8. Умови утворення твердої фази сольових розчинів, лужно-земляннх, залізоокисних і залізофосфорних, ферро- і алюмосилікатних, мідних накипів, легкорозчинних з'єднань.

Расчет проточної частини парової турбіни (і системи регенерації при її наявності) проводять одночасно з розрахунком мережевийпідігрівальні установки. При проведенні попереднього розрахунку теплової схеми ПГУ-ТЕЦ задають графік опалювальної навантаження, витрати і температури мережної води. Необхідну теплову навантаження розподіляють між підігрівачами мережної води, визначають температурина виході з кожного підігрівача. З урахуванням недогріву в подогревателях і втрат тиску в паропроводах розраховують значення тиску пари у відборах ПТ для тих ступенів, які харчуються добірним пором. При необхідності знаходять витрату пари черезредукційно-охолоджувальні пристрої та кількість впорскується води. При цьому початкові параметри пари беруть з розрахунку КУ з урахуванням втрат у трубопроводах, а тиск в конденсаторі приймають або розраховують.

Відкладення солей в проточній частині паровихтурбін тягнуть за собою зниження їх ККД, збільшення питомої витрати пари, збільшення перепаду тисків по окремим ступеням, зростання навантаження на упорний підшипник і підвищення його температури, що може призвести до його підплавлення і зрушенню ротора.

Проточна частинапарової турбіни ХТГЗ К-300-240. | Проточна частина осьового компресора і газової турбіни НЗЛ. На рис. 292 показана проточна частина парової турбіни ХТГЗ К-300-240 на 3000 об /хв, в якій застосовано лопатки завдовжки 1050 мм.

Контрольовані водні та водно-лужні промивки проточноїчастини парових турбін на ходу дозволяють без розтину циліндра видаляти відкладення з проточної частини і встановлювати загальна їх кількість і середній склад. Промивка не дозволяє встановити найбільш забруднені щаблі. Це досягається лише при оглядах розкритих турбін.Такі речовини, як SiO2 Fe2O3Ре3О4 і СІО, конденсується пором не видаляються.

Сепарація пари. Рассмотрім характер руху конденсату в проточній частині парової турбіни. Після того як конденсація пари відбулася, краплі конденсату під дією сил інерціїзосереджуються на поверхні деталей, що утворюють проточну частину турбіни.

Для видалення водорозчинних відкладень з проточної частини парової турбіни застосовують періодичну промивку її зволоженим парою на холостому ходу, під навантаженням і при стоянці. Припромивці пором з вологістю його на вході 2 - 3% з проточної частини віддаляються практично всі водорозчинні відкладення і деяка частина водонерозчинних. Відкладення на лопатковому апараті турбіни оксидів заліза і міді, а також кремнезему в кристалічній або аморфноїформі не піддаються видаленню вологою парою. Вони вимагають значно більш складною промивки із застосуванням реагентів-розчинників.

Для видалення водорозчинних відкладень з проточної частини парової турбіни застосовується періодична промивка її зволоженим паромна холостому ходу, під навантаженням і при стоянці. При промиванні пором з вологістю його на вході 2 - 3% з проточної частини віддаляються практично всі водорозчинні відкладення і деяка частина водонерозчинних.

У відкладеннях, що утворюються в проточній частині парових турбінвисокого тиску, зустрічаються всі домішки, що містяться в перегрітій парі. В їх розташуванні по довжині проточної частини турбін спостерігається закономірність, узгоджується з наявними даними про розчинності індивідуальних.

Матеріал може бути використаний дляущільнення проточної частини парових турбін.

Спектральні криві розподілу крапель за масою в різних перетинах за робочими лопатками останнього ступеня чотириступінчастою експериментальної турбіни ХТГЗ. Ступінь вологості перед турбіною г /0 5%. Число оборотів8000 об /хв. Висота робочої лопатки 247 мм. Спектр розподілу крапель за масою в проточній частині парової турбіни дуже різноманітний. Навіть в одному щаблі в різних її перетинах спектр може розрізнятися докорінно.

