300 MW機(jī)組主蒸汽管道焊縫表面裂紋成因分析及處理

張凡志，李曉暉，樓玉民，王必寧

（1.臺州發(fā)電廠，浙江 臺州 318016；2.國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；3.西安熱工研究院有限公司，西安 710032）

300 MW機(jī)組主蒸汽管道焊縫表面裂紋成因分析及處理

張凡志1，李曉暉1，樓玉民2，王必寧3

（1.臺州發(fā)電廠，浙江 臺州 318016；2.國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；3.西安熱工研究院有限公司，西安 710032）

針對300 MW機(jī)組P91材質(zhì)主蒸汽管道對接焊縫上發(fā)現(xiàn)的表面裂紋缺陷，通過無損探傷以及硬度、金相檢測，結(jié)合機(jī)組冷態(tài)和熱態(tài)主蒸汽管道支吊架檢驗結(jié)果，分析導(dǎo)致焊縫表面裂紋發(fā)生的影響因素，闡述處理方法。提出通過加強(qiáng)管道焊接熱處理質(zhì)量監(jiān)督和控制，重視管道支吊架檢查和調(diào)整等措施，可以降低焊縫表面裂紋的發(fā)生。

P91；主蒸汽管道；表面裂紋；無損檢測；管道支吊架

0 引言

ASME SA-335-P91（簡稱P91）鋼管是20世紀(jì)70年代末80年代初美國開發(fā)的馬氏體耐熱鋼，為改良的9Cr-1Mo鋼，具有優(yōu)良的高溫強(qiáng)度、抗氧化性和抗腐蝕性，因其良好的綜合性能廣泛應(yīng)用于發(fā)電廠主蒸汽管道和過熱器集箱[1]，其安全運(yùn)行倍受重視。

某發(fā)電廠300 MW機(jī)組的P91鋼制主蒸汽管道，設(shè)計壓力和溫度分別為17.6 MPa和546℃，主蒸汽管道管材規(guī)格（內(nèi)徑/壁厚）主管為368/39 mm，支管為273/28 mm。機(jī)組自投產(chǎn)至本次計劃性檢修，運(yùn)行時間約43 753 h，檢修中對主蒸汽管道進(jìn)行理化實(shí)驗，發(fā)現(xiàn)對接焊縫存在表面裂紋，為安全起見，進(jìn)行擴(kuò)大性檢查，對該主蒸汽管道上所有對接焊縫進(jìn)行打磨并做檢查。

1 檢測情況

1.1 檢驗方法

將從高溫過熱器出口聯(lián)箱到汽輪機(jī)主汽門前主蒸汽管道（包括支管）所有37條對接焊縫，沿蒸汽流向，依次標(biāo)記為H-1，H-2，H-3，H4—H37，如圖1所示。

根據(jù)JB/T 4730-2005[2]，對對接焊縫進(jìn)行磁粉檢測和超聲檢測；依據(jù)DL/T 884-2004[3]及DL/T 438-2009[4]，對焊縫H7-H14、臨近的母材及彎頭計18點(diǎn)，進(jìn)行金相及硬度試驗。

圖1 主蒸汽管道焊縫檢測位置示意

1.2 檢驗結(jié)果

如圖1所示，檢驗37條焊縫，其中H-1—H-3為末級過熱器出口集箱三通焊縫，分別檢測其焊縫上側(cè)半圈。經(jīng)過磁粉檢測，在9條焊縫中發(fā)現(xiàn)的線性裂紋顯示，其中線性裂紋總數(shù)為104條，磁粉檢測結(jié)果見表1，發(fā)現(xiàn)沿焊縫周向的典型線性裂紋如圖2所示，其寬度細(xì)小，走向曲折，長度不等，從幾毫米至十幾毫米不等，最長為27 mm。經(jīng)超聲檢測，焊縫內(nèi)部未顯示有超標(biāo)裂紋。

