大唐南京发电厂 南京 210059
摘要：本文对某厂采用日本三菱技术设计制造的660MW超超临界直流锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹（又称横向裂纹）缺陷情况进行了介绍，对腐蚀疲劳裂纹产生原因进行了分析，同时对已采取的处理措施以及下一步将开展的检查与预防工作进行了阐述，供采用同类型锅炉的电厂间借鉴与交流。
关键词：超（超）临界、水冷壁、腐蚀疲劳裂纹
0设备概况
某电厂两台660MW超超临界机组直流锅炉。锅炉采用单炉膛、П型布置、悬吊结构。燃烧器布置在四面墙上，采用切圆燃烧方式。炉膛水冷壁采用焊接膜式壁、内螺纹管垂直上升式，炉膛断面尺寸为19230x19268mm，水冷壁管每侧墙各432根，均为φ28.6mm×6.2mm（最小壁厚）四头螺纹管，管材均为15CrMoG。在上下炉膛之间装设了一圈中间混合集箱以消除下炉膛工质吸热与温度的偏差。
燃烧器采用墙式切圆燃烧大风箱结构，全摆动燃烧器。共设六层浓淡一次风口，三层油风室，十层辅助风室，一层燃尽风室。整个燃烧器与水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀，燃烧器共24组，布置于四面墙上，形成一个大切圆。燃烧器共6层煤粉喷口，每层与1台磨煤机相配，主燃烧器采用低NOX的煤粉燃烧器，每只煤粉喷嘴中间设有隔板，以增强煤粉射流刚性，在主燃燃烧器的上方为OFA喷嘴，在距上层煤粉喷嘴上方约6.0m处有四层附加燃尽风AA（AdditionalAir）喷嘴，角式布置。
1腐蚀疲劳裂纹现状
1.1失效情况
两台机组首次发现腐蚀疲劳裂纹缺陷时间为累计运行时间约8400小时，期间锅炉水冷壁检查时发现喷燃器中上部喷嘴附近管段向火面灰焦层表面有细密的裂纹状缺陷（称蛇腹纹）。打磨去除灰焦层后，管外壁肉眼观察未见裂纹显示，但此问题已引起电厂相关专业注意，在其后的每次C级以上检修中，均对水冷壁中部区域以及燃烧器部位进行了检查，前期检查手段为肉眼宏观检查，发现有裂纹形成部位再抽样进行打磨表面探伤，同时确定裂纹深度。由于炉膛面积大，且有灰焦层覆盖，检查难度较大，且漏检机率高，因此在其后的机组检修中也先后发现了3处因腐蚀疲劳导致泄漏情况，具体如表1所示：
表1.锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹失效统计
图2. #2锅炉前侧水冷壁炉左起第167根管
1.2分布情况
从两台锅炉目前现场检查以及失效情况来看，水冷壁腐蚀疲劳裂纹产生的重点区域为燃烧器上部喷嘴附近、燃尽风至中部集箱分离器出口管区域以及四侧炉墙中部B层至F层喷嘴高度，如图中红色标注区域。为便于示意，图中将两台锅炉先后三次水冷壁腐蚀疲劳裂纹失效的相对位置一并标注。
图3.腐蚀疲劳裂纹分布区域示意图
1.3原因分析
1.3.1外观检查
锅炉水冷壁腐蚀疲劳裂纹外观特征为无数环向裂纹，这种裂纹产生在水冷壁迎火侧表面以及鳍片上（如图4所示），同时管壁相对减薄。
图4. 腐蚀疲劳裂纹示意图爆管（左）、鳍片（右）
将失效管材延开裂泄露处打开观察，断口内充满灰渣，且初始扩展阶段断口表面有较多黄白色灰渣，说明腐蚀伴随着裂纹的起源和初步扩展。
图5. 截面开裂泄漏形貌
1.3.2应力分析
对于水冷壁管处于运行状态时，锅炉每次启停或负荷变化，水冷壁管产生一次反向弯曲变形，即经历一次交变应力循环。经查，腐蚀疲劳开裂的水冷壁管段均有一定的弯曲变形，由此推测该处管段必然曾经受到了很大的轴向应力，水冷壁管冷-热态变化时的交变轴向应力不仅导致管子变形，也是腐蚀疲劳开裂的应力来源。
1.3.3高温腐蚀
对失效的水冷壁管件在腐蚀疲劳裂纹深度较浅的部位取样，在50倍显微镜下观察可以发现管件界面边缘有图6中所示的腐蚀坑。锅炉在运行中，水冷壁管向火侧外表面会逐渐积累氧化层，由于管壁与氧化层之间存在温差，以及机组启、停和变负荷时温度变化导致氧化层会在圆周方向上出现裂纹，腐蚀性的物质（如硫化物）就会渗入的裂纹缝隙，选择性的点腐蚀管子母材形成沟槽。但此时腐蚀沟槽较浅，开口较大（呈碗状），当有重复热应力作用时，腐蚀沟槽将发展为裂纹并不断扩展，因此高温腐蚀也是腐蚀疲劳裂纹产生的主要原因之一。此外腐蚀疲劳开裂均出现在水冷壁管向火面外壁位置，也说明了腐蚀疲劳开裂必然与温度或向火面烟气腐蚀有关。
