книги из ГПНТБ / Пылаев, Н. И. Кавитация в гидротурбинах

25 000—30 000 ч эксплуатации разрушения на корпусе рабочего колеса турбин Волжских ГЭС достигают площади 500 Х300 мм с максимальной глубиной 3—5 мм.

11. КАВИТАЦИЯ В РАДИАЛЬНО-ОСЕВЫХ ТУРБИНАХ

Для радиально-осевых гидротурбин, так же как и для пово­ ротнолопастных, характерны три типа кавитации— профильная, щелевая и местная. Однако основные разрушения вызываются профильной кавитацией. Щелевая и местная кавитации имеют второстепенное значение.

Под действием профильной кавитации в основном разрушается тыльная сторона лопастей. В зависимости от типа рабочего ко­ леса и режима работы турбины зона эрозии занимает те или иные участки лопасти. В большинстве случаев зона эрозии располо­ жена вблизи нижнего обода рабочего колеса. Иногда эрозии под­ вержена внутренняя поверхность нижнего обода. На некоторых турбинах кавитационной эрозии подвержен участок отсасываю­ щей трубы, расположенный сразу за ободом.

Щелевая кавитация на радиально-осевых гидротурбинах воз­ никает в зазоре, образуемом нижним ободом рабочего колеса и нижним кольцом направляющего аппарата. Разрушению под­ вержены верхний торец нижнего обода и обращенная к нему плоскость нижнего кольца направляющего аппарата.

Возникновение щелевой кавитации связано с износом лаби­ ринтных уплотнений, имеющим место в турбинах, работающих на воде с большим содержанием песчаных частиц. Турбины, ра­ ботающие на чистой воде, как правило, за счет щелевой кавита­ ции не разрушаются.

Местная кавитация радиально-осевых турбин встречается за разгрузочными отверстиями в верхнем ободе рабочего колеса. Обычно интенсивная кавитация возникает в этих зонах лишь при больших напорах.

В настоящее время на отечественных гидроэлектростанциях наиболее распространены три типа рабочих колес Р0123, Р0211,

Р082. Эти колеса имеют близкую форму лопасти, отличающуюся

восновном лишь высотой. На турбинах, изготовленных в послед­ ние годы, применены новые профили Р0662, Р0697, Р0728.

Рассмотрим кавитационную эрозию турбин, оборудованных рабочими колесами перечисленных типов. Для анализа эрозион­ ных процессов был выбран начальный период эксплуатации тур­ бин, когда рабочие колеса еще не подвергались ремонтным ра­

61

Высота отсасывания Hs отсчитывалась от середины напрайляющего аппарата.

Основные данные рассматриваемых турбин и режимы работы приведены в табл. II.5.

На всех обследованных турбинах кавитационной эрозии под­ верглись тыльные стороны лопастей.

Можно выделить три основных участка разрушений: за входной кромкой лопасти у нижнего обода;

на вертикальном участке лопасти, непосредственно за вход­ ной кромкой;

на участке, образуемом выходной кромкой и нижним ободом. Соотношения в степени эрозии каждого участка определяются типом рабочего колеса и условиями эксплуатации. На одних ГЭС основные разрушения наблюдаются около выходной кромки

произведен через 4000 ч эксплуатации. Турбина работала с Яср = = 35,5 м при # scр = 2,3 м. Зона кавитационных разрушений располагалась с тыльной стороны лопастей в районе выходных кромок и нижнего обода. Площадь разрушений на каждой ло­ пасти 0,13—0,25 м2, глубина — от следов до 5 мм.

Заварка кавитационных разрушений в первый период экс­

чала эксплуатации. Со времени предыдущего ремонта турбина проработала 7675 ч. Режимы работы агрегата Н = 34-н38 м,

Hs = — 1,0н-4 м.

Примерно 45% времени агрегат эксплуатировался с предель­ ными мощностями ^ 7 0 МВт, с нагрузками до 50 МВт, всего 4,5%. Коэффициент ka изменялся в пределах 1,1—1,6.

