我國(guó)大型汽輪機(jī)葉片運(yùn)行狀況的研究和對(duì)策

1、我國(guó)大型汽輪機(jī)葉片運(yùn)行狀況的研究和對(duì)策【摘要】隨著電站汽輪機(jī)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(guò)對(duì)10余個(gè)電廠葉片運(yùn)行狀況的調(diào)研及收集到有關(guān)葉片運(yùn)行資料，分析了上海汽輪機(jī)有限公司、哈爾濱汽輪機(jī)有限責(zé)任公司、東方汽輪機(jī)廠等國(guó)產(chǎn)以及從美國(guó)、日本、前蘇聯(lián)和歐洲一些國(guó)家引進(jìn)的300 MW及以上亞臨界壓力大功率汽輪機(jī)部分葉片故障，認(rèn)為末級(jí)長(zhǎng)葉片型線下部普遍存在出汽邊水沖蝕損傷，外來(lái)硬質(zhì)異物擊傷葉片和固體粒子侵蝕，葉片結(jié)構(gòu)及其它損傷，分析了其損傷機(jī)理，介紹防范措施?！娟P(guān)鍵詞】電廠汽輪機(jī)葉片損傷損傷機(jī)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(jī)的關(guān)鍵零件，又是最精細(xì)、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(dòng)以及濕蒸汽區(qū)水滴沖蝕的共同作用。其空氣動(dòng)力學(xué)性能、加工幾何形狀、表面粗糙度、安裝間隙及運(yùn)行工況、結(jié)垢等因

6、素均影響汽輪機(jī)的效率、出力；其結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、振動(dòng)強(qiáng)度及運(yùn)行方式則對(duì)機(jī)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(tuán)無(wú)不堅(jiān)持不懈地作出巨大努力，把最先進(jìn)的科學(xué)技術(shù)成果應(yīng)用于新型葉片的開(kāi)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?cè)谄啓C(jī)制造領(lǐng)域的先進(jìn)地位。在19861997年間我國(guó)電力工業(yè)得到持續(xù)、高速發(fā)展，電站汽輪機(jī)正在實(shí)現(xiàn)高參數(shù)大容量化。據(jù)統(tǒng)計(jì)，到1997年底，包括火電、核電在內(nèi)的汽輪機(jī)裝機(jī)容量已達(dá)到192 GW，其中火電250300 MW機(jī)組128臺(tái)，320.0362.5 MW機(jī)組29臺(tái)，500660 MW機(jī)組17臺(tái)；200 MW及以下的機(jī)組也有很大發(fā)展，200210

7、MW機(jī)組188臺(tái)，110125 MW機(jī)組123臺(tái)，100 MW機(jī)組141臺(tái)。核電汽輪機(jī)最大容量為900 MW。隨著我國(guó)電站汽輪機(jī)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(duì)于300 MW及600 MW機(jī)組，每級(jí)葉片轉(zhuǎn)換的功率高達(dá)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(jī)和整臺(tái)火電機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性和安全可靠性的降低也是不容忽視的。例如，由于結(jié)垢使高壓第1級(jí)噴嘴面積減少10%，機(jī)組的出力會(huì)減少3%，由于外來(lái)硬質(zhì)異物打擊葉片損傷以及固體粒子侵蝕葉片損傷，視其嚴(yán)重程度都可能使級(jí)效率降低1%3%；如果葉片發(fā)生斷裂，其后果是：輕的引起機(jī)組振動(dòng)、通流部分動(dòng)、靜摩擦，同時(shí)損失

8、效率；嚴(yán)重的會(huì)引起強(qiáng)迫停機(jī)，有時(shí)為更換葉片或修理被損壞的轉(zhuǎn)子、靜子需要幾周到幾個(gè)月時(shí)間；在某些情況下由于葉片損壞沒(méi)有及時(shí)發(fā)現(xiàn)或及時(shí)處理，引起事故擴(kuò)大至整臺(tái)機(jī)組或由于末級(jí)葉片斷裂引起機(jī)組不平衡振動(dòng)，可能導(dǎo)致整臺(tái)機(jī)組毀壞，其經(jīng)濟(jì)損失將以億計(jì)，這樣的例子，國(guó)內(nèi)外并不罕見(jiàn)。由多年積累的經(jīng)驗(yàn)證明，每當(dāng)有一大批新型汽輪機(jī)投入運(yùn)行以后或在電力供需不平衡出現(xiàn)汽輪機(jī)在偏離設(shè)計(jì)工況長(zhǎng)期運(yùn)行時(shí)，由于設(shè)計(jì)、制造、安裝、檢修以及運(yùn)行不當(dāng)?shù)确矫娴脑蛞鸬娜~片故障損傷便會(huì)充分暴露出來(lái)。如上所述我國(guó)電站大型汽輪機(jī)裝機(jī)連續(xù)10余年迅速增加，開(kāi)始出現(xiàn)某些地區(qū)的大機(jī)組長(zhǎng)期帶低負(fù)荷運(yùn)行的新情況，因此，很有必要及時(shí)調(diào)查研究、分析、總

9、結(jié)葉片尤其是末級(jí)和調(diào)節(jié)級(jí)葉片發(fā)生的各種損傷及尋找規(guī)律，以期制定防范、改進(jìn)措施，避免發(fā)生大的損失。1大機(jī)組葉片損傷概況通過(guò)對(duì)10余個(gè)電廠葉片運(yùn)行狀況的調(diào)研及收集有關(guān)葉片運(yùn)行資料，分析了上海汽輪機(jī)有限公司、哈爾濱汽輪機(jī)有限責(zé)任公司、東方汽輪機(jī)廠（以下簡(jiǎn)稱上汽、哈汽、東汽）等國(guó)產(chǎn)以及從美國(guó)、日本、前蘇聯(lián)和歐洲一些國(guó)家引進(jìn)的300 MW以上亞臨界及超臨界壓力大功率汽輪機(jī)部分葉片故障。這些機(jī)組低壓級(jí)葉片在實(shí)際運(yùn)行過(guò)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(jí)葉片的水沖蝕損傷相當(dāng)普遍。這些故障基本上全面反映了我國(guó)大功率汽輪機(jī)葉片的現(xiàn)狀。大機(jī)組葉片損傷概況見(jiàn)表1。表1大機(jī)

