汽輪機深度調峰的水蝕問題研究

劉云鋒，李宇峰，王健，馬義良，關淳

汽輪機深度調峰的水蝕問題研究

劉云鋒，李宇峰，王健，馬義良，關淳

（哈爾濱汽輪機廠有限責任公司，黑龍江省 哈爾濱市 150046）

為研究汽輪機深度調峰引起的末級動葉片水蝕問題，提高機組的壽命，采用計算分析與機組運行經驗結合的方法，在現有研究成果的基礎上，結合合理的推論，綜合考慮背壓和負荷對水蝕的影響，建立了以相對容積流量為基準的葉片水蝕衡量方法。研究結果表明：隨著相對容積流量減小，動葉水蝕部位從應力較小的頂部進汽邊轉移到應力較大的根部出汽邊，危險性增大；動葉片水蝕率也隨相對容積流量減小呈現出先上升、后下降、再上升的變化趨勢，階段間的轉折點均對應一種平衡狀態(tài)。

汽輪機；深度調峰；葉片水蝕

0 引言

2020年我國提出了2030年實現碳排放“達峰”、2060年實現碳排放“中和”的目標，為可再生能源提供了進一步發(fā)展的巨大空間。截至2019年底，我國風電與光伏發(fā)電裝機容量分別達到2.1億kW和2.04億kW，年發(fā)電量分別達到 4057億kW×h和2 243億kW×h，是可再生能源消納量最大的國家[1-2]，預計到2040年，可再生能源占一次能源的消費比例將從4%增長到約15%[3]?；痣婌`活性改造可以降低機組的最小出力，是可再生能源消納的有效措施。尤其在“三北”地區(qū)，70%以上都是熱電聯產機組，熱電機組采暖季采用“以熱定電”的方式運行，面臨較大的熱電矛盾，造成風電接納空間更加受限，靈活性運行需求更大。文獻[4-5]對火電靈活性改造的需求和措施進行了概括。與歐美發(fā)達國家比，我國火電調峰能力還有進一步提升的空間，丹麥和德國等國家的純凝和抽凝機組的調峰能力可以達到60%～80%的額定容量，而我國熱電聯產機組多數以“以熱定電”模式運行，供熱期最小負荷通常在60%～70%[6]。國內很多學者對機組深度調峰問題進行了研究，從系統(tǒng)、設備等方面進行分析，并通過實際運行積累了寶貴的經驗[7-10]。

汽輪機作為火力發(fā)電廠的關鍵部件，其調峰能力直接決定了電廠的最低負荷。這其中以水蝕對末級葉片的影響最為嚴重，因為末級葉片工作環(huán)境惡劣、應力大、振動復雜，安全性最不易保證。國內外對于末級葉片的水蝕研究主要集中在水蝕機理和材料的抗水蝕性能2個方面，而對于低負荷的水蝕，尤其極低負荷下低壓缸噴水帶來的水蝕研究很少。文獻[11]對1710mm核電葉片不同負荷下的水蝕進行了研究，并采用拓模法測量了2臺同類型機組末級葉片的水蝕深度。HATTORI等[12]研究了沖擊角對S15C、SUS304和STPA24這3種鋼材料水蝕的影響。AHMAD等[13]通過試驗研究了液滴沖擊速度、沖擊角度、表面鋸齒及材料的損傷程度等對5種汽輪機葉片材料水蝕的影響，結果表明水蝕質量損失與沖擊速度呈指數關系。DI等[14]對常用的長葉片材料17-4PH和常用的防水蝕材料司太立合金的抗水蝕性能及沖后表面形貌進行了試驗研究，結果表明，硬度不是決定司太立合金抗水蝕性能的決定性因素。SKODA公司對葉片材料的水蝕率與水滴直徑、撞擊速度的關系進行了研究[15]。文獻[16]對葉片的水蝕機理進行了比較全面的綜合描述，并給出了一些估計水蝕的經驗公式。

