高温蒸汽管道开裂失效分析及处理措施!

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摘要：某公司扩建汽轮发电机装置,在机组经过168 h性能考核达标后装置开始投运,装置投运2个月后,其主蒸汽管道数日内相继发生两处焊口开裂,开裂的焊口均位于支管台与支管相连的焊缝区域。从材质、设计和施工三个方面对焊口开裂问题进行了原因分析,在此基础上采取相应的处理措施,保障了装置主蒸汽管道的安全可靠运行,同时提出了预防蒸汽管道开裂的措施和建议,为后续汽轮发电机装置的长周期运行提供了保障。

关键词： 蒸汽管线; 焊口开裂; 失效分析; 热应力; 处理措施

裂纹是一类危害程度极高的缺陷,对工件或装置的安全运行造成非常严重的影响。当管道出现裂纹时,若不采取有效的防治措施,管道就会发生泄漏、爆管和断裂等事故,严重危害人民的生命财产安全。通常裂纹产生的因素较多,如果工件在制备过程中存在夹杂、不同的相/晶界、焊接工艺选择不当和热处理不到位等情况,就会出现应力集中现象,导致工件在运行过程中萌生裂纹,进而扩展形成开裂。热力管道是指输送介质为水或蒸汽的高温管道,广泛应用于工业生产和城市供热系统中,在其服役过程中由于钢材本身的热胀冷缩效应会形成一定的热应力,也称为二次应力[1-3]。热应力作为热力管道特有的应力,在设计和使用阶段就应将其对热力管道的影响考虑在内。某公司扩建汽轮发电机装置,仅投运两个月,其主蒸汽管道便在数日内相继发生两处焊口开裂,对该问题进行原因分析,并采取了相应的解决措施,为类似问题的防治和装置的安全运行提供了借鉴与指导。

1 蒸汽管道焊口开裂概况

某公司扩建汽轮发电机装置,于2020年10月29日机组并网发电,11月9日机组经过168 h性能考核,各项指标均达标,之后装置开始投运。装置投运2个月后,主蒸汽管道于2021年1月2日和1月7日相继发生焊口开裂。装置蒸汽管道主管与支管采用支管台连接,两个开裂的焊口均位于支管台与支管相连处。开裂焊口的相关参数见表1,焊口开裂位置如图1和图2所示。

图1 89号焊口开裂位置

图2 8B号焊口开裂位置

表1 89号和8B号焊口相关参数

从表1可以看出,89号和8B号两个开裂焊口的材质和工况条件相同;从两个焊口的开裂位置来看,裂纹均位于支管台与支管连接处的焊缝区域。此外,由于疏水支管与原3号汽轮发电机的疏水主管连通时不具备条件,该疏水支管只是临时连通管道。根据现场实际情况进行失效分析,发现疏水支管除有一处焊口发生开裂外,还发生了热变形和热偏移,偏移量高达400 mm,其热变形状况见图3。

图3 疏水支管热变形状况

2 焊口开裂原因分析

2.1 材质分析

2.1.1 管道和管件

蒸汽管道材质为12Cr1MoVG合金钢,施工单位领用管道进入现场,安装前对其材质质量证明文件进行了检查,并委托专业检测单位对所有管道和管件进行了半定量光谱分析,分析结果表明,其化学成分均符合设计要求。

2.1.2 焊 口

89号焊口和8B号焊口连接的支管规格分别为φ60 mm×8 mm和φ38 mm×7 mm,材质均为12Cr1MoVG,焊口采用全氩弧焊接,焊丝牌号为TIG-R31,规格为φ2.5 mm。焊材质量证明文件经检查符合设计要求。

