Разработка методов обеспечения вибрационной надежности турбоагрегатов на электростанциях и их реализация в Омской энергосистеме тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат наук Биялт, Михаил Александрович

• Биялт, Михаил Александрович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Биялт, Михаил Александрович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Методы обеспечения вибрационной надежности турбомашин

на различных этапах их жизненного цикла

1.2. Вибрационная отстройка турбомашин. Критические частоты валопровода

1.3. Дефекты, возникающие в процессе ремонта и эксплуатации сборных роторов и методы их устранения

1.3.1. «Термоупругое» искривление вала и другие проблемы, сопровождающие процесс сборки роторов

1.3.2. Прогибы сборных роторов, возникающие в процессе эксплуатации

1.3.3. Проблемы обеспечения качественной посадки полумуфт на

вал и надежности узла сочленения роторов

1.3.4. Устранение дефектов сборных роторов с использованием вибрационной обработки

1.4. Дефекты, возникающие в процессе эксплуатации турбоагрегатов и методы их выявления и предотвращения

1.4.1. Причины возникновения низкочастотной вибрации на опорах турбомашин и мероприятия по ее предотвращению

1.4.2. Прогиб высокотемпературного ротора при попадании жидкости в осевой канал и его диагностические признаки

1.4.3. Проблема трещинообразования в низкотемпературных роторах теплофикационных турбин

1.5. Выводы. Постановка задач исследования

2. РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ИЗГИБНЫХ КОЛЕБАНИЙ ВАЛОПРОВОДА Т-175-130 (УТМЗ)

2.1. Общие положения

2.2. Расчетные исследования изгибных колебаний валопровода

2.2.1. Составление расчетной модели валопровода

2.2.2. Расчет собственных и критических частот валопровода

2.2.3. Сравнительный анализ результатов расчета критических частот

2.3. Оценка дополнительных факторов, влияющих на результаты

расчета критических частот валопровода

2.3.1. Уточнение расчета с учетом влияния температуры рабочей среды

2.3.2. Влияние подходов к построению расчетных моделей сборных роторов на результаты расчета критических частот

2.4. Исследование вибрационных характеристик системы «ротор -подшипники - опоры» с учетом параметров упруго-массовых опор

2.4.1. Аспекты колебаний линейной системы с двумя степенями свободы

2.4.2. Критические частоты ротора на упруго-массовых опорах

2.4.3 Расчет динамических характеристик ротора турбогенератора ТГВ-200-2М с учетом упруго-массовых характеристик опор

2.5. Выводы

3. РАЗРАБОТКА И АПРОБАЦИЯ МЕТОДОВ ВИБРАЦИОННОЙ ОБРАБОТКИ СБОРНЫХ РОТОРОВ В ПРОЦЕССЕ ИХ РЕМОНТА

3.1. Общие положения

3.2. Расчетно-аналитическое обоснование методов вибрационной

обработки сборных роторов при устранении их прогибов

3.2.1. Исключение «термоупругого» искривления ротора

3.2.2. Устранение «динамического» искривления ротора

3.3. Анализ проблем качественной посадки полумуфт на вал и их

решение с помощью методов вибрационной обработки

3.4. опытно-промышленная апробация метода вибрационной обработки при ремонте ротора среднего давления Т-175-130 (УТМЗ)

3.4.1. Расчет динамических характеристик ротора

3.4.2. Расчетно-экспериментальная оценка фактической жесткости опор

3.4.3. Обоснование выбора места присоединения вибратора

3.4.4. Выбор оптимальной схемы расположения опор при вибрационной обработке ротора

3.4.5. Расчет температуры нагрева насадной детали для частичного снятия натяга

3.4.6. Вибрационная обработка ротора и анализ полученных результатов

3.5. Выводы

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ВИБРАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ТУРБОАГРЕГАТОВ ОМСКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ: ДИАГНОСТИРОВАНИЕ, НАЛАДКА И УСТРАНЕНИЕ ДЕФЕКТОВ

4.1. Исследование и анализ причин потери устойчивости турбоагрегатов

на докритические начальные параметры

4.1.1. Исследование вибрационного состояния и опыт устранения низкочастотной вибрации на турбинах Т-175-130 (УТМЗ)

4.1.1.1. Результаты исследований причин возникновения НЧВ

4.1.1.2. Анализ факторов, определяющих срыв в НЧВ

4.1.1.3. Рекомендации по предотвращению НЧВ

4.1.2. Исследование потери устойчивости агрегатов, имеющих гибкую муфту и ее роль в этом процессе

4.2. Исследование механизма прогиба высокотемпературного ротора при попадании жидкости в его осевой канал

4.3. Организация мониторинга крутильных колебаний валопровода турбоагрегата Т-175-130 (УТМЗ) в условиях эксплуатации

4.4. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

ПРИЛОЖЕНИЕ 4

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методов обеспечения вибрационной надежности турбоагрегатов на электростанциях и их реализация в Омской энергосистеме»

ВВЕДЕНИЕ

Современное состояние отечественной энергетики требует особого внимания к обеспечению надежности энергетических турбоагрегатов тепловых электростанций, которая в значительной степени определяется их вибрационным состоянием.

Высокий уровень вибрационной надежности турбоагрегатов достигается за счет реализации целого комплекса мероприятий на всех этапах их жизненного цикла. Основы вибрационной надежности закладываются еще на этапе проектирования турбомашин и обеспечиваются достоверностью расчетов, в частности вибрационных характеристик. Однако, многие типы турбоагрегатов и в процессе дальнейшей эксплуатации требуют уточнения их характеристик и корректировки на этой основе инструкций по эксплуатации.

На этапе эксплуатации одним из основных средств обеспечения и поддержания надежности на требуемом уровне является диагностика. Поскольку диагностика турбоагрегатов, в большинстве случаев, требует многофакторного анализа и не может быть реализована по простой и однозначной схеме «признак - дефект», то повышение ее эффективности может быть достигнуто только путем обобщения опыта выявления дефектов, анализа механизмов их возникновения и протекающих при этом процессов и явлений. Кроме того, в процессе эксплуатации важнейшей задачей является не только однозначная оценка технического состояния турбоагрегатов на основе анализа их вибрационных характеристик, но и устранение возникающих дефектов при минимальных затратах, что определяет необходимость разработки прогрессивных методов ремонта.

Особого внимания требуют задачи обеспечения надежности стареющего оборудования. В условиях длительной эксплуатации турбин возникают принципиально новые проблемы, связанные с возникновением серьезных повреждений. Одной из них является трещинообразование в низкотемпературных роторах теплофикационных турбин ПТ-135-130, Т-175-130 1 (УТМЗ). При решении

1 Здесь и далее по тексту под обозначением Т-175-130 (УТМЗ) подразумеваются обе указанные модификации турбины данного типа: Т-175/210-130 и Т-185/220-130.

подобных проблем, возможности существующих методов и средств вибрационной диагностики и мониторинга часто оказываются недостаточными, и возникает необходимость в разработке и внедрении принципиально новых методов исследований и соответствующих измерительных средств.

Научная идея, объединяющая комплекс работ, выполненных в настоящей диссертации, состоит в изучении широкого спектра проблем, обобщении результатов расчетных и экспериментальных исследований и решении ряда задач, связанных с обеспечением вибрационной надежности турбоагрегатов на электростанциях.

