我國大型汽輪機葉片運行狀況的研究和對策

1、我國大型汽輪機葉片運行狀況的研究和對策【摘要】隨著電站汽輪機大容量化，葉片的安全可靠性和保持其高效率愈顯得重要。通過對10余個電廠葉片運行狀況的調研及收集到有關葉片運行資料，分析了上海汽輪機有限公司、哈爾濱汽輪機有限責任公司、東方汽輪機廠等國產(chǎn)以及從美國、日本、前蘇聯(lián)和歐洲一些國家引進的300 MW及以上亞臨界壓力大功率汽輪機部分葉片故障，認為末級長葉片型線下部普遍存在出汽邊水沖蝕損傷，外來硬質異物擊傷葉片和固體粒子侵蝕，葉片結構及其它損傷，分析了其損傷機理，介紹防范措施?！娟P鍵詞】電廠汽輪機葉片損傷損傷機理Research on Operation Status of Large Steam

2、 Turbine Blades and CountermeasuresAbstractWith the increasing adoption of high parameter,large size steam turbines,the reliability of blades and keeping its high efficiency become more and more important.Through the investigation and survey of blades operation status of ten odd steam turbines and t

3、he collected relevant blade operation documents,part blade failures of indigenous and imported subcritical pressure large size(300 MW and above) steam turbines are summed up and analyzed,including steam turbines made by Shanghai,Harbin,Dongfang steam turbine works and imported from U.S.,Japan,former

4、 Soviet Union and some countries in Europe.It is held that,the water erosion,damages resulted from impinges by foreign hard matter and etching by solid particles etc. phenomena generally existing at steam outlet side of lower profile part of last stage long blades,lead to blade structure damage and

5、other damages.In the paper,the damage mechanisms are analyzed and preventive measures are proposed as well.Key wordspower plantsteam turbinereliabilityblade damage damage mechanism前言葉片是汽輪機的關鍵零件，又是最精細、最重要的零件之一。它在極苛刻的條件下承受高溫、高壓、巨大的離心力、蒸汽力、蒸汽激振力、腐蝕和振動以及濕蒸汽區(qū)水滴沖蝕的共同作用。其空氣動力學性能、加工幾何形狀、表面粗糙度、安裝間隙及運行工況、結垢等因

6、素均影響汽輪機的效率、出力；其結構設計、振動強度及運行方式則對機組的安全可靠性起決定性的影響。因此，全世界最著名的幾大制造集團無不堅持不懈地作出巨大努力，把最先進的科學技術成果應用于新型葉片的開發(fā)，不斷推出一代比一代性能更優(yōu)越的新葉片，以捍衛(wèi)他們在汽輪機制造領域的先進地位。在19861997年間我國電力工業(yè)得到持續(xù)、高速發(fā)展，電站汽輪機正在實現(xiàn)高參數(shù)大容量化。據(jù)統(tǒng)計，到1997年底，包括火電、核電在內的汽輪機裝機容量已達到192 GW，其中火電250300 MW機組128臺，320.0362.5 MW機組29臺，500660 MW機組17臺；200 MW及以下的機組也有很大發(fā)展，200210

7、MW機組188臺，110125 MW機組123臺，100 MW機組141臺。核電汽輪機最大容量為900 MW。隨著我國電站汽輪機大容量化，葉片的安全可靠性和保持其高效率愈顯得重要。對于300 MW及600 MW機組，每級葉片轉換的功率高達10 MW乃至20 MW左右，即使葉片發(fā)生輕微的損傷，所引起的汽輪機和整臺火電機組的熱經(jīng)濟性和安全可靠性的降低也是不容忽視的。例如，由于結垢使高壓第1級噴嘴面積減少10%，機組的出力會減少3%，由于外來硬質異物打擊葉片損傷以及固體粒子侵蝕葉片損傷，視其嚴重程度都可能使級效率降低1%3%；如果葉片發(fā)生斷裂，其后果是：輕的引起機組振動、通流部分動、靜摩擦，同時損失

8、效率；嚴重的會引起強迫停機，有時為更換葉片或修理被損壞的轉子、靜子需要幾周到幾個月時間；在某些情況下由于葉片損壞沒有及時發(fā)現(xiàn)或及時處理，引起事故擴大至整臺機組或由于末級葉片斷裂引起機組不平衡振動，可能導致整臺機組毀壞，其經(jīng)濟損失將以億計，這樣的例子，國內外并不罕見。由多年積累的經(jīng)驗證明，每當有一大批新型汽輪機投入運行以后或在電力供需不平衡出現(xiàn)汽輪機在偏離設計工況長期運行時，由于設計、制造、安裝、檢修以及運行不當?shù)确矫娴脑蛞鸬娜~片故障損傷便會充分暴露出來。如上所述我國電站大型汽輪機裝機連續(xù)10余年迅速增加，開始出現(xiàn)某些地區(qū)的大機組長期帶低負荷運行的新情況，因此，很有必要及時調查研究、分析、總

9、結葉片尤其是末級和調節(jié)級葉片發(fā)生的各種損傷及尋找規(guī)律，以期制定防范、改進措施，避免發(fā)生大的損失。1大機組葉片損傷概況通過對10余個電廠葉片運行狀況的調研及收集有關葉片運行資料，分析了上海汽輪機有限公司、哈爾濱汽輪機有限責任公司、東方汽輪機廠（以下簡稱上汽、哈汽、東汽）等國產(chǎn)以及從美國、日本、前蘇聯(lián)和歐洲一些國家引進的300 MW以上亞臨界及超臨界壓力大功率汽輪機部分葉片故障。這些機組低壓級葉片在實際運行過程中，由于種種原因在葉片、葉根、拉筋、圍帶及司太立合金片等部位經(jīng)常發(fā)生故障，末級葉片的水沖蝕損傷相當普遍。這些故障基本上全面反映了我國大功率汽輪機葉片的現(xiàn)狀。大機組葉片損傷概況見表1。表1大機

