Оптимизация пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин в составе парогазовых энергоблоков

Кляйнрок, Иван Юрьевич

Турбомашины и комбинированные турбоустановки

автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Оптимизация пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин в составе парогазовых энергоблоков

кандидата технических наук: Кляйнрок, Иван Юрьевич
город: Екатеринбург
год: 2012
специальность ВАК РФ: 05.04.12

Диссертация по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению на тему «Оптимизация пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин в составе парогазовых энергоблоков»

Автореферат диссертации по теме "Оптимизация пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин в составе парогазовых энергоблоков"

На правах рукописи

Кляйнрок Иван Юрьевич

ОПТИМИЗАЦИЯ ПУСКОВЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ПАРОВЫХ ТУРБИН В СОСТАВЕ ПАРОГАЗОВЫХ ЭНЕРГОБЛОКОВ

Специальность 05.04.12 — Турбомашины и комбинированные турбоустановки

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 5 ОКТ 2012

Екатеринбург — 2012

005053939

Работа выполнена в ЗАО «Уральский турбинный завод» и на кафеА «Турбины и двигатели» ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университ имени первого Президента России Б.Н. Ельцина»

Научный руководитель: заведующий кафедрой «Турбины и двигателі

УрФУ, доктор технических наук, професс< Бродов Юрий Миронович

Научный консультант: кандидат технических наук, старший научнь

сотрудник кафедры «Турбины и двигатели» УрФ1 Голошумова Вера Николаевна

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор кафедр

«Промышленные теплоэнергетические системь МЭИ Куличихин Владимир Васильевич

кандидат технических наук, главный специалис Департамента строительства электростанци ОАО «Корпорация Развития» Сосновский Андрей Юрьевич

Ведущая организация: ОАО «Всероссийский теплотехнический научн<

исследовательский институт» (ОАО «ВТИ»)

Защита состоится 26 октября 2012 г. В 1400 часов на заседании специал! зированного совета Д 212.285.07 при ФГАОУ ВПО «Уральский федеральны университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» по адресу 620002, г. Екатеринбург, ул. С. Ковалевской, 5, ауд. Т-703.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГАОУ ВП< «Уральский федеральный университет имени первого Президента Росси Б.Н. Ельцина».

Ваши отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью организацш просим направлять по адресу: 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19, УрФУ ученому секретарю университета. Тел.: (343) 375-45-74, (343) 375-48-51, факс (343) 375-94-62, e-mail: d21228507@gmail.com, uralturbine@gmail.com Автореферат разослан /т сентября 2012 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук

Аронсон К.?

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В соответствии со стратегией развития энергетики в Российской Федерации приоритетным инновационным направлением в строительстве новых энергетических объектов являются парогазовые установки (ПГУ) утилизационного типа - наиболее эффективная и экономичная технология получения тепловой и электрической энергии на сегодняшний день. В связи с этим все отечественные и зарубежные турбостроительные заводы ведут интенсивную разработку проектов и производство оборудования для ПГУ.

В частности, только на ЗАО «Уральский турбинный завод» (УТЗ) разработано более 50 эскизно-технических проектов теплофикационных паровых турбин, предназначенных для работы в составе парогазовых энергоблоков. В основу конструкции данных паровых турбин, а также в технологию их эксплуатации заложены как стандартные решения, отработанные на теплофикационных паровых турбинах для теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), так и новые решения, обусловленные спецификой работы паровых турбин в составе парогазового энергоблока. Поэтому унификация узлов теплофикационных паровых турбин для ПГУ, а также разработка оптимальной технологии их эксплуатации являются важными и актуальными задачами.

Продолжительность пуска мощных ПГУ в зависимости от теплового состояния оборудования может занимать более трех часов и определяется главным образом длительностью пуска паровой турбины. Поэтому одной из основных задач при комплексной оптимизации пусковых режимов ПГУ является разработка оптимальной технологии пуска паровой турбины с учетом сложных технологических связей между газотурбинной установкой (ГТУ), котлом-утилизатором (КУ) и паротурбинной установкой (ПТУ). Решение данной задачи осложняется еще и тем, что ПГУ в нашей стране стали реализовываться сравнительно недавно, количество действующих установок невелико, поэтому пусковые режимы работы паровых турбин, работающих в их составе, недостаточно изучены и технология их пуска неоптимальная.

Целью работы является проведение исследований, необходимых для оптимизации пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин УТЗ для ПГУ. Объектом исследований является теплофикационная паровая турбина Т-53/67-8,0, уже работающая в составе ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3. В качестве пусковых режимов работы данной паровой турбины автором рассматриваются графики пуска турбины из холодного и неостывшсго состояний, разработанные УТЗ и ОАО «ВТИ» (ВТИ).

Одной из основных причин, ограничивающих маневренные характеристики паровой турбины при пусковых режимах работы, являются температур-

ные напряжения, возникающие в высокотемпературных элементах ее конструкции. С учетом этого, в рамках данной диссертационной работы поставлены и решены следующие задачи:

- анализ возможных мест возникновения и методов вычисления недопустимых температурных напряжений в элементах конструкции теплофикационной паровой турбины для ПГУ;

- определение граничных условий теплообмена в проточной части теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- моделирование температурного и термонапряженного состояния ротора высокого давления (РВД) теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- моделирование температурного и термонапряжениого состояния корпуса цилиндра высокого давления (ЦВД) теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- определение «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, ограничивающих ее маневренные характеристики по условию термопрочности;

- разработка средств непрерывного контроля и автоматического ограничения недопустимого термонапряженного состояния «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины для ПГУ;

- разработка технологии автоматизированного пуска теплофикационной паровой турбины для ПГУ с учетом текущего термонапряженного состояния «критических» элементов ее конструкции.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

- разработаны модели нестационарной теплопроводности при переменных во времени и пространстве граничных условиях теплообмена и напряжен-.но-деформированного состояния (НДС) высокотемпературных узлов теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 с учетом их реальной геометрической конфигурации и изменения механических и теплофизических свойств стали в зависимости от температуры;

- выполнено комплексное исследование температурного и термонапря-жеіпюго состояния высокотемпературных узлов теплофикационной паровой турбины для ПГУ;

- определено, что «критическим» элементом конструкции теплофикационной паровой турбины для ПГУ, ограничивающим ее маневренные характеристики и, как следствие, характеристики парогазового энергоблока в целом, является корпус ЦВД;

- установлена нелинейная стохастическая связь (регрессионная модель) между температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД и

температурами металла в его точках, позволяющая контролировать термонапряженное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- разработаны алгоритмы непрерывного контроля и автоматического ограничения недопустимого термонапряженного состояния «критических» элементов конструкции паровой турбины с учетом их дальнейшей реализации на основе микропроцессорной техники;

- представлена концепция автоматизированной технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции.

Практическая значимость проведенного исследования заключается в разработке комплекса решений по повышению надежности теплофикационных паровых турбин для ПТУ при пусковых режимах работы. Энергоблок ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 является первым энергоблоком с теплофикационной паровой турбиной УТЗ. Поэтому результаты настоящей работы фактически являются базой для разработки и проектирования подобных энергетических объектов и основой для создания проектов паровых турбин УТЗ для ПГУ. С учетом того, что в проектах паровых турбин для ПГУ используется ряд унифицированных решений, полученные результаты могут быть применены при проектировании и модернизации серийных теплофикационных паровых турбин УТЗ для ТЭЦ.

Разработана технология пуска теплофикационной паровой турбины для ПГУ, позволяющая перейти от временных графиков пуска паровой турбины к автоматизированному пуску турбины по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции, что, в свою очередь, обеспечит оптимальный режим эксплуатации оборудования по условию термопрочности.

Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечивается:

- применением современных инструментов построения геометрических моделей при помощи лицензионного, сертифицированного программного комплекса Creo Parametric;

- применением современных численных расчетных методов, реализованных в сертифицированном, лицензионном программном комплексе ANSYS;

- использованием современных апробированных методов планирования эксперимента и статистических методов обработки экспериментальных результатов при помощи сертифицированного, лицензионного программного комплекса MathCAD, а также лицензионного программного продукта Microsoft Excel.

Результаты диссертационной работы получены на основе общепризнанных отработанных методик с использованием руководящих технических материалов и проектно-конструкторской документации УТЗ и хорошо согласуются

с аналогичными расчетными и экспериментальными данными, полученными другими авторами.

Личный вклад автора заключается в научно-техническом обосновании поставленных целей и задач исследования, разработке моделей прогрева и НДС элементов конструкции теплофикационных паровых турбин для ПГУ, проведении расчетных исследований, анализе и обобщении их результатов, разработке средств контроля и ограничения недопустимых температурных напряжений в элементах конструкции теплофикационных паровых турбин и корректировке существующей технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

На защиту выносятся следующие положения:

- двухмерная осесимметричная конечно-элементная модель прогрева и НДС РВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, учитывающая охлаждение пара в переднем концевом уплотнении (ПКУ) и реальную геометрическую конфигурацию в зоне лабиринтовых уплотнений (без использования эмпирических коэффициентов концентрации напряжений);

- трехмерная конечно-элементная модель прогрева и НДС верхней половины корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 с учетом билинейного упругопластического поведения материала;

- результаты расчетного исследования температурного и термонапряженного состояния РВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- результаты расчетного исследования температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- результаты исследований по определению «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, ограничивающих ее маневренные характеристики по условию термопрочности;

- результаты регрессионного анализа, устанавливающего стохастическую связь между температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД и температурами металла в его точках;

- алгоритмы непрерывного вычисления температурных напряжений в «критических» зонах корпуса ЦВД;

- алгоритмы автоматического ограничения недопустимых температурных напряжений в «критических» зонах корпуса ЦВД;

- автоматизированная технология пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции.

Апробация работы. Основные материалы и результаты диссертационной работы докладывались на следующих семинарах, симпозиумах и конференциях: XVI Уральская международная конференция молодых ученых по приори-

тетным направлениям развитая науки и технологии (Екатеринбург, 2009); научно-технические семинары кафедры «Турбины и двигатели» ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» (Екатеринбург, 2010-2012); научно-технические семинары ЗАО «Уральский турбинный завод» (Екатеринбург, 2010-2012); VI Международный симпозиум по фундаментальным и прикладным проблемам науки (Миасс, 2011); VI Международная научно-практическая конференция «Повышение эффективности энергетического оборудования» (Иваново, 2011); II Международная научно-практическая конференция «Современная наука: теория и практика» (Ставрополь, 2011); II Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Современная российская наука глазами молодых исследователей» (Красноярск, 2012); Всероссийская молодежная научно-практическая конференция с международным участием «Инженерная мысль машиностроения будущего» (Екатеринбург, 2012); VIII Международная научная конференция «Проблемы энергосбережения Украины и пути их решения» (Харьков, 2012); X Международная научно-практическая интернет-конференция «Энерго- и ресурсосбережение - XXI век» (Орел, 2012); Всероссийская молодежная конференция «Пути совершенствования работы теплотехнических устройств» (Владивосток, 2012).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе 5 по списку Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и библиографического списка (162 наименования). Общий объем диссертации 155 страниц, включая 52 рисунка и 14 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложена общая характеристика диссертационной работы, показана се актуальность, сформулирована цель работы, отражена научная новизна и практическая ценность выполненного исследования.

