高压加热器管束爆管原因分析
【摘要】为提高循环效率而设置的给水加热器，作为发电厂的一种主要辅助设备，其故障直接影响机组的出力。一般发电机组在高压加热器（简称高加）停运时出力受限10%左右，导致机组效率降低，发电煤耗增加。本文对高加发生管束爆管原因进行了探讨。
【关键词】高压加热器；管束爆管；故障
根据这些年电厂运行实际案例，造成高加故障停运的最主要因素是高加换热管束的损坏。一旦换热管爆裂，高压给水从破口喷涌而出，在低压室扩容的诱导下，形成巨大的冲击流，对周边换热管造成冲击，这种冲击会造成周围管子的连锁爆管。如不及时处理，会使高加造成严重损坏，甚至使汽轮机发生水冲击，影响机组的安全稳定运行。从管束横截面的分布图分析，见图1-1。
主要损坏区域集中在管束上部外围，和下部外围靠近水位面，以及管束中部区域。经过对管束上部损坏换热管进行的深度测量，主要的爆管点分布在过热蒸汽冷却段蒸汽进口区域，见图1-2。
这一区域的爆管损坏占了总爆管的50%以上。造成蒸汽进口区外排管损坏的最主要的原因是由于蒸汽的高流速造成的。其形成机理是：蒸汽进口区外排管迎风面换热管受到高温过热蒸汽的直接冲击。正常情况下，换热管外表面会有一层凝结膜，保护换热管免受高温蒸汽的直接冲击。但当蒸汽流速过高，破坏了换热管外表面的凝结膜，将会使管材金属与高温蒸汽直接接触，导致换热管的金属热应力急剧上升，并达到金属材料破坏极限强度值，在管内高压作用下爆管。
归纳近年全国各电厂所发生的高加管束爆管现象，主要有以下几种情况：
1.1管口与管板胀接、焊接处泄漏原因
1.1.1热应力过大
高加在启停过程中温升率、温降率超过规定，使高加管子和管板受到较大的热应力，造成管口和管板相联接的胀接、焊接处损坏，引起端口泄漏。调峰时负荷变化速度太快以及主机或高加故障骤然停运高加时，如果汽侧解列过快或汽侧解列后水侧仍继续运行，温降率大于1.7～2.0℃/min，管口与管板的胀接、焊缝处常因冷缩过快而损坏。
1.1.2管板变形
U形管口由管板固定，管板变形使管子的端口发生泄漏。高加管板水侧压力高、温度低，汽侧则压力低、温度高，内置式疏水冷却高加管板水汽两侧的温差更大。如果管板的厚度不够，在热应力的作用下，水侧会发生中心凹陷，汽测会
东北电力技术２００６年第７期高压加热器常见泄漏原因及优化运行 ＣｏｍｍｏｎＬｅａｋａｇｅＣａｕｓｅａｎｄＯｐｔｉｍｉｚｉｎｇＯｐｅｒａｔｉｏｎｆｏｒＨＰＨｅａｔｅｒｓ 朱庆玉 （华能丹东电厂，辽宁丹东１１８３００） 摘要：华能丹东电厂高压加热器管束自１９９８年投产至今未发生过泄漏，其主要原因是多年来一直坚持高压加热器的优化运行，通过技术改进及严格控制，收到非常好的效果。根据华能丹东电厂西屋３５０ＭＷ汽轮机高压加热器的实际系统，介绍了高压加热器优化运行控制管束泄漏的技术措施。 关键词：高压加热器；优化运行；管束；泄漏 ［中图分类号］ＴＫ２２３．５＋２９［文献标识码］Ｂ［文章编号］１００４—７９１３（２００６）０７一００２４—０３ 华能丹东电厂安装了２台西屋公司制造的ＴＣ２Ｆ一３８．６型双缸、单轴、双排汽、凝汽再热式汽轮机，配有英国Ｂａｂｃｏｃｋ公司１１６２．８ｔ／ｈ亚临界自然循环汽包炉及西屋公司３５０ＭＷ全氢冷发电机，锅炉与汽轮机热力系统的布置为单元制。６号、７号、８号高压加热器全部为水平卧式布置，安装在１７．５ｍ高加平台上，对应抽汽分别是６号高加进汽来自中压缸的三抽，７号高加进汽来自高压缸排汽的二抽，８号高加进汽来自高压缸的一抽。高加正常疏水为逐级自流通过自动调节门至除氧器，６号、７号、８号高压加热器分别各自装设危急疏水自动调节门，危急疏水至凝汽器，６号高加水侧人口安装１个三通电动门，８号高加出口安装１个隔离电动门。 高压加热器是汽轮发电机组非常重要的设备，高加运行的好坏直接影响机组的安全经济运行。高压加热器管束泄漏轻则使高加跳闸，造成机组负荷大幅扰动，汽包水位波动，甚至使汽包水位保护动作机组跳闸；重则会发生汽轮机水击事故，造成设备损坏。高加管束泄漏后一般需要检修２～３天，高加停运对机组经济性产生较大影响（见表１）。 华能丹东电厂高压加热器管束自１９９８年投产至今未发生过泄漏，２００１～２００５年高加投入率一直保持在９９％以上（见表２），远远超过“一流火电厂”９５％的国家标准。 表１高压加热器停运对给水温度和供电煤耗的影响 表２华能丹东电厂投产以来每年高加全年平均投入率 根据相关技术资料介绍，我国３００ＭＷ等级的机组，无论是引进型还是全套进口型，其高压加热器管束泄漏带有普遍性，特别是对应三抽的６号高加管束泄漏现象更为严重和普遍，有些电厂由于高加管束封堵超过１０％，不得不考虑整台高加更换，而更换１台高加需要上百万元人民币，更换周期较长，更换工程也非常复杂，对机组的安全经济性影响较大。 高加管束泄漏原因大体可分为设计、制造、运行操作维护及发生管束泄漏后的检修封堵工艺４个方面，由于目前我国３００ＭＷ等级的机组所采用的高压加热器均为典型设计，国内外高压加热器的加工制造水平也普遍提高，新安装的高加只要严格按照新机组启规要求进行水压试验及必要的金属检验并合格，高压加热器应该能够满足机组的运行要求。所以由设计、制造原因造成的高加管束泄漏比例很小。因此，是否进行过高压加热器的优化运行则对高压加热器管束泄漏产生直接影响，由此造成的高压加热器管束泄漏所占比例最大。至于发生高加管束泄漏后的检修封堵技术，这里不再详述。 １高加管束泄漏原因 １．１高加进水、进汽对高加管束的热冲击 高加管束受到急剧的加热和冷却时，其管束材料内部将产生很大的温差，进而引起很大的冲击热应力，这种现象称为热冲击。一次大的热冲击，产
