0 引言

高压加热器作为回热系统的组成部分，可提高给水平均吸热温度、降低机组的冷源损失，进而提高机组的循环热效率。如果高压加热器发生解列，会造成排烟温度降低、脱硝系统保护退出，导致排放的氮氧化物超标及空气预热器发生低温腐蚀。引起高压加热器系统解列的因素有高压加热器泄漏、系统保护动作、高压加热器疏水调整阀堵塞等。本文以内蒙古京隆发电有限责任公司（以下简称京隆电厂）600 MW汽轮机高压加热器为例，对引起高压加热器解列的疏水调整阀堵塞原因进行分析，为类似问题的处理提供参考。

1 高压加热器系统概况

京隆电厂2 × 600 MW汽轮机采用亚临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、三高三低一除氧、直接空冷凝汽式汽轮机。高压加热器采用大旁路系统，用于锅炉给水加热。正常运行时锅炉给水分别经3号、2号、1号高压加热器加热后进入省煤器，初步加热的给水再经锅炉加热后，变为合格的过热蒸汽进入汽轮机。1号、2号、3号高压加热器热源分别取自汽轮机1段、2段、3段抽汽，抽汽加热给水后凝结成水，依靠高压加热器各级蒸汽压力差逐级自流。为防止高压加热器汽侧水位高造成汽轮机进水，高压加热器设置旁路系统^[1]。图 1为高压加热器系统流程简图。

2 高压加热器疏水调整阀堵塞情况

高压加热器疏水调整阀开度的变化可直观反映疏水调整阀堵塞情况，如果调整阀失去调节裕量，需将高压加热器解列。京隆电厂2号机组高压加热器在2013年共解列7次。

图 2为2013年9月—11月2号机组在600 MW负荷下疏水调整阀开度变化趋势图。由图 2可知，高压加热器疏水调阀在不到2个月的时间内就需要保持全开状态，失去了调节裕量。在高压加热器解列后，对疏水调整阀进行解体检查，发现疏水调整阀阀笼堵塞严重（见图 3）。

阀笼堵塞的主要部位在下部孔径较小的部分，上部基本没有堵塞。对堵塞物进行化学分析，其主要成分为Fe₃O₄。

3 原因排查及处理

针对2号机组高压加热器疏水调整阀堵塞问题，从以下方面逐一进行原因排查，并对发现的问题进行处理。

3.1 精处理装置过滤器滤元 3.1.1 原因排查

凝结水系统的管路和设备存在金属腐蚀产物，其中主要是铁和铜的氧化物（京隆电厂热力系统设备内部没有铜质材料）。铁的氧化物主要以Fe₂O₃、Fe₃O₄为主，呈悬浮态和胶态。凝结水精处理装置过滤器滤元的主要作用是除去凝结水中的铁化合物，滤元的性能直接影响凝结水水质^[2]。

在检修期间拆下的过滤器滤芯中发现有断裂和缠丝松脱的现象（见图 4）。如果滤芯断裂，在断裂处缠丝不能紧密靠拢，缠丝间缝隙会引起树脂泄漏。

图 5为2013年2号机组凝结水中铁的质量浓度变化曲线（1月和10月共检修精处理装置2次）。由图 5可知，2013年5月份、9月份凝结水中铁的质量浓度显著超标，由此可以确定5月份、9月份滤元失效泄漏。

3.1.2 处理措施及效果

2014年初对2号机组凝结水精处理装置过滤器滤元进行大面积更换，共更换310根滤元，同时对滤元与水室的接口进行优化焊接。处理后，凝结水中铁的质量浓度大幅下降，说明此次精处理装置过滤器滤元泄漏的处理措施是有效的。

3.2 真空系统 3.2.1 原因排查

真空严密性的好坏直接影响凝结水系统疏水溶氧量，从而间接影响铁化合物的生成。京隆电厂2号机组每月定期做一次真空严密性试验，2013年试验数据见图 6。由图 6可知，2号机组真空严密性试验的结果均超标。

3.2.2 处理措施

采用氦气检漏法对2号机组真空系统进行专项查漏工作，共查出漏点4处，并进行了处理。经过查漏处理后，2号机组真空严密性全部合格（见表 1），由2013年平均值121.1 kPa/min降至2014年平均值69.7 kPa/min。

