600MW超临界燃煤机组中温省煤器泄漏现象、原因分析及应对措施探讨

600MW超临界燃煤机组中温省煤器泄漏现象、原因分析及应对措施探讨

姜小兵

湖南华电长沙发电有限公司，湖南 长沙 410004

摘  要：针对某600MW超临界燃煤机组进行中温省煤器技术改造后，对机组运行时中温省煤器低压凝结水侧换热翅片管发生泄漏的现象、原因进行分析，提出在机组运行中进行中温省煤器低压凝结水侧查漏、堵漏的技术措施，在查漏、堵漏结束后又恢复中温省煤器运行，避免了机组非计划停运，对于火力发电机组锅炉的安全稳定运行具有重要意义。

关键词：中温省煤器；泄漏；原因分析；应对措施

引言

近年来，风电和光伏发电在我国总发电量中的占比显著增加，但火力发电仍然在我国能源结构中发挥重要作用，发展火电仍是必然趋势[1]。随着能源价格的不断攀升和环保要求的日渐严格，合理利用电站锅炉烟气余热[2]的重要性日益增强。对电站锅炉烟气余热的利用，除传统地在锅炉尾部烟道系统增设低温省煤器[3] , 通过增设空气预热器旁路烟道及内置的烟水换热器（中温省煤器[4]）同样可排挤汽轮机回热抽汽返回做功，使机组经济性提高。某火电发电厂一台600MW超临界燃煤机组于2016年进行了增加中温省煤器系统的技术改造，节能效果明显。但如何保证中温省煤器系统的长周期运行，以及机组运行中发生中温省煤器泄漏[5]该如何查漏和有效处理，保证机组的安全稳定运行成为技改后面临的新的问题[6]。

1 中温省煤器系统简介

中温省煤器旁路烟道布置在锅炉两侧，从脱硝出口A/B侧出口烟道侧面抽出，分别回至空预器A/B侧出口烟道，在旁路烟道内依次布置中温高压省煤器和中温低压省煤器，烟气通过中温省煤器冷却后重新送回至原烟道汇集，达到排烟温度降低的效果，进入电除尘器，减少排烟损失，提高机组经济性。中温省煤器换热器按照压力等级分为中温高压省煤器和中温低压省煤器。中温省煤器系统示意图如图1所示。

图1 中温省煤器系统示意图

1.1 中温省煤器系统烟气侧

  在空预器进口和出口之间连接一路空预器烟气旁路烟道，一定量的进口烟气分离至此旁路烟道中，在旁路烟道中增加两级换热装置分别与系统的高压给水系统、凝结水系统连通，旁路烟道中烟气依次加热从水系统中抽出的给水、凝结水。冷却后的烟气重新送回至原烟道汇集，进入电除尘器进口汇集烟道上。中温省煤器烟气挡板调节进电除尘前汇集烟道的烟气温度，高于设定值时开大烟气挡板，低时则关小。

1.2 中温省煤器系统高压给水侧

一台机组配两台中温高压省煤器呈A/B侧对称布置。每台中温高压省煤器的换热管的规格是Φ38x6.5mm，材质为SA210-C。中温高压省煤器为积木块式结构，一台中温高压省煤器由6个组件组成，沿着宽度方向分为2列，沿着高度方向分为3层，层与层之间设有一个检修人孔门。第一层和第三层为管排为8排的组件，每层两个组件；第二层管排为12排的组件，每层两个组件。每个组件进出口集箱各一个，接口尺寸Φ273x50mm，材质为SA106-C，上下层的集箱之间采用U型弯管连接。中温高压省煤器的设计压力为34MPa，设计温度为290℃。

1.3 中温省煤器系统低压凝结水侧

一台机组配两台中温低压省煤器呈A/B侧对称布置。每台中温低压省煤器的换热管的规格是Φ38x4mm，材质为20号钢。中温低压省煤器为积木块式结构，一台中温低压省煤器由6个组件组成，沿着宽度方向分为2列，沿着高度方向分为3层，层与层之间设有一个检修人孔门。第一层和第三层为管排为8排的组件，每层两个组件；第二层管排为12排的组件，每层两个组件。每个组件进出口集箱各一个，接口尺寸Φ273x14mm，材质为20号钢，上下层的集箱之间采用U型弯管连接。中温低压省煤器的设计压力为4MPa，设计温度为150℃。中温省煤器低压凝结水侧侧视图如图2所示。

图2 中温省煤器低压侧侧视图

2  中温省煤器泄漏的现象及原因[7]分析

  2022年3月、6月，某火力发电厂600MW超临界燃煤机组运行中，B侧中温省煤器低压凝结水侧相继发生两次泄漏，对泄漏前后机组运行参数进行对比分析，总结了一些现象。

