автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Разработка и применение усовершенствованных конструкций сотовых уплотнений в проточных частях паровых турбин большой мощности

005001334

На правах рукописи

Ушинин Сергей Владимирович

РАЗРАБОТКА И ПРИМЕНЕНИЕ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ КОНСТРУКЦИЙ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ В ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЯХ ПАРОВЫХ ТУРБИН БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ

Специальность 05.14.14

«Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2011 г.

005001334

Работа выполнена в Научно-производственном предприятии НПП «АРМС» в г.Москва.

Научный руководитель - кандидат технических наук

Лисянский Александр Степанович.

Научный консультант - доктор физико-математических наук,

профессор

Петреня Юрий Кириллович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Хоменок Леонид Арсеньевич; доктор технических наук, профессор Богов Игорь Александрович.

Ведущая организация - ЗАО НПВП «Турбокон»

Защита диссертации состоится « ^^ » ¿¿¿^ 2011 г. в часов на заседании диссертационного совета Д 520.023.01 при открыт акционерном обществе «Научно-производственное объединение исследованию и проектированию энергетического оборудования ш П.И.Ползунова (ОАО «НПО ЦКТИ») по адресу: 194021, Санкт-Петербур Политехническая улица, д.24, актовый зал.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеь ОАО «НПО ЦКТИ».

Автореферат разослан » (ЦуСЫЛ^и12011г.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенный печать просим направить в адрес диссертационного совета ОАО «НПО ЦКТИ»: 191167, Санкт-Петербург, ул. Атаманская, д.3/6.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук,

старший научный сотрудник /ц, В.М.Ляпунов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Паровые турбины (ПТ) тепловых электростанций, а 1кже турбоагрегаты, входящие в состав парогазовых установок (ПГУ), являются азовым генерирующим оборудованием, обеспечивающим более 60% вырабатывае-ой электроэнергии и почти 32% тепловой мощности для отопления потребителей илищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) России. Такие же тенденции и пропор-ии в тепловой энергетике останутся в ближайшие годы.

В то же время, существенная часть эксплуатирующегося паротурбинного обо-удования тепловых электрических станций выработала свой ресурс или выработает го в ближайшее время. Анализ показывает, что к 2015 году более 64% установлен-ых мощностей исчерпают свой парковый ресурс.

Учитывая, что большая часть паровых турбин, введенная в строй в 50-е годы, параметрами острого пара Р0=90атм, Т0=540°С находится за гранью исчерпания есурса, по удельным показателям не соответствует современным требованиям и в лижайшей перспективе будет выведена из эксплуатации, актуальным становится опрос проведения модернизаций паровых турбин с параметрами острого пара о=13(Н240атм, Т0=540-565°С. Кроме этого, планируемый ввод новых мощностей >ебует внедрения технических решений, позволяющих улучшить экономические оказатели в целом по паротурбинному блоку, а также повысить надежность и ре-онтопригодность элементов проточной части.

На основании изложенного, наиболее представительным и перспективным тссом для проведения модернизации являются паровые турбины критического авления мощностью 60-^200МВт, а также сверхкритического давления мощностью 00МВт и более. В совокупности это наиболее крупная серия паровых турбин 916 шт. и 131 шт., соответственно), изготовленных «ЛМЗ» филиал ОАО <Силовые машины».

Кроме этого, количество турбоагрегатов мощностью 4(Н-300МВт, выпущен-ых ЗАО «УТЗ» и находящихся в эксплуатации в энергосистемах России составит ориентировочно около 300 единиц.

Одним из важных направлений работ по повышению надежности и экономи1 ности паротурбинного оборудования являлась модернизация элементов проточны частей, в т.ч. усовершенствование надбандажных и концевых уплотнений. В п следнее десятилетие был выполнен ряд работ по созданию различных видов коне рукций сотовых уплотнений для их использования в проточных частях паровы турбин. В основном это касалось установки сотовых уплотнений в ЦВД паровы турбин мощностью 30МВт. В конце 90-х годов в ряде энергосистем, в т.ч. ОА «Мосэнерго», были предприняты попытки использовать уплотнения сотовой коне рукции для влагоулавливания с периферии безбандажных ступеней ЦНД турби класса ПТ-80, Т-100, К-200, Т-175, Т-250. В те же сроки на турбинах Т-250 приме нены задние концевые уплотнения сотовой конструкции на РСД-2, а в начал нашего столетия установлено экспериментальное концевое уплотнение на блок К-500-65/3000 Смоленской АЭС.

Необходимо отметить, что данные работы носили опытно-экспериментальны характер, ограничились единичным внедрением и не нашли широкого серийног применения в проточных частях паровых турбин большой мощности на критически и сверхкритические параметры пара.

В связи с изложенным, тема данной работы - «разработка и применение усо вершенствованных конструкций сотовых уплотнений в проточных частях паровы турбин большой мощности» - несомненно, является актуальной.

Цель работы: создание усовершенствованных конструкций сотовых уплотне ний для различных типов паровых турбин, в том числе большой мощност 60-Ч200МВт, позволяющих повысить эксплуатационные характеристики проточны частей и отвечающих современным требованиям по экономичности, надежности ремонтопригодности.

Задачи исследования.

1. Проведение стендовых экспериментальных исследований конструкций сотовых уплотнений, определение их расходных и силовых характеристик, сравнение

с аналогичными характеристиками, определенными для традиционно применяющихся типов уплотнений.

2. Разработка и внедрение экспериментально обоснованных унифицированных онструкций надбандажных сотовых уплотнений, взаимозаменяемых с существующий осерадиальными «корытообразными» вставками, применяемыми в настоящее ремя на турбоагрегатах мощностью 30(Н800МВт.

3. Разработка унифицированных технических решений для проведения модер-изаций проточных частей ЦВД и ЦСД турбин на критические параметры пара ощностью 6(Н-200МВт за счет установки надбандажных сотовых уплотнений.

4. Проведение экспресс-испытаний турбоагрегата класса К-300-240 с целью пределения эффективности работы сотовых надбандажных уплотнений в течение 1ежремонтного периода эксплуатации.

5. Промышленное освоение в производстве и эксплуатации сотовых уплотне-ий для различных классов паровых турбин мощностью 6СН-1200МВт.

6. Разработка маршрутно-технологических карт для доработки проточных час-ей турбоагрегатов под установку сотовых уплотнений в условиях энергоремонтных 1редприятий.

Научная новизна работы заключается:

- в комплексе научно-технических решений по разработке сотовых уплотне-яй проточных частей ЦВД, ЦСД и ЦНД, включая высоконагруженные ступени с еактивным и активным облопачиванием паровых турбин широкого мощностного яда от 60 до 1200МВт ТЭС и АЭС;

- в экспериментальном исследовании силовых и расходных характеристик азличных типов сотовых уплотнений,анализе и разработке рекомендаций по назна-ению оптимальных зазоров, позволяющих обеспечить повышение экономичности

безопасности эксплуатации турбоагрегатов, в том числе на сверхкритические па-аметры пара;

- в экспериментальном определении величины неконсервативной составляв щей аэродинамической силы (АС), а также характеристик вихревого потока в на, бандажной камере сотового уплотнения;

- в получении экспериментальных данных по экономической эффективност сотовых уплотнений при промышленных исследованиях на электростанциях пар< вых турбин мощностью 300МВт;

- в экспериментальном исследовании и получении опытных данных по ст бильности характеристик сотовых уплотнений в процессе длительной эксплуатаци на турбинах широкого мощностного ряда;

- в получении результатов промышленных исследований по оценке работо способности элементов проточных частей цилиндров паровых турбин (ротор, эле менты статора, с установленными сотовыми уплотнениями) при возникновении не расчетных режимов;

Достоверность результатов и выводов обеспечивается:

- положительными результатами натурных испытаний и их совпадением с рас четными данными, полученными заводами-изготовителями паровых турбин JIM филиал ОАО «Силовые машины» и ЗАО «УТЗ», подтверждающих повышение эко номичности проточных частей паровых турбин широкого мощностного ряда при и оснащении сотовыми надбандажными и концевыми уплотнениями;

- опытом эксплуатации, подтверждающим повышение надежности и безопас ности работы турбоагрегатов с сохранением работоспособности узлов проточны частей (ротор, детали статора с установленными сотовыми уплотнениями) при воз никновении нештатных ситуаций;

- результатами проведенных стендовых испытаний натурных моделей сотовы уплотнений, подтверждающих способность уплотнений данного типа подавлять возбуждающие аэродинамические силы;

- подтверждением стабильности характеристик сотовых уплотнений с точки зрения минимизации надбандажных протечек в проточной части ЦВД, и как

ледствие сохранение экономического эффекта в течение межремонтного пе-иода эксплуатации на турбоагрегатах мощностью бСН-ЗООМВт;

- положительными результатами вибрационных испытаний паровых турбин на верхкритические параметры пара класса К-300-240 с точки зрения отсутствия озникновения низкочастотной вибрации (НЧВ) при установке надбандажных со-овых уплотнений в проточных частях ЦВД и ЦСД;

- положительными результатами доработки проточных частей турбоагрегатов ри установке сотовых уплотнений в условиях энергоремонтных предприятий, а акже заводов-изготовителей паровых турбин.

Практическая значимость работы заключается:

- в разработке унифицированной конструкции сотовых уплотнений, позволяю-[ей осуществлять их установку практически на все типы паровых турбин мощно-тью от 60 до 1200МВт производства «ЛМЗ» филиал ОАО «Силовые машины» . Санкт-Петербург, а также ЗАО «УТЗ» г.Екатеринбург и ОАО «Турбоатом» .Харьков;

- в повышении надежности и безопасности эксплуатации турбоагрегатов мощ-остью бО-КЗООМВт во всём эксплуатационном диапазоне работы;

- в обеспечении прироста относительного внутреннего КПД цилиндра ЦВД а 1,2-1,7% к нормативному значению при его незначительном снижении во время ксплуатации в течение межремонтного периода;

- в уменьшении пропаривания через концевые уплотнения с обеспечением нормализации рапы эжекторов и, как следствие, устранением обводнения масляной системы;

- в сокращении времени пусковых операций при использовании концевых сотовых уплотнений;

- в снижении затрат на проведение ремонтов сотовых уплотнений в течение не менее 2^3 межремонтных периодов.

Реализация работы.

