高加泄漏引起壳体超压原因分析及处理

杨茂祝

(神华广东国华粤电台山发电有限公司，广东台山529228)

0 前言

神华广东国华粤电台山发电有限公司600MW亚临界机组采用的3#高加是由上海动力设备有限公司设计和制造的卧式表面凝结型换热器，型号为JG-1745-1-1;设计压力:壳侧为 2.07MPa，管侧为27.5MPa，水压试验为壳侧为 3.11MPa，管侧为41.25MPa。该高加由过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段及疏水冷却段3部分组成，卧式滚筒结构，疏水逐级自流，水位自动调节。为避免高温蒸汽对管板及筒壳的热冲击，过热蒸汽冷却段用包壳板、套管和遮热板密封。所有疏水与蒸汽入口处，均装设冲击板，以保护管束。

1 高加泄漏及超压经过

2011年6月以来持续的主要辅机设备状态分析发现3#高加汽侧内部存在汽流冲刷声音，尤其疏水口处较为明显。初步检查水位、出水端差、压力、温度等各项参数正常，疏水端差亦无明显偏差。邀请厂家现场查看分析并咨询上海电站辅机厂技术部门，专家建议割开上级疏水管座，用内窥镜检查是否上级疏水挡板脱落。2012年1月5日发现给水流量增大约200t/h，A、B汽泵转速升高，给水流量发生明显增大。600MW负荷时3#高加正常疏水调阀已开到100%开度，同时伴有危急疏水调阀开启现象。判断3#高加钢管存在泄漏。

夜间进行3#高加内漏检查试验，解除水位高保护，高加汽侧退出后检查3#高加水位稳定在228mm。进一步检查时因危急疏水调阀存在水位高闭锁关闭无法操作，运行人员关闭了危急疏水调阀前电动门。5分钟后，3#高加汽侧压力开始上涨，3#高加汽侧壳体超压，安全阀动作。超压导致正常疏水调阀前电动门和危急疏水调阀前电动门均发生过力矩报警而无法打开。高加组水侧主路紧急切至旁路，开2#高加正常疏水调阀，开2#、3#高加水侧放水门放水泄压。2小时后检修开启3#高加危急疏水调阀前电动门，高加汽侧安全阀停止动作，汽侧压力显示回落正常。现场检查发现高加出口电动门阀体侧面平衡管反向，导致高加组隔离后仍有高压给水不断窜入3#高加水侧，通过带压堵漏，将平衡管夹扁处理。

高加组解列后对3#高加进行了全面检查，结果如下:

(1)壳体金属金相覆膜检查无变化。

(2)高加汽侧超压造成壳体明显胀粗变形，短接段、筒身、椭圆封头减薄，筒体强度校核结果显示超过塑性变形应力。

(3)过热蒸汽冷却段包壳与抽汽衬管角焊缝全部开裂，与隔板、筒体连接部位脱开。

(4)上级疏水防冲板与壳体4处连接焊缝开裂，防冲板与壳体固定压块脱开。

(5)疏水冷却段包壳与壳体过渡的半环形挡板与筒体连接处焊缝开裂。

(6)管束隔板与壳体间隙增大，支撑强度降低。

(7)中部活动支承托板与筒身角焊缝拉裂，错位痕迹约20mm。

(8)高加尾部活动支承托板与筒身角焊缝拉裂，错位痕迹约5mm。

(9)金属检验发现壳体、管座部分焊口存在裂纹缺陷。

(10)高加汽侧打压查漏确认3#高加进水室右上角(面向管板)5根钢管泄漏。内窥镜检查发现泄漏钢管均断裂，两处断口深度分别为0.45m和0.85m(距管板)。

2 高加泄漏原因分析

通过对3#高加钢管泄漏检查情况分析，原因主要有如下几方面:

(1)安装质量。3#高加钢管数量众多(2336根)，穿管过程中存在变形、应力，很多管子是靠强力推进去，装配时引起擦伤、憋劲等。尤其疏冷段的钢管与管板、隔板，因管壁受到挤压减薄，外径减小。内窥镜检查亦发现钢管内壁存在明显凹坑、划痕、环状缺陷，为管壁簿厚不均、定距隔板处收缩，承受挤压应力导致。这些缺陷在钢管运行一段时间后会导致管子损坏，在高加投运后因热胀冷缩作用而发生泄漏。

(2)振动冲击。钢管在管板处存在环状收缩缺陷，在疏水冲刷下，容易振动断裂。钢管与管板、隔板间存在间隙也加剧了管束的振动，加之断管位置在高加疏水冷却段出口，水流冲刷作用更为明显。在水流冲击作用下钢管与管板不断振动摩擦，长期运行后导致管壁局部减薄穿孔而发生钢管泄漏。

通过涡流探伤检测爆管附近相邻管子并未发现管束大范围减薄现象，结合内窥镜检查结果，参照高加内部结构图纸核实爆管点位置，0.45m管子断裂点在高加汽侧疏水冷却段靠近管板的第一块隔板位置附近;0.86m管子断裂点在管板汽侧管孔出口附近。这两处断裂显然互有关联。其中一根钢管爆裂后冲刷周边管束，进而造成其他管子泄漏。断口成因可能是因钢管受水流冲击后摇摆断裂，该断裂点属局部现象。因此，3#高加钢管泄漏主要受长期震动损伤所致，管子与管板、隔板间发生碰磨穿孔，泄漏后随水流冲击作用而断裂。

