автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Исследование и совершенствование режимов остановки теплофикационных паровых турбин

ВВЕДЕНИЕ.

1-СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. "Характерная" температура, при которой разрешается отключениние валоповоротного устройства и системы смазки.

1.2. Повышение температуры баббита подшипников турбины после отключения валоповоротного устройства и системы смазки.

1.3. О выборе предельной допустимой температуры баббита подшипников при отключении валоповоротного устройства и системы смазки.

1.4. Оценка изменения радиальных зазоров в проточной части цилиндра паровой турбины.

1.4.1. Изменение радиальных зазоров в проточной части цилиндра за счет термоупругого прогиба корпуса.

1.4.2. Изменение радиальных зазоров в проточной части цилиндра за счет термоупругого прогиба невращающегося ротора.

1.4. Постановка задач исследования.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ БАББИТА ПОДШИПНИКОВ

В УСЛОВИЯХ ОТКЛЮЧЕННОЙ СИСТЕМЫ СМАЗКИ ПРИ НЕВРАЩАЮЩЕМСЯ РОТОРЕ.

2.1. Постановка задачи.

2.2. Определение допустимой температуры баббита марки Б83 при контактном взаимодействии со сталью.

2.3. Выводы.

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОПРЕДЕЛЕНИЕ И ОБОБЩЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ЕСТЕСТВЕННОГО ОСТЫВАНИЯ ТУРБИН.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Объекты исследования.

3.2.1. Теплофикационные турбины Т-100-130 и Т-110-130.

3.2.2. Теплофикационные турбины Т-175-130 и ПТ-135-130.

3.3. Оценка погрешностей измерения температур.

3.3.1.Оценка погрешностей измерения теператур термоэлектрическими преобразователями. • •

3.3.2. Оценка погрешностей измерения температур термометрами сопротивления.

3.4.Обобщение характеристик естественного остывания турбин.

3.5. Определение функциональной зависимости локальной температуры от температуры в штатном сечении для ЦВД турбины Т-110ст. N5 Ново-Свердловской ТЭЦ.

3.5. Выводы.

4.РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ОСЕВОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУР РОТОРА

ПРИ ОСТЫВАНИИ ЦИЛИНДРА ТУРБИНЫ.

4.1. Общие положения.

4.2.Разработка модели осевого распределения температур ротора при остывании.

4.3.Разработка моделей остывания роторов ЦВД турбин семейств Т-110-130, Т-185-130, ПТ-140-130, Р-100-130.

4.4.Идентификация модели остывания ротора при отключении СС.

4.4.1. Общие положения.

4.4.2."Приведенные" коэффициенты теплопередачи от шейки ротора в зоне подшипников.

4.4.3."Условный" коэффициент теплопередачи на концевых участках ротора.

4.5. Моделирование процесса остывания ротора ЦВД турбины Т-110-130.

4.5.1. Расчеты остывания ротора после отключения СС и определение "приведенных" коэффициентов теплопередачи для шейки ротора в зоне подшипника.

4.5.2. Определение "условных" коэффициентов теплоотдачи для поперечных сечений ротора в зонах выхода его из корпуса-• Ю6 4.5.3 Прогнозирование процесса естественного остывания ротора после отключения ВПУ и СС при температуре паровпуска 450 С-•• Ю

4.6. Моделирование процесса остывания ротора турбины Т-175-130.

4.7. Оценка точности модели.

4.8. Выводы.

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЗНОСТИ ТЕМПЕРАТУР "ВЕРХ-НИЗ" В НЕВРАЩАЮЩЕМСЯ

РОТОРЕ ПРИ ОСТЫВАНИИ ЦИЛИНДРА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ.

5.1. Общие положения.

5.2 Определение коэффициентов К5} Кб»учитывающих термическое сопротивление в межкорпусном пространстве (между корпусом и обоймой).

5.3. Определение коэффициентов КЗ, К4, учитывающих термическое сопротивление между корпусом (обоймой) и диафрагмой.

5.4. Моделирование температурного поля невращающегося ротора.

5.5. Определение коэффициента К2 для цилиндров турбин ОАО ТШ.

5.5.1.Определение коэффициента К2 для ЦВД турбин семейства

Т-110-130.-.

5.5.2.Определение коэффициента К2 для ЦВД турбин семейств

Т-185-130. ПТ-140-130. Р-100-130, Т-250-240.

5.6. Выводы.

6. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОГО ПРОГИБА НЕВРАЩАЮЩЕГОСЯ МНОГОПРОЛЕТНОГО РОТОРА ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ ПРИ ОСТЫВАНИИ.

6.1 Постановка задачи.

6.2 Расчет теплового прогиба двухпролетного вапопровода паровой турбины.

6.3. Расчет теплового прогиба многопролетного вапопровода.

6.3.1.Разработка методики расчета теплового прогиба многопролетного валопровода паровой турбины.

6.3.2 Расчет "опорных" моментов для уравнения упругой линии многопролетного валопровода паровой турбины-.

6.4. Уравнение упругой линии РВД и РСД-1 невращающегося валопровода турбины Т- 250-240.

6.5. Уравнение упругой линии РВД невращающегося валопровода турбины Р-100-130.

6.6. Уравнение упругой линии РВД невращающегося валопровода турбины ПТ-140-130.

6.7. Уравнение упругой линии РВД невращающегося валопровода турбины Т-185-130.

6.8. Уравнение упругой линии РВД невращающегося валопровода турбины Т-110-130.

6.9. Выводы.

7. ОПЫТЫ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА ТЭЦ - ОТРАБОТКА АВАРИЙНОГО

ОСТАНОВА ТУРБИН ОАО ТМЗ.

7.1. Результаты опытов по отработке останова турбин семейства

Т-110-130 с отключением ВПУ и СС при повышенных температурах ЦВД.

7.1.1. Программа опытов по исследованию режимов остывания после отключения ВПУ и СС при повышенных температурах ЦВД для турбин семейства Т-110-130.

7.1.2.Отключение ВПУ и СС при температуре паровпуска ЦВД 330 С с предварительным расхолаживанием. £

7.1.3. Отключение ВПУ и СС при температуре паровпуска ЦВД 250 С с предварительным расхолаживанием. £

7.1.4. Отключение ВПУ и СС при температуре паровпуска ЦВД 350 С с предварительным расхолаживанием.

7.1.5. Отключение ВПУ и СС при температуре паровпуска ЦВД 450 С при расхолаживании без подачи пара на концевые уплотнения-••

7.2. Результаты опытов по отработке останова турбин Т-175-130 и

ПТ-135-130 с отключением ВПУ и СС при температуре ЦВД 250°С

- 6

7.2.1. Отключение ВПУ и СС при температуре паровпуека ЦВД 250 С без предварительного расхолаживания турбины Т-175-130.

7.2.2. Отключение ВПУ и СС при температуре паровпуека 250 С с предварительным расхолажтванием турбины Т-175-130.

7.2.3. Отключение ВПУ и СС при температуре паровпуека ЦВД 250 С в процессе расхолаживания турбины ПТ-135-130- •

7.3. Выводы.

Режимы остановки и остывания существенно влияют на продолжительность простоя паровых турбин при проведении ремонтных работ: это время заметно увеличивается вследствие того, что начинать ремонтные работы связанные со вскрытием подшипников, проточной части турбины, генератора, систем регулирования и др., можно только после отключения валопо-воротного устройства и системы смазки турбины и генератора, а для этого по существующим нормам температура металла наиболее горячих частей турбины не должна превышать 150-170°С. Естественное остывание турбины до этой температуры после ее отключения протекает сравнительно медленно и занимает до 5-7 сут. Это время может быть сокращено за счет применения различных методов принудительного расхолаживания, однако эти методы не всегда применимы при внеплановых остановках. К тому же, в зоне умеренных температур цилиндров (300-150°С) скорость остывания резко снижается и при расхолаживании турбины, а некоторые методы расхолаживания не позволяют снижать температуру металла ЦВД (ЦОД) ниже 280-300°С. Следует также отметить, что целый ряд неполадок, определяющих необходимость проведения неплановых ремонтов (устранение течей масла в системе маслоснабжения и в подшипниках, устранение неисправностей датчиков, расположенных в опорах и подшипниках, замена балансировочных грузов и др.) могут быть устранены, достаточно быстро (за 2-8 ч),- а проведение расхолаживания турбины до 150-170°С занимает значительно большее время (до 24-32 ч ). В связи с изложенным особую актуальность приобретает задача определения возможности начала ремонтных работ, связанных с отключением валоповоротного устройства, при более высоких температурах металла цилиндров. Эта проблема в настоящее время приобрела особую значимость, т.к. количество внеплановых остановок турбин в ремонт заметно возросло в связи с тем, что значительная часть турбин выработала свой ресурс или выработает его в ближайшее время. Особенно важно сокращение продолжительности простоя при проведении ремонтных работ для теплофикационных турбин, т.к. внеплановые простои таких турбин в отопительный период заметно снижают экономические показатели ТЭЦ и энергосистем.

