水轮机发展现状（精选8篇）
金涛 能源学院 1120200113
为期五周的小学期，让我对水轮机这一课题有了深刻的认识。
在老师的课堂上，我了解到，水轮机是一种将水能转换为机械能的动力机械。在大多数情况下，将这种机械能通过发电机转换为电能，因此水轮机是为水能利用和发电服务的。水是人类在生活和生产中能依赖的最重要的自然资源之一，我们的祖先很早以前就和洪水开展了斗争并学会了利用水能。公园前二千多年的大禹治水，至今还为人们所称颂。公元37年中国人发明了用水轮带动的鼓风设备-水排，公元260-270年中国人创造了水碾，公元220-300年间发明了用水轮带动的水磨，这些水力机械结构简单，制造容易。缺点是笨重、出力小、效率低。真正大规模地对水力资源合理开发和利用，是在近代工业发展和有关发电、航运等技术发展以后。水利资源的综合开发和利用，是指通过修建水利枢纽工程来进行对河流水力资源在防洪、灌溉、航运、发电以及水产等发明的综合利用。我国的水电发展设备事业也是在新中国成立以后才有了蓬勃发展，1975年我国还只能自行设计制造7.5万千瓦的新安江水电站，我国已能自行设计制造单机容量70万千瓦的混流式水轮机发电机组及单机容量17万千瓦的轴流转桨式水轮发电机组。我国的水力设备的设计、制造水平已达到世界先进水平。我国设计、制造的水力发电设备远销到美国、加拿大、菲律宾、土耳其、南斯拉夫、越南等国，受到了这些国家的欢迎。
水轮机是把水流的能量转换为旋转机械能的动力机械，它属于流体机械中的透平机械。早在公元前100年前后，中国就出现了水轮机的雏形—水轮，用于提灌和驱动粮食加工器械。现代水轮机则大多数安装在水电站内，用来驱动发电机发电。在水电站中，上游水库中的水经引水管引向水轮机，推动水轮机转轮旋转，带动发电机发电。作完功的水则通过尾水管道排向下游。水头越高、流量越大，水轮机的输出功率也就越大。
通俗点说，水轮机的工作原理很简单。就像我们小时候玩的风车一样。因为水（液体）和气体统称为流体。其实他们的工作原理很简单的。只是在水轮机的另一端，有一个励磁装置，也就是发电机。这样就可以发电了（当然还有导线，变压器，转速控制器之类的）
水轮机及辅机是重要的水电设备是水力发电行业必不可少的组成部分，是充分利用清洁可再生能源实现节能减排、减少环境污染的重要设备，其技术发展与我国水电行业的发展规模相适应。在我国电力需求的强力拉动下，我国水轮机及辅机制造行业进入快速发展期，其经济规模及技术水平都有显著提高，我国水轮机制造技术已达世界先进水平。
水轮机按工作原理可分为冲击式水轮机和反击式水轮机两大类。冲击式水轮机的转轮 受到水流的冲击而旋转，工作过程中水流的压力不变，主要是动能的转换；反击式水轮机的转轮在水中受到水流的反作用力而旋转，工作过程中水流的压力能和动能均有改变，但主要是压力能的转换。
冲击式水轮机是借助于特殊导水机构引出具有动能的自由射流，冲向转轮水斗，使转轮旋转做功，从而完成讲水能转换成机械能的一种水力原动机。在冲击式水轮机中，以工作射流与转轮相对位置和做工次数的不同，可分为切击式水轮机、斜击式水轮机和双击式水轮机。
切击式水轮机工作射流中心线与转轮节圆相切，故名切击式水轮机。其转轮叶片均由一系列呈双碗状水斗组成，故又称水斗式水轮机。切击式水轮机是目前冲击式水轮机中应用最广泛的一种机型。其应用水头一般为300-2000m，目前最高应用水头已达到1771.3m（澳大利亚的列塞克-克罗依采克水力蓄能电站，水轮机出力P=22.8MW）。斜击式水轮机主要工作部件和切击式水轮机基本相同，只是工作射流与转轮进口平面呈某一角度α，射流斜着射向转轮。斜击式水轮机适用于水头在35-350m、轴功率为10-500kW、比转速为18-45的中小型水电站。双击式水轮机水流先从转轮外周进入部分叶片流道，消耗了大约70%-80%的动能，然后离开叶道，穿过转轮中心部分的空间，又一次进入转轮另一部分叶道消耗余下大约20%-30%的动能。这种水轮机效率低，一般适用于H<60m，N<150kW的小型水电站。
反击式水轮机的工作原理是，在一个圆锥形筒的下端焊接两个或更多个出水曲管，圆锥形筒可绕中心竖直轴自由转动、往筒里灌水，水从下端曲管中流出时产生沿水流方向的加速度，根据牛顿第三定律，水以相反方向的力作用于曲管上。这样，圆筒在水流的反作用力作用下，绕竖直轴转动，直到筒中的水流尽为止。这个现象也可以根据动量守恒定律来解释。配图中是水轮机模型转动时的闪光照片。反击式水轮机可分为混流式、轴流式、斜流式和贯流式。轴流式、贯流式和斜流式水轮机按其结构还可分为定桨式和转桨式。定桨式的转轮叶片是固定的；转桨式的转轮叶片可以在运行中绕叶片轴转动，以适应水头和负荷的变化。各种类型的反击式水轮机都设有进水装置，大、中型立轴反击式水轮机的进水装置一般由蜗壳、固定导叶和活动导叶组成。蜗壳的作用是把水流均匀分布到转轮周围。当水头在40米以下时，水轮机的蜗壳常用钢筋混凝土在现场浇注而成；水头高于40米时，则常采用拼焊或整铸的金属蜗壳。
1 水轮机模型的设计对比分析
水轮机模型设计是验证水流动形式和流动影响的测量代替工具, 在模仿真机的过程中, 通过相似性的测量实验获得可用的数据, 并促进了水轮机的使用价值和进一步研发。在水轮机模型的对比研究中, 也是在有水流的情况下先进的, 在低水头的环境中, 模拟出高水头的应用效果。水轮机的设计模型在国内外具有不同的形式, 在不同的结构和工作运转中, 会产生不同的水力影响, 通过对国内外水轮机技术的研究, 在新的科技环境支持下, 水轮机模型设计在不断的发展, 并在实际的应用中取得了良好的进展。
1.1 模型装置总体结构
水轮机在水利工程的应用中, 一般都是出于不断流动的水环境中运转, 其运作的形式具有低速的特点, 但是在较大的水势能的环境中承载着巨大的压力, 并将这种压力转变成了机械能, 供给其他工程的使用。在这种巨大的压力中就需要水轮机具有据对的承受力, 而在水轮机的结构模型中, 需要通过静压轴承才能实现低功率和大压力的从承载, 下面就水轮机模型的静压轴承和模型装置进行分析。
1.1.1 静压轴承连接方式。国内模型装置设计多采用分体式结构, 即静压轴承单独把合固定。在分体式的结构设计中, 能够实现整套装置的灵活调节和安装, 并在不同的机组部件中安装有针对性的控制装置, 就能够在实际的工程应用中进行针对性的操作, 不仅工程效率高, 还具有快速的特点。但是这种分体式的设计在加大的水流环境中的稳定性一般, 通过分压轴承的连接, 各个接触部件之间具有较大的柔性, 随着水流水压的脉动冲击产生了不稳定工作的影响, 降低了水轮机的使用寿命。并在现代化的工程要求中, 更高水位的势能需要水轮机的转换, 静压轴承连接的水轮机分体式结构已经不能够满足工程的需求。
在整体性的水轮机的装置中, 也是通过静压轴承连接的, 但是在连接的缝隙处通过顶盖整体把合实现了结构的一体性, 并且顶盖具有绝对的刚性, 保证了整天装置的结构稳定性。这种整体性的水轮机结构, 能够在高水位的环境中稳定作业, 虽然整体装置会在水流的冲击上进行位移移动, 但是对于内部构件来说, 由于整体性的连接, 不会产生扭曲和摆动等相对位移。但是这种整体性的水轮机模型对研制技术要求较高, 顶盖的刚性强度要有绝对的把握, 一旦强度没有达到工程的要求, 将会带来严重的损失。
