电站锅炉再热减温器弯头裂纹缺陷的处理方案
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摘 要： 随着我国火电厂的不断发展，发电企业也面临着不断增加的发展压力以及设备运行可靠性方面的重重困难。压力管道泄漏事件的频繁发生也成为困扰发电企业安全可靠性运行的重要因素之一、本文作者结合实际经验为燃煤火力电厂防止再热减温器出口段弯头内部裂纹的问题提出了自主的建议和方案，为提高发电机组运行可靠性方面针对这一问题找到了解决办法。
关键词：减温器 弯头 裂纹 冲刷
中图分类号：TK223 文献标识码：A 文章编号：1003-9082（2015）10-0268-02
一、概述
1.根据电网公司“两个细侧”要求，电厂在实际运行中机组负荷升降速率较快，由原3000～5000/min，现在变化为8000～9000/min，极限情况为机组从150MW十几分钟或二十分钟升至300MW，且机组负荷升降的变化频率较频繁，致使再热减温水投入量大。
2.按照电厂原设计煤种及电力设计院和锅炉厂设计要求，再热减温水是在机组启停过程中投入使用，且运行过程中主要靠调整燃烧器控制汽温变化方式，再热减温器减温水使用只做为微调辅助手段。因此，再热减温水从设计上取自给水泵抽头，即除氧器的除氧水，其压力和温度相对较低，容易控制，而没有取高加后给水，从节能角度也是合适的。
3.但最近几年燃烧煤质情况发生变化，主要是燃烧煤质发热量变化较大，运行时调整燃烧器角度有限情况下，采用了加大减温水方法来控制汽温措施，加大了减温水投入量。由于煤质的不断劣化，和“两个细则”的运行调整方式，在实际运行中蒸汽温度调整频繁，使得局部超温现象不断发生，大量再热减温水频繁投入到蒸汽中，使得再热减温器材质受到冷如交变应力的影响而不断发生裂纹，振动等缺陷，严重影响机组的安全性和可靠性。
二、弯头内壁网状裂纹产生的原因
1.温差造成弯头内壁形成热应力。即减温水温度是150～170℃，而弯头内部介质蒸汽最高温度可达到400℃，造成温差较大，在内壁形成温差应力，且再热减温水压力（6～10MPa）相对于蒸汽介质压力（2～3.5MPa）高，经过往复多次循环后形成热交变应力，在弯头内壁形成网状疲劳裂纹。提高减温水温度，取高加后给水，温度提高，压力同样也会升高，需要增加减压阀和控制阀，存在一定风险，需核算调研印证。
2.原来的弯头存在双条对接焊缝且内表面光洁度不好，在内壁表面焊缝及凹坑部位发现疲劳裂纹较深。同时弯头材料金相组织中夹杂物也会影响材料的抗疲劳性能。如下图
原设计弯头为碳钢材料（20G钢）是满足运行条件要求的，但会带来较多问题，建议更换无缝合金弯头管件，对弯头内表面进行打磨处理，增加光洁度，以提高弯头的抗疲劳性能。控制弯头材料的力学性能指标和热处理工艺指标以及金相组织特征等。如左图
3.按照原设计要求，再热减温水不需大量投入，结构符合设计要求。现在实际情况中，需要投入大量减温水保证锅炉正常运行，从锅炉结构设计上无法改变减温器联箱长度，增加减温水雾化行程，以减少内壁温差应力。考虑减温器喷头结构型式，亦可采用双喷头式，（目前我厂采用多孔式）增加雾化效果和控制减温水流量，可进一步降低减温水压力，减少减温水雾化行程，防止减温水直接与弯头内壁接触，降低内壁温差应力，同时也保证锅炉受热面及出口汽温。
4.优化机组运行方案，这与机组运行工况变化情况相关，调整起来比较困难、费事，在保证机组安全情况下，尽量优化运行措施，减少减温水投入。
三、存在的问题分析思路和建议
早期的CE结构的再热蒸汽减温器是单孔的悬臂式喷头，这种喷头在减温水量不大的情况下，是安全的。
