WO2019043842A1 - 鋳鋼部材の保守管理方法 - Google Patents

鋳鋼部材の保守管理方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2019043842A1
WO2019043842A1 PCT/JP2017/031208 JP2017031208W WO2019043842A1 WO 2019043842 A1 WO2019043842 A1 WO 2019043842A1 JP 2017031208 W JP2017031208 W JP 2017031208W WO 2019043842 A1 WO2019043842 A1 WO 2019043842A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
crack
cast steel
steel member
welding
depth
Prior art date
Application number
PCT/JP2017/031208
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
西田　秀高
Original Assignee
中国電力株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 中国電力株式会社 filed Critical 中国電力株式会社
Priority to PCT/JP2017/031208 priority Critical patent/WO2019043842A1/ja
Priority to JP2018500810A priority patent/JP6384632B1/ja
Publication of WO2019043842A1 publication Critical patent/WO2019043842A1/ja

Links

Images

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K31/00—Processes relevant to this subclass, specially adapted for particular articles or purposes, but not covered by only one of the preceding main groups
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K9/00—Arc welding or cutting
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B23—MACHINE TOOLS; METAL-WORKING NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • B23K—SOLDERING OR UNSOLDERING; WELDING; CLADDING OR PLATING BY SOLDERING OR WELDING; CUTTING BY APPLYING HEAT LOCALLY, e.g. FLAME CUTTING; WORKING BY LASER BEAM
    • B23K9/00—Arc welding or cutting
    • B23K9/04—Welding for other purposes than joining, e.g. built-up welding
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups

