水电站转轮缺陷研究与处理

0引言

×××水电站同时承担着发电、拦洪和防沙等职责,全部装机容量可达1 000万余kw,两岸厂房分别有9台水轮发电机组。发电机组转轮应用混流式水轮机结构,运行稳定高效。某年年度停机检修时,转轮出现裂纹、锈蚀等缺陷,严重影响机组运行稳定安全性。

1转轮及转轮缺陷概述

水轮机是把水流的能量转换为旋转机械能的动力机械,按工作原理可分为冲击式水轮机和反击式水轮机,在水电站内用于驱动发电机发电^[1]。水电站转轮是水力发电中的关键部件,一般由叶片、轮毂、上冠和下环构成,其性能直接影响水力发电的效率和稳定性。水电站转轮的工作是基于水流的动力学原理,当水流经过导水机构(如导叶)时,通过调节导叶开度来控制水流流量。水流进入转轮后,由于水流压力和转轮叶片的角度变化,水流产生推动转轮旋转的力,转轮旋转时,通过主轴带动发电机转动,从而将机械能转化为电能。目前常见的转轮有混流式转轮、轴流式转轮和冲击式转轮^[2]。混流式转轮水流从四周径向流入转轮,然后近似轴向流出转轮,可应用水头范围很广,从20 m至700 m水头都有相应的产品供使用,最大出力已达100万kw。轴流式转轮水流基本沿轴向流入和流出转轮,适用于中、低水头水电站。冲击式转轮水流通过喷嘴或喷管射流至转轮的斗叶上,利用水流的冲击力使转轮转动,多用于高水 头、小流量的水电站。

转轮作为水电站水轮机的核心部件,在运行过程中可能会出现多种缺陷,可能严重影响机组的性

能和安全。常见转轮缺陷包括汽蚀、裂纹、磨损、重量不平衡、铸造缺陷及变形等。汽蚀是水轮机转轮在运行过程中,由于水流中的气泡在压力变化下溃灭,对金属表面产生的剥蚀作用。叶片进水边上下面和转轮室与底环接缝处容易出现汽蚀,形成剥蚀坑和蜂窝状坑,严重时可能导致转轮直径减小,机组振动加剧^[3]。裂纹是转轮在铸造、焊接或运行过程中由于应力集中、材料缺陷或外部冲击等原因产生的缺陷,可能出现在转轮叶片、上冠、下环等部位,严重时可能导致叶片掉块。裂纹的产生与铸造缺陷、焊接缺陷、应力集中及运行条件等多种因素有关^[4]。磨损是指转轮在运行过程中,水流中的泥沙等杂质对转轮表面的冲刷和摩擦作用,导致转轮表面材料逐渐损失的现象。磨损的程度与水体中的泥沙含量、处理效果及转轮材料的耐磨性等因素有关。重量不平衡是指转轮在补焊或其他维修过程中,处理不当导致叶片重量分布不均匀,进而引发机组振动的问题,主要是维修过程中操作不当或材料选择不合适等原因导致。铸造缺陷是指在转轮铸造过程中产生的夹渣、缩孔、疏松等缺陷,会降低转轮的强度和韧性,铸造过程中的工艺控制不当、材料质量问题或模具设计不合理等原因都可能导致铸造缺陷的产生。转轮变形受多种因素影响,水流动力、应力破坏、材料与制造缺陷都会导致变形缺陷。

2水电站转轮裂纹研究处理

2.1 转轮裂纹情况

按照ASME标准第Ⅷ卷,对A、B、C三台机组进行 PT(渗透探伤)和UT(超声波探伤)检测。检测结果显示,A机组转轮存在1处贯穿性裂纹、3处非贯穿性浅表裂纹、7处线性缺陷。贯穿性裂纹位于3#叶片和下环组合焊缝的出水边顶部,叶片负压面上裂纹长度130 mm,叶片正压面上裂纹长度180 mm。浅表裂纹位于叶片出水边590~695 mm处,长度分别为18、8、6 mm。出水边980~1 400 mm处有2处5~9mm的线 性缺陷;出水边145mm和出水边顶部分别有1处40mm 和30 mm的线性缺陷;出水边3 050~3100 mm处有3 处15~70 mm的线性缺陷。B机组转轮存在4处浅表裂纹和3处线性缺陷。叶片和上冠组合焊缝上距出水边2910 mm和2180 mm处各有一条10 mm的裂纹, 下环和上冠本体上有2处裂纹。出水边3 250 mm处有2处10 mm的线性缺陷,其中1处处于上冠叶片出水边的边缘。另上冠边缘190 mm处有直径100 mm的1处腐蚀缺陷。C机组转轮存在1处浅表裂纹和4处线性缺陷。裂纹长度15 mm,处于5#叶片与下环组合焊缝的出水边边缘位置。出水边60~370 mm处有3处线性缺陷,长度为6~14 mm;上冠出水边的边缘位置有1处10 mm的线性缺陷;其余为气蚀与凹坑缺陷。

