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摘 要：某新建电站新机投运后，机组转轮反复出现裂纹，经厂家现场修复后，运行不久又重新出现裂纹。经深入分析转轮裂纹产生的原因，重新采用了现场修复工艺后，机组产生裂纹的概率大大降低，达到了安全运行的要求，成功解决了转轮反复出现裂纹的问题。
关键词：转轮；裂纹；现场修复
1 设备概况
某水电站安装有3台HL（F713）-LJ-140型水轮发电机组，装机容量3×16.5MW，竖轴悬式，额定转速500r/分钟，额定水头118m。机组转轮整体采用00Cr16Ni5Mo不锈钢制作。叶片、上冠及下环出厂硬度不低于HB280。
2 存在問题
某电站建成后，在机组投运7个月后，枯水期进行流道检查时，发现1G机组转轮有3只叶片出水边与下环焊接处有裂纹，根据现场检查：3条裂纹分别出现在转轮不同三只叶片的出水边末端与下环的焊缝处，裂纹叶片出现为每间隔一只叶片出现一处，3条裂纹长度分别约为5cm、12cm、15cm。发现2G机组转轮有五只叶片出水边出现不同程度的损伤，其中三只叶片出水边与下环焊接处出现裂纹，另外两只叶片出水边靠近下环处出现很小的缺口。根据现场检查：3条裂纹分别出现在转轮不同三只叶片的出水边末端与下环的焊缝处，3条裂纹長度分别约为10cm、12cm、11cm；两个缺口分别出现在转轮不同两只叶片的出水边末端，两个缺口均与半个纽扣大小相近。请厂家技术人员现场修复后，运行3个月再次检查，原修复的位置再次出现裂纹。无法满足机组安全稳定运行的要求。
3 分析及处理
通过流道检查，转轮叶片表面光滑，不存在汽蚀现象。通过运行参数分析，机组的振动摆度均在正常范围，振动不会对转轮运行产生裂纹。虽然机组在枯水期时，存在运行负荷在40%以下的工况，但相同机型的3G机组转轮在相同的条件下没有出现过转轮裂纹。由于水轮机在运行中，转轮在受水压力和离心力的共同作用下，主要应力区分布在转轮叶片周边上面，通过第三强度理论可以计算得出相当应力沿叶片周边的分布，可以分析得出转轮叶片在4个比较高的应力区，他们的位置在叶片进水正面靠近上冠处；叶片出水边正面的中部，这些构造使转轮叶片某些部位受力过大，易产生裂纹。从现场检查的情况看，两台机组的叶片出水边靠近下环处出现裂纹，且每次修复后再次出现。应该是应力集中造成的。
由于前几次厂家现场修复后，再次出现裂纹。采用正确的修复工艺，是解决问题的关键。现场修复存在一些限制，主要是转轮室太潮湿，焊接时，空气中水汽重，影响焊接工艺，容易造成气孔，夹渣等焊接缺陷。返厂修复需拆出转轮，相当于机组大修一次，得重新盘车，做试验，成本太高，且工期太长。从经济高效节约成本的原则考虑，最终选择在转轮室进行现场修复。为保证修复工艺，严格控制维修质量，组合前面厂家的修复方案，重新对修复工艺进行了优化调整：
（1）做好通风措施，打开蜗壳进人门，打开活动导叶，首先对转轮室进行通风，排除转轮室湿气。
（2）先对转轮叶片进行着色探伤，确认其他叶片是否存在隐形裂纹和超标缺陷。
（3）对有裂纹的叶片，在裂纹末端打止裂孔。
（4）用碳弧气刨或砂轮打磨的方式将叶片裂纹磨开，预制坡口。
（5）用角磨机将刨开的裂纹进行打磨光滑。
（6）焊接区域进行预热，第一层焊道采用大电流焊接，焊接电流为160～200A，叶片出水边边缘较薄处采用小电流焊接，焊接电流为100～110A。
（7）焊接时采用A237打底、其余用E309焊条焊接，焊接采用多层窄道焊。焊接前焊条必须按焊条使用说明进行烘干，放入保温筒随用随取。除第一层和盖面层焊道外，其余焊层应用几铲进行敲击，以释放焊接应力。
（8）焊后用氧气乙烯火焰对焊接部位连续加热以消除氢气减少应力。
（9）加热后用石棉布进行保温10小时后冷却至室温。
（10）热处理后铲磨焊缝，按叶片原形进行打磨补焊区域。
（11）重新对焊接区域进行着色探伤检查焊接和焊缝铲磨中出现的缺陷，按照要求进行返修。
按照优化后的方案对转轮叶片进行现场修复后，通过机组10个月的运行后再次检查，原修复过的三叶转轮叶片，只有一只叶片出现了2cm长的裂纹。比按原来的修复工艺修复的叶片，运行3个月后就会出现10～15cm的裂纹效果有很大的提高。完全满足机组安全渡汛的要求。
4 结语
水轮机转轮裂纹的问题影响着水轮机的正常工作，近年来水轮机裂纹事故频繁发生，严重威胁了水电厂的正常安全运动，有必要对裂纹产生的原因进行探究，采用合理、科学的手段进行调控，对发现的问题及时处理解决，保证机组安全的工作运行。以上分析和处理方法，可供同类机组处理此类问题进行借签和参考。
参考文献
[1]黄华珍.水轮发电机组振动原因和处理措施分析[J].陕西水利，2014，（4）：108-109.
