加热器泄漏原因分析（共7篇）
加热器泄漏原因分析 篇1
1 高压加热器泄漏情况
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
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[3]陈小林, 周江, 楼玉民.600MW机组高加泄漏原因分析及处理.
加热器泄漏原因分析 篇2
高压加热器是火力发电厂重要的附属设备之一, 大容量机组的高压加热器若不能正常投入运行, 将使机组出力降低8%~10%, 煤耗增大3%~5%。
新疆拜城发电厂有5台汽轮发电机组, 其中5、6号汽轮机组为原民主德国葛利兹厂生产的K40/12/16型机组, 随机设计一级立式高压加热器, 可将给水温度加热到155℃, 加热器管束为U形管板式管束。7、8号汽轮机组为南京汽轮电机厂生产制造的N25-35-1型, 随机设计的两级立式高压加热器换热面积100m2, 可将给水温度加热到170℃, 其中的2号、1号高压加热器也是U形管板式管束。9号汽轮机组为武汉汽轮电机厂生产的N25-35-1型, 两级高压加热器可将给水温度加热到170℃。5台机组的8台高压加热器频繁发生泄漏, 投入率只有92%。
二、高压加热器泄漏部位及导致停运原因分析
1. 高压加热器管束泄漏
加热器内管束泄漏, 是高压加热器最为常见的故障, 也是导致高压加热器停运比例最大的, 其中以管子破裂、穿孔最为常见, 5台机组中高压加热器U形管堵管率在1.2%以上。
2. 停运保养措施不利
加热器停运后, 底部积水未能及时放尽, 管子在潮湿条件下氧化腐蚀, 运行过程中被击穿泄漏。每次大小修后未对高压加热器进行探伤检查。高压给水对U形钢管造成的高压水冲击较大, 特别是U形管弯管处受到的冲刷最为严重, 频繁冲刷使管壁变薄最终穿孔泄漏。
3. U形管与管板联接处泄漏
高压加热器解列和并列操作速度过快, 加热器管口焊接和胀管工艺本身存在缺陷引起管板处泄漏, 高压加热器U形管泄漏后堵管工艺不当, 埋下管头二次泄漏隐患, 管板两侧存在较大温差。
4. 加热器中分面法兰泄漏
高压加热器管束泄漏处理后, 加热器中分面法兰垫安装不合适或法兰螺栓紧力不当, 导致泄漏。高加热器中分面法兰存在缺陷 (如存在沟槽、麻点、凸凹不平) 致使中分面法兰泄漏。
5. 加热器疏水系统故障
由于高压加热器疏水调节保护系统和设备故障, 高压加热器管束泄漏且加热器快速满水后, 放水电动门不能快速打开而导致满水, 造成高压加热器停运。高压加热器疏水管道损坏、疏水门阀体泄漏的检修、更换, 也可导致高压加热器停运。
三、防范措施及效果
1. 保证高压加热器传热端温差在最佳值
对于检修或停运后新投入的高压加热器, 要密切监视高压加热器水位, 防止检修后高压加热器疏水系统未导通或因加热器疏水系统门开度不够而引起的疏水不畅。应加强监视及时进行调整, 必要时打开事故放水电动门, 降低高压加热器水位, 维持高压加热器水位正常值。若疏水水位过低引起端温差增大, 应及时进行现场的水位调整, 将加热器端温差调至4~7℃。若加热器中集聚了不凝结气体, 将严重影响传热, 端温差也会上升。因此, 需合理调整高压加热器抽空气管上空气门的开度。若水位明显上升且给水泵出力不正常, 表明加热器存在泄漏, 应尽快停用加热器, 防止泄漏喷出的高压水柱冲坏周围的管子, 造成泄漏管束数量增加。
2. 保持机组负荷变化曲线平稳
机组启、停或变负荷过程中, 因蒸汽温度、压力以及锅炉蒸发量在不断变化, 从而高压加热器抽汽压力、温度以及抽汽量也在不断变化, 加热器也由于温度变化而膨胀或收缩变形, 为降低热应力造成的影响, 必须做到以下几点。
(1) 机组负荷变化率<3MW/min, 汽压变化率<0.098MPa/min, 温度变化率<56℃/h, 且应保持在0.5~1℃/min。
(2) 机组甩负荷以及高压加热器紧急停运时, 应立即切断加热器给水, 同时要快速关闭抽汽阀, 以防止切断给水后蒸汽继续进人壳体而加热不流动的给水, 引起管子热变形。同时, 切断给水后可避免抽汽消失后给水快速冷却管板, 引起管口焊缝变形。
