Чертеж турбины: В Масштабе. Чертежи, 3D Модели, Проекты

Содержание

В Масштабе. Чертежи, 3D Модели, Проекты

Вы искали

В категории Во всех категорияхCAEАвтоматизация   SCADA   Автоматизация проектирования   Датчики   Промышленные роботы и робототехникаБесплатноГОСТы   ЕСКДИнженерные системы   Вентиляция и кондиционирование   Газоснабжение   Кабельные системы, связь, СКС   Пожарные и охранные системы   Системы водоснабжения и канализации   Теплоснабжение   Хладотехника и холодильные установки   Электроснабжение и освещениеКонкурсы   Cделай это сам / DIY   Будущие АСы КОМПьютерного 3D-моделирования   МАСТЕР 3D   Эксперт и ЗачётМашиностроение и механика   Гидравлика и пневматика      Клапан   Двигатели   Детали машин      Передачи      Редукторы      Соединения   Металлорежущие станки и инструменты      Гибочные станки      Детали и узлы станков      Зубообрабатывающие станки      Режущий, станочный инструмент      Сверлильные и расточные станки      Токарные станки      Фрезерные станки      Шлифовальные станки   Оборудование   Подъемно транспортные установки (ПТУ)      Конвейеры      Краны      Лифты      Такелаж   Приборостроение      Бытовая техника      Электронные компоненты   Сварочное производство   Теория механизмов и машин   Теплотехника      Котлы      Теплообменники      Турбины   Технология машиностроенияМетрология (МСС)Модели для станков ЧПУНачертательная геометрия и Инженерная графикаОружие   Огнестрельное оружие   Холодное оружиеПромышленность   Добывающая, горная промышленность   Инженерная Экология   Лёгкая промышленность   Лесное хозяйство и деревообработка      Деревообрабатывающие станки   МАПП      Гранулирование      Дозирование      Измельчение      Кондитерское      Кристаллизация      Молочное      Общественное питание      Очистка и сепарирование      Разборка      Сушка   Медицинская промышленность   Металлургия      Литейное производство и пресс-формы      Обработка металлов давлением   Нефть и Газ   Промышленность строительных материалов   Химическая промышленность (ПАХТ и ПАПП)   ЭнергетикаРазноеСельское хозяйство   Механизация сельского хозяйства   Технология животноводства   Технология производства и переработки сельскохозяйственной продукцииСтатьиСтроительство   Архитектурные формы   Игровое оборудование, тренажеры, спорт   Интерьер и мебель   Конструкции из дерева и пластмасс   Лестницы   Металлоконструкции   Мосты, тоннели, дороги   Планы и благоустройство   Проекты домов      Здания социально-бытового назначения      Коттеджи и частные дома      Многоэтажные жилые дома      Промышленные здания   Проекты Производства Работ и Технологические Карты   Торговое оборудование и рекламные конструкцииСхемы   Кинематические схемы   Структурные схемыТранспорт   Авиация   Автомобили грузовые   Автомобили и автомобильное хозяйство (Автосервис)   Автомобили легковые   Бронетехника и военный автотранспорт   Водный транспорт и судостроение   Детали и узлы автомобилей   Железнодорожный транспорт   Космические системы и ракетостроение   Пассажирский автотранспорт   Прицепы и полуприцепы   Строительные, специальные и дорожные машиныЭлектрические машины   Генераторы   Трансформаторы   ЭлектродвигателиАтласыБиблиотекиКнигиСАПР CAD форматыУроки построенияВо всех категорияхCAEАвтоматизация   SCADA   Автоматизация проектирования   Датчики   Промышленные роботы и робототехникаБесплатноГОСТы   ЕСКДИнженерные системы   Вентиляция и кондиционирование   Газоснабжение   Кабельные системы, связь, СКС   Пожарные и охранные системы   Системы водоснабжения и канализации   Теплоснабжение   Хладотехника и холодильные установки   Электроснабжение и освещениеКонкурсы   Cделай это сам / DIY   Будущие АСы КОМПьютерного 3D-моделирования   МАСТЕР 3D   Эксперт и ЗачётМашиностроение и механика   Гидравлика и пневматика      Клапан   Двигатели   Детали машин      Передачи      Редукторы      Соединения   Металлорежущие станки и инструменты      Гибочные станки      Детали и узлы станков      Зубообрабатывающие станки      Режущий, станочный инструмент      Сверлильные и расточные станки      Токарные станки      Фрезерные станки      Шлифовальные станки   Оборудование   Подъемно транспортные установки (ПТУ)      Конвейеры      Краны      Лифты      Такелаж   Приборостроение      Бытовая техника      Электронные компоненты   Сварочное производство   Теория механизмов и машин   Теплотехника      Котлы      Теплообменники      Турбины   Технология машиностроенияМетрология (МСС)Модели для станков ЧПУНачертательная геометрия и Инженерная графикаОружие   Огнестрельное оружие   Холодное оружиеПромышленность   Добывающая, горная промышленность   Инженерная Экология   Лёгкая промышленность   Лесное хозяйство и деревообработка      Деревообрабатывающие станки   МАПП      Гранулирование      Дозирование      Измельчение      Кондитерское      Кристаллизация      Молочное      Общественное питание      Очистка и сепарирование      Разборка      Сушка   Медицинская промышленность   Металлургия      Литейное производство и пресс-формы      Обработка металлов давлением   Нефть и Газ   Промышленность строительных материалов   Химическая промышленность (ПАХТ и ПАПП)   ЭнергетикаРазноеСельское хозяйство   Механизация сельского хозяйства   Технология животноводства   Технология производства и переработки сельскохозяйственной продукцииСтатьиСтроительство   Архитектурные формы   Игровое оборудование, тренажеры, спорт   Интерьер и мебель   Конструкции из дерева и пластмасс   Лестницы   Металлоконструкции   Мосты, тоннели, дороги   Планы и благоустройство   Проекты домов      Здания социально-бытового назначения      Коттеджи и частные дома      Многоэтажные жилые дома      Промышленные здания   Проекты Производства Работ и Технологические Карты   Торговое оборудование и рекламные конструкцииСхемы   Кинематические схемы   Структурные схемыТранспорт   Авиация   Автомобили грузовые   Автомобили и автомобильное хозяйство (Автосервис)   Автомобили легковые   Бронетехника и военный автотранспорт   Водный транспорт и судостроение   Детали и узлы автомобилей   Железнодорожный транспорт   Космические системы и ракетостроение   Пассажирский автотранспорт   Прицепы и полуприцепы   Строительные, специальные и дорожные машиныЭлектрические машины   Генераторы   Трансформаторы   ЭлектродвигателиАтласыБиблиотекиКнигиСАПР CAD форматыУроки построения

3D модель?

Да Нет Не важно

Студенческая работа?

Да Нет Не важно

Формат файла ЛюбойКОМПАС-3DAutoCADAutoCAD ElectricalSolidWorksInventorT-Flex CADArchiCADRevitSketchUp3ds MaxBlenderRhinoFusion 360CATIACreoNXParasolidPowershapenanoCADPro/EngineerMicrosoft VisioArtCAMDXFCorelDRAWSTEP / IGESSTLДругая

Сборочный чертеж — Опора переднего подшипника турбины К-500-240-2 ХТГЗ — 18 Мая 2010

Опора переднего подшипника состоит из собственно опоры, подшипника и блока регулирования, который выделен в отдельный блок.

Такое отделение произведено для изоляции масляной полости от водяной. В собственно опоре размещён опорный подшипник диаметром 300мм в маслоотстойники, под которые выполнены соответствующие расточки. Снаружи по бокам опоры расположены опорные площадки под лапы ЦВД. С правой стороны расположены фланцы подвода и слива масла, на передней торцевой стенке — шпоночные зубья для центровки ЦВД и опоры, в поперечном направлении.

Опора переднего подшипника выполнена сварной из листовой  стали ст.3. Жёсткость нижней несущей части опоры подшипника обеспечивается системой силовых рёбер. В верхней части крышки опоры переднего подшипника сделана полость под аварийный масляный бачок, от которого идут трубки к подшипнику. В случае остановки турбины без подачи масла от насоса системы смазки этот бачок совместно с аккумулирующим запасом демпферного бака обеспечивает подачу масла к подшипнику через трубки в нужном количестве для смазки в течение выбега ротора.

Тепловое расширение турбины обеспечено скольжением опоры переднего подшипника по фундаментной раме вдоль оси турбины. Это скольжение направляется двумя специальными продольными шпонками.

Для удержания опоры на фундаментной раме при чрезмерной вибрации турбины служат Г-образные скобы.

Корпус блока регулирования выполнен сварным из дисковой стали. Устанавливается блок регулирования на опоры на двух продольных лапах и центруется при помощи прокладок, установленных под лапы. Внутри блока регулирования расположены: импеллер, автомат безопасности и электрический датчик скорости, а также трубопроводы блока регулирования.

Снаружи блока регулирования установлены: справа — регулятор скорости и золотник взведения, слева — регулятор давления свежего пара, спереди — электромеханический и электрогидравлический преобразователь и защитные устройства.

Конструкция паровых турбин — Уралэнергомаш

Общие представления об устройстве паровых турбин

Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики

Паровая турбина представляет собою роторный лопаточный двигатель, в котором энергия давления поступающего из котла пара сначала преобразуется в кинетическую энергию пара, вытекающего с большой скоростью из сопел, а затем, на лопатках ротора,- в механическую энергию вращения вала. Сопла это направляющие аппараты, предназначенные для преобразования внутренней энергии пара в кинетическую энергию упорядоченного движения молекул.

Схема простейшей паровой турбины представлена на рис. 1.

Основной частью турбины является ротор, состоящий из вала 1 с насаженным на нем рабочим колесом 2, на котором укреплены рабочие лопатки 3 изогнутой формы. Перед диском с рабочими лопатками имеется сопло 4, из которого пар поступает на рабочие лопатки турбины.


1 – вал; 2 – рабочее колесо; 3 – рабочая лопатка; 4 – сопло

Рисунок 3.1– Принцип действия турбины

Сопло и рабочее колесо составляют одну ступень. На рисунке 1.1, таким образом, представлена принципиальная схема одноступенчатой турбины.

Полученный в парогенераторе перегретый пар при температуре 600 С и давлении 30 МПа по паропроводам передаётся в сопла.

Если перед входом в сопло пар имел некоторую начальную скорость и начальное давление (см. рис. 2), то после выхода из сопла в результате расширения пара происходит увеличение его скорости до значения и уменьшение давления до значения. Скорость входа пара на рабочую лопатку называют абсолютной скоростью. Температура пара также при этом значительно понижается.

После выхода из сопла пар подается на рабочие лопатки турбины. Если турбина активная, то между ее рабочими лопатками расширения пара не происходит, следовательно, давление пара не меняется. Абсолютная скорость движения пара уменьшается с до вследствие вращения турбины со скоростью V. V – это окружная или переносная скорость.


Рис.2 – Схема активной турбины

Конструктивно турбина выполняется в виде нескольких ступеней, каждая из которых состоит из одного венца сопловых лопаток и одного венца рабочих лопаток.

Реактивными турбинами называют такие турбины, у которых расширение пара происходит не только в соплах перед поступлением пара на рабочие лопатки, но и на лопатках самого рабочего колеса. Это достигается тем, что канал, образованный рабочими лопатками выполняется суживающимся.

Изменение параметров пара в реактивной ступени турбины показано на рис. 3. В соплах турбины происходит частичное расширение пара до промежуточного давления.

Дальнейшее расширение пара до давления происходит в каналах между лопатками. Абсолютная скорость пара в сопле увеличивается до значения, а в началах между лопатками уменьшается из-за вращения лопаток до значения.


Рис.3 – Схема работы реактивной турбины

В настоящее время турбины выполняют многоступенчатыми, причем водной и той же турбине могут быть как активные, так и реактивные ступени.

Устройство паровой турбины

Турбина состоит из трех цилиндров (ЦВД, ЦСД и ЦНД), нижние половины корпусов которых обозначены соответственно 39, 24 и18. Каждый из цилиндров состоит из статора, главным элементом которого являются неподвижный корпус, и вращающегося ротора. К полумуфте 12 присоединяется полумуфта ротора электрогенератора (не показан), а к нему — ротор возбудителя. Цепочка из собранных отдельных роторов цилиндров, генератора и возбудителя называется валопроводом. Его длина при большом числе цилиндров (а самое большое их число в современных турбинах — 5) может достигать 80 м.


Рис.4 Устройство паровой турбины

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра (см., например, поз. 24). При больших давлениях (а в современных турбинах оно может дос­тигать 30 МПа » 300 ат) корпус цилиндра (обычно ЦВД) выполняют двухстенным (из внутреннего 35 и внешнего 46 корпусов). Это уменьшает разность давлений на каждый из корпусов, позволяет сделать его стенки более тонкими, облегчает затяжку фланцевых соединений и позволяет турбине при необходимости быстро изменять свою мощность.

Все корпуса в обязательном порядке имеют горизонтальные разъемы 13, необходимые для установки роторов внутри цилиндров при монтаже, а также для легкого доступа внутрь цилиндров при ревизиях и ремонтах. Пар внутри турбины имеет высокую температуру, а ротор вращается во вкладышах на масляной пленке, температура масла которой как по соображениям пожаробезопасности, так и необходимости иметь определенные смазочные свойства, не должна превышать 100 °С (а температура подаваемого и отводимого масла должна быть еще ниже). Поэтому вкладыши подшипников выносят из корпусов цилиндров и размещают их в специальных строениях — опорах Таким образом, вращающиеся концы каждого из роторов соответствующего цилиндра необходимо вывести из невращающегося статора, причем так, чтобы с одной стороны исключить какие-либо (даже малейшие) задевания ротора о статор, а с другой — не допустить значительную утечку пара из цилиндра в зазор между ротором и статором, так как это снижает мощность и экономичность турбины. Поэтому каждый из цилиндров снабжают концевыми уплотнениями (см. поз. 40, 32, 19) специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите. В плите выполняются прямоугольные окна по числу цилиндров, в которых размещаются нижние части корпусов цилиндров, а также осуществляется вывод трубопроводов, питающих регенеративные подогреватели, паропроводы свежего и вторично перегретого пара, переходный патрубок к конденсатору.

После изготовления турбина проходит контрольную сборку и опробование на заводе-изготовителе. После этого ее разбирают на более-менее крупные блоки, доводят до хорошего товарного вида, консервируют, упаковывают в деревянные ящики и отправляют для монтажа на ТЭС.

При работе турбины пар из котла по одному или нескольким паропроводам (это зависит от мощности турбины) поступает сначала к главной паровой задвижке, затем к стопорному (одному или нескольким) и, наконец, к регулирующим клапанам (чаще всего — 4). От регулирующих клапанов (на рис. 4 не показаны) пар по перепускным трубам 1 (на рис. 4 их четыре: две из них присоединены к крышке 46 внешнего корпуса ЦВД, а две других подводят пар в нижние половины корпуса) подается в паровпускную камеру 33 внутреннего корпуса ЦВД. Из этой полости пар попадает в проточную часть турбины и, расширяясь, движется к выходной камере ЦВД 38. В этой камере в нижней половине корпуса ЦВД имеются два выходных патрубка 37. К ним приварены паропроводы, направляющие пар в котел для промежуточного перегрева.

Вторично перегретый пар по трубопроводам поступает через стопорный клапан (не показан на рис. 4) к регулирующим клапанам 4, а из них — в паровпускную полость ЦСД 26. Далее пар расширяется в проточной части ЦСД и поступает в его выходной патрубок 22, а из него — в две перепускные трубы 6 (иногда их называют ресиверными), которые подают пар в паровпускную камеру ЦНД 9. ЦВД и ЦСД, ЦНД почти всегда выполняют двухпоточными: попав в камеру 9, пар расходится на два одинаковых потока и, пройдя их, поступает в выходные патрубки ЦНД 14. Из них пар направляется вниз в конденсатор. Перед передней опорой 41 располагается блок регулирования и управления турбиной 44. Его механизм управления 43 позволяет пускать, нагружать, разгружать и останавливать турбину.

Уплотнение представлено на рис. 5.


Рис.5. Лабиринтное уплотнение для валов турбин

В обойме 7, имеющей такую же конструкцию, как и обойма диафрагм выполнена кольцевая расточка 1, в которую вставляются сегменты уплотнений 3 (по три сегмента в каждую половину обоймы). Сегменты имеют тонкие (до 0,3 мм) кольцевые гребни, устанавливаемые по отношению к валу с очень малым зазором (0,5—0,6 мм). Совокупность кольцевых щелей между гребнями 4 и кольцевыми выступами 6 и кольцевых камер между ними называется лабиринтовым уплотнением. Высокое гидравлическое сопротивление, которым оно обладает, обеспечивает малую утечку пара помимо проточной части турбины.