表1 磁粉檢測結(jié)果

選取主蒸汽管道母材、制造及安裝焊縫、焊縫熔合區(qū)以及熱影響區(qū)等25處進(jìn)行了金相和硬度試驗。以H8焊縫為例（硬度偏高），焊縫、熔合區(qū)微觀金相組織如圖3、圖4所示。檢驗結(jié)果表明，金相組織基本上顯示為回火板條馬氏體和碳化物，碳化物增長較明顯，晶界形成鏈狀或者網(wǎng)狀分布，理化性能表現(xiàn)出硬度略異常。硬度試驗8處對接焊縫中4處硬度偏高，均位于主蒸汽管對接焊縫上，分別是焊縫H8，H10，H12和H13，硬度值分別為289 HB，293 HB，288 HB和293 HB；其余部位母材及彎頭處硬度值均正常。

圖2 主蒸汽管道焊縫磁粉檢測發(fā)現(xiàn)的裂紋

圖3 主蒸汽管H8焊縫金相組織（400×）

圖4 主蒸汽管H8焊縫熔合區(qū)金相組織（400×）

2 表面裂紋原因分析

2.1 焊接熱處理影響

SA335-P91鋼材一般在正火加回火狀態(tài)下供貨，從奧氏體狀態(tài)冷卻至室溫，在較寬的冷卻速度范圍內(nèi)均會得到完全的馬氏體組織。該鋼材的正常金相組織應(yīng)為均勻的回火板條馬氏體，其晶粒尺寸由馬氏體板條長度決定。馬氏體板條在高溫回火時并不發(fā)生板條解體的再結(jié)晶，而是只發(fā)生高溫回復(fù)，板條內(nèi)形成亞晶并發(fā)育了較為完整的位錯網(wǎng)絡(luò)，碳化物主要是M23C6型和MC型，碳化物粒子在板條界或板條內(nèi)析出，多呈短條形。晶界上鏈珠狀或者網(wǎng)狀分布的碳化物是P91鋼材在A1相變點(diǎn)或者以上溫度熱處理的過程中，碳化物在晶界上聚集長大而形成的。該組織的形成與熱處理工藝是緊密相關(guān)的[5]。

從表1中可以發(fā)現(xiàn)，出現(xiàn)表面裂紋缺陷的焊縫中約78%為配管廠的制造焊縫，其中，線性裂紋數(shù)目約占總數(shù)目的76%，且線性裂紋長度相對較長。P91鋼為高強(qiáng)馬氏體耐熱鋼，焊接過程和組織轉(zhuǎn)變產(chǎn)生的應(yīng)力若不能充分釋放，就可能誘導(dǎo)裂紋產(chǎn)生。P91鋼焊接工藝需嚴(yán)格控制熱輸入，采用小熱輸入、薄焊層、多層多道焊方法來焊接，下層焊道會對上層焊道產(chǎn)生回火效應(yīng)；蓋面層焊道沒有次層焊道的回火效應(yīng)，需要在焊后立即進(jìn)行熱處理，從而釋放表層焊道的應(yīng)力。在工廠化管道預(yù)制模式下，需集中一定數(shù)量的焊接接頭進(jìn)行爐內(nèi)整體熱處理，導(dǎo)致應(yīng)力未能充分釋放，尤其在熱處理前的存放期間，表層焊道的高硬度（通常大于320 HB），高焊接殘余應(yīng)力，以及存放環(huán)境的水、汽腐蝕，均為產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕裂紋的誘因，這是安裝焊縫產(chǎn)生表面裂紋少、制造焊縫產(chǎn)生表面裂紋多的可能原因[6]。

基建時期某些工人為了提高生產(chǎn)效率，沒有嚴(yán)格按照P91鋼焊接及熱處理工藝的要求操作，以致該主蒸汽管道對接焊縫存在硬度偏高（288～293 HB）情況，而T/P91焊縫正常硬度值在180～270 HB[4]。另外，也存在未按T/P91鋼焊接工藝導(dǎo)則中每層焊道厚度不大于焊條直徑的規(guī)定進(jìn)行焊接的問題。因此，焊口未能嚴(yán)格按焊接工藝施焊、個別焊層過厚及焊接線能量過大、熱處理施工未完全按規(guī)范等均是產(chǎn)生線狀缺陷及表面微裂紋的影響因素。

