Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Комплексная модернизация паровых трубин мощностью 200 и 300 МВТ электрических станций

Диссертация: Комплексная модернизация паровых трубин мощностью 200 и 300 МВТ электрических станций
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Обоснование современных направлений и комплексных подходов к модернизации паровых турбин, сложные конструкторские и технологические решения, внедрение разработок в производство и освоение конструкций в эксплуатации на электростанциях — все эти составляющие части диссертации имеют большое практическое значение. Представляют практическую ценность за-íконченность и направленность решенных… Читать ещё >

Комплексная модернизация паровых трубин мощностью 200 и 300 МВТ электрических станций (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • глава 1. анализ конструкций оборудования паротурбинных установок мощностью 200 и 300 мвт. выбор направлений исследования
    • 1. 1. АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
    • 2. АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИЙ ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
    • 1. 3 ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЙ ИССЛЕДОВАНИЯ. ВАРИАНТЫ МОДЕРНИЗАЦИИ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1
  • глава 2. разработка усовершенствованных конструкций проточных частей турбин мощностью 200 и 300 мвт
    • 2. 1. МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦВД
    • 2. 2 МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦСД
    • 2. 3 МОДЕРНИЗАЦИЯ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦНД
    • 2. 4 МОДЕРНИЗАЦИЯ УПЛОТНЕНИЙ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ
    • 2. 5 ГАЗОДИНАМИЧЕСКОЕ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ВЫХЛОПНЫХ ПАТРУБКОВ
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2
  • глава 3. совершенствование узлов, систем и оборудования турбин мощностью 200 и 300 мвт
    • 3. 1 МОДЕРНИЗАЦИЯ КОНСТРУКЦИЙ ПОДШИПНИКОВ СКОЛЬЖЕНИЯ ТУРБИН
    • 3. 2 МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ И ЗАЩИТ ТУРБИН
      • 3. 3. МОДЕРНИЗАЦИЯ КОНДЕНСАТОРОВ ТУРБИН
    • 3. 4 ПОВЫШЕНИЕ СТОЙКОСТИ К КАПЛЕУДАРНОЙ ЭРОЗИИ РАБОЧИХ ЛОПАТОК ПРИ ИХ ИОННО-ПЛАЗМЕННОМ УПРОЧНЕНИИ
    • 3. 5 ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОЙ РАБОТЫ ЛОПАТОК ПОСЛЕДНИХ СТУПЕНЕЙ
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3
  • глава 4. промышленное внедрение и освоение на электростанциях модернизированных конструкций оборудования паротурбинных установок мощностью 200 и 300 мвт
    • 4. 1. ВНЕДРЕНИЕ МОДЕРНИЗИРОВАННЫХ УЗЛОВ ПАРОТУРБИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ В ПРОИЗВОДСТВЕ
    • 2. ОСВОЕНИЕ НА ТЭС МОДЕРНИЗИРОВАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 200 МВТ
      • 4. 3. ОСВОЕНИЕ НА ТЭС МОДЕРНИЗИРОВАННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ МОЩНОСТЬЮ 300 МВТ
  • ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

Паровые турбины (ПТ) тепловых и атомных электростанций являются основным генерирующим оборудованием, обеспечивающим около 80% вырабатываемой электроэнергии в России и в мире. На долю тепловых электростанций (ТЭС) с паротурбинными установками приходится около 2/3 от установленных мощностей электростанций России. И в обозримом будущем ТЭС останутся основой электроэнергетики России и многих зарубежных стран [1−5].

В настоящее время значительная часть установленного паротурбинного оборудования ТЭС России выработала свой ресурс, а к 2015 году до 64% установленных мощностей РАО «ЕЭС России» выработают свой парковый ресурс. Это обусловливает возрастающую потребность в модернизации и замещении изношенного паротурбинного оборудования электростанций России и зарубежных стран — традиционных импортеров турбин ЛМЗ [2−7].

В соответствии с «Энергетической стратегией России на период до 2020 г.» [1] ожидается рост выработки электроэнергии на ТЭС России в 1,4 раза к 2020 году по сравнению с 2000 годом. Только в 2006;2010гг. планируется ввод мощностей ТЭС России более, чем на 16 млн. кВт, причем за счет техпере-вооружения (модернизации) будет введено около 2,5 млн. кВт [8]. Еще большие объемы модернизации требуются для ТЭС зарубежных стран, в том числе с турбинами ЛМЗ и «Турбоатом» (Харьков).