10、組葉片損傷各型大機組臺數(shù)(1997年)末級葉片長度/mm末級葉片損傷情況其它級葉片損傷情況300MW等級亞臨界機組引進型300 MW機組型號：N300-16.7/538/53840869根部出汽邊水沖蝕突出；司太立合金片脫落；曾發(fā)現(xiàn)外側拉金焊口附近斷裂；葉片異物擊傷。觀察到一臺機組，出汽邊水沖蝕。次末級476.6 mm葉片型線部分及葉根部分均出現(xiàn)斷裂優(yōu)化引進型型號：N300-16.7/537/53725900多臺機組大量圍帶飛脫、斷裂、個別機組松拉金斷裂。次末級515 mm葉片圍帶斷裂國產(chǎn)(上汽)300 MW機組型號：N300-165/537/53726700根部出汽邊水沖蝕、頂部進汽邊水沖蝕

11、、異物擊傷斷葉片。低壓2、3、4、5級210 mm、252 mm、323 mm、456 mm葉片均出現(xiàn)過斷裂國產(chǎn)(東汽)300 MW機組型號：N300-165/535/53511 000“Z”型拉金及空心拉金斷裂；葉片斷裂；出汽邊水沖蝕。次末級615 mm葉片外拉金孔處6只葉片出現(xiàn)裂紋；1997年又有21只葉片發(fā)生裂紋。國產(chǎn)(東汽)300 MW機組型號：N300-16.7/537/53719老851葉片斷裂，斷裂部位在葉頂鑲焊司太立合金片底部與母材交接處。美國GE公司352 MW機組型號：N352-187.2/538/5384新851型線中部出汽邊出現(xiàn)過裂紋根部出汽邊輕微水沖蝕。意大利ANSA

12、LDO公司320 MW機組4老851長期低負荷運行，根部汽流回流造成根部出汽邊嚴重水沖蝕。日本東芝350 MW機組型號：TC-4F350-16.9/538/5382660.4(26英寸)2道拉金、4片焊接成組結構、2臺機組運行2 a，2次發(fā)現(xiàn)127處拉金斷裂。原因為葉片結構設計不當，拉金應力水平過高所致。改為2道松拉金連接結構。出汽邊輕微水沖蝕。英國GEC 362.5 MW機組2945運行約14000 h后，低壓第3級斷葉片，共損傷98片，第4級近一半葉片被飛脫的葉片、圍帶碎片打傷。原因為第3級斷葉片為老型葉片，葉型設計存在問題。措施采用改型的葉片更換了第3級所有葉片，更換了第4級電機側全級葉

13、片。法國ALSTHOM公司360 MW機組型號：T1A360-30-2F1 08021 080運行約2 000 h后發(fā)現(xiàn)低壓第1級146.8 mm葉片從葉根第1銷釘孔部位斷2片，出現(xiàn)裂紋葉片多片。法國ALSTHOM公司300 MW機組型號：T2A300-30-2F1 04421 044運行約4 300 h后發(fā)現(xiàn)低壓第3級338 mm葉片從葉根第1銷釘孔部位多片出現(xiàn)裂紋。次末級葉片拉筋斷裂。法國ALSTHOM公司330 MW機組型號：T2A330-30-2F1 04421 044次末級為剖分式松拉金交錯整圈連接結構。葉片高度550 mm，同型機組多次發(fā)生松拉金斷裂。后來新機組改用自由葉片運行。6

14、00MW等級亞臨界機組GEC-ALSTHOM 600 MW機組型號：T2A650-30-4-4611 080末級葉片葉根底部支撐葉片縱向定位的彈簧片約1/6發(fā)生斷裂，原因為材料熱處理不當引起斷裂，措施為更換彈簧片。低壓次末級也出現(xiàn)彈簧片斷裂情況。中壓第9級為自帶圍帶、預扭安裝344.8 mm葉片，5叉3銷釘葉根，全級64片葉片有53片葉根出現(xiàn)裂紋。原因為葉片設計問題，整圈連接狀態(tài)不佳。低壓前3級葉片根部斷裂均為此原因。后制造廠將原馬鞍型圍帶改為菱形圍帶。GEC-ALSTHOM 600 MW機組型號：T2A600-30-2-2F1 04411 044低壓第2級208.8 mm葉片為自帶圍帶預扭安

15、裝雙叉2銷釘葉根，發(fā)現(xiàn)該級葉片葉根第1銷孔處斷5片，有53片葉片葉根出現(xiàn)裂紋。原因為葉片設計連接狀況不佳，改進設計將原馬鞍型圍帶改為菱形圍帶。超臨界機組前蘇聯(lián)哈爾科夫(XT3)320 MW機組型號：K-320-23.5-441 030葉頂預扭接觸有錯位；整圈松拉金幾處斷裂；發(fā)現(xiàn)2臺機組末級葉片進汽邊大范圍水沖蝕，原因是真空過高。調節(jié)級及高壓前2級葉片及葉頂汽封被外來異物擊傷；高壓通流部分結垢1.5 mm厚。ABB 600 MW機組型號：D4Y4542867調節(jié)級葉片運行約5 000 h斷裂，原因為葉輪葉片系統(tǒng)振動強度不良。ABB賠償2個高壓轉子；經(jīng)查低壓通流部分設計老化，使低壓缸效率低，ABB

16、賠償2個低壓通流部分(包括低壓轉子和靜子)2末級長葉片損傷 21葉片型線下部普遍存在出汽邊水沖蝕末級葉片型線下部出汽邊的水沖蝕損傷是200 MW、300 MW及600 MW以上等大型汽輪機的共同問題。以往665、680、700 mm葉片的出汽邊都有明顯的水沖蝕，而如今869、900、1 000 mm葉片以及進口機組的660、851 mm等葉片出汽邊也程度不同地出現(xiàn)水沖蝕損傷，末級葉片出汽邊的水沖蝕損傷已成為影響大機組安全運行的普遍問題，應給予高度重視。出汽邊水沖蝕所造成的后果不僅使葉柵的氣動性能惡化，級效率降低，更嚴重的是對汽輪機的安全運行造成威脅。水沖蝕形成的鋸齒狀毛刺造成應力集中以及減小葉

