浅谈火电机组金属监督锅炉压力容器方面普遍存在问题-邹德安

1、浅谈火电机组金属监督锅炉压力容器方面普遍存在的问题大唐发电集团“安全性评价”专家组 邹德安【摘要】介绍28个电厂的77台火电机组在金属监督、锅炉压力容器方面普遍存在的一些严重影响安全生产的有代表性的问题，并从技术、规程制度方面分析了这些问题的危害程度。分别提出整改建议。【关键词】金属监督 锅炉压力容器 安全隐患2009年以来，在大唐发电集团开展的“安全性评价”和“安全风险评估”工作中，查评了28个电厂的77台机组（其中2台超超临界1000MW，19台超临界或亚临界660MW和600MW, 17台高温高压200MW及以下，其余均为亚临界300MW）发现在金属监督、锅炉压力容器方面普遍存在一些影响

2、安全生产的问题。这些问题，有的是设计问题；有的是施工问题；有的是电厂检修工作中造成的；也有的是制造厂的问题。现浅谈本人之拙见，供有关方面参考。1.压力容器1.1.除氧器，高、低压加热器，定、连排扩容器等压力容器上存在不规范堵头。这类不规范堵头，一般以铁板塞进管内或置于管端单面角焊、螺栓塞进管端单面角焊、管端砸扁封焊或直接封焊，甚至还有的用槽钢角焊在管端。见上图。固定式压力容器安全技术监察规程TSG R0004-2009【1】和火力发电厂焊接技术规程DL/T 869-2004【2】都规定这些容器必须使用容器用钢（镇静钢），焊接接头必须全焊透；火力发电厂焊接技术规程DL/T 869-2004之表1

3、则规定为对接全焊透机构。而上述型式都不可能全焊透，且不能做任何检验，使用材料一般可能为Q235-A之类沸腾钢，同时平板堵头的应力水平是球形封头的2倍。类似结构在很多地方发生过事故。这一问题普遍存在，三年共查了28个厂，只有一个厂没有这种堵头。这种堵头一般都是基建单位留下的，也有的是制造厂的水压试验临时堵头，也有个别的是电厂自己焊的。建议：按火力发电厂焊接技术规程DL/T 869-2004之表1规定，换成球型封头或对接焊平封头。焊口经UT或RT无损探伤合格。1.2安全附件不全，有的无压力表，有的无安全阀，有的既无压力表，又无安全阀,有的无疏水管， 压力表大部分没有最高工作压力红线。大部分高、低压

4、加热器的水侧无安全阀。这一问题所有电厂不同程度都有。电力工业锅炉压力容器安全监察规程 DL612-1996【3】第9.1.8规定：进水或进汽压力高于容器设计压力的各类压力容器应装设安全阀。安全阀的排放能力应大于容器的安全泄放量。安全阀的起座压力应小于或等于容器的设计压力。容器安全阀排放量应根据可能造成容器超压的条件，按劳动部压力容器安全技术监察规程的规定计算。高低压加热器的水侧和汽侧都应装设安全阀。第9.2.2规定：各类压力容器都应装设压力表。固定式压力容器安全技术监察规程TSG R00042009第8.4.2规定：压力表安装前应当进行校验，在刻度盘上应当划出指示最高工作压力的红线，注明下次校

5、验日期。建议：严格执行有关规程。缺少的安全附件结合检修补装，压力表下次校验时划出指示最高工作压力的红线，注明下次校验日期。1.3压力容器的两端都被固定在基座上。这一问题大部分厂都有，有除氧器，高、低压加热器、辅汽联箱、储罐等。这一问题阻挡膨胀，将导致容器膨胀不畅产生附加应力，甚至变形。有的容器已经明显产生了弯曲。建议：消除一切阻挡膨胀的因素，确保容器膨胀自由。1.4制氢站储氢罐、液氨储罐、高、低压加热器安全阀与罐体之间装有截止阀，阀门开闭情况不明，未上锁。固定式压力容器安全技术监察规程TSG R00042009第8.3.5（4）规定：安全阀与压力容器之间一般不宜装设截止阀门，经过使用单位主管压

