Оценка поврежденности роторов высокого давления паровых турбин от многоцикловой усталости для использования в системе диагностики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Прудников, Андрей Алексеевич

• Прудников, Андрей Алексеевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Прудников, Андрей Алексеевич

Содержание Стр.

Введение

1. Поврежденность металла высокотемпературных роторов в эксплуатационных условиях

1.1 Причины поврежденности паровых турбин

1.2 Поврежденность высокотемпературных роторов паровых

турбин

1.3 Условия работы металла высокотемпературных роторов паровых

9?

турбин

1.3.1 Переменные температурные напряжения. Усталость металла

высокотемпературных роторов паровых турбин

1.3.2 Ползучесть металла высокотемпературных роторов паровых турбин

1.3.3 Вибрационные нагрузки высокотемпературных роторов паровых турбин

1.4 Выводы и постановка задачи

2. Оценка накопления поврежденности от многоцикловой усталости в

64

металле ротора высокого давления

2.1 Схематизация процесса изменения напряжений в металле ротора

высокого давления и метод оценки усталостной поврежденности при

64

нерегулярном нагружении

2.2 Оценка величины статической составляющей цикла при многоцикловой усталости высокотемпературных роторов

2.3 Зависимость сопротивления усталости роторных сталей от температуры, масштабного фактора, концентрации напряжений и

асимметрии цикла

2.3.1 Влияние температуры на характеристики многоцикловой

81

усталости роторных сталей

2.3.2 Влияние концентрации напряжений, масштабного фактора,

асимметрии цикла и частоты нагружения на сопротивление усталости

2

2.4 Оценка параметров усталостной кривой, отвечающей долговечности до зарождения трещины, для материала РВД с учетом эксплуатационных факторов

2.5 Оценка поврежденности от многоцикловой усталости металла РВД с учетом эксплуатационных факторов

3. Оценка поврежденности материала РВД турбины К-800-23,5-5 в зависимости от условий эксплуатации и геометрии концентратора напряжений

3.1 Оценка влияния средних напряжений цикла на характеристики выносливости

3.2 Оценка влияния параметров снижения температуры пара и геометрии концентратора напряжений на предельную амплитуду а8

3.3 Пример оценки поврежденности от многоцикловой усталости РВД турбины К-800-23,5-5 в зоне задней галтели диафрагменного уплотнения

первой ступени

4. Оценка поврежденности материала РВД от многоцикловой усталости при

участии турбины в регулировании частоты и мощности

117

энергосистемы

Выводы

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка поврежденности роторов высокого давления паровых турбин от многоцикловой усталости для использования в системе диагностики»

ВВЕДЕНИЕ

Одним из наиболее важных элементов паровых турбин, определяющих их надёжность, являются роторы высокого давления (РВД). Они находятся в условиях воздействия комплекса нагрузок различного вида. В первую очередь, это центробежные нагрузки, температурные напряжения при пусковых и переходных режимах, изгибающие напряжения от прогибов и

вибрационные нагрузки.

Эксплуатационные режимы турбины, такие как пуски из различного состояния, сбросы нагрузки, остановы, т.е. переменные режимы работы вызывают в материале ротора температурные напряжения. Величины этих переменных напряжений отвечают достаточно широкому диапазону значений. При этом в материале ротора накапливается поврежденность не только от малоцикловой, но и от многоцикловой усталости. Многоцикловая усталость может проявляться и при кратковременных нерасчетных режимах работы турбины, сопровождающихся повышенной вибрацией ротора.

Известны случаи появления трещин в средней части РВД турбин К-800-240-5 на Сургутской ГРЭС-2 (аварии были трижды) и в РВД такой же турбины на Рязанской ГРЭС (дважды устраняли трещины). Причем анализ излома ротора на Сургутской ГРЭС-2, сделанный ВТИ, указывает на возможное сочетание высоких растягивающих температурных напряжений и переменных изгибных механических напряжений. Известны усталостные поломки РВД паровых турбин ТМЗ, основной причиной которых была повышенная концентрация напряжений в средней части РВД, то есть наличие повышенных локальных температурных и переменных механических изгибных (вибрационных) напряжений.

Наибольшую опасность представляют зоны, в которых возможно

сочетание многих факторов, влияющих на надежность или выработку

ресурса. Такими зонами могут быть области паровпуска в средней части

РВД. Здесь в области концентраторов напряжений может происходить

накопление повреждений и от ползучести, и от малоцикловой усталости, и от

4

многоцикловой усталости. Поэтому задача, связанная с разработкой методик оценки надежности роторов с учетом всех перечисленных факторов остается актуальной. Методы расчета поврежденности материала роторов от малоцикловой усталости и ползучести хорошо известны и используются для оценки надежности высокотемпературных роторов. К настоящему времени нет метода оценки поврежденности роторов высокого давления от многоцикловой усталости. Такой метод позволит оценить возможность появления поврежденности материала роторов высокого давления от многоцикловой усталости и выявить режимы работы турбины, при которых

это будет происходить.

