EP1524411B1 - Turbine und Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine - Google Patents

Turbine und Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine Download PDF

Info

Publication number
EP1524411B1
EP1524411B1 EP03023207A EP03023207A EP1524411B1 EP 1524411 B1 EP1524411 B1 EP 1524411B1 EP 03023207 A EP03023207 A EP 03023207A EP 03023207 A EP03023207 A EP 03023207A EP 1524411 B1 EP1524411 B1 EP 1524411B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
casing
turbine
moving blade
gap
housing
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
EP03023207A
Other languages
English (en)
French (fr)
Other versions
EP1524411A1 (de
Inventor
Mirko Milazar
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Siemens AG
Original Assignee
Siemens AG
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Siemens AG filed Critical Siemens AG
Priority to EP03023207A priority Critical patent/EP1524411B1/de
Priority to US10/962,934 priority patent/US7018165B2/en
Publication of EP1524411A1 publication Critical patent/EP1524411A1/de
Application granted granted Critical
Publication of EP1524411B1 publication Critical patent/EP1524411B1/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D11/00—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages
    • F01D11/08—Preventing or minimising internal leakage of working-fluid, e.g. between stages for sealing space between rotor blade tips and stator
    • F01D11/14—Adjusting or regulating tip-clearance, i.e. distance between rotor-blade tips and stator casing
    • F01D11/20—Actively adjusting tip-clearance
    • F01D11/22—Actively adjusting tip-clearance by mechanically actuating the stator or rotor components, e.g. moving shroud sections relative to the rotor
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D21/00—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for
    • F01D21/04—Shutting-down of machines or engines, e.g. in emergency; Regulating, controlling, or safety means not otherwise provided for responsive to undesired position of rotor relative to stator or to breaking-off of a part of the rotor, e.g. indicating such position

