水轮机转轮裂纹的原因及预防措施

2013-08-15林洪德张利民

上海大中型电机 2013年4期

关键词：转轮水轮机裂纹

林洪德，张利民

(东方电气集团东方电机有限公司四川德阳 618000)

0 引言

转轮是水轮机的核心部件。往年水轮机转轮叶片不断发生裂纹事件，引起了大家的高度重视。探寻水轮机转轮裂纹的成因，从叶片设计和制造方面采取了多项优化和改进措施以解决叶片裂纹问题，是一项十分紧迫的课题。

1 转轮裂纹的产生原因

1.1 混流式水轮机转轮

对于混流式水轮机转轮产生裂纹的原因有以下几方面。

1.1.1 水力方面

在水轮机转轮叶片上出现的规律性裂纹绝大多数都属于疲劳裂纹，断口呈现明显的贝壳纹。从力学及材料力学上来说，疲劳裂纹的出现就是叶片所承受的动应力超过了叶片材料疲劳强度极限的结果。也就是说叶片承受动载荷的能力不足时，将可能出现叶片裂纹。叶片疲劳来源于作用其上的交变载荷、而交变载荷又由转轮的水力自激振动引发，这可能是卡门涡列、水力弹性振动或水压力脉动所诱发。

某水电站225 MW机组就是卡门涡引起叶片共振导致裂纹的典型实例。1号机完成安装调试，72 h试运行后，13个转轮叶片全部产生裂纹。裂纹不仅出现在叶片出水边与上冠、下环交接处的根部，还有很多出现在叶片出水边的偏中间的位置。排除本身材质缺陷以及制造质量不良影响，能在如此短的时间内严重出现裂纹，原因只有叶片卡门涡引起的共振。然后经多次试验和实践，对叶片出水边进行修型，问题得以解决，为混流式大型机组防止转轮叶片裂纹提供了宝贵经验。

水力弹性振动应设置高压油顶起装置减少轴承摩擦阻力来解决叶片裂纹问题。机组起动过程中，如果水轮机叶片头部过度肥大，在导叶小开度时的不稳定水流冲击下激起水力弹性振动，其主频恰与主轴一阶扭振重合，可引起幅动应力。出现这种情况，应采取向导叶后补气，加快起动速度，加大起动开度，加强叶片根部以增加其抵抗外力的能力等措施加以预防。补气除了衰减压力脉动外，还能消除水流动态变异、脱流引起的真空、空腔、空化和空蚀破坏。日本在尾水管锥管进口安装几个紊流板并通过其表面上的气孔进行补气，补气量约为水流量的0.1% ～0.2%，不仅防止裂纹发生，还使空蚀强度减少到1/5～1/7。

尾水管压力脉动能以某种形态传递到转轮叶片上，转轮流道内还可能作用着水流脱流造成的脉动压力，并直接作用在叶片上。显然，这些脉动压力将引起叶片的交变应力。若这种激振频率与叶片或下环的固有频率耦合时，必将诱发更大的动应力，造成叶片开裂。

而小开度下的尾水管压力脉动频率对下环却可能带来影响，某水电站400 MW混流式水轮发电机组转轮叶片出水边与下环间的交根焊缝开裂后，裂纹向下环区发展也许与此有关。但是，只要叶片不开裂，低应力的下环将会是安全的。

1.1.2 设计方面

设计时，就要考虑到可能影响叶片承受动载荷能力的因素。首先，要保证叶片材料的化学成分、机械性能以及承受工作应力的能力符合要求。在1960～1970年，我国转轮材料多为低合金铸钢(如铸钢ZG20SiMn)。长时间运行后不仅裂纹普遍存在，有的电站还出现过叶片断裂的情况。目前转轮材料多为06Cr13Ni4～6Mo的低碳马氏体不锈钢，采用VOD或AOD铸造工艺，由于材质不良引发的叶片裂纹及断裂已经很少见了。材料的实际疲劳强度由于受到运行过程中诸多因素的影响，设计时无法准确确定。因此，目前一般通过材料的最大工作应力与材料的屈服强度或极限抗拉强度的相对关系来评判。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。转轮叶片存在4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及叶片与下环连接区内。结构设计上，各部件的倒角应适当修圆，临近表面的连接应光滑连续，避免应力集中。

