混流式水轮机转轮裂纹防治要点

祝瑞起

摘 要：水轮机转轮如果有裂纹出现，会严重影响机组整体的安全运行。以某水电站对其水轮机转轮裂纹进行处理的工作实践为基础，分析了裂纹产生的原因，总结了防治裂纹的措施，为类似电站设备的运行、维护和管理提供参考。

关键词：水电站；发电机组；混流式水轮机；转轮裂纹

中图分类号：TK733+.1 文献标识码：A 文章编号：2095-6835（2014）06-0020-02

随着我国经济的飞速发展，人们对能源的需求日益增长，各地水电站正在不断的建设中。混流式水轮发电机组在运行当中，其水轮机转轮经常出现裂纹，对水电站的安全运行造成了影响。因此，解决水轮机转轮裂纹的问题成为了工作人员的重要工作。下面以某水电站对裂纹的治理为例进行探讨。

据统计，混流式水轮机转轮运行中易产生裂纹，这种现象在已投运的国内、外混流式水轮发电机组中普遍存在。因此，转轮裂纹的频繁出现，已经严重影响到水电站的经济效益和安全运行，必须引起高度的重视。

某水电站自1998年第一台机组投入运行后的停机维护中就发现水轮机转轮叶片出现裂纹，在后续机组维护中同样发现了叶片有裂纹。该水电站首台机组投运至今已近15年，但是水轮机转轮裂纹频现的情况并未得到彻底消除，每年轮修中几乎都会发现有裂纹。裂纹处理已成为每年机组检修中的主要工作。

1 转轮裂纹现象

根据对该水电站水轮机转轮叶片出现裂纹的位置、出现频次的统计，转轮裂纹主要表现为：①产生裂纹的位置超过90%位于叶片的出水边，尤以出水边与下环连接处最多，其次为上冠连接处。②同一部位裂纹重复出现的比例较高。③转轮分瓣面焊缝附近出现裂纹的几率最大且裂纹较长。④裂纹出现的位置基本在叶片出水边与上冠、下环的连接焊缝处和焊缝热影响区内。

近几年对机组轮修检查时发现转轮叶片出现比较严重的裂纹，比如2010-03，#6机组#1叶片在分瓣面、叶片和上冠焊缝附近产生的迄今为止最长的裂纹，长度达到780 mm，其对应的背水面裂纹长度为430 mm，成一条与上冠焊缝平行的直线，犹如刀切并贯穿叶片。2010-12，#6水轮机#1转轮叶片背水面存在一条裂纹，裂纹长度为170 mm，深度为55 mm，宽度为65mm。最近发现的一条裂纹为#4水轮机#1叶片出水边下角与下环连接处的穿透性裂纹，裂纹长约170 mm。

2 转轮裂纹产生的原因分析

从1998-08第一台机组投入运行以后，该水电站6台水轮机转轮叶片相继出现了不同程度的裂纹，截止到2013-04，6台水轮机转轮共发现80余条裂纹，裂纹大部分出现在叶片出水边与上冠连接处、叶片出水边与下环连接处、转轮分瓣面焊缝附近等位置。经分析得知，转轮产生裂纹的主要原因如下。

2.1 转轮变形影响

转轮叶片的出水边是强度最薄弱的位置，分瓣转轮在分瓣面处刚度不连续，在叶片出水边产生附加应力，从而形成薄弱部位。同时，叶片出水边为水流脱流部位，该处相对空蚀严重，在历次检修中发现该处的空蚀深度近5 mm。空蚀的破坏作用加剧了强度薄弱的情况，恶化了该处的受力环境。

2.2 应力破坏

该水电站水轮机转轮采用分瓣现场组焊结构，由于条件所限，不能进行整体回火热处理而采用局部高温回火，这样仅能消除部分应力，残余应力仍较大。另外，转轮在水压力和离心力的作用下，大应力区主要分布在转轮叶片周边上。一般来说，转轮叶片存在四个高应力区，它们位于叶片进水边正面靠近上冠处、叶片出水边正面的中部、叶片出水边背面靠近上冠处和叶片与下环连接区内。

2.3 铸造和焊接缺陷

水轮机转轮叶片均采用整体铸造，从而不可避免地存在铸造气孔、铸造砂眼等内部缺陷。转轮在制造过程中，采用叶片与上冠和下环焊接连接结构，焊接过程中夹渣、气孔等缺陷造成局部应力集中。另外，在转轮散件组焊过程中，由于各种原因焊缝中也会存在气孔、夹渣等缺陷，这些缺陷在外部应力的作用下可能会成为裂纹源。如果在焊接过程中消氢处理不彻底，也会导致氢致延迟裂纹的发生。