17、型根部截面的面積，還會影響到葉片的振動特性，大大地削弱葉片的強度，這就增加了末級葉片斷裂的危險性。211出汽邊水沖蝕機理汽輪機在低負荷運行時，末幾級的工況變化最大。隨著機組功率的增大，低壓級組子午流道擴張角增大，葉高增加，當其相對設計工況的容積流量急劇減小時，會使流場參數(shù)發(fā)生很大變化。末級長葉片在小容積流量、真空工況運行，葉片底部會出現(xiàn)較大的負反動度，結果對設計不良的動葉片下半部造成大范圍的回流區(qū)。負荷越低回流區(qū)越大，在起動和并網(wǎng)初始，回流范圍甚至擴大到整個排汽缸。大功率凝汽式汽輪機的末級排汽濕度總是比較大的，末級動葉后汽流中攜帶有大量的水滴，回流的蒸汽運移著水滴沖擊在高速旋轉的動葉片下半部的

18、出汽邊。對某些設計過時的葉片，在低負荷或高背壓時，會產(chǎn)生大范圍的回流，甚至達到葉高的2/3以上，對于這類葉片，出汽邊的水沖蝕就變得非常嚴重。另外，當排汽缸噴水裝置設計、安裝不當或噴水過量時，會加重出汽邊的水沖蝕。212典型出汽邊水沖蝕(1)吳涇電廠11、12號機為上海汽輪機廠引進美國西屋公司技術制造的亞臨界、中間再熱、雙缸雙排汽、單軸凝汽式300 MW汽輪機，末級葉片高度869 mm。2臺機組分別于1991年和1992年底并網(wǎng)發(fā)電。投運后不久即開始每晚68 h低負荷調峰運行，表現(xiàn)出良好的調峰性能。但第1次大修時就發(fā)現(xiàn)末級葉片根部出汽邊水沖蝕嚴重，1995年上半年對12號機進行了首次大修，發(fā)現(xiàn)汽

19、輪機轉子末2級（尤其末級）葉片的出汽邊背弧側靠葉根處水沖蝕痕跡明顯，平均水沖蝕高度約為100200 mm。分析認為根部設計反動度較小，在小容積流量下運行，根部反動度出現(xiàn)負值，產(chǎn)生回流沖蝕所致。2臺機組大修中檢查，還發(fā)現(xiàn)末級長葉片頂部進汽側水沖蝕嚴重，特別是每組首末2片更為嚴重，而司太立合金片寬度只有10 mm，葉片水沖蝕寬度達20 mm。(2)姚孟電廠1號機為上海汽輪機廠生產(chǎn)的300 MW機組，末級葉片高度700 mm。汽輪機并網(wǎng)運行700 h后，揭缸發(fā)現(xiàn)末級葉片出汽邊背弧側有嚴重的水沖蝕痕跡，從葉根算起的100250 mm和沿出汽邊算起的57 mm區(qū)域里呈粗砂布狀。在以后的幾次揭缸中，發(fā)現(xiàn)水

20、沖蝕日趨嚴重。到1990年大修時（累計運行約8104 h），水沖蝕區(qū)域已擴展成從葉根開始至離葉根400 mm、寬10 mm的寬廣范圍。水沖蝕區(qū)為深1.01.7 mm的蜂窩狀組織,出汽邊已穿透,呈鋸齒狀。經(jīng)制造廠鑒定不能繼續(xù)使用。大修中更換了2級葉片（低壓I缸和低壓II缸的左旋側），并采用了制造廠重新提供的低負荷噴水方式。投運約100 h后，揭缸發(fā)現(xiàn)末級葉片出汽邊背弧側的水沖蝕更嚴重，相當于第1次安裝后運行10 000 h后其末級葉片幾乎沒有水沖蝕痕跡。分析認為，姚孟電廠國產(chǎn)300 MW汽輪機在低負荷噴水方向、內缸端部的遮水環(huán)板、錐形殼體及捕水平層、軸封蒸汽收集室等結構方面與ALSTHOM汽輪機

21、存在差異，形成了影響水沖蝕的結構因素。(3)江油電廠8號機為法國ALSTHOM公司制造的300 MW汽輪機，末級葉片高度1 044 mm，出汽邊觀察到有輕微的水沖蝕。(4)天津大港發(fā)電廠裝有4臺意大利進口320 MW汽輪機組。汽輪機末級葉片長度為851 mm，在過去低負荷運行中，由于負反動度的產(chǎn)生，汽流回流在葉片根部造成水沖蝕，使葉片的出口邊緣產(chǎn)生許多鋸齒狀損傷。(5)平圩電廠1號機為哈汽制造的600 MW汽輪機，于1991年9月1日停機大修期間發(fā)現(xiàn)末級869 mm葉片出汽邊下部約100 mm范圍內也存在水沖蝕痕跡，個別葉片已出現(xiàn)水沖蝕溝槽。2.1.3末級長葉片出汽邊水沖蝕普遍性的初步分析上述

22、一些例子說明，我國有相當多的大機組其末級長葉片在運行中遭受出汽邊水沖蝕。其起因除了從設計上末級（靜葉和動葉）氣動性能低劣和排汽缸噴水減溫系統(tǒng)結構設計欠缺以外，從運行上其主要原因可能與從1996年開始某些地區(qū)電力負荷大幅度減少以致使大機組長期在低負荷運行有關。例如引進型300 MW機組的末級869 mm高度葉片，該機組是西屋公司60年代設計產(chǎn)品，按帶基本負荷轉讓給我國，在設計中沒有考慮調峰運行和高背壓運行，機組缺少在小容積流量下長期運行的性能。由于當時技術水平的限制，869 mm葉片沒按三元流方法設計，因而氣動性能較差。據(jù)驗算，末級反動度沿葉高變化劇烈，葉型頂部的反動度達到75%以上，而葉型底部

