Повышение надежности и экономичности эксплуатации теплофикационных турбин типа Т-175-130 (Т-185-130) применительно к условиям Омской ТЭЦ-5 тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Моденов, Сергей Николаевич

• Моденов, Сергей Николаевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Моденов, Сергей Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Особенности теплофикационных турбин.

1.2. Методы сбора и анализа информации по надежности работы теплофикационных турбин.

1.3. Анализ мероприятий по повышению надежности и экономичности проточной части теплофикационных турбин в условиях эксплуатации.

1.4. Анализ мероприятий по нормализации работы системы тепловых расширений турбин.

1.5. Вопросы совершенствования системы ремонтного обслуживания турбин с учетом их фактического состояния.

1.6. Постановка задач исследования.

2. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ТУРБИН Т-175/210-130 (Т-185/220-130).

2.1. Показатели надежности.

2.2. Анализ режимов эксплуатации турбин в условиях Омской ТЭЦ-5.

2.3. Анализ отказов турбин.

2.4. Анализ дефектов, выявленных в процессе ремонта турбин.

2.5. Выводы.

3. РАЗРАБОТКА И РЕАЛИЗАЦИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ

ТУРБИН.

3.1. Анализ причин повреждаемости проточной части турбин

Т-175/210-13 О (Т-185/220-130).

3.2. Повышение надежности работы проточной части среднего давления.

3.3. Повышение надежности и эффективности работы проточной части низкого давления.

3.4. Выводы.

4. НОРМАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ ТУРБИН.

4.1. Исследование работы системы тепловых расширений турбин Т-175/210-130 (Т-185/220-130) в условиях Омской ТЭЦ-5.

4.2. Комплексное исследование эффективности мероприятий по снижению сил трения на поверхностях скольжения корпусов подшипников турбин.

4.3. Исследование эффективности реконструкции узла «поперечная шпонка-паз» с переходом на конструкцию поворотной шпонки.

4.4. Исследование эффективности установки опорных пластин, из биметалла, на поверхности скольжения корпусов подшипников.

4.5. Выводы.

5. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РЕМОНТОВ ТУРБИН С УЧЕТОМ ИХ ФАКТИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ.

5.1. Обоснование необходимости и возможности выполнения ремонтов турбин Т-175/210-130 Омской ТЭЦ-5 на основе их фактического состояния.

5.2. Промышленная апробация и реализация системы вибромониторинга турбин.

5.3. Промышленная апробация и реализация системы оптико-визуального мониторинга проточной части турбины без ее вскрытия.

5.4. Промышленная апробация и реализация мониторинга коррозионного состояния проточной части турбины.

5.5. Вопросы оптимизации периодичности и объемов ремонта турбин.

5.6. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение надежности и экономичности эксплуатации теплофикационных турбин типа Т-175-130 (Т-185-130) применительно к условиям Омской ТЭЦ-5»

В "Энергетической стратегии России на период до 2030 года" (ЭС-2030), одобренной Правительством РФ, сформирован не только количественный долгосрочный прогноз развития электроэнергетики, но и, главное, энергетическая политика, ее приоритеты и государственные механизмы реализации ЭС-2030, в том числе направления и индикаторы технического и экономического совершенствования энергетики и энергомашиностроения [1-5].

Одним из приоритетных направлений ЭС-2030 является обеспечение надежности работы систем электроснабжения и теплоснабжения России в нормальных и чрезвычайных ситуациях.

Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии на ТЭЦ наряду с экономией топлива (до 35% в сравнении с раздельной выработкой) обеспечивает существенные социальные и экологические преимущества такого способа производства энергии. Это тем более важно в настоящее время, когда объемы выработки электроэнергии на ТЭЦ и КЭС стали практически соизмеримы.

Установленные на ТЭЦ теплофикационные паровые турбины имеют ряд особенностей в тепловых схемах, конструкции и условиях эксплуатации [6-13].

Технический уровень паротурбинных установок характеризуется достаточно большим количеством технических, экономических, экологических, эргонометрических и др. показателей. Однако, по мнению большинства специалистов определяющими являются показатели надежности работы оборудования [14-17].

Возможности повышения единичной мощности ТЭЦ и, следовательно, теплофикационных турбин ограничены по сравнению с конденсационными турбинами, т.к. передача тепловой энергии требует больших затрат по сравнению с передачей электрической энергии. Единичная мощность ТЭЦ определяется концентрацией теплопотребления и оптимальными для данной концентрации размерами района, присоединяемого к ТЭЦ, а также имеющимися в конкретном районе ограничениями по защите окружающей среды, выбору площадки и т.п. [7].

Переход на рыночные отношения, существенное удорожание топлива и энергетического оборудования вызвали повышенный интерес заказчиков к теплофикационным турбинам большой мощности. Турбины Т-175/210-13 0/15 и Т-185/220-130/15 ЗАО«УТЗ» (турбины типа Т-175-130) в ряду таких турбин имеют отдельные отличительные технические решения, использованные при их работке, в том числе [8,9,10]:

- основные параметры турбоагрегатов выбраны с учетом использования серийно выпускаемого оборудования: котлов, ПВД и генераторов;

- сохранены решения по использованию отопительной нагрузки, что привело к существенному изменению ряда конструктивных решений по турбине;

- для повышения экономичности ТЭЦ предусмотрено расширение эксплуатационных возможностей турбин.

