王海洲,賴新華,蔡 暉,黃 杰,陳秋輝,史志剛

(1.深圳市廣前電力有限公司,深圳518054;2.西安熱工研究院有限公司,西安710032)

國內(nèi)首批9F燃機P91鋼高壓主蒸汽管系的安全性檢測與壽命評估

王海洲1,賴新華1,蔡 暉2,黃 杰1,陳秋輝1,史志剛2

(1.深圳市廣前電力有限公司,深圳518054;2.西安熱工研究院有限公司,西安710032)

通過現(xiàn)場檢測和取樣試驗,對已運行了10 a(年)的我國首批9F燃機P91鋼高壓主蒸汽管系進行了安全性檢測和壽命評估。結(jié)果表明:高壓主蒸汽管系中部分管段存在安裝階段留下的材質(zhì)缺陷,對其采取了更換措施;9F燃機啟停過程中引起的高壓主蒸汽管系內(nèi)外壁溫差應(yīng)力較小,相對于管系的二次應(yīng)力來說可以忽略不計;硬度合格的焊接接頭試樣在540℃下具有較高的持久強度,其剩余蠕變壽命大于105h。

9F燃機;高壓主蒸汽管系;P91鋼;安全性檢測;壽命評估

9F燃機作為我國燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組中的主力機型,其高壓主蒸汽管道材料均采用P91鋼[1-3]。我國首批投運的9F燃機機組迄今已運行了10 a(年),啟動1 000余次。近幾年雖對P91鋼及其蠕變壽命已有大量的分析研究[4-6],但由于首批9F燃機投運時間早,在建造期間相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)DL/T 438—2009[7]中尚無P91鋼管道相關(guān)的檢驗監(jiān)督規(guī)定(尤其是硬度),且運行方式長期處于調(diào)峰運行,故需要對首批某臺9F燃機P91鋼高壓主蒸汽管系進行安全性檢驗與壽命評估,以期掌握首批9F燃機P91鋼高壓主蒸汽管道的安全狀態(tài)。

試驗機組為390 MW單軸燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組,熱力系統(tǒng)為三壓、一次中間再熱系統(tǒng),其高壓過熱蒸汽設(shè)計流量為277.67 t·h—1,出口壓力為10.71 MPa,出口溫度為540℃。高壓主蒸汽管系包括鍋爐側(cè)出口導(dǎo)汽管、出口聯(lián)箱和高壓主蒸汽管道,規(guī)格依次為?273.0 mm×21.44 mm, ?355.6 mm×27.79 mm和?323.9 mm×22.2 mm,材料均為P91鋼。該機組于2006年12月投產(chǎn),至2013年12月停機時累計運行27 300 h,啟停1 249次,冷態(tài)、溫態(tài)、熱態(tài)啟停次數(shù)分別為70,225,954次。機組運行方式為兩班制運行調(diào)峰,即根據(jù)電網(wǎng)日負(fù)荷曲線的分配規(guī)律,白天正常運行,夜間電網(wǎng)負(fù)荷低時停機,次日清晨熱態(tài)啟動,機組重新并網(wǎng)運行。高壓主蒸汽管系在幾種工況下的運行參數(shù)見表1。

表1 高壓主蒸汽管系在幾種工況下的運行參數(shù)Tab.1 Running parameters of high-pressure main steam piping under several working conditions

1 理化檢驗

1.1 支吊架檢查及管系應(yīng)力計算

高壓主蒸汽管系共配置22組支吊架,檢查共發(fā)現(xiàn)有11組支吊架存在部分吊架冷態(tài)和熱態(tài)位移指針錯誤、欠載和過載問題,需對這些問題進行調(diào)整處理。

管系的應(yīng)力計算依據(jù)為ASME B31.1—2016[8]和DL/T 5366—2014[9];計算軟件采用CAESARⅡ4.5版本、組合單元法管道應(yīng)力計算程序,計算參數(shù)和材料性能參數(shù)見表2。經(jīng)過管系應(yīng)力與支吊架的校核計算發(fā)現(xiàn),高壓主蒸汽管系在支吊架選型、吊點荷載及熱位移上與原設(shè)計計算一致,管系應(yīng)力合格,其最大一次應(yīng)力(48.19 MPa)為其允許值的49.2%,最大二次應(yīng)力(155.33 MPa)為其允許值的61.6%。

