《电力安全生产信息》2009年第1期

电力安全生产信息汇编

2009年第1期（总第54期）

浙江省电力试验研究院汇编内部交流

一、电厂部分

300MW汽轮机主汽门裂纹分析和处理

某发电有限公司4号机组DEH跳闸事件分析

某厂6号机组DROP16/66控制器故障的分析与处理

某厂2号机高中压缸调节级蒸汽温度测点内套管断裂分析

某厂1号机组168后启动过程中后屏过热器爆管分析报告

锅炉炉墙局部晃动分析及处理

某发电公司机组低加水位故障分析及处理

某电厂5号机组增压风机投自动后炉膛压力波动大的原因分析

二、供电部分

某变电站2号主变故障分析

某220kV变电站SF6气体泄漏缺陷分析

某变电站110 kV GIS故障分析

江苏电站设备缺陷信息二则

某变电站3512开关两相短路接地事故分析

一、电厂部分

300MW汽轮机主汽门裂纹分析和处理

某电厂1号机组是东方汽轮机厂生产的亚临界一次再热、两缸两排汽、凝汽式汽轮机；型号：N300-16.7/537/537-3；额定功率：300MW；额定进汽量：935t/h；主汽门前额定参数：16.7MPa/537℃；机组累积运行48847.10小时后，在大修期间，经检验发现汽轮机主汽门和主调门均存在裂纹缺陷。根据裂纹的形貌、分布和性质提出以下意见：

1.裂纹及分布情况

左侧主汽门发现3条裂纹：A处分流筋根部周围存在一条裂纹，长约120mm；B处离加强筋根部约20mm、30mm高度各有1条裂纹，都长约80mm；右侧主汽门有3处有裂纹：B处有1条裂纹，长约80mm；C处有1条裂纹，长约20mm；D处有1条裂纹，长约30mm；门座A处开裂3/4圆周；2号高调门：位置①一处裂纹，连续长度30mm，宽1～2.5mm，位置②一处裂纹，连续长度50mm、宽1～2.5mm；1号高调门：位置A处存在线型损伤，长约20mm；4号高调门：位置B处存在一条裂纹，长约15mm。

图1 主汽门和主调门俯视图

图2 主汽门和主调门裂纹缺陷照片

2.裂纹分布特征及其初步分析

分析以上裂纹，可以发现裂纹主要分布在门体的进汽温度变化大、过渡段、变截面（厚度不对称）、拐角半径比较小的区域，大多数伴随有原始的铸造缺陷如：砂眼、疏松、孔洞、夹杂物等。

经分析，裂纹应该是原始材料的铸造缺陷和承受的不均匀热应力循环共同引起。汽轮机在启动和停机、运行负荷忽高忽低以及长期受高温高压蒸汽的冲击，使得门体承受热应力疲劳作用；同时，由于门体壁截面的温度梯度，使材料产生不均匀的蠕变损伤，加上材料中存在的铸造缺陷，则促成了运行中裂纹的形成和扩展。因此，裂纹具有蠕变疲劳裂纹的宏观特征。

由于缺陷位置、检修时间和技术条件等因素影响，为了更好的处理缺陷，建议有关专业部门协同具有资质和经验的技术人员进行缺陷的全过程处理。

3.裂纹处理建议及补焊措施

（1）对于发现开裂的右侧主汽门门座进行更换。

（2）鉴于裂纹属于危险性缺陷，在运行过程中易发生扩展和长大，因此建议对主汽门和主调门发现的裂纹缺陷进行打磨消缺处理，并根据打磨的深度进行补焊处理。

（3）由于主汽门、主调门属于厚壁铸造结构，刚度大，补焊区域容易产生应力集中，在补焊过程容易产生裂纹和变形。因此，在不影响主汽门和主调门的门体强度和正常运行的条件下，对打磨区域深度较浅的的部位不建议补焊。

4.补焊和热处理工艺采取以下措施

（1）首先用砂轮机及金属磨头对缺陷进行打磨去除，补焊处应开成适合焊接操作的坡口，焊前坡口经PT检验，满足JB/T4730-2005Ⅰ级。

（2）用R307L电焊条半热焊和局部回火。焊条直径Φ3.2mm，焊前按说明书要求烘干，保温桶带入现场。

（3）使用直流电焊机，反接法，电流90～120A。

（4）预热和回火温度的测量采取红外线测温枪。补焊人员和过程监控人员对过程确认后才进行下一步。

（5）焊前对待焊区用氧－乙炔焰加热至250～300℃，均温10min后进行施焊。 （6）焊接时注意操作手法，防止产生夹渣气孔缺陷，并与本体圆滑相接，每焊接1/2～1根焊条，即停焊清渣，用CZ2型气刮铲、尖圆头铲，先打掉焊缝药皮，再对焊缝细密捶击3个来回以松弛应力。再接着焊接下一层。采用多层多道焊，焊道交错见焊道次序示意图，各道焊缝方向交替反向，使叠加应力能抵消部分。焊道不摆动或较小摆动幅度。尤其重视收弧处的焊肉饱满防止产生弧坑裂纹。捶击时先捶击焊道中间再捶击焊道边界。层间温度低于预热温度下限后，应停焊再次加热达到后才可以继续焊接。电焊工施焊时，对应外壁可用烤把继续加热以减缓温度的降低速度。

