Экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, доктор технических наук Эфрос, Евгений Исаакович

• Эфрос, Евгений Исаакович
• доктор технических наук
• 1998

Оглавление диссертации доктор технических наук Эфрос, Евгений Исаакович

Введение

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕ- 11 ДОВАНИЙ

1.1. Режимы работы ЦНД теплофикационных турбин

1.2. Обзор результатов исследования характери- 17 стик ступеней ЧНД турбин в широком диапазоне режимов

1.3. Постановка задачи исследований

2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1. Объекты экспериментального исследования

2.2. Методика экспериментального исследования 2 6 мощностных характеристик ЧНД теплофикационных турбин

2.3. Организация теплотехнических измерений и 38 оценка погрешности натурных исследований

2.4. Методика исследования расходных характери- 4 7 стик РД ЧНД

3. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИИ МОЩНОСТНЫХ И РАСХОД- 50 НЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЧНД

3.1. Мощностные характеристики ЧНД турбин 50 Т-180/210-130 и ПТ-135/165-130/

3.2. Анализ результатов исследований расходных 61 характеристик ЧНД

4. ОБОБЩЕННЫЕ МОЩНОСТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ТУРБИН- 74 НЫХ ОТСЕКОВ И СТУПЕНЕЙ

4.1. Характеристики холостого хода турбинных от- 7 9 секов и ступеней

4.2. Мощностные характеристики турбинных отсеков 85 и ступеней в диапазоне частичных нагрузок

4.3. Связь мощностных характеристик последних 87 турбинных ступеней в диапазоне режимов, близких к номинальному, с характеристиками холостого хода

4.4. Мощностные характеристики турбинных отсеков 91 и ступеней в режимах работы с потреблением энергии

4.5. Обобщенная мощностная характеристика тур- 97 бинных отсеков и ступеней

4.6. Вентиляционные потери в турбинных отсеках и 105 ступенях

4.7. Соотношение вентиляционных потерь в послед- 10 9 них турбинных ступенях с их мощностной характеристикой в области режимов, близких к номинальному

5. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СПОСОБОВ СНИЖЕНИЯ 112 ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ РАСХОДОВ ПАРА В ЧНД

5.1. Разработка методов снижения вентиляционного 112 пропуска пара в ЧНД современных теплофикационных турбин

5.2 Организация охлаждения проточной части низ- 122 кого давления в малопаровых режимах работы.

5.3. Исследование теплового состояния ЧНД турби- 136 ны Т-180/210-130 в режимах с уменьшенным вентиляционным пропуском пара

5.4. Исследование ЧНД турбин ПТ-135/165-130/15 и 188 Т-185/220-130 при работе с уменьшенными вентиляционными пропусками пара

5.5. Расчетно-экспериментальная оценка эффекта 197 самоохлаждения последних турбинных ступеней в чистовентиляционных режимах работы

6. ПОВЫШЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ И НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОФИ- 2 09 КАЦИОННЫХ ТУРБИН

6.1. Результаты и перспективы промышленного вне- 209 дрения режимов работы ЧНД с уменьшенными вентиляционными расходами пара

6.2. Анализ возможности и эффективности утилиза- 216 ции теплоты отработавшего пара в конденсаторах турбин с учетом внедрения режимов с уменьшенными вентиляционными расходами пара в ЧНД

6.3. Некоторые способы повышения экономичности и 225 надежности теплофикационных турбоустановок при работе по тепловому графику

6.4. Эффективность использования теплофикацион- 22 9 ных турбин в периоды максимальных и минимальных электрических нагрузок

6.5. Влияние режимов работы теплофикационных 272 турбин на эрозию лопаточного аппарата ЧНД

6.6. Исследование эффективности режимов работы 2 93 теплофикационных турбин со скользящим давлением свежего пара

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения»

Важнейшей задачей, стоящей перед современной энергетикой, является повышение эффективности топливоис-пользования на электростанциях. Решению этой задачи в значительной степени способствует применение комбинированного способа производства тепловой и электрической энергии. В настоящее время ТЭЦ вырабатывают более половины от общего количества электроэнергии, производимой на тепловых электростанциях, обеспечивая при этом около 40% потребности страны в тепловой энергии [90]. Тем не менее, типовые решения, используемые при проектировании ТЭЦ, не в полной мере учитывают местные условия и передовой опыт по внедрению результатов научно-исследовательских работ. По этой причине на многих ТЭЦ имеются значительные резервы по экономии топливно-энергетических ресурсов. Вскрытие этих резервов и разработка наиболее эффективных режимов работы ТЭЦ возможны на базе комплексных исследований турбинного оборудования для реальных условий его эксплуатации.

Проблема повышения экономичности ТЭЦ связана в первую очередь с решением вопросов снижения потерь теплоты в конденсаторах теплофикационных турбин и увеличением выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Уменьшить потери энергии в холодном источнике принципиально можно двумя путями: за счет полезного использования теплоты отработавшего пара (например, для подогрева технологической или сетевой воды) и за счет уменьшения до предельно допустимого значения расхода пара в ЧНД и конденсатор при охлаждении последнего циркуляционной водой. Эффективность первого направления при детальном рассмотрении оказывается неоднозначной.

Полная утилизация теплоты, если она связана с увеличением давления в конденсаторе, во многих случаях ведет к ограничению мощности турбоустановки и отрицательно влияет на ее маневренные качества. Это в конечном итоге вызывает или загрузку низкоэкономичных замещающих турбоустановок, или недоотпуск электроэнергии потребителям. Таким образом, действительный эффект от реализации мероприятий по полезному использованию теплоты отработавшего пара должен определяться технико-экономическими расчетами с учетом указанных выше факторов. Для проведения таких расчетов необходимо иметь достоверные характеристики турбинных отсеков (и прежде всего - ЧНД) в широком диапазоне изменения расходов пара и противодавлений.

Целесообразность режимов работы теплофикационных турбин с подогревом воды в конденсаторах связана не только с экономичностью, но и надежностью работы ступеней ЧНД. В этой связи следует отметить, что повышение противодавления приводит к росту вибрационных напряжений в рабочих лопатках [39,87,150], увеличивает опасность эрозионного повреждения их выходных кромок [15 6] и может вызвать недопустимый разогрев проточной части низкого давления из-за роста вентиляционных потерь мощности в ступенях ЧНД.

При работе по тепловому графику с охлаждением конденсатора циркуляционной водой не происходит снижения маневренности и располагаемой мощности теплофикационных турбоустановок. В этом плане оптимизация таких режимов представляется более перспективной. Под оптимизацией здесь имеется ввиду определение действительно необходимого (по условиям обеспечения допустимого теплового состояния проточной части) минимального вентиляционного пропуска пара в ЧНД. Корректное решение данной задачи расчетно-аналитическими методами в настоящее время затруднено в силу сложности процессов, происходящих в ЧНД на малопаровых режимах [65]. Более реальный путь - проведение натурного эксперимента. Режимы теплофикационных турбин с минимально возможными потерями теплоты в конденсаторах, охлаждаемых циркуляционной водой, позволяют при более экономичной работе ТЭЦ надежно обеспечивать потребителей тепловой и электрической энергией. Таким образом, разработка и исследование подобных режимов является достаточно актуальной задачей, которая в настоящее время окончательно не решена применительно к мощным теплофикационным турбоустановкам, в том числе с промежуточным перегревом пара.

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии по чисто теплофикационному циклу значительно (в два и более раз) ниже, чем аналогичный показатель для конденсационных турбин. Увеличение производства электрической энергии на тепловом потреблении, если при этом не снижается надежность, маневренность и располагаемая мощность турбоустановок, является абсолютно эффективным для энергосистемы. В этой связи особую важность представляет проблема оптимизации режимов работы и тепловых схем паротурбинных установок, которая позволяет получать экономию топлива практически без дополнительных капитальных затрат. Решение указанной проблемы существенно осложняется тем, что экономичность теплофикационных турбин (и в первую очередь их ЧНД) зависит от большого числа факторов и изменяется в широких пределах при переменных режимах работы.

До недавнего времени оптимизационные задачи традиционно решались с использованием упрощенных линеаризированных энергетических характеристик турбин. Такой подход в большинстве случаев не дает действительно оптимального решения, т.к. реальные характеристики турбинных отсеков имеют существенно нелинейный характер. Ограниченность существующих методов расчета глубоко переменных режимов делает актуальным проведение экспериментальных исследований теплофикационных турбин с целью получения реальных мощностных характеристик их ступеней и отсеков. Не менее актуальной задачей является обобщение экспериментальных данных и выявление общих закономерностей процессов, происходящих в проточной части при переменных режимах работы. Сказанное прежде всего относится к ЧНД мощных теплофикационных турбин таких, как ПТ-135/165-130/15, Т-175/210-130, Т-185/220-130,

Т-180/210-130, Т-250/300-240, характеристики которых в широком диапазоне изменения расходов пара и противодавления, включая малопаровые и вентиляционные режимы, до проведения настоящих исследований практически отсутствовали .