Definitions

  • the present invention relates to a method of maintaining and managing cast steel members used in a power generation facility.
  • the steam turbine system installed in the power plant, the casing that is the casing of the steam turbine system, and the components such as the valve system that controls the steam flow are exposed mainly to high temperature and high pressure, so they are mainly manufactured using cast steel. Be done.
  • a crack may be generated on the surface due to a thermal stress accompanying a rapid temperature change at the start and stop of the steam turbine apparatus or a tensile force acting for a long time.
  • Patent Document 1 as a method for repairing a crack in a cast steel member, the crack is cut and preheating is performed before welding, and a cast steel of the same material as the cast steel member, ie, chromium-molybdenum ( There is a method of welding a cracked part using a common material such as CrMo) cast steel or chromium-molybdenum-vanadium (CrMoV) cast steel and then heat treating it.
  • a common material such as CrMo
  • CrMoV chromium-molybdenum-vanadium
  • nickel welds that do not require preheating or heat treatment may be performed by using a weld material mainly composed of nickel instead of using a common material.
  • nickel welding is less expensive than welding between cast steels, high temperature fatigue strength is reduced to almost half, so in welding of cracks generated in cast steel used under high temperature and high pressure environment, nickel welding has been carried out so far It was not done.
  • the present invention is a maintenance management method and maintenance management apparatus for cast steel members, which does not require preheating or post heat treatment, and is capable of welding a crack using a weld material excellent in ductility and oxidation resistance under high temperature and high pressure environment. provide.
  • the present invention has the following configuration.
  • a maintenance management method of a cast steel member used in a power generation facility wherein the crack detection step of detecting the depth of the crack generated in the cast steel member and the development of the crack are predicted using at least the depth.
  • TSR required minimum thickness
  • the crack growth prediction step and the crack growth prediction step it is predicted that the crack will reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the next inspection schedule of the power generation facility Select a welding material of the same material as the cast steel member, and if it is predicted that the required minimum thickness (TSR) depth of the cast steel member is not reached, a nickel-based welding material Selecting a welding material, and welding the arc welding the crack using the welding material selected in the welding material selection step.
  • the crack generated in the cast steel member will not reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the next inspection schedule of the power generation facility.
  • TSR required minimum thickness
  • the next step of the power generation facility is performed in the crack growth prediction step.
  • the cast steel member and the cast steel member are selected in the welding material selection step. It is preferred to select welding materials of the same material.
  • the predetermined ratio is preferably one third of the thickness of the cast steel member.
  • the depth of the crack is obtained by adding a predetermined threshold to the minimum necessary thickness (TSR) of the cast steel member at the next scheduled inspection. It is preferable to further include a cast steel member replacement step of replacing the cast steel member when it is predicted to become more than the amount.
  • TSR minimum necessary thickness
  • a maintenance management device for a cast steel member used in a power generation facility comprising: a crack detection unit that detects a depth of a crack generated in the cast steel member; and prediction of the development of the crack using at least the depth
  • the crack growth prediction unit and the crack growth prediction unit predict that the crack will reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the next inspection schedule of the power generation facility Select a welding material of the same material as the cast steel member, and if it is predicted that the required minimum thickness (TSR) depth of the cast steel member is not reached, a nickel-based welding material
  • a maintenance management apparatus comprising: a welding material selection unit; and a welding unit for arc welding the crack using the welding material selected by the welding material selection unit.
  • the crack generated in the cast steel member will not reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the next inspection schedule of the power generation facility.
  • TSR required minimum thickness
  • FIGS. 1A and 1B show a main valve 50 of a main steam stop valve as an example of a cast steel member used in a power generation facility.
  • FIG. 1A is a view of the main valve viewed from above in the vertical direction
  • FIG. 1B is a cross-sectional view of the main valve viewed in the horizontal direction.
  • the main steam stop valve is a pressure vessel exposed to high temperature and high pressure steam, and is therefore manufactured mainly using cast steel.
  • a crack often occurs in a portion shown by the hatched portion 52 in FIG. 1A due to the thermal stress caused by the rapid temperature change at the start and stop of the steam turbine device. .
  • the present crack does not reach one third of the thickness, and further, for example, according to the method disclosed in Patent Document 2, the current depth of the crack and the repeated stress
  • TSR required minimum thickness
  • the periphery of the crack is ground and the ground point is ground , Welding using a nickel-based welding material.
  • the hatched portion 54 in FIG. 1B is ground and welded.
  • FIG. 2 shows a specific operation flow of the maintenance management method according to the present invention.
  • a maintenance manager investigates the depth of the crack currently occurring in the cast steel member. If the depth of the current crack is one third or more of the thickness of the cast steel member, the process proceeds to step S2. If the depth of the current crack is less than one third of the thickness of the cast steel member, the process proceeds to step S3.
  • step S2 for example, by using the method disclosed in Patent Document 2, it is predicted how much the crack has progressed at the next inspection. Thereafter, the process proceeds to step S4.
  • "at the time of the next inspection” said here is not limited at the time of the periodic inspection of power generation equipment.
  • the maintenance manager may open the casing and visually inspect the cracks in the cast steel member.
  • step S3 for example, by using the method disclosed in Patent Document 2, it is predicted how much the crack has progressed at the next inspection. Thereafter, the process proceeds to step S5.
  • "at the time of the next inspection” said here is not limited at the time of the periodic inspection of power generation equipment.
  • the maintenance manager may open the casing and visually inspect the cracks in the cast steel member.
  • step S4 when the depth of the crack reaches the minimum necessary thickness of cast steel member (TSR) + threshold or more at the time of the next inspection and the cast steel member is expected to be broken (S4: YES) The process proceeds to step S6. If it is predicted that the depth of the crack does not reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member + the threshold at the next inspection (S4: NO), the process proceeds to step S7.
  • TSR minimum necessary thickness of cast steel member
  • threshold threshold
  • step S5 when it is predicted that the depth of the crack will reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the time of the next inspection (S5: YES), the process proceeds to step S7. If it is predicted that the depth of the crack does not reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the time of the next inspection (S5: NO), the process proceeds to step S8.
