《2016年江苏省发电企业迎峰度冬技术监督情况通报》印发

(7)个别电厂壁再出现向火侧横向裂纹

某电厂7号炉大修后水压试验发现右侧墙前数第11根壁再管(12Cr1MoV)在标高43.6米处向火侧横向开裂泄漏，且向火侧母材珠光体球化严重，存在明显管子超温迹象，目前进行了堵管措施。建议电厂一方面对壁再表面横向裂纹、氧化皮剥落、结焦及管子变形等情况进行认真检查;另一方面检查该管路及对应的进口集箱内部有无异物，必要时对其他集箱也应进行扩大检查。

(8)部分燃机电厂汽水管道存在膨胀不畅导致管道焊缝开裂问题

某燃机电厂1号、2号余热锅炉高过3进口疏水管大小头及阀门焊缝各开裂泄漏一次。分析主要与高过3进口管道向下膨胀位移量较大，疏水管布置柔性不足，导致位于应力集中部位的焊缝承受过大的弯曲载荷。应对余热锅炉高过3进口疏水管焊缝加强监督检查，并制订安全防护措施。如再次发现裂纹，建议对余热锅炉高过3进口疏水管布置走向进行柔性化改造，同时应尽量避免焊缝质量过低及焊缝应力集中系数过大等问题。

某燃机电厂4号机高旁前疏水管根部焊缝泄漏一次，同类型机组也曾发生类似问题，分析与疏水管膨胀不畅有关。建议对类似距离地面过近及穿墙孔洞过紧等可能影响膨胀的疏放水管道的应力集中部位进行检查探伤，对存在阻碍膨胀的情况均应进行整治。

某燃机电厂2号、4号机组汽水管道支吊架存在吊杆弯曲、偏斜等问题，电厂虽已做了记录，但有些问题仍未处理;本厂疏水管曾发生膨胀不畅导致的焊缝开裂泄漏。应尽早联系专业检查机构进行全面检查，并制订调整和整改方案;建议对所有距离地面过近的疏放水管道的应力集中部位进行检查探伤，对存在阻碍膨胀的情况均应进行整治。

某燃机电厂3号机中压旁路波纹管膨胀补偿器失效导致管道发生明显位移，并导致凝汽器仓板连接角焊缝处管道开裂泄漏。目前对管道波纹管膨胀补偿器进行了改进，提高补偿位移量。建议对管道膨胀方向及位移量进行重新校核;对管道波纹管膨胀补偿器结构及安装问题进行分析排查。

(9)部分电厂锅炉喷水减温器结构不合理存在安全隐患

如某电厂8号炉上下两只低再出口集箱均存在不同程度的弯曲变形，其中上集箱中部下凹明显，上集箱的弹簧吊架中间过载，两端欠载，上下集箱之间两端的吊杆受力异常，销钉断裂、吊耳角焊缝裂纹;下集箱上有7只小集箱的角焊缝有裂纹，其中编号为j59的管孔横跨筒体环焊缝，因此该管座角焊缝上的裂纹与筒体环焊缝裂纹贯通(怀疑起源于内壁)。由于上下集箱中部各有一个喷水减温器，当初减温器喷头曾发生过断裂。因此集箱发生变形一方面与管道受力有关，还可能是因为喷水减温异常，导致集箱上下壁温差异发生弯曲变形。建议电厂加强该减温器及其影响区域的筒体(特别是焊缝)内壁裂纹检查;必要时对该减温器和集箱进行更换。

某电厂提供的高压主蒸汽减温器结构图纸显示：减温器防护衬套长度不足400mm，且喷嘴后方200mm左右就设置一道没有内衬套保护的主管道对接焊缝。建议核实实际结构与图纸是否一致;如确实存在这种防护不到位的情况，应加强该焊缝的定期监督检验，一旦发现问题应及时采取防护措施。

(10)个别电厂存在HALF弯头焊缝裂纹问题

某电厂8号机2只冷再HALF弯头焊缝上发现裂纹，最长达310mm，接近贯穿，采用现场挖补处理。建议电厂对此类HALF弯头加强跟踪和进一步扩大检查，发现裂纹的弯头最好进行更换。

