КОМПЛЕКСНЕ ОЦІНЮВАННЯ ЗАЛИШКОВОГО РЕСУРСУ РОТОРІВ ПАРОВИХ ТУРБІН ВЕЛИКОЇ ПОТУЖНОСТІ : КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ротор паровой турбины большой мощности

Краткое описание

МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ
НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ УКРАЇНИ
«КИЇВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ»

На правах рукопису

НІКУЛЕНКОВА ТЕТЯНА ВОЛОДИМИРІВНА

УДК 621.165.65-192

КОМПЛЕКСНЕ ОЦІНЮВАННЯ ЗАЛИШКОВОГО РЕСУРСУ РОТОРІВ ПАРОВИХ ТУРБІН ВЕЛИКОЇ ПОТУЖНОСТІ

Спеціальність 05.14.14 – Теплові та ядерні енергоустановки

Дисертація на здобуття наукового ступеня
кандидата технічних наук

Науковий керівник
Черноусенко Ольга Юріївна
доктор технічних наук, професор

Київ – 2013

ЗМІСТ

Перелік умовних скорочень 4
Вступ 6
Розділ 1 Аналіз стану енергетичного обладнання 16
1.1. Стан енергетичного обладнання енергоблоків України 16
1.2. Стан енергетичного обладнання енергоблоків інших країн 27
1.3. Порядок проведення контролю стану металу турбін великої потужності неруйнівними методами 30
1.4. Постановка задачі дослідження 38
Висновки по розділу 40
Розділ 2 Оцінка малоциклової утоми роторів парової турбіни К-200-130 Старобешівської ТЕС 42
2.1. Характеристика парової турбіни потужністю 200 МВт 42
2.2. Режими роботи і графіки пусків 47
2.3. Результати контролю деталей парової турбіни впродовж усього періоду експлуатації 49
2.4. Розрахункове дослідження теплового і напружено-деформованого стану роторів турбіни К-200-130 ст. №10 52
2.5. Оцінка залишкового ресурсу від малоциклової утоми з поновлювальними змінами та поточними коефіцієнтами запасу міцності 62
Висновки по розділу 68
Розділ 3 Розрахункове дослідження роторів на довготривалу міцність 70
3.1. Пошкодження роторів парових турбін 70
3.2. Розрахункове дослідження роторів парової турбіни К-200-130 Луганської ТЕС на довготривалу міцність 71
3.3. Експериментальне дослідження металу роторів ЦВТ і ЦСТ на довготривалу міцність 80
3.4. Оцінка залишкового ресурсу роторів від статичних навантажень 86
Висновки по розділу 88
Розділ 4 Розрахункова оцінка пошкодження роторів від крутильних коливань 89
4.1. Пошкодження валопроводів внаслідок крутильних коливань 89
4.2. Розрахункове дослідження утоми роторів від крутильних коливань 92
4.3. Експериментальне дослідження пошкодження металу роторів від крутильних коливань 104
4.4. Оцінка залишкового ресурсу валопровода парової турбіни К-200-130 внаслідок крутильних коливань 109
Висновки по розділу 112
Розділ 5 Комплексний підхід до подовження терміну експлуатації роторів парових турбін великої потужності 114
5.1. Розрахункова оцінка залишкового ресурсу високотемпературного обладнання парової турбіни 114
5.2. Комплексна схема дослідження питання про подовження терміну експлуатації роторів парових турбін великої потужності. 124
5.3. Маловитратні технології подовження терміну експлуатації парових турбін 131
5.4. Моніторинг та діагностика, як етапи реалізації управління ресурсом обладнання енергоблоків ТЕС 134
5.5. Висновки експертизи за результатами експертного обстеження металу турбіни та рекомендації 138
Висновки по розділу 140
Висновки 141
Список використаних джерел 143
Додаток 158