Типичная рабочая лопатка (рис. 6) состоит из трех основных элементов: профильной части 1; хвостовика 2, служащего для крепления лопатки на диске; шипа 6 прямоугольной, круглой или овальной формы, выполняемого на торце профильной части лопатки за одно целое.


Рис.6.Рабочая лопатка ЦВД и ЦСД

Лопатки изготавливаются из нержавеющей стали, содержащей 13 % хрома, методом штамповки и последующего фрезерования и набираются на диске через два специальных колодца, в которые затем устанавливаются замковые лопатки с хвостовиками специальной формы.

Отдельно прокатывают бандажную ленту 7, в которой пробивают отверстия, соответствующие форме шипов и расстоянию между ними. Лента нарезается на куски со строго рассчитанным числом объединяемых лопаток. Бандажная лента надевается на шипы, которые затем расклепываются. Ряд соседних лопаток (обычно от 5 до 14), объединенных бандажной лентой (бандажом), называется пакетом рабочих лопаток. Главная цель пакетирования — обеспечить вибрационную надежность рабочих лопаток (не допустить их поломки от усталости вследствие колебаний). После расклепки шипов на бандажах рабочих лопаток ротор устанавливают на токарный станок и окончательно протачивают гребни уплотнений.

На рис. 6 показана лишь одна из типичных конструкций, которые отличаются большим разнообразием как типов хвостовиков, так и бандажей. В современных конструкциях бандажи фрезеруют заодно с профильной частью (с шириной бандажа, равной шагу лопаток), иногда соединяют рабочие лопатки в пакете сваркой.


Рис.7 Ротор двухпоточного ЦНД мощной турбины

На рис. 7 показан двухпоточный ротор ЦНД в процессе обработки на токарном станке. Первые две ступени имеют ленточ­ные бандажи, а последние ступени — две проволочные связи.

Главным элементом проточной части турбины, определяющим весь ее облик, является рабочая лопатка последней ступени. Чем большую длину она имеет и чем на большем диаметре она установлена (иными словами, чем больше площадь для прохода пара последней ступени), тем более экономичнее турбина. Поэтому история совершенствования турбин — это история создания последних ступеней. В начале 50-х годов ЛМЗ была разработана рабочая лопатка длиной 960 мм для последней ступени со средним диаметром 2,4 м, и на ее базе созданы турбины мощностью 300, 500 и 800 МВт. В конце 70-х была создана новая рабочая лопатка длиной 1200 мм для ступени со средним диаметром 3 м. Это позволило создать новую паровую турбину для ТЭС мощностью 1200 МВт и для АЭС мощностью 1000 МВт.


Рис.8 Опора валопровода

На рис. 8 показана одна из опор валопровода. Основанием 12 нижняя половина корпуса 2 устанавливается на фундаментную раму (на рисунке не показана). В расточку корпуса на колодках 1, 4 и 10 помещается нижняя половина вкладыша 3. Внутренняя поверхность 8 обеих половин вкладыша выполнена цилиндрической или овальной и залита баббитом, — легкоплавким антифрикционным сплавом на основе олова, допускающего вращение ротора на очень низкой частоте вращения даже при отсутствии смазки. Прямо на поверхность вкладыша 8 и на аналогичную поверхность соседнего вкладыша при монтаже турбины укладывается ротор. Сверху его накрывают верхней половиной вкладыша и притягивают к нижней половине шпильками, ввинчиваемыми в отверстия 9. Затем устанавливается крышка корпуса подшипника.

Масло для смазки шеек валов подается насосами из масляного бака, установленного на нижней отметке конденсационного помещения. Размер масляного бака зависит от мощности турбины: чем больше мощность, тем больше цилиндров и, следовательно, роторов и их опор, требующих смазки. Кроме того, с ростом мощности растет диаметр шеек, и эти два обстоятельства требуют большого расхода масла и соответственно масляного бака большой емкости, достигающей 50—60 м3. Для смазки подшипников используется либо специальное (турбинное) минеральное масло, либо синтетические негорючие масла. Последние намного дороже, но зато пожаробезопаснее.

От насосов по трубопроводам масло, пройдя через маслоохладители, поступает к емкостям, располагаемым в крышках подшипника, а из них — к отверстиям 6 и к выборке 7, раздающей масло на всю ширину шейки вала. Масло за счет гидродинамических сил «загоняется» под шейку вала, и таким образом вал «плавает» на масляной пленке, не касаясь баббитовой заливки. Масло, пройдя под шейкой вала, выходит через торцевые зазоры вкладыша и стекает на дно корпуса подшипника, откуда самотеком направляется обратно в масляный бак. Вкладыш опоры показан на рис. 9.


Рис.9 Опорный вкладыш опоры валопровода

Типы паровых турбин и области их использования

Для понимания места и роли паровых турбин рассмотрим их общую классификацию. Из большого разнообразия используемых паровых турбин, прежде всего можно выделить турбины транспортные и стационарные.

Транспортные паровые турбины чаще всего используются для привода гребных винтов крупных судов.

Стационарные паровые турбины — это турбины, сохраняющие при эксплуатации неизменным свое местоположение. В настоящей книге рассматриваются только стационарные паровые турбины.

В свою очередь стационарные паровые турбины можно классифицировать по ряду признаков.

  1. По назначению различают турбины энергетические, промышленные и вспомогательные.

Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергосистему, и отпуска тепла крупным потребителям, например жилым районам, городам и т.д. Их устанавливают на крупных ГРЭС, АЭС и ТЭЦ. Энергетические турбины характеризуются, прежде всего, большой мощностью, а их режим работы — постоянной частотой вращения, определяемой постоянством частоты сети.

Основным производителем энергетических паровых турбин в России является Ленинградский металлический завод (Санкт-Петербург). Он выпускает мощные паровые турбины для ТЭС (мощностью 1200, 800, 500, 300 и 200 МВт), ТЭЦ (мощностью 180, 80 и 50 МВт и менее), АЭС (мощностью 1000 МВт).

Другим крупным производителем энергетических паровых турбин является Турбомоторный завод (ТМЗ, г. Екатеринбург). Он выпускает только теплофикационные турбины (мощностью 250, 185, 140, 100 и 50 МВт и менее).

На ТЭС России установлено достаточно много мощных паровых тур­бин Харьковского турбинного завода (ХТЗ, Украина) (мощностью 150, 300 и 500 МВт). Им же произведены все паровые турбины, установленные на АЭС России мощностью 220, 500 и 1000 МВт.

Таким образом, в настоящее время в России функционирует всего два производителя мощных паровых турбин. Если говорить о зарубежных производителях турбин, то их число также является небольшим. Большинство из них являются транснациональными объединениями. В Европе главными производителями паровых турбин являются компании Siemens (Германия), Acea Brown Bovery (ABB, германско-швейцарское объединение), GEC-Alsthom (англо-французское объединение), Scoda (Чехия). В США производителями мощных энергетических турбин являются компании General Electric и Westinghouse, в Японии — Hitachi, Toshiba, Mitsubisi. Все перечисленные производители выпускают паровые турбины вплоть до мощности 1000 МВт и выше. Технический уровень некоторых из них не только не уступает нашим производителям, но и превосходит их.

Промышленные турбины также служат для производства тепловой и электрической энергии, однако их главной целью является обслуживание промышленного предприятия, например, металлургического, текстильного, химического, сахароваренного и др. Часто генераторы таких турбин работают на маломощную индивидуальную электрическую сеть, а иногда используются для привода агрегатов с переменной частотой вращения, например воздуходувок доменных печей. Мощность промышленных турбин существенно меньше, чем энергетических. Основным производителем промышленных турбин в России является Калужский турбинный завод (КТЗ).

Вспомогательные турбины используются для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии — обычно для привода питательных насосов и воздуходувок котлов.

Питательные насосы энергоблоков мощностью вплоть до 200 МВт приводятся электродвигателями, а мощностью выше — с помощью паровых турбин, питаемых паром из отбора главной турбины. Например, на энергоблоках мощностью 800 и 1200 МВт установлено соответственно по два и три питательных турбонасоса мощностью 17 МВт каждый, на энергоблоках мощностью 250 (для ТЭЦ) и 300 МВт — один питательный турбонасос мощностью 12 МВт; на энергоблоках мощностью 1000 МВт для АЭС используется два питательных насоса мощностью 12 МВт.

Котлы энергоблоков мощностью 800 и 1200 МВт оборудованы соответственно двумя и тремя воздуходувками, привод которых осуществляется также паровыми турбинами мощностью по 6 МВт каждая. Основным производителем вспомогательных паровых турбин в России является КТЗ.

  1. По виду энергии, получаемой от паровой турбины, их делят на конденсационные и теплофикационные.

В конденсационных турбинах (типа К) пар из последней ступени отводится в конденсатор, они не имеют регулируемых отборов пара, хотя, как правило, имеют много нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева питательной воды, а иногда и для внешних тепловых потребителей. Главное назначение конденсационных турбин — обеспечивать производство электроэнергии, поэтому они являются основными агрегатами мощных ТЭС и АЭС. Мощность самых крупных конденсационных турбоагрегатов достигает 1000—1500 МВт.

Теплофикационные турбины имеют один или несколько регулируемых отборов пара, в которых поддерживается заданное давление. Они предназначены для выработки тепловой и электрической энергии, и мощность самой крупной из них составляет 250 МВт. Теплофикационная турбина может выполняться с конденсацией пара и без нее. В первом случае она может иметь отопительные отборы пара (турбины типа Т) для нагрева сетевой воды для обогрева зданий, предприятий и т.д., или производственный отбор пара (турбины типа П) для технологических нужд промышленных предприятий, или тот и другой отборы (турбины типа ПТ и ПР). Во втором случае турбина носит название турбины с противодавлением (турбины типа Р). В ней пар из последней ступени направляется не в конденсатор, а обычно производственному потребителю. Таким образом, главным назначением турбины с противодавлением является производство пара заданного давления (в пределах 0,3—3 МПа). Турбина с противодавлением может также иметь и регулируемый теплофикационный или промышленный отбор пара, и тогда она относится к типу ТР или ПР.

Теплофикационные турбины с отопительным отбором пара (типа Т) спроектированы так, чтобы при максимальной теплофикационной нагрузке ступени, расположенные за зоной отбора, мощности не вырабатывали. В последние годы ряд турбин проектируются так, что даже при максимальной нагрузке последние ступени вырабатывают мощность. Такие турбины относятся к типу ТК.

  1. По используемым начальным параметрам пара паровые турбины можно разделить на турбины докритического и сверхкритического начального давления, перегретого и насыщенного пара, без промежуточного перегрева и с промежуточным перегревом пара.

Как уже известно критическое давление для пара составляет примерно 22 МПа, поэтому все турбины, начальное давление пара перед которыми меньше этого значения, относятся к паровым турбинам докритического начального давления. В России стандартное докритическое давление для паровых турбин выбрано равным 130 ат (12,8 МПа), кроме того, имеется определенный процент турбин на начальное давление 90 ат (8,8 МПа). На докритические параметры выполняются все паровые турбины для АЭС и ТЭЦ (кроме теплофикационной турбины мощностью 250 МВт), а также турбины мощностью менее 300 МВт для ТЭС. Докритическое начальное давление зарубежных паровых турбин обычно составляет 16—17 МПа, а максимальная единичная мощность достигает 600—700 МВт.

Все мощные конденсационные энергоблоки (300, 500, 800, 1200 МВт), а также теплофикационный энергоблок мощностью 250 МВт выполняют на сверхкритические параметры пара (СКД) — 240 ат (23,5 МПа) и 540 °С. Переход от докритических параметров пара к СКД позволяет экономить 3—4 % топлива.

Все турбины ТЭС и ТЭЦ работают перегретым паром, а АЭС — насыщенным (с небольшой степенью влажности).

Все мощные конденсационные турбины на докритические и сверхкритические параметры пара выполняют с промежуточным перегревом. Из теплофикационных турбин только турбина ЛМЗ на докритические параметры мощностью 180 МВт и турбина ТМЗ на СКД мощностью 250 МВт имеют промежуточный перегрев. Устаревшие конденсационные турбины мощностью 100 МВт и менее и многочисленные теплофикационные паровые турбины вплоть до мощности 185 МВт строятся без промперегрева.

  1. По зоне использования турбин в графике электрической нагрузки паровые турбины можно разделить на базовые и полупиковые. Базовые турбины работают постоянно при номинальной нагрузке или близкой к ней. Они проектируются так, чтобы и турбина, и турбоустановка имели максимально возможную экономичность. К этому типу турбин следует, безусловно, отнести атомные и теплофикационные турбины. Полупиковыетурбины создаются для работы с периодическими остановками на конец недели (с ночи пятницы до утра в понедельник) и ежесуточно (на ночь). Полупиковые турбины (и турбоустановки) с учетом их малого числа часов работы в году выполняют более простыми и соответственно более дешевыми (на сниженные параметры пара, с меньшим числом цилиндров). Электроэнергетика России в силу ряда причин всегда страдала от недостатка в энергосистеме полупиковых мощностей. Примерно 25 лет назад ЛМЗ спроектировал полупиковую конденсационную турбину мощностью 500 МВт на параметры 12,8 МПа, 510 °С/510 °С. Головной образец этой турбины предполагалось установить на Лукомльской ГРЭС (б. Белоруссия). Однако до сих пор ни одной специальной полупиковой турбины в России не работает. Вместе с тем в Японии и США работают десятки полупиковых турбин упрощенной конструкции.
  2. По конструктивным особенностям паровые турбины можно классифицировать по числу цилиндров, частоте вращения и числу валопроводов.

По числу цилиндров различают турбины одно- и многоцилиндровые. Количество цилиндров определяется объемным пропуском пара в конце процесса расширения. Чем меньше плотность пара, т.е. меньше его конечное давление, и чем больше мощность турбины, т.е. больше массовый расход, тем больше объемный пропуск и соответственно требуемая площадь для прохода пара через рабочие лопатки последней ступени. Однако если рабочие лопатки делать длиннее, а радиус их вращения больше, то центробежные силы, отрывающие профильную часть лопатки, могут возрасти настолько, что лопатка оторвется. Поэтому с увеличением мощности сначала переходят на двухпоточный ЦНД, а затем увеличивают их число. Конденсационные турбины можно выполнить одноцилиндровыми вплоть до мощности 50—60 МВт, двухцилиндровыми — до 100—150 МВт, трехцилиндровыми — до 300 МВт, четырехцилиндровыми — до 500 МВт, пятицилиндровыми — вплоть до 1300 МВт.

По частоте вращения турбины делятся на быстроходные и тихоходные. Быстроходные турбины имеют частоту вращения 3000 об/мин = 50 об/с. Они приводят электрогенератор, ротор которого имеет два магнитных полюса, и поэтому частота вырабатываемого им тока равна 50 Гц. На эту частоту строят большинство паровых турбин для ТЭС, ТЭЦ и частично для АЭС в нашей стране и почти во всем мире. В Северной Америке и на части территории Японии быстроходные турбины строят на частоту вращения 3600 об/мин = 60 об/с, так как там принятая частота сети равна 60 Гц.

Ранее в говорилось о том, что поскольку из-за низких начальных параметров работоспособность пара в турбинах АЭС мала, а снижение капитальных затрат требует увеличения мощности, т.е. массы пропускаемого пара, то объемный расход на выходе из турбины оказывается столь значительным, что оказывается целесообразным переход на меньшую частоту вращения. Так как число магнитных полюсов в электрогенераторе должно быть целым и четным, то переход на использование четырехполюсного электрогенератора и получения той же частоты сети, что и при двухполюсном электрогенераторе, требует снижения частоты вдвое. Таким образом, тихоходные турбины в нашей стране имеют частоту вращения 1500 об/мин = 25 об/с.


Рис.10 Тихоходная турбина насыщенного пара мощностью 1160 МВт для американской АЭС

На рис. 10 показана тихоходная атомная турбина фирмы ABB мощностью 1160 МВт на частоту вращения 30 об/с. Гигантские размеры турбины хорошо видны в сравнении с фигурой человека, стоящего у средней опоры ее валопровода. Турбина не имеет ЦСД, и пар из ЦВД направляется в два горизонтальных сепаратора-пароперегревателя (СПП), а из них — раздается на три двухпоточных ЦНД. По такой же схеме на частоту вращения 25 об/с построены энергоблоки мощностью 1000 МВт на Балаковской и Ростовской АЭС.

Для АЭС, построенных для теплых климатических условий, т.е. для высокой температуры охлаждающей воды и соответственно высокого давления в конденсаторе), можно строить и быстроходные атомные турбины (рис. 11). Пар к ЦВД турбины поступает из реакторного отделения по четырем паропроводам 11. Пройдя ЦВД, пар поступает к СПП 10 вертикального типа, а после них с помощью ресивера 3 раздается на три одинаковых двухпоточных ЦНД 4. Под каждым ЦНД установлен свой конденсатор, также хорошо видный на макете.

