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摘要：针对某600MW机组#3高加正常运行中泄漏，通过各个方法分析判断泄漏的发生，以及如何处理
关键词：600MW 机组；高压加热器；泄漏
概述
某600MW超临界机组高压加热器采用三台哈尔滨锅炉厂制造的单列卧式表面加热器。高压加热器结构如图1 所示，蒸汽冷却段利用汽轮机抽汽的过热段来提高给水温度，使给水温度接近或略高于该加热器压力下的饱和温度；凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给水；疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度下。机组运行中高压加热器发生泄漏，严重威胁汽轮机的安全。因此在机组正常运行中，能尽早发现高压加热器泄漏并进行及时进行处理，是很有必要的。
1 #2机#3高加运行中发生泄漏的过程分析
2017.08.20 20：30 #2机负荷470MW，机、炉协调投入，AGC投入。#1、#2、#3高加均运行正常，主汽压力19.3Mpa，#3高加水位770mm左右，正常疏水调门开度94%左右，汽动给水泵A转速和流量为4780rpm和946t/h，汽动给水泵B转速和流量为4795rpm和881t/h。
2017.08.20 21：00负荷480MW左右，运行人员发现#3高加正常疏水调门开度在91-98%波动，比正常时偏大。就地核对#3高加水位约760mm正常，与DCS显示一致，就地检查正常疏水调门接近全开，通知汽机检修确认正常疏水调门开度，检修检查后确认为全开。
查sis趋势发现15：22左右，#3高加正常疏水调门开度比之前略有增大，图二所示
15：22汽动给水泵A转速和流量为5527rpm和1123t/h，汽动给水泵B转速和流量为5520rpm和1055t/h（而15：10 同负荷，#3高加正常疏水调门开度84%，汽动给水泵A转速和流量为5451rpm和1086t/h，汽动给水泵B转速和流量为5448rpm和1020t/h。），相同负荷下两台汽泵转速、流量较之前均有升高。见表三：
之后通过其他试验验证：1、分别关闭B汽泵、电泵再循环调门前电动门，观察两台汽泵流量无明显变化；关闭A汽泵再循环调门前电动门后，两台汽泵流量分别减少50T/h左右，此流量减少与同负荷下省煤器入口流量与两台汽动给水泵流量之和偏差增加的流量并不一致，排除汽泵再循环突然漏大的可能。2、提高#3高加水位至900mm，观察#3高加疏水温度下降约0.7℃，#3高加出水温度下降0.7℃左右。
2017年8月21日20：30 #2机组运行中对高加进行隔离处理，退出 #1、#2、#3高加汽侧运行后，关闭#1、#2、#3高加连续排气一次门，#3高加正常疏水调门前手动门；高加汽侧仍有余压，2段抽汽电动门后0.2Mpa，3段抽汽电动门后0.7Mpa，打开2段抽汽电动门后疏水泄压基本到零，打开3段抽汽电动门后疏水压力无明显变化。经以上分析、试验及隔绝确认#3高加管泄漏。
2 #2机#3高加运行中发生泄漏后的处理
2017.08.22 00：20退出2号机高加水侧，对高加进一步隔绝，在反复加关1号高加出口电动阀、高加进水三通阀、高加注水一、二次手动阀后，高加水侧仍有4.29MPa左右压力，确认高加出口电动阀不严。23：58 2号机停机处理高加泄露。
2017年8月24日上午10：30，#3高加内部温度42度，接临时压缩空气进行打压（汽侧隔绝），壳侧压力到0.1Mpa后无法升高，检查换热管，发现三根明显泄漏（面对人孔从上到下，從左到右第5排3，第6排3、4），打入堵头后再次升压，升至0.6Mpa，发现第5排2也存在轻微泄漏，因无法确认相邻换热管是否受损，所以扩大堵管范围，将与泄漏管相邻的27根管子堵管（第3排1、2、3；第4排1、2、3、4；第5排1、2、3、4、5；第6排1、2、3、4、5、6；第7排2、3、4、5、6；第8排3、4、5、6）如图3。处理完毕后再次打压，发现第3排第8根泄漏，对其相邻的换热管堵管（第2排5、6；第3排7、8、9；第4排8、9）如图4。再次打压，未发现新的泄漏点。最后#3高加打压做保压试验：21点55分，压力为0.495MPa，保压正常，判断#3高加汽测阀门能关严。
3 #2机#3高加泄漏的原因分析
1、高加个别换热管本身存在制造缺陷，长期运行冲涮及#3高加运行工况恶劣，（#3 高加汽侧压力最低、进汽温度最高，给水温度却又最低，#3 高加管束的内、外压差（额定负荷时约26Mpa 左右）和换热温差（最大时约285℃）都是最大的，运行条件最为恶劣，）导致换热管损坏，是造成本次不安全事件的主要原因。