(3) 高压加热器并列和解列的注意事项。启停时注意减少高压加热器的热冲击和热应力。高压加热器投运时应先投水侧, 再投汽侧。高压加热器故障停运时, 应注意控制给水温度变化率<2℃/min。高压加热器投入过程中, 要严格控制给水温度变化率, 投运时温升率<3~5℃/min, 停运时温降率<1.8℃/min为宜。高压加热器在并列、解列中不仅要重视温升率, 同时要重视对温降率的控制, 这是防止高压加热器管系泄漏的主要措施。
(4) 高压加热器并列时, 一般先投水侧, 再投汽侧, 用旁路门控制给水流量, 控制温升速度, 待给水全部通过高压加热器后, 再缓慢开启进汽阀进汽, 升高压力和温度。并列时宜慢不宜快, 每台高压加热器投入过程应保持在20min左右。
3. 高压加热器的运行维护
检查高压加热器的水位变化, 保持正常水位变化不超过±50mm, 防止低水位或高水位运行。热工人员应定期核对表盘水位计与就地水位计差值。
运行中应随时观察高压加热器给水的进出口温度和传热端温差是否正常, 如果有偏差, 则应检查抽气和水位是否正常。检查高压加热器疏水进出口门的开度及动作情况, 及时发现高压加热器是否泄漏。
机组在运行中, 当表盘显示高压加热器水位突然上升较快, 并发出“高加水位高”报警时, 及时将事故放水门开启, 水位仍继续上升同时产生振动冲击时, 则可能是加热器管束破裂, 应立即解列高压加热器, 停止运行。
4. 效果
加热器泄漏原因分析 篇3
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。
参考文献
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加热器泄漏原因分析 篇4
1 高加设备简介
萍乡发电厂#5机组#5、#6高加采用上海电站辅机厂生产的三类容器, 型号分别为:JG490-3-1型、JG450-3-2型。#5、#6高加均为表面、立式加热器, #5高加传热区段分为过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段和疏水冷却段;#6高加传热区段分为过热蒸汽冷却段、蒸汽凝结段。来自汽轮机的1级抽汽进入#6高加过热蒸汽冷却段冷却过热度后进入蒸汽凝结段凝结成水流逐级自流至#5高加;汽轮机的2级抽汽进入#5高加过热蒸汽冷却段冷却过热度后进入蒸汽凝结段凝结成水, 疏水再经疏水冷却段进一步放出热量、降低疏水温度后流向除氧器或#4低压加热器。
2 高压加热器泄漏后对机组的影响
高压加热器是利用机组中间级后的抽汽, 通过加热器传热管束, 使给水与抽汽进行热交换, 从而提高给水温度, 是火力发电厂提高经济性的重要手段。由于水侧压力远高于汽侧压力, 当传热管束即U型发生泄漏时, 水侧高压给水迅速进入汽侧, 造成高加水位急剧升高, 具体影响如下:
(1) 高加泄漏后, 会造成泄漏管周围管束受高压给水冲击, 泄漏管束增多, 泄漏更加严重, 此时必须紧急解列高加进行处理。
(2) 高加泄漏后, 由于水侧压力远高于汽侧压力, 这样高加水位急剧升高, 而水位保护未动作时, 水位将淹没抽汽进口管道, 蒸汽带水将水返回到蒸汽管道, 甚至进入汽轮机汽缸, 造成汽轮机水冲击事故。
(3) 高加停运后, 给水温度降低, 从而主汽压力下降, 为使锅炉能够满足机组负荷, 则必须增加燃料量, 增加风机出力, 从而造成炉膛过热, 再热蒸汽温度升高, 更重要的是标准煤耗增加, 机组热耗增加, 厂用电率增加, 降低机组热经济性。
(4) 高加停运后, 还会使汽轮机末几级蒸汽量增大, 加剧叶片的侵蚀。
(5) 高加停运还会影响机组出力, 若要维持机组出力不变, 则汽轮监视段压力升高, 停用的抽汽口后各级叶片、隔板的轴向推力增大, 为了机组安全, 就必须降低或限制汽轮机的功率。
(6) 高加泄漏, 每次处理顺利时需要数小时, 系统不严密时, 则工作冷却时间加长, 影响高加投运率。
3 高加系统泄漏原因分析
(1) 因高加启、停过程中热应过大、管板变形造成管端口 (管子与管板连接处) 泄漏。
在启停过程中, 高加工况变化过大, 温度变化过快, 将使管子与管板结合面受到很大的温度冲击, 产生较大的热应力, 使管子和管板连接处的焊缝或胀接处产生裂纹, 引起胀口处泄漏。