К настоящему времени в эксплуатации находится 18 турбин типа Т-175 -130, из них 16 в РФ, в т.ч. 3 на Омской ТЭЦ-5. Обобщение опыта их работы, особенно с учетом конкретных условий эксплуатации, представляет несомненный интерес, как для эксплуатационного персонала ТЭЦ, так и для разработчиков турбин. Только такая обобщенная информация позволит осознанно решать проблемы совершенствования этих (и других типо-размеров) турбин на всех этапах их жизненного цикла.

Исследованию ряда этих вопросов, апробации и реализации новых технических решений на этих турбинах и посвящена настоящая диссертационная работа.

Актуальность темы диссертационной работы определяется тем, что в условиях современного рынка электроэнергии предъявляются повышенные требования к надежности и экономичности генерирующего оборудования ТЭС. К мощным теплофикационным турбинам предъявляются дополнительные требования, обусловленные необходимостью длительной работы в течении отопительного периода без остановов.

Как показывает опыт эксплуатации, у каждого типоразмера турбин в ряде узлов имеются конструктивные недостатки, устранение которых могло бы значительно повысить их надежность. Кроме того, за время, прошедшее с момента ввода в эксплуатацию турбин, появились новые разработки, применение которых также могло бы значительно повысить надежность и экономичность уже эксплуатируемых агрегатов.

Для решения задачи повышения надежности и экономичности эксплуатируемых мощных теплофикационных турбин необходимо проведение комплекса натурных исследований в условиях эксплуатации по возможности применения и эффективности реализации ряда разработанных мероприятий для каждого типоразмера турбин.

Турбины Т-175/210-130/15 и Т-185/220-130/15 ЗАО «УТЗ» (турбины типа Т-175-130) в ряду мощных теплофикационных турбин занимают одно из ведущих мест. К настоящему времени в эксплуатации находится 18 турбин типа Т-175-130, из них 16 в РФ, в т.ч. 3 на Омской ТЭЦ-5. Особенности работы энергосистемы Омской области обуславливают необходимость большого числа часов использования турбин Т-175-130 на Омской ТЭЦ-5 и их эксплуатацию в течении года с различной нагрузкой (от 50 до 170 МВт). За время эксплуатации турбин на Омской ТЭЦ-5 с 1982 по 2010г. выполнен комплекс исследовательских работ по повышению их надежности и эффективности. Обобщение этих исследований и опыта эксплуатации турбин, особенно с учетом конкретных условий эксплуатации, представляет несомненный интерес, как для эксплуатационного персонала ТЭЦ, так и для разработчиков турбин. Такая обобщенная информация позволит осознанно решать проблемы дальнейшего совершенствования этих (и других типоразмеров) турбин на всех этапах их жизненного цикла.

Целью работы является повышение надежности и экономичности теплофикационных паровых турбин на основе разработки, исследования и опытно-промышленной апробации комплекса эксплуатационных, ремонтных и реконструктивных мероприятий.

Научная новизна состоит в следующем:

- собраны и обобщены данные по надежности работы 16 турбин типа Т-175-130, эксплуатируемых на 11 ТЭЦ; выполнено комплексное исследование показателей надежности этих турбин, дефектов, вызвавших отказы турбин, и повреждений, выявленных в процессе их ремонтов; на основе результатов исследования определены узлы турбин, имеющие наименьшую надежность; собрана и обобщена информация для базы данных по дефектам, вызывающим отказы, а также по повреждениям, выявленным в процессе ремонта турбин;

- на основе статистического анализа показателей надежности с применением непараметрического критерия Уилкинсона обоснована возможность распространения данных, полученных при исследовании надежности турбин, работающих на Омской ТЭЦ-5, на однотипные турбины с учетом конкретных условий эксплуатации;

- подтверждена возможность и оценена эффективность работы турбины Т-175-130 с полностью закрытыми уплотненными регулирующими диафрагмами ЦНД и новой кольцевой системой охлаждения выхлопного патрубка, которая обеспечивает поддержание нормального теплового состояния выхлопного патрубка турбины (максимальная температура выхлопного патрубка не превышает 60°С) и предотвращает эрозионное повреждение выходных кромок лопаток;

- исследованы мероприятия по повышению надежности и эффективности проточной части турбин Т-175-130; подтверждено, что реконструкция ЦНД турбин Т-175-130 путем перехода с трехступенчатой проточной части на двухступенчатую с высотой лопатки последней ступени каждого потока 660 мм в условиях эксплуатации на Омской ТЭЦ-5 обеспечивает круглогодичный положительный эффект (увеличение мощности, в зависимости от режимов работы турбины и времени года, составляет от 0,7 до 1,5 МВт);

- показано, что установка пластин из биметалла стальбронзографит обеспечила снижение сил трения на поверхностях скольжения корпусов подшипников и долговременный (более 5 лет4) эффект улучшения процесса тепловых расширений турбины.

Практическая значимость работы заключается в том, что полученные результаты уже используются при эксплуатации и ремонте турбин Т-175-130 в условиях Омской ТЭЦ-5, а также используются ЗАО «УТЗ» и ОАО «Теплоэнергосервис» при реконструкции других турбин этого типоразмера.

Результаты исследования системы тепловых расширений турбин и эффективности реализации мероприятий по их нормализации могут быть использованы на других паровых турбинах.

Исследование комплекса мероприятий по модернизации ЦНД позволяет распространить имеющийся опыт на все турбины Т-175-130 и при этом на основе данных, полученных при анализе режимов работы модернизированного ЦНД, определять целесообразность такой модернизации с учетом режимов работы турбин в условиях конкретных ТЭС.

Комплекс экспериментальных исследований методики ультразвукового контроля обода диска в районе верхних концентраторов Т-образного паза без разлопачивания диска позволил отработать наиболее эффективные технологические приемы, которые включены в РД 34.17.450-98 «Методические указания по ультразвуковому контролю без разлопачивания обода диска в районе верхних концентраторов Т-образного паза».