Столь масштабные задачи требуют выбора объектов модернизации оборудования ТЭС. При этом следует особенно обозначить последовательную и закономерную задачу улучшения теплотехнических и эксплуатационных показателей паровых турбин при их модернизации [2,7,47,57,79,90,105,107,108 и.

ДР-].

Выбор предпочтительных типов паротурбинных установок для модернизации может быть сделан, исходя из следующих предпосылок: — восполнение значительного объема мощностей, вырабатывающих свой ресурс, может быть осуществлено только довольно крупными установками 150−800 МВт;

— эти установки, близкие к исчерпанию своего ресурса, должны составлять значительную долю в структуре установленных мощностей РАО «ЕЭС России» ;

— количество выпущенных паровых турбин данного мощностного ряда должно быть значительным с целью принятия, по возможности, типовых решений для модернизируемого оборудования, сокращения сроков его разработки;

— эти установки после модернизации должны обеспечивать технико-экономические показатели, приближающиеся к таковым для современных, вновь строящихся паротурбинных установок.

Исходя из этого, наиболее обоснованной и перспективной является модернизация паровых турбин докритического давления мощностью 200 МВт, а также турбин сверхкритического давления мощностью 300 МВт. В совокупности это наиболее крупная серия паровых турбин (более 450 штук), выпущенных JIM3. Конструкторские решения по модернизации этих турбин могут быть использованы при модернизации турбин других производителей, например, турбин мощностью 150 и 300 МВт Харьковского завода.

В этих условиях тема данной работы — модернизация паротурбинного оборудования установок мощностью 200 и 300 МВт становится важнейшим направлением развития конструкций паровых турбин и, несомненно, является актуальной.

Научная новизна работы заключается в:

— комплексе научно-технических решений по модернизации паровых турбин мощностью 200 и 300 МВт, позволяющих формировать варианты модернизации турбин и обеспечивать повышение мощности, экономичности, надежности, ремонтопригодности, ресурса и снижение стоимости турбин;

— разработке, исследовании и освоении впервые в практике отечественного турбостроения реактивного облопачивания цилиндров высокого давления;

— разработке, исследовании и освоении впервые в практике отечественного турбостроения направляющих лопаток с переменным по высоте тангенциальным навалом;

— разработке и освоении новой технологии упрочнения поверхности стальных и титановых лопаток методом ионной имплантации;

— разработке и освоении оригинальной технологии холодноплазменной полировки стальных лопаток;

— разработке, исследовании и освоении концевых уплотнений втулочного типа, существенно повышающих экономичность, надежность и ремонтопригодность;

— формировании базы данных по результатам промышленных испытаний паровых турбин с различными вариантами модернизации.

Обоснование современных направлений и комплексных подходов к модернизации паровых турбин, сложные конструкторские и технологические решения, внедрение разработок в производство и освоение конструкций в эксплуатации на электростанциях — все эти составляющие части диссертации имеют большое практическое значение. Представляют практическую ценность за-íконченность и направленность решенных задач по усовершенствованию конструкций, позволяющих получить: увеличение мощности на 5−12%, повышение КПД проточной части на 2−5%, повышение надежности узлов турбины при их замене, увеличение срока службы, улучшение характеристик регулирования, повышение ремонтопригодности и др. Особая практическая значимость работы заключается в использовании конструкторских решений для модернизируемых турбин других типов (мощностью 500, 800 и 1200 МВт) и в конструкциях вновь создаваемых турбин.

Разработанные модернизированные конструкции паровых, турбин мощностью 200 и 300 МВт воплощены в рабочей конструкторской документации СКБ JIM3, внедрены при технологической подготовке производства и изготовлении цилиндров и узлов турбин, систем регулирования, подшипников и теплообмен-ного оборудования. Разработки, выполненные под руководством автора и при его непосредственном участии, внедрены в изготовленных турбинах мощностью 200 и 300 МВт для ТЭС «Балти» и «Эсти» в Эстонии, Лукомльской ГРЭС в Белоруссии, Марыйской ГРЭС в Туркмении, Конаковской ГРЭС в России, ТЭЦ

Марица-Восток-3″ в Болгарии и многих других. О завершенности реализации работы свидетельствует освоение в эксплуатации на большинстве этих электростанций модернизированных конструкций с проведением комплексных пус-коналадочных работ и подтверждением всех гарантированных показателей.

