關于超超臨界機組SA-182F91高合金厚壁管件安裝質量缺陷控制的分析與研究

劉磊

摘 要：SA-182F91作為常見的馬氏體型耐熱鋼鍛件材料，現如今被大量設計和應用于裝機容量600MW、1000MW的電站高壓管道制造，到場安裝質量的合格與否直接影響著電站機組安全服役狀態。因其具有復雜的焊接與熱處理工藝特點，常被現場各級專業管理人員密切跟蹤，各參建方重視程度普遍較高。本文通過對某大型超超臨界百萬機組一級過熱器減溫器手孔裝置安裝過程進行“復盤”，來還原安裝現場所出現的高合金鋼管件硬度、金相組織異常的影響因素，分析與研究應對此類質量缺陷所需的關鍵控制程序。

關鍵詞：超超臨界機組;SA-182F91;質量缺陷;控制程序

1 前言

從事電站高溫高壓管道安裝作業的管理者若對質量影響因素掌握不全，亦或是未預先加以辨識和控制，勢必會為后續施工埋下質量隱患，同時也會給質量問題出現后的分析與排查工作造成屏障。本文主要敘述高合金鋼管件出現母材硬度偏低的質量問題之后，是如何對有效的現場數據進行提取以及組織分析工作，最終確定的重要SA-182F91質量影響因素的現實意義，經各方努力最終圓滿完成缺陷處理所付出的經濟代價。所述內容可供具有相同安裝經歷的單位或個人借鑒參考，提高對此類質量問題的防控能力。

2 質量問題簡析

所描述模型來源于某大型百萬兆瓦超超臨界機組，在π型鍋爐布局下的一、二級減溫器均布置于前爐膛頂棚上方且呈左右對稱布置。安裝時正值初夏，平均環境溫度25℃以上，施工前后并未有降雨，在對焊后熱處理的4只手孔裝置焊縫進行無損檢測時，發現母材均存在不同程度的硬度偏低情況，由此引起專業技術管理人員高度關注，在對母材組織進行金相分析得到了異常馬氏體組織結果，遂向上級匯報并同步展開缺陷調查，分析推斷導致問題發生的關鍵點，后經過甲方、廠方、監理方、施工方等多方驗證，最終做出更換處理決定，詳見下表所示：

2.1 管道安裝信息

供檢查使用的手孔裝置位于減溫器主管道正上方，減溫水管座則與其成90°以水平方式布置（圖1.b、圖1.c），主管道（Φ559×105、Φ610×100）焊口距離2個接管座外壁距離分別為210mm、90.5mm（圖1.a），另外一端則通過小段直管分別與集箱彎頭或三通相連接。該系統的安裝順序是減溫器定位無誤后，通過過熱器連接管分別將其與一、二級過熱出口集箱安裝焊接，主管連接完畢后再對減溫水管道（Φ219×45/SA-335P91）進行安裝，當前序工作結束后組織對集箱內部清潔度檢查，無誤后對端蓋進行封焊。

管道組對的坡口清理、水平度與間隙調整等查驗無誤，現場焊接采用的是直流逆變式焊機（含高頻），采用帶背氬保護的氬電聯焊方式進行焊接，所使用的E9015-B9焊條直徑均為3.2mm以下，預熱狀態有效、隨檢層溫無異常，焊后冷卻至100℃左右開始進行低保、高溫回火等熱處理工藝實施，溫度曲線記錄與工藝卡要求相符。

2.2 熱處理工藝信息（以二級為例）

2.2.1 減溫器主管

在對主管進行熱處理時，已考慮焊口附近管座等異形件會存在加熱冷偏效應，故在焊縫中心線兩端的功率分配上有所不同，即焊縫左側的加熱器越過焊縫中心將環焊縫緊密包覆的功率約為32kW，右側在相應的區域內有效加熱功率為34.25kW，多出的2kW主要是針對管座散熱補嘗，減弱對稱中心兩端溫度梯度差距。

主管吊口焊縫熱處理過程中設置了4個溫控區，分別位于“0、3、6、9”點時鐘方向，詳細加熱器布置如下圖所示：

其中，主管焊縫熱處理加熱功率分布情況：“控溫區1”內加熱器功率為20kW、“控溫區2” 內加熱器功率為10kW 、“控溫區3” 內加熱器功率為21.5kW、“控溫區4”內加熱器功率10kW，加熱器規格有430*540、380*250、80*250、1050*230。為確保厚壁主管道馬氏體轉變完全，參考焊材熔敷金屬材料特性，確定高溫回火溫度760±5℃、升降溫60℃/h、恒溫8h。

