Направляющие аппараты вертикальных поворотно-лопастных и радиально-осевых турбин

Направляющий аппарат предназначен для изменения созданной в спиральной камере закрутки потока и для регулирования расхода воды; это обеспечивает оптимальный режим работы турбины. В закрытом положении направляющий аппарат является затвором, останавливающим поступление воды в рабочее колесо. В вертикальных турбинах применяют радиальный направляющий аппарат. Регулирование потока в нем осуществляется лопатками, оси которых находятся на цилиндрической поверхности. Наиболее распространенная конструкция радиального направляющего аппарата турбины радиально-осевого типа состоит из следующих основных элементов (рис. 9.1). Лопатка 3 цапфами опирается на три направляющие втулки. Втулка 2 расположена непосредственно в нижнем кольце 1 направляющего аппарата, а втулки 4 и 7 — в подшипниках 5 и 8, установленных в крышке 6 турбины. Для уменьшения изгибающих напряжений в теле лопатки сопряжение с верхней втулкой выполняется с конструктивным зазором. Крышка турбины и нижнее кольцо закреплены на статоре турбины.


Рис. 9.1. Разрез направляющего аппарата радиально-осевой турбины.

Поворот лопатки осуществляется рычагом 9, насаженным на ее верхнюю цапфу. Взаимное расположение лопатки и рычага фиксируется цилиндрической разрезной клиновой шпонкой 11, состоящей из двух частей. Последние сопрягаются между собой по плоскости, наклонной по отношению к оси цилиндрической поверхности шпонки, что позволяет установить ее с необходимым натягом. Рычаг нижней плоскостью опирается на фланец втулки или специальное опорное кольцо. С помощью болта 12 регулируют положение лопатки по высоте и устанавливают необходимые зазоры по торцам пера. На ступице рычага установлена накладка серьги 10, которая шарнирно соединена с серьгой 14. Взаимное расположение накладки и рычага фиксируется срезным пальцем 13, который предохраняет направляющий аппарат от более серьезных поломок при попадании между лопатками постороннего предмета. С помощью серег все лопатки шарнирно связаны с регулирующим кольцом 16, установленным на опоре, расположенной на
крышке турбины. Усилие для поворота регулирующее кольцо получает от сервомоторов, поршни которых шарнирно связаны с кольцом тягами 15. Перемещение поршней осуществляется под давлением масла, поступающего в сервомоторы из системы регулирования.
Лопатка — наиболее нагруженная деталь направляющего аппарата. Кроме того, она подвержена кавитационному и гидроабразивному воздействию потока, интенсивность которого зависит от напора и наличия в потоке взвешенных частиц. В необходимых случаях с целью защиты торцевые плоскости пера и участки на входной и выходной кромках в зоне касания лопаток наплавляют нержавеющей сталью. Для предотвращения коррозионного разрушения в местах установки направляющих втулок шейки лопаток защищают листовой нержавеющей сталью, которую приваривают электрозаклепками, продольными и кольцевыми швами. Для низконапорных турбин защиту кромок касания не применяют, а для предотвращения протечек устанавливают резиновые уплотнения. Аналогичные уплотнения устанавливают и по торцам пера.
На высоконапорных радиально-осевых турбинах лопатки выполняют цельнолитыми из нержавеющей стали марки 0Х12НДЛ. По условиям прочности перо лопатки турбины, работающей при напоре менее 100 м, может быть выполнено полым по всей высоте, кроме мест перехода к цапфам; раньше такие лопатки изготовляли литыми [11, 14]. Внутреннюю полость заготовок выполняли с помощью стержня, имевшего внутри литую из чугуна или сварную арматуру. Толщину стенок пера принимали на 10—15% больше, чем это требуется по расчету на прочность, для компенсации обычно имеющих место отклонений в отливках. Наиболее сложная, трудоемкая и физически тяжелая операция при изготовлении таких лопаток — это удаление стержня и очистка внутренней полости пера. В связи с этим обстоятельством, а также с общим усложнением литейной технологии, в настоящее время все литые лопатки изготовляют без внутренней полости. Такое решение привело к неоправданному увеличению массы лопаток и нормы расхода материала. Сварное исполнение лопаток позволяет более чем в два раза повысить точность формы пера, уменьшить их массу на 15—25, а расход металла — на 35—50%. Существенно сокращаются работы по лечению дефектов и шлифованию пера. Экономическая эффективность сварного исполнения подтверждена неоднократными расчетами, проведенными в объединении ЛМЗ и в ЦНИИТмаше [6, 10]. В настоящее время на ПОТ ЛМЗ сварное исполнение лопаток находит все более широкое применение.
Применение жидкой масляной смазки цапф существенно усложняет конструкцию подшипниковых узлов лопатки и технологию ее обработки. В этом случае втулки выполняют из бронзы марки БрОЦС5-5-5 и защищают от попадания воды кольцевыми резиновыми манжетами, которые устанавливают со стороны проточной части. Масло к нижней втулке поступает по трубке, установленной в центральном отверстии. Сверление его в цапфах и пере лопатки связано с известными трудностями вследствие большой длины. Гораздо более технологично применение густой смазки, периодически заменяемой при капитальных ремонтах (через 3—5 лет). В этом случае втулки изготовляют из маслонаполненного капрона или антифрикционного эпоксидного материала. Проведенные исследования показали, что полимерные материалы обеспечивают хорошую работу пар трения при более высоких удельных давлениях и не боятся попадания воды. Шейки цапф при этом должны быть облицованы нержавеющей сталью для предотвращения образования окислов железа. Последние опасны тем, что, проникая в поры полимерных втулок и создавая своего рода абразивный материал, приводят к образованию надиров и существенному износу? шеек цапф. Следует отметить, что вода попадает на рабочие поверхности втулок и при жидкой масляной смазке.
В шарнирных соединениях серьги с накладкой и регулирующим кольцом применяют пару трения — сталь марки 40 и масло-наполненный капрон. Диаметр втулок не превышает 150 мм.
Кольцевые детали направляющего аппарата (верхнее, нижнее и регулирующее кольца и крышка турбины) имеют большие размеры и массу (табл. 9.1). По условиям транспортирования они выполняются из отдельных частей, соединяемых между собой болтами (их диаметр на крупных турбинах достигает М80) и коническими штифтами (диаметр 40—50 мм). Даже отдельные части этих деталей имеют размеры, неприемлемые для литого исполнения  [3, 10]. В связи с этим, начиная с турбин для Куйбышевской ГЭС, кольцевые детали направляющих аппаратов выполняют сварными из хорошо свариваемой стали марки СтЗ.