(3)水位低。核实3#高加汽侧液位计零位标高及筒体底边标高，发现液位计零位高于筒体底边110mm，就地液位计显示60mm，换算后仅有170mm(以筒体底边为基准)。查阅说明书、图纸资料，3#高加标记正常水位为321mm(以筒体底边为基准)，低水位283mm。可见3#高加热态水位存在偏差，实际运行水位远低于正常值。

机组正常运行时，3#高加水位波动至允许最低水位以下，疏水管口部位露出液面，导致蒸汽进入疏水口部位，发生疏水两相流动，这也是运行中高加内部异音的根本原因。疏水存在两相流动造成疏水口处钢管冲蚀变薄，同时加剧振动，钢管与隔板碰磨穿孔而断裂。

3 处理措施

3#高加汽侧壳体超压主要原因是运行人员擅自改变试验方案，未执行关闭危急疏水调阀验证水位措施，而是关闭了危急疏水调阀前电动门。高加汽侧超压后电动门在高压差作用下发过力矩报警无法打开，最终导致3#高加壳体超压。可采取以下措施进行处理。

3.1 壳体检查

高加汽侧壳体超压事故对高加整体损坏情况较严重，对高加换热效率、水位控制、疏水端差、安全可靠性影响较大，需对高加各部件全面检查处理。

(1)管座、壳体焊口裂纹缺陷修复，按照厂家焊接工艺挖补处理，探伤检验合格。

(2)对高危部位进行重点检查，包括管口、管板焊缝检查，疏水调阀开度、危急疏水调阀活动检查，疏水管所有弯头进行内外两侧测厚等，保证设备的可靠性。

(3)剩余筒体强度校核，重新报检取证，由具备压力容器检验资质单位评估出具可继续使用的合法报告。

(4)降低衬管，与过热蒸汽冷却段包壳开裂焊口焊接修复。

(5)为防止上级冲板受冲击振动脱落而砸损管束，对疏水防冲板间断焊接固定，用角铁进行固定补强。

(6)因位置受限，3#高加壳体内部裂缝、过热蒸汽冷却段包壳与壳体裂口、疏冷段与包壳裂缝、管束隔板与壳体间隙大、支撑强度降低等缺陷无法修复处理。经评估，对3#高加疏水、水位、换热效率略有影响，对安全运行影响不大，放行验收。

3.2 涡流探伤和内窥镜检查

对每一根钢管进行涡流探伤检查，检出管壁减薄或损坏等原始缺陷。清洗所有钢管，并强制通风风干管子内壁。管子内部都要用压缩空气吹干并清理干净，防止积水、加药残留、铁锈等影响探伤结果。标记好有异常的钢管，并复检确认。

对所有涡流探伤异常的钢管进行内窥镜检查，其他钢管抽检。内窥镜检查可清晰看到钢管内部影像，尤其管壁上的凹坑、划痕、焊瘤等缺陷，便于及时发现处理。

3.3 堵管处理

对泄漏钢管及检查异常的钢管进行封堵，对泄漏部位外围2圈可被冲刷到的钢管进行扩大保护性封堵。堵头宜选用与钢管材质相同、热膨胀系数相同的专用加工堵头，避免发生脱落、松动现象，确保堵过的钢管不发生二次泄漏。打磨原有管口，抛光管孔和堵头，清洁除去所有的铁锈氧化物、潮气和油污等异物，用热风筒将管口预热后进行密封堆焊。多孔堵管时需磨去受影响管孔间的管孔带，使其与堵头顶部平齐，必要时可进行多层堆焊。着色检查堵管焊缝，不允许有线状显示。用同样方法堵塞U型管的另一端。

3.4 打压查漏

堵管结束后，隔离高加汽侧，冲入压缩空气进行打压查漏。压力达到0.6MPa，用肥皂沫对所有管系管口及修补堆焊处进行检漏，应无鼓泡漏气现象。上下水室都要检漏，即每一根U形管的两端都要进行检漏，以免错误判断。确认所有泄漏点处理完毕。

3.5 热态水位调整

3#高加热态水位存在较大偏差，经联系厂家提供高加热态水位调试大纲，编制热态水位调整方案，进行了高加水位调整试验，通过调整DCS内置高加水位变送器量程达到修订高加水位目的，找出高加最小疏水端差时的水位运行最佳区域，核实热态水位零位基准，并保持高加最佳热态水位运行。

试验中依次提高3#高加水位(保持前一个水位再进行下一个高加水位试验)，随着水位的抬高，高加的疏水端差下降，从运行中观察有了明显的效果。平均能控制高加疏水端差下降至7℃ ～8℃(原10℃ ～12℃，设计值为5.6℃)，不发生给水温度下降情况(设计高加水位+38mm为疏水刚好触及管束最低部)。当抬高水位而端差变化不大时，选择水位低设置原则。

按照运行参数对热耗的定量分析表，如三台高加平均疏水端差下降4℃，机组热耗约下降3.3kJ/kW·h。该项工作不仅提升了回热系统效率，降低了机组热耗，还大幅增强了高加组设备运行安全稳定性。

4 结束语

本文分析了低水位运行原因引起疏水两相流而导致高加钢管泄漏问题，指出长周期运行后有必要优化调整高加热态水位，同时对高加汽侧壳体超压事故处理过程进行了介绍，高加过热蒸汽冷却段、疏水冷却段全面检查的各项措施对同类型事故处理具有一定借鉴意义。

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