锅炉末级过热器（共8篇）
锅炉末级过热器 篇1
1 概述
某发电厂1号机组自2007年7月26日通过168 h满负荷试运行后投入商业运行以来,在锅炉累计运行至8 700 h,末级过热器受热面管连续发生3次爆管。首次发生爆管在2008年8月17日16:16分,当时机组负荷为601 MW,经停炉检查发现高温段(前屏,下同)13-4号(固侧炉前起数,下同)下弯头上约1 400 mm处直段(T91/7.14 mm),以及低温段(后屏,下同)17-1号下弯头处(T91/5.59 mm)向火面发生爆管。第二次发生爆管在2008年8月21日17:10分,机组负荷为550 MW,经停炉检查发现高温段12-2号下弯头上约1400 mm处直段(T917.14 mm),以及低温段58-1号下弯头上约5 035 mm弯头处(T91/5.59 mm)向火面发生爆管。第三次发生爆管在2008年8月27日14:30分,机组负荷600MW,经停炉检查发现低温段6-1号下弯头处(T91/5.59mm)向火面发生爆管。
2 试验分析
2.1 锅炉系统
该发电厂1号锅炉为上海锅炉厂有限公司引进美国ALSTOM技术生产的单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧、平衡通风、全钢架悬吊结构、Π型露天布置、固态排渣超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,锅炉型号为SG-1913/25.42-M967,蒸汽温度571℃/569℃,蒸汽压力25.4 MPa/4.35 MPa。锅炉末级过热器共计82排,布置于水平烟道中,为逆流布置,每排受热面由12根管子组成。每排管屏均由直径为D38.1 mm的多种壁厚规格的3种材料所组成,其中T23材料有6.36 mm、7.14 mm、7.96 mm3种规格;T91材料有5.59 mm、7.14 mm、7.96 mm、9.03 mm 4种规格;TP347H材料有7.06 mm、7.96mm 2种规格。
2.2 宏观检查
本次试验分析管样主要为电厂所送第一次爆管管样,其爆口形貌见图1。
13-4号管样爆口呈鱼嘴形,爆口横向最大张口长度约为42.0 mm,轴向最大张口长度约为77 mm(包括两端各10 mm裂纹),爆口边缘较锐利,减薄较明显。在紧邻爆口边缘位置测量管径胀粗,垂直于爆口方向上直径约为D 45.3 mm,该方向上胀粗18.9%;平行于爆口方向上直径约为D 40.5 mm,该方向上胀粗6.3%,平均胀粗12.6%。爆口附近的内外壁均可见有一定厚度的氧化层,外壁氧化层厚度在0.15~0.20 mm、内壁氧化层厚度在0.10 mm左右。爆口外壁有呈纵向分布的树皮状微小丛裂。
17-1号管样在爆破冲击作用力下,管样向爆口侧弯曲呈90o形态,爆口位置的管材几乎呈现扁平形态。爆口横向最大张口长度约为107 mm,轴向最大张口长度约为49 mm(另外两端裂纹长分别为30 mm和40 mm),爆口边缘较锐利,减薄明显。在紧邻爆口边缘位置测量管径胀粗,垂直于爆口方向上直径约为D40.1 mm,该方向上胀粗5.24%;平行于爆口方向上直径约为D 38.8 mm,该方向上胀粗1.83%,平均胀粗3.54%。
2.3 管材成分分析试验
经对13-4号、17-1号管样打磨预处理后,用SPECTOR定量光谱仪进行化学成分分析,结果见表1。由表1试验结果可看出,钢管的化学成分符合ASME SA213标准中对T91材料成分的规定。
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2.4 管材强度试验
割取前屏爆管附近邻屏14-2号、15-4号管样材料,进行了室温下的强度试验,结果见表2。试验结果表明,除断后延长率指标外,材料室温下的屈服强度和抗拉强度指标均符合规范要求。
2.5 金属组织分析
13-4号管样:样面上未见异常夹杂物,割管端部材料组织为索氏体(见图2);爆口处组织为碳化物+铁素体+少量索氏体(见图3),管样爆口部位组织中的沉淀相已发生严重粗化。
17-1号管样:样面上未见异常夹杂物,割管端部材料组织为索氏体;爆口处组织为碳化物+铁素体+少量索氏体,管样爆口部位组织中的沉淀相已发生粗化。
2.6 显微硬度试验
在13-4号、17-1号管样的爆口和管子端部取样进行了显微硬度试验,结果见表3。试验结果表明,组织发生明显球化的爆口部位硬度已出现一定程度的下降。
3 分析与结论
(1)从爆管的宏观形貌和金相组织变化看,17-1号管样爆口边缘较锐利,减薄较明显,具有典型的短时(此时不考有无相变因素,下同)过热爆管特征,沉淀相在晶界聚集长大并呈链状分布;13-4号管样爆口边缘锐利、减薄明显,同样具有短时过热爆管特征,沉淀相在晶界聚集长大严重并呈链状分布,若从沉淀相颗粒尺寸的大小及管径胀粗情况来判断,13-4号管比17-1号管在爆管前壁温温度更高。
(2)从图1中看出13-4号管样在爆破后其内壁仍保留有少量的氧化层,若该段管氧化层按0.1 mm厚度、12.4 m长计,则其内壁约共计产生有94.19 ml氧化层。假定该管爆管段下弯头部位有氧化层堆积,并处于半堵塞自然堆积状态,那么需要氧化层15.93 ml,约占0.1 mm氧化层厚度情况下爆管段内总量的16.9%。也即在内壁产生0.1 mm厚氧化层情况下只要该管段内氧化层脱落达17%以上,即可造成受热面管处于半堵塞状态。如果氧化层增厚,因工况变化引发氧化层脱落堵管的比例将迅速降低,造成堵管的几率将大大上升,见图4。
(3)受热面管在高温下与水蒸汽反应生成的氧化层氧的主要成分是Fe3O4和Fe2O3。据资料介绍:蒸汽管道运行后所形成的氧化层是由水蒸汽和铁形成的双层氧化膜,内层称为原生膜(Fe3O4),外层称为延伸膜(Fe2O3)。氧化层性质硬而脆、无塑性,膨胀系数与基体钢材差别很大,尤其与奥氏体钢差异更大(见表4)。在机组运行工况发生变化时,尤其是机组启停过程中温度变化范围宽、速率变化快,热应力大,非常容易造成内壁氧化层的大量脱落。尤其是在停炉过程中脱落的氧化层在底部堆积,在遇有蒸汽冷凝等因素管内存有积水情况下,氧化层粘结在一起,在下次锅炉启动时锅炉蒸汽流量不大,流通蒸汽很难将其带走,极易引发受热面管过热爆管。