（7）盖面层焊缝略高于毛坯面以保证有打磨量，如果是加工面，应确保加工余量。（8）如果总的焊层厚度超过20mm，应增加中间回火600～630°C－30min。焊满后进行600～630°C－60min回火。硅酸铝纤维棉覆盖保温缓冷。

（9）焊接后焊缝表面打磨，经PT探伤，JB/T4730-2005Ⅰ级合格。

（10）补焊过程中应严格执行补焊工艺，厂内质量和检验部门应该介入整个缺陷的

处理过程，并对处理过程进行必要的跟踪，共同探讨可能出现的问题，积累相关方面的处理经验。

（11）不需补焊的部位应该打磨圆滑过度，避免应力集中。

（12）所有裂纹缺陷处，打磨后无论是否进行补焊，都对缺陷定位和标识，以备下次检修时进行查验。

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某发电有限公司4号机组DEH跳闸事件分析

1.事件经过

2008年11月04日08时30分，热控维护人员至4号机组（600MW）电子间巡检时发现DEH 01柜CPU417报警：主侧CPU417的IFM1F（第一路光纤接口）、REDF（冗余错误）红灯报警，从侧CPU417为IFM1F（第一路光纤接口）、REDF（冗余错误）、EXTF（外部故障）红灯报警；此时主侧CPU正常运行，从侧CPU已经停运。热控维护人员立刻汇报，并根据故障现象初步判断为从侧光纤接触不良或光纤同步器故障，此时4号机组负荷440MW，主汽压力15.96MPa，汽轮机单阀方式运行，主汽门全开，高调开度22%左右。

根据西门子控制系统的冗余配置说明：从侧CPU控制系统故障启停不影响主侧CPU正常运行；在手续完备的情况下，热工人员对设备故障进行了处理，过程按照下面的步骤进行。

第一次操作过程：把从侧CPU417由RUN打到STOP位，后将电源模块PS405开关关掉，整个从侧CPU断电，对从侧CPU417光纤进行紧固，后将电源模块送电，待CPU指示灯闪烁结束后将从侧CPU417由STOP打到RUN位，重启后报警依旧没有消失，DEH控制系统运行正常。

第二次操作过程：把从侧CPU417由RUN打到STOP位，后再将电源模块PS405开关关掉，整个从侧CPU断电，更换光纤同步器完成后将电源模块送电，待CPU指示灯闪烁结束后将从侧CPU417由STOP打到RUN位，这次重启后CPU故障报警消失，DEH控制系统运行正常。

12时05分，热控人员返回电子间检查DEH系统运行情况，发现从侧控制器FM458 CF灯闪烁报警。12时26分左右，专业技术管理人员到热控电子间后检查，确认此FM458 CF故障报警类型为通讯故障报警，其可能的原因是EXM448-1通讯电缆接触不良或EXM448-1卡件故障。经过研究决定对从侧CPU再重启一次，此时负荷495MW，主汽压力16.15MPa，汽轮机单阀方式运行，主汽门全开，高调开度22%左右。

第三次操作过程：把从侧CPU417由RUN打到STOP位，后再将电源模块PS405开关关掉，整个从侧CPU断电，后将电源模块送电，待CPU指示灯闪烁结束后将从侧CPU417由STOP打到RUN位，启动完成后FM458 CF灯仍然闪烁报警，此时运行人员反映，4号机两侧主汽门关闭，12时36 分35秒，主汽门指令到零，调门指令恢复到20%，12时36 分42秒，主汽门全关，12时37 分42秒汽轮机跳闸，ETS首出为“压比低保护”动作。运行人员手动MFT，发电机解列。

停机后立刻对DEH控制系统从侧EXM448-1进行检查，并在1号机组进行更换试验，确认EXM448-1卡件已经故障损坏。

经过更换故障卡件后，4号机组重新挂闸冲转；转速至3000转时，热控专业人员进行DEH系统DPU的切换试验和重启试验，结果正常。

2.事故分析

（1）DEH系统的跳闸过程分析

序号 时间

输出指

令（MW)

实际功

率（MW）

TV2

指令

TV2

反馈

GV1

指令

GV2

反馈

转速

OPS

并网信

号BRN

1 12:36:29.673 460 463 100 96.062

2 22 3001 1

2 12:36:30.149 0 0 0 0 0 0.943000 0

3 12:36:30.723 32 453 90.4593.2 14.813.47 2998 0

4 12:36:35.288 20

5 402 0 61 23 21 3001 0

5 12:36:42.873 0 26.5 0 0.9 31 30 2998 0

对DEH上述数据分析后有如下结论：

1）在12:36:29.673--12:36:30.723的1秒多的时间内，DEH系统通讯有局部中断的现象发生，该时间内的数据失真（DCS侧功率信号无明显异常），历史趋势中数据采集除转速未有明显变化外，其它数据和指令均瞬间阶越到零，12:36:30.723以后数据采集恢复正常；

