超高壓鍋爐再熱器集箱及疏水孔內壁裂紋形成原因

張贊贊, 潘 智, 陳 超, 李勇軍, 林慶宇, 覃健彬

(廣西壯族自治區特種設備檢驗研究院, 南寧 530219)

隨著科學技術的發展，熱疲勞裂紋導致火力發電機組承壓部件損壞的現象已明顯減少，但在一些服役時間較長的機組中，經常因鍋爐再熱器集箱等關鍵承壓部件結構不合理而產生裂紋。這些管道及其管座等關鍵承壓部件在服役過程中處于高溫、高壓等苛刻的環境中時，會發生蠕變、疲勞及蠕變-疲勞交互等現象，若存在材料缺陷、結構約束、焊接缺陷、工況不穩定等不良因素，焊縫將會發生開裂，甚至會出現爆裂事故，造成人員傷亡和財產損失。據統計，在運行期間發生破壞事故的鍋爐、壓力容器的承壓部件中，有近 90%是由裂紋引起的，而在由裂紋引起的事故中，由于疲勞失效產生的疲勞裂紋約占40%。可見承壓類特種設備的疲勞失效是絕對不能忽視的[1]。關于鍋爐再熱器集箱及管道內壁裂紋的研究從未中斷[2-3]。

某型號為XXX420/13.7-2的超高壓燃煤鍋爐的投產日期為2004年10月，近年來已經作為局域網的調峰機組。其低溫再熱器出口集箱以及高溫再熱器進、出口集箱規格(外徑×壁厚)為419 mm×20 mm，材料為12Cr1MoVG鋼，低溫再熱器集箱出口壓力為3.6 MPa，溫度為490 ℃;高溫再熱器出口集箱壓力為3.45 MPa，溫度為540 ℃。在機組運行69 237 h后，根據特種設備的相關法律、法規要求，要進行鍋爐定期內部檢驗。筆者對部分再熱器集箱及疏水管進行抽查，發現部分疏水孔及集箱內壁表面存在疑似裂紋缺陷，隨后擴大抽查范圍，發現部分母管內壁表面存在相同類型的缺陷。為查明裂紋形成的原因,筆者對出現裂紋的部件進行了理化檢驗以及有限元分析。

1 理化檢驗

1.1 宏觀觀察

位于爐頂的低溫再熱器出口集箱、高溫再熱器進口及出口集箱共有8個疏水管，具體分布位置如圖1所示，發現母管內表面存在疑似裂紋的疏水孔編號為S1，S2，S6，S8。再熱器進口及出口集箱的疏水管均單獨連接到地面的集中疏水點，疏水閥集中布置在該處，疏水系統采用的疏水方式為定期疏水，即在疏水閥疏水前，疏水管內一直有冷凝水。在鍋爐運行狀態下的實測數據表明，低溫再熱器出口集箱溫度約為490 ℃時，疏水管距離母管1 m處的溫度約為200 ℃，表明疏水管內的蒸汽溫度比母管內的蒸汽溫度低，而且在短距離內變化明顯。

圖1 疏水管分布示意

進一步檢查存在疑似裂紋的部位，發現存在呈海灘形貌密集分布的龜裂狀裂紋，個別裂紋裂口明顯且貫穿整個視場，集箱內壁宏觀形貌如圖2所示。對管座角焊縫進行磁粉檢測，在編號分別為S1，S4，S8的疏水管管座及母管外表面均存在不同數量的裂紋，部分疏水管座周圍有明顯的帶壓堵漏痕跡。

圖2 集箱內壁宏觀形貌

選取具有代表性的低溫再熱器出口集箱的S1疏水管座位置前后各200 mm范圍集箱進行切割取樣。對切取的試樣疏水孔周邊母管內壁進行滲透檢測，檢測結果如圖3所示，發現疏水孔周圍母材有5條以管口為中心的放射狀裂紋，有幾條已經貫穿內壁和外壁。從管口開始，沿蒸汽流向200 mm×150 mm范圍的管壁內表面發現大量細密裂紋(見圖4)，均呈典型的海灘狀裂紋條帶。其中，母管內壁焊縫兩側加工過渡坡口的倒角處有兩條明顯的橫向裂紋，且已經貫穿內壁和外壁。

圖3 S1疏水管座試樣滲透檢測結果

圖4 S1疏水孔及裂紋分布位置示意

取S1疏水管附近部分母材為試樣(見圖5編號C試樣)，對其進行打磨和拋光，選擇軸向切面作為分析對象。可以發現，靠近疏水孔位置管壁內表面分布著長短不一的裂紋，長度普遍小于1 mm，部分裂紋長度超過5 mm，最長的兩條裂紋分別編號為1，2，試樣C的軸向切面宏觀形貌如圖6所示。

圖5 S1疏水管附近取樣位置

圖6 試樣C的軸向切面宏觀形貌

1.2 化學成分分析

采用GS1000-Ⅱ型真空直讀光譜儀對試樣C進行化學成分分析，對軸向切面隨機選擇3個位置進行分析，結果如表1所示。由表1可以看出，試樣C的化學成分符合標準GB/T 5310—2017 《高壓鍋爐用無縫鋼管》關于12Cr1MoVG鋼的相關要求。

表1 試樣C的化學成分 %

1.3 金相檢驗

依據GB/T 13298—2015 《金屬顯微組織檢驗方法》對試樣軸向切面打磨、拋光后進行金相檢驗。根據DL/T 773—2016 《火電廠用12Cr1MOV鋼球化評級標準》對試樣進行球化評級，試樣正常區域組織為鐵素體+珠光體，3級球化，符合使用要求。編號為1，2的裂紋起源于母管內壁，并垂直于管壁由內向外擴展，裂紋開口較大，裂紋擴展前沿形狀圓鈍且貫穿晶粒。主裂紋上伴有大量二次裂紋，均為穿晶擴展，裂紋尖端的微觀形貌如圖7所示。

