某电厂1000MW Π型锅炉水冷壁横向裂纹泄漏分析及防治

0引言

某厂两台锅炉分别于2017年9月、11月投入商业运行,截至2024年6月,己分别累计运行4.8万h、4.6万h。锅炉水冷壁管材为15CrMoG, 自2022年9月以来,累计发生4次因水冷壁向火侧横向裂纹导致的锅炉泄漏事件。同时调研同类型电厂发现,近年来省内己有近二十台机组多次发生水冷壁向火侧横向裂纹泄漏,涉及炉型基本为垂直管屏水冷壁的锅炉,以引进日本三菱技术生产的超超临界锅炉最为普遍和严重;省外,近年来投产同型号锅炉的一家电厂,因煤质较差,运行约2万h,即首次发现水冷壁横向裂纹, 目前仍然普遍存在水冷壁横向裂纹问题。现针对该型锅炉特点,结合某厂水冷壁泄漏情况,分析横向裂纹产生原因和防治措施。

1 设备概述

1.1 锅炉概述

该厂两台1 000 MW锅炉为超超临界变压运行直流锅炉,带循环泵启动系统,采用Π型布置、单炉膛、一次中间再热、低NO_x主燃烧器和高位燃尽风分级燃烧技术、反向双切圆燃烧方式。锅炉最大蒸发量3077 t/h,额定压力28.25MPa,炉膛水冷壁采用焊接膜式壁,内螺纹管为垂直上升式,炉膛断面尺寸为34 220 mm× 15670 mm。水冷壁管共有2240根,左、右侧墙各352根,前、后墙各768根。其中,下炉膛为φ28.6mm × 5.8mm(最小壁厚)四头螺纹管,管材为15CrMoG,管子间加焊的扁钢宽为15.9 mm,厚度6mm,材质15CrMo;上炉膛为φ28.6mm × 5.8mm (最小壁厚)四头螺纹管和光管,管材为15CrMoG,管子间加焊的扁钢宽为 15.9mm,厚度8mm,材质15CrMo。在上下炉膛之间装设一圈中间混合集箱以消除下炉膛工质吸热与温度的偏差。

1.2水冷壁横向裂纹泄漏概况

近年该厂因水冷壁横向裂纹导致泄漏4次,具体如下:

1)2022年9月,2号炉首次发生因母材横向裂纹导致的水冷壁泄漏,泄漏管为水冷壁后墙标高48.5 m左数第48、49根管。

2)2023年4月,2号炉水冷壁前墙标高46.5 m上层燃尽风喷口上弯头左数第518、519、520根管发生因母材横向裂纹导致的泄漏。

3)2023年12月,2号炉水冷壁左侧墙标高49 m前数第338至344根管发生因水冷壁管对接焊缝融合线两侧横向裂纹导致的泄漏。

4)2024年1月,1号炉水冷壁左侧墙标高48.5 m前数第120、121根管发生因母材横向裂纹导致的泄漏。

2原因分析

2.1 高温腐蚀影响分析

该厂锅炉采用低NO_x 主燃烧器和高位燃尽风分级燃烧技术,八角反向双切圆燃烧方式。通过炉膛内速度矢量场(图1)可以清晰地看到燃烧区域外切圆呈椭圆形,左侧炉膛N0.3、N0.4燃烧器尾焰指向锅炉#5角,N0.5、N0.6燃烧器尾焰指向锅炉#3角,在椭圆的两个顶点形成了高温区;左右炉膛对称布置,燃烧器布置型式造成了炉膛内2、3、5、8为热点区域(图2),该情况也是锅炉燃烧器设计型式决定的。另外,采用SOFA技术的大容量高参数锅炉,无论燃用什么煤种,炉膛水冷壁几乎都会发生高温腐蚀问题,低NOx燃烧技术和高温腐蚀始终共存。

