嘉佳发电厂2×660MW超临界燃煤机组工程1#机组 3#高加爆管分析报告.docx

印度嘉佳发电厂 2660mw超临界燃煤机组工程1#机组 3#高加爆管分析报告印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 目录 一. 机组概况 . 3 二. 机组运行及启停概况 . 3 三. 1#机组 3#高加泄漏情况描述及分析 . 5 1）第一次泄漏情况描述与分析 . 5 2）第二次泄漏情况描述与分析 . 9 3）第三次泄漏情况描述与分析 . 14 四. 关于运行、检修及养护的建议 . 19 五. 现场关注的主要问题及说明 . 19 2 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程1#机组 3#高加爆管分析报告一. 机组概况 印度嘉佳发电厂工程 2660mw 超临界燃煤机组的高压加热器设备（以下简称高加）由我公司承制。本工程共两台机组，机组电厂编号分别为 1#、2#机组，每台机组串联 1#、2#、3#三台高压加热器。该项目的 3#高加技术参数见表一。表一3#高加技术参数表二. 机组运行及启停概况 该项目 1#机组于 2012 年 5 月投入运行，2#机组于 2012 年 9 月也投入运行。两台机组的 3#高加的启停时间及温升率见表二。表二 印度嘉佳项目 1、2#机组 3#高加投停期间温升率统计一览表 3 高加 投退日期 平均温升率 (/min)总投入时 间(min) 最大温升率 (/min) 最大升温率持续时间 (min) 备注 1# 机组 3# 高加 20120922 投 0.20 600 8.67 6 机组启动 20120927 退 0.30 213 2.67 6 机组停运 20121030 投 0.26 441 3.57 7 机组启动 20121107 退投 12.5 / 4.79 4 / 14 机组跳闸热态恢复 20121112 退投 4.79 / 9.80 14 / 5 机组跳闸热态恢复 20121228 退 0.57 183 6.42 12 机组停运 20130222 投 0.29 512 7.13 8 机组启动 20130226 退投 11.82 / 10.3311 / 6 机组跳闸热态恢复 20130510 退 1.23 77 8.00 4 机组停运 20130624 投 0.20 616 8.75 4 机组启动 20130624 退投 5.21 / 9.38 14 / 8 机组跳闸热态恢复 项目参数项目参数壳侧设计压力(mpa)2.6壳侧设计温度()485/230管侧设计压力(mpa)38.5管侧设计温度()230t-mcr 工况给水流量(t/h)1994.25vwo 工况给水流量(t/h)2115.5换热管材料sa-556c2换热管根数2667换热管规格162.3换热管堵管率10%公称换热面积()1700实际换热面积()1720印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 从上表中可以看出，1#、2#机组频繁启停，1#机组启动温升率达到 10.3，停机温降率达到 12.5；2#机组启动温升率达 12.6，停机温降率达到 12.2；均超过高压加热器安装使用说明中“温升率不得大于 5/min，温降率不得大于 2/min”的要求。致使加热器管板和换热管产生很大的温差应力，大大增加了萌生裂纹的风险。1#机组从 2012 年 12 月 28 日停运至 2013 年 2 月 22 日投运，停机时间为 55 天，从2013 年 5 月 10 日停运至 2013 年 6 月 24 日投运，停机时间为 44 天。2#机组从 2012 年10 月 25 日停运至 2012 年 12 月 27 日投运，停机时间为 32 天，从 2013 年 2 月 22 日停运至 5 月 10 日投运，停机时间为 76 天。