换热器泄漏原因分析（共9篇）
怎样进行堵管？
一、试漏检查
为了查明管子的泄漏情况，首先要作水压试验，一般均采用在管子外侧加压力的外压试验。其方法
是：把水通入壳体，保持一定时间，用目测检查两端管板处管子的泄漏情况，对漏管做出记录。
二、堵管
管子本身的泄漏一般情况下是无法修复的，假如泄漏管子的数量不多时，可以用圆锥形的金属堵头将管
口两端堵塞，如管程压力较高时，堵紧后再焊住更可靠。堵头的长度一般为管内径的2倍，小端直径应等于
某厂N600MW机组3号高压加热器钢管泄漏, 该机组3台高压加热器按单列、卧式、U型管、双流程设计, 基本上是全焊接式装置。该型高压加热器的U 型加热管与管板的连接采用爆炸胀接加堆焊。密封主要是靠堆焊。由于管板厚, 管子又薄, 在高压加热器启动时, 管板加热温升慢, 而管子温升快, 当管子温度比管板温度高时, 焊缝承受压应力, 由于材料许用压应力大, 因而高加升温时不容易引起焊缝裂纹。当高压加热器停运时, 管板厚热容量大, 降温慢。当低温给水流过管子时, 管子薄降温快, 管子急剧收缩, 由于焊缝许用拉应力较小, 极易将焊缝拉裂造成管口泄漏。鉴于该高压给水加热器管板厚, 管子薄, 温升温降允许速率较小, 规定温降速率≤1.8℃/min。
该高压加热器换热管采用了小直径薄管壁的碳钢管, 壁厚仅为2.11mm。碳钢管在给水温度高于200℃时, 管子表面会形成一层致密的Fe3O4氧化膜, 它能对管壁起保护作用。而当给水温度为150-180℃时, 高压给水对钢管表面的氧化膜具有较强的破坏性, 在此温度范围内, Fe (OH) 2氧化膜很不稳定, 且十分疏松, 易被水冲刷掉。当给水pH值低于9.6、含氧量高于7μg/L、给水温度低于260℃时高压加热器极易发生腐蚀。
2 泄漏原因分析
1) 钢管腐蚀:
该机运行中加热器给水pH值一直控制在9.2~9.5;溶解氧不大于7μg/L;高压加热器疏水及进入省煤器给水含铁不大于20g/L, 水质指标合格。对高压加热器钢管外观检查未发现腐蚀现象, 排除由于钢管腐蚀导致泄漏的可能性。
2) 水位控制:
经过对3台高压加热器就地水位计零位复核, 水位计零位与厂家要求一致。远程水位计量程正常。查阅历史曲线, 3台高压加热器运行水位都控制在±30mm以内符合厂家规定。因此推断:此次3号高压加热器钢管泄漏非高压加热器运行水位过低疏水带蒸汽冲刷钢管导致泄漏。
3) 高压加热器启停操作:
高压加热器正常启停按照“水侧随机组启停, 汽侧根据机组负荷适时投运”的原则进行操作, 投运汽侧时以控制高压加热器进汽阀开度来控制高压加热器出水温度温升率。高加正常启停过程中高加温度变化率控制合理, 并未超过《高压加热器运行维护守则》和制造厂的有关规定。
4) 原因分析:
汽轮机带负荷跳闸后未联停高加, 导致高加温度变化率过大, 从而影响了高加的使用寿命。
当高压加热器受到给水急剧冷却或加热, 由于管板厚, 钢管管壁薄, 两者膨胀、收缩量差异大, 易导致钢管外壁与管板内壁由紧力配合变为间隙配合。同时焊缝在经历快速收缩和膨胀后会产生较大的热应力, 在热应力作用下焊缝易产生裂纹。给水从焊缝裂纹经过钢管与管板间的间隙流入汽侧, 使高压加热器汽侧水位升高, 疏水量增大。在停运泄漏高压加热器的过程中, 先停汽侧后停水侧当汽侧退出运行后汽侧压力降低, 水侧与汽侧压力差增大, 强化了泄漏的给水对焊缝的冲刷作用, 导致焊缝脱落, 钢管泄漏量进一步加大。
查阅统计数据发现该机投运以来, 主机运行可靠性不高, 事故跳闸次数过多、机组启停过于频繁, 导致高压加热器温度变化率频繁超标。研究表明, 高压加热器温升率对高压加热器循环寿命有直接影响:当温升率为3.7℃/min, 高压加热器的循环寿命达30万次。当温升率上升为13℃/min, 高压加热器的循环寿命急剧减少为1250次;
此外, 该机高压加热器水位保护逻辑存在漏洞:当汽轮机跳闸时不联停高压加热器。这导致每次汽机跳闸时3台高压加热器均要承受剧烈的热冲击, 影响了高压加热器的使用寿命, 降低了高压加热器的运行可靠性。
3 结束语
综上所述, 该高压加热器比较适宜于稳定负荷运行的机组, 不适宜机组大幅度变负荷运行;调峰运行时管板温度变化可达10-20℃/min, 甩负荷时管板最大温降可达60℃/min甚至更多, 因此频繁调峰、甩负荷、跳闸均会影响加热器的寿命。对该型高压加热器要特别重视机组事故状态下的运行操作, 要严防温度变化率超标。同时要高度重视高压加热器水位保护逻辑的合理性, 避免由于水位保护逻辑的不完善影响高压加热器使用寿命。
摘要：通过对某厂新机高压加热器泄漏原因分析, 指出了高压加热器水位保护逻辑和主机运行稳定性会直接影响高压加热器使用寿命。
关键词：高压加热器,泄漏原因分析
参考文献
[1]吴慧英, 帅志明.福斯特.惠勒高压给水加热器运行特性, 中国电力[J].1997, 30 (8) :59-62.