23、反動度只有10%左右。后者愈小，在部分負荷運行時愈容易產(chǎn)生脫流，進而增大葉片動應力響應，并產(chǎn)生出汽邊水沖蝕。調查表明該型機組以及其它許多大機組近2a多長期帶低負荷（最低帶40%負荷）運行。有一臺機組在第1次大修時便發(fā)現(xiàn)葉片出汽邊有明顯的水沖蝕現(xiàn)象。一臺東芝360 MW機組運行10 a以上，在1997年大修中觀察到其它各級動葉片光潔明亮如初，而660 mm末級動葉片卻在出汽邊發(fā)生了水沖蝕痕跡。2.1.4防范措施（1）研究末級長葉片出汽邊水沖蝕的大機組，尤其是300 MW、600 MW級的大機組的調峰或低負荷運行方式，用最新的三元流理論驗算并有選擇性地進行流場和動應力實測，以確定機組帶最低負荷的安

24、全限制值，并將其列入運行規(guī)程。（2）逐步淘汰某些性能特別落后的長葉片，以改型新葉片代之。（3）盡量縮短機組在空負荷附近的運行時間。（4）檢查排汽缸噴水減溫裝置，其結構設計落后或噴水過多的予以更改。2.2外來硬質異物擊傷葉片和固體粒子侵蝕調查了3臺機組大修情況，其中2臺俄制超臨界320 MW和1臺國產(chǎn)亞臨界600 MW汽輪機，均遭受外來異物不同程度的擊傷，受損傷部位主要為高壓第1級噴嘴葉片和動葉片、徑向汽封片，個別的調節(jié)閥，嚴重的擊傷其痕跡擴大到第2級和第3級葉片；還觀察到在中壓第1級葉片上受異物打擊的痕跡。這些外來異物主要是殘留于蒸汽管道、過熱器、再熱器以及汽輪機內的碎焊條、焊接散落物、安裝遺

25、留的小螺栓等由蒸汽攜帶進入汽輪機的通道，打擊通流零部件，使噴嘴出汽面積減小、噴嘴和動葉表面粗糙度增加，損傷調節(jié)閥及徑向汽封片等。從上述調查表明這種損傷可能有一定的代表性。它是全面反映機組起動調試質量的一個重要標志。外來硬質異物擊傷葉片具有永久性、難以維修的特點，通常會引起相當嚴重的后果，一方面引起汽輪機熱經(jīng)濟性降低，導致機組發(fā)電成本上升；另一方面進行修理或換新備品代價十分昂貴，維修費增加。由葉片表面粗糙度增加引起的級效率降低是相當可觀的，據(jù)分析，一臺500 MW機組，其高、中壓一級葉片表面如果受到比較均勻的打擊，形成的麻坑直徑為1 mm時，級效率降低約1.5%2.6%，這意味著機組將損失功率2

26、00500 kW。固體顆粒侵蝕葉片的損傷一般發(fā)生在鍋爐起動或長期低負荷運行情況下，特別在鍋爐起動時，鍋爐過熱器管由于受熱沖擊可能在管內側發(fā)生氧化鐵剝落形成固體顆粒，固體顆粒隨蒸汽高速進入汽輪機形成對噴嘴和葉片的侵蝕。歐洲機組一般配有高、低壓旁路（如100%旁路），減少起動時過熱器的溫度變化從而減少固體顆粒，同時把起動時產(chǎn)生的顆粒全部排入凝汽器。石洞口二廠2臺超臨界機組也配有高、低壓旁路，1993年投產(chǎn)以來尚未發(fā)生固體顆粒侵蝕現(xiàn)象。而這種損傷在美國早期超臨界機組上比較突出，值得高度警惕和注意。固體顆粒侵蝕引起熱經(jīng)濟性降低同樣也很可觀，據(jù)分析，一臺500 MW和一臺700 MW汽輪機，其高壓整級葉

27、片受固體顆粒嚴重侵蝕時，在滿負荷運行時會引起高壓缸熱耗增加分別為31.6 kJ/(kW.h)和42.2 kJ/(kW.h),2臺機組中壓缸熱耗增加約26.4 kJ/(kW.h),而在部分負荷運行時相應的熱經(jīng)濟性損失更大。防范措施：（1）建立汽輪機整組聯(lián)合起動調試工作質量的跟蹤檢查檔案，嚴肅調試單位的質量責任，使其嚴格執(zhí)行電力建設施工及驗收技術規(guī)范“汽輪機篇”和“管道篇”中對各蒸汽管路和蒸汽通道的各項規(guī)定。（2）尤其對超臨界壓力機組，鍋爐的高溫部分和高溫管道應采用氧化性能好的材料；在鍋爐和主蒸汽管道的氧化皮脫落之前，進行酸洗。（3）避免機組頻繁起停、保持水化學品質良好。（4）對易受侵蝕的葉片等零

28、件要有專門備品，以便能及時更換而不致引起強迫停機。2.3葉片結垢及其它損傷在被調查的5臺300600 MW機組中，有3臺機組葉片上結垢。1臺未查閱到大修記錄，但凝汽器管內結垢嚴重。說明葉片結垢也具有普遍性。另外發(fā)現(xiàn)1臺在沿海安裝的300 MW機組，由于凝汽器進海水引起整臺機轉子和葉片受到腐蝕，所有級葉片全帶均勻的麻坑。葉片結垢對機組效率、出力和可靠性有重大影響。結垢對汽輪機性能的影響取決于垢的厚度、位置和引起表面粗糙度變化，結垢還能改變噴嘴和動葉和型線及其氣動性能及軸向推力變化等。據(jù)分析，如果表面結垢使第1級喉部面積減少10%，整臺機組出力將減少3%，如果再加上第2級結垢減少喉部面積減少10%

29、，整臺機組將減少出力約5.2%。防范措施：(1)在機組任何運行狀況下都要保持良好的水化學品質。（2）電廠普遍采用噴砂法清除轉子上葉片結垢，但在某種程度上失掉葉片原來的拋光表面。應嚴格規(guī)定使用噴砂的粒度和方法，防止葉片表面粗糙度惡化。注意清理凈葉片汽道沿子午面的結垢，否則可能使級效率損失幾個百分點。3結論本項研究比較全面地反映了電力工業(yè)大型汽輪機葉片的安全狀況，包括末級、次末級及其它一些葉片如調節(jié)級葉片和低壓級葉片發(fā)生的大事故和一些頻發(fā)性事故葉片及其防范和對策。所述葉片故障的原因大多數(shù)是由設計欠周到或制造質量問題引起的，而隨著裝機迅速擴大，由于安裝、調試和運行方面引起的葉片損傷應高度重視。3.1