按照高压加热器安装使用说明的要求：高加停役大于 100 小时，需采用适当的保护措施，以防止停役期间设备腐蚀。当机组停机时间较长，且不会突然投运的情况下，需采用干法防护。据了解，设备停运期间采取的防护方法是：壳侧仅排除内部疏水，未采用其他防腐方法，管侧充满联氨溶液进行防腐。这种防腐方法在机组短时间停运时采用，可以达到防腐的目的，若机组长期停运，4 20130627 退 0.52 103 6.25 4 泄漏解列 20130715 投 0.78 174 6.00 2 投运 20130814 退 0.08 341 5.00 4 泄漏解列 2# 机组 3#高加 20120926 投 0.84 135 8.00 6 机组启动 20120927 退投 3.67 / 12.6712 / 6 机组跳闸热态恢复 20121007 退投 2.14 / 4.27 22 / 11 机组跳闸热态恢复 20121014 退投 6.17 / 4.44 6 / 16 机组跳闸热态恢复 20121025 退 0.42 121 5.75 4 机组停运 20121227 投 0.24 420 10.50 6 机组启动 20130102 退 0.48 54 2.33 6 机组停运 20130107 投 0.48 294 9.11 9 机组启动 20130205 退投 4.92 / 5.88 12 / 16 机组跳闸热态恢复 20130206 退投 4.18 / 6.80 11 / 5 机组跳闸热态恢复 20130207 退投 8.17 / 10.386 / 8 机组跳闸热态恢复 20130215 退投 7.57 / 8.71 7 / 7 机组跳闸热态恢复 20130222 退 0.19 514 1.36 36 机组停运 20130510 投 0.18 808 6.33 6 机组启动 20130518 退投 1.28 / 7.43 65 / 7 机组跳闸热态恢复 20130524 退 0.68 183 4.20 10 机组停运 20130607 投 0.58 219 9.83 6 机组启动 20130613 退 0.49 103 12.25 4 机组停运 20130702 投 0.61 220 9.80 5 机组启动 20130730 退 0.86 21 6.67 3 机组停运 20130812 投 0.29 429 9.43 7 机组启动 注：高加投运开始时间以#3 抽温度为参考标准 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 尤其在机组阀门存在内漏时，就完全起不到防腐作用。三. 1#机组 3#高加泄漏情况描述及分析 1）第一次泄漏情况描述与分析6 月 24 日#1 机组冷态启动， 26 日 17 时，发现 3#高加出现泄漏现象， 27 日 3#高加解列（从发现泄漏到高加解列将近 21 个小时）。因运行人员误判，高加解列后又再次投运，加热器带病运行 50 多小时后解列。用压缩空气检查发现 26 根换热管泄漏，有三处泄漏较集中（a 区域 11 根泄漏，b 区域 6 根泄漏，c 区域 3 根泄漏），其余均是单根泄漏且分布较分散，但大致在距加热器中心 544617mm 的水平区间（下文简称为“集中区”）内。泄漏点的具体位置见图 1。图 1第一次泄漏截面位置图（给水进口侧）利用内窥镜检查 c 区域的换热管，未发现明显的泄漏点，只是在上管板距管板端部1.8 米处发现两处疑似泄漏点（此处颜色呈黄色，与其他泄漏的管子内部颜色一样，未泄漏的管子内无此颜色）。详见图 2。5 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 2a 区域换热管泄漏图将 b 区域已焊好的堵头拆除，用内窥镜检查发现其中 2 根换热管在给水出口端存在泄漏孔，管壁金属缺失，在泄漏孔的周围存在小的坑点，泄漏点集中在距管板端部 1.3m1.35m 之间。见图 3。图 3b 区域换热管泄漏图发现 b 区域一根换热管内壁存在锈蚀，锈层呈现黄色或橘红色。