高压加热器运行中存在的问题及对策

李 航，魏 科

（宁夏宁鲁煤电有限责任公司，宁夏 灵武 751410）

0 引言

汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。回热加热系统的运行可靠性和运行性能高低，直接影响整套机组的运行经济性，加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。随着火力发电厂机组向大容量高参数发展，高压加热器（以下简称高加）承受的给水压力和温度相应提高；在运行中还将受到机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变，这些都会给高加带来损害。为此，除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外，还要在运行维护等方面采取必要的措施，才能确保高加的长期安全运行。

1 高压加热器泄漏现象

高加水位高信号报警，泄漏检测仪亦报警，另外还有高加端差增大，远远高于正常值。

由于高加泄漏，水侧大量漏入汽侧，通过疏水逐级自流入除氧气，为使汽包水位正常，则给水泵转速增加，给水流量增大。

高加泄漏后，由于传热恶化，则造成给水温度降低。

2 高压加热器泄漏对机组的影响

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300 MW机组高加水侧压力（20 MPa）远远高于汽侧压力（4 MPa），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。

高加泄漏后，会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而泄漏管束增多，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。

高加泄漏后，由于300 MW机组高加水侧压力20 MPa，远远高于汽侧压力 4 MPa，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。

高加解列后，给水温度降低，由280℃降低为170℃，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12 g/kW·h，机组热耗相应增加4.6%，厂用电率增加约0.5%。根据部颁的高加运行维护手册，对部分国产汽轮机组作了计算，停用高加时机组热耗的增加如表1所示。

表1 部分国产汽轮机组停用高加时机组热耗增加值

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。

高压加热器的停运，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。

高加泄漏，每次处理顺利时需要30 h，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。

3 存在的问题

为了确保火力发电厂的安全经济满发，各高加均应投入运行。如因故障必须停用高加时，应按照制造厂规定的高加停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的允许最大出力。

3.1 管道及管道与管板的泄漏

管道及胀口泄漏，是各厂均存在的普遍问题。宁鲁煤电公司1号、2号机2号高加均出现管道泄漏，分别堵掉16根和10根，1号机3号高加管道也出现泄漏堵掉3根，1号机1号高加漏管率达20%以上，2号高加漏管也严重，均已换新。

3.2 给水自动旁路装置密封设计不佳

135 MW机组的进口联成阀壳体内旁路套筒间隙处漏。据热力试验数据，其最终水温比3号高加出口水温低2.03℃。运行中发现，在检修后投运，给水温度明显提高，但运行后不久即回复到原较低值。检修中发现，其密封用堵料被冲跑，且筒壁被水冲刷成坑洼严重。这样按原设计的密封间隙便失去其实际意义，现厂家在检修中将原0.70～0.80 mm的间隙减至0.35 mm，并换用高压密封材料，效果尚好。

135 MW机组在运行中给水温度212.2℃明显偏低（设计值为240℃）。检修中发现出入口水室间隔板被冲击，缝隙很大，且隔板与筒壁间留有空洞，使给水短路，后在2号机上加以封死后，给水温度明显上升，可达240℃。

3.3 疏水系统自动投用不良

135 MW机组试运初期，由于高加疏水采用汽液两相流，疏水自动调节不是很成功，经常性无水位运行。疏水管冲刷严重，振动很大，碳钢弯头频繁被冲坏。135 MW机组1号高加也常低水位运行，振动较大，且疏水调节阀关不死。

3.4 水位计及水位讯号装置不能正常运行

水位计漏是各电厂的普遍问题，1号机高加自投运以来一直漏，电接点投运后不久即坏且不准。

3.5 水侧保护不可靠

1号机危急疏水管道上一次门为手动，二次门为电动，电厂反映二次门后无隔离门，运行中无法检修。某电厂反映危急疏水门漏，且阀座有裂纹，力矩不足。200 MW机危急疏水管有虹吸井水倒灌现象，已将电动门放大等级。

4 处理对策

4.1 钢管及胀口泄漏

胀口泄漏主要原因可归结为不合理的结构和工艺设计、胀接和焊接质量不良及不适当的运行操作方式。而管子本身泄漏，除了管材质量外，主要是冲蚀、腐蚀及振动等原因。

通过对高压加热器解剖发现卧式高压加热器热交换管有缺陷的位置主要集中在过热蒸汽冷却区，泄漏管段位于热交换管的近端口处，集中在过热蒸汽进口区域的几个隔板附近。这一点与立式高压加热器泄漏管段集中在热交换管近弯管处（即立式高压加热器下部）隔板附近有很大的区别，这与立式高压加热器和卧式高压加热器的结构有关。

