水轮机导叶

2024-09-10

水轮机导叶（精选四篇）

水轮机导叶篇1

目前我国正在研究开发1000MW等级的水轮发电机组,如乌东德、白鹤滩水电站的机组设计已经进入研发阶段,随着单机容量的不断增大,机组运行稳定性已成为设计中急需解决的一个突出问题。表征水轮发电机组运行稳定性的重要参数为机组振动、摆度及压力脉动等,其中振动又是机组运行稳定性的最重要的指标之一[1]。从水力因素考虑,诱发机组振动的主要原因是过流部件在机组运行过程中将会受到各种水力不平衡力和其他各种激振源的作用而产生的振动,当这些干扰力的频率与水轮机过流部件的水下固有频率接近或相等时可引起机组振动或发生局部共振,造成结构疲劳破坏,如卡门涡共振产生的疲劳裂纹问题[2]。

水轮机固定导叶是非常重要的过流部件之一,对于它的水下固有频率,设计人员通常采用空气中的固有频率乘以一个下降系数的方法来估算它在水下的工作频率。事实上这与真实情况存在较大误差,因为结构在水下固有频率的降低程度与诸多因素有关,不同阶次的下降系数也有所差异。随着有限元等数值分析技术的发展,目前采用流固耦合方法计算结构水下动态特性已成为设计主流[3]。本文以某大型水轮机固定导叶为例,建立了固定导叶在水下固有频率分析的流固耦合力学模型,探讨了不同水域模型对计算结果产生的影响,并与其在空气中的固有频率进行了对比分析,为水轮机的稳定性设计以及抗振防裂提供重要依据。

2 固定导叶流固耦合力学模型

2.1模型方程

通常计算结构固有频率的动力学方程可表示为[4]:

式中,[M]-结构的质量矩阵;[C]-结构的阻尼矩阵;[K]-结构的刚度矩阵;{F}-施加的载荷矢量;{x}-节点位移矢量。

为了符合流固耦合运行的本质和控制方程的易解性,在计算过程中,假设固定导叶在弹性变形范围内,流体无粘、不可压缩及无旋。考虑到流体作用时结构的动力学方程为:

式中,{F1}-交互面上压力载荷矢量。

由此可以得到完整的耦合系统控制方程:

式中,[M1]-作用于交互面上的等效质量矩阵;[K1]-作用于交互面上的等效刚度矩阵;[p]-交互面上的法向加速度。

2.2有限元模型

选取一个固定导叶作为研究对象,其中包括一段上、下环板,水域模型设置为长方体,高度与固定导叶高度相同。固定导叶和上、下环板采用20节点Solid95单元,水体部分采用Fluid30单元,在流体与导叶瓣体的耦合面上采用8节点曲面单元对法向加速度进行描述[5],有限元分析模型如图1所示。

3 计算结果分析

由于水介质的引入,水域模型的选择势必会对计算结果产生影响。为了找到最佳的水域模型尺寸,需对长方体水域进行不同长度(沿导叶瓣体截面长度方向)和不同厚度(沿导叶瓣体截面厚度方向)进行对比分析。同时,计算了固定导叶在空气中的固有频率。

计算结果如表1所示,图2为固定导叶在水下的固有频率模态振型。

从表1可知,固定导叶在水下的模态振型与空气中是基本一致的,与空气中的固有频率值相比,固定导叶在水下的固有频率是下降的,但每阶次的下降系数有所差别;通过对比计算发现,沿导叶瓣体长度方向的水域尺寸变化对固有频率影响不大,随着厚度方向尺寸的增加固有频率值呈现上升趋势,这主要是由导叶瓣体的翼型特点和结构特点所决定的;当水域厚度为瓣体厚度(约0.22m)的4~5倍时,固定导叶的固有频率值是趋于稳定的,说明此时的水域厚度对于流固耦合有限元模型是比较适合的,计算结果是比较接近实际情况。

4 结论

(1)应用结构与流体有限元的耦合方法建立了水轮机固定导叶水下固有频率计算的力学模型,系统地分析了水域尺寸对固有频率的影响,定量地给出了水域模型的选择方法。

(2)固定导叶在水下的固有频率比其在空气中有所降低,且下降系数具有非线性的特点,不同阶次的下降系数大约在10%~23%之间,在两种介质中的模态振型是基本一致的。

(3)目前流固耦合分析仍处于不断完善阶段,本文仅限于固定导叶在不可压缩、无粘性的静水中计算,与水轮机实际运行状态存在一定差距,在不同来流的流场CFD分析基础上深入开展水轮机过流部件水下模态分析将是今后努力研究的方向。

参考文献

[1]姚大坤.水轮发电机组稳定性研究[D].哈尔滨:哈尔滨工业大学,2006.

