转轮裂纹（通用6篇）
转轮裂纹 篇1
0 引言
某超大型水电站共有6台混流式水轮发电机组, 单机容量700 MW。在历次检修期检查、统计发现水轮机转轮叶片持续出现裂纹, 并呈加剧趋势, 截至2014年3月21日, 全站6台机组共发现裂纹38条, 且出现重复性裂纹和裂纹开叉错位现象。通过对转轮进行动应力试验分析, 该电站转轮叶片产生裂纹的原因主要有四点, 分别为设计原因、铸造及焊接缺陷、机组开机过程中转轮应力过大、低负荷运行时间过长。根据机组设计初衷, 该电站机组应在不低于50%额定负荷, 也即不低于357 MW运行, 这样才能发挥它的优良技术特性和经济性。因系统原因, 夜间低谷时段, 常有多台机组空载进相运行。从2011—2013年统计数据来看, 全站机组在低负荷区运行时间呈增加趋势, 分别为3 065h、6 288h和7 696h。具体表现为:当有两台机组运行时, 至少有一台在低负荷区运行;当有3台机组运行时, 也会有一两台机组在低负荷区运行;只有4台机组运行时, 才全部在高负荷区运行。也就是说, 机组运行方式通常要满足电网调频需要。
1 转轮裂纹问题分析
自2010年2月开展第一台机组检修开始 (截至2014年2月9日) , 6台机组均出现不同程度的裂纹。共发现裂纹38条, 其中1号机组10条, 2号机组8条, 3号机组两条, 4号机组4条, 5号机组6条, 6号机组8条。随着时间的推移, 转轮裂纹现象呈加重趋势, 2012年末开始出现重复性裂纹, 2014年初开始出现裂纹开叉错位现象。1号机2012年11月发现#15叶片出现重复性裂纹, 2013年12月发现#7叶片出现重复性裂纹;2号机2013年1月发现#5叶片出现重复性裂纹, 2014年1月发现#7叶片出现重复性裂纹, 并出现分叉现象;5号机2013年4月发现#6叶片出现重复性裂纹;6号机2013年4月发现#8叶片出现重复性裂纹, 2014年2月发现#7叶片出现重复性裂纹。
1.1 材质及设计分析
为便于分析转轮裂纹产生的真正原因, 首先对叶片裂纹进行了检测分析, 重点是断口形貌以及缺陷形态。通过检查发现在断口上存在大量的熔渣类物质, 有着明显的焊接组织特征, 且裂纹主要集中在焊接融合线上, 因此可以推断叶片曾有过补焊现象。但由于补焊工艺不当, 机体的结合强度受到焊渣影响而削弱, 出现应力集中, 最终出现裂纹和导致疲劳开裂。有极少部分叶片铸件存在超标缺陷或小铸造缺陷, 但由于探伤等检测手段不合理, 未能在生产制造过程中检测出来。当水轮机投入运行后, 叶片出水边下环侧的高应力区将产生集中应力, 从而造成疲劳断裂, 甚至扩展到叶片内部。这一情况在之前的检测中也曾经出现过, 与下文提到的开机规律不良及长期在振动区运行有很大关系。
通过计算分析转轮的有限元受力可知, 在各种设计工况下, 转轮的静态应力均满足相关规范要求, 因此可以判断, 引起转轮裂纹的主要原因并不是静态应力。对应力分布进行分析研究, 可以发现应力 (包括静态应力和动态应力) 最大点位于裂纹处, 也就是说这一点属于应力集中点, 当机组在非设计运行区域下运行时, 转轮的动态应力将会进一步增大。
根据转轮叶片的裂纹情况, 制造厂家对转轮结构进行了局部设计改进, 并按照改进工艺要求完成转轮裂纹修复, 同时改进了探伤工艺和手段, 因而铸造及焊接缺陷已随着历次转轮叶片裂纹修复逐渐消除。
1.2 真机运行与转轮动应力分析
机组投产后, 电厂组织设备厂家、设计院以及试验研究院对真机的运行特性以及机组的稳定性进行了实测, 以便了解机组的运行规律, 从而分析问题产生的原因。通过数据实测, 可以有效弥补理论计算阶段无法满足的真机特性。
实测数据显示, 转轮叶片的上冠侧静应力与机组出力成反比, 而下环侧应力与机组出力成正比, 其最大静应力为90 MPa, 满足相关标准要求。
当机组运行在200~300 MW之间时, 压力脉动频谱有明显的0.9 Hz主频, 主要是由于转轮旋转涡带造成;但在200MW以下则没有明显主频, 运行工况严重偏离设计工况, 产生叶道涡, 引起严重的水力扰流和水力不稳定。若在200 MW以下负荷运行, 其压力脉动及动态应力远远超出正常运行工况值, 极易引起转轮的疲劳破坏。
根据叶片相对疲劳计算分析, 可能影响疲劳寿命的原因主要有以下两点:首先是开机规律不合适, 其次是在限制运行区域运行时间过长。通过对叶片损坏速率分布进行分析, 水轮机在200 MW以上负荷区域运行时, 转轮并没有疲劳问题, 甩负荷对疲劳的影响也很小。
1.3 开机规律优化
根据机组真机运行与转轮应力分析, 可以确定不良的开机规律对机组转轮裂纹有着巨大影响, 如果对机组开机规律进行优化, 则其疲劳寿命可能增加两倍。
通过对比分析, 将调速器开机规律作如图1所示修改。
此外, 为防止机组提前进入空载状态, 其开始Start_Timer设置值也应尽可能大, 故而将开机显示设置为300s。
完成对机组开机规律的优化后, 对机组开机方式进行了分析和比较, 结果证实, 不同的开机规律对转轮应力的影响有很大差别。转轮叶片下环侧的动应力峰值降低140 MPa, 转轮叶片上冠侧的动应力峰值则降低25 MPa, 而开机时间仅仅延长了20s, 从120s增加到140s。
2 机组运行工况影响分析
经过多次转轮应力试验分析, 制造厂家在修复工艺上加以改进, 转轮在铸造及焊接方面的缺陷已随着历次转轮叶片裂纹修复逐渐消除。2012—2013年度检修期间又分别对6台机组开机规律进行了优化, 开机过程中转轮应力大的问题已得到解决。
