华能集团公司金属监督总结

华能集团公司金属监督总结 中国华能集团公司 2010年金属技术监督工作总结 中国华能集团公司安全监督与节能环保部 西安热工研究院有限公司电站技术监督部 二〇一一年二月 中国华能集团公司2010年金属技术监督工作总结 2010年度全集团金属监督工作在各级领导的高度重视和各发电企业的共同努力下，较好的完成了各项金属监督工作任务。现依据各产业(区域)公司2010年每季度上报的技术监督季报和年度工作总结及集团组织的技术监督现场动态检查结果，针对集团公司一年来的金属监督工作开展情况、存在的问题和下年度工作重点总结如下: 1 2010年主要工作回顾 1.1 2010年主要指标完成情况 2010年度是贯彻实施集团公司新颁布的《电力技术监督管理办法》宣贯年，一年来，产业(区域)公司、发电企业按照集团公司《电力技术监督管理办法》的要求，加强金各 属技术监督体系的建设和完善工作，重视和加强人员培训工作，积极开展设备检查和治理工作，及时发现和处理了大量的设备隐患，针对金属监督方面的重大技术难题积极开展技术攻关，进一步提高了金属监督技术水平，确保了2010年金属技术监督指标全部达到了集团公司考核指标要求。各产业(区域)公司2010年度金属技术监督指标完成情况见表1.1。 表1.1 金属监督指标 产业(区域)公司 检验计划完成率(%) 超标缺陷处理率(%) 超标缺陷消除率(%) 股份 99.9 100 99.8 北方 99.2 100 99.1 澜沧江 100 100 96.9 呼伦贝尔 96.4 100 100 山东 100 100 100 四川 100 100 98.6 吉林 100 100 100 黑龙江 100 100 100 海南 100 100 100 陕西 100 100 100 宁夏 100 100 100 合计 99.3 100 99.4 考核指标 ?95 100 ?95 1.2 2010年完成的主要工作 1.2.1 积极开展技术监督体系的建立和完善工作、促进技术监督工作规范、有效的开展 2010年集团公司、各产业(区域)公司、发电企业积极开展技术监督体系(组织机 1 构和制度)的建立和完善工作，树立和深化了监督意识，进一步明确了各级监督人员的职责和工作内容，为技术监督工作规范、有效的开展打下了坚实的基础，为发电设备的安全运行提供了可靠的基础保障。2010年开展的主要体系建设工作情况如下: 1)2010年集团公司成立了以主管生产的副总经理为主任的技术监督管理委员会，明 ，以华能安【2010】133文的形式确了各级监督职责和工作范围，并于2010年2月20日 颁布实施了《中国华能集团公司电力技术监督管理办法》，为全集团公司技术监督工作规范、有效的开展提供了纲领性文件。 2)各产业(区域)公司、发电企业，积极开展技术监督组织机构和制度的完善工作，如股份公司瑞金、上安、金陵、杨柳青电厂，海南公司文昌风电、黑龙江公司等按照集团公司《电力技术监督管理办法》的要求建立和完善了技术监督组织机构。股份公司海门、金陵、营口热电、杨柳青电厂，呼伦贝尔公司汇流河电厂，海南公司海口、南山燃机、戈枕水电、文昌风电，黑龙江公司等依据集团公司《电力技术监督管理办法》，制定或修订了本公司的技术监督 管理制度 档案管理制度下载食品安全管理制度下载三类维修管理制度下载财务管理制度免费下载安全设施管理制度下载 或《金属技术监督管理制度》、《金属技术监督实施细则》、《锅炉压力容器监督管理制度》。通过技术监督组织机构、制度的建立和完善，明确了各级监督人员的岗位职责和工作内容，确保了技术监督工作的有序、有效开展。 1.2.2 积极开展技术培训和交流活动，进一步提高了各级监督人员的管理和专业技术素质 集团公司安监部委托西安热工研究院有限公司电站技术监督部，分别于2010年7月20日,23日，9月5日,8日，在西安对各产业(区域)公司及所属水、火力发电企业金属技术监督人员进行了培训，共培训金属技术监督人员90名，其中水电16名，火电74名。培训内容为集团公司《电力技术监督管理办法》、金属监督理工作要点、集团水(火)电监督技术 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 、金属监督所用的国家和行业技术标准规范、金属失效案例分析等专题报告。 各产业(区域)公司也积极安排金属专业人员参加各种培训工作和开展技术交流活动。