1.1.2 装置拆装方式。底环与座环设计为一整体的模型装置, 便于生产加工, 缩短了加工周期;同时确保了座环与底环流道的光顺过渡, 保证了水力性能。这种拆装方式的不足之处是, 无法直接在试验工位完成活动导叶的更换, 而需将模型装置静压轴承与导控部套全部拆除, 并重新调整转动中心。
部分厂家的模型装置采用“下拆式”结构。底环与座环采用分体式结构, 在更换活动导叶时无需将顶盖拆除, 在试验工位即可完成更换工作, 且不用调整转动中心, 省去了二次找正的时间, 降低了工作强度, 用更短的时间实现了水力设计思想。但该结构对加工精度有严格的要求, 并需要在安装时严格检查底环与座环过渡处流道的光顺性, 以避免流道出现高低台阶, 影响效率。
1.1.3 导控系统结构。部分模型装置导控系统结构为通过连杆将导叶臂与控制环连接, 导叶臂通过螺栓夹紧方式与活动导叶连接, 中间靠销轴连接。这种结构的优点是原理简单、安装调整方便。其局限之处为依靠单个螺栓把合夹紧导叶臂克服导叶水力矩, 试验水头升高时, 导叶水力矩明显增加, 当导叶臂所提供的夹紧力不足以克服导叶水力矩时, 螺栓夹紧失效, 活动导叶产生角位移。
1.2 新试验要求下模型结构的改进
1.2.1 蜗壳材料的选用。使用铸造不锈钢蜗壳的优点在于蜗壳流道采用编程数控加工, 流道的精度得以保证, 可以提升整个装置的刚度, 装置的水力性能得到保证, 如果能缩短生产周期, 提高产品质量, 铸造不锈钢也是蜗壳成型材料的优先选择之一。
锻铝材料具有良好的机加性能, 锻铝分瓣蜗壳采用编程数控加工内流道, 无需木型车间二次造型, 蜗壳加工周期大大缩短, 提高流道精度的同时缩短了生产周期。
1.2.2 尾水部套设计方法的改进及发展。为适应新时期高精度、高稳定性及易于流态观测的试验要求, 尾水部套设计方发也经历了多方面改进。采用新型长螺杆连接锥管法兰形成支架的方法, 有效解决了焊接锥管支架筋板角度受把合螺栓孔限制的问题, 并且减小了挡光区, 增大了锥管的可视面积, 提高了装置流态观测的便利性。肘管方面采用了分类设计方法, 对于试验水头较高的抽蓄项目多采用铸造工艺, 便于流道的数控加工;而试验水头较低时, 仍采用钢板拼焊成型, 并通过计算增加环肋。
2 模型装置设计的趋势
近年来, 随着国内外厂商对水电市场的投入, 竞争的压力日渐凸显。为应对这种压力, 各厂家不断加大科研基础设施的投入。
适用于高水头、高测量精度、易于拆装调整的模型装置设计方法越来越受到设计人员的青睐。能否在有限的加工和测试周期内实现多种水力方案的验证;如何在高水头、高压力试验条件下提高水轮机模型装置稳定性和测量精度, 成为科研人员研究的重点。此外, 试验装置的外观也成为各厂家比拼的内容之一。模型装置的标准化、结构的简易化、装置间隙调整的自动化将成为未来模型装置设计的主要方向。
结束语
在水轮机的不同结构和原理的设计中, 对模拟装置的稳定性和测试精确度具有较大的影响, 传统的水轮机形式已经不能够满足现代社会的需求, 在更高水位的水利工作环境中, 不仅要求水轮机具有足够的适应强度, 还要有高精确度的数据测定。相应的水轮机模型就要在相似性的实验中进行结构的改进。文章对近几年来水轮机的模型进行了性能对比分析, 确定了国内外水轮机的不同与各自的优势, 并在结合与改造中不断的创新技术, 提高了高水位的水轮机使用性能。
摘要：水轮机的模型建立在具有的工程研发与测试中具有重要的应用意义。水轮机模型具有不同的设计, 根据静压轴承连接方式的不同、整体装置的拆卸不同的方式等具有不同的结构和形态的设计。在具体的水利工程模拟实验中就会产生不同的数据记录, 并促进了在高水位中的研究测定, 衡量不同设计中水轮机的稳定性, 对比分析出具有测量高效性和高准确度的模型。对水轮机的不同设计进行了对比分析, 在水轮机的长期发展和研究中总结了经验, 并在经验数据的支持下进行了技术改造。
关键词：水轮机模型,装置设计,发展,分析比较
参考文献
[1]厉文超.水平轴潮流发电水轮机最大功率捕获技术研究[J].中国海洋大学, 2011 (4) .
【关键词】水轮机调节系统；计算机仿真
随着我国电子产业的迅速发展，人口的增加，我国对于电力资源要求也在加大。在我国电力需求的强力拉动下，我国水轮机制造行业发展迅速。但由于水轮机调速系统对于水电站的整体影响大，所以水轮机调速器在投入使用前都要进行调试。但是常规的调试由于费用过高，时间过长，对调试人员要求高，使得水轮机性能调整不能达到保证。但是随着电子计算机技术的成熟，通过计算机仿真技术设计一套可以对设备进行实时测试并实用可行的设备十分重要。
1.水轮机调节系统仿真模型建立
1.1引水系统
由于水轮机是一个动态元件，在工作时，其内部结构的变化和运动相对于稳定时要复杂很多，所以在进行水力瞬变的计算中，工作人员通常采用水轮机在稳定情况下工作时的综合特性曲线去确定水轮机流和水轮机力矩特性，但是在水轮机稳定状态下的综合特性曲线不包括尾水管和蜗壳不称定工况时水流惯性对水轮机特性曲线的影响。在计算水轮机综合特性曲线时如果引水管道很长，其影响对于整体的综合特性曲线影响不大，所以可以忽略。反之，则要进行一些运算确定其特性曲线而不可忽略。在计算机对水轮机调节系统进行仿真建模时，由于实际的水力发电站中线路复杂，所以在建立模型是必须要对整个水力发电系统中的所有管道通路进行编号，这样可以有效地避免重复而出现的误差，也可以提高整体的工作效率。在对于系统管道进行编号后，由于整体管道过多，同时建立其仿真模型非常麻烦，工作人员通常需要把管道分成若干个网格，网格的边界点作为计算节点，然后在网格内部进行仿真，然后進行最后统一的计算，建立合理的引水系统。
1.2电液随动系统
现代水轮机调速是由电子调节控制器和电液随动系统两部分构成。对于前一部分我国研究的比较深入，技术比较成熟。但对于电液随动系统基本保持原有体制并在此基础上进行一部分优化微调。微调主要分为模拟电调和微处理器电调两种方法。但是这两种方法都是采用电液随动系统。电液随动系统作为水轮机调速的执行部分，是其中不可缺少的重要组成部分。但是由于在水轮机调速系统中工作油液量大，流动路径较长，并且与大气和压缩空气直接接触，使得工作油液内的金属微粒、油泥、纤维等机械杂质较多，并且由于酸碱、水分所引起的油质劣化十分严重，又由于电液随动系统可靠性差，综合所有因素，电液随动系统油孔容易被堵塞，多次工作后断线，强度低等缺点。但是通过电子计算机仿真系统对此进行仿真，可以满足不同情况下的水轮机调节系统，使效果达到最优值。
2.水轮机调节系统仿真算法
2.1引水系统仿真算法
在仿真编程时，引水系统特征线方程与水轮机联立作为一个部分，引水系统采用特征线法求解；水轮机的流盆和力矩可由模型特性曲线上查得。调速器和发电机等部分的徽分方程作为另一部分，并分为存在大扰动和小扰动两种情况考虑。由于存在大扰动时，水轮机参数变化很大，超出其线性范围，因此小扰动模型不适用。为此调速器和发电机采用差分方程的方式建模，采用特征线原理求解。将上述两部分交替求解，即为水轮调节系统动态仿真结果。
2.2电液随动系统的传递函数
将电液随动系统中的步进电机，主接力器作为积分环节，液压缸、主配压阀作为一阶惯性环节。同时记录导叶控制信号的限幅，步进电机输出限幅，步进电机输入信号死区以及液压缸、主配压阀死区等5个主要非线性。并且利用连续系统离散化非线性系统数字仿真，即可得电液随动系统传递函数。