2）开关量信号存在反转的情况，BRN由1状态变化到0；

3）高压主汽门控制有一个指令清零的动作发出，造成主汽门的控制指令在6秒的时间内由100%减至0%，主汽门实际反馈在13秒后关至0%；

4）高压调门控制有先关闭后开启的动作产生，其变化的趋势和功率变化的趋势

基本保持一致。

（2）DCS系统的SOE报警情况

12:36:41.004 E 40MAA10AA112XB02 ZG01 44 TUB B SIDE MS M OFF CLS 12:36:41.232 E 40MAA10AA111XB02 ZG01 44 TUB A SIDE MS M OFF CLS 12:37:42.663 A 40ETS00BT008 XG01 49 ETS SYS TRIP

12:37:42.799 E 40MAB10AA111XB01 XG01 49 TRUB RH A STOP VLV OPN

12:37:42.800 E 40MAB10AA112XB02 XG01 49 TRUB RH B STOP VLV OPN

12:37:42.875 E 40LKX10CP015A ZG01 44 TUBR TRIP 2

12:37:42.887 E 40LKX10CP016A ZG01 44 TURB TRIP 3

12:37:42.891 E 40LKX10CP014A ZG01 44 TURB TRIP 1

12:37:43.055 E 40MAB10AA111XB02 XG01 49 TRUB RH A STOP VLV CLS

12:37:43.210 E 40MAB10AA112XB01 XG01 49 TRUB RH B STOP VLV CLS

12:37:44.278 M 40CKE00BT001 XG01 49 TUB TRIP

对DCS系统的跳闸SOE分析如下：

主汽门的关闭信号是在汽机跳闸信号之前；在汽机跳闸信号发出后，中压主汽门开到位信号消失；查看ETS系统及DEH系统的首出原因为“压比低保护”动作。

3.试验模拟

为进一步查找故障的EXM448-1卡件对于运行的DEH控制系统的影响，电厂热控技术人员与南京西门子、西门子（中国）有限公司和技术中心的专业人员一起，在停运的1号机组中更换上4号机组故障的EXM448-1卡件，并且进行仿真程序的模拟试验；整个试验过程未发现异常，试验的结果正常。

通过和南京西门子联系和沟通，他们的技术人员也在南京工厂内做类似的模拟试验，并进行了卡件故障条件下的模拟仿真试验，试验过程未发现异常。

4. 事故分析

根据生产参数变化的历史趋势、DEH系统的日志记录信息、各项试验结果和控制系统故障报警等信息，电厂会同集团公司技术中心、西门子（中国）有限公司、南京西门子电站自动化有限公司等单位的技术人员，对此次事故过程进行了认真的讨论和分析：

（1）电厂人员对于从侧CPU的处理操作过程步序正确，记录完整。

（2）4号机组DEH系统的软件、硬件版本正确，不存在问题。

（3）CPU417控制器的开关量和模拟量的采集点在此次过程中均正确，无跃变。

（4）从CPU417中读取FM458的控制数据时，可能存在瞬间数据通讯中断。

（5）无法肯定FM458在此过程中是否存在主辅切换，需要进一步分析验证。

（6）在EXM448-1通讯卡件故障情况时，DEH系统未实现真正的冗余。

（7）4号机组DEH系统故障发生时的硬件状态和软件工作情况，在现有的条件下可能在不同机组、不同运行条件下无法完全真实复原；电厂计划等以后4号机组停机时再进行相关的在线模拟试验。

5.事故暴露出来的问题

（1）DEH控制系统PCS7不能够真正实现冗余，无法满足DEH控制系统要求。

（2）西门子DEH系统模件故障率较高，严重威胁机组安全稳定运行。

（3）热控人员对西门子DEH系统从侧CPU重启中的风险认识不足。

（4）DEH控制系统在从侧EXM448-1卡件故障情况下，对从侧CPU进行处理会造成主侧CPU的异常工作，在发生信号反转和指令清零动作时将导致机组停机。

6.防范、整改措施

（1）4机组停机过程中，对更换下来的EXM448-1卡件进行试验，继续模拟故障现象，以确定EXM448-1卡件故障是否会引起CPU工作异常。

（2）会同西门子技术人员，查找影响主侧CPU运行的真正原因，尽快制定防范措施。

（3）进一步进行DEH控制系统隐患普查，针对DEH系统可能出现的情况，编写故障处理预案。防止控制系统故障引起事故扩大。

（4）强化热控人员培训，使热控人员充分掌握西门子DEH系统的可能存在的风险和隐患，并学习正确的异常处理程式。

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某厂6号机组DROP16/66控制器故障的分析与处理

1.运行工况

2008年11月27日 00:54:14分，某厂6号机组磨组B运行，煤量35t/h；油枪F1、F2、F4、F5、F7、F8运行；等离子运行；送风机6A、6B运行；引风机6A、6B

