Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Причины возникновения, диагностические признаки, предотвращение и устранение дефектов валопроводов турбомашин

Диссертация: Причины возникновения, диагностические признаки, предотвращение и устранение дефектов валопроводов турбомашин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Показано, что при существующей неравномерности крутящего момента на генераторе в сочетании с возмущениями от неравномерности тормозящего момента, предположительно возникающего на малорасходных режимах работы последних ступеней паровых турбин, первопричиной образования трещин в низкотемпературных роторах теплофикационных турбин могут стать крутильные колебания валопровода. Определяющим фактором… Читать ещё >

Содержание

  • 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 1. 1. Трещинообразование в роторах турбомашин. Причины трещинообразования в высоко- и низкотемпературных роторах паровых турбин
      • 1. 1. 1. Малоцикловая усталость
      • 1. 1. 2. Многоцикловая усталость
    • 1. 2. Разрушение муфтовых соединений
    • 1. 3. Прогибы роторов
      • 1. 3. 1. Остаточные прогибы роторов
      • 1. 3. 2. Прогибы роторов, имеющих насадные детали
      • 1. 3. 3. Прогибы, возникающие при попадании жидкости в центральную расточку
    • 1. 4. Диагностика дефектов валопроводов турбомашин
      • 1. 4. 1. Диагностика кольцевых трещин в роторах турбомашин
      • 1. 4. 2. Диагностика некольцевых поперечных трещин в роторах
      • 1. 4. 3. Диагностика разрушения муфтовых соединений роторов
      • 1. 4. 4. Диагностика прогибов роторов
    • 1. 5. Методы правки роторов
  • Выводы. Постановка задач исследования
  • 2. КРУТИЛЬНЫЕ КОЛЕБАНИЯ ВАЛОПРОВОДОВ ТУРБОМАШИН КАК ПРИЧИНА ТРЕЩИНООБРАЗОВАНИЯ
    • 2. 1. Методика расчёта крутильных колебаний валопроводов
    • 2. 2. Расчёт собственных крутильных частот валопровода турбины ПТ-135/165−13/
    • 2. 3. Источники возбуждения крутильных колебаний валопроводов паровых турбин
    • 2. 4. Оценка распределения напряжений по длине валопровода турбины ПТ-135/165−130/15−3 при возбуждении крутильных колебаний с различными частотами
    • 2. 5. Оценка прочности валопровода по касательным напряжениям
    • 2. 6. Обзор факторов, способных снизить прочностные характеристики валопровода
    • 2. 7. Оценка проведённой модернизации турбины ПТ-135/165−130/15 по гипотезе крутильного характера трещинообразования
  • Выводы по главе 2
  • 3. ДИАГНОСТИКА ПОПЕРЕЧНЫХ ТРЕЩИН В РОТОРАХ ТУРБОМАШИН
    • 3. 1. Диагностика некольцевых поперечных трещин в роторах турбомашин. 3.1.1. Обоснование появления перемещений вала с трещиной в г горизонтально — поперечном- направлении измерений
      • 3. 1. 2. Численное моделирование колебаний вала со смыкающейся поперечной некольцевой трещиной
      • 3. 1. 3. Экспериментальные исследования роторов с поперечными трещинами на НЧБС зарезонансного типа
    • 3. 2. Диагностика поперечных трещин по изменению собственных частот роторов. i 3.2.1. Некольцевые поперечные трещины
      • 3. 2. 2. Некоторые практические аспекты испытаний роторов на неравножёсткость при помощи ударных испытаний
  • Выводы по главе 3
  • 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН РАЗРУШЕНИЯ БОЛТОВ МУФТОВОГО СОЕДИНЕНИЯ ТРЁХОПОРНЫХ РОТОРОВ
    • 4. 1. Расчётная схема и начальные условия
    • 4. 2. Связь величины торцевой расцентровки с величиной изгибающего момента в сечении разъёма муфты
    • 4. 3. Расчёт болтов муфты РВД-РСД турбины К-300−240 ХТЗ на прочность
      • 4. 3. 1. Вычисление коэффициентов податливости деталей соединения
      • 4. 3. 2. Совместное действие растягивающего усилия и изгибающего момента
      • 4. 3. 3. Расчёт коэффициентов запаса прочности при ассиметричном цикле нагружения болтов
      • 4. 3. 4. Некоторые аспекты расчётов на прочность болтов муфтового соединения
      • 4. 3. 5. К вопросу об исправлении маятника РВД путём перетяжки болтов муфты
  • I. 4.4. Расчёт болтов на прочность от действия крутящего момента, передаваемого муфтой
    • 4. 4. 1. Результаты расчётов
    • 4. 5. Уточнение требований к ceopice муфты РВД-РСД турбины
  • К-300−240 ХТЗ. i 4.6. К вопросу о диагностике «квазитрещин»
  • Выводы по главе 4
    • 5. УСТРАНЕНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ПРОГИБОВ РОТОРОВ
    • 5. 1. Исходное состояние роторов с остаточными прогибами различной
  • 1. природы перед правкой
    • 5. 2. Правка роторов с остаточными прогибами, получен! 1ыми в
  • 3. результате задеваний. f 5.3. Метод правки роторов при помощи явления релаксации i напряжений
    • 5. 4. Правка роторов с остаточными прогибами, обусловленными явлением ползучестьи
    • 5. 5. О возможности возникновения остаточных прогибов роторов вследствие явления ползучести под действием остаточной неуравновешенности
      • 5. 5. 1. Оценка уровня напряжений, которые приводят к ползучести высокотемпературных роторов паровых турбин
      • 5. 5. 2. Оценка уровня напряжений, имеющих место в роторе, в зависимости от его упругого прогиба
      • 5. 5. 3. Оценка уровня напряжений, создаваемых в роторе различными системами дисбалансов
    • 5. 6. Снижения остаточных напряжений в роторах турбомашин в эксплуатации
  • Выводы по главе 5