3.仿真系统具备功能
3.1水轮机特性的计算
在求解非线性方程组时，如果没有水轮机流量特性和力矩特性的全特性，就只能在模型综合特性与逸速特性的基础上延长使用，所以在求解非线性方程组时，必须知道水轮机流量特性和力矩特性的全特性。同时将水轮机的特性参数用数组的方式在计算机中储存，需要储存的参数有：导叶开度，机组单位转速，机组单位流量和机组力矩。但是由于实际值与计算机所储存的理想数值存在误差，所以在实际计算出的数值与计算机储存的数值不相等，可以通过拉格朗日公式或者四点插值方法计算求得与单位流量个单位力矩所对应的计算值。
3.2仿真系统步长计算
由于理想情况下和现实情况存在误差，从而导致计算结果不准确，为了减小误差，使计算结果与实际情况更加符合，仿真计算时的步长必须取得足够小，分割的足够精密。步长的确定原则是：仿真系统计算步长的时间必须小于计算机微调调速器的采样时间，这样才能最小的减小误差，同时步长的计算必须在上述条件下同时也满足水击计算的特征方程曲线。当步长计算不能满足水击计算特征方程曲线时，应该在仿真系统中适当的调整波速使得步长满足其条件。
4.水轮调节系统仿真硬件设计
对于水轮机调节系统的仿真，应该从我们的真实情况出发，不能在理想情况下进行仿真实验，否则实验结果很难融入到真正的生产使用。在设计仿真系统的同时应该在实物中加入输入输出模块，以便系统中参数的输入。同时为了方便我们更容易的观察水轮机调节系统的实时性变化，仿真系统应该具备显示功能，并且为了方便我们对参数的调节，确定系统的优先级别，安装可控制的显示屏是最好的选择。
结束语
水轮机调节系统作为水电站中最为重要的环节，其控制性能和可靠性一直是人们十分关注并希望优化的问题。因此在计算机发展迅速的今天，很多学者利用计算机仿真技术研究。在当前看来，通过计算机仿真技术，分别建立模型，列写算法，并根据不同条件对模型算法进行微调，即可得到可靠，准确的结果，大大节省了人力物力，也使其可靠性增加。但随着科技的进步，越来越先进，精确的仿真也被提出来。由此可见，计算机仿真技术因为具有高效，优质，经济的特点，被越来越多的学者青睐，并且在水电能源理论研究和技术开发方面具有很好的前景。
参考文献
[1]刘宪林，高慧敏.水轮机传递系数计算方法的比较研究[J].郑州大学学报，2003（4）：1_5.
[2]沈祖诒.水轮机调节[M].北京：水利水电出版社，1998.
1、适用范围及引用标准。
1.1本规程规定了水电站水轮机调速器的运行、维护、投退操作及故障处理等内容。本规程适用之于水电站水轮机调速器的运行管理。
1.2 引用标准。
1.2.1 水轮机调速器YCVT-XX数字式水轮机调速器原理与使用说明书。1.2.2 水电站其它相关图纸。
2、设备规范。2.1 主要技术参数：
调速器型号：YCVT-6000-16 调节规律；适应式变参数PID 测频方式：残压测频
机组频率信号：取自发电机机端电压互感器 信号电压：（0.2-100）V 测频范围：（5-100）HZ 测频分辨率：≤±0.002HZ
电网频率：取自35KV母线电压互感器 信号电压：（0.2-100）V 2.5A 测频范围：（45-55）HZ 测频分辨： ≤±0.002 HZ 永态转差系数：bp=0-10 % 暂态转差系数：bt=5%～150 % 缓冲时间常数：Td=2-20 s 加速时间常数：Tn=0-5s 频率给定范围：fG=45-55HZ 功率给定范围：P=0-120% 额定工作压力：1.6-31.5Mpa
主控阀组最大设计流量：2500L/min(ΔP≤0.5MPa)主接力器开启/关闭时间：3～11s之间可调 整机平均无故障时间：<20000h 静特性转速死区： i x<0.02 –0.04% 自动空载转速摆动：<±0.15% 快速开关阀最大功率：35W（单个）2.2运行条件：
外供直流电源：220V±15% 2.5A 外供交流电源：220V± 15% 2.5A 快速开关阀额定工作电压：直流24V±10%
3、投入运行的条件
3.1调速系统电气调节控制器、机械液压随动系统、油压装置等各部分安装完毕。3.2 柜内无异物，外部配线、配管正确，具备充油、充气、通电条件，所需46#透平油、高压气及电源符合有关技术要求、油箱液位及温度指示正常。导叶开度指示为零。
3.3设备所在的机组段，不得有影响运行的施工作业，现场清理完毕。3.4对所有接线进行正确性检查，其标志是否与图纸相符；然后接通电源(投入电柜交流、直流220V电源)、压力油源，观测电源、触摸屏显示、压力指示是否正常。
3.5两台油泵切至自动，（由PLC控制，互为备用，主泵起动140次后由PLC控制，与备用泵互换运行方式）。
3.6手动增益开关在设定值在Ⅱ档（手动操作调速器时，其动作时间与增益开关的关系，Ⅰ档的动作时间最长）；
3.7油泵需要手动操作时，将A泵或B泵方式开关切至手动（油泵电机转），待5秒以后，将方式开关切至加载（对应的加载阀动作指示灯亮，油路接通），油压上升至满足要求后，将方式开关切至停止；
注意事项：空气滤清器需每年清洗一次，平时注意油位，以免油泵吸空。
4、检查、操作和维护 4.1检查巡视
4.1.1正常发电运行状态。
①[手动]/[自动]选择开关置于[自动]位置；
②[交流、直流220V]指示灯亮；
③[导叶]指示在与当前主接力器位移相应的位置（百分数）；
④触摸屏指示[断路器合]；
⑤主接力器可能静止不动，也可能增、减一定量的开度，取决于中控室增减负荷命令、调节器的有功/开度调节命令以及网频变化范围（当网频的变化量超过人工死区ef时，接力器就会产生相应位移，以满足网频在50±ef之内）。一般在开度模式、基本负荷状态下，开度值与接力器基本不变动。
⑥油压正常。4.1.2停机备用时的检查：
①[手/自动]切换开关置于[自动]位置；
②面板上[交流、直流220V]指示灯亮；
③[导叶]指示为零；
④调速器电柜各有关指示正常；
⑤油压正常；
⑥高频阀组供油阀1113（2113）打开；
⑦滤芯工作正常；
⑧发电机出口电压互感器正常，高低压保险投入且未熔断；
⑨水头表指示在与当前水头相对应的位置（设定值143m）。4.2操作
4.2.1自动远控操作
正常情况应采用微机自动操作方式，[手/自动]切换开关置于[自动]位置。
4.2.1.1开机并网
自动开机时发电机出口电压互感器必须正常，高低压保险投入且未熔断，调速器处于备用状态。水头表指示在与当前水头相对应的位置。
①中控室发出开机令后，自动拔出锁锭，调节器指示[开机]，导叶开至对应水头 3
下的空载开度，同时机频跟踪网频；
②满足自动准同期并网条件后，监控系统操作合上油开关，调节器指示[断路器合]。
4.2.1.2解列停机
①将负荷减至零；
②监控系统操作跳开机组油开关后，调节器指示[断路器分]；
③监控系统发出停机令后，调节器指示[停机]，导叶全关至零并压紧，机组转速下降；
④刹车撤消风压后，调速器转入备用状态。
4.2.1.3增减负荷操作
增减负荷时，一般在中控室用鼠标在屏幕上单击增、减负荷按钮来进行、或直接进行功率数字给定；详细内容请参阅监控系统有关资料。
（功率增减速度由电厂与我方协商而定，一般在设备首次调试、投运时通过调速器软件设定于某一固定值；在日常使用中不要轻易变动，如需变动请电厂事先与我方协商，以免产生意外。）