如股份公司长兴、阳逻、南京、石洞口二电厂，黑龙江公司新华电厂，呼伦贝尔公司海拉尔、伊敏、东海拉尔、满洲里、牙克石、煤矸石电厂，海南公司海口、东方、戈枕电厂，北方公司海勃湾电厂等，积极安排人员外出进行锅检工程师、无损 检测 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 、焊接、光谱、热处理培训考核取证工作。呼伦贝尔公司2010年11月举办了锅炉防磨防爆研讨会，研究和分析提高锅炉防磨防爆管理的办法，热工院监督部也派出专业技术人员提供指导和帮助。 通过以上各种培训和技术交流工作，进一步提高了金属技术监督人员的管理素质和专业素质，为提高金属技术监督工作水平，确保设备的安全运行打下了坚实的基础。 2 1.2.3 针对新材料的监督等疑难问题，积极开展技术攻关，进一步提高监督技术水平 股份公司玉环电厂针对1000MW超超临界机组锅炉受热面和新材料的监督、P92主蒸汽管道设计壁厚不足的问题，积极立项开展了《超超临界锅炉寿命管理系统》、《超(超)临界机组新材料异种钢焊接接头焊接修复及安全评估技术》、《主蒸汽等高温高压管道监测》、《新型耐热钢运行1.6,1.8万小时性能评价》、《super304H/HR3C等新型耐热钢服役2万小时性能评价》、《水冷壁变形及风险管理》的研究;金陵电厂、海门电厂针对超超临界机组新材料HR3C、Super304H，开展替代焊接材料试验研究;山东公司德州电厂针对锅炉受热面TP304H-12Cr1MoV异种钢焊接接头多次失效、卡块焊缝开裂问题，与西安热工院合作开展《TP304H-12Cr1MoV异种钢焊接接头开裂失效分析、焊接修复优化及安全性评估技术研究》工作，取得初步效果。通过不断的技术攻关，进一步提高了监督技术水平，确保了机组长周期运行安全性。 1.2.4 积极开展金属部件的定期检验工作，及时发现和消除安全隐患，进一步提高了机组的安全、可靠性 1)锅炉受热面监督 针对锅炉受热面奥氏体不锈钢管弯头处剥落氧化皮堆积问题，各电厂非常重视，通过运行控制和检修检验等措施，预防运行期间发生超温和爆管事故。如股份公司上安、海门、邯峰、汕头、沁北、巢湖、太仓电厂，呼伦贝尔公司伊敏电厂，海南公司东方电厂积极利用检修机会，对奥氏体不锈钢弯头处氧化皮堆积情况进行检测，对堆积量超标的管子内部氧化物及时进行清理，消除了安全隐患。 呼伦贝尔公司满洲里热电厂、股份公司苏州热电通过对循环流化床锅炉水冷壁加装防磨梁的措施，预防和减轻水冷壁的磨损问题。 海南公司东方电厂通过对#2炉屏过加装138个温度测点，监控运行期间管子壁温和超温情况。股份公司长兴、石洞口二厂、杨柳青电厂，宁夏公司大坝电厂，呼伦贝尔公司东海拉尔、伊敏电厂，山东公司黄台电厂，海南公司东方电厂对经常超温和材质老化的受热面或结构原因频繁发生开裂的联箱管座角焊缝，积极采取措施进行改造或更换，进一步提高了锅炉的安全可靠性。 呼伦贝尔公司伊敏电厂，股份公司阳逻、邯峰、石洞口一厂、杨柳青等电厂积极开展对锅炉受热面异种钢焊口的检查，及锅炉受热面性能分析和寿命评估工作。 2)汽(水)轮机监督 股份公司上安，北方公司包头三厂、临河电厂，山东公司辛店电厂、德州电厂通过检 3 修检验及时发现螺栓存在粗晶或金相组织不合格的安全隐患或螺栓断裂问题(辛店电厂#5机高压内缸揭缸时发现螺栓断裂1根，高压调门螺栓断裂2根，金相组织分析为粗晶;德州电厂#3机组A修中发现高中压外缸螺栓断裂2根)，及时消除了安全隐患。 股份公司太仓电厂#3、#4机组检修中发现低压转子第5级叶片共有4片叶片叶身开裂(其中#3机组3片，#4机组1片)，哈尔滨汽轮机厂分析为疲劳裂纹。将低压转子第5级叶片更换为改进型288mm叶片，同时更换对应的第5级隔板，提高了汽轮机的安全性。 澜沧江公司小湾、景洪、漫湾、徐村电厂检修中转轮检修中发现存在大量裂纹，有的裂纹为贯穿性，裂纹最长为480mm，电厂及时进行了修复处理。四川涪江公司阴坪2台机组9月份检查发现转轮又出现裂纹(上次大修时已发现裂纹，进行了修复处理)，对转轮返厂进行叶片切割修型，改变转轮的固有频率，完成两台机组转轮叶片切割修型后一直跟踪检查，至今未发现新裂纹。 3)管道监督 滇东第一发电厂由于#1,#4机四大管道中存在国产假冒管段，给机组安全运行带来隐患，电厂积极安排对#1和#3机组主蒸汽管道、再热热段管道和给水管道进行普查，对管道使用安全性进行评估，目前正在积极向申请云南公司申请计划，对剩余2台机组的四大管道进行安全性评估。 股份公司苏州热电针对高加、低加疏水管道弯头频繁冲刷减薄泄漏的问题，将疏水管道、弯头及三通材质由#20钢改为304不锈钢预防冲刷减薄泄漏的问题。