Электрификация

Справочник домашнего мастера

Ветрогенератор турбинного типа

Обеспечим Россию бесплатной электроэнергией

Виктор Скляров разработал установку, которая даёт энергию буквально из воздуха. Много лет потратил изобретатель, чтобы довести свою идею до эффектино действующего образца. В конст­рукции устройства заложено сразу несколько оригинальных технических решений.

В первую очередь это форма колец, рассекающих воздушный поток. Она увеличивает его скорость в 6 раз. Если снаружи дует ветер 10 м/с, то внутри он разгоняется до 60
м/с. За счёт чего? Исключительно за счёт профиля колец и сопел. Кроме того, воздух встречает преграду в форме особого утолщения, которое применяют судостроители при изготовлении носовых оконечностей, для увеличения скорости.

Турбина увеличивает скорость потока воздуха почти в 10 раз, что приводит в движение диски генератора, который и вырабатывает электричество. Продумано все, чтобы воздушный поток не причинял вред окружающей среде — к задней части машины крепится устройство для снижения скорости воздуха на выходе из турбины. Особенностью изобретения является то, что такая установка может генерировать электроэнергию даже в безветренную погоду. Стоимость такой дармовой энергии, по расчетам будет составлять 40 копеек за киловатт.

бесплотинная гидроэлектростанция

Рисунки к патенту РФ 2221932

Рисунок 1,Рисунок 2,Рисунок 3,Рисунок 4,Рисунок 5,Рисунок 6,Рисунок 7,Рисунок 8, Рисунок 9, Рисунок 10, Рисунок 11 Изобретение относится к созданию и работе бесплотинных ГЭС на малых, маленьких, но особенно на больших могучих реках с большими глубинами и шириной русла, со скоростью течения от 0,5-1,0 м/с и выше, с возможностью соединения их в блоки или с размещением в рассредоточенном виде на поверхности реки. Известны бесплотинные ГЭС, имеющие водяные колеса, являющиеся своеобразным энергетическим порогом в повышении производительности труда (см. Л.А. Мелентьев Программы топливно-энергетического комплекса, изд. «Техника», «Знание», М., 1986 г., 1, стр.20 ). Основным существенным недостатком известной конструкции этого типа ГЭС является ее малая надежность и мощность, а также невозможность работы в зимний период с образованием ледового покрова. Известна также и бесплотинная ГЭС, у которой несущей и вращающейся частью /валом/ является стальной трос с установленными на нем турбинками и перекинутым с одного берега на другой /ж. «Наука и жизнь», М., 1976 г., стр.12, 8 . Основным недостатком данной бесплотинной ГЭС является малая надежность и крайне низкая мощность, а также невозможность использования в зимний период с образованием ледового покрова. Кроме того, к недостаткам всех известных бесплотинных ГЭС следует отнести невозможность их эксплуатации на крупных судоходных реках с использованием энергии больших глубин /гидравлической энергии текущей воды/ и включением их в общую энергетическую сеть. Наиболее близкой к заявляемому устройству, аналогом-прототипом, является Гидроэлектростанция по патенту 2171910, содержащая установленное в русле сооружение, состоящее из фундаментной плиты, боковых стен и перекрытия с помещением для редуктора с электрогенератором над местом установки гидроколеса. Сооружение перед водозабором имеет ледорезную опору и бонные сети, а боковые стены со стороны входа воды и ее выхода имеют расширения, образующие соответственно конфузорный, рабочий и диффузорный каналы. Одна из боковых стен имеет в рабочем канале секторный полукруглый вырез под гидроколесо, которое установлено в подшипниковых узлах выше дна реки и ниже кромки возможного ледяного покрова соответственно, нижнем — в фундаментной и плите и верхнем — в перекрытии. Гидроколесо выполнено полым, состоящим из жестко установленных на валу двух параллельных горизонтальных дисков, по периферии которых и между ними равномерно установлены лопасти с длиной не более 2/3 его радиуса под углом к нему от 0 до 180o. Гидроколесо своими редукторами и электрогенераторами по длине гидроэлектростанции в ее рабочем канале может быть несколько. Рабочий канал со входом и выходом воды снабжен затворами и насосной установкой. Конструкция устройства позволяет увеличить надежность работы и круглогодичность использования. Основными существенными недостатками аналога, выбранного в качестве прототипа, являются

