分享：某超临界锅炉吹灰器罩壳内水冷壁管表面裂纹产生原因
张志博,范志东,章春香,牛 坤,马翼超,刘承鑫
(西安热工研究院有限公司,西安 710054)
摘 要:某超临界锅炉运行1.2万h后,在其吹灰器罩壳内水冷壁管背火面发现密集横向裂纹。 通过资料调研、材料成分检验以及开裂部位显微组织、断口形貌和拉伸性能分析,研究了水冷壁管 表面裂纹产生的原因。结果表明:水冷壁管材料正常,其背火面管外壁裂纹为热疲劳裂纹;吹灰器 套管外径偏大顶在吹灰孔周边水冷壁管上,温度偏低导致吹灰蒸汽带水,水沿着水冷壁管和吹灰套 管间的缝隙滴到水冷壁管背火面,导致此处长期承受冷热交变应力而发生热疲劳开裂。
关键词:水冷壁管;吹灰器;交变应力;热疲劳开裂 中图分类号:TG111.8 文献标志码:B 文章编号:1000-3738(2021)02-0106-05
0 引 言
在运行过程中,燃煤电站锅炉受热面不可避免 地会产生积灰或结渣现象,轻则影响锅炉的传热和 正常运行,重则导致降负荷甚至意外停炉,严重影响 锅炉运行的安全性和经济性。因此,燃煤电站锅炉 常使用吹灰器来清除积灰、避免结渣。电厂锅炉四 管———水冷壁管、过热器管、再热器管和省煤器管爆 漏造成的锅炉停运事件,占火电机组各类非计划停 运事件的50%左右[1-3],而吹灰系统异常造成的吹 损爆管,是造成锅炉四管泄漏的主要原因之一[4-5]。 2015年12月,某电厂锅炉IR06吹灰器罩壳外 发生蒸汽泄漏,停机检查发现吹灰器罩壳内水冷壁 管背火面鳍片与管子焊缝处发生开裂(见图1),现 场磁粉检测发现裂纹向母材方向延伸,呈横向扩展, 并最终造成管子开裂泄漏,同时发现数条平行于主 裂纹的小裂纹,紧邻该泄漏点对侧的管子弯曲部位 吹损痕迹明显,且在吹痕中心有一漏口。进一步检 查发现罩壳内鳍片采用点焊方式连接在管子上,焊 接质量很差,磁粉检测发现多处密封开裂。主裂纹 可能由焊接质量较差引起,但主裂纹附近数条小裂纹产生的原因尚不明确。近几年,多家电厂已相继 在检修中发现水冷壁管向火面存在大面积横向裂纹 的现象,其原因主要是由于水动力不足导致水冷壁 管向火面长期承受较大轴向热应力而发生的疲劳开 裂[6-8] ;但是有关水冷壁管背火面出现密集裂纹的报 道较少。该锅炉是超临界参数变压直流燃煤锅炉, 截至此次泄漏,机组已累计运行1.2万h,启停9次。 开裂部位管段材料为 T2 钢,规格为?38.1 mm× 7.5mm。为了找到该水冷壁管背火面裂纹产生的 原因,作者对其进行了失效分析。
1 理化检验及结果
1.1 外观检查
在泄漏钢管上取样,用砂纸打磨管样并进行磁粉 检测,可见管样背火面在鳍片与钢管密封焊处开裂, 在泄漏点主裂纹约120mm 长度范围内存在数条横 向裂纹,如图2所示。在管样向火面未发现裂纹。
1.2 化学成分
对管样进行化学成分分析,其中碳元素使用碳 硫分析仪测定,其他元素均使用ICP-AES型全谱直 读等离子体发射光谱分析仪测定。由表1可知,管样的主要化学成分符合 ASMESA213 标准中 T2 钢的成分要求。
1.3 断口形貌与微区成分
图3 管样裂纹打开后的断口宏观形貌 Fig.3 Fracturemacromorphologyafteropeningcrackoftubesample 在管样上选取一处较长的裂纹,将裂纹人工打 开后观察两侧断口形貌。由图3可见:裂纹源位于 管外壁表面,裂纹源区覆盖有黄锈;裂纹扩展区位于 断口中部,覆盖有灰色氧化物层;人工打断区位于管 壁中部到内壁处,表面新鲜光亮。可以确定,裂纹从 外壁向内壁扩展。采用 Quanta400 HV 型扫描电 子显微镜(SEM)观察超声清洗前后裂纹面的微观 形貌。由图4可以看出:裂纹面呈扇形,超声清洗前 其表面覆盖着较厚的附着物,但裂纹扩展区局部仍能看到条纹形貌;超声清洗后,裂纹扩展区呈现清晰 的圆弧形条纹,垂直于裂纹扩展方向规则并有一定 间距地排列,呈现典型的疲劳断裂特征。 用SEM附带的EDAX型能谱仪(EDS)对裂纹 面 附着物进行成分分析,测试位置见图5,测试结果见表2。裂纹面附着物中的氧、铁含量较高,其他 成分主要是硫、硅、钙、氯等,说明附着物主要为铁的 氧化物及煤灰,或少量含硫的腐蚀产物。由于腐蚀 性元素含量较低,腐蚀性元素对裂纹扩展的影响也 较小。
1.4 显微组织
在管样背火面开裂处制取纵向和横向金相试 样,向火面上制取纵向金相试样。试样经砂纸粗、细 磨,抛光,并用体积分数4%硝酸酒精溶液浸蚀后, 在 OLYMPUSGX71型光学显微镜下观察显微组 织,根据 DL/T787-2001对组织球化情况进行评 级。由图6可以看出:管样背火面和向火面的显微 组织均为铁素体+珠光体,球化1~2级,未见异常; 管样背火面开裂处存在大量由外壁深入基体的裂 纹,裂纹呈穿晶发展,内部充满氧化产物。