4.2.1.4手自动切换
手/自切换非常简单，切换前无需准备任何条件；如要从自动切至手动，仅仅需要旋转手自动切换开关指向手动位置，说明已进入手动状态；如要从手动切至自动，同样只需旋转手自动切换开关指向自动位置即可。
注意：
一、发电机出口电压互感器不正常，高低压保险熔断或未投入，无交/直流220V电源时，严禁切自动运行；
二、正在开机或停机操作中途时最好不要作手/自动相互切换。
4.2.2手动近控操作
旋转手自动切换开关指向“手动”位置，表示调速器转入手动状态.手动方式运行时，调速器旁应有专人监视。
4.2.2.1开度增大/减小操作
将“手动增减开关”拨向增侧/减侧，即可实现开度增大/减小操作。如果操作“手 4
动增减开关”无效或调速器工作电源中断时,可用操作杆将快速动作高频阀开机侧阀芯/停机侧阀芯压入并保持,可实现导叶的开/关。
应当指出，如果进行手动增加开度操作之前，调速器正好处于“停机备用”(或“停机等待”)状态，则须手动将导叶释放（该项操作目的是使脉冲阀处于开启侧位置，使开机油路恢复正常。）；其它状态下，无需作该项准备工作。4.2.2.2锁锭拔出/投入操作
按下“锁锭拔出/投入按钮”，即可实现锁锭拔出/投入的操作；如果操作“锁锭拔出/投入按钮”无效或调速器工作电源中断时,可用操作杆将锁锭高频阀投入侧/切除侧阀芯压入并保持,可实现锁锭的拔出/投入。4.2.2.3 手动开机
①在调速器柜面板上，将“手动增减开关”扭向增侧并保持3秒或（按下触摸屏中“导叶释放”按钮），启动机组，将导叶开至空载开度(1号?%,2号机?%,机组转速达到额定值,松开“手动增减”开关。
②待机组励磁开关合上后，配合电气人员，操作“手动增减开关”调整机组频率在50HZ，等待并入系统；
③触摸屏指示断路器合，根据电气人员要求啬至相应有功负荷；
4.2.2.4手动停机: ① 操作“手动增减开关”至减侧，减完机组有功负荷，同时电气人员减完机组无功负荷；
②待电气人员断开主机开关，灭磁开关；
③ 操作“手动增减开关”至减侧,关闭导叶并压紧,当机组转速下降至35%额定值时，进行制动；
④ 按下锁锭投入按钮，投入接力器锁锭。
4.2.2.5紧急停机操作
Ⅰ.如出现事故需紧急停机时，一般情况下，机傍LCU的紧急停机继电器常开独立接点会自行闭合，使调速器的紧急停机电磁阀通电动作，导叶按整定时间(1号机7S,2号机6.8S)迅速全关；
Ⅱ.特殊情况下，如无LCU保护或无直流24V而需紧急停机时，应使用操作杆手动压入开停机高频阀停机侧阀芯，也可以实现快速停机。（恢复调速器操作时只需手
动将导叶释放）;
Ⅲ.事故情况下调速器未紧急停机，应手动按下调速器面板紧急停机按钮，也可以实现紧急停机,当机组导叶全关后,按一下紧急停机按钮就可实现复归;
4.2.2.6调速器手动退出与恢复备用操作
Ⅰ.退出备用
① 旋转手自动切换开关指向手动位置；
② 接力器落下锁锭（注意：接力器投锁锭前必须确认脉冲阀已处于闭侧位置，这一点用户须高度重视）；
③ 关掉调速器高频阀组供油阀1113（2113）。
Ⅱ.恢复备用
发电机出口电压互感器正常、高低压保险投入且未熔断、油压正常、压力油源的主供油截止阀2110打开时方可恢复备用。
① 旋转手自动切换开关指向自动位置；（调速器手动运行时，要手动将导叶释放；
② 交/直流220V，直流24V正常；
③ 提起接力器锁锭。
5、故障类型与处理5.1故障类型
· 调速器发告警信号
⑴PLC STOP； ⑵锂电池错误； ⑶内部21V错误； ⑷硬件错误； ⑸拒动；
⑹水头信号错误； ⑺机频信号消失；
⑻网频信号消失； ⑼导叶反馈错误；
⑽轮叶反馈错误(双调)； ⑾有功信号错误； ⑿滤芯工作错误；
故障类型显示：在显示区显示出故障具体信息。5.2 故障分析与处理
故障信息
故障界面主要用于显示当前系统的运行状态，显示整个系统的几个主要故障信息。
⑴ PLC STOP
原因：主机切换开关位置不正确。
现象：“故障”灯闪烁，发告警信号；调速器主机切换开关在STOP位置。
处理：
①调速器主机切换开关切至RUN位置
⑵锂电池错误； 原因：锂电池电量不够。
现象：“故障”灯闪烁，发告警信号； 处理：更换电池。
⑶内部24错误。处理：根据接线图检查。⑷ 硬件错误应与厂家联系
⑸拒动；处理：检查油路及电气回路。
⑹水头信号错误；(我站没有这套装置，不会发出故障信号)⑺ 机频故障
原因：信号线断开或测频模块损坏。
现象：“故障”灯闪烁；发告警信号；调速器维持原位不动。
处理步骤：
①首先最好将调速器切换到手动运行(开机过程中若发生机频故障，应立即停机或改为手动开机；并网运行中发生机频故障时，可继续自动运行或切手动；但应尽快查明故障原因)。
②检查测频模块是否正常：如果与测频模块相连的PLC输入模块上输入点指示灯长时间无变化，则可能死机或损坏；若死机，重新上电；若损坏，更换测频备用板。
③信号消失或断线：据原理图，从测频模块到PT逐点查找故障点。
④排除故障后，调速器一切正常才可以切到自动运行。
⑻ 网频故障：
原因：信号线断开或测频模块损坏。
现象：“故障”灯闪烁；发告警信号；调速器维持原位不动。
处理步骤：
①首先最好将调速器切换到手动运行(开机过程中若发生机频故障，可继续自动运行或改为手动开机；并网运行中发生机频故障时，也可继续自动运行或切手动；但应尽快查明故障原因)。
②检查测频模块是否正常？如果与测频模块相连的PLC输入模块上输入点指示灯长时间无变化，则可能死机或损坏；若死机，重新上电；若损坏，更换测频备用板。
③信号消失或断线：据原理图，从测频模块到PT逐步查找故障点。
④排除故障后，调速器一切正常才可以切到自动运行。
⑼ 导叶反馈错误
原因：①位移传感器反馈断线或损坏
②反馈电位器反馈断线或损坏
③“开度模式”增减开度给定过快
④开限没有打开
现象：“故障”灯闪烁，发告警信号；调速器切“机手动”运行。
处理：根据不同的故障原因，可采取：
①打开电气开限；
②减慢开度给定速度，或与厂家联系，修改相应程序；
③若位移传感器故障，修复或更换后应调整零点/满度。调整方法参考第六节有关内容。
⑽ 轮叶反馈故障(我站没有这套装置，不会发出故障信号)⑾有功信号错误；(我站没有这套装置，不会发出故障信号)⑿滤芯工作错误； 原因：滤芯堵塞处理；
现象：自动泵不能打油或抽油慢，油压上升； 处理步骤：
① 将自动油泵切除；
② 拆下相对应的滤芯进行清洗；
6.人机交互界面总体构成
6.1主控画面
主控画面如图1所示，该画面主要用于显示系统当前的运行状态参数，用户可通过单击右方的几个触摸键按钮，进入到相应的功能界面中。
参数说明：YL空载/负载（开度限制），Yg开度给定，Yc开度控制，Fj机频，Fw网频，Fc频率给定（网频），Pg功率给定，Fc频率给定（网频）
6．2主画面附加功能
按钮“压紧”和“释放”分别控制停机电磁阀和开机电磁阀。(点击主画面导叶开度界面进入导叶手动控制选项)按钮“手减”和“手增”相当于人工状态下的手动增减按钮。点击后系统相应的指示灯会高亮表示操作成功。