2.1 低负荷工况统计
从统计数据来看, 2011—2013年, 电站各台机组在低负荷 (单机负荷小于200 MW) 运行时间共17 048.6h, 占总运行时长的17.46%, 且呈现逐年增加的趋势。从机组运行区域统计分析, 机组转轮在低负荷区运行时间过长, 远远超出设备限制值, 在此工况下水轮机的运行工况严重偏离设计工况。
2.2 低负荷运行工况分析
因系统原因, 水轮机长时间在严重偏离设计工况状态下运行, 转轮叶片在交变应力作用下疲劳并产生裂纹、分叉掉块, 随着低负荷区运行的逐年增加, 转轮裂纹情况会不断加剧。
要减少或消除转轮叶片裂纹, 主要应从设计优化及运行工况两方面着手。设计优化方面已完成相应修复完善, 运行工况优化主要途径为减少或消除机组空载和低负荷运行时间。如图2所示, 深灰色和浅灰色是允许长期运行的区域, 但在可能的条件下应尽量在深灰色稳定区域运行;黑色则属于禁止运行区域。
2.3 机组稳定性分析
机组投产前, 云南电力试验研究院于2010年4月—2012年8月对电站机组进行了多次分水头稳定性试验。根据试验结果, 对机组振动区设置做如下说明:当水头≤193 m时, 振动区为210~380 MW;当水头>193m时, 振动区为240~480 MW;压力脉动在负荷为200 MW以下时较大, 建议尽量减少机组在200 MW以下运行的时间。
2.4 机组运行工况建议
综合水轮机禁止运行区域及机组稳定性试验结果, 重新划定机组禁止运行区:水头≤193m时, 禁止运行区为0~380 MW;水头>193m时, 禁止运行区为0~480 MW。
当全厂总负荷小于700 MW, 满足单台机组运行及进相条件下, 建议运行方式优化为单台机组运行。当单机进相能力不满足系统调压要求时, 建议增加全厂总负荷, 以满足机组在高负荷运行区运行。
当全厂总负荷具备安排两台及以上机组发电运行时, 全厂总有功应根据机组不同水头下的禁止运行区分配, 各台机组均应在高负荷区运行 (380~700 MW或480~700 MW) , 当全厂总负荷变化减少时, 如某台机组落入低负荷区, 应及时调整负荷, 安排该台机组停机, 尽量避免一台及以上机组在低负荷区运行。若由于特殊原因无法避免机组在低负荷区运行, 要尽量缩短机组在低负荷区运行的时间。
3 结语
通过试验分析及模型试验, 当机组在部分负荷 (限制运行区域) 运行时, 其动态应力比正常运行工况 (设计工况) 要大得多。特别是当机组在200 MW及以下负荷区域运行时, 其动应力增加更为明显。当机组在原开机规律和限制运行区域运行时, 将缩短转轮裂纹萌生时间、并加快扩展速度。在已完善修复工艺和优化调速器开机规律情况下, 可以通过调整优化机组运行工况, 从而有效改善转轮裂纹, 以延长转轮寿命。
参考文献
[1]吴永智, 何常胜.调速器开机规律对机组转轮裂纹的影响[J].云南电力技术, 2014, 42 (S1) .
[2]罗伟文, 郑时雄, 黄振峰, 等.混流式水轮机转轮叶片裂纹故障及其原因分析[J].新技术新工艺, 2006 (9) .
转轮裂纹 篇2
枫树坝水电厂位于东江上游干流, 广东省龙川县境内, 是以发电为主、兼具防洪和调度补水功能的综合枢纽工程。流域面积5 150 km2, 水库为不完全年调节。正常高蓄水位166 m, 发电消落水位147 m。坝内式厂房装有2台100 MW的混流式机组, 一号水轮机型号为HLA83a-LJ-417, 由哈尔滨电机厂有限公司生产, 转轮叶片材料为ZG00Cr13Ni4Mo, 13个叶片。机组额定转速为136.4 r/min, 设计额定水头为61 m, 采用短管和大轴中心自然补气方式, 于2004-06-30改造后投产。
2 近3年转轮叶片裂纹情况统计
近3年转轮叶片裂纹情况统计结果如表1所示。转轮叶片裂纹如图1所示。
3 裂纹情况分析
根据国内大中型水轮机的运行统计, 转轮出现裂纹的情况是相当普遍的, 特别是叶片形状近“X”形的转轮, 几乎很难避免。从裂纹产生部位来看, 主要集中在叶片出水边较薄弱的地方, 包括上冠和下环薄弱部位。本厂裂纹部位为靠近上冠出水边的“T”头焊缝处, 多为穿透性疲劳裂纹, 且多数重复出现。
4 转轮裂纹的主要原因
4.1 不利工况影响
根据2007—2010年度一号机组的运行负荷和时间统计分析, 机组在45%Pt负荷以下运行时间超过50%, 机组经过高水头和低水头长时间运行, 存在10~45 MW的振动区, 机组运行需要AGC投入运行。由于机组台数少, AGC避振运行难以实现, 大部分运行水头段低负荷, 机组无法避开振动区运行。
4.2 水轮机的水力特性和力学特性
水轮机在低水头、低负荷区运行时, 由于叶片的出口正环量较大, 进口边背面易脱流, 因此转轮在该区易产生较强的涡带;在高水头、低负荷区, 叶片的出口负环量较大, 叶片背面脱流更大, 因此转轮在该区域易产生较严重的叶道涡。在涡带工况产生的交变应力作用下, 叶片会产生疲劳性裂纹, 并扩展造成穿透性裂纹。
通过转轮建模分析, 应用有限元强度计算, 转轮在节径为1时, 水中频率为30.57 Hz, 与叶倍频数值f=n Z/60接近, 易引起该部位的共振, 产生疲劳破坏。
4.3 设计和制造不足
