Разработка расчетно-экспериментальных методов центрирования опорных подшипников роторных систем для обеспечения их надежности при статических и динамических воздействиях тема автореферата и диссертации по механике, 01.02.06 ВАК РФ

На правах рукописи

Тарадай Дмитрий Вадимович

РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ МЕТОДОВ ЦЕНТРИРОВАНИЯ ОПОРНЫХ ПОДШИПНИКОВ РОТОРНЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИХ НАДЕЖНОСТИ ПРИ СТАТИЧЕСКИХ И ДИНАМИЧЕСКИХ

ВОЗДЕЙСТВИЯХ

01.02.06 - Динамика, прочность машин, приборов и аппаратуры

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2005

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (техническом университете) на кафедре Динамики и прочности машин и во Всероссийском Теплотехническом научно-исследовательском институте (ОАО «ВТИ»).

Научный руководитель:

- кандидат технических наук, доцент Хроматов Василий Ефимович

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Николаев Василий Павлович

- доктор технических наук, Тяпин Александр Георгиевич

Ведущая организация:

Филиал ОАО «Силовые машины - JIM3»

Защита состоится 7 декабря 2005 г. в 13й2 в аудитории Б-407 на заседании диссертационного совета Д-212.157.11 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул.,

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (техническом университете)

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

Автореферат разослан_ 2005 г.

Ученый секретарь

д. 17.

диссертационного совета доктор физ.-мат. наук, профессор

Общая характеристика работы

Актуальность. Одним из важных условий надежной работы валопроводов турбоагрегатов является сцентрированность опорных подшипников относительно линии весового прогиба. При центрировании роторов добиваются, чтобы линии их упругих прогибов находились на плавной кривой, для чего полумуфты должны быть концентричными, а их торцевые поверхности параллельными. В отцентрированном валопроводе для двухопорного опирания роторов изгибающий момент и перерезывающая сила в местах расположения муфт должны равняться нулю Известны случаи мгновенно развивающихся аварий на крупных турбинах, обусловленные расцентровкой линии вала, приводящие к повреждениям шеек роторов и поломке болтов муфтовых соединений.

Проверка состояния центровки подшипников выполняется обычно на остановленной машине с помощью отдельных роторов, что предполагает разборку соединительных муфт и последующую сборку. Это увеличивает время простоя и снижает выработку турбоустановки. В период ремонтов турбин (капитальных или средних), когда производится разборка всех или отдельных цилиндров и выемка роторов, разборка соединительных муфт обязательна, поэтому проверка центровки роторов измерениями их центровки по полумуфтам не представляет затруднений. Однако для решения задач технической и вибрационной диагностики при эксплуатации нередко возникает потребность оценки расцентровки подшипников. При этом разборка муфтовых соединений нежелательна, так как увеличивается простой оборудования, а при повторной сборке муфт растет погрешность сцентрированно-сти линии вала.

В связи с этим актуальна задача оценки и корректировки расцентровки подшипников без разборки муфтовых соединений валопровода с помощью расчетно-экспериментальных методов.

Решение задачи центровки без разборки муфтовых соединений предполагает экспериментальное определение опорных нагрузок каждого подшипника. Необходимо создание алгоритма численного решения '"прямой" и "обратной" задач. "Прямая" задача - определение реакций опор и центровки валопровода по известным перемещениям опор. "Обратная" задача - определение положения опор по известным значениям опорных реакций. Решение "6

6И6ЛИОТЕКА ;

| |Ти иии^ш т

творять требованиям минимальной погрешности, соизмеримой с технологическими допусками центровки роторов.

Сборке муфт роторов всегда сопутствует неточность, искажающая непрерывность (без излома и коленчатости) линии вала. Поэтому весьма актуальна задача совершенствования технологии сборки муфтовых соединений.

Цель диссертационной работы - совершенствование методики установки и сборки валопроводов турбоагрегатов; создание методов и средств диагностики центровки валопровода на остановленной машине и в условиях работы турбоагрегата; корректировки расцентровок во время кратковременных остановок, когда не предполагается разбирать муфтовые соединения.

Основные задачи:

- разработать алгоритм и программу расчета формирования баз данных геодезических и геометрических наблюдений за деформациями фундамента и расчета на ЭВМ величин расцентровок и опорных нагрузок. Написать алгоритм и программу для ЭВМ построения деформированной поверхности опорных частей фундаментов произвольных типов турбоагрегатов.

- разработать методику и программу расчета перемещений опор, обеспечивающих центровку валопровода без разборки муфтовых соединений по измеренным опорным реакциям.

Методы исследования. Для расчетов силовых и деформационных параметров валопроводов создан программный комплекс на основе метода начальных параметров. Для обеспечения точности расчета, в связи с накоплением машинной погрешности, длинных валопроводов использовался метод сечений. Результаты решения по программе сравнивались с решением, выполненным в программном комплексе Апвув, основанном на методе конечных элементов.

Для решения "обратной" задачи использовались математические алгоритмы (метод наименьших квадратов, метод сингулярных разложений, - разложение матрицы) и современные программные средства, позволяющие находить решение в рамках необходимой точности.

В качестве объекта натурных исследований были использованы турбоагрегаты Т-150-7.7+ТПФ-160-2, установленные на виброизолированных фундаментах ПГУ 450 (парогазовой установки 450 МВт) Северо-Западной ТЭЦ и Калининград-

ской ТЭЦ-2, а также динамическая модель валопровода турбины К-200-130 ЛМЗ, созданная в ВТИ.

Научная новизна. Впервые теоретически и экспериментально решена проблема определения центровки валопровода без разборки муфтовых соединений по экспериментальным значениям опорных нагрузок в двух взаимно-перпендикулярных направлениях. Данное решение отработано на стенде ВТИ и на турбоагрегате Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Калининградской ТЭЦ-2. На основании расчётных и стендовых исследований, а также по опыту работы на турбоагрегате Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Северо-Западной ТЭЦ в г.Санкт-Петербурге для реализации методики в условиях монтажа и обслуживания предложен технологический процесс (СО ВТИ 30.001-2004) [5]. Впервые произведено оснащение опорных подшипников турбины и генератора встроенными силоизмерительными гидравлическими домкратами и внедрена методика центровки роторов без разборки муфтовых соединений для турбоагрегата ст.№1 Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Калининградской ТЭЦ-2.