运行；一次风机6A、6B运行；炉水循环泵运行；电泵运行；循泵6A运行；闭式泵6B运行；开式泵6A运行；密封风机6B运行；高、低旁关闭；汽水分离器压力1.25MPa；分离器储水箱水位12.9m；省煤器进口流量968.2 t/h；锅炉给水再循环流量686t/h。

2.故障现象

00:54:14分，运行操作员在CRT点击打开高旁减温水闸阀的按钮时，控制器16、66发生故障，该控制器中所有信号通讯中断，显示为“T”的离线状态，画面上的参数显示蓝色。由于分离器储水箱水位信号计算逻辑位于DROP16中，当00:54:54分DROP16自动恢复正常时，该水位信号瞬间复归为零，引起炉水循环泵跳闸。导致实际锅炉给水再循环流量减小，从而导致省煤器进口流量由968.2 t/h骤降至382 t/h 以下，延时3s后，于00:55:01分触发锅炉MFT。

00:58:27分，运行人员启动炉水循环泵，01:28:43分再次点击高旁减温水闸阀的按钮，控制器DROP16/66再次故障，通讯中断，后01:29:25通讯短暂恢复，由同上原因再次引起炉水循环泵跳闸，因无点火而未触发锅炉MFT。

出现控制器故障后，电试院、西屋工代和电厂相关人员立即赶往现场展开故障排查，分析事故原因。第二次故障后控制器DROP16/66无法通讯上，而锅炉设备仍在运行中，需要尽快恢复控制器。立即开始采用各种可能的手段进行恢复。

3.排查过程

（1）重新启动控制器，无效。

（2）隔离可能引起故障的卡件，重新启动控制器，无效。

（3）更换控制器DROP16/66模块，无效。

（4）更换网络通讯线和重新启动网络交换机，无效。

（5）更换控制器基座，无效。

（6）解开绑扎过紧的网线后，经过较长时间后，网络上出现了控制器DROP16/66图标。随即进行下装软件等操作，控制器恢复正常。

（7）分析相关逻辑图，进行试验。逻辑关系正确，但一执行后则出现控制器重启现象。采用组态修复工具进行修复后下装控制器，再次试验相同的操作，控制器正常，相关操作的阀门动作正常。具体原因需要厂家从OVATION系统软件设计功能中分析解释。

4.故障原因分析和处理

4．1 控制器自动重启问题分析

（1） 问题

6号机组DCS控制器drop16/66离线后自动重启。

（2）处理

查询2次故障发生时的操作员记录，发现控制器离线前几秒操作员发出了高压旁路减温水截止阀开指令。进一步查该阀的控制逻辑图，执行control builder中的audit功能检查出逻辑图有错误，修复并保存该逻辑图后，下装到控制器。经试验，再发高压旁路减温水截止阀开指令，控制器不离线，工作正常。

（3）分析

由于逻辑图中存在错误，导致运行该逻辑时，控制器进程挂死，从而离线。 （4）后续处理

执行control builder的INTERNAL DRAWING CONSISTENCY (DRAWING)批处理功能来检查所有控制器的逻辑图，通过查看生成的检查结果文件cbauditlog.txt，找出有错误的逻辑图，修复所有报错的逻辑图，等待运行和调试人员确认后，再下装到控制器。

（5）建议

编辑完逻辑图后，只执行save来保存是无法完全检查出逻辑图错误的，应在此前先执行audit来检查错误。经过长时间大量的逻辑修改后，应执行control builder 的INTERNAL DRAWING CONSISTENCY (DRAWING)批处理功能来检查所有控制器的逻辑图是否有错误。确认逻辑图无误后再下装到控制器。

针对6号机组DROP16/66控制器故障原因和处理情况，对1号和2号机组OVATION 系统也要择时进行相关的检查和完善。

4．2 控制器格式化后下装失败问题分析

（1）问题

6号机组控制器drop16/66格式化后重新下装失败。

（2）处理

拔去控制器drop16/66与交换机的连接网线，重启交换机，然后再接回网线。解开绑网线的扎带，重新调整网线松紧度，然后下装控制器成功。

（3）分析

由于固定网线时扎带绑得太紧，网线长期受力，与网口连接不牢，影响到服务器和控制器之间的网络通讯。

（4）后续处理

解开网络柜中所有扎带，重新调整网线松紧度，检查网络接口是否无松动。 （5）建议

网络通讯在DCS中非常重要，如果由于网线问题导致通讯故障，控制器将进入fail状态。所以，控制器网线的安装应有合适的松紧度和弯曲余度，且网口连接无松动，保证通讯正常。