3.3 除氧器脱氧阀 3.3.1 原因分析

图 7为2013年1号、2号锅炉给水溶氧量变化曲线。由图 7可知，2号锅炉给水溶氧量时常超标，且长期处于超标的边缘。

2号机组正常运行期间，脱氧电动阀为关闭状态，直到除氧器溶氧量达到7×10^-6时，脱氧电动阀才会开启进行脱氧，在溶氧量低于7×10^-6时脱氧电动阀关闭，因此锅炉给水溶氧量不能够精确控制，波动较大。由于2号机组除氧器脱氧不利，造成锅炉长期在较高溶氧量下运行，加剧了Fe₃O₄的生成。而1号机组脱氧阀通过大修改造实现了持续脱氧排空，因此2号锅炉给水溶氧量较1号锅炉大。

3.3.2 处理措施及效果

借鉴1号机组改造经验，在2号机组除氧器脱氧电动阀前加手动阀（见图 8），在正常运行中可以通过手动阀连续控制排空量，以达到精确控制。并将除氧器脱氧电动阀加中停逻辑功能，以便精确控制排空量。此前，除氧器脱氧电动阀只能全开或全关，当脱氧电动阀全开时，除氧器排汽量会非常大，不仅造成能量损失，而且噪声非常大。修改逻辑后上述问题得到解决。

3.4 疏水调整阀阀笼 3.4.1 原因分析

Fe₃O₄在热力系统中的不同区域有不同的溶解和沉积特性，总体来说，Fe₃O₄的溶解度随温度的降低而降低，随压力的降低而降低。

高压加热器疏水调整阀设置阀笼的目的是改善疏水调整阀的调节特性，使其调节更加平稳顺滑。但是由于阀笼节流孔的作用，节流孔后疏水流速及压力会突然降低，并局部形成涡流，使得析出的Fe₃O₄无法被水流带走而发生沉积。特别是水流量大的阀笼下层，压降更大，堵塞更加严重。

根据试验可知，Fe₃O₄在疏水压力小于1.5 MPa时迅速沉淀^[3]。经计算得出，2号机组2号高压加热器水流经节流孔后压力均小于1.5 MPa（见表 2），因此节流孔孔径小造成节流后疏水压力突降是疏水调整阀阀笼堵塞的原因。

3.4.2 处理措施及效果

疏水调整阀阀笼采用小孔节流，目的是避免高压喷流气体产生旋涡而引起阀振动及高噪声，同时能够改善疏水调整阀的调节特性。若将疏水调整阀阀笼孔径扩大，疏水调整阀的调节特性将会受到影响。经咨询厂家，将阀笼大孔孔径由10 mm扩大至11 mm，并将孔内径打磨光滑（见图 9），防止Fe₃O₄初始沉积。

改造后高压加热器疏水阀调节性能良好，且就地噪声与改造前无明显变化，管道亦无振动发生；疏水调整阀阀笼节流后疏水压力在各负荷下均能够提升至1.5 MPa以上（见表 3），可防止Fe₃O₄析出并沉积。

3.5 补水率控制

《京隆电厂化学运行规程》规定机组补水率应大于0.3%，通过对2013年的2号机组补水率分析可知，2号机组4个季度补水率均大于0.3%（见图 10），符合规定，因此不是造成疏水调阀堵塞的原因。

3.6 过热器氧化皮脱落

热力学中的FeO相图表明，在570 ℃以下，热力系统内生成的氧化膜由Fe₂O₃和Fe₃O₄组成，比较致密，因而可以避免金属基体进一步氧化。当超过570 ℃时，氧化膜由Fe₂O₃、Fe₃O₄、FeO三层组成^[3]，由于FeO比较松散，氧化皮容易脱落^[5]。但京隆电厂2号机组主再热器壁温严格控制570 ℃以下，极少超温，生成氧化皮的可能性很小。

3.7 其他影响因素

采暖系统疏水回收水质及锅炉排污率控制不当、冲车前系统热态冲洗不彻底、除氧器淋水盘损坏、除氧器抽汽加热不足等因素亦可导致Fe₃O₄生成及沉积^[6]，经分析，排除这些因素影响。

4 经济效益

京隆电厂2013年2号机组高压加热器共解列7次，解列时间共计34.85 h，增加标准煤耗量186.6 t。经过2014年对高压加热器疏水调整阀堵塞问题的处理，高压加热器疏水调整阀调节裕量充足，投入率达100%，可节约成本6.35万元。

5 结束语

京隆电厂2号机组高压加热器疏水调整阀堵塞问题解决后，高压加热器投入率显著提高，延长了设备的使用寿命，同时，有效排除了机组运行的安全隐患，处理措施可供其他电厂处理类似问题参考。