В диссертационной работе была поставлена задача разработки, исследования и обоснования эффективности способов работы мощных теплофикационных турбин, в том числе с промежуточным перегревом пара, с минимальными потерями теплоты в холодном источнике без снижения их надежности, маневренности и располагаемой мощности. Решение данной задачи потребовало изучения ряда конкретных вопросов, основные из которых перечислены ниже.

Исследованы мощностные и расходные характеристики ЧНД теплофикационных турбин типов ПТ-135/165-130/15, Т-185/220-130, Т-180/210-130 в широком диапазоне изменения расходов пара и противодавлений, включая малопаровые и вентиляционные режимы. При этом был развит применительно к мощным турбоустановкам, в том числе с промперегревом пара, метод промышленных исследований, разработанный с участием автора ранее [1,2,156].

В проведенных исследованиях ЧНД с относительно высокими лопатками последних ступеней качественно повторились все основные закономерности, отмеченные нами ранее для ступеней меньшей веерности [68,71,129]. В частности, выявлены чистовентиляционные режимы работы ЧНД указанных выше турбин (в которых потребляемая мощность перестает зависеть от массового расхода пара и становится практически пропорциональной давлению в конденсаторе) и определена граница этих режимов по объемному расходу пара. Получено подтверждение тому, что величина объемного расхода пара )кр, ограничивающая область режимов чистой вентиляции, связана с геометрическими характеристиками первой ступени отсека; при достижении (СУ2)кр располагаемый тепловой перепад отсека принимает нулевое значение, а в области < (с^г^р становится отрицательным. Особо важное значение имеет подтверждение универсальности как для отдельных ступеней, так и для отсеков, параметров р2и определяющих физические процессы в проточной части на переменных режимах работы, включая малорасходные и вентиляционные.

По результатам натурных исследований показано, что известная формула А. Стодолы оказывается неприменимой для определения расходных характеристик турбинных ступеней и отсеков низкого давления в глубоко переменных режимах работы. На основе анализа и обобщения экспериментальных данных получена полуэмпирическая зависимость, связывающая величину расхода пара через ступени с его начальными и конечными параметрами, обеспечивающая приемлемую точность практически во всем диапазоне реальных режимов работы (вплоть до вентиляционных).

На базе анализа результатов натурных исследований разработаны методы получения обобщенных мощностных характеристик турбинных отсеков и ступеней для режимов: близких к номинальному, частичных нагрузок, холостого хода, потребления энергии и чистовентиляционных. При этом выявлена взаимосвязь этих характеристик с основными конструктивными параметрами турбинных ступеней. Найденные обобщенные мощностные характеристики позволяют решать практические задачи, связанные с исследованием и оптимизацией глубоко переменных режимов работы отсеков эксплуатируемых и вновь проектируемых паровых турбин.

Проведены промышленные исследования ЧНД турбин Т-180/210-130, ПТ-135/165-130/15, Т-185/220-130 с уменьшенными до (0,3-1) кг/с вентиляционными пропусками пара. Выявлено влияние расхода пара, его начальных параметров и давления в конденсаторе на тепловое состояние проточной части низкого давления. По результатам исследований отработана конструкция и регламент работы новой системы охлаждения выходной части турбин, разработанной ВТИ совместно с ВятГТУ и АО ЛМЗ при участии автора [5],и доказана ее высокая эффективность. Показано, что в вентиляционных режимах работы ЧНД основным потоком пара отводится только часть выделяющейся теплоты, а определяющее влияние на охлаждение проточной части оказывают обратные токи холодного пара, циркулирующего в выходном патрубке и последних ступенях турбин. При этом, расчетно-экспериментальным путем установлено, что с повышением противодавления одновременно с возрастанием вентиляционных потерь увеличивается подсос охлажденного в патрубке пара в последнюю ступень, что обеспечивает соответствующий отвод диссипативной энергии. Обобщение экспериментальных данных по ЧНД различных турбин позволило оценить минимальное количество пара, поступающего в последнюю ступень из патрубка, и связать его с основными конструктивными параметрами последних ступеней.

Результатами натурных исследований и опытно-промышленной эксплуатации доказана возможность надежной работы турбин Т-180/210-130, ПТ-135/165-130/15, Т-185/220-130 с закрытыми уплотненными регулирующими диафрагмами ЧНД и охлаждением конденсатора циркуляционной водой. При использовании в этих условиях новой системы охлаждения выходной части турбин обеспечивается допустимое тепловое состояние ЧНД и патрубка практически во всем реальном диапазоне изменения параметров пара перед ЧНД. Реализация способа работы мощных теплофикационных турбин с уменьшенными вентиляционными пропусками пара в ЧНД позволяет в несколько раз снизить потери тепла в конденсаторе и увеличить в наиболее реальных режимах располагаемую тепловую нагрузку на 5-20%.

С использованием разработанных математических моделей турбоустановок, базирующихся на реальных мощностных и расходных характеристиках турбинных отсеков, проведены исследования эффективности использования теплофикационных турбин в периоды максимальных и минимальных нагрузок. Показано, что использование малорасходных режимов работы отдельных турбинных отсеков является перспективным направлением повышения маневренности и экономичности паротурбинных установок. Применение таких режимов расширяет возможность и увеличивает эффективность оптимизации работы теплофикационных турбин и ТЭЦ в целом. Показано, также, что в реальных условиях эксплуатации ТЭЦ минимизация потерь теплоты в холодном источнике достигается в большинстве случаев при реализации принципа максимально неравномерного распределения тепловых и электрических нагрузок между турбоустановка-ми (в том числе и однотипными).

Проведенные совместно с ВТИ исследования позволили произвести оценку степени влажности пара и массового количества образующейся влаги в ступенях ЧНД теплофикационных турбин и выявить влияние на них начальных параметров и степени открытия регулирующей диафрагмы. Показано в частности, что в реальных режимах эксплуатации турбины Т-185/220-130, при частичных открытиях регулирующих диафрагм, уровень степени влажности уже в первой ступени ЧНД может превышать 6-12%. Это свидетельствует о тяжелых условиях работы лопаток и объясняет наблюдающийся на практике повышенный эрозионный износ ступеней ЧНД теплофикационных турбин. Высокий уровень степени влажности в ступенях ЧНД помимо влажности входного потока обусловлен особенностями течения среды в каналах регулирующей диафрагмы. При этом наиболее опасными в эрозионном плане являются режимы работы с открытиями регулирующих диафрагм 2 0-4 0% и низкими давлениями пара в камере нижнего теплофикационного отбора.

Проведенные исследования свидетельствуют о том, что одним из радикальных путей повышения эрозионной надежности лопаточного аппарата ЧНД теплофикационных турбин является обеспечение глубокой сепарации влаги из пара перед его поступлением в ЧНД. Кроме этого,, необходимо изменить концепцию организации влагоудаления из ступеней ЧНД. В частности, полученные данные по массовому количеству влаги, структуре течения и параметрам пара в проточной части на переменных режимах позволили разработать ряд предложений в указанном направлении.

Для снижения опасности коррозионного повреждения ступеней среднего давления, работающих в зоне фазового перехода, предложен перевод теплофикационных турбин на работу со скользящим давлением свежего пара. Результаты выполненных исследований показали, что такая организация работы энергоблока позволяет без снижения его надежности при частичных нагрузках существенно (до 10-20°С) уменьшить температуру пара в точке фазового перехода и соответственно в несколько раз снизить интенсивность коррозионных процессов. Одновременно, при этом снижается степень влажности пара в камере нижнего теплофикационного отбора, что положительно скажется на условиях работы лопаточного аппарата ступеней ЧНД.

11

Выполненный комплекс исследований, обобщение их результатов и разработанные на этой базе новые способы эксплуатации позволили решить ряд важнейших задач актуальной проблемы повышения экономичности и надежности теплофикационных турбоустановок. Результаты настоящей работы широко используются на ТЭЦ многих энергосистем (Кировэнерго, Новосибирскэнерго, Хабаровскэнерго, Тат-энерго, Волгоградэнерго, Архэнерго, Курскэнерго, Перм-энерго, Литовэнерго, Гомельэнерго, Удмуртэнерго и др.).

В настоящую работу включены результаты исследований, выполненных под руководством и при участии автора отраслевой научно-исследовательской лабораторией Минэнерго СССР (впоследствии научно-производственной лабораторией) «Повышение эффективности работы ТЭЦ» при Вятском государственном техническом университете, основателем которой был д.т.н., профессор Шапиро Г.А. Значительный вклад в проведение исследований и реализацию их результатов принадлежит сотрудникам этой лаборатории Шемпелеву А.Г., Сущих В.М., Эфросу Ю.И. Большая часть исследований выполнялась при тесном сотрудничестве с Всероссийским теплотехническим научно-исследовательским институтом и заводами-изготовителями турбин (JIM3 и ТМЗ) .

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Эфрос, Евгений Исаакович

Выводы

1. Проведенные промышленные исследования различных теплофикационных турбоустановок мощностью (50-185) МВт показали, что модернизация регулирующих диафрагм позволяет снизить вентиляционный расход пара в ЧНД (и соответственно, потери теплоты в конденсаторах) в (3-16) раз. При соблюдении разработанной технологии уплотнения РД, величина их пропускной способности в закрытом состоянии достигает уровня (6,5-12) кг/с-МПа. Плотность модернизированных регулирующих диафрагм ЧНД сохраняется достаточно длительное время (по крайней мере, в период между капитальными ремонтами).