高压加热器更换安全技术措施 一、项目名称：#1机组#6低压加热器更换 二、立项原因： 我厂#1机组#6高压加热器系美国FW公司1986年产品，于1990年正式投入运行，该加热器为立式U型管表面式换热器，系统编号为N21-B006，换热面积9749平方英尺，换热管规格为0.625×0.083英寸和0.625×0.088英寸碳钢管（SA556C-2），换热管数量1420根。高加外壳材质选用SA516Gr70，高加内部隔热罩采用SA387Gr11。该高压加热器从投入运行至今换热管共发生泄漏3次，泄漏管数量5根。 2004年3月3日，在设备巡检过程中，发现1号机#6高压加热器壳体泄漏，及时将高加汽侧解列，周围设安全围栏。打开壳体保温后发现进汽口右侧壳体局部外凸变形。具体情况如下： 1、变形部位：进汽口右侧90度范围； 2、变形面积约：1-1.5平方米； 3、直径方向变形量约：20-30mm。 4、漏汽点为进汽口补强处焊口（变形拉裂，拉裂环形长度900 mm）。 根据高加以上出现的严重缺陷问题，已彻底不能满足在线安全运行需要，机组运行中将#6高压加热器汽侧全部退出运行，疏水管道截断，#7、8疏水改至除氧器运行方式。机组在该方式下长期运行，不论从安全还是经济角度考虑，都势必会造成不良影响。为此，2004年3月与上海动力设备有限公司达成技术协议并签定商务合同，设计制造一台新高压加热器，利用机组检修机会予以更换。定做的新高压加热器交货期已到，同时我厂正逢#1机组计划检修，因此决定在本次C级检修中予以更换，以尽快恢复#1机组高压加热器系统的正常运行。 三、技术方案 1、根据原高压加热器设计参数及性能，提供相关数据，与制造厂（上海动力设备有限公司）签订加工制造技术协议。（详见技术协议） 2、汽机专业根据高压加热器加工制造及交货期申请在2005年度对#1机组#6低压加热器进行技术改造，在保证原高压加热器性能不变、安全可靠性增加的前提下，将原高加筒体厚度（SA516GR70碳钢材质）由原来的15.875mm增加到20mm；内包壳厚度（材质为： SA387GR11CL2）由原来的8mm增加到10mm，焊接要求由原来的单面焊改为双面焊，目前，新高压加热器已经加工制造完毕，并经过验收达到技术要求标准。
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
高压加热器投切 一、允许的温度升降速度 在高压加热器切除或投运时，总的应注意的原则是温度变化不许过快，以免管板两侧，以及管板与管口之间的温差过大，引起过大的热应力和温度变形，使加热器发生泄漏。 高压加热器启停过程中，各制造厂根据各自产品结构特点，给出限制温度变化速度，入福斯特、惠勒公司温升率、温降率均为1.8℃/min，日立公司温升率为5℃/min，温降率为1.8℃/min，哈尔滨锅炉厂规定温升率不超过3～5℃/min，温降速度不超过1.8℃/min。由于停用高压加热器时总是先停汽，给水仍通过加热器，因管板质量大，温度下降慢，故这时管板温度高于给水，较冷的给水流过管子时使管子先冷却收缩，易使管子与管板的结合处破坏，另焊缝受拉应力更易损坏，故冷却速度允许值比温升速度小。由于现在一些加热器尚未安装金属温度测点，只能以出水温度的变化为依据，并且根据每分钟记录来求温度变化率，而不能用一长时间的温度变化计算平均变化率。 二、随主机的启停而启停 以往高压或超高压电厂，在主机启停时，是当主机已带较高负荷后，例如3/4Po时，抽汽压力已可以加热给水，并且疏水可自流回除氧器，以此负荷作为一分界线，确定投入或切除高压加
热器。在这种高压加热器投入或切除方式条件下，很难控制温升率及温降率在允许范围内。现在国内外较多主张是随机启停，或者称滑参数启动滑参数停机。 在汽轮机冲转前，即向高压加热器用小的注水管向高压加热器注水，同时开启空气阀赶完空气，因注水管管径较小，可以控制最初一段的温升速度。在缓慢注水后，待金属温度趋于稳定，再开启联动阀，让给水流过高压加热器。但用联动阀很难控制流量，亦即很难控制温升速度。为了防止联动阀漏水，联动阀前后已装有隔离门电厂，有给水旁路时则可用旁路阀逐渐开启或关闭来控制通过高压加热器的给水量，控制加热器的温升。但采用这方法又会引起旁通阀的磨损，若关闭不严，会影响机组的经济性，有时又不得不在旁路阀旁再加两只小的串联旁路阀，用以控制加热器的温升，如此又使系统复杂，不如增大注水管。另末级高压加热器后，在联动阀及隔离阀加一旁路，用这一通路控制给水量和加热器的温度升高速度。 采用这一方式加热高压加热器时，若采用的变速泵，因这时锅炉的压力甚低，则水压不足以打开联动阀，不得不采用其他措施，例如用凝结水泵出口压来控制联动阀，或另有电动开启装置，或改造执行机构，使之能在较低给水压力下可开启联动阀。亦有启动变速泵时，先关给水调节阀升高压力顶开联动阀后，再开给水调节阀。