В первой главе представлен аналитический обзор научно-технической литературы по вопросам исследования пусковых режимов работы паровых турбин.

Серьезным изучением данного вопроса в свое время занимались многие советские научно-исследовательские институты. Среди них можно выделить работы сотрудников Центрального котлотурбинного института (К.П. Селезнева, И.В. Ильинского, А.И. Таранина, В.Г. Тырышкина, B.C. Шаргородского, JI.A. Хоменка), Всесоюзного теплотехнического института (А.Ш. Лейзеровича, Е.Р. Ппоткина, Г.Д. Авруцкого, А.Д. Меламеда, В.А. Панфилова, В.Ф. Гуторо-

ва, Ю.А. Радина). Известны совместные работы сотрудников Института проблем машиностроения Украины и Харьковского политехнического института (Д.А. Переверзева, Л.А. Шубенко-Шубина, В.А. Костыркина, А.Г. Лебедева), а также работы сотрудников Харьковского филиала Центрального конструкторского бюро (В.И. Берлянда, A.B. Пожидаева).

Результаты исследований пусковых режимов работы паровых турбин также отражены в публикациях сотрудников советских турбостроительных заводов: Харьковского турбогенераторного завода (В.А. Палея, В.Н. Галацана, Н.С. Чернецкого, Ю.Ф. Косяка), Ленинградского металлического завода (М.С. Фрагина, Б.Ю. Гутмана) и Уральского турбомоторного завода (Л.С. Иоффе, Г.Д. Баринберга).

Среди сотрудников учебных заведений следует выделить исследования Б.М. Трояновского, В.А. Щегляева, А.Д. Трухния, А.Г. Костюка, В.В. Куличи-хина, В.Я. Роточа, Э.К. Аракеляна (Московский энергетический институт) и В.Л. Похорилера (Уральский политехнический институт).

В данном направлении также велись работы такими организациями, как: Центральный научно-исследовательский институт комплексной автоматизации, Киевский институт автоматики, Всесоюзный государственный трест по организации и рационализации районных электростанций и сетей «ОРГРЭС», Всесоюзный проектный и научно-исследовательский институт «Теплоэлектропро-ект», «Ростовэнергоремонт» и Калужский турбинный завод.

На основе работ представленных авторов отмечено, что решение задачи оптимизации пусковых режимов работы паровой турбины в общем случае предполагает проведение исследования температурного и термонапряженного состояния высокотемпературных элементов ее конструкции. Данное исследование главным образом необходимо для определения «критических» элементов конструкции паровой турбины, ограничивающих ее маневренные характеристики по условию термопрочности.

Показано, что температурные напряжения, возникающие в стопорном клапане блока клапанов контура ВД, не являются определяющим фактором, ограничивающим маневренные характеристики теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

Принято, что наиболее достоверным способом нахождения «критических» элементов конструкции данной паровой турбины может быть моделирование температурного и термонапряженного состояния РВД и корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины методом конечных элементов

в программном комплексе АЫЗУБ. В процессе пуска турбины целесообразно поддерживать температурные напряжения в «критических» элементах ее конструкции на предельно допустимом уровне, при этом остальные величины критериев надежности не должны выходить за допустимые значения. Таким образом, темп нагружения паровой турбины будет оптимальным.

Отмечено, что по результатам анализа температурного и термонапряженного состояния элементов конструкции паровой турбины необходимо выбрать объем и позиции эксплуатационного температурного контроля. Логическим завершением комплексной задачи исследования пусковых режимов работы паровой турбины является разработка технологических основ автоматизации ее пусков.

Подробно рассмотрен объект исследования, в том числе определены и проанализированы графики пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 из типовых тепловых состояний. Установлено, что продолжительность пуска турбины из холодного состояния по графику УТЗ составляет около трех часов, а в его основу заложены типовые скорости прогрева элементов конструкции паровых турбин для ТЭЦ. По результатам проведения пробных пусков ПГУ-230 с теплофикационной паровой турбиной Т-53/67-8,0 на Минской ТЭЦ-3 графики пуска энергоблока скорректированы ВТИ. В результате продолжительность пуска турбины из холодного состояния, согласно графику ВТИ, уменьшилась примерно в два раза, при этом скорости прогрева элементов ее конструкции и разности температур в контролируемых сечениях не превышают допустимых значений, установленных УТЗ.

На основании выполненного анализа обоснованы и сформулированы задачи исследования.

Во второй главе представлена двухмерная осесимметричная конечно-элементная модель прогрева и НДС РВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, разработанная автором в программном комплексе А^УБ. На основе сформулированной модели выполнено расчетное исследование температурного и термонапряженного состояния РВД.

В результате автором получены расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений по четвертой теории прочности (энергетический критерий Мизеса) в РВД для режимов пусков турбины из холодного и неостывшего состояния по графикам УТЗ и ВТИ для зон возникновения максимальных температурных напряжений (рис. 1-3).

Согласно рис. 1 наибольшие температурные напряжения в процессе пуска турбины возникают по графику УТЗ к четвертой минуте разворота (выход тур-

бины на 500 об/мин) в зоне передней придисковой галтели диска второй ступени и составляют ст4 = а™х =146 МПа. В дальнейшем, и на протяжении оставшегося времени пуска турбины по графику УТЗ, наибольшие температурные напряжения возникают в зоне передней придисковой галтели диска первой ступени и к двадцатой минуте разворота турбины составляют а2 = 60 МПа.

Рис. 1. Расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений в РВД при пуске турбины из холодного состояния по графику УТЗ: от, - галтель на входе пара в ПКУ; а2 - передняя придисковая галтель диска первой ступени; (Т3 - первая по ходу пара тепловая канавка диафрагменного уплотнения первой ступени; а4 - передняя придисковая галтель диска второй ступени

Из рис. 2 видно, что характер возникновения температурных напряжений при режиме пуска по графику ВТИ незначительно отличается от пуска по графику УТЗ: в обоих случаях «критическими» зонами являются придисковые галтели. Наибольшие температурные напряжения в процессе пуска турбины возникают к четвертой минуте разворота (выход турбины на 500 об/мин) в зоне передней придисковой галтели диска второй ступени и составляют о4= а™х=113 МПа.

Аналогичные зависимости получены и для режима пуска турбины из не-остывшего состояния. Однако в этом случае максимальные температурные напряжения в зоне передней придисковой галтели диска второй ступени возникают не при развороте, а при наборе электрической нагрузки и достигают °4= 1 МПа (рис. 3, пятьдесят четвертая минута пуска).

Рис. 2. Расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений в РВД при пуске турбины из холодного состояния по графику ВТИ

О 20 40 60 80 100 120 т,мин

Рис. 3. Расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений в РВД при пуске турбины из неостывшего состояния по графику ВТИ

Анализ результатов, полученных автором, показал, что термонапряженное состояние РВД не является фактором, ограничивающим маневренные характеристики теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 при пусковых режимах работы, так как в нем не возникает температурных напряжений, превышающих предел текучести стали 25X1М1ФА go2°°c=420 МПа, поэтому необходимости организации непрерывного контроля за температурным и термонапряженным состоянием ротора нет, а для надежной работы паровой турбины необходимо и достаточно контролировать его (ротора) относительное расширение.

В третьей главе представлена трехмерная конечно-элементная модель прогрева и НДС корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, разработанная и реализованная автором в программном комплексе ANS YS. На основе сформулированной модели выполнено расчетное исследование температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД. Получены расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений в корпусе ЦВД для рассматриваемых режимов пусков турбины для зон возникновения максимальных температурных напряжений (рис. 4-6).

Согласно рис. 4 для режима пуска турбины по графику УТЗ наиболее «термонапряженной» областью корпуса ЦВД является зона приварки Г-образного полукольца к корпусу турбины. К восемнадцатой минуте разворота турбины в данной зоне возникают максимальные температурные напряжения = <з™авх = 457 МПа. По мнению автора, возникновение столь высоких температурных напряжений в данной зоне можно объяснить тем, что стенки полукольца омываются паром как изнутри, так и снаружи и достаточно быстро прогреваются в отличие от стенки и фланцев корпуса, к которым полукольцо при-

варено. В результате в сварном шве возникают значительные температурные напряжения, обусловленные стеснением теплового расширения полукольца. В дальнейшем (к шестьдесят пятой минуте пуска) при прогреве стенки и фланцев корпуса температурные напряжения в этой зоне снижаются, а местом возникновения максимальных температурных напряжений становится область паро-впуска в зоне радиусного перехода.

°эк„>

Рис. 4. Расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений в корпусе ЦВД при пуске турбины из холодного состояния по графику УТЗ: ai - зона уплотняющего пояска горизонтального разъема корпуса; аг - область паровнуска в зоне радиусного перехода стенки корпуса; ог3 - зона приварки Г-образного полукольца к корпусу; а4 - изгиб полукольца в камере отсоса пара после первого отсека ПКУ

Для режима пуска турбины по графику ВТИ местом возникновения максимальных температурных напряжений также является зона приварки Г-образного полукольца. Максимальные температурные напряжения в данной зоне составляют стз = стэквХ= 521 МПа, однако возникают не на начальном этапе пуска, а практически при выходе турбины на номинальную нагрузку (рис. 5, семьдесят пятая минута пуска), что объясняется более высоким темпом нагружения паровой турбины.

экв'

МПа

450-

300

150

/ ■ *

/ / / ■ . / V,

/ > У---- у /. /

г и,

0 20 40 60 т, мин Рис. 5. Расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений в корпусе ЦВД при пуске турбины из холодного состояния по графику ВТИ

Отличительной особенностью пуска турбины из неостывшего состояния является тот факт, что, так как стенка и фланцы корпуса являются достаточно прогретыми, максимальные температурные напряжения возникают не в зоне приварки Г-образного полукольца, а в области паровпуска, в зоне радиусного перехода, и составляют (Т2=а™х=373 МПа (рис. 6, пятьдесят первая минута пуска).

МПа 300

150

0 20 40 60 80 100 120 140 т,мин

Рис. 6. Расчетные зависимости изменения эквивалентных температурных напряжений в корпусе ЦВД при пуске турбины из неостывшего состояния по графику ВТИ

Полученные результаты показали, что во всех рассмотренных режимах пусков теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 в корпусе ЦВД возникают температурные напряжения, превышающие предел текучести его стали 15Х1М1ФЛ о$°°с=220 МПа.