— высокая материалоемкость и стоимость выполнения двухэтажной коробки здания гидроэлектростанции;
— выполнение работ под водой по возведению сооружения /коробки/, особенно на глубоких реках требует применения специальных устройств, например кессонов;
— устройство ледорезной опоры опять же увеличивает материалоемкость и стоимость гидроэлектростанции;
— к дополнительной стоимости гидроэлектростанции относится и устройство затворов с 2-х сторон рабочего канала, а также насосной установки;
— применение нескольких гидроколес со своими редукторами и электрогенераторами в одном рабочем канале снижает эффективность последующих колес, установленных за первым за счет уменьшения скорости течения воды в канале и наличия завихрений за первым гидроколесом, т.е. кпд этих колес становится существенно меньше первого гидроколеса и приводит к увеличению стоимости гидроэлектростанции, удлинение же рабочего канала приведет к еще большей стоимости;
— нерационально также размещать гидроэлектростанцию в центральном сечении реки, что будет мешать пропуску по реке глубокосидящих судов;
— низкая мощность гидроэлектростанции — от 10 до 100-150 кВт, высокая материалоемкость и производство работ по возведению коробки здания под водой приводит не только к высокой стоимости строительства, но и высокой стоимости одного киловатт-часа, а также к длительной окупаемости столь дорогого сооружения, особенно на глубоких реках. Целью изобретения является использование гидравлической энергии рек, независимо от их «мощности» на всю их глубину, круглые годы с достижением больших электрических мощностей и работой на общую энергетическую сеть, без строительства дорогих плотин, шлюзов и водохранилищ с сохранением земельных угодий с поселками и городами, улучшение экологии. Изложенная сущность изобретения поясняется чертежами,
где на фиг.1 показан продольный разрез сдвоенных бесплотинных ГЭС;
на фиг.2 изображен поперечный разрез III-III с видом турбин с вогнутыми рабочими лопатками, направляющим аппаратом и цилиндрическим сегментом;
на фиг.3 показана часть турбины в поперечном сечении по II-II;
на фиг.4 показано продольное сечение по башенной бесплотинной ГЭС;
на фиг.5 изображен вид на турбину сверху с частичным вырезом по рабочим лопаткам, ротору и валу;
на фиг.6 показан продольный разрез цилиндрического сегмента;
на фиг.7 приведен поперечный разрез по сегменту;
на фиг. 8 изображен поперечный разрез пустотелой стойки с обтекателем и анкерным болтом;
на фиг.9 приведен продольный разрез одиночной башенной бесплотинной ГЭС малой мощности с облегченным фундаментом, имеющим заостренный стержень;
на фиг.10 приведен продольный разрез по микроГЭС;
на фиг. 11 показаны схемы размещения в реке бесплотинных ГЭС с якорными устройствами, в том числе и на плавучем средстве. Бесплотинная ГЭС содержит фундамент 1 /фиг.1/, в частности с установленными на нем двумя ГЭС башенного типа 2, с вертикально расположенными валами 3, каждый из которых установлен в подпятник 4 /опорные подшипники/. Башни ГЭС разделены горизонтальными диафрагмами 5 /заштрихованными на чертеже/, между которыми размещены турбины 6 /для простоты изображения они показаны в виде прямоугольников с диагональными линиями, со свободным вращением между диафрагмами 5 на валу 3. Между диафрагмами 5 установлены пустотелые цилиндрические стойки 24, обеспечивающие точное расстояние между диафрагмами, связь всей конструкции в единое целое и прочность конструкции башни за счет анкерных болтов 7, которыми стянуты элементы башни через стойки 24 и диафрагмы 5. Сверху на диафрагмах 8 установлены редукторы 9, крепящиеся через муфты 30 с валом 3 и муфты 29 с электрогенератором 10 /см. фиг.4/. Прочность конструкции из редуктора с генератором достигается размещением их в цилиндрической оболочке 11 /фиг.4/, каждая с помощью косынок 12, выполненных таврового профиля, которые с помощью шпилек 26 крепятся к верхней диафрагме 8 в каждой башне ГЭС. Косынки 12 расположены равномерно по окружности на заданном расстоянии друг от друга. Болтами 27, 28 осуществляется крепление в оболочке 11 генератора и редуктора (см. фиг.5). Турбина, показанная на этой фигуре, имеет сквозное отверстие 13 для пропуска и крепления вала 3 на шпонках 32, вогнутые рабочие лопатки 14, ротор 15 соединенные в единую конструкцию описываемой турбины. На каждой диафрагме 5 размещен направляющий аппарат с лопатками 16, 17, 18, 19, 20, а с противоположной стороны диафрагмы колесо турбины 6 закрыто от набегающего потока воды цилиндрическими сегментами 21, выполненными в виде «швеллера» с полками 22 и крепящими к диафрагме шпильками 23. Для предотвращения смещения элементов конструкции башни ГЭС пустотелые стойки 24 входят в направляющие элементы 25 всех диафрагм. Поз. 33 — обтекатели стоек 24, поз. 24 — дно реки, поз. 35 показывает в виде стрелки направление текущей воды, поз.36 — перемычка /для прочности/ между 2-мя башенными ГЭС. При одиночной установке башенных ГЭС перемычка отсутствует. Поз.31 — монтажные петли генератора. Работает бесплотинная башенного типа ГЭС следующим образом: по фиг.1 отметим, что на фиг.1 буквы ГВВ обозначают горизонт вод /половодье/, ГМВ — горизонт текущей воды-межень в реке после падения половодья, поверхность льда отмечена словом «лед». Башня ГЭС устанавливается на фундамент в русле реки, как показано стрелкой 35, навстречу течению воды. Текущая вода входит в направляющий аппарат 16-20, образованный криволинейными лопатками, с заданной скоростью и давит на вогнутые рабочие лопатки 14, которые приводят во вращение турбины 6 вместе с валом 3. Потеряв часть своей скорости и кинетической энергии, отработанная вода вытекает из лопаток турбин по течению реки так, как показано стрелками 60. Установка цилиндрических сегментов 21-22 с противоположной стороны направляющего аппарата позволяет избежать действия течения на эту часть турбины за счет обтекания ее гладких поверхностей сегментов 21 по всей высоте башни и всех установленной на ней турбин. Для предотвращения даже малейшего перетекания текущей воды в зазоры между рабочими лопатками 14 турбин и поверхностей сегментов 21 каждая рабочая лопатка 14 турбин 6 имеет на концах уплотняющие пластины /устройства/, которые, выступая за концы рабочих лопаток 14, скользят по внутренним поверхностям цилиндрических сегментов 21, перекрывая хотя бы и небольшие, но обязательно образующиеся при изготовлении и монтаже зазоры. В результате приложение сил от текущей воды реки на турбины 6 по всей высоте башни ГЭС осуществляется только в зоне расположения направляющих аппаратов 16-20 с беспрепятственным обтеканием водой наружных поверхностей сегментов 21, не оказывая противодавления для вращения турбин и работы бесплотинной ГЭС. Выполнение рабочих лопаток 14 турбин вогнутыми обеспечивает образование «ковшей» и способствует более эффективному использованию кинетической энергии свободно движущейся воды реки. Этому же направлению, т.