Результаты работ широко используются как при модернизации находящихся в эксплуатации турбин различной мощности (50−800 МВт), так и при разработке новых турбин мощностью до 1200 МВт.

В первой главе проводится анализ технико-экономических показателей и конструкций действующего паротурбинного оборудования, отмечаются резервы их совершенствования. Выполнено обоснование и выбор направлений исследования, охватывающих аэродинамическую оптимизацию проточных частей паровых турбин, совершенствование подшипников скольжения, конденсаторов пара, систем регулирования и парораспределения.

Во второй главе представлены расчетно-экспериментальные исследования и конструкторские разработки применительно к модернизации проточных частей паровых турбин типа К-200−130 и К-300−240. Модернизация затрагивает всю проточную часть — от паровпуска ЦВД вплоть до выхлопного патрубка ЦНД. При аэродинамических расчетах отдельных узлов использовалось трехмерное математическое моделирование.

Третья глава посвящена совершенствованию узлов, систем и оборудования паротурбинных установок мощностью 200 и 300 МВт. Представлены исследования и конструкторские разработки новых опорных и опорно-упорных подшипников, системы гидравлического подъема вала. Показаны преимущества натурных (полномасштабных) исследований по отработке подшипников на заводских разгонно-балансировочном и сборочно-испытательном стендах. Разработаны новые и модернизированные конструкции подшипников скольжения, масляных уплотнений, систем гидроподъема вала. При модернизации систем регулирования вводится программно-технический комплекс, реконструируется гидравлическая часть системы, экспериментально исследуется и совершенствуется конструкция регулирующих клапанов. Модернизация конденсаторов пара включает в себя разработку новой модульной компоновки трубных пучков, обеспечивающих умеренный уровень парового сопротивления и доступ пара ко * всем трубкам, улучшение деаэрационной способности конденсаторов и их надежности. Проведен анализ влияния эрозии и фреттинг-коррозии на надежность рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин. Представлены данные исследований различных защитных покрытий рабочих лопаток, способов и технологии нанесения покрытий, опыта эксплуатации в паровых турбинах лопаток с новыми покрытиями. Приводятся результаты экспериментальных исследований автоколебаний рабочих лопаток. Разработанные конструкторские решения резко (примерно на порядок) снизили интенсивность автоколебаний, обеспечив надежную работу лопаток.

В четвертой главе рассматриваются вопросы промышленного внедрения и освоения на электростанциях модернизированных конструкций оборудования паротурбинных установок мощностью 200 и 300 МВт. Отмечается, что ключе-^ вой задачей внедрения модернизированных узлов в производство является оптимальное использование новых, а также хорошо освоенных производственных технологий. Так, новая технология холодного упрочнения методом ионной имплантации нитридов титана и циркония соседствует с освоенной технологией мехобработки лопаток, их «ёлочных» хвостовиков, пазов ротора и др. Приводятся конкретные примеры вариантов осуществленных модернизаций паротурбинных установок мощностью 200 и 300 МВт. Излагаются содержание и объемы модернизации отдельных цилиндров турбины, узлов проточной части. Приводятся рисунки (эскизы) модернизированных турбин и их проточных частей. Представлены результаты испытаний паровых турбин непосредственно на электростанциях, свидетельствующие о значительном положительном эффекте модернизации, заключающемся в повышении, мощности и КПД модернизированных паротурбинных установок.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4.

1. Приведены данные по освоению новых технологий обработки и упрочнения лопаточного аппарата цилиндров с реактивным облопачиванием, а также технологических процессов изготовления новых узлов.

2. Представлены результаты внедрения конструкторских решений по комплексной модернизации турбин на конкретных электростанциях. Во всех случаях показан положительный экономический эффект модернизации. Подчеркивается, что разработанные конструкции модернизированных турбин позволяют обеспечить все гарантийные технические показатели.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Обоснована актуальность работы, сформулированы критерии выбора типа ПТУ для первоочередной модернизации. Выполнен анализ конструкций и технических показателей действующих паровых турбин. Определены основные направления исследований и конструкторских разработок, а также варианты модернизации паротурбинных установок.