混流式转轮叶片型面为复杂的空间扭转曲面，其断面为流线翼型，流线要求很高，而且为更好地符合水流规律，叶片出水边往往较薄。传统的叶片型面加工采用砂轮人工仔细修磨、立体样板人工测量的方法，为保证型面要求而反复修磨，造成叶片厚度无法满足设计要求，刚度被严重削弱。所以叶片强度不够也可能是裂纹重复产生的原因之一。

对某水电站700 MW混流式水轮机转轮叶片出水边进行修型(采用大的过渡圆角和小的出水边末端厚度，可提高卡门涡频率，使其避开叶片在水中的固有频率，减少激发共振的可能性)。将叶片与转轮上冠出水边增设三角区，增大圆弧角度，降低最高压力区应力水平。采取有效措施，降低转轮叶片与上冠、下环连接处焊缝的残余应力(转轮叶片与上冠、下环组焊后，焊接处的残余应力相当大，甚至可以达到或超过母材的屈服强度。因此，一方面要改善焊接工艺措施，另一方面要进行退火热处理，有效消除残余应力，把残余应力的最大值控制在母材屈服强度的1/2～1/3范围)。

某水电站300 MW混流式水轮发电机组投运的第一台机组(6号机)在运行了1 330 h后，13个叶片都出现了裂纹，且大部分为贯穿性裂纹，自焊缝起裂处向母材发展，呈不规则的抛物线状。裂纹断口呈明显的疲劳特征。随后，5号机在空载调试期间，发现6条裂纹。4号和3号机在调试中和72 h试运行后检查，均有不同程度的裂纹发生。

根据以上裂纹情况，首先对裂纹处取样和转轮叶片热模压后取样进行分析，分析材料的机械性能、化学成分、金相组织均符合标准;经过对叶片裂纹断口的失效分析，确定微观组织、夹杂物以及晶粒度评级无异常，焊接工艺和焊接质量也没有问题。这说明，并不是材质、铸造和焊接加工问题导致的叶片裂纹。检查原设计发现，出水边近上冠处叶片呈尖棱状，出水边端面与上冠的过渡圆弧也比较小，很容易引起应力集中。并且，水轮机最高水头141 m，最大出力330 MW时，叶片出水边正面近上冠处最大应力为270 MPa;在最低水头70 m，出力50 MW时，叶片出水边背面近上冠处应力为201.65 MPa。比较其他机组，静态应力取值明显偏高。从这两点可以看出，叶片本身承受动载荷的能力有所欠缺。在运行这么短的时间内，大量叶片多处出现裂纹，说明激发裂纹产生的能量足够大，显然不是交变应力长期作用的结果。通过测试发现，在一定的运行条件下，叶片出水边出现卡门涡，且频率与叶片固有频率产生了共振，正是共振产生的能量引发了叶片上的高频、高幅动应力、导致了裂纹的产生和发展。

这说明，叶片的设计存在不合理之处，导致叶片本身承受动载荷能力下降，再加之，叶片出水边的不合理设计导致卡门涡与叶片发生共振，巨大的能量导致裂纹迅速产生并发展，对机组造成了不良影响。后将叶片出水边修薄到7 mm后，机组性能得到改善。

某水电站75 MW机组水轮机转轮裂纹为泄水锥结构不合理，是非规律性上冠裂纹的主要原因。

1.1.3 铸造缺陷

铸造缺陷主要表现为组织疏松、偏析、夹渣、气孔、微裂纹或宏观裂纹等情况，其导致的裂纹一般为非规律性的裂纹，有的呈网状龟裂纹，有的呈脆性断口。其中，影响叶片疲劳强度、较低叶片承受动载荷能力的主要缺陷，将导致缺陷处应力集中，使裂纹产生、扩展。某水电站245 MW机组改造投运6个月后，检查发现叶片裂纹便达22条。1年之后，又发现穿透性裂纹13条，探伤发现的微裂纹多达30条，而这期间机组累计运行才724 h。裂纹主要集中在叶片中间部位，呈封闭型裂纹，通过金相分析，发现母材存在较多铸造缺陷，大面积的点状缺陷正位于叶片中间部位，与裂纹位置完全一致。某水电站400 MW机组水轮机转轮与某水电站300 MW机组水轮机转轮的裂纹有共性，也有各自的特点。转轮裂纹在制造方面的原因主要是转轮铸造的疏松和厂内施焊时缺乏质量意识，焊接部位出厂时本身就具有隐蔽缺陷，包括焊后的热处理也没有很好地消除焊缝处存在的内应力。可见，铸造缺陷在裂纹发生和发展过程中起到了至关重要的作用。而对于不削弱铸钢件强度或不影响铸钢件的次要缺陷是可以进行处理的，以保证材料的使用强度要求。