По числу валопроводов различают турбины одновальные (имеющие один валопровод — соединенные муфтами роторы отдельных цилиндров и генератора) и двухвальные(имеющие два валопровода каждый со своим генератором и связанные только потоком пара). На российских тепловых электростанциях используют только одновальные турбины.В начале 70-х годов на Славянской ГРЭС на Украине построена единственная двухвальная турбина мощностью 800 МВт, да и то потому, что в то время не было электрогенератора мощностью 800 МВт.


Рис.11 Быстроходная атомная турбина мощностью 1093 МВт для испанской АЭС (“ Трилло”), построенная фирмой Siemens

Для обозначения типов турбин ГОСТ предусматривает специальную маркировку, состоящую из буквенной и числовой частей. Буквенная часть указывает тип турбины, следующее за ней число — номинальную мощность турбины в мегаваттах. Если необходимо указать и максимальную мощность турбины, то ее значение приводят через косую черту. Следующее число указывает номинальное давление пара перед турбиной в МПа: для теплофикационных турбин далее через косую черту указывают давление в отборах или противодавление в МПа. Наконец, последняя цифра, если она имеется, указывает номер модификации турбины, принятый на заводе-изготовителе.

Приведем несколько примеров обозначений турбин.

Турбина К-210-12,8-3 — типа К, номинальной мощностью 210 МВт с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа (130 кгс/см2), третьей модификации.

Трубина П-6-3,4/0,5 — типа П, номинальной мощностью 6 МВт, с на­чальным абсолютным давлением пара 3,4 МПа и абсолютным давлением отбираемого пара 0,5 МПа.

Турбина Т-110/120-12,8 — типа Т, номинальной мощностью 110 МВт и максимальной мощностью 120 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа.

Турбина ПТ-25/30-8,8/1 — типа ПТ, номинальной мощностью 25 МВт и максимальной мощностью 30 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 8,8 МПа (90 ат) и абсолютным давлением отбираемого пара 1 МПа.

Турбина Р-100/105-12,8/1,45 — типа Р, номинальной мощностью 100 МВт максимальной мощностью 105 МВт, с начальным абсолютным давлением пара 12,8 МПа и абсолютным противодавлением 1,45 МПа.

Турбина ПР-12/15-8,8/1,45/0,7 — типа ПР, номинальной мощностью 12 МВт и максимальной мощностью 15 МВт, с начальным абсолютным давлением 8,8 МПа, давлением в отборе 1,45 МПа и противодавлением 0,7 МПа.

Основные технические требования к паровым турбинам и их характеристики

Для того чтобы увидеть, насколько совершенной машиной является паровая турбина, достаточно рассмотреть технические требования, предъявляемые к ней. Они сформулированы в государственных стандартах (ГОСТ). Здесь мы остановимся только на наиболее важных из них.

Прежде всего, к турбине предъявляется ряд требований, которые мож­но охватить одним термином — надежность. Надежность технического объекта — это его свойство выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к паровой турбине надежность — это бесперебойная выработка мощности при предусмотренных затратах топлива и установленной системе эксплуатации, технического обслуживания и ремонтов, а также недопущения ситуаций, опасных для людей и окружающей среды.

Важно подчеркнуть, что понятие надежности включает в себя и понятие экономичности. Бесперебойно работающая турбина, работающая с низкой экономичностью из-за износа или с ограничением мощности из-за внутренних неполадок, не может считаться надежной. Надежность — это комплексное свойство, характеризуемое такими подсвойствами, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, управляемость, живучесть, безопасность. Не вдаваясь в строгие определения этих подсвойств, отметим главные из них.

Безотказность — это свойство турбины непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторой наработки. Средняя наработка на отказ для турбин ТЭС мощностью 500 МВт и более должна быть не менее 6250 ч, а меньшей мощности — не менее 7000 ч, а для турбин АЭС — не менее 6000 ч. Если учесть, что в календарном году 8760 ч и что какое-то время турбина не работает (например, по указанию диспетчера энергосистемы), то это означает, что отказы по вине турбины в среднем должны происходить не чаще 1 раза в год.

Полный установленный срок службы турбины ТЭС должен быть не менее 40 лет, а турбин АЭС — не менее 30 лет. При этом оговаривается два важных обстоятельства. Первое: этот срок службы не относится к быстро­изнашивающимся деталям, например, рабочим лопаткам, уплотнениям, крепежным деталям. Для таких деталей важен средний срок службы до капитального ремонта (межремонтный период). В соответствии с ГОСТ он должен быть не менее 6 лет (кроме того, на ТЭС и АЭС реализуется плановая система текущих и планово-предупредительных ремонтов).

Для турбин ТЭС, а точнее для их деталей, работающих при температуре свыше 450 °С, кроме такого показателя долговечности, как срок службы, вводится другой показатель — ресурс — суммарная наработка турбины от начала эксплуатации до достижения предельного состояния. На этапе проектирования предельное состояние определяется как назначенный ресурс. По определению — это ресурс, при достижении которого эксплуатация турбины должна быть прекращена независимо от ее технического состояния. На самом деле при достижении назначенного ресурса турбина может сохранить значительную дополнительную работоспособность (остаточный ресурс) и, учитывая ее высокую стоимость, срок работы турбины продляют. Учитывая нелогичность применительно к турбине термина «назначенный ресурс», стали употреблять термин «расчетный ресурс». Таким образом, расчетный (назначенный) ресурс — это наработка турбины, которая гарантируется заводом-изготовителем; при ее достижении должен быть рассмотрен вопрос о ее дальнейшей эксплуатации.

ГОСТ не регламентирует расчетного ресурса (он должен быть установлен в технических условиях или техническом задании на ее проектирование в каждом конкретном случае). Долгие годы расчетный ресурс составлял 100 тыс. ч, сейчас — как правило, 200 тыс. ч. Важнейшим требованием к турбине является высокая экономичность. Коэффициент полезного действия турбины оценивается по КПД ее цилиндров.

Коэффициент полезного действия цилиндра характеризуется той долей работоспособности пара, которую удалось преобразовать в механическую энергию. Наивысшую экономичность имеет ЦСД: в хороших турбинах он составляет 90—94 %. Коэффициент полезного действия ЦВД и ЦНД существенно меньше и в среднем составляет 84—86 %. Это уменьшение обусловлено существенно более сложным характером течения пара в решетках очень малой (несколько десятков миллиметров в первых ступенях ЦВД) и очень большой (1 м и более) в последних ступенях ЦНД высотой решеток. Рассчитать это течение и подобрать под него профили лопаток затруднительно даже при современных вычислительных средствах. Кроме того, значительная часть проточной части ЦНД работает влажным паром, капли влаги имеют скорость существенно меньшую, чем пар, и оказывают на вращающиеся рабочие лопатки тормозящее действие.

Кроме приведенных технических требований ГОСТ содержит многочисленные другие требования, в частности, к системе защиты турбины при возникновении аварийных ситуаций, к маневренности (диапазон длительной работы — обычно 30—100 % номинальной мощности; продолжительности пуска и остановки, число возможных пусков и т.д.), к системе регулирования и управления турбиной, к ремонтопригодности и безопасности (пожаробезопасности, уровня вибрации, шума и т.д.), методов контроля параметров рабочих сред (пара, масла, конденсата), транспортирования и хранения.

Источник: Языки программирования — Life-prog

Паровые турбины мощностью 30-60 МВт

Паровые турбины мощностью 30-60 МВт предназначены для установки на ТЭЦ средних и небольших городов. Паровые турбины Т-60/65-130, ПТ-50/60-130/7, Т-50-130-6 (с частотой вращения 3600 об/мин) и Р-40-130/31 входят вместе с турбиной Т-100-130 в одну группу, объединенную общими принципиальными и конструктивными решениями.

Паровые турбины типа Т и ПТ имеют двухступенчатый подогрев сетевой воды. Давление как в отопительных, так и в производственном отборе поддерживается регулирующими поворотными диафрагмами, установленными в ЦНД. Паровые турбины типа Т и ПТ выполнены в двух цилиндрах, турбина типа Р — одноцилиндровая.

Параметры свежего пара у турбины Р-40-130/31: р0=130 кгс/см2 (12,8 МПа), t0=555 °C, максимальный расход пара — 470 т/ч, номинальная мощность — 40 МВт, номинальное противодавление — 31 кгс/см2.

рис. Продольный разрез паровой турбины ПТ-30/35-90/10-5М

рис. Принципиальная тепловая схема турбоустановки с паровой турбиной ПТ-30/35-90/10-5М

Разработаны проекты паровых турбин ПТ-30/35-90/10 и на ее базе турбины ПР-30/35-90/10/1,2. Они  выполнены в одном цилиндре, с одноступенчатым подогревом сетевой воды. Давление в отопительном и производственных отборах поддерживается регулирующими поворотными диафрагмами.

Турбина ПТ-30/35-90/10 может устанавливаться взамен отработавших свой ресурс паровых турбин ВПТ-25-4 и ВПТ-25-3 на существующий фундамент.

Основные показатели паровых турбин мощностью 30-60 МВт.

Показатель

Модель паровой турбины

Т-50-130-6М

Т-60/65-130-2М

ПТ-50/60-130/7-2М

Т-50/60-8,8

ПТ-30/35-90/10-5М

ПР-30/35-90/10/1,2

ПТ-40/50-90/13

ПТ-65/75-130/13 Т-60/65-8,8

Мощность, МВт:

   

номинальная

50

60

50

50

30

30

40

65 60

максимальная 

60

65

60

60

35

35

50

75 65

на конденсац. режиме

50

65

50

60

30

50

75 65

Частота вращения ротора, об/мин

3600

3000

3000

3000

3000

3000

3000

3000 3000

Расход свежего пара, т/ч:

   

номинальный

245

280

274

246

190

190

238

415 319

максимальный

255

300

300

255

240

240

430 345

Параметры свежего пара:

   

давление, кгс/см2 (МПа) 

130 (12,8)

130 (12,8)

130 (12,8)

90 (8,8)

90(8,8)

90 (8,8)

90 (8,8)

130(12,8) 90(8,8)

температура, 0С

555

555

555

555

535

535

535

555 500

Тепловая нагрузка,

   

производственная, т/ч:

   

номинальная

118

97

83

83

64

180 40

максимальная

160

101

160

160

160

250 —

отопительная, Гкал/ч:

   

номинальная

90

100

40

97

63*

72*

115

130 132

максимальная

90

105

60

101

92*

100*

130*

190  

Пределы изменения давления в регулируемых отборах, кгс/см2

   

производственном

5-10

8-13

8-13

10-15

10-16 20

верхнем отопительном

0,6-2,5

0,6-2,5

0,6-2,5

— —

нижнем отопительном

0,5-2,0

0,5-2,0

0,5-2,0

0,7-2,5

0,7-2,5

0,5-2,5

0,7-2,5

0,7-2,5

0,7-2,5

Длина рабочей лопатки последней 

ступени, мм

650

550

550

550

432

152

432

550 550

Число ступеней:

   

ЦВД (ЧВД)

9

9

9

16

10

16

10

9+14 16

ЦНД (ЧНД)

13

16

15

2

8

7

4/3

2 2

Охлаждающая вода:

   

расчетная температура, 0С

20

20

20

18

20

20

20 30

расчетный расход, м3/ч

8000

8000

7000

8000

5000

5000

8000 8000

Поверхность охлаждения 

конденсатора, м2

3300

3000

3000

3090

1700

1700

3090 3090

Структурная формула системы

регенерации

3ПВД+Д+4ПНД

3ПВД+Д+4ПНД

3ПВД+Д+4ПНД

2ПВД+Д+3ПНД

2ПВД+Д+3ПНД

2ПВД+Д+ПНД

2ПВД+Д+3ПНД

2ПВД+Д+3ПНД

2ПВД+Д+3ПНД

Расчетная температура питательной воды, °С

225

232

230

218

206

206

219

229 232

* В т/ч

Турбины. Паровые турбины

Одним из важнейших этапов в проектировании объектов промышленности является детальный расчет оборудования. Данный процесс отличается высокой трудоемкостью и требует проведения значительного количества вычислений. Также для проведения правильного расчета необходимо использовать справочные данные и данные, которые были получены опытным путем при проведении экспериментов. В ходе расчета выясняются и уточняются все параметры, необходимые для осуществления технологического процесса.

Задача расчета состоит в правильном определении оптимального варианта турбинного агрегата, который соответствует технологическим параметрам процесса и обладает наибольшей экономичностью. Расчет турбины ведется на основании заданных условий пара на входе и выходе из нее.

При расчете турбин наиболее важную позицию занимает тепловой расчет, в ходе которого определяются такие параметры как: общий теплоперепад, расход пара, КПД, мощность установки и т.д. Тепловой расчет начинают с построения процесса расширения пара на I-S диаграмме (диаграмма состояния воды и водяного пара) для определения начальных и конечных параметров процесса. С помощью полученных графическим методом данных производят вычисление эффективности, экономичности и конструктивных показателей турбины.

Для понимания принципов расчета паровых турбин ниже будут приведены основные расчетные зависимости для наиболее простого варианта турбины – одноступенчатой активного действия. В турбине данного типа пар единожды будет подвержен адиабатическому расширению. Зная теплосодержание (энтальпию) пара на входе в турбину и теплосодержание пара после прохождения сопел, найдем общий теплоперепад:

Hоб = i0 — iр

где:

Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
i0 – энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг
iр – энтальпия пара посте адиабатического расширения в соплах, кДж/кг

Далее, если известен расход этого пара, то становится возможным нахождение мощности турбины. Однако важно отметить, что это полная мощность, в которой не учитываются потери:

Nт = (G·Hоб)/3600

где:

Nт – общая мощность турбины, кВт
Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час

Поскольку процесс совершения работы на лопатках совершается не в полном объеме, как и не происходит полной передачи энергии к вращающемуся валу, то эффективная мощность турбины оказывается меньше её полного значения:

Nэф = (G·Hоб)/3600·ηот

где:

Nэф – эффективная мощность турбины, кВт
Hоб – общий теплоперепад, кДж/кг
G – расход пара, кг/час
ηот – относительный эффективный КПД турбины

Если паровая турбина используется для выработки электрической энергии, то вводится характеристика – электрическая мощность, отражающая количество работы, идущей непосредственно на выработку электроэнергии. Она связана с эффективной мощностью через следующее уравнение:

Nэл = Nэф·ηэг·ηр

Где:

Nэл – электрическая мощность на клеммах генератора, кВт
Nэф – эффективная мощность турбины, кВт
ηэг –КПД электрогенератора
ηр –КПД понижающего редуктора (ηрберется равным 1 если вал турбины напрямую соединен с валом генератора)

Если из уравнения для эффективной мощности турбины Nэф выразить переменную расхода пара G, то получится расчетная формула для рассмотренной величины. С помощью данной формулы можно оценивать необходимый расчет пара для обеспечения выработки предварительно заданной мощности.

G = (Nэф·3600)/(ηт·Hоб)

Если проделать операцию, аналогичную описанной выше, то получится уравнение, с помощью которого становится возможной оценка необходимого количества пара уже для создания предварительно заданной мощности на клеммах электрогенератора:

G = (Nэф·3600)/(Hоб·ηот·ηэг·ηр)

Важным параметром в турбине является угол наклона лопатки к плоскости вращения диска, несущего эти лопатки. Эта величина находится в зависимости от окружной скорости лопаток и скорости потока пара, падающего на лопатки, и выражается следующим уравнением:

u/c = cos(⁡α)/2

где:

u – окружная скорость лопаток, м/с
c – скорость потока пара, м/с
α – угол наклона лопаток а оси несущего их диска

Максимальное использование энергии пара было бы при угле α=0, но добиться такого значения практически невозможно, поэтому данный параметр обычно берут из промежутка от 12 до 220, что соответствует значениям скоростей u/c из промежутка от 0,465 до 0,49.

В одноступенчатой турбине скорость потока пара, падающего на лопатки, совпадает со скоростью истечения пара из входных сопел, которая может быть рассчитана по формуле:

Сис = 44,75·φ·√[(H0 + (с²вх)/2003)]

где:

Cис – скорость истечения пара из сопла, м/с
φ – скоростной коэффициент, учитывающий потери (берется из промежутка от 0,93 до 0,98 в зависимости от степени обработки сопел)
H0 – адиабатический теплоперепад на сопле, кДж/кг
Свх – скорость входа пара в сопло, м/с

Зная окружную скорость лопаток, можно определить число оборотов ротора турбины:

n = (60·u) / (π·d)

где:

n – скорость вращения ротора, об/мин
u – окружная скорость лопаток, м/с
d – средний диаметр венца лопаток, м

Для наглядности приведем решения несложных задач:

Задача 1

Одноступенчатая турбина активного действия соединена с электрогенератором через понижающий редуктор. В турбину продается пар с температурой t0=280°C под давлением P0=1,6 МПа. Противодавление турбины составляет Pпр=0,12 МПа. Электрогенератор развивает на клеммах мощность Nэ=90 кВт. Необходимо рассчитать требуемый расход пара. КПД турбины принять равным ηт=0,7, КПД редуктора — ηр=0,95, КПД генератора — ηг=0,94.

