葛洲坝电厂水轮机过流部件磨蚀与防护回顾

1、葛洲坝电厂水轮机过流部件磨蚀与防护回顾葛洲坝电厂水轮机过流部件磨蚀与防护回顾 摘要：葛洲坝电厂水轮机过流部件的磨蚀是泥沙磨损和空蚀联合作用结果。从1989 年开始筛选出适宜葛洲坝电厂水轮机过流部件的抗磨蚀涂层环氧金刚砂,涂后在葛洲坝电厂水轮机过流部件上的应用是成功的，同时也要认识到还要进一步探索和研究，解决水电厂的这个老大难问题。 关键词：水轮机 过流部件 磨蚀 环氧金刚砂 涂料 防护 1 前言 葛洲坝水利枢纽是 1970 年代在长江干流上兴建的第一座集航运、发电、防洪于一体的综合性大型水利枢纽工程，葛洲坝水电站是枢纽的主要组成部分，是三峡水电站的反调节电站，设计装机 21 台，总装机容量 2

2、715mw。从 1981 年工程开始发挥效益以来，机组已实现安全运行 23 年。 电站年平均流量 14300m3/s,年平均水量 4529 亿 m3，最小入库流量 2900 m3/s,多年平均含沙量为 1.2 kg/m3,最大含沙量 10.5kg/m3,年输沙量 5.26 亿吨，总库容 15.7 亿 m3。大江电站装机 14 台，装机容量 1750mw；二江电站装机7 台，装机容量 965mw，分别由原哈尔滨电机厂与东方电机厂设计、制造,其水轮机技术参数如表 1： 葛洲坝枢纽大坝的坝轴线中部布置泄水闸,两测是大江和二江电站,电站的两外侧为大江和二江船闸。由于葛洲坝电站位于南津关弯道的下段，在弯

3、道环流作用下，泥沙产生横向位移，底层含沙量大、粒径粗的泥沙向凸岸右侧运动，表层清水向凹岸二江一侧运动，过机泥沙粒径大小的分布与过机泥沙含量的分布成正比，愈靠右岸的机组，过流部件的磨蚀愈严重，过机含沙量和粒径分布规律是:二江小而细,大江大而粗,二江电站的含沙量为断面(宜昌)平均值的0.940.98 倍,18#为 1.37 倍,21#为 1.6 倍。过机泥沙粒径 18#为二江的1.22.0 倍,21#为 1.22.9 倍。最大粒径达 0.62mm，单机年过沙量在 1500 万吨左右。为了提高水轮机过流部件的抗气蚀性能和抗磨损能力，叶片材料采用0cr13ni4-6mo 不锈钢铸造，中环采用不锈钢材料

4、，8#21#机下环还增设 900mm的不锈钢段。 2 过流部件的磨蚀情况 葛洲坝电厂水轮机的磨蚀与国内多泥沙河流水电厂同类机组具有共同的特点，即含沙量愈大，硬度愈硬，沙粒愈粗,运行时间愈长，磨蚀愈严重。过流部件的磨蚀是泥沙磨损和空蚀联合作用的结果，具体情况如下： 2.1 转动部件的磨蚀 2.1.1 叶片的磨蚀 葛洲坝电厂水轮机叶片材质选用抗磨蚀性能优良的 ocr13ni4-5mo(125mw 机组)和 ocr13ni6mo(170mw 机组)铸造而成,但磨蚀依然存在。其进水边愈靠外缘磨损愈重，头部外缘磨损十分惊人，曾在 15#机叶片上钻孔试验，运行近 40000小时，头部外缘磨损不小于 16m

5、m，厚度仅正面就磨损 2.4mm。叶片出水边的磨损状况与进水边相似,也是愈靠外缘磨损愈重，出水边外缘磨损特别严重,3#机运行 60000 小时后,出水边厚度减少不小于的 13 mm；20#机运行 24000 的小时,厚度减少 21mm,运行近 38000 小时,叶片与转室的间隙难以测量，叶片外缘端面200mm70mm60mm 穿透性磨蚀坑几乎连成片,被迫利用中环进人孔盘车补焊磨蚀破坏部位。19#21#运行 80000 小时,叶片外缘磨蚀和背面啃边十分严重，在叶片采取了防护措施的条件下，其出水边外缘圆角已不复存在,外缘形同狼牙状的“利刃”,部分已穿孔。1999 年底，20#机扩大性大修，更换了五

