完整版600MW超临界锅炉四管泄露运行检修问题分析毕业论文.docx
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完整版600MW超临界锅炉四管泄露运行检修问题分析毕业论文
分类号
安徽电气工程学院
毕业设计(论文)
题目600MW超临界锅炉四管泄露运行检修问题分析
系部 动力工程系 专业 火电厂集控运行
姓名 班级 12集控
指导教师 职称 教授
论文报告提交日期 2015年5月
安徽电气工程学院
摘要
随着电力形势的发展,超临界发电机组以其经济性、可靠性、运行灵活性,成为我国电力生产技术的发展趋势。
论文回顾超临界机组发展历史,分析其发展的现实意义、经济效益和环境效益,指出我国发展超临界机组需解决的关键问题,分析我国超临界发电技术的发展前景,介绍我国超临界机组的发展现况及分布情况。
就超临界锅炉在国内的相继投产后运行中暴露出来的四管泄漏问题进行深入的分析,对国内超临界机组自投产以来四管泄漏事例现象原因进行了介绍,从设计安装、检修、运行等方面提出了解决问题的方法及主要检修策略。
关键词:
超临界锅炉;运行问题;四管泄露;检修
目录
第一章:
超临界锅炉技术概述及发展状况分析
第一节超临界机组技术分析及我国发展超临界机组需解决的关键技术
第二节我国超临界锅炉发展概况及发展前景
第三节600MW超临界锅炉与亚临界机组比较
第4节我国超临界机组分布状况
第二章我国超临界锅炉运行中存在的主要问题
第一节机组运行主要问题概述
第二节机组运行问题统计表
第三章超临界锅炉四管泄露问题概述
第一节四管泄露问题产生的主要原因
第二节四管泄露问题检修及预防的主要措施
第三节四管泄露问题案例分析
结束语
参考文献
附表
第一章超临界锅炉技术概述及发展状况分析
我国是以煤炭作为发电主要燃料。
燃煤电站的突出问题是:
机组效率低,供电煤耗高。
高效超临界技术基本思想:
提高发电效率,减少燃料消耗,降低比电价并减少有害物质的排放。
根据相关资料,我国已探明的煤炭储量约为一万亿吨,人均拥有煤储量在世界上属中等水平。
但可采量及开采能力受一定条件的限制,我国的煤炭供需矛盾仍很突出,并将随火电的发展而进一步扩大。
此外,煤炭产地与高用电负荷地区相分隔,导致煤炭的运输一直是制约电力工业发展的重要因素。
因此在建设中加速采用国际上先进的超临界机组,对节约能源、减少污染无疑具有非常重要的意义。
第一节超临界机组技术分析及我国发展超临界机组需解决的关键技术
一、超临界机组技术分析
工程热力学将水的临界状态点参数定义为:
压力22.115MPa,温度374.15℃。
当水的状态参数达到临界点时,在饱和水与饱和蒸汽之间不再有汽、水共存的两相区存在。
与较低参数的状态不同,这时水的传热和流动特性等会存在显著的变化。
当蒸汽参数值大于上述临界状态点的压力和温度值时,则称其为超临界参数。
对于火力发电机组,当机组做功介质蒸汽的工作压力大于水的临界状态点压力时,称之为超临界机组。
超临界机组一般可分为两个层次:
一个是常规超临界机组(ConventionalSupercritical),其主蒸汽压力一般为24.2MPa,主蒸汽和再热蒸汽温度为540~560℃;另一个是高效超临界机组(HighEfficiencySupercriticalCycle),通常也称为超超临界机组(UltraSupercritical)或者高参数超临界机组(AdvancedSupercritical),其主蒸汽压力为28.5~30.5MPa,主蒸汽和再热蒸汽温度为580~600℃。
新一代超临界锅炉的技术进步主要表现在:
水冷壁、启动系统、燃烧技术、低污染排放、金属材料、消除热偏差等方面。
下面主要针对国内目前采用的几种超临界锅炉技术进行分析。
1水冷壁
水冷壁无一例外地采用膜式壁结构。
