8.5 正常运行中产生的腐蚀性产物，进入水体导致 循环水变差。对策--从设计和施工入手，加强防腐 工艺实施。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
对供热系统出现的泄露和污染结垢问题综合分 析，前述的管理问题、设计和制造问题，运行控制 等在具体工作中都可以得到落实。
加强水质监督，发现不合格及时补水或换水。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
B:目前，电厂应对换热器泄露和污染结垢的措施也 比较传统。 ◼ 通过气密性试验，查出泄露管，加堵头。 ◼ 供热期过后，对换热器进行高压水清洗或酸洗。 ◼ 换热热器维修工作完成后，采用充氮气防腐。 ◼ 对供热管网的存水，保留其存在，采用微正压充
水。 ◼ 其他辅机进行检修。热网的过滤器进行清理。
3. 因热网系统用户侧故障导致的热网对外供热能力下 降或供热事件。
4. 因热网站内部其他设备系统导致的供热能力下降。
三、高背压和吸收式热泵供热系统
四、抽汽加热首站换热器参数
五、壳管加热器常见类型
六、壳管加热器泄露问题
七、壳管加热器泄露原因和对策
壳管加热器的泄露，长期制约着冬季供热安全 性，此类事例并不少见。特别是对抽汽做为热源的 汽--水壳管式换热器，由于蒸汽温度高，而表现的 比较严重，冬季因为泄露而导致供热事件时有发生 。
7.7管子材料选择。必须符合水体中氯根浓度要求 ，满足发生电化学反应要求。比如堵头。
七、壳管加热器泄露原因和对策
7.8 非供热期管子的保养问题。如果加热器暴露在 大气中，无论南方北方，都有一定的大气腐蚀现象 ；如果充水但没有充压，也会产生一定腐蚀。对策-能充压的则充压，能充氮的则充氮，能保持干燥的 亦可。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
壳管加热器的污染和结垢，是常见的造成供热系统降负 荷或管子泄漏的主要影响因素。同时，因为污染或结垢导致 换热能力降低，为满足供热总量，比如提高抽汽温度和抽汽 量，进一步导致管子热应力突出。
城镇供热水质应符合CJJ34-2010《城镇供热管网设计 规范》
热网循环水应该采用软化水，如某厂标准。
七、壳管加热器泄露原因和对策
7.5 加热器水位波动大，波动导致干湿界面变化频 繁，管子热应力变化大且产生疲劳裂纹。对策--提 高水位自动调节品质，或单独设置压力疏水容器。
7.6因管子污染或结垢，导致管子表面过热，劣化 传热，热应力更加严重。（比如大连某厂因此问题 导致加热器每年出现泄露）。对策--优化循环水水 质并增加加热器在线清洗技术。
根据运行参数和结构特点，分析管子泄露的原因 主要有下列问题：
7.1 投运加热器，没有执行升温规定。特别是在冬 季故障修复后，抢着投运，导致管子泄露反而增大 。
七、壳管加热器泄露原因和对策
主要是因为筒体和管板金属体积大，升温慢。管子 升温快。管子受到的热应力变化大。对策--控制升 温速度，特别冬季启动过程。 7.2 蒸汽温度和水温差别大，传热应力大，属于结 构性设计问题。对策--可能情况下，对加热器分级 。减少温度差。
上述措施，没有从根本上解决问题。所以，我们 有必要突破传统认知，拿出新的措施。
九、提升热网首站安全运行的其他措施
九、提升热网首站安全的其他措施
九、提升热网首站安全的其他措施
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
但是：实际运行中存在的各种客观原因，导致实际运行的水 质，达不到要求效果。比如某热网系统运行中的水质资料如 下：规范氯离子25ppm，实际大于300ppm. 总硬度 ≤0.6mmol/L.实际标准都高。企业制定标准就放松了。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
A :循环水水体被污染的主要原因：
8.1 有些热网系统长期处于改造当中，新增的热网 管道在投运的之前，应进行的内部清理清洁没有实 施，具有普遍的现象。对策--对新增管网和用户侧 系统实施有效的清洁。
8.2 热网系统出现泄漏问题后，软化水量不能满足 补水要求，为了系统尽早正常供热，补水就地取材 ，消防水或自来水成为常态的补水来源。对策--可 在冬季储存一定量的软化水做为补水来源。
8.3供热系统留存水量很大，在水体被污染后，全 面更换水体费用高，也没有合适的排放点。
八、壳管加热器污染和结垢原因和对策
对策--在更换水不经济的情况下，在热网中增加旁 路除盐系统，降低循环水中的悬浮物和钙镁离子浓 度。
8.4 供热管网非供热期，带水放置或自然放置。来 自氧腐蚀对管道系统的危害增大。供热期杂物会携 带到水体中造成加热器污染或结垢。对策--非供热 期对管网采取压力水或者充氮气防腐。
4. 抽汽加热的热网站供热方式，以四段抽汽或打孔抽 汽方式，通过高温蒸汽提供热网首站的汽--水换热 器，蒸汽温度＞300℃，热网出水温度＞90℃，热 水回水温度60--70℃。
二、热网首站常见的主要问题
根据不同的供热方式，热网首站常见问题：
1. 因换热器泄露造成的总供热能力下降或供热事件。
2. 因换热器污染或结垢造成的供热能力下降或引发泄 漏。
热网首站的安全运行问题
一、发电厂常见对外供热方式
1. 蒸汽直接供热到用户。以工业用户多见。
2. 高背压（双转子）供热，采暖抽汽温度255℃左右， 工业抽汽温度250--260℃。凝汽器背压提高到5560kpa，温度＞80℃，热网回水温度60--65℃。 出水温度＞90℃。
3. 吸收式热泵供热，供热期提高凝汽器背压，保持循 环水出口温度在30--35℃，提供给吸收式热泵做为 热源。不足部分采用工业抽汽补充。
比如：某企业一次网加热器运行参数： 抽汽压力0.4-0.5Mpa， 蒸汽温度290--330℃。 一次网压力1.0--1.3Mpa。 回水温度55-65℃。 供水温度95--110℃。
七、壳管加热器泄露原因和对策
7.3 传热过程伴随冲刷和管子颤震，会进一步恶化 管子的工作条件。对策--订货中提出蒸汽引入口有 分散配汽装置，且增加管子加固点，抑制冲刷和颤 震。 7.4 加热器蒸汽侧压力的波动，影响水位的变化。 抽汽压力的突然降低会引起凝结水的闪蒸。闪蒸造 成的冲击会恶化管子的工作条件。对策--提高蒸汽 压力调节品质。调节隔板改造等。