(4)理论上讲材料抗氧化性能TP347H>T91>T23,从经验上看T91材料在内壁氧化层厚度不超过0.15 mm时其内氧化层与钢管基体结合紧密而多孔的外氧化层厚度不高时是不易剥落的。TP347H抗氧化性能虽然优于T91,但是其热膨胀系数要比T91大许多,在温度发生波动时其氧化层要比T91易于脱落。T23材料抗氧化性能劣于T91,其内壁氧化层厚度可能较大,在温度发生波动时其氧化层也可能要比T91易于脱落。另外,同屏管因各管膨胀不同步而发生弯曲变形时,更易造成严重弯曲变形的管段内壁氧化层的脱落。
(5)三次爆管基本均位于固定侧端。另据调查,其他电厂同型号锅炉也在类似位置多次发生爆管情况,说明该型号锅炉内两侧温度场可能存在一定的较大温度偏差,也说明存在共同不完善之处。
(6)末级过热器热段出口按571℃,那么热段出口处的管壁理论计算最小壁厚为4.65 mm,现实际取用壁厚为7.14 mm,富余2.49 mm;冷段出口按535℃,则冷段出口处的管壁理论计算最小壁厚为3.85 mm,现实际取用壁厚为5.59 mm,富余1.74mm。如果热段出口按监控温度601℃校核,那么热段出口处的管壁理论计算最小壁厚为6.29 mm,只富余0.85 mm;冷段出口按565℃,那么冷段出口处的管壁理论计算最小壁厚为4.46 mm,只富余1.13mm。如果把管子制造公差、腐蚀余量以及弯管的减薄量等因素考虑进来,那么受热面管的实际取用壁厚富裕不大,尤其是冷段管。
(7)同一排管子长度差别较大,另外2-1号管子弯头过多,这些均可能对工质流动产生一定的阻力影响,尤其在机组启动过程中以及低负荷时蒸汽流量较小的情况下这些因素会对受热面管产生显著影响。现场检查发现绝大多数4-1号管子均发生了变形,2-1号管子也有部分管子发生了变形。同一管排的各根管子长度情况统计见表5。
(8)末级过热器由于采用逆流设计布置,其传热温压大,传热强度高,但在其出口侧管壁温度也最高。因此,受热面管此时对超温运行也极为敏感,尤其是对壁面热负荷比较高的迎火面几根管子。
综合上述分析,3次爆管是综合不利因素叠加的管子内壁氧化层厚度较厚,在机组启停过程中由于温度的急剧变化,导致其内壁氧化层的脱落,并使工质流通截面有效减小,造成管子超温过热、致使受热面管强度下降而引发的爆管失效。
4 建议
(1)先期失效的几根管子均选择在综合不利因素叠加的管子部位,根据我省亚临界机组运行经验,该现象会蔓延到其他部位管子上和其高温受热面管部件上,应及早做好机组优化运行和技术改造准备。
(2)避免快速启停炉,尤其是停炉要缓冷,避免高温受热面管温度的急剧变化所带来的热应力变化,利用热炉将立式受热面内的可能积水烘干。
(3)在锅炉启动初期受热面管内蒸汽流量偏小的情况下,可利用打开向空排汽门或旁路阀门的方法,使蒸汽流速增加,增加末级过热器管内蒸汽动能,将可能存在的氧化层等管内异物带出。
(4)优化锅炉运行、平衡投用减温水、减小锅炉两侧温度偏差。在末级过热器上增加壁温测点,尤其是固定端侧,以全面监测炉管运行情况。定期做好运行温度比较高的高温受热面管的割管检查,及时掌握其内壁氧化层的脱落情况。
(5)利用一切停炉机会,加强对高温受热面,尤其使末级过热器的宏观检查,发现有变色、胀粗,外壁氧化层与周围管子比较明显增厚,均要进行更换处理。
(6)鉴于末级过热器管安全裕量偏低情况,建议对壁面热负荷较高等综合不利因素叠加的管段进行材料更换,进一步提高材料等级或管材壁厚,以提高末级过热器受热面管的安全可靠性。
参考文献
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电站锅炉过热器管爆管原因分析 篇2
【关键词】电站锅炉；过热器；爆管；超温过热
前言
随着锅炉容量的增大，炉内燃烧及气流情况对过热器和再热器系统的影响就相应增大。如果运行中炉内烟气动力场和温度场出现偏斜，则沿炉膛宽度和深度方向的烟温偏差就会增加，从而使水平烟道受热面沿高度和宽度方向以及尾部竖井受热面沿宽度和深度方向上的烟温和烟速偏差都相应增大；而运行中一次风率的提高，有可能造成燃烧延迟，炉膛出口烟温升高。如美国CE公司习惯采用，也是我国大容量锅炉中应用最广泛的四角布置切圆燃烧技术常常出现炉膛出口较大的烟温或烟速偏差，炉内烟气右旋时，右侧烟温高；左旋时左侧烟温高。有时，两侧的烟温偏差还相当大，因而引起较大的汽温偏差。
1.过热器爆管的原因分析
一般情况下，在发生过热器爆管时，为尽快恢复正常生产，尽量减少经济损失，我们一般采用快速维修法，如更换新管段、堵管、补强等措施，可是往往运行一段时间后又发生爆管。并且非常巧合的是爆管在同一根管子、同一种材料或锅炉同一区域的相同断面层次上反复发生，这一现象充分说明过热器管爆破的根本原因未被查清，根本问题还未被解决，那么过热器管爆破的根本原因是什么呢？
从技术分析的角度看，引起过热器爆管的根本原因有：过热、磨损、腐蚀、焊接质量等。
从我厂热电站锅炉高温过热器爆管情况看，其中由于金属过热造成的爆管约占30%，磨损约占15%，腐蚀约占10%，管材质量差或焊接质量差约占30%，其它原因占15%，因此受热面超温和焊接质量差是造成我厂热电站过热器爆管的主要原因。下面我们主要从这两方面来分析过热器爆管原因。
1.1受热面超温造成过热器爆管
金属超过其额定温度运行时，有短期超温和长期超温两种情况，因此造成受热面过热爆管有短期过热和长期过热两类现象，受热面过热后，管材金属超过允许使用的极限温度，内部组织发生变化，降低了需用应力，管子在内应力作用下发生塑性变形，最终导致超温爆管。
1.1.1受热面短期过热
