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摘要：四川某火力发电厂300WM机组的#32锅炉壁式再热器爆管泄漏，引起机组“非停”。对壁式再热器失效管样进行试验分析，结果表明该锅炉壁式再热器管失效是由于其向火侧存在严重过热，抗疲劳强度降低，在交变热应力作用下使得该管段发生热疲劳破坏所致。为了防止此类失效问题继续发生，提出了相应措施和建议。
关键词：壁再交变热应力热疲劳 过热
1前言
四川某火力发电厂锅炉为东方锅炉厂生产的DG1025/17.4-Ⅱ4型，亚临界参数，四角切圆（逆时针旋转）低氮燃烧方式、自然循环汽包炉。在BMCR工况下，再热蒸汽流量844.1t/h，进/出口压力为3.80/3.63 MPa，进/出口温度为327/540℃。
#32机组于2008年6月投产，运行62089小时。2019年12月中旬完成B级检修后，连续运行时间174天。泄漏前，机组负荷184MW，再热蒸汽压力2.05 MPa，温度535℃，汽机背压4.5 KPa，机组保护全部投入。
2现场检查
（1）停炉冷却后检查发现，壁再左-1（左侧墙炉后往炉前数第1根管，简称壁再）在标高44.96米处泄漏。泄漏点向炉后及左侧方向冲刷附近贴墙水冷壁，致使水冷壁管泄漏2根，严重减薄5根（左侧炉后往炉前数第10～16根）。
（2）经对壁再右-1（右侧墙炉后往炉前数第1根管）检查发现，右-1存在弯曲变形，其表面未发现结焦。
3试验分析
3.1宏观检查
（1）爆口上方第一个活动节点（46.3m）处，壁再左-1与左-2之间连接焊缝已经松脱，该管段发生明显弯曲变形。
（2）壁再左-1断口宏观特征：断口面平齐，向火侧表面结焦较背火侧严重，肉眼可见断口处下方1000mm范围存在横向裂纹有4条，从上向下分别编号为#1、#2、#3、#4，其长度分别为35、50、40、45mm。用角磨机打磨氧化层后露出金属光泽，向火侧外壁氧化程度比背火侧严重，向火侧外壁发现存在多条横向裂纹，裂纹方向与管子轴线垂直，呈密集平行分布。
（3）管段取样宏观特征：在距#3号裂纹往下80mm管段处取样75mm，经打磨露出金属光泽后，发现其表面长度不一的12条裂纹，最大长度13mm，最小长度3mm。
（4）管段取样剖面宏观特征：在距#4号裂纹往下80mm管段处取样25mm，沿着纵向剖开该管段发现向火侧存在由表向里延伸的大量细微裂纹，背火侧未见裂纹。
3.2胀粗测量
对爆口相邻上下管段采用游标卡尺进行胀粗测量，壁再规格为φ60×4，上段胀粗值60.10mm，外径蠕变应变比值0.17%，下段胀粗值60.80mm，外径蠕变应變比值1.33%。其胀粗量符合《火力发电厂金属技术监督规程》DL/T438-2016中低合金钢管外径蠕变应变值小于2.5%要求。
3.3变形量
对取样管段2.68米进行弯曲变形值的测量，变形值56mm，变形比值2.1%，其变形量超过《锅炉定期检验规则》TSG G7002-2015中变形比值2%要求。
3.4材质分析
对爆口相邻上下管段采用x射线直读荧光光谱仪进行合金元素成份分析，壁再材质为12Cr1MoV。其主要合金元素Cr、Mo、V含量符合《高压锅炉用无缝钢管》GB/T5310-2017中12Cr1MoV要求。
3.5金相组织分析
（1）采用线切割的方式在#1-#4裂纹处取环状试样4个，分别编号为SY1、SY2、SY3、SY4，机械抛光后，用4%硝酸酒精腐蚀制成金相试样，采用蔡司光学显微镜分别在500倍下观察金相显微组织形貌。