30、近2 a， 300 MW級大機組相當多的末級長葉片如1 000 mm、900 mm、869 mm等，在葉型根部出汽邊受到明顯的水沖蝕，初步分析認為其起因除了氣動性能設計陳舊外，還可能與長期低負荷運行有關。長葉片出汽邊水沖蝕大大降低了葉片的疲勞強度和壽命。其預防對策是應用三元流方法核算在小容積流量工況下氣動性能并實測末級流場特性，確定小容積流量時末級動葉片出汽邊脫流區(qū)高度，對不同型號的機組分別研究以確定其在低負荷運行的界限值，列入運行規(guī)程。3.2300 MW以上的大機組的主要故障葉片在國產(chǎn)機組上。黃臺電廠的N300-16.2/535/535型機組的1 000 mm葉片和615 mm次末級葉片；3

31、00 MW機組900 mm葉片和515 mm次末級葉片拱型圍帶斷裂；以及老851 mm葉片和869 mm葉片在司太立合金片開裂、飛脫及其引發(fā)的葉片斷裂；300 MW機組的另一個次末級葉片474.6 mm在2臺機組斷裂；上述葉片損壞的原因除1 000 mm葉片斷裂可能受出汽邊水沖蝕影響外，其余均是設計、加工制造質量原因。在進口機組上，GEC-ALSTHOM300600 MW級機組的葉片故障和損傷占有突出的地位，5個電廠斷裂7臺次，其主要原因是葉片結構及葉輪-葉片系統(tǒng)振動特性不良。ABB公司超臨界壓力600 MW機組發(fā)生的調節(jié)級斷葉片事故以及GEC 362.5 MW機組第3、第4級葉片斷裂損傷的原

32、因亦是葉片-葉輪系統(tǒng)振動特性設計的問題。3.3在某些300600 MW級機組上觀察到調節(jié)級葉片和鄰近的高壓級葉片、汽封片受外來異物打擊損傷，甚至產(chǎn)生永久性的損壞以及通流部分嚴重結垢現(xiàn)象。由于進水、冷蒸汽引起的葉片損傷仍時有發(fā)生，這大大降低了汽輪機的通流效率和安全可靠性，應通過嚴格管理機組的安裝、調試質量和提高電廠管理運行水平和加強汽水品質監(jiān)督加以防范。3.4超臨界機組在近幾年內將會有很大發(fā)展，應借鑒國外尤其是美國在發(fā)展超臨界機組上普遍遇到固體顆粒對葉片損傷的教訓，開展固體顆粒對葉片和進汽部分通流部件損傷的研究，制定防范和對策。北侖發(fā)電廠600 MW鍋爐高溫再熱器超溫問題原因分析及改造【摘要】分

33、析了北侖發(fā)電廠600MW鍋爐再熱器局部超溫及旁路改造未能達到預期效果的原因；詳細介紹了采用在低溫管屏中加節(jié)流圈為主的改造方案和計算過程。改造后最高溫度屏的出口壁溫下降了1015，提高了機組的運行可靠性，節(jié)流圈引起的再熱器阻力增加只有11kPa，改造后電廠的直接經(jīng)濟效益為每年170萬元。【關鍵詞】電站鍋爐再熱器超溫技術改造Causes Analysis of Overtemperature Problem of 600 MW Boilers HighTemperature Reheater in Beilun Power PlantAbstractThe causes for local ove

34、rtemperature of high temperatu re reheater of 60 0 MW boiler in Beilun Power Plant and that bypass retrofit could not realize the expected effect are analyzed;the retrofitting scheme by fitting throttle rings in low temperature reheater platen and calculation process are described in deta il.After r

35、etrofit,the wall temperature at the outlet of the highest temperature platen decreased by 1015 with units operation reliability improved.The inc rease in reheater resistance as a result of throttle rings only amounted to 11 k Pa,the direct economic benefit of power plant reached 1.7 million yuan. Ke

36、y wordsutility boilerreheaterovertemperat ureretrofit1鍋爐結構和前期改造情況北侖發(fā)電廠1號機組(600MW)，其鍋爐是從美國CE公司進口的2008t/h亞臨界壓力、切向燃燒控制循環(huán)鍋爐。6層煤粉燃燒器由6臺HP?983X9碗式中速磨煤機供粉。采用擺動火嘴方法調節(jié)再熱汽溫。鍋爐于1991年8月27日完成72h試運行。再熱器系統(tǒng)如圖1所示。墻式再熱器出口用4根導汽管將蒸汽導入低溫再熱器的進口集箱。低溫再熱器共有76片管屏，與38片高溫再熱器管屏直聯(lián)(無中間集箱)。為了減小墻式再熱器蒸汽阻力，在其進出口集箱之間原設計有24根旁路管使部分蒸汽旁通。

37、在結構上，低溫再熱器每片屏有10根管子；高溫再熱器有20根管子。高、低溫再熱器內外圈管子交換連接，而且與高溫再熱器2根外圈管相連接的低溫再熱器內圈管受熱長度縮短很多(見圖1)。高溫再熱器與煙氣逆流布置，大部分管子采用TP304H等奧氏體鋼材，部分管子和爐外引出管都是T22鋼材。在每片高溫再熱器的第11號管子出口裝有爐外壁溫測點。T22鋼材的最高使用溫度為580590，故目前的報警溫度設定值為530。鍋爐運行后，發(fā)現(xiàn)高溫再熱器右側第3437片屏的出口壁溫經(jīng)常超過585設定值。同時再熱汽溫達不到額定值。為此，根據(jù)CE公司提供的方案，對再熱器進行了2次改造。1993年改造是為了降低右側高溫再熱器管屏

