碳化钨涂层在三门峡水电站1号机组过流部件上的应用

杨 红，崔立功

(三门峡黄河明珠集团有限公司，河南三门峡 472000)

1 概述

三门峡水电厂现有7台水轮发电机组、5台轴流转桨式和2台混流式机组。由于三门峡水电厂位于黄河中下游，长期受黄河高泥沙水流影响，机组叶片外缘、转轮室中环、导叶等部位磨蚀十分严重。机组已运行1万h左右，上述部位磨蚀形成的蜂窝和蚀坑深度达20mm，机组基本进入大修期，机组磨蚀对机组的安全性、经济性影响较大。为解决这一制约发电生产的技术难题，自1989年汛期开始，三门峡水电厂积极组织科技人员，大力开展汛期浑水发电科技攻关，分别在1号、4号和5号机组上进行了38种国内外抗磨蚀材料试验，取得了一定的效果。1999年11月，针对三门峡黄河特殊水沙条件，中德合作对1号水轮发电机组进行技术改造，为解决三门峡水轮机严重磨蚀问题，技术人员进行了大量的试验研究工作，非金属材料方面，先后用过环氧金刚砂、S80(美国)、聚氨酯橡胶 (德国)、热喷涂尼龙、高分子聚乙烯进行过试验。在对金属陶瓷材料碳化钨涂层进行试验后，1号发电机组运行安全可靠性和稳定性增大，单机负荷由原来的50MW提高到60MW。机组运行6871h后，经停机检查，水轮机抗磨蚀性能及机组效率大大提高，机组运行稳定性好、振动小，整体改造效果明显。

2 碳化钨涂层的物理性能及喷涂工艺

碳化钨涂层是一种金属化合物涂料，为金属陶瓷。以三门峡水电站1号机组为例:在经过底基表面喷砂除锈及表面抛光打磨后，进行无损探伤;对发现的表面缺陷利用氩弧焊技术进行修补，再利用砂轮片进行表面抛光打磨除脂除污后，对表面进行活化处理;然后进行控制 (控制基材温度不超过120°C)喷涂，每次涂层厚度不大于12μm，涂层无台阶、脱落及不均匀现象;最后进行渗透保护，即采用专用材料进行涂层表面保护。

碳化钨涂层物理性能如下:

涂层密度:13500kg/m3;

保护特性:显微硬度1100～1300HV0.3;

粘接强度:大于70MPa;

抗磨能力:为13－4不锈钢的70～80倍;

抗气蚀能力:与13－4不锈钢相当;

抗腐蚀能力:略低于13－4不锈钢，不建议用于工业废水处理及海水中;

使用温度:低于400℃。

该涂层专用于含泥沙河流中，尤其是当含沙量大于0.01kg/m3时的过流表面金属防护。使用寿命与水流速、冲击角、泥沙含量、泥沙类型有关。

3 碳化钨涂层主要防护部位

碳化钨涂层属金属陶瓷材料，应用在水轮机转轮室，叶片正面、背面、头部及转轮体等强汽蚀区。根据碳化钨涂层特性，在改造后的1号水轮机过流部件的以下部位应用碳化钨涂层进行防护，即水轮机转轮室、7个叶片、叶片裙边、转轮体及24个导叶的立面密封面均采用碳化钨涂层防护。

4 碳化钨涂层应用及技术修复

1999年11月，对1号水轮发电机组进行改造，2000年12月改造完成投入运行，至今已运行10年，经历了10个汛期的运行考验。

4.1 机组技改后运行检查情况

2005年汛前，对三门峡水电站1号机5年汛期运行情况进行了全面检查。结果显示:上、下转轮室连接环缝两侧均有碳化钨涂层脱落现象，在7号、8号活动导叶下方4m长范围内有大约二十几片碳化钨涂层脱落，顺水流方向明显出现条状局部汽蚀坑 (最大长度约100～200mm)，最大面积约5～6cm2，深约5mm，宽25mm。转轮室上部过渡圆即底环在24号活动导叶对应的下部有一长近1m、宽约260mm的碳化钨涂层脱落，初步分析认为是由于转轮室局部凸出，在转轮运行中该间隙过小夹有物体摩擦引起，其中离底环下部400mm的整个圆周方向间断存在碳化钨涂层脱落，形成磨蚀亮带。

2008年汛前，对三门峡水电站1号机过流部件进行了全面检查和修复。叶片头部边缘汽蚀破坏严重已伤及母材，裙边破坏呈锯齿状且其厚度明显削薄，叶片背部因汽蚀局部出现碳化钨涂层脱落现象;2005年5月，中环上部曾修复过的碳化钨涂层部分脱落，脱落面积逐年增大;修复后，修复部位以下原涂层破坏加剧，因涂层脱落出现的亮带区宽度逐年加大，由2006年的150mm增至300mm。2007年进行软涂层修复叶片裙边时，因没有清理干净粘接在中环上的聚氨酯涂料，破坏了转轮室流态，造成中环碳化钨涂层破坏加剧，破坏在中环上呈线状，沿叶片裙边型线分布。

4.2 机组碳化钨涂层磨损的技术修复

在全面检查完成后，对1号水轮机过流部件碳化物涂层脱落部分进行了全面、彻底的修复。

4.2.1 修复材料

焊接采用0Cr13Ni5Mo直径3.2mm焊条和直径1.2mm的焊丝;喷涂材料采用美国产5843粉末材料。

4.2.2 主要修复部位

(1)2005年主要修复部位。转轮室上喉部宽350mm亮带区域;中环组合缝上、下破坏严重和点状破坏成片区域;5号叶片裙边。

修复情况良好，喷涂厚度均在0.25～0.30μm。

(2)2008年主要修复部位。叶片头部及裙边的汽蚀部位补焊填平、圆滑过渡、修磨平整，表面喷涂碳化钨;中环上部新增亮带区 (宽约250～300mm);叶片表面涂层脱落部位，尤其是叶片表面局部深坑。

