周 帥，林 磊，梁 帆，董艷波，徐德城，王紅珂，劉寅立，范敏郁

(1.蘇州熱工研究院有限公司，江蘇 蘇州 215004；2. 陽江核電有限公司，廣東 陽江 529500)

近年來，核電廠疏水管道焊縫開裂事件頻發(fā)。2008年之前大亞灣核電的高壓給水加熱器系統(tǒng)和汽水分離再熱器系統(tǒng)的疏水管道多次發(fā)生焊縫開裂事件，2016年陽江核電除氧器系統(tǒng)的Y1ADG004PU(功能位置號)疏水器下游管道的兩處焊縫開裂，2019年陽江核電主蒸汽系統(tǒng)的Y2VVP112PU疏水器下游管道的一處焊縫開裂。近兩年，福清核電(包括“華龍一號”機組)、田灣核電和方家山核電等也多次發(fā)生疏水管道焊縫開裂事件，甚至有些新更換的疏水管道在運行三個月后又出現焊縫開裂情況，嚴重影響機組正常運行生產。針對該問題，國內高校和科研單位已開展一些研究工作。左敦桂等[1]針對某核電廠給水除氧器系統(tǒng)疏水管道對接焊縫開裂事件進行原因分析，認為開裂是疲勞載荷及焊縫缺陷疊加所致，且發(fā)現焊縫啟裂于管道內側焊根處。劉蛟等[2]針對某核電廠高壓缸抽汽管線氣動調節(jié)閥后的疏水管道彎頭焊縫開裂進行原因分析，亦認為是由疲勞導致管道焊縫開裂，同時通過Charon SEIFERT型X射線衍射應力分析儀發(fā)現焊縫處存在高達204 MPa的殘余拉應力。朱福更等[3]在分析某核電廠輔助給水系統(tǒng)汽水分離器疏水排放管道焊縫開裂原因時，也認為開裂由熱交變應力和焊接殘余應力共同引起。余文東[4]對大亞灣核電抽汽疏水管道斷裂原因和改造方法進行了系統(tǒng)性闡述，認為熱應力和焊接殘余應力是管道開裂主要原因之一，但其校核整體管系熱應力時，發(fā)現熱應力基本未超標。所以，其認為疏水時管道內部流體流速過快，造成的沖刷和振動也是導致管道斷裂的重要原因。

上述頻繁開裂的疏水管道多使用倒置桶式疏水器，其具有間歇疏水的特點，下游管道內部介質溫度存在周期性變化。因此，上述疏水管道焊縫確實存在熱疲勞開裂風險。除疏水管道外，其他管道焊縫熱疲勞開裂的現象也普遍存在[5-9]。針對該問題，國內外高校和企業(yè)已開展一些研究和改進工作[10,11]。譚璞等[12]調研了核電站典型管道熱疲勞開裂事件，并闡述了引起熱疲勞的四大原因：冷熱流體交混、閥門泄漏、湍流侵入、系統(tǒng)瞬變。J.M.STEPHAN等[13]通過試驗和數值仿真結合的方法，研究了核電站余熱排出系統(tǒng)管道冷熱流體交混引起的熱疲勞問題，提出了一種針對該問題的熱疲勞評估方法。鄭坊平等[14]針對某火電廠水冷壁管熱疲勞開裂進行失效分析時，對熱應力如何影響管道開裂進行了闡述，認為溫度發(fā)生周期性快速變化時，管道內外壁之間出現溫差，是引起熱交變應力的原因。

綜上所述，倒置桶式疏水器下游管道焊縫開裂的可能原因包括熱交變應力、焊接殘余應力、內部流體沖刷、管道振動等，但是根本原因尚無定論。為解決該問題，目前常用方法是對從疏水袋到疏水擴容器的包括管道、支吊架、疏水器、孔板等所有管道及管件進行全面改造，時間和資金成本巨大。而本文研究重點為熱交變應力，若其為根本原因，則解決該問題僅需將間歇疏水改為持續(xù)疏水即可，可節(jié)約大量時間和資金成本。因此，通過現場測試和計算分析相結合的手段對倒置桶式疏水器下游管道焊縫處交變應力進行分析。

1 熱交變應力產生機理分析

1.1 疏水器及其下游管道參數及工況

以某核電廠VVP系統(tǒng)中發(fā)生過開裂事件的倒置桶式疏水器管道系統(tǒng)為例。疏水器及其下游管道布置示意圖如圖1，疏水管道自疏水器出口先豎直向上延伸200 mm，接90°承插焊彎頭，水平延伸200 mm，接對接焊法蘭組件，水平延伸150 mm，接90°承插焊彎頭，豎直向上延伸360 mm，接對接焊閥門，向上延伸250 mm，垂直接入等徑三通與旁路匯合，匯合后的管道下游設置孔板，最后接入疏水擴容器。其中，法蘭對接焊縫焊趾處和閥門對接焊縫焊趾處均出現過環(huán)向貫穿裂紋。

