330 MW循環(huán)流化床鍋爐屏式高溫再熱器泄漏原因分析

陳志軍

（山西京玉發(fā)電有限責(zé)任公司，山西 朔州 037200）

0 引言

鍋爐過熱器、再熱器的作用是將飽和蒸汽加熱成為具有一定溫度和壓力的過飽和蒸汽[1]，以增加蒸汽的焓值，兩者的吸熱總量占工質(zhì)總吸熱量的50%以上[2]。由于過熱器、再熱器在鍋爐溫度最高區(qū)域工作，運行工況極為惡劣，管材使用溫度接近極限溫度[3-4]，所以管子（尤其是再熱器）的超溫問題比較突出。相比于過熱器，再熱器中的工質(zhì)壓力低、密度小、換熱系數(shù)小，管子吸熱能力差，同時再熱器中工質(zhì)流速小，對熱偏差較敏感。另外，在當(dāng)前火電機組頻繁參與低負(fù)荷深度調(diào)峰的運行條件下，頻繁低流量運行使鍋爐再熱器的工況變得更差，對熱偏差的敏感性更高[5]。因此，有效解決熱偏差問題對再熱器的安全穩(wěn)定運行尤為重要。

某電廠循環(huán)流化床（Circulating Fluidized Bed，CFB）鍋爐屏式高溫再熱器管子發(fā)生了開裂泄漏故障，本文通過試驗查找開裂泄漏原因，避免同類型故障再次發(fā)生。

1 鍋爐概況及故障現(xiàn)象

1.1 鍋爐概況

某電廠2臺CFB鍋爐由上海鍋爐廠有限公司制造，亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、一次中間再熱、煙氣擋板調(diào)溫，型號為SG-1178/18.64-M4504。屏式高溫再熱器共6屏，沿爐膛稀相區(qū)上部左、右側(cè)各布置3屏，管屏爐內(nèi)部分長20.185 m，管子規(guī)格為76 mm×6 mm（直徑×壁厚）。

鍋爐下部異種鋼焊口以下為散管（12Cr1MoVG）供貨，包覆有防磨耐火材料。中部為膜式屏，型號SA213-T91。上部通過頂棚水冷壁讓位后穿出匯集至出口集箱連通管。高溫再熱器每屏30根管，分為前屏和后屏各1片，鍋爐廠給定的壁溫保護報警定值為580℃（實際采用570℃）；第1、第3、第4、第6屏爐外出口段并聯(lián)管上每屏布置8個壁溫測點。

1.2 故障現(xiàn)象

2018—2019年1號鍋爐高溫再熱器第1屏第16根、第6屏第30根管出口段頂部外管圈同一位置相繼開裂泄漏。開裂管段材質(zhì)為SA335-T91，規(guī)格為76 mm×6 mm（直徑×壁厚），具體位置為頂棚向下150 mm處。

2 檢測試驗

對泄漏的屏式高溫再熱器管段制樣進行宏觀形貌、化學(xué)成分、金相組織及力學(xué)性能檢測，各項試驗結(jié)果如下。

（1）宏觀形貌：高溫再熱器鋼管爆口的開口較小，邊緣粗鈍且未見明顯減薄，漏點處鋼管有明顯脹粗，鋼管外壁及內(nèi)壁均可見沿軸向平行分布的“老樹皮”狀的厚氧化皮裂紋形貌，具有典型的長時過熱特征（見圖1、圖2）。

圖1 漏點宏觀形貌

圖2 爆口內(nèi)壁縱向裂紋

（2）化學(xué)成分：鋼管的主要合金成分符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)[1]對T91材質(zhì)的要求，可以排除材質(zhì)錯用情況。

（3）金相組織：爆口處的組織已嚴(yán)重老化，組織中存在大量蠕變孔洞和蠕變裂紋，內(nèi)壁的氧化皮厚度達361μm（見圖3）；爆口對側(cè)組織亦完全老化，內(nèi)壁的氧化皮厚度為234μm，符合長時過熱導(dǎo)致的微觀組織特征，如圖4所示。

圖3 爆口處內(nèi)壁氧化皮

圖4 爆口處組織

（4）力學(xué)性能：T91鋼管向火側(cè)的強度均已下降至477 MPa，遠(yuǎn)低于標(biāo)準(zhǔn)要求[1]。

從上述理化試驗分析結(jié)果看，屏式高溫再熱器鋼管泄漏的主要原因為管段長期處于超溫過熱狀態(tài)，致使T91管材發(fā)生嚴(yán)重老化、力學(xué)性能大幅下降，因無法承受內(nèi)部介質(zhì)壓力，在內(nèi)壓作用下引發(fā)爆漏。