由于实用煤种发生较大变化，加上锅炉启停频繁，使得再热蒸汽减温器时常处于高负荷状态，在减温水大的情况下，由于喷头是单孔结构，使得减温水在喷出后，不能充分地雾化，在重力的作用下，水珠击打到套筒内壁和减温器后面的大弯头内壁，导致内壁出现冷热交替，导致产生交变应力，进而产生裂纹，裂纹进一步扩展导致泄漏。由于选用的材料是20G的，材质比较低，在这种恶劣条件下，更容易失效。这种结构的减温器已经在多家电厂出现问题。如下图
图三
图四
图五
需对锅炉再热器减温器及导气管弯头进行综合改造，建议将再热蒸汽减温器材料升级到12Cr1MoV，从而提高了集箱的强度等级，同时应从优化减温水的雾化方式，改进喷管的结构方面进行综合考虑，将原来的单孔结构，改为多孔结构，避免水珠击打在减温器套筒内壁上及弯头上，使得减温器套筒内壁上及弯头存在交变应力，进而发展出现裂纹。如将喷管的支撑形式由原来的单支点固定的结构，改为可滑动的简支梁结构，也可有效地控制喷管与管接头的间隙，改善喷管的受力状态，避免了喷管的断裂。还可以把套筒与主管道的连接方式进行优化，采用直接在主管道内壁上焊接销柱，而不是在主管道上开孔，减少了密封焊缝的数量，避免发生在开孔位置经常开裂漏汽的事故。
四、解决方案的实施
1.将再热蒸汽减温器导气管原有的20G材料升级为12Cr1MoV，提高了减温器导气管的强度等级。
2.优化了减温水的雾化方式，改进了喷管的结构，由原来的单孔结构，改为了多孔结构，避免了水珠击打在减温器套筒内壁上及弯头上，避免了减温器套筒内壁上及弯头存在交变应力，进而发展出现裂纹。
3.优化了喷管的支撑形式，由原来的从单支点固定的简支结构，这种结构容易造成喷管晃动，改为可滑动的简支梁结构，有效地控制喷管与管接头的间隙，极大地改善了喷管的受力状态，避免了喷管的断裂。
4.套筒与主管道的连接方式进行优化，采用直接在主管道内壁上焊接销柱，而不是在主管道上开孔，避免了以前在开孔位置经常开裂漏汽的事故。
5.将原有定位销改为插入式定位装置，防止了由于减温水喷出后的反作用力造成的喷管振动，防止出现喷管振动造成的减温器筒体形成的振动疲劳裂纹的产生。
6.将垂直连接段材质由20G改为12GrMoV，以便于与高温再热器入口段三通焊接（三通材质为12GrMoV）
7.出口弯头材质由20G改为12GrMoV并且有原来的两片对口焊接改为整体锻造，加强了弯头的强度和提高了材质的温度上限，减少了冷热交变应力造疲劳裂情况的发生。如下图
五、方案实施后的效果分析
1.再热蒸汽减温器材料升级和结构优化的技术改造后，优化了减温水的雾化方式，避免了水珠击打在减温器套筒内壁上及弯头上，避免了减温器套筒内壁上及弯头存在交变应力，进而发展出现裂纹。
2.改进了喷管的结构，特别是喷管的支撑形式由原来的悬臂梁结构，改为可滑动的简支梁结构，极大地改善了喷管的受力状态，避免了喷管的断裂。相应的降低了维护成本，减少了非计划停运，提高了机组的可靠性，实际使用效果和经济效益是巨大的。
六、总结
随着发电企业以及设计、制造、安装、调试、检修、试验等各个单位对火力发电厂燃煤机组金属监督工作以及锅炉压力容器、压力管道金属监督工作的高度重视和使用经验的日趋丰富，今后金属监督工作的范围越来越广，重点越来越突出，保障体系逐渐完善，我们要不断的对关键设备进行针对性的长期跟踪，使金属监督工作更加趋于实用有效，不断提高电站锅炉的使用寿命，为机组的长周期安全、稳定运行，创造更高的经济效益和技术保障环境。
参考文献
[1]唐晓飞，《燃煤发电机组压力管道爆漏分析》华北电力技术ISSN 1003-9171，2010年
[2]唐晓飞，《张家口发电厂3号机组中温再热器增容改造经验分析》火电厂全面性热力系统优化设计与能效评估技术研讨会论文集，2012年
[3]唐晓飞，《吹灰蒸汽对炉内受热面的吹损的分析》华北电力技术，2008年
[4]唐晓飞，《关于火力发电厂压力管道测点泄漏的课题研究》2014年度全国电站锅炉技术交流年会
作者简介：唐晓飞（1971-），男，张家口发电厂设备部锅炉专业点检员。