【关键词】浮头式换热器；检验检测；内壁腐蚀；原因
前言
浮頭式换热器虽然能够有效的促进我国工业经济的发展，但是其自身的结构复杂，需要对其进行定期的检验检测，从而更好的避免其内壁出现的腐蚀的情况。
1、浮头式换热器概述
1.1换热器的工作性质和结构
其工作性质，主要是指将是热流体的部分流量，传递给冷流体，是目前工业生产常用的设备。其中浮头式换热器的结构如图所示；
由圆筒、外头盖侧法兰、浮头管板、钩圈等组成。主要的特征；在其外头盖侧法兰的内侧面，设置凹形的密封面；在其密封面的外侧，进行钻孔、套丝，或是焊接螺杆均匀分布；在其浮头处，将零部件和钩圈取消；浮头管板的密封槽，是凹形状的槽；并在其另一个端面，以管板中心为圆心，半径稍微比管束外径大，做一个梯形凹槽；同时管板的分层凹槽，只能与梯形凹槽相连，而不和凹形槽相连通。
1.2浮头式换热器设计要求、优缺点
在设计时，要按照规定的工艺条件、结构稳定安全、制造简易、操作维修不复杂，以及经济合理的原则进行设计；自身具有管束可抽出清洗、流体之间温差不受限制、可在高压高温下工作、可以在结垢严重以及管程易腐蚀场合的优点。具有浮头易发生内漏、耗材多、成本高、结构繁琐的缺点。
2、浮头式换热器设备检验检测
2.1设备使用情况
对于被检验检测的设备，进行全面的检查，拆开设备会发现其内部结构出现腐蚀的情况；然后对于其技术参数进行统计，主要组成结构包括壳盖、固定管、隔板、浮头钩圈法兰、浮动管板、浮头盖。主要参数，包括设备规格、筒体材质、筒体公称壁厚、封头材质、封头公称壁厚、设计压力、使用压力、设计温度。盛装介质等项目的技术参数，进行测量统计和整理。
2.2腐蚀部位
通过将该设备封头等结构拆分后，可以看到其内部有多处的腐蚀情况；发现其筒体的底部，再正对着主蒸汽管的内壁上，存在长3mm、宽3mm、深1mm左右的腐蚀点；在其周围也存在大大小小不等的腐蚀点。在其筒体内壁排污口处，到筒体的左法兰上，有着一条覆盖焊缝的腐蚀区域，深度在2mm左右；同时封头多处焊缝腐蚀情况严重。
3、腐蚀原因及处理措施
经过检验检测发现，换热器底部出现腐蚀的原因，是由于其底部长期的积水；排污管高出的筒体水平高度时，就会导致污水倒流，排除不及时，从而导致积水腐蚀的情况发生；主蒸汽管下方的挡板不能起到完全遮挡蒸汽的作用，导致蒸汽长期的冲刷产生腐蚀情况。
主要采取的措施；首先将高出筒体的排污管部分进行磨平，将蒸汽管中出现的腐蚀情况进行打磨和探伤；将焊缝的腐蚀区域进行打磨，处理干净后进行焊接，保证焊接的质量；最后将统筒体、封头底部进行刷漆防腐处理。
4、强度校核和耐压试验
4.1强度校核
浮头式换热器的强度校核，按照δ校=δ+2C的公式进行，其中δ=PCD/（2σφ-PC），校核的规范，按照GB150-98进行；PC是指校核（原设计）压力，σ是指材料许用应力，φ是指焊接接头系数，D是指内径，C是指下周期均匀腐蚀量；并将其得到的结果通过进行δ校<δ测标准进行分析，当其满足规定要求时，则说明该浮头式换热器设备可以继续使用。
4.2耐压试验
对于浮头式换热器的耐压试验，是为了更好的保证其设备密实度，避免再次出现的内壁腐蚀的情况，从而更好的保证其工厂的工作效率和经济效益。其中试验的项目、数据统计整理，如表格所示；
总结
综上所述，通过对于浮头式换热器检验检测及内壁腐蚀原因分析，发现其当浮头式换热器再使用的过程中，因为其管板经常受到流体的冲刷、气体和化学介质的腐蚀，导致管板的焊缝处，出现渗漏水和材料混合的问题，同时加上其生产的温度不受限制，温度难以进行控制，对于产品的质量得不到很好的控制，使其产品质量等级降低；只有对于其腐蚀的原因进行细致的分析，才能更好的采取针对性的处理措施。
参考文献
[1]陈柏涛.浮头式换热器检验检测及内壁腐蚀原因分析[J].上海铁道科技，2011，01：141-143.
台山电厂#2机组为上海汽轮机有限公司生产的亚临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机, 汽轮机的型号是N600-16.7/537/537, 机组共有8段非调整抽汽。回热系统包括3台高压加热器、1台除氧器、4台低压加热器, 高、低压加热器均为表面式, 各加热器为串联排列, 疏水采用逐级自流方式, 高加的型号为:JG-2063-1-3、JG-2231-1-2、JG-1745-1-1。机组通过数次检修, 发现高加管板焊接工艺较差, 自投产后高加出现过四次泄漏, 有的是钢管泄漏, 有的是管板焊口泄漏, 处理情况如表1所示。
2 高压加热器泄漏现象
(1) 高压加热器水位上升或疏水调整门开度变大, 问题较严重的两者同时出现, 加热器水位高 (高高) 报警, 高压加热器端差变大, 远高于正常运行的端差值。
(2) 高压加热器泄漏后, 因传热恶化, 锅炉给水温度下降。
(3) 高加泄漏严重时, 锅炉给水流量增加, 给水压力下降, 泄漏的高加内部压力升高。
3 高压加热器泄漏对汽轮机运行的影响
台山电厂#2汽轮机高加是利用高中压缸抽汽, 通过加热器传热管束即U型管, 让给水和抽汽进行热交换, 从而使给水加热, 提高锅炉给水温度, 以提高机组的效率。高压加热器水侧压力远高于汽侧压力, 如果传热管束即U型管有泄漏, 高压内给水会进入高加汽侧, 导致高加水位升高, 传热恶化。高压加热器泄漏对机组造成有如下影响。