2. Проведены расчетно-экспериментальные исследования и конструкторские разработки оптимальных проточных частей модернизируемых паровых турбин, охватывающие весь паровой тракт турбины от паровпуска до выхлопного патрубка. Расчетные исследования паровпуска ЦВД проводилось с использованием трехмерной математической модели сопловой коробки перед входом в регулирующую ступень, а также мат. модели канала (камеры) за регулирующей ступенью. Впервые в отечественной практике разработана конструкция модернизированных проточных частей ЦВД с облопачиванием реактивного типа для турбин мощностью 200 и 300 МВт.

3. Выполнены исследования и конструкторские разработки эффективных уплотнений (надбандажных, концевых и диафрагменных). Впервые разработана конструкция концевого уплотнения втулочного типа, взамен многокамерных уплотнений ЦВД и ЦСД, устраняющих деформацию, износ уплотнений, снижающих протечки пара через уплотнения модернизированных турбин.

4. Исследована и разработана оптимизированная конструкция выхлопных патрубков ЦНД, в том числе с однопоточным выходом потока пара в ЦНД модернизируемых турбин К-200−130 и выхлопнбй патрубок со стержневой системой для модернизируемых ЦНД с рабочей лопаткой последней ступени длиной 960 мм и 1000 мм.

5. Разработаны и исследованы новые конструкции подшипников скольжения, в том числе с использованием натурных (полномасштабных) разгонно-балансировочного и сборочно-испытательного стендов, позволяющих учесть при отработке конструкций невоспроизводимые в лабораторных условиях факторы. Получены положительные результаты испытаний и длительной эксплуатации модернизированных подшипников при повышенных удельных нагрузках, подтвердившие их высокую несущую способность и вибрационную надежность вала, в том числе при перекосах опор. Разработаны и внедрены новые конструктивные элементы опорно-упорных подшипников модернизированных турбин мощностью 300 МВт.

6. Выполнена модернизация системы регулирования, включая оснащение ее программно-техническим комплексом, реконструкцию гидравлической части системы, совершенствование конструкции регулирующих клапанов и их экспериментальное исследование. Разработаны конструкторские решения по модернизации конденсаторов пара (с введением модульной компоновки трубных пучков взамен ленточной компоновки), повышающие надежность конденсатора, его деаэрационную способность, снижающие его паровое сопротивление.

7. На основе анализа влияния эрозии и фреттинг-коррозии на надежность рабочих лоапток последних ступеней проведены исследования и впервые внедрены защитные покрытия поверхности лопаток методом ионной имплантации нитрида титана и циркония.

8. Решена задача внедрения конструкций модернизированных узлов в производство при оптимальном использовании новых и хорошо освоенных производственных технологий, в том числе холодного упрочнения поверхностей лопаток и мехобработки и сборки ступеней и лопаток реактивного типа, лопаток последних ступеней.

