автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Технико-экономическое исследование влияния высоты лопаточного аппарата ЦНД на эффективность работы теплофикационных турбин в условиях эксплуатации

На правах рукописи

ГАЛАНСКАЯ ЮЛИЯ НИКОЛАЕВНА

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ВЫСОТЫ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ЦНЦ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Специальность 05.14.14 - "Тепловые электрические станции, их энергетические

системы и агрегаты"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА-2006

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (Техническом Университете) на кафедре Тепловых Электрических Станций.

Научный руководитель:

кандидат технических наук доцент Ильин Евгений Трофимович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Куличихин Владимир Васильевич кандидат технических наук Неуймин Валерий Михайлович

Ведущая организация: ЗАО «Уральский турбинный завод»

Защита состоится « 20 » декабря 2006 года в 16 час. 00 мин. в аудитории МАЗ на заседании диссертационного совета Д 212.157.07 при Московском Энергетическом Институте (Техническом Университете) по адресу: г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского Энергетического Института (Технического Университета).

Отзывы на автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью организации) просим направлять по адресу: 111250, г.Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан «ноября 2006 года.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.157.07

к.т.н., проф.

Лавыгин В.М.

ЛооМ

"ТяЯ?

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Развитие энергетики нашей страны до настоящего времени шло в основном за счет ввода мощных паротурбинных агрегатов на ТЭС и ТЭЦ, имеющих высокие начальные параметры и большую единичную мощность. Существенным фактором повышения эффективности эксплуатации энергоустановок стало широкое развитие теплофикации. Комбинированное производство тепловой и электрической энергии позволило снизить потери энергии в конденсаторе, в результате чего удалось повысить эффективность использования энергии топлива. В настоящее время в системах энергоснабжения насчитываются тысячи единиц теплофикационных паровых турбин.

Экономичность теплофикационных турбин в значительной степени определяется условиями эксплуатации турбины в целом и ЦНД в частности. В настоящее время большинство паровых турбин с теплофикационными отборами имеют ЦНД с лопаточным аппаратом, рассчитанным практически на полный расход пара в конденсатор при номинальном расходе его в ЦВД турбины. При этом мощность, которую турбина может выработать в чисто конденсационном режиме, превышает на 15 - 20 % номинальную мощность турбины при работе в теплофикационном режиме.

В реальных условиях эксплуатации значительную часть времени последние ступени ЦНД теплофикационных турбин работают в вентиляционном режиме с потреблением мощности, В летний период, в связи со снижением энергопотребления, оборудование ТЭЦ работает с низкими нагрузками, так как в конденсационном режиме теплофикационные турбины проигрывают мощным конденсационным энергоблокам. Кроме этого, в летний период из-за повышенной температуры наружного воздуха давление в конденсаторе значительно выше расчетного. В результате ЦНД работает с пониженным объемным расходом пара, и, следовательно, низким КПД.

Работа ЦНД с малыми расходами пара в условиях повышенной влажности приводит к значительному эрозионному износу лопаточного аппарата последней ступени.

Существенное влияние на потери энергии, снижение КПД и долговечность работы ЦНД оказывает высота лопаток, в первую очередь последней ступени. С учетом этого работа, направленная на определение Ррщмедеддой ¡вьдеош дайпаточ-ного аппарата ЦНД, обеспечивающей повышение : ¡коно^Ц^Шст^^нкдежь ости и

оэ ¿01)6 ам^У^

долговечности, является весьма актуальной и своевременной.

Цель работы

1. Проанализировать реальные режимы эксплуатации теплофикационных турбин, выявить фактическую продолжительность работы ЦНД в тех или иных режимах и уровень их реальной загрузки, а также основные условия и факторы, оказывающие влияние на экономичность и надежность работы ЦНД теплофикационных турбин.

2. Разработать методику технико-экономической оценки по определению оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин с учетом условий эксплуатации.

3. Разработать рекомендации по оценке оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин различной мощности.

Научная новизна

1. Проведен ретроспективный, детальный анализ изменения реальных условий эксплуатации теплофикационных турбин в период с 1990 по 2005 г., с учетом их изменения в течение календарного года и суток.

2. Установлены средние, максимальные (пиковые) и минимальные уровни загрузки ЦНД теплофикационных турбин, выявлены основные закономерности их изменения и факторы, определяющие экономичность работы

ЦНД-

3. В зависимости от климатических условий и конструктивных особенностей ЦНД установлена степень влияния выявленных факторов на эффективность работы как всего ЦНД в целом, так и его отдельных ступеней.

4. Впервые разработана методика расчета по оценке оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин, которая учитывает условия эксплуатации, и определены критерии по выбору оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД в виде максимального снижения затрат, связанных с потерями в ЦНД.

5. Получены зависимости для оценки оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД, в первую очередь последних ступеней, теплофикационных турбин различной мощности, которые могут быть использованы при модернизации существующих турбин или разработке новых.

Достоверность полученных в диссертации результатов обеспечивается корректностью, теоретической обоснованностью и современным уровнем технической постановки задач исследования, использованием при выполнении работы

апробированного математического аппарата, проверенных практикой математических зависимостей, согласованием полученных выводов с соответствующими теоретическими представлениями и результатами работ других авторов.

Практическая ценность работы. Результаты расчетов, проведенных в соответствии с разработанной методикой, дают возможность предложить к использованию рекомендации, которые могут быть полезны как при создании новых турбома-шин, так и при реконструкции существующих.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы были доложены на 10-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2004 г., Москва), 11-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2005 г., Москва), Международной научно-технической конференции "ХП Бекардосов-ские чтения" (2005 г., Иваново), 12-ой Межд. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (2006 г., Москва), заседании кафедры ТЭС МЭИ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано б печатных работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, библиографического списка и приложений. Основной текст содержит 144 страницы, включая 40 рисунков, б таблиц. Общий объем диссертации 199 страниц. Библиография содержит 137 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель исследования.

В первой главе сделан обзор основных проблем, выявленных в процессе эксплуатации ЦНД теплофикационных турбин, и тех направлений, в которых проводились работы, связанные с повышением эффективности эксплуатации теплофикационных турбин.

В режимах с вентиляционным пропуском пара в ЦНД основной задачей является снижение потерь теплоты в холодном источнике, путем минимизации расхода пара, охлаждающего ступени ЦНД. Снижение вентиляционного расхода пара связано с обеспечением надежного охлаждения последних ступеней ЦНД и выхлопного патрубка. Проведение мероприятий по внедрению и использованию специальных систем охлаждения существенно усложняет конструкцию и в конечном итоге не решает проблему полностью, но еще более усугубляет и без того серьез-

ную проблему эрозионного износа последних ступеней.

Использование в конденсаторах встроенных пучков для подогрева подпиточ-ной или обратной сетевой воды существенно ограничено, т.к. расход холодной подпиточной воды на многих станциях недостаточен для реализации таких решений, а использование обратной сетевой воды накладывает определенные ограничения по условиям надежности работы ЦНД. В первую очередь это относится к мощным турбинам с большой высотой лопаточного аппарата ЦНД.

Экспериментальные исследования по работе мощных теплофикационных турбин без рабочих лопаток последней ступени ЦНД с сохранением соплового аппарата, а также без последней ступени вовсе, с целью снижения потерь энергии в вентиляционном режиме, не показали значительного преимущества, поскольку потери в течение года превосходят эффект, достигаемый за время эксплуатации с полностью закрытой диафрагмой.

В целом, предложенные ранее решения позволили частично снизить минимально допустимый расход пара в ЦНД и соответствующие потери энергии в конденсаторе, но не решили проблему снижения вентиляционных потерь мощности в ЦНД и проблему эрозионного износа последней ступени. Из рассмотренных материалов следует, что одним из основных факторов, определяющих эффективность и надежность работы ЦНД, является высота лопаточного аппарата и условия эксплуатации турбины в течение всего года. Исходя из этого, поставлены следующие задачи для исследования:

1) провести тщательный анализ режимов работы ЦНД в реальных условиях, в том числе для каждой ступени в отдельности и для ЦНД в целом;

2) выявить основные факторы и определить степень влияния каждого из них на экономичность, надежность и долговечность работы ЦНД;

3) определить закономерности изменения режимов эксплуатации в годовом разрезе и изменение реального уровня загрузки ЦНД, оценить их влияние на работу ЦНД;

4) разработать методику по оценке оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин, которая учитывала бы продолжительность эксплуатации в том или ином режиме, изменение экономичности проточной части ЦНД в указанных режимах и фактор надежности работы, в первую очередь последних с тупеней ЦНД, с учетом их эрозионного износа;

5) провести расчеты по определению оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин, в зависимости от условий эксплуатации;

МВт

б) разработать рекомендации по выбору оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД для турбин различной мощности.