  • TSR required minimum thickness
  • step S6 the maintenance manager replaces the cracked cast steel member with a new cast steel member, and the operation flow ends.
  • step S7 the maintenance manager welds the crack generated in the cast steel member using a common material, that is, the same weld material as the cast steel member, and the operation flow ends.
  • a welding material mainly composed of nickel includes, for example, about 70% by weight of nickel, and further, about 0.3% of silicon (Si) as an oxidation resistant element, and manganese (Mn) 3) and chromium (Cr) at about 15%, and niobium (Nb) and carbon monoxide (CO) may be added as grain boundary and creep strength strengthening elements.
  • step S2 and step S3 for example, according to the method disclosed in Patent Document 2, the depth of the crack, the measured value of the number of times of occurrence of repeated stress, time-series change of stress, creep rupture characteristics
  • the crack growth is predicted using a prediction example shown in FIG.
  • the horizontal axis of the graph of FIG. 3 shows the cumulative number of start and stop of the power generation equipment. Further, the vertical axis indicates the total value of the depth of the crack generated in the cast steel member and the grinding amount for grinding the peripheral portion of the crack by the method described later. Moreover, a solid line shows an actual value and a dotted line shows a predicted value.
  • the cast steel member whose crack growth prediction is shown is based on the premise that the material is 2.25 Cr-1Mo and it is used at a temperature of 566.degree. In addition, it is assumed that the required minimum thickness (TSR) is 50 mm.
  • the graph of the crack growth prediction of the case where there is no repair of a crack and the case where a crack is welded is shown after the cumulative start / stop frequency of 1400 times.
  • the graph without crack repair is indicated by a long dotted line, and the graph with a 10 mm weld of the cracked part is indicated by a short dotted line.
  • a crack occurs when the cumulative number of times of start and stop reaches about 430, and the crack progresses as the number of times of start and stop increases.
  • the degree of increase of the crack depth is relaxed when the cumulative number of start and stop times is around 850 times.
  • the crack depth increases while maintaining the same inclination as after the cumulative start / stop count reaches 850 times. It is predicted that the depth of the crack reaches the required minimum thickness (TSR) when the cumulative number of times of start and stop reaches about 1950 times.
  • TSR required minimum thickness
  • the graph in the case where the cracked portion is welded by 10 mm, the graph is shifted downward by 10 mm because welding by 10 mm is performed when the accumulated start / stop frequency reaches 1400 times.
  • the slope is the same as in the graph without crack repair, and although the crack depth increases, the crack depth is still the minimum required thickness, even if the cumulative start-stop times exceed 2200 times. It is expected that the thickness (TSR) will not be reached.
  • step S2 Since the number of start and stop of the steam turbine between the inspection of the power generation facility and the inspection is almost fixed, the crack currently being generated is next time based on the graph of FIG. 3 in step S2 and step S3. It is possible to predict how much progress has been made by the scheduled inspection time.
  • step S8 the maintenance manager welds the crack generated in the cast steel member using a nickel-based welding material, as shown in FIGS. 4A to 4C. It will be described in detail by reference.
  • FIG. 4A shows a state where a crack 12 has occurred in the cast steel member 10.
  • the crack 12 shall not penetrate the cast steel member 10 here.
  • the maintenance manager cuts a peripheral region 14 of the crack 12 as shown by the hatched portion in FIG. 4B.
  • the width of the peripheral region 14 varies depending on the width and depth of the crack 12 itself. Also, the depth of the peripheral region 14 does not reach the deepest depth of the crack 12. This is because there is no need to cut so as to include the entire crack 12 and weld it so that the crack 12 does not remain at all, considering that the life of the power generation facility is limited.
  • the welding rod 20 is, for example, a nickel (Ni) -based welding rod such as the brand NI-70A, and contains about 70% by weight of nickel. Furthermore, the welding rod 20 contains about 0.3% of silicon (Si), about 3% of manganese (Mn), and about 15% of chromium (Cr) as an oxidation resistant element, and also grain boundaries and creep. In addition to chromium (Cr) described above, niobium (Nb) and carbon monoxide (CO) are added to the welding rod 20 as a strengthening element of strength.
  • FIG. 5 shows a functional block diagram of a maintenance management apparatus 100 that executes the above-described maintenance management method.
  • the maintenance management apparatus 100 includes a crack detection unit 110, a crack growth prediction unit 120, a welding material selection unit 130, and a welding unit 140.
  • the crack detection unit 110 detects the depth of a crack generated in the cast steel member. That is, the crack detection unit 110 executes the detection of the depth of the crack in step S1 in the flowchart of FIG.
  • the crack growth prediction unit 120 predicts the growth of the crack using at least the depth of the crack detected by the crack detection unit 110. That is, the crack growth prediction unit 120 executes the crack growth prediction in steps S2 and S3 in the flowchart of FIG.
  • the welding material selection unit 130 Select a welding material of the same material as the cast steel member. If it is predicted by the crack growth prediction unit 120 that the crack does not reach the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the next inspection schedule of the power generation facility, the welding material selection unit 130 Select a welding material mainly composed of nickel. That is, the welding material selection unit 130 executes the selection of the welding material in step S5 in the flowchart of FIG.
  • the weld 140 arc welds the crack using the weld material selected by the weld material selector 130. That is, the welding unit 140 executes the arc welding in steps S7 and S8 in the flowchart of FIG.
  • the crack progress prediction unit 120 predicts that the depth of the crack exceeds the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member by a predetermined threshold or more at the next inspection schedule.
  • The may further include a cast steel member replacement unit that replaces the cast steel member.
  • the welding material selection unit 130 unconditionally selects a welding material of the same material as the cast steel member. You may choose. Specifically, whether or not the crack growth prediction unit 120 predicted that the crack generated in the cast steel member will reach the depth of the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member at the next inspection schedule of the power generation facility Regardless, the welding material selection unit 130 may select a welding material of the same material as the cast steel member.
  • TSR required minimum thickness
  • the depth of the crack is not less than a predetermined ratio of the thickness of the cast steel member, for example, one third of the thickness of the cast steel member, welding of the same material as the cast steel member is performed. Arc weld the crack using the material. Thereby, when the crack which generate
  • the present embodiment as a result of the crack growth prediction, when it is expected that the depth of the crack exceeds the required minimum thickness (TSR) of the cast steel member by a predetermined threshold or more at the next inspection schedule. Replace the cast steel member. This makes it possible to maintain the cast steel member based on a clear judgment standard as to whether to weld a crack generated in the cast steel member or to replace the cast steel member itself.
  • TSR required minimum thickness