Решение:

Воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим энтальпию пара на входе в турбину. Энтальпия пара при t0=280°C0 и P0=1,6 МПа приблизительно равна:

i0 = 2990 кДж/кг

Поскольку пар подвергается адиабатическому расширению только в сопле, а на лопатках активной турбины изменения давления не происходит, то противодавление турбины можно принять равным давлению пара после прохождения сопел. Исходя из этого, вновь воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара и определим его теплосодержание после адиабатического расширения:

i1 = 2420 кДж/кг

Далее мы можем найти общий теплоперепад на турбине:

H0 = i0 — i1 = 2990 — 2420 = 570 кДж/кг

Теперь можно воспользоваться формулой связи расхода пара и мощности на клеммах электрогенератора и найти искомую величину:

G = (Nэ·3600) / (H0·ηт·ηр·ηг) = (90·3600) / (570·0,7·0,95·0,94) = 909,33 кг/час

Также можно определить удельный расход пара на выработку одного кВт мощности:

Gу = G / Nэ = 909,33 / 90 = 10,1 кг/(кВт·час)

Задача 2

Основываясь на данных предыдущей задачи, определить скорость вращения вала турбины и необходимое передаточное отношение редуктора, связывающего турбину и двухполюсной электрогенератор. Средний диаметр венца лопаток составляет d=0,7 м. Угол наклона сопла α=200. Скоростной коэффициент принять равным φ=0,96.

Решение:

Определим оптимальное соотношение окружной скорости лопаток и скорости потока пара по формуле:

u/c = cos(⁡α)/2 = cos(⁡20)/2 = 0,47

Перед тем как найти окружную скорость лопаток, необходимо рассчитать действительную скорость пара на выходе из сопел. Для этого воспользуемся формулой (входной скоростью пара на сопла пренебрегаем и полагаем ее равной 0), взяв из прошлой задачи значение H0=570 кДж/кг:

с = 44,75·φ·√(H0) = 44,75·0,96·√570 = 1025,66 м/сек

Теперь, используя полученное значение скорости потока пара, определим окружную скорость лопаток турбины:

u = [(cos⁡(α))/2]*c = 0,47*1025,66 = 482,06 м/сек

Далее становится возможным определение числа оборотов вала турбины:

n = (60*u)/(π*d) = (60*482,06)/(3,14*0,7) = 13159 об/мин

В нашем случае электрогенератор двухполюсной, поэтому его число оборотов ротора должно равняться 3000 в минуту. Исходя из этого, найдем необходимое передаточное число редуктора:

i = 3000/13159 ≈ 1/4,4

Далее рассмотрим тепловой расчет простого турбинного агрегата (вычисление основных параметров) путем решения несложных задач.

Задача 1.

На турбину подается пар с давлением P0 = 4 МПа и температурой T0 = 380 °C. После прохождения турбины пар расширяется и его давление снижается до P1 = 0,7 МПа. Необходимо определить общий теплоперепад турбины Hоб.

Решение:

Для решения данной задачи воспользуемся диаграммой состояния воды и водяного пара (I-S диаграммой). Отметив на диаграмме точки с начальными и конечными значениями пара, мы определим энтальпии пара i0 и i1 , которые соответствуют следующим показателям:

i0 = 3185 кДж/кг
i1 = 2835 кДж/кг

Зная значения энтальпии, определим общий теплоперепад в турбине следующим образом:

Hоб = i0-i1 = 3185-2835 = 350 кДж/кг

Задача 2.

Необходимо установить мощность Nэ одноступенчатой конденсационной турбины, рассчитанной на следующие параметры свежего пара: расход G = 1675 кг/час, давление P0 = 1,5 МПа, температура T0 = 210 °C, давление в конденсаторе Pk = 0,3 МПа. КПД  турбины ŋоt = 0,8.

Решение:

Первоначально построим процесс расширения пара на диаграмме I-S и определим общий теплоперепад на турбине.

Hоб = i0-ik = 2823-2196 = 627 кДж/кг

Затем найдем мощность турбины, преобразовав формулу для нахождения расхода пара:

Nэ = (G·Hоб)/(3600·ŋоt) = (1675·627)/(3600·0,8) = 365 кВт.

Задача 3.

Необходимо определить относительный эффективный КПД (ŋоt) и расход пара турбины, зная следующие параметры ее работы: давление и температура на входе P0 = 8 МПа, T0 = 450 °C; конечное давление пара Pk = 1,6 МПа. Мощность турбины принять Nэ = 2200 кВт. Механический КПД турбины принять равным ŋм = 0,98, а относительный внутренний КПД ŋвн = 0,8.

Решение:

Обратившись к диаграмме состояния воды и водяного пара, мы сможем построить процесс расширения пара в турбине и определить параметры на входе и выходе из нее. Значения энтальпии пара на входе и выходе равны соответственно:

i0 = 3275 кДж/кг
ik = 2859 кДж/кг

Искомую величину КПД можно определить согласно следующему соотношению:

ŋоt = ŋт·ŋвн·ŋм = 0,86·0,8·0,98 = 0,67

Где:

ŋт – теоретический КПД, определяемый следующим образом:

ŋт = (i0-ik)/(i0-i’k) = (3275-2859)/(3275-2791,7) = 0,86·100 = 86 %

где:
i’k – энтальпия пара при давлении Pk =1,6 МПа (определяется по таблице), кДж/кг.

Для расчета расхода пара необходимо найти общий теплоперепад на турбине:

Hоб = i0-i1 = 3275-2859 = 416 кДж/кг

Теперь найдем расход пара на турбине, используя формулу:

G = Nэ/(Hоб·ŋоt) = 2200/(416·0,67) = 7,9 кг/с

Задача 4.

Для получения одновременно тепловой и электрической энергии на теплоэлектростанции эксплуатируются два типа паровых турбин: с противодавлением и конденсационная, общей производимой  электрической мощностью Nэ = 7500 кВт. На турбины подается пар с давлением P0 = 4,5 МПа и температурой Т0 = 400 °C. Расход пара на турбину с противодавлением составляет Gп = 8,3 кг/с, а давление на выходе из турбины Pп = 0,16 МПа. На выходе из конденсационной турбины значение давления пара имеет следующее значение Pk = 0,07 МПа. Необходимо определить мощность каждой турбины и расход пара на конденсационной турбине. Относительный эффективный КПД турбины принять ŋоt = 0,75.

Решение:

По диаграмме состояния воды и водяного пара найдем общий теплоперепад на каждой из турбин, аналогично приведенным выше задачам.

Hобп = i0-iп = 3210-2512 = 698 кДж/кг

Hоб к = i0-iк = 3210-2388 = 822 кДж/кг

Определим электрическую мощность турбины с противодавлением, выразив ее из формулы расхода пара:

Nэп = Gп·Hоб·ŋоt = 8,3·698·0,75 = 4345 кВт.

Теперь вычислим мощность конденсационной паровой турбины вычтя из общей электрической мощности электрическую мощность турбины с противодавлением:

Nэк = Nэоб-Nэп = 7500-4345= 3155 кВт

Также определим расход пара на конденсационной турбине:

Gк = Nэк/(Hобк·ŋоt) = 3155/(822·0,75) = 5,12 кг/с.

Задача 5.

Известно, что отдельная ступень турбины имеет относительный КПД ηoi = 0.85, а теплоперепад на ней составляет H0ст =100 кДж/кг. Нужно определить необходимое количество таких ступеней для турбины, работающей в области перегретого пара, общий теплоперепад которой составляет H0=1000 кДж/кг. Принять, что все ступени идентичны и обладают идентичными параметрами.

Решение:

Проведем ориентировочный расчет коэффициента возврата теплоты qt. Учитывая, что число ступеней нас не известно, предварительно примем их число z равное 10:

qt = kt · (1-ηoi) · H0 · [(z-1)/z]

Где kt –расчетный коэффициент, для турбины, работающей на перегретом пару, равный 5,8·10-4. После преобразований получим:

qt = 5,8 · 10-4 · (1-0,85) · 1000 · [(10-1)/10] = 0,0783

Теперь, зная предварительное значение коэффициента возврата теплоты, можно определить уточненное значение числа ступеней по формуле:

z = [H0 · (1+qt)] / H0ср = [1000·(1+0,0783)] / 100 = 10,783

Полученное значение z округляем в большую сторону и получаем искомую величину z равную 11.

Задача 6.

Диафрагма промежуточной ступени турбины оснащена лабиринтным уплотнением со следующими характеристиками: диаметр уплотнения dу=0,2 м, зазор уплотнения составляет δу=0,4 мм, а количество гребней Z=7. Пар перед ступенью имеет температуру Т1=400°C и давление P1=1,6 МПа, которое после ступени падает до P2=1,4 МПа. Необходимо рассчитать величину потерь G через уплотнение, при этом коэффициент расхода μу принять равным 0,91.

Решение:

Достаточно больше число гребешков z=7 позволяет использовать упрощенную формулу расчета величины потерь:

G = μy · Fy · √(1-ϵy²)/z · √p1/v1

Где:
Fу – площадь зазора уплотнения, м2
εу – отношение давлений по разные стороны от уплотнения p2/p1 = 1,4/1,6 = 0,875;
v1 – удельный объем, м3/кг.

Площадь зазора уплотнения можно определить исходя из имеющихся геометрических параметров уплотнения, указанных в условии задачи, по формуле:

Fy = π · dy · δy = 3,14·0,2·0,4· 10-3 = 0,2512·10-3 [м²]

Величину удельного объема можно определить по i-s диаграмме, и для P1=1,6 МПа и T1=400°C удельный объем составит v1=0,19 м3/кг.

Рассчитаем искомую величину потерь:

G = 0,91 · 0,2512· 10-3 · √(1-0,875²)/7 · √(1,6·106)/0,19 = 0,121 кг/с

Задача 7.

Дана турбина, номинальному режиму работы которой соответствуют следующие параметры: температура на входе Tн0=800 °C, давление на входе Pн0=1 МПа, расход пара G0=200 кг/сек, а давление пара на выходе Pк0=0,1 МПа. Вследствие реорганизации производства были изменены рабочие параметры турбины, так расход увеличился до G1=210 кг/сек., а температура упала до Тн1=750°C. Какое давление пара на входе Pн1 необходимо обеспечить при изменившихся условиях, чтобы обеспечить неизменное давление пара выходе, то есть Pк1=Pк0.

Решение:

Искомую величину можно определить, воспользовавшись следующим соотношением:

G1/G0 = √(Pн1²-Pк1²)/(Pн0²-Pк0²) · √Tн0/Tн1

Выразим из данного выражения давление на входе  Pн1 и рассчитаем его:

Pн1 = √(G1/G0)² · (Pн0²-Pк0²) · Tн1/Tн0 + Pк1² = √(210/200)²·(1²-0,1²) · (750+273)/(800+273) + 0,1² = 1,025 МПа

Водяные турбины И. Е. Сафонова 5

На чертеже (фиг. 7) Алапаевской турбины представлены: вертикальный разрез машины 1, план 2, боковой вид 3.


Фиг. 7. Чертеж турбины И. Е. Сафонова, построенной им в 1837 г. на Алапаевском заводе.

К деревянному кольцу В, соединенному постоянно посредством ручек с вертикальным железным валом А, были прикреплены перья СС с изогнутыми железными болтами dd. Перья были сделаны из кубового железа. Нижняя тарелка D, к которой были приделаны направляющие перегородки ЕЕ и которая служила дном кожуха, имела в верхней плоскости изогнутый вид, направляющийся к перьям. В центре тарелки была укреплена верхняя подушка главного вала.

Ставень выпускного окна состоял из чугунного кольца F, поднимаемого посредством системы зубчатых колес gg и цепи.

На нижнюю часть вала было надето корончатое зубчатое колесо, от которого сделан привод к прокатному стану. Турбина была установлена так, что два первых по отношению к вертикальному валу зубчатых колеса стояли под направляющим аппаратом в окружении потока воды.

Так же была устроена Ирбитская турбина. В ее чертеже (фиг. 8) части поименованы теми же буквами, как и в чертеже Алапаевской.


Фиг. 8. Чертеж турбины И. Е. Сафонова, построенной им в 1°39 г. на Ирбитском заводе.


Фиг. 9. План и профиль плющильной машины И. Е. Сафонова, предназначенной к постройке на Ирбитском заводе.

На фиг. 9 представлен чертеж «сафоновой машины» — Ирбитской турбины, найденный в архиве Алапаевского металлургического завода.

На чертеже имеется надпись: «План и профиль вновь назначенной к постройке в Ирбитском наследниц Яковлева заводе Сафоновой плющиленной машине. Коей части: А — из деревянных брусьев основание; В — вододействуемое горизонтальное колесо; С—прикрепленные к нему железные лопаты; D — над этим колесом чугунный с отделами обруч; Е — поставленный в чугунный обруч деревянный колодец, из которого должна проходить через отделы на лопаты вода; Г — проведенная посредине колодца и прикрепленная болтами чугунная труба для помещения в ней вертикального вала; F — железный вертикальный вал; Н — таковой же горизонтальный; i — чугунные репьи или зубчатые колеса; К  — чугунное маховое колесо; L — таковые ж щипы и подшипники; М — плющиленный стан; N — деревянный окованный железными обручами, стоящий фантал».

Из этого описания и сохранившейся половины чертежа видно, что турбина Сафонова была радиально-центробежной, с вертикальным валом, в отличие от водяных колес, имевших обычно горизонтальный вал.

Под названием «D — чугунный с отделами обруч» надо понимать направляющий аппарат, посредством которого вода направляется одновременно по окружности на все рабочие «железные лопаты» С. Далее, — «Е — поставленный в чугунный обруч деревянный колодец, из которого должна проходить через отделы на лопаты вода» — характеризует самый корпус, или, вернее — кожух, в который вода входит из вертикального деревянного фантала N, имеющего в свою очередь сообщение с водохранилищем — прудом. Это сообщение осуществлялось очень часто посредством деревянных водопроводов.

Вращение вала турбины F передавалось прокатному стану через конические шестерни — «репьи» i. Чертеж показывает, что «репьи» имели отношение, близкое 1 :3, т. е. посредством их число оборотов стана увеличивалось против числа оборотов турбины в три раза. Очевидно, изобретатель уже умел определять число оборотов в минуту, какое будет развивать турбина и, руководствуясь расчетом, изготовил зубчатые колеса нужных размеров. Как видно из чертежа, зубцы большой шестерни были сменными и изготовлялись из дерева. Такая конструкция зубчатых колес на старых уральских заводах удерживалась до 1910 года. Применение ее в данном случае имело смысл, так как было очень трудно заменять изношенную малую шестерню; поэтому предполагалось сменять большую шестерню, деревянные зубцы которой, изнашиваясь от сцепления с чугунными, могли заменяться постепенно.

Для удобства доступа к большой шестерке фантал отнесен в сторону.

Название (Сафонова плющильная машина» указывает, что эта машина, или, вернее, конструкция машины также принадлежит И. Е. Сафонову. Следовательно, изобретатель одновременно создавал новую конструкцию самого прокатного стана, носившего в то время название плющильной машины. Прокатчики старых металлургических уральских заводов могут видеть на чертеже (Сафоновой плющильной машины» прокатный стан, по конструкции весьма близкий к некоторым старым станам, работающим ныне.

На сафоновском чертеже указаны под литерами: Н — коренной вал, К — маховое колесо, М — станины прокатного стана, на них — цилиндрические зубчатые колеса для изменения пространства между прокатными валами.

Страницы: 1 2 3 4 5 6 7 8 9

ПАРОВАЯ ТУРБИНА • Большая российская энциклопедия

ПАРОВА́Я ТУРБИ́НА, тур­би­на, в ко­то­рой в ка­че­ст­ве ра­бо­че­го те­ла ис­поль­зу­ет­ся во­дя­ной пар; слу­жит для пре­об­ра­зо­ва­ния те­п­ло­вой энер­гии па­ра в ме­ха­нич. ра­бо­ту. В от­ли­чие от па­ро­вой ма­ши­ны, в П. т. ис­поль­зу­ют не по­тен­ци­аль­ную, а ки­не­тич. энер­гию па­ра. Осн. на­зна­че­ние П. т. – при­вод (пер­вич­ный дви­га­тель) для ге­не­ра­то­ров элек­трич. то­ка на те­п­ло­вых и атом­ных элек­тро­стан­ци­ях. П. т. и элек­тро­ге­не­ра­тор со­став­ля­ют тур­бо­агре­гат.