珞璜电厂二期主蒸汽管道的疏水弯头被蒸汽冲刷严重，利用机组检修的机会，对弯头结构进行了改造。白杨河电厂#6、#7机组机侧主蒸汽温度测点管道侧热影响区由于设计及材质问题存在裂纹，对温度测点安装结构、材料进行了更改。 为确保机组管道受力正常，股份公司巢湖、大连、玉环、杨柳青，海南公司海口电厂等积极开展对管道支吊架的检查与调整工作。 陕西公司秦岭电厂#4机高加至除氧器疏水管道振动较大，停机检查发现管道接管座角焊缝已有微小裂纹，对裂纹进行消除，在管道靠近弯头部位加装定位支点，改变管系原有频率，消除管道运行中振动现象。股份公司汕头电厂#2机组高压给水管道振动大，对给水管道提出专项治理措施，管道运行正常。 呼伦贝尔公司海拉尔热电厂针对#1、#2机组基建安装质量差的问题，在#1机组检修期间，扩大检查范围，对四大管道焊口和机、炉外管焊口进行全面检查，对检查发现的缺陷全部进行了返修处理，大大提高了设备的安全可靠性，消除了设备隐患。 4 1.2.5 开展技术监督预警工作，及时预警和消除安全隐患 1)2010年度，对华能集团公司55个厂(次)进行了金属技术监督动态检查，对于存在的问题共签发预警项目7项(二级预警2项，一级预警5项)，其中股份公司3项(二级预警2项，一级预警1项)，海南公司4项(全部为1级预警)。针对预警通知单中提出的问题，各电厂均制订了相应的整改计划，正在逐项整改落实。 2)2010年金属专业针对南京电厂#2炉对流烟井密封盒与顶棚管鳍片焊接处泄漏事故、,1炉再热器事故减温水喷头与减温水管道接口焊缝泄漏事故，及时了解事故情况，并收集邯峰电厂、大唐公司同类型泄漏事故，组织编写了事故原因分析和监督措施预警报告，下发各电厂进行事故隐患预警，要求各电厂积极对照梳理事故隐患，利用检修机会进行排查，消除安全隐患。 1.2.6 通过现场技术监督动态检查，提高发电企业技术监督水平和设备健康水平 2010年完成了华能集团股份公司海门、上安、营口、营口热电、淮阴、福州、井冈山，榆社8个电厂，北方公司达拉特、海勃湾2个电厂，澜沧江公司景洪1个电厂，呼伦贝尔公司所属10个电厂，山东公司烟台、日照、德州、聊城4个电厂，四川水电太平驿、康定、宝兴河、嘉陵江、涪江5个流域公司15个水电站，吉林公司九台、长春热电2个电厂，海南公司海口、东方、戈枕(水电)、文昌(风电)、南山5个电厂(每年2次，共10次)，陕西公司铜川、秦岭2个电厂，宁夏公司大坝1个电厂，以上共计55个厂(次)的金属技术监督动态检查工作，检查中针对存在的问题及时提出了对应的整改建议。金属技术监督动态检查共提出问题342项，其中重要问题21项，一般问题321项，各产业(区域)公司问题数量见表1.2。针对技术监督动态检查提出的问题，各电厂均制订了相应的整改计划，并落实到人，技术监督管理工作的规范性、符合性、有效性得到了进一步提高，电厂设备或系统的安全可靠性得到了进一步提高，经济、环保性得到了进一步改善。 表1.2 2010年金属技术监督动态检查提出问题统计 产业(区域)公司 重要问题 一般问题 问题总数 股份 3 84 87 北方 0 20 20 澜沧江 1 5 6 呼伦贝尔 8 86 94 山东 2 36 38 四川 4 29 33 吉林 0 20 20 海南 3 24 27 陕西 0 11 11 5 宁夏 0 6 6 合计 21 321 342 2 存在的主要问题 2.1 一般设备事故及一类障碍分析 2010年度，金属专业(锅炉及压力容器)未发生与本专业相关的一般设备事故，发生设备一类障碍13起，其中锅炉四管泄漏11起，汽轮机事故2起。11起锅炉四管泄漏中:北方公司占7起，所占比例为64%，股份公司4起，所占比例为36%。北方公司应加强锅炉“四管”泄漏问题的治理，进一步完善、落实锅炉受热面防磨、防爆管理制度。 1)11起锅炉四管泄漏 北方公司:海勃湾电厂#4炉省煤器2次泄漏;达拉特电厂#8炉水冷壁泄漏、#6炉过热器泄漏;包头一厂#1锅炉水冷壁泄漏;包头三厂#1锅炉水冷壁泄漏;丰镇电厂#6锅炉高温再热器泄漏; 股份公司:榆社电厂#4炉高温过热器泄漏;珞璜电厂#4炉水冷壁泄漏;滇东一厂#1炉过热器泄漏;滇东二厂#2炉低温再热器泄漏。新加入股份公司的滇东一厂、滇东二厂#锅炉受热面爆管占股份公司的50%，两厂应加强锅炉四管泄漏检查与治理。 锅炉“四管”泄漏中，水冷壁4次、过热器3次、再热器2次、省煤器2次，尤其是海勃湾电厂#4炉省煤器2次泄漏，主要是由批量换管后焊口质量差，以及温度低条件下超压试验使原来焊口缺陷扩展而泄漏2个原因引起。达拉特电厂#8炉水冷壁背火面鳍片焊口开裂使水冷壁管泄漏，,6炉屏式过热器托架角焊缝开裂至管材造成泄漏。