在役超临界机组P91材质主蒸汽管道失效分析

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(1.福州大学 石油化工学院， 福建 福州 350116；2.福建工程学院 a.生态环境与城市建设学院； b.机械与汽车工程学院， 福建 福州 350118；3.泉州师范学院， 福建 泉州 362000；4.国网福建省电力有限公司 电力科学研究院， 福建 福州 350007)

经验交流

在役超临界机组P91材质主蒸汽管道失效分析

龚凌诸1，2a，杨晓翔1，3，张经伟1，韦铁平2b，张朱武1，林海晴4

(1.福州大学 石油化工学院， 福建 福州 350116；2.福建工程学院 a.生态环境与城市建设学院； b.机械与汽车工程学院， 福建 福州 350118；3.泉州师范学院， 福建 泉州 362000；4.国网福建省电力有限公司 电力科学研究院， 福建 福州 350007)

采用显微组织观察和力学性能测试等方法，对某火电厂服役时间约32 000 h的在役超临界机组P91材质主蒸汽管道弯头焊接接头进行取样分析研究。结果表明，经过长时间服役后，弯头焊缝内表面均出现裂纹，且裂纹均出现在焊缝与母材的交界处，呈环向开裂。材料抗拉强度、硬度及冲击功等各项力学性能虽满足相关标准要求，但显微组织发生了蠕变损伤。设备发生泄漏的主要原因，是由于焊接接头处不同材料力学性能不同，进而在高温条件下发生蠕变变形，变形的不协调使得热影响区产生裂纹。

蒸汽管道； 焊接接头； P91钢； 热影响区； 蠕变损伤； 失效分析

能源短缺、环境恶化问题的日益严峻，促进了火力发电机组向更高参数发展，以提高装置效益，达到节约资源和保护环境的目的。相关研究表明，将蒸汽参数从18 MPa、530 ℃提高到30 MPa、600 ℃，可减少二氧化碳排放量约30%[1]。然而设备工艺参数的提高对设备材料的高温性能要求更加严格。同时，设备的温度、压力和腐蚀环境更加严苛，导致设备失效的风险增大。大部分高温设备失效断裂形式是由蠕变变形累积引起的蠕变损伤与断裂[2-5]。在高温设备实际制造过程中，许多构件通过焊接加工而成[6]，整个焊接接头可看作是由母材、焊缝及热影响区组成的多材料的非均匀结构[7]。因而，焊接接头在整个设备中处于薄弱区域。笔者对某火电厂已运行32 000 h的在役超临界机组P91材质主蒸汽管道泄漏进行研究，重点对焊接接头材料进行显微组织观察和力学性能测试，给出了主蒸汽管道在高温环境下失效的原因。

1 试样制备与试验方法

试验材料取自某火电厂已运行32 000 h后发生泄漏的主蒸汽管弯头焊接接头处。3个弯头规格均为Ø419.1 mm×60 mm，材质为SA335-P91，设计温度576 ℃，设计压力25.4 MPa，发生泄漏的区域在焊缝热影响区。

送检的3个弯头分别标记为W1、W2、W3，在弯头取样进行分析，取样位置见图1。

图1 试样取样位置及形貌示图

为了考察管道长期高温服役后材料显微组织的变化及材料各项力学性能是否满足安全要求，分别对3组试样进行了金相观察、拉伸试验、硬度测试以及冲击试验。其中，金相观察试样经研磨、抛光以及4%(体积分数)硝酸酒精溶液化学腐蚀后，在型号为Observer.A1m的光学金相显微镜下进行金相观察、拍照。拉伸试验按GB/T 228.1—2010《金属材料 拉伸试验 第1 部分：室温试验方法》[8]，在CMT5205型电子万能试验机上进行。硬度测试应按照GB/T 231.1—2009《金属材料 布氏硬度试验 第1部分：试验方法》[9]，在UH250型布洛维硬度计上进行。对按GB/T 229—2007《金属材料 夏比摆锤冲击试验方法》[10]制作的V形缺口夏比试样进行冲击试验。

2 试验结果

2.1宏观检验

宏观检验发现3个弯头均未出现明显的变形和胀粗，W1外表面出现1条长约65 mm的裂纹，而W2、W3外表面未见明显裂纹。但3个弯头焊缝内表面均出现裂纹，且裂纹均出现在焊缝与母材的交界处，呈环向开裂，见图2。

2.2显微组织观察

3个弯头试样焊缝热影响区金相组织观察结果见图3。

从图3可以看出，3个试样裂纹均出现在熔合线处，且裂纹断续并沿着晶界扩展。裂纹前端分布许多小型孔洞，这些孔洞大多处在母材奥氏体晶粒的边界处，属于典型的蠕变裂纹扩展形貌。

2.3力学性能测试

按美国ASME锅炉及压力容器规范Ⅱ《材料A篇 铁基材料》规定[11]，SA335-P91抗拉强度不小于585 MPa。按DL/T 438—2009《火力发电厂金属技术监督规程》[12]，P91材质硬度值应为HB 180～HB 270。按DL/T 868—2004《焊接工艺评定规程》[13]，P91材质冲击功应不小于27 J。从表1所列3个弯头试样的力学性能测试结果可见，P91材质虽然经过长时间的蠕变，但试样的力学性能仍满足相关标准要求。

图2 弯头裂纹位置及表面形貌

图3 3个弯头试样焊缝热影响区金相组织(50×)

试样编号抗拉强度Rm/MPa硬度值/HB冲击功/J测量值平均值测量值平均值W1607269，268，27126948，53，5151W2599251，250，25125151，47，4548W3597256，251，25325352，49，5351