ПЕРЕЛІК УМОВНИХ СКОРОЧЕНЬ
АЕС - атомна електростанція
АСТД - автоматична система технічної діагностики
АСУ ТП - автоматична система управління технологічними процесами
ВТ - високий тиск
ВТО - відбудовна термообробка
ГПЗ - головна парова засувка
ГУ - граничні умови
ЕС - енергетична система
КЗ - коротке замикання
ККД - коефіцієнт корисної дії
КС - коливальна система
КТМ - керівний технічний матеріал
ЛМЗ - Ленінградський машинобудівний завод
ЛТЕС - Луганська теплова електростанція
МБД - метод базових діаграм
МЕІ - метод економічних інтервалів
МКЕ - метод кінцевих елементів
МПД - магнітопорошкова дефектоскопія
НД - нормативний документ
НДС - напружено-деформований стан
НС - неохолоджений стан
НТ - низький тиск
ПАТ - публічне акціонерне товариство
ПВТ - підігрівач високого тиску
ПНТ - підігрівач низького тиску
ППР - планово-попереджувальний ремонт
ПТ - парова турбіна
РВТ - ротор високого тиску
РД - розширювач дренажів
РДМ - розширювач дренажів машзалу
РНТ - ротор низького тиску
РС - редукційна станція
РСТ - ротор середнього тиску
САРЗ - система автоматичного регулювання і захисту
СТ - середній тиск
СТЕС - Старобешівська теплова електростанція
ТЕС - теплова електрична станція
ТЕЦ - теплова електроцентраль
ТПН - насос з турбоприводом
ТС - тепловий стан
ХПП - трубопровід холодного промперегріву
ХС - холодний стан
ХТГЗ - Харківський турбогенераторний завод
ЦБС - центробіжні сили
ЦВТ - циліндр високого тиску
ЦНТ - циліндр низького тиску
ЦСТ - циліндр середнього тиску