10、組葉片損傷各型大機(jī)組臺(tái)數(shù)(1997年)末級(jí)葉片長(zhǎng)度/mm末級(jí)葉片損傷情況其它級(jí)葉片損傷情況300MW等級(jí)亞臨界機(jī)組引進(jìn)型300 MW機(jī)組型號(hào)：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(cè)拉金焊口附近斷裂；葉片異物擊傷。觀察到一臺(tái)機(jī)組，出汽邊水沖蝕。次末級(jí)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(jìn)型型號(hào)：N300-16.7/537/53725900多臺(tái)機(jī)組大量圍帶飛脫、斷裂、個(gè)別機(jī)組松拉金斷裂。次末級(jí)515 mm葉片圍帶斷裂國(guó)產(chǎn)(上汽)300 MW機(jī)組型號(hào)：N300-165/537/53726700根部出汽邊水沖蝕、頂部進(jìn)汽邊水沖蝕

11、、異物擊傷斷葉片。低壓2、3、4、5級(jí)210 mm、252 mm、323 mm、456 mm葉片均出現(xiàn)過(guò)斷裂國(guó)產(chǎn)(東汽)300 MW機(jī)組型號(hào)：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(jí)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(guó)產(chǎn)(東汽)300 MW機(jī)組型號(hào)：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(guó)GE公司352 MW機(jī)組型號(hào)：N352-187.2/538/5384新851型線中部出汽邊出現(xiàn)過(guò)裂紋根部出汽邊輕微水沖蝕。意大利ANSA

12、LDO公司320 MW機(jī)組4老851長(zhǎng)期低負(fù)荷運(yùn)行，根部汽流回流造成根部出汽邊嚴(yán)重水沖蝕。日本東芝350 MW機(jī)組型號(hào)：TC-4F350-16.9/538/5382660.4(26英寸)2道拉金、4片焊接成組結(jié)構(gòu)、2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行2 a，2次發(fā)現(xiàn)127處拉金斷裂。原因?yàn)槿~片結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)不當(dāng)，拉金應(yīng)力水平過(guò)高所致。改為2道松拉金連接結(jié)構(gòu)。出汽邊輕微水沖蝕。英國(guó)GEC 362.5 MW機(jī)組2945運(yùn)行約14000 h后，低壓第3級(jí)斷葉片，共損傷98片，第4級(jí)近一半葉片被飛脫的葉片、圍帶碎片打傷。原因?yàn)榈?級(jí)斷葉片為老型葉片，葉型設(shè)計(jì)存在問(wèn)題。措施采用改型的葉片更換了第3級(jí)所有葉片，更換了第4級(jí)電機(jī)側(cè)全級(jí)葉

13、片。法國(guó)ALSTHOM公司360 MW機(jī)組型號(hào)：T1A360-30-2F1 08021 080運(yùn)行約2 000 h后發(fā)現(xiàn)低壓第1級(jí)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(guó)ALSTHOM公司300 MW機(jī)組型號(hào)：T2A300-30-2F1 04421 044運(yùn)行約4 300 h后發(fā)現(xiàn)低壓第3級(jí)338 mm葉片從葉根第1銷釘孔部位多片出現(xiàn)裂紋。次末級(jí)葉片拉筋斷裂。法國(guó)ALSTHOM公司330 MW機(jī)組型號(hào)：T2A330-30-2F1 04421 044次末級(jí)為剖分式松拉金交錯(cuò)整圈連接結(jié)構(gòu)。葉片高度550 mm，同型機(jī)組多次發(fā)生松拉金斷裂。后來(lái)新機(jī)組改用自由葉片運(yùn)行。6

14、00MW等級(jí)亞臨界機(jī)組GEC-ALSTHOM 600 MW機(jī)組型號(hào)：T2A650-30-4-4611 080末級(jí)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?yàn)椴牧蠠崽幚聿划?dāng)引起斷裂，措施為更換彈簧片。低壓次末級(jí)也出現(xiàn)彈簧片斷裂情況。中壓第9級(jí)為自帶圍帶、預(yù)扭安裝344.8 mm葉片，5叉3銷釘葉根，全級(jí)64片葉片有53片葉根出現(xiàn)裂紋。原因?yàn)槿~片設(shè)計(jì)問(wèn)題，整圈連接狀態(tài)不佳。低壓前3級(jí)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(jī)組型號(hào)：T2A600-30-2-2F1 04411 044低壓第2級(jí)208.8 mm葉片為自帶圍帶預(yù)扭安

15、裝雙叉2銷釘葉根，發(fā)現(xiàn)該級(jí)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?yàn)槿~片設(shè)計(jì)連接狀況不佳，改進(jìn)設(shè)計(jì)將原馬鞍型圍帶改為菱形圍帶。超臨界機(jī)組前蘇聯(lián)哈爾科夫(XT3)320 MW機(jī)組型號(hào)：K-320-23.5-441 030葉頂預(yù)扭接觸有錯(cuò)位；整圈松拉金幾處斷裂；發(fā)現(xiàn)2臺(tái)機(jī)組末級(jí)葉片進(jìn)汽邊大范圍水沖蝕，原因是真空過(guò)高。調(diào)節(jié)級(jí)及高壓前2級(jí)葉片及葉頂汽封被外來(lái)異物擊傷；高壓通流部分結(jié)垢1.5 mm厚。ABB 600 MW機(jī)組型號(hào)：D4Y4542867調(diào)節(jié)級(jí)葉片運(yùn)行約5 000 h斷裂，原因?yàn)槿~輪葉片系統(tǒng)振動(dòng)強(qiáng)度不良。ABB賠償2個(gè)高壓轉(zhuǎn)子；經(jīng)查低壓通流部分設(shè)計(jì)老化，使低壓缸效率低，ABB

