胡彬-水电厂重要金属部件典型案例分析

水电厂重要金属部件典型案例分析胡彬2013年6月1、水轮机主要部件2、发电机主要部件3、螺栓紧固件4、压力容器及其附件5、起重机械6、水工钢闸门和启闭机7、压力钢管8、气、水、油管道9、拦污栅、进水阀门等1、水轮机主要部件《水电厂金属技术监督规程》8.1水轮机主要部件的技术监督a）每次C级及以上检修均应对大轴、转轮（浆叶）、泄水锥、转轮室（排水环）、导叶及操作机构（包含连杆、转臂、控制环、接力器、重锤吊杆吊耳）、蜗壳、管型座、顶盖、座环、底环、基础环、尾水管里衬等及其附属结构件进行外观检查，对出现异常的部位或有怀疑的部位应进行无损检测。b）每次B级及以上检修均应对转轮、转轮室（排水环）的焊缝和应力集中部位进行渗透检测或磁粉检测，转轮焊缝检测数量比例不低于50%，检测部位为转轮出水侧，检验长度为单条焊缝长度的1/4且不小于100mm，转轮室（排水环）焊缝检测长度比例不低于10%，必要时进行超声检测或射线检测，无损检测应按JB/T4730执行，并形成完整的检测记录。在检修周期内，根据缺陷情况，可适当增加检查次数。1、水轮机主要部件c）对处在泥沙含量大的江河上的机组，每次B级及以上检修均应对转轮（浆叶）、导叶、转轮室、蜗壳、管型座、座环、尾水管里衬的气蚀和磨损情况进行详细的检测和记录，并采取相应的处理对策。气蚀的测量与评定应按GB/T15469.1的规定执行。在检修周期内，根据泥沙磨损、气蚀损坏等情况，可适当增加检查次数。d）新机组投产后第一次A级或B级检修应对水轮机大轴进行渗透检测和超声检测，以后每次A级检修均进行渗透检测和超声检测；对运行1×105h以上的大轴每次B级及以上检修均应进行渗透检测和超声检测。当大轴出现异常情况时，应进行渗透检测和超声检测，检测部位为轴径变化或磨损部位，无损检测应按JB/T4730执行。e）转轮、转轮室等金属部件的裂纹、气蚀、磨损等缺陷的焊接修复应按本标准第6章相关条款执行。1.1叶片裂纹近年来，很多大中型混流式水轮机在运行较短的时间内，其转轮的上冠、下环与叶片焊缝及热影响区出水边附近出现裂纹的现象非常普遍，比如东江、凤滩、柘溪、三板溪、五强溪等水电厂。1.1叶片裂纹1.1叶片裂纹1.1叶片裂纹1.1叶片裂纹1.1叶片裂纹1.1叶片裂纹叶片在上冠、下环出水边均存在不同程度的裂纹，而且个别叶片的裂纹还比较严重。从统计情况看：叶片裂纹存在重发性倾向，出现裂纹叶片个数整体呈增长趋势，裂纹长度均有所增加。

1.1叶片裂纹（1）发生裂纹比例较高的是近年新开发的高效率转轮，特别是大型和巨型转轮。随着设计水平的提高，叶片的线型越来越符合水流规律，但对叶片的动载荷研究却相对滞后。（2）在叶片裂纹的断口表面，可以观察到裂纹扩展过程中，由于载荷变化在裂纹前沿留下的贝壳线，说明裂纹属于疲劳破坏。（3）裂纹均发生在应力较高的下环（上冠）与叶片出水边的连接焊缝或热影响区处，此部位也是水轮机运行中工作应力较高的部位，因此裂纹的发生是内应力和工作应力联合作用的结果。1.1叶片裂纹1.1叶片裂纹目前，对于近年来频繁产生的转轮接头开裂问题原因，主要可以归纳为：（1）叶片裂纹的产生是材料选择问题，目前广泛采用的不锈钢叶片材料0Cr13Ni5Mo的抗疲劳性能不如原叶片材料低合金钢20SiMn。（2）叶片裂纹是铸造质量问题，是由气孔、砂眼、疏松和缩孔等铸造缺陷引起的。（3）归咎于焊接工艺，焊接不当，产生大量微裂纹，或造成热影响区组织脆化是产生叶片裂纹的原因。（4）由于焊接采用奥氏体焊条，奥氏体与马氏体线膨胀系数差很大，退火热处理不能消除焊接残余应力，焊接残余应力过高是产生叶片裂纹的根本原因。（5）转轮在焊后去应力热处理过程中，在焊接融合线处发生碳迁移，使马氏体热影响区含碳量增加，发生脆化现象。因此，焊后去应力热处理是造成叶片裂纹的原因。1.1叶片裂纹

