我國大型汽輪機(jī)葉片運(yùn)行狀況的研究和對策

我國大型汽輪機(jī)葉片運(yùn)行狀況的研究和對策【摘要】隨著電站汽輪機(jī)大容量化，葉片的安全可靠性和保持其高效率愈顯得重要。通過對10余個(gè)電廠葉片運(yùn)行狀況的調(diào)研及收集到有關(guān)葉片運(yùn)行資料，分析了上海汽輪機(jī)有限公司、哈爾濱汽輪機(jī)有限責(zé)任公司、東方汽輪機(jī)廠等國產(chǎn)以及從美國、日本、前蘇聯(lián)和歐洲一些國家引進(jìn)的300MW及以上亞臨界壓力大功率汽輪機(jī)部分葉片故障，認(rèn)為末級長葉片型線下部普遍存在出汽邊水沖蝕損傷，外來硬質(zhì)異物擊傷葉片和固體粒子侵蝕，葉片結(jié)構(gòu)及其它損傷，分析了其損傷機(jī)理，介紹防范措施。

【關(guān)鍵詞】電廠汽輪機(jī)葉片損傷損傷機(jī)理ResearchonOperationStatusofLargeSteamTurbineBladesandCountermeasuresAbstractWiththeincreasingadoptionofhighparameter,largesizesteamturbines,thereliabilityofbladesandkeepingitshighefficiencybecomemoreandmoreimportant.Throughtheinvestigationandsurveyofbladesoperationstatusoftenoddsteamturbinesandthecollectedrelevantbladeoperationdocuments,partbladefailuresofindigenousandimportedsubcriticalpressurelargesize(300MWandabove)steamturbinesaresummedupandanalyzed,includingsteamturbinesmadebyShanghai,Harbin,DongfangsteamturbineworksandimportedfromU.S.,Japan,formerSovietUnionandsomecountriesinEurope.Itisheldthat,thewatererosion,damagesresultedfromimpingesbyforeignhardmatterandetchingbysolidparticlesetc.phenomenagenerallyexistingatsteamoutletsideoflowerprofilepartoflaststagelongblades,leadtobladestructuredamageandotherdamages.Inthepaper,thedamagemechanismsareanalyzedandpreventivemeasuresareproposedaswell.

Keywordspowerplantsteamturbinereliabilitybladedamagedamagemechanism前言葉片是汽輪機(jī)的關(guān)鍵零件，又是最精細(xì)、最重要的零件之一。它在極苛刻的條件下承受高溫、高壓、巨大的離心力、蒸汽力、蒸汽激振力、腐蝕和振動(dòng)以及濕蒸汽區(qū)水滴沖蝕的共同作用。其空氣動(dòng)力學(xué)性能、加工幾何形狀、表面粗糙度、安裝間隙及運(yùn)行工況、結(jié)垢等因素均影響汽輪機(jī)的效率、出力；其結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、振動(dòng)強(qiáng)度及運(yùn)行方式則對機(jī)組的安全可靠性起決定性的影響。因此，全世界最著名的幾大制造集團(tuán)無不堅(jiān)持不懈地作出巨大努力，把最先進(jìn)的科學(xué)技術(shù)成果應(yīng)用于新型葉片的開發(fā)，不斷推出一代比一代性能更優(yōu)越的新葉片，以捍衛(wèi)他們在汽輪機(jī)制造領(lǐng)域的先進(jìn)地位。

在1986～1997年間我國電力工業(yè)得到持續(xù)、高速發(fā)展，電站汽輪機(jī)正在實(shí)現(xiàn)高參數(shù)大容量化。據(jù)統(tǒng)計(jì)，到1997年底，包括火電、核電在內(nèi)的汽輪機(jī)裝機(jī)容量已達(dá)到192GW，其中火電250～300MW機(jī)組128臺，320.0～362.5MW機(jī)組29臺，500～660MW機(jī)組17臺；200MW及以下的機(jī)組也有很大發(fā)展，200～210MW機(jī)組188臺，110～125MW機(jī)組123臺，100MW機(jī)組141臺。核電汽輪機(jī)最大容量為900MW。

隨著我國電站汽輪機(jī)大容量化，葉片的安全可靠性和保持其高效率愈顯得重要。對于300MW及600MW機(jī)組，每級葉片轉(zhuǎn)換的功率高達(dá)10MW乃至20MW左右，即使葉片發(fā)生輕微的損傷，所引起的汽輪機(jī)和整臺火電機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性和安全可靠性的降低也是不容忽視的。例如，由于結(jié)垢使高壓第1級噴嘴面積減少10%，機(jī)組的出力會(huì)減少3%，由于外來硬質(zhì)異物打擊葉片損傷以及固體粒子侵蝕葉片損傷，視其嚴(yán)重程度都可能使級效率降低1%～3%；如果葉片發(fā)生斷裂，其后果是：輕的引起機(jī)組振動(dòng)、通流部分動(dòng)、靜摩擦，同時(shí)損失效率；嚴(yán)重的會(huì)引起強(qiáng)迫停機(jī)，有時(shí)為更換葉片或修理被損壞的轉(zhuǎn)子、靜子需要幾周到幾個(gè)月時(shí)間；在某些情況下由于葉片損壞沒有及時(shí)發(fā)現(xiàn)或及時(shí)處理，引起事故擴(kuò)大至整臺機(jī)組或由于末級葉片斷裂引起機(jī)組不平衡振動(dòng)，可能導(dǎo)致整臺機(jī)組毀壞，其經(jīng)濟(jì)損失將以億計(jì)，這樣的例子，國內(nèi)外并不罕見。

由多年積累的經(jīng)驗(yàn)證明，每當(dāng)有一大批新型汽輪機(jī)投入運(yùn)行以后或在電力供需不平衡出現(xiàn)汽輪機(jī)在偏離設(shè)計(jì)工況長期運(yùn)行時(shí)，由于設(shè)計(jì)、制造、安裝、檢修以及運(yùn)行不當(dāng)?shù)确矫娴脑蛞鸬娜~片故障損傷便會(huì)充分暴露出來。如上所述我國電站大型汽輪機(jī)裝機(jī)連續(xù)10余年迅速增加，開始出現(xiàn)某些地區(qū)的大機(jī)組長期帶低負(fù)荷運(yùn)行的新情況，因此，很有必要及時(shí)調(diào)查研究、分析、總結(jié)葉片尤其是末級和調(diào)節(jié)級葉片發(fā)生的各種損傷及尋找規(guī)律，以期制定防范、改進(jìn)措施，避免發(fā)生大的損失。1大機(jī)組葉片損傷概況通過對10余個(gè)電廠葉片運(yùn)行狀況的調(diào)研及收集有關(guān)葉片運(yùn)行資料，分析了上海汽輪機(jī)有限公司、哈爾濱汽輪機(jī)有限責(zé)任公司、東方汽輪機(jī)廠（以下簡稱上汽、哈汽、東汽）等國產(chǎn)以及從美國、日本、前蘇聯(lián)和歐洲一些國家引進(jìn)的300MW以上亞臨界及超臨界壓力大功率汽輪機(jī)部分葉片故障。這些機(jī)組低壓級葉片在實(shí)際運(yùn)行過程中，由于種種原因在葉片、葉根、拉筋、圍帶及司太立合金片等部位經(jīng)常發(fā)生故障，末級葉片的水沖蝕損傷相當(dāng)普遍。這些故障基本上全面反映了我國大功率汽輪機(jī)葉片的現(xiàn)狀。大機(jī)組葉片損傷概況見表1。表1大機(jī)組葉片損傷各型大機(jī)組臺數(shù)

(1997年)末級葉片長度

/mm末級葉片損傷情況其它級葉片損傷情況300

MW

等

級

亞

臨

界

機(jī)

組引進(jìn)型300MW機(jī)組

型號：N300-16.7/538/53840869根部出汽邊水沖蝕突出；

司太立合金片脫落；

曾發(fā)現(xiàn)外側(cè)拉金焊口附近斷裂；葉片異物擊傷。

觀察到一臺機(jī)組，出汽邊水沖蝕。次末級476.6mm葉片型線部分及葉根部分均出現(xiàn)斷裂優(yōu)化引進(jìn)型

型號：N300-16.7/537/53725900多臺機(jī)組大量圍帶飛脫、斷裂、個(gè)別機(jī)組松拉金斷裂。次末級515mm葉片圍帶斷裂國產(chǎn)(上汽)300MW機(jī)組

型號：N300-165/537/53726700根部出汽邊水沖蝕、頂部進(jìn)汽邊水沖蝕、異物擊傷斷葉片。低壓2、3、4、5級210mm、252mm、323mm、456mm葉片均出現(xiàn)過斷裂國產(chǎn)(東汽)300MW機(jī)組

型號：N300-165/535/53511000“Z”型拉金及空心拉金斷裂；葉片斷裂；出汽邊水沖蝕。次末級615mm葉片外拉金孔處6只葉片出現(xiàn)裂紋；1997年又有21只葉片發(fā)生裂紋。國產(chǎn)(東汽)300MW機(jī)組

型號：N300-16.7/537/53719老851葉片斷裂，斷裂部位在葉頂鑲焊司太立合金片底部與母材交接處。美國GE公司352MW機(jī)組

型號：N352-187.2/538/5384新851型線中部出汽邊出現(xiàn)過裂紋

根部出汽邊輕微水沖蝕。意大利ANSALDO公司

320MW機(jī)組4老851長期低負(fù)荷運(yùn)行，根部汽流回流造成根部出汽邊嚴(yán)重水沖蝕。日本東芝350MW機(jī)組

型號：TC-4F350-16.9/538/5382660.4

(26英寸)2道拉金、4片焊接成組結(jié)構(gòu)、2臺機(jī)組運(yùn)行2a，2次發(fā)現(xiàn)127處拉金斷裂。原因?yàn)槿~片結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)不當(dāng)，拉金應(yīng)力水平過高所致。改為2道松拉金連接結(jié)構(gòu)。出汽邊輕微水沖蝕。英國GEC362.5MW機(jī)組2945運(yùn)行約14000h后，低壓第3級斷葉片，共損傷98片，第4級近一半葉片被飛脫的葉片、圍帶碎片打傷。原因?yàn)榈?級斷葉片為老型葉片，葉型設(shè)計(jì)存在問題。措施采用改型的葉片更換了第3級所有葉片，更換了第4級電機(jī)側(cè)全級葉片。法國ALSTHOM公司

360MW機(jī)組

型號：T1A360-30-2F108021080運(yùn)行約2000h后發(fā)現(xiàn)低壓第1級146.8mm葉片從葉根第1銷釘孔部位斷2片，出現(xiàn)裂紋葉片多片。法國ALSTHOM公司

300MW機(jī)組

型號：T2A300-30-2F104421044運(yùn)行約4300h后發(fā)現(xiàn)低壓第3級338mm葉片從葉根第1銷釘孔部位多片出現(xiàn)裂紋。次末級葉片拉筋斷裂。法國ALSTHOM公司

330MW機(jī)組

型號：T2A330-30-2F104421044次末級為剖分式松拉金交錯(cuò)整圈連接結(jié)構(gòu)。葉片高度550mm，同型機(jī)組多次發(fā)生松拉金斷裂。后來新機(jī)組改用自由葉片運(yùn)行。600

MW

等

級

亞

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界

機(jī)