6、力容器安全技术负责人批准，并且制定可靠的防范措施，方可在安全阀（爆破片装置）与压力容器之间装设截止阀门，压力容器正常运行期间截止阀门必须保证全开（加铅封或者锁定），。半数以上电厂都有这种问题，并且有一个厂6台储氢罐安全阀前截止阀全部关死。建议：将安全阀前的截止阀确认全开启并加封或锁定，挂“禁止操作”牌。在管理制度或运行规程中补充“防止该截止阀运行中关闭的”措施规定以及操作该阀门的许可审批制度。1.5每月一次的安全检查只有一个厂认真做了。大部分厂没做或不规范。固定式压力容器安全技术监察规程（TSG R00042009）第6.3(5)规定：组织开展压力容器安全检查，至少每月进行一次自行检查，并且作

7、出记录；第6.7.压力容器使用单位的安全管理人员应持证上岗。这一工作相当重要，可以及时发现容器运行中发生的问题。某厂因没开展这一工作，以致一台容器在停运多日后压力表指针还指在最高工作压力以上都无人知道。建议：以后每月由压力容器安全监察工程师组织有关专业点检员进行压力容器的安全检查。这些点检员应该取得压力容器检验员资格证。 1.6自造压力容器。有的安装单位或电厂自造压力容器，已发现的有汽机疏水联箱、锅炉排污联箱、汽机辅汽联箱、采暖分气缸。这些容器一般都安装在人行通道附近，对人生安全构成极大的威胁。某厂的两台300MW机组汽机辅汽联箱、汽机疏水联箱和锅炉排污联箱都是安装单位自造的。汽机辅汽联箱和锅

8、炉排污联箱运行不到3万h就产生了裂纹发生了泄漏，一台辅汽联箱检查出100多条裂纹。见上图。压力容器的设计与制造资质须经省级或以上技术监督部门批准。一般安装单位均不具有这种资质。建议：任何无资质的单位都不要自造压力容器。已有的应尽快更换为正规压力容器制造厂生产的产品。更换前在停运时加强检查，着重检查三通和平板堵头。1.7高压加热器、液氨储罐的、储氢罐安全阀排气管多个阀共用一根排汽管，且总管与支管外径相同。下图为某厂的两台高压加热器安全阀排气管共用一根排汽管，并装有截止阀（排汽总管的堵头也是不规范的）。电力工业锅炉压力容器安全监察规程DL612-1996第9.1.11规定：每只安全阀宜单独使用一根

9、排汽管。排汽管上不应装设阀门等隔离装置，第9.1.10 几个安全阀如共同装设在一个与汽包或联箱直通的总管上时，则此短管流通面积应大于与其相连的所有安全阀最小流通截面总和的1.25 倍。建议：拆除排汽总管及截止阀，按规定每个安全阀单独一根排汽管；若保留总管及截止阀，则必须按1.4的建议办，并把总管改成流通截面大于与其相连的所有安全阀最小流通截面总和的1.25 倍。2机炉外管道2.1露天管道上的保温护甲破损，管道支吊架管部上方无防雨帽，热力系统管道局部裸露运行；这一问题每个厂不同程度都有，露天锅炉无一例外。见下图。这样，雨水进入保温材料或直接淋到管壁上，散热过快造成内外壁温差太大，形成巨大热应力，

10、使得管道外壁产生自外向内的疲劳裂纹，发生早期爆漏。大部分电厂不在意管道的保温效果。只有两个厂在运行中测过管道保温外皮温度。其中一个厂的一台亚临界300MW机组主蒸汽管道保温外皮温度实测大部分在130以上，最高处达180。之所以会如此，究其原因，是各厂的各级领导和技术人员大部分都不了解保温的全部作用和疲劳裂纹的产生原因，往往认为保温的作用只是为了节能。火力发电厂保温工程热态考核测试与评价规程DLT 934-2005 【4】第9.1.1规定：热力设备、管道及其附件保温结构的外表面温度当环境温度不高于25时，热力设备、管道及其附件的保温结构外表面温度不应超过50:当环境温度高于25时，保温结构外表面