Причины возникновения, диагностические признаки, предотвращение и устранение дефектов валопроводов турбомашин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

В условиях старения основного оборудования отечественных тепловых электростанций и осознания того, что в ближайшее время не удастся провести обновление значимой его части, весьма актуальной становится проблема продления индивидуального ресурса установленных турбоагрегатов и предотвращения аварийных выходов оборудования из строя. По некоторым оценкам, ожидается, что к 2015 году общая мощность энергоустановок, выработавших парковый ресурс, превышающий проектный (100 тыс. часов) в среднем в 2 раза, составит около 87 млн. кВт, т. е. более 65% установленной мощности ТЭС [108].

В этих условиях особое внимание необходимо уделять вопросам обеспечения надёжности эксплуатации турбомашин [64−66], которая во многом определяется надёжностью элементов валопровода. Дефекты, развивающиеся в валопроводах турбомашин, являются одними из наиболее опасных, способных привести к авариям с катастрофическими последствиями.

Сегодня остро стоит проблема продления ресурса высокотемпературных роторов паровых турбин (РВД и РСД). В ходе длительной эксплуатации в условиях высоких температур и напряжений в них накапливаются повреждения, вызванные ползучестью и усталостью, изменяются структура и свойства стали. Всё это приводит к появлению остаточных деформаций (прогибов) и трещинообразованию.

В ряде случаев имеют место проблемы, связанные и с надёжностью низкотемпературных элементов валопроводов: массовое трещинообразование в низкотемпературных роторах, прежде всего в роторах НД турбин ПТ-13 5/165−130/15 УТЗ (ТМЗ), имеющих наработку более 100 тыс. часовпериодически наблюдаются повреждения муфтовых соединений роторов, как, например, разрушение болтового соединения муфт роторов ВД и СД турбин К-300−240 ХТЗ.

Указанные дефекты могут возникать даже на оборудовании, которое не выработало свой ресурс. Причинами этого часто являются ошибки проектирования, нарушения технологии производства, а также пренебрежение некоторыми важнейшими техническими требованиями в процессе эксплуатации и станционного ремонта.

В целях продления срока службы, повышения надёжности и экономичности установленного оборудования необходима разработка обоснованных рекомендаций, позволяющих диагностировать дефекты на раннем этапе их развития, увеличивать несущую способность «слабых» узлов и повышать вибрационную надёжность агрегатов в целом. Вместе с тем, некоторые из предлагаемых в настоящее время технологических и конструктивных мероприятий (использование и конкретные конструкции сотовых уплотнений в ЦВД паровых турбин, правка роторов при помощи систем балансировочных грузов и некоторые другие) небесспорны, а некоторые просто небезопасны.

Научная идея, объединяющая все рассмотренные в настоящей работе задачи, состоит в углубленном и всестороннем исследовании с использованием современных программных и аппаратных средств некоторых наиболее остро стоящих вопросов надёжности турбомашин.

Цель работы заключается в рассмотрении ряда наиболее распространенных дефектов валопроводов турбоагрегатов: анализе причин их появления, анализе существующих и разработке новых методов их обнаружениявыработке обоснованных мероприятий по предотвращению их развитияанализе и экспериментальной проверке некоторых способов их устранения.

Научная новизна работы определяется тем, что впервые:

— показано, что при существующей неравномерности крутящего момента на генераторе в сочетании с возмущениями от неравномерности тормозящего момента, предположительно возникающего на малорасходных режимах работы последних ступеней паровых турбин, первопричиной образования трещин в низкотемпературных роторах теплофикационных турбин могут стать крутильные колебания валопровода. Определяющим фактором трещинообразования при этом является качество отстройки валопроводаот крутильных резонансов:

— подтверждено, что поперечные трещины приводят к изменению собственных частот роторов только тогда, когда они практически достигают критических размеров, что не позволяет их диагностировать по этому признаку на раннем этапе развития в эксплуатации (в динамике);

— предложены и обоснованы новые диагностические признаки некольцевых поперечных трещин в роторах, проявление которых возможно как в параметрах колебаний роторов, так и в параметрах вибрации опор, позволяющие проводить выявление этого дефекта в динамике на раннем этапе развитиявпервые приведены дополнительные признаки наличия поперечной трещины, которые проявляются в горизонтально-поперечном направлении измерений, показано, что горизонтальная составляющая вибрации при наличии трещины может оказаться даже более информативной, чем вертикальная;

— экспериментально подтверждена принципиальная возможность диагностирования некольцевых поперечных трещин в роторах на низкочастотных балансировочных станках зарезонансного типа;

— на основе комплексного исследования несущей способности болтов муфтового соединения трёхопорных роторов показано, что прочность болтов определяют величина парового растягивающего усилия на муфте и динамические напряжения от изгибающего момента, действующего в сечении муфтыопределены граничные условия монтажного и ремонтного характера, при которых происходит резкое увеличение динамических нагрузок на болтовое соединение, приводящих к его усталостному разрушению;

— показано, что правку ротора методом релаксации напряжений следует считать законченной и успешной, если остаточный прогиб после проведения правки составляет около 5% от исходного (перед правкой);

— расчётными исследованиями показано, ¦ что прогрессирующий остаточный прогиб ротора от действия остаточной неуравновешенности противоречит поведению гибкого ротора, работающего за первой критической частотой вращения.

