摘要:利用宏观观察、化学成分分析、扫描电镜分析、显微硬度测试及有限元模拟等方法,对某超高压锅炉再热器集箱及疏水孔内壁裂纹的形成原因进行研究。结果表明:机组运行状态不稳定、疏水管设置不合理导致再热器疏水回流是集箱内部产生裂纹的主要原因。最后提出了改进措施,对保障机组的安全运行具有一定的指导意义。
关键词:再热器集箱;疏水孔;裂纹热疲劳;有限元
中图分类号:TK;TG.5文献标志码:B文章编号:-()06--05
随着科学技术的发展,热疲劳裂纹导致火力发电机组承压部件损坏的现象已明显减少,但在一些服役时间较长的机组中,经常因锅炉再热器集箱等关键承压部件结构不合理而产生裂纹。这些管道及其管座等关键承压部件在服役过程中处于高温、高压等苛刻的环境中时,会发生蠕变、疲劳及蠕变-疲劳交互等现象,若存在材料缺陷、结构约束、焊接缺陷、工况不稳定等不良因素,焊缝将会发生开裂,甚至会出现爆裂事故,造成人员伤亡和财产损失。据统计,在运行期间发生破坏事故的锅炉、压力容器的承压部件中,有近90%是由裂纹引起的,而在由裂纹引起的事故中,由于疲劳失效产生的疲劳裂纹约占40%。可见承压类特种设备的疲劳失效是绝对不能忽视的[1]。关于锅炉再热器集箱及管道内壁裂纹的研究从未中断[2-3]。
某型号为XXX/13.7-2的超高压燃煤锅炉的投产日期为年10月,近年来已经作为局域网的调峰机组。其低温再热器出口集箱以及高温再热器进、出口集箱规格(外径×壁厚)为mm×20mm,材料为12Cr1MoVG钢,低温再热器集箱出口压力为3.6MPa,温度为℃;高温再热器出口集箱压力为3.45MPa,温度为℃。在机组运行h后,根据特种设备的相关法律、法规要求,要进行锅炉定期内部检验。笔者对部分再热器集箱及疏水管进行抽查,发现部分疏水孔及集箱内壁表面存在疑似裂纹缺陷,随后扩大抽查范围,发现部分母管内壁表面存在相同类型的缺陷。为查明裂纹形成的原因,笔者对出现裂纹的部件进行了理化检验以及有限元分析。
1理化检验
1.1宏观观察
位于炉顶的低温再热器出口集箱、高温再热器进口及出口集箱共有8个疏水管,具体分布位置如图1所示,发现母管内表面存在疑似裂纹的疏水孔编号为S1,S2,S6,S8。再热器进口及出口集箱的疏水管均单独连接到地面的集中疏水点,疏水阀集中布置在该处,疏水系统采用的疏水方式为定期疏水,即在疏水阀疏水前,疏水管内一直有冷凝水。在锅炉运行状态下的实测数据表明,低温再热器出口集箱温度约为℃时,疏水管距离母管1m处的温度约为℃,表明疏水管内的蒸汽温度比母管内的蒸汽温度低,而且在短距离内变化明显。
进一步检查存在疑似裂纹的部位,发现存在呈海滩形貌密集分布的龟裂状裂纹,个别裂纹裂口明显且贯穿整个视场,集箱内壁宏观形貌如图2所示。对管座角焊缝进行磁粉检测,在编号分别为S1,S4,S8的疏水管管座及母管外表面均存在不同数量的裂纹,部分疏水管座周围有明显的带压堵漏痕迹。
选取具有代表性的低温再热器出口集箱的S1疏水管座位置前后各mm范围集箱进行切割取样。对切取的试样疏水孔周边母管内壁进行渗透检测,检测结果如图3所示,发现疏水孔周围母材有5条以管口为中心的放射状裂纹,有几条已经贯穿内壁和外壁。从管口开始,沿蒸汽流向mm×mm范围的管壁内表面发现大量细密裂纹(见图4),均呈典型的海滩状裂纹条带。其中,母管内壁焊缝两侧加工过渡坡口的倒角处有两条明显的横向裂纹,且已经贯穿内壁和外壁。
取S1疏水管附近部分母材为试样(见图5编号C试样),对其进行打磨和抛光,选择轴向切面作为分析对象。可以发现,靠近疏水孔位置管壁内表面分布着长短不一的裂纹,长度普遍小于1mm,部分裂纹长度超过5mm,最长的两条裂纹分别编号为1,2,试样C的轴向切面宏观形貌如图6所示。
1.2化学成分分析
采用GS-Ⅱ型真空直读光谱仪对试样C进行化学成分分析,对轴向切面随机选择3个位置进行分析,结果如表1所示。由表1可以看出,试样C的化学成分符合标准GB/T—《高压锅炉用无缝钢管》关于12Cr1MoVG钢的相关要求。
1.3金相检验
依据GB/T—《金属显微组织检验方法》对试样轴向切面打磨、抛光后进行金相检验。根据DL/T—《火电厂用12Cr1MOV钢球化评级标准》对试样进行球化评级,试样正常区域组织为铁素体+珠光体,3级球化,符合使用要求。编号为1,2的裂纹起源于母管内壁,并垂直于管壁由内向外扩展,裂纹开口较大,裂纹扩展前沿形状圆钝且贯穿晶粒。主裂纹上伴有大量二次裂纹,均为穿晶扩展,裂纹尖端的微观形貌如图7所示。
1.4显微硬度测试
采用PTI-D型智能数字化显微硬度测试仪检测试样表面的显微硬度,检测点位于试样C轴向切面的中间位置,每个测点间距为0.5mm,一共测试了20个点,将硬度测试结果换算成布氏硬度,结果分别为,,,,,,,,,,,,,,,,,,,HB,试样的平均硬度符合DL/T—《火力发电厂金属技术监督规程》相关规定。