Достоверность полученных результатов. При проведении экспериментальных исследований использовались оригинальные собственные разработки, а также современное оборудование фирмы "ЕМЖРАС" США, рассчитанное на давления в импульсной линии исполнительной техники до 150 МПа, высокоточные индикаторы и цифровые манометры класса 0,2. Сравнение экспериментальных результатов исследований и теоретических расчетов на основе созданного программного обеспечения подтверждает достоверность полученных результатов и предложенных рекомендаций по центровке валопровода. Инженерные решения, использованные в работе, защищены двумя патентами РФ [6, 8].

Практическая ценность. Разработаны методы совершенствования качества установки и сборки валопроводов турбоагрегатов; методы диагностики в условиях работы турбоагрегата и исправления расцентровок валопровода во время кратковременных остановок, позволяющие находить корректное решение, не разбирая муфтовых соединений, что сокращает простой энергооборудования.

Работа выполнялась в МЭИ (ТУ) на кафедре Динамики и прочности машин и в Отделении турбинных установок и теплофикации ВТИ. Работы в ВТИ и на электростанциях проводились совместно с участием ВТИ, ЛМЗ, ЦЭМ, Северо-Западной ТЭЦ и Калининградской ТЭЦ-2 под общим руководством к.т.н. Э.А.Дона.

Результатом выполненных исследований является внедрение новых технологий центровки и сборки муфт валопроводов на Калининградской ТЭЦ-2 и СевероЗападной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга.

Апробация работы и публикации. Основные этапы выполнения работы докладывались:

- на конференции «Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций» во Всероссийском Теплотехническом научно-исследовательском институте, г. Москва, 2003 г.

- на IX международном симпозиуме «Динамические и технологические проблемы механики конструкций и сплошных сред», с. Ярополец, МАИ, 2003 г.

- на девятой и одиннадцатой международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов в МЭИ (ТУ), г. Москва, 2003,2005 гг.

- на конференции «2-я Курчатовская молодежная научная школа», г.Москва, 2004 г.

- на научных семинарах кафедры «Динамика и прочность машин» Московского энергетического института, г. Москва, 2004,2005 гг.

- на научном семинаре в ВТИ (Всероссийском Теплотехническом научно-исследовательском институте), г.Москва, 2005 г.

По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе получено два патента РФ на изобретения.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, сводки результатов и списка литературы. Объем работы 152 страницы, включая 50 рисунков, 8 таблиц, 4 приложения. Список литературы включает 66 наименований.

Краткое содержание работы

В первой главе приведен аналитический обзор литературных источников по теме, рассмотрены основные причины возникновения расцентровок валопроводов. Описан метод определения центровки валопровода при разборке муфтовых соединений. Поставлена задача улучшения качества установки и сборки валопроводов турбоагрегатов с применением средств и методов диагностики в условиях работы турбоагрегата, а также исправления расцентровки валопровода во время кратко-

временных остановок, когда не предполагается разбирать муфтовые соединения. Поставленная задача разбивается на следующие основные этапы:

- разработка методов расчета "прямой" и "обратной" задач;

- получение и обработка экспериментальных данных геодезических измерений;

- разработка и улучшение экспериментальных методов определения реакций опорных подшипников;

- задача совершенствования технологии сборки муфт.

Решение "прямой" задачи отражено в работах Г.С.Витаховой, Л.А.Лисянской, Б.П.Солонца, Г.А.Фракийского, В.Л.Шибера и получило дальнейшее развитие в работах А.И.Куменко, Т.С.Конторович, в которых учтены особенности вычислительного процесса на ЭВМ. Решение "обратной" задачи, основанной на расчетных исходных значениях, отражено в работах О.А.Киликовской, Т.С.Конторович, Г.М.Мейерович, В.И.Олимпиева.

Экспериментальные методы определения просадок фундамента и взаимного положения опор отражены, помимо зарубежных авторов, в работах Э.А.Дона, В.С.Иванова, И.С.Шейнина, В.И.Карасева, И.С.Литвина, Б.Т.Рунова.

Экспериментальные исследования по определению реакций опор валопрово-да методом тензометрии и с помощью гидравлических домкратов впервые были проведены Э.А.Доном, И.И.Панковым, Э.А.Хатунцевым.

Технология сборки муфт, позволяющая повысить качество сборки муфтовых соединений роторов за счет применения конусных шпилек и втулок, в России впервые была применена НПО ЦКТИ. Компанией БКР (Швеция) названная технология широко применяется на турбинах тепловых и атомных станций.

Вторая глава посвящена исследованию влияния виброизолированных фундаментов на стабильность линии вала. Наблюдения, выполненные совместно с ВТИ и ЛМЗ на паротурбинной установке ст.№1 Т-150-7.7+ТПФ-160-2 СевероЗападной ТЭЦ, показали, что виброизолированный фундамент, так же, как и монолитный, нуждается в регулярном геодезическом контроле, в особенности в первые годы после монтажа, в связи с повышенными просадками нижней фундаментной плиты. Для хранения и обработки результатов геодезических наблюдений авюром была разработана программа специально для виброизолированного фундамента,

обеспечивающая построение деформированных поверхностей фундамента и позволяющая производить расчет расцентровок и оценивать напряженно-деформированное состояние валопровода произвольной конфигурации.

В качестве примера на рис.1 в трёх измерениях изображена неравномерная просадка нижней фундаментной плиты турбоагрегата ст. № 1 Северо-Западной ТЭЦ за период с декабря 1995 г. по сентябрь 2004 г., суммарная величина которой приближается к 5мм.

Рис. 1. Просадка нижней фундаментной плиты турбоагрегата ст.№1 ПТУ 450 Северо-Западной ТЭЦ. Базовый замер: 09.12.1995, текущий замер: 28.09.2004.

Кроме неравномерной просадки нижней фундаментной плиты была отслежена деформация верхней плиты, связанной с изменением эксплуатационных режимов турбоустановки. Результаты наблюдений за деформацией опорной части фундамента показали, что при изменении режимов работы турбоустановки силовое воздействие со стороны турбоагрегата на фундамент весьма ощутимо, а деформации фундамента проявляются в виде соответствующих расцентровок линии вала. Например, были отмечены расцентровки РВД-РНД при снижении активной мощности со 140 до 23 МВт. Оказалось заметным влияние воды и вакуума в конденсаторе на просадку ЦНД, рис. 2, а также влияние крутящего момента на деформацию верхней фундаментной плиты, что подтвердилось соответствующими разностями температуры баббита опорных подшипников (по показаниям приборов штатного контроля), расположенных в общем картере. На рис. 2, а представлена сдеформи-

рованная опорная часть фундамента; на рис. 2,6- вертикальная составляющая деформации линии вала в предположении, что муфты распущены.