汽轮机或高加故障而骤然停运时, 如果汽侧停止供汽过快, 或汽侧停止供汽后, 水侧仍然继续在投运状态, 此时高加内各金属部件温度骤降, 因管子的管壁薄, 故收缩很快, 而管板的厚度大, 收缩慢, 经常导致管子与管板间的焊缝或胀接处产生较大热应力而被损坏。这就是规定的高加温降允许值只有1.85～2.0℃/min, 比温升率允许值1.85～5℃/min要严格的原因。事实证明萍乡电厂高加在机组运行中是正常的, 但在停机或停高加后再开机或投运高加时, 却发现高加管系泄漏。#5机组高加泄漏情况更是如此。从而分析出高加泄漏是在停运高加的过程中由于高加温降率过快导致管子和管板连焊缝或胀接处损坏而造成。2005年10月萍乡发电厂#5机组小修高加检漏查到的28处泄漏点均在管子与管板的焊接处, 这些漏点正是停机或停运高加过程中高加温降过快造成。
(2) 管子本身泄漏的原因:管子受冲刷蚀, 管子振动, 管子材质及工艺不良。给水p H值、含氧量、温度和紊流度等都是造成高加入口管段冲刷侵蚀损坏的原因。一般过热蒸汽冷却段及其出口处管束易受到湿蒸汽的侵蚀。
(3) 制造工艺与质量不好造成水侧进、出口门, 汽侧进汽门泄漏。
(4) 水室隔板结构及密封设计不合理、检修工艺不到位等原因造成高加内部进、出水发生短路。
(5) 管道布置不合理, 疏水系统安装不良等原因造成高加疏水管路振动、泄漏。系统布置不合理, 管道弯头多, 阻力大, 易造成汽水两相流动, 加剧汽水对管道的冲刷造成管路泄漏、振动引起高加疏水管道破裂, 严重威胁人身和设备安全。萍乡电厂#5高加疏水管道存在弯头多的问题, 特别是#5机组, 因汽水两相流动的经常出现, #5机高加疏水管曾多次发生弯头处磨损泄漏事故。高加疏水系统运行工况复杂, 对疏水系统的安装质量要求严格, 如果疏水管道悬吊架布不合理, 管路系统刚度不够, 当高加汽水两相流时, 易造成管路系统振动。萍乡电厂#5机组高加同样存在管道振动剧烈现象。
(6) 高加受到化学腐蚀。通常温度越高金属氧化腐蚀速度越快, 高加工作温度达200℃左右, 当给水溶氧量超标时, 将造成高加U型钢管管壁腐蚀而变薄, 钢管与管板间的胀口受腐蚀而松驰, 经长期运行, 寿命逐渐缩短。
(7) 检修工艺质量原因。如果有部分裂纹没及时找到或堵管焊口焊接质量不高, 难以保证高加长周期无泄漏运行。
4 防止高加泄漏的措施
(1) 加强运行管理, 优化高加启停操作。运行人员应杜绝高加启动过程时间过短的操作方式, 严格按操作规程执行加热暖器的工作, 以保证高加承受的热应力较小。
1) 运行中高加的投运操作。汽机运行中高加的投运操作, 要使温变率合格, 只要牢记一个字“慢”, 高加在投运时, 应先后采用给水和蒸汽对高加进行“暖器”。“暖器”应分两个步骤进行:
第一, 先注水“暖器”:当给水泵组启动后就可以进行该步骤。在高加水侧走旁路的情况下, 先开启#6高加出水室侧放水门再稍开高加注水一、二次门, 让小股的热水进入高加水侧, 在水室和钢管中缓慢流动。当高加的出水温度稳定以后, 关闭#6高加后水室放水门, 然后再将高加进、出水门打开, 全开注水门使高加进出口联成阀顶起, 高加走水侧。这样高加投运水侧时的温升率不会过高。“暖器”时间可按下式计算: (给水温度-高加投运前温度) /温升率≈ (158-40) /2≈60 min。
第二, 后蒸汽“暖器”:高加水侧投入运行后在投入汽侧运行时, 必须做好对高加的外壳、管子和管板进行预热工作。先微开高加进汽门让高加汽侧进少量蒸汽 (维持汽侧压力在0.02 MPa) , 对高加上述部件进行加热15 min, 待高加疏水端差小于8℃后结束暖器过程。
“暖器”后, 投入高加汽侧时一定要控制好进汽门的开启 (关闭) 速度。在对进汽门开或关时都宜用分段间歇操作方法。即不是连续开启或关闭, 不是一次完成进汽门的全开或全关, 而是分成多次, 每次稍开或稍关, 各次之间要停留几分钟或更长时间。具体要分几次, 每次要开、关几圈应根据高加温变率不超规定值而定。
2) 运行中高加的停运操作。由于《萍乡发电厂汽轮机运行规程》上有关正常停用高加时“逐渐关闭#5、#6高加进汽电动门, 注意给水温度均匀下降”的操作, 在实际过程中温降率很难控制在2℃/min的范围内。故在停运高加时, 应同时切除高加水侧、汽侧运行。即可采取“手操切除高加”的方法进行高加停运的操作。让高加处于自然冷却状态。
