我国大型汽轮机叶片运行状况的研究和对策

1、我国大型汽轮机叶片运行状况的研究和对策【摘要】随着电站汽轮机大容量化，叶片的安全可靠性和保持其高效率愈显得重要。通过对10余个电厂叶片运行状况的调研及收集到有关叶片运行资料，分析了上海汽轮机有限公司、哈尔滨汽轮机有限责任公司、东方汽轮机厂等国产以及从美国、日本、前苏联和欧洲一些国家引进的300 MW及以上亚临界压力大功率汽轮机部分叶片故障，认为末级长叶片型线下部普遍存在出汽边水冲蚀损伤，外来硬质异物击伤叶片和固体粒子侵蚀，叶片结构及其它损伤，分析了其损伤机理，介绍防范措施。【关键词】电厂汽轮机叶片损伤损伤机理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前言叶片是汽轮机的关键零件，又是最精细、最重要的零件之一。它在极苛刻的条件下承受高温、高压、巨大的离心力、蒸汽力、蒸汽激振力、腐蚀和振动以及湿蒸汽区水滴冲蚀的共同作用。其空气动力学性能、加工几何形状、表面粗糙度、安装间隙及运行工况、结垢等因

6、素均影响汽轮机的效率、出力；其结构设计、振动强度及运行方式则对机组的安全可靠性起决定性的影响。因此，全世界最著名的几大制造集团无不坚持不懈地作出巨大努力，把最先进的科学技术成果应用于新型叶片的开发，不断推出一代比一代性能更优越的新叶片，以捍卫他们在汽轮机制造领域的先进地位。在19861997年间我国电力工业得到持续、高速发展，电站汽轮机正在实现高参数大容量化。据统计，到1997年底，包括火电、核电在内的汽轮机装机容量已达到192 GW，其中火电250300 MW机组128台，320.0362.5 MW机组29台，500660 MW机组17台；200 MW及以下的机组也有很大发展，200210

7、MW机组188台，110125 MW机组123台，100 MW机组141台。核电汽轮机最大容量为900 MW。随着我国电站汽轮机大容量化，叶片的安全可靠性和保持其高效率愈显得重要。对于300 MW及600 MW机组，每级叶片转换的功率高达10 MW乃至20 MW左右，即使叶片发生轻微的损伤，所引起的汽轮机和整台火电机组的热经济性和安全可靠性的降低也是不容忽视的。例如，由于结垢使高压第1级喷嘴面积减少10%，机组的出力会减少3%，由于外来硬质异物打击叶片损伤以及固体粒子侵蚀叶片损伤，视其严重程度都可能使级效率降低1%3%；如果叶片发生断裂，其后果是：轻的引起机组振动、通流部分动、静摩擦，同时损失

8、效率；严重的会引起强迫停机，有时为更换叶片或修理被损坏的转子、静子需要几周到几个月时间；在某些情况下由于叶片损坏没有及时发现或及时处理，引起事故扩大至整台机组或由于末级叶片断裂引起机组不平衡振动，可能导致整台机组毁坏，其经济损失将以亿计，这样的例子，国内外并不罕见。由多年积累的经验证明，每当有一大批新型汽轮机投入运行以后或在电力供需不平衡出现汽轮机在偏离设计工况长期运行时，由于设计、制造、安装、检修以及运行不当等方面的原因引起的叶片故障损伤便会充分暴露出来。如上所述我国电站大型汽轮机装机连续10余年迅速增加，开始出现某些地区的大机组长期带低负荷运行的新情况，因此，很有必要及时调查研究、分析、总

9、结叶片尤其是末级和调节级叶片发生的各种损伤及寻找规律，以期制定防范、改进措施，避免发生大的损失。1大机组叶片损伤概况通过对10余个电厂叶片运行状况的调研及收集有关叶片运行资料，分析了上海汽轮机有限公司、哈尔滨汽轮机有限责任公司、东方汽轮机厂（以下简称上汽、哈汽、东汽）等国产以及从美国、日本、前苏联和欧洲一些国家引进的300 MW以上亚临界及超临界压力大功率汽轮机部分叶片故障。这些机组低压级叶片在实际运行过程中，由于种种原因在叶片、叶根、拉筋、围带及司太立合金片等部位经常发生故障，末级叶片的水冲蚀损伤相当普遍。这些故障基本上全面反映了我国大功率汽轮机叶片的现状。大机组叶片损伤概况见表1。表1大机

10、组叶片损伤各型大机组台数(1997年)末级叶片长度/mm末级叶片损伤情况其它级叶片损伤情况300MW等级亚临界机组引进型300 MW机组型号：N300-16.7/538/53840869根部出汽边水冲蚀突出；司太立合金片脱落；曾发现外侧拉金焊口附近断裂；叶片异物击伤。观察到一台机组，出汽边水冲蚀。次末级476.6 mm叶片型线部分及叶根部分均出现断裂优化引进型型号：N300-16.7/537/53725900多台机组大量围带飞脱、断裂、个别机组松拉金断裂。次末级515 mm叶片围带断裂国产(上汽)300 MW机组型号：N300-165/537/53726700根部出汽边水冲蚀、顶部进汽边水冲蚀