（6）大型水轮机转轮的叶片出水边过长，由于厚度较薄，刚度不足。在水流冲击下，叶片出水边发生振动。在叶片出水边的中部，叶片可以通过弹性变形释放应力，但叶片靠近上冠的位置，由于上冠的约束不能发生较大的变形释放应力，故在循环应力作用下，发生局部塑性变形，长期塑性破坏累积的结果，疲劳裂纹萌生并扩展。（7）由于转轮尺寸不断增加，转轮的固有频率不断降低。目前，大型混流式转轮的固有频率接近转频，易发生共振，产生疲劳裂纹。（8）借助于三维流体水力软件，叶片的型线不断改进，厚度逐渐减薄，转轮的水力性能明显提高，效率已达到94%以上。但水力设计尚不能提供转轮承受的动载荷谱，无法进行有效的疲劳强度计算，一些新型高效率转轮的叶片强度，特别是抗动载荷的能力不足，叶片易发生疲劳破坏。（9）叶片型线加工问题，造成叶片局部强度不足或应力集中，是产生叶片裂纹的原因。1.2转轮气蚀气蚀是水电厂转轮失效的一种常见形式，特别是对于目前常用的ZG20SiMn和ZG0Cr13Ni4Mo两种钢材的转轮而言，气蚀的损害严重程度就显得更加明显。1.2转轮气蚀混流式水轮机转轮经常出现气蚀的部位：叶片的背水面；泄水锥与上冠的连接附近区域（特别是减压孔附近）；尾水管部位。其中以叶片背水面上冠附近区域气蚀损伤最为严重。而叶片的进水面几乎不发生气蚀现象。1.2转轮气蚀气蚀部位裂纹1.2转轮气蚀气蚀产生的原因：根据混流式水轮机转轮的工作原理，系通过叶片将水流的动量矩转换成旋转力矩，水流动量矩的改变表明叶片迎水面与背水面存在压差。一般情况下，叶片的迎水面为正压，背水面为负压。往往背水面靠近出水边的压力达到最低值，气泡在此形成的几率较大，气泡运行到高压区，在高压作用下使气泡瞬间破灭产生的巨大的冲击力形成气蚀。这就是所谓的机械作用气蚀机理。这也说明了气蚀常发生在叶片的背水面出水边。1.2转轮气蚀严重的气蚀用肉眼和放大镜进行目视宏观检查就可以检查出来，对于初期的气蚀以及需要比较精确测定尺寸的缺陷就需要通过无损检测来检查。根据水轮机转轮规格尺寸较大且表面较为粗糙同时叶片厚度变化较大的特点，水电厂一般采用磁粉探伤、渗透探伤。无损检测标准采用JB/T4730-2005《承压设备无损检测》1.2转轮气蚀气蚀的修复工艺：

