火電廠鍋爐再熱器管道開裂原因分析

張艷飛，韓鋼城，謝利明，王海學(xué)

（1.內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院，呼和浩特 010020；

2.北方聯(lián)合電力有限責(zé)任公司呼和浩特金橋熱電廠，呼和浩特 010010）

1 設(shè)備概況

1.1 失效情況

2014—2019年期間，蒙西地區(qū)共有7臺DG 1065/18.2-Ⅱ6型亞臨界參數(shù)燃煤鍋爐相繼發(fā)生了再熱器連接管道開裂泄漏失效事件，詳細(xì)情況如表1所示。該型號鍋爐2006—2007年期間投產(chǎn)運行10臺、2009—2010年期間投產(chǎn)運行2臺。鍋爐采用中速磨煤機正壓冷一次風(fēng)直吹式制粉系統(tǒng)。

表1 DG1065/18.2-Ⅱ6型鍋爐再熱器連接管道失效統(tǒng)計

1.2 再熱器布置

再熱蒸汽系統(tǒng)分為三級布置，分別為壁式再熱器、中溫再熱器和高溫再熱器。高溫過熱蒸汽在汽輪機中做功后由再熱蒸汽冷段管道引導(dǎo)進入壁式再熱器進口集箱，并在集箱入口前設(shè)置事故噴水減溫器。壁式再熱器與水冷壁交錯布置，在爐膛中吸收燃燒輻射熱后垂直向上進入壁式再熱器出口集箱（外徑457.2 mm，壁厚25 mm，20G）。再熱蒸汽通過連接管道（外徑609.6 mm，壁厚22.2 mm，20G）從鍋爐左側(cè)和右側(cè)進入中溫再熱器進口集箱（管外徑457.2 mm，壁厚25 mm，20G），左側(cè)和右側(cè)連接管道分別布置一個微調(diào)噴水減溫器（管外徑609.6 mm，壁厚30 mm，20G）。再熱蒸汽經(jīng)中溫再熱器進入高溫再熱器，中溫再熱器和高溫再熱器中間不設(shè)集箱，以減小再熱器系統(tǒng)阻力。

1.3 再熱器調(diào)溫方式

鍋爐采用四角切圓燃燒方式，四角燃燒器的中心線分別與爐膛中心的兩個假想圓相切，兩個假想切圓的直徑分別為548 mm和1032 mm。每個燃燒器共有13層噴口，上組噴口上下擺動范圍為±30°，下組噴口上下擺動范圍為±15°。噴口的擺動由氣動執(zhí)行器帶動完成。DG 1065/18.2-Ⅱ6型鍋爐再熱汽溫調(diào)節(jié)和控制方式有兩種，分別是煙氣側(cè)燃燒器擺動調(diào)節(jié)汽溫和蒸汽側(cè)減溫器噴水調(diào)節(jié)汽溫。煙氣側(cè)通過擺動燃燒器噴口角度來改變爐膛火焰中心高度，從而改變爐膛出口煙溫以及過熱器和再熱器吸熱量配比，實現(xiàn)再熱汽溫調(diào)節(jié)目的，但是煙氣側(cè)調(diào)節(jié)再熱汽溫方式具有一定時滯性[1]。蒸汽側(cè)則是通過微調(diào)噴水減溫器，使溫度較低的高壓水通過噴嘴霧化式噴入混溫套筒內(nèi)，與管道中過熱蒸汽充分混合，達(dá)到調(diào)節(jié)和控制再熱汽溫的目的。相對煙氣側(cè)調(diào)溫方式，蒸汽側(cè)利用減溫水調(diào)節(jié)汽溫的方式具有反應(yīng)靈敏、調(diào)節(jié)精度高及易于實現(xiàn)自動控制的優(yōu)點[2-5]。

2 試驗分析

為查明多臺DG 1065/18.2-Ⅱ6型鍋爐再熱器連接管道頻繁失效原因，選取LH#2鍋爐左側(cè)再熱器連接管道直管開裂部位進行試驗分析。從介質(zhì)流動方向看，失效多發(fā)生于再熱器微調(diào)減溫器之后的直管與減溫器集箱連接對接接頭，或彎頭與直管連接對接接頭倒角車削區(qū)變截面處。

2.1 宏觀形貌觀察

經(jīng)宏觀形貌觀察，管道內(nèi)壁開裂部位在直管對接接頭倒角車削區(qū)變截面處，長約400 mm，平行于焊縫環(huán)向開裂，與焊縫軸向距離約20 mm（如圖1所示）。管道內(nèi)壁存在多處環(huán)向車削刀痕，表面粗糙，接頭坡口變截面倒角厚度為4 mm，倒角退刀槽環(huán)向開裂，裂縫平直，如圖2所示。再熱器微調(diào)減溫器集箱與連接管道通過焊接方式連接，兩個部件外徑相同，壁厚相差3.9 mm，因此焊接坡口存在厚度差。按照DL/T 869—2012《火力發(fā)電廠焊接技術(shù)規(guī)程》要求，壁厚不相等的兩個管件焊接前應(yīng)對坡口部位進行車削，確保組焊時內(nèi)壁齊平[3]。由于車削工藝不符合要求，管道內(nèi)壁坡口車削過渡陡峭，未采取圓滑過渡工藝，形成了應(yīng)力集中區(qū)。

