高压加热器泄漏原因分析及对策

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1、第32卷第6期华电技术Vo1．32No．620l0年6月HuadianTechnologyJun．2010高压加热器泄漏原因分析及对策陈涛，魏胜娈(四川华电攀枝花三维发电有限责任公司，四川攀枝花617065)摘要：四川华电攀枝花三维发电有限责任公司2×150MW汽轮机组2005年投入商业运行以来，2高压加热器在运行中频繁泄漏，截至2007年8月，11、12机组堵管率分别达8％和9％，严重影响机组的安全性和经济性。根据2高压加热器制造、安装、调试、实际运行情况，对2高压加热器泄漏的原因进行了分析，提出了相应的解决措施。通过有效的治理，使11、12机组高压加热器的投人率由

2、先前的79．62％和81．98％提高到现在的99．32％和98．43％，提高了机组运行的安全性和经济性。关键词：150MW汽轮机组；高压加热器；泄漏；投入率中图分类号：TK223．3文献标志码：B文章编号：1674—1951(2010)06—0047—03况更为严重。0引言(2)若高加水位急剧升高时保护未动作，一旦四川华电攀枝花三维发电有限责任公司(以下水位淹没抽汽管进口，则会造成汽轮机水击事故。简称三维公司)2X150MW汽轮机采用青岛青力锅(3)高加解列后，给水温度降低。以150MW机炉辅机有限公司生产的高压加热器，其结构特点是组为例，给水温度会由243．86oC

3、降至177．31oC。顺置立式布置、大旁路系统、u形传热管、大开口并为保持负荷不变，则必须增加煤量，增加风机处出具有自密封结构的双流程水室，每台高压加热器设力，这样会造成炉膛过热和汽温升高，从而导致机组有过热蒸汽冷却段和蒸汽凝结段和疏水冷却段3个热耗率增加。传热区段。来自汽轮机的抽汽先经过过热蒸汽冷却(4)高加停运后，还会使汽轮机末几级蒸汽流段冷却，再进入蒸汽冷凝段凝结成疏水，然后进入疏量增加，加剧叶片的腐蚀。水冷却段，疏水经疏水调节阀控制，由压力较高的高(5)高加停运后，还会使抽汽口的各级叶片轴向压加热器(以下简称高加)排入压力较低的高加，而推力增加及锅炉壁温超限。

4、为了确保机组安全，必须压力较低的高加疏水也经调节阀控制排至低压加热限制机组出力(11、12机组均不超过140MW)。器(以下简称低加)或除氧器。(6)高加泄漏消缺时间较长(一般为35h)，严重影响高加投入率。1高加泄漏的现象3高加泄漏的原因(1)高加水位高信号报警。(2)由于高加泄漏，给水大量漏人汽侧，导致给三维公司2×150MW汽轮机2高加管系发生水泵液力偶合器开度增加，给水泵转速增加，电流增的泄漏主要是管口焊缝泄漏和管子本身泄漏。大，给水泵入口流量增大。3．1管口焊缝泄漏的原因(3)高加泄漏后由于传热恶化造成给水温度偏(1)制造质量不佳。高压加热器管子与管板间低，

5、机组热耗率增加。如11机组在100Mw负荷加工、胀管及焊接技术要求很高。高加管板为下设计的高加投入热耗率比切除时低186．620MnMo合金钢，而U形管材料为SA556CrC2无缝kJ／(kW·h)。钢管，故需要堆焊。由于加工技术的差异，易造成管(4)高加端差增大，远远高于正常值。板孔眼尺寸公差误差较大，部分孑L、管间隙偏大，降低了管口适应机组变工况运行的能力。三维公司2高加泄漏后对机组的影响11机组在2005年安装打水压时即封堵1根管板。(1)高加泄漏后，会由于泄漏管周围正常管束(2)管板变形。由于高加是管板结构，当管板受高压水冲刷、冲击而导致破坏泄漏，使高加泄漏情

6、变形时容易使管端口发生泄漏。因为高加水侧压力高、温度低，而汽侧压力低、温度高，两侧间的机械应收稿日期：2009—02—08力与热应力叠加，当管板刚度及强度不够时就会产·48·华宅炭刁c第32卷生变形，向汽侧鼓凸。因机组参与电网调峰，经常处荷时易引起疏水不畅而使水位升高，此时应加强监于变工况运行状态而导致相应变形；又因高加进汽视与检查，必要时提前打开危急疏放水门，降低高加门关不严，机组运行中停运高加时，高加水侧受热也水位，维持正常值。易造成管板变形，造成焊口泄漏。(2)若疏水水位过低引起端差增大，应及时联(3)热应力过大。由于高加未安装测量管板及系热工人员共同到现场进行

7、水位调整。筒体温度的装置，只能以高加出口水温计算温升率(3)加热器中聚集不凝结气体，将严重影响传及温降率。在高加启、停过程中，高加的温升率、温热增加端差，应合理调整高加排空气门的开度。降率过大，使高加管板与管连接处受到很大的热应4．2保持机组负荷变化曲线平稳力，焊缝及胀口处易发生损坏，从而引起端口泄漏。在机组启、停及变工况运行中，高加抽汽参数在特别是机组或高加故障需停运时，汽侧迅速停止供不断变化，为防止因热应力而产生的热变形，应采取汽，水侧仍继续通水。由于管壁薄、收缩快，而管板相应措施。厚度大、收缩慢，导致管板焊缝损坏。从2006年统(1)调整好锅炉