火电机组高加泄漏原因分析

王 进，程 竟

(安徽省合肥联合发电有限公司，安徽 肥东 231607)

0 前言

高加泄漏会造成高压给水冲击加热器管束，随着泄漏管束增多，泄漏加剧，因此必须紧急解列高加进行处理，这样堵焊时的管子会少一些。由于水侧压力远远高于汽侧压力，当发生高加泄漏时，汽侧水位急剧升高，若水位保护未动作，水位将快速淹没抽汽进口管道，带水蒸汽将返回到蒸汽管道，甚至进入高、中压缸，造成汽轮机水冲击事故。高加解列后，给水温度降低，主蒸汽压力下降。为使锅炉能够满足机组负荷，必须相应增加燃煤量，增加各风机出力，从而造成炉膛过热汽温升高，更重要的是标准煤耗增加，机组热耗增加，厂用电率增加。高加停运后，会使汽轮机末几级蒸汽流量增大从而加剧叶片的侵蚀；还会影响机组出力，若要维持机组出力不变，则汽轮机监视段压力升高，停用的抽汽口后的各级叶片，隔板轴向推力增大。为了机组安全运行，就必须降低或限制汽轮机的功率，从而影响发电量。高加泄漏处理顺利时，需要30小时，系统不严密时，则设备冷却时间加长，增加检修工期，直接影响高加投运率。

1 发电厂350 MW机组热力系统简介

某发电厂350 MW机组，锅炉为亚临界、一次中间再热、自然循环汽包炉；汽轮机为亚临界、中间再热、三缸双排汽反动凝汽式汽轮机。汽包产生的饱和蒸汽送入过热器系统，加热成参数和品质符合要求的过热蒸汽后送入汽轮机高压缸内做功，汽轮机高压缸做功后的排汽送到锅炉的再热器重新加热，使汽温提高到一定温度后，送到汽轮机中、低压缸继续做功，做完功的蒸汽排入凝汽器，与循环水换热冷却成凝结水。凝结水由凝结水泵送到低压加热器，依次经过#1低压加热器、#2低压加热器、#3低压加热器、#4低压加热器加热，然后送到除氧器除氧，再经过给水泵升压，依次经过#6高压加热器、#7高压加热器、#8高压加热器加热后送到锅炉继续进行热力循环。

2 高加泄漏的现象

(1)高加水位快速上升，水位高信号报警，高加端差增大，远远高于正常值。

(2)由于高加泄漏，给水大量漏入汽侧，通过疏水逐级自流，进入除氧器，维持汽包水位正常，则给水泵转速增加，给水流量增大。

(3)加热器筒体内有异常汽流声。

(4)高加泄漏后，由于给水传热恶化造成给水温度降低。

(5)正常及危急疏水调节阀不正常开大。

(6)泄漏严重时，汽侧压力升高，进汽管、疏水管发生水冲击，管道有强烈振动。

3 高加泄漏原因分析

根据高加在运行中的有关现象和参数变化可看出，加热器泄漏情况都有共同点，大多数是由于温差过大，产生热应力而造成。常见故障泄漏点主要表现在管子与管板连接处的管口泄漏及管子本身的破裂泄漏。

3.1 运行参数监视及状态维护

3.1.1 高加水位

(1)高加水位过高以至满水时，将淹没所有管束，造成水冲击。同时由于温差过大产生振动使得管束破裂。

(2)高加水位过低以至无水时将发生干烧现象。由于疏水水位的过低必将使疏水冷却段进口露出水面而使蒸汽进入该段，这会破坏该段的虹吸现象，从而在疏水冷却段进口处和疏水冷却段内产生冲蚀，使管子破裂。

3.1.2 高加排空气

高加汽侧空间排除空气不彻底，使得含氧量过多，特别是在蒸汽流动不畅的死角处，将会引起管束长期运行中锈蚀破坏。

3.1.3 监护调整不到位

(1)运行中高加端差调整不及时。高加下端差正常为5.6～8 ℃(下端差是指高压加热器疏水温度与给水进口温度的差值)。运行中由于监盘人员责任心不强，在疏水调节装置故障或其他原因造成高加水位大幅波动的情况下，没有及时发现，未能及时处理，导致高加端差波动较大。

(2)负荷变化速度快给高压加热器带来热冲击。机组加减负荷时，负荷变化速度过快，抽汽压力和抽汽温度迅速变化，给水温度变化慢，管子受热应力变化而损坏。

(3)高加在投入或停运过程中操作不当。高加投运前暖管时间不够，温升率控制不当或停运时疏水温降滞后，都会形成较大的温差，产生热变形。

3.2 检修质量不高

机组停运后，检修人员对高加金属焊口探伤工作不充分，没能及时发现焊口疲劳损伤，使得机组投运后，高加内部仍存有泄漏的隐患；检修时处理高加管束胀口泄漏缺陷过程中选择的堵材、母材可能存在质量问题[1]，均是导致高加泄漏的原因。