2.2 管道應(yīng)力影響

支吊裝置是主蒸汽管道系統(tǒng)的重要組成部分，起著承受管道重量、限制管道位移和控制管道振動的重要作用。支吊架的配置（狀態(tài)、荷載、類型、位置）會直接影響管系的應(yīng)力分布和大小，其性能和狀態(tài)的好壞、承載是否合理都直接影響管道的使用壽命和安全運(yùn)行。

在該機(jī)組修前運(yùn)行期間，對主蒸汽管道支吊架進(jìn)行了熱態(tài)檢驗，并在檢修期間進(jìn)行了冷態(tài)檢驗。該主蒸汽管道共配置23組支吊架，根據(jù)設(shè)計資料及現(xiàn)場檢驗，主要對其中8組異常的吊架進(jìn)行調(diào)整。其中，彈簧吊架6組，分別靠近焊縫H5，H8，H18，H24，H26及H28，缺陷表現(xiàn)為壓縮量異常。恒力吊架2組，分別靠近焊縫H12和H13，缺陷表現(xiàn)為膨脹受限。

支吊架存在問題，會引起吊點(diǎn)載荷、位移值偏離設(shè)計值，導(dǎo)致管系各吊點(diǎn)載荷分配不合理，使得管道對設(shè)備的推力增大，引起管道的一次應(yīng)力和二次應(yīng)力水平提高，隨著運(yùn)行時間增長，會加快管道應(yīng)力蠕變損傷，也會造成表面裂紋的發(fā)生或擴(kuò)大。

3 處理措施

3.1 表面裂紋處理

對裂紋進(jìn)行打磨處理，消除裂紋，防止裂紋繼續(xù)延伸。如果裂紋缺陷較深，則打磨后需要經(jīng)過焊接修復(fù)。通過打磨結(jié)合滲透檢測，發(fā)現(xiàn)主蒸汽主管上焊縫H11和H14、主蒸汽支管上焊縫H37的裂紋深度最深者為3 mm，其余多為1～2 mm。對管壁測厚發(fā)現(xiàn)：主蒸汽主管上焊縫H14厚度最小，為38.4 mm；主蒸汽支管上焊縫H37厚度最小，為28.5 mm。

任何情況下，管子的取用壁厚均不得小于管子的計算壁厚。因此，為確定打磨后壁厚最小處是否滿足安全需求，對其計算壁厚進(jìn)行核算。根據(jù)DL/T 5054-1996[7]，對管道進(jìn)行壁厚計算，包括直管最小壁厚sm、直管計算壁厚sc、直管取用壁厚。對于Do/Di≤1.7承受內(nèi)壓力的汽水管道（Do為管子外徑，取用公稱外徑；Di為管子內(nèi)徑，取用最大內(nèi)徑），按以下公式計算：

式中：p為設(shè)計壓力；[σ]t為鋼材在設(shè)計溫度下的許用應(yīng)力[8]；Y為溫度對計算管子壁厚的修正系數(shù)；η為許用應(yīng)力修正系數(shù)；α為考慮腐蝕、磨損和機(jī)械強(qiáng)度要求的附加厚度。

式中：c為直管壁厚負(fù)偏差的附加值；A為直管壁厚負(fù)偏差系數(shù)。對于管子規(guī)格以最小內(nèi)徑×最小壁厚標(biāo)示的無縫鋼管，壁厚負(fù)偏差值為零[7]。壁厚計算結(jié)果如表2所示，可見，打磨后測得的最小壁厚大于計算壁厚，因此不需要進(jìn)行補(bǔ)焊。

表2 主蒸汽主管和支管的壁厚計算結(jié)果

3.2 支吊架調(diào)整

對該管道中8組異常的吊架，依據(jù)設(shè)計工作載荷和熱位移等進(jìn)行調(diào)整。對壓縮量異常的6組彈簧吊架，采用調(diào)節(jié)花蘭螺絲、松緊螺母的方式，來收緊或放松吊桿，使其吊架承載至冷態(tài)設(shè)計位置。對膨脹受限的2組恒力吊架，采用收緊或放松吊桿的方式，使恒力吊架冷態(tài)位移指針順著熱位移方向指示在10%位置，保證冷態(tài)、熱態(tài)時吊架承載在恒定的范圍內(nèi)。