Разработанные технические решения по модернизации проточных чаете турбоагрегатов большой мощности за счет установки сотовых уплотнений воши щены в конструкторской документации НПП «АРМС» и согласованы с заводо! изготовителем паровых турбин «ЛМЗ» филиал ОАО «Силовые машины». Разр ботки, выполненные под руководством автора и при его непосредственном участи внедрены на эксплуатирующихся турбинах мощностью 60^300МВт в ОА «Мосэнерго» (ТЭЦ-9, ТЭЦ-16,ТЭЦ-26, ТЭЦ-23),в ОАО «Татэнерго» («Казанска ТЭЦ-3», «Нижнекамская ТЭЦ-1», «Набережно-Челнинская ТЭЦ»), в ОГК-1 («Ка ширская ГРЭС», «Ириклинская ГРЭС»), в ОГК-2 («Сургутская ГРЭС-1»), в ОГК-(«Конаковская ГРЭС»), на «Лукомльской ГРЭС» (Республика Беларусь), при это суммарное количество модернизированных паровых турбин в различных энергосис темах составляет более 100 единиц.

Положительный опыт внедрения различных видов сотовых уплотнений под твержден длительной безаварийной эксплуатацией паровых турбин в течение 10 лет

О завершенности реализации работы свидетельствует освоение в эксплуата ции турбоагрегатов с установленными сотовыми уплотнениями с подтверждение заявленных гарантийных показателей, а также внедрением разработанных техно логий доработки проточных частей турбин на ряде энергоремонтных предприятий в том числе: ЦРМЗ филиал ОАО «Мосэнерго», «Камэнергоремонт» филиал ОА «Татэнерго», ОАО «Уралэнергоремонт».

Результаты работы широко используются как на действующих турбоагрегатах различной мощности ЗО-КЗООМВт, так и при разработке новых паровых турбин мощностью 660-^-1200МВт, в том числе для атомных электростанций (Белоярская АЭС, Нововоронежская АЭС, Ленинградская АЭС).

На защиту выносятся следующие положения:

1. Результаты стендовых экспериментальных исследований расходных и силовых характеристик сотовых уплотнений, их сравнение с характеристиками типовых уплотнений, применяемых в проточных частях паровых турбин.

2. Разработка, обоснование и применение конструкций сотовых надбандажных плотнений при оснащении проточных частей паровых турбин мощностью 0-4 200МВт, основанное на результатах экспериментальных исследований.

3. Результаты натурных тепловых испытаний турбоагрегата К-300-240 с уста-овленными сотовыми уплотнениями в ЦВД.

4. Разработка и обоснование использования концевых сотовых уплотнений в СД-2 и ЦНД на турбинах класса Т-250/300-240.

5. Результаты промышленного внедрения в эксплуатацию сотовых надбан-ажных и концевых уплотнений на турбоагрегатах мощностью 6(Ъ-300МВт.

Апробация работы.

Основные положения работы докладывались на заседаниях и совещаниях:

1. Заседание подсекции «Тепломеханическое оборудование» НТС ОАО РАО ЕЭС России» по теме: «Повышение эффективности паровых турбин за счет вне-рения сотовых уплотнений», г.Москва, «Фирма ОРГРЭС», 25 апреля 2005г.

2. Заседание НТС (Протокол № 11 от 27.06.2011г.) кафедры «Турбиностроение средства автоматики» ФГБОУ ВПО Санкт-Петербургский институт машино-

троения (ЛМЗ-ВТУЗ).

3. Заседание кафедры (Протокол № 5 от 23.06.2011г.) «Турбинные двигатели и становки» Санкт-Петербургский государственный политехнический университет.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 статей, получено 10 атентов на изобретения и полезные модели.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, аключения и списка публикаций из 6 наименований. Работа содержит 169 страниц, ключая 84 рисунка и 20 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, ее задачи и практическая значимость, кратко излагается содержание работы. Обоснован выбор турбоагрегатов мощностью 60-^3 00МВт в качестве основных объектов модернизации.

В составе генерирующих мощностей РФ находится 150 турбин мощности 200 и 300МВт (76 турбин К-200-130, 52 турбины К-300-240, 22 турбин Т-250/300-240), кроме этого, эксплуатируется 155 турбин типа ПТ-60(80)-130/13, также 163 турбоагрегата типа Т-100(110)/120-130. Суммарно данная группа турби составляет около четверти установленных электрических и теплофикационны мощностей ТЭС России.

Одним из наиболее перспективных путей продолжают оставаться работы, на правленные на модернизацию проточных частей паровых турбин за счёт использо вания усовершенствованных конструкций сотовых уплотнений, ранее применяв шихся в авиадвигателестроении. Установка сотовых уплотнений направлена на од новременное решение двух задач, а именно:

- повышение экономичности проточной части;

- обеспечение надежности и безопасности эксплуатации турбоагрегата в целом.

Разработанные конструкторские решения, внедряемые при модернизации про точных частей турбин критических параметров мощностью 6(К200МВт, позволяю применять их при установке в козырьках диафрагм ЦВД или ЦСД указанных турбо агрегатов. При модернизации проточных частей паротурбинных установок сверхкри тического давления мощностью 300МВт используется конструкция надбандажны сотовых уплотнений, позволяющая также производить их установку в проточну часть вновь проектируемых турбин мощностью 660^1200МВт.

Глава 1 посвящена обоснованию и выбору направлений исследований по модернизации проточных частей паровых турбин большой мощности, анализу конструкций и технико-экономических показателей действующих турбоагрегатов.

Анализ состояния и технико-экономических характеристик эксплуатирующегося паротурбинного оборудования свидетельствует о снижении его показателей надежности и экономичности не менее чем на 3-^4% по сравнению с аналогичными значениями начального периода эксплуатации, а также о существенном увеличении затрат на ремонт и последующее техническое обслуживание турбоагрегатов (рис.1).

Опыт эксплуатации показывает, что при возникновении нерасчетных режимов аботы происходит интенсивный износ надбандажных, диафрагменных, концевых плотнений проточных частей, что приводит к дополнительному росту потерь, свя-шных с протечками через радиальные зазоры и, как следствие, к снижению КПД илиндров.

Рис.1. Влияние надбандажных уплотнений на изменение относительного внутреннего КПД цилиндра в процессе межремонтного периода эксплуатации

В связи с изложенным возникает необходимость проведения ревизии конст-укторских решений, выполненных при проектировании турбоагрегатов с целью пределения направлений модернизации отдельных узлов, а также проточных час-ей в целом. Одним из путей модернизации является сокращение внутренних и внешних потерь в турбоагрегате. При этом основная задача модернизации сводится не только к повышению характеристик проточной части до уровня заложенного при проектировании, но и превышению первоначальных значений с их сохранением в

течение последующего длительного времени эксплуатации паротурбинного обор; дования.

Концепцию модернизации проточных частей паротурбинных установок мож но сформулировать следующим образом с определением основных направлений:

- повышение надежности и безопасности эксплуатации;

- повышение мощности и экономичности цилиндров турбоагрегата;

- сохранение стабильных характеристик проточной части в течение межре монтного периода с точки зрения минимизации протечек рабочей среды;

- использование унифицированных конструкций и узлов, которые можно при менять без существенной доработки проточной части;

- повышение ремонтопригодности;

Таким образом, выбор направлений исследований по усовершенствовани конструкций уплотнений проточных частей паровых турбин большой мощности ос новывается на выполненном анализе технико-экономических показателей дейст вующего оборудования, сформулированных критериев и концепции модернизации сводится к следующим определениям:

-увеличение внутреннего относительного КПД цилиндров турбины за сче снижения протечек пара через надбандажные, корневые и диафрагменные уплот нения;

-увеличение мощности ПТУ за счет снижения протечек рабочей среды чере концевые уплотнения;

-повышение надежности и ремонтопригодности непосредственно самих уп лотнений;

- унификации конструкций надбандажных сотовых уплотнений для различны типов турбин.

Анализ конструкции элементов и узлов паровых турбин мощностью бО^ЗООМВт, находящихся в эксплуатации, свидетельствует о возможности их модернизации (рис.2) с минимальными доработками проточных частей при установке сотовых надбандажных уплотнений. Установка концевых уплотнений производится без доработки статорной части. В то же время, по рекомендациям ЗАО УТЗ, необ-

гаяоакэ концевых стпсвь* уплатнен*

Рис. 2. Варианты комплексной установки сотовых уплотнений на турбине Т-250/300-240

На основании сформулированных направлений модернизации определены осиные варианты усовершенствования уплотнений проточных частей паровых тур-н мощностью 60^-300МВт, затрагивающие конструкцию, технологию установки и |монта.

1 Глава 2 посвящена экспериментальным исследованиям расходных и силовых фактеристик сотовых уплотнений, разработке и обоснованию усовершенствован-ах конструкций сотовых уплотнений для проведения модернизации проточных >стей паровых турбин мощностью 60-^ 1200МВт.

Приведены результаты экспериментальных исследований расходных и сило-IX характеристик сотовых уплотнений, выполнено сравнение характеристик сото-ах уплотнений с характеристиками типовых уплотнений паровых турбин. На осно-

дамо провести проточку ротора или насадных втулок со снятием поверхностного ¡моусталостного слоя и созданием дополнительных камер расширения.

Надбандажные сотовые уплотнения устанавливаются в ступенях, имеющих ^дажи. Если на бандажах рабочих лопаток отсутствуют гребни, то необходимо их 5о восстановить, либо произвести наварку по разработанной технологии.

Установка сотовых надбавдажнык уплотнений ЦОД-1 13-13 ст.

(

вании проведенных исследований разработаны конструкции сотовых уплотнен; устанавливаемые в проточных частях паровых турбин большой мощности.

Для проведения экспериментов были спроектированы и изготовлены элем ты конструкции испытательного стенда, позволяющие исследовать расходный силовые характеристики различных типов сотовых уплотнений. Расходные харак ристики уплотнений оценивались интегральным коэффициентом расхода ц:

вжс„ М =-)

Р. 1-£

7Г-с1-<Уд---

V. 2

Для определения аэродинамических сил (консервативной составляющей Б, неконсервативной составляющей 8„) была применена методика, разработанная п^ фессором А.Г.Костюком, согласно которой действующие на ротор АС определяют путём измерения распределения статического давления по окружности и вдоль I мер уплотнения и затем подсчитывается результирующие силы, действующие ротор:

и 2,т „ 2л

Л = -I/, Я, ■! Р^А^-Лср; = -£/,&• \р^<р,1) • смМр •

/=1 0 '=' о

Было выполнено исследование нескольких вариантов радиальных, осерад альных и сотовых уплотнений, в том числе прямоточного уплотнения и сотово уплотнения, показанных на рис. 3.

Рис. 3. Варианты уплотнений для исследований: а) прямоточное уплотнение, 6) сотовое уплотнение.

Результаты исследований приведены на графиках относительного расхода

относительной жесткости (рис. 4).

Анализ рис.4а показывает, что расход через сотовое уплотнение при рабочем эре равным 8=0,5мм составляет 40% от расхода через радиальное уплотнение с эром8=1,5мм наиболее характерным для данного типа уплотнения.

Анализ рис. 46 показывает, что при радиальных зазорах, меньших 0,5мм, же-ость аэродинамических сил сотового уплотнения имеет тенденцию к резкому жению, по сравнению с жесткостью прямоточного уплотнения, имеющего вели-1у зазора 8=1,5мм.

