高压加热器运行中存在的问题及对策 高压加热器, 对策, 运行
前言
汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。回热加热系统的运行可靠性和运行 性能的高低，直接影响整套机组的运行经济性，加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。随着 火力发电厂机组向大容量高参数发展，高压加热器（以下简称高加）承受的给水压力和温度相应提高；在 运行中还将受到机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变，这些都会给高加带来 损害。为此，除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外，还要在运行维护等方面采取必要的措施 ，才能确保高加的长期安全运行。
1 存在的问题
为了确保火力发电厂的安全经济满发，各高加均应投入运行。如因故障必须停用高加时，应按照制造 厂规定的高加停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的允许最大出力。我省各发电厂 高加在实际运行中存在的主要问题如下。
1．1 管子及管子与管板的泄漏
管子及胀口泄漏，是各厂均存在的普遍问题。镇海电厂1号机1号高加漏管率达20％以上，2号高加漏管也严重，均已换新。但新高加投运便有3根管漏， 后稳定不再漏管。台州电厂也常处理漏管，少则堵了二三根，多的达十几根，且普遍有停机后再启动时漏管现象。温州电厂1号机1号高加，厂家估计有焊口泄漏。半山电厂机组也均有漏管现象。 目前厂家一般处理办法是在检修中查漏后加堵，这样，在未完全明了泄漏是胀口漏还是管子本身泄漏的情 况下，就会把原应加以补焊的管子都堵死。 1．2 给水自动旁路装置密封设计不佳
镇海电厂反映其200 MW机组的进口联成阀壳体内旁路套筒间隙处漏。据热力试验数据，其最终水温 比3号高加出口水温低2．03℃。运行中发现，在检修后投运后，给水温度明显提高，但运行后不久即回复 到原较低值。检修中发现，其密封用堵料被冲跑，且筒壁被水冲刷成坑洼严重。这样按原设计的密封间隙 便失去其实际意义，现厂家在检修中将原0．70～0．80 mm的间隙减至0．35 mm，并换用高压密封材料 ，效果尚好。
镇海电厂200 MW机组在运行中给水温度212．2℃明显偏低（设计值为240℃）。检修中发现出入口水 室间隔板被冲击，缝隙很大，且隔板与筒壁间留有空洞，使给水短路，后在6号机上加以封死后，给水温 度明显上升，可达230℃，厂家还在另3台200 MW机组的检修中作类似处理。
1．3 疏水系统自动投用不良
镇海电厂每台200 MW机组1号高加，疏水自动不能投，经常性无水位运行。疏水管冲刷严重，振动很 大，其碳钢弯头频繁被冲坏。
半山电厂将1号高加的疏水调节阀移至除氧器平台，这有助于克服疏水管弯头冲蚀严重，管道振动大 等问题。台州电厂125 MW机组1号高加也常低水位运行，振动较大，且疏水调节阀关不死，温州电厂1号 机也时有低水位现象。 1．4 水位计及水位讯号装置不能正常运行
水位计漏是各电厂的普遍问题，温州电厂1号机高加自投运以来一直漏，电接点投运后不久即坏，看 不准。镇海电厂对水位计用了球密封的改进，情况较好。台州电厂也反映水位计与实际情况不符。 1．5 水侧保护不可靠
温州电厂1号机危急疏水管道上一次门为手动，二次门为电动，电厂反映二次门后无隔离门，运行中 无法检修。台州电厂反映危急疏水门漏，且阀座有裂纹，力矩不足。镇海电厂200 MW机危急疏水管有虹 吸井水倒灌现象，已将电动门放大等级。
2 处理对策
针对上述我省发电厂中高加普遍存在的问题，加以归纳总结，提出以下的针对性措施。 2．1 关于钢管及胀口泄漏
胀口泄漏主要原因可归结为不合理的结构和工艺设计、胀接和焊接质量不良及不适当的运行操作方式 。而管子本身泄漏，除了管材质量外，主要是冲蚀、腐蚀及振动等原因。