除了俄罗斯进口的几台机组,目前引进的超临界机组锅炉为了实现变压运行,在炉膛下辐射区全部采用了螺旋管圈水冷壁结构,在炉膛上辐射区的低热强度区域全部采用垂直管屏结构。
但在具体结构上还是有较大的变化。
表1列出了不同的螺旋管圈水冷壁结构和工作参数。
表1螺旋管圈水冷壁结构
供货单位
管径mm
节距mm
螺旋管数
螺旋倾角℃
盘旋圈数
质量流速kg·(m2·s)-1
材料
管型
北京巴威有限公司
Φ35X6
50
598
23.58
1
2412
723.6
15CrMoG
SA-213T12
内螺纹
光管
三井巴布科克有限公司
Φ38X6.35
51.1
492
1
2150
SA-213T12
内螺纹
光管
上海锅炉厂有限公司
Φ38.1X6.35
54
326
13.95
1.61
3085
1047
SA-213T12
光管
1.1螺旋管圈水冷壁采用内螺纹管
新一代超临界锅炉技术的重要变化是螺旋管圈水冷壁采用内螺纹管和增大螺旋管圈倾角且增加管屏宽度。
在高热流密度区域采用内螺纹管,可以降低水冷壁安全运行所需的最低质量流速。
从压降损失来看,由于内螺纹管增加的阻力被降低质量流速所抵消,水冷壁的压降损失仍然维持在1.83MPa左右。
从防止传热恶化来看,采用内螺纹管可以避免锅炉在亚临界压力运行下的膜态沸腾,推迟或避免超临界压力下类膜态沸腾的发生。
除灰斗区域以外,所有螺旋管圈水冷壁区域内都使用内螺纹管。
增大螺旋管圈倾角,有利于避免汽水流速较低时的汽水分层问题。
降低质量流速,就要增加管屏宽度,两者对减轻热偏差都不利。
但在高热强度区域采用耐温能力较高的合金管15CrMoG,同时采用热偏差较小的旋流式燃烧器对冲布置方式以及用内螺纹管的多项措施并举,以保证安全裕度。
不使用内螺纹管时,水冷壁的质量流速必须提高,以避免发生膜态沸腾和类膜态沸腾。
因此应使并列工作的管子根数减少,管屏宽度减小,螺旋角度相应降低,盘旋圈数略有增加。
1.2垂直管屏内螺纹管水冷壁
垂直管屏内螺纹管水冷壁变压运行技术已经成熟,日本已经有采用这种技术的1000MW超临界锅炉投入运行,国内浙江玉环电厂1000MW超临界锅炉采用这一技术。
垂直管屏的优势是结构简单,易于制造和悬吊,安装现场的焊接工作量小;运行中灰渣容易脱落,积灰结渣减少;水冷壁吸热变化时,管内流量变化较小;垂直管屏内螺纹管水冷壁技术可以降低质量流速,新一代超临界锅炉水冷壁的质量流速已经降低到2150kg(㎡·s),国内亚临界锅炉的运行证明这种水冷壁在质量流速为1000kg(㎡·s)就足以避免在亚临界压力运行下的膜态沸腾。
可见,也可推迟或避免超临界压力下类膜态沸腾发生的问题。
内螺纹管的批量生产已经国产化,完全有条件实现这种技术。
2启动系统
启动系统主要采用带大气式扩容器或带循环泵的2种形式。
2.1带大气式扩容器的启动系统
这种形式的启动系统比较简单(图1),设备投资较低,运行操作和控制也比较简易,但低负荷调节性能较差。
由于水冷壁的流量比较低,为了保证水冷壁在低负荷运行时的安全性,防止水冷壁发生传热恶化的最低质量流速要求值较高,因而高负荷时质量流速过高。
国内石洞口电厂超临界锅炉采用带扩容器的启动系统,水冷壁为光管,最低质量流速设计值为980kg(㎡·s),MCR时达到2800kg(㎡·s),水冷壁阻力达到1.84Mpa。
2.2带循环泵的启动系统
这种形式的启动系统略微复杂(图2),主要是增加了设备投资,但低负荷时的运行调节灵活性增强。
因为在低负荷时水冷壁中有循环流量通过,因此易于保持低负荷时有足够的流量并达到水冷壁冷却要求的质量流速,高负荷时的质量流速就不至于过高。
例如,表1中带循环泵的启动系统的锅炉水冷壁最低质量流速为723kg(㎡·s),最大质量流速为2150kg(㎡·s)~2412kg(㎡·s)。
当然最大的质量流速降低不只与启动系统有关,同时也和采用内螺纹管、螺旋管倾角增大和采用多种减小热偏差的措施有关。