組GEC-ALSTHOM600MW機(jī)組

型號：T2A650-30-4-4611080末級葉片葉根底部支撐葉片縱向定位的彈簧片約1/6發(fā)生斷裂，原因?yàn)椴牧蠠崽幚聿划?dāng)引起斷裂，措施為更換彈簧片。低壓次末級也出現(xiàn)彈簧片斷裂情況。中壓第9級為自帶圍帶、預(yù)扭安裝344.8mm葉片，5叉3銷釘葉根，全級64片葉片有53片葉根出現(xiàn)裂紋。原因?yàn)槿~片設(shè)計(jì)問題，整圈連接狀態(tài)不佳。低壓前3級葉片根部斷裂均為此原因。后制造廠將原馬鞍型圍帶改為菱形圍帶。GEC-ALSTHOM600MW機(jī)組

型號：T2A600-30-2-2F104411044低壓第2級208.8mm葉片為自帶圍帶預(yù)扭安裝雙叉2銷釘葉根，發(fā)現(xiàn)該級葉片葉根第1銷孔處斷5片，有53片葉片葉根出現(xiàn)裂紋。原因?yàn)槿~片設(shè)計(jì)連接狀況不佳，改進(jìn)設(shè)計(jì)將原馬鞍型圍帶改為菱形圍帶。超

臨

界

機(jī)

組前蘇聯(lián)哈爾科夫(XΓT3)

320MW機(jī)組

型號：K-320-23.5-441030葉頂預(yù)扭接觸有錯(cuò)位；整圈松拉金幾處斷裂；發(fā)現(xiàn)2臺機(jī)組末級葉片進(jìn)汽邊大范圍水沖蝕，原因是真空過高。調(diào)節(jié)級及高壓前2級葉片及葉頂汽封被外來異物擊傷；高壓通流部分結(jié)垢1.5mm厚。ABB600MW機(jī)組

型號：D4Y4542867調(diào)節(jié)級葉片運(yùn)行約5000h斷裂，原因?yàn)槿~輪—葉片系統(tǒng)振動(dòng)強(qiáng)度不良。ABB賠償2個(gè)高壓轉(zhuǎn)子；經(jīng)查低壓通流部分設(shè)計(jì)老化，使低壓缸效率低，ABB賠償2個(gè)低壓通流部分(包括低壓轉(zhuǎn)子和靜子)2末級長葉片損傷2．1葉片型線下部普遍存在出汽邊水沖蝕

末級葉片型線下部出汽邊的水沖蝕損傷是200MW、300MW及600MW以上等大型汽輪機(jī)的共同問題。以往665、680、700mm葉片的出汽邊都有明顯的水沖蝕，而如今869、900、1000mm葉片以及進(jìn)口機(jī)組的660、851mm等葉片出汽邊也程度不同地出現(xiàn)水沖蝕損傷，末級葉片出汽邊的水沖蝕損傷已成為影響大機(jī)組安全運(yùn)行的普遍問題，應(yīng)給予高度重視。

出汽邊水沖蝕所造成的后果不僅使葉柵的氣動(dòng)性能惡化，級效率降低，更嚴(yán)重的是對汽輪機(jī)的安全運(yùn)行造成威脅。水沖蝕形成的鋸齒狀毛刺造成應(yīng)力集中以及減小葉型根部截面的面積，還會(huì)影響到葉片的振動(dòng)特性，大大地削弱葉片的強(qiáng)度，這就增加了末級葉片斷裂的危險(xiǎn)性。

2．1．1出汽邊水沖蝕機(jī)理

汽輪機(jī)在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，末幾級的工況變化最大。隨著機(jī)組功率的增大，低壓級組子午流道擴(kuò)張角增大，葉高增加，當(dāng)其相對設(shè)計(jì)工況的容積流量急劇減小時(shí)，會(huì)使流場參數(shù)發(fā)生很大變化。末級長葉片在小容積流量、真空工況運(yùn)行，葉片底部會(huì)出現(xiàn)較大的負(fù)反動(dòng)度，結(jié)果對設(shè)計(jì)不良的動(dòng)葉片下半部造成大范圍的回流區(qū)。負(fù)荷越低回流區(qū)越大，在起動(dòng)和并網(wǎng)初始，回流范圍甚至擴(kuò)大到整個(gè)排汽缸。大功率凝汽式汽輪機(jī)的末級排汽濕度總是比較大的，末級動(dòng)葉后汽流中攜帶有大量的水滴，回流的蒸汽運(yùn)移著水滴沖擊在高速旋轉(zhuǎn)的動(dòng)葉片下半部的出汽邊。對某些設(shè)計(jì)過時(shí)的葉片，在低負(fù)荷或高背壓時(shí)，會(huì)產(chǎn)生大范圍的回流，甚至達(dá)到葉高的2/3以上，對于這類葉片，出汽邊的水沖蝕就變得非常嚴(yán)重。另外，當(dāng)排汽缸噴水裝置設(shè)計(jì)、安裝不當(dāng)或噴水過量時(shí)，會(huì)加重出汽邊的水沖蝕。

2．1．2典型出汽邊水沖蝕

(1)吳涇電廠11、12號機(jī)為上海汽輪機(jī)廠引進(jìn)美國西屋公司技術(shù)制造的亞臨界、中間再熱、雙缸雙排汽、單軸凝汽式300MW汽輪機(jī)，末級葉片高度869mm。2臺機(jī)組分別于1991年和1992年底并網(wǎng)發(fā)電。投運(yùn)后不久即開始每晚6～8h低負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行，表現(xiàn)出良好的調(diào)峰性能。但第1次大修時(shí)就發(fā)現(xiàn)末級葉片根部出汽邊水沖蝕嚴(yán)重，1995年上半年對12號機(jī)進(jìn)行了首次大修，發(fā)現(xiàn)汽輪機(jī)轉(zhuǎn)子末2級（尤其末級）葉片的出汽邊背弧側(cè)靠葉根處水沖蝕痕跡明顯，平均水沖蝕高度約為100～200mm。分析認(rèn)為根部設(shè)計(jì)反動(dòng)度較小，在小容積流量下運(yùn)行，根部反動(dòng)度出現(xiàn)負(fù)值，產(chǎn)生回流沖蝕所致。2臺機(jī)組大修中檢查，還發(fā)現(xiàn)末級長葉片頂部進(jìn)汽側(cè)水沖蝕嚴(yán)重，特別是每組首末2片更為嚴(yán)重，而司太立合金片寬度只有10mm，葉片水沖蝕寬度達(dá)20mm。

(2)姚孟電廠1號機(jī)為上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的300MW機(jī)組，末級葉片高度700mm。汽輪機(jī)并網(wǎng)運(yùn)行700h后，揭缸發(fā)現(xiàn)末級葉片出汽邊背弧側(cè)有嚴(yán)重的水沖蝕痕跡，從葉根算起的100～250mm和沿出汽邊算起的5～7mm區(qū)域里呈粗砂布狀。在以后的幾次揭缸中，發(fā)現(xiàn)水沖蝕日趨嚴(yán)重。到1990年大修時(shí)（累計(jì)運(yùn)行約8×104h），水沖蝕區(qū)域已擴(kuò)展成從葉根開始至離葉根400mm、寬10mm的寬廣范圍。水沖蝕區(qū)為深1.0～1.7mm的蜂窩狀組織,出汽邊已穿透,呈鋸齒狀。經(jīng)制造廠鑒定不能繼續(xù)使用。大修中更換了2級葉片（低壓I缸和低壓II缸的左旋側(cè)），并采用了制造廠重新提供的低負(fù)荷噴水方式。投運(yùn)約100h后，揭缸發(fā)現(xiàn)末級葉片出汽邊背弧側(cè)的水沖蝕更嚴(yán)重，相當(dāng)于第1次安裝后運(yùn)行10000h后其末級葉片幾乎沒有水沖蝕痕跡。分析認(rèn)為，姚孟電廠國產(chǎn)300MW汽輪機(jī)在低負(fù)荷噴水方向、內(nèi)缸端部的遮水環(huán)板、錐形殼體及捕水平層、軸封蒸汽收集室等結(jié)構(gòu)方面與ALSTHOM汽輪機(jī)存在差異，形成了影響水沖蝕的結(jié)構(gòu)因素。(3)江油電廠8號機(jī)為法國ALSTHOM公司制造的300MW汽輪機(jī)，末級葉片高度1044mm，出汽邊觀察到有輕微的水沖蝕。

(4)天津大港發(fā)電廠裝有4臺意大利進(jìn)口320MW汽輪機(jī)組。汽輪機(jī)末級葉片長度為851mm，在過去低負(fù)荷運(yùn)行中，由于負(fù)反動(dòng)度的產(chǎn)生，汽流回流在葉片根部造成水沖蝕，使葉片的出口邊緣產(chǎn)生許多鋸齒狀損傷。

(5)平圩電廠1號機(jī)為哈汽制造的600MW汽輪機(jī)，于1991年9月1日停機(jī)大修期間發(fā)現(xiàn)末級869mm葉片出汽邊下部約100mm范圍內(nèi)也存在水沖蝕痕跡，個(gè)別葉片已出現(xiàn)水沖蝕溝槽。

2.1.3末級長葉片出汽邊水沖蝕普遍性的初步分析

上述一些例子說明，我國有相當(dāng)多的大機(jī)組其末級長葉片在運(yùn)行中遭受出汽邊水沖蝕。其起因除了從設(shè)計(jì)上末級（靜葉和動(dòng)葉）氣動(dòng)性能低劣和排汽缸噴水減溫系統(tǒng)結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)欠缺以外，從運(yùn)行上其主要原因可能與從1996年開始某些地區(qū)電力負(fù)荷大幅度減少以致使大機(jī)組長期在低負(fù)荷運(yùn)行有關(guān)。例如引進(jìn)型300MW機(jī)組的末級869mm高度葉片，該機(jī)組是西屋公司60年代設(shè)計(jì)產(chǎn)品，按帶基本負(fù)荷轉(zhuǎn)讓給我國，在設(shè)計(jì)中沒有考慮調(diào)峰運(yùn)行和高背壓運(yùn)行，機(jī)組缺少在小容積流量下長期運(yùn)行的性能。由于當(dāng)時(shí)技術(shù)水平的限制，869mm葉片沒按三元流方法設(shè)計(jì)，因而氣動(dòng)性能較差。據(jù)驗(yàn)算，末級反動(dòng)度沿葉高變化劇烈，葉型頂部的反動(dòng)度達(dá)到75%以上，而葉型底部反動(dòng)度只有10%左右。后者愈小，在部分負(fù)荷運(yùn)行時(shí)愈容易產(chǎn)生脫流，進(jìn)而增大葉片動(dòng)應(yīng)力響應(yīng)，并產(chǎn)生出汽邊水沖蝕。調(diào)查表明該型機(jī)組以及其它許多大機(jī)組近2a多長期帶低負(fù)荷（最低帶40%負(fù)荷）運(yùn)行。有一臺機(jī)組在第1次大修時(shí)便發(fā)現(xiàn)葉片出汽邊有明顯的水沖蝕現(xiàn)象。一臺東芝360MW機(jī)組運(yùn)行10a以上，在1997年大修中觀察到其它各級動(dòng)葉片光潔明亮如初，而660mm末級動(dòng)葉片卻在出汽邊發(fā)生了水沖蝕痕跡。

2.1.4防范措施

（1）研究末級長葉片出汽邊水沖蝕的大機(jī)組，尤其是300MW、600MW級的大機(jī)組的調(diào)峰或低負(fù)荷運(yùn)行方式，用最新的三元流理論驗(yàn)算并有選擇性地進(jìn)行流場和動(dòng)應(yīng)力實(shí)測，以確定機(jī)組帶最低負(fù)荷的安全限制值，并將其列入運(yùn)行規(guī)程。（2）逐步淘汰某些性能特別落后的長葉片，以改型新葉片代之。（3）盡量縮短機(jī)組在空負(fù)荷附近的運(yùn)行時(shí)間。（4）檢查排汽缸噴水減溫裝置，其結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)落后或噴水過多的予以更改。2.2外來硬質(zhì)異物擊傷葉片和固體粒子侵蝕