Многолетний опыт эксплуатации различных теплофикационных турбин с уменьшенными вентиляционными пропусками пара в ЧНД свидетельствует о том, что модернизация

Рис. 6.62. Предельные ограничения по снижению давления при работе турбины Т-185/220-130 с одним котлом и скользящим давлением свежего пара:

--- - ПВД включены;

--- - ПВД отключены

РД не приводит к снижению надежности работы системы регулирования турбоустановок.

2. В результате внедрения комплекса мероприятий по снижению вентиляционного пропуска пара в ЧНД турбин Т-185//220-130 и Т-180/210-130 появляется возможность за счет уменьшения потерь теплоты в конденсаторе увеличить тепловую нагрузку соответственно на 3-17% и 7-4 0%. Одновременно достигается уменьшение удельного расхода топлива на выработку электроэнергии соответственно до 4 0 г у.т./кВт-ч и 7 0 г у.т./кВт-ч. При этом экономический эффект достигается без снижения надежности, маневренности и располагаемой мощности турбоустановок.

Проведенный анализ показал, что для мощных теплофикационных турбин подогрев сетевой воды во встроенном пучке конденсатора по сравнению с уменьшением вентиляционного пропуска пара в ЧНД и охлаждением конденсатора циркуляционной водой оказывается нецелесообразным, как по условиям надежности, маневренности, сохранения располагаемой мощности, так и экономичности.

3. На базе выполненных исследований разработан ряд новых конструктивных, режимных и схемных решений, повышающих экономичность и надежность теплофикационных' турбоустановок при работе по тепловому графику за счет снижения потерь теплоты с пароводяными потоками, поступающими в конденсатор помимо ЧНД. Эффективность предложенных решений подтверждена результатами опытно-промышленных испытаний.

4. Разработанные на базе реальных энергетических характеристик турбинных отсеков математические модели турбоустановок различного типа позволили исследовать влияние основных факторов на эффективность использования теплофикационных турбин в периоды максимальных и минимальных нагрузок. Показано, что экономичность дополнительной мощности, получаемой за счет открытия РД ЧНД, существенно зависит от расхода и начальной температуры подогреваемой в ПСГ сетевой воды, а также от условий компенсации снижения тепловой нагрузки отборов. В частности, при возмещении недоотпуска теплоты в пиковых бойлерах и возможности увеличения расхода свежего пара на турбины типа ПТ и Р удельный расход тепла на производство дополнительной мощности по указанному способу (д) уменьшается в 1,4-2,4 раза. С уменьшением расхода сетевой воды через ПСГ величина q снижается и может стать меньшей, чем аналогичный показатель для конденсационных турбин. Таким образом, при расходе сетевой воды, ниже определенного уровня, работа теплофикационных турбин с закрытыми РД ЧНД в пиковый период становится нецелесообразной (если рассматривать системный эффект), т.к. недовыработка электроэнергии в данном случае будет компенсироваться менее экономичной замещающей конденсационной мощностью.

В реальных условиях эксплуатации теплофикационных турбин по тепловому графику с переменным расходом и температурой подогреваемой в ПСГ сетевой воды при наличии вентиляционного пропуска пара в ЧНД экономичность отключения ПВД оказывается неоднозначной. Снижение. пропускной способности регулирующих диафрагм ЧНД в закрытом положении (их уплотнение) повышает эффективность такого способа получения дополнительной мощности.

Выполненные исследования показали, также, что пропускная способность закрытых РД является одним из основных факторов, определяющим экономичность различных способов разгрузки теплофикационных турбин по электрической мощности.

В периоды прохождения переменной части графиков электрической и тепловой нагрузок имеется возможность получения значительного экономического эффекта за счет оптимизации режимов работы турбин и ТЭЦ в целом. Это обусловлено существенной нелинейностью фактических энергетических характеристик оборудования. В реальных условиях эксплуатации ТЭЦ минимизация потерь теплоты в холодном источнике в большинстве случаев достигается реализацией принципа максимально неравномерного распределения тепловых и электрических нагрузок между турбинами (в т.ч. и однотипными). Снижение вентиляционных пропусков пара в ЧНД теплофикационных турбин не только повышает их экономичность в базовом режиме, но также расширяет возможность и увеличивает эффективность оптимизации переменных режимов работы турбоустановок.

Выполненные исследования позволили разработать ряд новых решений, направленных на повышение экономичности, маневренности и располагаемой мощности турбин типа ПТ. Реализация этих решений позволит более полно использовать имеющиеся резервы по тепловой и электрической' мощности, а также повысит эффективность использования пара производственного отбора на ТЭЦ.

5. Проведенные исследования позволили получить оценку степени влажности пара и массового количества образующейся влаги в ступенях ЧНД теплофикационных турбин и выявить влияние на них начальных параметров и степени открытия регулирующей диафрагмы. Показано, в частности, что в реальных режимах эксплуатации турбин Т-185/220-130, при частичных открытиях РД уровень степени влажности уже в первой ступени ЧНД может превышать 6-12%. Это свидетельствует о тяжелых условиях работы лопаток и объясняет наблюдающийся на практике повышенный эрозионный износ ступеней ЧНД теплофикационных турбин. Высокий уровень степени влажности в ступенях ЧНД помимо влажности входного потока обусловлен особенностями течения среды в каналах регулирующей диафрагмы. При этом наиболее опасными в эрозионном плане являются режимы с открытиями РД 20-4 0% и низкими давлениями пара в камерах нижнего теплофикационного отбора.

Одним из радикальных путей повышения эрозионной надежности лопаточного аппарата ЧНД теплофикационных турбин является обеспечение глубокой сепарации влаги из пара перед его поступлением в ЧНД. Кроме того, необходимо изменить концепцию организации влагоудаления из ступеней ЧНД. В частности, на основе результатов выполненных исследований разработан ряд предложений в указанном направлении.

6. Одним из возможных способов снижения опасности коррозионного повреждения ступеней среднего давления, работающих в зоне фазового перехода, является перевод теплофикационных турбин на работу со скользящим давлением свежего пара. Результаты выполненных исследований показали, что такая организация работы энергоблока позволяет без снижения его надежности при частичных нагрузках ,существенно уменьшить температуру пара в точке фазового перехода (до 10-20 °С) и соответственно в несколько раз снизить интенсивность коррозионных процессов. Одновременно, при этом снижается степень влажности пара в камере нижнего теплофикационного отбора, что положительно скажется на условиях работы лопаточного аппарата ступеней ЧНД.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполненный комплекс экспериментальных и расчетных исследований, обобщение их результатов и разработанные на этой базе новые режимные, конструктивные и схемные решения позволили решить ряд важнейших задач актуальной проблемы повышения экономичности и надежности современных теплофикационных турбоустановок.

2. Развит метод промышленных исследований ЧНД применительно к мощным теплофикационным турбинам, в том числе с промежуточным перегревом пара. Проведенные исследования показали его высокую эффективность и точность (максимальная абсолютная погрешность в определении внутренней мощности ЧНД составляет (25-140) кВт в зависимости от расхода пара, а абсолютная погрешность определения использованного теплоперепада ЧНД в области частичных нагрузок и холостого хода не превышает (1,5-2) кДж/кг).

Использование разработанного метода позволило получить мощностные и расходные характеристики ЧНД турбин ПТ-135/165-130/15, Т-185/220-130, Т-180/210-130 практически во всем реальном диапазоне режимов, включая малорасходные и вентиляционные. При этом качественно повторились основные закономерности, выявленные ранее для ЧНД со ступенями меньшей веерности.

Полученные экспериментальные характеристики являются надежным исходным материалом для оптимизации режимов работы турбин исследованного типа.

3. Разработаны методы обобщения экспериментальных данных и получены безразмерные обобщенные мощностные характеристики турбинных отсеков и ступеней для различных областей изменения Gv2, охватывающие весь возможный диапазон режимов - от номинального до чистовентиляцион-ного. При этом выявлена взаимосвязь мощностных характеристик ступеней и отсеков с их основными конструктивными параметрами и частотой вращения ротора. Указанные характеристики с высокой точностью (погрешность аппроксимации находится на уровне ошибки эксперимента) согласуются с экспериментальными данными ВятГТУ по ЧНД турбин Т-50/60-130, ПТ-60/75-130/13, ПТ-135/165-130/15, Т-180/210-130, а также данными ВТИ по последним ступеням турбин К-300-240 ЛМЗ и ХТГЗ, К-100-90 до и после модернизации.

Полученные обобщенные характеристики позволяют решать практические задачи, связанные с исследованием и оптимизацией переменных режимов работы произвольных турбинных отсеков низкого давления.

Использование разработанных методов обобщения экспериментальных данных дает возможность существенно сократить объем натурных или стендовых исследований турбинных отсеков и затраты на их проведение.