Достоверность и обоснованность результатов, выводов и практических рекомендаций обеспечиваются: обобщением большого объема статистических данных; использованием опыта отраслевых институтов; высокой точностью применяемых при исследованиях систем измерения и хорошей воспроизводимостью экспериментальных результатов; хорошим согласованием полученных данных с тестовыми данными других авторов; соответствием полученных результатов современным физическим представлениям.

На защиту выносятся:

1. Результаты комплексного исследования показателей надежности турбин Т-175-130.

2. Результаты исследований эффективности применения мероприятий по нормализации тепловых расширений турбин Т-175-130.

3. Результаты реализации комплекса мероприятий по модернизации ЦНД и результаты исследований по оценке целесообразности такой модернизации с учетом режимов работы турбины в условиях конкретной ТЭС.

Личный вклад автора состоит: в сборе, анализе и обобщении статистических материалов по надежности турбин Т-175-130; постановке задач исследования и непосредственном участии в проведении работ по нормализации тепловых расширений турбин и анализе их результатов; участии в экспериментальном исследовании и анализе результатов работ по реконструкции проточной части; участии в реализации мероприятий по мониторингу состояния турбин и обобщению опыта их эксплуатации; обобщении результатов исследования и формулировке рекомендаций для инженерной практики по совершенствованию турбин Т-175/210-130 (Т-185/220-130) ЗАО «УТЗ».

Апробация работы. Основные материалы диссертационной работы обсуждены и доложены на: второй Всероссийской научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта» (Екатеринбург, 1999); III,IV,V,VI международных научно-практических конференциях «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта» (Екатеринбург, 2002,2004,2007,2009).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 9 печатных работах, в том числе в трех публикациях в изданиях из перечня, рекомендованного ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, заключения, библиографического списка из 156 наименований. Весь материал изложен на 177 страницах, содержит 42 рисунка, 19 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Моденов, Сергей Николаевич

4. Результаты исследования, опытно-промышленной апробации и реализации указанных методик мониторинга состояния турбины позволили усовершенствовать ранее действующую на Омской ТЭЦ-5 систему организации ремонтов. Определены оптимальная периодичность и объемы ремонтных работ для ряда узлов турбины, в том числе: проточная часть, подшипники, системы парораспределения и регулирования.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен анализ показателей надежности 16 турбин Т-175/210-130 (Т-185/220-130) производства ЗАО «УТЗ», в том числе 3-х турбин, работающих на Омской ТЭЦ-5, и определены узлы турбин, имеющие наиболее низкую надежность: элементы проточной части и система тепловых расширений.

2. На основе применения непараметрического критерия Уилкинсона выполнен сравнительный статистический анализ показателей надежности работы турбин и обоснована возможность распространения этих данных на однотипные турбины, с учетом конкретных условий эксплуатации.

3. На основе анализа и обобщения перечня дефектов, выявленных в процессе ремонтов и обследований турбин сформирована база данных по ремонтным операциям наиболее часто выполняемым в условиях эксплуатации.

4. Опыт длительной (более 10 лет) эксплуатации турбин подтвердил высокие эффективность и надежность разработанных и реализованных мероприятий по совершенствованию проточной части среднего и низкого давления турбин.

5. На основе выполненого комплекса экспериментальных исследований отработана методика ультразвукового контроля обода диска в районе верхних концентраторов Т-образного паза без разлопачивания диска, что позволило выявить трещины в диске 18 ступени и предотвратить его разрушение.

6. Установлены основные причины нарушений процесса перемещений корпусов подшипников турбин Т-175/210-130; сформирован перечень мероприятий, которые позволили практически полностью нормализовать величину тепловых расширений корпусов цилиндров.

7. На основе проведенного исследования показано, что установка поворотных поперечных шпонок взамен штатных обеспечила равномерное расширение лап цилиндров в поперечном направлении на длительный период; установка пластин из биметалла стальбронзографит обеспечила снижение сил трения на поверхностях скольжения корпусов подшипников и долговременный (более 5 лет) эффект улучшения процесса тепловых расширений турбины.

8. На основе обобщения комплекса исследований, промышленной апробации и реализации мероприятий по повышению надежности, экономичности эксплуатации и оценки фактического технического состояния обоснована возможность совершенствования системы организации ремонтов теплофикационных турбин Т-175-130 в условиях Омской ТЭЦ-5.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Моденов, Сергей Николаевич, 2011 год

1. Ольховский Г.Г. Состояние и перспективы тепловой энергетики / Г.Г. Ольховский // Электрические станции, 2005. №2. С. 12-21.

2. Кожуховский И.С. Анализ ситуации и прогноз развития электроэнергетики / И.С. Кожуховский // Электрические станции, 2009. №6. С. 2-6.

3. Туголуков Е.А. Энергетика и машиностроение: пути развития / Е.А. Туголуков, Е.А.Фадеев // Электрические станции, 2009. №7. С.2-6.

4. Фаворский О.Н. Развитие энергетики России в ближайшие 20-30 лет / О.Н. Фаворский // Теплоэнергетика, 2008. №2. С.2-3.

5. Троицкий A.A. Электроэнергетика вчера, сегодня, завтра / A.A. Троицкий // Электрические станции, 2010. №1. С.2-5.

6. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов. Изд. 3-е. Под ред. В.Я. Гиршфельда / В.Я. Рыжкин. М.: Энергоатомиздат, 1987. 328с.

7. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов Изд. 7-е./ЕЛ. Соколов. М.: Издательство МЭИ, 2001. 472 с.

