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摘要：高加泄漏后，由于水侧压力20MPa，远远高于汽侧压力4MPa，造成高加水位升高，传热恶化;还会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击而泄漏的管束增多，泄漏更加严重。本文通过对电厂运行中高加泄露现象的分析、利用运规及相关知识综合判断，提出了解决高加泄漏问题的方法，对机组在正常运行时，如何预防高加泄露并及时处理高加泄漏的技术工艺要求作了进一步探讨。
关键词：高压加热器;管系泄漏;原因;端差;疏水;调整;维护
1 引言
高压加热器是火电厂运行系统中非常重要的设备构成之一，同时也是各类故障的高发区域。已有数据中统计认为：火电厂中高压加热器因各种原因所出现的泄漏故障仅仅低于锅炉四管故障，占到了整个火电厂设备运行故障近1/3的比例。为了降低泄漏故障的发生率，就必须根据产生泄漏的原因，研究相应的预防措施，以达到满意的处理效果。
2 高压加热器泄漏后对机组的影响
高压加热器是利用机组中间级后的抽汽，通过加热器传热管束，使给水与抽汽进行热交换，从而加热给水，提高给水温度，是火力发电厂提高经济性的重要手段。由于水侧压力（20MPa）远远高于汽侧压力（4MPa），当传热管束即U型管发生泄漏时，水侧高压给水进入汽侧，造成高加水位升高，传热恶化，具体对机组的影响如下：
（1）高加泄漏后，会造成泄漏管周围更多管束受高压给水冲击而泄漏，泄漏更加严重，必须紧急解列高加进行堵焊处理。高加堵焊后，换垫面积减少，温度分布不均匀，会导致局部应力过大使水室隔板产生裂纹，给水短路等现象。
（2）高加泄漏后，由于水侧压力20MPa，远远高于汽侧压力4MPa，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，甚至进入中压缸，造成汽轮机水冲击事故。
（3）高加解列后，给水温度降低，锅炉蒸发量相对下降，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，同时，因过热器对流热量增加，出现超温，过热减温水量严重增加，发电煤耗增加，经热力试验测算，高加全切后，使标准煤耗约增加12g/kW·h，机组热耗相应增加4.6%，厂用电率增加约0.5%。
（4）高加停运后，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。
（5）高压加热器停运后，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，隔板的軸向推力增大，影响机组运行安全性。
（6）高加泄漏，每次处理顺利时需要30h，系统不严密时，则工作段冷却时间加长，直接影响高加投运率。
3 高加停运的原因
3.1 一般原因
按照该电厂高压加热器的运行情况，通过查阅了高压加热器前期的运行参数，发现机组各台高压加热器下端差情况良好，均在合理范围内，因此可以排除低水位造成汽液两相对换热管的冲刷这种情况。综合考虑高压加热器停运接近6个月，且该电厂并未采用必要的防腐措施，3月份停机前高压加热器运行良好，没有发现泄漏情况;因此判断高压加热器换热管受到氧腐蚀是本次泄漏最大可能原因，用内窥镜检查所查看的换热管内部情况也比较符合氧腐蚀的特征。
3.2 其他原因
（1）给水的水质对高压加热器也具有重要的影响，给水的pH值和含氧量是十分重要的指标，含氧量超标首先影响的就是高压加热器，其次才是高压加热器和高压加热器。给水PH值一般对超临界机组应≥9.4，给水含氧量应不超过5～7PPb，一般在高于200℃时，铁与水反应时候生成Fe3O4，该种物质附着于换热管壁上，形成一种致密的Fe3O4膜，该物质性能比较稳定，对换热管具有一定的保护作用;而在低于200℃时，特别是150℃～180℃时，铁与水反应生成Fe（OH）2，这种物质形态疏松，容易被给水冲走，对换热管起不到保护作用，而使换热管连续不断的发生这种反应，这也恰恰是在运行多年以后高压加热器更容易发生泄漏的一个因素。本次高压加热器发生泄漏，可能和此种情况有一定的联系。但需要注意的是，Fe3O4并不是无限制的存在下去，在长期存放过程中，其会逐渐与O2反应，生成Fe2O3，进而失去了对换热管的保护作用。