11、温度与环境温度的温差应不大于25。火力发电厂金属技术监督规程DLT 438-2009【5】第7.1.23和7.1.24规定：“主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道露天布置的部分，及与油管平行、交叉和可能滴水的部分，必须加包金属薄板保护层。露天吊架处应有防雨水渗入保护层的措施。注：主给水管道、低温再热蒸汽管道也应同样要求。” “主蒸汽管道、高温再热蒸汽管道要保温良好，严禁裸露运行，保温材料应符合技术要求。运行中严防水、油渗入管道保温层。保温层破裂或脱落时，应及时修补”。上图为某厂主蒸汽管道保温不良造成的疲劳裂纹，运行不到7万h就泄漏了。裂纹为自外向内，轴向发展，横跨焊缝。之所以横跨焊缝，是因为热应力与焊

12、缝轴向收缩残余应力叠加。热应力的大小决定于内外壁温差。=-ET热应力材料的线膨胀系数T温度差E材料的弹性模量建议：机组调试及热态验收时对热力设备、管道及其附件保温结构的外表面温度进行测试，不达标不验收。机组投产后，制定一个检查制度，定期进行测试，对露天管道支吊架的防雨帽、保温护甲定期检查，发现问题及时消除。修补保温护甲时注意铁皮必须上节扣下节，保证有足够的搭接长度，保证热态膨胀后不致脱开，随时保证管道保温完好。2.2低压汽水管道三通有不少不经补强，尤其是凝结水系统管道的159mm以下三通大部分是现场割焊的，见右图。这种割焊的三通（甚至等径三通）未经任何形式的补强，焊缝一般都焊不透，且未经任何检

13、验。这类管道的壁厚裕度一般都不大，在出现水锤的情况下极易发生管壁破裂（据了解，集团内外各有一个厂已发生过爆裂）。之所以这样，是因为（据说）设计院159mm以下的水管道只给单线管路走向图，施工单位想怎么干就怎么干。三通的最大应力主要发生在三通的肩部内外侧和三通腹部外侧，其中尤其以三通的肩部内侧为大。而三通的最大应力与直管在相同的工况下的最大应力的比值一般在2.5-3.6之间。【6】按火力发电厂汽水管道设计技术规定DLT 5054-1996 【7】第4.2.4规定，当开孔直径大于最大允许直径时，应按规定补强。右图为某厂凝结水系统管道三通腹部爆裂的照片。管子为1335mm,三通与管子壁厚相同，爆裂时

14、有水锤现象。建议：更换为轧制三通或补强。轧制三通腹部壁厚应大于2倍管子壁厚；补强以披肩式为宜，单筋补强时钢筋直径不可太小。2.3管道的支吊架管道连接件（简称管部）有不少不符合规定。凝结水系统159mm以下管道的支吊架管道连接件几乎都是单板焊接在管壁上，而且看不出有补强。(见下图) 最严重的是某厂汽机房内一、二、三段抽汽管道、前置泵进出口管道、连排至定排管及其它各种水管道的管道连接件都是单板焊接在管壁上；甚至有两个厂的高压给水管道也是这样的。这种情况大部分厂都有。原因也是因为（据说）设计院159mm以下的水管道只给单线管路走向图，施工单位想怎么干就怎么干。这种管道的壁厚裕度一般都不大，单板焊接式

15、管部结构的吊耳直接焊在管壁上既降低了管壁强度（焊接接头的热影响区）又增加了附加负荷（管道和介质的重量），在出现水锤或振动的情况下极易发生管壁破裂。按管道支吊架 第1部分：技术规范 GB/T 17116.1-1997【8】的设计规范，50以上的热管道采用单板焊接管部是不妥的。管道支吊架 第2部分：管道连接件 GB/T 17116.2-1997【9】第5.5.1规定：使用水平管道焊接吊架应充分考虑被悬吊管道自身的强度条件和刚度条件，必要时可增加适当的附件，例如：大尺寸、薄壁管或重荷载的，在与管道（件）连接处需增设加强板，以防管道局部过应力或过度变形。建议：高压给水管道，一、二、三段抽汽、前置泵进出