Цель работы заключается в разработке принципиально новых и совершенствовании существующих методов мониторинга, диагностики и ремонта турбоагрегатов с использованием результатов численного моделирования, экспериментальных исследований и опыта вибрационной наладки и ремонта турбоагрегатов Омской энергосистемы.

Научная новизна работы определяется тем, что:

- впервые поставлен вопрос корректности существующих подходов к построению расчетных моделей сборных роторов и выдвинута гипотеза влияния краевых эффектов узких насадных дисков на повышение собственных частот таких роторов;

- впервые показана и экспериментально подтверждена возможность возникновения дополнительных критических частот системы «ротор -подшипники - опоры» в результате повторной реализации изгибных форм ротора; для объяснения данного эффекта введено понятие «дубль - формы»;

- сформулированы основные принципы и доказана перспективность применения методов вибрационной обработки сборных роторов при решении задач устранения их прогибов, возникающих в процессе ремонта и эксплуатации; разработан и апробирован метод вибрационной обработки роторов с целью обеспечения качественной посадки полумуфт;

- исследованы причины и установлены определяющие факторы возникновения низкочастотной вибрации (НЧВ) на опорах турбин Т-175-130 (УТМЗ); объясняются также причины срыва в НЧВ турбин, имеющих в своей

конструкции гибкую соединительную муфту, при появлении некоторых отклонений в ее работе;

- показан механизм термоупругого прогиба высокотемпературного ротора при попадании жидкости в его осевой канал, установлены и обоснованы диагностические признаки возникновения данного дефекта;

- разработаны требования к организации мониторинга крутильных колебаний валопроводов турбоагрегатов в условиях эксплуатации; обоснованы места измерений для валопровода турбины Т-175-130 (УТМЗ) и рекомендован частотный диапазон регистрации параметров;

- разработан прототип штатной системы мониторинга крутильных колебаний валопровода турбоагрегата.

Достоверность и обоснованность результатов работы определяются:

- большим объемом опытных данных, полученных в ходе выполнения виброналадочных работ на различных агрегатах с использованием современной сертифицированной измерительной аппаратуры;

- хорошим совпадением результатов теоретических и расчетных исследований с полученными экспериментальными данными и результатами других авторов.

Практическая ценность работы заключается в том, что полученные автором результаты исследований успешно реализованы (внедрены) в ходе ремонтов и вибрационной наладки турбоагрегатов Омской энергосистемы, а также использованы при организации мониторинга крутильных колебаний валопровода турбоагрегата Т-175-130 (УТМЗ) Омской ТЭЦ-5. Представленные в диссертации результаты могут быть широко использованы как при решении задач обеспечения вибрационной надежности турбоагрегатов на электростанциях, так и при проектировании новых образцов турбин.

Диссертационная работа выполнена на кафедре «Турбины и двигатели» Уральского федерального университета им. Первого президента России Б.Н.Ельцина и в ООО ПРП «Омскэнергоремонт» под руководством профессора, доктора технических наук, лауреата премии Правительства РФ в области науки и техники Урьева Евгения Вениаминовича, которому автор выражает свою искреннюю и безграничную признательность.

Автор благодарен отцу и в период работы над диссертацией своему непосредственному производственному руководителю Биялт Александру Николаевичу за всестороннюю поддержку и понимание, а также за организационную помощь в реализации ряда экспериментальных исследований.

Автор также выражает признательность:

- руководству ООО ПРП «Омскэнергоремонт» и турборемонтного цеха за предоставление материально-технической базы при выполнении экспериментальных исследований, а также своим коллегам за непосредственное участие и помощь при проведении опытной вибрационной обработки ротора;

- руководству и персоналу Омской ТЭЦ-5 за возможность реализации целого ряда исследований и помощь в проведении опытной вибрационной обработки ротора на ремонтной площадке станции;

- специалистам ЗАО «Уралэнерго-Союз» за участие и неоценимый вклад в разработку прототипа штатной системы мониторинга крутильных колебаний валопровода, введенного в опытную эксплуатацию на турбоагрегате Т-175-130 (УТМЗ) ст. №4 Омской ТЭЦ-5.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Методы обеспечения вибрационной надежности турбомашнн на различных этапах их жизненного цикла

На этапе проектирования и изготовления, а также в процессе эксплуатации к турбомашинам предъявляются требования к обеспечению определенного уровня показателей надежности и экономичности, которые тесно связаны между собой.

Одним из важнейших показателей, характеризующих надежность эксплуатации турбомашин, является уровень их вибрации. Последствия работы турбоагрегата с повышенными уровнями вибрации широко известны [1-3]. Эксплуатация турбоагрегата с повышенными уровнями вибрации характеризуется снижением экономичности и маневренности, а в ряде случаев может явиться причиной более тяжелых последствий, вплоть до частичного или полного разрушения агрегата.

Опыт эксплуатации и анализ причин остановов турбоустановок показывает, что около 30 % вынужденных остановов происходит из-за повышенной вибрации, при этом 20 % времени вынужденных простоев связаны с вибрационной наладкой [3-5].

Возникновение большинства дефектов в процессе эксплуатации турбоагрегата приводит к изменению его вибрационного состояния, поэтому анализ параметров вибрации представляет большую диагностическую ценность при выявлении развивающихся дефектов и оценке технического состояния. Наибольшая эффективность вибрационной диагностики достигается при обеспечении минимальных исходных уровней вибрации турбоагрегата. Низкий и стабильный уровень вибрации, отсутствие резонансных и автоколебательных явлений во всем диапазоне рабочих режимов гарантируют возможность своевременного выявления возникающих дефектов [6].

Классификация причин повышенной вибрации приведена в [7]:

- неудачная конструкция агрегата;

- дефекты изготовления агрегата и его фундамента;

- неудовлетворительное качество монтажа или ремонта;

- нарушения допустимых режимов эксплуатации;

- дефекты, возникшие в процессе эксплуатации.

В соответствии с представленной классификацией, существующие методы обеспечения вибрационной надежности турбоагрегатов можно условно разделить на две группы:

1. Конструкторско-технологические мероприятия, выполняемые на заводе-изготовителе.

2. Работы по виброналадке на электростанциях, проводимые при необходимости в процессе монтажа или ремонта турбоагрегата. Таким образом, мероприятия связанные с обеспечением вибрационной

надежности реализуются на этапах проектирования, изготовления, монтажа и ремонта.

На этапе проектирования основными мероприятиями являются задачи качественной отстройки валопровода и других элементов агрегата от резонансов и обеспечение условий устойчивости валопровода.

Одним из основных методов, используемых при изготовлении и ремонте турбоагрегатов, и обеспечивающих их вибрационную надежность в эксплуатации является балансировка - как отдельных роторов в условиях разгонно-балансировочного стенда (РБС) и низкочастотного балансировочного станка (НЧБС) [8-12], так и валопроводов по месту установки оборудования [13]. На сегодняшний день, вопросы балансировки являются наиболее изученным разделом вибрационной надежности.

На стадиях монтажа, доводки и ремонта вибрационная надежность обеспечивается разработкой, внедрением и применением специальных технологических мероприятий. Методы выявления и устранения дефектов, возникающих в ходе ремонтов и определяющих вибрационное состояние

агрегата, подробно описаны в [14-18]. В [19] рассмотрены методы повышения вибрационной надежности агрегатов на стадии доводки. Мероприятия по предупреждению повышенной вибрации, выполняемые в процессе послеремонтной виброналадки турбоагрегатов, рассмотрены в работах [20, 21].