Цель работы - выявление возможностей по сокращению продолжительности простоев теплофикационных турбин при проведении ремонтныхи работ за счет более раннего отключения ВПУ и СС - при температурах цилиндров значительно превышающих 150-170°С, и внедрение соответствующих режимов, обеспечивающих реализацию этой возможности, в эксплуатационную практику.

По существующим представлениям возможность отключения ВПУ и СС при повышенных температурах ограничивается следующими положениями:

- сравнительно низкой температурой баббита подшипников турбины, при которой начинается процесс его пластического деформирования;

- разогревом шейки ротора в зоне подшипников после отключения СС до температуры, превышающей температуру, соответствующую началу пластического деформирования баббита;

- образованием в неподвижном роторе разности температур ДЬР по его диаметру, приводящей к тепловому прогибу ротора, который, в свою очередь, может привести к недопустимому изменению зазоров в проточной части.

Расчетно-экспериментальное исследование, связанное с определением возможности полного или частичного снятия перечисленных ограничений применительно к теплофикационным турбинам, и составляет содержание данной работы.

Научную новизну диссертационной работы определяют:

1) методика определения температуры баббита, соответствующей началу пластического деформирования при невращающемся роторе;

2) методика определения обобщенных показателей процесса естественного остывания паровых турбин с использованием методов математической статистики;

3) математическая модель процесса изменения температуры по длине невращающегося ротора при остывании с использованием в качестве граничных условий экспериментально полученных данных по температурам корпуса и методика идентификации этой модели;

4) методика определения разности температур Д1Р, возникающей в неподвижном роторе при его остывании вследствие теплового взаимодействия с элементами корпуса, в зависимости от разности температур "верх-низ" М,к корпуса;

5) методика расчета теплового прогиба многопролетного ротора с учетом совместности деформаций соседних пролетов и результаты применения этой методики для оценки изменения зазоров в проточной части теплофикационных турбин при отключении ВПУ и СС;

6) технология остановки турбин с отключением ВПУ и СС при высоких температурах ЦВД (ЦСД) и продолжением процесса воздушного расхолаживания после отключения указанных систем, а также результаты экспериментальной проверки этой технологии.

Практическая ценность работы. Расчетные и экспериментальные исследования, выполненные в работе, позволили (вместе с работами ВТИ и УГ-ТУ-УПИ) обосновать и внедрить в эксплуатационную практику режимы остановки турбин ОАО ТМЗ с отключением ВПУ и СС при повышенных температурах металла ЦВД: до 350-450°С у турбин семейства Т-110/120-130 (Т-110); до 300°С у турбин семейств 1-185/220-130 (Т-185),

Р-100-130/15 (Р-100), ПТ-140/165-130/15 (ПТ-140). Это существенно сокращает продолжительность простоя турбин при проведении ремонтных работ, требующих отключения ВПУ и СС, и повышает коэффициенты готовности турбин и использования их установленной мощности. Достоверность и обоснованность научных положений, выводов определяется:

- экспериментальными данными, полученными широкомасштабными исследованиями на турбинах в условиях ТЭЦ, и совпадением с результатами экспериментов, проводимых другими организациями (ВТИ, Мосэнерго, УГТУ, Свердловэнерго);

- использованием математических моделей, учитывающих современные представления о происходящих в турбине физических процессах и основные конструкционные особенности исследуемого объекта (различных теплофикационных турбин);

- хорошим количественным и качественным согласованием результатов расчета по специальной модели определения температуры в зоне подшипников и экспериментальных данных;

- положительными результатами практического использования предложенных решений по сокращению времени вывода в ремонт, требующий отключения СС (с глубоким расхолаживанием ЦВД или без него).

Реализация результатов работы. Результаты работы внедрены и используются на турбинах Т-110 ( более 30), установленных на Владивостокской ТЭЦ-2, ТЭЦ - ВАЗа, Ижевской ТЭЦ-2, Нижнекамской ТЭЦ-1, Новосибирской ТЭЦ-2, Ново-Свердловской ТЭЦ, Орловской ТЭЦ, Пермской ТЭЦ-14, Саратовской ТЭЦ-5, Чебоксарской ТЭЦ-2 и др.; на турбинах Т-175, ПТ-135, Р-100 (более 10), установленных на ТЭЦ - ВАЗа, Нижнекамской ТЭЦ-1, Омской ТЭЦ-5, Тобольской ТЭЦ и др.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы из 175 наименований и приложений. Основ

7.3. Выводы

1,Выполнена экспериментальная проверка режимов остановки турбин ОАО ТМЗ с отключением СО при повышенных температурах.