ВСТУП
З збільшенням терміну експлуатації обладнання ТЕС змінювалось поняття його ресурсу – від проектного до паркового і індивідуального, що відображало як накопичення досвіду експлуатації, так і прогрес механіки руйнування жароміцних матеріалів. Ці визначення ресурсу розповсюджуються на високотемпературні елементи обладнання, які експлуатуються в умовах комплексної дії повзучості і малоциклової утоми. Ресурс енергоустановки в цілому прийнято прирівнювати до ресурсу турбіни, оскільки заміна її або її найбільш дорогих деталей (роторів, корпусів циліндрів) приведе до різкого росту затрат. Для елементів і вузлів обладнання, де суттєвий вплив утоми, наприклад, роторів турбін, ресурс задається у вигляді двох незалежних параметрів – наробітку і кількості пусків. Парковий ресурс не являється граничним терміном служби, якщо необхідність заміни обладнання не продиктована умовами економічності.
Виробились певні підходи до подовження терміну служби обладнання, що знаходиться на різних стадіях вичерпання фізичних можливостей металу, які знайшли відображення в нормативних документах Держтехнагляду України і Типовій інструкції по контролю металу і подовженню терміну служби основних елементів котлів, турбін і трубопроводів теплових електростанцій [1].
Із збільшенням наробітку зростає актуальність можливості визначення умов експлуатації обладнання ТЕС зверх паркового ресурсу [2, 4]. Такий ресурс визначається як залишковий і призначається на основі результатів індивідуального огляду окремого елементу або найбільшої групи однотипних елементів обладнання даної ТЕС. Після досягнення паркового ресурсу проводиться діагностування конкретних вузлів енергоустановок. Аналізуються умови їх експлуатації, вимірюються фактичні розміри деталі, досліджується структура, властивості і накопичення пошкодження в металі, проводяться його дефектоскопічний контроль і розрахункова оцінка напруженого стану і залишкового терміну служби деталі. По результатах виконаних досліджень встановлюється індивідуальний ресурс елементу енергетичного обладнання. Прийнятий зараз парковий термін експлуатації високотемпературних роторів турбін високого тиску складає 220 тисяч годин.
На сьогоднішній день інструкція з подовження терміну експлуатації парових турбін зверх паркового ресурсу не відповідаює сучасному стану обладнання [1] та вичерпаний термін її застосування, а базовим документом є Методичні вказівки з визначення розрахункового ресурсу та оцінки живучості роторів та корпусних деталей турбіни [3].
Але при проведенні розрахункової оцінки ресурсу парових турбін автори методичних вказівок з оцінки індивідуального ресурсу парових турбін [3, 5] не враховували конструктивні зміни в елементах енергетичного обладнання, які утворились впродовж всього терміну попередньої експлуатації парової турбіни, а саме ремонтно-відновлювальні зміни конструкції роторів високотемпературних елементів ЦВТ і ЦСТ. За час експлуатації в металі основних деталей можуть відбутись значні зміни. Поряд з розміцненням сталі може спостерігатись підвищення пластичності литого металу [6], яка покращує його опір циклічному навантаженню під час перемінних режимів роботи. Питання про подовження терміну експлуатації понад парковий повинен вирішуватись на основі результатів спеціально проведеного комплексу робіт, який включає дослідження стану металу (в тому числі на опір розвитку тріщин).
В останні роки в Україні значно змінились умови роботи ТЕС, які знаходяться в роботі 30 і більше років. Виведення із роботи таких ТЕС і будівництво нових, в найближчій перспективі, для економіки України неможливе через відсутність значних об’ємів інвестицій. Експлуатація обладнання ТЕС ускладнюється тим, що воно часто працює на непроектному паливі, в маневрених режимах, що приводить до швидкого зношення обладнання і зниження техніко-економічних показників, додатковій витраті мазуту і природного газу.
Реконструкція застарілих ТЕС опирається на такі принципи:
• розробка схем реконструкції електростанції;
• визначення терміну проведення реконструкції;
• узгодження реконструкції з подовженням терміну служби старого обладнання;
• складання повної карти технічного стану агрегатів ТЕС (стан металу, наробіток на відказ);
• складання плану повної або часткової заміни зношеного або застарілого обладнання;
• розробка щадних технологій експлуатації обладнання ТЕС, яке відпрацювало свій ресурс, але залишається в роботі.
Важливою та складною задачею являється використання конденсаційних парових турбін, що проектувались як базові агрегати, в роботі в перемінній частині графіка електричних навантажень, а також в режимі частих пусків і зупинок при утриманні параметрів, які визначають надійність в допустимих межах. Вирішення даної задачі пов’язано з впровадженням ряду конструктивних заходів, а також з розробкою методів та заходів контролю за напружено-деформованим станом турбіни. Контроль за температурним і напружено-деформованим станом найбільш масивних високотемпературних елементів турбіни дозволяє не допустити перевищення допустимих значень напружень, а також здійснювати пускові і перехідні режими по фактичному температурному стану турбіни.
Подовження ресурсу енергетичного обладнання є самим дешевим способом реновації ТЕС. З впровадженням комплексної системи заходів можна збільшити термін експлуатації обладнання без значного збільшення затрат. Питання про подовження ресурсу обладнання ТЕС з параметрами пари
13-24 МПа і 540-560 оС ще на 200 тис. годин або заміну на цій же площадці на нове більш ефективне повинно вирішуватись на основі техніко-економічних обґрунтувань.