Повреждённость высокотемпературных роторов паровых турбин от малоцикловой усталости исследована в работах Трухния А.Д., Коржа Д.Д., Резинских В.Ф., Авруцкого Г.Д. . Результаты оценки поврежденности высокотемпературных роторов паровых турбин от ползучести приведены в работах ЦКТИ. Оценке остаточного ресурса паровых турбин с учетом ползучести материала посвящены работы Гаврилова С.Н., Георгиевской Е.В.,

Левченко А.И., Федоровой Л.В.

Поврежденность от многоцикловой усталости возможна лишь при сочетании высоких растягивающих температурных напряжений и переменных изгибных (вибрационных напряжений). Растягивающие температурные напряжения в материале РВД возникают при снижении температуры пара у поверхности ротора при изменении режима работы турбины. Одновременно с этим возможно появление низкочастотной вибрации, возникновение поперечной силы, действующей всредней части РВД при частичной нагрузке турбины. Так, например, для РВД турбины К-800-240-5 наибольшая поперечная сила в регулирующей ступени возникает

при снижении мощности до 500-600 МВт.

В связи с этим очень важны работы, посвященные оценке величины амплитуд изгибных напряжений от поперечной силы, низкочастотной вибрации, прогиба ротора.

Следует отметить, что работы по исследованию вибраций турбоагрегатов проводятся многими организациями. В частности работы по снижению вибраций турбоагрегата К-800-240-5 проводились в 1995-1999 г.г. Костюком А.Г., Куменко А.И,, и Некрасовым A.J1.

Оценка величины переменных изгибных напряжений в средней части РВД турбины К-800-240-5 на Сургутской ГРЭС-2 проводилась Куменко А.И. в 1999-2000г.г. Вместе с тем задача выявления структуры переменных изгибных напряжений при сочетании прогиба ротора, низкочастотной вибрации или поперечной силы является достаточно сложной и к настоящему времени нет работ в этой области.

Для оценки поврежденности от многоцикловой усталости наряду с данными по изменению температурных напряжений во времени и переменных изгибных механических напряжений необходимо иметь усталостную кривую, построенную с учетом асимметрии нагружения, концентрации напряжений, температуры, масштабного фактора. Причем асимметрия нагружения при рассматриваемой многоцикловой усталости представляет собой интенсивность напряжений и учитывает температурные напряжения, напряжения от вращения ротора и осевые напряжения.

Многоцикловой усталости роторных сталей до настоящего времени не уделялось достаточного внимания. Есть отдельные результаты усталостных испытаний, проведенных в ВТИ на образцах вырезанных из различных зон ротора.

В работе Трухния А.Д., Коржа Д.Д., Лебедевой А.И. на основании

расчетных зависимостей и экспериментальных данных для различных

легированных сталей и сталей близких по химсоставу и механическим

свойствам стали Р2МА приведены параметры усталостных кривых для

роторной стали Р2МА для гладких лабораторных образцов при различных

температурах. Эти данные получены на основании анализа литературных

данных. Но этого не достаточно для построения усталостных кривых для

реальной зоны РВД. Поэтому необходима методика расчета усталостных

6

кривых, учитывающая комплекс факторов, определяющих сопротивление усталости РВД в опасной зоне.

Значительная часть крупных паровых турбин имеет время наработки близкое к ресурсу. Поэтому актуальной задачей является уточнение ресурса РВД за счет учета дополнительной поврежденности от многоцикловой усталости.

Кроме того, расчетные оценки выработки ресурса и остаточной долговечности роторов часто проводятся на основании режимов эксплуатации, рекомендуемых инструкциями. Такие оценки проводятся при проектировании и рекомендуются руководящими техническими материалами (РТМ), и, как правило, гарантируют высокую надежность с высокими коэффициентами запаса на весь срок эксплуатации машины. Однако, реальные режимы эксплуатации зачастую существенно отличаются от рекомендуемых и являются фактически индивидуальными не только для каждой станции, но и для каждого турбоагрегата. Это делает актуальным использовать на основе данных мониторинга работы турбины методику оценки поврежденности материала РВД с учетом всех повреждающих факторов, в том числе и дополнительной поврежденности от многоцикловой усталости. Такие оценки эксплуатационной надежности или выработки ресурса необходимо проводить для наиболее критических зон, в которых на основании эксплуатационной практики периодически выявляются видимые

повреждения в виде трещин.

