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

мощности напор, как пра­ вило, меньше наиболее продолжительного, при ко­ тором важно иметь наи­ лучшие энергетические показатели. Поэтому рас­ четное приведенное число оборотов должно быть больше оптимального.

Для определения мак­ симальнодопустимого при­ веденного расхода по ус­

зона напора. В соответст­

были определены допусти­ мые значения кавитацион­ ного коэффициента по фор­ муле

где для поворотнолопаст­ ных турбин коэффицинт за­ паса ka = 1,1, а для ра­ диально-осевых — берется по справочнику [44].

9. ВЫБОР ЗАГЛУБЛЕНИЯ ТУРБИН

Назначение допустимой высоты отсасывания Я 5Д0П при проектировании гидро­ турбин может производить­ ся по полученной выше формуле (II.10). Если при­ нять, что напор В соот­ ветствует барометрическо­ му давлению на уровне моря, то понижение баро­ метрического давления на

45

месте сооружения ГЭС может быть учтено дополнительным членом у/900, где у — отметка нижнего бьефа ГЭС относительно уровня моря в м. Кроме того, в формулу вводятся вместо коэффициента

Кавитационный коэффициент турбины является функцией ре­ жима работы и, следовательно, значение допустимой высоты от­ сасывания тоже меняется от режима к режиму. Так как при обычных температурах используемой в турбине воды (0—20° С) давление насыщенных паров Hd т 0,05-н0,25 м вод. ст., а атмо­ сферное давление по метеорологическим условиям может сни­ жаться иногда на 0,3—0,4 м вод. ст. по сравнению со средней величиной, для оценочных ориентировочных расчетов пользуются упрощенным вариантом формулы (11.22)

к. п. д. из-за кавитации, так как кавитационный коэффициент турбины определяется экспериментально по моменту резкого

ного коэффициента турбины имеет ограниченную степень точ­ ности. Кавитационный коэффициент турбины принимается рав­

при котором начинается резкое изменение энергетических пара­ метров турбины на заданном режиме ее работы. Каждая из вхо­ дящих в формулу (11.24) величин определяется с той или иной ошибкой. Но наибольшаяпогрешность имеет место из-за того, что момент изменения энергетических параметров определяется по экспериментальным графикам, которые часто оказываются недостаточно четкими.

2.Геометрическое подобие проточной части модели и натуры,

неизбежных технологических отклонений.

46

В процессе эксплуатации после проведения восстановитель­ ных ремонтов отклонения могут возрасти. Различна также шеро­ ховатость поверхности модели и натуры.

4. Разность величин В и Нй может меняться на 0,4—0,5 м от погодных условий (атмосферное давление, температура воды).

К МВт

Рис. II.6. Эксплуатационная характеристика турбины типа ПЛ661-ВБ-930 Днепродзержинской ГЭС

Есть и другие важные обстоятельства, требующие введения коэффициента запаса. О некоторых из них будет сказано ниже.

По данным главной универсальной характеристики, для кон­ кретной турбины строится эксплуатационная характеристика в координатах мощность N —- напор Я. На эксплуатационную характеристику наносятся линии постоянных значений к. п. д. ц и допустимой высоты отсасывания Я 8Д0П.

На рис. II.6 в качестве примера дана эксплуатационная харак­ теристика турбины Днепродзержинской ГЭС.

С увеличением мощности турбины кавитационный коэффи­ циент обычно растет и допустимая высота отсасывания умень­ шается (необходимое заглубление турбины возрастает). По­ этому, ограничивая мощность проектируемой турбины или при­ нимая большие ее размеры при той же мощности, можно увеличить Я 5Д0П.

47

Технико-экономическое сопоставление вариантов, учитываю­ щее величину капитальных затрат и условия строительства, а также условия эксплуатации в соответствии с главной универ­ сальной характеристикой турбины, позволяет обосновать выбор высоты отсасывания.