Конструкция паровых турбин

Схематический продольный разрез активной паровой турбины с тремя ступенями давления: 1 – кольцевая камера свежего пара; 2 – сопла первой ступени; 3 – лопатки первой ступени; 4 – сопла второй ступени; …

П. т. со­сто­ит из двух осн. час­тей – ро­то­ра с ло­пат­ка­ми (под­виж­ная часть тур­би­ны) и ста­то­ра с со­пла­ми (не­под­виж­ная часть). По­ток па­ра, об­ра­зую­щий­ся в па­ро­вом кот­ле, под вы­со­ким дав­ле­ни­ем по­сту­па­ет че­рез на­прав­ляю­щие (ста­тор с со­пла­ми) на кри­во­ли­ней­ные ло­пат­ки тур­би­ны, за­кре­п­лён­ные по ок­руж­но­сти ро­то­ра, и, воз­дей­ст­вуя на них, при­во­дит ро­тор, за­кре­п­лён­ный на од­ном ва­лу с элек­тро­гене­ра­то­ром, во вра­ще­ние (про­ис­хо­дит пре­об­ра­зо­ва­ние те­п­ло­вой энер­гии па­ра в ме­ха­нич. ра­бо­ту). Ка­ж­дый ряд на­прав­ляю­щих и ло­па­ток на­зы­ва­ет­ся сту­пе­нью тур­би­ны (как пра­ви­ло, П. т. име­ет неск. сту­пе­ней). Кор­пус П. т. с не­сколь­ки­ми сту­пе­ня­ми дав­ле­ния раз­де­ля­ют диа­фраг­ма­ми на отд. ка­ме­ры, в ка­ж­дой из ко­то­рых по­ме­щён один из дис­ков с ло­пат­ка­ми (рис.). Пар мо­жет про­ни­кать из од­ной ка­ме­ры в дру­гую толь­ко че­рез со­пла, рас­по­ло­жен­ные по ок­руж­но­сти диа­фрагм. Дав­ле­ние па­ра сни­жа­ет­ся по­сле ка­ж­дой сту­пе­ни, а ско­ро­сти ис­те­че­ния па­ра ос­та­ют­ся при­мер­но оди­на­ко­вы­ми, что дос­ти­га­ет­ся вы­бо­ром со­от­вет­ст­вую­щих раз­ме­ров со­пел.

Ро­то­ры П. т., пред­на­зна­чен­ные для при­во­да элек­трич. ге­не­ра­то­ров, ра­бо­таю­щих на элек­трич. сеть, име­ют фик­си­ро­ван­ную час­то­ту вра­ще­ния – 3000 об/мин в Рос­сии и 3600 об/мин в США и др. стра­нах. Ро­то­ры П. т., пред­на­зна­чен­ных для др. по­тре­би­те­лей мощ­но­сти, мо­гут иметь др. час­то­ту вра­ще­ния, со­от­вет­ст­вую­щую ха­рак­те­ри­сти­кам обо­ру­до­ва­ния по­тре­би­те­ля (напр., транс­порт­ные тур­би­ны). Дав­ле­ние и темп-ра па­ра пе­ред тур­би­ной оп­ре­де­ля­ют­ся её на­зна­че­ни­ем.

Мощ­ные П. т. име­ют слож­ную кон­струк­цию и боль­шие раз­ме­ры (см. рис. к ст. Кон­ден­са­ци­он­ная тур­би­на). Дли­на все­го аг­ре­га­та мо­жет дос­ти­гать 30 м. П. т. рас­по­ла­га­ет­ся на фун­да­мен­те, пред­став­ляю­щем со­бой мно­го­опор­ную жел.-бе­тон. кон­ст­рук­цию, опи­раю­щую­ся на об­щую фун­да­мент­ную пли­ту. Кон­ст­рук­ция П. т. раз­де­ля­ет­ся на неск. ци­лин­д­ров (час­тей) – вы­со­ко­го дав­ле­ния (ЦВД), сред­не­го дав­ле­ния (ЦСД) и низ­ко­го дав­ле­ния (ЦНД). Обыч­но мощ­ная П. т. име­ет один ЦВД, один или два ЦСД и неск. ЦНД. Пар по­сту­па­ет в тур­би­ну, про­хо­дит че­рез ЦВД по­сле­до­ва­тель­но все сту­пе­ни, да­лее че­рез ЦСД (од­ним или дву­мя па­рал­лель­ны­ми по­то­ка­ми), за­тем, раз­ветв­ля­ясь ещё на неск. па­рал­лель­ных по­то­ков, про­хо­дит ЦНД и сбра­сы­ва­ет­ся в кон­ден­са­тор. Раз­ветв­ле­ние по­то­ков пе­ред кон­ден­са­то­ром не­об­хо­ди­мо для уве­ли­че­ния еди­нич­ной мощ­но­сти тур­би­ны, т. к. од­но­по­точ­ная тур­би­на мо­жет вы­ра­ба­ты­вать ог­ра­ни­чен­ную мощ­ность, ко­то­рая за­ви­сит от дли­ны ра­бо­чих ло­па­ток по­след­ней сту­пе­ни. Для обес­пе­че­ния на­дёж­ной экс­плуа­та­ции П. т. ос­на­ща­ет­ся сис­те­мой безо­пас­но­сти, пре­дот­вра­щаю­щей воз­ник­но­ве­ние и раз­ви­тие ава­рий­ных си­туа­ций. Осн. пре­иму­ще­ст­ва П. т.: вы­со­кая еди­нич­ная мощ­ность, ши­ро­кий диа­па­зон мощ­но­стей, вы­со­кий ре­сурс ра­бо­ты. Не­дос­тат­ки П. т.: вы­со­кая инер­ци­он­ность (дол­гое вре­мя пус­ка и ос­та­но­ва), до­ро­го­виз­на строи­тель­ст­ва и ре­мон­та. В П. т., ис­поль­зуе­мых на ТЭС, дав­ле­ние па­ра мо­жет дос­ти­гать 24 МПа и бо­лее, темп-ра – 545–600 °C; мощ­но­сти П. т., ра­бо­таю­щих на ТЭС, – до 1200 МВт, АЭС – до 1900 МВт. Кпд со­вре­мен­ных П. т. дос­ти­га­ет 40–42%.

Классификация паровых турбин

По прин­ци­пу дей­ст­вия вы­де­ля­ют ак­тив­ные тур­би­ны и ре­ак­тив­ные тур­би­ны. По ко­ли­че­ст­ву сту­пе­ней П. т. под­раз­де­ля­ют на од­но­сту­пен­ча­тые и мно­го­сту­пен­ча­тые тур­би­ны. В од­но­сту­пен­ча­той П. т. не уда­ёт­ся дос­та­точ­но пол­но ис­поль­зо­вать энер­гию па­ра, по­это­му совр. П. т. стро­ят мно­го­сту­пен­ча­ты­ми. По на­прав­ле­нию по­то­ка ра­бо­че­го те­ла вы­де­ля­ют осе­вые (ак­си­аль­ные) П. т. (на­прав­ле­ние по­то­ка сов­па­да­ет с на­прав­ле­ни­ем оси ро­то­ра, наи­бо­лее рас­про­стра­нён­ный тип П. т., ис­поль­зуе­мых для при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ров) и ра­ди­аль­ные П. т. (по­ток осу­ще­ст­в­ля­ет­ся в ра­ди­аль­ном на­прав­ле­нии ли­бо от оси ро­то­ра к пе­ри­фе­рии дис­ков, ли­бо на­обо­рот – от пе­ри­фе­рии к оси). В за­ви­си­мо­сти от дав­ле­ния па­ра П. т. бы­ва­ют: низ­ко­го (не вы­ше 0,9 МПа), сред­не­го (не вы­ше 4 МПа), вы­со­ко­го (9–14 МПа) и сверх­кри­тич. дав­ле­ния (24 МПа и бо­лее).

В за­ви­си­мо­сти от ха­рак­те­ра те­п­ло­во­го про­цес­са П. т. под­раз­де­ля­ют на 3 груп­пы: кон­ден­са­ци­он­ные тур­би­ны, те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные и спец. на­зна­че­ния.

Те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные П. т. слу­жат для од­но­врем. по­лу­че­ния элек­трич. и те­п­ло­вой энер­гии. Осн. ко­неч­ный про­дукт та­ких П. т. – те­п­ло­та. ТЭС, на ко­то­рых ус­та­нов­ле­ны те­п­ло­фи­ка­ци­он­ные П. т., на­зы­ва­ют­ся те­п­ло­элек­тро­цен­тра­ля­ми. К те­п­ло­фи­ка­ци­он­ным П. т. от­но­сят­ся тур­би­ны с про­ти­во­дав­ле­ни­ем, с ре­гу­ли­руе­мым от­бо­ром па­ра, а так­же с от­бо­ром и про­ти­во­дав­ле­ни­ем. У тур­бин с про­ти­во­дав­ле­ни­ем от­сут­ст­ву­ет кон­ден­са­тор. От­ра­бо­тав­ший пар, имею­щий дав­ле­ние вы­ше ат­мо­сфер­но­го, по­сту­па­ет в спец. сбор­ный кол­лек­тор, от­ку­да на­прав­ля­ет­ся к те­п­ло­вым по­тре­би­те­лям для тех­но­ло­гич. це­лей (вар­ка, суш­ка, ото­пле­ние и др.). В тур­би­нах с ре­гу­ли­руе­мым от­бо­ром часть па­ра от­во­дит­ся из пер­вой или вто­рой про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней, а ос­таль­ной пар идёт в кон­ден­са­тор. Дав­ле­ние от­би­рае­мо­го па­ра на всех ре­жи­мах ра­бо­ты тур­бо­аг­ре­га­та ав­то­ма­ти­че­ски под­дер­жи­ва­ет­ся по­сто­ян­ным или же ре­гу­ли­ру­ет­ся в за­дан­ных пре­де­лах, с тем что­бы по­тре­би­тель по­лу­чал пар оп­ре­де­лён­но­го ка­че­ст­ва. Су­ще­ст­ву­ет два ви­да те­п­ло­вых по­тре­би­те­лей: про­мыш­лен­ные, где тре­бу­ет­ся пар с дав­ле­ни­ем до 1,3–1,5 МПа (про­из­водств. от­бор), и ото­пи­тель­ные, с дав­ле­ни­ем 0,05–0,25 МПа (те­п­ло­фи­ка­ци­он­ный от­бор). Ес­ли тре­бу­ет­ся пар как про­из­вод­ст­вен­но­го, так и ото­пит. на­зна­че­ния, то в од­ной тур­би­не мо­гут быть осу­ще­ст­в­ле­ны два ре­гу­ли­руе­мых от­бо­ра; ме­сто от­бо­ра (сту­пень тур­би­ны) вы­би­ра­ют в за­ви­си­мо­сти от нуж­ных па­ра­мет­ров па­ра. У тур­бин с от­бо­ром и про­ти­во­дав­ле­ни­ем часть па­ра от­во­дит­ся из пер­вой или вто­рой про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней, а весь от­ра­бо­тав­ший пар на­прав­ля­ет­ся из вы­пу­ск­но­го пат­руб­ка в ото­пит. сис­те­му или к се­те­вым по­до­гре­ва­те­лям.

П. т. спе­ци­аль­но­го на­зна­че­ния обыч­но ра­бо­та­ют на от­брос­ном те­п­ле ме­тал­лур­гич., ма­ши­но­стро­ит. и хи­мич. пред­при­ятий. К ним от­но­сят­ся П. т. «мя­то­го па­ра», с про­ме­жу­точ­ным под­во­дом па­ра (тур­би­ны двух дав­ле­ний) и пред­вклю­чён­ные. П. т. «мя­то­го па­ра» ис­поль­зу­ют от­ра­бо­тав­ший пар низ­ко­го дав­ле­ния по­сле тех­но­ло­гич. про­цес­сов (пар порш­не­вых ма­шин, па­ро­вых мо­ло­тов и прес­сов), ко­то­рый по к.-л. при­чи­нам не мо­жет быть ис­поль­зо­ван для ото­пит. или тех­но­ло­гич. нужд. Дав­ле­ние та­ко­го па­ра обыч­но несколько вы­ше ат­мо­сфер­но­го, и он на­прав­ля­ет­ся в спец. кон­ден­сац. тур­би­ну (тур­би­ну «мя­то­го па­ра»). П. т. двух дав­ле­ний ра­бо­та­ют как на све­жем, так и на от­ра­бо­тав­шем па­ре па­ро­вых ме­ха­низ­мов, под­во­ди­мом в од­ну из про­ме­жу­точ­ных сту­пе­ней. Пред­вклю­чён­ные П. т. пред­став­ля­ют со­бой тур­би­ны с вы­со­ким на­чаль­ным дав­ле­ни­ем и вы­со­ким про­ти­во­дав­ле­ни­ем; весь от­ра­бо­тав­ший пар этих П. т. на­прав­ля­ют да­лее в обыч­ные кон­ден­са­ци­он­ные тур­би­ны.

Историческая справка. 

Пер­вое уст­рой­ст­во, при­во­ди­мое в дви­же­ние па­ром (эо­ли­пил), бы­ло опи­са­но Ге­ро­ном Алек­сан­д­рий­ским. В Рос­сии П. Д. Кузь­мин­ский в нач. 1890-х гг. по­стро­ил и оп­ро­бо­вал су­до­вую П. т. собств. кон­ст­рук­ции.

П. т. по­лу­чи­ла прак­тич. при­ме­не­ние лишь в кон. 19 в., ко­гда та­кие от­рас­ли, как тер­мо­ди­на­ми­ка, ма­ши­но­строе­ние и ме­тал­лур­гия, дос­тиг­ли не­об­хо­ди­мо­го уро­в­ня. К. Г. П. де Ла­валь (1878) и Ч. А. Пар­сонс (1884) соз­да­ли пер­вые про­мыш­лен­но при­год­ные па­ро­вые тур­би­ны. В П. т. Пар­со­нса ис­поль­зо­ван прин­цип по­сту­пен­ча­то­го рас­ши­ре­ния па­ра, ко­то­рый ле­жит в ос­но­ве кон­ст­рук­ции совр. па­ро­вых тур­бин.

В Ев­ро­пе П. т. по­лу­чи­ли все­об­щее при­зна­ние в ка­че­ст­ве при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ров толь­ко с 1899, ко­гда на элек­тро­стан­ции г. Эль­бер­фельд (Гер­ма­ния) впер­вые бы­ли при­ме­не­ны две П. т. Пар­сон­са мощ­но­стью по 1000 кВт ка­ж­дая.

В до­ре­во­люц. Рос­сии строи­лись как ста­цио­нар­ные, так и су­до­вые П. т. Осо­бен­но боль­шие ус­пе­хи бы­ли дос­тиг­ну­ты рос. кон­ст­рук­то­ра­ми и тех­но­ло­га­ми в 1910–14 в про­ек­ти­ро­ва­нии и из­го­тов­ле­нии П. т. для круп­ных во­ен. ко­раб­лей. Впер­вые отеч. ста­цио­нар­ные П. т. по­строи­ли на ме­тал­лич. за­во­де в С.-Пе­тер­бур­ге (позд­нее Ле­нингр. ме­тал­лич. за­вод, ЛМЗ), на ко­то­ром в 1907 из­го­тови­ли П. т. для при­во­да элек­тро­ге­не­ра­то­ра мощ­но­стью 200 кВт. В 1937 на ЛМЗ вы­пу­ще­на пер­вая кон­ден­са­ци­он­ная двух­ци­лин­д­ро­вая од­но­валь­ная тур­би­на мощ­но­стью 100 МВт; в 1977 по­строе­на и сда­на в экс­плуа­та­цию са­мая круп­ная отеч. кон­ден­са­ци­он­ная тур­би­на мощ­но­стью 1200 МВт. На­чи­ная с 1964 в СССР ос­во­ен вы­пуск П. т. для АЭС.

Силовая турбина

Силовая турбина

Ан анимированная версия этого слайда также доступен. Изображение больше, чем эта страница (250 КБ), и загрузка может занять больше времени.

Большинство современных пассажирских и военных самолетов оснащены газотурбинные двигатели, которые также называют реактивные двигатели. Существует несколько различных типов газотурбинных двигателей, но все газотурбинные двигатели имеют некоторые детали в общем. Все ГТД имеют силовую турбину расположен после горелки для извлечения энергию от горячего потока и включить компрессор.Работа ведется на силовая турбина по потоку; математические детали этого процесса вынесены на отдельный слайд.

Описание изображений

Нижний рисунка показывает:

  • компьютерные чертежи ТРД (с расположением турбины относительно другого двигателя компоненты) справа
  • турбинная секция отдельно (с центральным валом, прикрепленным к турбина) слева.

