Подовження терміну експлуатації парових турбін великої потужності (на прикладі турбін К-200-130)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Національна академія наук України

Інститут проблем машинобудування ім. А.М. Підгорного

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня доктора технічних наук

Спеціальність 05.05.16 - турбомашини та турбоустановки

Подовження терміну експлуатації парових турбін великої потужності (на прикладі турбін К-200-130)

Черноусенко Ольга Юріївна

Харків - 2009



Дисертацією є рукопис.

Роботу виконано на кафедрі теплоенергетичних установок теплових і атомних електростанцій Національного технічного університету України «Київський політехнічний інститут» Міністерства освіти і науки України та в Інституті проблем машинобудування ім. А.М. Підгорного НАН України.

Науковий консультант:

доктор технічних наук, академік НАН України, професор Мацевитий Юрій Михайлович, Інститут проблем машинобудування ім. А.М. Підгорного Національної академії наук України, директор

Офіційні опоненти:

доктор технічних наук, член-кореспондент НАН України Клименко Віктор Миколайович, ВАТ «Інститут прикладних досліджень в енергетиці», директор;

доктор технічних наук, професор Братута Едуард Георгійович, Національний технічний університет «ХПІ», професор кафедри теплотехніки та енергоефективних технологій;

доктор технічних наук, професор Мазуренко Антон Станіславович, Одеський національний політехнічний інститут, зав. кафедри теплових електричних станцій та енергозберігаючих технологій, директор енергетичного інституту.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради, доктор технічних наук О.Е. Ковальський

Анотація

енергетичний обладнання експлуатація

Черноусенко О.Ю. Подовження терміну експлуатації парових турбін великої потужності (на прикладі турбін К-200-130) - Рукопис.

Дисертація на здобуття наукового ступеня доктора технічних наук за спеціальністью 05.05.16 - турбомашини та турбоустановки. Інститут проблем машинобудування ім. А.М. Підгорного НАН України, м. Харків, 2009.

Дисертація присвячена розробці комплексного підходу продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання електростанцій та дослідженню залишкового ресурсу високотемпературних елементів парових турбін потужністью 200 МВт.

На підставі запропонованих математичних моделей теплового, напружено-деформованого стану та малоциклової утомленості елементів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт з урахуванням ремонтно-поновлювальних змін впродовж всього терміну експлуатації, а також експериментально визначених коефіцієнтів запасу міцності металу роторів та корпусів турбіни К-200-130-1,3 ЛМЗ отримано дані щодо продовження терміну експлуатації.

Створено концепцію автоматизованої системи технічної діагностики і інформативної підтримки експлуатації та управління ресурсом енергоблоків для продовження залишкового ресурсу енергетичного обладнання, що вичерпало свій парковий ресурс.

Встановлено реальну можливість продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання за результатами проведення чисельних і експериментальних досліджень, розраховано допустиму кількість пусків, сумарну пошкодженість та залишковий термін експлуатації роторів, корпусів та клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін К-200-130-1, 3 ст. № 3-9 Кураховська ТЕС та ст. № 11, 13-15 Луганська ТЕС.

Ключові слова: парова турбіна К-200-130, високотемпературні елементи парових турбін, залишковий ресурс, ремонтно-поновлювальні зміни, експериментальні коефіцієнти запасу міцності, допустима кількість пусків, сумарна пошкодженість.

Аннотация

Черноусенко О.Ю. Продление срока эксплуатации паровых турбин большой мощности (на примере турбин К-200-130) - Рукопись.

Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук по специальности 05.05.16 - турбомашины и турбоустановки. Институт проблем машиностроения им. А.М. Подгорного НАН Украины, г. Харьков, 2009.

Диссертация посвящена разработке комплексного подхода к продлению срока эксплуатации энергетического оборудования с использованием малозатратных технологий модернизации и управления остаточным ресурсом энергетического оборудования.

Выполнен анализ существующих путей продления ресурса энергетического оборудования и расчетные исследования теплового, напряженно-деформированного состояния и малоцикловой усталости роторов, корпусов и клапанов ЦВД и ЦСД паровых турбин мощностью 200 МВт.

Проведен анализ поврежденности за весь период эксплуатации роторов, корпусов и клапанов ЦВД и ЦСД паровых турбин мощностью 200 МВт на примере турбин Кураховской и Луганской ТЭС.

Впервые на основе экспериментальных исследований образцов металла высокотемпературных элементов паровых турбин, изменения геометрии их в ремонтных кампаниях, а также технического аудита оборудования сформулирован комплексный подход к решению проблемы продления срока эксплуатации роторов, корпусов и клапанов ЦВД и ЦСД паровых турбин мощностью 200 МВт.

Впервые применена математическая модель теплового, напряженно-деформированного состояния и малоцикловой усталости роторов, корпусов и клапанов ЦВД и ЦСД паровых турбин на основе пространственных аналогов высокотемпературных элементов паровой турбины 200 МВт с учетом ремонтно-восстановительных изменений геометрии для роторов высокого и среднего давления; корпусов ЦВД и ЦСД с фланцами горизонтального разъема, полостями для обогрева фланцев, паровыми ресиверами; для стопорных и защитных клапанов цилиндров ЦВД и ЦСД с патрубками подвода и отвода пара с учетом реальных условий эксплуатации, наличия повреждений проектных конструкций в процессе работы и ремонтно-восстановительных изменений.

Впервые выполнена экспериментальная оценка малоцикловой усталости металла ротора 25Х1М1ФА и корпуса 15Х1М1ФЛ паровой турбины мощностью 200 МВт, отработавших в реальных условиях эксплуатации на энергетических объектах более 220000 ч.

Впервые использована математическая модель оценки и прогнозирования индивидуального ресурса высокотемпературных элементов паровых турбин мощностью 200 МВт с экспериментально полученными коэффициентами запаса прочности.

Получены на реальном объекте новые данные и обоснованы рекомендации по продлению срока эксплуатации высокотемпературных роторов и корпусных деталей паровых турбин мощностью 200 МВт. Сформулирован комплексный подход к решению проблемы продления срока эксплуатации энергетического оборудования паровых турбин с использованием малозатратных технологий модернизации и управления ресурсом.

