某工程再热器连接管弯头裂纹原因分析

(高效清洁燃煤电站锅炉国家重点实验室(哈尔滨锅炉厂有限责任公司)，哈尔滨 150046)

0 引 言

某电厂300 MW亚临界锅炉为Π型布置、四角切圆燃烧、摆动燃烧器调温方式的自然循环汽包锅炉，过热器四级布置，再热器三级布置。锅炉抽汽供热改造时在屏式再热器和末级再热器之间连接管道上增加了再热器二级减温器，经过几年运行后，A侧管道减温器出口管路弯头出现贯穿性裂纹造成泄漏，经过分析判断是由于喷水雾化不良造成弯头疲劳裂纹。

1 锅炉运行和弯头裂纹情况

该电厂1号炉因大包内泄漏被迫停炉，经检查，漏点为屏式再热器出口集箱至末级再热器入口集箱A侧管道即从左至右导汽管第二个弯头出口侧焊缝，沿熔合线开裂，裂缝长度约800毫米，管道规格为Φ610，材质为SA335-P12。裂纹如图1所示，经仔细观察，裂纹位于弯头外弧，内外贯穿，裂纹相对于弯头所在平面成上下对称，弯头内弧侧无裂纹，此前2号炉也曾在与1号炉相同的位置发生过裂纹泄漏。

调取减温水喷水量以及减温器前后温度的曲线，发现长期以来A侧减温水量均大于B侧，并且A侧减温器后两个测点的温度差异很大，减温器后温度1经常出现断崖式下跌，与温度2发生超过一百度以上的偏离。截取A侧和B侧一段时间内的运行曲线如图2和图3所示，A侧减温器前后温差大，且减温器后温度1频繁出现温度骤降情况，温度2比较平稳。B侧减温器前后温差相对比较小，减温器后两个温度也比较接近。

2 原因分析

对泄漏前一个月内数据进行统计， A侧减温器前温度平均515 ℃，减温器后温度1平均461 ℃，平均温差54 ℃，最大温差234 ℃，减温器后温度2平均483 ℃，平均温差32 ℃，最大温差58 ℃；减温水量平均5.0 t/h，最大9.4 t/h。B侧减温器前温度平均473 ℃，减温器后温度1平均460 ℃，平均温差13 ℃，最大温差96 ℃；减温器后温度2平均463 ℃，平均温差10 ℃，最大温差33 ℃；减温水量平均1.37 t/h，最大4.9 t/h。表1为A侧连接管道某一时段的数据，表中减温器前温度与减温器后温度1的差值达到200 ℃左右，而与减温器后温度2的差值在50 ℃左右，出口两点温度理论上应相同，而实际上差异达到了150 ℃，这是非常不正常的现象。

进一步观察图2，A侧减温器后温度1剧烈变化与喷水量变化密切相关，形成相互吻合的高低对应关系，当喷水量约高于6 t/h时，温度1就会突然降低，根据减温水量可判断温降明显异常，不合逻辑。

表1 A侧减温器前后温度和温差

通过计算对数据的合理性进行验证，按B侧减温器喷水量计算的减温器温降基本上与运行数据吻合，A侧按减温器喷水量计算的减温器温降约30 ℃左右，温差1达到200 ℃左右，按此温降计算的减温水量需要80 t/h,而实际喷水量最高只有9.4 t/h。减温器出口温度1最低降到了326 ℃，仅比饱和温度高约60 ℃，明显异常。温差2虽然也大于计算值，但和温差1比，还在合理范围内。

为分析减温器出口温度1异常的原因，需首先排除测量仪表问题，现场对各温度测点的热电偶进行校验，证实热电偶工作正常，测量准确性没有问题。对流量计和减温水调节阀也进行了校核，证实减温水量的测量也没有问题。因此只有减温水没有完全汽化喷到热电偶套管上，才能够造成减温器出口温度1异常偏低，那为什么出口温度2没有异常偏低呢？

图4为A侧连接管道图，图5为A侧减温器后测温套管布置，减温器出口温度1在温度2前面，减温器中未完全汽化的水滴撞到测温套管1时会在其表面聚积，这样迅速降低了套管温度，使测得的温度1异常偏低。温度2的套管被前面温度1的套管遮挡且距离只有100毫米，水滴未能撞到温度2的套管，因此温度2比较接近减温器后的蒸汽温度，这也反向证明了水滴的存在。

而由于减温器雾化不良，减温水没有完全汽化，蒸汽携带大量水滴到达下游第一个弯头时，在惯性的作用下，水滴撞击到弯头外侧内壁上，造成该区域温度突然降低，产生较大的温差应力，弯头出口焊缝为该区域最薄弱的位置，在长期的温差交变应力作用下，弯头出口焊缝靠外弧侧产生疲劳裂纹，并最终发展成为贯穿性裂纹造成泄漏。

通过内窥镜对减温器喷嘴进行检查，并没有发生堵塞或损坏情况，于是对减温器喷嘴进行设计校核，结果发现实际使用的喷嘴容量增加了一倍，远超出了300 MW亚临界锅炉喷嘴使用范围，这是造成喷嘴雾化不良的根本原因。

3 结束语

通过对再热器减温器运行数据的分析，应用逻辑推理，找到了弯头产生裂纹的原因为减温器喷嘴雾化不良造成蒸汽带水，并且结合两台炉问题相似性，对减温器喷嘴进行了校核计算，最终发现了喷嘴雾化不良的根本原因是喷嘴使用错误。