16、賠償2個(gè)低壓通流部分(包括低壓轉(zhuǎn)子和靜子)2末級(jí)長(zhǎng)葉片損傷 21葉片型線下部普遍存在出汽邊水沖蝕末級(jí)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(jī)的共同問(wèn)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(jìn)口機(jī)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(jí)葉片出汽邊的水沖蝕損傷已成為影響大機(jī)組安全運(yùn)行的普遍問(wèn)題，應(yīng)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(dòng)性能惡化，級(jí)效率降低，更嚴(yán)重的是對(duì)汽輪機(jī)的安全運(yùn)行造成威脅。水沖蝕形成的鋸齒狀毛刺造成應(yīng)力集中以及減小葉

17、型根部截面的面積，還會(huì)影響到葉片的振動(dòng)特性，大大地削弱葉片的強(qiáng)度，這就增加了末級(jí)葉片斷裂的危險(xiǎn)性。211出汽邊水沖蝕機(jī)理汽輪機(jī)在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，末幾級(jí)的工況變化最大。隨著機(jī)組功率的增大，低壓級(jí)組子午流道擴(kuò)張角增大，葉高增加，當(dāng)其相對(duì)設(shè)計(jì)工況的容積流量急劇減小時(shí)，會(huì)使流場(chǎng)參數(shù)發(fā)生很大變化。末級(jí)長(zhǎng)葉片在小容積流量、真空工況運(yùn)行，葉片底部會(huì)出現(xiàn)較大的負(fù)反動(dòng)度，結(jié)果對(duì)設(shè)計(jì)不良的動(dòng)葉片下半部造成大范圍的回流區(qū)。負(fù)荷越低回流區(qū)越大，在起動(dòng)和并網(wǎng)初始，回流范圍甚至擴(kuò)大到整個(gè)排汽缸。大功率凝汽式汽輪機(jī)的末級(jí)排汽濕度總是比較大的，末級(jí)動(dòng)葉后汽流中攜帶有大量的水滴，回流的蒸汽運(yùn)移著水滴沖擊在高速旋轉(zhuǎn)的動(dòng)葉片下半部的

18、出汽邊。對(duì)某些設(shè)計(jì)過(guò)時(shí)的葉片，在低負(fù)荷或高背壓時(shí)，會(huì)產(chǎn)生大范圍的回流，甚至達(dá)到葉高的2/3以上，對(duì)于這類葉片，出汽邊的水沖蝕就變得非常嚴(yán)重。另外，當(dāng)排汽缸噴水裝置設(shè)計(jì)、安裝不當(dāng)或噴水過(guò)量時(shí)，會(huì)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(hào)機(jī)為上海汽輪機(jī)廠引進(jìn)美國(guó)西屋公司技術(shù)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(jī)，末級(jí)葉片高度869 mm。2臺(tái)機(jī)組分別于1991年和1992年底并網(wǎng)發(fā)電。投運(yùn)后不久即開(kāi)始每晚68 h低負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行，表現(xiàn)出良好的調(diào)峰性能。但第1次大修時(shí)就發(fā)現(xiàn)末級(jí)葉片根部出汽邊水沖蝕嚴(yán)重，1995年上半年對(duì)12號(hào)機(jī)進(jìn)行了首次大修，發(fā)現(xiàn)汽

19、輪機(jī)轉(zhuǎn)子末2級(jí)（尤其末級(jí)）葉片的出汽邊背弧側(cè)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(rèn)為根部設(shè)計(jì)反動(dòng)度較小，在小容積流量下運(yùn)行，根部反動(dòng)度出現(xiàn)負(fù)值，產(chǎn)生回流沖蝕所致。2臺(tái)機(jī)組大修中檢查，還發(fā)現(xiàn)末級(jí)長(zhǎng)葉片頂部進(jìn)汽側(cè)水沖蝕嚴(yán)重，特別是每組首末2片更為嚴(yán)重，而司太立合金片寬度只有10 mm，葉片水沖蝕寬度達(dá)20 mm。(2)姚孟電廠1號(hào)機(jī)為上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的300 MW機(jī)組，末級(jí)葉片高度700 mm。汽輪機(jī)并網(wǎng)運(yùn)行700 h后，揭缸發(fā)現(xiàn)末級(jí)葉片出汽邊背弧側(cè)有嚴(yán)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(yán)重。到1990年大修時(shí)（累計(jì)運(yùn)行約8104 h），水沖蝕區(qū)域已擴(kuò)展成從葉根開(kāi)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(jí)葉片（低壓I缸和低壓II缸的左旋側(cè)），并采用了制造廠重新提供的低負(fù)荷噴水方式。投運(yùn)約100 h后，揭缸發(fā)現(xiàn)末級(jí)葉片出汽邊背弧側(cè)的水沖蝕更嚴(yán)重，相當(dāng)于第1次安裝后運(yùn)行10 000 h后其末級(jí)葉片幾乎沒(méi)有水沖蝕痕跡。分析認(rèn)為，姚孟電廠國(guó)產(chǎn)300 MW汽輪機(jī)在低負(fù)荷噴水方向、內(nèi)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(jié)構(gòu)方面與ALSTHOM汽輪機(jī)