В последнее время достаточно много внимания уделяется обеспечению эффективного участия тепловых энергоблоков в режимах нормированного первичного регулирования частоты (НПРЧ) и автоматического вторичного регулирования частоты и перетоков мощности (АВРЧМ). При работе тепловых энергоблоков в АВРЧМ происходят дополнительные отклонения температуры пара на поверхности ротора в зоне паровпуска, обусловленные изменением активной мощности в диапазоне ± 5 % от номинальной

мощности согласно заданию от центральной системы автоматического регулирования частоты и перетоков мощности.

Изменение мощности при работе в АВРЧМ может привести к переменным температурным напряжениям на поверхности ротора высокого давления в зоне паровпуска, которые не вызывают поврежденности от малоцикловой усталости, но могут привести к поврежденности материала ротора от многоцикловой усталости при асимметричном цикле нагружения.

В настоящей работе приведен метод оценки поврежденности от многоцикловой усталости материала РВД в зоне концентратора напряжений при нерегулярном нагружении. Данная поврежденность является дополнительной к поврежденности от малоцикловой усталости и ползучести. Оценка поврежденности от многоцикловой усталости проведена для РВД паровой турбины К-800-23,5-5 для различных условий работы, а также проведена оценка влияния многоцикловой усталости на поврежденность материала роторов на примере паровой турбины К-300-23,5 от переменных напряжений, возникающих при участии энергоблока в регулировании частоты и мощности энергосистемы.

1. ПОВРЕЖДЕННОСТЬ МЕТАЛЛА ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ РОТОРОВ В ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ УСЛОВИЯХ

1.1 Причины поврежденности паровых турбин.

При проведении ремонта оборудования на ТЭС по фактическому состоянию в соответствии с нормативными документы [1,2] выполняется комплекс мероприятий по оценке текущего состояния оборудования в условиях эксплуатации, а также выявлению развивающихся дефектов и причин их появления. В соответствии с [3] на электростанциях должны создаваться информационно-экспертные системы по основным и повторяющимся дефектам и отказам. Данная информация используется в системах мониторинга (диагностики) состояния оборудования. Кроме того, эти данные необходимы при проектировании новых паровых турбин, особенно с точки зрения обеспечения заданного ресурса.

Несомненно важным является создание банка данных по дефектам, являющихся причинами отказов и повреждений основных узлов турбин. Эти данные позволяют оценить время до ремонта или замены отдельных деталей турбины, оценить ресурс основных узлов турбины, выявить наиболее повреждаемые детали турбины и провести работы по повышению их

работоспособности.

Использование банка данных по отказам, повреждениям и дефектам позволяет провести анализ надежности оборудования [4, 5]. При этом учитывается степень серьезности последствий от появления того или иного дефекта. Именно обобщение и анализ отказов позволяет выявить наиболее повреждаемые узлы данного типа турбин и повысить их надежность.

Системы диагностики, используя банки данных по дефектам, особенно тем, которые могут привести к серьезным авариям, могут предотвратить

аварийную ситуацию.

Далее приведен анализ широкого спектра отказов паровых турбин. Как

будет показано ниже доля отказов из-за повреждения роторов паровых

9

турбин достаточно мала, но, учитывая серьезные последствия таких отказов необходимо повысить точность оценки накопления поврежденности в материале роторов, чтобы принять меры для предотвращения аварийных ситуаций.

В работах [6-9] приведены причины отказов более чем 800 турбин мощностью 100 - 800 МВт различных типов и различных заводов-изготовителей за 10-летний период эксплуатации.

Анализ, проведенный в указанных выше работах, выполнен согласно принятой в энергетике методике [10-12]. Отказы турбоустановок классифицируются в соответствии с их причинами по следующим группам узлов:

• проточная часть турбин;

• узлы системы парораспределения турбин;

• узлы системы регулирования турбин;

• подшипники турбин;

• элементы маслосистем;

• вспомогательное оборудование, трубопроводы и арматура.

Результаты обработки статистических данных, приведенные в работе [6], проводилась для выборок по каждому типу турбин, представленных в таблице 1.1. Необходимо отметить, что среди однотипных турбин, входящих в каждую анализируемую группу, имелись турбины разных модификаций с различной наработкой; кроме того, они несколько отличались друг от друга качеством изготовления, сборки, ремонта и условиями эксплуатации (износ оборудования, количество пусков, качество используемой воды и др.). В связи с этим результаты данного анализа дают лишь качественную оценку надежности групп и отдельных элементов оборудования. Хотя и эти данные позволяют в целом оценить наиболее повреждаемые узлы рассмотренных паровых турбин.

Для турбин каждого типа общее число отказов за период было принято

за 100 %, и затем на основе этих данных определена доля отказов, вызванных

ю

дефектами деталей узлов турбины в соответствии с принятой классификацией.