结果表明：试样SY1～SY4两侧母材组织均为铁素体+珠光体。其中向火侧珠光体形态接近于完全消失，碳化物在晶界呈链状分布，球化级别4级～4.5级;背火侧珠光体区域显著分散，边界线变模糊，晶界碳化物增多，球化级别3级～3.5级。
（2）在距#4裂纹向下管段80mm处取样对管子纵向剖开，割取纵截面试样25mm，在镶嵌机镶嵌并经粗磨、细磨、抛光、浸蚀后，用蔡司光学显微镜分别在100倍、200倍、500下观察其形貌。
结果表明：裂纹由外壁向内壁扩展，最深为1.83mm，裂纹走向基本与管壁垂直，呈穿晶扩展，裂纹前段尖锐。
3.6硬度分析
对金相取样#3号裂纹的横截面采用台式数显布氏硬度计进行检验，测试结果：向火侧硬度137HB、140HB、135HB，处于标准下限值，背火侧硬度170HB、173HB、169HB满足《高压锅炉用无缝钢管》GB∕T5310-2017中规定的12Cr1MoV硬度要求（135-195HB）。
3.7垢样分析
对裂纹区附着结焦垢样进行X射线衍射分析，未发现腐蚀产物，其垢样主要成分为二氧化硅，含量为5.7%，三氧化二铁，含量为56.1%，四氧化铁镁，含量为38.2%。
4原因分析
4.1壁再受热分析
（1）由于煤粉气流残余旋转，四角切圆燃烧煤粉锅炉会在炉膛上部左右侧出现热偏差。对锅炉运行温度进行现场测试，机组在180MW负荷下，#32锅炉壁再管左-1爆口附近的烟温高于右-1相应位置烟温50～60℃;壁再左侧出口蒸汽温度也高于右侧8～10℃。又由于壁再管左-1和右-1向火面积较大，管内蒸汽流速较低，加之壁再管左-1附近烟温偏高，使得壁再管左-1向火侧局部超温。
（2）由于壁再左-1处于壁再进出口联箱端部，再热蒸汽在其端部静压差异，存在流量不匀，从而使集箱端部附近的管子流量减少，造成壁再左-1壁温偏高。
（3）由于机组长期低负荷运行，以及向工业园区供热，汽源点来自高压缸排汽的冷段，这样导致再热蒸汽流量降低，不能有效带走壁再管壁热量，加重璧再热负荷，因此不能有效降低壁再壁温。 依据锅炉厂文件要求，“再热冷段供热抽汽量应当处于5%～6%的进汽量才能将再热系统壁温维持在合理的范围。”在机组常用负荷下（180MW左右），锅炉厂推荐的安全抽汽量应为23.7～28.4t/h。据电厂提供2020年2月～6月数据分析，平均供汽量30t/h左右。每日小时平均供汽量变化波动幅度很大。
试验数据表明：①供汽量长时间处于超出设计范围;②供汽量存在波动。供汽量的超设计值和供汽量的波动会直接造成壁再管壁超温和温度波动。
4.2壁再热应力分析
当金属材料工作温度或膨胀系数有差别时，各部分膨胀和收缩会相互约束而产生附加温度应力也称热应力，温差越大，热应力越大，反之亦然。
（1）锅炉在启动过程中壁再受热膨胀，停炉过程中，壁再冷却收缩。壁再在启停炉过程中承受交变热应力（低周），启停次数越多，疲劳损伤也越大。
（2）壁再向火侧壁温高于背火侧壁温，造成向火侧膨胀量大于背火侧膨胀量。使得壁再向向火侧弯曲，向火侧外表面承受拉应力，背火侧外表面承受压应力。
（3）供热管线供热量的变化，造成壁再流量时大时小，使得壁再管壁存在交变热应力。
（4）经现场对壁再附近温度测试表明，烟气温度存在一定量周期性变化，也导致壁再管壁存在交变热应力。
4.3综合原因分析
（1）宏观检查，壁再向火侧外表面存在大量密集的平行横向裂纹，且裂纹走向由外向里扩展，管壁上的裂纹形貌具有典型的热疲劳裂纹特征。
（2）根据壁再受热分析和受力分析可知壁再管壁存在交变热应力。