3 原因分析

3.1 超溫

3.1.1 現(xiàn)場檢查

對高溫再熱器管屏的其他鋼管進行脹粗檢查，未發(fā)現(xiàn)脹粗超標(biāo)管。對鋼管內(nèi)部和進、出口集箱內(nèi)部進行內(nèi)窺鏡檢查，未見有異物，集箱管孔無堵塞，鋼管對接焊縫無影響流量的焊瘤缺陷。對彎管部位進行射線檢查，未見氧化皮堆積堵管，排除因堵塞造成超溫爆管。通過分析減溫水投、退等數(shù)據(jù)，排除了減溫水過投引起的水塞超溫。對同屏及其他屏鋼管進行取樣分析，組織檢測結(jié)果和力學(xué)性能均合格。

3.1.2 熱偏差分析

對機組在323 MW、198 MW及80 MW負(fù)荷工況下，第1屏并聯(lián)管之間的壁溫進行了對比分析，結(jié)果見表1?？梢钥闯觯黄廉?dāng)中第1、第16、第30根鋼管的壁溫最高，接近于報警溫度（570℃）。通過對比分析106 MW負(fù)荷工況下高溫再熱器屏之間壁溫差別（見圖5），可見1號和6號屏溫度整體高于2號—5號屏。同屏鋼管之間的壁溫最高相差20℃，不同管屏之間壁溫偏差約為20℃。

表1 不同負(fù)荷下1號管屏各管壁溫度 ℃

圖5 高溫再熱器管壁溫監(jiān)測畫面截面

進一步分析發(fā)現(xiàn)，不同管屏及同一管屏不同鋼管之間的熱偏差主要受熱力不均系數(shù)、流量不均系數(shù)及結(jié)構(gòu)不均系數(shù)等因素影響。相關(guān)資料[5]顯示，因大多數(shù)過（再）熱器的結(jié)構(gòu)差異很小，因此過（再）熱器的熱偏差主要考慮流量不均和熱力不均因素。

3.1.2.1 熱力不均

屏式高溫再熱器并聯(lián)管吸熱不均的影響因素有很多，主要有爐內(nèi)溫度場、管子吸熱面積、結(jié)構(gòu)等。對于循環(huán)流化床鍋爐，不存在火焰偏斜情況；查閱爐膛出口煙溫，沿寬度方向相差甚小，采集數(shù)據(jù)顯示爐膛溫度場分布均勻，如圖6所示。但同一管屏的前、后屏邊管即第1、第15、第16和第30根鋼管的吸熱面積比同屏并聯(lián)管大；同時外管圈長度較長，使得同屏外管圈的熱負(fù)荷較高。

圖6 爐膛出口煙溫采集數(shù)據(jù)截屏

屏式高溫再熱器管屏沿爐膛寬度方向布置的間距為1.02 m，1號屏和6號屏距離左、右側(cè)墻水冷壁為2.05 m，造成兩側(cè)煙氣寬度較大，同時泄漏點所處的爐頂部受爐膛出口負(fù)壓影響，煙氣的流速較大，共同作用使1號和6號屏的熱負(fù)荷較2號—5號屏高，導(dǎo)致1號和6號屏的管壁溫度高于其他管屏，這一點從現(xiàn)場1號和6號屏的變形程度比其他管屏嚴(yán)重也可得到驗證。

3.1.2.2 流量不均

再熱蒸汽自低溫再熱器由左、右兩根導(dǎo)管分別引至爐前屏式高溫再熱器的高溫入口集箱。進口母管和出口匯集母管方向相反（見圖7），呈U形走向布置[4]，進、出口靜壓變化方向相同。正常工況下，一對出入口（3屏管屏）之間的壓力差基本一致，流量偏差也很小。但當(dāng)負(fù)荷低于鍋爐設(shè)計最低穩(wěn)燃負(fù)荷（即100 MW，30%BMCR）時，會造成各集箱之間的流量分配極為不均。而實際運行當(dāng)中，機組負(fù)荷波動較大，負(fù)荷低于100 MW的情況屢有發(fā)生。

圖7 高溫再熱器管屏介質(zhì)流向示意圖

介質(zhì)在屏式高溫再熱器內(nèi)走向呈Z形分布[4]。在入口集箱處，蒸汽介質(zhì)在氣流走向的縱向截面上的流量因分配給各并聯(lián)管而不斷減少，動壓p2也沿集箱長度方向而逐漸降低，但靜壓p1則呈逐步升高的趨勢[6]，即同一管屏中第1根管的靜壓最低，第30根管的靜壓最高，如圖8所示。而出口處情況相反，當(dāng)蒸汽介質(zhì)從各受熱管匯入出口集箱時，沿集箱長度方向上汽流向集箱內(nèi)不斷匯聚、流量逐漸增大，動壓逐漸升高，靜壓逐漸下降直至達到最小，即第1根管的靜壓最高，第30根管的靜壓最低，使得鋼管的進、出口壓差Δp即（p1-p2）最大，導(dǎo)致流量分配不均勻。

圖8 高溫再熱器進出口壓差示意圖

此外，同一屏高溫再熱器管屏的邊管變形較大、管程阻力也大，入口處無節(jié)流孔板等也能導(dǎo)致同屏邊管即第1、第15、第16和第30根管的壁溫較高。盡管不同負(fù)荷條件下壁溫的平均值處于管材的允許范圍之內(nèi)，但偏差管的溫度卻長期處于較高水平，且在出口段焓增最大、換熱最差的部位壁溫最高[6]，再加上頻繁深度調(diào)峰工況的作用，管間的流量偏差更為嚴(yán)重，更易導(dǎo)致鋼管超溫的發(fā)生。