На стадии эксплуатации вибрационная надежность определяется качеством выполнения ремонтных работ, соблюдением правил эксплуатации, а также существующим уровнем диагностики и эффективностью ее применения. Техническая диагностика, благодаря раннему обнаружению дефектов и неисправностей, позволяет их устранить на первоначальной стадии развития, что повышает надежность и эффективность эксплуатации, а также дает возможность эксплуатации сложных технических систем по фактическому состоянию [22].

1.2. Вибрационная отстройка турбомашин. Критические частоты

валопровода

Надежная эксплуатация турбоагрегата в значительной степени определяется качеством его вибрационной отстройки от резонансов, что подразумевает отстройку от номинальной частоты вращения критических частот валопровода. В работе [23] также указывается на необходимость отстройки от частоты 25 Гц, близость к которой повышает вероятность возникновения низкочастотной вибрации и определяет ее интенсивность, а также от частоты 100 Гц, из-за опасности возникновения колебаний, связанных с неравножесткостью сечений валопровода и его отдельных роторов.

Решение задачи вибрационной отстройки агрегата заключается в выполнении соответствующих расчетов на стадии проектирования, вибрационных исследований головных образцов в процессе их доводки, а также необходимых конструктивных изменений. Часто необходимость в дальнейших исследованиях возникает и в процессе эксплуатации серийных образцов. В ряде случаев, неудовлетворительная отстройка приводит к необходимости ужесточения требований к остаточной неуравновешенности

роторов при балансировке в камере РБС и вызывает определенные трудности при балансировке валопровода и виброналадке агрегата по месту его установки. Кроме того, неудовлетворительная отстройка сопровождается нестабильностью вибрационного состояния турбоагрегата в процессе эксплуатации вообще и при изменении режима его работы в частности.

Вплоть до конца 70-х годов прошлого века на большинстве энергомашиностроительных предприятий расчеты критических частот валопроводов выполнялись при условии абсолютно жестких опор, а турбогенераторные заводы и вовсе ограничивались расчетом отдельного ротора на жестких опорах вне валопровода. При этом не принимался во внимание эффект присоединенных роторов, связанный с ужесточением их консольных участков при соединении в валопроводе [24]. Не учитывались не только упруго-массовые характеристики опорных элементов, вовлеченных в колебания агрегата, таких как вкладыши подшипников, опоры и элементы фундаментов, но и жесткости масляного слоя гидродинамических подшипников.

Опыт вибрационных исследований головных образцов турбоагрегатов в процессе эксплуатации часто выявлял несоответствие зафиксированных критических частот валопровода тем расчетным значениям, которые предоставлялись заводами-изготовителями. Величины погрешности при определении критических частот на стадии проектирования достигали 15 % [7, 25]. Экспериментальные данные показывали, что наибольшие отклонения расчетных величин отмечались преимущественно при определении второй критической частоты роторов турбогенераторов. В [1] отмечено, что отстройка второй критической частоты от рабочей для ряда роторов турбогенераторов не превышала 4-8 %.

Примером проявления неудовлетворительной отстройки опорных элементов турбоустановки может служить наличие резонансов опор, встроенных в выхлопные патрубки цилиндров низкого давления, с которыми столкнулись при освоении блоков К-300-240, К-500-240 [26, 27].

Погрешности расчета критических частот приводят к тому, что агрегат в процессе пуска и прогрева может длительное время работать вблизи или даже на критической частоте вращения, что неизбежно сопровождается как повышенными напряжениями в роторах, так и вероятностью задеваний в уплотнениях.

Ввод нового оборудования в 60-80-х годах сопровождался значительным объемом экспериментальных исследований. Комплексным исследованиям и испытаниям (в том числе вибрационным) подверглись, прежде всего, агрегаты большой единичной мощности - 300, 500, 800, 1200 МВт [28-32]. Вибрационные исследования головных образцов турбоагрегатов и его фундамента включали в себя три этапа [33]:

- проведение испытаний динамических и статических свойств фундаментов до и после монтажа турбоагрегата;

- определение динамической конструктивной податливости опор до укладки роторов;

- выполнение вибрационных исследований агрегатов в условиях эксплуатации и определение фактических критических частот валопровода. Значимые экспериментальные исследования головных образцов

турбоагрегатов в области исследований динамических характеристик опор были выполнены ВТИ, ЦКТИ и ЛМЗ. Полученные в результате исследований данные позволяли скорректировать результаты проектных расчетов, а при необходимости и внести изменения в конструкцию агрегата.

Полученный в 60-х годах опыт освоения и вибрационной наладки головных образцов турбоагрегатов показал острую необходимость совершенствования как методик расчета критических частот валопровода, так и методов отстройки элементов турбомашин от резонансов. В первую очередь была поднята актуальность оценки динамических свойств масляного слоя подшипников и их влияния на значения критических частот.

Разработке методов расчета динамических характеристик масляного слоя в подшипниках посвящены многие работы, но наибольший вклад в

данную область исследований внесли работы Позняка Э.Л. и Олимпиева В.И. [34-38, и др.]. В работе [37] Позняком Э.Л. был предложен наиболее точный и универсальный метод расчета динамических характеристик подшипников. Ряд экспериментальных исследований и сравнительный анализ полученных данных с результатами расчетов по указанному методу подтвердил удовлетворительное совпадение результатов [34, 35].

Ряд работ посвящено зависимости значений собственных частот от величины демпфирования в подшипниках. Результаты расчетов [39] полученные для одномассовой модели ротора позволяют оценить влияние сил демпфирования и жесткости масляного слоя на значения собственных частот. В работе [40] представлены результаты расчетного исследования влияния коэффициентов демпфирования на собственные частоты системы «ротор - опоры», и на основании выполненного исследования показано «ужесточающее свойство» демпфирования.

На сегодняшний день, точность существующих методов расчета характеристик подшипников вполне достаточна для надежного их использования в решении задач расчета критических частот валопроводов.

Вместе с тем, надежность и точность методов расчета критических частот валопровода напрямую зависят от достоверности данных о податливостях опор, и что очень важно, от способа схематизации расчетной схемы динамической системы. Определение динамических характеристик опор расчетным путем остается весьма сложной задачей по причине сложности конструкции опорных элементов. В [41] авторы делают вывод о том, что единственным надежным методом получения динамических характеристик опорных элементов является их экспериментальное определение.

Методам расчета критических частот валопровода посвящены многочисленные работы [42, 43 и др.]. Во всех работах указывается на снижение критических частот вследствие податливости опор и масляной пленки, которое более существенно при увеличении порядкового номера критической частоты. Результаты исследований, представленные в [43], свидетельствуют о малом влиянии величины жесткости масляного слоя в

подшипниках на значения критических частот достаточно гибких валопроводов по сравнению с жесткостью опорных элементов. В [25] отмечается, что динамические податливости выносных опор в основном определяются свойствами элементов фундамента, т.к. жесткость конструкции выносных опор значительно выше жесткости несущих ее элементов фундамента. Податливость встроенных опор, напротив, определяется податливостью собственно самих опор, вследствие их меньшей жесткости относительно жесткости несущих элементов фундамента.