Во второй главе проведен анализ фактических режимов работы теплофикационных турбин, определены основные факторы и степень их влияния на условия работы ЦНД.

Режимы работы теплофикационных турбин и их ЦНД существенно зависят от

величины и характера изменения тепловой нагрузки турбины. Из рис. 1 и рис. 2 следует, что в течение года в условиях средней полосы России теплофикационные турбины большую часть отопительного сезона работают с полностью закрытой диафрагмой и вентиляционным пропуском пара в ЦНД. В этом случае уровень загрузки ЦНД состав-

якоорь февраль морг опроль М.Й ионь иялъ са'уст сонтйСрь октвСрн иочбрь докиСрь

Рис. 1. Годовые графики среднемесячной тепловой нагрузки и максимальной, минимальной и среднемесячной электрической нагрузкн турбоагрегата Т-250/300-23,5 ТМЗ (в условиях Московского региона).

т

F

Q 300

■нырь фее?*ль иерт

ЧО

i ляет 5 - 8 % от расчет-Q ного и он работает в

режиме потребления мощности. На величину потерь энергии в наибольшей степени влияют давление и температура пара на

кос» и с.'» 1Ыун сotmtp» ко»'* дтбрь

Рис. 2. Изменение массового расхода пара в ЦНД и относительного объемного расхода пара в последней ступени турбоагрегата Т-250/300-23,5 ТМЗ в течение года.

входе в ЦНД, давление в конденсаторе и геометрические размеры (высота) лопаточного аппарата, в первую очередь последней ступени.

В табл. 1 приведены результаты расчетных исследований по определению величины минимально-допустимого расхода пара в ЦНД, обеспечивающего допустимый температурный уровень, и соответствующих потерь энергии, в зависимо-

ста от перечисленных факторов для турбин Т-100 и Т-250 ТМЗ. Полученные результаты с достаточной степенью точности совпадают с экспериментальными данными и расчетами других авторов. При работе теплофикационных турбин по тепловому графику с минимальным вентиляционным пропуском пара, даже при давлении в конденсаторе близком к расчетному, потери мощности в ЦНД Т-100 составляют около 300 кВт, а в ЦНД Т-250 превышают 1,2 МВт. При работе с ухудшенным вакуумом в конденсаторе потери мощности в ЦНД заметно возрастают. Причем до 70 % от всех потерь приходится на последнюю ступень ЦНД.

Таблица 1

Результаты расчетных исследований по определению потерь мощности в ЦНД _турбин Т-100/110-12,8 и Т-250/300-23,5 ТМЗ_

Т-100/110-12,8 (1то=550лш)

,пщ ох » "с Лг0,005 МПа />„=0,01 МПа Я„=0,015 МПц />,=0,02 МПа

(7 ЦНД кг/с ¡уши ^ *1Р*В ' кВт тр+в' кВт л; ЦНД кг/с М" •"тр«' кВт тр*-в • кВт п ЦНД ГОШ » кг/с мша 1Т1Р+В' кВт 11 тр+в» кВт (7 ЦНД ПИП » кг/с дгшш кВт К':.- трю кВ1

60 1,26 308 220 2,71 617 441 4,14 924 661 5,58 1230 881

80 1.43 296 213 4,1? 503 426 4,8 888 639 6,46 1182 851

100 1.7 286 206 3,74 571 413 5,78 856 618 7,8 ИЗО 823

120 2,14 276 200 4,78 554 401 7,4 831 601 10 1106 801

Т-250/300-23,5 (1„,=940 мм)

,пт *ВХ > "с />„=0,003 МПа />,=0,005 МПа Л=0,01 МПа

иад » кг/с Л^.квт Л^.кВт /мта иШ1П » кг/с СД.кВт Л^.кВт ^ЦЧД ГП1Г. ' кг/с Л^.кВт

60 4,6 1247 813 7,8 2080 1353 15,8 4145 2701

100 5,4 1204 782 9,3 2010 1303 19,0 4023 2603

140 6,5 1194 766 11,2 2000 1277 23,2 4015 2559

180 8,1 1214 764 13,7 2043 1287 27,5 4061 2557

В зависимости от температуры пара на входе в ЦНД первые ступени могут работать как в режиме выработки полезной мощности, так и в режиме незначительного потребления мощности. Последняя ступень при вентиляционном расходе пара в ЦНД всегда работает с потреблением мощности. При выработке ступенью полезной мощности происходит некоторое снижение температуры пара за ней, а за ступенями, работающими в режиме потребления мощности, температура пара увеличивается и происходит разогрев лопаточного аппарата. Поэтому допустимое температурное состояние последней ступени определяет минимально допустимый вентиляционный расход пара, от которого в свою очередь зависят потери мощности в проточной части ЦНД и потери тепловой энергии в конденсаторе.

Во время переходного периода, когда снижается тепловая нагрузка, большинство теплофикационных турбин переводится в режим работы с частично откры-

той диафрагмой. В режимах с увеличенным расходом пара в ЦНД при частично открытой диафрагме ЦН Д и чисто конденсационных режимах, экономичность работы ЦНД определяется объемным расходом пара. Характер изменения объемного расхода пара для отдельных ступеней ЦНД при изменении массового расхода пара неодинаков. Для первых ступеней ЦНД при снижении расхода пара и вакуума в конденсаторе происходит незначительное снижение объемного расхода (рис.3) и,

,кг! с

- Рк=0,0(М МШ; -

-Рк=0,008МПа

Рис. 3. Изменение относительного объемного расхода пара в ступенях ЦНД турбины Т-250/300-23,5 в зависимости от массового расхода пара и давления в конденсаторе.

0,8 Ви

Рис. 4. Изменение внутреннего относительного КПД последней ступени ЦНД турбины Т-250/300-23,5 в зависимости от объемного расхода пара.

соответственно, КПД в широком диапазоне режимов работы изменяется незначительно. Для последней же ступени объемный расход пара существенно зависит не только от расхода, но и вакуума в конденсаторе. Ее КПД

при этом может меняться до отрицательных значении даже при существенном пропуске пара в конденсатор (рис. 4).

Результаты исследований существующего парка теплофикационных турбин показали, что пропускная способность ЦНД, определяемая высотой лопаточного аппарата, рассчитана с существенным запасом относительно реальных условий эксплуатации в неотопительный период. Так, например, ЦНД турбины Т-250 рассчитан на пропуск пара Д:=620 т/ч при максимальной мощности в конденсационном

режиме 300 МВт и расчетном давлении в конденсаторе Рк=5,8 кПа. Результаты анализа фактических графиков нагрузки ТЭЦ показывают, что во время переходного и неотопительного периода теплофикационные турбины практически никогда не загружаются до номинальной нагрузки (паспортной мощности). Ретроспективный анализ за 15 лет показывает, что в конденсационных режимах средняя нагрузка турбин Т-250 составляет ~ 220 - 240 МВт, кратковременные максимумы могут достигать ~ 260 - 270 МВт. Кроме того, в летний период вакуум в конденсаторе находится на довольно низком уровне (90 % и даже ниже), что приводит к еще большему снижению объемного расхода пара в последней ступени, и он составляет в таких режимах 40 - 60 % от номинального. В результате последняя ступень вырабатывает мощность с КПД 0,4 - 0,7.

Значительное время работы с ограниченным пропуском пара в ЦНД приводит повышенному износу последней ступени, входные и выходные кромки рабочих лопаток подвергаются воздействию эрозии, в результате чего существенно снижается срок их надежной работы и требуется периодическая замена. Опыт эксплуатации свидетельствует о том, что лопаточный аппарат, имеющий большую высоту, изнашивается быстрее.

Поскольку в реальных условиях эксплуатации пропускная способность ЦНД теплофикационных турбин большую часть времени оказывается не востребованной, необходимо производить оценку и выбор оптимальной высоты лопаточного аппарата с учетом условий эксплуатации.

Третья глава посвящена разработке методики, позволяющей выбирать оптимальную высоту лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин. Суть методики сводится к минимизации эксплуатационных затрат, связанных с потерями мощности в ЦНД и тепловой энергии в конденсаторе. Целевая функция оптимизации за период времени т = ^Ат, (календарный год) представляет сумму всех затрат:

т №1

где = З5. • Дг, - суммарные затраты для г-го режима работы, у.е; т - число реализуемых режимов работы турбоагрегата за период времени Т\ Дг,- время реализации /-го режима работы, ч;

- часовые затраты для /-го режима работы, у.е./ч.

Кроме затрат 30 на получение полезной мощности, в затратную функцию входят составляющие, связанные с потерями в процессе эксплуатации:

3Г = 30 + Здан-О + Зтш) + Зд,у + Зс,.„, + + Ъкот.

При сопоставлении различных вариантов ЦНД удобно рассматривать изменение затратной функции в зависимости от высоты лопаточного аппарата ЦНД.

