Файл: Пылаев, Н. И. Кавитация в гидротурбинах.pdf

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