1、高压加热器泄漏情况原因分析【摘要】简要介绍六盘山热电厂#1、#2 机组高压加热器泄漏的原因分析以及处理过程、处理情况，根据原因分析及运行工况制定相应检修措施，保证高压加热器的稳定运行。【关键词】高压加热器 泄漏 事故分析高压加热器系统是火电机组的主要热力系统之一。六盘山热电厂自投产以来，由于设计、制造、安装和运行等方面的原因，高压加热器泄漏的情况屡有发生，特别是#1、#2 机组的#3 高压加热器，情况尤为严重。因高压加热器系统泄漏导致故障停运的次数已占整个高压加热器故障停运的次数的 60% 以上，成为影响#1、#2 机组等效可用系数的第二位因素，仅次于锅炉爆管。这不仅影响#1、#2机组的稳发，
2、满发，而且因给水温度下降，使整个机组的热效率降低，影响了#1、#2 机组高效低耗优越性的正常发挥。在运行中及早发现高压加热器系统的泄漏，尽早采取措施，把故障的损失降低到最小程度，以提高整个六盘山热电厂循环的经济效益，是当前摆在机务班面前的紧迫任务之一。一、#1、#2 机组#1、#2、#3 高压加热器概述：1、宁夏六盘山电厂 2X330MW 热电联产工程燃煤空冷机组的#1、2、3 高压加热器，与上海汽轮机厂有限公司生产的亚临界、一次再热、双缸（即高中压合缸）双排汽、抽汽凝汽直接空冷式汽轮机相配套。高压加热器是利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水，以提高机组的热效率，该机组的#1、#2、#3 高压加热器
3、采用大旁路系统，配置为 2 台机共 6 台高压加热器。2、生产厂家为济南市压力容器厂生产的设备。加热器形式为 U 型立式加热器，加热器结构基本上是全焊接结构，采用水室球形封头，配置一个压力密封盖式人孔，由壳体、管板、管束、隔板和支撑板、防冲板等部件焊接而成。3、设备运行环境条件：进入加热器的给水水质水中含氧量 7 微克/升pH 值 9.09.5硬度 0 毫克当量/升Fe 20 微克/升Cu 5 微克/ 升SiO2 保证蒸汽中 SiO2 符合标准油 0.3 毫克/升4、设备运行工况：加热器编号 单位 3 号高压加热器 2 号高压加热器 1 号高压加热器1、加热器型式 立式、U 形管2、加热器数量
4、（每台机） 1 1 1一、汽机调节阀全开（VWO）工况给水1 流量 t/h 1166 1166 11662 进口压力(暂定) MPa 23 23 233 进口温度 187.0 215.1 252.94 进口热焓 KJ/Kg 803.5 927.4 1100.35 出口温度 215.1 252.9 279.76 出口热焓 KJ/Kg 927.4 1100.3 1229.87 最大允许压降 MPa 0.1 0.1 0.18 最大允许流速 m/s 3 3 39 设计压力 MPa 26 26 2610 设计温度 480 364 41811 试验压力 MPa抽汽12 流量 t/h 43.069 88.8
5、 74.45813 进口压力 MPa(a) 2.112 4.1762 6.228514 进口温度 450.7 341.3 393.815 进口热焓 kJ/kg 3356.9 3065.6 3156.116 最大允许压降 MPa 0.05 0.05 0.0517 最大允许流速 m/s 40 40 4018 设计压力 MPa 2.53 4.9 7.2719 设计温度 225 265 28020 试验压力 MPa进入加热器的疏水21 疏水来源 2 号高加 1 号高加22 流量 t/h 163.263 74.45723 热焓 kJ/kg 946.9 1127.3排出加热器的疏水24 流量 t/h 21