4. На основании анализа и математической обработки экспериментальных данных получено, что в диапазоне режимов с

2)кр < Су2 < (Гли)л удельные потери энергии в турбинных ступенях могут быть с высоко точностью (погрешность (0,5-2) кДж/кг) представлены в виде суммы двух составляющих, одна из которых пропорциональна располагаемому тепловому перепаду, а другая - обратнопропорциональна объемному расходу пара на выходе. Выявленная закономерность имеет достаточно общий характер. При этом величина потерь мощности в ступенях (если за располагаемую принять Ы0 = СН0г/д±) оказывается пропорциональной плотности пара и численно равной потерям в чистовентиляционном режиме с тем же значением р2 .

5. В результате исследований выявлено существенное расхождение экспериментальных расходных характеристик турбинных отсеков и ступеней низкого давления с расчетом по известной формуле А.Стодолы, которое возрастает при уменьшении объемного пропуска пара. В частности, в режимах с Р2/Р0 = 1 и даже в некотором диапазоне Рг/Ро > 1 Расход пара через отсеки работающей турбины не снижается до нулевого значения, а сохраняется на определенном уровне. Поэтому формула А.Стодолы не может быть применена для исследования глубоко переменных режимов работы последних ступеней и отсеков турбин.

На основе обобщения результатов натурных исследований различных турбинных отсеков и ступеней низкого давления в диапазоне режимов от номинального до чисто-вентиляционного получена полуэмпирическая зависимость, связывающая величину расхода пара через ступени с его начальными и конечными параметрами и учитывающая основные конструктивные параметры проточной части, а также скорость вращения ротора. Погрешность этой зависимости в указанном диапазоне режимов не превышает нескольких процентов, что позволяет надежно использовать ее для определения действительных расходных характеристик турбинных отсеков и ступеней.

6. По результатам промышленных исследований выявлено влияние расхода пара, его параметров перед ЧНД, давления в конденсаторе на тепловое состояние проточной части низкого давления турбин Т-180/210-130, ПТ-135/165-130/15, Т-185/220-130 в вентиляционных режимах работы. При этом отработаны конструкция и регламент работы новой системы охлаждения выхлопа, ее высокая эффективность и доказана возможность надежной работы турбин указанного типа с уплотненными регулирующими диафрагмами ЧНД и охлаждением конденсаторов циркуляционной водой.

Комплекс мероприятий по снижению потерь теплоты в конденсаторах мощных теплофикационных турбин позволяет сократить вентиляционный пропуск пара в ЧНД в (3-16) раз и дает возможность ежегодно экономить (1020) тыс.тут на одну турбоустановку.

7. Результаты натурных исследований показали, что в вентиляционных режимах работы ЧНД основным потоком пара отводится только часть выделяющейся теплоты, а определяющее влияние на охлаждение проточной части оказывают обратные токи холодного пара, циркулирующего в выходном патрубке и последних ступенях. Расчетно-экспериментальным путем установлено, что с повышением противодавления одновременно с возрастанием потерь мощности увеличивается подсос охлажденного в патрубке пара в последнюю ступень и тем самым обеспечивается соответствующий отвод диссипативной энергии. При этом получено, что минимальная величина объемного расхода пара, поступающего в ступень из патрубка, в вентиляционных режимах сохраняется практически постоянной и для различных последних ступеней составляет примерно 4,5% от характерного объемного расхода, определяемого произведением (^и).

Найденная количественная оценка эффекта самовентиляции последних турбинных ступеней вместе с их обобщенными мощностными характеристиками позволяют прогнозировать уровень максимальных температур пара в произвольных последних турбинных отсеках, работающих в вентиляционных режимах.

8. Полученные по результатам натурных исследований обобщенные характеристики ЧНД в малопаровых режимах позволяют обосновать разработанную концепцию организации охлаждения проточной части и выхлопа, возможность и целесообразность уменьшения вентиляционных пропусков пара в ЧНД для всех типов теплофикационных турбин, эксплуатируемых и выпускаемых в настоящее время. Практическая реализация таких режимов не требует больших капитальных затрат и дает значительный экономический эффект. Результаты промышленных исследований различных турбин мощностью (50-185) МВт показали, что при соблюдении разработанной технологии модернизация регулирующих диафрагм уменьшает их пропускную способность в закрытом положении (без снижения надежности работы системы регулирования) до (6,5-12) кг/с-МПа на один поток ЧНД. При этом плотность модернизированных РД сохраняется достаточно длительное время (по крайней мере, в период между капитальными ремонтами).

Проведенный с использованием действительных характеристик ЧНД анализ показал, что для современных теплофикационных турбин уменьшение вентиляционного пропуска пара в ЧНД при охлаждении конденсаторов циркуляционной водой в большинстве случаев более целесообразно, чем подогрев сетевой воды во встроенных пучках, как по условиям надежности, маневренности, сохранения располагаемой мощности, так и экономичности.

9. На базе выполненных исследований разработан ряд новых конструктивных, режимных и схемных решений, повышающих экономичность и надежность теплофикационных тур-боустановок при работе по тепловому графику за счет снижения потерь теплоты с пароводяными потоками, поступающими в конденсатор помимо ЧНД.

Реализация предложенных решений, прошедших опытно-промышленную проверку, совместно с комплексом мероприятий по уменьшению вентиляционного пропуска пара в ЧНД позволяет реально минимизировать потери тепла в конденсаторе и довести их до уровня, практически не влияющего на экономичность теплофикационной турбоустановки.

10. Разработанные на базе реальных энергетических характеристик турбинных отсеков математические модели позволили детально исследовать экономичность теплофикационных турбин при прохождении переменной части графиков электрической и тепловой нагрузок. Определено влияние основных эксплуатационных факторов и величины пропускной способности закрытых РД ЧНД на эффективность различных способов получения дополнительной мощности и разгрузки по электрической мощности. Показана возможность реального достижения значительного экономического эффекта за счет оптимизации режимов работы турбин и ТЭЦ в целом, что обусловлено существенной нелинейностью фактических энергетических характеристик оборудования. При этом, в реальных условиях эксплуатации ТЭЦ минимизация потерь теплоты в холодном источнике в большинстве случаев достигается реализацией принципа максимально неравномерного распределения электрических и тепловых нагрузок между турбоустановками (в том числе и однотипными) .

Снижение вентиляционных пропусков пара в ЧНД теплофикационных турбин не только повышает экономичность базовых режимов, но также расширяет возможность и увеличивает эффективность оптимизации переменных режимов их работы.

11. Разработан ряд новых решений, направленных на повышение экономичности, маневренности и располагаемой мощности теплофикационных турбин типа ПТ. ИХ реализация позволяет более полно использовать имеющиеся резервы по тепловой и электрической мощности, а также повысить эффективность использования пара производственного отбора на ТЭЦ.

12. Проведенные исследования позволили определить влияние режимных факторов на величину степени влажности пара в ступенях ЧНД и выявить причины наблюдающегося на практике повышенного эрозионного износа входных кромок рабочих лопаток ЧНД теплофикационных турбин без промежуточного перегрева пара. Показано, в частности, что в реальных условиях эксплуатации турбины типа Т-185/220-130 при частичных открытиях РД степень влажности пара уже в первой ступени ЧНД может превышать 6-12%. Высокий уровень степени влажности в ступенях ЧНД помимо влажности входного потока обусловлен особенностями течения среды в каналах регулирующей диафрагмы. При этом наиболее опасными в эрозионном плане являются режимы работы с открытыми РД 20-40% и низкими давлениями пара в камере нижнего теплофикационного отбора.

332

Одним из радикальных путей повышения эрозионной надежности лопаточного аппарата ЧНД теплофикационных турбин является обеспечение глубокой сепарации влаги из пара перед его поступлением в ЧНД. Кроме этого, необходимо изменить концепцию организации влагоудаления из ступеней ЧНД. Полученные данные по массовому количеству влаги, структуре течения и параметрам пара в проточной части на переменных режимах позволили разработать ряд предложений в указанном направлении.

13. Одним из возможных способов снижения опасности коррозионного повреждения ступеней среднего давления, работающих в зоне фазового перехода, является перевод теплофикационных турбин на работу со скользящим давлением свежего пара. Результаты выполненных исследований показали, что такая организация работы энергоблока позволяет без снижения его надежности при частичных нагрузках существенно уменьшить температуру пара в точке фазового перехода (до 10-20 °С) и соответственно в несколько раз снизить интенсивность коррозионных процессов. Одновременно, при этом снижается степень влажности пара в камере нижнего теплофикационного отбора, что положительно скажется на условиях работы лопаточного аппарата ступеней ЧНД.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Эфрос, Евгений Исаакович, 1998 год

1. А.с.570802 (СССР). Способ определения внутренней мощности теплофикационной паровой турбины /Г.А.Шапиро, В.П.Лагун, Л.Л.Симою, Е.И.Эфрос. - Опубл. в Б.И., 1977, № 32

2. A.c. 718735 (СССР). Способ определения внутренней мощности отсека паровой турбины /Г.А.Шапиро, Е.И.Эфрос. Опубл. в Б.И. 1980, № 8.

3. A.c. 802565 (СССР). Паротурбинная установка /А.Д.Качан, В.К.Балабанович, П.Н.Шишея, И.И.Ковшик. -Опубл. в Б.И.,1981, № 5.