Цей процес обумовлює появувідкладень кристалічної або аморфної кремнекислоти в проточній частині парових турбін. Такі властивості кремнекислоти змушують якомога ретельніше видаляти її з живильної води парогенераторів, особливо високого тиску. Для оцінки повноти її видалення і дляконтролювання процесів декремнізаціі (збезкремнювання) необхідні відповідні методи аналізу. Найбільш споживані в практиці електростанціонних лабораторій колориметрические способи визначення кремнекислоти, так як іони кремнієвих кислот (метакрил-ніевой H2SiO3 діметакремніевой HaSi2O5 ортокрем-ніевой H4SiO4 і багатьох полікремнієвих кислот) утворюють з молібденової кислотою гетерополікислоти, забарвлену в інтенсивний жовтий колір. При відновленні солями двовалентного - заліза, метолом, двухлористого олова ііншими відновниками виникають сполуки, що мають яскраво-синє забарвлення, що дозволяє констатувати присутність навіть декількох мікрограмів кремнію в літрі води. Користуються також в аналітичних цілях пофарбованими в жовто-оранжевий колір складнимигетерополікісло-тами, до складу яких, крім молібдену, входить також ванадій або вольфрам.

Цей процес обумовлює по явище відкладень кристалічної або аморфної кремені-кислоти в проточній частині парових турбін. Такі властивості кремнекислоти змушують якомога ретельніше видаляти її з живильної води парогенераторів, особливо високоготиску. Найбільш споживані в практиці станційних лабораторій колориметрические способи визначення кремнекислоти, так як іони кремнієвих кислот (метакремнієвої H2SiO3 діметакремніевой H2Si2O5 ортокремніевой H4SiO4 і багатьох полікремнієвих кислот) утворюють змолібденової кислотою гетерополікислоти, забарвлену в інтенсивний жовтий колір. При відновленні солями двовалентного заліза, метолом, двуххлорістим оловом і іншими відновниками виникають сполуки, що мають яскраво-синє забарвлення, що дозволяє констатуватиприсутність навіть декількох мікрограмів кремнію в літрі води. Користуються також в аналітичних цілях пофарбованими в жовто-оранжевий колір складними гетеронолі-кислотами, до складу яких, крім молібдену, входить також ванадій або вольфрам.

РассматріваютсяВнутрікотлова фізико-хімічні процеси та методи боротьби з відкладеннями в парогенераторах, проточної частини парових турбін і теплообмінних апаратах. Висвітлюються також питання корозії основного і допоміжного обладнання ТЕС і даються рекомендації щодо їїзапобіганню. Висвітлюються чинники, що визначають воднохіміческіе режими барабанних і прямоточних парогенераторів.

Разнообразіе існуючих способів установки і вивірки циліндрів, корпусів підшипників та деталей проточної частини парових турбін значноускладнює можливість упорядкувати технологічний процес встановлення та вивірки парових турбін і створити єдиний технологічний процес складання турбіни - на заводському стенді і на фундаменті, що забезпечило б зниження трудовитрат при виконанні монтажних робіт. 

Статті другого розділу присвячені питанням забруднення пара надкритичного тиску оксидами міді, заносам проточної частини парових турбін, корозії енергетичного обладнання, а також боротьбі з ними. Висвітлено також актуальні питання консервації парових котлів підчас їх тривалих і короткочасних зупинок.

При створенні нових енергоблоків необхідно використовувати комплексний підхід, що передбачає вдосконалення теплової схеми, проточної частини парової турбіни та підвищення параметрів пари.

Внутрішняповерхня труб пароперегрівача ВПГ після 1500 год роботи. Під час капітального ремонту після 1500 год роботи і 38 пусків і зупинок ПГУ була оглянута проточна частина парових турбін високого і низького тисків.