低NO_x燃烧技术+八角切圆垂直+垂直水冷壁发生高温腐蚀的区域主要为主燃烧器与燃尽风中间区域的四面墙水冷壁向火侧,腐蚀最严重之处位于前墙#2、#3角,后墙#5、#8角(图2)。腐蚀的外管壁在吹灰蒸汽的吹损下明显减薄,2018—2022年,水冷壁因吹灰器吹损造成管壁减薄的主要问题,逐步转变为吹损与高温腐蚀叠加作用,管壁减薄加剧。锅炉长期运行,水冷壁管壁高温腐蚀、吹损导致减薄的位置也由锅炉B层吹灰器层锅炉#2、#3、#5、#8角逐渐向锅炉上、下两端扩展。

近年来,调频调峰、机组启停、管壁温度偏差等原因造成的热交变应力影响逐渐显现,水冷壁失效的主要问题也由吹损+高温腐蚀加剧管壁减薄逐步转变为高温腐蚀与热交变应力相互促进,加剧水冷壁横向裂纹产生。

2.2水冷壁横向裂纹机理特征

水冷壁向火侧横向裂纹一般同时存在多条,均呈环向分布,裂纹走向与管子轴向垂直(图3),表明裂纹的产生和扩展动力来源于水冷壁管存在的轴向弯曲应力。裂纹由外壁向内壁扩展,裂纹断面呈扇形,可见疲劳弧线;断面上有相互平行的清晰的疲劳条纹,呈圆弧形,有规则的间距,并垂直于裂纹的扩展方向,是典型的金属疲劳特征。高温腐蚀不能直接形成横向裂纹,但可以促进、加速裂纹的扩展。

因此,锅炉水冷壁管向火侧横向裂纹产生的主要原因为水冷壁管在高温运行环境下,由于轴向弯曲应力作用发生热应力疲劳,导致向火侧管壁表面开裂。

2.3横向裂纹位置特点

该厂锅炉水冷壁发生横向裂纹的位置均集中锅炉标高46 m至50 m处,上层燃尽风喷口至水冷壁中间集箱下部区域。该区域有以下特点:

1)该区域是下炉膛热负荷最高的区域。

2)该区域是水冷壁介质汽—液两相混合区域,是介质变化对下炉膛水冷壁影响最敏感的区域。

3)该区域的燃烧器弯管、燃烧器正对直管、安装焊缝及中间集箱引入/引出管弯头处的直管,均为应力集中位置。

4)该区域个别水冷壁管壁温较周围管偏差大。

5)该区域是炉膛还原性气氛较高区域,易产生水冷壁高温腐蚀。

2.4水冷壁轴向弯曲应力来源

1)水冷壁管壁温变化,是水冷壁轴向弯曲应力的主要来源^[1]。水冷壁正常运行期间,管壁温度随着负荷变化而反复升降,存在固有的轴向弯曲应力。同时,近年来,在电网新调峰形势下,该厂机组负荷大幅、频繁变动,经常出现“白天深度调峰、晚间顶峰保供”的情形,负荷波动频繁极易造成水冷壁管壁温度大幅波动(波动区间350~490℃),造成水冷壁管轴向弯曲应力进一步增大。

2)水冷壁管壁温偏差,是水冷壁轴向弯曲应力的另一来源。该厂机组全负荷运行期间,部分区域相邻水冷壁管壁温偏差超过30℃ ,在相邻水冷壁管向火面产生较大的轴向弯曲应力,该区域水冷壁管轴向弯曲应力长期累积后形成热应力疲劳,优先产生横向裂纹。

2.5 水冷壁管壁温频繁、剧烈变化以及壁温存在偏差原因

2.5.1水冷壁管壁温频繁、剧烈变化原因

2.5.1.1深度调峰前后负荷变化影响

该厂地处苏北新能源中心,大容量风电装机及不确定的风速容易造成该厂机组负荷大幅变化,深度调峰、机组启停更加频繁。2022年,两台机组完成30%负荷深度调峰改造,频繁参与35%和30%负荷深度调峰,调峰的深度、次数、累计时长逐渐增加(图4)。

