电站锅炉主蒸汽母管的定期检验与分析

曲炎淼 王霄鑫 李明

摘 要：本文对使用12Cr1MoVG钢管的电站锅炉主蒸汽母管进行定期检验。结果发现，该管道经过11万h的运行，管道的壁厚、无损检测和材料化学成分都未发现明显缺陷，但管道材质发生了劣化，表现为硬度降低，部分管段显微组织球化较严重。

关键词：电站锅炉;主蒸汽管道;12Cr1MoVG

中图分类号：TB559文献标识码：A文章编号：1003-5168（2020）22-0032-03

Abstract： In this paper， the main steam pipe of utility boiler with 12Cr1MoVG steel pipe was inspected regularly. The results showed that no obvious defects were found in the wall thickness， nondestructive testing and material chemical composition of the pipeline after 110 000 h operation， but the pipeline material deteriorated， showing that the hardness was reduced， and the microstructure of some pipe sections was seriously spheroidized.

Keywords： power plant boiler;main steam pipe;12Cr1MoVG

1 研究背景

目前，国内电站锅炉正朝着大参数、大容量的方向发展，但是，参数较小的企业自备电厂的锅炉由于生产需要仍将继续运行。这些锅炉多存在运行时间长、日常管理不到位等问题。一些电厂出于生产和成本的考虑，使用母管制锅炉，但由于相关法规的历史原因，导致以往的电站锅炉定期检验中，蒸汽母管不在电站锅炉定期检验范围内，或者按照工业管道进行检验。此外，由于生产运行的原因，蒸汽母管一直处于高温运行状态，即使部分停炉，蒸汽母管仍存在高温的情况。因以上情况的存在，有的电站锅炉蒸汽母管从安装至今都未进行过一次全面的检验，存在着重大安全隐患。湖北当阳电站锅炉母管爆炸事故后，国家市场监管总局发布了《关于开展电站锅炉范围内管道隐患专项排查整治的通知》，监管部门对蒸汽母管的检验非常重视。

2 检验方法

现以某氧化铝厂自备电站锅炉的检验为例，探讨电站锅炉主蒸汽母管的定期检验。该厂共有9台电站锅炉，其中6台型号为NG-130/9.8-M2，2台型号为CG-260/9.81-MX1，1台型号为UG-150/9.8-M5，额定工作压力均为9.8 MPa。共有4台发电机组，运行形式为热电联产。这9台锅炉均连接在一条主蒸汽母管上，再通过蒸汽母管分配到4台发电机组及数条动力管道上。由于各台锅炉安装时间不同，母管也是分期、分段安装，安装时间从2007年至2012年。各管段的材质均为12Cr1MoVG，规格为Φ273 mm×25 mm、Φ325 mm×28 mm，共计260 m，各管段运行时间不等，运行最长的管段达11万h。在该段母管的定期检验中，针对该段母管的特殊情况，采用了现场力所能及的检验手段，制定了以下检验方案。

2.1 资料审查

对该管道整个运行周期中的安装、改造、维修资料进行审查，重点检查安装单位资质、设计图纸、管道材质、无损检测报告、水压试验等相关资料。审查发现以下问题：该母管管道材质证明不全，未按照《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T 438—2009）[1]进行有效的金属技术监督，未进行过定期检验等。

2.2 宏观检查

拆除管道保温后，对管道进行了宏观检查，发现管道有均匀的高温氧化腐蚀现象，未见严重的机械损伤、变形，部分支管与弯头焊口有较严重的错边。抽查了安全阀管座角焊缝以及排水、疏水、支管等管座角焊缝表面，未发现裂纹或其他超标缺陷。

2.3 壁厚测定

对所有管道焊缝两侧、弯头背弧面的壁厚进行测定。使用SIUI CTS-30A测厚仪，检测精度为±0.1 mm。检查发现Φ273 mm×25 mm管段最小壁厚为22.7 mm，Φ325 mm×28 mm管段最小壁厚为26.7 mm，均高于最小需要壁厚，符合设计要求。这表明该母管在长期运行过程中未发生明显的腐蚀，管材减薄量可控。

2.4 无损检测

对所有直管、弯头、三通的焊缝进行100%超声和磁粉检测。超声检测采用汉威HS610e数字式超声波探伤仪，按照标准《承压设备无损检测 第三部分：超声检测》（NB/T 47013.3—2015）[2]，采用CSK-IA、CSK-IIA-1标准试块，以及2.5P13×13K2.0探头，检测方法为直接接触/单面双测，评定灵敏度Φ2×40-18dB，磁粉检测采用ZCM-XYDA1702-UV型便携式磁轭探伤仪，使用非荧光黑磁膏，磁化时间为1～3 s。