На рис. 7 показаны «критические» зоны корпуса ЦВД, в которых возникают максимальные недопустимые температурные напряжения.

Данными зонами являются:

- область паровпуска в зоне радиусного перехода корпуса (зона «А»);

- зона приварки Г-образного полукольца к корпусу (зона «Б»),

Анализ литературы по вопросам термопрочности и надежности элементов конструкции паровых турбин показал, что столь высокие пусковые температурные напряжения могут стать причиной появления и развития трещин, а также снижения ресурса корпуса ЦВД. Поэтому термонапряженное состояние установленных «критических» зон корпуса ЦВД должно определять темп и продолжительность пусковых операций паровой турбины.

Рис. 7. «Критические" зоны корпуса ЦВД

В четвертой главе представлены результаты анализа работы штатной системы контроля за температурным состоянием элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, который показал, что для предотвращения возникновения недопустимых температурных напряжений в корпусе ЦВД требуется разработка дополнительных средств контроля.

Одним из способов решения поставленной задачи, по мнению автора, является переход от временного графика прогрева корпуса ЦВД с ограничением времени пуска и принятыми допустимыми разностями температур в контролируемых сечениях к непосредственному определению в реальном масштабе времени температурных напряжений в «критических» зонах корпуса с последующей организацией автоматизированного управления пуском турбины по текущему термонапряженному состоянию этих зон. .

С этой целью установлена стохастическая связь между разностями температур в характерных точках корпуса ЦВД и температурными напряжениями в его «критических» зонах. Для этого проведена обработка результатов исследования автора по температурному и термонапряженному состоянию корпуса ЦВД методами регрессионного анализа. Статистической обработке подлежала выборка данных, состоящая из массива значений максимальных расчетных температурных напряжений и соответствующего ему массива характерных температурных разностей, полученных для пусков теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 из различных тепловых состояний по графикам УТЗ и ВТИ.

Таким образом, для зоны «А» удалось получить оптимальный вид регрессионной зависимости между разностями температур по толщине стенки корпуса (Д^ = 1[-12), по оси стенки корпуса (А10С= ^^з) и максимальными напряжениями в данной зоне ст^сг:

<г = р0+ Р|А1СТ+ р2Д1ос+ р3д£+ р4Д&+ Р5Л1СТД10С,

Значения коэффициентов составляют: р0= -149,828; Р] =22,595; р2=3,580; Рз=-0,342; р4=-0,010; р5=-0,032.

Коэффициент детерминации полученного полинома равен Я2= 93,8 %, то есть изменения зависимого признака о^К8 объясняются изменениями совокупности независимых признаков Д^, Д1ос на 93,8 %.

Сравнение температурных напряжений в зоне «А», рассчитанных по регрессионной зависимости, со значениями, полученными в ходе эталонного расчета с помощью программного комплекса АКБУБ, показало, что для исходной

300

200

100

базы данных (матрицы плана) макси- а о\«>

°рСг. ---1-1- £

мальная погрешность вычисления температурных напряжений не превышает 20 % (рис. 8). Аналогичные исследовния проведены для зоны «Б».

Для построения цифровой системы непрерывного контроля и управления термонапряженным состоянием корпуса ЦВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 принята регрессионная зависимость, полученная для зоны «А», так как именно она оказалась «статистически» более надежной. Для этого необходимо установить три штатных датчика измерения температуры металла (рис. 9), а также разработать дополнительные алгоритмы в составе электрической части системы регулирования и защиты (ЭЧСРиЗ) паровой турбины.

Шк

/о/

к /

0 100 200 300 о,„,

МПа

Рис. 8. Поля корреляции температурных напряжений в зоне «А"

Рис. 9. Характерные точки измерения температур металла в стенке корпуса ЦВД В пятой главе представлены разработки автора, позволяющие осуществлять непрерывный контроль и автоматическое ограничение недопустимых температурных напряжений в «критических» элементах конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

На основе полученной регрессионной зависимости в составе ЭЧСРиЗ разработан модуль вычисления температурных напряжений в зоне «А», позволяющий получать непрерывную информацию о текущем термонапряженном состоянии корпуса ЦВД паровой турбины. На рис. 10 схематично представлен алгоритм работы данного модуля.

Шкаф управлении

Пред, регулятор

I «1НП | I I I О'*" Г

|-Ш1па||| 1.ИГДДИ 1игичя 1.1

Е+

4<„<0 ,

Н+ -

Д1-

А1«<0

-ш-

Л1„>0

|41->0

Фун кцно н а.1 ьн ы н блок

--Ш

Терминал

Модуль форм, темпа

Модуль блокировки

отказ |

•дар}-

нхолажнванне

захолажнвание

«га««

Рис. 10. Модуль вычисления температурных напряжений в зоне «А» корпуса ЦВД

Входными сигналами для представленного модуля являются сигналы датчиков измерения температуры металла в точках корпуса ЦВД (13).

На выходе из модуля «вычисления температурных напряжений» формируется сигнал, соответствующий текущим температурным напряжениям в зоне «А», а на терминале оператора появляется непрерывная информация о текущем термонапряженном состоянии корпуса ЦВД. Если температурные напряжения превышают установленный предел допустимых напряжений, а затем и предел текучести стали корпуса, на терминал оператора поступают соответствующие предупреждения.

Под предельно допустимыми напряжениями автор понимает значение предела текучести стали корпуса с учетом некоторого коэффициента запаса. При коэффициенте запаса п=1,5 предельно допустимое значение температурных напряжений в контролируемой зоне корпуса ЦВД составит

стп 1 220 _

[о 1 = —=-=146,6=150 МПа.

1 п 1,5

В случае, если хотя бы одна из полученных разностей температур имеет отрицательное значение, вычисление температурных напряжений приостанавливается, а на рабочей станции оператора появляется предупреждение о том,

что металл турбины захолаживается. Также вычисление температурных напряжений приостанавливается в случае отказа одного из датчиков измерения температуры металла, а на рабочей станции оператора появляется предупреждение о неисправности.

Полученные таким образом значения температурных напряжений используются для организации автоматического ограничения недопустимых температурных напряжений в зоне «А» корпуса ЦВД.

На рис. 11 представлен алгоритм работы модуля, формирующего коррекцию задания темпа повышения частоты вращения валопровода паровой турбины в зависимости от термонапряженного состояния корпуса ЦВД. Аналогично организован алгоритм работы данного модуля и после синхронизации генератора с сетью (на рис. 11 не показан).

Рис. 11. Модуль формирования темпа нагружения паровой турбины При создании модуля принято:

- диапазон изменения темпа задания частоты вращения составляет

60-250 об/мин за минуту;

- темп изменения частоты вращения в диапазоне температурных напряжений 0-220 МПа определяется по формуле Тп=250-0,863сттек;

- при захолаживании корпуса ЦВД или отказе датчиков измерения температуры металла программа автоматически возвращает штатный темп набора частоты вращения 125 об/мин за минуту;

- при возникновении в корпусе ЦВД температурных напряжений, превышающих предел текучести стали, программа автоматически устанавливает минимальный темп набора частоты вращения 60 об/мин за минуту.

Принятые диапазоны значений, а также функциональная зависимость между темпом и температурными напряжениями должны быть скорректированы в процессе пуско-наладочных работ с учетом опытных данных.

Особенностью работы данного модуля на режиме набора частоты вращения является тот факт, что при повышении частоты вращения валопровода следует учитывать расчетные критические частоты вращения роторов турбины и генератора. Критические частоты необходимо проходить быстро, возможное замедление темпа набора частоты вращения в момент прохождения критических частот недопустимо, так как может привести к росту вибрации. Поэтому в модуле предусмотрена блокировка изменения темпа набора частоты вращения, если последняя находится в диапазоне 1330-2470 об/мин. В указанном диапазоне темп набора частоты вращения постоянен и соответствует штатному 125 об/мин за минуту.

Другим способом предотвращения недопустимых температурных напряжений в элементах конструкции паровой турбины может стать модуль, формирующий сигнал блокировки на увеличение частоты вращения или мощности паровой турбины при превышении температурными напряжениями в зоне «А» допустимого предела. Данный способ наиболее прост в реализации и заключается в автоматической организации технологических выдержек при пуске паровой турбины, необходимых для ее прогрева.

На время прохождения паровой турбиной критических частот вращения модуль «блокировки регуляторов» автоматически отключается.

Поскольку основным режимом разворота и нагружения паровой турбины в составе ПТУ является режим скользящего давления, работа предлагаемых модулей возможна только до момента полного открытия регулирующих клапанов контура ВД (РК ВД), что примерно соответствует мощности паровой турбины N,„=20 МВт. Последующее нагружение паровой турбины осуществляется за счет увеличения мощности ГТУ, и для организации дальнейшего задания оптимального темпа нагружения паровой турбины необходимо согласование алгоритмов управления ПТУ с алгоритмами управления ГТУ и КУ. Поэтому на эта-

Регулятор положення сервомоторов РК ВД

Модуль вычисдрния напряжении

Модуль синхронизации

Нв

[ош„1=150 МПа

ШЕ

Ло>0

ЛНвд

@±

ю-

пе нагружения паровой турбины способом скользящего давления может быть более целесообразна организация защиты от возникновения недопустимых температурных напряжений при помощи предохранительного регулятора, также реализуемого в ЭЧСРиЗ (рис. 12).

Принцип действия предлагаемого регулятора заключается в том, чтобы, используя обратную связь, полученную из модуля вычисления температурных напряжений, осуществлять разгружение паровой турбины, то есть прикрывать РК ВД пропорционально росту температурных напряжений в зоне «А» корпуса ЦВД.

Необходимо отметить, что уровень температурных напряжений в «критических» зонах корпуса ЦВД на начальных этапах пуска достаточно высок, поэтому разгружение паровой турбины по средствам работы предохранительного регулятора может приводить к полному закрытию РК ВД и

Нвд(1)

Регулятор положения сервомоторов РК ВД

НвдО)

Рис. 12. Предохранительный регулятор недопустимых температурных напряжений в зоне «А" корпуса ЦВД

замедлению пусковых операций. Кроме этого, значительное прикрытие РК ВД приведет к дросселированию потока пара и существенному снижению его температуры, что может стать причиной захолаживания металла проточной части турбины. С учетом данного обстоятельства работа предохранительного регулятора недопустимых температурных напряжений предполагается только на режимах набора электрической нагрузки, когда РК ВД достаточно открыты.

