汽轮机深度调峰的水蚀问题研究

刘云锋，李宇峰，王健，马义良，关淳

汽轮机深度调峰的水蚀问题研究

刘云锋，李宇峰，王健，马义良，关淳

（哈尔滨汽轮机厂有限责任公司，黑龙江省 哈尔滨市 150046）

为研究汽轮机深度调峰引起的末级动叶片水蚀问题，提高机组的寿命，采用计算分析与机组运行经验结合的方法，在现有研究成果的基础上，结合合理的推论，综合考虑背压和负荷对水蚀的影响，建立了以相对容积流量为基准的叶片水蚀衡量方法。研究结果表明：随着相对容积流量减小，动叶水蚀部位从应力较小的顶部进汽边转移到应力较大的根部出汽边，危险性增大；动叶片水蚀率也随相对容积流量减小呈现出先上升、后下降、再上升的变化趋势，阶段间的转折点均对应一种平衡状态。

汽轮机；深度调峰；叶片水蚀

0 引言

2020年我国提出了2030年实现碳排放“达峰”、2060年实现碳排放“中和”的目标，为可再生能源提供了进一步发展的巨大空间。截至2019年底，我国风电与光伏发电装机容量分别达到2.1亿kW和2.04亿kW，年发电量分别达到 4057亿kW×h和2 243亿kW×h，是可再生能源消纳量最大的国家[1-2]，预计到2040年，可再生能源占一次能源的消费比例将从4%增长到约15%[3]。火电灵活性改造可以降低机组的最小出力，是可再生能源消纳的有效措施。尤其在“三北”地区，70%以上都是热电联产机组，热电机组采暖季采用“以热定电”的方式运行，面临较大的热电矛盾，造成风电接纳空间更加受限，灵活性运行需求更大。文献[4-5]对火电灵活性改造的需求和措施进行了概括。与欧美发达国家比，我国火电调峰能力还有进一步提升的空间，丹麦和德国等国家的纯凝和抽凝机组的调峰能力可以达到60%～80%的额定容量，而我国热电联产机组多数以“以热定电”模式运行，供热期最小负荷通常在60%～70%[6]。国内很多学者对机组深度调峰问题进行了研究，从系统、设备等方面进行分析，并通过实际运行积累了宝贵的经验[7-10]。

汽轮机作为火力发电厂的关键部件，其调峰能力直接决定了电厂的最低负荷。这其中以水蚀对末级叶片的影响最为严重，因为末级叶片工作环境恶劣、应力大、振动复杂，安全性最不易保证。国内外对于末级叶片的水蚀研究主要集中在水蚀机理和材料的抗水蚀性能2个方面，而对于低负荷的水蚀，尤其极低负荷下低压缸喷水带来的水蚀研究很少。文献[11]对1710mm核电叶片不同负荷下的水蚀进行了研究，并采用拓模法测量了2台同类型机组末级叶片的水蚀深度。HATTORI等[12]研究了冲击角对S15C、SUS304和STPA24这3种钢材料水蚀的影响。AHMAD等[13]通过试验研究了液滴冲击速度、冲击角度、表面锯齿及材料的损伤程度等对5种汽轮机叶片材料水蚀的影响，结果表明水蚀质量损失与冲击速度呈指数关系。DI等[14]对常用的长叶片材料17-4PH和常用的防水蚀材料司太立合金的抗水蚀性能及冲后表面形貌进行了试验研究，结果表明，硬度不是决定司太立合金抗水蚀性能的决定性因素。SKODA公司对叶片材料的水蚀率与水滴直径、撞击速度的关系进行了研究[15]。文献[16]对叶片的水蚀机理进行了比较全面的综合描述，并给出了一些估计水蚀的经验公式。

目前末级叶片的水蚀研究多针对设计工况，而对变工况运行研究极少，针对这一问题进行研究，并对减轻水蚀的措施进行简要说明。

1 低压末级叶片水蚀规律分析

理论分析和实验研究表明，低压蒸汽湿度的存在，一方面对效率有影响，另一方面会对末级动叶片造成水蚀。在湿蒸汽中80%～90%为自发凝结形成的一次水滴，该水滴尺寸在微米级，只会造成流动效率降低，不会对叶片造成严重水蚀；对动叶片造成严重水蚀的水滴来自静叶片、汽缸等表面附着的水膜撕裂形成的二次水滴，这些水滴的直径较一次水滴大，在静叶出口无法被汽流携带加速到正常的速度，会以较大的负攻角撞击在动叶表面，从而造成动叶水蚀。因此，理论上在低压过热的状态下，末级叶片不存在水蚀。