对于检查发现的严重气蚀部位，应进行修复，一般采用A102和A042焊条进行修复，效果较好。

但是，以往在修复中对碳弧气刨刨开的气蚀部位很少进行表面打磨处理，因此遗留了较多的渗碳层，这些渗碳层导致补焊处组织发生改变，在运行不长时间后容易在渗碳层处形成新的裂纹或气蚀。因此，必须强调对于碳弧气刨刨开的部位，应采用磨光机修磨，去除表面的渗碳层。1.3导叶裂纹某水电厂5号水轮机导叶裂纹情况：5号机组于2005年3月正式投入运行，导叶材质0Cr13Ni5Mo。2005年8月首次检查发现6号活动导叶存在严重贯穿裂纹，同时还发现4、9、22号活动导叶存在不同程度的裂纹、夹渣等缺陷。2007年11月5号机组检修时发现6号活动导叶上端部靠轴颈位置存在一条长180mm裂纹。2008年12月5号机组检修时发现6号活动导叶上端部（2007年处理部位）存在一条长20mm、深6mm裂纹。2009-2011年检查均未发现裂纹。2012年2月检修时又发现6号活动导叶产生三条裂纹，其中两条裂纹出现在原裂纹处理位置，另一条为新发现裂纹。5号机组导叶在每年机组小修中均进行宏观检查，2008年导叶裂纹处理后，其他导叶均未发现裂纹。1.3导叶裂纹6号活动导叶裂纹详情：（1）导叶上端部靠轴颈处裂纹，长约90mm，深度约12.9mm（超声检测估计深度），位于2007年和2008年处理的裂纹部位；（2）导叶下端部靠轴颈处裂纹，长约100mm，深度约19mm（超声检测估计深度），系新发现裂纹；（3）导叶中部裂纹，长约70mm，深度约14mm（超声检测估计深度），位于2005年处理的裂纹部位。1.3导叶裂纹1.3导叶裂纹1.3导叶裂纹1.3导叶裂纹2012年以及2005、2007、2008年的裂纹清除过程中均发现裂纹位置存在夹杂、气孔等铸造缺陷。认为：裂纹产生原因系因6号导叶中原始铸造缺陷在机组导叶开关动作和长期运行中水流激振环境等作用下，萌生微裂纹并扩展，从而形成裂纹。