2、高加出口电动阀检修质量不高，验收把关不严，导致阀门关闭不严，在高加换热管发生泄露后，不能将高加退出运行，导致停机处理，是造成本次不安全事件的另一主要原因。
3、机组启动时运行人员操作与监盘任务较重，运行人员存在监视不到位或调整不及时的问题，导致#3高加在投运初期，经常出现正常疏水管道汽液两相流动、管道剧烈振动现象，是造成本次事件的次要原因。
4、#3高加疏水调整阀内漏较大，在高加随机启动投运初期、机组负荷较低时，难于建立和控制正常水位，是造成本次事件的次要原因。
4 防止高加泄漏措施
1、提高设备管理、检修水平，研究制定高加换热管检修、泄漏处理方案，将高加查漏列入停机检修的标准项目。提高阀门内漏治理水平，对高加入口三通阀、出口电动阀、疏水调整阀解体检查，确保设备可靠可以隔绝严密及利于高加水位调节。
2、规范高加投、退操作，严格执行运行规程控制高加出口温升、温降率，温升率不大于3℃/min、温降率不大于2℃/min。
3高加汽侧投运过程中及正常运行中，应逐渐建立并维持高加正常水位，加强对水位的监视与调整，防止水位过低、汽液两相流动造成正常疏水管路振动。若投运初期疏水调节阀内漏大水位无法控制，必要时通过关闭疏水调节阀前手动阀控制高加水位。
4、机组正常运行中，应严格控制给水品质，防止出现高加管束高温化学腐蚀。
5、机组运行中加强给水调节，防止出现给水超压情况。
6、严格做好高加停运后的防腐保养措施。
5 结束语
高压加热器运行可靠性直接严重影响着机组的安全性和经济性，因此对于高压加热器轻微泄漏或泄漏，应认真分析各个参数（疏水调节阀开度、高加出水温度、高加疏水温度）的变化，必要时隔绝高加进行试验，尽早发现并尽快处理，避免泄漏的进一步恶化而威胁汽轮机的安全。高加泄漏导致停机处理，严重影响发电厂的经济效益，应提高高加管理、检修水平和运行人员的运行操作水平，避免再次发生类似情况。
参考文献：
[1]肖锋 600MW 机组3 号高压加热器泄漏的原因分析与对策 潮电技术 2017.6.15（3/2017）
[2]广东大唐国际潮州发电有限责任公司#1、#2机组辅机运行规程 Q/CDT-ICZPC 10303003—2016
[3]郑体宽 热力发电厂 第二版 中国电力出版社 2008-12-01
作者简介：
汤景林（1985-），男，福建漳州人，助理工程师，从事600MW、1000MW机组集控运行。
关键词：600MW 机组；高压加热器；泄漏
概述
某600MW超临界机组高压加热器采用三台哈尔滨锅炉厂制造的单列卧式表面加热器。高压加热器结构如图1 所示，蒸汽冷却段利用汽轮机抽汽的过热段来提高给水温度，使给水温度接近或略高于该加热器压力下的饱和温度；凝结段是利用蒸汽凝结的潜热加热给水；疏水冷却段是把离开凝结段的疏水热量传给进入加热器的给水，从而使疏水温度降到饱和温度下。机组运行中高压加热器发生泄漏，严重威胁汽轮机的安全。因此在机组正常运行中，能尽早发现高压加热器泄漏并进行及时进行处理，是很有必要的。
1 #2机#3高加运行中发生泄漏的过程分析
2017.08.20 20：30 #2机负荷470MW，机、炉协调投入，AGC投入。#1、#2、#3高加均运行正常，主汽压力19.3Mpa，#3高加水位770mm左右，正常疏水调门开度94%左右，汽动给水泵A转速和流量为4780rpm和946t/h，汽动给水泵B转速和流量为4795rpm和881t/h。
2017.08.20 21：00负荷480MW左右，运行人员发现#3高加正常疏水调门开度在91-98%波动，比正常时偏大。就地核对#3高加水位约760mm正常，与DCS显示一致，就地检查正常疏水调门接近全开，通知汽机检修确认正常疏水调门开度，检修检查后确认为全开。
查sis趋势发现15：22左右，#3高加正常疏水调门开度比之前略有增大，图二所示
15：22汽动给水泵A转速和流量为5527rpm和1123t/h，汽动给水泵B转速和流量为5520rpm和1055t/h（而15：10 同负荷，#3高加正常疏水调门开度84%，汽动给水泵A转速和流量为5451rpm和1086t/h，汽动给水泵B转速和流量为5448rpm和1020t/h。），相同负荷下两台汽泵转速、流量较之前均有升高。见表三：
之后通过其他试验验证：1、分别关闭B汽泵、电泵再循环调门前电动门，观察两台汽泵流量无明显变化；关闭A汽泵再循环调门前电动门后，两台汽泵流量分别减少50T/h左右，此流量减少与同负荷下省煤器入口流量与两台汽动给水泵流量之和偏差增加的流量并不一致，排除汽泵再循环突然漏大的可能。2、提高#3高加水位至900mm，观察#3高加疏水温度下降约0.7℃，#3高加出水温度下降0.7℃左右。