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Plasma & Fusion (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Butt Welding And Welding Of Specific Article (AREA)

Abstract

予熱や後熱処理が必要でない上、高温高圧環境下での延性、耐酸化性に優れた溶接材料を用いた亀裂（１２）の溶接が可能な、鋳鋼部材（１０）の保守管理方法及び保守管理装置（１００）を提供する。亀裂進展予測ステップ（Ｓ３）において、亀裂（１２）が、発電設備の次回の点検予定時に、鋳鋼部材（１０）の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測される場合には、鋳鋼部材（１０）と同じ材質の溶接材料を選択し、鋳鋼部材（１０）の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予測される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料（２０）を選択する溶接材料選択ステップ（Ｓ５）と、溶接材料選択ステップ（Ｓ５）において選択された溶接材料を用いて、亀裂（１２）をアーク溶接する溶接ステップ（Ｓ７，Ｓ８）と、を有する保守管理方法。

Description

鋳鋼部材の保守管理方法
　本発明は、発電設備で用いられる鋳鋼部材の保守管理方法に関する。
　発電所に設置される蒸気タービン装置、及び、蒸気タービン装置のケーシングである車室や、蒸気流を制御する弁装置等の部材は、高温高圧下に晒されるため、主として、鋳鋼を用いて製造される。
　これらの鋳鋼部材には、例えば、蒸気タービン装置の起動停止時における急激な温度変化に伴う熱応力や、長時間作用する引張力に由来して、表面に亀裂が発生することがある。
　鋳鋼部材の亀裂を補修する方法としては、例えば特許文献１に記載されるように、亀裂を削って、溶接前に予熱を行い、鋳鋼部材と同じ材質の鋳鋼、すなわち、例えば、クロム－モリブデン（ＣｒＭｏ）鋳鋼、又はクロム－モリブデン－バナジウム（ＣｒＭｏＶ）鋳鋼等の共材を用いて亀裂部分を溶接し、その後、熱処理する方法がある。
特開２０１３－１０７１０１号公報 特開２０１４－０４８１９６号公報
　しかし、蒸気タービン装置、車室、弁装置は大型であり、補修のために、これらを発電設備から取り外して、補修工場に持ち帰ることができないので、現場で補修するしかなかった。これにより、熱処理が完全にできないため、逆に、亀裂周辺部が脆化して、割れやすくなることがあった。
　また、鋳鋼部材ではなく、鋳鉄部材においては、共材を用いるのではなく、ニッケルを主成分とする溶接材を用いることで、予熱や熱処理が不要な、ニッケル溶接が行われることがある。しかし、ニッケル溶接は、鋳鋼同士の溶接に比べてコストは低いものの、高温疲労強度が半分近くに落ちるため、高温高圧環境下で用いられる鋳鋼に発生した亀裂の溶接では、これまでニッケル溶接は実施されていなかった。
　本発明は、予熱や後熱処理が必要でない上、高温高圧環境下での延性、耐酸化性に優れた溶接材料を用いた亀裂の溶接が可能な、鋳鋼部材の保守管理方法及び保守管理装置を提供する。
　前記目的を達成するため、本発明は、次に記載する構成を備えている。
　（１）　発電設備で用いられる鋳鋼部材の保守管理方法であって、前記鋳鋼部材に発生した亀裂の深さを検知する亀裂検知ステップと、少なくとも前記深さを用いて、前記亀裂の進展を予測する亀裂進展予測ステップと、前記亀裂進展予測ステップにおいて、前記亀裂が、前記発電設備の次回の点検予定時に、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測される場合には、前記鋳鋼部材と同じ材質の溶接材料を選択し、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予測される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料を選択する、溶接材料選択ステップと、前記溶接材料選択ステップにおいて選択された前記溶接材料を用いて、前記亀裂をアーク溶接する溶接ステップと、を有する保守管理方法。
　（１）によれば、とりわけ、鋳鋼部材に発生した亀裂が、発電設備の次回の点検予定時に、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予想される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いることにより、予熱や後熱処理が必要でない上、高温高圧環境下での延性、耐酸化性に優れた亀裂の溶接が可能となる。
　（２）　（１）において、前記亀裂検知ステップにおいて検知された亀裂の深さが、前記鋳鋼部材の肉厚の所定割合以上である場合には、前記亀裂進展予測ステップにおいて、発電設備の次回の点検予定時に、前記鋳鋼部材に発生した亀裂が、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測されたか否かに関わらず、前記溶接材料選択ステップにおいて、前記鋳鋼部材と同じ材料の溶接材料を選択することが好ましい。
　（２）によれば、鋳鋼部材に発生した亀裂の深さが、鋳鋼部材の肉厚の所定の割合以上の場合には、高温疲労強度の高い共材を用いて溶接することが可能となる。
　（３）　（２）において、前記所定割合は、前記鋳鋼部材の肉厚の３分の１であることが好ましい。
　（３）によれば、鋳鋼部材に発生した亀裂の深さが、鋳鋼部材の肉厚の３分の１を超えている場合には、高温疲労強度の高い共材を用いて溶接することが可能となる。
　（４）　（１）～（３）において、前記亀裂進展予測ステップにおいて、次回の点検予定時に、前記亀裂の深さが、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）に所定の閾値を加算した量以上となることが予測される場合には、前記鋳鋼部材を交換する、鋳鋼部材交換ステップを更に有することが好ましい。
　（４）によれば、鋳鋼部材を補修する上で、鋳鋼部材に発生した亀裂を溶接するのか、又は、鋳鋼部材自体を交換するのかについての明確な判断基準に基づいて、鋳鋼部材を保守管理することが可能となる。
　（５）　発電設備で用いられる鋳鋼部材の保守管理装置であって、前記鋳鋼部材に発生した亀裂の深さを検知する亀裂検知部と、少なくとも前記深さを用いて、前記亀裂の進展を予測する亀裂進展予測部と、前記亀裂進展予測部によって、前記亀裂が、前記発電設備の次回の点検予定時に、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測される場合には、前記鋳鋼部材と同じ材質の溶接材料を選択し、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予測される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料を選択する、溶接材料選択部と、前記溶接材料選択部によって選択された前記溶接材料を用いて、前記亀裂をアーク溶接する溶接部と、を備える保守管理装置。
　（５）によれば、とりわけ、鋳鋼部材に発生した亀裂が、発電設備の次回の点検予定時に、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予想される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いることにより、予熱や後熱処理が必要でない上、高温高圧環境下での延性、耐酸化性に優れた亀裂の溶接が可能となる。
