А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Лопатковий апарат - турбіна

Лопатковий апарат турбін з полімерних матеріалів відрізняється високою чистотою обтічної поверхні і точним виконанням геометричних форм і розмірів профілів лопаток. Ці якості забезпечують малий коефіцієнт гідравлічного опору проточної частини, практичне збіг характеристик промислових турбін і їх дослідних зразків, стабільність характеристик.

У лопатковому апараті турбіни забійного двигуна, так само як в турбіні будь-якого іншого призначення, відбувається процес перетворення гідравлічної енергії потоку в механічну енергію на валу робочого колеса, який полягає у взаємодії потоку рідини з лопатками. Ця взаємодія між потоком і лопатками зводиться до того, що змінюється проекція вектора кількості руху на напрям окружної швидкості, що і створює момент кількості руху щодо осі обертання. Опис того, що відбувається при цьому процесу в математичній формі було дано Ейлером.

Кількісна і якісна характеристика відкладень проточної частини турбін блоків 300 МВт. Відомо, що лопатки апарат турбіни має підвищену чутливість до відкладень солей і продуктів корозії конструкційних матеріалів. Незначні за абсолютним значенням відкладення можуть бути причиною зниження економічності роботи до обмеження потужності. Так, за даними УралВТІ, 1 кг відкладень в ЦВД знижує тиск в регулюючої щаблі на 5%, 2 кг - на 10% і при цьому викликає обмеження потужності на 10% номінального значення.

Зміна ступеня реактивності р при відхиленні і /Сф від розрахункового значення для ступенів з різними розрахунковими р. | Процеси розширення пара в - діаграмі для турбіни з дросельним паророзподілі. | Коефіцієнти дросселирования для турбін з різним противодавлением. ККД проточної частини лопатки апарату турбіни; уда - коефіцієнт дроселювання, що показує частку вихідного теплоперепада турбіни, яка переробляється в лопатковому апараті її проточної частини.

Зміна ступеня реактивності р при відхиленні н /Сф від розрахункового значення для ступенів з різними розрахунковими р. | Процеси розширення пара в Л, - діа. | Коефіцієнти дросселирования для турбін з різним противодавлением. ККД проточної частини лопатки апарату турбіни; УДР - коефіцієнт дроселювання, що показує частку вихідного теплоперепада турбіни, яка переробляється в лопатковому апараті її проточної частини.

Залежність перевантажувальної здатності турбіни. Кр від відносини числа ступенів К2 /Кг для різних значень /Процеси, що відбуваються в лопатковому апараті подібної турбіни, досить складні, і для отримання чіткого уявлення про них необхідно проведення внутріпоточних досліджень.

Розподіл температур в роторі турбіни. Температура газу перед турбіною 650 С. Температура охолоджуючого повітря (К. 320 С. | Поле температур охолоджувальної обойми циліндра газової турбіни фірми Броун Бовери. Велику увагу було приділено аеродинаміці лопаточного апарату турбіни, в результаті фірма зупинилася на реактивному облопа-чування.

Схема першого турбобура Капелюшникова. | Турбобур Т12МЗБ - 240. 1 - вал. 2 - втулка нижньої опори. 3 - шпонка. 4 - наполеглива втулка. 5 - кільце ущільнювача. 6 - ротор. 7 - статор. 8 - середня опора. 9 - втулка середньої опори. 10 - кільце ущільнювача. 11 - регулювальне кільце. 12-диск п'яти. 13 - кільце п'яти. 14-підп'ятник. 15 роторна гайка. 16 - ковпак. 17 - контргайка. 18 - корпус. 19 - втулка корпусу. 20 - переводник. 21 - регулювальне кільце. 22 - ніпель. 23 - переводник вала. | Секція турбінна нижня. Буровий розчин, який відпрацював в лопаткових апаратах турбіни, надходить по каналах усередину вала і далі в долото.

Як позначаються на роботі пароперегрівачів і лопаточного апарату турбін забруднюючі речовини, що буря з котлів з парою.

У агрегату ГЩ-10 втрати потужності в лопатковому апараті турбіни значно менше[55], Що обумовлено більш досконалими конструктивними виконаннями вузлів.