1.5扫描电镜及能谱分析
选取靠近2号裂纹尖端和裂纹根部的两处位置进行扫描电镜观察和能谱分析,结果如图8和表2所示,可以看出在裂纹缝隙中充满了黑色物质。裂纹中的填充物主要是铁的氧化物,部分位置含有少量的铬元素。结合裂纹形态可知裂纹扩展速度较慢,存在长期氧化情况,从而表现出热疲劳特征[4-5]。
2有限元分析
根据前期的分析结果,对产生裂纹的位置及裂纹分布情况进行初步判断,得出疏水管内的冷凝水回流导致裂纹产生。一次阀内的疏水管形成“盲管”,“盲管”远端的温度较低,蒸汽冷凝成水,当再热器集箱内的蒸汽温度低于饱和蒸汽温度时,冷凝水就会回流。
为了从理论上分析冷凝水回流时的温度场变化及影响范围,利用Fluent软件按实际工况对再热器集箱及疏水管进行建模,对管内水的流动情况进行有限元分析。
采用二维模型、能量方程、标准k-ε湍流模型、mixture两相流模型、蒸发冷凝模型等来模拟疏水管内存水的蒸发过程,设置第一相为水蒸气,第二相为水。
几何尺寸及网格划分:流体域几何尺寸与管道实际尺寸一致,热段管道内径为mm,疏水管内径为24mm,网格划分采用自适应网格,边界层划分为5层,划分网格数共个单元,个节点。
进口采用压力进口边界条件,介质为压力3.6MPa、温度℃的水蒸气,第一相体积分数为%,出口采用压力出口边界条件,热段管道壁面为绝热边界,疏水管壁面对流换热系数由大空间自然对流换热努赛尔数经验关联式计算获得;同时将疏水管下部区域初始化为第二相体积分数为%的水空间,水位线距管口mm。冷凝水回流有限元分析结果如图9所示。
由图9可知:冷凝水回流至管口和水蒸气体积分数变化说明蒸发的混合物沿介质方向流出,且贴近壁面[见图9a)];管口附近的温度下降明显[见图9b)],产生热应力,经多次重复后易出现热疲劳。
3综合分析
实际温度测量数据证明了较长的盲管在一定条件下会产生冷凝水[6]。研究表明,即使压差波动很小,疏水管内的冷凝水也会部分蒸发回流到再热器集箱。李勇军等[7]的研究表明,疏水管中的冷凝水在机组负荷变化时会回流,母管疏水口附近的内表面被反复强制冷却,形成较大的周期性热应力。
该机组运行时间已经达到7×h,作为局域网的调峰机组,该机组启停次数相对较多,负荷波动较频繁,冷凝水周期性回流,在疏水孔及集箱内壁表面形成周期性冷热交替,部分集箱内壁表面形成海滩状疲劳条带,疏水孔内壁形成放射状裂纹。随着时间的推移,内表面的裂纹贯穿管壁。如果宏观断口上有疲劳弧线和疲劳台阶(又称为疲劳勾线),或者微观断口上有疲劳条带,就可以判定该断口为疲劳断口。图10为裂纹表面的微观形貌,由图10可以看出:裂纹表面存在疲劳条带,与分析结果吻合。疲劳失效是最危险的失效形式之一,构件在疲劳失效时一般没有宏观塑性变形,可能造成灾难性后果。
4结语和改进措施
(1)疏水管及疏水方式设置不合理,管内蓄积大量冷凝水,加上机组启停、负荷波动导致疏水管内冷凝水回流。再热器集箱疏水孔及内壁被强制冷却,承受了较大的交变应力。
(2)调峰机组启停频繁、负荷波动剧烈等特殊工况加速了热疲劳失效的进程。
(3)建议对发现疲劳裂纹的管段进行更换,不能更换管段的集箱应整体更换。
(4)建议对疏水系统进行改进,改为连续疏水或者将阀门的位置前移到疏水管座附近。
(5)建议加强对疏水系统的日常巡查,注意检查疏水管附近的存水情况,发现问题后及时分析原因并处理。
(6)建议加强机组的运行管理,尤其在机组负荷波动较大时,负荷的变动要符合运行操作规程。
参考文献:
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[2]俞葆青,彭杏娜,丛相州,等.超超临界机组疏水罐罐体泄漏原因分析及防治[J].中国电力,,51(9):83-87.
[3]张宇飞.MW超超临界机组再热热段疏水罐疲劳裂纹分析[J].热加工工艺,,48(2):-.
[4]闫明,孙志礼,杨强,等.蠕变-热疲劳交互作用的力学机理[J].机械工程学报,9,45(1):-.
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[6]周江,胡杰.预留蒸汽管道凝结水的分析与防治[J].中国特种设备安全(安全技术),,28(2):7-9.
[7]李勇军,林庆宇,潘智.超临界机组再热热段疏水管内壁裂纹原因分析[J].工业锅炉,(3):52-56.
文章来源材料与测试网期刊论文理化检验－物理分册58卷6期(pp:70-74)
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