（2）高压加热器的给水温升、温降速率对高压加热器换热管也同样具有重要的影响。高压加热器给水温升速率（一般要求不大于3℃/min）过快，会使高压加热器换热管，尤其蒸汽入口处的换热管产生很大温差应力，当多次的循环累积后，对换热管的损伤到达一定程度时便发生泄漏。给水温降速率（一般要求不大于2℃/min）过快，同样会对换热管产生一定的影响，特别是换热管管端部分，换热管壁厚比较薄，冷却的快，而管板很厚，冷却的慢，因此换热管比管板收缩的也快，在管端焊缝处就会产生很大的拉应力，容易造成管端焊缝开裂。高压加热器泄漏后，部分电厂为抢修，有的采取管程或壳程注水的方式进行高压加热器冷却，其给水温度降温速率定远大于2℃/min，对高压加热器换热管及管端定然有一定的影响。
以上为高压加热器泄漏的一些常见原因，无论哪种原因，都是一个累积的过程，也许一两次的超标高压加热器不会表现出异常，但多次的累积后，达到一定程度时就会发生质变。
4高压加热器泄漏预防措施
（1）加强监视检查高加水位，维持高加水位正常值，将端差调至5℃～8℃之间，避免水位过低造成对管束的冲刷。
（2）运行调节保证机组负荷变化曲线平稳。改善高加的启动、停运方式，减少热应力损坏;禁止机组超负荷运行，防止高加加热蒸汽参数超标;发现高加泄露，要及时退出运行，防止泄漏扩大，并确保抽汽阀、进出水阀关闭严密，防止蒸汽、给水继续接触高加管束、壳体及管板，引起管束及胀口处产生热变形。
（3）热力系统的改进。高压加热器水位不稳定既影响了运行安全性也影响了热经济性，为减少疏水流动阻力，针对疏水管路进行了改进，减少了不必要的转弯和长度，同时保证了疏水能满足流至除氧器、疏水箱及地沟3个流向通道的要求，确保了疏水的通流能力。在调整抽汽管道上，原先设计只有机组抽汽口附近的抽汽止回阀，即防止机组进水的一级保护。此次改造后在高压加热器进汽口附近加装了一道自动逆止阀作为二级保护，有效保证了机组安全稳定运行。
（4）高压加热器检修结束后进行水压试验，确保管束无泄漏。打开高压加热器水室端盖，关闭本体各阀门，从疏水器汽平衡法兰处向高加汽侧注水，到试验压力后关闭进水门，保持压力20min。观察高加水侧钢管内是否有水溢出，对溢水管做标记，处理完毕后再次做水压试验，直至合格。
5 结论
近年来国内电厂建设发展迅速，电力市场逐渐供大于求，很多机组只能处于停机备用状态，高压加热器等换热器设备的防腐贮存显得尤为重要，希望本文的介绍能够对电厂设备的运行保护起到借鉴作用，以减少不必要的经济损失。
参考文献
[1]吕宝英. 高压加热器的泄露故障及其原因分析[J]. 科技视界， 2014（35）：325-325.
[2]杨晓东. 高压加热器泄漏原因分析及预防措施[J]. 能源与节能， 2015（9）：71-72.
[3]李利东. 火电厂高压加热器泄漏的原因及预防措施[J]. 科技风， 2015（13）：79-79.
关键词：高压加热器;管系泄漏;原因;端差;疏水;调整;维护
1 引言
高压加热器是火电厂运行系统中非常重要的设备构成之一，同时也是各类故障的高发区域。已有数据中统计认为：火电厂中高压加热器因各种原因所出现的泄漏故障仅仅低于锅炉四管故障，占到了整个火电厂设备运行故障近1/3的比例。为了降低泄漏故障的发生率，就必须根据产生泄漏的原因，研究相应的预防措施，以达到满意的处理效果。
2 高压加热器泄漏后对机组的影响
高压加热器是利用机组中间级后的抽汽，通过加热器传热管束，使给水与抽汽进行热交换，从而加热给水，提高给水温度，是火力发电厂提高经济性的重要手段。由于水侧压力（20MPa）远远高于汽侧压力（4MPa），当传热管束即U型管发生泄漏时，水侧高压给水进入汽侧，造成高加水位升高，传热恶化，具体对机组的影响如下：
（1）高加泄漏后，会造成泄漏管周围更多管束受高压给水冲击而泄漏，泄漏更加严重，必须紧急解列高加进行堵焊处理。高加堵焊后，换垫面积减少，温度分布不均匀，会导致局部应力过大使水室隔板产生裂纹，给水短路等现象。
（2）高加泄漏后，由于水侧压力20MPa，远远高于汽侧压力4MPa，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，甚至进入中压缸，造成汽轮机水冲击事故。
（3）高加解列后，给水温度降低，锅炉蒸发量相对下降，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，同时，因过热器对流热量增加，出现超温，过热减温水量严重增加，发电煤耗增加，经热力试验测算，高加全切后，使标准煤耗约增加12g/kW·h，机组热耗相应增加4.6%，厂用电率增加约0.5%。
（4）高加停运后，还会使汽轮机末几级蒸汽流量增大，加剧叶片的侵蚀。
（5）高压加热器停运后，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，隔板的軸向推力增大，影响机组运行安全性。