但起决定作用的还是采用带有循环泵启动系统和内螺纹管。
3燃烧技术及低污染排放
新一代超临界锅炉对燃烧技术提出了更高的要求,主要体现在所要求的燃烧设备既能满足低负荷下不投油稳定燃烧(当燃用烟煤、30%负荷)的要求,又要求降低NO*的生成量,同时还要求降低燃烧器区域水冷壁的局部热强度。
本文简要叙述主要的技术方向。
即燃烧配风一般采用多级布风方式(燃烧器本身三级、燃烧器上部两级配风),火焰燃烧经过过量空气系数<1的着火区和氧化氮还原区,最后才经过过量空气系数>1的燃尽区实现完全燃烧。
而新技术的主要特点是实现在火焰内脱氮和炉内脱氮。
同时采用小功率旋流式燃烧器对冲布置或浓淡浓新型直流式燃烧器四角布置,在大型锅炉上还采用单炉膛双切圆的辐射和对流互补热偏差的综合性技术。
4金属材料
超临界机组的主要技术特征是随着蒸汽参数的大幅度提高,锅炉、汽轮机、蒸汽管道、高压加热器等需要采用新材料,以提高耐高温、抗蠕变能力和承受超临界压力的强度,并减小壁厚,提高机组对快速负荷变化的适应能力。
蒸汽参数越高,也需要采用高性能的金属材料,造价也高。
5消除热偏差技术
5.1采用小功率旋流式燃烧器对冲燃烧方式
引进技术国产化600MW超临界锅炉采用对冲燃烧方式。
国内运行实践表明,其独特优点是可以减小烟气侧的热偏差。
热偏差为1.02~1.04。
同时,为了进一步消除蒸汽侧和烟气侧的热偏差,还采取以下措施:
(1)采用小容量的旋流式燃烧器,沿炉膛宽度均匀、对称布置,再通过燃烧调整实现单只燃烧器的风粉均匀分配,使炉膛出口烟气流量和温度偏差都较小;
(2)各级过热器以及各级再热器之间集箱间的连接采用大口径管道左右交叉;
(3)保持各受热面管排相同的横向节距;
(4)合理选择各集箱内径,在进口集箱设计节流孔;
(5)屏式过热器管间长度一致,使受热偏差、结构偏差和流量偏差减小。
5.2对流与辐射互补抵消热偏差的双切圆燃烧方式(见图3)
图3对流与辐射互补的双切圆燃烧方式
2个相对独立的反向切圆燃烧方式,将对流热偏差与整体单一火焰辐射系统的辐射热偏差相互补偿或抵消,使热偏差尽可能减小。
新一代超临界机组锅炉技术发生了重要变化,主要表现在锅炉水冷壁、燃烧技术、启动系统、金属材料等,其中水冷壁技术和燃烧技术处于优先水平。
采用引进技术国产化超临界机组,可以弥补国内超临界机组技术单纯依靠进口设备造成的价格过高,又及时引人新技术以缩短国内超临界技术与世界先进技术的差距。
在实现国产化后,还需要研究适合中国煤质多变的燃烧技术和系统优化设计以及运行调节技术。
二.我国发展超临界机组需解决的关键技术
对照国外超临界技术发展的经验,结合我国目前的实际情况,可列出我国发展超临界机组需解决的关键技术如下:
(1)超临界机组系列选型及系统配置的研究:
包括超临界机组锅炉、汽轮机、发电机、主要辅机等系列选型,超临界机组热力系统优化设计,超临界机组汽机旁路系统选型;
(2)大型超临界锅炉关键技术研究:
包括超临界锅炉炉型及燃烧系统配置方式,关键受压部件结构优化设计和寿命管理;
(3)大型超临界汽轮机关键技术研究:
包括超临界机组转子动力特性,固体颗粒冲蚀特性和防护措施,末级长叶片振动应力和疲劳寿命,高温高压部件温度场、应力场和蠕变疲劳寿命;
(4)大型超临界单轴900MW(百万千瓦级)机组汽轮发电机关键技术研究:
包括发电机转子装配结构件应力水平、配合要求及材料选择,发电机转子通风选择,励磁方式,轴系、振动及汽轮机、发电机联接的分析,定、转子绝缘结构;
(5)超临界机组材料的国产化研究:
包括超临界汽轮机高温材料和锻件材料,超临界锅炉过热器、再热器材料,国产P91钢管性能试验及管件开发;
(6)超临界机组自动控制关键技术研究:
包括超临界机组仪表和自动控制系统,超临界机组关键仪表;
(7)超临界机组主要辅机设备研制:
