水轮机叶片裂纹的处理.doc

水轮机叶片检修处理中的几个问题甘肃小三峡水电开发有限责任公司 摘要 本文通过对甘肃小三峡水电开发有限责任公司所属的大峡水电站、小峡水电站水轮机叶片在制造、检修中出现的问题采取的相应的处理方法的回顾和总结，提出了水轮机叶片处理中的几点措施，以供大家参考、讨论。关键词叶片 处理 问题黄河大峡水电站是甘肃小三峡水电开发有限责任公司开发建设的第一个水电项目，电站总装机容量300MW（4台75MW的轴流转桨式机组），保证出力143MW，多年平均发电量14.65亿kWh，工程总投资24.5434亿元，于1991年开工建设，1996年12月首台机组投产发电，1998年6月工程竣工。黄河小峡水电站是继大峡水电站完建之后开发建设的第二个水电项目。电站总装机容量230MW（4台57.5MW的轴流转桨式机组），多年平均发电量9.56亿kWh，于2001年开工建设，2004年9月首台机组投产发电， 2005年5月最后一台机组投产。作为黄河上的水电站，在设计、制造初期就对叶片提出了较高的要求，大峡电站、小峡电站叶片均采用0Cr14Ni4Mo或0Cr14Ni6Mo的不锈钢材料，同时对制造加工也提出了较高的要求。通过大峡电站近十年的运行和检修，小峡电站设备制造验收，总结了以下经验。1、水轮机叶片裂纹的处理水轮机转轮叶片裂纹的频繁产生，对机组安全运行构成很大威胁，也给电厂带来极大的经济损失，因此，分析裂纹产生原因，并对易产生裂纹部位进行无损探伤检查，对及时处理缺陷，消除事故隐患是十分必要的。裂纹产生的原因应力集中。采用有限元计算分析得出，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，按第三强度理论计算的相当应力沿叶片周边分布。一般转轮叶片存在四个高应力区，他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；叶片与下环连接区内。铸造缺陷及焊接缺陷。铸造气孔、铸造砂眼等在外部应力的作用下可能会成为裂纹源，造成裂纹的产生。由于转轮叶片与上冠、下环的厚度相差大，在冷却过程中易产生缩孔、疏松等。铸焊结构的转轮，若焊接工艺不当或焊工没有按照焊接工艺的要求进行焊接，在焊缝及热影响区也会出现裂纹。原设计问题，转轮叶片与上冠、下环间的过渡R角设计较小，引起应力集中。运行上的原因，长期低负荷、超负荷或在振动区运行会使叶片在交变应力作用下产生裂纹或裂纹情况加剧。裂纹无损探伤检查在大修时对转轮进行无损探伤检查，及时处理缺陷，消除事故隐患是十分必要的。严重的裂纹等缺陷用肉眼和放大镜外观检查即可发现，但较细小的缺陷和内部的缺陷必须用无损探伤检查。常用的无损检测方法有以下几种：磁粉探伤、渗透探伤、超声波探伤、金属磁记忆、射线检测等。裂纹易于产生的应力集中部位，如叶片进水边正面(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、叶片与下环连接区等部位，由于透照布置比较困难，不能用射线透照法进行无损探伤。根据水轮机转轮叶片表面比较粗糙、结构复杂和厚度变化大的特点，一般应采用渗透、磁粉、超声波和金属磁记忆的方法进行无损检测。超声波检测。超声波探伤方法对裂纹、未熔合等面积型缺陷的检出率较高，适宜检验较大厚度的工件，但是对于铸钢、奥氏体不锈钢材，由于粗大晶粒的晶界会反射声波，在屏幕上出现大量的“草状回波”，容易与缺陷波混淆，影响检测可靠性，限制了超声波探伤方法在铸钢制水轮机转子叶片上无损检测的应用。