38、的出口壁溫。方法是將墻式再熱器24根旁路管中的8根直接引入低溫再熱器進口集箱的右側端(見圖2)，以降低右側管屏的進口溫度。1994年改造的目的是提高再熱汽溫。方法是將低溫再熱器的管屏接長3.05m。1994年的改造增加受熱面太多，造成再熱器事故噴水量增大，并使過熱器的出口汽溫達不到額定值。1993年的改造效果也不夠理想。在高負荷時第3537屏仍經(jīng)常處于580595之間，而且第3033屏的出口壁溫反而比改造前增高。在運行中如果為了提高過熱汽溫而使燃燒器向上擺，則會使再熱器的超溫情況更為加劇。對于這些問題，電廠曾在1994年進行了燃燒調整，并采用部分輔助風和燃燼風反切的措施；在1996年又在部分高

39、溫再熱器管子上涂刷絕熱涂料，但效果都不大。2改造方案的論證為了比較徹底地解決再熱器的局部超溫問題，1997年12月電廠與上海交通大學能源系共同提出進一步改造的幾種方案，并進行了分析論證。最后決定采用在低溫管屏中加裝節(jié)流圈的改造措施，并在部分壁溫較高的管屏上涂覆絕熱材料作為短期的輔助措施。加裝節(jié)流圈的具體要求如下：(1)溫度最高的第35、36屏出口爐外壁溫降低1015；(2)再熱器出口2根導汽總管的流量和汽溫與改造前保持不變；(3)對爐膛污臟時、低負荷、火嘴上擺到70%時高溫過熱器的出口壁溫工況進行核算。絕熱材料涂在第6974屏低溫再熱器(與高溫再熱器第3537屏連接)管上，厚度為20mm，高度

40、為3m，外面用2mm厚不銹鋼板包覆。3節(jié)流圈計算的主要步驟和結果節(jié)流圈的計算是很復雜的，因為再熱器的管系非常復雜。1片管屏有20根管子，1根管子又有12個管段，這些管段的直徑、長度和材料都不相同；在結構上，再熱器進出口集箱采用三通連接方式，蒸汽在流經(jīng)三通進入集箱時會形成渦流。渦流區(qū)的蒸汽靜壓有大幅度降低。蒸汽旁路改造后以及在一部分管屏中加裝節(jié)流圈以后，渦流區(qū)的蒸汽靜壓分布也會隨之改變。計算的主要步驟為：(1)作墻式、低溫和高溫再熱器的熱力計算；(2)計算8根直接旁路管中的旁通蒸汽流量；(3)計算同屏各管流量偏差和熱偏差；(4)計算各屏的蒸汽流量；(5)計算節(jié)流圈的壓降和節(jié)流圈孔徑。由于要求加裝

41、節(jié)流圈后再熱器2根出口總管中的蒸汽流量和溫度與改造前保持不變。而主要加裝節(jié)流圈的第2025管屏又集中在右側，所以這一點較難辦到。最后采取了使左側各屏的改后出口溫度高于右側各屏，也就是使左右兩側節(jié)流所減小的流量基本上相同，才使這個要求得到滿足。計算確定，加裝節(jié)流圈的高溫再熱器管屏共為12片，即第13、10、11、1925屏。每片屏有20根管子，所以共有240只節(jié)流圈。節(jié)流圈的孔徑最小為24.5mm，最大為38.5mm。加裝節(jié)流圈改造的原理是用改變各屏的蒸汽流量來補償它們的熱負荷偏差。盡管煙氣側的變化對高溫再熱器出口壁溫的分布有較大的影響，尤其是6層燃燒器投運方式的影響，但切向燃燒鍋爐煙氣側的熱負

42、荷圖形相對比較固定，呈M形分布。在節(jié)流圈計算前，查看了歷年的運行記錄，計算中使可能的熱負荷最高峰位置與加裝節(jié)流圈的管屏之間留有一定的距離，即第26、27、28、29屏不加裝節(jié)流圈。這樣即使熱負荷最高屏從第35、36屏移到第30、31屏，也可留有34片屏的熱負荷進一步左移的裕量。選擇高溫再熱器出口壁溫分布偏差較大的某一工況所作的計算結果如下(見圖3)：(1)在100%MCR負荷下，計算可使最高溫度屏的第11管出口壁溫從590降到576，降溫幅度為14。(2)裝有節(jié)流圈各屏的第11管出口壁溫將提高到543.0564.3。(3)改造后，在100%MCR負荷下，再熱器的壓降將增大11.06kPa。4對

43、CE公司旁路改造未達到預期效果的分析經(jīng)計算可得出為什么1993年美國CE公司對該爐進行旁路改造未能取得預期效果的原因。4.1該鍋爐的設計墻式再熱器受熱面積偏小，其溫升只有18.3。因此蒸汽經(jīng)8根直接旁路后低溫再熱器右側管屏的進口蒸汽的溫降幅度較?。?.2在8根直接旁路前，低溫再熱器進口集箱中從4根導汽管進入的蒸汽通過三通都比較均勻地向兩側分流。但在8根直接旁路后，最右面的1根導汽管的蒸汽無法向右側流動(因右側有8根旁路蒸汽進入)，只能全部向左側流動。這就增大了三通左側的渦流區(qū)域及靜壓的降低，在此區(qū)域內的第3033管屏的蒸汽流量因此比旁路前反而有所減小。5改造后的實測結果及分析改造于1998年6

44、月實施，7月開始運行，并進行了各種出力、各種工況的試驗。實測的結果及分析如下：5.1高溫再熱器第3037屏出口壁溫已大幅度下降，尤其是第3537屏由于包覆絕熱材料下降了4051。各屏再熱器出口壁溫顯示基本上控制在570以下，達到了預期的效果(見圖4)。5.2再熱器減溫水量已由原來的31.9t/h減為目前的14.6t/h(平均值)?，F(xiàn)在所用的減溫水不再是用來防止管壁局部超溫，而是用來防止因加長受熱面過多而引起的再熱汽溫超限。5.3原來主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫兩者之間難以同時兼顧。為了防止再熱器管壁超溫不得不使燃燒器下擺從而抑制了主蒸汽溫度。改造后主蒸汽溫度不再受其限制，由原來的534提高到53