6、个带裙边的不锈钢新叶片，叶片与裙边是整铸经机加工而成，运行不到 20000 小时，裙边磨蚀严重，下端厚度由原来的 15mm 成为“利刃”，根部厚度 40mm 局部蚀穿,不得已对部分裙边修型。叶片与转轮室单边间隙逐年增大，1#7#机以 0.3mm/年增加，8#21#机以 0.761.12 mm/年增加，且背面吊孔处 1000mm250mm 是其强气蚀区，磨蚀严重；叶片外缘背面啃边在其转动中心线处最严重,离中心线愈远啃边相对较轻。 2.1.2 轮体、连接体、泄水锥的磨蚀 转轮体的材质为 zg20mnsi，连接体、泄水锥的材质为碳素钢焊接而成，由于其相对流速 不大,因此磨损是其破坏的主要形式。以 5

7、#机为例，运行 26345 小时，发现其表面布满了鱼鳞坑，这些鱼鳞坑与相对流速方向相同，多数深度小于 0.6mm，少数深度在 0.61.5mm 之间，其 4#叶片下转轮体上原补焊的两个焊疤，轴向焊疤高出表面 2.9mm，周向焊疤高出表面 1.52.1mm 不等。随着运行小时的增加，鱼鳞坑增大加深，磨损加剧。 2.2 固定部件的磨蚀 2.2.1 转轮室的磨蚀 葛洲坝电厂水轮机的转轮室的磨蚀是比较典型的，两台 170 mw 机组中环的材质分别为 0cr13 和 1cr18ni9ti，基础环、下环的材质为碳素钢，运行 21000小时，1#机中环、下环就出现了局部磨蚀，进行了局部补焊打磨处理；运行近1

8、20000 小时，中环局部材料整块剥落 0.4m2，其混凝土基础也被掏空，中环局部厚度仅有 4mm，只得将脱落部位镶嵌不锈钢板，并对中环实施大面积灌浆处理。3#6#水轮机中环材质为 1cr18ni9ti，7#机为 0cr13ni5mo，下环的材质均为碳素钢，由于中环与下环的连接不是光滑过渡，而是中环高出下环 710mm，致使下环出现严重的磨蚀破坏，在中环与下环联接法兰的圆周表面上，高120150mm 范围内均出现蜂窝状气蚀，最深达 55mm，迫使每次机组大修时用不锈钢焊条向下堆焊 200mm 左右的过渡层。8#21#水轮机中环材质与 3#6#机相同，下环汲取了 3#7#机的经验教训，向下延伸了

9、 900mm 的不锈钢段，其余为碳素钢，在新机组投产运行 8000 小时左右鉴定性大修中，中环中上部圆周内有少量鱼鳞坑，下环表面均布满较浅的鱼鳞坑。在运行了 40000 小时左右时，整个过流部件上均布满了 0.51.5mm 深的鱼鳞坑，且在下环的“喉管”处（球面与锥面的过渡部位）300mm 左右的高度内存在一个明显的磨损带，形同冲击出的沙滩带，磨损十分严重。在运行了 100000 小时左右时，中环的磨损已十分严重，20#机中环经钻孔测量其厚度仅有 15mm，比设计加工的 25mm 减少了 10mm，即中环的年磨损量不小于 0.71mm。 2.2.2 活动导叶的磨蚀 活动导叶无明显的磨蚀痕迹；运

