2020年度上海并网发电厂发电设备失效案例统计及分析

刘 峻，陈 捷，陆 云，周 曰

(1.上海外高桥发电厂有限责任公司，上海 200245；2.国网上海市电力公司电力科学研究院，上海 200437；3.上海外高桥第三发电有限责任公司，上海 200245)

上海地区社会和经济不断发展、产业升级转型以及居民用电需求日益增长，上海大都市的能源消费特点发生了变化。特别是国家能源战略的调整影响了供电形势。作为国际大都市，上海致力于积极消纳清洁能源，提升本地空气质量，改善营商环境。上海电网也顺应国家能源发展新要求和政府的号召作出调整，充分利用绿色能源。通过4回直流从区外受入大量电力，充分消纳西南水电；大量使用本地风电、光伏发电等清洁能源，进而降低本地火电机组开机规模，大幅减少本地火电机组能源消耗量以及污染排放量。上海电网已经逐步形成了“强馈入、弱开机”的运行新常态。2020年，上海本地火电机组的发电形势极其严峻。上海电网做为大都市受电电网，受外来电量情况、四季的潮流状况等因素影响变化较大。电网需要选择最佳的时令节气，实施线路和设备的调整和升级。特定时段内，上海电网的特定区域和节点会出现一些薄弱环节。主要体现在部分分区电网供电紧张、负荷潮流矛盾突出、局部地区接近稳定限值等方面。这就要求电厂开展相应的调整和配合，保障电网运行的安全可靠。同时，“第三届进博会”等重要会议在沪召开，要求电厂也参与电网的“保电”工作。全年各厂累计保电共43次，旋转备用等保电措施的实施，一定程度上增加了机组的能耗。

截至2020年底，上海电网内65座发电厂的总装机容量24 951.7 MW(上电股份5 548 MW，申能股份7 494 MW，华能集团4 990 MW，其他公司4 371.5 MW。)，其中1 000 MW机组4台、900 MW机组2台、600 MW级(含660 MW)机组6台、300 MW级(包括300～480 MW)机组29台、300 MW以下机组133台(其中火电机组116台，风电场16座，光伏电站1座)。燃煤锅炉41台，装机容量为14 993.5 MW；燃气锅炉21台，装机容量为6 788 MW，燃油锅炉4台，装机容量为622 MW。根据2020年度各电厂上报的数据统计，上海地区并网电厂发电锅炉设备和承压部件泄漏共发生20次，整个电厂平均全年爆泄率达到技术监督目标管理的要求。

1 “四管”泄漏典型案例分析

1.1 1号锅炉水冷壁失效分析

2020年9月13日，上海某超超临界机组1号机组水冷壁管泄漏失效，该水冷壁泄漏发现于锅炉泄压过程中，泄漏位置为炉后墙垂直段焊口位置，标高70 m。水冷壁管管内介质为欠焓水，温度在350 ℃左右。水冷壁材质为SA213-T23，管道规格为Φ38 mm×6.8 mm，服役时间约7.8万h。

对来样水冷壁管进行宏观检查，水冷壁管失效形式为环向裂纹扩展，且已贯穿管子内壁，环向裂纹紧邻对接焊缝，大致沿焊缝热影响区环向扩展，裂纹长度约1/2圆周。进一步观察，裂纹附近水冷壁管未见管径胀粗、管壁减薄等宏观塑性变形现象存在，内外壁亦无明显腐蚀现象存在；对水冷壁内壁焊缝外观质量进行检查，发现最大焊缝余高差为3.0 mm，大于DL/T869—2012《火力发电厂焊接技术规程》(以下简称“DL/T869—2012”)对其规定的最大值(2 mm)。另外，管子内壁焊缝边缘至母材不够圆滑过渡，亦不符合DL/T869—2012相关要求。

1.1.1 化学成分分析

使用SPECTROMAXx全定量金属元素分析仪对来样水冷壁管母材和焊缝位置进行全定量光谱成分分析，根据厂方提供的《工艺处理方案》，焊材牌号为Union IP23，规格φ2.4 mm。经实验室分析可知，水冷壁母材和焊缝化学成分未见异常。