3.3 给水品质

由于给水品质未能达标，含氧量过多以及水化学不良等原因，造成的化学腐蚀在机组的整个运行过程中对高加管束胀口直接造成腐蚀，长时间的运行势必导致胀口泄漏。

3.4 高加管束的影响

3.4.1 管子振动

当管子隔板安装错误以及管子隔板之间有较大间隙时，在运行中就会发生振动。进汽口处蒸汽流速过高也会造成管子振动，管子的振动给高加管束带来磨损及破坏[2]。

3.4.2 管束的锈蚀和冲刷

高加只要投入运行就意味着其管束长期经受冲刷。若给水除氧不足，给水品质超标，将引起管束、管板以及相连接口处的锈蚀损坏。

3.4.3 水冲击损坏

在给水管道和加热器投运时，由于切换过快，使系统中的部分管束受热不均而发生水冲击。给水管道与加热器内有空气阻塞时也有可能发生水冲击。另外，由于疏水水位变化，疏水调门在调整过程中频繁动作，将会使得上级高加疏水进入壳内，形成汽水两相介质冲击管子导致损坏。

3.4.4 管子质量问题

高加管子的质量问题是加热器损坏的直接原因。对于管子在制造安装过程中或在检修过程中出现的热处理不当，以及管材本身存在的伤痕、沟槽等不合格因素，在安装和检修时应进行严格检查，严把质量关。

4 #6高加最易泄漏的原因

(1)正常运行时高加疏水器的疏水是逐级自流的，#8高加自流至#7高加，#7高加自流至#6高加，#6高加疏水至除氧器。#6高加的疏水量最大，#6高加水位难以控制，很容易形成水位大幅波动现象。

(2)额定工况下#6高加进汽温度452 ℃，进汽压力1.8 MPa，进水温度182 ℃，进水压力20 MPa，压差温差均较大。

(3)高加在结构设计上，给水先通过#6高加加热，然后通过#7高加，最后通过#8高加再进入省煤器；因此#6高加的水侧运行压力是最高的，高压给水对#6高加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。频繁冲刷使管壁变薄，#6高加最易发生泄漏事故。

5 高压加热器泄漏预防措施

(1)保证高加传热端差最佳值。

(2)保持机组负荷变化曲线平稳。锅炉燃烧稳定，炉膛受热均匀，火焰中心适当，平衡通风，保持风煤比协调；机组负荷率每分钟不大于3 MW，汽压小于0.05 MPa/min，温度小于1 ℃/min；运行中防止甩负荷。

6 高压加热器在投运、停运时注意事项

(1)高加随机组启动而投运、随机组停运而退出运行，防止产生热冲击，控制温升率。加热器停运时，顺序由高到低，先停运#8高加，再停运#7高加，最后停运#6高加。高加投运时，顺序由低到高，先投运#6高加，再投运#7高加，最后投运#8高加。高加投入前连锁保护试验必须正常，所有保护随高加一起投入。

(2)加强管理，加强人员培训，提高运行人员的责任心与技术素质。

(3)高加切除过程中，应密切监视给水流量的变化，防止三通阀故障等原因导致给水中断。

(4)高加切除后保证给水压力稳定，并适当调整燃料量保证机组负荷平稳，汽压汽温在合格范围内。

7 高加切除后机组运行的操作监视重点

(1)高加切除，给水温度大幅下降，燃料量增加，主、再热汽温升高，管壁温度会升高，要求运行人员加强监视防止超温。将燃烧器摆角向下摆动，降低火焰中心；将一级和二级减温器出口温度设定值降低；降低#2磨出力，调整配风，监视排烟温度，保证汽温可控。

启停磨煤机时掌握好最佳时间，控制好磨后温度达规定温度方可给煤。防止煤粉气流由于流动性差造成一次风管堵管，煤粉气流着火推迟，炉膛火焰中心上移，使汽温超温。启动上层磨煤机时，给煤量及一次风量增加过快，会迅速抬高火焰中心。要特别监视汽温变化趋势，及时调整锅炉主、再热汽温，做好主、再热汽温的调整工作。

(2)由于给水温度降低，锅炉省煤器的换热会发生大幅度的变化，省煤器出口温度会降低，排烟温度降低，空气预热器出口一、二次风温会降低，直接影响到锅炉的燃烧。运行人员应加强磨煤机的监视，尽量保证磨煤机出口温度及分离器出口温度在正常范围内运行。保证上煤质量，水分不能太大，减小一次风的漏风量，要求一次风压不能太高。

(3)为防止锅炉排烟温度太低引起空气预热器低温腐蚀，机组负荷不能太低。适当增加尾部烟道的吹灰和空气预热器的吹灰次数。

(4)加强监视汽轮机推力瓦温度和轴向位移的变化。在轴向位移升高或推力瓦轴承温度升高过程中适当降低机组负荷，观察参数是否稳定，如不能维持则继续降低机组负荷直至轴向位移与推力瓦温度稳定，达到报警值时应及时汇报，到保护动作值保护拒动时应立即手动打闸。

(5)控制好升负荷率。适当降低机组升降负荷速率，高加切除后的调整中应加强机炉人员的配合，特别是调整燃烧后，应主动向其他人员说明负荷增减量和变化速率。

(6)加强汽包水位的监视。高加切除后引起给水温度下降，汽包水位会迅速下降，但由于用汽量减少等因素的影响，汽包水位又很快上升。此时应了解虚假水位的变化情况，及时调节给水流量保证汽包水位，汇报值长联系调度稳定负荷来达到汽包水位的稳定，如果汽包水位波动较大，达到保护动作值，保护拒动，可立即停炉。