余热锅炉高压蒸发器泄漏分析及处理

周柏成

(江苏国信仪征热电有限责任公司, 江苏扬州 225000)

余热锅炉高压蒸发器的作用是通过吸收高温烟气的热量,使进入蒸发器管中的饱和水蒸发为蒸汽而产生汽水混合物。高压蒸发器作为余热锅炉中最重要的设备之一,若发生泄漏将使整套联合循环机组失去备用,因此对其进行失效分析,查明失效原因,对电厂安全运行具有重要意义。

近年来,余热锅炉高压蒸发器泄漏的事故时有发生,一般泄漏原因是外部腐蚀或基建期间管材保管不当引起的局部腐蚀,也存在因异物堵塞导致管道失效的案例[1]。不同于常见的堵管超温失效,笔者所介绍的案例中的高压蒸发器管失效是由于异物堵塞引起垢下腐蚀,进而造成管壁减薄。通过对高压蒸发器泄漏原因进行分析,为同类型余热锅炉高压蒸发器泄漏检查及分析提供思路,同时也为避免同类型事故的发生提出相应的防范措施。

1 设备概况

某电厂有2台100 MW燃气-蒸汽联合循环发电机组,采用分轴一拖一布置,于2018年3月26日正式投入商业运行。余热锅炉采用MHDB-6F.03-Q1型自然循环、双压、无补燃余热锅炉,锅炉本体由进口烟道、换热室、出口烟道及烟囱组成,高、低压汽包和除氧器布置于炉顶钢架上,低压汽包同时作为除氧器水箱。余热锅炉整体布置图见图1。

图1 余热锅炉整体布置图

余热锅炉运行时,高压汽包内的饱和水由下降管经高压蒸发器下集箱引入高压蒸发器管,高压蒸发器管出口的汽水混合物回到高压汽包形成自然循环[2]。高压蒸发器管为鳍片管,其材质为SA210C,规格为Ф38×2.8,服役时间为3 256 h(长期处于备用状态),管内介质为汽水混合物,运行温度为290 ℃、压力(绝对压力)为6.4 MPa,管外烟气温度为505 ℃。

2 泄漏情况

运行中发现,燃机负荷、循环水温度、循环水泵频率、汽轮机抽汽流量和压力等参数不变的情况下,汽轮机负荷降低,主蒸汽的压力和流量呈下降趋势。通过参数分析判断锅炉产汽量不足,锅炉受热面可能存在泄漏。停炉后进行查漏,发现燃气轮机侧第一排由西向东第30根(30号)高压蒸发器管在13 m标高(上集箱向下3.7 m)处发生泄漏,具体见图2。检查时在爆口正对面的高温过热器鳍片上发现2个不明金属片(见图3),金属片为不锈钢材质,厚度约为0.5 mm,金属片上有大量小孔。

图2 高压蒸发器泄漏位置

图3 高温过热器鳍片上发现的金属片

3 检查及取样分析

3.1 宏观检查情况

割开泄漏的30号高压蒸发器管,用内窥镜检查发现爆口向上约2.2 m和爆口向下约1.5 m处的管道内壁结垢、腐蚀严重,其余位置内窥镜检查正常。扩大检查后发现,东侧相邻第1根(31号)及西侧相邻第3根(27号)的高压蒸发器管,在爆口相同标高位置及其他标高位置均未发现异常。

3.2 异物排查及分析

在对图3中的不明不锈钢金属片进行分析时发现,该金属片与石墨复合垫片中的不锈钢增强板结构相似。将金属片展开后重新拼凑,根据外观、材质判定异物为汽包汽水分离器石墨复合垫片的不锈钢增强板。将不明金属片放置在汽包汽水分离器石墨复合垫片上(见图4),发现不锈钢增强板有缺失,继续扩大检查,最终借助内窥镜在30号管下集箱管口和下集箱中找齐剩余不锈钢增强板,并且将其取出。

图4 将不明金属片放置在汽包汽水分离器石墨复合垫片上示意图

3.3 取样分析

3.3.1 宏观分析

对27号、30号、31号管进行取样分析后发现,30号管爆口形貌呈不规则形状且有缺失,边缘无明显变形。将30号管爆口段纵向解剖,发现爆口处已严重减薄,并且有水垢沉积区域,爆口上方管子内壁残留有大量的水垢(见图5),呈易剥落的片渣状,爆口下方200 mm迎烟侧内壁有浮渣沉积(见图6)。

图5 爆口上方残留的水垢

图6 爆口下方200 mm位置内壁形貌

在30号管不同高度位置进行纵剖,观察内壁结垢情况(见图7),发现在距上集箱1.5～5.2 m范围内的管内壁均存在大量沉积垢,迎烟侧及背烟侧无规律分布,垢层疏松易剥落,分析在爆管前沉积有更多的垢。检查27号、31号管,管内未发现结垢情况。

图7 不同高度内壁结垢情况

3.3.2 壁厚测量

在爆口及爆口向上的较长一段范围内(见图8中方框左侧),迎烟侧壁厚明显低于背烟侧壁厚:背烟侧壁厚为2.6～3 mm,而迎烟侧壁厚为0.7～1.8 mm,爆口位于壁厚最薄的0.7 mm处。该部分存在一处壁厚突变处,壁厚由1.8 mm降到0.7 mm,壁厚突变应为积垢导致的腐蚀坑。在方框区域,迎烟侧及背烟侧壁厚同时发生了变化:迎烟侧壁厚从上向下由1.4 mm变化为2.4 mm,而背烟侧壁厚从上向下由3 mm变为2.4 mm。