21、存在差異，形成了影響水沖蝕的結(jié)構(gòu)因素。(3)江油電廠8號(hào)機(jī)為法國(guó)ALSTHOM公司制造的300 MW汽輪機(jī)，末級(jí)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(tái)意大利進(jìn)口320 MW汽輪機(jī)組。汽輪機(jī)末級(jí)葉片長(zhǎng)度為851 mm，在過(guò)去低負(fù)荷運(yùn)行中，由于負(fù)反動(dòng)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(hào)機(jī)為哈汽制造的600 MW汽輪機(jī)，于1991年9月1日停機(jī)大修期間發(fā)現(xiàn)末級(jí)869 mm葉片出汽邊下部約100 mm范圍內(nèi)也存在水沖蝕痕跡，個(gè)別葉片已出現(xiàn)水沖蝕溝槽。2.1.3末級(jí)長(zhǎng)葉片出汽邊水沖蝕普遍性的初步分析上述

22、一些例子說(shuō)明，我國(guó)有相當(dāng)多的大機(jī)組其末級(jí)長(zhǎng)葉片在運(yùn)行中遭受出汽邊水沖蝕。其起因除了從設(shè)計(jì)上末級(jí)（靜葉和動(dòng)葉）氣動(dòng)性能低劣和排汽缸噴水減溫系統(tǒng)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)欠缺以外，從運(yùn)行上其主要原因可能與從1996年開(kāi)始某些地區(qū)電力負(fù)荷大幅度減少以致使大機(jī)組長(zhǎng)期在低負(fù)荷運(yùn)行有關(guān)。例如引進(jìn)型300 MW機(jī)組的末級(jí)869 mm高度葉片，該機(jī)組是西屋公司60年代設(shè)計(jì)產(chǎn)品，按帶基本負(fù)荷轉(zhuǎn)讓給我國(guó)，在設(shè)計(jì)中沒(méi)有考慮調(diào)峰運(yùn)行和高背壓運(yùn)行，機(jī)組缺少在小容積流量下長(zhǎng)期運(yùn)行的性能。由于當(dāng)時(shí)技術(shù)水平的限制，869 mm葉片沒(méi)按三元流方法設(shè)計(jì)，因而氣動(dòng)性能較差。據(jù)驗(yàn)算，末級(jí)反動(dòng)度沿葉高變化劇烈，葉型頂部的反動(dòng)度達(dá)到75%以上，而葉型底部

23、反動(dòng)度只有10%左右。后者愈小，在部分負(fù)荷運(yùn)行時(shí)愈容易產(chǎn)生脫流，進(jìn)而增大葉片動(dòng)應(yīng)力響應(yīng)，并產(chǎn)生出汽邊水沖蝕。調(diào)查表明該型機(jī)組以及其它許多大機(jī)組近2a多長(zhǎng)期帶低負(fù)荷（最低帶40%負(fù)荷）運(yùn)行。有一臺(tái)機(jī)組在第1次大修時(shí)便發(fā)現(xiàn)葉片出汽邊有明顯的水沖蝕現(xiàn)象。一臺(tái)東芝360 MW機(jī)組運(yùn)行10 a以上，在1997年大修中觀察到其它各級(jí)動(dòng)葉片光潔明亮如初，而660 mm末級(jí)動(dòng)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(jí)長(zhǎng)葉片出汽邊水沖蝕的大機(jī)組，尤其是300 MW、600 MW級(jí)的大機(jī)組的調(diào)峰或低負(fù)荷運(yùn)行方式，用最新的三元流理論驗(yàn)算并有選擇性地進(jìn)行流場(chǎng)和動(dòng)應(yīng)力實(shí)測(cè)，以確定機(jī)組帶最低負(fù)荷的安

24、全限制值，并將其列入運(yùn)行規(guī)程。（2）逐步淘汰某些性能特別落后的長(zhǎng)葉片，以改型新葉片代之。（3）盡量縮短機(jī)組在空負(fù)荷附近的運(yùn)行時(shí)間。（4）檢查排汽缸噴水減溫裝置，其結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)落后或噴水過(guò)多的予以更改。2.2外來(lái)硬質(zhì)異物擊傷葉片和固體粒子侵蝕調(diào)查了3臺(tái)機(jī)組大修情況，其中2臺(tái)俄制超臨界320 MW和1臺(tái)國(guó)產(chǎn)亞臨界600 MW汽輪機(jī)，均遭受外來(lái)異物不同程度的擊傷，受損傷部位主要為高壓第1級(jí)噴嘴葉片和動(dòng)葉片、徑向汽封片，個(gè)別的調(diào)節(jié)閥，嚴(yán)重的擊傷其痕跡擴(kuò)大到第2級(jí)和第3級(jí)葉片；還觀察到在中壓第1級(jí)葉片上受異物打擊的痕跡。這些外來(lái)異物主要是殘留于蒸汽管道、過(guò)熱器、再熱器以及汽輪機(jī)內(nèi)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(jìn)入汽輪機(jī)的通道，打擊通流零部件，使噴嘴出汽面積減小、噴嘴和動(dòng)葉表面粗糙度增加，損傷調(diào)節(jié)閥及徑向汽封片等。從上述調(diào)查表明這種損傷可能有一定的代表性。它是全面反映機(jī)組起動(dòng)調(diào)試質(zhì)量的一個(gè)重要標(biāo)志。外來(lái)硬質(zhì)異物擊傷葉片具有永久性、難以維修的特點(diǎn)，通常會(huì)引起相當(dāng)嚴(yán)重的后果，一方面引起汽輪機(jī)熱經(jīng)濟(jì)性降低，導(dǎo)致機(jī)組發(fā)電成本上升；另一方面進(jìn)行修理或換新備品代價(jià)十分昂貴，維修費(fèi)增加。由葉片表面粗糙度增加引起的級(jí)效率降低是相當(dāng)可觀的，據(jù)分析，一臺(tái)500 MW機(jī)組，其高、中壓一級(jí)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(shí)，級(jí)效率降低約1.5%2.6%，這意味著機(jī)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(dòng)或長(zhǎng)期低負(fù)荷運(yùn)行情況下，特別在鍋爐起動(dòng)時(shí)，鍋爐過(guò)熱器管由于受熱沖擊可能在管內(nèi)側(cè)發(fā)生氧化鐵剝落形成固體顆粒，固體顆粒隨蒸汽高速進(jìn)入汽輪機(jī)形成對(duì)噴嘴和葉片的侵蝕。歐洲機(jī)組一般配有高、低壓旁路（如100%旁路），減少起動(dòng)時(shí)過(guò)熱器的溫度變化從而減少固體顆粒，同時(shí)把起動(dòng)時(shí)產(chǎn)生的顆粒全部排入凝汽器。石洞口二廠2臺(tái)超臨界機(jī)組也配有高、低壓旁路，1993年投產(chǎn)以來(lái)尚未發(fā)生固體顆粒侵蝕現(xiàn)象。而這種損傷在美國(guó)早期超臨界機(jī)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(jì)性降低同樣也很可觀，據(jù)分析，一臺(tái)500 MW和一臺(tái)700 MW汽輪機(jī)，其高壓整級(jí)葉

