《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

7.3 本次检查发现的主要问题和整改建议

7.3.1 技术监督管理方面的共性问题

(1)部分电厂本单位金属监督实施细则不完善

某抽水蓄能电站提供的本单位《金属技术监督管理规定》存在引用标准不全和过期的现象;缺少金属材料和焊接监督管理内容;部件监督内容规定不够完整。建议参照火电厂关于材料和焊接监督的管理规定，以及《压力钢管安全检测技术规程》、《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》、《立式水轮发电机检修技术规程》、《发电厂汽轮机、水轮机技术监督导则》、《水工钢闸门和启闭机安全检测技术规程》《固定式压力容器安全技术监察规程》等标准的相关内容，对本单位的金属监督管理规定或实施细则进行修订。

某新投产不久的煤机发电厂提供的金属监督管理企业标准未反映金属监督新规程的内容。某原煤机电厂最近新投产了两台燃机，其提供的本单位金属监督实施(办法)细则，也存在引用标准较早，对P91等新材料及燃气轮机部件金属监督没有具体规定的问题。建议按照新规程和本厂实际情况进行修订。

风电场抽查中，一家未能提供的本单位风电场金属技术监督实施细则;一家只提供了集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》，也未能提供的本单位风电场金属技术监督实施细则，但根据该标准3.5条规定：风力发电场应根据本标准制订本企业的金属技术监督管理制度和实施细则。建议各风电场结合自身实际情况，根据行业和本集团的有关标准以及制造厂技术要求，编写本企业的金属技术监督实施细则。

(2)部分电厂监督网络成员不完整

如某燃机电厂新调整的金属监督网络中未包括材料采购和仓库管理的人员;又如某电厂检查中见到今年一、二季度金属监督网络活动记录中只有锅炉和汽机两个专业参加。金属监督网络应包含电气、化学、热控等相关专业和物资采购、仓库保管等相关人员。

(3)部分电厂的检验计划太笼统，个别有缺项

特种设备检验研究院的检验方案比较笼统，只规定了每种类型部件的检查比例，没有具体的位置规定。比如主蒸汽管道、热再蒸汽管道以及锅炉、汽机导汽管监督，首次大修应重点关注三通、阀门、大小头、弯头等管件及与之相连的对接焊缝，P91材料应关注焊缝及临近母材的硬度。比如炉顶高温蒸汽连通管与集箱的大直径三通安装焊缝裂纹较多，首次大修应重点检查。建议电厂细化完善首次大修金属监督检查项目内容与要求。

某电厂2015年10月份1号机组103B修时徐州特检院进行的锅炉压力容器定期检验中不包含四大管道。外包检修单位对主蒸汽管道焊缝超声波只抽查了4只。2016年5月份2号机组B修时虽增加了四大管道检验，但检验方案不明确(只有抽查两个字)。且103B和203B特检院的检验报告至今未收到。建议进一步细化检验方案，在确保检验范围和检验比例满足标准要求的情况下，应尽可能根据本厂实际情况明确检验位置;应及时获取正式检验报告，并将检验情况及时更新至检验台账中。

某电厂11号机组C修金属监督计划中未包括主汽、热再疏水管弯头定期监测等一些常规项目。建议电厂将主汽、热再疏水管弯头定点监测纳入常规检查项目，且应制订专门控制程序，明确检测部位、检查方法、判废标准和数据跟踪对比等特殊要求。

检查发现某电厂最近的小修检查项目中，缺少水冷壁高温腐蚀定点监测、主蒸汽疏水弯头壁厚定点监测等常规项目。建议将此类项目列入常规检查项目，并建立专门的控制程序和检查记录台账，分析数据变化趋势，以利于及时分析原因并提出针对性整改技术措施。

某电厂在检修过程中均对主蒸汽管道、热再管道等主要管道相关焊口按照DL/T438规程的相关要求进行检查，除与高加进出口相连接焊缝进行检查外，汽机侧主给水管道均未进行检查。鉴于省内多家电厂存在WB36材质主给水管道焊缝存在早期开裂的情况，建议电厂近期检修时应对汽机侧主给水管道焊缝(包括高加间连接管道)进行检验。

