logo1

logoT

 

Ресурс турбины


Ресурс турбины дизельного двигателя

Турбокомпрессор бензинового или дизельного двигателя изначально имеет достаточно большой ресурс, который планово может даже превышать моторесурс силового агрегата до первого капитального ремонта. На практике турбина может выходить из строя гораздо быстрее, требуя регулярной проверки работоспособности.

Рекомендуем также прочитать статью об устройстве турбокомпрессора. Из этой статьи вы узнаете о том, как работает система турбонаддува двигателя внутреннего сгорания.

Средний срок службы турбины дизельного двигателя находится на отметке около 150-250 тыс. пройденных километров. Что качается бензиновых двигателей, турбина на таких моторах может прослужить немного дольше, однако на срок службы сильно влияют конструктивные особенности турбонагнетателя и индивидуальные условия эксплуатации.

Содержание статьи

Особенности турбин для бензиновых и дизельных ДВС

Современные турбодизели зачастую получают нагнетатели, которые конструктивно предусматривают возможность гибкого управления потоком отработавших газов. Решение называется турбиной с изменяемой геометрией. Такое устройство отличается довольно высокой начальной стоимостью на фоне аналогов. Также стоит добавить, что ремонтопригодность данных турбин достаточно низкая.

Бензиновые ДВС решений в виде турбин с изменяемой геометрией практически никогда не получают по причине того, что температура отработавших газов в агрегатах на бензине заметно выше сравнительно с выхлопом дизельного двигателя.

На бензиновые турбомоторы повсеместно ставятся турбины, геометрия которых фиксирована. Ремонту нагнетатели данного типа поддаются намного легче и способны прослужить достаточно долго после профессионального восстановления и последующего прохождения процесса балансировки.

Что касается восстановления турбин с изменяемой геометрией, которые повсеместно ставят на дизеля, то ситуация другая. Далеко не каждый сервис принимает турбины с такой конструкцией в работу. Также после ремонта нет никаких гарантий, что турбокомпрессор данного типа будет способен нагнетать должное количество воздуха в строгом соответствии с оборотами мотора.

Поломка турбины и последствия

Неисправности турбокомпрессора независимо от типа его конструкции требуют незамедлительного ремонта. Также необходимо устранить причины, которые могут приводить к поломке турбины. Это необходимо для того, чтобы после ремонта или установки нового нагнетателя устройство не вышло из строя повторно.

Рекомендуем также прочитать статью о ресурсе дизельного двигателя. Из этой статьи вы узнаете о том, какой плановый ресурс имеет мотор данного типа, а также о факторах, влияющих на моторесурс силового агрегата.

Чаще всего турбонагнетатели страдают по причине того, что сильно снижается эффективность смазки ротора турбокомпрессора. Дело в том, что к маслу для турбированных дизельных или бензиновых ДВС выдвигаются особые требования. Смазка турбомоторов работает в условиях повышенных нагрузок и высоких температур, а также выступает в качестве рабочей жидкости для охлаждения.

В процессе эксплуатации двигателя наблюдается снижение производительности маслонасоса по причине его износа, пропускная способность подводящих масляных магистралей для подачи смазки в турбину постепенно забивается отложениями. Также продукты износа деталей двигателя в виде механических частиц попадают в моторное масло и могут привести к повреждению ротора турбины.

Советы и рекомендации

Нарушения в работе компрессора приводят к нестабильной работе двигателя, потере мощности, увеличению расхода топлива, изменению состава отработавших газов и повышенному содержанию токсичных веществ в выхлопе. В дизельном двигателе с некорректно работающей турбиной может быстро выходить из строя сажевый фильтр.

  1. Основной рекомендацией во время эксплуатации турбомотора является регулярная замена моторного масла и масляного фильтра строго по регламенту. Также необходимо поддерживать постоянную чистоту системы смазки. После ремонта турбины обязательно требуется тщательная промывка системы смазки двигателя. Дополнительно может потребоваться снятие картера для лучшей очистки. Не редки случаи, когда замене подлежит и маслоподводящая магистраль, по которой смазка подается к турбокомпрессору.
  2. Не меньшего внимания требует и система подачи воздуха, так как от максимальной чистоты также зависит ресурс турбины дизельного или бензинового двигателя. Может потребоваться промывка или даже замена интеркулера, продувка всех магистралей. Поток воздуха обязательно должен проходить свободно, так как любое увеличение давления в выходной части турбокомпрессора приведет к утечкам моторного масла через уплотнения в области турбинного колеса. Высокое разрежение во впуске дополнительно приводит к тому, что выбросы масла увеличиваются.  Также обязательной и регулярной замене подлежит воздушный фильтр.

Ремонт турбины необходимо производить только в условиях профессионального сервиса. Также для восстановления необходимо использовать запчасти проверенных производителей, которые не могут стоить дешево.

После ремонта особое внимание уделяется настройке турбокомпрессора. Слишком малое или слишком большое количество подаваемого в двигатель воздуха негативно сказывается на ресурсе силового агрегата. На разных режимах работы мотору необходим оптимальный состав топливно-воздушной смеси для своевременного воспламенения и полноценного сгорания.

Читайте также

Возобновление ресурса турбин, отработавших ресурс

Возобновление ресурса узлов турбин, отработавших ресурс, является альтернативой варианту полной замены оборудования, может быть выполнено с минимальными затратами и позволяет эксплуатировать турбину еще продолжительное время.

Реконструкция турбин с возобновлением ресурса предполагает проведение высокотемпературной обработки корпусных деталей высокого давления, определяющих ресурс. Такая технология позволяет восстановить структуру и свойства металла и обеспечить ресурс дальнейшей эксплуатации на уровне паркового ресурса. Проточная часть высокого давления подлежит замене, а низкотемпературная часть расширенному ремонту и модернизации.

Имеется опыт выполнения реконструкции с использованием бывших в эксплуатации корпусов после восстановительного ремонта с проведением высокотемпературной термообработки.

