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摘要：针对宁夏某电厂一起高温再热器管泄漏事故，采用外观、微观金相、化学成分分析，硬度和拉伸试验等检测手段，对事故样管进行检测分析，从而找出泄漏原因，并提出防范措施和改进的建议和意见，进而为机组的安全经济可靠运行提供有利的对策，为提高机组的安全经济效益提供可靠的保障。
关键词：高温再热器管 泄漏 过热 分析 监督
1 锅炉设备概况
宁夏某电厂Ⅰ、Ⅱ期四台锅炉都是由北京锅炉厂引进美国B&W（巴布科克·威尔科克斯）有限公司生产的300MW-
1025/18.3-M型亚临界参数，自然循环、固态排渣、平衡通风、中间一次再热式汽包炉。
锅炉设计工况的主要参数：
过热器出口蒸汽流量 1025T/h
过热器出口蒸汽压力 18.3MP
过热器出口蒸汽温度 541℃
再热器出口蒸汽温度 540℃
再热器出口蒸汽压力 3.74MP
2 事故概况
2012年10月2日，宁夏某电厂#1炉16：25锅炉点火，10月3日9：15并网，10月4日21：33升负荷至210MW，主蒸汽压力14.5MPa，主汽温度535℃，炉膛负压出现晃动，负荷小幅下滑，就地检查有泄漏声，确认 #1炉高温再热器部位发生泄漏，于23：13机组解列停机。
10月6日，停炉冷却后进入炉膛查看，发现高温再热器右数第7屏内向外数第4圈炉管下弯头处管子爆开（爆口1），并冲刷第5圈内弯造成减薄泄漏；同为第4圈出口管段离弯头爆口约5.6m直管段部位再发现一处爆口（爆口2）。
爆口1：位于管圈下弯头出口侧外弯处，爆口沿轴向开裂长约25mm，最大开度2.5mm，周围氧化皮较厚且龟裂明显，爆口最大胀粗达68mm，最大胀粗率25.93%，爆管段材质T91。
爆口2：位于下弯头上方约5.6m直管段处，爆口向炉前，管子出屏向炉后弯曲120mm。爆口呈橄榄形，长100mm，最大开口42mm，爆口四周明显减薄，周围氧化皮龟裂明显，爆口上下1m范围内胀粗明显，爆口处最大达75mm，最大胀粗率38.89%。该管子出口段在炉顶大罩内出现严重的氧化发黑现象。管子爆口呈现短时间的高温过热爆管形貌，爆口段材质12Cr1MoV。
3 试验分析
两处爆管段现场割管取样如图1和图2所示，另外截取同管圈外观检查无异常的两端管段作对比分析管样。
3.1 金相组织和硬度测试分析。对电厂高温再热器爆管段割管送样爆口部位和对比管样分别切取圈形试样，根据来样顺序统一编号为137号-140号。
对圈形样实测外径可见，除对比分析用管外径基本正常外，两处爆口部位取样均有明显胀粗情况，远超过金属监督规程中允许蠕变应变上限（12Cr1MoV类低合金钢管上限2.5%，T91类管子蠕变应变上限1.2%），显示上述管子存在超温运行情况。
对所有圈形样和镶嵌试样进行磨制、机械抛光和侵蚀后，在Axiovert 200 MAT金相显微镜下观察并拍照。
分析金相试验结果，137号试样弯头T91材质爆口尖端处晶粒有明显变形现象，金相组织中马氏体老化严重，出现球状碳化物。爆口附近马氏体组织也有类似组织老化现象。爆口对侧为正常回火马氏体组织，无明显组织老化情况。
138号试样T91材质对比管样为回火马氏体组织，金相组织正常。
139号试样12Cr1MoV直管段爆口尖端晶粒变形严重，金相组织为铁素体+珠光体，为不完全相变组织。爆口附近不完全相变组织特征更加明显。由爆口尖端及附近部位金相组织形貌判断该处管壁超温幅度在Ac1～Ac3区间，根据相关资料，该温度区间在770～880℃之间。且管子内壁有较厚的内壁氧化层存在，厚度约0.25mm。爆口对侧金相组织为铁素体+碳化物，其中珠光体组织完全球化，依据DL/T 773-2001《火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准》评定其球化级别约4级。
140号试样12CrMoV材质对比管样金相组织为铁素体+珠光体+少量碳化物，其中珠光体组织有轻度球化现象，球化级别约2级。
利用LECO300显微硬度计对图3中金相圈样标注部位进行显微硬度测试，载荷300g，保载时间15s，每个部位测试2次取平均值，测试结果如下（单位：HV0.3）：