Максимальні числові значення шорсткості при базовій довжині. Тут, природно, передбачається, що лопатки апарат обстежених турбін до їх пуску на електростанціях був виконаний так само, як і інше облопачіваніе, виготовлене заводами раніше і виготовляється в даний час. Згідно з технічною документацією турбобудівних заводів, чистота поверхні робочих лопаток передбачається по 9-го класу, іноді по 8-му, а чистота поверхні фрезерованих соплових лопаток - по 9-го класу.

Зміст основних елементів (у% в сплавах ЕІ867 і ЕІ929. Розроблені в Радянському Союзі бескобальтовие сплави забезпечують надійну роботу лопаточного апарату турбін при температурі металу, що не перевищує 800 С. Подальше підвищення температури, що має місце в газових турбінах, призначених в першу чергу для перекачувальних станцій магістральних газопроводів, робить неминучим перехід до сплавів на нікелькобальтовой основі. Досвід створення і експлуатації таких матеріалів накопичено в авіаційній промисловості і саме до нього необхідно було звернутися для того, щоб проаналізувати особливості вітчизняних нікелькобальтових сплавів і вибрати найбільш надійні для тривалої експлуатації.

При температурі газів - не вище 900 С перший ярус лопаточного апарату турбіни навіть при користуванні сухим слабоперегретим паром може складатися з гладких лопаток.

Трубчасто-кільцева камера згоряння /- полум'яна труба. 2 - екран. 3 - зовнішній корпус. 4 - внутрішній корпус. Недоліком їх є нерівномірність температур і тисків в окружному напрямку перед лопатковим апаратом турбіни. Трубчасто-кільцеві камери згоряння широко застосовуються в корабельних і суднових ГТД.

Жорстке обмеження вологості пара необхідно, по-перше, для зменшення ерозійного зносу лопаточного апарату турбіни, а по-друге, для зниження рівня радіоактивного забруднення обладнання машинного залу (турбін, конденсаторів, регенеративних підігрівачів і ін.), так як вода забруднюється більше пара. З барабана-сепаратора вода надходить в опускні труби 3 попередньо змішуючись з живильною водою 4 яка знижує її температуру до 270 С, і далі - в головні циркуляційні насоси /(ГЦН) Г забезпечують її примусову циркуляцію через реактор. Перед ГЦН і за ними встановлено основні запірні засувки 2 з дистанційним приводом. Через колектори і індивідуальні трубопроводи нижніх водяних комунікацій вода надходить в технологічні канали, замикаючи контур циркуляції.

Схема насосної зливу палива на ГРЕС-3 ВАТ Мосенерго. Існують технології для промивання палива від солей натрію і калію для зменшення корозії лопаточного апарату турбіни. Промивання виконується в кілька ступенів з додаванням в паливо води і деемульгатора. Підігріта вода розчиняє натрій і калій, і потім розчин виводиться з палива в сепараторах. У паливному господарстві ГРЕС-3 апробовано технологію введення присадок в паливо для зв'язування міститься в ким ванадію і зменшення ванадиевой корозії лопаток турбіни. Цей метод дає ефект при утриманні ванадію в паливі тільки більше 40 мг /кг і тому не отримав широкого застосування.

Максимально допустимий вміст речовин в парі. Якість видаваного котлами пара вважається нормальним, якщо він не викликає помітних відкладень на лопатки апараті турбіни.

Діаграма частот лопаток, середньої 2000 довжини. Частоти коливань.

Слід мати, однак, на увазі, що при проектуванні, виготовленні і налагодженні лопаточного апарату турбін можна обмежуватися одними лише розрахунками, так як розрахункові схеми не завжди повністю відображають дійсну пружну коливальну систему; зокрема, при розрахунку не завжди можна правильно врахувати умови кріплення лопаток на диску і жорсткість кріплення зв'язків до лопаток.

Спрощена схема живильник. Для впорскування повинна застосовуватися вода з невеликим вмістом солей, що викликають занесення трубок пароперегрівача і лопаточного апарату турбіни важко видаляється твердим шаром. Для установок високого тиску особливо - небезпечно вміст у воді солей кремнію.

