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1、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
2、勒能源公司技术生产的，型号分别为 JG102511、JG111012、JG88513。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，减小对低压蒸汽的排挤，提高了经济性。2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
3、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1 1#机 2002 年 03 月 13 日 共计加堵 34 根 2.9%2 4#机 2003 年 07 月 04 日 共计加堵 41 根 3.5%3 2#机 2004 年 09 月 15 日 共计加堵 55 根 4.7%4 1#机 2005 年 03 月 12 日 共计加堵 59 根 5.1%5 3#机 2006 年 05 月 08 日 共计加堵 63 根 5.4%6 4#机 2008 年 07 月 20 日 共计加堵 73 根 6.3%7 1#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
4、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3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
5、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、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 5.64（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
6、远高于正常值，下端差达到 7.59.5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7g/L，PH 值为 9.09.5） ，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
7、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、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，5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 428.5165=263.5,水侧，汽侧工作压差为 19.961.58=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
8、、3#高加正常疏水是疏至除氧器，机组启动过程以及大幅度变工况（锅炉灭火、甩负荷等）运行时，因除氧器压力大幅度变化，引起 3#高加正常疏水量大幅度变化，正常疏水调门时开、时关，引起 3#高加水位波动大，造成汽水冲击引起管道振动使高加疏水冷却段损伤，发生泄漏。3、高加投入时，是由低压到高压的顺序投运的，因此，3#高加是最先投运的，高压给水对 U 型钢管造成的高压水冲击最大，尤其是 U 型弯管处受到的冲刷最厉害，频繁冲刷使管壁冲薄。六、高加泄漏的现象1、3#高加电接点水位计指示水位升高或者维持在高水位，OS画面有相应的水位报警，并伴有“高加水位高值”等光字、警铃响，事故疏水调门可能打开。3#高加温升
9、减小，上端差增大。可能会出现给水流量与汽泵出口流量不匹配，小机转速偏高。（1）造成给水端差增大主要是由于高加水室分程隔板泄漏和凝6结水淹没部分换热管束等降低了传热效果。（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器，为使汽包水位正常，则给水泵转速增加，给水流量增大。（3）由于高加水侧漏入汽侧的水淹没管束，使有效传热面积减小，蒸汽凝结率降低，汽侧压力升高， 排挤本级抽汽量，造成了本级的抽汽压损，同时使高一级抽汽流量增加，即带来汽轮机高压抽汽增加，低压抽汽减少的不利趋势。机组运行时，抽汽压损增加将使加热器内压力降低，若端差不变，则加热器出口水温降低。从而导致汽轮机热经济性降低。（4
10、）在泄漏早期给水出口温度和抽汽压损的变化较显著，故可作为高加泄漏故障的特征量；在泄漏早期疏水温度的变化不是很明显，只能作为判断高加泄漏故障的辅助特征量。2、3#高加掉闸， “高加事故掉闸” “辅机事故掉闸”等光字发出，警铃响，电接点水位计指示满水，对应抽汽逆止门、电动门联关，事故疏水调门可能联开，机组负荷瞬时升高，后降低。给水温度下降，工作面推力瓦金属温度、回油温度升高，高加后各级抽汽压力升高，给水自动切为大旁路。3、3#高加严重满水时，就地翻板水位计与远方电接点水位，OS画面均指示满水，抽汽管道上下壁温差增大，抽汽温度下降，抽汽管道有冲击声和振动，法兰连接处冒汽，汽缸可能进水，轴向位移增大，