包括超临界机组锅炉给水泵组,超临界机组锅炉再循环水泵,超临界机组高压阀门国产化;
(8)超临界机组运行技术研究:
包括超临界机组合理运行方式,超临界机组动态特性,超临界机组安全经济在线监测诊断技术,超临界汽轮机末级长叶片变负荷时的流场和动应力及调峰性能,超临界机组汽水品质控制和停机保养技术。
第二节我国超临界锅炉发展现状及发展前景
一、我国超临界机组发展现状
到目前为止,我国发电量的75%是由小于300MW的机组提供的,其电厂效率在27%~29%,远低于发达国家的35%~40%。
我国自20世纪80年代开始陆续引进并投运了一批超临界机组,如已投运的华能石洞口二厂2x600MW、华能南京热电厂2x300MW、华能营口电厂2x300MW,绥中电厂2x800MW、外高桥电厂二期2x900MW等发电厂。
经过一段时间的运行之后,我国已积累了常规超临界机组较好的运行经验。
根据我国1994年可靠性管理中心报告资料,我国当时6台600MW机组中,石洞口二厂I﹟﹑2﹟机组的等效可用率分别为89.7%和79.15%,强迫停机率为2.20%和0.84%,为国内600MW机组的第一、第二名。
我国已引进或在建的超临界电厂主要参数统计见表2。
表2我国已引进的超临界电厂主要参数统计
电厂名
制造厂
台数
功率MW
参数(MPa9C℃)
石洞口二厂
ABBCE-SUI.ZER
2
600
24.2538566
盘山电厂
前苏联
2
500
23.54540540
华能南京热电厂
前苏联
2
320
23.54540540
营口电厂
前苏联
2
300
25.0545545
伊敏电厂
前苏联
2
500
25.0545545
绥中电厂
前苏联
2
800
25.0545545
漳州厚石电厂
三菱
2
600
24.6538566
外高桥电厂二期
西门子阿尔斯通
2
900
24.2538566
2004年11月23日,华能沁北电厂I﹟号机组顺利通过168即可完成。
超临界直流锅炉启动时要求保证从启动到MCR全过程的安全性,防止亚临界参数下的膜态沸腾和超临界参数下的管壁超温以及沿宽度方向上的温度偏差。
根据要有一定的启动流量和启动压力。
一开始升压就必须不间断地向锅炉进水,维持足够的工质流速和压力使受热面得以冷却。
但考虑到启动热损失和分离器容量,原则上在可靠冷却前提下质量流量尽量选得小些,通常为25%~35%MCR。
超临界锅炉内的炉水被加热到相应压力下的临界温度时全部汽化,不再存在汽、水两相区。
由水变成蒸汽经历两个阶段,即加热阶段和过热阶段。
水冷壁自启动至37%MCR负荷时,运行方式与汽包锅炉相似,汽水分离器充当汽包的作用,分离出的水排入疏水扩容器实现工质回收。
当负荷到37%MCR时,汽水分离器由湿态切换到干态。
37%MCR到85%MCR时,锅炉作变压直流运行,这时内置式汽水分离充当集汽箱的作用。
汽水分离器是直流锅炉启动系统中的一个重要部分,有内置式和外置式之分。
石洞口电厂锅炉采用内置式汽水分离器。
启动时汽水分离器能起固定蒸发终点的作用,启动完毕后不从系统中切除,而是串联在汽水流程内。
当分离器切换到干态运行后,自动控制由水位控制改变为工质温度控制,工作参数(压力和温度)要求比较高,但因不需切除,控制阀门可以简化。
3.3汽机旁路系统
中间再热单元机组要设置旁路系统,以便在机组启停和汽机故障时协调匹配机炉的工况,实现工质的回收。
石洞口二厂锅炉设有100%容量的高压旁路和65%容量的低压旁路,两级旁路串联,这是欧洲国家采用的典型系统。
汽机冲转后带上少量负荷时,随着汽机进汽量的增加,高压旁路阀逐渐关小。
当汽机主调门开度达到90%时,高压旁路阀门全关,当锅炉蒸汽压力超过预定的安全值时,可通过特殊的控制回路将旁路阀快速打开,起到锅炉安全阀的作用,故锅炉过热器不另设安全阀。