Технічні дані парогазових блоків з енергетичнимимодулями ГТУ типу - КУ н паровою турбіною типу К-200-130. В НДЛ ГТУ і ПГУ ТЕС спільно з співробітниками кафедри парових і газових турбін МЕІ виконані перевірочні розрахунки проточної частини парових турбін 200300 і 800 МВт (ЛМЗ) і конструкторсько-перевірочні розрахунки КУ для реконструкціїдіючих ТЕС.

Найбільшу небезпеку для обладнання електростанцій представляє загоряння водню з маслом в процесі розвитку аварій, що починаються з руйнування проточної частини парових турбін. Для зазначених аварій, що супроводжуються великими пожежамизагальностанційного характеру, типова наступна картина протікання подій: руйнування лопаткового апарату і діафрагм ЦНТ - механічний розбаланс валопровода - заклинювання окремих обертових частин турбоагрегату - руйнування підшипників та ущільнень вала -залповий викид в машзал великої кількості водню і масла з їх займанням або вибухом - загоряння покрівлі машзалу з наступним обваленням перекриттів і можливим поширенням пожежі на інші енергоблоки.

У процесі дослідження показників теплових схем ПГУ-КЕС на базі зазначених типів ГТУ було встановлено, щоза умови сталості прийнятого внутрішнього відносного ККД проточної частини парової турбіни витрату вихідних газів ГТУ не робить впливу на якісний характер зміни теплової економічності ПГУ. Зміна розрахункового значення надлишку повітря в газах ГТУхкт в робочому діапазоні при інших рівних умовах також не робить помітного впливу на характер зміни ККД ПГУ-КЕС.

Вищеперелічені рівняння стану в межах допусків міжнародних скелетних таблиць (за винятком окремих точок) описуютьобласті стану водяної пари при розширенні пари в проточній частині парової турбіни, а також стан водяної пари у вихідних пакетах пароперегрівача парогенераторів.

Поглибленим вивченням різноманітних і складних фізичних і фізико-хімічнихпроцесів забруднення пара (крапельний винос, вспенивание котлової води, розчинність різних речовин в парі), а також занесення проточної частини парових турбін (натрієвими і кремнекіслимі сполуками, оксидами заліза і міддю) і їх промивок протягом ряду роківсистематично займалися і продовжують дослідження багато вітчизняних НДІ і вузів, у тому числі МЕІ (О. І. Мартинова, Л. С. Стерман, М. А. Стиріковіч), ЕНІН (В. А. Колокольцев, Г. Н. Кружилін, І .

Вплив температури свіжої пари на ККД виробництва електроенергії бруттоЛДУ при різних значеннях тиску свіжої пари і схемах, наведених на. Помітний вплив на енергетичні характеристики ПГУ надають такі параметри, як температурні напори на холодному кінці випарника Е, і на гарячому кінці пароперегрівача 6ПЕ КУ, внутрішнійвідносний ККД проточної частини парової турбіни г 0 /і вологість пари в її останніх щаблях.

У кінцевому рахунку з підвищенням параметрів пари інтенсифікуються фізико-хімічні процеси наки-пеобразованія, забруднення пара і корозії металу, що значноускладнює боротьбу за підтримання надійної чистоти внутрішніх поверхонь котельних агрегатів та проточної частини парових турбін, а також утрудняє забезпечення схоронності металу котлів, турбін та устаткування тракту живильної води.

Для боротьби зі специфічнимибескальциевом складними залізо-силікатними, залізоокисний, ж-лезофосфатнимі і мідними іакі-пямі в парогенеруючих трубах парових котлів, а також з відкладеннями солей, оксидів заліза, силікатів і міді в проточній частині парових турбін було розгорнуто широкий комплексекспериментальних робіт, що проводилися як в лабораторних умовах і на напівпромислових стендах (з тисками аж до закритичних), так і безпосередньо на досвідчених промислових агрегатах.