В зависимости от высоты лопаточного аппарата ЦНД изменение затрат, связанных с потерями энергии на трение и вентиляцию, составляет:

= зг ■ АВарга =зТ-Ьэ ■ ,

где з7 - стоимость единицы условного топлива, у.е./кг.у.т; А5И0(5 - изменение расхода топлива вследствие изменения потерь энергии на трение и вентиляцию, кг.у.т/ч; Ьэ - удельный расход топлива на выработку электрической энергии в соответствующем режиме, кг.у.т/кВт-ч; АЛ?т()+(, - изменение потерь энергии на трение и вентиляцию, кВт.

Потери энергии на трение и вентиляцию определяются по известным выражениям, достоверность использования которых подтверждена результатами экспериментальных исследований многих авторов:

"*= 2-й ' Л>„ =0,0492

где а - средний диаметр ступени, м; Ь - высота лопаток, м; кщ - коэффициент трения; и = г,-с!-п - окружная скорость, м/с; п - частота вращения, с"1; о - удельный объем пара за сопловой решеткой, м3/кг; с - безразмерный коэффициент; р -плотность пара на входе в ступень, кг/м3.

Изменение затрат, связанных с потерями теплоты в конденсаторе:

Л3,,„„„ = з, • ДВ, = зт--—--,

г " Г Пп-г1„К'йГ Д& =ДД -{Ка ->С)

где АВк - изменение расхода топлива, кг.у.т./ч; ДД - изменение расхода пара в конденсатор, кг/с; Л". И'"" - соответственно энтальпии пара, поступающего в конденсатор, и конденсата на выходе из конденсатора, кДж/кг.

Изменение затрат, связанных с уменьшением мощности из-за сниженного КПД проточкой части ЦНД в режимах с частично открытой диафрагмой и чисто кон-

денсационных режимах:

ДЗд„ = зт-М=зт-b3 -AN,

где - изменение расхода топлива при снижении мощности вырабатываемой в ЦНД на AN вследствие отклонения КПД от расчетного, кг.у.т./ч;

Изменение затрат, связанных с ремонтом и перелопачиванием последних ступеней ЦНД из-за их эрозионного износа:

А 9 ___Цсосап{за\1) ' ^^coccrntrau)

~ с Ir 4-ЛС i'

елатг.(заи) у'схат^зач) }

Цcocada») - дена комплекта восстановленных (новых) лопаток, и его установки, У-е.;

С^сстиам)» кСехст{зт) - срок службы восстановленных (новых) лопаток и его изменение в зависимости от высоты лопаток, ч;

При уменьшении высоты лопаток последней ступени снижается минимально-необходимый расход пара в ЦНД и, при сохранении тепловой нагрузки, расход свежего пара на турбину снижается. В результате электрическая мощность турбины несколько снизится. В этом случае возможны два варианта:

1) сохранение электрической мощности на турбине с уменьшенной высотой лопаток путем увеличения расхода пара в ЦНД сверх минимально необходимого;

2) замещение недовыработанной электрической мощности другим турбоагрегатом, при наличии в энергосистеме оборудования с более выгодными показателями.

Целесообразность применения замещающей мощности определяется показателями экономичности оборудования, которым располагает энергосистема. Затраты на замещающую мощность, необходимую для уравнивания режимов по отпуску энергии:

A3saM = зТ • ДВзм = зт-Ьзм-Мшч, Ь№1 - удельный расход топлива на выработку энергии на замещающей турбине, кг.у.т./кВт-ч; ДNsmi - мощность, замещаемая на другой турбине, кВт.

Ограничение мощности турбины в конденсационном режиме ниже номинальной (паспортной) при уменьшении высоты лопаток необходимо скомпенсировать вводом дополнительной мощности в энергосистеме. Соответствующие затраты эквивалентны стоимости строительства нового энергетического объекта:

где к - удельные капитальные вложения, у.е./кВт; - мощность, которую

необходимо скомпенсировать, кВт; а - суммарная доля амортизационных и ремонтных отчислений.

На рис. 5 представлен алгоритм выбора оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин.

В четвертой главе в соответствии с предложенной методикой проведены расчетные исследования по определению оптимальной высоты лопаток ступеней ЦНД для теплофикационных турбин Т-250, Т-175 и Т-100 ТМЗ.

При уменьшении высоты лопаток последней ступени в режимах с вентиляционным пропуском пара минимально-необходимый расход пара в ЦНД и вентиляционные потери мощности снижаются, как показали результаты расчетов, приведенные в табл. 2 для турбины Т-250.

Таблица 2

Минимальный расход пара и потери мощности на трение и вентиляцию в ЦНД турбины Т-250/300-23,5 в зависимости от высоты лопаток последней ступени

и ,«940 Л1Л( --830.МЛ! =750 мм

¡ех 1 ЦНД' Ь глтт ишт кг/с кВт глтт иЦИй кг/с Лтр > в^ктг кВт иЦЩ кг/с кВт

1>к=0,003 МПа

6.4 1200 5.4 920 4.7 760

135 Л^О.ООЗ.Ч МПа

7.5 1400 6,4 1070 5,5 900

Лг-'0,004 МПа

8.6 1600 7,1 1230 6.4 1020

При сохранении электрической мощности турбины за счет увеличения расхода пара в ЦНД сверх минимально-необходимого экономия топлива, обусловленная снижением вентиляционных потерь энергии, с уменьшением высоты лопаток последней ступени, например, до 750 мм может составить более 140 кг.у.т./час.

Если при уменьшении расхода пара в ЦНД до минимально-допустимого в качестве замещающей мощности использовать турбину с удельным расходом топлива с ¿>,3<ш < 280 г.у.т./кВт'Ч может быть получена дополнительная экономия топлива.

В конденсационном и переходном режимах уменьшение высоты лопаток последней ступени приводит к увеличению относительного объемного расхода пара. На рис. 4 КПД сместится вправо и для большинства режимов будет находиться в

Рис. 5. Алгоритм выбора оптимальной высоты лопаток ЦНД.

диапазоне 0,7 - 0,9. В результате расход топлива на турбину с уменьшенной высотой лопаток последней ступени снижается, по сравнению с исходным вариантом.

При работе в чисто конденсационном режиме уменьшение высоты лопаток последней ступени приводит к ограничению мощности турбины (рис. 6). Для турбины Т-250 при поддержании в конденсаторе расчетного вакуума (Рк = 5,79 кПа)

уменьшение высоты

440 i _____i—:-----лопаток до 830 мм и

400 503 520 S40 £80 SSO 60С 620 640 COO CS0 700 720 740 700 700 800 620 040 8ÍÍ0 680 500 020 040

Рис. 6. Изменение максимально возможной мощности турби- 750 мм приводит к ны 1-250/300-23,5 в конденсационном режиме в зависимости огтничению МОШНО-от высоты лопаток последней ступени и давления в конденсаторе. сти турбины в конденсационном режиме соответственно до 257 МВт и 225 МВт.

При повышении давления в конденсаторе объемный расход пара в последней ступени уменьшается, поэтому возможно увеличение мощности турбины за счет увеличения массового расхода пара, пока выполняется условие объемной пропускной способности последней ступени ЦНД, или расход свежего пара в голову турбины не достигнет максимума.

Анализ фактических условий эксплуатации показывает, что в неотопительный период, когда теплофикационные турбины работают в конденсационном режиме, давление в конденсаторе находится на уровне ~ 8 кПа. Как видно на рис. 6, при таком давлении уменьшение высоты лопаток последней ступени вплоть до 620 мм позволяет обеспечивать номинальную электрическую мощность. В начале неотопительного периода (май) и в конце (сентябрь) вакуум в конденсаторе поддерживается несколько более глубоким, чем в середине неотопительного сезона, и может составлять ~ 5 - 6 кПа. При уменьшении Lnc < 800 мм прохождение пиков нагрузки при таком противодавлении становится невозможным, а искусственное ухудшение вакуума (например, путем снижения расхода циркуляционной воды) в этом случае приведет к снижению экономичности выработки электроэнергии, и

С.5

O ID Z о о л о >

s»5* J

Q. U

" e

-1.5

! Í ! ! i : ¡ ■ ' i ; 1 i i • 1 i i --Ii1.:

i ; 1 i , i 1 ! i G j i ¡ ! S i 1 i VM 1 I

i ! ¡ т~ 4J ¡ 1 1LKi 1 1 ! 1 liii!

■ .— • ' ! : -- 1 I ! 1 . , j : 1 : I

630 700 720 740 760 760 600 620 840 660 880 800 920 S40 Высота лопаток послодкой ступени Lnc, мм

Рис, 7. Изменение годовых затрат условного топлива на блок с турбиной Т-250/300-23,5 в зависимости от высоты лопаток последних ступеней:

1 - уменьшение высоты лопаток только последней ступени

2 - уменьшение лопаток последней и пропорциональное уменьшение лопаток предпоследней ступени.

