我国现役机组设备在初期设计制造时通常未考虑灵活调峰工况。在深度调峰下设备运行条件严重偏离设计工况可靠性下降，机组循环次数和幅度超过设计范围，可能出现一系列安全性技术问题。

当快速调节机组负荷时，工质参数随之快速变化引起换热面温度分布不均并产生波动，部件受到热应力影响产生裂纹、变形等，交变应力作用下形成疲劳损伤造成寿命损耗问题，此外部分工作在恶劣环境下的部件受到腐蚀加重，设备可靠性下降。相关数据表明，2022年，我国1920台燃煤机组共发生非计划停运987次，非计划停运总时间为106461.51h。锅炉为引起非计划停机的主要部件，占全部燃煤机组非计划停运总时间的60.99%，汽轮机引发的非计划停运占比达 9.79%。其中，锅炉水冷壁、过热器以及再热器导致机组发生非计划停运事件次数最多，锅炉水冷壁引起的非计划停运时间超过了非计划停运总时间的15%，而裂纹(开裂)是引起机组非计划停运时间最久的技术原因，占比超过25%。燃煤发电机组在灵活调峰过程中的常见损伤机理与损伤部件如表1所示。

1.1 温度场与热应力对部件安全的影响

负荷变化伴随的温度及温差波动会导致机炉金属部件面临热应力问题。金属部件所受热应力主要包括3 种：正常运行状态下由壁面内外温差产生的热应力、升降负荷过程中产生的周期性热应力、部分位置由温度波动产生的热应力。短期内，过大的应力可能导致设备出现显性故障，例如应力集中区域出现裂纹或管接口破裂；而长期影响则会造成缩短设备使用寿命的隐性故障。

1.1.1 锅炉部件的温度与应力

燃煤发电机组锅炉实现深度调峰与快速变负荷的困难主要在于汽水系统不稳定带来的温度分布不均及温度变化较快，造成所受应力太大甚至开裂等问题。锅炉换热面在负荷变动时不同位置存在温差而受到热应力作用，出现弯曲变形甚至裂纹，也会对连接于其上的其它部件造成影响。在启动初及低负荷运行阶段，受热面内工质流量较低，无 法对管壁进行充分冷却导致壁面温度偏高；同时管屏间流量分布不均，管束温度偏差增加，使得管间所受应力与膨胀程度不同造成换热面变形，如图1所示。此外，焊缝、孔口、接管等应力集中位置所受峰值应力远高于其他区域。受热应力的影响，锅炉中易出现裂纹的位置为汽包下降管口、汽水分离器、省煤器进口联箱、炉膛下部水冷壁管以及过热器及再热器出口联箱等厚壁金属部件，产生裂纹及磨损后的水冷壁管如图2所示。

李娜等对某1000MW锅炉汽水分离器在冷态启动过程中的应力分布情况进行研究，结果表明，热应力与汽水分离器的内外壁温差变化一致， 筒体内壁与汽水引入管内相贯线的椭圆孔长轴处所受热应力最大为132MPa，在启动初期总应力主要受热应力影响，后随负荷上升温度逐渐分布均匀热应力降低，机械应力远高于热应力，主要影响因素变为机械应力。边浩等研究了不同启停方式下汽水分离器的温度场和应力场获得了相似的结论，结果表明，在启停过程中危险点一直位于筒身与引入管连接处，不同的加速启动方案会导致瞬态热应力存在较大差异，但由于总应力主要由机械应力决定而加速启动并不会改变机械应力的大小，瞬态总应力值比较接近，在启动结束阶段达到同一水平。刘旭东等使用有限元分析法对超临界锅炉膜式水冷壁的温度场与应力场进行计算，研究发现，管壁温度最高的位置为向火侧中心和鳍片中心，向火侧内外管壁最大温差达 29 ℃，且向火侧中心的水冷壁形变量较大。Zhang等通过数值模拟研究了受热面污垢对660 MW 锅炉水冷壁蒸汽段热应力和变形分布的影响，污垢使得工质传热恶化导致水冷壁温度升高，并且垢层阻碍了管束的自由膨胀，抑制了膜式水冷壁的变形，导致热应力增大。钱钧等计算了垂直管圈水冷壁焊缝交错区域的温度应力分布，焊缝交错区域管环焊缝焊趾向火侧顶点附近为水冷壁所受轴向拉应力最大处，在负荷发生变化时易受交变应力影响形成横向裂纹，且焊缝交错区域比直管区域更容易发生高温失效进而导致管面开裂。Li在锅炉缩比模型上通过实验获得了膜式水冷壁的热应变/应力和温度分布，并解释了锅炉样机中水冷壁变形破坏的发生位置和形成过程。