(1, мм

а)

мм

б)

Рис. 2. Деформация опорной части фундамента на отметке 8 м. Базовый замер: 21.05.04 (N8=140 МВт), текущий замер: 24.05.04 (N8=0 МВт, опорожнение конденсатора)

а - деформация фундамента; б - вертикальная составляющая деформации линии вала

Впервые полученные данные о деформациях нижней фундаментной плиты, связанных с усадкой грунта и деформацией опорной часги фундамента, выявили расцентровки, которые оказывают негативное влияние на работу машины. Результаты исследований просадок фундаментов дают возможность оценить расцентровку валопровода и предложить способы ее корректировки.

В третьей главе описан метод решения "прямой" задачи - определение центровки при произвольном смещении опор валопровода, содержащего ротора с одно-и двухопорным опиранием. На основе созданного программного комплекса рассмотрено решение задачи для динамической модели, созданной в ВТИ, валопровода турбины К-200-130 ЛМЗ, состоящей из трех роторов (одноопорного РВД и двух-опорных РСД и РНД).

При выполнении расчета использовался метод начальных параметров. Вало-провод, опирающийся на т опор, представлялся в виде системы, состоящей из и

участков кусочно-постоянной изгибной жесткости Е{Ц, длиной /,• и массой сосредоточенной в центре участка. При этом для обеспечения точности расчета реакций, в связи с накоплением вычислительной погрешности, был применен метод сечений. На рис.3 представлен график весовой линии прогиба, обеспечивающий центровку валопровода, и возникающих при этом в валопроводе значения изгибающего момента и перерезывающей силы.

Для проверки решения задача решалась в программном комплексе Апвув на основе МКЭ. При этом валопровод разбивался на конечные элементы ВЕАМЗ так, чтобы в пределах каждого элемента масса и изгибные жесткости были постоянны. При установке всех опор в нулевое положение погрешность определения реакций по двум программам равнялась 0,01 кгс.

0

1 ООО 2 ООО 3 ООО 4 ООО 5 ООО 6 ООО

а)

мм

б)

и

X, ММ

В)

Рис. 3. Силовые и деформационные параметры в шейках валопровода модели турбины К-200-130 ЛМЗ.

а - прогиб; б - момент; в - перерезывающая сила

Следует отметить, что решение, полученное на основе разработанного программного комплекса, позволяет находить результат для любого валопровода по результатам геодезических наблюдений, по полученным формулярам или по перемещениям опор, в то время как Апвув требует сложного геометрического построения и весьма трудоемок в использовании.

Четвертая глава посвящена разработке экспериментальных методов определения статических реакций опор. Методика определения реакций опор в двух взаимно-перпендикулярных плоскостях была отработана на стендовой установке В'ГИ, на которой вкладыши подшипников 1-5 были оснащены встроенными силоизмери-тельными домкратами по схеме, соответствующей рис.4.

Рис. 4. Схема определения реакций опор с помощью двух силоизмерительных домкратов, встроенных во вкладыш подшипника.

1 - индикатор часовой; 2 - шейка ротора; 3 - вкладыш подшипника; 4 - домкрат гидравлический

После проведения серии опытов были получены зависимости реакций опор от их перемещений в вертикальной плоскости.

На рис. 5 приведены графики зависимости вертикальных реакций опор 4 и 5 от их перемещений относительно весовой линии прогиба, которые были получены в виде суммы проекций реакций двух домкратов на вертикальную ось. Из рис. 5 видно, что зависимость для полученных реакций на начальном участке имеет нелинейный характер, что связано с "пружинным эффектом" установки вкладыша с натягом. Чтобы освободить вкладыш от первоначального сжатия, было достаточно поднять опору на величину 0,1 мм. Далее график близок к линейной зависимости. Аппроксимируя полученные результаты в виде линии, и, продолжив прямую до пересечения с вертикальной осью, рис. 5, можно получить действительную вертикальную реакцию.

Горизонтальная реакция равна разности проекций реакций двух домкратов на горизонтальную ось. Горизонтальная реакция была достоверна сразу же при избавлении от "пружинного эффекта" при перемещении опоры на величину от 0,1 мм и не зависела от высоты подъема.

350 300

и и

if 250 2

§■ 200

к

е

g 150

Я

X

S юо 0-1

50 0

0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 Высота подъема опоры 4, мм

а)

Высота подъема опоры 5, мм б)

Рис. 5. Изменение реакций от высоты подъема опор № 4 (я) и № 5 (б) модели валопровода турбины К-200-130 ЛМЗ. 1 - расчет; 2 - опытные данные; 3 - линия аппроксимации

- 14В диссертаций представлены зависимости реакций опор от перемещений вала в вертикальной плоскости, полученные расчетным и экспериментальным методом для турбины Т-150.7-7 ЛМЗ и генератора при поочередной установке одного сило-измерительного домкрата под шейку ротора. Из полученных зависимостей видно, что реакции опор, полученные расчетным и экспериментальным методом, отличаются не более чем на 15 %.

Пятая глава посвящена решению задачи центровки роторов по измеренным реакциям опор. В общем случае решение как "прямой", так и "обратной" задачи сводится к нахождению матрицы жесткости и решению уравнения:

кг=я-ян, (1)

где К - квадратная матрица жесткости; 2 - вектор столбец перемещений опор; Я-Ян =ЛЯ - вектор столбец приращений реакций, вызванных перемещением опор.

Матрица жесткости определяется при последовательном подъеме каждой из опор на величину единичного перемещения, например, 1 мм. Однако она является плохо обусловленной (число обусловленности такой матрицы стремится к бесконечности), поэтому погрешность измерений при определении реакций приводит к неединственности решения в рамках заданной точности и к большим трудностям в выяснении смысла получаемого приближенного решения.

В то же время матрица жесткости К может бьггь записана через компоненты радиальных и торцевых расцентровок. Тогда уравнение (1) перепишется в виде:

МТ=Я-Ят (2)

где М - прямоугольная матрица жесткости, полученная через радиальные и торцевые расцентровки; Т - вектор столбец радиальных и торцевых расцентровок; Я-Яи =АЯ - вектор столбец приращений реакций, вызванных перемещением опор.

Число обусловленности матрицы М приблизительно равняется 10 и ее обусловленность гораздо лучше матрицы К. Однако, число уравнений системы (2) превышает число неизвестных. Для решения уравнения (2) использовался метод сингулярных разложений. Расчет показал хорошую численную устойчивость, но анализ экспериментальных результатов решения показал, что данное решение не позволяет находить центровку с необходимой точностью.