Выявлено, что доли отказов из-за дефектов элементов каждого узла практически для всех типов турбин, представленных в таблице 1.1, имеют близкие значения. При этом наибольшее число отказов приходится на элементы системы регулирования и подшипники турбин.

Причинами отказов турбин из-за элементов системы регулирования наиболее часто являются: повреждения регулятора скорости, повреждения золотников и сервомоторов высокого давления и промперегрева, повреждения трубопроводов системы регулирования. Отказы турбин из-за подшипников в равной мере происходят из-за опорных и из-за упорных (упорно- опорных) подшипников. При этом причиной отказов, как правило, являются: дефекты баббитовой заливки (подплавление, выкрашивание, натиры); подплавление, выплавление, механическое повреждение или износ

упорных колодок; дефекты сборки подшипников [7-9 ].

Таблица 1.1 Типы и количество анализируемых турбоустановок [6].

Туобоустановка Количество

турбинами типа турбоустановок

Т-180-130 ЛМЗ 17

К-200-1Э0ЛМЗ 163

К-3 00-240 ЛМЗ 89

К-500-240 ЛМЗ 6

К-800-240 ЛМЗ 19

К-100-90 ЛМЗ 95

К-150-130 ХТЗ 84

К-300-240 ХТЗ 76

К-500-240 ХТЗ 10

Т-250-240 ТМЗ 29

Т-175-130 ТМЗ 15

Т-100-130ТМЗ 190

Р-100-130ТМЗ 22

ПТ-135-130 ТМЗ 31

Следует отметить, что дефекты в подшипниках вносят изменение в вибрационное состояние ротора и могут вызвать повышенные вибрационные нагрузки. При ремонте подшипников также зачастую происходят конструктивные изменения, которые приводят к снижению демпфирующих свойств подшипников и вызывают повышение низкочастотной вибрации ротора на отдельных режимах работы турбины.

Для отдельных типов турбин возможны отклонения от общей картины. Например, для турбин Т-175/180-130 и ПТ-135/140-130 наиболее характерны дефекты проточной части — более 40 % общего числа отказов (трещины в дисках, трещины вала ротора, поломка лопаток, нарушения бандажных связей). Нарушение бандажных связей, демпферных проволок зачастую вызывает усталостное разрушение рабочих лопаток. При этом ротор турбины подвергаемся воздействию переменных нагрузок, которые могут внести в материал ротора поврежденность от могоцикловой усталости.

Для турбины Т-100-130 (Т-100/110-130) характерны дефекты элементов системы парораспределения — 20,6 % отказов (обрыв штоков клапанов, их изгиб; трещины в корпусах клапанов; повреждения сопловых коробок клапанов; дефекты кулачкового распределительного устройства).

На рисунке 1.1 представлены данные по распределению отказов турбин, усредненные по всем типам анализируемого оборудования.

В работе [6] приведен анализ поврежденности турбин по нескольким направлениям:

• дефекты, выявленные при выполнении одного капитального ремонта;

• дефекты, выявленные при выполнении нескольких капитальных ремонтов одной турбины;

• дефекты, выявленные при выполнении нескольких капитальных ремонтов группы однотипных турбин на одной ТЭС;

• дефекты, выявленные при выполнении капитальных ремонтов однотипных турбин на разных ТЭС.

Вспомогательное оборудование, трубопроводы Узлы системы парораспределения

Узлы системы регулирования Элементы маслосистемы Подшипники Проточная часть

■ тах

■ т'т

О 5 10 15 20 25 30 35

Рисунок 1.1 Распределение отказов по основным узлам турбин различных

типов

Для практических целей, как правило, все дефекты подразделяются на дефекты, обусловленные конструкцией турбины, связанные с качеством ремонта, вызванные условиями эксплуатации с отклонениями от рекомендованных. Это позволяет внести коррективы в конструкцию турбины, практику ремонта и эксплуатации для снижения вероятности появления целого ряда дефектов и предотвращения аварийных ситуаций.

Результаты анализа отказов, приведенные в работе [9], получены на примере турбин Т-100-130 (Т-110/120-130). На рисунке 1.2 в качестве примера представлены данные по дефектам, выявленным в процессе капитальных ремонтов турбин Т-110/120-130 на Ново-Свердловской ТЭЦ и Т-100-130 на Тюменской ТЭЦ-1.

Анализ данных по повреждениям турбин, приведенный в работе [6], указывает на то, что наибольшее количество дефектов обнаруживается и устраняется в процессе ремонта проточной части турбин, не приводя аварийным остановам турбины. Примерами таких дефектов являются: разрушение выходных кромок первого венца регулирующей ступени; обрыв

к

или смещение по радиусу демпферной проволоки на ступенях давления; увеличение радиальных зазоров в надбандажных уплотнениях по ступеням давления; увеличенные радиальные зазоры в концевых и диафрагменных уплотнениях ЦВД, ЦСД, ЦНД; аксиальные задевания на гребнях переднего концевого уплотнения РВД;

Вспомогательное... Узлы системы-Узлы системы...