(11)个别电厂锅炉联箱管道外壁出现大量类似表面裂纹的缺陷

某电厂4号炉省煤器悬吊管出口集箱(SA106)外壁磁粉探伤出现表面线性显示，深度不超过2mm，打磨消除后，复查再次发现磁痕显示。首先从线性显示的形貌及分布特征上，认为符合管材制造阶段形成的制造缺陷特征。分析最可能的原因是上次打磨和检查不到位;也不排除在缺陷没有完全消除以及打磨后集箱表面未进行任何防腐处理的情况下，再次沿原缺陷受损晶界继续发生选择性应力腐蚀的可能。建议在设计壁厚允许范围内对集箱表面进行细致打磨探伤，可局部选点进行金相检查确认打磨效果;打磨完成后建议进行油漆防腐处理。

(12)部分电厂对吹灰蒸汽或吹灰气源管的监督缺乏足够重视

如某电厂3号炉吹灰蒸汽母管有两处泄漏，一处为接管座处，一处为弯头处。建议对正在检修锅炉的吹灰蒸汽母管进行相关检验工作，并将该项工作列入其他机组的下次检修计划中。

某电厂3号炉吹灰器乙炔气源管道焊缝成形不良，且管道存在振动。建议加强此类管道焊接施工质量管理，并适当增加管道支撑装置。

(13)某电厂锅炉炉顶承重弹簧出现裂纹

某电厂现场复查发现1号炉已发生断裂的弹簧在刚刚结束的检修中未更换，其中一只弹簧断裂后有明显位移，对弹簧承载及受力分布有影响;据电厂专业人员说西安院对该问题进行现场察看分析认为弹簧断裂部位在底圈，不影响运行安全，但未看到任何西安院的正式报告和处理意见。应对炉顶悬吊弹簧断裂对锅炉整体安全影响进行正式评估;建议尽早更换断裂或锈蚀严重的弹簧，并对其他弹簧整体(包括内圈位置)进行防锈处理。

(14)个别电厂锅炉水冷壁刚性梁怀疑存在膨胀问题

某电厂现场检查发现1号炉水冷壁刚性梁的导向限位阻尼支架失效(阻尼滑动套无滑动)，导向架钢板焊死。建议核对设计安装图纸，必要时进行整改。

(15)部分电厂锅炉安全附件存在问题

如某电厂现场检查发现2号炉连排就地压力表显示为零，2号炉高压蒸汽出口一块数显温度表不显示。

某电厂7号炉右侧低再管道2号安全阀集水盘有积水，疏水不畅;又如某电厂3号炉乙侧低再进口管道安全阀有内漏，集水盘疏水阀未开，疏水管引出位置不合适，集水盘中积水已溢出。建议将优化集水盘疏水管走向，打开疏水阀门，结合检修做好安全阀密封。

(16)个别电厂除氧器水箱内壁存在腐蚀疲劳裂纹问题

某电厂8号机除氧器水箱一侧封头环焊缝下部发现多条内壁横向裂纹，采用现场挖补处理。因水箱材料为16Mng，该材料易发生腐蚀疲劳裂纹，且补焊部位附近也易再次发生开裂。建议电厂对该除氧器水箱焊缝内壁及邻近母材进行跟踪和进一步扩大检查。

(17)部分电厂供热或节能改造等新增汽水管道的设计、安装存在安全隐患

某电厂新增汽泵小汽机汽源管道(12Cr1MoV,133*10)均直接从过热器集汽联箱端部手孔管座(12Cr1MoVG，133*12)上接出，设计文件中管道材质为12Cr1MoV，标准,GB5310-85为过期标准，弯头、三通等管件除进行光谱复核外，安装前未进行表面磁粉探伤等其他质量抽检;焊缝及邻近母材硬度检验报告无检验数据。首先应核对管道管件的质保书是否为符合要求的高压锅炉无缝钢管;应补充三通、弯头等管件的表面磁粉探伤和壁厚、硬度等检验;原集汽联箱端部手孔管座角焊缝部位为应力集中部位，建议每次检修均应对集汽联箱端部的接管座角焊缝进行无损探伤检查。

(18)部分电厂存在汽水管道FAC和(或)SPE导致的弯头减薄问题

某燃机电厂1号、2号机组余热锅炉除氧蒸发器引出管(Φ325*8)弯头背弧普遍减薄，弯头已更换为12mm厚热压弯头。2号炉高压给水调节阀后大小头内部局部冲刷减薄，已更换。分析与流动加速腐蚀(FAC)有关。建议首先分析除氧蒸发器引出管管内介质流速与设计流速是否存在较大偏差以及PH值是否偏低;对1号炉高压给水调阀后管道应加强监督，对高压给水调阀后管件局部冲刷，如不能改变结构，可以考虑提升材料抗腐蚀能力。