ПТ-60-130
Ульяновская ТЭЦ, ст. № 6 Заключение
№ 22-95 от 25.11.2001
Т-100-130
резервный
Экспертное заключение
№ 04/82 от 18.07.2008
ПТ-60-90
Салаватская ТЭЦ, ст. № 9 Экспертное заключение
№ 024/13 от 14.11.2013
ПТ-60-90
Салаватская ТЭЦ, ст. № 7 Экспертное заключение
№ 04/16 от 26.06.2018
«Структура металла корпусов после ВТО имеет равноосные зерна, чистые от карбидов границы, карбиды равномерно распределены, количество феррита колеблется от 80 до 20 %. Металл с указанными структурой и свойствами обладает достаточно длительной прочностью и трещиностойкостью в рабочем диапазоне температур для обеспечения ресурса корпусных деталей не менее 200 тыс. часов.» «Учитывая положительные результаты исследования микроструктуры и механических свойств металла корпуса ЦВД Т-100/120-130, а также ранее выданные рекомендации по устранению дефектов, ВТИ считает возможным допустить корпус к длительной эксплуатации до 220 тыс. часов на параметрах свежего пара Т = 545 °С, Р = 13 МПа, с объемом контроля в соответствии с действующей НТД для деталей в состоянии поставки.» «Учитывая положительные результаты исследования микроструктуры и механических свойств металла корпуса ЦВД ПТ-60-90, а также ранее выданные рекомендации по устранению дефектов, ООО НПК "ВТИ" считает возможным допустить корпус к длительной эксплуатации до 270 тыс. часов на параметрах свежего пара Т = 530 °С,
Р = 9,0 МПа, с объемом контроля в соответствии с действующей НТД.»
«Учитывая положительные результаты исследования микроструктуры и механических свойств металла корпуса ЦВД ПТ-60-90 после ВТО, а также отсутствие дефектов, ОАО "ВТИ" считает возможным допустить корпус к длительной эксплуатации до 270 тыс. часов на параметрах свежего пара
Т = 540°С, Р = 9,0 МПа, при условии положительных результатов контроля во время эксплуатации в соответствии с действующей НТД.»

Как увеличить срок службы турбины

В последнее время автопроизводителям удалось значительно продлить срок эксплуатации турбокомпрессоров. Во многих современных автомобилях срок службы турбины соответствует сроку эксплуатации на двигателя.

В результате двигатели, оснащенные системой турбонаддува, стали весьма распространенными.

Но, несмотря на это, не лишним будет помнить и соблюдать выработанные годами правила поведения с турбомоторами, которые станут действительным залогом долголетия турбины.

Первое о чем нужно знать – после включения двигателя необходимо дать ему немного поработать на холостых оборотах, чтобы моторное масло прошло по системе. Эта рекомендация относится в полной мере и к атмосферным моторам, но особенно важна именно для турбированных, где масло является еще и смазывающим материалом для турбины.

Особенно это актуально зимой. Кроме того, при температуре ниже нуля в первые минуты езды не стоит подвергать двигатель сильным нагрузкам. В это время следует избегать резких стартов, а также интенсивных ускорений. Нужно дать маслу прогреться поскольку большинство систем турбонаддува работают под давлением больше одной атмосферы. Любые «утечки» давления при этом будут приводить к повышенному кручению турбины, а значит и к повышенному износу ее деталей.

Не стоит забывать и об особенностях остановки турбированного мотора. Перед тем как глушить двигатель, ему также необходимо поработать несколько минут на холостых оборотах. Особенно актуально данное правило если перед этим двигатель и турбина интенсивно работали. За несколько минут детали системы наддува остынут, что исключит подгорание масла и, как следствие, преждевременный ее выход из строя.

И самое главное – нужно вовремя менять масло и фильтра (топливный и воздушный).

Благодаря соблюдению этих нехитрых правил можно значительно продлить жизнь турбины.

Но если уж начались проблемы, то стоит помнить, что сейчас автопроизводители, в особенности европейские, изначально разрабатывают двигатели с расчетом использования наддува. В результате и двигатель, и турбина представляют собой единую систему. Поэтому к устранению неполадок в такой системе необходим комплексный подход. В связи с этим неправильно будет производить замену турбины не проверив перед этим состояние мотора, поскольку есть большая вероятность, что именно неполадки в его работе являются причиной преждевременного выхода из строя турбины. В то же время ненадлежащим образом работающая система турбонаддува может быть причиной поломки двигателя.

Поделиться :

Энергетическое образование

2. Паровые турбины

Типичная паровая турбина показана на рисунке Для того чтобы увидеть внутреннее устройство турбины, при ее изображении «вырезана» передняя верхняя четверть. Точно также показана лишь задняя часть кожуха 2. 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. Отдельные роторы цилиндров (ротор ЦВД 47, ротор ЦСД 5 и ротор ЦНД 11) жестко соединяются муфтами 31 и 21. 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.

Валопровод вращается во вкладышах 42, 29, 23, 20 и т.д. опорных подшипников скольжения на тонкой масляной пленке и не касается металлической части вкладышей подшипников. Как правило, каждый из роторов размещают на двух опорных подшипниках. Иногда между роторами ЦВД и ЦСД устанавливают только один общий для них опорный подшипник 29. Расширяющийся в турбине пар заставляет вращаться каждый из роторов, возникающие на них мощности складываются и достигают на полумуфте 12 максимального значения.

К каждому из роторов приложено осевое усилие. Они суммируются, и их результирующая осевая сила передается с гребня 30 на упорные сегменты, установленные в корпусе упорного подшипника.

Каждый из роторов помещают в корпус цилиндра 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. При монтаже турбины все плоскости разъемов нижних половин корпусов устанавливают специальным образом (для простоты можно считать, что все плоскости разъема совмещают в одной горизонтальной плоскости). При последующем монтаже ось валопровода помещают в эту плоскость разъема, что обеспечивает центровку — ось валопровода будет точно совпадать с осью кольцевых расточек корпусов. Этим будут исключены задевания ротора о статор, которые могут привести к тяжелой аварии.

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 45, 28, 7. 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 40, 32, 19 специальной конструкции.

Турбина устанавливается в главном корпусе ТЭС на верхней фундаментной плите 36. 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.