分析显微硬度测试数据，T91材质弯头爆口对侧和对比管样显微硬度基本一致，而爆口尖端显微硬度值则有所下降，这主要是爆口尖端和附近马氏体组织老化所致。12Cr1MoV材质直管段爆口对侧和对比管样显微硬度基本一致，而爆口尖端显微硬度值则有所上升，这主要是爆口尖端和附近因瞬时过热爆管、管内介质对爆口有类似淬火作用，产生不完全相变组织导致硬度升高。
利用XHB-3000型数显台式硬度计对图3中金相圈样标注部位进行宏观布氏硬度测试，载荷750kg，保载时间15s，压头直径5mm，测试结果如下（单位：HBW），其中爆口尖端部位因难以固定无法加载测试：
分析宏观硬度测试结果，两处爆口对侧部位硬度与对比管样相比略有降低，这主要是因爆管过热导致炉管强度有所降低，但与正常对比管样硬度数据仍基本接近，显示宏观硬度与显微硬度测试结果基本一致。
由上述两处爆口外观形貌、金相组织和显微硬度测试结果分析，弯头处爆管超温幅度相对较小，出现类似长时过热爆管效应；而直管段爆管超温幅度相对较高，类似短时过热爆管。
3.2 力学性能试验分析。对两处爆口附近管段和两根对比管样分别加工条状试样各3只进行室温拉伸试验，试验数据如下：
分析室温拉伸试验数据，可见T91弯头爆口附近管段力学性能试验数据差异较大，且部分抗拉强度和下屈服强度低于标准要求下限，显示因组织老化造成性能劣化，而 T91材质对比管样各项力学性能试验数据均符合标准要求。12Cr1MoV直管段爆口附近管段3只试样中2只抗拉强度低于标准要求下限，且抗拉强度和下屈服强度与对比管样相比均有所下降，而对比管样各项力学性能数据均符合标准要求。 3.3 爆管原因分析。从高温再热器爆管取样外观分析，爆口附近管段管径胀粗，管壁减薄；金相组织分析12Cr1MoV管段出现不完全相变产物，T91管段金相组织老化，以及T91和12Cr1MoV材质管段力学性能试验抗拉强度和屈服强度降低的情况，结合爆管前机组运行情况判断该次为过热爆管，其中弯头部位首先发生爆管，而出口侧直管段因弯头爆管引发管内汽流量明显减少随后发生二次过热爆管，在爆管瞬间可能因管内汽水介质对高温的管壁产生激冷作用，造成直管段局部金相组织和力学性能出现异常。从该管子在大罩内出现严重氧化发黑现象看，本次机组起动过程中存在着严重的过热现象。根据进、出口集箱内窥镜及下弯头射线检验结果，以及此前机组C修对高温再热器进口集箱检查情况分析，外来异物堵塞的可能性较小，可能原因是机组启动过程中，该根管子存在一定的堵塞，造成下弯头部位严重过热，首先在该弯头部位胀粗开裂，冲刷第5圈管子内弯；同时由于弯头处泄漏，造成该根管子出口段汽流量明显减少，汽温、壁温明显升高，大罩内出口管段严重氧化；并在出口段上部材质薄弱部位爆开。
4 缺陷处理
①考虑炉管运行的安全性和抢修的紧迫性，决定暂作堵管处理，将右数第7屏内向外数第4、5圈在炉内的二根管子全部割掉，另外在进、出口集箱管座处堵管，待下次检修再重新接通恢复。②对其余高温再热器的下弯头及管段进行管径蠕胀测量，未发现异常。③对高温再热器进、出口集箱进行内窥镜检验，没有发现异物。对第7屏其余管子、及其余各屏附近位置的下弯头进行射线检验，没有发现异物。④锅炉检修后对焊口进行射线探伤检验，经检验合格。
5 防范措施
①在锅炉水压试验后的机组启动过程中，要延长锅炉放水时间；从锅炉点火到机组并网前加强对壁温的监视，做到并网前烘干高温再热器内积水；必要时采用高旁短路方法清理管内积水。②在下一检修期对高温再热器的每根U型受热面管子加装壁温测点。加强对管子的壁温监视，发现异常可及时处理。③在计划检修期间，加强对下弯头拍片检查，有氧化皮堆积情况要及时处理。④机组运行时期运行人员要精心监盘，发现汽温、壁温超限，勤分析，查找原因，及时调整运行参数，严重超限时，必须故障停机，保护设备免受进一步损坏。
参考文献：
[1]方洪渊.焊接结构学[M].北京：机械工业出版社，2010.
[2]李美凤.焊缝的形状系数（K）对焊缝中心裂纹的影响[J].内蒙古石油化工，2003（3）：83.
[3]DL/T 884-2004，火电厂金相组织检验与评定技术导则[S].
[4]ASME SA-210/SA-210M（2007），锅炉和过热器用无缝中碳钢管子[S].