Крім того, для всіх паропроводів завдання щодо зниження параметрів пари вирішуються з урахуванням можливості надійної експлуатації лопаточного апарату турбін в змінених робочих умовах. Зниження параметрів пари дозволяє значно збільшити термін служби елементів паропроводів (труб, фасонних деталей, зварних з'єднань), оскільки зниження температури пара відповідно підвищує рівень допустимих напружень на сталь, а тиску пара - знижує рівень робочої напруги.

Схема регулювання агрегату ГТ700 - 4. Граничний регулятор температури служить для обмеження максимально допустимої температури рябо-чого газу після камери згоряння з метою запобігання пошкодження лопаточного апарату турбіни.

Газоповітряна робоча суміш надходить в газову турбіну при помірних тисках і температурах (450 - 600), що виключає необхідність застосування для лопаткових апаратів турбіни дефіцитних, дорогих жаротривких сталей.

Серйозною аварією підігрівачів є розрив трубок, при якому паровий простір може заповнитися водою, а при занедбаності її в турбіну виникне механічне пошкодження лопаточного апарату турбіни.

Залежність відкладень з'єднань міді в ц. в. д. турбіни і проміжному пароперегрівачі котла с. к. д. від навантаження енергоблоку 300 Мет. | Залежність відкладень з'єднань. При нестабільній роботі блоку (під час змін і скидання навантаження турбіни, а також при коливаннях температури пара) відбувається частковий винос відкладень з лопаточного апарату турбіни.

Основним фактором, що визначає ефективність передачі воді теплової енергії та подальшого її перетворення в механічну енергію, є чистота контактують з водою і парою поверхонь металу: по-перше, труб парогенератора і, по-друге, лопаточного апарату турбіни. У першому випадку наявність сторонніх нашарувань на поверхні металу призводить до погіршення теплопередачі і викликає перевитрата палива, що спалюється в парогенераторі палива. С), до пережогу металу і виходу з ладу окремих ділянок труб аж до аварійної зупинки парогенератора. під другому випадку утворення навіть дуже незначних відкладень сторонніх речовин на поверхні лопаток турбіни призводить до збільшення опору і відповідно підвищення тиску, яке для сучасних потужних турбогенераторів неминуче призводить до відчутних втрат електричної енергії. Більш значні і нерівномірні відкладення на лопатках турбіни, якщо враховувати високі швидкості обертання ротора, можуть викликати пошкодження окремих лопаток аж до аварійної зупинки блоку турбіна - Генератор.

Таким чином, нічого не змінюючи, по суті, в принциповій схемі звичайної газопарові установки з уприскуванням води в газовий тракт, можна вирішити одночасно як задачу використання теплової компресії (уникнувши недоліків Аеротерм-компресора), так і завдання охолодження лопаточного апарату турбіни.

Відкладення (винесених з котла солей в перегрівачів викликає перевитрата їх трубок з тих же причин, за якими накіпеотложенія (§ 3 - 17) призводять до пошкоджень труб екранів, котлів і економайзерів. Солеотложенія на лопатки апараті турбін (див. Докладніше в розділі V) знижують потужність турбін і надійність їх роботи. Тому отримання найбільш чистого пара надається дуже велике значення.

Зазначена на рис. 94 тривалість кампанії ПГУ може бути збільшена введенням в газовий тракт сипучих абразивів. Однак за умовами ерозійного зносу лопаточного апарату турбіни використання абразивів має бути короткочасним і не часто повторюється.

Впорскує Пароохолоджувач.

Щоб уникнути занесення солями перегревателя і лопаточного апарату турбін для впорскування застосовується чистий конденсат.

Вище неодноразово вказувалося, що через відсутність необхідних відомостей про величину сил, що обурюють і декремент коливань до сих пір не вдається розраховувати знакозмінні напруги в робочих лопатках. Цим в основному пояснюються триваючі поломки лопаточного апарату турбін. При цьому серед поломок різних деталей турбін елементи лопаточного апарату займають одне з основних місць.

Норми якості насиченого і перегрітого пара. При русі через проточну частину турбіни внаслідок зміни параметрів пари (температури і тиску) знижується і його растворяющая здатність. Вміщені в парі в розчиненому стані речовини повинні випадати з парового розчину, осідаючи частково на лопатки апараті турбіни. Можливі також різні реакції між речовинами, що знаходяться в паровому розчині і осілими в турбіні.