Таким образом, при расчетах критических частот валопровода предполагается использование матриц комплексной податливости системы «подшипник - фундамент - основание», найденных по результатам динамических испытаний опор валопровода [44].

В работе [45] Костюком А.Г. представлена типичная схематизация расчетной схемы системы «турбина - фундамент - основание» (ТФО), Рис. 1.1.

Г 1Т ТЯ 17 С(м> V V! Ш

Рис. 1.1. Схематизация расчетной схемы системы ТФО [45]

В данной расчетной схеме опоры представлены совокупностью масс (М), квазиупругих (С) и квазивязких элементов (В). Элементы С(К1\ В(М) соответствуют масляной пленке подшипников; Л/7^ - масса стула подшипника и статорных частей, приведенная к данной опоре; элементы С(п\ В(П) характеризуют упругие и демпфирующие свойства статора в месте его сопряжения с фундаментом; - приведенная к опоре масса фундамента; элементы С(ф), В(ф) отражают упругие и демпфирующие свойства фундамента. Параметры С, Ми В определяются в результате обработки экспериментальных данных, полученных при динамических испытаниях опор.

По причине отсутствия данных динамических испытаний опор на этапе проектирования возникают значительные сложности расчета критических частот. В [41] указано на необходимость разработки методов предварительной оценки динамических податливостей опор турбоагрегатов на стадии проектирования. В работе [23] Костюком А.Г. был предложен подход, который предполагает использование возможного диапазона податливостей опор и расчет собственных частот по верхней и нижней оценкам податливостей. В качестве примера там же приводится диаграмма отстроенного валопровода (см. Рис. 1.2).

Рис. 1.2. Диаграмма допустимых собственных частот колебаний системы «валопровод - опоры» на рабочей частоте вращения [23] (А - мера податливости, /к - частота валопровода, //,/2 - собственные частоты валопровода)

Оценку степени отстройки предлагается производить на основании построенной диаграммы (Рис. 1.2), т.е. в заштрихованные области частот вблизи 25, 50, 100 Гц не должны попадать собственные частоты валопровода, т.е. кривые/к (Я) не должны пересекать границ заштрихованных областей.

Преимущество данного подхода заключается в минимальном количестве информации о системе «турбина - фундамент - основание»,

необходимой для построения диаграммы и минимальном объеме расчетов. Рассмотренный подход позволяет выполнить количественную оценку зависимости критических частот от величины податливости опор, но не позволяет оценить качественное влияние характеристик упруго-массовых опор на критические частоты системы «ротор - подшипники - опоры».

Несмотря на достигнутый уровень точности и надежности существующих расчетных методов, имеющиеся опытные данные вибрационных исследований турбоагрегатов на электростанциях указывают на необходимость проведения дополнительных расчетно-экспериментальных исследований их вибрационных характеристик. В процессе эксплуатации многих типов турбоагрегатов, наряду с количественными расхождениями между расчетными и фактическими критическими частотами, наблюдается и наличие дополнительных критических частот, которые не указаны в документации заводов-изготовителей, а имеющиеся знания не позволяют объяснить природу их происхождения. Указанные факты требуют оценки существующих требований к расчету критических частот валопроводов и выявления дополнительных факторов, влияющих на результаты их расчета.

1.3. Дефекты, возникающие в процессе ремонта и эксплуатации сборных роторов и методы их устранения

1.3.1. «Термоупругое» искривление вала и другие проблемы, сопровождающие процесс сборки роторов

Наиболее сложными в плане ремонта являются сборные роторы, т.е. роторы, имеющие насадные детали (диски, втулки и полумуфты).

Технология сборки роторов с насадными деталями в заводских условиях подробно изложена в [46-48]. Сборка ротора заключается в насадке на вал рабочих колес и других деталей с обеспечением требуемых натягов и зазоров. Натяг обеспечивает постоянную плотность соединения в условиях действия центробежных сил и достаточно высоких рабочих температур, а также их разницы в пусковых режимах турбоагрегата. Соблюдение

гарантированных аксиальных тепловых зазоров обеспечивает возможность свободного теплового расширения насадных деталей.

Сборка ротора производится при вертикальном или горизонтальном положении вала. Наибольшее распространение получил вертикальный способ сборки. Несмотря на то, что данный способ требует дополнительной оснастки, он является более предпочтительным, поскольку в большей степени позволяет выдержать технологические требования, предъявляемые к сборке роторов.

Для обеспечения свободной насадки на вал насадные детали предварительно нагревают огнеметами, реже индукционными нагревателями или в электрических печах. По окончании работ по сборке ротора снимается паспорт его биений. Основным критерием качества сборки таких роторов является отсутствие значительных величин биений вала и насадных деталей. Требования, предъявляемые к сборке роторов, подробно изложены в [48].

Характерные дефекты, возникающие при сборке роторов с насадными деталями и причины их появления, рассмотрены в работе [18]. Одна из технологических проблем, возникающих в процессе сборки ротора, описана в [48] и заключается в том, что вследствие неравномерного остывания ступицы диска либо из-за наличия некоторого конуса в расточке втулочного отверстия происходит защемление диска на валу не по всей длине. При дальнейшем остывании диска сокращение размеров ступицы по длине происходит в сторону защемления и при полном остывании между ступицей диска и упорной галтелью ротора появляется зазор. Вследствие этого диск занимает на валу неопределенное положение.

В целях исключения подобных отклонений при вертикальной сборке ротора в начальный момент после насадки диска (пока есть зазор между валом и диском) его ступицу со стороны упора охлаждают воздухом [48]. Быстрое охлаждение этой стороны диска вызывает его защемление на валу в данном месте, что позволяет получить плотное прилегание диска к упору. Аналогичные проблемы могут возникнуть и при горизонтальной сборке ротора, что решается использованием пресса прижимающего диск к упорной поверхности вала [46].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Биялт, Михаил Александрович, 2013 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок. - М.: Энергия, 1975.-288 с.

2. Паровые турбины сверхкритических параметров JIM3 /Под ред. А.П. Огурцова и В.К. Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991. - 384 с.

3. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - М.: Энергоатомиздат, 1990.-640 с.

4. Урьев Е.В. Основы надежности и технической диагностики турбомашин: Учебное пособие. - Екатеринбург: УГТУ, 1996. - 71 с.

5. Бродов Ю.М., Мурманский Б.Е., Мительман М.М. и др. Анализ показателей надежности турбоустановок и энергоблоков в целом АО «Свердловскэнерго» //Теплоэнергетика. 1997. №1. С. 9-14.

6. Урьев Е.В. Вибрационная надежность и диагностика турбомашин. Ч. 1. Вибрация и балансировка: Учебное пособие /Изд. 2-е, испр. -Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. - 200 с.

7. Рунов Б.Т. Уравновешивание турбоагрегатов на электростанциях. - М.-JL: Госэнергоиздат, 1963. - 224 с.

8. Жуков C.B., Кравчук В.В., Недошивина Т.А., Урьев Е.В. Достижения в балансировке роторов на разгонно-балансировочных стендах. Перспективы развития и совершенствования методики и технологии балансировки //Тяжелое машиностроение. 2002. №2. С. 18-20.