Элементы... Подшипники Проточная часть

I тах § тт

О 20 40 60 80

А)

Вспомогательно... Узлы системы-Узлы системы-Элементы... Подшипники Проточная часть

0

1 тах I тт

10 15 20

Б)

Вспомогательно... Узлы системы... Узлы системы...

Элементы-Подшипники Проточная часть

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Прудников, Андрей Алексеевич

выводы

По результатам выполненной работы можно сделать следующие выводы:

1. На основе имеющихся данных о процессах, протекающих в металле средней части РВД при эксплуатации разработан метод расчета поврежденности от многоцикловой усталости.

2. Предложена методика оценки величины статической составляющей цикла при многоцикловой усталости высокотемпературных роторов, учитывающая комплекс геометрических и режимных факторов, в том числе, величину снижения температуры пара у поверхности ротора и скорость ее снижения при принудительном захолаживании и других аналогичных режимах.

3. Определены зависимости сопротивления усталости роторных сталей от температуры, масштабного фактора, концентрации напряжений и асимметрии цикла, отвечающие условиям эксплуатации РВД мощных паровых турбин.

4. Проведена оценка параметров усталостной кривой, отвечающей долговечности до зарождения трещины, для материала РВД с учетом эксплуатационных факторов.

5. На основе разработанных зависимостей проведена оценка поврежденности от многоцикловой усталости материала РВД турбины К-800-23,5-5 в зависимости от условий эксплуатации и геометрии концентратора напряжений.

Если интенсивность максимальных напряжений, учитывающая осевые и окружные температурные напряжения, а также осевые напряжения и напряжения от вращения ротора, превышает 290 МПа, что может иметь место при высоких скоростях снижения температуры пара у поверхности ротора. В этом случае, амплитуды переменных напряжений, превышающие предельное значение предела выносливости (см. табл. 3.1), должны

121 учитываться при оценке накопления поврежденности от многоцикловой усталости

При появлении амплитуды переменных напряжений от НЧВ ааэ=38 МПа поврежденность от многоцикловой усталости за период повышения температурных напряжений при снижении температуры пара на 100°С при скоростях снижения температуры пара 2-3 °С/мин следут учитывать поврежденность от многоцикловой усталости и ограничить число таких режимов. Следует учитывать, что данная поврежденность является дополнительной к поврежденности от ползучести и малоцикловой усталости.

Если скорость снижения температуры пара равна или меньше допустимой при такой же амплитуде переменных напряжений 38 МПа, многоцикловая усталость даже при таких больших амплитудах переменных напряжений не приведет к зарождению усталостной трещины.

6. Для РВД турбины К-300-23,5 проведена оценка поврежденности от многоцикловой усталости при участии турбины в регулировании частоты и мощности энергосистемы.

Для реальных условий эксплуатации ротора было получено, что изменение температуры пара на поверхности ротора на величину равную или меньшую 20 °С в режиме АВРЧМ практически не вносит поврежденность от многоцикловой усталости в металл РВД.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Прудников, Андрей Алексеевич, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРАЫ

1. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. Министерство энергетики РФ. // М.: ЗАО «Энергосервис»,2001

2. СО 34.04.181-2003. Правила организации, технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей. Разработано ЦКБ «Энергоремонт» // С-Пб., 2004.

3. О совершенствовании эксплуатации турбинного оборудования / Приказ №307 от 23.08.1999 РАО «ЕЭС России».

4. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. // М.: Изд-во стандартов, 1990.

5. ГОСТ 15467-79 (СТ СЭВ 3519-81). Управление качеством продукции. Основные понятия термины и определения. // М.: Изд-во стандартов, 1979.

6. Мурманский Б.Е., Бродов Ю.М., Васенин С.Л. Анализ характерных дефектов паровых турбин, появившихся в условиях эксплуатации. // Тяжелое машиностроение №6, 2010.

7. Штромберг Ю.Ю., Терентьев И.А. Оценка работы энергоблоков ТЭС в период 1993-1997 годов. // Электрические станции №5, 1998.

8. Терентьев И.А. Оценка надежности турбин энергоблоков мощностью 300, 800 и 1200 МВт. //Электрические станции №6, 1998.

9. Бродов Ю.М., Мурманский Б.Е., Мительман М.М. и др. Показатели надежности основного и вспомогательного оборудования турбоустановок ТЭС «Свердловэнерго». // Электрические станции №5, 1997.

