余熱鍋爐高壓蒸發器泄漏分析及處理

周柏成

(江蘇國信儀征熱電有限責任公司, 江蘇揚州 225000)

余熱鍋爐高壓蒸發器的作用是通過吸收高溫煙氣的熱量,使進入蒸發器管中的飽和水蒸發為蒸汽而產生汽水混合物。高壓蒸發器作為余熱鍋爐中最重要的設備之一,若發生泄漏將使整套聯合循環機組失去備用,因此對其進行失效分析,查明失效原因,對電廠安全運行具有重要意義。

近年來,余熱鍋爐高壓蒸發器泄漏的事故時有發生,一般泄漏原因是外部腐蝕或基建期間管材保管不當引起的局部腐蝕,也存在因異物堵塞導致管道失效的案例[1]。不同于常見的堵管超溫失效,筆者所介紹的案例中的高壓蒸發器管失效是由于異物堵塞引起垢下腐蝕,進而造成管壁減薄。通過對高壓蒸發器泄漏原因進行分析,為同類型余熱鍋爐高壓蒸發器泄漏檢查及分析提供思路,同時也為避免同類型事故的發生提出相應的防范措施。

1 設備概況

某電廠有2臺100 MW燃氣-蒸汽聯合循環發電機組,采用分軸一拖一布置,于2018年3月26日正式投入商業運行。余熱鍋爐采用MHDB-6F.03-Q1型自然循環、雙壓、無補燃余熱鍋爐,鍋爐本體由進口煙道、換熱室、出口煙道及煙囪組成,高、低壓汽包和除氧器布置于爐頂鋼架上,低壓汽包同時作為除氧器水箱。余熱鍋爐整體布置圖見圖1。

圖1 余熱鍋爐整體布置圖

余熱鍋爐運行時,高壓汽包內的飽和水由下降管經高壓蒸發器下集箱引入高壓蒸發器管,高壓蒸發器管出口的汽水混合物回到高壓汽包形成自然循環[2]。高壓蒸發器管為鰭片管,其材質為SA210C,規格為Ф38×2.8,服役時間為3 256 h(長期處于備用狀態),管內介質為汽水混合物,運行溫度為290 ℃、壓力(絕對壓力)為6.4 MPa,管外煙氣溫度為505 ℃。

2 泄漏情況

運行中發現,燃機負荷、循環水溫度、循環水泵頻率、汽輪機抽汽流量和壓力等參數不變的情況下,汽輪機負荷降低,主蒸汽的壓力和流量呈下降趨勢。通過參數分析判斷鍋爐產汽量不足,鍋爐受熱面可能存在泄漏。停爐后進行查漏,發現燃氣輪機側第一排由西向東第30根(30號)高壓蒸發器管在13 m標高(上集箱向下3.7 m)處發生泄漏,具體見圖2。檢查時在爆口正對面的高溫過熱器鰭片上發現2個不明金屬片(見圖3),金屬片為不銹鋼材質,厚度約為0.5 mm,金屬片上有大量小孔。

圖2 高壓蒸發器泄漏位置

圖3 高溫過熱器鰭片上發現的金屬片

3 檢查及取樣分析

3.1 宏觀檢查情況

割開泄漏的30號高壓蒸發器管,用內窺鏡檢查發現爆口向上約2.2 m和爆口向下約1.5 m處的管道內壁結垢、腐蝕嚴重,其余位置內窺鏡檢查正常。擴大檢查后發現,東側相鄰第1根(31號)及西側相鄰第3根(27號)的高壓蒸發器管,在爆口相同標高位置及其他標高位置均未發現異常。

3.2 異物排查及分析

在對圖3中的不明不銹鋼金屬片進行分析時發現,該金屬片與石墨復合墊片中的不銹鋼增強板結構相似。將金屬片展開后重新拼湊,根據外觀、材質判定異物為汽包汽水分離器石墨復合墊片的不銹鋼增強板。將不明金屬片放置在汽包汽水分離器石墨復合墊片上(見圖4),發現不銹鋼增強板有缺失,繼續擴大檢查,最終借助內窺鏡在30號管下集箱管口和下集箱中找齊剩余不銹鋼增強板,并且將其取出。