XXX公司 XXX 本人于2011年7月毕业于XX大学，所学专业为热能与动力工程水动方向，毕业后至今在XX公司设备部机修班从事水电厂机械检修维护工作。于2012年8月取得水能动力工程机械助理工程师资格,于2014年08月参加并通过了集团公司组织的技能鉴定，取得了水轮机调速器机械检修高级工资格。几年来，在各位领导和同事的支持和帮助下，自己的思想、工作、学习等各方面都取得了一定的成绩，个人综合素质也得到了一定的提高。本人下面就对我这几年来的工作做一次全面总结：
一、刻苦钻研专业技术知识，努力提高技术水平
自从事水电厂机械检修维护工作以来，本人非常注重专业技术的学习，通过各种渠道学习和掌握各类知识、技能，完善自身知识结构体系，并把学习与工作紧密结合，在实践中不断提高认识，努力提高自己的素质。一是学习国家标准和行业标准，同时通过参与修编多个企业标准来提升个人专业水平；二是积极参加各项培训活动，如参加电科院每年组织的水轮机与金属技术监督工作会议，与各水电同行交流，获取水电机械设备最新技术，并且还把眼光放到那些与工作密切相关的其他行业，即拓宽了视野，也提高了综合素质和全局意识；三是积极参与电厂各项检修维护工作，在检修工作中学习促提升。通过以上的工作与学习，我更加深刻理解水电厂机械设备原理和性能，极大地提高了自己的专业知识水平，并能在省级期刊《科技创新与应用》上发表了论文《长龙水电厂水轮机调速器及接力器改造》。
本人除了努力提升个人专业技术水平外，还努力让自己向一专多能方向发展，以提高个人综合素质。在日常工作中，本人积极了解公司管理概况，对公司评审管理工作具有很深的体会。根据集团公司级行业要求，目前公司主要进行如下管理评审工作：企业安全生产标准化管理、NOSA质安健环管理、安全性评价管理、技术监督管理等。在公司管理过程中，作为企业的一员，我有幸参与以上管理工作，特别是在强调安全生产的情况下，我们更是质安健环管理中不可或缺的一个环节。通过对公司各方面工作的参与，使我有了向一专多能方向发展的机会。
二、积极参加技改及检修工作，解决生产中遇到的技术难题
自参加工作以来，本人积极参与电厂每年的大小检修及日常维护工作，在工作中成长进步。经过几年的努力，本人在2016年3月的5号机小修中担任了机械方面负责人，策划工作进度，控制检修质量，组织协调工作班成员进行工作，圆满地完成了检修任务。同时，积极参与多项技改工程项目，主要有：
（一）2014年3月，为解决5号机调速器输出的调速功不足、调速器主配压阀频繁抽动等问题，电厂决定对调速器及接力器进行了更换。在该项目中，由本人编写改造方案并负责实施。改造后，所有技术指标均达到了国家及行业标准要求。经公司评定，该项目获得了公司2014科技进步奖三等奖。
（二）2014年3月，参与5号机蝴蝶阀控制装置及管路更换工作。在调试过程中，针对接力器锁锭误动作剪断销剪断问题，提出自己的改造方法，优化油路系统，完美地解决了蝴蝶阀接力器锁定剪断问题，及时地消除了设备缺陷，有效保障了设备的安全运行。
（三）2014年09月，负责3号机组动平衡试验，配合广东电科院解决机组摆度超标问题。试验前，3号机组下导摆度已达到240μm，超过了180μm的报警值。通过动平衡试验，在机组转子上配重，有效地平衡了机械不平衡力及电磁不平衡力的影响，下导摆度下降到了114μm，机组在带负荷工况下运行平稳，各项技术指标均大大优于国标要求。该项目获得了公司2014小技术革新奖二等奖。
（四）2014年12月，5号机尾水闸门底坎不平漏水处理。针对5号机组尾水闸门底坎不平问题，本人负责相关原始资料的收集、整理，分析提出解决方法，在底坎工字钢表面安装厚度8mm的不锈钢板。在施工过程中作为工作负责人，安排工作人员，控制检修质量。处理完后，落下尾水闸门，进行了充水试验，闸门密封情况良好，未出现漏水，处理效果良好。
（五）2015年，大厂机组空冷器更换改造。改造前，本人参加了相关原始资料的收集、整理，协助编写技术方案，讨论确定空冷器散热片型式。改造中，本人参与了空冷器的安装与试压。机组空气冷却器更换后，空气冷却器换热容量得到了显著提高，冷却水耗水量明显降低，发电机组各部位温升均有不同程度的下降，冷却效果明显。该项目获得了公司2015科技进步奖一等奖。
（六）2015年，1-4号机组调速器电柜更换。本人配合电试班安装调速器伺服电机、行程反馈装置，调速器机械零位调整等调速系统机械部分的工作。
（七）2016年12月，在 5号机组增效扩容改造项目中，本人参与讨论机组机械部分的改造范围及设备技术要求，编写水轮发电机组及其附属设备采购招标文件中机械设备的技术部分，并参与水轮发电机组及其附属设备安装评标工作，目前该项目在稳步推进中。
三、积极参与公司技术管理，努力提升个人业务能力
在班组管理工作中，本人作为班组技术培训员，一是负责班组技术培训及管理工作，制定班组培训计划，督促班组成员学习，努力提高班组技术水平；二是管理和更新机械设备技术台账，及时收集、整理和完善班组图纸资料，做好设备台账管理，使其易于查询，有效提升同事们的工作效率；另外，协助机械专责做好全厂水轮机金属技术监督工作。除了做好本班组的技术管理工作外，还主动承担修编多个规程、技改方案的任务。在2015年公司技术标准修编工作中，本人独立完成修编了《水系统检修维护规程》、《气系统检修维护规程》、《闸门检修维护规程》、《检修闸门操作规程》、《起重工作安全规程》、《修配安全工作规程》等多个规程。2016年修编了《物体打击伤亡事故处置方案》、《生产厂房油泄漏事件处置方案》等现场处置方案。负责或参与编写了报告如《5号机C级机械检修总结报告》、《5号机尾水闸门漏水处理报告》等报告。通过积极参与公司各项管理工作和修编多个规程、方案，自己的个人业务能力得到了极大的提高，让自己更有信心迎接更大的挑战。
四、辛勤耕耘，收获荣誉
在几年的工作中，在各位领导和同事的支持和帮助下通过自己的拼搏和努力，自己在工作中取得了一些成绩，也收获了以下荣誉：
1、主要参与的3号机组通过动平衡试验及配重解决机组摆度超标问题项目，获得公司2014小技术革新奖二等奖。
2、主要参与的5号机调速器和接力器更换改造项目，获得公司2014科技进步奖三等奖。
3、主要参与的大厂机组空气冷却器更换改造项目，获得公司2015科技进步奖一等奖。
4、获得公司2014生产先进工作者荣誉称号。
5、获得集团公司2014—2015团青年岗位能手荣誉称号。
6、代表班组获得本公司2013年EAM知识竞赛一等奖。
7、代表班组获得本公司2015年劳动技能竞赛一等奖。
五、展望未来，努力工作
本人热爱自己的职业，为人真诚守信，做事坚定执着，有很强的责任感。在今后的工作中，本人将一如继往做好本职工作，并不断学习新知识、新技术，以团结、诚信的精神，严谨的科学态度，努力使自已的工作成为创新、高效的工作，为本厂的持续安全运行作出应有的贡献。
1、#2斗轮机。
2.把1#、2#斗轮机的活动梁降至便于检修的位置。
3.停#
1、#2斗轮机取料皮带电机电源并挂“禁止合闸，有人工作” 警示牌。4.停#
1、#2斗轮机堆取料皮带电机电源并挂“禁止合闸，有人工作” 警示牌。5.停#
1、#2斗轮机活动梁电机电源并挂“禁止合闸，有人工作” 警示牌。6.停#
1、#2斗轮机斗轮电机电源并挂“禁止合闸，有人工作” 警示牌。7.停#
1、#2斗轮机斗轮小车电机电源并挂“禁止合闸，有人工作” 警示牌。8.停#
1、#2斗轮机大车行走电机电源并挂“禁止合闸，有人工作”警示牌。9.停1#、2#斗轮机行走小车电机电源并挂“禁止合闸，有人工作” 警示牌。
