汽轮机叶片裂纹与空蚀的原因分析

汽轮机叶片裂纹与空蚀的原因分析

一、叶片裂纹随机组投运中国有很多这样的大型斗式水机，在运营初期非常稳定，受到了赞扬。但随着水库蓄水增加,机组运行水头增大,其不稳定性就逐渐显露出来。例如隔河岩水电厂#2号机运行5年多后于1999年3月发现其水轮机转轮泄水锥脱落,24个M42双头联结螺栓有19个螺帽脱落,5个螺栓裂纹发展至断裂。转轮3个叶片尾端与上冠的结合部出现裂纹,最大裂纹长度为300mm。2000年对#1号机检修时,又发现与#2号机相同部位的叶片根部裂纹。东江水电厂自1987年11月至1989年8月4台机组相继投入运行,到1994年,叶片裂纹由个别现象发展成大量出现。至今发现的51条裂纹大多数出现在叶片尾端与上冠的结合部。这种现象的出现有两个明显的规律:其一是发现裂纹最频繁的时期正是机组处于高水头运行的时候,其二是机组都承担着系统的调峰调频任务,负荷的变幅范围很大,较长时间在小负荷工况下运行。因此,为解决机组振动问题,有必要研究水轮机在高水头、小负荷工况下运行的特性。二、机组振动随负荷的变化规律湖北省电力中心试验研究所曾对隔河岩水电厂#1机做了四个水头下的振动试验。现将在不同水头下,水导轴承处大轴摆度(-Y方向)超过0.30mm的出力范围和顶盖垂直振动(可以间接表征顶盖内腔水压脉动)超过0.05mm的出力范围列于表1。承重机架(下机架)垂直振动最大值为0.187mm(水头89.4m,出力100MW),和0.190mm(水头112.3m,出力60MW)。东江水电厂4台机组的振动范围列于表2。隔河岩电厂#1号机水导轴承处主轴摆度随水头、负荷变化曲线如图1所示。遗憾的是隔河岩水电厂和东江水电厂在进行机组振动试验时没有压力脉动(蜗壳、导叶前后、顶盖、尾水管锥管段)的记录。而转论叶片的振动,转轮上冠、下环间的扭转振动难以通过摆度和机架振动反映出来。隔河岩电厂#1号机水导轴承处主轴摆度随负荷的变化规律与东江电厂水轮机振动范围、尾水管涡带压力脉动随负荷的变化规律非常相似,可以说明这种过大摆度和振动区振动主要是由涡带压力脉动引起。同时在更小负荷区域也存在振动,特别是顶盖垂直振动更大,最大值达1.14mm,远远超过规程的规定值,这个振动可以认为是空腔脱流振动。三、让高兴奋的原因是低负荷引起的振动3.1水轮机试验结果分析根据转轮叶片进口速度三角形可知,水流相对运动速度w1的入流角为β1=arctgV1mU1−V1uβ1=arctgV1mU1-V1u式中:V1m=QZ1S1=19.81Z1S1⋅NHη,V1u=V1mtgα1V1m=QΖ1S1=19.81Ζ1S1⋅ΝΗη,V1u=V1mtgα1。当水头增大时,在同一负荷下V1m减小,导叶出口角α0减小(水轮机进口水流角α1也减小),V1u增大,则β1增大。在低负荷时,水头对冲角的变化有很大影响。对于隔河岩水电站来说,当水头H=80～121.5米,单位转速n′1=87.5～70.6r/min,在40%相对开度情况下,冲角大约在-20°～40°之间变化,高水头时冲角为正,当水头低时冲角为负。过大的正冲角会在叶片进口背面产生旋涡,负冲角在叶片进口压力侧也会出现旋涡。随着旋涡的增强,水流在这个区域会产生空化。隔河岩电站的水轮机在做模型试验时,将装置空化系数固定于0.138(该型转轮的临界空化系数为0.04～0.10),分别测出因过大正冲角使叶片进口背面和过大负冲角使叶片进口压力侧出现第一个空化气泡的单位转速(临界单位转速)。当单位转速小于临界单位转速时空泡数更多,单位转速大于进口压力侧第一个空泡出现的临界单位转速时也会增加空泡的数量。换算成隔河岩原型水头如表3所示(图1曲线2)。隔河岩电站水轮机的运行水头为80～121.5m,水头变幅不是特别大,由于机组选型时过于追求高效率,同步转速选择低了一级,至使运行范围包含了背面出现空泡的等值线。发电初期在80～100m水头运行,负荷范围在3～300MW,振动和摆度都不大,仅叶片进口工作面靠上冠处出现空蚀白点,运行特性令人满意。随着运行水头提高,特别是1998年洪水期的过高水头使转轮叶片发生裂纹,再研究其运行范围,发现水轮机在很大水头范围内呈过大正冲角状态。对同一个转轮而言,在高水头运行时,一般上冠流线的冲角要大于下环流线的冲角,在出现过大正冲角时,叶片进口边背面产生旋涡,旋涡边界是上冠边界至下环并卷成涡带沿叶片间流道向尾水管流动。