　本発明によれば、予熱や後熱処理が必要でない上、高温高圧環境下での延性、耐酸化性に優れた溶接材料を用いた、亀裂の溶接が可能となる。
本発明の実施箇所の例である発電所主弁の図である。 本発明の実施箇所の例である発電所主弁の図である。 本発明の一実施形態に係る保守管理方法のフローを示すフローチャートである。 本発明において用いられる亀裂進展予測方法により予測される亀裂進展の予測例である。 本発明において実施されるニッケル溶接方法の説明図である。 本発明において実施されるニッケル溶接方法の説明図である。 本発明において実施されるニッケル溶接方法の説明図である。 本発明の位置実施形態に係る保守管理装置の構成図である。
　以下、本発明の実施形態について各図面を参照しながら詳述する。
　図１Ａ及び図１Ｂは、発電設備で用いられる鋳鋼部材の一例としての、主蒸気止め弁の主弁５０を示す。図１Ａは、主弁を鉛直方向上方から見た図であり、図１Ｂは主弁を水平方向から見た断面図である。主蒸気止め弁は、高温高圧の蒸気に晒される圧力容器であるため、主として鋳鋼を用いて製造される。しかし、主弁５０のとりわけ弁シートには、蒸気タービン装置の起動停止時における急激な温度変化に伴う熱応力に由来して、図１Ａのハッチング部５２に示す箇所に亀裂が発生することが多い。
　そこで、本発明においては、後述のように、現在の亀裂が肉厚の３分の１に達することなく、更に、例えば特許文献２が開示する方法により、現時点での亀裂の深さや繰り返し応力の発生回数等を用いて亀裂の進展を予測した結果、次回の検査時において、亀裂の深さが必要最小肉厚（ＴＳＲ）に達しない場合には、亀裂周辺部を研削すると共に、研削箇所を、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いて溶接する。例えば、図１Ｂにおけるハッチング部５４を研削・溶接する。
　ニッケルを主成分とする溶接材料を用いた溶接においては、共材として鋳鋼を用いた溶接に比較して、溶接時の熱影響により、亀裂近傍、とりわけ母材と溶接箇所との境界において、新たな亀裂が２倍前後の速さで発生する。しかし、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いた溶接は、共材として鋳鋼を用いた溶接に比較して、コストが低い。そこで、現時点において亀裂の進展量が小さい場合には、溶接材料の違いによる新たな亀裂の生じやすさへの影響が、さほど変わらないため、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いた溶接を実施する。一方で、現時点における亀裂の進展量が大きく、溶接材料による亀裂の速度への影響が無視できない場合には、共材として鋳鋼を用いた溶接を実施する。
　図２は、本発明に係る保守管理方法の具体的な動作フローを示す。
　ステップＳ１において、保守管理者は、現時点において鋳鋼部材に生じている亀裂の深さを調査する。現時点の亀裂の深さが、鋳鋼部材の肉厚の３分の１以上の場合には、処理はステップＳ２に移行する。現時点の亀裂の深さが、鋳鋼部材の肉厚の３分の１に満たない場合には、処理はステップＳ３に移行する。
　ステップＳ２において、例えば特許文献２が開示する方法を用いることにより、次回の点検時に亀裂がどの程度進展しているかを予測する。その後、処理は、ステップＳ４に移行する。なお、ここで言う「次回の点検時」とは、発電設備の定期点検時に限定されない。例えば、保守管理員が、車室を開けた上で、鋳鋼部材の亀裂を目視により点検する点検時であってもよい。
　ステップＳ３において、例えば特許文献２が開示する方法を用いることにより、次回の点検時に亀裂がどの程度進展しているかを予測する。その後、処理は、ステップＳ５に移行する。なお、ここで言う「次回の点検時」とは、発電設備の定期点検時に限定されない。例えば、保守管理員が、車室を開けた上で、鋳鋼部材の亀裂を目視により点検する点検時であってもよい。
　ステップＳ４において、次回の点検時に、亀裂の深さが、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）＋閾値以上に達し、鋳鋼部材が壊れることが予想される場合（Ｓ４：ＹＥＳ）には、処理はステップＳ６に移行する。次回の点検時に、亀裂の深さが、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）＋閾値に達しないことが予想される場合（Ｓ４：ＮＯ）には、処理はステップＳ７に移行する。繰り返しとなるが、ここで言う「閾値」とは、次回の点検時における亀裂の深さが、当該閾値を鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）に加算した量に達していた場合に、鋳鋼部材が壊れることが予想される値である。
　ステップＳ５において、次回の点検時に、亀裂の深さが、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）以上に達することが予想される場合（Ｓ５：ＹＥＳ）には、処理はステップＳ７に移行する。次回の点検時に、亀裂の深さが、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）以上に達しないことが予想される場合（Ｓ５：ＮＯ）には、処理はステップＳ８に移行する。
　ステップＳ６において、保守管理員は、亀裂の発生した鋳鋼部材を、新たな鋳鋼部材に交換し、動作フローは終了する。
　ステップＳ７において、保守管理員は、鋳鋼部材に発生した亀裂を、共材、すなわち鋳鋼部材と同一の溶接材料を用いて溶接し、動作フローは終了する。
　ステップＳ８において、保守管理員は、鋳鋼部材に発生した亀裂を、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いて溶接し、動作フローは終了する。なお、ここで、「ニッケルを主成分とする溶接材料」とは、例えば、ニッケルを重量比７０％程度含み、更に、耐酸化元素として、ケイ素（Ｓｉ）を０．３％程度、マンガン（Ｍｎ）を３％程度、クロム（Ｃｒ）を１５％程度含むと共に、結晶粒界及びクリープ強度の強化元素として、ニオブ（Ｎｂ）、一酸化炭素（ＣＯ）が添加されていてもよい。
　上記の動作フローにより、強度は比較的高い一方で、コストも比較的高い溶接材料と、強度は比較的低い一方で、コストも比較的低い溶接材料との間での溶接材料の選択を最適化することが可能となる。
　上記のように、ステップＳ２及びステップＳ３においては、例えば特許文献２が開示する方法により、亀裂の深さ、繰り返し応力の発生回数の実測値、応力の時系列的な変化、クリープ破断特性等を用いて、亀裂の進展を予測するが、その予測例を図３に示す。
　図３のグラフの横軸は、発電設備の累積起動停止回数を示す。また、縦軸は、鋳鋼部材に発生した亀裂の深さと、後述の方法により亀裂の周辺部を研削する研削量との合計値を示す。また、実線が実測値を、点線が予測値を示す。図３のグラフで、亀裂の進展予測が示される鋳鋼部材は、材質が２．２５Ｃｒ－１Ｍｏであり、５６６℃の温度下で使用されることを前提としている。また、必要最小肉厚（ＴＳＲ）は５０ｍｍであることを前提としている。
　累積起動停止回数が１４００回以降は、亀裂の補修がない場合と、亀裂を溶接した場合との亀裂進展予測のグラフを示す。亀裂の補修がない場合のグラフは間隔の長い点線で示し、亀裂部分を１０ｍｍ肉盛溶接した場合のグラフは間隔の短い点線で示す。