11、推力瓦块温度高报警。7七、事故处理1、OS 画面 3#高加“高加水位高值”信号发出时，立即到就地检查正常疏水、事故疏水调门开度情况，水位升高后危急疏水应自动开启，如有卡涩，联系热控，机炉检修开启，降下水位；处理期间注意电接点水位的变化及“高加水位高值”信号的发出。2、如果疏水系统正常，负荷未曾剧烈变化，3#高加水位上下摆动或持续在高水位运行， “高加水位高值”信号发出，各参数、端差、温升、给水或凝结水流量变化明显，有可能是加热器泄漏，严密监视电接点水位的变化及 OS 画面“高加水位高值”信号的发出，做好电泵启动前的检查工作，凝汽器保持低水位运行。3、3#高加水位高且维持在高水位，做好掉高加的准
12、备，解AGC（自动发电装置） ，CCS（协调控制方式）将负荷控制在270MW 以下（规程规定高加掉闸后控制主蒸汽流量控制在820t/h 以下） 。4、如果高加掉闸，机侧检查一、二、三段抽汽电动门、逆止门是否动作关闭，水侧各电动门切换正常，无断水危险，且严密监视 3#加热器水位不再升高，正常、事故疏水调门全开，炉侧将 CCS 指令增加 20MW 左右，以防主汽压力升高，同时减煤粉量，减送风量，送风量适当多减些，保持较小的过量空气系数。如满负荷下掉高加，严防机组过负荷，尤其是末级叶片，视情况8可手动开低旁，快速降负荷至 270MW 以下，开低旁应注意凝汽器水位高值闭锁低旁开及主机真空的变化。5、如
13、果再热压力升高，低旁联开，炉侧减燃烧的同时，机侧根据再热压力，主汽压力缓慢关低旁。6、高加掉闸后，机侧主汽压力上升，主蒸汽流量减少，以及给水温度降低（约 100左右） ，汽包水位会迅速下降，汽泵转速突升，给水流量大于蒸汽流量，大量的低温水进入汽包以及加负荷 20MW 左右开汽机调门的作用，主汽压力逐渐降低，饱和温度降低，汽包壁金属释放出蓄热，炉水含汽量增加，汽包水位又迅速上升，给水流量又大幅下降，造成汽包水位剧烈波动。根据以往经验，汽包水位先降低后，汽泵转速升高后可能跳出自动，等汽包水位大幅上升时调节不及时造成水位保护动作而锅炉灭火。因此，此时虚假水位的调节必须提前手动预调，并且严密注意汽泵自
14、动跟踪情况，调节性能较差时，必要时启电泵维持汽包水位，但切记开启电泵工作油/润滑油冷油器冷却水，关电泵倒暖门，防止电泵倒暖逆止门不严安全门呲汽。7、炉侧快速减负荷的同时，注意主、再热汽温度的调整。由于给水温度降低，锅炉吸热量相对增大，锅炉蒸汽量相对减少，炉膛出口温度及出口烟气温度升高，过热器对流加强，主汽温度上升，因此应及时投入减温水，保证一级减温水的开大，开足，提前控制屏过出口温度，二级减温水微调，细调，作为一级减温水的补充。而再热汽温由于再热流量的增大而降低，尤9其是开低旁后再热器温度会突降，因此综合运用过/再热调温挡板和喷水减温调节再热汽温。8、高加解列后，除氧器水位由于高加约 180t
15、/h 的疏水失去和四抽压力升高会明显降低，水位大幅下降，变频凝泵转速迅速上升，此时机侧一方面保持除氧器低水位200mm 左右，解凝泵变频自动，防止过负荷掉闸，必要时启工频凝泵除氧器补水，一方面加强凝汽器补水，维持高水位运行；炉侧降负荷，减缓除氧器水位下降的趋势，使补水量与负荷相对应。9、注意监视段压力、轴向位移、推力瓦温度、回油温度的变化，一旦超限，按紧停规定处理。10、高加解列后注意抽汽逆止门、电动门的关闭情况及严密监视汽轮机缸温，严防高加反水进入汽轮机高中压缸。如果高加水位不降，且抽汽温度下降明显，上下管壁温差持续增大，就地查抽汽管道有水击声，振动剧烈，法兰处冒汽，并伴有机组振动加剧，轴向
16、位移增大，推力瓦金属温度、回油温度报警，确认发生了汽轮机进水，必须破坏真空紧急停机。停机过程中，全开汽机本体及有关管道疏水门充分疏水，并准确记录惰走时间，惰走时仔细倾听机内声音，测量大轴位移，监视推力瓦温度和各轴瓦回油温度变化。投盘车后测挠度不大于原始值0.03mm，盘车电流正常无大幅度摆动，符合机组热态启动条件，可重新启动机组，但要加强疏水。冲转、升速过程中要仔细听音，监视振动、串轴、推力瓦块温度、胀差等，如有异常，立10即停机。八、3#查漏及布置安全措施1、布置检修安全措施时，主要考虑机组真空。2、3 台高加与给水系统解列，可靠关闭与主给水系统相连接的阀门，对于电动门要手动关紧，并停电。3、3 台高加汽侧进汽电动门全部关闭并停电，高加至除氧器正常疏水门，连续排气门关闭。4、打开高加水侧所有放水门，排空门放水消压，无汽水流出后，方可进行下一步工作。5、高加汽侧放水门和排空门同时打开会导致凝汽器真空下降，在放水消压初期高加
