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小型水电站转轮汽蚀处理改造
摘要:小型水电站在我国南方为数众多,形式多样,能源清洁,在综合开发水利资源中,充分利用水力资源,为农村电气化、为电网的调峰运行做出重大贡献。由于水电站设计时考虑不足、水源来源变化、水质变化、机械材料使用、安装偏差、运行维护存在问题等等原因造成水轮机转轮的汽蚀,汽蚀产生会引起机组转轮材料破坏、金属剥蚀,水轮机效率降低,发出噪声、产生振动,并威胁水轮机的安全运行,产生水轮机汽蚀的原因多种多样,只有具体分析产生原因、运行工况、目前的运行情况、存在问题等分门别类,深入研究,才能找到解决问题的关键所在。确定最优的解决方案,保证机组处在最优的运行方式下运转,减少汽蚀,降低汽蚀产生的不良影响,提高水资源的利用效率,为加速国民经济发展服务。
关键词:转轮汽蚀 改造处理 效率
新兰水电站属于河床式水电站,水轮机型号ZD760_LH_200,装机容量4X1000千瓦,额定转速214.3转/分钟,流量19.9米3/秒,设计水头H计=6.71米。88年开始正式投产运行,运行几年后,发现转轮叶的汽蚀问题相当严重,在1个大修期限内(4年),在转轮背面离外缘约200mm的范围内,靠近出水边外有的地方汽蚀深度达20mm,也就是剥蚀指数K=16.7x10-4mm/小时,属于u级汽蚀,在转轮叶背面的外缘,发生从进水边到出水边,宽20mm,深10mm的间隙汽蚀,还有整个叶片的外缘的部分向下凹,尤其是出水边,转轮室也存在大量汽蚀空洞,有的地方15mm厚钢结构的转轮室几乎洞穿。
水轮机的汽蚀是一种复杂的物理与化学现象,它使水轮机效率降低,材料破坏,并威胁水轮机的安全运行。
水轮机发生汽蚀时,常引起金属剥蚀,工况变坏,发出噪声等破坏现象。
水轮机中水流的平均温度不变,而在某些工况下压力下降到一定的数值,水流的连续性破坏,而形成充满蒸汽和其它气体的泡,然后流到压力较高处而迅速凝缩,这个动力过程,我们称之为汽蚀。
水轮机装置在普通常温之下,为什么会产生低压呢?根据能量方程式,水流中任意点的压力水头和流速水头之和是常数,若流速过高。则压力水头就会降低,水轮机转轮叶多半是高速水流,所以很容易产生低压区,水轮机过流部件如有不合乎流线的地方,如急骤转弯,突然放大或突出胞块,就会产生脱流现象,这些地方是产生低压的根源。
因此,低压产生气泡,汽泡对金属表面的作用会带来汽蚀现象。影响气泡产生强度的因素很复杂,如水轮机的安装高程,转轮叶的型线,转轮叶表面的光洁度等,这些是汽蚀现象的外因,转轮叶材质的抗汽蚀强度,是汽蚀现象的内因。这对内外因的相互作用促使汽蚀现象得以产生。
存在这样的严重汽蚀现象,从上述因素分析:
一、从机组的机构和运行方式考虑
机组单位转速n/=165.5转/分,单位流量Q/=1920升/秒,可以查得出模型效率NM=82%,
所以修正单位转速N”=182转/分,从有关水轮机的资料上可以查得出模型汽蚀系数6模=1.10,那么原机的汽蚀系数6原=1.20X6模=1.20X1.10=1.32。这样,水轮机的理论吸程HS<10.0-V/900-6原H=10.0-27.505/900-1.32X6.71=1.11米,这样当水轮机发单机满负荷时,水轮机的吸程HS1为1.405米,发2台机满负荷时水轮机的吸程HS 2=1.205米,发3台机满负荷水轮机的吸程HS3=1.005米,发4台机满负荷水轮机的吸程HS4=0.805米,所以HS3、HS4<HS<HS1、HS2也就是说当发单机或2台机时,水轮机的实际吸程大于理论吸程,水轮机容易产生汽蚀现象,当发3台机或4台机时,水轮机的实际吸程小于理论吸程,水轮机比较不会产生汽蚀现象,因此,水轮机的安装高程偏高。
机组的安装高程偏高,高压水流经转轮能量转换后依旧有较大的水能,引起转轮和转轮室之间的能量冲击,造成较严重的间隙汽蚀等。
二、从水轮机制造和检修方面考虑
在转轮叶直径分别为2.0米,1.7米1.6米1.4米的翼栅稠密度值分别为0.41、0.595、0.672、0.768这些翼栅稠密度值对应的汽蚀系数61、62、63,都大于6原=1.32、 64=1.0小于6原=1.32,所以水轮机转轮在转轮叶的背面离外缘约30CM的范围内是最易发生气蚀现象的区域。
三、转轮叶的轴向分布在同一个相对点有高有低,型线不但偏离ZD760的型线,而且本身的型线也不一样,福建南平水轮机厂家用的材料是25号铸钢,1号机大修时,发现外缘部分向下凹,并且表面粗糙。
这些因素等等的相互作用,引起水轮机的汽蚀产生。
一、技术改造方案:
提高过流面光洁度,局部改变叶型线,配以抗气蚀材料进行综合治理,以期达到既改善汽蚀现象又提高出力的目的。
二、具体措施如下:
1、割掉原转轮外缘部分(约310mm),焊上抗汽蚀性能好的ZGCr13Ni5Mo合金不锈钢材料,焊接体预先根据设计浇铸成型待用。具体见图A。
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