篇一：高压加热器事故预案
高压加热器事故预案
1. 超压的原因。
（1） 汽轮机过负荷，使一级抽汽压力升高。
（2） 高加进汽手动门操作不当，突然开大。
（3） 给水突然减少或中断，使高加进汽无法凝结或少量凝结导致超压。
2．防止高压加热器超压的措施。
（1） 运行人员鉴盘时应保证。
高压加热器汽侧压力和给水压力均应正常。
高压加热器水侧出水温度应在规定范围内。
高压加热器各连锁保护应正常并投入。
（2） 运行人员巡视检查时应注意。
高压加热器就地进汽压力、水位应正常。
高压加热器本体及管道应无强烈振动和泄漏现象。
高压加热器各阀门及表记都应在正常的工作位置或投入位置。
3． 加热器的防爆措施。
（1） 机组大小修时应对高压加热器的焊缝进行进行检查并合格。
（2） 高压加热器的安全门应按规定的动作压力整定好，并定期配合检修人员手动验。
（3） 高压加热器压力高到高限值应自动关闭高压加热器进汽电动门。
4高加在运行中发生下述任一情况时应紧急停用。
（1）汽水管道及阀门等爆破，危及人身及设备安全时。
（2）加热器水位升高，处理无效，水位计满水时。
（3）水位计失灵，无法监视水位时。
（4）水位计爆破无法切断时。
5．高加紧急停用操作方法。
（1）迅速关闭进汽门。
（2）开足给水旁路门，关闭进、出水门侧。
（3） 关闭高加疏水至除氧器疏水门。
（4）开足高加直放疏水。
篇二：高压加热器换热管运行过程中泄露事故分析探究
高压加热器换热管运行过程中泄露事故分析探究
【摘要】中国电建某电建公司承建印度某电站项目，高压加热器#1机组#3高加在2013年6月26日17：50发现有泄漏现象，27日2：47#3高加解列进行检查处理。8月14日早上7点12分，1号机#3高加再次发现水位异常波动，高加泄露，运行人员立即解列高加进行检查处理。为避免以后类似质量事故再次发生，为其它项目提供教训，特对此次事故进行分析和探究。
【关键词】高压加热器；换热管；泄漏；运行
一、事故过程描述
1、#1机组#3高加第一次泄露
6月24日#1机组冷态启动，#3高加11：20投入运行，26日17：50发现有泄漏现象，27日2：47#3高加解列（从发现泄漏到高加解列将近21个小时）。随后对高加进行了充气压查漏，查漏情况及处理过程：6月30日进行第1次查漏，压缩空气压力0.5MPa，用手感应漏点共发现漏点13个，对泄漏管道及其周围不漏管道进行保护性堵管，共封堵27根。7月1日进行第2次查漏，压力0.5MPa，用手感应共发现9处漏点，对泄漏管道进行封堵，共封堵9根。7月3日进行第3次查漏，压力为0.5MPa，查漏方式为肥皂水涂抹，共查出1处漏点并进行封堵，接着进行第4次查漏，压力与方式跟第三次查漏相同，未发现漏点。7月5日进行第5次查漏，压力为0.5MPa，查漏方式为肥皂水涂抹，发现3处漏点，封堵3根。7月6日对三处漏点内窥镜检查未发现漏点，只是在上管板距管板1.8米处发现两处疑似漏点。7月7日至8日对第1次泄漏已封堵的管子进行堵头割除，内窥镜进行检查，发现上管板两根管子内部有洞状漏点。7月9日进行第6次查漏，压力0.5MPa，肥皂水涂抹方式查漏，未发现漏点，并对所有泄漏管道进行保护性堵管，共封堵58根。7月10日进行第7次查漏，压力0.6MPa，肥皂水涂抹方式查漏，查出已封堵的堵头有两处泄漏，对其进行补焊，焊完后升压至0.6MPa保持3小时后再次用肥皂水进行第8次查漏，发现三处封堵的堵头泄漏，其中有第七次查漏时补焊的泄漏，对其进行补焊。7月10日晚，压力升至0.5MPa，保持2小时后用肥皂水进行第9次查漏未发现漏点，又经过2小时稳压后进行第10次查漏未发现漏点，业主安排封门。
小结：此次高加处理，共发现漏管26根，进行保护性堵管72根，共计堵管98根，3#高加共计2667根管，目前堵管率为3.67%。
2、#1机组#3高加第二次泄露
8月14日早上7点12分，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，#3高压加热器人孔门自8月17日下午打开，至22日通过充氮管道往高加汽侧通入压缩空气。经检查，发现5根换热管道泄漏，其在上水室管板上的具体位置呈集中布置状态。在发现上述5根泄漏的换热管道后，现场先用