На турбинах Т-110 проверена возможность отключения СС при температурах ЦВД до 350°С включительно при традиционной технологии остановки с расхолаживанием или естественным остыванием до момента отключения СС. Во всех опытах показатели, характеризующие надежность турбины, как при отключенной СС,так и после возобновления ее работы, были далеки от предельных значений (максимальные температуры баббита подшипников не достигали принятого предельно допустимого значения; величина боя консоли РВД до отключения ВПУ и после возобновления подачи масла и включения ВПУ не превышала нормы).

2.Разработана и проверена модифицированная технология останова отключением СС, при которой ротор в зоне КУ охлаждается воздухом, двигающимся с помощью эжекторов; применение этой технологии заметно снижает максимальную температуру шейки ротора в зоне подшипников после отключения СС. На турбине Т-110 с применением этой технологии проведена проверка возможности отключения СС при температуре ДВД около 450°С; опыт дал положительный результат,

3.На турбинах Т-175 и ПТ-135 проведены опыты с отключением СС при температуре 250°С. При этом были использованы как традиционные, так и модернизированная технологии остановки, Показатели надежности во всех опытах также были существенно ниже предельнедопустимых. Анализ показывает, что для этих моделей турбин имеется значительный резерв по повышению температуры, при которой можно отключать ВПУ и СС,

4. Разработанные в настоящей работе рекомендации и режимы остановки внедрены в эксплуатационную практику на более, чем 40 турбинах ОАО ТМЗ, работающих на 12 электростанциях.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1- Разработана методика и модельная установка для изучения процесса пластического деформирования баббита опорных подшипников невра-щающегося ротора при высоких температурах. Проведенные на установке исследования показали, что пластические деформации баббита при статических нагрузках возникают при температурах, превышающих 200°С.

В качестве предельно допустимой температура баббита подшипников для технологии аварийного останова в условиях высоких температур ЦВД (ЦОД) принята температура, равная 120°С.

2. Разработана методика обобщения характеристик естественного остывания паровых турбин. В результате обобщения случайной величины темпа остывания для турбин семейства Т-110 определен закон распределения - распределение Гаусса. Определены основные характеристики полученных распределений ( математическое ожидание и дисперсия) для каждой модели турбин ОАО TMS.

3. Разработана модель процесса изменения температуры по длине остывающего ротора за счет теплового взаимодействия с элементами корпуса. Точность моделирования температурного поля ротора повышена в результате использования в качестве граничных условий для модели ротора температурного поля статора (корпуса), полученного экспериментально.

Разработана методика идентификации моделей остывания ротора, которая была использована для роторов турбин Т-110 и Т-175 в режимах после отключения СО. В частности, определены обобщенные коэффициенты теплопередачи, характеризующие интенсивность теплообмена шеек роторов в зоне опорных подшипников N 1,2 с окружающим воздухом. Модель остывания ротора турбины Т-110, идентифицированная по результатам опытов с отключением СС при температурах ДВД 250 и 350°С, использована для

ООО iCoo прогнозирования динамики прогрева шейки ротора в режиме с отключением СС при температуре 450°С.

Рассмотрена возможность упрощения рассматриваемой модели процесса остывания ротора путем введения "условных" коэффициентов теплопередачи на торцевых участках ротора, полученных путем условного исключения участков ротора за пределами корпуса цилиндра.

Простота разработанных моделей позволяет их использовать для реализации в структуре АСУ ТП энергоблоков и турбин, работающих в реальном времени.

4, Разработана методика определения разности температур "верх-низ" в роторе Мр в зависимости от разности температур ÄtHK по диаметру наружного корпуса цилиндра турбины.

При выводе соответствующих соотношений для элементов статора учтены: термическое сопротивление в зазорах между диафрагмой и корпусом цилиндра; термическое сопротивление в зазорах между диафрагмой и обоймой; влияние теплообмена в межкорпусном пространстве в двухкорпусных цилиндрах; влияние теплообмена между корпусом цилиндра и телом обоймы. Соотношение температур в диафрагме и по диаметру вала определено путем моделирования процесса остывания участка ротора в пределах одной ступени проточной части, При этом использованы принципы моделирования, аналогичные ранее использованным при решении задачи определения осевого распределения температур в роторе (см, гл.4).

