亚临界机组高加泄漏故障分析与对策

于一利（华电国际莱城发电厂，山东　莱芜　271100）

・维护与修理・

亚临界机组高加泄漏故障分析与对策

于一利
（华电国际莱城发电厂，山东莱芜271100）

针对火电厂高压加热器工作环境导致钢管频繁泄漏问题，介绍了高压加热器泄漏的现象和对机组的影响，对比高压加热器解列前后的参数变化，提出了高压加热器泄漏的预防措施。避免了事故扩大，保证了机组运行。

泄漏；高压加热器；投入率；解列；疏水

大型汽轮机普遍采用给水回热加热系统来提高机组热经济性，高压加热器的投入率是经济指标中非常重要的考核指标。近年来大容量、高参数等超超临界机组的快速发展，高压加热器承受的压差和温差越来越大，在运行中还有负荷突变、旁路切换、快速启停等因素都会引起压力和温度的大幅变化，导致高压加热器管束的热疲劳、泄漏。

一、高压加热器泄漏的现象

1.案例概述

（1）2011年11月04日3号高压加热器检漏发现有6根钢管泄漏。将泄漏的6根及周边钢管用专用堵头进行了封堵，共封堵钢管21根。

（2）2013年5月27日3号高压加热器解除隔离放水冷却后，打开人孔门从汽侧注入压缩空气检漏发现有5根钢管泄漏。将泄漏的5根及周边钢管用专用堵头进行了封堵，共封堵钢管12根。

2.现象分析

（1）高压加热器高水位信号报警，但是由于高压加热器正常疏水调阀动作开大，仍能调整高压加热器水位正常，所以在高压加热器泄漏之初可能不易发觉；严重的话，高压加热器事故疏水阀频繁动作或全开。

（2）随着泄漏量的逐步增加，给水侧的给水大量快速漏入汽侧，然后通过疏水自流至除氧器，严重的会漏入抽汽管道，引起汽轮机进水。为了稳定汽包水位，给水泵转速迅速增加，给水流量快速增大，引起汽包水位的大幅波动，如表1所示。

240MW同样负荷相同压力下，解列前比解列后给水泵转速高约250r/min，两台给水泵的流量之和高于给水母管流量300t/h，即使扣除主、再热蒸汽使用的减温水量80t/h，泄漏量也达到了220t/h。

（3）高压加热器下端差增大，解列前比解列后高9.4℃。

表1　240MW负荷下高压加热器解列前后参数对比表

（4）就地在给水人空门处倾听，声音明显较2号机组3号高压加热器大，并有明显的水流声。

（5）满水严重时抽汽温度下降，抽汽管道振动大，法兰结合面处冒汽。

（6）高压加热器泄漏后，管道设备传热恶化，引起给水温度缓慢降低。

表2　部分国产机组高压加热器解列时机组热耗率增加值

二、高压加热器泄漏对机组的影响

1.事故扩大

高压加热器发生泄漏的危险后，应该立即解列。如果停止不及时，高压的给水就会对泄漏点附近的管束产生热冲击、进而导致管束泄漏部位增多，使得泄漏事故范围扩大，所以在发现高压加热器泄漏时必须紧急解列高压加热器进行消压堵漏。

2.机组参数异常

在高压加热器停运检修过程中，大量的抽汽返回汽轮机做功，锅炉给水的温度逐渐降低。据表1可知：给水温度在高压加热器投入时为268℃，给水温度在高压加热器解列停止后仅为165℃。为保证机组负荷，如果锅炉满足调度负荷，保证额定的蒸汽参数，锅炉需要增加燃烧率、增大燃煤量，保证合适的氧量需要增加送引风机的出力。主再热汽温升高为维持额定主再热蒸汽温度，在燃烧器摆角摆到最低时就会增加减温水量；使得机组经济性下降。表1显示锅炉二次风温由283℃降到258℃，锅炉送风温度下降，影响稳定锅炉燃烧的基础。

3.机组不稳定

高压加热器解列后，使得汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧了叶片的腐蚀；如果机组负荷维持不变，仍要满足调度负荷的需要，那么汽轮机监视段压力都要升高，停用的1号、2号、3号高压加热器抽汽口附近的各级叶片轴向推力增大，叶片隔板的前后的轴向推力较设计值明显增大，为保证机组的安全性，势必要限制机组的负荷。

4.高压加热器投入率低

高压加热器泄漏，每次顺利处理需要40h，如果机组老化、系统阀门不严密、隔离不彻底等问题，还会增加工作冷却时间，直接影响了高压加热器的投入率，影响机组整体热耗率，停用高压加热器时机组热耗的增加了3.6%，如表2所示表示。

三、高压加热器泄漏原因分析

1.热疲劳破损

由于3号高压加热器运行环境比较恶劣，对于同台机组的3台高压加热器而言，3号高压加热器水侧压力最高，而汽侧压力最低，管束压差大；汽侧温度在430℃左右，水侧温度在160℃左右。高压加热器投运或负荷变化时，水、汽侧压差变化大、温差变化大，以致管口及管子经受热应力。长期运行造成钢管热疲劳破损，这个应该是主要原因。

