Турбинные лопатки эрозия

Наплавки на лопатках турбин против эрозии То же [c.251]

Турбинные лопатки 224 материалы 225 производство 225 эрозия 226 [c.255]

Эрозия лопаточного аппарата последней, наиболее нагруженной ступени паровых турбин в тепловой схеме ПГУ приводит к снижению ее КПД и вызывает поверхностное разрушение лопаток. При проектировании этих турбин возникновения эрозии избегают по мере возможности, используя различные технические решения. Например, применяют высококачественные стали, накладки на лопатки из стали высокой твердости, организуют каналы [c.324]

Эрозионное изнашивание во многих случаях было бы слабее, если бы не было присутствия посторонних частиц в потоке. Так, лопатки ступеней низкого давления паровых турбин при отсутствии промежуточного перегрева подвергаются ударам капелек воды, содержащихся в насыщенном паре и поступающих вместе с ним со скоростью 300...400 м/с не исключается также некоторая роль химических явлений. Наилучшую сопротивляемость эрозионному изнашиванию в этом случае показали лопатки из аустенитных сталей. Лопатки первых ступеней турбин подвержены эрозии под действием пара, несущего частицы соли при недостаточной очистке воды, подаваемой в паровой котел. [c.194]

Эрозия турбинных лопаток зависит не только от величины конечной влажности пара, но и от конструктивного выполнения турбины (от окружной скорости, скорости пара ири входе на рабочие лопатки, от степени реакции). При современном конструктивном выполнении турбин, значительно ослабляющем влияние эрозии на турбинные лопатки, конечная влажность пара может быть повышена без снижения надежности работы установки до 12— 14%. [c.88]

На лопатках же газовых турбин процессы эрозии (от частиц пиролитического углерода, песка и пыли, проходящей через компрессор частиц нерасплавленной морской соли, попадающей в турбину из топлива и из компрессора несгоревших частиц каменного угля) всегда сопровождаются процессами высокотемпературной коррозии (окисления или различных материала, розни). [c.321]

Известно, что газовые турбины требуют высококачественного топлива. Попытки использовать для них уголь оставались безуспешными из-за появления отложений солей щелочных металлов и абразивного действия золы на лопатки турбины. С развитием технологии низкотемпературного сжигания твердого топлива в псевдоожиженном слое стало возможным применение для газотурбинных установок (ГТУ) различных сортов углей. Это связано прежде всего с тем, что при сжигании топлива в псевдоожиженном слое в золе остается значительная часть солей щелочных металлов, а продукты сгорания после соответствующей очистки в двух-трех последовательно включенных циклонах не вызывают эрозии и коррозии лопаток турбины. [c.15]

Для реактивных турбин характерны более простая сборка, разборка и очистка проточной части. При работе на влажном паре реактивные лопатки меньше подвержены эрозии вследствие меньших скоростей потока пара и меньших скоростей лопаток, а также из-за лучшего удаления влаги. [c.143]

Специфические разрушения деталей паровых турбин, возникающие под действием многократных ударов капель конденсата, принято называть эрозией. Эрозии подвергаются главным образом рабочие лопатки последних ступеней конденсационных турбин. Иногда эрозионные разрушения бывают настолько значительными, что они могут вывести турбину из строя. [c.3]

В 1[Л. 39] подмечено еще одно преимущество активных турбин перед реактивными в отношении эрозии. Рассматривая изменение направления относительной скорости капель при изменении окружной скорости и, автор показывает, что в реактивных ступенях угол этого изменения будет меньше, чем в активных (в рассмотренных примерах 2 и 10° соответственно). Следовательно, удары капель в реактивных ступенях будут распределяться на меньшую площадь, чем в активных, т. е. удельное воздействие воды на 1 смР- поверхности лопатки в реактивных ступенях будет больше, чем в активных. [c.19]

Вопрос о том, каковы же фактические диаметры капель, вызывающих эрозию лопаток паровых турбин, еще недостаточно изучен. Поскольку во многих турбинах осевой зазор между сопловыми аппаратами и рабочими лопатками невелик, вполне может оказаться, что распад капель не успевает закончиться и капли, достигающие лопаток рабочего колеса, имеют диаметр, превышающий тот, который соответствует критическому значению числа Вебера. С увеличением осевого зазора наряду с улучшением условий дробления капель на более мелкие увеличивается абсолютная с и уменьшается относительная [c.19]

