RU2562327C2 - Method to measure geometric deformations of turbine component - Google Patents
Method to measure geometric deformations of turbine component Download PDFInfo
- Publication number
- RU2562327C2 RU2562327C2 RU2013128351/06A RU2013128351A RU2562327C2 RU 2562327 C2 RU2562327 C2 RU 2562327C2 RU 2013128351/06 A RU2013128351/06 A RU 2013128351/06A RU 2013128351 A RU2013128351 A RU 2013128351A RU 2562327 C2 RU2562327 C2 RU 2562327C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rotor
- turbine
- measurement
- measurements
- measuring
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Length Measuring Devices By Optical Means (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к технологии турбин. Оно относится к способу измерения характеристик деформации вращающихся компонентов ступени компрессора или ступени турбины, таких как те, что используются, например, в компрессорах, газовых турбинах или паровых турбинах.The present invention relates to turbine technology. It relates to a method for measuring the deformation characteristics of rotating components of a compressor stage or turbine stage, such as those used, for example, in compressors, gas turbines or steam turbines.
Уровень техникиState of the art
Роторы и рабочие лопатки газовых турбин большой мощности и паровых турбин высокого давления подвергаются высокой механической нагрузке под влиянием центробежных сил и очень высокой температуре. Температуры, как правило, находятся выше температуры фазового перехода используемого материала, поэтому изменяющееся во времени пластическое растяжение - так называемая ползучесть - является существенным фактором, который ограничивает срок службы соответствующих компонентов.The rotors and rotor blades of high power gas turbines and high pressure steam turbines are subjected to high mechanical stress under the influence of centrifugal forces and very high temperature. Temperatures, as a rule, are above the phase transition temperature of the material used, therefore, time-varying plastic tension - the so-called creep - is an essential factor that limits the service life of the respective components.
Поэтому при эксплуатации установки важно определить характеристики ползучести или оставшийся срок службы дорогостоящих компонентов турбины, таких как роторы и рабочие лопатки. В связи с этим важную роль играют, с одной стороны, вопросы обеспечения безопасности, а, с другой стороны, финансовые вопросы. Так, поздняя замена компонентов ведет к более высокому риску для безопасности в установке, а слишком ранняя замена компонентов приводит к излишним расходам. Следовательно, во время эксплуатации установки такого типа важно контролировать и оценивать характеристики ползучести вращающихся компонентов в ступенях компрессора и ступенях турбины и правильно оценивать оставшийся срок службы этих компонентов.Therefore, during the operation of the installation, it is important to determine the creep characteristics or the remaining service life of expensive turbine components, such as rotors and rotor blades. In this regard, security issues play an important role, on the one hand, and financial issues, on the other hand. So, late replacement of components leads to a higher risk for installation safety, and too early replacement of components leads to unnecessary costs. Therefore, during the operation of this type of installation, it is important to monitor and evaluate the creep characteristics of the rotating components in the compressor stages and the turbine stages and correctly evaluate the remaining service life of these components.
В настоящее время для того, чтобы выполнить измерение деформации ползучести, ротор 10 содержит канавку 11 ротора, как показано на Фиг.1, имеющую длину D от ее дна 12, которая измеряется дважды - сначала, когда он совершенно новый, посредством так называемого «нулевого измерения», а второй раз во время интервала между периодическими проверками (например, во время С-проверки (С-check)). Измерение выполняется с помощью измерительных шаров 13. Если в канавке 11 ротора возникает деформация ползучести, длина D будет со временем увеличиваться. После некоторого периода эксплуатации длина D будет больше, чем длина при нулевом измерении. Путем сравнения разности между вторым измерением длины D и нулевым измерением длины D может быть определено ухудшение срока службы из-за деформации ползучести, как правило, с помощью метода конечных элементов (FEM), в котором используются модели вязкопластичных материалов.Currently, in order to perform a creep strain measurement, the
Однако модели такого типа требуют точного знания констант материала, граничных условий и условий эксплуатации, которым подвергаются компоненты во время эксплуатации. Точность прогноза этих вычислительных моделей весьма ограничена ввиду погрешностей при задании этих параметров. Так, внешние граничные условия, в частности температуры материалов во время эксплуатации, не всегда могут быть заданы с достаточной точностью.However, models of this type require accurate knowledge of the material constants, boundary conditions, and operating conditions to which the components are exposed during operation. The forecast accuracy of these computational models is very limited due to errors in setting these parameters. So, the external boundary conditions, in particular the temperature of the materials during operation, can not always be set with sufficient accuracy.