加热器端差对经济性影响的分析 在关于汽轮机组的经济性问题上人们往往把目光放在汽轮机的初终参数上，认为它们的变化对机组的经济性影响较大，这无疑是正确的。但分析整台机组的经济性仅限于此也是不全面的，还应关注汽轮机的回热系统，因为汽轮机的回热系统也有相当的节能潜力，现代热力发电厂的汽轮机组都无例外的采用了给水回热加热，回热系统既是汽轮机热力系统的基础，也是全厂热力系统的核心，它对机组和电厂的热经济性起着决定性的作用。 一、给水回热加热系统及其优点 给水回热加热指在蒸汽热力循环中从汽轮机数个中间级抽出一部分蒸汽，送到给水加热器中用于锅炉给水的加热，提高工质在锅炉内吸热过程的平均温度，以提高机组的热经济性。给水回热加热系统是原则性热力系统最基本的组成部分，采用蒸汽加热锅炉给水的目的在于减少冷源损失，一定量的蒸汽作了部分功后不再至凝汽器中向空气放热，即避免了蒸汽的热量被空气带走，使蒸汽热量得到充分利用，热耗率下降，同时由于利用了在汽轮机作过部分功的蒸汽加热给水，提高了给水温度，减小了锅炉受热面的传热温差，从而减少了给水加热过程中的不可逆损失，在锅炉中的吸热量也相应减少。综合以上原因说明给水回热加热系统提高了机组循环热效率，因此，汽轮机采用回热加热系统对提高机组运行经济性有决定性的作用，而回热加热系统的运行可靠性和运行性能的优劣，将直接影响整套机组的运行经济性。 采用回热加热循环的优点 （1）提高热效率。由于抽汽的原因，排至凝汽器的蒸汽量减少，冷源损失减少，所以循环热效率提高。 （2）对于锅炉来说，因给水温度提高，锅炉热负荷降低，因此炉内换热面积减少，节约了钢材用量。 （3）由于中间抽汽，使汽轮机末几级的蒸汽流量减少，减少了汽轮机末几级的流通面积，使末级叶片的长度减少，解决了汽轮机末级叶片设计、制造的难题。 （4）由于进入凝汽器的蒸汽量的减少，凝汽器的热负荷减少，换热面积也减
过热蒸汽冷却段：过热蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的过热蒸汽的一部分潜热来提高给水温度的，它位于给水出口流程侧，并由包壳板密闭。采用过热蒸汽冷却段可提高离开加热器的给水温度，使它接近或略超过该抽汽压力下的饱和温度。从进汽接管进入的过热蒸汽在一组隔板的导向下以适当的线速度和质量速度均匀地流过管子，并使蒸汽保留有足够的过热度以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态，这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可防止 过热蒸汽冷却段：过热蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的过热蒸汽的一部分潜热来提高给水温度的，它位于给水出口流程侧，并由包壳板密闭。采用过热蒸汽冷却段可提高离开加热器的给水温度，使它接近或略超过该抽汽压力下的饱和温度。 从进汽接管进入的过热蒸汽在一组隔板的导向下以适当的线速度和质量速度均匀地流过管子，并使蒸汽保留有足够的过热度以保证蒸汽离开该段时呈干燥状态，这样，当蒸汽离开该段进入凝结段时，可防止湿蒸汽冲蚀和水蚀的损害. 3)高加的投停原则： 投运原则：高加投运时，应先投水侧;再投汽侧，高加可随机启动，也可定压启动，定压启动时，应由低向高逐台启动。 停运原则：高加停运时，应先停汽侧，再停水侧，高加可随机滑停，也可定压停运，若定压停运，先由高向低停汽侧后，再将给水走旁路，如高加水侧进出口阀门不严，应设法关严。 4)高压加热器的启动运行保护措施： 高加主给水水质未达到运行规定值时，该高加系统不得启动。 在启动运行阶段，须待机的时间足够长，以避免各部件中的温度升高太快，产生较大的热应力。启动和停运过程中应严格控制高加出水温度变化率在升负荷时不超过3℃ /min，降负荷时不超过2℃/min。 高加原则上应随机组滑启滑停，当因某种原因不能随机组滑启滑停时应按“由抽汽压力低到抽汽压力高”的顺序依次投入各台高加，且按“由抽汽压力高到抽汽压力低”的顺序依次停运各台高加。 严禁已泄漏的加热器投入运行。
连城电厂#2机组给水温度低的原因分析 及高压加热器改造 乔万谋 甘肃电力公司连城电厂邮编：730332 【摘要】文章介绍了连城电厂#2汽轮机组高压加热器在制造、安装、检修和运行维护中存在的缺陷，分析了这些缺陷对高压加热器运行特性的影响和对给水温度的影响。并结合高加结构特点，在原有设备基础上进行了改造，改造后高压加热器端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 【关键词】汽轮机高压加热器给水温度技术改造 1．概述 连城电厂安装两台北京重型电机厂生产的N100-90/535型凝汽式汽轮机，配套两台哈尔滨锅炉厂生产的HG410/100-10型锅炉，高压加热器为哈锅配套的GJ350-5、GJ350-6型高加，自82年投运以来，两台机组给水温度一直偏低，影响着全厂的经济运行。特别是随着运行小时数的增加，给水温度呈连年下降趋势，虽在历次设备大修中发现和处理了一些影响给水温度的重要缺陷，使给水温度有所好转，但都不能保证给水温度处比较稳定的状况。2000年#2机组大修前，我们对#2机#5、6高加进行全面的热力试验，并进行了认真分析，在大修中对高加各部分进行了仔细的检查，发现并处理了几处影响高加运行特性的缺陷，同时对高加结构进行了改进，使#5、6高加端差减小，给水焓升增大，给水温度提高，效果明显。 2．影响高加运行特性的因素及原因分析 额定负荷下设计工况和实测工况#5、6高加各运行参数如表所示。