2.2 转轮裂纹研究

造成转轮叶片裂纹的原因主要有两方面:一是叶片上应力集中,叶片端部截面突变、硬度突变、缺口、细微裂纹等均会导致应力集中;二是叶片受到超出抗拉强度的力的作用。抗拉强度(MPa)=力(N)/受力面积(m²),由于受力面积很小,较小的力作用就会超出叶片材料的抗拉强度,导致裂纹产生。A机组3#叶片上的贯穿性裂纹从叶片和下环组合焊缝的出水边端部起始(图1),正处焊缝热影响区,并沿进水边延伸。转轮叶片的正压面受到的作用力比较大,故裂纹长度也较长,而叶片的负压面裂纹长度则较短。A机组转轮3#叶片上的裂纹缺陷曾经过修复达到合格标准(0~300 mm),但在机组运行一年之后,再次在相同位置探测到570 mm的贯穿性裂纹缺陷,经修复处理后,UT和PT检测结果均合格。第三年A机组运行期间避开低出力、低水头,尽可能保证最优工况,在年度检修探伤中PT结果合格,无裂纹缺陷再出现。综合转轮制造工艺、检修记录及现场分析,A机组转轮的3#叶片产生贯穿性裂纹缺陷主要是由于焊缝因厂内修补形成了淬硬组织,熔敷金属冷却过快,凝固的相变应力超出抗拉强度,产生叶片端部微裂纹,转轮

运行期间微裂纹逐渐扩展,最终形成了贯穿性裂纹。

2.3 转轮裂纹处理

1)确认缺陷位置。基于UT和PT检测结果,标记转轮叶片上的裂纹位置、长度。

2)焊前准备。一是预热,使用电热板或氧乙炔火焰将焊接区和周边50 mm区域加热至70~80℃ ,预热温度用红外测温枪进行监控;二是用碳弧气刨在裂纹终端20 mm位置设置止裂孔;三是将裂纹50 mm范围的油污杂质清理干净,用碳弧气刨从裂纹尾部向起始端一次性打磨清除裂纹缺陷区域的渗碳层,预制焊接坡口。

3)焊接修复。选择手工电弧焊方式进行焊接,表1为焊接参数表,焊条使用奥氏体不锈钢AWSE308L—16/φ3.2,烘干处理后放置于保温筒;除第一层、盖面层焊道,每层焊层焊接后要锤击释放应力;为确保焊后能够打磨平整,焊缝表面要比母材高1~3 mm。正面坡口修补完成后,在背面用碳弧气刨清根并打磨坡口,背面坡口采取多层多道焊,如图2和图3所示。焊接后要将焊缝和热影响区用阻燃布盖住,防止冷却过快。

4)焊后处理检测。对修复区域用磨光机粗磨之后,按照ASME标准第Ⅷ卷做UT和PT检测,确保无裂纹、夹渣、气孔等缺陷。探伤合格后,参考叶片原型线,对修复区域做精磨处理和叶片型线检测,确保符合要求。

3水电站转轮锈蚀研究处理

3.1 转轮锈蚀情况

年度停机检修时发现D机组转轮叶片的正压面靠近上冠区域,特别是磨花接缝位置出现集中性的黄色\红色锈蚀缺陷,部分锈蚀斑点位置有泥沙流挂的痕迹,如图4所示。锈蚀斑点主要有两种,一种斑点区域为红色,周边区域为黄色,斑点中心有针型的小孔,将表面覆盖层清理后即可见叶片本色;另一种斑点有凸起的泥包,清理后露出针孔,针孔下有约2 mm 的空腔,打磨后叶片表面没有出现裂纹。

3.2 转轮锈蚀研究

D机组转轮叶片上的锈蚀小孔周边多为红色、黄色斑点,孔口形状不规则,孔深与孔口直径相等或偏大,类似于金属点腐蚀,因此可初步确认锈蚀为点腐蚀现象。点腐蚀多出现在金属浅表面,产生原因一是金属铸造时表面组织紧致度不足,粘附有非金属夹渣,导致表面局部腐蚀;二是氧化剂、活性离子对金属表面钝化膜造成了局部破坏。金属浅表面的腐蚀会迅速扩散,进而出现小孔、蚀点现象,蚀点形态不规则,分布不规律,纵向扩散速度很快。蚀点周围的金属阳极会溶解形成腐蚀坑穴,如未及时处理,可能出现金属蚀穿问题。