Экспериментальные работы на турбинах 150, 250, 300, 800 и 1200 МВт, выполненные ВТИ, показали, что фактические веса роторов и соответствующие весовые нагрузки на подшипники отличаются от расчетных значений. Например, при определении опорных реакций на турбоагрегате Т-150-7.7+ТПФ-160-2 СевероЗападной ТЭЦ, а также на стендовой установке ВТИ разницы расчетных реакций и полученных экспериментально отличаются до 15 % при погрешности силоизмери-тельных домкратов в 1 %, в связи с чем решение, полученное на основе расчетной матрицы жесткости, не дает численной устойчивости. Поэтому для повышения точности решения матрица жесткости для стендовой установки ВТИ формировалась расчетно-экспериментальным методом. Смещения вала в сечении опор производилось на фиксированную величину с помощью калиброванной по толщине бронзовой фольги, помещаемой между шейкой и нижним полувкладышем подшипника. Перемещение шейки ротора отслеживалось с помощью часового индикатора.

При экспериментальном определении матрицы жесткости учитывалась погрешность силоизмерительных домкратов, зависящая от силы трения в уплотнении поршня, поскольку величина силы трения линейно зависит от давления над поршнем, а величина реакции определялась с помощью этих же домкратов.

Результат эксперимента на стенде ВТИ показал, что при использовании матрицы жесткости, полученной экспериментально, решение имеет хорошую сходимость. Например, для валопровода модели турбины К-200-130 ЛМЗ решение лежит в пределах: для торцевых расцентровок + 0.02 мм, для радиальной + 0.03 мм. Данное решение позволяет на практике с достаточной точностью рекомендовать необходимые перемещения опор по опорным реакциям, обеспечивающие центровку валопровода.

На основании расчётных и стендовых исследований, а также с использованием опыта работы на турбоагрегате 150 МВт ст. №1 Северо-Западной ТЭЦ в г.Санкт-Петербурге на аналогичной машине Калининградской ТЭЦ-2 опорные подшипники турбины и генератора впервые были оснащены встроенными домкратами. Для использования методики в условиях монтажа и при дальнейшем обслуживании заказчику был предложен технологический процесс [5].

Шестая глава посвящена совершенствованию технологии сборки-разборки муфт применительно к отечественным турбомашинам с типовыми материалами для

изготовления крепежа. Поскольку сборке муфт роторов всегда сопутствует погрешность (излом и коленчатость), искажающая непрерывность линии вала, то эта задача весьма актуальна. Для снижения этой погрешности на турбоагрегате ст.№1 Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга была использована методика соединения муфтовых соединений с помощью гидравлической вытяжки крепежа. Подобная технология позволяет существенно уменьшить время простоя и улучшить качество сборки муфт за счёт уменьшения коленчатости и обеспечения её постоянства при последующих сборках-разборках.

Известны другие технологии сборки муфт (ЦКТИ, вКР), позволяющие повысить качество сборки муфтовых соединений ротора и сохранить расточки под болты за счёт применения легкосъёмных сменных конусных втулок, насаживаемых на призонную часть шпилек.

Сборка муфты (кроме ЦКТИ) осуществляется измеряемым усилием вытяжки болтов либо шпилек с помощью гидрофицированной техники. Схема ЦКТИ, предложенная в 1986 году и практикуемая в некоторых случаях энергоремонтным предприятием ООО "ЛЭР - Турбо", г.Санкт-Петербург, предполагает механическую вытяжку конусных шпилек с помощью ударного слесарного инструмента, в результате которой шпильки нагружаются не только осевым, но и скручивающим усилием, что уменьшает запас прочности детали по величине эквивалентного напряжения; при этом при наворачивании гайки с некачественной резьбой крутящий момент может достигать произвольных значений.

По схеме вКР шпильки специальной конструкции из высокопрочной стали вытягиваются мерным усилием с помощью дополнительного внутреннего конусного резьбового соединения, размещённого в хвостовике шпильки. Усилие определяется по величине давления над поршнем гидравлического домкрата. При этом возникает проблема применения в отрасли неосвоенных марок стали. Если применить для крепежа типовые отечественные стали, то соединение с двумя соосными (наружной цилиндрической и внутренней конусной) резьбами будут ненадёжно при длительной работе из-за высоких концентраторов напряжений. Во всех схемах с применением сменных конусных втулок требуется замена болтов традиционной конструкции на шпильки с конусной призонной частью.

-17В работе предложена оригинальная схема сборки муфтовых соединений при помощи гидравлической вытяжки крепежа, где при вытяжке шпилька нагружается через хвостовик, а величина вытяжки контролируется часовым индикатором. Перед сборкой для каждого муфтового соединения из условий прочности определяется допускаемое количество соединений на конусных втулках и штатных болтах с увеличенным радиальным зазором по посадке а также необходимая величина начальной вытяжки болтов и шпилек при передаче крутящего момента за счёт сил трения на прилегающих поверхностях фланцевого соединения. Определяются запасы прочности по пластическим деформациям. Затем проверяется прочность муфтового соединения по величине срезывающего усилия на болты (шпильки) при номинальной работе турбоагрегата и в режиме короткого замыкания (КЗ) генератора.

При номинальной работе турбоагрегата 60-70 % нагрузки от крутящего момента должны восприниматься силой трения поверхностей фланцев. При коротком замыкании выполняется проверка шпилек, воспринимающих большую часть нагрузки. по условию прочности. Задаются неблагоприятные условия работы вало-провода турбоустановки путем введения торцевых и радиальных расцентровок, и производится расчет шпилек на выносливость.

Данная технология сборки позволяет уменьшить погрешности при сборках-разборках муфтовых соединений, искажающие непрерывность линии вала, что в свою очередь позволяет более точно экспериментально определять реакции опор

Технология сборки муфт при помощи гидравлической вытяжки крепежа была внедрена на паротурбинном агрегате установки ПГУ-450 ст.№1 Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга.

Основные выводы и результаты работы

1. Применение в энергетике новых прогрессивных конструкций виброизолированных фундаментов не снимает проблемы осадочных деформаций, в особенности в первые годы эксплуатации турбоагрегатов, что подтверждается геодезическими наблюдениями. Упругие опоры, размещенные под верхней плитой фундамента, не компенсируют в полной мере неравномерные осадки нижней плиты и усадку бетона фундамента. Например, обработка результатов геодезических измерений по программе, написанной автором, показала, что линия валопровода турбо-

агрегата Т-150-7.7+ТПФ-160-2 энергетического блока №1 ПГУ 450 МВт СевероЗападной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга подвержена расцентровке, связанной с пространственной деформацией верхней фундаментной плиты и смещений статора из-за температурных и эксплуатационных факторов.