国内高压加热器的管系泄漏中大多是管口泄漏。在出现管系泄漏时，应查明究竟是管子本身漏还是焊 缝漏，不应草率将管子堵塞，甚至将附近几根管子都堵塞。若是管口漏，便应补焊。这关键在于焊工必须 认真严格地执行工艺规定，克服条件艰苦的困难，耐心仔细地操作，焊补时切忌带水、汽操作，也不能贪 图方便，不铲去小漏量焊缝原有焊渣而直接补焊。
对于管子泄漏，由于改动设计结构和系统有很大的限制，因而对运行工况的控制和操作中的维护显得 十分重要。针对冲蚀和振动引起的管束损坏应采取以下对策：
（1）应避免低水位和无水位运行，防止疏水调节阀开度过大，而在疏水冷却段内引起闪蒸和汽水两 相流。 （2）要监视和控制高加的热力参数，以防冲刷管束并激发振动。
（3）对于已发现的管束泄漏，应及早停用检修，防止继发性冲蚀。朝阳电厂1号机的高加解体中，发 现二次冲刷引起的管束损坏占很大比例。
（4）应严格控制给水品质，包括含氧量、pH值等防止腐蚀。对无铜的系统pH值应控制在9．2～9．8 ，有铜系统则在8．8左右，含氧量应不大于0．005μg／l。
（5）应保证放空气系统的正常工作和采取有效的防腐措施，通常可根据停用时间长短及具备的条件 ，采用充水、充气和充氨的方法。
（6）对U形管高加管束的泄漏，堵管是一种主要的修复手段。在堵管前应查清管束泄漏的型式及位置 ，并据此选用合适的堵管方式及工艺。为保证堵管质量，高加被堵管的端头部位一定要经过良好的处理， 使管孔或管板孔圆整、清洁，与堵头有良好的接触面。 2．2 关于高加疏水系统
解决高加疏水系统的三大通病———堵塞、振动及磨损是确保高加安全运行、提高高加投入率的重要 因素。究其三大通病之根源，都是由于高加疏水会产生两相流体的流动。据有关资料介绍，当流体从单相 流转为两相流时，流体流速会扩大20倍以上，阻力成倍增长。运行中应注意以下问题。
（1）维持高加运行的正常水位，是保证高加正常运行的重要条件。水位过低或无水位运行，对高加 的经济安全运行造成很大危害。当无水位运行时，上一级的蒸汽通过疏水管道直接进入下一级高加的汽侧 ，从而使部分高参数的蒸汽取成了下一级较低参数的蒸汽，降低了回热效果，且破坏了各加热器间的正常 参数关系。而蒸汽夹带水珠流经管束尾部，特别对疏水冷段管束冲蚀危害甚大。另外，这两相流体还会严 重冲刷疏水管道及其附件，并产生振动，尤其对疏水管弯头及疏水调节阀损害较大。因此，各电厂应禁止 长期无水位运行。热工自动调节能满足各种运行工况，保证调节性能，提高自动投入率，而运行人员应加 强监督，一旦疏水自动调节装置不能自动维持水位时，应手动调节维持。
（2）加大疏水通流面积。若原设计疏水通流面积过小，或由于疏水温度过高及疏水管布置不合理造 成压降太大使疏水在流动中汽化而造成的疏水不畅，也可考虑扩大疏水调节阀窗口面积。根据东北电管局 的统计，其下属200 MW机组除一台外各高加均扩大了疏水面积，扩大幅度因厂而异。
（3）改变疏水阀的位置。将高加疏水阀装到疏水进入下一设备的进口附近，如将1号高加疏水阀由零 米层移至除氧器平台，对防止疏水在管道内汽化而引起的三大通病有一定作用。
（4）减缓对疏水管道弯头的冲蚀。对现存的疏水管道特别是弯头的冲蚀损害，可将调节阀后的管道 和全部疏水管的弯头壁加厚，弯头还可采用局部扩容减速或衬管，用三通代替90°弯头，用不锈钢弯头代 替碳钢弯头，做到定期检查及时更换。 2．3 关于放空气管及抽汽管道
高加在停放时，如不采取充蒸汽或充氮保护，空气就会进入高加，运行中进入高加的抽气也会带入或 分离出一些不凝结气体，时间长了这些气体会聚集在汽侧某一部位，会大大降低蒸汽在管壁凝结的放热强 度，而不凝结气体中的氧气等还会造成管束腐蚀。高加汽侧装有放空气管。有些电厂认为空气门节流孔易 冲刷，并由于蒸汽逐级泄漏影响经济性而取消空气门，这是不可取的。美国工业界对内部排气系统的研究 规定排气口应设在给水入口通道顶部附近，这样可利用管束内的压差，来消除流动死区，并把不凝结气体 引向排气孔。
