Тезисы докладов

Вид материала

Тезисы

Содержание И.В Гольман М.Д. Цитрон Б.М. Соболев

Подобный материал:

• Тезисы докладов, 3726.96kb.
• Тезисы докладов, 4952.24kb.
• Тезисы докладов, 1225.64kb.
• Правила оформления тезисов докладов Тезисы докладов предоставляются в электронном виде, 22.59kb.
• «Симпозиум по ядерной химии высоких энергий», 1692.86kb.
• Требования к тезисам докладов, 16.83kb.
• Тезисы докладов научно-практической, 6653.64kb.
• Тезисы докладов 1 Межвузовская научно -практическая конференция студентов и молодых, 100.64kb.
• Тезисы докладов и заявки на участие, 104.97kb.
• Тезисы докладов, принятые Оргкомитетом для опубликования в Материалах форума, 788.61kb.

Тезисы докладов

1. Гринман М.И. Новый турбопривод питательных насосов ТЭЦ
   
2. Рассохин В.А., Оленников С.Ю., Раков Г.Л. Малорасходные турбины нового класса
   
3. Гольман И.В. Конструкция приводной турбины
   
4. Цитрон М.Д. Система автоматического управления, регулирования и защиты приводной турбины питательного насоса
   
5. Сухарев В.А. Экономические показатели использования турбопривода питательного насоса
   
6. Фомин В.А. Повышение эффективности применения турбопривода питательного насоса на ТЭЦ
   
7. Ионенков И.В., Иваницкий С.В. Цели модернизации паровой турбины ПТ-60-130/13
   
8. Козлов И.С. Реконструкция тепловой схемы и турбин Светлогорской ТЭЦ
   
9. Соболев Б.М. Реконструкция (модернизация) узлов турбин, проблемных с точки зрения эксплуатации и ремонта
   
10. Фомченко О.Ф., Ремизов Д.В. Модернизация узлов парораспределения
    
11. Соболев Б.М. Технологии восстановительного ремонта узлов и деталей паровых турбин
    
12. Соболев Б.М. Инженерная поддержка электростанций в решении проблем эксплуатации и ремонта турбинного оборудования
    

к.т.н. М.И. Гринман

Новый турбопривод питательных насосов ТЭЦ


Обычно приводными турбинами (ТПН) комплектуются питательные насосы конденсационных блоков мощностью 300МВт и выше, а также теплофикационный блок с турбиной Т-250. Для блоков меньшей мощности и для ТЭЦ ТПН не применялись. Преимущество ТПН для ТЭЦ в сравнении с ВЧР и ГМ заключаются в следующем. Для ВЧР и ГМ основной выигрыш достигается за счет снижения перепада на клапане РПК, который возможен только на блочных станциях, т.к. на номинальном режиме оба способа регулирования требуют увеличения мощности, потребляемой насосом, как минимум на 5%. ТПН, помимо тех преимуществ, которые дают ВЧР и ГМ на режимах и при снижении перепада на РПК, обеспечивает снижение мощности собственных нужд, а также увеличение располагаемой электрической и тепловой мощности за счет увеличения П и Т отборов, что эквивалентно общепринятой и дорогостоящей реконструкции ЧСД турбин типа ПТ. Эта мощность, как пиковая, гораздо эффективнее отключения ПВД, т.к. не понижает температуру питательной воды. Т.о. эффективность ТПН на ТЭЦ в сравнении с любым другим способом регулирования оборотов питательного насоса очевидна. Если подробно рассмотреть условия размещения и работы ТПН на действующих ТЭЦ (особенно с поперечными связями), то становится понятным, почему до сих пор не разработана приводная турбина для питательных насосов ТЭЦ . Основные из них:

• минимальные габариты (размещение на существующем фундаменте электродвигателя) ,
  
• малые объемные расходы,
  
• неприспособленность существующей маслосистемы к режимам с изменением оборотов,
  
• необходимость высокой маневренности,
  
• необходимость высокой экономичности,
  
• широкий диапазон изменения противодавления 1.2-2.5(с степень расширения меняется от 5 до11),
  
• широкий диапазон изменения производительности насоса 50-110%.
  

Анализ этих условий сформулировал следующую общую концепцию приводной турбины.