从额定负荷下设计工况 表：额定负荷设计工况和实测工况加热器运行参数 和实测工况的各主要参数可以看出，#5、6高加偏离设计工况的主要问题是端差较大，#5高加上端差10.4℃，下端差16.1℃，#6高加上端差8.5℃，下端差13.8℃，而加热器设计时一般选择其上端差为0℃，下端差为8℃。由于#6高加上端差的影响，造成给水温度降低8℃，下端差大于设计值5.8℃，其疏水进入#5高加，排挤二段抽汽，造成二段抽汽量减少。#5高加上端差使其出口的给水温度降低，势必导致加热不足的部分将在#6高加内部被加热，造成#6高加热负荷增大，#6高加用汽量增大，本可以用低压抽汽加热的部分给水焓升，而使用高压抽汽加热，降低了回热系统的经济性。 造成#5、6高加上、下端差增大的原因，经分析有以下几种因素： （1）、由于汽轮机相对内效率低于设计值，导致汽轮机的汽耗量增大，相应的给水流量也增大，从而引起高压加热器的热负荷增加。汽轮机制造厂保证给水温度达到设计温度的条件之一就是“汽轮机按制造厂设计热力系统运行，通过高压加热器的水量等于汽轮机的主蒸汽流量”。汽
高压加热器管束爆管原因分析 【摘要】为提高循环效率而设置的给水加热器，作为发电厂的一种主要辅助设备，其故障直接影响机组的出力。一般发电机组在高压加热器（简称高加）停运时出力受限10%左右，导致机组效率降低，发电煤耗增加。本文对高加发生管束爆管原因进行了探讨。 【关键词】高压加热器；管束爆管；故障 根据这些年电厂运行实际案例，造成高加故障停运的最主要因素是高加换热管束的损坏。一旦换热管爆裂，高压给水从破口喷涌而出，在低压室扩容的诱导下，形成巨大的冲击流，对周边换热管造成冲击，这种冲击会造成周围管子的连锁爆管。如不及时处理，会使高加造成严重损坏，甚至使汽轮机发生水冲击，影响机组的安全稳定运行。从管束横截面的分布图分析，见图1-1。 主要损坏区域集中在管束上部外围，和下部外围靠近水位面，以及管束中部区域。经过对管束上部损坏换热管进行的深度测量，主要的爆管点分布在过热蒸汽冷却段蒸汽进口区域，见图1-2。 这一区域的爆管损坏占了总爆管的50%以上。造成蒸汽进口区外排管损坏的最主要的原因是由于蒸汽的高流速造成的。其形成机理是：蒸汽进口区外排管迎风面换热管受到高温过热蒸汽的直接冲击。正常情况下，换热管外表面会有一层凝结膜，保护换热管免受高温蒸汽的直接冲击。但当蒸汽流速过高，破坏了换热管外表面的凝结膜，将会使管材金属与高温蒸汽直接接触，导致换热管的金属热应力急剧上升，并达到金属材料破坏极限强度值，在管内高压作用下爆管。 归纳近年全国各电厂所发生的高加管束爆管现象，主要有以下几种情况： 1.1管口与管板胀接、焊接处泄漏原因 1.1.1热应力过大 高加在启停过程中温升率、温降率超过规定，使高加管子和管板受到较大的热应力，造成管口和管板相联接的胀接、焊接处损坏，引起端口泄漏。调峰时负荷变化速度太快以及主机或高加故障骤然停运高加时，如果汽侧解列过快或汽侧解列后水侧仍继续运行，温降率大于1.7～2.0℃/min，管口与管板的胀接、焊缝处常因冷缩过快而损坏。 1.1.2管板变形 U形管口由管板固定，管板变形使管子的端口发生泄漏。高加管板水侧压力高、温度低，汽侧则压力低、温度高，内置式疏水冷却高加管板水汽两侧的温差更大。如果管板的厚度不够，在热应力的作用下，水侧会发生中心凹陷，汽测会
高压加热器检修工艺规范 1.1 设备简介 a)高压加热器是由上海动力设备有限公司设计和制造 的，型式为卧式表面凝结型换热器。设计留有10%的流 量裕量，即当有10%堵管时，仍能保证高压给水加热器 的性能满足汽轮机组各工况给水加热的要求以及各工 况下加热器疏水端差和给水端差的要求。高压给水加 热器壳体为全焊接结构，并按全真空与抽汽压力加强，能承受现有管道的推力和力矩。高压给水加热器汽侧 装设泄压阀，用于管子破损时保护壳体不受损。高压 给水加热器的管束与管板的连接均采用先焊接、后胀 压的工艺。高压给水加热器装有自密封型的人孔盖。 为避免高温蒸汽对管板及筒壳的热冲击，过热蒸汽冷 却段需用包壳板、套管和遮热板将该段密封。所有疏 水与蒸汽入口处，均装设冲击板，以保护管束。冲击 板、护罩和其它用于防止可能发生的冲蚀的内部零件，其材料为不锈钢。 a)在不要求更换管束和其它主要部件的条件下，能安全、 经济运行30年。设备使用寿命为30年。 1.2 技术规范见表126 表1高压加热器参数
技术规范单位1号高加2号高加3号高加 类型表面式表面式表面式 型号JG-2050 JG-2250 JG-1650 加热面积m22050 2250 1650 设计表压力(水 MPa 38.5 38.5 38.5 侧) MPa 8.81 5.72 2.5 设计表压力(汽 侧) 设计温度(水 ℃440 280 230 侧) ℃440/310 370/280 510/230 设计温度(汽 侧) 工作表压力(水 MPa 38.5 38.5 38.5 侧) MPa 8.81 5.72 2.5 工作表压力(汽 侧) 净重kg116113 85 水侧试验表压 MPa 57 57 57 力 MPa 13.228.58 3.75 汽侧试验表压 力 壳体管材SA516Gr70 SA516Gr70 SA516Gr70