С учетом разработанных средств автором произведено уточнение технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

Согласно существующей технологии пуска данной паровой турбины, все основные пусковые операции определяются временными графиками, на основе которых, в зависимости от теплового состояния оборудования, оперативно-техническим персоналом станции нагружается паровая турбина, а также организуются выдержки для ее прогрева. Однако соблюдение требований, предписанных данными графиками, в общем случае не имеет строгого характера и во многом зависит от добросовестности и квалифицированности персонала. С другой стороны, завод-изготовитель несет гарантийные обязательства перед заказчиком (станцией) и заинтересован в надежности работы поставляемого оборудования, а значит, и в его правильной эксплуатации.

С учетом реализации перечисленных решений пуск теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 может осуществляться следующим образом:

1) Выход на холостой ход. Для этого на терминале оператора в ячейку задания регулятора частоты вращения вводится значение «3000» об/мин;

2) Синхронизация генератора с электросетью. Для этого управление паровой турбиной передается в электроцех;

3) Полное открытие РК ВД. Для этого на терминале оператора в ячейку задания регулятора положения сервомоторов ВД вводится значение, соответствующее полному открытию РК ВД, в данном случае «70» мм.

При этом темп нагружения и выдержки, необходимые для прогрева турбины, будут устанавливаться автоматически модулями «формирования темпа» и «блокировки регуляторов».

4) Последующее нагружение паровой турбины осуществляется за счет увеличения мощности ГТУ при полностью открытых клапанах РК ВД, поэтому единственным способом ограничить температурные напряжения в «критической» зоне корпуса ЦВД (с позиции завода-изготовителя) является включение в работу предохранительного регулятора и передача информации на ограничение мощности в систему управления ГТУ и КУ.

Разработанная автором технология пуска паровой турбины позволит обеспечить оптимальный режим эксплуатации оборудования по условию термопрочности. Данную технологию планируется опробовать на теплофикационной паровой турбине КТ-63-7,7 в составе ПГУ-230 Академической ТЭЦ города Екатеринбурга.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. В рамках диссертационной работы разработаны следующие модели прогрева и НДС высокотемпературных элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0:

- двухмерная осесимметричная конечно-элементная модель прогрева и НДС РВД, учитывающая охлаждение пара в переднем концевом уплотнении и реальную геометрическую конфигурацию в зоне лабиринтовых уплотнений;

- трехмерная конечно-элементная модель прогрева и НДС верхней половины корпуса ЦВД.

2. Разработанные модели позволили получить полные температурные поля, а также температурные напряжения в РВД и корпусе ЦВД для пусков теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 из холодного и неостывшего состояния по графикам УТЗ и ВТИ.

На основании полученных результатов установлено:

- в РВД не возникает температурных напряжений, превышающих предел текучести его стали;

- термонапряженное состояние РВД не является фактором, ограничивающим маневренные характеристики паровой турбины;

- в корпусе ЦВД возникают температурные напряжения, превышающие предел текучести стали;

- «критическими» зонами корпуса ЦВД, ограничивающими маневренные характеристики паровой турбины, являются область паровпуска в зоне радиусного перехода (зона «А») и зона приварки Г-образных полуколец к корпусу турбины (зона «Б»);

- возникновение в корпусе ЦВД температурных напряжений, превышающих предел текучести стали, может стать причиной появления и развития трещин, а также снижения его ресурса.

3. Методами регрессионного анализа проведена статистическая обработка результатов исследования температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД.

На основе полученных результатов установлен оптимальный вид регрессионной зависимости между температурными напряжениями в «критической» зоне «А» и разностями температур по толщине и по оси стенки корпуса ЦВД.

Показано, что для построения системы контроля за термонапряженным состоянием корпуса ЦВД целесообразно использовать зону «А».

Установлено, что максимальные погрешности вычисления температурных напряжений по принятой регрессионной зависимости для зоны «А» не превышают 20 %.

Показано, что для организации контроля за температурными напряжениями в зоне «А» необходима установка трех термопар, а также разработка и включение дополнительных алгоритмов в состав ЭЧСРиЗ паровой турбины.

4. В составе ЭЧСРиЗ разработаны алгоритмы, позволяющие непрерывно контролировать и автоматически ограничивать недопустимое термонапряженное состояние корпуса ЦВД:

- модуль, позволяющий получать непрерывные сведения о термонапряженном состоянии корпуса ЦВД путем расчета температурных напряжений в его «критических» зонах по полученным регрессионным зависимостям;

- модуль, формирующий коррекцию задания темпа нагружения паровой турбины в зависимости от термонапряженного состояния корпуса ЦВД;

- модуль, формирующий блокировки на увеличение частоты вращения или мощности паровой турбины при превышении температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД допустимого предела;

- предохранительный регулятор, автоматически разгружающий паровую турбину при превышении температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД допустимого предела.

5. Разработана технология пуска теплофикационной паровой турбины для ПГУ, позволяющая перейти от временных графиков пуска паровой турбины к автоматизированному пуску турбины по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции, что, в свою очередь, обеспечит оптимальный режим эксплуатации оборудования по условию термопрочности.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Кляйнрок И.Ю. Исследование термонаиряженного состоянии ротора высокого давления паровой турбины для ПГУ / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голо-шумова, Ю.М. Бродов // Тяжелое машиностроение. - 2011. - №6. - С. 12-16.

2. Кляйнрок И.Ю. Исследование термонапряженного состояния корпуса ЦВД паровой турбины T-S3/67-8,0 ЗАО «УТЗ» для ПГУ-230 / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Надежность и безопасность энергетики. - 2011. - № 14. - С. 65-69.

3. Кляйнрок И.Ю. Определение «критических» элементов конструкции паровой турбины, ограничивающих маневренность парогазового энергоблока / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Тяжелое машиностроение. - 2012. - № 4. - С. 15-17.

4. Кляйнрок И.Ю. Получение приближенных зависимостей для контроля за термонапряженным состоянием корпуса паровой турбины / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Энергосбережение и во-доподготовка. - 2012. - № 2. - С. 53-56.

5. Кляйнрок И.Ю. Разработка современных средств оперативного контроля за термонапряженным состоянием корпуса паровой турбины / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Надежность и безопасность энергетики. - 2012. - № 16. - С. 58-61.

6. Кляйнрок И.Ю. Апробация методического пособия «Расчет тепловой схемы утилизационной двухконтурной парогазовой установки с конденсационной паровой турбиной» / И.Ю. Кляйнрок, В.Л. Похорилер, В.Н. Голошумова // XVI Уральская международная конференция молодых ученых по приоритетным направлениям развития науки и техники: сборник статей. - Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2009. - Ч. 4. - С. 220-221.

7. Кляйнрок И.Ю. Уточнение граничных условий теплообмена в зоне концевых уплотнений ротора паровой турбины / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Фундаментальные и прикладные проблемы науки: материалы VI Международного симпозиума. - М.: РАН, 2011. - Т.2. - С. 21-23.

8. Кляйнрок И.Ю. Автоматизация непрерывного управления пусковыми режимами паровых турбин / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Турбины и дизели. - 2011. - № 6. - С. 44-48.

9. Кляйнрок И.Ю. Выбор геометрической модели при исследовании теплового состояния корпусов паровых турбин / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // V Всероссийская научно-практическая конференция «Повышение

эффективности энергетического оборудования»: материалы. - Иваново: Ивановский государственный энергетический университет, 2011. - С. 94-97.

10. Кляйнрок И.Ю. Организация контроля за тепловым состоянием элементов конструкции паровой турбины для ПГУ / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голо-шумова, Ю.М. Бродов // II Международная научно-практическая конференция «Современная наука: теория и практика». Т.1. Естественные и технические науки: сборник материалов. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2011. - С. 174-177.

11. Шехтер М.В. Современная электрогидравлическая система регулирования и защиты паровых турбин ЗАО «Уральский турбинный завод» / М.В. Шехтер, И.Ю. Кляйнрок // Вісник Національного технічного університету «Харківський політехнічний інститут». Тематичний випуск: «Енергетичні та теплотехнічні процеси й устаткування». - 2012. — № 8. -С. 105-112.

12. Кляйнрок И.Ю. Разработка модуля «блокировки регуляторов» по температурным напряжениям в элементах конструкции паровой турбины / И.Ю. Кляйнрок, H.H. Байдина, В.Б. Николаев // II Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Современная российская наука глазами молодых исследователей»: сборник статей. - Красноярск: Научно-инновационный центр, 2012. -Т.2 - С. 239-241.

13. Кляйнрок И.Ю. Разработка средств автоматического ограничения недопустимых температурных напряжений в корпусе паровой турбины // Всероссийская молодежная научно-практическая конференция с международным участием «Инженерная мысль машиностроения будущего»: сборник материалов. - Екатеринбург: УрФУ, 2012. - С. 241-243.

14. Кляйнрок И.Ю. Исследование термонапряженного состояния корпуса паровой турбины на номинальном режиме работы // Энерго- и ресурсосбережение - XXI век: X международная научно-практическая интернет конференция: сборник материалов - Орел: Госуниверситет-УНПК, 2012. - С. 161-164.

Подписано в печать 0?. 09. 2012 Формат 60x84 1/16

Бумага типографская Плоская печать. Усл. печ. л. 1,4

Уч.-изд. л. 1,1 Тираж 100 экз. Заказ 306

Ризография НИЧ УрФУ 620002, Екатеринбург, ул. Мира, 19

Оглавление автор диссертации — кандидата технических наук Кляйнрок, Иван Юрьевич

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1. Температурное и термонапряженное состояние элементов конструкции паровых турбин.

1.1.1. Температурное и термонапряженное состояние стопорных клапанов паровых турбин.

1.1.2. Температурное и термонапряженное состояние корпусов паровых турбин.

1.1.3. Температурное и термонапряженное состояние роторов паровых турбин.

1.2. Организация контроля за температурным и термонапряженным состоянием элементов конструкции паровых турбин.

1.3. Основы автоматизации пусковых режимов работы паровых турбин.

1.4. Объект исследования.

1.5. Выводы к главе. Постановка задач исследования.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО И ТЕРМОНАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ РВД ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» ДЛЯ ПГУ-230.

2.1. Определение граничных условий теплообмена на различных участках РВД.

2.1.1. Определение температуры греющего пара на различных участках РВД.

2.1.2. Определение коэффициентов теплоотдачи на различных участках РВД.

2.2. Создание математической модели для исследования температурного и термонапряженного состояния РВД в программном комплексе АШУ8.

2.3. Температурное состояние РВД при пусковых режимах работы паровой турбины.

2.4. Термонапряженное состояние РВД при пусковых режимах работы паровой турбины.

2.5. Выводы к главе.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО И ТЕРМОНАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ КОРПУСА ЦВД ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» ДЛЯ ПГУ-230.

3.1. Определение граничных условий теплообмена на различных участках корпуса ЦВД.

3.2. Создание математической модели для исследования температурного и термонапряженного состояния корпуса ЦВД в программном комплексе А^Ув.

3.3. Температурное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины.