турбина с более короткими лопатками будет проигрывать. В результате расчетов, проведенных с учетом фактических условий работы турбин в течение года для г. Москвы, получено изменение суммарных годовых затрат условного топлива на блок с турбиной Т-250 в зависимости от вы-

соты лопаток последней и предпоследней ступеней ЦНД (рис. 7). Затраты достигают минимума при Lnc ~ 750 мм и годовая экономия условного топлива на одном турбоагрегате с уменьшенной высотой лопаток, в зависимости от условий эксплуатации, может составить 1,2 тыс. т.у.т. и более.

В результате расчетных оценок также получено, что уменьшение высоты лопаток последней ступени позволяет существенно снизить эрозионный износ лопаток, и продлить срок надежной работы. Для турбины Т-250 при уменьшении высоты лопаток с 940 мм до 750 мм срок их службы увеличивается как минимум вдвое (рис. 8). Результаты расчетов совпадают с высокой степенью точности

(±10-15%) с фактическими сроками службы рабочих лопаток последних ступеней турбин на действующих ТЭЦ. В результате увеличения срока службы снижаются затраты на ремонт и замену лопаток.

540 6S0 620 №0 700 740 7EO 620 №0 Ш £40 Вь:сота лопаток послодирй ступени Lnc, ми

Рис. 8. Расчетный срок службы рабочих лопаток последней ступит ЦНД турбины Т-250/300-23,5 в зависимости от их высоты.

!!

0.50

0,00

-1,50

-2,00

078 иипспк, 0,62

0,63 0,90 0,34

Относитспыюо уменьшений высоты лопаток последней ступени

0.Э8

Рис. 9. Изменение суммарных затрат для турбин типа Т в зависимости от степени уменьшения высоты лопаток последней ступени ЦНД.

На основании предложенной методики рассчитан экономический эффект от уменьшения высоты лопаток последней ступени для турбин Т-250, Т-175 и Т-100 (рис.9). Резкий «скачок» затрат вверх обусловлен тем, что при снижении мощности ниже номинальной при расчетном давлении в конденсаторе требуется

ввод дополнительной резервной мощности в энергосистеме, который полностью поглощает и значительно превосходит эффект от уменьшения высоты лопаточного аппарата ступеней ЦНД. В связи с этим целесообразным является уменьшение лопаток лишь до тех пор, пока мощность турбины в чисто конденсационном режиме будет не ниже номинальной мощности в теплофикационном режиме.

Для турбины Т-250 при сохранении расчетного вакуума в неотопительный период (в зимних режимах это не имеет значения, поскольку работа теплофикационной турбины в чисто конденсационных режимах приходится именно на неотопительный период) на уровне Рк = 5,79 кПа, уменьшение высоты лопаток возможно до Ь,к = 810 мм. С учетом фактического повышения во ио но 170 2со 230 260 давления в конденсаторе во

Мощность турбины ^нск, МВт

Рис. 10. Рекомендуемая высота лопаток последней вРемя неотопительного пе-

ступени для турбин типа Т в зависимости о г единич- риода ло Р ■ = 7-8 кПа и

ной мощности турбоагрегата, у ' к

950 ,

еоо

г

о- 850 ■]-с I

5 еоо I

I 1

% Г

I 700 | " § 650

с

0 еоо

1 ко

¡3

500 450

400 I-

- реальная эь'сота лопаток

--реком высота початок при

сохр прежнего ракетного 1 даэшшя в конденсаторе

• - - ре ком оптим вьхогз попаток, с говышзикбм ра«отного ] давления о конденсаторе ,

выше, высота лопаток может быть уменьшена на большую величину при условии повышения расчетного давления в конденсаторе. Результаты расчетов, показывают, что для турбины Т-250 оптимальной является высота лопаток последней ступени ~ 750 мм при повышении расчетного давления в конденсаторе до 6,4 кПа. При этом экономия на одном турбоагрегате составит не менее 1,5 млн.руб./год (с учетом цен на начало 2006 г.).

Анализ влияния продолжительности отопительного сезона в зависимости от климатических условий показал, что этот фактор существенно не отражается на выборе оптимальной высоты лопаток последней ступени и величине получаемого экономического эффекта.

На рис. 10 приведены приблизительные высоты лопаток последней ступени в зависимости от единичной мощности теплофикационной турбины и расчетного давления в конденсаторе, рекомендуемые для модернизации существующих турбин или разработки новых.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В работе получены следующие основные результаты:

1. Ретроспективный анализ условий эксплуатации теплофикационных турбин различного типа начиная с 1990 г. позволил определить основные закономерности условий эксплуатации ЦНД в течение года в зависимости от климатических условий, продолжительность работы в вентиляционном режиме, в переходном и конденсационном режимах, а также соответствующие им уровни тепловой и электрической нагрузки. Установлено, что при работе в конденсационном режиме уровень выработки электрической мощности не превышает Ы0- 80...90 % от паспортной даже в часы пиковой нагрузки, а объемный расход пара в последней ступени не превышает 75 % от расчетного.

2. В результате анализа режимов работы теплофикационных турбин установлены основные факторы, определяющие экономичность и надежность работы ЦНД: высота лопаточного аппарата, объемный расход пара, давление в конденсаторе, параметры пара на входе в ЦНД, эрозионный износ лопаточного аппарата.

3. В результате расчетных исследований установлено, что практически во всех режимах работы более 70 % потерь энергии происходит в последней ступени ЦНД

4. Впервые разработана методика расчета по оценке оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин, которая учитывает условия эксплуатации в течение всего календарного года, включая изменение вакуума в конденсаторе, изменение параметров пара перед ЦНД, надежность и долговечность лопаточного аппарата.

5. Определен критерий выбора оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД в виде минимизации эксплуатационных затрат, связанных с вентиляционными потерями энергии в проточной части и потерями теплоты в конденсаторе при работе по тепловому графику, со снижением внутреннего относительного КПД проточной части при работе в нерасчетных режимах, с дополнительными затратами на проведение ремонтов по замене лопаточного аппарата последних ступеней.

6. На основании расчетных исследований и сопоставлении их с опытом эксплуатации установлена целесообразность уменьшения высоты лопаточного аппарата, в первую очередь последних ступеней ЦНД, на 15 - 25 % с учетом реальных условий эксплуатации для всех существующих турбин мощностью 50 МВт и выше.

7. Определены оптимальные высоты лопаточного аппарата ЦНД турбин Т-250, Т-175 и Т-100 в зависимости от условий эксплуатации, которые могут быть использованы при разработке новых турбин или модернизации существующих.

8. При уменьшении высоты лопаток последней ступени турбины Т-250 с 940 мм до 750 мм вследствие повышения эффективности работы ЦНД ежегодная расчетная экономия топлива, определенная для условий средней полосы России, составляет более 1,2 тыс. т.у.т. на одну турбоустановку.

9. Установлено, что при уменьшении высоты лопаточного аппарата последней ступени турбины Т-250 с 940 мм до 750 мм срок службы лопаток продлевается вдвое. Достоверность расчетной оценки срока надежной работы лопаток последней ступени в зависимости от высоты лопаточного аппарата и условий эксплуатации проверена путем сопоставления реальных сроков службы рабочих лопаток последних ступеней турбин на действующих ТЭЦ.

Основное содержание диссертации отражено в следующих публикациях: 1. Тимофеева Ю.Н. Исследование режимов работы ЦНД теплофикационных турбин с закрытой диафрагмой.// 10-я междунар. науч.-техн. конф. студентов и

¿?ое>б£

аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника к энергетика»: Тез. докл. - М.: МЭИ, 2004. - Т.З - с.135-136.

2. Богачко М. Ю., Ильин Е.Т., Печенкин С.П., Тимофеева Ю.Н. Выбор оптимального условия загрузки теплофикационных агрегатов, несущих тепловую нагрузку в неотопительный и переходный периоды.// Теплоэнергетика. - 2005. -№5, с.53-56.

3. Тимофеева Ю.Н. Оценка эффективности ЦНД теплофикационных турбин в реальных условиях эксплуатации.// 11-я междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. - М.: МЭИ, 2005.-Т.З-с.171-172.

4. Ильин Е.Т., Галанская Ю.Н. Влияние условий эксплуатации теплофикационных турбин на потери энергии в ЦНД.// Междунар. научно-технич. конференция «XII Бенардосовские чтения»: Тез.докл. - Иваново: ИГЭУ, 2005, с. 122-123.