＃2机＃1高加疏水端差大原因分析 一、＃2机通流部分改造前后＃1高加疏水温度对比 由附表可知，＃2机通流部分改造前，负荷580MW时，#1高加疏水温度为253℃，进水温度为241℃，则改造前＃1高加疏水端差为12℃；＃2机通流部分改造后相同负荷下#1高加疏水温度约258℃，进水温度为236℃，则改造后＃1高加疏水端差约22℃，同比＃1高加疏水端差上升约10℃。 二、加热器疏水端差大理论原因 1、加热器运行水位低，导致疏水中带汽，疏水温度上升，疏水端差增大。 2、加热器运行中事故疏水动作，导致加热器水位下降，疏水温度及疏水端差上 升。 3、加热器进水温度降低，本级加热器吸热量自行增大（抽汽量增加），疏水温度 上升，疏水端差自行增大。 4、加热器内部汽流隔板损坏，影响蒸汽凝结，疏水段带汽，疏水温度上升，疏 水端差增大。 5、疏水温度测量有误，温度指示高。 三、目前＃2机＃1高加疏水端差大原因分析 1、＃2机通流部分改造后，经与仪控就地核对＃1高加水位，正常疏水定值定为700mm，就地实际水位约440mm，在正常水位线运行，说明＃1高加正常运行水位控制正常。为再次验证定值是否偏低，本月19日进行了＃1高加水位试验，相关数据如下： 试验中发现当水位上升至773mm 时，＃1高加水位高“光字牌”报警发出，说明此时液位高开关已动作，实际水位已高，因此目前水位定值700mm比较合理。 2、＃2机通流部分改造后，相同负荷下主汽压力下降约1.2MPa，三台高加的抽
汽压力必然下降，抽汽量必然相应增加。由附表可知，改造前、后＃1高加抽汽压力下降约0.6MPa（改造前＃2机超压运行，#1高加超压约0.4MPa），进水温度下降约5℃，温升下降约5℃，根据加热器自平衡原则，改造后＃1高加的抽汽量必然增加，从而引起疏水温度上升、疏水端差增大，这也是＃1高加疏水端差增大的主要原因。同理#2 四、结论及有关建议 1、＃2机通流部分改造后相同负荷下＃2/＃1高加温升分别下降2℃/5℃，给水温度下降约5℃，＃3高加大修中已更换，温升未变化（因为大修前＃3高加已堵管约15％）。目前＃2机满负荷时如＃1高加抽汽门不节流，给水温度基本能达到额定值（小于设计值约2℃），但夏季因真空的下降、抽汽量的增加，＃3高加事故疏水频繁动作，＃1高加抽汽电动门将被迫节流，给水温度下降约7～8℃，影响经济性。 2、经试验及就地核实，目前＃1高加的实际水位定值700mm正常，疏水端差约20℃，但目前水位能保证加热器的安全运行。此外仪控部已检查＃1高加疏水温度测量、显示正常。 1、建议利用检修机会，对＃1高加内部汽流隔板及疏水段进行检查，消除可疑 点，同时也可确认加热器的安全状况。 五、附＃2机通流部分改造前后高加运行参数
高加泄露的原因分析及预防措施 摘要：分析了高压加热器泄露原因，针对不同泄漏原因分别找出了相应的对策，对机组安全经济运行具有十分重要的意义。 关键词：加热器；泄漏；原因；故障；对策 公司300MW机组配置３台高加，均为卧式滚筒结构，串联布置。疏水逐级自流，水位采用自动调节方式。在启停和低负荷时，疏水倒至凝汽器；正常运行时，高加疏水倒至除氧器。额定负荷下，高加出口温度可达２７８℃。自投产以来，因为高加内部钢管泄露、外部大法兰及疏水管道泄露，经常不得不退出运行检修处理，在很大程度上制约着机组的安全、经济运行。经过长期实践，得出以下原因分析和预防措施。 １高加泄漏原因分析 １．１热应力过大加热器在启停过程中、调峰时负荷变化速度太快、主机或加热器故障而骤然停运加热器时，都会使金属温升率、温降率超过规定，使高加的管子和管板受到较大的热应力，管子和管板相联接的焊缝或胀接处发生损坏，引起端口泄漏。又因管子管壁簿、收缩快、管板厚、收缩慢，常导致管子与管板的焊缝或胀接处损坏。 １．２管板变形管子与管板相连，管板变形会使管子的端口发生泄漏。高加管水侧压力高、温度低，汽侧则压力低、
温度高，如果管板的厚度不够，则管板会有一定的变形。管板中心会向压力低、温度高的汽侧鼓凸。在水侧，管板发生中心凹陷。在主机负荷变化时，高加汽侧压力和温度相应变化。尤其在调峰幅度大、调峰速度过快或负荷突变时，在使用定速给水泵的条件下，水侧压力也会发生较大的变化，甚至可能超过高加给水的额定压力。这些变化会使管板发生变形导致管子端口泄漏。 １．３冲刷侵蚀当蒸汽的流动速度较高且汽流中含有大直 径的水滴时，管子外壁受汽、水两相流冲刷，变薄，发生穿孔或受给水压力而鼓破；其次，当高加内某根管子发生损坏泄漏时，高压给水从泄漏处以极大的速度冲出会将邻近的管子或隔板冲刷破坏；另外，因防冲板材料和固定方式不合理，在运行中破碎或脱落，受到蒸汽或疏水的直接冲击时，失去防冲刷保护作用。 １．４管子振动启动时暖管不充分管道积水或给水温度过低、机组超负荷等情况下，发生水锤现象时，通过加热器管子问蒸汽流量和流速工况超过设计值较多时，具有一定弹性的管束在壳侧流体扰动力的作用下会产生振动。当激振力的频率与管束自然振动频率或其倍数相吻合时，将引起管束共振，使振幅大大的增加，导致管子与管板的连接处受到反复作用力造成管束损坏。同时，支吊架松动，管道布置不合理，会造成管束与高加本体振动不同步引起断