9. Урьев Е.В., Жуков C.B., Недошивина Т.А. Современные тенденции в балансировке роторов турбин на разгонно-балансировочных стендах (РБС) //Проблемы вибрации и вибродиагностики энергетического оборудования: Тезисы докладов. - М.: ВТИ, 1999. С. 19-20.

10. Недошивина Т.А., Урьев Е.В. Возможности балансировки гибких роторов на низкооборотных станках //Научные труды II отчетной конференции молодых ученых ГОУ УГТУ-УПИ: Сборник статей. -Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2002. С. 181-182.

11. Bishop R.E.D., Parkinson, A.G. On the Use of Balancing Machines for Flexible Rotors //Transactions of ASME. Journal of Engineering for Industry. 1972. Vol. 94.

12.

13

14

15

16

17.

18

19

20.

21

22

23

24,

25,

26

Bornheimer, A. Presentation Schenck RoTec. Darmschtadt, 2007. МУ 34-70-162-87. Методические указания по балансировке многоопорных валопроводов турбоагрегатов на электростанциях. - М.: СПО Союзтехэнерго, 1988. - 125 с.

Абалаков Б.В., Банник В.П., Резников Б.И. Монтаж и наладка турбоагрегатов и вспомогательного оборудования машинного зала. -М.: Энергия, 1976. - 208 с.

Молочек В.А. Ремонт паровых турбин. - М.: Энергия, 1968. - 376 с. Сверчков А.Н. Ремонт и наладка паровых турбин. - М.: Госэнергоиздат, 1954.- 532 с.

Энгель-Крон И.В. Ремонт паровых турбин. - М.: Энергоиздат, 1981. - 240 с. Ремонт паровых турбин: Учебное пособие. Изд. 2-е, перераб. и доп. / В.Н. Родин, А.Г. Шарапов, Б.Е. Мурманский, Ю.М. Гофман, Ю.А. Сахнин, В.В. Лебедев, М.А. Кадников, Л.А. Жученко //под общ. ред. Ю.М. Бродова и В.Н. Родина. - Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2005. -438 с. Карасев В.А., Ройтман А.Б. Доводка эксплуатируемых машин. Вибродиагностические методы. М.: Машиностроение, 1986. - 189 с. Гольдин А.С. Вибрация роторных машин. - М.: Машиностроение, 2000. - 344 с. Сперлин С.С. Механическая наладка паровых турбоагрегатов. - СПб.: Недра, 2006. - 252 с.

Урьев Е.В. Элементы теории надежности и основы технической диагностики: Учебное пособие. - Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2000. - 52 с. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин: Учебник для вузов /Изд. 3-е, перереб. и доп. - М.: Издательство МЭИ, 2007. - 476 с. Lvov М.М. Flexible rotors: shop balancing at operating speed //Proceedings of the 23rd Annual meeting of the Vibration Institute. 1999. P. 147-151. Рунов Б.Т. Исследование и устранение вибрации паровых турбоагрегатов. - М.: Энергоиздат, 1982. - 352 с.

Паровая турбина К-300-240 ХТЗ /Под общ. ред. Ю.Ф. Косяка. М.: Энергоиздат, 1982. - 272 с.

27. Рунов Б.Т., Коваль Г.С., Салимон A.B., Кораблев В.И. Вибрационные характеристики турбоагрегата 500 МВт //Электрические станции. 1977. №6. С. 30-34.

28. Комаров В. А. Некоторые проблемы динамики сверхмощных быстроходных турбоагрегатов //Вибрационная надежность паротурбинных агрегатов: Сборник научных трудов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. С. 9-23.

29. Вибрационное состояние блочных турбоагрегатов /Б.Т. Рунов, Э.А. Дон, Л.Б. Меерович и др. //В кн.: Котельные и турбинные установки энергетических блоков (опыт освоения) /Под ред. В.Е. Дорощука. - М.: Энергия, 1971. С. 192-201.

30. Розенберг С.Ш., Сафонов Л.П., Хоменок Л.А. Исследование мощных паровых турбин на электростанциях. - М.: Энергоатомиздат, 1994. - 272 с.

31. Опыт освоения головных турбоустановок энергоблоков мощностью 800 МВт /Ю.И. Моногаров, И.И. Орлов, С.Ш. Розенберг, Л.П. Сафонов, Л.А. Хоменок. М.: НИИЭИнформэнергомаш 3-81-07, 1981.

32. Опыт эксплуатации турбоустановки К-1200-240-3 ЛМЗ /H.A. Мишкин, В.В. Куличихин, Л.А. Хоменок и др. //Электрические станции. 1985. №12. С. 34-36.

33. РД 24.033.04-88. Методика комплексных вибрационных испытаний энергетических паротурбинных агрегатов.

34. Олимпиев В.И., Позняк Э.Л., Юрченко И.С. Экспериментальное и расчетное определения статических и динамических характеристик подшипников скольжения мощных турбоагрегатов // Энергомашиностроение. 1976. №6. С. 9-11.

35. Позняк Э.Л. Динамические свойства масляной пленки в подшипниках скольжения //Известия АН СССР. Механика и машиностроение. 1961. №6. С. 52-67.

36. Олимпиев В.И. Динамические характеристики смазочного слоя подшипника с цилиндрической расточкой //Труды ЦКТИ. 1964. Вып. 14. С. 38-53.

37. Позняк Э.Л. Упрощенный численный метод расчета характеристик подшипников скольжения произвольной формы //Машиноведение. 1966. №2. С. 91-99.

38. Олимпиев В.И., Юрченко И.С. Экспериментальное определение коэффициентов жесткости смазочного слоя подшипников турбины К-200-130 ЛМЗ //Труды ЦКТИ. 1966. Вып. 70. С. 54-57.

39. Куменко А.И. О влиянии жесткости и демпфирования опор на собственные и критические частоты ротора. - Материалы международной научно-практической конференции «Современное турбостроение». С-Петербург. ВТУЗ-ЛМЗ, 2004 г.

40. Олейников A.B. Разработка и апробация комплексных методов диагностики центробежных нагнетателей природного газа // Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. Екатеринбург, 2009.

41. Костюк А.Г., Шатохин В.Ф. Колебания турбоагрегата на фундаменте, вызванные неуравновешенностью валопровода //Теплоэнергетика. 1971. №12. С. 79-82.

42. Кальменс В.Я. Расчет критических скоростей многопролетного ротора с учетом податливости опор и масляной пленки // Энергомашиностроение. 1959. №5. С. 8-13.

43. Позняк Э.Л. Влияние масляного слоя в подшипниках скольжения на устойчивость и критические скорости высокоскоростных роторов //В кн.: Колебания машин на масляной пленке. Сборник статей. - М.: АН СССР, 1968. С.10-38.

44. РТМ 108.020.21-83. Агрегаты паротурбинные и газотурбинные. Расчет критических частот валопровода. - Л.: НПО ЦКТИ, 1984. - 28 с.

45. Вибрации в технике: Справочник, т. 3 /Под. ред. Ф.М. Диментберга и К.С. Колесникова. - М.: Машиностроение, 1980. - 544 с.

46. Бауман Н.Я., Яковлев М.И., Свечков И.Н. Технология производства паровых и газовых турбин. - М.: Машиностроение, 1973. - 464 с.

47. Новиков В.А. Технология производства и монтажа паровых и газовых турбин: Учебное пособие. - Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005. - 670 с.

