高压加热器水位高掉闸.doc

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1、高压加热器水位高掉闸的现象和处理摘要：高压加热器对火力发电厂的安全，经济运行影响很大。如果运行中掉闸，可能引起锅炉受热面超温，甚至导致汽轮机水冲击。由于3#高加运行工况复杂，温度较高，压力较低，所以，3#高加泄漏导致高加解列的事故时有发生。因此，从运行层面加强高压加热器水位高的事故分析以及正确判断，并迅速采取处理措施，对于防止事故的扩大，保证机组安全、经济运行无疑起到了很好的预案作用。关键词：高加原因现象处理投运措施一、概述山西阳光发电有限责任公司N300-16.7/537/537-4型（合缸）汽轮机的三

2、台高压加热器（以下简称高加），是由上海电站辅机厂引进美国福斯特·惠勒能源公司技术生产的，型号分别为JG—1025—1—1、JG—1110—1—2、JG—885—1—3。均采用卧式、U形管、双流程、水室自密封结构，带有内置式过热蒸汽冷却段、凝结段、疏水冷却段。如图。过热蒸汽冷却段是利用从汽轮机抽出的过热蒸汽加热给水，使给水温度接近或略超过该抽汽压力下的饱和温度；凝结段是利用蒸汽冷凝时的潜热加热给水；疏水冷却段是把离开凝结段的疏水的部分热量传给进入加热器入口的给水，使疏水温度降低至饱和温度以下，减小对低压蒸汽

3、的排挤，提高了经济性。典型卧式U形管高压加热器二、泄漏情况阳光公司四台机组均发生过多次高加掉闸事故，都是因为3#高加管束泄漏，1#、2#高加却没有发生过泄漏现象。具体泄漏情况如下：序号机组泄漏检修时间管束加堵情况堵管率11#机2002年03月13日共计加堵34根2.9%24#机2003年07月04日共计加堵41根3.5%32#机2004年09月15日共计加堵55根4.7%41#机2005年03月12日共计加堵59根5.1%53#机2006年05月08日共计加堵63根5.4%64#机2008年07月20日共

4、计加堵73根6.3%71#机2009年09月14日共计加堵98根8.4%三、高压加热器泄漏对机组的影响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，由于水侧压力远远高于汽侧压力，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，甚至进入汽轮机，造成汽轮机水冲击事故。3、高加解列后，给水温度降低，由270℃降低为170℃，从而主蒸汽压力下降，为使锅炉能够满足机组

5、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，汽温升高，更重要的是标准煤耗约增加10g/kwh，机组热耗相应增加6％，厂用电率增加约0.5％。4、高加停运后，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。四

6、、高加泄漏原因分析1、加热器端差调整不及时。300MW机组运行规程规定，高压加热器下端差正常为5.6℃（下端差是指高压加热器疏水温度与给水进口温度的差值。上端差是指高压加热器抽汽压力对应的饱和温度与给水出口温度的差值），而实际运行中由于水位偏低等原因，疏水温度远高于正常值，下端差达到7.5℃～9.5℃左右，使高加入口疏水冷却段局部温差过大，应力增加，管道破裂。2、堵漏焊接时产生应力，无法消除。3、抽汽管处防冲板设置不合适或者脱落造成管子冲刷。4、给水品质超标（给水容氧＜7μg/L，PH值为9.0—9.5）

7、，尤其是溶氧，使U型钢管管壁变薄，钢管与管板之间胀口松弛，长期运行，个别管束发生破裂。5、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，在给水温度还未来得及变化，加热器U型管以及端口焊缝由于受激烈的温度交变热应力而容易损坏，6、投入和停运过程中操作不当，如投运前暖管时间不够，投运过程中温升率控制不当，使厚重的管板与细薄的管束间吸热不同步而产生较大的热应力。7、高加停运后保养措施不利。在高加每次停运后，没有按要求采取蒸汽侧充氮和水侧充氨来进行保养

8、。8、高加每次停运后，未进行探伤检测。在高加管板与U型钢管之间的胀口开裂或漏缝的情况下，没有进行探伤检测，给高加下次运行带来隐患。9、在高加U型钢管堵焊时，堵头与管材材质不同，同样给高加运行带来隐患。五、3#高加最易泄漏原因及分析1、3#高加汽侧，水侧入口温差为428.5－165=263.5℃,水侧，汽侧工作压差为19.96－1.58=18.38Mpa，温差，压差在三台高加中是最大的，投停时冷热冲击较1#、2#高加剧烈。2、3