Лопатки ступеней низкого давления конденсационных паровых турбин, работающих обычно влажным паром, подвержены эрозии, вызванной механическим воздействием частиц воды и в [c.42]

Хотя стали с 12% Сг хорошо сопротивляются воздействию сухого пара во всей области изменения рабочей температуры, большая группа лопаток на выходе работает в атмосфере, содержащей капли воды, которые вызывают сильную эрозию при высоких скоростях вращения турбины. Поэтому рабочую часть лопатки необходимо обеспечить покрытием, материал которого [c.226]

Потери от влажности пара. У конденсационных турбин несколько последних ступеней обычно работают влажным паром, содержащим капельки воды, которые под действием центробежной силы отбрасываются к периферии. Капельки воды, поступающие с паром на рабочие лопатки, ударяются о входные кромки и спинки лопаток, создавая тормозящее действие вращению дисков, на преодоление которого затрачивается некоторое количество механической работы турбины. Кроме того, капельки воды вызывают преждевременный износ лопаток в результате эрозии (механического разрушения поверхности). [c.51]

По опытам ВТИ сыпучие присадки к мазуту (кальцит, каолин и др.) значительно уменьшают коррозию аустенитных сталей и прилипание золы к трубам поверхностей нагрева и лопаткам газовой турбины. Однако такие присадки могут усилить эрозию лопаточного аппарата газовой турбины. Для ПГУ более перспективны жидкие присадки. [c.87]

На поверхности диафрагменных имеется налет солей. Подвергнуты эрозии входные кромки, а также выходные кромки со стороны выпуклой поверхности профиля. На вогнутой поверхности этих лопаток износ практически не заметен. В большинстве обследованных турбин износ направляющих лопаток первых ступеней небольшой. На лопатках некоторых ступеней материал как бы выкрошился, на поверхности имеются редко расположенные, не могущие оказывать влияния на обтекание лопаток потоком глубокие каверны. [c.99]

Обследование проточной части газовых турбин показывает, что износу в основном подвергаются входные и выходные кромки лопаток со стороны выпуклой поверхности (кромки побиты окалиной). Чистота основной части поверхности лопаток в процессе эксплуатации практически не изменяется. При работе ГТУ на жидком топливе на поверхности лопаток газовой турбины имеются отложения. На лопатках компрессоров ГТУ наблюдаются отложения (пыль, масло) и следы эрозии (на вогнутой поверхности). [c.104]

Следует заметить, что требования, соответствующие зависимости (127), к чистоте показанного на рис. 59 участка поверхности лопаток первых ступеней паровых турбин на сверхкритические начальные параметры пара зачастую оказываются весьма высокими (выше 10-го класса). На практике они не достижимы даже при самой тщательной обработке. Кроме того, стремление получить весьма высокую чистоту поверхности может привести при полировке поверхности лопатки к нарушению структуры верхних слоев металла. Это отрицательно сказывается на прочности лопатки. В эксплуатационных условиях такие лопатки хуже противостоят эрозии. Поэтому на практике требования к чистоте поверхности не должны предъявляться выше у9—VlO. [c.123]

Стенки проточной части компрессора выполняют весьма важную роль эффективного устройства дополнительного дробления капелек воды в потоке сжимающегося газа, хотя это связано с потерей энергии и эрозией лопаток. Кроме того, капельки воды в проточной части хорошо перемешиваются с газом вследствие различных направлений векторов скорости капелек и газа. Все эти процессы способствуют улучшению теплообмена капель с окружающим газом и их испарению. Однако в результате действия центробежных сил некоторая часть крупных капель все же может попадать на корпус компрессора и образовывать на нем жидкую пленку, которая будет частично испаряться и стекать вниз. Для удаления воды из ступеней корпус компрессора в нижней части должен иметь дренажи. Как показали экспериментальные исследования [18], при работе мощных паровых турбин с высокими окружными скоростями рабочих колес (300—350 м/с) коэффициент влагоудаления из влажного пара под действием центробежных сил в последних ступенях турбин оказывается очень низким 2— 3% — за рабочими лопатками и 0,5—1% — за направляющим аппаратом. Такие же значения коэффициента влагоудаления, по-видимому, будут и в первых ступенях осевого (или центробеж- [c.47]

В турбинах атомных электростанций, работающих на сухом насыщенном паре с начальным давлением до 70 ат и более, эрозии подвержены также рабочие и частично направляющие лопатки в зоне цилиндра высокого давления. Выпадающая влага интенсивно истирает тела и ободья диафрагм в зоне высокого давления. [c.26]