45、8。6經(jīng)濟效益分析改造后再熱器噴水量平均減少17.3t/h，相應的機組煤耗約降低1.4g/(kW.h)，按年發(fā)電量35億kW.h計算，節(jié)約標煤4900t，標煤價格按300元/t計算，則每年節(jié)約費用147萬元；過熱汽溫平均提高4，使機組煤耗降低約0.25g/(kW.h)，則每年節(jié)約費用26.25萬元；而再熱器阻力增加11kPa，使汽輪機熱耗增大約0.03146%，則每年影響機組經(jīng)濟性約3.3萬元。綜合考慮這3者因素，每年產(chǎn)生總的經(jīng)濟效益為170萬元。如按每年少爆管1次來計算，可避免機組啟停燒輕油150t，計30萬元；搶修6天，發(fā)電利潤為648萬元。這樣，共可避免損失678萬元。7結論7.1造成北

46、侖電廠1號高溫再熱器管壁局部超溫的主要原因是：切圓燃燒方式所引起的煙氣側煙溫和煙速的偏差，以及再熱器進口集箱三通附近存在渦流區(qū)。上述2個因素造成管屏間的吸熱偏差和蒸汽流量偏差。7.2CE公司的蒸汽旁路改造沒有取得預期效果的主要原因是其計算方法不夠準確，沒有考慮墻式再熱器的吸熱量較小以及進口集箱三通渦流區(qū)的影響。7.3加節(jié)流圈和局部保溫改造后，高溫再熱器第3037屏的出口溫度已大幅度下降。其中節(jié)流圈因素使溫度下降至少1015。這說明如不加保溫單用節(jié)流圈也能達到改造要求。改造后再熱器管壁溫度能控制在570以下，提高了機組的運行可靠性。7.4改造后使原來主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫之間難以兼顧的問題得

47、到了解決。7.5在直接經(jīng)濟效益方面，由于再熱器噴水的減少和主蒸汽溫度的提高，機組煤耗可降低約1.6g/(kW.h)?？鄢蚬?jié)流圈使再熱器阻力增加11kPa而造成的熱耗增加后，總的經(jīng)濟效益每年可節(jié)約170萬元 T91鋼的性能及其焊接方法合金化原理T91鋼是美國國立像樹嶺實驗室和美國燃燒工程公司冶金材料實驗室合作研制的新型馬氏體耐熱鋼。它是在9Cr1MoV鋼的基礎上降低含碳量，嚴格限制硫、磷的含量，添加少量的釩、鈮元素進行合金化。與T91鋼對應的德國鋼號為X10CrMoVNNb91，日本鋼號為HCM95，法國則為TUZ10CDVNb0901。T91鋼中各合金元素分別起到固溶強化、彌散強化和提高鋼的

48、抗氧化性、抗腐蝕性能，具體分析如下。碳是鋼中固溶強化作用最明顯的元素，隨含碳量的增加，鋼的短時強度上升，塑性、韌性下降，對T91這類馬氏體鋼而言，含碳量的上升會加快碳化物球化和聚集速度，加速合金元素的再分配，降低鋼的焊接性、耐蝕性和抗氧化性，故耐熱鋼一般都希望降低含碳量，但含碳太低，鋼的強度將降低。T91鋼與12Cr1MoV鋼相比，含碳量降低20%，這是綜合考慮上述因素的影響而決定的。T91鋼中含微量氮，氮的作用體現(xiàn)在兩個方面。一方面起固溶強化作用，常溫下氮在鋼中的溶解度很小，T91鋼焊后熱影響區(qū)在焊接加熱和焊后熱處理過程中，將先后出現(xiàn)VN的固溶和析出過程：焊接加熱時熱影響區(qū)內已形成的奧氏體組

49、織由于VN的溶入，氮含量增加，此后常溫組織中的過飽和程度提高，在隨后的焊后熱處理中有細小的VN析出，這增加了組織穩(wěn)定性，提高了熱影響區(qū)的持久強度值。另一方面，T91鋼中還含有少量A1，氮能與其形成A1N，A1N在1 100以上才大量溶入基體，在較低溫度下又重新析出，能起到較好的彌散強化效果。加入鉻主要是提高耐熱鋼的抗氧化性、抗腐蝕能力，含鉻量小于5%時，600開始劇烈氧化，而含鉻量達5%時就具有良好的抗氧化性。12Cr1MoV鋼在580以下具有良好的抗氧化性，腐蝕深度為0.05 mm/a，600時性能開始變差，腐蝕深度為0.13 mm/a。T91含鉻量提高到9%左右，使用溫度能達到650，主要

50、措施就是使基體中溶有更多的鉻。釩與鈮都是強碳化物形成元素，加入后能與碳形成細小而穩(wěn)定的合金碳化物，有很強的彌散強化效果。加入鉬主要是為了提高鋼的熱強性，起到固溶強化的作用。2.2熱處理工藝T91的最終熱處理為正火+高溫回火，正火溫度為1040，保溫時間不少于10 min，回火溫度為730780，保溫時間不少于1h，最終熱處理后的組織為回火馬氏體。2.3機械性能T91鋼的常溫抗拉強度585 MPa，常溫屈服強度415 MPa，硬度250 HB，伸長率(50 mm標距的標準圓形試樣)20%，許用應力值650=30 MPa。2.4焊接性能按照國際焊接學會推薦的碳當量公式算得T91的碳當量為可見T91

51、的焊接性較差。3T91焊接時存在的問題3.1熱影響區(qū)淬硬組織的產(chǎn)生從圖1可以看出，T91的臨界冷卻速度低，奧氏體穩(wěn)定性很大，冷卻時不易發(fā)生正常的珠光體轉變，從而冷卻到較低溫度時發(fā)生了馬氏體轉變。正由于此，T91的淬硬和冷裂傾向很大。由于熱影響區(qū)的各種組織具有不同的密度、膨脹系數(shù)和不同的晶格形式，在加熱和冷卻過程中必然會伴有不同的體積膨脹和收縮；另一方面，由于焊接加熱具有不均勻和溫度高的特點，故而T91焊接接頭內部應力很大。對于T91，奧氏體十分穩(wěn)定，要冷卻到較低溫度(約400)才能變?yōu)轳R氏體。粗大的馬氏體組織脆而硬，接頭又處在復雜應力狀態(tài)下。同時，焊縫冷卻過程中氫由焊縫向近縫區(qū)擴散，氫的存在促