[2]李启章.大朝山电站转轮叶片的卡门涡共振[J].水电站机电技术,2005,28(4):76-79.

[3]邬海军,等.ANSYS在水轮机部件流固耦合振动分析中对应[J].水电能源科学,2004,22(4):64-66.

[4]党小建.水轮机导叶流固耦合振动特性计算[D].西安:西安理工大学,2004.

水轮机导叶篇2

1 工程概况

以混流式水轮发电机为例, 后期对发电机组进行增容改造, 有两台单机容量增至115 MW, 目前总装机容量为430 MW, 实际多年平均流量为228 m3/s, 年平均发电量达到1.523×108 k W·h。混流式水轮发电机组的型号为HL662-LJ-410, 设计水头89 m, 设计流量135 m3/s, 额定转速150 r/min。该型号机组自1965年第一台机组投入发电至今, 运行40余年。

2 漏水的危害和测量

2.1 漏水危害的定义

漏水危害指的是发电机组在停止运作的情况下, 工作轮前端的导叶处于关闭状态, 操作工作轮压力钢管内的水源处于完全密封状态, 保证工作轮开始转动时提供最大水流量, 使水能转换成最有效的机械能, 当导水叶密封不严时, 部分水流通过导水叶流失, 造成资源浪费, 严重时将导致机组误开机。

2.2 漏水对导水机构的危害

机组停机时导水机构封水必须严密, 否则不但会增加漏水量, 也会加剧间隙空蚀破坏。导叶关闭后, 如果漏水严重, 可能造成机组无法停机。

2.3 漏水对机组调节的危害

对于中、高水头, 并在电网中担任尖峰负荷的机组来说, 减少停机时的漏水损失尤为重要, 因为这些机组有相当长时间处于停机状态。

机组在较长时间内低速运行对推力轴承稳定运行带来严重影响, 同时还会造成漏气量大、压水不到位, 从而导致较大的有功功率损失。

2.4 漏水量的计算公式

计算漏水量时, 可利用单位时间内压力管道的漏水量qG进行估算。由于进水闸门存在不同程度的漏水量, 因此, qG并不是导叶实际漏水量, 而导叶实际漏水量qD为:

式 (1) 中:qD——导叶实际漏水量, m3/s;

q Z——进水闸门漏水量, m3/s;

q G——压力管道漏水量, m3/s。

q Z可在机组检修过程中, 通过对压力管道内的漏水水流断面面积和漏水水流流速的测定求得。

在关闭工作闸门测量压力管道的漏水量时, 如果工作闸门的侧路阀漏水较大时, 在 (1) 式中应加上。如果蜗壳排水阀或钢管排水阀漏水较大时, 在 (1) 式中应减去。

2.5 导水叶立面间隙的测量

测量导水叶立面间隙通常在导水叶全关闭且有油压下进行, 为了确保数据准确, 也可在无油压下进行复测。测量点主要在两个导水叶搭接面的上、中、下三个部位。

3 导水叶漏水的原因

3.1 接力器压紧行程对漏水量的影响

3.1.1 压紧行程作用

导水叶漏水量不仅与导水叶的端面、立面间隙有直接的关系, 与接力器的压紧行程也密切相关。导叶关闭时, 由于蜗壳水压的作用, 操作臂变形, 各轴销与轴套之间存在间隙, 导叶有向开侧方向移动的趋势。为了避免由此引起漏水现象, 导叶关闭后还要向关侧移动几毫米, 以保证过紧量。