4 結(jié)論

火力發(fā)電廠主蒸汽管道長期在高溫、高壓的工作環(huán)境下，必然會發(fā)生損傷積累，涉及高溫蠕變、高溫腐蝕、應(yīng)力疲勞等各種復(fù)雜問題，務(wù)必從材料檢驗、焊接熱處理以及管系受力等多方面加強(qiáng)監(jiān)督，以保證其安全穩(wěn)定運(yùn)行。

（1）對于采購進(jìn)廠的鍋爐用鋼管，根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的檢驗項目、取樣數(shù)量、試驗方法和取樣部位等，做好鍋爐用鋼管的入廠檢驗。

（2）在新管道施工中嚴(yán)格執(zhí)行焊接和熱處理工藝，高度重視焊接和熱處理質(zhì)量。

（3）加強(qiáng)運(yùn)行過程的監(jiān)控，提高運(yùn)行水平，嚴(yán)格控制蒸汽溫度，避免因溫度過高或者溫差較大而形成額外的附加應(yīng)力。

（4）在檢修期間對發(fā)生缺陷的管道支吊架及時調(diào)整。重點(diǎn)關(guān)注存在記錄性缺陷的焊縫，檢修期間檢查有無新生缺陷或者缺陷是否擴(kuò)展。

[1]李益民，史志剛，賈建民，等.P91主蒸汽管道焊縫斷裂韌度與其它力學(xué)性能的關(guān)系[J].中國電機(jī)工程學(xué)報，2005，25（3）∶153-157.

[2]JB 4730-2005承壓設(shè)備無損檢測[S].北京：中國標(biāo)準(zhǔn)出版社，2005.

[3]DL/T 884-2004火電廠金相檢驗與評定技術(shù)導(dǎo)則[S].北京：中國電力出版社，2004.

[4]DL/T 438-2009火力發(fā)電廠金屬技術(shù)監(jiān)督規(guī)程[S].北京：中國電力出版社，2009.

[5]張春雷，胡平.熱處理不當(dāng)造成SA335-P91材料組織異常的分析[J].廣東電力，2010（7）∶35-38.

[6]嚴(yán)正，胡慶，李震山.P91/P92鋼管焊接接頭表面裂紋磁粉檢測工藝探討[J].金屬加工（熱加工），2012（8）∶47-48.

[7]DL/T 5054-1996火力發(fā)電廠汽水管道設(shè)計技術(shù)規(guī)定[S].北京：中國電力出版社，1996.

[8]DL/T 5366-2006火力發(fā)電廠汽水管道應(yīng)力計算技術(shù)規(guī)程[S].北京：中國電力出版社，2006.

（本文編輯：徐 晗）

Cause Analysis and Treatment on Surface Crack on Weld Joints of Main Steam Pipe of 300 MW Units

ZHANG Fanzhi1，Li Xiaohui1，LOU Yumin2，WANG Bining3
（1.Taizhou Power Plant，Taizhou Zhejiang 318016，China；2.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China；3.Xi’an Thermal Power Research Institute Co.，Ltd.，Xi’an 710032，China）

Surface crack was found on weld joints on P91 main steam pipe of 300 MW units.Through non-destructive testing，hardness and metallurgic test and in combination with examination of supports and hangers of main steam pipes in cold state and hot state，the paper analyzes the factors which influenced surface crack on weld joints and expounds the solution.By improvement of quality monitoring and control on heat treatment of pipe welding and examination and adjustment of pipe supports and hangers，the occurrence of surface crack on weld joints could be reduced.

P91；main steam pipe；surface crack；non-destructive testing；pipe supports and hangers

TK228

B

1007-1881（2015）10-0029-04

2015-05-26

張凡志（1986），男，助理工程師，從事火電廠鍋爐設(shè)備的技術(shù)與管理工作。