Сборник 70 студ конференции БГТУ

681

выбега ротора (как правило, из-за высокого уровня вибрации). Во многих случаях эти признаки наблюдаются одновременно в различных комбинациях.

Большинство дефектов рабочих лопаток связано с исчерпанием запасов прочности и усталостью металла (50 % повреждений). Второй основной причиной дефектов является эрозионный износ входных и выходных кромок (25 % повреждений).

Дефекты опорных подшипников сводятся в основном к различным повреждениям баббита вкладышей. Наиболее часто происходят выкрашивание баббита ( 16 % всех повреждений); подплавление его ( 16 %); натяг (12,5 %); отслоение, скол, растрескивание (12,5 %).

Дефекты опорных подшипников сопровождаются заметными изменениями в состоянии турбоагрегата. Наиболее характерными признаками являются: изменение вибросостояния подшипников (при 50 % повреждений); повышение температуры баббита ( 22 %), течь масла (13 %).

Одними из основных причин повреждений опорных подшипников являются проблемы с маслом — ухудшение маслоснабжения ( 30 % всех причин) и низкое качество масла из-за его обводнения ( 6 %). Ухудшение маслоснабжения происходило как из-за малой (меньше формулярной) величины зазоров в подшипнике, так и из-за дефектов маслосистемы (прекращение подачи масла или временный срыв масляного клина из-за повреждения масляных насосов и их позднего включения, снижение давления масла, перекрытие напорных маслопроводов посторонним предметом).

В большинстве случаев (64 %) повреждения упорных подшипников вызывают увеличение осевого сдвига ротора часто до срабатывания защиты. Характерными признаками повреждений упорных подшипников являются также повышение температуры баббита упорных колодок (18 %) и увеличение уровня вибрации (12 %). В ряде случаев при повреждениях упорных подшипников все эти признаки наблюдаются одновременно.

Причины повреждений. Основная причина – увеличение величины осевого усилия ( 62 % повреждений). Причиной 13 % повреждений признается низкое качество масла из-за его обводнения. Третья по частоте проявления группа причин (10 %) связана с дефектами ремонта (неправильная подгонка вкладышей, неравномерное усилие на колодки).

Наиболее повреждаемым элементом маслосистемы являются маслопроводы (44 % повреждений); для них характерны трещины, свищи, расхождения фланцев, износ трубопроводов, дефекты прокладок. Вторым элементом по частоте повреждаемости (26 %) является главный масляный насос (повреждение вала маслонасоса). До 12 % повреждений маслосистемы приходится на долю маслоохладителей (неплотности трубных систем, разрывы и свищи в трубках, повреждения трубных досок).

Работа выполнена под руководством доц. каф. «Тепловые двигатели» Шилина М.А.

683

КПДпарового цикла, зависящий от параметров пара и давления в конденсаторе.

ПГУ ГТУ 1 ГТУ КУ П

Бинарные ПГУ мощностью до 1250 МВт целесообразно использовать для покрытия пиковой, а также полупиковой нагрузок. Низкие параметры пара и простота парового цикла облегчают работу в переменной части графика нагрузки с частыми пусками и остановами. Газотурбинная часть, дающая около 70% мощности блока, включается в сеть и нагружается за 15– 25мин. Паровая турбина в зависимости от начального теплового состояния принимает полную нагрузку через 0,5–1,5ч после начала пуска.

Существенно повысить единичную мощность парогазовых блоков можно, увеличивая число ГТУ, работающих на одну паровую турбину, и увеличивая относительную мощность паровой части. Последнее связано со сжиганием перед котлом дополнительного топлива. При этом следует стремиться к использованию парового цикла высокого давления с промежуточным перегревом пара, который обеспечивает повышение КПД паротурбинной установки и снижение влажности пара в последних ступенях, необходимое для мощных паровых турбин с предельными окружными скоростями и длинами лопаток.

На ТЭЦ, сооружение которых намечено на природном газе, целесообразно устанавливать парогазовые установки мощностью 200–350 МВт. Помимо экономической эффективности, важнейшими требованиями к этим ПГУ являются высокая надежность, возможность автономной работы паровой части и экономичного отпуска теплоты потребителям при остановах ГТУ, а для европейских районов – возможность глубокой разгрузки для участия в покрытии переменной части графика электрических нагрузок.

Работа выполнена под руководством доц. каф. «Тепловые двигатели» А.В. Осипова.

Д.А. Иванин ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ И РЕГУЛИРОВОЧНЫХ

ПАРАМЕТРОВ РОТОРНОГО ДВИГАТЕЛЯ

Объект исследования: роторно-поршневой двигатель Ванкеля. Результаты, полученные лично автором: получено уравнение

регрессии, адекватно описывающее зависимость мощности РПД Ne, от сочетания двух независимых определяющих факторов: коэффициента избытка воздуха α и коэффициента наполнения ηv.

Исходя из определения давления рi индикаторную работу можно представить в следующем виде:

Аналогично этому эффективная работа за цикл в одном отсеке РПД

Lце 100peVh , Дж.