Актуальність теми. В Україні 74 енергоблоки ТЕС потужністю
150-800 МВт із 102 знаходяться на межі перевищення паркового ресурсу (220 тис. годин). 17 енергоблоків впритул наближаються до напрацювання паркового ресурсу, а 11 блоків досягли розрахункового ресурсу (100 тис. годин). На ТЕС встановлено 43 блоки з турбінами 200 МВт, що складає 47 % від загальної кількості парових турбін потужності 200-800 МВт (92 блока). Тому важливою проблемою стало подовження терміну експлуатації енергоблоків ТЕС потужністю 200 МВт. В середині 70-х років термін експлуатації енергоблоків потужністю 150-800 МВт тільки перевищив розрахунковий (100 тис. год.). Впродовж всього терміну експлуатації галузевими організаціями проведений комплекс науково-дослідних робіт і накопичений матеріал, який дозволив більше чим в 2 рази збільшити проектний термін служби основних елементів турбін. Виробились певні підходи до подовження терміну служби обладнання, що знайшли відображення в нормативних документах МПЕ України.
При проведенні розрахункової оцінки ресурсу роторів парових турбін автори нормативних документів не враховували ремонтно-відновлювальні зміни в елементах ЦВТ і ЦСТ, що утворились впродовж всього терміну експлуатації парової турбіни. Також не брали до уваги вплив крутильних коливань роторів парових турбін на пошкодження та залишковий ресурс. Відсутні були експериментальні дані про стан металу роторів 25Х1М1ФА від циклічної утоми та крутильних коливань після експлуатації обладнання понад парковий ресурс.
Достовірне визначення залишкового ресурсу роторів з експериментальним дослідженням стану металу і технічним аудитом в процесі довготривалої експлуатації дозволило б прогнозувати або термін подальшої експлуатації, або виведення обладнання з експлуатації з заміною на нове обладнання.
Подовження ресурсу парових турбін великої потужності при використанні комплексної схеми оцінювання залишкового ресурсу, яка поєднує результати руйнівного і неруйнівного контролю з розрахунками малоциклової утоми, довготривалої міцності та утоми від крутильних коливань, забезпечує актуальність теми дисертаційного дослідження.

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 на кафедрі Теплоенергетичних установок теплових та атомних електростанцій в межах договору №3 Наукового парку «Київська політехніка» від 01.08.2008 р. на тему «Расчетное уточнение продления срока эксплуатации корпусных деталей и роторов турбины К-200-130-3 блока 200 МВт ст. №10 СЕ Старобешевской ТЭС», договірних тем №№ 15/2.022/220509-4Л23/5.41.4 від 22.05.2009 р. «Определение длительной прочности, деградации статической и циклической прочности металла роторной стали после длительной эксплуатации с целью определения возможности продления эксплуатации сверх паркового ресурса роторов», № 15/2.021/280509-2Л23/5.41.4 від 28.05.2009 р. на тему «Аналитико-экспериментальное исследование многоцикловой усталости ротора вследствие его крутильных колебаний», та комплексної д/б НДР № 2539 П (державний реєстраційний номер 0112U001751) код КВНТД I.213.14.04 на тему «Підвищення ефективності та надійності функціонування устаткування ТЕС та малої енергетики в змінних режимах експлуатації», де здобувач був виконавцем.

Мета і завдання дослідження. Метою дисертаційної роботи є обґрунтування комплексної схеми оцінювання залишкового ресурсу роторів високого та середнього тиску парових турбін великої потужності з урахуванням крутильних коливань, а також подовження терміну їх експлуатації.
Поставлена мета досягається шляхом вирішення таких завдань:
• аналіз відомих шляхів подовження ресурсу енергетичного обладнання, яке вичерпало свій парковий ресурс;
• аналіз даних технічного аудиту про пошкодження, зміни геометрії у період відновлювальних ремонтів елементів парових турбін, результати контролю металу впродовж усього терміну експлуатації роторів високого та середнього тиску парових турбін великої потужності;
• аналіз максимальних температурних напружень, пошкодження небезпечних зон та оцінка залишкового ресурсу роторів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни К-200-130 Старобешівської ТЕС з урахуванням реальних умов експлуатації та локального пошкодження окремих деталей турбоустановки від малоциклової утоми;
• аналіз максимальних температурних напружень і накопиченого пошкодження роторів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни К-200-130 Луганської ТЕС від повзучості і довготривалої міцності;
• аналіз результатів експериментальних досліджень повзучості і довготривалої міцності сталі 25Х1М1ФА;
• оцінка залишкового ресурсу повзучості і довготривалої міцності роторів ЦВТ і ЦСТ парових турбін великої потужності з урахуванням реальних умов експлуатації та локального пошкодження окремих деталей турбоустановки;
• аналіз результатів експериментальних досліджень сталі 25Х1М1ФА внаслідок крутильних коливань;
• розрахункова оцінка пошкодження і залишкового ресурсу валопровода парової турбіни К-200-130 Луганської ТЕС внаслідок крутильних коливань;
• формування пропозицій щодо шляхів подовження терміну експлуатації парових турбін великої потужності.
Об’єкт дослідження - подовження терміну експлуатації роторів високого і середнього тиску парових турбін великої потужності.
Предмет дослідження - визначення залишкового ресурсу роторів високого та середнього тиску парових турбін великої потужності.
Методи дослідження. Математичне моделювання теплового та напружено-деформованого стану, розрахунково-експериментальні оцінка пошкодження роторів парової турбіни К-200-130 СО «Луганської ТЕС» ТОВ «Східенерго» від довготривалої міцності та крутильних коливань та оцінка індивідуального ресурсу елементів парових турбін великої потужності з використанням чисельних методів вирішення задач математичної фізики, сучасних експериментальних і розрахункових методів інженерного аналізу ресурсу конструкцій та застосування чисельних методів, що базуються на варіаційно-сітковому підході.