8. Бененсон Е.И. Теплофикационные паровые турбины. / Е.И. Бененсон, JI.C. Иоффе. М.: Энергоатомиздат, 1986. 272 с.

9. Баринберг Г.Д. Паровые турбины и турбоустановки Уральского турбинного завода. Изд. 2-е. Под общей ред. Ю.М. Бродова и В.В. Кортенко / Г.Д. Баринберг, Ю.М. Бродов и др.. Екатеринбург: Априо, 2010. 488с.

10. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. Изд. 2-е. / А.Д. Трух-ний. М.: Энергоатомиздат, 1990. 640 с.

11. Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: учебное пособие для вузов/ А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. М.: Издательство МЭИ, 2002. 540 с.

12. Костюк А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций: Учебник для вузов. Изд. 2-е / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е.Булкин, А.Д.

13. Трухний; Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Издательство МЭИ, 2001.488 с.

14. Куличихин В.В. Оптимизация режимов эксплуатации теплофикационных турбин / В.В .Куличихин, Э.И.Таджиев // Сборник научных трудов МЭИ, 1988. Вып. 174. С.5-11.

15. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС/ Под ред. А.И.Андрющенко /М.: Высшая школа, 1991. 303с.

16. Штромберг Ю.Ю. Итоги работы энергоблоков ТЭС в период 19931997 годов / Ю.Ю. Штромберг, И.А.Терентьев// Электрические станции, 1998. №5. С.11-12.

17. Кучеров Ю.Н. О ресурсе энергетических объектов / Ю.Н. Кучеров, В.А. Купченко, В.В. Демкин //Электрические станции, 2001. №11. С. 19-22.

18. Консон А. Эффективность высокой надежности техники/ А.Консон //Вопросы экономики, 1980. N7. С.60-68.

19. Ноздренко Г.В. Надежность ТЭС/ Г.В. Ноздренко, В.Г. Томилов, В.В. Зыков, Ю.Л. Пугач. Новосибирск: Издательство НГТУ, 1999. 63с.

20. Родин В.Н. Ремонт паровых турбин: учебное пособие. Изд. 2-е. Под ред. Ю.М. Бродова и В.Н. Родина / В.Н. Родин и др.. Екатеринбург: УГТУ—УПИ, 2005. 438 с.

21. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. М.: Изд-во стандартов. 1990. 37с.

22. Римов A.A. О современном состоянии отраслевой статистики по надежности и техническому использованию энергооборудования / A.A. Римов // Электрические станции, 2009. №12. С.2-5.

23. Терентьев И.А. Оценка надежности турбин энергоблоков мощностью 300, 800 и 1200 МВт / И.А. Терентьев // Электрические станции, 1999. № 6. С.2-5.

24. Анализ работы энергетических блоков мощностью 150-1200 МВт за 1986-2000 годы/ СПО ОРГРЭС, Москва.

25. Обзоры повреждений тепломеханического оборудования электростанций с поперечными связями и тепловых сетей за 1986-2000 годы/ СПО ОРГРЭС, Москва.

26. Бродов Ю.М. Показатели надежности основного и вспомогательного оборудования турбоустановок ТЭС Свердловэнерго / Ю.М. Бродов, Б.Е. Мурманский, М.М. Мительман и др. // Электрические станции, 1997. №5. С. 12-15.

27. Калашников A.A. Экспертные оценки технического уровня энергетического оборудования/ А.А.Калашников, В.В. Лыско, В.В. Москаленко // Теплоэнергетика, 1990. №12. С.54-57.

28. Попырин JI.C. Информативность показателей надежности энергетических установок / Л.С.Попырин // Теплоэнергетика, 1994. №7. С.39-43.

29. ГОСТ 27625-88. Блоки энергетические для тепловых электростанций. М.: Изд-во стандартов. 1988. 12с.

30. Римов А. А. Методические аспекты оценки надежности и технического использования теплоэнергетического оборудования ТЭС / А. А. Римов // Электрические станции, 2010. №3. С.9-14.

31. Иоффе Л.С. Эксплуатация теплофикационных паровых турбин. / Л. С. Иоффе, В.В. Кортенко. Изд-во: Уральский рабочий, 2002. 160 с.

32. Стрельников В.П. Состояние и перспективы технологии исследования надежности / В.П.Стрельников // Тяжелое машиностроение, 2000. №11. С.3-8.

33. Штромберг Ю.Ю. Показатели работы отечественных теплотехнических блоков мощностью 300 МВт / Ю.Ю. Штромберг, С.А. Понасечкин, А .Я. Копсов // Электрические станции, 2000. № 2. С.2-4.

34. Штромберг Ю.Ю. Повреждаемость теплоэнергетических блоков мощностью 300 МВт / Ю.Ю. Штромберг, С.А. Понасечкин, А.Я. Копсов // Электрические станции, 2000, № 3, С. 16-18.

35. Рекомендации по оценке показателей безотказности, ремонтопригодности и готовности энергетических блоков (агрегатов) электростанций. М: СПР ОРГРЭС. 1991. 48 с.

36. Перроте А. И. Вопросы надежности РЭА. / А. И.Перроте, М. А. Сторчак//М.: Советское радио. 1976. 185 с.

37. Сотсков Б.С. Физика отказов и определение интенсивности отказов/ Б. С. Сотсков // О надежности сложных технических систем. М.: Советское радио. 1966. С. 289-306.

38. Хевиленд Р. Инженерная надежность и расчет па долговечность. Пер. с англ./Р. Хевиленд М.: Энергия. 1966. 231 с.