Крім зазначеного вище, барабанні котли високого тиску на відмінувід таких же котлів низького і підвищеного тиску не допускають в живильній воді кремнієвої кислоти, оскільки кремнієва кислота розчиняється в парі високого тиску з наступною викрісталлізаціей в проточній частині парових турбін.

Можливість тривалоїбезперебійної експлуатації ТЕС в значній мірі визначається інтенсивністю протікання фізико-хімічних процесів накіпеоб-разования на поверхні нагріву парогенераторів, уноса солей, кремнієвої кислоти і окислів металів пором з випаровуваної (котлової)води і утворення відкладень їх в проточній частині парових турбін, а також корозії металу енергетичного устаткування і трубопроводів. Інтенсивність протікання всіх цих процесів залежить від якості пари, живильної і котлової води.

В опублікованихматеріалах приділено також велику увагу - різним ефективним і економічним методам боротьби з на-кіпеотложеніямі в котлах, конденсаторах парових турбін і інших тештообменних апаратах; з корозією парових турбін, котлів, обладнання тракту живильної води,зворотних конденсатопроводів; із забрудненням пара і занесенням проточної частини парових турбін.

Враховуючи, що мінімальні зазори в проточній частині парових турбін принаймні на два порядки вище, розглянута методика може надійно застосовуватися без розтинуциліндра. При цьому після видалення власних підшипників ротор виставляється за індикаторами у вихідне положення. У разі необхідності (при підвищеній вібрації фундаменту зупиненої турбіни) для гасіння низькочастотних коливань ротора може бути застосованедемпфіруючі пристрій.

Одночасний розрахунок модуля ГТУ-КУ і ПТУ проводиться з урахуванням використання одного, двох або трьох потоків пара з різними параметрами. При цьому розрахунок залежить від структури проточної частини парової турбіни - систем паророзподілу навході в турбіну і на вході в робочі відсіки після камер змішування. Остання обставина грає важливу роль. При використанні в ПТ соплового паророзподілу не тільки в частині високого, але і в частині низького тиску тиск пари КУ може підтримуватися назаданому рівні. При повністю відкритих регулюючих елементах (режим ковзного тиску) в розрахунках необхідна постійна коректування тиску пари, що генерується КУ, за всіма існуючими контурам, тобто число ітераційних кроків значно збільшується.Необхідна постійна коректування і температури живильної води (або конденсату) КУ, так як її значення залежить від роботи конденсатора і підігрівачів мережної води.

Однак при каплеударном впливі вологи в проточних частинах парових турбін розвиваютьсявисокі тиску в місцях контакту краплі з поверхнею металу, що призводить до руйнування захисного покриття.

Парогенератори і турбіни - основні агрегати теплових і атомних електростанцій (ТЕС і АЕС) - споживають величезні кількості води і водяної пари. Так,сучасний прямоточний паровий котел випаровує за 1 годину близько 1000 т води; через проточну частину парової турбіни стандартної потужності проходить за 1 годину більше 1500 т пари. У той же час агрегати вельми чутливі до забруднень. Відкладення всього лише 5 кг солей в найбільштеплонапружених ділянках котла призводить до перегріву і руйнування його металевої стінки. Накопичення на лопатковому апараті парової турбіни тільки 1 кг різних речовин помітно знижує потужність і коефіцієнт корисної дії цієї машини, а присутність 2 - 3 кг вжеможе викликати серйозні пошкодження. Якщо врахувати, що основні агрегати ТЕС і АЕС повинні безупинно пропрацювати не менше 8000 - 10000 годину.