3.4. Термонапряженное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы паровой турбины.

3.5. Выводы к главе.

4. ОРГАНИЗАЦИЯ КОНТОРЛЯ ЗА ТЕРМОНАПРЯЖЕННЫМ СОСТОЯНИЕМ «КРИТИЧЕСКИХ» ЭЛЕМЕНТОВ КОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» ДЛЯ ПГУ-230.

4.1. Штатная система контроля за температурным состоянием элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

4.2. Методология организации дополнительного контроля за температурным и термонапряженным состоянием корпусов паровых турбин.

4.3. Определение регрессионных зависимостей между разностями температур и температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД.

4.4. Выводы к главе.

5. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМОВ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО УПРАВЛЕНИЯ ПУСКОМ ТЕПЛОФИКАЦИОННОЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» ДЛЯ ПГУ-230 ПО ТЕРМОНАПРЯЖЕННОМУ СОСТОЯНИЮ «КРИТИЧЕСКИХ» ЭЛЕМЕНТОВ ЕЕ КОНСТРУКЦИИ.

5.1. Электрогидравлическая система регулирования и защиты теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

5.2. Алгоритмическая структура электрической части системы регулирования и защиты паровой турбины.

5.3. Разработка модуля вычисления температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины.

5.4. Разработка средств автоматического ограничения недопустимых температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины.

5.4.1. Модуль формирования темпа нагружения паровой турбины.

5.4.2. Модуль блокировки регуляторов частоты вращения и положения сервомоторов ВД.

5.4.3. Предохранительный регулятор недопустимых температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины.

5.5. Уточнение технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

5.6. Выводы к главе.

Введение 2012 год, диссертация по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, Кляйнрок, Иван Юрьевич

В соответствии со стратегией развития энергетики в Российской Федерации приоритетным инновационным направлением в строительстве новых энергетических объектов являются парогазовые установки утилизационного типа -наиболее эффективная и экономичная технология получения тепловой и электрической энергии на сегодняшний день. В связи с этим все отечественные и зарубежные турбостроительные заводы ведут интенсивную разработку проектов и производство оборудования для ПГУ.

В частности, только на ЗАО «Уральский турбинный завод» разработано более 50 эскизно-технических проектов теплофикационных паровых турбин, предназначенных для работы в составе парогазовых энергоблоков [1-7]. Из них сданы в промышленную эксплуатацию турбины: Т-53/67-8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 и Т-113/145-12,4 для ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ. В стадии производства находятся турбины: Т-63/76-8,8 для ПГУ-230 Ижевской ТЭЦ-1, Владимирской ТЭЦ-2, Кировской ТЭЦ-3; Т-40/50-8,8 для ПГУ-115 Ново-Березниковской ТЭЦ.

В основу конструкции данных паровых турбин, а также в технологию их эксплуатации заложены как стандартные решения, отработанные на теплофикационных паровых турбинах для теплоэлектроцентралей, так и новые решения, обусловленные спецификой работы паровых турбин в составе парогазового энергоблока. В связи с этим УТЗ совместно с кафедрой «Турбины и двигатели» проводит комплекс исследований, направленных на унификацию узлов теплофикационных паровых турбин для ПГУ, а также разработку оптимальной технологии их эксплуатации.

Актуальность работы. В настоящее время исследования в «области парогазовых технологий» является весьма актуальными, что подтверждается появлением в периодической научно-технической литературе большого количества работ, посвященных данной тематике, в том числе и исследованиям характеристик маневренности оборудования и пусковых режимов работы ПГУ. Исследования термонапряженного состояния пароводяного тракта парогазового энергоблока

ПГУ-450Т показали, что элементом, состояние которого ограничивает скорость прогрева участка тракта, является барабан ВД котла-утилизатора [8-10]. При повышении давления пара в нем с максимально допустимой скоростью скорости прогрева остальных элементов тракта (входной/выходной коллектор пароперегревателя ВД, паропроводы ВД, СК ВД) не превосходят допустимых по условию термопрочности. При этом время нагружения барабана ВД составляет 45 минут из любого теплового состояния [11]. С учетом этого времени продолжительность пуска мощных ПГУ утилизационного типа в зависимости от теплового состояния оборудования может занимать более трех часов и определяется главным образом длительностью пуска паровой турбины. Однако аналогичных исследований для паровых турбин, работающих в составе ПГУ, судя по периодическим научно-техническим изданиям, практически не проводилось или не публиковалось, хотя очевидно, что именно маневренные характеристики паровой турбины ограничивают маневренность парогазового энергоблока в целом.

Таким образом, одной из основных задач при комплексном исследовании пусковых режимов работы ПГУ становится разработка оптимальной технологии пуска паровой турбины с учетом сложных технологических связей между ГТУ, КУ и ПТУ. Решение данной задачи осложняется еще и тем, что ПГУ в нашей стране стали внедряться сравнительно недавно, количество действующих установок невелико, поэтому пусковые режимы работы паровых турбин, работающих в их составе, недостаточно изучены и технология их пуска неоптимальна.

Еще одним обстоятельством, определяющим актуальность данной работы, является доступность применения современной микропроцессорной техники (Siemens, Omron, Emerson и др.) для автоматизации технологических процессов управления паровой турбиной, принципы и основы которых изложены еще в 70-80-х гг. XX в., однако, так и не были полноценно воплощены в отечественной практике. В частности, в указанный период УТЗ совместно с ЦКТИ разрабатывал комплексную систему автоматизации эксплуатационных режимов работы теплофикационных паровых турбины ТК-450/500-60 и Т-250/300-240 [12,13], однако, данные мероприятия так и не были реализованы, в том числе и из-за отсутствия надежной и доступной вычислительной техники. Использование микропроцессорных устройств позволит автоматизировать управление пуском паровой турбины по условию термопрочности «критических» элементов ее конструкции, объективно определяя и, как правило, улучшая ее маневренные характеристики.

Реализация средств, направленных на повышение маневренных характеристик паровых турбин для ПГУ, позволит поставщику электроэнергии более гибко выполнять требования системных операторов, избегать штрафов, сохраняя при этом надежность и экономичность работы оборудования.

Цель работы заключается в проведение комплекса исследований, необходимых для оптимизации пусковых ренсимов работы теплофикационных паровых турбин УТЗ для ПГУ. Объектом исследований является теплофикационная паровая турбина Т-53/67-8,0, уже работающая в составе ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3. В качестве пусковых режимов работы данной паровой турбины автором рассматриваются графики пуска турбины из холодного и неостывшего состояний, разработанные УТЗ и ВТИ.

Одним из основных факторов, ограничивающих маневренные характеристики паровой турбины при пусковых режимах работы, являются температурные напряжения, возникающие в высокотемпературных элементах ее конструкции. С учетом этого в рамках данной диссертационной работы поставлены и решены следующие задачи:

- определение граничных условий теплообмена в проточной части теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- моделирование температурного и термонапряженного состояния ротора высокого давления теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

- моделирование температурного и термонапряженного состояния корпуса цилиндра высокого давления теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

- разработаны модели нестационарной теплопроводности при переменных во времени и пространстве граничных условиях теплообмена и напряженно-деформированного состояния высокотемпературных узлов теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 с учетом их реальной геометрической конфигурации и изменения механических и теплофизических свойств стали в зависимости от температуры;

- выполнено комплексное исследование температурного и термонапряженного состояния высокотемпературных узлов теплофикационной паровой турбины для ПГУ;

- установлена нелинейная стохастическая связь (регрессионная модель) между температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД и температурами металла в его точках, позволяющая контролировать термонапряженное состояние корпуса ЦВД при пусковых режимах работы теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0;

Практическая значимость проведенного исследования заключается в разработке комплекса решений по повышению надежности теплофикационных паровых турбин для ПГУ при пусковых режимах работы. Энергоблок ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3 является первым энергоблоком с теплофикационной паровой турбиной УТЗ. Поэтому результаты настоящей работы фактически являются базой для разработки и проектирования подобных энергетических объектов и основой для создания проектов паровых турбин УТЗ для ПГУ. С учетом того, что в проектах паровых турбин для ПГУ используется ряд унифицированных решений, полученные результаты могут быть применены при проектировании и модернизации серийных теплофикационных паровых турбин УТЗ для ТЭЦ.

Достоверность и обоснованность результатов работы обеспечивается:

На защиту выносятся следующие положения:

- двухмерная осесимметричная конечно-элементная модель прогрева и НДС РВД теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0, учитывающая охлаждение пара в переднем концевом уплотнении и реальную геометрическую конфигурацию в зоне лабиринтовых уплотнений (без использования эмпирических коэффициентов концентрации напряжений);

- результаты регрессионного анализа, устанавливающие стохастическую связь между температурными напряжениями в «критических» зонах корпуса ЦВД и температурами металла в его точках;

- алгоритмы непрерывного вычисления температурных напряжений в «критических» зонах корпуса ЦВД;

Апробация работы. Основные материалы и результаты диссертационной работы докладывались на следующих семинарах, симпозиумах и конференциях:

- XVI Уральская международная конференция молодых ученых по приоритетным направлениям развития науки и технологии (Екатеринбург, 2009);

- научно-технические семинары кафедры «Турбины и двигатели» ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» (Екатеринбург, 2010-2012);

- научно-технические семинары ЗАО «Уральский турбинный завод» (Екатеринбург, 2010-2012);

- VI Международный симпозиум по фундаментальным и прикладным проблемам науки (Миасс, 2011);

- VI Международная научно-практическая конференция «Повышение эффективности энергетического оборудования» (Иваново, 2011);

- II Международная научно-практическая конференция «Современная наука: теория и практика» (Ставрополь, 2011);

- II Всероссийская научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов «Современная российская наука глазами молодых исследователей» (Красноярск, 2012);

- Всероссийская молодежная научно-практическая конференция с международным участием «Инженерная мысль машиностроения будущего» (Екатеринбург, 2012);

- VIII Международная научная конференция «Проблемы энергосбережения Украины и пути их решения» (Харьков, 2012);

- X Международная научно-практическая интернет-конференция «Энерго- и ресурсосбережение - XXI век» (Орел, 2012);

- Всероссийская молодежная конференция «Пути совершенствования работы теплотехнических устройств» (Владивосток, 2012).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 работ, в том числе 5 по списку Высшей аттестационной комиссии Министерства образования и науки Российской Федерации [149-162].

Заключение диссертация на тему "Оптимизация пусковых режимов работы теплофикационных паровых турбин в составе парогазовых энергоблоков"

5.6. Выводы к главе

В данной главе рассмотрена работа ЭГСРиЗ паровой турбины для ПГУ, показан состав и структура ее электрической части, а также рассмотрены основные принципы построения алгоритмов управления паровой турбиной. С учетом этого разработаны программные средства, необходимые для контроля и управления термонапряженным состоянием «критических» элементов конструкции теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

1. На основе полученных регрессионных моделей разработан модуль непрерывного вычисления температурных напряжений в «критических» зонах корпуса ЦВД.