На обоих рисунках турбина окрашена в пурпурный цвет. Передний (левый конец) этого вала будет прикреплен к компрессору, который на рисунке окрашен в голубой цвет.

в верхнем левом углу рисунка показывает реальную силовую турбину. Турбина, как и компрессор, состоит из нескольких рядов аэродинамические каскады. Некоторые из рядов, называемые роторами , соединены с центральным валом и вращаются на высокой скорости.Другие ряды, называемые статорами , фиксированы и не не вращать. Работа статоров состоит в том, чтобы не дать потоку закручиваться по спирали. вокруг оси, возвращая поток параллельно оси.

В зависимости от типа двигателя может наличие в двигателе нескольких ступеней турбины. ТРДД и турбовинтовые двигатели обычно используют отдельная турбина и вал для питания вентилятора и коробки передач соответственно. Такое расположение называется двухзолотниковым двигатель.Для некоторых высокопроизводительных двигателей требуется дополнительная турбина и вал может присутствовать для питания отдельных частей компрессора. Этот компоновка производит трехзолотниковый двигатель . Силовая турбина показанный в верхнем левом углу рисунка, относится к двухконтурному ТРДД. двигатель.

Детали конструкции

На сайте есть несколько интересных деталей конструкции турбины. этот слайд. Поскольку турбина извлекает энергию из потока, падение давления на турбине.Этот градиент давления помогает сохранить поток, присоединенный к лопаткам турбины. Таким образом, падение давления на одной ступени турбины может быть намного больше, чем повышение давления через соответствующую ступень компрессора. Одна ступень турбины может использоваться для привода нескольких ступеней компрессора. Чтобы удержать поток от течь по краям лопаток турбины из-за более высокого градиент давления, концы лопаток турбины могут быть загнуты вместе.

Лопасти турбины существуют в гораздо более враждебной среде, чем лопатки компрессора.Расположенные сразу за горелкой, лопасти испытать температуру потока более тысячи градусов по Фаренгейту. Поэтому лопатки турбины должны быть изготовлены из специального материалы (http://www.ueet.nasa.gov/parts.html). который может выдержать жару. Или их надо активно охлаждать. В в правом верхнем углу рисунка мы показываем изображение одиночного, активно охлаждаемая лопатка турбины. Лезвие полое. И прохладный воздух, который стравливается из компрессора, прокачивается через лопасть и выходит через маленькие отверстия на поверхности, чтобы держать поверхность прохладной.



Экскурсии с гидом


Наверх

Перейти к…

Домашняя страница руководства для начинающих

от Тома Бенсон
Пожалуйста, присылайте предложения/исправления по адресу: [email protected]

 

Технология ветряных турбин

Эта сертификационная программа подготовит студентов к технической карьере в области ветроэнергетики. технология.Спрос на специалистов по ветроэнергетике растет, учитывая, что страна на пути к тому, чтобы к 2030 году 20 % потребляемой энергии приходилось на ветер. Объекты и лаборатории специально разработанные и оборудованные для сертификационной курсовой работы, предоставят студентам с практическим опытом, чтобы изучать и применять теорию с помощью тренеров и симуляции виртуальной реальности. Выпускники будут подготовлены как ветрогенератор начального уровня технические специалисты, способные продемонстрировать навыки эксплуатации, обслуживания и устранения неполадок оборудование, связанное с ветровой энергетикой.

Типичные возможности трудоустройства
  • Работа в качестве члена группы по ветроэнергетике для поддержки производства ветровой энергии
  • Осмотр, диагностика, регулировка или ремонт ветряных турбин
  • Выполнение технического обслуживания оборудования ветряных турбин, включая устранение электрических, механических, и неисправности гидравлики
  • Поддержка эксплуатации, технического обслуживания и ремонта ветряных турбин

Результаты программы сертификации
  • Соблюдайте и применяйте правила безопасности ветряных турбин в соответствии с отраслевыми стандартами
  • Объяснить принципы работы ветряной турбины, включая общую эксплуатацию и техническое обслуживание
  • Проведение процедур технического обслуживания механических, электрических и гидравлических компонентов. ветряной турбины
  • Анализ систем ветряных турбин для обнаружения и устранения часто возникающих неисправностей в механических и электрические системы
  • Продемонстрировать понимание технических схем/чертежей (механических, электрических, и гидравлических систем) и как их интерпретировать для устранения неисправностей и технического обслуживания. цели

* Заявление об обязательном раскрытии информации о оплачиваемой занятости

Прием в Государственный колледж Фармингдейл — Государственный университет Нью-Йорка основан на квалификация заявителя независимо от возраста, пола, семейного или военного положения статус, раса, цвет кожи, вероисповедание, религия, национальность, инвалидность или сексуальная ориентация.

ENV 100 Введение в электрические цепи 4
MTH 015 Элементы алгебры (или выше) 3
WTT 101 Введение в технологию ветряных турбин 3
MET 105L Технический чертеж и САПР 1
MET 109 Компьютерное программирование и приложения 2
КОМПЛЕКТ 220 Межсетевое взаимодействие 3
WTT 301 Механические системы для ветряных турбин 3
WTT 307 Принципы гидравлических систем 3
IND 308 Охрана труда 3
WTT 314 Управление двигателем ветряной турбины 3
WTT 415 Поиск и устранение неисправностей ветряной турбины 4

Резюме учебного плана

Всего необходимых кредитов: 32

Примечания:
1.Студенты, планирующие продолжить обучение после завершения программы сертификации настоятельно рекомендуется выбрать курсы по выбору, применимые к программе получения степени.

ENV 100 Введение в электрические цепи

Этот курс представляет собой введение в основы и основные принципы цепей постоянного и переменного тока.Фундаментальные знания, полученные в этом курсе, могут быть использованы для понимания цепей переменного/постоянного тока, используемых в различных энергетических подсистемах, и для устранения проблем, которые могут возникнуть во время работы этих систем. Лабораторные занятия позволяют студентам получить практический опыт проведения измерений в цепях и интерпретации собранных данных. Студенты должны пройти лабораторный курс ENV 100L в качестве дополнения. Лабораторные занятия дают студентам практический опыт по темам, изученным на теоретическом занятии.Сопутствующие товары: ENV 100L

MTH 015 Элементы алгебры

Этот курс соответствует требованиям по элементарной алгебре для поступления на многие программы Колледжа. Темы включают числовые и алгебраические операции, решения линейных уравнений и неравенств, графики и уравнения линий, системы линейных уравнений, полиномиальные операции, факторинг и решение квадратных уравнений.Минимальный проходной балл — C-. Оценка не будет учитываться в среднем балле.

WTT 101 Введение в ветроэнергетику и турбинные технологии

Этот курс знакомит студентов с основами механических систем ветряных турбин, включая потенциал ветровой энергии и применение для производства электроэнергии. Темы включают принципы ветроэнергетики, оценку ветряных площадок, компоненты ветряных турбин, оборудование для производства электроэнергии, системы управления, подключение к электрической сети и техническое обслуживание.Лабораторные задания укрепят темы, затронутые теорией, посредством соответствующих экспериментов, выполненных студентами. Соответствие(я): MTH 129, WTT 101L

MET 105 MET 105L Технический чертеж и CAD

Это лабораторный курс, предназначенный для предоставления студентам практического опыта в техническом черчении и автоматизированном проектировании (САПР). Студенты будут применять традиционные методы черчения, такие как орфографическая проекция, определение размеров и допусков, с помощью программного обеспечения 2D CAD.Примечание. Студент, получивший баллы за MET104, не может получить баллы за этот курс.

MET 109 Компьютерное программирование и приложения

Это вводный курс по языку программирования. Программы специально написаны для использования в областях статики, сопротивления материалов, проектирования машин, теплопередачи и гидромеханики. Применение теоретических концепций проводится в необходимой лаборатории.Соответствие(я): MET 109L

КОМПЛЕКТ 220 Межсетевое взаимодействие

Курс обеспечит глубокое понимание Интернета и его приложений. Лабораторные проекты обеспечат практический опыт настройки, установки и использования сети. Тематический план включает следующее: интернет-механизм, общение в Интернете, применение Интернета, использование поисковых систем, онлайн-общение, интернет-безопасность, аппаратное обеспечение для сетевой связи и управление компьютерными сетями.Необходимые условия: EET 104 Необходимые условия: SET 220L

WTT 301 Механические системы для ветряных турбин

Этот курс дает слушателям глубокие знания о механических системах ветряных турбин. Курс охватывает типы промышленных крепежных изделий, кранов и такелажа, систем передачи энергии и вращающегося оборудования, которые используются в ветряных турбинах. Лабораторные задания укрепят темы, затронутые теорией, посредством соответствующих экспериментов, выполненных студентами.Необходимые условия: WTT 101 Необходимые условия: WTT 301L

WTT 307 Принципы жидкостных систем

Этот курс охватывает основы и основные принципы гидродинамических (гидравлических) энергетических систем и их цепей управления. Будут рассмотрены гидравлические компоненты, такие как направляющие клапаны, клапаны управления потоком и клапаны управления давлением. Аккумуляторы, линейные/поворотные приводы и гидравлические насосы будут обсуждаться наряду с практическими приложениями и примерами, связанными с технологией ветроэнергетики.Студент также приобретет навыки чтения и рисования схем гидравлических цепей. Кроме того, будет внедрено программное обеспечение для моделирования, дополняющее лабораторные работы и исследующее гидравлические контуры. Необходимые условия: EET 104 Необходимые условия: WTT 307L

IND 308 Охрана труда

Этот курс знакомит с основами безопасности труда и рассматривает потенциальные несчастные случаи, которые могут произойти в современной рабочей среде, где используются сложные материалы, процессы и технологии.Мы рассмотрим историю и законодательство о безопасности регулирующего органа OSHA. Будут рассмотрены сбор и анализ информации об опасностях, организация и внедрение программ безопасности труда, причины несчастных случаев, их контроль и учет несчастных случаев.

WTT 314 Управление двигателем ветряной турбины

Этот практический и теоретический курс охватывает принципы и области применения систем управления двигателем ветряной турбины.Курс знакомит студентов с широким спектром типов двигателей и систем управления. Охватываемые темы включают: характеристики различных типов двигателей переменного и постоянного тока, однофазных и трехфазных двигателей, представления во временной и частотной областях, анализ и проектирование систем управления с обратной связью, а также применение различных типов интегральных схем. В нем содержится обзор работы электродвигателя, выбора, установки, управления и технического обслуживания. Признанные в отрасли программные приложения, такие как MATLAB и Simulink, широко используются на протяжении всего курса для проектов и заданий.Лабораторные задания укрепят темы, затронутые теорией, посредством соответствующих экспериментов, проведенных студентом, и будут включать в себя написание лабораторных отчетов. Предпосылки: MET 230 или EET 104 или ENV 100 Необходимые условия: WTT 314L

Устранение неисправностей ветряных турбин WTT 415

В этом курсе обсуждаются передовые концепции и методы устранения неполадок. Студенты узнают о стратегиях технического обслуживания, распространенных отказах ветряных турбин, тестовых устройствах и инструментах, а также подсистемах ветряных турбин.Студенты получат практический опыт профилактического обслуживания и мониторинга состояния зубчатой ​​передачи, гидравлических систем, подшипников и ступиц, корневых лезвий, главного вала, тормозов, генераторов, электрических систем и систем управления. Практические занятия будут включать устранение неполадок в вышеупомянутых системах. Необходимые условия: WTT 301T и WTT 307T

3D-модели САПР и 2D-чертежи

A турбина (от латинского turbo , вихрь, родственное греческому τύρβη, tyrbē , что означает «турбулентность») [1] [2] поток жидкости и преобразует его в полезную работу.Работа, производимая турбиной, может использоваться для выработки электроэнергии в сочетании с генератором или для создания тяги, как в случае реактивных двигателей. [3] Турбина представляет собой турбомашину, имеющую по крайней мере одну движущуюся часть, называемую узлом ротора, который представляет собой вал или барабан с прикрепленными к нему лопастями. Движущаяся жидкость воздействует на лопасти так, что они двигаются и сообщают вращательную энергию ротору. Ранними примерами турбин являются ветряные мельницы и водяные колеса.

Газовые, паровые и водяные турбины имеют кожух вокруг лопастей, который содержит рабочую жидкость и регулирует ее.Заслуга изобретения паровой турбины принадлежит как британскому инженеру сэру Чарльзу Парсонсу (1854–1931) за изобретение реактивной турбины, так и шведскому инженеру Густаву де Лавалю (1845–1913) за изобретение импульсной турбины. Современные паровые турбины часто используют как реакцию, так и импульс в одном и том же блоке, обычно варьируя степень реакции и импульса от корня лопатки к ее периферии.

Слово «турбина» было придумано в 1822 году французским горным инженером Клодом Бурденом от латинского turbo , или вихрь, в служебной записке «Гидравлические турбины или машины вращающиеся в большой степени», которую он представил в Академию Royale des Sciences в Париже. [4] Бенуа Фурнейрон, бывший ученик Клода Бурдена, построил первую практическую водяную турбину.

Теория работы

Рабочая жидкость содержит потенциальную энергию (напор) и кинетическую энергию (скоростной напор). Жидкость может быть сжимаемой или несжимаемой. Для сбора этой энергии турбины используют несколько физических принципов:

Импульсные турбины изменяют направление потока высокоскоростной струи жидкости или газа. Результирующий импульс раскручивает турбину и покидает поток жидкости с уменьшенной кинетической энергией.В лопатках турбины (подвижных лопатках) не происходит изменения давления жидкости или газа, как в случае паровой или газовой турбины, весь перепад давления происходит в неподвижных лопатках (сопле). Перед достижением турбины напор жидкости изменяется на скоростной напор путем ускорения жидкости с помощью сопла. Колеса Пелтона и турбины де Лаваля используют исключительно этот процесс. Импульсные турбины не требуют напорного кожуха вокруг ротора, поскольку струя жидкости создается соплом до того, как достигнет лопастей ротора.Второй закон Ньютона описывает передачу энергии для импульсных турбин. Импульсные турбины наиболее эффективны для использования в случаях, когда расход мал, а давление на входе высокое. [3]

Реактивные турбины развивают крутящий момент, реагируя на давление или массу газа или жидкости. Давление газа или жидкости изменяется при прохождении через лопатки ротора турбины. [3] Герметичная створка необходима для удержания рабочей жидкости, воздействующей на ступень(и) турбины, или турбина должна быть полностью погружена в поток жидкости (например, ветряные турбины).Корпус содержит и направляет рабочую жидкость, а для водяных турбин поддерживает всасывание, создаваемое отсасывающей трубой. Эта концепция используется в турбинах Фрэнсиса и большинстве паровых турбин. Для сжимаемых рабочих жидкостей обычно используются несколько ступеней турбины для эффективного использования расширяющегося газа. Третий закон Ньютона описывает передачу энергии для реактивных турбин. Реактивные турбины лучше подходят для более высоких скоростей потока или приложений, где напор жидкости (давление на входе) низкий. [3]

В случае паровых турбин, которые будут использоваться для морских применений или для наземной выработки электроэнергии, для реактивной турбины типа Парсонса потребуется примерно вдвое больше лопаточных рядов, чем для турбины де Лаваля. турбина импульсного типа, для той же степени преобразования тепловой энергии. Хотя это делает турбину Парсонса намного длиннее и тяжелее, общий КПД реактивной турбины немного выше, чем у эквивалентной импульсной турбины при том же преобразовании тепловой энергии.

На практике в современных конструкциях турбин в той или иной степени используются концепции реакции и импульса, когда это возможно. Ветряные турбины используют аэродинамический профиль для создания реактивной подъемной силы от движущейся жидкости и передачи ее ротору. Ветряные турбины также получают некоторую энергию от порыва ветра, отклоняя его под углом. Многоступенчатые турбины могут использовать реактивные или импульсные лопатки при высоком давлении. Паровые турбины традиционно были более импульсными, но продолжают развиваться в направлении реактивных конструкций, аналогичных тем, которые используются в газовых турбинах.При низком давлении рабочая текучая среда расширяется в объеме при небольшом снижении давления. В этих условиях лопастное лезвие становится строго реактивной конструкцией с исключительно импульсным основанием лопасти. Причина связана с влиянием скорости вращения каждой лопасти. По мере увеличения объема высота лопасти увеличивается, а основание лопасти вращается с меньшей скоростью по сравнению с острием. Это изменение скорости вынуждает дизайнера переходить от импульса в основании к кончику с высокой реакцией.

Классические методы проектирования турбин были разработаны в середине 19 века. Векторный анализ связал поток жидкости с формой и вращением турбины. Сначала использовались графические методы расчета. Формулы для основных размеров деталей турбин хорошо задокументированы, и высокоэффективная машина может быть надежно спроектирована для любых условий потока жидкости. Некоторые расчеты основаны на эмпирических формулах или формулах «правила большого пальца», а другие основаны на классической механике. Как и в большинстве инженерных расчетов, были сделаны упрощающие предположения.