27、片受固體顆粒嚴(yán)重侵蝕時(shí)，在滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)會(huì)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(tái)機(jī)組中壓缸熱耗增加約26.4 kJ/(kW.h),而在部分負(fù)荷運(yùn)行時(shí)相應(yīng)的熱經(jīng)濟(jì)性損失更大。防范措施：（1）建立汽輪機(jī)整組聯(lián)合起動(dòng)調(diào)試工作質(zhì)量的跟蹤檢查檔案，嚴(yán)肅調(diào)試單位的質(zhì)量責(zé)任，使其嚴(yán)格執(zhí)行電力建設(shè)施工及驗(yàn)收技術(shù)規(guī)范“汽輪機(jī)篇”和“管道篇”中對(duì)各蒸汽管路和蒸汽通道的各項(xiàng)規(guī)定。（2）尤其對(duì)超臨界壓力機(jī)組，鍋爐的高溫部分和高溫管道應(yīng)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(jìn)行酸洗。（3）避免機(jī)組頻繁起停、保持水化學(xué)品質(zhì)良好。（4）對(duì)易受侵蝕的葉片等零

28、件要有專門備品，以便能及時(shí)更換而不致引起強(qiáng)迫停機(jī)。2.3葉片結(jié)垢及其它損傷在被調(diào)查的5臺(tái)300600 MW機(jī)組中，有3臺(tái)機(jī)組葉片上結(jié)垢。1臺(tái)未查閱到大修記錄，但凝汽器管內(nèi)結(jié)垢嚴(yán)重。說(shuō)明葉片結(jié)垢也具有普遍性。另外發(fā)現(xiàn)1臺(tái)在沿海安裝的300 MW機(jī)組，由于凝汽器進(jìn)海水引起整臺(tái)機(jī)轉(zhuǎn)子和葉片受到腐蝕，所有級(jí)葉片全帶均勻的麻坑。葉片結(jié)垢對(duì)機(jī)組效率、出力和可靠性有重大影響。結(jié)垢對(duì)汽輪機(jī)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(jié)垢還能改變噴嘴和動(dòng)葉和型線及其氣動(dòng)性能及軸向推力變化等。據(jù)分析，如果表面結(jié)垢使第1級(jí)喉部面積減少10%，整臺(tái)機(jī)組出力將減少3%，如果再加上第2級(jí)結(jié)垢減少喉部面積減少10%

29、，整臺(tái)機(jī)組將減少出力約5.2%。防范措施：(1)在機(jī)組任何運(yùn)行狀況下都要保持良好的水化學(xué)品質(zhì)。（2）電廠普遍采用噴砂法清除轉(zhuǎn)子上葉片結(jié)垢，但在某種程度上失掉葉片原來(lái)的拋光表面。應(yīng)嚴(yán)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(jié)垢，否則可能使級(jí)效率損失幾個(gè)百分點(diǎn)。3結(jié)論本項(xiàng)研究比較全面地反映了電力工業(yè)大型汽輪機(jī)葉片的安全狀況，包括末級(jí)、次末級(jí)及其它一些葉片如調(diào)節(jié)級(jí)葉片和低壓級(jí)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(duì)策。所述葉片故障的原因大多數(shù)是由設(shè)計(jì)欠周到或制造質(zhì)量問(wèn)題引起的，而隨著裝機(jī)迅速擴(kuò)大，由于安裝、調(diào)試和運(yùn)行方面引起的葉片損傷應(yīng)高度重視。3.1

30、近2 a， 300 MW級(jí)大機(jī)組相當(dāng)多的末級(jí)長(zhǎng)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(rèn)為其起因除了氣動(dòng)性能設(shè)計(jì)陳舊外，還可能與長(zhǎng)期低負(fù)荷運(yùn)行有關(guān)。長(zhǎng)葉片出汽邊水沖蝕大大降低了葉片的疲勞強(qiáng)度和壽命。其預(yù)防對(duì)策是應(yīng)用三元流方法核算在小容積流量工況下氣動(dòng)性能并實(shí)測(cè)末級(jí)流場(chǎng)特性，確定小容積流量時(shí)末級(jí)動(dòng)葉片出汽邊脫流區(qū)高度，對(duì)不同型號(hào)的機(jī)組分別研究以確定其在低負(fù)荷運(yùn)行的界限值，列入運(yùn)行規(guī)程。3.2300 MW以上的大機(jī)組的主要故障葉片在國(guó)產(chǎn)機(jī)組上。黃臺(tái)電廠的N300-16.2/535/535型機(jī)組的1 000 mm葉片和615 mm次末級(jí)葉片；3