2. Установлено, что разработка средств автоматического ограничения недопустимых температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины может осуществляться с помощью внедрения в алгоритмическую структуру ЭЧСРиЗ следующих решений:

- модуля формирования темпа нагружения паровой турбины;

- модуля блокировки регуляторов частоты вращения и положения сервомоторов ВД;

- предохранительного регулятора недопустимых температурных напряжений в «критических» элементах конструкции паровой турбины.

3. Установлено, что для теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0 реализация данных решений более эффективна на верхнем программном уровне АСУТП ПГУ, так как появится возможность управления термонапряженным состоянием элементов конструкции паровой турбины на всех этапах пуска воздействием на клапаны БРОУ ВД или топливные клапаны ГТУ.

4. На основе изложенных решений выполнено уточнение существующей технологии пуска теплофикационной паровой турбины Т-53/67-8,0.

5. Показано, что уточненная технология пуска паровой турбины обеспечит наиболее оптимальный режим эксплуатации оборудования с точки зрения термопрочности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

- трехмерная конечно-элементная модель прогрева и НДС верхней половины корпуса ЦВД.

На основании полученных результатов установлено:

- в РВД не возникает температурных напряжений, превышающих предел текучести его стали;

- в корпусе ЦВД возникают температурные напряжения, превышающие предел текучести стали;

5. Разработана технология пуска теплофикационной паровой турбины для ПГУ, позволяющая перейти от временных графиков пуска паровой турбины к автоматизированному пуску турбины по текущему термонапряженному состоянию «критических» элементов ее конструкции, что обеспечит оптимальный режим эксплуатации оборудования по условию термопрочности.

Библиография Кляйнрок, Иван Юрьевич, диссертация по теме Турбомашины и комбинированные турбоустановки

1. Поляева E.H., Степанов М.Ю., Табаков A.M. Учебное пособие для слушателей, обучающихся в системе повышения квалификации по направлению паровые турбины. Под ред. А.Ю. Култышева. Екатеринбург: ЗАО «УТЗ», 2011.-230 с.

2. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Култышев А.Ю. Перспективные паровые турбины для ПГУ // Теплоэнергетика. 2008. - № 8. - С. 2-8.

3. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Коган П.В. и др.. Теплофикационные паровые турбины для ПГУ мощностью 170.230 МВт. // Теплоэнергетика. -2008.-№6.-С. 28-33.

4. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Култышев А.Ю. Паровые турбины ЗАО УТЗ для перспективных проектов ПГУ // Теплоэнергетика. 2009. - № 9. -С. 6-11.

5. Баринберг Г. Д., Валамин А. Е., Гольдберг А. А. и др.. Теплофикационная паровая турбина Т-53/67-8,0 для ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3. // Теплоэнергетика. 2008. - № 8. - С. 13-24.

6. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е., Гольдберг A.A. и др.. Теплофикационная паровая турбина Т-113/145-12,6 для ПГУ-410 Краснодарской ТЭЦ// Теплоэнергетика. 2009. - № 9. - С. 15-23.

7. Радин Ю.А., Конторович Т.С., Давыдов A.B. и др.. Анализ допустимых скоростей нарастания давления в барабанах котлов-утилизаторов при пусках и остановах энергоблока ПГУ-450Т // Теплоэнергетика. 2004. - № 9. -С. 18-26.

8. Давыдов A.B. Критические элементы пароводяного тракта ПГУ, ограничивающие маневренность энергоблока // Электрические станции. 2006. - Спец. выпуск. - С. 2-6.

9. Давыдов A.B. Исследование переменных режимов бинарных ПГУ с целью повышения маневренности: Автореф. .дис. канд. техн. наук. М., 2009. -22 с.

10. Радин Ю.А., Симою JI.JI. Особенности создания и эксплуатации паровых турбин для парогазовых установок // Теплоэнергетика. 2010. - № 4. -С. 7-11.

11. Разработка технического задания на проектирование системы автоматизации турбины ТК-500. Л.: ЦКТИ, 1982. - 142 с.

12. Разработка технического задания на проектирование системы автоматизации турбины Т-250. Л.: ЦКТИ, 1982. - 142 с.

13. Дроздов А.П., Рабинович Э.М. Исследование температурных режимов деталей паровпускных органов головного образца турбины К-300-240 ЛМЗ в натурных условиях // Теплоэнергетика. 1966. - № 11. - С. 30-34.

14. Похорилер В.Л., Тюрин Ю.В. Корректировка режимов пуска турбины К-500-240-2 с учетом термонапряженного состояния стопорного клапана // Теплоэнергетика. 1980. - № 4. - С. 28-31.

15. Похорилер В.Л., Попкова Н.Ю. Управление тепловым состоянием стопорного клапана при автоматизированном пуске турбины К-800-240-5 // Энергетическое машиностроение: респ. науч. техн. сб. Харьков: Вища школа. 1986.-Вып. 42.-С. 64-71.

16. Похорилер В.Л., Шакиров А.Ш., Иоффе В.Ю. Температурное состояние стопорных клапанов турбины К-500-240 при пусках и остановах // Электрические станции. 1976. - № 2. - С. 27-31.

17. Лейзерович А.Ш., Плоткин Е.Р. Прогрев корпуса стопорного клапана турбины К-200-130 ЛМЗ // Электрические станции. 1968. - № 4. - С. 29-32.

18. Похорилер В.Л. Прогрев паровпускных органов турбины К-200-130 при пуске блока с прямоточным котлом // Электрические станции. 1968. -№> 1.-С. 22-27.

19. Похорилер В.Л., Левченко В.И., Пашнин В.М., Забежинский Л.Д / Контроль и управление термонапряженным состоянием стопорного клапанапри пуске турбины ПТ-135/165-130 // Энергомашиностроение. 1982. - № 9. -С. 33-36.

20. Шевченко Т.Г. Контроль и управление термонапряженным состоянием стопорного клапана при пуске турбины Т-110/120-130 // Межвузовский сборник научных трудов. Екатеринбург, 1993. - С. 51-61.

21. Плоткин Е.Р., Лейзерович А.Ш. Пусковые режимы паровых турбин энергоблоков. -М.: Энергия, 1980. 192 с.

22. Берлянд В.И., Гутуров В.Ф., Левина Н.Г. Исследование теплового и напряженного состояний наружного корпуса ЦВД турбины К-160-130 при различных режимах // Теплоэнергетика. 1976. - № 1. - С. 23-28.

23. Сенин B.C. Тензометрические исследования корпусов паровых турбин: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М., 1978. - 21 с.

24. Сенин B.C., Пригорский Н.И., Хурщудов Г.Х. Натурная тензометрия корпусов паровых турбин. М.: Наука, 1976.

25. Палей В.А., Плоткин Е.Р., Поволоцкий Л.В., Солнышкин Б.Г. Температуры и напряжения в корпусе цилиндра среднего давления турбины К-300-240 // Электрические станции. 1973. - № 1. - С. 24-27.

26. Куличихин В.В. Совершенствование режимов эксплуатации турбоагрегатов. М.: Полиграфический Центр МЭИ, 2010. - 258 с.

27. Куличихин В.В. Рациональное выполнение системы обогрева одно-стенных ЦВД паровых турбин / В.В. Куличихин, Э.И. Тажиев //Электрические станции. 1981.-№ 12. - С. 35-40.

28. Куличихин В.В. Совершенствование систем обогрева фланцев и шпилек ЦВД теплофикационных турбин / В.В. Куличихин, Э.И. Тажиев, О.В. Соловьева // Сборник научных трудов под ред. Плоткина. 1983. - С. 17-22.

29. Берлянд В.И. К расчету напряженного состояния корпусов турбин с учетом влияния фланцев горизонтального разъема // Динамика и прочность машин. 1972.-Вып. 15.-С. 11-19.

30. Берлянд В.И. Приближенный расчет напряжений в стенках корпусов паровых турбин, вызванных влиянием фланцев горизонтального разъема при неравномерном нагреве // Энергетическое машиностроение. 1970. - Вып. 8.- С. 93-99.

31. Берлянд В.И. Расчет составных оболочечных конструкций с меридиональными ребрами // Динамика и прочность машин. 1986. - Вып. 44.- С. 29-40.

32. Берлянд В.И., Гутуров В.Ф., Левина Н.Г. Исследование теплового и термонапряженного состояния наружного корпуса ЦВД турбины К-160-130 при различных режимах // Теплоэнергетика. 1976. - № 1. - С. 23-28.

33. Берлянд В.И., Гутуров В.Ф., Пожидаев A.B. К оценке циклической прочности наружного корпуса ЦВД турбины К-160-130 // Теплоэнергетика.- 1979. -№ 6. С. 39-42.

34. Берлянд В.И., Пожидаев A.B., Палей В.А. и др.. Расчетная оценка напряженного состояния и циклической прочности корпусов ЦВД и ЦСД турбины К-300-240 ХТГЗ // Теплоэнергетика. 1983. - № 2. - С. 38-42.

35. Берлянд В.И., Пожидаев A.B., Складчиков В.А. и др.. Исследование упругих напряжений в корпусе турбины при переходных режимах // Теплоэнергетика. 1981. -№ 11. - С. 20-23.

36. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике. М.: Мир, 1975.

37. Ивановский A.A., Похорилер B.JL, Голошумова В.Н. Исследование термонапряженного состояния корпусов цилиндров высокого давления теплофикационных паровых турбин // Тяжелое машиностроение. 2007. - № 8. -С. 2-5.

38. Ивановский A.A., Похорилер B.JI. Термонапряженное состояние корпуса паровой турбины // Научные труды XII отчетной конференции молодых ученых сб. статей. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2007. - Ч. 3. - С. 414-416.

39. Трубилов М.А., Шварц A.B., Карпов Б.П., Солнышкин Б.Г. Влияние режимов пуска на коробление цилиндров турбин JIM3 типа К-200-130 // Теплоэнергетика. 1969. -№ 12. - С. 6-13.

40. Кроль А.Я. О короблении цилиндров паровых турбин // Электрические станции. 1964. - № 6. - С. 15-20.

41. Залесский В.Е. Коробление корпусов и температурные режимы паровых турбин // Электрические станции. 1968. - № 12. - С. 23-27.

42. Лейзерович А.Ш. Опыт применения термометрических зондов для контроля за прогревом роторов паровых турбин // Энергохозяйство за рубежом. 1978. -№ 1.-С. 10-12.

43. Левченко Б.Л., Шаргородский B.C., Пахомов В.А. Температурные испытания ротора высокого давления турбины К-300-240 // Энергомашиностроение. 1978. -№ 4. - С. 10-14.