е. повышению использования кинетической энергии течения реки на турбинах 6 способствует и направляющий аппарат, лопатки которого (16, 17, 18, 19, 20) выполнены с таким расчетом профилей, чтобы изменять направление движения потока воды так, чтобы направление ее движения на рабочие лопатки 14 приближалось к перпендикулярному направлению к касательной к средней линии, проходящей по среднему диаметру рабочих лопаток 14. В качестве уплотняющих материалов концов рабочих лопаток 14 в настоящее время имеется масса различных материалов: пластические /гибкие/ резиновые различных модификаций, пластмассовые, также с широким выбором их свойств, способных надежно выполнять свои уплотнительные функции при длительной работе ГЭС и различных температурах, в том числе низких, а также существует широкий выбор композиционных материалов на основе металлов и конструкций для их крепления на лопатках. В качестве примеров на фиг.9 и 10 показаны бесплотинные ГЭС той же конструкции, что и вышеописываемой, но только небольших мощностей с облегченными фундаментами для применения на малых реках и речушках, например, по фиг. 9 башня 37 с турбинами, фундамент также столбчатого типа 38/39 и заостренный стержнем 40, способствующий дополнительной устойчивости башенной ГЭС, редуктор 41 и генератор 42. МикроГЭС на фиг.10 ничем не отличается по конструкции от ГЭС башенного типа по фиг.1 и 9, однако ее можно опускать в реку с лодок или льда вручную, так как сама башня с турбинами 43 имеет фундамент 44 облегченного типа с заостренным стержнем, на конце которого выполнено режущее устройство подобно буру. Для сцепления с дном рек буром 45 микроГЭС заворачивается вручную с помощью труб 46, выполненных на устройстве, и дополнительных стержней 47. Редуктор 48, генератор 49. Описываемые бесплотинные ГЭС классифицируются как малые ГЭС, однако такие ГЭС башенного типа, которые изображены на фиг.1, могут заменить любую самую мощную обычную ГЭС плотинного типа, причем вырабатывать электроэнергию с самой низкой стоимостью одного киловатт-часа, так как не требуется ни сверхсложных и дорогих плотин, ни водохранилищ и огромных подготовительных работ, сопутствующих обычным плотинным ГЭС. В этом случае придется строить шлюзы для пропуска судов /на фиг.11 они не показаны/, а крупные или средние реки перегораживаются башенными ГЭС 50 с промежутками между ними так, как показано на фиг.11 /на месте стрелки 59 для пропуска судов также устанавливаются башни 50 ГЭС/. Чтобы полностью использовать всю гидравлическую энергию реки, представляющую собой работу, которая совершает текущая в ней вода (см. учебник для вузов «Гидроэнергетика», А.Ю. Александровский и др. -М.: Энергоатомиздат, 1988 г., cтр. 5-271 ), башенные ГЭС устанавливают в несколько рядов поперек реки на заданном расстоянии друг от друга, а для устойчивости и прочности скрепляются балками 51 и якорными устройствами 52. На фиг.11 показано только два ряда башенных ГЭС 50 /на фиг.1 башни ГЭС обозначены цифрами 2, что одно и то же/. Для избежания сильного стеснения русла реки башенные ГЭС можно устанавливать на заданном расстоянии друг от друга поперек русла реки и на заданном расстоянии вдоль реки не только в два ряда, как это показано на фиг.11, но и в несколько раз больше, согласно расчету и модельным испытаниям. Кроме того, ГЭС можно строить из отдельных блоков по высоте, скрепляя их между собой, которые имеют свои редуктор и электрогенератор подводного исполнения. При этом каждый блок башенного типа включается в работу тогда, когда этому соответствуют годовые циклы колебаний стока реки-половодье это /все блоки работают по высоте/, межень с малым расходом — только, например, нижние блоки башни ГЭС. При образовании покрова льда включаются соответствующие нижние блоки, работающие только под льдовым покровом. В некоторых случаях будет целесообразным, особенно на реках Сибири и Дальнего Востока в период образования ледового покрова, осуществлять демонтаж верхних блоков башни ГЭС с сохранением их под навесами или в закрытых помещениях, так как этот период бывает большую часть года. Напомню, что все ГЭС крепятся между собой перемычками 36, балками 51 и якорными устройствами 52. Далее, на фиг.11 показаны схемы размещения одиночных ГЭС 53, что соответствует поз.2 на фиг.1 /описано это выше/, раскрепленных якорными устройствами 52, якорями 54 и жесткими балками 55. Показано плавучее средство 56 с балкой 57 с башенной ГЭС 58, например, по фиг.9. Использование предлагаемой конструкции бесплотинной ГЭС обеспечивает получение дешевой электроэнергии в любом географическом районе России, в частности на реках Сибири и Дальнего Востока, а также на ранее построенных гидроузлах неэнергетического назначения, например, в створах Астраханского Вододелителя и других малых гидроузлах, принадлежащих Вододелителю, на оросительных каналах. Особенно целесообразным становится освоение русла р.Лены, на р. Амгуэме на Чукотке и р.Кроноцкой на Камчатке, где особенно ощущается нехватка электроэнергии. Кроме того, приведенная конструкция бесплотинной ГЭС позволяет осуществлять ее монтаж в любую погоду и в самые кратчайшие сроки, так как ГЭС практически полностью готовится /изготовляется/ в заводских условиях. Предлагаемые бесплотинные ГЭС могут успешно работать как в автономном режиме с последовательным наращиванием мощностей по получению электроэнергии на крупных, средних и малых речушках, так и в виде каскада ГЭС для получения сотен тысяч и миллионов киловатт установленной мощности или миллиардов киловатт-часов.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Бесплотинная гидроэлектростанция, содержащая фундамент и турбины с лопатками и диафрагмами, вертикальный вал которых установлен на подпятнике подшипника фундамента и соединен посредством редуктора с электрогенератором, отличающаяся тем, что она выполнена в виде башни, закрепленной на дне реки якорным устройством, при этом вертикальный вал турбин проходит внутри башни, а турбины с диафрагмами расположены параллельно друг другу и снабжены направляющим аппаратом с одной стороны, а с другой стороны — цилиндрическими сегментами, причем диафрагмы через пустотелые стойки скреплены анкерными болтами.2. Гидроэлектростанция по п.1, отличающаяся тем, что пустотелые стойки снабжены обтекателями и установлены в направляющих элементах диафрагмы.3. Гидроэлектростанция по п.1, отличающаяся тем, что ее фундамент снабжен вертикальным заостренным стержнем, заглубленным в дно реки, и стержнем с передней режущей частью и механизмом для ручного поворота и закрепления гидроэлектростанции.