в ъ

а) б)

Рис. 4. Отношение расхода (а) и жесткости (б) сотового уплотнения к расходу и жесткости прямоточного уплотнения.

_ /

Обозначение к приведенным выше графикам: 0? = у^ - отношение расхода

¡ез сотовое уплотнение Ос = /к расходу через прямоточное уплотнение, при

стоянном зазоре 8/Д= 1,5 (С„ =сопм); О = - отношение жесткостей при тех

условиях, что и для (7 .

Результаты экспериментальных исследований были учтены при разработке

кретных конструкций и выборе монтажных радиальных зазоров в сотовых над-

дажных и концевых уплотнениях, устанавливаемых в проточных частях паровых

>бин мощностью 60"И200МВт.

Третья глава посвящена рассмотрению результатов тепловых испытаний па-

ой турбины К-300-240 ст. № 4 Каширской ГРЭС (ОГК-1), проведенных до и по-

установки сотовых надбандажных уплотнений с 3-ей по 12-ю ступень ЦВД, а

также определения фактора стабильности полученных характеристик в тече межремонтного периода эксплуатации турбоагрегата.

Тепловые испытания проводились в три этапа в соответствии с положени «Методики оценки технического состояния паротурбинных установок до и по ремонта и в период между ремонтами» (РД 34.20.581-96). Целью испытаний перв и второго этапа являлось определение единовременного (разового) экономическ эффекта от замены осерадиальных надбандажных уплотнений ЦВД на сотовые.

Целью испытаний третьего этапа являлось определение фактора стабильно достигнутых значений относительно внутреннего КПД ЦВД через пять лет экспл тации, путем сравнения указанных значений с результатами, полученными на в ром этапе испытаний.

Для минимизации погрешностей конечного результата, испытания прово лись по разработанной единой технической программе с использованием одни тех же средств изменений с оценкой экономического эффекта двумя независимы методами:

- сравнения электрической мощности турбоагрегата;

- сравнения расхождений величин внутреннего относительного КПД ЦВ опытах с отключенной и включенной регенерацией (подогреватели высокого дав ния). Величины внутреннего КПД ЦВД определялись с помощью компьютерн программы Е3_00, разработанной ОАО «Силовые машины».

Методологически оценка эффективности реконструкции уплотнений ЦВД новывалась на исследованном факте, определяющем, что часть высокотемпера: ных протечек при включенной регенерации сбрасывается в соответствующие под реватели, что приводит к снижению температуры пара после цилиндра, следо тельно, рассчитанная величина внутреннего КПД (как функция данной темпера ры) будет выше, чем аналогичные значения в опытах с отключенной регенерацие

ЦВД

01

\

Приведенный расход свежего пара, т/ч Рис. 5. Изменение внутреннего относительного КПД ЦВД турбины К-300-240 до установки сотовых уплотнений (I этап испытаний)

I

Расчеты и проведенные анализы показали, что расхождение значений относи-

"I

¡ьного внутреннего КПД ЦВД в опытах с включенной и отключенной регенера-Ьй до реконструкции (первый этап) составляет от 1,0% до 1,5%, в то время как в ате после реконструкции (второй этап) оно близко к нулю (рис.5, рис.6).

ИД 0,86

0,85

0,84

0,83

0,82

0,81

0,80

0,79

0,78

0,77

0,76

0,75 4

Приведенный расход свежего пара, т/ч Рис. 6. Изменение внутреннего относительного КПД ЦВД турбины К-300-240 после установки сотовых уплотнений (II этап испытаний)

0,86

0.75

400

500

600

700

800

900

1000

|

Таким образом, убедительно доказано, что установка сотовых надбандажи

I

уплотнений обеспечивает уменьшение протечек пара.

Целью третьего этапа испытаний являлась оценка стабильности ранее пег ченного эффекта, при этом были полностью повторены режимы работы турбоа^ гата первого и второго этапов.

Анализ результатов третьего этапа и их сравнение с результатами, полув^ ными ранее, позволяет сделать вывод о том, что расхождения значений относитз ного внутреннего КПД ЦВД в опытах с включенными ПВД и без них практиче|

нет, а следовательно, величина суммарной протечки через надбандажные уплот{

I

ния осталась неизменной, что подтверждает стабильность характеристик сото^ надбандажных уплотнений в течение пятилетнего межремонтного периода зкспл тации (рис.7).

0,86

0,754-?-1—1—I—I—!—I—I , I , I , I I I ...........-т-тЧ

400 500 600 700 800 900 1 ООО

Приведенный расход свежего пара, т/ч

Рис. 7. Изменение внутреннего относительного КПД ЦВД турбины К-300-240 после пяти лет эксплуатации сотовых уплотнений (Ш этап испытаний)

Вместе с тем зафиксировано незначительное снижение КПД ЦВД в течен| межремонтного периода на 1,5^2% в абсолютных величинах, причинами котор стали эрозионный износ лопаток регулирующей ступени, а также механические г вреждения направляющих лопаток в проточной части ЦВД, но не увеличение щ течек через надбандажные сотовые уплотнения. ]

Кроме того, проведена оценка влияния сотовых надбандажных уплотнений на ¡рационное состояние турбоагрегатов класса К-300-240.

В работе приведены графики электрической нагрузки турбоагрегата К-300-240 -2 4 «Каширской ГРЭС», оснащенного сотовыми надбандажными уплотнениями, ;1луатирующегося в режиме «дневной максимум - ночной минимум», а также Мистические данные по изменению виброскорости на подшипниках ЦВД. При м не отмечается отклонений от требований норм ПТЭ.

В четвертой главе рассматриваются результаты промышленного внедрения и

I

рения сотовых уплотнений (надбандажных и концевых), установленных в про-ных частях паротурбинных установок мощностью 60^ 1200МВт.

Отмечается, что ключевой задачей является внедрение сотовых уплотнений, ¡спечивающих повышение экономичности, надежности, ремонтопригодности _1струкции не только на вновь вводимые, но и на модернизируемые турбоагрегаты |с.8, рис.9).

I

Кол-во, шт

25-Г

до 30 40+55 60+80 100+150 180+225 250+300 600

действующее оборудование

оборудование в стадии производства

Рис.8. Количество турбоагрегатов, модернизированных за счет установки надбандажных сотовых уплотнений

Приводятся конкретные примеры вариантов осуществленных модернизаций

I отурбинных установок мощностью 60-^300МВт, содержание и объемы модерни-;ии отдельных цилиндров турбин как надбандажными, так и концевыми сотовы-| уплотнениями.

Кол-во. шт

15—

до 30 40+55 60+80 100+150 180+225 250+300

Рис. 9. Количество турбоагрегатов, модернизированных за счет установки концевых сотовых уплотнений

Представлены результаты испытаний паровых турбин, проведенных не' средственно на электростанциях и свидетельствующих о значительном положит т, ном эффекте модернизации, заключающемся в повышении мощности, надежно а также увеличении относительного внутреннего КПД цилиндра модернизиров ных турбоустановок [таблица 1].

Таблица 1. Эффект модернизации паровых турбин мощностью бО-ЗООМВт при установке надбандажных сотовых уплотнений

Наименование электростанции, год модернизации, тип турбины Объем проведенной модернизации (место установки сотовых уплотнений) Эффект модернизации

Значение относительного внутреннего КПД ЦВД,

До модернизации После модернизации Норматив Приращен( норматив

ТЭЦ-16 ОАО Мосэнерго, 2002г. ПТ-65/75-130/13,ст.№ 6 Надбандажные (1-9ст) ЦВД, в т.ч. регулир.ступень 77,68 79,44 78,24 [ 1,2 !

«Нижнекамская ТЭЦ» ОАО «Татэнерго» 2003г Р-100-130/15, ст.№ 3 Надбандажные (2-13 ст) ЦВД 79 84,76 83 1,76

«Нижнекамская ТЭЦ» ОАО «Татэнерго» 2006г Р-100-130/15, ст.Л» 11 Надбандажные (2-13 ст) ЦВД 77,9 84,14 83 1,14 1

«Сургутская ГРЭС-2» (ОГК-3), 2008г. Т-180, ст.№ 15 Надбандажные (1-12ст) ЦВД, в т.ч. регулир.ступень 81,7 84,5 83,4 1Л

Каширская ГРЭС (ОГК-1), 2004г. К-300-240, ст.№4 Надбандажные ЦВД (3-12 ст) 79,8 81,25 80 | 1,25

Ириклинская ГРЭС (ОГК-1), 2008г К-300-240, ст.№6 Надбандажные ЦВД (2-12 ст) 79,7 82,46 80 2,46

Представлен экспресс-оценочный расчет сроков окупаемости, составляющих олее 1"К> лет, при внедрении сотовых надбандажных уплотнений в проточных ях паровых турбин большой мощности.

ВЫВОДЫ

. Выполнен комплекс научно-технических исследований по разработке и вне-ию надбандажных и концевых сотовых уплотнений, применяющихся в проточ-частях ЦВД, ЦСД и ЦНД, включая высоконагруженные ступени с реактивным ктивным облопачиванием паровых турбин широкого мощностного ряда 1200МВт ТЭС и АЭС.

. Проведены стендовые испытания и получены результаты по эксперименталь-у определению расходных и силовых характеристик, а также параметров вихре-потока в надбандажной камере сотового уплотнения.

. Проведены тепловые испытания и получены экспериментальные данные, сви-льствующие о значительном положительном эффекте модернизации, заключающемся в шении экономичности, мощности, надежности и безопасности, а также сохранении ста-ности характеристик проточных частей в течение межремонтного периода экс-атации.

. Выполнены исследования и внедрены экспериментально обоснованные конст-торские разработки унифицированных сотовых надбандажных уплотнений, полтью взаимозаменяемых с существующими осерадиальными уплотнениями для боагрегагов мощностью 300МВт, в том числе и с реактивным облопачиванием оров ВД и СД.

. Впервые в отечественной практике разработаны и внедрены конструкции со-ых уплотнений на регулирующие ступени турбоагрегатов мощностью 200МВт.

. На основе анализа существующих конструкций разработаны и внедрены но-варианты концевых сотовых уплотнений для турбоагрегатов мощностью 300МВт.

7. Разработаны и внедрены производственно-технологические процессы по работке проточных частей паровых турбин под установку сотовых уплотнений в ловиях энергоремонтных предприятий.

8. Сотовые надбандажные и концевые уплотнения безаварийно эксплуатиру в течение длительного времени в проточных частях более чем 100 турбоагрег большой мощности 60-^3 00МВт.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ В ИЗДАНИЯХ, РЕКОМЕНДОВАННЫХ ВАК

1. A.M.Sakharov, V.K.Konovalov, S.V.Ushinin. Results of the commercial int duction of honeycomb shroud seals on 300 MW turbine units. // "Power Technolo and Engineering", Vol.44, № 2,201 Or., p. 153-158.