圖1 管道外壁開裂部位宏觀形貌

圖2 管道內(nèi)壁開裂部位宏觀形貌

2.2 斷口形貌觀察

觀察斷口剖面可知，裂紋萌生于管道內(nèi)壁，并向管道外壁擴展，可清晰看到初始開裂區(qū)、裂紋擴展區(qū)（如圖3所示）。SEM掃查發(fā)現(xiàn)管道近外壁側(cè)存在疲勞輝紋（如圖4所示）。

圖3 斷口宏觀形貌

圖4 斷口SEM形貌

2.3 顯微組織檢測

對再熱器連接管道開裂部位進行了顯微組織檢測，如圖5所示。開裂處金相組織為等軸狀均勻分布的鐵素體+珠光體，晶粒未發(fā)生明顯畸變變形，球化等級為2級，屬于傾向性球化，組織正常，未見異常組織及缺陷。

圖5 管道開裂處顯微組織

2.4 其他檢測分析

對再熱器連接管道開裂部位進行了化學(xué)成分檢測、力學(xué)性能（屈服強度、抗拉強度）檢測、壁厚測量，結(jié)果顯示，管道化學(xué)成分和力學(xué)性能符合高壓鍋爐無縫鋼管要求，壁厚測量最小值為21.46 mm，滿足設(shè)計要求。

3 設(shè)備運行分析

3.1 熱膨脹

壁式再熱器出口集箱安裝可變彈簧吊架TD120D18、微調(diào)減溫器安裝可變彈簧吊架TD60D18、中溫再熱器進口集箱安裝可變彈簧吊架TD30D15。上述可變彈簧吊架狀態(tài)正常，無損壞、卡死故障。根據(jù)膨脹設(shè)計，壁式再熱器出口集箱和中溫再熱器進口集箱的膨脹位移量如表2所示。再熱器連接管道布置如圖6所示。

圖6 再熱器連接管道布置圖

壁式再熱器出口集箱和中溫再熱器進口集箱之間的連接管長度為11 240.74 mm，微調(diào)減溫器集箱長度為4 849.66 mm，連接管與壁式再熱器出口集箱高度差為2 800.00 mm，與中溫再熱器進口集箱高度差為2 300.00 mm。VWO工況下，連接管道工質(zhì)溫度398℃。經(jīng)計算可知，連接管道的膨脹總量為59.00 mm（20G在400℃的線膨脹量為13.8×10-6/℃），設(shè)計膨脹值完全可以滿足連接管道膨脹需求，且連接管道為大口徑薄壁管，呈倒U形，柔性較好。因此管道膨脹順暢，無因膨脹受阻產(chǎn)生的附加應(yīng)力。

3.2 減溫器結(jié)構(gòu)

再熱器微調(diào)減溫器由單排多孔噴水管式噴嘴和混溫套筒組成，減溫水與再熱蒸汽流向一致。混溫套筒一端通過周向布置的定位螺絲固定，一端通過圓柱銷固定，可充分熱膨脹。減溫器結(jié)構(gòu)如圖7所示。

圖7 再熱器微調(diào)減溫器結(jié)構(gòu)

再熱器微調(diào)減溫水取自給水泵中間抽頭，經(jīng)減壓閥減壓后投入混溫套筒，運行參數(shù)見表3。再熱器微調(diào)減溫器設(shè)計最大總噴水量為18.40 t/h。由此可知，鍋爐再熱器微調(diào)減溫器設(shè)計減溫水投入量較小，采用單排多孔噴嘴能夠滿足充分霧化減溫水要求。

表3 運行參數(shù)

為響應(yīng)電網(wǎng)AGC（Automatic Generation Con?trol，自動發(fā)電控制）調(diào)度和調(diào)峰要求，鍋爐負(fù)荷快速頻繁變化，而再熱器系統(tǒng)煙氣側(cè)調(diào)溫響應(yīng)滯后。為避免再熱器管發(fā)生超溫、過熱，需要投入過量減溫水進行再熱汽溫調(diào)節(jié)。溫差達(dá)214℃的減溫水與高溫過熱蒸汽混合后，產(chǎn)生振動激振力和熱應(yīng)力，長期運行易使多孔噴水管在振動和交變熱應(yīng)力作用下發(fā)生疲勞開裂、斷裂，以及由于過量減溫水導(dǎo)致噴水孔過渡沖刷、孔徑擴大等缺陷。LH#2鍋爐左側(cè)再熱器微調(diào)減溫器噴管被減溫水沖刷損壞，噴孔串連（如圖8所示），霧化能力急劇下降；左側(cè)再熱器微調(diào)減溫器混溫套筒斷裂（如圖9所示）。