В связи с невозможностью вписаться в существующий фундамент, традиционный вариант многоступенчатой турбины с гидравлической системой регулирования, традиционно используемый КТЗ и НЗЛ, был отвергнут сразу. Вариант со сверхзвуковой двухступенчатой регулирующей ступенью (колесо Кертиса) был отвергнут, в основном, из-за необходимости редуктора и низкой экономичности. Поэтому в качестве проточной части были приняты ступени с малыми углами α1 и большими углами поворота потока в рабочем колесе, разработанные и испытанные в С-ПГПУ. Эти ступени обеспечивают высокую экономичность во всем диапазоне нагрузок.. Для снижения габаритов было принято решение отказаться от масла высокого давления, поэтому для разработки системы регулирования была привлечена фирма ССS , которая совместно с ЦКБ решила также проблему приводов стопорного и регулирующего клапанов без применения масляных сервомоторов высокого давления и воздуха, от использования которого отказалась НК ТЭЦ. С целью снижения объема масла низкого давления на первом этапе и с последующим переходом на смазку водой не только привода, но и насоса, были приняты подшипники с ЭМП покрытием, разработки ООО ”Эпюра”. Эти подшипники обеспечивают в три раза большую удельную нагрузку при расходе масла для смазки в несколько раз меньше, чем традиционные и гарантируют выбег турбины без подачи масла. В связи с ограниченностью объема масляного бака, а также по причине изложенной выше, зубчатая муфта, требующая постоянного расхода масла, была заменена на безмасляную упругую муфты конструкции Интерэнергоремонт. Для снижения габаритов и минимизации утечек в качестве уплотнений применены графитовые – фирмы ESPEY BURGMANN. Т.о. для разработки конструкции приводной турбины была сформулирована следующая концепция:

• подвод пара через один стопорный и регулирующий клапаны,
  
• стопорный клапан конструкции ЦКБ,-
  
• регулирующий клапан фирмы Masoneilan с приводом фирмы REX,
  
• уплотнения фирмы ESPEY BURGMANN,
  
• подшипники фирмы Эпюра,
  
• проточная часть и корпус приводной турбины унифицированы как для насоса ПЭ-500-180, так и для насоса ПЭ-580-180,
  
• муфта упругая безмасляная,
  
• отдельная рама для сборки и транспортировки,
  
• выхлоп в любом направлении.
  

д.т.н. В.А. Рассохин, к.т.н. С.Ю. Оленников, к.т.н. Г.Л. Раков

Малорасходные турбины нового класса


Для создания высокоэффективных малогабаритных паротурбинных установок малой мощности (до 5 МВт) требуются турбины, работающие при сравнительно малых объемных расходах и высоких начальных параметрах рабочего тела. Использование трансзвуковых и сверхзвуковых высокооборотных турбинных ступеней позволяет срабатывать в них большие теплоперепады энтальпий при сравнительно высокой экономичности, существенно сократить число ступеней турбины и повысить компактность всей установки в целом. Над созданием таких малорасходных турбин с высоким перепадом работают многие организации страны (МАИ, МЭИ, МГТУ, СПбГПУ, СПбМУ, НПИ, КТЗ и др.). Для автономных энергетических установок рациональным может оказаться применение турбин конструкции ЛПИ, в которых устраняются парциальные потери, характерные для малорасходных турбин. Это обеспечивается малыми углами выхода потока из соплового аппарата, большими углами поворота и большим относительным шагом в лопатках рабочего колеса. При этом резко сокращается число лопаток, упрощается конструкция и технология изготовления турбины. Особенности кинематики таких турбин позволяют обеспечить их высокую надежность в условиях высокотемпературного и двухфазного рабочего тела. Такие турбины были предложены профессором И. И. Кирилловым в конце 60-х - начале 70-х годов прошлого века, а в дальнейшем конструктивно разработаны и исследованы на кафедре турбинных двигателей и установок под руководством профессора В.А. Рассохина в СПбГПУ в течение последних 20 лет. Для исследования была создана мощная экспериментальная база, позволяющая проводить исследования в широком диапазоне режимных и геометрических параметров. Исследования проводились как на плоских и кольцевых решетках, так и на вращающихся моделях на воздухе и горячем газе при моделировании реальных натурных условий. Практически было исследовано около 50 транс- и сверхзвуковых сопловых и рабочих решеток, сопел и профилей на динамических стендах продуто около 100 турбинных малорасходных ступеней осевого и радиального типа. Исследования проводились при степенях расширения в турбинной ступени 0,6 £ p_т £ 30, что соответствовало числу Маха: 0.8 £ М₁ £ 3.0, 0.8 £ М₂ £ 1.8. При разработке экспериментальных турбинных ступеней моделировались реальные натурные турбины по критерию КМ² = const. Этот критерий широко применяется в качестве критерия подобия при моделировании течений в проточных частях транс- и сверхзвуковых турбин. Мощности реальных натурных турбин лежали в диапазоне 100кВт £ N_в £ 5000кВт. Выполненный комплекс исследований показал, что уровень внутренних КПД предлагаемых малорасходных турбин конструкции ЛПИ, превышал на 8-20% абсолютных процентов экономичность традиционных малорасходных парциальных турбин, а в отдельных случаях они являлись единственным решением поставленных перед СПбГПУ задач. На базе выполненных исследований разработаны оптимизационные программы расчета и разработаны принципы проектирования турбин конструкции ЛПИ. В докладе представлены технические решения по практической реализации таких турбин.