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某厂2号机高中压缸调节级蒸汽温度测点内套管断裂分析

1.概述

某发电有限公司2号机为上海汽轮机有限公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机，型号为N600-24.2/566/566。2号机组于2008年1月12日0：08并网发电，2月12日6：30运行人员发现调节级温度套管嗤汽，机组于2月12日10：40停运。高中压内缸壁温360℃。

对2号机组调节级蒸汽温度测点内部测温元件检查发现，测温元件尾端以上25~100mm处被冲蚀，其中80mm处冲蚀最严重，减薄量0.59mm，且1号机内套管被嗤出孔洞。取出内套管检查，内套管断成三截，第1段在母材（上部），第2段在变截面焊缝处（中部），第3段在尾端（下部）。内套管至断裂止运行时间约2500h。

该厂于2008年2月底将含有断口的3段内套管（0Cr18Ni9）送到省电力科学研究院，委托进行断裂原因分析。本文仅分析第1段。

2.宏观检查

上部断口离焊缝中心线约216mm，靠近外缸内壁。断口1/5~1/4圆周部位为新茬，其余为旧茬，表明破断孕育期较长，最后破断区较小。断口有的部位平齐，有的部位呈45°斜面。断口宏观形貌见图1。经分析、断裂起源于图1于左下角，向二侧扩展，右上角清晰可见快速扩展的撕裂棱线。

宏观分析结果表明，温度套管所受应力水平较高。

3.成份化验

化验结果见表1。

表1 化验结果（Wt%）

P S Cr Ni

Mn

元素 C

Si

17.98

9.47

0.029

0.013

试样 0.029

0.367

0.68

GB/T1220-1992 ≤0.07 ≤1.00≤2.00≤0.035≤0.03017.0~19.0 8.0~11.0

由表1可知，该温度套管的元素含量符合GB/T1220-1992 对0Cr18Ni9的成份要求。

4.金相检验

在上断口的平断面与斜断面上各取一金相试样，编号分别为A、B，进行镶嵌、

制样、分析。

4.1 试样A

样面上夹杂物较多，严重者为粗系2~3级；除点状的、还有多角的夹杂物；裂

纹起源于夹杂物，断口边缘有微裂纹；有的夹杂物上有裂纹，裂纹沿晶；沿套管内

壁边缘微裂纹；套管金相组织为单相孪晶奥氏体，晶粒度G=5~7级；内壁裂纹沿晶

并有塑变流线。

4.2 试样B

非金属氧化物夹杂较多，严重者为粗系略大于2级；断口拐角处有微裂纹；断

口边缘有塑变，可能是断裂形变的结果；管内壁亦有变形，可能加工形变造成；套

管金相组织为单相孪晶A。

从金相检查结果可知，套管金相组织正常；套管上非金属夹杂物较多，有裂纹

起源于夹杂物；套管上裂纹沿晶；套管塑性较好。

金相分析结果显示，温度套管所受应力水平较高，断裂前塑性变形较大。

5.断口电镜（SEM）

对断口上高低不同部位截取4块试样，多次反复对断口横、纵向进行扫描，结

果如下：

断口上有疲劳辉纹和二次裂纹系（图2），为疲劳断裂的微观特征；断口上有较

多二次裂纹，与套管断裂时受到较大应力有关；断口上有较多覆着物。

6.断口能谱（EDS）

对断口上高低不同部位截取二块试样，对不同球状物、块状物、细小颗粒、基

体不同部位进行能谱分析，发现覆盖物为金属化合物，不同部位的元素类别和含量

有差异；基体不同部位的元素类别和含量有不同，其结果见表2。

表2 能谱分析结果（Wt %）

位置Cr Fe Co Ni C O Si Mn S K Ca

17.4627.53/ / / / / / /

球状物1 2.3252.69

球状物2 0.3742.31 14.5323.9418.13/ 0.31 0.40 / / / 球状物3 0.7249.74 16.9127.26 5.1 / 0.27 / / / / 球状物4 1.9144.36 13.7623.8315.82/ / 0.31 / / / 块状物/ 1.10 / / 12.3846.3440.18/ / / / 基体1 13.3351.05 / 5.97 21.737.07 0.35 0.51 / / / 基体2 9.3437.34 / 4.08 41.22 4.36 0.25 0.50 0.35 0.13 0.13