表2 高壓主蒸汽管系的設(shè)計參數(shù)和材料性能Tab.2 Design parameters and material performance of high-pressure main steam piping

1.2 壁厚和彎管不圓度測量

使用MMX-6型超聲波測厚儀對高壓主蒸汽管道的壁厚進行測量,結(jié)果發(fā)現(xiàn)個別測點壁厚略低于公稱壁厚,但均大于計算的最小需要壁厚,所測截面壁厚均勻。

使用卡鉗對彎管的不圓度進行測量,結(jié)果表明18個彎管的不圓度在0～4.40%,符合DL/T 515— 2004[10]的要求(≤5%)。

1.3 硬度測試

使用HT-1000A型便攜硬度計對管道的硬度進行測試,結(jié)果如表3所示,可見鍋爐側(cè)導(dǎo)汽管有3段直管、3個彎管、1個管座和3條焊縫的硬度低于DL/T 438—2009的要求,其他所測部位的硬度均符合標(biāo)準(zhǔn)要求。

表3 不符合標(biāo)準(zhǔn)要求的管段硬度Tab.3 Hardness of the pipe sections which did not conform to the requirement

1.4 金相檢驗

按照DL/T 884—2004對管道進行現(xiàn)場金相檢驗,結(jié)果如圖1所示,發(fā)現(xiàn)5個管段的顯微組織異常,為非正常的回火馬氏體,其他管段的顯微組織均正常。

圖1 兩類管段的顯微組織形貌Fig.1 Microstructure morphology of two types of pipe sections：（a）abnormal structure（165 HB）；（b）normal structure（210 HB）

1.5 無損探傷

使用USM3546型數(shù)顯超聲波檢測儀對46個對接焊縫進行超聲波無損探傷,結(jié)果未見可記錄缺陷,所有焊縫評為Ⅰ級;18個高壓主蒸汽管道上的彎管外弧面的磁粉檢測結(jié)果未見缺陷磁痕顯示;33個各類高壓主蒸汽管道上管座的滲透檢測結(jié)果也未見缺陷痕跡顯示。

1.6 割管試驗分析

割取帶有對接焊縫的管道試樣進行化學(xué)成分分析、力學(xué)性能測試及金相檢驗,結(jié)果如表4～5及圖2所示。

由化學(xué)成分分析結(jié)果可見,其化學(xué)成分符合ASME SA335—2007對P91鋼的要求,如表4所示。

試樣母材的硬度為218～230 HB,焊縫的硬度為267～269 HB,符合DL/T 438—2009對P91鋼的要求,試樣母材和焊接接頭在室溫和高溫下的規(guī)定塑性延伸強度、抗拉強度、斷后伸長率和沖擊吸收能量均符合相應(yīng)標(biāo)準(zhǔn)要求,如表5所示,材料性能未見明顯劣化跡象。

試樣焊接接頭各個特征區(qū)域的顯微組織狀態(tài)正常,未見明顯老化跡象,其中母材為細板條狀的回火馬氏體,焊縫為粗板條狀的回火馬氏體,如圖2所示。

表4 試樣的化學(xué)成分分析結(jié)果(質(zhì)量分?jǐn)?shù))Tab.4 Analysis results of chemical compositions of the sample（mass） %

表5 試樣的力學(xué)性能試驗結(jié)果Tab.5 Testing results of mechanical properties of samples

圖2 試樣的顯微組織形貌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℃不同應(yīng)力下進行蠕變試驗,根據(jù)蠕變試驗結(jié)果,用最小二乘法擬合得到應(yīng)力-斷裂時間的關(guān)系曲線,如圖3所示。利用應(yīng)力-斷裂時間曲線,在540℃下外推到105h時的持久強度為190.7 MPa。P91鋼焊接接頭管樣經(jīng)過27 300 h的服役,540℃下的持久強度明顯高于GB 5310—2008[11]對10Cr9Mo1 VNb N鋼(P91鋼的同類材料)母材新材料規(guī)定的下限(165 MPa),依據(jù)DL/T 940—2005[12]估算試樣的蠕變剩余壽命大于105h。

圖3 應(yīng)力-斷裂時間關(guān)系曲線Fig.3 The relationship curve between stress and fracture time