Температурні перепади в обертових і нерухомих частинах парових турбін є причиною відносних розширень міжротором і корпусом турбіни в радіальному напрямку, вигинів валів і деформацій корпусу в поперечному і поздовжньому напрямках. Всі ці відносні розширення, вигини і деформації можуть служити причиною зміни радіальних і осьових зазорів у проточній частині паровоїтурбіни аж до таких, при яких відбувається зачіпання обертових частин турбіни об нерухомі. Таке положення може призвести до серйозних аварій. З цих причин монтажні величини аксіальних і радіальних зазорів у проточній частині парових турбінвстановлюються, як правило, завищеними, що призводить до додаткових витокам пари, особливо у сучасних турбінах з підвищеними початковими параметрами пари, і, як наслідок, до помітного зниження економічності турбін.

Враховуючи навчальний призначення книги, в нійдають основні уявлення про фізико-хімічних процесах утворення відкладень та корозійних пошкоджень металу, які протікають у водяному і паровому трактах сучасних теплових електростанцій. У книзі викладені основні відомості про практичні способизапобігання корозії паросилового обладнання та відкладень в парогенераторах, проточної частини парових турбін, конденсаторах, тракті живильної води і теплових мережах. Висвітлено також специфічні особливості водних режимів барабанних і прямоточнихпарогенераторів.

Для цього треба було своєчасно вишукати, а потім освоїти в робочих умовах досить ефективні і економічно прийнятні способи запобігання корозії металу, забруднення пари й утворення відкладень на поверхні нагрівання.Труднощі успішного вирішення поставленого завдання ускладнюється тим, що з ростом параметрів пари значно ускладнюється боротьба за підтримання належної чистоти внутрішніх поверхонь котельних агрегатів та проточної частини парових турбін, а також забезпеченнязбереження металу обладнання тракту живильної води.

Можливість тривалої безперебійної експлуатації паросилового обладнання в значній мірі визначається інтенсивністю протікання фізико-хімічних процесів накипоутворення наповерхнях нагріву парогенераторів, інтенсивністю уноса солей кремнієвої кислоти і оксидів металів пором з випаровуваної води і утворення відкладень у проточній частині парових турбін, а також корозією металу енергетичного устаткування і трубопроводів.Інтенсивність протікання всіх цих процесів залежить від якості пара, конденсату, живильної і котлової води.

Залізо-хром-молібденовий матеріал (ХМ-1) містить в якості наповнювача до 8% фтористого кальцію. Матеріал має задовільною жаростійкістюі ерозійної стійкістю при температурах до 600 ° С протягом тривалої роботи в паровій середовищі. Матеріал застосовується для ущільнення проточної частини парових турбін.

Ущільнювальний матеріал Ж-1 містить в якості наповнювача до 15% фтористого барію. Для підвищенняокалини-стійкості при тривалій експлуатації в середовищі пара в склад матеріалу вводиться до 25% алюмінію. Матеріал може бути використаний для ущільнення проточної частини парових турбін.

Перспективний перехід до парогазової технології з подальшим використаннямдіючих на пиловугільних та газомазутних ТЕС ПТУ і існуючого допоміжного обладнання. Для реалізації такої ПГУ з комбінованою схемою поруч з головним корпусом ТЕС слід побудувати будівлю для розміщення енергетичних модулів ГТУ - КУ. Пар, що генеруєтьсяв КУ ГТУ, надходить в окремі відсіки проточної частини парової турбіни, а самі КУ харчуються конденсатом існуючої ПТУ.

Питомий об'єм пари в перших щаблях турбін високого тиску при тиску 240 ата і температурі 580 рівний приблизно 0015 м /кг. В останніх щабляхпитомий обсяг становить при глибокому вакуумі, рівному 003 ата, 45 м л /кг. Звідси ясно, як сильно повинні збільшуватися прохідні перетини для пари в проточних частинах парових турбін, якщо питомий обсяг пара при його розширенні в турбіні зростає в 3000 разів.

З підвищеннямтиску забруднення пара відбувається як через уноса солей крапельками води, так і внаслідок здатності пара розчиняти кремнекнслоту і сполуки натрію. Ці домішки в парі відкладаються в арматурі паропроводів, в клапанах і в проточній частині парових турбін, щонеминуче призводить до нещільності арматури, зниження потужності і економічності турбін.