小颗粒 6.8627.79 / 2.68 50.837.55 0.92 0.41 0.22 0.33 0.56

由表2可知，球状物及基体不同部位的物质为基体元素和外来物，未见对

0Cr18Ni9腐蚀敏感的元素。

二次裂纹系位置的碳浓度较高，可见较高碳浓度对裂纹的形成有促进作用。

综合电镜、能谱的试验结果可以得出，该温度套管为交变载荷作用下的疲劳断裂。

7.原因分析

（1）金属材料或金属零件在低于拉伸强度极限的变动载荷重复作用下，发生递

增的局部永久性变化，并扩展导致突然破断的现象，称做金属疲劳破断失效。

金属疲劳破断失效是一个由疲劳裂缝萌生→疲劳裂缝亚临界扩展→疲劳裂缝扩

展到由于最大变动载荷在剩余截面上产生的应力达到该材料的缺口拉伸强度或裂缝

长度达到材料断裂韧性允许的临界值时，即发生突然破坏的典型破断过程。

2号机热电偶温度套管的破断过程也遵循这样的疲劳破断过程。

（2）金属的疲劳裂缝生核部位主要有三种类型，即驻留滑移带、晶界和表面夹

杂物。

金相检查该温度套管含有较多非金属夹杂物，且有微裂纹起源于夹杂物。

非金属夹杂物对疲劳裂缝萌生起着重要的作用。例如，对4340和4350铜的540

根试样进行研究，结果表明有98%的疲劳破断源与夹杂物相关。

所以温度套管上的非金属夹杂物对疲劳断裂起着极大的促进作用。

（3）温度套管的工作状态为竖直在汽缸中，由于安装时的误操作，把温度套管

焊在了持环上。由于错误的装配，将导致降低疲劳寿命5倍以上。

因而，温度套管受热时不能自由膨胀，受到很大的约束力，在汽缸运行的周期

振动中，受到交变应力和膨胀受阻的约束力共同作用，而在短期内发生疲劳破断失效。

（4）制造厂为了测温真实，在外套管上开了一小孔，因而蒸汽对内套管造成冲刷，冲刷部位相当于零件表面形成了小缺口，亦会造成应力集中，形成应力峰值导致疲劳裂缝起始，萌生疲劳源，导致早期疲劳破断失效。

8.结论与建议

通过现场调查、宏观检查、化学成份分析、金相检验、断口电镜、断口能谱和综合分析，提出如下结论与建议：

（1）温度套管的疲劳孕育期较长，扩展区和瞬断区很小，因而套管所受应力很大。

（2）化学成份未见异常。

（3）金相组织未见异常；非金属夹杂物较多，且有裂纹起源于夹杂物。

（4）断口微观分析表明温度套管为低周机械疲劳破断，非金属夹杂物及开孔对疲劳破坏起到裂纹源的作用。与汽缸的周期振动与膨胀受阻的约束密切相关。

（5）对温度套管表面进行喷丸强化，以提高其疲劳强度。

（6）取消外套管上的蒸汽小孔，防止对套管表面的冲蚀。

（7）解除温度套管与持环的焊接，使其受热自由膨胀，从而减少温度套管受热膨胀的约束力。

（8）新换温度套管材料夹杂物含量要少，晶粒要细。

（9）套管焊接时严格执行焊接工艺，杜绝焊缝中存在超标缺陷。

图1 断口宏观形貌图2 二次裂纹系

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某厂1号机组168后启动过程中后屏过热器爆管分析报告

1. 概况

某发电有限公司1号机组为660MW 超超临界。该机组锅炉由哈尔滨锅炉厂制造，型号：HG-2060/Y-2，为超超临界，直流炉。该炉2008年11月15日168后启动运行，2008年11月25日后屏过热器发生爆管。

2008年11月30日，省电科院技术人员及时赶赴现场了解情况，并将爆管管样和一根新管带回进行对比分析。

爆管情况：2008年11月25日后屏过热器发生爆管，2008年11月26日停炉检修。爆管是一根U 形管，位于后屏过热器第18排第8根；由于爆管后又坚持运行一天，所以爆管附近的管子损坏不少，见下图。

2. 宏观检查

爆管管子是一根长700mm、规格为φ52×11mm、材质为Senper304的 U 形管，爆破口在U 形管一侧靠近弯头内侧（弯头已断开、变形），见图1；爆管的破口长70mm、宽68mm，破口粗糙、减薄不多；爆破口上下角沿管壁裂开见图1、图2；管子内外壁氧化氧不厚，在爆破口附近外壁的氧化铁层上有较多的纵向裂纹，呈明显的长时超温特征，但从爆管开口形状上看又有短时超温爆管特征，见图2。

图1 爆管形貌 图2 爆口形貌

3.光谱分析

首先，将管样的一端表面用砂轮机磨光，用SPECTOR MAXx定量分析仪进行化学成分分析。

合金元素分析结果如表1。

表1 合金成分（％）

4.金相分析

在爆口上（编号1）和新管上（编号2）截下一段，在横截面的爆口上、爆口背面和新管面上做金相分析。

先用粗砂纸对1、2号截面磨制→#320金相砂纸磨制→#04→机械抛光→然后使用德国ZEISS原装进口Axio observer A1m金相仪进行组织分析。

（1）1号爆口分析

爆口：整个内外壁氧化皮不厚，破口粗糙，破口内、外壁有大量裂纹组织：铁素体＋碳化物＋蠕变裂纹（孔洞），碳化物球化并聚集长大，出现蠕变孔洞和蠕变裂纹，有相变组织存在。