对焊口进行光谱分析,其结果见表2。从表2来看,焊口化学组成满足相关标准中TIG-R31焊丝的化学成分要求。

表2 焊口的光谱分析结果 w,%

2.2 设计分析

2.2.1 柔性分析和应力复核

温度变化时管道系统的热胀可能性称为管系柔性。当温度变化相同时,热应力随管系柔性的增大而减小。在进行热力管道设计时,通常要考虑热应力的影响,并严格进行管系柔性分析,通过增大管系的柔性来达到降低热应力的目的,从而确保设计数据的准确性并满足项目所需[4]。为探究89号和8B号两个开裂焊口处的应力状况,设计单位针对这两个焊口所在管系进行柔性分析和应力复核,发现89号焊口所在管系在正常运行和开停车时,应力值均超过限定值,原设计未考虑将旁路纳入管系一并进行应力分析,导致管系应力值超标。8B号焊口所在的疏水支管为临时连通管道,设计单位未出具其施工图纸及技术要求,且管道布置是由施工单位按业主运行部的要求执行的,也未进行柔性分析和应力核算。

2.2.2 管道布置与热补偿

在装置开停车或负荷变化过程中,管道伴随温度的变化会产生相应的热变形,管道受热的自由伸长量受到温差与管道长度的影响,可按公式(1)计算。

ΔL=αΔTL

(1)

式(1)中:α为管道钢材的线膨胀系数,m/(m·℃);L为管道长度,m;ΔT为管道温差,℃;ΔL为管道受热的自由伸长量,m。

当管道热变形不能自由释放时则产生热应力,热应力可按公式(2)计算。

σ=αΔTE

(2)

式(2)中:α为管道钢材的线膨胀系数,m/(m·℃);ΔT为管道温差,℃;E为钢材的弹性模量,MPa;σ为热应力,MPa;α和E基本为常量。

热应力受管道温差和管道热胀可能性的影响。为减小或消除热应力,允许管道有一定程度的自由弹性变形来吸收热伸缩量,以补偿热变形,通常有自然补偿和安装补偿器两种方式。管道的结构布置直接影响管道的受力情况,合理的结构布置可减少应力集中现象的出现。管道在启停和正常运行过程中的受力主要包括管道承受的外部荷载、内压力及管道由于热胀冷缩时的位移受约束而产生的应力等[5]。

89号焊口所在旁路管道垂直段(中间有一个闸阀和一个截止阀)长度为1 639 mm,采用L型自然补偿,其短臂长度只有300 mm。由于管道内蒸汽操作温度高达540 ℃,运行过程中温度高、温差大,沿垂直管道轴向产生的膨胀量较大。针对管道服役工况条件下的热变形与热应力计算可知:L型旁路管道布置的热补偿能力不足,且管道支管台处承受来自垂直管段的轴向推力,支管台处焊口附近应力集中,最终导致89号焊口开裂。

8B号焊口所在疏水支管为临时连通管道,初始设计施工图纸及技术要求中不包含该临时疏水支管,而施工单位按业主运行部的要求进行布管,疏水支管水平管道长度近70 m,配备的管道支架采用膨胀式地脚螺栓固定,且管道间未采取任何热膨胀补偿措施,管道结构布置非常不合理。管道在运行过程中其内部蒸汽温度高达540 ℃,管道受热膨胀而伸长,在伸长过程中遇管道支架其热膨胀受阻,从而对管道支架产生一定的推力,导致管道支架发生变形。此外,在管道热膨胀受阻而无法进行相应的热补偿的情况下,管道也会产生热应力,过大的热应力会使蒸汽管道发生热变形和热偏移,最终导致疏水支管的8B号焊口开裂。

2.3 施工分析

2.3.1 焊工资格

管道焊接工作记录和焊工进场报验资料检查显示,项目现场的焊工均参加了入场考试,其中89号焊口和8B号焊口对应的焊工代号分别为GD07和GD015,焊工资格满足项目施焊要求。

2.3.2 管道焊前组对

管道的组对质量直接影响焊口的应力状况,如果在焊接前进行管道组对时存在一定的应力,强行组对就可能造成管道焊缝应力集中,导致管道焊口出现问题。将89号焊口和8B号焊口的焊接裂纹处割开,发现支管与支管台不同心,存在焊接前强行组对的可能,而管道组对记录显示,组对质量较好,且施工、监理单位都予以签字确认。