9. Освоены в эксплуатации на электростанциях варианты конструкций модернизированных паротурбинных установок мощностью 200 и 300 МВт, их отдельных цилиндров и узлов, проведены испытания паровых турбин, свидетельствующие о значительном положительном эффекте модернизации, заключающемся в повышении надежности оборудования, мощности и КПД турбо-установки.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года, утв. Правительством РФ 28.08.2003, № 1234-Р.
  2. Программа обновления основного оборудования ТЭС РАО «ЕЭС России» на период до 2010 г. и прогнозная оценка до 2015 г. М., 2003.
  3. В.М., Воронков Ю. Н. О стратегии развития энергетического машиностроения до 2010 года. Тяжелое машиностроение, 2001, № 7, с.2−9.
  4. A.A. Необходимость технического перевооружения электроэнергетики России. Эффективное оборудование и новые технологии в российскую тепловую энергетику. Сб. докладов под.общ.ред. Г. Г. Ольховского. М, АООТ «ВТИ», 2001, с.15−18.
  5. А.Н. Проблемы технического перевооружения и продления ресурса оборудования электростанций. Электрические станции, 1999, № 9, с.77−79.
  6. А.Г. Некоторые насущные проблемы паровых турбин. Энергомашиностроение, 2005, № 1, с.7−12, № 2, с.65−75.
  7. A.C., Назаров В. В. Паротурбостроение ЛМЗ в современных условиях. Электрические станции, 2000, № 12, с.69−72.
  8. А. Воздух инвестиций. Российская газета, 13.09.2006, № 203.
  9. JI.B., Рие В, Черников В.А. Комбинированные установки с паровыми и газовыми турбинами. Изд. СПб ГПУ, 1996.
  10. Ю.Бодров А. И., Волчегорский M.JI. Ильке Г. А., Помелов С. Ю. Развитие систем регулирования паровых турбин ЛМЗ. Электрические станции, 2005, № 10, с.29−35.
  11. П.Березинец П. А. Использование парогазовых технологий для техпере-вооружения электростанций. Сб. ВТИ, 2003.
  12. А.П., Романов A.A., Земцов A.C. Пути технического перевооружения электроэнергетики. Теплоэнергетика, 2003, № 9, с.2−6.
  13. Ю.В. О научно-техническом прогрессе в мировой теплоэнергетике. Энергетик, 2002, № з? с.28−32.
  14. М.Гофман Ю. М., Филиппов A.M. Эксплуатационная надежность металла корпусных деталей турбин ПВК-200−130 ЛМЗ. Электрические станции, 2002, № 5, с.39−43.
  15. В.Ф. и др. Совершенствование эксплуатации энергоблоков. Эффективное оборудование и новые технологии в российскую тепловую энергетику .Сб.докладов под.общ.ред. Г. Г. Ольховского. М., АООТ «ВТИ», 2001, с.131−141.
  16. Кирилл ов И. И. Теория турбомашин. JL, 1972.
  17. А., Алексеев О., Лапшин К. и др. Исследование турбинных ступеней с навалом сопловых лопаток. Труды ЛПИ. Энергомашиностроение, 1969, № 310.
  18. А.Г., Трухний А. Д. Сравнение активных и реактивных цилиндров высокого давления паровых турбин. Теплоэнергетика, 2005, № 6, с. 2.
  19. А.Г., Походенко Д. П. Усовершенствование турбоустановки класса 160 МВт. Вестник МЭИ, 2001, № 5, с.64−71.
  20. А.Г., Петрунин А. Б. Сравнение расходных и динамических характеристик радиальных и радиально-осевых уплотнений турбомашин. Вестник МЭИ, 1999, № 1, с.45−47.
  21. А.Г. Динамика и прочность турбомашин. М., МЭИ, 2000.
  22. А. Г. Фролов В.В., Булкин А. Е., Трухний А. Д. Турбины тепловых и атомных электрических станций. М., Издательство МЭИ, 2001.
  23. Ю.Н., Купченко В. А., Демкин В. В. О ресурсе энергетических объектов. Электрические станции, 2001, № 11, с. 19−22.
  24. A.C., Кондратьев В. Ф., Лисянский A.C. Влияние качества обработки поверхностей проточной части на потери кинематической энергии потока и КПД турбин. Тяжелое машиностроение, 2005, № 11, с.2−6.
  25. A.C., Назаров В. В. Модернизация и расширение номенклатуры. Индустриальный Петербург, 1999, № 6(17), с.58−59.