Ю.РД 34.20.801-2000. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. - Утв. Минэнерго РФ и ОАО «ЕЭС России» 29.12.2000. // М.: Деан, 2002.

11.Указания по заполнению кодированной части акта расследования

нарушения теплоэнергетического оборудования. // М.: ОРГРЭС, 1991.

123

12.Родин В.Н., Шарапов А.Г., Мурманский Б.Е. и др. Ремонт паровых турбин. Учебное пособие для ВУЗов. // Ектеринбург, ГОУ УГТУ-УПИ, 2002.

И.Прудников A.A., Лебедева А.И. Анализ поврежденности роторов высокого давления паровых турбин. Тезисы 15-й международной научно -технической конференции студентов и аспирантов «Радиотехника, электротехника и энергетика», МЭИ, Москва, февраль 2009 г.

14.Резинских В.Ф., Гладштейн В.И., Авруцкий Г.Д. Увеличение ресурса длительно работающих паровых турбин // М. Издательский дом МЭИ,

- 2007.

15.Отчет экспертной комиссии по аварии на Сургутской ГРЭС-2 // М., ВТИ, - 1993.

16.Современная теплоэнергетика, www.enenrgocon.com, раздел 12.2.

17.Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продления срока их эксплуатации. // М, ВТИ, - 1996.

18.Черноусенко О.Ю., Антонович А.П., Усталостные повреждения роторов ЦВД и ЦСД паровых турбин К-200-130-3 на ТЭС Украины. // Вестник национального технического университета «ХПИ», №2, Харьков, 2007.

19.Анализ режима работы, надежности и расчет термонапряженного состояния основных деталей турбин К-800-240 Сургутской ГРЭС-2, отработавших парковый ресурс. Гринь А.Г., Гладштей В.И., Авруцкий Г.Д. Аннотационный отчет ВТИ, 2000, 34 с.

20.Экспериментальный анализ пульсаций давления в пароподводящих органах турбоагрегата / Костюк А.Г., Куменко А.И., Некрасов А.Л. и др.

- Теплоэнергетика 2000, №6.

21. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин. 3 издание, переработанное и дополненное. // М., Издательский дом МЭИ, -2007.

22.Ограничение изменений нагрузки турбины при участии энергоблока в регулировании частоты и мощности энергосистемы / Лейзерович А.Ш., Плоткин Е.Р., Созаев A.C., Гончаренко З.Ф. // Теплоэнергетика, 1982, № 6, с. 25-28.

23.Лейзерович А.Ш., Трухний А.Д., Кочетов A.A. Влияние качества управления переходными режимами энергоблока на малоцикловую поврежденность металла ротора турбины// Теплоэнергетика, 1983, № 6, с. 13-18.

24.Надёжность теплотехнического оборудования ТЭС и АЭС. / Г.П. Гладышев, А.Д. Трухний, Р.З. Аминов и др. М.: Высшая школа, 1991. -303 с.

25.РТМ 108.020.16-83. Расчет температурных полей роторов и корпусов ПТ. // М.:Минэнергомаш, 1983.

26. Детали паровых стационарных турбин. Расчет на малоцикловую усталость. РТМ 108.021.103-85,Минэнергомаш, М., 1986.50 с.

27.Типовая инструкция по пуску из различных тепловых состояний и останову моноблока мощностью 200 МВт с котлом ТП-100. // М.: СПО ОРГРЭС, 1977.

28.Лейзерович А.Ш. Комплексный диагностический контроль температурного и термонапряженного состояния турбины в составе функций АСТД блока 300 МВт. // М.: Электрические станции №10, 1992.

29.Повышение эффективности использования турбоустановок. / Под редакцией д.т.н. A.A. Мадояна. // Киев, Техника, 1984.

30.Методы индивидуальной оценки ресурса и межремонтный период энергетического оборудования / К.С. Фролов, В.К. Рыжков, H.A. Махутов, A.A. Чижик //Тр. ЦКТИ. 1988. Вып. 246. С. 4.

31.Резинских В.Ф., Гринь Е.А., Злепко В.Ф. / Концепция продления ресурса металла оборудования ТЭС // Промышленная энергетика. 2002.№ 4. С. 25—29.

32.OCT 108.020.100-82. Турбины паровые стационарные. Расчет на статическую прочность дисков и роторов. JL: НПО ЦКТИ, 1982.

33.Повышение технического уровня паровых турбин при внедрении систем принудительного парового охлаждения роторов /ВС. Шаргородский, JI.A. Хоменок, С.Ш. Розенберг и др. // Электрические станции. 1999. № 1. С. 30—36.

