摘 要:大峡水电站地处黄河流域上游，水轮机过流部件磨蚀问题相对比较突出，一直以来影响着机组安全经济运行，大峡电站2号机组水轮机桨叶掉角问题，在一般的C修中及B修中处理难度、工作量大，并存在不能彻底解决和效果不佳等问题，本文主要介绍大峡电站2号机组水轮机桨叶掉角问题的分析，处理方法和措施等，以供水电站机组同类问题的处理提供参考。
关键词：桨叶；掉角；处理
1.概况
大峡水电站位于甘肃省白银市和榆中县交界处的水川乡境内黄河干流上，距白银市35km，距小峡水电站29km，距兰州市中心河道距离65km，包兰线沿电站北西方向通过，交通便利，是黄河小三峡“小峡、大峡、乌金峡”第一级电站。大峡水电站枢纽工程主要任务是发电，兼有灌溉等综合效益。枢纽工程主要有河床式电站厂房、左岸泄洪洞、开关站、灌溉渠水口等建筑物组成。工程规模属大(2)型工程。水库正常蓄水位为高程1480.00m，总库容0.9亿m3。电站厂房安装4台75MW、1台24.5MW轴流转桨式水轮发电机组，总装机容量324.5MW，保证功率154.1MW，多年平均年发电量15.85亿kW.h。
电站多年平均悬移质年输沙量6500万t，多年平均推移质年输沙量15万t，多年平均含沙量1.95kg/m3，汛期多年平均含沙量4.02kg/m3 ，实测最大含沙量306kg/m3。
水轮机型号为ZZF23B-LH-700，机组额定转速88.2rpm,最大水头31.4m,最小水头13.2m,设计水头23m。大峡电站2#机组于1996年12月并网发电。
2.汽蚀及磨蚀对机组带来的危害
2.1翼型汽蚀带来的危害
由于水轮机本身的功能及结构形式无法进行实质性的改变，它要将水能转换为机械能，因此水轮机桨叶不可避免的要承受水压力，叶片背面一般承受正压力，背面一般为负压力，无形中产生了汽蚀，大峡2号机组是90年代初期制造产品，转轮桨叶形状完全是靠人工打磨加工完成，叶片翼型不是最优，表面光洁度不高，因此对机组运行时产生汽蚀创造了先天条件。以大峡2号机组为例，叶片背面出水边最为普遍且相对严重。
2.2间隙汽蚀带来的危害
间隙汽蚀是当水流通过某些间隙或者缝隙时，流速会升高，压力随之产生变化，水流在经过叶片边缘时会产生漩涡，从而对叶片造成汽蚀破坏。在其作用下叶片周缘、转轮室环缝、转轮体与叶片间隙部位发生局部破坏。
3.3泥沙磨损带来的危害
由于大峡电站地处黄河上游，多年平均含沙量1.95kg/m3，汛期多年平均含沙量4.02kg/m3，实测最大含沙量306kg/m3，属于多泥沙电站。在运行中泥沙借助水流动力，不断对所以流经的水轮机各部件产生撞击、摩擦、磨削，导致部件表面的不平整，形成沟槽、鱼鳞坑、甚至削去金属表面微细颗粒，长此以往金属表面破坏，加剧磨损的程度。
由于以上问题的存在，大峡电站各台机组普遍存在比较严重的汽蚀磨损，很多时候由于在机组C修和B修中受条件限制只能维护性处理，得不到彻底的修复处理，往往存在叶形得不到保证和效果不佳等结果，甚至加剧汽蚀的严重程度。图（一）是大峡电站2号机组4号叶片由于汽蚀磨损未得到合理的修复导致的最终结果。图（一）
3.处理过程及方法：
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3.1处理准备
3.1.1转轮在机坑时根据叶片与转轮室间隙标准要求在每个叶片上设置一条标记线，用于在修复叶片时控制叶片外缘尺寸，保证修复后叶片间隙符合标准。
3.1.2叶片分解后测量单个叶片的原始重量并做记录，确定叶片的堆焊量；
3.1.3测量记录转轮体汽蚀部位部位、面积、汽蚀深度，同时进行影像记录；
3.1.4由于大峡电站转轮叶片出厂模具产生变形已无法使用，在技术手段上无法保证叶片最初的翼型，为尽可能保证叶片修复后保持叶片固有的流线形态，在叶片拆除运至检修场地后，先根据每个叶片流线形状加工制作叶片翼型木模（图二），用来在接角和补焊过程中测量和保证叶片原流线形状；
3.1.5刚性固定架材料的下料； 图（二）
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3.23.2处理过程
3.2.1首先根据叶片气蚀磨损情况，将出水角掉角、变形、磨蚀严重的区域用碳弧气刨刨除，见图（三）：
3.2.2用厚度为20mm的不锈钢板，按照5个叶片所刨除的尺寸进行下料，料下好后用碳弧气刨将下好的料和叶片开“X”坡口，坡口开完后利用角向磨光机将坡口两侧的渗碳层打磨干净。 （图三）
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3.2.3下料与叶片对接，对接时使用直径为￠3.2mmA102焊条，先将对好的接角进行点焊，点焊焊缝的长度不得小于50mm，接角点焊牢固后为防止大面积焊接时叶片产生变形，需要进行刚性固定架进行固定。