44. Каспаров М.А., Зеленин В.М., Венедиктов В.Н. Исследование на вычислительных машинах температурных полей и напряжений в роторах паровых и газовых турбин // Энергомашиностроение. 1961. - № 1. - С. 1-5.

45. Герцберг Е.Я. Температурные напряжения в роторе турбины при нестационарных режимах // Энергомашиностроение. 1962. - № 2. - С. 26-28.

46. Воробьев М.С. Температурные напряжения в цельнокованых роторах паровых турбин // Энергомашиностроение. 1966. - № 2. - С. 21-23.

47. Плоткин Е.Р. О расчете температурных напряжений в цельнокованых роторах паровых турбин // Теплоэнергетика. 1972. - № 5. - С. 67-70.

48. Плоткин Е.Р. Зингер М.Н. Термонапряженное состояние цельнокованого дискового ротора // Теплоэнергетика. 1984. - № 4. - С. 52-54.

49. Плоткин Е.Р. Расчет температурных напряжений в системе тепловых канавок на поверхности роторов паровых турбин // Теплоэнергетика. 1983. -№ 6. -С. 18-23.

50. Плоткин Е.Р., Израилев Ю.Л. Концентрация температурных напряжений в тепловых канавках роторов паровых турбин // Труды ВТИ. 1978. -Вып. 14.-С. 117-132.

51. Плоткин Е.Р. Муратов И.В., Поляков В.А. О краевых условиях при расчете температурного поля роторов паровых турбин // Теплоэнергетика. -1972.-№4.-С. 30-34.

52. Капинос В.М., Гура JI.A. Исследование теплообмена в лабиринтовых уплотнениях на статических моделях. // Теплоэнергетика. 1970. - № 11. -С. 38-41.

53. Ивановский A.A., Похорилер B.JL, Голошумова В.Н. Расчет термонапряженного состояния роторов высокого и среднего давления турбины Т-250/300-240 в зоне лабиринтовых уплотнений // Электрические станции. 2008. - № 1.-С. 32-37.

54. Ивановский A.A., Похорилер В.Д., Голошумова В.Н. Исследование термонапряженного состояния ротора паровой турбины Т-110/120-130 // Энергетические машины и установки. 2008. - № 3. - С. 20-24.

55. Култышев А.Ю. Совершенствование режимов пуска турбины К-300-240-2 в составе энергоблока: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Екатеринбург, 2007. - 24 с.

56. Култышев А.Ю., Похорилер B.JI. Новая технология пуска дубль-блоков 300 МВт // Научные труды VIII отчетной конференции молодых ученых ГОУ ВПО УГТУ-УПИ: сб. статей. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2005.-Ч. 1.-С. 426-427.

57. Людомирский Б.Н., Куличихин В.В., Тажиев Э.И. Термонапряженное состояние роторов в зонах концевых уплотнений турбины Т-100-130 в беспаровом режиме // Теплоэнергетика. 1977. - № 3. - С. 54-58.

58. Куличихин В.В. Остывание ротора ЦВД турбины Т-100-130 в зонах концевых уплотнений / В.В. Куличихин, Э.И. Тажиев, Б.Н. Людомирский // Электрические станции. 1983. - № 12. - С. 31-34.

59. Лейзерович А.Ш., Кириллов В.Б., Кружкова С.П. и др.. Исследование пусковых режимов турбины К-220-44 АЭС // Электрические станции.- 1976. -№ 5. С. 34-39.

60. Берлянд В.И., Пожидаев A.B. Приближенные формулы для оценки температурных напряжений в корпусах турбин К-160-130, К-300-240 ХТГЗ, К-200-130 ЛМЗ и их сопоставление // Электрические станции. 1988. - № 6. -С. 46-51.

61. Пожидаев A.B. Методы математической статистики в диагностике термонапряженного состояния корпусных элементов паровых турбин // Теплоэнергетика. 1989. - № 10. - С. 56-59.

62. Лейзерович А. Ш. Технологические основы автоматизации пусков паровых турбин. -М.: Энергоатомиздат, 1983. 176 с.

63. Пахомов В.А., Павлюк В.Ф., Швец В.М. Промышленные испытания устройства контроля за прогревом турбины К-200-130 // Теплоэнергетика.- 1978. -№ 10.-С. 33-47.

64. Трухний А.Д., Берлянд В.И., Пожидаев A.B. Диагностика термонапряженного состояния и разработка счетчика усталостного ресурса высокотемпературных корпусов паровых турбин // Теплоэнергетика. 1992. - № 6. -С. 15-19.

65. Трухний А.Д. Расчет паровых турбин на термическую усталость // Теплоэнергетика. 1984. - № 2. - С. 74-76.

66. Трухний А.Д. Расчет паровых турбин на термическую усталость. Ч II. Выбор коэффициентов запаса и расчет выработки ресурса // Теплоэнергетика.- 1984. № 4. - С. 72-74.

67. Трухний А.Д. О методиках расчета деталей энергетического оборудования на термическую усталость // Теплоэнергетика. 1981. - № 6. - С. 51-65.

68. Похорилер В.Л., Викулов В.А. Моделирование прогрева деталей энергетического оборудования, имеющих цилиндрическую конфигурацию // Теплоэнергетика. 1971. - № 1. - С. 46-49.

69. Похорилер B.JI., Куликов В.М. Применение передаточных функций для анализа динамики прогрева элементов энергетического оборудования // Теплоэнергетика. 1972. -№ Ю. - С. 77-81.

70. Похорилер В.Л. Моделирование прогрева ротора паровой турбины при двухмерном температурном поле // Теплоэнергетика. 1981. - № 5. -С. 50-53.

71. Лейзерович А.Ш. Рационализация контроля за температурным состоянием и управления переходными режимами турбин АЭС // Электрические станции. 1978. - № 6. - С. 4-7.

72. Лейзерович А.Ш., Козлов В.Н., Давыдов Н.И. Контроль за прогревом роторов мощных паровых турбин ТЭС с помощью аналоговой модели // Теплоэнергетика. 1977. - № 8. - С. 10-13.

73. Лейзерович А.Ш., Иванов Б.Д., Везеницын Ю.Н. Промышленное испытание макета устройства для эксплуатационного контроля за прогревом роторов мощных паровых турбин // Теплоэнергетика. 1978. - № 11. - С. 40-43.

74. Кацнельсон В.Б., Похорилер В.Л., Маркова А.Н., Тюрин Ю.В. Автоматизация пуска турбины К-500-240-2 // Теплоэнергетика. 1977. - № 8. -С. 28-31.

75. Похорилер В.Л. Аналоговая модель прогрева роторов мощных паровых турбин // Энергомашиностроение. 1980. - № 12. - С. 12-16.

76. Лейзерович А.Ш. Организация контроля за прогревом ротора ЦВД и ЦСД мощных паровых турбин с помощью ИВК // Энергетик. 1982. - № 4. -С. 12-14.

77. Похорилер В.Л., Тюрин Ю.В., Пивник П.Б. Оптимизация управления пуском турбоустановки К-500-240-2 с помощью информационно-вычислительной системы//Электрические станции.-1978.-№8.-С. 31-35.

78. Кочетов A.A. Оптимизация переходных режимов паровой турбины на основе имитационного моделирования // Теплоэнергетика. 2005. - № 6. - С. 29-33.

79. Шаргородский B.C., Хоменок JI.A., Божко В.В., Коновалов В.К. Анализ режима прогрева турбины К-300-240 ЛМЗ при пусках из различных тепловых состояний // Труды ЦКТИ. 2002. - Вып. 283. - С. 159-169.

80. Шаргородский B.C., Божко В.В. Структура, назначение и основные принципы создания информационно-диагностической системы «Ментор» // Труды ЦКТИ. 2002. - Вып. 283. - С. 192-197.

81. Лейзерович А.Ш. Автоматизация управления пуском паровых турбин по термонапряженному состоянию роторов // Энергохозяйство за рубежом.- 1973. № 6. - С. 12-17.

82. Лейзерович А.Ш., Рускол B.C. Автоматизация управления пуском паровых турбин на электростанциях Японии // Теплоэнергетика. 1974. - № 5.- С. 83-85.

83. Лейзерович А.Ш., Кириллов В.Б. Автоматизация управления паровыми турбинами АЭС // Энергохозяйство за рубежом. 1977. - № 5. - С. 14-17.

84. Лейзерович А.Ш. Работа паротурбинных энергоблоков при переменном графике нагрузок // Энергохозяйство за рубежом. 1981. - № 6. - С. 7-12.

85. Лейзерович А.Ш., Меламед А.Д. Тенденция развития систем автоматического управления пуском паровых турбин // Теплоэнергетика. 1974.- № 2. С. 83-85.

86. Сергиевская E.H. О функционально-групповом методе автоматизации на зарубежных тепловых электростанциях // Теплоэнергетика. 1969. - № 3. -С. 89-91.

87. Кваша Н.В., Журавлев A.M., Куриленко Б.Г. Децентрализованная система управления энергоблоком с применением малых ЭВМ // Теплоэнергетика.- 1978.-X2 7.-C. 4-8.

88. Миронов В.Д., Наумов A.B., Сафронников С.А. О дальнейшем развитии систем управления мощными энергоблоками // Теплоэнергетика. 1978.- № 7. С. 2-4.

89. Якуб Б.М., Блиндеров A.B. Автоматизация пуска неблочных конденсационных турбин // Электрические станции. 1974. - № 2. - С. 38-40.

90. Блиндеров A.B., Сосинович В.А., Бутенко В.П. и др.. Внедрение автомата пуска конденсационных турбин К-100-90 с функциями управления моторным режимом // Энергетик. 1976. - № 11. - С. 17-18.

91. Горелик А.Х., Белоконенко A.B., Вайнштейн A.M. и др.. Автоматизация пуска турбины // Электрические станции. — 1974. № 1. - С. 22-25.

92. Горелик А.Х. О возможных погрешностях систем нагружения турбин с положительной обратной связью по тепловому состоянию // Теплоэнергетика.- 1981.-№3.-С. 36-39.

93. Меламед А.Д., Прохоров С.А., Сергиевская E.H. и др.. Автомат пуска турбины К-300-240 J1M3 моноблока 300 МВт // Труды ВТИ. 1974. -Вып. 1.-С. 3-9.

94. Давыдов Н.И., Козлов В.Н., Свечников A.A., Борисов Н.М. Автоматическое регулирование технологических параметров энергоблока 500 МВт в пусковых режимах // Теплоэнергетика. 1976. - № 1. - С. 31-33.

95. Ротач В.Я., Кузищин В.Ф., Бутырев В.П., Солодовников В.Н. Алгоритмы адаптации в системах управления энергоблоками // Теплоэнергетика.- 1979.-№8.-С. 21-26.

