浅谈自备型热电厂高压加热器管系泄漏及解决措施

摘要：根据鄂尔多斯煤制油热电100MW机组高压加热器漏泄情况，分析了造成加热器频繁泄漏的各种因素，指出了管系高温频繁变化腐蚀是造成高压加热器漏泄的主要原因。提出了解决措施，更换耐高温材质的管、增设凝结水小旁路、优化运行等措施。

关键词：自备型100MW机组　高压加热器　管系漏泄　原因分析　措施

#2机组#2高压加热器自投产运行以来，多次发生泄漏事故，为了找出#2高压加热器泄漏的原因，为高加定修、调整及处理提供参考依据，根据中心4台高压加热器检修维护实践及上湾电厂50MW机组高加泄漏情况的调查分析，从#2加热器的结构特点和泄漏情况及处理工艺、工况变化、运行条件等几方面对泄漏原因进行分析，提出解决方案。

一、高压加热器的结构特点

高压加热器采用立式布置，U形管，双流程，大开口自密封安装结构，其壳侧为蒸汽，管内为给水；蒸汽在高压加热器内部对给水的加热分为过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结冷却段，来自汽轮机的抽汽。#2高加的壳侧及水侧均设有超压保护装置，水侧入孔门采用自密封结构；给水进口经过导流装置即成各部分均匀的稳定流，防止给水对管板表面以及换热管头的冲蚀，这种工艺的可靠性比较高。从#2高加的主要工艺、整体结构以及与其具有相似结构的#1机#2高加的运行效果上看（#1机#2高加从未发生泄漏），#2加热器的设计制造是比较完善的，它不应存在导致其管系泄漏的制造缺陷。

二、高压加热器泄漏对机组的影响

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，以减少堵焊的管子，同时给水温度大大降低，影响锅炉出力。

高加泄漏后，由于水侧压力远高于汽侧压力，当水位急剧上升，水位保护未动作时，水位将淹没抽汽进口管道，甚至倒灌入汽缸，造成汽轮机水冲击。

高加停运后，相应的抽汽就停止，会使汽轮机末级蒸汽流量增加，恶化末级叶片运行工况，叶片遭到侵蚀损坏。

高加停运，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，泄漏对应的监视段抽汽口的各级叶片，隔板的轴向推力增大，斥汽损失增加，会危及到汽轮机安全运行。

三、#2高加的泄漏原因与处理

侵蚀泄漏：由于微小的泄漏，造成固体或液体颗粒随抽汽高速冲击碳钢管表面的金属结构，剥落，并被流动的介质带走，高速流动汽流中含有足够大的水滴时，会对金属壁产生侵蚀作用，尤其是碳钢管高加，汽水混合物的侵蚀作用就更加明显。

管束的振动损伤和破坏：管束振动是管壳式换热器普遍存在的一个问题，具有一定弹性的管束在蒸汽流动扰动力的作用下会产生振动，当激振力的频率与管束的固有频率相吻合时，就引起共振，使振幅大大增加，就会造成管束的损坏，振动的管子与支撑拉板、管板、相邻管之间发生摩擦，碰撞，会使管子磨损或疲劳断裂。

高温腐蚀：调压机组频繁的交变温差不仅产生交变热应力，而且交变温差频繁，易导致非凝结气体的积存而产生管系腐蚀。

#2高加管系泄漏的处理，采取以下方案：在高加水室温度降至安全温度以下，首先向汽侧通入压缩空气，水侧管板上用肥皂水刷涂水室管板表面，检查肥皂泡破裂的情况来判断加热器漏管的位置及根数，漏管的根数与位置确定之后，再确定需堵管的位置与数量，为了防止已损伤但尚未漏泄的管子继续漏泄，不仅要堵上全部漏管，而且漏管的1圈至2圈未漏的管子也要堵上；堵管所用的堵头长度为50mm，并带有锥度，锥度为0.05mm/mm，堵头大端至少要比管孔大0.025mm，且不大于0.05mm，深度约20mm，直径以保持至少3mm壁厚为宜，可防止堵头应力不均造成脱落。

四、高加运行条件的分析对比

#1机#2高加、#2机#2高加最大保证工况80%负荷运行条件对比：

#1机#2高加：汽侧压力2.14MPa，温度348.8℃，进汽量：105.31t/h，给水温度143℃.