48. Бушуев М.Н. Технология производства турбин. - M.-JL: Машиностроение, 1966.-416 с.

49. Орлик В.Г. О вибрационном состоянии паротурбинных роторов с насадными дисками //Энергомашиностроение. №7. 1972. С. 30-31.

50. ГОСТ 24278-89. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования.

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

52. Шкляр А.И., Гришин A.A., Минеев Г.В., Великович М.В. Комплексный подход к обеспечению качества уравновешивания роторов паровых турбин //Электрические станции. 2006. №10. С. 41-46.

53. Кальменс В.Я. Обеспечение вибронадежности роторных машин на основе методов подобия и моделирования. - СПб.: СЗПИ, 1992. - 374 с.

54. Тондд А. Динамика роторов турбогенераторов. - M.-JI. : Энергия, 1971. - 388 с.

55. Дон Э.А., Осоловский В.П. Расцентровка подшипников турбоагрегатов. - М.: Энергоатомиздат, 1994. - 192 с.

56. Дон Э.А., Авруцкий Г.Д. Выявление повреждений муфтового соединения трёхопорной системы РВД-РСД паровых турбин средствами вибрационной диагностики //Вибрационная надежность паротуринных агрегатов: Сборник научных трудов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. С. 81-84.

57. Урьев Е.В., Жуков C.B., Кирьянов A.C., Кравчук В.В. Разрушение болтового соединения полумуфт роторов высокого и среднего давления турбины 300 МВт. //Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сборник докладов - М.: ОАО «ВТИ», 2005. С. 29-37.

58. Коваль Г.С., Урьев А.В, Львов М.И, Манькович Я.Д. Влияние дефектов соединения роторов на их вибрационное состояние //Вибрационная надёжность паротурбинных агрегатов: Сборник научных трудов. - М.: Энергоатомиздат, 1986. С. 71-75.

59.

60

61.

62

63

64

65.

66

67

68

69

70

71

Куменко А.И., Карев A.B. Теоретическое определение коэффициентов чувствительности опор турбомашин от дефектов типа колено и маятник для реальных условий эксплуатации //Труды МЭИ. 1993. № 663. С. 154-160. Трухний А.Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки: Учебное пособие для вузов. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 540 с. Агафонов В.А. Вынужденные и самовозбуждающиеся вибрации роторов на подшипниках скольжения //Труды ЦКТИ. 1964. №46. С. 46-55. Олимпиев В.И. Сафонов Л.П. и др. О выборе конструкции опорных подшипников для мощных паровых турбин //Теплоэнергетика. 1983. №4. С. 28-32.

Зиле А.З., Руденко М.Н. Стабилизирующие свойства подшипников скольжения паровых турбин //Вибрация паровых турбоагрегатов: Сборник научных статей. - М.: Энергоатомиздат, 1981. С. 28-39. Олимпиев В.И., Камский A.B. Сравнительный анализ антивибрационных свойств эллиптических и сегментных подшипников //Энергомашиностроение. 1977. №2. С. 15-17.

Косгкж А.Г. Надбандажные циркуляционные силы и их влияние на пороговую

мощность крупных турбоагрегатов //Теплоэнергетика. 1975. №3. С. 41-46.

Костюк А.Г., Ручнов А.П., Куменко А.И. Расчет характеристик

динамической устойчивости валопроводов мощных паровых

турбоагрегатов//Теплоэнергетика. 1987. №8. С. 9-12.

Костюк А.Г., Шатохин В.Ф., Иванов Н.М. Расчет пороговой мощности

крупных турбоагрегатов//Теплоэнергетика. 1974. №3. С. 15-19.

Олимпиев В.И. Гидродинамические силы в бандажных уплотнениях

турбин //Энергомашиностроение. 1976. №7. С. 25-29.

Костюк А.Г., Некрасов А.Л., Куменко А.И. Анализ субгармонических и

самовозбуждающихся колебаний систем ротор - подшипники

скольжения//Теплоэнергетика. 1998. №1. С. 10-15.

Урьев Е.В., Жуков C.B. Об использовании сотовых уплотнений в

паровых турбинах //Электрические станции. 2008. №8. С. 40-44.

Култышев А.Ю. Паровые турбины Т-50/60-8.8, К-63-8.8 и Тп-100/110-8.8

для реконструкции электростанций с турбинами К-50-90 и К-100-90/

Валамин А.Е., Култышев А.Ю., Сахнин Ю.А., Шехтер М.В., Степанов М.Ю. // Теплоэнергетика. 2012. № 12. С. 28-34.

72. Култышев А.Ю. Новые проекты ЗАО «Уральский турбинный завод» для реконструкции и модернизации основного паротурбинного оборудования ТЭЦ /Валамин А.Е., Култышев А.Ю., Сахнин Ю.А., Степанов М.Ю., Поляева E.H. //Компрессорная техника и пневматика. 2011. №7.

73. Олимпиев В.И., Костарев В.В., Крупский Л.Г. Рекомендации по устранению низкочастотной вибрации роторов энергетических турбин - Л.:ЦКТИ, 1976.-30 с.

74. Повышение эффективности эксплуатации паротурбинных установок ТЭС и АЭС. Том 2. Диагностика паровых турбин /Хоменок Л.А., Ремезов А.Н., Ковалев И.А. и др. //Под ред. Хоменока Л.А. - СПб.: Изд. ПЭИпк, 2002. - 264 с.

75. Култышев А.Ю. Реконструкция мощных теплофикационных турбин/ Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Култышев А.Ю., Сахнин Ю.А. //Энергетик. 2012. №10.

76. Урьев Е.В., Фертиков М.В. Исследование причин низкой вибрационной надежности турбины Т-185/210-130 // Совершенствование турбин и турбинного оборудования: Региональный сборник научных статей. -Екатеринбург: УГТУ, 2000. С. 12-18.

77. М. L'vov, A. Kistoychev, Е. Uryev. Case history: response of a flexible rotor with a thermal bow caused by evaporation of water trapped in an axial bore //ICoVP-2011, September 5-8,2011, PRAGUE, Czech Republic.

78. Кистойчев A.B. Причины возникновения, диагностические признаки, предотвращение и устранение дефектов валопроводов турбомашин. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. Екатеринбург, 2011.

79. Зиле А.З., Авруцкий Т.Д. Из опыта эксплуатации АСКВД: особенности вибрационного поведения турбоагрегата при попадании масла во внутренний канал ротора //Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сборник докладов. - М.: ОАО «ВТИ», 2001. С. 38-41.

80. Мурманский Б.Е. Разработка и исследование системы вибрационной диагностики паровых турбин на основе экспертных систем вероятностного типа. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. Екатеринбург, 1996.

81. Зиле А.З., Израилев Ю.Л., Руденко М.Н. Особенности вибрационного проявления трещины ротора турбоагрегата //Электрические станции. 1985. №4. С. 26-29.

82. Олимпиев В.И., Голод И.Л. Анализ спектра вибрации математической модели ротора с трещиной на подшипниках скольжения //Труды ЦКТИ. Вып. 273. С-Пб.1992. С. 43-49.

83. Петрунин С.В. Исследование вибрации ротора турбины с поперечной трещиной //Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Москва, 1995.