Типы ветротурбин, их мощность, эффективность

Ветроэнергетические установки (ВЭУ) преобразует кинетическую энергию ветра в механическую или электрическую энергию, удобную для практического использования. ВЭУ производят электрическую энергию для бытовых или промышленных нужд. Какие ветротурбины наиболее эффективные и экономически выгодные? Как определить мощность ветроустановки по размерам ветроколеса? Ответы на эти вопросы см. ниже.

Какие бывают ветротурбины?

Виды ветроустановок по ориентации оси вращения

Ветротурбины отличаются по ориентации оси вращения по отношению к направлению ветра и по типу ветротурбины.

По ориентации оси вращения ветротурбины подразделяются на ветроустановки с вертикальной осью вращения и ветроустановки с горизонтальной осью вращения. Ветроустановки с горизонтальной осью составляют около 95% всех ветроустановок, подключенных к сетям энергосистем.

Ветротурбины также принципиально отличаются по тому, какую силу они используют для преобразования в механическую — силу давления ветра или подъемную силу. От этого свойства существенно зависит КПД ветротурбины. Теоретические КПД равны: для первого типа 0,22, для второго — 0,59 (согласно теории Жуковского Бетца).

Ветротурбина чашечного типа (использует силу давления ветра)

Ветроустановки, использующие силу давления ветра, имеют право на жизнь, но наукой и опытом давно доказана их очень низкая эффективность по сравнению с пропеллерными или другими, использующими подъемную силу крыла. Это примерно как гребные колеса у дореволюционных пароходов по сравнению с обычным винтом любого современного корабля или катера. Такие ветротурбины имеют большую материалоемкость и, соответственно, высокую удельную стоимость.

Ортогональные ветроустановки с вертикальной осью вращения, которые используют подъемную силу крыла, имеют КПД немногим менее пропеллерных, поэтому их эффективность также высока. Но у таких вертикально-осевых турбин есть другой недостаток — они не могут самостоятельно начать вращение, и для их запуска их надо раскрутить — или от сети, или с помощью другой ветротурбины, имеющей стартовый момент вращения (часто используется турбина Савониуса для этих целей).

Ветротурбина Дарье Идея этого ветрогенератора была предложена французским изобретателем Дарье в 1920 году. Но вплотную заниматься разработкой этой идеи начали только в 1970 году. В настоящее время ветрогенератор Дарье считается главным конкурентом ветрогенераторов с обычными ветроколесами.
Его особенность состоит в том, что он использует подъемную силу аэродинамики лопастей, которые в поперечнике имеют форму крыла. Стартовый вращательный момент такого ротора небольшой, а быстроходность высокая. За счет этого его мощность по отношению к собственной массе наибольшая. Это позволяет иметь одну или больше лопастей, и несколько разновидностей формы ротора.
Мощность нынешних ветрогенераторов намного больше, чем у их предшественников – ветряков. Лопасти колес очень легкие и одновременно прочные. Они изготовляются из синтетических материалов или стали. Их производительность зависит не только от скорости ветра, но и способности его улавливать. Увеличение вращения пропеллера вдвое, дает увеличение производства количества электроэнергии в четыре раза.
Конструкция любого вида ветровой электростанции, независимо от мощности, практически одинаковая. Она состоит из мачты, контейнера для генератора и редуктора с ветроулавливателем. Мачта может быть нескольких типов: обычная на растяжках, телескопическая или монолитная. Подвижное крепление контейнера для генератора и ротора позволяет пропеллеру быть постоянно развернутым к фронту ветра.

Вертикально-осевые ветротурбины (ВОВТ), как правило, менее эффективны, чем горизонтально-осевые ветротурбины (ГОВТ), по следующим причинам:

  • Лопасть испытывает сопротивление при вращении, т.к. на части траектории она должна двигаться противоположно направлению ветра
  • ВОВТ часто установлены на более низкой высоте (земля или крыша здания), где скорость ветра меньше.
  • ВОВТ имеют проблемы, связанные с вибрацией, например, шум и более быстрый износ и разрыв опорной конструкции (так как воздушный поток имеет большую турбулентность на низкой высоте).
  • Нагрузка на электрогенератор от массы ветротурбины, если она установлена на одном валу с электрогенератором.

Зависимость КПД ветротурбины от ее типа и быстроходности

Важным параметром ветроколеса является быстроходность. Быстроходность — это отношение линейной скорости лопасти к скорости ветра. У ветротурбин, использующих силу давления ветра, быстроходность всегда меньше 1. К таким ветротурбинам относятся карусельные, чашечные и другие аналогичные типы ветротурбин. Ротор Савониуса имеет быстроходность немного больше единицы потому, что кроме силы давления ветра в нем используется еще и реактивная сила. У ветротурбин, использующих подъемную силу крыла, скорость лопасти больше скорости ветра.

Как это не парадоксально, но чем меньше лопастей в ветроколесе, тем выше его КПД. Это проверено как теоретическими исследованиями, так и продувками в аэродинамической трубе, хотя разница между 1, 2, 3 лопастями незначительна. Однако, с уменьшением количества лопастей также уменьшается момент страгивания и ухудшается работа при низких скоростях ветра. У однолопастных ветротурбин также есть серьезная проблема с балансировкой и надежностью ветроколеса.

Ветрогенераторы с 2-3 лопастями относятся к быстроходным с более высоким КПД и частотой вращения, но при этом у них низкий стартовый момент вращения ротора. Поэтому быстроходные ветрогенераторы выгодно объединять с электрическим генератором, так как электрический генератор имеет высокую частоту вращения (для улучшения массогабаритных характеристик) и низкий пусковой момент. Тихоходные многолопастные ветротурбины обычно работают в связке с водяными насосами, у которых большой момент запуска и меньшая частота вращения. Быстроходные 3-х лопастные ветрогенераторы получили большее распространение, чем 1-2-х лопастные, несмотря на их высокую стоимость. 3-х лопастным ротором генерируется меньше вибрация и выглядит он более эстетично. Поэтому во всем мире оптимальным количеством лопастей горизонтально-осевой ветротурбины признано 3.

От чего зависит мощность ветротурбины?

Мощность ветротурбины зависит от скорости ветра, площади ометаемой поверхности и эффективности ветротурбины. Это основные факторы, влияющие на вырабатываемую ветротурбиной мощность (и, соответственно, энергию). На выработку также влияет турбулентность ветропотока, плотность воздуха, равномерность распределения скорости ветра по ометаемой площади.

Скорость ветра — важнейший элемент в проектировании и использования ветроустановки. Вырабатываемая мощность пропорциональна кубу скорости ветра и квадрату диаметра ротора. Это означает, что при удвоении скорости ветра возможная вырабатываемая мощность увеличивается в 8 раз. Так, ветроустановка, работающая при средней скорости 6 м/с, генерирует мощность на 44% большую, чем при скорости 5 м/с. Если скорость ветра определяется местом, где сооружается ветроустановка, то диаметр ее ротора — это элемент конструкции, величина которого зависит от многих расчетных параметров. Чаще всего решается обратная задача: задается проектируемая мощность ВЭУ и далее определяется требуемый диаметр при определенной расчетной скорости.

Формула мощности ВЭУ выглядит следующим образом:

P=½·ρ·A·V3·Cp·ηг·ηм, Вт

где ρ= 1,22 — плотность воздуха (стандартная), кг/м3
V — скорость ветра, , м/с
ηг·ηм— коэффициенты полезного действия генератора и механической передачи между ветроколесом и генератором,
Cp — коэффициент использования энергии ветра (КИЭВ), зависящий от профиля лопастей и других режимных параметров, предельное значение которого равно 0,593, а достигнутое в эксплуатации- 0,4-0,45,
А — площадь ветротурбины, в случае пропеллерной турбины вычисляется по формуле:

А=¼π·D2, м2

где D, м- диаметр ротора,π=3,14.