11、、异物击伤断叶片。低压2、3、4、5级210 mm、252 mm、323 mm、456 mm叶片均出现过断裂国产(东汽)300 MW机组型号：N300-165/535/53511 000“Z”型拉金及空心拉金断裂；叶片断裂；出汽边水冲蚀。次末级615 mm叶片外拉金孔处6只叶片出现裂纹；1997年又有21只叶片发生裂纹。国产(东汽)300 MW机组型号：N300-16.7/537/53719老851叶片断裂，断裂部位在叶顶镶焊司太立合金片底部与母材交接处。美国GE公司352 MW机组型号：N352-187.2/538/5384新851型线中部出汽边出现过裂纹根部出汽边轻微水冲蚀。意大利ANSA

12、LDO公司320 MW机组4老851长期低负荷运行，根部汽流回流造成根部出汽边严重水冲蚀。日本东芝350 MW机组型号：TC-4F350-16.9/538/5382660.4(26英寸)2道拉金、4片焊接成组结构、2台机组运行2 a，2次发现127处拉金断裂。原因为叶片结构设计不当，拉金应力水平过高所致。改为2道松拉金连接结构。出汽边轻微水冲蚀。英国GEC 362.5 MW机组2945运行约14000 h后，低压第3级断叶片，共损伤98片，第4级近一半叶片被飞脱的叶片、围带碎片打伤。原因为第3级断叶片为老型叶片，叶型设计存在问题。措施采用改型的叶片更换了第3级所有叶片，更换了第4级电机侧全级叶

13、片。法国ALSTHOM公司360 MW机组型号：T1A360-30-2F1 08021 080运行约2 000 h后发现低压第1级146.8 mm叶片从叶根第1销钉孔部位断2片，出现裂纹叶片多片。法国ALSTHOM公司300 MW机组型号：T2A300-30-2F1 04421 044运行约4 300 h后发现低压第3级338 mm叶片从叶根第1销钉孔部位多片出现裂纹。次末级叶片拉筋断裂。法国ALSTHOM公司330 MW机组型号：T2A330-30-2F1 04421 044次末级为剖分式松拉金交错整圈连接结构。叶片高度550 mm，同型机组多次发生松拉金断裂。后来新机组改用自由叶片运行。6

14、00MW等级亚临界机组GEC-ALSTHOM 600 MW机组型号：T2A650-30-4-4611 080末级叶片叶根底部支撑叶片纵向定位的弹簧片约1/6发生断裂，原因为材料热处理不当引起断裂，措施为更换弹簧片。低压次末级也出现弹簧片断裂情况。中压第9级为自带围带、预扭安装344.8 mm叶片，5叉3销钉叶根，全级64片叶片有53片叶根出现裂纹。原因为叶片设计问题，整圈连接状态不佳。低压前3级叶片根部断裂均为此原因。后制造厂将原马鞍型围带改为菱形围带。GEC-ALSTHOM 600 MW机组型号：T2A600-30-2-2F1 04411 044低压第2级208.8 mm叶片为自带围带预扭安

15、装双叉2销钉叶根，发现该级叶片叶根第1销孔处断5片，有53片叶片叶根出现裂纹。原因为叶片设计连接状况不佳，改进设计将原马鞍型围带改为菱形围带。超临界机组前苏联哈尔科夫(XT3)320 MW机组型号：K-320-23.5-441 030叶顶预扭接触有错位；整圈松拉金几处断裂；发现2台机组末级叶片进汽边大范围水冲蚀，原因是真空过高。调节级及高压前2级叶片及叶顶汽封被外来异物击伤；高压通流部分结垢1.5 mm厚。ABB 600 MW机组型号：D4Y4542867调节级叶片运行约5 000 h断裂，原因为叶轮叶片系统振动强度不良。ABB赔偿2个高压转子；经查低压通流部分设计老化，使低压缸效率低，ABB

16、赔偿2个低压通流部分(包括低压转子和静子)2末级长叶片损伤 21叶片型线下部普遍存在出汽边水冲蚀末级叶片型线下部出汽边的水冲蚀损伤是200 MW、300 MW及600 MW以上等大型汽轮机的共同问题。以往665、680、700 mm叶片的出汽边都有明显的水冲蚀，而如今869、900、1 000 mm叶片以及进口机组的660、851 mm等叶片出汽边也程度不同地出现水冲蚀损伤，末级叶片出汽边的水冲蚀损伤已成为影响大机组安全运行的普遍问题，应给予高度重视。出汽边水冲蚀所造成的后果不仅使叶栅的气动性能恶化，级效率降低，更严重的是对汽轮机的安全运行造成威胁。水冲蚀形成的锯齿状毛刺造成应力集中以及减小叶

17、型根部截面的面积，还会影响到叶片的振动特性，大大地削弱叶片的强度，这就增加了末级叶片断裂的危险性。211出汽边水冲蚀机理汽轮机在低负荷运行时，末几级的工况变化最大。随着机组功率的增大，低压级组子午流道扩张角增大，叶高增加，当其相对设计工况的容积流量急剧减小时，会使流场参数发生很大变化。末级长叶片在小容积流量、真空工况运行，叶片底部会出现较大的负反动度，结果对设计不良的动叶片下半部造成大范围的回流区。负荷越低回流区越大，在起动和并网初始，回流范围甚至扩大到整个排汽缸。大功率凝汽式汽轮机的末级排汽湿度总是比较大的，末级动叶后汽流中携带有大量的水滴，回流的蒸汽运移着水滴冲击在高速旋转的动叶片下半部的

