国内首批9F燃机P91钢高压主蒸汽管系的安全性检测与寿命评估

王海洲,赖新华,蔡 晖,黄 杰,陈秋辉,史志刚

(1.深圳市广前电力有限公司,深圳518054;2.西安热工研究院有限公司,西安710032)

国内首批9F燃机P91钢高压主蒸汽管系的安全性检测与寿命评估

王海洲1,赖新华1,蔡 晖2,黄 杰1,陈秋辉1,史志刚2

(1.深圳市广前电力有限公司,深圳518054;2.西安热工研究院有限公司,西安710032)

通过现场检测和取样试验,对已运行了10 a(年)的我国首批9F燃机P91钢高压主蒸汽管系进行了安全性检测和寿命评估。结果表明:高压主蒸汽管系中部分管段存在安装阶段留下的材质缺陷,对其采取了更换措施;9F燃机启停过程中引起的高压主蒸汽管系内外壁温差应力较小,相对于管系的二次应力来说可以忽略不计;硬度合格的焊接接头试样在540℃下具有较高的持久强度,其剩余蠕变寿命大于105h。

9F燃机;高压主蒸汽管系;P91钢;安全性检测;寿命评估

9F燃机作为我国燃气-蒸汽联合循环发电机组中的主力机型,其高压主蒸汽管道材料均采用P91钢[1-3]。我国首批投运的9F燃机机组迄今已运行了10 a(年),启动1 000余次。近几年虽对P91钢及其蠕变寿命已有大量的分析研究[4-6],但由于首批9F燃机投运时间早,在建造期间相关标准DL/T 438—2009[7]中尚无P91钢管道相关的检验监督规定(尤其是硬度),且运行方式长期处于调峰运行,故需要对首批某台9F燃机P91钢高压主蒸汽管系进行安全性检验与寿命评估,以期掌握首批9F燃机P91钢高压主蒸汽管道的安全状态。

试验机组为390 MW单轴燃气-蒸汽联合循环发电机组,热力系统为三压、一次中间再热系统,其高压过热蒸汽设计流量为277.67 t·h—1,出口压力为10.71 MPa,出口温度为540℃。高压主蒸汽管系包括锅炉侧出口导汽管、出口联箱和高压主蒸汽管道,规格依次为ϕ273.0 mm×21.44 mm, ϕ355.6 mm×27.79 mm和ϕ323.9 mm×22.2 mm,材料均为P91钢。该机组于2006年12月投产,至2013年12月停机时累计运行27 300 h,启停1 249次,冷态、温态、热态启停次数分别为70,225,954次。机组运行方式为两班制运行调峰,即根据电网日负荷曲线的分配规律,白天正常运行,夜间电网负荷低时停机,次日清晨热态启动,机组重新并网运行。高压主蒸汽管系在几种工况下的运行参数见表1。

表1 高压主蒸汽管系在几种工况下的运行参数Tab.1 Running parameters of high-pressure main steam piping under several working conditions

1 理化检验

1.1 支吊架检查及管系应力计算

高压主蒸汽管系共配置22组支吊架,检查共发现有11组支吊架存在部分吊架冷态和热态位移指针错误、欠载和过载问题,需对这些问题进行调整处理。

管系的应力计算依据为ASME B31.1—2016[8]和DL/T 5366—2014[9];计算软件采用CAESARⅡ4.5版本、组合单元法管道应力计算程序,计算参数和材料性能参数见表2。经过管系应力与支吊架的校核计算发现,高压主蒸汽管系在支吊架选型、吊点荷载及热位移上与原设计计算一致,管系应力合格,其最大一次应力(48.19 MPa)为其允许值的49.2%,最大二次应力(155.33 MPa)为其允许值的61.6%。

表2 高压主蒸汽管系的设计参数和材料性能Tab.2 Design parameters and material performance of high-pressure main steam piping

