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    • 某电厂主蒸汽管道下沉原因分析及治理措施

        摘要:

        某电厂1000MW机组主蒸汽管道运行4年后出现下沉,恒力弹簧支吊架普遍处于下极限位置。分析导致管道下沉的原因,并提出更换18组恒力弹簧支吊架以及管道恢复措施,实施后管道下沉问题得到有效解决。在事故预防方面,首次提出了一套管道状态监测与风险评估系统,通过传感器实时采集管道系统的信息数据,自动判断系统风险和故障,为火力发电厂蒸汽管道支吊架的检验与调整提供技术支持和评估手段,大大提高了火力发电厂的经济性和安全性。

        近些年,多次出现主蒸汽管道下沉的失效事故,严重时引起焊缝开裂,发生爆管。通过查阅文献调研了近十几年来国内电厂40余起主蒸汽管道爆管事故,造成管道爆管的原因往往并不单一,因此难以预测和提前处理。本文对某1000MW机组的管道下沉原因进行了详细分析,并提出处理方案。处理后没有出现管道下沉和支吊架运行异常的情况,满足机组安全稳定运行的要求。对于事故预防,在行业内首次提出高温管道状态监视及风险评估系统。在电厂管道下沉项目改造时,配套进行了高温管道状态监视及风险评估系统的硬件安装,对主蒸汽管道进行实时监控,运行人员根据便携式计算机上的采集系统进行故障风险识别,待风险评估策略完善后可进行DCS系统开发,建立在线实时的风险评估软件系统,实现风险和故障的自动判断。该技术可为电力行业解决同类问题、提高机组安全性提供参考。

        1机组概况

        某电厂2号机组为1000MW超超临界机组,于2013年11月正式投产。锅炉为东方锅炉厂有限公司制造,型号为DG3024/28.35-Ⅱ1;汽轮机为上海电气集团制造,型号为N1030-27/600/600(TC4F)。

        机组设计主蒸汽温度610.0℃、主蒸汽压力29.67MPa。主蒸汽管道由标高73.00m的锅炉过热器出口集箱分左右2路引出,2路管道分别在标高16.60m引至汽轮机主汽阀,在标高13.50m的水平管道上布置一级旁路系统。管道材质为A335P92,分2部分设计,一部分为设计院设计,管道外径560mm、壁厚102mm;另一部分为锅炉厂设计,管道内径349mm、壁厚95mm。

        运行4年后,电厂在第1个大修周期进行大修金属监督范围的管道支吊架现场检验与调整工作,在前期热、冷态检查中,发现2号机组炉右侧主蒸汽管道存在下沉现象,支吊架承载异常。

        2原因分析

        火力发电厂主蒸汽管道失效的主要原因是产生高应力,产生高应力的原因与高温、载荷有关。管道系统由管道、固定端和若干支吊架悬挂支撑系统组成。与管道应力相关的因素包括管道的空间布置、介质及保温层自重、管道的冷热温度、运行压力、端点设备的附加位移、支吊架配置。支吊架既承担管道质量又随温度变化适应管道热膨胀,是一个随管道温度变化而变化的功能件,是管道应力的核心因素。

        查看历史数据发现,过热器出口实际温度约为605℃,过热器出口实际压力约为28.27MPa,机组运行温度和压力基本符合设计要求,变化很小,不是引起管道下沉的原因。但是管道布置、管道质量、支吊架是否符合设计要求,需要现场确认。

        a.壁厚检测

        经现场确认,管道布置、管材材质与设计一致。为了确定管道质量是否符合设计要求,进行壁厚检测。采用超声波测厚仪DMSE对各不同管段主蒸汽管道进行测厚,执行标准为GB/T11344—2008《无损检测接触式超声脉冲回波法测厚方法》和DL/T438—2016《火力发电厂金属技术监督规程》。

        管段1规格为ID349×95mm,材质为A335P92,实测最小壁厚为100.83mm,实际检测平均壁厚为101.93mm,设计上管道计算壁厚为99.5mm;管段2规格为ID349×106mm,材质为A335P92,实测最小壁厚为111.3mm,实际检测平均壁厚为112.11mm,设计上管道计算壁厚为111mm;管段3规格为ID349×95mm,材质为A335P92,实测最小壁厚为99.32mm,实际检测平均壁厚为102.33mm,设计上管道计算壁厚为99.5mm;管段4规格为ID349×95mm,材质为A335P92,实测最小壁厚为101.7mm,实际检测平均壁厚为105.06mm,设计上管道计算壁厚为99.5mm。

        b.支吊架载荷性能检测

        在18组恒力支吊架中随机选取4组进行支吊架性能测试,结果发现4组恒力支吊架载荷均小于设计值,支吊架承载不足。其中730号和850号2个吊架全行程载荷均小于额定载荷;800号和830号2个吊架的上行程载荷小于额定载荷,下行程大于额定载荷。