该厂制定了《深度调峰安全运行措施》,深调期间优先选择C、D、E三台制粉系统运行,经试验,此为最佳磨组方式。该磨组方式下,水冷壁管壁温波动幅值较低,水冷壁前后墙壁温偏差较小。但是,深度调峰前后的负荷变化过程中,水冷壁管壁温易扰动,变化幅度较为剧烈。当深度调峰开始,降负荷停运底层磨煤机时,锅炉燃烧减弱,导致水冷壁管快速降温;当深度调峰结束,启动磨煤机升负荷时,锅炉热负荷上升,导致水冷壁管快速升温,壁温变化率超过5℃/min(图5)。

2.5.1.2 日内机组负荷大幅变化影响

近年来,该厂经常出现“白天深度调峰、晚间顶峰保供”的情形, 日内机组负荷大幅、频繁变化,负荷经常性短时大幅度变化容易造成水冷壁管壁温大幅波动。

2.5.2水冷壁管壁温存在偏差原因

该厂2号炉水冷壁左侧墙第331—347根管、右侧墙第331—347根管、后墙第23—59根管、前墙第259—287根管存在较大的壁温偏差,上述管子均位于锅炉的热角。负荷稳定期间,机组全负荷段,上述壁温高出相邻水冷壁管20~30℃ ,机组负荷升降期间,壁温高出相邻水冷壁管50~80℃。

锅炉水冷壁管存在壁温偏差的主要原因分析如下:

1)进入炉膛的一次风粉偏差。通过启停磨煤机试验分析发现:磨煤机进入炉膛各角的一次风粉速度、浓度的偏差,造成炉内切圆燃烧偏斜,甚至贴壁燃烧,引起管壁温度偏差。

2)进入炉膛的二次风量偏差。该型锅炉前后墙二次风存在设计偏差,机组负荷升降阶段,锅炉二次风量变化后,炉膛火焰可能发生偏斜,造成管壁温度偏差。

3)燃烧器缺陷。锅炉长期运行后,同层燃烧器摆角不一致、燃烧器烧损严重,可能导致炉膛火焰发生偏斜,造成管壁温度偏差。

4)水动力不稳。烟气侧的燃烧偏差造成水冷壁管间吸热偏差,热强度越大的管子流动阻力相应越大、流量越小,容易造成水冷壁管内流量偏差的程度进一步加大,引起水动力不稳,造成壁温偏差扩大。

3 应对措施

3.1 运行控制方面

1)合理降低负荷变化速率。研究“两个细则”和深度调峰的考核要求,分负荷段精细控制负荷变化速率,降低水冷壁管壁温的变化速率^[2]。AGC方式下负荷变化速率, 由原来的18MW/min调整为10~12MW/min;500 MW以下深度调峰时,确定“先快后 慢、中间停留”的原则,以50 MW为负荷变化间隔,阶 梯控制负荷变化速率。

2)探索控制过热度和主汽压。合理权衡对低负荷运行经济性下降、汽轮机排汽湿度增加的不利影响,探索低负荷段分离器“低过热度”运行方式,并根据情况拓展至全负荷段,适当升高主汽压,观察水冷壁典型管段的壁温幅值和壁温偏差变化情况^[3],最终形成固化的运行措施。

3 )试验改善壁温偏差。提高启停机阶段、500 MW负荷以下阶段的总风量,加强切圆刚性,避免“双切圆”左右跑偏,减少壁温偏差。二次风挡板开度采用“倒宝塔型”配风方式,提高燃烧区断面热负荷,强化燃烧均匀性,减少火焰偏斜。观察不同磨煤机启停对水冷壁管壁温偏差的影响,制定差异化调整措施。

4)做好数据统计分析。加强水冷壁相邻管存在壁温偏差的统计分析,加强两台机组之间壁温偏差的对比分析,建立水冷壁管壁温偏差专项台账,统计锅炉运行过程中水冷壁相邻管存在壁温偏差的管道位置、壁温偏差量、偏差出现次数、累计时长,做好跟踪监视运行,并纳入运行小指标竞赛项目。同时,在检修开始前提供给检修人员制定相关检查、检测项目。