解列#1高压加热器 Unit #1 HPH shut down 编号No.: 第 1 页共 1 页（1/1） No. 顺序 Operation Items 操作内容 Executed 已执行 1.接值长令，解列#1高压加热器[1LAD10AC010]。Receive command from shift in charge, shut down #1 HPH. 2.逐渐关闭#1高压加热器进汽电动门[1LBQ10AA110]，控制水温下降速率＜1.8℃/min。 Gradually close #1 HPH steam inlet motor valve, control water temperature decreasing speed ratio to ＜1.8℃/min. 3.关闭#1高压加热器运行排气一、二次手动门。 Close #1 HPH air vent primary and secondary manual valve. 4.高压加热器进汽电动门关闭后，关闭#1高加抽汽逆止门[1LBQ10AA120]。 After HPH steam inlet motor valve closed, close #1 HPH steam extraction check valve. 5.开启#1高加抽汽逆止门前疏水门[1LBQ10AA410][1LBQ10AA411]。Open #1 HPH steam extraction check valve fore-drain valve. 6.关闭#1～#2高加正常疏水调整门[1LCH11AA210]。Close #1~#2 HPH drain adjusting valve. 7.关闭#1高压加热器危急疏水调整门[1LCH12AA210]。Close #1 HPH emergency drain adjusting valve. 8.通知锅炉注意给水流量，关闭#1高加入口三通阀[1LAB50AA120]。 Inform boiler part to pay attention to feed water flow, close HPH inlet three-way valve. 9.关闭#1高加出口电动门[1LAB60AA110]。Close #1 HPH outlet three-way motor valve. 10.关闭#1高压加热器危急疏水调整门前手动门[1LCH12AA010]。 Close front and rear manual valve of #1HPH emergency drain adjusting valve. 11.关闭#1～#2高加正常疏水调整门前后手动门[1LCH11AA010][1LCH11AA020]。Close front and rear manual valve of #1~#2 HPH drain adjusting valve. 12.联系电气高压加热器系统电动门、调整门停电。 Contact electrical part, HPH system motor valves, adjusting valves power cut. 13.开启#1高压加热器汽侧放水一、二次手动门[1LCH13AA411][1LCH13AA410]。Open #1 HPH steam side water discharging primary and secondary manual valve. 14.开启#1高压加热器水侧入口放水一、二次手动门 [1LCH14AA410][1LCH14AA411]。 Open #1HPH water side inlet water discharging primary and secondary manual valve. 15.操作完毕，汇报值长。 Operation completed, report to shift in charge. 操作人(Operator) ______________ 监护人(Supervisor) _____________ 值班负责人(Responsible):__________________ 值长(Shift-chief):_______________ 1
低压加热器系统
京能集团运行人员培训教程BEIH Plant Course 低加系统 LP Heater SYSTEM TD NO.100.X
目录 1.教程介绍 (8) 2.相关专业理论基础知识 (10) 3.系统的任务及作用 (14) 3.1.1.抽汽回热系统作用 14 3.1.2.加热器的作用 15 3.1.3.低加的作用 16 4.系统构成及流程 (17) 4.1低加系统的构成 17 4.2低加系统流程 17 5.设备规范及运行参数 (19) 6.设备结构及工作原理 (21) 6.1低压加热器结构 21 6.2低压加热器工作原理 25 6.3低压加热器的管板-U形管
7.控制及联锁保护 (29) 7.1低加水位报警保护设置 29 7.2五段抽汽逆止门前、五段抽汽电动门前 后疏水门的联锁与保护 (29) 7.3六段抽汽逆止门前、六段抽汽电动门前 后疏水门的联锁与保护 (30) 7.4五段抽汽电动门、逆止门的联锁与保护 30 7.5六段抽汽电动门、逆止门的联锁与保护 31 7.6#5、6低加出入口电动门联锁与保护 31 7.7#5、6低加旁路电动门的联锁与保护 31 7.87A/7B低加出、入口电动门的联锁与保 护 32 7.97A/7B低加旁路电动门的联锁与保护 32 8.基本运行操作 (33) 8.1低压加热器的投运