18、出汽边。对某些设计过时的叶片，在低负荷或高背压时，会产生大范围的回流，甚至达到叶高的2/3以上，对于这类叶片，出汽边的水冲蚀就变得非常严重。另外，当排汽缸喷水装置设计、安装不当或喷水过量时，会加重出汽边的水冲蚀。212典型出汽边水冲蚀(1)吴泾电厂11、12号机为上海汽轮机厂引进美国西屋公司技术制造的亚临界、中间再热、双缸双排汽、单轴凝汽式300 MW汽轮机，末级叶片高度869 mm。2台机组分别于1991年和1992年底并网发电。投运后不久即开始每晚68 h低负荷调峰运行，表现出良好的调峰性能。但第1次大修时就发现末级叶片根部出汽边水冲蚀严重，1995年上半年对12号机进行了首次大修，发现汽

19、轮机转子末2级（尤其末级）叶片的出汽边背弧侧靠叶根处水冲蚀痕迹明显，平均水冲蚀高度约为100200 mm。分析认为根部设计反动度较小，在小容积流量下运行，根部反动度出现负值，产生回流冲蚀所致。2台机组大修中检查，还发现末级长叶片顶部进汽侧水冲蚀严重，特别是每组首末2片更为严重，而司太立合金片宽度只有10 mm，叶片水冲蚀宽度达20 mm。(2)姚孟电厂1号机为上海汽轮机厂生产的300 MW机组，末级叶片高度700 mm。汽轮机并网运行700 h后，揭缸发现末级叶片出汽边背弧侧有严重的水冲蚀痕迹，从叶根算起的100250 mm和沿出汽边算起的57 mm区域里呈粗砂布状。在以后的几次揭缸中，发现水

20、冲蚀日趋严重。到1990年大修时（累计运行约8104 h），水冲蚀区域已扩展成从叶根开始至离叶根400 mm、宽10 mm的宽广范围。水冲蚀区为深1.01.7 mm的蜂窝状组织,出汽边已穿透,呈锯齿状。经制造厂鉴定不能继续使用。大修中更换了2级叶片（低压I缸和低压II缸的左旋侧），并采用了制造厂重新提供的低负荷喷水方式。投运约100 h后，揭缸发现末级叶片出汽边背弧侧的水冲蚀更严重，相当于第1次安装后运行10 000 h后其末级叶片几乎没有水冲蚀痕迹。分析认为，姚孟电厂国产300 MW汽轮机在低负荷喷水方向、内缸端部的遮水环板、锥形壳体及捕水平层、轴封蒸汽收集室等结构方面与ALSTHOM汽轮机

21、存在差异，形成了影响水冲蚀的结构因素。(3)江油电厂8号机为法国ALSTHOM公司制造的300 MW汽轮机，末级叶片高度1 044 mm，出汽边观察到有轻微的水冲蚀。(4)天津大港发电厂装有4台意大利进口320 MW汽轮机组。汽轮机末级叶片长度为851 mm，在过去低负荷运行中，由于负反动度的产生，汽流回流在叶片根部造成水冲蚀，使叶片的出口边缘产生许多锯齿状损伤。(5)平圩电厂1号机为哈汽制造的600 MW汽轮机，于1991年9月1日停机大修期间发现末级869 mm叶片出汽边下部约100 mm范围内也存在水冲蚀痕迹，个别叶片已出现水冲蚀沟槽。2.1.3末级长叶片出汽边水冲蚀普遍性的初步分析上述

22、一些例子说明，我国有相当多的大机组其末级长叶片在运行中遭受出汽边水冲蚀。其起因除了从设计上末级（静叶和动叶）气动性能低劣和排汽缸喷水减温系统结构设计欠缺以外，从运行上其主要原因可能与从1996年开始某些地区电力负荷大幅度减少以致使大机组长期在低负荷运行有关。例如引进型300 MW机组的末级869 mm高度叶片，该机组是西屋公司60年代设计产品，按带基本负荷转让给我国，在设计中没有考虑调峰运行和高背压运行，机组缺少在小容积流量下长期运行的性能。由于当时技术水平的限制，869 mm叶片没按三元流方法设计，因而气动性能较差。据验算，末级反动度沿叶高变化剧烈，叶型顶部的反动度达到75%以上，而叶型底部

23、反动度只有10%左右。后者愈小，在部分负荷运行时愈容易产生脱流，进而增大叶片动应力响应，并产生出汽边水冲蚀。调查表明该型机组以及其它许多大机组近2a多长期带低负荷（最低带40%负荷）运行。有一台机组在第1次大修时便发现叶片出汽边有明显的水冲蚀现象。一台东芝360 MW机组运行10 a以上，在1997年大修中观察到其它各级动叶片光洁明亮如初，而660 mm末级动叶片却在出汽边发生了水冲蚀痕迹。2.1.4防范措施（1）研究末级长叶片出汽边水冲蚀的大机组，尤其是300 MW、600 MW级的大机组的调峰或低负荷运行方式，用最新的三元流理论验算并有选择性地进行流场和动应力实测，以确定机组带最低负荷的安