  26. Е.В., Галацан В. Н., Сухинин В. А., Аркадьев Б. А. Турбины нового поколения НПО «Турбоатом». Теплоэнергетика, 1993, № 5, с.22−29.
  27. И.М., Полищук В. Л. Парогазовые технологии основа развития мировой теплоэнергетики. М., 2005.
  28. A.C., Егоров Н. П., Шкляров М. И., Назаров В. В., Языков А. Е., Ковалев И. А. Совершенствование конструкций подшипников скольжения мощных паровых турбин. Электрические станции, 2004, № 9, с. 15−20.
  29. A.C., Егоров Н. П., Шкляров М. И., Никольский А. В., Егоров В. Н. Опыт работ по повышению надежности подшипников мощных паровых турбин. Электрические станции, 2005, № 10, с. 41−45.
  30. A.C., Егоров Н. П., Никольский A.B., Шкляров М. И., Спиридонов А. Ф., Лебедько Н. С. Основные результаты модернизации и виброналадки паровой турбины К-200−130 на ТЭС «Матра» (Венгрия). Теплоэнергетика, 2004, № 5, с. 19−22.
  31. A.C., Егоров Н. П., Шкляров М. И., Спиридонов А. Ф., Егоров В. Н. Отработка системы гидростатического подъема вала в подшипниках мощных паровых турбин. Тяжелое машиностроение, 2006, № 7, с.2−5.
  32. A.C., Егоров Н. П., Спиридонов А. Ф., Шкляров М. И., Морозов A.A., Назаров В. В., Ковальский Р. К. Вкладыш радиального подшипника скольжения. Свидетельство на полезную модель № 22 809 от 27.04.2002, Б.И. № 12, 2002.
  33. A.C., Егоров Н. П., Спиридонов А. Ф., Никольский А. В., Шкляров М. И. и др. Радиальный вкладыш подшипника ротора турбомашины. Свидетельство на полезную модель № 23 932 от 20.07.2002, Б.И. № 20, 2002.
  34. A.C., Егоров Н. П., Спиридонов А. Ф., Ионенков И. В., Шкляров М. И. Чупрова Л.И., Ковальский Р. К. Вкладыш подшипника ротора турбоагрегата. Свидетельство на полезную модель № 23 090 от 20.05.02, Б.И.№ 14, 2002.
  35. A.C., Егоров Н. П., Шкляров М. И., Сухоруков Е. М., Митин В. Н., Спиридонов А. Ф., Лебедько Н. С. Радиальный подшипник скольжения мощных турбоагрегатов. Патент РФ № 2 237 199 от 27.09.04, Б.И. № 27,2004.
  36. A.C., Егоров Н. П., Шкляров М. И., Сухоруков Е. М., Митин В. Н., Спиридонов А. Ф., Лебедько Н. С. Опорный подшипник скольжения вала турбомашины. Патент РФ № 223 200 от 27.09.04, Б.И. № 27,2004.
  37. A.C., Егоров Н. П., Спиридонов А. Ф.г Шкляров М. И. и др. Устройство уплотнения подшипников скольжения с центральной системой смазки. Патент РФ № 2 242 647 от 20.12.04, Б.И. № 35,2004.
  38. A.C., Егоров Н. П., Ковальский Р. К., Шкляров М. И. и др. Опорный подшипник ротора турбоагрегата. Патент РФ № 2 239 107 от 27.10.04, Б.И. № 30,2004.
  39. A.C., Сачков Ю. С., Ласкин Н. С., Егоров Н. П., Шкляров М. И. Опорно-упорной подшипник. Патент РФ № 2 248 474 от 20.03.05, Б.И.№ 8, 2005.
  40. A.C., Егоров Н. П., Спиридонов А. Ф., Шкляров М. И. и др. Опорно-упорный подшипник вала турбомашины. Патент на изобретение № 2 282 067 от 07.02.05, Б.И. № 23, 2006.
  41. A.C. Основные направления развития паротурбостроения на ЛМЗ. Труды Всероссийского отраслевого совещания. С.-Петербург, РАО «ЕЭС России», 1999, с.80−82.
  42. A.C., Назаров В. В. Паровые турбины: новое направление. Индустриальный Петербург, 2000, № 3, с. 104.
  43. A.C., Малев В. В., Назаров В. В. Турбины для атомных электростанций. Индустриальный Петербург, 2000, № 1, с. 62.
  44. A.C., Назаров В. В., Сачков Ю. С. Теплофикационная турбина Т-130/160−12,8 нового поколения АО ЛМЗ. Теплоэнергетика, 2001, № 1, с.2−6.
  45. A.C. 100 лет создания российских паровых турбин. Электрические станции, 2005, № 10, с.21−22.
  46. A.C., Радин Ю. А. Опыт эксплуатации паровой турбины Т-150−7,7 ЛМЗ в условиях тепловой схемы ПТУ-450. Электрические станции, 2005, № 10, с.56−61.