Определены коэффициенты К=К1К2.КзК4К5Кб=Мр/МНк для роторов турбин всех моделей, выпускаемых ОАО ТМЗ.

Выполненный анализ показал, что при рекомендованной модифицированной технологий останова в роторе ДВД турбин Т-110 и Т-250 величины Ätp не превышают 3,5°С.

5.Разработана методика расчета теплового прогиба многопролетного невращающегося ротора под воздействием разностей температур М,Рз на каждом из "з" пролетов с учетом совместности деформаций на всех пролетах.

Выполненные с ее помощью расчеты показали, что максимальная величина прогиба на пролете в 2-3 раза меньше, чем та же величина, определенная с помощью ранее применявшихся формул для однопролетного ("свободного") ротора. Существенное влияние на величину и направление (знак) прогиба оказывает соотношение разностей температур на соседних пролетах Д1Р1/М.Р2< Координата, соответствующая величине максимального прогиба, не соответствует середине пролета (как это обычно считается), а может перемещаться по длине пролета в широких пределах в зависимости от соотношения Д1Р1/Д1Р2» На основании данной методики разработаны уравнения расчета упругой линии роторов всех турбин, выпускаемых ОАО ТМЗ, при наличии разности М.Рз на любом из пролетов. б.Выполнена экспериментальная проверка режимов остановки турбин ОАО ТМЗ с отключением СС при повышенных температурах.

На турбинах Т-110 проверена возможность отключения СС при температурах ДВД до 350°С включительно при традиционной технологии остановки с расхолаживанием или естественным остыванием до момента отключения СС. Во всех опытах показатели, характеризующие надежность турбины, как при отключенной СС,так и после возобновления ее работы, были далеки от предельных значений (максимальные температуры баббита подшипников не достигали принятого предельно допустимого значения; величина боя консоли РВД до отключения ВПУ и после возобновления подачи масла и включения ВПУ не превышала нормы).

Разработана и проверена модифицированная технология останова с отключением СС, при которой ротор в зоне КУ охлаждается воздухом, двигающимся с помощью эжекторов; применение этой технологии заметно снижает максимальную температуру шейки ротора в зоне подшипников после отключения СС, На турбине Т-110 с применением этой технологии проведена проверка возможности отключения СС при температуре ЦВД около 450°С; опыт дал положительный результат.

На турбинах 1-175 и ПТ-135 проведены опыты с отключением СС при температуре 250°С, При этом были использованы как традиционные,, так и модернизированная технологии остановки. Показатели надежности во всех опытах также были существенно ниже предельнодопустимых. Анализ показывает, что для этих моделей турбин имеется значительный резерв по повышению температуры, при которой можно отключать ВПУ и СС,

7, Разработанные в настоящей работе рекомендации и режимы остановки внедрены в эксплуатационную практику на более чем 40 турбинах ОАО ТШ, работающих на 12 электростанциях.

1. Похормдер В.Л./Принудительное расхолаживание паровых турбин./'/ М.,Знергоатомиздат ,1989,с.177.

2. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С./Теплофикационные паровые турбины. /У М.,Знергоаотмиздат,1986,с.272.

3. Инструкция по эксплуатации. Турбоустановка Т-110/120-130-5. ТУТ- 220800ИЭ, 1979, с. 164.

4. Инструкция по эксплуатации. Турбоустановка Т-250/300-240, ТМТ-110650ИЭ,1971,с.199.

5. Монтаж и эксплуатация турбин высокого давления./под ред, Фаермана С.Д.,Шухера С.М.//М.-Л,,ГЭМ,1950,с.228.

6. Швецов П.Д./Предупреждение аварий паровых турбин//М.-Киев, Государственное научно-техническое издательство машиностроительной литературы,1953,с,236.

7. Банник В.П.,Случаев М.А./Монтаж паровых турбин,//М.-Л.,ГЗИ,1954,ооои•ССО,

8. Сверчков А.Н./Ремонт и наладка паровых турбин.//М.-Л.,ГЭИ,1954,

9. Э.Тубянский Л.И.,Френкель Л,Д./Паровые турбины высокого давления. /УМ.-Л. ,ГЭИ, 1956, с. 404.