见图 4。图 46b 区换热管锈蚀情况 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 a 区域及 b 区域泄漏点的纵向位置见图 5。图 5换热管泄漏点纵向位置图同时，利用内窥镜对泄漏管周围的换热管进行检查，发现有些换热管内凹，有些换热管内壁有大量的腐蚀点和较大的腐蚀坑。详见图 6 图 6 泄漏点周边未泄漏管的内壁损伤情况我公司工艺人员从现场照片中发现三根管子内有异物，后来证明为脱落的缠绕垫碎片。详见图 7。7 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 7换热管内部堵塞情况根据上述泄漏情况的描述，我公司认为嘉佳 1#机组 3#高加泄漏的原因如下：a. 设备长期停运时，未按照安装使用说明书之规定进行干法防腐，致使高加发生氧化腐蚀。此腐蚀在系统阀门内漏时尤甚，如壳侧抽气阀门发生轻微内漏，蒸汽可能在过热段冷凝，发生换热管外壁氧腐蚀，再如壳侧阀门内漏，空气可能进入高加壳侧，在潮湿环境下发生换热管外壁腐蚀；又如管侧阀门发生内漏，给水慢慢外泄，水室内给水逐渐减少，水位线慢慢下移。由于水室为半球形，水位线下移的速度会慢慢减缓直至中心线后又逐渐加快。换热管将在水位线处发生内壁氧化腐蚀（见图 4 和图 7），水位线下降越慢设备腐蚀情况越严重。此次泄漏点大致分布在集中区内（见图 1），按此推测，3#高加投运前管侧的联氨水溶液的液位也应在此范围。b. 高加 6 月 24 日投运，6 月 26 日发现高加换热管大量泄漏，在此之前该高加运行一直很好。从时间上分析也说明高加的泄漏是设备的养护不当及启停温差过大造成。c. 换热管在内外差压的作用下，腐蚀坑处因壁厚破坏了结构的连续性而引起应力集中。腐蚀坑处形成的浓度差使腐蚀加剧，加快了壁厚的减薄，如含氧量不达标时，腐蚀尤甚。总之，腐蚀坑处的腐蚀速度比内壁完好处快很多，受力状况也恶劣很多，腐蚀坑是裂纹形成的集中点，也是换热管穿孔的起源点。d. 高加运行时，3#高加的运行条件最苛刻蒸汽温度最高，换热管内外温差最大。在启停机时，温度变化率大时热应力显著增高，安装使用说明也是基于热应力的影响，提出了升、降温速率的限制。换热管在内外压差、温差引起的热应力共同作用下易萌生裂纹。 8 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 e. 换热管一旦发生泄漏，如不能及时解列，将对周围换热管造成严重破坏，这就是所谓的二次损伤，也是 a、b 区域中换热管泄漏较集中的原因。给水在内外压差作用下从破裂处急速射向汽侧，裂口在上述应力作用及给水的冲击下不断扩大（见图 3）。同时换热管脱落的金属块在给水的带动下撞击周边换热管，致使换热管外壁凹陷（见图 6）。给水在过热段内变成小水滴，水滴被高速的蒸汽携带冲向周边换热管外壁，对换热管外壁造成冲蚀。f. 如果设备及管道中有残留的焊渣、焊丝、工具、绝热材料的碎片、铁屑、密封垫残片（见图 7）等异物未，也可能对换热管内壁造成划伤。综合以上分析，嘉佳 1#机组 3#高加换热管因停机养护不当发生严重氧化腐蚀而产生腐蚀坑，腐蚀坑在温差应力、集中应力及给水压力的共同作用下产生裂纹进而形成穿孔，在给水的冲击作用下，裂口不断扩大，甚至发生换热管断裂。高加停运时间过长和带病运行，泄漏点周围的换热管被二次损害，造成换热管集中连片泄漏。2）第二次泄漏情况描述与分析2013 年 8 月 14 日早上，1 号机#3 高加再次发现水位异常波动。运行人员立即解列高加，机组维持正常运行。高加冷却后，利用压缩空气检查发现有 5 根换热管泄漏， 泄漏点分布于距管板中心 544617mm 范围内，与 6 月 24 日检查发现的单根泄漏点位于同一区域，且靠近上次的泄漏点。具体位置见图 8 及图 9。