3#甲 乙皮带安全注意事项： 1.停运#3甲、乙皮带。
2停#3甲 乙皮带头部电机电源(BOBHG12-002)(B0BHH11-002)并挂“禁止合闸，有人工作” 警示牌。
目前，世界上30多个国家和地区共有439台核电机组在运行，核电装机总量已达到372.1GW。到2007年底，世界运行中的核动力堆供应的电力约占全世界电力的15%。全球有16个国家和地区的核电发电量占总发电量的比重超过25%。其中法国高达76.9%，而中国还不足2%[1,2]。根据国家《核电中长期发展规划(2005年～2020年)》，到2020年我国平均每年要新建2～3套百万千瓦级核电机组，根据目前发展现状和趋势来看，这个目标还将进一步提高。
大型铸锻件是核电机组的关键零部件，技术含量高，加工周期长，对工艺装备要求严格，属于技术和资金密集型产品，其质量和水平直接影响成套装备的总体水平和可靠性。国外关键大型铸锻件价格高、交货周期长、供货困难，关键时刻又可能出于战略考虑进行技术保密甚至限制出口。为此，中国核电发展必须依靠自己的力量来突破大型铸锻件制造的瓶颈。目前，国内大型铸锻件交货能力、技术水平和质量还远达不到要求。以转子为例，我国汽轮机转子生产能力远达不到市场需求，不得不从法国、德国、意大利和韩国进口[3]。我国生产百万千瓦核电机组的汽缸、转子等关键部件尚无成熟经验。
百万千瓦级核电常规岛低压整体转子锻件是目前世界上所需钢锭最大、锻件毛坯重量最大、截面尺寸最大、技术要求最高的实心锻件，是代表热加工综合技术水平最高的产品。转子净重超过170t，需600t级钢锭。目前，国外只有日本制钢所(JSW)具有生产特大型转子锻件(550t以上钢锭)的能力[4]。但产能有限，且优先供应日本国内，不能满足我国市场需求。因此，特大型转子锻件的国产化势在必行。
2 低压转子材料的发展
2.1 核电汽轮机低压转子的服役条件
我国已确定引进第三代核电技术为美国西屋公司AP1000技术，在浙江三门和山东海阳建造四台核电机组，作为第三代核电自主化依托工程。AP1000是2回路的百万千瓦级第三代非能动压水堆核电技术，其再热蒸汽温度出口254.2℃，再热蒸汽压力为1.89MPa[5]，即汽轮机低压缸进汽参数大体如此。低压缸初始阶段是过热蒸汽，后来为饱和蒸汽，其进汽温度低、蒸汽湿度大，在材料选择上，不需考虑其热强性，但在满足构件的基本强度要求的前提下，必须充分考虑湿蒸汽工况对主要零件材料的腐蚀作用[6]。核电汽轮机低压缸有着与火电机组相似的参数与工作条件，主要差别发生在高压缸[7,8]。
汽轮机与发电机转子是发电设备的关键零件，第三代核电AP1000技术要求必须满足60年寿命的要求。由于采用半速汽轮机，净重超过170t的低压转子需要以1500/1800r/min的高速度运转。汽轮机低压转子主要承受巨大的离心力及扭转力矩作用;此外，调峰机组的频繁启动、停机或者甩负荷还会给转子带来交替变化的热应力，汽轮机转子的中心孔及外圆表面的叶片安装部位、汽封部位还有较大的应力集中。从而极易使转子相应部位发生蠕变损伤、热疲劳损伤或者二者的叠加[9]。因此，除对材料韧性、强度、冲击韧性、疲劳强度以及工艺性能等有较高要求外，考验低压转子钢的一个重要性能指标是回火脆性FATTㄢ
2.2 世界各国低压转子材料的开发
上世纪50年代，苏联用于制造低压主轴和发电机转子的材料为34CrNi3Mo，稍后我国发电设备制造业起步时，引进苏联技术生产了100MW高压机组，之后，自行设计制造相继投运了125MW、200MW超高压机组。这一阶段，用于我国50MW～200MW容量高强度级的大直径低压主轴与发电机转子的材料即为34CrNi3Mo，并制定了72标准。但此钢含碳量高，淬透性欠佳，不宜采用激烈的水淬和深冷工艺，尤其是中心部位FATT较高，达60℃～90℃，高于汽轮机发电机转子的服役温度，限制了该钢的应用范围与大尺寸转子锻件的制造。20世纪60年代，世界先进工业国家发展研制了ASTM A470的5、6、7级钢(低碳的2%～4%NiCrMoV钢，即碳从0.30%～0.40%降为0.20%～0.35%)，此钢淬透性好，具有高的强度、良好的塑性与低温韧性，其脆性转变温度FATT通常在室温以下，被各国广泛用于叶轮与主轴一体化的超大型整锻低压转子锻件。我国在20世纪80年代初，引进了美国西屋公司的300MW和600MW亚临界机组的制造技术。随着对其进行消化吸收后，85及93电站大锻件专用标准中也列出了该钢种，牌号为30Cr2Ni4MoV[10,11]。此钢相当于国外的3.5%NiCrMoV钢，材料强度高、低温韧性好，能够满足当时汽轮机尺寸和参数的要求。
常规纯度的30Cr2Ni4MoV钢在350℃～575℃温度范围内长期时效后，其中的杂质元素P、Sn、As、Sb向晶界偏聚，从而引起此温度范围内韧性恶化、导致FATT显著上升，即回火脆化敏感性提高，而Mn和Si又加速这种脆化现象[12,13,14,15]。因此，此钢的使用温度限制在350℃以下。20世纪八、九十年代以来，日本、美国、韩国等国家通过先进冶炼手段对低压转子铸锭的杂质元素含量进行了严格控制，使铸锭纯度得到较大幅度提高，转子力学性能也得到较大提高，尤其是脆性转变温度FATT降到-20℃左右。上世纪后半期30Cr2Ni4MoV低压转子材料杂质控制和FATT试验值变化见图1、2所示[16]。通过各国的研究数据表明，相对常规纯度30Cr2Ni4MoV低压转子材料，超纯净的钢的高温持久强度有所提高，克服了常规纯度钢在350℃以上长期时效后的脆化倾向，并具有更好的应力腐蚀与腐蚀疲劳抗力及良好的低周疲劳性能。为此，为这种钢应用于350℃以上甚至更高温度范围时，开拓了广阔的空间。
我国在上世纪80年代初，引进了美国西屋公司300MW和600MW亚临界机组的制造技术后，300MW以上汽轮机低压转子钢的材质为30Cr2Ni4MoV。虽然国内对该转子钢的性能研究起步较晚，但通过不断消化吸收，基本掌握了此钢制造大型转子锻件的工艺，完全实现了国产化目标。我国机械行业标准对此钢化学成分的质量分数及力学性能的规定见表1、2所示[17]。我国一重、二重等企业均已生产出超纯净的30Cr2Ni4MoV钢，达到了美国EPRI标准，并成功制造了600MW超纯净低压转子钢锭及1000MW超临界汽轮机低压转子锻件[18,19]。
注：当采用真空碳脱氧时，Si≤0.10
3 低压转子成形制造技术的发展
在高质量低压转子锻件的成形制造，包括冶炼、铸锭、锻造和热处理等生产环节，半个世纪以来，通过各国工作者的不断探索研究，低压转子成形的理论上升到一个新的高度，不断获得新的方法并运用到实践中，获得了显著效果。
3.1 冶炼与铸锭
转子冶炼的目的是减少钢中有害杂质元素的含量，提高钢的纯净度。尤其是30Cr2Ni4MoV钢中的P、As、Sn、Sb含量。采用电弧炉炼(EAF)、钢包精炼(LF)、电渣重溶(ESR)、真空浇注(VCD)等不纯净元素控制技术，低压转子材料的纯度已得到了较大幅度的提高。改进的低压转子冶炼过程见图3所示[16]。
美国电力研究所EPRI倡导开发的超净化钢的化学成分，其规范如表3所示，其回火致脆的P、As、Sn、Sb不纯净元素，使韧性恶化的元素S，以及助长脆化、过去曾作为合金元素添加的Si与Mn都要求减低到极限。