受热交换管发生剧烈振动、隔板之间发生强烈摩擦的影响。过热蒸汽冷却区热交换管发生剧烈振动与隔板之间发生强烈磨擦是造成管道泄漏的主要原因，管道最终发生破坏的形式有多种。

1）管道多个方向发生剧烈振动，管壁磨损减薄后形成环形凹槽。高温下，管道受热卡在隔板处不能自由膨胀，造成一端在隔板处受阻，另一端受热应力作用拉伸减薄，产生缩颈，并在应力作用下拉断。这种情况整根管道完全断裂，泄漏严重。

2）管道一个方向发生剧烈振动，管道单侧磨损减薄，当壁厚减薄到一定程度，受管内很高水压（大于20 MPa）的作用，冲破管壁而发生破坏。这种情况往往爆口较小，为窗口形。

国内高压加热器的管系泄漏中大多是管口泄漏。在出现管系泄漏时，应查明究竟是管道本身漏还是焊缝漏，不应草率将管道堵塞，甚至将附近几根管道都堵塞。若是管口漏，便应补焊。这关键在于焊工必须认真严格地执行工艺规定，克服条件艰苦的困难，耐心仔细地操作，焊补时切忌带水、汽操作，也不能贪图方便，不铲去小漏量焊缝原有焊渣而直接补焊。

对于管道泄漏，由于改动设计结构和系统有很大的限制，因而对运行工况的控制和操作中的维护显得十分重要。针对冲蚀和振动引起的管束损坏应采取以下对策：

应避免低水位和无水位运行，防止疏水调节阀开度过大，而在疏水冷却段内引起闪蒸和汽水两相流；要监视和控制高加的热力参数，以防冲刷管束并激发振动；

对于已发现的管束泄漏，应及早停用检修，防止继发性冲蚀；应严格控制给水品质，包括含氧量、pH值等防止腐蚀，对无铜的系统pH值应控制在9.2～9.8，有铜系统则在8.8左右，含氧量应不大于 0.005 μg/L；

应保证放空气系统的正常工作和采取有效的防腐措施，通常可根据停用时间长短及具备的条件，采用充水、充气和充氨的方法；

对U形管高加管束的泄漏，堵管是一种主要的修复手段，在堵管前应查清管束泄漏的型式及位置，并据此选用合适的堵管方式及工艺，为保证堵管质量，高加被堵管的端头部位一定要经过良好的处理，使管孔或管板孔圆整、清洁，与堵头有良好的接触面。

3）管道多个方向发生剧烈振动，管壁磨损减薄后形成环形凹槽。当管道受热时卡在隔板处不能自由膨胀，造成一端在隔板处受阻，另一端受热应力作用拉伸减薄，当壁厚减薄到一定程度，受管内很高水压（大于20 MPa）的作用，冲破管壁而发生破坏。这种情况往往爆口很大，泄漏严重。

运行工况及介质的影响。高压加热器运行时，来自汽轮机的抽汽，先经过过热蒸汽冷却区，冷却其过热度，然后进入蒸汽凝结区凝结成疏水，疏水再经过疏水冷却区，进一步放出热量。在这个过程中，当高压加热器运行时，直接承受高温蒸汽冲刷最外层的管排振动最剧烈，管壁磨损减薄最严重，发生爆管概率就最高。

从宏观检查的结果还可知，当最外层的管排发生爆管断裂后，第二层管排就直接承受高温蒸汽的冲刷的同时，已爆管的管道，管内给水泄漏，这样夹杂着疏水的高温蒸汽对管道的破坏力更强，已爆管的管道的周围管道和第二层管道很快发生破坏，如此循环，就形成连续破坏。从解剖的试验中了解到，这种破坏方式具有一定的普遍性。

高压加热器制造上的问题。解剖试验对封闭区域解剖，但在里面发现常用工具砂轮片扳手和一个空心金属短棒，这些物体可以判断为高压加热器制造时留下的，它们会影响管道的正常运行，但无法判断其影响程度。

4.2 高加疏水系统

解决高加疏水系统的三大通病——堵塞、振动及磨损是确保高加安全运行、提高高加投入率的重要因素。究其三大通病之根源，都是由于高加疏水会产生两相流体的流动。据有关资料介绍，当流体从单相流转为两相流时，流体流速会扩大20倍以上，阻力成倍增长。