灵活调峰过程中，联箱筒体和连接管处节点最大总应力、机械应力和热应力的当量应力随时间的变化如图3所示。可以看出，由压力变化引起的机械应力远高于由温度变化引起的热应力，但机械应力变化较为平稳，而热应力处于波动状态，且机械应力与热应力的耦合总应力波动更为明显。这是因为，当主蒸汽的温度上升时，管道内壁所受的热应力为压应力与机械应力方向相反，两者相互抵消；当主蒸汽的温度下降时，管道内壁所受的热应力变为拉伸应力与机械应力的方向相同，两者作用相加使得总应力上升。因此，热应力虽不是总应力变化趋势的主导因素，但其对应力的波动幅度有着显著的影响，仍有必要对变负荷过程中部件表面温度及应力场进行调控。

1.1.2 汽轮机部件的温度与应力

在机组调峰及启停过程中，汽轮机厚壁部件如汽缸、转子等可能出现运行异常，汽缸内壁面与热流体存在换热行为，而外壁面多处于常温环境，因此汽轮机缸体内部金属温度分布不均，在温度梯度作用下缸体发生膨胀而产生热应力。由于汽缸具有较为复杂的结构特征及缸内流体的流动特性，其各位置的传热系数存在差异，不同的传热系数导致温度发生变化时缸体膨胀或收缩速度不同，产生轴向位移偏差，即热偏差。在机组启停过程中，通流蒸汽压力、温度、流量等参数不断变化，进而影响汽缸的温度分布、所受热应力及产生的热偏差，如果 热应力或胀差超过规定的范围，可能导致热变形过大、金属材料失效、严重的动静摩擦甚至机组振动等问题。

针对汽轮机厚壁部件的温度应力安全问题，朱丹书等针对某电厂高压转子进行数值计算分析，得到转子应力分布情况，结果表明转子应力危险点主要存在于外表面，切向应力与轴向应力基本相同。危险点出现在第一级处，是离心力与温度变化导致。吕琢对低压缸变工况运行进行分析，由于工况的改变，部件温度差生变化，换热量改变，热应力升高，而不稳定工况会使部件的损伤加剧，对寿命评价造成困难。黄海跃对机组启停运行进行分析，进汽流量和参数的变化，会导致金属温度产生变化，出现内部温差，由于温差的存在金属部件的热应力会大幅升高，而热应力过大会造成转子表面裂纹和转子弯曲等损害。Wang等为评估500MW火力发电厂汽轮机转子的寿命对高压转子 进行设计建模，计算转子内部各阶段的温度分布并分析热应力和离心应力，研究表明，当发电机接入输电网络发电30min时，高压转子第一级出现最大应力。Xu等基于有限元分析利用电厂热电偶实际测量数据对变工况运行过程汽轮机主汽阀温度场及应力场进行了求解，结果表明，在启停过程中阀腔的内表面和外表面之间在径向方向上存在较高的温度梯度，因此阀门表面上存在较高应力，冷启动期间的最高应力出现在截止阀打开后7min， 停机期间的最高应力出现在负荷下降一段时间后。Bryk等讨论了汽轮机加速启动过程对阀门所受 应力的影响，对比2h启动和3h启动期间阀门等效应力曲线，如图4所示。由图4可知，两种启动方式下阀门启动初期所受应力差别较小，3h启动的应力在阀门温度达到一定值后会降低，而2h启动由于加热时间短加热程度不足应力并没有降低。启动末期，3h启动应力值为391MPa，2h启动应力值为468 MPa高于3h启动，加速启动会使部件所受应力升高。

   1.2 疲劳与寿命损耗

1.2.1 锅炉部件的疲劳与寿命损耗

在机组参与调峰过程中，金属部件壁面的剧烈温度变化会导致较大的热应力，机械应力和热应力的交替作用会加剧部件的疲劳损伤，缩短其可用寿命。在锅炉中，汽包、汽水分离器、过热器等是承受低周疲劳应力较大的部件，频繁的应力作用可能导致受热面焊缝开裂和壁面裂纹出现。