(1) 高加出现泄漏, 泄漏管周围管束受高压给水冲击而导致泄漏管束增多, 泄漏就会更加严重, 如不能及时将高加解列, 那么损坏管子数量将大大增加。
(2) 当高压加热器水位急剧上升时, 如果水位高高保护未动作, 那么汽测水位将淹没抽汽管道进口, 高加内给水将通过抽汽管道进人汽缸, 造成汽轮机水冲击或上下缸温差大等事故。
(3) 高压加热器解列之后, 锅炉给水温度剧降, 汽轮机主蒸汽压力下降, 为了维持机组负荷, 要增加煤量, 同时也要增加锅炉风机出力, 致使炉膛过热, 主再热汽温升高, 这必然是机组煤耗增加, 热耗相应增加, 厂用电率也增加。
(4) 高压加热器停运后, 汽轮机相应抽汽关闭, 汽轮机末几级蒸汽流量就会增大, 导致末几级载荷增大, 加快老化破损。
(5) 高压加热器停运后, 汽轮机相应抽汽突然关闭, 汽轮机抽汽口后的各级叶片轴向推力将增大, 可能导致汽轮机轴向位移大而跳机, 即使未到跳机程度, 也要限制机组发电负荷, 保证机组安全, 那么就损失发电量。
(6) 高加泄漏解列, 直接影响高加投用率指标。
4 高压加热器泄漏原因分析
(1) 高压加热器U型传热管的材质质量差, 安装工艺不过关。
(2) 高压加热器传热管束受高温高压汽水的长期冲刷侵蚀, 管壁慢慢变薄, 钢管与管板间的胀口受腐蚀而松弛, 导致出现漏点。
(3) 高压加热器的每次启停都有严格的运行标准, 如果运行管理不力, 运行人员责任心不强, 启停操作时不严格执行运行规程, 未充分暖管, 升温率控制不当, 就会导致高温高压的蒸汽进人高加后, 厚管板与薄管束之间受热不均匀, 而产生巨大的热应力, 使管束热变形。
(4) 高压加热器正常运行时水位调整不力, 引起高加水位波动, 如果水位过高导致汽水返进入蒸汽通道, 水被蒸汽吹散成大直径的水滴冲刷管束;水位过低造成疏水冷却段汽、水两相流动冲刷管束, 这两种情况都有可能造成高压加热器泄漏。
(5) 检修质量不过关也是引起高加泄漏的主要原因之一, 检修工艺差引起重复泄漏, 增加高加解列次数, 影响高加寿命。
高加泄漏的出现是个长期过程, 出现泄漏的周期与设备运行和设备检修密切相关。台山电厂#2机组高加在正常运行中曾多次出现钢管泄漏或焊口泄露, 也时出现疏水管道振动、高负荷下疏水水位无法维持的现象, 查阅近年台帐, 可以发现高压加热器泄漏主要是钢管爆漏引起的居多, 而爆漏的钢管主要是在抽汽进汽口附近的部分。由此可见, 高压加热器泄露与正常运行中高加水位保持过低有非常密切的关系, 因高加水位低会使加热蒸汽通过疏水冷段进入疏水管道, 存在高加疏水汽水两相介质流动;再者, 台山电厂#2机组#3高加疏水至除氧器的管道架空较长, 该高加的疏水调门设计为角式, 长时间运行后出现阀内件磨损, 疏水调门的调节性能偏离设计值, 致使高负荷下3号高压加热器水位无法维持在正常范围内, 导致疏水管道内有汽水两相介质流动。高加疏水管道内部形成的汽水两种介质流动, 管内流动阻力剧烈增大, 出现水冲击现象, 引起疏水管道振动, 再加上疏水管道两相流动介质的流程较长, 导致振动越加剧。高加疏水管道的振动同时也引起高加内部管束的振动, 致使钢管与隔板长时间碰磨而极容易造成钢管爆漏。
5 高压加热器泄漏预防措施
(1) 高压加热器投、停时应严格按照运行规程执行, 且要特别注意。
(1) 机组启动时, 高加应随机启动投入, 以防止高加投入过程中产生的热冲击。 (2) 严格控制给水升温率不超过5℃/min。 (3) 高压加热器冷态单独投运应该充分暖管, 使高加各部件受热均匀。 (4) 高压加热器投入时, 要先投水侧, 后投汽侧, 高压加热器停运时, 要先停汽侧, 后停水侧。 (5) 高加水位保护装置及水位计无法投入的情况下, 严禁高加投入运行。
(2) 高压加热器的水位定值应按厂家指导水位执行, 正常运行时加强监视高加疏水水位, 如出现水位波动, 及时调整至正常, 避免水位超过正常值或低水位和无水位运行。
(3) 机组负荷变化率控制在3MW/min汽压变化率不大于0.05MPa/min, 主汽温变化率不大于1.5℃/min, 再热汽温变化率不大于2.5℃/min;以防止蒸汽温度、蒸汽压力以及锅炉蒸发量在剧烈变化, 使高加抽汽压力、温度在不断发生变化, 高压加热器内由于温度变化而产生膨胀或收缩变形导致产生热应力而损坏高加。
(4) 机组甩负荷或高加紧急停运时, 立即切断高加汽源水源, 查抽汽逆止阀、电动门已关严, 防止蒸汽继续进入高加壳体内加热不流动的给水, 引起板管热变形, 而切断给水后可避免抽汽消失后给水快速冷却管板, 引起管口焊缝产生热应力变形。
(5) 发现高压加热器泄漏时应立即解列故障高加, 以防泄露喷出的高压水柱冲刷坏周边的管子, 使泄漏管束数目增加。
(6) 高压加热器的安装、检修需要有良好的安装、检修工艺和水平, 做好质量监督。
导致高压加热器泄漏还有一些不可预见的因素, 防止高压加热器泄漏的措施也不局限一上述所列。在机组的起停和运行中只要我们能正确认识高加泄漏的危害, 并针对高加泄漏的原因及时进行调整, 采取有效的措施将之控制在正常范围内的, 如有缺陷, 应及时停运检修, 避免高加带病运行, 才能保证机组安全经济的长周期运行。
参考文献
[1]张兵.高加泄露的原因分析及预防措施[J].山西电力, 2008 (1) .
[2]吕林芝.火电厂高压加热器泄漏原因分析及对策[J].热力发电, 2007 (5) .