　図３のグラフにおいて、累積起動停止回数が４３０回前後となった段階で亀裂が発生し、起動停止回数が増加するに連れて、亀裂は進展する。累積起動停止回数が８５０回前後の時点で、亀裂深さの増加の度合いは緩くなる。
　累積起動停止回数が１４００回以降の時点において、亀裂の補修がない場合のグラフは、累積起動停止回数が８５０回になった時点以降と同じ傾きを保ったまま、亀裂深さが増加していき、累積起動停止回数が１９５０回程度になった時点で、亀裂の深さが必要最小肉厚（ＴＳＲ）に達することが予測される。
　一方、亀裂部分を１０ｍｍ肉盛溶接した場合のグラフは、累積起動停止回数が１４００回に達した時点で、１０ｍｍ肉盛溶接したために、１０ｍｍ分グラフが下方にシフトする。それ以降は、亀裂の補修がない場合のグラフと同様の傾きで、亀裂深さが増加していくものの、累積起動停止回数が２２００回を超えてもなお、亀裂の深さは、必要最小肉厚（ＴＳＲ）に達しないことが予測される。
　発電設備の点検から点検までの間の、蒸気タービンの起動停止回数は、ほぼ決まっているため、ステップＳ２及びステップＳ３において、図３のグラフに基づいて、現在発生している亀裂が、次回の点検予定時までにどの程度進展しているのかについて、予測することが可能となる。
　上記のように、ステップＳ８において、保守管理員は、鋳鋼部材に発生した亀裂を、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いて溶接するが、その具体的な方法を、図４Ａ～図４Ｃを参照して詳述する。
　図４Ａは、鋳鋼部材１０に亀裂１２が発生した状態を示す。なお、ここでは、亀裂１２は、鋳鋼部材１０を貫通していないものとする。
　図４Ａのような亀裂１２が鋳鋼部材１０に発生した場合、保守管理員は、図４Ｂの斜線部に示すような、亀裂１２の周辺領域１４を切削する。なお、周辺領域１４の広さは、亀裂１２自体の幅や深さに応じて異なる。また、周辺領域１４の深さは、亀裂１２の最深部の深さに達しない。これは、発電設備の寿命に限りがあることを考えた場合、亀裂１２全体を含むように切削して、亀裂１２が全く残らないように溶接する必要性がないためである。
　保守管理員は、図４Ｂの斜線部に示すような、亀裂１２の周辺領域１４を切削した後、図４Ｃに示すように、溶接棒２０を用いて切削箇所をアーク溶接する。これは、アーク溶接であれば、現場で簡単に作業ができるからであると共に、大きな熱影響部を作りにくいためである。また、溶接棒２０は、例えば、銘柄ＮＩ－７０Ａ等の、ニッケル（Ｎｉ）ベースの溶接棒であり、ニッケルを重量比７０％程度含む。更に、溶接棒２０は、耐酸化元素として、ケイ素（Ｓｉ）を０．３％程度、マンガン（Ｍｎ）を３％程度、クロム（Ｃｒ）を１５％程度含むと共に、また、結晶粒界及びクリープ強度の強化元素として、溶接棒２０には、上記のクロム（Ｃｒ）に加え、ニオブ（Ｎｂ）、一酸化炭素（ＣＯ）が添加されている。
　図５は、上記の保守管理方法を実行する保守管理装置１００の機能ブロック図を示す。保守管理装置１００は、亀裂検知部１１０と、亀裂進展予測部１２０と、溶接材料選択部１３０と、溶接部１４０とを備える。
　亀裂検知部１１０は、鋳鋼部材に発生した亀裂の深さを検知する。すなわち、亀裂検知部１１０は、図２のフローチャート中のステップＳ１における、亀裂の深さの検知を実行する。
　亀裂進展予測部１２０は、少なくとも、亀裂検知部１１０が検知した亀裂の深さを用いて、亀裂の進展を予測する。すなわち、亀裂進展予測部１２０は、図２のフローチャート中のステップＳ２及びＳ３における亀裂進展予測を実行する。
　亀裂進展予測部１２０によって、亀裂が、発電設備の次回の点検予定時に、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測される場合には、溶接材料選択部１３０は、鋳鋼部材と同じ材質の溶接材料を選択する。亀裂進展予測部１２０によって、亀裂が、発電設備の次回の点検予定時に、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予測される場合には、溶接材料選択部１３０は、ニッケルを主成分とする溶接材料を選択する。すなわち、溶接材料選択部１３０は、図２のフローチャート中のステップＳ５における、溶接材料の選択を実行する。
　溶接部１４０は、溶接材料選択部１３０によって選択された溶接材料を用いて、亀裂をアーク溶接する。すなわち、溶接部１４０は、図２のフローチャート中のステップＳ７及びＳ８におけるアーク溶接を実行する。
　なお、保守管理装置１００は、亀裂進展予測部１２０によって、次回の点検予定時に、亀裂の深さが、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）を所定の閾値以上超えることが予測される場合には、鋳鋼部材を交換する、鋳鋼部材交換部を更に備えてもよい。
　また、亀裂検知部１１０が検知した亀裂の深さが、鋳鋼部材の肉厚の１／３以上である場合には、溶接材料選択部１３０は、無条件で鋳鋼部材と同じ材料の溶接材料を選択してもよい。具体的には、発電設備の次回の点検予定時に、鋳鋼部材に発生した亀裂が鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することを、亀裂進展予測部１２０が予測したか否かに関わらず、溶接材料選択部１３０は、鋳鋼部材と同じ材料の溶接材料を選択してもよい。
　上記の保守管理装置１００により、１台の装置で、図２のフローチャートに記載の動作を実行することが可能となる。
　〔実施形態が奏する効果〕
　本実施形態によれば、亀裂進展予測の結果、発電設備の次回の点検予定時に、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測される場合には、鋳鋼部材と同じ材質の溶接材料を用いて亀裂をアーク溶接し、鋳鋼部材の計算必要厚さの深さに達しないことが予測される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料を用いて前記亀裂をアーク溶接する。
　これにより、予熱や後熱処理が必要でない上、高温高圧環境下での延性、耐酸化性に優れた溶接材料を用いた亀裂の溶接が可能となる。とりわけ、通常の溶接と異なり、熱影響がほとんどなく、現場で簡単に施工することが可能となる。また、仮に、鋳鋼部材に亀裂が新たに発生しても、当該鋳鋼部材を長期間に渡って保守管理することが可能となる。
　また、本実施形態によれば、亀裂の深さが、鋳鋼部材の肉厚の所定割合以上、例えば、鋳鋼部材の肉厚の３分の１以上の場合には、鋳鋼部材と同じ材料の溶接材料を用いて亀裂をアーク溶接する。
　これにより、鋳鋼部材に発生した亀裂が深い場合には、高温疲労強度の高い共材を用いて溶接することが可能となる。
　また、本実施形態によれば、亀裂進展予測の結果、次回の点検予定時に、亀裂の深さが、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）を所定の閾値以上超えることが予想される場合には、鋳鋼部材を交換する。
　これにより、鋳鋼部材に発生した亀裂を溶接するのか、又は、鋳鋼部材自体を交換するのかについての明確な判断基準に基づいて、鋳鋼部材を保守管理することが可能となる。
　以上、本発明の実施形態について説明したが、本発明は前述した実施形態に限るものではない。また、本実施形態に記載された効果は、本発明から生じる最も好適な効果を列挙したに過ぎず、本発明による効果は、本実施形態に記載されたものに限定されるものではない。
１０　鋳鋼部材
１２　亀裂
１４　周辺領域
２０　溶接棒
５０　主弁
１００　保守管理装置
１１０　亀裂検知部
１２０　亀裂進展予測部
１３０　溶接材料選択部
１４０　溶接部
 