[2]史功赫，韩文达，刘铁军，等.浅谈水轮机转轮裂纹修复[J].科技资讯，2011，（23）：41.
（作者单位：四川小金川水电开发有限公司）
关键词：转轮；裂纹；现场修复
1 设备概况
某水电站安装有3台HL（F713）-LJ-140型水轮发电机组，装机容量3×16.5MW，竖轴悬式，额定转速500r/分钟，额定水头118m。机组转轮整体采用00Cr16Ni5Mo不锈钢制作。叶片、上冠及下环出厂硬度不低于HB280。
2 存在問题
某电站建成后，在机组投运7个月后，枯水期进行流道检查时，发现1G机组转轮有3只叶片出水边与下环焊接处有裂纹，根据现场检查：3条裂纹分别出现在转轮不同三只叶片的出水边末端与下环的焊缝处，裂纹叶片出现为每间隔一只叶片出现一处，3条裂纹长度分别约为5cm、12cm、15cm。发现2G机组转轮有五只叶片出水边出现不同程度的损伤，其中三只叶片出水边与下环焊接处出现裂纹，另外两只叶片出水边靠近下环处出现很小的缺口。根据现场检查：3条裂纹分别出现在转轮不同三只叶片的出水边末端与下环的焊缝处，3条裂纹長度分别约为10cm、12cm、11cm；两个缺口分别出现在转轮不同两只叶片的出水边末端，两个缺口均与半个纽扣大小相近。请厂家技术人员现场修复后，运行3个月再次检查，原修复的位置再次出现裂纹。无法满足机组安全稳定运行的要求。
3 分析及处理
通过流道检查，转轮叶片表面光滑，不存在汽蚀现象。通过运行参数分析，机组的振动摆度均在正常范围，振动不会对转轮运行产生裂纹。虽然机组在枯水期时，存在运行负荷在40%以下的工况，但相同机型的3G机组转轮在相同的条件下没有出现过转轮裂纹。由于水轮机在运行中，转轮在受水压力和离心力的共同作用下，主要应力区分布在转轮叶片周边上面，通过第三强度理论可以计算得出相当应力沿叶片周边的分布，可以分析得出转轮叶片在4个比较高的应力区，他们的位置在叶片进水正面靠近上冠处；叶片出水边正面的中部，这些构造使转轮叶片某些部位受力过大，易产生裂纹。从现场检查的情况看，两台机组的叶片出水边靠近下环处出现裂纹，且每次修复后再次出现。应该是应力集中造成的。
由于前几次厂家现场修复后，再次出现裂纹。采用正确的修复工艺，是解决问题的关键。现场修复存在一些限制，主要是转轮室太潮湿，焊接时，空气中水汽重，影响焊接工艺，容易造成气孔，夹渣等焊接缺陷。返厂修复需拆出转轮，相当于机组大修一次，得重新盘车，做试验，成本太高，且工期太长。从经济高效节约成本的原则考虑，最终选择在转轮室进行现场修复。为保证修复工艺，严格控制维修质量，组合前面厂家的修复方案，重新对修复工艺进行了优化调整：
（1）做好通风措施，打开蜗壳进人门，打开活动导叶，首先对转轮室进行通风，排除转轮室湿气。
（2）先对转轮叶片进行着色探伤，确认其他叶片是否存在隐形裂纹和超标缺陷。
（3）对有裂纹的叶片，在裂纹末端打止裂孔。
（4）用碳弧气刨或砂轮打磨的方式将叶片裂纹磨开，预制坡口。
（5）用角磨机将刨开的裂纹进行打磨光滑。
（6）焊接区域进行预热，第一层焊道采用大电流焊接，焊接电流为160～200A，叶片出水边边缘较薄处采用小电流焊接，焊接电流为100～110A。
（7）焊接时采用A237打底、其余用E309焊条焊接，焊接采用多层窄道焊。焊接前焊条必须按焊条使用说明进行烘干，放入保温筒随用随取。除第一层和盖面层焊道外，其余焊层应用几铲进行敲击，以释放焊接应力。
（8）焊后用氧气乙烯火焰对焊接部位连续加热以消除氢气减少应力。
（9）加热后用石棉布进行保温10小时后冷却至室温。
（10）热处理后铲磨焊缝，按叶片原形进行打磨补焊区域。
（11）重新对焊接区域进行着色探伤检查焊接和焊缝铲磨中出现的缺陷，按照要求进行返修。
按照优化后的方案对转轮叶片进行现场修复后，通过机组10个月的运行后再次检查，原修复过的三叶转轮叶片，只有一只叶片出现了2cm长的裂纹。比按原来的修复工艺修复的叶片，运行3个月后就会出现10～15cm的裂纹效果有很大的提高。完全满足机组安全渡汛的要求。
4 结语
水轮机转轮裂纹的问题影响着水轮机的正常工作，近年来水轮机裂纹事故频繁发生，严重威胁了水电厂的正常安全运动，有必要对裂纹产生的原因进行探究，采用合理、科学的手段进行调控，对发现的问题及时处理解决，保证机组安全的工作运行。以上分析和处理方法，可供同类机组处理此类问题进行借签和参考。
参考文献
[1]黄华珍.水轮发电机组振动原因和处理措施分析[J].陕西水利，2014，（4）：108-109.
[2]史功赫，韩文达，刘铁军，等.浅谈水轮机转轮裂纹修复[J].科技资讯，2011，（23）：41.
（作者单位：四川小金川水电开发有限公司）