84. Салимон А.В. К вопросу о диагностике трещин в роторах //Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сборник докладов. - М.: ОАО «ВТИ», 2003. С. 123-128.

85. Imam J., Azzaro S.H., Bankert R.J, Scheibel J. Development of on-line rotor crack detection and monitoring system //Trans. ASME. J. Vibr., Acoust., Stress. And Rel. Des. 1989. 111. №3. P. 241-250.

86. Nelson H.D., Nataraj C. The Dynamic of Rotor System with a Cracked Shaft// Trans of ASME J. of Vibr. 1986 april. P. 189-195.

87. Nilsson L.R.K. On the vibration behavior of a cracked rotor //Energia Elettrica. 1982. V.LIX. №10.

88. Papadopoulos C.A., Dimarogonas A.D. Vibration of Cracked Shafts in Bending //J. of Sound and Vibration. 1983, Vol. 91, №4.

89. Cracked Rotors: A Survey on Static and Dynamic Behaviour Including Modelling and Diagnosis /Bachschmid N., Tanzi E., Pennacchi P. // Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2010.

90. Комаров B.A. Проблемы повреждаемости оборудования ТЭС России и СНГ, безопасной эксплуатации, диагностики и вибросостояния // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сборник докладов. - М.: ОАО «ВТИ», 2005. С. 6-7.

91. Жученко Л.А., Ермолаев В.В., Шкляр А.И., Винокурова Л.А., Великович М.В., Баринберг Г.Д., Сахнин Ю.А. Проблемы повреждаемости низкотемпературных роторов теплофикационных паровых турбин //Электрические станции. 2006. №10. С. 36-41.

92. Урьев Е.В. Точка зрения на проблему повреждения роторов низкого давления теплофикационных турбин //Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сборник докладов. - М.: ОАО «ВТИ», 2005. С. 8-10.

93. Кистойчев А.В., Недошивина Т.А., Урьев Е.В., О проблеме трещинообразования в низкотемпературных роторах теплофикационных турбин //Электрические станции. 2009. №9. С. 38-40.

94. Загретдинов И.Ш., Костюк А.Г., Трухний А.Д., Должанский П.Р. Разрушение турбоагрегата 300 МВт Каширской ГРЭС: причины, последствия и выводы //Теплоэнергетика. 2004. №5. С. 5-15.

95. Зройчиков Н.А., Куличихин В.В. Надежность эксплуатации турбины типа Т-250/300-240 с модернизированным ЦНД //Надёжность и безопасность энергетики. 2008. №1.

96. Зройчиков Н.А., Галас И.В., Лисица В.И., Куличихин В.В. Эксплуатация турбины Т-250/300-240 без рабочих лопаток последних ступеней // Электрические станции. 2007. №11. С. 84-90.

97. ISO 10816-2: 2001 Mechanical vibration - Evaluation of machine vibration by measurements on non-rotating parts - Part 2: Land based steam turbines and generators in excess of 50 MW with normal operating speeds of 1500 r/min, 1800 r/min, 3000 r/min, 3600 r/min //International Organization for Standardization. 2001.

98. ISO 7919-2: 2001 Mechanical vibration - Evaluation of machine vibration by measurements on rotating shafts - Part 2: Land based steam turbines and generators in excess of 50 MW with normal operating speeds of 1500 r/min, 1800 r/min, 3000 r/min, 3600 r/min //International Organization for Standardization. 2001.

99. Бовсуновский А.П., Черноусенко О.Ю., Штефан Е.В., Бапгга Д.А. Усталостное повреждение и разрушение роторов паровых турбин в результате крутильных колебаний//Проблемы прочности. 2010. №1. С.144-151.

100. Тарадай Д.В., Шуранова Ю.А. Некоторые результаты расчетного моделирования крутильных колебаний валопроводов //XXIII Международная инновационно - ориентированная конференция молодых ученых и студентов (МИКМУС - 2011): Избранные труды конференции. - М: Изд-во ИМАШ РАН, 2012. С. 178-186.

101. Берковский A.M. Крутильное взаимодействие электропередачи постоянного тока Сентер - Дулут (США) с турбогенераторами ТЭС // Энергохозяйство за рубежом. 1981. №5. С. 21-25.

102. Крикунчик А.Б. Опасность субсинхронного резонанса для крупных турбогенераторов //Энергохозяйство за рубежом. 1977. №2. С. 27-28.

103. Лейзерович А.Ш. Накопление усталостной поврежденности роторов паровых турбин из-за колебательных крутильных нагрузок, вызванных взаимодействием с энергосистемой //Энергохозяйство за рубежом. 1982. №4. С. 12-17.

104. ISO/FDIS 22266-1: 2009 (Е). Mechanical vibration. Torsional vibration of rotating machinery. Part 1 : Land-based steam and gas turbine generator sets in excess of 50 MW.

105. Киселев М.И., Пронякин В.И. Фазовый метод исследования циклических машин и механизмов на основе хронометрического подхода//Измерительная техника. 2001. №9. С. 15-18.

106. Киселев М.И., Пронякин В.И. Фазохронометрический контроль валопроводов турбоагрегатов //Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сборник докладов. - М.: ОАО «ВТИ», 2005. С. 84-89.

107. Киселев М.И., Новик Н.В, Пронякин В.И. Регистрация параметров крутильных колебаний валопровода турбогенератора //Измерительная техника. 2000. №12. С. 34-36.

108. Киселев М.И., Зройчиков Н.А. Пронякин В.И., Чивилев Я.В. Прецизионное исследование работы турбоагрегата оптико-электронными средствами //Теплоэнергетика. 2006. №11. С. 10-13.

109. Заблоцкий И.Е., Коростелов Ю.А., Шипов Р.А. Бесконтактные измерения колебаний лопаток турбомашин. - М.: Машиностроение, 1977. - 160 с.

110. Боришанский К.Н. Методические особенности регистрации крутильных колебаний валопровода турбоагрегата с помощью дискретно-фазового метода //Авиационно - космическая техника и технология. 2009. №8. С. 73-77.

111. Machinery vibration and rotordynamics / John Vance, Brian Murphy, Fouad Zeidan. 2010.

112. Dunkan N. Walker. Torsional vibration of turbomachinery. The McGraw-Hill Companies, 2004.

113. Nestorides E.J. A Handook Torsional Vibration. Cambridge University Press, 1958.

114. Ronald L. Eshleman. Torsional Vibration in Reciprocating and Rotating Machines. Chapter 38. Harris' shock and vibration handbook / [edited by] Allan G. Piersol, Thomas L. Paez, New York: McGraw-Hill, 2010.

115. Урьев E.B. Обобщенный анализ вибрационного состояния турбоагрегатов Т-185/220-130 и опыт их вибрационной наладки // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: Материалы второй международной научно-практической конференции. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 1999.

116. Жуков С.В. Разработка и совершенствование методов балансировки гибких роторов турбомашин. Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. Екатеринбург, 2004.

117. БТ-217000-2РРЗ Турина паровая Т-185/215-130-3. Расчеты. Часть 4. Расчет на прочность валопровода турбины и генератора ТГВ-200-2М. 1986.

118. ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

119. Биргер И.А., Шорр Б.Ф, Иосилевич Г.Б. Расчеты на прочность деталей машин: справочник. - М.: Машиностроение, 1993. - 640 с.

120

121.

122.