Definitions

  • the invention relates to a method for minimizing the gap between a blade and a housing of a turbine according to the preamble of claim 1 and a turbine according to the preamble of claim 5.
  • a rotor rotates with at least one disc and a plurality of blades within a housing. There is a gap between the blade end and the housing.
  • Procedures for displacement of rotor and rotor are from the DE 42 23 495 and WO 00/28190 known.
  • the gap between the blade end and housing should be minimal.
  • Methods for gap minimization are from the DE 39 10 319 C2 and the DE 39 01 167 A1 known.
  • the object is achieved by a method according to claim 1, wherein the rotor and the housing are part of an electric circuit, so that a mechanical contact is determined by the detection of an electrical contact.
  • the object is achieved by a turbine according to claim 7, wherein the rotor and the housing are part of an electric circuit.
  • the object is achieved by a method according to claim 14, wherein the rotor and the housing are part of an electric circuit, so that a mechanical contact is determined by the detection of an electrical contact.
  • the distance between the blade end and the housing increases. This can be determined by the method according to claim 13, by determining the course of the temporal change in distance.
  • FIG. 1 shows a gas turbine 100 in a longitudinal partial section.
  • the gas turbine 100 has inside a rotatably mounted around a rotation axis 102 (axial direction) rotor 103, which is also referred to as a turbine runner.
  • a compressor 105 for example a toroidal combustion chamber 110, in particular annular combustion chamber 106, with a plurality of coaxially arranged burners 107, a turbine 108 and the exhaust housing 109.
  • the annular combustion chamber 106 communicates with an annular annular hot gas channel 111, for example.
  • a series 125 formed of rotor blades 120 follows.
  • the vanes 130 are attached to the stator 143, whereas the blades 120 of a row 125 are mounted on the rotor 103 by means of a turbine disk 133. Coupled to the rotor 103 is a generator or work machine (not shown).
  • air 105 is sucked in and compressed by the compressor 105 through the intake housing 104.
  • the compressed air provided at the turbine-side end of the compressor 105 becomes the burners 107 guided and mixed there with a fuel.
  • the mixture is then burned to form the working fluid 113 in the combustion chamber 110.
  • the working medium 113 flows along the hot gas channel 111 past the guide vanes 130 and the rotor blades 120.
  • the working medium 113 expands in a pulse-transmitting manner, so that the rotor blades 120 drive the rotor 103 and drive the machine coupled to it.
  • the components exposed to the hot working medium 113 are subject to thermal loads during operation of the gas turbine 100.
  • the guide vanes 130 and rotor blades 120 of the first turbine stage 112, viewed in the direction of flow of the working medium 113, are subjected to the greatest thermal stress in addition to the heat shield bricks lining the annular combustion chamber 106. In order to withstand the temperatures prevailing there, they are cooled by means of a coolant.
  • the vane 130 has a guide vane foot (not shown here) facing the inner housing 138 of the turbine 108 and a vane head opposite the vane foot.
  • the vane head faces the rotor 103 and fixed to a mounting ring 140 of the stator 143.
  • FIG. 2 schematically shows an electrical circuit between a rotor 120 and a housing 138th
  • an electrical connection by means of electrical lines 60 or electromagnetic transmission, for example via the shaft between the turbine blade 120 and the housing 138 produced.
  • a corresponding measuring device 63 voltage, current, resistance or capacitance meter
  • an electrical resistance and / or another electrical parameter can be measured.
  • the electrical resistance between at least one, shown schematically here, turbine blade 120 and the housing 138 can be measured. When there is no contact between the turbine blade 120 and the housing 138, the electrical resistance is very or infinitely high.
  • the measured electrical quantity is thus a measure of the existing size of a gap d between the blade heads and the housing. Due to the conicity of the rotor tip of the rotor 120 and the housing 138 to each other ( Fig. 1 . WO 00/28190 ) is reduced or increased by an axial displacement of the rotor 120 or the housing 138, the gap d.
  • FIG. 3 shows an embodiment of an inventively designed turbine 100, with which the inventive method can be performed.
  • the turbine blade 120 and housing 138 are typically made of metallic material so that they can conduct electrical current.
  • the turbine blade 120 has a ceramic coating, so that an electrical current flow between the turbine blade 120 and the housing 138 would not be possible. In these cases, an electrical path between the housing 138 and the turbine blade 120, in particular the blade tip 87, must be made possible by additional measures.
  • the projection 69 on the turbine blade 120 constitutes an electrical contact surface 66 and is for example triangular or conical and may be worn out by contact with the housing 138.
  • the projection 69 may be provided on one or more turbine blades 120 of one or more turbine stages 112.
  • the at least one projection 69 is, for example, aligned with an electrical contact surface 66 of the opposite housing 138.
  • the housing 138 may have separately formed electrical contact surfaces 66 which have, for example, high electrical conductivity and / or high wear resistance.
  • the turbine blade 120 may include blade tips 87 of the prior art that are designed for wear (abradables).
  • the electrical resistance R applies via an axial displacement of the guide vane 120 relative to the housing 138th
  • the electrical resistance R represents a certain gap d between the housing 138 and the turbine blade 120.
  • the axial displacement takes place, for example, hydraulically by displacement of the rotor 103 with the rotor blades 120 in the axial direction 102. Due to the conicity of the rotor tip and the housing 138 (FIG. Fig. 1 . WO 00/28190 ) the gap d is thereby reduced.
  • the electrical resistance R for example, has a certain value or is infinitely high.
  • an end time can be determined in which a Verissiß Mrs 75 ( Fig. 5 ) is consumed on the turbine blade 120. This is done by determining continuously or discontinuously with time t over which distance x the rotor 103 has been readjusted relative to the housing 138 in order to set a specific minimum gap. This gives a curve like in FIG. 6 shown. This distance x corresponds to a certain layer thickness loss. Since the layer thickness h of the layer 75 is known, it can be determined by means of the entire distance of the readjustment x when the layer 75 is consumed or how thick it still is.
  • FIG. 5 shows a turbine blade 120 of a turbine 100 designed according to the invention.
  • the turbine blade 120 has a metallic substrate 72 which (not shown) has a ceramic coating 75 and / or an outer wear layer 75.
  • the Outer wear layer 75 is, for example, porous and / or ceramic, so that there would be no electrical path between the blade tip 87 and the metallic core 72 of the turbine blade 120 per se. Therefore, at least one continuous electrical path 78 is produced in the wear protection layer 75.
  • the electrical path 78 may be present in one or more turbine blades 120 of one or more rows of blades.

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Measurement Of Length, Angles, Or The Like Using Electric Or Magnetic Means (AREA)
  • Turbine Rotor Nozzle Sealing (AREA)