24、全限制值，并将其列入运行规程。（2）逐步淘汰某些性能特别落后的长叶片，以改型新叶片代之。（3）尽量缩短机组在空负荷附近的运行时间。（4）检查排汽缸喷水减温装置，其结构设计落后或喷水过多的予以更改。2.2外来硬质异物击伤叶片和固体粒子侵蚀调查了3台机组大修情况，其中2台俄制超临界320 MW和1台国产亚临界600 MW汽轮机，均遭受外来异物不同程度的击伤，受损伤部位主要为高压第1级喷嘴叶片和动叶片、径向汽封片，个别的调节阀，严重的击伤其痕迹扩大到第2级和第3级叶片；还观察到在中压第1级叶片上受异物打击的痕迹。这些外来异物主要是残留于蒸汽管道、过热器、再热器以及汽轮机内的碎焊条、焊接散落物、安装遗

25、留的小螺栓等由蒸汽携带进入汽轮机的通道，打击通流零部件，使喷嘴出汽面积减小、喷嘴和动叶表面粗糙度增加，损伤调节阀及径向汽封片等。从上述调查表明这种损伤可能有一定的代表性。它是全面反映机组起动调试质量的一个重要标志。外来硬质异物击伤叶片具有永久性、难以维修的特点，通常会引起相当严重的后果，一方面引起汽轮机热经济性降低，导致机组发电成本上升；另一方面进行修理或换新备品代价十分昂贵，维修费增加。由叶片表面粗糙度增加引起的级效率降低是相当可观的，据分析，一台500 MW机组，其高、中压一级叶片表面如果受到比较均匀的打击，形成的麻坑直径为1 mm时，级效率降低约1.5%2.6%，这意味着机组将损失功率2

26、00500 kW。固体颗粒侵蚀叶片的损伤一般发生在锅炉起动或长期低负荷运行情况下，特别在锅炉起动时，锅炉过热器管由于受热冲击可能在管内侧发生氧化铁剥落形成固体颗粒，固体颗粒随蒸汽高速进入汽轮机形成对喷嘴和叶片的侵蚀。欧洲机组一般配有高、低压旁路（如100%旁路），减少起动时过热器的温度变化从而减少固体颗粒，同时把起动时产生的颗粒全部排入凝汽器。石洞口二厂2台超临界机组也配有高、低压旁路，1993年投产以来尚未发生固体颗粒侵蚀现象。而这种损伤在美国早期超临界机组上比较突出，值得高度警惕和注意。固体颗粒侵蚀引起热经济性降低同样也很可观，据分析，一台500 MW和一台700 MW汽轮机，其高压整级叶

27、片受固体颗粒严重侵蚀时，在满负荷运行时会引起高压缸热耗增加分别为31.6 kJ/(kW.h)和42.2 kJ/(kW.h),2台机组中压缸热耗增加约26.4 kJ/(kW.h),而在部分负荷运行时相应的热经济性损失更大。防范措施：（1）建立汽轮机整组联合起动调试工作质量的跟踪检查档案，严肃调试单位的质量责任，使其严格执行电力建设施工及验收技术规范“汽轮机篇”和“管道篇”中对各蒸汽管路和蒸汽通道的各项规定。（2）尤其对超临界压力机组，锅炉的高温部分和高温管道应采用氧化性能好的材料；在锅炉和主蒸汽管道的氧化皮脱落之前，进行酸洗。（3）避免机组频繁起停、保持水化学品质良好。（4）对易受侵蚀的叶片等零

28、件要有专门备品，以便能及时更换而不致引起强迫停机。2.3叶片结垢及其它损伤在被调查的5台300600 MW机组中，有3台机组叶片上结垢。1台未查阅到大修记录，但凝汽器管内结垢严重。说明叶片结垢也具有普遍性。另外发现1台在沿海安装的300 MW机组，由于凝汽器进海水引起整台机转子和叶片受到腐蚀，所有级叶片全带均匀的麻坑。叶片结垢对机组效率、出力和可靠性有重大影响。结垢对汽轮机性能的影响取决于垢的厚度、位置和引起表面粗糙度变化，结垢还能改变喷嘴和动叶和型线及其气动性能及轴向推力变化等。据分析，如果表面结垢使第1级喉部面积减少10%，整台机组出力将减少3%，如果再加上第2级结垢减少喉部面积减少10%

29、，整台机组将减少出力约5.2%。防范措施：(1)在机组任何运行状况下都要保持良好的水化学品质。（2）电厂普遍采用喷砂法清除转子上叶片结垢，但在某种程度上失掉叶片原来的抛光表面。应严格规定使用喷砂的粒度和方法，防止叶片表面粗糙度恶化。注意清理净叶片汽道沿子午面的结垢，否则可能使级效率损失几个百分点。3结论本项研究比较全面地反映了电力工业大型汽轮机叶片的安全状况，包括末级、次末级及其它一些叶片如调节级叶片和低压级叶片发生的大事故和一些频发性事故叶片及其防范和对策。所述叶片故障的原因大多数是由设计欠周到或制造质量问题引起的，而随着装机迅速扩大，由于安装、调试和运行方面引起的叶片损伤应高度重视。3.1