图6. 水冷壁截面腐蚀坑
1.3.4温度影响
从水冷壁发现腐蚀疲劳裂纹所处的位置来看，主要分布在炉膛温度较高的中部区域，即燃烧器上部喷嘴附近、燃尽风至中部集箱分离器出口管区域，而失效的水冷壁管也正是该区域中平时温度最高的部位。如#1炉水冷壁炉前左数57号管，通过壁温监控可以看出该部位正常运行时温度较周围其他区域温度高出约20℃。停炉检查时也发现该部位管排波浪变形严重，证明管排所受拘束应力较大，同样的运行周期内更易产生腐蚀疲劳裂纹造成早期失效。
综上所述，产生腐蚀疲劳裂纹的主要影响因素为应力（交变的热应力）、腐蚀和管壁温度。在锅炉运行中，水冷壁管向火侧外表面会逐渐累积氧化层，由于氧化层比管材刚性差，在温度变化时会在圆周方向上出现裂纹。腐蚀性介质（如硫化物）会渗入氧化层裂纹缝隙，选择性的点腐蚀管子母材，逐渐形成腐蚀沟槽，这时腐蚀疲劳开裂外壁处开口较大（呈碗状）；机组启停以及负荷变化时带来管内温度与压力变化以及管子表面灰渣剥落，使该管受到重复热应力，腐蚀沟槽在应力作用下不断扩展形成裂纹，开裂尖劈状深入母材直至贯穿泄露。
2检查与处理措施
2.1检修措施
2.1.1坚持“逢修必检”，结合机组检修计划对图3中红色区域进行全面检查，尤其对燃烧器上方中间集箱下方的安装焊缝、水冷壁向火侧中间集箱引入引出管弯头处、高热负荷区域的门孔处进行重点检查，检查水冷壁管有无腐蚀疲劳裂纹、腐蚀吹损减薄及其他高温腐蚀现象。
2.1.2对重点区域采取目视与金属探伤相结合的办法，如对于图3中燃尽风至中部集箱分离器出口管红色区域采取全面磁粉探伤方式；而对于图中其他区域，由于分布面积广一般采取目视检查加磁粉探伤相结合的方式进行检查，同时抽样进行腐蚀疲劳裂纹深度测量确定是否进行换管。
2.1.3根据锅炉设计单位提供的计算依据（图7所示），结合本厂水冷壁管规格确定，换管判定标准为裂纹深度超过管壁厚度15%，当发现裂纹深度超标时应立即进行换管处理。
图7. 水冷壁截面腐蚀坑
2.1.4去除灰焦层可使用喷砂与打磨相结合的方式，喷砂处理相对于人工打磨方式清除灰胶层效率更高，且不易误伤管材。
2.1.5在进行燃烧调整试验的基础上，根据水冷壁实际壁温分布情况，对局部节流孔尺寸进行优化，降低水冷壁壁温偏差状况。
2.1.6对新更换管屏以及现有重点区域管屏进行电弧喷涂处理，喷涂材料可选用PS45（Cr 42%、Ni 54%、Ti 0.6%）。
2.2 运行措施
2.2.1开展燃烧调整试验，合理分配氧量，减少燃烧器区域的腐蚀性气体。同时加强燃煤采购、硫份监测及掺配管理，控制入炉煤硫份，从而抑制腐蚀性气体（如H2S）的生成，以减轻水冷壁高温腐蚀的发生。
2.2.2开展燃烧调整，适当降低AA风的比例以降低燃烧器区域的腐蚀性气体（H2S）；增加锅炉过量空气系数，以减少燃烧器区域的腐蚀性气体（H2S）。
2.2.3降低管壁温度，改善水质来控制管子内部结垢导致的金属温度升高。
2.2.4尽可能的在稳定负荷下运行，以降低水冷壁金属壁温的波动。
2.2.5加强对水冷壁中部集箱入口壁温测点的监控，防止超温情况的发生。同时对壁温测点分布情况进行优化，四侧水冷壁墙中间集箱入口每组节流孔（4根管）应至少有一只温度测点，且壁温测点应设置在中间2、3号管上（图8所示），使其更能反映壁温真实情况。
图7. 水冷壁三叉管结构图
3 结束语
腐蚀疲劳裂纹问题在同类型机组中已多次发现，但从根本上消除隐患需运行、锅炉、金属、热控等多专业共同关注，是一项长期的且需投入大量人力物力研究的项目。以上措施为笔者现阶段处理经验总结，在今后的机组运行与检修中仍需不断研究与完善。
作者简介
钱玉君（出生年-1976年5月），男，南京市，高级技师，从事火力发电厂金属技术监控工作。
论文作者:钱玉君
论文发表刊物:《基层建设》2018年第33期
论文发表时间:2019/1/3
标签：水冷论文; 裂纹论文; 疲劳论文; 锅炉论文; 区域论文; 燃烧器论文; 温度论文; 《基层建设》2018年第33期论文;