高加泄漏原因分析

300MW机组高压加热器泄漏原因分析和对策

曹枝阳

（华能平凉发电有限责任公司，甘肃平凉744000）

【摘要】：高压加热器是给水系统的重要设备，其性能和运行的可靠性将直接影响机组的经济性以及安全性，平凉电厂＃2机组＃3高压加热器在运行中管束频发故障，本文对高压加热器泄漏产生的原因及疏水调节系统和运行水位进行分析，介绍管束泄漏的处理方法，及应采取的预防措施。

【关键词】：高压加热器；泄漏；汽水两相流；原因分析；措施。

0 概况

平凉电厂4×300MW，分别于2000年9月、2001年6月、2003年6月和11月投产，配用的高压加热器（以下简称高加）系哈尔滨锅炉厂引进美国福斯特·惠勒公司技术设计、制造，产品型号为GJ－820－3，＃3高加布置于12.6米层。给水系统为大旁路，高加疏水为逐级自流，高加设计有内置式蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段，高压换热管为U形碳钢管卧式布置；机组自投产以来，高加多次发生泄漏，严重影响机组运行经济性，尤其以#2机#3高加比较突出。因此，对高加泄漏的原因进行分析，并提出相应对策和措施是十分必要的。高加热力系统如图1所示。

图1 高加热力系统

1 运行情况

平凉电厂＃2机组于2001年6月168h试运投产后，在2002年1月16日，运行中的＃3高加水位高报警，机组申请调峰至280MW，将高加汽、水侧隔离后，打开高加人孔，经风压检查发现，管板左上侧有两根管束泄漏，用管塞封焊处理，高加停运38小时。2002年5月24日，运行中水位高报警，将高加隔离后，汽侧打风压试验，用肥皂水检查管板发现，管板左上侧临近同样部位新发现有四根、右上侧临近边缘新发现六根管束泄漏，同样用管塞封焊的办法处理。2002年11月22日，运行中水位高报警，机组申请调峰，高加系统解列，#3高加解体后，汽侧打风压检查发现，管板左上侧邻近同样部位新发现有两根泄漏，在附近扩大封堵共五根、右上侧同样部位新发现三根管束泄漏，在附近扩大封堵共六根、中上部有一根泄漏在附近扩大封堵共四根。2003年3月9日，运行中水位高报警，机组申请调峰，高加隔离停运，检查发现左上侧、右上侧各一根，均因堵塞封焊处存在气泡和裂纹出现泄漏，补焊处理。2003年5月3日，运行中水位高报警，机组申请调峰，高加隔离停运，管板左上侧领近同样部位新发现有两根泄漏，在附近扩大封堵共六根，右上侧一根，中上部一根，用管塞封焊的办法处理。2003年7月，在机组小修期间，委托西安热工院对#3高加进行100％涡流探伤检查，发现管束存在不同程度损伤的共有八十四根，其中管壁损伤壁厚小于60％的有26根，按热工院意见进行预防性封堵处理，但在做气密试验检查时，发现原封堵管塞封焊多处有气孔、裂纹等问题，原因是在封堵溶合区，由于多次泄漏反复补焊后，堆焊溶合区存在的应力未

释放，并且熔敷金属较厚、面积大，出现金属组织疏松，应力集中产生裂纹，如长期发展，担心会对管板造成负面影响，通过研究决定用碳弧气刨彻底清理管塞封焊拔出管塞，对管板进行着色检查，未发现异常情况，重新封堵施焊处理，对26根涡流检查壁厚小于60％的也进行了封堵，重新进行气密检查无渗漏。2004年7月23日，＃2机组大修中，在打开高加人孔拆除隔板后发现管板左上角有一直径约为30mm深15mm孔洞，对孔洞周边进行清理打磨处理，加工特种管塞封堵施焊处理。又对#3高加进行100％涡流探伤检查结果：剩余管壁厚度大于80％有33根、管壁厚度小于60－80％有27根，剩余管壁小于60％有36根，对剩余管壁小于60％进行封堵施焊处理,做气密试验检查无渗漏。

截至2004年10月份累计＃2机组＃3高加泄漏管束101根，202个管口，接近设计裕量达7.2％，给水温度已由刚投产时的274℃降至270℃，对机组经济性和安全性带来影响，随着机组运行时间的推移，封堵管束量的增大，水侧节流流量减小，管束介质流速增大，产生的冲刷和振动也增大，引起管束材料金属疲劳加剧，泄漏量将成倍递增，因受高加设计结构的限制，无法抽管进行深层次分析管材的理化性能和泄漏部位形状特征，给进一步解决高加泄漏提供依据带来困难。