10、行 60000 小时左右时，立面密封下部鸽尾槽磨蚀，高 80mm，呈正八字形，下部密封条无法固定，导叶下端面出现蜂窝状气蚀破坏，深度达 2030mm，下端面出水角部分缺损；运行大于 100000 小时，除导叶下端面和出水角磨蚀面积增大外，下轴颈过渡球面局部磨蚀，由于导叶表面已进行抗磨蚀材料保护，因此，表面无明显的磨蚀痕迹。 2.2.3 其它部位的磨蚀 底环、固定导叶与下部护板，支持盖中、下段外侧，在机组运行的初期，磨损不明显，仅局部有较浅的鱼鳞坑。随着运行时间的延长，底环上止漏密封内侧至圆弧表面磨蚀严重，出现沟槽，底环外圆与座环基础内圆接缝处间隙随运行时间的增加越来越大，以 1#、2#机最为明

11、显，已达 2045mm。固定导叶与基础护板，支持盖中、下段外侧，蜗壳进人门内侧已布满了鱼鳞坑，深浅不一，磨损已相当严重，均在运行大于 60000 小时后的机组大修中采用抗磨蚀材料进行了保护。 论文出处(作者): 3 过流部件防护情况 葛洲坝电厂运行初期，水轮机过流部件的磨蚀研究大多是试验室结论，需要通过实践来检验。因此，从第一台机组投运开始，对水轮机过流部件的磨蚀破坏问题就十分重视,在科研院所的支持下，寻找防护水轮机过流部件的金属与非金属材料，以减缓其磨蚀破坏的速度，延长机组的检修期，缩短检修时间。 (1)1983 年 3 月，在 3#机转轮体和中环上涂刷两块环氧砂浆进行抗磨试验，经 3000

12、0 小时运行，涂层被冲掉；同年 7 月，在 2#机 2#叶片上进行0cr18ni6mo 三相焊条和 0cr13ni6mo 母材焊条进行补焊试验，1984 年 2 月检查，0cr13ni6mo 母材焊条效果良好。 (2)1984 年 8 月，在 7#机叶片正面吊孔盖板上涂刷镍保护层,运行 20000 小时，停机检查，已无踪迹。 (3)1986 年 2 月，在 5#机转轮体、叶片、中环部位分别喷焊一小块镍基ni1、ni2、ni3 金属粉末保护层，在进水边涂刷蓖麻油型互穿网络高分子保护层，运行 22000 小时，经检查转轮体上残存部分 ni3 喷焊层，2#叶片正面进口外缘喷焊的 650180ni1

13、已龟裂，用锤子敲击可使其脱落，中环上喷焊的 ni2已无痕迹；涂刷的蓖麻油型互穿网络高分子保护层被冲掉；1987 年在 3#机和2#机过流部件上大面积涂刷该保护层，厚度 0.10.2mm，运行 8000 小时 在底环和导叶上还存在薄膜痕迹，运行 20000 多小时后被冲掉。 (4)1987 年 2 月，长委会科研所在 9#机叶片上用抗磨涂层冷态环氧 8021 涂在叶片吊孔及出水边外缘正面,机组运行 20000 多小时,涂层全部冲掉，保护作用不明显。 (5)1988 年 4 月，在 1#机叶片正面、轮毂、连接体、泄水锥、活动导叶、底环、基础环、下环等过流部件涂了环氧金刚砂涂料保护层，分别运行 46

14、00 小时、12300 小时、15000 小时检查，除叶片正面进水边头部、出水边外缘和基础环上部连接缝一周高 100mm 脱落外，其余均起到了保护过流部件的作用。 (6)1989 年 3 月，国内七个科研院所，在 20#机过流部件上进行多种抗磨蚀材料的对比试验。天津勘测设计院水科所的双层次尼龙、聚氨脂橡胶片、复合树脂砂浆；西安黄河机器厂的 hh896-1 环氧砂浆；黄委会水科所的 s-80 美国聚氨脂橡胶；兰州电力修造厂的 ni57、ni50a 金属粉沫喷焊；冶金部钢铁研究总院的金属陶瓷帖片；中科院金属研究院的不锈钢焊条、钛合金帖片等。运行17919 小时后，1992 年初停机检查，发现过流部