李军等建立汽包的应力和寿命损耗计算模型并分析了冷态启动和高负荷调峰过程中汽包寿命损耗的影响因素。Yu等使用雨流计数法结合 美国ASME疲劳曲线计算了某高温过热器的预期寿命。范佩佩等针对某600MW超临界机组高温过热器出口联箱，建立有限元模型计算其在冷态、温态和热态3种启动方式下的温度与应力分布，并 对比分析不同启动方式下联箱低周疲劳损伤及循环寿命。

上述研究表明，冷态启动方式对部件造成的疲劳损伤最大，热态启动对部件造成的疲劳损伤最小。汪华剑等以某1000MW电站锅炉的垂直管圈内螺纹水冷壁为研究对象，测量并分析了燃烧器区域水冷壁工质及金属温度，研究表明，相态转换对金属温度影响较大，工质在干湿态转换频繁的区域吸热能力变化导致金属温度波动较大，进而产生交变应力，最终导致疲劳裂纹的形成。

运行在高温环境下，金属换热管虽所受应力未超过材料屈服强度但也会发生塑性变形，即蠕变损伤。研究指出，非蠕变状态与蠕变状态之间存在转变温度，广泛应用于再热器和过热器的材料转换温度在500℃左右，因此锅炉运行过程中极易出现高温蠕变。蠕变损伤长期积累会造成裂纹的形成，同时负荷波动中热应力增加会加剧蠕变现象，蠕变的发生也会显著加深疲劳损伤程度，加速部件失效，缩短部件寿命。

1.2.2 汽轮机部件的疲劳与寿命损耗

汽机启动时和蒸汽接触的汽缸与转子表面温度高于金属内部温度，部件表面受压应力内部受拉应力，而停机过程相反，汽缸内壁与转子表面温度低于金属内部温度，部件表面受拉应力而内部受压应力。交替的应力状态构成拉-压应力循环，机组的频繁启停导致部件发生低周循环疲劳损伤，快速变负荷运行过程中蒸汽流量和压力的波动也会引起交变热应力的产生，因此参与调峰运行的机组低周疲劳损伤更为严重。汽缸与转子作为大型部件内部可能存在夹杂、气孔等缺陷，而缺陷处多为应力集中部位易出现微裂纹，裂纹扩散最终会造成部件失效的严重后果。

Wang等研究了温度突变对汽轮机转子蠕变疲劳的影响，使用数值模拟方法在ABAQUS软件从温度波动、应力波动、累积塑性应变演化和蠕变疲劳损伤演化方面对比分析了启动、停机和稳态运行阶段温度瞬变造成转子的蠕变疲劳损伤。启停及长期运行过程中转子各位置蠕变损伤和累积塑性应变如图5所示。

图5中，①—⑤为转子上的5个位置点，其中①为第三级叶片槽、②为第一级叶片槽、③为蒸汽入口缺口区、④为平衡活塞后的位置、⑤为转子中心；Dc 和 p2 分别表示转子蠕变损伤和累积塑性应变。可以看出，第一级叶片槽的Dc 增长最快，蒸汽入口缺口区次之，其他位置的Dc几乎保持为零。这是因为第一级叶片槽处于550℃以上的高温区且温度梯度较大，同时叶片离心力产生高机械负载，两者综合影响在第一级叶片槽处造成最大的蠕变损伤和累积塑性应变。此外，虽然平衡活塞后的p2较大，但由于该处温度较低蠕变行为并不明显，由此可知，温度是影响蠕变损伤的主要因素。

1.3 理化侵蚀损伤

机组调峰运行处于低负荷或启停过程时，锅炉排烟温度常低于露点，而燃烧的过剩氧含量高，易对空气预热器、除尘器等尾部受热面造成腐蚀；水冷壁等受热面因环境温度较高或超温问题可能面临高温腐蚀的风险；汽轮机的末级叶片受到湿蒸汽冲蚀问题会更加严重。