[5]DL/T 869-2012，火力发电厂焊接技术规程[S].
作者简介：
韩波，宁夏大坝发电有限责任公司检验监测中心实验班技术员，工程师，现从事火电厂金属监督。
关键词：高温再热器管 泄漏 过热 分析 监督
1 锅炉设备概况
宁夏某电厂Ⅰ、Ⅱ期四台锅炉都是由北京锅炉厂引进美国B&W（巴布科克·威尔科克斯）有限公司生产的300MW-
1025/18.3-M型亚临界参数，自然循环、固态排渣、平衡通风、中间一次再热式汽包炉。
锅炉设计工况的主要参数：
过热器出口蒸汽流量 1025T/h
过热器出口蒸汽压力 18.3MP
过热器出口蒸汽温度 541℃
再热器出口蒸汽温度 540℃
再热器出口蒸汽压力 3.74MP
2 事故概况
2012年10月2日，宁夏某电厂#1炉16：25锅炉点火，10月3日9：15并网，10月4日21：33升负荷至210MW，主蒸汽压力14.5MPa，主汽温度535℃，炉膛负压出现晃动，负荷小幅下滑，就地检查有泄漏声，确认 #1炉高温再热器部位发生泄漏，于23：13机组解列停机。
10月6日，停炉冷却后进入炉膛查看，发现高温再热器右数第7屏内向外数第4圈炉管下弯头处管子爆开（爆口1），并冲刷第5圈内弯造成减薄泄漏；同为第4圈出口管段离弯头爆口约5.6m直管段部位再发现一处爆口（爆口2）。
爆口1：位于管圈下弯头出口侧外弯处，爆口沿轴向开裂长约25mm，最大开度2.5mm，周围氧化皮较厚且龟裂明显，爆口最大胀粗达68mm，最大胀粗率25.93%，爆管段材质T91。
爆口2：位于下弯头上方约5.6m直管段处，爆口向炉前，管子出屏向炉后弯曲120mm。爆口呈橄榄形，长100mm，最大开口42mm，爆口四周明显减薄，周围氧化皮龟裂明显，爆口上下1m范围内胀粗明显，爆口处最大达75mm，最大胀粗率38.89%。该管子出口段在炉顶大罩内出现严重的氧化发黑现象。管子爆口呈现短时间的高温过热爆管形貌，爆口段材质12Cr1MoV。
3 试验分析
两处爆管段现场割管取样如图1和图2所示，另外截取同管圈外观检查无异常的两端管段作对比分析管样。
3.1 金相组织和硬度测试分析。对电厂高温再热器爆管段割管送样爆口部位和对比管样分别切取圈形试样，根据来样顺序统一编号为137号-140号。
对圈形样实测外径可见，除对比分析用管外径基本正常外，两处爆口部位取样均有明显胀粗情况，远超过金属监督规程中允许蠕变应变上限（12Cr1MoV类低合金钢管上限2.5%，T91类管子蠕变应变上限1.2%），显示上述管子存在超温运行情况。
对所有圈形样和镶嵌试样进行磨制、机械抛光和侵蚀后，在Axiovert 200 MAT金相显微镜下观察并拍照。
分析金相试验结果，137号试样弯头T91材质爆口尖端处晶粒有明显变形现象，金相组织中马氏体老化严重，出现球状碳化物。爆口附近马氏体组织也有类似组织老化现象。爆口对侧为正常回火马氏体组织，无明显组织老化情况。
138号试样T91材质对比管样为回火马氏体组织，金相组织正常。
139号试样12Cr1MoV直管段爆口尖端晶粒变形严重，金相组织为铁素体+珠光体，为不完全相变组织。爆口附近不完全相变组织特征更加明显。由爆口尖端及附近部位金相组织形貌判断该处管壁超温幅度在Ac1～Ac3区间，根据相关资料，该温度区间在770～880℃之间。且管子内壁有较厚的内壁氧化层存在，厚度约0.25mm。爆口对侧金相组织为铁素体+碳化物，其中珠光体组织完全球化，依据DL/T 773-2001《火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准》评定其球化级别约4级。
140号试样12CrMoV材质对比管样金相组织为铁素体+珠光体+少量碳化物，其中珠光体组织有轻度球化现象，球化级别约2级。
利用LECO300显微硬度计对图3中金相圈样标注部位进行显微硬度测试，载荷300g，保载时间15s，每个部位测试2次取平均值，测试结果如下（单位：HV0.3）：
分析显微硬度测试数据，T91材质弯头爆口对侧和对比管样显微硬度基本一致，而爆口尖端显微硬度值则有所下降，这主要是爆口尖端和附近马氏体组织老化所致。12Cr1MoV材质直管段爆口对侧和对比管样显微硬度基本一致，而爆口尖端显微硬度值则有所上升，这主要是爆口尖端和附近因瞬时过热爆管、管内介质对爆口有类似淬火作用，产生不完全相变组织导致硬度升高。