1.3导叶裂纹处理方式：目前清除裂纹，焊接修复；加强检查；利用大修机会尽快更换6号活动导叶。1.4转轮室裂纹某水电厂共安装9台灯泡贯流式水轮发电机组，单机30MW，水轮机转轮直径6.9m。水轮机由日本日立公司总体设计，其中1-3号机组系日本日立公司制造，4-9号机组系哈尔滨电机厂制造。4-9号机组转轮室：轴向尺寸4.235m，分为球面段、过渡段、尾部扩散段（厚度分别为45mm、30mm、25mm），球形段材质0Cr18Ni9，其它段材质Q235。1-3号机组转轮室系整体结构（分两瓣），4-9号机组转轮室在过渡段中间部位设置了分段法兰。1.4转轮室裂纹裂纹出现在球面段与过渡段连接焊缝、过渡段与分段法兰连接焊缝，尤其以过渡段与分段法兰上游侧连接焊缝最严重。2011年6-7月检查，5号机组转轮室过渡段与分段法兰连接焊缝发现多处贯穿性裂纹，最长达2.3m。原因：其一，转轮室厚度太薄，刚度较差，机组运行引起的振动偏大；其二，分段，增加了焊缝数量，且其焊接质量也未得到有效保证。1.4转轮室裂纹1.4转轮室裂纹6号机组转轮室球面段与过渡段连接焊缝裂纹1.4转轮室裂纹5号机组在2012-2013年大修中转轮室进行了整体更换：取消分段法兰；球面段、过渡段、尾部扩散段材质均采用不锈钢材质，避免异种钢焊接；球面段、过渡段厚度增加为60mm，尾部扩散段厚度增加为40mm，从而增加转轮室整体刚度。4号、6-9号机组目前系采用加筋板的形式，以避免水淹厂房的事故发生。1.5转轮室气蚀某水电厂装设4台19.9MW灯泡贯流式水轮发电机组，分别于2007年3月、6月、9月及11月投运。1.5转轮室气蚀2009年机组检修时，4台机组气蚀检查桨叶叶片、导叶和轮毂未发现气蚀，在桨叶经常运行的转轮室里衬圆周区域发现300-800mm的气蚀麻面，深度1-2mm；2010年机组检修时，气蚀检查发生部位仍在转轮室里衬，深度在3-5mm，3号机组最深8-10mm（局部点）；2011年机组检修时，气蚀检查发生部位仍在转轮室里衬，深度在5-7mm，3号机组平均深度10mm，局部点15-20mm，且内部初具蜂窝状；3号机组转轮室里衬气蚀面积约10m2,金属失重量约1000kg。4台机组依据检查情况，气蚀发生部位相同，呈加速发展趋势。综合评价，该厂转轮室气蚀属间隙气蚀，气蚀机理和区域相同，4台机组转轮室里衬气蚀严重程度排序为3号机组、4号机组、1号机组、2号机组。1.5转轮室气蚀1.5转轮室气蚀1.5转轮室气蚀转轮室气蚀产生原因：（1）桨叶转动范围的转轮室里衬材料为Q235普通碳钢材质；（2）建设施工时，由于施工单位测量放样错误，导致枢纽整体向左岸移3m，使进水边界条件改变，造成机组进水呈紊流态，并成漩涡状进入机组，使机组进水条件恶化，导致机组运行振动超标。1.5转轮室气蚀处理：（1）转轮室整体更换为不锈钢材质，目前3号机组转轮室已于2012年11月-2013年1月间更换完毕，2013、2014、2015年分别整体更换4、1、2号机组转轮室；（2）未更换前，涂抹贝尔佐纳高分子材料。1.5转轮室气蚀1.6蜗壳焊缝裂纹重庆某水电厂（小水电）2013年5月在对其4号机组蜗壳焊缝进行磁粉检测时发现，第2道对接焊缝（焊缝编号从蜗壳与压力钢管连接法兰起）上存在表面裂纹约15mm。1.6蜗壳焊缝裂纹处理过程：（1）在进行清除裂纹过程中发现随着往下打磨，裂纹越来越清晰且变大变长，直至磨穿（蜗壳A3材质、厚度12mm）；（2）焊缝表面打磨长度约120mm，肉眼已看不到裂纹，再用磁粉检测确认，发现焊缝两头中间部位还存在裂纹；（3）然后继续打磨至长度约200mm，磁粉检测确认焊缝中仍然存在裂纹（如下图所示）；（4）然后决定在焊缝两端延长线约15mm的位置各打1个φ6-8mm的通孔（止裂孔），然后将已经磨过的焊缝先焊接起来，然后再磨余下的焊缝至止裂孔的位置，打磨完后磁粉检测确认裂纹已清除；1.6蜗壳焊缝裂纹处理过程：（5）然后再磨坡口焊接，焊接时背面加垫板，表面焊接完毕后清除掉背后的垫板，背面清根后再焊1～2层，焊接后返修部位的焊缝经磁粉检测、超声检测未发现记录缺陷。2、发电机主要部件《水电厂金属技术监督规程》8.2发电机主要部件的技术监督a）每次C级及以上检修均应对大轴、转子中心体和支臂、上下机架、灯泡头、推力轴承（包含推力头、卡环、镜板）、风扇叶片、制动环、挡风板等及其附属结构件进行外观检查,对出现异常的部位或有怀疑的部位应进行无损检测、变形测量，并做好记录。b）每次B级及以上检修均应对转子中心体和支臂、推力轴承（包含推力头、卡环、镜板）、风扇叶片、制动环等部位按JB/T4730进行渗透检测或磁粉检测，转子中心体和支臂焊缝检测比例不低于10%，并形成完整的检测记录。在检修周期内，根据裂纹情况，可适当增加检查次数。c）新机组投产后第一次A级或B级检修应对水轮机大轴进行渗透检测和超声检测，以后每次A级检修均进行渗透检测和超声检测；对运行1×105h以上的大轴每次B级及以上检修均应进行渗透检测和超声检测。当大轴出现异常情况时，应进行渗透检测和超声检测，检测部位为轴径变化或磨损部位，无损检测应按JB/T4730执行。2.1转子支臂裂纹某水电厂安装了六台单机容量45MW的灯泡贯流式水轮发电机组，2003年2月首台机组并网发电，当年实现一期工程一年五投目标。二期工程6号机组于2005年7月投产。3-6号机组系哈尔滨电机厂制造，1、2号机组水轮机系日本日立公司制造、发电机系法国阿尔斯通公司制造。裂纹主要产生在转子中心体轮毂圆盘与支臂筋板连接焊缝。采用柔性筋板连接转子中心体和磁轭，运行时交变应力通过筋板传递，故筋板连接焊缝成为转子结构中应力最集中的部位。机组投运后即发现裂纹（3-6号机组）。2.1转子支臂裂纹2.1转子支臂裂纹轮毂圆盘系18MnMoNb材质，筋板系16Mn材质，故系异种钢焊接。18MnMoNb淬硬倾向明显，易产生冷裂纹。裂纹是由于异种钢焊接工艺控制不佳等原因造成的。2.1转子支臂裂纹2008-2010年，该厂先后完成了3-6号机组转子支臂裂纹问题处理。处理思路：增加焊缝高度和宽度，增强焊缝强度；采用超声波冲击消除焊缝残余应力的技术；改进焊前预热、焊后保温的时间和温度，最大可能消除冷裂纹倾向；焊缝表面打磨，采用模具保证焊缝圆滑过渡。2010年以来，定期检查，转子支臂裂纹问题得到有效控制。2.2转子挡风板焊缝裂纹某水电厂2010年6月对2号机组进行例行检查发现：2号发电机转子上、下挡风板与大立筋焊缝、与磁轭压板焊缝存在裂纹，共18处，其中与大立筋焊缝裂纹9处、与磁轭压板焊缝裂纹9处。发电机转子磁轭为浮动结构，设计图纸及安装工艺无磁轭压板与转子支架上、下挡风板焊接的要求，但现场安装时进行了焊接，该焊接改变了浮动磁轭结构的设计原则，是产生转子支架挡风板与磁轭压板焊缝、转子支架挡风板与磁轭键大立筋焊缝开裂的直接原因。