Работа выполнена на кафедре «Турбины и двигатели» УГТУ-УПИ под руководством профессора, доктора технических наук, лауреата премии.

Правительства РФ в области науки и техники Урьева Евгения Вениаминовича.

Автор выражает искреннюю признательность:

— своему научному руководителю Урьеву Евгению Вениаминовичу за открытие увлекательного мира вибрационной диагностики;

— сотрудникам Уральского филиала ООО «ДИАМЕХ 2000» в лице Урьева Михаила Арнольдовича и Тарасенко Александра Анатольевича за неоценимую помощь в работе над 3-й главой и бесконечное терпение;

— ОАО «Теплоэнергосервис-ЭК» (г. Екатеринбург) и лично начальнику отдела диагностики, виброналадки и экспериментальных работ Зайцеву Михаилу Яковлевичу за предоставление возможности испытаний на натурных роторах, проведённых в ходе работы над 3-й главой;

— мастеру ЭРП на Рефтинской ГРЭС Боровских Юрию Петровичу за изготовление модели ротора, испытания которого проведены в ходе работы над 3-й главой.

выводы по главе 5.

Рассмотренные в данной главе вопросы являются очень важными для практического применения различных методов правки роторов турбоагрегатов.

Впервые показано, что правку ротора методом релаксации напряжений следует считать законченной и успешной, если остаточный прогиб после проведения правки составляет около 5% от исходного (перед правкой).

Правка роторов, чей остаточный прогиб обусловлен явлением ползучести, фактически невозможна ни одним из методов.

Показано, что напряжения в теле роторе от установки любых реальных систем грузов не делают явление ползучести заметным настолько, что оно приводило бы появлению значительного остаточного прогиба.

Вообще прогрессирующий остаточный прогиб ротора от действия остаточной неуравновешенности противоречит поведению гибкого ротора, работающего за первой критической частотой вращения. Ползучесть роторов, обусловленная действием ЦБС от балансировочных грузов — это процесс самотормозящий.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. В ходе численного исследования крутильных колебаний валопровода турбины ПТ-135/165−130/15−3 УТЗ показано, что при возмущениях от неравномерности тормозящего момента, возникающего на малорасходных режимах работы последних ступеней, которые к тому же сочетаются с воздействием возмущений от неравномерности крутящего момента на генераторе, первопричиной образования трещин в низкотемпературных роторах теплофикационных турбин могут стать крутильные колебания. Определяющим фактором трещинообразования при этом является качество отстройки валопровода от крутильных резонансов.

2. Показано, что внедрение стационарных систем контроля крутильных колебаний может позволить избежать работы валопровода на резонансных режимах.

3. Получены новые диагностические признаки наличия некольцевых поперечных трещин в роторах. Впервые показано, что диагностика трещин по горизонтально-поперечной составляющей, вибрации может оказаться достовернее диагностики по вертикальной составляющей. Показано, что найденные признаки могут проявляться при работе агрегата как на ВПУ (только •для вибрации вала), так на рабочей частоте вращения (вибрация вала и опор).

4. Экспериментально подтверждена возможность диагностики некольцевых поперечных трещин в роторах на НЧБС зарезонансного типа.

5. В ходе численного исследования подтверждено, что поперечные трещины приводят к заметному изменению собственных частот роторов только тогда, когда они практически достигают критических размеров, что не позволяет их диагностировать по этому признаку на раннем этапе развития в эксплуатации (в динамике).

6. Проведён комплексный анализ несущей способности болтов муфты трёхопорных роторов. Показано, что основными факторами, влияющими на надёжность рассматриваемого соединения, являются величина парового растягивающего усилия и уровень динамических напряжений, связанных с величиной изгибающего момента, действующего в сечении муфты. Предложен ряд мероприятий по повышению надёжности болтов муфты РВД-РСД турбины К-300−240 ХТЗ.

7. Впервые показано, что правку ротора методом релаксации напряжений следует считать законченной и успешной, если остаточный прогиб после проведения правки составляет около 5% от исходного (перед правкой).

8. Прогрессирующий остаточный прогиб ротора от действия остаточной неуравновешенности противоречит поведению гибкого ротора, работающего за первой критической частотой вращения. Ползучесть роторов, обусловленная действием ЦБС от балансировочных грузов — это процесс самотормозящий.