        测量设备为载荷/挠度测量仪MP10-A,检测依据为GB/T17116.1—1997《管道支吊架第1部分:技术规范》DL/T1113—2009《火力发电厂管道支吊架验收规程》和DL/T616—2006《火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则》。

        恒力弹簧支吊架1型号为122DI(+87)27820-M36,位置为主蒸汽800号后侧支吊架,工作载荷27820N。实测上位移最小载荷25220N,下位移最大载荷28930N,支吊架载荷偏差度、恒定度、上位移载荷离差均超过技术要求范围,下位移载荷离差符合技术要求。

        恒力弹簧支吊架2型号为24V2(+188)54080-M48,位置为主蒸汽850号左侧支吊架,工作载荷54080N。实测上位移最小载荷47000N,下位移最大载荷50400N,支吊架载荷偏差度、上位移载荷离差、下位移载荷离差均超过技术要求范围,恒定度符合技术要求。

        恒力弹簧支吊架3型号为125V2(+65)55580-M48,位置为主蒸汽730号左侧支吊架,工作载荷55500N。实测上位移最小载荷46700N,下位移最大载荷53400N,支吊架载荷偏差度、恒定度、上位移载荷离差均超过技术要求范围,下位移载荷离差符合技术要求。

        恒力弹簧支吊架4型号为179V2(+131)66770-M56,位置为主蒸汽830号左侧支吊架,工作载荷66770N。实测上位移最小载荷61500N,下位移最大载荷71400N,支吊架载荷偏差度、恒定度、上位移载荷离差、下位移载荷离差均超过技术要求范围。

        从以上检测结果可知,管道实际质量大于设计值,造成管系载荷大于设计值,承受管系载荷的支吊架选型实际载荷小于设计值,使支吊架无法承载载荷。并且管道管段支撑架为恒力支吊架,不像刚性支吊架、变力弹簧吊架具有一定的自调性,无法承载管道原有的设计质量,更无法承载增加的管道质量,导致管系应力重新分配,部分支吊架脱空或过载,最终使管道下沉。

        3治理技术方案

        3.1支吊架检验与调整

        a.切割管道,恢复主蒸汽管道到原位置。

        b.更换锅炉右侧主蒸汽管道730号、760号、800号、830号、850号、860号、870号、910号、920号、930号、940号、960号共计18组恒力弹簧支吊架(双拉杆恒吊以2组计算)。

        c.对管道进行金相检验、对焊缝无损检测、对弯头进行无损检测。检测没有问题后进行管道焊接。

        d.冷态检验并调整管道支吊架,经热态跟踪检查,改造后的管道及支吊架系统正常。

        这些技术手段虽然可以解决问题,但存在机组停机时间较长、工程施工难度大且危险系数高、施工费用和经济损失大等缺点。对于管道应力及支吊架状态的变化,缺乏过程监督,没有及时的安全风险评估手段是管道及支吊架失效无法提前发现的主要原因。如果能采取事前干预技术,避免事故的发生,将大大减少经济损失,降低安全风险。

        3.2预防措施

        针对管道下沉及支吊架失效等问题,提出了管道及支吊架事故预防措施,预防措施是建立一套管道状态监测与风险评估系统,对主蒸汽管道及支吊架状态进行实时监测并预警。本次整改对所有传感器进行了安装,完成系统建设。

        系统通过安装简易采集系统的便携式笔记本电脑,对管道和支吊架冷态及热态进行监控。该系统缺点是数据存储量较少,不能长时间在线监控,且风险故障还需运行监测人员判断。后续管道状态在线监测与风险评估系统评估策略进一步完善后,可进行DCS系统软件开发,在集控室进行实时监控,实现风险的自动评估并预警。

        4结束语

        在分析管道下沉原因和管道应力计算的基础上,提出支吊架改造方案,并进行施工调整;为了调整便利和运行可监视,提出了管道状态在线监测与风险评估系统,并进行传感器安装和简易数据采集系统搭建。实际结果表明,调整方案能有效阻止管道下沉,机组热态运行时,主蒸汽管道热膨胀状态正常,支吊架受力均处于正常工作状态,消除了机组潜在隐患,满足了机组安全运行的要求。

        管道状态在线监测及风险评估系统大大方便了支吊架的调整,对于监测管道失效、预防管道事故也具有重要意义。目前,数字化电厂和智能发电技术是电力行业的一个重点研究方向,该系统也是数字化电厂和智能发电技术的补充。

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