在运行中受磁轭离心力及热膨胀力的影响，焊缝裂纹还会进一步扩展、增加，故需取消转子支架挡风板与磁轭压板之间的焊接，并补焊转子支架挡风板与大立筋之间已开裂的焊缝。3、螺栓紧固件《水电厂金属技术监督规程》8.3螺栓紧固件的技术监督a）每次C级及以上检修均应对顶盖螺栓、大轴联接螺栓、转轮联轴螺栓、推力轴承抗重螺栓、导轴承抗重螺栓、励磁机定子联接螺栓、励磁机法兰联接螺栓、发电机转子磁轭拉紧螺栓、转子轮臂螺栓、机架把合螺栓、主轴密封螺栓、蜗壳和尾水人孔门螺栓、转轮室连接螺栓等进行外观检查，重点检查固定焊点有无开裂、止动垫片包裹是否完好及螺栓、螺母有无松动。b）每次B级及以上检修均应对顶盖螺栓、大轴联接螺栓、转轮联轴螺栓、推力轴承抗重螺栓、导轴承抗重螺栓、励磁机定子联接螺栓、励磁机法兰联接螺栓、发电机转子磁轭拉紧螺栓、转子轮臂螺栓、机架把合螺栓、转轮室连接螺栓等大于等于M32的螺栓进行外观检查和超声检测，超声检测比例为100%，必要时进行磁粉检测或渗透检测，无损检测应按JB/T4730执行。发现超标缺陷应及时更换，并做好记录。3、螺栓紧固件c）螺栓存在超标缺陷或断裂时应进行试验分析，当缺陷是由原材料质量或制造工艺引发时，应对同批次螺栓抽样10%且不少于1根进行全面检测，发现不合格应对该批次螺栓全部更换。d）对小于M32的螺栓拆卸两次后应按批次全部更换。e）当设备或部件运行振动值超标时，应对其连接螺栓进行外观检查和超声检测。3.1材质缺陷2011年湖南某水电厂新购一批8.8级的高强螺栓作为库存备件，其型号为直径为M30，材质为45号钢。在例行的高强螺栓抽检试验中发现，该螺栓存在材质缺陷。一方面该批螺栓的力学性能不满足GB/T3098.1-2000《紧固件机械性能螺栓螺钉和螺柱》要求，其洛氏硬度均大于35HRC，超出了标准规定的22-32HRC的范围。同时，螺栓的冲击（U型缺口试样）功低于16J，而标准要求8.8级别螺栓的冲击功不低于30J。另一方面，该批螺栓的金相显微组织观察发现螺牙存在细微的裂纹，见右图。3.2过载失效