1.3.1 锅炉受热面的高温腐蚀

锅炉在参与深度调峰时炉膛内燃烧不稳定火焰偏斜上移以及水动力特性不稳定等因素，使得水冷壁存在热偏差部分管壁可能会发生严重超温，进而发生高温腐蚀。高温腐蚀会导致换热管壁厚减薄机械性能降低，甚至引发受热面爆管，威胁机组安全运行。根据致腐原因，高温腐蚀可分为硫化物型、硫酸盐型和氯化物型等。管壁温度越高，换热面还原性气氛越强，高温腐蚀程度越严重。机组在低负荷下一次风粉浓度降低，浓淡燃烧器的高燃料低氧量燃烧组织方式被破坏，出现过剩氧量导致氮分子与氧分子反应更充分，燃料型NOx生成量增加，而我国近年来广泛采用的低氮燃烧方式加剧了高温腐蚀问题。温度升高会加重锅炉受热面高温腐蚀问题，而在不同运行负荷下腐蚀最严重的区域有所区别。

1.3.2 汽轮机末级长叶片的水蚀

汽轮机低压缸末级处于湿蒸汽区，即使经过再热循环汽机排汽湿度仍在10%左右，末级叶片承受较高离心力并面临湿蒸汽的腐蚀冲击，运行环境恶劣，受到水蚀损伤的叶片如图6所示。现役机组在设计阶段并未充分考虑深度调峰工况对末级叶片安全性的潜在影响。在低负荷状态下，低压缸末级将长期处在小容积流量工况工作，随着级间蒸汽流量的降低，低压缸末两级的流动特性显著变化。相对容积流量下降，动叶后根部开始出现涡流，并沿叶高和轴向扩散，回流湿蒸汽携带的水滴冲击动叶背弧，削弱了叶片的结构强度，导致广泛的侵蚀损伤，同时汽流与叶片脱离以大负冲角流向动叶，极易诱发叶片颤振应力增加，极端情况下甚至引发叶片断裂和脱落。当蒸汽流量低于一定值时，蒸汽流速太低无法推动叶片做功，并被旋转的叶片带动摩擦进入导致鼓风工况，叶片温度升高可能导致局部超温叶片变形威胁机组安全。为降低叶片及排汽温度进行的喷水减温会加剧叶片水蚀，使得叶片所受应力增加，扭曲加剧。

在燃煤发电机组快速启停及变负荷过程中部件温度与热应力是影响其安全运行的主要因素，基于此，燃煤发电机组安全运行状态监测的核心在于对温度、应力、应变等参数的准确监测，由于机组可能长时间处于瞬态运行过程，监测手段的快速性与实时性也至关重要，因此实现关键参数准确实时监测具有重要意义。

常见的监测方法有基于实验的监测、基于数值模拟的监测、基于数据驱动的监测等。对于可以安装测量计与传感器的位置与参数可采用实验方法直接测量，对于难以直接测量的位置与参数，可采用数值模拟等方法推演物理场分布，实现对机组部件运行状态的监测。

2.1 基于实验的监测方法

目前通过接触/非接触的实验方法一般可以实现机炉受热面与厚壁部件等关键单元的温度、应力、应变等参数的测量。

2.1.1 温度测量

对于锅炉过热器等高温受热面，部件周围烟气温度较高且具有腐蚀性，应用热电偶直接测量壁面温度难以实现，因此热电偶极少应用于锅炉壁温测量。文献提出一种法热电偶熔敷埋设法，即将热电偶贴壁式安装在锅炉测点壁面上并在热电偶外表面敷设金属熔敷层。

汽轮机部件温度可使用热电偶等测温仪表进行测量。通用电气公司将36个热电偶安装在汽轮机低压缸的外表面上，对壳体进行的少量温度测量，通过函数插值来计算有限元模型所有节点处的温度并将其作为边界条件获得汽缸的三维温度分布，并计算了缸体形变。

德国曼恩采用新型传感器测量了汽缸外壁绝热壁温，并通过计算瞬态温度梯度获得汽缸壁面换热量及所受热应力等参数。传感器设置原理如图7所示，传感器分为外部传感器外壳和内部传感器测量单元两部分，外壳可置入汽缸外壁面并穿过壁厚使测量单元与缸体内部流体直接接触，传感器外壳和测量元件之间的气隙绝缘保证了径向热通量的测量，从而可以避免横向扰动影响。然而，采用接触式方法测量转子表面温度响应速度慢，存在难以及时导出信号的固有缺陷，并且仅涉及有限测量点，无法获取汽机和炉膛完整的压力和温度分布信息。

