某电厂#3高压加热器管系泄漏原因分析及预防

李吉锋（哈尔滨锅炉厂有限责任公司，黑龙江 哈尔滨 150046）



某电厂#3高压加热器管系泄漏原因分析及预防

李吉锋
（哈尔滨锅炉厂有限责任公司，黑龙江 哈尔滨 150046）

摘 要：本文通过电厂实例说明腐蚀对高压加热器的影响，分析腐蚀的成因，强调高压加热器停机保养的重要性，列举停机保养的方式方法。

关键词：高压加热器；管系；泄漏；预防；氧腐蚀

0 引言

某电厂2×350MW超临界机组投运2年，#1机组#3高压加热器管泄漏，堵管率超过10%，严重影响换热效率，只能报废；由于发电机组3台高压加热器是连锁运行，更换#3高压加热器期间，发电机组只能切高压加热器运行，对锅炉效率影响严重，给电厂带来巨大的经济损失。引起如此严重后果的原因，以及如何避免此类事故的产生，都需要我们在使用高压加热器设备时高度重视。

1 泄漏情况概述

该电厂#1机组于2013年6月正式投入商业运行，#2机组于2013年8月正式投入商业运行，由于电厂电负荷不高，2台机组多为1运1备状态，投运2年多来#1机组运行时间共约1年，剩余1年时间为停机备用状态，最近一次长时间停机是从2015年3月至2015年9月，约有6个月时间。2015年9月#1机组带负荷180MW时投入高压加热器水侧，在汽侧未投入的情况下发现#3高压加热器疏水水位升高，解列后打开#3高压加热器人孔检查发现#3高压加热器换热管泄漏，泄漏位置主要集中在中间隔板附近，位置分散不具有规律性；通过内窥镜检查换热管内部，发现部分换热管内部有一些点状凸起。封堵泄漏管子后做渗漏检查，又发现有其他管子泄漏，继续封堵堵管率将超过10%，达不到设计的换热效率，只能更换新高压加热器。

2 泄漏原因分析

2.1 主要泄漏原因

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1#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#3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#3高压加热器运行良好，没有发现泄漏情况；因此判断#3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，如图1和图2所示。

图1换热管内窥镜检查结果

图2溶解氧腐蚀示意图

2.2 其他影响因素

（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#3高压加热器，其次才是#2高压加热器和#1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#3高压加热器更容易发生泄漏的一个因素。本次#3高压加热器发生泄漏，而1、2号高压加热器没有发生泄漏，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。

3 此类管系泄漏的预防措施

高压给水加热器的是火力发电厂回热系统中的重要设备之一，其安全、经济的运行除了设备本身的因素之外，也有赖于其它设备（比如除氧器、凝汽器等）、热工控制以及启停与运行维护等各个方面的合作配合。任何一个环节出现疏漏或者误操作，都有可能对高压加热器设备产生不利的影响。下文将从检修、运行维护、换热管检漏与停运贮存等四个方面提供一些预防措施，希望这些措施能够有助于防止换热管子泄漏，保证电厂高压加热器设备安全、经济的运行。

（1）检修措施

正常停运情况下，在设备解列后，无论在壳侧与管侧均应充满含有一定浓度的防腐液（钝化水）的水12小时以上，在生成防锈膜层后将水排除，以防止高压加热器腐蚀。

在停机检修中和投运高压加热器之前，对全部保护装置进行试验，定期检查并试验疏水调节阀、给水自动旁路装置、危急疏水和抽汽逆止阀、进汽阀的联锁装置等。保证运行中所有保护装置能够正常动作，防止由于保护装置失灵或者调节信号滞后等原因引起的管子泄漏。

冲洗水位计和平衡容器等液位测量管路，确保测量水位的管路不发生堵塞，防止因虚假水位影响换热管是否泄漏判断。

对连续运行排气管进行定期检查，确保排气管路畅通，以免空气积聚在换热管外表面影响高压加热器的传热效果并引起管子腐蚀。

对已堵的换热管堵头位置进行检查，防止堵管不严导致泄漏，进而冲蚀邻近的管子。

（2）运行维护

在启动运行阶段，待机的时间须足够长，以避免各部件中的温度升高太快，从而避免产生较大的热应力。启动和停运过程中应严格控制高压加热器出水温度变化率在升负荷时不超过3℃/min，降负荷时不超过2℃/min，并尽可能的低。