锅炉受热面内部工质短时间内换热状况极其恶化时，壁温急剧上升，使钢材强度大幅度下降，会在短时间内造成金属过热引起爆管。短期过热引起爆管具有以下特征：爆破时张口很大，成喇叭状，破口边缘锐利，减薄较多，破口断裂面较为光滑，成撕裂状，破口附近管子涨粗较大。导致短期过热的原因有：管内汽水流量分配严重不均；炉内局部热负荷过高；管子内部严重结垢；异物严重堵塞管子等。
1.1.2受热面长期过热
锅炉受热面管子由于热偏差、水动力偏差或积垢、堵塞、错用钢材等原因，管内工质换热较差，金属长期处在幅度不大的超温状态下运行，管子金属在应力的作用下发生蠕变（管子涨粗），直至破裂。长期过热具有以下特征：破口并不太大，破口的断裂面粗糙而不平整，破口边缘为钝边，并不锋利，破口附近有众多平行于破口管子的轴向裂纹。由于长期处于高温下运行，所以长期过热的破口外表面上会出现一层较厚的氧化皮，这些氧化皮很脆，容易脱落。长期过热主要发生在高温过热器的外圈向火面。
从我厂电站高温过热器爆管情况来看，因超温过热造成的爆管共有8起之多，全部是长期过热所致。
1.2管材质量差或焊接质量差造成过热器爆管
1.2.1管材质量差
如果管子本身存在分层、加渣、重皮等缺陷，运行时受温度和压力影响，缺陷扩大就会导致过热器爆管。例如2000年10月，洛阳分公司热电站1#锅炉高温过热器在运行中发生爆管，爆管开裂口成桃形，开口处由于爆裂已明显减薄。取爆口部位作金相分析，发现样品存在大量的显微孔洞，管材金相组织为铁素体+珠光体，部分区域存在过热的魏氏组织以及正火不完全组织。由金相分析可知：过热器爆裂是由于炉管材质较差，组织不均匀，为不完全正火组织，母材基体存在大量微观孔洞，这些缺陷影响材料的强度，最终导致过热器管爆裂。
1.2.1焊接质量差
在制造或维修中由于焊材选型不对，焊接质量不过关，焊道中存在气孔、夹渣、焊瘤等或未焊透會导致频繁爆管。2001年洛阳分公司热电站2#炉高温过热器在运行过程中发生泄露，从爆管处宏观检验表明，焊缝的焊接质量较差，焊缝的根部存在大量的焊瘤，泄露点大多分布在焊道融合线及热影响区内，金相检验结果表明，管束的金相组织是正常的。焊道、融合线、热影响区的金相组织为粗大魏氏体组织+铁素体，组织极为粗大，是不正常组织。经以上分析可知，爆管是由于管材焊接质量差，在焊缝融合区内存在粗大魏氏体组织、大量非金属夹杂等缺陷造成的。
2.防止过热器爆管的预防措施
从制造、安装和检修上，首先严把材料质量关，避免管材本身存在分层、加渣、重皮等缺陷；其次要严把焊材及焊接质量关，避免焊材选型错误或焊接质量不过关，出现焊道中存在气孔、夹渣、焊瘤等现象；第三严把制造质量及施工质量关，避免出现管内异物堵塞，造成工质流动不畅、短路、断路等情况，引起受热面超温导致过热器爆管。
从运行上，首先严格按照锅炉运行规程操作，锅炉启停时严格按照启停曲线进行，控制过热器管壁温度和锅炉参数在允许范围内，并严格监视及时调整，严防超温、超压、满水、缺水事故发生；其次加强锅炉炉膛、过热器吹灰和吹灰器的管理，防止受热面严重积灰，确保受热面清洁，避免过热；第三加强加药管理，确保定人、定量、定时根据化验结果及时加药，保证锅炉给水品质正常及运行中汽水品质合格等，避免因给水品质不良，引起管内结垢、积盐，影响传热，造成过热器超温导致的过热器爆管。
定期做好金属监督工作，防患于未然。主要包括以下几方面：1）、对受热面进行蠕胀、变形、磨损等情况的定期检查；2）、对长期存在过热问题的受热面，加装热工温度测点进行监督；3）、定期进行割管检查，对高温过热器、低温过热器管子做金相检验。
3.总结
锅炉末级过热器 篇3
#1机组启动以来, 各级受热面总体壁温情况良好, 但四过B侧No.1.9管壁高负荷情况下极易超温, 需要大幅度降低四过B侧的换热量才能将其温度控制在报警值以下, 这样就对锅炉的运行产生了以下不良影响: (1) 限制了主汽温度向额定值提升, 影响了机组的热效率。 (2) A侧受热面换热量相应会增大, 容易导致A侧管壁超温。 (3) 调整两侧受热情况必定导致炉内烟气动力场和温度场偏斜, 会导致高烟温、高烟气流速的受热面积灰、磨损情况严重。 (4) 壁温超限限制对锅炉燃用煤种的选用, 高发热量煤种炉膛出口烟温高, 高水分时烟气流量大, 都会加剧管壁超温。
对四过No.1.9的超温原因进行分析, 制定出相应的运行过程中的注意事项, 才能更好地保证锅炉运行参数, 保证炉内设备的运行工况, 使锅炉长期稳定运行。
我厂四过布置于折焰角上方的水平烟道处, 为对流式换热器, 共有100片屏, 每片屏由16根管组成, 工作烟温为进口997℃, 出口为917℃。在#1机组临停前, 四过最容易超温的是B侧的3.16点, 本次易超温的1.9点位于最靠近左墙的一面屏, 另外选取最靠近1.9点的1.10点进行比较。
图1为停机前四过3.16、1.9、1.10壁温情况, 在550 MW负荷稳定运行时, 壁温测点3.16为605℃, 1.9为584℃, 1.10为573℃。3.16更靠近烟道中部, 烟温稍高;1.9与1.10点靠近侧墙, 烟气流动性稍差, 烟温稍低, 由此分析壁温情况正常。在由550 MW升负荷至770 MW的过程中三点壁温的变化斜率基本相同, 当升负荷到达770 MW, 机组负荷还不稳定时, 壁温测点3.16为614℃, 1.9为598℃, 1.10为589℃, 三点温度差值与550 MW时基本相同。
图2显示的是机组810 MW负荷稳定运行时的壁温情况, 壁温测点3.16为616℃, 1.9为597℃, 1.10为587℃。由此可以看出在停机前, 无论是在稳定负荷还是变负荷工况下, 三个选取点差值基本稳定, 3.16点比1.9点高20℃左右, 1.9点比1.10点高10℃左右。
图3为本次机组启动过程中三点壁温的变化情况, 在负荷升至660MW时, 壁温测点3.16为536℃, 1.9为527℃, 1.10为511℃;当升负荷至770 MW时, 壁温测点3.16为566℃, 1.9为562℃, 1.10为543℃, 三点壁温情况还是3.16最高, 但是1.9与1.10差值接近20℃, 比停机前的10℃增大, 而与3.16的差值减小, 说明在启动过程中1.9点的壁温有所升高。