Показать весь текст

Список литературы

  1. A.c. 1 163 064 СССР, МКИ F16D 1/00 F01B 25/00. Способ сборки роторов турбомашины (его варианты) / Г. Д. Авруцкий, В. Ф. Гуторов, Ф. М. Сухарев и др. // Открытия. Изобретения. 1985. № 23.
  2. A.c. 1 225 950 СССР, МКИ F 16D 1/02. Муфта для жёсткого соединения валов / Э. А. Дон, А .Я. Левин, Г. Д. Авруцкий // Открытия. Изобретения. 1986. № 15.
  3. A.c. 1 234 677 СССР, МКИ F 16D 1/02. Муфта для жёсткого соединения валов / Э. А. Дон, А .Я. Левин, Г. Д. Авруцкий // Открытия. Изобретения. 1986. № 20.
  4. Г. Д. Повышение надежности работы жесткой муфты РВД-РСД турбины К-300−240 ХТЗ за счет увеличения коэффициента трения торцевых поверхностей роторов // Электрические станции. 1991. — № 10. — С. 64−67.
  5. .А. Зарубежные турбоагрегаты предельных мощностей // Энергохозяйство за рубежом, 1977, № 5, с. 1−6.
  6. Балансировочный станок модели ВМ3000. Паспорт, руководство по установке, эксплуатации и обслуживанию. ООО «ДИАМЕХ 2000».
  7. A.M. Крутильное взаимодействие электропередачи постоянного тока Сентер Дулут (США) с турбогенераторами ТЭС. — Энергохозяйство за рубежом, 1981, № 5, с. 21−25.
  8. И.А. Остаточные напряжения. М.: Машиностроение, 1963.
  9. И.А. Расчет резьбовых соединений. М.: Оборонгиз, 1959. — 252 с.
  10. И.А. Техническая диагностика. М.: «Машиностроение», 1978.
  11. И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов: Учебное пособие. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986.
  12. A.M., Гецов Л. Б. Релаксация напряжений в металлах и сплавах. Изд-во «Металлургия», 1972, 304 с.
  13. К.Н., Григорьев Б. Е., Григорьев С. Ю., Наумов A.B. Особенности вибрационного состояния лопаток и валопровода мощных паровых турбин при переходных режимах работы турбоагрегата // Электрические станции. 2011. № 2. С. 32−37.
  14. БТ-207 000−1РР. Турбина паровая ПТ-140/165−130/15−2. Часть 1. Расчёт критических частот вращения валопровода турбины и генератора ТВ М-160−2. 1993.
  15. БТ-207 000−2РР. Турбина паровая ПТ-140/165−130/15−3. Часть 1. Расчёт на прочность валопровода турбины и генератора ТВВ-160−2ЕУЗ. 1987.
  16. Вибрации в технике: Справочник. В 6-ти т. / Ред. совет: ВН. Челомей (пред.). -М.: Машиностроение, 1978, Т. 1. Колебания линейных систем / Под. ред. В. В. Болотина, 1978.
  17. Вибрации в технике: Справочник. В 6-ти т. / Ред. совет: В. Н. Челомей (пред.). -М.: Машиностроение, 1980, Т. 3. Колебания машин, конструкций и их элементов / Под. ред. Ф-М. Диментберга и К. С. Колесникова, 1980.
  18. Вибрационная надёжность и диагностика турбомашин. Ч. 1. Вибрация и балансировка: учебное пособие / Е.В. Урьев- изд. 2-е, испр. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005.
  19. Винокуров И. В- Опыт диагностики состояния турбоагрегата по спектру вибрации // Труды ЦКТИ. Вып. 251. Ленинград. 1989. С. 43−48.
  20. И.В., Медведь B.C. Диагностические признаки в вибрационном поведении действующих паротурбинных агрегатов // Труды ЦКТИ. 1992. Вып. 273. С.-Петербург. С. 9−26.
  21. Х.Я., Тейф Е. М. Исследование влияния конструктивных параметров стяжных призонных болтов муфт на надёжность, паровых турбин // // Труды ЦКТИ. Вып. 245. Ленинград. 1988. С. 106−111.
  22. A.C. Вибрация роторных машин: 2-е изд. исправл. — М.: Машиностроение, 2000.
  23. ГОСТ 13 109–97. «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».
  24. ГОСТ 24 346–80. Вибрация. Термины и определения.
  25. П.Г. Детали машин. Учеб. для вузов. 4-е изд., испр. М.: Высшая шк., 1986.
  26. Я.Б., Карымов A.A. Оценка сокращения «срока жизни» вала ротора турбогенератора // Электричество. 1997. № 2. С. 36−40.
  27. Ф.М. Изгибные колебания вращающихся валов. М.: Изд. АН СССР, 1959.
  28. Динамика и прочность турбомашин: учебник для вузов / Костюк А. Г. 3-е изд., перереб. и доп. — М.: Издательство МЭИ, 2007.
  29. Дон Э.А., Осоловский В. П. Расцентровка подшипников турбоагрегатов. М.: Энергоатомиздат, 1994. — 191 с.
  30. Дон Э.А., Авруцкий Г. Д. Выявление повреждение муфтового соединения трёхопорной системы РВД-РСД паровых турбин средствами вибрационной диагностики // Вибрационная надёжность паротурбинных агрегатов: Сб. научных трудов. -М.: ВТИ. 1986. С. 81−84.
  31. Дон Э.А., Авруцкий Г. Д. Выявление повреждений муфтового соединения трёхопорной системы РВД-РСД паровых турбин средствами вибрационной диагностики. // Вибрационная надёжность паротурбинных агрегатов. М.: Энергоатомиздат, 1986. С. 81−84.
  32. Дон Э.А., Панков И. И., Хатунцев Э. А. Оценка эксплуатационных расцентровок валопровода турбоагрегата 300 МВт // Электрические станции. 1976. — № 7. -С. 22−25.
  33. Дон Э.А., Тарадай Д. В. Совершенствование технологии сборки фланцевых соединений валопроводов турбоагрегатов. // Теплоэнергетика. 2008. — № 5. — С. 7−9.