3.1.2 压紧行程的调节

压紧行程是通过调节两接力器与控制环之间连杆上的调整螺母来完成的。大、中型水轮机接力器的压紧行程为6~8 mm。

3.1.3 人为误差造成的漏水

在调节过程中, 由于工作人员看刻度尺有误差, 可能使两接力器的压紧行程不同步, 两连杆长短出现轻微偏差, 操作机构动作无法完全协调, 也会导致漏水。

3.2 机组调节频繁导致的磨损

机组调节频繁, 导致操作机构各连接部件磨损严重, 且间隙过大。机组在运行期间要调节峰荷, 如果调节频繁, 会造成操作机构的连接轴销与轴套之间出现研磨现象。当磨损程度超过规定指标时, 会使导水叶各部件间隙均发生变化, 间隙值增大。操作机构无法控制导水叶完全关闭, 而导水叶关闭不严是漏水的主要原因之一。

3.3 密封件易损导致漏水量增大

3.3.1 止漏装置的组成

导水机构的止漏装置包括导叶轴承止漏装置, 导水机构在全关闭状态下为防止蜗壳中压力水流入下游装置的导叶与导叶之间的止漏装置, 导叶与上、下环之间的止漏装置。

3.3.2 止漏装置的密封胶条

对于中、低水头的大、中型水轮机, 导水叶的端面与立面的止水装置主要是依靠密封胶条有效防止漏水。当导叶完全关闭后, 导叶尾部依靠接力器的作用力压紧在相邻导叶头部的密封胶条上, 这种结构的密封易在运行中出现胶条被刮落的现象。

3.3.3 轴承止漏的主要部件

导水叶轴径与套筒配合密封, 是通过U型胶圈和O型胶圈阻止漏水的。由于机组在长时间运行中不断往复运动, 导水叶端面、立面和轴径与密封装置发生摩擦, 密封胶条与U型胶圈和O型胶圈容易出现损坏, 这也是导致导水叶漏水的原因之一。

4 改造技术方案

4.1 导水叶端面密封处理

根据机组原设计要求, 导水叶上、下端面密封胶条的高度必须保证在2 mm左右。机组原设计密封材料的使用以中性橡胶为主。虽然橡胶制品的柔软性好, 但硬度差, 抗磨性较低, 加工粗糙。同时, 由于机组在运行中设备长时间浸在水里, 出现锈蚀严重、结合面不光滑、凸凹不平等情况, 致使漏水量仍较大。在对机组进行A级检修过程中, 重新更换顶盖下端面和底环上端面所有的密封胶条, 并在胶皮条安装槽内加装1 mm的胶皮板, 有效提高胶皮条的高度, 在满足规程要求的同时, 缩短了胶条与顶盖和导叶之间的距离, 从而减少了导叶与顶盖之间端面漏水量。

4.2 导水叶立面密封处理和间隙调整

4.2.1 导水叶立面胶条更换

在机组进行A级检修时, 对所有导水叶立面密封胶条进行更换。通过对各种新型材料性能进行对比和现场试验, 最后确定使用聚氨酯代替原中性橡胶材质。这种新型橡胶制品不仅提高了材料的抗磨性, 也增加了抗空蚀强度。

4.2.2 立面间隙调整

机组安装完毕后, 采取手动方式操作调速器, 将导水叶完全关闭。在有油压的情况下, 使用钢丝绳捆绑导水叶, 将所有导水叶捆紧, 然后用塞尺对两个相邻导水叶的立面进行测量。

4.3 导水机构双联臂更换

双联臂是调整导水叶立面间隙的主要部件, 连接在控制环和拐臂之间, 其长短直接影响导水叶立面间隙。导水机构双联臂材质为35号钢, 长年在水车室内运行, 受环境影响易产生严重锈蚀。因此, 在每次检修结束后, 必须对双联臂整体涂上防腐漆, 保证不产生锈蚀。然而, 在进行导水叶立面间隙调节过程中, 双联臂力臂调整螺栓频繁出现乱扣问题, 调整后导水叶立面间隙一直达不到理想状态。

4.4 加大接力器压紧行程调整力度

在满足接力器压紧行程技术指标的前提下, 加大接力器压紧行程的压缩量, 将接力器压紧行程调整到接近上限值。接力器压紧行程的调整主要通过伸长或缩短控制环推拉杆与接力器活塞推拉杆来完成。由于两推拉杆之间依靠调整螺母衔接, 因此, 旋转调整螺母正反方向, 就能达到调整的目的。两台接力器的推拉杆与控制环推拉杆之间的螺母必须同时进行调整, 调整长度保持一致才会使接力器操作倒水机构在完全关闭导水叶后的封闭效果最佳。