2. Сахаров A.M., Коновалов В.К., Ушинин С.В. Результаты промышлен внедрения сотовых надбандажных уплотнений на турбоагрегатах мощное 300МВт, // «Электрические станции», №2, М., 2010г., с.33-38.

3. S.V.Ushinin. Experience with the introduction of honeycomb seals in st turbines. // "Power Technology and Engineering", Vol.43, № 6, 2009r., p.382-388.

4. Ушинин С.В. Опыт внедрения сотовых уплотнений в паровых турбинах. // «Электрические станции», № 10, М., 2009г., с.8-14.

5. Сапихов А.А., Юшка М.П., Ушинин С.В., Ивах А.Ф., Салихов А.А. Приме ние сотовых уплотнений на турбинах, // «Электрические станции», № 6, М., 200 с.22-26.

6. Сахаров A.M., Ушинин С.В., Малютин Ю.П., Лунин И.А. Первые результ использования систем уплотнений сотовой конструкции взамен уплотнений тр ционного типа в паровых турбинах ТЭЦ № 16 и 23 ОАО «Мосэнер // «Энергосбережение и водоподготовка», № 2, М., 2005г.,с.30-32.

7. Ушинин С.В. «Повышение эффективности паровых турбин за счет внед ния сотовых уплотнений», Доклад на НТС РАО «ЕЭС России», Протокол № 18 25.04.2005г. Заседания подсекции «Тепломеханическое оборудование».

8. Ушинин C.B., Салихов A.A., Ивах А.Ф., Сахнин Ю.А., Юшка М.П. и др. биринтное уплотнение», патент на полезную модель № 33406, 2003г, Бюл.№29 0.10.2003г.

9. Ушинин C.B., Салихов A.A., Сахнин Ю.А., Ивах А.Ф., Юшка М.П., и др. биринтное уплотнение» патент на изобретение № 2244182, 2003г, Бюл.№01 от 1.2005г.

10. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Юшка М.П., Горлицын К.В., и др. «Корневое уп-нение паровой турбины», патент на полезную модель № 49940, 2005г, л.№ 34 от 10.12.2005г.

11. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Горлицын К.В., Юшка М.П., и др. «Лабиринтное отнение для паровой турбины», патент на полезную модель № 50621, 2005г, л.№02 от 20.01.2006г.

12. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Горлицын К.В., Юшка М.П., и др. «Лабиринтное ютнение для паровой турбины», патент на изобретение № 2287063,2005г, л.№31 от 10.11.2006г.

13. Ушинин C.B., Горлицын К.В., Юшка М.П., и др. «Лабиринтное надбандаж-1 уплотнение для паровой турбины», патент на изобретение № 2358118, 2008г, л.№16 от 10.06.2009г.

14. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Юшка М.П., Горлицын К.В., и др. «Лабиринтное бандажное уплотнение для паровой турбины», патент на изобретение 2362887,2009г, Бюл.№21 от 27.07.2009г.

15. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Юшка М.П., Горлицын К.В., и др. «Лабиринтное гвальное уплотнение паровой турбины», патент на полезную модель №90845, 9г, Бюл.№02 от 20.01.2010г.

16. Ушинин C.B., Юшка М.П., Горлицын К.В. и др. «Сотовое надбандажное уп-нение ступеней низкого давления паровой турбины», патент на полезную Mofa № 92471,2010, Бюл.№8 от 20.03.2010г.

17. Ушинин C.B., Юшка М.П., Горлицын К.В. и др. «Лабиринтное надбандаж-уплотнение для паровой турбины», патент на полезную модель № 99067,

10, Бюл.№ 31 от 10.11.2010г.

Подписано в печать 14.10.11 Формат 60x84716 Цифровая Печ. л. 1.5 Уч.-изд. л. 1.5 Тираж 100 Заказ 04/10 печать

Отпечатано в типографии «Фалкон Принт» (197101, г. Санкт-Петербург, ул. Большая Пушкарская, д. 54, офис 2)

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИЙ УПЛОТНЕНИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ

В ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЯХ ПАРОВЫХ ТУРБИН БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ.

ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЙ ИССЛЕДОВАНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1.1. АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЯХ ПАРОВЫХ ТУРБИН ЛАБИРИНТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

1.2. АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИЙ ЛАБИРИНТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

1.2.1. КОНСТРУКЦИЯ НАДБАНДАЖНЫХ РАДИАЛЬНЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

1.2.2.КОНСТРУКЦИЯ НАДБАНДАЖНЫХ КЕРАМИЧЕСКИХ УПЛОТНЕНИЙ.

1.2.3. КОНСТРУКЦИЯ ОСЕРАДИАЛЬНЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

1.2.4.КОНСТРУКЦИЯ НАДБАНДАЖНЫХ УПЛОТНЕНИЙ И БАНДАЖЕЙ НАПРАВЛЯЮЩИХ ЛОПАТОК СТУПЕНЕЙ С РЕАКТИВНЫМ ОБЛОПАЧИВАНИЕМ.

1.2.5.КОНСТРУКЦИЯ НАДБАНДАЖНЫХ ' УПЛОТНЕНИЙ РЕГУЛИРУЮЩЕЙ СТУПЕНИ.

1.2.6. КОНСТРУКЦИЯ ДИАФРАГМЕННЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

1.2.7. КОНСТРУКЦИЯ КОНЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ

1.3. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР НАПРАВЛЕНИЙ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.3.1. НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.3.2. ВАРИАНТЫ МОДЕРНИЗАЦИЙ ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЕЙ ПАРОВЫХ

ТУРБИН СОТОВЫМИ УПЛОТНЕНИЯМИ.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1.

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ СТЕНДОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РАСХОДНЫХ И СИЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ. \ РАЗРАБОТКА, ОБОСНОВАНИЕ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ КОНСТРУК- ' ЦИЙ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ В ПРОТОЧНЫХ

ЧАСТЯХ ПАРОВЫХ ТУРБИН БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ.

ВВЕДЕНИЕ.

2.1. ОПИСАНИЕ СТЕНДА - «ДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ УПЛОТНЕНИЙ».

2.2. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ АЭРОДИНАМИЧЕСКИХ СИЛ И РАСХОДНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК В УПЛОТНЕНИЯХ.

2.2.1. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ АЭРОДИНАМИЧЕСКИХ СИЛ В УПЛОТНЕНИЯХ. ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ.

2.2.2. МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА РАСХОДА ЧЕРЕЗ УПЛОТНЕНИЯ. ОЦЕНКА ПОГРЕШНОСТИ.

2.3. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ, ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТИПОВ УПЛОТНЕНИЙ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СТЕНДОВЫХ ИСПЫТАНИЙ.

2.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАСХОДНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ УПЛОТНЕНИЙ. ПРОВЕДЕНИЕ

СРАВНИТЕЛЬНОГО АНАЛИЗА.

2.4.1. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАСХОДНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК УПЛОТНЕНИЙ С ОДНИМ ГРЕБНЕМ.

2.4.2. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАСХОДНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДВУХ- И ТРЁХГРЕБЕНЧАТЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

2.4.3. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАСХОДНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ОСЕРАДИАЛЬНОГО И СОТОВОГО УПЛОТНЕНИЙ С ПЕРЕКРЫШЕЙ.

2.5. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СИЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ УПЛОТНЕНИЙ. ПРОВЕДЕНИЕ СРАВНИТЕЛЬНОГО АНАЛИЗА.,.

2.5.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВИХРЕВОГО ТЕЧЕНИЯ В НАДБАНДАЖНОЙ КАМЕРЕ С ПОМОЩЬЮ ЗОНДА.

2.5.2. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СИЛО- | ВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДВУХ- И ТРЁХГРЕБЕНЧАТЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

2.5.3. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СИЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ОСЕРАДИАЛЬНОГО И СОТОВОГО УПЛОТНЕНИЙ С ПЕРЕКРЫШЕЙ.

2.5.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ РАСХОДНЫХ И СИЛОВЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРЯМОТОЧНОГО И СОТОВОГО УПЛОТНЕНИЙ С ПЕРЕКРЫШЕЙ.

2.6. ОБОБЩЕННЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНЫХ РАДИАЛЬНЫХ ЗАЗОРОВ В СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЯХ.

2.7. РАЗРАБОТКА УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ КОНСТРУКЦИЙ СОТОВЫХ НАДБАНДАЖНЫХ И КОНЦЕВЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

2.7.1. СОТОВОЕ НАДБАНДАЖНОЕ УПЛОТНЕНИЕ, РАЗМЕЩАЕМОЕ НА ДИАФРАГМЕ.

2.7.2. СОТОВОЕ НАДБАНДАЖНОЕ УПЛОТНЕНИЕ, РАЗМЕЩАЕМОЕ НЕПОСРЕДСТВЕННО В КОРПУСЕ ВНУТРЕННЕГО ЦИЛИНДРА ИЛИ ОБОЙМЕ ДИАФРАГМ.

2.7.3. СОТОВОЕ НАДБАНДАЖНОЕ УПЛОТНЕНИЕ, РАЗРАБОТАННОЕ ВЗАМЕН. ОСЕРАДИАЛЬНОГО УПЛОТНЕНИЯ.

2.7.4. СОТОВОЕ НАДБАНДАЖНОЕ УПЛОТНЕНИЕ СТУПЕНИ С РЕАК

ТИВНЫМ ОБЛОПАЧИВАНИЕМ.

2.7.5. СОТОВОЕ НАДБАНДАЖНОЕ УПЛОТНЕНИЕ РЕГУЛИРУЮЩЕЙ

СТУПЕНИ.

2.7.6. СОТОВОЕ УНИФИЦИРОВАННОЕ НАДБАНДАЖНОЕ УПЛОТНЕНИЕ.

2.7.7. СОТОВОЕ ДИАФРАГМЕННОЕ И КОНЦЕВОЕ УПЛОТНЕНИЕ.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2.

ГЛАВА 3. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ УСТАНОВКИ СОТОВЫХ

УПЛОТНЕНИЙ, ВЫПОЛНЕННАЯ НА ОСНОВАНИИ ПРОВЕДЕННЫХ ТЕПЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ К-300-240.

ВВЕДЕНИЕ.:.

3.1. ПРОГРАММА ЭКСПРЕСС - ИСПЫТАНИЙ, ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

3.1.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО ОТНОСИТЕЛЬНОГО КПД ЦИЛИНДРОВ.

3.1.2. УСЛОВИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ ДОСТОВЕРНОСТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ И ИХ СОПОСТАВИМОСТЬ.

3.2. ТЕПЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТУРБОАГРЕГАТА К-300-240 СТ. №4 КАШИРСКОЙ ГРЭС (ОГК-1).;.'.

3.2.1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ТЕПЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ТУРБОАГРЕГАТА К-300-240.