国产高加空气管设计多采用逐级回流，最后送到冷凝器的方案。国外引进机组有的不采用此方法，理 由是加热器聚集过多的不凝结气体，不仅影响热交换，而且造成局部温差过大，会对金属产生不良影响。 美国F．W公司在高加使用说明书中明文规定，不得将其它
设备不凝结气体输入本级加热器，故高加空气管 都是单独引至冷凝器。
由于国产电动抽气阀严密性和电动执行机构方面的问题，电厂普遍反映抽气阀关不严。高加故障时， 如主机不停，高加无法隔离检修，会影响投入率。作为一个补救的办法，可在抽气管道上加装手动抽汽截 止阀。另外，高加因故障停用时，如果给水进出口阀门关闭严密，而抽汽阀门有泄漏时，被封闭在加热器 管侧的给水受到漏入蒸汽的加热，会使管束内的水压大幅度上升，严重的甚至引起超压爆管。就此而言， 加装手动截止阀对于防止管束超压也有好处。 2．4 关于高加的启停
由于机组采用滑参数启停，故高加可以随同机组同时启停。高加随机启动时，负荷逐渐增加，抽汽温 度、压力、流量及加热器水温是逐渐上升的，金属的温升可控制在较小范围内，减少了管系与管板的温差 ，可避免管系胀口松弛和管系膨胀不均而引起的漏泄。 当然高加启停中水位不易控制，一旦管系泄漏操作比较紧张。现各厂在可能情况下均采用随机启停的 方式，其中重要的是温升、温降率的控制，因为温升、温降的速度直接影响焊缝受到的热应力。根据经验 ，通常以出口水温的变化为判断依据。哈尔滨锅炉厂建议温升不大于3～5℃／min，温降不大于1．7℃／ min，上海辅机厂提出的规定2℃／min和1．2℃／min。把温降限制值小于温升值，是由于停用时，总是先 停抽汽，而给水仍通过加热器，此时管壁温度高于给水温度，较冷的给水流经管子，使管子首先冷却收缩 ，容易在管子和管板的结合面上造成破坏。台州电厂反映，其高加管束泄漏通常发生于高加停用后，因此 在运行中不仅要重视温升速度，也不能忽视对温降率的控制。
3 高加停用对热耗影响
根据部颁的高加运行维护手册，对部分国产汽轮机组作了计算，停用高加时机组热耗的增加如表1所 示。
由此可见，高加是否投入运行对机组负荷和经济性的影响是很大的。因此，希望通过以上的措施对策 ，提高省内各电厂对高加投用的重视，并切实开展各项有关的改进工作。
高压加热器运行中存在的问题及对策 高压加热器, 对策, 运行
前言
汽轮机采用回热加热系统是提高机组运行经济性的重要手段之一。回热加热系统的运行可靠性和运行 性能的高低，直接影响整套机组的运行经济性，加热器的投入率是经济指标中重要的一项考核指标。随着 火力发电厂机组向大容量高参数发展，高压加热器（以下简称高加）承受的给水压力和温度相应提高；在 运行中还将受到机组负荷突变、给水泵故障、旁路切换等引起的压力和温度的骤变，这些都会给高加带来 损害。为此，除了在高加的设计、制造和安装时必须保证质量外，还要在运行维护等方面采取必要的措施 ，才能确保高加的长期安全运行。
1 存在的问题
为了确保火力发电厂的安全经济满发，各高加均应投入运行。如因故障必须停用高加时，应按照制造 厂规定的高加停用台数和负荷的关系，或根据汽轮机抽汽压力来确定机组的允许最大出力。我省各发电厂 高加在实际运行中存在的主要问题如下。
1．1 管子及管子与管板的泄漏
管子及胀口泄漏，是各厂均存在的普遍问题。镇海电厂1号机1号高加漏管率达20％以上，2号高加漏管也严重，均已换新。但新高加投运便有3根管漏， 后稳定不再漏管。台州电厂也常处理漏管，少则堵了二三根，多的达十几根，且普遍有停机后再启动时漏管现象。温州电厂1号机1号高加，厂家估计有焊口泄漏。半山电厂机组也均有漏管现象。 目前厂家一般处理办法是在检修中查漏后加堵，这样，在未完全明了泄漏是胀口漏还是管子本身泄漏的情 况下，就会把原应加以补焊的管子都堵死。 1．2 给水自动旁路装置密封设计不佳
镇海电厂反映其200 MW机组的进口联成阀壳体内旁路套筒间隙处漏。据热力试验数据，其最终水温 比3号高加出口水温低2．03℃。运行中发现，在检修后投运后，给水温度明显提高，但运行后不久即回复 到原较低值。检修中发现，其密封用堵料被冲跑，且筒壁被水冲刷成坑洼严重。这样按原设计的密封间隙 便失去其实际意义，现厂家在检修中将原0．70～0．80 mm的间隙减至0．35 mm，并换用高压密封材料 ，效果尚好。