Как показал предварительный анализ, создание паротурбинной установки малой мощности для привода питательного насоса ПЭ-500-180 со сравнительно высокой экономичностью на базе традиционных малорасходных турбин не представляется возможным из-за малых объемных расходов рабочего тела и требований компактной компоновки турбины. В докладе предложено использовать турбины конструкции ЛПИ, эффективно работающие при малых объемных расходах рабочего тела и позволяющие срабатывать большие перепады энтальпий. Для выбора их параметров, расчета, оптимизации, профилирования и проектирования использованы оригинальные методики и опыт создания и внедрения в промышленность кафедры турбинных двигателей и установок Санкт-Петербургского государственного политехнического университета.


И.В Гольман

Конструкция приводной турбины


На основании комплекса оптимизационных газодинамических и прочностных расчетов разработана конструкция приводной турбины.

Основными конструктивными элементами приводной турбины являются: цилиндр турбины, диск с двумя рядами рабочих лопаток, сопловой аппарат, поворотный аппарат, вал, концевые уплотнения, опорный и опорно-упорный подшипники, опоры подшипников, рама, стопорный и регулирующий клапана, муфта упругая кулачковая.

Произведено описание конструкции основных элементов приводной турбины.

Цилиндр турбины выполнен из передней и выхлопной частей, каждая из которых имеет горизонтальный разъем. Выхлоп осуществляется через верхнюю половину выхлопной части.

Ротор турбины – жесткий. Ротор состоит из диска с установленными на нем рабочими лопатками первой и второй ступеней и вала. Рабочие лопатки первой и второй ступени выполнены цельнофрезерованными. Крепление рабочих лопаток в диске выполнено на Т-образных хвостовых соединениях. Ротор опирается на два подшипника, из которых первый – опорный, а второй – опорно-упорный. В конструкции вкладышей используется металлопластмассовое покрытие.

Сопловой аппарат представляет собой 24 цельнофрезерованных сегмента, набираемые в кольцевой паз верхней и нижней половины корпуса соплового аппарата. Крепление к цилиндр турбины осуществляется при помощи болтов.

Поворотный аппарат состоит из двух (верхней и нижней) половин обойм. В обойму набираются цельнофрезерованные направляющие лопатки. Фиксация разъемных лопаток осуществляется стопорными винтами.


М.Д. Цитрон

Система автоматического управления, регулирования и защиты приводной турбины питательного насоса.


Поставляемая с турбоприводом САУРиЗ разработана фирмой CCS и построена на програмно-техническом комплексе ControlLogix производства Rockwell Automation (Allen-Bradley).

Архитектура системы ControlLogix, обеспечивая управление последовательными и непрерывными процессами в сочетании с современным интерфейсом, позволяет получить компактную и надежную систему.

Аппаратура выполнена в промышленном исполнении. Она устойчива к вибрациям, повышенным температурам и электрическим помехам.

Программно-технический комплекс ControlLogix, как тип «комплекса измерительно-вычислительного и управляющего на базе PLC» имеет Сертификат Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии Российской Федерации об утверждении типа средств измерений US.C.34.004.A № 18774 и зарегистрирован в Государственном реестре Российской Федерации средств измерений под № 15652-04 от 03.11.2004 г. и допущен к применению в Российской Федерации,

В качестве средства отображения информации и для оперативного управления применяются Станция оператора и Локальный пульт/щит управления на базе специальной компьютерной панели вместе со средствами коммуникации и специализированным программным обеспечением. На пульте/щите управления размещаются кнопки для управления Системой.