Создана концепция автоматизированной системы технической диагностики, информативной поддержки эксплуатации и управления ресурсом энергоблоков электростанций для продления срока эксплуатации и управления ресурсом энергетического оборудования, исчерпавшего свой парковый ресурс.

На основе разработанного комплексного подхода к продлению срока эксплуатации энергетического оборудования паровых турбин с учетом имеющихся повреждений и ремонтно-восстановительных изменений проектных конструкций элементов в процессе эксплуатации предложена методика прогнозирования дальнейшего жизненного цикла роторов, корпусов и клапанов ЦВД и ЦСД паровых турбин мощностью 200 МВт.

Результаты исследования по продлению срока эксплуатации турбины К-200-130 могут быть использованы на энергоблоках ТЭС и АЭС Украины и России.

Ключевые слова: паровая турбина К-200-130, высокотемпературные элементы паровых турбин, ремонтно-восстановительные изменения, экспериментальные коэффициенты запаса прочности, допустимое количество пусков, суммарная поврежденность, остаточный ресурс, продление срока эксплуатации.

Annotation

Chernousenko J.Y. Prolongation of the period of the operation of the steam turbines of large power (based on the example of turbines K -200-130). - The manuscript.

Dissertation for the doctor of technical science degree in specialty 05.05.16 - turbomachine and the turboinstallations. - A.M. Podgorny Institute for Mechanical Engineering Problems of the National Academy of Sciences of Ukraine. - Kharkov, 2009.

Dissertation is dedicated to the development of integral approach to the prolongation of the period of the operation of power machinery equipment with the use of low expense technologies of modernization and control of the residual of the service life of power machinery equipment.

Is executed the analysis of the existing ways of the prolongation of the service life of power machinery equipment and the calculated the studies of the thermal, stress-strained state and low-cycle fatigue of rotors, housings and valves CHP and CMP of the steam turbines with a power of 200 MW. Is carried out the analysis of damage within entire period of the operation of rotors, housings and valves CHP and CMP of the steam turbines with a power of200 MW TES. For the first time on the basis of experimental studies of the models of the metal of the high-temperature elements of steam turbines, change of their geometry in the repair campaigns, and also technical Audit equipment is formulated integral approach to the solution of the problem of the prolongation of the period of the operation of rotors, housings and valves CHP and CMP of the steam turbines with a power of 200 MW.

Is for the first time used the mathematical model of estimation and prognostication of the individual of the service life of the high-temperature elements of the steam turbines with a power of 200 MW with the experimentally obtained safety factors. Are obtained on the real object new given and are substantiated recommendations regarding the prolongation of the period of the operation of high-temperature rotors and hull components of the steam turbines with a power of 200 MW. Is formulated integral approach to the solution of the problem of the prolongation of the period of the operation of power machinery equipment of steam turbines with the use of low expense technologies of modernization and control of resource.

Is created the concept of the automated system for technical diagnostics, informative support to operation and control of the service life of the power units of power stations for the prolongation of the period of operation and control of the service life of the power machinery equipment, which exhausted its park resource.

On the basis of the developed integral approach to the prolongation of the period of the operation of power machinery equipment of steam turbines taking into account for the existing damages, repair and recovery changes of the design constructions of elements in the process of operation is proposed the procedure of the prognostication of farther life cycle of rotors, housings and valves CHP and CMP of the steam turbines with a power of 200 MW.

The results of a study on the prolongation of the period of the operation of turbine K -200-130 can be used on the power units TES.

The keywords: steam turbine K -200-130, the high-temperature elements of steam turbines, repair and recovery changes, the experimental safety factors, the permissible number of launchings, summary damage, residual service life, the prolongation of the period of operation.

1. Загальна характеристика роботи

Актуальність теми. Проблема забезпечення надійної роботи енергетичного обладнання стає дедалі актуальнішою, оскільки старіння обладнання значно перевищує темпи технічного переозброєння. Наробка більшості енергоблоків ТЕС України досягла 180-200 тисяч годин і перебільшує розрахунковий ресурс (100 тис. годин). В енергосистемі України турбоустановки потужністью 200 МВт працюють частково у змінній частині графиків електричного навантаження і вагомо впливають на маневрові характеритики. Встановлено 43 блоки з турбінами 200 МВт, що складає 46,73 % від загальної кількості парових турбін потужності 200-800 МВт (92 блоки) для ТЕС. Економічна ситуація не дозволяє розраховувати на широкомасштабну заміну обладнання, що відпрацювало парковий ресурс. У зв'язку з цим важливою проблемою стало продовження працездатності діючого обладнання при обов'язковому виконанні вимог до надійності та безпеки.

Розвинені країни продовжують термін експлуатації енергетичного обладнання, що відпрацювало парковий ресурс, наприклад, США - до 50-80 років, Голландія, Росія, Польща - до 300 тис. годин. Збільшення терміну експлуатації енергетичного обладнання може складати до 20-30 % вартості будівництва нової ТЕС, що дозволяє вважати продовження терміну експлуатації вигідним з економічної точки зору.

Для оцінки залишкового ресурсу енергетичного обладнання необхідно визначати індивідуальний ресурс на основі комплексного підходу, що об'єднує результати неруйнівного контролю з повірочними розрахунками на міцність. Важливим є також використання методів технічної діагностики. Виникає необхідність у повному обстеженні енергетичного обладнання, що вичерпало свій парковий ресурс.

В Україні відсутня нормативна база з питань продовження терміну експлуатації високотемпературних елементів парових турбін, таких як ротори та корпуси циліндрів високого та середнього тиску (РВТ, РСТ, ЦВТ і ЦСТ), корпуси автоматичних стопорних та захисних клапанів (АСК ЦВТ і АЗК ЦСТ). Відсутня також науково - обґрунтована та відпрацьована концепція технічної діагностики високотемпературних елементів енергетичного обладнання ТЕС та АЕС.

Враховуючи те, що кількість енергоблоків на електричних станціях Україні, що вичерпали свій парковий ресурс, перевищує 70 % та високу вартість нового енергетичного обладнання, збільшення терміну їх експлуатації із застосуванням маловитратних технологій модернізації та управління ресурсом енергетичного обладнання є актуальною науково-технічною проблемою, що відповідає Закону України «Про енергетику».