圖8 再熱器微調(diào)減溫器噴孔沖刷串連

圖9 微調(diào)減溫器混溫套筒斷裂

3.3 減溫水量

分析鍋爐運行數(shù)據(jù)可知，LH#2鍋爐左側(cè)再熱器連接管道發(fā)生開裂泄漏前一個月，再熱器微調(diào)減溫水投入量高達(dá)48.9 t/h，為設(shè)計最大噴水量的2.6倍。減溫水過量投入的原因分析如下。

（1）再熱器微調(diào)減溫水設(shè)計為主要在機組啟停過程中投入使用，穩(wěn)定工況運行過程中主要依靠擺動燃燒器進行汽溫控制，而微調(diào)減溫器作為蒸汽側(cè)汽溫輔助調(diào)節(jié)手段。近幾年來，電力市場煤炭供求關(guān)系緊張及發(fā)電機組年平均有效利用小時數(shù)逐年下降，使得鍋爐燃燒煤種偏離設(shè)計煤種，煤質(zhì)發(fā)生較大變化，被迫采用加大減溫水投入量的方法進行汽溫控制。

（2）機組采用AGC系統(tǒng)，由電網(wǎng)調(diào)度中心對機組負(fù)荷進行調(diào)節(jié)，一般情況下，蒙西地區(qū)電網(wǎng)AGC機組的負(fù)荷調(diào)整范圍為50%~100%。對于直吹式制粉系統(tǒng)汽包鍋爐的火電機組，負(fù)荷變化速率不低于額定功率（DG1065 t/h鍋爐配套機組額定功率為300 MW）的1.5%。AGC系統(tǒng)要求鍋爐負(fù)荷快速響應(yīng)，為避免再熱器管超溫、過熱損害，減溫水投放頻率和噴水量均大幅提高。

（3）鍋爐燃燒工況發(fā)生變化。低氮燃燒改造等措施的實施改變了鍋爐燃燒工況，導(dǎo)致煙溫出口溫度發(fā)生變化，過熱器和再熱器吸熱量配比也隨之變化[6-9]。

3.4 共性問題

對發(fā)生再熱器連接管道開裂失效的7臺鍋爐進行了調(diào)查和試驗，具有如下共同特點。

（1）直管或彎頭裂紋產(chǎn)生于管道內(nèi)壁焊接接頭坡口變截面倒角退刀槽，具有熱疲勞裂紋特征。

（2）發(fā)電廠燃燒煤種偏離設(shè)計煤種，煤質(zhì)和發(fā)熱量發(fā)生變化。

（3）發(fā)電機組投用AGC系統(tǒng)，由電網(wǎng)調(diào)度中心對機組負(fù)荷進行調(diào)節(jié)。

（4）各發(fā)電廠減溫水投入量大。JQ#1鍋爐再熱器微調(diào)減溫水投入量達(dá)44.50 t/h，JQ#2鍋爐再熱器微調(diào)減溫水投入量達(dá)48.20 t/h，XF#2鍋爐再熱器微調(diào)減溫水投入量達(dá)39.90 t/h，BY#1鍋爐再熱器微調(diào)減溫水最大投入量達(dá)32.70 t/h，均遠(yuǎn)超再熱器微調(diào)減溫器在保證有效行程內(nèi)減溫水充分霧化、均勻混合的噴水能力。

4 結(jié)論

綜上可知，7臺DG1065/18.2—Ⅱ6型鍋爐運行中，需要依靠再熱器微調(diào)減溫器頻繁投入對汽溫進行調(diào)節(jié)，且長期居于過量高投入水平，致使減溫水在原設(shè)計混溫套筒長度范圍內(nèi)不能實現(xiàn)充分霧化和均勻混溫，從而使得減溫器之后布置的直管和彎頭承受由低溫工質(zhì)沖擊產(chǎn)生的熱應(yīng)力。同時，未充分霧化的含水滴工質(zhì)沖擊連接管道內(nèi)壁，引起管道非周期性振動。隨著鍋爐長周期運行，作用于管道的非周期性交變熱應(yīng)力和振動，誘使焊接接頭倒角退刀槽應(yīng)力集中區(qū)萌生熱疲勞裂紋并擴展貫通，這是再熱器連接管道失效的直接原因。

鍋爐燃燒煤種偏離設(shè)計煤種、電網(wǎng)AGC負(fù)荷自動調(diào)度、低氮燃燒改造等綜合因素導(dǎo)致鍋爐燃燒工況、運行工況發(fā)生變化，使得再熱器減溫水量居于過量高投入水平，這是鍋爐再熱器連接管道開裂失效的主要原因。