正常运行时，应注意高压加热器水位的变化，防止出现高水位或低水位运行。

正常运行时，应对给水水质进行监控，防止pH值及含氧量等超标，同时应保证高压加热器连续排气能够有效排出不凝结气体。

当确定高压加热器管子发生泄漏时，应将高压加热器系统解列，进入换热管泄漏检修程序，不要让已经泄漏的高压加热器再投入运行，以免泄漏范围进一步扩大。

在停机时，应注意检查换热管管孔内是否有杂质，若有，应及时清除，避免因有杂质导致换热管内水流量偏低，而使管子干烧。

高压加热器应绝对禁止进行酸洗操作，电厂其他设备进行酸洗时，应确保酸洗残液不能进入高压加热器内。

（3）换热管检漏

确定发生泄漏的管子后，应进一步确定是管端泄漏还是管子本身泄漏，如果是管子本身发生泄漏，应采取措施确定管子泄漏的具体位置，以便于分析泄漏原因，避免管子再次发生泄漏。

对已发生泄漏的管子，应采取堵管处理，并对与其邻近的管子进行保护性堵管。堵管程序严格按照相关堵管工艺进行操作，防止由于堵管不当导致的二次泄漏。

将已堵管子标记在管板布孔图上，留待后续泄漏原因分析时使用。

高压加热器泄漏后冷却，应采用空气进行冷却，不宜采用注水的方式（包括管侧注水及壳侧注水）。

（4）高压加热器的停运贮存

本实验于2017年11月～2018年7月在解放军总医院骨科研究所完成。12、48 h内的SD乳鼠由中国人民解放军总医院动物中心提供，经中国人民解放军总医院动物实验管理和使用委员会审核和批准。实验细胞由48 h内的SD乳鼠分离提取脂肪干细胞，并自行培养。背根神经节从12 h乳鼠椎间孔中获得并培养。多孔明胶生物微载体由清华大学提供。

已投运的机组在停运期间，采用碳钢管的高压加热器设备，需进行严格的防腐处理和贮存。

（a）短期停运（1～3天）

壳侧蒸汽密封：利用流动的除氧器启动蒸汽（辅助蒸汽）经由高压加热器壳程排气管道进入高压加热器作蒸汽密封。密封压力应控制在大约0.05MPa～0.1MPa（确保无负压产生）。蒸汽因热量散失将冷凝，使设备水位上升，监测水位并当水位上升时打开放水阀放水。

壳侧充氮密封：当不具备蒸汽密封条件时，利用源自于氮气密封系统的氮气进行密封；氮气密封压力应控制在大约0.05MPa～0.1MPa，其氮气纯度不低于99.5%。

管侧充水贮存：在停运情况下水侧应充满除氧水（含氧量5～7PPb以下）。

（b）中等周期停运（4～14天）

壳侧贮水保护：采用充满除氧水的方法，其含氧量为5～7PPb，pH值在9.2～9.6，联胺（N2H4）浓度100～150PPm。

管侧充水贮存：水侧充满无压力含联胺（N2H4）100～150PPm，pH值在9.2～9.6的除氧水（含氧量为5～7PPb）。

管侧充氮密封：当不具备满水贮存条件时采用充氮密封，氮气密封压力应控制在0.05MPa～0.1MPa，氮气的纯度不低于99.5%。

（c）长期停运（15天或更长）

当停运两星期以上时，管侧与壳侧均应采用充氮气保护，其方法是将管侧、壳侧排净积水，待加热器冷却后用抽真空或烘干法使设备完全干燥，然后管侧、壳侧分别充氮，氮气纯度不低于99.5%，充氮压力为0.05MPa～0.1MPa，当压力低于0.05MPa时，应重新充氮。

（d）系统停运（与时间多长无关）

正常停运：在设备解列后，在壳侧与管侧均应充满含有一定浓度防腐液（钝化水）的水12小时以上，在生成防锈膜层后将水排除。依正常停运的时间长短，按a～c所述方法维护高压加热器，以防止高压加热器的腐蚀。

紧急停运：当设备停运后或切换至旁路时，应尽快地开始供（充）氮气或将疏水排放掉（当内部温度高于100℃时）。当加热器压力降至0.2MPa时，逐渐保持氮气大约0.02MPa，在排除水后继续充氮密封。当温度降至更低时打开水室，在内部温度仍然较高时，用空气干燥它。因为内部要充满氮气，在打开水室和开始内部工作之前进行空气清洗是必要的。由于上述工作是在湿度较小的状态下完成的，且在运行前水室和管子的内表面已形成稳定的保护膜，故不必担心会发生腐蚀问题。

结语

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

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中图分类号：TM924

文献标识码：A

Abstract:In this paper， the impact of corrosion on the power plant examples of high-pressure heaters， analysis of the causes of corrosion， stress the importance of the high-pressure heater maintenance shutdown， citing ways downtime maintenance.

Keywords:High pressure heater； Piping； leakage； prevention； Oxygen corrosion