（6）高加泄漏，每次处理顺利时需要30h，系统不严密时，则工作段冷却时间加长，直接影响高加投运率。
3 高加停运的原因
3.1 一般原因
按照该电厂高压加热器的运行情况，通过查阅了高压加热器前期的运行参数，发现机组各台高压加热器下端差情况良好，均在合理范围内，因此可以排除低水位造成汽液两相对换热管的冲刷这种情况。综合考虑高压加热器停运接近6个月，且该电厂并未采用必要的防腐措施，3月份停机前高压加热器运行良好，没有发现泄漏情况;因此判断高压加热器换热管受到氧腐蚀是本次泄漏最大可能原因，用内窥镜检查所查看的换热管内部情况也比较符合氧腐蚀的特征。
3.2 其他原因
（1）给水的水质对高压加热器也具有重要的影响，给水的pH值和含氧量是十分重要的指标，含氧量超标首先影响的就是高压加热器，其次才是高压加热器和高压加热器。给水PH值一般对超临界机组应≥9.4，给水含氧量应不超过5～7PPb，一般在高于200℃时，铁与水反应时候生成Fe3O4，该种物质附着于换热管壁上，形成一种致密的Fe3O4膜，该物质性能比较稳定，对换热管具有一定的保护作用;而在低于200℃时，特别是150℃～180℃时，铁与水反应生成Fe（OH）2，这种物质形态疏松，容易被给水冲走，对换热管起不到保护作用，而使换热管连续不断的发生这种反应，这也恰恰是在运行多年以后高压加热器更容易发生泄漏的一个因素。本次高压加热器发生泄漏，可能和此种情况有一定的联系。但需要注意的是，Fe3O4并不是无限制的存在下去，在长期存放过程中，其会逐渐与O2反应，生成Fe2O3，进而失去了对换热管的保护作用。
（2）高压加热器的给水温升、温降速率对高压加热器换热管也同样具有重要的影响。高压加热器给水温升速率（一般要求不大于3℃/min）过快，会使高压加热器换热管，尤其蒸汽入口处的换热管产生很大温差应力，当多次的循环累积后，对换热管的损伤到达一定程度时便发生泄漏。给水温降速率（一般要求不大于2℃/min）过快，同样会对换热管产生一定的影响，特别是换热管管端部分，换热管壁厚比较薄，冷却的快，而管板很厚，冷却的慢，因此换热管比管板收缩的也快，在管端焊缝处就会产生很大的拉应力，容易造成管端焊缝开裂。高压加热器泄漏后，部分电厂为抢修，有的采取管程或壳程注水的方式进行高压加热器冷却，其给水温度降温速率定远大于2℃/min，对高压加热器换热管及管端定然有一定的影响。
以上为高压加热器泄漏的一些常见原因，无论哪种原因，都是一个累积的过程，也许一两次的超标高压加热器不会表现出异常，但多次的累积后，达到一定程度时就会发生质变。
4高压加热器泄漏预防措施
（1）加强监视检查高加水位，维持高加水位正常值，将端差调至5℃～8℃之间，避免水位过低造成对管束的冲刷。
（2）运行调节保证机组负荷变化曲线平稳。改善高加的启动、停运方式，减少热应力损坏;禁止机组超负荷运行，防止高加加热蒸汽参数超标;发现高加泄露，要及时退出运行，防止泄漏扩大，并确保抽汽阀、进出水阀关闭严密，防止蒸汽、给水继续接触高加管束、壳体及管板，引起管束及胀口处产生热变形。
（3）热力系统的改进。高压加热器水位不稳定既影响了运行安全性也影响了热经济性，为减少疏水流动阻力，针对疏水管路进行了改进，减少了不必要的转弯和长度，同时保证了疏水能满足流至除氧器、疏水箱及地沟3个流向通道的要求，确保了疏水的通流能力。在调整抽汽管道上，原先设计只有机组抽汽口附近的抽汽止回阀，即防止机组进水的一级保护。此次改造后在高压加热器进汽口附近加装了一道自动逆止阀作为二级保护，有效保证了机组安全稳定运行。
（4）高压加热器检修结束后进行水压试验，确保管束无泄漏。打开高压加热器水室端盖，关闭本体各阀门，从疏水器汽平衡法兰处向高加汽侧注水，到试验压力后关闭进水门，保持压力20min。观察高加水侧钢管内是否有水溢出，对溢水管做标记，处理完毕后再次做水压试验，直至合格。
5 结论
近年来国内电厂建设发展迅速，电力市场逐渐供大于求，很多机组只能处于停机备用状态，高压加热器等换热器设备的防腐贮存显得尤为重要，希望本文的介绍能够对电厂设备的运行保护起到借鉴作用，以减少不必要的经济损失。
参考文献
[1]吕宝英. 高压加热器的泄露故障及其原因分析[J]. 科技视界， 2014（35）：325-325.
[2]杨晓东. 高压加热器泄漏原因分析及预防措施[J]. 能源与节能， 2015（9）：71-72.
[3]李利东. 火电厂高压加热器泄漏的原因及预防措施[J]. 科技风， 2015（13）：79-79.