随着近代光学技术和图像技术的发展，光纤、红外等非接触测量方法获得广泛应用。通过选择合适的测量波段及应用滤光片来避免吸收带的影响红外技术对于200℃以上的汽轮机缸内部件温度测量是可行的且准确度较高。

在汽轮机转子表面温度的测量方面，张进等分析了高温蒸汽环境下利用红外测温技术测量汽轮机转子温度的可行性，利用光纤传导采集汽轮机转子表面红外辐射信息并根据比色测温原理直接测量转子表面温度，实验发现选用工作波段为3.8μm，测温范围在300~800℃，可在一定程度消除蒸汽高温高湿环境对温度测量的干扰。

王昕等提出一种基于辐射光谱的锅炉受热面积灰状态监测技术，克服了飞灰组分变化对测温准确性的影响，可实对积灰表面温度的精确测量。采用红外测温技术测量金属部件表面温度需已知壁面表面发射率，而其表面发射率与部件材料、表面形状等有关，增加了试验和真实情况的误差，且由于流动工质的影响，测量精度待进一步提升。

2.1.2 热应力测量

目前对金属部件在运行过程中产生的应力场尚无可以直接测量的技术，需进行计算获得设备应力分布情况实现应力场监测。

使用有限元法利用离散化思想对求解域进行处理，可以较为准确的计算边界复杂的工程问题具有较高计算精度，但在求解时还存在温度场与应力场的耦合问题，计算过程复杂用时较长不能实现在线实时计算，更适用于离线计算优化研究。

温度探针法是采用温度探针进行对应部位的热应力监测，温度探针安装在热应力重点监测部位如超高压转子、高压转子、中压转子、超高压主汽阀与调节阀的阀壳和超高压外缸的缸体等，探针前端和尾端分别位于金属部件的不同深度，内部装热电偶有用以测量不同位置的温差。根据温度探针测得的温差进行模拟关键部位的体积平均温度和 金属表面温度之差，用以计算热应力。采用温度探针的缺点是需要大量的试验研究和长期经验的积累，因此该方法并不常用。

传热惯性法采用热电偶来测量对应部位的工质温度，基于热量传递规律采用控制理论中的惯性环节来模拟金属部件传热进而快速精准监控热应力。在西门子1000MW超超临界机组热应力评估器中，使用测得的高压内缸温度近似表示高压转子表面的温度，通过将不同权重的3个一阶惯性环节并联仿真计算求得转子体积平均温度，转子应力的大小由转子表面温度和转子体积平均温度的差值进行表示。

2.1.3 应变测量

接触式应变测量方法使用传感器直接测量表面应变信息，应变片是应用最为广泛的接触式测量传感器之一。将应变片粘贴于测点位置表面，当该点发生变形时，应变片中敏感栅电阻发生变化，通过电桥电路将电阻变化转化为电压信号输出，最后根据电压与应变之间的函数关系获得物体表面的应变值。

接触式测量方法普遍存在安装和布线困难的 问题，且只能实现部件表面有限点的应变测量，难以捕捉应变的局部或全场的分布情况。非接触式应变测量方法则借助声学、光学等手段进行采集被测表面应变信息。

2.2 基于数值模拟的监测方法

基于实验的检测方法仅能获取有限点/线的参数，难以重构部件表面温度应力应变分布及机组整体运行状态，因此需采用数值模拟方法对机组重要参数和物理场进行求解。

机炉厚壁部件具备复杂几何结构与换热条件，对其温度场、应力场的数值仿真通常采用有限元计算。波兰学者J.Taler团队和德国学者通过针对厚壁承压部件温度场和应力场数值分析，获得了汽包和汽水分离器等厚壁部件在设计寿命允许的情况下的最佳加热时间；基于厚壁部件外表面的非稳态温度，建立了理论和数值方法确定厚壁部件中的瞬态温度和热应力分布的方法，提出了针对厚壁承压部件冷态、温态和热态过程中寿命损耗的评估方法，建立了针对热应力的监测系统，对于厚壁部件不同瞬态过程的非稳态传热过程进行了深入的分析。

