大唐甘谷发电厂741200
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.