31、00 MW機(jī)組900 mm葉片和515 mm次末級(jí)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(kāi)裂、飛脫及其引發(fā)的葉片斷裂；300 MW機(jī)組的另一個(gè)次末級(jí)葉片474.6 mm在2臺(tái)機(jī)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(shè)計(jì)、加工制造質(zhì)量原因。在進(jìn)口機(jī)組上，GEC-ALSTHOM300600 MW級(jí)機(jī)組的葉片故障和損傷占有突出的地位，5個(gè)電廠斷裂7臺(tái)次，其主要原因是葉片結(jié)構(gòu)及葉輪-葉片系統(tǒng)振動(dòng)特性不良。ABB公司超臨界壓力600 MW機(jī)組發(fā)生的調(diào)節(jié)級(jí)斷葉片事故以及GEC 362.5 MW機(jī)組第3、第4級(jí)葉片斷裂損傷的原

32、因亦是葉片-葉輪系統(tǒng)振動(dòng)特性設(shè)計(jì)的問(wèn)題。3.3在某些300600 MW級(jí)機(jī)組上觀察到調(diào)節(jié)級(jí)葉片和鄰近的高壓級(jí)葉片、汽封片受外來(lái)異物打擊損傷，甚至產(chǎn)生永久性的損壞以及通流部分嚴(yán)重結(jié)垢現(xiàn)象。由于進(jìn)水、冷蒸汽引起的葉片損傷仍時(shí)有發(fā)生，這大大降低了汽輪機(jī)的通流效率和安全可靠性，應(yīng)通過(guò)嚴(yán)格管理機(jī)組的安裝、調(diào)試質(zhì)量和提高電廠管理運(yùn)行水平和加強(qiáng)汽水品質(zhì)監(jiān)督加以防范。3.4超臨界機(jī)組在近幾年內(nèi)將會(huì)有很大發(fā)展，應(yīng)借鑒國(guó)外尤其是美國(guó)在發(fā)展超臨界機(jī)組上普遍遇到固體顆粒對(duì)葉片損傷的教訓(xùn)，開(kāi)展固體顆粒對(duì)葉片和進(jìn)汽部分通流部件損傷的研究，制定防范和對(duì)策。北侖發(fā)電廠600 MW鍋爐高溫再熱器超溫問(wèn)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(dá)到預(yù)期效果的原因；詳細(xì)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(jì)算過(guò)程。改造后最高溫度屏的出口壁溫下降了1015，提高了機(jī)組的運(yùn)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(jì)效益為每年170萬(wàn)元?！娟P(guān)鍵詞】電站鍋爐再熱器超溫技術(shù)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(jié)構(gòu)和前期改造情況北侖發(fā)電廠1號(hào)機(jī)組(600MW)，其鍋爐是從美國(guó)CE公司進(jìn)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(tái)HP?983X9碗式中速磨煤機(jī)供粉。采用擺動(dòng)火嘴方法調(diào)節(jié)再熱汽溫。鍋爐于1991年8月27日完成72h試運(yùn)行。再熱器系統(tǒng)如圖1所示。墻式再熱器出口用4根導(dǎo)汽管將蒸汽導(dǎo)入低溫再熱器的進(jìn)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(wú)中間集箱)。為了減小墻式再熱器蒸汽阻力，在其進(jìn)出口集箱之間原設(shè)計(jì)有24根旁路管使部分蒸汽旁通。

37、在結(jié)構(gòu)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(nèi)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(nèi)圈管受熱長(zhǎng)度縮短很多(見(jiàn)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(hào)管子出口裝有爐外壁溫測(cè)點(diǎn)。T22鋼材的最高使用溫度為580590，故目前的報(bào)警溫度設(shè)定值為530。鍋爐運(yùn)行后，發(fā)現(xiàn)高溫再熱器右側(cè)第3437片屏的出口壁溫經(jīng)常超過(guò)585設(shè)定值。同時(shí)再熱汽溫達(dá)不到額定值。為此，根據(jù)CE公司提供的方案，對(duì)再熱器進(jìn)行了2次改造。1993年改造是為了降低右側(cè)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(jìn)口集箱的右側(cè)端(見(jiàn)圖2)，以降低右側(cè)管屏的進(jìn)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(zhǎng)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(guò)熱器的出口汽溫達(dá)不到額定值。1993年的改造效果也不夠理想。在高負(fù)荷時(shí)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(yùn)行中如果為了提高過(guò)熱汽溫而使燃燒器向上擺，則會(huì)使再熱器的超溫情況更為加劇。對(duì)于這些問(wèn)題，電廠曾在1994年進(jìn)行了燃燒調(diào)整，并采用部分輔助風(fēng)和燃燼風(fēng)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(wèn)題，1997年12月電廠與上海交通大學(xué)能源系共同提出進(jìn)一步改造的幾種方案，并進(jìn)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(dǎo)汽總管的流量和汽溫與改造前保持不變；(3)對(duì)爐膛污臟時(shí)、低負(fù)荷、火嘴上擺到70%時(shí)高溫過(guò)熱器的出口壁溫工況進(jìn)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(jì)算的主要步驟和結(jié)果節(jié)流圈的計(jì)算是很復(fù)雜的，因?yàn)樵贌崞鞯墓芟捣浅?fù)雜。1片管屏有20根管子，1根管子又有12個(gè)管段，這些管段的直徑、長(zhǎng)度和材料都不相同；在結(jié)構(gòu)上，再熱器進(jìn)出口集箱采用三通連接方式，蒸汽在流經(jīng)三通進(jìn)入集箱時(shí)會(huì)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(huì)隨之改變。計(jì)算的主要步驟為：(1)作墻式、低溫和高溫再熱器的熱力計(jì)算；(2)計(jì)算8根直接旁路管中的旁通蒸汽流量；(3)計(jì)算同屏各管流量偏差和熱偏差；(4)計(jì)算各屏的蒸汽流量；(5)計(jì)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(cè)，所以這一點(diǎn)較難辦到。最后采取了使左側(cè)各屏的改后出口溫度高于右側(cè)各屏，也就是使左右兩側(cè)節(jié)流所減小的流量基本上相同，才使這個(gè)要求得到滿足。計(jì)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(lái)補(bǔ)償它們的熱負(fù)荷偏差。盡管煙氣側(cè)的變化對(duì)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(yùn)方式的影響，但切向燃燒鍋爐煙氣側(cè)的熱負(fù)