篇三：高压加热器泄漏情况原因分析(论文)
高压加热器泄漏情况原因分析
【摘要】简要介绍六盘山热电厂#1、#2机组高压加热器泄漏的原因分析以及处理过程、处理情况，根据原因分析及运行工况制定相应检修措施，保证高压加热器的稳定运行。 【关键词】高压加热器 泄漏 事故分析
高压加热器系统是火电机组的主要热力系统之一。六盘山热电厂自投产以来，由于设计、制造、安装和运行等方面的原因，高压加热器泄漏的情况屡有发生，特别是#1、#2机组的#3高压加热器，情况尤为严重。因高压加热器系统泄漏导致故障停运的次数已占整个高压加热器故障停运的次数的60% 以上，成为影响#1、#2机组等效可用系数的第二位因素，仅次于锅炉爆管。这不仅影响#1、#2机组的稳发，满发，而且因给水温度下降，使整个机组的热效率降低，影响了#1、#2机组高效低耗优越性的正常发挥。在运行中及早发现高压加热器系统的泄漏，尽早采取措施，把故障的损失降低到最小程度，以提高整个六盘山热电厂循环的经济效益，是当前摆在机务班面前的紧迫任务之一。
一、#1、#2机组#1、#2、#3高压加热器概述：
1、宁夏六盘山电厂2X330MW热电联产工程燃煤空冷机组的#1、2、3高压加热器，与上海汽轮机厂有限公司生产的亚临界、一次再热、双缸（即高中压合缸）双排汽、抽汽凝汽直接空冷式汽轮机相配套。高压加热器是利用汽轮机的抽汽来加热锅炉给水，以提高机组的热效
率，该机组的#1、#2、#3高压加热器采用大旁路系统，配置为2台机共6台高压加热器。
2、生产厂家为济南市压力容器厂生产的设备。加热器形式为U型立式加热器，加热器结构基本上是全焊接结构，采用水室球形封头，配置一个压力密封盖式人孔，由壳体、管板、管束、隔板和支撑板、防冲板等部件焊接而成。 3、设备运行环境条件： 进入加热器的给水水质
水中含氧量≤7 微克/升
pH值 9.0—9.5
硬度≈0 毫克当量/升Fe ≤20 微克/升Cu ≤5 微克/升SiO2
保证蒸汽中SiO2符合标准
油 ≤0.3 毫克/升
4、设备运行工况：
二、#1、#2机#3高压加热器异常现象描述及检修堵漏情况：
#1、#2机组#3高压加热器自投运以来共发生11次高压加热器泄漏，#1机#1高压加热器泄漏1次，#2机#1高压加热器泄漏2次（不包括机组大、小修期间的高加泄漏）分别为：
1、2011年4月16日11:30接运行通知#1机#3高加汽侧水位出现异常，主要表现在#1机组#3高加至除氧器正常疏水调门开至90%，事故疏水由12%开至35%，凝结水流量由760t/h升至820t/h，A前置泵出口流量507t/h增至5
试验（三次），关闭3台高加事故疏水阀，只有#3高加汽侧水位上升，故判断为#3高加内漏引发水位异常，需要停运#3高加对其内部进行检查，由于#3高加抽汽温度427℃，抽汽压力2.80MPa，温度压力很高，编写检修四措并对参加此次工作的人员进行安全交底，工作负责人同值长沟通隔离高加的安全措施，在高加疏水一、二次门中间将疏水管道切断，由于是最低点故高加内高温水能放完；在#1机6.3米将高加三通阀用铁丝绞死并设专人进行监护，4月20日#3高加人孔门打开，打开之后水侧温度还是很高，检修人员无法入内，随用抽风机在#3高加人孔门处从内部抽汽，迅速降低了水侧温度。经过9天9夜加班，抢修后机组运行过程中高压加热器再无渗漏，使机组能够安全稳定运行。
2、2011年8月11日接运行通知#2机#3高加汽侧水位出现异常，主要表现在#2机除氧器水位由1905mm降至1700mm。B前置泵出口流量679t/h增至771t/h，C前置泵出口流量598t/h增至679t/h。#3高加汽侧水位上升，确认判断为#3高加内漏引发水位异常，确认为#3高加有内漏，对#2机#3高加进行检修堵漏，发现#3高加有管束泄漏，加装堵头后焊接并更换人孔盖密封垫后回装。
3、2011年9月26日#1机组启机过程中#3高加汽侧水位出现异常，主要表现在#1机除氧器水位由1855mm降至1700mm。B前置泵出口流量679t/h增至771t/h，C前置泵出口流量598t/h增至679t/h。#3高加汽侧水位上升，确认判断为#3高加内漏引发水位异常，确认