3 焊接接头蠕变裂纹形成机理

有关研究表明[14，15]，蠕变裂纹起裂并非在裂尖，而是在离开裂纹尖端一定距离处起裂，此距离与最大主应力σ22max出现位置有关。同时，裂纹扩展也并非连续的。首先，蠕变损伤在材料晶界上形成许多细小的孔洞，随着蠕变时间的增加，这些小孔洞逐渐增大且在初始裂纹前端一定距离产生小裂纹。之后，在小裂纹前端产生滑移带及新的小裂纹，第一个小裂纹与初始裂纹连接形成主裂纹，裂纹向前扩展，如此循环往复，裂纹一段一段前进扩展。从3个试样金相组织中发现的裂纹同样是不连续扩展，且主裂纹前段有许多小裂纹及蠕变孔洞。3个试样裂纹均出现在焊缝熔合线处，这主要是由于热影响区的强度相比母材和焊缝的较低，在蠕变条件下比母材和焊缝易产生较大的蠕变变形。由于受到周围母材和焊缝材料蠕变变形的相互限制，使得热影响区产生高的应力三轴度(σm/σe)和较复杂的应力应变场。高的应力三轴度容易产生蠕变孔洞，因而在热影响区内会形成大量的孔洞，经过一定时间的蠕变，孔洞逐渐长大且相互连接形成微裂纹，最终在热影响区域与母材的界面处形成裂纹，使得设备发生泄漏。

综上分析，设备发生泄漏的主要原因是由于焊接接头处不同材料在高温条件下发生蠕变变形，材料之间的变形不协调使得焊接接头处容易产生高的应力，进而容易形成裂纹。

预防焊接结构蠕变断裂失效的主要思路是在使用条件下保证材料具有较好的高温性能，应从结构设计、选材、改善冶炼工艺、控制加工工艺、防止过热、强化表面以及及时消除各种缺陷等方面考虑，采取的改善措施应能降低、控制蠕变的速度和提高蠕变极限与持久强度。

4 结论

(1)P91材质管道弯头经过32 000 h服役后，硬度、拉伸和冲击性能均满足相关标准要求，说明受检弯头焊接接头无明显的质量问题。

(2)宏观检验及金相组织检验结果表明，裂纹起源于焊缝内表面熔合线处，环向开裂是由于弯管内的应力状态以环向拉应力为主，同时焊接接头处不同的材料性能使得产生高的应力三轴度，容易在材料内部形成微孔洞，最终导致裂纹产生，使管道发生泄漏。

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[3] 涂善东. 高温结构完整性原理[M]. 北京：科学出版社，2003.

(TU Shan-dong. High Temperature Structural Integrity Principle[M]. Beijing：Science Press，2003.)

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[7] Francis J A，Mazur W，Bhadeshia H. Review Type IV Cracking in Ferritic Power Plant Steels[J]. Materials Science and Technology，2006，22(12)：1387-1395.

[8] GB/T 228.1—2010，金属材料 拉伸试验 第1部分：室温试验方法[S].

(GB/T 228.1—2010，Metallic Materials-Tensile Testing-Part 1：Test Method at Room Temperature[S].)

[9] GB/T 231.1—2009，金属材料 布氏硬度试验 第1部分：试验方法[S].

(GB/T 231.1—2009，Metallic Materials-Brinell Hardness Test-Part 1：Test Methods[S].)

[10] GB/T 229—2007，金属材料 夏比摆锤冲击试验方法[S].

(GB/T 229—2007，Metallic Materials Charpy Impact Test Method[S].)

[11] SA355/SA-335M ASME Boiler & Pressure Vessel Code Ⅱ，Materials Part A Ferrous Material Specifications：Specification for Seamless Ferritic Alloy-steel Pipe for High-temperature Service，2007[S].

[12] DL/T 438—2009，火力发电厂金属技术监督规程[S].

(DL/T 438—2009，Thermal Power Plant Metal Technical Supervision[S]. Beijing：China Electric Power Press，2009.)

[13] DL/T 868—2004，焊接工艺评定规程[S].

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(张编)

FailureAnalysisofP91SteelMainSteamPipeofSupercriticalUnitinService

GONGLing-zhu1,2a,YANGXiao-xiang1,3,ZHANGJing-wei1,WEITie-ping2b,ZHANGZhu-wu1,LINHai-qing4

(1.School of Chemical Engineering， Fuzhou University，Fuzhou 350116，China； 2.Fujian University of Technology，a. College of Ecological Environment and Urban Construction， b.College of Mechanical and Vehicle Engineering，Fuzhou 350118，China； 3.Quanzhou Normal University，Quanzhou 362000，China； 4.State Grid Electric Power Research Institute Fujian Electric Power Co. Ltd.， Fuzhou 350007，China)

The microstructure observation and mechanical property test were used to analyze welded joints of main steam pipe elbow(P91 steel) after about 32 000 h in service from a supercritical unit in a thermal power plant. The results show that circumferential cracks were found at junction between weld and base metal on the inner surface of the elbow after a long period of service. The mechanical properties such as tensile strength，hardness and impact energy of main steam pipe material met the requirements of relevant standards，but the microstructure had creep damage. The main reason for equipment leakage was due to different mechanical properties of welded joints with different materials，and then the pipe initiated creep deformation under high temperature leading to heat affected zone cracking.

steam pipe； welded joints； P91 steel； heat affected zone； creep damage； failure analysis

TQ055.8； TE973

A

10.3969/j.issn.1000-7466.2017.02.012

1000-7466(2017)02-0055-04

2016-10-03

福建工程学院科研基金项目“电站锅炉安全等级评定关键技术研究”(GY-Z14078)

龚凌诸(1969-)，男，福建福安人，教授级高级工程师，硕士，主要从事石油化工设备失效分析和承压特种设备寿命评估等研究工作。