2.1  中温省煤器泄漏的现象

2.1.1 因泄漏的水把泄漏点附近烟气中的飞灰打湿，造成湿灰在换热翅片管上粘附以及烟道底部沉积逐渐堵塞烟气通道，烟气通流量会逐渐减少，在机组负荷和B侧中温省煤器入口烟气挡板开度不变的情况下，B侧中温低压省煤器进、出口烟温会缓慢下降，B侧中温低压省煤器进、出口烟温跟A侧中温低压省煤器进、出口烟温比较会逐渐出现明显偏差，B侧中温低压省煤器进、出口烟温比A侧中温低压省煤器进、出口烟温明显偏低20℃以上；

2.1.2  B侧中温省煤器烟气侧烟气通流量逐渐减少后，B侧中温省煤器高压侧出口水温出现逐渐下降，B侧中温省煤器低压侧出口水温也会出现逐渐下降，B侧中温省煤器高压侧出口水温跟A侧中温省煤器高压侧出口水温相比明显低30℃以上，B侧中温省煤器低压侧出口水温较A侧中温省煤器低压侧出口水温明显低20℃以上；

2.1.3  B侧中温省煤器烟气侧烟气通流量逐渐减少后，B侧中温省煤器低压侧出口电动调门投自动时会逐渐关小，B侧中温省煤器低压侧入口流量会逐渐减少，而A侧中温省煤器低压侧出口电动调门投自动时会逐渐开大，A侧中温省煤器低压侧入口流量出现逐渐增大，B侧中温省煤器低压侧入口流量跟A侧中温省煤器低压侧入口流量相比明显偏低30t/h以上；

2.1.4  B侧中温省煤器烟气侧烟气通流量逐渐减少后烟气流通阻力增大，B侧中温低压省煤器烟气侧进、出口烟气压力会逐渐增大，进、出口烟气差压会出现逐渐增大。B侧中温低压省煤器烟气侧进、出口烟气压力跟A侧中温低压省煤器烟气侧进、出口烟气压力相比会明显偏高。

2.1.5 因B侧中温省煤器烟气侧烟气通流量逐渐减少，B侧空预器烟气侧通流量会逐渐增大，B侧空预器烟气进、出口差压会增大，B侧空预器出口排烟温度会出现逐渐上涨，B侧空预器出口排烟温度跟A侧空预器出口排烟温度相比明显偏高；

2.1.6 当泄漏量比较明显时，中温省煤器低压侧凝结水流量会出现明显增加，中温省煤器出口烟道膨胀节、出口烟道人孔门及其它烟道不严密处会出现漏水点。

对机组在相同负荷下中温省煤器泄漏前、后的运行参数进行对比分析，结果如表1所示。

表1 相同工况下A、B侧中温低压省煤器泄漏前后的主要参数对比

2.2 中温省煤器泄漏的原因分析

2.2.1  2022年3月中温省煤器发生泄漏，2022年5月机组停机后进入中温省煤器烟道内检查发现中温省煤器低压侧第三层第3排组件的一根翅片管上有一沙眼，该管周边几根管管壁存在明显减薄，对该管割管检测发现管壁出现沙眼的原因属于制造缺陷。

2.2.2  2022年6月中温省煤器发生泄漏，2022年9月机组停机后进入中温省煤器烟道内检查发现中温省煤器低压侧第二层第2排组件的一根翅片管磨损[8]减薄严重，该管周边几根管管壁也存在明显磨损减薄，分析原因是机组长时间带高负荷运行，高流速的烟气中携带大颗粒飞灰对管壁产生磨损。

3 中温省煤器泄漏后在线进行查漏、堵漏的措施

  2022年3月某火力发电厂600MW超临界燃煤机组运行中，B侧中温省煤器低压凝结水侧发生泄漏后退出中温省煤器烟气侧和低压凝结水侧运行，保留了高压给水侧运行，并在停机小修时进行查漏、换管处理。2022年6月，该电厂同一机组B侧中温省煤器低压凝结水侧再次发生泄漏，泄漏发生后及时退出中温省煤器烟气侧及低压凝结水侧运行，因当时处于迎峰度夏保电关键时期，机组需要长时间带高负荷运行，特制定了在机组运行中进行中温省煤器低压凝结水侧查漏、堵漏的技术措施

3.1 中温省煤器低压凝结水侧查漏、堵漏技术措施

3.1.1 为快速查找到中温省煤器低压侧泄漏的具体管子，对中温省煤器低压侧管排进行分层分组件逐个进行隔离查漏。具体隔离查漏的方法是将某一层某一个组件的进口集箱的进水管和出口集箱的出水至另一层对应的组件进口集箱的联通U型弯管分别割开加装堵板，然后在进口集箱的进水管上引出一取样管，取样管上装设一个取样手动阀，取样管引出后分两路，一路安装一块压力表，另一路上再加装一个阀门，阀门后通过一根软管接至附件检修用压缩空气管上，通过往隔离的组件内充压缩空气看能否保压的方法来判断该组件是否存在泄漏。