Монтаж турбины осуществляют в следующем порядке. Сначала устанавливают нижнюю половину ЦНД 18 опорным поясом 15, расположенным по периметру обоих выходных патрубков ЦНД. ЦНД имеет собственные вваренные в них опоры ротора. Затем на перемычке между окнами под ЦВД и ЦСД и слева от окна под ЦВД размещают нижние половины корпусов опор соответственно 28 и 41. После этого на опоры подвешивают нижние половины корпусов наружных цилиндров 39 и 24, в них помещают статорные элементы и осуществляют центровку всех цилиндров турбины.

В опоры ротора вставляются нижние половины опорных вкладышей 42, 29, 23, 20 и 16, и на них опускают отдельные роторы. Их строго прицентровывают друг к другу и соединяют с помощью муфт 31 и 21.

Затем в верхние половины корпусов помещают необходимые внутренние статорные элементы и турбину закрывают. Для этого в отверстия на горизонтальные разъемы корпусов ввинчивают шпильки и опускают верхние половины 46, после чего с помощью шпилек и специальных приспособлений верхние и нижние половины корпусов плотно стягиваются по фланцевым разъемам.

Аналогичным образом закрываются опоры роторов. После изоляции турбины, ограждения кожухом и многочисленных проверок ее доводят для состояния, пригодного к несению нагрузки.

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 пар по перепускным трубам 1 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 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. В отличие от однопоточных 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.

После того, как нами получено общее представление о турбине, рассмотрим ее «сердце» — проточную часть, которая является самой сложной и самой дорогой частью турбины. Сложность ее создания определяется не только высокими технологическими требованиями к изготовлению, материалам, монтажу, но, главным образом, чрезвычайной наукоемкостью: нельзя создать даже посредственную турбину, не обладая хорошими знаниями в таких областях науки, как механика, гидрогазодинамика, теория автоматического регулирования, механика разрушения, не говоря уже о специальных дисциплинах. Не удивительно поэтому, что число стран, выпускающих мощные паровые турбины по разработанной ими технической документации, не превышает десяти.

На рисунке показан фрагмент проточной части паровой турбины и охватывающих ее деталей. Собственно проточная часть состоит из чередующихся кольцевых сопловых решеток 1 и рабочих решеток 2. Совокупность одной сопловой и одной рабочей решетки называют ступенью турбины. Это название происходит из того, что потенциальная энергия пара преобразуется в кинетическую энергию вращения ротора порциями (ступенями).

Сопловая решетка состоит из одинаковых сопловых лопаток 1, установленных по окружности на равном расстоянии друг от друга (шагом). Сопловые лопатки имеют вполне определенный профиль в сечении, и поэтому между сопловыми лопатками образуется вполне определенный сопловый канал (сопло) для прохода пара. Сопловые лопатки закреплены в диафрагме 2, имеющей горизонтальный разъем, необходимый для установки ротора при монтаже. Диафрагма — это кольцевая перегородка, которая подвешивается двумя лапками 3 на уровне горизонтального разъема в кольцевой расточке обоймы. Обойма охватывает несколько диафрагм (две, три и более) — отсюда и ее название. В свою очередь обойма 12 лапками 6 подвешивается в корпусе 3 турбины. Кольцевое пространство между обоймами часто используется для камеры отбора пара на регенеративные подогреватели.

Таким образом, неподвижные в пространстве корпус 3 турбины, обоймы 4 и диафрагмы 11 обеспечивают неподвижность сопловых каналов сопловой решетки. Сами каналы, благодаря особым форме сопловых лопаток и их установке в решетках, выполняются суживающими: площадь для прохода пара на выходе из сопловой решетки выполняют в несколько раз меньше, чем на входе. Далее, если иметь в виду, что объем пара за сопловой решеткой больше, чем на входе, так как давление за ней меньше, то ясно, что скорость пара на выходе из решетки будет в несколько раз больше, чем на входе. Действительно, если на входе в сопловую решетку скорость пара 50—100 м/с, то на выходе из нее — 300—400 м/с и более.

Далее, поток пара не только приобретает большую скорость, но и изменяет свое направление: выходные части сопловых лопаток (профилей) заставляют пар развернуться и двигаться в направлении не вдоль оси турбины (скорость c0), а поперек (говорят, что поток пара приобретает закрутку — окружное направление). Таким образом, из сопловых каналов выходит мощная закрученная кольцевая струя пара, ширина которой равна высоте сопловых лопаток. Часть потенциальной энергии пара преобразована сопловыми каналами в кинетическую энергию кольцевой струи пара, движущейся с огромной скоростью (обычно — это скорость несколько меньше скорости звука, но в некоторых ступенях — и больше ее). Заметим для сравнения, что пассажирский самолет, летящий со скоростью 720 км/с, имеет скорость 200 м/с.

Теперь необходимо решить следующую задачу: заставить созданную кольцевую струю пара вращать вал 13 турбины. С этой целью ее направляют на кольцевую решетку профилей, образованную рабочими лопатками 2. Для этого, прежде всего рабочей решетке дают возможность вращаться: ее закрепляют на диске 12 ротора, который соединен с валом 13 и уложен во вкладыши опорных подшипников. Поэтому, если на рабочую лопатку будет действовать окружная сила, имеющая плечо относительно оси вращения, то ротор начинает вращаться. Эту силу создают с помощью специальной решетки профилей (рис. 6.5), создающей рабочие каналы вполне определенной формы (примерно постоянного сечения). Пар, протекающий через каналы рабочей решетки, изменяет свое направление, и это главная причина появления окружной силы F, действующей на каждую рабочую лопатку. Скорость пара в рабочей решетке уменьшается, так как вследствие окружной податливости рабочих лопаток поток пара как бы вязнет внутри канала. В результате из рабочей решетки пар выходит со скоростью с2 примерно равной скорости c0 на входе в сопловую решетку. Но поскольку давление и температура пара за ступенью меньше, чем перед ней из-за того, что в конденсаторе принудительно поддерживается низкое давление, и оно постепенно повышается к паровпускной части турбины), то часть кинетической энергии потока пара, идущего через ступень, преобразуется в механическую (вращательную) энергию ротора, которая, в конечном счете, передается ротору электрогенератора.