（3）根据失效壁再管段的金相试验表明：该管段存在过热。向火侧过热程度远高于背火侧;可见裂纹缝隙内有大量高温氧化腐蚀产物，表明有长时过热现象。
（4）垢样分析结果表明只有高溫氧化腐蚀产物，无其它腐蚀产物，说明不存在腐蚀破坏。
（5）壁再管左-1爆口附近的烟温高于壁再管右-1相应位置的烟温50～60℃;壁再左侧出口蒸汽温度也高于右侧出口蒸汽温度8～10℃。这说明壁再右-1管段承受的热负荷低于壁再左-1管段承受的热负荷。
（6）壁再管左-1较本侧其它壁再管的向火面积较大，管内蒸汽流速较低，且其附近烟温相对偏高，使得壁再左-1管向火侧局部承受较大热负荷，本侧其它壁再管承受的热负荷较小。
从以上分析可知，该管段存在严重过热致使其抗热疲劳破坏能力降低（疲劳强度下降），又由于壁再失效管段存在交变热应力，使得该管段具备热疲劳损伤条件。
5结论及建议
根据以上试验分析，壁再管段失效原因是由于其向火侧存在严重过热其抗疲劳强度降低，在交变热应力作用下使得该管段发生热疲劳破坏。
为避免相同事件再次发生，根据壁再失效原因，特提出以下建议：
（1）对#32炉失效管段附近的壁再和对侧的相同部位壁再进行割管取样和管壁表面无损检测。
（2）在不能改善壁再管的受热状况下，考虑是否更换材料，以提高其抗热疲劳能力。
（3）按照逢停必检原则，加大炉内受热面管检查。
（4）通过就地手动调节装置改变燃尽风喷口水平倾角，使燃尽风在主燃区上部形成反向切气流，减小炉膛上部煤粉气流残余旋转度，以降低炉膛左右侧热偏差。必要时，停炉调整部分主燃烧器喷口水平倾角。
（5）根据供热需求及自身的设备特性，优化抽汽源（如在再热热段抽汽）及优化供热系统（如采用蒸汽匹配器，将再热蒸汽和汽轮机某级更低参数的抽汽混合扩压后供汽）的升级改造。
（6）为及时准确掌握壁式再热器热负荷较大区域的管壁温度及其变化规律，在热负荷较大区域的壁再管子加装永久或临时壁温测点和烟温测点。
参考文献：
[1] 电站重要金属部件的失效及其监督蔡文河严苏星编著（2009）
[2] GB∕T5310-2017高压锅炉用无缝钢管
关键词：壁再交变热应力热疲劳 过热
1前言
四川某火力发电厂锅炉为东方锅炉厂生产的DG1025/17.4-Ⅱ4型，亚临界参数，四角切圆（逆时针旋转）低氮燃烧方式、自然循环汽包炉。在BMCR工况下，再热蒸汽流量844.1t/h，进/出口压力为3.80/3.63 MPa，进/出口温度为327/540℃。
#32机组于2008年6月投产，运行62089小时。2019年12月中旬完成B级检修后，连续运行时间174天。泄漏前，机组负荷184MW，再热蒸汽压力2.05 MPa，温度535℃，汽机背压4.5 KPa，机组保护全部投入。
2现场检查
（1）停炉冷却后检查发现，壁再左-1（左侧墙炉后往炉前数第1根管，简称壁再）在标高44.96米处泄漏。泄漏点向炉后及左侧方向冲刷附近贴墙水冷壁，致使水冷壁管泄漏2根，严重减薄5根（左侧炉后往炉前数第10～16根）。
（2）经对壁再右-1（右侧墙炉后往炉前数第1根管）检查发现，右-1存在弯曲变形，其表面未发现结焦。
3试验分析
3.1宏观检查
（1）爆口上方第一个活动节点（46.3m）处，壁再左-1与左-2之间连接焊缝已经松脱，该管段发生明显弯曲变形。
（2）壁再左-1断口宏观特征：断口面平齐，向火侧表面结焦较背火侧严重，肉眼可见断口处下方1000mm范围存在横向裂纹有4条，从上向下分别编号为#1、#2、#3、#4，其长度分别为35、50、40、45mm。用角磨机打磨氧化层后露出金属光泽，向火侧外壁氧化程度比背火侧严重，向火侧外壁发现存在多条横向裂纹，裂纹方向与管子轴线垂直，呈密集平行分布。