З підвищенням тиску забруднення пара відбувається як через уноса солей крапельками води, так і внаслідок здатності пара розчиняти кремнекислоти і сполуки натрію. Цідомішки в парі відкладаються в арматурі паропроводів, в клапанах і в проточній частині парових турбін, що неминуче призводить до нещільності арматури, зниження потужності і економічності турбін.

Пошкодження захисної плівки можуть бути викликані механічними, хімічнимиабо термічними процесами. Якщо захисна плівка з тих чи інших причин розтріскується і відшаровується від металу, то процес корозії розвивається далі з підвищеною швидкістю, яка поступово сповільнюється, поки знову не відбудеться чергове руйнування захисноїплівки. Следст корозії елементів парогенератора і тракту живильної води є відкладення окислів металів як в пароутворюючих і пароперегревательних трубах, так і в проточній частині парової турбіни.

Якщо в котлі є горизонтальні або слабо нахилені ділянки пароутворюючих труб з млявою циркуляцією, то в них зазвичай відбувається скупчення відкладень пухкого шламу. Звуження перетину для проходу води або повна закупорка пароутворюючих труб призводить до порушення циркуляції, що створює небезпеку їх перепалу. Крім того, присутність в котлової воді відшарувалися від поверхні нагріву твердих накипних відкладень і окалини сприяє також забрудненню пара і заносу високодисперсними частинками пароперегрівачів, арматури, паропроводів і проточної частини парових турбін. Поява відкладень близько зварювальних стиків екранних труб може з'явитися причиною виразкової подшламовой корозії з утворенням наскрізних свищів.

Температурні перепади в обертових і нерухомих частинах парових турбін є причиною відносних розширень між ротором і корпусом турбіни в радіальному напрямку, вигинів валів і деформацій корпусу в поперечному і поздовжньому напрямках. Всі ці відносні розширення, вигини і деформації можуть служити причиною зміни радіальних і осьових зазорів у проточній частині парової турбіни аж до таких, при яких відбувається зачіпання обертових частин турбіни об нерухомі. Таке положення може призвести до серйозних аварій. З цих причин монтажні величини аксіальних і радіальних зазорів у проточній частині парових турбін встановлюються, як правило, завищеними, що призводить до додаткових витокам пари, особливо у сучасних турбінах з підвищеними початковими параметрами пари, і, як наслідок, до помітного зниження економічності турбін.

З насиченою парою, залишають барабан котла, несеться деяку кількість вологи у вигляді дрібних крапельок котлової води. У них присутня в розчиненому стані відповідну кількість домішок, що містяться в котлової воді, і, таким чином, пар, який залишає барабан котла, забирає з собою деяку кількість мінеральних солей. Ці солі після випаровування крапельок води в пароперегрівачі відкладаються на внутрішній поверхні змійовиків, внаслідок чого в них погіршується теплообмін і виникає небажане підвищення температури трубок пароперегрівача. Солі можуть також, відкласти в арматурі паропроводів, призвести до порушення її щільності, а потрапивши в проточну частину парової турбіни - & изв-ать зниження економічності її роботи.

 

9. Видалення відкладень з поверхонь котлів, теплообмінних апаратів і тракту постачальної води. Способи очищення: передмонтажний, передпусковий, експлуатаційний. Основні схеми передпускового хімічного очищення агрегатів.

У  пароперегрівнику пара перегрівається до заданої температури. З підвищенням тиску і температури перегрітої пари частина теплоти, передана в пароперегрівник, відносно загального приросту ентальпії води в агрегаті дуже зростає і пароперегрівник стає одним з основних теплосприймальних елементів котельного агрегату.

Для виготовлення труб-пакетів пароперегрівника, що працюють у дуже важких температурних умовах, застосовуються дорогі леговані сталі.