3.2.2. ПРОГРАММА ИСПЫТАНИЙ, СХЕМА ИЗМЕРЕНИЙ, СОСТОЯНИЕ

ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦВД ТУРБОАГРЕГАТА К-300-240. ^

3.2.3. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕПЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ТУРБОАГРЕГАТА К-300-240.

3.2.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕПЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ТУРБОАГРЕГАТА К-300-240.

3.3. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ СОТОВЫХ НАДБАНДАЖНЫХ УПЛОТНЕНИЙ НА ВИБРАЦИОННОЕ СОСТОЯНИЕ ТУРБОАГРЕГАТОВ НА СВЕРХКРИТИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ КЛАССА К-300-240.

3.3.1. РЕЗУЛЬТАТЫ ВИБРАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ТУРБИНЫ К-300-240 ' СТ. №4 «КАШИРСКОЙ ГРЭС», ПРОВЕДЕННЫХ ПОСЛЕ УСТАНОВКИ СОТОВЫХ НАДБАНДАЖНЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

3.3.2. РЕЗУЛЬТАТЫ ВИБРАЦИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ ТУРБИНЫ К-300-240 СТ.№ 6 «ИРИКЛИНСКОЙ ГРЭС», ПРОВЕДЕННЫХ ПОСЛЕ УСТАНОВКИ СОТОВЫХ НАДБАНДАЖНЫХ УПЛОТНЕНИЙ В ЦВД.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3.

ГЛАВА 4. ОСВОЕНИЕ В ПРОИЗВОДСТВЕ И ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ КОНСТРУКЦИЙ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ В ПРОТОЧНЫХ ЧАСТЯХ , ПАРОВЫХ ТУРБИН БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ.

ВВЕДЕНИЕ.

4.1. ОСВОЕНИЕ СЕРИЙНОГО ИЗГОТОВЛЕНИЯ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ В ПРОИЗВОДСТВЕ И ПРОВЕДЕНИЕ МОДЕРНИЗАЦИИ ТУРБОАГРЕГАТОВ В УСЛОВИЯХ ЭНЕРГОРЕМОНТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ ИЛИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.

4.1.1. ОСВОЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ИЗГОТОВЛЕНИЯ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ.

4.1.2. ОСВОЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ПО УСТАНОВКЕ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ В УСЛОВИЯХ ЭНЕРГОРЕМОНТНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ ИЛИ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.

4.1.3. ОСВОЕНИЕ В ПРОИЗВОДСТВЕ УНИФИЦИРОВАННОЙ КОНСТРУКЦИИ СОТОВЫХ НАДБАНДАЖНЫХ УПЛОТНЕНИЙ. 13"|

4.1.4. ОСВОЕНИЕ В УСЛОВИЯХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ УНИФИЦИРОВАННОЙ КОНСТРУКЦИИ СОТОВЫХ НАДБАНДАЖНЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

4.2. ВНЕДРЕНИЕ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ КОНСТРУКЦИЙ СОТОВЫХ УПЛОТНЕ-НИЙ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ.

4.2.1. МОДЕРНИЗАЦИЯ ЦИЛИНДРОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ ЗА СЧЕТ УСТАНОВКИ НАДБАНДАЖНЫХ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

4.2.2. МОДЕРНИЗАЦИЯ ЦИЛИНДРОВ СРЕДНЕГО ДАВЛЕНИЯ ЗА СЧЕТ УСТАНОВКИ НАДБАНДАЖНЫХ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ.

4.2.3. МОДЕРНИЗАЦИЯ ЦИЛИНДРОВ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ ЗА СЧЕТ

УСТАНОВКИ КОНЦЕВЫХ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИИ.

4.2.4. РАЗРАБОТКА РЕМОНТНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ТЕКУЩЕГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ТУРБОАГРЕГАТА.

4.3. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫХ КОНСТРУКЦИЙ СОТОВЫХ УПЛОТНЕНИЙ НА ПАРОВЫХ ТУРБИНАХ МОЩНОСТЬЮ бОч-ЗООМВТ.

4.4. ЭКСПРЕСС-ОЦЕНОЧНЫЙ РАСЧЕТ СРОКОВ ОКУПАЕМОСТИ ПРИ ВНЕДРЕНИИ СОТОВЫХ НАДБАНДАЖНЫХ УПЛОТНЕНИЙ НА РАЗЛИЧНЫХ

ТИПАХ ТУРБОАГРЕГАТОВ.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4.

Шаровые турбины тепловых и конденсационных электростанций, входящих в состав ТРК и ОГК ЕЭС России, являются основным генерирующим оборудованием, обеспечивающим выработку электроэнергии и тепла. При этом, на ТЭС производится более 60% электрической и почти 32% тепловой-энергии используемой в стране, и в обозримом будущем ТЭС останутся основой электроэнергетики России [1, 2, 3, 4, 5].

Основными проблемами, в энергетическом комплексе.1 страны являются высокий уровень износа: генерирующих мощностей, низкий КПД; тепловых электростанций; а также моральный и физический износ оборудования: В настоящее время значительная часть установленного паротурбинного-оборудования ТЭС России выработала свой, ресурс, а к 2015 году до 64% установленных мощностей ЕЭС России исчерпают свой парковый ресурс [3, А, 5,.6, 7, 8, 9]. 1

Это обуславливает возрастающую потребность в проведении модернизации и замещении изношенного паротурбинного оборудования электростанций России.

В соответствии с положениями энергетической стратегии РФ ожидается увеличение: выработки электроэнергии'на ТЭС России в 1,4 раза к 2020 году по сравнению с 2000 годом. Только в 20 Г1-2015гг. планируется ввод генерирующих мощностей ТЭС более, чем на» 64,5 млн.кВт, причем за счет тех.перевооружения^модернизации) будет введено около 18,5 млн.кВт [2,10].'

Целями энергетической стратегии России являются в т.ч. повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики, создание высокоэффективных электроэнергетических комплексов на базе новых современных технологий для надежного энергоснабжения предприятий и населения страны электроэнергией и теплом [11]. '

Столь масштабные задачи? требуют выбора объектов модернизации оборудования* ТЭС и КЭС. При этом следует последовательно и планомерно решать задачу реконструкции действующего оборудования электростанций, в т.ч. повышения теплотехнических и эксплуатационных показателей паровых турбин при их модернизации на основе применения передовых технологий [3, 7, 12,13,14,15,16,17].

Выбор предпочтительных типов паротурбинных установок для модернизации может быть сделан, исходя из следующих предпосылок:

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

- паровые турбины должны составлять значительную1 долю в структуре установленных мощностей ЕЭС России; , I

- паровые турбины после проведения'модернизации должны обеспечивать технико-экономические показатели, превышающие* аналогичные нормативные показатели установленные заводом-изготовителем.

На основании изложенного, наиболее представительным! и'перспективным классом для проведения модернизации являются паровые турбины критического давления мощностью 60-г200 МВт, а также сверхкритического давления мощностью 300МВт. В совокупности это наиболее крупная серия паровых турбин (916 шт. и 131 шт., соответственно), изготовленных ЛМЗ.

Конструкторские решения, разработанные применительно к указанным турбоагрегатам, могут быть использованы при модернизации проточных частей турбин других заводов-производителей, например УТЗ г. Екатеринбург и ХТЗ г. Харьков. Количество изготовленных только УТЗ турбин мощностью 40-г300МВт составляет более 400шт., из них около 300 единиц эксплуатируется в России.

Одним из важных направлений работ по повышению надежности и экономичности паротурбинного) оборудования являлась модернизация элементов проточных частей, в том числе усовершенствование надбандажных и концевых уплотнений. ,

В последнее десятилетие был выполнен ряд работ по созданию различных видов конструкций сотовых уплотнений для их использования в проточных частях паровых турбин. В основном это касалось установки сотовых уплотнений в ЦВД паровых турбин мощностью 30МВт. В конце 90-х годов в ряде энергосистем, в т.ч. ОАО «Мосэнерго», были предприняты попытки использовать уплотнения сотовой конструкции для влагоулавливания с периферии безбандажных ступеней ЦНД турбин класса ПТ-80, Т-100; К-200, Т-175, Т-250.В те же сроки на турбинах Т-250 применены задние концевые уплотнения сотовой-конструкции на РСД-2, а в начале нашего столетия установлено экспериментальное концевое уплотнение на блоке К-500-65/3000 Смоленской АЭС.

Необходимо, отметить, что данные работы носили опытно-экспериментальный характер, ограничились единичным, внедрением' и не нашли широкого серийного применения в проточных частях паровых турбин большой мощности на критические и сверхкритические параметрыпара.

В этих условиях тема данной работы - разработка и применение усовершенствованных конструкций сотовых уплотнений в проточных частях паровых турбин большой мощности, становится важным направлением модернизации конструкций турбоагрегатов и, несомненно, является актуальной.

Научная,новизна заключается в следующем:

- в комплексе научно-технических решений по разработке сотовых уплотнений проточных частей ЦВД, ЦСД и ЦНД; включая высоконагруженные ступени с реактивным и активным облопачиванием паровых турбин широкого мощностного ряда от 60 до 1200МВт ТЭС и АЭС;

- в экспериментальном исследовании силовых и расходных характеристик различных типов-сотовых уплотнений, анализе и разработке рекомендаций по назначению оптимальных зазоров, позволяющих обеспечить повышение экономичности и безопасности эксплуатации турбоагрегатов, в том числе на сверхкритические параметры пара;

- в экспериментальном определении величины неконсервативной составляющей аэродинамической силы (АС), а также характеристик вихревого потока в надбандажной камере сотового уплотнения;

- в получении экспериментальных данных по экономической^ эффектов ности сотовых уплотнений при промышленных исследованиях на электростанциях паровых турбин мощностью 300МВт;

- в экспериментальном исследовании и получении опытных данных по стабильности характеристик сотовых уплотнений в процессе длительной эксплуатации на турбинах широкого мощностного ряда;

- в получении результатов промышленных исследований по оценке работоспособности элементов'проточных частей цилиндров паровых турбин (ротор, элементы статора, с установленными сотовыми уплотнениями) при возникновении нерасчетных режимов; ,1

Обоснование современных направлений и комплексных подходов к модернизации проточных частей паровых турбин, сложные конструкторские и технологические решения, внедрение разработок в производство и освоение конструкций сотовых уплотнений в эксплуатации на электростанциях — все эти составляющие части диссертации имеют большое практическое значение. Представляют практическую ценность законченность и направленность решенных задач по усовершенствованию конструкций указанных уплотнений, позволяющих получить: повышение относительного внутреннего КПД проточной* части на 1,2-1,7% к нормативному значению, повышение надежности и безопасности эксплуатации, сокращение потребления пара на собственные нуI жды, снижение затрат на проведение ремонта, сокращение времени пусковых операций турбоагрегатов.