  34. А.З., Израилев Ю. Л., Руденко М. Н. Особенности вибрационного проявления трещины ротора турбоагрегата. // Электрические станции. 1985. -№ 4. — С. 26−29.
  35. А.З., Лимар С. А., Микунис С. И., Фирсанов Е. П. Разработка системы вибрационной диагностики турбоагрегата Т-250/300−240 // Вибрационная надёжность паротурбинных агрегатов: Сб. научных трудов. М.: ВТИ. 1986. С. 88−94.
  36. А.З., Томашевский С. Б., Куликов P.A. О вибрационном контроле трещины в вале турбоагрегата // Электрические станции. 2007. № 10. С. 26−32.
  37. B.C. Механические свойства металлов. М.: Металлургия, 1983.
  38. М.Н. Детали машин. Учебн. для студентов высш. техн. учеб. заведений. 6-е изд., перераб. — М.: Высшая школа, 1998.
  39. Ю.Л., Зиле А. З., Микунис О. С., Лубны-Герцык А.Л., Тривуш В. И. Вибрационный контроль за развитием трещин в роторах паровых турбин // Сб. научных трудов.-М.: ВТИ. 1986. С. 76−80.
  40. Ю.Л., Лубны-Герцык А.Л. Резонансный метод обнаружения трещины в роторе. // Электрические станции. 1987. — № 12. — С. 29−32.
  41. ИП-03−2006 (ТП) РАО «ЕЭС России». О первоочередных мерах по обеспечению надёжной работы роторов среднего и низкого давления паровых турбин без промперегрева производства ЗАО «УТЗ».
  42. Исследование изломов: Методические рекомендации и атлас повреждений деталей проточной части турбин / В. Ф. Резинских и др. М.: ВТИ, 1993.
  43. В.Я. Обеспечение вибронадёжности роторных машин на основе методов подобия и моделирования. СПб.: СЗПИ, 1992.
  44. М.И., Новик Н.В, Пронякин В. И. Регистрация параметров крутильных колебаний валопровода турбогенератора. // Измерительная техника. -2000. -№ 12. -С. 34−36.
  45. М.Д. Влияние режима работы на динамические напряжения в рабочих лопатках последней ступени теплофикационной турбины / М. Д. Клебанов, Э. В. Юрков // Электрические станции. 1979. № 10. С. 30−33.
  46. И.А. Разработка алгоритмов функционирования и распознавания дефектов для автоматической системы вибрационной диагностики // Труды ЦКТИ. Вып. 178. Ленинград. 1980. С. 27−33.
  47. И.А., Хоменок Л. А., Елькин Д. В. Проблема прогибов роторов паровых турбин и пути её решения. // Теплоэнергетика. 2003. № 2. С. 64−67.
  48. И.А., Хоменок Л. А., Елькин Д. В. Проблема прогибов роторов паровых турбин и пути её решения. // Тяжёлое машиностроение. 2002. № 10. С. 52−55.
  49. В.П. Расчеты на прочность при напряжениях, переменных во времени. М., «Машиностроение», 1977.
  50. В.А. Состояние и повреждаемость турбоагрегатов // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностирования оборудования электрических станций: Сб. докл. М.: ОАО «ВТИ», -2007. С. 150−154.
  51. А.Ю. Вибропрочностные исследования рабочих лопаток ЦНД мощной паровой турбины / А. Ю. Кондаков, Л. Л. Симою, В. П. Лагун и др. // Теплоэнергетика. 1986. № 12. С. 28−31.
  52. А.Г., Трухний А. Д. Прочность цельнокованых роторов турбин мощностью 200, 300 и 800 МВт производства ЛМЗ при длительном статическом нагружении. // Теплоэнергетика. 2004. № 10. С. 45−52.
  53. А.Б. Опасность субсинхронного резонанса для крупных турбогенераторов. Энергохозяйство за рубежом, 1977, № 2, с. 27−28.
  54. В.В. Прибыль не в ущерб надежности/ В.В. Кудрявый// Тарифное регулирование и экспертиза. 2009. № 4. С.22−23.
  55. В.В. Реформа электроэнергетики РФ: факты и последствия // Надёжность и безопасность энергетики. 2009. № 2(5). С. 3−7.
  56. В.В., Зройчиков H.A. Надежность эксплуатации турбины типа Т-250/300−240 с модернизированным ЦНД // Надёжность и безопасность энергетики. 2008. № 1.
  57. В.В., Зройчиков H.A., Галас И. В., Лисица В. И. Эксплуатация турбины Т-250/300−240 без рабочих лопаток последних ступеней // Электрические станции. 2007. № 11. С. 84−90.
  58. А.И. Комплексный анализ вибрационной надежности турбоагрегата // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностирования оборудования электрических станций: Сб. докл. М.: ОАО «ВТИ». 2009. С. 819.
  59. А.И., Махнов В. Ю., Шкляров М. И. О проблеме прогибов роторов и возможности правки роторов высокого и среднего давления мощных турбин системами балансировочных грузов // Надежность и безопасность энергетики. 2009. № 4 (7). С. 62−68.
  60. В.П., Симою Л. Л., Фрумин Ю. З. и др: Особенности работы последних ступеней ЦНД на малых нагрузках и холостом ходе. // Теплоэнергетика, 1971, № 2, С.'63−67.
  61. А.Ш. Накопление усталостной повреждённости роторов паровых турбин из-за колебательных крутильных нагрузок, вызванных взаимодействием с энергосистемой // Энергохозяйство за рубежом, 1982, № 4, с. 12−17.
  62. Н.К. Правка валов роторов паровых турбин методом релаксации напряжений // Ремонт оборудования- ТЦ электростанций: Сборник статей ОРГРЭС. М.- Л.: Энергий, 1966.