3) 高加随机启停:就是在机组启动给水泵后即向高加注水检漏, 合格后将给水通入高加, 随给水温度的升高而升高。关闭高加危急疏水及底部放水门, 开启Ⅰ、Ⅱ级抽汽逆止门, #5、#6高加电动进汽门。机组冲转以后, 关闭抽汽管道上的疏水阀, 高加也开始有蒸汽加热。将高加疏水逐级疏入#4低加 (此时应保证各低加水侧中有水流过, 避免低加铜管过热) 。随机组的并网、加负荷, 高加的抽汽压力、抽汽量及抽汽温度逐渐上升, 高加的温度也上升。当#5高加汽侧压力高于除汽器内部压力0.2～0.29 MPa时, 将高加疏水切换至除氧器。
高加随机滑停:就是在机组停运时, 使高加温度随机组的负荷下降、抽汽和给水温度的下降而下降。由于机组负荷下降, #5、#6高加、除氧器间的汽压压差减小, 在机组达到35MW时应将疏水及时切换至#4低加。高加在机组解列后应停运。关闭进汽门, 关闭水侧进出水门。
4) 仔细调节高加水位, 确保水位正常, 防止水、汽两相流动, 避免疏水管道发生剧烈振动, 从而延长高加使用寿命。
5) 加强除氧器运行调节, 防止给水含氧量超标。
(2) 提高检修质量。
1) 采用氩弧焊。
2) 加强焊接质量检查。检修人员在修理时, 不应放过每一个细小环节, 如里面的传热管有点堵塞就会造成很大的温差。在焊接完成后应首先通过外观检查来发现焊缝表面和热影响区的常见缺陷, 如:焊缝尺寸不符合规定、咬边、未焊透、存在气孔和夹渣等, 再次就是进行系列相关试验。
(3) 合理布置高加疏水管道, 提高管系抗振能力, 增加减振弹簧和管道支承点;减少疏水管道弯头。
(4) 加强管理, 增大高加设备技术改造投入, 健全运行操作制度。
5 结语
高加泄漏有许多方面的原因, 既有设计、制造和材料方面的原因, 又有运行和检修方面的原因, 当遇到泄漏故障时, 必须积极采取措施, 并展开分析, 查找原因及时处理。运行人员应掌握正确的高加操作方法, 在高加启停时一定要控制温变率在允许范围内, 检修人员提高检修工艺, 保证焊缝质量, 都对防止高加泄漏和延长高加寿命有着重要意义。
参考文献
[1]刘忠懋主编.热力设备安装与检修.电力工业出版社
[2]刘光萍, 刘念平.黎水斌等修编.萍乡电厂汽机运行规程
加热器泄漏原因分析 篇5
关键词：高压加热器,泄漏,分析,堵管工艺
引言
山西大唐国际临汾热电有限责任公司为CZK300MW机组配套的3台高压加热器 (1#、2#、3#) , 是上海电站辅机厂引进的美国福斯特·惠勒动力公司技术制造的JG型高压加热器。据上海电站辅机厂统计, 已有近千台该类型高压加热器应用在300多家火力发电企业。山西大唐国际临汾热电有限责任公司1号机的2#、3#高压加热器简称为“高加”, 自2010年12月15日随主机投入运行以来, 曾多次发生泄漏, 严重影响机组运行经济性。为此, 对这2台高压加热器泄漏的原因进行了专题分析, 并提出了相应的对策和处理措施, 并付诸实施。特别是对堵管工艺进行改进后, 收到了明显效果。
1 高压加热器泄漏原因分析
山西大唐国际临汾热电有限责任公司高加泄漏均为换热管本身泄漏引起, 因此下面重点对换热管本身泄漏原因进行简要分析。
1.1 从高加系统设计上考虑
1.1.1 高加设计给水流速对换热管管束冲刷的影响
JG型高压加热器设计参数如表1所示。按高压加热器设计参数计算, 1#、2#、3#高压加热器给水流速设计分别为1.894m/s、2.025m/s、2.142m/s;因靠近壳壁外围的U型管阻力小, 对于2#、3#高压加热器来说, 其给水流速更大, 对管束冲刷磨损更加严重[1]。
1.1.2 高压加热器端管板所承受的温差应力对换热管的影响
2#高压加热器工作汽源来自二段抽汽, 汽侧工作压力3.73MPa, 工作温度318.0℃;给水入口温度为204.3℃;3#高压加热器工作汽源来自汽轮机三段抽汽, 汽侧工作压力1.98MPa, 工作温度439.7℃;给水入口温度为174.4℃;温差大, 工作环境恶劣。初步分析, 此4次换热管泄漏均发生在蒸汽冷却段。以3#高加为例, 蒸汽温度达到439.7℃, 给水入口温度174.4℃, 汽侧、水侧温差达到265.3℃。端管板所承受温差应力较大。