30、近2 a， 300 MW级大机组相当多的末级长叶片如1 000 mm、900 mm、869 mm等，在叶型根部出汽边受到明显的水冲蚀，初步分析认为其起因除了气动性能设计陈旧外，还可能与长期低负荷运行有关。长叶片出汽边水冲蚀大大降低了叶片的疲劳强度和寿命。其预防对策是应用三元流方法核算在小容积流量工况下气动性能并实测末级流场特性，确定小容积流量时末级动叶片出汽边脱流区高度，对不同型号的机组分别研究以确定其在低负荷运行的界限值，列入运行规程。3.2300 MW以上的大机组的主要故障叶片在国产机组上。黄台电厂的N300-16.2/535/535型机组的1 000 mm叶片和615 mm次末级叶片；3

31、00 MW机组900 mm叶片和515 mm次末级叶片拱型围带断裂；以及老851 mm叶片和869 mm叶片在司太立合金片开裂、飞脱及其引发的叶片断裂；300 MW机组的另一个次末级叶片474.6 mm在2台机组断裂；上述叶片损坏的原因除1 000 mm叶片断裂可能受出汽边水冲蚀影响外，其余均是设计、加工制造质量原因。在进口机组上，GEC-ALSTHOM300600 MW级机组的叶片故障和损伤占有突出的地位，5个电厂断裂7台次，其主要原因是叶片结构及叶轮-叶片系统振动特性不良。ABB公司超临界压力600 MW机组发生的调节级断叶片事故以及GEC 362.5 MW机组第3、第4级叶片断裂损伤的原

32、因亦是叶片-叶轮系统振动特性设计的问题。3.3在某些300600 MW级机组上观察到调节级叶片和邻近的高压级叶片、汽封片受外来异物打击损伤，甚至产生永久性的损坏以及通流部分严重结垢现象。由于进水、冷蒸汽引起的叶片损伤仍时有发生，这大大降低了汽轮机的通流效率和安全可靠性，应通过严格管理机组的安装、调试质量和提高电厂管理运行水平和加强汽水品质监督加以防范。3.4超临界机组在近几年内将会有很大发展，应借鉴国外尤其是美国在发展超临界机组上普遍遇到固体颗粒对叶片损伤的教训，开展固体颗粒对叶片和进汽部分通流部件损伤的研究，制定防范和对策。北仑发电厂600 MW锅炉高温再热器超温问题原因分析及改造【摘要】分

33、析了北仑发电厂600MW锅炉再热器局部超温及旁路改造未能达到预期效果的原因；详细介绍了采用在低温管屏中加节流圈为主的改造方案和计算过程。改造后最高温度屏的出口壁温下降了1015，提高了机组的运行可靠性，节流圈引起的再热器阻力增加只有11kPa，改造后电厂的直接经济效益为每年170万元。【关键词】电站锅炉再热器超温技术改造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锅炉结构和前期改造情况北仑发电厂1号机组(600MW)，其锅炉是从美国CE公司进口的2008t/h亚临界压力、切向燃烧控制循环锅炉。6层煤粉燃烧器由6台HP?983X9碗式中速磨煤机供粉。采用摆动火嘴方法调节再热汽温。锅炉于1991年8月27日完成72h试运行。再热器系统如图1所示。墙式再热器出口用4根导汽管将蒸汽导入低温再热器的进口集箱。低温再热器共有76片管屏，与38片高温再热器管屏直联(无中间集箱)。为了减小墙式再热器蒸汽阻力，在其进出口集箱之间原设计有24根旁路管使部分蒸汽旁通。

37、在结构上，低温再热器每片屏有10根管子；高温再热器有20根管子。高、低温再热器内外圈管子交换连接，而且与高温再热器2根外圈管相连接的低温再热器内圈管受热长度缩短很多(见图1)。高温再热器与烟气逆流布置，大部分管子采用TP304H等奥氏体钢材，部分管子和炉外引出管都是T22钢材。在每片高温再热器的第11号管子出口装有炉外壁温测点。T22钢材的最高使用温度为580590，故目前的报警温度设定值为530。锅炉运行后，发现高温再热器右侧第3437片屏的出口壁温经常超过585设定值。同时再热汽温达不到额定值。为此，根据CE公司提供的方案，对再热器进行了2次改造。1993年改造是为了降低右侧高温再热器管屏

38、的出口壁温。方法是将墙式再热器24根旁路管中的8根直接引入低温再热器进口集箱的右侧端(见图2)，以降低右侧管屏的进口温度。1994年改造的目的是提高再热汽温。方法是将低温再热器的管屏接长3.05m。1994年的改造增加受热面太多，造成再热器事故喷水量增大，并使过热器的出口汽温达不到额定值。1993年的改造效果也不够理想。在高负荷时第3537屏仍经常处于580595之间，而且第3033屏的出口壁温反而比改造前增高。在运行中如果为了提高过热汽温而使燃烧器向上摆，则会使再热器的超温情况更为加剧。对于这些问题，电厂曾在1994年进行了燃烧调整，并采用部分辅助风和燃烬风反切的措施；在1996年又在部分高