圖4 將不明金屬片放置在汽包汽水分離器石墨復合墊片上示意圖

3.3 取樣分析

3.3.1 宏觀分析

對27號、30號、31號管進行取樣分析后發現,30號管爆口形貌呈不規則形狀且有缺失,邊緣無明顯變形。將30號管爆口段縱向解剖,發現爆口處已嚴重減薄,并且有水垢沉積區域,爆口上方管子內壁殘留有大量的水垢(見圖5),呈易剝落的片渣狀,爆口下方200 mm迎煙側內壁有浮渣沉積(見圖6)。

圖5 爆口上方殘留的水垢

圖6 爆口下方200 mm位置內壁形貌

在30號管不同高度位置進行縱剖,觀察內壁結垢情況(見圖7),發現在距上集箱1.5～5.2 m范圍內的管內壁均存在大量沉積垢,迎煙側及背煙側無規律分布,垢層疏松易剝落,分析在爆管前沉積有更多的垢。檢查27號、31號管,管內未發現結垢情況。

圖7 不同高度內壁結垢情況

3.3.2 壁厚測量

在爆口及爆口向上的較長一段范圍內(見圖8中方框左側),迎煙側壁厚明顯低于背煙側壁厚:背煙側壁厚為2.6～3 mm,而迎煙側壁厚為0.7～1.8 mm,爆口位于壁厚最薄的0.7 mm處。該部分存在一處壁厚突變處,壁厚由1.8 mm降到0.7 mm,壁厚突變應為積垢導致的腐蝕坑。在方框區域,迎煙側及背煙側壁厚同時發生了變化:迎煙側壁厚從上向下由1.4 mm變化為2.4 mm,而背煙側壁厚從上向下由3 mm變為2.4 mm。

圖8 壁厚測量結果

3.3.3 金相分析

在30號管爆口及爆口下方200 mm迎煙側位置取樣,經磨樣、拋光、浸蝕后觀察組織形貌。爆口處壁厚僅為0.6 mm,爆口下方200 mm處壁厚為2.4 mm,組織均為鐵素體+珠光體,球化2級,并且未見明顯沿晶裂紋。30號管爆口及爆口下方200 mm位置組織形貌見圖9。

3.3.4 垢樣分析

對30號管爆口附近管內壁垢樣進行取樣分析,觀察其內壁的垢樣為紅褐色,采用X射線衍射儀對垢樣進行化學成分分析,分析結果列于表1。由表1可得:腐蝕產物主要為Fe2O3,除含有管材自身的Fe、Mn、P、S、Si元素外,還含有水質中的Ca、Al、Mg、Cu等元素。

表1 爆口附近管內壁垢樣分析結果

4 原因分析

4.1 失效模式

根據宏觀分析和壁厚測量的結果,在距上集箱1.5～5.2 m處30號管內發現大量結垢,垢下腐蝕嚴重,管壁發生相對均勻的減薄,最薄處即為爆口區域,僅有0.6 mm的厚度,分析爆管的失效模式為減薄泄漏。

4.2 失效起因

在圖8的方框區域,迎煙側及背煙側壁厚同時發生了明顯的變化,分析該處應為水汽變化的臨界點。

鄰近27號及31號管的內壁檢查未發現結垢腐蝕情況,這2根管的運行工況類似,結合在30號管對應的下集箱管口及爆口對面找到的汽水分離器石墨復合墊片不銹鋼增強板,可以判斷30號管結垢腐蝕減薄的原因為施工中脫落或遺失的石墨復合墊片經下降管進入高壓蒸發器下集箱,隨著水流的沖刷,石墨復合墊片上的石墨層被水流帶走,剩下的不銹鋼增強板堵塞在30號管的管口處,導致管內冷卻介質(水)流量下降,汽化率顯著增加。在距上集箱向下1.5～5.2 m處,管內介質發生相變,全部蒸發為飽和蒸汽,含水量降低。蒸汽攜帶大量水,蒸汽里的鹽分含量就會增加,相反由汽水混合物變為飽和蒸汽后的含水量降低,介質攜帶的鹽分含量就會減少,因此會有鹽分析出[3]。液汽兩相的溶解度差異導致30號管內壁沉積結垢和垢下腐蝕的發生,而隨著相變的發生,上升至距上集箱約1.5 m位置時,水完全汽化,不再有水垢沉積。