关键词：汽轮机真空泄漏诊断防范措施
中图分类号：TH11文献标识码：A文章编号：1007-3973(2010)012-044-01
真空系统是凝汽式汽轮机的一个重要组成部分，其严密性的好坏直接影响整个设备运行的热经济性和安全性。因此，国家电力行业标准对真空系统的严密性要求非常严格。本文结合生产实践，首先分析真空系统严密性下降的原因，介绍目前泄漏诊断定位技术的发展与应用情况，然后探讨几种提高真空系统严密性的措施。
1真空系统泄漏的特征
严密性下降主要是由于真空系统存在泄漏，此时凝汽器汽侧空间的空气量增加，空气分压力增大；同时凝汽器内漏入空气后，凝结蒸汽对冷却水管壁的放热系数会变差，总导热系数减小，传热量减少。从这一传热学原理可知，汽轮机真空系统泄漏产生的特征是：排汽温度升高，背压升高，真空降低，端差增大，凝结水温度升高，过冷度增加以及凝结水含氧量增加。
2引起真空系统泄漏的原因
影响凝汽器真空系统泄漏的原因很多，主要包括以下几方面：
2.1轴封系统结构不完善或轴封径向间隙偏大
如单进、单出轴封系统轴封套上半部轴封无进、出汽管，只有下半部轴封套有进、出汽管，上半部轴封压力低，下半部轴封压力高，上、下轴封压力不均匀，影响轴封密封效果。汽封间隙的大小、汽封的完好程度也是造成轴封漏泄的较重要因素。
2.2低压缸结合面泄漏
原因主要有：汽缸制造、检修、安装质量有问题，汽缸法兰结合面不严或有残余应力存在，机组投运后出现漏汽；机组启动、停止过程中加减负荷过快，汽缸膨胀收缩变化太快；停机后汽缸保温打掉得过早或检修后保温包得不好，停机后缸温下降过快或者汽缸进冷汽、冷水等，使汽缸内外壁温差过大，致使上下缸结合面吻合度不好，局部产生间隙，大量空气由此进入排汽室，造成真空度下降。
2.3小汽机轴封送汽不合理
机组运行时，主机轴封通过高低压差进行自密封和自动跟踪，而小汽机的轴封送汽则由于前后轴封由同一根管道从主机轴封供汽管直接引入，前后轴封阻力不等，所以前后送汽压力难于调整，导致了小机前后轴封漏空气。
2.4抽气器、低加进气门、疏水门泄漏以及其他类泄漏
如中压疏水系统内漏、凝汽器汽侧人孔门及喉部焊缝泄漏、低压防爆门泄漏、凝汽器汽侧的水位计接头泄漏、抽空气系统阀门泄漏、排汽管疏水U形水封被破坏等。
3泄漏的检测与诊断
目前真空系统的查漏的方法有灌水查漏、火烛法、卤素查漏法、超声法、氦质谱查漏仪。前2种传统的检漏法只能用来确定大量漏气的地点，无法确定较小的漏空位置。并且费时费力、准确性差。目前，正推广采用氦查谱查漏仪查漏，它具有灵敏度高，反应时间快，对环境没有影响，移动方便等特点，是目前最理想的查漏工具。
氦质谱检漏是在质谱室中将气体电离，利用不同荷质比的离子具有不同电磁特性的特点而将示踪气体分离、检测并加以显示的新技术。
4几种防止泄漏的技术措施
为防止汽轮机泄漏事故发生，应结合设备实际情况，把各项措施要求，落实到现场运行规程和运行管理、检修管理、设备管理工作中，并强调以下几方面的防漏措施：
4.1采用新型结构汽封
传统的汽封，如梳齿式汽封块，当密封间隙较小时，由腔内汽流激振引起的振动很严重。为减小振动，只好牺牲效益，增大密封间隙，结果造成了泄漏，严重影响到真空严密性。此时可选用一些密封结构良好、长期运行后磨损轻微的汽封，如蜂窝式汽封、侧齿汽封等。
4.2改进轴封系统结构
高、低压轴封供汽压力不能协调匹配，在运行中出现顾此失彼的问题时，只能通过对轴封系统的设计改进解决。改进的总体思路是在传统轴封系统基础上增加1套轴封供汽压力调整装置，将高、低压轴封供汽分开控制。使高、低压轴封系统压力能够在启动、运行和停机时均自动调节，可提高机组自动化水平，很好地解决高压轴封冒汽的问题。该方法同时可使机组启动时的胀差控制更容易。
4.3维持轴封系统各疏水U形水封的正常工作
给水泵密封水U形水封被破坏，会导致大量气体进入汽轮机；轴封加热器疏水水封被破坏，会导致轴封加热器水位过低，这样轴封系统内进入轴封加热器的气体被吸入凝汽器内。因此，机组运行过程中必须维持轴封系统各疏水u形水封的正常工作。
5结束语
真空系统严密性作为汽轮发电机组的重要安全指标之一，必须对其加强监视。严格执行并逐条落实各项措施要求是防止真空系统严密性下降的有力管理方式。此外，采用新型结构汽封，改进轴封系统结构、改进小机轴封送汽方式、对低压缸结合面进行密封改造，加强泄漏的检测与处理以及维持轴封系统各疏水U形水封的正常工作等可有效的避免汽轮机真空系统的泄漏。
参数文献：
[1]武珍唐等，河北国华沧东发电有限责任公司1期2*600MW机组集控运行规程[J]，河北国华沧东发电有限责任公司。2007，4
关键词安装技术；泄露原因；检修
中图分类号TQ文献标识码A文章编号1673-9671-(2011)021-0148-01
在化工生产中，为防止IH型化工泵介质泄漏一般采用机械密封方式。而机械密封的运行条件、配置、工况变化等对密封效果和故障产生有关键性的作用。为此，本文针对机械密封的故障检修问题，提出个人见解。
1离心泵机械密封结构分析
典型的化工泵机械密封结构如图1所示。离心泵后端的密封主要包括叶轮螺母和叶轮间的密封垫圈3、轴套和叶轮间的密封垫圈4、动环密封圈10、静环密封圈 13、动静环端面密封、压盖密封圈17等六处密封部件，其中动静环端面密封为动密封，是主要的密封部位，依靠两环端面的紧密贴合和相对旋转，阻止液体径向泄漏；其余各处均为静密封，起辅助密封的作用。
图1典型离心泵机械密封结构
2安装技术与试车中的检修
机械密封是一种精密装置，其密封效果和使用寿命不仅依赖于设计和制造，同时在很大程度上也与密封部件的安装有关。
1）安装前的检验。要取得良好的密封效果，在安装前应对有关部件进行仔细检查。①密封腔体。密封腔体的规格、直径、深度必须符合相关尺寸要求；轴与密封腔体的同轴度、垂直度符合要求，垂直度一般小于0.05～0.08mm，同轴度通常应保持在0.20～0.25mm之间。②泵轴的轴向窜动量。轴或轴套的轴向窜动量应控制在0.08mm以内。检查时可用千分表顶在轴肩处，用木锤夯击轴端，读出窜动量数值。在确定机械密封压缩量的时候应考虑泵轴的轴向窜动量，这样可以避免摩擦面液膜的破坏而引发剧烈磨损。在实践中，轴向窜动量过大引起密封泄漏和寿命缩短是常见的现象。③动静环的平面度。动静环摩擦端面的平面度是保证密封的关键，可用简易的卡尺法进行检查，即用卡尺贴于端面并置于背光下，通过观察透光间隙是否均匀判断表面平度。④轴或轴套的表面粗糙度应在0.32μm以下。⑤各密封部件的完好与清洁状况。应仔细检查各密封件的完好和清洁状况，保证无锐边毛刺、划痕、裂纹等缺陷。