目前末級葉片的水蝕研究多針對設計工況，而對變工況運行研究極少，針對這一問題進行研究，并對減輕水蝕的措施進行簡要說明。

1 低壓末級葉片水蝕規(guī)律分析

理論分析和實驗研究表明，低壓蒸汽濕度的存在，一方面對效率有影響，另一方面會對末級動葉片造成水蝕。在濕蒸汽中80%～90%為自發(fā)凝結形成的一次水滴，該水滴尺寸在微米級，只會造成流動效率降低，不會對葉片造成嚴重水蝕；對動葉片造成嚴重水蝕的水滴來自靜葉片、汽缸等表面附著的水膜撕裂形成的二次水滴，這些水滴的直徑較一次水滴大，在靜葉出口無法被汽流攜帶加速到正常的速度，會以較大的負攻角撞擊在動葉表面，從而造成動葉水蝕。因此，理論上在低壓過熱的狀態(tài)下，末級葉片不存在水蝕。

1.1 濕蒸汽區(qū)低壓末級葉片水蝕規(guī)律分析

圖1是采用哈爾濱汽輪機廠有限責任公司的一維程序計算的600MW濕冷機組相對排汽濕度隨負荷變化曲線，圖2是文獻[17]中根據實測熱力數據計算得到的排汽濕度隨負荷變化圖。可以看出，圖1、2中濕度隨負荷變化趨勢相同，均隨負荷降低而降低。圖3是采用商用CFD軟件計算的結果。綜合來看，隨著負荷降低，低壓各級損失增加，尤其末級會逐漸進入根部鼓風狀態(tài)，導致排汽溫度升高，蒸汽濕度降低，直至過熱。因此，機組深度調峰會使得原本處于濕蒸汽區(qū)的末級葉片進入過渡區(qū)，葉片安全性下降。過渡區(qū)一般定義為蒸汽過熱度不超過30℃或動葉前的蒸汽濕度不超過4%的區(qū)域，過渡區(qū)工作的葉片表面鹽類沉淀，產生化學方面的點腐蝕，導致材料性能下降，危及葉片安全。圖4[18]表明葉片材料2Cr13在過渡區(qū)(間歇3%NaCl溶液(室溫))耐振強度最低，葉片安全性最差。

圖1 600MW濕冷機組相對排汽濕度與負荷關系

圖2 北侖三期1000MW濕冷機組低壓缸排汽濕度隨負荷變化關系

圖3 600MW濕冷機組低壓末級動葉頂部溫度隨負荷變化

圖4 葉片材料2Cr13腐蝕介質下疲勞曲線

圖5和圖6分別是采用自主開發(fā)的動葉片水蝕率計算程序計算的相對水蝕率與負荷和背壓的關系曲線，可以看出，相對水蝕率隨負荷增大而減小，隨背壓升高而增大，其本質是容積流量減小，導致水蝕率增大。一般認為，水蝕率隨濕度減小而減小，但是負荷降低和背壓升高都會使得濕度減小，而水蝕率反而增加。

圖5 600MW濕冷機組末級葉片水蝕率與負荷關系

圖6 600MW濕冷機組末級葉片水蝕率與背壓關系

圖7 動葉水蝕原理示意圖

1.2 過熱工況低壓末級葉片水蝕規(guī)律分析

從水蝕的原理看，末級葉片鼓風導致工作環(huán)境過熱后便不存在水蝕。但是實際機組為了保證排汽不超溫，需要進行排汽缸噴水，這同樣造成末級葉片水蝕。這種水蝕來自于通流中噴入的水滴，與噴頭霧化效果、噴水角度、噴水量、根部反動度等參數有關。