随着计算流体力学(CFD)的发展，基于共轭传热(CHT)的数值计算方法逐渐应用于流-固-热耦合瞬态过程的研究，可以在不预先定义传热系数的情况下同步计算流体区域和固体区域的温度分布。弱耦合方法采取分场顺序求解、边界数据交换的计算策略，使用该方法可以较为准确地求解汽轮机厚壁部件等区域的温度分布。通用电气公司通过详细的三维CHT/CFD模型计算了汽轮机中压缸壳体内外表面的三维温度场，为进一步的热应力、蠕变、寿命预测等研究奠定基础，仿真结果如图10所示，但该方法只适用于稳态工况或自然冷却过程， 无法准确计算机组快速变负荷过程中厚壁部件瞬态温度分布。牛津大学采用κ-ω湍流模型描述流体域，在时间步长内首先使用固体域提供的狄利克雷条件求解流体域，后使用流体域提供的诺伊曼条件求解固体域，在耦合循环达到收敛后获取了瞬态运行过程中汽缸内外表面及转子表面温度分布等热力参数。

采用弱耦合方法对流固传热问题求解时常进行将瞬态流场近似划分为若干稳态场的近似处理，其本身固流域分区迭代的计算方法使两区域时间步长可能不一致，影响了耦合分析精度。强耦合共轭传热方法采取整场离散，整场求解，同时在不同的区域均采用通用的控制方程，交界面成了内部的计算区域连续性条件自动得到满足，并行的求解使得计算时间合理而精度较高。但该方法对计算资源要求较高，因而不适用于解决复杂的实际工程问题。

2.3 基于数据驱动的监测方法

得益于机器学习算法的发展，基于数据驱动的流场重构方法展现了良好的效果。数据驱动建模依据大量现场运行数据基于人工智能算法求解系统输入输出量的关系完成机组动态模型的建立，相较机理建模法过程简单且计算迅速。

针对汽轮机转子在高速运行中瞬态应力难以直接测量的问题，Guo等提出一种基于全序列卷积神经网络的启动过程转子应力场重构模型，利用有限元模型精确模拟转子启动过程的温度和应力场，为深度学习方法生成训练数据，研究框架如图11所示，输入和输出数据均通过有限元仿真生成，并采用具有多个输入通道的一维神经网络进 行建模。该方法可实现仅通过15个温度测量点的数据预测转子表面关键区域的应力分布，计算精度达到0.997。训练后的神经网络模型在单情况下的时间成本在中央处理器上为1.42s与有限元分析相比，缩短了97.3%。快速重构模型具有计算速度快、精度高、稳定性强等优点，可以有效实现启动过程中的应力预测，为运行中部件强度的实时诊断提供了可能，有望实现通流空间中流-固-热耦合过程的在线监测。

在实现机组运行状态监测的基础上，针对在快速调峰及启停中存在的技术问题，调控设备部件运行参数，对灵活运行过程进行优化，拓展机组的安全运行边界，在保证机组安全运行前提下寻求将进一步改善机组灵活性的可能。

3.1 温度场与热应力调控

当机组处于启停或变负荷等瞬态工况时，工质压力、流量和温度的波动引起关键部件截面不同位置温度传递的延迟，进而在受热面与厚壁部件上形成温度梯度，温度梯度越大，则其产生的热应力越大，相应寿命损耗也越大。在机组运行中实际应力与热应力限制曲线之间需要留有一定的安全裕量，即温差裕度。当前机组控制系统主要由热应力评估器(TSE)来决定或限制机组转速和负荷的变化速率。TSE的作用主要为计算并监视汽轮机热应力。TSE将获得的温差信号与热应力控制器(TSC)计算出的许可温差值进行比较获得温度裕度，然后取所有主要部件温度裕度中的最小值，将其输入汽轮机设定值控制回路，由此限定汽轮机的转速变化率或负荷变化率，从而保障汽轮机运行在热应力许可范围内。

TSE设定有快速、标准、慢速3种模式，快速模式对应的汽轮机许可温差值最大，即热应力限制最小。综上可知现场运行通过热应力控制系统结合温度、应力等参数的监测及限制曲线对机炉关键设备进行被动维护与调节，从而达到控制金属部件热应力的目的，亟需突破燃煤机组灵活和安全协同提升的主动调控方法。

为此，Topel通过计算汽轮机热机械性能和优化不同启动方式，提出一种安全快速启动的方法，与设计启动流程相比，启动时间缩短了30%，取得了重大改进。

3.2 疲劳损耗调控

为实现启动停机及变负荷工况过程中提高变负荷速率并降低设备的疲劳寿命损耗，研究人员广泛开展了针对机炉结构设计、启动过程优化、辅助运行措施、启动控制自动化、热部件寿命监测等多方面的研究工作，对于提高机组灵活运行下的安全性能具有较大的参考意义。