电厂应重点加强受热面管焊接质量的检查。 2)2起汽轮机设备一类障碍 北方公司丰镇电厂#3机组逆止门后焊口开裂漏汽使主汽门关闭;股份公司汕头电厂#3机组EH油管路泄漏紧急停机。从汽轮机设备发生问题看，应加强油管路等机、炉外管，以及阀门铸件及其焊口的无损检测工作。 2.2发电企业存在的主要问题 2.2.1 锅炉受热面存在的安全隐患 1)受热面腐蚀、磨损及吹损问题 山东公司黄台、德州、聊城、辛店，股份公司沁北、珞璜等电厂均存在水冷壁高温腐蚀减薄问题。 6 北方公司包一、呼热、达拉特电厂，陕西公司铜川电厂，山东公司辛店、烟台、曲阜、济宁、聊城、日照、股份公司福州、平凉、石洞口二厂、岳阳、阳逻、南通等电厂锅炉受热面均存在不同程度的吹灰器吹损减薄的问题。 股份公司榆社，北方公司兴安、丰镇，山东公司运河、莱芜、济宁热电、聊城、黄台、德州、威海，呼伦贝尔公司东海拉尔、满洲里等电厂锅炉受热面飞灰磨损严重。北方公司兴安热电公司循环流化床锅炉水冷壁磨损严重并经常泄漏，加装防磨梁后效果良好，未发生水冷壁泄漏。 2)超温问题 股份公司岳阳、井冈山、汕头、安源、平凉、营口等电厂主蒸汽和再热蒸汽均存在不同程度的超温;巢湖、淮阴、瑞金、苏州热电、海门、金陵、沁北，陕西公司铜川，吉林公司九台，山东公司日照、黄台，海南公司海口、东方，北方公司包头二厂、乌海、上都、丰镇等电厂受热面均存在不同程度的超温。淮阴、瑞金、苏州热电、海门、安源、东方、铜川等电厂的超温问题主要是由于煤质差、断煤、锅炉点火、升降负荷、炉内工况不好等原因引起，九台、铜川电厂当机组在某一负荷范围时易发生超温。其中上安电厂最高超温幅度较大、年超温累计时间较长(#3炉高再、高过设计温度均为540?，其2010年最高超温温度、超温次数、累计超温时间分别为605?、601?， 3082次、3708次，2751h、1741h)。 3)材质和应力问题 股份公司沁北电厂由于省煤器管子弯头存在原始裂纹缺陷，弯头部位已发生3次开裂泄漏(投产以来共泄露8次)。其中#1炉2次(为弯头侧弧)，#2炉1次(弯头外弧)。目前已对2台锅炉所有的省煤器弯头进行了检验，发现了大量弯头存在缺陷，但由于检测手段的局限性，仍然无法杜绝缺陷的存在，需进行更换。珞璜电厂一、二期锅炉壁式低温再热器应力裂纹的问题，需从结构上进行改变，二期锅炉冷灰斗水冷壁管存在热疲劳裂纹问题。石洞口一厂#4炉后屏过热器外圈管弯头处泄漏，检查发现弯管中性面处金相组织晶粒度很大，分析认为是弯管工艺不良造成的，同批备品弯头存在同样的问题。准备结合检修全部进行更换。呼伦贝尔公司根河电厂#5锅炉蠕胀鼓包的部分水冷壁管因时间问题还有部分尚未更换，计划在2011年机组大修中继续完成。 2.2.2 联箱(含减温器)安全隐患 北方公司达拉特电厂#1炉二级过热器集箱与排空管角焊缝已经三次开裂，2010年采用镍基合金焊材进行了焊接修复。 股份公司福州电厂#1炉三再出口集箱手孔内壁存在严重的吹损(2009年经测厚发现 7 ,2机组三再出口联箱手孔内壁发生严重的吹损)，可能是由于该集箱蒸汽出现旋流，造成对手孔壁的冲刷磨损。 太仓电厂检查发现#3炉I级减温器喷管1根在根部断裂，1根根部存在裂纹，?级减 ?级减温器、再热温器喷管2根在根部断裂，再热减温器喷管2根在中部断裂。#4炉I、 器减温器喷管断裂。主要原因是由于东锅设计不当，更换新的减温器喷管。 2.2.3 压力容器(含汽包)安全隐患 黑龙江公司鹤岗电厂#1氢站#1、#3、#5氢储罐焊缝内存在超标缺陷。缺陷扩展易造成焊缝强度降低，应返修处理。山东公司运河电厂制氢站#2、#3储氢罐母材存在大面积夹层缺陷，监督运行。德州电厂,6机除氧头、,2高加危机疏水及,3高加正常疏水管两侧封头及筒体冲蚀严重，经制造厂及山东院有关技术人员进行了现场调研并召开了专题会，原因仍然不清，未能采取有效地解决措施。呼伦贝尔公司牙克石电厂#1定排扩容器定检后安全等级IV级，#2除氧器焊缝有夹渣及未融合缺陷，定检后安全等级为IV级。股份公司岳阳电厂#3机组#7、#8复式低压加热器水室封头环焊缝上部焊接接头存在1处超标缺陷。 德州电厂#2,#4炉汽包的下降管角焊缝存在未熔合超标缺陷，电厂对#4炉汽包下降管角焊缝进行过安全性评估，由于检修费用问题，暂时未对#2和#3锅炉下降管角焊缝进行安全性评估。电厂在2010年#3机组A修中，对#3炉下降管角焊缝未熔合超标缺陷进行了复查，未发现缺陷有扩展迹象。沾化电厂#3炉汽包环焊缝存在一处原始超标缺陷，监督运行。 