【正文】 因此在養(yǎng)護條件相同時，表現(xiàn)出不同的氧 化腐蝕情況。 現(xiàn)場因閥門內(nèi)漏或其他原因，造成了 1機組的聯(lián)氨溶液緩緩減少，溶液水面緩緩下 降，液面附近的換熱管發(fā)生腐蝕，液面下降越慢換熱管腐蝕時間越長，腐蝕程度也越嚴 重。采用該濕法保護應(yīng)設(shè) 有配藥、加藥系統(tǒng)和廢液處理系統(tǒng)，聯(lián)氨溶液（控制 PH 為 ～ 之間）須完全充 滿水側(cè)，不得有空氣漏入。 7） 1和 2機組的采用相同的停機養(yǎng)護方法，停機時間也一致，為何 1機組 3高加數(shù) 21 印度嘉佳發(fā)電廠 2660MW 超臨界燃煤機組工程 1機組 3高加爆管分析報告 A 版 次泄漏，而 2機組則無泄漏。此批換熱管資料齊全，檢驗齊備。 SA556Gr. C2 化學(xué)成分及力學(xué)性能見下表： 換熱管化學(xué)成分對比表 換熱管力學(xué)性能表 該機組采用的是德國本特勒原裝進口的換熱管。 6）關(guān)于換熱管材料的說明 換熱管采用 SA556Gr. C2，該牌號是 ASME SA556M 標準中的鋼號，為管式給水加 熱器用碳錳鋼小口徑管，珠光體型熱強鋼，是美國 HEI 給水加熱器標準推薦的專用換熱 管材，在國內(nèi)、國際上普遍采用，擁有很豐富的使用 經(jīng)驗，在國內(nèi)百萬超超臨界機組中 也普遍使用。若發(fā)現(xiàn)后者之和小于給水泵流量時，則可能存在換熱換泄漏， 需加強汽側(cè)水位及給水流量的監(jiān)控，做進一步的甄別。換熱管開 裂或者單根斷裂時的泄流量偏大，可以用給水泵流量、進省煤器給水流量和減溫水流量 的關(guān)系進行判斷。 5）如何通過水位變化判斷管熱管是否泄漏 一般情況下，換熱管泄漏量 相對于疏水量都較小，同時由于加熱器的結(jié)構(gòu)和介質(zhì)特 性，一般不會引起安全閥起跳，也不是所有工況都會引起水位急劇升高致高加自動解列 ， 20 化學(xué)成分， % C Si Mn P S Cr Mo Ni Cu ≤ ≥ ~ ≤ ≤ 室溫力學(xué)性能 MPa 高溫下的屈服強度 MPa σs σb 100 150 200 250 300 350 400 450 500 ≥280 ≥480 251 244 237 227 216 202 191 180 171 印度嘉佳發(fā)電廠 2660MW 超臨界燃煤機組工程 1機組 3高加爆管分析報告 A 版 往往需要通過水位變化及給水流量的變化進行判斷，手動解列高加。 4）三次泄漏都發(fā)生在過熱段，三次泄漏之間的關(guān)系分析 從高加次泄漏的截面位置示意圖（圖 15）中可以清晰看到，三次共有 12 處泄漏點 （包括單根泄漏和泄漏區(qū)域），共有 8 處集中在離管板中心 544～ 617 范圍內(nèi)，第二次及 第三泄漏點也在該集中區(qū)。 3）關(guān)于該項目換熱管堵管率的說明 該項目技術(shù)協(xié)議條款要求 “當有 5%的堵管時，供方仍能保證高壓給水加熱器的性 能滿足汽輪機組各工況給水加熱的要求以及各工況下加熱器疏水端差和給水端差的要 求 ”，而在協(xié)議的技術(shù)特性表中注明 “備用管子根數(shù)為 10%”。 圖 18 過熱段包殼結(jié)構(gòu)圖 因加熱器的提升溫度較大，為避免熱應(yīng)力的影響，所有隔板（折流板）與過熱段包 殼、疏冷段包殼及筒體均有間隙，均不采用焊接裝配。 過熱段包殼結(jié)構(gòu)見圖 18，外弧板、側(cè)板、頂板以及封板均采用外側(cè)焊縫，且在筒體 外裝配好后放入筒體內(nèi)，該裝配件與隔熱板采用內(nèi)側(cè)焊接（在圖 12 中可見焊縫），然后 采用內(nèi)側(cè)焊接裝配左弧板、右弧板及底板，最后立管架，裝配換熱管。換熱管穿孔在給水沖擊下，裂口也會逐漸擴大，但穿孔處的 斷裂傾向性較裂紋尖端的斷裂傾向性小。在給水壓力，換熱管壁的集中應(yīng)力和溫差應(yīng)力 以及腐蝕的聯(lián)合作用下，換熱管出現(xiàn) 裂紋或穿孔。