据计算, 管壁所承受的压应力σtT[2]为:
式中:σtT—管壁所承受的压应力, MPa;
F—管子的压缩力或壳体的拉伸力 (当F为正值时表示壳体受拉伸而管子受压缩;当F为负值时, 则表示壳体受压缩而管子被拉伸) , N;
At—管子的横截面积, mm2。
管子的压缩力或壳体的拉伸力F按式 (2) 计算:
式中:α—材料的温度线胀系数 (假定管子与壳体材料相同) , 1/℃;
E—管子与壳体材料的弹性模量 (假定管子与壳体材料相同) , MPa;
Tt—管壁温度, ℃;
Ts—壳体温度, ℃;
As—壳体横截面积, mm2。
管子横截面积按式 (3) 计算:
式中:d0—管子外径, mm;
di—管子内径, mm。
壳体横截面积按式 (4) 计算:
式中:Di—壳体内径, mm;
δ—壳体壁厚, mm。
壳体所承受的压应力σST按式 (5) 计算:
式中:σST—壳体所承受的压应力, MPa。
由于JG-1025-3-3型、JG-1110-3-2型及JG-885-3-1型高加端管板与换热管之间是爆炸胀接后密封焊[3], 且焊接部位强度高于管子自身金属材料强度, 由温差应力引起的拉脱力不足以造成该部位的破坏。
1.1.3 高加换热管设计壁厚及材质对换热管强度的影响
根据强度计算书, 换热钢管设计壁厚较薄, 腐蚀裕量较小。经计算, 最小计算壁厚1.65mm, 平均1.83mm, 实取2.11mm。
1.1.4 磁性氧化膜对换热管的影响
为控制加热器换热管在给水中的腐蚀, 必须形成一层致密、稳定的磁性氧化膜 (Fe3O4) ;在大于230℃时, 管壁表面易形成致密、稳定的磁性氧化膜。当温度超过204℃, 给水p H值在不低于9.5时, 换热管表面能形成稳定的磁性氧化膜。而在150~204℃时, 形成稳定的磁性氧化膜的速度较缓, 其保护作用的程度与给水的p H值有关, 易于产生管口内表面腐蚀。从临电3#高加设计参数看, 给水运行温度在150~200℃, 形成致密、稳定的Fe3O4磁性氧化膜的速度较缓, 易于产生管口内表面腐蚀、冲蚀减薄。
1.2 从高加系统运行上考虑
1) 高加实际运行水位偏低, 易造成高加换热管束冲刷和振动, 主要集中在疏冷段进口;另外超负荷运行也是引起高加管束振动的原因之一。
2) 从运行角度考虑, 高加随机组启停时, 实际运行投停温升率和温降率难以达到设计要求。加热器冷态启动或加热器工况发生变化时, 温度变化率应小于56℃/h。而实际控制只能达到2℃/min, 即120℃/h。过大的热应力势必会冲击加热器本体, 特别容易使管子管板焊缝热应力集中, 继而产生裂纹, 大大增加管口焊缝发生泄漏的可能性。
3) 在机组负荷升降时水位控制不稳、波动较大造成部分蒸汽进入疏水冷却段, 引起管束振动, 导致该区域换热管泄漏。
4) 冲蚀原因。在过热段出口、疏冷段进口、换热管管口容易发生冲蚀。
1.3 从制造、安装及检修因素上考虑
1) 从换热管制造工艺看, 该型高加换热管是引进美国福斯特·惠勒动力公司技术制造的, 加工、制造工艺较成熟, 且执行标准较高 (采用ASME标准) , 该因素基本可以排除;
2) 高加换热管束安装及装配工艺影响。由于是个别换热管泄漏, 不能排除漏检或安装导致换热管本身质量问题。主要是安装时换热管本身碰伤或表面出现划痕。有异物进入高加内部, 比如安装阶段掉入的焊渣等。内部的异物会受到蒸汽的冲刷对管束磨损, 久而久之造成爆管。
3) 从检修角度考虑, 堵管工艺有待改善, 除了对泄漏管子封堵, 还应在泄漏管子周围进行保护性堵管。
2 应对措施
2.1 运行措施
1) 保证给水p H值不低于9.5。
2) 保证机组启停时, 高加给水温升率或温降率小于2℃/min。机组负荷变化及蒸汽参数发生变化时, 保证给水温升率或温降率小于2℃/min。
3) 合理标定高加运行水位值。并在有检修机会时进行修改。
4) 加强对高加水位、疏水温度、疏水调门开度、高加下端差正常运行监视, 以便发现异常及时采取措施。
2.2 检修措施
1) 在机组检修期间, 对每台高加换热管分别检漏 (用压缩空气法或其他方法) 。对出现泄漏已封堵钢管区域重点检查。