针对锅炉的疲劳损耗问题，在运行过程优化方面，赵雨兰通过有限元分析法研究了启停调峰对汽水分离器及汽包寿命的影响，研究发现，采用两班制启停可以减少对汽水分离器的损伤，采用低负荷运行方式调峰可以减小对汽包的寿命损耗。唐道建等通过增设温度测点、燃烧优化和改造等措施改善了水冷壁变形撕裂问题，使得锅炉安全稳定运行。管德清等提出了锅炉冷态启动和热态启动的优化方案，实现了缩短锅炉启动时间和降低锅炉寿命损耗的目标，并在实际运行中进行了验证。

在结构设计优化方面，Rajic等对管板厚度与管板所受应力之间的关系进行研究，并通过优化锅炉管板结构提高锅炉运行的安全性与稳定性。Lee等对超超临界锅炉过热器管的几何形状和构成材料进行了优化，进而减小换热管在高温环境下的蠕变变形。Nguyen等对锅炉管道进行了热机械和蠕变分析，并提出了基于蠕变寿命评估的锅炉管道几何形状优化程序。针对汽轮机的疲劳损耗问题，Azeez等研究了超超临机汽轮机转子低周疲劳，提出了基于应力应变的疲劳寿命模型，并发现蠕变损伤会随转子温度升高成为疲劳损耗的主导因素。吕志强等通对转子的低周疲劳损伤进行评估并提出了降低损耗的优化方法。Mukhopadhyay等开发了汽轮机疲劳-蠕变损伤监测系统，并提出减轻寿命损伤的优化方案。Guan等提出一种在疲劳裂纹损伤风险约 束下延长汽轮机旋转部件寿命的方法。Sun等建立了300MW汽轮机组低周疲劳损伤动态模型，并提出延长汽轮机转子寿命的控制策略。陈诗坤等对定参数快速冷启动过 程中汽轮主汽调节阀的结构强度进行了研究，结果表明，主汽阀开度对阀座的应力交变存在影响，调节其开度可降低主汽阀阀座疲劳损伤。不同主汽阀开度下阀座的疲劳损伤如图12所示。由图可知，主汽阀开度小于5%时，阀座疲劳损伤随阀门开度增加急剧下降；当主汽阀开度大于15%时，疲劳损伤随阀门开度变化很小。

   3.3 理化侵蚀调控

3.3.1 锅炉受热面高温腐蚀防治

通过改善机组的燃烧工况以及运行方式等维持水冷壁的传热稳定性，有利于降低锅炉受热面超温风险，对配风、煤粉颗粒粒径和风压等参数进行调整可以有效的干预炉膛内部燃烧的不稳定情况，使热负荷更加合理的分布，进而减少水冷壁的超温现象。

庞力平等研究发现提高锅炉运行压力可 改善锅炉低负荷调峰运行中垂直水冷壁的水动力安全性。周文台等通过布置温度测点的形式对600MW超临界W火焰锅炉的水冷壁频繁超温现象进行分析，研究结果表明通过配风等参数的调整可以使壁温维持在安全范围。吕当振等通过对锅炉工况参数组合开展燃烧实验，研究了二次风等配风参数对水冷壁超温现象的影响，发现配风参数能够显著地影响炉内燃烧状态以及水冷壁温度分布， 并基于此提出一种运行优化方案。

除加强对运行参数调整外，优化锅炉结构也可提高机组安全运行水平。孙磊等采用数值模拟方法对墙式切圆锅炉水冷壁壁面的超温现象进行了研究分析，研究结果证明，燃烧器区域过大的一次风切圆会导致火焰贴壁，是导致水冷壁超温的主要原因，通过在喷口区域适当添加导流装置，对燃烧器喷口偏置角度进行调整，可以有效的减小水冷壁超温现象。周智健分析不同负荷下烟气速度分布、组分浓度分布、脱硝效率和氨逃逸等流动反应特性，并针对分区喷氨和静态混合器对脱硝性能的影响进行模拟与优化，实现SCR装置的稳定高效运行。刘林波等研究发现水冷壁近壁面区域气体组分的还原性气氛是造成水冷壁超温腐蚀的重要原因，煤粉的含硫量对高温腐蚀现象有较大影 响，合理调节煤粉颗粒粒径、煤量以及风速等参数能够改善烟气的还原性气氛进而缓解高温腐蚀。