Особая практическая значимость работы заключается в разработке унифицированных конструкторских решений, позволяющих устанавливать сотовые надбандажные уплотнения вместо металлокерамических и «корытообразI I ных» вставок без существенной дополнительной механообработки проточных частей (внутреннего цилиндра и обойм) паровых турбин мощностью 300МВт.

Разработанные технические решения по модернизации проточных частей паровых турбин мощностью 604-300МВт за счет установки сотовых уплотнений воплощены в конструкторской документации Н1111 • «АРМС» и согласованы с заводом-изготовителем паровых турбин «ЛМЗ» филиал ОАО «Силовые машины».

Разработки, выполненные под руководством8 автора и при его непосредственном участии, внедрены на эксплуатирующихся турбинах мощностью I бО-1-ЗООМВт в ОАО «Мосэнерго» (ТЭЦ-9, ТЭЦ-16, ТЭЦ-26, ТЭЦ-25, ТЭЦ-23), в ОАО «Татэнерго» («Казанская ТЭЦ-3», «Казанская ТЭЦ-2», «Нижнекамская ТЭЦ-1», «Набережно-Челнинская ТЭЦ»), в ОГК-1 («Каширская ГРЭС»), («Ириклинская ГРЭС»); в ОГК-2 («Сургутская ГРЭС-1»), в ОГК-5 («Конаковская ГРЭС»), на «Лукомльской ГРЭС» (Республика Беларусь), при этом? суммарное количество модернизированных паровых турбин в различных энергосистемах составляет более 100 единиц.

Результаты работы широко используются как на действующих турбоагрегатах различной мощности ЗО-ьЗООМВт, так и при* разработке новых паровых турбин мощностью 660-г1200МВт, в том числе и для атомных электростанций («Белоярская АЭС», «Нововоронежская АЭС», «Ленинградская АЭС»), '

В первой главе проводится анализ технико-экономических показателей и конструкций различных видов уплотнений, применяемых в» проточных частях действующего паротурбинного оборудования, отмечаются'« пути их усовершенствования. Выполнено обоснование и- выбор* направлений исследования, сотовых уплотнений по их применению в проточных частях паровых турбин.

Во второйтлаве представлены.результаты стендовых экспериментальных исследований расходных и силовых характеристик сотовых уплотнений, выполнено их сравнение с характеристиками типовых уплотнений, применяемых в проточных частях паровых турбин.

Для проведения экспериментов были спроектированы и изготовлены элементы конструкции, в том числе сотовые уплотнения для доработки испытательного стенда.

Результаты экспериментальных исследований были учтены при разработке конкретных конструкций и выборе оптимальных монтажных радиальных зазоров в сотовых надбандажных и концевых уплотнениях, устанавливаемых в ЦВД, ЦСД и ЦНД различных типов турбин мощностью 60-=-300МВт.

Третья глава посвящена рассмотрению результатов тепловых испытаний паровой турбины ,К-300-240 ст. № 4 Каширской ГРЭС (ОГК-1), проведенных до и после установки сотовых надбандажных уплотнений с 3-ей по 12-ю ступень ЦВД, а также определению фактора стабильности полученных характеристик в течение межремонтного периода эксплуатации турбоагрегата.

Отмечается, что установка сотовых надбандажных уплотнений обеспечивает повышение относительного внутреннего КПД ЦВД' до 1,5% за счет уменьшения протечек пара, а также обеспечивает стабильность характеристик в течение шестилетнего межремонтного периода эксплуатации турбоагрегата. .

Проанализированы* результаты вибрационных испытаний в-, турбоагрегатах К-300-240 Каширской' и Ириклинской ГРЭС после оснащения!проточной части ЦВД надбандажными сотовыми уплотнениями.

В четвертой главе рассматриваются вопросы промышленного внедрения и освоения на электростанциях сотовых уплотнений ( надбандажных и концевых) в. проточных частях паротурбинных установок мощностью 60-г300МВт. Отмечается, что ключевой задачей является внедрение1 сотовых уплотнений, обеспечивающих повышение экономичности, надежности, ремонтопригодности конструкции не только на вновь вводимые, но и на модернизируемые турбоагрегаты.

Представлен экспресс-оценочный расчет сроков окупаемости, составляющий не более 1-г2 лет, при внедрении сотовых надбандажных уплотнений в проточных частях паровых турбин мощностью от 100 до 800МВт.

Приводятся конкретные примеры вариантов осуществленных модернизаций паротурбинных установок мощностью 60-г300МВт, содержание и объемы модернизации отдельных цилиндров турбин как надбандажными, так и концевыми сотовыми уплотнениями.

Представлены результаты испытаний паровых турбин, проведенных непосредственно на электростанциях и свидетельствующих о значительном положительном эффекте модернизации, заключающемся в повышении мощности, надежности, а также увеличении относительного внутреннего КПД цилиндра модернизированных турбоагрегатов.

ВЫВОДЫ но главе 4

1. Приведены данные по освоению новых технологий изготовления сотовых уплотнений (надбандажных, диафрагменных, концевых) из раскатных колец, по производству унифицированных надбандажных уплотнений, а также по внедрению технологических процессов, позволяющих обеспечить снижение себестоимости продукции.

2. Представлены объемы модернизаций и результаты промышленного внедрения разработанных конструкторских решений по оснащению сотовыми уплотнениями проточных частей паровых турбин эксплуатирующихся в различных энергосистемах. Во? всех случаях отмечена надежная, безопасная работа сотовых, уплотнений в проточных частях на различных типах паровых турбин, в т.ч. с реактивным облопачиванием:. ;

3. Показан положительный» экономический; эффект от проведенных модернизаций. Подчеркивается, что разработанные и внедренные конструкции сотовых уплотнений позволяют улучшить маневренность турбоагрегатов, сохранить высокие эксплуатационные характеристики в течение межремонтного периода, обеспечить получение более высоких значений относительного внутреннего КПД цилиндров, но сравнению с традиционными видами уплотнений, применяемыми в энергетике.

4. Разработанные критерии оценки повреждаемости сотовых уплотнений по-• зволяют сократить время, на выработку технических решений и сроки проведения ремонтных работ.

5. Выполнен расчет сроков окупаемости модернизации проточных частей паровых турбин мощностью 100-г800МВт, за счет внедрения сотовых уплотнений, показывающий, что затраты на их приобретение и установку полностью окупаются в течение 1ч-2 лет.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Выполнен комплекс научно-технических исследований по разработке и внедрению надбандажных и концевых сотовых уплотнений, применяющихся в проточных частях ЦВД, ЦСД и ЦНД, включая высоконагруженные ступени с реактивным и активным облопачиванием паровых турбин широкого мощност-ного ряда 60^1200МВт ТЭС и АЭС.

2. Проведены стендовые испытания и получены результаты по экспериментальному определению расходных и силовых характеристик, а также параметров вихревого потока в надбандажной камере сотового уплотнения.

3. Проведены тепловые испытания и получены экспериментальные данные, свидетельствующие о значительном положительном эффекте модернизации, заключающемся в повышении экономичности, мощности, надежности и безопасности, а также сохранении стабильности характеристик проточных частей в течение межремонтного периода эксплуатации.

41 Выполнены исследования- и внедрены экспериментально обоснованные конструкторские разработки унифицированных сотовых надбандажных уплотнений, полностью взаимозаменяемых с существующими осерадиальными уплотнениями для .турбоагрегатов мощностью 300МВт, в том числе и с реактивным облопачиванием роторов ВД и^СД:

5. Впервые в отечественной практике разработаны и внедрены-конструкции сотовых уплотнений на регулирующие ступени турбоагрегатов мощностью 60-г200МВт.

6. На основе анализа существующих конструкций разработаны и внедрены новые варианты концевых сотовых уплотнений для<турбоагрегатов мощностью бО-^ЗООМВт.

7. Разработаны и внедрены производственно-технологические процессы по доработке проточных частей паровых турбин под установку сотовых уплотнений в условиях энергоремонтных предприятий.

8. Сотовые надбандажные и концевые уплотнения безаварийно эксплуатируются^ течение длительного времени в проточных частях более чем 100 турбоагрегатов большой мощности 60-т300МВт.

1. Романов A.A. Необходимость технического перевооружения электроэнергетики России. Эффективное оборудование и новые технологии в российскую тепловую энергетику. Сборник докладов под общ.ред. Ольховского Г.Г. M., ОАО «ВТИ», 2001, с: 15-18.

2. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года, утверждена. Правительством РФ 28.08.2003, № 1234-Р.

3. Богов И.А. Концептуальные вопросы обеспечения поступательного разви-; тия.интегрированных производственных систем энергомашиностроения в современных условиях. Энергомашиностроение, 2006, №1,с.4-10.

4. Величко В.М., Воронков.Ю.Н: О стратегии развития энергетического машиностроения до 2010тода. Тяжелое машиностроение, 2001, №7, с.2-9.

5. Богов И.А., Безлепкин В.П., Лапутько С.Д., Патрина И.В. Повышение тепловой экономичности паротурбинных и парогазовых установок ТЭС путем регенеративноголодогрева газового топлива. Энергомашиностроение, 2006, №1, с.55-62.

6. Костюк А'.Г. Некоторые насущные проблемы паровых турбин. ! Энергомашиностроение, 2005, №ls, с.7-12, №2, с.65-75.

7. Лисянский A.C., Назаров В.В. Паротурбостроение ЛМЗ в современных условиях. Электрические станции, 2000, №12, с.69-72.

8. Петреня Ю.К. Физико-механические основы континуальной*механики повреждаемости. СПб, АООТ «НПО ЦКТИ», 1997, с. 147.

9. Петреня Ю.К., Судаков A.B. Прочность и ресурс энергооборудолвания. К 75-летию со дня основания НПО ЦКТИ1. СПб, Изд-во ОАО1. НПО ЦКТИ», 2002, с.307.

10. Генеральная, схема размещения объектов электроэнергетики до 2020г. Распоряжение "Правительства РФ № 215-р от 22.02.2008.

11. Основные положения (концепция) технической политики в электроэнергетике России на период до 2030г. ОАО РАО «ЕЭС России», 2008.

12. Лисянский А.С. Основные направления развития паротурбиностроения на JTM3. Труды Всероссийского отраслевого совещания- Gанкт-Петербург, РАО «ЕЭС России», 1999, с.80-82.

13. Назаров В.В. О развитии энергетического турбиностроениягс учетом современного состояния электроэнергетики: России. Турбины и компрессоры, 2001, Вып. 15, с.9-12!

14. Нопырин JI.C. и др. Эффективность технического перевооружения -ТЭЦ на базе парогазовых установок. Теплоэнергетика, №2'; 2006, с.34-39.

15. Орлик В.Г. Совершенствование лабиринтовых уплотнений, в процессе развития паротурбостроения: Электрические станции, 2007, №10,с.15-26.20: Голубева А.И., Кондакова Л1А. Уплотнения и уплотнительная техника.