由于沿叶片长度方向流动不均,从而自上而下产生二次流,在叶片间形成高强度的不稳定涡流。这种涡流使叶片受到的轴向力和转矩产生波动。过大的冲角不但在叶片进水边背面产生旋涡,同时也会在叶片尾部背面产生脱流旋涡,引起叶片尾部的横向振动。若将叶片看成是在上冠和下环两端固定的梁,则在上述振动因素下,叶片与上冠和下环的连接根部就会产生过大的脉动应力,而叶片尾部与上冠连接根部所受离心力,轴向力和横向弯矩产生的静应力最大,在脉动应力联合作用下很容易产生疲劳裂纹。由于上冠通过法兰与主轴相联刚度较大,叶片转矩的波动而引起整个转轮扭矩的波动使转轮产生扭振。可认为当转轮发生扭转振动时,主要体现为下环相对于上冠的相对运动,而叶片仅起到上冠与下环间的弹性约束作用。下环相对于上冠的扭振也是叶片与上冠联结根部出现裂纹的原因。叶片根部压力面的受力,是脉动拉应力,所以压力面裂纹的长度大于背面裂纹的长度。东江电厂HL160-LJ-410水轮机的运行水头范围为81～118.5～139m,由于选用166.7r/min的同步转速,相应三个特征水头的单位转速为75.9～62.8～58.0r/min。而HL160转轮的最优单位转速为n′10=68r/min,即H0=101.4m,Hmax/H0=1.371。在115～120m以上水头运行时,就有大冲角产生的流道涡发生。所以东江电厂在相当长时期内水轮机是在大冲角范围内运行的,它也是东江电厂转轮叶片裂纹的主要原因。3.2机械生长和效率众所周知,尾水管出现涡带振动的根本原因是转轮出口环量过大,即Vu2过大。Vu2的大小是由水轮机运行工况决定的。Vu2=U2-W2cosβ2,其中U2由同步转速的大小决定,而β2由叶片出口安放角决定。因此有:Vu2=πr230n−cosβ2e9.8F2⋅NHηVu2=πr230n-cosβ2e9.8F2⋅ΝΗη水轮机在高水头低负荷下运行时,Vu2很大,偏心涡带不但造成机组振动和过大摆度,同时,转轮出口圆断面上水压力不均匀。低压中心的旋转频率低于转速频率,转轮叶片实际上是在一个脉动水头下进行能量转换,致使叶片承受脉动应力,叶片因此而产生振动。隔河岩和东江水电厂的水轮机在高水头低负荷时,无论主轴摆度和水导轴承支架径向振动都很大。3.3导叶前后压力脉动幅值水轮机导叶前水流方向是由蜗壳和固定导叶决定的,无论流量大小,固定导叶后水流方向不变。由于调节流量的需要,活动导叶进口和出口安放角都会发生变化,其变化范围达几十度。若将导叶面向蜗壳侧称为背面,面向转轮侧称为正面,则在小开度时,导叶进口水流有很大的负冲角,在导叶尾部正面产生脱流旋涡,使导叶出口水流出现压力脉动。由于缺少原型电站和模型机组的测量数据,这里借用广州抽水蓄能机组作发电运行时的检测数据说明(见表4)。由表中可看出,蜗壳水流压力脉动很小,导叶前后压力脉动幅值的绝对值和相对值都很大。其原因是导叶有负冲角,导叶头部和尾部都出现不稳定的旋涡。日本学者吉本太司夫等曾对一台水头范围为50～100m的可逆式水泵水轮机在水轮机工况运行时做过导叶后压力脉动测量。当水头为90.5m时原型和模型导叶后压力脉动与运行水头的比值如图2所示。从图2可看出,在一定冲角范围内导叶后压力脉动值基本不变,但当相对开度过小(30%以下),负冲角增大,导叶后压力脉动急剧增加。尽管隔河岩与东江两电厂没有测量水流对导叶的冲角和导叶后的压力脉动,但隔河岩#2机导叶背面油漆基本完好而正面特别是导叶轴线后油漆完全脱落现象和东江电厂导叶局部出现空蚀完全可以证明这两个电厂在高水头低负荷下出现导叶后脱流旋涡。这些脱流旋涡流入转轮同样成为转轮叶片振动的原因之一。3.4靠发电机顶盖过流面空蚀随着水轮机负荷减小,通过水轮机的流量减小,当流量减小到一定程度时,转轮上冠处开始出现脱流,流量进一步减小,脱流区则向转轮上冠进口甚至顶盖扩展。东江电厂水轮机下环流道、上冠流道表面发生空蚀,上冠流道表面空蚀尤为严重,最大空蚀面积(一个流道)650mm×120mm,平均深12mm,最大深度20mm,靠近转轮顶盖过流面也成了空蚀区,单个面积达100mm×100mm,深为15mm,隔河岩#2机靠近转轮的顶盖过流面同样出现空蚀麻点。这就说明这两个电站都曾出现过空腔脱流空蚀。