某工程再熱器連接管彎頭裂紋原因分析

(高效清潔燃煤電站鍋爐國家重點實驗室(哈爾濱鍋爐廠有限責任公司)，哈爾濱 150046)

0 引 言

某電廠300 MW亞臨界鍋爐為Π型布置、四角切圓燃燒、擺動燃燒器調溫方式的自然循環(huán)汽包鍋爐，過熱器四級布置，再熱器三級布置。鍋爐抽汽供熱改造時在屏式再熱器和末級再熱器之間連接管道上增加了再熱器二級減溫器，經過幾年運行后，A側管道減溫器出口管路彎頭出現貫穿性裂紋造成泄漏，經過分析判斷是由于噴水霧化不良造成彎頭疲勞裂紋。

1 鍋爐運行和彎頭裂紋情況

該電廠1號爐因大包內泄漏被迫停爐，經檢查，漏點為屏式再熱器出口集箱至末級再熱器入口集箱A側管道即從左至右導汽管第二個彎頭出口側焊縫，沿熔合線開裂，裂縫長度約800毫米，管道規(guī)格為Φ610，材質為SA335-P12。裂紋如圖1所示，經仔細觀察，裂紋位于彎頭外弧，內外貫穿，裂紋相對于彎頭所在平面成上下對稱，彎頭內弧側無裂紋，此前2號爐也曾在與1號爐相同的位置發(fā)生過裂紋泄漏。

調取減溫水噴水量以及減溫器前后溫度的曲線，發(fā)現長期以來A側減溫水量均大于B側，并且A側減溫器后兩個測點的溫度差異很大，減溫器后溫度1經常出現斷崖式下跌，與溫度2發(fā)生超過一百度以上的偏離。截取A側和B側一段時間內的運行曲線如圖2和圖3所示，A側減溫器前后溫差大，且減溫器后溫度1頻繁出現溫度驟降情況，溫度2比較平穩(wěn)。B側減溫器前后溫差相對比較小，減溫器后兩個溫度也比較接近。

2 原因分析

對泄漏前一個月內數據進行統(tǒng)計， A側減溫器前溫度平均515 ℃，減溫器后溫度1平均461 ℃，平均溫差54 ℃，最大溫差234 ℃，減溫器后溫度2平均483 ℃，平均溫差32 ℃，最大溫差58 ℃；減溫水量平均5.0 t/h，最大9.4 t/h。B側減溫器前溫度平均473 ℃，減溫器后溫度1平均460 ℃，平均溫差13 ℃，最大溫差96 ℃；減溫器后溫度2平均463 ℃，平均溫差10 ℃，最大溫差33 ℃；減溫水量平均1.37 t/h，最大4.9 t/h。表1為A側連接管道某一時段的數據，表中減溫器前溫度與減溫器后溫度1的差值達到200 ℃左右，而與減溫器后溫度2的差值在50 ℃左右，出口兩點溫度理論上應相同，而實際上差異達到了150 ℃，這是非常不正常的現象。

進一步觀察圖2，A側減溫器后溫度1劇烈變化與噴水量變化密切相關，形成相互吻合的高低對應關系，當噴水量約高于6 t/h時，溫度1就會突然降低，根據減溫水量可判斷溫降明顯異常，不合邏輯。

表1 A側減溫器前后溫度和溫差

通過計算對數據的合理性進行驗證，按B側減溫器噴水量計算的減溫器溫降基本上與運行數據吻合，A側按減溫器噴水量計算的減溫器溫降約30 ℃左右，溫差1達到200 ℃左右，按此溫降計算的減溫水量需要80 t/h,而實際噴水量最高只有9.4 t/h。減溫器出口溫度1最低降到了326 ℃，僅比飽和溫度高約60 ℃，明顯異常。溫差2雖然也大于計算值，但和溫差1比，還在合理范圍內。

為分析減溫器出口溫度1異常的原因，需首先排除測量儀表問題，現場對各溫度測點的熱電偶進行校驗，證實熱電偶工作正常，測量準確性沒有問題。對流量計和減溫水調節(jié)閥也進行了校核，證實減溫水量的測量也沒有問題。因此只有減溫水沒有完全汽化噴到熱電偶套管上，才能夠造成減溫器出口溫度1異常偏低，那為什么出口溫度2沒有異常偏低呢？

圖4為A側連接管道圖，圖5為A側減溫器后測溫套管布置，減溫器出口溫度1在溫度2前面，減溫器中未完全汽化的水滴撞到測溫套管1時會在其表面聚積，這樣迅速降低了套管溫度，使測得的溫度1異常偏低。溫度2的套管被前面溫度1的套管遮擋且距離只有100毫米，水滴未能撞到溫度2的套管，因此溫度2比較接近減溫器后的蒸汽溫度，這也反向證明了水滴的存在。

而由于減溫器霧化不良，減溫水沒有完全汽化，蒸汽攜帶大量水滴到達下游第一個彎頭時，在慣性的作用下，水滴撞擊到彎頭外側內壁上，造成該區(qū)域溫度突然降低，產生較大的溫差應力，彎頭出口焊縫為該區(qū)域最薄弱的位置，在長期的溫差交變應力作用下，彎頭出口焊縫靠外弧側產生疲勞裂紋，并最終發(fā)展成為貫穿性裂紋造成泄漏。

通過內窺鏡對減溫器噴嘴進行檢查，并沒有發(fā)生堵塞或損壞情況，于是對減溫器噴嘴進行設計校核，結果發(fā)現實際使用的噴嘴容量增加了一倍，遠超出了300 MW亞臨界鍋爐噴嘴使用范圍，這是造成噴嘴霧化不良的根本原因。

3 結束語

通過對再熱器減溫器運行數據的分析，應用邏輯推理，找到了彎頭產生裂紋的原因為減溫器噴嘴霧化不良造成蒸汽帶水，并且結合兩臺爐問題相似性，對減溫器噴嘴進行了校核計算，最終發(fā)現了噴嘴霧化不良的根本原因是噴嘴使用錯誤。