16、口、连排至定排管等荷载较重的热管道管道连接件改为管道钢管夹或钢卡箍。其它水管道按管道支吊架 第2部分：管道连接件 GB/T17116.2-1997第5.5.1规定，根据荷重情况增设加强板。整改时，在割除吊耳时应对管壁进行外观和PT检查，如有裂纹以换管为宜。2.4火力发电厂金属监督规程DLT438-2009第7.2.2.2规定：管道安装完毕和机组每次A级检修，对管道支吊架进行检验。根据检验结果，在第一次或第二次A级检修期间，对管道支吊架进行调整；但是，有近半数电厂（多为老厂）没能按规定周期进行检验和调整，有的电厂甚至运行10万h以上都没调整过。致使支吊架失效，管道及其附件开裂。上图为某厂300M

17、W亚临界机组再热汽热段管道支座被拉裂。建议：结合检修按规程规定周期进行检验、调整。2.5有两个电厂的4台机组(2台600MW 在东部海边2台300MW在西北)主蒸汽管道和热段再热汽管道从炉顶到运转层没有水平定位装置，致使运行中管道受外力（如强风）作用晃动，保温护甲破损，保温材料挤坏，接近裸露运行（见右图）。建议：设计院在设计时增加水平定位装置或阻尼器；上述两个电厂自行增加水平定位装置或阻尼器。3锅炉减温器防止电力生产重大事故的二十五项重点要求实施导则【10】第32411 规定： 定期对喷水减温器检查，混合式减温器每隔1.5到3万小时检查一次，应采用内窥镜进行内部检查，喷头应无脱落、喷孔无扩大，

18、联箱内衬套应无裂纹、腐蚀和断裂。减温器内衬套长度大于8米时，除工艺要求的必须焊缝外，不宜增加拼接焊缝；若必须采用拼接时，焊缝应经100%探伤合格后方可使用。防止减温器喷头及套筒断裂造成过热器联箱裂纹，表面式减温器运行2-3万小时后应抽芯检查管板变形，内壁裂纹、腐蚀情况及芯管水压检查泄漏情况，以后每次大修检查一次。而大部分电厂没有按照这个规定周期检查。结果导致事故发生。上左图为某厂660MW超临界机组再热汽事故喷水减温器内衬套裂开折叠，堵塞了再热汽管道。上右图为某厂300MW亚临界机组高温再热器进口联箱及弯头因喷水减温器喷头雾化不良，并且长期大流量投减温水，致使联箱内壁开裂贯通。建议：严格执行“

19、25项反措”，结合检修认真进行检查。4.金属检验方面的问题4.1现在已建和在建的机组采用了新的高温螺栓材料，如镍基材料、45Cr1MoV、1Cr10NiMoW2VNbN-5、2Cr12NiMo1W1V(K9A56E)、2Cr10MoVNbN(K9A62A)、等。通常采用的硬度、金相检验没有相应标准，蠕变测量成为最重要的判废依据。火力发电厂金属监督规程DL/T 438-2009规定按火力发电厂高温紧固件技术导则DL/T 439-2006【11】执行。火力发电厂高温紧固件技术导则DL/T 439-2006第4.1.13规定： 抽取高压内缸每种规格、每种材料的20 %螺栓(但不应少于两根)作为蠕变监