39. Нечаев В.В. О ресурсе энергетических объектов / В.В. Нечаев // Электрические станции, 2002. №6. С. 10-17.

40. Резинских В.Ф. Увеличение ресурса длительно работающих паровых турбин / В.Ф. Резинских, В.И. Гладштейн, Г.Д. Авруцкий. — М.: Издательский дом МЭИ, 2007. 296с.

41. Плотников П.Н. Комплексный анализ показателей надежности теп-лообменных аппаратов паротурбинных установок / П.Н. Плотников, Ю.М. Бродов, Б.Е. Мурманский // Теплоэнергетика, 2007. №2. С.45-48.

42. Бродов Ю.М. Оценка состояния и прогнозирование остаточного ресурса теплообменных аппаратов паротурбинных установок ТЭС / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, Б.Е. Мурманский // Надежность и безопасность энергетики, 2009. №3(6) С. 12-18.

43. Гладышев Г.П. Исследование надежности ПВД после длительной эксплуатации / Г.П. Гладышев, В.И. Горин, В.Е.Добровольский // Теплоэнергетика, 1990. №12. С.22-27.

44. Гладышев Г.П. Исследование вероятности работы без повреждений деаэраторов повышенного давления / Г.П. Гладышев, В.И. Горин // Теплоэнергетика, 1990. №6. С.47-50.

45. РД 34.20.801-2000. Инструкция по расследованию и учету технологических нарушений в работе энергосистем, электростанций, котельных, электрических и тепловых сетей. М.: Энергосервис, 2001. 32 с.

46. Указания по заполнению кодированной части акта расследования нарушения работоспособности теплоэнергетического оборудования/ М.: ОРГРЭС. 1991.60с.

47. Куличихин В.В. Усовершенствованная технология уплотнения поворотной диафрагмы теплофикационной турбины. / В.В. Куличихин, Э.И. Тад-жиев, Э.И. Антонов // Энергетик, 1986. №6. С-10-11.

48. Симою JI.JI. Теплофикационные паровые турбины: повышение экономичности и надежности / JI.JI. Симою, Е.И. Эфрос, В.Ф. Гуторов, В.П. Лагун. СПб: Энерготех. 2001. 208с.

49. A.c. 1539337 (СССР). Поворотная регулирующая диафрагма турбины/ Г.А.Шапиро, А.Г. Шемпелев, В.М. Карцев, Е.И. Эфрос, С.И. Иванов. // Опубл. вБ.И. 1990. №4.

50. Кудрявый В.В. Усовершенствование системы охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240 в теплофикационных режимах / В.В.Кудрявый, Э.И. Таджиев, В.В. Куличихин и др. // Электрические станции, 1986. №6. С.39-42.

51. Лагун В.П. 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.

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

53. Паровые турбины сверхкритических параметров ЛМЗ. /Под ред.

54. A.П.Огурцова, В.К.Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991. 384 с.

55. Эфрос Е.И. Экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н., М., 1998. 40с.

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

57. Алексо А.И. Охлаждающие устройства ЦНД теплофикационных турбин/ А.И.Алексо, К.Я.Марков // Теплоэнергетика, 1989. №6. С.67-71.

58. Шапиро Г.А. Повышение эффективности работы ТЭЦ / Г.А. Шапиро. М.: Энергоиздат, 1981. 200с.

59. A.c. 878975 (СССР). Выхлопной патрубок паровой турбины/

60. B.П.Лагун, Л.Л.Симою, Нафтулин А. Б. и др. // Опубл. в Б.И., 1981. №41.

61. A.c. 1430561 (СССР). Часть низкого давления паровой турбины/ Л.Л.Симою, В.П.Лагун, Нафтулин А. Б. и др. // Опубл. в Б.И., 1988. №38.

62. Аверкина Н.В. Особенности эрозионного износа рабочих лопаток последних ступеней турбин мощностью 300 МВт и выше / Н.В.Аверкина, Е.Б. Долгоплоск, Ю.Я. Качуринер, В.Г. Орлик. // Теплоэнергетика, 2001. №11. С.34-40.

63. Зарянкин А.Е. Некоторые пути повышения КПД проточных частей паровых турбин / А.Е. Зарянкин, В. А. Зарянкин, Б.П. Симонов. //Теплоэнергетика, 2003. №6. С.6-11.

64. Гуторов В.Ф. Некоторые пути совершенствования эксплуатации паротурбинных установок / В.Ф. Гуторов, Ю.А. Радин. //Теплоэнергетика, 1998. №8. С.13-16.

65. Костюк А.Г. Об условиях перевода паровой турбины Т-250/300-23,5 ТМЗ в режим работы без рабочих лопаток последней ступени/ А.Г. Костюк, А.Д. Трухний, Б.В. Ломакин. //Теплоэнергетика, 2004. №5. С.23-30.

66. Неуймин В.М. Практический опыт эксплуатации турбины ПТ-140 без последней ступени / В.М. Неуймин, И.П. Усачев, В.И. Скоробогатых. // Теплоэнергетика, 2004. №5. С.31-35.

67. РД 34-30-506—90. Методические указания по нормализации тепловых расширений паровых турбин тепловых электростанций. М.: Минэнерго, 1990. 40 с.

68. Шаргородский B.C. Нормализация тепловых расширений мощных паровых турбин / B.C. Шаргородский, Л.А. Хоменок, М.К. Курмакаев. // Электрические станции, 1996. №6. С. 12—19.