Кроме того, существуют также проблемы точности, которые вытекают из качества поверхности, на которой расположен измерительный шар 13. Перед тем как могут быть проведены измерения, все поверхности канавки 11 ротора должны быть очищены. Очистка канавки 11 ротора является занимающей много времени и трудоемкой процедурой, требующей квалифицированных специалистов. После того как поверхности очищены, измерения проводятся вручную с помощью штангенциркуля. Использование штангенциркуля для проведения измерений ручным способом ведет к некоторым погрешностям, поскольку измерения не могут каждый раз выполняться в одних и тех же точках.In addition, there are also accuracy problems that arise from the quality of the surface on which the
В документе JP 2004044423 описан способ обнаружения состояния распространения деформации ползучести рабочей лопатки без демонтажа агрегата. Сформированная вырезанием выемка, проходящая от конца до заданной глубины, предусмотрена в уплотнительном зубце хвостовика лопатки на кожухе чипа для формирования рабочей лопатки с меткой обнаружения деформации ползучести. При возникновении в рабочей лопатке деформации ползучести и ее распространении длина рабочей лопатки увеличивается за счет нагрузки во время вращения, при этом уплотнительный зубец хвостовика лопатки постепенно стирается из-за его трения о корпус. В связи с этим, глубина выемки устанавливается такой, чтобы распространение деформации ползучести рабочей лопатки могло соответствовать стертой величине уплотнительного зубца хвостовика лопатки до того, как произошло разрушение рабочей лопатки. Рабочая лопатка с меткой обнаружения деформации ползучести изучается с помощью бороскопа в собранном состоянии в газотурбинном агрегате, при этом состояние распространения деформации ползучести рабочей лопатки определяется по тому, может ли выемка наблюдаться на уплотнительном зубце хвостовика лопатки.JP 2004044423 describes a method for detecting the propagation state of creep deformation of a working blade without dismantling the unit. A recess formed by cutting extending from the end to a predetermined depth is provided in the sealing tooth of the shank of the blade on the chip cover to form a working blade with a creep strain detection mark. When creep deformation and its propagation occur in the working blade, the length of the working blade increases due to the load during rotation, while the sealing tooth of the shank of the blade is gradually erased due to its friction against the casing. In this regard, the depth of the excavation is set so that the spread of creep deformation of the working blade can correspond to the erased value of the sealing tooth of the shank of the blade before the destruction of the working blade. A working blade with a creep strain detection mark is examined using a borescope when assembled in a gas turbine unit, while the propagation state of the creep strain of the working blade is determined by whether a notch can be observed on the sealing tooth of the shank of the blade.
Улучшенное прогнозирование может быть обеспечено посредством прогнозирования, проверяемого реальными измерениями повреждения при ползучести контролируемого компонента после различных циклов работы и при необходимости корректируемого путем адаптации параметров. Однако это вызывает необходимость определения характеристик ползучести компонента посредством неразрушающих методов испытаний.Improved forecasting can be provided by forecasting, verified by real measurements of damage during creep of the controlled component after various cycles of operation and, if necessary, adjusted by adapting the parameters. However, this necessitates the determination of the creep characteristics of the component by non-destructive test methods.
Однако в настоящее время отсутствуют неразрушающие методы испытаний, которые могут дать надежные экспериментальные сведения о повреждении при ползучести компонента на начальной стадии эксплуатации.However, there are currently no non-destructive testing methods that can provide reliable experimental information about damage during creep of a component at the initial stage of operation.
Таким образом, до настоящего времени не существовало удовлетворительных способов либо контроля, либо определения оставшейся усталостной долговечности при ползучести вращающегося компонента ступени турбины или ступени компрессора.Thus, to date, there have been no satisfactory methods for either monitoring or determining the remaining fatigue life during creep of the rotating component of the turbine stage or compressor stage.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Задача настоящего изобретения состоит в создании способа измерения геометрических деформаций компонента турбины, в частности канавки ротора или хвостовика лопатки турбины, который устраняет недостатки способов из уровня техники, прост в применении и дает результаты с высокой точностью.An object of the present invention is to provide a method for measuring geometric deformations of a turbine component, in particular a rotor groove or a shank of a turbine blade, which eliminates the disadvantages of the prior art methods, is simple to use, and gives results with high accuracy.