16. Справочник, М., Машиностроение, 1986, с:386-388.

17. Орлик В.Г. Исследование задеваний в уплотнениях турбин. Электрические станции; 1966, №2.

18. Орлик В.Г. Проблема лабиринтовых уплотнений в современных паровых турбинах. Труды ЦКТИ, 1964, вып.43.

19. Траупель В. Тепловые турбомашины. М., Госэнергоиздат, 1961.

20. Салихов А.А., Юшка М;П., Ушинин.С.В., Ивах А.Ф. Применение сотовых уплотненийна турбинах. Электрические станции, 2005, № 6; с.22-26.

21. Зеленский В.Г., Зарубинский A.A. Уплотнения паровых турбин из металлокерамических материалов. Электрические станции, 1973, № 5.

22. Руководящий технический материал. РТМ 108.020.33-86 (Минэнергомаш). Уплотнения лабиринтовые стационарных и газовых турбин и компрессоров. Проектирование и расчет. JL, НПО ЦКТИ, 1988.

23. Орлик В.Г. Об эластичности лабиринтовых уплотнений паровых турбин. Энергомашиностроение, 1964, №10.

24. Орлик В.Г. Гибкие уплотнения роторов паровых турбин. Тяжелое машиностроение, 1991, №5.

25. Орлик В.Г. О рациональном выборе радиальных зазоров и люфтов сегментов в лабиринтовых уплотнениях паровых турбин. Труды ЦКТИ, 1964, вып.47.

26. Костюк А.Г., Петрунин Б.Н. Сравнение расходных и динамических характеристик радиальных и радиально-осевых уплотнений турбомашин. Вестник МЭИ, 1999, №1.

27. Сахаров-А.М. Влияние размеров и конструкции периферийных:уплотнений на экономичность ЦВД мощных паровых турбин. Теплоэнергетика, 1980, №5,- с.24-25.

28. Олимпиев В.И. Проблема борьбы с низкочастотной вибрацией валопрово-да энергетических паротурбинных агрегатов большой мощности. Теплоэнергетика, 1978, №9, с.8-13.

29. Буглаев В.Т., Перевезенцев В.Т., Перевезенцев C.B., Даниленко Д.В. и др. Сотовые уплотнения в турбомашинах. Б., Издательство БГТУ,.2006.

30. Костюк А.Г., Шатохин В.Ф., Иванов Н.М. Расчет пороговой мощности крупных турбоагрегатов. Теплоэнергетика, 1974, №3, с.15-19.

31. Буглаев В.Т., Перевезенцев В.Т., Карташов A.JL, Сметанко В.В., Крисанов В.В. Проблемы использования сотовых уплотнений в ПТУ АЭС. Энергомашиностроение, 2006, №1,с.70-80.

32. Афанасьева H.H., Бусурин В.Н., Гоголев И.Г. под общей редакцией

33. Черникова В.А. Аэродинамические характеристики ступеней тепловых турбин. Л., Машиностроение, 1980, с.263.

34. Cofer J Reinikez J., Summer W. Advances in Steam Puch Technology, GE Power Generation, 1992.

35. Трояновский Б.М. Варианты проточной части паровых турбин. Электрические станции, 2003, №2, с. 18-22.

36. Мамонтов Н.И., Пугачева Т.Н. Некоторое проблемы реконструкции и модернизации паровых турбин тепловых электростанций Украины. Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование, 2008, №6, с.152-161.

37. Обзорный материал по отказам паровых турбин и показателей их надежности за 1998г. ОРГРЭС, М., 2000.

38. Обзорный материал по отказам паровых турбин и показателей их надежности за 2002г. ОРГРЭС, М., 2003.

39. Обзорный материал по отказам паровых турбин и показателей их надежности за 2004г. ОРГРЭС, М., 2005.

40. Неуймин В.М. Уровень надежности паровых турбин ТЭС ОАО РАО «ЕЭС России». Энергосбережение и водоподготовка, 2004, №2,,с.46-48.

41. Розенберг С.Ш., Сафонов Л.П., Хоменок Л.А. Исследования мощных паровых турбин на электростанциях. М., Энергоиздат, 1994.

42. Рыженков В.А. Состояние проблемы и пути повышения износостойкости энергетического оборудования ТЭС. Теплоэнергетика, 2000, №6, с.20-25.

43. Сафонов Л.П., Селезнев К.П., Коваленко А.Н. Тепловое состояние высокоманевренных паровых турбин. Л., Машиностроение, 1983.

44. Сафонов Л.П., Шаргородский B.C., Коваленко А.Н. Внедрение систем принудительного охлаждения элементов турбин мощностью 200-800МВт. Тяжелое машиностроение, 1996; №1.

45. Трояновский Б.М., Трухний А. Д. Улучшение экономических показателей электростанций путем совершенствования турбинного оборудования. Тяжелое машиностроение, 1996, №1, с.19-26.

46. Трухний Л.Д., Калашников A.A., Костюк А.Г. Турбоустановки для технического перевооружения угольных энергоблоков с паровыми турбинами К-300-23^5. Теплоэнергетика, 1997, №7, с.2-10.

47. Шаргородский B.C., Хоменок Д.А., Розенберг С.Ш. Повышение техниче- . ского уровня паровых турбин при внедрении систем принудительного парового охлаждения роторов; Электрические станции, 1999, №1.

48. Штромберг Ю.Ю., Понасечкин С.А., Копсов А.Я. Повреждаемость теплоэнергетических блоков мощностью 300МВт. Электрические станции, 2000, №3, с.16-18.

49. Регкоблит А.Я., Авдеенко О.В. Исследование влияния размеров сотовых ячеек на эффективность уплотнительных устройств с различными вращающимися элементами. М., Тр.ЦИАМ, №1156, с. 11.

50. Перельман Р.Г., Нестеренко В.Г., Любатуров A.M., Исследование газодинамической эффективности лабиринтных уплотнений ГТД с профильной стенкой статора. С., Изв. вузов. Авиационная техника, 1983, №1, с.105-108!

51. Регкоблит А.Я., Измайлов М.А., Пьяных Л:А., Авдеенко О.В. Исследованиё структуры течений в бeзбaнд¿жнoй турбинной рабочей решетке на модели с движущейся ограничивающей поверхностью. Технический отчет № 10032, ЦИАМ, 1983, с.40.

52. Nelson С.С. Analysis for Leakade and Rofordynamic Coefficients of Surface-Roughened Tapered Annular Gas Seals. Honeycomb Seals. C.C.Nelson . Transactions of the ASME, 1984, v.106, Ser.A, №4, pp:158-165.

53. Костюк А.Г. Анализ нестационарного течения в лабиринтных уплотненияхтурбомашин. Теплоэнергетика, 1986, №12, с.31-36.

54. Бондаренко Г.А., Пшик В.Р. Экспериментальное исследование виброактивности уплотнений валов турбомашин.Энергомашиностроение,1982,№4,с.5-8.

55. Шляхин П.Н. Паровые и газовые турбины. Л., Издательство «Энергия», 1966, с.38-48.

56. Ушинин C.B., Салихов A.A., Ивах А.Ф., Сахнин Ю.А., Юшка М.П. и др. «Лабиринтное уплотнение», патент на полезную модель № 33406, 2003г, Бюл.№29 от 20.10.2003.

57. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Горлицын К.В., Юшка М.П., и др. «Лабиринтное уплотнение для паровой турбины», патент на полезную модель № 50621, 2005г, Бюл.№02 от 20.01.2006.

58. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Юшка М.П., Горлицын К.В., и др. «Лабиринтное надбандажное уплотнение для паровой турбины», патент на изобретение № 2362887,2009г, Бюл.№21 от 27.07.2009.

59. Ушинин C.B., Салихов A.A., Сахнин Ю.А., Ивах А.Ф., Юшка М.П., и др. «Лабиринтное уплотнение» патент на изобретение № 2244182', 2003г, Бюл.№01 от 10.01.2005.

60. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Горлицын К.В., Юшка М.П., и др. «Лабиринтное уплотнение для паровой турбины», патент на изобретение № 2287063, 2005г, Бюл.№31 от 10.11.2006.

61. Ушинин C.B., Ивах А.Ф., Юшка М.П., Горлицын К.В., и др. «Лабиринтное привальное уплотнение паровой турбины», патент на1 полезную модель № 90845, 2009г, Бюл.№02 от 20.01.2010.

62. Ушинин C.B. Опыт внедрения сотовых уплотнений в паровых турбинах. Электрические станции, 2009, №10,с.8-14.

63. Резинских В.Ф., Авруцкий Г.Д., Федоров М.В., Быков С.А. Продление ресурса турбин Т-250/300-240 УТМЗ в ОАО Мосэнерго. Электрические станции, 2006, №6, с.4-8.

64. Keys to increasing steam-turbine efficiency.- Rower, November, 1991.

65. Орлик В.Г., Перминов И.А. Совершенствование методов определения КПД цилиндров при тепловых испытаниях и расчетах паровых турбин. Тр.ЦКТИ, 1982, вып. 196.

66. Кирш А.К., Коновалов Г.М. К определению КПД отдельных групп ступеней при испытаниях паровых турбин. Теплоэнергетика, 1962, №6.

67. Оксман А.И., Орлик В.Г., Перминов И.А., Тупицын С.П. Диагностирование уплотнений вала и лопаточного аппарата паровых турбин посредством температурных измерений. Тр.ЦКТИ, 1991, вып.265.

68. Перминов И.А., Орлик В.Г. Диагностика технического состояния проточ- ' ной части ЦВД и ЦСД по эксплуатационным измерениям давлений и температур пара в турбине. Электрические станции, 2003, №6, с.38-41.

69. Орлик В.Г., Перминов И.А. Определение КПД цилиндров паровых турбин по мощностям выходящих потоков. Энергомашиностроение, 1989, №3.

70. Орлик В.Г., Перминов И.А., Резник Л.Б., Оксман А.И. Определение экономичности ЦВД и ЦСД турбин ТЭС при эксплуатации. Тр. ЦКТИ, вып.257.

71. Орлик В.Г., Перминов И.А. Влияние потерь с утечками на КПД цилиндров паровых турбин. Энергомашиностроение, 1983, №8.

72. Орлик В.Г., Розенберг С.Ш., Перминов И.А. и др. Экспериментальное определение эффективности модернизации надбандажных уплотнений на действующих турбинах. Электрические станции, 1982, №1.

73. Лисянский A.C. Комплексная модернизация паровых турбин мощностью 200 и 300 МВт электрических станций. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. С-Пб., ЛМЗ фил. ОАО «Силовые машины», 2006, с.48.

74. Технические условия. ТУ64-2-226-83. Министерство медицинской промышленности, 1984.

75. Щегляев A.B. Паровые турбины. М., Энергия, 1976.