2010年湖南某水电厂5号机组停机进行检修，泄水锥连接螺栓全部断裂，其直径为M16，不锈钢，具体材质不明。对断裂螺栓进行失效分析，其金相显微组织与性能符合标准要求。调查机组运行和检修情况，发现2009年10月机组泄水锥进行了加长处理，以改善水轮机转轮叶片裂纹状况和运行稳定性。加长后，重量增加近300Kg，整体受力发生改变，在运行中水流冲击、机组振动、压力脉动的影响下。导致泄水锥径向逐渐失去约束；同时，泄水锥连接螺栓不断受振动和交变应力的影响相继发生过载断裂，最终全部失效。3.3应力腐蚀

2011年湖南某水电厂4号机组压力钢管人孔门有三根螺栓断裂，螺栓直径为M20，奥氏体不锈钢，具体材质不明。断裂螺栓的宏观及断口形貌如图，断裂螺栓表面有锈迹，螺栓断面平整，未见明显的塑性变形。对螺栓进行成分分析，其中Mn含量达14.93%、Ni含量只有0.94%，依据GB3098.6-2000《紧固件机械性能不锈钢螺栓、螺钉和螺柱》，该标准中未含Mn含量如此高的不锈钢螺栓，是典型的以Mn代Ni不锈钢，因此可以确定螺栓的材质存在问题。

元素NiMnMoCrVNb试样0.9414.930.189.860.070.023.3应力腐蚀

上图为失效螺栓的金相显微组织，可见其组织为奥氏体，但断面附近及侧边缘均含有沿晶裂纹。

断口附近组织断口侧边缘组织3.3应力腐蚀

上图为断口的扫描电镜二次电子像，断口呈明显的冰糖刻面，属于典型的脆性断裂形貌。同时断口有小点状腐蚀物，可能是断口的腐蚀产物。

3.3应力腐蚀

结论：由于压力钢管人孔门连接螺栓在运行中主要承受拉应力载荷，且服役条件存在腐蚀环境，而非稳定化的奥氏体组织容易在拉应力和腐蚀环境并存的条件下发现应力腐蚀断裂，再结合螺栓以Mn代Ni的不合格成分，可以确定应力腐蚀断裂是其失效的主要原因。3.4疲劳断裂

2010年湖南某水电厂7号、8号机组的发电机上挡风板连接螺栓出现一定程度的松动，其中7号发电机11号上挡风板3个连接螺栓断裂脱落，螺母与断裂的螺杆未找到，尾部还处于螺孔中，见右上图。宏观检查螺栓断口，其呈明显的疲劳断裂特征，疲劳源在螺栓断口边缘。见右下图。由于发电机通风系统在机组运行过程中会不可避免地引起上挡风板的振动，从而造成连接螺栓出现松动，长期在此环境中服役容易导致疲劳断裂。4、压力容器及其附件（1）每月巡视检查到位；（2）压力容器年度检查及全面检验严格执行TSGR7001-2004《压力容器定期检验规则》；（3）超设计使用年限使用的压力容器严格执行TSGR0004-2009《固定式压力容器安全技术监察规程》；（4）安全附件定期校验，并在合格有效期内。4、压力容器及其附件典型案例：某水电厂8号机组压油槽安全阀故障

