主蒸汽管道疏水閥焊口斷裂分析及處理

高永坤

引言

在火電機組中疏水管道均與主管道直接相連，主要用于將管道中的冷凝水排放到管道外，以防止液態水突然汽化導致管內壓力突變，火電廠高溫蒸汽管道的疏水管路上一般依次布置有一組手動疏水閥和一組自動疏水閥，手動疏水閥在運行過程中一般保持常開狀態，使得自動疏水閥前管段內的介質與主管道直接相通，承受著與主管道相同的溫度壓力載荷。因為疏水管道的各種特性，造成疏水管道開裂、爆管類事故頻發，成為危及機組穩定運行的重要隱患點，導致疏水管道開裂的常見原因有:應力超標[1]、磨損嚴重[2]、焊接質量不達標[3]、材料用錯[4]等。

1 故障介紹

某600MW超臨界火電機組，在運行過程中汽機房發出異響，檢查發現汽機6.9米層汽輪機底部右側大量蒸汽泄漏，機組停機后進一步檢查確認為汽輪機右側主蒸汽管疏水一次閥（氣動閥）前管道斷裂，導致主蒸汽大量泄漏。

該主蒸汽管道設計溫度576℃、設計壓力25.4MPa，主蒸汽管道及疏水管道設計材質均為P91，疏水管道規格Φ57×9mm。

現場檢查顯示該疏水一次閥閥體自帶短管插接焊縫整圈斷裂，斷裂形貌見圖1。

圖1 斷裂形貌圖

2 現場檢查

現場調查得知該疏水閥為前次大修時新更換的產品，截至事故發生時機組剛運行10天，疏水閥由閥體和焊接接管座組成，查閱產品說明書得知疏水閥閥體設計材質為F91、外徑87mm，接管座設計材質為P91、規格Φ57×9mm，現場采用ARL8860型直讀式光譜儀對該疏水閥材質進行了復核，檢查結果顯示各檢測部件材料化學成分正常、材質無誤，詳細化學成分檢測結果見表1所示。

表1 現場化學成分復核結果（質量分數%）

現場觀察可知斷裂位置為閥體和自帶焊接短管之間的焊縫，為廠家制造焊縫，焊接型式為不同管徑間的管與管角焊縫模式，為非全焊透結構，現場觀察斷裂面，呈整體撕裂脆性斷裂，檢查發現短管未打坡口，焊接的有效面積明顯小于短管壁厚，焊接工藝及焊接質量不符合DL/T869-2012《火力發電廠焊接技術規程》的相關要求，初步判斷為焊接強度明顯不足，導致焊縫整體斷裂。

3 結構受力仿真分析

為進一步驗證上述分析判斷的正確性，在此依照現場斷裂結構的實測尺寸，建立三維有限元模型進行結構受力仿真分析計算。考慮到疏水閥兩側均布置有滑動支架，且現場疏水管道柔性足夠、管道膨脹狀態正常，因為可知該疏水閥兩側所承受的彎矩及軸向力均較小，斷裂焊口位置主要承受的是介質內壓。因而在此只建立斷裂焊口區域的閥體及管道三維模型，考慮到結構的對稱性，在此只選取四分之一結構進行有限元劃分，整個模型全部采用六面體單元，焊縫處網格加密，如圖2所示。

圖2 三維有限元計算網格模型

考慮到疏水閥斷裂區域的熱態工作溫度高，在此采用熱固耦合分析法進行穩態分析計算，根據模型材料特性，結合管道設計溫度/壓力情況，采用線彈性本構模型，輸入P91材料物理計算參數，如表2所示，考慮到焊縫和母材的高溫物理性能基本一致[5]，在此模型均統一輸入P91材料物理參數。

表2 P91材料計算參數

根據結構實際狀態，在該四分之一模型的對稱面上添加法向位移約束，在模型的一端也添加法向位移約束，另一端保持自由。模型初始假定整體溫度為20℃，進行運行狀態上的受力仿真計算時，將模型整體溫度升高至574℃，并在模型內表面施加介質內壓25.4MPa。

仿真計算得到運行狀態上的結構Mises應力如圖3所示，由圖可知最大應力位于焊縫內表面，與實際斷裂位置一致，最大Mises應力達到257.7MPa，遠遠超過P91材料對應的許用應力82MPa[6]。實際上P91材料的常溫屈服強度最小440MPa、拉伸強度在585-850MPa之間，高溫576℃條件上的屈服強度約250MPa、拉伸強度約300MPa左右，因而在運行狀態上，斷裂焊口處的實際應力水平已經處于材料屈服極限，從而導致疏水閥在運行很短時間內（10天）就發生斷裂故障，進一步確認了故障原因為焊接強度不足。

圖3 運行狀態上的結構Mises應力分布云圖（MPa）

4 結束語

該斷裂疏水閥采用了閥體與自帶短管對焊式結構，其坡口形式、焊角高度等焊接工藝、焊縫質量明顯不符合DL/T869-2012《火力發電廠焊接技術規程》的相關要求，焊接強度明顯不足，導致運行狀態上焊縫處的應力水平達到材料屈服強度，從而導致短管焊縫整體撕裂。

應對斷裂的閥門重新更換，更改現有焊接型式，中間增加大小頭結構，確保對接焊口強度，同時對現場疏水管與閥門焊接的新焊縫100%檢測并合格，對其他同類型閥門也應擴大檢查，重點檢查不同管徑間的管與管角焊縫質量。

同時這也反映了到貨驗收把關不夠嚴，監督管理不夠到位，訂貨技術規范不夠詳細，未按照相關標準制定訂貨技術規范，在后續類似部件的采購中應加強監管，從“源頭”上進行質量控制。