76. Семенов Л.И., Коробов В.В., Нитусов В.В. и др. Точность экспериментального определения внутреннего относительного КПД при промышленных испытаниях паровых турбин ТЭС. Теплоэнергетика, 1986,№ 9,с.9-14.

77. Сахаров А.М.Тепловые испытания паровых турбин.М.,Энергоиздат,1990.

78. Лазутин И.А., Таращук М.Т., Новиков H.H. Определение изменения экономичности цилиндров паровых турбин. Теплоэнергетика, 1983, № 4, с.63-64.

79. Сахаров A.M., Буринов М.А., Фатьков О.В. и др. Технический отчет по результатам тепловых испытаний турбины ЛМЗ типа К-300-240, ст. № 4 ГРЭС-4 ОАО Мосэнерго до и после установки в 3 4-12 ступенях ЦВД надбандажных сотовых уплотнений. М., 2004.

80. Сахаров A.M., Ушинин C.B., Фатьков О.В. и др. Технический отчет по результатам тепловых испытаний турбины ЛМЗ типа К-300-240. ст.№ 4 Каширской ГРЭС — филиал ОГК-1, проведенных через пять лет после установки надбандажных сотовых уплотнений. М., 2009.

81. Ривкин СЛ., Александров A.A., Теплофизические свойства воды и водяного пара. М., 1980.

82. Сахаров A.M. Методика оценки технического состояния паротурбинных установок до и после ремонта и в период между ремонтами.

83. РД 34.20.581- 96, М., ОРГРЭС, 1998.

84. Сахаров A.M., Коновалов В.К., Ушинин C.B. Результаты промышленного внедрения сотовых надбандажных уплотнений на турбоагрегатах мощностью 300 МВт. Электрические станции, 2010, №2, с.33-38.

85. Костюк А.Г. Надбандажные циркуляционные силы и их влияние на пороговую мощность крупных турбоагрегатов. Теплоэнергетика, 1975, №3,с.41-46.

86. Олимпиев В.И. Влияние конструкции бандажного уплотнения на газодинамическое возбуждение низкочастотной вибрации ротора турбины.

87. Теплоэнергетика, 1977, № 7, с.24-28.

88. ОлимпиевВ.И. Гидродинамические силы в бандажных уплотнениях паровых турбин. Энергомашиностроение, 1976, №7, с.3-6.

89. Костюк А.Г. Теоретический анализ аэродинамических сил в лабиринтных уплотнениях турбомашин. Теплоэнергетика, 1972, №11, с.29-33.

90. Орлик В.Г., Розенберг С.Ш., Сорокин Н.А. Центрирующий эффект в лабиринтовых уплотнениях и его влияния на низкочастотную вибрацию турбомашин. Энергомашиностроение, 1975, №10, с.25-29.

91. Трубилов М.А., Прохоров С.А. Влияние величины радиальных зазоров в диафрагменных и концевых уплотнениях на экономичность турбин ЛМЗ типа ПТ-50-130. Теплоэнергетика, 1969, №3, с.47-49.

92. Руководящий технический материал. РТМ 24.020.33-75. Турбины паровые и газовые стационарные компрессоры. Лабиринтовые уплотнения. Выбор типа и расчет протечек.

93. Сафонов Л.П., Орлик В.Г., Крупский Л.Г. О целесообразности применения уплотнений с осевыми зазорами в паровых турбинах. Теплоэнергетика, 1979, №6, с.36-38.

94. Островецкий P.M., Кунтин Е.С., Пахомов В.А. и др. Эффективность модернизированных надбандажных уплотнений ЦВД и ЦСД турбин К-800-240-3 ЛМЗ. Теплоэнергетика, 1987, №3, с.19-22.

95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, М., ОРГРЭС, 2003.

96. Трухний А.Д., Лосев С.М. Стационарные паровые турбины. М., Энергоиздат, 1981.

97. Баринберг Г.Д. Работа ТЭЦ в объединенных энергосистемах. Энергия, 1976, №10, с.14.

98. РД 153-34.1-09.321-2002, Методика экспресс оценки экономической эффективности энергосберегающих мероприятий на ТЭС, дата введения 2003-03-01. М., СПО ОРГРЭС,2003.

99. Баринберг Г.Д. Осерадиальные надбандажные уплотнения и их эффективность. М., ЦНИИТЯЖМАШ, 1988, вып.1, с.40-43.

100. Заявка ФРГ № 3018620, Мкл3 F02C 7/24,1981.

101. Патент США № 4218066, Нкл 277-53,1980.

102. Обобщение патентной информации по уплотнениям паровых турбин. Отчет ВТИ, арх. № 12480, 1983.

103. Куличихин В.В., Гуторов В.Ф., Кашников Н.А. Изменение радиальных зазоров в проточной части паровых турбин в условиях эксплуатации. Электрические станции, 1984, № 7, с.27-30.

104. Трояновский Б.М., Огурцов А.П. Отечественные паровые турбины. Состояние, перспективы развития. Теплоэнергетика, 1988, № 1,с.2-9.

105. Розенберг С.Ш., Орлик В.Г., Марченко Ю.А. Исследование аэродинамических оперечных сил в лабиринтных уплотнениях при наличии эксцентриситета ротора. Энергомашиностроение, 1974, № 8, с.15-17.

106. Костюк А.Г., Кирюхин А.В. Автоколебания и устойчивость роторов турбомашин в подшипниках скольжения, с учетом неконсервативных аэродинамических сил. Теплоэнергетика, 1978, № 9, с. 14-19.

107. Костюк А.Г., Киселев JI.E., Серков С.А. Исследование потока в камерах лабиринтного уплотнения. Тр. МЭИ, М.,1982, № 583, с.3-9.

108. Петрунин Б.Н. Исследование аэродинамических сил в уплотнениях турбомашин и экспериментальное обоснование расчетной методики. Автореферат дисс.на соискание уч.степ.канд. техн. наук. М., 1991.

109. Костюк А.Г. Колебания паровых турбоагрегатов. Справочник Вибрации в технике, под редакцией Диментберга Ф.М., Колесникова К.С., М., Машиностроение, 1980, с.300-322.

110. Egli A. The Leakage of Steam Through Labyrinth Seals., Fuels and Steam Power, Trans. ASME, Vol.57, 1935, pp. 115-112.

111. Vermes G. A Fluid Mechanics Approach to the Labyrinth Seal Leakage Prob lem, Journal of Engineering for Power, Trans. ASME, April 1961, pp.161-169.

112. Neumann, K.: Zur Frage der Verwendung von Durchblickdich-tungenim Dampfturbinenbau. Nashinenbautechnik 13 (1964) H.4, s.188-195.

113. Орлик В.Г. Уточненная теория и расчет лабиринтных уплотнений турбомашин. Энергомашиностроение, 1977, №9, с. 10-12.

114. Орлик В.Г. Силовые характеристики прямоточного однокамерного уплотнения. Теплоэнергетика, 1982, с.58-60.

115. Серков С.А. Определение аэродинамических сил в уплотнениях турбомашин, вызывающих низкочастотную вибрацию и выработка рекомендаций по повышению устойчивости движения ротора. Диссертация на соискание уч. степ. канд. техн. наук. М:, МЭИ, 1983,с.187.

116. Iwatsubo Т. Evaluation of Instability Forces of Labyrinth Seals in Turbines or Compressors. NASA CP 2113. Rotordynamic Instability Problems in High-Performanse Turbomachinery, May 1980, pp. 139-167.

117. Iwatsubo T., Matooka N., Kawai R. "Flow Induced Force and Flow Pattern of Labyrinth Seal". NASA CP 2250. Rotordynamic Instability Problems in High-Performanse Turbomachinery, May 1982, pp. 205-222.

118. Iwatsubo Т., Takahara K., Kawa R., A New Model of Labyrinth Seal for Prediction of the Dynamic Force, Errata, NASA CP 2338, Rotordynamic Instability Problems in High-Performanse Turbomachinery, December 1984, pp. 1-11.

119. Wyssmann H.R. Pham T.C. Jenny R.J. Prediction of Stiffness and Damping Coefficiens for Centrifugal Compressor Labyrinth Seals., Trans ASME, vol.106, №4., Oct. 1984, pp. 920-926.

120. Scharrer J. Theory Versus Experiment for the Rotordynamic Coefficients of Labyrinth Gas Seals: Part I. A Two Control Volume Model, Journal' of Vibration, Acoustics, Stress and Reliability in Design, Trans. ASME, Vol.110, №3, July 1988, pp. 270-280.

121. Костюк А.Г., Серков C.A., Петрунин Б.Н., Чистов А.А. Экспериментальное обоснование методики расчета аэродинамических возбуждающих сил в уплотнениях турбомашин. Теплоэнергетика, 1994, №5, с.32-38.

122. Кирюхин А.В. Автоколебания и устойчивость роторов турбомашин в подшипниках скольжения под действием неконсервативных сил в проточной части. Автореферат дисс. на соискание уч.степ. канд. техн. наук. М., МЭИ, 1978, с.20.

123. Wright D. Air Model Tests of Labyrinth Seal Forses on a Whirling Rotor, Journal of Engineering for Power, Trans, ASME, Series A, Vol.100, № 4, Oct. 1978, pp. 533-543.

124. Wright D. Labyrinth Seal Forses on a Whirling Rotor, Rotor Dynamical Instability, ASME, Publ. AMD, 1983, pp. 19-31.

125. Benckert H., Wachter J. Flow Induced Spring Constants of Labyrinth Seals. Vibrations of Rotating Machinery.2-nd Int. Conf. Cambrige, 1980, pp. 53-63.

126. Benckert H., Wachter J. Flow Induced Spring Coefficients of Labyrinth Seals for Application in Rotor Dynamics, NASA OP 2133, Rotordynamic Instability problems in high-performance turbo-machinery, May 1980; pp. 189-212.

127. Коновалов P.H. Экспериментальные и теоретические исследования расходных характеристик уплотнений для ступени с полным и парциальным подводом пара. Дисс. на соискание канд. техн. наук. М., 2003.

128. Основополагающие стандарты в области метрологического обеспечения. Изд-во стандартов, М., 1981.

129. Костюк А.Г., Куменко А.И., Серков С.А. Некоторые способы повышения виброустойчивости турбоагрегатов. Теплоэнергетика, 1978, № 5, с.10-13.

130. Низкочастотная вибрация турбоагрегатов и меры по ее устранению. Отчет о НИР, МЭИ, № ГР 77009238, № Б 962242, М., 1981, с.59.

131. Костюк А.Г., Киселев* JI.E., Серков С.А. Исследования аэродинамических сил в уплотнениях, вызывающих низкочастотную вибрацию. Тр. МЭИ, 1984, №623, с.5-9.

132. СолодовЮ.С. Обработка результатов измерений. Тр.МЭИ, М., 1980,с.31.