Данная задача решается способом по пункту 1 формулы.This problem is solved by the method according to paragraph 1 of the formula.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, состоит в повышении надежности/точности данных о повреждении при ползучести компонента на начальной стадии эксплуатации путем использования измерительных меток, служащих в качестве опорных точек для определения любой возможной ползучести после эксплуатации компонента.The technical result achieved by the invention consists in increasing the reliability / accuracy of damage data during creep of a component at the initial stage of operation by using measuring marks that serve as reference points to determine any possible creep after component operation.
Согласно изобретению предложен способ измерения геометрических деформаций компонента турбины, в частности канавки ротора или хвостовика лопатки, причем способ содержит этапы, на которых:According to the invention, a method for measuring geometric deformations of a component of a turbine, in particular a groove of a rotor or shank of a blade, is provided, the method comprising the steps of:
обеспечивают компонент турбины, или канавку ротора, или хвостовик лопатки, соответственно, по меньшей мере одной измерительной меткой;provide a component of the turbine, or the groove of the rotor, or the shank of the blade, respectively, at least one measuring mark;
используют упомянутую по меньшей мере одну измерительную метку в качестве опорной точки для определения при первом измерении некоторой длины на упомянутом компоненте турбины, или канавке ротора, или хвостовике лопатки, соответственно, до ввода турбины в эксплуатацию;using said at least one measuring mark as a reference point for determining, during a first measurement, a certain length on said turbine component, or rotor groove, or blade shank, respectively, before putting the turbine into operation;
эксплуатируют турбину в течение некоторого периода времени;operate the turbine for a period of time;
определяют при втором измерении упомянутую длину на упомянутом компоненте турбины или канавке ротора или хвостовике лопатки, соответственно, вновь с использованием упомянутой по меньшей мере одной измерительной метки в качестве опорной точки после упомянутого периода времени эксплуатации; иin a second measurement, said length on said turbine component or rotor groove or blade shank, respectively, again using said at least one measuring mark as a reference point after said period of operation; and
сравнивают измеренные длины при упомянутых первом и втором измерениях; иcomparing the measured lengths with said first and second measurements; and
определяют величину деформации ползучести в упомянутом компоненте турбины, или канавке ротора, или хвостовике лопатки, соответственно, на основании разности между упомянутыми измеренными длинами.determining the amount of creep strain in said turbine component, or rotor groove, or blade shank, respectively, based on the difference between said measured lengths.
В соответствии с одним вариантом осуществления способа данного изобретения упомянутый компонент турбины или канавка ротора или хвостовик лопатки, соответственно, обеспечивают множеством измерительных меток, распределенных по общей поверхности упомянутого компонента турбины или канавки ротора или хвостовика лопатки, соответственно.In accordance with one embodiment of the method of the present invention, said turbine component or rotor groove or blade root, respectively, provide a plurality of measuring marks distributed over a common surface of said turbine component or groove of the rotor or blade shaft, respectively.
В соответствии с другим вариантом осуществления способа данного изобретения упомянутый компонент турбины или канавку ротора или хвостовик лопатки, соответственно, обеспечивают упомянутой по меньшей мере одной измерительной меткой при изначальном изготовлении.According to another embodiment of the method of the invention, said turbine component or rotor groove or blade shank respectively provide said at least one measuring mark during initial manufacture.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления способа данного изобретения упомянутую по меньшей мере одну измерительную метку выполняют в виде постоянной измерительной метки.According to another embodiment of the method of the invention, said at least one measuring mark is made in the form of a constant measuring mark.
В частности, упомянутую по меньшей мере одну измерительную метку выполняют с помощью лазерного гравирования.In particular, said at least one measuring mark is performed by laser engraving.
В соответствии с другим вариантом осуществления способа согласно данному изобретению упомянутая по меньшей мере одна измерительная метка является распознаваемой невооруженным глазом во время осмотра турбины.In accordance with another embodiment of the method according to the invention, said at least one measuring mark is recognizable to the naked eye during inspection of a turbine.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления способа согласно данному изобретению упомянутые первое и второе измерения выполняют оптическими способами.According to another embodiment of the method according to the invention, said first and second measurements are carried out optically.
В частности, упомянутые первое и второе измерения выполняют путем использования оптического датчика.In particular, said first and second measurements are performed using an optical sensor.
В соответствии с другим вариантом упомянутые первое и второе измерения выполняют путем использования лазерного датчика.According to another embodiment, said first and second measurements are carried out using a laser sensor.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Настоящее изобретение подробно поясняется ниже на основании различных вариантов осуществления и со ссылкой на прилагаемые чертежи.The present invention is explained in detail below based on various embodiments and with reference to the accompanying drawings.