探测频率越高，杂波就越显著，为了减小晶界反射波的影响，建议采用低频探头(0.25万千赫兹)对铸钢转子进行超声波探伤，发现反射信号以后再用高频探头(0.5万千赫兹)进行定量。铸钢件超声波探伤衰减很大，探伤时只有满足底波与林状回波至少应有30分贝差时才能检测。渗透探伤。渗透探伤方法简单易行，显示直观，适合于大型和不规则工件的检查和现场检修检查。但是，渗透探伤方法是利用渗透能力强的彩色渗透液渗入到裂纹等缺陷的缝隙中，再利用吸附能力强的白色显像剂，将渗透液吸出来以显示缺陷的，因此，只能检查表面开口的缺陷。磁粉探伤。磁粉探伤方法是利用工件磁化后，在材料中的不连续部位(包括缺陷造成的不连续性和结构、形状、材质等原因造成的不连续性),磁力线会发生畸变，部分磁力线有可能逸出材料表面形成漏磁场，这时在工件上撒上磁粉，漏磁场就会吸附磁粉，形成与缺陷形状相近的磁粉堆积，从而显示缺陷。因此，磁粉探伤适用于铁磁材料探伤，可以检出表面和近表面缺陷，但是有些部位由于难以磁化而无法探伤。为了保证水电机组的安全运行，考虑到各种探伤的优点和局限性，水轮机转子应进行如下检验：对叶片清理后进行宏观检查；对可以磁化的部位进行磁粉探伤；不能磁化的部位进行渗透探伤。近来金属磁记忆和涡流探伤技术日渐成熟，也可以用来进行表面探伤;对叶片进水边正面(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、叶片与下环连接区等应力集中部位和表面发现缺陷的部位进行超声波探伤。检验中发现的裂纹等危险性缺陷应进行处理。裂纹处理阻止裂纹延伸。通常裂纹的两端尾部内应力接近材料的极限强度，在外力或热应力的影响下还会继续延伸。因此，必须在裂纹两端打止裂孔，孔径应不小于6毫米，裂纹清理过程中如发现纹路有新的发展趋势应停止清理，再追加止裂孔，一般孔深应比裂纹深度大46毫米。裂纹清理及开坡口。裂纹铲除常用两种方法：风铲和炭弧气刨。风铲铲除裂纹所形成的坡口较规则，易于保证焊接质量，但劳动强度大，速度慢，铲头可根据裂纹深度的不同而选用，坡口要求规则平滑并用30%的硫酸或硝酸酒精清洗；炭弧气刨可对较深的裂纹进行多次吹割，这种方法操作简便，速度快，但坡口内往往有渗碳层，要用异型砂轮磨削。为了防止过热引起变形和裂纹扩展，炭弧气刨必须间断使用。坡口的形式应遵守焊接工艺的一般要求，主要根据裂纹情况、部位和铲除及施焊方便而定。裂纹清除后应进行著色探伤以确认裂纹是否全部清除乾净。近年来，水轮机转轮的叶片裂纹频繁发生，严重威胁水电厂的安全经济运行，有必要在机组大修时对应力集中等易于产生裂纹的部位进行无损探伤检查，对发现的缺陷及时处理，把事故消灭在萌芽状态，保证机组的安全经济运行。 (2004-09-23)葛洲坝电厂水轮机过流部件磨蚀与防护回顾王建忠 涂阳文 王茂海(长江电力股份有限责任公司，湖北宜昌443002)摘要：葛洲坝电厂水轮机过流部件的磨蚀是泥沙磨损和空蚀联合作用结果。从1989年开始筛选出适宜葛洲坝电厂水轮机过流部件的抗磨蚀涂层一环氧金刚砂，涂后在葛洲坝电厂水轮机过流部件上的应用是成功的，同时也要认识到还要进一步探索和研究，解决水电厂的这个老大难问题。关键词：水轮机；过流部件；磨蚀；环氧金刚砂；涂料；防护1 前言葛洲坝水利枢纽是1970年代在长江干流上兴建的第一座集航运、发电、防洪于体的综合性大型水利枢纽工程，葛洲坝水电站是枢纽的主要组成部分，是三峡水电站的反调节电站，设计装机21台，总装机容量2715MW。从1981年工程开始发挥效益以来，机组已实现安全运行23年。电站年平均流量14300m3/s，年平均水量4529亿m3，最小入库流量2900m3/s，多年平均含沙量为1.2kg/m3，最大含沙量10.5kg/m3，年输沙量5.26亿吨，总库容15.7亿m3。