汽轮机叶片腐蚀水蚀原因分析及防范措施

徐世斌，黄伟

（中国电建集团湖北工程有限公司，湖北 武汉 430040）

随着我国电站汽轮机向着大容量、高参数的方向发展，叶片的安全性、可靠性显得尤为重要。叶片的腐蚀和水蚀，对汽轮机运行的热经济性和安全可靠性影响较大。腐蚀对汽轮机性能的影响主要取决于腐蚀的程度和引起的表面粗糙度的变化，腐蚀还能改变动、静叶的型线、气动性能和轴向推力；末级叶片的水蚀会使动、静叶栅的气动性能恶化，级效率降低，水蚀形成的锯齿状毛刺造成应力集中和叶型根部截面积减小，影响叶片的振动特性，削弱叶片的强度，增加末级叶片断裂的危险性，对汽轮机的安全运行造成威胁。叶片发生腐蚀和水蚀后，若不及时采取措施进行处理，长期运行导致损伤扩大、叶片断裂,轻则机组振动加剧,强迫停机，更换转子叶片或对转子进行返厂处理；重则机组动、静部件摩擦，产生不平衡振动，导致事故扩大，甚至整台机组损坏，造成重大经济损失。尤其在电力供需不平衡时,汽轮机偏离

设计工况长期运行,即长期处于低负荷运行状态或反复启停，由于设计、制造、安装、检修及运行等各种原因引起的叶片损伤故障便会暴露出来。因此，有必要对叶片腐蚀及水蚀产生的原因、机理进行分析，并制定针对性的防范措施，对于指导汽轮发电机组的安全、经济运行，防止运行事故的发生具有重要意义。本文以额定出力为110MW 的某海外火电项目为例，针对汽轮机大修中发现的高压叶片腐蚀现象和低压转子末级动叶片水蚀现象，通过收集、统计运行数据，分析其产生的原因和机理。

1 机组概况

1.1 汽轮机技术规范

型号：N110-8.83 型

额定功率（THA 工况）：110MW

额定蒸汽参数：

（1）主汽门前蒸汽压力：8.83MPa；

（2）主汽门前蒸汽温度：535℃；

（3）背压：8.2kPa

主蒸汽流量：414.05t/h

给水温度（THA 工况）：229.2℃

额定转速：3000r/min；

回热抽汽级数：共7 级非调整抽汽，2 级高加，1 级除氧，4 级低加。

1.2 汽轮机结构形式

高温、高压、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。通流级数共26 级，其中高压缸1 调节级+15 压力级，低压缸2×5 压力级。

2 叶片损伤概况

机组于2016 年7 月启动，2016 年11 月投产，2018 年6 月汽轮机揭大盖检修。揭缸后，发现高压缸静叶、动叶腐蚀严重，低压转子正、反第五级动叶进汽边、出汽边存在严重的水蚀现象，见图1 ～4。

图1 高压转子腐蚀

图2 高压隔板腐

图3 低压第五级动叶进汽边水蚀

图4 低压第五级动叶出汽边水蚀

3 高压叶片腐蚀原因分析

3.1 高压缸通流部分材料调查

本机组高压隔板、静叶片、动叶片材料如表1、2 所示。研究显示，金属材料Cr 的含量超过12%，则该金属材料具有良好的耐腐蚀性。表1、2 显示高压隔板、静叶片、动叶片材料Cr的含量均低于12%，属于抗腐蚀性能较差的材料，易在有氧化剂和活性离子的环境中发生腐蚀现象，即高压通流部分材料自身的属性决定了当外在条件满足时，腐蚀现象必然发生。

表1 高压隔板材料

表2 高压动叶片材料

3.2 腐蚀产生的机理

机组在正常运行时，流经高压缸通流部件的介质为过热干蒸汽，在高温条件下会在缸内各部套金属表面形成一层钝化保护膜，通常不会发生腐蚀现象。但是在机组启停过程中和停机期间，热力系统未及时疏水或存在疏水死角，汽缸内各部套金属表面会形成一层水膜；正常运行过程中积累在动、静叶上的盐类物质，与残存在缸内的水分本身含有的活性离子和氧以及因汽缸各部套不严密而进入缸体内部的空气，在处于水环境中的金属表面发生电化学反应：

阳极反应：Fe-2e →Fe2+

阴极反应：2H2O+O2+4e →4OH-

电化学反应的生成物之间也会发生反应：Fe2++OH-+O2→Fe2O3+H2O

上述电化学反应就是腐蚀发生的过程。

3.3 机组运行期间的汽水品质调查

经统计分析典型月份机组热力系统水、汽质量，如表3～5 所示。

表3 2018 年6 月热力系统化学运行日志蒸汽质量统计分析表

表4 2018 年6 月热力系统化学运行日志水质分析质量统计表（一）

从表3 ～5 不难看出，给水溶解氧平均值达到320.44ppb,超过指标值≤7ppb 约44 倍，且不合格率100%；凝结水溶解氧平均值达到751.06ppb,超过指标值≤50ppb 约14 倍，且不合格率100%；过热蒸汽氢电导率平均值14.8µS/cm，超过指标值≤0.3µS/cm 约48 倍，且不合格率98.88%。

表5 2018年6月热力系统化学运行日志水质分析质量统计表（二）

另外，机组频繁启停、长期低负荷运行，更易发生腐蚀现象。经调查机组2016 年7 月启动至2018 年7 月停机检修的运行记录，发现该机组计划和非计划启停次数41 次，且数次停机时间在20 天以上，给高压静叶、动叶发生腐蚀提供了充足的时间。