圖1 管道布置示意圖Fig.1 Pipe layout

該VVP系統(tǒng)使用的疏水器為美國阿姆斯壯的倒置桶式疏水器，型號為5133G。其正常疏水壓差為63.3 bar，疏水排量為1250 kg/h。疏水器上游蒸汽管道內介質壓力為64.3 bar，溫度為279.8 ℃。疏水器下游的疏水擴容器直接與凝汽器相連，凝汽器內部為0.058 bar。疏水器下游管道外徑為76 mm，壁厚為7 mm。下游孔板圓孔孔徑為16 mm。疏水器本體及其上下游管道均包裹保溫。

1.2 熱交變應力產生機理

根據倒置桶式疏水器的間歇性疏水特點，分析其下游管道溫度和應力變化過程如下：

(1)正常無疏水情況下，疏水器下游管道內介質溫度從疏水器出口至疏水擴容器逐漸降低。此時，疏水器下游管道僅與疏水擴容器相通，靠近疏水擴容器的管道內部蒸汽壓力接近0.058 bar，飽和蒸汽溫度接近35.54 ℃。若該狀態(tài)持續(xù)時間足夠長，疏水器下游管道內外壁之間應無溫差。

(2)疏水器開啟后，內部高溫介質快速流過下游管道，疏水過程持續(xù)數秒，管道內壁首先被加熱，逐漸傳至外壁。此過程中，管道內壁溫度高，外壁溫度低，內壁熱膨脹量大于外壁。因此內壁產生沿軸向和環(huán)向的壓應力，外壁產生沿軸向和環(huán)向的拉應力。且在此過程中存在某一時刻，內壁壓應力達到最大。

(3)疏水器關閉后，由于疏水器下游管道只與疏水擴容器相通，管道內部介質壓力和溫度快速降低，管道內壁首先冷卻，逐漸傳至外壁。此過程中，管道內壁溫度低，外壁溫度高，內壁熱膨脹量小于外壁。因此內壁產生沿軸向和環(huán)向的拉應力，外壁產生沿軸向和環(huán)向的壓應力。且在此過程中存在某一時刻，內壁拉應力達到最大。

(4)每一次疏水循環(huán)，疏水器下游管道內外壁均會出現壓應力和拉應力的交替變化，因此形成了熱交變應力。

除此之外，整個疏水循環(huán)周期內，疏水器下游整個管系溫度變化也會產生管系熱交變應力，但是該值較小[4]。最終的熱交變應力為上述兩種熱交變應力的疊加。

2 疏水器下游管道溫度測量及計算分析

2.1 管道外壁溫度測量分析

分別在如圖1所示的法蘭下游焊縫附近外壁、閥門上游焊縫附近外壁和孔板下游焊縫附近外壁設置溫度測點，監(jiān)測疏水過程管道外壁溫度變化，溫度采集儀型號為OMEGA RDXL12SD，測試結果如圖2所示。疏水閥開啟后，法蘭和閥門焊縫附近外壁溫度開始升高，在約8 s內分別從63.4 ℃和58.6 ℃上升至80.3 ℃和77.6 ℃。疏水器關閉后，溫度開始降低，在約21 s內分別降低至62.1 ℃和58.6 ℃?？装搴缚p處外壁溫度表現出同樣的變化趨勢，溫度從41.2 ℃升至45.0 ℃，然后降至41.1 ℃。

圖2 管道外壁溫度測量值Fig.2 Outer wall temperature

分析發(fā)現，整個疏水循環(huán)周期內，疏水器下游管道外壁溫度存在周期性變化。且從疏水器出口至疏水擴容器，管道外壁溫度逐漸降低。這與章節(jié)1.2中的分析一致。

2.2 管道溫度計算分析

由于在核電廠進行現場試驗，不具備同時測量疏水管道內壁溫度的條件。因此，需通過有限元軟件ANSYS進行傳熱計算以獲取疏水管道內壁溫度數據。

如圖1，為便于設置計算參數，將疏水器下游管道分為段1-2、段2-3、段3-4、段4-5四段。管道相關參數如表1所示。

表1 管道相關參數Table 1 Parameters of pipeline

對疏水管道進行傳熱計算時，進行如下合理假設：

(1)外壁面包裹保溫，可視為絕熱環(huán)境；

(2)疏水后一段時間后，管道整體溫度趨于穩(wěn)定，假設該狀態(tài)下內外壁溫度相等。

建立有限元模型如圖3所示。該模型采用SOLID70單元，共包含309 630個單元，280 181個節(jié)點。

圖3 有限元模型Fig.3 Finite element model

瞬態(tài)傳熱計算中將一個疏水周期分為疏水階段(STEP1)和非疏水階段(STEP2)，其中STEP1時長8 s，分為40個SUBSTEP；STEP2時長21 s，分為50個SUBSTEP。瞬態(tài)傳熱計算需輸入管道初始溫度、疏水階段和非疏水階段管道內部介質溫度作為初始條件。其中管道初始溫度根據疏水開始時刻外壁溫度設置，內部介質溫度采用試算法進行設置，若管道外壁計算溫度與實測溫度吻合，則認為設置合理。具體載荷輸入如表2所示。