大江电站装机14台，装机容量1750MW；二江电站装机7台，装机容量965MW，分别由原哈尔滨电机厂与东方电机厂设计、制造，其水轮机技术参数如表1：表1水轮机参数表项目ZZ500-LH-1020ZZ560-LH-1130备注额定功率12.9MW176MW1987年后，ZZ500出力增容至138MW，流量约880m3/s设计流量825m3/s1130m3/s额定转速62.5r/min54.6r/min最大水头27m27m设计水头18.6m18.6m最小水头8.3m10.6m飞逸转速140r/min120r/min吸出高度-7m-8单位流量1838 1/s20501/s葛洲坝枢纽大坝的坝轴线中部布置泄水闸，两测是大江和二江电站，电站的两外侧为大江和二江船闸。由于葛洲坝电站位于南津关弯道的下段，在弯道环流作用下，泥沙产生横向位移，底层含沙量大、粒径粗的泥沙向凸岸右侧运动，表层清水向凹岸二江一侧运动，过机泥沙粒径大小的分布与过机泥沙含量的分布成正比，愈靠右岸的机组，过流部件的磨蚀愈严重，过机含沙量和粒径分布规律是：二江小而细，大江大而粗，二江电站的含沙量为断面(宜昌)平均值的0.940.98倍，18为1.37倍，21为1.6倍。过机泥沙粒径18为二江的1.22.0倍，21为1.22.9倍。最大粒径达0.62mm，单机年过沙量在1 500万吨左右。为了提高水轮机过流邮件的抗气蚀性能和抗磨损能力，叶片材料采用OCrl3Ni46Mo不锈钢铸造，中环采用不锈钢材料，821机下环还增设900mm的不锈钢段。2 过流部件的磨蚀情况葛洲坝电厂水轮机的磨蚀与国内多泥沙河流水电厂同类机组具有共同的特点，即含沙量愈大，硬度愈硬，沙粒愈粗，运行时间愈长，磨蚀愈严重。过流部件的磨蚀是泥沙磨损和空蚀联合作用的结果，具体情况如下：2.1 转动部件的磨蚀2.1.1 叶片的磨蚀葛洲坝电厂水轮机叶片材质选用抗磨蚀性能优良的 OCrl3Ni45Mo(125MW机组)和OCrl3Ni6Mo(170MW机组)铸造而成，但磨蚀依然存在。其进水边愈靠外缘磨损愈重，头部外缘磨损十分惊人，曾在15机叶片上钻孔试验。运行近40000小时，头部外缘磨损不小于16mm，厚度仅正面就磨损2.4mm。叶片出水边的磨损状况与进水边相似，也是愈靠外缘磨损愈重，出水边外缘磨损特别严重，3机运行60000小时后，出水边厚度减少不小于的13mm；20机运行24000的小时，厚度减少2lmm，运行近38000小时，叶片与转室的间隙难以测量，叶片外缘端面200mmX70mmX60mm穿诱性磨蚀坑几乎连成片，被迫利用中环进入孔盘车补焊磨蚀破坪部位。1921运行80000小时，叶片外缘磨蚀和背面啃边十分严重，在叶片采取了防护措施的条件下，其出水边外缘圆角已不复存在，外缘形同狼牙状的“利刃”，部分已穿孔。1999年底，20机扩大性大修，更换了五个带裙边的不锈钢新叶片，叶片与裙边是整铸经机加工而成，运行不到20000小时，裙边磨蚀严重，下端厚度由原来的15mm成为“利刃”，根部厚度40mm局部蚀穿，不得已对部分裙边修型。叶片与转轮室单边间隙逐年增大，17机以0.3mm年增加，821机以0.761.12mm/年增加，且背面吊孔处1000mmX250mm是其强气蚀区，磨蚀严重；叶片外缘背面啃边在其转动中心线处最严重，离中心线愈远啃边相对较轻。2.1.2 轮体、连接体、泄水锥的磨蚀转轮体的材质为ZG20MnSi，连接体、泄水锥的材质为碳素钢焊接而成，由于其相对流速不大，因此磨损是其破坏的主要形式。