Description

  • Die Erfindung bezieht sich auf ein Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 1 und einer Turbine gemäß dem Oberbegriff des Anspruchs 5.
  • In einer Turbine, wie z.B. einer Dampf- oder Gasturbine, dreht sich ein Rotor mit mindestens einer Scheibe und mehreren Schaufeln innerhalb eines Gehäuses. Zwischen dem Schaufelende und dem Gehäuse besteht ein Spalt.
  • Verfahren zur Verschiebung von Rotor und Läufer sind aus der DE 42 23 495 und WO 00/28190 bekannt.
  • Um einen hohen Wirkungsgrad zu erreichen, soll der Spalt zwischen Schaufelende und Gehäuse minimal sein.
  • Verfahren zur Spaltminimierung sind aus der DE 39 10 319 C2 und der DE 39 01 167 A1 bekannt.
  • Die Verfahren benötigen jedoch einen hohen apparativen Aufwand und/oder sind nicht sehr genau, so dass eine weitere Optimierung wünschenswert ist.
  • Weiter bekannt ist aus der GB 2 063 477 A ein aufwändiges Verfahren zur Bestimmung eines Radialspalts zwischen einer Laufschaufel und einer Gehäusewand einer Turbine, bei dem die zur Erzeugung einer Funkentladung zwischen Laufschaufel und Gehäuse nötige Spannung als Maß für das Spaltmaß ermittelt wird.
  • Es ist daher Aufgabe der Erfindung ein Verfahren aufzuzeigen, mit dem der Spalt zwischen Läufer und Gehäuse auf einfache Art und Weise minimiert wird.
  • Die Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren gemäß Anspruch 1, indem der Läufer und das Gehäuse Teil eines Stromkreislaufs sind, so dass mit der Feststellung eines elektrischen Kontakts ein mechanischer Kontakt ermittelt wird.
  • Ebenso ist es Aufgabe der Erfindung eine Turbine aufzuzeigen, bei der der Spalt zwischen Läufer und Gehäuse minimal ist.
  • Die Aufgabe wird gelöst durch eine Turbine gemäß Anspruch 7, indem der Läufer und das Gehäuse Teil eines Stromkreislaufs sind.
  • Weiterhin ist es Aufgabe der Erfindung ein Verfahren zur Bestimmung des Verschleißverhaltens eines Läufers aufzuzeigen.
  • Die Aufgabe wird gelöst durch ein Verfahren gemäß Anspruch 14, indem der Läufer und das Gehäuse Teil eines Stromkreislaufs sind, so dass mit der Feststellung eines elektrischen Kontakts ein mechanischer Kontakt ermittelt wird.
    Wenn das Schaufelende einer Schaufel eines Läufers verschleißt, vergrößert sich der Abstand zwischen Schaufelende und Gehäuse. Dies kann mit dem Verfahren gemäss Anspruch 13 ermittelt werden, indem der Verlauf der zeitlichen Abstandsänderung ermittelt wird.
  • In den Unteransprüchen sind weitere vorteilhafte Maßnahmen aufgelistet.
    Die in den Unteransprüchen aufgelisteten Maßnahmen können in vorteilhafter Art und Weise miteinander kombiniert werden.
  • Es zeigen
    • Figur 1
    eine Gasturbine,
    Figur 2, 3
    ein Gehäuse mit einem Läufer als Teil eines Stromkreises, und
    Figur 4, 6
    ermittelte Messkurven, und
    Figur 5
    ein Teil einer Turbinenschaufel.
  • Die Figur 1 zeigt eine Gasturbine 100 in einem Längsteilschnitt.
  • Die Gasturbine 100 weist im Inneren einen um eine Rotationsachse 102 (Axialrichtung) drehgelagerten Rotor 103 auf, der auch als Turbinenläufer bezeichnet wird. Entlang des Rotors 103 folgen aufeinander ein Ansauggehäuse 104, ein Verdichter 105, eine beispielsweise torusartige Brennkammer 110, insbesondere Ringbrennkammer 106, mit mehreren koaxial angeordneten Brennern 107, eine Turbine 108 und das Abgasgehäuse 109. Die Ringbrennkammer 106 kommuniziert mit einem beispielsweise ringförmigen Heißgaskanal 111. Dort bilden beispielsweise vier hintereinander geschaltete Turbinenstufen 112 die Turbine 108. Jede Turbinenstufe 112 ist aus zwei Schaufelringen gebildet. In Strömungsrichtung eines Arbeitsmediums 113 gesehen folgt im Heißgaskanal 111 einer Leitschaufelreihe 115 eine aus Laufschaufeln 120 gebildete Reihe 125.
  • Die Leitschaufeln 130 sind dabei am Stator 143 befestigt, wohingegen die Laufschaufeln 120 einer Reihe 125 mittels einer Turbinenscheibe 133 am Rotor 103 angebracht sind. An dem Rotor 103 angekoppelt ist ein Generator oder eine Arbeitsmaschine (nicht dargestellt).