調(diào)查了3臺機(jī)組大修情況，其中2臺俄制超臨界320MW和1臺國產(chǎn)亞臨界600MW汽輪機(jī)，均遭受外來異物不同程度的擊傷，受損傷部位主要為高壓第1級噴嘴葉片和動(dòng)葉片、徑向汽封片，個(gè)別的調(diào)節(jié)閥，嚴(yán)重的擊傷其痕跡擴(kuò)大到第2級和第3級葉片；還觀察到在中壓第1級葉片上受異物打擊的痕跡。這些外來異物主要是殘留于蒸汽管道、過熱器、再熱器以及汽輪機(jī)內(nèi)的碎焊條、焊接散落物、安裝遺留的小螺栓等由蒸汽攜帶進(jìn)入汽輪機(jī)的通道，打擊通流零部件，使噴嘴出汽面積減小、噴嘴和動(dòng)葉表面粗糙度增加，損傷調(diào)節(jié)閥及徑向汽封片等。從上述調(diào)查表明這種損傷可能有一定的代表性。它是全面反映機(jī)組起動(dòng)調(diào)試質(zhì)量的一個(gè)重要標(biāo)志。

外來硬質(zhì)異物擊傷葉片具有永久性、難以維修的特點(diǎn)，通常會(huì)引起相當(dāng)嚴(yán)重的后果，一方面引起汽輪機(jī)熱經(jīng)濟(jì)性降低，導(dǎo)致機(jī)組發(fā)電成本上升；另一方面進(jìn)行修理或換新備品代價(jià)十分昂貴，維修費(fèi)增加。由葉片表面粗糙度增加引起的級效率降低是相當(dāng)可觀的，據(jù)分析，一臺500MW機(jī)組，其高、中壓一級葉片表面如果受到比較均勻的打擊，形成的麻坑直徑為1mm時(shí)，級效率降低約1.5%～2.6%，這意味著機(jī)組將損失功率200～500kW。固體顆粒侵蝕葉片的損傷一般發(fā)生在鍋爐起動(dòng)或長期低負(fù)荷運(yùn)行情況下，特別在鍋爐起動(dòng)時(shí)，鍋爐過熱器管由于受熱沖擊可能在管內(nèi)側(cè)發(fā)生氧化鐵剝落形成固體顆粒，固體顆粒隨蒸汽高速進(jìn)入汽輪機(jī)形成對噴嘴和葉片的侵蝕。歐洲機(jī)組一般配有高、低壓旁路（如100%旁路），減少起動(dòng)時(shí)過熱器的溫度變化從而減少固體顆粒，同時(shí)把起動(dòng)時(shí)產(chǎn)生的顆粒全部排入凝汽器。石洞口二廠2臺超臨界機(jī)組也配有高、低壓旁路，1993年投產(chǎn)以來尚未發(fā)生固體顆粒侵蝕現(xiàn)象。而這種損傷在美國早期超臨界機(jī)組上比較突出，值得高度警惕和注意。固體顆粒侵蝕引起熱經(jīng)濟(jì)性降低同樣也很可觀，據(jù)分析，一臺500MW和一臺700MW汽輪機(jī)，其高壓整級葉片受固體顆粒嚴(yán)重侵蝕時(shí)，在滿負(fù)荷運(yùn)行時(shí)會(huì)引起高壓缸熱耗增加分別為31.6kJ/(kW.h)和42.2kJ/(kW.h),2臺機(jī)組中壓缸熱耗增加約26.4kJ/(kW.h),而在部分負(fù)荷運(yùn)行時(shí)相應(yīng)的熱經(jīng)濟(jì)性損失更大。

防范措施：（1）建立汽輪機(jī)整組聯(lián)合起動(dòng)調(diào)試工作質(zhì)量的跟蹤檢查檔案，嚴(yán)肅調(diào)試單位的質(zhì)量責(zé)任，使其嚴(yán)格執(zhí)行電力建設(shè)施工及驗(yàn)收技術(shù)規(guī)范“汽輪機(jī)篇”和“管道篇”中對各蒸汽管路和蒸汽通道的各項(xiàng)規(guī)定。（2）尤其對超臨界壓力機(jī)組，鍋爐的高溫部分和高溫管道應(yīng)采用氧化性能好的材料；在鍋爐和主蒸汽管道的氧化皮脫落之前，進(jìn)行酸洗。（3）避免機(jī)組頻繁起停、保持水化學(xué)品質(zhì)良好。（4）對易受侵蝕的葉片等零件要有專門備品，以便能及時(shí)更換而不致引起強(qiáng)迫停機(jī)。2.3葉片結(jié)垢及其它損傷

在被調(diào)查的5臺300～600MW機(jī)組中，有3臺機(jī)組葉片上結(jié)垢。1臺未查閱到大修記錄，但凝汽器管內(nèi)結(jié)垢嚴(yán)重。說明葉片結(jié)垢也具有普遍性。另外發(fā)現(xiàn)1臺在沿海安裝的300MW機(jī)組，由于凝汽器進(jìn)海水引起整臺機(jī)轉(zhuǎn)子和葉片受到腐蝕，所有級葉片全帶均勻的麻坑。

葉片結(jié)垢對機(jī)組效率、出力和可靠性有重大影響。結(jié)垢對汽輪機(jī)性能的影響取決于垢的厚度、位置和引起表面粗糙度變化，結(jié)垢還能改變噴嘴和動(dòng)葉和型線及其氣動(dòng)性能及軸向推力變化等。據(jù)分析，如果表面結(jié)垢使第1級喉部面積減少10%，整臺機(jī)組出力將減少3%，如果再加上第2級結(jié)垢減少喉部面積減少10%，整臺機(jī)組將減少出力約5.2%。

防范措施：(1)在機(jī)組任何運(yùn)行狀況下都要保持良好的水化學(xué)品質(zhì)。（2）電廠普遍采用噴砂法清除轉(zhuǎn)子上葉片結(jié)垢，但在某種程度上失掉葉片原來的拋光表面。應(yīng)嚴(yán)格規(guī)定使用噴砂的粒度和方法，防止葉片表面粗糙度惡化。注意清理凈葉片汽道沿子午面的結(jié)垢，否則可能使級效率損失幾個(gè)百分點(diǎn)。3結(jié)論本項(xiàng)研究比較全面地反映了電力工業(yè)大型汽輪機(jī)葉片的安全狀況，包括末級、次末級及其它一些葉片如調(diào)節(jié)級葉片和低壓級葉片發(fā)生的大事故和一些頻發(fā)性事故葉片及其防范和對策。所述葉片故障的原因大多數(shù)是由設(shè)計(jì)欠周到或制造質(zhì)量問題引起的，而隨著裝機(jī)迅速擴(kuò)大，由于安裝、調(diào)試和運(yùn)行方面引起的葉片損傷應(yīng)高度重視。

3.1近2a，300MW級大機(jī)組相當(dāng)多的末級長葉片如1000mm、900mm、869mm等，在葉型根部出汽邊受到明顯的水沖蝕，初步分析認(rèn)為其起因除了氣動(dòng)性能設(shè)計(jì)陳舊外，還可能與長期低負(fù)荷運(yùn)行有關(guān)。長葉片出汽邊水沖蝕大大降低了葉片的疲勞強(qiáng)度和壽命。其預(yù)防對策是應(yīng)用三元流方法核算在小容積流量工況下氣動(dòng)性能并實(shí)測末級流場特性，確定小容積流量時(shí)末級動(dòng)葉片出汽邊脫流區(qū)高度，對不同型號的機(jī)組分別研究以確定其在低負(fù)荷運(yùn)行的界限值，列入運(yùn)行規(guī)程。

3.2300MW以上的大機(jī)組的主要故障葉片在國產(chǎn)機(jī)組上。黃臺電廠的N300-16.2/535/535型機(jī)組的1000mm葉片和615mm次末級葉片；300MW機(jī)組900mm葉片和515mm次末級葉片拱型圍帶斷裂；以及老851mm葉片和869mm葉片在司太立合金片開裂、飛脫及其引發(fā)的葉片斷裂；300MW機(jī)組的另一個(gè)次末級葉片474.6mm在2臺機(jī)組斷裂；上述葉片損壞的原因除1000mm葉片斷裂可能受出汽邊水沖蝕影響外，其余均是設(shè)計(jì)、加工制造質(zhì)量原因。在進(jìn)口機(jī)組上，GEC-ALSTHOM300～600MW級機(jī)組的葉片故障和損傷占有突出的地位，5個(gè)電廠斷裂7臺次，其主要原因是葉片結(jié)構(gòu)及葉輪-葉片系統(tǒng)振動(dòng)特性不良。ABB公司超臨界壓力600MW機(jī)組發(fā)生的調(diào)節(jié)級斷葉片事故以及GEC362.5MW機(jī)組第3、第4級葉片斷裂損傷的原因亦是葉片-葉輪系統(tǒng)振動(dòng)特性設(shè)計(jì)的問題。

3.3在某些300～600MW級機(jī)組上觀察到調(diào)節(jié)級葉片和鄰近的高壓級葉片、汽封片受外來異物打擊損傷，甚至產(chǎn)生永久性的損壞以及通流部分嚴(yán)重結(jié)垢現(xiàn)象。由于進(jìn)水、冷蒸汽引起的葉片損傷仍時(shí)有發(fā)生，這大大降低了汽輪機(jī)的通流效率和安全可靠性，應(yīng)通過嚴(yán)格管理機(jī)組的安裝、調(diào)試質(zhì)量和提高電廠管理運(yùn)行水平和加強(qiáng)汽水品質(zhì)監(jiān)督加以防范。

3.4超臨界機(jī)組在近幾年內(nèi)將會(huì)有很大發(fā)展，應(yīng)借鑒國外尤其是美國在發(fā)展超臨界機(jī)組上普遍遇到固體顆粒對葉片損傷的教訓(xùn)，開展固體顆粒對葉片和進(jìn)汽部分通流部件損傷的研究，制定防范和對策。

北侖發(fā)電廠600MW鍋爐高溫再熱器超溫問題原因分析及改造【摘要】分析了北侖發(fā)電廠600MW鍋爐再熱器局部超溫及旁路改造未能達(dá)到預(yù)期效果的原因；詳細(xì)介紹了采用在低溫管屏中加節(jié)流圈為主的改造方案和計(jì)算過程。改造后最高溫度屏的出口壁溫下降了10～15℃，提高了機(jī)組的運(yùn)行可靠性，節(jié)流圈引起的再熱器阻力增加只有11kPa，改造后電廠的直接經(jīng)濟(jì)效益為每年170萬元。

【關(guān)鍵詞】電站鍋爐再熱器超溫技術(shù)改造CausesAnalysisofOvertemperatureProblemof600MWBoiler'sHigh

TemperatureReheaterinBeilunPowerPlantAbstractThecausesforlocalovertemperatureofhightemperaturereheaterof600MWboilerinBeilunPowerPlantandthatbypassretrofitcouldnotrealizetheexpectedeffectareanalyzed;theretrofittingschemebyfittingthrottleringsinlowtemperaturereheaterplatenandcalculationprocessaredescribedindetail.Afterretrofit,thewalltemperatureattheoutletofthehighesttemperatureplatendecreasedby10～15℃withunit'soperationreliabilityimproved.Theincreaseinreheaterresistanceasaresultofthrottleringsonlyamountedto11kPa,thedirecteconomicbenefitofpowerplantreached1.7millionyuan.