1.1.4 制造工艺

转轮的制造缺陷也是引发非规律性裂纹的重要原因。

叶片型线、流道尺寸加工不准确，叶片与上冠、下环之间的过渡圆角不合理等这些结构上的主要问题，目前采用的数控加工基本不会出现。在加工过程中，能够引起叶片承受动载荷能力下降的主要因素就是焊接工艺和焊接质量。焊接缺陷主要是指焊接金属部分的实际强度或承受动载荷的能力不足，其引起的裂纹主要出现在焊接金属区，一般不向叶片本体上发展。焊接质量不良主要表现在残余应力比较大，夹渣、气孔、微裂纹、过熔或欠熔等方面，其结果也是使焊接金属及其热影响区承受动载荷的能力降低。

不少水电站转轮裂纹有从严重焊缝缺陷或焊接延迟裂纹处开裂的例子。叶片表面粗糙，出水边高应力区出现不应有的尖棱，存在严重的铲磨缩头等，都可能促使转轮裂纹生成。因此，我们在处理已发现的裂纹和空蚀严重部位时要严格按照检修工艺，避免应补焊或打磨不合格而再次产生裂纹。

某水电站3号机组在1994年6月投产，在1995年年初便发现了裂纹并进行了补焊，到2002年度检修结束止，每年都要进行叶片裂纹的补焊，4台机共52个叶片，除2号机的4号叶片外，51个叶片均出现过裂纹，裂纹起初都出现在叶片出水边近上冠和下环的焊接处，经过补焊增大上冠、下环焊缝处的圆角后，裂纹有逐步向叶片中部发展的趋势。在叶片的修复焊接时，由于裂纹太多，补焊已不能保证质量，直接将其整块割除，然后使用同材质的厚不锈钢板照样板裁割补焊，焊接时尽量做到平滑过渡。这样焊接以后，经过实际使用，未见裂纹或脱落。经过大量实测，发现某机组在运行中有两个明显的振动区。在高负荷区，导叶后压力脉动与厂房局部结构发生强烈共振;在部分负荷区，尾水管低频压力脉动过高，引起叶片振动。

针对某机组出现的裂纹，通过材料的金相分析，发现除叶片材质存在气孔、砂眼等缺陷外，制造过程中问题也较多，叶片分上、下两段铸造后在厂内拼焊，叶片与上冠、下环焊接缺陷较多，上冠材质与叶片为异种钢焊接，焊接后残余应力较大。叶片翼型采用正、背面组合样板手工打磨，叶片形状及厚度都未达到设计要求，出水边厚度普遍偏薄。这都将导致叶片承受动载荷的能力大大降低，容易产生裂纹。经过振动区的运行，较大的尾水管压力脉动产生的交变应力作用于叶片上，最终导致了裂纹的产生。这是一个综合作用的过程。在经过不锈钢板整块补焊后未发现裂纹，这也说明了叶片本身承受动载荷的能力得到增强。采取其他措施降低机组的振动，也使叶片承受的动应力减弱。同时增强叶片自身承受动载荷能力和减弱外部激励，叶片裂纹才能得到有效改善。

某水电站转轮焊后不退火，焊后残余应力过高，导致裂纹。这些都是工艺方面典型的经验教训。

1.1.5 运行工况

运行工况对叶片裂纹产生的影响主要反映在不同负荷作用下，叶片承受的动载荷不同。比如水轮机运行在小负荷区及强涡带工况区时，叶片承受的动应力较大。水轮机在不合理的工况下运行可能诱发引起机组不稳定运行的其他问题的叠加，例如导致转轮部件的自激振动、共振等，加速裂纹的发展。混流式水轮机转轮叶片安放角不能调节，当水头或负荷偏离最优工况较多时，必然会因水力不稳定而使叶片承受较大动载荷，导致叶片产生裂纹。裂纹的产生与运行工况有较密切的联系，水轮机运行时应避开水力不稳定区、叶片动载荷大的区域，最好能在最优工况或附近运行。