684

Следовательно, индикаторная мощность РПД может быть определена по формуле

определяющих факторов: коэффициента избытка воздуха α и коэффициента наполнения ηv.

Целевую функцию (Ne) обозначим как Y; определяющие факторы – X1 (α) и X2 (ηv).

Рассчитаем коэффициенты полиномиальной модели.

В табл. 1 приведены исходные данные для расчета, полученные с помощью математической модели расчета РПД.

Таблица 1 Исходные данные для расчета регрессионной модели

Рассчитаем регрессионную модельв виде квадратичного полинома

Y = b0 + b1X1 + b2X2 +b12X1X2+ b11X12 + b22X22.

Такая модель включает 5 коэффициентов регрессии, для чего необходимо поставить 5 опытов. Кроме того, одна степень свободы

685

требуется для определения среднего значения Y целевой функции. Как следует из табл. 1, всего было выполнено n = 9 опытов. Следовательно, для проверки адекватности модели может быть использовано 3 степени свободы

(табл. 2).

В результате расчета по исходным данным табл. 1 получено следующее уравнение регрессии

Ne=30,00787-121,64α+236,81ηv-87,459αηv+63,345α2-41,836ηv2.

Таким образом, данное уравнение адекватно описывает зависимость мощности РПД Ne от сочетания двух независимых определяющих факторов: коэффициента избытка воздуха α и коэффициента наполнения ηv.

Работа выполнена под руководством доц. каф. «Тепловые двигатели» Е.В. Дмитриевского

Ю.Ю Кондратенко, О.В.Инкина ТЕПЛОЗАЩИТНЫЕ ПОКРЫТИЯ ЛОПАТОК ГАЗОВЫХ ТУРБИН

Объект исследования: теплозащитные покрытия (ТЗП) для охлаждаемых лопаток газовых турбин; способы нанесения керамического слоя.

Результат, полученный авторами: использование ТЗП позволяет понизить температуру лопаток и увеличить их долговечность. На стационарных и переходных режимах ТЗП выравнивает температуру поверхности лопатки и понижает термические напряжения в ней.

Использование теплозащитных покрытий (ТЗП) для охлаждаемых лопаток является актуальным направлением совершенствования газовых турбин. В отличие от широко применяемых жаростойких покрытий, ТЗП защищают не только поверхность лопаток от высокотемпературной коррозии, но и материал лопатки от разупрочнения в результате воздействия высоких температур.

Керамический слой, нанесенный непосредственно на поверхность жаропрочного сплава, не обладает необходимой долговечностью. Проникновение кислорода через керамический слой к поверхности жаропрочного сплава приводит к ее быстрому окислению и к скалыванию керамического слоя. Поэтому теплозащитное покрытие выполняют не менее чем из двух слоев – внешнего керамического и внутреннего жаростойкого.

686

Долговечность ТЗП связана не только с его химическим составом, но также со структурой керамического слоя и адгезионной прочностью границы между керамическим слоем и подслоем, которые зависят от способа нанесения керамического слоя. Способ нанесения определяет так же шероховатость его поверхности и термические напряжения в керамическом слое. Для снижения термических напряжений применяют различные технологические приемы дробления керамики: плазменный и электроннолучевой. В керамическом слое нанесенным плазменным способом специальной термической обработкой формируют сетку микротрещин разбивающих керамику на отдельные фрагменты. При использовании электроннолучевой технологии, в керамическом слое за счет высокой разности температур между паром и подложкой, формируется специфическая столбчатая структура легко дробящаяся на фрагменты при появлении в ней напряжений растяжения.

В авиационном двигателестроении, как правило, плазменная технология нанесения керамического слоя ТЗП применяется для камер сгорания и некоторых поверхностей сопловых лопаток. Электроннолучевая технология нанесения керамического слоя ТЗП применяется для рабочих лопаток турбин.

Использование ТЗП позволило исключить аксиальные и радиальные трещины лопаток, коробление выходных кромок. Ведущие производители авиационных двигателей в настоящее время применяют ТЗП для повышения надежности и долговечности лопаток турбин. В настоящее время используется только электронно-лучевая технология нанесения ТЗП.

Доклад выполнен под руководством доц. каф. «Тепловые двигатели» Шкодина В.М.

О.В. Инкина ПРОИЗВОДСТВО ТУРБИННЫХ ЛОПАТОК ГАЗОТУРБИННЫХ

ДВИГАТЕЛЕЙ МЕТОДОМ НАПРАВЛЕННОЙ КРИСТАЛЛИЗАЦИИ

Объект исследования: технологии производства турбинных лопаток двигателей методом направленной кристаллизации.

Результат, полученный лично автором: применение метода направленной кристаллизации (НК) исключает из отливок турбинных лопаток поперечные границы зерен или границы зерен вообще, повышая механические характеристики жаропрочных сплавов.

Жаропрочные никелевые сплавы являются основным материалом для литья лопаток современных перспективных газотурбинных двигателей.