5. Ильин Е.Т., Печенкин С.П., Галанская Ю.Н. Возможность и эффективность использования агрегатов ТЭЦ для регулирования графика нахрузки при работе их по тепловому графику.// Сб. докл. науч.-техн. конф. «Повышение экономичности, надежности и экологической безопасности ТЭС». - М.: МЭИ, 2005, с.82-92.

6. Галанская Ю.Н. Методические основы выбора оптимальной проточной части ЦНД теплофикационных турбин.// 12-я междунар. науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: Тез. докл. - М.: МЭИ, 2006. - Т.З - с.184-185.

Подписано к печати

06г.

Печ. л. 1ЬЬ_Тираж ¡00_Заказ -Ш_&

Типография МЭИ (ТУ), Красноказарменная, 13.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ОБОБЩЕНИЕ И АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЦНД

ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН.

1.1. Общая характеристика режимов работы ТЭЦ.

1.2 Особенности режимов работы теплофикационных турбин и их ЦНД.

1.3. Обзор основных известных направлений и результатов работ по повышению эффективности эксплуатации теплофикационных турбин и их ЦНД.

1.3.1. Снижение потерь теплоты в холодном источнике.

1.3.1.1. Использование теплоты пара, поступающего в конденсатор.

1.3.1.2. Уменьшение пропуска пара в ЦНД.

1.3.2. Охлаждающие устройства ЦНД теплофикационных турбин.

1.3.3. Надежность работы ЦНД теплофикационных турбин.

1.3.4. Эрозионный износ последних ступеней ЦНД.

1.3.5. Унификация проточных частей низкого давления.

1.3.6. Эксплуатация теплофикационных турбин без рабочих лопаток последней ступени ЦНД.

1.4. Направления, требующие дальнейшего изучения. Постановка задач для исследований.

Глава 2. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ПРОТОЧНОЙ ЧАСТИ ЦНД ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН В РЕАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ

ЭКСПЛУАТАЦИИ.

2.1. Анализ основных факторов, определяющих работу проточной части

2.1.1. Анализ факторов, определяющих работу ЦНД в режимах с вентиляционным пропуском пара.

2.1.2. Факторы, определяющие работу ЦНД в режимах с частичными нагрузками.

2.1.3. Влияние режимов работы на интенсивность износа последних ступеней.

2.2. Анализ реальных условий эксплуатации теплофикационных турбин в течение календарного года.'.

2.2.1. Анализ изменения графиков электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ.

2.2.2. Анализ изменения графиков электрической и тепловой нагрузки отдельных агрегатов ТЭЦ.

2.2.3. Анализ изменения вакуума в конденсаторе теплофикационной турбины в течение календарного года.

2.3. Выводы по главе.

Глава 3. МЕТОДИКА ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ ВЫСОТЫ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ЦНД ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН.

3.1. Основные факторы, определяющие выбор оптимальной пропускной способности ЦНД с учетом условий эксплуатации.

3.2. Методика оценки годовых затрат на турбину.

3.3. Определение изменения затрат, связанных с потерями в режиме работы с вентиляционным расходом пара в ЦНД.

3.4. Определение изменения затрат при полезном использовании теплоты пара, поступающего в конденсатор.

3.5. Определение изменения затрат на ввод замещающей мощности при работе с вентиляционным пропуском пара в ЦНД.

3.6. Определение изменения затрат при выработке электроэнергии по конденсационному циклу.

3.7. Определение изменения затрат на компенсацию ограничения мощности.

3.8. Определение изменения затрат, связанных с восстановлением и заменой рабочих лопаток.

3.9. Последовательность проведения расчетов по выбору оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД. Пересчет параметров базового режима для турбины при изменении высоты лопаток ЦНД.

ЗЛО. Выводы по главе.

Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОЙ ВЫСОТЫ ЛОПАТОЧНОГО АППАРАТА ЦНД ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН

4.1. Общая характеристика рассматриваемых турбин.

4.2. Исследование и анализ основных критериев, определяющих выбор оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин.

4.2.1. Потери мощности на трение и вентиляцию в ЦНД.

4.2.2. Эффективность работы ЦНД в режимах переходного и неотопительного периода.

4.2.3. Долговечность и надежность работы лопаток последней ступени ЦНД теплофикационных турбин.

4.3. Выбор оптимального варианта ЦНД теплофикационных турбин с учетом фактических условий эксплуатации.

4.3.1. Расчетные исследования по определению оптимальной высоты лопаток ступеней ЦНД турбины Т-250/300-23,5.

4.3.2. Расчетные исследования по определению оптимальной высоты лопаток последней ступени ЦНД турбин Т-175/210-12,8 и Т-100/110-12,8.

4.4. Рекомендации по выбору оптимальных геометрических характеристик ЦНД теплофикационных турбин.

4.5. Выводы по главе.

В системах энергоснабжения крупных городов на теплофикационные паровые турбины приходится значительная доля установленного оборудования. В настоящее время большинство мощных паровых турбин с теплофикационными отборами имеют ЦНД, рассчитанные практически на полный расход пара в конденсатор при номинальном расходе его в ЦВД турбины. При этом мощность, которую турбина может выработать в чисто конденсационном режиме, превышает на 15-20% номинальную мощность турбины при работе в теплофикационном режиме.

Экономичность теплофикационных турбин в первую очередь определяется экономичностью ЦНД, которая зависит от режима работы турбины, и изменяется в широких пределах. В течение значительного времени отопительного сезона теплофикационные турбины работают с полностью закрытой диафрагмой, через ЦНД идет только вентиляционный пропуск пара, обеспечивающий охлаждение проточной части. Вентиляционный поток практически не вырабатывает мощности, в результате чего практически весь отопительный сезон происходит вращение ротора ЦНД со значительным потреблением мощности. Величина вентиляционного расхода определяется температурным состоянием проточной части и зависит от параметров пара на входе в ЦНД, давления в конденсаторе, и в значительной мере от высоты лопаток последних ступеней ЦНД. В свою очередь высота лопаток последних ступеней определяется максимальным пропуском пара при работе турбины в конденсационном режиме.

Во время переходного и летнего неотопительного сезона теплофикационные турбины участвуют в регулировании графика электрической нагрузки. Однако, в связи со снижением уровня потребления электроэнергии в летнее время года с одной стороны, и работой на ухудшенном вакууме с другой, как правило, они не работают с максимальным расчетным пропуском пара в ЦНД и конденсатор. Пониженный объемный расход пара приводит к значительному снижению экономичности работы ЦНД в таких режимах за счет существенного снижения КПД, особенно последней ступени.

Таким образом, в процессе работы в ЦНД теплофикационных турбин в зависимости от условий эксплуатации происходят потери энергии по сравнению с расчетными режимами работы. Целью данной работы является определение оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин, работающих в широком диапазоне изменения расходов пара через ЦНД, с учетом комплексного анализа всех режимов работы и продолжительности их эксплуатации в течение срока службы турбины.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Ретроспективный анализ условий эксплуатации теплофикационных турбин различного типа начиная с 1990 г. позволил определить основные закономерности условий эксплуатации ЦНД в течение года в зависимости от климатических условий, продолжительность работы в вентиляционном режиме, в переходном и конденсационном режимах, а также соответствующие им уровни тепловой и электрической нагрузки. Установлено, что при работе в конденсационном режиме уровень выработки электрической мощности не превышает N,= 80.90% от паспортной даже в часы пиковой нагрузки, а объемный расход пара в последней ступени не превышает 75 % от расчетного.

2. В результате анализа режимов работы теплофикационных турбин установлены основные факторы, определяющие экономичность и надежность работы ЦНД: высота лопаточного аппарата, объемный расход пара, давление в конденсаторе, параметры пара на входе в ЦНД, эрозионный износ лопаточного аппарата.

3. В результате расчетных исследований установлено, что практически во всех режимах работы более 70 % потерь энергии происходит в последней ступени ЦНД.

4. Впервые разработана методика расчета по оценке оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД теплофикационных турбин, которая учитывает условия эксплуатации в течение всего календарного года, включая изменение вакуума в конденсаторе, изменение параметров пара перед ЦНД, надежность и долговечность лопаточного аппарата.

5. Определен критерий выбора оптимальной высоты лопаточного аппарата ЦНД в виде минимизации эксплуатационных затрат, связанных с вентиляционными потерями энергии в проточной части и потерями теплоты в конденсаторе при работе по тепловому графику, со снижением внутреннего относительного КПД проточной части при работе в нерасчетных режимах, с дополнительными затратами на проведение ремонтов по замене лопаточного аппарата последних ступеней.

6. На основании расчетных исследований и сопоставлении их с опытом эксплуатации установлена целесообразность уменьшения высоты лопаточного аппарата, в первую очередь последних ступеней ЦНД, на 15 -25 % с учетом реальных условий эксплуатации для всех существующих турбин мощностью 50 МВт и выше.