Кавитационные разрушения лопастей показаны на рис. 11.12. Площадь эрозии каждой лопасти возросла до 0,4— 1 м2. Глубина эрозии — до 10— 15 мм. В дальнейшем площадь эрозии практи­ чески не изменялась, при этом размеры зоны эрозии составляли по выходной кромке 1100 мм, по нижнему ободу — 700 мм. Ин­ тересно отметить, что облицовка полосами из стали 1Х18Н9Т, установленная на одной из лопастей, вообще не подвергалась разрушению (лопасть 1).

В настоящее время при заварке кавитационных разрушений нержавеющими электродами межремонтный период составляет

4—5 лет.

Н а К н я ж е г у б с к о й Г Э С в первые годы эксплуа­ тации кавитационная эрозия вообще отсутствовала. В то же время детали проточной части турбины, в том числе и рабочее колесо, были изготовлены из обычной углеродистой стали без какой-

63

либо защиты от эрозии. Небольшие участки кавитационной сыпи размером 100x200 мм и глубиной до 2 мм были впервые обнару­ жены через семь лет эксплуатации (35 000 ч). Зона эрозии распо­

занимают участок лопасти в районе выходной кромки и нижнего обода. Глубина эрозии достигает 7 мм за 11 000 ч эксплуатации. Размеры зоны эрозии 500x700 мм.

Рис. 11.12. Кавитационная эрозия рабочего колеса радиально­ осевой турбины Днепровской ГЭС. Вид снизу

Н а Г Э С Н и в а - I I разрушения расположены в углу, образуемом выходной кромкой и нижним ободом. Интенсивность эрозии невелика •— за 10 000 ч работы глубина повреждений 1 мм. Максимальная площадь эрозии на лопасти 300x200 мм.

Н а У с т ь - К а м е н о г о р с к о й Г Э С в отличие от Днепровской ГЭС, имеющей такие же турбины, зона максималь­ ной кавитационной эрозии расположена на вертикальном участке входных кромок лопастей. Это объясняется, очевидно, несколько большим напором на Усть-Каменогорской ГЭС. Глубина эрозии за 12 000 ч эксплуатации 12 мм. Площадь эрозии на входной кромке лопасти 1000x200 мм, около нижнего обода — 400x300 мм.

64

на лопастях достигала 8 мм. Следующий осмотр был произведен через 22 300 ч. Кавитационные разрушения к этому времени достигли значительной величины. Наибольшие повреждения раз­ мером 600x500 мм и глубиной до 30 мм расположены вблизи выходной кромки и нижнего обода. Вторая зона повреждений находится за входной кромкой также около нижнего обода; Размеры зоны 500x300 мм, глубина — до 30 мм. Третья зона — на вертикальном участке входной кромки лопасти. Размеры

шения лопастей рабочего колеса расположены около нижнего обода, за входной кромкой, размером 400x500 мм и у выходной кромки размером 900x400 мм. Глубина разрушений за 12 000 ч — 9 мм.

На ГЭС Нива-Ш основная зона эрозии расположена на выход­ ной кромке лопасти вблизи нижнего обода. Размеры зоны эрозии 300X250 мм. Глубина повреждений за 10 000 ч — 5 мм. Кроме

держанием песчаных частиц в воде, проходящей через турбины. В связи с этим проточная часть турбины подвержена интенсив­ ному абразивному износу. Однако под действием песчаных ча­ стиц изнашивается напорная сторона лопастей, тыльная сторона подвергается в основном кавитационному разрушению.

Зоны кавитационной эрозии на рабочем колесе Р082 распо­ ложены, как и на ГЭС Нива-Ш, на выходной кромке лопастей, вблизи нижнего обода. Глубина эрозии на рабочем колесе из стали ЗОЛ — 6 мм за 5000 ч эксплуатации. Площадь зоны эрозии одной лопасти до 200x140 мм.

Разрушение лопастей рабочего колеса Р0662 происходит полосой вдоль всего нижнего обода. Максимальные разрушения под выходной кромкой соседней лопасти и на самой выходной кромке. Глубина разрушений такая же, как и на колесе Р082.

При наплавке зон эрозии нержавеющими хромоникелевыми электродами или при изготовлении рабочих колес из нержавею­ щей стали эрозия почти полностью исчезает.