10. Ю.Шубенко-Шубин Л,А,./Особенности конструкции новейших паровых турбин большой мощности//М.-Л,,ГЭМ,1962,с.136.

11. Трухний А.Д.,Лосев С.М,/Стационарные паровые турбины, Под ред. Трояновского Б,М. /7М.,Энергоиздат,1981,с.456,

12. Трубилов М.А.,Арсеньев Г.В.}Фролов В.В. и др./

13. Паровые и газовые турбины, Под, ред. Костюка А,Г.,Фролова В,В.//М. Энергоиздат,1985,с,352.

14. Трояновский В.М.,Филиппов Г.А.,Вулкин А.Е./Паровые и газовые турбины атомных электростанций, /,/М,, Энергоатомиздат, 1985, с. 256.

15. Капелович В.Э./Эксплуатация паротурбинных установок.// М,,Энергоатомиздат ,1985 , с,304,

16. Corit.uar 6,/ Zwangsabkuhlung von Turbinen grosser Leistung// Technics, 1977, Bei. 26, N 9, S. 608-612.

17. Henning Т./ Erfahrungen mit dem schnellen Abkühlen grosser Dampfturbi nen,//Elektri z i tatsw i rschaft,1972,Bd.17,N24,S,704-708,

18. Ecker R./ Aspects of development of steam turbines,// Steam and Heat Eng,,1967,Vol,37,N433,P,14-17,

19. Labat G,, Peyrand В./ Camportemen Thermigue de gros materiels a la centrale EDF de Porcheville B./7 Revue generalt de thermigue, 1973,Vol.31,N11,P.1091-1115, •

20. Lucas E./ Le refroidissement accelere des turbines avapeur de grande puissancee par injection d'air comprime// Genie civil,1973, Vol. 13C),N3,P. 89-93,

21. Busch H./ Schnelles Abkühlen von Dampfturbinen.// Energie, 1968,Bd,20,N1,S,8-10,

22. Укоренное расхолаживание турбин с противодавлением,/ Похорилер В,Л,,Фискинд Э.Э.//Электрические станции,1973,N3, с,36-39,

23. Режимы пуска и останова новой теплофикационной турбины ПТ~135/165-130/15,/ Паншин В,М.,Похорилер В,Л,,Фискинд Э.Э./У Электрические станции,1981,N2,с.30-34.

24. Способы ускоренного расхолаживания теплофикационных турбин./ Фискинд Э,Э. „Похорилер В.В.,Борисов В.В././-Электрические станции, 1976,N7, с. 14-17.

25. Воздушное расхолаживание турбины Т-100-130,/Куличихин В.В., Тажиев В.А.,Грачев В.А.и др.// Энергетик,1977,N9, с,30-31.

26. Системы принудительного воздушного расхолаживания турбин Т-100- 130./Похорилер В,Л,,Сурис П,Л,,Вульфов Е,Э,, Губанов Д.Е, и-rrv* / / Птт^^тплт^т» -"i OOíí МС: А -1 Одр, / / сшерГеТйК, i sou, Ли, и, У~ ±,<,,

27. Отработка режимов глубокого расхолаживния турбины К-500-240-2 ХТГЗ. Отчет./ Рук, В.Л. Похорилер//Свердловск, Уральское отделение1. П0"П1~10П -i nrjo1. Urirdl, ia/o.

28. Исследование режимов пуска головного образца турбины К-500-250-2./ Покорилер В.Л.,Палев В.А.,Иоффе В.Ю.,Фискинд 3.3.// Теплоэнергетика, 1980,N9, с.22-2?.

29. Система ускоренного расхолаживания турбины ПТ-135/165-130/15./ Амплеев А.В.,Кобзарь Ю.В.,Кульков Э,И.//Электрические станции,1985,N10,1. QO О А

30. Предупреждение прогибов роторов паровых турбин./ Трубилов М.А., Прохоров С.А.,Журавлев Р.В.,Куличихин В.В.//Теплоэнергетика,1965,N5,и.оО оi.

31. К выбору отключения валоповоротного устройства паровых турбин./ Куличихин В.В.,Авруцкий Г.д.,Гуторов В.Ф. и др.// Электрические станции,1977,N10,с.28-32.

32. Куличихин В.В./Разработка и исследование мероприятий по повышению маневренности и эксплуатационной надежности теплофикационной турбины УТМЗ типа Т-100-130. Дис.канд.тех.наук. /71. М.,1978,0.274.