42、荷圖形相對(duì)比較固定，呈M形分布。在節(jié)流圈計(jì)算前，查看了歷年的運(yùn)行記錄，計(jì)算中使可能的熱負(fù)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(fù)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(fù)荷進(jìn)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(jì)算結(jié)果如下(見(jiàn)圖3)：(1)在100%MCR負(fù)荷下，計(jì)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(fù)荷下，再熱器的壓降將增大11.06kPa。4對(duì)

43、CE公司旁路改造未達(dá)到預(yù)期效果的分析經(jīng)計(jì)算可得出為什么1993年美國(guó)CE公司對(duì)該爐進(jìn)行旁路改造未能取得預(yù)期效果的原因。4.1該鍋爐的設(shè)計(jì)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(cè)管屏的進(jìn)口蒸汽的溫降幅度較??；4.2在8根直接旁路前，低溫再熱器進(jìn)口集箱中從4根導(dǎo)汽管進(jìn)入的蒸汽通過(guò)三通都比較均勻地向兩側(cè)分流。但在8根直接旁路后，最右面的1根導(dǎo)汽管的蒸汽無(wú)法向右側(cè)流動(dòng)(因右側(cè)有8根旁路蒸汽進(jìn)入)，只能全部向左側(cè)流動(dòng)。這就增大了三通左側(cè)的渦流區(qū)域及靜壓的降低，在此區(qū)域內(nèi)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(shí)測(cè)結(jié)果及分析改造于1998年6

44、月實(shí)施，7月開(kāi)始運(yùn)行，并進(jìn)行了各種出力、各種工況的試驗(yàn)。實(shí)測(cè)的結(jié)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(dá)到了預(yù)期的效果(見(jiàn)圖4)。5.2再熱器減溫水量已由原來(lái)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(lái)防止管壁局部超溫，而是用來(lái)防止因加長(zhǎng)受熱面過(guò)多而引起的再熱汽溫超限。5.3原來(lái)主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫兩者之間難以同時(shí)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(lái)的534提高到53

45、8。6經(jīng)濟(jì)效益分析改造后再熱器噴水量平均減少17.3t/h，相應(yīng)的機(jī)組煤耗約降低1.4g/(kW.h)，按年發(fā)電量35億kW.h計(jì)算，節(jié)約標(biāo)煤4900t，標(biāo)煤價(jià)格按300元/t計(jì)算，則每年節(jié)約費(fèi)用147萬(wàn)元；過(guò)熱汽溫平均提高4，使機(jī)組煤耗降低約0.25g/(kW.h)，則每年節(jié)約費(fèi)用26.25萬(wàn)元；而再熱器阻力增加11kPa，使汽輪機(jī)熱耗增大約0.03146%，則每年影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性約3.3萬(wàn)元。綜合考慮這3者因素，每年產(chǎn)生總的經(jīng)濟(jì)效益為170萬(wàn)元。如按每年少爆管1次來(lái)計(jì)算，可避免機(jī)組啟停燒輕油150t，計(jì)30萬(wàn)元；搶修6天，發(fā)電利潤(rùn)為648萬(wàn)元。這樣，共可避免損失678萬(wàn)元。7結(jié)論7.1造成北

46、侖電廠1號(hào)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(cè)煙溫和煙速的偏差，以及再熱器進(jìn)口集箱三通附近存在渦流區(qū)。上述2個(gè)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(méi)有取得預(yù)期效果的主要原因是其計(jì)算方法不夠準(zhǔn)確，沒(méi)有考慮墻式再熱器的吸熱量較小以及進(jìn)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(shuō)明如不加保溫單用節(jié)流圈也能達(dá)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(jī)組的運(yùn)行可靠性。7.4改造后使原來(lái)主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫之間難以兼顧的問(wèn)題得

47、到了解決。7.5在直接經(jīng)濟(jì)效益方面，由于再熱器噴水的減少和主蒸汽溫度的提高，機(jī)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(jì)效益每年可節(jié)約170萬(wàn)元 T91鋼的性能及其焊接方法合金化原理T91鋼是美國(guó)國(guó)立像樹(shù)嶺實(shí)驗(yàn)室和美國(guó)燃燒工程公司冶金材料實(shí)驗(yàn)室合作研制的新型馬氏體耐熱鋼。它是在9Cr1MoV鋼的基礎(chǔ)上降低含碳量，嚴(yán)格限制硫、磷的含量，添加少量的釩、鈮元素進(jìn)行合金化。與T91鋼對(duì)應(yīng)的德國(guó)鋼號(hào)為X10CrMoVNNb91，日本鋼號(hào)為HCM95，法國(guó)則為TUZ10CDVNb0901。T91鋼中各合金元素分別起到固溶強(qiáng)化、彌散強(qiáng)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(qiáng)化作用最明顯的元素，隨含碳量的增加，鋼的短時(shí)強(qiáng)度上升，塑性、韌性下降，對(duì)T91這類馬氏體鋼而言，含碳量的上升會(huì)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(qiáng)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(gè)方面。一方面起固溶強(qiáng)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(guò)程中，將先后出現(xiàn)VN的固溶和析出過(guò)程：焊接加熱時(shí)熱影響區(qū)內(nèi)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(guò)飽和程度提高，在隨后的焊后熱處理中有細(xì)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(qiáng)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(qiáng)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(shí)，600開(kāi)始劇烈氧化，而含鉻量達(dá)5%時(shí)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(shí)性能開(kāi)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(dá)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(qiáng)碳化物形成元素，加入后能與碳形成細(xì)小而穩(wěn)定的合金碳化物，有很強(qiáng)的彌散強(qiáng)化效果。加入鉬主要是為了提高鋼的熱強(qiáng)性，起到固溶強(qiáng)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(shí)間不少于10 min，回火溫度為730780，保溫時(shí)間不少于1h，最終熱處理后的組織為回火馬氏體。2.3機(jī)械性能T91鋼的常溫抗拉強(qiáng)度585 MPa，常溫屈服強(qiáng)度415 MPa，硬度250 HB，伸長(zhǎng)率(50 mm標(biāo)距的標(biāo)準(zhǔn)圓形試樣)20%，許用應(yīng)力值650=30 MPa。2.4焊接性能按照國(guó)際焊接學(xué)會(huì)推薦的碳當(dāng)量公式算得T91的碳當(dāng)量為可見(jiàn)T91