圖8為根據典型低負荷下CFD計算結果繪制的噴水引起動葉水蝕的三維示意圖。在低負荷或高背壓(即小容積流量)工況下，動葉根部出現負反動度、鼓風流動，低壓缸噴水會有一部分被吸入動葉流道，由于動葉旋轉，這部分水滴會以較大的相對速度撞擊在動葉片出汽邊的背弧，造成水蝕。這種水蝕發(fā)生在動葉根部出汽邊，比正常發(fā)生在頂部進汽邊的水蝕更危險，因為動葉出汽邊很薄且應力水平較高。隨著容積流量的降低，動葉根部的回流區(qū)增大，動葉水蝕高度增大。圖9是某電廠200MW機組長期低負荷運行后動葉出汽邊的水蝕情況。

圖8 低壓缸噴水與葉片水蝕示意圖

圖9 某電廠末級動葉出汽邊水蝕

1.3 機組深度調峰低壓末級葉片水蝕規(guī)律分析

圖10 末級動葉相對水蝕率隨容積流量變化

2 減輕末級葉片水蝕的措施

根據以上分析，不同階段葉片水蝕的部位和原因不同，需要采取不同的預防措施。

從運行角度看，要盡量降低背壓。在階段，降低背壓可以增加機組容積流量，降低水滴與動葉片的相對速度，從而減輕水蝕；在其余階段，降低背壓可以減少鼓風生熱，使噴水量減少，從而減輕水蝕。

對于以動葉頂部水蝕為主的階段，常規(guī)的空心靜葉片結構[21]、鑲嵌司太立合金片等手段均可采用。

對于動葉根部水蝕，空心靜葉片幾乎沒有效果，而動葉根部很薄，無法釬焊司太立合金片，淬火、激光強化等又會導致出汽邊變脆。可以采用超音速火焰噴涂金屬陶瓷涂層[22-23]，這種方法既不會對基材造成太大損傷，又可以提高葉片的抗水蝕性能。涂層硬度HV3003700，遠大于司太立合金片的硬度(HV300=360～490)，抗水蝕性能良好。也可以采用高強度材料提高葉片抗水蝕性能，如15Cr鋼。

對于階段，尤其階段，低壓缸噴水是葉片水蝕的根本原因，所以增加噴頭的霧化效果、降低水滴尺寸也是有效的措施。

3 結論

隨著清潔能源利用的增加，火電機組深度調峰日益頻繁，由此帶來的末級動葉片水蝕問題，不僅影響葉片壽命，更會帶來安全隱患。通過計算分析，結合機組實際運行情況，得出以下結論：

3）在任何工況下，降低機組背壓均可以減輕葉片水蝕。

4）對于正常的葉片頂部水蝕，傳統(tǒng)的空心靜葉效果明顯；但是對于低負荷下噴水引起的動葉根部水蝕，傳統(tǒng)的空心靜葉效果略差，而釬焊司太立合金的措施無法采用，可以采用超音速火焰噴涂金屬陶瓷涂層、更換高硬度葉片材料等措施，同時要采用霧化效果較好的噴頭，降低低壓缸噴水水滴的直徑。

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Study on Water Erosion in Deep Peak Shaving of Steam Turbine

LIU Yunfeng, LI Yufeng, WANG Jian, MA Yiliang, GUAN Chun

(Harbin Turbine Co., Ltd., Harbin 150046, Heilongjiang Province, China)

In order to improve the life of the unit, and study the water erosion of the last stage moving blade caused by the deep peak shaving of steam turbine, this paper established a method to measure the water erosion of blade based on relative volumetric flow. The calculation analysis with operating experiences of the unit was employed. The influence of back pressure and load on water erosion comprehensively was taken into account. The results show that, with the decrease of relative volumetric flow rate, the water erosion part of the rotor blade is transferred from the top steam inlet side with lower stress to the root steam outlet side with higher stress. It results in the increase of risk. With the decrease of relative volume flow, the water erosion rate of moving blade shows three stages: first increasing, then decreasing, and rising finally. The turning point between stages corresponds to a balanced state.

steam turbine; deep peak shaving; water erosion of blade

2021-02-23。

10.12096/j.2096-4528.pgt.21012

TK 26

(責任編輯 楊陽)