山东公司烟台电厂#3机组4台压力容器目前已超过规定的定期检验周期。北方公司达拉特电厂共用系统45台压力容器超过了规定的定期检验周期。海南公司海口电厂10台压力容器投产至今未进行定期检验，#8锅炉汽包、再热器进口共2个安全阀校验不合格仍然运行、#5机组锅炉压力容器安全阀未校验。陕西公司秦岭电厂共15台压力容器尚未进行定期内部检验。 2.2.4 关于定期检验工作内容未严格执行的问题 针对DL/T 438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》和中国华能集团公司《火力发电厂金属监督技术标准》中规定的，机组每次A级或B级检修时应开展的金属部件检验项目和内容要求，许多发电企业未严格执行。如股份公司海门、福州、榆社、大连、上安，山东公司德州，海南公司海口、南山燃机等电厂未完全按照标准中规定的检验项目和比例对四大管道、联箱的焊缝、弯头，汽包上各种接管座角焊缝等进行检验;北方公司达拉特、 8 海勃湾电厂，山东公司烟台、聊城、德州电厂，股份公司福州、榆社、井冈山、榆社、淮阴电厂，海南公司海口、南山燃机，呼伦贝尔公司根河等电厂未完全按照标准中的相关规定对汽轮机转子进行检验。北方公司达拉特、海勃湾电厂大修中未对减温器联箱进行内窥镜检查。海勃湾电厂未对机组范围内油管路(EH油管路、储油罐等)进行检验。锡林浩特电厂需对运行20年的主蒸汽管道进行必要的金属检验。 2.2.5 大型铸件(汽缸、堵阀、调门等)安全隐患 山东公司沾化电厂,3低压下汽缸有5处小裂纹，下次大修重点复查。股份公司石洞口二厂在对#1、#2高压内缸进行全面的检查时，再次发现内缸(调节级处)外表面和内缸搁脚有断续裂纹显示(#1高压缸03年检修首次发现并处理，本次情况仍较严重)。本次进行了适当打磨处理，因结构设计问题，新裂纹仍可能会产生，需讨论研究处理 方案 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 。平凉电厂#4汽轮机发电机组高、中压下缸结合面机侧中间部位有1条长约10mm的裂纹，炉侧有1条长约10mm的裂纹。由于现场不具备处理条件，未做消除处理。北方公司达拉特电厂2010年#7机组大修中，检查发现高压缸内上缸内表面存在40余条裂纹，最长的约40mm。并且发现此块汽缸内壁出厂前就有两处补焊痕迹。从外表观察，此缸制造粗糙，表面的铸造缺陷未消除，造成缸体开裂。电厂进行了打磨补焊处理，由于高压内缸缸体上的缺陷数量较多，电厂要求上海汽轮机厂出具了安全评定报告。 股份公司平凉电厂#2锅炉再热器出口堵阀在2009年大修时发现4处表面裂纹，对其进行了消除处理。2010年6月份C级检修复查时又发现新裂纹1条，挖至约30mm深时仍未消除，最后由于工期原因，没有进一步处理，而是采取在裂纹两端头打止裂孔的办法进行简单处理，待下次检修时再进行处理。 山东公司德州电厂2010年#3机组A检修中，检查发现#1、#3、#4高调门阀体存在裂纹，#3、#4高调门的裂纹打磨后基本消除。#1高调门存在3处裂纹:一处打磨后裂纹全部挖除;一处原长度30mm，打磨总深度22mm后，剩余裂纹长度11mm;一处原长度102mm，打磨总深度25mm后，剩余裂纹长度93mm。电厂没再做进一步处理，对裂纹临时打止裂孔，下次视发展情况确定处理措施。 2.2.6 关于管道硬度及金相组织异常的问题 1)P91(P92)管道 山东公司聊城电厂,7机组主蒸汽管道(P91)部分管段(166,179HB，约91处);日照电厂#3机组部分P91管道焊缝硬度在280,300HB之间;嘉祥电厂#2机组大修中更换了主蒸汽管道17只管件共36只焊口，热处理后发现焊缝硬度值普遍偏高，后经多次回火处理后 9 硬度值仍然偏高，其中1只焊口回火处理4次，4只焊口回火处理3次，剩下焊口回火处理3次以下，最终焊缝硬度值超过HB270的焊口21只。股份公司丹东电厂#2机组主蒸汽管道(P91)的2个弯头硬度偏低，ZW5外弧面的硬度为163-167HB，ZW8外弧面的硬度为160-170HB。已分公司汇报更换不合格弯头。中原燃机#1、#2机组高压主蒸汽管道管件P91)的硬度最低仅为130HB，并且金相组织为块状铁素体组织，电厂对#1机组高压主( 蒸汽管道管件弯头和三通各一件进行了材质状态评估，根据评估结果，计划明年更换硬度低于165HB共16件管件。太仓电厂#4机组高温再热蒸汽出口A侧第一道弯头(P91)硬度在170HB左右，外弧面中间部位硬度在140,155HB范围，监督运行。