Треугольники скоростей можно использовать для расчета базовой производительности ступени турбины. Газ выходит из направляющих аппаратов стационарного сопла турбины с абсолютной скоростью V a1 . Ротор вращается со скоростью U . Относительно ротора скорость газа при попадании на вход в ротор составляет V r1 . Газ вращается ротором и выходит относительно ротора со скоростью V r2 . Однако в абсолютном выражении выходная скорость ротора составляет В a2 .Треугольники скорости строятся с использованием этих различных векторов скорости. Треугольники скоростей могут быть построены в любом сечении лопасти (например: ступица, кончик, мидель и т. д.), но обычно показаны на среднем радиусе ступени. Среднюю производительность ступени можно рассчитать по треугольникам скоростей на этом радиусе с помощью уравнения Эйлера:

Δh = u⋅Δvw {\ displaystyle \ Delta h = u \ cdot \ Delta v_ {w}}

Отсюда:

ΔhT = u⋅ΔvwT {\ displaystyle {\ frac {\ Delta h} {T}} = {\ frac {u \ cdot \ Delta v_ {w}} {T}}}

, где:

Δh{\displaystyle \Delta h} — удельное падение энтальпии на ступени
.
T{\displaystyle T} — полная (или стагнационная) температура на входе в турбину
u{\displaystyle u} — окружная скорость ротора турбины
Δvw{\displaystyle \Delta v_{w}} — изменение скорости завихрения

Степень сжатия турбины является функцией ΔhT{\displaystyle {\frac {\Delta h}{T}}} и КПД турбины .

Современная конструкция турбины ведет к дальнейшим расчетам. Вычислительная гидродинамика обходится без многих упрощающих предположений, используемых для вывода классических формул, а компьютерное программное обеспечение облегчает оптимизацию. Эти инструменты привели к постоянному совершенствованию конструкции турбины за последние сорок лет.

Основной числовой классификацией турбины является ее удельная скорость. Это число описывает скорость турбины при ее максимальной эффективности по отношению к мощности и расходу.Удельная скорость не зависит от размера турбины. Учитывая условия потока жидкости и желаемую выходную скорость вала, можно рассчитать конкретную скорость и выбрать соответствующую конструкцию турбины.

Удельную скорость вместе с некоторыми фундаментальными формулами можно использовать для надежного масштабирования существующей конструкции с известной производительностью до нового размера с соответствующей производительностью.

Непроектные характеристики обычно отображаются в виде карты или характеристики турбины.

Типы

  • Паровые турбины используются для выработки электроэнергии на тепловых электростанциях, таких как электростанции, использующие уголь, мазут или ядерное топливо.Когда-то они использовались для прямого привода механических устройств, таких как гребные винты кораблей (например, Turbinia , первый паровой катер с турбинным двигателем, [5] ), но в большинстве таких приложений теперь используются редукторы или промежуточная электрическая ступень. где турбина используется для выработки электроэнергии, которая затем приводит в действие электродвигатель, подключенный к механической нагрузке. Турбоэлектрическое судовое оборудование было особенно популярно в период непосредственно перед Второй мировой войной и во время нее, в первую очередь из-за отсутствия достаточного количества зуборезных станков на верфях США и Великобритании.
  • Газовые турбины иногда называют газотурбинными двигателями. Такие двигатели обычно имеют воздухозаборник, вентилятор, компрессор, камеру сгорания и сопло (возможно, другие узлы) в дополнение к одной или нескольким турбинам.
  • Околозвуковая турбина. Поток газа в большинстве турбин, используемых в ГТД, остается дозвуковым на протяжении всего процесса расширения. В трансзвуковой турбине поток газа становится сверхзвуковым, когда он выходит из направляющих лопаток сопла, хотя скорости на выходе обычно становятся дозвуковыми.Околозвуковые турбины работают при более высоком коэффициенте давления, чем обычно, но обычно менее эффективны и встречаются редко.
  • Турбины встречного вращения. С осевыми турбинами можно получить некоторое преимущество в эффективности, если турбина, расположенная ниже по потоку, вращается в направлении, противоположном направлению вращения агрегата, расположенного выше по потоку. Однако осложнение может быть контрпродуктивным. Паровая турбина противоположного вращения, обычно известная как турбина Люнгстрема, была первоначально изобретена шведским инженером Фредриком Люнгстремом (1875–1964) в Стокгольме, и в сотрудничестве со своим братом Биргером Люнгстремом он получил патент в 1894 году.По сути, конструкция представляет собой многоступенчатую радиальную турбину (или пару «вложенных» роторов турбины), обеспечивающую высокую эффективность, в четыре раза большую теплоотдачу на ступень, чем в реактивной турбине (Парсонса), чрезвычайно компактную конструкцию, и этот тип пользовался особым успехом. в электростанциях с противодавлением. Однако, в отличие от других конструкций, большие объемы пара обрабатываются с трудом, и только комбинация с осевыми турбинами (DUREX) позволяет построить турбину мощностью более примерно 50 МВт. Для морских применений было заказано всего около 50 турбоэлектрических агрегатов (из которых значительное количество было окончательно продано сухопутным заводам) в течение 1917-19 гг., а в течение 1920-22 гг. было продано несколько турбомеханических не очень удачных агрегатов. [6] Лишь несколько турбоэлектрических морских установок все еще использовались в конце 1960-х (ss Ragne, ss Regin), в то время как большинство наземных установок продолжают использоваться в 2010 году.
  • Турбина без статора. Многоступенчатые турбины имеют набор статических (то есть стационарных) входных направляющих аппаратов, которые направляют поток газа на вращающиеся лопатки ротора. В турбине без статора поток газа, выходящий из расположенного выше по потоку ротора, сталкивается с расположенным ниже по потоку ротором без встречи с промежуточным набором лопаток статора (которые изменяют уровни энергии давления/скорости потока).
  • Керамическая турбина. Обычные лопатки (и лопасти) турбины высокого давления изготавливаются из сплавов на основе никеля и часто используют сложные внутренние каналы воздушного охлаждения для предотвращения перегрева металла. В последние годы были изготовлены и испытаны экспериментальные керамические лопатки в газовых турбинах с целью повышения температуры на входе в ротор и/или, возможно, устранения воздушного охлаждения. Керамические лезвия более хрупкие, чем их металлические аналоги, и несут больший риск катастрофического отказа лезвия.Это, как правило, ограничивает их использование в реактивных двигателях и газовых турбинах статорными (стационарными) лопатками.
  • Закрытая турбина. Многие лопасти ротора турбины имеют кожух в верхней части, который сцепляется с кожухом соседних лопастей, чтобы увеличить демпфирование и тем самым уменьшить флаттинг лопастей. В крупных наземных паровых турбинах для выработки электроэнергии кожух часто дополняется, особенно в длинных лопатках турбины низкого давления, проволокой для шнуровки. Эти провода проходят через отверстия, просверленные в лезвиях на подходящем расстоянии от основания лезвия, и обычно припаяны к лезвиям в том месте, где они проходят.Проволока для шнуровки уменьшает дрожание лопастей в центральной части лопастей. Внедрение стяжных проволок существенно снижает количество отказов лопаток в больших турбинах или турбинах низкого давления.
  • Турбина без кожуха. Современная практика заключается в том, чтобы по возможности исключить кожух ротора, что снижает центробежную нагрузку на лопасти и требования к охлаждению.
  • В безлопастной турбине
  • используется эффект пограничного слоя, а не жидкость, сталкивающаяся с лопастями, как в обычной турбине.
  • Водяные турбины
  • Ветряная турбина. Обычно они работают как одноступенчатые без сопла и межступенчатых направляющих аппаратов. Исключением является Éolienne Bollée, у которого есть статор и ротор.
  • Скоростной компаунд «Кертис». Кертис объединил турбину де Лаваля и Парсонса, используя набор фиксированных сопел на первой ступени или статоре, а затем ряд рядов фиксированных и вращающихся лопаток, как в турбинах Парсонса или де Лаваля, обычно до десяти по сравнению с до сотней. стадии дизайна Парсонса.Общая эффективность конструкции Кертиса меньше, чем у конструкций Парсонса или де Лаваля, но ее можно удовлетворительно эксплуатировать в гораздо более широком диапазоне скоростей, включая успешную работу на низких скоростях и при более низком давлении, что делает ее идеальной для использование в судовых силовых установках. В устройстве Кертиса весь перепад тепла в паре происходит в начальном ряду сопел, и как последующие ряды подвижных лопаток, так и ряды неподвижных лопаток просто изменяют направление пара.Использование небольшой секции устройства Кертиса, обычно одной секции сопла и двух или трех рядов подвижных лопастей, обычно называют «колесом» Кертиса, и в этой форме Кертис нашел широкое применение в море в качестве «управляющей ступени». много реактивных и импульсных турбин и турбоагрегатов. Эта практика до сих пор широко распространена на морских паровых установках.
  • Многоступенчатый импульсный компаунд под давлением, или «Рато», в честь французского изобретателя Огюста Рато. В Рато используются простые импульсные роторы, разделенные диафрагмой сопла.Диафрагма, по сути, представляет собой перегородку в турбине с рядом прорезанных в ней туннелей, имеющих форму воронки, широкий конец которой обращен к предыдущей ступени, а узкий — к следующей, они также расположены под углом, чтобы направлять струи пара на импульсный ротор.
  • Ртутные паровые турбины использовали ртуть в качестве рабочего тела для повышения эффективности электростанций, работающих на ископаемом топливе. Хотя несколько электростанций были построены с использованием комбинированных паров ртути и обычных паровых турбин, токсичность металлической ртути быстро стала очевидной.
  • Винтовая турбина представляет собой водяную турбину, в которой используется принцип архимедова винта для преобразования потенциальной энергии воды на верхнем уровне в кинетическую энергию.

Использование

Почти вся электроэнергия на Земле вырабатывается турбиной того или иного типа. Паровые турбины с очень высоким КПД используют около 40% тепловой энергии, а остальная часть расходуется в виде отработанного тепла.

Большинство реактивных двигателей используют турбины для выполнения механической работы за счет рабочего тела и топлива, как и все атомные корабли и электростанции.

Турбины часто являются частью более крупной машины. Газовая турбина, например, может относиться к машине внутреннего сгорания, которая содержит турбину, воздуховоды, компрессор, камеру сгорания, теплообменник, вентилятор и (в случае турбины, предназначенной для производства электроэнергии) генератор переменного тока. Турбины внутреннего сгорания и паровые турбины могут быть соединены с механизмами, такими как насосы и компрессоры, или могут использоваться для приведения в движение кораблей, обычно через промежуточный редуктор для снижения скорости вращения.

Поршневые двигатели с возвратно-поступательным движением, такие как авиационные двигатели, могут использовать турбину, приводимую в действие их выхлопом, для приведения в действие компрессора всасываемого воздуха, конфигурация, известная как турбонагнетатель (турбинный нагнетатель) или, в просторечии, «турбо».

Турбины могут иметь очень высокую удельную мощность (т. е. отношение мощности к весу или мощности к объему). Это связано с их способностью работать на очень высоких скоростях. В главных двигателях космического корабля «Шаттл» использовались турбонасосы (машины, состоящие из насоса, приводимого в движение газотурбинным двигателем) для подачи топлива (жидкий кислород и жидкий водород) в камеру сгорания двигателя. Жидководородный турбонасос немного больше автомобильного двигателя (весит примерно 700 фунтов) и производит почти 70 000 л.с.2 МВт).

Турбодетандеры широко используются в качестве источников холода в промышленных процессах.

Военные реактивные двигатели, как подразделение газовых турбин, недавно использовались в качестве основного контроллера полета в полете после сваливания с использованием отклонения реактивной струи, которое также называется вектором тяги. [7] Федеральное авиационное управление США также провело исследование по созданию таких систем управления вектором тяги для восстановления реактивных лайнеров после катастроф.

См. также

Переходные каналы и противоударные муфты газовых турбин GE POWER Generation — Ace Clearwater Enterprises

Газотурбинные каналы городской электростанции.Экстремальный нагнетаемый воздух с подогревом приводит в действие лезвия.

ОБЗОР ПРОДУКТА

  • Канал внутренних воздуховодов Перегретый, сжатый воздух 24/7
  • Толстый инконель поддерживает целостность стенок воздуховода
  • Перфорированные наружные противоударные втулки с точно расположенными отверстиями и трубками для охлаждения
  • Спецификации
  • требуют экстремальных допусков для экстремальных условий
  • Для каждой турбины требуется от 8 до 12 идентичных воздуховодов, безупречно воспроизведенных в нашем магазине

Мощность — ключевое слово для этих массивных переходных каналов и напорных рукавов, которые направляют огромное количество перегретого сжатого воздуха из больших камер сгорания в турбины.Эти системы были разработаны GE на основе их технологий реактивных двигателей для самолетов. Лопасти внутри этих турбин втягивают воздух в систему и сжимают его, чтобы он смешался с природным газом и воспламенился, с силой продувают воздуховоды на второй набор лопастей, который вращает первый набор, а также вращает основной вал, который приводит в действие генератор, создавая достаточно мощность для города. Такие большие турбины генерируют около 500 000 лошадиных сил и 500 мегаватт электроэнергии.

Наши толстостенные воздуховоды из инконеля сконструированы и сварены, чтобы выдерживать огромные температуры и давление в режиме 24/7.Они покрыты рукавами, которые обеспечивают равномерное пространство вокруг воздуховода и имеют отверстия, специально расположенные на расстоянии друг от друга для втягивания окружающего воздуха внутрь и его циркуляции для охлаждения системы.

Турбины внутреннего сгорания (газовые) на многих электростанциях, работающих на природном газе, представляют собой сложные машины, но в основном они включают три основные секции :

  • Компрессор , который всасывает воздух в двигатель, сжимает его и подает в камеру сгорания со скоростью сотни миль в час.Он известен как холодная секция.
  • Система сгорания , обычно состоящая из кольца топливных форсунок, которые впрыскивают постоянный поток топлива в камеры сгорания, где оно смешивается с воздухом. Смесь сгорает при температуре более 2000 градусов по Фаренгейту. В результате сгорания образуется поток газа высокой температуры и высокого давления, который входит и расширяется через секцию переходного канала турбины . Со следующей турбиной составляет горячую секцию.
  • Турбина представляет собой сложную систему чередующихся стационарных и вращающихся лопастей с аэродинамическим профилем. Когда горячий дымовой газ расширяется через турбину, он вращает вращающиеся лопасти. Вращающиеся лопасти выполняют двойную функцию: они приводят в действие компрессор, чтобы втягивать больше сжатого воздуха в секцию сгорания, и вращают генератор для производства электроэнергии.

деталей.htm

деталей.htm

[Домашняя страница электростанции] [Домашняя страница Thermo Text]


Детали турбины/генератора

На этой странице представлена ​​подробная информация о турбине 3 в разобранном виде. для нормального обслуживания в целом.Прежде всего, вот ссылка фото с домашней страницы электростанции на случай, если вы захотите просмотрите его в любое время (turbin3).

Можно перекрыть подачу пара на турбину. Например, здесь это стебель от отключения клапан для турбины 3.

Общая схема

Вот изображение поперечного сечения общая турбина.

На рисунке пар входит справа и направляется в осталось.Будут показаны многие крупные планы деталей на этом чертеже. для turbo3 далее на этой странице. (Турбина3 не совсем похожа этот рисунок, но основные черты те же). Подробности в ищите:

  • Частота вращения турбины поддерживается близкой к 3600 об/мин в для создания 60 циклов переменного тока. Скорость губернатор находится справа на картинке и подключен к впускной клапан.В МСУ используются электронные регуляторы скорости.
  • Пар проходит через входные газовые форсунки для преобразования энтальпии к высокой скорости.
  • Между каждой лопаткой турбины находятся статоры. На рисунке, вы можете видеть, как они охватывают пространство между корпусом и вал. Статоры заполнены изогнутыми патрубками для преобразовать энтальпию низкоскоростного пара, выходящего из лезвие обратно в кинетическую энергию, прежде чем двигаться дальше следующее лезвие.
  • На этом рисунке пар проходит через четыре лопатки турбины. на роторе, а затем могут быть извлечены из большого клапан в центре корпуса. Скорость пара вытяжка регулируется дроссельной заслонкой. (Вы не будете см. этот выпускной клапан на фотографиях Turbine3 позже потому что у него нет отвода пара).
  • После выпускного клапана пар проходит еще через десять лопатки турбины.
  • Выход турбины часто находится под очень низким давлением, особенно в конденсационной турбине, а выход очень большой, чтобы избежать падения давления. конденсатор будет прикреплен непосредственно под розеткой.
  • Вал турбины выходит из правого конца корпус турбины, и будет подключен к генератору.