由于转轮叶片扭曲近似“X”形, 其特点为过流能力强、效率高、适应水头变幅大, 但叶片出水边较薄, 出水边厚度为16~20 mm, 叶片相对单薄, 强度不足。同时, 在不利工况下, 转轮室真空负压区域自然补气困难, 压力脉动和涡带等不利水力因素无法得到改善或消除。
检修时, 发现叶片焊接区域存在较多的夹渣情况, 说明转轮制造过程中质量控制不严, 降低了焊接部位的疲劳强度。转轮在不利工况中运行时, 易在交变应力作用下产生裂纹。
5 修复方案
5.1 需要的设备
除所需的常规焊接设备外, 电厂现场焊接需要的特殊工器具和材料如表2所示。
5.2 返修工艺重点
返修工艺主要包括: (1) 根据PT探伤检验结果, 采用碳弧气刨的方法处理裂纹缺陷。清除裂纹区域, 并修磨成可焊接的坡口。气刨前, 要将工件区域预热至约130℃, 将气刨表面打磨出金属光泽。气刨过程中, 要防止裂纹扩展现象。 (2) 将待焊区域范围内的油、锈、水等有害杂质清除干净, 然后按ASME标准进行UT探伤, 直至确认无缺陷方可开始补焊。 (3) 焊前预热。待焊区域及附近要先预热, 预热温度要在130℃以上, 层间温度不高于260℃。 (4) 焊接方法为熔化极气体保护焊。 (5) 焊接工艺要求。电压为20~32 V, 电流为90~120 A, 运条速度为60~200 mm/min。 (6) 焊接时采用多层多道焊, 除第一层和最后一层焊道外, 逐层焊接后应通过锤击消除应力。 (7) 焊后清理杂物, 打磨气刨表面, 并按ASME标准进行PT探伤, 直至确认无缺陷为止。
5.3 注意事项
注意事项包括: (1) 修复焊条选用G367M。 (2) 焊条使用前需烘干。烘干后, 存放在120℃焊条保温箱备用。 (3) 穿透性裂纹气刨时, 需将一侧刨至焊缝厚度的约2/3再焊接。焊完后, 再在另一侧气刨余下的1/3, 再焊接完。如果发现缺陷, 则要及时消除, 并做UT探伤检测。另外, 采用交替焊接控制变形。
6 改善和消除裂纹的控制措施
改善和消除裂纹的控制措施主要有: (1) 改善机组的运行工况。在全面振动区的测试基础上, 与调度机构协商好, 在监控系统AGC程序中设置避开振动区运行的水头和对应负荷区, 避免不利工况对转轮叶片产生损害。 (2) 加强对转轮叶片修复中焊接质量的监督管理, 严格按焊接工艺方案作业, 确保焊接修复的质量。修复叶片时, 适当加厚焊接区域叶片出水边的厚度。 (3) 补强叶片, 即在叶片出水边加焊三角块, 以增加强度。 (4) 在试验计算的基础上, 增设转轮顶盖强迫自动补气装置, 消除叶道涡和涡带引起的水力振动等诱发裂纹产生的不利工况。
7 结束语
转轮裂纹的成因较为复杂, 我们应通过分析, 找出主要原因, 然后采取有针对性的措施加以解决。电厂通过加装三角块补强, 改善自然补气结构, 转轮叶片运行超过1年也未发生裂纹损害。
摘要：枫树坝水电厂水轮机增容改造运行3年后, 2007—2013年转轮叶片均出现了较严重的裂纹。针对叶片裂纹, 结合运行、设计制造、水力特性等对其进行分析, 提出裂纹处理方案和控制裂纹的措施。
混流式水轮机转轮裂纹防治要点 篇3
据统计, 混流式水轮机转轮运行中易产生裂纹, 这种现象在已投运的国内、外混流式水轮发电机组中普遍存在。因此, 转轮裂纹的频繁出现, 已经严重影响到水电站的经济效益和安全运行, 必须引起高度的重视。
某水电站自1998年第一台机组投入运行后的停机维护中就发现水轮机转轮叶片出现裂纹, 在后续机组维护中同样发现了叶片有裂纹。该水电站首台机组投运至今已近15年, 但是水轮机转轮裂纹频现的情况并未得到彻底消除, 每年轮修中几乎都会发现有裂纹。裂纹处理已成为每年机组检修中的主要工作。
1 转轮裂纹现象
根据对该水电站水轮机转轮叶片出现裂纹的位置、出现频次的统计, 转轮裂纹主要表现为: (1) 产生裂纹的位置超过90%位于叶片的出水边, 尤以出水边与下环连接处最多, 其次为上冠连接处。 (2) 同一部位裂纹重复出现的比例较高。 (3) 转轮分瓣面焊缝附近出现裂纹的几率最大且裂纹较长。 (4) 裂纹出现的位置基本在叶片出水边与上冠、下环的连接焊缝处和焊缝热影响区内。
近几年对机组轮修检查时发现转轮叶片出现比较严重的裂纹, 比如2010-03, #6机组#1叶片在分瓣面、叶片和上冠焊缝附近产生的迄今为止最长的裂纹, 长度达到780 mm, 其对应的背水面裂纹长度为430 mm, 成一条与上冠焊缝平行的直线, 犹如刀切并贯穿叶片。2010-12, #6水轮机#1转轮叶片背水面存在一条裂纹, 裂纹长度为170 mm, 深度为55 mm, 宽度为65mm。最近发现的一条裂纹为#4水轮机#1叶片出水边下角与下环连接处的穿透性裂纹, 裂纹长约170 mm。
2 转轮裂纹产生的原因分析
从1998-08第一台机组投入运行以后, 该水电站6台水轮机转轮叶片相继出现了不同程度的裂纹, 截止到2013-04, 6台水轮机转轮共发现80余条裂纹, 裂纹大部分出现在叶片出水边与上冠连接处、叶片出水边与下环连接处、转轮分瓣面焊缝附近等位置。经分析得知, 转轮产生裂纹的主要原因如下。
2.1 转轮变形影响
转轮叶片的出水边是强度最薄弱的位置, 分瓣转轮在分瓣面处刚度不连续, 在叶片出水边产生附加应力, 从而形成薄弱部位。同时, 叶片出水边为水流脱流部位, 该处相对空蚀严重, 在历次检修中发现该处的空蚀深度近5 mm。空蚀的破坏作用加剧了强度薄弱的情况, 恶化了该处的受力环境。