8.2低压加热器的停运 34 9.巡回检查标准 (35) 10.设备检修安全措施 (39) 11.常见异常故障 (41) 11.1加热器振动 41 11.2加热器水位高 42 11.3加热器端差大 43 12.安全警示(安规及25项反措要求) (44) 13.事故案例 (47) 某厂5段抽汽波纹补偿器爆裂 (47) 14.设备附图 (56) 14.1低加结构示意图 56 14.2低加系统就地画面 56 14.3#7低加就地图片 57
高压加热器泄漏原因分析及预防措施 一、设备概述 我厂国产优化改进型300MW汽轮机的高压加热器，采用三台引进福斯特——惠勒公司技术制造的单列卧式表面加热器。高压加热器带有内置式蒸汽冷却段和疏水冷却段，如图一。蒸汽冷却段利用汽轮机抽气的过热段来提高给水温度，使给水温度接近或略高于该加热器压力下的饱和温度。凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给谁。疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度下。 二、高压加热器泄漏后对机组的影响 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。由于水侧压力（20MPa）远远高于汽侧压力（4MPa），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，具体对机组的影响如下： 1.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。 2.高加泄漏后，由于水侧压力20MPa，远远高于汽侧压力4MPa，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。 3.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12g/kwh，机组热耗相应增加 4.6％，厂用电率增加约0.5％。 4.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。 5.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。 6.高加泄漏，每次处理顺利时需要30小时，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。 三高加泄漏的现象 1.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。 2.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。 3.高加泄漏后，由于传热恶化，则造成给水温度降低。 四高加泄漏原因分析 1.运行中高加端差调整不及时。 300MW机组运行规程规定，高压加热器下端差正常为5.6——8℃。（端差是指高压加热器疏水出口温度与给水进口温度的差值。） 由于运行人员责任心不强，在疏水调节装置故障或其他原因造成高加水位大幅度波动的情况下，没有及时发现，未能及时处理，致使高加端差波动较大。 2.高加受到的化学腐蚀。 300MW机组给水品质规定：给水容氧＜7μg/L,PH值为9.0——9.4. 给水容氧超标，将造成高加U型钢管管壁腐蚀而变薄，钢管与管板间的胀口受腐蚀而松弛，经长期运行，寿命逐渐缩短。 3.负荷变化速度快给高压加热器带来的热冲击。 在机组加减负荷时，负荷变化速度过快，相应抽汽压力、抽汽温度迅速变化，在给水温
整体解决方案系列 高压加热器运行技术措施（标准、完整、实用、可修改）
编号：FS-QG-87295高压加热器运行技术措施 Technical measures for high pressure heater operation 说明：为明确各负责人职责，充分调用工作积极性，使人员队伍与目标管理科学化、制度化、规范化，特此制定 高压加热器是发电机组运行中，汽机不可缺少的重要组成部分;它的正常投入能够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。为确保我厂高压加热器的正常投入和稳定运行，提高高压加热器投入率特制定以下措施: 一、高压加热器投运 (一)、高压加热器水侧投运 1、检查高压加热器各水位计、温度、压力表计正确投入; 2、检查高加进口电动三通阀在关闭状态，给水走旁路，给水母管压力正常; 3、检查高加出口电动门在关闭状态; 4、检查关闭高压加热器进出、口管道放水门; 5、检查关闭高压加热器进出、口水室放水门;
6、检查高压加热器汽侧水放尽后关闭放水门; 7、检查关闭高压加热器危急疏水门; 8、开启高加水侧放空气门，就地稍开高加注水阀向高加缓慢注水; 9、待高加水侧放空气门连续出水后关闭水侧放空气门; 10、待高加水侧压力升至与给水母管压力相同时(若高压加热器水侧压力达不到给水母压力，则停止充水，对高压加热器进行查漏并联系检修处理)，观察10分钟，检查高加水侧压力及汽侧水位的变化，以确定高加是否泄漏; 11、缓慢开启高加出口电动门，检查高加水侧压力及汽侧水位有无异常，以确定高加及相应管路是否泄漏，直至高加出口电动门全开; 12、开启高加入口电动三通阀，切断给水旁路，关闭高加注水阀，注意给水温度、压力的变化; (二)、高压加热器汽侧投运 1、机组冷态启动时，高压加热器汽侧采用随机投运，汽轮机冲转前，投入高压加热器汽侧运行; 2、检查高加逐级疏水(汽液两相流)调节装置各阀门位