Н а Б р а т с к о й Г Э С пуск первых турбин производился при напоре, равном 50% # расч. Однако к концу монтажа напор достиг расчетного значения.

Для анализа кавитационной эрозии рассмотрим опыт эксплуа­ тации последнего По монтажу агрегата (станционный № 8). Осо­ бенностью этого агрегата является то, что лопасти рабочего ко­ леса изготовлены из нержавеющей стали 0Х12НДЛ. Остальные рабочие колеса на Братской ГЭС изготовлены из стали 20ГСЛ с облицовкой 1Х18Н9Т.

Проточная Часть турбины № 8 осматривалась дважды, после 6318 и после 20 426 ч эксплуатации. За время эксплуатации напор и высота отсасывания менялись незначительно: Н = 100ч-105 м; Hs = —0,6ч-----1,2 м. Турбина работала в широком диапазоне нагрузок с преобладанием во втором периоде предельных мощ­

Основная зона кавитационных разрушений расположена за вход­ ной кромкой лопасти. Максимальная площадь эрозии 500x270 мм, глубина разрушений на отдельных лопастях колеблется от 0,5 до 5 мм. Кроме этого участка на шести из 14 лопастей разрушения появились в районе выходной кромки и нижнего обода. Площадь эрозии в этой зоне достигает на отдельных лопастях размеров 200x170 мм, а глубина — 2 мм.

Второй осмотр, проведенный после 20 426 ч, выявил значи­ тельное возрастание как глубины, так и площади кавитацион­ ной эрозии. Зона эрозии за входной кромкой возросла до 500 X Х500 мм при глубине на большинстве лопастей до 10 мм, а на трех лопастях — до 28—40 мм. Эрозия вблизи выходных кромок появилась почти на всех лопастях. Максимальная площадь эро­ зии 500x500 мм при глубине до 5 мм.

При анализе кавитационной эрозии рабочего колеса турбины Братской ГЭС можно заметить существенное отличие как пло­ щадей, так и глубины эрозии отдельных лопастей. Например, глубина эрозии за входной кромкой меняется от 4 до 40 мм, т. е. в 10 раз. Такое различие в интенсивности эрозии лопастей может быть объяснено отклонениями в геометрии лопастной системы. Однако контрольные замеры входных кромок, расстояний в свету между лопастями, шага лопастей не выявили каких-либо суще­ ственных отклонений — размеры рабочего колеса находились в пределах допусков. Это говорит о том, что существующие ме­ тоды контроля формы рабочих колес радиально-осевых турбин не обеспечивают надежной проверки лопастных каналов.

Приведенные примеры кавитационной эрозии характеризуют профильную кавитацию.

Щелевая и местная кавитации на радиально-осевых турбинах встречаются лишь на отдельных гидроэлектростанциях. Так, на­ пример, на турбине Комсомольской ГЭС за счет щелевой кавита­ ции плоскость нижнего кольца направляющего аппарата, обра­ щенная к нижнему ободу рабочего колеса, разрушилась на глу­ бину до 25 мм.

На Гюмушской ГЭС (рабочее колесо Р0246; N — 55,2 МВт; Н = 285 м; п = 375 об/мин) кавитационные разрушения за раз­ грузочными отверстиями в верхнем ободе рабочего колеса, изго­ товленного из нержавеющей стали 20Х13НЛ, достигли глубины 10 мм. Период эксплуатации — примерно 20 000 ч. В то же время

66

разрушения под действием профильной кавитации на большин­ стве лопастей отсутствуют и лишь на некоторых, на самой выход­ ной кромке, наблюдается сыпь глубиной до 0,5 мм, площадью

—10 см2.

12. КАВИТАЦИЯ В КОВШОВЫХ ТУРБИНАХ

Опыт эксплуатации ковшовых турбин показывает, что на не­ которых ГЭС имеются интенсивные разрушения игл и насадков направляющих аппаратов вследствие кавитационной эрозии. Дан­ ные по кавитационной эрозии игл и насадков приводились в ра­ боте [78] по турбинам Гизельдон ГЭС до их реконструкции в 1955 г., а также довольно часто публикуются в зарубежной литературе. В то же время известны гидростанции, оборудован­ ные ковшовыми турбинами, на которых иглы и насадки годами работают без видимых разрушений, причем наличием или отсут­ ствием наносов в используемой воде не удается объяснить раз­ ную интенсивность изнашивания.