Поскольку скорости потока являются важным фактором, определяющим процессы эрозии и, следовательно, долговечности материалов, работаюш,их в газовом потоке (турбинные лопатки, аблирующие теплозащитные конструкции), можно полагать, что при изучении этих явлений аналогия Рейнольдса найдет применение. [c.116]

Значительной эрозии подвергаются элементы проточных частей турбин, и особенно периферийные зоны входных кромок рабочих лопаток последних ступеней, где велика влажность пара и окружные скорости лопаток. На рис. 5.3, а показаны профили сопловых и рабочих решеток в периферийной зоне и треугольники скоростей пара и крупных капель, откуда видно, что капли влаги попадают на рабочие лопатки с большой относительной скоростью Wia, близкой к окружной скорости рабочих лопаток а. Капли разных размеров имеют различные абсолютные скорости ib и соответственно отличающиеся значения скоростей W s и углов входа Ри. Это приводит к р азмытой зоне эрозионного износа поверхностей лопаток. В качестве примера на рис. 8.1 показаны эродированные входные кромки рабочих лопаток последней ступени конденсационной турбины. В условиях эксплуатации паровых турбин наблюдается эрозия также выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней. Вид и характер износа, а также расположение изношенной поверхности по высоте лопаток у входной и выходной кромок различны. Эрозия входной кромки обычно наблюдается на длине 1 = 0,35- 0,45 от периферии лопатки. Эрозия выходной кромки простирается обычно на более значительную длину лопатки — до 0,71 от корня. Наиболее сильный износ выходных кромок лопаток последних ступеней наблюдается у турбин, работающих длительное время на частичных нагрузках, особенно на режимах холостого хода. На этих режимах имеет место отрыв потока в корневых сечениях лопаток, сопровождающийся обратными течениями из выхлопного патрубка. Обратные токи пара захватывают капли влаги, которые и вызывают эрозию выходных кромок лопаток. Крупные капли за ступенью образуются в результате срыва пленок с поверхности диска, дробления влаги о поверхности выступающих деталей выхлопных патрубков, подачи конденсата на охлаждение патрубка при частичных нагрузках и по другим причинам. Кроме того крупные капли попадают в зону обратных токов из периферийной части потока. [c.274]

И К. п. д. установки из-за дополнительных необратимых потерь влажного пара на лопатках. Под воздействием капельной влаги пара происходит эрозия лопаток. Поэтому в установках с высокими начальными параметрами пара применяют промежуточный перегрев пара, что снижает влажность пара в процессе расширения и ведет к повышению к. п.д. установки. Рассмотрим схему установки с промежуточным перегревом пара. (рис. 11.9) и цикл этой установки в Т — 5-диаграмме (рис. 11.10). Из парового котла пар поступает в основной пароперегреватель 2 и далее в турбину высокого давления 4, после расширения в которой пар отводится в дополнительный пароперегреватель 3, где вторично перегревается при давлении р р до температуры Ts. Перегретый пар поступает в турбину низкого давления 5, расширяется в ней до конечного давления р2 и направляется в конденсатор 7. Влажность пара после турбины при наличии дополнительного перегрева его значительно меньше, чем без дополнительного перегрева хд>Х2. Применение промежуточного перегрева пара повышает к. п.д. реальных установок примерно на 4%. Этот выигрыш получают как за счет повышения относительного к. п.д. турбины низкого давления, так и за счет некоторого повышения суммарной работы изо-энтропного расширения на участках цикла 1—7 и 8—9 (см. рис. 11.10) по отношению к изоэнтропной работе расширения на участке 1—2 в силу того, что разность энтальпий процесса 8—9 больше разности энтальпий процесса 7—2, так как изобары в к — 5-диаграммах несколько расходятся слева направо (см. рис. 8.11). [c.172]