  • Während des Betriebes der Gasturbine 100 wird vom Verdichter 105 durch das Ansauggehäuse 104 Luft 135 angesaugt und verdichtet. Die am turbinenseitigen Ende des Verdichters 105 bereitgestellte verdichtete Luft wird zu den Brennern 107 geführt und dort mit einem Brennmittel vermischt. Das Gemisch wird dann unter Bildung des Arbeitsmediums 113 in der Brennkammer 110 verbrannt. Von dort aus strömt das Arbeitsmedium 113 entlang des Heißgaskanals 111 vorbei an den Leitschaufeln 130 und den Laufschaufeln 120. An den Laufschaufeln 120 entspannt sich das Arbeitsmedium 113 impulsübertragend, so dass die Laufschaufeln 120 den Rotor 103 antreiben und dieser die an ihn angekoppelte Arbeitsmaschine.
  • Die dem heißen Arbeitsmedium 113 ausgesetzten Bauteile unterliegen während des Betriebes der Gasturbine 100 thermischen Belastungen. Die Leitschaufeln 130 und Laufschaufeln 120 der in Strömungsrichtung des Arbeitsmediums 113 gesehen ersten Turbinenstufe 112 werden neben den die Ringbrennkammer 106 auskleidenden Hitzeschildsteinen am meisten thermisch belastet. Um den dort herrschenden Temperaturen standzuhalten, werden diese mittels eines Kühlmittels gekühlt. Ebenso können die Schaufeln 120, 130 Beschichtungen gegen Korrosion (MCrAlX; M = Fe, Co, Ni, X=Y, Seltenen Erden) und Wärme (Wärmedämmschicht, beispielsweise ZrO2, Y2O4-ZrO2) aufweisen.
  • Die Leitschaufel 130 weist einen dem Innengehäuse 138 der Turbine 108 zugewandten Leitschaufelfuß (hier nicht dargestellt) und einen dem Leitschaufelfuß gegenüberliegenden Leitschaufelkopf auf. Der Leitschaufelkopf ist dem Rotor 103 zugewandt und an einem Befestigungsring 140 des Stators 143 festgelegt.
  • Figur 2 zeigt schematisch einen elektrischen Stromkreis zwischen einem Läufer 120 und einem Gehäuse 138.
  • Um einen elektrischen Stromkreis zwischen einem Läufer 120, insbesondere einer Turbinenschaufel 120, und einem Gehäuse 138 einer Dampf- oder Gasturbine 100 herzustellen, wird eine, elektrische Verbindung mittels elektrischer Leitungen 60 oder elektromagnetischer Übertragung bspw. über die Welle zwischen der Turbinenschaufel 120 und dem Gehäuse 138 hergestellt. Mittels eines entsprechenden Messgeräts 63 (Spannungs-, Strom-, Widerstands- oder Kapazitätsmesser) kann ein elektrischer Widerstand und/oder ein anderer elektrischer Parameter gemessen werden.
    Beispielsweise kann der elektrische Widerstand zwischen zumindest einer, hier schematisch dargestellt, Turbinenschaufel 120 und dem Gehäuse 138 gemessen werden. Wenn kein Kontakt zwischen der Turbinenschaufel 120 und dem Gehäuse 138 besteht, so ist der elektrische Widerstand sehr oder unendlich hoch.
    Kommt es zu einer Berührung zwischen einer Schaufelspitze 87 der Turbinenschaufel 120 und dem Gehäuse 138, so entsteht ein elektrischer Kontakt zwischen der Turbinenschaufel 120 und dem Gehäuse 138, wodurch sich der Widerstand stark minimiert und der Stromkreis geschlossen wird.
    Je nachdem wie groß die Kontaktfläche zwischen Turbinenschaufel 120 und dem Gehäuse 138 ist, ändert sich der elektrische Widerstand. Die gemessene elektrische Größe ist somit ein Maß für die vorhandene Größe eines Spalts d zwischen Schaufelköpfen und Gehäuse.
    Aufgrund der Konizität der Läuferspitze des Läufers 120 und des Gehäuses 138 zueinander (Fig. 1, WO 00/28190 ) wird durch eine Axialverschiebung des Läufers 120 oder des Gehäuses 138 der Spalt d verringert oder vergrössert.
  • Weitere elektrische Größen, die gemessen werden können, sind eine elektrische Spannung oder die Kapazität (Gleichstrom, Wechselstrom, die i.a. umgekehrt proportional zum Spalt d ist) zwischen beiden Elementen 120, 138.
  • Wenn eine elektrische Spannung zwischen Läufer 120 und Gehäuse angelegt wird, fließt kein elektrischer Strom, solange kein mechanischer Kontakt gegeben ist.
  • Wenn sich ein Kontakt zwischen Läufer 120 und Gehäuse 138 durch Axialverschiebung ergibt, fließt ein Strom, der gemessen werden kann bzw. es wird ein Spannungsabfall registriert.
  • Figur 3 zeigt ein Ausführungsbeispiel einer erfindungsgemäß ausgebildeten Turbine 100, mit der auch das erfindungsgemäße Verfahren durchgeführt werden kann.
  • Die Konizität der Läuferspitze des Läufers 120 und des Gehäuses 138 ist hier nicht dargestellt.
  • Die Turbinenschaufel 120 und das Gehäuse 138 sind in der Regel aus metallischem Material, so dass sie elektrischen Strom leiten können.
  • Oft weist jedoch die Turbinenschaufel 120 eine keramische Beschichtung auf, so dass ein elektrischer Stromfluss zwischen Turbinenschaufel 120 und dem Gehäuse 138 nicht möglich wäre. In diesem Fällen muss ein elektrischer Pfad zwischen Gehäuse 138 und der Turbinenschaufel 120, insbesondere der Schaufelspitze 87, durch zusätzliche Maßnahmen ermöglicht werden.