1.1 湿蒸汽区低压末级叶片水蚀规律分析

图1是采用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司的一维程序计算的600MW湿冷机组相对排汽湿度随负荷变化曲线，图2是文献[17]中根据实测热力数据计算得到的排汽湿度随负荷变化图。可以看出，图1、2中湿度随负荷变化趋势相同，均随负荷降低而降低。图3是采用商用CFD软件计算的结果。综合来看，随着负荷降低，低压各级损失增加，尤其末级会逐渐进入根部鼓风状态，导致排汽温度升高，蒸汽湿度降低，直至过热。因此，机组深度调峰会使得原本处于湿蒸汽区的末级叶片进入过渡区，叶片安全性下降。过渡区一般定义为蒸汽过热度不超过30℃或动叶前的蒸汽湿度不超过4%的区域，过渡区工作的叶片表面盐类沉淀，产生化学方面的点腐蚀，导致材料性能下降，危及叶片安全。图4[18]表明叶片材料2Cr13在过渡区(间歇3%NaCl溶液(室温))耐振强度最低，叶片安全性最差。

图1 600MW湿冷机组相对排汽湿度与负荷关系

图2 北仑三期1000MW湿冷机组低压缸排汽湿度随负荷变化关系

图3 600MW湿冷机组低压末级动叶顶部温度随负荷变化

图4 叶片材料2Cr13腐蚀介质下疲劳曲线

图5和图6分别是采用自主开发的动叶片水蚀率计算程序计算的相对水蚀率与负荷和背压的关系曲线，可以看出，相对水蚀率随负荷增大而减小，随背压升高而增大，其本质是容积流量减小，导致水蚀率增大。一般认为，水蚀率随湿度减小而减小，但是负荷降低和背压升高都会使得湿度减小，而水蚀率反而增加。

图5 600MW湿冷机组末级叶片水蚀率与负荷关系

图6 600MW湿冷机组末级叶片水蚀率与背压关系

图7 动叶水蚀原理示意图

1.2 过热工况低压末级叶片水蚀规律分析

从水蚀的原理看，末级叶片鼓风导致工作环境过热后便不存在水蚀。但是实际机组为了保证排汽不超温，需要进行排汽缸喷水，这同样造成末级叶片水蚀。这种水蚀来自于通流中喷入的水滴，与喷头雾化效果、喷水角度、喷水量、根部反动度等参数有关。

图8为根据典型低负荷下CFD计算结果绘制的喷水引起动叶水蚀的三维示意图。在低负荷或高背压(即小容积流量)工况下，动叶根部出现负反动度、鼓风流动，低压缸喷水会有一部分被吸入动叶流道，由于动叶旋转，这部分水滴会以较大的相对速度撞击在动叶片出汽边的背弧，造成水蚀。这种水蚀发生在动叶根部出汽边，比正常发生在顶部进汽边的水蚀更危险，因为动叶出汽边很薄且应力水平较高。随着容积流量的降低，动叶根部的回流区增大，动叶水蚀高度增大。图9是某电厂200MW机组长期低负荷运行后动叶出汽边的水蚀情况。

图8 低压缸喷水与叶片水蚀示意图

图9 某电厂末级动叶出汽边水蚀

1.3 机组深度调峰低压末级叶片水蚀规律分析

图10 末级动叶相对水蚀率随容积流量变化

2 减轻末级叶片水蚀的措施

根据以上分析，不同阶段叶片水蚀的部位和原因不同，需要采取不同的预防措施。

从运行角度看，要尽量降低背压。在阶段，降低背压可以增加机组容积流量，降低水滴与动叶片的相对速度，从而减轻水蚀；在其余阶段，降低背压可以减少鼓风生热，使喷水量减少，从而减轻水蚀。

对于以动叶顶部水蚀为主的阶段，常规的空心静叶片结构[21]、镶嵌司太立合金片等手段均可采用。

对于动叶根部水蚀，空心静叶片几乎没有效果，而动叶根部很薄，无法钎焊司太立合金片，淬火、激光强化等又会导致出汽边变脆。可以采用超音速火焰喷涂金属陶瓷涂层[22-23]，这种方法既不会对基材造成太大损伤，又可以提高叶片的抗水蚀性能。涂层硬度HV300³700，远大于司太立合金片的硬度(HV300=360～490)，抗水蚀性能良好。也可以采用高强度材料提高叶片抗水蚀性能，如15Cr钢。

对于阶段，尤其阶段，低压缸喷水是叶片水蚀的根本原因，所以增加喷头的雾化效果、降低水滴尺寸也是有效的措施。

3 结论

随着清洁能源利用的增加，火电机组深度调峰日益频繁，由此带来的末级动叶片水蚀问题，不仅影响叶片寿命，更会带来安全隐患。通过计算分析，结合机组实际运行情况，得出以下结论：

3）在任何工况下，降低机组背压均可以减轻叶片水蚀。

4）对于正常的叶片顶部水蚀，传统的空心静叶效果明显；但是对于低负荷下喷水引起的动叶根部水蚀，传统的空心静叶效果略差，而钎焊司太立合金的措施无法采用，可以采用超音速火焰喷涂金属陶瓷涂层、更换高硬度叶片材料等措施，同时要采用雾化效果较好的喷头，降低低压缸喷水水滴的直径。

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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

(责任编辑 杨阳)