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安全运行的普遍问题，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安全运行造成威胁。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。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较大的，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，甚至达到叶高的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 mm，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，按带基本负荷转让给我国，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，叶型顶部的反动度达到75%以上，而叶型底部反动度只有10%左右。后者愈小，在部分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。调查表明该型机组以及其它许多大机组近2a多长期带低负荷（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，以确定机组带负荷的安全限制值，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。

2.2　外来硬质异物击伤叶片和固体粒子侵蚀
　　调查了3台机组大修情况，其中2台俄制超临界320 MW和1台国产亚临界600 MW汽轮机，均遭受外来异物不同程度的击伤，受损伤部位主要为高压第1级喷嘴叶片和动叶片、径向汽封片，个别的调节阀，严重的击伤其痕迹扩大到第2级和第3级叶片；还观察到在中压第1级叶片上受异物打击的痕迹。这些外来异物主要是残留于蒸汽管道、过热器、再热器以及汽轮机内的碎焊条、焊接散落物、安装遗留的小螺栓等由蒸汽携带进入汽轮机的通道，打击通流零部件，使喷嘴出汽面积减小、喷嘴和动叶表面粗糙度增加，损伤调节阀及径向汽封片等。从上述调查表明这种损伤可能有一定的代表性。它是全面反映机组起动调试质量的一个重要标志。
　　外来硬质异物击伤叶片具有性、难以维修的特点，通常会引起相当严重的后果，一方面引起汽轮机热经济性降低，导致机组发电成本上升；另一方面进行修理或换新备品代价十分昂贵，维修费增加。由叶片表面粗糙度增加引起的级效率降低是相当可观的，据分析，一台500 MW机组，其高、中压一级叶片表面如果受到比较均匀的打击，形成的麻坑直径为1 mm时，级效率降低约1.5%～2.6%，这意味着机组将损失功率200～500 kW。
　　固体颗粒侵蚀叶片的损伤一般发生在锅炉起动或长期低负荷运行情况下，特别在锅炉起动时，锅炉过热器管由于受热冲击可能在管内侧发生氧化铁剥落形成固体颗粒，固体颗粒随蒸汽高速进入汽轮机形成对喷嘴和叶片的侵蚀。欧洲机组一般配有高、低压旁路（如100%旁路），减少起动时过热器的温度变化从而减少固体颗粒，同时把起动时产生的颗粒全部排入凝汽器。石洞口二厂2台超临界机组也配有高、低压旁路，1993年投产以来尚未发生固体颗粒侵蚀现象。而这种损伤在美国早期超临界机组上比较突出，值得高度警惕和注意。固体颗粒侵蚀引起热经济性降低同样也很可观，据分析，一台500 MW和一台700 MW汽轮机，其高压整级叶片受固体颗粒严重侵蚀时，在满负荷运行时会引起高压缸热耗增加分别为31.6 kJ/(kW^.h)和42.2 kJ/(kW^.h),2台机组中压缸热耗增加约26.4 kJ/(kW^.h),而在部分负荷运行时相应的热经济性损失更大。
　　防范措施：（1）建立汽轮机整组联合起动调试工作质量的跟踪检查档案，严肃调试单位的质量责任，使其严格执行电力建设施工及验收技术规范“汽轮机篇”和“管道篇”中对各蒸汽管路和蒸汽通道的各项规定。（2）尤其对超临界压力机组，锅炉的高温部分和高温管道应采用氧化性能好的材料；在锅炉和主蒸汽管道的氧化皮脱落之前，进行酸洗。（3）避免机组频繁起停、保持水化学品质良好。（4）对易受侵蚀的叶片等零件要有专门备品，以便能及时更换而不致引起强迫停机。

2.3　叶片结垢及其它损伤
　　在被调查的5台300～600 MW机组中，有3台机组叶片上结垢。1台未查阅到大修记录，但凝汽器管内结垢严重。说明叶片结垢也具有普遍性。另外发现1台在沿海安装的300 MW机组，由于凝汽器进海水引起整台机转子和叶片受到腐蚀，所有级叶片全带均匀的麻坑。
　　叶片结垢对机组效率、出力和可靠性有重大影响。结垢对汽轮机性能的影响取决于垢的厚度、位置和引起表面粗糙度变化，结垢还能改变喷嘴和动叶和型线及其气动性能及轴向推力变化等。据分析，如果表面结垢使第1级喉部面积减少10%，整台机组出力将减少3%，如果再加上第2级结垢减少喉部面积减少10%，整台机组将减少出力约5.2%。
　　防范措施：(1)在机组任何运行状况下都要保持良好的水化学品质。（2）电厂普遍采用喷砂法清除转子上叶片结垢，但在某种程度上失掉叶片原来的抛光表面。应严格规定使用喷砂的粒度和方法，防止叶片表面粗糙度恶化。注意清理净叶片汽道沿子午面的结垢，否则可能使级效率损失几个百分点。

3　结论

　　本项研究比较全面地反映了电力工业大型汽轮机叶片的安全状况，包括末级、次末级及其它一些叶片如调节级叶片和低压级叶片发生的大事故和一些频发性事故叶片及其防范和对策。所述叶片故障的原因大多数是由设计欠周到或制造质量问题引起的，而随着装机迅速扩大，由于安装、调试和运行方面引起的叶片损伤应高度重视。
3.1　近2 a， 300 MW级大机组相当多的末级长叶片如1 000 mm、900 mm、869 mm等，在叶型根部出汽边受到明显的水冲蚀，初步分析认为其起因除了气动性能设计陈旧外，还可能与长期低负荷运行有关。长叶片出汽边水冲蚀大大降低了叶片的疲劳强度和寿命。其预防对策是应用三元流方法核算在小容积流量工况下气动性能并实测末级流场特性，确定小容积流量时末级动叶片出汽边脱流区高度，对不同型号的机组分别研究以确定其在低负荷运行的界限值，列入运行规程。
3.2　300 MW以上的大机组的主要故障叶片在国产机组上。黄台电厂的N300-16.2/535/535型机组的1 000 mm叶片和615 mm次末级叶片；300 MW机组900 mm叶片和515 mm次末级叶片拱型围带断裂；以及老851 mm叶片和869 mm叶片在司太立合金片开裂、飞脱及其引发的叶片断裂；300 MW机组的另一个次末级叶片474.6 mm在2台机组断裂；上述叶片损坏的原因除1 000 mm叶片断裂可能受出汽边水冲蚀影响外，其余均是设计、加工制造质量原因。在进口机组上，GEC-ALSTHOM300～600 MW级机组的叶片故障和损伤占有突出的地位，5个电厂断裂7台次，其主要原因是叶片结构及叶轮-叶片系统振动特性不良。ABB公司超临界压力600 MW机组发生的调节级断叶片事故以及GEC 362.5 MW机组第3、第4级叶片断裂损伤的原因亦是叶片-叶轮系统振动特性设计的问题。
3.3　在某些300～600 MW级机组上观察到调节级叶片和邻近的高压级叶片、汽封片受外来异物打击损伤，甚至产生性的损坏以及通流部分严重结垢现象。由于进水、冷蒸汽引起的叶片损伤仍时有发生，这大大降低了汽轮机的通流效率和安全可靠性，应通过严格管理机组的安装、调试质量和提高电厂管理运行水平和加强汽水品质监督加以防范。
3.4　超临界机组在近几年内将会有很大发展，应借鉴国外尤其是美国在发展超临界机组上普遍遇到固体颗粒对叶片损伤的教训，开展固体颗粒对叶片和进汽部分通流部件损伤的研究，制定防范和对策。