Изучение механизмов деформации жаропрочных сплавов в процессе ползучести при высоких температурах, а также анализ причин эксплуатационных разрушений лопаток в условиях воздействия статических, циклических и термоциклических напряжений показывают. что разупрочнение материала обусловлено в первую очередь такими

689

А.В. Крысов, П.О. Лахтер МОНАРНЫЕ ГТУ

Объект исследования: монарные ГТУ.

Результат, полученный лично автором: использование монарных газотурбинных установок обеспечивает значительное повышение техникоэкономических показателей, большую экономию топлива, возможность работать в широком диапазоне режимов, быстрый пуск, высокую надежность энергосистемы и улучшение экологической обстановки по сравнению с простейшими ГТУ.

При вводе пара в КС ГТУ преобразуется в монарную парогазовую установку, рабочее тело в которой представляет собой смесь воздуха, продуктов сгорания (C02+H20) и паров воды. Пар (или горячая вода), полученный в теплообменнике (котле-утилизаторе) и нагретый обычно до температуры воздуха, поступающего из компрессора, вводится в тракт высокого давления, например в камеру сгорания, или камеру смешения за КС.

Ввод пара в КС установки существенно снижает эмиссию окислов азота NOx - основного составляющего вредных выбросов с отработавшими газами ГТУ.

Расчеты показывают, что кинематика потока при вводе пара в проточную часть турбины претерпевает незначительные изменения, т.е. треугольники скоростей близки кподобным и потери энергии в проточной части турбины практически не меняются. Прочностные характеристики турбины требуют проверки, что приводит на практике к использованию для лопаточного аппарата и дисков силовой турбины более прочных материалов.

Монарные установки в настоящее время находят все большее применение, поскольку они при сравнительно малых дополнительных затратах обеспечивают значительное повышение мощности и КПД и улучшают экологическую обстановку в районе объекта.

Значение температуры отработавших газов на выходе ГТУ (порядка 450550°С) позволяет использовать для монарных установок различные высокоэкономичные комбинированные варианты тепловых схем: монарная с регенерацией, монарная с теплофикацией, монарная с регенерацией и теплофикацией.

Монарная парогазовая установка может работать в широком диапазоне режимов:

-как простейшая ГТУ при отключенной системе регенерации и теплофикации и подачи пара в КС;

-как монарная парогазовая установка с вводом пара в КС при отключенных системах регенерации и теплофикации;

-как газотурбинная установка без ввода пара в КС, но с включенной системой теплофикации;

-как монарная парогазовая установка с вводом пара в КС и включенных системах регенерации и теплофикации.

690

Мощность, затрачиваемая на привод циклового компрессора ГТУ, практически остается неизменной, т.е. компрессор подает в КС установки то же количество воздуха, что и без ввода пара в КС. При этом каждый процент (в долях от расхода воздуха через цикловой компрессор) вводимого пара (или воды) в КС обеспечивает повышение КПД ГТУ приблизительно на 1%, а мощности на 3%.

Прирост мощности и теплового перепада энтальпий при вводе пара в КС полностью приходится на силовую турбину, что приводит наряду с увеличением КПД установки к повышению коэффициента полезной работыи полезной мощности Ne.

Работа выполнена под руководством доц. каф. «Тепловые двигатели» А.В. Осипова

В.В. Кузьмин МОДЕРНИЗАЦИЯ КОНЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ЦНД ПАРОВЫХ

ТУРБИН

Объект исследования: концевые уплотнения ЦНД паровых турбин. Результат, полученный лично автором: рассмотрен опыт применения

уплотнений на паровых турбинах, предложена конструкция сотового концевого уплотнения ЦНД, выполнено количественное сравнение пропускной способности концевого уплотнения ЦНД лабиринтного и сотового типа.

Уплотнения предназначены, прежде всего, для обеспечения минимума утечек пара. Поэтому зазоры в уплотнениях должны быть минимально допустимыми с учётом соображений надежности при касании подвижных и неподвижных частей турбоагрегата. При задеваниях зазоры увеличиваются из-за срабатывания гребней, а также возможно появление теплового остаточного прогиба ротора. Это происходит восновном в начальный период эксплуатации, поэтому турбина практически весь межремонтный период работает с пониженной экономичностью. Кроме того, уплотнения должны быть ремонто-пригодными и легко заменяться в условиях электростанции. Широко применяемые уплотнения с гребнями (рисунок 1, а) не в полной мере соответствуют перечисленным требованиям. Во-первых, они легко истираются при задеваниях, недостаточно надежны и требуют больших затрат при ремонте. Кроме того, при движении влажного пара отмечается явление эрозийного износа поверхности вала в местах расположения гребней, а также образование отложений на сегментах диафрагм и гребнях, которые нивелируют остроту кромок гребней, способствуя увеличению утечки пара. Статистика изменения величины зазоров в ремонтных формулярах, полученная замерами при выходе агрегатов в ремонт, показывает значительное увеличение зазоров (иногда в два и более раза).

На рисунке 1, б изображена конструкция сотового концевого уплотнения ЦНД, предназначенного для замены существующего лабиринтного уплотнения. Гребни вала турбины закрыты бандажами. На