镇海电厂200 MW机组在运行中给水温度212．2℃明显偏低（设计值为240℃）。检修中发现出入口水 室间隔板被冲击，缝隙很大，且隔板与筒壁间留有空洞，使给水短路，后在6号机上加以封死后，给水温 度明显上升，可达230℃，厂家还在另3台200 MW机组的检修中作类似处理。
1．3 疏水系统自动投用不良
镇海电厂每台200 MW机组1号高加，疏水自动不能投，经常性无水位运行。疏水管冲刷严重，振动很 大，其碳钢弯头频繁被冲坏。
半山电厂将1号高加的疏水调节阀移至除氧器平台，这有助于克服疏水管弯头冲蚀严重，管道振动大 等问题。台州电厂125 MW机组1号高加也常低水位运行，振动较大，且疏水调节阀关不死，温州电厂1号 机也时有低水位现象。 1．4 水位计及水位讯号装置不能正常运行
水位计漏是各电厂的普遍问题，温州电厂1号机高加自投运以来一直漏，电接点投运后不久即坏，看 不准。镇海电厂对水位计用了球密封的改进，情况较好。台州电厂也反映水位计与实际情况不符。 1．5 水侧保护不可靠
温州电厂1号机危急疏水管道上一次门为手动，二次门为电动，电厂反映二次门后无隔离门，运行中 无法检修。台州电厂反映危急疏水门漏，且阀座有裂纹，力矩不足。镇海电厂200 MW机危急疏水管有虹 吸井水倒灌现象，已将电动门放大等级。
2 处理对策
针对上述我省发电厂中高加普遍存在的问题，加以归纳总结，提出以下的针对性措施。 2．1 关于钢管及胀口泄漏
胀口泄漏主要原因可归结为不合理的结构和工艺设计、胀接和焊接质量不良及不适当的运行操作方式 。而管子本身泄漏，除了管材质量外，主要是冲蚀、腐蚀及振动等原因。
国内高压加热器的管系泄漏中大多是管口泄漏。在出现管系泄漏时，应查明究竟是管子本身漏还是焊 缝漏，不应草率将管子堵塞，甚至将附近几根管子都堵塞。若是管口漏，便应补焊。这关键在于焊工必须 认真严格地执行工艺规定，克服条件艰苦的困难，耐心仔细地操作，焊补时切忌带水、汽操作，也不能贪 图方便，不铲去小漏量焊缝原有焊渣而直接补焊。
对于管子泄漏，由于改动设计结构和系统有很大的限制，因而对运行工况的控制和操作中的维护显得 十分重要。针对冲蚀和振动引起的管束损坏应采取以下对策：
（1）应避免低水位和无水位运行，防止疏水调节阀开度过大，而在疏水冷却段内引起闪蒸和汽水两 相流。 （2）要监视和控制高加的热力参数，以防冲刷管束并激发振动。
（3）对于已发现的管束泄漏，应及早停用检修，防止继发性冲蚀。朝阳电厂1号机的高加解体中，发 现二次冲刷引起的管束损坏占很大比例。
（4）应严格控制给水品质，包括含氧量、pH值等防止腐蚀。对无铜的系统pH值应控制在9．2～9．8 ，有铜系统则在8．8左右，含氧量应不大于0．005μg／l。
（5）应保证放空气系统的正常工作和采取有效的防腐措施，通常可根据停用时间长短及具备的条件 ，采用充水、充气和充氨的方法。
（6）对U形管高加管束的泄漏，堵管是一种主要的修复手段。在堵管前应查清管束泄漏的型式及位置 ，并据此选用合适的堵管方式及工艺。为保证堵管质量，高加被堵管的端头部位一定要经过良好的处理， 使管孔或管板孔圆整、清洁，与堵头有良好的接触面。 2．2 关于高加疏水系统
解决高加疏水系统的三大通病———堵塞、振动及磨损是确保高加安全运行、提高高加投入率的重要 因素。究其三大通病之根源，都是由于高加疏水会产生两相流体的流动。据有关资料介绍，当流体从单相 流转为两相流时，流体流速会扩大20倍以上，阻力成倍增长。运行中应注意以下问题。