#2机#2高加：汽侧压力1.91MPa，温度372.9℃，进汽量：80.25t/h，给水温度143℃。

上湾热电#2高加：汽侧压力1.047MPa，温度219.5℃，进汽量：47.73t/h，给水温度105℃。

综上，由于负荷不稳定，#2机作为调压机组，#2机#2高加汽侧压力最低，进汽量最少，而汽侧温差最高。综合考虑给水的流程及给水压力，给水为母管制，可得如下结论：#2高加由于汽侧压力最低，而水侧压力相同，因而#2高加管系的内外压差最大；汽侧温度最高，而给水温度却又一样，#2高加的管系内外温差最大。从高加的运行条件看，#2高加的运行条件最为恶劣，#2高加的给水压力与#1机#2高加相同，同时#2高加又承受最大的温差；#1机#2高压加热器自投产以来从未发生管系泄漏事故。从#2高加管系所承受的压差与温差来看，显然温差的影响要比压差的影响大得多，由于长期存在管壁温差较大，而且交变温差频繁，这样就容易导致非凝结气体的积存而产生管系腐蚀。因此认为，高温腐蚀是造成#2高加管系泄漏的主要原因。

五、解决方案

#2高加U型管更换为12CrlMoV。综上，高温腐蚀是造成#2高加频繁泄漏的主要原因，而#2高加的U型管耐高温性能差又是产生高温腐蚀的必备条件。因而，将#2高加的U型管全部更换为具有耐高温性能的换热管是有效防止#2高加频繁泄漏的一个根本办法；12CrlMoV管最高使用温度可达530℃；将#2高加的U型管全部更换为12CrlMoV管，从根本上解决了#2高加的管系泄漏问题。

增设凝结水小旁路装置。在换管条件不允许的情况下，可以在#2高加进水电动门后加装凝结水小旁路，将加热器注水充满水侧后，待温度接近于给水温度，开启给水电动门，减小铜管的热温差及应力，但这一方案的实施是以降低凝结水的温升为代价，对机组经济运行不利。

优化运行。为了避免管系受到较大的热应力冲击，启动速度不能太快，应控制单台加热器的给水温升小于5℃/分，温降小于2℃/分，但在负荷变化时往往前一级（#2加热器）温度变化超过了要求，这也是#2高压加热器易损坏的原因之一。

六、预防措施

保证调压负荷曲线平稳：机组在调压或变负荷过程中，蒸汽温度、压力及中压供汽量的不断变化，导致高压加热器抽汽压力、温度以及抽汽量在不断变化，高压加热器内管束由于温度变化而产生膨胀或收缩变形，产生拉应力或压应力于管板和铜管之上，因此，保证机组负荷曲线平稳就显得相当重要。

监视数据校正：定期校对远传水位计（DCS）与就地水位计差值，运行中应随时观察高加给水进出口温度和端差是否在范围内。

改善加热器的投退方式：在机组启停时采用随机启停的方式，尽量避免其它方法投退，以减少应力的损坏。

综上，100MW机组#2高压加热器管系泄漏问题具有普遍性、特殊性和复杂性。高温腐蚀是造成管系频繁泄漏的主要原因；随着检修水平的不断提升、金属材料性能的提高、专用工具的不断发展以及化验方法的不断改进，类似于自备型高加的泄漏问题会有更为科学合理的处理工艺。

参考文献

[1]钟声玉.流体力学和热工理论基础[M].北京：机械工业出版社.1979　.

[2]杨世铭.传热学[M].北京：高等教育出版社.1987.

[3]蔡锡宗.高压给水加热器[M].北京：水利电力出版社，1995.

[4]热电中心.高压加热器操作技术要领第2版.2007.

作者简介：刘龙（1983-）男，陕西榆林人，神华鄂尔多斯煤制油分公司热电生产中心助理工程师，汽轮机本体检修高级工。研究方向：设备管理，汽轮机节能管理。

仵丽娜（1982-）女，陕西富平人，神华神东电力公司郭家湾电厂助理工程师。研究方向：电厂化验。