某电厂母管制机组的主蒸汽母管三通、阀门及其连接焊缝长期运行没有进行检查。建议电厂尽快择机进行系统检查。

(4)部分电厂的外包检验单位提供的检验报告不规范或不完整

某电厂5号机组改造工程检验报告中存在以下问题：主蒸汽管道、管件超声波测厚报告不规范：如大小头异径管与其他管道一起出具报告，异径管处壁厚虽满足正常管道设计壁厚要求，但不能明确符合异径管设计壁厚要求;只能进行单面单侧扫查的管道三通连接焊缝超声波探伤只采用一个角度探头，不能满足B级检验的要求。建议电厂加强对外包检验单位检验质量和报告质量的过程控制和审查验收。

抽查某电厂2号机组C修金属监督检验报告，发现存在下列问题：主蒸汽疏水管弯头测厚抽查数量过少，只查了一只弯头，且测量方法不当;焊缝硬度比母材低，怀疑报告录入错误，高压进汽1号导汽管弯头焊缝有1点硬度为291HB，超过母材硬度100HB，结论仍为无异常;P91高压主蒸汽管的管件及焊缝未进行检查。建议每路疏水管定点抽查1~2只弯头，应重点连续测外弧面取最低值，并形成检查记录台账;对报告中硬度异常部位进行跟踪复查，必要时采取重新热处理;尽早对P91材料的高压主蒸汽管管件及焊缝进行检查，检查重点为表面磁粉探伤、内部超声波探伤、硬度检测(关注焊缝硬度不宜过高、母材硬度不应过低)。

某电厂103B焊接热处理及金属监督竣工档案(注：实际应为金属试验报告)错误百出：如编号为HX-UT-023的低压转子调端末一级叶片超声波探伤报告，检验部位填轴向键槽，材质填30Cr2Ni4Mo4V(叶轮用钢)，验收标准按焊缝填DL/T869-2012，探头按螺栓检验填5P13*13/8.5°，试块按螺栓检验填LS-1;四大管道弯头超声波检验均填直探头，而实际应该用斜探头;壁厚达40mm以上的主蒸汽和高压导汽管焊缝超声波检验均只填K2，实际应至少包含K1和K1.5(或K2)两种角度;主蒸汽管道硬度检测均只检测了焊缝及热影响区，未检测焊缝临近母材的硬度(注：P91/P92材质焊缝硬度检测目的为控制焊缝硬度不要过高，同时临近母材硬度不能太低);四大管道弯头椭圆度测量报告中椭圆度计算公式不符合电站弯管标准。建议电厂加强外包单位资质和能力审查，并加强对检验质量的过程控制。

某电厂在检修中发现2A主汽门前疏水P92气动门进口端焊缝第一次热处理后硬度测试结果311HBHLD，邻近母材149HBHLD;2A主汽母管疏水气动门出口端焊缝硬度307HBHLD，邻近母材155HBHLD，焊缝不符合标准规定，标准要求母材硬度范围180~250HB，焊缝在180~270HB，了解进行了第二次热处理，但未见第二次热处理后的硬度测试报告。

(5)部分电厂未建立电子化的检验记录台账或台账更新不及时

四大管道管件、焊缝的重要历史检验数据形成统一的电子表格台账，有利于快速分析筛选出管道的薄弱环节，可以根据最小壁厚、最大弯头椭圆度、焊缝记录缺陷、多次返修情况以及P91管道焊缝及邻近母材的硬度、金相组织异常等，作为下一步的监督重点。部分电厂对四大管道等机炉外管道的检查情况已进行了梳理，但历史检验数据尚未形成统一的监督台账，不利于下一步监督重点的梳理和决策。有的四大管道管件及焊缝已结合检修进行了多次检验，但检查部位及结果情况没有及时更新到专项检验记录中;有的电厂历次炉管泄漏情况以word文档形式记录，不便于统计分析。建议电厂以电子表格形式建立专门的记录台账。