1.1.2 金相分析

对来样水冷壁进行金属切割，对其焊接接头位置和远端位置(距焊接接头约30 cm)分别进行金相组织分析，经打磨、抛光后，使用4%硝酸酒精溶液对其进行腐蚀。

水冷壁远端检测位置为管子横截面，水冷壁管母材金相组织为贝氏体组织，晶内可见较多细小弥散分布的碳化物粒子存在，晶界则较为干净。根据DL/T 884—2019《火电厂金相检验与评定技术导则》对贝氏体钢的组织老化评定原则，水冷壁管组织老化评级可评为1.5级，介于未老化与轻度老化之间，为SA213-T23材质正常组织。由此可知，水冷壁管母材金相组织正常，管子组织未见明显老化特征存在。

对水冷壁管焊接接头位置沿轴向切开，对其裂纹形态，焊缝、热影响区及其母材位置进行金相组织分析。经金相组织观察，发现焊接接头热影响区(泄漏侧)熔合线位置有一完整微裂纹存在，裂纹长度约5 mm，裂纹扩展方向与熔合线吻合。低倍金相照片下，焊接接头焊接热影响区与焊缝组织可见明显的差别，焊缝熔合线清晰可见；热影响区过热区(粗晶区)晶粒较为粗大，紧邻熔合线的焊缝组织部分区域晶粒也较为粗大，并且在轴向和壁厚方向均呈现不均匀特征；母材区域和焊接接头较远端区域金相组织基本一致，为贝氏体和碳化物混合组织，金相组织未见异常。

由实验室金相可知，裂纹右侧的焊接热影响区(过热区)晶粒较为粗大，为回火贝氏体和马氏体组织。近裂纹侧的焊缝组织晶粒也较为粗大，远离裂纹区域和近内壁组织侧则较为细小，焊缝组织存在明显的不均匀特征。焊缝和粗晶区部分区域为SA213-T23非正常组织，此异常组织的形成可能与焊接过程控制不当有关。

为进一步确认焊接过程可能对焊接接头造成的影响，对其焊接接头其他热影响区(A、B、C)区域分别进行金相组织分析，沿水冷壁环向三个区域的焊缝熔合线金相组织无论在显微形态还是晶粒大小上，均存在明显的差别，进一步说明了此对接焊缝焊接质量欠佳，焊接接头不均匀的显微组织与焊接过程中的热循环控制不当有关。

对水冷壁表面进行打磨，以对裂纹尖端形貌进行分析，裂纹沿焊接热影响区的粗晶区扩展，并在局部呈现沿晶断裂，裂纹呈现再热裂纹的特性。

1.1.3 硬度分析

DL/T 438—2016《火力发电厂金属技术监督规程》对SA213-T23材料规定的母材硬度值范围为150～220 HBW，焊缝硬度值范围为150～260 HBW。由硬度检测结果，结合GB/T1172—1999 《黑色金属硬度及强度换算值》可知：①水冷壁管母材硬度合格；②焊接接头焊缝位置部分区域硬度高于上述标准，且在轴向位置均存在硬度激变现象，粗晶区域硬度较低，细晶区域硬度较高，这与金相照片显示的显微组织不均的实验事实相符合；③热影响区粗晶区硬度均高于相邻焊缝位置，且其中两个热影响区硬度差较大，分别相差55.6 HV和47.7 HV。检测结果进一步在硬度方面证实了焊接质量不佳对力学性能的不良影响。

1.1.4 综合分析

(1)水冷壁管材质及焊缝化学成分正常，金相显微组织无明显老化现象，母材硬度亦符合使用标准要求，说明此水冷壁在运行过程中无明显过热、过烧现象，管样失效与材质劣化无关。

(2)由焊缝外观质量检查可知，管子内壁焊缝余高差过大，且焊缝边缘未圆滑过渡到母材，焊接接头外观质量不满足标准DL/T869—2012要求，使此区域容易产生应力集中现象。