Keywordsutilityboilerreheaterovertemperatureretrofit1鍋爐結(jié)構(gòu)和前期改造情況北侖發(fā)電廠1號機(jī)組(600MW)，其鍋爐是從美國CE公司進(jìn)口的2008t/h亞臨界壓力、切向燃燒控制循環(huán)鍋爐。6層煤粉燃燒器由6臺HP?983X9碗式中速磨煤機(jī)供粉。采用擺動(dòng)火嘴方法調(diào)節(jié)再熱汽溫。鍋爐于1991年8月27日完成72h試運(yùn)行。

再熱器系統(tǒng)如圖1所示。墻式再熱器出口用4根導(dǎo)汽管將蒸汽導(dǎo)入低溫再熱器的進(jìn)口集箱。低溫再熱器共有76片管屏，與38片高溫再熱器管屏直聯(lián)(無中間集箱)。

為了減小墻式再熱器蒸汽阻力，在其進(jìn)出口集箱之間原設(shè)計(jì)有24根旁路管使部分蒸汽旁通。在結(jié)構(gòu)上，低溫再熱器每片屏有10根管子；高溫再熱器有20根管子。高、低溫再熱器內(nèi)外圈管子交換連接，而且與高溫再熱器2根外圈管相連接的低溫再熱器內(nèi)圈管受熱長度縮短很多(見圖1)。高溫再熱器與煙氣逆流布置，大部分管子采用TP304H等奧氏體鋼材，部分管子和爐外引出管都是T22鋼材。在每片高溫再熱器的第11號管子出口裝有爐外壁溫測點(diǎn)。T22鋼材的最高使用溫度為580～590℃，故目前的報(bào)警溫度設(shè)定值為530℃。鍋爐運(yùn)行后，發(fā)現(xiàn)高溫再熱器右側(cè)第34～37片屏的出口壁溫經(jīng)常超過585℃設(shè)定值。同時(shí)再熱汽溫達(dá)不到額定值。為此，根據(jù)CE公司提供的方案，對再熱器進(jìn)行了2次改造。1993年改造是為了降低右側(cè)高溫再熱器管屏的出口壁溫。方法是將墻式再熱器24根旁路管中的8根直接引入低溫再熱器進(jìn)口集箱的右側(cè)端(見圖2)，以降低右側(cè)管屏的進(jìn)口溫度。1994年改造的目的是提高再熱汽溫。方法是將低溫再熱器的管屏接長3.05m。1994年的改造增加受熱面太多，造成再熱器事故噴水量增大，并使過熱器的出口汽溫達(dá)不到額定值。1993年的改造效果也不夠理想。在高負(fù)荷時(shí)第35～37屏仍經(jīng)常處于580～595℃之間，而且第30～33屏的出口壁溫反而比改造前增高。在運(yùn)行中如果為了提高過熱汽溫而使燃燒器向上擺，則會(huì)使再熱器的超溫情況更為加劇。對于這些問題，電廠曾在1994年進(jìn)行了燃燒調(diào)整，并采用部分輔助風(fēng)和燃燼風(fēng)反切的措施；在1996年又在部分高溫再熱器管子上涂刷絕熱涂料，但效果都不大。2改造方案的論證為了比較徹底地解決再熱器的局部超溫問題，1997年12月電廠與上海交通大學(xué)能源系共同提出進(jìn)一步改造的幾種方案，并進(jìn)行了分析論證。最后決定采用在低溫管屏中加裝節(jié)流圈的改造措施，并在部分壁溫較高的管屏上涂覆絕熱材料作為短期的輔助措施。加裝節(jié)流圈的具體要求如下：(1)溫度最高的第35、36屏出口爐外壁溫降低10～15℃；(2)再熱器出口2根導(dǎo)汽總管的流量和汽溫與改造前保持不變；(3)對爐膛污臟時(shí)、低負(fù)荷、火嘴上擺到70%時(shí)高溫過熱器的出口壁溫工況進(jìn)行核算。

絕熱材料涂在第69～74屏低溫再熱器(與高溫再熱器第35～37屏連接)管上，厚度為20mm，高度為3m，外面用2mm厚不銹鋼板包覆。3節(jié)流圈計(jì)算的主要步驟和結(jié)果節(jié)流圈的計(jì)算是很復(fù)雜的，因?yàn)樵贌崞鞯墓芟捣浅?fù)雜。1片管屏有20根管子，1根管子又有12個(gè)管段，這些管段的直徑、長度和材料都不相同；在結(jié)構(gòu)上，再熱器進(jìn)出口集箱采用三通連接方式，蒸汽在流經(jīng)三通進(jìn)入集箱時(shí)會(huì)形成渦流。渦流區(qū)的蒸汽靜壓有大幅度降低。蒸汽旁路改造后以及在一部分管屏中加裝節(jié)流圈以后，渦流區(qū)的蒸汽靜壓分布也會(huì)隨之改變。計(jì)算的主要步驟為：(1)作墻式、低溫和高溫再熱器的熱力計(jì)算；(2)計(jì)算8根直接旁路管中的旁通蒸汽流量；(3)計(jì)算同屏各管流量偏差和熱偏差；(4)計(jì)算各屏的蒸汽流量；(5)計(jì)算節(jié)流圈的壓降和節(jié)流圈孔徑。

由于要求加裝節(jié)流圈后再熱器2根出口總管中的蒸汽流量和溫度與改造前保持不變。而主要加裝節(jié)流圈的第20～25管屏又集中在右側(cè)，所以這一點(diǎn)較難辦到。最后采取了使左側(cè)各屏的改后出口溫度高于右側(cè)各屏，也就是使左右兩側(cè)節(jié)流所減小的流量基本上相同，才使這個(gè)要求得到滿足。計(jì)算確定，加裝節(jié)流圈的高溫再熱器管屏共為12片，即第1～3、10、11、19～25屏。每片屏有20根管子，所以共有240只節(jié)流圈。節(jié)流圈的孔徑最小為24.5mm，最大為38.5mm。

加裝節(jié)流圈改造的原理是用改變各屏的蒸汽流量來補(bǔ)償它們的熱負(fù)荷偏差。盡管煙氣側(cè)的變化對高溫再熱器出口壁溫的分布有較大的影響，尤其是6層燃燒器投運(yùn)方式的影響，但切向燃燒鍋爐煙氣側(cè)的熱負(fù)荷圖形相對比較固定，呈M形分布。在節(jié)流圈計(jì)算前，查看了歷年的運(yùn)行記錄，計(jì)算中使可能的熱負(fù)荷最高峰位置與加裝節(jié)流圈的管屏之間留有一定的距離，即第26、27、28、29屏不加裝節(jié)流圈。這樣即使熱負(fù)荷最高屏從第35、36屏移到第30、31屏，也可留有3～4片屏的熱負(fù)荷進(jìn)一步左移的裕量。選擇高溫再熱器出口壁溫分布偏差較大的某一工況所作的計(jì)算結(jié)果如下(見圖3)：(1)在100%MCR負(fù)荷下，計(jì)算可使最高溫度屏的第11管出口壁溫從590℃降到576℃，降溫幅度為14℃。(2)裝有節(jié)流圈各屏的第11管出口壁溫將提高到543.0～564.3℃。(3)改造后，在100%MCR負(fù)荷下，再熱器的壓降將增大11.06kPa。4對CE公司旁路改造未達(dá)到預(yù)期效果的分析經(jīng)計(jì)算可得出為什么1993年美國CE公司對該爐進(jìn)行旁路改造未能取得預(yù)期效果的原因。

4.1該鍋爐的設(shè)計(jì)墻式再熱器受熱面積偏小，其溫升只有18.3℃。因此蒸汽經(jīng)8根直接旁路后低溫再熱器右側(cè)管屏的進(jìn)口蒸汽的溫降幅度較??；4.2在8根直接旁路前，低溫再熱器進(jìn)口集箱中從4根導(dǎo)汽管進(jìn)入的蒸汽通過三通都比較均勻地向兩側(cè)分流。但在8根直接旁路后，最右面的1根導(dǎo)汽管的蒸汽無法向右側(cè)流動(dòng)(因右側(cè)有8根旁路蒸汽進(jìn)入)，只能全部向左側(cè)流動(dòng)。這就增大了三通左側(cè)的渦流區(qū)域及靜壓的降低，在此區(qū)域內(nèi)的第30～33管屏的蒸汽流量因此比旁路前反而有所減小。5改造后的實(shí)測結(jié)果及分析改造于1998年6月實(shí)施，7月開始運(yùn)行，并進(jìn)行了各種出力、各種工況的試驗(yàn)。實(shí)測的結(jié)果及分析如下：

5.1高溫再熱器第30～37屏出口壁溫已大幅度下降，尤其是第35～37屏由于包覆絕熱材料下降了40～51℃。各屏再熱器出口壁溫顯示基本上控制在570℃以下，達(dá)到了預(yù)期的效果(見圖4)。

5.2再熱器減溫水量已由原來的31.9t/h減為目前的14.6t/h(平均值)?，F(xiàn)在所用的減溫水不再是用來防止管壁局部超溫，而是用來防止因加長受熱面過多而引起的再熱汽溫超限。5.3原來主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫兩者之間難以同時(shí)兼顧。為了防止再熱器管壁超溫不得不使燃燒器下擺從而抑制了主蒸汽溫度。改造后主蒸汽溫度不再受其限制，由原來的534℃提高到538℃。6經(jīng)濟(jì)效益分析改造后再熱器噴水量平均減少17.3t/h，相應(yīng)的機(jī)組煤耗約降低1.4g/(kW.h)，按年發(fā)電量35億kW.h計(jì)算，節(jié)約標(biāo)煤4900t，標(biāo)煤價(jià)格按300元/t計(jì)算，則每年節(jié)約費(fèi)用147萬元；過熱汽溫平均提高4℃，使機(jī)組煤耗降低約0.25g/(kW.h)，則每年節(jié)約費(fèi)用26.25萬元；而再熱器阻力增加11kPa，使汽輪機(jī)熱耗增大約0.03146%，則每年影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性約3.3萬元。綜合考慮這3者因素，每年產(chǎn)生總的經(jīng)濟(jì)效益為170萬元。

如按每年少爆管1次來計(jì)算，可避免機(jī)組啟停燒輕油150t，計(jì)30萬元；搶修6天，發(fā)電利潤為648萬元。這樣，共可避免損失678萬元。7結(jié)論7.1造成北侖電廠1號高溫再熱器管壁局部超溫的主要原因是：切圓燃燒方式所引起的煙氣側(cè)煙溫和煙速的偏差，以及再熱器進(jìn)口集箱三通附近存在渦流區(qū)。上述2個(gè)因素造成管屏間的吸熱偏差和蒸汽流量偏差。

7.2CE公司的蒸汽旁路改造沒有取得預(yù)期效果的主要原因是其計(jì)算方法不夠準(zhǔn)確，沒有考慮墻式再熱器的吸熱量較小以及進(jìn)口集箱三通渦流區(qū)的影響。

7.3加節(jié)流圈和局部保溫改造后，高溫再熱器第30～37屏的出口溫度已大幅度下降。其中節(jié)流圈因素使溫度下降至少10～15℃。這說明如不加保溫單用節(jié)流圈也能達(dá)到改造要求。改造后再熱器管壁溫度能控制在570℃以下，提高了機(jī)組的運(yùn)行可靠性。