7. Определены оптимальные высоты лопаточного аппарата ЦНД турбин Т-250, Т-175 и Т-100 в зависимости от условий эксплуатации, которые могут быть использованы при разработке новых турбин или модернизации существующих.

8. При уменьшении высоты лопаток последней ступени турбины Т-250 с 940 мм до 750 мм вследствие повышения эффективности работы ЦНД ежегодная расчетная экономия топлива, определенная для условий средней полосы России, составляет более 1,2 тыс. т.у.т. на одну турбоустановку.

9. Установлено, что при уменьшении высоты лопаточного аппарата последней ступени турбины Т-250 с 940 мм до 750 мм срок службы лопаток продлевается вдвое. Достоверность расчетной оценки срока надежной работы лопаток последней ступени в зависимости от высоты лопаточного аппарата и условий эксплуатации проверена путем сопоставления реальных сроков службы рабочих лопаток последних ступеней турбин на действующих ТЭЦ.

1. Абрамов В.И. К вопросу о методике исследований эрозионного износа лопаток турбомашин под действием парокапельного потока// Известия ВУЗов. Энергетика. 1992. -№3. - С. 97-100.

2. Абрамов В.И., Марков К.Я. Совершенствование системы охлаждения ЦНД турбины Т-250-240 на режимах вентиляционного пропуска пара// Сб. трудов МЭИ. 1986. - №115. - С. 12-17.

3. Абрамов В.И., Филиппов Г.А., Фролов В.В. Тепловой расчет турбин. М.: Машиностроение. -1974.

4. Аверкина Н.В., Долгоплоск Е.Б. и др. Влияние теплоотвода через металлические детали на интенсивность эрозионных и коррозионных процессов в проточной части ЦНД паровых турбин// Электрические станции. 1999. -№12.-С. 20-23.

5. Алексо А.И., Марков К.Я;, Кудрявый В.В. Охлаждающие устройства ЦНД теплофикационных турбин// Теплоэнергетика. 1989. - №6. - С. 67-71.

6. Амелюшкин В.Н. Эрозия лопаток паровых турбин: прогноз и предупреждение. С.-Пб.: Энерготех. - 2000. - 69 с.

7. Амелюшкин В.Н., Агафонов Б.Н. Особенности эрозионного износа рабочих лопаток теплофикационных паровых турбин// Электрические станции. 2002. -№12.-С. 28-31.

8. Бабот Ф.Н. Газодинамический метод повышения эрозионной стойкости лопаток турбин// Известия ВУЗов. Энергетика. 1991. - №5. - С. 90-96 .

9. Бабот Ф.Н., Полухин В.П. Расчет пространственного потока двухфазной жидкости в канале осевой турбинной ступени// Известия ВУЗов. Энергетика. -1984.-№3.-С. 93-95.

10. Бабот Ф.Н., Романов J1.M. Математическая модель движения влаги и расчет эрозионного износа лопаток паровых турбин// Теплоэнергетика. 1987. - №9. -С. 56-57.

11. Бабот Ф.Н., Романов JI.M. Расчет потерь энергии турбинной ступени, связанных с влажностью пара// Известия ВУЗов. Энергетика. 1989. - №4. - С. 86-91.

12. Балабанович В.К. Основные результаты внедрения новой схемы охлаждения ЧНД теплофикационных турбин на малорасходных режимах// Энергетик. 2001. - №10. - С. 32-33.

13. Балабанович В.К. Совершенствование схем и режимов работы теплофикационных паротурбинных установок. Мн.: «ПолиБиг». - 2000. - 189 с.

14. Балабанович В.К., Горелик А.Я., Остроух И.И., Чиж В. А. Совершенствование охлаждения цилиндра низкого давления теплофикационной турбины// Энергетик. 1983. - №7. - С. 3-4.

15. Балабанович В.К., Карницкий Н.Б., Неуймин В.М. Расчетный метод сравнения конструкций проточной части турбомашин// Известия ВУЗов и энергетич. Объединений стран СНГ. 1996. - вып.5-6.

16. Балабанович В.К., Седнин А.В. К переводу на ухудшенный вакуум турбины ПТ-60-130/13 со свободным распределением пара в НПЧ и частичным обводом по сетевой воде основного сетевого подогревателя// Известия ВУЗов. Энергетика. 1998. - №2. - С. 45-49.

17. Балабанович В.К., Чиж В.А., Сороко Е.В. Совершенствование схем охлаждения последних ступеней мощных теплофикационных турбин// Сб. трудов МЭИ. 1984. -№51. - С. 136-140.

18. Баринберг Г.Д. Определение критериев эффективности эксплуатации теплофикационных турбин на режимах с ограниченной тепловой нагрузкой// Теплоэнергетика. 1997. - №1. - С. 48-50:

19. Баринберг Г.Д. Повышение эффективности теплофикационных турбин// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. д.т.н. М.: МЭИ. 1997.

20. Баринберг Г.Д. Тепловая экономичность турбины Т-100/120-130 на режимах работы по тепловому графику при наличии и отсутствии пропуска пара в ЦНД// Электрические станции. 1990. - №4. - С. 43-47.

21. Баринберг Г.Д. Эффективность теплофикационных турбин при увеличении расхода пара в ЦНД и пропуске через конденсатор захолаженной сетевой воды// Теплоэнергетика. 1995. - №1. - С. 20-23.

22. Баринберг Г.Д. и др. Эффективность привлечения теплофикационных турбин для покрытия пиков и провалов графиков электрической нагрузки// Тяжелое машиностроение. 2002. - №2.

23. Бененсон Е.И., Иоффе JI.C. Теплофикационные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат. - 1976.

24. Богачко М. Ю., Ильин Е.Т., Печенкин С.П., Тимофеева Ю.Н. Выбор оптимального условия загрузки теплофикационных агрегатов, несущих тепловую нагрузку в неотопительный и переходный периоды.// Теплоэнергетика. -2005. -№5, С. 53-56.

25. Бузин Д.П., Алексо А.И., Локалов С.А. и др. Исследование температурных полей последних ступеней турбин при малом объёмном расходе пара. // Теплоэнергетика. 1970. - № 2.

26. Водичев В.И., Бененсон Е.И., Будняцкий Д.М. и др. Совершенствование и улучшение технико-экономических показателей мощных турбин для ТЭЦ на органическом топливе//Теплоэнергетика. 1986. -№6.-С. 12-17.

27. Вол М.А., Кузьмин И.И. Техническое перевооружение, реконструкция и модернизация ТЭЦ и ГРЭС// Теплоэнергетика. 1992. - №11. - С. 75-77.

28. Воропаев Ю.А., Хаимов В.А. О принципах оптимизации систем охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240// Электрические станции. 1989. - №4. - С. 83-86.

29. Воропаев Ю.А., Хаимов В.А. Поворотные регулирующие диафрагмы в режиме отсечки ЦНД турбины Т-250/300-240// Электрические станции. 1992. - №8. - С. 24-27.

30. Вульман Ф.А., Корягин А.В., Кривошей М.З. Математическое моделирование тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ. М.: Машиностроение. 1985. - 184 с.

31. Гиршфельд В. Я., Князев А. М., Куликов В.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. М.: Энергия. -1980. 288 с.

32. Гудков Э.И., Конев В.А., Басов В.А. Аэродинамические особенности выхлопных трактов ЦНД с патрубками малой осевой длины// Теплоэнергетика. -1990.-№5.с. 31-35.

33. Гуторов В.Ф., С-имою Л.Л., Эфрос Е.И. и др. Направления повышения эффективности работы теплофикационных турбин// Теплоэнергетика. 2000-№12.-С. 29-34.

34. Гуторов В.Ф., Симою JI.JL, Эфрос Е.И. Пути повышения экономичности паротурбинных установок ТЭЦ// Теплоэнергетика. 2001. - №6. - С. 32-37.

35. Дейч М.Е. Техническая газодинамика. М.: Энергия. - 1974. - 592 с.

36. Емин О.Н., Лысенко Г.Н. Приближённый метод расчёта характеристик ступени турбины в области глубоконерасчётных режимов. Теплоэнергетика. -1973.-№3.

37. Иванов В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. Л.: Энергоатомиздат. - 1986.

38. Иванов В.А., Боровков В.М., Ванчаков В.В., Кутахов А.Г. К вопросу повышения маневренности ТЭЦ, работающих по тепловому графику// Известия вузов. Энергетика. -1982. №7. - С.39-43.

39. Иванов В.А., Серебряников Н.И., Богомольный Д.С. и др. Использование энергоблоков ТЭЦ для прохождения минимума графика электрических нагрузок// Теплоэнергетика. 1984. - №9. — С. 10-13.

40. Иванов С.Н., Хаимов В.А., Храбров П.В. и др. Новая система охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240// Теплоэнергетика. 1989. - №6. - С. 64-66.