На Фиг. 1 изображен пример канавки ротора и показан способ измерения изменения глубины упомянутой канавки из уровня техники;In FIG. 1 shows an example of a rotor groove and shows a method of measuring a change in depth of said groove from the prior art;
на Фиг. 2 изображен пример замка лопатки ротора елочного типа в перспективе с различными измерительными метками в соответствии с одним вариантом осуществления настоящей заявки;in FIG. 2 shows an example perspective view of a lock of a rotor blade of a Christmas tree type with various measuring marks in accordance with one embodiment of the present application;
на Фиг. 3 изображен вид в направлении А на Фиг. 2;in FIG. 3 is a view in direction A of FIG. 2;
на Фиг. 4 изображен вид в направлении В на Фиг. 2; иin FIG. 4 is a view in direction B of FIG. 2; and
на Фиг. 5 изображен вид в направлении С на Фиг. 2.in FIG. 5 is a view in direction C of FIG. 2.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Как показано на Фиг. 2, ротор 14 снабжен канавками ротора для приема соответствующих лопаток ротора. Замок елочного типа между смежными канавками показан в общем виде ссылочной позицией 15. Изображены канавки, имеющие общую конфигурацию елочного типа для приема соответствующего хвостовика лопатки (не показан) обычным образом. Хотя показана конфигурация хвостовика елочного типа, следует понимать, что данное изобретение может быть применено и к другим типам конфигураций, например хвостовику молоткообразной формы, прямого и изогнутого хвостовика елочного типа и т.д. Канавка включает в себя (см. Фиг. 3) неконтактные поверхности 18 и контактные поверхности 19, а также дно 17 (Фиг. 2).As shown in FIG. 2, the
В соответствии с изобретением замок 15 елочного типа и смежные канавки помечаются в различных местах на их поверхностях измерительными метками 20. Эти измерительные метки 20 предпочтительно постоянны и выполнены лазерной гравировкой с помощью лазерного гравировального инструмента 21 (Фиг. 2) или иным подходящим способом. Измерительные метки 20 служат в качестве опорных точек для выполнения первого и второго измерений с целью определения любой возможной деформации ползучести после использования ротора 14. Нанесение меток на замке 15 елочного типа и канавках ротора лазерной гравировкой или иным подходящим способом должно выполняться предпочтительно во время изготовления ротора 14. Следует отметить, что хвостовик лопатки также может помечаться подобным образом. Положения измерительных меток 20 являются специфичными для данной ситуации и находятся на поверхностях, которые испытывают низкие внутренние напряжения. Благодаря помещению измерительных меток 20 на поверхностях с низкими внутренними напряжениями не оказывается влияние на охлаждение и механические свойства ротора.In accordance with the invention, the Christmas-
Распределение измерительных меток 20 подробнее изображено на Фиг. 3-5, на которых показаны виды вдоль стрелок А-С на Фиг. 2. Измерительные метки 20 помещаются в такие места и имеют такие размеры, что допускают распознавание невооруженным глазом во время периодических осмотров. В результате, при каждом осмотре агрегата расположение точно измеряется, при этом деформации выявляются сравнением соответствующих результатов измерений с предыдущими измерениями. Измерения, как правило, выполняются методами оптических или лазерных измерений, например посредством оптического датчика 22 (Фиг. 3). Благодаря обеспечению идентичности измерительных меток 20 при каждом измерении возможно более точное измерение по сравнению с существующими методами. Благодаря такой более высокой точности прогнозы риска повреждения при ползучести ротора значительно улучшаются.The distribution of the measuring marks 20 is depicted in more detail in FIG. 3-5, showing views along arrows A-C in FIG. 2. Measuring marks 20 are placed in such places and are so large that they allow recognition with the naked eye during periodic examinations. As a result, at each inspection of the unit, the location is accurately measured, and deformations are detected by comparing the corresponding measurement results with previous measurements. Measurements, as a rule, are performed by optical or laser measurements, for example by means of an optical sensor 22 (Fig. 3). By ensuring the identity of the measurement marks 20, a more accurate measurement is possible with each measurement compared to existing methods. Due to this higher accuracy, the predictions of the risk of damage due to creep of the rotor are significantly improved.
