水轮机转轮叶片缺陷的检测与处理

2012-10-15骆国防赖江波邓亚新

电力与能源 2012年1期

骆国防，赖江波，邓亚新

（1.上海明华电力技术工程有限公司，上海 200437；2.新安江水力发电厂，浙江 311600）

1 转轮叶片存在严重裂纹

新安江水力发电厂是我国自己设计、自制设备、自己施工建设的第一座大型水力发电站。水电站流域面积为11 850km2，正常高水位下库容为178.4亿m3。厂内装有9台混流式水电机组，原总装机容量为662.5MW，增容后总装机容量为810MW，短时出力可达855MW，多年平均发电量为18.6亿kWh。主体工程于1957年4月开工，1960年4月首台机组发电，1977年10月最后1台机组投运。目前承担华东电网的调频、调峰和事故备用任务。

9号水轮机改造前采用PO662转轮，叶片为13个，转轮进口直径为4.10m，高为2.23m，是我国20世纪50年代从前苏联引进的，在1999年下半年A级检修时进行了改造。改造后的新转轮采用铸焊结构，由不锈钢叶片和不锈钢铸造上冠、下环组焊而成。叶片采用钢板模压，材料为抗气蚀、抗腐蚀、抗磨损和焊接性能良好的X3Cr13Ni4，由美国福伊特水电约克工厂制造并供货。上冠、下环材料为抗气蚀、抗腐蚀、抗磨损和焊接性能良好G－X4Cr13Ni4不锈钢铸件。

2009年8月17日，俄罗斯萨扬一舒申斯克水电站发生特大安全事故，引起新安江水力发电厂的关注。根据国家电力监管委员会安全生产2010年2号文：“结合设备消缺和检修对易产生疲劳损伤的重要设备部件（如水轮机顶盖紧固螺栓等）进行无损探伤。对已存在损伤的设备部件要加强技术监督，对已老化不能满足安全生产要求的设备部件要及时进行更换”这一精神，于2010年下半年对水轮机、发电机、螺栓、管道等重要设备和部件进行了金属监督检测。

在检测过程中，发现水轮机转轮第6号叶片和第11号叶片存在严重裂纹，第11号叶片背面上部出水边断面裂纹已经贯穿整个横断面，而且内部损伤比较严重。

2 检测情况

1）依据JB／T 4730.5—2005《承压设备无损检测第5部分：渗透检测》Ⅰ级，合格。

2）检测9号机的转轮直径为4.1m，高为2.23m，材料为G－X4Cr13Ni4，裂缝为26条，环境温度为20℃，使用德国Pfinder渗透剂进行喷涂，渗透15min，检测灵敏度为3级（高灵敏度）。

3）2010年11月24日渗透检测，发现9号机转轮第6号和第11号叶片均有裂纹，如图1和图2所示。

3 裂缝原因分析

1）原因分析通过查阅9号机转轮叶片在1999年下半年改造时的相关检测资料及无损检测报告，得知该叶片在焊后24h以后进行过渗透检测，检测结果正常，也就是说，当时没有发现裂纹，初步判断该裂纹是在运行过程中产生的。

这次检测出9号机转轮叶片存在严重裂缝，推断与叶片材料G－X4Cr13Ni4有关。首先，它是一种马氏体不锈钢组织，焊接时在热影响区容易出现粗大晶粒，产生淬硬组织，其塑性、韧性比较差，容易产生裂纹；其次，水轮机发电时长期受到周期性水的冲击作用，很容易产生疲劳裂纹。

图1 6号叶片背部出水边上端裂纹长35mm

4 裂纹处理

根据现场检测工艺，在9号机11号叶片背部出水边上端喷上显像剂后，立即出现大面积的缺陷而且迅速扩展，外表呈现开口小，内部开口大，说明有一大空腔，里面渗入大量渗透剂。此类缺陷严重影响设备和机组的安全运行，必须立即进行消缺处理。消除裂缝工艺分为5步。

1）钻止延孔在裂纹的两端钻止延孔，孔径为5～7mm，孔深超过裂纹深度，以防裂纹继续扩展。

2）铲坡口用电弧气刨沿裂纹长度铲出坡口，坡口的形式视裂纹的位置、深度而定。对未穿透裂纹应铲到看不见裂纹为止，然后用薄砂轮片或扁铲将坡口表面修整或磨去表面渗碳层。经检查确无裂纹后，才可进行堆焊处理。

3）预热为减少裂纹焊接后应力集中并改善焊缝的金相组织，焊接前应作整体或局部预热，整体预热须吊出机坑，搭设保温棚，用电炉或涡流法加热。局部预热则用氧—乙炔火焰在叶片表面与裂纹表面的背面沿裂纹方向来回移动均匀加热。

4）焊接使用不锈钢焊条进行焊接，也可用氩弧堆焊。焊接时力求熔深大，长焊缝应采用分段退步焊接，大的裂纹应采用镶边焊接，为消除焊接应力并提高焊缝质量，每焊一道应彻底清理焊渣，并锤击焊波至模糊不清以消除应力，每焊一道锤击一遍。焊完一遍后，应仔细检查有否气孔，若发现气孔应检查原因，并把焊缝铲掉重焊，焊波搭接宽度不小于焊波宽度的1／3。倘若裂纹发生在汽蚀区内，应先处理裂纹，在表面加焊抗汽蚀层。裂纹在焊接后要保温和缓冷，最后才用风砂轮进行表面修整。

5）验收按渗透检测（PT）法进行检测，在确认没有缺陷后才算验收合格。