96. Роик Е.М. Структура алгоритма пуска блока для систем с УВМ // Автоматизация энергетики. 1967. - Вып. 3. - С. 9-34.

97. Лейзерович А.Ш., Меламед А.Д., Боброва Л.Ф. и др. Автомат пуска турбины К-220-44 // Электрические станции. 1974. - № 2. - С. 41-45.

98. Косяк Ю.Ф. Разработка системы автоматического управления паровой турбиной // Теплоэнергетика. 1981. - № 1. - С. 7-9.

99. Лейзерович А.Ш., Меламед А.Д. Автоматизация управления пусками турбин АЭС // Теплоэнергетика. 1974. - № 2. - С. 24-29.

100. Лейзерович А.Ш., Меламед А.Д., Кирилов В.Б. и др.. Опыт автоматизации пусковых режимов турбины АЭС // Электрические станции. 1976. -№ 11. - С. 29-34.

101. Косяк Ю.Ф., Вирченко М.А., Александровский Г.Г. Электрогидравлическая система регулирования турбины К-500-60/1500 блока № 5 НВАЭС // Теплоэнергетика. 1979. - № б. - С. 20-23.

102. Иордан Г.Г., Курносов Н.М., Певзнер В.В. Новый комплекс технических средств управления Ремиконт Р-130 // Приборы и системы управления. 1990.-№ 11.-С. 5-9.

103. Малев В.В., Фрагин М.С., Мельников B.C. и др.. Развитие электрогидравлических систем регулирования паровых турбин JIM3 на основе применения микропроцессорной техники // Теплоэнергетика. 1985. - № 7. - С. 12-16.

104. Фрагин М.С., Помелов С.А., Мельников В.В. и др. Опыт освоения электрогидравлической системы регулирования турбины К-800-240-5 // Теплоэнергетика. 1986. -№ 8.

105. Глазер Ф.Ю., Друзь А.Г., Лищук В.В. и др.. Наладка и испытание автоматической системы регулирования турбины К-1000-60/3000 ЛМЗ // Теплоэнергетика. 1990. - № 11. - С. 43-48.

106. Фрагин М.С. Регулирование и маслоснабжение паровых турбин. Вопросы проектирования, наладки и эксплуатации. СПб.: ООО «Издательско-полиграфическая компания «Коста», 2011. - 400 с.

107. Осипенко В.Д., Рожанский В.Е., Рохленко В.Ю. Система ХТЗ регулирования большой мощности для АЭС // Теплоэнергетика. 1985. - № 7. -С. 17-20.

108. Косяк Ю.Ф. Вирченко М.А., Рожанский В.Е. Электрогидравлическая система регулирования турбин АЭС // Теплоэнергетика. 1985. - № 2. -С. 13-16.

109. Валамин А.Е., Сахнин Ю.А., Новоселов В.Б., Ивановский A.A. Модернизация паровых теплофикационных турбин Т-100/110-12,8 // Теплоэнергетика. 2009. - № 9. - С. 15-24.

110. Лыско В.В., Свидерский А.Г., Биленко В.А., Ананьев A.A. Основные результаты работы ЗАО «Интеравтоматика» за 15 лет // Теплоэнергетика.- 2008. № 10.-С. 20-23.

111. Лыско В.В., Свидерский А.Г., Биленко В.А. Автоматизация российского оборудования: вчера, сегодня, завтра // Электрические станции. 2009.- № 2. С. 2-8.

112. Герман М.Л., Рыков А.Н., Сенягин Ю.В. Проект энергоблока ПГУ-230 для модернизации технологической схемы Минской ТЭЦ-3 // Электрические Станции. 2009. - № 5. - С. 9-15.

113. Радин Ю.А. Особенности эксплуатационных режимов парогазовой установки типа ПГУ-230 Минской ТЭЦ-3. / Ю.А. Радин, В.И. Гомболевский, А.И. Чертков // Электрические Станции. 2010. - № 3. - С.20-26.

114. Баринберг Г.Д., Валамин А.Е. Эффективные паровые турбины ЗАО «Уральский турбинный завод» // Электрические станции. 2004. - №11.- С. 27-32.

115. Турбоустановка Т-53/67-8,0. Руководство по эксплуатации. Инструкция. МТ-261400. Екатеринбург: ЗАО «УТЗ», 2007. - 154 с.

116. Турбина паровая Т-53/67-8,0. Тепловые расчеты. БТ-261500 РР.- Екатеринбург: ЗАО «УТЗ», 2007. 75 с.

117. Щегляев А.В.Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкция турбин: Учеб. для вузов: В 2 кн. Кн. 2. 6-е изд., перераб., доп. и под-гот. к печати Б.М. Трояновским. - М.: Энергоатомиздат, 1993. - 416 с.

118. Зысина-Моложен Л.М. Теплообмен в турбомашинах / Л.М. Зысина-Моложен, Л.В. Зысин, М.П. Поляк. Л.: Машиностроение, 1974. - 335 с.

119. РТМ 124.020.16-73. Турбины паровые стационарные. Расчет температурных полей роторов и цилиндров паровых турбин. М.: Металлургия, 1973.

120. РТМ 108.020.16.83. Расчет температурных полей роторов и корпусов паровых турбин. Л.:: Минэнергомаш, 1983.

121. Сегерлинг Л. Применение метода конечных элементов / Пер. с англ. -М.: Мир, 1979.-392 с.

122. Деклу Ж. Метод конечных элементов / Пер. с англ. М.: Мир, 1976. -96 с.

123. Басов К.A. ANSYS: Справочник пользователя. М.: ДМК Пресс, 2005. - 640 с.

124. Масленков С.Б., Масленкова Е.А. Стали и сплавы для высоких температур: Справ, изд. в 2-х кн. Кн. 1. М.: Металлургия, 1991. - 383 с.

125. Плоткин Е.Р., Муратова И.В., Поляков В.А. О краевых условиях при расчете температурного поля роторов паровых турбин // Теплоэнергетика. -1972.-№4.-С. 30-34.

126. Плоткин Е.Р., Лейзерович А.Ш., Муратова И.В. Исследование условий теплообмена в турбине К-200-130 // Теплоэнергетика. 1971. - № 5. -С. 27-31.

127. Пригорский Н.И., Хуршудов Г.Х., Дайчик М.Л. Температурные напряжения в корпусах ЦВД и ЦСД паровой турбины мощностью 200 МВт // Теплоэнергетика. 1976. - № 4. - С. 43-48.

128. Берлянд В.И., Пожидаев A.B., Складчиков В.П. Исследование упругих напряжений в корпусе турбины при переходных режимах // Теплоэнергетика.-1981,-№ 11.-С. 20-23.

129. РТМ 108.021.103-85. Детали паровых стационарных турбин. Расчет на малоцикловую усталость. -Л.: Минэнергомаш, 1986.

130. Степин П.А. Сопротивление материалов. 8-е изд. М.: Высш. шк., 1988.-367 с.

131. Гладштейн В.И., Моисеев Г.И., Плотников В.П. Исследование влияния переменных режимов работы на рост трещин ползучести в металле литых корпусных деталей турбин // Теплоэнергетика. 1993. - № 2. - С. 17-22.

132. Родин В.Н., Шарапов А.Г., Мурманский Б.Е. и др.. Ремонт паровых турбин. Под общей редакцией Ю.М. Бродова и В.Н. Родина. 2-е изд., доп. и пе-рераб. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2005. - 438 с.

133. Себер Дж. Линейный регрессионный анализ. М.: Мир, 1980. -456 с.

134. Добрянский Г.В., Алексеев В.А. Статистические алгоритмы для эксплуатации газотурбинного двигателя по техническому состоянию // Двигатель. -2002. -№ 3. С. 22-24.

135. Поршнев C.B., Овечкина Е.В., Мащенко М.В. и др.. Компьютерный анализ и интерпретация эмпирических зависимостей: Учебник. М.: ООО «Бином-Пресс», 2009. - 336 с.

136. Барановский А.И., Кожевников H.H., Пирадова Н.В. и др.. Экономика и управление энергообъектами. Кн. 1. Общие вопросы экономики и управления. М.: Издательство МЭИ, 1998. - 296 с.

137. Прокопов A.A., Татаринцев Н.И., Цирлин Л.А. Применение про-{ граммируемых контроллеров для управления технологическим оборудованием:

138. Учеб. пособие. СПб.: ТЭТУ, 2001. - 75 с.

139. Новоселов В.Б., Шехтер М.В. Современная система противоразгон-ной защиты паровых турбин ЗАО «УТЗ» // Теплоэнергетика. 2011. - № 1. -С. 21-24.

140. Кляйнрок И.Ю. Исследование термонапряженного состояния ротора высокого давления паровой турбины для ПТУ / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошу-мова, Ю.М. Бродов // Тяжелое машиностроение. 2011. - №6. - С. 12-16.

141. Кляйнрок И.Ю. Исследование термонапряженного состояния корпуса ЦВД паровой турбины Т-53/67-8,0 ЗАО «УТЗ» для ПГУ-230 / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Надежность и безопасность энергетики. -2011.-№ 14.-С. 65-69.

142. Кляйнрок И.Ю. Определение «критических» элементов конструкции паровой турбины, ограничивающих маневренность парогазового энергоблока / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Тяжелое машиностроение. -2012.-№4.-С. 15-17.

143. Кляйнрок И.Ю. Получение приближенных зависимостей для контроля за термонапряженным состоянием корпуса паровой турбины / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Энергосбережение и водоподготовка. -2012.-№ 2.-С. 53-56.

144. Кляйнрок И.Ю. Разработка современных средств оперативного контроля за термонапряженным состоянием корпуса паровой турбины / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Надежность и безопасность энергетики.-2012.-№ 16.-С. 58-61.

145. Кляйнрок И.Ю. Автоматизация непрерывного управления пусковыми режимами паровых турбин / И.Ю. Кляйнрок, В.Н. Голошумова, Ю.М. Бродов // Турбины и дизели. 2011. - № 6. - С. 44-48.

146. УТВЕРЖДАЮ: ехнический директор :ий турбинный завод» А. Е. Валамин1. СПРАВКА

147. Справка дана для предоставления в ученый совет ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» в связи с защитой Кляйнроком И.Ю. диссертации.

148. Главный конструктор СКБт, канд. техн. наук1. А.Ю. Култышев

149. Уральский федеральный университет им. первого Президента России Б.Н. Ельцина Россия, 620002, г. Екатеренбург, ул. Мира, 19

150. Ученому секретарю университета

151. Главный инженер Минской ТЭЦ-31. Г.Г. Литвин

152. Справка дана для предоставления в ученый совет ФГАОУ ВПО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» в связи с защитой Кляйнроком И.Ю. диссертации.

153. Главный инженер Минской ТЭЦ-31. L'h1. Г.Г. Литвин

Похожие работы

Энергетическое, металлургическое и химическое машиностроение
05.04.00