5)持续做好加氧工作。延续现有加氧方式的良好实践,加强加氧指标控制,持续观察加氧效果,利用检修机会检查氧化皮生成情况。策划开展“1 000 MW机组热力设备水系统全覆盖腐蚀防治及智能给水处理”项目,进一步提升加氧控制水平。

3.2检修策划方面

1)细化检查清单。通过调研同类型锅炉水冷壁产生横向裂纹的情况,结合该厂水冷壁运行特点,编制水冷壁易产生横向裂纹的重点区域清单。清单实施动态管理,根据水冷壁运行和检修检查情况,及时调整相关重点区域。

2)开展等级检修。在执行锅炉“四管”防磨防爆全面检查的基础上,对横向裂纹产生的水冷壁重点区域和水冷壁存在壁温偏差的管道开展专项检查。在常规目视宏观检查的基础上,增加磁粉或渗透检测的区域面积,提高裂纹检出率。对异常管段进行换管处理。同时,检查水冷壁管壁温偏差大的管道对应的节流孔圈是否存在异物、结垢堵塞。等级检修后,根据需要开展制粉系统调整试验。

3)开展调停检修。机组调停7天及以上时,编制专项检查方案,利用检修吊篮对易产生横向裂纹的水冷壁区域开展专项检查,以磁粉或渗透检测手段为主,检验是否存在裂纹,并及时处理。

4)开展逐步换管。针对该厂锅炉运行近5万h的特点,定期总结锅炉水冷壁管壁温偏差台账和检查记录,建立水冷壁管区域更换先后次序,制定三年滚动换管计划,做好换管及相关工作。

5)加强膨胀检查。针对机组启停、负荷变化率较大的运行阶段,开展锅炉膨胀系统检查,重点检查水冷壁膨胀是否正常,刚性梁受热膨胀时能否自由滑动,焊缝高度及导向间隙是否符合图纸要求,使锅炉炉墙能够有序膨胀,并做好台账记录,持续跟踪分析。利用等级检修机会,检查锅炉刚性梁上的挂钩是否正常。

3.3 技改方面

1)开展一次风调平优化。为降低水冷壁管壁温偏差,使锅炉更适应深度调峰工况运行,开展锅炉一次风粉在线自动调平改造,使各负荷段以及变负荷工况下的一次风粉偏差均小于5%。

2)开展燃烧调整优化。为使锅炉二次风流场更加均匀,消除锅炉前后墙二次风偏差大的问题,进行锅炉二次风流场检测设计优化以及锅炉动力场试验,优化锅炉燃烧调节性能,降低水冷壁管壁温偏差和壁温变化速率。

3)开展水动力特性微调优化^[4]。烟气侧优化调整后,观察实际运行情况,开展锅炉水冷壁水动力校核计算,通过微调,减少低负荷阶段个别水冷壁管流量偏差,降低水冷壁管壁温偏差。

4)开展深调优化调整。深入研究深调方式下的协调优化控制,进一步提高运行安全性。

4 结论

本文通过总结设备检修、运行、技术改造等方面的良好实践措施,结合机组自身运行、检修特点,形成专项治理方案,并不断优化完善,锅炉水冷壁横向裂纹频繁泄漏的问题得到了有效控制,提高了锅炉设备可靠性。

[参考文献]

[1]潘杰,杨东,朱探,等.超临界压力水在垂直上升内螺纹管中的传热特性[J].化工学报,2011,62(2):307—314.

[2]王海宁.大型燃煤机组深度调峰运行经济性安全性分析及负荷优化分配[D].保定:华北电力大学,2012.

[3] 郭迎利,何方.电厂锅炉设备及运行[M].北京:中国电力出版社,2010.

[4]王思洋,王文毓,沈植,等.高效宽负荷率超超临界锅炉垂直管圈水冷壁在低质量流速下的传热特性[J].动力工程学报,2017,37(2):85—90.

2024年第22期第1篇