Таблица 9.1. Наибольшие размеры и масса деталей различных направляющих аппаратов, изготовленных в объединении ЛM3

Следует отметить недопустимость протечек через стыковые соединения секторов деталей, выходящих в проточный тракт. Так как кольцевые детали могут состоять из четырех-восьми секторов, то необходимо применение специальных технологических приемов или оборудования, позволяющих исключить угловую погрешность при обработке стыковых плоскостей.
В некоторых случаях, особенно для высоконапорных турбин, предъявляется требование защиты омываемых потоком поверхностей крышки турбины и нижнего кольца листами нержавеющей стали. Облицовка подвергается пульсирующим нагрузкам потока воды, что требует ее надежного закрепления и принятия мер от попадания воды в пространство между ней и телом детали. Применяемая для этого приварка по контуру и электрозаклепками решает вопрос, хотя и несколько усложняет замену листов в случае необходимости. Материал облицовки (сталь марок 08X13 или 12Х18Н9Т) выбирают в зависимости от условий гидроабразивного износа. Такое решение связано с увеличением трудоемкости и цикла изготовления детали, так как механическую обработку защищаемых поверхностей приходится выполнять в два этапа, до и после установки облицовки.
Соединение кольцевых деталей со статором турбины или фундаментным кольцом, крышки турбины с верхним кольцом направляющего аппарата и опорой подпятника осуществляется большим количеством (до 100 шт.) крупных (до М80) крепежных деталей. Имеющийся опыт показывает, что собираемость сопрягаемых деталей не обеспечивается даже при условии выполнения проходных отверстий под шпильки по нормам грубой сборки. Выполнение отверстий методом переводки с одной детали на другую чрезвычайно усложняет производство, а иногда вообще неприемлемо (например, в связи с существенно разными сроками поставки на монтаж статора турбины и направляющего аппарата). Осуществление независимой обработки отверстий во фланцах кольцевых деталей и сборки их без пригоночных работ стало возможным после увеличения этих зазоров в два раза. Для обеспечения нормальной работы такого болтового соединения под гайки устанавливают шайбы толщиной 10—15 мм. Указанные мероприятия конструктивного характера в сочетании с применением специальной оснастки для разметки позволили полностью исключить дополнительную обработку отверстий при монтаже турбин.
В направляющем аппарате поворотно-лопастной турбины крышка турбины разделена на две детали — верхнее кольцо и крышку. Это позволяет демонтировать рабочее колесо без разборки направляющего аппарата, ограничиваясь снятием только крышки. В небольших по размерам турбинах верхнее кольцо объединяют в одну деталь со статором, а иногда — и с нижним кольцом. Последнее решение сильно усложняет установку лопаток при сборке.
Наиболее существенное различие конструкции и технологии сборки связано с применением статоров без механической обработки. В этом случае верхнее и нижнее кольца соединяют болтами с переходными фланцами, которые приваривают к статору при монтаже агрегата. Такая конструкция при достаточной идентичности размеров пера лопаток по высоте позволяет при монтаже турбины добиться наименьших торцевых зазоров в направляющем аппарате. Однако и в этом случае технология изготовления направляющих аппаратов практически не изменяется.


Гидротурбостроение