2.2 应力破坏
该水电站水轮机转轮采用分瓣现场组焊结构, 由于条件所限, 不能进行整体回火热处理而采用局部高温回火, 这样仅能消除部分应力, 残余应力仍较大。另外, 转轮在水压力和离心力的作用下, 大应力区主要分布在转轮叶片周边上。一般来说, 转轮叶片存在四个高应力区, 它们位于叶片进水边正面靠近上冠处、叶片出水边正面的中部、叶片出水边背面靠近上冠处和叶片与下环连接区内。
2.3 铸造和焊接缺陷
水轮机转轮叶片均采用整体铸造, 从而不可避免地存在铸造气孔、铸造砂眼等内部缺陷。转轮在制造过程中, 采用叶片与上冠和下环焊接连接结构, 焊接过程中夹渣、气孔等缺陷造成局部应力集中。另外, 在转轮散件组焊过程中, 由于各种原因焊缝中也会存在气孔、夹渣等缺陷, 这些缺陷在外部应力的作用下可能会成为裂纹源。如果在焊接过程中消氢处理不彻底, 也会导致氢致延迟裂纹的发生。
2.4 水力振动导致的疲劳破坏
该水电站在电网中担任调峰调频任务, 负荷变化大, 水轮机在振动区附近运行时间较长, 水轮机叶片承受的交变应力大, 在各种稳定与非稳定水流的激振作用下, 比如卡门涡、尾水管涡带振动、转轮进口压力的波动等因素产生的干扰激振力使水轮机叶片产生振动。当激振频率与叶片的固有频率接近时, 将会产生共振, 共振的发生极易导致结构件的破坏。由此产生的动应力是叶片产生裂纹的另一个重要因素。
2.5 焊接处理的影响
处理转轮叶片裂纹的传统方式是对缺陷部位进行彻底的清理、打磨, 然后补焊。在焊接过程中, 需采取焊前预热、焊中保温、焊后消氢等控制措施。但是不断地加热、焊接、打磨造成了转轮内应力的增加, 在一定程度上导致了裂纹的重复发生。
2.6 负荷频繁调整的影响
AGC控制实质上是根据系统负荷“差值”进行调节, 而系统负荷总在不断地变化, 新的负荷给定值总在不断地下发, AGC的调节将不断进行。因此, 发电厂在投入AGC后, 机组运行时“调节过程”所占的时间将远大于“非调节”的时间, 大部分机组的运行工况由原固有的静态运行转换为动态运行。
3 转轮裂纹的处理和预防措施
3.1 处理方法
该水电站自投运以来, 6台机组转轮均出现了数量不等的叶片裂纹情况。因此, 根据多年检修经验, 充分利用每年机组年度检修的机会对转轮叶片出水边与上冠、下环连接处进行表面渗透探伤, 对转轮叶片其他部位进行肉眼检查, 及时发现存在的裂纹并进行处理, 避免其进一步扩展。针对转轮裂纹现象, 专门制订了适合该水电站水轮机转轮裂纹的处理方法, 且取得了良好的效果。
3.2 预防措施
对分瓣转轮来说, 产生裂纹是难以避免的。裂纹发生的过程也是转轮内应力释放的过程, 只要排除结构设计和水力设计本身的原因, 其他因素均可以通过后期处理来解决。随着时间的推移, 内应力逐步得以释放, 叶片的裂纹情况也会越来越少, 直至完全消失。机组运行中采用的主要预防措施如下。
3.2.1 坚持避振运行
水轮机由于自身能量特性、汽蚀特性和强度条件的限制, 其运行有一定的限制范围。因此, 应在水轮机全水头性能试验的基础上合理地确定出其运行限制区 (即振动较大的区域) , 尽量避开该区域运行, 减少水力振动对转轮的破坏, 这是避免转轮裂纹最重要的措施。该水电站自1998年机组投运以来, 进行了多次稳定性试验, 通过长期的经验积累和总结, 初步确定了指导各台机组调度运行的三个运行工况区域, 即稳定运行区、许可运行区和禁止运行区。随着水头的升高, 上述各区有往上移的趋势。在稳定运行负荷区, 机组各部振动基本稳定在一个较小的值, 机组运行平稳 (例如水导摆度稳定在60~70μm) ;在许可运行负荷区, 机组各部振动相对较大且时有跳变, 水轮机尾水管有涡带产生, 尾水管处有较大的噪声;而在禁止运行负荷区 (即振动区) , 机组的振动达到了有害的地步, 机组运行稳定性明显变差, 整台机组呈现阵歇性的振动, 振动值维持在一个相当高的值且伴随有很大的噪声。对此, 我们制订了严格的运行守则, 确保机组最大限度地避开振动区运行。该水电站6台机组转轮最近几年裂纹发生次数逐渐减少, 主要是坚持避振运行措施取得的成果。
3.2.2 加强检查
目前, 对于运行中水轮机转轮裂纹产生、发展还没有有效的检测手段, 因此, 每年的定期检查是唯一有效的方法。检查中应对转轮叶片的四个高应力区进行全面的无损探伤检查, 如果发现裂纹, 及时进行彻底的处理, 防止其扩展。
3.2.3 严格执行处理工艺
在处理裂纹时, 要按工艺要求严格执行。对严重的裂纹应制订专项的处理工艺;对重复出现裂纹的叶片加大根部圆角半径;在处理转轮叶片与下环连接处的裂纹时, 应将叶片出水边与下环连接处平滑过渡的倒角根部厚度加大——倒角直径增大, 改善其受力状况。对预热温度、焊接电流、焊接速度、层间温度要进行严格控制, 每层的锤击要彻底, 焊后消氢保温时间要够, 控制好每个环节, 确保裂纹处理的质量。
4 结束语
总的来说, 在近年来投入使用的水电站中, 水轮机转轮叶片经常出现裂纹, 致使机组运行状况下降, 严重地影响了水电站安全、稳定、经济运行。因此, 必须从运行控制、状态分析、检查处理等各方面着手, 防止水轮机转轮叶片裂纹的发生, 定期进行检修工作, 进而提高水轮机的稳定性, 保证机组的安全运行。
参考文献
[1]张丽霞.混流式水轮机转轮叶片疲劳裂纹控制研究[D].北京:清华大学, 2010.