表2 載荷輸入表Table 2 Load input

如圖4所示，瞬態(tài)傳熱計算結束后，選取一個疏水周期內法蘭附近、閥門附近和孔板附近直管內壁和外壁節(jié)點，獲取內壁溫度、外壁溫度以及內外壁溫差(指同一時刻外壁溫度-內壁溫度，下同)隨時間變化趨勢，結果如圖5所示。

一個疏水循環(huán)周期內，法蘭前、閥門前和孔板后三處內外壁溫差最大值和最小值如表3所示。其中最小溫差出現在疏水階段，最大溫差出現在非疏水階段。

表3 內外壁溫差計算結果Table 3 Temperature difference between inner and outer wall

圖4 結果取值示意圖Fig.4 Result extraction

圖5 關鍵位置內外壁溫度變化Fig.5 Temperature change of inner and outer wall

法蘭附近直管外壁溫度變化的計算結果和實測結果對比如圖6所示，外壁溫度變化趨勢基本一致。外壁計算最大溫度均為83.3 ℃，與實測結果僅相差 3.0 ℃。說明試算時輸入參數設置合理，傳熱計算結果可信。

圖6 外壁溫度變化計算和實測結果對比Fig.6 Comparison of calculated and measured temperature

通過疏水器下游管道傳熱計算結果發(fā)現，在完整的疏水循環(huán)周期內，管道內外壁溫差出現周期性交替變化。

3 疏水器下游管道應力測量及計算分析

3.1 交變應力計算方法

對于間歇疏水的疏水管道，定義兩次疏水開始之間的時間為一個疏水周期，在疏水階段(內壁加熱)和非疏水階段(內壁冷卻)管道壁厚方向均會產生溫度梯度，從而引起管道內外壁的熱應力。以管道內壁為例，疏水階段內壁為壓應力，非疏水階段為拉應力，在一個疏水周期內管道內壁應力經歷一次循環(huán)變化，形成交變應力。假設疏水階段內壁點A達到最小應力(最大壓應力)為Smin，非疏水階段該點達到最大應力(最大拉應力)為Smax，則一個疏水周期內該點的交變應力幅值如式(1)：

Sr=0.5(Smax-Smin)

(1)

實際測試或計算時無法準確測量或計算焊縫上應力，故提取焊縫附近直管壁上應力，并考慮焊縫結構應力增強系數來等效焊縫處的交變應力幅，即：

Salt=C2K2Sr

(2)

參考ASME標準[15]，對于非核級管道C2K2=2i，為應力增強系數，對接焊縫的i=1。

對于管道外壁，疏水階段為拉應力，非疏水階段為壓應力。可采用與管道內壁同樣的方法計算熱交變應力。

3.2 管道外壁應力測量分析

分別在法蘭前(焊縫旁管壁側面)、閥門前(焊縫旁管壁側面)和孔板后(焊縫旁管壁頂面)管道外壁布置應變片(日本共和粘貼式高溫應變片，電阻值120Ω，靈敏度1.92)，并通過數據采集儀(型號為LMS SCM205 VB8-II)采集運行工況下管道應變，采樣頻率設置為3200 Hz，現場測試如圖7所示。由于導致焊縫焊趾處產生環(huán)向裂紋的主要為軸向應力，因此現場測試管道外壁軸向應變，測試的應變時域曲線如圖8所示。

圖7 現場應變測試Fig.7 Strain test on site

圖8 應變原始數據Fig.8 Strain raw data

應變數據為在高溫狀態(tài)下持續(xù)采集，高溫情況下應變容易出現零點漂移。因此，對于圖8中的數據，僅關注疏水循環(huán)周期內的交變應變部分。從應變時域曲線可以看出，在一個疏水循環(huán)周期內，疏水器開啟后，管道外壁首先達到最大應變，這與疏水階段管道外壁呈現拉應力相符。然后，疏水器關閉，管道外壁應變迅速降低，在非疏水階段達到最小應變，若無零點偏移，應為壓應變狀態(tài)，這與非疏水階段管道外壁呈現壓應力相符。