Зв'язок роботи з науковими програмами, темами. Дисертація пов'язана з Державною науково-технічною програмою «РЕСУРС» Міністерства освіти та науки України та роботами з «Розроблення концепції оцінки технічного стану турбінного обладнання ТЕС та шляхів подовження їх паркового ресурсу» Міністерства палива та енергетики (МПЕ) України.

Дисертаційна робота виконувалась в межах договірних тем № 15/2.077, 078, 084, 085 з Державним підприємством «ДонОРГРЕС», № 15/2.097 з Кураховською ТЕС, № 15/2.098 з ТОВ «СХІДЕНЕРГО», № 15/2.006, 007 з Луганською ТЕС та № ТЕФ/ТЕУ-3т з НАЕК «ЕНЕРГОАТОМ», де автор був відповідальним виконавцем.

Мета і завдання дослідження. Метою дисертаційної роботи є наукове обґрунтування і розробка комплексного підходу до продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання із застосуванням маловитратних технологій модернізації та управління залишковим ресурсом. Це дозволить збільшити термін експлуатації, сприяти зменшенню витрат на переобладнання ТЕС, забезпечити надійну роботу енергетичного обладнання при впровадженні під час модернізації автоматизованих систем технічної діагностики (АСТД) енергоблоків електростанцій.

Поставлена мета досягається шляхом вирішення наступних завдань:

- аналіз існуючих шляхів продовження ресурсу енергетичного обладнання, що вичерпало свій парковий ресурс;

- розрахункові дослідження теплового та напружено-деформованого стану роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт;

- розрахункова оцінка малоциклової утомлюваності роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт з визначенням їхнього індивідуального ресурсу;

- експериментальне дослідження малоциклової утомлюваності металу ротору ЦСТ та корпусів ЦВТ і ЦСТ парових турбін, що відпрацювали парковий ресурс, та визначення коефіцієнтів запасу міцності металу роторів (сталь 25Х1М1ФА) та корпусів (сталь 15Х1М1ФА) ЦВТ і ЦСТ парової турбіни К-200-130 ЛМЗ;

- аналіз пошкодженості при експлуатації роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт на прикладі турбін Кураховської (КТЕС) та Луганської (ЛТЕС) ТЕС;

- розробка загальної концепції автоматизованої системи технічної діагностики та комплексу підтримки експлуатації енергоблоків великої потужності ТЕС та АЕС для продовження терміну експлуатації обладнання, що вичерпало свій парковий ресурс;

- визначення найбільш напружених зон високотемпературних елементів парової турбіни потужністю 200 МВт;

- оцінка індивідуального ресурсу парової турбіни потужністю 200 МВт з урахуванням реальних умов експлуатації, локальної пошкодженості окремих деталей турбоустановки та її конструктивних особливостей;

- формування пропозицій щодо практичної реалізації шляхів продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання.

Об'єкт дослідження - ротори, корпуси і стопорні клапани ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт.

Предмет дослідження - тепловий, напружено-деформований стан та малоциклова утомленість роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт.

Методи дослідження. Математичне моделювання теплового, напружено-деформованого стану та оцінка індивідуального ресурсу енергетичного обладнання парових турбін з використанням чисельних методів вирішення задач математичної фізики, методів оптимізації та математичної статистики. Експериментальні дослідження в процесі натурних випробувань для оцінки адекватність розроблених математичних моделей і підтвердження достовірність результатів.

Наукова новизна одержаних результатів полягає у вирішенні на підставі проведених розрахункових і експериментальних досліджень актуальної прикладної науково-технічної проблеми комплексного підходу до продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання із застосуванням маловитратних технологій модернізації та управління залишковим ресурсом, а саме:

1. Вперше на підставі експериментальних досліджень зразків металу високотемпературних елементів парових турбін, змінення геометрії цих елементів під час ремонтних компаній, а також технічного аудиту обладнання сформульовано комплексний підхід до вирішення проблеми продовження терміну експлуатації роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт.

2. Для парових турбін типу К-200-130-1,3 вперше розроблено математичну модель теплового (ТС), напружено-деформованого стану (НДС) та малоциклової утомленості (МЦУ) роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін з урахуванням наявних пошкоджень проектних конструкцій та ремонтно-поновлювальних змін елементів у процесі експлуатації на базі 2D- і 3D-просторових аналогів для роторів ЦВТ і ЦСТ; корпусів ЦВТ і ЦСТ з фланцями горизонтального роз'єму, порожнинами для обігріву фланців, паровими ресиверами, дренажними патрубками; для стопорних клапанів циліндрів ЦВТ і ЦСТ з патрубками підводу та відводу пари.

3. Вперше виконано експериментальну оцінку стану металу ротора 25Х1М1ФА та металу корпусів 15Х1М1ФЛ за фактором малоциклової утомленості для парової турбіни потужністю 200 МВт, що відпрацювали у реальних умовах експлуатації на енергетичних об'єктах більш ніж 220 тис. годин.

4. Вперше проведено оцінку і прогнозування залишкового ресурсу високотемпературних елементів парових турбін потужністю 200 МВт з експериментально отриманими коефіцієнтами запасу міцності металу.

5. Створено концепцію автоматизованої системи технічної діагностики, інформативної підтримки експлуатації та управління ресурсом енергоблоків ТЕС та АЕС з метою продовження ресурсу енергетичного обладнання, що вичерпало свій парковий ресурс.

Практичне значення одержаних результатів.

1. На підставі запропонованого методу визначення теплового, напружено-деформованого стану енергетичного обладнання парових турбін з урахуванням наявних пошкоджень та ремонтних змінень проектних конструктцій елементів енергетичного обладнання в процесі експлуатації запропонована методика прогнозування подальшого життєвого циклу роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт.

2. Розроблено рекомендації щодо оцінки залишкового ресурсу парових турбін потужністю 200 МВт, які вичерпали парковий ресурс.

3. Шляхом математичного і фізичного моделювання отримано розрахункові дані по ТС, НДС та індивідуальному ресурсу енергетичного обладнання парових турбін потужністю 200 МВт з оціночним урахуванням реальних умов експлуатації в залежності від різних видів навантаження та ремонтно-поновлювальних змінень конструкції елементів парових турбін за весь період експлуатації.

4. Вперше для реального об'єкту розраховано термін можливого продовження експлуатації високотемпературних роторів та корпусних деталей парових турбін потужністю 200 МВт при запровадженні конструктивних змінень та схемних удосконалень.