2.3.3 焊接工艺

查验施工记录资料发现,焊接采用全氩弧焊,使用TIG-R31焊丝进行焊接作业,焊接工艺均符合设计和规范文件要求,焊接工艺评定结果合格,且该焊口无损检测合格。鉴于该管道安装时执行电力标准,同时主蒸汽管道属于压力管道,分别按DL/T 868—2014《焊接工艺评定规程》和NB/T 47014—2011《承压设备焊接工艺评定》的要求对其进行了焊接工艺评定,结果显示,焊接工艺评定合格。

2.3.4 焊后热处理

根据DL/T 869—2021《火力发电厂焊接技术规程》的规定:对于壁厚不大于8 mm或管径不大于108 mm,材质为12Cr1MoVG的焊接接头,已经实施焊前预热和焊后缓冷的情况,可以不进行焊后热处理。通过查阅焊接工作记录发现,虽然89号焊口和8B号焊口开裂处未进行焊后热处理,但是两处焊口焊前均进行了预热,预热温度分别为250.3 ℃和243.4 ℃,焊后也进行了缓慢冷却,且监理见证了整个实施过程。

综上可知,施工操作人员及施工过程均按照相关标准要求进行。

3 处理措施

3.1 焊接修复

蒸汽管道主管与支管采用支管台连接,支管台与支管相连的焊口出现裂纹,存在较大的安全隐患。为保证装置能够尽快投运,针对裂纹处采取割口、重新焊接的修复方式。由于现场不具备射线检测的条件,且焊缝处温度较高,也无法采用渗透检测和磁粉检测等表面无损检测技术,施工单位选用焊接经验丰富的管工和焊工进行管道的组对和焊接工作,监理进行全程监督,以保证焊接质量。

3.2 隐患排查

主蒸汽管道相继发生两处焊口开裂后,装置暂时停运。为保证装置的安稳长满优运行,彻底消除隐患,建设单位组织相关单位对装置的所有高压蒸汽管道与支管台的连接焊缝以及所有蒸汽管道旁路和疏水管道进行隐患排查,排查情况如下:

(1)对现场所有高压蒸汽管道与支管台的连接焊缝进行排查,共查出类似的连接焊缝21道,在监理单位的见证下,由检测单位对这21道焊缝进行了渗透检测,其中包括之前修复的89号焊口和8B号焊口。渗透检测程序符合规范要求,现场检查结果显示,焊缝表面均未发现裂纹,焊缝质量合格。

(2)对现场所有蒸汽管道旁路和疏水管道进行排查,并将排查情况反馈给设计单位,由设计单位对排查部位所在管道进行柔性分析和应力复核,并根据核算结果对原旁路进行调整或增加膨胀弯,以增加旁路管道柔性。通过现场反馈和设计复核计算,设计单位最终出具了相应的设计变更通知单,修改了包含89号焊口所在旁路在内的共5条管道旁路,并增补了材料,另加设了2个管道支架。

3.3 后期处理

(1)待8B号焊口所在的疏水支管与原3号汽轮发电机的疏水主管具备连通条件时,将其直接更换为正式管道,按照设计图纸要求,与原3号汽轮发电机的疏水主管连通。施工期间严格按照焊接工艺要求进行管道的焊接施工。

(2)根据设计变更要求,建设单位进行了新增材料的采购,施工单位在2021年底至2022年初的装置全停大修中,聘用焊接经验丰富的管工和焊工进行管道的组对和焊接工作,在监理单位的见证下,严格按照焊接工艺要求,采取焊前预热及焊后缓冷的措施,对89号焊口所在旁路进行了管道焊接施工,射线检测结果显示,其焊接质量合格。89号焊口所在旁路整改情况见图4。