2) 在机组检修期间, 对运行排气节流孔冲刷情况重点检查, 取消排气管道节流孔板, 并将每台高加运行排气管分别接至除氧器, 避免压力较低的高加不凝结气体聚集, 特别是3#高加。
3) 在机组检修期间, 除对泄漏高加换热管正常堵管外, 还应在泄漏管子周围进行适当的保护性堵管。
4) 采用较科学合理的堵管工艺进行堵管。
3 堵管工艺及改造效果
以往的堵管工艺中锥形管堵直接塞入管内, 如图1所示。
该堵管工艺存在如下问题:
1) 管堵与钢管虽为过盈配合, 但锥形管堵与钢管内壁存在线接触问题。接触并不紧密。
2) 管堵与钢管内侧为角焊缝, 但钢管与管板之间未焊接, 易造成泄漏蒸汽对钢管与管板之间冲刷。事实也证明运行中确实出现类似问题。
堵管工艺改进后, 将堵头与管板直接焊接 (预留出坡口) , 且管堵与管板仍为过盈配合, 接触面积为整个圆柱面。在管板与堵头之间打坡口, 用丙酮清洗干净。采用普通J422焊条焊接, 保证层间温度小于70~80℃;焊前用火焊烘烤管板, 尽量减少湿气。烘烤后管板温度不超过60℃。
堵管工艺改进后, 临汾热电高加泄漏次数明显减少;截止2013年8月, 1号机2#、3#高加未出现泄漏现象。从高加运行参数看 (见表2) , 高加运行下端差及水位均满足设计要求, 且达到优良值。
改进后的堵管工艺如图2所示。
4 结语
从临汾热电高加运行情况看, 本文介绍的专门运行和检修措施, 对“JG”型高加的安全稳定运行, 具有较明显的效果。临汾热电采用的增大管堵与管板接触面的堵管工艺, 提高了管堵与管板焊接质量, 从近10个月运行情况看, 效果较好, 对引进美国福斯特·惠勒动力公司技术制造的JG型高压加热器钢管泄漏处理, 也提供了一个成功参考案例。
参考文献
[1]鲁叶茂, 李旭辉.高加运行中泄漏原因分析及对策[C].全国火电大机组 (300MW级) 竞赛第34届年会论文集[A], 2005.
加热器泄漏原因分析 篇6
流体网络理论是由研究管内流体传输与瞬变而发展起来的一门应用科学。它可以用来分析发生在工业动力装置、控制测量装置和生物医学工程等各种流体管路系统中功率和信息的传输过程,以及由于扰动引起的各种流体瞬变现象。它主要涉及两个学科的内容,一是流体力学,二是电气网络和传输线理论[2]。
流体网络理论基本遵循从流体力学方程出发,导出流体网络中每个元件和管路与电气网络相对应的等值数学模型,从而建立起网络的等值线路和等值方程,最后用网络分析方法得到各个节点上的压力和流量的瞬态特性。基于这一思想,建立了某火电机组热力系统的等效电路模型,再应用基尔霍夫电压、电流定律,建立了该电路模型的数学模型,最后通过数学模型的求解,得到了电路中电流、电压分布,即得到了热力系统中工质的质量流量和压力分布。
1 热力系统流网等值电路模型
以某350 MW超临界火电机组为计算对象,该机组为一次中间再热、三级高压加热器、四级低压加热器、一级除氧器、两台汽动给水泵的超临界热电机组。图1为该机组100%THA工况的热平衡图。
1.1 热力系统等值电路模型所做的假设
忽略流体在管道中横向流动速度分量和随时间变化的非定常性,认为所有流动参数是沿管路横截面求平均值的,假设所有流体在管道中为一元定常流动。
现在要研究的是热力系统的稳态工况,因此可以将热力系统的流体网络比拟为直流电路进行分析,大大简化计算量。
根据流体网络理论的思想,做如下比拟:以工质压力P比拟电压,以工质的质量流量Q比拟电流,定义管道或设备的流阻R[如式(1)],比拟电阻。将水泵比拟为电压源。
式(1)中ΔP为管道或设备两端的压力差,比拟电阻两端的电压差。
1.2 热力系统流网等效电路模型
图2为根据以上假设,所得100%TH A正常工况下热力系统的流体网络等值电路模型。
1.3 模型验证
应用基尔霍夫电压、电流定律,对以上比拟电路模型求解,可得到热力系统中工质质量流量和节点压力的分布情况。本文对100%THA、75%THA、50%THA、40%THA、30%THA五个高压加热器正常运行工况进行了计算,并将计算结果与汽轮机厂家提供的汽轮机热力特性数据进行对比,用以验证热力系统流网模型的准确性。由于篇幅限制,在此只给出100%THA工况下的计算结果,其他工况计算结果的误差数量级均与此工况相同。