39、温再热器管子上涂刷绝热涂料，但效果都不大。2改造方案的论证为了比较彻底地解决再热器的局部超温问题，1997年12月电厂与上海交通大学能源系共同提出进一步改造的几种方案，并进行了分析论证。最后决定采用在低温管屏中加装节流圈的改造措施，并在部分壁温较高的管屏上涂覆绝热材料作为短期的辅助措施。加装节流圈的具体要求如下：(1)温度最高的第35、36屏出口炉外壁温降低1015；(2)再热器出口2根导汽总管的流量和汽温与改造前保持不变；(3)对炉膛污脏时、低负荷、火嘴上摆到70%时高温过热器的出口壁温工况进行核算。绝热材料涂在第6974屏低温再热器(与高温再热器第3537屏连接)管上，厚度为20mm，高度

40、为3m，外面用2mm厚不锈钢板包覆。3节流圈计算的主要步骤和结果节流圈的计算是很复杂的，因为再热器的管系非常复杂。1片管屏有20根管子，1根管子又有12个管段，这些管段的直径、长度和材料都不相同；在结构上，再热器进出口集箱采用三通连接方式，蒸汽在流经三通进入集箱时会形成涡流。涡流区的蒸汽静压有大幅度降低。蒸汽旁路改造后以及在一部分管屏中加装节流圈以后，涡流区的蒸汽静压分布也会随之改变。计算的主要步骤为：(1)作墙式、低温和高温再热器的热力计算；(2)计算8根直接旁路管中的旁通蒸汽流量；(3)计算同屏各管流量偏差和热偏差；(4)计算各屏的蒸汽流量；(5)计算节流圈的压降和节流圈孔径。由于要求加装

41、节流圈后再热器2根出口总管中的蒸汽流量和温度与改造前保持不变。而主要加装节流圈的第2025管屏又集中在右侧，所以这一点较难办到。最后采取了使左侧各屏的改后出口温度高于右侧各屏，也就是使左右两侧节流所减小的流量基本上相同，才使这个要求得到满足。计算确定，加装节流圈的高温再热器管屏共为12片，即第13、10、11、1925屏。每片屏有20根管子，所以共有240只节流圈。节流圈的孔径最小为24.5mm，最大为38.5mm。加装节流圈改造的原理是用改变各屏的蒸汽流量来补偿它们的热负荷偏差。尽管烟气侧的变化对高温再热器出口壁温的分布有较大的影响，尤其是6层燃烧器投运方式的影响，但切向燃烧锅炉烟气侧的热负

42、荷图形相对比较固定，呈M形分布。在节流圈计算前，查看了历年的运行记录，计算中使可能的热负荷最高峰位置与加装节流圈的管屏之间留有一定的距离，即第26、27、28、29屏不加装节流圈。这样即使热负荷最高屏从第35、36屏移到第30、31屏，也可留有34片屏的热负荷进一步左移的裕量。选择高温再热器出口壁温分布偏差较大的某一工况所作的计算结果如下(见图3)：(1)在100%MCR负荷下，计算可使最高温度屏的第11管出口壁温从590降到576，降温幅度为14。(2)装有节流圈各屏的第11管出口壁温将提高到543.0564.3。(3)改造后，在100%MCR负荷下，再热器的压降将增大11.06kPa。4对

43、CE公司旁路改造未达到预期效果的分析经计算可得出为什么1993年美国CE公司对该炉进行旁路改造未能取得预期效果的原因。4.1该锅炉的设计墙式再热器受热面积偏小，其温升只有18.3。因此蒸汽经8根直接旁路后低温再热器右侧管屏的进口蒸汽的温降幅度较小；4.2在8根直接旁路前，低温再热器进口集箱中从4根导汽管进入的蒸汽通过三通都比较均匀地向两侧分流。但在8根直接旁路后，最右面的1根导汽管的蒸汽无法向右侧流动(因右侧有8根旁路蒸汽进入)，只能全部向左侧流动。这就增大了三通左侧的涡流区域及静压的降低，在此区域内的第3033管屏的蒸汽流量因此比旁路前反而有所减小。5改造后的实测结果及分析改造于1998年6

44、月实施，7月开始运行，并进行了各种出力、各种工况的试验。实测的结果及分析如下：5.1高温再热器第3037屏出口壁温已大幅度下降，尤其是第3537屏由于包覆绝热材料下降了4051。各屏再热器出口壁温显示基本上控制在570以下，达到了预期的效果(见图4)。5.2再热器减温水量已由原来的31.9t/h减为目前的14.6t/h(平均值)。现在所用的减温水不再是用来防止管壁局部超温，而是用来防止因加长受热面过多而引起的再热汽温超限。5.3原来主蒸汽温度与再热器出口壁温两者之间难以同时兼顾。为了防止再热器管壁超温不得不使燃烧器下摆从而抑制了主蒸汽温度。改造后主蒸汽温度不再受其限制，由原来的534提高到53