(3)由硬度检测和金相检测可知，焊接接头位置显微组织和硬度均存在不均匀现象，焊缝组织较高的硬度和粗晶热影响区出现的硬脆的马氏体组织均不满足DL/T869-2012要求；另外，粗晶热影响区和焊缝组织在显微组织和力学性能上，存在明显的差别，两者过高的硬度差，使焊缝熔合线附近成为应力集中区域，进一步加大了此处发生再热裂纹的可能。

综上分析可知，此次水冷壁泄漏机制为焊接接头热影响区的再热裂纹开裂。焊接接头在焊接过程中的控制不当引起的显微组织和力学性能不均使此部位成为较薄弱区域和微观应力集中区，而过高的焊缝余高差进一步加剧了此位置的应力集中，在外部热应力作用下诱发焊接接头失效开裂。

1.2 3号炉过热器爆管

2020年8月29日，某电厂3号机组BTG盘“炉管泄漏”报警，运行人员立即赴现场查看，发现锅炉6楼-7楼位置声音较大，将吹灰蒸汽进行隔绝后，“炉管泄漏”报警依然存在，负荷260 MW时，锅炉主蒸汽流量为988 t/h，给水量1 117 t/h左右，减负荷至210 MW后，主蒸汽与给水量仍有50 t/h左右的偏差，联系点检进厂确认。3号锅炉一次过热器管发生爆管，管段材质为15CrMoG，规格φ48.5×5.5 mm。3号锅炉于2018年6月25日改造完成，截止爆管发生，锅炉总计运行时间12 727.67 h。

宏观检查未发现管段内外壁表面存在裂纹等缺陷。一次过热器管段爆口处爆口长约25 mm，开口最宽处约10 mm，呈喇叭状，爆口边缘锋利，外壁呈吹损减薄特征。某处开口最宽处约70 mm，呈喇叭状，爆口边缘锋利，且爆口一端部有沿轴向形成的撕裂裂纹，附近外壁呈明显吹损特征。各爆口附近管段均未见明显胀粗。

原因分析：①对各送检管段取样进行的化学成分分析、拉伸试验结果表明，管段的材质及拉伸性能均符合GB/T 5310—2017《高压锅炉用无缝钢管》(以下简称“GB/T 5310—2017”)对15CrMoG钢的规定。送检管段在各取样位置的非金属夹杂物含量和显微组织均满足GB/T 5310—2017对相应钢种的规定。此外，各取样管段内外壁均未发现明显的凹坑、折叠等原始制造缺陷，由此可排除因管段材质不合格或制造缺陷问题引起的爆管；②对各送检管段爆口位置及远离爆口位置取样的金相检验结果可以看出，各位置的显微组织均为铁素体+珠光体+少量贝氏体，各检验位置显微组织均未发现明显老化特征，且内壁氧化皮厚度均较薄。由此表明，各送检管段未表现处明显的过热特征，不具备过热引起爆管的典型特征；③对各管段爆口处的宏微观检查均发现，爆口处壁厚均较薄，且爆口尖端处存在一定的塑性变形特征，因此，各爆口管段均为壁厚减薄造成减薄处管壁无法承受内侧蒸汽的压力而导致的爆管。

通过上述理化性能检验及分析，得出如下结论：①送检管段的化学成分、室温拉伸性能、非金属夹杂物、远离爆口尖端处的硬度及金相组织未见异常，管段材质满足相关标准要求；②送检管段爆口处的宏微观特征均表现为壁厚减薄造成减薄处管壁无法承受内侧蒸汽的压力而导致的爆管。