4.5 解决密封装置漏水问题

导水叶上、中、下轴径与各部轴套之间均属间隙配合, 根据水轮机设计要求, 各部间隙由下至上逐渐增大。各轴径与轴套之间的止水主要通过密封装置完成。当水流经过导水叶时, 大量的杂质混在其中, 水流强烈冲击导水叶的密封装置时, 大量的杂质起了关键性破坏作用, 造成密封装置出现漏水现象。在现场进行实际仿真试验, 确定改变密封装置出厂原设计。在不改变各部轴径的基础上, 通过缩小部分密封件的内径, 减小与轴径之间的配合间隙达到止水的目的。同时, 通过采用聚氨酯代替原中性橡胶更换U型密封圈的材质, 在提高密封材料耐磨性的同时增强其硬度, 最终达到止漏的目的。

5 结束语

通过探讨混流式水轮机导叶结构漏水处理工作可知, 在机组导叶机构完全关闭的同时关闭工作闸门, 工作闸门与导叶前压力钢管段存水保持时间由原来的1.5 min提升到现在的7 min, 导叶结构漏水量由原来的0.94 m3/s下降到现在的0.42 m3/s, 符合相关技术规范的要求。机组运行一个周期的各项数据都符合相关要求, 表明导叶机构漏水处理工作取得了令人满意的效果。

摘要：混流式水轮机导叶机构是水利枢纽的重要设备, 其运行质量对水利机组的安全运作有着较大的影响。结合工程实例, 阐述水轮机导叶机构漏水的危害和测量工作, 重点探讨导叶机构漏水现象的原因, 并提出可行的技术改造方案, 以供实践参考。

关键词：水利机组,混流式,水轮机,导叶机构

参考文献

[1]赵当.水轮机导水机构漏水影响原因分析及处理[J].科技风, 2013 (23) .

水轮机导叶篇3

关键词：沙湾电站,接力器,拉缸,故障处理

1 引言

沙湾水电站位于四川省乐山市沙湾区葫芦镇河段, 为大渡河干流下游河段梯级开发的第一级水电站, 上游梯级为已建的铜街子水电站, 下游梯级为在建的安谷水电站。电站安装4台单机容量120MW的轴流转桨式水轮发电机组, 装机总容量480MW, 多年平均年发电量24.07亿k W·h。水轮机型号ZZD345E-LH-850, 导叶接力器共2个, 直径准650mm, 行程1315mm, 为直缸摇摆式, 额定操作油压为4.0MPa, 布置在机坑内壁。为减小导叶空载开度以下的关闭速度, 接力器设置可调整的关闭缓冲装置, 防止产生直接水锤。关闭缓冲装置不限制接力器在空载至满载之间的开启速度。

2 故障发生过程和现象

2010年08月25日, 沙湾水电站运行人员发现1号机组运行过程中调速器油压装置油泵启动间隔时间减小, 油温明显升高, 机组停机状态, 事故配压阀异常振动和异响。采用红外线测温仪检查两个导叶接力器缸壁活塞位置周向的温度, 两个接力器所测部位温度不一致, 且温度差在3℃~5℃, 其中一个接力器周向检测温度也不一致。将事故配压阀投入振动后异响消除, 油泵启动频繁未消除, 在回油箱内检查回油管持续有大量的回油。

3 故障原因分析

通过检查, 分析导叶接力器存在窜油现象, 2个导叶接力器中, 温度高的导叶接力器为窜油接力器, 周向温度高的部位为窜油点。窜油主要为导叶接力器活塞密封损毁和缸体拉伤引起。

3.1 设计原因分析

沙湾水电站水轮机导叶接力器属整体摇摆式接力器, 总重6170kg, 前后支点距离为4149mm, 接力器行程1315mm。由于重量大, 行程长, 前后支点距离大, 而且活塞与接力器缸的间隙较大 (约1mm) , 导致整个接力器呈弯曲形, 活塞上的密封材料是聚四氟乙烯和聚氨酯, 不能将活塞支撑住, 活塞与接力器缸必然会接触, 两者材料均为20Si Mn, 性能相同, 在摩擦过程中必然将缸拉坏。导叶接力器装配图见图1。