2. Для снижения временных затрат и уменьшения погрешности сцентрирован-ности линии вала при межремонтном обслуживании турбоагрегатов предложено производить корректировку расцентровки подшипников без разборки муфтовых соединений валопровода. Автором составлена программа численного решения "прямой" задачи - определение перемещений опор для обеспечения центровки валопровода по проведенным геодезическим наблюдениям и "обратной" задачи - определение центровки валопровода по значениям опорных реакций.

3 Решение "обратной" задачи (определение положений опор по значениям опорных реакций) привело к получению переопределенной системы уравнений, которая решалась методом сингулярных разложений. Точность решения "обратной" задачи укладывается в рамки технологических допусков заводов-изготовителей турбины и генератора. В результате решения "обратной" задачи даны рекомендации по технологии корректировки расцентровок.

4. Первоначально методика определения центровки подшипников валопровода по значениям реакций опор была отработана на стендовой установке - модели турбины К-200-130 ЛМЗ. Для нахождения опорных реакций каждый вкладыш подшипника был оснащен двумя силоизмерительными гидравлическими домкратами. Для обеспечения устойчивости решения матрица жесткости была получена рас-четно-экспериментальным методом. Впервые получено решение, проверенное при эксперименте, по определению центровки подшипников валопровода без разборки муфтовых соединений по значениям опорных нагрузок в двух взаимно-перпендикулярных направлениях.

5. Для использования новой методики центровки валопровода в условиях монтажа и обслуживания турбоагрегатов предложен соответствующий технологический процесс (СО ВТИ 30.001-2004) [5] Авторская программа является составной частью технологического процесса центровки роторов для Калининградской ТЭЦ-2, а также была использована на стадии проектирования блока ПГУ-450 для паро- и газотурбинных установок.

6. На основании расчётных и стендовых исследований, а также по опыту работы на турбоагрегате Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Северо-Западной ТЭЦ в г.Санкт-Петер-бурге и на аналогичном турбоагрегате Калининградской ТЭЦ-2 в условиях монтажа выполнено оснащение опорных подшипников турбины и генератора встроенной гидрофицированной силоизмерительной техникой.

7. Для повышения вибронадёжности, снижения временных затрат и уменьшения повреждения расточек под соединительные болты в полумуфтах предложено сборку муфт производить с помощью конусных втулок и гидравлической вытяжки крепежа на основании предварительного расчета на прочность с учетом критериев выносливости. Технология сборки муфт при помощи гидравлической вытяжки крепежа, адаптированная к отечественному оборудованию, была отработана на стендовой установке ВТИ и внедрена на паротурбинном агрегате установки ПГУ-450 ст.№1 Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга.

Публикации по теме диссертации

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Дон Э.А., Складчиков В.П., Тарадай Д.В., Чугин А.В. Результаты наблюдений за деформациями виброизолированного фундамента турбоагрегата Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга и методы корректировки расцентровки валопровода // Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций: Сборник докладов. - М.: ОАО «ВТИ», 2003. - С. 102- 106.

2. Дон Э.А., Тарадай Д.В., Хроматов В.Е. Экспериментальное и теоретическое исследование расцентровки опор валопроводов турбоагрегатов // Материалы IX международного симпозиума «Динамические и технологические проблемы механики конструкций и сплошных сред». - М.: МАИ, 2003. - С.67.

3. Тарадай Д.В. Разработка программного обеспечения расчета расцентровки подшипников мощных турбоагрегатов // Радиотехника, электротехника и энергетика. Девятая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов: Тезисы докладов. Том 3. -М.: МЭИ, 2003. - С.235-236.

4. Тарадай Д.В. Разработка расчетно-эксперименгальных методов центрирования роторов турбоагрегатов // 2-я Курчатовская молодежная научная

2006-4 18596

школа: Сборник аннотаций работ. М.: РНЦ «Курчатовский институт», 2004. -

5. Стандарт организации ВТИ 30.001-2004. Технологический процесс контроля центровки валопровода турбоагрегата Т-150-7.7+ШФ-160-2 по опорным нагрузкам подшипников / Дон ЭЛ., Тарадай Д.В., Гарькавенко И.В., Рабинович Е.А., Собакарь А.А. - М.: ОАО «ВТИ», 2004. - 31 с.

6. Патент РФ 1Ш 41798 Ш 7Р0Ш25/16. Устройство для центрирования опорных подшипников многоопорного валопровода турбины с использованием фальшвкладыша для размещения силоизмерительных домкратов / Э.А.Дон (ЯЦ)., В.П.Складчиков (Щ)„ Д.В.Тарадай (ГШ).,

А.В.Чугин (Щ). - 2004. - 2 е.: ил.

7. Тарадай Д.В. Экспериментальное исследование расцентровки многоопорных валов роторов турбоагрегатов // Радиотехника, электротехника и энергетика. Одиннадцатая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов: Тезисы докладов. - М.: МЭИ, 2005. - С.249-250.

8. Патент РФ ТЩ 43929 1Л Б 16 Б 1/02, Б16 В 5/02. Устройство для сборки муфтового соединения валов (варианты) / Э.А.Дон (1Ш), Д.В.Тарадай (ЯЦ), Н.Н.Шилович (1Ш), В.П.Складчиков (Щ). - 2005. - 2 е.: ил.

9. Тарадай Д.В, Дон Э.А. Определение центровки валопровода без разборки муфтовых соединений расчетно-экспериментальным методом // Теплоэнергетика- 2005. - №6. - С.67-71.

Ю.Буглаев К.Е., Дон Э.А., Тарадай Д.В. Применение системы СДАРТ для диагностики температурных расширений турбоагрегатов // Теплоэнергетика -2005. - №6. - С.23-28.

С. 43.

Подписано в печать«?/. Ч'0-Ь Зак. ¿Ы Тир. П.л. Полиграфический центр МЭИ (ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

Введение.

1. Постановка задачи.

2. Методы и средства исследования расцентровок подшипников турбоагрегатов.

2.1. Экспериментальные методы определения деформации фундаментов на примере паротурбинной установки

Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Северо-Западной ТЭЦ г.Санкг-Петербурга.

2.2. Деформации фундамента турбоагрегата

Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Северо-Западной ТЭЦ г.Санкг-Петербурга.

2.3. Экспериментальные методы определения деформации опорной части фундамента при изменении эксплуатационных режимов турбоагрегата Т-150-7.7+ТПФ-160

Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга.

3. Метод решения прямой задачи центровки валопровода.