爆口背面管壁：有1-2级夹杂。

组织：奥氏体＋孪晶＋碳化物，碳化物球化并沿晶界聚集长大；组织晶粒大小不均匀，外侧晶粒度大有3-4级、小有5-6级；中部向内晶粒度大有3级，小有5-7级。

（2）2号新管分析

样面有1-2级夹杂物。

组织：奥氏体＋孪晶，组织正常，晶粒度4-7级。

5.显微硬度检测

使用仪器：日本岛津HMV-2T显微硬度计

在2号直管的内侧和外侧金相面上分别进行硬度检测，结果见表2。

表2 显微硬度检测结果

由上表2可知，管样的硬度值HBW正常。

6.结论与建议

（1）从宏观和微观检查可知，此次爆管属长时超温、短时爆管。

（2）建议清理管道防止有异物堵塞，并在今后的运行中要严格控制运行温度，防止因超温而引起的爆管事故。

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锅炉炉墙局部晃动分析及处理

某电厂3号锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的DG1025t/18.2-II4型，亚临界、自然循环、平衡通风、燃煤、汽包炉。从投产以来，多层刚性梁晃动，引起水冷壁角部开裂，导致锅炉漏风，锅炉的包墙管管座多次发生爆管，严重影响了锅炉运行的安全。针对这些问题，我们会同东方锅炉(集团)股份有限公司的工程师一起，对锅炉进行缺陷检查。

1.刚性梁晃动的描述

（1）从锅炉标高9816mm到60000mm处，共布置22层刚性梁。近几年发现3号炉本体多层刚性梁存在着不同程度的晃动，特别是燃烧器区域的前后墙刚性梁，晃动频率为68次/分钟，最大振幅20mm。引起水冷壁角部开裂和支吊在刚性梁上的设备保温脱落。长期晃动造成铰链销子磨细，晃动幅度逐步加大；

（2）省煤器区域护板的晃动幅度大，实测达40mm，造成锅炉后竖井包墙过热器环形联箱的后联箱两端，多次发生包墙管管座根部焊缝的热影响区出现裂纹，造成泄漏事故，

（3）垂直刚性梁下端与水平刚性梁连接不符合设计要求，间隙太大，导致水平刚性梁晃动严重。后竖井垂直刚性梁下端的销轴脱落，垫板未与刚性梁腹板焊接，造成铰链销子磨细，整个后竖井两侧墙晃动严重。

（4）张力板固定方式与原设计不符，使张力板发生永久性变形和错位。

由于上述原因，刚性梁不能有效地保护管子，水冷壁角部多处发生鳍片开裂和漏热。

2.晃动问题分析

2．1 炉墙晃动

锅炉在正常运行时，炉内的烟气压力存在一定的波动的，刚性梁的作用是： （1）保证炉膛和管墙的定位，因此对于同一层四边的刚性梁能够实现。

（2）在锅炉最大允许工作压力条件下，保护锅炉本体不产生永久变形和损坏。

（3）将锅炉悬挂部分的外来荷载（风荷载，地震作用）传递到构架上。

锅炉炉膛刚性梁晃动的原因主要是安装原因，角部连接件是刚性梁端部与炉膛角部连接的结构件，应确保管屏自由膨胀。刚性梁的角部连接件未按原设计方案施工，垫板未与刚性梁的腹板焊接，长期晃动造成铰链销子磨细，晃动幅度逐步加大；炉前刚性粱与炉侧刚性粱不在同一标高，张力板固定方式与原设计不符，使张力板发生永久性变形和错位，刚性梁不能有效地保护管子，使得水冷壁角部在炉膛压力的脉动作用下，水冷壁角部多处发生鳍片开裂和泄热。

燃烧器区域的前后墙刚性梁晃动严重的原因是设计不合理造成的，刚性梁角部的连杆是固定在燃烧器罩壳的6mm钢板上，没有固定在一个刚体上，并且没有将前墙与侧墙（后墙与侧墙）连接在一起，不能有效地传递水平力，加上燃烧器区域的烟气压力变化比较复杂，导致晃动频率为68次/分钟，最大振幅20mm。引起了燃烧器罩壳的与水冷壁的连接焊缝开裂，漏热严重。

2．2 包墙环形联箱两端的管座角焊缝开裂

从位置来看，多次爆管事故的位置都是在锅炉后包墙环形联箱两端的管座角焊缝上，现场在出现爆管事故后，及时组织进行了抢修，但没有从根本上解决问题，一直是锅炉安全运行的隐患。