Лопасти ротора и турбины

Лезвия. Вас может заинтересовать в первую очередь видим лопатки турбины.
Лезвия — на этом фото ищите 12 комплектов лезвий с выходного конца. Входной конец находится слева. Лопасти находятся на внешней кромке только внешний край ротора. За исключением первого диск, диски ротора увеличиваются в размерах от входа к торговая точка. Также обратите внимание, что размер лопастей и расстояние между ними увеличивается слева направо.
Вход вид — обратите внимание, что лезвия выглядят немного иначе, чем на этом виде потому что они кривые.
Лезвие крупным планом — Увеличение размера лопастей ниже по потоку очевидно, хотя кривизну трудно различить. Потому что кривизна, каждое лезвие было индивидуально обработано перед тем, как быть собран на диск!

Входной конец. Вал на впуске конец тщательно отполирован, где он вращается на подшипниках и запечатанный.Область меньшего диаметра, покрытая тканью, куда пойдут подшипники. Винт шаг на конце приводит в движение шестерню, соединенную с масляным насосом, который постоянно качает масло в подшипники. Медная ручка, которую вы см. — это ключ превышения скорости, который выскочит под действием центробежной силы, если турбина выходит из строя. Это перекроет поток пара и отключите турбину, позволив ей работать свободно при снижении скорости.

Выходной конец. Вал на выходе конец очень длинный, чтобы вместить большой выход пара. В самый конец — это фланец, к которому будет прикручен ротор генератора. Фланец имеет зубья шестерни, которые не входят в зацепление на высокой скорости. То Зубья шестерни используются, когда турбина отключена, но еще горячий. Турбина медленно вращается, чтобы предотвратить ротор от развития коробления!

Смазка. Ротор опирается на подшипники.Ротор движется по масляному слою, который непрерывно перекачивается. через них. Нефть насос работает от шага винта на валу ротора, как описано выше в разделе «Входной конец». Нижняя часть На рисунке показан экранированный вход насоса, который обычно погружен в масляный резервуар. Выход центробежного насоса фланец непосредственно над экранированным впускным отверстием.

Корпус турбины и статоры

Корпус. Прежде чем смотреть на турбину корпус отдельно, просмотрите это фото с домашней страницы электростанции глядя вниз на полностью собранную турбину3 со второго уровень. Когда турбина 3 была разобрана, кожух и верхняя половина корпуса сняли, а это вид примерно с то же место нижнего Корпус. Статоры были удалены, но каналы, где они подходят видны. Выход пара защищен серой покрытие, чтобы предметы не упали в конденсатор и не быть более заметным на изображении верхней части корпуса.
Губернатор — На этом крупном плане показано устройство контроля скорости.
Нижний Крупный план канала. Обратите внимание на широкий канал для первого лезвия. и размер болтов, используемых для закрытия корпуса. Все статоры были удалены на этом фото.
Верхний Крупный план канала — первый статор все еще находится в корпусе (примечание отверстия форсунок), хотя остальные были удалены, что придает хорошее представление о том, как остальные будут выглядеть на месте. Сравните первый канал с крупным планом нижнего канала.
Верхний Жилье — вид с расстояния в несколько футов, показывающий общее Внешний вид и выход пара.
пар Выход — крупный план выхода пара на верхней части корпуса.

Статоры . Показанные здесь статоры сняты от турбины и покоятся на деревянных поддонах. статор показан самый маленький возле выхода из турбины. Статоры разделены пополам, чтобы их можно было вставить в корпус до того, как две половины сомкнутся над ротором.
Вход — Передняя кромка насадок закруглена.
Вход Крупный план — закругленная передняя кромка и кривизна форсунки видны.
Розетка — Выходная сторона того же статора. Обратите внимание, что выходной поток направлен в сторону, чтобы толкать лопатки турбины на правильный угол на высокой скорости. Хотя это и не видно из фотографии, сопла сходятся, поскольку они изгибаются к выпускной стороне что приводит к ускорению пара.
Розетка Крупный план — показывает более подробную информацию о розетке.

Дроссельные клапаны . Расход на входе в турбину регулируется последовательной дроссельной заслонкой клапаны на кулачковом валу. Кулачки выровнены таким образом, что вал поворачивается, клапаны последовательно поднимаются. Стержни клапанов лучше видно на крупном плане. Обратите внимание на разницу в размерах стеблей. Вы можете просмотреть фото сверху собранной турбины3 чтобы увидеть их, как они сидят в собранном виде.

Генератор

Катушка — В этом кадре убран ротор из генератора, который показывает катушки.
Катушка Вид с торца — взгляд вниз на «туннель» катушек.
Ротор — Ротор генератора. Вал турбины крепится болтами на дальнем конце.
Ротор Конец крупным планом — фланец, к которому крепится болтами вал турбины.


[Домашняя страница электростанции] [Домашняя страница Thermo Text]

Copyright 2000-2010, Карл Т.

лиры

Турбины — обзор | ScienceDirect Topics

9.2.1 Гидротурбина

Гидротурбина представляет собой гидравлическую машину, используемую для преобразования гидропотенциала, имеющегося в воде, в механическую энергию, приводящую в действие электрический генератор на электростанции для выработки электроэнергии. Турбины в основном двух типов реактивные или импульсные (рис. 19). Тип турбин указывает, как вода из водовода приводит в движение рабочее колесо турбины, чтобы вращать и преобразовывать гидравлическую энергию в механическую.Рабочие колеса реактивной турбины заполнены водой и развивают крутящий момент за счет реакции давления воды на рабочее колесо.

Рис. 19. Классификация гидротурбин.

IEC 61116 (1992) Руководство по электромеханическому оборудованию для малых гидроэлектростанций .

Реакционные турбины подразделяются на два типа: турбины Фрэнсиса (смешанного потока) и турбины с осевым потоком. Осевые турбины представляют собой турбины с фиксированными лопастями (пропеллер) или с лопастями переменного шага (каплан). Оба типа осевого потока (Propeller & Kaplan) и турбины Фрэнсиса могут быть установлены горизонтально или вертикально.Кроме того, пропеллерные турбины могут быть установлены наклонно. Турбины с осевым потоком применяются в системах с низким напором в конфигурации открытых трубчатых, колбовых, шахтных, матричных и турбин с очень низким напором. Большинство малых гидроэлектростанций мощностью до 6–8 МВт монтируются с горизонтальной установкой, а другие — с вертикальной.

Турбина Фрэнсиса имеет рабочее колесо с неподвижными лопастями (лопастями), обычно с девятью или более, на которые вода поступает в турбину в радиальном направлении по отношению к валу и выходит в осевом направлении.Основными компонентами турбин Фрэнсиса являются рабочее колесо, кожух подачи воды для подачи воды к рабочему колесу, калитки для контроля количества воды и ее равномерного распределения на рабочее колесо и отводящая труба для отвода воды от турбины.

Эти агрегаты работают с генераторными агрегатами серии Micro hydro (до 100 кВт) с электронным регулятором нагрузки или параллельными регуляторами нагрузки. Пуск и останов турбин без калитки обычно осуществляется с помощью запорной арматуры на входе в турбину.Синхронизация осуществляется ручным управлением нагрузкой для регулировки скорости.

Вертикальная установка занимает меньшую площадь в плане, но требует более глубокой установки турбины по отношению к уровню нижнего бьефа. Стоимость турбины для вертикальных агрегатов выше по сравнению с горизонтальными агрегатами из-за необходимости использования упорного подшипника большего размера. Горизонтальные блоки более экономичны для небольших блоков мощностью до 8 МВт с более высокими скоростями, где доступны стандартные горизонтальные генераторы.

Турбины с осевым потоком – это турбины, в которых поток через рабочее колесо совпадает с осью вращения.Трубчатые турбины (S-типа) используются ниже 30 м напора и мощностью 8 МВт. Ламповые блоки можно использовать для низкого напора, если диаметр рабочего колеса более 1 м. Конкретные механические конструкции, строительные конструкции и экономические факторы должны быть полностью учтены при выборе одной из этих трех компоновок осевой турбины. Винтовая турбина имеет рабочее колесо с четырьмя, пятью или шестью лопастями, в котором вода проходит через рабочее колесо в осевом направлении по отношению к валу. Шаг лопастей может быть фиксированным или подвижным.Основными составными частями осевой турбины являются корпус подачи воды, калитки, рабочее колесо и отсасывающая труба.

Трубчатые или трубчатые турбины представляют собой горизонтально или наклонно установленные агрегаты с рабочими колесами. Генераторы расположены за пределами водного прохода. Трубчатые турбины могут быть оснащены рабочими колесами с фиксированным или переменным шагом, а также с узлами калитки или без них.

Требуемые гражданские характеристики для горизонтальных блоков отличаются от вертикальных. Горизонтально установленные трубчатые турбины требуют большей площади пола, чем вертикально установленные агрегаты.Требуемая площадь может быть уменьшена за счет наклонного монтажа, однако возникают дополнительные затраты на турбину, поскольку требуется большой осевой упорный подшипник. Высота земляных работ и машинного зала для горизонтальной установки меньше, чем требуется для вертикальной установки.

Ламповые турбины имеют рабочие колеса, непосредственно соединенные с генератором, и установлены горизонтально. Генератор заключен в водонепроницаемую оболочку (колбу), расположенную в водяном канале турбины. Колбовая турбина доступна с лопастями с фиксированным или переменным шагом и с механизмом калитки или без него.Рабочие характеристики аналогичны турбинам вертикального и трубчатого типа, но на 1–2 % эффективнее. Благодаря компактной конструкции площадь пола и высота электростанции для установки турбин с лампой минимизированы. Однако время обслуживания из-за доступности может быть больше, чем для турбин вертикального или трубчатого типа. Эти турбины рекомендуется устанавливать со стабильной и прочной сетью.

Низкая удельная скорость Вертикальная пропеллерная турбина, установленная над максимальным уровнем отводящего патрубка, с сифонным всасыванием с регулируемой рабочей лопаткой и неподвижным направляющим аппаратом.Как следует из названия, вертикальная турбина с сифонным всасыванием работает по сифонному принципу, т. е. клапан всасывающей лотковой камеры закрывается и герметизируется, а вакуум создается вакуумным насосом, который позволяет воде поступать в лотковую камеру и питать рабочее колесо. Отключение производится в обратном порядке, т. е. путем нарушения вакуума. Так как турбина работает по сифонному принципу, нет необходимости иметь впускные и вытяжные заслонки, что снижает стоимость. Было установлено, что этот тип турбины наиболее экономичен при обрывах каналов (напор до 3–4 м).Турбина установлена ​​выше максимального уровня нижнего бьефа и, следовательно, имеет более низкую удельную скорость.

Рабочие колеса импульсной турбины работают на воздухе и вращаются за счет удара струи воды о рабочие лопатки для создания крутящего момента, таким образом преобразуя энергию давления воды в кинетическую энергию. Турбины Пельтона являются импульсными турбинами и устанавливаются с высоким напором. Импульсные турбины могут быть установлены горизонтально или вертикально. Вертикальные агрегаты требуют меньше места в машинном отделении и часто используются для многосопловых агрегатов большой мощности.Турбины с горизонтальным валом подходят для небольших гидроэлектростанций, где имеется меньше воды. При тех же условиях номинального напора и расхода увеличение количества форсунок приводит к уменьшению размера рабочего колеса и повышению рабочей скорости. Управление турбиной Пелтона осуществляется с помощью игольчатых форсунок с гидравлическим приводом в каждой струе. Кроме того, предусмотрен струйный дефлектор для аварийного отключения. Дефлектор отводит струю воды от ковшей на стенку приямка. Эта функция обеспечивает защиту от перенапряжения для водовода без необходимости в клапане давления, поскольку нагрузка может быть быстро снята с генератора без изменения расхода.

КПД различных гидравлических турбин можно увидеть на рис. 20.

Рис. 20. Типичный КПД для различных типов гидравлических турбин (Vinogg and Elstad, 2003).

Ремонт главного вала ветряной турбины

Ремонт и инженерная модернизация узлов главного вала ветряной турбины

Восстановление главного вала

Western Machine Works располагает квалифицированными техническими специалистами, управлением проектами, специальными инструментами и инженерным опытом для выполнения всех аспектов главного вала ремонт.

  • Полное восстановление главного вала
  • Специализированные решения для повышения надежности
  • Усовершенствованный ремонт подшипников с использованием процесса двухдуговой металлизации для повышения целостности покрытия
    и устойчивости к истиранию и истиранию
  • Полное управление проектом главного вала

Индивидуальные инструменты и фиксаторы предназначены для эффективной и правильной сборки компонентов главного вала. Критические размеры всех компонентов главного вала документируются в процессе разборки и осмотра.

Western Machine Works обслуживает все основные марки ветряных турбин и имеет все необходимое оборудование для ремонта самых популярных в мире моделей ветряных турбин, включая Siemens 2,3 МВт, V82 и GE 1,5 МВт.

Наши специализированные услуги:

Специализированные решения для ветроэнергетики

Чтобы повысить надежность и обеспечить эффективную работу вашего главного вала в сборе, наша команда инженеров оценивает размерные данные и результаты анализа отказов для определения модернизации конструкции.У нас также есть собственные возможности для обратного проектирования и производства новых компонентов.

Восстановите посадки коренных подшипников ветряной турбины и изношенные поверхности до заводских спецификаций или лучше с помощью двухдугового процесса термического напыления/металлизации. В двухпроволочном дуговом процессе используется материал из нержавеющей стали 420 с прочностью сцепления более 6000 фунтов на квадратный дюйм, чтобы обеспечить превосходную поверхность посадки подшипника, которая более устойчива к истиранию и коррозии.

Оценка подшипников и анализ

  • Основная уборка подшипников, инспекция и анализ отказов
  • Очистка и проверка подшипников
  • Очистка лезвия
  • Реставрация подшипников

Управление подшипником и транспортировка

  • Экспертная техника и логистика услуги по управлению проектами позволяют вернуться к работе.
  • Специальные приспособления для подъема и транспортировки обеспечат защиту вашего оборудования.
  • Парк грузовых автомобилей, принадлежащий компании, обеспечивает быстрое и приоритетное обслуживание.
  • Сведите к минимуму время простоя благодаря круглосуточному сервису.

Восстановление главного вала ветряной турбины
  • Разборка главного вала и полный осмотр размеров
  • Доработка для установки нестандартных подшипников меньшего размера
  • Изготовление нового вала.

Производство новых компонентов ветряных турбин
  • Измерение и документирование всех критических размеров
  • CAD-моделирование
  • Создание производственных отпечатков
  • Внутренняя обработка и изготовление для сокращения времени выполнения заказа и экономичного варианта
  • CAD-моделирование
  • контроль и проверка перед поставкой

Возможности ветряных турбин

Обслуживание всех основных марок ветряных турбин

Siemens
SWT-2.3-93
SWT-2.3-101
9018

9018 9015
Vestas
V82-1.65
V80 -1.8
V80-2.0
MWT600
MWT62 / 1.0
MWT95 / 2.4
9018
GE
9
GE1.5-77 0
GE1.7-103
GE2.0 -116
GE2.5-100
мм 992 S88 G58-0.85 9023 G90-2 .0

ПРИМЕЧАНИЕ. Это неполный список поддерживаемых нами турбин. Свяжитесь с нами, чтобы получить бесплатную консультацию и рассчитать стоимость вашей конкретной модели ветряной турбины.

Техническое обслуживание валов ветряных турбин

Согласно прогнозам, использование энергии ветра вырастет на 10% в период с 2020 по 2025 год. Возобновляемые источники энергии по-прежнему конкурируют с такими источниками энергии, как ископаемое топливо, солнечная энергия и гидроэнергия. Сохранение затрат на низком уровне имеет решающее значение для эффективности ветряных турбин и внедрения ветровой энергии.Регулярное техническое обслуживание ветряных турбин помогает снизить затраты на производство энергии.

Вращающиеся компоненты, такие как валы и подшипники, подвержены наибольшему износу. Допуски могут увеличиваться с течением времени из-за регулярного износа и агрессивных соединений в воздухе (особенно если ветряные турбины находятся рядом с береговой линией). По мере увеличения допусков на вал и подшипник посадка подшипника ослабевает. Это также может быть ускорено вибрациями, которые увеличиваются по мере увеличения допусков. В крайних случаях может произойти выход из строя подшипника, что может потребовать замены вала и подшипника, что останавливает производство энергии и увеличивает стоимость ветровой электростанции.

Благодаря регулярному планированию технического обслуживания стареющих компонентов, восстановлению поверхности валов в соответствии со спецификациями OEM и балансировке валов эффективность повышается, а время простоя ограничивается запланированными окнами времени.

видео галерея