图4为机组启动后主再热汽温度不再受限的壁温情况, 在530 MW负荷稳定运行时, 壁温测点3.16为579℃, 1.9为541℃, 1.10为544℃;当升负荷至900MW时, 壁温测点3.16为594℃, 1.9为619℃, 1.10为571℃。曲线情况显示, 在低负荷时3.16点温度仍最高, 1.9与1.10点相差不大, 但在机组升负荷至900 MW的过程中, 壁温变化情况明显不同, 3.16点与1.10点变化斜率基本相同, 壁温缓慢上升, 但1.9点变化曲线斜率明显变大, 壁温快速上升, 变化斜率基本与负荷的变化情况相同。
2末级过热器超温趋势分析
(1) 停机前及停机过程中, 三个样本点的温度和差值, 无论是在变负荷过程中还是在稳定负荷工况下, 变化的速率基本相同, 壁温都是3.16点最高, 1.9点次之, 1.10点最低, 3.16经常会有超温情况, 基本差值是3.16比1.9高20℃, 1.9比1.10高10℃, 说明三个样本点无论是外部的烟气换热情况还是管内的蒸汽动力工况, 变化情况基本相同。
(2) 本次机组启动过程中, 炉内热负荷较低, 炉膛烟温还没有升高时, 即使机组刚启动时负荷上升到800 MW左右, 三个样本点温度最高的还是3.16点, 1.9壁温即使上升也没有超过3.16, 但是发现1.9的壁温变化斜率要大于另外两点, 更趋同于负荷的变化速率, 此时1.9点的变化趋势已有异常, 但由于炉膛出口烟温低, 所以不明显。
(3) 机组稳定运行后, 在负荷较低时, 炉膛出口烟温较低, 壁温1.9与1.10基本相同, 低于3.16点30℃左右, 而在高负荷时, 从近几天运行情况看是在850MW以上时, 1.9点壁温会随负荷大幅上升, 上升斜率基本与负荷上升的斜率一致, 负荷稳定后会稍有改善, 而3.16点在本次启动后壁温明显改善, 高负荷时远低于1.9, 基本能维持在600℃以下, 说明在本次启停机过程中, 3.16点经过大幅度的扰动, 原来的节流孔或弯头处的杂质被清除, 管内蒸汽流动性变好, 换热情况大为改善, 而1.9点在启动过程中, 可能在入口节流孔处堵塞了杂物, 或者是在弯头处产生了氧化皮, 管内蒸汽流量小, 当低负荷时, 由于蒸汽流速较低, 管内蒸汽动力性恶化的情况不那么明显, 在机组负荷升高、炉内热负荷大幅增加时, 管外烟气温度和烟气量大幅增加, 而管内蒸汽量增加不足, 导致1.9管换热恶化, 管壁超温。
3针对末级过热器超温的应对方案
在近几天运行过程中, 机组负荷变化幅度也很大, 但四过1.9点的壁温情况并没有得到改善, 这说明在机组运行过程中一旦管内节流孔或弯头处堵塞了杂物, 就难以被清除, 在#1机组B修前, 可能会一直有四过1.9点易超温的情况, 这就要求我们在日常运行中注意以下几点: (1) 采用压低火焰中心, 尽量投用下层磨, 减少上层磨的煤量, 下摆燃烧器摆角, 开大AA风等手段来降低炉膛出口烟温。 (2) 降低过热度, 让锅炉受热前移至水冷壁, 减小对流受热面的换热量。 (3) 严格执行部门吹灰相关规定, 改善受热面的换热情况。 (4) 加强配煤管理, 从实际情况来看, 上层磨尽量不燃用高热值煤种, #1炉可以多上高挥发分煤种以缩短火焰长度, 少用高水分煤种, 以免烟气流量过大。 (5) 锅炉合理配风, 在保证锅炉燃烧稳定的前提下, 尽量降低锅炉氧量, 以减少烟气流量。 (6) 严密监视各受热面特别是易超温点的管壁温度, 对其在不同运行工况下的变化情况做到心中有数。 (7) 在高负荷时, 对易超温点提前控制, 如果壁温上涨过快, 可以采取降低升负荷速率、降低主汽温度等手段, 如果实在无法控制, 可以向中调申请停止升负荷。
4结语
随着一大批高参数、大容量超 (超) 临界燃煤机组的投产, 锅炉的高温受热面氧化皮问题日益严重, 成为锅炉爆管的主要原因之一, 同时也带来了传热恶化、汽轮机固体颗粒侵蚀、主汽门卡涩、叶片损坏等诸多问题, 对机组运行的稳定性、安全性和经济性产生了极大困扰, 已成为威胁大容量机组正常运行的主要障碍之一。所以对于电厂的管理和工程技术人员而言, 必须充分认识氧化皮的生成机理和剥落特性, 并采取运行、检测和维护等多种手段降低氧化皮问题带来的损害, 以不断提升机组的运行管理水平。
摘要：对超 (超) 临界锅炉受热面超温的情况及原因做了大体说明, 并对氧化皮的剥落原理及控制其适时脱落的方法进行了阐述, 对探索超 (超) 临界锅炉高温受热面氧化皮生成机理、氧化皮生成和脱落的控制具有借鉴作用。
关键词：超 (超) 临界锅炉,氧化皮,高温受热面,爆管
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利用锅炉余热解决过热器爆管难题 篇4
1 锅炉结构及使用情况
某造纸企业用芦苇作原料, 碱法连续蒸煮工艺, 随着产能规模的扩大, 响应国家节能减排号召, 新上一台中温中压碱回收蒸汽锅炉。该锅炉由燃烧室、黑液喷管、水冷壁、对流管束、锅筒和位于锅筒内的汽水分离器组成。尾部烟道设有高低温过热器, 三级省煤器和两级空气预热器。该空气预热器热风出口与炉膛相连, 能使45%浓度的黑液在炉内不用油助燃, 且燃烧稳定, 碱液排出流畅, 日处理能力300t。锅炉汽包中产生的饱和蒸汽经过过热器后温度达到435℃, 蒸汽压力3.5MPa。
由于供热的需要, 经过减温减压器后, 压力降到1.3 M Pa、18 0℃、15~20t/h的蒸汽量供制浆工序连续蒸煮。使用半年后, 过热器频繁爆管, 1年内出现爆管间隔 (次数) 由半年一次逐渐缩减到3月1次, 然后1月1次, 甚至10天1次。锅炉不能正常运行, 环保不能达标排放。
2 原因分析
(1) 过热器冷却不良, 产汽量不足。过热器布置在炉膛出口烟高温段, 钢管采用G32#, Ф3 5×4弯制成蛇形竖排置于烟道井中, 烟道出口温度9 0 0~9 5 0℃, 过热蒸汽温度达到435℃, 蒸汽压力3.5M Pa。设计额定通汽量35t/h, 而实际运行中, 仅满足连续蒸煮用蒸汽量为15~20t/h, 没有达到额定出力。