  • Dies geschieht beispielsweise durch elektrisch leitende Vorsprünge 69, die durch die Beschichtung der Turbinenschaufel 120 hindurch eine elektrische Verbindung (Fig. 5) von dem Gehäuse 138 zu der Turbinenschaufel 120 und der elektrischen Leitung 60 herstellen.
  • Der Vorsprung 69 auf der Turbinenschaufel 120 stellt eine elektrische Kontaktfläche 66 dar und ist beispielsweise dreiecksförmig oder konisch ausgebildet und kann durch den Kontakt mit dem Gehäuse 138 verschlissen werden.
  • Der Vorsprung 69 kann auf einer oder mehreren Turbinenschaufeln 120 einer oder mehrerer Turbinenstufen 112 vorhanden sein.
    Der zumindest eine Vorsprung 69 ist bspw. auf eine elektrische Kontaktfläche 66 des gegenüberliegenden Gehäuses 138 ausgerichtet.
  • Ebenso kann das Gehäuse 138 separat ausgebildete elektrische Kontaktflächen 66 aufweisen, die eine bspw. hohe elektrische Leitfähigkeit und/oder hohe Verschleißbeständigkeit aufweisen.
  • Ebenso kann die Turbinenschaufel 120 Schaufelspitzen 87 nach dem Stand der Technik aufweisen, die für einen Verschleiß ausgelegt sind (abradables).
  • In der Figur 4 ist der elektrische Widerstand R aufgetragen über eine Axialverschiebung der Leitschaufel 120 gegenüber dem Gehäuse 138.
    Der elektrische Widerstand R (oder Kapazität) steht für einen bestimmten Spalt d zwischen Gehäuse 138 und der Turbinenschaufel 120.
    Die Axialverschiebung erfolgt bspw. hydraulisch durch Verschiebung des Rotors 103 mit den Laufschaufeln 120 in Axialrichtung 102. Aufgrund der Konizität der Läuferspitze und des Gehäuses 138 (Fig. 1, WO 00/28190 ) wird der Spalt d dadurch verringert.
    Am Anfang hat der elektrische Widerstand R bspw. einen bestimmten Wert oder ist unendlich hoch.
    Durch eine axiale Verschiebung des Rotors 103 gegenüber dem Gehäuse 138 wird der bestehende Spalt verengt und schließlich ein elektrischer Kontakt hergestellt, so dass der Widerstand R sinkt. Je nach axialer Verschiebung der Leitschaufeln 120 gegenüber dem Gehäuse 138 wird eine mehr oder weniger große Kontaktfläche zwischen den Turbinenschaufeln 120 und dem Gehäuse 138 hergestellt, wodurch sich auch die Größe des elektrischen Widerstands R (oder die Kapazität) bestimmt. So ergeben sich verschiedene Messpunkte 81 in Abhängigkeit von dem Wert der Axialverschiebung.
    Je größer die axiale Verschiebung, desto kleiner ist der elektrische Widerstand.
    Wenn ein elektrischer Kontakt hergestellt wurde, werden die Leitschaufeln 120 wieder zurückverschoben, bis gerade kein elektrischer Kontakt mehr vorhanden ist (Punkt 85 der Kurve 84). Dann ist ein minimaler Spalt eingestellt.
    Diese Einstellung des minimalen Spalts kann während des Betriebs und aber auch vor Inbetriebnahme erfolgen.
  • Aus den gemessenen Wiederstandswerten 81 kann auch eine Kurve 84 ermittelt werden, die dazu dient, den Läufer 1 nachzujustieren, wenn die Schaufelspitze 87 verschleißt.
  • Ebenso kann damit ein Endzeitpunkt festgelegt werden, bei dem eine Verscheißschicht 75 (Fig. 5) auf der Turbinenschaufel 120 verbraucht ist.
    Dies geschieht dadurch, dass mit der Zeit t kontinuierlich oder diskontinuierlich ermittelt wird, über welche Strecke x der Rotor 103 gegenüber dem Gehäuse 138 nachjustiert wurde, um einen bestimmten minimalen Spalt einzustellen.
    Dies ergibt eine Kurve wie in Figur 6 dargestellt.
    Diese Strecke x entspricht einem bestimmten Schichtdickenverlust. Da die Schichtdicke h der Schicht 75 bekannt ist, kann mittels der gesamten Strecke der Nachjustierung x ermittelt werden, wann.die Schicht 75 verbraucht ist oder wie dick sie noch ist.
  • Figur 5 zeigt eine Turbinenschaufel 120 einer erfindungsgemäß ausgebildeten Turbine 100.
    Die Turbinenschaufel 120 weist ein metallisches Substrat 72 auf, das (nicht dargestellt) eine keramische Beschichtung 75 und/oder eine äußere Verschleißschicht 75 aufweist. Die äußere Verschleißschicht 75 ist beispielsweise porös und/oder keramisch, so dass an sich kein elektrischer Pfad zwischen der Schaufelspitze 87 und metallischem Kern 72 der Turbinenschaufel 120 vorhanden wäre.
    Daher wird in der Verschleißschutzschicht 75 zumindest ein durchgehender elektrischer Pfad 78 hergestellt.
    Der elektrische Pfad 78 kann in einer oder mehreren Turbinenschaufeln 120 einer oder mehrerer Schaufelreihen vorhanden sein.