7.4改造后使原來主蒸汽溫度與再熱器出口壁溫之間難以兼顧的問題得到了解決。

7.5在直接經(jīng)濟(jì)效益方面，由于再熱器噴水的減少和主蒸汽溫度的提高，機(jī)組煤耗可降低約1.6g/(kW.h)?？鄢蚬?jié)流圈使再熱器阻力增加11kPa而造成的熱耗增加后，總的經(jīng)濟(jì)效益每年可節(jié)約170萬元

T91鋼的性能及其焊接方法合金化原理T91鋼是美國國立像樹嶺實(shí)驗(yàn)室和美國燃燒工程公司冶金材料實(shí)驗(yàn)室合作研制的新型馬氏體耐熱鋼。它是在9Cr1MoV鋼的基礎(chǔ)上降低含碳量，嚴(yán)格限制硫、磷的含量，添加少量的釩、鈮元素進(jìn)行合金化。與T91鋼對應(yīng)的德國鋼號為X10CrMoVNNb91，日本鋼號為HCM95，法國則為TUZ10CDVNb0901。T91鋼中各合金元素分別起到固溶強(qiáng)化、彌散強(qiáng)化和提高鋼的抗氧化性、抗腐蝕性能，具體分析如下。

①碳是鋼中固溶強(qiáng)化作用最明顯的元素，隨含碳量的增加，鋼的短時(shí)強(qiáng)度上升，塑性、韌性下降，對T91這類馬氏體鋼而言，含碳量的上升會(huì)加快碳化物球化和聚集速度，加速合金元素的再分配，降低鋼的焊接性、耐蝕性和抗氧化性，故耐熱鋼一般都希望降低含碳量，但含碳太低，鋼的強(qiáng)度將降低。T91鋼與12Cr1MoV鋼相比，含碳量降低20%，這是綜合考慮上述因素的影響而決定的。

②T91鋼中含微量氮，氮的作用體現(xiàn)在兩個(gè)方面。一方面起固溶強(qiáng)化作用，常溫下氮在鋼中的溶解度很小，T91鋼焊后熱影響區(qū)在焊接加熱和焊后熱處理過程中，將先后出現(xiàn)VN的固溶和析出過程：焊接加熱時(shí)熱影響區(qū)內(nèi)已形成的奧氏體組織由于VN的溶入，氮含量增加，此后常溫組織中的過飽和程度提高，在隨后的焊后熱處理中有細(xì)小的VN析出，這增加了組織穩(wěn)定性，提高了熱影響區(qū)的持久強(qiáng)度值。另一方面，T91鋼中還含有少量A1，氮能與其形成A1N，A1N在1100℃以上才大量溶入基體，在較低溫度下又重新析出，能起到較好的彌散強(qiáng)化效果。

③加入鉻主要是提高耐熱鋼的抗氧化性、抗腐蝕能力，含鉻量小于5%時(shí)，600℃開始劇烈氧化，而含鉻量達(dá)5%時(shí)就具有良好的抗氧化性。12Cr1MoV鋼在580℃以下具有良好的抗氧化性，腐蝕深度為0.05mm/a，600℃時(shí)性能開始變差，腐蝕深度為0.13mm/a。T91含鉻量提高到9%左右，使用溫度能達(dá)到650℃，主要措施就是使基體中溶有更多的鉻。

④釩與鈮都是強(qiáng)碳化物形成元素，加入后能與碳形成細(xì)小而穩(wěn)定的合金碳化物，有很強(qiáng)的彌散強(qiáng)化效果。

⑤加入鉬主要是為了提高鋼的熱強(qiáng)性，起到固溶強(qiáng)化的作用。

2.2熱處理工藝

T91的最終熱處理為正火+高溫回火，正火溫度為1040℃，保溫時(shí)間不少于10min，回火溫度為730～780℃，保溫時(shí)間不少于1h，最終熱處理后的組織為回火馬氏體。

2.3機(jī)械性能

T91鋼的常溫抗拉強(qiáng)度≥585MPa，常溫屈服強(qiáng)度≥415MPa，硬度≤250HB，伸長率(50mm標(biāo)距的標(biāo)準(zhǔn)圓形試樣)≥20%，許用應(yīng)力值［σ］650℃=30MPa。

2.4焊接性能

按照國際焊接學(xué)會(huì)推薦的碳當(dāng)量公式算得T91的碳當(dāng)量為可見T91的焊接性較差。3T91焊接時(shí)存在的問題

3.1熱影響區(qū)淬硬組織的產(chǎn)生

從圖1可以看出，T91的臨界冷卻速度低，奧氏體穩(wěn)定性很大，冷卻時(shí)不易發(fā)生正常的珠光體轉(zhuǎn)變，從而冷卻到較低溫度時(shí)發(fā)生了馬氏體轉(zhuǎn)變。正由于此，T91的淬硬和冷裂傾向很大。由于熱影響區(qū)的各種組織具有不同的密度、膨脹系數(shù)和不同的晶格形式，在加熱和冷卻過程中必然會(huì)伴有不同的體積膨脹和收縮；另一方面，由于焊接加熱具有不均勻和溫度高的特點(diǎn)，故而T91焊接接頭內(nèi)部應(yīng)力很大。

對于T91，奧氏體十分穩(wěn)定，要冷卻到較低溫度(約400℃)才能變?yōu)轳R氏體。粗大的馬氏體組織脆而硬，接頭又處在復(fù)雜應(yīng)力狀態(tài)下。同時(shí)，焊縫冷卻過程中氫由焊縫向近縫區(qū)擴(kuò)散，氫的存在促使了馬氏體脆化，其綜合作用的結(jié)果，很容易在淬硬區(qū)產(chǎn)生冷裂紋。

3.2熱影響區(qū)晶粒長大

焊接熱循環(huán)對焊接頭熱影響區(qū)的晶粒長大有重大的影響，特別是緊鄰加熱溫度達(dá)到最高的熔合區(qū)。當(dāng)冷卻速度較小時(shí)，在焊接熱影響區(qū)會(huì)出現(xiàn)粗大的塊狀鐵素體和碳化物組織，使鋼材的塑性明顯下降；冷卻速度大時(shí)，由于產(chǎn)生了粗大的馬氏體組織，也會(huì)使焊接接頭塑性下降。

3.3軟化層的產(chǎn)生

T91鋼在調(diào)質(zhì)狀態(tài)下焊接，熱影響區(qū)產(chǎn)生軟化層不可避免，而且比珠光體耐熱鋼的軟化更為嚴(yán)重。當(dāng)用加熱和冷卻速度均較緩慢的規(guī)范時(shí)，軟化程度較大。另外，軟化層的寬度和它離熔合線的距離，不僅與焊接的加熱條件及特點(diǎn)有關(guān)，還與預(yù)熱、焊后熱處理等有關(guān).哈爾濱鍋爐廠曾做過試驗(yàn)得出T91焊接熱影響區(qū)硬度曲線，見圖2。

①730℃回火；②750℃回火由圖2可以看出，T91鋼焊縫熱影響區(qū)產(chǎn)生的軟化現(xiàn)象比較嚴(yán)重，而且接頭的回火溫度越高，軟化程度越嚴(yán)重，接頭強(qiáng)度利用系數(shù)大大下降。

3.4應(yīng)力腐蝕裂紋

T91鋼在焊后熱處理之前，冷卻溫度一般不低于100℃，如果在室溫下冷卻，而環(huán)境又比較潮濕時(shí)，容易出現(xiàn)應(yīng)力腐蝕裂紋。德國規(guī)定：在焊后熱處理之前必須冷卻至150℃以下。在工件較厚、有角焊縫存在及幾何尺寸不好的情況下，冷卻溫度不低于100℃。如果在室溫下冷卻，嚴(yán)禁潮濕，否則容易產(chǎn)生應(yīng)力腐蝕裂紋。4T91鋼的焊接工藝

4.1預(yù)熱溫度的選擇

T91鋼的Ms點(diǎn)約為400℃，預(yù)熱溫度一般選在200～250℃。預(yù)熱溫度不能太高，否則接頭冷卻速度降低，可能在焊接接頭中引起晶界處碳化物析出和形成鐵素體組織，從而大大降低該鋼材焊接接頭在室溫時(shí)的沖擊韌性。預(yù)熱溫度的下限從哈爾濱鍋爐廠所做過的插銷試驗(yàn)可得到很好的說明。插銷試棒采用T91鋼，直徑8mm,深0.5mm，底板采用13CrMo鋼，厚20mm，試驗(yàn)在不預(yù)熱、預(yù)熱150℃、預(yù)熱200℃、預(yù)熱250℃條件下進(jìn)行。焊條采用J707。焊接電流為165～170A，電弧電壓為21～267V，試驗(yàn)結(jié)果如表2所示。由上述試驗(yàn)結(jié)果知，在不預(yù)熱條件下，T91鋼焊接接頭的臨界應(yīng)力為176.4MPa；預(yù)熱150℃時(shí)，臨界應(yīng)力為354.8MPa，為T91鋼常溫屈服極限415MPa的85.4%；預(yù)熱200℃以上時(shí)，臨界應(yīng)力大于460MPa，超過了T91鋼常溫屈服極限。由此，為避免T91鋼焊接時(shí)產(chǎn)生冷裂紋，預(yù)熱溫度必須不低于200℃，德國規(guī)定預(yù)熱溫度為180～250℃，美國CE公司規(guī)定預(yù)熱溫度為120～205℃。

4.2層間溫度的選擇

層間溫度不得低于預(yù)熱溫度下限，但如同預(yù)熱溫度的選取一樣，層間溫度也不能過高。T91焊接時(shí)層間溫度一般控制在200～300℃。法國規(guī)定：層間溫度不超過300℃。美國規(guī)定：層間溫度可位于170～230℃之間。

4.3焊后熱處理起始溫度的選擇

T91要求焊后冷卻到低于Ms點(diǎn)以下并保持一定時(shí)間再進(jìn)行回火處理，焊后冷卻速度為80～100℃/h。如果未經(jīng)保溫，接頭的奧氏體組織可能沒有完全轉(zhuǎn)變，回火加熱會(huì)促使碳化物沿奧氏體晶界沉淀，這樣的組織很脆。但是T91焊后也不允許冷卻到室溫再進(jìn)行回火，因?yàn)槠浜附咏宇^冷卻到室溫時(shí)就有產(chǎn)生冷裂紋的危險(xiǎn)。對于T91來說，最佳起始溫度為100～150℃，并保溫1h，可基本確保組織轉(zhuǎn)變完畢。

4.4回火溫度、恒溫時(shí)間、回火冷卻速度的選擇

T91鋼冷裂傾向較大，在一定條件下，容易產(chǎn)生延遲裂紋，故焊接接頭必須在焊后24h內(nèi)進(jìn)行回火處理。T91焊后狀態(tài)的組織為板條狀馬氏體，經(jīng)過回火可變?yōu)榛鼗瘃R氏體，其性能較板條狀馬氏體優(yōu)越?；鼗饻囟绕蜁r(shí)，回火效果不明顯，焊縫金屬容易時(shí)效而脆化；回火溫度過高(超過AC1線)，接頭又可能再次奧氏體化，并在隨后的冷卻過程中重新淬硬。同時(shí)，如本文在前面所述，回火溫度的確定還要考慮接頭軟化層的影響。一般而言，T91回火溫度為730～780℃。