Станция оператора САУРиЗ размещаутся в помещении центрального пульта управления. Локальный пульт/щит управления САУРиЗ размещается около приводной турбины питательного насоса.

Система состоит из 3-х самостоятельных функциональных узлов, связанных друг с другом:

- Система автоматического управления и регулирования на базе ControlLogix;

- Система вибромониторинга (вибрация и осевой сдвиг опорно-упорного подшипника турбины) на базе ENTEK;

- Автономная система защиты на базе 3-х модулей Tachpak1 и релейной схемы.

Системы САУРиЗ оснащена модулями ввода/вывода аналоговых и дискретных сигналов.

Каналы связи Системы содержат устройства гальванической развязки и нормализации аналоговых и дискретных сигналов.

Программное обеспечение Системы помимо основных функций дополнительно обеспечивает:

• локализацию неисправностей при наладке и эксплуатации Системы;
  
• организацию обмена информацией с системой верхнего уровня (при наличии таковой);
  

Основное и резервное питание САУРиЗ - напряжением переменного тока 220 В частотой Гц.

Система САУРиЗ имеет два контура заземления: инструментальный и защитный (контур безопасности).


к.т.н. В.А. Сухарев

Экономические показатели использования турбопривода питательного насоса


Использование турбопривода вместо электродвигателя питательного насоса приводит к росту доходов станции, обусловленному снижением потребления электроэнергии для собственных нужд, увеличением выработки электроэнергии и тепла, с одной стороны, и увеличением затрат, связанным с ростом расхода топлива и налога на имущество. Соотношение дополнительных доходов и расходов и определяет прибыль/убыток от внедрения.

Описаны исходные данные и результаты расчета показателей экономической эффективности внедрения ТПН: срока окупаемости, прибыли и чистого дисконтированного дохода - при избытке и дефиците энергии в энергосистеме.

Расчет экономических показателей основан на «Методике экспресс-оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС», утвержденной РАО «ЕЭС России».

Показано, что срок окупаемости ТПН составляет от 1.3 до 2.8 лет, ежегодно получаемая чистая прибыль равняется от 21 до 43 млн. руб., а чистый дисконтированный доход за первые 10 лет эксплуатации достигает 100-250 млн. руб.


к.т.н. В.А.Фомин

Повышение эффективности применения турбопривода питательного насоса на ТЭЦ.


На ряде ТЭЦ летом в неотопительный период ввиду малой тепловой нагрузки нет возможности использовать пар из противодавленческого турбопривода питательного насоса (ТПН) для отпуска теплоты потребителю. Поэтому приходится переходить на питательные насосы с электроприводом (ПЭН). В результате снижается выработка электроэнергии от главного турбогенератора ( турбины типа ПТ или Р), и увеличивается расход электроэнергии на собственные нужды станции. Это приводит к уменьшению годового экономического эффекта от применения ТПН.

В связи с этим разработан ряд схем, повышающих эффективность применения ТПН за счёт увеличения годового числа часов его использования на ТЭЦ. Все схемы обеспечивают эксплуатацию турбопривода, работающего в составе установок с турбинами типа Р или ПТ, при отсутствии тепловой нагрузки на выхлопе приводной турбины.

Тепловые схемы с использованием выхлопного пара приводной турбины для выработки электроэнергии.

а) Характеристики схемы с бутановым контуром.

Ведущим элементом схемы является приводная турбина, так как она обеспечивает режим работы питательного насоса главной турбоустановки, ведомым – бутановый контур. Его мощность определяется расходом пара из приводной турбины.

б) Характеристики схемы с конденсационной турбиной.

Здесь также ведущим элементом схемы является приводная турбина, ведомым – конденсационная турбина.

Тепловые схемы с использованием выхлопного пара приводной турбины для подогрева топливного газа.

а) Схема с подогревом топливного газа перед турбодетандером паром из противодавленческой приводной турбины.

б) Схема с подогревом топливного газа перед газовой турбиной паром из противодавленческой приводной турбины.

Данные схемы применяются на ТЭЦ, в состав которых входят или турбодетандер, или газовая турбина.

Выводы.

Таким образом, применение предложенных схем позволяет расширить диапазон режимов работы ТПН за счёт использования выхлопного пара в неотопительный период в дополнительных элементах схемы.