Claims (8)

  1. Verfahren zur Minimierung des Spalts (d) zwischen einer Laufschaufel (120) und einem Gehäuse (138) einer Turbine (100),
    wobei der Spalt (d) zwischen Laufschaufel (120) und Gehäuse (138) durch Verschiebung von Laufschaufel (120) und Gehäuse (138) gegeneinander einstellbar ist und
    die Laufschaufeln (120) und das Gehäuse (138) Teil eines Stromkreises (120, 60, 138) sind,
    dadurch gekennzeichnet, dass an einer Schaufelspitze (87) zumindest ein elektrisch leitender, dreieckförmiger Vorsprung (69) vorgesehen ist, welcher mit einer gehäuseseitigen Kontaktfläche (66') des Stromkreises (120, 60, 138) kontaktierbar ist,
    wobei der elektrische Widerstand des Stromkreises (120, 60, 138) als Maß für die Größe des Spalts (d) und damit zur Einstellung eines Spalts (d) herangezogen wird, wobei ein messbarer elektrischer Widerstandswert bedeutet, dass ein elektrischer Kontakt zwischen Laufschaufel (120) und Gehäuse (138) zumindest teilweise vorhanden ist.
  2. Verfahren nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet, dass ein unendlich hoher elektrischer Widerstandswert bedeutet, dass kein elektrischer Kontakt zwischen Laufschaufel (120) und Gehäuse (138) vorhanden ist.
  3. Verfahren nach Anspruch 1,
    dadurch gekennzeichnet, dass eine Spannung zwischen Laufschaufel (120) und Gehäuse (138) angelegt wird,
    wobei der Spannungsabfall als Maß für die Größe des Spalts zwischen Laufschaufel (120) und Gehäuse (138) herangezogen wird.
  4. Verfahren nach Anspruch 1, 2, oder 3,
    dadurch gekennzeichnet, dass der Laufschaufel (120) zur Einstellung der Größe des Spalts in einer axialen Richtung (102) gegenüber dem Gehäuse (138) verschiebbar ist.
  5. Turbine, insbesondere Gasturbine,
    umfassend eine Laufschaufel (120) und ein Gehäuse (138), wobei die Laufschaufel (120) zur Einstellung der Größe des Spalts in einer axialen Richtung (102) gegenüber dem Gehäuse (138) verschiebbar ist und die Laufschaufel (120) und das Gehäuse (138) Teil eines elektrischen Stromkreises (120, 60, 138) sind,
    dadurch gekennzeichnet, dass an einer Schaufelspitze (87) zumindest ein elektrisch leitender, dreieckförmiger Vorsprung (69) vorgesehen ist, welcher mit einer gehäuseseitigen Kontaktfläche (66') des Stromkreises (120, 60, 138) kontaktierbar ist, und
    dass der elektrische Widerstand als für die Größe des Spalts (d) zwischen Laufschaufel (120) und Gehäuse (138) repräsentativ ermittelbar ist.
  6. Turbine nach Anspruch 5,
    dadurch gekennzeichnet, dass zumindest ein Laufschaufel (120) zumindest eine gesondert geschaffene elektrische Kontaktfläche (66) aufweist.
  7. Turbine nach Anspruch 5 oder 6,
    dadurch gekennzeichnet, dass das Gehäuse (138) zumindest eine gesondert geschaffene elektrische Kontaktfläche (66') aufweist.
  8. Turbine nach Anspruch 5, 6 oder 7,
    dadurch gekennzeichnet, dass der Vorsprung (69) und/oder der Laufschaufel (120) verschleißbar ist.
EP03023207A 2003-10-13 2003-10-13 Turbine und Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine Expired - Lifetime EP1524411B1 (de)

Priority Applications (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP03023207A EP1524411B1 (de) 2003-10-13 2003-10-13 Turbine und Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine
US10/962,934 US7018165B2 (en) 2003-10-13 2004-10-12 Method of minimizing the gap between a rotating turbine blade and a casing of a turbine, a turbine, and a method of determining the wear behavior of a wheel of a rotor