3.1. Определение силовых и деформационных параметров

I валопровода модели турбины К-200-130 JIM3.

3.2. Использование прямой задачи центровки роторов.

4. Экспериментальные методы определения статических реакций опор валопровода.

4.1. Определение реакций опор с помощью гидравлических домкратов.

4.2. Определение силы трения в уплотнении поршня силоизмерительного домкрата.

4.3. Экспериментальные методы определения опорных нагрузок на стендовой установке ВТИ.

4.4. Экспериментальные методы определения опорных нагрузок на паротурбинном агрегате Северо-Западной ТЭЦ j г.Санкт-Петербурга.

5. Решение обратной задачи применительно к стендовой

- установке ВТИ.

5.1. Расчетно-экспериментальное определение матрицы жесткости.

5.2. Применение метода сингулярных разложений.

5.3. Внедрение технологии центровки валопровода по измеренным реакциям опорных подшипников.

6. Методы и средства сборки муфтовых соединений роторов турбоагрегатов с помощью гидрофицированной техники.

6.1. Сборка муфт турбоагрегатов с помощью конусных шпилек и втулок и гидравлической вытяжки крепежа.

6.2. Определение количества конусных шпилек, установленных на конусных втулках и величины вытяжки крепежа на примере турбоагрегата Т-150-7.7+ТПФ-160-2.

Ужесточение норм на вибрацию подшипников повышает требования к качеству изготовления, монтажа и эксплуатации турбоагрегатов на электростанциях.

Одним из важных критериев надежной работы валопроводов турбоагрегатов является сцентрированность опорных подшипников относительно линии весового прогиба, связанная с неравномерным перемещением опор при эксплуатации. Известны случаи мгновенно развивающихся аварий на крупных турбинах, связанные с расцентровками линии вала, приводящие к повреждениям шеек роторов и поломке болтов муфтовых соединений.

Проверка состояния центровки подшипников выполняется обычно на остановленной машине с помощью отдельных роторов, что предполагает разборку соединительных муфт и последующую сборку. Это увеличивает время простоя и снижает выработку турбоусггановки. В период ремонтов турбин (капитальных или средних), когда производится разборка всех или отдельных цилиндров и выемка роторов, разборка соединительных муфт обязательна, поэтому проверка центровки роторов измерениями их центровки по полумуфтам не представляет затруднений. Однако в период эксплуатации и при решении задач технической и вибрационной диагностики нередко возникает потребность оценки расцентровки подшипников. Разборка муфтовых соединений нежелательна, так как увеличивает время простоя оборудования и нередко ухудшается вибрационное состояние машины из-за увеличения коленчатости и маятника при сборке.

В связи с этим актуальна задача оценки и корректировки расцентровки подшипников без разборки муфтовых соединений валопровода с помощью расчетно-экспериментальных методов.

Решение задачи центровки без разбора муфтовых соединений предполагает экспериментальное определение опорных нагрузок каждого подшипника. Необходим алгоритм решения прямой задачи - нахождения опорных реакций по известным перемещениям опор и обратной задачи - определение положения опор по известным значениям опорных реакций. Кроме того, необходимо техническое обеспечение решения обратной задачи, удовлетворяющее требованиям минимальной погрешности. Поскольку сборке муфт роторов всегда сопутствует погрешность, искажающая непрерывность (без излома и коленчатости) линии вала, весьма актуальна задача совершенствования технологии сборки муфт.

Основными этапами работы являлись стендовые исследования в ВТИ на модели турбины К-200-130 JIM3; натурные исследования крупных турбоагрегатов; построение алгоритма и программы расчета для определения центровки вал о провода, состоящего из роторов по схеме с одно- и двухопорным опиранием. Программное обеспечение, написанное автором, используется на Калининградской ТЭЦ-2, Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга и на ЛМЗ с приложением для различных типов турбин.

Основные выводы

1. Применение в энергетике новых прогрессивных конструкций виброизолированных фундаментов не снимает проблемы осадочных деформаций, в особенности в первые годы эксплуатации турбоагрегатов, что подтверждается геодезическими наблюдениями. Упругие опоры, размещённые под верхней плитой фундамента, не компенсируют в полной мере неравномерные осадки нижней плиты и усадку бетона фундамента. Например, обработка результатов геодезических измерений по программе (приложение 3), написанной автором, показала, что линия валопровода турбоагрегата Т-150-7.7+ТПФ-160-2 энергетического блока №1 ПТУ 450 МВт Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга подвержена расцен-тровке, связанной с пространственной деформацией верхней фундаментной плиты и смещений статора из-за температурных и эксплуатационных факторов. Названные обстоятельства указывают на актуальность разработки расчетно-экспериментальных методов определения расцентровки валопровода при эксплуатации оборудования, межремонтный период которого может составлять от 5 до 7 лет.

2. Для снижения временных затрат и уменьшения погрешности сцентрирован-ности линии вала при межремонтном обслуживании турбоагрегатов предложено производить корректировку расцентровки подшипников без разборки муфтовых соединений валопровода. Автором составлена программа численного решения прямой задачи - определение центровки валопровода по проведенным геодезическим наблюдениям и обратной задачи - определение центровки валопровода по значениям опорных реакций (приложения 3,4).

3. Решение прямой задачи для одно- и двухопорного опирания роторов осуществлялось методом начальных параметров (для обеспечения точности расчета длинных валопроводов использовался метод сечений). При проверке решения задача решалась методом конечных элементов в программном комплексе "Ansys". Результаты сравнения подтвердили достоверность полученных значений.

4. Решение обратной задачи (определение положений опор по значениям опорных реакций) привело к получению переопределенной системы уравнений, которая решалась методом сингулярных разложений. Точность решения обратной задачи укладывается в рамки технологических допусков заводов-изготовителей турбины и генератора. В результате решения обратной задачи даны рекомендации по технологии корректировки расцентровок.

5. Первоначально методика определения центровки подшипников валопровода по значениям реакций опор была отработана на стендовой установке -модели турбины К-200-130 ЛМЗ. Для нахождения опорных реакций каждый вкладыш подшипника был оснащен двумя силоизмерительными гидравлическими домкратами (приложение 1). Для обеспечения устойчивости решения матрица жесткости была получена расчетно-экспериментальным методом. Впервые получено решение, проверенное при эксперименте, по определению центровки подшипников валопровода без разборки муфтовых соединений по значениям опорных нагрузок в двух взаимно-перпендикулярных направлениях.