34.Повышение надежности и продление срока службы роторов ВД и СД турбин К-210-130 JIM3 на ТЭЦ Болгарии / J1.A. Хоменок, B.C. Шаргородский, С.Ш. Розенберг и др. // Электрические станции. 2001. №9. С. 63—66.

35.Трухний А.Д., Мартынов Ю.Д., Гинзбург Э.С., Резинских В.Ф. Малоцикловая прочность роторной стали Р2М в исходном состоянии. -Теплоэнергетика №3, 1987.

36.Сичиков М.Ф. Металлы в турбостроении, 2-е издание. // М.: Машиностроение, 1974.

37.Трухний А.Д., Мичулин В.Н., Мартынов Ю.Д. Исследование малоцикловой усталости и кратковременной ползучести роторной стали ЭИ-415.- Теплоэнергетика №10,1975.

38.Экспериментальная установка для исследования термической усталости материалов. / Трухний А.Д., Соколов B.C., Хватан A.M., Мартынов Ю.Д. / Труды МЭИ, 1975, выпуск 273.

39.Ивановский A.A. Похорилер B.JL, Голошумова В.Н. Расчет термонапряженного состояния роторов ВД и СД турбины Т-250/300-240 в зоне лабиринтовых уплотнений. - Электрические станции №1, 2008.

40.Термонапряженное состояние роторов турбины К-800-240-3 / Авруцкий Г.Д., Краковский Д.Х., Нахимов В.И. и др. - Теплоэнергетика №4, 1982

41.Межлумов М.М., Переверзев Д.А., Палей В.А. Исследование маневренных характеристик мощных паротурбинных агрегатов на моделях их теплового состояния. - Теплоэнергетика №2, 1981.

42.Исследование режимов пуска головного образца турбины К-500-240-1 / Похорилер В.Л., Палей В.А., Иоффе В.Ю. и др. - Теплоэнергетика №9, 2003.

43.Левит И.Г., Фурман P.M., Авруцкий Г.Д. Исследование теплового состояния ротора СД турбины К-200-130 ПОТ ЛМЗ в пусковых режимах. - Теплоэнергетика №2, 1984.

44.Радин Ю.А., Конторович Т.С. Давыдов A.B. Реконструкция переднего концевого уплотнения ЦСД турбины К-3 00-240 на Конаковской ГРЭС с использованием математического моделирования. - Электрические станции №4, 2004.

45.Лейзерович А.Ш. Управление пуском турбины типа К-800-240 по термонапряженному состоянию роторов. Теплоэнергетика №8, 1975.

46.Кочетов A.A. Оптимизация переходных режимов ПТ на основе имитационного моделирования. Теплоэнергетика №6, 2005.

47.A.D. Truhnij. Service damage accumulation of steam turbine rotors. The application of fracture mechanics to life estimation of power plant components, 5th International Fracture Mechanics Summer School, Belgrade, 1989.

48.Плоткин E.P. Расчет температурных напряжений в системе тепловых канавок на поверхности роторов паровых турбин. Теплоэнергетика №6, 1983.

49.Зингер М.Н., Плоткин Е.Р. концентрация температурных напряжений на поверхности роторов в зоне диафрагменных уплотнений. Теплоэнергетика №3, 1987.

50.Балина B.C., Консон Е.Д., Тихомиров С.А. О ресурсе высокотемпературных роторов паровых турбин. Теплоэнергетика №7, 1988.

51.Куменко А.И. Влияние поперечных сил в парциальной ступени на надежность и параметры сборки цилиндров высокого давления мощной турбомашины. // Сборка в машиностроении №6, 2001.

127

52. Концепция определения ресурса роторов с учетом вибрационного нагружения. /Корж Д. Д., Кочетов А. А., Куменко А. И. //Отчетная конференция-выставка по подпрограмме "Топливо и энергетика" научно-технической программы "Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники", Москва, 1920 дек., 2001.-М.:Изд-во МЭИ,2001.-е. 44.

53. Николаев В.П., Корж Д.Д., Куменко А.И. Разработка статистических методов обеспечения надежности энергетических установок в эксплуатационных условиях. Отчет МЭИ по теме №1055 ООО. Москва, 2000г.

54.Некрасов A.J1. Повышение эксплуатационной надежности мощного турбоагрегата за счет снижения вибрации вблизи номинального значения мощности. // М.: Электрические станции №12, 2007.

55.Shatoff J. Using vibration analysis to determine the dynamic health of turbine/generators. / Power No.5, 1976.

56.Caruso W.J. Rotor dynamics technology. MSOA3-8, Breakthroughs of General Electric, Fitchburg, Massachusetts, 1991.

57.Шкляров М.И. Разработка и внедрение методов повышения динамической надежности и снижения вибрации турбоагрегатов на стадиях проектирования, доводки и эксплуатации. // С-Пб, СПбГПУ, 2007.