3.2 安装原因分析

进行导叶接力器水平度检查, 导叶接力器水平仪测量位置图见图2。

右接力器水平度 (缸套处测得) :全关A=0.35mm/m, 中间位置A=0.40mm/m, 全开位置A=0.43mm/m。

右接力器水平度 (活塞杆处测得) :全关B=0.50mm/m, 中间位置B=0.57mm/m, 全开位置B=0.60mm/m。

水平度均超过规范要求的0.10mm/m。

以上原因均可能造成接力器拉缸, 但接力器活塞与缸体材质相同是造成接力器拉缸的重要原因。

4 处理及改造过程

4.1 处理及改造方案

将拉缸接力器返厂修复, 更换新的接力器缸体。改造接力器活塞:将活塞外圆前后两段车小, 增加耐磨材料 (镶焊铜合金材料) , 由于活塞与接力器缸的接触, 摩擦是不可避免的, 在活塞上增加与钢材料性能不同的耐磨材料能有效地避免拉缸。接力器活塞轴、前后缸盖继续使用, 由于后缸盖与基础支座连接在一起, 分解拆除、安装受吊装条件所限, 难度大, 工作量大, 后缸盖不返厂, 厂内加工工装代替进行打压试验。将调速系统相关的油管分解、清扫, 更换新的透平油, 油压装置回油箱清扫, 重新调整接力器的水平。

4.2 处理及改造工序

(1) 处理准备:材料、工器具、人员准备; (2) 检修作业指导书准备; (3) 办理工作票; (4) 做安全措施; (5) 用测杆测量耳柄销孔内边至活塞杆的距离并记录数据; (6) 拔出活塞杆耳柄与控制环连接的定位销, 用调速器手动开启导叶, 使控制环与接力器分离; (7) 油压系统和接力器排油; (8) 用手拉葫芦吊住接力器缸体上的吊耳柄, 用专用扳手拆除接力器后缸盖连接螺栓, 使接力器与接力器基础分离; (9) 将接力器从水机室运到安装间:由于接力器的体积大, 重量重, 避免扩大检修范围, 不可能利用厂房桥式起重机从机坑吊出;采取土办法吊装、倒运方式:在水机室内的环形吊装轨道上沿接力器倒运途径用10t手拉葫芦布置吊点, 在水机室门口夹层楼板上钻孔布置吊点, 将接力器整体倒运到水机室门口后, 再将接力器吊装到支架上, 支架下面垫滚杠, 用手拉葫芦牵引的方式将接力器倒运到水轮机层吊物孔处, 再用厂房桥式起重机吊到安装间装车返厂; (10) 接力器返厂修复; (11) 接力器返厂修复同时将油压系统的管道进行清扫; (12) 将修复好的接力器用同样方法从安装间倒运到水机室; (13) 安装接力器及压力试验; (14) 接力器水平调整; (15) 与控制环相连, 调整接力器活塞杆长度; (16) 系统充油, 接力器压紧行程复查、调整; (17) 现场清理, 办理工作结束, 恢复安全措施。

4.3 处理及改造中的注意事项

(1) 起重运输。由于采用“土办法”人工倒运方式, 存在较大安全风险, 现场作业时所用的起重工具使用前进行检查, 使用过程中要求有经验的起重作业人员进行布置吊点、指挥、监护。

(2) 修复的接力器在厂内进行压力试验检查前缸盖和活塞密封, 现场安装后再进行压力试验, 检查活塞和后缸盖的密封。

(3) 回装后检查耳柄销孔内边至活塞杆的距离应与拆卸前的数据一致, 以免影响接力器的行程。

(4) 务必复查和调整接力器压紧行程。

(5) 应清扫干净接力器拉缸后系统相关的管道和附件设备。

4.4 处理及改造后的效果

沙湾水电站1号水轮机导叶接力器拉缸处理及改造后, 未再发生窜油现象, 导叶接力器运行稳定。

5 结语

在电站日常运行过程中, 可通过测量接力器缸体温度的变化情况、油泵启停情况和停机态时投入事故配压阀观测是否持续回游等方式判断接力器是否拉缸。出现拉缸后, 可参照以上处理方式进行处理。存在接力器活塞和缸体材质一致的电站建议参照改造, 新建电站在设备订货时建议将接力器活塞和缸体采用不同的材质, 避免类似问题的发生。

参考文献

[1]四川大渡河沙湾水电站可行性研究报告[R].四川省水利水电设计勘测院, 2004.