6、1.62 163.263 74.45725 热焓 kJ/kg 819.0 946.9 1127.325 疏水端差 5.6 5.6 5.6二、汽机最大连续出力（T-MCR）工况给水1 流量 t/h 1115.07 1115.07 1115.072 进口压力(暂定) MPa 23 23 233 进口温度 185.5 213.1 250.54 进口热焓 kJ/kg 797.3 918.8 10895 出口温度 213.1 250.5 276.86 出口热焓 kJ/kg 918.8 1089 1215.5抽 汽7 流量 t/h 40.241 83.684 69.378 进口压力 MPa(a) 2.03
7、01 4.0100 5.96379 进口温度 450.9 336.9 388.510 进口热焓 kJ/kg 3358.5 3058.3 3147.6进入加热器的疏水11 疏水来源 2 号高加 1 号高加12 流量 t/h 153.055 69.3713 热焓 kJ/kg 937.5 1115.3排出加热器的疏水14 流量 t/h 198.39 153.055 69.3715 热焓 kJ/kg 812.0 937.5 1115.3三、汽机供热抽汽出力（抽汽 400t/h）工况给水1 流量 t/h 1115.08 1115.07 1115.072 进口压力(暂定) MPa 22 22 223 进口
8、温度 177.9 210.3 249.34 进口热焓 kJ/kg 764.6 906.3 1083.75 出口温度 210.3 249.3 276.26 出口热焓 kJ/kg 906.3 1083.7 1212.3抽 汽7 流量 t/h 47.126 86.736 70.4678 进口压力 MPa(a) 1.9195 3.9328 5.90619 进口温度 445.7 334.5 387.210 进口热焓 kJ/kg 3348.6 3054.3 3145.5进入加热器的疏水11 疏水来源 2 号高加 1 号高加12 流量 t/h 157.203 70.46713 热焓 kJ/kg 924.5
9、1109.7排出加热器的疏水14 流量 t/h 209.405 157.203 70.46715 热焓 kJ/kg 778.4 924.5 1109.7二、#1、#2 机#3 高压加热器异常现象描述及检修堵漏情况：#1、#2 机组#3 高压加热器自投运以来共发生 11 次高压加热器泄漏，#1 机#1 高压加热器泄漏 1 次，#2 机#1 高压加热器泄漏 2 次（不包括机组大、小修期间的高加泄漏）分别为：1、2011 年 4 月 16 日 11:30 接运行通知#1 机#3 高加汽侧水位出现异常，主要表现在#1 机组#3 高加至除氧器正常疏水调门开至90%，事故疏水由 12%开至 35%，凝结水
10、流量由 760t/h 升至820t/h，A 前置泵出口流量 507t/h 增至 529t/h，B 前置泵出口流量580t/h 增至 606t/h，随后就地确认#3 高加磁翻板水位计波动在400mm-500mm，波动范围与 DCS 相符。经过试验确认，对 #1 机#1、#2、#3 高加水侧进行注水试验（三次） ，关闭 3 台高加事故疏水阀，只有#3 高加汽侧水位上升，故判断为#3 高加内漏引发水位异常，需要停运#3 高加对其内部进行检查，由于#3 高加抽汽温度427，抽汽压力 2.80MPa，温度压力很高，编写检修四措并对参加此次工作的人员进行安全交底，工作负责人同值长沟通隔离高加的安全措施，在