2.4 水力振动导致的疲劳破坏

该水电站在电网中担任调峰调频任务，负荷变化大，水轮机在振动区附近运行时间较长，水轮机叶片承受的交变应力大，在各种稳定与非稳定水流的激振作用下，比如卡门涡、尾水管涡带振动、转轮进口压力的波动等因素产生的干扰激振力使水轮机叶片产生振动。当激振频率与叶片的固有频率接近时，将会产生共振，共振的发生极易导致结构件的破坏。由此产生的动应力是叶片产生裂纹的另一个重要因素。

2.5 焊接处理的影响

处理转轮叶片裂纹的传统方式是对缺陷部位进行彻底的清理、打磨，然后补焊。在焊接过程中，需采取焊前预热、焊中保温、焊后消氢等控制措施。但是不断地加热、焊接、打磨造成了转轮内应力的增加，在一定程度上导致了裂纹的重复发生。

2.6 负荷频繁调整的影响

AGC控制实质上是根据系统负荷“差值”进行调节，而系统负荷总在不断地变化，新的负荷给定值总在不断地下发，AGC的调节将不断进行。因此，发电厂在投入AGC后，机组运行时“调节过程”所占的时间将远大于“非调节”的时间，大部分机组的运行工况由原固有的静态运行转换为动态运行。

3 转轮裂纹的处理和预防措施

3.1 处理方法

该水电站自投运以来，6台机组转轮均出现了数量不等的叶片裂纹情况。因此，根据多年检修经验，充分利用每年机组年度检修的机会对转轮叶片出水边与上冠、下环连接处进行表面渗透探伤，对转轮叶片其他部位进行肉眼检查，及时发现存在的裂纹并进行处理，避免其进一步扩展。针对转轮裂纹现象，专门制订了适合该水电站水轮机转轮裂纹的处理方法，且取得了良好的效果。

3.2 预防措施

对分瓣转轮来说，产生裂纹是难以避免的。裂纹发生的过程也是转轮内应力释放的过程，只要排除结构设计和水力设计本身的原因，其他因素均可以通过后期处理来解决。随着时间的推移，内应力逐步得以释放，叶片的裂纹情况也会越来越少，直至完全消失。机组运行中采用的主要预防措施如下。

3.2.1 坚持避振运行

水轮机由于自身能量特性、汽蚀特性和强度条件的限制，其运行有一定的限制范围。因此，应在水轮机全水头性能试验的基础上合理地确定出其运行限制区（即振动较大的区域），尽量避开该区域运行，减少水力振动对转轮的破坏，这是避免转轮裂纹最重要的措施。该水电站自1998年机组投运以来，进行了多次稳定性试验，通过长期的经验积累和总结，初步确定了指导各台机组调度运行的三个运行工况区域，即稳定运行区、许可运行区和禁止运行区。随着水头的升高，上述各区有往上移的趋势。在稳定运行负荷区，机组各部振动基本稳定在一个较小的值，机组运行平稳（例如水导摆度稳定在60～70 μm）；在许可运行负荷区，机组各部振动相对较大且时有跳变，水轮机尾水管有涡带产生，尾水管处有较大的噪声；而在禁止运行负荷区（即振动区），机组的振动达到了有害的地步，机组运行稳定性明显变差，整台机组呈现阵歇性的振动，振动值维持在一个相当高的值且伴随有很大的噪声。对此，我们制订了严格的运行守则，确保机组最大限度地避开振动区运行。该水电站6台机组转轮最近几年裂纹发生次数逐渐减少，主要是坚持避振运行措施取得的成果。

3.2.2 加强检查

目前，对于运行中水轮机转轮裂纹产生、发展还没有有效的检测手段，因此，每年的定期检查是唯一有效的方法。检查中应对转轮叶片的四个高应力区进行全面的无损探伤检查，如果发现裂纹，及时进行彻底的处理，防止其扩展。

3.2.3 严格执行处理工艺

在处理裂纹时，要按工艺要求严格执行。对严重的裂纹应制订专项的处理工艺；对重复出现裂纹的叶片加大根部圆角半径；在处理转轮叶片与下环连接处的裂纹时，应将叶片出水边与下环连接处平滑过渡的倒角根部厚度加大——倒角直径增大，改善其受力状况。对预热温度、焊接电流、焊接速度、层间温度要进行严格控制，每层的锤击要彻底，焊后消氢保温时间要够，控制好每个环节，确保裂纹处理的质量。

4 结束语

总的来说，在近年来投入使用的水电站中，水轮机转轮叶片经常出现裂纹，致使机组运行状况下降，严重地影响了水电站安全、稳定、经济运行。因此，必须从运行控制、状态分析、检查处理等各方面着手，防止水轮机转轮叶片裂纹的发生，定期进行检修工作，进而提高水轮机的稳定性，保证机组的安全运行。

参考文献

[1]张丽霞.混流式水轮机转轮叶片疲劳裂纹控制研究[D].北京：清华大学，2010.

[2] 李伟，张礼达.混流式水轮机转轮的疲劳寿命估算方法[J].科学之友，2010（06）.

〔编辑：刘晓芳〕