高温再热器管鼓包原因分析

宫伟基，刘蕊

（1.华电国际技术服务中心，济南250014；2.山东电力工业锅炉压力容器检验中心有限公司，济南250003）

·发电技术·

高温再热器管鼓包原因分析

宫伟基1，刘蕊2

（1.华电国际技术服务中心，济南250014；2.山东电力工业锅炉压力容器检验中心有限公司，济南250003）

通过成分分析、微观组织分析、力学性能测试和运行状况分析，对某亚临界锅炉高温再热器鼓包原因进行了分析，认为过热是导致管子鼓包的主要原因，提出了相应建议及处理措施。

高温再热器；鼓包；过热

1 概述

某公司4号锅炉型号DG1025／18.2-Ⅱ6，为亚临界一次中间再热、自然循环、平衡通风、固态排渣、全钢架、全悬吊结构、Π型露天布置的单汽包燃煤锅炉，于2004年12月投入运行。高温再热器位于中温再热器后侧的水平烟道斜坡区域，由中温再热器每片分成2片，共64片，每片由7根管子绕成U型，规格Φ60 mm×4 mm（其中与中温再热器过渡区域采用大小头变径为Φ51 mm×4 mm）。入口段材质为12 Cr1MoV／12 Cr2MoWVTiB（以下简称钢102）。

2015年9月检修过程中，检查发现高温再热器部分管子存在鼓包现象，鼓包主要分布在左数20～ 63排之间的入口侧12Cr1MoV上，鼓包位置靠近焊缝约10～20 mm，见图1。

图1 再热器鼓包管

2 取样试验结果与分析

2.1 取样情况

从有鼓包现象的管子中选择2根进行检测，取样部位及详情见表1。

分别对2根管子进行蠕胀检测、厚度检测、化学成分分析、金相分析和力学性能拉伸检测，其中金相分析和机械性能检测分别选取管子的向火侧和背火侧。

表1 试样编号及取样详情

2.2 蠕胀检测

采用游标卡尺对2根管子的整圈进行蠕胀测量，发现2根管子均存在不同程度的胀粗现象，但均没有超过DL／T 438—2009《火力发电厂金属技术监督规程》中低合金钢胀粗量2.5%的要求。此外，2

根管子均存在不同程度的不圆问题，在标准许可范围内，见表2。

表2 蠕胀检测结果

2.3 厚度检测

依据GB／T 11344—2008《无损检测接触式超声脉冲回波法测厚方法》，对2根管子的焊缝两侧均进行厚度测量，厚度值满足最小壁厚要求，见表3。

表3 厚度检测结果mm

2.4 化学成分分析

采用光谱分析方法对母材和焊缝试样的化学成分进行了测试，结果见表4。母材的成分测试结果满足GB 5310—2008《高压锅炉用无缝钢管》对12 Cr1MoV和钢102的成分要求，焊缝成分与母材一致。

表4 化学成分检测结果

2.5 金相分析

将2根管子于鼓包部位沿轴向剖开，对纵截面进行金相检测，根据标准DL／T 884—2004《火电厂金相检验与评定技术导则》进行球化（老化）评级。

1号管12 Cr1MoV侧距离焊缝约10 mm处发生鼓包，鼓包处金相组织为铁素体、碳化物和极少量珠光体痕迹，碳化物颗粒尺寸较大，主要沿晶界分布，组织球化评级为4级，见图2（a）；12 Cr1MoV侧鼓包处背面金相组织为铁素体、珠光体和碳化物，珠光体区域分散，碳化物主要沿晶界分布，组织球化评级为2～3级，见图2（b）。钢102侧向火面金相组织为铁素体、碳化物和极少量贝氏体痕迹，碳化物颗粒尺寸较大，主要沿晶界分布，组织老化评级为4级，见图3（a）；钢102侧背火面金相组织为铁素体、少量贝氏体和碳化物，碳化物主要沿晶界分布，组织老化评级为3～4级，见图3（b）。

图2 1号管12 Cr1MoV侧金相组织

图3 1号管102侧金相组织

2号管鼓包也发生在12 Cr1MoV侧，距离焊缝

约10 mm。12 Cr1MoV侧鼓包处金相组织为铁素体、珠光体和碳化物，珠光体区域分散，碳化物颗粒尺寸较大，主要沿晶界分布，组织球化评级为3级，见图4（a）；12 Cr1MoV侧鼓包处背面金相组织为铁素体、珠光体和碳化物，珠光体区域分散，碳化物主要沿晶界分布，组织球化评级为2～3级，见图4（b）。

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图4 2号管12 Cr1MoV侧金相组织

钢102侧向火面金相组织为铁素体、碳化物和少量贝氏体痕迹，碳化物颗粒尺寸较大，主要沿晶界分布，组织老化评级为3～4级，见图5（a）；钢102侧背火面金相组织为铁素体、碳化物和少量贝氏体痕迹，碳化物颗粒尺寸较大，主要沿晶界分布，组织老化评级为3～4级，见图5（b）。