2012年6月4日16时02分，湖南省某水电厂8号机组运行时压油槽安全阀突然开启后无法回座，压油槽压力骤降导致机组自动紧急停机。

8号机压油槽额定工作压力为6.3MPa，故障发生时，监控记录显示，运行压力为6.36MPa。

该安全阀为美国威盾（VTON）公司产品，经销商为北京德泰科阀门有限公司。该阀门的公称压力等级10.0MPa，通径32mm，2011年7月25日进行了校验，2011年10月安装使用，开启压力6.8MPa，回座压力6.4MPa。4、压力容器及其附件典型案例：某水电厂8号机组压油槽安全阀故障该厂共购置VTON安全阀12台，发生故障的安全阀于2011年7月购买，同年10月又购置3台，均在用；2012年3月再购置8台，校验时发现一台漏气不合格，其余合格备用。

为了查明故障原因，对故障安全阀、3月份购置的一台校验合格的安全阀和校验不合格的安全阀进行试验分析，各安全阀参数如下表所示。

对该批次安全阀的质量证明文件进行了审查，未见2011年购置安全阀的质量证明文件，经销商提供的2012年购置的8台安全阀质量证明文件中，仅3台产品序列号，其它重复，不符合要求。编号产品型号产品序列号公称压力通径备注#1VCSL810FSVTON110621D10.0MPa32mm故障阀门#2VCSL810FSV12040603710.0MPa32mm校验合格，备品#3VCSL810FSV12040603310.0MPa25mm校验时不合格4、压力容器及其附件典型案例：某水电厂8号机组压油槽安全阀故障对该厂的VTON安全阀进行相关试验后，确认该厂采购的美国威盾（VTON）公司安全阀离线校验时试验动作重复性差，同型号安全阀结构差异显著，内部构件存在缺陷，弹簧性能不合格，且产品质量证明文件不符合要求。综合分析认为该批次安全阀系伪劣产品。相关处理建议：

（1）对在用的VTON安全阀进行更换。（2）加强压力容器安全附件管理，采购的产品质量证明资料应齐全完整，投运前、服役期间应及时安排校验。5、起重机械（1）每月巡视检查到位；（2）定期检验严格执行TSGQ7015-2008《起重机械定期检验规则》（额定载荷试验，每间隔1个检验周期进行1次）；（3）应进行试车方可投入使用。5、起重机械典型案例：某水电厂溢洪道门机故障2009年4月，某水电厂溢洪道门机在起吊溢洪道检修闸门时发生故障，起吊过程中门机主钩的动滑轮突然开裂，导致钢丝绳卡涩，不能上下动作。6、水工钢闸门和启闭机《水电厂金属技术监督规程》8.4闸门、拦污栅、压力钢管、进水阀门的技术监督a）压力钢管的巡视检查、外观检测、材质检测、无损检测、应力检测、振动检测、腐蚀检测等应按DL/T709的规定执行。b）水工钢闸门的巡视检查、外观检测、材质检测、无损检测、应力检测、振动检测、腐蚀检测等应按DL/T835的规定执行。c）定期对拦污栅进行外观检查，检查重点是裂纹、锈蚀、变形等情况，水下部分应创造条件进行检查。应根据缺陷严重程度，进行更换或消缺处理。d）溢流坝闸门和拦污栅应在汛期前、后分别进行外观检查。e）闸门、拦污栅、压力钢管应进行腐蚀防护处理，防腐蚀方案和质量验收应按DL/T5358的规定执行。f）闸门、拦污栅、压力钢管的报废应按SL226的规定执行。g）每次B级及以上检修对进水阀门应进行外观检查，必要时对焊接部位和应力集中部位按JB/T4730进行渗透检测或磁粉检测。6、水工钢闸门和启闭机（1）汛前外观检查到位；（2）腐蚀防护状况良好；（3）安全检测严格执行DL/T835-2003《水工钢闸门和启闭机安全检