Ремонт турбінного устаткування підрозділяється на капітальний і поточний. При капітальному ремонті повністю відновлюються основні елементи турбіни і виконуються (в разі потреби) такі роботи, як, наприклад, зміна лопаточного апарату турбіни і компресора, заміна основних вузлів та ін. В обов'язковий обсяг робіт входять огляд, чистка, перевірка стану всіх деталей і ступеня їх зносу, заміна зношених деталей і усунення причин зносу, перевірка і відновлення зазорів.

Крім поточного експлуатаційного хімічного контролю за водою і парою на різних ділянках пароводяного тракту і на різних стадіях водопідготовки, персонал хімцеха ТЕС здійснює хімічний контроль під час пуску, наладки і випробування водопідготов-вітельнимі і паросилового обладнання; контроль за якістю стічних вод водопідготовчих установок і золових відвалів і за роботою споруд з очищення стічних вод, а також хімічний контроль при консервації знаходяться в резерві агрегатів і при проведенні водних або воднохімічного промивок парогенераторів, турбін і тракту живильної води. В обов'язок персоналу хімічних цехів ТЕС входять також внутрішні огляди барабанів, колекторів, сухопарні ков і усть труб парогенераторів, теплообмінних апаратів, конденсаторів, підігрівачів та лопаточного апарату турбін для визначення місць розташування, кількості, властивостей і складу відкладень, глибини, розмірів і характеру корозійних пошкоджень металу.

Найпростіша схема одновальной газової турбіни постійного горіння зображена на фіг. Відпрацьовані гази при досить високому тиску і при високій температурі підводяться до турбіни /, в якій відбувається розширення газу до тиску р2 і температури Tz. У лопатковому апараті турбіни потенційна енергія газу перетворюється в кінетичну енергію, яка частково використовується у вигляді механічної роботи, яку здійснюють видно збільшення перепаду тиску і крутного моменту нізкоціркулятівной турбіни в лівій частині характеристики.

При огляді турбіни, зробленому через місяць після її пуску, на лопатки апараті циліндра високого тиску був виявлений легкий наліт відкладень світло-коричневого кольору. Корозійних руйнувань лопаточного апарату турбіни не було відзначено.

Для видалення водорозчинних відкладень з проточної частини парової турбіни застосовують періодичну промивку її зволоженим парою на холостому ходу, під навантаженням і при стоянці. При промиванні паром з вологістю його на вході 2 - 3% з проточної частини видаляються практично всі водорозчинні відкладення і деяка частина водонерозчинних. Відкладення на лопатки апараті турбіни оксидів заліза і міді, а також кремнезему в кристалічній або аморфної формі не знімаються вологою парою. Вони вимагають значно складнішою промивання із застосуванням реагентів-розчинників.

ефективність передачі теплової енергії і подальшого її перетворення в механічну енергію, визначається чистотою контактують з водою і парою поверхонь металу. При таких интенсивностях теплопередачі освіту відкладень, які гальмують цей процес з боку теплосприймаючої середовища, легко призводить до небезпечного підвищення температури металу. Освіта відкладень на лопатки апараті турбін різко знижує їх економічність, а при значних кількостях відкладень може викликати і пошкодження окремих деталей турбіни.

Особливо сильно піддається стояночної корозії проточна частина турбіни при наявності в ній сольових відкладень. Утворений під час простою турбіни сольовий розчин прискорює розвиток корозії. Звідси випливає необхідність ретельного очищення від відкладень лопаточного апарату турбіни перед тривалим простоєм її.

Моментні і напірні характеристики турбін 21/20 5 - 195 і КТ 19/10 - 195 при бурінні з промиванням водою і глинистим розчином. з наведених результатів випливає, що для обох турбін їх безрозмірні характеристики, отримані при випробуваннях як на воді, так і на різних глинистих розчинах, практично збігаються. Це свідчить про те, що структурно-механічні властивості глинистих розчинів, використаних при випробуваннях, не впливають на енергетичні показники турбіни. Ео цілком ймовірно, це пояснюється наявністю турбулентного режиму течії в лопаткових апаратах турбіни.

Разом з тим воно має бути враховано як додатковий резерв надійності роботи лопаточного апарату турбін.