5 8. Куменко А.И. Совершенствование расчетно-экспериментальных методов исследования динамических характеристик турбоагрегатов и их элементов. // М.: МЭИ, 1999.

59.Куменко А.И. Применение математического моделирования в задачах динамики системы «турбоагрегат-фундамент-основание». // Вестник МЭИ № 1, 1994.

60.Экспериментальный анализ пульсаций давления в пароподводящих органах турбоагрегата / Костюк А.Г., Куменко А.И., Некрасов A.JI. и др. - Теплоэнергетика 2000, №6.

61.Резинских В.Ф., Гринь Е.А., Букин Ю.А. Эксплуатационная надежность и перспективы продления сроков службы тепломеханического оборудования Сургутской ГРЭС-2// Электрические станции. 2005.№ 3. С. 11—15.

62.Трощенко В.Т., Сосновский JI.A., Сопротивление усталости металлов и сплавов. Справочник, Ч. 1, Киев: Наукова думка, 1987, 508 с.

63. Когаев В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени/М.: Машиностроение, 1993. 364с.

64. Трухний А.Д., Корж Д.Д., Лебедева А.И. Обобщение характеристики усталости роторной стали Р2МА для использования в системах технической диагностики выработки ресурса. Теплоэнергетика №6, 2003, с. 16-21

65. ГОСТ 25.504-82. Расчёты и испытания на прочность. Методы расчёта характеристик сопротивления усталости. М.: Издательство стандартов, 1982.

66. Термопрочность деталей машин. Под редакцией Биргера И.А. и Шорра Ю.Ф. М.: Машиностроение, 1975, 455 с.

67. Трухний А.Д. Расчет деталей паровых турбин на термическую усталость//Теплоэнергетика. 1984.№2.С.74-76

68. Прочность элементов теплосилового оборудования с учётом действия термических напряжений. М.:Информэнерго, 1972, 72 с.

69. Свойства сталей и сплавов, применяемых в котлотурбостроении. Справочник. 4.1.Ленинград: ЦКТИ, 1966, 218 с.

70. Исследование металла роторов из стали Р2МА после длительных сроков эксплуатации (отчет ВТИ), Г.р. № 80030490. Арх. № 11872. Гинсбург Э.с., 1981, 118с.

71. Анализ и обобщение служебных характеристик роторной стали 25Х1М1ФА (Р2МА) в исходном состоянии. Работа № 510-1917. ПО ЛМЗ. 1986, 102с.

72. Гинсбург Э.С., Резинских В.Ф, Беляков A.A., Кауфман И.Х.Влияние длительной эксплуатации на сопротивление металла ротора паровой турбины многоцикловому нагружению // Теплоэнергетика. 1983. №11,с. 34-38

73. Иванова B.C., Терентьев В.Ф., Пойда В.Г. К вопросу о критической повреждаемости на линии Френча при циклическом нагружении. Известия Академии наук СССР. Металлы. 1973,с. 128-135.

74. Иванова B.C., Марьяновская Т.С., Терентьев В.Ф. Ускоренный метод построения линии Френча с применением энергетических критериев усталости. Заводская лаборатория. Т.32. №2. 1966., с. 225-230

75. Терентьев В.Ф. Усталость металлических материалов. М., Наука. 2003. 254с.

76. Лебедева А.И. Определение ресурса рабочих лопаток паровых турбин в условиях нерегулярного нагружения. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. М., МЭИ, 1983,124с.

77. Прудников A.A. Долговечность цельнокованных роторов и корпусов турбин при термической усталости. Магистерская диссертация. М., МЭИ, 2008, 40с.

78. Прудников A.A., Лебедева А.И. Оценка поврежденности от многоцикловой усталости роторов высокого давления паровых турбин.// Тяжелое машиностроение,, 2011 ,№1, с. 22-27.

79. Прудников A.A., Лебедева А.И. Оценка влияния поврежденности от многоцикловой усталости на ресурс высокотемпературных роторов паровых турбин Тезисы 16-й международной научно -технической конференции студентов и аспирантов «Радиотехника, электротехника и энергетика», МЭИ, Москва, февраль 2010 г.

80. Лебедева А.И., Зорченко Н.В., Прудников А.А.О влиянии на состояние

металла турбины К-300-23,5 многоцикловой усталости при участии

энергоблока в регулировании частоты и мощности энергосистемы//

Электрические станции, 2011, №4, С. 7-10

130

81. Прудников А.А., Лебедева А.И. Оценка поврежденности роторов турбины К-300-23,5 от многоцикловой усталости при участии энергоблока в регулировании частоты и мощности энергосистемы. Тезисы 17-й международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиотехника, электротехника и энергетика», МЭИ, Москва, февраль 2011 г.