4. A.c. 808670 (СССР). Способ работы теплофикационной паротурбинной установки /Г.А.Шапиро, В.Ф.Гуторов, Е.И.Эфрос, Ю.В.Захаров. —Опубл.в Б. И., 1981, № 8.

5. A.c. 878975 (СССР). Выхлопной патрубок паровой турбины /В.П.Лагун, Л.Л.Симою, А.Б.Нафтулин, Ю.В.Нахман, В.А.Матвеенко, С.А.Майзель, Г.А.Шапиро, В.И.Гайдис, М.М.Третьяков, Ч.В.Давлют, Е.И.Эфрос. Опубл. в Б.И., 1981, № 41.

6. A.c. 916768 (СССР). Способ сохранения в резерве паротурбогенераторной установки /Г.А.Шапиро, В.П.Лагун, Л.Л.Симою, Е.И.Эфрос, Ю.В.Захаров. Опубл. в Б.И., 1982, № 12.

7. A.c. 926330 (СССР). Способ работы паровой- турбины /Г.А.Шапиро, В.И.Рябцев, В.Г.Гагарин, Р.А.Малышев, Д.В.Михайлов, М.М.Третьяков, Е.И.Эфрос, Д.И.Горячевский. Опубл. в Б.И., 1982, № 17.

8. A.c. 985335 (СССР). Способ работы теплофикационной энергетической установки /Г.А.Шапиро, Е.И.Эфрос, Ю.В.Захаров, Д.В.Михайлов. Опубл. в Б.И., 1982, № 48 .

9. A.c. 1101567 (СССР). Способ регулирования нагрузки теплофикационной электростанции /В.Ф.Гуторов, Г.А.Шапиро, Е.И.Эфрос, К.А.Севостьянов. Опубл. в Б.И., 1984, № 25.

10. A.c. 1104307 (СССР). Паротурбинная установка /Г.А.Шапиро, В.Ф.Гуторов, Ю.В.Захаров, Л.С.Иоффе, Ю.Н.Неженцев, М.Е.Ямпольский, Е.И.Эфрос, Д.И.Горячевский. Опубл. в Б.И., 1984, № 27.

11. A.c. 1112132 (СССР). Паросиловая установка /Г.А.Шапиро, В.Ф.Гуторов, Д.В.Михайлов, Е.И.Эфрос. Опубл. в Б.И., 1984, № 33.

12. A.c. 1114806 (СССР). Способ получения пиковой мощности на паротурбинной установке / Г.А.Шапиро, Е.И.Эфрос, В.Ф.Гуторов, В.Ф.Малов, К.А.Севастьянов. Опубл. в Б.И., 1984, № 35.

13. A.c. 1129390 (СССР). Способ восполнения конденсата теплофикационной многоцилиндровой паротурбинной установки / Г.А.Шапиро, В.П.Лагун, Л.Л.Симою,

14. A.Г.Шемпелев, Е.И.Эфрос. Опубл. в Б.И., 1984, № 46.

15. A.c. 1249177 (СССР). Способ охлаждения выходного патрубка паровой турбины /Г.А.Шапиро, Е.И.Эфрос,

16. B.Ф.Гуторов, В.П.Лагун, Л.Л.Симою, И.В.Гарькавенко. -Опубл. и Б.И., 1986, № 29.

17. A.c. 1250664 (СССР). Способ охлаждения последних ступеней теплофикационных турбин на малорасходных режимах /В.К.Балабанович, Б.Л.Левченко, Ю.Е.Маховко, В.А.Чиж, Н.И.Шкода, Е.В.Сороко, В.В.Михайловский и др. Опубл. в Б.И., 1986, № 30.

18. A.c. 1252514 (СССР). Способ работы теплоэлектроцентрали /Г.А.Шапиро, В.Ф.Гуторов, В.И.Длугосельский, П.Е.Сивко, Ю.В.Захаров, В.М.Карцев Е.И.Эфрос и др. Опубл. в Б.И., 1986, № 31.

19. A.c. 1270379 (СССР). Способ работы теплофикационной паротурбинной установки / Г.А.Шапиро, В.Ф.Гуторов, В.М.Карцев, Е.И.Эфрос и др. Опубл. в Б.И., 1986, № 42.

20. A.c. 1326740 (1СССР) . Способ проверки плотности регулирующих органов на выхлопе из ступеней паровой турбины /Г.А.Шапиро, В.Ф.Гуторов, Е.И.Эфрос, М.Я.Ицкович, Ю.Е.Маховко, В.М.Сущих. Опубл. в Б.И., 1987, № 28.

21. A.c. 1483051 (СССР). Способ работы теплоэлектроцентрали /Г.А.Шапиро, Е.И.Эфрос и др. Опубл. в Б.И., 1989, № 20.

22. A.c. 1490307 (СССР). Способ получения пиковой мощности на теплоэлектроцентрали /Г.А.Шапиро, Е.И.Эфрос и др. Опубл. в Б.И., 198 9, № 24.

23. A.c. 1495448 (СССР) Паротурбинная установка /Г.А.Шапиро, В.Ф.Гуторов, Е.И.Эфрос и др. Опубл. в Б.И., 198 9, № 27.

24. A.c. 1539337 (СССР). Поворотная регулирующая диафрагма турбины / Г.А.Шапиро, А.Г.Шемпелев, В.М.Карцев, Е.И.Эфрос и др. Опубл. в Б. И., .1990, № 4 .

25. Авербах Ю.А., Френзель В. Г. Пути увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при модернизации паротурбинного оборудования действующих электростанций. Электр, станции, 1977, № б, с.25-28.

26. Алексеева Р.Н., Бойцова Э.А. Приближенная методика определения аэродинамических потерь в веерных решетках турбинных лопаток. Теплоэнергетика, 1984, №4.

27. Алексеева Р.Н., Индурский М.С., Ржезников Ю.В. Расчет на ЭВМ осесимметричного течения в ступени ЦНД паровой турбины. Теплоэнергетика, 1976, № 1, с.28-31.

28. Алексо А.И., Баринберг Г.Д. Паровые теплофикационные турбины и пути их дальнейшего совершенствования. Теплоэнергетика, 1993, № 5, с.5-10.

29. Анализ тепловой экономичности схем подогрева подпиточной воды теплосети в конденсаторах одной из ТЭЦ /В.А.Брагин, В.И.Беспалов, Л.А.Беляев и др. Изв. Томского политехи, ин-та, 1974, т.283, с.71-74.

30. Андрющенко А. И. О показателях эффективности циклов теплоэнергетических установок. Изв.вузов. Энергетика, 1981, № 9, с.36-39.

31. Аракелян Э.К., Ведяев В.А., Киселев Г.П. Определение потерь на трение и вентиляцию в турбине К-200-130 ЛМЗ при работе ее в моторном режиме. -Изв.вузов. Энергетика, 1974, № 10, с.139-143.

32. Балабанович В.К. К вопросу охлаждения проточной части паровых турбин на режимах с минимально-вентиляционными пропусками пара. Изв.вузов. Энергетика, 1981, № 11, с.105-107.

33. Балабанович В.К. К вопросу повышения эффективности работы части низкого давления теплофикационных турбин. Изв.вузов. Энергетика, 1980, № 7, с.48-51.

34. Баринберг Т.Д. Тепловая экономичность турбины Т-100/120-130 на режимах работы по тепловому графику при наличии и отсутствии пропусков пара в ЦНД. /Эл.станции, 1990, № 7 С.43-47.

35. Бененсон Е.И. Работа последних ступеней конденсационной турбины при малых объемных расходах пара. Энергомашиностроение, 1960, № 12, с.33-36.

36. Бененсон Е.И. Баринберг Г. Д. Тепловая экономичность теплофикационных турбин при покрытии пиков энергетических нагрузок. Электр.станции, 1973, №6, с.22-26.

37. Бененсон Е.И. Баринберг Г.Д. Экономия топлива при исключении потерь тепла в конденсаторе теплофикационных турбоустановок. Теплоэнергетика, 1970, № 4, с.21-24.

38. Бененсон Е.И. Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. М.:Энергоатомиздат. 1986, с.271.

39. Богомолова Т.В. К вопросу о возникновении отрывных зон в турбинных ступенях большой веерности. -Теплоэнергетика, 1975, №9, с.77-79.

40. Бродский В.Л. Турбины нормально-ухудшенного вакуума. Электр.станции, 19 65, № 1, с.2 9-32.

41. Вибропрочностные исследования рабочих лопаток ЦНД мощной паровой турбины /А.Ю.Кондаков, Л.Л.Симою, В.П.Лагун и др. Теплоэнергетика, 1986, № 2, с.28-31.

42. Возбуждение аксиальных колебаний колес паровых турбин в эксплуатационных условиях /И.П.Усачев, Э.Н.Ефимов, В.В.Ильиных и др. Энергомашиностроение, 1981, № 3, с.5-9.

43. Волков О.Д., Неженцев Ю.Н., Лиснянский Ф.А. Теплофикационные паровые турбины Ленинградского металлического завода. Теплоэнергетика, 1984, № 12, с. 1015.