图5 2号管102侧金相组织

对1号、2号管鼓包一侧，距离鼓包约500 mm处取样，进行金相分析，1号管距离鼓包约500 mm处向火面金相组织为铁素体、碳化物和极少量珠光体痕迹，碳化物颗粒尺寸较大，主要沿晶界分布，组织球化评级为4级，见图6（a）；2号管距离鼓包约500 mm处向火面金相组织为铁素体、珠光体和碳化物，珠光体区域分散，碳化物颗粒尺寸较大，主要沿晶界分布，组织球化评级为3级，见图6（b）。

图6 12 Cr1MoV侧距离鼓包约500 mm处金相组织

2.6 力学性能试验

依据GB／T 228.1—2010《金属材料拉伸试验第1部分：室温试验方法》，对1号、2号试样进行拉伸性能试验，两个试样均断在12 Cr1MoV侧，距离焊缝分别为30 mm和20 mm，见图7。试验结果：屈服强度满足GB 5310—2008《高压锅炉用无缝钢管》对12 Cr1MoV、钢102的要求，一组抗拉强度和全部延伸率指标均不符合要求。试验结果见表5。

图7 拉伸试验断裂位置

表5 拉伸试验数据

3 运行状况分析

按照设计要求，高温再热器管在出口管段上共安装10个温度测点，分别位于左数第3、9、16、22、28、37、43、49、56、62根管子上，高温再热器报警温度为580℃。查阅温度曲线，发现各温度测点高低值差别很大，某一时间的测点数值见图8。图8中，43排

测点温度最高，37排次之，3排温度最低，比最高点低近100℃。

查阅历史曲线，发现高温再热器温度测点经常出现超温现象，最高值606.04℃。

图8 测点分布

4 鼓包原因分析

鼓包位置发生于距离焊缝10～20 mm左右，已离开薄弱位置的焊接热影响区，与12 Cr2MoWVTiB焊接无需焊后热处理，排除焊接及热处理因素导致的鼓包。

母材及焊缝化学成分符合要求，向火侧和背火侧金相组织差异较大，拉伸试验断在离开鼓包侧位置，以上因素可排除原材料质量问题。

1号试样向火侧鼓包处及距离鼓包500 mm处12 Cr1MoV珠光体球化均达到4级，鼓包侧抗拉强度低于标准值，说明此段管材性能下降明显。2号试样12 Cr1MoV珠光体球化程度比1号试样稍轻，但抗拉强度值已接近标准下限，延伸率低于标准值，说明材料性能也产生了一定的下降。

传统观点认为12 Cr1MoV适用于管壁温度不超过580℃的锅炉受热面管。锅炉受热面管的温度测点一般布置于炉外管道上，其所测试的温度更接近蒸汽温度，与炉内管道的实际壁温存在较大差别，试验表明，炉内受热面管的实际壁温比炉外蒸汽出口的壁温高大约30～50℃。结合曲线显示的温度，炉内高温再热器管的实际壁温经常达到580℃以上，最高可能超过630℃，超出其推荐使用温度。

5 结语

高温再热器管运行过程中经常发生超温现象是造成管子过热的主要原因，管子长期高温运行，导致显微组织老化，强度下降，高温下管子内应力超过其屈服强度，使管子发生蠕胀现象。

建议加强运行管理，调整壁温报警值，增加壁温测点，全面监控超温情况。检修期间加强对高温再热器管的防磨防爆检查，尤其注意蠕胀测量，及时发现胀粗的管子。对发生胀粗的管子割管取样进行金相组织分析和力学性能试验，掌握性能变化情况，避免管子失效。

［1］GB 5310—2008高压锅炉用无缝钢管［S］.

［2］DL／T 884—2004火电厂金相检验与评定技术导则［S］.

［3］王伟，何凤生，窦洪，等.某超超临界锅炉水冷壁管鼓包爆管分析［C］.第九届电站金属材料学术年会，2011.

［4］尹民权，张志辉，杜峰，等.2020t／h锅炉再热器爆漏原因浅析［J］.山东电力技术，2002，29（6）：60-62.

［5］王英涛.300 MW锅炉高温再热器超温问题研究［D］.武汉：华中科技大学，2005.

Bulge Analysis of the High Temperature Reheater

GONG Weiji1，LIU Rui2
（1.Huadian Rower International Technical Service Center，Jinan 250014，China；2.Shandong Electric Power Industry Boiler&Pressure Vessel Inspection Center Co.，Ltd.，Jinan 250003，China）

The reason of the bulge of a sub-critical boiler high temperature reheater was studied using component analysis，microstructure analysis，operation condition analysis and mechanical property test，and the overheat was regarded as the primary cause resulting in bulge.Finally suggestions and countermeasures were proposed.

high temperature reheater；bulge；overheat

TK228

B

1007－9904（2016）10－0062－04

2016-05-07

宫伟基（1969），男，高级工程师，从事电站承压设备失效分析和锅炉压力容器管理工作。