За видом теплообміну пароперегрівники поділяються на конвективні, напіврадіаційні і радіаційні; за розміщенням змійовиків – на вертикальні і горизонтальні.

У старих конструкціях котлів застосовувались конвективні пароперегрівники, розміщені за потужним котельним пучком у ділянці помірних температур газів. Конструктивна схема їх була дуже проста, вони складались з горизонтальних або вертикальних змійовиків, приєднаних до колекторів (камер) насиченої і перегрітої пари розвальцьовкою.

У сучасних агрегатах застосовуються більш складні за схемою і конструкцією комбіновані пароперегрівники, що складаються з радіаційної, напіврадіаційної і конвективної частин.

Характеристика перегрівника – це залежність температури перегрітої пари від міри навантаження котла. У конвективному перегрівнику із зростанням навантаження температура перегрітої пари підвищується, в радіаційному, навпаки, знижується, напіврадіаційний перегрівник має плавну характеристику, температура пари на виході з нього із зміною навантаження змінюється в невеликих (до 10° С) межах.

Розмір поверхні нагріву і умови роботи труб конвективного перегрівника залежать від прийнятої схеми руху пари і димових газів. Перевага протитокової схеми – більш високий середній температурний напір у ділянці перегрівника і через це менша поверхня нагріву його; недолік – важчі умови роботи металу останніх за ходом пари ділянок змійовика. При прямотоковій схемі умови роботи металу полегшуються, але потрібна більша поверхня нагріву перегрівника. Щоб поєднати переваги тієї і другої схем, застосовують змішану схему комбінованої течії.

З барабана, котлоагрегату високого тиску ПК-10 з вертикальними змійовиками, пара по перепускних трубах, розміщених під стельовим перекриттям котла, надходить у колектор насиченої пари, з нього – в змійовики другої за ходом газів частини перегрівника, а потім – у проміжний колектор. У широкому по фронту агрегаті великої потужності треба вживати заходів для того, щоб забезпечити теплову й температурну рівномірність роботи змійовиків перегрівника. З цією метою пару перекидають з колектора в бічні короткі колектори, з яких пара надходить у бічні пакети змійовиків першої за ходом газів частини перегрівника, збирається в змішувальному колекторі, виходять з нього в центральний пакет змійовиків і потім надходить у центральний вихідний колектор перегрітої пари.

Друга частина перегрівника виконана з труб 38 ´ 4,5 мм з вуглецевої сталі, перша частина – з труб 42 ´ 6 мм з малолегованої хромомолібденової сталі, змійовики приєднуються до колекторів приварюванням.

Щоб, котла високого тиску, пароперегрівник працював надійно, треба рівномірно розподіляти пару по змійовиках. Цього досягають вибором раціональної схеми підведення пари до колекторів і зміною швидкості пари в колекторах і змійовиках. Швидкість пари в осьовому напрямку в колекторі повинна бути мінімальною, а швидкість пари в змійовиках значною. Для цього розподіляють підведення пари до колектора і доводять швидкість пари в змійовиках котлів високого тиску до 10–15 м/сек. Спад тиску пари в перегрівнику звичайно допускається до 10% від тиску пари в котлоагрегаті.

Для нормальної роботи котлів дуже важливе значення має регулювання температури перегрітої пари за допомогою комбінованих перегрівників з плавною характеристикою, регулювання по газовій стороні (поворотними пальниками, шиберами і т. п.), регулювання по паровій стороні. У сучасних агрегатах як основний і найбільш надійний застосовується швидкий і тонкий метод регулювання по паровій стороні впорскуванням конденсату в потік пари. Це здійснюється в пароохолодниках змішувального типу. В агрегатах надвисокого і надкритичного тиску впорскування провадиться в двох точках парового тракту: в початковій його частині і поблизу вихідного колектора, там, де ентальпія пари на 125–210 кдж/кг менша від кінцевої її ентальпії, що відповідає температурі перегрітої пари у вихідному колекторі.