Диаметр ротора ВЭУ по мере возрастания мощности ветроустановки от 1 до 3000 кВт увеличивается от 2 до 100 м, а высота башни от 8 до 100 м. Для ВЭУ выше 150 кВт диаметр ротора и высота башни примерно равны.

Скорость ветра увеличивается с высотой над уровнем земли, поэтому чем выше мачта ветротурбины, тем более производительной будет ветроустановка.

Не стоит увлекаться поиском ВЭУ, начинающих работать на малых скоростях ветра — до 3 м/с, так как на этих скоростях ветра его энергия ничтожно мала. Например, для ВЭУ с диаметром винта 5 м вырабатываемая мощность при скорости ветра 2 м/с будет менее 30 Вт, причем половина этой мощности уйдет на всякие потери в механических элементах, генераторе и контроллере, а оставшиеся 15 Вт — это мизер для аккумуляторов, рассчитанных на номинальную мощность 5 кВт. Так что, кроме наслаждения от вида вращающегося ветроколеса, вы больше ничего не получите.

Очень важным параметром в проектировании ВЭУ является коэффициент использования установленной мощности (КИУМ), дающий представление об эффективности работы ВЭУ. Это отношение средней выработки генерирующего устройства к максимально возможной. Большинство современных ВЭУ работают с коэффициентом использования установленной мощности от 25 до 35%. Электростанции, работающие на невозобновляемых источниках энергии, имеют коэффициент использования установленной мощности от 40 до 80%. Лучшие ветроустановки в хороших ветровых условиях работают с коэффициентом 0,5. На КИУМ влияет кроме среднегодовой скорости ветра также и время, которое затрачивается на техническое обслуживание и ремонт ветроустановки.

Ветроустановка состоит из следующих основных подсистем и узлов:

  1. ротор или лопасти, который преобразует энергию ветра в энергию вращения вала,
  2. кабину или гондолу, в которой обычно расположен редуктор ( некоторые турбины работают без редуктора),
  3. генератор и другие электромеханические системы,
  4. башню или мачту, которая поддерживает ротор и кабину,
  5. электрическое и электронное оборудование, такие как панели управления, электрические кабели, оборудование заземления, оборудование для подключения к сети, система молниезащиты, система накопления электроэнергии и ее стабилизации, и др.

Как выбрать ветрогенератор?

А. Ортогональный В. С горизонтальной осью С. Геликоидный ротор или Ротор Горлова D. Многолопастной ротор E. Ротор Дарье

Распространенная ошибка — выбирать мощность ветроустановки по пиковой мощности нагрузки. Ветрогенератор, также как и солнечные батареи, является источником энергии, а не мощности. Поэтому расчет ветроэнергетической системы ведется в несколько шагов, и желательно, если это сделает специалист.

Для выбора ветрогенератора сначала Вам необходимо определить своё потребление в кВт*часах в месяц, пиковую (суммарную) мощность всех приборов и постараться узнать среднегодовую и среднемесячные скорости ветра в Вашей местности. Последний параметр не всегда возможно определить с достаточной точностью. Даже если вы получите данные по многолетним скоростям ветра от ближайшей метеостанции, не факт, что в месте установки вашей ветротурбины будет именно такая скорость ветра. Поэтому для больших ветростанций необходимо обязательно проводить мониторинг скорости ветра хотя бы в течение одного года, а затем сделать корреляцию полученных данных с данными от ближайшей метеостанции. Для малых ветроустановок такой путь слишком дорог, и очень часто малые ВЭУ устанавливаются на страх и риск хозяина. В таких случаях обычно, если ветра недостаточно, признается, что решение об установке ветротурбины было ошибочным. Если же ветер хороший, то следующим шагом обычно является увеличение мощности малой ветростанции.

Для получения электричества в необходимом объёме нужно понимать, что количество вырабатываемой ветряком энергии напрямую зависит от ометаемой ветротурбиной площади или максимального сечения ветротурбины. Для минимального обеспечения пары лампочек, ТВ, холодильника, электрочайника — диаметр ветряка должен быть не менее 2,5 метров при средних по силе ветрах.

Особое внимание стоит уделять не только мощности ВЭУ (именно ВЭУ, а не инвертора, входящего в комплект), но и при какой скорости ветра эта мощность может быть получена. Некоторые продавцы представляют завышенные показатели. Для этого не поленитесь подсчитать по несложной формуле мощность, которую способен отдать ветряк с винтом конкретного диаметра. Эта мощность практически зависит только от скорости ветра V и диаметра ветротурбины D, а все остальные факторы — количество лопастей, их вес, площадь, профиль, крутка, генератор, подшипники и т. д. — второстепенные и большой погрешности не дают.

Упрощенная формула расчета реально отдаваемой ветром мощности в зависимости от скорости ветра и диаметра винта:

Р = D2V3/7000, кВт,

с точностью ±20% (зависит от КПД турбины и генератора). +20% — идеальная ВЭУ, ее цена увеличится в 2-3 раза. -20% — первый ветряк энтузиаста-любителя. При равной мощности ВЭУ выбирайте ту, у которой диаметр ветроколеса больше.

Некоторые производители представляют результаты продувок своих ветроэлектрических установок по мощности в аэродинамической трубе. Это хорошо, и говорит о серьезном подходе к делу. Однако, необходимо учитывать, что мощность в аэродинамической трубе и в природе на ветру отличаются примерно на 10-30% вследствие идеализации воздушного потока в трубе. Реальный поток ветра имеет турбулентности, которые существенно ухудшают параметры ветроколеса.

Мощность, вырабатываемая ветрогенератором, пропорциональна кубу скорости ветра. Это означает, что мощность ветрогенератора на слабых ветрах (даже если он вращается) очень мала. Но, с усилением ветра, идет резкое нарастание мощности. А поскольку ветер на практике дует с постоянной скоростью и направлением только в аэродинамической трубе, понятно, что мощность, вырабатываемая ветрогенератором, является постоянно меняющейся по времени величиной. Поэтому любая энергетическая система с использованием ветрогенератора в качестве источника энергии должна иметь стабилизирующее звено.

В малых автономных системах роль такого звена обычно играет аккумуляторная батарея. Если мощность ветрогенератора больше мощности нагрузки, батарея заряжается. Если мощность нагрузки больше – батарея разряжается. Из этого следует следующая важная особенность ветрогенератора, как источника мощности: если большинство других источников выбираются по мощности пиковой нагрузки, ветрогенераторы следует выбирать, исходя из величины потребления электроэнергии в месяц (или в год, как кому нравится).