井冈山电厂#3、,4机组再热热段三通(P92)局部区域硬度最低为155HB，金相组织异常，其它部位硬度及金相组织正常，由于重新热处理无法保证硬度在标准规定的范围内，经相应计算后，电厂决定继续使用原件。沁北电厂#1炉热段出口2个弯头(P91)硬度偏低，监督运行，择机处理。海南公司海口电厂2010年#9机组大修中发现，主蒸汽管道(P91)炉顶第1个和第2个弯头硬度偏低，在145,162HB之间，金相组织为回火索氏体，碳化物。#8机组大修中发现，#8机组主蒸汽管道W3弯头(P91)母材硬度值偏低，最低为154HB，金相组织为索氏体+少量马氏体;主蒸汽管道W13弯头(P91)母材硬度值偏高，硬度值最高为274HB;主蒸汽管道高压旁路三通(P91)处母材硬度值偏低，硬度值最低为164HB，金相组织为保持 P91)第一弯头环焊缝经硬度值偏高，马氏体位向的回火索氏体+碳化物;#8炉主蒸汽管道( 硬度值最高为297HB，金相组织为粗大的回火板条马氏体。(DL/T 438-2009，GB 5310-2008中规定P91母材硬度的控制范围为180,250HB，焊缝硬度控制范围为180,270HB，金相组织为回火马氏体或回火索氏体，铁素体含量不超过5,)。 2)P22管道 股份公司大连电厂#4机组主蒸汽管道右侧主汽门前W1弯管(P22)金相组织异常，为粗晶贝氏体加网状铁素体组织，每次A级检修中对该弯管进行硬度和金相检验。海南公司海口电厂#8机组大修中发现#8炉左侧末级再热器出口集箱(P22)母材硬度值偏低，最低为122HB，金相组织为铁素体+贝氏体。#8炉末级过热器进口集箱(P22)母材硬度值偏低，最低为119HB，金相组织为粒状贝氏体+铁素体。(DL/T 438-2009中规定P22母材硬度的控制范围为125,179HB，金相组织为珠光体，铁素体，或贝氏体，铁素体) 3)其它材料管道 呼伦贝尔公司伊敏电厂#1机组B级检修发现乙侧?级再热器出口导汽管W2、W4的弯头母材(15Cr1Mo1V)硬度偏高，其中W2的硬度为HB 201,206，W4的硬度为HB199, 10 206，高于DL/T438-2009中的规定(135,179 HB)。 股份公司汕头电厂#2机组再热冷段管道弯头普遍存在重皮、硬度偏高和金相组织异常的现象，部分弯头厚度较低，如AW5弯头最薄处为12.8mm，原始壁厚为16mm。计划对一期俄供冷再弯头进行更换。 ,#7 机组主蒸汽(12Cr1MoV)和再热蒸汽管道(12Cr1MoV)山东公司烟台电厂#3 部分弯头(93,122HB)，吉林公司九台电厂#1、#2机组高压主给水管道(WB36)个别管段(170,180HB)， 股份公司营口电厂2009年#3机组B级检修中，检查发现高压进汽导管法兰螺栓共32根硬度偏高(,410HB);2009年#1和#2机组A级检修中，检查发现#1机组64根螺栓硬度偏低，#2机组94根螺栓硬度偏低，41根螺栓硬度偏高。可能是由于硬度测量不准确引起。电厂已计划在2011年大修中对硬度不合格的螺栓进行复查。 2.2.7 支吊架问题 宁夏公司大坝电厂#3、#4炉26m主蒸汽管支吊架吊耳焊缝均已返修2次。计划2011年检修中进行设计改造。 山东公司德州电厂#6机组再热热段蒸汽管道、高压给水管道共6个吊架恒力吊架指针冷态在0位置。由于人员及技术条件，暂时无法完成以上吊架的调整工作。 股份公司南通电厂#1炉炉顶有三只吊架弹簧断裂，因无备品未进行更换。沁北电厂#1,#4机组四大管道部分支吊架有偏斜、过载、欠载等问题，对#1机组四大管道支吊架全部调整完毕，其他3台机组由于停机时间较短，仅对其中较严重部位进行调整，对于未调整完毕的支吊架择机处理。平凉电厂#1机组主蒸汽管道#12恒力吊架管部变形上翘约15mm，再热热段管道#14立管恒力吊架管部略有上翘变形，因厂家无备品和检修工期短等原因暂未处理。福州电厂新投?期#5、#6机组存在支吊架异常，管道走向设置不合理等问题，均需在今后的机组检修中予以调整。金陵燃机燃煤#1机组的四大管道支吊架部分异常，已对管道支吊架和膨胀系统进行检查和应力计算，下次B修时进行调整。淮阴电厂#3炉高温再热蒸汽管道在标高8.955m处的阻尼器与加长杆连接螺钉拉脱，可能是安装时阻尼器未按要求复位，加上管道下沉造成了此次螺钉拉脱。重新采购一阻尼器在机组下次检修时安装。汕头电厂#1、#2机组四大管道支吊架腐蚀严重。 吉林公司九台电厂#1、#2炉高温炉烟管道28m层固定支架变形，固定支架支撑板外端敲起，18m层恒力弹簧吊架受扭矩影响管部和根部变形，恒力弹簧损坏。