1.2 壁厚和弯管不圆度测量

使用MMX-6型超声波测厚仪对高压主蒸汽管道的壁厚进行测量,结果发现个别测点壁厚略低于公称壁厚,但均大于计算的最小需要壁厚,所测截面壁厚均匀。

使用卡钳对弯管的不圆度进行测量,结果表明18个弯管的不圆度在0～4.40%,符合DL/T 515— 2004[10]的要求(≤5%)。

1.3 硬度测试

使用HT-1000A型便携硬度计对管道的硬度进行测试,结果如表3所示,可见锅炉侧导汽管有3段直管、3个弯管、1个管座和3条焊缝的硬度低于DL/T 438—2009的要求,其他所测部位的硬度均符合标准要求。

表3 不符合标准要求的管段硬度Tab.3 Hardness of the pipe sections which did not conform to the requirement

1.4 金相检验

按照DL/T 884—2004对管道进行现场金相检验,结果如图1所示,发现5个管段的显微组织异常,为非正常的回火马氏体,其他管段的显微组织均正常。

图1 两类管段的显微组织形貌Fig.1 Microstructure morphology of two types of pipe sections：（a）abnormal structure（165 HB）；（b）normal structure（210 HB）

1.5 无损探伤

使用USM3546型数显超声波检测仪对46个对接焊缝进行超声波无损探伤,结果未见可记录缺陷,所有焊缝评为Ⅰ级;18个高压主蒸汽管道上的弯管外弧面的磁粉检测结果未见缺陷磁痕显示;33个各类高压主蒸汽管道上管座的渗透检测结果也未见缺陷痕迹显示。

1.6 割管试验分析

割取带有对接焊缝的管道试样进行化学成分分析、力学性能测试及金相检验,结果如表4～5及图2所示。

由化学成分分析结果可见,其化学成分符合ASME SA335—2007对P91钢的要求,如表4所示。

试样母材的硬度为218～230 HB,焊缝的硬度为267～269 HB,符合DL/T 438—2009对P91钢的要求,试样母材和焊接接头在室温和高温下的规定塑性延伸强度、抗拉强度、断后伸长率和冲击吸收能量均符合相应标准要求,如表5所示,材料性能未见明显劣化迹象。

试样焊接接头各个特征区域的显微组织状态正常,未见明显老化迹象,其中母材为细板条状的回火马氏体,焊缝为粗板条状的回火马氏体,如图2所示。

表4 试样的化学成分分析结果(质量分数)Tab.4 Analysis results of chemical compositions of the sample（mass） %

表5 试样的力学性能试验结果Tab.5 Testing results of mechanical properties of samples

图2 试样的显微组织形貌Fig.2 Microstructure morphology of samples：（a）welding seam；（b）heat affected zone（coarse grain zone）；（c）heat affected zone（fine grain area）；（d）parent metal

在540℃不同应力下进行蠕变试验,根据蠕变试验结果,用最小二乘法拟合得到应力-断裂时间的关系曲线,如图3所示。利用应力-断裂时间曲线,在540℃下外推到105h时的持久强度为190.7 MPa。P91钢焊接接头管样经过27 300 h的服役,540℃下的持久强度明显高于GB 5310—2008[11]对10Cr9Mo1 VNb N钢(P91钢的同类材料)母材新材料规定的下限(165 MPa),依据DL/T 940—2005[12]估算试样的蠕变剩余寿命大于105h。

图3 应力-断裂时间关系曲线Fig.3 The relationship curve between stress and fracture time

2 分析与讨论

经过高压主蒸汽管系的检测发现,有10个管段的硬度不合格且部分管段组织异常。结合以往检测结果可知,引起这些管段材质变差的原因是在原始安装阶段管段组配时或弯管热处理时参数控制不当,随后对其进行了更换。其他管段材质状态正常,组织性能未见老化、劣化和损伤迹象。管系应力与支吊架校核计算结果表明,高压主蒸汽管系的支吊架选型、吊点荷载及热位移与原设计计算的一致,管系应力合格。对接焊缝、弯管外弧面和管座的无损探伤检测结果均未见可记录缺陷。

根据管系的材料规格和启动最大升温速率(15℃·min—1),依据GB/T 16507.4—2013[13]中的式(A.10)估算机组启停过程中管系主管内外壁温差ΔT为7.2℃,其引起的热应力为二次应力,依据GB/T 19624—2004[14]中温差应力Qb估算公式(Qb＝1.6ΔT)可得温差应力为11.5 MPa,与管系二次应力(155.33 MPa)相比,机组启停过程中的内外壁温差应力可以忽略不计,因此机组频繁启停对管系主管不会产生明显的疲劳损伤。现场检测可能产生疲劳损伤的所有接管座、弯管/管外弧面和焊接接头,结果均未发现明显的疲劳损伤迹象。