转轮裂纹 篇4
为了改善大型水轮机转轮空蚀问题, 大型水轮机转轮普遍采用ZG00Cr13Ni4Mo, ZG00Cr13Ni5Mo等高合金钢制造, 由于新材料和新技术的应用, 大型水轮机转轮在制造和运行过程中频繁产生裂纹。
为了分析某电厂容量为700 MW水轮机投产后转轮频繁产生裂纹的原因, 在电厂、检修单位、电力科研机构的共同协作下, 对转轮进行裂纹实物取样, 根据样品实际, 选择性地进行化学成分分析、金相组织检验、样品电子显微镜分析、样品能谱分析等试验, 依据翔实的试验数据, 对转轮裂纹原因进行了分析。
2 裂纹形貌和取样分析
某电厂容量为700 MW的6#机组转轮在检修中经渗透检查, 发现4#、8#、11#叶片出水边下环焊缝附近存在裂纹, 裂纹长度分别为350 mm、100 mm、300 mm。为分析裂纹原因, 随机抽8#叶片裂纹部位取样进行裂纹原因分析。
2.1 化学成分分析
转轮材质为ZG00Cr13Ni5Mo。其名义成份为Cr:13%, Ni:4%, Mo:0.5~1.0%对来样进行化学成分分析, 结果见表1。
来样化学成分符合ZG00Cr13Ni5Mo的要求。
2.2 裂纹断面分析
6#机8#叶片沿裂纹两侧将裂纹整体截取, 再从裂纹处分为两半, 取样部位见图1。裂纹断面有明显的疲劳源 (电弧坑) 和疲劳纹。
2.3 裂纹附近金相组织检验
对裂纹附近基体进行金相分析, 金相组织为回火马氏体, 组织正常。
2.4 裂纹断面电镜及能谱分析
1) 对裂纹断面进行电镜及能谱分析, 发现裂纹断面有明显的疲劳纹, 能谱分析未发现异常。见图1及表2。
2) 裂纹源电镜及能谱分析:对裂纹源进行电镜及能谱分析, 发现裂纹源处有明显的电弧坑, 电弧坑内有一白点, 白点上能谱分析发现含铜量高的异常情况。见表3、4。
3 结束语
1) 700 MW 6#机转轮8#叶片断裂方式为沿弧坑处的疲劳断裂。裂纹的产生原因为:叶片局部区域产生共振, 共振使叶片在弧坑处 (B点含铜6.99%, 可判断为电焊机电缆短路造成的弧坑) 形成疲劳源并沿疲劳源处发展, 形成疲劳裂纹。
2) 大型水轮机转轮裂纹多数为叶片局部共振造成的疲劳断裂。
3) 转轮叶片上的弧坑、凹坑、焊接缺陷、热处理缺陷通常是叶片疲劳断裂起始部位既疲劳源部位。
4) 清除转轮叶片上的弧坑、凹坑、焊接缺陷、热处理缺陷, 可减缓转轮叶片产生疲劳裂纹。
5) 只要水轮机转轮叶片存在局部共振, 转轮叶片疲劳断裂现象就不可避免。
参考文献
[1]黄源芳, 刘光宁, 樊世英.原型水轮机运行研究[M].中国电力出版社.
[2]李炯辉.金属材料金相图谱[M].机械工业出版社.
转轮裂纹 篇5
硗碛水电站是四川宝兴河流域的第一级电站, 于2006年投产发电, 最大水头达551.7m, 最小水头为458.5m, 当时是亚洲最高水头的混流式机组。电站安装有3台单机容量为80MW的混流式水轮发电机组, 装机容量240MW, 多年平均发电量9.11×108k W·h, 年利用小时数3 800h。转轮采用了高水头混流式长短叶片转轮。转轮的最大出水边直径为1298mm, 转轮叶片为13mm×13mm的长短叶片设计, 设计比转速为74.6mk W, 额定转速600r/min, 额定水头490m, 额定流量18.15 m3/s, 额定出力82.1MW。其转轮材质为G-X4Cr Ni 134, 杨氏模量为206GPa, 泊松比为0.3, 屈服应力550MPa。
硗碛水电站转轮是经过综合论证, 吸收和借鉴了近30a高水头混流式水轮机转轮研究成果和制造工艺进行优化设计制造的, 但运行1年左右的时间, 3台机组相继发生了不同程度的叶片裂纹故障问题。
2 转轮叶片裂纹和特征
硗碛水电站1#机于2006年8月投产, 到2008年6月第一次A修, 运行9694h。2008年6月8日, 检修单位拆机检查过流部件时, 发现1#机转轮所有13个短叶片出现有长短不一的贯穿性裂纹, 基本都位于上冠出水边, 并距出水边下部焊缝约20mm左右;处裂纹长度大多数在20~130mm之间, 其中7号叶片裂纹最长, 达到130mm;裂纹形状有“一”字型和“L”形。
硗碛水电站2#机于2006年11月投产, 到2008年6月12日, 机组运行10 070h。当1#机发生裂纹后, 电站对2#机进行了检查。技术人员打开2#机尾水进人门后, 发现2#机的13个短叶片, 除5号叶片目测未见裂纹外, 其余12个叶片均有裂纹, 所有叶片均呈“L”形, 高度均在10~70mm之间。
硗碛水电站3#机于2007年4月投产, 到2008年6月12日, 机组运行8039h。当1#和2#机发现裂纹, 技术人员推断3#机不出现裂纹的可能性几乎为零。电厂打开3#机组尾水进人门, 转轮长叶片未发现裂纹, 而13个短叶片都出现裂纹, 裂纹长度在15~55mm之间, 裂纹的形状呈“L”形, 与2#机组类似。
3 裂纹成因初次分析
硗碛水电站转轮出现如此多裂纹, 相当罕见, 不仅电站技术人员意想不到, 也是设计制造方颇感意外和震惊。是材料的问题?还是加工工艺的问题?是运行工况的问题?还是设计的问题?除了亟待解决问题外, 也值得对设计、制造、安装、运行和检修等全过程的的技术监督予以深入思考。