69. Авруцкий Г.Д. О скольжении корпусов подшипников паровых турбин./ Г.Д. Авруцкий, Э.Д. Браун, Э.А. Дон и др. // Теплоэнергетика, 1991. №1. С. 18-24

70. Моногаров Ю.И. Опыт освоения головных турбоустановок энергоблоков мощностью 800 МВт / Ю.И. Моногаров, И.И. Орлов, С.Ш. Розенберг Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок. // Энергомашиностроение, 1980. №7. С.4-9.

71. Розенберг С.Ш. Исследование силового взаимодействия корпусов и подшипников турбин К-800-240-3 / С.Ш. Розенберг, Л.А. Хоменок, А.И Кметь и др. // Теплоэнергетика, 1981. №9. С.27-29.

72. Водичев В.И. О работе поперечных шпоночных соединений цилиндров и корпусов подшипников паровых турбин / В.И. Водичев, Д.Е. Губанов, П.Л. Сурис. //Теплоэнергетика, 1981. №9. С.30-33.

73. Шаргородский B.C. Улучшение эксплуатационных характеристик турбин Т-250/300-240 на ТЭЦ-22 / B.C. Шаргородский, И.А. Ковалев, С.Ш.

74. Розенберг, JI.A. Хоменок, И.С. Козлов и др. // Электрические станции, 2000. №11. С.46-50.

75. Розенберг С.Ш. О силовом взаимодействии цилиндров и корпусов подшипников турбины К-300-240 JIM3 / С.Ш. Розенберг, JI.A. Хоменок, В.И. Ильин. // Электрические станции, 1985. №8. С.34-36.

76. Розенберг С.Ш. Исследование мощных паровых турбин на электростанциях / С.Ш. Розенберг, Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок. М.: Энергоатом-издат, 1994. 270с.

77. Дон Э.А. Обеспечение температурных расширений цилиндров турбин при реконструкции энергоблоков / Э.А. Дон, Г.Д. Авруцкий, E.H. Потапов, Л.В. Бурлака, В.А. Лучников и др. //Энергетик, 1995. №2. С.23-25.

78. Авруцкий Г.Д. Металлофторопластовая лента на поверхностях скольжения корпусов подшипников турбин / Г.Д. Авруцкий, С.Л. Дубровский, И.А.Савенкова. // Теплоэнергетика, 1995. №5. С.62-65.

79. ТУ РБ 100649721.030-2000. Элементы пар скольжения из литого композиционного материала. Минск, 2000. 12 с.

80. Дон Э.А. Применение твёрдосмазочных покрытий для нормализации температурных расширений цилиндров паровых турбин / Э.А. Дон, А.Н. Михайлова, В.П. Складчиков, Е.И. Назимов.// Энергетик, 1997. №11. С. 17-19.

81. Патент 1617159 РФ Опора корпуса турбомашины / JI.A. Хоменок, B.C. Шаргородский, С.Ш. Розенберг, В.Н. Ильин, А.Т. Коган// Опубл. в Б.И. №48, 1990.

82. Ремезов А.Н. Исследование силового взаимодействия элементов турбины К-1200-240-3 на Костромской ГРЭС. / А.Н. Ремезов, В.В. Куличи-хин, JI.A. Хоменок. // Энергосбережение и водоподготовка, 1999. №1. С.15

83. Патент 2123603 РФ Устройство для обеспечения теплового расширения турбоагрегата / Евсеев Я.И. // Опубл. в Б.И. №35, 1998.

84. Курмакаев М.К. Новая подвеска клапанов ЦСД турбины К-3 00-240 JTM3. / М.К. Курмакаев, В.М. Новиков, Э.М. Рабинович. //Теплоэнергетика, 1997. №6. С.67-69. к

85. Бодашков Н.К. Эксплуатация паровых турбин / Н.К. Бодашков. M.-JL: Государственное энергетическое издательство, 1955 г. 264с. ,

86. А.с. СССР 1321846 Опора цилиндра турбины / В.А. Персидский / Опубл. в Б.И. №25, 1987.

87. Ермолаев В.В. Комплексный подход к нормализации тепловых расширений турбины / В.В. Ермолаев, А.Ю. Сосновский, А.И. Шкляр, М.В. Великович, М.В. Фертиков и др. // Электрические станции, 2002. №5. С. 26-31.

88. Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования зданий и сооружений электростанций и сетей СО 34.04.181-2003. М., 2004. 454 с.

89. Уринцев Я.С. Определение межремонтного периода турбины по снижению ее экономичности / Я.С. Уринцев, Д.С. Розин, В.А. Бонеско, Ю.А. Авербах, О.С. Найманов.// Электрические станции, 1975. № 5. С.22-24.

90. Найманов О.С. Опыт увеличения межремонтных периодов турбин К-160-130/ О.С. Найманов, В.М. Пшисуха, П. П. Филушкин, В.В. Головатюк. // Энергетик, 1977. № 12. С.12-13.

91. Кудрявый В.В. Пути разработки оптимальной системы планово-предупредительных ремонтов энергетического оборудования / В.В.Кудрявый, A.A. Дубов, A.B. Андрюшин. // Научные труды МЭИ, 1984. №51. С. 17-20.

92. Найманов О.С. Определение межремонтного периода турбины в зависимости от надёжности ее работы / О.С. Найманов, Ю.П. Косинов, Ю.А. Авербах. // Электрические станции, 1982. №5. С.23-26.

93. Коварский Л.Г. Расчетные способы сокращения объемов ремонта энергооборудования / Л.Г. Коварский. Л.: Энергия, 1979. 166с.

94. Андрюшин А. В. Оптимизация межремонтных периодов энергоблоков с учетом показателей надежности, экономичности и объема ремонтных работ / Андрюшин А. В., Л. В. Клевцов. Труды МЭИ, 1994. N671. С. 17-23.