用高压旁路来代替安全阀,可减弱噪音,并使蒸汽通过减压减温装置进入凝汽器,实现工质回收。
低压旁路将再热器出口蒸汽绕过汽机中低压缸而直接排入凝汽器。
由于该旁路只具备65%容量,不能作为安全阀,故再热器前后均另设安全阀。
在汽机甩部分或全部负荷时,低压旁路调节阀会接受--脉冲信号,以增加其开度而快速排出因汽机中压缸进汽减少而多余的蒸汽。
平圩电厂和北仑电厂亚临界机组也设有高压和低压旁路系统,其作用与石洞口二厂超临界机组的旁路系统相仿,但容量较小。
平圩电厂的高低压旁路的容量都为30%额定负荷,北仑电厂高低压旁路的容量分别为50%和60%额定负荷。
4.结束语
经过40多年的不断完善和发展,超临界机组的发展已进入成熟和实用阶段,运行可靠性和热经济性指标不低于亚临界机组,运行灵活性也大为提高。
为进一步降低能耗,减少CO2排放,改善环境,在材料技术发展的前提下,超临界机组正朝更高参数的超超临界技术方向迅速发展。
第四节我国超临界机组分布状况
经过技术的成熟和发展,目前超临界参数火力发电机组在可靠性和调峰灵活性等方面都可以得到保证,这对煤炭资源的节约、发电机组的经济性以及环境改善,都显示了相当的优越性。
我国在超临界和超超临界机组的研究、设计和制造能力的形成和提高上加大投人,发挥国内生产制造能力,新建了一大批超临界机组。
我们小组通过各方面调研,对全国的超临界机组进行统计列表,详情见附表1。
由于资源、经济、交通等各方面因素影响,我国各省超临界机组建设状况并不均衡,在资源丰富、经济发达、交通便利的地方,机组建设较多,图4是根据调研资料经过统计的全国各省市机组分布情况。
图4我国各省市超临界机组分成情况
第二章我国超临界锅炉运行中存在的主要问题
第一节机组运行主要问题概述
我国从2004年国产超临界机组投运以来,运行状况总体较好,但也出现了一些问题,我们通过对多家电厂的调研,总结出了几种常见事故,详情见图5。
图5国产超临界锅炉常见事故统计
哈尔滨锅炉厂、上海锅炉厂、东方锅炉厂是国内最大的三家锅炉生产厂家,代表国内锅炉发展的最高水平,我们通过对所调查的几十家电厂锅炉发生事故次数的比较,统计了三家电厂锅炉事故率,对三家锅炉厂做了简单的比较,见图6,由于三家锅炉产量及所调研资料的不足,此表有一定的缺憾,仅供参考。
图6国内超临界锅炉生产厂家锅炉比较表
第三章超临界锅炉四管泄露问题概述
水的临界压力为22.115MPa,临界温度为347.15℃.在临界点上,水与汽的参数完全相同,两者的差别消失。
超临界锅炉工作在超临界压力范围内,水冷壁与过热器的功能类似,水冷壁热偏差导致流量偏差扩大、偏差管内工质热物理特性剧烈变化,进而产生流量偏差和传热特性恶化,致使水冷壁壁温偏差增大。
同时超临界机组再热器、过热器材质品种繁多,基建施工中错用钢材和焊接工艺问题导致的锅炉故障问题比较突出,其危害比亚临界自然循环锅炉的程度严重得多。
针对超临界锅炉机组四管泄漏问题进行技术攻关和不断探索,在设计施工、检修、运行等方面进行了有益的尝试和改进部分问题得到有效解决。
对提高超临界锅炉的设计水平、设备可用率及安全运行具有重要价值。
统计资料表明,机组因锅炉问题造成非计划停运占机组非计划停运的60%~80%,而锅炉“四管”(水冷壁管、过热器管、再热器管、省煤器管)泄漏引起的非计划停运时间占机组因锅炉问题非计划停运时间的70%以上,少发电量占全部事故少发电量的50%以上,是影响电厂安全经济运行的主要因素。
因此,如何有效预防锅炉爆管,是一个很有意义的课题。
第一节四管泄露问题产生的主要原因
1.长期、短期超温爆管泄漏
锅炉受热面管壁造成长时超温过热的原因主要有两种:
一是管子内进入异物使管子堵塞,或是焊接时的焊瘤等易造成管子堵塞;二是氧化物太多。
第一种情况管子内进入异物主要是基建安装时造成,短时间内就发生爆管。