某水电站320 MW混流式水轮发电机组水轮机转轮叶片裂纹具有它自身的特点，它是在运行了20年之后才出现裂纹的。4台机组分别于1987～1989年投入运行，水库于2005年蓄水增加，水位达到了历史最高水位。2005年年底检查发现，3号机叶片出现了一条裂纹，长度为110 mm。2006年2月检查发现，1号机叶片也出现了5条裂纹，总长度达490 mm。裂纹主要出现在叶片出水边与上冠和下环相交的部位，多数都在热影响区。多数裂纹在高水头运行的后期出现，但最高水头也只有145.75 m(毛水头)，并未达到它的最高运行水头148 m。转轮并不是全部叶片均产生裂纹，产生裂纹的叶片只占少数，裂纹情况相对于其他电站而言，还是比较轻微的。随后水库在低水位运行时，转轮叶片仍然出现裂纹，在2007年7月对1号机的检修中发现，叶片出水边靠近上冠处又出现了5条贯穿性裂纹，其中3个叶片是高水头运行后补焊过的，且裂纹出现在叶片的同样部位。此时水轮机的运行毛水头均在136 m以下，大部分在130 m水头以下。

值得注意的是，叶片出现裂纹时机组已经运行了将近20年，并且在近20年的运行时间内转轮叶片也没有出现过裂纹。说明裂纹并不是由叶片的材质或者焊接质量引起的，叶片本身承受动载荷的能力还是比较强的。经过现场试验也排除了共振的因素，确定是长期作用在叶片上的交变应力引起的疲劳裂纹。虽然裂纹是在约半年的高水头运行之后陆续出现的，但是在随后的低水头运行时，焊接过的叶片及新的叶片仍然出现裂纹，这说明高水头运行也不是直接导致裂纹产生的原因。随着多年来的运行，叶片剩余疲劳强度已经逐渐在减小，在经过一段时间的高水头运行，叶片的剩余疲劳强度已经达到或接近叶片出现裂纹的临界点。可以说，高水头运行促使了叶片裂纹的发生和发展，但不是叶片裂纹产生的基本原因。目前有一批运行接近20年或20年以上的电站，叶片陆续出现了裂纹现象，有可能是属于这类情况。

某水电站300 MW机组在高水头运行时，转轮前、导叶后水体产生的剧烈振动和尾水管内补气不足及涡带而产生的尾水压力脉动过大，因而引起机组振动，使转轮叶片产生交变应力所致。要想使转轮长期无故障运行，需要采取以下措施:

1)避开高水头运行;

2)避开机组振动区运行;

3)增大尾水补气强度或在尾水里衬加装紊流片。

另外，在电站机组运行过程中，起动、停机、加载、卸载都应缓慢运行，急开、急停都可能导致叶片产生裂纹。如果不能满载运行，也不要在较低的部分负荷下运行，负荷低于50%以下应引起注意。巴西依太普机组单机容量715/740 MW，当负荷低于400 MW以下就不运行了。

1.1.6 共振

共振是机组不稳定性的一种比较强烈的外部表现形式，共振所产生的能量能够快速导致部件的损坏。转轮叶片发生共振时，所承受的动应力将可能放大10倍，裂纹将很快产生并迅速扩展。从已经运行的电站情况来看，叶片共振基本上是由卡门涡引起的，卡门涡与叶片的固有频率共振将引发高频、高幅的动应力。

1.1.7 多种因素综合作用

转轮叶片产生裂纹的原因是多种因素的叠加，其基本原因是叶片承受动载荷的能力不足，根据裂纹的情况和特点进行具体分析，找出导致裂纹发生和发展的直接原因，才能有效地采取相应措施，避免机组的不稳定运行。

某水轮机转轮叶片裂纹通常产生于叶片出水边应力集中区域，尤其集中出现在叶片出水边根部与上冠、下环的连接焊缝和焊缝热影响区内，而且基本上是贯穿性裂纹。这是由于大型水轮机转轮叶片的出水边过长，厚度较薄而刚度不足。在水流冲击下，叶片出水边发生振动，在叶片出水边的中部，叶片可以通过弹性变形释放应力;但叶片靠近上冠的位置，由于上冠的约束不能发生较大的变形释放应力，故在交变应力作用下，发生局部塑性变形，长期塑性破坏累计的结果，萌生疲劳裂纹源，即产生裂纹。