На рисунке показаны профили двух соседних ступеней, позволяющих увидеть, как протекает пар в проточной части и как они расположены по отношению друг к другу. Пар входит в каналы сопловой решетки первой ступени со скоростью с0, а выходит со скоростью с1 под углом a1 кото­рый составляет 10—15°, т.е. почти в окружном направлении. Однако поскольку рабочие лопатки пробегают мимо сопловой справа налево со скоростью и, то на рабочие лопатки пар будет поступать со скоростью w1 < c1 и под углом b1 > a1 . Профиль рабочей лопатки первой ступени устанавливают под таким углом bу, чтобы вектор скорости w1 «встретил» ее переднюю часть безударно, и пар плавно вошел в каналы рабочей решетки. Поскольку, как указывалось выше, их сечение примерно постоянно, то угол выхода b2» b1, а скорость выхода пара в относительном движении w2» w1. Но так как, рабочие лопатки имеют скорость и, то скорость выхода пара относительно корпуса будет равна с2» с0. Далее процесс повторяется в проточной части второй ступени и так до тех пор, пока пар не попадет в конденсатор.

На рисунке показана турбина со снятой крышкой. Хорошо видна нижняя половина средней опоры и два корпуса турбины (нижняя половина), подвешенные к опоре. На рисунке изображена процедура центровки соседних роторов по полумуфтам, необходимая для исключения вибрации. Рядом с полумуфтой видны шейки валов 5 и 7 под опорные вкладыши опор, нижние половины которых размещены в опоре.

Последняя ступень имеет самые длинные рабочие лопатки 2, прошитые связующей проволокой, повышающей их вибрационную надежность.

На концевой части ротора хорошо видны кольцевые выступы 8 на валу, служащие для организации концевого уплотнения. Само уплотнение представлено на рисунке.

В обойме 7, имеющей такую же конструкцию, как и обойма диафрагм и 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.

На рисунке хорошо видны горизонтальный разъем цилиндра, направляющие колонки 5, по которым будет опускаться верхняя половина корпуса и несколько ввинченных шпилек 2 для скрепления горизонтального фланцевого разъема.

На рисунке показана мощная паровая турбина в процессе заводской сборки. Она состоит из ЦНД (на переднем плане), ЦСД и ЦВД. Хорошо видно, как изменяются длины лопаток: в первых ступенях они составляют 30 — 40 мм, а в последней — около 1 м.

Типичная рабочая лопатка 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.

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 рисунке 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.

На рисунке 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.

На рисунке 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.

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.

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

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.

3.  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.

4.  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. Полупиковые турбины 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.

5.  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 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.

На рисунке 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. 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).

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.

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.


Особенности двигателя TSI в автомобилях Volkswagen

Силовыми агрегатами TSI комплектуются все современные модели Volkswagen. Аббревиатура от Turbo Stratified Injection обозначает двигатель, в котором впрыск топлива происходит непосредственно в цилиндр, а воздух нагнетается двойным турбонаддувом.

В результате эксплуатационные характеристики мотора более высокие, чем у двигателя с обычной турбиной, но из-за этого ему требуется более качественное обслуживание, которое нереально осуществить в кустарных условиях.

Этот тип двигателя самый популярный среди автомобилей Volkswagen. На Passat В8, Passat СС, Tiguan устанавливают сейчас (2016 года) только двигатели типа TSI. На  Golf и Jetta кроме TSI устанавливают также MPI. Единственная модель, которая не комплектуется TSI — Туарег.

Каким образом работает двойной турбонаддув?

Для понимания принципа действия двойного турбонаддува стоит рассмотреть, как формируется воздушно-топливная смесь на разных оборотах:

  • до 2 400 об/мин работает исключительно механический компрессор, а турбокомпрессор простаивает, поскольку нет необходимости в дополнительной мощности и недостаточно давления выхлопных газов;
  • от 2 400 до 3 500 об/мин для нагнетания воздуха подключается турбокомпрессор, но только если электроника регистрирует очень динамичное увеличение потребности в мощности, к примеру, при резком старте с места;
  • от 3 500 об/мин и выше заслонка турбокомпрессора полностью открыта и он один работает на нагнетание воздуха.

В результате такого комплексного подхода становится возможным тонкое изменение мощности двигателя в большом диапазоне оборотов. Практически отсутствует «турбояма», которая характерна для силовых агрегатов с классической турбиной. В механическом нагнетателе используется редуктор, благодаря которому скорость вращения компрессора достигает 17 500 об/мин для наиболее эффективного давления в системе подачи воздуха.

Особенности охлаждения моторов TSI

Здесь применяется система охлаждения из двух контуров: один для головки блока цилиндров, а второй для самого блока. Количество охлаждающей жидкости в 2 раза больше в головке цилиндров, чтобы быстрее выполнялся прогрев и снижалась вероятность её перегрева, поскольку она изначально нагревается более интенсивно, чем блок цилиндров. Дополнительно система оснащена двумя термостатами, которые срабатывают при температуре в 80 и 95 °C.

Для охлаждения турбины используется еще более интересная схема. Дополнительный водяной насос с электроприводом охлаждает её в течение еще 15 мин. после остановки двигателя. В результате сложный механизм никогда не перегревается, что увеличивает его ресурс.

Недостатки технологии

Наибольшим минусом этих двигателей является их относительно плохой прогрев в холодное время года. Классическая схема разогрева на холостых оборотах в минусовую температуру малоэффективна — вам придётся долго ожидать тепла из дефлектора отопителя. В такую погоду на рабочую температуру мотор выходит достаточно долго даже при езде. К сожалению, такая плата за отменные рабочие параметры этих силовых агрегатов.

Рекомендации по эксплуатации

Любая вещь, созданная человеком, рано или поздно придёт в негодность и даже такие качественные двигатели не вечны. Однако если вы будете использовать качественные расходники и уделите пристальное внимание на состояние цепи ГРМ, то детище немецких инженеров не будет расстраивать вас форс-мажорными поломками в течение многих десятков тысяч километров.

Нюанс с долгим прогревом можно просто решить. Достаточно установить автономный предпусковой подогреватель мотора. Ведь такие приспособления уже не первое десятилетие используются в грузовиках и в нашем случае они помогут вам не мёрзнуть во время коротких зимних поездок.