20、督螺栓，使用前分别在该螺杆两端面打上样冲眼，测量样冲眼之间的距离，将此距离作为蠕变测量的初始长度。测量工具为专用卡尺，测量方法见DL/T 441【12】。可是，DL/T 441所述之量程大于螺栓长度的专用卡尺（千分尺）安装单位和电科院都没有。所以火力发电厂金属监督规程DL/T 438-2009颁布至今没有一家执行过（应由电建公司测量，把数据移交电厂）。因此，要求电厂在第一次大修时补做这一工作。电厂要求电科院做，电科院说没法做。以前没人认真研究上述条文，当要求做这一测量时，才发现不易实施。与西安热工院李益民同志（院副总工程师，金属专业规程的编写负责人）商量。认为，螺栓报废的蠕变伸长量达近10mm

21、或10mm以上，测量精度不必过高。可采用以下方法测量：选用量程合适的普通钢板尺，专尺专用（妥善保管并且不做它用）；测量螺栓的全长度，即两端的端面作为基准面；测量人员要相对稳定，即专人；监督螺栓做好标记，注意保护端面；用专用的测温仪测量环境温度，妥善保管并且不做它用，按时进行校验；测量数据记入台账。建议：将上述测量方法作为指导性意见推广。4.2查评中发现原电力部某局所属电厂普遍不采用超声波（UT）检验小管子。原因是曾经有过一次小管超声波（UT）检验失误，某位领导不准使用超声波了。中国大唐集团公司火电金属技术监督制度【13】第二十五条 火力发电厂机组检修过程中的金属技术监督之（二）规定：对于小管检

22、修焊口检验，应坚持100%射线检验的原则。锅炉“四管”的焊接接头，由于现在锅炉的参数比以前高了很多，所以管壁厚度较厚，一般都焊接2层以上，这样，“四管”的焊接接头因气孔、夹渣等体积性缺陷而泄漏的极少；而导致泄漏的多为裂纹、未溶合这类面性缺陷。面性缺陷，尤其是厚壁小径管子，射线（RT）检验的检出率是很低的。所谓“坚持100%射线检验的原则”也是不切实际的。椭圆透照的盲区很大，且管壁厚度越大盲区越大，锅炉受热面管子稠密，很多地方探伤机无法放置。而超声波（UT）几乎可以全方位检查，且检出率较高。由于科学技术的发展，检测技术和探伤设备也有了较大进步，超声波探伤已不同于上世纪。固定式压力容器安全技术监察

23、规程TSG R00042009“已经不再重射线、轻超声”，第4.5.3.1把射线探伤和可记录超声波探伤列为同等地位，火力发电厂金属技术监督规程DL/T 438-2009也把射线探伤和超声波探伤列为同等地位。“实践是检验真理的唯一标准”，事实是目前不少地方在小管超声波（UT）的检验方面做出了很好的成绩。建议：在不减少射线检验的前提下尽量多做超声波（UT）检验，宜采用可记录超声波探伤仪。5.原材料近年来，T23 钢在我国超(超)临界机组中得到了一定程度的应用。600 MW1000 MW 等级超(超)临界锅炉的末级过热器和高温再热器管采用了 T23 材料。1000 MW超超临界塔式锅炉的水冷壁也采用

24、了 T23 材料。运行实践表明，T23 钢末级过热器管内壁生成的氧化皮易剥落，堵塞下弯头而引起过热爆管。在机组调试和运行初期频繁发生水冷壁及过热器管焊缝开裂导致的泄漏事故，某厂660 MW超临界机组末级过热器安装焊口有近300个焊口检查出再热裂纹。有人认为不能再使用这种钢管。但是 T23 钢的常温力学性能和高温蠕变断裂强度较高，焊接性也较好，因此不大可能不再使用这种钢管。由于 T23 钢蒸汽氧化性能与 T22 钢基本相当，而且内壁氧化皮较 T22 钢易于脱落，因此限制了 T23 钢管应用于更高壁温的锅炉受热面。所以，超临界锅炉高温受热面 T23 钢管计算壁温应控制在 570 以内。有研究表明，