经过对比历次运行过程中出现的爆管现象, 割管后进行的材质检验分析, 结果为高温蠕变。判断为过热器冷却不良, 产汽量不足。
(2) 蒸汽管线设置不合适。由于供热网管线存在设置缺陷, 使得碱回收锅炉蒸汽经过减温减压器供出以后与管网上的热电厂主供热管道相连, 由Ф185并接入Ф300管道。运行中, 经常出现两供热源蒸汽压力相同时, 碱回收锅炉产汽量下降, 过热蒸汽压力升高, 甚至安全门经常动作。若降低热电厂供汽压力又会直接影响到连续蒸煮工序的产品质量, 甚至出次品。
(3) 生产工艺以燃烧黑液, 回收碱为主, 产汽量为次。碱回收锅炉是造纸行业废液处理的再生利用设备, 是以产碱量设计燃烧条件和蒸汽量的。降低炉膛温度, 可以降低过热器段的烟气温度及过热器温度, 同时减少蒸汽产量, 均可造成黑液处理能力随之下降, 影响整个生产装置链的不平衡, 最终导致产碱量和商品浆的产量双双减产, 均不可取。
3 改进措施
针对可能存在的过热器冷却不良情况, 结合冬季室外防冻的安全需要, 先后采取了多项改进措施。
(1) 加大过热器的疏水, 冷却过热器。
(2) 对于频繁爆管, 采用对爆管管段两端封堵的办法。随着停炉次数增加, 累计封堵管段的数量也随着增加, 运行中爆管次数相对减少, 延长了运行周期。
(3) 针对过热器管束已经存在的不同程度过热现象, 夏季实施改造时, 对过热器进行了整体更换。
(4) 改变供汽方式, 提高综合效益。新增加800 m, Ф350×4的20 G管道, 接入电厂运行的6M W背压式汽轮机组发电供汽, 6 M W背压式汽轮机从蒸汽母管制中隔离出来, 单独使用碱回收锅炉的蒸汽, 碱炉原经过减温减压器供制浆连蒸的方式作为备用。
4 结束语
一次锅炉过热器爆管原因分析 篇5
(1) 三次爆管的过热器管径均为42*3.5, 距离两侧墙体均在1.5米至2.5米处, 基本是处于烟道的中间部位。
(2) 爆管管子表面检查, 断口边缘较钝, 长度7-11cm, 爆口周围分布有纵向裂纹和横向裂纹, 纵向裂纹间隔为5mm左右, 横向裂纹间隔15mm左右, 管子有涨粗现象。管壁没有明显减薄。
(3) 检查周围管道, 内部干净没有结垢现象, 联箱打开检查也没有结垢现象。
(4) 对爆管管子送电科院做晶相检查确认:认为过热器长期在过热状态下运行, 导致金属晶格变粗, 强度降低, 导致爆管。
(5) 第一次爆管后, 就对周围过热器进行了检查, 没有发现再有过热现象的管子, 可是经过一段时间运行, 在这一区域的管子仍出现了两次爆管。
一般过热器爆管主要有两种原因是:
一是管内的蒸汽流速降低, 不能及时冷却被高温烟气冲刷的管壁, 造成管壁过热爆管。
从现场检查的情况看, 管壁内部没有结垢现象, 排除水质不合格造成管壁结垢, 减少通流面积, 降低蒸汽通流速度, 导致传热恶化, 过热器管子爆管。
二是过热器管子壁厚磨损超过允许厚度, 管壁减薄无法承受管道内部的压力造成爆管。
现场检查情况管子没有减薄, 排除管壁因磨损减薄造成的无法承受管道内部的压力造成爆管。
2 分析结论
锅炉的蒸汽是在汽包内汇集的, 然后通过过热器进行加热, 汇集到过热器集箱, 再流向汽轮机。
正常情况下, 过热器安全门起坐压力设定较低, 汽包安全门设定较高, 锅炉超压时, 过热器安全门先起坐, 当压力继续上升时汽包安全门才开始起坐。
这一次是过热器的脉冲安全门出现连续起坐、回坐不稳定后, 锅炉设备无法正常工作运行, 就将过热器脉冲安全门退出了运行, 用汽包脉冲安全门控制锅炉运行防止超压。
在这种运行方式下, 锅炉压力超过正常后, 过热器安全门不动作, 饱和蒸汽从汽包安全门起坐, 蒸汽从汽包安全门排入大气, 过热器段的蒸汽进入量减少, 流速降低, 以致发生倒流, 不能及时冷却过热器管壁, 过热器管壁在高温烟气的冲刷下, 出现了超温, 导致金相颗粒变粗, 强度降低, 造成爆管。
通过对上述现象的分析, 可以确定过热器管子是处于一种长期过热导致的爆管。
通过这次分析, 我在停炉检修过程中修复安全门, 恢复投入使用后, 过热器在没有出现过热爆管现象。锅炉受热面爆管是锅炉运行中常见的一种故障, 一般来说过热器爆管, 大部分归于管道内蒸汽和水流动速度慢, 不能及时冷却管壁导致管壁爆管, 再一种就是管壁磨损减薄不能承受管道内部的压力导致管壁爆管。
就管道内部介质流动慢导致的爆管的原因, 一般都会在管壁上结垢找原因, 认为管壁结垢, 汽水循环破坏导致管壁传热恶化, 引起爆管。
这次的爆管是因为运行的方式改变后造成, 和常规的爆管方式不同。
同样是安全门泄放压力, 起坐不同位置的安全门就会产生不同的结果。
起坐过热器安全门, 过热器管子不会出现蒸汽流速减慢, 反而会加速过热器蒸汽流速, 过热器不会出现过热现象。
起坐汽包安全门, 过热器管子内蒸汽流速就会出现蒸汽流速降低, 甚至倒流, 极易使过热器处于过热状态。
3 结束语
在日常的操作中, 保持运行参数的稳定是非常重要的, 不要认为设备有保护, 既使超参数运行, 也不会使设备产生问题, 其实, 每一次超参数运行, 都会给设备带来一次严重的破坏。
电厂锅炉高温过热器爆管原因分析 篇6
关键词：电厂锅炉,高温过热器,爆管
一、概述
DGJ130/9.81-Ⅱ2型锅炉为单汽包、自然循环、流化床燃烧方式, 露天布置。炉膛内布置两片屏式过热器, 采用膜式水冷壁, 锅炉中部是一台气冷式旋风分离器, 其下部布置一台“J”阀回料器, 在尾部竖井中从上到下依次布置高温过热器、低温过热器、省煤器和卧式空气预热器。过热器系统中, 还设有两级喷水减温器。高温过热器为5圈直径42mm双绕蛇形管束, 蛇形管束分上下两部分, 上部分材料为12CrMoWVTiBG, 下部材料是12Cr1MoVG。穿墙管束水平方向为28列, 上下共4排。
二、爆管情况
1. 出口密封盒结构
