热电厂主蒸汽母管焊缝裂纹的原因分析和预防措施
2018-07-06嘉兴新嘉爱斯热电有限公司冯宏
嘉兴新嘉爱斯热电有限公司 冯宏
前言
热电厂主蒸汽管道母管是连接锅炉系统和汽轮发电机系统的主要设备枢纽，在热电厂的的金属安全监督工作中是不可忽视的重要环节。由于主蒸汽母管运行参数高、安装工艺复杂、施工控制难度大，所以在材料设计采购、安装焊接和运行中都可能发生危及生命和重大设备安全运行的事故发生。本文以一则主蒸汽母管在特种设备检测中发现的多处母管焊缝裂纹现象为例，分析裂纹的成因，并提出整改和预防措施。
2018年2月，嘉兴新嘉爱斯热电有限公司委托特检院对主蒸汽母管进行全面检验，在对焊缝进行超声和磁粉检测时，陆续发现主蒸汽管三通和多处焊缝处均存在大小不一的横向裂纹，具体如图1～4。
图1
图2
图3
图4
公司对此高度重视，对其他主蒸汽母管焊缝进行了全面检查检测，在其他部位的焊缝也发现一些裂纹。部分裂纹比较细小浅薄，经过打磨可以消除；部分裂纹比较深，个别已经贯穿管壁厚度80%，严重影响机组的安全运行。
公司立即对所有的焊缝裂纹进行了消除、重新焊接、热处理和重新检测，确保机组的安全运行。并对有代表性的焊缝和管道进行采样，委托特检院进行分析以查找原因。
1 运行工况
嘉兴新嘉爱斯热电有限公司主蒸汽母管管道材质是12Cr1MoVG，三通规格φ273x25，管道规格是φ273x20，主蒸汽管工作压力9800千帕，使用温度540℃。根据TSGG0001-2010《锅炉安全监察技术规程》，12Cr1MoVG中使用温度≤580℃。
管道开始服役时间：2006年9月，至今90000小时。
焊接方法：底道焊缝GTAW（钨极惰性气体保护焊）/二道、中间层、盖面层SMAW（手工电弧焊）；坡口形式：V型坡口；焊丝牌号TIG-R31，焊条型号R317；预热温度200～300℃，焊后处理温度是720℃ ～750℃[1]。
2 材料和安装工艺检查
2.1 焊接工艺资料核查
对当时2006年的安装施工资料档案进行查询，查到部分安装公司的焊接专业施工组织设计和主蒸汽管道焊接作业指导书，由于时间较长，没有找到焊接工艺评定报告。
2.2 材料检查
分别从焊缝位置和两侧母材取样，委托特检院进行化学成分分析，结果见表1和表2，材料基本符合合金钢的合金元素含量，不存在材料用错和材料替代。
2.3 技术规范符合性检查
检查了主蒸汽母管母材和焊材选用使用以及匹配性，符合DL/T869-2004《火力发电厂焊接技术规程》技术要求。也查阅了相关运行记录，没有查到相关违反技术规范资料的情况。
3 检验检测情况
委托省特检院进行了失效分析，特检院采用宏观结构分析与微观研究相结合的方法从力学、结构、材质成分、金相组织、材料力学性能、断面分析等进行分析，以下是特检院对采样的分析情况：
3.1 裂纹宏观分析
裂纹宏观如图5和图6所示：
图5 裂纹宏观照片（焊缝横向裂纹）
图6 裂纹宏观照片（焊缝横向裂纹）
裂纹径向方向深度约为10毫米，焊缝横向方向长度约为20毫米，裂纹从一侧熔合区扩展到另一侧的熔合区。
3.2 化学成分分析
分别从焊缝位置和两侧母材取样，进行化学成分分析，结果见表1和表2。
蒸汽管材料为12Cr1MoVG，参照GB5310-2008《高压锅炉用无缝钢管》中对12Cr1MoVG材料成分要求，除粗管段母材中S元素，化学成分检测结果符合标准要求；焊缝处焊丝材料为R31，焊条材料为R317。焊丝材料化学成分除Mn、Si元素外，检测结果满足DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》。
3.3 力学性能分析
3.3.1 分别从焊缝和母材位置取拉伸试样
#1试样是母材处，#2和3#试样中心位置是焊缝处。
3.3.2 显微硬度分析
对焊缝处从内表面到外表面沿径向打20个点，做显微硬度分析，见表4；从熔合区到焊缝中心沿焊缝横向打14个点，做显微硬度分析，见表5。
根据GB5310-2008《高压锅炉用无缝钢管》和DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》，材料力学性能满足标准要求。通过表5可以看出焊缝处靠近熔合区硬度位置偏高[2]。