2）动静环的安装。①静环的安装。先将静环密封圈从静环后部套入，操作时避免密封圈的滚动；将静环均匀用力压入压盖，压入时注意静环的开槽要对准压盖上的防转销；检查静环端面与压盖中心线的垂直度，控制在0.02mm以内。②动环的安装。安装动环时，应根据要求的压缩量确定相应的弹簧座紧顶螺钉的定位位置，具体可参考有关资料。
3）试漏检查。将泵的入口阀打开，引入介质，在有一定静压情况下观察密封情况。缓慢转动泵轴，观察密封有无泄漏。如果出现较大的泄漏，则可能存在密封安装或其他问题，应拆开密封仔细查找原因，排除故障后重装。如果试漏情况良好，即可启动泵。泵启动初期，可能存在微小的渗漏，但是若渗漏逐渐减少则可正常使用；若渗漏不断增加则说明有安装错误或密封有问题，应停止运行，拆泵查找原因，重新装配密封。
3化工泵机械密封泄漏原因分析
3.1泄漏原因分析及判断
1）安装静试时泄漏。机械密封安装调试好后，一般要进行静试，观察泄漏量。如泄漏量较小，多为动环或静环密封圈存在问题；泄漏量较大时，则表明动、静环摩擦副间存在问题。在初步观察泄漏量、判断泄漏部位的基础上，再手动盘车观察，若泄漏量无明显变化则可断定动、静环密封圈有问题；若盘车时泄漏量有明显变化则可断定是动、静环摩擦副存在问题；如泄漏介质沿轴向喷射，则多数情况不是动环密封圈存在问题；若泄漏介质向四周喷射或从水冷却孔中漏出，则多为静环密封圈失效。此外，泄漏通道也可同时存在，但一般有主次区别，只要观察细致，熟悉结构，通常能够正确判断故障点。
2）试运转时出现的泄漏。泵用机械密封经过静试后，运转时高速旋转产生的离心力，会抑制介质的泄漏。因此，试运转时在排除轴间及端盖密封失效后，机械密封泄漏基本上都是由于动、静环摩擦副受破坏所致。
引起摩擦副密封失效的原因主要有：①操作中因抽空、气蚀、憋压等，引起较大的轴向力，使动、静环接触面分离；②安装机械密封时压缩量过大，导致摩擦副端面严重磨损、擦伤；③动环密封圈过紧，弹簧无法调整动环的轴向浮动量；④静环密封圈过松，当动环轴向浮动时，静环脱离静环座；⑤工作介质中有颗粒状物质，运转中进入摩擦副，损坏动、静环密封端面；⑥设计选型有误，密封端面比压偏低或密封材质冷缩性较大等。上述现象在试运转中经常出现，有时可以通过适当调整静环座等予以消除，但多数需要重新拆装，更换密封。
3）正常运转中突然泄漏。化工泵在运转中突然泄漏，少数情况是因正常磨损或部件已达到使用寿命所致，而大多数情况是由于工况变化较大或操作、维护不当引起的。①抽空、气蚀或较长时间憋压，导致密封破坏；②泵实际输出量偏小，大量介质在泵内循环，热量积聚，引起介质气化，导致密封失效；③回流量偏大，导致吸入管侧容器底部沉渣泛起，损坏机械密封；④对较长时间停运的泵，重新启动时没有手动盘车，摩擦副因粘连而扯坏密封面；⑤介质中腐蚀性、聚合性、结胶性物质增多；⑥环境温度急剧变化，工况频繁变化或调整。
3.2在化工泵机械密封检修中出现的几个误区
1）弹簧压缩量越大，密封效果未必就越好。有人认为，弹簧压缩量越大，密封效果就越好。其实不然，弹簧压缩量过大，可导致摩擦副急剧磨损，瞬间烧坏；过度的压缩使弹簧失去调节动环端面的能力，导致密封失效。
2）动环密封圈并非越紧越好。其实动环密封圈过紧有害无益，一是加剧密封圈与轴套间的磨损，过早泄漏；二是增大了动环轴向调整、移动的阻力，在工况变化频繁时无法适时进行调整；三是弹簧过度疲劳易损坏；四是使动环密封圈变形，影响密封效果。
3）静环密封圈并非越紧越好。静环密封圈基本处于静止状态，相对较紧时密封效果会好些，但过紧也是有害的。一是引起静环密封过度变形，影响密封效果；二是静环材质以石墨居多，一般较脆，过度受力极易引起碎裂；三是安装、拆卸困难，极易损坏静环。
4）叶轮锁母并非越紧越好。在机械密封泄漏中，轴套与轴之间的泄漏（轴间泄漏）是比较常见的。一般认为，轴间泄漏就是叶轮锁母没锁紧，其实导致轴间泄漏的因素较多，如轴间垫圈失效、偏移、轴间端面内有杂质、轴与轴套配合处有较大的形位误差、接触面破坏、轴上各部件之间有间隙以及轴头螺纹过长等都会导致轴间泄漏。
5）拆修总比不拆好。一旦出现机械密封泄漏便急于拆修，其实，有时密封并没有损坏，只需调整工况或适当调整密封就可消除泄漏。这样既避免浪费又可以培养自己的故障判断能力，积累维修经验，提高检修质量。
4结束语
良好的装配是保证机械密封可靠工作的前提，在装配时应对零部件进行仔细的检修；机械密封的泄漏原因很多，判断时需根据具体情况进行综合分析，有时需要不断调试才能找到解决途径。
参考文献
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1 储罐加热器的结构型式和作用
储罐中常用的管式加热器按布置型式可分为全面加热器和局部加热器;按结构型式可分为排管式加热器和蛇管式加热器[1]。
排管式加热器如图 1所示,这种加热器多用 DN50 的无缝钢管现场焊接而成。排管式加热器为便于安装、拆卸和维修,排管式加热器由若干个排管所组成,每一个排管由2~4根平行的管子与两根汇管连接而成,汇管长度应小于500mm,使整个排管可以从油罐人孔进出,以便于安装和维修。几个排管以并联及串联的形式联成一组,组的总数取偶数,对称布置在进出油接合管的两侧,并且每组都有独立的蒸汽进口和冷凝水出口。当某一组发生故障时,可单独关闭该组的阀门,应用其它完好的各组继续进行加热此外,分组还可以凋节加热过程,根据操作的实际需要来开闭组数。为了向各组分配蒸汽并收集冷凝水,在罐外装设蒸气总管和冷凝水总管,其上装有阀门。罐内加热器各排管组的安装应有一定的坡度,以便于排出冷凝水。一般蒸汽进口距罐底650mm,冷凝水出口170mrn。
由于排管组的长度较短,蒸汽通过管组的摩阻较小,因此可以在较低的蒸汽压力下工作。此外,由于排管每组的长度不大,还可使蒸汽入口高度降低,这样就使整个加热器放得较低,可以尽量减少加热器下面“加热死角”的体积[2]。