На рис. П.З представлена главная универсальная характе­ ристика рабочего колеса ПЛ661. На характеристику нанесены горизонтальные линии, охватывающие зоны режимов работы при расчетных напорах турбины шести различных ГЭС, оборудован­ ных турбинами с рабочим колесом ПЛ661. Ограничение линий справа предопределено принятыми допустимыми значениями вы­ соты отсасывания. Если для Борисоглебской (линия д) и Бело­

быть экономически оправдана. Однако в отечественной и особенно

-г-0,02-ъ0,01 для напоров в пределах Н = 30-f-70-^-250 м, что соответствует ka = 1,15-г-1,20. При напорах свыше Н = 250 м номенклатурой регламентировано не принимать запасов по кави­ тационному коэффициенту, т. е. ka = 1 и Да = 0.

Анализ параметров большого числа действующих ГЭС с оте­ чественными турбинами показывает, что в основном фактически принятые допустимые высоты отсасывания на предельных режи­ мах соответствуют приведенным выше рекомендациям. Однако можно заметить, что в последние 10— 15 лет проявляется явная тенденция к увеличению принимаемых запасов по высоте отса­ сывания, особенно это заметно на примерах крупных радиально­

заглубление турбины следует принимать больше, чем это дела­ лось до настоящего времени, и запас по заглублению должен находиться около 100%, т. е. ka ^ 2,0.

Такая тенденция противоречит рекомендациям номенклатуры и установившимся взглядам и объясняется стремлением кон­ структоров и проектировщиков предотвратить или существенно уменьшить кавитационную эрозию.

4§

«о

В номеклатуре [32], а также в некоторой технической лите­ ратуре можно встретить неправильное утверждение о том, что определенная описанным выше путем допустимая высота отса­ сывания Н8Д0П гарантирует «условия бескавитационной работы». Опыт эксплуатации гидротурбин уже давно показал, что кави­ тация и кавитационная эрозия имеют место даже в том случае, если ограничения по Hs не нарушаются. Выше уже отмечалось, что кавитационный коэффициент гидротурбины атурб определяет момент начала влияния кавитации на энергетические параметры турбины, в том числе на к. п. д., но это происходит при достаточ­ ной степени развития кавитации. В то же время условия для воз­ никновения кавитационной эрозии создаются одновременно с воз­ никновением кавитации. По-видимому, для правильного выбора высоты отсасывания или допустимого режима работы с учетом не только влияния кавитации на энергетические качества турбины, но и на эрозию, целесообразно ввести в практику кроме обычного кавитационного коэффициента атурб эрозионный коэффициент турбины аэроз.

Методика определения эрозионного коэффициента турбины, по данным экспериментов, методом скоростной эрозии уже отра­ батывается в ЛПИ [8] и на ЛМЗ. Аналогичные работы для насосов при несколько своеобразном подходе проводятся во ВНИИгидромаше.

Первые же опыты показали, что по крайней мере для высоко­ напорных поворотнолопастных рабочих колес ПЛ646 кавита­ ция начинается при кавитационном коэффициенте установки ауст

в 2—3 раза большем кавитационного коэффициента турбины сгтуРб,

адля радиально-осевых рабочих колес Р082, Р0697 и Р0662— приблизительно в 2,0—2,5 раза большем [8]. Однако принимать значения эрозионного коэффициента просто соответствующими моменту появления кавитации, как предлагается в работе [8],

по-видимому, тоже неправильно, так как для начала эрозии не­ обходима достаточная степень интенсивности кавитационного воздействия. Кроме того, эрозия может быть настолько малой, что ею можно практически пренебречь. Это зависит не только от интенсивности кавитационного воздействия, но и от свойств материала, подверженного эрозии, и от абсолютных размеров турбины и значений скоростей обтекающего потока (напоров). Чем больше кавитационная стойкость материала, чем меньше размеры турбины и скорости обтекания, тем меньше может быть принят эрозионный коэффициент, тем необходимее большая сте­ пень развития кавитации для возникновения эрозии.

Борьба с эрозией путем увеличения коэффициента запаса k„ предполагает, что между атурб и аэроз имеется функциональная зависимость, но она различна для разных турбин, материалов, параметров и пока неизвестна. Можно утверждать лишь, что всегда

59