图 8 第二次泄漏点分布示意图9 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 9 第二泄漏点位置图片现场用内窥镜对 5 根泄漏管进行了检查，检查图片见图 10。发现 4 根换热管断裂，其中 2 根可见金属光泽，2 根断口较陈旧。剩余 1 根有裂口，裂口腹部金属缺失，裂口两段均有裂纹，其中一端裂纹延伸很长。10 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 10泄漏换热管的内窥镜检查图片这些泄漏点的深度位置均处于离上水室端管板 1.21.4 米处，发生泄漏位置位于第一次发生泄漏点附近。其轴向位置示意图如下：图 11 第二次泄漏点轴向位置图8 月 24 日，现场割除 3#高加抽汽管道接口，利用内窥镜和照（摄）相机对蒸汽遮挡板进行检查，结果见图 12。并没有发现蒸汽防冲挡板脱落或者开裂，过热段外包壳有断续焊接（实为装配时定位焊）。11 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 12 蒸汽防冲挡板检查图片现场从换热管内壁内取下样品进行化验，化验结果见图 13，化验结果显示样品含氧量很高。换热管材料为 sa-556c2，为优质碳锰钢，其含氧量接近于零（换热管化学成分见“关于换热管材料的说明”），样品的含氧量说明换热管内壁发生了严重的氧化腐蚀。12 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 13 换热管内壁取样化验报告根据上述泄漏情况的描述，嘉佳 1#机组 3#高加此次泄漏的分析如下：a. 据图 10 分析，此次有 4 根换热管断裂，其中 2 根断口可见金属光泽，2 根断口无金属光泽，表明有金属光泽的管子是新近断裂的。此次泄漏先有一根或者 2 根泄漏，泄漏的原因与第一次泄漏的原因相同，即运行和养护不当，换热管氧化腐蚀严重，在温差应力、集中应力及给水压力下产生裂纹或穿孔，在给水的冲击下造成断裂。此次泄漏点离第一次断裂很近（见图 8 或图 9），不排除第一泄漏的二次伤害。第一次泄漏检查时，这些管子可能已经严重损坏但没有穿孔（或者泄漏点很小），以至于用压缩空气法无法发现。高加 7 月份投入运行后，换热管损坏加剧，导致泄漏。泄漏的给水对周围管子造成二次伤害，致使其余管子断裂。b. 从图 10 可以看出，换热缺口处存有焊缝，表明该缺口由焊缝的裂纹发展而来，如果不及时堵管，随着缺口及裂纹的发展，在给水压力和冲击力的作用下，将造成换热管的断裂。这是换热管断裂的原因，同时也证明了换热管开裂是由裂纹发展而成的，进一步佐证了第一次的泄漏分析。c. 加热器过热段的外包壳及防冲挡板完好无损，排除了蒸汽直接冲刷换热管致使泄13 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 漏的原因。加热器的过热段外包壳采用的是外侧连续焊接，图中内窥镜看到的是外包壳的内侧，是看不到包壳的装配焊缝的，图片中看到的焊缝为装配时的定位焊。过热管包壳是在加热器外装配后再放入加热器内（此工序在换热管穿管前已完成），因此过热段包壳的焊接不可能飞溅到换热管上，也不可能对换热管外壁造成伤害。d. 从换热管内壁取样的分析来看，换热管内壁发生了氧化反应，证明了运行及养护中含氧量超标。也进一步佐证了第一次泄漏由氧化腐蚀造成。总上所述，我公司认为高加第二次泄漏的原因有二，一是换热管氧化腐蚀导致了换热管开裂，最后演变为换热管断裂。二是第一泄漏的二次损伤。此次和样品化验及裂口图片也佐证了第一次泄漏分析的正确性。3）第三次泄漏情况描述与分析2013 年 10 月 24 日晚 8 点再次发现 1#机组 3#高加运行水位异常，随即解列高加。与此同时，通过调取集控室 dcs 中的历史曲线发现，业主在 10 月 7 日 1 号机停运时对高加系统的温降控制平稳，无超标现象，但在 10 月 10 日 1 号机启动时 3#高加的温升控制严重超标，详见表三。