汽轮机高压加热器泄漏及处理技术分析

汽轮机高压加热器泄漏及处理技术分析
摘要：在火电厂运行过程中，汽轮机组由于长时间的商业运作，很容易发生高
压加热器泄露事故。

本文对高压加热器泄露原因进行深入探讨，分析出导致高压
加热器泄露主要原因是热冲击和管系高温腐蚀。

因此，针对此种情况，本文提出
相应的解决措施和预防对策，封堵泄露管道，严格控制水质，正确操作启停，避
免较大热冲击等，通过上述的处理技术和措施，能够保障汽轮机高压加热器稳定
运行，保障火电厂经济效益。

关键词：汽轮机高压加热器；泄露原因；处理技术
引言：某火电厂使用600MW的超临界燃煤汽轮机，该机组采用的是单元制
的热力系统，并设有八段的非调整抽汽为高压加热器以及低压加热器提供供给。

高压加热器在使用两年之后，发生了严重的管系泄露现象。

因此，需对高压加热
器泄漏情况、运行情况以及结构特点进行详细分析，找到原因，采取针对性措施。

一、高压加热器投入的意义
火电厂的汽轮机采用的是回热加热系统，其能够有效提升机组的运行稳定性，提升经济性。

汽轮机回热加热系统是否能够可靠、安稳运行，会对整套机组运行
的经济性产生巨大的影响。

因此，考核机组经济性的最重要指标是加热器投入率。

近年来，火电厂机组容量参数提升，高压加热器所承受的温度以及给水压力也有
所提升，在机组运行过程中，容易受到给水泵故障、负荷突变以及旁路切换等问
题引发温度变化和压力变化，为高压加热器带来很大的损害[1]。

二、高压加热器泄露原因分析
在火电厂机组运行过程中，某日出现2号高压加热器的水位过高信号报警，
且泄露检测仪出现报警，该高压加热器的疏水调门接近96%全开，出现危急疏水
动作。

水泵的转速以及给水量和电流量增加，该高压加热器的出口出现给水温度
骤降情况，由此分析，该高压加热器的管系出现泄露情况。

（一）分析高压加热器的结构
2号高压加热器所采用的是卧式的U型管板系统，管侧是给水，壳侧是蒸汽。

在壳侧抽汽会凝结成为疏水。

在高压加热器的内部，蒸汽加热给水主要分为三个
阶段：过热蒸汽、凝结放热以及疏水冷却。

2号高压加热器通过合理加热分配，
可以将疏水逐步的流到除氧器中，从而满足高压加热器正常运转。

2号高压加热
器水侧和壳侧都有超压的保护装置，在水侧的入口门采用的是自密封的结构；加
热器中设有不锈钢的防冲板，其能够使蒸汽避免蒸汽对管束造成直接的冲击，降
低蒸汽对管子的冲蚀。

在加热器壳体每个进口处都设有防冲板。

加热器的水室主
要由进口、出口接管、安全阀、清洗接头、排气接管、密封垫圈人孔盖、引导水
流的分隔板等组成。

加热器壳体是钢板焊接的结构，采用爆炸焊工艺处理加热器
管口和管板，U型管系选用进口材质制成。

结构如图1所示：
图1.高压加热器结构图
（二）加热器泄露判断分析
通过对2号高压加热器前段时间的运行参数进行对比分析，可以判断2号高水侧的泄露
十分严重，对A、B电泵的流量进行时间性综合分析，流量逐渐增大。

在340MW负荷下的电
泵流量以及在450MW负荷下的电泵流量均有所增加。

（三）高压加热器泄露因素分析
1.高温腐蚀
从高压加热器的运行条件上进行对比分析可知：2号高压加热器的汽侧压力是最低的，
且进汽量较少，导致汽温度提升，但给水的温度却是最低。

高压加热器水侧的工作压力已经
达到29MPA，压力最大达到34MPA，因而可见，2号高压加热器的管系内外压力差很大，且
温差很大，在运行中条件十分恶劣。

特别是2号高压加热器进汽的温度已经超过了管系能够
承受温度的范围，达到了承受极限。

2.化学腐蚀
在600MW超临界机组运行中规定给水的品质要求：给水的溶氧量不能超过7ug/L，其
PH值在9.0至9.4之间。

如果机组300MW处于低负荷，那么由于真空系统以及凝水等原因
会导致水溶氧超标，从而引发2号高压加热器的U型管道的内壁出现腐蚀变薄现象，在管板
和钢管之间胀口受到严重的腐蚀，导致出现松弛现象，经过长期的运行，2号高压加热器出
现管系腐蚀泄露的现象。