纠正整改措施或建议：①将爆漏及受损的管子换新，按照电站锅炉要求完成焊接、检测，确认质量合格；②举一反三、组织相关部门评估各受热面布设的防磨措施，待停机检修时开展防爆检查及补强等工作，及时清除烟道积灰及受热面结渣，检查防磨板，对异常防磨板进行纠偏、整形或调换。重点对尾部烟道受热面第四排及附近管子进行检查确认，一旦发现磨损现象，及时予以处理；③梳理近3年相关锅炉受热面故障的技术报告，协同分厂组织1，2，3号燃煤机组作业区开展锅炉爆管案例、锅炉岗位规程事故处置规定等专题学习，持续强化运行人员的运行分析与事故处理能力，最大程度地减少设备异常的损失并保持发电生产稳定。

1.3 9号炉高温过热器爆管

2020年2月，上海某电厂9号炉高温过热器管发生爆管。此燃煤锅炉额定蒸发量410 t/h，燃烧方式为四角切圆燃烧，允许过热蒸汽压力9.8 MPa，允许过热蒸汽温度540 ℃。高温过热器管介质进口温度492 ℃，介质出口温度540℃，平均流速236 m/s，外部烟气进口温度961 ℃，烟气出口温度为791 ℃，平均流速87 m/s。高温过热器管，材料为12Cr1MoV，规格为Φ42 mm×5 mm，爆口发生位置为管屏中圈圈炉后侧直管段。

原因分析：①管子在爆口处产生弯曲，爆口张开较大呈喇叭状，爆口处有轴向延伸裂纹。爆口附近管子有轻微胀粗，经游标卡尺测量，胀粗处最大外径为43.54 mm，爆口远端管子外径约42.88 mm。管子截面内外壁均有明显的氧化皮。经宏观检查及分析，初步判断管子是由于长时间超温过热，导致材质劣化，胀粗变形无法承压产生开裂；②)管子牌号为12Cr1MoV，采用美国尼通XL2800合金分析仪对断裂叶片试样进行半定量光谱检测，从分析结果可见，Cr、Mn、Mo、V元素含量均符合GB/T 5310—2017的要求，说明钢管材料的化学成分与标称材质一致；③管子金相环取样后金相试样经打磨抛光后，使用4%硝酸酒精溶液腐蚀，在显微镜观察过热器管子金相组织。3个金相样氧化皮可见向火侧氧化皮较厚，厚度均接近0.4 mm，背火侧氧化皮较薄，厚度约0.1 mm；④3个金相环试样的金相组织其背火侧与向火侧组织存在一定差异，向火侧组织球化程度较背火侧组织球化程度高。3个金相环试样向火侧金相组织均为珠光体+铁素体+碳化物，仅有少量珠光体区域，碳化物明显聚集长大呈颗粒状，依据DL/T 773—2016《火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准》，球化级别评为4级。3个金相环试样背火侧金相组织均为珠光体+铁素体，金相环1背火侧组织球化级别为2.5级，金相环2与金相环3球化级别为3级；⑤利用布洛维台式硬度计3个金相环进行布氏硬度测试(参数：HBW 2.5/62.5 kgf)和显微维氏硬度测试(参数：HV 0.5)，DL/T 438—2016《火力发电厂金属技术监督规程》对12Cr1MoV钢的硬度值规定为HB135-195，相应的维氏硬度为HV142-205。3个金相环向火侧硬度和背火侧硬度差异均很大，背火侧硬度值均在标准范围内，但向火侧硬度均低于标准规定下限值，局部位置硬度低至HBW110左右，说明管子向火侧材质劣化严重。

经宏观爆口分析，爆管内壁向火侧有较厚氧化皮，爆口附近有轻微胀粗，爆口形貌呈典型的长时过热特征。经材质分析，可知管子化学元素含量与12Cr1MoV一致，未出现材料错用现象。经金相组织分析，发现管子背火侧组织存在轻微的球化，但向火侧组织球化严重，且3个管样组织球化差别不大，说明此过热器管整根向火侧已发生较严重的老化现象。经材料力学性能分析，发现管子背火侧材料硬度和拉伸性能均满足相关标准要求，但向火侧材料硬度和抗拉强度均明显低于相关标准要求的下限值，说明管子向火侧材料发生严重劣化。

