300 MW機組高壓導汽管開裂分析及處理

王文濤，李長有，董 鵬，陳 明，李 雪

(1.華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030；2.華電能源股份有限公司佳木斯熱電廠，黑龍江 佳木斯 154000)

某火電機組汽輪機為亞臨界、一次中間再熱、高中壓合缸、雙缸雙排汽抽凝式汽輪機。機組高壓導汽管規(guī)格Φ325×51 mm、Φ299.5×32 mm，材質(zhì)12Cr2Mo1、12Cr1MoVG，共包含14個彎頭(管)、32道對接焊縫。在機組運行87 000 h后，檢測發(fā)現(xiàn)管道焊縫存在多處嚴重異常開裂，結(jié)合檢查情況對開裂原因進行了分析研究，并提出了處理措施。

1 缺陷情況

采用宏觀檢查、磁粉及超聲波檢測發(fā)現(xiàn)高壓導汽管5條對接焊縫共計存在12條裂紋缺陷，其中縱向裂紋沿熔合線開裂，橫向裂紋由一側(cè)熔合線向焊縫、彎管母材開裂，部分缺陷開裂已達半圈，裂紋數(shù)量多且失效嚴重，見表1及圖1、圖2。

對13、26號焊縫進行金相顯微分析，結(jié)果表明未見過燒組織、淬硬馬氏體等異常情況，見圖3。對焊縫進行硬度檢測，實測值為焊縫185～210 HBW、兩側(cè)母材136～155 HBW，硬度合格[1]。

表1 高壓導汽管焊縫裂紋

圖1 高壓導汽管管路示意圖

(a)13號焊縫裂紋

(b)26號焊縫裂紋圖2 高壓導汽管焊縫裂紋

(a)焊縫組織

(b)熱影響區(qū) 圖3 13號焊縫金相組織(200×)

經(jīng)外觀質(zhì)量檢查發(fā)現(xiàn)，編號13、18、25、26焊縫管道側(cè)與閥體側(cè)母材組對不規(guī)范，未按標準要求處理接口尺寸，焊縫焊接填充不足，未進行圓滑過渡處理，見圖4(a)。同管道焊縫5與6、11與12、20與21、22與23間距僅為70～80 mm，相鄰焊縫布置過于密集，不符合對接焊口間距離應大于管道直徑且不小于150 mm的標準要求[2]，見圖4(b)、(c)。高壓導汽管A、B、C、D短節(jié)尺寸為Φ299.5×32 mm，與高壓導汽管大部分管段Φ325×51 mm的尺寸不一致，同一管段上尺寸不統(tǒng)一，增加管道對口、坡口制備及焊接操作難度，產(chǎn)生應力集中并顯著增加結(jié)構(gòu)應力、焊接應力。對高壓導汽管各管段進行現(xiàn)場光譜檢測，檢查發(fā)現(xiàn)高壓導汽管及缸體管段存在12Cr1MoVG、12Cr2Mo1、P91牌號材料。管道材質(zhì)頻繁變化，形成20、21等共計8道異種鋼焊接接頭，因焊接接頭合金元素稀釋、蠕變強度不匹配、由于碳遷移產(chǎn)生脫碳層、膨脹系數(shù)相差較大以及殘余應力等因素顯著增加了異種鋼接頭開裂失效的風險[3-4]，見圖4(c)。

(a)

(b)

(c)圖4 高壓調(diào)節(jié)閥、缸體連接處管路圖

2 技術(shù)改造

高壓導汽管在投運1年后，按照汽輪機廠家建議要求，對其進行了技術(shù)改造。具體改造內(nèi)容：尺寸由Φ299.5×32 mm變更為Φ325×51 mm，材質(zhì)由12Cr2Mo1更換為12Cr1MoVG，更換范圍為高壓調(diào)節(jié)閥至高壓缸本體間4根導汽管，技術(shù)改造焊縫共計28道。與高壓缸上、下缸體連接的共4段短節(jié)(A、B、C、D管段)及焊縫6、12、21、22保持原尺寸及材質(zhì)不變。檢查未見技術(shù)改造設計圖紙、審批文件、新更換管道質(zhì)量證明書、現(xiàn)場安裝過程記錄、檢測報告等資料。由此造成無法在以下關(guān)鍵性問題獲得設計依據(jù)和技術(shù)支撐：技術(shù)改造的原因、必要性；采用新尺寸、新材質(zhì)是否經(jīng)過科學計算分析論證；為何保留原4段短節(jié)管段不動，造成改造后的管道尺寸、材質(zhì)總體不一致，增加焊接對口難度和異種鋼焊接接頭數(shù)量；高壓調(diào)節(jié)閥本體接管段壁厚、外徑尺寸與高壓導汽管管道差異較大，為保證二者的規(guī)范組對焊接，是否考慮過對高壓導汽管或閥體管段尺寸進行特殊設計、改造；設備出廠前和現(xiàn)場安裝后的檢測、彼時管道狀態(tài)是否符合標準及設計要求情況未知。由此表明本次技術(shù)改造存在設計不科學、安裝不規(guī)范、技術(shù)改造監(jiān)督失位問題。