44. Газодинамические исследования проточной части низкого давления мощных паровых турбин. /В.П.Лагун, Л.Л.Симою, и др. В кн. : Котельные и турбинные установки энергетических блоков: Опыт освоения /Под ред. В.Е.Дорощука. М., 1971, гл.6, с.157-171.

45. Гитман М.И., Левин Л. И. Использование ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок. -Теплоэнергетика, 1976, № 4, с.51-57.

46. Гоголев И.Г. Влияние конструктивных и режимных параметров на расходные характеристики турбинного многоступенчатого отсека. Изв. вузов. Энергетика, 1980, № 11, с.50-55.

47. Гоголев И.Г. Режимы работы околоотборных ступеней и двухступенчатых отборных отсеков теплофикационных паровых турбин. Изв. вузов. Энергетика, 1981, № 11, с.57-62.

48. Голощапов В.Н. Влияние втулочного отношения кольцевой решетки на формирование области отрыва. вращающего потока. Проблемы машиностроения: Респ.межвед.сб. /Ан УССР. Ин-т пробл. машиностр., Киев, 1976, вып.З, с.98-104.

49. Горин В.И., Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Пути повышения надежности теплофикации. Теплоэнергетика,1982, № 8, с.19-24.

50. Горшков A.C., Соколов Е.Я. Пути повышения эффективности теплофикации и централизованного теплоснабжения. Теплоэнергетика, 1984, № 9, с.2-6.

51. Гребнев В.И., Левина М.Е., Чан Ши Фьет. Взаимное влияние двух смежных ступеней. Энерг.машиностроение:Респ.межвед.науч.техн.сб. /Харьк.политехи.ин-т, Харьков, 1973, вып.16, с.22-28.

52. Гречаниченко Ю.В., Грабовский М.Я. О работе турбинной ступени на переменном режиме. Теплоэнергетика, 1976, № 5, с.20-22.

53. Дейч М.Е., Ладжпат Рай. Исследование потока в турбинных решетках при нерасчетных углах входа. Пуль-сационные характеристики течения. Теплоэнергетика,1983, № 5, с.41-46.

54. Дейч М.Е., Трояновский Б.М. Исследование и расчеты ступеней осевых турбин. М. : Машиностроение, 1964. - 628 с.

55. Дейч М.Е., Шейнкман А.Г. Исследование регулирующих поворотных диафрагм отопительного отбора турбин 25-100 МВт. Теплоэнергетика, 1963, № 1, с.17-21.

56. Ежков A.B. Проблемы экономии энергии в странах Европейского экономического сообщества. Теплоэнергетика, 1981, № 6, с.78-79.

57. Емин О.H., Лысенко Г. H. Исследование характеристик реактивной турбинной ступени в области компрессорных режимов. Теплоэнергетика, 1972, № 3, с.81-84.

58. Емин О.Н., Лысенко Г.Н. Приближенный метод расчета характеристик ступеней турбины в области глубоконерасчетных режимов. Теплоэнергетика, 1973, № 3, с.19-22.

59. Затраты мощности на вентиляцию механически инертного пара в ступенях ЦНД паровых турбин /В.М.Неуймин, Л.H.Подкорытова, А.Н.Тихомиров и др. В кн.: Опыт создания турбин и дизелей. Свердловск, 1977, вып.4, с.24-32.

60. Затуловский В.И., Капелович Б.Э., Шошин В. Г. Оптимальные распределения нагрева сетевой воды при работе турбины на ухудшенном вакууме. В кн.: Энергетика. Тез.докл. Итог.научн.-техн. конф. /Иванов.энерг.ин-т. Иваново, 1975, с.50-51.

61. Иванов В.А. Проблемы покрытия переменной части графиков энергопотребления. Теплоэнергетика, 1983. № 6, с.2-7.

62. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энергоатомиздат. Ленинград.отд-ние, 1986, 248с.

63. Ильин Е.Т., Тараканов C.B. Потери мощности на трение и вентиляцию при работе турбины К-200-130 в малорасходных и моторном режимах. Тр.Моск.энерг.ин-та. 1984, № 623, с.121-127.

64. Индурский М.С., Ржезников Ю.В. Метод расчета осесимметричного потока в ЦНД паровой турбины. Теплоэнергетика, 1977, № 10, с.17-22.

65. Использование конденсатора турбины ПТ-60-130 в качестве подогревателя /В.И. Никитин, В.В. Тигашев, В.А.Истоминская и др.- В кн.: Энергетика. Тез.докл. итог.науч.-техн. конф./Иванов.энерг.ин-т . Иваново, 1976, с.41.

66. Использование энергоблоков ТЭЦ для прохождения минимума графика электрических нагрузок /В.А.Иванов, Н.И.Серебрянников, Д.С.Богомольный и др . Теплоэнергетика, 1984, № 9, с.10-13.

67. Исследование и совершенствование проточной части низкого давления мощных паровых турбин

68. В.П.Лагун, Л.Л.Симою В кн.: Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 8 00 МВт. Под ред. В.Е.Дорощука и В.Б.Рубина М., 1979, гл. 10-3, с.325-340.

69. Исследование модельного цилиндра низкого давления паровой турбины /И.К.Терентьев, Л.П.Сафонов, А.С.Шемонаев и др.- Теплоэнергетика, 1981, № 1, с.4-7.

70. Исследование пространственной структуры потока на переменных режимах работы в ступенях большой веер-ности /И.И,Кириллов, А.И.Носовицкий, Г.Г.Шпензер и др. -Изв.вузов. Энергетика, 1974, № 8, с.67-73.

71. Исследование работы последних ступеней теплофикационной турбины при различных объемных расходах пара /Г.А.Шапиро, Ю.В.Захаров, В.П.Лагун и др. Теплоэнергетика, 1976, № 7, с.65-68.

72. Исследование работы турбинных отсеков на переменных режимах /Н.И.Волков, А.М.Манков, А.Д.Качан и др. Изв.вузов. Энергетика, 1969, № 7, с.45-51.

73. Исследование работы турбины типа Т-100-130 УТМЗ в беспаровом режиме /В.В.Куличихин, Б.Н.Людомирский, Э.И.Тажиев и др. Теплоэнергетика, 1976, № 12, с.48-51.

74. Исследование режимов работы ЧНД турбин Т-50-130 с уменьшенными вентиляционными расходами пара /Г.А.Шапиро, Ю.В.Захаров, М.А.Трубилов и др. теплоэнергетика, 1977, №2, с.22-25.

75. Исследования температурного состояния лопаточного аппарата ЧНД турбины Т-100 при работе в беспаровом режиме /В.В.Водичев, Э.Н.Ефименко, С.А.Локалов, Л.Н.Масленников, Е.В.Урьев,. Энергомашиностроение, 1987, № 4, с.8-12.

76. Исследование температурного состояния ЧНД турбин ПТ-60-130/13 при работе с закрытой регулирующей диафрагмой низкого давления /Г.А.Шапиро, Ю.В.Нахман, Е.И.Эфрос и др. Теплоэнергетика, 1980, № 6, с.31-34.

77. Исследование температурных полей последних ступеней турбины при малом объемном расходе пара /Д.П.Бузин, А.И.Алексо, С. А. Локалов и др. Теплоэнергетика, 1970, №2, с.20-24.

78. Исследование теплового состояния части низкого давления турбины Т-250/300-240 /Урьев Е.В., Локалов С.Н. и др. Теплоэнергетика, 1985, № 3.

79. Исследование ЧНД турбины ПТ-60-130/13 при работе с уплотненной регулирующей диафрагмой низкого давления /Г.А.Шапиро, В.А.Матвеенко, Ю.В.Нахман и др. Теплоэнергетика, 1980, № 2, с.32-35.

80. Качан А.Д. Разработка методов анализа показателей топливоиспользования, оптимизация режимов и технологических схем ТЭЦ с целью повышения их системной эффективности. Авторефереат диссертации на соискание ученой степени д. т. н., М, 1992.

81. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. Минск: Вышэйшая школа, 1978. - 318с.

82. Качан А.Д. Оптимизация режимов и повышение эффективности работы паротурбинных установок ТЭС. Минск: Вышэйшая школа, 1985. 17 6с.

83. Качан А.Д., Яковлев Б.В. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС. Минск: Вы-шэйш.школа, 1982. --318с.

84. Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. Л.: Машиностроение, 1978. - 276с.

85. Кириллов И.И., Кириллов А.И., Алексеев Л. П. Работа турбинной ступени на режимах малых расходов. -Энергомашиностроение, 1973, № 7, с.39-40.

86. Кириллов И.И., Носовицкий А.И., Рахманина. В. Д. Особенности течения пара в турбинной ступени на режиме холостого хода. Энергомашиностроение, 1968, № 8, с.37-38.

87. Кириллов И.И., Носовицкий А.И., Шпензер Г.Г. Некоторые особенности проектирования последних ступеней паровых турбин. Теплоэнергетика, 1981, № 9, с.34-36.

88. Клебанов M.Д., Юрков Э.В. Влияние режима работы на динамические напряжения в рабочих лопатках последней ступени теплофикационной турбины. Электр.станции, 1979, № 10,с.30-33.