1.5 硬 度
在管样有裂纹处与无裂纹处分别制取横向环 状试样和纵向试样,使用 HVS-50型维氏硬度计进 行维氏硬度测试,载荷为98N,加载时间为15s,每个部位 测 3 点 取 平 均 值。由 表 3 可 知:管 样 不 同部位的硬度均满足 ASMESA213中 T2钢管的 硬度要求(不大于170HV),并且向火侧与背火侧 硬度无明显差异。
1.6 室温拉伸性能
在管样远离裂纹处的向火面和背火面分别制取 拉伸试样,尺寸为150mm×10mm×7.5mm,平行 段 长 60 mm,按 照 GB/T 228.1-2010,使 用 CMT5205型拉伸试验机进行室温拉伸试验。管样 向火面的屈服强度和抗拉强度分别为369 MPa和 505MPa,背 火 面 的 屈 服 强 度 和 抗 拉 强 度 分 别 为 339MPa和492 MPa,均满足 ASMESA213中 T2 钢管的强度要求。
2 裂纹产生原因分析
2.1 裂纹类型
由理化检验结果可知,开裂水冷壁管的材料正 常,其外壁裂纹为穿晶型,裂纹内充满氧化产物,裂 纹面呈疲劳形貌。 热疲劳损坏时钢管开裂处不会出现管子胀粗和 明显的管壁减薄现象,管子表面会出现两种裂纹,一 种是密集、相互平行的直线型丛状裂纹,另一种是网 状裂纹即龟裂。热疲劳裂纹多数为穿晶型,裂纹内 部往往充满灰色腐蚀产物。热疲劳引起的断裂是脆 性断裂,具有隐蔽性和突发性特点,对安全生产危害 很大[9]。机械疲劳裂纹通常集中在应力比较集中的 区域[10]。失效管周边由鳍片束缚,外部机械应力的 作用较小;材料组织和性能未见明显异常,裂纹附近 未发现粗大且不均匀的晶粒或第二相颗粒,不存在 易引起应力集中的结构;管子与鳍片是由同种材料 拼接在一起的。由此可以得出,开裂水冷壁管表面 密集型裂纹,并不是由管结构及材料不良引起的,应 是由热疲劳导致的。裂纹并未穿透管壁,仍处于扩 展阶段;裂纹面上腐蚀性元素含量较低,对水冷壁管 疲劳寿命的影响较小。
2.2 开裂原因
现场检查发现,吹灰器套管外径选型偏大,无法伸入吹灰孔,顶在吹灰孔周边的水冷壁管上,如图7 (a)所示;正常外径的安装方式见图7(b)。运行规 程中规定吹灰蒸汽温度应为300 ℃,但在实际操作 过程中,蒸汽温度约为280℃时即开始吹灰,蒸汽过 热度不够造成吹灰蒸汽含水量较高。该处水冷壁管 背火面 外 壁 温 度 约 为 350 ℃ (管 内 介 质 温 度 约 350 ℃)。在吹灰过程中,吹灰蒸汽中的水滴沿着水 冷壁管和吹灰套管的缝隙滴到水冷壁管背火侧表 面,导致此处管子长期承受冷热交变应力作用而发 生热疲劳开裂。水 冷 壁 管 材 料 为 T2 钢 (相 近 钢 牌 号 为 12CrMoG)。在正常运行状态下,开裂处水冷壁管 背火面与吹灰蒸汽中水滴温差约为70℃。根据《钢 材物理性能表》[11]中数据,采用内插法得到 T2钢的 线膨胀系数为12.8×10 -6 K -1,350 ℃时的弹性模 量为1.823×10 5 MPa,则背火面和水滴间的温差应 力[12]为163MPa。该温差应力较大,已接近 GB/T 5310-2017规定的 T2钢在350℃下的高温规定塑 性延伸强度。在锅炉运行过程中,负荷的变化会导 致温差发生较大幅度的变化,温差应力也会随之发 生变化。电厂在投产初期,水冷壁吹灰器每天吹2 次,每次5~10min。若吹灰时吹灰蒸汽温度偏低, 就会导致吹灰蒸汽带水,水滴会反复滴在管表面,使 管表面间歇受到温差应力作用而开裂。在实际运行 过程中水不一定每次都滴在相同的位置,因此该位 置所受温差应力频次较低,裂纹扩展缓慢;裂纹内部 形成的氧化物也证明了其扩展是一个缓慢的过程。
3 结论及建议
(1)吹灰器罩壳内水冷壁管背火面裂纹从外壁 表面产生,向内壁扩展,呈疲劳扩展特征;其开裂原因是吹灰器套管外径偏大,顶在吹灰孔周边的水冷 壁管上,且吹灰蒸汽因温度偏低而带水,在吹灰时吹 灰蒸汽中的水沿着水冷壁管和吹灰套管间的缝隙滴 到水冷壁管背火侧表面,导致水冷壁管长期承受冷 热交变应力进而发生热疲劳开裂。 (2)建议采用以下措施,避免背火面裂纹再次 产生:更换选型错误的吹灰器套管;吹灰前进行暖 管,并充分疏水,疏水温度达到规定值时方可进行吹 灰,同时应根据现场检查情况,适时调整吹灰温度和 吹灰频次。
来源：材料与测试网