(6)个别电厂安全附件超期未检

某电厂4号余热锅炉低压汽包就地压力表有效期为2015年12月，已过期近1年，应及时进行校验或更换。

(7)个别电厂备品备件采购质量有问题

某电厂4号机组两只硬度、组织异常的P91材料的主蒸汽管道弯头更换过程中，发现新更换弯头出现裂纹，已全部更换了新的弯头，目前正在分析裂纹具体产生原因。建议电厂在备品备件采购时，应充分考虑制造厂的质量信誉和质量保证能力;对该厂家提供的其他管件本次检查虽未发现问题，在今后的检修中也应重点监督。

(8)部分电厂人员培训没跟上

如某厂的金属监督人员没有无损检测、理化检验人员资质;某厂新进从事无损检测的工作人员没有资质证书。建议尽快安排参加取证培训考试，持证上岗。

(9)部分风电场的风机设备定期维护过分依赖风机厂家

某风电场根据集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》表1风力发电机组金属监督范围内部件的定期检验项目规定：塔筒螺栓应半年检查一次，而检查中提供的上海电气风电设备有限公司的半年风电定期维护报告中未涉及塔筒螺栓检查，风电场自己也没有进行此类检查。某风电场目前风机的日常及定期维护检查完全依赖风机制造厂家金风科技风电设备有限公司的驻厂人员，但提供的500小时维护记录中，无塔筒连接螺栓力矩数据记录。建议电厂尽早介入定期维护检查，编制好巡检表和检修卡等相关记录表格，完成风机厂家定期维护工作以外的检查工作，并做好记录。

7.3.2 锅炉压力容器压力管道问题

(1)部分电厂高温炉管割管监督中发现存在一定程度的老化迹象

某电厂6号炉低再出口垂直段50排炉前第1根T91管迎风面长期过热爆管，割管取样分析多根炉前第1根管迎风面内外壁氧化皮较厚，材料老化严重。5号炉低再出口垂直段管子材料为T23,48排、51排第1~3根取样分析，炉前第1根管均为球化5级严重老化，第2根球化3级，第3根球化2级。省内同类型锅炉也曾发生相同情况。建议电厂尽快进行低再出口段壁温分布测试校核，并进行部分材料合理升级更换;对高过、高再、屏过以及前包墙拉稀管的壁温和老化情况进行确认，建议采取内壁氧化皮厚度普查，摸清壁温分布规律，高过、高再、屏过的氧化皮普查部位建议安排在炉顶大包内的出口连接管上。

某电厂的再热器出口金属壁温频繁超温问题在同类型机组中相对较严重，虽然对超温相对严重的第1、2根管进行了缩短改造，再热器出口壁温最高超温幅度值有所下降(从最高645℃降低到630℃左右)，但从超温管数量未见明显减少。分析再热器管超温与再热器下部管屏偏转扭曲变形有关，导致再热器整体吸热量增大，且同屏各管子的流量分配设计也与计算条件不符。建议电厂尽快对再热器管屏变形情况进行整治;同时应注意对高再出口T91管的老化监督，建议对高再出口顶棚上的T91管(尤其弯头部位)进行外观、管径和硬度检查。

某电厂8号炉蒸汽集箱和高温管道普遍球化4级及4级以上，其中高调门联络管球化5级，已更换。14号机组一级过热器分配集箱右侧连接管弯头以及一再至二再连接管部分直管和弯头硬度偏低，金相组织异常(球化4.5级)。上述部件中有一些运行参数不高或运行时间不长的联箱管道，怀疑材料原始供货状态不良。建议对这部分管子进行抽样评估及强度校核。

某电厂3号、4号炉末再进口段迎烟侧第1根管内壁氧化皮测厚测厚值除极少数管子外，基本都在413μm、436μm;4号炉末再进出口各割管两根，其中进口段迎烟侧第一根管子迎烟侧内壁氧化皮466.15μm，向火面抗拉强度及非比例延伸强度均低于GB5310标准，背火面177.98μm，其他管子氧化皮厚度均不超过200μm。符合辐射式、半辐射受热面材料老化特征。但缺少末再下弯头区域检查和取样分析数据。1号炉末再出口段管子管径测量42.72~43.04mm，但上次检查的数据是进口段的也在42.2~42.5mm，如根据公称管径计算，最大胀粗率为2.5%，达到更换标准。建议高再下弯头检查和取样分析;高再出口段胀粗率超标的管子应进行割管组织和性能分析评估，根据评估结果决定是否换管及更换范围。建议今后受热面管管径胀粗测量尽可能定点跟踪。