6. Для использования новой методики центровки валопровода в условиях монтажа и обслуживания турбоагрегатов предложен соответствующий технологический процесс (СО ВТИ 30.001-2004) [23]. Авторская программа является составной частью технологического процесса центровки роторов для Калининградской ТЭЦ-2, а также была использована на стадии проектирования блока ПГУ-450 для паро- и газотурбинных установок.

7. На основании расчётных и стендовых исследований, а также по опыту работы на турбоагрегате Т-150-7.7+ТПФ-160-2 Северо-Западной ТЭЦ в г.Санкт-Петербурге на аналогичном турбоагрегате Калининградской ТЭЦ-2 в условиях монтажа выполнено оснащение опорных подшипников турбины и генератора встроенной гидрофицированной силоизмерительной техникой.

8. Для повышения вибронадёжности, снижения временных затрат и уменьшения повреждения расточек под соединительные болты в полумуфтах предложено сборку муфт производить с помощью конусных втулок и гидравлической вытяжки крепежа на основании предварительного расчета на прочность с учетом критериев выносливости. Технология сборки муфт при помощи гидравлической вытяжки крепежа, адаптированная к отечественному оборудованию, была отработана на стендовой установке ВТИ и внедрена на паротурбинном агрегате установки ПГУ-450 ст.№1 Северо-Западной ТЭЦ г.Санкт-Петербурга (приложение 2).

105

1. Абалаков Б.В., Банник В.П., Резников Б.И. Монтаж паровых турбин и вспомогательного оборудования. М.: Энергия. 1966.

2. Авруцкий Г.Д. Повышение надежности работы жесткой муфты РВД РСД турбины К-300-240 ХТГЗ за счет увеличения коэффициента трения торцевых поверхностей роторов. М.: Электрические станции. 1991. №10. С. 64-67

3. Амосов А.А., Дубинский Ю.А., Копченова Н.В. Вычислительные методы для инженеров: Учебное пособие. 2-е изд., доп. М.: МЭИ. 2003. 596 с.

4. Бауман Н.Я., Яковлев М.И., Сверчков ИЛ. Технология производства паровых и газовых турбин. М.: Машиностроение, 1973.

5. Биргер И.А. Расчет резьбовых соединений. М.: Оборонгиз. 1959. 252 с.

6. Биргер И.А., Шорр Б.Ф. Иосилевич Г.Б. Расчет на прочность деталей машин. Справочник. М.: Машиностроение. 1993. 639 с.

7. Биргер И.А., Иосилевич Г.Б. Резьбовые и фланцевые соединения. М.: Машиностроение. 1990. 364 с.

8. Бодашков Н.К. Аварии паровых турбин и борьба с ними. М.: Госэнергоиздат, 1948. 160 с.

9. Буглаев К.Е., Дон Э.А., Тарадай Д.В. Применение системы СДАРТ для диагностики температурных расширений турбоагрегатов. М.: Теплоэнергетика №6. 2005. с.23-28.

10. Витахова Г.С., Ковалев И.А. Определение влияния эксплуатационных расцен-тровок на величину статических реакций опор и порог устойчивости. Динамика энергосооружений. JI.: Энергия. 1976. Вып. 5. С. 33—39.

11. Голуб Дж., Ван Лоун Ч. Матричные вычисления/ Перевод с английского Не-чепуренко Ю.М. и др. Под редакцией Воеводина В.В. М.: Мир. 1999. 548 с.

12. Дон Э.А. Методика определения горизонтальных расцентровок паровых турбин. Электрические станции. 1984. № 4. С. 20-21.

13. Дон Э.А., Авруцкий Г.Д. Выявление повреждения муфтового соединения трехопорной системы РВД—РСД паровых турбин средствами вибрационной диагностики. Вибрационная надежность паротурбинных агрегатов. М.: Энерго-атомиздат. 1986. С. 81-84.

14. Дон Э.А., Комаров В.А. Силоизмерительные преобразователи в исследованиях опорных нагрузок валопроводов турбоагрегатов. Вибрация паровых турбоагрегатов. М.: Энергоиздат, 1981. С. 64—70.

15. Дон Э.А., Комаров В.А., Стрелкова К.С. О центровке опорных подшипников турбоагрегата 800 МВт. Электрические станции. 1980. №9. С. 26—30.

16. Дон Э.А., Конторович Т.С., Олимпиев В.И., Мейкрович Г.М. Центровка подшипников турбоагрегата без разборки муфтовых соединений валопровода. Теплоэнергетика. №2.2000. С.21-24.

17. Дон Э.А., Осоловский В.П. Расцентровка подшипников турбоагрегатов. М.: Энергоатомиздат. 1994. 192 с.

18. Дон Э.А., Панков И.И., Хатунцев Э.А. Оценка эксплуатационных расцентро-вок валопровода турбоагрегата 300 МВт. Электрические станции. 1976. №7. С. 22-25.

19. Дон Э.А., Рунов Б.Т. О работе опорных подшипников турбины К-300-240 JIM3. Электрические станции. 1972. № 2. С. 23 26.

20. Дон Э.А., Солонец Б.П., Расцентровка и вибрация валов мощных турбоагрегатов. Теплоэнергетика. 1973. № 5. С. 62 66.

21. Дон ЭЛ., Тарадай Д.В., Гарькавенко И.В., Рабинович Е.А., Собакарь А.А. Технологический процесс контроля центровки валопровода турбоагрегата Т-150-7.7+ТПФ-160-2 по опорным нагрузкам подшипников. СО ВТИ 30.001-2004. М.: ОАО «ВТИ». 2004. 31 с.

22. Патент РФ RU 41798 U1 7F01D25/16. Устройство для центрирования опорных подшипников многоопорного валопровода турбины с использованием фалып-вкладыша для размещения силоизмерительных домкратов / Э.А.Дон (RU).,

23. B.П.Складчиков (RU)., Д.В.Тарадай (RU)., АВ.Чугин (RU). 2004. - 2 е.: ил.

24. Дон Э.А. Стенд для вибрационных исследований роторов паровых турбин. Вибрационная техника. М.: МДНТП. 1969. №2. С. 152-157.

25. Иванов B.C., Членов Ю.П., Шейнин И.С., Литвин И.С. К вопросу разработки системы контроля высотного положения верхней плиты виброизолированного фундамента турбоагрегата АЭС. М.: Энергетическое строительство. 1983. №12.1. C. 40-42.

26. Инденбаум B.C., Случаев М.А. Ревизия и ремонт паровых турбин коммунальных электростанций. М.: М-во коммунал. хоз. РСФСР. 1954.211 с.

27. Каплун АБ., Морозов Е.М., Олферьева М.А. ANSYS в руках инженера: Практическое руководство. М.: Едиториал УРСС. 2003. 272 с.