Проиллюстрируем это на примере. На берегу моря, где средняя скорость ветра приближается к 6 м/с, стоит домик, куда приезжает семья из трех человек на выходные. Электрооборудование включается тоже только на выходные. В день потребление достигает 15 кВт*ч, при этом пиковая нагрузка – до 3 кВт. Следовательно, в месяц потребление энергии равно 120 кВт*ч. При среднегодовой скорости ветра 6 м/с выработку 120 кВт*ч в месяц может обеспечить небольшой 700-ваттный ветрогенератор. Кроме того, для аккумулирования энергии в течение 5 дней потребуется батарея большой емкости, и инвертор (который преобразовывает постоянное напряжение батареи в стандартное переменное) мощностью 3 кВт, чтобы обеспечить пиковые нагрузки.

Как можно видеть, в каждом из вышеописанных случаев мощность ветрогенератора отличается в разы от пиковой мощности нагрузки. Мощность пиковой нагрузки определяет мощность преобразователя. Сам ветрогенератор определяет только величину выработки в определенный временной промежуток при определенной среднемесячной скорости ветра. Кроме средней скорости ветра, существуют более подробные вводные данные для оценки ветровых ресурсов, называемые параметрами распределения Вейбулла, которые отражают распределение длительности ветра определенной силы для данного места, они используются при проектировании ветропарков мощностью в десятки МВт.

В каких случаях выгодно использовать ветрогенератор?

Ветровые электростанции установки наиболее выгодно использовать в местах, где невозможно провести общую электросеть, или соединение является очень затратным, а также — в местах с частыми отключениями электричества. Ветровые электростанции смысл устанавливать, если в месте становления среднегодовая скорость ветра превышает 3 м/с.

В общем случае, при среднегодовой скорости ветра более 4 м/с на высоте 10 м (на этой высоте на метеостанциях устанавливаются анемометры — приборы, измеряющие скорость ветра) возможно эффективное применение ветроустановок, а ветер с меньшей скоростью годится для водоподъемных устройств.

Наиболее экономически выгодное применение ВЭУ имеет место, если ветротурбины объединены в группы. Их называют ветроэлектрическими станциями (ВЭС), а за рубежом «ветровыми фермами» (wind farm). Их мощность колеблется от сотен киловатт до сотен мегаватт. Ветроустановки большой мощности не предназначены для автономной работы или работы параллельно друг с другом. Поэтому как только отключается ЛЭП (линия электропередачи), связывающую ВЭУ с энергосистемой, останавливаются и ВЭС. Обычно при проектировании обеспечивается связь с двумя ЛЭП с разных точек энергосистемы. Для одиночных ВЭУ и небольших ВЭС, питающих определенную нагрузку, нужно иметь резервный источник электроснабжения (дизель-генератор, газотурбинная установка, солнечные батареи).

Хорошими ветровыми условиями в России обладают следующие субъекты РФ: Архангельская, Астраханская, Волгоградская, Калининградская, Камчатская, Ленинградская, Магаданская, Мурманская, Новосибирская, Пермская, Ростовская, Сахалинская, Тюменская области, Краснодарский, Приморский, Хабаровский края, Дагестан, Калмыкия. Карелия, Коми. Ненецкий автономный округ, Хакасия, Чукотка, Якутия, Ямало-Ненецкий автономный округ.

По опыту эксплуатации ветропарков, установленных в Российской Федерации, их КИУМ в среднем равен 12%. Как видим, российские ветропарки имеют невысокий КИУМ. Это связано как с невысокой среднегодовой скоростью ветра в местах их установки, так и с большим временем простоя.

Какие нужны документы и разрешения для установки ветрогенератора?

Импортируемые ветроустановки не подлежат сертификации. Вы можете без проблем установить на своей территории для себя ветрогенератор мощностью до 75 кВт и высотой до 30 метров для личного некоммерческого использования. Для этого не нужны никакие документы, справки или разрешения.

Обсуждения по теме с нашего форума

  • Нужно ли разрешение на установку ветряков?
  • Ветрогенератор на крыше 9-ти этажного здания это возможно!?
  • солнечная панель и ветрогенератор как совместить?

Эта статья прочитана 21128 раз(а)!

Продолжить чтение

  • 10000 В 2001 году Интерсоларцентр совместно с партнерами по ОПЭТ (ETSU и WREAN, Англия) подготовил руководство по применению малых и средних ветроэнергетических установок. Эксперты компании «Ваш Солнечный Дом» принимали участие в подготовке этого Руководства на русском языке. За основу было принято…
  • 10000 100 вопросов и ответов по ветроэнергетике Выдержки из брошюры «Ветроэнергетика. Вымыслы и факты. Ответы на 100 вопросов». Полную версию брошюры можно скачать по следующей ссылке: Авторы: П. П. БЕЗРУКИХ д. т. н., П. П. БЕЗРУКИХ (МЛАДШИЙ) ЧТО ТАКОЕ ВЕТЕР? Ветер…
  • 10000 100 вопросов и ответов по ветроэнергетике — 2 Выдержки из брошюры «Ветроэнергетика. Вымыслы и факты. Ответы на 100 вопросов» Авторы: П. П. БЕЗРУКИХ д. т. н., П. П. БЕЗРУКИХ (МЛАДШИЙ) Начало… ЧТО ТАКОЕ ВЕТРОСТАНЦИЯ? В энергетике станции любого типа стремятся…
  • 10000 Вопросы и ответы по использованию ветрогенераторов
  • 10000 Автономные ветроэлектрические установки Предупреждаем пользователей об обязательном соблюдении законодательства по авторскому праву, в соответствии с которым полученные копии документов разрешается использовать только для научных и образовательных целей. Запрещается тиражировать полученные копии документов, передавать на любой основе копии документов другим лицам…
  • 69 Ветроэлектрические станции Одним из перспективных направлений развития возобновляемой энергетики является ветроэнергетика. Использование энергии ветра не только помогает решить многие проблемы энергоснабжения удаленных объектов и загородных домов, но и получить независимость от местных энергоснабжающих организаций. Поставив на своём участке хотя бы…

Лопаточный аппарат турбины состоит из неподвижных направ­ляющих и подвижных рабочих лопаток и предназначен для наи­более полного и экономичного преобразования потенциальной энергии пара в механическую работу. Направляющие лопатки, установленные в корпусе турбины, образуют каналы, в которых пар приобретает необходимую скорость и направление. Рабочие лопатки, расположенные на дисках или барабанах ротора тур­бины, находясь под действием давления пара, возникающего в ре­зультате изменения направления и скорости его струи, приводят вал турбины во вращение. Та­ким образом, лопаточный ап­парат является наиболее от­ветственной частью турбины, от которого зависит надеж­ность и экономичность ее ра­боты.