1）维持高加运行的正常水位，是保证高加正常运行的重要条件。水位过低或无水位运行，对高加的经济安全运行造成很大危害。当无水位运行时，上一级的蒸汽通过疏水管道直接进入下一级高加的汽侧，从而使部分高参数的蒸汽取成了下一级较低参数的蒸汽，降低了回热效果，且破坏了各加热器间的正常参数关系。而蒸汽夹带水珠流经管束尾部，特别对疏水冷段管束冲蚀危害甚大。另外，这两相流体还会严重冲刷疏水管道及其附件，并产生振动，尤其对疏水管弯头及疏水调节阀损害较大。因此，各电厂应禁止长期无水位运行。热工自动调节能满足各种运行工况，保证调节性能，提高自动投入率，而运行人员应加强监督，一旦疏水自动调节装置不能自动维持水位时，应手动调节维持。

2）加大疏水通流面积。若原设计疏水通流面积过小，或由于疏水温度过高及疏水管布置不合理造成压降太大使疏水在流动中汽化而造成的疏水不畅，也可考虑扩大疏水调节阀窗口面积。根据东北电管局的统计，其下属200 MW机组除一台外各高加均扩大了疏水面积，扩大幅度因厂而异。

3）改变疏水阀的位置。将高加疏水阀装到疏水进入下一设备的进口附近，如将1号高加疏水阀由零米层移至除氧器平台，对防止疏水在管道内汽化而引起的三大通病有一定作用。

4）减缓对疏水管道弯头的冲蚀。对现存的疏水管道特别是弯头的冲蚀损害，可将调节阀后的管道和全部疏水管的弯头壁加厚，弯头还可采用局部扩容减速或衬管，用三通代替90°弯头，用不锈钢弯头代替碳钢弯头，做到定期检查及时更换。

4.3 放空气管及抽汽管道

高加在停放时，如不采取充蒸汽或充氮保护，空气就会进入高加，运行中进入高加的抽汽也会带入或分离出一些不凝结气体，时间长了这些气体会聚集在汽侧某一部位，会大大降低蒸汽在管壁凝结的放热强度，而不凝结气体中的氧气等还会造成管束腐蚀。美国工业界对内部排气系统的研究规定排气口应设在给水入口通道顶部附近，这样可利用管束内的压差，来消除流动死区，并把不凝结气体引向排气孔。

国产高加空气管设计多采用逐级回流，最后送到冷凝器的方案。国外引进机组有的不采用此方法，理由是加热器聚集过多的不凝结气体，不仅影响热交换，而且造成局部温差过大，会对金属产生不良影响。美国F.W公司在高加使用说明书中规定，不得将其它设备不凝结气体输入本级加热器，故高加空气管都是单独引至冷凝器。

由于国产电动抽汽阀严密性和电动执行机构方面的问题，电厂普遍反映抽汽阀关不严。高加故障时，如主机不停，高加无法隔离检修，会影响投入率。一个补救的办法，可在抽汽管道上加装手动抽汽截止阀。另外，高加因故障停用时，如果给水进出口阀门关闭严密，而抽汽阀门有泄漏时，被封闭在加热器管侧的给水受到漏入蒸汽的加热，会使管束内的水压大幅度上升，严重的甚至引起超压爆管。就此而言，加装手动截止阀对于防止管束超压也有好处。

4.4 高加的启停

由于机组采用滑参数启停，故高加可以随同机组同时启停。高加随机启动时，负荷逐渐增加，抽汽温度、压力、流量及加热器水温是逐渐上升的，金属的温升可控制在较小范围内，减少了管系与管板的温差，可避免管系胀口松弛和管系膨胀不均而引起的漏泄。

当然高加启停中水位不易控制，一旦管系泄漏操作比较紧张。现各厂在可能情况下均采用随机启停的方式，其中重要的是温升、温降率的控制，因为温升、温降的速度直接影响焊缝受到的热应力。根据经验，通常以出口水温的变化为判断依据。哈尔滨锅炉厂建议温升不大于3～5℃/min，温降不大于1.7℃/min，上海辅机厂提出的规定2℃/min和1.2℃/min。把温降限制值小于温升值，是由于停用时，总是先停抽汽，而给水仍通过加热器，此时管壁温度高于给水温度，较冷的给水流经管道，使管道首先冷却收缩，容易在管道和管板的结合面上造成破坏。高加管束泄漏通常发生于高加停用后，因此在运行中不仅要重视温升速度，也不能忽视对温降率的控制。

5 结语

在运行当中，高压加热器的泄漏的原因是多方面的，主要原因是由于高加换热管口及换热管道被冲刷及磨损所致，高加是否投入运行对机组负荷和经济性的影响很大。因此高压加热器在运行及检修中，要求严格按照规程进行操作，严禁高压加热器的快速加热和快速冷却。对发现的问题及时进行分析处理，以免对设备造成更大的损失。