25、T23 钢具有较强的再热裂纹敏感倾向，焊接接头区域经过多次焊接及热循环过程而产生晶界弱化现象，为再热裂纹的萌生提供了条件。较高的结构应力和焊接残余应力，是导致T23 钢角焊缝沿焊缝与母材夹角的应力集中处产生裂纹及裂纹扩展的主要因素。【14】有两个电厂，先后各安装两台超临界660MW机组，各自的两台机组分别由不同的安装单位承担。结果一个厂一台炉近300个末级过热器管安装焊口再热裂纹，另一台没有；一个厂一台炉近100个末级过热器管安装焊口再热裂纹，另一台没有。有再热裂纹的管子有的锯开后还可弹开，说明安装时是强力对口。这就进一步证明较高的结构应力和焊接残余应力，是导致T23钢产生再热裂纹的主要因素。

26、因此，笔者认为：T23 钢管在运行中能控制壁温不超过 570 ，就不会产生氧化皮堵塞管子。T23 钢管在安装中只要严格执行工艺制度，不强力对口，再热裂纹是可以避免的。水冷壁管安装注意焊接顺序，尽量降低结构应力和焊接接头残余应力，再热裂纹也是可以避免的。【15】建议：在基建安装和检修焊接对口工作中提高锅炉工的执行工艺制度自觉性并加强监理的旁站监督，杜绝强力对口；严格控制运行温度、机组启停频度和启停速度；焊后热处理尽量不做，必须做时尽量减少在敏感温度区间的停留时间。6EH油管道的问题大部分机组EH油管道接头原为插接式焊接接头，这是CE公司的标准设计。其目的一是保证管子内壁光滑，油流稳定，二是减少管

27、子内壁氧化皮，减少油中杂质。有几个电厂因为错误理解大唐集团公司安生部关于对采用插接型式焊接的疏水管道进行整改的通知（20070710）文件精神而改为对接接头。每台机组200多到300 多个焊口，并且开机前油循环十几天油质才能合格。工程不可谓不麻烦。EH油管泄漏在有的电厂发生过，原因是管道剧烈振动，导致焊接接头熔合线处开裂。之所以开裂，是因为含铬不锈钢焊接时在450-500区间产生“475度脆性”，一般宽度约5个晶粒，含钛不锈钢焊接时在850附近区间产生相，一般宽度约十几个晶粒。这两条线冲击值较低【16】，但因为很窄，在静载荷时对焊接接头寿命影响不大。但长期剧烈振动这种高频冲击就不行了。所以，解

28、决EH油管泄漏在于消除振动。插接式焊接接头（准确的讲应为“角接”）改为对接接头，内壁氧化皮量要增加好多倍，这些氧化皮只有靠打油循环把它磨掉。热影响区比“角接”大好几倍。也就是说脆化区大好几倍，如有振动更容易开裂。建议：不要改变制造厂原有焊接接头型式，运行中注意消除管道振动。7.在役机组管道焊口的返修问题有电厂对600MW超临界机组P91、P92主蒸汽管道（631103、43873）高温再热汽管道（90844、70532）及锅炉连箱焊缝运行10000h后检查，UT探伤发现有的焊口焊缝金属存在一些缺欠或缺陷。从检验报告看，均为单个、分散的缺欠或缺陷，未发现连续的面积型缺陷。这些缺欠或缺陷几乎都是焊

29、道间和焊道边缘夹渣。电厂以高价对焊口进行了返修。返修采用挖去大部分焊缝金属，在原坡口内重新堆焊。由于担心管道断开后管道磁化严重，退磁困难而无法焊接，焊缝金属根部保留十多mm或30-40mm不等。有的返修不合格又二次返修，即在同一位置反复2-3次进行焊接和焊后热处理。返修后，虽然无损探伤合格了，焊接接头的机械性能和寿命却受到了很大损害。这种损害包括保留焊缝金属机械性能的降低；热影响区的扩大并进一步降低机械性能；拉尔森-米勒参数值的累积；残余应力的增加和管道长度的减少而改变管系的补偿值，改变了对汽轮机和锅炉出口连箱的推力；连箱长度的缩短给受热面管排增加了径向力矩，有可能造成有再热裂纹倾向受热面钢管