Функціональна схема АРЧВ. Функції, що їх регуляторами, залежать від типу турбін. Для парових турбін основне призначення регулятора визначається його назвою - регулювати частоту обертання в нормальних режимах роботи турбоагрегату. Велика увага при конструюванні регуляторів для парових турбін приділяється другий функції, оскільки лопатковий апарат турбін може бути пошкоджений при розгоні турбіни під час відключення генератора від мережі. Регулятори парових турбін виконують також четверту, п'яту і сьому функції.

В цьому випадку циліндри низького тиску в потужних турбінах виконують по паралельних багатопотоковим схемами, або двох-вальним. Проходячи через ступені турбін, пар частково конденсується і несе з собою краплі вологи. Оскільки швидкості руху пара досягають надзвукових значень, краплі вологи, що знаходяться в ньому, можуть викликати ерозійне руйнування лопаточного апарату турбіни. Для запобігання цьому явищу на ТЕС все потоки яара з краплями виводять з корпусу турбіни і перегрівають у вторинних пароперегрівачах, включених в схему котлів за основним, первинним, перегрівачів. На АЕС для перегріву проміжного пара використовують теплоту свіжої пари і, крім цього, застосовують одночасну механічну сепарацію (відділення) вологи в пристроях, які називаються сепараторами-пароперегрівом.

Внутрішні поверхні знову змонтованих котлів та обладнання тракту живильної води звичайно забруднені: тонким шаром прокатної окалини, що утворилася під час виготовлення труб на заводі; іржею, що з'явилася при зберіганні; зварювальним грат, маслом, мастилом і піском, внесеними в обладнання під час монтажу. Ці забруднення нерозчинні в воді і можуть служити причиною серйозних аварій і нещасних випадків. Під час промивання видаляються тонни окалини і іржі, сотні кілограмів кремнекислих з'єднань, особливо небезпечних через занесення ними лопаточного апарату турбін.

Ця обставина може викликати зниження температури перегріву пари і перегрів трубок пароперегрівачів з подальшим їх розривом. Занесення лопаток парових турбін знижує потужність їх, а також веде до збільшення осьових зусиль в турбінах і до прогину діафрагм. В окремих паросилових установках доводиться рахуватися як нормального експлсатаціонного заходи з необхідністю систематичного видалення відкладень з трубок пароперегрівачів і лопаточного апарату турбін. Віднесення з котлів речовин з парою погіршує якість турбінного і виробничого конденсату і в кінцевому рахунку погіршує якість живильної води, оскільки на багатьох станціях турбінний і виробничий конденсат є основними складовими живильної води.

Як турбінний, так і виробничий конденсату зазвичай бувають забруднені оксидами заліза і міді, що утворюються в результаті корозії трубопроводів, баків, конденсаторів і теплообмінників. Оксиди і гідроксиди Fe знаходяться в конденсаті переважно в колоїдної і грубодисперсной формах. Потрапляючи в воду котлів, реакторів, парогенераторів, продукти корозії беруть участь в утворенні відкладень на теплопередающих поверхнях, а переходячи в пар, - на лопатки апараті турбіни.

Досвідчені роботи по спалюванню у відкритих камерах згоряння пилоподібного палива ведуться в ряді країн. Результати цих досліджень ще невідомі. Найбільш важкими питаннями при створенні конструкцій, що працюють на пилоподібному паливі, є: оволодіння процесом згоряння пилоподібного палива під тиском, уловлювання та видалення золи та шлаку, надійна робота лопаточного апарату турбіни в запиленому потоці газу.

Водний режим прямоточних котлів істотно відрізняється від водного режиму барабанних котлів з природною і багаторазової примусової циркуляцією. У той час як в барабанних котлах є водяний обсяг, який є акумулятором солей, що надходять з живильною водою, і дозволяє здійснювати продування котельної води, в прямоточних котлах котельна вода, що розуміється в звичайному сенсі як акумулятор солей, відсутня. Кількість допустимих солеот-положень на поверхні нагрівання, так само як і вміст солей в парі, досить обмежена, тому водний режим прямоточних котлів повинен бути так організований, щоб звести до мінімуму відкладення солей на поверхні нагріву котла і в лопатковому апараті турбіни.