蛇管式加热器如图2所示,它是用很长的管子弯曲成的管式加热器。常用DN50的无缝钢管焊接而成,只是为了安装和维修的方便才设置少量的法兰联接。一般可在制造厂做好成套供应。为了使管子在温度变化时能自由伸缩,用导向卡箍将蛇管安装在金属支架上。支架具有不同高度,使蛇管沿蒸汽流动方向保持一定的坡度。蛇管在罐内分布均匀,可提高油品的加热效果,这是它的优点。但蛇管加热器安装和维修均不如排管加热器方便,每节蛇管的长度比排管式加热器每组的长度长得多,因而蛇管加热器要求采用较高的蒸汽压力[3]。
2 储罐加热器泄漏原因分析
根据本单位加热器的使用情况,车间使用加热器均为排管式加热器,下面仅就以蒸汽为加热介质的排管式加热器为例,分析重油储罐加热器的泄漏原因。
2.1 化学腐蚀穿孔
由于重油中含有硫化物,由于加热管温度较高,使非活性硫化物易于分解成活性硫化物,会与金属产生强烈的电化学腐蚀[4]。反应式为:
H2S → H++HS-
HS- → H++S2-
Fe2++ HS-→ FeS+ H++ e 或: Fe2++S2-→ FeS
2.2 预制安装施工质量不过关
加热器在预制焊接时,容易形成气孔、夹渣、焊瘤等体积性缺陷,降低焊接接头的承载能力。如果气孔穿透焊缝表面,腐蚀性介质积存在孔穴内,形成集中腐蚀,会导致孔穴逐渐变深、变大,最终腐蚀穿孔而泄漏。
如果加热器在安装时,蒸汽进口和冷凝水出口的管子支架未调整找平,以致管子中间段内出现局部弯曲和积水现象,又由于钢管中混有一定杂质(主要是碳),这样,钢铁中的铁作负极,碳作正极,铁又是导体,于是就在钢铁内部形成了无数个微小的原电池,在积水电解质溶液环境下发生吸氧腐蚀。
3 维护操作不当造成加热器泄漏
由于油罐内加热器维护不到位或操作不当,极易造成加热器泄漏。(l)冷凝水排放不净。开启加热器前未排净冷凝水,当开蒸汽时产生水击,水击时造成管道内液压增大,瞬间压力可超过5MPa,而管道设计压力一般不超过2.5MPa,如频繁发生水击,将造成管道破裂及附件受损后泄漏。(2)蒸汽供量过小。当蒸汽人口阀门开度过小,造成罐内原油温度过低时,会造成冷凝水逐渐反向冻凝,冻裂管线;或者在输油出口管路扫线时,如果蒸汽压力过低或突然停汽,原油反窜人共用蒸汽主线后,进入加热器内堵塞冻坏管路。(3)蒸汽阀门内漏。当加热器给汽阀门内漏时,若加热器由于工艺或其他原因停用时,内漏蒸汽冷凝后冻坏加热器。
4 加热器泄漏防范及处理
4.1 设计合理把好安装施工质量关
加热器在制造和安装的焊接过程中,主要是防止产生气孔、夹渣和焊瘤等缺陷。焊接过程中,不能使用焊药开裂、剥落、变质、偏心或焊芯锈蚀的焊条,各种类型的焊条或焊剂都应按规定的温度和保温时间进行烘干,焊接坡口及其两侧要清理干净,等,这些措施可有效地避免气孔现象发生[5]。
4.2 改进对焊方式
加热器通常对接处多为马鞍口,焊口多,存在应力集中、易疲劳,焊缝质量难以保证,可把马鞍口焊接改为三通型焊接。
4.3 保证安装坡度安装时蒸汽人口与出口要有一定坡度,防止管线内积水
4.4 制订严密的加热器操作和维护规定
在加热器的日常管理中,应制定操作和维护规程并严格执行,避免因操作和维护不当引发的加热器泄漏现象。加热器维护的要点主要有;开启加热器前要先排净冷凝水,防止水击发生;加强巡检,确保蒸汽开度适当,既避免罐内温度过高,又要防止温度过低冻坏管线;停用加热器后,要排净管线内存水,防止管线腐蚀和冬季冻裂;开启加热器时,确保原油罐内介质界面高于加热器 300~500 mm以上,防止加热器露出液面加热上部空间可燃气相物料,避免可燃油气和空气的混合气体达到自燃点发生爆炸;定期清罐时,要认真检查加热器情况,必要时进行测厚,并重新防腐和维修[6]。
5 结 语
通过把好预制、安装质量关,规范标准化操作,可有效地防止加热器泄漏,避免因小小的泄漏带来的储罐动火检修、停止油品输送作业等各种经济损失和安全隐患。此外,使用无泄漏的局部加热器,例如使用U型管式加热器对储罐加热,该种加热器可通过罐壁人孔进入罐内安装,加热管在罐内没有焊缝,因此把泄漏的可能性降到最小,在加热器检修清扫时,也只需把罐内油品抽到一定高度,不必清罐即可把加热器管束抽出罐外进行检修。改变加热器结构型式,对提高热效率,节约蒸汽,保证油品质量,方便检修具有重要意义。
摘要：结合炼油厂生产实际,分析了造成重油储罐加热器泄漏的原因,提出了加热器泄漏的防范措施及处理,包括把好安装施工质量关、改进焊接方式、保证安装坡度、制订严密的加热器操作和维护规定。从而大大降低因泄漏带来的储罐动火检修、停止油品输送作业等经济损失和安全隐患。
关键词：加热器,泄漏,制造安装,使用维护,防护
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1 高压加热器泄漏现象及影响
华电国际莱城电厂4号机组由上海汽轮机厂与美国西屋公司合作, 并按照美国西屋公司技术制造的300 MW亚临界、中间再热式、高中压合缸、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。高压加热器为上海汽轮机厂制造, 其参数如表1所示。
1.1 高压加热器泄漏现象
2011年11月4日, 发现3号高压加热器有6根钢管泄漏。2013年5月27日, 发现有5根钢管泄漏。在高压加热器泄漏之初可能不易发觉, 但泄漏严重会使高压加热器事故疏水阀频繁动作或全开。随着泄漏量的逐步增加, 给水侧的给水大量快速漏入汽侧, 然后通过疏水自流至除氧器。为了稳定汽包水位, 将给水泵转速迅速增加, 使给水流量快速增大, 引起汽包水位的大幅波动, 240 MW负荷下高压加热器解列前后参数对比如表2所示。
从表2可以看出, 在240 MW同样负荷相同压力下, 解列前比解列后给水泵转速高250 r/min, 2台给水泵的流量之和高于给水母管流量300 t/h, 即使扣除主、再热蒸汽使用的减温水量80 t/h, 泄漏量也达到了220 t/h。高压加热器下端差增大, 解列前大于解列后6.4℃。就地在给水人孔门处倾听, 声音明显较2号机组3号高压加热器大, 并有明显的水流声。满水严重时抽汽温度下降, 抽汽管道振动大, 法兰结合面处冒汽[2]。高压加热器泄漏后, 管道设备传热恶化, 引起给水温度缓慢降低。