2 分析與討論

經(jīng)過高壓主蒸汽管系的檢測發(fā)現(xiàn),有10個管段的硬度不合格且部分管段組織異常。結(jié)合以往檢測結(jié)果可知,引起這些管段材質(zhì)變差的原因是在原始安裝階段管段組配時或彎管熱處理時參數(shù)控制不當(dāng),隨后對其進行了更換。其他管段材質(zhì)狀態(tài)正常,組織性能未見老化、劣化和損傷跡象。管系應(yīng)力與支吊架校核計算結(jié)果表明,高壓主蒸汽管系的支吊架選型、吊點荷載及熱位移與原設(shè)計計算的一致,管系應(yīng)力合格。對接焊縫、彎管外弧面和管座的無損探傷檢測結(jié)果均未見可記錄缺陷。

根據(jù)管系的材料規(guī)格和啟動最大升溫速率(15℃·min—1),依據(jù)GB/T 16507.4—2013[13]中的式(A.10)估算機組啟停過程中管系主管內(nèi)外壁溫差ΔT為7.2℃,其引起的熱應(yīng)力為二次應(yīng)力,依據(jù)GB/T 19624—2004[14]中溫差應(yīng)力Qb估算公式(Qb＝1.6ΔT)可得溫差應(yīng)力為11.5 MPa,與管系二次應(yīng)力(155.33 MPa)相比,機組啟停過程中的內(nèi)外壁溫差應(yīng)力可以忽略不計,因此機組頻繁啟停對管系主管不會產(chǎn)生明顯的疲勞損傷?，F(xiàn)場檢測可能產(chǎn)生疲勞損傷的所有接管座、彎管/管外弧面和焊接接頭,結(jié)果均未發(fā)現(xiàn)明顯的疲勞損傷跡象。

割管試樣的各項檢測結(jié)果均合格或正常,通過蠕變試驗得到了P91鋼焊接接頭在540℃下的持久強度(190.7 MPa)明顯高于標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的新管下限值(165 MPa),估算試樣的蠕變剩余壽命大于105h。

3 結(jié)論

(1)高壓主蒸汽管系中部分管段存在安裝階段留下的材質(zhì)缺陷,對其采取了更換措施。

(2)9F燃機啟停過程中引起的高壓主蒸汽管系內(nèi)外壁溫差應(yīng)力較小,相對于管系的二次應(yīng)力,可以忽略不計。

(3)硬度正常的焊接接頭試樣在540℃下具有較高的持久強度,其蠕變剩余壽命大于105h。

(4)建議繼續(xù)嚴(yán)格按照相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)程要求對高壓主蒸汽管系進行檢驗、檢測,對管道支吊架進行檢查和調(diào)整。

[1] 葉善佩.從深圳前灣燃機電廠成功投產(chǎn)經(jīng)驗分析我國9F級聯(lián)合循環(huán)機組的發(fā)展空間[J].能源與環(huán)境, 2010(4):2-4.

[2] 張輝,李茂東,盧忠銘,等.SA335-P22鋼主蒸汽管道非破壞性剩余壽命評估方法[J].理化檢驗-物理分冊, 2015,51(2):100-104.

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[6] 何曉東,劉玉民,劉東,等.P91鋼高溫持久性能及蠕變損傷研究[J].熱加工工藝,2013,42(10):79-82,86.

[7] DL/T 438—2009 火力發(fā)電廠金屬技術(shù)監(jiān)督規(guī)程[S].

[8] ASME B31.1—2016 Power piping[S].

[9] DL/T 5366—2014 火力發(fā)電廠汽水管道應(yīng)力計算技術(shù)規(guī)程[S].

[10] DL/T 515—2004 電站彎管[S].

[11] GB 5310—2008 高壓鍋爐用無縫鋼管[S].

[12] DL/T 940—2005 火力發(fā)電廠蒸汽管道壽命評估技術(shù)導(dǎo)則[S].

[13] GB/T 16507.4—2013 水管鍋爐第4部分:受壓元件強度計算[S].

[14] GB/T 19624—2004 在用含缺陷壓力容器安全評定[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

廣東省粵電集團有限公司科技資助項目(GQL-PKJ13001)

王海洲(1967—),男,首席工程師,碩士,主要從事電力檢修技術(shù)管理工作,whz＠qwpp.com。