Во время работы ГТД его элементы совершают сильные колебания. Эти колебания — вибрации, с одной стороны, сами по себе могут привести к поломке отдельных частей двигателя ротора, лопаток, подшипников, трубопроводов, камер сгорания и пр., с другой стороны — они как бы сигнализируют о появлении у двигателя скрытых дефектов, являющихся причиной возникновения самой вибрации, например, повышенная вибрация создается ростом дисбаланса ротора, который, в свою очередь, может быть обусловлен вытяжкой лопаток, изменением веса лопаток и положения их центров тяжести из-за возникновения таких дефектов как изгиб забоины, эрозии и коррозии пера, изменения посадок обойм подшипников, изменение осевого люфта лопаток ротора турбины и др. Нарушения балансировки ротора часто создаются неисправностями соединительных муфт и особенно нарушениями взаимной центровки частей ротора. Таким образом, отмечая у двигателей быстрый рост вибрации, можно, в частности, обнаружить у него появление некоторых предпосылок к возникновению одного из опасных дефектов ГТД — обрыву лопатки турбины. Кроме отмеченных выше поломок деталей ГТД, вибрация вызывает и целый ряд других вредных последствий наклеп в соединениях (особенно подвижных), разбалансирование ротора, изменение зазоров в подшипниках и пр. Вибрация вредна и для сооружения, на котором установлен двигатель, так как оказывает вредное влияние на работу приборов, оборудования и обслуживающего персонала. [c.213]

Особое место в данной турбине занимает последнее колесо, которое вследствие отказа от двухъярусных лопаток получилось значительно больших размеров, чем в турбине АК-50-2 (см. фиг. 92). При среднем диаметре колеса 2(Ю0 мм и высоте лопатки Ъмм площадь кольца лопаток 5 = 4,18 что на ЗОО/о больше, чем в турбине АК-50-2. По размерам последнее колесо не имеет равных в мировой практике турбостроения (для я = 3000 об/мин). Достигнуто это не только за счёт высоких напряжений в лопатке (а ,ах = 2300 кг,см ) и в диске (a niax = 2700 кг/сш ), но и благодаря искусному профилированию последней лопатки, наилучшим образом приближающему её к форме равного сопротивления. Выходная потеря при Л1 = 43 000 кет и р = 0,04 ama составляет около 6,3 ккал кг. Общий вид и размеры последней лопатки показаны на фиг. 60. Входная кромка верхней части лопатки покрыта стеллитовыми пластинками, предохраняющими лопатку от эрозии. [c.204]

Поскольку эрозионные разрушения лопаток паровых турбин начинаются с поверхности лопаток, предпринимались различные попытки бороться с эрозией путем упрочнения поверхности лопаток (хромирование, местная закалка кромок лопаток, нагартование, азотирование, установка на лопатку накладок из эрозионно-стой- [c.77]

В статье Гарднера (Л. 22] еще в 1932 г. сообщалось об успещном применении накладок из твердых. материалов (вольфрамовая сталь), припаянных на передние кромки рабочих лопаток колес со стороны спинки лопатки. Накладки укрепляются только на наиболее подверженных эрозии периферийных частях лопаток (см., например, рис. 40,6). Уже в то время применялись профилированные накладки с переменной по высоте лопатки толщиной. Гарднер сообщает об экспериментах, в процессе которых было найдено, что установка таких накладок практически не влияет на к. п. д. турбины. Он считал целесообразным применять защитные накладки на передних кромках лопаток одновременно с устройствами для удаления конденсата из проточной части турбины. Эта рекомендация не потеряла своей актуальности и до настоящего времени. В [Л. 5] указывается, что практически единственной эффективной мерой борьбы с эрозией лопаток последних ступеней паровых турбин является экспериментально проверенная система влагоудаления в комбинации с накладками из сверхтвердых сплавов или другими способами упрочнения передних кромок лопаток. Наилучшим материалом для упрочняющих накладок считается в настоящее время стеллит № 1, содержащий 62% кобальта, 25% хрома н 7% вольфрама. Этот материал поддается обработке и не утрачивает твердости в случае припаивания накладки к лопатке. Однако такой способ упрочнения лопаток может служить причиной образования трещин [Л. 5]. [c.79]

Для уменьшения эрозии рабочих лопаток паровых конденсационных турбин полезно увеличивать осевой зазор между сопловым аппаратом и рабочим колесом. При этом будет увеличиваться количество влаги, отбрасываемой на корпус в осевом зазоре, и уменьшаться количество капель, ударяющих по рабочим лопаткам (см. выше 3 и 4). При значениях угла выхода а менее 20—22° длина зоны полной сепарации того же порядка, что и высота лопатки Л. 125]. Ясно, что для стационарных турбин с длинными лопатками выполнить осевые зазоры таких размеров не представляется возможным. Однако в некоторых типах малоразмерных турбин осевые зазоры такого порядка могут оказаться приемлемыми и целесообразными. Прейскорн [Л. 4] считает, что величина этого зазора в турбинах с длинными лопатками должна быть (0,25ч-1) Ь (где Ь — хорда профиля лопатки). [c.82]