2.存在管束振动

进汽口等处如果蒸汽流速变化易形成管子振动，可能管子与隔板间相互摩擦以致磨损和破坏。

3.冲刷侵蚀

当高压加热器内某根管子受到冲刷而泄漏的时候，泄漏处的高压锅炉给水会以极快的速度、动力将附近的换热设备冲击损毁；再一个，防冲板的质量差、品质低，在安装过程中固定焊接的方式不正确等因素，造成管子在长时间的运行中被冲刷振动、最后导致管子发生脱落的严重后果。所以蒸汽或疏水的高温高压直接冲击时，防护板已经起不到防冲刷保护的作用。

4.高压加热器在投运或停运过程中操作不当

高压加热器启动运行前暖管迟缓、没有提前暖管，在升负荷快速的投入时，流经加热器的给水进出口温度的变化率很大；此时的真空比较高、高温高压的汽轮机抽汽迅速的流入高压加热器过热疏水段后，对于较厚的管子进行加热但速率低，但是对较薄的管束加热快、温度升高的很快，于是在管束之间引起管束的吸热不平衡，进而连接的设备上面分布了大小不一的热应力，最终使得U型管束变脆、产生剧烈的热变形，导致管束泄漏。

同样原理高压加热器解列过程中，高压加热器内上部管束温降滞后，钢管与胀口存在的温差很大，连接部分极易产生热变形。

5.材质、检修工艺差

管子材质差、管壁簿厚不均匀、钢管本来就有缺陷，胀口处存在热应力、焊接不合适、钢管表面有明显的划痕等，在加热器的工作环境发生恶劣的变化时，管子可能会引起大的变形，导致大量的管子破坏；每逢管子泄漏检修恢复时，各厂大量采用锥形塞来进行焊接堵管，进行堵漏。工作人员工作不仔细、捶击力量不平衡、塞子产生倾斜破裂等后果，使得泄漏点扩大的严重后果；在焊接过程中，如果检修人员寻找焊缝的位置不准确、选择焊塞的尺寸不合适、预热部位和预热时间不合适，均会引起相邻的管子或是相邻的管板等连接的部位产生新的破坏，并且发生不应该的新的泄漏，扩大事故后果。

四、高压加热器泄漏的处理措施

1.钢管泄漏

通过对高压加热器多次堵漏发现，泄漏钢管的位置主要集中在过热蒸汽冷却段，位于热抽汽口的的近端口部位，均是位于过热蒸汽冷却段区域的隔板附近。大概原因是：机组正常运行时高压加热器正常投入时，从汽轮机来的大量高温高压抽汽，最先经过的是过热蒸汽冷却段进行初次加热，蒸汽冷却后再进入蒸汽凝结段放热后凝结成疏水，最后大量的疏水再经过疏水冷却段放出最后的热量，逐级自流到下一级加热器。在整个加热过程中离抽汽口近的管束直接承受高温蒸汽冲刷，于是管束发生最剧烈的加热振动，并且由于时间的延续管壁磨损的也最严重，最终造成管壁减薄发生泄漏。

对高压加热器管束进行泄漏，封堵管道是一种简单又主要的修复手段。堵管前弄清楚管束泄漏的形式、位置及数量。一定要将高压加热器被堵管的端头部位处理好，不存在毛刺等污点，必须保证管空或管板空清洁、圆整无污物，堵头与钢管有全面的接触，选择合适的堵管方式工艺，保证堵管的质量。

2.高压加热器的启停

由于机组都是滑参数启停，高压加热器也是随机组同时启停。在高压加热器启动过程中，由于疏水会产生两项流体的流动，流体流速加快，高压加热器水位是很难控制的。因此，要对高压加热器进行预热，由于位置及压力差比较小，正常疏水阀调整不稳定，于是用事故疏水阀控制好水位、避免无水位运行。等负荷大于60MW时，及时投运高压加热器就不会引起水位大幅波动的情况了。

启动时的温升率上海电气要求小于1.83℃/min，使得热应力不至于太大。停止时，都是从1号到3号高压加热器先停止抽汽，给水最后才切大旁路，给水仍通过加热器，由于高压加热器管壁温度大于给水温度的，温度低的锅炉给水流过高温的高压加热器时，管道就会受到冷却而收缩，于是就在管道和管板结合面上产生热应力而造成破坏，有时停机后加热器泄漏原因就是温降率太大引起的。

3.启动空气管及连续排汽

高压加热器停运后，如不采用充氮保护，空气肯定就会进入高压加热器内部汽侧，因此，高压加热器启动时一定要开启启动放气门，把漏入的不凝结空气排出来，防止聚集在汽侧的某一死角，降低蒸汽在管壁凝结的放热强度。正常运行时，高压加热器的连续排汽一定要全开，防止不凝结的氧气造成管束腐蚀。

高压加热器检漏时，多采用通入压缩空气加压的方法，此时，汽侧积聚了满满的空气，投运高压加热器时，一定先开启启动排汽，放净空气、压力到零后再投运高压加热器。避免投运高压加热器时，大量的空气进入凝汽器，造成真空下降，甚至跳机的危险。

五、结语

高压加热器泄漏故障是高压加热器故障中常发的故障，也是危险最大的故障。因此，要在检修时认真处理、正常运行中提前预防，并能够在事故未扩大前提前发现并正确停运消缺，保证机组高效可靠的运行。参考文献：

［1］杨忠国，霍本茂.超临界600MW机组高压加热器缺陷探讨［J］.黑龙江电力，2010，（2）：143-144.

［2］张维科.高压加热器换热管管口泄漏及氦质谱技术在检漏中的应用［J］.热力发电，2010.（2）：98-100.

TK264.9

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1671-0711（2015）11-0067-03