某电厂汽机房主蒸汽疏水管弯头多次检查发现减薄更换;暖通管弯头减薄问题。建议电厂将疏水阀门内漏检查与管道弯头测厚检查统一起来。

某电厂103B检修中主汽疏水弯头测厚报告中显示公称壁厚为10mm，一只弯头最小壁厚为5.4mm，另一只弯头最小壁厚为6.36mm。而在未提供计算壁厚的前提下，结论中只建议更换最小壁厚5.4的弯头，而按金属监督规程炉管壁厚减薄30%需更换。由于主蒸汽疏水阀门在炉管氧化皮硬质颗粒SPE作用下极易磨损导致内漏，而在阀门内漏的情况下，主蒸汽疏水管弯头磨损速度较快，因此，电厂应重视疏水弯头的检查和更换管理，建议制订专门的控制程序，明确责任部门、检查时机、监测部位、检查方法、判废标准等。一方面应定期监测疏水管阀门内漏情况，另一方面应对疏水管弯头进行定点监测(建议为每路疏水管的顺介质流向第一只弯头及阀门后直管及阀后第一只弯头);为便于分析对比，应建立监测台账，与历史监测数据对比，至少应参考相邻直管壁厚数据。

7.3.3 汽轮机设备问题

(1)IN783螺栓频繁断裂给机组运行带来安全风险

近期省内某电厂运行中突然发生一侧中压调门螺栓半圈断裂导致大量漏汽的危险情况，正是之前一直关注的上汽超超临界机组IN783螺栓断裂隐患。上汽厂已经公布了一些处理方案，包括整组更换新螺栓和增加安全防范措施。按目前经验认为IN783材料螺栓易发生高温低应力脆断，与该材料热处理要求较高，高温条件下容易产生应力促进氧化裂纹的固有特性，失效概率与运行温度和运行时间有正相关性;加热孔内壁加工较粗糙，电加热对内孔局部易加速氧化等因素对裂纹的产生有促进。当前首先应加强在役螺栓的定期监督检查(方法可以在不拆卸时进行加热孔内窥镜或其他探伤检查);尽早执行上汽厂安全防范技术措施;对于新螺栓，也应加强质量监造和验收;对于IN783等新型耐热合金螺栓材料，建议开展制造工艺、组织和性能变化规律进行系统研究;同时应关注该问题的最新研究成果，并做好材料替代的准备。

(2)汽轮机转子叶片疲劳失效问题

汽轮机通流改造需关注转子叶片制造质量验收。如部分电厂在通流改造后运行不久即发生新的汽轮机低压转子叶片断裂。

此外，长期运行的汽轮机转子叶片也需加强监督检查。如某电厂1号机低压转子末级叶片超声表面波探伤发现3根叶片出汽边存在裂纹。已返厂更换。3号机2016年5月大修检查未发现裂纹。考虑到1号、2号机运行时间较长，且改造结构相似，建议有机会对2号机进行重点检查。

(3)需关注汽轮机叶片异物打击和SPE问题

如某电厂6号汽轮机检修时发现R14、R15和14上、15上、15下、16上等多级动静叶变形损伤较严重，分析可能与安装时异物遗留有关;1号锅炉电动安全门阀座金属脱落，1号汽轮机进汽滤网变形破损，怀疑异物可能进入汽轮机，鉴于同类型机组发生过类似故障。建议电厂对汽轮机叶片进行开缸检查。

某电厂1号机组检查性大修发现2号汽轮机转子第1级动叶片存在冲蚀坑及变形。据了解2号机组4号汽轮机叶片变形损伤更为严重。说明汽水系统安装或检修清洁度不够，建议电厂关注检修洁净化施工，并应加强减温器、安全门阀座密封面等易发生金属脱落部件的监督检查。

(4)需关注阀门密封面堆焊层开裂问题

某电厂2号机组C修中检查发现高、中压主汽门阀座、阀芯密封面堆焊层多处开裂，汽轮机厂未提供原因分析报告;阀芯密封面堆焊层进行了返厂修复处理，阀座密封面堆焊层根据制造厂提供的修复工艺，在现场进行了镍基焊材堆焊返修处理，焊后硬度测试发现硬度值与原司太立合金堆焊层相差较大，制造厂未提供验收依据。建议电厂要求制造厂提供阀座、阀芯司太立合金堆焊层开裂原因分析，并给出现场修复后的堆焊层表面硬度检查的验收标准。