圖7 裂紋尖端微觀形貌

1.4 顯微硬度測試

采用PTI-3000D型智能數字化顯微硬度測試儀檢測試樣表面的顯微硬度，檢測點位于試樣C軸向切面的中間位置，每個測點間距為0.5 mm，一共測試了20個點，將硬度測試結果換算成布氏硬度，結果分別為160，162，161，158，159，157，159，160，155，157，156，158，160，158，159，162，157，158，161，160 HB，試樣的平均硬度符合DL/T 438—2016 《火力發電廠金屬技術監督規程》相關規定。

1.5 掃描電鏡及能譜分析

選取靠近2號裂紋尖端和裂紋根部的兩處位置進行掃描電鏡觀察和能譜分析，結果如圖8和表2所示，可以看出在裂紋縫隙中充滿了黑色物質。裂紋中的填充物主要是鐵的氧化物，部分位置含有少量的鉻元素。結合裂紋形態可知裂紋擴展速度較慢，存在長期氧化情況，從而表現出熱疲勞特征[4-5]。

圖8 2號裂紋尖端和根部能譜分析位置

表2 裂紋內部黑色填充物能譜分析結果 %

2 有限元分析

根據前期的分析結果，對產生裂紋的位置及裂紋分布情況進行初步判斷，得出疏水管內的冷凝水回流導致裂紋產生。一次閥內的疏水管形成“盲管”，“盲管”遠端的溫度較低，蒸汽冷凝成水，當再熱器集箱內的蒸汽溫度低于飽和蒸汽溫度時，冷凝水就會回流。

為了從理論上分析冷凝水回流時的溫度場變化及影響范圍，利用Fluent軟件按實際工況對再熱器集箱及疏水管進行建模，對管內水的流動情況進行有限元分析。

采用二維模型、能量方程、標準k-ε湍流模型、mixture兩相流模型、蒸發冷凝模型等來模擬疏水管內存水的蒸發過程，設置第一相為水蒸氣，第二相為水。

幾何尺寸及網格劃分：流體域幾何尺寸與管道實際尺寸一致，熱段管道內徑為379 mm，疏水管內徑為24 mm，網格劃分采用自適應網格，邊界層劃分為5層，劃分網格數共97 464個單元，99 201個節點。

進口采用壓力進口邊界條件，介質為壓力3.6 MPa、溫度470 ℃的水蒸氣，第一相體積分數為100%，出口采用壓力出口邊界條件，熱段管道壁面為絕熱邊界，疏水管壁面對流換熱系數由大空間自然對流換熱努賽爾數經驗關聯式計算獲得；同時將疏水管下部區域初始化為第二相體積分數為100%的水空間，水位線距管口400 mm。冷凝水回流有限元分析結果如圖9所示。

圖9 冷凝水回流有限元分析結果

由圖9可知：冷凝水回流至管口和水蒸氣體積分數變化說明蒸發的混合物沿介質方向流出，且貼近壁面[見圖9a)]；管口附近的溫度下降明顯[見圖9b)]，產生熱應力，經多次重復后易出現熱疲勞。

3 綜合分析

實際溫度測量數據證明了較長的盲管在一定條件下會產生冷凝水[6]。研究表明，即使壓差波動很小，疏水管內的冷凝水也會部分蒸發回流到再熱器集箱。李勇軍等[7]的研究表明，疏水管中的冷凝水在機組負荷變化時會回流，母管疏水口附近的內表面被反復強制冷卻，形成較大的周期性熱應力。

該機組運行時間已經達到7×104h，作為局域網的調峰機組，該機組啟停次數相對較多，負荷波動較頻繁，冷凝水周期性回流，在疏水孔及集箱內壁表面形成周期性冷熱交替，部分集箱內壁表面形成海灘狀疲勞條帶，疏水孔內壁形成放射狀裂紋。隨著時間的推移，內表面的裂紋貫穿管壁。如果宏觀斷口上有疲勞弧線和疲勞臺階(又稱為疲勞勾線)，或者微觀斷口上有疲勞條帶，就可以判定該斷口為疲勞斷口。圖10為裂紋表面的微觀形貌，由圖10可以看出：裂紋表面存在疲勞條帶，與分析結果吻合。疲勞失效是最危險的失效形式之一，構件在疲勞失效時一般沒有宏觀塑性變形，可能造成災難性后果。

圖10 裂紋表面的微觀形貌

4 結語和改進措施

(1) 疏水管及疏水方式設置不合理，管內蓄積大量冷凝水，加上機組啟停、負荷波動導致疏水管內冷凝水回流。再熱器集箱疏水孔及內壁被強制冷卻，承受了較大的交變應力。

(2) 調峰機組啟停頻繁、負荷波動劇烈等特殊工況加速了熱疲勞失效的進程。

(3) 建議對發現疲勞裂紋的管段進行更換，不能更換管段的集箱應整體更換。

(4) 建議對疏水系統進行改進，改為連續疏水或者將閥門的位置前移到疏水管座附近。

(5) 建議加強對疏水系統的日常巡查，注意檢查疏水管附近的存水情況，發現問題后及時分析原因并處理。

(6) 建議加強機組的運行管理，尤其在機組負荷波動較大時，負荷的變動要符合運行操作規程。