以上热力系统流网模型的计算数据,验证了应用流体网络理论思想建立热力系统流网模型的方法是可行的,其计算结果的相对误差最大不超过2%。相对误差的主要来源为轴封漏汽、阀杆漏汽管路的省略和计算过程中数据的舍入。
2 高压加热器泄漏情况下的热力系统等值电路模型
在应用流体网络理论思想建立热力系统流网模型的方法被验证可行后,现应用此方法建立3号高压加热器泄漏的热力系统流网模型。
图3为100%THA工况下,发生3号高加泄漏的热力系统比拟电路模型。泄漏量为额定给水流量的10%。其中I29管路为高压加热器泄漏模型的关键,它将给水管道和3号高压加热器设备节点相连,模拟了高压加热器水侧工质向高压加热器设备内部的流动,流阻Rx在模型中起到了控制泄漏流量的作用。
对图3比拟电路模型求解得到3号高压加热器泄漏10%后,热力系统流网的变化情况,计算结果见表3。
分析计算结果可知,3号高压加热器水侧泄漏后,给水流量下降,各段抽汽流量和汽轮机内蒸汽流量均发生不同程度的变化。第1~第3段抽汽流量降低,第4~第8段抽汽流量增大,第3段抽汽前,汽轮机内蒸汽流量减小,第3段抽汽后,汽轮机内蒸汽流量增大。各段抽汽中,第3段和第4段抽汽量发生了较大变化。其中,第3段抽汽流量较小约30%,是由于3号高压加热器水侧泄漏,3号高压加热器内压力上升,抽汽点与高压加热器内压差减小,因此抽汽量大幅减小,由于第3段抽汽量的减小,抽汽点后的汽轮机各级流量和抽汽量都略有增加。第4段抽汽流量增大约35%,主要由于在计算中假设凝汽器压力和凝结水泵扬程不变(取汽轮机热力特性计算数据),由于3号高压加热器泄漏后,凝结水流量增大,凝结水泵出口至除氧器压差增大,因此除氧器压力减小,第4段抽汽量增加。
另外,从这个工况的计算可以看到,当机组偏离标准工况时,除氧器的压力变化是比较大的,远远大于其他节点,而除氧器内压力与凝结水泵的出口压力及凝结水泵出口至除氧器间的阻力有很大关系。
4 结论
(1)应用流体网络理论思想建立热力系统流网模型,通过合理假设,将热力系统流网比拟为电路模型,从而将经典的电路求解方法引入热力系统流网计算,经验证是可行的。
(2)应用热力系统流网模型,对3号高压加热器泄漏工况进行了计算,得到了高压加热器泄漏后,流网压力及工质质量流量分布的变化情况;在凝结水泵扬程和出口流阻不变的情况下,第3段抽汽流量将大幅减小,而第4段抽汽流量将大幅增加。
(3)在流网模型的分析中发现,工况变化时,除氧器的压力变化较其他节点变化幅度大,即除氧器内压力较易受工况变化的影响,且除氧器压力与凝结水泵的出口压力及凝结水泵出口至除氧器间的阻力有直接关系。
摘要：要分析火电机组高压加热器泄漏后,热力系统的变化情况,必须首先知道热力系统流体网络内工质压力和质量流量的变化情况。为了获得以上数据,应用流体网络理论建立了某机组热力系统流网模型,经验证建模方法可行。应用该建模方法,建立了3号高压加热器泄漏后的热力系统流网模型。通过模型求解,得到了3号高压加热器泄漏后工质压力和质量流量分布情况,分析了高压加热器泄漏后,热力系统流体网络的变化。
关键词：热力系统,流体网络,高压加热器
参考文献
[1]杨瑞.高压加热器泄漏原因分析及处理.发电设备,2005;19(4):245—247Yang Rui.Leakage troubles of high pressure heaters—cause analysis and handling.Power Equipment,2005;19(4):245—247
庆深X井加热炉腐蚀泄漏分析 篇7
1 加热炉盘管泄漏状况
2010年, 庆深A集气站2#加热炉在运行过程中发生后封头爆裂事故, 造成全站停产。
为寻找该加热炉失效的原因, 吸取教训, 避免类似的事故再次发生, 对该加热炉炉管实施了失效分析。
解体后发现的主要情况如下:
(1) 发生爆裂后炉子壳端盖、炉管支撑板发生较大的变形, 炉管无明显变形。
(2) 发生泄漏的是工作温度较高的不锈钢炉管, 泄露点达到20几处, 泄露点分布在炉管直管段和弯头焊缝
2 加热炉腐蚀影响因素分析
2.1 CO2腐蚀
影响CO2腐蚀速率的主要因素有
(1) CO2的分压, 分压越高, 腐蚀越严重, 一般当CO2分压低于0.021MPa时, 腐蚀可以忽略不计。