1.2 高压加热器泄漏对机组的影响
1.2.1 事故扩大
高压加热器发生泄漏危险后, 应该立即解列。如果停止不及时, 高压的给水就会对泄漏点附近的管束产生热冲击, 导致管束泄漏部位增多, 使泄漏事故范围扩大。所以, 在发现高压加热器泄漏时, 必须紧急解列高压加热器, 进行消压堵漏。
1.2.2 机组参数异常
在高压加热器停运检修过程中, 大量的抽汽返回汽轮机做功, 锅炉给水的温度逐渐降低。部分国产机组高压加热器解列时机组热耗率增加值如表3所示。
给水温度在高压加热器投入时为268℃, 给水温度在高压加热器解列停止后仅为165℃。为保证机组负荷, 如果锅炉满足调度负荷, 保证额定的蒸汽参数, 锅炉需要增加燃烧率、增大燃煤量, 保证合适的氧量, 需要增加送引风机的出力。主再热汽温升高时, 为维持额定主、再热蒸汽温度, 在燃烧器摆角摆到最低时就会增加减温水量, 使机组经济性下降。从表2可以看出, 锅炉二次风温由283℃降到258℃, 锅炉送风温度下降, 影响稳定锅炉燃烧。从表3可以看出, 停用高压加热器时, 300 MW机组热耗能增加3.6%。
1.2.3 机组不稳定
高压加热器解列后, 使汽轮机末几级蒸汽流量增大, 加剧了叶片的腐蚀;如果机组负荷维持不变, 仍要满足调度负荷的需要, 那么汽轮机监视段压力就要升高, 使停用的1号、2号、3号高压加热器抽汽口附近的各级叶片轴向推力增大, 叶片隔板的前后的轴向推力较设计值明显增大, 为保证机组的安全性, 势必要限制机组的负荷。
1.2.4 高压加热器投入率低
高压加热器泄漏时, 每次常规处理需要40 h, 如果机组出现老化、系统阀门不严密、隔离不彻底等问题, 就会增加工作冷却时间, 直接影响了高压加热器的投入率, 影响机组整体热耗率[3]。
2 高压加热器泄漏原因分析
2.1 热疲劳破损
由于3号高压加热器运行环境比较恶劣, 对于同台机组的3台高压加热器而言, 3号高压加热器水侧压力最高, 而汽侧压力最低, 管束压差大;汽侧温度在430℃左右, 水侧温度在160℃左右。因此, 高压加热器投运或负荷变化时, 水、汽侧压差变化大、温差变化大, 使管口及管子经受热应力增大, 以致造成长期运行钢管热疲劳破损[4]。
2.2 冲刷浸蚀
当高压加热器内某根管子受到冲刷而泄漏时, 泄漏处的高压锅炉给水会以极快的速度、动力将附近的换热设备冲击损毁;防冲板的质量差、品质低, 在安装过程中固定焊接的方式不正确, 造成管子在长时间的运行中被冲刷振动, 最后导致管子发生脱落的严重后果。因此, 防护板在蒸汽或疏水的高温高压直接冲击时, 已经起不到防冲刷保护作用[5]。
2.3 高压加热器在投运或停运中操作不当
在高压加热器启动运行前, 没有提前暖管;在升负荷快速的投入时, 流经加热器的给水进出口温度的变化率很大, 此时的真空比较高, 高温高压的汽轮机抽汽迅速流入高压加热器过热疏水段后, 对较厚管子加热温升慢, 对较薄管束加热温升快, 于是在管束之间引起管束的吸热不平衡, 连接的设备上面分布了大小不一的热应力, 最终使U型管束变脆, 产生剧烈的热变形, 导致管束泄漏。同样原理, 在高压加热器解列过程中, 高压加热器内上部管束温降滞后, 钢管与胀口存在的温差很大, 连接部分极易产生热变形。
2.4 材质和检修工艺差
由于管子管壁簿厚不均匀及焊接水平不等原因, 在加热器工作环境发生恶劣变化时, 管子会发生较大的变形, 导致大量管子受损。因此, 每逢管子泄漏检修时, 应采用锥形塞进行焊接堵漏。在焊接过程中, 如果检修人员寻找焊缝的位置不准确, 选择焊塞的尺寸不合适, 预热部位和预热时间不合适, 均会引起相邻的管子或是相邻的管板等连接的部位产生新的破坏, 发生新的泄漏, 扩大事故后果。
3 高压加热器泄漏及处理措施
3.1 钢管泄漏
通过对高压加热器多次堵漏发现, 泄漏钢管的位置主要集中在过热蒸汽冷却段[6]、热抽汽口的近端口部位、过热蒸汽冷却段区域的隔板附近。其原因是高压加热器正常投入时, 从汽轮机来的大量高温高压抽汽, 先经过过热蒸汽冷却段进行初次加热, 蒸汽冷却后再进入蒸汽凝结段, 放热后凝结成疏水, 最后大量的疏水再经过疏水冷却段放出最后的热量, 逐级自流到下一级加热器。在整个加热过程中, 离抽汽口近的管束直接承受高温蒸汽冲刷, 管束发生最剧烈的加热振动, 随着时间的延续, 管壁磨损的也最严重, 最终造成管壁减薄发生泄漏。
对于高压加热器管束泄漏, 封堵管道是一种主要的修复手段。在堵管前, 要得到管束泄漏的形式、位置及数量, 一定要将高压加热器被堵管的端头部位处理好, 不存在毛刺等污点, 保证管空或管板空清洁、圆整无污物, 堵头与钢管有全面接触, 选择合适的堵管方式工艺, 保证堵管的质量。
3.2 高压加热器启停
由于机组都是滑参数启停, 高压加热器也随机组同时启停。在高压加热器启动过程中, 疏水会产生两项流体的流动, 流体流速加快, 高压加热器水位很难控制。因此, 要对高压加热器进行预热, 由于位置及压力差比较小, 正常疏水阀调整不稳定, 用事故疏水阀控制好水位, 避免无水位运行。当负荷大于60 MW时, 及时投运高压加热器就不会引起水位大幅波动。高压加热器启动时的温升率要求小于1.83℃/min, 使热应力不至于太大;停止时, 1号到3号高压加热器停止抽汽, 给水仍通过加热器。由于高压加热器管壁温度大于给水温度, 温度低的锅炉给水流过高温的高压加热器时, 管道就会受到冷却而收缩, 就会在管道和管板结合面上产生热应力, 造成破坏。有时停机后加热器泄漏就是温降率太大引起的。
3.3 启动空气管及连续排汽
高压加热器停运后, 如不采用充氮保护, 空气肯定就会进入高压加热器内部汽侧, 因此高压加热器启动时一定要开启启动放气门, 把漏入的不凝结空气排出来, 降低蒸汽在管壁凝结的放热强度。正常运行时, 高压加热器的连续排汽一定要全开, 防止不凝结的氧气造成管束腐蚀。高压加热器检漏时, 采用通入压缩空气加压的方法, 此时汽侧积聚了大量空气, 投运高压加热器时, 一定先开启启动排汽门, 放净空气、压力到零后再投运高压加热器。避免投运高压加热器时大量的空气进入凝汽器, 造成真空下降, 甚至跳机的危险。