7.3.4 燃气轮机设备问题

(1)国内某9FA燃机近期发生压气机R1动叶断裂事故

同类型9FA燃机压气机R1动叶断裂导致事故(累计运行2万小时，启停1200多次)，本厂压气机R0动叶曾发生类似故障，1号、2号机组均先后进行了P4包升级改造(R0动叶和静叶升级更换)，但R1动叶未更换。鉴于内窥镜检查范围不全，且对微小裂纹检查困难，建议尽早进行压气机叶片(尤其R1动叶)的顶缸检查;提醒应关注压气机叶片表面缺陷，尤其是进气边腐蚀坑类缺陷的检查和修磨处理。

(2)某燃机电厂汽轮机叶片变形损伤和进汽滤网变形破损，怀疑异物进入汽轮机

6号汽轮机检修时发现R14、R15和14上、15上、15下、16上等多级动静叶变形损伤较严重，分析可能与安装时异物遗留有关;1号锅炉电动安全门阀座金属脱落，1号汽轮机进汽滤网变形破损，怀疑异物可能进入汽轮机，鉴于同类型机组发生过类似故障。建议电厂对汽轮机叶片进行开缸检查。

(3)部分燃机电厂的汽水管道因膨胀不畅导致管道焊缝开裂

某电厂1号、2号余热锅炉高过3进口疏水管大小头及阀门焊缝各开裂泄漏一次。分析主要与高过3进口管道向下膨胀位移量较大，疏水管布置柔性不足，导致位于应力集中部位的焊缝承受过大的弯曲载荷。应对余热锅炉高过3进口疏水管焊缝加强监督检查，并制订安全防护措施。如再次发现裂纹，建议对余热锅炉高过3进口疏水管布置走向进行柔性化改造，同时应尽量避免焊缝质量过低及焊缝应力集中系数过大等问题。

某电厂3号机中压旁路波纹管膨胀补偿器失效导致管道发生明显位移，并导致凝汽器仓板连接角焊缝处管道开裂泄漏。目前对管道波纹管膨胀补偿器进行了改进，提高补偿位移量。建议对管道膨胀方向及位移量进行重新校核;对管道波纹管膨胀补偿器结构及安装问题进行分析排查。

(4)燃气轮机压气机叶片孔窥检查前未进行水洗影响检查效果

某燃机电厂压气机叶片日常监督主要靠定期孔窥检查，但由于孔窥前未进行水洗，叶片清洁度不好，不能有效地观察叶片进气侧边缘的损伤、腐蚀等情况，而叶片边缘的腐蚀和损伤往往是叶片疲劳裂纹起源。为了保证孔窥检查效果，建议电厂应在水洗后再进行孔窥检查;此外，可以考虑定期对压气机IGV、一级动叶和一级静叶进行着色或超声波探伤。

7.3.5 水电机组相关问题

(1)水轮机转轮叶片堆焊层存在裂纹

转轮叶片角焊缝堆焊层缺陷修复部位历次跟踪复查情况，说明转轮叶片堆焊层运行后产生裂纹不可避免，目前角焊缝堆焊层缺陷修复部位表面裂纹数量和长度上虽有变化，但仍主要发生在堆焊层。问题是最近检查发现1号机1号和5号叶片叶身空蚀区局部堆焊层的龟背纹深度有明显变化，天津阿尔斯通UT检测认为裂纹可能已开始进入母材。应尽早对龟背纹深度进行确认，并早做更换或修复处理。考虑到早期叶轮设计和制造问题通过现场修复恐极难根治，如新设计或制造技术能避免堆焊层裂纹问题，可考虑重新采购一个新转轮。

(2)某抽水蓄能电站的金属监督管理规定需修订

本单位的《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。

7.3.6 风电机组相关问题

(1)风力发电场未制订本企业的金属技术监督实施细则

本次抽查的两家风电场均未能提供本单位风电场金属技术监督实施细则。其中一家风电场提供了华能集团公司企业标准Q/HN—1—0000.08.005—2012《风力发电场金属监督技术标准》，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。

建议电厂结合自身实际情况，根据行业有关标准及制造厂技术要求，编写本企业的金属技术监督实施细则。

(2)部分风力发电场过分依赖设备厂家的定期维护，塔筒螺栓定期检查执行不到位

根据华能集团公司企业标准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，而华能铜山风电有限公司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。而深圳能源高邮协合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。

建议各风电企业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。