  63. М.М. Методика оценки качества балансировки гибких роторов турбомашин с помощью остаточных модальных дисбалансов // Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Екатеринбург, 2008.
  64. Малорасходные режимы ЦНД турбины Т-250/300−240 / Под ред. В. А. Хаимова. СПб.: БХВ-Петербург, 2007.
  65. Марочник сталей и сплавов. 2-е изд., доп. и испр. / A.C. Зубченко, М. М. Колосков, Ю. В. Каширский и др. Под общей ред. A.C. Зубченко М.: Машиностроение, 2003.
  66. В.А. Ремонт паровых турбин. М.: Энергия, 1968.
  67. .Е. Разработка и исследование системы вибрационной диагностики паровых турбин на основе экспертных систем вероятностного типа // Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Екатеринбург, 1996.
  68. Неразрушающий контроль: Справочник: В 8 т. / Под общ. ред. В. В. Клюева. 2-е изд., испр. Т.7: В 2 кн. — М.: Машиностроение, 2006. — 829 с.
  69. В.Г. О вибрационном состоянии роторов с насадными дисками // Энергомашиностроение. 1972. — № 7. -С. 30−31.
  70. Основы надёжности и технической диагностики турбомашин: Учебное пособие/ Е. В. Урьев. Екатеринбург: УГТУ. 1996. 71с.
  71. Отчет о научно-исследовательской работе «Диагностирование трещин в роторах турбогенераторов по их вибрационным характеристикам» (заключительный) В. М. Шаров, Б. Х. Перчанок, Ю. Р. Воеводский, Ленинград 1990.
  72. Паровая турбина К-300−240 ХТЗ / Под общ. ред. Ю. Ф. Косяка. -М.:Энергоиздат, 1982. 269 с.
  73. Паровые и газовые турбины для электростанций: учебник для вузов. — 3-е изд., перераб. и доп. / А. Г. Костюк, В. В. Фролов, А. Е. Булкин, А.Д. Трухний- под ред. А. Г. Костюка. — М.: Издательский дом МЭИ, 2008.
  74. Паровые турбины сверхкритических параметров JIM3. Под ред. А. П. Огурцова, В. К. Рыжкова. М.: Энергоатомиздат, 1991. 384 с.
  75. Пат. 2 079 671 (РФ). Способ правки роторов паровых и газовых турбин / Шкляров М. И., Кубарев В. Г., Шилович H.H.
  76. Пат. 2 082 143 (РФ). Способ диагностики поперечной трещины вала / Воеводский Ю.Р.
  77. Р. Коэффициенты концентрации напряжений: Пер. с англ. М.: Мир, 1977.
  78. C.B. Исследование вибрации ротора турбины с' поперечной трещиной. // Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Москва, 1995.
  79. B.C., Вербжинская И. И. Снижение, остаточных напряжений вибрационной обработкой. Технология, организация и механизация сварочного производства. НИИИНФОРМТЯЖМАШ, 1972.
  80. Г. С., Яковлев А. П., Матвеев В. В. Справочник по сопротивлению материалов. Киев: «Наукова думка», 1975.
  81. В.И. К вопросу о диагностике циклических механизмов. // Сб. материалов 10-й Всероссийской научно-техн. конф. «Состояние и проблемы измерений». Москва, 2008. С. 131−133.
  82. Расчёт на прочность деталей машин: Справочник / И. А. Биргер, Б. Ф. Шорр, Г. Б. Иосилевич 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Машиностроение, 1993.
  83. Расчёт термонапряжений и прочности роторов и корпусов турбин / К. В. Фролов, Ю. Л. Израилев, H.A. Махутов и др. М.: Машиностроение, 1988.
  84. РД 153−34.1−17.421−98 (РД 10−292−98) Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций.
  85. РД 3.506.90. Методические указания по нормализации тепловых расширений цилиндров паровых турбин тепловых электростанций.
  86. РД 34.30.507−92. Методические указания по предотвращению коррозионных повреждений дисков и лопаточного аппарата паровых турбин в зоне фазового перехода. Корпорация РОСЭНЕРГО, Управление научно-технического развития.
  87. РД 34.30.606−95. Методические указания по центровке опор валопроводов турбоагрегатов по измеренным опорным нагрузкам.
  88. В.Ф. Диагностика роторов паровых турбин // Тяжёлое машиностроение. 1999. № 8. С. 2−4.
  89. В.Ф., Гладштейн В. И. Ресурс и надёжность металла паровых турбин тепловых электростанций. // Теплоэнергетика. 2004. № 4. С. 2−6.
  90. В.Ф., Гринь Е. А. Надёжность и безопасность ТЭС России на современном этапе: проблемы и перспективные задачи // Теплоэнергетика. 2010. № 1. С. 2−8.
  91. Ремонт паровых турбин: Учебное пособие для вузов / В. Н. Родин, А. Г. Шарапов, Б. Е. Мурманский, 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, 2002.
  92. Референц-лист ОАО «Турбоатом» (опубликован на официальном сайте ОАО «Турбоатом»: www.turboatom.com.ua).
  93. Д.II. Детали машин: Учебник для студентов машиностроительных и механических специальностей вузов. 4-е изд., перераб. и доп. — М.: Машиностроение, 1989. — 496 с.
  94. Д.Н. Работоспособность и надежность деталей машин. М.: «Высшая школа», 1974.
  95. В.И. Устойчивость прямолинейной формы вращающегося вала в условиях ползучести. Сб. Проблемы механики твердого деформируемого тела. Л.: 1970.
  96. РТМ 108.020.21−83. «Агрегаты паротурбинные и газотурбинные. Расчёт критических частот валопровода».
  97. РТМ 108.021.13−83. Расчет валопровода турбоагрегата на внезапное короткое замыкание. НПО ЦКТИ. 1984.