15、件遭受到最为严重的破坏，对比试验的抗磨蚀材料几乎全部剥落。由于多种抗磨蚀材料的附着力不同，在运行中剥落的时间有差异，叶片正、背面从进水边至出水边，从叶片根部至外缘，大大小小的蚀坑形同“梯田”，局部蚀坑 60mm35mm；转轮体上同时出现了一些蚀坑，局部 40mm20mm，迫使对其过流部件进行全面地环氧金刚砂修复与防护，并在 1999 年将五个叶片全部更换。 （7）1992 年 3 月，北京中山公司在 20#机 3#叶片背面和 9#机 4#叶片正面进行了美国超能强化 dp.dl 抗磨涂层试验，其它八个叶片全部涂敷黄委会水科院的环氧金刚砂涂层，运行约 6000 小时检查，20#机的美国涂层全部剥落

16、,环氧金刚砂涂层保留 90%以上；9#机美国涂层保留近 90%，环氧金刚砂涂层完好无损。 （8）1996 年 11 月，在 16#机 4 个叶片的头部正背面进行两种弹性体材料（聚氨脂类）的抗磨蚀试验，运行约 25000 小时（一个大修期）停机检查，叶片背面米色弹性体材料剥落，正面虽已剥落，但未磨损，估计剥落时间不长；叶片背面茶色弹性体材料剥落 50%，正面完好。 （9）1997 年，在 20#机和 21#机中环上用环氧金刚砂涂层作基础，表面涂敷弹性体材料（聚氨脂类），运行约 6000 小时（1 年）后几乎全部剥落，仅在中环上部残存少许。 （10）2001 年 12#机更换下来的叶片上进行高速火

17、焰喷涂裙边和叶片背面外缘 300mm 的碳化钨材料,于 2002 年安装在 15#机上；2001 年底，在 18#机进行了相同的试验，效果待定。 通过上述试验，从 1989 年开始,筛选出适宜葛洲坝电厂水轮机过流部件的抗磨蚀涂层，即黄委会水科院、全国水力机械抗磨损研究试验总站二个单位研制的、获国家发明奖的环氧金刚砂涂层。该涂层抗磨蚀效果显著，价格便宜，施工简单，可在转轮室内大面积涂敷，其涂层在固定部件和转轮体上的四年保留量不小于 90%，对叶片背面的保护效果不理想，约 80%左右，主要是叶片背面强汽蚀区的四年保留量为零。因此，转轮室中环和叶片背面外缘的保护是目前需要解决的问题。 4 几点看法

18、随着三峡水库 2003 年 6 月 10 日蓄水至 135m 高程，上游河道加宽，水流速度减慢，含泥沙量已明显减少，葛洲坝电厂的水轮机运行条件得到改善，过流部件的磨损破坏速度得到缓解。但应清楚地看到：三峡水库是蓄清排浑，在夏季仍然要将滞留在库内的泥沙排至葛洲坝水库，水轮机磨蚀依然存在，其磨蚀特点将会发生发变化，抗磨蚀措施需相应调整。 （1）葛洲坝电厂的机组已运行二十多年，其过流部件固定部分的壁厚已减薄，更换难度大，需要科研部门研制适应低水头、大流量、附着力大、现场可操作性强的抗磨蚀材料来延长其使用寿命，尤其是要延长中环的使用寿命。 （2）叶片外缘端面、背面的“啃边”、出水边外缘圆角除修正翼型以外，应研制转轮不吊出机坑的有效、实用的处理措施。 （3）抗磨蚀涂层在真机上试验应谨慎，不要在同一个部件上进行两种或两种以上材料的试验；没有经过中间试验就在大型机组上作大面积的试验是不可取的，其代价也是昂贵的。 （4）环氧金刚砂涂层等防护材料的配方、施工工艺、质量标准应科学、规范，有一套完备的标准化体系，即有一套完整的质量保证体系，以保证该工艺措施健康的发展和不断创新。 环氧金刚砂涂层在葛洲坝电厂水轮机过流部件上的应用是成功的。15 年来，全厂 21 台机组在大修中均采用环氧金刚砂涂层对过 流部件进行保护，延长了水轮机的使用寿命，