高温炉烟管道28m层和13.7m层固定支架没有按照设计要求安装，目前#2炉高温管道损坏吊架正按改 11 造方案处理中，#1炉损坏吊架待机组停备检修时进行处理。 2.2.8 汽轮机和管道问题 珞璜电厂#5机组低压次末级叶片叶根已两次发生开裂，分析是叶片本身设计安装问题。计划在2011年对此级叶片进行整体改型更换。 北方公司金桥电厂#2机高联门上共有5条螺栓检测出存在粗晶，现仍使用，未更换新螺栓。 股份公司邯峰电厂#1机组B修发现主汽联箱与主汽管道P91，P22异种钢焊口存在长约40mm的未熔合超标缺陷，下次检修复查。 3 下年度工作要点及建议 2011年金属技术监督工作的总体思路是:以确保安全生产为目标，全面贯彻落实集团公司《电力技术监督管理办法》和集团公司2011年工作会议精神。通过进一步加强技术监督组织机构和制度的完善工作，使监督工作落到实处;通过对各级监督人员的培训、考核，不断提高技术监督管理水平和专业技术水平;通过技术监督动态检查和季报分析、专项调研工作，及时发现存在的重大隐患问题;对发现的重大隐患问题，通过及时的预警和处理，进一步提高设备的安全状态。 3.1 加强技术监督的定期工作管理 各产业(区域)公司应督促各发电企业，严格按照集团公司《电力技术监督管理办法》、火(水)电金属监督技术标准和本企业技术监督管理制度、金属和锅炉压力容器管理制度，以及国家、行业技术监督标准、反措要求，做好日常技术监督管理和设备定期监督工作。新建机组应进一步加强基建阶段的金属监督工作，提高设备投运后的安全可靠性，投运机组应加强大、小修中的技术监督工作管理工作，严格按照监督计划和标准规范要求开展金属监督工作，提高工作质量。同时各产业(区域)公司、发电企业认真做好技术监督计划、季报、年度总结的上报工作。 热工院金属监督工作应按照集团公司2011年度技术监督 工作计划 幼儿园家访工作计划关于小学学校工作计划班级工作计划中职财务部门工作计划下载关于学校后勤工作计划 的要求，认真组织、精心准备，做好计划的落实和执行工作，进一步提高服务质量，为集团公司发电设备的安全、可靠运行保驾护航。 3.2 加强技术监督问题的闭环管理工作 各产业(区域)公司要督促各发电企业对2010年热工院、属地电科院技术监督现场动态检查和季报中等提出的问题，及时制定整改计划和措施，责任到人，结合2011年度机组检修安排实施，对问题的整改要有监督、检查和考核，加强闭环管理，提高整改质量 12 和效果。对生产中的重大隐患和技术难题应及时立项组织力量攻关解决，消除重大安全隐患。热工院金属监督人员对于问题的整改过程应进行跟踪监督和技术支持，促进问题的整改落实。 3.3 2011年金属监督重点专业工作和建议 1)加强锅炉受热面管的全过程监督，预防和减少锅炉“四管”泄漏问题 锅炉受热面管泄漏是影响机组安全运行的主要因素，引起受热面泄漏的主要原因有:运行控制、设计因素、异物堵塞原因引起的长期和短期超温爆管泄漏，高温腐蚀引起的水冷壁减薄(泄漏)，吹灰器吹损引起的减薄(泄漏)，飞灰磨损引起的管壁减薄(泄漏)，热膨胀应力引起的鳍片焊缝、管座角焊缝、管卡固定块焊缝、炉顶密封焊焊缝开裂泄漏，制造或安装焊口(检修焊口)质量问题引起的泄漏，异种钢焊口蠕变、疲劳开裂引起的泄漏，管子弯头制造质量问题引起的开裂泄漏。 针对锅炉受热面泄漏的治理，各电厂应加强锅炉受热面在设计、制造、安装、运行、检修全过程的监督。新建机组应加强管子母材、焊接质量、管子和联箱清洁度的监督检查。预防由于母材、焊接质量问题和异物堵塞引起的爆管问题的发生。投运机组应加强“逢停必检”的力度和效果，针对不同的失效形式采取相应的检查和预防措施，并积极采用新技术和经验预防泄漏事故的发生。运行期间加强锅炉管子壁温的监督分析和控制，检修期间加强对超温部位的检查和高温部位的定期割管分析，防止超温(长期过热、短期过热)爆管事故的发生，对长期超温的受热面应采取改造措施进行处理。加强吹灰器的运行、维护监督，并采取防止吹损和飞灰磨损的措施，防止磨损减薄和泄漏事故的发生。加强燃煤采购管理，并采取措施防止发生高温温腐蚀问题。对应力引起的管座角焊缝、鳍片焊缝、异种钢焊口除加强检修检查外，应采取措施进行必要的改造处理消除安全隐患。对锅炉受热面奥氏体不锈钢管内壁氧化膜剥落沉积堵管和超温问题，建议每次停机检修期间采用磁性检查法进行检查，发现有堆积时及时清理;运行期间严格控制温度，防止超温现象的发生。对运行7,8万小时以上的异种钢焊口应进行探伤检查，割管进行状态评估。检修过程中应防止异物进入受热面管，对检修焊口进行100%的探伤检查。 