某些混流式转轮并不是由同一种材料制成，水轮机转轮的制造方式采用的是异种钢拼焊对称分辨转轮，由于焊接是高温溶化母材将构件连接成整体，母材局部的熔化和冷却造成拼焊熔合区、热影响区等各部位的材料组织与母体的材料组织存在显著的差异，各种拼焊缺陷不可避免地存在于焊缝及相邻区域中。某水电站7×100 MW混流式水轮机转轮叶片选用了低合金高强度材料ZG15MnMoVCu，上冠为ZG20MnSi铸钢。当前4台机组安装运行后，发生了第3号机转轮叶片的断掉事故，其中一瓣转轮从分瓣面开始相邻3个叶片全部从与上冠、下环相接处断掉，落入尾水管中(其中有一个叶片被水冲走未找着)。另一瓣有2个不相邻的叶片也产生了严重裂纹。后邀全国设计、工艺、铸造、材料、热处理、电站运行等各方面专家共同分析，认为该叶片属首次使用，对其力学性能、焊接性能的了解尚需进一步深入，决定不再用作转轮叶片材料。该损坏的转轮重新换上5个20MnSi铸造叶片而成功修复。某转轮与此转轮材质相同，另一电站有一台整体转轮叶片材质更是 20MnSi、0Cr13Ni6Mo、15MnMoVCu 等的组合，它们仍安全运行了相当长的时间。

由于机组转动部分质量不均匀或机组的安装中心线有偏差，即机组转动部分的质量中心与机组中心存在偏差。这样，在机组运行时，就会产生水平离心力，使得机组轴系统发生弓状回旋而引起机组和厂房结构的振动;水轮发电机组在运行过程中，由于磁拉力不平衡和三相不平衡、推力轴瓦制造不良、发电机定子和转子气隙不对称以及定子铁心机座合缝不严等原因，引起机组的振动;由于过流部件中流场的速度分布不均匀所产生的水压力脉动和水流流过某些绕流物体(如导叶和叶片)后，由于脱流漩涡引发的水压力脉动，造成水轮发电机组的振动;由于水轮机内部的水流压力降低到水的饱和蒸汽压力时，水体发生汽化，出现大量气泡。在气泡的不断产生和凝结过程中，高速水流质点像锐利的尖刀一样周期性地打击叶片表面，使叶片产生麻点，甚至被击穿而形成空洞，同时产生强烈振动;这些因素导致水轮发电机组的振动，也是引起水轮机叶片裂纹和裂纹扩大的因素之一。

从某些电站转轮开裂的裂纹看，存在错牙，说明转轮内部都存在较大的内应力，但两个转轮的制造厂家在转轮整体焊接完成后都经过了整体热处理，显然热处理并没有较好地消除内应力。

1.2 轴流式水轮机

轴流式水轮机定桨叶片与转桨叶片运行工况比较，定桨叶片在非最优工况下运行的情况多，这样会导致叶片周围水流分布不均，引起涡流带压力脉动对叶片的频繁作用。当水压脉动频率和机组转频接近或相同时则出现共振，会加速叶片裂纹的产生。动水压力过大时相对降低了叶片的刚度，也会产生纵向裂纹。由于轴流式水轮机转轮叶片为悬臂受力，叶片变截面根部若无过渡圆弧或过渡圆弧小易产生应力集中而出现裂纹。

某水电站50 MW轴流定桨式水轮机，大修时，发现3号机的5个叶片根部(正、背面)和正面出水边处都有不同程度的裂纹。产生裂纹的主要原因是:叶片所受基本应力较高，叶片根部有应力集中和材料疲劳。裂纹的处理是采用堆焊加大叶片根部法兰连接处的过渡圆角，在裂纹尾端钻止裂孔，并对不同的裂纹采用不同形状的坡口，按规定的工艺顺序预热补焊和保温。

由于机组长期低负荷、超负荷或在工况不好的振动区运行，会使叶片在交变应力作用下产生裂缝或加剧裂纹的发展。

1.3 冲击式水轮机

冲击式水轮机水斗根部裂纹的产生多属于高频周期疲劳破坏，由于现代铸造技术尚不能避免微小缺陷的产生，现代探伤技术又不能保证查出长度小于2.5 mm的微裂纹及其他微小的铸造缺陷，故对转轮材料必须在考虑上述条件下确定出其许用应力。