89. Клебанов М.Д., Юрков Э.В., Шапиро Г.А. Влияние расхода пара и давления в конденсаторе на вибрацию рабочих лопаток последних ступеней теплофикационной турбины. Электр.станции, 1978, № 6, с.22-24.

90. Клямкин C.JI. Тепловые испытания паротурбинных установок электростанций. M.-JI.: Госэнергоиздат, 1961. - 408 е.

91. Комаров Н.Ф., Юрков Э.В. Коррозионные повреждения лопаточного аппарата и дисков паровых турбин. -Теплоэнергетика, № 2, 1991, с.10-14.

92. Концепция РАО «ЕЭС РОССИИ» технической и организационно-экономической политики в области теплофикации и централизованного теплоснабжения. М., 1997.

93. Комплексные вибропрочностные и газодинамические исследования последней ступени мощной паровой турбины /Симою Л.Л., Лагун В.П., Письмин И.Н. и др. -Теплоэнергетика, 1990, № 5, с.14-18.

94. Костюк А.Г. Колебания рабочих венцов последних ступеней паровой турбины в нерасчетных условиях работы. Теплоэнергетика, 1983, № 1, с.22-26.

95. Красавин A.B., Смирнов Л.Н., Рязанов C.B. Эрозийный износ выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней теплофикационных турбин при нерасчетных' расходах пара. Электр.станции, 1982, № 6, с.39-40.

96. Куличихин В.В., Тажиев Э.И. О повышении надежности работы лопаток последних ступеней паровых турбин. Электр.станции, 1982, № 6, с.39-40.

97. Куличихин В.В., Тажиев Э.И., Людомирский Б.Н. О работе теплофикационной турбины Т-100-130 в регулировочных режимах. Электростанции, 1981, № 3, с.22-26.

98. Лагун В.П., Симою Л.Л. Газодинамические исследования последней ступени натурного ЦНД турбины ВК-100-5 до и после модернизации. Теплоэнергетика, 1969, № 8, с.13-17.

99. Лагун В.П., Симою Л. Л. Фрумин Ю.З., Нафту-лин A.B. Распределение давлений и тепловых перепадовпо радиусу ступеней низкого давления паровых турбин. -Теплоэнергетика, 1971, № 8.

100. Лапшин К.Л., Нахман Ю.В., Садовничий В.Н. К расчету окружной неравномерности параметров потока за рабочим колесом турбинной ступени. Изв.вузов. Энергетика, 1981, № 7, с.49-52.

101. Леонков A.M., Балабанович В.К. Исследование потерь холостого вращения турбинной ступенью. В кн.: Научные и прикладные проблемы энергетики: Респ.межвед.сб. /Белорус.политехи.ин-т. Минск, 1975, вып.2, с.3-б.

102. Леонков A.M., Балабанович В.К. Исследование части низкого давления теплофикационных турбин на режимах с минимальными пропусками пара в конденсатор. -Изв.вузов. Энергетика, 1983, № 1, с.76-80.

103. Леонков A.M., Качан А.Д. Комплексная оптимизация режимов работы и повышения маневренности ТЭС. -Изв.вузов. Энергетика, 1978, № 9, с.58-63.

104. Леонков A.M., Качан А.Д., Нго Гуан Кист. Исследование эффективности трехступенчатого подогрева сетевой воды на теплофикационных турбинах. Изв.вузов. Энергетика, 1980, № 6, с.57-61.

105. Лещинский Л.В, Перевод турбин ТЭЦ на режим . работы с ухудшенным вакуумом. Электр.станции, 1973, № 4, с.81-83.

106. Марков Н.М., Терентьев И.К. Расчет вентиляционных потерь при парциальном подводе пара в ступеняхдавления паровых турбин. Тр. ЦКТИ /Центр.науч.-исслед. и проект.-конструкт. котлотурбин. ин-т им.И.И.Ползунова, 1966, вып.70, с.40-46.

107. Межерицкий А.Д. Вентиляционные потери мощности в турбинной ступени. Энергомашиностроение, 1962, № 6, с.29-32.

108. Натурные исследования выхлопного патрубка мощной паровой турбины /В.П.Лагун, Л.Л.Симою и др. -Теплоэнергетика, 1975, № 2, с.31-35.

109. Новая система охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240 /С.Н.Иванов, В.А.Хаимов и др. Теплоэнергетика, 1989, № 6, с.64-66.

110. О возможности использования турбоагрегатов К-22 0-4 4 для покрытия тепловых нагрузок /Ю.А.Авербах, И.Г.Левит, Ю.Т.Воеводин и др. Электр.станции, 1981, № 5, с.9-12.

111. Определение экономичности работы турбины Т-50-130 с трехступенчатым подогревом сетевой воды /Г.А.Шапиро, М,А.Трубилов, Ю.В.Захаров и др. Тепло-энегетика, 1971, № 11, с.79-82.

112. Опыт модернизации турбины Т-110/120-130 с переводом на противодавление. /Бененсон Е.И., Барин-берг Г.Д. и др. Электрические станции, 1992, № 5 с.31-33.

113. Орлик В.Г., Резник Л.Б. О причинах и мерах предотвращения эрозии выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней турбин К-300-240. Энергетик, 1983, № 9 с.8-9.

114. Особенности работы последних ступеней ЦНД на малых нагрузках и холостом ходу /В.П.Лагун, Л.Л.Симою и др. Теплоэнергетика, 1971, № 2, с.21-24.

115. Особенности работы турбинной ступени с малым 1/d в режимах малых нагрузок /Я.И.Шнеэ, В.Н.Пономарев, М.Ф.Федоров и др. Теплоэнергетика, 1971, № 1, с.39-42 .

116. Охлаждающие устройства ЦНД теплофикационных турбин /А.И.Алексо, К.Я.Марков и др. Теплоэнергетика, 1989, № б, с.67-71.

117. Перевод турбины типа Т-100-130 в режим работы с противодавлением /В.А.Грачев, В.М.Беляков, Л.С.Екимов и др. Энергетик, 1976, № 8, с.36-37.

118. Пономарев В.Н. Исследование ступеней мощных паровых турбин в диапазоне режимов работы от номинальной нагрузки до холостого хода. Дис. д-ра техн.наук. -Хаоьков, 1977, 1977. 422 с.

119. Предельные условия возникновения эрозийного повреждения выходных кромок рабочих лопаток мощных паровых турбин / А.П.Огурцов, П.В.Храбров, В.А.Пахомов и др. Теплоэнергетика, 1983, № 3, с.24-27.

120. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы. М.: Энегрия, 1978. - 704 с.

121. Применение моторного режима на тепловых электрических станциях / А.А.Мадоян, Б.Л.Левченко, Э.К.Аракелян и др.- М.: Энергия, 1980.- 254 с.

122. Пути повышения экономической эффективности мощных теплофикационных турбин и теплоэлектроцентралей /И.К.Терентьев, Д.М.Будницкий, В.Н.Осипенко и др.- Теплоэнергетика, 1977, № 7, с.2-6.

123. Расчет режимов работы ЧНД теплофикационных турбин при малых объемных пропусках пара / Б.Е.Капелович, В.А.Сергеев, В.И.Затуловский и др. Изв.вузов. Энергетика, 1981, № 3. с.62-67.

124. Режимы работы турбин, переведенных на ухудшенный вакуум, с удаленной последней ступенью / Б.Э.Капелович, В.И.Затуловский и др.- В кн.: Энергетика. Тез.докл. итог.научн.-техн.конф. Иваново, 197 6, с.40-41.

125. Результаты натурных исследований переменных режимов работы ЧНД теплофикационных турбин /

126. Г.А.Шапиро, В.П.Лагун, Л.Л.Симою и др. Теплоэнергетика, 1976,.№ 10, с.31-34.

127. Реконструкция энергоблоков КЭС в теплофикационные при однотрубном транспорте теплоты. /Ю.А.Авербах, В.П.Бразовский, М.И.Гитман и др. —Теплоэнергетика, 1981, № 3, с.19-24.

128. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции.-М.: Энергия, 1976, -448с.

129. Рыжков В.К., Беженцев Ю.Н., Лиснянский Ф.А. Теплофикационная паровая турбина типа Т-180/210-130. -Энергомашиностроение, 1978, № 4 , с.7-10.

130. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. М.: Энерго-издат, 1982, - 494с.

131. Сафонов Л.П. Кузнецов В.Ф., Коваленко А.Н. Проектирование высокоманевренных паровых турбин большой мощности .- Теплоэнергетика, 1983, № 11, с.32-36.

132. Соколов Е.Я., Бунин B.C., Литвинов С.З. Методика расчета переменных режимов работы теплофикационных турбин с многоступенчатым подогревом сетевой воды.- Электр.станции, 1970, № 10, с.35-39.

133. Сравнение расчета осесимметричного течения в ЦНД паровой турбины с данными натурных исследований /Р.Н.Алексеева, М.С.Индурский, В.П.Лагун и др. Теплоэнергетика, 1984, № 4, с.32-36.