5. Обґрунтовано рекомендації щодо продовження терміну експлуатації високотемпературного енергетичного обладнання парових турбін потужністю 200 МВт. Визначено вплив режимних параметрів та конструктивних змінень на роботу високотемпературних елементів парових турбін потужністю 200 МВт.

Результати дослідження щодо продовження терміну експлуатації турбіни К-200-130 впроваджені на блоках ст. № 3-9 Кураховської ТЕС (акт про впровадження від 28.03.08 та довідка ДонОРГРЕС про застосування результатів науково-дослідної роботи №301-01/5H від 28.02.08) та на блоках ст. № 11,13-15 Луганської ТЕС (акт про впровадження від 22.09.2008).

Матеріали дисертаційної роботи використано у навчальному процесі Національного технічного університету України (НТУУ) «КПІ» та Міжгалузевого інституту післядипломної освіти при НТУУ «КПІ» для підготовки інженерів-теплоенергетиків.

Особистий внесок автора. Основні ідеї і положення дисертаційної роботи розроблені автором особисто. В монографії [1] автор підготував і написав частину 1 (розділ 1, п. 1.1, п. 3.1-3.5); в навчальному посібнику [2] автор підготував і написав главу 8; розробив схемні рішення АСТД енергоблоку електричної станції [18-20]; сформулював комплексну схему визначення залишкового ресурсу та продовження терміну експлуатації турбінного обладнання; прийняв участь у створенні 2D- і 3D- просторових аналогів високотемпературних елементів парової турбіни потужністю 200 МВт з урахуванням змін геометрії під час проведення ремонтно-поновлювальних робіт [30, 32]; визначив граничні умови теплообміну у корпусних елементах парових турбін потужністю 200 МВт [3-17, 21, 24]; розробив числові моделі теплового, напруженного стану і малоциклової утомленості роторів, корпусів, клапанів ЦВТ і ЦСТ з урахуванням змін геометрії під час проведення ремонтно-поновлювальних робіт для парової турбіни К-200-130 ст. № 3-9 Кураховської ТЕС та ст. № 11, 13-15 Луганської ТЕС [22, 35]; сформулював постановку завдання щодо експериментального дослідження металу корпусів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни К-200-130-3 Кураховської ТЕС та ротору ЦСТ парової турбіни К-200-130-3 Луганської ТЕС з метою оптимізації коефіцієнтів запасу міцності за числом циклів n_N і за деформаціями n_е ; провів розрахункові дослідження малоциклової утомленості роторів, корпусів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни К-200-130 блоку 200 МВт ст. № 3-9 Кураховської ТЕС та ст. № 11, 13-15 Луганської ТЕС при поточнених коефіцієнтах запасу міцності за числом циклів n_N =3 і деформаціями n_е=1,25 [27-29]; провів розрахункову оцінку індивідуального ресурсу литих деталей парових турбін типу К-200-130-3 ст. № 4-8 Кураховської ТЕС з тріщинами при урахуванні реальних умов експлуатації згідно станційних даних пошкодженості [31]. Роботи [12, 21, 22, 26, 28, 33, 35] опубліковані самостійно. Сделать в соответствии со списком работ.

Апробація результатів. Результати роботи доповідались на науково-технічних конференціях і семінарах, в тому числі на: технічній нараді НАЕК «Енергоатом» з розробки і поетапної реалізації комплексу систем діагностики енергоблоку (КСДЕ) АЕС з ВВЕР 1000 (м. Харків, 13.11.2003); технічній нараді НАЕК «Енергоатом» з питання КСДЕ, ОП НТЦ НАЕК «Енергоатом» (м. Київ, 21.07.2004); Міжнародній науково-практичній конференції, Інститут теплофізики НАНУ (м. Київ, п. Конча-Заспа, 2003), Кординаційній нараді НАЕК «Енергоатом» про концепцію автоматизованої системи технічної діагностики (АСТД) для АЕС з енергоблоками 1000 МВт (м. Київ, 21.06.2004); технічній нараді МПЕ України «Оцінка технічного стану парових турбін теплових електростанцій та розробка концепції продовження їх паркового ресурсу» (м. Трипілля, 19.04.2006); науковому семінарі «Проблеми енергозбереження України і шляхи їх вирішення» (м. Харків, 26.04.2006); Технічній нараді ТОВ «СХІДЕНЕРГО» на базі Кураховської ТЕС (м. Курахово, 22.05.2006); Міжнародній науково-технічній конференції «Вдосконалення турбоустановок методами математичного і фізичного моделювання» (м. Харків, 19-22.09.2006); технічній нараді ТОВ «СХІДЕНЕРГО» на базі КТЕС (м. Курахово, 19.12.2006); Міжнародній науково-технічній конференції НТУУ КПІ (м. Київ, травень 2007); Технічній нараді ТОВ «СХІДЕНЕРГО» (м. Донецьк, 26.03.2008); Міжнародній науково-технічній конференції «Вдосконалення турбоустановок методами математичного і фізичного моделювання» (м. Харків, 24.04.2008); науково-технічній конференції «Ресурс, надійність та ефективність використання енергетичного обладнання» (м. Харків, 20-23.05.2008); IX Міжнародній науково-практичній конференції «Прогресивна техніка та технологія - 2008», присвяченій 110-річчю НТУУ «КПІ» (м. Київ, 21-24.05.2008); 15 Міжнародній конференції з автоматичного управління «АВТОМАТИКА-2008» (м. Одеса, 23-26.09.2008). Робота отримала відзнаки на Донецькому обласному конкурсі якості у рамках національного конкурсу «100 кращих товарів України» (м. Донецьк, 6.11.2007).

Публікації. Основний зміст дисертації викладено у 27 наукових працях, в тому числі: 1 монографія, 20 статей у фахових виданнях, що входять до Переліку ВАК, з них 6 без співавторів, 3 тези та матеріали конференцій, отримано 1 авторське свідоцтво.

Структура та обсяг дисертації. Дисертаційна робота складається із вступу, 7 розділів, висновків, списку використаних джерел з 285 найменувань та 4 додатків на 88 сторінках. Загальний обсяг дисертації становить 413 сторінок, з яких 284 сторінки основного тексту, робота має 141 рисунків, 71 таблицю.