  98. РТМ 108.021.18−85 Расчёт на прочность стяжных болтов соединительных муфт роторов. Л.: Изд-во НПО ЦКТИ, 1985.
  99. .Т. Исследование и устранение вибрации паровых турбоагрегатов. М: 1982.
  100. Л.С., Кондаков А. Ю. Вибропрочностные испытания лопаток последней ступени паровой турбины в эксплуатационных условиях // Энергомашиностроение. 1978. — № 8. — С. 37−38.
  101. В.М. Методы устранения сварочных деформаций и напряжений. М.: Машиностроение, 1974.
  102. A.B. К вопросу о диагностике трещин в роторах // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностирования оборудования электрических станций: Сб. докл. М.: ОАО «ВТИ», -2003. С. 123−128.
  103. А. H. Ремонт и наладка паровых турбин. М.: Госэнергоиздат, 1954.
  104. C.B., Когаев В. П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчёты деталей машин на прочность. Руководство и справочное пособие. Изд. 3-е, перераб. и доп. Под ред. C.B. Серенсена. М., «Машиностроение», 1975.
  105. Симою JI. JL, Эфрос Е. И., Гуторов В. Ф., Лагун В. П. Теплофикационные паровые турбины: повышение экономичности и надежности. СПб: Энерготех, 2001.
  106. Справочник по электрическим машинам. В 2-х т. / Под общ. ред. И. П. Копылова и Б. К. Клокова. Т. 1. М.:Энергоатомиздат, 1988.
  107. Стандарт ОАО РАО «ЕЭС России». Тепловые электрические станции. Методики оценки состояния основного оборудования. Утвержден и введен в действие Приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 28.03.2007 № 200.
  108. Стационарные паровые турбины / А. Д. Трухний. Москва: 1990. 640 с.
  109. Т/Г1−40−16/Х1−2387. Информационное письмо об изменении величин начальных вытяжек стяжных болтов муфты роторов ВД и СД турбины К-300−240 ХТЗ от 22.11.76 г.
  110. С.П. Колебания в инженерном деле. М.: «Наука», 1967.
  111. А.Д., Корж Д. Д., Лебедева А. И. Обобщённые характеристики усталости роторной стали Р2МА для использования в системах технической диагностики выработки ресурса. // Теплоэнергетика. 2003. № 6. С. 16−21.
  112. Увеличение ресурса длительно работающих паровых турбин / В. Ф. Резинских, В. И. Гладпггейн, Г. Д. Авруцкий. М.: Издательский дом МЭИ, 2007.
  113. И.Д., Камша М. М. Проблема прочности при крутильных колебаниях в валопроводах турбоагрегатов // Известия АН СССР. Энергетика и транспорт. 1980. № 1. С.26−35.
  114. Е.В. Исследования динамических и балансировочных характеристик роторов. // Диссертация на соискание ученой степени д.т.н. М., 1997.
  115. Е.В. Точка зрения на проблему повреждения роторов низкого давления теплофикационных турбин // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностирования оборудования электрических станций: Сб. докл. М.: ОАО «ВТИ», -2005. С. 8−10.
  116. Е.В., Эфрос Е. И., Фертиков М. В. Исследование причин низкой вибрационной надежности турбины Т-185/210−130 ст. № 2 Кировской ТЭЦ-5. //Сборник УПИ 98.
  117. Е.В., Локалов С. А., Масленников Л. Н., ФуксманЛ.Д., ВисловаВ.М. Исследование теплового состояния части низкого давления турбины Т-250/300−240 // Теплоэнергетика. 1985. — № 3. -С. 61−63.
  118. Г. А. Исследование напряженного состояния жесткой муфты роторов турбины при расцентровке опор валопровода // Энергомашиностроение. 1980. — № 11.- С. 11−13.
  119. Г. М., Фридман В. М., Дроздова Л. А., Школьник В.Э, Дворецкий Б. И. Резонансные крутильные колебания валопровода, связанные с системой возбуждения // Электротехника. 1987. № 9.
  120. М.Н. Методология контроля и диагностики энергетического оборудования системы теплогазоснабжения. -СПб.: ООО «Недра», 2001.
  121. В.В. Изменение виброхарактеристик опор при повреждениях в узле сопряжения РВД-РСД турбин К-300−240 // Энергетика и электрификация. 1986. № 4. С.8−10.
  122. М.И. Разработка и внедрение методов повышения динамической надежности и снижения вибрации турбоагрегатов на стадиях проектирования, доводки и эксплуатации. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Санкт-Петербург, 2006.
  123. М.И., Злобин O.A., Суханов Н. П., Егоров Н. П., Куменко А. И. Техническая диагностика и виброналадка турбоагрегатов. Электрические станции. 2006. № 8. С. 57−61.
  124. М.И., Суханов Н. П., Лебедько Н. С., Егоров Н. П., Куменко А. И. Опыт восстановления работоспособности роторов с остаточным прогибом. // Электрические станции. 2005. № 10. С. 67−69.
  125. Н.Г. Определение признака появления трещины при изгибных колебаниях весомого ротора // Проблемы машиностроения. 1987. Вып. 27. С. 24−29.
  126. Н.Г. Определение признака развитой поперечной трещины при изгибных колебаниях весомого ротора // Проблемы машиностроения. 1990. Вып. 34. С. 7−13.
  127. Эксплуатационный циркуляр № Ц-05−84 (т). О сборке, центровке муфт и системы РВД-РСД турбин К-300−240 ПОАТ ХТЗ и К-200−130 ПОТ ЛМЗ. М.: ГЛАВТЕХУПРАВЛЕНИЕ ВПО «СОЮЗЭНЕРГОРЕМОНТ», 1984.