45、8。6经济效益分析改造后再热器喷水量平均减少17.3t/h，相应的机组煤耗约降低1.4g/(kW.h)，按年发电量35亿kW.h计算，节约标煤4900t，标煤价格按300元/t计算，则每年节约费用147万元；过热汽温平均提高4，使机组煤耗降低约0.25g/(kW.h)，则每年节约费用26.25万元；而再热器阻力增加11kPa，使汽轮机热耗增大约0.03146%，则每年影响机组经济性约3.3万元。综合考虑这3者因素，每年产生总的经济效益为170万元。如按每年少爆管1次来计算，可避免机组启停烧轻油150t，计30万元；抢修6天，发电利润为648万元。这样，共可避免损失678万元。7结论7.1造成北

46、仑电厂1号高温再热器管壁局部超温的主要原因是：切圆燃烧方式所引起的烟气侧烟温和烟速的偏差，以及再热器进口集箱三通附近存在涡流区。上述2个因素造成管屏间的吸热偏差和蒸汽流量偏差。7.2CE公司的蒸汽旁路改造没有取得预期效果的主要原因是其计算方法不够准确，没有考虑墙式再热器的吸热量较小以及进口集箱三通涡流区的影响。7.3加节流圈和局部保温改造后，高温再热器第3037屏的出口温度已大幅度下降。其中节流圈因素使温度下降至少1015。这说明如不加保温单用节流圈也能达到改造要求。改造后再热器管壁温度能控制在570以下，提高了机组的运行可靠性。7.4改造后使原来主蒸汽温度与再热器出口壁温之间难以兼顾的问题得

47、到了解决。7.5在直接经济效益方面，由于再热器喷水的减少和主蒸汽温度的提高，机组煤耗可降低约1.6g/(kW.h)。扣除因节流圈使再热器阻力增加11kPa而造成的热耗增加后，总的经济效益每年可节约170万元 T91钢的性能及其焊接方法合金化原理T91钢是美国国立像树岭实验室和美国燃烧工程公司冶金材料实验室合作研制的新型马氏体耐热钢。它是在9Cr1MoV钢的基础上降低含碳量，严格限制硫、磷的含量，添加少量的钒、铌元素进行合金化。与T91钢对应的德国钢号为X10CrMoVNNb91，日本钢号为HCM95，法国则为TUZ10CDVNb0901。T91钢中各合金元素分别起到固溶强化、弥散强化和提高钢的

48、抗氧化性、抗腐蚀性能，具体分析如下。碳是钢中固溶强化作用最明显的元素，随含碳量的增加，钢的短时强度上升，塑性、韧性下降，对T91这类马氏体钢而言，含碳量的上升会加快碳化物球化和聚集速度，加速合金元素的再分配，降低钢的焊接性、耐蚀性和抗氧化性，故耐热钢一般都希望降低含碳量，但含碳太低，钢的强度将降低。T91钢与12Cr1MoV钢相比，含碳量降低20%，这是综合考虑上述因素的影响而决定的。T91钢中含微量氮，氮的作用体现在两个方面。一方面起固溶强化作用，常温下氮在钢中的溶解度很小，T91钢焊后热影响区在焊接加热和焊后热处理过程中，将先后出现VN的固溶和析出过程：焊接加热时热影响区内已形成的奥氏体组

49、织由于VN的溶入，氮含量增加，此后常温组织中的过饱和程度提高，在随后的焊后热处理中有细小的VN析出，这增加了组织稳定性，提高了热影响区的持久强度值。另一方面，T91钢中还含有少量A1，氮能与其形成A1N，A1N在1 100以上才大量溶入基体，在较低温度下又重新析出，能起到较好的弥散强化效果。加入铬主要是提高耐热钢的抗氧化性、抗腐蚀能力，含铬量小于5%时，600开始剧烈氧化，而含铬量达5%时就具有良好的抗氧化性。12Cr1MoV钢在580以下具有良好的抗氧化性，腐蚀深度为0.05 mm/a，600时性能开始变差，腐蚀深度为0.13 mm/a。T91含铬量提高到9%左右，使用温度能达到650，主要

50、措施就是使基体中溶有更多的铬。钒与铌都是强碳化物形成元素，加入后能与碳形成细小而稳定的合金碳化物，有很强的弥散强化效果。加入钼主要是为了提高钢的热强性，起到固溶强化的作用。2.2热处理工艺T91的最终热处理为正火+高温回火，正火温度为1040，保温时间不少于10 min，回火温度为730780，保温时间不少于1h，最终热处理后的组织为回火马氏体。2.3机械性能T91钢的常温抗拉强度585 MPa，常温屈服强度415 MPa，硬度250 HB，伸长率(50 mm标距的标准圆形试样)20%，许用应力值650=30 MPa。2.4焊接性能按照国际焊接学会推荐的碳当量公式算得T91的碳当量为可见T91

51、的焊接性较差。3T91焊接时存在的问题3.1热影响区淬硬组织的产生从图1可以看出，T91的临界冷却速度低，奥氏体稳定性很大，冷却时不易发生正常的珠光体转变，从而冷却到较低温度时发生了马氏体转变。正由于此，T91的淬硬和冷裂倾向很大。由于热影响区的各种组织具有不同的密度、膨胀系数和不同的晶格形式，在加热和冷却过程中必然会伴有不同的体积膨胀和收缩；另一方面，由于焊接加热具有不均匀和温度高的特点，故而T91焊接接头内部应力很大。对于T91，奥氏体十分稳定，要冷却到较低温度(约400)才能变为马氏体。粗大的马氏体组织脆而硬，接头又处在复杂应力状态下。同时，焊缝冷却过程中氢由焊缝向近缝区扩散，氢的存在促