高温过热器出口穿墙部位蛇形管束为12CrMoWVTiBG, 外部集箱和集箱连接管为12Cr1MoVG。厂家把集箱连接管与穿墙蛇形管用长约200mm的12CrMoWVTiBG管过度连接, 在厂内焊接异种钢焊缝并经X射线探伤 (Ⅱ级) 合格。异种钢焊缝在出口穿墙密封盒内, 距密封盒外侧100mm (图1) , 运行中此焊缝频繁爆裂, 严重影响锅炉运行。
2. 爆管焊缝形状
每次爆管都在异种钢焊接的焊缝部位发生断裂, 部位靠近12CrMoWVTiBG一端的焊缝热影响区, 沿焊缝环向断裂 (图2) 。
三、爆管原因分析
1. 管材及焊缝
经检验, 焊缝断面和附近管径均无变形及胀粗现象, 管壁没有减薄, 断口边缘均无剪切唇边。同时, 焊缝金相组织均为正常回火贝氏体。12CrMoWVTiBG和12Cr1MoVG钢管的化学成分、晶粒度、脱碳层和夹杂物均符合国家GB 5310-2008标准。因此, 焊缝受剪切力造成断裂的可能性较小, 但是受安装环境限制, 管材膨胀遇阻, 在强大的冷热力和其他外力作用下产生断裂的可能性较大。
2. 运行状况对高温过热器爆管的影响
(1) 锅炉水质和蒸汽品质不良, 引起管内结垢比较严重, 导致管壁过热爆管。
(2) 炉内燃烧及气流状况对过热器和再热器系统的影响较大, 如果运行中炉内烟气动力、温度场出现偏斜, 在尾部竖井受热面沿宽度和深度方向上的烟温和烟速偏差相应增大, 而运行中一次风率提高, 有可能造成燃烧延迟, 在尾部竖井发生二次燃烧, 造成高温过热器管屏过热爆管。
(3) 在锅炉投用初期, 操作人员操作技能、操作经验等也是爆管的因素, 如超温、超压的现象时有发生。另外, 后续装置生产不稳定, 使得锅炉频繁扬火和压火, 锅炉水、汽系统管壁频繁升温和降温, 管子频繁地热胀冷缩, 致使密封盒内管道焊缝在耐火浇注料约束力的限制下产生热疲劳断裂。
(4) 运行中锅炉绝大部分时间实际用煤与设计煤种不符, 煤种多变、煤质下降和粒度过细, 使着火点延迟, 火焰中心上移, 当炉膛高度不足时, 过热器就会过热。
(5) 焊缝在密封盒内, 不便于检修维护。
3. 施工不合理
通过对现场穿墙部位密封盒的检查, 发现密封盒内全部是耐火浇注料 (图3) , 未按图施工。此处两种管材的膨胀系数和导热系数都不一致, 致密的耐火浇注料阻碍管材膨胀及轴向伸缩, 这是造成焊缝断裂的主要原因。
4. 焊接质量缺陷
通过对高过穿墙密封盒内、外所有焊缝进行100%X射线探伤。探伤结果显示有超出标准的气孔、夹渣 (含条状夹渣) 、未焊透、夹钨和凹陷等缺陷, 评定级别为4级, 还有部分焊缝评定级别为3级。不能达到《蒸汽锅炉安全技术监察规程》第87条之规定额定蒸汽压力>0.1MPa的锅炉, 接头质量≥Ⅱ级合格。
四、爆管处理措施
(1) 合理控制烟气流速, 降低煤质灰分, 控制煤粉粒度, 尽量避免高温过热器管频繁热胀冷缩。对入库原煤的粒度、灰分及含硫量进行控制。改进原煤进锅炉前破碎环节的设备, 在原料煤进环锤破碎机前增加筛网过滤, 满足颗粒的原煤直接进锅炉煤仓, 粗颗粒再经过环锤破碎机破碎后才能进入煤仓。
(2) 加强对操作人员的业务培训, 避免锅炉频繁压火或扬火, 有效减少管道热胀冷缩次数。
(3) 穿墙密封盒严格按图施工。耐火层内布置直径6mm钢筋 (材料1Cr13) , 钢筋布置间距为150mm×150mm。在穿墙管及钢筋上涂上1~2mm厚的沥青, 在后包墙外侧沿竖直方向敷设50~60mm耐火浇注料, 其余都用耐温盐毡棉。
(4) 结构设计及焊接质量缺陷方面。拆除密封盒, 把穿墙管过渡段全部用砂轮切割机割除, 把原200mm过渡管加长为400mm, 原密封盒内异种钢焊缝移出密封盒外100mm, 密封盒内管道只用12CrMoWVTiBG钢管, 使其与密封盒膨胀系数相同。密封盒内的焊缝移到密封盒外, 便于定期检查, 缩短检修周期。
五、高温过热器穿墙管焊接恢复要求
1. 焊接工艺要求
(1) 对管材及管端坡口进行超声波检测, 避免管材表面出现裂纹、腐蚀凹坑等缺陷。
(2) 钨极氩弧焊用电极, 采用铈钨极, 所用氩气纯度不低于99.99%。
(3) 管道的切割和坡口的加工全部用砂轮机进行, 严禁用气割。
(4) 焊缝两管端打磨成约成35°V形坡口, 加工时一定将原焊接接头热影响区全部去除, 并将两管端约20mm长的管表面打磨见金属光泽。
(5) 焊接采用全氩弧焊
焊丝12CrMoWVTiBG+12Cr1MoVG H08CrMoVAФ2.5mm;12CrMoWVTiBG+12CrMoWVTiBG H10CrMnMoWVTiBФ2.5mm;12Cr1MoVG+12Cr1MoVG H08CrMoVAФ2.5mm。
采用两层焊法, 层间搭接头相互错开20mm, 层间温度≤250℃, 焊后进行保温缓冷。
对外观检查合格的焊缝, 在24h后进行100%X射线探伤, Ⅱ级合格。对探伤合格的焊缝用履带加热器加热, 热电偶测温, 加热温度740~760℃, 加热时间45~60min。当加热温度>400℃时, 升温速度≤220℃/h。
2. 施焊注意事项
(1) 施焊前要检查氩气纯度和焊丝合金成分, 保证氩气纯度达到要求和焊丝的品质。GB 14957-1995标准规定Cr含量1%~1.3%、Mo含量0.4%~0.7%, 实测焊丝中Cr含量1.8±0.16%、Mo含量1.07±0.11%, Cr、Mo含量的超标直接导致焊缝80%不合格。
(2) 要求有相应焊接资质的焊工施焊。最好由锅炉厂家焊工, 对异种钢焊缝进行焊接。对同种钢管对接的焊缝, 可由锅炉安装单位有焊接经验的焊工进行焊接。
(3) 焊接前应检查焊缝坡口处母材无裂纹、重皮、坡口损伤及毛刺等缺陷, 两管端清理范围内无裂纹、夹层等。
(4) 组对坡口的局部间隙过大时应修整, 使其符合规定, 严禁在间隙内填塞夹杂物。
(5) 焊件组对后, 应将其一端装配牢固, 并采取防焊接变形的措施。现场施焊组对时, 用特制管道固定架, 将组对的另一端固定, 防止变形及错边量过大, 避免强力对口和热膨胀对口, 减少焊缝产生较大内应力。
(6) 焊接时应防止管内有穿堂风, 要求施工现场遮风、避雨。否则焊缝容易产生夹钨、气孔等缺陷。高温过热器焊接恢复初期, 曾经因未注意遮风、避雨, 产生大量气孔、夹钨等缺陷, 造成返修。