结合宏观、材质、金相与力学性能进行综合分析，管子向火侧材料受高温烟气影响长时过热，导致管子显微组织老化(珠光体球化)并滋生氧化皮，氧化皮影响管子传热，进一步加剧管子超温老化，造成材料力学性能显著降低，引起爆管。

2 发电设备失效统计次数及原因比较

2020年度上海地区并网电厂发电设备和承压部件失效共发生20次，其中125 MW机组以下发生9次，900 MW以上机组发生1次，300 MW以上机组发生6次，600 MW机组发生4次。

2020年度上海地区并网电厂发电设备和承压部件失效共发生20次，具体数据如下：水冷壁4次、省煤器2次、过热器8次、再热器2次、其他部件4次。在这20次失效统计数据中，具体产生的原因如下：焊接质量3次、磨损减薄6次、短时过热2次、长时超温4次、设计原因4次、其他原因(包括鳍片拉裂、材质老化、腐蚀减薄等)1次。

由于各电厂严格按计划对机组进行检修，重点做好防磨防爆检查和锅炉定期检验，及时对锅炉“四管”泄漏情况及防范措施和方法进行分析和总结，上海地区并网电厂“四管”泄漏现状属可控范围，能较好保持机组设备的健康水平。

3 预防发电设备及重要部件失效的方法及反措

(1)严格执行国家及电力行业标准，做好发电锅炉特种设备定期检验工作按照国家市场监督总局颁布的TSG11—2020《锅炉安全技术规程》相关条款的要求，对发电厂锅炉的关键性设备进行定期检验。同时结合电力行业金属监督的标准，对超过10万h的重要部件还应进行金属测试，检测结果不合格的部件应及时进行返修或更换处理。

(2)分析数据、做出预防。利用每次电厂防磨防爆检修大数据，结合机组设备的运行工况，科学的评估锅炉“四管”的减薄量，预测减薄的重点区域，有计划、有区域、分批次的对存在风险隐患的管屏进行更换。

(3)控制启停次数和频度。选择成熟、可靠的设备，设定适当的检修周期，减少启停次数及频度，有利于设备部件材料的安全稳定运行。经相关资料证明，发电锅炉的启停一次(尤其对燃煤机组)对金属材料寿命疲劳损伤远大于材料的超温现象。

(4)检修防磨防爆检查时应关注以下重点区域。

1)水冷壁抽查燃烧器周围以及热负荷较高区域，是否有明显结焦、高温腐蚀、过热、变形、磨损、鼓包，鳍片与水冷壁管的连接焊缝是否有开裂，对水冷壁管壁厚进行定点测量。

2)省煤器管子和弯头以及吹灰器、阻流板、固定装置区域管子，是否有明显磨损，必要时进行壁厚测量；抽查省煤器悬吊管，是否有明显磨损，焊缝表面是否有裂纹或者其他超标缺陷。

3)过热器和再热器管是否有明显磨损、腐蚀、胀粗、鼓包、氧化、变形、碰磨，按一定比例进行定点壁厚测量，必要时割管进行氧化层厚度测量及当量寿命评估。

(5)加强受热面的巡检工作。认真执行设备巡回检查制度。发现受热面泄漏，应及时通告检修人员并按事故处理的有关规定进行处理，严禁带压堵漏。

4 结语

发电机组关键性设备的失效往往会导致锅炉机组的非计划故障停用，历来受到各级领导的重视，《防止电力生产重大事故的二十项重点要求》中防止大容量锅炉承压部件爆漏是其中三项重要反措之一，要求逐项贯彻。整个预防泄漏工作是一个复杂、庞大的系统工程，牵涉到整个电厂的机、电、炉等相关岗位。需要在领导统一的要求下，针对不同类型的机组，不断完善相应的制度、标准、规程体系，一切从实际出发，不断深入地开展工作。同时，必须重视人员培训和兄弟电厂交流协作，要求运行人员的规范操作和精确控制，重视规范细致的检修期间防磨防爆检查工作，对设备及时进行消缺或更新改造，只有这样，才能保证锅炉设备的安全可靠稳定运行，从而确保电网的安全。