经检查分析,D机组转轮叶片出现点腐蚀问题的主要原因包括微生物附着和沙砾磨损。硫酸盐还原菌(SRB)、铁细菌是造成金属腐蚀的主要微生物,其中SRB包括异化硫酸盐还原细菌、异化硫还原细菌,在PH值5.5~9.0的厌氧环境中繁殖很快,且具有极强破坏性,通过在金属表面与硫酸盐还原生成硫化膜;铁细菌生存在酸性好氧环境中,能够氧化二价铁。该水电站过机水流的PH值监测数据显示,过机江水的 PH值长期处于8.09~8.52的范围。对D机组转轮叶片和活动导叶上的泥包进行谱能分析,C、O和S元素的含量均较高,其中S极有可能是SRB的还原产物,可证明SRB存在。因水流冲击会将泥包冲走,故断定泥包是停机时产生的。根据运行日志,D机组在当年有38天停机待检修,转轮一直浸泡在水中,泥沙沉积形成无氧环境滋生了SRB,点蚀部位上的小孔为细菌提供了聚集条件,因转轮出厂时的保护漆膜在运行期间部分剥离出现的小浅坑也有利于SRB聚集。SRB腐蚀叶片后产生点蚀,泥包则会覆盖孔口,并在叶片表面向下垂直扩散,SRB随之繁殖,腐蚀区域扩散,不断加剧腐蚀。

根据水电站过机泥沙分析报告,长石和石英是泥沙中的主要矿物质,为硬质颗粒。通过元素能谱分析可知,D机组活动导叶上的大量白色颗粒物为碳酸钙。机组运行期间,水流裹挟的硬质沙砾会撞击转轮叶片,擦刮损伤叶片过流面上的钝化膜,腐蚀介质和叶片内部产生电化学反应,进而出现锈蚀现象。此外,D机组使用的转轮叶片在制造过程中为了外表美观,通过抛光进行了磨花处理,但是在花纹重叠位置由于过度抛光叶片表面局部粗糙度降低,钝化膜被

破坏,推测这也是锈蚀缺陷出现的原因之一。

3.3转轮锈蚀缺陷处理

1)确认缺陷位置。基于PT检测结果,标记转轮叶片上的缺陷位置。

2)焊前准备。用旋转锉将锈蚀缺陷区域的表面覆盖层清理干净;使用电热板或氧乙炔火焰将焊接区和周边50 mm区域加热至80℃以上,预热温度用红外测温枪进行监控。

3)焊接修复。选择手工电弧焊方式进行焊接,焊条使用奥氏体不锈钢AWSE308L—16/φ3.2,烘干处理后放置于保温筒,使用时再取出焊接。焊接结束后用磨光机进行打磨抛光,使粗糙度符合图纸标准。

4)焊后处理检测。焊接修复完成后,先进行目视外观检查,然后按照ASME标准第Ⅷ卷对修复区域进行PT检测,修复深度大于10 mm的区域进行UT检测。

4水电站转轮线形和圆形缺陷研究处理

4.1转轮线形和圆形缺陷情况研究

A、B、C三台机组转轮均存在不同程度的线形和圆形缺陷,长度较短且有一定宽度,部分线形缺陷呈U型,主要产生于转轮制造过程中的焊接环节,如图5所示。熔敷金属凝固、焊缝清根过程中的非金属渣粘附在焊缝浅表层,UT和PT检测均无法识别显现这些浅表性缺陷,随着机组运行,水流将非金属渣冲刷掉之后,就会检测到线性缺陷。焊接期间由于操作不稳定,焊枪移动过程中有空气卷入产生气孔,最终出现圆形缺陷,如图6所示。

4.2转轮线形和圆形缺陷处理

1)确认缺陷位置。基于PT检测结果,标记转轮叶片上的缺陷位置。

2)清理修复。用旋转锉将线形缺陷处理至无目视可见缺陷后,使用手工电弧焊作补焊处理。

3)焊后处理检测。用磨光机打磨抛光修复区域,确保表面粗糙度达标。目视检查修复区域合格后,按照ASME标准第Ⅷ卷进行PT检测,修复深度大于10 mm 的区域进行UT检测。

5 结束语

本文通过研究分析×××水电站转轮运行期间出现的裂纹、锈蚀、线形和圆形缺陷,提出了相应的处理方案,基本解决了该水电站转轮的缺陷问题。此外,为有效避免后续再次出现类似缺陷问题,建议取消转轮制造过程中的磨花工艺,改善大轴中心补气系统,从而降低机组运行振动,同时优化运行工况。

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2025年第1期第15篇