由于温度是影响高温腐蚀程度的主要因素之一，通过控制受热面超温可以有效防治高温腐蚀。通过调整配风、煤粉颗粒粒径和风压等参数改善锅运行水平和优化锅炉结构设计，可以有效降低锅炉受热面的超温风险。此外，改善还原性环境也是缓解高温腐蚀的重要途径。

3.3.2 汽轮机末级叶片除湿

为了保证汽轮机末级通流部分的安全运行，需要对湿蒸汽两相流进行控制，相关人员在除湿技术、通流结构优化等方面进行了大量的研究。常见的除湿方法包括除湿缝抽吸法、表面加热法、除湿缝吹扫法等。Mirhoseini等分析了蒸汽注入对冷凝流量控制的影响，并采用多目标遗传算法确定获得适当的注入蒸汽量。Hoseinzade等分析了通过汽轮机静叶栅的两相湿蒸汽流动特性，并通过神经网络算法和CFD仿真结合进行多目标优化确定最佳体积加热速率降低汽轮机的湿度，绝热工况与最佳加热工况下末级叶栅湿度对比情况如图13所示。由图可知，5.21×108 W⁄m²的体积加热速率使得蒸汽湿度获得明显改善。

通流结构优化是通过改变通流部分的膨胀率间接达到控制凝结流动，Dolatabadi等使用改进的抽吸方法对蒸汽进行除湿。Noori等使用遗传算法优化了汽轮机喷嘴和叶片的几何形状。Lakzian提出一种新的静叶片间两相流流动控制和叶片形状优化方法，可以使湿蒸汽液滴半径和湿度分别降低5.91%和16.37%。姚宏等提出减缓动叶水蚀损伤的弯叶片优化设计方法。天罡等对低压缸连通管关断技术和减缓叶片振颤和鼓风技术进行了研究，改造后机组灵活性得到了明显改进，大幅度的降低了调峰负荷，在此基础上还保持了机组运行时的安全性和稳定性。史志刚等利用有限元软件获得叶根与叶身处对应的应力水平，对动叶叶根与叶身过渡处的加工质量进行改造，提出一种避免汽轮机动叶叶根与过渡区疲劳开裂的方法提高动叶强度。

综上所述，为保障汽轮机末级通流部分的安全运行，研究人员针对湿蒸汽两相流控制开展了大量工作，通过表面加热、除湿缝吹扫等多种除湿技术的应用和通流结构的优化，显著降低了湿蒸汽对末级叶片造成的损害。

国内外学者对燃煤发电机组安全灵活运行开展了大量研究工作，如何有效监测燃煤发电机组各设备系统运行状态，实现准确描述其动态特性，并提升在快速变负荷同时安全运行的能力亟需进一步的研究，未来需要关注以下问题。

1）设备可靠性在线评估与预警诊断技术。

在现有运行规程中，对于设备异常预警及保护，监控系统一般通过监视某些运行参数，设置报警和跳闸定值，触发相关连锁逻辑，该方式可解决平缓工况中的运行风险但对突发性问题及部件潜在隐患预警不足，因此，在燃煤机组于非常规状态的情况下，借助先进的在线监测技术、动态建模理论和软测量技术等方式，加强设备健康状态实时评估与预警诊断是提升机组设备运行安全的重要途径。

对于难以安装测点测量的参数如再热烟温，可通过智能反演算法实现实时监测。基于长短时记忆神经网络的多参数协同预测模型可对主蒸汽温度、再热蒸汽温度、炉膛出口排放浓度进行预测，为优化控制提供依据。沙骁等提出一种基于频域分析的锅炉受热面壁温异常波动辨识算法，对屏式过热器管壁温度实现提前2min的预测。Rabiei等提出一种在线裂纹扩展速率估计的递归贝叶斯融合方法，该方法可对裂纹尺寸分布及扩展模型进行参数更新进而预测裂纹发展。闫新春等等构建如图14所示的神经网络模型对锅炉壁温的相关数据进行处理，并采用LSTM算法建立了锅炉过热器受热面超温预测模型，以某350MW锅炉过热器为对象，管壁温度预测值与实际测量值的最大误差为 4.9℃，模型具有有效性。