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP03023207A EP1524411B1 (de) 2003-10-13 2003-10-13 Turbine und Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EP1524411A1 EP1524411A1 (de) 2005-04-20
EP1524411B1 true EP1524411B1 (de) 2011-07-20

Family

ID=34354444

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EP03023207A Expired - Lifetime EP1524411B1 (de) 2003-10-13 2003-10-13 Turbine und Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine

Country Status (2)

Country Link
US (1) US7018165B2 (de)
EP (1) EP1524411B1 (de)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014016153A1 (de) 2012-07-25 2014-01-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur minimierung des spalts zwischen einem läufer und einem gehäuse

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8939715B2 (en) * 2010-03-22 2015-01-27 General Electric Company Active tip clearance control for shrouded gas turbine blades and related method
FI123228B (fi) * 2010-04-20 2012-12-31 Waertsilae Finland Oy Järjestely akselin aksiaalisen liikkeen havaitsemiseksi
EP2397656A1 (de) * 2010-06-14 2011-12-21 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Einstellung der zwischen Schaufelblattspitzen von Laufschaufeln und einer Kanalwand vorhandenen Radialspalte sowie Vorrichtung zur Messung eines Radialspalts einer axial durchströmbaren Turbomaschine
EP2549059A1 (de) 2011-07-21 2013-01-23 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zum Betrieb einer Rotationsmaschine
US20130171611A1 (en) * 2012-01-03 2013-07-04 General Electric Company Apparatus for simulating operation of fan blades in a gas turbine
DE102017207240A1 (de) 2017-04-28 2018-10-31 Siemens Aktiengesellschaft Anstreifdetektionsverfahren
US11187247B1 (en) 2021-05-20 2021-11-30 Florida Turbine Technologies, Inc. Gas turbine engine with active clearance control

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1094780A (en) * 1967-05-25 1967-12-13 Prvni Brnenska Strojirna Zd Y Improvements in or relating to protection devices for bladed fluid-flow machines
NO134348C (de) * 1971-02-22 1976-09-22 Asea Ab
GB2063477A (en) * 1979-11-14 1981-06-03 Plessey Co Ltd Measuring Clearance Gap Between Turbine Blades and Surrounding Duct
DE3433351C1 (de) * 1984-09-11 1986-01-02 MTU Motoren- und Turbinen-Union München GmbH, 8000 München Kapazitives Messsystem zur Messung des Abstandes zwischen zwei relativ zueinander beweglichen Teilen
GB2204693B (en) * 1987-05-14 1991-02-13 Rolls Royce Plc Turbomachine tip clearance sensor
US5012420A (en) 1988-03-31 1991-04-30 General Electric Company Active clearance control for gas turbine engine
DE3901167A1 (de) 1989-01-17 1990-07-26 Klein Schanzlin & Becker Ag Spaltminimierung
DE4223495A1 (de) 1992-07-17 1994-01-20 Asea Brown Boveri Gasturbine
DE4315125A1 (de) * 1993-05-07 1994-11-10 Daimler Benz Ag Verfahren und Anordnung zur Bestimmung des Spitzenspiels von Turbinenrotorschaufeln
WO1999028598A1 (de) * 1997-12-02 1999-06-10 Siemens Aktiengesellschaft Turbomaschine und verfahren zum einstellen einer spaltbreite eines radialspaltes
WO2000028190A1 (de) 1998-11-11 2000-05-18 Siemens Aktiengesellschaft Wellenlager für eine strömungsmaschine, strömungsmaschine sowie verfahren zum betrieb einer strömungsmaschine
US6692222B2 (en) * 2002-05-14 2004-02-17 The Board Of Trustees Of The Leland Stanford Junior University Micro gas turbine engine with active tip clearance control

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014016153A1 (de) 2012-07-25 2014-01-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur minimierung des spalts zwischen einem läufer und einem gehäuse
DE102012213016A1 (de) 2012-07-25 2014-01-30 Siemens Aktiengesellschaft Verfahren zur Minimierung des Spalts zwischen einem Läufer und einem Gehäuse