3.4 金相分析
裂纹径向金相如图7-10：
图7 抛光态下的径向裂纹1（50倍近表面）
图8 抛光态下的径向裂纹2（50倍近表面）
图9 抛光态下的径向裂纹3（50倍心部）
表1 主蒸汽管焊缝化学成分分析结果（wt%）
表2 蒸汽管母材化学成分分析结果（wt%）
表3 拉伸试验结果
表4 径向维氏硬度值（HV）
表5 横向维氏硬度值（HV）
图10 抛光态下的径向裂纹4（50倍心部）
裂纹从焊缝外表面往材料内部扩展，在裂纹尖端处（距表面约为10毫米处）出现很多微裂纹。
焊缝横向方向的裂纹如图11-12：
图11 横向裂纹（近熔合区处 50倍）
图12 横向裂纹（近焊缝中心位置 50倍）
裂纹在近表面沿原奥氏体晶界处开裂，裂纹起源于焊缝与母材交界处粗晶区，终止于焊缝横向中心位置细晶区。如图13-14：
图13 微裂纹形成位置400倍
图14 微裂纹形成位置1000倍
3.5 扫描电镜
扫描电镜对裂纹进行扫描，如图15-17：
图15 裂纹尖端空位开裂
图16 微裂纹的形成
图17 空位开裂
4 结果分析
根据检验检测情况，特检院作出以下分析结果[3]：
焊丝化学成分中锰、硅元素不符合DL/869-2012《火力发电厂焊接技术规程》的要求，粗段母材处硫元素不符合GB5310-2008《高压锅炉用无缝钢管》中对12Cr1MoVG材料成分要求，但是裂纹位于焊条材料覆面焊的近表面位置，受焊丝和母材材质影响不大；
根据再热裂纹经验公式：
△G=Cr+3.3Mo+8.1V-2=2.406＞0
说明材质再热裂纹倾向很大。
根据GB5310-2008《高压锅炉用无缝钢管》和DL/T869-2012《火力发电厂焊接技术规程》，焊接处力学性能满足标准要求。通过表5可以看出焊缝靠近熔合区处维氏硬度偏高。
该裂纹是近表面横向裂纹，裂纹呈断续分布。
通过金相和扫描结果可以看出：主裂纹起源于焊缝熔合区粗晶处，终止于焊缝中间细晶处；焊缝内部组织是网状铁素体+粒状贝氏体；该裂纹属于沿晶裂纹，晶界上富集碳、锰、铬元素形成的碳化物弱化了晶界。
该裂纹属于再热裂纹，服役温度（540℃）属于再热裂纹的形成温度区间（500～700℃）。12Cr1MoVG钢含有铬、钼、钒等强碳化物形成合金元素，管道的壁厚比较大，该焊接接头又处于三通位置，应力状态比较复杂，容易在焊缝处产生应力集中；长时间的高温状态下服役，合金元素容易在晶界处析集，导致沿晶开裂。
根据以上结论推定采样裂纹属于再热裂纹，在长期高温高压服役状态下，合金元素在靠近焊缝熔合区域粗大的晶界出析集，并在残余应力的综合作用下，晶界处出现空位缺陷，焊缝熔合区在结构应力和热应力的作用下产生了微裂纹，这些裂纹随着热疲劳逐渐扩展慢慢形成大裂纹。
5 结论及预防措施
5.1 结论
热电厂主蒸汽母管在长期高温高压服役状态下，焊缝熔合区在结构应力和热应力的作用下可能会在靠近焊缝熔合区域产生了微裂纹，这些裂纹随着热疲劳逐渐扩展慢慢形成大裂纹。
5.2 预防措施
热电厂主蒸汽母管在项目建设过程中，不仅必须严格控制主蒸汽管道材质而且要严格控制焊条材料材质，各项合金元素必须在规范规定的范围内。对于旁路、三通、疏水管、流量计、法兰弯头、管接座、疏水管接口、流量喷嘴等严格控制材料质量，不得用错，不得使用有缺陷的材料产品。
热电厂主蒸汽母管在建设安装过程中，对于旁路、三通、疏水管、流量计、法兰弯头、管接座、疏水管接口、流量喷嘴等部位的焊接尤其要注意控制焊接工艺和焊接质量[4]，严格按照DL/869-2012《火力发电厂焊接技术规程》要求执行，在定期检查过程中重点防范。
热电厂严格按照TSG2001《锅炉安全技术监察规程》的要求，在规定期限内定期对锅炉、压力容器、压力管道进行全面的检查监督，对于出现焊缝裂纹、材质球化等级达到4级或以上的及时进行更换整改，消除安全隐患。对于一定服役期限的热电厂应把主蒸汽母管列为重点金属监督对象，依法依规实施监督检验。
[1]DL/869-2012《火力发电厂焊接技术规程》
[2]TSG2001《锅炉安全技术监察规程》
[3]《失效分析报告》浙江省特种设备检验研究院
[4]《主蒸汽管道焊接裂纹分析及预防措施》赵万江《黑龙江电力技术》1999.6