Claims (5)

  1. 　発電設備で用いられる鋳鋼部材の保守管理方法であって、
    　前記鋳鋼部材に発生した亀裂の深さを検知する亀裂検知ステップと、
    　少なくとも前記深さを用いて、前記亀裂の進展を予測する亀裂進展予測ステップと、
    　前記亀裂進展予測ステップにおいて、前記亀裂が、前記発電設備の次回の点検予定時に、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測される場合には、前記鋳鋼部材と同じ材質の溶接材料を選択し、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予測される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料を選択する溶接材料選択ステップと、
    　前記溶接材料選択ステップにおいて選択された前記溶接材料を用いて、前記亀裂をアーク溶接する溶接ステップと、を有する保守管理方法。
  2. 　前記亀裂検知ステップにおいて検知された亀裂の深さが、前記鋳鋼部材の肉厚の所定割合以上である場合には、前記亀裂進展予測ステップにおいて、発電設備の次回の点検予定時に、前記鋳鋼部材に発生した亀裂が、鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測されたか否かに関わらず、前記溶接材料選択ステップにおいて、前記鋳鋼部材と同じ材料の溶接材料を選択する、請求項１に記載の保守管理方法。
  3. 　前記所定割合は、前記鋳鋼部材の肉厚の３分の１である、請求項２に記載の保守管理方法。
  4. 　前記亀裂進展予測ステップにおいて、次回の点検予定時に、前記亀裂の深さが、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）に所定の閾値を加算した量以上となることが予測される場合には、前記鋳鋼部材を交換する、鋳鋼部材交換ステップを更に有する、請求項１～３のいずれか１項に記載の保守管理方法。
  5. 　発電設備で用いられる鋳鋼部材の保守管理装置であって、
    　前記鋳鋼部材に発生した亀裂の深さを検知する亀裂検知部と、
    　少なくとも前記深さを用いて、前記亀裂の進展を予測する亀裂進展予測部と、
    　前記亀裂進展予測部によって、前記亀裂が、前記発電設備の次回の点検予定時に、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達することが予測される場合には、前記鋳鋼部材と同じ材質の溶接材料を選択し、前記鋳鋼部材の必要最小肉厚（ＴＳＲ）の深さに達しないことが予測される場合には、ニッケルを主成分とする溶接材料を選択する、溶接材料選択部と、
    　前記溶接材料選択部によって選択された前記溶接材料を用いて、前記亀裂をアーク溶接する溶接部と、を備える保守管理装置。
PCT/JP2017/031208 2017-08-30 2017-08-30 鋳鋼部材の保守管理方法 WO2019043842A1 (ja)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2017/031208 WO2019043842A1 (ja) 2017-08-30 2017-08-30 鋳鋼部材の保守管理方法
JP2018500810A JP6384632B1 (ja) 2017-08-30 2017-08-30 鋳鋼部材の保守管理方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
PCT/JP2017/031208 WO2019043842A1 (ja) 2017-08-30 2017-08-30 鋳鋼部材の保守管理方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2019043842A1 true WO2019043842A1 (ja) 2019-03-07