图8 壁厚测量结果

3.3.3 金相分析

在30号管爆口及爆口下方200 mm迎烟侧位置取样,经磨样、抛光、浸蚀后观察组织形貌。爆口处壁厚仅为0.6 mm,爆口下方200 mm处壁厚为2.4 mm,组织均为铁素体+珠光体,球化2级,并且未见明显沿晶裂纹。30号管爆口及爆口下方200 mm位置组织形貌见图9。

3.3.4 垢样分析

对30号管爆口附近管内壁垢样进行取样分析,观察其内壁的垢样为红褐色,采用X射线衍射仪对垢样进行化学成分分析,分析结果列于表1。由表1可得:腐蚀产物主要为Fe2O3,除含有管材自身的Fe、Mn、P、S、Si元素外,还含有水质中的Ca、Al、Mg、Cu等元素。

表1 爆口附近管内壁垢样分析结果

4 原因分析

4.1 失效模式

根据宏观分析和壁厚测量的结果,在距上集箱1.5～5.2 m处30号管内发现大量结垢,垢下腐蚀严重,管壁发生相对均匀的减薄,最薄处即为爆口区域,仅有0.6 mm的厚度,分析爆管的失效模式为减薄泄漏。

4.2 失效起因

在图8的方框区域,迎烟侧及背烟侧壁厚同时发生了明显的变化,分析该处应为水汽变化的临界点。

邻近27号及31号管的内壁检查未发现结垢腐蚀情况,这2根管的运行工况类似,结合在30号管对应的下集箱管口及爆口对面找到的汽水分离器石墨复合垫片不锈钢增强板,可以判断30号管结垢腐蚀减薄的原因为施工中脱落或遗失的石墨复合垫片经下降管进入高压蒸发器下集箱,随着水流的冲刷,石墨复合垫片上的石墨层被水流带走,剩下的不锈钢增强板堵塞在30号管的管口处,导致管内冷却介质(水)流量下降,汽化率显著增加。在距上集箱向下1.5～5.2 m处,管内介质发生相变,全部蒸发为饱和蒸汽,含水量降低。蒸汽携带大量水,蒸汽里的盐分含量就会增加,相反由汽水混合物变为饱和蒸汽后的含水量降低,介质携带的盐分含量就会减少,因此会有盐分析出[3]。液汽两相的溶解度差异导致30号管内壁沉积结垢和垢下腐蚀的发生,而随着相变的发生,上升至距上集箱约1.5 m位置时,水完全汽化,不再有水垢沉积。

4.3 失效机制

(1) 从30号管爆口附近宏观特征看,迎烟侧的热负荷相对大,而背烟侧的热负荷相对小,两侧的热负荷差异影响到腐蚀的进程和速率,出现迎烟侧的腐蚀程度明显严重于背烟侧的现象。

(2) 观察30号管爆口及爆口下方200 mm的金相组织,未见明显沿晶裂纹。

(3) 由于该余热锅炉自投运后仅运行3 256 h,长时间处于停运状态,加上爆管后没有立刻对垢样进行取样分析,主要碱腐蚀产物(Fe3O4)长时间暴露在空气中转化为Fe2O3[4-6]。

结合对30号管爆口处腐蚀情况的综合分析,符合垢下碱腐蚀的特征[7-10]。因此,判定该高压蒸发器管泄漏原因是异物堵塞造成高压蒸发器30号管内局部汽化率增加,管内介质溶解携带的盐分减少,盐分析出并在蒸发器管内壁沉积结垢,发生管壁垢下碱腐蚀最终导致减薄泄漏。另外,大量盐分析出导致结垢,说明锅炉汽水品质控制不力也是导致该高压蒸发器泄漏的原因之一。

5 处理方案及防范措施

5.1 处理方案

由于短时间无法采购到同型号的高压蒸发器鳍片管,根据锅炉厂的建议,将爆管的鳍片管更换为光管,更换范围为爆口向下300 mm至蒸发器上联箱下焊缝,并且对汽包汽水分离器进行全面检查,对汽水分离器垫片的紧固螺栓进行防松处理,检修完成后进行余热锅炉水压试验表明合格,余热锅炉恢复备用。

5.2 防范措施

针对该高压蒸发器管的泄漏制定如下防范措施:

(1) 坚持对锅炉运行参数进行分析,尤其是类似工况的数据比对分析,发现异常及时处理,必要时果断停炉处理,避免事故扩大。

(2) 该高压蒸发器泄漏的主要原因为异物进入汽水系统导致水循环严重偏离设计工况。在后期通过对高压汽包汽水分离器检查,发现一个汽水分离器漏装石墨复合垫片。暴露出电厂在检修、施工中的质量验收工作不到位,今后检修工作中应严格控制检修、施工工艺,严格执行有限空间作业要求,检修结束后做好材料、工器具的检查清点,防止物品遗漏。

(3) 加强对汽包内件的检查,增加螺栓连接防松动措施,定期进行跟踪检查。

(4) 当锅炉汽水系统内发现异物时应坚持做好异物来源分析工作,避免检查、清理不彻底导致二次事故的发生。

(5) 锅炉水质直接关系到锅炉能否安全可靠运行,因此要严格按照规定加强水汽品质控制,依据GB/T 12145-2016 《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》,开展水汽品质化学技术监督工作。

6 结语

该余热锅炉高压蒸发器管泄漏失效模式为减薄泄漏,失效机制为相对均匀的垢下腐蚀,失效起因为异物堵塞,局部汽化率增加导致水垢大量沉积。经过对异物外观和材质进行分析,确认异物的来源,清理系统中的残留异物,并且提出相应的防范措施。通过将爆管的鳍片管更换为光管,余热锅炉高压蒸发器管泄漏问题得到解决,可以保证机组长期安全稳定运行。