（1）维持高加运行的正常水位，是保证高加正常运行的重要条件。水位过低或无水位运行，对高加 的经济安全运行造成很大危害。当无水位运行时，上一级的蒸汽通过疏水管道直接进入下一级高加的汽侧 ，从而使部分高参数的蒸汽取成了下一级较低参数的蒸汽，降低了回热效果，且破坏了各加热器间的正常 参数关系。而蒸汽夹带水珠流经管束尾部，特别对疏水冷段管束冲蚀危害甚大。另外，这两相流体还会严 重冲刷疏水管道及其附件，并产生振动，尤其对疏水管弯头及疏水调节阀损害较大。因此，各电厂应禁止 长期无水位运行。热工自动调节能满足各种运行工况，保证调节性能，提高自动投入率，而运行人员应加 强监督，一旦疏水自动调节装置不能自动维持水位时，应手动调节维持。
（2）加大疏水通流面积。若原设计疏水通流面积过小，或由于疏水温度过高及疏水管布置不合理造 成压降太大使疏水在流动中汽化而造成的疏水不畅，也可考虑扩大疏水调节阀窗口面积。根据东北电管局 的统计，其下属200 MW机组除一台外各高加均扩大了疏水面积，扩大幅度因厂而异。
（3）改变疏水阀的位置。将高加疏水阀装到疏水进入下一设备的进口附近，如将1号高加疏水阀由零 米层移至除氧器平台，对防止疏水在管道内汽化而引起的三大通病有一定作用。
（4）减缓对疏水管道弯头的冲蚀。对现存的疏水管道特别是弯头的冲蚀损害，可将调节阀后的管道 和全部疏水管的弯头壁加厚，弯头还可采用局部扩容减速或衬管，用三通代替90°弯头，用不锈钢弯头代 替碳钢弯头，做到定期检查及时更换。 2．3 关于放空气管及抽汽管道
高加在停放时，如不采取充蒸汽或充氮保护，空气就会进入高加，运行中进入高加的抽气也会带入或 分离出一些不凝结气体，时间长了这些气体会聚集在汽侧某一部位，会大大降低蒸汽在管壁凝结的放热强 度，而不凝结气体中的氧气等还会造成管束腐蚀。高加汽侧装有放空气管。有些电厂认为空气门节流孔易 冲刷，并由于蒸汽逐级泄漏影响经济性而取消空气门，这是不可取的。美国工业界对内部排气系统的研究 规定排气口应设在给水入口通道顶部附近，这样可利用管束内的压差，来消除流动死区，并把不凝结气体 引向排气孔。
国产高加空气管设计多采用逐级回流，最后送到冷凝器的方案。国外引进机组有的不采用此方法，理 由是加热器聚集过多的不凝结气体，不仅影响热交换，而且造成局部温差过大，会对金属产生不良影响。 美国F．W公司在高加使用说明书中明文规定，不得将其它
设备不凝结气体输入本级加热器，故高加空气管 都是单独引至冷凝器。
由于国产电动抽气阀严密性和电动执行机构方面的问题，电厂普遍反映抽气阀关不严。高加故障时， 如主机不停，高加无法隔离检修，会影响投入率。作为一个补救的办法，可在抽气管道上加装手动抽汽截 止阀。另外，高加因故障停用时，如果给水进出口阀门关闭严密，而抽汽阀门有泄漏时，被封闭在加热器 管侧的给水受到漏入蒸汽的加热，会使管束内的水压大幅度上升，严重的甚至引起超压爆管。就此而言， 加装手动截止阀对于防止管束超压也有好处。 2．4 关于高加的启停
由于机组采用滑参数启停，故高加可以随同机组同时启停。高加随机启动时，负荷逐渐增加，抽汽温 度、压力、流量及加热器水温是逐渐上升的，金属的温升可控制在较小范围内，减少了管系与管板的温差 ，可避免管系胀口松弛和管系膨胀不均而引起的漏泄。 当然高加启停中水位不易控制，一旦管系泄漏操作比较紧张。现各厂在可能情况下均采用随机启停的 方式，其中重要的是温升、温降率的控制，因为温升、温降的速度直接影响焊缝受到的热应力。根据经验 ，通常以出口水温的变化为判断依据。哈尔滨锅炉厂建议温升不大于3～5℃／min，温降不大于1．7℃／ min，上海辅机厂提出的规定2℃／min和1．2℃／min。把温降限制值小于温升值，是由于停用时，总是先 停抽汽，而给水仍通过加热器，此时管壁温度高于给水温度，较冷的给水流经管子，使管子首先冷却收缩 ，容易在管子和管板的结合面上造成破坏。台州电厂反映，其高加管束泄漏通常发生于高加停用后，因此 在运行中不仅要重视温升速度，也不能忽视对温降率的控制。
3 高加停用对热耗影响
根据部颁的高加运行维护手册，对部分国产汽轮机组作了计算，停用高加时机组热耗的增加如表1所 示。
由此可见，高加是否投入运行对机组负荷和经济性的影响是很大的。因此，希望通过以上的措施对策 ，提高省内各电厂对高加投用的重视，并切实开展各项有关的改进工作。