主蒸汽管道汽液两相流疏水器疏水阀焊口断裂分析及处理

      主蒸汽管道汽液两相流疏水器疏水阀焊口断裂分析及处理，某电厂主蒸汽疏水管道汽液两相流疏水器疏水阀在更换后短时间内发生断裂故障，呈整体撕裂脆性断裂，位于阀体和自带焊接短管之间的焊缝，现场检查显示阀体/管道材质无误，有限元仿真计算显示大应力位于焊缝内表面，与实际断裂位置一致，大Mises应力达到257.7MPa，远远超过P91材料对应的许用应力，进一步明确了故障的原因为焊接结构缺陷。
      在火电机组中疏水管道均与主管道直接相连，主要用于将管道中的冷凝水排放到管道外，以防止液态水突然汽化导致管内压力突变，火电厂高温蒸汽管道的疏水管路上一般依次布置有一组手动汽液两相流疏水器疏水阀和一组自动疏水阀，手动疏水阀在运行过程中一般保持常开状态，使得自动疏水阀前管段内的介质与主管道直接相通，承受着与主管道相同的温度压力载荷。因为疏水管道的各种特性，造成疏水管道开裂、爆管类事故频发，成为危及机组稳定运行的重要隐患点，导致疏水管道开裂的常见原因有：应力超标、磨损严重、焊接质量不达标、材料用错等。
1故障介绍
      某600MW超临界火电机组，在运行过程中汽机房发出异响，检查发现汽机6.9米层汽轮机底部右侧大量蒸汽泄漏，机组停机后进一步检查确认为汽轮机右侧主蒸汽管疏水一次阀（气动阀）前管道断裂，导致主蒸汽大量泄漏。
      该主蒸汽管道设计温度576℃、设计压力25.4MPa，主蒸汽管道及疏水管道设计材质均为P91，疏水管道规格Φ57×9mm。现场检查显示该疏水一次阀阀体自带短管插接焊缝整圈断裂，断裂形貌见图1。
2现场检查
      现场调查得知该疏水阀为前次大修时新更换的产品，截至事故发生时机组刚运行10天，疏水阀由阀体和焊接接管座组成，查阅产品说明书得知汽液两相流疏水器疏水阀阀体设计材质为F91、外径87mm，接管座设计材质为P91、规格Φ57×9mm，现场采用ARL8860型直读式光谱仪对该疏水阀材质进行了复核，检查结果显示各检测部件材料化学成分正常、材质无误，详细化学成分检测结果见表1所示。
      现场观察可知断裂位置为汽液两相流疏水器阀体和自带焊接短管之间的焊缝，为厂家制造焊缝，焊接型式为不同管径间的管与管角焊缝模式，为非全焊透结构，现场观察断裂面，呈整体撕裂脆性断裂，检查发现短管未打坡口，焊接的有效面积明显小于短管壁厚，焊接工艺及焊接质量不符合DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》的相关要求，初步判断为焊接强度明显不足，导致焊缝整体断裂。
3汽液两相流疏水器结构受力仿真分析
      为进一步验证上述分析判断的正确性，在此依照现场断裂结构的实测尺寸，建立三维有限元模型进行结构受力仿真分析计算。考虑到疏水阀两侧均布置有滑动支架，且现场疏水管道柔性足够、管道膨胀状态正常，因为可知该汽液两相流疏水器疏水阀两侧所承受的弯矩及轴向力均较小，断裂焊口位置主要承受的是介质内压。因而在此只建立断裂焊口区域的阀体及管道三维模型，考虑到结构的对称性，在此只选取四分之一结构进行有限元划分，整个模型全部采用六面体单元，焊缝处网格加密，如图2所示。
      考虑到汽液两相流疏水器疏水阀断裂区域的热态工作温度高，在此采用热固耦合分析法进行稳态分析计算，根据模型材料特性，结合管道设计温度/压力情况，采用线弹性本构模型，输入P91材料物理计算参数，如表2所示，考虑到焊缝和母材的高温物理性能基本一致[5]，在此模型均统一输入P91材料物理参数。根据结构实际状态，在该四分之一模型的对称面上添加法向位移约束，在模型的一端也添加法向位移约束，另一端保持自由。模型初始假定整体温度为20℃，进行运行状态下的受力仿真计算时，将模型整体温度升高至574℃，并在模型内表面施加介质内压25.4MPa。
      仿真计算得到运行状态下的结构Mises应力如图3所示，由图可知大应力位于焊缝内表面，与实际断裂位置一致，大Mises应力达到257.7MPa，远远超过P91材料对应的许用应力82MPa[6]。实际上P91材料的常温屈服强度小440MPa、拉伸强度在585-850MPa之间，高温576℃条件下的屈服强度约250MPa、拉伸强度约300MPa左右，因而在运行状态下，断裂焊口处的实际应力水平已经处于材料屈服极限，从而导致疏水阀在运行很短时间内（10天）就发生断裂故障，进一步确认了故障原因为焊接强度不足。