T91焊后回火恒溫時(shí)間不少于1h，才能保證其組織完全轉(zhuǎn)變?yōu)榛鼗瘃R氏體。

為了降低T91鋼焊接接頭的殘余應(yīng)力，必須控制其冷卻速度小于5℃/min。T91鋼的焊接工藝可用圖3表示。

600MW燃煤鍋爐汽包帶水問題分析及處理摘要：通過對北侖電廠二期工程的鍋爐汽包水平式一次旋風(fēng)分離器的深入研究，分析了汽包水位測量、汽包容積、水平式一次旋風(fēng)分離器、重力分離空間、二次立式百葉窗分離器等對汽包飽和蒸汽帶水的影響。在對可能引起汽包飽和蒸汽帶水的各有關(guān)因素進(jìn)行了比較系統(tǒng)的研究后，進(jìn)行了汽包內(nèi)部裝置的改造。

關(guān)鍵詞：汽包；水位試驗(yàn)；帶水；原因分析；改造1

概述

北侖電廠二期工程3臺600MW燃煤發(fā)電機(jī)組是日本IHI公司設(shè)計(jì)并提供，該爐主要參數(shù)：蒸發(fā)量2045t／h，汽包運(yùn)行壓力18．56MPa，再熱溫度343℃／538℃，省煤器水溫282℃／313℃，排煙溫度135℃，鍋爐效率94．0％。該鍋爐引進(jìn)了美國F·W公司的設(shè)計(jì)、制造技術(shù)，其受熱面布置、汽包內(nèi)部裝置帶有F·W技術(shù)特色，該爐系單爐膛、平衡通風(fēng)，前后墻對沖燃燒。

汽包總長28857．5mm，汽包直段長25760mm，汽包兩端采用球型封頭，一次分離元件為水平式旋風(fēng)分離器，二次分離器為立式百葉窗。2

汽包的飽和蒸汽帶水現(xiàn)象

1999年1月，在3號爐試運(yùn)行中，當(dāng)負(fù)荷升至400MW時(shí)，開始暴露出鍋爐主蒸汽溫度偏低問題，現(xiàn)象為主蒸汽溫度達(dá)不到額定值537℃，且過熱器一、二級減溫水全關(guān)，發(fā)生多次主蒸汽溫度在短時(shí)間（5min）內(nèi)急劇下跌（530～490℃），同時(shí)伴隨低溫過熱器出口汽溫的大幅度下降（約15℃），鍋爐頂棚溫度也下降（約5℃），汽包壓力及主蒸汽壓力明顯升高，鍋爐的入爐煤量、燃燒工況、減溫水、汽機(jī)調(diào)門等無異常動(dòng)作，由此判定主蒸汽溫度的驟然下跌是由于汽包飽和蒸汽帶水引起。

針對鍋爐主蒸汽溫度偏低及汽包飽和蒸汽帶水問題做了如下試驗(yàn)：燃燒調(diào)整、配風(fēng)調(diào)整、投運(yùn)所有上層磨煤機(jī)、降低汽包水位設(shè)定值、降低主蒸汽壓力、切高加運(yùn)行、變壓運(yùn)行、變煤種試驗(yàn)、汽水分離器熱化學(xué)試驗(yàn)等。試驗(yàn)在額定負(fù)荷和壓力下，汽包帶水水位為汽包正常水位（NWL）以上20mm處，且450MW負(fù)荷時(shí)額定壓力下汽包飽和蒸汽帶水水位為NWL＋85mm進(jìn)行的。

根據(jù)以上試驗(yàn)結(jié)果證實(shí)了機(jī)組在低水位時(shí)才能滿足穩(wěn)定運(yùn)行要求，但抗干擾性很差，離合同及規(guī)范要求相差甚遠(yuǎn)，在這種情況下，如果因某種原因引起水位較大波動(dòng)，機(jī)組將被迫MFT。

對于電站鍋爐，合格的蒸汽品質(zhì)是保證鍋爐和汽輪機(jī)安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的重要條件，一旦發(fā)生飽和蒸汽帶水就可能影響主蒸汽溫度，即使受熱面足夠，主蒸汽溫度不下跌，也可能引發(fā)鍋爐爆管，影響汽輪機(jī)安全運(yùn)行等嚴(yán)重后果，因此，必須解決這個(gè)問題。

3

確定汽包飽和蒸汽帶水的方法

（1）熱化學(xué)試驗(yàn)法通

過鍋爐熱化學(xué)試驗(yàn)，監(jiān)視離開汽包的飽和蒸汽的含鹽量隨汽包水位的變化情況，以證實(shí)當(dāng)汽包水位上升到一定高度時(shí)，飽和蒸汽帶水問題的存在。

（2）水位試驗(yàn)方法當(dāng)

汽包水位達(dá)到一定值，若汽包飽和蒸汽開始帶水時(shí)，會(huì)引起鍋爐頂棚的金屬壁溫，低溫過熱器出口汽溫及過熱器減溫水量的持續(xù)下降，由此可以確定該水位時(shí)飽和蒸汽開始帶水。

4

影響汽水分離效果的因素

影響一次汽水分離效果有下列因素：

（1）汽包壓力；

（2）汽包內(nèi)徑及直段長度；

（3）鍋爐蒸發(fā)量；

（4）一次分離器的結(jié)構(gòu)、尺寸及布置方式；

（5）汽包內(nèi)汽水管布置及噴水口方向；

（6）下降管的布置；

（7）進(jìn)入汽包的上升管布置；

（8）爐水的化學(xué)成份；

（9）汽包水位；

（10）一次分離器汽水混合物入口的線速度；

（11）入口速度的保持系數(shù)；

（12）一次分離器的筒體高度和汽水混合物在筒內(nèi)的停留時(shí)間。

影響二次百葉窗分離器性能的原因是進(jìn)入分離器的蒸汽流速，當(dāng)百葉窗入口蒸汽速度超過該型分離器的臨界流速時(shí)，二次百葉窗分離器將失效。

5

汽包飽和蒸汽帶水問題的分析

通過對鍋爐的汽包水容器、汽包水位測量系統(tǒng)、爐膛尺寸、汽包運(yùn)行壓力、給水溫度、汽水的噴入角度、爐水含鹽量、水平一次旋風(fēng)分離器結(jié)構(gòu)、負(fù)荷、安裝位置；二次分離器結(jié)構(gòu)及安裝位置的檢查，分析造成汽包飽和蒸汽帶水有以下主要原因。5．1水平一次旋風(fēng)分離器熱負(fù)荷不均勻的影響由于該爐采用“2＋3”水平式一次旋風(fēng)分離器布置方式，使得進(jìn)入前后匯流箱的蒸汽負(fù)荷（根據(jù)水循環(huán)計(jì)算結(jié)果）為33％和67％，后三排水平式一次旋風(fēng)分離器的平均蒸汽負(fù)荷要比前二排至少大25％，如果再考慮由于鍋爐實(shí)際運(yùn)行中熱負(fù)荷分配不均引起汽包長度方向的分離器間的負(fù)荷分配不均，固有的三排分離器間負(fù)荷分配不均及三排分離器間的相互影響不利因素，就有可能使部分后排的旋風(fēng)分離器由于過負(fù)荷而造成汽水分離器失效，從而引起汽包飽和蒸汽帶水。5．2水平一次旋風(fēng)分離器安裝位置的影響

分離器安裝位置偏低，造成一次疏水口下沿低于NWL＋30mm，上沿位于NWL＋164mm，主出汽口位于NWL＋180mm，當(dāng)汽包水位達(dá)到NWL＋125mm（高水位報(bào)警）時(shí)，一次疏水口的70％已被飽和水淹沒，當(dāng)水位達(dá)到NWL＋275mm時(shí)（水位高高M(jìn)FT），一次疏水口全被飽和水淹沒，主出汽口75％也被飽和水淹沒，因此，當(dāng)水位高于NWL＋180mm時(shí)，飽和水將倒流入一次旋風(fēng)分離器，使之失效。5．3一次旋風(fēng)分離器總出力不足

根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果（見圖1），當(dāng)汽水流量增加，飽和蒸汽帶水水位降低。如果汽水分離器容量足夠，則飽和蒸汽帶水水位不會(huì)與鍋爐給水量有關(guān)，因此一次旋風(fēng)分離器的總體出力不足是影響飽和蒸汽帶水的主要原因之一。5．4一次旋風(fēng)分離器阻力的影響

水平式一次旋風(fēng)分離器的出口有3個(gè)，即飽和蒸汽出口（主出汽口）、飽和水出口即二次疏水口，汽水混合物出口即二次疏水口，汽包水位低于正常水位線時(shí)，二次疏水口有85mm深度沒入飽和水形成的水封，當(dāng)水位較低時(shí)，其水封功能消失，所以3個(gè)出口中的飽和蒸汽、飽和水流量取決于3個(gè)出口的阻力，即處于平衡狀態(tài)，3個(gè)出口的壓降應(yīng)相等。如果主出汽口阻力增加，勢必引起一次疏水口負(fù)荷的增加，即一次疏水口帶汽量的增加，而飽和蒸汽從離開汽包液面較近的一次疏水口出來，加熱爐水造成水位膨脹（虛假水位），增加了汽包內(nèi)的泡沫層的厚度，而且部分帶入水室的蒸汽因來不及凝結(jié)，在上升過程中沖破水面也會(huì)引起二次攜帶。因而主出汽口的阻力增加，嚴(yán)重影響汽包帶水現(xiàn)象。5．5重力分離空間及二次分離器安裝位置的影響

重力分離空間劃分為4個(gè)區(qū)段。第一區(qū)段為細(xì)水滴的傳送區(qū)，重力分離的作用很?。坏诙^(qū)段為粗水滴的非傳送區(qū)；第三區(qū)段為大水滴的噴濺區(qū)；第四區(qū)段為含有汽泡的水室。第二區(qū)段與第三區(qū)段的分界面稱為噴濺前沿，噴濺前沿以下，蒸汽部分急劇增加，重力分離效果也十分明顯。因此，汽包內(nèi)重力分離空間合適與否與汽包飽和蒸汽帶水有直接關(guān)系，當(dāng)二次立式百葉窗分離器的位置低于噴濺區(qū)前沿時(shí)，蒸汽將大量帶水，這個(gè)空間也就是水平式一次旋風(fēng)分離器出口與二次立式百葉窗入口的空間高度，在提高一次旋風(fēng)分離器高度同時(shí)，必須在不降低其流通面積前提下，同時(shí)提高二次百葉窗的高度。

6汽包飽和蒸汽帶水問題的處理方法

根據(jù)以上分析結(jié)果及汽包可能改造的實(shí)際情況，根據(jù)專家建議，IHI公司對汽包進(jìn)行了二次改造。6．1第一次改造（1）把水平式旋風(fēng)分離器安裝位置整體提高＋85mm，分離器汽水混合物入口增加一段方管，方管兩端法蘭面分別與分離器法蘭面和汽包匯流箱出口法蘭相聯(lián)；分離器二次疏水口也增加一段方管，與分離器套接，另一端與原出口段套接后再施以密封焊接，二次疏水口直接插入汽包水側(cè)，使之形成水封，以免飽和蒸汽被直接帶入水側(cè)。（2）水平式一次旋風(fēng)分離器入口處再增加一不銹鋼多孔板，厚度為2mm，孔徑為16mm，錯(cuò)列布置，可減小流通面積20．50％。（3）更換水平式一次旋風(fēng)分離器飽和蒸汽出口處的鋼絲網(wǎng)除霧器，使厚度由原來的30mm減小到20mm。（4）為減少汽包水面波動(dòng)及一次疏水帶汽至水側(cè)，增加一層不銹鋼多孔板，厚度為4．5mm，孔徑為6mm，孔距為13mm，開孔率為20％，安裝在＋175mm處。6．2第二次改造（1）為減少二次立式百葉窗分離器的占據(jù)高度，增加汽包重力分離空間，把74只二次立式百葉窗分離器增加到148只，在保證百葉窗分離器流通面積不變情況下，百葉窗分離器的占據(jù)高度縮小一半。（2）在每只百葉窗分離器底部增設(shè)一根Φ30mm的疏水管，把百葉窗分離器收集下來的水引流到汽包正常水位線附近，以減少濕蒸汽的二次攜帶和飛濺（如圖2）。