[2]汤正义.水轮机调速器机械检修[M].北京:中国电力出版社, 2003.

水轮机导叶篇4

关键词：轴流转桨式水轮机,导叶水力矩,桨叶水力矩,计算流体动力学,数值模拟

轴流转桨式水轮机运行时, 绕过导叶进入转轮的水流将在导叶及桨叶上产生一个水作用力和水力矩。为保证机组能够正常调节, 要求导水机构接力器和转轮桨叶接力器具有足够的操作力矩, 以克服任何工况下导叶和桨叶上的水力矩和摩擦力矩[1]。为了正确确定接力器容量, 必须掌握导叶和桨叶在各种工况下的力特性资料。

长期以来, 导叶和桨叶的力特性研究采用以水轮机模型试验作为主要手段, 测试过程复杂、繁琐, 试验周期较长, 是一项费时费力的试验项目。随着计算技术的飞速发展, 基于N-S方程的CFD数值模拟技术正逐渐成为水轮机设计的主流, 使得通过CFD计算来进行力特性的研究成为可能。

本文采用标准的k-ε湍流模型, 按定常流动, SIMPLE算法求解雷诺平均的Navier-Stokes方程, 运用ANSYS CFX软件对某轴流转桨式水轮机进行数值计算分析, 得到了导叶和桨叶的水力学特性, 为导水机构接力器和转轮桨叶接力器的设计及强度计算提供了数据依据。

1 计算方法

1.1 理论依据

1.1.1 导叶水力矩的计算

导叶水力矩的计算公式为[2]

式中:MS为导叶水力矩, Nm;Cm为水力矩系数, Ns2/m4;Q为实际流量, m3/s;D1为转轮直径, m;H为水头, m;Q11为单位流量。

MS方向的定义:关闭方向运动趋势取“+”, 开启方向运动趋势取“-”。

1.1.2 桨叶水力矩的计算

桨叶水力矩的计算公式为

式中:M11为单位水力矩, N/m3;M为桨叶水力矩, N/m;D1为转轮直径, m;H为水头, m。

M方向的定义:关闭方向运动趋势取“+”, 开启方向运动趋势取“-”。

1.1.3 真机换算

通过上述公式可以计算模型转轮直径350 mm的导叶和桨叶水力矩。真机导叶和桨叶水力矩的计算将真机的相关参数带入上述公式, 得到真机的导叶和桨叶水力矩。

近年来, 随着水轮机模型测试研发技术的进步, 导叶水力矩和桨叶水力矩测试的不确定性与现代水轮机模型研究极不协调, 需要先进、准确的水力矩计算方法来弥补其不足。

数值分析软件可以较为准确地模拟水轮机内部的流动情况, 求解流场参数, 进而以求解出的导叶和桨叶表面压力为依据来计算导叶和桨叶的力特性。同时, 它作为一种简捷、有效的现代水力计算方法, 得到了广泛的应用。

1.2 电站参数

结合某电站项目对轴流转桨式水轮机进行了力特性的计算。电站基本参数如表1所示。

1.3 三维造型

造型软件选择MDT和UG对蜗壳、固定导叶、活动导叶和转轮进行造型。

1.4 网格划分

采用ANSYS公司的ICEM CFD 5.1进行网格划分。网格划分采用的是非结构化四面体网格。网格总节点数约为80万, 总网格数约为300万。网格质量是计算成败的关键, 经检查角度均大于20°, 长宽比例小于20倍, 说明网格质量很好。