（3）管段取样宏观特征：在距#3号裂纹往下80mm管段处取样75mm，经打磨露出金属光泽后，发现其表面长度不一的12条裂纹，最大长度13mm，最小长度3mm。
（4）管段取样剖面宏观特征：在距#4号裂纹往下80mm管段处取样25mm，沿着纵向剖开该管段发现向火侧存在由表向里延伸的大量细微裂纹，背火侧未见裂纹。
3.2胀粗测量
对爆口相邻上下管段采用游标卡尺进行胀粗测量，壁再规格为φ60×4，上段胀粗值60.10mm，外径蠕变应变比值0.17%，下段胀粗值60.80mm，外径蠕变应變比值1.33%。其胀粗量符合《火力发电厂金属技术监督规程》DL/T438-2016中低合金钢管外径蠕变应变值小于2.5%要求。
3.3变形量
对取样管段2.68米进行弯曲变形值的测量，变形值56mm，变形比值2.1%，其变形量超过《锅炉定期检验规则》TSG G7002-2015中变形比值2%要求。
3.4材质分析
对爆口相邻上下管段采用x射线直读荧光光谱仪进行合金元素成份分析，壁再材质为12Cr1MoV。其主要合金元素Cr、Mo、V含量符合《高压锅炉用无缝钢管》GB/T5310-2017中12Cr1MoV要求。
3.5金相组织分析
（1）采用线切割的方式在#1-#4裂纹处取环状试样4个，分别编号为SY1、SY2、SY3、SY4，机械抛光后，用4%硝酸酒精腐蚀制成金相试样，采用蔡司光学显微镜分别在500倍下观察金相显微组织形貌。
结果表明：试样SY1～SY4两侧母材组织均为铁素体+珠光体。其中向火侧珠光体形态接近于完全消失，碳化物在晶界呈链状分布，球化级别4级～4.5级;背火侧珠光体区域显著分散，边界线变模糊，晶界碳化物增多，球化级别3级～3.5级。
（2）在距#4裂纹向下管段80mm处取样对管子纵向剖开，割取纵截面试样25mm，在镶嵌机镶嵌并经粗磨、细磨、抛光、浸蚀后，用蔡司光学显微镜分别在100倍、200倍、500下观察其形貌。
结果表明：裂纹由外壁向内壁扩展，最深为1.83mm，裂纹走向基本与管壁垂直，呈穿晶扩展，裂纹前段尖锐。
3.6硬度分析
对金相取样#3号裂纹的横截面采用台式数显布氏硬度计进行检验，测试结果：向火侧硬度137HB、140HB、135HB，处于标准下限值，背火侧硬度170HB、173HB、169HB满足《高压锅炉用无缝钢管》GB∕T5310-2017中规定的12Cr1MoV硬度要求（135-195HB）。
3.7垢样分析
对裂纹区附着结焦垢样进行X射线衍射分析，未发现腐蚀产物，其垢样主要成分为二氧化硅，含量为5.7%，三氧化二铁，含量为56.1%，四氧化铁镁，含量为38.2%。
4原因分析
4.1壁再受热分析
（1）由于煤粉气流残余旋转，四角切圆燃烧煤粉锅炉会在炉膛上部左右侧出现热偏差。对锅炉运行温度进行现场测试，机组在180MW负荷下，#32锅炉壁再管左-1爆口附近的烟温高于右-1相应位置烟温50～60℃;壁再左侧出口蒸汽温度也高于右侧8～10℃。又由于壁再管左-1和右-1向火面积较大，管内蒸汽流速较低，加之壁再管左-1附近烟温偏高，使得壁再管左-1向火侧局部超温。
（2）由于壁再左-1处于壁再进出口联箱端部，再热蒸汽在其端部静压差异，存在流量不匀，从而使集箱端部附近的管子流量减少，造成壁再左-1壁温偏高。