水位影响 低水位：疏水器故障，导致加热器长期处于无水位运行状态，大量的汽水混合物沿着加热器进入疏水管道，造成管子强烈振动，同时加热器无水位运行还造成加热器的疏水管道及弯头的严重冲刷，管壁很快就变薄，以致在运行中，发生爆破，造成事故。加热器无水位运行就是指疏水调节器故障，本级加热器疏水逐级自流到下一级加热器，与此同时大量的蒸汽串入下一级加热器，造成机组的热经济性大幅度降低。其原因之一是高能级抽汽贬为低能级使用；其二加热器的传热恶化造成加热器出口水温降低。 1、高加低水位运行，高加疏水不能降低到进入下一级时的压力和温度，对下级的加热器进汽发生排挤现象，使得下级加热器水位波动大，高加疏水调节阀频繁动作，加热器的出口管附近的换热管容易发生断裂。 2、高加长期低水位或无水位运行，破坏了加热器疏水口的虹吸现象，高温高压蒸汽通过疏水口直接进入下一级加热器，由于上一级的蒸汽压力大大高于下一级加热器，高压蒸汽在通过疏水调节阀时，由于压力急剧下降，比容急剧增大，流速急剧增大（最大可增加原流速20倍），发生汽液两相流，这种汽液两相流严重时会破坏高加疏水调节阀的工况，对高加疏水管进行严重冲刷，并引起高加疏水管道振动，诱发管道支吊架断裂及管道爆破。 由于上一级疏水进入下级加热器时流速急剧增大，在下一级的高压加器入口处的换热管，发生严重振动并可引起断裂。 高水位：会减小有效传热面积，导致加热器性能下降（给水出口温度降低）。过高蒸汽带水，水冲击 1）疏水调节阀不正常运行或失常。 2）加热器之间压差不够。 3）加热器超载荷。 4）高压加热器换热管损坏。 5）钢管胀口松弛泄漏。 出水温度下降的原因有： 1）抽汽阀门未开足或补卡住。2）运行中负荷突变引起暂时的给水回热不足。3）给水流量突然增加。4）水室内的分程隔板泄漏。5）高压加热器给水旁路阀门未关严，有一部分给水走了旁路，或保护装置进、出口阀门的旁路阀等未完全关严而内漏。6）疏水调节阀失灵，引起水位过高而浸没管子。7）汽侧壳内的空气不能及时排除而积聚，影响传热。8）经长期运行后堵掉了一些管子，传热面因之减小。 什么是高压加热器的上、下端差？上端差过大、下端差过小有什么危害？ （1）上端差是指高压加热器抽汽饱和温度与给水出水温度之差；下端差是指高加疏水与高加进水的温度之差； （2）上端差过大，为疏水调节装置异常，导致高加水位高，或高加泄漏，减少蒸汽和钢管的接触面积，影响热效率，严重时会造成汽机进水； （3）下端差过小，可能为抽汽量小，说明抽汽电动门及抽汽逆止门未全开；下端差大原因或疏水水位低，部分抽汽未凝结即进入下一级，排挤下一级抽汽，影响机组运行经济性，另一方面部分抽汽直接进入下一级，导致疏水管道振动。正
高压加热器泄漏原因分析及防止措施 高压加热器系统是火电机组的主要热力系统之一。长期以来，由于设计、制造、安装和运行等方面的原因，加热器泄漏的情况屡有发生，特别是大机组的高压加热器，情况尤为严重。因高压加热器系统泄漏导致故障停运的次数已占整个高压加热器故障停运的次数的6 0 % 以上，成为影响大机组等效可用系数的第二位因素，仅次于锅炉爆管。这不仅影响大机组的稳发，满发，而且因给水温度下降，使整个机组的热效率降低，影响了大机组高效低耗优越性的正常发挥。随着当前电力企业内部挖潜增效工作的深入开展，在运行中及早发现高压加热器系统的泄漏，尽早采取措施，把故障的损失降低到最小程度，以提高整个火电厂循环的经济效益，是当前摆在我们面前的紧迫任务之一。 1 高压加热器泄漏原因分析 1.1 高压加热器启停时过大的热冲击有的机组由于高压加热器不能随机启动，使其在每次启动过程中，都受到较大的热冲击，导致加热器水室隔板泄漏。按规程规定要求高压加热器进汽电动门应间歇开关，而实际操作过程中电动门并不具备这一功能，在高压加热投运和解列时，电动门的开关是在短时间内完成的。由于机组启停频繁，启停时其温度变化率超过规定的允许值，结果使高压加热器内部管子及管板
温度急剧变化，从而产生一定的交变热应力，在这种应力的作用下，管子受到疲劳损伤破坏。 1.2 高压加热器疏水水位不稳定高压加热器运行时，其疏水水位的热工测量信号与实际的水位不符，即实际水位在要求范围内，而测量的水位信号却反映偏高或偏低，造成所谓的“虚假水位”，当反映偏高时，危急疏水电动门自动开启，导致高加低水位或无水位运行;当反映偏低时，危急疏水电动门自动关闭，疏水水位逐步升高，导致高水位保护动作，危急疏水电动门又再次开启，甚至由于测量水位信号误动而导致高压加热器解列。无论是测量水位反映偏高或偏低，均使得危急疏水电动门频繁开关，使管束受到不应有的冲刷，震动，管板过热，从而加速了管子的损坏程度。通过观察，高压加热器管子断裂处均在与管板连接位置。 1.3 高加热器危急疏水调节门不严机组为了提高安全运行可靠性，高压加热器装设了危急疏水系统，但由于国产疏水调节门质量不过关，造成内漏，不能保持一定的疏水水位，致使管子长时间受到汽水冲刷振动以及管板过热。 1.4 高压进汽门不严高压加热器解列时，由于进汽门不严，仍有部分加热蒸汽漏入，造成管子过热，导致强度降低。 1.5 损坏断裂管子对周围的破坏高压加热器内损坏断裂的管子端部处于自由状态，在高速气流的冲击下自由摆动，不断碰磨撞击断裂管周围的管子，扩大了周围管子的破裂泄