从平凉电厂每次涡流探伤检查结果反映，泄漏缺陷主要集中在下侧疏水冷却段的入口，即距管板2.15mm的位置，利港电厂（300MW×2）、宝钢自备电厂（300MW×2）、沙角C电厂（660MW×2）、华能岳阳电厂(300MW×2)等也存在同样的问题。损坏的原因有以下几个方面：①疏水过冷段入口流速过大形成汽化：②过冷段低水位形成汽化：③水位降到低于疏水过冷段入口，蒸汽进入过冷段。第①条是由于设计流速过大或入口过窄，水流经此处部分汽化，产生汽水混合物。在通常情况下，汽的流速要远远大于水的流速，从而引起冲击和振动。第②和③是指水位过低，这是由于水位调节系统有问题不能维持正常水位。

2 疏水调节系统的性能

平凉电厂机组高加自投运以来，通过现场实际中观察，共同的突出问题是水位波动较大，特别是＃3高加，由于所处工作状态恶劣，温差变化大，更加明显，这给本来设计成内置疏水冷却段结构的高加，造成极大的影响，使得运行指标偏离设计标准，运行情况如表1所示。水位波动的大小取决于水位的调节和控制，高加水位调节系统的性能高低至关重要。

表1 高加的端差

高加原选用MAGNETROL系列的基地式气动操作系统和调节阀控制调节仪，从高加运行的历史、现状反映，暴露的主要问题：（1）高加采用MAGNETROL系列的基调控制系统，该控制调节仪死区大，在水位升高或下降40mm左右时，基调控制调节仪才能感测到水位变化，发出指令到执行器对水位进行调节；（2）基调与调节阀门之间设计安装距离较远，即执行器信号气源管路比较长，当基调控制调节仪发出调节指令，信号气传到疏水调节阀进行调节，传送速度较慢（约2~3秒），调门动作滞后；（3）系统

采用的液位开关动作不可靠，经常出现误发报警及事故解列信号，造成水位保护频繁误动。图2为高加疏水的示意图。

由于MAGNETROL系列的基调控制系统调节效果差，运行中时常引起高加疏水阀频繁调节，事故疏水阀参与调节，引发高加水位波动，当水位波动处于偏低水位运行时，疏水冷却段疏水口的水封丧失，使加热蒸汽直接流入疏水冷却段而疏出，出现“疏水带汽”的现象，蒸汽泄漏热量的损失，导致加热器疏水段温度升高，表现为端差增大，温度和压力变化，出现汽水介质两相流速增大不且稳定，导致高一级（高加）疏水大量涌（吸）入低一级加热器。由于高加系统的疏水量的增大，引起疏水管路冲击振动，疏水调阀和管道已多次破裂。另外,疏水调节阀开闭频繁，调节幅度变大，严重冲蚀阀门；同时，激发疏水管道的振动和噪声，长时间的大幅度振动将会造成管道及其支吊架疲劳断裂损坏，影响安全运行。高加多次解列，存在执行机构动作频繁、易磨损、易卡涩及可靠性差等问题，同时，还存在一种错误观点，认为从安全的角度考虑，加热器的疏水水位保持得低一些，可以防止或减少加热器保护动作和疏水进入汽轮机引起的水击事故。事实上，一旦疏水调节阀卡死或加热器管系泄漏、破裂情况发生时，水位上升很快，水位低一些不可能解决问题，反而会因水位较低延迟了高水位报警和保护的动作。因此，低水位运行造成加热器端差大，由于两相流动过程通常不稳定，水位波动剧烈，机组效率降低，同时造成加热器频繁爆管，影响机组安全稳定运行。

鉴于以上原因，2004年7月＃2机组大修期间，将MAGNETROL系列基地式调节仪进行改造，引入CCS控制进入DCS系统，提高执行器的灵敏度，改善调节速度，使得系统便于检修维护，减少故障，实现当自动系统异常时，运行人员可以对高加水位进行监视调节，也可以通过完善逻辑参与水位保护以及分析水位异常造成加热器解列追忆历史纪录进行事故分析。

通过使用一段时间后，反映出高加水位调节的品质和水位保护的可靠性得到很大的提高，高加运行指标有了改善，端差明显下降，如表2所示。

表2 高加端差改造前后对比

3 水位控制方面

平凉电厂机组高加水位定值是根据制造厂的说明书以及设备上标定的中心线来确定的，但在动态工况下，由于汽和水在水位计连通管上部汽侧和下部水侧流速不同，造成液面上压力也不相同，使得水位计的指示比高加的真实水位要偏高，与实际不符，正常水位值选定点不正确，导致高加长期处于偏低水位或无水状况下运行。

高加没有保持正常的水位运行，疏水冷却段疏水口的水封丧失，带来高加温度和压力的变化，出现汽水介质两相流速增大，引起端差和疏水流量增大，管束材料金属疲劳，对管束冲涮冲蚀，产生水冲击出现振动，这样长时间的恶性循环，造成高加管束损坏，因此，高加能否保持稳定的水位运行,取决于高加水位正常值的确定与实际水位正确与否，这是造成高加管束长期泄漏的原因之一。