4.2.3 机组碳化钨涂层的修复流程和工艺

将涂层厚度小于0.1mm，或间隔型涂层损坏部位面积已达50%左右的旧涂层，采用涂层表面活化方式进行去除。除尘除污，用工业丙酮除脂清洗。首先用磨具将破坏区域打磨使其显露基础材料。然后用石油液化气，使用专用喷火加热工具对补焊区进行预热。使用红外测温仪进行温度监控，加热使补焊区温度达到施焊温度。利用TIG氩弧焊及直流手弧焊交替焊接，最底层及面层用氩弧焊进行。在施焊过程中，使用红外测温仪进行温度监控，当补焊区温度达到停焊温度时停止焊接，补焊区域自然降温，测量补焊区域温度，当达到施焊温度时再进行控温焊接，直到完成补焊操作。利用磨光、抛光工具进行打磨，使补焊表面与原转轮型线光滑过渡。抛光表面到▽5。利用PT渗透剂进行检查，无裂缝及气孔、砂眼。最后进行表面活化处理，控制喷涂，渗透保护。

4.3 机组碳化钨涂层修复后的情况与技术分析

2005年，中环破坏部位经碳化钨现场喷涂处理后，经过一个汛期发电运行，修复的碳化钨涂层基本上保留下来，涂层厚度修复前后相比没有太大变化，涂层整体防护效果良好。但仍发现有小块涂层脱落现象，每块面积约25mm2，涂层厚度一般在0.35～0.60mm;这种小块涂层脱落现象，在修复区和原涂层的接合部位表现尤为明显，小块脱落部位已连成带状，带状宽约70～100mm。经分析，主要是新喷涂层与原涂层间的粘接强度不够造成的。

2008年，1号机过流部件经过碳化钨现场喷涂处理后，经过一个汛期发电运行，叶片头部修复过的碳化钨涂层保留较好，个别叶片正面进水边头部靠外缘侧出现局部汽蚀破坏致使碳化钨涂层脱落。叶片裙边头部汛前修复部位存在明显汽蚀破坏，经分析认为是受现场条件限制，该部位修复时工艺控制较难达标造成的;中环破坏情况与2005年基本相同，有明显汽蚀破坏现象，汛前修复的碳化钨涂层存在部分脱落。经分析，主要是黄河泥沙对水轮机磨蚀破坏造成的。

4.4 整体处理效果及运用情况

4.4.1 改造前机组运行状况

由于黄河中下游具有多泥沙的特点，对水轮机过流部件产生严重的汽蚀磨损，如叶片外缘端面及转轮室中环，导水叶上下端面以及座环上下抗磨板处，并造成过流部件间隙增大，汽蚀磨损加剧。原机组转轮8个叶片在枢轴根部都连续产生过裂纹，最长的达680mm，有的裂纹沿枢轴密封面向转轮体内部延伸，造成机组漏油被迫多次停机，并发生过3次叶片失控。由于枯水期过机水流基本不含泥沙或较少含沙，水轮机运行正常。但洪水期高含沙水流对水轮机过流部件产生十分严重的磨蚀破坏，尤以叶片和转轮室更为突出，水轮机平均大修周期只有10000h左右。1989年后，电站开始了有限的浑水期发电试验，对水轮机过流部件采用多学科的材料对比试验。但由于过流部件裂纹、汽蚀缺陷的频繁发生和多次修补处理以及大吨位的焊条堆焊，水轮机过流部件已严重扭曲变形，虽采取必要的技术措施和较为理想的防护材料，仍然无法从根本上满足原设计工况要求，造成三门峡水电站机组的可靠性、稳定性、可利用率降低，由此带来的一切不利因素严重威胁着电站安全、经济运行。

4.4.2 改造后机组运用情况

1999年11月6日，1号机改造开工，2000年12月27日改造完成投产，历时13个月。2001年7月后，进入洪水期运行，在平均含沙量11～31.6kg/m3条件下发电运行1240h(7月1日～10月10日)，发电4520万kW·h，1号机出力与1999年旧机组相比平均大4～5MW。截至2002年8月31日，1号机发电运行8113h，发电49530万kW·h，其中参与洪水发电运行1889h，汛期发电7000万kW·h，最高运行水头45m，最低运行水头26m，汛期含沙量一般在50～80kg/m3。机组满负荷60MW时水导轴承摆度0.10mm，上导轴承摆度0.12mm，顶盖振动小，导叶套筒几乎不上水，在同样满负荷工况下，导叶开度在58%时水轮机效率达到93%，明显比其他未改造的机组导叶开度65%效率要高。1号水轮机运行工况的稳定以及振动、摆度小，按要求在各水头工况下能达到设计出力。

5 结语

经过11年的运行应用，在三门峡水电厂1号水轮机过流部件上应用碳化钨涂层的防护及修复取得了一定效果，特别是在2005年和2008年两次对上部转轮室上、下两条不同区域的磨蚀亮带、叶片头部及裙边进行全面修复后，经过多年汛前汛后的检查，效果较为满意。除叶片头部、外缘裙边有局部脱落外，叶片其他部位基本完整无损，上下转轮室由于叶片与转轮室之间夹带杂物磨损出现脱落，其他部位基本完好，确实达到了抗磨蚀防护效果，为今后的过流部件抗磨蚀防护工作开拓了思路。