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0.94~0.98倍,18#为1.37倍,21#为1.6倍。过机泥沙粒径18#为二江的1.2~2.0倍,21#为1.2~2.9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，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16mm，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200mm×70mm×60mm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0.76~1.12 mm/年增加，且背面吊孔处1000mm×250mm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#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0.6~1.5mm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1.5~2.1mm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120000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7~10mm，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120~150mm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0.5~1.5mm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20~30mm，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#机最为明显，已达20~45mm。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。

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30000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650×180Ni1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0.1~0.2mm，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4600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60mm×35mm；转轮体上同时出现了一些蚀坑，局部40mm×20mm，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,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

　　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，缩短了检修时间。但是，也清楚地认识到：环氧金刚砂涂层不是万能的，对叶片背面的保护有限，尤其叶片外缘背面强气蚀区和转轮室中环最需要防护的部位还不能凑效，需要进一步探索和研究，以完善其抗磨蚀性能，解决水电厂的这个老大难问题。
　　
参考文献
[1] 李品炎.葛洲坝二江电厂水轮发电机组运行与维护.葛洲坝电厂发电十周年论文集.

[2] 李品炎.葛洲坝水电厂站水轮机磨蚀与维护.水机磨蚀论文集.1997.

[3] 郑满军.葛洲坝电厂水轮机磨蚀与防护.第十二次中国水电设备学术讨论会论文集.

[4] 张庆霞.环氧涂层和美国涂层在葛洲坝应用比较.水机磨蚀论文集.1995.□（编辑：柳向阳）

收稿日期：2004-11-10

作者简介：王建忠，长江电力股份有限公司葛洲坝水力发电厂副厂长，教授级高工，长期从事水轮发电机组机械部分的检修与技术管理工作。