在水、汽品质差，即给水溶解氧、过热蒸汽氢电导率长期严重超标的情况下，机组反复启停，导致上述电化学反应反复进行，当电化学腐蚀进行到一定程度时，动、静叶表面即使在高温过热蒸汽的作用下也很难形成钝化膜。失去钝化膜的保护后，动、静叶在高温高压的条件下，受到含氧量和氢电导率均严重超标的过热蒸汽的作用，导致动、静叶迅速腐蚀。

4 低压转子末级叶片水蚀原因分析

低压转子末级叶片采用已有成熟运行经验的660mm 叶片，为防止水蚀，末级动叶片进汽侧顶部在出厂前采用高频淬火处理，以提高末级叶片抗水蚀强度。但本次汽机大修中，低压正、反第五级动叶片进汽边和出汽边均仍发生了严重的水蚀现象（见图3、4），水蚀形成的毛刺靠近叶顶，长度超过叶片高度的1/2。

水蚀现象本质上是运动的水滴撞击叶片表面的一种能量转换过程，高速运动的水滴撞击金属的表面形成很大的瞬时作用力，作用力的大小取决于水滴的质量、相对速度和撞击的角度，当瞬时作用力超过金属材料的屈服强度时，就会在其表面造成残余变形。水滴的重复撞击在金属表面会逐渐发展成为微观的裂纹，并逐步扩大，导致金属颗粒的大量脱落，从而形成宏观上的水蚀现象。

4.1 低压转子末级叶片进汽边水蚀产生机理

汽轮机在启、停过程中及低负荷运行时，进汽量急剧减少，在低压部分，当蒸汽膨胀到湿度为3%左右时，出现微米级的小水滴。这些小水滴在流经静叶栅时，有的聚集在静叶片出汽边，有的聚集在内弧的凹面，并逐渐连成水膜，当水膜发展到一定的面积和厚度，就会被汽流撕裂，形成数十甚至数百微米的大水滴，以不同的速度和方向撞击到动叶片进汽边。在低压末级，水滴密集，且水滴尺寸大、水滴与汽流的相对速度也大，这些高能量的密集水滴从切线方向撞击到末级动叶进汽边背弧，在汽流的切向分力和转子回转运动产生的离心力作用下，造成动叶片外缘的侵蚀破坏。因此，汽轮机在启、停过程中及低负荷运行时，从末级静叶栅出汽边因水膜撕裂形成的大直径水滴是造成末级动叶片进汽边水蚀的主要原因。

4.2 低压转子末级叶片出汽边水蚀产生机理

汽轮机低负荷运行时，工况变化最大的是低压转子末级叶片。机组的功率越大，低压级子午流道扩张角越大，叶高越高，当机组偏离设计工况低负荷运行时，容积流量相对设计工况急剧减小，流场参数的变化也越大。低压末级叶片在小流量、真空状态下运行时，实际流场相对原设计流场发生较大的变化，叶片根部出现较大的负反动度，末级叶片的热力参数沿叶高重新分布，动叶栅根部的汽流和静叶栅顶部的汽流脱离，形成倒涡流，通流汽道只有部分汽流通过。负荷越低，流量越小，倒涡流区越大，分离的相对高度也越大。在机组启动和并网初期，倒涡流甚至扩大到整个排汽缸。末级动叶片后汽流湿度大，蒸汽中有大量的水滴，回流的蒸汽携带着这些水滴撞击在高速旋转的末级动叶片出汽边上，形成锯齿状毛刺，造成动叶片出汽边水蚀。

经调查运行日志，本项目汽轮发电机组因多种原因，两年运行时间内，累计启停40 余次，启停频率过高；并且在运行过程中，80%以上的时间处于30%～60%低负荷区间。长期偏离设计工况低负荷运行，低压缸蒸汽参数低、流量小、排汽湿度大，导致低压转子末级叶片进汽边和出汽边严重水蚀。另外，结合表3 ～5 对汽水品质的调查结果，蒸汽中含氧量和腐蚀性粒子严重超标，对低压通流部件存在腐蚀作用。湿蒸汽的侵蚀作用和腐蚀作用，引起末级叶片的安全可靠性明显降低。

5 结语

汽轮机通流部件腐蚀的主要原因：（1）汽、水品质不达标，尤其是给水、凝结水含氧量超标，过热蒸汽氢电导率超标；（2）机组频繁启停，特别是长期停机后热力系统疏水不完全并未采取针对性的防护措施，频繁启停会加速通流部件腐蚀；（3）通流部件材料耐腐蚀性能，当金属材料Cr 含量低于12%时，抗腐蚀能力较差。

汽轮机低压末级叶片水蚀的主要原因：（1）机组频繁启停，导致末级叶片工况变化大；（2）长期偏离设计工况低负荷运行，低压缸蒸汽参数低、流量小、排汽湿度大；（3）汽水品质不佳，使末级叶片受到高速水滴侵蚀和腐蚀双重作用。

为保证汽轮机安全、经济运行，避免机组运行过程中产生高压通流部件腐蚀，要严格执行《火力发电厂水汽化学监督导则》（DL/T561-2013）,确保机组正常运行后水汽质量符合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T 12145-2016）的各项规定，防止因水汽质量劣化引发设备事故。停机期间，要检查汽机本体和与之相连的热力系统的疏水情况，确保疏水及时、彻底，对于通流部件金属材料Cr 含量低于12%的机组，由于其耐腐蚀性差，长期停机时，要研究制定相应的防腐蚀措施，防止发生腐蚀。为防止低压转子末级叶片发生严重水蚀，除保证水汽质量符合GB/T 12145-2016 的要求外，要避免机组频繁启停，同时减少低负荷运行时间，尽可能多地使机组按设计工况运行。