在分析裂纹原因之前, 首先对裂纹的特征总结一下。硗碛水电站转轮各叶片裂纹出现有很强规律性或相似性。其表现在3台机组长叶片都未出现裂纹, 而1#、2#、3#机几乎所有短叶片 (39个短叶片只有1个除外) 都发生了裂纹;裂纹发生的部位基本相同, 距出水边下部焊缝20~30mm处, 裂纹沿纵向开裂, 多为穿透性裂纹;裂纹基本出现在机组大约运行8000~10 000h;同时叶片裂纹是逐步扩展型的, 表现为疲劳裂纹。
3.1 转轮材质和生产工艺影响
在大数量裂纹发生后, 设计人员和电站技术人员首先怀疑到的是叶片材质问题。电站一方面立即委托第三方对转轮叶片进行PT检查, 发现1#、2#、3#机的长叶片焊缝及应力区未见裂纹。另一方面邀请相关机构对转轮材质报告、过程报告、出厂报告、加工工艺和验收资料进行了检查分析, 所得结论为“叶片材质化学成分及金相组织等符合合同所列标准的标准”。与此同时也复核了转轮短叶片尺寸和设计尺寸, 未发现较大问题。由此可以肯定, 转轮材质和生产工艺不是裂纹发生的主要原因。
3.2 运行工况影响
叶片裂纹大面积出现后, 设计制造单位等对运行工况提出质疑, 认为有可能机组长期在低负荷或振动区运行, 造成叶片破坏。电站随即调取了1年多的运行记录, 同时也调取了稳定性试验报告和振动监测设备的摆度和振动运行数据。根据稳定性试验报告, 机组振区在30MW左右;经过统计检查, 1年多时间机组基本在额定工况附近运行;同时汇总运行的振动和摆度数值, 基本符合运行规程。通过一系列细致的工作, 得出:运行工况不是造成裂纹裂纹的主要因素。
3.3 叶片负载的静应力和动应力影响
在排除了转轮材质、生产工艺和运行工况等因素外, 根据叶片裂纹特征, 特别注意到的叶片出现大面积裂纹, 应用故障诊断理论和断裂力学, 怀疑到叶片结构动静应力是值得注意的因素。为此, 运用成熟的结构有限元 (FEM) 和流体力学数值计算 (CFD) 对运行工况下叶片的动静应力状态进行了分析。
3.3.1 叶片负载的静应力影响
运用有限元方法和流体力学数值计算对转轮进行了3个运行特征工况的静应力分析, 其中, Pr为额定出力, 由于工作量的大小, 这3个工况取为40%Pr、70%Pr和100%Pr。40%Pr也是典型的靠振区运行工况, 事实上, 工作的重点在额定工况, 因为叶片裂纹发生的工况在额定工况附近。表1给出了典型叶片最大静态等效应力数值。
从计算结果来看, 不论长叶片还是短叶片其静态等效应力都处在一个较低的水平, 都满足叶片材料容许应力在规定的限度之内, 因此, 由于高静态的应力而引起裂纹的产生和扩散这一原因也是不可能的。
3.3.2 叶片负载的动应力影响
表1给出了不同工况典型叶片最大动态等效应力。根据计算结果来看, 长叶片的最大动应力幅值在一个低水平上, 短叶片的最大动应力幅值达到40MPa, 已经超过容许应力幅值25MPa, 同时最大动应力位置出现在叶片裂纹的同一位置上, 可以基本确定短叶片动态应力较大, 叶片所受交变动应力是材料疲劳, 致使转轮短叶片裂纹发生的主要原因。
4 裂纹成因进一步分析
当叶片裂纹产生的主要因素 (也是主要因素之一) 找到后, 相关单位和人员立即建议对叶片进行补强三角块措施。本文作者通过细致缜密地考察计算分析结果和叶片裂纹特征, 提出异议, 尽管动应力是造成叶片的主要原因, 但不是根本原因, 如果盲目进行补强, 可能从根本上无法消除裂纹的再次发生。为此有必要进一步分析。硗碛水电站机组叶片裂纹能否通过补焊三角块来降低动应力呢?事实上, 处理方法的有效性一方面要考虑降低现有转轮维护检修成本外, 另一方面主要取决于故障的根本解决, 就是动应力的主要来源。
图1给出了硗碛水电站叶片动应力和徐村[5]水电站相似转轮上冠出水边处测点动应力典型图。可以看出:徐村水电站转轮叶片动应力与水轮出力的关系基本符合水压脉动与出力的关系, 或动应力大小符合振区和非振区工况的特点。显然, 从图1可以看出, 硗碛水电站叶片动应力在振区和非振区几乎不变。这说明叶片动应力较大, 尾水水压脉动仅是一方面的原因, 但不是主要原因, 所以仅考虑补强焊块增大部分区域强度不是长久解决的办法。动应力增大原因有转轮高阶自振频率、卡门涡频率、导叶和叶片干涉频率和尾水水压脉动等。
硗碛水电站叶片干涉频率为260Hz, 导叶和叶片两个主要干涉频率为312Hz和624Hz, 设计单位给出的转轮高阶固有 (水中) 频率为299Hz。可以看出其中导叶叶片干涉频率312Hz和转轮高阶固有 (水中) 频率299Hz比较接近, 小于1.5的安全余量。又由于在振区和非振区动应力变化不大, 可以肯定叶片脱流卡门涡和共振干涉也是裂纹产生的两个主要原因。同时也说明短叶片出口叶型的水力设计具有一定不足。
纵上所述, 叶片裂纹主要是动应力较大引起, 而动应力较大有3个主要原因:一是短叶片出口叶型的水力设计具有一定不足, 叶片脱流卡门涡和共振干涉也是动应力增大的两个主要因素:同时, 在振区工况, 尾水水压脉动也是叶片动应力增大的主要因素。因此, 仅靠叶片增强块无法彻底消除裂纹产生的故障, 对短叶片出水边叶型进行修正是解决问题的正确途径。
5 改进转轮性能和叶片修型