以5机为例，运行26345小时，发现其表面布满了鱼鳞坑，这些鱼鳞坑与相对流速方向相同，多数深度小于0.6mm，少数深度在0.61.5mm之间，其4叶下转轮体上原补焊的两个焊疤，轴向焊疤高出表面2.9mm，周向焊疤高出表面1.52.1mm不等。随着运行小时的增加，鱼鳞坑增大加深，磨损加剧。2.2 固定部件的磨蚀2.2.1 转轮室的磨蚀葛洲坝电厂水轮机的转轮室的磨蚀是比较典型的，两台 170MW机组中环的材质分别为0Crl3和lCrl8Ni9Ti，基础环、下环的材质为碳素钢，运行21000小时，1机中环、下环就出现了局部磨蚀，进行了局部补焊打磨处理；运行近120000小时，中环局部材料整块剥落0.4m2，其混凝土基础也被掏空，中环局部厚度仅有4mm，只得将脱落部位镶嵌不锈钢板，并对中环实施大面积灌浆处理。36水轮机中环材质为1Crl8Ni9Ti1.7机为0Crl3Ni5Mo，下环的材质均为碳素钢，由于中环与下环的连接不是光滑过渡，而是中环高出下环710mm，致使下环出现严重的磨蚀破坏，在中环与下环联接法兰的圆周表面上，高120150mm范围内均出现蜂窝状气蚀，最深达55mm，迫使每次机组大修时用不锈钢焊条向下堆焊200mm左右的过渡层。821水轮机中环材质与36机相同，下环汲取了37机的经验教训，向下延伸了900mm的不锈钢段，其余为碳素钢，在新机组投产运行 8000小时左右鉴定性大修中，中环中上部圆周内有少量鱼鳞坑，下环表面均布满较浅的鱼鳞坑。在运行了40000小时左右时，整个过流部件上均布满了0.51.5mm深的鱼鳞坑，且在下环的“喉管”处(球面与锥面的过渡部位)300mm左右的高度内存在一个明显的磨损带，形同冲击出的沙滩带，磨损十分严重。在运行了100000小时左右时，中环的磨损已十分严重，20机中环经钻孔测量其厚度仅有15mm，比设计加工的 25mm减少了10mm，即中环的年磨损量不小于0.71mm。2.2.2 活动导叶的磨蚀活动导叶无明显的磨蚀痕迹；运行60000小时左右时，立面密封下部鸽尾槽磨蚀，高80mm，呈正八字形下部密封条无法固定，导叶下端面出现蜂窝状气蚀破坏，深度达20 30mm，下端面出水角部分缺损；运行大于100000小时，除导叶下端面和出水角磨蚀面积增大外，下轴颈过渡球面局部磨蚀，由于导叶表面已进行抗磨蚀材料保护，因此，表面无明显的磨蚀痕迹。2.2.3 其它部位的磨蚀底环、固定导叶与下部护板，支持盖中、下段外侧，在机组运行的初期，磨损不明显，仅局部有较浅的鱼鳞坑。随着运行时间的延长，底环上止漏密封内侧至圆弧表面磨蚀严重，出现沟槽，底环外圆与座环基础内圆接缝处间隙随运行时间的增加越来越大，以1、2机最为明显，已达2045mm。固定导叶与基础护板，支持盖中、下段外侧，蜗壳进人门内侧已布满了鱼鳞坑，深浅不一，磨损已相当严重，均在运行大于60000小时后的机组大修中采用抗磨蚀材料进行了保护。3 过流部件防护情况葛洲坝电厂运行初期，水轮机过流部件的磨蚀研究大多是试验室结论，需要通过实践来检验。因此，从第一台机组投运开始，对水轮机过流部件的磨蚀破坏问题就十分重视，在科研院所的支持下，寻找防护水轮机过流部件的金属与非金属材料，以减缓其磨蚀破坏的速度，延长机组的检修期，缩短检修时间。(1)1983年3月，在3机转轮体和中环上涂刷两块环氧砂浆进行抗磨试验经30000小时运行，涂层被冲掉；同年7月，在2机2叶片上进行0Crl8Ni6Mo三相焊条和 0Cr13Ni6Mo母材焊条进行补焊试验，1984年2月检查， OCr13Ni6Mo母材焊条效果良好。(2)1984年8月，在7机叶片正面吊孔盖板上涂刷镍保护层，运行20000小时，停机检查，已无踪迹。 (3)1986年2月，在5#机转轮体、叶片、中环部位分别喷焊一小块镍基Nil、Ni2、Ni3金属粉末保护层，在进水边涂刷蓖麻油型互穿网络高分子保护层。运行22000小时，经检查转轮体上残存部分Ni3喷焊层，2叶片正面进口外缘喷焊的 650X180Nil已龟裂，用锤子敲击可使其脱落，中环上喷焊的NJ2已无痕迹；涂刷的蓖麻油型互穿网络高分子保护层被冲掉；1987年在3机和2机过流部件上大面积涂刷该保护层，厚度0.10.2mm。运行8000小时在底环和导叶上还存在薄膜痕迹。运行20000多小时后被冲掉。(4)l987年2月，长委会科研所在9机叶片上用抗磨涂层冷态环氧8021涂在叶片吊孔及出水边外缘正面，机组运行 20000多小时，涂层全部冲掉，保护作用不明显。(5)1988年4月，在1机叶片正面、轮毂、连接体、泄水锥、活动导叶、底环、基础环、下环等过流部件涂了环氧金刚砂涂料保护层，分别运行4600小时、12300小时、15000小时检查，除叶片正面进水边头部、出水边外缘和基础环上部连接缝 周高100mm脱落外。其余均起到了保护过流部件的作用。(6)1989年3月，国内七个科研院所。在20机过流部件上进行多种抗磨蚀材料的对比试验。天津勘测设计院水科所的双层次尼龙、聚氨脂橡胶片、复合树脂砂浆；西安黄河机器厂的HH8961环氧砂浆：黄委会水科所的S一80美同聚氨脂橡胶；兰州电力修造厂的Ni57、Ni50A金属粉沫喷焊；冶金部钢铁研究总院的金属陶瓷帖片；中科院金属研究院的不锈钢焊条、钛合金帖片等。运行17919小时后，1992年初停机检查，发现过流部件遭受到最为严重的破坏，对比试验的抗磨蚀材料几乎全部剥落。由于多种抗磨蚀材料的附着力不同，在运行中剥落的时间有差异，叶片正、背面从进水边至出水边，从叶片根部至外缘，大大小小的蚀坑形同“梯田”，局部蚀坑60mmX35mm；转轮体上同时出现了一些蚀坑，局部40mmX20mm，迫使对其过流部件进行全面地环氧金刚砂修复与防护。并在1999年将五个叶片全郎更换。 (7)1992年3月，北京中山公司在203机3#叶片背面和9机4叶片正面进行厂美国超能强化DP.DL抗磨涂层试验，其它八个叶片全部涂敷黄委会水科院的环氧金刚砂涂层，运行约6000小时检查，20机的美国涂层全部剥落，环氧金刚砂涂层保留90以上：9机美国涂层保留近90。环氧金刚砂涂层完好无损，(8)1996年11月，在16机4个叶片的头部正背面进行两种弹性休材料(聚氨脂类)的抗磨蚀试验，运行约25000小时(一个大修期)停机检查，叶片背面米色弹性体材料剥落，正面虽已剥落，们末磨损，估计剥落时间不长；叶片背面茶色弹性体材料剥落50，正面完好。(9)1997年，在20机和21机中环上用环氧金刚砂涂层作基础，表面涂敷弹性体材料(聚氨脂类)，运行约6000小时(1年)后几乎全部剥落，仅在中环上部残存少许。(10)2001年12机更换下来的叶片上进行高速火焰喷涂裙边和叶片背面外缘300mm的碳化钨材料，于2002年安装在15机上；2001午底，在18机进行了相同的试验，效果待定。通过上述试验，从1989年开始，筛选出适宜葛洲坝电厂水轮机过流部件的抗磨蚀涂层，即黄委会水科院、全国水力机械抗磨损研究试验总站二个单位研制的、获国家发明奖的环氧命刚砂涂层。该涂层抗磨蚀效果显著，价格便宜，施工简单，可在转轮室内大面积涂敷，其涂层在固定部件和转轮体上的四年保留量不小于90，对叶片背面的保护效果不理想，约80左右，主要是叶片背面强汽蚀区的四年保留量为零。因此，转轮室中环和叶片背面外缘的保护是目前需要解决的问题。4 几点看法随着三峡水库2003年6月10日蓄水至135m高程，上游河道加宽，水流速度减慢，含泥沙量已明显减少，葛洲坝电厂的水轮机运行条件得到改善，过流邮件的磨损破坏速度得到缓解。