刚性固定架采用20mm厚的钢板，钢板宽度为200mm（进、出水边和外缘钢板宽度为250mm），网格的大小为在300×300左右，见图（四）网格视汽蚀情况在外缘部分可布设的密一些。固定架焊接使用E5015焊条，焊条直径4mm，为了固 图（四）
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定架拆除方便，焊接时平角\立角焊最好采用对称断续焊。
3.2.4刚性固定架布设完成后先进行正面对接焊缝焊接，叶片母材为ZG06Cr3Ni4Mo，为保证焊接强度和防止产生裂纹所有对接焊缝采用奥氏体（A102）不锈钢焊条进行打底，马氏体不锈钢（0Cr13Ni4Mo）焊条进行堆焊盖面，正面焊接完成后进行反面的焊接，在此过程中持续用叶片靠模对叶片叶形进行检测，发现变形时及时进行校正。
3.2.5接角工作完成后先对接角焊缝进行探伤检测，无裂纹及夹渣气孔后用叶片靠模对叶片翼型进行检测，完全与靠模吻合后进行叶片汽蚀区及边缘汽蚀区的修复处理。叶片气蚀堆焊时，为防止周围环境温度过低，堆焊部分产生冷裂纹，在焊接前在叶片下面布设电热片对叶片进行预热，预热温度在100℃左右。叶片正面堆焊时按照布设固定架的方格进行堆焊，堆焊前将叶片局部气蚀坑补焊至与母材平齐，补焊完成后焊接时按方格进行分块跳焊，每天焊接工作结束后，用石棉布将叶片覆盖进行保温。叶片正面堆焊完成后将叶片翻转。
3.2.6 叶片背面堆焊修复：堆焊前，先对接角背面的焊缝进行焊接，焊接时先用碳弧气刨对焊缝进行清根，清根完毕后用角向磨光机将渗碳层打磨干净，然后进行正常的焊接，焊接时对填充层用风铲进行锤击，填充层焊至和母材平齐，和母材平齐后进行背面堆焊。堆焊时采用手工电弧焊，焊条直径4mm。叶片背面堆焊修复时，先用手工电弧焊将叶片背面的深坑堆焊至和周围母才平齐，然后用对叶片背面进行大面积堆焊，堆焊时采用分段分块跳焊，每次堆焊块的大小300×300为宜。在堆焊第二、第三层时可将块的位置移动，使之与前一层块的接头错开，堆焊完毕后应留有2～3mm的打磨余量。
3.2.7叶片外缘堆焊修复
根据事先做好的标记线对叶片外缘进行补焊。由于外缘多数都是参差不齐，首先用手工电弧焊将叶片外缘上的深坑焊平，然后分段、分块堆焊至要求堆焊的尺寸。
3.2.8 叶片表面、外缘的打磨
叶片堆焊完毕后，用砂轮机对叶片进行粗磨，在粗磨的过程中对存在明显凹坑的地方进行补焊，粗磨结束后叶片背面的流线型应符合叶片的设计要求。粗磨结束后然后对叶片进行精磨，精磨至要求的光洁度。
3.2.9 焊后热处理及网状刚性固定架拆除
3.2.9.1热处理的目的是降低焊缝和热影响区的硬度，改善塑性和韧性，同时减少焊接残余应力。回火温度为650～750℃，保温2.5h，然后自然冷却。
3.2.9.2热处理完成后，利用火焰切割或碳弧气刨拆除叶片正面的刚性固定架。刚性固定架割除后，对布置固定架的位置进行补焊，补焊时，为防止焊接变形严格采用分段跳焊。
固定架割除后，将焊接钢架部分补焊完毕，对叶片正面、外缘进行粗磨，在粗磨的过程中对存在明显凹坑的地方进行补焊，粗磨结束后叶片背面的流线型应符合叶片的设计要求。粗磨结束后然后对叶片进行精磨，精磨至要求的光洁度。最终效果见图（五）。
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图（五）
4.技术措施
4.1 在叶片修复过程中，严格控制每个叶片的补焊量，最好做到每个叶片的焊条补焊量相同，每个叶片焊接过程中应做好焊条用量统计；
4.2 施焊过程中，严格执行焊接工艺，采用分段跳焊，严格控制焊接质量，合理控制施焊厚度，避免或尽量减少打磨后环面出现气孔、夹渣等缺陷；
4.3为减少焊接变形，靠模应妥善保管防止变形，刚性固定架焊接牢固真正起到固定的作用，焊接时禁止使用大电流，堆焊过程中应采用划区分段跳焊的方法，防止局部过热产生变形。
4.4叶片背面堆焊前要做好防止变形的有效措施和焊前预热；
5.结语
针对大峡电站2号机组水轮机桨叶掉角问题，分析认为桨叶掉角的主要原因为：①该区域桨叶厚度最薄，在运行中汽蚀破坏严重；②多次修复造成材质性能劣化、变质等原因，容易受到破坏；③在一般的小修处理中条件不成熟，处理工艺不到位，对可能出现的裂纹未能及时发现，导致桨叶掉角的几率增大；因此，在机组A修中处理不论是在条件上还是在控制措施、检测手段等各方面都有比较优越的条件，以上方法工艺控制对接角质量非常重要，大峡2号机组A修后已运行两年，通过实际运行的验证，设备运行正常，桨叶接角区未发现裂纹及变形现象，我们认为该方法适合桨叶掉角问题处理，对电站其它机组桨叶汽蚀及同类问题的处理有一定的借鉴和指导意义。
作者简介：
姚鹏飞（1976年—），男，工程师，水轮机发电机检修技师，1995年参加工作，从事水电站机械设备检修工作8年，从事水电站机械设备管理工作16年。
李朋冲（1990年—），男，助理程师，2014年参加工作，从事水电站机械设备检修工作。