11、高加疏水一、二次门中间将疏水管道切断，由于是最低点故高加内高温水能放完；在#1 机 6.3 米将高加三通阀用铁丝绞死并设专人进行监护，4 月 20 日#3 高加人孔门打开，打开之后水侧温度还是很高，检修人员无法入内，随用抽风机在#3 高加人孔门处从内部抽汽，迅速降低了水侧温度。经过 9 天 9 夜加班，抢修后机组运行过程中高压加热器再无渗漏，使机组能够安全稳定运行。2、2011 年 8 月 11 日接运行通知#2 机#3 高加汽侧水位出现异常，主要表现在#2 机除氧器水位由 1905mm 降至 1700mm。B 前置泵出口流量 679t/h 增至 771t/h，C 前置泵出口流量 598t/h
12、 增至679t/h。#3 高加汽侧水位上升，确认判断为#3 高加内漏引发水位异常，确认为#3 高加有内漏，对#2 机#3 高加进行检修堵漏，发现#3高加有管束泄漏，加装堵头后焊接并更换人孔盖密封垫后回装。3、2011 年 9 月 26 日#1 机组启机过程中#3 高加汽侧水位出现异常，主要表现在#1 机除氧器水位由 1855mm 降至 1700mm。B 前置泵出口流量 679t/h 增至 771t/h，C 前置泵出口流量 598t/h 增至679t/h。#3 高加汽侧水位上升，确认判断为#3 高加内漏引发水位异常，确认为#3 高加有内漏，随即进行检查发现#3 高加有管束泄漏，加装堵头后焊接并更
13、换人孔盖密封垫后回装。4、2011 年 11 月 07 日 15:30 接运行通知#1 机#3 高加汽侧水位出现异常，主要表现在#1 机#3 高加逐级疏水开度 86%，紧急疏水全开，#3 高加水位波动大高加解列，高加水侧三通阀，旁路动作正常，逐渐开#1 机高加注水门 #3 高价水位上升较快，凝结水流量由760t/h 升至 820t/h，A 前置泵出口流量 507t/h 增至 529t/h，B 前置泵出口流量 580t/h 增至 606t/h，随后就地确认 #3 高加磁翻板水位计波动在 400mm-500mm， #1 机组#3 高加至除氧器正常疏水调门开至 90%，事故疏水由 12%开至 35%
14、，波动范围与 DCS 相符，经过试验确认为#3 高加泄漏，对#1 机#3 高加进行检修堵漏，工作中共发现 22 出处漏点缺陷（管束：161.8 ） ，进行打磨补焊处理。经过灌水及打压试验验收并更换人孔盖密封垫后回装。5、2011 年 11 月 21 日 16:00 接运行通知#2 机#3 高加汽侧水位出现异常，主要表现在#2 机除氧器水位由 1915mm 降至1705mm。B 前置泵出口流量 679t/h 增至 771t/h，C 前置泵出口流量598t/h 增至 679t/h。#3 高加汽侧水位上升，确认判断为 #3 高加内漏引发水位异常，确认为#3 高加有内漏，17:00 开始检修，检查为管
15、板管束存在漏点，11 月 28 日 17:30 结束检修工作。6、2011 年 12 月 30 日#2 机#3 高压加热器确认内漏，9:30 开始#3 高加检修工作，检查为管板管束存在漏点，1 月 6 日 18:00 结束#2 机#3 高压加热器检修，系统恢复投运正常。7、2012 年 2 月 24 日#2 机#3 高压加热器确认内漏，8:30 开始#3 高加检修工作，检查为管板管束存在漏点，3 月 1 日 10:30:22 结束#2 机#3 高压加热器检修，系统恢复投运正常。8、2012 年 2 月 23 日#1 机#1 高压加热器确认内漏，开始检修，拆开人孔及分水板后检查发现端口 5 根管