Новые технологии - Laboratoria.net

19.02.2020

Новая «умная повязка» может улучшить клиническую помощь людям с хроническими ранами.

25.09.2018

Проколотые шины скоро перестанут быть проблемой для водителей.

25.09.2018

В отчете МЭА показано, что уже на начало 2018 года в мире использовалось 75% электроэнергии.электричества, которого должно было хватить на несколько следующих лет.

25.09.2018

Инициатива ЕС готова испытать первое из двух своих инновационных турбинных устройств.

25.09.2018

На рынке появляется все больше устройств, оснащенных передовыми системами распознавания.

20.09.2018

Сепсис является потенциально смертельным заболеванием, вызванным широко распространенной системной воспалительной реакцией и инфекцией.

20.09.2018

Инновационные устройства для постоянного мониторинга сердечного ритма имеют небольшие размеры и более удобны в использовании, чем традиционные холтеровские мониторы.

20.09.2018

Ученые установили новый рекорд эффективности органических солнечных батарей.

.90 000 Зеленая энергия требует невозобновляемых ресурсов

Конфликты из-за ресурсов вряд ли исчезнут в эпоху возобновляемых источников энергии. Международное энергетическое агентство отмечает, что запас критически важных материалов ограничен и сосредоточен только в нескольких странах.

Достигая наших целей в области климата и декарбонизации, мы надеемся жить в мире, где не существует спроса на невозобновляемое сырье. Но этого не будет.Возможно, исчезнет потребность в невозобновляемых видах топлива, таких как нефть, природный газ и уголь. Однако возникнут новые проблемы. Тоже вполне серьезно.

Страны конкурируют за невозобновляемые ресурсы

Конкуренция за скудные энергоносители является постоянным источником конфликтов между странами. Казалось бы, это время скоро подойдет к концу, так как планы по декарбонизации предполагают уход от невозобновляемых источников энергии. Установки, производящие зеленую электроэнергию, построены во многих местах.Для этого используются ветер и солнце, которые доступны и бесконечны. Однако тема несколько сложнее.

Зеленая энергия требует использования ограниченных невозобновляемых ресурсов. В то время как солнце и ветер возобновляемы, материалы, необходимые для преобразования этих ресурсов в электричество, больше не возобновляемы. На самом деле, некоторые из них встречаются гораздо реже, чем сырая нефть. Это может означать, что глобальные конфликты ресурсов никогда не исчезнут.

Потребность в невозобновляемых ресурсах

Солнечная энергия в основном собирается фотогальваническими элементами. Точно так же энергия ветра требует огромных ветряных турбин. С другой стороны, электромобили должны иметь усовершенствованные батареи, чтобы иметь возможность использовать электроэнергию, вырабатываемую из возобновляемых источников.

Конструкция этих устройств требует использования различных материалов. Они, в свою очередь, очень часто невозобновляемы. Например, медь необходима для передачи энергии.Ветряные турбины изготавливаются из марганца, молибдена, никеля, цинка и редкоземельных элементов. С другой стороны, при производстве аккумуляторов и двигателей для электромобилей используются кобальт, графит, литий, марганец и редкоземельные металлы.

Нехватка критических материалов

На данный момент проблема не очевидна. Однако мир может очень быстро столкнуться с нехваткой критически важных материалов. Это произойдет, если текущие планы декарбонизации осуществятся.Когда будет построено много новых установок, спрос на основные полезные ископаемые возрастет. В то же время их мировое производство будет недостаточным. Кроме того, промышленность вряд ли сможет быстро увеличить его до удовлетворительного уровня, поскольку потенциальные источники ограничены. К тому же процесс внедрения таких материалов в сеть сложен и затратен. Это также требует времени.

По мере того как глобальные темпы перехода к чистой энергии увеличиваются, солнечные панели, ветряные турбины и электромобили используются во все возрастающих масштабах.Эти быстрорастущие ключевые рынки полезных ископаемых могут быть подвержены волатильности цен, геополитическим влияниям и даже перебоям в поставках.

Международное энергетическое агентство, «Роль важнейших минералов в переходе на экологически чистую энергию» Твитнуть

Например, спрос на литий в 2040 году может быть в 50 раз выше, чем сегодня, а на кобальт и графит — в 30 раз. Об этом говорится в отчете Международного энергетического агентства.

Будущее зеленой энергетики зависит от нескольких стран

Получается, что производство критических материалов происходит всего в нескольких странах.Это касается, например, лития, кобальта, редкоземельных элементов. Международное энергетическое агентство изучает эти отношения. Агентство отмечает, что будущие поставки пока сосредоточены на меньшем количестве земель, чем нефть и газ. Эта ситуация может вызывать беспокойство. Вполне вероятно, что страны будут искать доступ к этим ресурсам.

Согласно данным, Демократическая Республика Конго в настоящее время поставляет более 80% мирового производства кобальта. Китай поставляет 70% редкоземельных элементов.Производство лития, с другой стороны, происходит в основном в двух странах. Речь идет об Аргентине и Чили, на которые вместе приходится почти 80% мировых поставок. Напротив, медь в основном поступает из четырех стран. Это Аргентина, Чили, Демократическая Республика Конго и Перу.

Каталожные номера:

https://www.thenation.com/article/environment/renewable-energy-war-china/

https://tomdispatch.com/lithium-cobalt-and-rare-earths/

.

Обучение регенерации турбокомпрессоров | Турбоспец

TurboSpec – лидер по качеству услуг по регенерации турбокомпрессоров. Опыт, полученный на зарубежных курсах, и несколько лет практики позволяют нам предлагать услуги по обучению в области регенерации турбокомпрессоров. Наше предложение курсов предназначено для людей, планирующих открыть мастерскую и действующих мастерских, желающих улучшить качество предлагаемых услуг.

В последние годы у нас появилась возможность провести обучение по регенерации турбокомпрессоров для людей, планирующих открыть профессиональные услуги по регенерации.Мы также неоднократно проводили курсы повышения квалификации для специалистов мастерских с многолетним опытом работы. Во время этих семинаров задействованные люди имеют возможность ознакомиться с процедурами ремонта.