2. Основний зміст роботи

У вступі обґрунтовано актуальність теми, наведено загальну характеристику роботи.

Перший розділ присвячено аналізу та прогнозуванню стану високотемпературного обладнання парових турбін теплових електричних станцій України, основним методам оцінки та продовження його індивідуального ресурсу.

В України ресурс більшості енергоблоків ТЕС потужністю 150-800 МВт більший за розрахунковий згідно нормативних документів МПЕ. 74 енергоблоки з 102 (72,59 %) знаходяться на межі перевищення паркового ресурсу (220 тис. годин). Ще 17 енергоблоків (16,67 %) впритул наближаються до напрацювання паркового ресурсу, а 11 блоків (10,78 %) наблизилися до розрахункового ресурсу (100 тис. годин).

У межах управління ресурсом енегетичного обладнання широкомасштабна заміна обладнання, що відпрацювало парковий ресурс, повинна бути технічно та економічно обґрунтована. В Україні необхідно провести оцінку індивідуального ресурсу паротурбінного енергетичного обладнання та виробити стратегію технічного переозброєння парових турбін енергоблоків ТЕС з метою оптимізації грошових витрат. У зв'язку з цим зрозуміла важливість проблеми продовження працездатності діючого обладнання при обов'язковому виконанні вимог до надійності та безпеки.

Для збільшення терміну експлуатації енергоблоків парових турбін великої потужності необхідно формувати комплексний підхід як до питань продовження подальшої експлуатації обладнання ТЕС, так і до заміни енергетичного обладнання ТЕС новим.

В роботах Б.Д. Дитяшева, А.А. Дубова, Е.К. Перевалової, А.Б. Попова та інших авторів визначається індивідуальний ресурс шляхом оцінки реальних умов експлуатації за весь період використання обладнання, проведення повторного міцнісного розрахунку на базі уточнених експлуатаційних даних, застосування дефектоскопії та складання прогнозу подальшої експлуатації.

Вивчено роботи В.І. Берлянда, П.П. Гонтаровського, А.Ш. Лейзеровича, В.А. Палея, Е.Р. Плоткіна, О.В. Пожидаєва, А.Д. Трухнія, М.Г. Шульженка та інших, які пов'язані з міцнісними розрахунками елементів турбін. Аналіз результатів розрахунків малоциклової утомлюваності і живучості дозволяє зазначити, що ротори ЦВТ та ЦСТ парових турбін у зоні паровпусків працюють в умовах високотемпературного навантаження. Поряд із стаціонарними інерційними навантаженнями періодично виникають нестаціонарні навантаження при пускових і змінних режимах; можливі динамічні навантаження від вібрації. З аналізу результатів розрахунків МЦУ і живучості витікає, що рівень навантажень корпусів ЦВТ та ЦСТ нижчий, ніж у роторів, і не досить чітко співпадає з візуальними обстеженнями пошкоденості. Найвідповідальнішим етапом при розрахунку довгогривалості деталей енергетичного обладнання, що проектується та працює в умовах багаточисельних перехідних режимів, є вибір коефіцієнтів запасу міцності.

Важливим етапом розрахунку на міцність є визначення граничних умов (ГУ) теплообміну та теплового стану елементів парових турбін. У роботах авторів В.А. Барсукова, В.М. Голощапова, Н.Я. Есипенка, Л.М. Зисіної-Моложен, О.Т. Ільченка, В.М. Капіноса, В.А. Маляренка, Ю.М. Мацевитого, Л.П. Сафонова та інших розглянуто питання визначення ГУ в елементах парових турбін, поверхні яких обтікає перегріта та волога пара. Наведено критеріальні залежності для оціночного розрахунку коефіцієнтів теплообміну на поверхнях роторів, корпусів та клапанів циліндрів парових турбін.

Аналіз умов експлуатації металу парових турбін, проведений у роботах Г.Д. Авруцкого, Т.Е. Бажиної, А.Б. Вайнмана, В.И. Гладштейна, Г.В. Мухопада, О.И. Мартинової та іншіх показав, що за період експлуатації у стані металу основних деталей (15Х1М1ФЛ, 20ХМФЛ, 20ХМЛ) можуть відбутися значні зміни, зокрема зниження короткотривалої та довготривалої міцності у зв'язку із погіршенням структурного стану сталі. З іншого боку, може виникати підвищення пластичності литого металу, що покращує його опір циклічному навантаженню під час змінних режимів роботи. Тому питання продовження терміну експлуатації понад парковий повинно вирішуватись на підставі результатів спеціально проведеного комплексу робіт з дослідження стану металу.

За данними робіт А.В. Антоновича, А.М. Бурдейного, М.О. Дуеля, І.О. Ковальова, А.І. Титка, Л.А. Хоменока та інших тенденція переходу від традиційної дефектоскопії до технічної діагностики із застосуванням комплексного підходу до вивчення стану обладнання (визначення параметрів дефектів, оцінку внутрішніх (залишкових) напружень і знаходження фактичних структурно-механічних характеристик металу) дозволить безпечно експлуатувати енергетичне обладнання, що відпрацювало свій парковий ресурс.

Особливо необхідно відзначити монографію Ю.М. Мацевитого, М.Г. Шульженка, В.М. Голощапова та інших авторів про концепцію реновації енергетичного обладнання на основі теорії обернених задач, технічних комплексів вібродіагностики турбоустановок, задач ідентифікації теплофізичних параметрів, а також оцінки залишкового ресурсу роторів високого та середнього тиску парових турбін К-300-240 Зміївської ТЕС та К-250/300-240 Київської ТЕЦ-5.

Продовження ресурсу енергетичного обладнання є найдешевшим засобом реновації теплових електростанцій. Впровадженням комплексної системи заходів можна збільшити термін експлуатації без значного збільшення витрат на поновлення енергетичного обладнання. Питання про подальшу долю обладнання теплових електростанцій з параметрами пари 13-24 МПа и 540-560°С (продовжувати ресурс ще на 50-100 тис. годин або поміняти на нове) повинно вирішуватись на основі техніко-економічних міркувань.

Виходячи з вище наведеного, сформульовано мету і завдання дослідження.

Другий розділ дисертації містить концепцію автоматизованої системи технічної діагностики (АСТД) із діагностичною та інформаційною підтримкою експлуатації і управлінням ресурсом обладнання енергоблоків.