3 檢修運行

投運至今，機組累計開展3次A級檢修。2020年在第3次A修期間除15號焊縫表面存在1條長7 mm縱向裂紋外，未見其他超標缺陷，在其他A級檢修及歷次B、C級檢修期間未見高壓導汽管相關(guān)檢測資料。由此說明機組投運至今，特別是自技術(shù)改造投運至今，除2020年A級檢修外，焊縫是否開展檢測及結(jié)果情況未知。根據(jù)標準要求，在經(jīng)歷3～4個A級檢修后，高壓導汽管是否完成了全部焊縫的金屬檢測，情況未知[1]。由此表明，高壓導汽管檢修期間監(jiān)督檢測執(zhí)行不到位，技術(shù)監(jiān)督工作缺失。在本次管道開裂故障前，1號機組高壓導汽管未發(fā)生開裂泄漏等失效情況。運行期間，高壓導汽管溫度、壓力符合運行及標準要求，不存在超溫超壓情況。

4 原因分析及處理措施

根據(jù)現(xiàn)場檢查、無損檢測及改造、檢修、運行等情況分析認為：管道組對不規(guī)范、未按標準要求優(yōu)化處理接口尺寸，焊接填充不足，未對焊縫進行圓滑過渡處理，導致結(jié)構(gòu)及焊接應力增加。管道材質(zhì)頻繁變化增加異種鋼焊接接頭、同管道焊縫設計布置過于密集造成焊接應力疊加，以上是造成本次高壓導汽管焊縫開裂的主要原因。

制定專項技術(shù)方案，對裂紋缺陷按照挖補消除、復檢、焊接補焊、熱處理、焊后無損檢測的處理程序進行。采用坡口機對裂紋進行周向切削清除，因結(jié)構(gòu)原因不能開展機械切削的位置，采用角向砂輪打磨消除。優(yōu)先選用交流磁軛法磁粉檢測對挖補焊縫表面復檢，經(jīng)復檢合格后，根據(jù)標準要求對坡口尺寸進行加工處理，并對制備后的坡口表面進行著色滲透、磁粉檢測，以避免坡口遺留裂紋、氣孔等超標缺陷。

為防止冷裂紋、再熱裂紋的產(chǎn)生，必須采用較高預熱溫度，結(jié)合現(xiàn)場實際及環(huán)境溫度，預熱溫度選擇300 ℃，升降溫速度不超過122 ℃/h。與管道相連接的閥體、缸體壁厚較大，且各位置厚度不均勻，因此為減小因溫度差產(chǎn)生的熱應力導致焊縫開裂的影響，應設置多個溫度測點，保證焊前預熱的均勻性。Cr-Mo類鋼種在焊接加熱過程中，晶粒嚴重長大易增加再熱裂紋的敏感性，因此應選用較小的焊接線能量。采用直徑Φ2.5 mm、R31氬弧焊絲打底，選用Φ3.2 mm/R317焊條填充至20 mm后，再使用Φ4.0 mm焊條填充，直到焊接完成。焊接前焊條應在恒溫350 ℃條件下充分烘干1 h，焊接過程中焊條放置于80～120 ℃的便攜式保溫筒內(nèi)隨用隨取。每層焊接完成后檢查確認合格后再焊接次層，直至完成。為保證后一焊道對前一焊道起到回火作用，焊接時應控制每層焊道的厚度不超過焊條直徑，焊條擺動的幅度不超過焊條直徑的2倍，每層焊道接頭錯開10～15 mm，焊道平滑過渡。焊縫層間及焊接完成后的表面應徹底清理焊渣、飛濺及缺陷，焊接過程不停頓，一次性完成。

熱處理所用熱電偶應經(jīng)熱工校驗、外觀、組織檢查合格后方可使用。焊后熱處理采用高溫回火，焊接完成應立即進行整體外觀檢查，對存在的表面缺陷立即消除。在缸體側(cè)均勻布置加熱器，加大加熱寬度，作為輔助加熱設備，采用1條獨立線路控制溫度。在焊縫側(cè)布置2只主控溫熱電偶，加熱寬度350 mm，焊縫上側(cè)門體保溫厚度150 mm，焊縫保溫厚度不小于60～80 mm，恒溫溫度730±10 ℃，降溫至300 ℃后自然冷卻[5]?？紤]到存在延遲裂紋等傾向，在熱處理完成24 h后進行磁粉、硬度、超聲波、金相檢測。超聲波檢測時，為提高檢測率，應將焊縫余高與兩側(cè)母材打磨齊平，采用小角度K值探頭、直探頭擴大掃查范圍[6]。

5 結(jié)語

高壓導汽管多條焊縫嚴重開裂，顯著增加了設備開裂失效和人身傷亡風險。應聯(lián)系汽輪機廠家、安裝單位，補充完善高壓導汽管技術(shù)改造圖紙、質(zhì)量證明書、安裝過程文件、檢測報告等技術(shù)資料，并按要求及時歸檔。結(jié)合焊縫開裂失效特點、機組安全運行要求等方面對管道現(xiàn)行設計進行分析再論證，通過優(yōu)化管道結(jié)構(gòu)尺寸、材質(zhì)選用、坡口制備、提高焊接規(guī)范性等方面徹底消除管道焊縫開裂等重大隱患。在現(xiàn)有管道完成優(yōu)化改造前，利用歷次停機檢修機會，對高壓導汽管焊縫進行無損檢測，跟蹤監(jiān)督設備焊縫狀態(tài)，重點檢查與高壓調(diào)節(jié)閥、缸體相連焊縫，并將歷次檢測結(jié)果準確記錄，建立、完善高壓導汽管技術(shù)監(jiān)督臺賬。嚴格落實各項監(jiān)督措施，有效去除設備隱患，保證機組安全穩(wěn)定運行。