3.超快变化的负荷产生巨大的热冲击
在机组增加或减少负荷时，导致负荷快速的变化，从而抽汽压力也在快速变化，给水温
度随之变化的反应比较滞后，2号高压加热器的U形管和管口焊缝因长时间受到激烈温度变
化和热应力变化出现损坏，在机组紧急解列或者甩负荷时，给2号高压加热器带来巨大的热
冲力，U形管长期受到热力冲击，导致高温加热器出现泄漏现象[2]。

三、高压加热器泄露对机组的影响分析
高压加热器通过机组中的抽汽，利用加热器的传热管束，将抽汽和水进行热交换，加热
给水，从而提升给水的温度，高压加热器是火电厂提升经济效益的重要手段。

相比于汽侧压力，水侧压力明显较高，如传热管束发生泄漏，那么水侧高压给水会进入汽侧，从而导致高
加水位逐渐升高，恶化传热效果，具体影响如下：
在高压加热器泄露之后，因高压给水的冲力可能导致周围多个管束泄露，加重泄露情况。

因此，必须紧急处理；由于水侧压力比汽侧压力高很多，当高加水位不断升高，水位保护为
开启动作时，那么水位可能淹没抽汽，导致水进入管道，甚至可能进入到中压缸，导致发生
汽轮机水冲击事故；高压加热器解列之后，导致给水温度降低，随之锅炉蒸发量也有所下降，导致主蒸汽压力逐渐下降，想要让锅炉承受机组负荷，需要增加燃煤量，提升风机出力强度，与此同时，因加热器的热流量增加，导致出现超温现象，从而增加发电煤耗，通过热力试验
可以厕所出，在高压加热器全切之后，其标准的煤耗大约增加12g/kw.h，导致火电厂用电量
上升0.5%；在高压加热器停运之后，想要维持机组的出力不发生改变，那么汽轮机的监视段
的压力上升，隔板轴向推力有所提升，从而保障机组运行的安全。

四、高压加热器泄漏预防及处理措施
（一）及时封堵泄漏的钢管
汽轮机高压加热器在停运之后，2号高压加热器进入许可的水室温度后，向汽侧注入压
缩空气，并在水侧管板涂刷肥皂水，保持水室管板的表面光滑，并检查肥皂泡的破裂情况，
从而判断高压加热器的泄露根数以及泄漏位置。

通过检查发现，在2号高压加热器中有4根
U型管严重泄露。

为了避免已损伤泄露管子出现继续泄露情况，可以在泄露管的外围进行封堵。

通过实验可知：在封堵管子之后对高压加热器的通流面积以及安稳运行并无影响。

（二）保障机组的负荷变化呈现曲线平稳状态
在启动或停用机组过程中，蒸汽压力和温度周边，从而导致高压加热器温度和抽汽压力
发生变化。

因此需要结合机组的热应力，保障机组负荷变化能够呈现曲线的平稳状态，有效
防止管道泄漏。

（三）严格操作高压加热器的投停操作
为了能够避免高压加热器在使用过程中出现的热冲击，加热器应当随机的投入启动。

如
高压加热器出现故障停运情况，需要注意严格控制水温在1.8℃/min内。

在高压加热器停运时，需要注意先对1号高压加热器进行停运，之后再停运2号加热器。

在投运过程中，可以
先投入2号高压加热器，之后投入1号，严格控制水温不超过2℃/min[3].
结语：综上所述，汽轮机高压加热器出现泄漏的原因主要是管系的高温腐蚀。

高压加热
器长期处于恶劣的工作环境中，管系温度差和压力差较大，汽侧排气管的气体未凝结或管道
热冲击等问题导致出现泄漏。

因此，应及时采取防范和处理措施，封堵管道，控制水质，保
障高压加热器能够安稳运行。

参考文献：
[1]马士东，袁洪涛，600MWe超临界汽轮机高压加热器泄漏原因分析及处理[J].汽机，
2010（21）.
[2]高建伟.600MW超临界汽轮机高压加热器泄漏原因分析及处理[J]. 科技与企业，2012（12）.
[3]白阳振.600MW超临界火电机组的建模与仿真[D].华北电力大学，2011.。