И.В. Ионенков, С.В. Иваницкий

Цели модернизации паровой турбины ПТ-60-130/13

• Обеспечение теплофикационного отбора до 190-200 т/ч
  
• Повышение эффективности проточной части ЦВД и ЦСНД
  
• Сохранение максимального расхода пара в конденсатор 160 т/ч
  
• Максимальное использование существующего оборудования
  
• Модернизация системы регулирования
  
• Разработка замены гибкой муфты РВД-РНД на жесткую
  

И.С. Козлов

Реконструкция тепловой схемы и турбин Светлогорской ТЭЦ»


Расположенная в городе Светлогорске (республика Белорусь) Светлогорская ТЭЦ строилась в три очереди. На 2004 год оборудование 1-ой очереди ТЭЦ (на давление пара 100 ата) отработало более 230 тыс. часов и поэтому мало используется.

Основное оборудование 2-ой очереди рассчитано на давление пара 140 ата. Оба турбоагрегата 2-ой очереди прошли модернизацию с целью замены узлов и деталей ЦВД, отработавших свой ресурс. Однако, используется только турбоагрегат ПТ-60/75-130/13 (ст. №5), а Р-50-130-1ПР1 (ст.№6) из-за недостатка тепловых нагрузок с 1994 года находился в консервации.

Третья очередь: котёл водогрейный КВГМ-180 (ст. № 10).

Установленная электрическая мощность ТЭЦ, на 2004 год, составляла 215 МВт. Тепловая мощность - 1097 Гкал/ч. При этом существующие тепловые нагрузки Светлогорской ТЭЦ покрываются в основном турбиной ПТ-60/75-130 ст. № 5.

Основу сжигаемого топлива для ТЭЦ составляет попутный газ Речицкого нефтяного месторождения (63%. в годовом расходе топлива ТЭЦ). Система технического водоснабжения - прямоточная с забором воды из р. Березина.

Основными потребителями тепла от Светлогорской ТЭЦ являются жилищно-коммунальный сектор города и промышленные предприятия. График тепловых нагрузок в отопительный и межото-пительный сезоны имеет существенные колебания по расходам пара 1,2 ата (30 Гкал/ч), 10 ата (102 Гкал/ч) и 18 ата (25 Гкал/ч), при этом существует необходимость обеспечивать срабатывание в турбине не менее 320 т/ч пара, вырабатываемого котлами при полном сжигании попутного нефтяного газа.

В этих условиях исключение из работы турбоагрегата Р-5О-13О-1ПР1 ст. №6 снижает экономичность и надежность работы ТЭЦ.

Целью проведенной в 2005-2006 гг. на ТЭЦ реконструкции являлась разработка и внедрение таких технических мероприятий, которые позволили бы использовать ТГ №6 в работе ТЭЦ наравне с ТГ №5.

Для осуществления возможности использования в условиях пониженных тепловых нагрузок турбоагрегата Р-5О-13О-1ПР1 ст. №6 при участии ООО «Комтек-Энергосервис» разработан конструкторский проект модернизации тепловой схемы ТЭЦ и турбин Т-45-90 и ТР-45-90 (ст. № 4 и 3), суть которого заключается в том, чтобы перевести эти турбины на работу с пара 90 ата на пар 10 ата из общестанционного коллектора, к которому подключен своим противодавлением турбоагрегат ст. №6. Таким образом, соединенные по пару, конденсату и питательной воде турбины ст. №3 и 4 должны стать продолжением турбины Р-50-130-1ПР1, являясь её частями среднего и низкого давления («конденсационными хвостами»).

Одновременно, на турбине Р-50-130-1ПР1 ст. №6 выполнены следующие мероприятия ООО «Комтек-Энергосервис», улучшающие её эксплуатационные качества:

• произведена реконструкция переднего уплотнения ЦВД;
  
• в проточной части турбины установлены осерадиальные надбандажные уплотнения;
  
• произведена замена регулирующих клапанов (РК), седел, комплекта рабочих кулаков и колонок на новые
  
• произведена установка новых крышек РК с высоко герметичными жидкометаллическими уплотнениями (без отсоса пара).
  

В итоге реконструкции Светлогорской ТЭЦ :

1. Улучшены эксплуатационные качества турбины Р-50-130-1ПР1 ст.№6 и ее электрическая мощность на номинальнм режиме увеличена на 0,9 МВт.

2. Турбины ст. №3 и 4 после реконструкции перемаркированы: ТР-45-90/10 в ТР-26-10, а Т-45/50-90 - в Т-14/25-10, а их ресурс продлен на неограниченный срок, т.к. параметры пара на входе в эти турбины снижены с 90 ата до 10 ата.