（3）為提高水平式一次旋風(fēng)分離器一次疏水口離正常水位的距離，并保證水平式一次旋風(fēng)分離器頂部至二次百葉窗分離器的頂部仍有120mm的間距，在第一次改造時(shí)將分離器抬高85mm的基礎(chǔ)上，把水平式一次旋風(fēng)分離器再往上抬高30mm（如圖3）。（4）更換除霧器、降低除霧阻力，把主出汽口鋼絲網(wǎng)除霧器的厚度由20mm減薄至10mm，以增加水平式一次旋風(fēng)分離器主汽量，從而進(jìn)一步減少一次疏水口的帶汽量。

（5）為改善二次疏水口的水封，把原直插式疏水口改成“U”型疏水口，且底部開兩小孔，孔徑為Φ11mm，水封高度也由原來的85mm增加到120mm，這樣可以減少二次疏水口帶汽的可能性，而且也有利于汽包內(nèi)水面的穩(wěn)定（如圖4）。

（6）為減少汽包水面波動(dòng)及一次疏水帶汽至水側(cè)，把多孔板由原來的NWL＋175mm處下移至NWL＋75mm處。7

改造后的評價(jià)

汽包的二次改造，不同程度改善了汽包飽和蒸汽的帶水問題。

第一次改造，由于只考慮到汽包水平式一次旋風(fēng)分離器一次疏水口的位置與汽包飽和蒸汽帶水的密切關(guān)系，把水平式一次旋風(fēng)分離器的安裝高度提高85mm，而對汽包內(nèi)汽水重力分離空間對飽和蒸汽帶水考慮不足，影響改造效果。

第二次改造在提高一次旋風(fēng)分離器高度的同時(shí)，也對二次百葉窗式分離器進(jìn)行了改造，提高了二次分離器的高度及一次旋風(fēng)分離器與二次分離器間的汽水重力分離空間，因而效果明顯。

第二次汽包內(nèi)部裝置改造后，水位試驗(yàn)結(jié)果見表1。試驗(yàn)表明，汽包內(nèi)部裝置經(jīng)過第二次改造后，汽包帶水水位已提高到NWL＋140mm，與第一次改造后的NWL＋50mm相比有了明顯的提高，雖然與IHI公司原水位定值（水位高報(bào)警NWL＋125mm，水位高高M(jìn)FTNWL＋275mm），尚有很大差距，但已基本上能滿足機(jī)組安全運(yùn)行要求

動(dòng)平衡計(jì)算中影響系數(shù)的通解算法及其應(yīng)用［摘要］為了解決現(xiàn)場動(dòng)平衡計(jì)算中碰到的一些特殊的影響系數(shù)計(jì)算問題，采用矩陣的方法推導(dǎo)出最佳逼近意義下的影響系數(shù)求解的通式。該通式普遍適用于各種情況下的影響系數(shù)計(jì)算，最大限度地利用試加重及加重所得到的軸系動(dòng)態(tài)響應(yīng)信息。此通式易于實(shí)現(xiàn)計(jì)算機(jī)輔助平衡，為影響系數(shù)的計(jì)算、提煉及整理提供了一種強(qiáng)有力的方法。［關(guān)鍵詞］動(dòng)平衡；影響系數(shù)；提煉算法目前，為減少動(dòng)平衡試驗(yàn)中機(jī)組的啟停次數(shù)，提高動(dòng)平衡的質(zhì)量，在動(dòng)平衡計(jì)算方法上已作了大量的工作。自1964年Goodman將最小二乘法引入柔性轉(zhuǎn)子的動(dòng)平衡計(jì)算中后，影響系數(shù)算法一直是動(dòng)平衡試驗(yàn)中最常用的方法。雖然這種方法有其固有的缺陷，但考慮的平衡面數(shù)、平衡轉(zhuǎn)速數(shù)、“測點(diǎn)”數(shù)較多時(shí)具有一定的誤差補(bǔ)償能力。

按傳統(tǒng)的影響系數(shù)算法，為求出各面的影響系數(shù)，需在每個(gè)加重面上分別單獨(dú)加重，從而求得各面的單面影響系數(shù)。但是在現(xiàn)場的動(dòng)平衡試驗(yàn)中，常常是多平面同時(shí)加重，需要解決一些特殊條件下的影響系數(shù)的計(jì)算及提煉問題，即采用非常規(guī)的影響系數(shù)計(jì)算方法。這些情形包括：

（1）在熟知性能的機(jī)組上嘗試一次加重或多面同時(shí)加重，當(dāng)嘗試的次數(shù)達(dá)到一定時(shí)，各加重平面的影響系數(shù)的分離計(jì)算。

（2）在多面同時(shí)加重時(shí)，若某些面的影響系數(shù)已知，加重次數(shù)足夠時(shí)，未知面的影響系數(shù)的分離計(jì)算。

（3）包括試加重在內(nèi)的加重次數(shù)超過了確定影響系數(shù)所必需的次數(shù)時(shí)，如何充分利用冗余的加重信息計(jì)算各面的影響系數(shù)。

對于以上的較為特殊的影響系數(shù)的計(jì)算問題，影響系數(shù)的分離計(jì)算在面數(shù)多于2個(gè)時(shí)，手工計(jì)算十分困難。而加重次數(shù)冗余時(shí)影響系數(shù)的計(jì)算遵循何種準(zhǔn)則，如何計(jì)算又是一個(gè)值得探討的問題。本文推導(dǎo)了涵蓋以上3個(gè)方面特殊情形影響系數(shù)求解通式，它也適合于一般意義下的影響系數(shù)的求解。

1影響系數(shù)求解通式的推導(dǎo)

設(shè)在某次動(dòng)平衡試驗(yàn)中，有m個(gè)加重平面，n個(gè)“測點(diǎn)”，同一測點(diǎn)不同轉(zhuǎn)速情況亦視為一新的“測點(diǎn)”。對于多面同時(shí)試重的情形，須足夠次的試（加）重后才能計(jì)算影響系數(shù)。一般對于具有m個(gè)平面、n個(gè)“測點(diǎn)”的平衡計(jì)算問題，至少需m次的試重確定各面的影響系數(shù)值，并且每次試重并不要求只在一個(gè)面加重，允許每次在可加重的m個(gè)平面上任意加重。為了使推導(dǎo)的公式適用于一般情形，假設(shè)在總共m個(gè)加重平面中，有k（k≤m）個(gè)加重面的影響系數(shù)未知。另在試驗(yàn)中共有h次（試）加重，且加重次數(shù)滿足h≥k。在這種條件下，加重次數(shù)多于唯一確定未知影響系數(shù)所需的加重次數(shù)，即有冗余的加重信息，此時(shí)可利用冗余的信息對影響系數(shù)進(jìn)行提煉，取代一般的矢量平均的辦法，充分利用加重信息。下面對這種條件下的影響系數(shù)的求解方法進(jìn)行推導(dǎo)。

1．1矩陣構(gòu)造方法

由于振動(dòng)值是建立在復(fù)數(shù)域上的矢量，加重亦有大小和方向，故在推導(dǎo)中，所有的矩陣元素均在復(fù)數(shù)域內(nèi)討論，在推導(dǎo)之前作如下的矩陣構(gòu)造：

（1）原始振動(dòng)矢量及原始振動(dòng)矩陣

V0j為j次加重前n個(gè)“測點(diǎn)”的原始振動(dòng)所組成的振動(dòng)矢量：

V0j＝（v1j0，v2j0，…，vnj0）T，

其中vij0∈C，1≤i≤n，1≤j≤h，

［V0］n×h為原始振動(dòng)矢量組成的原始振動(dòng)矩陣：

［V0］n×h＝［V01，V02，…，V0h］n×h，1≤j≤h（1）其實(shí)原始振動(dòng)僅有一個(gè)，即在首次加重前的振動(dòng)，但從推導(dǎo)公式的角度出發(fā)，考慮到在某次加重后其所加的試重組由于某種原因有可能保留在軸系上，則后續(xù)的加重效應(yīng)的計(jì)算應(yīng)考慮到“原始振動(dòng)”已變化了。因此原始振動(dòng)矩陣［V0］n×h的各列矢量滿足如下關(guān)系：

1．2一般意義下影響系數(shù)的求解公式

在動(dòng)平衡工程實(shí)踐中，為計(jì)算平衡校正重量，將加重效應(yīng)與加重量認(rèn)為是線性的，它們用影響系數(shù)來聯(lián)系。這是目前廣泛應(yīng)用的最小二乘法以及各種改進(jìn)算法的前提。據(jù)線性關(guān)系，有如下矩陣關(guān)系式：［V0］n×h＋［K］n×m［P］m×h＝［V］n×h（6）矩陣［K］n×m式中有部分列元素已知，將（6）式改寫為矩陣元素表示：在m個(gè)加重面中有k（k≤m）個(gè)面的影響系數(shù)未知，為使（7）式可解將［K］分塊，不妨將影響系數(shù)矩陣［K］n×m中與未知面相對應(yīng)的未知列置于矩陣的左半部分，與已知面相對應(yīng)的已知列置于矩陣的右半部分，即分解為［A］n×k和［B］n×（m－k）兩部分。相應(yīng)地，加重矩陣［P］m×h中的各行排列次序應(yīng)遵循與未知加重面對應(yīng)的元素在上半部分，與已知面對應(yīng)的元素在下半部分，將［P］m×h分解為［C］k×h和［D］（m－k）×h兩部分。

據(jù)分塊矩陣運(yùn)算規(guī)則，將（7）式整理為：

由于在一般的情況下k≠h，Ck×h不為方陣，另外從所列的方程組可以看出，當(dāng)加重次數(shù)多于未知的加重面數(shù)時(shí)，方程組是一矛盾方程組，根據(jù)矩陣?yán)碚摚@種條件下可以求出其2－范數(shù)意義下的最佳近似解。另外從物理意義上講，在此種條件下能綜合多次的加重信息求影響系數(shù)，以便能使求出的系數(shù)能真實(shí)地反映加重響應(yīng)。

對于矩陣方程組（8），An×k為未知，Ck×h不為方陣，故其一般意義下的逆矩陣不存在，但其廣義逆矩·21·陣存在。一般情況下，加重次數(shù)h不小于未知面數(shù)k，且當(dāng)每次加重矢量間不相關(guān)時(shí)，矩陣Ck×h是一行滿秩矩陣，根據(jù)矩陣?yán)碚摚袧M秩矩陣右可逆。行滿秩矩陣的右逆矩陣就是其廣義逆矩陣，用廣義逆矩陣求得的方程組的解為其最佳平方逼近意義下的解。當(dāng)用Ck×h的廣義逆矩陣右乘（8）式兩邊時(shí)，可求出未知的影響系數(shù)矩陣An×k，即：

至此，推導(dǎo)出了求解影響系數(shù)的通式（10）。由（10）式的推導(dǎo)過程可以看出，它包括了影響系數(shù)求解的所有情況。影響系數(shù)的最佳近似解即為影響系數(shù)的一種提煉方法，它可最大限度地利用加重后機(jī)組表現(xiàn)出來的特性，使影響系數(shù)最大限度地融入每次加重的信息。