  47. A.C., Рыжков В. К. Развитие паротурбостроения на ЛМЗ. Энергомашиностроение, 2005, № 2−3, с. 10−13.
  48. .Л. и др. Опыт компании «Альстом Пауэр» по модернизации паровых турбин. Теплоэнергетика, 2003, № 6, с.71−76.
  49. В.В., Биленко В. А., Свидерский А. Г., Меламед А. Д. Проблема регулирования частоты сети и мощности энергоблоков и ее решение на средствах АСУ ТП. Электрические станции, 2004, № 1, с.32−37.
  50. В.В. О развитии энергетического турбиностроения с учетом современного состояния электроэнергетики России. Турбины и компрессоры, 2001, Вып.15, с.9−12.
  51. В.М. Уровень надежности паровых турбин ТЭС ОАО РАО «ЕЭС России». Энергосбережение и водоподготовка, 2004, № 2, с.46−48.
  52. Модернизация парораспределения паровых турбин: достижения и перспективы/Агафонов Б.Н., Колыванов В. Г., Фрагин М.С.//Электрические станции, 2005, № 5, с.36−39
  53. Г. В., Назаров В. В. Исследование и совершенствование конструкций конденсаторов. Флагман сов.турбостроения. Л., 1984, с.49−56.
  54. Обзорный материал по отказам паровых турбин и показателям их надежности за 1998 г.// ОРГРЭС, М.2000.
  55. Обзорный материал по отказам паровых турбин и показателям их надежности за 2002 г.// ОРГРЭС, М.2003.
  56. Паровые турбины сверхкритических параметров JIM3/ Под ред. А.П.Огур-цова, В. К. Рыжкова. М.// Энергоиздат, 1991.
  57. Ю.К. Обеспечение работоспособности металлов при продлении срока службы и создании нового оборудования ТЭС. Тяжелое машиностроение, 2001, № 11, с.13−17.
  58. Ю.К. Работоспособность металла тепломеханического оборудования ТЭС при длительных сроках эксплуатации. Труды ЦКТИ, вып.286, СПБ, 2002, с.3−13.
  59. Ю.К., Судаков A.B. Типичные механические повреждения и обеспечение надежности энергооборудования. Труды ЦКТИ, вып.291, СПб, 2002, с.132−152.
  60. Ю.К., Васильев Ю. С., Митин С. Г. Энергетическая стратегия России и проблемы развития отечественного энергетического машиностроения. Тяжелое машиностроение, 2002, № 10.
  61. Ю.К. Физико-механические основы континуальной механики повреждаемости. СПб, АООТ «НПО ЦКТИ», 1997, 147 с.
  62. Ю.К., Судаков A.B. Прочность и ресурс энергооборудования. К 75-летию со дня основания НПО ЦКТИ. СПб, Изд-во ОАО «НПО ЦКТИ», 2002, 307 с.
  63. Ю.К., Серебряников Н. И. Системные критерии в оценке надежности тепломеханического оборудования электростанций, www.council.gov.ru /journalsf/cat3/journal24/2006/number75.html.
  64. И.И., Цветков A.M., Симкин М. С. Особенности проектирования паровых турбин JIM3. Теплоэнергетика, 1993, № 5, с.10−21.
  65. A.A., Рабенко B.C., Мошкарин A.B. Особенности повреждений стареющего парка паровых турбин. Энергоснабжение и водоподготовка, № 4(31), с.39−43.
  66. А.Б., Перевалова Е. К., Сверчков А. Ю. Проблема продления ресурса теплоэнергетического оборудования ТЭС. Теплоэнергетика, 2003,№ 4,с.29−36
  67. JI.С. и др. Эффективность технического перевооружения ТЭЦ на базе парогазовых установок. Теплоэнергетика, № 2 2006, стр. 34−39.
  68. Проект модернизации турбин мощностью 300 МВт/ Кондратьев В. Н., Ли-сянский A.C., Неженцев Ю. Н., Гаев В.Д.//Электрические станции, 1999, № 7, с.78−81.
  69. В.Ф., Гладштейн В. И. Ресурс и надежность металла паровых турбин тепловых электростанций. Теплоэнергетика, 2004, № 4, с.2−6.
  70. В.Ф., Гладштейн В. И., Линкевич K.P., Любимов A.A., Никитаев В. Г., Новиков. Дистанционная экспертиза состояния металла и определение причин повреждения элементов оборудования тепловых электростанций. Электрические станции, 2004, № 9, с. 11−14.
  71. В.Ф. Продление ресурса паровых турбин. Конференция РАО «ЕЭС России». Техническое перевооружение турбинного оборудования. Санкт-Петербург, ЛМЗ, 9−11 июня 1999.