33. Остывание ротора ЦВД турбиины Т-100-130 в зонах концевых уплотнений./Куличихин В.В.,Тажиев Э.И.,Людомирский Б.Н.//Электрические станции,1983,N12, с.31-34.

34. Влияние раннего отключения волоповоротного устройства турбины Т-250-240 ст.N2 Южной ТЭЦ Ленэнерго на температурное состояние подшипников,ТМТ-114356,ПО ТШ,1985,с.14.

35. Влияние отключения валоповоротного устройства при повышенной температуре ЦВД на температурное состояние подшипников Т-110-130 ст.N7 СУГРЭС,ТМТ-114489,1986,с,18,

36. Исследование и отработка режима останова турбины Т-110-130 ст. N5 Ново-Свердловской ТЭЦ при повышенной температуре металла корпуса ЦВД. /Рук, В,Л. Похорилер//Свердловск,УШ,ВНТОЭ, 1990,

37. Межлумов М.М,,Переверзев Д,А,,Палей В.А,//Теплоэнергетика,1981,N2, с,67-69,

38. Приближенное решение задачи совместного остывания статора и ротора мощной паровой турбины,/ Переверзев Д.А.,Кострыкин В.А,, Палей В,А.//Проблемы машиностроения,1978,вып,7,с.69-73.

39. Моделирование и исследование процессов остывания мощных паротурбинных агрегатов,/Переверзев Д. А,,Кострыкин В.А,Палей В,А,// Теплоэнергетика, 1980,N9,с.34-38.

40. Исследование процессов остывания и влияния их на маневренные характеристики мощных паротурбинных агрегатов./Переверзев Д.А., Кострыкин В. А.,Палей В.А.//Проблемы машиностроения,1980, вып.11, с. 48-53.

41. Исследование маневренных характеристик мощных паротурбинных агрегатов на моделях их теплового состояния./Межлумов М.М,, Переверзев Д.А.,Палей В.А.//Теплоэнергетика,1981,N2,с.67-69.

42. Совершенствование объемной математической модели остывания турбин. /Переверзев Д. А,, Лебедев А. Г. .//Промышленная теплоэнергетика,1987,том 9,N3,с.70-76.

43. Матвеев Ю.Я./Математическая модель процесса остывания ЦВД и ЦСД паровых турбин большой единичной мощности. Автореферат дис. канд. тех. наук.//Харьков, 1984, с. 16.

44. К вопросу о тепловой конвекции в межкорпусном пространстве ЦВД паровой турбины в режиме остывания./' Капинос В.М. ,МатвеевЮ.Я,, Пустовалов В.Ы.,Палей В.А.// Из. вузов. Энергетика, 1982,N12,с.36-40.

45. Сябер H.A., ЗеньковскийВ.Г,//Электрические станции,1967,N2,с.37-39.

46. Плоткин Е.Р.,Лейзерович А,Ш,/Пусковые режимы паровых турбин энергоблоков.// М.,Энергия,1980,с.190.

47. Фролов К.В,, Израилев Ю,Л,, Махутов H.A. и др./

48. Швец н.Т.,Федоров В.И./ Вопросы нестационарного теплообмена в роторах турбин.//Киев, Издательство Киевского Университета,1960,с.283.

49. Гантмахер Ф.Р./ Теория матриц,// М.,"Наука" Главная редакция физико-математической литературы, 1966,с.576.

50. Лыков А.В./Тепломассообмен,Справочник,//М.,Энергия,1978,с,480,

51. Карташов Э.М,/Аналитические методы в теплопроводности твердых тел,//М.,Высшая школа,1979,с. 416.

52. Пантакар С./Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости.//М.,Энергоатомиздат,1984,с.150.

53. Себиси Т,,Брэдшоу П.,/Конвективный теплообмен.//М.,Мир,1987, с,590,

54. Кузьмин М.П.,Лагун И.М./ Нестационарный тепловой режим элементов конструкции двигателей летательных аппаратов,.//

55. М,,Машиностроение,1988,с,240,

56. Ши Д,/Численные методы в задачах теплообмена,//М.,Мир Л988, с,544.

57. Век Дж,,Влакуэлл В,,Сент-Клэр,мл. ч./ Некорректные обратные задачи теплопроводности,//М.,Мир,1989,с.310,

58. Андерсон Д.Дакнехилл Дж.,Плетчер Р./ Вычислительнаягидромеханика и теплообмен. В двух томах./УМ.,Мир/1990,том 1 с.392,том 2 с.393-726.96,Зенкевич О.,Морган К./Конечные элементы и аппроксимация.// М.,Мир,1986,с.318.