某电厂1000MW塔式炉三过出口T92材料的连接管(Φ48.3*12.5)割管金相分析发现存在异常孔洞(不排除蠕变孔洞的可能)，且内壁氧化皮较厚(0.3mm以上)，该管没有壁温测点，目前三过出口壁温分布规律不明，且壁温测点安装不当导致壁温数据不准的案例也较多。考虑到小径厚壁T92管检修较困难，大范围割管取样不切实际。建议电厂对三过出口T92连接管进行内部氧化皮厚度普查，摸清三过出口壁温分布规律，合理调整壁温测点布置，进一步加强运行温度控制，同时应对三过出口的小径厚壁国产T92管进行老化行为研究和剩余寿命预测。

(2)部分电厂存在高温炉管内壁氧化皮剥落堵塞超温爆管问题或对氧化皮问题重视程度不足

某电厂204C修发现高再出口段2~6号管下弯头(TP347H材料，1号管已缩短)普遍发现氧化皮堆积，分析与再热器整体频繁超温有关，但也不排除给水加氧存在异常;根据同类型机组氧化皮爆管案例教训，高过、后屏氧化皮问题也不能忽视。

某电厂刚刚结束的5号机组C修，对高温受热面管下弯头氧化皮堆积磁性检测，发现高过有17根管、高再有15根管进口侧下弯头堆积高度超过1/3的磁通量显示。与2015年6月C级检修相比，氧化皮剥落量增加明显，当时堆积高度超过1/3磁通量显示的只有1根高过管。了解到机组启停过程中存在使用减温水、滑参数停机较低等现象。省内多家电厂氧化皮剥落爆管的教训表明：除不当加氧外，机组运行方式(尤其是启停方式)锅炉汽温波动速率和频率较大，也是导致炉管内壁氧化皮与基体结合的累积损伤不容忽视。

因此，建议电厂今后应重视完善并落实《防止高温炉管内壁氧化皮剥落的运行技术措施》，区分正常运行和启停机阶段汽温和壁温控制的考核重点，正常运行时重点考核超温幅度和时长，启停机阶段重点考核温变速率和频次，严格执行事故跳机后的吹扫和焖炉规定;同时应加强内壁氧化皮状态(厚度、结合力等)的定期监测和剥落风险评估工作，必要时提前采取换管或氧化皮清除措施。由于壁温测点数量有限及个别壁温数据有存在虚接的可能，建议通过出口连接管的内壁氧化皮厚度规律摸清出口壁温分布规律。

也有一些电厂虽未发现氧化皮大量剥落，但对氧化皮问题仍缺乏足够重视。

如某电厂6号、7号炉已运行7万多小时，7号炉最近一次检修高过、高再出口段各抽取一根管样进行试验，内壁氧化皮厚度分别达到205μm和128μm，金相组织均为中度老化。同类型机组在8万小时前后曾发生高过氧化皮剥落堵塞爆管案例。建议采取内壁氧化皮厚度普查，摸清高过壁温分布规律。

某电厂4台300等级亚临界锅炉，在最近一次检修中，已对6号炉高过、高再进行了内壁氧化皮厚度检测，但未对后屏进行抽样监测。由于同类型锅炉后屏氧化皮剥落堵塞爆管的案例时有发生。建议今后还应关注后屏内壁氧化皮厚度和结合状态。

某电厂两台300MW等级亚临界锅炉已运行较长时间。同类型锅炉多次发生后屏、高过氧化皮脱落堵塞超温爆管，分析原因均与启停过程中锅炉汽温波动速率和频率较大，导致炉管内壁氧化皮与基体结合损伤累计有关。上次检查时已提出了重视完善并落实《防止高温炉管内壁氧化皮剥落的运行技术措施》的建议。但检查中电厂只提供了一份2012年7月编制的《防止氧化皮生成措施》电子档，未见正式签字发布版本，且内容不具体，操作性不强：如未规定启停机过程中减温水使用规定和控制措施;未规定焖炉和自然通风时间等。随机抽查了机组最近一次启动参数曲线，发现在未并网和刚并网负荷较低时，均存在投用过热器一、二级减温水并导致汽温剧烈变化的情况。建议电厂充分重视高温受热面氧化皮问题，尽快制订和发布本厂的《防止氧化皮剥落的运行技术措施和检修技术措施》并严格执行。