16、束漏点，3 月 1 日 22:00结束检修工作，恢复系统后#3 高压加热器又发生内漏，3 月 2 日9:00 开始#3 高加检修工作，检查为管板管束存在漏点 3 月 5 日22:30 结束#1 机#3 高压加热器检修，系统恢复投运正常。三、高压加热器泄漏后对机组的影响：高压加热器是利用机组中间级后的抽汽，通过加热器传热管束，使给水与抽汽进行热交换，从而加热给水，提高给水温度，是火力发电厂提高经济性的重要手段。由于水侧压力远远高于汽侧压力，当传热管束即 U 型管发生泄漏时，水侧高压给水进入汽侧，造成高加水位升高，传热恶化，具体对机组的影响如下：1、高加泄漏后，会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而
17、泄漏管束增多，泄漏更加严重，必须紧急解列高加进行处理，这样堵焊的管子就更少一些。2、高加泄漏后，由于水侧压力，远远高于汽侧压力，这样，当高加水位急剧升高，而水位保护未动作时，水位将淹没抽汽进口管道，蒸汽带水将返回到蒸汽管道，甚至进入中压缸，造成汽轮机水冲击事故。3、高加解列后，给水温度降低，从而主蒸汽压力下降，为使锅炉能够满足机组负荷，则必须相应增加燃煤量，增加风机出力，从而造成炉膛过热，气温升高，更重要的是标准煤耗约增加12g/kwh，机组热耗相应增加 4.6，厂用电率增加约 0.5。4、高加停运后，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。5、高压加热器的停运，还会影响机组出力，若要
18、维持机组出力不变，则汽轮机监视段压力升高，停用的抽汽口后的各级叶片，隔板的轴向推力增大，为了机组安全，就必须降低或限制汽轮机的功率，从而影响发电量。6、高加泄漏，每次处理顺利时需要 96 小时，系统不严密时，则工作冷却时间加长，直接影响高加投运率的目标。四、高加泄漏的原因分析：1、制造质量存在问题。高压加热器管板材料为 18 MnMoNB，管子材料为 20 号锅炉钢管。其连接为异种钢焊接，每次高加人孔打开后，检查均为端口胀管处存在漏点，焊缝处由于焊接工艺水平存在问题，由于受激烈的温度交变热应力而容易损坏，产生漏点，造成端口频繁泄漏。2、热应力过大。当主机事故而高压加热器停运，或主机正常而高加故
19、障停运及再启动时，其温升率和温降率过大，使管板焊接处受到过大的热应力，焊缝发生裂纹，特别是加热器骤然停运，汽侧迅速停止供汽，或汽侧停止供汽后而水侧仍继续供水，由于管壁薄收缩快，管板厚收缩慢，导致端口焊缝开裂。3、管板变形。高加水侧压力高而温度低，汽侧压力低而温度高，两侧的压差和温差较大，导致管板变形。当主机负荷变化时，特别是调峰负荷过大、速度过快时，管板变形就越大，加之端口管束焊接质量问题，造成泄漏。4、运行中高加端差调整不及时，机组运行规程规定，高压加热器下端差正常为 5.6。 （端差是指高压加热器疏水出口温度与给水进口温度的差值。 ）由于运行人员责任心不强，在疏水调节装置故障或其他原因造成
20、高加水位大幅度波动的情况下，没有及时发现，未能及时处理，致使高加端差波动较大。5、高加受到的化学腐蚀。机组给水品质规定：给水容氧7g/L,PH 值为 9.09.5.给水容氧超标，将造成高加 U 型钢管管壁腐蚀而变薄，钢管与管板间的胀口受腐蚀而松弛，经长期运行，寿命逐渐缩短，但此种化学腐蚀是一个长期的过程，六盘山电厂两台机组投运至今 1 年 6 个月，没有达到化学腐蚀周期，不是主要原因。6、负荷变化速度快给高压加热器带来的热冲击。在机组加减负荷时，负荷变化速度过快，相应抽汽压力、抽汽温度迅速变化，在给水温度还未来得及变化，加热器 U 型管以及关口焊缝由于受激烈的温度交变热应力而容易损坏，尤其在机
21、组紧急甩负荷或高加紧急解列时，给高压加热器带来的热冲击更大，这样，加热器 U 型管长期受热疲劳而容易损坏泄漏。7、高压加热器在投入或停运过程操作不当。主要有：（1）高压加热器投运前暖管时间不够，再投运过程中温升率控制不当，这样高温高压的蒸汽进入高压加热器后，对厚实的管板与较薄的管束之间吸热速度不同步，吸热不均匀而产生巨大的热应力，而使得 U型管产生热变形。 （2）在高加停运时，上侧疏水侧温降滞后，从而形成较大的温差，产生热变形。8、高加每次停运查漏堵焊时，焊接质量不过关。主要有：（1）查漏，将泄漏的 U 型管必须全部找出来，否则堵焊仍然无效；（2）堵焊，即焊接工艺要精（主要原因） 。9、高加每