Знания и навыки, полученные в ходе обучения, позволяют проводить профессиональную диагностику турбокомпрессоров. Правильно обслуженные турбокомпрессоры часто лучше подходят для автомобилей, чем новые турбокомпрессоры, установленные в автомобилях, без предварительной диагностики причины отказа.

Во время обучения по регенерации турбин студенты получают:

  • передовые теоретические знания в области конструкции и эксплуатации турбокомпрессоров, включая знание материалов, используемых для изготовления турбокомпрессора
  • практические знания и способность распознавать типичные и нетипичные причины неисправностей турбокомпрессора с упором на изучение причинно-следственного анализа
  • опыт подготовки турбокомпрессора к ремонту (один из важнейших и трудоемких этапов, часто игнорируемый)
  • возможность измерения и оценки износа деталей
  • опыт подбора запчастей с особым упором на способность измерять и оценивать качество новых запчастей
  • практический опыт сборки турбокомпрессоров
  • возможность балансировки всех вращающихся элементов с особым акцентом на балансировку каждого турбокомпрессора на так называемомноль, обычная балансировка турбокомпрессоров только ниже нормы может привести к громкой работе турбокомпрессора
  • опыт сборки турбокомпрессора и управления изменяемой геометрией, а также предохранительный клапан
  • другие навыки, не поддающиеся описанию

Кроме того, участники тренинга по регенерации турбокомпрессоров имеют возможность наблюдать за оборудованием и процедурами, действующими в цеху – от получения турбокомпрессора до его доставки заказчику.По специальному запросу мы организуем обучение в области конструирования гибридных турбокомпрессоров, подготовленных для спортивных и тюнингованных автомобилей. Стандартное обучение занимает 10 рабочих дней. Для людей, не имеющих опыта, мы предоставляем поддержку по телефону после окончания курса.

.

Что такое 9000 Энергетических ресурсов 1

Классы для студентов по возобновляемым источникам энергии

Начните бесплатный пробный период *

Основная информация об источниках энергии

Первым городом в мире, где появилось общественное электричество, был Годалминг в Англии. В 1881 году компания установила генератор, соединенный с водяным колесом. Они проложили кабели в желобах и подключили их к уличным фонарям. С тех пор глобальное потребление электроэнергии резко возросло.

Ископаемое топливо производится из останков живых существ и производится миллионы лет. Мировые запасы ископаемого топлива истощаются, поскольку они расходуются гораздо быстрее, чем создаются. Хотя сжигание ископаемого топлива является дешевым и надежным источником выработки электроэнергии, образующийся при этом углекислый газ оказывает негативное воздействие на окружающую среду. Для получения дополнительной информации о воздействии парниковых газов на окружающую среду см. планы уроков о парниковом эффекте и глобальном потеплении.


Энергетические ресурсы

Ископаемое топливо

Невозобновляемые ресурсы

Электростанции, работающие на ископаемом топливе, сжигают ископаемое топливо для нагрева воды. Затем эта вода превращается в пар под высоким давлением. Пар проходит через турбину, заставляя турбину вращаться. Вращающаяся турбина подключена к генератору, и генератор производит электричество. Примеры ископаемого топлива включают уголь , нефть и газ .


Преимущества


  • Ископаемое топливо дешево добывать и преобразовывать в электричество.
  • Сжигание ископаемого топлива надежно.
  • Ископаемое топливо безопасно сжигать.

Неудобство


  • Ископаемое топливо вносит основной вклад в глобальное потепление, поскольку при сжигании ископаемого топлива в атмосферу выделяется углекислый газ.
  • Уголь также содержит примеси, такие как сера, которые при сжигании могут образовывать диоксид серы.Диоксид серы в атмосфере может привести к кислотным дождям.
  • Запасы ископаемого топлива когда-нибудь закончатся.


Атомная энергия

Невозобновляемые ресурсы

Энергия выделяется из ядер атомов в результате ядерной реакции. Эта реакция, известная как деление, разбивает большие ядра, такие как атом урана, на более мелкие ядра, высвобождая огромное количество энергии. Эта энергия используется для нагрева воды и преобразования ее в пар.Затем пар приводит в движение турбину, которая вращает генератор и вырабатывает электричество.


Преимущества


  • Электростанции в целом безопасны.
  • Ничего не горит, поэтому они не выделяют парниковых газов и не загрязняют воздух.
  • Небольшое количество топлива может произвести большое количество электроэнергии.

Неудобство


  • Отходы атомных электростанций остаются радиоактивными и вредными для живых организмов на протяжении тысячелетий, поэтому их необходимо тщательно утилизировать.
  • Атомные электростанции безопасны, но если что-то пойдет не так, например, крупное стихийное бедствие или террористический акт, они могут быть очень опасны.
  • Атомные электростанции имеют очень высокие затраты на установку


Ветер

Возобновляемый ресурс

Использование энергии ветра заключается в размещении турбин в местах с сильным ветром. Движение воздуха заставляет вращаться лопасти, которые, в свою очередь, могут приводить в действие генератор, вырабатывающий электричество.Ветряные турбины можно использовать по отдельности или вместе в группах в качестве ветряных электростанций. Помимо использования их на суше, они также могут использоваться в море.


Преимущества


  • Турбины ничего не сжигают и не выбрасывают в атмосферу никаких других загрязнителей.
  • Топливо не расходуется, потому что "топливо" перемещает воздух вокруг турбины.
  • Ветряные турбины недороги после ввода в эксплуатацию.

Неудобство


  • Некоторые говорят, что турбины могут разрушить природную красоту местности.
  • Стоимость установки может быть высокой, особенно для многих турбин.
  • Эффективность зависит от количества ветра, поэтому они не всегда надежны.
  • Турбины могут быть шумными.


Солнечная

Возобновляемый ресурс

Солнечная энергия работает с использованием фотогальванических элементов для использования энергии солнца и преобразования ее в электричество.


Преимущества


  • Солнечная энергия не загрязняет атмосферу, потому что ничего не сжигается.
  • Солнечные панели можно использовать в удаленных местах и ​​даже носить с собой.
  • Отсутствие расходов на топливо, связанных с солнечной энергией.

Неудобство


  • Установка систем солнечной энергии может быть дорогостоящей
  • Солнечная энергия не всегда надежна, поскольку ее эффективность зависит от количества солнечного света в данной местности.