АСТД створюється для управління ресурсом і забезпечення діагностичної та інформаційної підтримки технічної експлуатації систем та обладнання електричних станцій. Ця система забезпечує оптимальне управління за технічним станом, своєчасне попередження відмов та порушень, оцінювання і прогнозування залишкового ресурсу обладнання електричної станції, мінімізування вартості та підвищення ефективності робіт з моніторінгу технічного стану, технічного обслуговування, ремонту і управління ресурсними характеристиками обладнання електричної станції.

Розробка і впровадження АСТД дозволяє: підвищити надійність, безпеку та економічність роботи енергоблоку; поліпшити використання робочої потужності; оптимізувати вихід в ремонт та зменшити ремонтні витрати; підвищити якість експлуатації за рахунок збільшення інформації; об'єктивно аналізувати діяльність експлуатаційного персоналу; значно зменшити психофізичні навантаження персонала і створити базу для збільшення ресурсу обладнання електричної станції.

Для вирішення завдання діагностичної та інформаційної підтримки експлуатації та управління ресурсом обладнання пропонується використати АСТД енергоблоку електричної станції. Для прикладу наведена структура управління ресурсом енергоблоку АЕС та взаємозв'язку АСТД і автоматизованої системи управління технологічними процесами (АСУ ТП). Визначено склад обладнання, що діагностується, і функціональні задачі діагностики для енергоблоку АЕС потужністю 1000 МВТ із реактором ВВЕР-1000. АСТД може бути адаптована до енергоблоків ТЕС потужністю 200 МВт.

АСТД є інтегрованою інформаційно-дорадчою системою, що охоплює все обладнання енергоблоку і контролює технологічні режими. Вона будується за модульним принципом у вигляді розподіленої трирівневої обчислювальної системи промислового призначення з нижнім, середнім і загальностанційнім рівнями, допускає автономне функціонування окремих підсистем, що забезпечує можливість її розширення.

Нижній рівень складається з додаткових датчиків, які відсутні в інформаційно-обчислювальному комплексі (ІОК) АСУ ТП енергоблоку, і інтелектуальних пристроїв зв'язку з об'єктом, які є автоматичними вимірювальними комплексами для різних типів сигналів. В АСТД автономно вирішуються питання збору та попередньої обробки інформації для кожної підсистеми.

Середній рівень містить процесори, так звані сервери бази даних окремих функціональних підсистем АСТД, що обробляють за спеціальними технологічними алгоритмами інформацію, яка надходить з нижнього рівня.

На цьому рівні визначаються діагностичні параметри, що характеризують стан обладнання. Процесори структурно повинні бути сумісні з ІОК енергоблоку. Середній рівень включає оперативні робочі місця, оперативні та архівні бази даних.

Загальностанційний рівень - це магістраль даних електричної станції з набором комп'ютерних серверів, за допомогою яких здійснюється зв'язок між окремими підрозділами і керівництвом. На цьому рівні визначаються основні задачі управління ресурсом енергетичного обладнання, організації робіт з моніторінгу технічного стану, обслуговування і ремонту. Загальностанційний рівень містить оперативні і неоперативні робочі місця, які виконують функції зв'язку, управління базою даних, обробки бази знань і взаємодії людина - машина. Для реалізації горизонтальних зв'язків між підсистемами та зменшення числа радіальних зв'язків всі термінальні станції АСТД об'єднуються в локальну обчислювальну мережу, що пов'язана з загальностанційним рівнем управління, а також з пристроями зв'язку з об'єктом.

Технічні результати розробки і впровадження АСТД енергоблоку АЕС полягають у можливості підвищення надійності роботи обладнання в результаті зменшення позапланових простоїв в 5-10 разів, або відмов на 60-90 %; підвищення економічності роботи на 1,5-2 % і якості експлуатації за рахунок поглибленої інформації про роботу обладнання, високої оперативності і обґрунтованості рішень, що приймаються.

Передбачається поліпшення використання робочої потужності енергоблоку (зростання коефіцієнту готовності); оптимізація і планування ремонтного обслуговування (збільшення строку між капітальними ремонтами приблизно на 20 % - з 4 до 5 років) і зменшення ремонтних витрат; створення умов для збільшення загального ресурсу енергоблоку на 10-15 років; впровадження об'єктивного аналізу роботи експлуатаційного персоналу та покращення умов праці.

Розглянуто комплексний підхід до дослідження індивідуального ресурсу парових турбін та продовження експлуатації енергетичного обладнання.

Згідно нормативних документів на електричних станціях виконується експериментальне дослідження металу, залучаються спеціалісти з прогнозної оцінки ресурсу парових турбін та приймається заключення про можливу подальшу експлуатацію.

При проведенні розрахункової оцінки ресурсу парових турбін зараз не враховуються ремонтно-поновлювальні зміни в елементах енергетичного обладнання, що утворилися впродовж всього терміну попередньої експлуатації. Відсутні достовірні експериментальні дані щодо властивостей металу корпусів та роторів ЦВТ і ЦСТ, що відпрацювали парковий ресурс. Недостатньо уваги приділяється визначенню коефіцієнтів запасу міцності на етапі розрахункової оцінки ресурсу.

Тому виникає необхідність у розробці методології та реалізації системного підходу щодо продовження терміну експлуатації парових турбін, які відпрацювали свій парковий ресурс, з використанням методів математичного моделювання теплового, напружено-деформованого стану і малоциклової утомленості корпусів, роторів та стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ.

На основі аналізу публікацій, обстеження стану енергетичного обладнання парових турбін з використанням основних положень системного аналізу була розроблена структурна схема дослідження продовження терміну експлуатації елементів парових турбін.

У розділі обґрунтовано використання систематизованого підходу до продовження терміну експлуатації енергетичного обладнання парових турбін і наведена комплексна схема визначення залишкового ресурсу елементів парової турбіни.