На некоторых гидростанциях обнаруживаются небольшие зоны разрушений внутренней поверхности лопастей. На турбинах Шаори ГЭС (N = 10 МВт, Н = 478 м) имеют место кавитацион­ ные разрушения боковых поверхностей лопастей в зоне выход­ ной кромки. Г. Ямосаки [88] обращает внимание на разрушения тыльных поверхностей лопастей.

Кавитационная эрозия наносит ущерб эксплуатации не только из-за необходимости ремонтов и простоев агрегата, но и из-за существенного снижения энергетических качеств.

По данным ЛМЗ, увеличение шероховатости иглы до 1 мм при диаметре сопла dT = 40 мм и напоре Н = 40 м приводит к сни­ жению к. п. д. турбины примерно на 1,0%.

Рассмотрим условия возникновения кавитации в ковшовых турбинах аналогично тому, как это было сделано выше в отно­

Для простоты рассмотрим горизонтальное сопло, для кото­ рого разница в высотных отметках практически отсутствует. В * — напор, соответствующий давлению в кожухе турбины. Давление в кожухе может отличаться от атмосферного за счет эжекции струй. Кроме того, в последнее время появляются ков­ шовые турбины с регулируемым давлением в кожухе. Такие тур­ бины имеют определенные преимущества перед обычными турби­ нами с открытым кожухом. Во-первых, они позволяют утили­ зировать интервал колебания нижнего бьефа, который у обычных

ковшовых турбин полностью теряется, во-вторых, созданием вакуума в кожухе можно уменьшить вентиляционные потери, сократить пенообразование под рабочим колесом и улучшить качество напорной струи. Однако одновременно ужесточаются кавитационные условия работы турбины.

Скорость после выхода струи из сопла в точке 1

По общепринятым представлениям, как уже отмечалось, ка­ витация начнется в том случае, если

или, что то же самое, при

В*.—EiL с2

В данном случае кавитационный коэффициент отуРб отно­ сится к соплу, а потому удобнее его обозначить

Аналогично найдем выражение для кавитационного коэффи­ циента рабочего колеса. Пусть в точке к на поверхности лопасти имеет место минимальное давление, точка 2 — на выходной кромке лопасти. Уравнение Бернулли в относительном движении

На выходе с рабочего колеса активной турбины давление

68

Следовательно,

Кавитация в сопле будет отсутствовать, если давление в кожухе

Кавитация на лопастях рабочего колеса будет отсутствовать при условии

изогональных режимах одинаковы для всей серии подобных турбин.

Выше (п. 7) было показано, что кавитационный коэффициент

и потери энергии за рабочим колесом, так как в активных турби­ нах давление на выходе с рабочего колеса практически не зави­ сит от этих величин.

Выражение для кавитационного коэффициента установки с ре­ активной турбиной (II.5)

°уст --- [у

совпадает с левой частью формулы (11.34) при Hs = 0 и В * = В. Таким образом, для характеристики кавитационных качеств ковшовой турбины, так же как и реактивной, необходимо знать ее кавитационный коэффициент. Только для ковшовой турбины следует знать не один, а два коэффициента — сопла и рабочего

колеса.

69

Если известно из эксперимента или теоретически распреде­ ление давления по соплу или лопасти, то расчет можно вести по следующей формуле, аналогичной формуле (11.14)

На рис. 11.13 представлена характерная эпюра распределения давления по игле сопла ковшовой турбины, полученная экспери-

достигнет величины давления парообразования pd.

На рис. 11.13 штриховой линией показана эпюра давления при недопустимо большом напоре. Следовательно, для бескавитационной работы сопла турбина должна эксплуатироваться при напорах

g# ____ P d

Н< -----(11.44)

При исследованиях (экспериментальных или расчетных) рас­

быть следствием недостаточно тщательных исследований. Полоса низкого давления обычно невелика и имеет место лишь при не­ больших открытиях. Однако возможно и полное отсутствие зоны

70