利用XHB-3000型数显台式硬度计对图3中金相圈样标注部位进行宏观布氏硬度测试，载荷750kg，保载时间15s，压头直径5mm，测试结果如下（单位：HBW），其中爆口尖端部位因难以固定无法加载测试：
分析宏观硬度测试结果，两处爆口对侧部位硬度与对比管样相比略有降低，这主要是因爆管过热导致炉管强度有所降低，但与正常对比管样硬度数据仍基本接近，显示宏观硬度与显微硬度测试结果基本一致。
由上述两处爆口外观形貌、金相组织和显微硬度测试结果分析，弯头处爆管超温幅度相对较小，出现类似长时过热爆管效应；而直管段爆管超温幅度相对较高，类似短时过热爆管。
3.2 力学性能试验分析。对两处爆口附近管段和两根对比管样分别加工条状试样各3只进行室温拉伸试验，试验数据如下：
分析室温拉伸试验数据，可见T91弯头爆口附近管段力学性能试验数据差异较大，且部分抗拉强度和下屈服强度低于标准要求下限，显示因组织老化造成性能劣化，而 T91材质对比管样各项力学性能试验数据均符合标准要求。12Cr1MoV直管段爆口附近管段3只试样中2只抗拉强度低于标准要求下限，且抗拉强度和下屈服强度与对比管样相比均有所下降，而对比管样各项力学性能数据均符合标准要求。 3.3 爆管原因分析。从高温再热器爆管取样外观分析，爆口附近管段管径胀粗，管壁减薄；金相组织分析12Cr1MoV管段出现不完全相变产物，T91管段金相组织老化，以及T91和12Cr1MoV材质管段力学性能试验抗拉强度和屈服强度降低的情况，结合爆管前机组运行情况判断该次为过热爆管，其中弯头部位首先发生爆管，而出口侧直管段因弯头爆管引发管内汽流量明显减少随后发生二次过热爆管，在爆管瞬间可能因管内汽水介质对高温的管壁产生激冷作用，造成直管段局部金相组织和力学性能出现异常。从该管子在大罩内出现严重氧化发黑现象看，本次机组起动过程中存在着严重的过热现象。根据进、出口集箱内窥镜及下弯头射线检验结果，以及此前机组C修对高温再热器进口集箱检查情况分析，外来异物堵塞的可能性较小，可能原因是机组启动过程中，该根管子存在一定的堵塞，造成下弯头部位严重过热，首先在该弯头部位胀粗开裂，冲刷第5圈管子内弯；同时由于弯头处泄漏，造成该根管子出口段汽流量明显减少，汽温、壁温明显升高，大罩内出口管段严重氧化；并在出口段上部材质薄弱部位爆开。
4 缺陷处理
①考虑炉管运行的安全性和抢修的紧迫性，决定暂作堵管处理，将右数第7屏内向外数第4、5圈在炉内的二根管子全部割掉，另外在进、出口集箱管座处堵管，待下次检修再重新接通恢复。②对其余高温再热器的下弯头及管段进行管径蠕胀测量，未发现异常。③对高温再热器进、出口集箱进行内窥镜检验，没有发现异物。对第7屏其余管子、及其余各屏附近位置的下弯头进行射线检验，没有发现异物。④锅炉检修后对焊口进行射线探伤检验，经检验合格。
5 防范措施
①在锅炉水压试验后的机组启动过程中，要延长锅炉放水时间；从锅炉点火到机组并网前加强对壁温的监视，做到并网前烘干高温再热器内积水；必要时采用高旁短路方法清理管内积水。②在下一检修期对高温再热器的每根U型受热面管子加装壁温测点。加强对管子的壁温监视，发现异常可及时处理。③在计划检修期间，加强对下弯头拍片检查，有氧化皮堆积情况要及时处理。④机组运行时期运行人员要精心监盘，发现汽温、壁温超限，勤分析，查找原因，及时调整运行参数，严重超限时，必须故障停机，保护设备免受进一步损坏。
参考文献：
[1]方洪渊.焊接结构学[M].北京：机械工业出版社，2010.
[2]李美凤.焊缝的形状系数（K）对焊缝中心裂纹的影响[J].内蒙古石油化工，2003（3）：83.
[3]DL/T 884-2004，火电厂金相组织检验与评定技术导则[S].
[4]ASME SA-210/SA-210M（2007），锅炉和过热器用无缝中碳钢管子[S].
[5]DL/T 869-2012，火力发电厂焊接技术规程[S].
作者简介：
韩波，宁夏大坝发电有限责任公司检验监测中心实验班技术员，工程师，现从事火电厂金属监督。