41. Ильин Е.Т. Разработка схем и оптимизация работы конденсационных энергоблоков в малорасходных режимах// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. -М.: МЭИ.- 1985.

42. Ильин Е.Т., Галанская Ю.Н. Влияние условий эксплуатации теплофикационных турбин на потери энергии в ЦНД// Междунар. научно-технич. конференция «XII Бенардосовские чтения»: тез.докл. Иваново: ИГЭУ.-2005.-С. 122-123.

43. Ильин Е.Т., Печенкин С.П. Характеристика работы турбоагрегата Т-250/300-240 при эксплуатации с отключением подогревателей высокого давления и частичным обводом сетевой воды мимо сетевых подогревателей// Вестник МЭИ. 1999.-№3.-С. 51-55.

44. Инструкция по эксплуатации турбоустановки с турбиной Т-250/300-240. ТМТ-110650-2. Свердловск. - 1976. - 187 с.

45. Инструкция по эксплуатации турбоустановки типа Т-110/120-130-5В ст. № 7 ТЭЦ-22 Мосэнерго. 2002. - 99 с.

46. Иоффе JI.C., Кортенко В.В. Эксплуатация теплофикационных паровых турбин. Екатеринбург: ГИПП «Уральский Рабочий». - 2002.

47. Калатузов В.А. Повышение располагаемой мощности тепловых электростанций с градирнями// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. Иваново. -2003.

48. Качан А.Д. Разработка методов анализа показателей топливоиспользования, оптимизация режимов и технологических схем ТЭЦ с целью повышения их системной эффективности// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. д.т.н. Минск. -1990.

49. Качан А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций. Минск: Вышая школа - 1978.

50. Качан А.Д., Копко В.М., Стрелкова О.А. Методические основы расчета изменения эффективности систем теплоснабжения при различных режимах и графиках отпуска теплоты// Известия ВУЗов. Энергетика. 2001. - №4. — С. 9199.

51. Качан А.Д., Стрелкова О.А., Антоник В.В. и др. Оптимизация режимов подогрева сетевой воды и мощности блоков 250 МВт при работе с частичными тепловыми нагрузками// Электрические станции. 2002. - №3. - С. 21-25.

52. Костюк А.Г., Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Об условиях перевода паровой турбины Т-250/300-23,5 ТМЗ в режим работы без рабочих лопаток последней ступени// Теплоэнергетика. 2004. - №5. - С. 23-30.

53. Котельные и турбинные блоки установки энергетических блоков. Опыт освоения./ Под ред. В.Е. Дорощука. М.: Энергия. - 1971.

54. Котельные и турбинные установки энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт/ под ред. В.Е. Дорощука и В.Б. Рубина. М.: Энергия. - 1979.

55. Котляр И.В., Кузнецов Ю.П., Чуваков А.Б. Метод детального расчёта потерь на вентиляцию в парциальной турбинной ступени// Изв. вузов. Энергетика. -1993. -№ 11-12.

56. Куличихин В.В., Кудрявый В.В., Куличихина С.В. Влияние температуры уплотняющего пара на эрозионный износ рабочих лопаток ЦНД паровых турбин// Теплоэнергетика. 1993. -№12. - С. 38-41.

57. Куличихин В.В., Кудрявый В.В., Тажиев Э.И. и др. Эксплуатация турбины Т-100-130 без пропуска пара в конденсатор. Энергетик. - 1987. -№3.

58. Купершток С.Н., Пахомов В.А., Сурков И.К. О проектировании и производстве унифицированных ЦНД паровых турбин ПОТ ЛМЗ// Энергомашиностроение. 1977. - №2. - С. 6-7.

59. Лагун В.П., Симою Л.Л. Комбинированный зонд, схема и методика измерения параметров потока в ступенях низкого давления паровых турбин// Теплоэнергетика. 1966. - №6. - С. 89-94.

60. Лагун В.П., Симою Л.Л. Методика газодинамических исследований проточной части низкого давления натурных паровых турбин// Теплоэнергетика. 1967. - №11. - С. 25-32.

61. Лагун В.П., Симою Л.Л., Зильбер Т.М. и др. Результаты исследований последней ступени на экспериментальной паровой турбине ХТГЗ// Теплоэнергетика. 1967. - №8. - С. 43-48.

62. Лагун В.П., Симою Л.Л., Нахман Ю.В. и др. Эрозия выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин// Теплоэнергетика. -1977.-№10.-С. 12-17.

63. Лагун В.П., Симою JI.JI., Фрумин Ю.З. и др. Особенности работы последних ступеней ЦНД на малых нагрузках и холостом ходу// Теплоэнергетика. 1971. -№2.-С. 21-24.

64. Лагун В.П., Симою Л.Л., Фрумин Ю.З. Натурные исследования выхлопного патрубка мощной паровой турбины// Теплоэнергетика. 1975. - №2. - С. 31-35.

65. Ломакин Б.В. Расширение регулировочного диапазона турбоагрегатов ТЭЦ при несинхронных изменениях графиков тепловой и электрической нагрузок// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. М.:МЭИ. - 1997.

66. Мадоян А.А., Аракелян Э.К., Миносян С.А. Расчёт нестационарных характеристик и показателей графиков нагрузки и агрегатов ТЭС. Ер.: Айастан.- 1989.- 135 с.

67. Матвеенко В.А., Агафонов В.Н. Особенности работы ЦНД паровых турбин на малорасходных режимах. НИИЭинформэнергомаш, сер. Энергетическое машиностроение, обзорная информация. - 1984. - вып. 12.

68. Неуймин В.М. Математические зависимости для оценки вентиляционных потерь мощности в ступенях осевых турбомашин и их анализ// Новое в Российской электроэнергетике. 2004. - № 10.

69. Неуймин В.М. Повышение эффективности ТЭЦ за счет оптимизации низкопотенциальной части теплофикационного оборудования// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. Минск. - 1995.

70. Неуймин В.М., Карницкий Н.Б. Оценка вентиляционных потерь мощности в рабочем колесе турбины. Энергетика. Изв. вузов и энергетич. объединений стран СНГ.- 1995.-№5-6.

71. Неуймин В.М., Усачев И.П. Вентиляционный процесс в ступени осевой турбомашины// Энергомашиностроение. 1982. - №11. - С. 7-12.

72. Неуймин В.М., Усачев И.П. и др. ФСА теплофикационных паровых турбин: унифицированная проточная часть низкого давления// Тяжелое машиностроение. 1990. - №8. - С. 13-17.

73. Неуймин В.М., Усачев И.П., Скоробогатых В.И. Практический опыт эксплуатации турбины ПТ-140 без последней ступени// Теплоэнергетика. -2004.-№5.-С. 31-35.

74. Неуймин В.М., Усачёв И.П., Сухойван JI.H. Рекомендации по определению вентиляционных потерь в турбомашине. НИИЭИнформэнергомаш. Энергомашиностроение. - 1984. - вып. 8.

75. Оптимизация режимов работы цилиндров низкого давления мощных теплофикационных турбин: Сб. науч. тр. ВТИ/ под ред. В.В. Куличихина. М.: Энергоатомиздат. - 1989.- 103 с.

76. Паровая турбина с отбором. А. с. 188990 (СССР)/ Бузин Д.П. Открытия. Изобретения. -1966. -№23.

77. Паровая турбина с отбором. А. с. 465482 (СССР)/ Бузин Д.П. Открытия. Изобретения. - 1975. -№12.

78. Паровая турбина с отбором. А. с. 188990 (СССР)/ Аронский Е.Н., Бузин Д.П., Водичев В.И. Открытия. Изобретения. - 1983. -№31.

79. Пономарёв В.Н. Исследование работы турбинной ступени на частичных нагрузках// Энегомашиностроение. 1976. - № 2.

80. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/ Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. М.: Энергоатомиздат. - 1991.

81. РД 153-34.1-17.462-00. Методические указания о порядке оценки работоспособности рабочих лопаток паровых турбин в процессе изготовления, эксплуатации и ремонта. М.: ВТИ. - 2000. - 38 с.

82. РД 10-577-03. Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 18 июня 2003 г. №94).-84 с.

83. 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.

84. Резинских В.Ф., Лебедева А.И., Богачев А.Ф. Критерии эксплутационной надежности коррозионно-поврежденных лопаток ЦНД паровых турбин// Электрические станции. 1991. - №7. - С. 32-35.

85. Ресивер паровой турбины. А. с. 188990 (СССР. Опубл. в Б.И. - 1985. -№33.

86. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат. -1987.

87. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. М.: Энергоиздат. - 1982.

88. Симою JI.JI., Баринберг Г.Д., Гуторов В.Ф. Об эффективности работы турбины Т-250/300-240 без рабочих лопаток последних ступеней ЦНД// Электрические станции. 2005. - №11. - С. 47-52.