Рабочие лопатки имеют разнообразную конструкцию. Нa рис. 17 показана лопатка простого типа, состоящая из трех частей: хвоста или нож­ки 2, с помощью которых ло­патку крепят в ободе диска 1, рабочей части 4, находящейся под действием движущейся струи пара, и вершины 6 для закрепления ленточного бан­дажа 5, которым связывают лопатки с целью создания до­статочной жесткости и обра­зования канала между ними. Между ножками лопаток устанав­ливают промежуточные тела 3. Чтобы предотвратить возникнове­ние температурных напряжений при прогреве и охлаждении тур­бины, бандажом связывают отдельные группы лопаток, оставляя зазор между бандажами 1—2 мм.

Задняя сторона лопатки называется спинкой; грань со стороны входа пара называется входной кромкой, а грань со стороны вы­хода пара — выходной кромкой лопатки. Поперечное сечение ло­патки в пределах ее рабочей части называется профилем лопатки. По профилю различают активные и реактивные лопатки (рис. 18). Угол ?1 называется входным, а угол ?2 — выходным углом ло­патки. У активных лопаток турбин прежней постройки (рис. 18, а) профиль почти симметричный, т. е. входной угол мало отличается от выходного. В реактивных лопатках (рис. 18, б) профиль несим­метричный, выходной угол значительно меньше входного. Для повышения эффективности работы лопаток входные кромки профи­лей закругляют, а каналы, образованные профилями, выполняют сходящимися. Современные профили активной и реактивной ло­паток с обтекаемой входной кромкой показаны на рис. 18, в и г.

Основные характеристики профиля лопаток следующие:

— средняя линия профиля — геометрическое место центров окружностей, вписанных в профиль;

— геометрические углы: входа ?1 л — угол между касательной к средней линии при входе и осью решетки; ?2 л — то же при вы­ходе;

— углы входа и выхода потока пара: ?1 — угол между направ­лением потока пара при входе на рабочую лопатку и осью; ?2 — то же при выходе;

— угол атаки i — угол между направлением потока пара при входе на рабочую лопатку и касательной к входной кромке по средней ЛИНИИ, Т. е. i = ?1л – ?1;

— хорда профиля b — расстояние между концами средней линии;

— угол установки ?У — угол между хордой профиля и осm. решетки;

— ширина профиля В — размер лопатки по направлению оси турбины;

— шаг t — расстояние между сходственными точками соседних профилей.

Входная кромка современных профилей направляющих и ра­бочих лопаток малочувствительна к отклонению угла потока на входе. Это позволяет при расчете профиля лопатки допустить углы атаки до 3—5° в любом сечении по высоте лопатки. Входную кромку профилей лопаток при дозвуковой скорости делают тол­стой и тщательно закругляют, что снижает вихревые потери на входе в канал и повышает вибрационную, коррозионную и эрози­онную стойкость лопаток. Такая форма входной кромки обеспе­чивает на переменных режимах меньшее влияние изменения угла атаки на к. п. д. лопатки, а также более полное использование входной энергии ступеней.

Геометрические характеристики активных и реактивных про­филей рабочих и направляющих лопаток приводится в нормалях для лопаток судовых турбин (табл. 1, 2).

Размеры лопаток колеблются в широких пределах. В судовых турбинах высота лопаток первых ступеней ТВД небольшая (от 10 мм), а последних ступеней ТВД достигает 400 мм. Ширина ло­паток может быть 14—60 мм. Для уменьшения веса и снижения напряжений от центробежных сил длинным лопаткам придают ширину и толщину, постепенно уменьшающуюся от ножки к вер­шине. На длинных лопатках бандаж обычно не ставят, а для по­лучения большей жесткости лопатки скрепляют связной проволо­кой в пакеты по 5—10 лопаток.

По способу изготовления лопатки можно разделить на две группы:

1) изготовленные штамповкой из листового материала (тол­щиной 1—2 мм) или из прокатанных профильных полос (светло- катаных профилей); промежуточные вставки для этих лопаток выполняются отдельно;

2) изготовленные как одно целое с промежуточными встав­ками путем фрезерования катаных, тянутых, кованых или литых заготовок.

На рис. 17 показаны лопатки, выполненные из прокатанных профильных полос с отдельными вставками. Механическая обра­ботка таких лопаток сводится к фрезерованию ножки и вершины. Эти лопатки имеют постоянный профиль и применяются для не­больших окружных скоростей. Для повышенных окружных скоро­стей используют полуфрезерованные лопатки из более толстых хо­лоднокатаных профильных полос. В таких лопатках вставка ча­стично выполняется заодно с ними и спинка фрезеруется.

Па рис. 19 изображены различные конструкции цельнофрезерованных лопаток, изготовленных совместно со вставками из горяче­катаной полосовой стали прямоугольного и ромбического сечений. Перевязка лопаток (рис. 19, а) осуществляется бандажной лентой. Для больших окружных скоростей лопатку изготовляют как одно целое с бандажной полкой (рис. 19, б). Смыкаясь, полки образуют сплошное кольцо—бандаж. Как уже отмечалось выше, ширина и толщина длинных лопаток постепенно уменьшается от ножки к вершине (рис. 19, в). Для обеспечения безударного входа пара по всей высоте длинные лопатки иногда выполняют с пере­менным профилем, у которых угол входа постепенно увеличи­вается. Такие лопатки называются винтовыми.

По способу крепления на дисках или барабанах различают лопатки двух типов:

1) с погруженной посадкой, у которых хвосты заведены внутрь специальных выточек в ободе диска или барабана;

2) с верховой посадкой, у которых хвосты надеты верхом на гребень диска и закреплены.

На рис. 20 показаны наиболее распространенные формы лопа­точных хвостов.

Хвосты 3—11 применяют для крепления направляющих и ра­бочих лопаток. Хвосты типа 6 используют в современных турби­нах сухогрузных судов и танке­ров. Хвост 11 делают примерно такой же ширины, что и рабочую лопатку, его применяют для крепления реактивных лопаток. Крепление с верховой посадкой целесообразно для длинных ло­паток, подвергающихся действию значительных усилий.