Also Published As

Publication number Publication date
US20050079048A1 (en) 2005-04-14
EP1524411A1 (de) 2005-04-20
US7018165B2 (en) 2006-03-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1907670B1 (de) Gekühlte turbinenschaufel für eine gasturbine und verwendung einer solchen turbinenschaufel
EP1524411B1 (de) Turbine und Verfahren zur Minimierung des Spaltes zwischen einer Laufschaufel und einem Gehäuse einer Turbine
WO2005080937A1 (de) Zerstörungsfreie überwachung mikrostruktureller veränderungen eines bauteils (schichtsystem, turbinenschaufeln, brennkammerauskleidung) mit speziellen, einfachen messmethoden
EP0246576B1 (de) Kapazitives Messsystem
EP2864596A1 (de) Verfahren zur minimierung des spalts zwischen einem läufer und einem gehäuse
WO2011157622A1 (de) Verfahren zur einstellung der zwischen schaufelblattspitzen von laufschaufeln und einer kanalwand vorhandenen radialspalte sowie vorrichtung zur messung eines radialspalts einer axial durchströmbaren turbomaschine
EP2407652A1 (de) Gasturbine mit einem Sekundärluftsystem und Verfahren zum Betreiben einer solchen Gasturbine
EP1245785B1 (de) Verfahren zur Herstellung einer Turbinenschaufel
WO1986005547A1 (en) Turbo-engine with a means of controlling the radial gap
DE19501811B4 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Messung des Schaufelspieles von thermischen Turbomaschinen
DE19839592A1 (de) Strömungsmaschine mit gekühlter Rotorwelle
DE102012100170A1 (de) Verfahren, Systeme und Vorrichtungen zum Erkennen von Materialdefekten in Brennkammern von Verbrennungskraft-Turbinenmaschinen
EP1695783A1 (de) Verfahren zum Ermitteln der Lage eines elektrochemisch gebohrten Kanals
EP1994372A1 (de) Strömungsmessvorrichtung zur bestimmung einer strömungsrichtung
EP3274561B1 (de) Laufschaufel für eine gasturbine, herstellungsverfahren und nachbearbeitungsverfahren
DE3500692A1 (de) Axial- oder radiallaufschaufelgitter mit einrichtungen zur konstanthaltung des schaufelspitzenspiels
WO2015139949A1 (de) Variable grenzleistungsregelung für gasturbinen
EP1558938B1 (de) Strömungsmaschine
DE19750516A1 (de) Abreibbare Dichtung
EP3088673B1 (de) Laufschaufel für eine gasturbine, zugehöriger rotor, gasturbine und kraftwerksanlage
EP3029267A1 (de) Verfahren zur Herstellung eines Schwingungsdämpfers für eine Turbinenschaufel mittels Laserauftragsschweissen
DE102012100167A1 (de) Verfahren, Systeme und Vorrichtungen zur Detektion von Materialdefekten in Laufschaufeln von Verbrennungsturbinen
EP1839794A1 (de) Verfahren zur funkenerosiven Bearbeitung eines elektrisch nichtleitenden Materials
DE102004036725B4 (de) System zur Ermittlung einer Beschädigung einer Wand für einen Strömungskanal einer Strömungsmaschine
EP1505262A1 (de) Verfahren und Vorrichtung zur Messung der Breite eines Radialspaltes

Legal Events

Date Code Title Description
PUAI Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012

17P Request for examination filed

Effective date: 20040719

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: A1

Designated state(s): AT BE BG CH CY CZ DE DK EE ES FI FR GB GR HU IE IT LI LU MC NL PT RO SE SI SK TR

AX Request for extension of the european patent

Extension state: AL LT LV MK

AKX Designation fees paid

Designated state(s): CH DE GB IT LI

GRAP Despatch of communication of intention to grant a patent

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR1

RTI1 Title (correction)

Free format text: TURBINE AND METHOD OF MINIMISING THE GAP BETWEEN A ROTOR BLADE AND A TURBINE HOUSING

GRAS Grant fee paid

Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOSNIGR3

GRAA (expected) grant

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210

AK Designated contracting states

Kind code of ref document: B1

Designated state(s): CH DE GB IT LI

REG Reference to a national code

Ref country code: GB

Ref legal event code: FG4D

Free format text: NOT ENGLISH

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: EP

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R096

Ref document number: 50313823

Country of ref document: DE

Effective date: 20110908

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: NV

Representative=s name: SIEMENS SCHWEIZ AG

PLBE No opposition filed within time limit

Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261

STAA Information on the status of an ep patent application or granted ep patent

Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT

26N No opposition filed

Effective date: 20120423

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R097

Ref document number: 50313823

Country of ref document: DE

Effective date: 20120423

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: GB

Payment date: 20131014

Year of fee payment: 11

Ref country code: DE

Payment date: 20131219

Year of fee payment: 11

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Payment date: 20131029

Year of fee payment: 11

PGFP Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Payment date: 20140108

Year of fee payment: 11

REG Reference to a national code

Ref country code: DE

Ref legal event code: R119

Ref document number: 50313823

Country of ref document: DE

REG Reference to a national code

Ref country code: CH

Ref legal event code: PL

GBPC Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee

Effective date: 20141013

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: CH

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141031

Ref country code: LI

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141031

Ref country code: GB

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141013

Ref country code: DE

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20150501

PG25 Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo]

Ref country code: IT

Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES

Effective date: 20141013