89. Симою JI.JI., Индурский М.С., Эфрос Е.И. Расчет переменных режимов ЧНД теплофикационных паровых турбинЛ Теплоэнергетика. 2000. - №2. - С. 16-20.

90. Симою Л.Л., Эфрос Е.И. и др. Влияние режимных факторов на интенсивность эрозионных повреждений лопаточного аппарата теплофикационных турбинII Электрические станции. 2000. - №10. - С. 12-18.

91. СНиП 23-01-99. Строительная климатология.

92. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: МЭИ. -2001.

93. Способ работы теплофикационной турбины по тепловому графику. А. с. 1121468 (СССР)/ Баринберг Г.Д., Бененсон Е.И., Бухман Г.Д., Гольдберг И.И. -Опубл. в Б.И.-1984.-№40.

94. Тимофеева Ю.Н. Исследование режимов работы ЦНД теплофикационных турбин с закрытой диафрагмой.// 10-я междунар.науч.-техн. конф. студентов и аспирантов «Радио-электроника, электротехника и энергетика»: тез. докл. М.: МЭИ. - 2004. - Т.З. - С.135-136.

95. Тимофеева Ю.Н. Оценка эффективности ЦНД теплофикационных турбин в реальных условиях эксплуатации.// 11-я междунар.науч.-техн. конф. студентови аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика»: тез. докл. -М.: МЭИ. 2005. - Т.З - С. 171-172.

96. Траупель В. Тепловые турбомашины. М., J1.: Государственное Энергетическое Издательство. -1961.

97. Трояновский Б.М. Энергетические паровые турбины (новые и модернизируемые агрегаты). Теплоэнергетика. - 1991. - № 1.

98. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. М.: Издательство МЭИ. - 2002.

99. Турбины тепловых и атомных электрических станций./ Под ред. А.Г. Костюка, В.В. Фролова. М.: Издательство МЭИ. - 2001.

100. ТУ 108-899-82. Турбина паровая Т-175/210-130.

101. Усачев И.П., Ефименко Э.Н., Ильиных В.В. Возбуждение аксиальных колебаний колес паровых турбин в эксплуатационных условиях// Энергомашиностроение. 1981. - №3. - С. 5-9.

102. Усачев И.П., Неуймин В.М., Жученко Л.А. О прикорневом отрыве в осевой турбинной ступени// Энергомашиностроение. 1979. - №3. - С. 9-12.

103. Усачёв И.П., Неуймин В.М. Общий метод расчёта вентиляционных потерь мощности в ступенях осевых турбомашин. Энергомашиностроение. - 1978. -№3.

104. Усачёв И.П., Неуймин В.М. О режимных причинах поломок рабочих лопаток последних ступеней низкого давления. Энергетик. - 2003. - № 3.

105. Усачев И.П., Неуймин В.М. и др. О частотной диаграмме аксиальных колебаний облопаченного диска осевой турбины// Энергомашиностроение. -1981.-№9.-С. 3-5.

106. Усачёв И.П., Неуймин В.М., Тихомиров А.Н. Расчёт и анализ установившихся режимов ЦНД паровых турбин// Энергомашиностроение. -1976.-№ 10.

107. Усачёв И.П., Неуймин В.М., Тихомиров А.Н. Метод определения разогрева проточной части ЦНД при очень малом расходе рабочего пара// Энергомашиностроение. 1977. - № 2.

108. Фаддеев И.П. Эрозия влажнопаровых турбин. JL: Машиностроение.1974.-206 с.

109. Фаддеев И.П., Лагерев А.В. Прогнозирование кинетики роста зоны эрозионного износа рабочих лопаток паровых турбин// Теплоэнергетика.1975.-№4.-С. 49-51.

110. Флюгель Г. Паровые турбины. ГОНТИ, М.-Л. 1939. - 255 с.

111. Хаимов В.А., Воропаев Ю.А. Расходные характеристики поворотных регулирующих диафрагм в малорасходных режимах ЦНД турбины Т-250/300-240// Теплоэнергетика. 1994. - №4. - С. 16-18.

112. Хаимов В.А., Воропаев Ю.А. Тепловое состояние ЦНД турбины Т-250/300-240 в режиме ее охлаждения// Теплоэнергетика. 1992. - №8. - С. 9-12.

113. Хаимов В.А., Воропаев Ю.А. Экстремальные температурные режимы ЦНД турбины Т-250/300-23,5// Теплоэнергетика. 1994. - №7. - С. 44-48.

114. Хаимов В.А., Воропаев Ю.А., Лукин С.В. Встроенная система охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240// Электрические станции. 1994. - №7. - С. 32-36.

115. Хаимов В.А., Воропаев Ю.А., Храбров П.В. и др. Поворотная регулирующая диафрагма в режимах охлаждения ЦНД турбины Т-250/300-240// Теплоэнергетика. 1990. - №9. - С. 37-40.

116. Хаимов В.А., Воропаев Ю.А., Храбров П.В., Котляр О.Е. Малорасходные режимы и надежность ЦНД турбины Т-250/300-23,5// Теплоэнергетика. 1991. -№11.-С. 38-43.

117. Хаимов В.А., Котляр О.Е., Ломакин Б.В. и др. Охлаждение ЦНД на режимах пуска турбины Т-250/300-240// Электрические станции. 1998. - №2. -С. 16-22.

118. Цитеман К. Расчёт и конструирование паровых турбин. М.-Л., ГЭИ, НКТП СССР.- 1933.-428 с.

119. Шапиро Г. А. Повышение эффективности работы ТЭЦ. М.: Энергоатомиздат. -1981.

120. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В., Трубилов Н.А. Исследование режимов работы ЦНД турбины Т-50-130 с уменьшенным вентиляционным пропуском пара// Теплоэнергетика. 1977. - №2.

121. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В., Трубилов Н.А. Экспериментальное исследование потерь мощности на трение и вентиляцию в турбине УТМЗ типа Т-50-130// Теплоэнергетика. 1972. - № 1.

122. Шапиро Г.А., Захаров Ю.В, Трубилов Н.А. Экспериментальное определение потерь на трение и вентиляцию турбины ПТ-60-130/13// Электрические станции. 1971. - №5.

123. Шапиро Г.А., Матвеенко В.А., Нахман Ю.В. Исследование ЧНД турбины ПТ-60-130/13 при работе с уплотнённой регулирующей диафрагмой низкого давления// Теплоэнергетика. 1980. - №2.

124. Шапиро Г.А., Эфрос Е.И., Шемпелев А.Г. Результаты модернизации исследования регулирующих диафрагм теплофикационных турбин// Теплоэнергетика. 1990. — №11. — С. 56-60.

125. Шемпелев А.Г. Разработка и исследование некоторых способов повышения эффективности конденсационных устройств теплофикационных турбин при малопаровых режимах работы// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. к.т.н. Екатеринбург. - 1999.

126. Шубович С.И. Экспериментальное исследование потерь трения и вентиляции в турбинной ступени// Изв. ТПИ. 1954. - т. 75.

127. Щегляев А.В. Паровые турбины. М.: Энергоатомиздат. - 1993.

128. Эфрос Е.И. Экономичность и надежность мощных теплофикационных турбин и пути их повышения// автореф. дисс. на соиск. уч. ст. д.т.н. М. - 1998.

129. Эфрос Е.И., Симою JUL, Гуторов В.Ф. и др. Усовершенствование системы влагоудаления из проточной части низкого давления теплофикационных турбин// Тяжелое машиностроение. 2002. - №4. - С. 6-9.

130. Эфрос Е.И., Симою JI.JL, Лагун В.П. и др. Повышение эффективности эксплуатации современных теплофикационных турбин// Теплоэнергетика. -1999.-№8.-С. 62-67.

131. High temperature control in high backpressure LP turbines. Bergman D., Gloder M., May G., Garther G. "Proc. Amer. Power Conf. Vol 17: 47th Annu. Meet. Chicago, III., Apr. 22-24,1985". Chicago, III., 1985,219-229 (англ.).

132. New components boost efficieney of 1-p steam turbines / Baumgarher R. J., Garther G., // Power. 1991. - 135, № 7. - C. 30, 32 (англ.).

133. Reducing solid particle erosion damage in large steam turbines. Summer W. J., VoganJ. H., LidingerR. J. "Proc. Amer. Power Conf. Vol. 17: 47th Annu. Meet., Chicago, III., Apr. 22-24, 1985". Chicago, III., 1985,196-212 (англ.).

134. Retrofitted L-P blades cut heat rate in large steam turbines. Evans D. H. "Power Eng." (USA), 1981, 85, № 9,78-81 (англ.).

135. Stodola A. Steam and Gas Turbines. V.I. N-Y. Peter Smith, 1945,1565 p.