基于最佳平方逼近意義下的影響系數(shù)通解公式，實(shí)際上是在加重次數(shù)較多時(shí)，是對同一加重面多次加重效應(yīng)的綜合計(jì)算。在特殊的加重條件下，通式退化為傳統(tǒng)的單面影響系數(shù)求解公式。

2影響系數(shù)求解通式的工程應(yīng)用

以上推導(dǎo)的影響系數(shù)通解公式在現(xiàn)場動(dòng)平衡過程中有極大的應(yīng)用價(jià)值。以下的算例均來自現(xiàn)場動(dòng)平衡工作中的實(shí)例，旨在說明影響系數(shù)通解公式的用途。下面的影響系數(shù)計(jì)算結(jié)果均用上述思路編制的程序計(jì)算而得。

2．1部分加重面影響系數(shù)已知時(shí)影響系數(shù)的計(jì)算某廠1號機(jī)為國產(chǎn)引進(jìn)型300MW機(jī)組勵(lì)磁機(jī)／發(fā)電機(jī)三支撐軸系統(tǒng)。該型軸系工作轉(zhuǎn)速下最靈敏的不平衡是發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子二階和勵(lì)磁機(jī)轉(zhuǎn)子中部（整流環(huán)）加單個(gè)重量。1號機(jī)在經(jīng)常性的振動(dòng)處理過程中積累了較多整流環(huán)加重的影響系數(shù)，而且其重現(xiàn)性比較好。為此在1998年的大修后，為處理5～7號軸振大的問題，基于整流環(huán)的加重效應(yīng)已知，在動(dòng)平衡時(shí)，在發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子兩個(gè)端面（汽端和勵(lì)端）以及勵(lì)磁機(jī)轉(zhuǎn)子的整流環(huán)同時(shí)加重，共加重2次。

若按傳統(tǒng)的影響系數(shù)算法，此時(shí)的影響系數(shù)是無法求出的。但若用手工計(jì)算，用已知的整流環(huán)的影響系數(shù)剔除整流環(huán)加重對發(fā)電機(jī)5、6號軸振動(dòng)的影響，再列方程求解，手工作復(fù)數(shù)域的矩陣運(yùn)算則相當(dāng)煩瑣。對于這種情況，用影響系數(shù)通解算法編制的程序可計(jì)算出手工計(jì)算難以分離的汽端、勵(lì)端端面加重的影響系數(shù)，現(xiàn)場計(jì)算實(shí)例見表1。2.2

加重次數(shù)冗余時(shí)影響系數(shù)的計(jì)算

某廠4號送風(fēng)機(jī)前瓦振動(dòng)嚴(yán)重超標(biāo)，為處理其振動(dòng)平衡。在動(dòng)平衡過程中相當(dāng)于僅有一個(gè)加重面，包括調(diào)整加重次數(shù)多于加重面數(shù)。在動(dòng)平衡完成后，可根據(jù)上述影響系數(shù)的求解通式提煉影響系數(shù)。具體數(shù)據(jù)見表2。由此算例可知：用一次的加重信息求取的影響系數(shù)有一定的分散性，用上面推導(dǎo)的影響系數(shù)求解通式可計(jì)算出最佳平方逼近意義下的影響系數(shù)值，它可綜合加重信息進(jìn)行計(jì)算，意義明確，更能反映軸系的真實(shí)響應(yīng)。由此可以看出，本文的通解算法為動(dòng)平衡試驗(yàn)后影響系數(shù)的整理、提煉提供了一種有效的途徑，為日后同類、同型機(jī)組的動(dòng)平衡處理提供參考。

3結(jié)論

本文運(yùn)用矩陣的方法，推導(dǎo)出了影響系數(shù)的求解通式，并進(jìn)行了舉例。從影響系數(shù)求解通式的推導(dǎo)及應(yīng)用舉例中可以得出如下結(jié)論：

（1）本文推導(dǎo)的影響系數(shù)求解公式適用于影響系數(shù)求解的一般情況，將各種情況下的影響系數(shù)計(jì)算用統(tǒng)一的公式求解，特殊加重條件下該通式可退化為傳統(tǒng)的影響系數(shù)求解公式。加重次數(shù)不小于未知的加重面數(shù)是影響系數(shù)可解的前提條件。

（2）影響系數(shù)的通解算法可廣泛適用于常規(guī)情況下單面逐次加重影響系數(shù)的求解。多面同時(shí)加重時(shí)單面影響系數(shù)的分離計(jì)算，部分加重面影響系數(shù)已知時(shí)未知面影響系數(shù)的分離計(jì)算，特別是加重次數(shù)較多時(shí)影響系數(shù)的最佳逼近計(jì)算，為動(dòng)平衡試驗(yàn)后影響系數(shù)的整理提供了有效的方法。

（3）本文運(yùn)用矩陣方法推導(dǎo)的最佳逼近意義下的影響系數(shù)計(jì)算通式，易于實(shí)現(xiàn)計(jì)算機(jī)輔助計(jì)算，可成為目前動(dòng)平衡輔助計(jì)算軟件中影響系數(shù)計(jì)算的核心算法。充分、靈活地運(yùn)用本文所提的算法，并應(yīng)用到工程實(shí)踐中將發(fā)揮極大的效益

切圓燃燒中射流偏轉(zhuǎn)問題分析摘要分析了燃燒器四角布置切圓燃燒中射流偏轉(zhuǎn)的原因。給出了減輕射流偏轉(zhuǎn)的方法，對配風(fēng)不均時(shí)，四股射流間的相互影響進(jìn)行了討論。關(guān)鍵詞射流補(bǔ)氣條件沖擊剛性均勻配風(fēng)在直流噴燃器四角布置形成切圓燃燒的爐膛內(nèi)，由噴嘴噴出的煤粉氣流進(jìn)入爐膛后，其運(yùn)動(dòng)軌跡會(huì)產(chǎn)生不同程度的偏轉(zhuǎn)，當(dāng)偏轉(zhuǎn)嚴(yán)重時(shí)，燃燒著的煤粉氣流會(huì)產(chǎn)生貼墻、沖墻現(xiàn)象，造成水冷壁磨損、結(jié)焦，影響鍋爐運(yùn)行的安全性及經(jīng)濟(jì)性，這就是直接射流的偏轉(zhuǎn)問題。下面就射流產(chǎn)生偏轉(zhuǎn)的原因及四角布置的燃燒器配風(fēng)不均對氣流偏轉(zhuǎn)的影響進(jìn)行分析，并對減輕射流偏轉(zhuǎn)幾種方法進(jìn)行探討。1射流偏轉(zhuǎn)原因

1.1補(bǔ)氣條件不同引起的附加靜壓力差

四角布置的噴燃器，由于假想射流與假想切圓相切，射流與兩邊爐墻的夾角一般不可能為45°。圖1為射流的補(bǔ)氣情況，射流與前墻夾角為α，與側(cè)墻夾角為β，射流噴出后不斷卷吸兩側(cè)的高溫?zé)煔?，在射流兩?cè)周圍形成負(fù)壓區(qū)，爐膛中的高溫?zé)煔獠粩嘌a(bǔ)入該負(fù)壓區(qū)形成補(bǔ)氣流。由于β＞α，即靠側(cè)墻處自由空間大，補(bǔ)氣條件好，補(bǔ)氣流動(dòng)阻力小，靜壓力較高；在前墻處，補(bǔ)氣條件差，靜壓力較低，這樣在射流內(nèi)外兩側(cè)形成一個(gè)靜壓差，使射流偏轉(zhuǎn)。并且假想切圓直徑越大，α就越小，靜壓差就越大，射流偏轉(zhuǎn)越嚴(yán)重，另外爐膛橫截面的寬深比也會(huì)影響α。

圖1射流補(bǔ)氣情況圖2射流間相互影響情況1.2鄰角氣流的沖擊擠壓離心力的作用

如圖2，鄰角氣流噴出后對射產(chǎn)生了一沖擊動(dòng)壓，這個(gè)沖擊動(dòng)壓比射流兩側(cè)夾角不等所產(chǎn)生的靜壓差大得多，它是使實(shí)際切圓直徑比假想切圓直徑大好幾倍的主要原因，也是氣流產(chǎn)生偏轉(zhuǎn)的決定因素。在正常情況下，射流噴出后由于兩側(cè)夾角不等引起的靜壓差不大，射流基本上按軸心線運(yùn)動(dòng)，在一定距離后，因受鄰角氣流沖擊才產(chǎn)生明顯的偏轉(zhuǎn)。沖擊點(diǎn)越近出口處，射流偏轉(zhuǎn)越快，實(shí)際切圓直徑越大。盡管夾角不同引起補(bǔ)氣條件差異使射流偏斜不大，但其結(jié)果是使鄰角氣流相交點(diǎn)前移，在這兩種因素共同作用下，氣流偏轉(zhuǎn)更嚴(yán)重。1.3直流噴燃器結(jié)構(gòu)對射流偏轉(zhuǎn)的影響

由于射流具有一定的動(dòng)量，所以射流本身有抵抗偏斜的能力，這個(gè)能力即為射流的剛性。對于單個(gè)噴嘴，其高寬比h/b越大，射流的剛性就越差，氣流偏轉(zhuǎn)越大，并且高度增加時(shí)，從射流上下兩方補(bǔ)來的煙氣不易達(dá)到燃燒器中部，射流中部兩側(cè)壓差比兩端來的大，因而射流中部氣流偏轉(zhuǎn)就大些。高寬比愈大，情況愈嚴(yán)重。

當(dāng)燃燒器噴口總面積A∑噴與爐膛截面積A爐之比A∑噴/A爐增大時(shí)，這就意味著在一定燃燒器截面下，A爐減小，這一方面將導(dǎo)致相鄰射流交點(diǎn)移前，使射流較早偏轉(zhuǎn)，另一方面，將使?fàn)t膛內(nèi)氣流上升速度增加。對于矩形爐膛，相鄰氣流作用在射流上的動(dòng)量部分錯(cuò)開，即產(chǎn)生偏轉(zhuǎn)的主要因素削弱，反而使氣流偏轉(zhuǎn)減小。

另外燃燒器噴口間的距離s可起到壓力平衡孔的作用，其與單個(gè)噴嘴寬度b之比s/b增大，使射流兩側(cè)由于補(bǔ)氣條件造成的靜壓差減小。2減輕射流偏轉(zhuǎn)防止貼墻的方法

a)爐膛的寬深比L/S越大，α越小，射流偏轉(zhuǎn)越嚴(yán)重。通常L/S應(yīng)不大于1.25，最好在1.1內(nèi)，同時(shí)燃燒器應(yīng)盡量布置在爐膛正四角。

b)假想切圓直徑不宜太大，否則會(huì)造成射流嚴(yán)重偏轉(zhuǎn)，但也不能過小，否則會(huì)影響爐膛內(nèi)的火焰充滿度，一般為600～800mm。

c)對于大容量鍋爐，將每個(gè)角上的燃燒器沿高度分為幾層，每組高寬比約為4～5，各組之間留有一定間隔，以此來減輕兩側(cè)壓差，減小氣流偏斜。

d)將狹長的一次風(fēng)噴口改成有一定距離的兩只，既可以降低高寬比，又有助于射流兩側(cè)壓力平衡。另外在一次風(fēng)噴口周圍加周界風(fēng)以增加射流剛性。3四角配風(fēng)不均對爐內(nèi)空氣動(dòng)力工況的影響

a)當(dāng)?shù)?角