При работе ступени турбины на влажном паре конденсат образует на поверхности лопаток соплового аппарата волнистую пленку, которая с малой скоростью стекает с задних кромок сопловых лопаток в виде капель и струек, разбрызгиваемых на капли в осевом зазоре между сопловым аппаратом и рабочим колесом. Многократные удары этих капель о поверхность лопаток рабочего колеса и являются причиной своеобразных разрушений, которые принято называть эрозией. Наиболее подвержены эрозии передние кромки лопаток рабочих колес ступеней низкого давления. Удар капли о поверхность рабочей лопатки тем сильнее, чем больше окружная скорость и, угол входа в колесо pi и масса капли. Увеличение скорости пара i, его плотности и величины осевого зазора между сопловым аппаратом и рабочим колесом дает обратный эффект, так как приводит к уменьшению скорости соударения капли с лопаткой и, следовательно, к уменьшению эрозии. Эрозия лопаток в паровых турбинах определяется комплексным влиянием указанных факторов. Попытка количественной оценки эрозионной стойкости турбинных лопаток была предпринята в 30-х годах Л. И. Дехтяревым. В свете современных воззрений и новых фактов теория Л. И. Дехтя-рева требует дальнейшего развития и уточнения. [c.85]

Оценка сопротивления малоцикловому разрушению является для деталей авиационных двигателей важным этапом расчетов на прочность, дополняя сугцествуюгцие традиционные методы расчета [2—4, 13, 14]. Рабочие лопатки турбин рассчитываются на кратковременную и длительную статическую прочность оценивается вытяжка пера — для обеспечения зазоров между рабочим колесом и корпусом и для обеспечения натяга между бандажными полками. Материал лопаток, кроме обеспечения прочности, должен иметь достаточную жаростойкость и сопротивление эрозии. Для определения величины натяга в полках производится расчет на релаксацию напряжений и ползучесть в процессе длительной работы на стационарных режимах. [c.82]

Эрозия рабочих лопаток первых ступеней турбины происходит обычно в результате длительной работы увлажненным свеи<им паром, в котором во взвешенном состоянии содержится значительное количество капелек воды. Учитывая изложенное, не следует допускать длительной работы турбины в режиме, при котором образуется высокая влажность пара на рабочих лопатках. [c.105]

В последней ступени турбины, где крупные капли наиболее опасны, применяются, помимо указанных влагоулавливающих устройств, внутриканаль-ная сепарация в полых ИЛ и защитные покрытия входных кромок РЛ. Для этой ступени разрабатываются также эффективные сепарационно-испа-рительные методы удаления и испарения влаги на НЛ с последующим дроблением и испарением крупных капель в аэродинамическом следе за НЛ. Создаются эрозиоппоустойчивые профили РЛ, снижающие силу удара капель о входную кромку лопатки. Научные исследования по этим главным направлениям борьбы с эрозией РЛ позволяют ожидать значительного прогресса (см. гл. ХП1). [c.115]

РВД — цельнокованый, гибкий РНД — сварнокованый, жесткий. В зависимости от вакуума длина лопатки последней ступени /г = 852 или 1050 мм (последняя из этих лопаток применялась в турбине К-300-240). При глубоком вакууме за последней ступенью (рк = 3,1 кПа) у = 7%. В ЦНД предусмотрено периферийное влагоулавливание, а в последней ступени, кроме того,— внутриканальная сепарация. В двух последних ступенях входные кромки рабочих лопаток упрочнены против эрозии электроискровым способом. Габариты турбины — 23,2X8,7X6,3 м. Масса турбины — 710 т. [c.119]

Жизнь современных турбин планируется на 30 лет, но нередко она продолжается и дольше. Например, все еще находятся в эксплуатации т рбины К-50-29/1500 и К-100-29/1500 выпуска ЛМЗ и ХТГЗ тридцатых и сороковых годов [11] при числе рабочих часов 250 тысяч и более. Интересно отметить, что лопаточный аппарат ряда этих турбин в ЧНД не менялся, хотя рабочие лопатки были изготовлены из никелевой стали и не имели специальной защиты входных кромок. Эрозия была умеренной и охватывала лишь периферийную часть лопаток. С другой стороны, можно привести много примеров, когда эрозия рабочих лопаток в современных турбинах развивалась стремительно и уже через несколько тысяч часов принимала угрожающие размеры. [c.229]