134. Ступенчатый подогрев сетевой воды у турбин типа Т и ПТ, переведенных на теплофикационное противодавление /Н.П. Волков, A.M. Леонков, Б.В.Яковлев и др.- В кн.: Теплоэнергетика, Минск,1972, вып.2, с.44-51.

135. Тепловое состояние турбины Т-100-130 в моторном режиме /В.А. Грачев, В.В. Куличихин, Б.Н. Людомир-ский и др. Электр, станции, 1976, № 9, с.19-22.

136. Урьев Е.В. Вибрационная надежность паровых турбин и методы ее повышения. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н. М.,1997.

137. Усачев И.П., Неуймин В.М. Общий метод расчета вентиляционных потерь мощности в ступенях турбомашин.- Энергомашиностроение, 1978, № 3, с.9-11.

138. Усачев И.П., Неуймин В.М., Тихомиров А.Н. Расчет и анализ установившихся режимов ЦНД паровых турбин. —Энергомашиностроение, 1976, № 10, с.11-13.

139. Усовершенствование системы охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240 в теплофикационных режимах /Кудрявый В.В., Тажиев Э . И. , Куличихин В . В . и др . -Электр.станции,1986, № 6, с.39-42.

140. Фаддеев И.П., Боровков В.М. Эрозия рабочих лопаток ЧНД паровых турбин на частичных режимах. -Изв.вузов. Энергетика, 1973, № 4, с.128-129.

141. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В., Эфрос Е.И. Определение эффективности встроеных пучков в конденсаторах турбин Т-100-130. Электр.станции, 1976, № 8, 23-27.

142. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В., Юрлова Н.В. Повышение экономичности ТЭЦ при открытом водозаборе. Электр.станции, 1974, № 12, с.22-24.

143. Шапиро Г.А., Эфрос Е.И. Комбинированный моторный режим. В кн.: Вопросы повышения маневренности ТЭС и АЭС. Тез.докл. и сообщ.Всесоюзн.научн.-техн.совещ. Горловка, 1982, с.72-73.

144. Шапиро Г.А., Эфрос Е.И. Комбинированный моторный режим работы турбин. В кн.: Участие теплофикационных турбин в переменных режимах энергосистем. Сб.научн.тр. /Всесоюзн.теплотехн. НИИ им. Ф.Э. Дзержинского, М., 1983, с.71-74.

145. Шапиро Г.А., Эфрос Е.И. Новые методы повышения эффективности теплофикационных турбоустановок. -Теплоэнергетика, 1989, № 6 с.8-12.

146. Шапиро Г.А., Эфрос Е.И., Шемпелев А. Г. Результаты модернизации и исследования регулирующих диафрагм теплофикационных турбин. Теплоэнергетика, 1990, № 11, с.56-60.

147. Шнеэ Я.И., Пономарев В.Н., Быстрицкий JI.H. Экспериментальное исследование частичных режимов работы турбинных ступеней. Энергомашиностроение, 1977, № 12, с.10-14.

148. Шубович С. И. Экспериментальное исследование потерь трения и вентиляции в турбинной ступени. Изв. Томск.политехи. ин-та, 1954, т. 75, с.310-330.

149. Щегляев A.B. Паровые турбины. М., Энергия, 1976, 368 с.

150. Экономичность модернизированного ЦНД серийных паровых турбин J1M3 /В.П.Лагун, Л.Л.Симою, Ю.В.Нахман и др. Теплоэнергетика, 1983, № 11, с.25-28.

151. Экономичность работы ТЭЦ с поперечными связями на скользящем давлении /Э.К.Аракелян, В.В.Кудрявый,

152. A.П.Иванов и др. Теплоэнергетика,1977, № 5, с.7-10.

153. Экспериментальное исследование потерь мощности на трение и вентиляцию в турбине УТМЗ типа Т-50-130 /Г.А.Шапиро, М.А.Трубилов, Ю.В.Захаров и др. Теплоэнергетика, 1972, № 1, с.бЗ-бб.

154. B.Б.Герасимова, П.Г.Грудинского, Л.А.Жукова и др. М.: Энергоиздат, 1981, 640 с.

155. Энергетические характеристики выхлопа модернизированного ЦНД турбин К-300-240 и К-800-240 /В.П.Лагун, Л.Л.Симою, Ю.В.Нахман и др. Теплоэнергетика, 1984, № 4, с.26-32.

156. Энергетические характеристики турбинной ступени при частичных нагрузках /И.М.Вольфсон, М.3.Кривошей, А.О.Лопатицкий и др . Теплоэнергетика, 1982, № 8, с.39-41.

157. Эрозия выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин /В.П.Лагун, Л.Л.Симою, Ю.В.Нахман и др. Теплоэнергетика, 1977, № 10, с.12-17.

158. Юдин И.П., Поспелов Ю.Ф. Перевод конденсатора теплофикационной турбины на подогрев сетевой воды по четырехходовой схеме. Энергетик, 1976, № 8, с.28-29.

159. Явельский М.Б., Шилин Ю.П. Эрозия выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин и мероприятия по ее устранению. Энергомашиностроение 1981, № 10, с.11-16.

160. Одзи Акио. Современные ТЭС. Хайкан гидзюцу, 1981, 23, № 10, с.62-69. -Яп.

161. Bergmann D. , Gloger М., Gartner G. High temperature control in high backpressure LP turbiness. -Proc.Amer.Power Cont., 1985, vol.17, p.219-229.

162. Buki G. Ellemyomäsu fütöblokkok szüksekonden-zacioval. Energia es atomtechika, 1976, evf, № 5, old 205-209.17 9. Cashman J. Measures of cogeneration plant performance. In : Proc Amer.Power Conf.Chicago, 1979, vol.41, p.768-771.

163. Cogeneration and central station generation. EPRI Techn.Rept.Sum.Energy Anal, and Environ. Div., 1981, N EA 2084, 7 pp.

164. Czinkoczky B. Fütesi kökiadas lehetosegei nagy teljesitmenyü kondenzäcios gözturbinäkbol. Energia es atomtechnika, 1980, 33, № 11, 512-519.

165. Deuster G. Situationsbericht über die Fernwärmeversorgung der Bundesrepublik Deutschland. Fernwärme International, 1979, 8, № 4, s.153-155.

166. Diamant R.M.E. District heating in Japan, Yugoslavia, USSR, and Sweden. Heating and Ventilating Review. 1979, 19, № 10, p. 40-41.

167. Diamant R.M.E. Seope for district heating in the UK. Heating and Ventilating Review, 1979, 19, № 8, p. 50-52.

168. Dominguez Francisco Jose Enrile. La turbina de contrapresion en el ahorro de energia. Anales

169. Grkovic V. Mogucnosti, nacini i tehnicka re-senja poboljsavanja manevarskin karakteristika ter-moelektrana koje se predvidaju za rad sa kliznim pri-tiskom Elektroprivreda, 1982, 35, n 1-2, 9-16.

170. Hallman D.W. Save energy by cogeneration. -Hydrocarbon Processing, May, 1978, p.151-154.

171. Heat and power plants given priority. Mod.Power Syst., 1981, 1, №9, p. 5.

172. Hebel G., Roeder A. Dampfturbinen der 80-er Jahre. VGB Kraftwerkstechn. , 1980, 60, № 11, 856861.

173. Kacer V. Vyzkum proudeni poslednimi stupni kondenzsacnich turbin velkych vykonu. Strojirenstvi, 1975, 25, № 8, s. 481-487.

174. Majewski R., Zelenski A. Erhöhung der elektrischen Leistung und Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von Heizkraftwerken durch zusätzliche Kühlung des Fernwärme-Rücklaufwassers. Energietechnik, 1976, № 5, s. 199-201.

175. Mitchell J.M. The present status and likely future prospects of the steam turbine. Frans. N.E. Coast Inst.Eng. and Shipbuild, 1980, 97, № 1, p.23-34.

176. Mühlhäuser H. Heizturbinen ein Beitrag zur besseren Ausnutzung der Primärenergie. - VJB Kraft-werkstechn., 1981, 61, n 5, s. 374-380.

177. Nicu VL. Puterea electrica neta in regim de termoficare in perioadele de regucere a livrarilor de caldura prin opa fierbinte. Energetica, 1982, 30, № 5, 225-226.

178. Pat. 2078864 (Great Britain) District heating by combined heat and paver. /Wilson H. Published 13.01.81.

179. Rildlinger R.A. Die Erweiterung der Fernwärmeversorgung der Innestadt Düsseldorfs von 115 M J/s auf MJ/s. Fernwärme International, 1979, 8, № 4, s.198-196.

180. Rühland P.C. Kraft-Wärme-Kopplung für die Industrie. Energie, 1980, 32. № 12, s. 35-36, 38.

181. Sawhuer H.S., Oliker J., Silaghy F.J. Turbine modifications for district heating. In :Proc.Amer.Power Conf., 1983, vol. 45, p. 918-923.

182. Stodola A. Steam and Gas Turbines. V.I.N.-Y., Peter Smith, 1945, 1565 p.

183. Suter P., Traupel W., Untersuchungen über den Ventilationsverlust von Turbinenrädern. Zürich, 1959, s . 39.