重庆酉酬水电站机组转轮裂纹分析研究

2020-02-28戴旭东夏海洋冉晓波李金伟

水电站机电技术 2020年1期

戴旭东，樊湖，李勇，夏海洋，何海，冉晓波，李金伟

（1. 重庆酉水水电开发有限公司，重庆409809；2. 中国水利水电科学研究院，北京100048）

1 概述

重庆酉水酉酬水电站位于沅水支流酉水的上游，坝址位于重庆市酉阳县东部酉酬镇，距酉酬大桥上游约200 m处，距酉阳县城73 km。电站安装2台60 MW混流式水轮发电机组，总装机容量120 MW。年发电量3.92亿kW·h，回水长度51.29 km。电站为季调节水库，以发电为主，兼有改善库区航运、发展旅游等综合功能。

2台机组先后于2008年底、2009年初投入运行，截止2017年底，已累计发电313 930.37万kW·h。自2015年以来，2台机组转轮不同程度地出现裂纹，部分叶片呈贯穿性裂纹，尽管电站商请设备制造厂家浙江富春江水电设备有限公司对产生的裂纹进行了修复，但2018年初检查发现，2号机组转轮14个叶片有13个叶片均出现了裂纹，最严重的叶片裂纹长940 mm，呈贯穿性。

2 转轮裂纹概况

2台机组均为浙江富春江水电设备有限公司设计和制造，转轮的上冠、叶片与下环的材质均为ZG06Cr16Ni5Mo。

2016年1月，在对2台机组转轮进行检查时发现，1号机组转轮叶片有1条明显的裂纹，2号机组转轮叶片有2条明显的裂纹，最长达27 cm，均出现在叶片进水边靠上冠处，如图1所示。经电站方要求，浙江富春江水电设备有限公司安排技术工程师到现场对叶片裂纹进行了冷焊处理，采用CO2气体保护电弧焊工艺。1号机组转轮此后再无出现裂纹。

图1 转轮叶片裂纹情况

2017年2月，运行1年后，酉酬水电站2号机组转轮叶片再次出现裂纹，在上冠和叶片焊缝附近靠叶片一侧发现一条贯穿性裂纹，如图2所示。

图2 2号机组转轮叶片裂纹情况

2018年2月，2号机组在检修过程中发现有2个叶片出现裂纹，其中14号叶片裂纹呈现贯穿性，9号叶片裂纹较长（2片叶片均已处理过）。为确保电站机组长期安全稳定运行，电站方委托浙江富春江水电设备有限公司安排技术工程师到现场对转轮进行全方位的无损探伤，结果发现除2号叶片完好，其他叶片均存在不同程度的裂纹，而后现场工程师对叶片出现的裂纹进行了修复处理。

2019年1月，2号机组进行例行检修，14个叶片均未发现裂纹。

与大多数混流式水轮机转轮裂纹不同，酉酬水电站2号机组转轮叶片裂纹出现在进水边与上冠联接处。

3 裂纹原因分析

查阅大量的文献可知，近些年混流式水轮机转轮裂纹屡见不鲜，国内如三峡、天生桥一级、刘家峡、岩滩、李家峡、二滩、漫湾、五强溪等水电站[1-5]，国外如美国大古力、巴基斯坦塔贝拉、美国CHIEF JOSEPH、埃及阿斯旺、原苏联布拉茨克和克拉斯诺雅尔斯克、俄罗斯萨扬舒申斯克、缅甸太平江等水电站[5-6]均出现了转轮裂纹，严重影响了电站的经济效益，对设备安全运行带来重大隐患。

3.1 材质

2号机组转轮的上冠、叶片与下环的材质为ZG06Cr16Ni5Mo马氏体不锈钢，采用电炉冶炼，砂型铸造。该钢是在Cr13马氏体不锈钢的基础上，通过大幅度降低含碳量，同时将镍的含量控制在4%到6%范围内，并加入少量的合金元素Mo而形成的。该钢除具有一定的耐腐蚀性能外，还有良好的强度、韧性、可焊性以及耐磨性。

转轮的上冠、叶片与下环在出厂时均经过检验，质量是合格的。

3.2 焊接工艺

转轮的焊接工艺尤其是焊完叶片与上冠、下环处的残余应力，对叶片裂纹的产生和发展有着重要的影响。2016、2017、2018连续3年的焊接工艺基本相同，是遵照现行焊接标准制定的，在操作细节上或许有所差异，但不应成为叶片出现裂纹的关键因素。

3.3 2号机组稳定性试验

（1）测点布置及试验设备

为掌握2号机组发电工况下的运行状态，分析其对叶片裂纹产生和发展的影响，在3个水头工况下开展了变负荷试验。试验测点如下：

1）摆度：下导和水导的+X、+Y方向各布置1个测点；

2）振动：上机架、下机架以及顶盖的+X、+Y、+XZ方向各布置1个测点；

3）压力脉动：蜗壳进口、无叶区以及尾水锥管进口各布置1个测点。

摆度传感器：TR81系列电涡流位移传感器，4～20 mA 输出，量程4 mm，探头长度50 mm，标准灵敏度4.00 mA/mm，非线性度0.8%，灵敏度偏差1.2%。

振动传感器：DPS-0.5-8系列低频位移输出振动传感器，灵敏度为8 V/mm，量程1 mm，频率响应0.5～200 Hz，信号范围 2～10 V。

压力脉动传感器：MPM480型压阻式压力变送器，供电电源24 V，输出4～20 mA电流信号，精度0.25%。

测试仪：HT6000水轮发电机组状态检测与评估系统。

采样频率：1 kHz。

（2）静水头46.27 m时试验数据

上游水位335.14 m，下游水位288.87 m，静水头46.27 m。

根据 GB/T 11348.5-2008/ISO 7919-5：2005《旋转机械转轴径向振动的测量和评定第5部分：水力发电厂和泵站机组》[7]：将水导摆度分为A区（标示，125 r/min 对应的分区值为 0～158.2 μm）、B 区（标示，对应的分区值 158.2～260.0 μm）、C 区（标示，对应的分区值260.0～525 μm）、D区（标示）。

表1 摆度峰峰值

由表1可以看出：2号机组在46.27 m静水头发电工况下运行时，水导摆度位于A区或B区，可无限制地长期运行，同时也可分析出机组负荷为25.50～36.00 MW（42.50%～60.00%满负荷）时，尾水管出现螺旋状涡带。

根据 GB/T 6075.5-2002 idt ISO 10816-5：2000《在非旋转部件上测量和评价机器的机械振动第5部分：水力发电厂和泵站机组》[8]，将顶盖径向振动分为A区（标示，对应的分区值为 0～30 μm）、B区（标示，对应的分区值 30～50 μm）、C 区（标示，对应的分区值 50～80 μm）、D 区（标示）。

表2 顶盖振动峰峰值

由表2可以看出：顶盖+Y向振动较+X向振动大，机组在涡带工况区（25.50～36.00 MW）运行时，顶盖径向振动峰峰值位于C区，机组不宜长期持续运行。值得关注的是机组满负荷工况运行时，顶盖+Y向振动出现一个突变，且顶盖垂直振动自30.00 MW后随着负荷的增大而增大（导叶开度增大而增大），具体原因需要深入分析。

（3）静水头39.03 m时试验数据

上游水位328.14 m，下游水位289.11 m，静水头39.03 m。