123

124

125

126

127

128

129

130

131.

132

133,

Chen W. J., Gunter E. J. Introduction to Dynamics of Rotor-Bearing Systems. Eigen Technologies, Inc., 2004.

Пановко Я.Г. Введение в теорию механических колебаний. - М.: Наука, 1991.-256 с.

Тимошенко С.П. Колебания в инженерном деле. М.: Наука, 1967. - 444 с. Биргер И.А., Шорр Б.Ф., Иосилевич Г.Б. Расчет на прочность деталей машин: Справочник. - М.: Машиностроение, 1979. - 702 с. Гречищев Е.С., Ильяшенко A.A. Соединения с натягом: Расчеты, проектирование, изготовление. - М.: Машиностроение, 1981. - 247 с. Гречищев Е.С. Повышение надежности прессовых соединений при динамических нагрузках. - М.: НИИИНФОРМТЯЖМАШ, 1965. Решетов Д.Н. Детали машин: Учебник для студентов машиностроительных и механических специальностей вузов /Изд. 4-е, перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1989. - 496 с. Иванов A.C., Измайлов В.В. Расчет контактной деформации при конструировании машин //Трение и смазка в машинах и механизмах. 2006. №8. С. 3-10.

Иванов A.C. Толщина контактного слоя //Вестник машиностроения. 2006. №12. С. 21-23.

Иванов A.C. Нормальная, угловая и касательная контактные жесткости плоского стыка //Вестник машиностроения. 2007. №7. С. 34-37. Иванов A.C., Новоженова О.Г., Азарин А.И. Самораспрессовка соединений с натягом под действием изгибающего момента //Вестник машиностроения. 2008. №10. С. 32-34.

Морозов Б.А., Монахов-Ильин Г.П., Софронов Е.И. Влияние знакопеременных сдвиговых деформаций на прочность соединения деталей с натягом //Вестник машиностроения. 1977. №6. С. 46-47. Лейках Л.М. Смещение в циклически нагруженных соединениях с натягом //Вестник машиностроения. 1979. №5. С. 24-26. Урьев Е.В., К.В. Шапошников К.В. Балансировка роторов с развитыми консолями на разгонно-балансировочных стендах (РБС) //Тяжелое машиностроение. 2011. №7. С. 14-21.

134. Куменко А.И., Морозова Д.С., Урьев Е.В. Выбор оптимальных центровок валопровода по полумуфтам с учетом эксплуатационных расцентровок для турбогенераторов 500 МВт Рефтинской ГРЭС // Проблемы динамики и прочности. Тез. докл. Всерос. семин. - СПб., 1993.

135. Дон Э.А., Михайлова А.Н. и др. Обеспечение расчетных температурных расширений корпусов цилиндров турбин Т-100-130 и Т-250/300-240 АО ТМЗ при монтаже и капитальном ремонте // Теплоэнергетика. 2000. №11. С. 18-22.

136. Алексеев Б.А. Зарубежные турбоагрегаты предельных мощностей // Энергохозяйство за рубежом. 1977. №5. С. 1-6.

137. Куличихин В.В., Тажиев Э.И., Людомирский Б.Н., Антонов Э.И., Первушин С.М. Влияние эксплуатационных режимов на колебание рабочих лопаток последней ступени теплофикационной турбины //Электрические станции. 1976. №7. С. 17-18.

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

СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ПО ДИССЕРТАЦИИ

139. Биялт М.А. Проблемы низкочастотной вибрации турбоагрегатов Т-175(185)-130 (УТМЗ) /М.А. Биялт, Е.В. Урьев //Энергетик. 2010. №12. С. 40-44.

140. Биялт М.А. Использование методов вибрационной обработки при изготовлении и ремонте сборных роторов турбомашин /М.А. Биялт, A.B. Кистойчев, Е.В. Урьев //Тяжелое машиностроение. 2011. №9. С. 33-38.

141. Биялт М.А. Проблемы обеспечения качественного и надежного соединения роторов в валопроводе турбоагрегата /М.А. Биялт, A.B. Кистойчев, Е.В. Урьев //Тяжелое машиностроение. 2012. №1. С. 27-32.

142. Биялт М.А. Роль гибких муфт в возникновении низкочастотной вибрации /М.А. Биялт, A.B. Кистойчев, Е.А. Зонов, Е.В. Урьев // Тяжелое машиностроение. 2012. №2. С. 40-47.

143. Биялт М.А. О диагностических признаках наличия жидкости в центральной расточке роторов /A.B. Кистойчев, М.А. Биялт, Е.В. Урьев // Электрические станции. 2012. №6. С. 57-62.

144. Биялт М.А. Актуальность и проблемы реализации мониторинга крутильных колебаний валопроводов турбоагрегатов на электростанциях /М.А. Биялт, П.Е. Черненок, Е.В. Бочкарев, A.B. Кистойчев, Е.В. Урьев //Электрические станции. 2013. №8. С. 50-57.

145. Биялт М.А. Обзор организационных проблем виброналадки и диагностики турбоагрегатов на электростанциях и предложения по их решению //Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сб. докл. - М.: «ВТИ». 2007. С. 20-23.

146. Биялт М.А. Разработка экспертных систем для решения задач повышения надежности вращающегося оборудования ТЭС //Состояние и проблемы измерений: Сб. материалов 10-ой Всероссийской научно-технической конференции. - М.: МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2008. С. 204-206.

147. Биялт М.А. Проблемы НЧВ и надежности переднего подшипника турбоагрегатов Т-175(185)-130 (УТМЗ) /М.А. Биялт, Е.В. Урьев //Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сб. докл. - М.: «ВТИ». 2009. С. 93-98.

148. Биялт М.А. О перспективе применения систем фазохронометрического мониторинга крутильных колебаний в решении задач повышения надежности турбоагрегатов ТЭС /И.А. Бережко, М.А. Биялт, О.С. Гостюхин, A.B. Кистойчев, Е.В. Урьев //Состояние и проблемы измерений: Сб. материалов 11-ой Всероссийской научно-технической конференции. - М .: МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2011. С. 158-160.

149. Биялт М.А. К вопросу надежности сочленения роторов в валопроводе турбоагрегата /М.А. Биялт, Е.В. Урьев //Проблемы, перспективы и стратегические инициативы развития теплоэнергетического комплекса: материалы Международной научно-практической конференции //Под ред. В.В. Шалая и др. Омск: Изд-во ОмГТУ. 2011. С. 126-129.

150. Биялт М.А. Проблемы обеспечения качественной сборки роторов турбомашин и пути их решения /М.А. Биялт, Е.В. Урьев //Проблемы, перспективы и стратегические инициативы развития теплоэнергетического

комплекса: материалы Международной научно-практической конференции //Под ред. В.В. Шалая и др. Омск: Изд-во ОмГТУ. 2011. С. 129-132.

151. Биялт М.А. Расчетное исследование вибрационных характеристик динамической системы «Ротор - Подшипники - Опоры» [Текст] /М.А. Биялт, A.A. Плотникова, Е.В. Урьев //Молодой ученый. 2012. №11. С. 23-26.

152. Биялт М.А. Результаты вибрационных исследований динамических характеристик турбогенератора ТГВ-200-2М [Текст] /М.А. Биялт, Е.В. Урьев //Молодой ученый. 2012. №11. С. 27-30.