52、使了馬氏體脆化，其綜合作用的結果，很容易在淬硬區(qū)產(chǎn)生冷裂紋。3.2熱影響區(qū)晶粒長大焊接熱循環(huán)對焊接頭熱影響區(qū)的晶粒長大有重大的影響，特別是緊鄰加熱溫度達到最高的熔合區(qū)。當冷卻速度較小時，在焊接熱影響區(qū)會出現(xiàn)粗大的塊狀鐵素體和碳化物組織，使鋼材的塑性明顯下降；冷卻速度大時，由于產(chǎn)生了粗大的馬氏體組織，也會使焊接接頭塑性下降。3.3軟化層的產(chǎn)生T91鋼在調質狀態(tài)下焊接，熱影響區(qū)產(chǎn)生軟化層不可避免，而且比珠光體耐熱鋼的軟化更為嚴重。當用加熱和冷卻速度均較緩慢的規(guī)范時，軟化程度較大。另外，軟化層的寬度和它離熔合線的距離，不僅與焊接的加熱條件及特點有關，還與預熱、焊后熱處理等有關.哈爾濱鍋爐廠曾做過試驗

53、得出T91焊接熱影響區(qū)硬度曲線，見圖2。730回火；750回火由圖2可以看出，T91鋼焊縫熱影響區(qū)產(chǎn)生的軟化現(xiàn)象比較嚴重，而且接頭的回火溫度越高，軟化程度越嚴重，接頭強度利用系數(shù)大大下降。3.4應力腐蝕裂紋T91鋼在焊后熱處理之前，冷卻溫度一般不低于100，如果在室溫下冷卻，而環(huán)境又比較潮濕時，容易出現(xiàn)應力腐蝕裂紋。德國規(guī)定：在焊后熱處理之前必須冷卻至150以下。在工件較厚、有角焊縫存在及幾何尺寸不好的情況下，冷卻溫度不低于100。如果在室溫下冷卻，嚴禁潮濕，否則容易產(chǎn)生應力腐蝕裂紋。4T91鋼的焊接工藝4.1預熱溫度的選擇T91鋼的Ms點約為400，預熱溫度一般選在200250。預熱溫度不能

54、太高，否則接頭冷卻速度降低，可能在焊接接頭中引起晶界處碳化物析出和形成鐵素體組織，從而大大降低該鋼材焊接接頭在室溫時的沖擊韌性。預熱溫度的下限從哈爾濱鍋爐廠所做過的插銷試驗可得到很好的說明。插銷試棒采用T91鋼，直徑8 mm,深0.5 mm，底板采用13CrMo鋼，厚20 mm，試驗在不預熱、預熱150、預熱200、預熱250條件下進行。焊條采用J707。焊接電流為165170 A，電弧電壓為21267 V，試驗結果如表2所示。由上述試驗結果知，在不預熱條件下，T91鋼焊接接頭的臨界應力為176.4 MPa；預熱150時，臨界應力為354.8 MPa，為T91鋼常溫屈服極限415 MPa的85

55、.4%；預熱200以上時，臨界應力大于460 MPa，超過了T91鋼常溫屈服極限。由此，為避免T91鋼焊接時產(chǎn)生冷裂紋，預熱溫度必須不低于200，德國規(guī)定預熱溫度為180250，美國CE公司規(guī)定預熱溫度為120205。4.2層間溫度的選擇層間溫度不得低于預熱溫度下限，但如同預熱溫度的選取一樣，層間溫度也不能過高。T91焊接時層間溫度一般控制在200300。法國規(guī)定：層間溫度不超過300。美國規(guī)定：層間溫度可位于170230之間。4.3焊后熱處理起始溫度的選擇T91要求焊后冷卻到低于Ms點以下并保持一定時間再進行回火處理，焊后冷卻速度為80100/h。如果未經(jīng)保溫，接頭的奧氏體組織可能沒有完全轉

56、變，回火加熱會促使碳化物沿奧氏體晶界沉淀，這樣的組織很脆。但是T91焊后也不允許冷卻到室溫再進行回火，因為其焊接接頭冷卻到室溫時就有產(chǎn)生冷裂紋的危險。對于T91來說，最佳起始溫度為100150，并保溫1h，可基本確保組織轉變完畢。4.4回火溫度、恒溫時間、回火冷卻速度的選擇T91鋼冷裂傾向較大，在一定條件下，容易產(chǎn)生延遲裂紋，故焊接接頭必須在焊后24 h內進行回火處理。T91焊后狀態(tài)的組織為板條狀馬氏體，經(jīng)過回火可變?yōu)榛鼗瘃R氏體，其性能較板條狀馬氏體優(yōu)越。回火溫度偏低時，回火效果不明顯，焊縫金屬容易時效而脆化；回火溫度過高(超過AC1線)，接頭又可能再次奧氏體化，并在隨后的冷卻過程中重新淬硬。同時，如本文在前面所述，回火溫度的確定還要考慮接頭軟化層的影響。一般而言，T91回火溫度為730780。T91焊后回火恒溫時間不少于1 h，才能保證其組織完全轉變?yōu)榛鼗瘃R氏體。為了降低T91鋼焊接接頭的殘余應力，必須控制其冷卻速度小于5 /min。T91鋼的焊接工藝可用圖3表示。600 MW燃煤鍋爐汽包帶水問題分析及處理摘要：通過對北侖電廠二期工程的鍋爐汽包水平式一次旋風分離器的深入研究，分析了汽包水位測量、汽包容積、水平式一次旋風分離器、重力分離空間、二次立式百葉窗分離器等對汽包飽和蒸汽帶水的影響。在對可能引起汽包飽和蒸汽帶水的各有關因素進行了比較系統(tǒng)的研究后，進行了汽包內