日本制钢所后来采用包括VCD钢包炉精炼、MP合浇技术、最优化设计的低高径比大锥度钢锭模、二重脱气方法等新技术浇注的600t NiCrMoV高品质超大型钢锭，经检验证明，锭中的逆V型偏析与V型偏析、夹渣偏聚等已基本消失。1991年日本生产出J=2.8(注：J因子表示元素与回火脆性敏感性的关系J=(Mn+Si)(P+Sn)×104,Yashika等指出为了避免钢的回火脆性，J不能大于10)，韩国1997年生产出J=2.5钢锭，两国超纯净钢化学成分见表4，并都用超净钢成功制造出1000MW的低压转子[20,21]。
国际上生产的大型优质锻件用钢锭，普遍向短粗型发展，高径比(H/D)一般都在减小;钢锭棱边由8棱逐渐发展到16棱、24棱、36棱、48棱;钢锭锥度也向大锥度发展。如日本室兰制钢所生产的钢锭高径比为1.1～1.5，锥度为8%～10%;意大利台尼尔生产的钢锭高径比是1.1～1.5，锥度为8%;法国克鲁索生产的钢锭高径比是1.23，锥度为9%。短粗型钢锭高径比小，由于增加了钢锭模的锥度，容易造成钢水由底部向冒口部位的有向结晶，有利于补缩和减少疏松，使偏析区移向冒口部位，最后作为料头切除。短粗型钢锭不仅提高了锭心质量，有时不镦粗只拔长也能满足锻造比[22]。
3.2 锻造
钢锭凝固过程中，中心区不可避免的存在着缩孔和密集性疏松等缺陷。随着钢锭吨位和截面积的增加，与金属结晶过程有关的缺陷，如非金属夹杂、偏析、疏松组织、缩孔等越明显。对大型锻件来说，锻造的任务除了成形，将钢锭经济的锻造到接近零件形状之外，重要的是改善锻件内部质量，即破坏铸态组织，细化晶粒、均匀组织、锻合缩孔、气孔和疏松等缺陷。除了应配备足够能力锻压设备外，还需要选择适当锻造方法改善或完全消除钢锭内部缺陷、提高锻件质量，特别是对大型锻件心部进行压实。
转子锻造过程一般是切头去尾—镦粗—拔长—精锻。自20世纪70年代以来，国内外大锻件生产厂家不断研究开发了一些新的锻造方法：如FM法(不对称平砧锻造法)、WHF法(宽砧大压下量锻造法)、FML法(低锻压力锻造法)、KD锻造法、JTS法(中心压实锻造法)、TER锻造法、SUF锻造法和AVO锻造法等，并已成功应用于生产[23,24]。对于大型转子锻件，其尺寸和重量都十分巨大，为了保证成形性能，在实际生产中往往是多种锻造方法的组合使用。如日本室兰制钢所1987年将SUF法同WHF法、JTS法结合，将一个600t的钢锭锻出了最大直径2800mm、重达325t的世界最大转子锻件。中国一重在锻制300MW汽轮机低压转子时采用三次镦粗、三次WHF法、两次JTS法和一次上、下V形砧压实[25]。中国二重将WHF法与JTS法联合对230t钢锭的600MW低压转子锻压成形[26]。
3.3 热处理
低压转子30Cr2Ni4MoV钢具有淬透性高、综合力学性能好、热加工工艺性好等优点，一般采用整体锻造方式制造。但这种钢是本质粗晶粒钢，有较强的晶粒遗传现象，易产生晶粒粗大和混晶。转子锻件在制造过程中要经三次以上超声波探伤，探伤的起始灵敏度高，对材质衰减的要求很严格，因此，要求转子锻件对超声波的穿透性要好，而晶粒细小是良好穿透性的必备条件，同时晶粒细小、均匀，可使转子锻件具有良好的冲击韧性、低的脆性转变温度，是满足转子技术要求的必要条件[27]。因此，需经材料热处理的方法来改善转子材料内部金相组织，使其组织均匀化、消除内应力、晶粒细化、扩散氢气、防止白点和裂纹，提高材料综合性能。典型低压转子热处理除严格控制最后一火加热温度和压下量外，采取多次高温正火进行重结晶处理，通过过冷使晶粒细化、氢气扩散，最后进行调质处理使转子性能满足要求。
41000MW核电汽轮机低压转子锻造的技术关键
对于第三代核电技术AP1000，重型锻件的结构、重量和质量有别于2.5代的大锻件，必须满足60年寿命的要求。核电机组功率达到百万千瓦之后，大容量机组需要大排汽面积与之匹配。这就必然使得配套的低压转子有更大的尺寸和更高的性能要求。不同机组容量的核电低压转子尺寸和质量如表5所示[28,29]。
目前我国生产的钢锭为300t级，还没有生产600t级钢锭的经验。百万千瓦级核电常规岛低压整体转子锻件净重超过170t，需600t级钢锭。转子锻件的技术要求高，其锻造的技术关键：
(1)保证超大直径(尴2000mm以上)转子锻件中心区域充分压实;
(2)细化铸态组织，保证锻件的组织均匀、性能合格;
(3)保证锻造过程的缺陷控制，保证探伤合格。
大型转子锻造需要利用现有设备的有限压力来压实、焊合疏松和空洞等缺陷，通过选择合理的砧形、砧宽、压下量、变形速度、砧宽与坯料的高度比、错砧方式、钢锭形状以及锻造温度、传热条件、变形速率等锻造参数来保证锻件质量、提高工效。
5 核电汽轮机低压转子制造的发展趋势
从当今核电机组的发展来看，汽轮机单机容量大型化、通用火电和核电的统一模块化设计方法，成为核电汽轮机组的发展趋势。随着机组功率的增加，汽轮机的排汽面积要随之增加，低压缸的尺寸就要进一步增大，需增加低压转子的尺寸来适应。但超过1000MW后，机组单机容量无需急剧增加，1000MW的低压转子生产技术，基本可以满足我国最近几十年中电力行业的需求。
目前的汽轮机绝大多数都采用高、中、低压(对于核电采用高、低压)分体式的多缸汽轮机，而采用单缸结构使结构紧凑、有效降低成本、提高热效率，从而高低压单缸汽轮机获得了越来越多的关注。因此，新型的HLP高低压一体化新型转子材料和制造工艺的开发也是现在的发展趋势之一，许多发达国家都进行了此类转子的研制[30]。该类汽轮机转子在不同段兼有高低压转子的性能：在高压段(HP段)有高的持久强度，而在低压段(LP段)有高的屈服强度与韧性。
未来，先进压水堆核电技术将发展到第四代的超临界水冷堆，即汽轮机工作介质为超临界水直接来自反应堆，汽轮机进口参数可达压力约25MPa，温度约510℃～550℃，这样可使核电站的热效率提高到44%～45%，单机电功率可达1700MW。这必然使得核电汽轮机主蒸汽参数不断提高，达到火电超临界甚至超超临界的主蒸汽参数。此时，去湿和防浸蚀技术不会成为汽轮机制造的屏障因素，汽轮机也可由半速提高为全速，尺寸会相应的减小。这会使得低压进汽的参数不断提高，低压进汽温度可达到370℃以上。此时，对转子的FATT、韧性、强度、冲击韧性、抗腐蚀性能以及疲劳强度有更高要求，低压转子材料仍可选用超纯净的30Cr2Ni4MoV钢，可以进一步提高此钢的纯净度，同时借鉴运用现有火电和核电的成熟技术来发展核电汽轮机。随着超超临界汽轮机技术的发展，未来核电机组参数将更高，需要新型耐热材料来适应参数的增加，给新材料的开发和制造技术将会带来更大的变革。
6 结语
随着国家《核电中长期发展规划(2005年～2020年)》的出台和我国能源战略的逐步调整，从当前形势来看，我国核电将在未来的十五年间迎来前所未有的大发展。而其中的大型铸锻件已经成为核电建设的瓶颈问题，制约核电发展。常规岛低压转子锻件是核电机组的关键零部件，国内生产汽轮机转子有一定经验，也具备一定的生产能力，但在百万千瓦级核电大型低压转子产品成形过程中组织晶粒、性能预测和锻造工艺及优化等领域内还有许多内容尚待进一步探讨。如何通过引进消化、自主研究攻克大型低压转子的制造难点，并掌握具有自主知识产权的百万千瓦级核电低压转子的制造技术，是未来发展核电技术的关键。