52、使了马氏体脆化，其综合作用的结果，很容易在淬硬区产生冷裂纹。3.2热影响区晶粒长大焊接热循环对焊接头热影响区的晶粒长大有重大的影响，特别是紧邻加热温度达到最高的熔合区。当冷却速度较小时，在焊接热影响区会出现粗大的块状铁素体和碳化物组织，使钢材的塑性明显下降；冷却速度大时，由于产生了粗大的马氏体组织，也会使焊接接头塑性下降。3.3软化层的产生T91钢在调质状态下焊接，热影响区产生软化层不可避免，而且比珠光体耐热钢的软化更为严重。当用加热和冷却速度均较缓慢的规范时，软化程度较大。另外，软化层的宽度和它离熔合线的距离，不仅与焊接的加热条件及特点有关，还与预热、焊后热处理等有关.哈尔滨锅炉厂曾做过试验

53、得出T91焊接热影响区硬度曲线，见图2。730回火；750回火由图2可以看出，T91钢焊缝热影响区产生的软化现象比较严重，而且接头的回火温度越高，软化程度越严重，接头强度利用系数大大下降。3.4应力腐蚀裂纹T91钢在焊后热处理之前，冷却温度一般不低于100，如果在室温下冷却，而环境又比较潮湿时，容易出现应力腐蚀裂纹。德国规定：在焊后热处理之前必须冷却至150以下。在工件较厚、有角焊缝存在及几何尺寸不好的情况下，冷却温度不低于100。如果在室温下冷却，严禁潮湿，否则容易产生应力腐蚀裂纹。4T91钢的焊接工艺4.1预热温度的选择T91钢的Ms点约为400，预热温度一般选在200250。预热温度不能

54、太高，否则接头冷却速度降低，可能在焊接接头中引起晶界处碳化物析出和形成铁素体组织，从而大大降低该钢材焊接接头在室温时的冲击韧性。预热温度的下限从哈尔滨锅炉厂所做过的插销试验可得到很好的说明。插销试棒采用T91钢，直径8 mm,深0.5 mm，底板采用13CrMo钢，厚20 mm，试验在不预热、预热150、预热200、预热250条件下进行。焊条采用J707。焊接电流为165170 A，电弧电压为21267 V，试验结果如表2所示。由上述试验结果知，在不预热条件下，T91钢焊接接头的临界应力为176.4 MPa；预热150时，临界应力为354.8 MPa，为T91钢常温屈服极限415 MPa的85

55、.4%；预热200以上时，临界应力大于460 MPa，超过了T91钢常温屈服极限。由此，为避免T91钢焊接时产生冷裂纹，预热温度必须不低于200，德国规定预热温度为180250，美国CE公司规定预热温度为120205。4.2层间温度的选择层间温度不得低于预热温度下限，但如同预热温度的选取一样，层间温度也不能过高。T91焊接时层间温度一般控制在200300。法国规定：层间温度不超过300。美国规定：层间温度可位于170230之间。4.3焊后热处理起始温度的选择T91要求焊后冷却到低于Ms点以下并保持一定时间再进行回火处理，焊后冷却速度为80100/h。如果未经保温，接头的奥氏体组织可能没有完全转

56、变，回火加热会促使碳化物沿奥氏体晶界沉淀，这样的组织很脆。但是T91焊后也不允许冷却到室温再进行回火，因为其焊接接头冷却到室温时就有产生冷裂纹的危险。对于T91来说，最佳起始温度为100150，并保温1h，可基本确保组织转变完毕。4.4回火温度、恒温时间、回火冷却速度的选择T91钢冷裂倾向较大，在一定条件下，容易产生延迟裂纹，故焊接接头必须在焊后24 h内进行回火处理。T91焊后状态的组织为板条状马氏体，经过回火可变为回火马氏体，其性能较板条状马氏体优越。回火温度偏低时，回火效果不明显，焊缝金属容易时效而脆化；回火温度过高(超过AC1线)，接头又可能再次奥氏体化，并在随后的冷却过程中重新淬硬。同时，如本文在前面所述，回火温度的确定还要考虑接头软化层的影响。一般而言，T91回火温度为730780。T91焊后回火恒温时间不少于1 h，才能保证其组织完全转变为回火马氏体。为了降低T91钢焊接接头的残余应力，必须控制其冷却速度小于5 /min。T91钢的焊接工艺可用图3表示。600 MW燃煤锅炉汽包带水问题分析及处理摘要：通过对北仑电厂二期工程的锅炉汽包水平式一次旋风分离器的深入研究，分析了汽包水位测量、汽包容积、水平式一次旋风分离器、重力分离空间、二次立式百叶窗分离器等对汽包饱和蒸汽带水的影响。在对可能引起汽包饱和蒸汽带水的各有关因素进行了比较系统的研究后，进行了汽包内