在換熱管壁光滑時，換熱管內(nèi)的溫差應(yīng)力不會引起 換熱管的屈服變形與開裂，如果換熱管有腐蝕坑時，腐蝕坑周邊的集中應(yīng)力與溫差應(yīng)力 耦合，則有可能引起換熱管的開裂。如果加熱器溫度變化率太大，加熱器管板、換熱管及換熱管與 管板之間的封口焊縫處出現(xiàn)很大的熱應(yīng)力。 五 . 現(xiàn)場關(guān)注的主要問題及說明 1）現(xiàn)場認為，溫度升降速度大往往是引起元件的變形和裂紋，不會引起換熱管的斷裂。 d） 控制設(shè)備的運行水位不要太低，避免疏冷段汽液共存，避免疏冷段產(chǎn)生損壞； e） 加強運行水位及給水流量的監(jiān)察，以便及時發(fā)現(xiàn)換熱管泄漏并快速解列高加， 減少換熱管的二次損壞； f） 高加恢復(fù)投運時，控制注水速度，避免水擊對分程隔板損壞； g） 設(shè)備解列后應(yīng)按使用說明書進行防護，減少設(shè)備的氧化腐蝕； h） 現(xiàn)場返修人員嚴格按照堵管工藝操作，檢修后盡快投入運行，減少設(shè)備的常溫 氧化?？刂平o水溫升 ≤5℃ /min，溫降 ≤ 2℃ /min。通過換 熱管內(nèi)壁腐蝕情況的比較，再一次證明了 1機組 3高加腐蝕集中區(qū)域的存在。 總上所述，高加第三次泄漏的原因是換熱管氧化腐蝕導(dǎo)致的 5 換熱管開裂，最后 18 印度嘉佳發(fā)電廠 2660MW 超臨界燃煤機組工程 1機組 3高加爆管分析報告 A 版 演變?yōu)閾Q熱管斷裂。說明泄漏集中區(qū)的換熱 管腐蝕情況較集中區(qū)外的換熱器腐蝕情 況嚴重；腐蝕區(qū)內(nèi)離管板中心越近，換熱管的腐蝕情況越嚴重。從第一次分析知，該泄漏集中區(qū)換熱管氧化腐蝕嚴重，管壁減薄嚴重，在 集中應(yīng)力、壓力及熱應(yīng)力共同作用下，出現(xiàn)開裂，直至斷裂。說明此次泄漏由 5 管首先泄漏，該泄漏 點對周圍換熱管造成二次損傷，最終形成了此次區(qū)域性泄漏。 9 根泄漏換熱管中 6 出現(xiàn)了斷裂，其余換熱管為開裂， 其中 8 裂口周邊可見裂紋， 9 裂口周邊未見明顯裂紋。泄漏點的軸線位置見圖 16。泄漏點的軸向位置集中在距管板 1330～ 1460 之間（見圖 15）。泄漏點在橫截面 上的位置見圖 14。 與此同時，通過調(diào)取集控室 DCS 中的歷史曲線發(fā)現(xiàn)，業(yè)主在 10 月 7 日 1 號機停運時對 高加系統(tǒng)的溫降控制平穩(wěn)，無超標現(xiàn)象，但在 10 月 10 日 1 號機啟動時 3高加的溫升控 制嚴重超標，詳見表三。此次和樣品化驗及裂口 圖片也佐證了第一次泄漏分析的正確性。 總上所述，我公司認為高加第二次泄漏的原因有二，一是換熱管氧化腐蝕導(dǎo)致了換 熱管開裂，最后演變?yōu)閾Q熱管斷裂。 d. 從換熱管內(nèi)壁取樣的分析來看，換熱管內(nèi)壁發(fā)生了氧化反應(yīng)，證明了運行及養(yǎng)護 中含氧量超標。加熱器的過熱段外包殼采用的是外側(cè)連續(xù)焊接，圖中內(nèi)窺鏡看到的是外包殼 的內(nèi)側(cè)，是看不到包殼的裝配焊縫的，圖片中看到的焊縫為裝配時的定位焊。這是換熱管斷裂的原因，同時也證明了換熱管開裂是由裂紋發(fā)展而成的，進 一步佐證了第一次的泄漏分析。泄漏的給水對周圍管子造 成二次傷害，致使其余管子斷裂。第一次泄漏檢查時， 這些管子可能已經(jīng)嚴重損壞但沒有穿孔（或者泄漏點很?。?，以至于用壓縮空氣法無法 發(fā)現(xiàn)。此次泄漏先有一根或者 2 根泄漏， 泄漏的原因與第一次泄漏的原因相同，即運行和養(yǎng)護不當， 換熱管氧化腐蝕嚴重，在溫 差應(yīng)力、集中應(yīng)力及給水壓力下產(chǎn)生裂紋或穿孔，在給水的沖擊下造成斷裂。換熱管材料為 SA556C2，為優(yōu)質(zhì)碳錳鋼，其含氧量接近于零（換熱管化學(xué)成 分見 “關(guān)于換熱管材料的說明