某电厂135MW等级锅炉检查中发现壁温测点偏少(前屏4点坏1点，后屏6点坏1点，对流10点)，对流1号测点459℃,10号测点541℃，偏差超过80℃，且未找到测点布置图。现场还了解到11号机组运行中汽温波动较大，对高温受热面管尤其是高过的内壁氧化皮结合状态影响较大。建议电厂查明壁温偏差以及导致汽温波动的原因和明确防范措施;可以利用内壁氧化皮厚度测定摸清壁温分布规律，并根据壁温规律合理增加壁温测点;割取代表性管样及利用内窥镜观察等手段，评估氧化皮剥落风险;完善防止炉管氧化皮剥落的运行技术措施，区分正常运行和启停机阶段汽温和壁温控制的考核重点，正常运行时重点考核超温幅度和时长，启停机阶段重点考核温变速率和频次，严格执行事故跳机后的吹扫和焖炉规定。

(3)部分电厂屏过、高过奥氏体不锈钢弯头存在应力腐蚀开裂隐患

如某电厂4号炉后屏最外圈管不锈钢材料的下弯头内弧环向开裂泄漏，分析与未固溶处理、掺烧污泥、炉膛出口烟温较高、启停较频繁等因素有关，了解到早期掺烧的污泥含干燥剂，可能Cl离子含量较高。目前已更换最外圈弯头。今后检修中仍应对后屏和高过下弯头进行检查;此外还应关注掺烧污泥中腐蚀离子的抽样检测，并控制污泥掺烧量。

某电厂5号炉后屏过热器炉左侧第2屏第1根下弯头内弧环向开裂泄漏，扩大检查未再发现同类位置;6号炉大修时也对后屏下弯头进行了检查，并对硬度超过200HB的弯头重新固溶处理。省内某300MW亚临界锅炉后屏迎烟侧第1根不锈钢下弯头多根出现内弧环向裂纹，分析与弯头冷加工后未进行固溶处理、燃烧劣质煤、掺烧污泥及启停频繁等因素有关。建议电厂今后应加强后屏、高过不锈钢下弯头的检查;同时应关注燃料管理和运行燃烧调整。

根据技术监督预警要求，对4号、5号炉后屏、高过、高再奥氏体不锈钢下弯头进行检查，发现4号炉后屏有3只弯头硬度偏高，5号炉后屏有3只弯头内弧有环向缺陷显示(5号炉刚送检，实验室分析尚未出报告)。如实验室分析结果证实存在内弧环向裂纹，电厂今后应加强此类弯头检查，对掺烧污泥的腐蚀性离子成分及浓度进行取样化验，并对炉膛出口烟温及启停速率等进行适当控制和调整。

(4)个别电厂锅炉汽包发现裂纹

某电厂2号机组大修发现高压汽包(19MnV)右侧封头焊缝附近母材一处表面裂纹，打磨3.5mm后消除;左侧封头焊缝熔合线存在断续表面裂纹，打磨消除。建议对跟踪复查，并加强汽包焊缝表面及内部探伤检查。

(5)部分电厂T23水冷壁焊缝裂纹问题仍然较严重

某电厂2号机组C修中，对水冷壁焊口进行大范围抽查(总数5225只)，发现139处裂纹，裂纹率依然较高。建议电厂对裂纹分布、类型、安装或检修焊口进行统计分析，查明裂纹产生原因，改进焊接工艺，以利于逐步降低T23水冷壁焊口的裂纹发生率。

(6)水冷壁高温腐蚀问题

某电厂1号、2号炉水冷壁检修时发现在主燃烧器和燃尽风之间区域存在高温腐蚀现象，已对腐蚀区域管道表面进行喷涂。建议电厂对水冷壁近壁的还原性气氛进行测试，结合测试结果对燃烧器配风进行优化调整;控制燃煤的硫份;并在检修中加强水冷壁的检查。