Приливная энергия

Возобновляемый ресурс

Приливы — это движение воды, вызванное гравитационным притяжением Луны.Плотины (плотины или дамбы) строят через устья рек, устья и заливы. Эти плотины содержат турбины, которые вращаются по мере движения воды. Эти турбины приводят в действие генераторы, которые могут производить электричество.


Преимущества


  • Энергия приливов не сжигает топливо, поэтому нет затрат на топливо или парниковых газов.
  • Приливы предсказуемы; Приливы и отливы происходят в хорошо понятных циклах.
  • Плотины имеют длительный срок службы.

Неудобство


  • Энергия приливов требует очень больших затрат на установку.
  • Строительство дамб может нанести вред морской среде обитания.
  • Плотины могут блокировать доступ к определенным рекам или другим водным путям.


Волновая энергия

Возобновляемый ресурс

Волны вызваны ветром и заставляют воду двигаться вверх и вниз. Эту кинетическую энергию можно использовать и преобразовать в электричество.Это можно сделать разными способами.


Преимущества


  • Энергия волн возобновляема и никогда не иссякнет.
  • Отсутствуют вредные выбросы, связанные с волновой энергией.

Неудобство


  • Энергия волн подходит не для всех мест. Большинство внутренних районов не могут использовать энергию волн.
  • Волновые электростанции могут оказывать негативное влияние на морскую жизнь.
  • Волновые энергетические станции могут разрушить природную красоту прибрежных районов.


Геотермальная

Возобновляемый ресурс

Геотермальная энергия использует тепловую энергию, найденную под землей, а холодная вода закачивается под землю и преобразуется в пар. Затем этот пар проходит по трубам к турбине, которая вращается, когда пар проходит над ней. Вращающаяся турбина приводит в действие генератор и производит электричество.


Преимущества


  • Геотермальная энергия надежна.
  • От станций нет выбросов парниковых газов, потому что ничего не горит.
  • Отсутствие затрат на топливо, так как геотермальная энергия использует природное тепло земли.

Неудобство


  • Может иметь потенциал для выделения подземных парниковых газов.
  • Высокие затраты на установку связаны с геотермальной энергией.
  • Геотермальная энергия может использоваться только там, где есть вулканическая активность.


Энергия биомассы

Возобновляемый ресурс

Биомасса – это материал, полученный из живых организмов, таких как растения и животные. Биомасса, такая как древесина, может быть сожжена и использована для нагревания воды до состояния пара. Пар используется для вращения турбины. Турбина соединена с генератором, который вырабатывает электричество.


Преимущества


  • Энергия биомассы возобновляема: когда мы сжигаем биомассу, мы выращиваем больше растений, чтобы пополнить наши запасы.
  • Энергия биомассы надежна.
  • Углекислый газ, выделяющийся при сжигании биомассы, поглощается растущими растениями.

Неудобство


  • Земли, предназначенные для животноводства или производства продуктов питания, возможно, потребуется использовать вместо них для выращивания энергетических культур.
  • Энергия биомассы требует большого количества воды.


Гидроэнергетика

Возобновляемый ресурс

Благодаря гидроэлектроэнергии вода удерживается на высоком уровне за плотиной. Эта вода обладает гравитационной потенциальной энергией и преобразуется в кинетическую энергию при падении воды. Эта движущаяся вода заставляет турбину вращаться. Турбина соединена с генератором, который вырабатывает электричество.


Преимущества


  • Благодаря гидроэлектроэнергии не происходит возгорания или загрязнения атмосферы.
  • Вода является возобновляемым ресурсом.

Неудобство


  • Строить плотины очень дорого.
  • Большие резервуары должны быть затоплены танками.
  • Плотины могут остановить миграцию рыб.

Основные вопросы об энергоресурсах

  1. Как лучше всего производить электроэнергию?
  2. Почему нам нужно изменить способ производства электроэнергии?
  3. Как производство электроэнергии связано с глобальным потеплением?

Дополнительные идеи по источникам энергии

  1. Сделайте плакат PSA, объясняющий, почему возобновляемые источники энергии лучше, чем невозобновляемые.
  2. Используйте T-диаграмму для сравнения двух разных источников энергии.
  3. Попросите учащихся составить расписание, описывающее основные этапы развития энергетики.
.

Испытание лопастей ветряных турбин | Электроэнергетика

Отказ лопасти ротора может существенно повлиять на время простоя, безопасность и воздействие на человека. Высокая надежность необходима для эффективной работы ветряной турбины. Наши услуги по тестированию лопастей ветряных турбин помогут вам проверить надежность лопастей ротора и продлить срок их службы.

Зачем использовать испытания лопастей ветряных турбин SGS?

Мы можем вам помочь:

  • для продления срока службы лопастей ротора ветряной турбины и минимизации риска конструктивных и производственных дефектов;
  • Убедитесь, что ваши лопасти ротора соответствуют условиям, зависящим от местоположения, и функционируют должным образом и эффективно в течение всего срока службы;
  • соответствуют всем применимым стандартам и нормам безопасности;
  • во избежание повреждений и их влияния на время простоя турбины и безопасность

Проверенные услуги в области испытаний лопастей ветряных турбин, предоставляемые мировым лидером

Являясь мировым лидером в области испытаний, проверки и инспекции, наше предложение основано на проверенном опыте в секторе ветроэнергетики, самых современных технологиях и знаниях на самом высоком уровне.

Наш инновационный Центр технологий ветроэнергетики (WETC), расположенный недалеко от порта Тяньцзиня, легко доступен со всего азиатского региона. На этом инновационном объекте тестируются лопасти ротора для ветряных турбин. Это позволяет нам предлагать всесторонние полномасштабные испытания лопастей ветряных турбин для наземных и морских ветряных турбин. WETC предлагает доступ к опыту международной команды инженеров рядом с вашими производственными предприятиями.