空腔脱流不但带空化空蚀,同时也带来振动。过流量少时,转轮流道不全是正向流动,靠近上冠处出现逆向水流,靠近上冠的叶片部分成为逆向旋转的水泵,逼使部分流体作逆向流动。正向和逆向流动的交汇必产生旋涡,带来不稳定的流动,压力也极不稳定。压力脉动的频带很宽。由于空腔脱流有很宽的频谱,很容易与整个过水系统的某过流部分的压力脉动形成水力共振,在水力共振的情况下水轮机顶盖上存在很大压力脉动,顶盖和承重机架的垂直振动将大大超过规程允许值。东江电厂测出的顶盖过大的垂直振动很可能与水力共振有关,其压力引水钢管长百余米,基波频率为二点几赫芝,与转速频率相近,很容易被忽略。隔河岩电厂在1998年长江抗洪中,超正常高水位蓄洪水,上游水位达203.5m,超过正常高水位3.5m,引水口管理人员曾听到间断的轰鸣声。隔河岩电厂压力隧洞和压力钢管共长600m,基波频率约为1/2Hz,约为转速频率的1/4.5,这一频率很容易与尾水管涡带压力脉动产生共振,机组出现过大振动。水轮机在高水头低负荷运行,虽然负荷低,水轮机承受的轴向水推力和旋转力矩都较小,转轮上的静应力较小,但由于上述不稳定现象,使转轮叶片出现过大的动应力。这些动应力是裂纹发生、发展的动力。泄水锥在这些脉动压力作用下,出现“晃振”,它是螺栓脱落的根源。四、影响机械设计运行的因素压力脉动和水力共振是转轮叶片裂纹发生、发展的重要原因,减小这些水力原因产生的振动,已成为水轮机制造,水电厂设计、运行人员必须解决的重要问题。4.1效率与转速的确定对隔河岩电厂的水轮机转轮,制造厂提供的综合特性曲线上明显画出了叶片头部压力面和背面在σy=0.138时出现第一个空泡时工况点的连线。当单位流量逐渐由小变大时,若单位转速低于74.4～72.0r/min,叶片头部背面会出现大冲角而产生旋涡空泡,若单位转速大于97.6～92.0r/min,叶片头部压力面会出现负冲角同样产生旋涡空泡。为避免叶片头部出现过大正冲角和负冲角,应使机组在74.4～92r/min单位转速范围内运行。而隔河岩电厂在确定同步转速时,为追求较高的效率,选用134.5r/min的同步转速。在80.7～121m的水头范围,其相应的单位转速范围为71.2～87.2r/min。假如减少对效率的期望值,提高同步转速至150r/min,则单位转速范围变为78.6～95.8r/min,这样就可避免过大的正冲角。但可能在低水头、大负荷时出现过大的负冲角,不过在低水头发同样出力时导叶开度较大,相应的破坏作用较小。东江电厂的水轮机设计水头为118.5m,最高水头为139m,极限最低水头为81m,现在大部分时间运行在118.5m以上。由于历史原因,其同步转速为166.7r/min,设计水头下的单位转速为62.8r/min,最高水头下的单位转速为57.97r/min。而HL160的n′10=68r/min。所以东江电厂的水轮机实际上大部分时间都在过大正冲角情况下运行。假若改用同步转速为187.5r/min,则设计水头和最高水头相应的单位转速提高为70.6～65.2r/min。这样更靠近HL160的最优工况点,既提高了效率,又减小了高水头下的正冲角。当然,不同的转轮在同样大正、负冲角下产生流道涡的强弱是不同的,产生空腔脱流振动的趋势也有不同,在水头、负荷变幅较大的情况下应该将不易出现流道涡和空腔脱流作为选用转轮型号的依据之一。4.2发电机运行特性隔河岩电厂和东江电厂的水轮发电机组都是担任系统的调峰、调频任务,其出力范围基本上是从0到满负荷,水轮机要在恶劣条件下运转,这是非常不利的。例如安砂水电厂75MW的机组,低负荷时的空腔脱流振动与引水系统发生共振,顶盖垂直振动达520μm。但该电厂机组从不在50MW负荷以下运行,避开了振动区,保护了水轮机和引水系统。图1所示制造厂给出的隔河岩电厂水轮机运转特性曲线,其中有两条出力限制线,右边一条折线是受发电机额定容量和低于设计水头时水轮机出力的限制,左边出力限制线的数值是右边出力限制线的50%(同一水头下)。水轮机不能低于左边出力限制线的出力运行,这条出力限制线使水轮机避开空腔脱流和部分尾水管涡带振动区。目前发电容量大于用电容量,因此完全可以采用既保证用电需要又保证发电机组经济、可靠运行的调度方式,例如,将隔河岩电厂的调峰能力由0～1200MW变为150～1200MW,合理分配