(7) 严禁在非焊接部位母材上引弧、试电流或焊接临时物, 严禁在母材表面焊接对口卡具。
(8) 异种钢焊接采用氩弧焊打底后应立即进行宏观检查, 确认无缺陷后及时施焊。
六、小结
降低锅炉屏式过热器壁温 篇7
大部分旋流煤粉燃烧器更换为径向浓淡低NOx旋流煤粉燃烧器;炉膛前墙煤粉燃烧器上部增设一层SOFA燃烧器;炉膛后墙煤粉燃烧器上部增设两层SOFA燃烧器, SOFA燃烧器的风量大约占锅炉入炉总风量的25%, 主燃烧器过量空气系数为0.9。
燃烧器改造以后, 前墙布置了一层燃烧器, 后墙布置了两层燃尽风燃烧器。并且每层燃尽风的布置位置分别位于两层刚性梁之间。
炉膛的燃尽风风箱的整体结构做成了整体框架式的结构。
锅炉燃尽风燃烧器布置在主燃烧器的正上方。对应四列主燃烧器, 每列上方布置一个燃尽风燃烧器。由于靠近侧墙燃烧器距离侧墙燃烧器较远, 为了避免上升烟气形成短路, 在靠近侧墙处分别布置了一只燃尽风燃烧器, 以此形成燃尽风燃烧器对上升烟气的最佳覆盖能力, 保证了锅炉的最佳燃烧效率。
改造了以后, 由于增设了燃尽风喷口, 因此火焰中心上移, 燃烧滞后造成了屏式过热器温度提高了大约10℃左右, 但是锅炉炉膛出口的烟气温度提高了约6℃左右, 影响了其它受热面的吸热, 使其他各级过、再热器吸热量均略有增加。
2 超温现状
通过一个月的时间, 我们对机组的屏过壁温超温情况进行了跟踪记录, 超温情况较多。超温共11次。
3 原因分析
我们对超温原因进行了分析
(1) 磨煤机运行方式不合理。磨煤机运行方式特别是下层磨煤机不运行时超温次数较多。
(2) 夜间负荷低时, 蒸汽流量少, 超温较多。负荷低时, 锅炉蒸汽流量较小, 大部分超温均为夜间低负荷的时候。
(3) 锅炉低氮燃烧器改造后, 由于燃烧器脱氮能力的增强, 火焰中心高, 减温水量大, 汽温、壁温难以控制。1) 锅炉低负荷运行期间停运的磨煤机的套筒挡板在全开位置, 大量二次风直接进入炉膛, 减少了运行燃烧器的风量, 火焰中心上移, 不利于煤粉燃尽, 导致汽温调整困难;2) 锅炉下层燃烧器未进行低氮改造, 下层磨煤机停运时, 汽温、壁温最难调, 特别是机组需要减负荷至400MW以下时, 屏过壁温超限严重;3) 由于锅炉燃烧器改造后, 二次风箱压力升高较多 (大约800Pa左右) , 说明燃烧器二次风通流面积减小, 风速高, 燃烧器区域存在配风不足的缺陷。
4 防范措施
(1) 磨煤机运行方式不合理。停运制粉系统时, 要避免燃烧器出现前墙三台磨煤机后墙一台磨煤机或前墙一台磨煤机后墙三台磨煤机的运行方式, 否则会造成炉膛两侧壁温偏差较大。
磨煤机运行方式特别是下层磨煤机不运行时超温次数特别多。
采取措施:1) 尽量低负荷保持下层磨煤机运行, 低负荷保持四台底层磨运行锅炉下层磨煤机需要停运检修时, 早班组接班后要切换磨煤机运行方式, 争取尽早开工。检修工作结束后, 尽快启动下层磨煤机。因下层磨煤机检修, 夜间无法恢复运行时, 应征得值长同意, 尽量将机组负荷维持在360MW以上;2) 尽量增大下层磨出力。机组升负荷时, 应优先增加下层磨煤机出力, 逐步提高一次风压, 有一定余量的情况再增加中、上层磨煤机出力, 然后启动第五台磨煤机;3) 磨煤机切换安排在高负荷时进行。
(2) 负荷低, 蒸汽流量不足。负荷低, 蒸汽流量不足, 由于大部分超温均为夜间低负荷的时候。
采取措施:1) 尽量低负荷投入AGC运行;2) 与值长加强沟通, 尽量多带负荷;3) 增加外围用气, 增大蒸汽流量。
在征得值长同意的情况下, 机组负荷尽量保持在360MW以上, 此时蒸汽流量高, 汽温、壁温相对容易控制。
短吹定于每天前夜进行吹灰, 长吹定于每天早班进行。两台上层 (A、B) 磨煤机同时运行时, 为减少再热器喷水量, 停吹再热器区域长吹。第二天需要吹灰时, 再热汽温会有较大幅度的升高, 监盘人员要提前调整再热器烟气挡板, 必要时辅以喷水降温。
(3) 锅炉低氮燃烧器改造后, 由于燃烧器脱氮能力的增强, 火焰中心较高, 减温水量大, 汽温、壁温都难以控制。
但是改造前很少有壁温超限情况。为此我们采取了以下措施来防止壁温超限情况:1) 提高蒸汽压力, 增大减温水量, 汽温、壁温较高, 且减温水余量较小时, 尽量关小汽机调门, 始终保持主蒸汽压力高于滑压运行的设定压力, 有利于蒸汽吸热、各受热面管道流量平衡和增加减温水流量, 但机炉侧主蒸汽压力不得超过规程规定上限;2) 开上层磨辅助风, 降低火焰中心夜间低负荷期间, 需要开启上层辅助风挡板降低炉膛出口烟温时, 开度不宜过大, 否则会造成炉膛温度降低, 燃烧恶化, 不利于稳燃。上层辅助风开启后应考虑辅助风量对锅炉氧量的影响, 应适当增大送风量, 提高锅炉含氧量, 氧量偏低会造成燃烧器区域缺风, 火焰中心升高, 汽温、壁温将更加难以控制;3) 对低碳燃烧器进行改造、优化;4) 调整燃烧器的二次风, 能够显著降低屏式过热器等受热面壁温。磨煤机停运时, 对应的燃烧器二次风套筒挡板要在点火位置, 不能在全开位置, 否则应联系检修人员及时手动关闭挡板。低负荷运行期间停运磨煤机的套筒挡板在全开位置, 大量的二次风直接进入炉膛, 减少了运行燃烧器的配风, 煤粉无法充分燃烧, 将会导致火焰中心上移, 使锅炉汽温更难控制;5) 机组负荷450MW以上, 保持部分燃尽风挡板保持全关, 燃尽风挡板开度之和小于50%;能有效降低受热面超温情况的发生。
经过以上措施后, 锅炉屏过壁温得到了有效的控制, 壁温超温由原来的平均11.5次下降到1.5次, 达到了预期目的。
5 结束语
锅炉受热面壁温超限是锅炉运行中非常常见的情况, 因锅炉四管泄漏导致的停炉事件大约占锅炉事故的50%以上, 而其中屏式过热器泄漏占有较大的比例, 受热面的安全对于电厂的安全生产及经济运行, 特别是现在对于环保要求都提到了前所未有的高度, 都具有重要的意义。
参考文献
[1]《邹县发电厂600MW脱硝运行规程》[S].
