При работе турбины лопасть, как и радиально-осевое рабочее колесо, подвергается действию нагрузки от центробежных сил и гидродинамических усилий. Центробежная сила, действующая на лопасть (элементарный объем), расположенную на расстоянии r от оси турбины,
где dυ — элементарный объем лопасти; r—радиус расположения объема.
Интегрируя выражение по всему объему лопасти, определяем силу, действующую в корневом сечении лопасти. Центробежные силы вызывают в теле лопасти напряженное состояние, близкое к плоскому напряженному состоянию, поэтому напряжения в лопасти от центробежных сил определяются достаточно просто. Необходимо отметить, что центробежные силы создают также и кручение в корневом сечении лопасти [16].
В настоящее время имеются достаточно хорошо разработанные теоретические расчетные методы, позволяющие найти гидродинамические нагрузки, действующие на лопасть при обтекании ее потоком жидкости [81].
Как указывалось выше, эти методы позволяют определить только стационарную часть гидродинамической нагрузки. Нестационарную часть гидродинамической нагрузки можно приближенно оценить с помощью методов, предложенных Гореловым [25].
Нестационарные гидродинамические нагрузки, связанные с несимметричным подводом воды спиральной камерой и отвода воды
отсасывающей трубой, у поворотно-лопастной турбины больше, чем у радиально-осевой. Это объясняется тем, что угол охвата спиральных камер поворотно-лопастных турбин значительно меньше, чем у радиально-осевых.
Нестационарные нагрузки, обусловленные взаимным влиянием направляющего аппарата и рабочего колеса, действующие на лопасть поворотно-лопастной турбины, оказываются меньше, так как зазор между направляющим аппаратом и лопастями рабочего колеса поворотно-лопастных турбин существенно больше, чем радиально-осевых.
Полное исследование напряженного состояния лопастей поворотно-лопастной турбины было проведено на Волжской ГЭС им. В. И. Ленина. На одной из лопастей турбины с двух сторон было установлено более 60 влагостойких термокомпенсированных тензодатчиков, а на другой лопасти с двух сторон — 60 индуктивных датчиков давления и 10 пьезокерамических датчиков вибрации.
Измерения выполнялись в широком диапазоне установившихся и переходных режимов работы гидроагрегата. В результате установлено, что зона максимальных напряжений на лопастях расположена вблизи заделки около фланца. Наибольшие постоянные составляющие напряжений σ= 1100 кгс/см2 при мощности N=25 мВт. Распределение напряжений при изменении мощности от 25 до 100 мВт почти не нарушается.
При исследовании переходных режимов работы агрегата при нагрузках от небольших до 125 мВт не было обнаружено зон со значительным увеличением переменных напряжений в лопасти. Наибольшие вибрации лопасти, а также наибольшие значения переменных составляющих давлений и напряжений наблюдаются при пусках турбины, при разгоне и при нагрузке 20—30 мВт. Кроме того, некоторое увеличение вибрации и знакопеременных деформаций наблюдалось при мощности N=70-:-80 мВт. Переменные составляющие напряжений в лопасти при всех установившихся режимах работы турбины не превышали σ = ±80 кгс/см2; при переходных режимах они могут увеличиваться до σ=±150 кгс/см2, а при частоте вращения до 120 об/мин увеличиваются до ±200 кгс/см2. При мощности 15—30 мВт наиболее ярко выраженные частоты колебаний лопасти растут с 1 до 10 Гц. При больших мощностях и особенно при мощности 75 мВт преобладающими становятся колебания с частотами 20—100 Гц. Наблюдались также колебания с частотами до 1000 Гц и выше.
Почти во всех точках, где проводились измерения, была обнаружена деформация лопасти. Первая частота собственных колебаний лопастей составляла в пустоте около 37 Гц. Влияние воды снижает собственную частоту примерно на 40%, поэтому частота собственных колебаний лопасти с учетов влияния воды составляет около 22 Гц. Таким образом, весьма вероятно, что при мощностях N = 75 мВт возможно самовозбуждение колебаний лопастей.
Следует отметить, что максимальные динамические напряжения в лопасти при ее колебаниях по первой частоте находятся в периферийных сечениях лопасти у выходной кромки.
Приведем некоторые данные усталостных повреждений лопастей гидротурбин.
На Волжских ГЭС им. В. И. Ленина и им. XXII съезда КПСС установлены поворотно-лопастные турбины мощностью 126 мВт в одном агрегате. Лопасти турбин этих агрегатов изготовлены из стали марок 20Х13НЛ, 20ГСЛ с облицовкой нерабочей поверхности лопасти листами нержавеющей стали 1Х18Н9Т и из стали 18ДГСЛ как с облицовкой, так и без облицовки.
Лопасти облицовывались приваркой к перу лопасти листов нержавеющей стали толщиной 3 мм.
Последующая термическая обработка не выполнялась. В результате проверки (через 2—4 года) обнаружено, что на лопастях из стали 20ГСЛ с облицовкой и на лопастях из стали 18ДГСЛ имеются усталостные трещины. На лопастях из стали 20Х13НЛ трещины не были обнаружены. Трещины возникали на выходных кромках лопастей на расстоянии I = 400-:-600 мм от периферийного сечения. Большинство из них сквозные длиной до 800 мм. После заварки через некоторое время трещины появлялись вновь в тех же местах.
На Щербаковской ГЭС, оборудованной гидротурбинами поворотно-лопастного типа мощностью 70 мВт, произошла поломка лопасти гидроагрегата, проработавшего с начала эксплуатации более 40 тыс. часов. Излом имел явно усталостный характер.
На Копчагайской ГЭС, оборудованной двухперовыми поворотно-лопастными турбинами, произошла поломка одного из нижних перьев лопастей. Излом также носил усталостный характер.
Усталостные повреждения лопастей рабочих колес поворотнолопастных турбин устраняют примерно по той же технологии, что и радиально-осевых.