Рішення про продовження терміну експлуатації високотемпературних елементів парової турбіни, що відпрацювала більше за парковий ресурс, необхідно приймати експертною комісією на основі проведення:

неруйнівного контролю металу для виявлення дефектів та пошкоджень, дослідження структури і властивостей металу цих елементів; технічного аудиту, що містить аналіз технічної документації ТЕС за режимами експлуатації, пошкодженнями, замінами у поновлювальних ремонтах основних елементів парових турбін, результатами контролю металу впродовж всього терміну їхньої експлуатації; експериментального дослідження з впливу старіння на зміну фізико-механічних властивостей конструкційних легованих сталей при експлуатаційних температурах (з метою уточнення запасів міцності за деформаціями та числом циклів); повірочного розрахунку теплового, напружено-деформованого стану, малоциклової утомленості і залишкового ресурсу елементів парової турбіни з урахуванням фактичних даних про властивості металу та режими експлуатації, зміни конструкції у планово-попереджувальних ремонтах, особливостей пускових та змінних режимів роботи; експертного висновку спеціалізованої організації про продовження терміну експлуатації парових турбін.

Третій розділ дисертації присвячено розробці комплексного підходу до проведення повірочного розрахунку теплового, напружено-деформованого стану, малоциклової утомленості та живучості роторів, корпусів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ у тривимірній постановці з урахуванням ремонтно-поновлювальних змін геометрії паровпускних і паровідводящих патрубків циліндрів ЦВТ і ЦСТ; радіусних переходів на зовнішніх і внутрішніх поверхнях клапанів; кільцевих зон перед сопловими коробками; пазів під діафрагми і обойми діафрагм; поверхонь фланцевого роз'єму і шпілечних отворів ЦВТ і ЦСТ; зони паровпуску і вихлопу циліндрів ЦВТ і ЦСТ; дренажних отворів і зони патрубків відбору; а також патрубків підводу пари до кінцевих ущільнень роторів ЦВТ і ЦСТ.

На першому етапі створення концепції повірочного розрахунку розроблено методику побудови 2D- і 3D-просторових аналогів високотемпературних елементів турбомашин (з використанням програмного продукту Solidworks) - корпусів, роторів та стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ з урахуванням технологічних виборок матеріалу елементів обладнання, що утворилися при механічній обробці тріщин та розтріскувань на поверхнях (ремонтно-поновлювальні зміни). Змінення проектної конструкції високотемпературних елементів парової турбіни відповідно до ремонтно-поновлювальних робіт, що виникло за певний термін експлуатації (190-270 тис. годин), викличе безумовно і певні зміни ТС та НДС цих елементів і буде впливати на загальний термін експлуатації. Такий вплив буде не завжди в бік скорочення індивідуального ресурсу. Так, наприклад, проточка термокомпенсаційних канавок роторів з метою усунення тріщин зі збільшенням розмірів канавок викликає зменшення рівня напружень та продовження ресурсу обладнання.

На другому етапі створення концепції розроблено спосіб розв'язання за допомогою програмних продуктів ANSYS і COSMOSWorks краєвої задачі нестаціонарної теплопровідності із заданням змінних у часі граничних умов (ГУ) теплообміну на поверхнях роторів, корпусів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ на базі побудованих 2D- та 3D- просторових аналогів.

При завданні ГУ враховувалися схеми течії пари в ущільнення, графіки пуску з різних теплових станів (холодний, гарячий та нестиглі стани), закидання конденсату в проточну частину парової турбіни та корпуси клапанів. Також враховувався обігрів фланців по обнизці.

Краєва задача нестаціонарної теплопроводності елементів парових турбін вирішувалась за допомогою рівняння виду

(1)

де л, с, г - коефіцієнт теплопровідності, питома теплоємність і питома вага є функціями температури і координат при початкових умовах

.

На поверхнях корпусів, роторів та стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ задавали нестаціонарні граничні умови I-IV роду з урахуванням експлуатаційних змінних режимів роботи.

При визначенні ГУ при нестаціонарних режимах роботи використовувалась розрахункова оцінка температури на змінних режимах в усіх елементах парової турбіни. Для врахування впливу температури при розрахунку соплового паророзподілення та побудові Р-G діаграми на першій ітерації процес вважається ізотермічним, потім визначається температура пари за регулюючим ступенем (Т₃), яка уточнювалась у процесі ітераційних розрахунків.

Третій етап містить засіб визначення напружено-деформованого стану корпусів, роторів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ з урахуванням їхньої просторової складної геометрії, пошкоджень за період експлуатації, ремонтно-поновлювальних змін проектної геометрії за допомогою програмних комплексів ANSYS і COSMOSWorks.

Напружено-деформований стан елементів визначався для наступних видів навантаження: навантаження від тиску, температурні навантаження; навантаження від відцентровних сил, реакції опор. При розрахунках визначалися головні напруження, інтенсивності напруження впродовж всього терміну відповідного пускового та стаціонарного експлуатаційних режимів в високотемпературних елементах парової турбіни.

Напружено-деформований стан елементів парових турбін розраховувався при сумісному розв'язанні рівнянь рівноваги, що в тензорній формі мали вигляд

(2)

де у_i - нормальні та дотичні напруження в елементах турбін, X_i - масова сила, що діє в елементах турбін (відцентрова сила, сила тяжіння та інші), р_i - зовнішні розподілені навантаження, с_i - щільність матеріалу елемента.

Також додавались рівняння сумісності деформацій та закон пружності у матричній формі

(3)

де - вектор деформацій, - матриця пружних коефіцієнтів, - вектор напружень, - вектор температурних деформацій, - коефіцієнт лінійного розширення, - змінення температури елементів турбін при експлуатації.

На четвертому етапі розроблено методичний підхід до розрахунку малоциклової утомленості з використанням комплексу програм НТУУ «КПІ», а також програмних комплексів ANSYS і COSMOSWorks із застосуванням розрахованого напруженого стану корпусів, роторів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ при уточненні коефіцієнтів запасу міцності за кількістю циклів та деформацій. Перевищення коефіцієнтів запасу на стадії проектування нового обладнання зрозуміло з точки зору відсутності досвіду експлуатації елементів парових турбін. Але після тривалої експлуатації можливе коригування коефіцієнтів запасу міцності за кількістю циклів та деформацій за умов проведення додаткових досліджень властивостей металу. Особлива увага приділялась визначенню розрахункових температур в окремих точках металу корпусів та роторів ЦВТ і ЦСТ для подальшого їх використання у розрахунках кількості циклів до руйнування. Контрольна розрахункова температура в окремих точках металу приймалась відповідною максимальному напруженню у зафіксований проміжок часу. Збільшення температури металу до номінальної викликало необґрунтоване зменшення ресурсних характеристик елементів парових турбін і мало значення лише на етапі проектування нового обладнання, коли ще не відомо, як буде себе поводити нова конструкція в експлуатації.