95. Ермаков B.C. Методика оптимизации структуры ремонтных циклов теплоэнергетического обоудования./ B.C. Ермаков, Д.А. Гольбин, Н.Д. Слюнков. //Теплоэнергетика, 1983. №12. С.49-51.

96. Стенин В.А. К вопросу увеличения межремонтного периода энергооборудования/ В.А. Стенин, Я.Д. Беркович. // Электрические станции, 1988. №7. С.57-60.

97. Найманов О.С. Восьмилетний межремонтный период энергоблоков 200 МВт Разданской ГРЭС / О.С. Найманов, В.Г. Гельфер, Г.Р. Сантуряп, Ц.Р.Оганесян, Л.С. Акопян.//Электрические станции, 1988. №5.С.28-31.

98. Концепция совершенствования системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков тепловых электростанций. Обоснование. Критерии. Теория. Стратегия. Экономика. М.: АО "ЦКБ ЭНЕРГОРЕМОНТ", 1996. 28 с.

99. Назарычев А.Н. Основные задачи реформирования системы технического обслуживания и ремонта оборудования электростанций и сетей / А.Н. Назарычев. // Вестник ИГЭУ, 2003. №3. С. 50-54.

100. Дьяков А.Ф. Организация системы ремонтного обслуживания ТЭС в условиях эксплуатации с пониженной нагрузкой / А.Ф. Дьяков, В.А. Стенин. // Теплоэнергетика, 1997. №7. С. 29 32.

101. РД 34.20.601-96. Методические указания по совершенствованию системы технического обслуживания и ремонта энергоблоков и энергоустановок ТЭС на основе ремонтного цикла с назначенным межремонтным ресурсом. М.:РАО «ЕЭС России», 1996. 21 с.

102. Zustandsorientierte instandhalfung fur Kraftwerke/ Sturm A// VGB Kraftwerkstechn/ /-1994. -74, №6. P 522-526

103. Лейзерович А.Ш. Создание и освоение автоматизированных систем диагностического контроля энергоблоков ТЭС / А.Ш. Лейзерович, Л.П. Сафонов, А.В Антонович и др. // Теплоэнергетика, 1995. № 2. С.57-62.

104. Лейзерович А.Ш. Опыт создания и освоения автоматизированных систем и подсистем диагностического контроля энергоблоков ТЭС. / А.Ш. Лейзерович, Л.П. Сафонов, A.A. Гординский и др. // Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С.3-9.

105. Лейзерович А.Ш. Диагностический контроль паровых турбин / А.Ш. Лейзерович // Энергохозяйство за рубежом, 1986. № 6. С. 9-15.

106. Исследование состояния работ по оценке технического состояния тепломеханического оборудования ТЭС и использованию диагностической информации в энергоремонтном производстве. Технический отчет, ВТИ — ЦКБ Энергоремонт. № 7—217. М. 1989.135с.

107. Винокуров И.В. Опыт диагностики состояния турбоагрегата по спектру вибрации/ И.В. Винокуров //Труды ЦКТИ. Вып. 251. 1989. С.43-48.

108. Урьев Е.В. Концепция системы вибрационной диагностики паровой турбины/ Е.В. Урьев, Б.Е. Мурманский, Ю.М. Бродов. // Теплоэнергетика, 1995. №4. С.36-40.

109. Сафонов Л.П. Разработка и внедрение системы функционирования АСТД в составе АСУТП энергоблока 800 Мвт Запорожской ГРЭС/ Л.П. Сафонов, A.M. Журавель, В.К. Литвинов и др. // Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С.10-15.

110. Жуковский Г.В. Разработка системы диагностики причин изменения экономичности ЦВД и ЦСД турбин ТЭС / Г.В. Жуковский, С.Ш. Розен-берг, A.A. Фершалов, Л.А. Хоменок. // Труды ЦКТИ, 1992. Вып. 273. С.93-102.

111. Ковалев И.А. Разработка алгоритмов функционирования и распознавания дефектов для автоматической системы вибрационной диагностики / И.А. Ковалев. //Труды ЦКТИ, 1992. Вып.273. С 27-33.

112. Перминов И.А. Диагностика технического состояния проточной части ЦВД и ЦСД по эксплуатационным измерениям давлений и температур пара в турбине / И.А. Перминов, В.Г. Орлик // Электрические станции, 2003. №6. С.38-41.

113. Великович М.В. Разработка и опытно-промышленная апробация системы вибромониторинга турбоагрегатов / М.В. Великович, А.И. Шкляр, М.Я. Зайцев и др. // Электрические станции, 2006. №10. С.47-49.

114. Зиле А.З. Автоматизированная система вибрационного контроля и диагностики турбоагрегата Т-250/300-240 / А.З. Зиле, A.A. Ромашев, С.А. Лимар и др. // Электрические станции, 1987. № 3. С.23-26.

115. Зиле А.З. Опыт внедрения системы вибродиагностического контроля турбоагрегатов / А.З. Зиле, М.Н. Руденко, С.Б. Томашевский и др. // Энергетик, 1999. №3. С.21-23.

116. Ковалев И.А. Вибродиагностика турбины К-800-240-3 на основе штатной аппаратуры ВВК-331/ И.А. Ковалев, A.A. Болотова, A.A. Гордин-ский и др.// Труды ЦКТИ, 1994. Вып. 279. С 59-64.

117. Информационное письмо № ИП-08-02-02 (ТП) Департамента научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России».

118. Технические средства диагностирования. Справочник. / Под общ. ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение, 1989. 672с.