摘要：第三代核电技术是目前国内外核电生产的发展方向,我国已确定引进美国西屋公司AP1000技术建设百万千瓦级核电机组。其中低压转子锻件是目前世界上所需钢锭最大、锻件毛坯重量最大、截面尺寸最大的锻件。本文介绍了这一核电机组关键零部件的材料及成形制造技术的发展状况和发展趋势。
关键词：水电站;水轮机;磨损;防护
一、水轮机的主要磨损形式
水轮机及其重要部件经含有大量泥少的高速水流流过时，极易对其造成磨损，其磨损方式主要包括三种：一是冲蚀磨损;二是汽蚀磨损;三是冲蚀与汽蚀的复合磨损，具体表现在：
1、冲蚀磨损
一些小而松散的流动粒子对材料形成冲击的情况下材料表面出现破坏时称这一磨损现象为冲蚀磨损。携带固体粒子的流体包括液流和高速汽流，液流为泥浆型冲蚀，而高速汽流会产生喷砂型冲蚀。
2、汽蚀磨损
汽蚀磨损是指水流在局部地区流速增高的情况下会产生汽化，这就出现了破坏现象，将其称为汽蚀磨损。
3、冲蚀与汽蚀的复合磨损
高速水流在含量有泥沙和汽泡的情况下对流过的材料产生磨损被称之为冲蚀与汽蚀的复合磨损，通常水电行业将其称之为磨蚀。水轮机产生冲蚀与汽蚀的复合磨损主要是在水、汽和沙的共同作用下形成的，这是我国水电设备严重受磨蚀的主要原因。
二、水电站水轮机磨损的原因
1、与磨损物质特性的关系
磨损物质特性主要指泥沙颗粒的成分、大小、硬度、及形状等。颗粒的成分，一般泥沙颗粒的成分主要有石英、长石、云母、铁砂等物质。有些物质的硬度大于部件材质的硬度，而硬度越大，磨损也越严重。颗粒的大小，磨损程度与颗粒的直径成正比，粒径越大磨损越严重。同样颗粒形状不同磨损也不同，尖角的颗粒比圆滑的颗粒磨损要快。
2、与水流特性的关系
水流的特性是指水流中含有泥沙的浓度、水流的速度、水流的方向的冲击角等。水流中含有泥沙的浓度越大，磨损越严重。水流流速越快磨损越历害，水流方向和冲击角不同对磨损有不同的影响。不同条件下的冲蚀磨损试验研究表明，磨损率 W 与磨粒速度 V 有如下关系：
对 n 的取值，研究人员看法不一。Truscott报导了对不同材料，n 值不同，例如，在喷沙装置上，对钢材 St，n = 1.4;橡胶，n = 4.6。Daun等发现对不同试验台 n 值不同，例如旋转式试验台，n =2.5～3;圆盘式，n = 1.8 ～ 2.7;射流式，n = 2 ～ 2.2。由于流速指数值变化很大，在磨损速率预测和模拟时很难给出一个统一的 n 值。
3、与过流部件的材质特性的关系
金属材料的抗磨性取决于材料的物理性：硬度、内部组织、化学成分、粗糙度、表面尺寸、弹性率等。表面硬度越高的材料，磨损量越小，材料的内部组织越密实，晶体结构越均匀抗磨性越好，表面粗糙度起好，抗磨性越好。
4、与运行方式的关系
当水轮机运行情况良好汽蚀和磨损不产生联合作用时，汽蚀与磨损情况是不同的。当机组处于非设计工况运行时产生的汽蚀，会与泥沙对机件表面产生联合作用加大磨损的速度。
三、水电站水轮机磨损的防护措施
1、合理选择防护方案
以水电机组叶轮防护处理技术为例，磨蚀分两个方面：叶轮正面的磨蚀和叶轮背面的气蚀。叶轮正面的磨蚀主要是含沙水流的冲击和碰撞造成的，背面的气蚀是空化造成的。复合树脂金刚砂材料硬度高，有较高的邵氏硬度，可提高过流部件抗冲击和磨损的性能，适用于叶轮正面的磨蚀防护。聚氨酯弹性体技术抗磨蚀性能好，具有一定的弹性，有较好的抗撕裂强度，可防止高速水流中砂粒、石块对叶片产生划伤和撕裂破坏，适用于叶轮背面的气蚀防护。
2、合理选择防护技术
2.1 “硬抗”技术
由于水流中含有一定硬度的泥沙、石块等颗粒状物体，这些物体高速进入机组后，对机组产生很强的撞击、切削破坏。针对这种磨蚀破坏情况，则要采用有一定硬度的抗磨蚀防护材料。目前主要有复合树脂金刚砂技术、耐磨焊条技术、热镀硬铬技术、金属陶瓷技术等。这类抗磨蚀防护技术称为“硬抗”。
2.2 “软抗”技术
由于机组过流部件存在某些缺陷，造成机组内部压强不均匀，进而产生普遍存在的气蚀现象。其周围的液体以极高的速度冲向机组部件的表面，产生高强度的冲击波，产生噪音并引起振动。另外，液体中的微量溶解氧及酸碱性物质的化学腐蚀作用，对金属材料也会产生化学腐蚀破坏。针对这种空蚀破坏情况，则要采用有一定弹性（韧性）及抗腐蚀性能的高分子抗磨蚀材料，主要有聚氨酯和超高密度聚乙烯材料等。这类抗磨蚀防护技术称为 “软抗”。
3、焊接修复技术
焊接是目前水轮机修复的重要方法。目前，主要方式有补焊、喷焊、利用防护材料修复等。对于Cr13型马氏体不锈钢来说，焊后即使是空冷也会由高温状态的奥氏体转变为马氏体，并表现出明显的淬硬倾向。当采用材质相同的焊接材料焊接Cr13型马氏体不锈钢时，为了细化焊缝金属的晶粒，提高焊缝的塑性和韧性，焊接材料中通常会添加少量的M o、Ti、Al 等合金元素，同时采用特定的工艺措施。对于含碳量低的马氏体不锈钢，冷却结晶时会转变为低碳马氏体，不会表现出显著的淬硬倾向。且不同的冷却速度，对焊缝和热影响区的硬度不会有明显的影响，且具有良好的焊接性。这种不锈钢经过淬火或回火处理后，由于韧化的奥氏体均匀的弥散分布于回火马氏体的基体，使其具有较高的轻度和良好的塑性及韧性。表现出强韧性良好的匹配和优良的耐蚀能力。具体的焊接方法包括以下几种：
3.1 低电压短弧焊法
在整个焊接过程中保持弧长不变，收弧时应填满弧坑。在多层焊接时，每焊完一层应彻底清除熔渣，待冷却后再焊接下一层，并尽量减少焊接层数，以避免重复加热，否则会使热影响区扩大，降低焊缝的抗腐蚀性能。由此可见，在使用焊条焊接1Cr13型马氏体不锈钢时，对焊接手法和运条方法都有较高的要求，而且在工程量日益增大的今天，其生产效率也是问题。
3.2 熔化极气体保护焊
熔化极气体保护焊有焊接效率高、熔合比低、焊接变形小等特点，可以满足水轮机焊接的需要，并且该方法的焊接成本相对较低。因此，焊接Cr13Ni 5型马氏体不锈钢可使用E410Ni M o药芯焊丝。首先，药芯焊丝对钢材焊接的适应性比较好，能够方便和准确的调整焊剂的成分和比例，使熔敷金属可以满足焊缝所需求的化学成分。其次，药芯焊丝的工艺性能好，焊缝成形美观。药芯焊丝采用气渣联合保护，获得良好成形性。药芯中加入稳弧剂使电弧更稳定，熔滴过渡更为均匀，使焊接过程中飞溅少且颗粒细小。最后，药芯焊丝在生产过程中，对环境的污染小于焊条和实芯焊丝。因此，推荐水轮机的修复采用相应的药芯焊丝焊接。
3.3 带极电渣焊
带极电渣焊是一种高效的焊接方法，自动化程度较高。通常，焊接Cr13Ni 5型马氏体不锈钢可以使用D410Ni M oL焊带进行焊接。目前，东方电气公司已经成功的使用该方法对水轮机进行了焊接，但工装极为复杂，且需要巨型的变位设备，其推广起来有一定困难。另外该种方法高温停留的时间长，难以控制熔合区的组织成分，从而对其使用性能有一定的影响。
结束语
综上所述，水电站水轮机的磨损会给其运行效率产生极大的影响，因此，需要对于其磨损的形式与原因进行分析，并采取相应措施，进一步加强水电站水轮机磨损的防护，从而为水电站的正常运行提供有效保障。
参考文献：
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[2]庞学健.浅谈我处小水电站水轮机空蚀磨损及防护[J].科技资讯，2008，06：20.
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