水斗根部在各工况运转时受到一种非对称的交变脉动应力作用，所以在转轮设计时应考虑材料的疲劳强度，从而确定出其许用应力。材料的疲劳强度是指经过2×(106～107)交变应力循环后不致破坏的最大应力，而瑞垟电站2×6 MW冲击式水轮机在试运转2 000 h左右，交变应力循环大约2×107，水斗焊缝薄弱区就产生了裂纹。

某水轮机厂的铸焊转轮过去未曾发生过水斗根部焊缝较为严重的裂缝，现在由于转轮直径尺寸较大，在室温下进行原轮辐与水斗的连续焊接工艺已不适宜，是造成裂纹的主要原因。铸钢ZG30材料的焊接性能一般。在焊接热循环的作用下，有较多的淬硬组织，易产生冷裂纹和热裂纹，以冷裂纹为主。

一方面，在室温中焊接，焊缝金属和热影响区母材金属的冷却速度过快，会引起局部的塑性变形而产生很高的残余应力，以裂纹扩展的形式释放出来。

另一方面，过快的冷却速度会使马氏体量增加，进而加剧裂纹扩展，且阻止了氢从焊接区域中扩散出来而残留在奥氏体内，产生氢，致裂纹。采用的焊条又非低氢焊条。其次是轮辐与斗叶为厚构件，刚性较大，焊缝金属和热影响区冷态金属将阻碍焊缝长度方向的缩短和侧向的收缩而出现高应力集中。

转轮虽然经过了严格的退火处理，却不能完全消除在焊接过程中出现的裂纹和焊接应力，故在短时间内由于高频周期疲劳破坏而使裂纹逐渐地展开扩大。

针对焊接、退火、静平衡三个环节，必须采用先进的生产工艺。

首先清除裂缝，用钻孔的方法将裂缝彻底地清扫。同时钻去裂纹两侧的金属，使其形成U形坡口，再用风动砂轮将U形坡口两侧打磨光滑。然后将转轮安放在特制的加热保温装置中，在转轮两侧装设陶瓷电加热器。为避免内孔焊接时不被氧化，向该装置通入氩气进行保护，保护历时贯穿焊接的整个过程。

1.4 贯流式水轮机

在追求高效率条件下，转轮模型叶片越来越薄，为保证原、模型性能相似，原型叶片只能按几何比尺放大。随着贯流式水轮机转轮直径的增大(6 m以上)，按几何比尺放大后的转轮叶片相对结构刚强度降低，结构动力特性改变(整体和局部自振频率下降)，而水轮机结构动力特性、流场动力特性方面研究滞后;在制造方面存在材料和加工缺陷;电站运行管理落后，非斜联运行和频繁变负荷(调峰)，造成机组长期在振动区运行。水轮机叶片裂纹问题已经出现在大中型贯流式水轮机上，成为安全运行值得重视因素。

2 裂纹处理与预防措施

在运行或检修中如果发现问题，可以采取下列的改善方案:

1)改善尾水管压力脉动的补气措施。

2)预防起动过程中水力弹性振动的补气措施。

3)调整(多数情况下只需微调)部件固有频率和水力激振频率;如卡门涡列可以采取修整叶片出水边厚度和形状、提高卡门涡列频率来避开共振。

4)提高静止部件(顶盖、轴承等)的刚度。

针对以上水轮机转轮裂纹状况及形成原因的分析，提出以下几点建议，供水轮机设计、制造、使用单位参考:

1)设计时要在考虑水轮机效率的同时尽量减少压力脉动现象，在满足静强度要求的同时应避免产生共振现象，另外不能忽略水轮机刚度的保证。设计时应尽量避免应力集中，适当地增加叶片的厚度和叶片与上冠、下环焊缝圆弧过渡半径，并且采取适当的避开共振区的措施。

2)制造过程中，如何减少残余应力应该是重点考虑的对象。在正常的焊接和用砂轮打磨时都会产生残余应力。用焊后热处理及砂轮打磨可除去部分应力。或是采用应力补偿的方法彻底消除易裂部位的残余拉应力，从而成倍提高疲劳寿命。