В способе настоящего изобретения на канавке ротора (или хвостовике лопатки) турбины предусматривается по меньшей мере одна измерительная метка и использование упомянутой по меньшей мере одной измерительной метки в качестве опорной при первом измерении некоторой длины в канавке ротора (или хвостовика лопатки) до ввода турбины в эксплуатацию. Затем турбина вводится в эксплуатацию на некоторое время, а после этого проводится второе измерение с использованием упомянутой по меньшей мере одной измерительной метки в качестве опорной той же длины канавки ротора (или хвостовика лопатки) после эксплуатации лопатки турбины в течение этого периода времени. Результат второго измерения сравнивается с результатом первого измерения и на основе разности между результатом первого измерения и результатом второго измерения определяется величина деформации ползучести канавки ротора (или хвостовика лопатки).In the method of the present invention, at least one measuring mark and the use of said at least one measuring mark as a reference for the first measurement of a certain length in the groove of the rotor (or shank of the blade) prior to commissioning of the turbine are provided for in the groove of the rotor (or shank of the blade) of the turbine . Then, the turbine is put into operation for a while, and then a second measurement is carried out using the at least one measuring mark as the same reference length of the rotor groove (or blade shaft) after operating the turbine blade for this period of time. The result of the second measurement is compared with the result of the first measurement and, based on the difference between the result of the first measurement and the result of the second measurement, the magnitude of the creep strain of the rotor groove (or shank of the blade) is determined.
Способ согласно настоящему изобретению обеспечивает быстрый и надежный метод получения важных и более точных эксплуатационных данных при одновременной минимизации времени простоя. Методология данного способа может быть применена ко всем типам канавок ротора и хвостовиков лопатки независимо от конструкции. Кроме того, данный способ может также применяться к другим компонентам, например корпусам компрессора, газовой турбины или паровой турбины, в которых выполняются иные типы измерений, например изгиба или овальности.The method according to the present invention provides a quick and reliable method for obtaining important and more accurate operational data while minimizing downtime. The methodology of this method can be applied to all types of rotor grooves and blade shanks, regardless of design. In addition, this method can also be applied to other components, for example compressor housings, gas turbines or steam turbines, in which other types of measurements are performed, for example, bending or ovality.
Перечень ссылочных позицийList of Reference Items
Claims (6)
обеспечивают замок (15) елочного типа и смежные канавки (11) ротора в различных местах на их поверхностях измерительными метками (20);
используют упомянутые измерительные метки (20) в качестве опорных точек для определения при первом измерении некоторой длины (L1, L2) на упомянутой канавке ротора до ввода турбины в эксплуатацию;
эксплуатируют турбину в течение некоторого периода времени;
определяют при втором измерении упомянутую длину (L1, L2) на упомянутой канавке ротора вновь с использованием упомянутых измерительных меток (20) в качестве опорных точек после упомянутого периода времени эксплуатации; и
при этом упомянутые измерительные метки (20) выполнены в виде постоянных измерительных меток посредством лазерного гравирования (21); и
сравнивают измеренные длины (L1, L2) при упомянутых первом и втором измерениях; и
определяют величину деформации ползучести в упомянутой канавке (11) ротора на основании разности между упомянутыми измеренными длинами.1. A method for measuring geometric deformations of a groove (11) of a rotor with a Christmas tree type configuration, the method comprising the steps of:
provide a lock (15) of the Christmas tree type and adjacent grooves (11) of the rotor in various places on their surfaces with measuring marks (20);
using said measuring marks (20) as reference points for determining during the first measurement a certain length (L1, L2) on said rotor groove before putting the turbine into operation;
operate the turbine for a period of time;
in a second measurement, said length (L1, L2) on said rotor groove is again determined using said measuring marks (20) as reference points after said period of operation; and
wherein said measuring marks (20) are made in the form of constant measuring marks by laser engraving (21); and
comparing the measured lengths (L1, L2) with said first and second measurements; and
the magnitude of the creep strain in said rotor groove (11) is determined based on the difference between said measured lengths.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201213926733A | 2012-06-25 | 2012-06-25 | |
| US13/926,733 | 2012-06-25 | ||
| US201261664877P | 2012-06-27 | 2012-06-27 | |
| US61/664,877 | 2012-06-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013128351A RU2013128351A (en) | 2014-12-27 |