3.2 附加應(yīng)力

屏式高溫再熱器管屏下部異種鋼焊口以下部分為散管供貨，中部為膜式整體結(jié)構(gòu)，頂部通過頂棚水冷壁讓位后穿出頂棚，每屏設(shè)計有2組彈簧吊架，下部經(jīng)2個45°彎頭后從水冷壁前墻穿出，用密封盒焊死。設(shè)計管屏膨脹方式：下部跟隨水冷壁前墻向下膨脹，上部自由向上膨脹。

因鍋爐啟動時再熱器干燒和膨脹受阻等原因，導(dǎo)致管屏變形嚴(yán)重[7]。泄漏點所處的出口段部位為變形的彎曲起點，向下呈嚴(yán)重的波浪變形，最嚴(yán)重處管屏橫向位移約1 m。因此，泄漏點部位同時承受管內(nèi)介質(zhì)內(nèi)壓力和附加彎曲變形應(yīng)力，在鍋爐啟停、深度調(diào)峰及升降負(fù)荷等工況下，汽溫、汽壓、爐內(nèi)溫度快速變化[8-9]，因管屏與水冷壁膨脹不一致等因素導(dǎo)致泄漏點處承受的應(yīng)力情況極為復(fù)雜。

3.3 壁溫分析

屏式高溫再熱器管屏的壁溫測點設(shè)置在爐外的出口段，距離泄漏點約1.5 m，測點熱電耦經(jīng)校驗確認(rèn)合格，爐外溫度測點顯示的實質(zhì)上是管內(nèi)介質(zhì)溫度，通過對應(yīng)關(guān)系反應(yīng)爐內(nèi)管壁平均溫度。查閱屏式再熱器歷史壁溫曲線及超溫臺賬，再熱器無明顯超溫情況，泄漏管爐外壁溫測點的記錄最高壁溫為570℃，并未超過報警溫度。研究顯示，對于T91材質(zhì)的受熱面管，一般情況下爐內(nèi)管壁溫度比蒸汽溫度高28～39℃[10]，可知即使?fàn)t外溫度測點的測量值為570℃，再加上40℃的溫差，爐內(nèi)鋼管的實際壁溫也只有610℃左右，在T91管材的許用溫度范圍內(nèi)[11]。因此推斷機組深度調(diào)峰時，在低于鍋爐設(shè)計出力工況下，管內(nèi)介質(zhì)流速較慢、爐外溫度測點并不能真實反映爐內(nèi)壁溫，測量值存在偏低的可能。

3.4 運行工況

檢查機組深度調(diào)峰期間升、降負(fù)荷階段鍋爐汽溫、汽壓變化速率及幅度情況，主蒸汽壓力的最大變化率為0.1 MPa/min，再熱蒸汽壓力的最大變化率為0.04 MPa/min，主蒸汽溫度的最大變化率為1.2℃/min，再熱蒸汽溫度的最大變化率為1.1℃/min，參數(shù)變化速率均較平緩。但經(jīng)統(tǒng)計，機組全年的深度調(diào)峰小時數(shù)占全年利用小時數(shù)的1.7%，深度調(diào)峰較為頻繁，最低調(diào)峰負(fù)荷至80 MW，遠(yuǎn)低于鍋爐廠設(shè)計給定的最低穩(wěn)燃負(fù)荷。

4 結(jié)論及建議

低負(fù)荷下，因同屏和屏間的流量不均、外管圈的大長度和大吸熱面積，帶來較高的熱負(fù)荷、外管圈變形大，受汽阻因素及管屏變形形成的附加應(yīng)力等的共同作用，使得屏式高溫再熱器的1號管屏長期處于較高的溫度條件下運行，造成組織老化；并在頻繁的深度調(diào)峰工況下加速了管材老化的進程，最終在介質(zhì)內(nèi)壓力和附加應(yīng)力，機組深度調(diào)峰時運行工況惡劣的共同作用下，造成鋼管開裂泄漏。

針對上述結(jié)論，給出以下建議。

（1）對循環(huán)流化床鍋爐屏式再熱器管屏的邊管壁溫監(jiān)督應(yīng)考慮流量偏差因素，流量偏差會造成鋼管換熱較差。同時，鋼管的爐外壁溫不能完全反應(yīng)爐內(nèi)壁溫情況，應(yīng)結(jié)合實際情況適當(dāng)降低壁溫報警值。

（2）監(jiān)督取樣需全面覆蓋，應(yīng)包括不同屏的屏邊管。做好定點蠕脹檢測、分析，關(guān)注熱力偏差引發(fā)的管材老化趨勢并及時處理。

（3）可通過升級屏式高溫再熱器出口頂部工況最差部位管材的方式，提高鍋爐的可靠性。