51、的焊接性較差。3T91焊接時(shí)存在的問(wèn)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(shí)不易發(fā)生正常的珠光體轉(zhuǎn)變，從而冷卻到較低溫度時(shí)發(fā)生了馬氏體轉(zhuǎn)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(guò)程中必然會(huì)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(diǎn)，故而T91焊接接頭內(nèi)部應(yīng)力很大。對(duì)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(fù)雜應(yīng)力狀態(tài)下。同時(shí)，焊縫冷卻過(guò)程中氫由焊縫向近縫區(qū)擴(kuò)散，氫的存在促

52、使了馬氏體脆化，其綜合作用的結(jié)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(zhǎng)大焊接熱循環(huán)對(duì)焊接頭熱影響區(qū)的晶粒長(zhǎng)大有重大的影響，特別是緊鄰加熱溫度達(dá)到最高的熔合區(qū)。當(dāng)冷卻速度較小時(shí)，在焊接熱影響區(qū)會(huì)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(shí)，由于產(chǎn)生了粗大的馬氏體組織，也會(huì)使焊接接頭塑性下降。3.3軟化層的產(chǎn)生T91鋼在調(diào)質(zhì)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(yán)重。當(dāng)用加熱和冷卻速度均較緩慢的規(guī)范時(shí)，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(diǎn)有關(guān)，還與預(yù)熱、焊后熱處理等有關(guān).哈爾濱鍋爐廠曾做過(guò)試驗(yàn)

53、得出T91焊接熱影響區(qū)硬度曲線，見(jiàn)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(yán)重，而且接頭的回火溫度越高，軟化程度越嚴(yán)重，接頭強(qiáng)度利用系數(shù)大大下降。3.4應(yīng)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(shí)，容易出現(xiàn)應(yīng)力腐蝕裂紋。德國(guó)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(yán)禁潮濕，否則容易產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕裂紋。4T91鋼的焊接工藝4.1預(yù)熱溫度的選擇T91鋼的Ms點(diǎn)約為400，預(yù)熱溫度一般選在200250。預(yù)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(shí)的沖擊韌性。預(yù)熱溫度的下限從哈爾濱鍋爐廠所做過(guò)的插銷試驗(yàn)可得到很好的說(shuō)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(yàn)在不預(yù)熱、預(yù)熱150、預(yù)熱200、預(yù)熱250條件下進(jìn)行。焊條采用J707。焊接電流為165170 A，電弧電壓為21267 V，試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。由上述試驗(yàn)結(jié)果知，在不預(yù)熱條件下，T91鋼焊接接頭的臨界應(yīng)力為176.4 MPa；預(yù)熱150時(shí)，臨界應(yīng)力為354.8 MPa，為T91鋼常溫屈服極限415 MPa的85

55、.4%；預(yù)熱200以上時(shí)，臨界應(yīng)力大于460 MPa，超過(guò)了T91鋼常溫屈服極限。由此，為避免T91鋼焊接時(shí)產(chǎn)生冷裂紋，預(yù)熱溫度必須不低于200，德國(guó)規(guī)定預(yù)熱溫度為180250，美國(guó)CE公司規(guī)定預(yù)熱溫度為120205。4.2層間溫度的選擇層間溫度不得低于預(yù)熱溫度下限，但如同預(yù)熱溫度的選取一樣，層間溫度也不能過(guò)高。T91焊接時(shí)層間溫度一般控制在200300。法國(guó)規(guī)定：層間溫度不超過(guò)300。美國(guó)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(diǎn)以下并保持一定時(shí)間再進(jìn)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(méi)有完全轉(zhuǎn)

56、變，回火加熱會(huì)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(jìn)行回火，因?yàn)槠浜附咏宇^冷卻到室溫時(shí)就有產(chǎn)生冷裂紋的危險(xiǎn)。對(duì)于T91來(lái)說(shuō)，最佳起始溫度為100150，并保溫1h，可基本確保組織轉(zhuǎn)變完畢。4.4回火溫度、恒溫時(shí)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(nèi)進(jìn)行回火處理。T91焊后狀態(tài)的組織為板條狀馬氏體，經(jīng)過(guò)回火可變?yōu)榛鼗瘃R氏體，其性能較板條狀馬氏體優(yōu)越?；鼗饻囟绕蜁r(shí)，回火效果不明顯，焊縫金屬容易時(shí)效而脆化；回火溫度過(guò)高(超過(guò)AC1線)，接頭又可能再次奧氏體化，并在隨后的冷卻過(guò)程中重新淬硬。同時(shí)，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(shí)間不少于1 h，才能保證其組織完全轉(zhuǎn)變?yōu)榛鼗瘃R氏體。為了降低T91鋼焊接接頭的殘余應(yīng)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(wèn)題分析及處理摘要：通過(guò)對(duì)北侖電廠二期工程的鍋爐汽包水平式一次旋風(fēng)分離器的深入研究，分析了汽包水位測(cè)量、汽包容積、水平式一次旋風(fēng)分離器、重力分離空間、二次立式百葉窗分離器等對(duì)汽包飽和蒸汽帶水的影響。在對(duì)可能引起汽包飽和蒸汽帶水的各有關(guān)因素進(jìn)行了比較系統(tǒng)的研究后，進(jìn)行了汽包內(nèi)