但应清楚地看到：三峡水库是蓄清排浑，在夏季仍然要将滞留在库内的泥沙排至葛洲坝水库，水轮机磨蚀依然存在。其磨蚀特点将会发生发变化，抗磨蚀措施需相应调整。（1)葛洲坝电厂的机组已运行二十多年，其过流部件固定部分的壁厚已减薄，更换难度大，需要科研部门研制适应低水头、大流量、附着力大、现场可操作性强的抗磨蚀材料来延长其使用寿命，尤其是要延长中环的使用寿命。 (2)叶片外缘端面、背面的“啃边”、出水边外缘圆角除修正翼型以外，应研制转轮不吊出机坑的有效、实用的处理措施。 (3)抗磨蚀涂层在真机上试验应谨慎，不要在同一个部件上进行两种或两种以上材料的试验；没有经过中间试验就在大型机组上作大面积的试验是不可取的，其代价也是昂贵的。 (4)环氧金刚砂涂层等防护材料的配方、施工工艺、质量标准应科学、规范，有一套完备的标准化体系，即有一套完整的质量保证体系，以保证该工艺措施健康的发展和不断创新。环氧金刚砂涂层在葛洲坝电厂水轮机过流部件上的应用是成功的。15年来，全厂21台机组在大修中均采用环氧金刚砂涂层对过流部件进行保护，延长了水轮机的使用寿命，缩短了检修时间。但是，也清楚地认识到：环氧金刚砂涂层不是万能的，对叶片背面的保护有限，尤其叶片外缘背面强气蚀区和转轮室中环最需要防护的部位还不能凑效，需要进一步探索和研究，以完善其抗磨蚀性能，解决水电厂的这个老大难问题。 参考文献1李品炎葛洲坝二江电厂水轮发电机组运行与维护门J.葛洲坝电厂发电十周年论文集2李品炎葛洲坝水电厂站水轮机磨蚀与维护J水机磨蚀论文集19973郑满军葛洲坝电厂水轮机磨蚀与防护J.第十二次中国水电设备学术讨论会论文集4张庆霞环氧涂层和美国涂层在葛洲坝应用比较J.水机磨蚀论文集1995(编辑：柳向阳)收稿日期：2004-11-10作者简介：王建忠，长江电力股份有限公司葛洲坝水力发电厂副厂长，教授级高工，长期从事水轮发电机组机械部分的检修与技术管理工作。水轮机过流部件抗磨蚀的新技术 胡江 河北省易县水电管理处 (074200) 摘要：针对河北省引水式电站水轮机磨蚀严重问题，应用非金属抗磨材料涂层防护水轮机过流部件效果明显，并推广应用取得了显著经济效益。 关键词：水轮机抗磨蚀过流部件 河北省小水电站基本分两种类型：一类为原有水利工程配套而建设的坝后式电站和灌渠上的电站；第二类是河道引水式电站。第一类电站水质好、水流清澈；第二类引水式电站存在水质差、杂物多、泥沙含量大等问题。加上近年来生态环境恶化，水土流失加剧及建设初期考虑泥沙磨蚀问题不够充分，所以引水式电站水轮机泥沙磨蚀问题愈演愈烈。这个严重的问题就摆在了我们面前。 1河北省引水式电站磨蚀现状 1.1引水式电站分布情况 河北省水利系统单机500kW及以上电站51座，水轮发电机组总台数130台，装机161.862MW，2000年发电量20.844GWh，其中河道引水式电站26座，占50.9%，水轮发电机组总台数70台，占53.8%，总装机60.202MW，占37%，2000年发电量114.80GWh，占55%。分布在漳河、滹沱河、唐河、沙河、拒马河、潮白河、滦河干流及主要支流上。 这些电站所处河流均是河北省挟带泥沙较严重的河流，如漳河多年平均输沙量为2580万吨，唐河多年平均输沙量为180万吨，这些河流上的水电站无一例外地存在着水轮机磨蚀问题。 随着小水电建设步伐的加快，全省500kW及以上电站中引水式电站所占比例越来越大，见表1。 