| RU2562327C2 true RU2562327C2 (en) | 2015-09-10 |
Family
ID=53278538
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013128351/06A RU2562327C2 (en) | 2012-06-25 | 2013-06-20 | Method to measure geometric deformations of turbine component |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2562327C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3317988A (en) * | 1962-12-14 | 1967-05-09 | Bbc Brown Boveri & Cie | Method for fastening blades into turbine rotors |
| US4718172A (en) * | 1986-09-30 | 1988-01-12 | Westinghouse Electric Corp. | Turbine blade radial position gage |
| US5238366A (en) * | 1992-07-06 | 1993-08-24 | Westinghouse Electric Corp. | Method and apparatus for determining turbine blade deformation |
| RU2146813C1 (en) * | 1996-10-03 | 2000-03-20 | Институт механики Уфимского научного центра РАН | Procedure evaluating damage of deformed material |
| US7665338B2 (en) * | 2006-10-20 | 2010-02-23 | Sonats-Societe Des Nouvelles Applications Des Techniques De Surfaces | Shot peening methods and units |
| RU110483U1 (en) * | 2011-05-26 | 2011-11-20 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторг России) | DEVICE FOR RESEARCH OF DAMPING ABILITY OF TURBINE SHOULDERS WITH FRICTION DUMPERS |
-
2013
- 2013-06-20 RU RU2013128351/06A patent/RU2562327C2/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3317988A (en) * | 1962-12-14 | 1967-05-09 | Bbc Brown Boveri & Cie | Method for fastening blades into turbine rotors |
| US4718172A (en) * | 1986-09-30 | 1988-01-12 | Westinghouse Electric Corp. | Turbine blade radial position gage |
| US5238366A (en) * | 1992-07-06 | 1993-08-24 | Westinghouse Electric Corp. | Method and apparatus for determining turbine blade deformation |
| RU2146813C1 (en) * | 1996-10-03 | 2000-03-20 | Институт механики Уфимского научного центра РАН | Procedure evaluating damage of deformed material |
| US7665338B2 (en) * | 2006-10-20 | 2010-02-23 | Sonats-Societe Des Nouvelles Applications Des Techniques De Surfaces | Shot peening methods and units |
| RU110483U1 (en) * | 2011-05-26 | 2011-11-20 | Российская Федерация, от имени которой выступает Министерство промышленности и торговли Российской Федерации (Минпромторг России) | DEVICE FOR RESEARCH OF DAMPING ABILITY OF TURBINE SHOULDERS WITH FRICTION DUMPERS |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013128351A (en) | 2014-12-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2818726C (en) | A method for measuring geometry deformations of a turbine component | |
| US8109150B2 (en) | Crack-propagation prediction method and program | |
| JP6204743B2 (en) | Creep life management system for turbine engine and method of operation thereof | |
| DK2593672T3 (en) | Ice detection method and system for wind turbine blades | |
| JP2010144727A (en) | System and method for monitoring rotor blade health | |
| RU2721514C1 (en) | Method for evaluation of residual life of hydraulic turbine impeller at beyond design basis of operation | |
| US20020019708A1 (en) | Method for monitoring the creep behavior of rotating components of a compressor stage or turbine stage | |
| JP4458815B2 (en) | How to monitor the health of turbine blades (buckets) and diagnose prognosis using neural network based diagnostic techniques in conjunction with pyrometer signals | |
| JP2007256042A (en) | Crack development prediction method of gas turbine high-temperature component, and crack development prediction device using the method | |
| US10619998B2 (en) | Method of measuring clearance between rotating and static components | |
| US8784056B2 (en) | System and turbine including creep indicating member | |
| RU2562327C2 (en) | Method to measure geometric deformations of turbine component | |
| KR102077865B1 (en) | Method for evaluating age effect of low pressure turbine | |
| Grądzki et al. | Rotor blades diagnosis method based on differences in phase shifts | |
| CN110879912A (en) | Fatigue analysis method and device | |
| JP7051433B2 (en) | Remaining life evaluation method for rotating machines, remaining life evaluation system for rotating machines, and remaining life evaluation program for rotating machines | |
| JP2020118566A (en) | High-temperature apparatus remaining life evaluation method and remaining life evaluation assisting system | |
| JP2013057546A (en) | Life diagnosis method and life diagnosis device for high-temperature member | |
| Procházka et al. | Sensors and methods for blade damage operational assessment in low-pressure steam turbine stages | |
| CN114746625B (en) | Turbine blade health monitoring system for crack identification | |
| KR20220170700A (en) | A mornitering system for steam turbine blade based on ai and operation metohd thereof | |
| Sheng et al. | Component fatigue test facilities for full-scale lp steam turbine end stage blades | |
| JPS58195134A (en) | Diagnosis system of remaining life of prime mover | |
| JP2023056593A (en) | State evaluation method for compressor impeller | |
| JPH04311606A (en) | Life diagnosis method for prime mover heavy wall member |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20170426 |