表三1#机组 3#高加温度变化统计表10 月 30 日，利用压缩空气法对#3 高加检查发现 9 根换热管泄漏。泄漏点在横截面上的位置见图 14。泄漏区域距设备中心距离为 586661mm，其中有 4 根位于第一泄漏及第二泄漏的集中区。泄漏点的轴向位置集中在距管板 13301460 之间（见图 15）。泄漏点的轴向位置集中，也分布在过热段内。泄漏点的轴线位置见图 16。14 序号日期时间温度时间差min温度差温升率/min12013-10-1111:3782511122.211:4219322013-10-1111:421936467.6711:4823932013-10-1111:482393903011:51329印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 14 第三次泄漏点位置图片图 15 第三次泄漏点位置分布示意图15 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 16 第三次泄漏点轴线位置图11 月 1 日，对#3 高加换热管内部泄漏情况进行了内窥镜检查，检查结果见图 17（泄漏换热管编号见图 14）。9 根泄漏换热管中#2、#5、#6 出现了断裂，其余换热管为开裂，其中#1、#3、#4、#8 裂口周边可见裂纹，#7、#9 裂口周边未见明显裂纹。#1 管，距管板端面 1.35m 处出现裂口16#2 管，距离端管板端面 1.06 米断口外 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 17 #3 管，在距板端面 1.33 米处出现孔洞#4 管，在距板端面 1.38 米处出现孔洞#4 管，在距板端面 1.45 米处出现孔洞#5 管，距离端管板 1.39 米处断裂#5 管，距离端管板 1.39 米断口外#6 管，距离端管板 1.37 米处断裂印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 图 17 第三次泄漏管内检查图片根据上述泄漏情况的描述，我公司认为嘉佳 1#机组 3#高加第三次泄漏的原因如下：a. 此次检查发现#2、#5、#6 换热管断裂，从泄漏管对周边换热管外壁的破坏情况来看，#5 管的破坏力最大，#6 次之，#2 最小。说明此次泄漏由#5 管首先泄漏，该泄漏点对周围换热管造成二次损伤，最终形成了此次区域性泄漏。b. #5 换热管中心位于距管板中心的位置为 617mm，也位于第一次泄漏及第二次泄漏的集中区。从第一次分析知，该泄漏集中区换热管氧化腐蚀严重，管壁减薄严重，在集中应力、压力及热应力共同作用下，出现开裂，直至断裂。c. 从换热管内壁的腐蚀情况来看，#7、#8、#9、#4 换热管内壁腐蚀情况也较其余#5 换热管内壁腐蚀情况严重，其中#7 换热管腐蚀最严重，#4、#8 换热管腐蚀情况次之，#9 腐蚀情况有稍有减轻。说明泄漏集中区的换热管腐蚀情况较集中区外的换热器腐蚀情况严重；腐蚀区内离管板中心越近，换热管的腐蚀情况越严重。这也证明了第一次泄漏及第二次泄漏对腐蚀集中区分析的正确性。总上所述，高加第三次泄漏的原因是换热管氧化腐蚀导致的#5 换热管开裂，最后18 #6 管，距离端管板 1.37 米处断口外#7 管，距管板端部 1.4 米处现三处孔洞#8 管，距管板端部 1.37 米发现孔洞#9 管，距管板端部 1.40 米发现孔洞印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 演变为换热管断裂。#5 管对周边换热管造成二次损坏，最终形成区域性泄漏。通过换热管内壁腐蚀情况的比较，再一次证明了 1#机组 3#高加腐蚀集中区域的存在。四. 关于运行、检修及养护的建议 a） 严格对加热器控制启动及停运的温度变化率。控制给水温升5/min，温降2/min。b） 控制进入高加的蒸汽品质，饱和蒸汽或湿蒸汽不得进入高加；c） 控制给水的含氧量，建议给水含氧量0.005mg/l，严格控制 ph 值和铜离子含量。