2)加强“四大”管道母材和焊缝、螺栓质量的监督 大连、沁北、太仓、中原燃机、丹东、海口、聊城、烟台、汕头、伊敏、东方等电厂(P91、P22、15Cr1Mo1V、12Cr1MoV)主蒸汽或再热蒸汽管道(或管件)母材存在硬度超标或金相组织不合格的问题(不符合DL/T 438-2009规定);嘉祥、丹东、日照等电厂P91蒸汽管道焊缝硬度值超过DL/T 438-2009的规定(180,270 HB)。北方公司包头三厂、临河、 13 金桥电厂，股份公司上安电厂，东公司辛店(3根因粗晶断裂)电厂检修发现螺栓存在粗晶或金相组织不合格的现象。 建议在建机组应加强“四大”管道制造(母材)质量的检验和安装过程中焊接质量的监督检验，对高温螺栓进行100%的光谱、硬度、探伤检验和金相抽查，发现问题及时采取措施处理。对已投运机组“四大”管道母材和焊缝存在硬度以及金相组织异常部位，电厂应利用检修机会，对硬度以及金相组织异常部位应加强检查(胀粗、硬度、金相、探伤等检查)，同时对硬度和金相组织严重超标的管道或管件(或异常部件多、单个部件异常范围大时)应委托相关单位进行评估和处理;应加强高温螺栓备品供货单位资质审查、入库前进行100%的光谱、硬度、探伤检验验收工作，新螺栓安装前应进行100%光谱和硬度检验，防止使用不合格螺栓，引起运行期间螺栓断裂漏气事故发生。 3)加强锅炉压力容器的定期检验工作 股份公司岳阳电厂#3机组#7、#8复式低压加热器水室封头环焊缝上部存在超标缺陷;山东公司运河电厂制氢站#2、#3储氢罐母材存在大面积夹层缺陷，德州电厂#2,#4炉汽包的下降管角焊缝存在未熔合超标缺陷，沾化电厂#3炉汽包环焊缝存在一处原始超标缺陷;黑龙江公司鹤岗电厂#1氢站#1、#3、#5氢气储罐焊缝内存在超标缺陷。陕西公司秦岭电厂15台压力容器尚未进行定期内部检验;山东公司烟台电厂4台压力容器超过定期检验周期;海南公司海口电厂四期10台压力容器投产至今未进行定期检验，#8锅炉汽包、再热器进口共2个安全阀校验不合格仍然运行、#5机组锅炉压力容器安全阀未校验。 建议各电厂应利用检修机会对超标缺陷进行处理，或联系相关单位对超标缺陷进行安全性评估(未进行评估的电厂)，评估后需要返修的应及时安排返修，不需返修的应加强探伤复查。同时应重视锅炉压力容器的定期检验工作和安全阀的定期校验工作，对于超期未检的锅炉压力容器应利用停机机会，安排委托有资质的检验单位对锅炉压力容器进行全面检验，发现不合格的问题应及时采取必要的措施进行消缺处理，防止事故的发生。 4)加强大型铸件的监督 平凉(#2锅炉再热热段堵阀)、上安(#6炉5个堵阀，再热冷段2个、再热热段2个、主蒸汽管道1个)、沁北(#1、#2炉再热热段、冷段堵阀，#5锅炉再热热段2个、冷段2个堵阀)、太仓(#3机组主蒸汽管道堵阀)、石洞口二厂(#1、#2机高压内缸)，上都电厂(#1机主蒸汽管道堵阀)，海口电厂(#8炉再热蒸汽冷段管道堵阀)在对汽缸、堵阀等大型铸件检查的过程中，均发现有开裂的现象。其中平凉、石洞口二厂、上安电厂较为严重。 建议新建电厂应加强对大型铸件制造质量的检验;运行电厂检修中加强对大型铸件的 14 探伤检查;对于发现的裂纹应及时处理，并加强补焊处理工艺的审核，避免同一部位多次发生开裂。同时检修中对补焊部位应加强检查。 5)加强管道支吊架的监督 大连、淮阴、汕头、平凉、南通、沁北、福州、金陵、鹤岗、九台、德州、莱芜等电厂均发现有汽水管道支吊架异常或损坏的问题。其中汕头、平凉、南通、沁北、福州、金陵、九台等电厂支吊架异常或损坏的问题尚未处理。 对于汕头、平凉、南通、沁北、福州、金陵、九台等电厂，应尽快利用检修机会对支吊架异常或损坏的问题进行处理，同时建议公司各电厂应严格按照DL/T 438-2009《火力发电厂金属技术监督规程》中的相关规定，每次A级检修应对管道支吊架进行检查，根据检查结果，对管道支吊架进行调整。 6)加强机炉外管的监督 乌海、包二、达拉特、呼热、临河、包三、岳阳、南京、苏州热电、汕头、杨柳青、安源、玉环、珞璜、济宁热电、黄台、济宁、白杨河、临沂、辛店、大坝、海口等电厂的联箱及四大管道的疏水、取样、仪表管、导汽管等，阀体、压力容器等疏水、取样、仪表以及减温水管道均存在冲刷减薄、腐蚀、错用材质、管座角焊缝开裂等问题。 建议在建机组在制造和现场安装过程中，应重视和加强对各种机炉外小管角焊缝和对接焊缝质量的监督检查(特别应重视抽查比例小的管子焊缝的质量检验)。投运机组应制定普查计划，加强对机炉外管焊缝质量、弯头部位冲刷情况的普查。对运行超过10万h的小管子，宜结合检修进行更换。 15