4 结论
1) 当发现高压加热器水位异常升高、疏水阀调整幅度变大时, 应及时隔离处理, 避免管束二次损伤。
2) 改进高压加热器堵管工艺, 提高堵管质量, 减少频繁泄漏。
3) 在高压加热器启停、正常运行中, 严格按照规程操作, 保证合适的温升率、温降率, 防止高压加热器的快速加热和快速受冷, 保证高压加热器的高投入率, 提高机组的经济性。
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【关键词】绕管式换热器 结构形式特点 未来发展趋势
一、绕管式换热器的结构形式特点
（一）结构构成原理
缠绕管式换热器（Spiral Wounded Heat Exchanger）相对于普通的列管式换热器具有不可比拟的优势，其适用的温度范围广，适应热冲击，能够自身消除热应力，紧凑度非常高，由于自身具有特殊的构造，使得其流场充分发展，不存在流动死区，其中最特别的是，通过设置多股管程（壳程单股），能够在一台设备内满足多股流体的同时换热。绕管式换热器是在芯筒与外筒之间的空间内将传热管按螺旋线形式交替缠绕而成的，相邻两层螺旋状传热管的螺旋方向是相反的，并采用具有特殊形状的定距件，使之能够保持一定的间距。
缠绕管可以采用单根绕制而成，也可采用两根或者多根组焊后一起然后绕制而成。管内可以通过一种的称为单通道型绕管式换热器；也可分别通过几种不同的介质，而每种介质所通过的传热管最后均汇集在各自的管板上，构成的换热器称为多通道型缠绕管式换热器。区别于平常所用的直管式换热器，绕管式换热器的优势是，不仅仅换热管加长了，有足够的流程使物料在其中流通和热交换，同时保持流体在壳程内的压力平衡，平均了热能分布，这样在实际的使用中，大大地提高了换热效率与传热能力。
（二）技术特色绕管式换热器的三大技术特色
技术特色绕管式换热器的三大技术特色或者说是技术精髓为：精准的换热管间距、合理的管层数量以及层间距、全自动化的机器人焊接流程。
1、精准的换热管间距不锈钢管材因为其材质的特殊性而导致了在弯曲或者缠绕的时候很难具有塑性，为实现所有换热管的间距都是统一的这一技术要求带来了很大的困难，这就要求我们在加工时需要完备的技术和丰富的经验，而正是原装进口的高精度设备和顶尖的缠绕工艺为我们机械的生产提供了基础。
2、合理的管层数量以及层间距在换热管束缠绕时，每层相对的管径都在发生着变化，盘绕角度又要保持一致，要保证每根换热管的长度基本相同确实是很难做到的。而设计师设计出了每层换热管不同数量，以及合理的层间距就完美地攻克了这一难题，同时也解决了复杂换热条件下的流道要求。
3、全自动化的机器人焊接流程在设备生产的过程当中，采用全自动化的机器人焊接，以保证所有焊点尤其是在管板焊接都实现了标准统一，安全性能极高。
（三）绕管式换热器应用于工程的主要优点
1、结构紧凑，单位容积具有较大的传热面积。对管径8～12mm的传热管，每立方米容积的传热面积可达100～170平方米。
2、可同时进行多种介质的传热。
3、管内的操作压力高，目前国外最高操作压力可达2000多MPa。
4、传热管的热膨胀可自行进行补偿。
5、换热器容易实现大型化发展。
二、应用情况
国内主要应用领域目前，绕管式换热器在我国主要应用于化肥合成氨装置（美国德士古工艺）中甲醇洗工段，在全国共有近20套此类装置，每套装置中有6台绕管式换热器。在国内，绕管换热器主要应用在同时处理多种介质、在小温差下需要传递较大热量且管内介质操作压力较高的地方，如制氧等低温过程中使用的换热设备等。除此以外，在其他领域应用也很多，例如，蒸馏回流系统，浓缩系统，精馏系统，尾气余热回收系统，中药提取系统，高温瞬时灭菌系统，CIP清洗系统，民用暖通系统，工艺物料的加热和冷却等等。正常换热器的使用寿命大概为12年至20年左右，一般情况下企业可以根据实际情况和使用寿命期限来有计划的进行调试或者更换。如果管理不到位机器就很容易出现故障，那样会给企业带来很大的经济损失。
在国外，绕管式换热器被广泛应用于大型空气分离装置的过冷器及液化器（如，液体氧、液体氨装置）。林德公司曾在合成氨甲醇洗系统中推出的绕管式换热器系列设备就充分发挥了该种换热器的实际作用。
三、绕管式换热器的应用趋势
（一）绕管式换热器的大型化趋势
由于绕管式换热器结构的特殊性，它的封头虽然很小，但是管子可以长达数百米，目前已开发制造了一些大型的绕管式换热器。随着装置的大型化趋势不断发展，要求绕管换热器也要不断增大。但是目前普通列管式换热器由于管子的限制，是无法把换热器做大的。
（二）绕管换热器的高温化趋势
绕管式换热器必备的性能就是高效的换热性能，但其目前基本上只应用于深冷装置。从2001年开始，合肥通用所等企业开始专注研究能够应用于高温场合的绕管式换热器，并且，于2002年在镇海炼化投入使用，这种换热器所采用的是CrMo钢耐高温材料。经过几年运行，该换热器的性能能够完全达到使用要求，而且质量也很可靠。这种产品的成功应用大大拓宽了绕管式换热器的应用领域，使其可以从低温应用领域转向高温应用领域。如果介质允许，在炼油行业也是可以应用绕管式换热器的。
（三）绕管式换热器的高压化趋势
目前，绕管式换热器多应用于壳程压力高而管程压力低的地方，一般壳程压力能够达到15.0MPa，但是管程压力普遍小于5.0MPa。由于绕管式换热器的结构特点为：管板小，壳程压力大，两端入口封头较小，所以该结构能克服一般的高压换热器的缺点。普通高压换热器一般都是采用浮头式或者U形管式，当压力提高时，不仅加大了壳体厚度，而且还会大幅度提高法兰的强度等级。而绕管式换热器却可以利用其加长的长度来增大面积，而且两端的小管板也使得连接的法兰减小，这样会将制作工艺简单化。目前，国内某些单位正在研究用绕管式换热器逐步替代炼油行业中的一些高压换热器，如，加氢裂化和重整装置等。
结语：
总之，随着科技的不但发展，高新技术的应用会越来越多，越来越深入，绕管式换热器是一种新型高效换热器，它的优势是不言而喻的，在日后的生产制造过程中它一定会有更广阔的应用空间，它的发挥的作用会越来越大。
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