刘志江 袁平
国家电力公司热工研究院 (陕西西安 710032)
0 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、外表粗糙度、安装间隙及运行工况、结垢等因素均影响汽轮机的效率、出力；其结构设计、振动强度及 运行方式那么对机组的平安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，以保卫他们在汽轮机制造领域的先进地位。 在1986～1997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到达192 GW，其中火电250～300 MW机组128台，320.0～362.5 MW机组29台，500～660 MW机组17台；200 M W及以下的机组也有很大开展，200～210 MW机组188台，110～125 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，叶片的平安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平安可靠性的降低也是不容无视的。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、通流局部动、静摩擦，同时损失效率；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、总结叶片尤其是末级和调节级叶片发生的各种损伤及寻规 律，以期制定防范、改良措施，防止发生大的损失。
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、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局部叶片故障。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。这些故障根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 大机组叶片损伤
偏振子各型大机组 | 台数
(1997年) | 抗石击涂料末级叶片长度
/mm | 末级叶片损伤情况 | 其它级叶片损伤情况 |
300
MW
等
级
亚
临
界
机
组 | | 40 | 869 | 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叶片型线局部及叶根局部均出现断裂 |
| 25 | 900 | 彩相纸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：N300-165/537/537 | 26 | 700 | 根部出汽边水冲蚀、顶部进汽边水冲蚀、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：N300-165/535/535 | 1 | 1 000 | “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。 |
| 19 | 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。 | |
| 4 | 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ANSALDO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。 | |
| 2 | 660.4
(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 | 2 | 945 | 车载式高空作业平台 | 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级电机侧全级叶片。 |
法国ALSTHOM公司
360 MW机组
型号：T1A360-30-2F1 080 | 2 | 1 080 | | 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 044 | 2 | 1 044 | | 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 044 | 2 | 1 044 | | 次末级为剖分式松拉金交错整圈连接结构。叶片高度550 mm，同型机组屡次发生松拉金断裂。后来新机组改用自由叶片运行。 |
600
MW
等
级
亚
临
界
机
组 | GEC-ALSTHOM 600 MW机组
型号：T2A650-30-4-46 | 1 | 1 080 | 末级叶片叶根底部支撑叶片纵向定位的弹约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。 | 低压次末级也出现弹断裂情况。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 044 | tjstart1 | 1 044 | | 低压第2级208.8 mm叶片为自带围带预扭安装双叉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，改良设计将原马鞍型围带改为菱形围带。 |
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临
界
机
组 | | 4 | 1 030 | 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；高压通流局部结垢1.5 mm厚。 |
ABB 600 MW机组
型号：D4Y454 | 2 | 867 | | 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；经查低压通流局部设计老化，使低压缸效率低，ABB赔偿2个低压通流局部(包括低压转子和静子) |
| | | | | |
2 末级长叶片损伤
2．1 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平安运行的普遍问题，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平安运行造成威胁。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。
2．1．1 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拟大的，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，甚至到达叶高的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。
2．1．2 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6～8 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100～200 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100～250 mm和沿出汽边算起的5～7 mm区域里呈粗砂布状。在以后的几次揭缸中，发现水冲蚀日趋严重。到1990年大修时〔累计运行约8×104 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1.0～1.7 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 m
m，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，按带根本负荷转让给我国，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，叶型顶部的反动度到达75%以上，而叶型底部反动度只有10%左右。 后者愈小，在局部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。调查说明该型
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平安限制值，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。
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