Наукова новизна одержаних результатів. Можливість подовження ресурсу турбін великої потужності базується на оцінці якості металу штатних турбін Луганської та Старобешівської ТЕС, які пропрацювали більше 200 тис. год.
1. Вперше проведено експериментальне дослідження стану металу ротора зі сталі 25Х1МФА, яка відпрацювала 275 тис. год. в умовах реальної експлуатації під дією крутного моменту. Отримана експериментальна крива циклічної утоми при симетричному крученні для роторної сталі 25Х1М1ФА та амплітудна залежність логарифмічного декременту крутильних коливань сталі 25Х1М1ФА при симетричному циклі навантаження при крученні.
2. Обґрунтовано оцінку і прогнозування залишкового ресурсу валопровода парової турбіни К-200-130 Луганської ТЕС, що відпрацював більше 200 тис. год. під дією крутного моменту.
3. Проведено експериментальне дослідження стану металу ротора зі сталі 25Х1МФА з урахуванням повзучості та довготривалої міцності для роторів високого та середнього тиску, що відпрацювали 275 тис. год. в умовах реальної експлуатації. Доповнена експериментальна крива довготривалої міцності сталі 25Х1М1ФА з урахуванням повзучості до 375 тис. год.
4. Виконано оцінку і прогнозування залишкового ресурсу високотемпературних елементів парової турбіни К-200-130 Луганської ТЕС з урахуванням експериментальних даних повзучості та довготривалої міцності для роторів високого та середнього тиску, що відпрацювали більше 200 тис. год.
5. Удосконалено комплексну схему оцінювання залишкового ресурсу роторів високого та середнього тиску парових турбін великої потужності.
6. Обґрунтовано рекомендації щодо подовження терміну експлуатації парових турбіни К-200-130 блока №10 Старобешівської ТЕС і блоків №11, 13-15 Луганської ТЕС.

Практичне значення одержаних результатів визначається тим, що в даній роботі досліджувався вплив розрахунково-експериментальних даних повзучості та довготривалої міцності, а також даних по крутильних коливаннях на подальший розрахунок терміну прогнозованого подовження експлуатації високотемпературних роторів парових турбін К-200-130, які відпрацювали більше 200 тис. год. Результати роботи можуть бути застосовані при модернізації турбін великої потужності, а також при удосконаленні їх експлуатації.
Результати дослідження щодо подовження терміну експлуатації турбін
К-200-130 впроваджені на блоці №10 Старобешівської ТЕС та енергоблоках №11, 13-15 Луганської ТЕС (акти впровадження від 22.09.2009 та від 15.12.2009 р.).