Для визначення кількості циклів до руйнування та індивідуального ресурсу елементів парових турбін використовувались методи розрахунку з урахуванням чисельного дослідження напруженого стану роторів, корпусів і стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ. Амплітуда деформації для кожного елементу парової турбіни рахувалась за значеннями інтенсивності напружень впродовж циклу навантаження (вихідний стан - навантаження - номінальний режим - розвантаження - вихідний стан). Кількість циклів навантаження до появи тріщин визначалась за експериментальними залежностями для малоциклової утомленості.

Сумарна пошкодженість П', що накопичена в металі роторів і корпусів визначалась за формулою

(4)

де , , - статична і циклічна пошкодженість, що накопичена у зоні ротора або корпуса на момент оцінки продовження терміну експлуатації; - час роботи на j-му стаціонарному режимі при температурі металу і еквівалентних місцевих напруженнях повзучості в зоні ротора або корпуса ; - час до настання граничного стану під дією еквівалентних навантажень при температурах , що визначається за допомогою діаграми тривалої міцності матеріалу; - число циклів i-го типу; - кількість циклів до появи втомлених тріщин під дією тільки циклічних навантажень i-го типу; - кількість різних типів стаціонарних режимів на момент аналізу з характерною температурою і еквівалентними місцевими напруженнями повзучості ; - кількість різних типів пусків на момент аналізу з характерним розмахом приведених напружень або відповідною амплітудою деформацій . Штрихом позначені параметри, що стосуються попереднього періоду експлуатації. Якщо неможливо встановити типи пусків, а відома лише їхня загальна кількість n за час до моменту аналізу накопиченої пошкодженості, то накопичена циклічна пошкодженість рахувалась в запас за спрощеною формулою

, (5)

де [N_д]_min - кількість циклів до появи тріщин малоциклової утомленості, що відповідає найбільш жорсткому режиму з максимальною амплітудою деформацій .

Залишкове напрацювання (в роках) визначалось за формулою

, (6)

де - суммарна пошкодженість, що накопичена в металі роторів і корпусів в умовах сумісної дії повзучості при різних стаціонарних режимах і циклічних навантаженнях при різних змінних режимах за формулою (4), а - прогнозована на наступний за аналізом період експлуатації середня годова пошкодженість.

При розрахунковій оцінці живучості максимальну глибину тріщини h_т визначали під час проведення ремонту. За кресленнями заводу-виробника вимірювалась вихідна товщина стінки у зоні виборки h_cт. Умовну глибину початкового дефекту розраховували із співвідношення h_o = 0,1 h_ст.

Умовна середня швидкість росту тріщини за міжремонтний період розраховувалась із співвідношення.

(7)

де _мрк - тривалість міжремонтного періоду, за який виникла тріщина (не менше 10 тис. годин).

Ефективна товщина стінки визначалась за формулою

h_еф = h_ст - h_т. (8)

Час живучості до появи наскрізної тріщині знайдено за формулою:

. (9)

Критерієм припинення експлуатації є наступні умови: глибина тріщини - більше 70 % товщини стінки деталі, швидкість росту тріщини при останньому спостереженні - більше 10^-3 мм/год., властивості металу не відповідають вимогам критеріїв надійності після 100 тис. годин роботи.

На основі вищевикладеної методики розрахунку кількості циклів до появи тріщин, сумарної пошкодженості, залишкової допустимої наробки та залишкового терміну експлуатації, а також допустимого часу живучості корпусних деталей з урахуванням зростання тріщин розроблено програмний комплекс за чисельним дослідженням залишкового ресурсу роторів і корпусних деталей високотемпературних елементів парових турбін. З використанням цього комплексу проведено чисельне дослідження оцінки залишкового ресурсу, пошкодженості і малоциклової утомленості високотемпературних елементів парової турбіни К-200-130-3 ст. № 13 Луганської ТЕС. Доведена можливість продовження терміну експлуатації цієї парової турбіни більш ніж на 50 тис. годин.

Також проведено порівняння теплового та напружено-деформованого стану високотемпературних елементів парової турбіни К-200-130-3 при 2D- та 3D-моделюванні. Показано, що для АСТД можливе застосування 2D-моделей для РВТ і РСТ з метою скорочення часу на розрахунки. Корпуси ЦВТ і ЦСТ та корпуси клапанів потребують 3D-моделювання.

Четвертий розділ дисертації присвячено розрахунковому обстеженню теплового та напружено-деформованого стану роторів, корпусів, стопорних клапанів ЦВТ і ЦСТ енергоблоків № 3-9 Кураховської ТЕС та № 11, 14, 15 Луганської ТЕС. Розрахунки проведено для типових пускових режимів: пуск з холодного стану (ХС) і неостиглих станів (НС-1,2). При пуску з ХС температура ЦВТ і ЦСТ перед пуском дорівнювала 100 єC, тривалість пуску складала 370 хв. Для НС-1 температура циліндрів і тривалість пуску складала 240 єC та 330 хв., а для НС-2 - 410 єC та 290 хв.

Результати чисельного експеримента з визначення теплового і напружено-деформованого стану високотемпературних елементів парових турбін з урахуванням ремонтно-поновлювальних змін за весь період експлуатації для турбіни К-200-130-3 ст. № 4 Кураховської ТЕС свідчать про таке.

Для ротора ЦВТ при пусках з НС-2 характерне виникнення зон максимальної інтенсивності напружень в осьовому каналі регулюючого ступеня (у_і=124 МПа) і в зоні передніх кінцевих ущільнень (у_і=153 МПа) при виході на навантаження 200 МВт. При пусках з ХС у_імах дорівнює 303,6 МПа в зоні ободу диску регулюючого ступеня і 200 МПа у передніх кінцевих ущільненях. При пусках из ХС для ротора ЦСТ у_імах має місце в зоні передніх кінцевих ущільнень за обоймою №2 (у_і= 260-275 МПа) і в зоні придискової галтелі за 13-м ступенем (у_і =518,9 МПа). При пусках із НС-2 у_імах дорівнює 265 МПа в зоні передніх кінцевих ущільнень і 255 МПа у кореневій частині диску за 13-м ступенем.

...