2017年8月21日20：30 #2机组运行中对高加进行隔离处理，退出 #1、#2、#3高加汽侧运行后，关闭#1、#2、#3高加连续排气一次门，#3高加正常疏水调门前手动门；高加汽侧仍有余压，2段抽汽电动门后0.2Mpa，3段抽汽电动门后0.7Mpa，打开2段抽汽电动门后疏水泄压基本到零，打开3段抽汽电动门后疏水压力无明显变化。经以上分析、试验及隔绝确认#3高加管泄漏。
2 #2机#3高加运行中发生泄漏后的处理
2017.08.22 00：20退出2号机高加水侧，对高加进一步隔绝，在反复加关1号高加出口电动阀、高加进水三通阀、高加注水一、二次手动阀后，高加水侧仍有4.29MPa左右压力，确认高加出口电动阀不严。23：58 2号机停机处理高加泄露。
2017年8月24日上午10：30，#3高加内部温度42度，接临时压缩空气进行打压（汽侧隔绝），壳侧压力到0.1Mpa后无法升高，检查换热管，发现三根明显泄漏（面对人孔从上到下，從左到右第5排3，第6排3、4），打入堵头后再次升压，升至0.6Mpa，发现第5排2也存在轻微泄漏，因无法确认相邻换热管是否受损，所以扩大堵管范围，将与泄漏管相邻的27根管子堵管（第3排1、2、3；第4排1、2、3、4；第5排1、2、3、4、5；第6排1、2、3、4、5、6；第7排2、3、4、5、6；第8排3、4、5、6）如图3。处理完毕后再次打压，发现第3排第8根泄漏，对其相邻的换热管堵管（第2排5、6；第3排7、8、9；第4排8、9）如图4。再次打压，未发现新的泄漏点。最后#3高加打压做保压试验：21点55分，压力为0.495MPa，保压正常，判断#3高加汽测阀门能关严。
3 #2机#3高加泄漏的原因分析
1、高加个别换热管本身存在制造缺陷，长期运行冲涮及#3高加运行工况恶劣，（#3 高加汽侧压力最低、进汽温度最高，给水温度却又最低，#3 高加管束的内、外压差（额定负荷时约26Mpa 左右）和换热温差（最大时约285℃）都是最大的，运行条件最为恶劣，）导致换热管损坏，是造成本次不安全事件的主要原因。
2、高加出口电动阀检修质量不高，验收把关不严，导致阀门关闭不严，在高加换热管发生泄露后，不能将高加退出运行，导致停机处理，是造成本次不安全事件的另一主要原因。
3、机组启动时运行人员操作与监盘任务较重，运行人员存在监视不到位或调整不及时的问题，导致#3高加在投运初期，经常出现正常疏水管道汽液两相流动、管道剧烈振动现象，是造成本次事件的次要原因。
4、#3高加疏水调整阀内漏较大，在高加随机启动投运初期、机组负荷较低时，难于建立和控制正常水位，是造成本次事件的次要原因。
4 防止高加泄漏措施
1、提高设备管理、检修水平，研究制定高加换热管检修、泄漏处理方案，将高加查漏列入停机检修的标准项目。提高阀门内漏治理水平，对高加入口三通阀、出口电动阀、疏水调整阀解体检查，确保设备可靠可以隔绝严密及利于高加水位调节。
2、规范高加投、退操作，严格执行运行规程控制高加出口温升、温降率，温升率不大于3℃/min、温降率不大于2℃/min。
3高加汽侧投运过程中及正常运行中，应逐渐建立并维持高加正常水位，加强对水位的监视与调整，防止水位过低、汽液两相流动造成正常疏水管路振动。若投运初期疏水调节阀内漏大水位无法控制，必要时通过关闭疏水调节阀前手动阀控制高加水位。
4、机组正常运行中，应严格控制给水品质，防止出现高加管束高温化学腐蚀。
5、机组运行中加强给水调节，防止出现给水超压情况。
6、严格做好高加停运后的防腐保养措施。
5 结束语
高压加热器运行可靠性直接严重影响着机组的安全性和经济性，因此对于高压加热器轻微泄漏或泄漏，应认真分析各个参数（疏水调节阀开度、高加出水温度、高加疏水温度）的变化，必要时隔绝高加进行试验，尽早发现并尽快处理，避免泄漏的进一步恶化而威胁汽轮机的安全。高加泄漏导致停机处理，严重影响发电厂的经济效益，应提高高加管理、检修水平和运行人员的运行操作水平，避免再次发生类似情况。
参考文献：
[1]肖锋 600MW 机组3 号高压加热器泄漏的原因分析与对策 潮电技术 2017.6.15（3/2017）
[2]广东大唐国际潮州发电有限责任公司#1、#2机组辅机运行规程 Q/CDT-ICZPC 10303003—2016
[3]郑体宽 热力发电厂 第二版 中国电力出版社 2008-12-01
作者简介：
汤景林（1985-），男，福建漳州人，助理工程师，从事600MW、1000MW机组集控运行。