割管试样的各项检测结果均合格或正常,通过蠕变试验得到了P91钢焊接接头在540℃下的持久强度(190.7 MPa)明显高于标准规定的新管下限值(165 MPa),估算试样的蠕变剩余寿命大于105h。

3 结论

(1)高压主蒸汽管系中部分管段存在安装阶段留下的材质缺陷,对其采取了更换措施。

(2)9F燃机启停过程中引起的高压主蒸汽管系内外壁温差应力较小,相对于管系的二次应力,可以忽略不计。

(3)硬度正常的焊接接头试样在540℃下具有较高的持久强度,其蠕变剩余寿命大于105h。

(4)建议继续严格按照相关标准、规程要求对高压主蒸汽管系进行检验、检测,对管道支吊架进行检查和调整。

[1] 叶善佩.从深圳前湾燃机电厂成功投产经验分析我国9F级联合循环机组的发展空间[J].能源与环境, 2010(4):2-4.

[2] 张辉,李茂东,卢忠铭,等.SA335-P22钢主蒸汽管道非破坏性剩余寿命评估方法[J].理化检验-物理分册, 2015,51(2):100-104.

[3] 田晓璇,肖国华,曹剑峰,等.P91钢现场快速金相检验方法[J].理化检验-物理分册,2015,51(12):867-869.

[4] 李益民,范长信,杨百勋,等.大型火电机组用新型耐热钢[M].北京:中国电力出版社,2013.

[5] 李益民,史志刚,蔡连元,等.P91主蒸汽管道高硬度和低硬度焊缝性能研究[J].热力发电,2007(5):89-92.

[6] 何晓东,刘玉民,刘东,等.P91钢高温持久性能及蠕变损伤研究[J].热加工工艺,2013,42(10):79-82,86.

[7] DL/T 438—2009 火力发电厂金属技术监督规程[S].

[8] ASME B31.1—2016 Power piping[S].

[9] DL/T 5366—2014 火力发电厂汽水管道应力计算技术规程[S].

[10] DL/T 515—2004 电站弯管[S].

[11] GB 5310—2008 高压锅炉用无缝钢管[S].

[12] DL/T 940—2005 火力发电厂蒸汽管道寿命评估技术导则[S].

[13] GB/T 16507.4—2013 水管锅炉第4部分:受压元件强度计算[S].

[14] GB/T 19624—2004 在用含缺陷压力容器安全评定[S].

Safety Inspection and Life Evaluation on P91 Steel High-pressure Main Steam Piping of Domestic First 9F Gas Turbine Unit

WANG Hai-zhou1,LAI Xin-hua1,CAI Hui2,HUANG Jie1,CHEN Qiu-hui1,SHI Zhi-gang2
(1.Shenzhen Guangqian Electric Power Co.,Ltd.,Shenzhen 518054,China; 2.Xi′an Thermal Power Research Institute,Xi′an 710032,China)

Through the field testing and sample testing,safety inspection and life evaluation were carried out on the P91 steel high-pressure main steam piping system of domestic first 9F gas turbine,which had been running for 10 years.The results show that:there were some quality defects existing in the part sections of the highpressure main steam piping,and the pipes were replaced;the stress of the temperature difference of the highpressure main steam piping caused by the start-stop process of 9F gas turbine was small and negligible compared with the secondary stress of the piping;the welding joint samples of qualified hardness had a higher endurance strength at 540℃,and the residual creep life was more than 105h.

9F gas turbine;high-pressure main steam pipe;P91 steel;safety inspection;life evaluation

TK223.3;TG115

:A

:1001-4012(2017)01-0001-04

10.11973/lhjy-wl201701001

2016-03-17

广东省粤电集团有限公司科技资助项目(GQL-PKJ13001)

王海洲(1967—),男,首席工程师,硕士,主要从事电力检修技术管理工作,whz＠qwpp.com。