4.3 失效機制

(1) 從30號管爆口附近宏觀特征看,迎煙側的熱負荷相對大,而背煙側的熱負荷相對小,兩側的熱負荷差異影響到腐蝕的進程和速率,出現迎煙側的腐蝕程度明顯嚴重于背煙側的現象。

(2) 觀察30號管爆口及爆口下方200 mm的金相組織,未見明顯沿晶裂紋。

(3) 由于該余熱鍋爐自投運后僅運行3 256 h,長時間處于停運狀態,加上爆管后沒有立刻對垢樣進行取樣分析,主要堿腐蝕產物(Fe3O4)長時間暴露在空氣中轉化為Fe2O3[4-6]。

結合對30號管爆口處腐蝕情況的綜合分析,符合垢下堿腐蝕的特征[7-10]。因此,判定該高壓蒸發器管泄漏原因是異物堵塞造成高壓蒸發器30號管內局部汽化率增加,管內介質溶解攜帶的鹽分減少,鹽分析出并在蒸發器管內壁沉積結垢,發生管壁垢下堿腐蝕最終導致減薄泄漏。另外,大量鹽分析出導致結垢,說明鍋爐汽水品質控制不力也是導致該高壓蒸發器泄漏的原因之一。

5 處理方案及防范措施

5.1 處理方案

由于短時間無法采購到同型號的高壓蒸發器鰭片管,根據鍋爐廠的建議,將爆管的鰭片管更換為光管,更換范圍為爆口向下300 mm至蒸發器上聯箱下焊縫,并且對汽包汽水分離器進行全面檢查,對汽水分離器墊片的緊固螺栓進行防松處理,檢修完成后進行余熱鍋爐水壓試驗表明合格,余熱鍋爐恢復備用。

5.2 防范措施

針對該高壓蒸發器管的泄漏制定如下防范措施:

(1) 堅持對鍋爐運行參數進行分析,尤其是類似工況的數據比對分析,發現異常及時處理,必要時果斷停爐處理,避免事故擴大。

(2) 該高壓蒸發器泄漏的主要原因為異物進入汽水系統導致水循環嚴重偏離設計工況。在后期通過對高壓汽包汽水分離器檢查,發現一個汽水分離器漏裝石墨復合墊片。暴露出電廠在檢修、施工中的質量驗收工作不到位,今后檢修工作中應嚴格控制檢修、施工工藝,嚴格執行有限空間作業要求,檢修結束后做好材料、工器具的檢查清點,防止物品遺漏。

(3) 加強對汽包內件的檢查,增加螺栓連接防松動措施,定期進行跟蹤檢查。

(4) 當鍋爐汽水系統內發現異物時應堅持做好異物來源分析工作,避免檢查、清理不徹底導致二次事故的發生。

(5) 鍋爐水質直接關系到鍋爐能否安全可靠運行,因此要嚴格按照規定加強水汽品質控制,依據GB/T 12145-2016 《火力發電機組及蒸汽動力設備水汽質量》,開展水汽品質化學技術監督工作。

6 結語

該余熱鍋爐高壓蒸發器管泄漏失效模式為減薄泄漏,失效機制為相對均勻的垢下腐蝕,失效起因為異物堵塞,局部汽化率增加導致水垢大量沉積。經過對異物外觀和材質進行分析,確認異物的來源,清理系統中的殘留異物,并且提出相應的防范措施。通過將爆管的鰭片管更換為光管,余熱鍋爐高壓蒸發器管泄漏問題得到解決,可以保證機組長期安全穩定運行。