图4 89号焊口所在旁路整改情况

4 结论与建议

针对汽轮发电机装置主蒸汽管道发生焊口开裂的问题,从材质、设计及施工各个方面进行分析,结果显示:材质符合行业标准要求,且施工人员及工作流程满足相关要求,而发生开裂的焊口所处旁路属于临时连通管道,不属于设计图中要求的支路管道,且管道的结构布置不符合热补偿要求,使管道在正常运行过程中产生的热变形无法释放,进而产生热应力,最终导致焊口处开裂。因此预防蒸汽管道开裂应该重视选材、设计及施工各个环节,具体包括以下几个方面:

(1)在选材方面,应注意管道、管件和焊材的材质核查。蒸汽管道的材质多选用铬钼合金钢,应检查质量证明文件,并分析合金元素的成分,确保材质与设计要求相符,避免错用和误用。按设计和标准规范要求,对现场管道或管件材质进行化学成分分析。

(2)在设计方面,所有热力管道包括临时管道均由设计单位进行柔性分析和应力核算,施工单位应依据设计图纸进行施工。设计人员进行柔性分析时,要充分考虑旁路管道对管系应力的影响,并将所有支管纳入管系进行综合应力核算。设计阶段还应该考虑管道的热变形及其补偿方式,精确地计算出热应力,并确定管道具体的热应力补偿方式和支架形式。

(3)在施工方面,焊工必须持有市场监督管理局颁发的《特种设备作业人员证》,施工单位应选择满足项目焊接要求的焊工施焊,且焊工应经过现场考试合格后方可上岗。做好坡口加工,避免管道焊前组对受力,采用合适的焊接方法和焊接工艺,确保焊接质量。由于铬钼合金钢材质具有较强的冷热裂纹倾向,对其进行焊接时应严格执行焊材的烘烤和发放制度,焊前对焊口进行预热,焊后及时对其进行热处理,可有效避免再热裂纹的产生。此外,还应配备热处理后的硬度检测和延迟裂纹检测等其他检测手段。

杨燕

【作者机构】 石油化工工程质量监督总站西南监督站

【来    源】 《石油化工腐蚀与防护》

为了提升石化行业本质安全，保障石化企业“安稳长满优”运行，解决设备运行与检维修“卡脖子”技术热点、痛点、难点问题，提高石化企业设备管理完整可靠性，设备智能化运维、预知性维修和检维修水平，引领我国石化智慧运维与检维修行业发展新质生产力，在中国石油、中国石化、中国海油、中国中化、国家管网、国家能源、延长及地方石油、天然气、LNG、管道、炼油、石化、煤化工、化工、精细化工、新材料企业设备管理部门的大力支持下，中国化工学会拟于2026年6月10-12日在陕西西安举办“2026年（第七届）石油化工设备智慧运维与检维修技术大会暨展览会”（IOMT CHEM 2026）。