如某超临界锅炉Ⅱ级屏在168h试运期间曾发生5次爆管,其材质为12Cr18Ni12Ti规格为∮32mm×6mm.破口宏观特征为:
爆破口较大,呈尖锐喇叭形,管壁减薄较多,胀粗明显,破口边缘薄而锋利。
爆管原因为:
安装时酸洗不合格,管子里有异物堵塞。
第二种情况氧化物脱落造成爆管的过程为:
大型电站锅炉的高温过热器和再热器多为立式布置,每级过热器和再热器由数百根竖立的U形管并列组成。
机组在停机和启动时,以及负荷、温度和压力变化较大时,锅炉受热面上达到剥离条件的氧化皮开始逐渐剥离下来,堆积在锅炉过热器蛇行管受热面底部。
剥离下来的氧化皮垢层,一部分被高速流动的蒸汽带出过热器,另有一些会落到U形管底部弯头处。
当某一根管子开始有了一些脱落物堆积后,由于流动阻力增加,它的管壁温度就会比周围的管子高,由于底部弯头处氧化皮剥离物的不断堆积,使得管内通流截面减小,造成流动阻力增加,导致管内的蒸汽流通量减少,使管壁金属温度升高。
当堆积物数量较多时,造成管壁超温引起爆管。
爆破口特征为:
爆破口外壁颜色较深,表面有多道蠕变纵向裂纹,爆破口处无明显胀粗,边缘减薄不明显。
2.材质不良导致发生爆管
超临界锅炉机组材质规格繁多,如某电厂锅炉一级屏式过热器材质为12CrlMoV,二级屏式过热器、三级屏式过热器材质为12Cr18Ni12Ti,二级对流过热器、二级对流再热器材质为12Cr18Ni12Ti,水冷壁材质为12CrlMoV,一级对流再热器材质为12CrlMoV,一级对流过热器材质为12CrlMoV,省煤器材质为CT20,如基建安装时由于检验把关不严导致材质错用,则很容易发生爆管问题,爆管宏观特征为爆破口异常剧烈,破口呈大喇叭状,边缘粗钝,为典型脆性断裂。
3.管材磨损引起锅炉泄漏原因
(1)易磨损部位受热面防磨瓦脱落!
烟气磨损使管子泄漏;
(2)锅炉蒸汽吹灰器设计安装位置角度不合理,蒸汽长时间工作直吹受热面管某一固定部位导致泄漏。
4.因设计、安装原因引起锅炉泄漏
某电厂超临界锅炉在投产初期启停过程中!
出现过几次下辐射区水冷壁前后墙和侧墙连接处水冷壁撕裂现象。
分析引起水冷壁撕裂的原因为:
该电厂锅炉属于典型的“一炉两锅”,两个流道的沿程受热面汽水互不混合,运行中易形成温度偏差,前后墙水冷壁的热膨胀程度与侧墙水冷壁热膨胀程度不同,但整个水冷壁通过鳍片焊接成一个整体,造成前后墙与侧墙连接处焊缝存在拉应力,而且这种拉应力在锅炉停炉时表现得尤为剧烈。
由于锅炉的频繁启停,这种拉应力使前后墙与侧墙连接处金属的局部组织产生疲劳,引起撕裂,属设计不合理。
采取的改进措施为:
将10m处前后墙与侧墙连接鳍片从中间割开1m多,边缘磨出止裂孔,使前后墙与侧墙分开,两个流道停炉时自由收缩。
运行表明改造效果明显。
5.异种钢接头失效造成爆管
某直流炉过热器的异种钢焊口布置在炉顶,珠光体钢12CrlMoV和奥氏体钢12Cr18Ni12Ti,两种钢的耐热能力相差很大,当炉内管出现过热时一定首先体现出12CrlMoV材质胀粗过热和泄漏,因此检查炉内异种钢过热器超温情况时应重点检查热室中的异种钢焊口及12CrlMoV管材的过热和胀粗。
异种钢接头失效的过程主要体现在如下方面:
(1)在运行温度下,碳原子从低合金母材侧进入奥氏体焊缝,在熔合线附近形成脱碳层和增碳层。
脱碳层的形成使接头强度和蠕变性能降低,蠕变强度不匹配更加严重。
(2)由线膨胀系数的差异引起的热应力和残余应力与正常的管运行应力相叠加,在接头熔合区产生应力集中。
在该区可能还存在马氏体相组织。
(3)由于蠕变强度的差异"在应力集中的作用下,应变主要集中在蠕变强度较低的区域,即低合金母材侧熔合线附近,运行一段时间后,该区域内部产生蠕变裂纹,外部产生类似咬边缺陷的沟槽。
(4)长期运行产生的蠕变裂纹相互联合。
(5)联合的
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