3)运行时应避免急停急开过程中产生的较大应力引起裂纹产生，机组的起动、停止、加负荷和卸负荷都应逐步、缓慢进行，防止较大振动和较大交变应力的产生。机组应在接近设计最优工况下运行，避开机组振动区，避免低水头、低负荷情况下运行，偏离最优工况下运行会增加叶片的动应力和机组的振动。

4)改善水轮发电机组主轴中心补气。大型水轮发电机组主轴中心补气是减轻机组振动的有效措施。实验研究表明，在振动区只要有水轮机额定出力流量1.5%～2.5%的补气量，且能够补到涡带空腔区，就可以有效抑制水轮机尾水管涡带造成的水压脉动。如果补气量不足，不仅不能降低水轮机尾水管涡带水压脉动，而且还会使振动加剧。

5)在满足系统要求的前提下，优化机组的运行条件，减少在低负荷工况条件下的运行，减少机组的振动，是预防转轮裂纹发生的有效方法。

2.1 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。裂纹集中的部位，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。

2.2 裂纹的处理与修复

裂纹的处理和施焊的方法，通常采用小电流、窄焊道“镶边、分段、退步”焊接方式。为了消除焊接应力，除第一道焊波和退火层外，其余焊波均应进行锤击。每焊完一道焊波马上进行锤击，以松弛焊接收缩应力。为了提高工效，有时焊完一层后，统一锤击。坡口焊满后，再焊一层退火层。假若坡口位于空蚀区，最后第二层采用抗空蚀焊条堆焊，表面再焊一层退火层。焊缝保暖、缓冷后，用砂轮机打磨光滑并符合裂纹所在部位的型线，再进行观察及探伤检查，确实无裂纹和灰渣为止。

2.3 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 mm，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4～6 mm。

2.4 裂纹清理及开坡口

裂纹铲除常用两种方法:风铲和碳弧气刨。

裂纹的铲除采用速度快、操作简便的碳弧气刨刨除裂纹的方法，防止因刨除裂纹时因温度影响原裂纹的延伸，应由止裂孔处向裂纹反方向清除裂纹，直到去除裂纹为止。为了防止过热引起变形和裂纹扩展，碳弧气刨必须间断使用。同时开出补焊的坡口，坡口的形式主要根据裂纹情况、部位和铲除及施焊方便而定。凡未穿透的裂纹，深度在30 mm以内的可开“V”形坡口;深度在30 mm以上的可开“U”形坡口;靠近根部的采用“V”形坡口。凡穿透的裂纹，深度在40 mm以内的可开“X”形坡口;靠近根部的开“K”形坡口;厚度在40 mm以上的需开“U”形坡口。对坡口的表面渗碳氧化层用蘑菇头式砂轮机进行打磨，磨掉氧化层露出母材的金属光泽。

裂纹清除后应进行着色探伤以确认裂纹是否全部清除干净。

2.5 补焊工艺

叶片补焊可常用两种方法，一是同种材料热焊;另一种是奥氏体焊条进行冷焊。

2.5.1 局部热处理加补焊

这种裂纹修复方法，就是通常所说的常规焊接工艺焊接，并对补焊区进行局部热处理。局部热处理对改善焊缝应力分布、降低焊接应力峰值有一定作用，但对焊接接头整体残余应力水平降低并不明显。比较容易造成裂纹处理现场劳动条件恶化，热处理设施的布置，使得本就比较狭小的场地更加拥挤，从而反过来又对焊接质量造成不利影响。

2.5.2 不热处理补焊

这种方法是在对转轮裂纹处理过程中，不进行真正意义上的热处理，是在整个修复处理过程中，进行适当的温度控制。引用这种方法修复裂纹时，无疑地使现场的工作量最小，劳动条件相对较好，这对在相对较狭小的工作现场提高工作质量有好处。但是，这样处理后的焊缝将会处于一种高应力水平之中，对接头的疲劳寿命将会有负面影响。

补焊时产生的残余拉应力有时高达材料本身的屈服应力，可使抗疲劳强度降低80%左右。消除这种残余拉应力的办法是采用应力应变补偿法，最好是能产生残余压应力，比如通过锤击方法来实现，这样可使焊接接头抗疲劳强度提高1～2倍。

采用机器人施焊是最好的方法，可减轻劳动强度、提高效率和保证质量。法国、德国也都采用了这种具有6个自由度的机器人进行补焊、打磨和修复工作。