Family

ID=63444329

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2017/031208 WO2019043842A1 (ja) 2017-08-30 2017-08-30 鋳鋼部材の保守管理方法

Country Status (2)

Country Link
JP (1) JP6384632B1 (ja)
WO (1) WO2019043842A1 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP3950210A4 (en) * 2019-03-29 2023-01-04 IHI Corporation METHOD OF REPAIRING CRACKS FOR EXISTING STEEL STRUCTURES

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH11193702A (ja) * 1997-12-26 1999-07-21 Toshiba Corp タービンロータの亀裂進展予測方法
JP2001153756A (ja) * 1999-11-29 2001-06-08 Toshiba Corp タービンロータの亀裂進展予測方法
JP2013107101A (ja) * 2011-11-21 2013-06-06 Chugoku Electric Power Co Inc:The 金属部品の修理方法
JP2014134416A (ja) * 2013-01-09 2014-07-24 Chugoku Electric Power Co Inc:The 鋳鋼溶接部き裂進展予測手法
JP2016112574A (ja) * 2014-12-12 2016-06-23 中国電力株式会社 鋳鋼部材の亀裂補修方法

Family Cites Families (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP5567081B2 (ja) * 2012-08-31 2014-08-06 中国電力株式会社 亀裂進展推定方法、及び情報処理装置

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH11193702A (ja) * 1997-12-26 1999-07-21 Toshiba Corp タービンロータの亀裂進展予測方法
JP2001153756A (ja) * 1999-11-29 2001-06-08 Toshiba Corp タービンロータの亀裂進展予測方法
JP2013107101A (ja) * 2011-11-21 2013-06-06 Chugoku Electric Power Co Inc:The 金属部品の修理方法
JP2014134416A (ja) * 2013-01-09 2014-07-24 Chugoku Electric Power Co Inc:The 鋳鋼溶接部き裂進展予測手法
JP2016112574A (ja) * 2014-12-12 2016-06-23 中国電力株式会社 鋳鋼部材の亀裂補修方法

Also Published As

Publication number Publication date
JPWO2019043842A1 (ja) 2019-11-07
JP6384632B1 (ja) 2018-09-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Swindeman et al. Issues in replacing Cr–Mo steels and stainless steels with 9Cr–1Mo–V steel
Jorge et al. Evaluation of the AISI 904L alloy weld overlays obtained by GMAW and electro-slag welding processes
Bhaduri et al. Repair welding of cracked steam turbine blades using austenitic and martensitic stainless-steel consumables
US20190210137A1 (en) Method of Manufacturing Welded Structure of Ferritic Heat-Resistant Steel and Welded Structure of Ferritic Heat-Resistant Steel
JP6384632B1 (ja) 鋳鋼部材の保守管理方法
Shingledecker Creep-rupture performance of Inconel Alloy 740 and welds
Anbarasu et al. Investigation of filler material influence on hardness of TIG welded joints
Kim et al. Continuous tempering effect induced PWHT alternative technology using wire arc additive manufacturing for application in replacing nuclear pressurized water reactor system repairing: CALPHAD, FEM simulation, and EBSD investigation
Matias et al. Microstructure and corrosion properties of the AISI 904L weld cladding obtained by the electro slag process
Li et al. Creep rates of heat-affected zone of grade 91 pipe welds as determined by stress-relaxation test
O’donnell et al. High temperature issues in advanced gas cooled reactors (AGR)
Kern et al. The role of rotor welding design in meeting future market requirements
Bhaduri et al. Recent trends in repair and refurbishing of steam turbine components
Siefert et al. Complexities of in-service failures in dissimilar metal welds between grade 91 and austenitic stainless steels
Fujibayashi Creep behaviour leading to Type IV cracking for service-exposed 1.25 Cr–0.5 Mo steel welds
Viswanathan et al. Performance of repair welds on aged Cr-Mo piping girth welds
Shingledecker et al. Innovative Method for Welding in Generation 3 CSP to Enable Reliable Manufacturing of Solar Receivers to withstand Daily Cycling at Temperatures Above 700° C
Romo et al. Microstructural Characterization of Base Material and Welded Joints of Serviced and Non-Serviced Coke Drums
JP2011025270A (ja) 溶接継手
Martins et al. A fatigue and creep study in austenitic stainless steel 316L used in exhaust pipes of naval gas turbines
Ren et al. Consideration of thermal embrittlement in alloy 316H for advanced non-light water reactor applications
Rupp et al. An Initial Assessment of the Creep-Rupture Strengths for Weldments With Alloy 800H Base Metal and Alloy 617 Filler Metal
McCracken et al. Validity of Hardness Criteria to Demonstrate Acceptable Temper Bead HAZ Impact Properties for Nuclear Power Applications
RU2187091C2 (ru) Способ определения допустимых режимов электродуговой сварки аустенитных сталей и сплавов
Momčilović et al. Feasibility Analysis for Repair of Large Diameter Hydro Turbine Shaft Based on Weldability Test and Welding Cycle Simulation

Legal Events

Date Code Title Description
ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2018500810

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 17923314

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 17923314

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1