无损检测未发现可记录超标缺陷。笔者认为，对于安全运行多年的蒸汽管道，其检验重点应为管道材质的劣化，如蠕变、球化、高温腐蚀等。

2.5 硬度测定

采用TH160里氏硬度计对蒸汽母管的母材和焊缝进行硬度测定，发现多处管段母材的硬度值均低于130 HB，最低处为102 HB，已经低于《火力发电厂金属技术监督规程》（DL/T 438—2009）中对12Cr1MoV钢的推荐值135～179 HB[1]。

在电站锅炉的长期运行中，由于高温高压的作用，主蒸汽管道的材质会有劣化倾向，导致管道母材的硬度异常。研究表明，随着12Cr1MoV钢球化等级增加，材料的强度会有不同程度的降低。对于运行中出现硬度异常降低的低合金主蒸汽管道，考虑珠光体球化的可能性，需要對主蒸汽管道进行金相检测，以确定主蒸汽管道珠光体是否是球化[3]。

2.6 光谱检测

采用NIRON XLt898W型便携式直读光谱仪对蒸汽母管的直管和管件进行光谱检测，该光谱仪为半定量光谱。对所有管段进行光谱分析，结果表明，材质均为12Cr1MoV，与安装维修资料相符。根据李禄臣的研究，12Cr1MoV钢经高温高压长期运行后，其化学成分不随运行时间的长短而变化。如果原始状态管材的化学成分合格，在电厂实际运行中不必考虑化学成分的变化[4]。

2.7 金相检测

对蒸汽母管所有管段的直管、弯头、三通、焊缝进行了金相检测。采用JXD-900型现场金相显微镜，对蒸汽母管进行非破坏性金相检测，使用《火电厂用12Cr1MoV钢球化评级标准》（DL/T 773—2016）对显微组织的球化等级进行评定[5]。

检测结果发现，管道的材质均为12Cr1MoV，大部分管段的金相组织为铁素体加珠光体组织，少数管段的金相组织为铁素体加贝氏体组织，两种组织都是推荐的金相组织，焊缝组织为贝氏体组织。对金相组织的球化程度进行分析，铁素体加珠光体组织管段中的球化等级为3～4.5级，球化最严重处的金相组织如图1所示。从图1可知，珠光体区域形态已几乎消失，碳化物明显聚集长大，部分碳化物分布在晶界及其附近，晶界上碳化物呈链状分布。铁素体加贝氏体组织的管段中的球化等级为3～3.5级，球化最严重处的金相组织如图2所示，仅有少量的贝氏体区域痕迹，碳化物明显聚集长大，大部分碳化物呈颗粒状分布在晶界及其附近。

12Cr1MoV钢中虽含有能阻碍或减缓球化及其聚集过程进行的合金元素Cr、Nb、V等，是组织较稳定的低台金耐热钢，但在高温高压下长期运行，经正常热处理的管材，其珠光体组织中片状渗碳体也会自发地趋向形成球状渗碳体并聚集长大。球化这种组织不稳定的现象是难免的[6]。

从各管段统计的球化等级上可以看出，12CrMoVG中铁素体加贝氏体组织比铁素体加珠光体组织的抗球化能力较强，这种金相组织具有良好的综合性能和较高的高温持久强度[7]。

3 结论

①主蒸汽母管在宏观上没有明显的缺陷和裂纹，管道外壁在长期高温氧化下形成了致密的氧化层，高温氧化速度较低，对管道的影响可以忽略。

②超声波检测和磁粉检测都未发现可记录的缺陷，这表明对长期安全运行的蒸汽管道，其检验应重点关注管道材质的劣化，如蠕变、球化、高温腐蚀等。

③硬度检测发现，部分管段硬度值均低于参考值，低硬度值管段与球化严重的管段数据存在对应关系，由此推断这些管段在长期的高温运行过程中造成了强度损失。

④对金相分析表明，该管道使用的12Cr1MoVG钢包含铁素体加贝氏体和铁素体加珠光体两种组织的钢管。其中，使用铁素体加珠光体的组织的管段显微组织球化更严重，球化等级最高，可到4.5级。

⑤该蒸汽母管的检验结果基本符合要求，对于球化严重的管段应加强监控。

参考文献：

[1]国家能源局.火力发电厂金属技术监督规程：DL/T 438—2009[S].北京：中国标准出版社，2009.

[2]国家能源局.承压设备无损检测 第3部分：超声检测：NB/T 47013.3—2015[S].北京：中国标准出版社，2015.

[3]李敏.电站锅炉主蒸汽管道硬度检测异常分析[J].科学与信息化，2019（30）：80-81.

[4]李禄臣.12Cr1MoV钢不同球化级别的高温性能及寿命[J].河北电力技术，1997（4）：40-43.

[5]国家能源局.火电厂用12Cr1MoV钢球化等级标准：DL/T 773—2012[S].北京：中国电力出版社，2016.

[6]朱敏，任恒昌.12Cr1MoV钢主蒸汽管道寿命评估[J].化工设备与管道，2002（1）：51-55.

[7]周波.12Cr1MoV钢大直径厚壁锅炉钢管的热处理工艺优化[J].鋼管，2001（1）：34-38.