表1河北省500kW及以上引水式电站发电量简况年份 1989199019931997500kW及以上电站发电量(GWh) 192.856204.449161.637362.520引水式电站发电量(GWh) 59.52483.293971.020164.070引水式电站发电量所占比重(%) 30.8640.7443.9755.26因此，解决水轮机磨蚀问题更成为当务之急。 1.2紫荆关梯级水电站磨蚀现状 紫荆关梯级水电站位于河北省易县城西40km的紫荆关镇，建设在跨流域引水的紫荆关五一引水渠道上，五一引水渠是将拒马河水引入建在中易水河上游的安格庄水库中。渠首建一座橡胶坝，在春夏秋三季为无坝引水，冬季用橡胶坝蓄水，以防止冰凌阻水影响发电。五一引水渠长度8.5km，设计最大引水能力25m3/s，总落差354m，规划分六级开发，已投入运行的电站有四座，总装机11.140MW，设计年发电量47.09GWh。 拒马河多年平均挟沙量为2.92kg/m3，多年平均输沙量91.3108万吨，多为推移质、颗粒粗，粒径d50=1mm，硬度大，大部分为石英，磨损力强。因近年来天旱少雨，汛期引水流量也达不到电站满发，用水流量小，影响渠首沉沙池及各站沉沙池排沙效果，因此造成污期过机泥沙量大，加上各站机组安装高程均为+Hs，造成空蚀、磨损联合作用；机组转速高，水流流速大，加剧了水轮机过流部件的磨蚀破坏。 水轮机转轮磨损严重，出力降低，各站水轮机均按清水河流条件设计，Hs选择均为正值，在泥沙河流中易产生空蚀、磨损联合作用，转轮破坏形成鱼鳞坑，叶片背面呈海锦状蜂窝麻面，叶片厚度变薄，出水边成锯齿状破坏，每年至少修补12次，因修型不佳，叶片变型，使水轮机水能效率降低，达不到额定出力，直至转轮报废。以紫荆关一级水电站为例：1994年10月投产至1998年底，三年多时间更换了9个转轮，平均一年一台机组用一个转轮。磨损使水轮机水力效率降低，出力不足，检修工作量加大，检修周期缩短，检修时间延长。 水轮机前后抗磨板磨损严重，泥沙磨蚀使水轮机迷宫间隙增大，容积效率降低。紫荆关五级水电站1993年投产1#机两年后拆开检修，下抗磨板迷宫间隙由原0.50.7mm，变为1214mm，容积效率大大降低，且导叶轴孔处有磨蚀沟槽，上抗磨板虽比下抗磨板略轻，但水轮机顶盖磨损严重，主轴密封漏水量增大。紫荆关五级水电站投运5年后，1#、2#机更换下抗磨板各一套，三台机顶盖磨损得都近乎穿孔，难以用常规方法修复。紫荆关一级水电站1994年投产，1997年汛期曾发生顶盖穿孔。 磨蚀不但使水轮机导水叶端面与上下抗磨板漏水严重，同时呈沟槽锯齿状立面磨损，使导水叶变薄，间隙增大，也导致了严重漏水，使水轮发电机组关机时间延长不能正常停机。紫荆关五级水电站1#机运行两年后，关机时间是正常关机时间的3倍，以至于运行人员不得不外加磨擦力帮助机组停机。再者水轮机主轴密封漏水沿主轴喷向水轮机推力轴承，致使推力轴瓦进水，引起烧瓦事故。水轮机锥管、补气架、固定导叶等过流部件也有不同程度鱼鳞坑状磨损。 2磨蚀引起的问题及造成的损失 2.1磨蚀破坏造成水轮机效率降低，发电量减少 水轮机磨蚀破坏后水轮机水能效率、容积效率及机械效率大幅度降低，紫荆关三级水电站，经喷涂保护后水轮机效率提高10%左右，以1999年为例，由于泥沙磨蚀造成的直接电量损失就有1.28GWh之多。全省达17.18GWh。直接经济损失1169.75万元(包括配件开支及材料、人工费等)。 2.2磨蚀破坏威胁水轮机组安全运行 水轮机磨蚀破坏使水轮机组振动加剧，关机时间延长，漏水严重等问题都直接威胁水轮机组的安全运行，紫荆关一级水电站1997年污期发生顶盖穿孔故障，如不及时处理将会发展成水淹厂房事故，水轮机磨蚀问题必须解决以保障水电站安全运行。 