119. Blick in die Turbine: Technologishe Aspekte der Endoskope / Gerngrob Manfred // Energie (BDR), 1990. 42, N3. P.50-55.

120. Мирзабеков A.M. Оптическая система диагностики эрозионных разрушений входных кромок лопаток паровых турбин / A.M. Мирзабеков, В.А. Хаимов, В.П. Храбров. // Теплоэнергетика, 1991. N4. С.52-56.

121. ОСТ 108.001.114-80. Надежность изделий энергомашиностроения. Система сбора и обработки информации с мест эксплуатации, ремонта и предприятий изготовителей. Основные положения. Введен 01.01.81.-13 с.

122. ОСТ 24.030.17. Котлотурбостроение. Надежность. Организация сбора и обработки информации с места эксплуатации и ремонтных предприятий. Введен 01.03.71.-10с.

123. Справочник по вычислительным методам статистики/ Дж. Поллард. Пер. с англ. В.С.Занадворова. М.: Финансы и статистика, 1982. 344с.

124. Федосеев Б.С. Обобщение результатов анализа и оценка качества водно-химического режима котлов БКЗ-420-140 и турбин Т-175-130/ Б.С.Федосеев, З.В. Деева, Н.М. Калинина, С.Ю. Петрова // ОНТИ ОАО «ВТИ» Москва, 1996. 35с.

125. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации / НЦ ЭНАС, 2008. 264с.

126. Симою JI.JI. Расчет переменных режимов теплофикационных турбин / JI.JI. Симою, М.С. Индурский, Е.И. Эфрос // Теплоэнергетика, 2000. №2. С. 16-20.

127. Щегляев A.B. Паровые турбины Изд. 5-е. / A.B. Щегляев. М.: Энергия, 1976. 365 с.

128. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности теплофикационных турбин на действующих ТЭЦ / Г.Д. Баринберг // Теплоэнергетика, 1997. №7. С.11-15.

129. Усачев И.П. Оценка вентиляционных потерь в ступенях низкого давления цилиндров паровых турбин / И.П. Усачев, В.М. Неуймин // Создание паровых и газовых турбин (Опыт ПО «Турбомоторный завод»): Реферативный сборник 1-79-ОХМ. Екатеринбург, 1979. С.13-16.

130. Симою JI.JI. Повышение эффективности турбоустановки Т-250/300-240 путем модернизации ЦНД / Л.Л. Симою, В.Ф. Туторов, В.П. Лагун, Т.Д. Баринберг // Теплоэнергетика, 2005. №11. С.68-74.

131. Гуторов В.Ф. Пути повышения экономичности паротурбинных установок ТЭЦ / В.Ф.Гуторов, Л.Л. Симою, Е.И. Эфрос // Теплоэнергетика, 2001. № 6. С.32-37. * ■

132. Жученко Л.А. Проблемы повреждаемости низкотемпературных роторов теплофикационных паровых турбин / В.В. Ермолаев, Л.А. Жученко, А.И. Шкляр, Л.А. Винокурова, Г.Д. Баринберг и др. // Электрические станции, 2006. №10. С.47-52.

133. Заключение лаборатории ПО «Турбомоторный завод» по исследованию характера разрушения диска 16-й ступени турбины ст.№3 Омской ТЭЦ-5 /Вандышева Н.Б., Ракин В.Г. 1989. 15с.

134. Гордеева Т.А. Анализ изломов при оценке надежности материалов / Т.А. Гордеева, И.П. Жегина // М. Машиностроение, 1978. 200 с.

135. Заключение лаборатории металлов ОГС ПРП «Омскэнерго» №2428-08-04 по исследованию характера разрушения рабочих лопаток 18 ступени, турбины Т-185/220-130. Омск, 1993. 27с.

136. ТУ УЗ.02-23478589-1-97 Лист стальной плакированный медью, медными сплавами и композитами на основе меди (биметалл). Технические условия, введены в действие 01.09.1997. 11с.

137. Испытания композиционного материала стальбронзографит по ТУ УЗ.02-23478589-1-97 Отчет по договору №31 от 01.02.01. Институт Проблем Материаловедения НАН Украины, г. Киев, 2001. 37с.

138. Неуймин В.М. Состояние энергетического оборудования ТЭС и возможные направления его обновления / В.М. Неуймин // Новое в Российской электроэнергетике, 2003. №9.

139. Тумановский А.Г. Стратегия продления ресурса и технического перевооружения тепловых электростанций/ А.Г.Тумановский, В.Ф. Резинских// Теплоэнергетика, 2002. №6. С. 3-10.

140. Лейзерович А.Ш. Разработка стандарта по приспособленности тепломеханического оборудования энергоблоков ТЭС к диагностированию / А.Ш. Лейзерович, Г.К. Сорокин // Теплоэнергетика, 1993. №5. С.62-64пт)

141. Методические указания по проведению экспресс-испытаний паровых турбин ТЭС РД 153.34.1-30.311-96. Москва: СПО ОРГРЭС. 2001. 35 с.

142. Информационное письмо № ИП-08-02-02 (ТП) Департамента научно-технической политики и развития РАО «ЕЭС России».

143. СО 34.35.105-2002 Методические указания по оснащению техническими средствами технологической защиты при повышении вибрации турбоагрегата.

144. Гольдин A.C. Вибрация роторных машин / A.C. Гольдин. М.: Машиностроение, 1999. 344 с.

145. Куменко А.И. Влияние эксплуатационных факторов на статические и динамические характеристики валопроводов мощных паровых турбин / А.И. Куменко //Вестник МЭИ. 1994. N 3. С.63-69.