混流式水轮机转轮裂纹原因及预防措施的创新

　　所谓的混流式水轮机，又称法兰西斯水轮机，水流从四周径向流入转轮，然后近似轴向流出转轮，转轮由上冠，下环和叶片组成。其结构紧凑，效率较高，能适应很宽的水头范围，是目前世界各国广泛采用的水轮机型式之一。但是，混流式水轮机转轮叶片若出现裂纹故障，将会严重影响水电站的安全稳定运行和经济效益的发挥，所以必须及时采取措施针对裂纹故障现象进行治理，以确保水电站的安全稳定运行。
　　1 概述
　　某水电站第一台机组投运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裂纹。某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状况并未彻底消除，每年轮修中几乎都会发现裂纹，裂纹处理已成为每年机组检修中的主要工作。
　　1.1 机组运行情况
　　目前已建成水电站中调节性能较好的特大型骨干电源，不仅每年向系统提供巨大的清洁电力能源，并在系统中承担调峰、调频、调压和事故备用等任务，在我省电网中发挥着重要的作用。
　　1.2 水轮机基本参数及结构特点
　　水轮机额定功率为582MW，最大功率为612MW，公称直径6257mm，额定转速142.9r/min，额定水头165m。
　　转轮为全不锈钢分瓣铸焊结构，#1叶片和相对的#7叶片对称分剖，共13个叶片转轮上冠、叶片、下环的材质均为ASTMA743MGradeCA-6NM马氏体不锈钢。
　　转轮上冠把合方式为卡栓式结构。与以往的螺栓把合结构相比，这种结构可以减薄上冠的壁厚，从而节省昂贵的不锈钢材料。
　　叶片采用数控机床加工，叶片最大厚度为188mm。转轮下环为分瓣铸造，整体加工，分瓣面在厂内开坡口，工地焊接。转轮在厂内粗平衡，工地精平衡时允许不平衡力矩为455N·m。为减小上冠水推力，在顶盖上设置了减压板，减压板的设计经模型试验验证，排除了机组飞逸时转轮上浮现象，满足用户对转轮水推力的要求。
　　泄水锥采用薄钢板焊接，除法兰板外，其余钢板厚度仅为20mm，且导流钢板不与转轮上冠出水口焊接，间隙为33mm，作为上冠泄漏水通道之用。
　　2 转轮裂纹现象
　　根据对某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以下现象：（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固定在叶片出水边与上冠、下环的连接焊缝处以及焊缝热影响区内。
　　3 转轮裂纹产生的原因分析
　　从1998年8月第一台机组投运以后，某水电站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年4月，6台水轮机转轮共发现80余条裂纹，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。
　　3.1 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，从而形成薄弱环节，同时，叶片出水边为水流脱流部位，该处相对空蚀严重，在历次检修检查中发现该处的空蚀深度近5mm，空蚀的破坏作用加剧了强度薄弱情况，也恶化了该处的受力环境。
　　3.2 应力破坏
　　某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，其仅能消除部分应力，残余应力较大。另外，转轮在水压力及离心力的作用下，大应力区主要分布在转轮叶片周边上，一般认为，转轮叶片存在四个高应力区，它们的位置在叶片进水边正面（压力分布面）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以及叶片与下环连接区内，某水电站转轮叶片裂纹几乎都出现在这几个区域内。由此可见，应力破坏是导致裂纹产生的一个重要因素。
　　3.3 铸造及焊接缺陷
　　大型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联结结构，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。
　　3.4 水力振动导致的疲劳破坏
　　某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，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。
　　3.5 焊接处理的影响
　　处理转轮叶片裂纹的传统工艺是对缺陷部位进行彻底地清理、打磨，然后补焊。焊接过程中需进行焊前预热、焊中保温、焊后消氢等控制措施，但是不断地加热、焊接、打磨也造成了转轮内应力的增加，一定程度上导致了裂纹的重复发生。
　　3.6 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，动态调节成为发电机组的常有工况，这对于某水电厂AGC投运前根据频率和断面潮流进行人为手动调整的运行方式是一个巨大的转变。
　3.7 频繁跨振动区的影响
　　在AGC投运前，运行人员主要根据电网频率和电网断面潮流进行有功调整，可人为地对每台机组的有功负荷进行单独调整，亦可对负荷变化趋势进行预判，具有一定的灵活性，能最大限度地避免机组频繁地跨越振动区。在AGC投运后，系统无法对负荷变化趋势进行预判，机组是否跨越振动区运行完全由负荷情况决定，当AGC有功设定值与实际值超差大于跨振动区有功死

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区且机组不跨越振动区无法调整时，就会有机组跨越振动区运行。
　　3.8 超出力运行的影响
　　机组超额定出力长时间运行，增大了转轮等部件的机械受力，也易导致叶片疲劳损坏。
　　4 转轮裂纹的处理及预防措施
　　4.1 处理方法
　　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，根据多年检修管理经验，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，对转轮叶片其它部位进行肉眼检查，及时发现存在的裂纹并及时处理，避免了其进一步扩展。针对转轮裂纹现象，专门制定了适合某水电站水轮机转轮裂纹的处理工艺，取得了良好效果。
　　4.2 预防措施
　　对分瓣转轮来说，产生裂纹不足为奇，也可能是难以避免的。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，其它均可以通过后期处理得以解决。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。运行中采用的主要预防措施如下。
　　（1）坚持避振运行。水轮机由于其自身的能量特性、汽蚀特性和强度条件的限制，有一定的运行限制范围，因此，应在水轮机全水头性能试验的基础上合理的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，以减少水力振动对转轮的破坏。这是避免转轮裂纹的最重要措施，已经为多个电站的运行实践所验证。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60～70μm）；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音；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音。对此，我们制订了严格的运行守则，确保了机组最大限度地避开振动区运行。某水电站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。
　　（2）加强检查。目前，对于运行中水轮机转轮裂纹产生、发展的监测还没有有效手段，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，发现裂纹，及时进行彻底地处理，防止其扩展恶化。
　　（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。对严重的裂纹应制定专项的处理工艺；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相接处的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。
　　5 结语
　　综上所述，混流式水轮机转轮运行的可靠性比水力性能更重要，并且若混流式水轮机转轮叶片出现裂纹故障，将会严重影响水电站的安全稳定运行和经济效益的发挥。因此，为了防止因水轮机转轮的问题而给水电站的安全、稳定、经济运行带来严重威胁，就需要认真分析裂纹产生的原因，采取有效的措施进行预防控制，以降低水轮机转轮叶片裂纹的发生，从而提高水轮机的安全稳定性，保证机组的安全经济运行。
　　【参考文献】
　　[1]樊世英.混流式水轮机转轮裂纹原因分析及预防措施[J].水力发电，2002（05）.
　　[2]陶喜群.防止混流式水轮机转轮叶片产生裂纹的措施[J].东方电机，2005（01）.

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