从焊接角度看，管子材料都是碳钢的，焊接在厂内进行过探伤和焊后的热处理，且没有焊接难度，经过十几年的运行，没有明显的特征确定是锅炉厂装配时的焊接质量有问题。

爆管是因裂纹发展造成的，几个爆管的特征一致，都是在联箱端部，裂纹特征也一样，可以说明是一种共同的原因造成的，根据爆管的位置的特殊条件，可以作如下判断：

（1）包墙联箱要悬吊省煤器护板及烟道，由于重力的影响，锅炉大板梁在荷重

的作用下，会发生向下的变形，导致包墙的吊挂装置受力不均匀，也就导致了在联箱端部的管座存在一个较大的弯曲应力，管座的外侧受压（炉外方向），内侧受拉（炉内方向）。

（2）省煤器区域的护板长度较大，刚性较差，在这个区域的通道形状也很复杂，导致护板在烟气的脉动影响下，发生幅度较大的晃动，现场测得晃动幅度约30mm。联箱作为护板的一个硬点，在水平力作用下，变形而产生横向的应力，在联箱端部的固端弯矩是最大的，产生的应力也最大，而且这种应力是交变的。综合起来看，联箱上的应力在角部是最大的，而联箱管座是最薄弱的位置，焊口应力集中，容易在交变应力的长期作用下产生裂纹。

3.修复工作

（1）水平刚性梁角部销轴及间隙处理。更换全部松动的销轴和垫片，为方便安装，改进销轴结构。全面检查刚性梁角部，将安装时漏焊的垫板全部补焊至符合工艺要求。部分倾斜的梁恢复水平。

（2）在锅炉后竖井过热器环形联箱上部增加一层水平刚性梁，减轻由于包墙晃动对后联箱角部管座根部的应力，省煤器护板晃动幅度较大的问题通过增加一层刚性梁来解决，同时可以减轻护板晃动对联箱的应力，从而解决管座出现裂纹的问题。

（3）垂直刚性梁下端与水平刚性梁连接的缺陷处理，对张力板做适当的加强，增加卡块。在垂直刚性梁上加装挡块，使得与水平刚性梁的间隙调整到1mm以内，消除原来安装中出现的错误（间隙达10～20mm，使垂直刚性梁不起作用）。更换后竖井垂直刚性梁下端的销轴，将垫板与刚性梁腹板焊接。

（4）燃烧器区域前后墙刚性梁晃动处理：增加4根垂直刚性梁，将燃烧器区域的前后墙刚性梁的固端反力传递到增加的垂直刚性梁上，垂直刚性梁的两端连接在燃烧器顶部和底部的连续的刚性梁上，并将燃烧器罩壳的与水冷壁的开裂处密封焊。

（5）针对省煤器区域的护板长度较大、刚性较差的情况，在这个区域增加一层刚性梁，加强护板的刚性，同时，在环形联箱上部也增加一层刚性梁，转移环形联箱上的脉动压力。

4. 结束语

在3号炉小修中，对刚性粱系统进行了改造，经过改造，3号锅炉的漏风和泄热问题得到解决，炉墙的晃动消失，改善了锅炉的包墙管管座的受力，避免了因包墙管管座在应力作用下产生裂纹泄漏，为电厂的安全、文明生产和创一流工作打下良

好的基础。

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某发电公司机组低加水位故障分析及处理

某发电公司机组在运行人员进行热力系统操作时，出现了低加水位高三值、联动汽机真空破坏门、真空低造成大联锁动作，机组非停。针对这一事故，专业人员从热力系统运行角度和热工测量角度，分析了低加水位高三值误动的初步原因，并提出了高三值输出逻辑的改进措施（即高三值逻辑与高二值，或者高三值同模拟量的逻辑与），以避免类似事故的重复发生。

1.机组跳闸历史记录分析

2008年05月24日9：54分，2号低加水位高3值，液位开关动作（动作值：1250mm），联锁汽机真空破坏阀打开，引发低压缸排汽压力高（>25kPa）三取二条件成立，汽机保护三通道动作，造成机组跳闸，炉MFT动作。2号低加水位高2值液位开关未动（动作值：1100mm），2号低加未解列。对比2号低加水位模拟量信号在517 mm左右。

2.现场设备检查情况

（1）DCS屏蔽2号低加水位高2值液位开关和高3值液位开关保护和联锁条件。

（2）对2号低加水位高2值液位开关和高3值液位开关振打，未触发接点动作；检查开关、端子盒、DCS接线牢固，无松动、毛刺、烧焦等现象。

（3）就地闭合2号低加水位高2值液位开关和高3值液位开关试验电气回路，接点和通道动作正常。

（4）由DCS侧解列2号低加水位高2值液位开关和高3值液位开关信号，使用500V摇表检测两液位开关线间、对地绝缘，均大于500MΩ，线路绝缘正常。

（5）检查2号低加水位高2值和高3值液位开关信号电缆屏蔽层，接地正常。

（6）运行人员关闭液位开关测量筒汽侧、水侧一次门，就地测量筒注水对2号低加水位高2值液位开关和高3值液位开关实际进行现场校验，动作值与定值一致。

经过检查与分析，排除了热力系统和测量系统故障的原因，确定是一次信号误动。因为逻辑设计缺陷，造成机组停机。现将逻辑修改为“高三值逻辑与高二值，