Наши услуги WETC включают:

  • полномасштабные статические испытания лопастей несущего винта, включая приложение нагрузки с помощью гидравлических лебедок;
  • натурные динамические испытания лопаток роторов с использованием седловых лопаток возбудителя и заземляющих индукторов;
  • определение собственной частоты.
  • Сертификационные испытания
  • в соответствии с международными стандартами, такими как IEC 61400-23;
  • проверка конструкции лопасти несущего винта;
  • проверка качества продукции;
  • подтверждение ремонтов и конструктивных изменений;
  • производственный контроль лопастей, форм лопастей, колпаков и гондол;
  • проверок обслуживания лезвий и анализ основных причин отказов лезвий;
  • испытательные образцы композиционных материалов;
  • Современные методы неразрушающего контроля (НК), специально разработанные для контроля состояния лопастей ротора;

Основываясь на практике бережливого управления, мы обеспечиваем короткие сроки поставки, что позволяет нашим клиентам сократить время задержек и снизить затраты.Кроме того, наши надежные принципы управления информационной безопасностью обеспечивают защиту интеллектуальной собственности наших клиентов.

Как единственный международно аккредитованный местный испытательный центр в Китае, WETC имеет следующие аккредитации и работает в соответствии со следующими системами управления:

  • Аккредитация Службы аккредитации Соединенного Королевства (UKAS) в соответствии с ISO 17025 для полных испытаний лопастей несущего винта
  • Система управления информационной безопасностью (ISMS) в соответствии с ISO 27001
  • Система управления охраной труда, промышленной безопасностью и окружающей средой (HSE)

WETC предлагает всестороннее тестирование с отчетами на английском или китайском языке.

Свяжитесь с нами сегодня, чтобы узнать, как наши услуги по тестированию лопастей могут помочь вам проверить надежность, избежать поломок и продлить срок службы лопастей ротора ветряной турбины.

.90 000 Оборудование машинного отделения: Doosan Babcock

В области машинного отделения предлагаем ремонт, сервисное обслуживание, модернизацию, монтаж и диагностику турбин, арматуры, теплообменников, трубопроводов, насосов, а также сборку трубопроводов и запасных частей ремонтируемых приборов и установок.

ТУРБИНЫ:

  • паровые турбины
  • газовые турбины (сборка)
  • генераторы (механическая часть)
  • системы охлаждения
  • Масляные системы
  • контуры конденсации
  • вакуумные системы
  • системы управления

ФИТИНГИ, ТРУБЫ И ТЕПЛООБМЕННИКИ:

  • Фитинги высокого, среднего и низкого давления, включая ревитализацию корпусов
  • Нагреватели высокого и низкого давления
  • редукционно-охлаждающие станции
  • сосуды под давлением
  • трубопроводы

НАСОСЫ И РОТОРНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ:

  • насосы
  • компрессоры
  • вентиляторы

Оборудование:

  • Станция проверки клапанов
  • шлифовальные и притирочные станки
  • оборудование для строительства новых теплообменников
  • Проверка валов для выравнивания проточной системы турбины
  • контейнер с основным оборудованием (токарный станок, фрезерный станок, сверлильный станок)
  • Лазерное оборудование для юстировки вращения
  • Набор инструментов для капитального ремонта турбины
  • комплект оборудования для капитального ремонта насосов
  • Производитель
  • Полностью оборудованные передвижные контейнеры для инструментов

МОБИЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА

У нас есть широкий спектр возможностей и оборудования для мобильной обработки, что позволяет нам обеспечивать высокий уровень обслуживания наших клиентов.В состав оборудования входят:

  • разные размеры притирочной пластины,
  • Переносной фрезерный станок для кругового фрезерования, например, ремонта резьбы в корпусах турбин без их демонтажа (возможность калибровки существующей резьбы, высокая точность выполненной резьбы),
  • индукционный нагреватель - ослабление и затягивание винтов
  • Мобильные станки
  • для радиального и осевого растачивания поверхностей в корпусах турбин диаметром до 4500 мм (малый сверлильный станок диаметром до 2500 мм и большой сверлильный станок диаметром от 1400 мм до 4500 мм) - основные преимущества являются: универсальность и мобильность, сокращение времени работы, низкая стоимость и высокая точность
  • Мобильный станок для радиальной и осевой обработки корпусов клапанов
  • приспособление для обработки фасадов эллиптической формы, напр.фасадов люков - основной характеристикой технологии является возможность обработки фальца с наиболее распространенной геометрией, точность обработки (плоскостность): 0,05 мм очень высокий класс шероховатости (Ra 0,25), относительно небольшой вес устройства, возможность быстрого снятия крупных погрешностей формы при подготовке - предварительная обработка фрезерованием
  • Портативное приспособление для шлифовки и токарной обработки поверхностей шеек подшипников ротора без проворачивания вала
.

Разработка метода выбора несущей конструкции для морской ветряной турбины в польских морских районах - проект

Целью проекта является создание базы знаний, на основе которой инвестор сможет принять решение о наилучшем типе несущей конструкции для оффшорной ветряной электростанции для конкретного места в польских морских районах. Проект включает в себя исследования морского дна, течений, волн и биологических ресурсов, которые позволят выбрать оптимальный тип несущей конструкции и способ ее установки.Кроме того, будут разработаны критерии выбора несущей конструкции в зависимости от инженерно-геологических, глубинных и местных условий экосистемы, а также критерии выбора конструкции за счет взаимодействия волн и морских течений. Инвесторам, заинтересованным строительство морских ветровых электростанций.

Детали

Программа финансирования:
Программа прикладных исследований
Соглашение:
ПБС1/А6/8/2012 от 2012-12-04
Период внедрения:
01.11.2012 - 2015-12-31
Руководитель проекта:
др хаб.англ. Павел Дымарский
В производстве:
Факультет океанотехники и судовых технологий
Внешние учреждения 90 028, участвующие в проекте:
  • Институт проточных машинР. Шевальский ПАН (Польша)
  • BALTEX ENERGIA AND MARINE MINING S.A. (Польша)
  • Морской институт в Гданьске (Польша)
  • Институт океанологии Польской академии наук (Польша)
Стоимость проекта:
4 943 504.00
Тип отчета:
Национальная исследовательская программа
Происхождение:
Национальный проект
Редакция:
Гданьский технологический университет
.

Смотрите также

     ico 3M  ico armolan  ico suntek  ico llumar ico nexfil ico suncontrol jj rrmt aswf