d） 控制设备的运行水位不要太低，避免疏冷段汽液共存，避免疏冷段产生损坏；e） 加强运行水位及给水流量的监察，以便及时发现换热管泄漏并快速解列高加，减少换热管的二次损坏；f） 高加恢复投运时，控制注水速度，避免水击对分程隔板损坏；g） 设备解列后应按使用说明书进行防护，减少设备的氧化腐蚀；h） 现场返修人员严格按照堵管工艺操作，检修后尽快投入运行，减少设备的常温氧化。i）检测腐蚀集中区的换热管壁厚情况，壁厚减薄量低于 2 mm 时应进行评估，之后决定出来措施。五. 现场关注的主要问题及说明 1）现场认为，温度升降速度大往往是引起元件的变形和裂纹，不会引起换热管的断裂。高压加热器安装使用说明规定“加热器启停时，温升率不得大于 5/min，温降率不得大于 2/min”。如果加热器温度变化率太大，加热器管板、换热管及换热管与管板之间的封口焊缝处出现很大的热应力。过热段的温度变化率较其他部分突出，因此过热段换热管的热应力也相对较大。在换热管壁光滑时，换热管内的温差应力不会引起换热管的屈服变形与开裂，如果换热管有腐蚀坑时，腐蚀坑周边的集中应力与温差应力耦合，则有可能引起换热管的开裂。在介质压力的作用下，给水进入腐蚀坑内形成死区，介质浓度增大，加快了坑内的腐蚀速度。在给水压力，换热管壁的集中应力和温差应力以及腐蚀的联合作用下，换热管出现裂纹或穿孔。在上述应力及给水的冲击下，裂纹迅速扩展，直至换热管断裂。换热管穿孔在给水冲击下，裂口也会逐渐扩大，但穿孔处的断裂倾向性较裂纹尖端的断裂倾向性小。19 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 2）过热段的防冲挡板采用花焊，其焊接质量及隔板与包壳的焊接质量引起换热管爆管。过热段包壳结构见图 18，外弧板、侧板、顶板以及封板均采用外侧焊缝，且在筒体外装配好后放入筒体内，该装配件与隔热板采用内侧焊接（在图 12 中可见焊缝），然后采用内侧焊接装配左弧板、右弧板及底板，最后立管架，装配换热管。在装配换热管时已完成过热段包壳的焊接工作，也就是说过热段的焊接不会对换热管造成伤害。图 18过热段包壳结构图因加热器的提升温度较大，为避免热应力的影响，所有隔板（折流板）与过热段包壳、疏冷段包壳及筒体均有间隙，均不采用焊接装配。因此不存在隔板与包壳的焊缝，当然也不会对换热管造成影响。3）关于该项目换热管堵管率的说明该项目技术协议条款要求“当有 5%的堵管时，供方仍能保证高压给水加热器的性能满足汽轮机组各工况给水加热的要求以及各工况下加热器疏水端差和给水端差的要求”，而在协议的技术特性表中注明“备用管子根数为 10%”。我公司实际按照 10%的堵管裕量展开设计，也就是说高加有 10%的堵管裕量。4）三次泄漏都发生在过热段，三次泄漏之间的关系分析从高加次泄漏的截面位置示意图（图 15）中可以清晰看到，三次共有 12 处泄漏点（包括单根泄漏和泄漏区域），共有 8 处集中在离管板中心 544617 范围内，第二次及第三泄漏点也在该集中区。我们认为这三次泄漏的性质是相同的，既是换热管的严重氧化腐蚀及二次破坏。5）如何通过水位变化判断管热管是否泄漏一般情况下，换热管泄漏量相对于疏水量都较小，同时由于加热器的结构和介质特性，一般不会引起安全阀起跳，也不是所有工况都会引起水位急剧升高致高加自动解列 ，20 印度嘉佳发电厂 2660mw 超临界燃煤机组工程 1#机组 3#高加爆管分析报告 a 版 往往需要通过水位变化及给水流量的变化进行判断，手动解列高加。换热管泄漏分为封口焊泄漏、换热管开裂及穿孔，换热管断裂等情况，前两种因泄漏量很少，汽侧水位无明显变化，正常疏水阀开度也无明显增大，一般很难通过水位变化进行判断。换热管开裂或者单根断裂时的泄流量偏大，可以用给水泵流量、进省煤器给水流量和减温水流量的关系进行判断。不考虑流量计测量偏差及阀门内漏的情况下，给水泵流量=进省煤器给水流量+减温水流量。若发现后者之和小