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大会主题

加快构建现代化石化产业智慧运维体系·AI驱动预测性维护实现新跨越

大会组织机构

主办单位

中国化工学会

特邀协办

西安交通大学

中国石油长庆油田分公司

中国石油兰州石化分公司

中国石油长庆石化分公司

陕西延长石油（集团）有限责任公司炼化公司

天华化工机械及自动化研究设计院有限公司

中国化工学会化工安全专业委员会

中国化工学会化工机械专业委员会

中国化工学会智能制造专业委员会

中石研石化设备安全运维专家服务（中心）专业委员会

中机维协石油石化建安检维修分会

中国石化集团石油化工设备防腐蚀研究中心

中国石油安环院炼化设备技术研究与服务中心

特邀单位

中国石化生产经营管理部

中国石油生产经营管理部

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中国石化炼油事业部

中国石化化工事业部

中海石油炼化有限责任公司

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国家能源集团中国神华煤制油化工有限公司

国家石油天然气管网集团有限公司生产部

陕西延长石油（集团）有限责任公司生产经营部

中国石油青海油田分公司

中国石油宁夏石化分公司

中石化安全工程研究院有限公司

中国石油庆阳石化分公司

陕西煤业化工集团有限责任公司

中煤陕西能源化工集团有限公司

陕西渭河煤化工集团有限责任公司

国家能源集团宁夏煤业有限责任公司煤制油分公司

宁夏宝丰能源集团股份有限公司

支持单位

中国石油天然气集团有限公司

中国石油化工集团有限公司

中国海洋石油集团有限公司

国家石油天然气管网集团有限公司

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国家能源投资集团有限责任公司

陕西延长石油（集团）有限责任公司

特别支持

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全国化工防腐蚀信息站 

全国化工机械及设备信息站

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会议重点研讨内容

1.国内外石油化工装置大型机组检维修发展现状与展望；

2.老旧装置超设计使用年限服役承压设备管理对策与思考；

3.石油化工装置机泵在线监测系统、预知性维护技术；

4.石化化工企业转动设备维护检修及节能改造升级技术；

5.特种机泵：螺杆机、真空压缩机、屏蔽泵等检修运维技术；

6.石油化工设备润滑要求、机组润滑系统运行及管理；

7.石油化工装置法兰密封结构安装与维修技术；

8.炼油化工装置烟气轮机长周期运行管理；

9.石油化工装置耐高温防腐防护和防火技术；

10.液压工具、法兰扭矩及法兰连接完整性管理；

11.风机、离心泵、各类压缩机等大型机组优化增效节能改造；

12.石油化工电气、仪表设备全寿命周期管理；

13.现场仪表、控制阀、泄压阀、安全阀、阻火器、爆破片、过程分析仪表、DCS、FCS等检修运维技术；

14.石油化工装置隐患治理、泄漏治理，大型在役老旧装置的升级改造；

15.石化罐区系统安全与VOCs一体化风险管控技术；

16.数字赋能设备全生命周期管理及智能巡检机器人应用、运维数字化转型、无人化升级方案，智能检修升降设备、火情侦测与消防机器人、无人机等新型技术的应用；

17.可燃、有毒等挥发性气体、挥发性有机物的泄露监测、气体探测传感器的应用；

18.露天设施的雷电预警技术、防雷接地技术、静电接地技术应用；

19.储罐隐患治理与改造提升之检验标准应用（储罐区技术改造、新型浮盘、原油储罐安全预警、安全阀、紧急泄压阀设计选型、雷电预警装置、内浮顶选型、消防安全、罐顶腐蚀、爬壁机器人、油罐浮盘密封等）；

20.炼油化工装置大型机组核心部件修复再制造；

21.石油天然气输配管网完整性管理与抢检修技术；

22.液化天然气（LNG）储运运营管理与设备维护技术；

23.煤化工设备运行安全与检维修技术；

24.油气田地面工程数字化安全与设备检维修技术；

25.泵设备助力石化化工领域节能新工艺的技术探讨；

26.设备智慧运维与检维修新设备、新技术、新材料在石油化工领域的应用。

会议日程安排

6月11日：开幕式及全体大会，特邀院士、领导、专家主旨演讲；

6月12日：全天分论坛。

分论坛一：石化企业转动设备智慧运维与检维修技术论坛；

分论坛二：石化设备润滑与装置节能降碳改造论坛；

分论坛三：石化企业腐蚀防护与管道罐区安全技术论坛；

分论坛四：石化设备健康体系建设与自愈调控修复论坛。

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会议拟邀请代表

中国石化、中国石油、中国海油、国能集团、中化集团、国家管网、陕西延长、民营炼化企业及煤化工、罐区、码头、化工、氯碱、纯碱、磷肥、轮胎、精细化工生产企业设备部门管理与技术人员及工程建设公司、石化设备制造企业、检维修服务企业管理与技术人员和相关技术研究机构、大专院校等单位的科研与技术人员参加会议。

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