Лопатки с погруженной по­садкой крепят также в индиви­дуальных осевых канавках с по­мощью сварки. Эти крепления обеспечивают замену любой из лопаток, а также позволяют по­лучить лучшие вибрационные ха­рактеристики и наименьший вес лопаток и диска. Крепление лопа­ток на диске при помощи сварки показано на рис. 21. Плоский хвост 2 лопатки 1 входит в канавку обода диска и приваривается к нему с двух сторон. Для большей прочности лопатки дополнительно скрепляют с диском заклепками 3 и в верхней части сваривают попарно бандажными полками 4. Крепление при помощи сварки повышает точность установки лопа­ток, упрощает и снижает затраты на их сборку. Приварка лопаток находит применение в газовых турбинах.

Для установки лопаточных хвостов на окружности лопаточ­ного венца обычно делают один-два выреза (замковое отверстие), закрываемые замком. При креплении лопаток с верховыми хво­стами типа ЛМЗ в индивидуальных прорезях и с помощью сварки замковые отверстия и замки не требуются.

Обычно лопатки набирают с двух сторон замкового отверстия независимо от количества замков. На рис. 22 изображены неко­торые конструкции замков.

На рис. 22, а в районе замка срезаны заплечики обода диска (показаны пунктиром), удерживающие Т-образный хвост. Лопатки, примыкающие к замковой вставке, во многих конструкциях прошиты штифтами и припаены к своим промежуточным встав­кам. Замковую вставку забивают между прилегающими ло­патками. Через имеющееся в щеке диска отверстие сверлят отвер­стие в замковой вставке, в которое и забивают заклепку. Концы заклепки расклепывают. На рис. 22, б замок представляет собой вставку 2, закрывающую боковой вырез в ободе диска и прикреп­ленную винтами 1. На рис. 22, в показан замок двухвенечного колеса. Вырез для установки замковых лопаток 1 делают в сред­ней части обода диска между лопаточными канавками. Замковые лопатки крепят двумя планками 2, разгоняемыми клином 4, кото­рый крепится к ободу винтом 3. К недостаткам приведенных кон­струкций замков следует отнести ослабление обода вырезами и отверстиями для винтов. На рис. 22, г показан замок с расклинкой конструкции ЛМЗ. Замковые лопатки 2 и 3 изготовляют с высту­пами внизу, заходящими под хвосты соседних лопаток 1 и 4. После установки подкладки 7, стального клина 6 и подгонки замковой вставки 5, имеющей вырез в нижней части, вставку загоняют между замковыми лопатками.

Замок, конструкция которого показана на рис. 22, д, приме­няют для реактивных лопаток. Замковый вырез в ободе отсут­ствует. Лопатки с хвостовиками зубчикового типа заводят в паз ротора в радиальном направлении. Затем поворачивают на 90° с таким расчетом, чтобы зубчики входили в соответствующие ка­навки в ободе, и перемещают по окружности до места установки. После установки всех лопаток заводят замковую вставку, состоя­щую из двух частей 1 и 4, разгоняемых клипом 3. Клин удерживается отчеканен­ными выступами 2.

Хвостовики верхового типа позволяют получить сравнительно простую конструк­цию замков. На рис. 22, е показан замок для хвостовика типа обратный молот. Зам­ковая лопатка 5 имеет хвостовик с плоской прорезью, который надевается на реборд 4 обода 1 диска и крепится к нему, заклеп­ками 3. В месте установки замковой ло­патки заплечики 2 (показаны штриховой линией) срезаны.

Лопатки турбины под действием паро­вого потока пара из сопел могут совер­шать колебания: 1) в плоскости вращения диска — тангенциальная вибрация; 2) в плоскости, перпендикулярной вращению ди­ска,— осевая вибрация; 3) крутильные. Осевая вибрация лопаток связана с вибра­цией дисков. Крутильные колебания лопа­ток характеризуются интенсивными колеба­ниями их вершин.

Надежность работы лопаточного аппара­та зависит от величины и характера вибра­ций, возникающих как в лопатках, так и в дисках, па которых они закреплены. Кроме того, лопатки, являясь упругими телами, способны вибрировать с собственными часто­тами. Если собственная частота колебаний лопаток равна или кратна частоте внешней силы, вызывающей эти колебания, то воз­никают так называемые резонансные колебания, не затухающие, а непрерывно продолжающиеся до прекращения действия силы, вызывающей резонанс, или до изменения ее частоты. Резонансные колебания могут вызвать разрушение рабочих лопаток и дисков. Чтобы избежать этого, облопаченные диски современных крупных турбин до установки на вал подвергают настройке, посредством которой изменяется частота их собственных колебаний.

В целях борьбы с вибрацией лопатки скрепляют в пакеты бан­дажной лентой или проволокой. На рис. 23 показано крепление лопаток связной проволокой, которую пропускают через отверстия в лопатках и припаивают к ним серебряным припоем. Как и бан­дажная лента, проволока но окружности состоит из отдельных отрезков длиной от 20 до 400 мм, между которыми возникают тепловые зазоры. Диаметр связной проволоки в зависимости от ширины лопатки принимают 4—9 мм.

Для уменьшения амплитуды колебаний пакетов между ними ставят демпферную проволоку 2 (мостик), ее припаивают к двум- трем крайним лопаткам одного пакета, и она свободно проходит через концевые лопатки сосед­него сегмента. Возникающее тре­ние проволоки о лопатки при вибрации пакета уменьшает амп­литуду колебаний. С помощью отверстий 1 упрощается уста­новка мостика. Материал для из­готовления лопаток должен обладать достаточной стойкостью при высокой температуре и хоро­шей механической обрабатываемостью, быть коррозионно и эрозионно устойчивым. Лопатки, работающие при температуре пара до 425° С, изготовляют из хромистых нержавеющих сталей марок 1X13 и 2X13 с содержанием хрома 12,5—14,5%. При более высо­ких температурах (480—500° С) используют хромоникелевые нер­жавеющие стали с содержанием никеля до 14%. Лопатки, рабо­тающие при температуре пара 500—550° С изготовляют из аустенитных сталей ЭИ123 и ЭИ405 с содержанием никеля 12—14% и хрома 14—16%. Литые лопатки выполняют из стали 2X13. Ма­териалом для вставок служит углеродистая сталь марок 15, 25 и 35, для бандажной ленты, связной проволоки, заклепок к лопат­кам и заклепок замков — нержавеющая сталь 1X13.

Для пайки бандажных лент и связной проволоки применяют серебряный припой марок ПСР45 и ПСР65 с содержанием серебра соответственно 45 и 65%.

admin

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Наверх