2.3磨蚀破坏造成运行成本增加，电站经济效益下降 水轮机磨蚀破坏除了使电站发电量下降、安全性能降低外还增加电站检修工作量，检修次数增加，检修时间延长，缩短了检修周期，使电站运行维护成本增加，电站经济效益下降。 3过去采取水轮机抗磨蚀措施效果不明显 由于水轮机过水部件的磨蚀给水电站的安全运行及经济效益带来巨大损害，如何防治水轮机空蚀一直是水电站运行中的一个重要技术难题。近年来，我们采取了各种抗磨蚀的技术措施，但效果都不十分理想。 (1)采用更换母体材料，提高抗磨蚀能力，效果不明显，而且费用较高，紫荆关一级水电站由低碳钢转轮改换为镍铬不锈铸钢叶片转轮，运行时间比原低碳钢转轮延长半年，但费用是原转轮费用的2倍。 (2)采用金属喷焊技术，提高了转轮叶片出水边背面抗空蚀能力，由于工具限制，只能保护叶片背面，不能将整个转轮保护，且加工过程中叶片热变形和龟裂不易克服，加工难度大，工艺不好掌握，推广应用困难。 (3)镶衬辉绿岩铸石技术，虽能增加固定的抗磨蚀能力，但由于加工工作量及镶衬工作量大，受加工工具限制不易施工，应用困难。 (4)除上述措施外，还采用过加装扰流板、加高尾水水位等抗磨蚀方法，但都是解决局部磨蚀问题，不能彻底解决水轮机磨蚀问题。 4采用水轮机过流部件抗磨蚀新技术的优点 近年来与全国水轮机磨蚀试验研究中心合作、试验和应用推广了几种非金属抗磨蚀新技术，其优点与创新点在于：整体加工、消除局部变形；可在复杂、窄小的转轮流道中全方位的涂抹保护；在工件表层形成包衣替代过流部件的更换，延长过流部件使用时间；工艺简单，易操作、费用低、易推广。 5水轮机过流部件抗磨蚀新技术实验过程 5.1水轮机过流部件抗磨蚀技术抗磨材料的筛选 根据五一渠输沙量颗粒分析，见表2。对固定部件采用环氧金刚砂修补，常温修补经过三级电站3#机组及五级电站4#机组实验，发现抗磨蚀性能良好。但与水轮机母体材料粘接强度差、易剥落，一般运行36个月发生60%左右的剥落。根据现场实际，课题组决定采取加温至50时施工，得到了良好效果。对转动部件根据拒马河挟沙情况，最先使用弹性橡胶涂层，经过实验发现弹性橡胶在转轮叶片负压区粘接力弱，出现大片剥离脱落，而此处正是空蚀最严重区域，随后课题组经过研究决定改用复合尼龙保护。最后课题组经过反复实验、研究、比较、筛选最后确定对水轮机固定部件采用中温环氧金刚砂修补，转动部件使用复合尼龙喷涂粉末保护。 5.2转轮采用复合尼龙粉末喷涂 复合尼龙粉末为灰白色粉末，由高分子材料尼龙、环氧和多种添加剂经复合处理混合而成，既具有尼龙材料的耐磨、耐冲击性能又兼备环氧的优异的粘接性能。粉末喷涂在表面经过喷沙处理加热至200左右的转轮上，粉末喷涂就熔融流平形成保护层，经固化成膜，具有优良的耐磨蚀性能，其抗磨系数是30#钢的23倍，耐磨蚀性能是30#钢的1.5倍，粘接强度达60MPa以上，剪切强度35MPa，替代工件表面抵御流体中泥沙颗粒及空蚀的破坏，从而使工件使用寿命延长，保证了使用期的效率，其施工工艺也比较简单，首先将转轮去油污后喷沙除锈露出金属本体，并形成 表2五一渠沙样筛分试验表 取样地点天然状态下 的物情指标 试验含量(%)控制粒径(mm)有效粒径(mm)不均匀系数 分类名称(按颗粒组成分类) 孔隙比土粒比重砾石102mm(%) 沙粒(mm) 20.5(%) 0.50.25(%) 0.250.1(%) 0.10.05(%) 二站沉沙池0.782.657 33 52 5 3 0.55 0.26 2.12 中沙 0.52二站前池0.752.654 37.5 42.5 14 2 0.50 0.185 2.7 中沙 0.51一定毛糙度。用表面活性剂刷涂转轮表面，以加强金属与高分子材料的