22、次停运后，未进行探伤检测。在高加管板与 U 型钢管之间的胀口开裂或漏缝的情况下，没有进行探伤检测，给高加下次运行带来隐患。10、在高加 U 型钢管堵焊时，堵头与材质不同，同样给高加运行带来隐患。五、#3 高加最易泄漏原因及分析1、由于加热器的疏水是逐级自流的，疏水方向为#1#2#3，这样#3 高加的疏水量最大，#3 高加水位难以控制，很容易形成水位大幅度波动现象。2、高加投入时，是由低压到高压的顺序投运的，因此，#3 高加是最先投运的，高压给水对 U 型钢管造成的高压水冲击最大，尤其是 U 型弯管处受到的冲刷最厉害，频繁冲刷使管壁冲薄。六、防范措施1、温度控制：高压加热器投运及起停时控制温升率
23、不超过35min，温降率不超过 1.52.0min 。2、主机运行时高加的启停：（1）主机运行中投入高加。为了不使温升率超过规定值，需要用给水或蒸汽进行暖管。因为水温比汽温低，用给水暖管较为方便，使加热器的热应力减少。用高加水侧注水门逐渐通水，升温时间为50 rain 左右，控制阀门的开启速度，使温升率不大于 35min，直到水压逆止门开启。暖管后，再慢速开启进汽阀，为了便于控制加热器进汽阀，就安装能进行远距离控制的旁路阀，以进行间歇性操作。在进汽阀达到全开以前，使温升率不要超过允许值。（2）主机运行中停运高加。主机在运行中需要立即停运高加；或者在主机机组甩负荷及抽汽逆止阀突然关闭时，需将加热
24、器进汽阀及联成阀同时关闭，并同时关闭进水阀。为防止进汽阀泄漏和不使其压力升高，应将水侧排空阀或放水阀打开。（3）监控运行参数和疏水水位，防止管子振动和冲刷，进入加热器的给水温度和流量应严格控制，因为若前者过低，会使蒸汽流量过负荷，引起管系振动；若后者过高，会使管内流速过大，冲刷管子壁。3、防止腐蚀：高加在运行中，内部要排净空气，给水水质要合格( 含氧量不大于规定值，pH 值为 8.89.2) 。检查空气是否排净的方法是观察端差是否符合正常值，如果端差过大，说明空气未排净(当其它因素正常时)为了不使气体存留，各加热器排气管不宜逐级自导，应分别接到凝汽器或除氧器去，尽量采用直管道，且管道要保温。4
25、、#2 机组#3 高压加热器泄漏严重，已超总管束的 20%，但给水系统切至旁路运行，高压加热器停运时，出现温升率和温降率过大，使管板焊接处受到过大的热应力，#2 机组#3 高压加热器均会焊缝发生裂纹，特别是加热器骤然停运，汽侧迅速停止供汽，或汽侧停止供汽后而水侧仍继续供水，由于管壁薄收缩快，管板厚收缩慢，导致端口焊缝开裂，所以一旦#3 高压加热器停运，必须进行堵漏工作，针对此现象，已在 2013 年#2 机组 A 修中对#3 高加进行更换工作，原#3 高加拆卸返济南压力容器厂，其内部管束及管板重新更换，在更换过程中严格执行管束涨管工艺及热处理工艺，设备质量较之前有了很大提高，截止目前#2 机组#3 高压加热器运行正常，未发现泄漏问题。七、结束语综上所述，造成高加疏水管及高加内漏的原因是多方面的，在实际工作中，一方面要严格检修工艺及安装工艺，精益求精；另一方面具体问题具体分析，找出合理的针对性措施，进行处理并积累经验，预防泄漏，提高高压加热器的投运率。参考文献1裘烈钧主编 大型汽轮机运行 水利电力出版社 1994 年2甘肃省、河南省电力局合编 汽轮机设备运行技术 中国电力出版社 1995 年3吴季兰主编 汽轮机设备及系统 中国电力出版社 2006 年