2.2.2 接管座與端蓋

位于主管上的減溫水接管座形狀規則且引出段較長，現場安裝焊縫剛好能夠處于加熱區中心，且同位置其他減溫器接管座焊縫與母材經檢驗均無異常。

端蓋由于是異形變徑結構，現場采用了繩狀與片狀加熱器結合方式對端蓋安裝焊縫進行了熱處理，主要是接管座采用5kW繩狀加熱纏繞，端蓋環焊縫采用5kW（530*200）片狀加熱器環繞固定，考慮管件規格差異性，升降溫速度以管座壁厚為主，達到恒溫溫度后恒溫時間以端蓋焊縫壁厚為主，即2h。上下加熱器同處1個加熱區，控溫點位于管座豎向中心。

2.3 質量缺陷情況

在安裝焊接與熱處理工作結束后，檢測人員通過對端蓋焊縫進行光譜分析、超聲波檢測和硬度檢驗發現母材硬度存在異常，后對其他3個已施工完畢的手孔裝置進行復測，結果大致相同，后經甲方金屬實驗室人員、廠家技術代表到場測量與擴檢，各方數據信息一致。這里僅列舉其中一組來簡要說明缺陷分布情況，如下圖所示：

上述數據來源于G&R（HT-1000A）便攜式里氏硬度計現場測量，其中主管道焊縫硬度值在206HB-226HB，符合規范標準，焊縫中心兩端近縫區母材硬度最大偏差約27HB;接減溫器管段和遠離減溫器管座的硬度均為200HB以上;由主焊縫、兩個管座焊縫構成的三角區域母材硬度相對較低，平均188HB左右;減溫水管座及其焊縫（廠家）硬度正常，為220HB以上;手孔裝置及其焊縫（廠家）、端蓋硬度低至165HB，與規范規定下限180HB差距較大，但現場焊縫硬度正常。對硬度異常的端蓋和管座母材進行金相組織取樣如下圖所示：

手孔裝置中端蓋與管座的馬氏體組織特征形態（板條）已消失，并伴有點狀的滲碳體析出，只能評判為異常馬氏體組織。硬度與金相均不合格，是不能用于高溫高壓介質輸送管道的，因主管道母材硬度尚可，最終由廠家提供管道備件與工藝、施工方現場統一進行更換。

2.4 原因調查與分析

2.4.1 過程檢測

工程項目當時正處于施工高峰階段，盡管施工前現場已出現個別管道聯箱焊前硬度接近下限情況，但多為15CrMoG等低合金鋼，加之DL/T 438《火力發電廠金屬技術監督規程》雖規定合金部件入場要100%光譜復檢，但并沒有對高合金鋼管件強制要求硬度復測，且主合同并無此類技術規定要求，導致焊前組織狀態無從考證;另外，檢測過程中所收到的干擾因素較多，安裝焊接結束后未能及時進行跟蹤檢測，導致質量控制時效延遲，未能對循環管理工作提供保障支撐。

2.4.2 焊后熱處理

各類熱處理過程均存在熱電偶損壞或人員誤操作等導致焊件超溫的概率，但對本項目現場熱處理后的管件表面進行檢查，并未發現過熱碳化現象。通過對取樣數據進行參數化對比，相同加熱區內存在不同硬度分布，并且呈現對半分割的狀態是不符合正常邏輯的，由此可推斷由于溫度失控造成的金屬組織特性改變基本不存在。出現焊縫硬度正常，母材硬度異常的情況則應該從原始金屬組織的基本特性入手進行分析。

2.4.5 設計與生產

本項目的減溫器管道管件布局結構屬于特定設計，密集焊接布局不符合汽水管道設計規范，短程布局導致接管座會頻繁參與主管、減溫水管道的焊后熱處理過程中，這對馬氏體耐熱鋼并無益處，范圍會加劇蠕變強度的下降;另外，4枚手孔裝置（管座、端蓋）經甲方詢問屬廠家同爐批次生產，與之相關的設備隨機資料（含制造、檢驗）在建設階段并未提供給工程項目。管件廠內焊接工藝控制是否存在異常情況，鋼材調質處理利用了較低的正火回火溫度均無法查詢或證實。

3 對質量控制的思考

施工前獲取高合金鋼管道供貨態參數對指導現場高壓管道安裝工作十分必要，施工方、監理方、建設方、廠家需共同提高對規程規范的理解，必要時應達成檢驗檢測深度共識。項目管理方應將現場檢測與工程進度平衡推進，并建立基于循環管控的質量監督平臺，提前對必要非強制性監督檢驗工作進行權重分析，按計劃實施。

4 結語

近年來，P91/P92等高合金馬氏體耐熱鋼所出現施工前后硬度異常、組織異常情況并非個例，筆者所經歷了2個項目均出現過類似情況，只是稍好的情況下有對比參考，能夠快速確定是廠家還是施工方的問題。工程建設本就是多方參與的項目集合，通過專業化管理降低各類問題隱患，其施工經驗的分享也旨在共同提高行業工程建設水平。

參考文獻：

[1] 中國電力出版社，DL/T 819-2019《火力發電廠焊接熱處理技術規程》，2019年12月。

[2] 中國電力出版社，DL/T 438-2016《火力發電廠金屬技術監督規程》，2016年8月。

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