Осевой зазор. Чем больше межвенцовый осевой зазор, тем выше коэффициент разгона капель и тем меньше скорость соударения капель с РЛ. Вместе с тем от увеличения осевого зазора значительно снижаются ПАС, действующие на лопатки, тогда как к. п. д. ступени с длинными лопатками изменяется мало. Поэтому применение больших осевых зазоров в последних ступенях ВПТ — одно из наиболее эффективных средств снижения эрозии лопаток, особенно при очень высоких окружных скоростях последних РК быстроходных турбин. [c.243]

Работа конденсационных турбин среднего давления с пониженной на 30—40° С начальной температурой пара нежелательна вследствие связанного с этим увеличения влажности пара в последних ступенях турбины ( на 2%). Лопатки этих ступеней, не имея во многих случаях наплавок из твердых сплаво , могут испытывать повышенный износ ОТ эрозии. В таких случаях для доведения температуры пара перед турбинами среднего давления до расчетной целесообразно повысить температуры пара в котлах высокого цавления, и соответственно на входе в турбину ВР-25-1. Кроме того, в турбинах с -начальным давлением 90 ата повышение температуры пара перед стопорными клапанами на 35° С (с 500 до 535" С) дает снижение полного расхода топлива при неизменном отпуске электрической и тепловой энергии [c.137]

Прежде всего следует заметить, что цикл Ренкина в чистом виде при высоких, а тем более сверхвысоких начальных параметрах пара осуществить невозможно по той причине, что влажность пара в конце расширения получается чрезмерно высокой и условия работы лолаток последних ступеней турбины оказываются очень тяжелыми. Содержащиеся в потоке пара капельки влаги вызывают эрозию их рабочих поверхностей, и лопатки быстро выходят из строя. [c.217]

Наряду с непосредственным удалением влаги из 1роточных частей турбин с помощью отсоса через полые сопловые лопатки представляет интерес метод испарения жидких нленохг на поверхности сопел в результате нагрева их паром более высоких параметров. Исследования МЭИ i ЛПИ на плоских пакетах турбинных решеток подтвердили перспективность этого метода для испарения жидких пленок и уменьшения размера частиц за выходными кромками сопловых лопаток. В последнее время фирмой КВУ были проведены исследования влияния обогрева диафрагмы последней турбинной ступени ЦНД на эрозионный износ входных кромок рабочих лопаток. Было отмечено, что с помощью этого метода можно существенно снизить эрозию лопаток. [c.327]

Особенно интенсивное развитие эрозии лопаток последней ступени наблюдается при больших окружных скоростях. В современных быстроходных паровых турбинах скорость на периферии лопаток последней ступени достигает 560 м/с. Основной эффективной мерой борьбы с эрозией лопаток последних ступеней низкого давления слу-х<ит рационально сконструированная и экспериментально проверенная система влагоудалення. Учитывая относительно небольшую Стойкость хромистых нержавеющих сталей и титановых сплавов против эрозии, их всегда применяют в комбинации с системой влагоудаления, упрочнением входных кромок накладками из сверхтвердых сплавов или же нанесением этих сплавов на входные кромки иным методом. Накладки припаиваются к лопаткам, что не совсем удобно в конструктивном отношении. Кроме того, существует опасность возникновения трещин у основания паза под накладку. Наилучшим сверхтвердым сплавом для накладок считается стеллит № 1, содержащий 62% Со, 25% Сг и 7% W. [c.26]

Особое внимание необходимо уделять выбору металла для лопаток последней и предпоследней ступени цилиндров низкого давления мощных турбин, как быстроходных (3000 об/мин), так и тихоходных (1500 об/мин). Если в турбинах мощностью до 200 МВт еще возможно применение для последней ступени сталей 1X13 и 2X13, то для лопаток последних ступеней более мощных турбин необходима хромистая нержавеющая сталь с высоким пределом текучести или же другой сплав. Следует также принять во внимание, что лопатки последних ступеней должны работать (хотя и кратковременно) при температуре, значительно превосходящей рабочую это режим холостого хода и другие, при которых температура пара может повышаться на 150—200°. Важным условием является возможность надежного упрочнения входных кромок для предохранения их от эрозии (см. гл. I). [c.114]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...