(2) 温度的影响。温度是影响CO2腐蚀的重要因素, 一般认为在60℃时, CO2腐蚀的有本质变化。在60~90℃范围是碳钢材料在CO2水溶液容易发生局部腐蚀的区域。这也是采气站设备在某些部位常常发生选择性腐蚀。
(3) 腐蚀产物膜的影响。
(4) 流速的影响。
2.2 氯离子腐蚀和应力腐蚀开裂
应力腐蚀开裂是由拉应力与腐蚀因素共同作用的结果而产生的开裂形式的损伤。一般情况下, 构成应力腐蚀断裂应具备三个条件:一是要有足够大的拉伸应力;二是要有特定的腐蚀环境;三是金属材料要具有特定的合金成分和组织, 包括晶粒大小、晶粒取向、形态、相结构、各类焊接缺陷等集气站内有部分加热炉炉管采用奥氏体不锈钢制造, 如果采出物中有氯化物水溶液, 就会引起的氯离子条件下的应力腐蚀开裂。在含有Cl-的操作条件下就不能选用奥氏体不锈钢, 否则会发生应力腐蚀开裂。从汪903井水质分析可以看出氯根均在10000 mg/L以上, PH值低于6, 另外CO2含量在17%以上。采用奥氏体不锈钢制造加热炉的炉管和压力容器本体时, 必须杜绝因为介质中含有氯离子介质的使用环境, 类似的选材错误, 是设备本质重大安全隐患。
2.3 加热炉炉管的外表面腐蚀
集气站加热炉一般采用经过处理的淡水作为热媒, 影响水腐蚀的最主要因素是溶解氧的浓度。常温下, 一般淡水的溶解氧质量浓度为 (8~10) ×10-6g/g。腐蚀是由溶解氧的扩散所控制的。
虽然碳钢腐蚀的发生是溶解氧的作用, 腐蚀速度还受水中其他元素的影响, 溶解在淡水中的钙离子、重碳酸根离子、氯离子等对腐蚀的影响非常重要。
加热炉管表面腐蚀产生原因:上述表面腐蚀应为氯离子破坏炉管表面的氧化膜产生微小点蚀坑, 之后点蚀坑处裸露的铁与水中的CO2和溶解氧发生反应, 产生了CO2腐蚀和氧腐蚀。主要原因是, 筒体内的软化水使用时间过长 (约为1年) , 随使用时间的增加软化水含有的溶解氧和C O2含量浓度不断增加, 在较高的操作温度下, 很容易造成材料外表面氧腐蚀和CO2腐蚀。
2.4 冲刷腐蚀
碳钢材料制造的管道的腐蚀有天然气冲刷腐蚀, 装置中使用的天然气一般操作压力较高, 且流速较高。天然气对管道的冲刷不但直接对管道造成金属损失, 还会对腐蚀有加速作用。
3 盘管泄漏原因分析
在宏观检查的过程中发现, 发现管壁存在大量沿管道轴向开裂纹, 裂纹出现在直管段和弯头焊缝处, 裂纹起始于炉管内壁, 并向外壁扩展。除裂纹外, 炉管内外壁不存在腐蚀痕迹。
3.1 盘管裂纹金相分析
取失效的加热炉管表面进行金相分析, 分析结果, 可见炉管材料的金相组织基本正常, 但存在较多夹杂物, 这些夹杂物呈现为一定方向性的串珠状分布, 如果材料在应力腐蚀开裂的环境下使用这些夹杂物对裂纹的扩展有很强的促进作用。
3.2 成分分析
炉管材料含碳量偏高 (L/0 0要求C<0.0 2%) , N i含量偏低较多 (13~15%) , 其他元素基本符合要求。材料中含碳量高会导致材料内部有较多碳化物析出, 形成局部高脆性相;Ni含量低不利于晶粒细化和晶间结合力的形成, 会降低材料的抗腐蚀能力。以上两项对材料抗应力腐蚀开裂性十分不利。
4 结论及建议
(1) X井加热炉盘管是由于炉管内部发生了氯离子应力腐蚀;应力腐蚀开裂致使炉管内的高压天然气泄漏到管子壳外, 聚集到一定压力后导致炉子壳程超压爆裂。
(2) 不锈钢盘管在个别检测位置上存在缺陷, 该缺陷存在不会导致应力腐蚀的直接发生, 但会促进裂纹的萌生和扩展。另外, 炉管材料C、Ni元素不符合要求, 对材料抗应力腐蚀开裂有利影响。
(3) 对于采出气中氯离子含量较高的采气井, 应避免选用奥氏体不锈钢, 以防止发生氯离子应力腐蚀开裂。可以使用2205双相不锈钢材质盘管, 目前汪深1站加热炉将已经应用2205双相不锈钢作为盘管。比奥氏体不锈钢的线性热膨胀系数低, 与低碳钢接近。
摘要：2010年庆深A集气站2#加热炉在运行过程中发生后封头爆裂事故, 造成全站停产。为安全生产、消除安全隐患, 找出腐蚀规律, 实施了该加热炉的失效分析。包括对该加热炉炉管进行宏观检查、加热炉腐蚀影响因素分析、金相分析、成分分析及力学性能试验等判断出泄漏原因为应力腐蚀, 提出建议为以后的生产提供参考。