4. Объединенные в единую схему турбины Р-50-130-1ПР1 ст.№6, ТР-26-10 ст. №3 и Т-14/25-10 ст. №4 могут эффективно использоваться в работе ТЭЦ наравне с турбиной ПТ-60-130/13 ст.№5 и обеспечить все режимы работы Светлогорской ТЭЦ, включая режимы внезапного разгружения или отключения производственного отбора.

5. В результате реконструкции без изменения годовых объемов отпуска тепла и электроэнергии снижена установленная мощность ТЭЦ (с 215 до 166 МВт), что повысило число часов использования установленной электрической мощности в году в 1,28 раза.

6. Вся ТЭЦ, за исключением турбины ст. №1, переходит на повышенные параметры пара котлов второй очереди с вытеснением из работы менее экономичных котлов первой очереди. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии после реконструкции в целом по ТЭЦ уменьшился на 3,3 г/кВт·ч, а на отпуск тепла - на 4,46 кг/Гкал.


Б.М. Соболев

Реконструкция (модернизация) узлов турбин,проблемных с точки зрения эксплуатации и ремонта


1 Уплотнения концевые паровых турбин.

1.1. Реконструкция уплотнения высокотемпературного ЦВД и ЦСД.

1.2. Реконструкция уплотнения низкотемпературного ЦВД и ЦСД.

1.3. Реконструкция уплотнения выхлопных частей ЦНД.

2 Надбандажное уплотнение рабочих ступеней.

2.1. Реконструкция надбандажного уплотнения регулирующей ступени (однорядной – все турбины ЛМЗ мощностью 50÷300 МВт).

2.2. Реконструкция надбандажного уплотнения регулирующей ступени (двухрядной - ПТ-50 ТМЗ, Т-100 ТМЗ).

2.3. Реконструкция надбандажного уплотнения первой ступени ЦСД (после промперегрева - Т-180, К-200 и К-300 ЛМЗ).

2.4. Новый высокоэффективный тип надбандажных уплотнений - сотовые уплотнения.

3. Подшипники.

3.1. Воздушная завеса торцев подшипников.

4. Вкладыши.

4.1. Реконструкция опорно-упорного вкладыша

4.2. Реконструкция опорного вкладыша диаметром 360мм и выше.

5. Реконструкция соединительной муфты РВД – РНД (муфта Биби) турбины ПТ-60-130, ПТ-60-90.

6. Нормализация теплового расширения турбины.

6.1. Установка антифрикционных модулей между подшипником и фундаментной рамой.

6.2. Реконструкция продольных шпонок.

6.3. Реконструкция поперечных шпонок.

6.4. Изменение положения фикс-пункта турбины (К-800-240-5, Т-250-240).

6.5. Реконструкция пружинно-подвесной системы трубопроводов.

7.Реконструкция валоповоротного устройства (ВПУ) для ручного проворота валопровода турбоагрегата.


к.т.н. О.Ф. Фомченко, Д.В. Ремизов

Модернизация узлов парораспределения

1. Цели нового проектирования:
   
   1. Повышение надежности;
      
   2. Повышение ремонтопригодности;
      
   3. Увеличение экономичности;
      
   4. Износоустойчивость основных деталей;
      
   5. Влияние состояния клапанов на работу привода.
      

2. Высокогерметичные уплотнения клапанов (ВГУ):
   
   1. Назначение ВГУ, конструкция;
      
   2. Физические характеристики (рабочие температуры, трение);
      
   3. Требования к сборке, наладке, ремонт;
      
   4. Гарантии.
      
3. Приводные устройства клапанов:
   
   1. Чугунные пружинные колонки;
      
   2. Стальные пружинные колонки;
      
   3. Сервомоторы;
      
   4. Изменения характеристик сервомоторов.
      

Выводы: Оценка результатов внедрения.


Б.М. Соболев

Технологии восстановительного ремонта узлов и деталей паровых турбин


1.1. Ремонт роторов.

1.2. Ремонт диафрагм.

1.3. Ремонт обойм диафрагм и уплотнений.

1.4. Ремонт опорно-упорных вкладышей.

1.5. Ремонт питательных насосов.


Инженерная поддержка электростанций в решении проблем эксплуатации и ремонта турбинного оборудования


2.1. Технические консультации.

2.2. Технические решения.

2.3. Командирование специалистов для оказания технической помощи.

2.4. Решение проблемных вопросов эксплуатации и ремонта турбинного оборудования.