1.5 数值分析

通常水轮机内部流动可认为是三维不可压定常粘性流动, 因此数学模型求解时的控制方程用纳维-斯托克斯 (Navier-Stokes) 方程来描述, 应用雷诺时均法则, 可得连续性方程和动量方程, 结合标准的k-ε湍流模型可得一个封闭的非线性方程组[3,4,5]。通过商业流体计算分析软件ANSYS CFX对流体进行数值分析。该软件可以比较准确地通过计算得到水轮机各过流部件内部的流动情况, 不但可以指导设计, 还可以求解水轮机内部的压力场、速度场及水流流态。以此为依据计算出力特性, 可减少水轮机的开发周期, 同时又节省了大量的试验费用。

计算域从蜗壳进口到转轮出口。计算过程中为了减少计算量并缩短计算时间, 对计算进行了简化处理, 将计算分为两部分:对蜗壳和固定导叶进行了全通道计算, 并将计算结果以速度方式给出活动导叶和转轮联合计算的进口条件;计算收敛采用RMS (均方根) 法, 收敛精度为1e-5。

1.6 后处理

计算收敛后, 可以得到导叶和桨叶的CFD数值计算结果。活动导叶和转轮的流线如图1所示, 桨叶的压力分布如图2所示。

对计算结果的后处理采用CFX-Post软件, 水力矩的计算采用该软件的函数求解器, 其计算原理如下:

该公式符合右手定则:沿转轴正方向看, 顺负逆正。计算完成后, 利用CFX-Post求解器求出导叶和桨叶水力矩。

2 CFD计算结果分析

轴流转桨式水轮机CFD的计算水头为8 m, 计算工况选取对应电站最大水头Hmax=41.4 m、额定水头Hr=34.3 m以及最小水头Hmin=20 m这3个特征水头, 每个特征水头选取3~5个流量工况点进行计算。为方便计算, CFD计算活动导叶位置取在+Y方向。导叶水力矩的CFD计算结果如图3所示。桨叶水力矩共计算了桨叶角度-13°、-10°、-5°、0°、5°、10°的协联工况的CFD结果, 得出每个工况点对应的单位水力矩, 可以绘制出不同水头桨叶的单位水力矩M11值随桨叶转角ψ的变化关系曲线, 如图4所示。

从图3可以看出, Hmax=41.4 m时导叶水力矩系数Cm最大。在同一电站水头下, 导叶水力矩系数Cm随单位流量的增加而逐渐减小。由此可见单位流量对导叶水力矩影响较大, 导叶水力矩计算应选择同开口下流量较大的水头作为导叶水力矩研究的主要对象, 其计算结果可以涵盖其他工况。

从图4可以看出, Hmin=20 m时桨叶单位水力矩M11相对数值的绝对值最大。电站水头是桨叶水力矩的一个重要参数, 对桨叶水力矩的影响较大。

3 CFD结果的验证

该轴流转桨式水轮机在哈尔滨大电机研究所进行了导叶水力矩的模型试验。模型试验点选取电站特征水头换算的单位转速在各个转桨角度的协联点, 模型试验水头为8 m。图5为该轴流转桨式水轮机在原型最大水头41.4m下导叶水力矩系数Cm的CFD计算结果与试验结果的比较曲线。

从图5可以看出, 导叶水力矩CFD计算结果与试验结果有着较好的对应关系, CFD计算结果和模型试验测试结果比较接近。这表明所采用的计算方法合理、可行, 计算结果可以作为模型试验的指导数据。

由于轴流转桨式水轮机桨叶力特性试验复杂, 所以未进行桨叶力特性的模型试验, 不过桨叶水力矩的结果可通过经验公式获得。通过CFD计算结果与经验公式计算结果的对比, CFD计算所得的叶片力特性值与经验公式值量级相当, 但是数值偏小, 这可能是经验公式预留的安全余量造成的。

4 结语

应用数值分析计算了轴流转桨式水轮机的导叶及桨叶的力特性, 通过计算结果与试验结果和经验公式的对比发现, CFD的力特性结果是可信的, 可以作为真机设计的参考。

通过CFD计算轴流转桨式水轮机的导叶及桨叶的力特性可大大缩短模型试验周期、降低试验成本, 并可尽早为真机设计提供相关数据, 节约真机设计制造时间。

参考文献

[1]程良骏.水轮机[M].北京:机械工业出版社, 1981.

[2]纪兴英, 刘胜柱.混流式水轮机导叶水力矩的计算[J].大电机技术, 2008 (3) :38-41.