根据以上的分析, 要彻底消除裂纹, 就要提高叶片强度、减少短叶片干涉响应和降低动应力的大小。为此, 要对短叶片的叶型进行修正, 以根本解决问题。
通过稳态CFD检查水力性能和空蚀性能和基于非稳态CFD的强制响应分析, 经过多次数值模拟, 得出了一个叶型改造方案, 对叶片进行了改进, 既能解决了裂纹的动应力问题, 也能满足转轮效率和空化性能。
5.1 动静应力的改进
表2给出了改进叶片的典型叶片静态应力, 远小于容许应力值, 符合转轮叶片要求。
表2也给出了改进后长短叶片动态等效应力分布, 短叶片最大动态应力为12MPa, 满足动态容许应力值25MPa。其中, 在额定工况, 长叶片动态应力几乎没变, 而短叶片动态应力减小了28MPa, 减小了70%。
5.2 叶片效率和空化性能的变化
改进转轮是否满足需要, 特别是效率和空化性能方面, 限于篇幅, 表3给出了现有转轮和改进转轮的效率比较。从表3可以看出, 最佳工况效率仅减小0.02%, 而额定工况效率仅减小0.27%。现有转轮和改进后的转轮, 空化性能几乎未变。
以上数据表明改进前后转轮在水力性能和空蚀性能方面几乎不变, 满足正常运行的要求, 而效率减小不到0.3%的代价, 解决了叶片裂纹问题, 提高了机组的稳定性和可靠性, 这种改进是非常成功的。
5.3 叶片修型
经过以上的各项工作表明, 改进后的转轮在性能上与现有转轮性能基本一致, 而且提高了叶片强度、减少了短叶片干涉响应和降低动应力的大小, 保证了转轮的安全运行, 达到了改进的目的。
图2给出了0.5mm厚的铁皮制作的改进叶片平面样板, 根据叶片形状制作成模板。电站对3台机组的转轮叶片进行了修型。修型工艺的主要注意事项有:
1) 首先使用模板对短叶片确定修型区域或面积, 在叶片表面做出新的出水边标记, 对比裂纹长度, 确认转轮叶片的修型能够去除所有的裂纹 (覆盖最大残暴纹) ;
2) 沿标记线对短叶片出水边进行切割;
3) 焊接改进的新型短叶片出水边, 已发生裂纹的最大面积;
4) 由于修补面积大, 为了减少补焊区的应力集中及改善焊缝的金相组织, 特别是焊缝与基材过渡区的热影响, 防止再次产生裂纹, 在焊前焊后对缺陷部位进行整体或局部预热;
5) 采用锤击法等消除焊接处的表面应力, 并用砂轮打磨光滑, 使叶片的型线达到设计要求;
6) 对修补区域进行探伤检查;
7) 转轮运回现场进行回装, 切割打磨现有短叶片。
硗碛水电站自2010年初3台机组全部修型运行到今已有3a, 所有机组运行状况良好, 不再发生裂纹, 整个转轮的裂纹处理情况非常成功, 得到相关方的一致认同。
6 结论
硗碛水电站是550m高水头电站, 3台发电机组安装高水头混流式长短叶片水轮机转轮, 但在运行10000×104h左右, 几乎全部短叶片发生不同程度的裂纹, 严重影响了机组的稳定性和可靠性。经过研究, 叶片裂纹的产生主要是叶片动应力较大引起。而动应力较大主要是短叶片出口叶型的水力设计具有一定不足, 叶片脱流卡门涡、导叶叶片共振干涉和尾水水压脉动引起的。通过叶片出水边修型, 消除了发生裂纹的根源, 并且转轮的水力性能并未改变, 机组运行了3年多, 再未发生裂纹现象, 此项工程的故障处理非常成功。本文的结论和分析过程, 不仅对水轮机的设计、运行和检修具有一定的价值和借鉴作用, 也对水电机组的稳定性研究和技术监督工作具有一定的参考价值。
摘要：硗碛水电站是550m高水头电站, 安装有3台发电机组X5Cr Ni134材质长短 (13mm×13mm) 叶片转轮, 但转轮38个短叶片发生裂纹, 严重影响了机组的稳定性和可靠性。通过理论、测试和试验确定, 机组裂纹的产生是由于叶片动应力较大引起的。动应力较大主要是短叶片出口叶型的水力设计具有一定不足, 叶片脱流卡门涡、导叶叶片共振干涉和尾水水压脉动引起的。通过叶片出水边修型, 消除了发生裂纹的根源, 机组运行了3年多, 再未发生裂纹现象。论文的结论和分析过程对水电机组的设计、制造、运行、故障诊断和技术监督具有一定的参考价值和意义。
关键词：水轮机,裂纹,动应力
参考文献
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转轮裂纹 篇6
混流式水轮机转轮叶片在稳定应力和振动交变应力作用下,由于累计损伤易造成叶片微裂纹和裂纹的扩展[1],研究结果表明[2,3]:绝大多数规律性裂纹是疲劳裂纹,断口呈现明显的贝壳纹。转轮裂纹的出现严重危及电站运行的稳定性和运行安全,频繁停机焊补裂纹又给电站造成很大的经济损失,因而对转轮叶片裂纹扩展的研究是非常必要的。
声发射(acoustic emission,AE)技术作为一种无损检测方法,对材料和结构的裂纹和失效非常敏感,被广泛用于设备的在线监测及疲劳裂纹扩展特性的研究[4,5,6]。由于叶片疲劳裂纹扩展速率是评估水轮机转轮损伤程度的基本数据,本文在实验室条件下对该设备所用材料的疲劳裂纹扩展速率及相应的声发射特性进行研究,为利用声发射技术对水轮机转轮使用的安全性评估和寿命预测提供基本数据。
1 方法
弹性断裂范围内,疲劳裂纹扩展率可由Paris-Erdogan方程描述:
式中,n为疲劳循环次数;a为裂纹长度;C、m为与材料相关的常数;ΔK为应力强度因子。
对于标准三点弯曲试样,在模式Ⅰ下的应力强度因子与裂纹长度的关系由下式表达[7]:
式中,ΔP为施加载荷;W为试样宽度;S为跨距;B为试样厚度。
式(1)中的f(a/W)为与试件的几何形状及加载结构相关的量纲一函数:
一些研究[8,9]发现,声发射参数如振铃计数、能量与裂纹长度及应力强度因子之间也存在某种关系,提出了相似于Paris式的AE参数变化率与应力强度因子范围的方程式,即
式中,H为振铃计数(单位:count)或能量E(由能量计数EC表示,1EC=10μV·s);B、p为特定材料常数。
2 实验
转轮在稳定状态下运行时,液压力在叶片上主要产生弯曲应力[10]。本文在实验室环境下,采用水轮机常用的20SiMn材料,进行标准三点弯曲疲劳实验。实验选择3个试件,其尺寸依据标准ASTM E647[7]选为S×W×B=240mm×60mm×20mm,试件的预制裂纹由线切割得到。
实验在Instron8801伺服液压控制测试台上进行,实验测试系统装置如图1所示。声发射采集系统采用美国物理声学(PAC)公司的Samos系统,两个AE传感器SR150(50- 400kHz)放置在预制裂纹线两侧,通过2/4/6型前置放大器(设置为40dB)对采集的信号进行放大。裂纹长度的测量采用柔度法,即用COD规测量。试件和传感器之间采用凡士林耦合以减少信号的衰减。
为使开启Instron液压系统时,Samos系统采集不到背景信号,AE采集系统中阈值设置为42dB。在疲劳实验开始前,为加快试件出现裂纹的速度,根据标准ASTM E647,用一个稍大于疲劳实验最大载荷的力在降力模式下产生预裂纹,因而预制裂纹包括线切割裂纹和疲劳预裂纹两部分。试件在拉拉正弦循环负载下开始AE监测,应力比为0.1。由于加载频率对疲劳裂纹扩展影响较小[11],为缩短实验时间,设定加载频率为10Hz。当裂纹总长为45mm时,疲劳加载结束。实验过程中,AE信号以及裂纹的长度均被保存,然后在上位PC机中处理。
3 结果与讨论
疲劳裂纹扩展速率的研究以试件1的实验结果为代表,其裂纹长度在实验中的增长曲线如图2所示,疲劳断口形貌如图3所示。
从图2可以看出,在循环次数超过17.5万次后,裂纹长度开始迅速增加,此时裂纹的扩展速率超过1×10-6m/cycle。许多研究表明,对于韧性金属材料,裂纹扩展速率从中速率区向高速率区转变时应力强度因子大致可用经验公式
疲劳实验过程中声发射幅值随疲劳周期的关系如图4所示,从图4可以看出在疲劳裂纹扩展中,除加载开始阶段存在49～53dB幅值的信号外,幅值主要集中在68～73dB,因而可根据幅值大小识别和提取裂纹信号。
循环加载过程中持续时间和能量的关系如图5所示,由于持续时间反映了材料能量的释放方式,从图5可以看出,信号的持续时间和能量成正比关系。因而,可用信号的持续时间和能量的关系来监测失效的开始。对于试件1,当信号的持续时间大于840μs,同时能量超过2500ECs时,预示试件失效越来越接近。
实验中裂纹扩展率、AE计数率以及AE能量变化率与应力强度因子的关系如图6所示。从图6可以看出,实验数据除循环加载开始阶段由于系统初始状态以及材料循环软化等影响,出现较大的离散性外,后续裂纹扩展过程中分散性较小,在对数坐标中均有较好的线性关系,且它们的拟合斜率相差不大,3个试件的疲劳实验参数及拟合系数见表1,表1中R为相关系数,SD为标准偏差。
从表1可以看出,计数率的拟合曲线的相关性稍好于能量变化率。由于声发射能量受传感器与试件之间的耦合状况和设置阈值的影响较小[12],因而在阈值和耦合状况影响较大的场所,可用声发射能量表征裂纹的扩展状态。对于20SiMn材料,在应力比为0.1的拉拉载荷作用下,裂纹扩展率系数m位于3.6～4.2之间,与文献[13,14]得出的结论基本相符。实验中振铃计数率系数和能量变化率系数分别位于3.2～3.7和2.8～3.1之间。
根据式(1)、式(4),可导出裂纹扩展率与声发射参数(计数或能量)变化率的关系,即
其中,B′=B/Cp/m,p′=p/m。在对数坐标中
4 结论
(1)声发射技术能有效地检测出叶片裂纹扩展状态,声发射参数与疲劳裂纹存在一定的对应关系。疲劳裂纹扩展速率由中速率区向高速率区转变时应力强度因子范围约为50MPa·m1/2。实验中疲劳裂纹AE信号的幅值范围为49～74dB,且主要集中在68～73dB。AE能量和持续时间是体现叶片失效的有用参数,本实验中持续时间大于840μs、能量超过2500ECs时,预示试件失效越来越接近。
(2)得到了疲劳裂纹扩展过程中的AE计数率、能量变化率、裂纹扩展率与应力强度因子的关系,通过这些关系式可预测叶片的疲劳寿命。同时,得出了AE计数率、能量变化率与裂纹扩展率的关系,即可由检测到的声发射参数的变化率推算出裂纹扩展率的大小,从而大致评估叶片的安全性,避免了实际结构中应力强度因子测量困难的问题。
(3)疲劳裂纹扩展中的声发射特征,为利用声发射技术对水轮机转轮使用的安全性评估和寿命预测提供参考。虽然得到的结论不能直接用于实际结构的无损检测,但对整体了解水轮机叶片疲劳过程中声发射的特征及其影响因素是有帮助的。