  72. РД 10−262−98. Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций// ОРГРЭС, М.1999.
  73. С.Ш., Сафонов Л. П., Хоменок Л. А. Исследование мощных паровых турбин на электростанциях. М., Энергоиздат, 1994.
  74. В.А. Состояние проблемы и пути повышения износостойкости энергетического оборудования ТЭС. Теплоэнергетика, 2000, № 6, с.20−25.
  75. Л.П., Селезнев К. П., Коваленко А. Н. Тепловое состояние высокоманевренных паровых турбин. Л., Машиностроение, 1983.
  76. Л.П., Шаргородский B.C., Коваленко А. Н. Внедрение систем принудительного охлаждения элементов турбин мощностью 200−800 МВт. Тяжелое машиностроение, 1996, № 1.
  77. A.C., Лисянский A.C. О сотрудничестве ВТИ-ЛМЗ в области турбостроения. Тяжелое машиностроение, 2001, № 6, с.9−11.
  78. И.А. Оценка надежности турбин энергоблоков мощностью 300, 800 и 1200 МВт. Электрические станции, 1998, № 6, с.2−5.
  79. Технический отчет. Перспективы и приоритеты повышения эффективности энергоблоков 300 МВт ООО «Азербайджанская ГРЭС"/ И.А.Кусков// Мин-гичевар, 2004.
  80. .М. Новые части низкого давления паровых турбин фирмы «Мицубиси». Теплоэнергетика, № 2 с.78−79.
  81. .М. Новые конструкции рабочих лопаток последних ступеней ЦНД паровых турбин японских фирм. Теплоэнергетика, 2003, № 6 с.77−78.
  82. .М., Трухний А. Д. Улучшение экономических показателей электростанций путем совершенствования турбинного оборудования. Тяжелое машиностроение, 1996, № 1, с. 19−26.
  83. А.Д., Калашников A.A., Костюк А. Г. Турбоустановки для технического перевооружения угольных энергоблоков с паровыми турбинами К-300−23,5. Теплоэнергетика, 1997, № 7 с.2−10.
  84. А.Д. Переход к ультрасверхкритическим параметрам пара важнейшая задача теплоэнергетики России. Тяжелое машиностроение, 1994, № 9−10.
  85. К.В., Рыжков В. К. и др. Методы индивидуальной оценки ресурса и межремонтный период энергетического оборудования. Труды ЦКТИ, 1988, вып.246.
  86. Л.А., Шаргородский B.C. Розенберг С. Ш. и др. Повышение надежности и продление срока службы роторов ВД и СД турбин К-210−130 ЛМЗ на ТЭЦ Болгарии. Электрические станции, 2001, № 9, с.63−67.
  87. А.А., Фролов К. В. и др. Материаловедческие проблемы обеспечения повышенного ресурса современных паровых турбин. Труды ЦКТИ, 1992, вып.270.
  88. А.И., Чижик А.А./ Материалы для основных деталей паровых турбин//Энергомашиностроение, 1975, № 12.
  89. B.C., Хоменок Л. А., Розенберг С. Ш. Повышение технического уровня паровых турбин при внедрении систем принудительного парового охлаждения роторов. Электрические станции, 1999, № 1.
  90. А.Н. Состояние тепловых электростанций Украины, перспективы их обновления и модернизации. Энергетика и электрификация, 2004, № 12, с. 1−6.
  91. Ю.Ю., Понасечкин С. А., Копсов А. Я. Повреждаемость теплоэнергетических блоков мощностью 300 МВт. Электрические станции, 2000, № 3, с.16−18.
  92. A.JI. и др. Оценка целесообразности малозатратной модернизации цилиндров низкого давления турбин типа К-300−240. Энергетика и электрификация, 2005, № 10, с.20−25.
  93. А.В. Паровые турбины. М., Энергия, 1976.
  94. Lisyanski A.S. Modernization of LMZ Turbines Rated 200 MW and 300 MW with the Aim of increasing Output, Efficiency and Reliability. International conference «Russia Power».March 10−11,Moscow, Russia, 2004.
  95. Tsvetkov A.M., Lisyanski A.S., Gaev V.D. Steam turbines for electric power plant: experience of manufacturing and development prospect. International conference «POWER-GEN EUROPE». June 28−30, Milano, Italy, 2005
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!