  128. М.А., Пилицын А. П. Монтаж, наладка и ремонт турбокомпрессорных и турбогенераторных установок Л.: Ленинградская типография Госгортехиздата, 1960.
  129. Энгель-Крон, И. В. Ремонт паровых турбин / И. В. Энгель-Крон. М.: Энергоиздат, 1981. -240 с.
  130. Е.И. Экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н. М., 1998.
  131. Allianz Berichte (1987) Nr. 24, Nov. 1987, ISSN 0569−0692.
  132. Bosnians R. Shaft Crack: Detection Mehtodology for Reactor Coolant & Recirculation Pumps // ORBIT. Vol. 26, No 3. 2006.
  133. Changh Li, Bernschoni O., Xenophotidis.N. A General Approach of the Dynamik of Cracked Shaft. // Trans of ASME J. of Vibr. 1989 july Vol. 111 p. 257.
  134. Coyle M.B., Watson S.J. Fatigue strength of turbine scafts with shrunk-on disks. -Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, 1963 1964, v. 178, pt. I, № 6.
  135. Cracked Rotors: A Survey on Static and Dynamic Behaviour Including Modelling and Diagnosis / Bachschmid N. Tanzi E., Pennacchi P. // Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2010.
  136. DeForest DH, Grobel LP, Schabtach C, Seguin BR (1957) Investigation of the Generator Rotor Burst at the Pittsburg Station of the Pacific Gas and Electric Company. ASME Paper No. 57-PWR-12, 3−14.
  137. Grabowski B. The Vibration Behavior of a Turbine Rotor Conteining a Transvere Creek. // Trans of ASME of Mech 1980 v. 102, N 1 p. 140−146.
  138. Imam J., Azzaro S.H., Bankert RJ, Scheibel J. Development of on-line rotor crack detection and monitoring system / // Trans. ASME. J. Vibr., Acoust., Stress. And Rel. Des. 1989. — 111. № 3. S. 241−250.
  139. Inagaki T., Kanki H., Shiraki K. Transverse Vibrations of a General Crecked-Rotor Bearing System. // Trans of ASME J. of Mech. 1982 Vol. 104 April p. 345−355.
  140. Introduction to Dynamics of Rotor-Bearing Systems / Wen Jeng Chen, Edgar J. Gunter.
  141. ISO/FDIS 22 266−1: 2009 (E). Mechanical vibration — Torsional vibration of rotating machinery — Part 1: Land-based steam and gas turbine generator sets in excess of 50 MW.
  142. Mayes I.W., Davies W.G.R. Analysis of the Response a Multi-Rotor Bearing System Containing a Transvers Crack in Rotor.// Trans of ASME J. of Vibration. 1984 Vol 106, p. 139−145.
  143. Mike McGuire Steam Turbine Vibration Characteristics // Presented at San Francisco Steam Turbine Retrofit Conference, 16 17th September 2003.
  144. 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.
  145. Nicolo Bachschmid, Ezio Tanzi. Non-Linear behaviours in cracked rotors. // 7th IFToMM-Conference on Rotor Dynamics, Vienna, Austria, 25−28 September 2006.
  146. Nilsson L.R.K. On the vibration behavior of a cracked rotor // Energia Elettrica. -1982. V.LIX. № 10.
  147. Papadopoulos C.A., Dimarogonas A.D. Stability of Cracked Rotor in the Coupled Vibratoin Mode // Trans of ASME 1988 vol. 110 july p. 356−359.
  148. Papadopoulos C.A., Dimarogonas A.D. Vibration of Cracked Shafts in Bending. // J. of Sound and Vibration 1983, Vol 91, N4.
  149. Passleva G, Pira G (1982) Cracked shaft vibration sensitivity to steam temperature variations. IFToMM* International Conference on Rotordynamic Problems in Power Plants, Rome, Italy, (poster presentation).
  150. Petroski H.J. Static and dynamic models for the cracked elastic beam. / Journ of Fracture 17 1981 p. R71-R79.
  151. Sanderson AFP (1992) The Vibration Behaviour of a Large Steam Turbine Generator During Crack Propagation Through the Generator Rotor. IMechE International Conference on Vibrations in Rotating Machinery, Bath, UK, paper C432/102, 263−273.
  152. Schmied J. Berechnete Unwuchtschwingungen eines Turbogenerators mit angerissenem Wellenquerschnitt // VDI-Ber. 1985. № 568. S. 53−71.
  153. А.В. Уточнение требований к сборке муфтового соединения РВД-РСД турбины К-300−240 ХТЗ/А.В. Кистойчев, Е. В. Урьев // Тяжёлое машиностроение. 2008. № 4. С. 2−8.
  154. Е.В. К вопросу правки роторов установкой систем балансировочных и «антибалансировочных» грузов / Е. В. Урьев, А. В. Кистойчев, А. В. Олейников // Электрические станции. 2009. Mil. С. 10−15.
  155. А.В. О проблеме трещинообразования в низкотемпературных роторах теплофикационных турбин / А. В. Кистойчев, Е. В. Урьев, Т. А. Недошивина // Электрические станции. 2009. № 9. С. 38−40.
  156. А.В. Диагностика некольцевых трещин в роторах / А. В. Кистойчев, Е. В. Урьев // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностирования оборудования электрических станций: Сб. докл. М.: ОАО «ВТИ». 2007. С. 101−107.
  157. Ur’ev E.V. Correction of rotors by systems of balanced loads / E.V. Ur’ev, A.V. Kistoichev, A.V. Oleinikov / Power Technology and Engineering // 2009. Vol. 43. No. 2. S. 103−107.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?