（3）由于机组长期低负荷运行，以及向工业园区供热，汽源点来自高压缸排汽的冷段，这样导致再热蒸汽流量降低，不能有效带走壁再管壁热量，加重璧再热负荷，因此不能有效降低壁再壁温。 依据锅炉厂文件要求，“再热冷段供热抽汽量应当处于5%～6%的进汽量才能将再热系统壁温维持在合理的范围。”在机组常用负荷下（180MW左右），锅炉厂推荐的安全抽汽量应为23.7～28.4t/h。据电厂提供2020年2月～6月数据分析，平均供汽量30t/h左右。每日小时平均供汽量变化波动幅度很大。
试验数据表明：①供汽量长时间处于超出设计范围;②供汽量存在波动。供汽量的超设计值和供汽量的波动会直接造成壁再管壁超温和温度波动。
4.2壁再热应力分析
当金属材料工作温度或膨胀系数有差别时，各部分膨胀和收缩会相互约束而产生附加温度应力也称热应力，温差越大，热应力越大，反之亦然。
（1）锅炉在启动过程中壁再受热膨胀，停炉过程中，壁再冷却收缩。壁再在启停炉过程中承受交变热应力（低周），启停次数越多，疲劳损伤也越大。
（2）壁再向火侧壁温高于背火侧壁温，造成向火侧膨胀量大于背火侧膨胀量。使得壁再向向火侧弯曲，向火侧外表面承受拉应力，背火侧外表面承受压应力。
（3）供热管线供热量的变化，造成壁再流量时大时小，使得壁再管壁存在交变热应力。
（4）经现场对壁再附近温度测试表明，烟气温度存在一定量周期性变化，也导致壁再管壁存在交变热应力。
4.3综合原因分析
（1）宏观检查，壁再向火侧外表面存在大量密集的平行横向裂纹，且裂纹走向由外向里扩展，管壁上的裂纹形貌具有典型的热疲劳裂纹特征。
（2）根据壁再受热分析和受力分析可知壁再管壁存在交变热应力。
（3）根据失效壁再管段的金相试验表明：该管段存在过热。向火侧过热程度远高于背火侧;可见裂纹缝隙内有大量高温氧化腐蚀产物，表明有长时过热现象。
（4）垢样分析结果表明只有高溫氧化腐蚀产物，无其它腐蚀产物，说明不存在腐蚀破坏。
（5）壁再管左-1爆口附近的烟温高于壁再管右-1相应位置的烟温50～60℃;壁再左侧出口蒸汽温度也高于右侧出口蒸汽温度8～10℃。这说明壁再右-1管段承受的热负荷低于壁再左-1管段承受的热负荷。
（6）壁再管左-1较本侧其它壁再管的向火面积较大，管内蒸汽流速较低，且其附近烟温相对偏高，使得壁再左-1管向火侧局部承受较大热负荷，本侧其它壁再管承受的热负荷较小。
从以上分析可知，该管段存在严重过热致使其抗热疲劳破坏能力降低（疲劳强度下降），又由于壁再失效管段存在交变热应力，使得该管段具备热疲劳损伤条件。
5结论及建议
根据以上试验分析，壁再管段失效原因是由于其向火侧存在严重过热其抗疲劳强度降低，在交变热应力作用下使得该管段发生热疲劳破坏。
为避免相同事件再次发生，根据壁再失效原因，特提出以下建议：
（1）对#32炉失效管段附近的壁再和对侧的相同部位壁再进行割管取样和管壁表面无损检测。
（2）在不能改善壁再管的受热状况下，考虑是否更换材料，以提高其抗热疲劳能力。
（3）按照逢停必检原则，加大炉内受热面管检查。
（4）通过就地手动调节装置改变燃尽风喷口水平倾角，使燃尽风在主燃区上部形成反向切气流，减小炉膛上部煤粉气流残余旋转度，以降低炉膛左右侧热偏差。必要时，停炉调整部分主燃烧器喷口水平倾角。
（5）根据供热需求及自身的设备特性，优化抽汽源（如在再热热段抽汽）及优化供热系统（如采用蒸汽匹配器，将再热蒸汽和汽轮机某级更低参数的抽汽混合扩压后供汽）的升级改造。
（6）为及时准确掌握壁式再热器热负荷较大区域的管壁温度及其变化规律，在热负荷较大区域的壁再管子加装永久或临时壁温测点和烟温测点。
参考文献：
[1] 电站重要金属部件的失效及其监督蔡文河严苏星编著（2009）
[2] GB∕T5310-2017高压锅炉用无缝钢管