59. Бреббия К, Деллес Ж. ,Вроубел Л./Методы граничных элементов,.// М.,Мир,1987,с.524.

60. Самарский A.A.,Гулин A.B./Численные методы.//М,,НаукаД989, с,430.

61. Молчанов И,Н,/Машинные методы решения прикладных задач. Дифференциальные уравнения. .//Киев, Наумова думка, 1988, с, 343.

62. Юб.Шпагин А,И,/Антифрикционные сплавы.//М,,МеталургиздатД956, с,320.

63. Гаркунов Д. Н. /Триботехника, //и.Машиностроение} 19855с. 424.

64. Рубин М.Б.,Вахарева В.Е./ Подшипники в судовой технике,// Л.,Судостроение,1987,с,543.

65. Подольский М.Е-/Упорные подшипники скольжения,// Л,,Машиностроение,1981,с,262,109,Орлов П,И,/Основы конструирования,Том 1,/,/М,,Машиностроение,-1 ООО ^ tr с о 1ÍJOO , и , ÍJÜÜ,

66. Орлов П.И./Основы конструирования,Том 2.//М.,Машиностроение, 1988,с,543.

67. Тел, riäyK.// Л.,лУо! }и,130,

68. Результаты применения изоляции напылением на турбине К-200-130./Плоткин Е.Р.,Чернецкий Н.С.,Лейзерович А.Ш. //Электрические станции,1970 s N8,с.21-23.

69. Методы приближенного определения прогиба высокотемпературных цилиндров вследствие разности температур между их верхом и низом./ Палей В.А.//Л,,Труды ЦКТИ,1965,вып.55,с.40-43.

70. Расчет температурных деформаций цилиндров паровых турбин при остывании. /Похорилер В.Л. .//Теплоэнергетика, 1965,N11,с. 46-50.

71. Температурный изгиб корпусов паровых турбин./' Лейзерович А.Ш.Друбилов М.А.,Прохоров С.А./Куличихин В.В.// Теплоэнергетика,1965,N10,с.57-62.

72. Особенности остывания турбины К-200-130./Похорилер В.Л./У Электрические станции,1966,N9,с.35-38.128,Результаты испытания тепловой изоляции и некоторые особенности остывания турбины К-200-130 JM3./Похорилер В.Л.//М,, 0РГРЗС,1967,с,22.

73. Волк С,И./Метод расчета оболочек вращения с меридиональными ребрами,учитывающий циклически симметричный характер деформации. Автореферат дисс. канд. тех. наук.//КиевД968,с.10.

74. Расчеты оболочек вращения применительно к корпусам паровых и газовых турбин./Левченко А.И., Либстер А.Ш.// Л.,Труды ЦКТИ, 1969, вып.96,с.85-92.

75. Расчет элементов энергетического оборудования по теории оболочек средней толщины./Левченко А.И.,Гуревич И.А.// Л,, Труды ЦКТИ, 1974,вып.124,с,18-23.

76. К расчету напряженного состояния корпусов турбин с учетом влияния фланцев горизонтального разъема./Верлянд В.И.//Харьков, Из-во Харьковского Гос.университета. Динамика и прочность машин, 1972, вып.15,с.11-19.

77. К расчету стенки корпуса паровой турбины на ЭЦВМ./ Вознесенский A.A.// Свердловск,Средне-Уральское книжное издательство, Сб. Опыт создания турбин и дизелей, 1969,с.123-126,

78. К расчету на прочность осесимметрично нагруженных оболочек вращения./ Вознесенский A.A.//Сб. Опыт создания турбин и дизелейвып.2,Средне-Уральское книжное издательство.,Свердловск, 1972, с.62-68.

79. Исследования теплового состояния и теплопередачи в зоне упорного диска осевого подшипника турбины./Толошумова В.Н., Кортенко В,В.,Сурис П.Л.//Теплоэнергетика,1988,N8,с.36-41.

80. Дискретная модель поля давления в слое смазки осевых подшипников турбин на ЭВМ./Толошумова В.Н., Кортенко В.В.,// Зкспрессинформация.Энергетическое машиностроение,1988,вып.1,с.43-47.

81. Расчет теплового прогиба двухпролетного ротора паровой турбины,/Похорилер В.Л.,Голошумова В.Н.// Совершенствование турбин и турбинного оборудования. Региональный сборник научных статей, Екатеринбург, 1998, с.53-86.