3.1.2 通过以上方法，发现B侧中温省煤器低压侧第二层第2个组件充压缩空气至0.5MPa后，关闭充压缩空气阀门，压力存在缓慢下降的现象，判断该组件存在管子泄漏。

3.1.3 再查找出泄漏的组件后，用堵板将该组件隔离，加装一根旁路水管将该组件进出口集箱进行短接，如此便可将该组件单独隔离出来，然后再重新投入中温省煤器低压凝结水侧及烟气侧运行，重新恢复中温省煤器烟气侧及低压凝结水侧运行。

4 中温省煤器发生泄漏后的应急处置措施

4.1 因中温省煤器低压侧泄漏的现象跟中省烟气挡板脱落或关小的现象有相似点，机组运行中，可对比A、B侧中温省煤器进出口烟温、水温和流量等参数看是否出现明显偏差，如果以上参数出现明显偏差，要第一时间就地检查核对中省烟气挡板开度，确认中省烟气挡板开度无问题后，则可以判断是中低省水侧出现泄漏。

4.2 当确认中温省煤器低压侧出现泄漏后，要果断、及时退出中温省煤器烟气侧及低压凝结水侧运行，并对低压凝结水侧进行隔离、消压，以保证机组的安全运行。

4.3 中温低压省煤器凝结水侧退出运行后，要第一时间进行隔离，并开启中温省煤器低压侧就地各排空、放水手动门，消压放水至零，防止中温低压省煤器内存水汽化，出现管道振动。

5 中温省煤器低压侧退出运行后保证机组安全运行的技术措施

2022年06月06日，某机组因B侧中省低压段凝水管道泄漏，确认泄漏后及时将A、B侧中省低压凝水系统退出运行，并隔离消压，A、B侧中省高压给水系统保持运行。在该机组中省低压凝水系统退出运行后，为保证机组的安全稳定运行，特制定如下技术措施。

5.1 机组中省低压凝水系统退出运行后，机组负荷上限暂时按不超590MW控制，引风机频率按不超49.2HZ控制，不得强带负荷。当机组负荷超过550MW时，退出广义回热系统运行，停运广义凝水增压泵后，关闭#7、#8低加至广义凝水电动调门，关闭广义凝水增压泵出口电动调门。当机组减负荷至550MW负荷以下稳定后，及时投运广义凝水系统运行。

5.2 机组加负荷时，监视A、B引风机出口烟温、A、B空预器出口烟温变化，带高负荷时空预器入口烟温升高，因中省入口烟气挡板关不严，中省高压侧烟气侧出口烟温也会升高，可以采取开大中省高压侧进水调门的方法来加大中省高压侧水侧流量加强换热，从而降低中省高压侧烟气侧烟温。

5.3 机组带550MW以上高负荷注意监视A、B引风机电流，防止过负载运行，若引风机出力已至最大，适当申请降低负荷运行，不得再继续强顶负荷。从550MW往590MW加负荷时，加负荷速率不应过快，要注意引风机频率和振动。

5.4 机组带高负荷时密切监视A、B空预器差压及A、B送风机出口风压，防止差压增大导致风机失速，加负荷过程中及时开大各二次风门及三次风门直至全开，A、B送风机出口风压最高值不得超3.7KPa，送风机电流按不超114A控制。

5.5 为防止机组空预器硫酸氢氨[9]堵塞，机组入炉煤硫分按不超1%控制，A、B空预器冷端综合温度按均不低于170℃控制。广义凝水系统运行期间，可通过调整#7、#8低加至广义凝水调门开度来调整空预器冷端综合温度，广义凝水增压泵电流按不低于90A、广义凝水流量按不低于250t/h控制。机组带高负荷排烟温度升高，可通过降低广义凝水流量、开大#8低加出口至广义凝水电动调门、关小#7低加出口至广义凝水电动调门的方法来降低空预器入口二次风温。

5.6 巡检时加强A、B空预器出口烟道检查，如出现烟道漏水情况，中温省煤器低压凝水流量增加，则可判断是中省高压侧给水管道泄漏，应果断退出中温省煤器烟气侧和中温省煤器低压凝结水侧运行，防止泄漏恶化，吹损泄漏点附近管壁。

5.7  机组中省高压给水系统保持正常运行，过冷度保护不投，加减负荷时要关注中省高压给水系统过冷度变化，原则上过冷度不得低于50℃，防止中省汽化超压。

结论

本文介绍的在机组运行中发生中温省煤器泄漏后应对措施在600MW超临界燃煤机组的应用案例，为国内同类型机组在机组运行中发生中温省煤器泄漏后的应急处置和开展中温省煤器泄漏后的查漏、堵漏提供了一定的借鉴，避免了机组非停，具有较高的工程应用价值。

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作者简介:姜小兵（1983-），男，工程师，主要从事火电发电厂技术管理工作，研究方向为火力发电厂安全、生产技术。