根據圖8數據可提取交變應變幅(應變范圍的1/2)，與彈性模量相乘可得交變應力值，然后根據章節(jié)3.1可得經過應力增強系數修正后的測試結果，如表4。

表4 管道外壁交變應力測試值Table 4 The test value of alternating stress

3.3 管道內外壁應力計算分析

現場試驗無法同時測量疏水管道內壁應變。因此，需通過有限元軟件ANSYS計算管道內壁應力。

考慮溫度載荷、重力載荷和錨固點位移載荷，建立有限元模型如圖3所示。使用SOLID185單元和MASS21單元。共包含309 632個單元，280 183個節(jié)點。

通過在相反方向施加慣性力設置重力載荷，重力加速度設置為9.8 m/s2；分別提取疏水階段最小溫差時刻(1.963 9 s，STEP1_SUBSTEP5)和非疏水階段最大溫差時刻(10.504 s，STEP2_SUBSTEP6)的溫度分布作為溫度載荷輸入。采用CAESAR II進行管系靜力計算，獲得各接口位置的邊界位移，如表5所示，其中坐標方向如圖3所示，線位移單位為mm，轉角單位為弧度。疏水擴容器入口端為錨固點，設置位移為0 mm。

表5 解耦點位移設置Table 5 Setting of decoupling point displacement

一個疏水周期內不同時刻法蘭前、閥門前和孔板后的應力云圖如圖9所示。分別提取各位置焊縫旁直管上內、外壁軸向應力，如表6所示。根據章節(jié)3.1計算得到經過應力增強系數修正的交變應力，如表7所示。對比管道焊縫外壁交變應力值，如表8，計算值與測試值基本吻合，最大誤差為6.47%。

表6 軸向應力計算結果Table 6 Calculated results of the axial stress

表7 交變應力計算結果Table 7 Calculated results of the alternating stress

表8 交變應力測試和計算結果對比Table 8 Comparison of the results

圖9 應力云圖Fig.9 Stress nephogram

由表7可知，管道焊縫內表面的交變應力幅是外表面的2～3倍，焊縫內表面最大交變應力幅達到167.21 MPa，與文獻[1]中管道啟裂于內壁焊根部位的現象相符。根據標準[15]，不銹鋼材料常溫疲勞極限為93.7 MPa，根據運行溫度(實測60 ℃)修正后為92.3 MPa。疏水管道焊縫內表面最大交變應力幅大于疲勞極限值，發(fā)生疲勞失效的風險很高。

綜上所述，間歇疏水引起管道焊縫內壁產生超標的熱交變應力是導致焊縫頻繁開裂的根本原因。但也不排除焊接殘余應力等因素的共同作用，進一步加速焊縫的開裂。

4 治理建議

根據上述疏水器下游管道溫度和應力的測量及計算分析結果，認為間歇疏水引起管道焊縫內壁產生超標的熱交變應力是導致焊縫頻繁開裂的根本原因。核電廠使用的疏水器主要為倒置桶式疏水器、浮球式疏水器和雙金屬片式疏水器三種形式，其中倒置桶式疏水器的工作方式為間歇疏水，而浮球式疏水器和雙金屬片式疏水器可以實現持續(xù)疏水器。另外，當選用的疏水器排量過小或者疏水管道的管徑過小，可能導致疏水能力不足，疏水器旁路的電動疏水閥將會頻繁啟閉，也將引起間歇疏水。當選用的疏水器排量過大時，由于疏水速度過快，上游來水在短時間內被排凈，持續(xù)疏水也將變?yōu)殚g歇疏水。因此，對于發(fā)生焊縫開裂問題的疏水管道，提出如下治理建議：

(1)使用浮球式和雙金屬片式等具有持續(xù)疏水功能的疏水器；

(2)對于蒸汽主管的疏水，疏水器排量選擇建議為實際凝結水量的3倍[16]；

(3)選擇適當的疏水管道直徑，保證內部濕蒸汽流速在20 m/s～35 m/s之間[17]。

5 結論

通過對某核電廠倒置桶式疏水器下游管道在疏水過程中的溫度和應力的測試、計算和分析，得出結論如下：

(1)疏水階段和非疏水階段，倒置桶式疏水器下游管道內外壁均存在較大溫差，分別達到-23.31 ℃和15.15 ℃；

(2)疏水管道焊縫內表面的交變應力幅普遍大于外表面，內表面交變應力幅是外表面的2～3倍，最大交變應力幅達到167.21 MPa，內表面更容易發(fā)生疲勞開裂；

(3)間歇疏水引起的管道焊縫內表面產生超標的熱交變應力是導致焊縫頻繁開裂的根本原因；

(4)將具有間歇疏水功能的倒置桶式疏水器更換為具有持續(xù)疏水功能的浮球式或雙金屬片式疏水器有利于解決疏水管道焊縫開裂的問題。