锅炉末级过热器 篇8
关键词：CFB锅炉,过热器,热疲劳,材质,有限元
引言
锅炉“四管”爆漏是火电厂常见的故障,可导致非计划停机次数多、停机占用时间长等系列问题,是长期以来困扰火电厂安全生产的一大难题。2011年以前,CFB机组因受“四管”爆漏影响,每年损失的电量平均在1kWh/h以上[1]。
因此,对锅炉“四管”爆漏问题进行实例诊断分析,对电力生产具有实践指导意义。在锅炉“四管”(省煤器、水冷壁、过热器和再热器)中,省煤器为低温受热面,而水冷壁、再热器和过热器都为高温受热面,更容易发生故障。
张而耕[2]等通过对过热器爆管的宏观分析、材质分析、力学性能测试、金相分析以及电镜分析,得出爆管的原因为内外壁的温差应力变化。刘瑞堂[3]等对于疲劳裂纹断裂进行了力学分析,提出了改善结构热疲劳抗力的建议。Purbolaksono J[4]等通过硬度测试等分析,发现爆管的原因是煤的熔点过低。郑晓红[5]等利用有限元分析软件计算了高温过热器管弯头段的热应力耦合场模型,为在线寿命检测系统确定应力集中系数提供了依据。经对CFB锅炉低温过热器弯管故障进行诊断分析,最终诊断出该过热器弯管爆管在短期过热下由蠕变变形和弯曲残余应力共同作用引起的。
1 过热器爆漏诊断方法
哈尔滨工业大学等对过热器爆管进行了归纳分析,提出了长期过热、短期过热、热疲劳、磨损、高温腐蚀、汽侧氧腐蚀、应力腐蚀裂纹、异种金属焊接和质量控制失误9种失效机理[6]。
美国电力研究院(EPRI)曾把锅炉爆管机理分成6大类共22种。浙江大学[7]根据爆口特征判断爆管原因,并提出了与EPRI类似的失效类型。通过对爆管进行宏观检查、化学分析、金相分析、拉力试验以及有限元分析等方法,并根据显示出的不同结果,对爆管进行全面诊断,分析出爆管原因。
1.1 宏观检查
首先经宏观观察,并初步判断爆管机理。长期过热爆管破口的特征主要是破口面积不大、断裂面粗糙、附近有诸多平行于破口的轴向裂纹、外表面有一层较厚易脱落的氧化层;短期过热爆管破口的特征是破口张开很大且多呈喇叭状、边缘锋利且较为平滑、外壁一般呈黑色没有相平行的轴向裂纹、水冷壁管爆管时破口十分光洁[8];管内若有严重腐蚀则为汽侧氧腐蚀;管外腐蚀为高温腐蚀;管内管外都可能出现磨损[9]。
1.2 微观分析
经试验分析和应力分析进行最终判断。金相分析出管材内部组织变化,化学成分分析可得知各化学成分的变化,从而判断出管材各种机械性能的变化[10];拉力试验测出其拉伸强度和屈服强度;由有限元模拟并分析受力情况。
2 诊断应用实例
2.1 机组爆管概况
2012年3月15日唐山某电厂1#锅炉低温过热器管弯头爆裂,锅炉事故停炉,严重影响了电厂的正常生产。
该炉系2004年安装的240t/h循环流化床锅炉机组,过热蒸汽温度为540℃、过热蒸汽压力为9.8MPa,自投运以来,运行正常。
2.2 爆管故障诊断
2.2.1 宏观检查
将该过热器管弯头(ϕ42×5)割管检查,发现管壁明显减薄,平均减薄2.3mm(见图1)。特别是裂纹处减薄更为严重,管内径未发生变化,初步诊断弯管减薄的原因是弯管外径内侧长期受高温烟气和夹带的硬颗粒高速冲刷所致。该轴向裂纹位于弯管内侧,呈喇叭状,长52mm、宽38mm,裂纹为边缘被拉薄的“鱼嘴状”开裂,初步判定属于短期过热失效的疲劳裂纹。
2.2.2 诊断分析
1)金相分析。
从过热器弯管部位截取有代表性的金相试样圈,观测管材内部组织情况。试样所用的浸蚀剂为4%的硝酸酒精溶液。
过热器管向火侧晶粒晶界模糊,在铁素体基体上的珠光体呈轻微球化,导致钢管抗拉强度、蠕变极限和持久极限下降。钢中珠光体的片层状渗碳体在长期高温运行中,产生珠光体球化,珠光体球化会降低钢材蠕变极限和持久强度。
2)化学成分分析。
利用直读光谱分析仪对该过热器管6个部位进行化学成分分析,测点位置如图2所示,分析结果如表1所示。
过热器管化学成分的实测值(6个测点平均值)与标准值[11]对比如表2所示。从表2分析可知,该过热器管C含量高于标准值,Cr含量低于标准值。C含量高会降低该钢管的韧性和塑性,Cr含量低会降低刚的强度、高温机械性能、抗腐蚀性和抗氧化性,不能有效的阻止珠光体的石墨化。
3)应力分析。
弯管受载示意如图3所示,过热器管在温度场(T1、T2分别为过热蒸汽温度和烟气温度)中受到过热蒸汽压力P的作用。
采用六面体单元C3D8R对弯管进行网格划分。弯管网格种子的布置如图4所示,将弯管模型分成五段(即A、B、C、D和E)。由于A、D段和B、E段关于对称轴对称,所以它们的网格布置也是相同的。B段为可能产生应力集中位置,所以B段单位距离内布置的种子数量要多于其他管段。
采用ABAQUS软件对爆口处过热器管道进行有限元分析。在不影响计算结果的前提下忽略烟气流动对管道的作用力,在该管道的内壁施加9.8MPa的压力,同时在管道内部施加480℃的温度场,管道外部施加600℃的温度场。在建模过程中考虑烟气对管子外壁的减薄作用。在过热器管左端面施加固定约束,约束过热器管端面的三个移动自由度。弯管种子布置如图4所示。
过热器管应力分布如图5所示。最大应力出现在过热管的端面附近,这是由于固定约束的结果,不能准确反映管道在该位置的实际应力状态。由图5可以看出,过热管直管段与弯管段的结合部有明显的应力集中,最大应力出现在管子迎烟面内壁处,最大应力为378.405MPa。过热管外迎烟面外壁的最大应力为244.907MPa,而其余部分的应力值仅在60MPa到80MPa之间。由于过热管迎烟面在使用过程中不断减薄,随着壁厚的减薄,该处的应力集中会越来越显著,最终导致了过热器管在此处破裂。
2.3 诊断与处理
经以上诊断分析,过热器管裂纹属于热疲劳裂纹,主要原因是材料不合格。另外,过热器弯管内侧应力集中也是导致爆管的原因之一。事故发生后,锅炉通过检修更换新管,打水压试验,锅炉投运,至今运行正常。
3 结论
通过针对低温过热器管弯头爆裂故障,进行了宏观形貌、金相组织、成分变化和受力特征的分析研究,主要结论如下:
1) 通过对过热器管的宏观检查,初步诊断该裂纹为短期过热失效的疲劳裂纹。
2) 由金相分析可知,钢材已经发生了蠕变变形。由化学成分分析得出该管C含量高于标准值,Cr含量低于标准值,使得钢管的韧性、塑性、强度和高温机械性能降低。
3) 由受力分析和有限元分析可知该管在烟气冲刷作用下外壁明显减薄,且又受到弯矩作用,弯管内侧横向应力升高,在蠕变变形和弯曲残余应力共同作用下导致过热器管弯头开裂。
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