28. Карасев В.И., Манькович Я.Д., Монэс Д.С. Взаимное положение опор валопровода — критерий его надежной и экономичной работы. Энергетическое строительство. 1978. № 9. С. 39-42.

29. Карасев В.И., Монес Д.С., Манькович Я.Д. и др. Исследование деформации фундамента большой мощности. Теплоэнергетика. 1978. №5. С. 34-38.

30. Каханер Д., Моулер К., Нэш С. Численные методы и программное обеспечение/ Перевод с английского под редакцией Икрамова Х.Д. Издание 2-е. М.: Мир. 2001.575 с.

31. Конторович Т.С., Дон Э.А., Киликовская О.А. Расчетный метод определения расцентровки подшипниковых опор валопроводов турбоагрегатов по значениям опорных реакций. Тяжелое машиностроение. 2000. №4. С.28-31.

32. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин: Учебник для вузов. М.: Издательство МЭИ. 2000. 480 с.

33. Куменко А.И. Совершенствование расчетно-экспериментальных методов исследования динамических характеристик турбоагрегатов и их элементов. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва. 1999. 320с.

34. Куменко А.И. Расчет колебаний валопроводов турбомашин на ЭВМ. М.:МЭИ. 1986. 87 с.

35. Куменко А.И. Влияние податливости и продольной связанности колебаний опор на динамические характеристики системы турбоагрегат фундамент-основание (ТФО). М.: Тр. МЭИ. 1981. Вып.529. С.71-84.

36. Лисянская JI.A. Статический расчет валопровода турбоагрегата на жестких и податливых опорах. Тр. ЦКТИ. 1983. Вып. 208. С. 65-71.

37. Литвин И.С., Свердлов П.М. Современное состояние проектирования фундаментов турбоагрегатов. Энергетическое строительство. 1981. №2. С. 34-37.

38. Лоусон Ч., Хенсон Р. Численное решение задач методом наименьших квадратов/ Перевод с англ. Икрамова Х.Д. М.: Наука. 1986. 232 с.

39. Манькович Я.Д., Куменко А.И. Метод расчета статических реакций опор валопровода с учетом их взаимного положения. Теплоэнергетика. 1982. № 1. С. 61-62.

40. Новиков В.М., Нужонков А.Е., Яруничев С.А. Усиление оснований турбоагрегатов 60 МВт Сормовской ТЭЦ ОАО Нижновэнерго. Электрические станции. 2001. №2. С. 21-27.

41. Молочек В. А. Ремонт паровых турбин. М.: Энергия, 1968. 376 с.

42. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М.: Энер-гоатомиздат. 1989.

43. Родин В.Н., Шарапов А.Г., Мурманский Б.Е., Сахнин Ю.А., Лебедев В.В., Кадников М.А., Жученко Л.А. Ремонт паровых турбин. Экатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ. 2002. 296 с.

44. Розенберг С.Ш., Хоменок Л.А., Ильин В.Н. О силовом взаимодействии цилиндров и корпусов подшипников турбины К-300-240 ЛМЗ. Электрические станции. 1985. №8. С.34-37.

45. Розенберг С.Ш., Хоменок Л.А, Кметь АИ. и др. Исследование силового взаимодействия корпусов цилиндров и подшипников турбины К-800-240-3. Теплоэнергетика. 1981. № 9. С. 27-30.

46. Руно в Б.Т., Дон Э.А., Карасев В.И. Тепловая расцентровка турбоагрегата К-200-130+ТГВ-200. Энергомашиностроение. 1968. №9. С. 14-17.

47. Сапотницкий А.Я., Козлов Е.Г. Новый способ измерения несоосности роторов турбоагрегата. Электрические станции. 1988. № 10. С. 42-45.

48. Сушко Е.А., Авруцкий Г.Д. Центровка валопровода турбоагрегатов взвешиванием без разборки муфт. Энергетик. 2000. №1. С. 14-17.

49. Таралай Д.В. Разработка расчетно-экспериментальных методов центрирования роторов турбоагрегатов. Сборник аннотаций работ. 2-я курчатовская молодежная научная школа. М.: РНЦ «Курчатовский институт». 2004. С. 43.

50. Тарадай Д.В. Экспериментальное исследование расцентровки многоопорных валов роторов турбоагрегатов. Радиотехника, электротехника и энергетика. Одиннадцатая международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов. М.: МЭИ, 2005, с.249-250.

51. Тарадай Д.В, Дон Э.А. Определение центровки валопровода без разборки муфтовых соединений расчетно-экспериментальным методом. М.: Теплоэнергетика №6. 2005. С.67-71.

52. Тихонов А.Н., Арсенин В .Я. Методы решения некорректных задач. М.: Наука.1979. 288 с.

53. Трухний А.Д., Стационарные паровые турбины. М.: Энергоатомиздат. 1990. 640 с.

54. Трухний А. Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и турбо-установки. М.:МЭИ. 2002. 540 с.

55. Форсайт Дж., Молер К. Численное решение систем линейных алгебраических уравнений/ Перевод с английского Ильина В.П., Кузнецова Ю.И. Под редакцией Марчука Г.И. М.: Мир, 1969,166 с.

56. Форсайт Дж., Малькольм М., Моулер К. Машинные методы математических вычислений/ Перевод с английского Икрамова Х.Д. М.: Мир. 1980. 279 с.

57. Фракийский Г.А. Исследование напряженного состояния жесткой муфты роторов турбины при расцентровке опор валопровода. М.: Энергомашиностроение,1980. №11. С. 11-16.

58. Фракийский Г.А. Расчетный метод нормирования расцентровки валопровода при проектировании турбин. Энергомашиностроение. 1982. № 3. С. 13-15.

59. Шаргородский B.C., Ковалев И.А., Розенберг С.Ш. и др. Улучшение эксплуатационных характеристик турбин Т-250/300-240 на ТЭЦ-22. Электрические станции. 2000. №11. С.46-50.

60. Шаргородский B.C., Хоменок JT.A., Курмакаев М.К. Нормализация тепловых расширений мощных паровых турбин. Электрические станции. 1996. №6.1. С. 12-19.

61. Шибер В.Л. и др. Отчет о научно-исследовательской работе. Разработка, исследование и внедрение мероприятий по повышению надежности подшипников турбоагрегатов мощностью 500 МВт Экибастузской ГРЭС-I. Харьков. 1985. 52с.

62. Шостакович Б.В. Методика центровки паровых турбин. М.: Госэнергоиздат, 1950. 159 с.