Особистий внесок автора. Основні наукові результати дисертаційної роботи здобувачем отримані самостійно. Серед них, зокрема, удосконалено комплексну схему оцінювання залишкового ресурсу валопроводів парових турбін великої потужності з урахуванням крутильних коливань та експериментальних даних повзучості та довготривалої міцності для роторів високого та середнього тиску, що відпрацювали більше 200 тис. год. [7, 8]; сформульовано постановку завдання та проаналізовано результати експериментального дослідження металу роторів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни
К-200-130 Луганської ТЕС з урахуванням крутильних коливань [7, 8]; сформульовано постановку завдання та проаналізовано результати експериментального дослідження металу роторів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни
К-200-130 Луганської ТЕС з урахуванням повзучості та довготривалої міцності для роторів, що відпрацювали більше 200 тис. год. [9, 10]; проведено розрахункові дослідження малоциклової утоми енергоблока 200 МВт ст. №10 Старобешівської ТЕС і утоми від повзучості та довготривалої міцності роторів ЦВТ і ЦСТ парової турбіни К-200-130 блока 200 МВт ст. № 11, 13-15 Луганської ТЕС [11]; проведено розрахункові дослідження пошкодження від крутильних коливань валопроводу парової турбіни К-200-130 блока 200 МВт ст. № 11, 13-15 Луганської ТЕС [7, 8]; проведено розрахункову оцінку залишкового ресурсу високотемпературних роторів парової турбіни К-200-130 блока 200 МВт ст. № 11, 13-15 Луганської ТЕС з урахуванням крутильних коливань та повзучості та довготривалої міцності для реальних умов експлуатації згідно станційних даних пошкодження [12] та сформульовано рекомендації щодо подовження терміну експлуатації парової турбіни К-200-130 блока № 11, 13-15 Луганської ТЕС, енергоблока 200 МВт ст. №10 Старобешівської ТЕС.

Апробація результатів дослідження. Основні положення і результати роботи докладались та обговорювались на: VII Міжнародній науково-практичній конференції аспірантів, магістрантів і студентів «Сучасні проблеми наукового забезпечення енергетики» (м. Київ, 2009 р.); VII Міжнародній науково-практичній конференції аспірантів, магістрантів і студентів «Сучасні проблеми наукового забезпечення енергетики» (м. Київ, 2010 р.); IХ Міжнародній науково-практичній конференції аспірантів, магістрантів і студентів «Сучасні проблеми наукового забезпечення енергетики». Напрямок «Сучасні технології в енергетиці» (м. Київ, 2011 р.); другій міжнародній науковій конференції студентів, аспірантів та молодих вчених «Енергетика та системи керування 2011» (EPECS-2011) (м. Львів, 2011 р.); дев’ятнадцятій щорічній міжнародній конференції і виставці «Сучасні методи і засоби неруйнівного контролю і технічної діагностики» (м. Гурзуф, 2011 р.); VII науково-технічній конференції «Проблеми енергозбереження України і шляхи їх рішення» (м. Харків, 2011 р.), двадцятій щорічній міжнародній конференції і виставці «Сучасні методи і засоби неруйнівного контролю і технічної діагностики» (м. Гурзуф, 2012 р.). Робота отримала відзнаки на Всеукраїнських конкурсах «Молодь – Енергетиці України – 2009: Відкритий конкурс молодих енергетиків» (м. Київ, 2009 р.) та «Молодь – Енергетиці України – 2011: Відкритий конкурс молодих вчених і спеціалістів» (м. Київ, 2011 р.).
Публікації. Основні результати дисертації опубліковані у 13 наукових роботах, серед них: 5 статей у наукових фахових виданнях, 6 тезисів та матеріалів конференцій, 1 навчальний посібник, 1 патент України на корисну модель.

Список литературы

ВИСНОВКИ
У результаті виконання дисертаційної роботи розв’язана науково-практична проблема оцінювання залишкового ресурсу роторів парових турбін великої потужності. Основні результати і висновки роботи полягають у наступному:
1. На підставі експериментальних досліджень зразків металу високотемпературних роторів парових турбін, які відпрацювали більше 220 тис. годин, урахування утоми від крутильних коливань удосконалено комплексну схему оцінки залишкового ресурсу та продовження терміну експлуатації роторів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт.
2. Вперше отримані експериментальні дані довготривалої міцності сталі 25Х1М1ФА на базі 275 і 375 тис. годин. За допомогою експериментально отриманої діаграми визначений час до настання граничного стану, який рівний 370 тис. год. Це дозволило достовірно подовжити термін експлуатації роторів ЦВТ і ЦСТ парових турбін потужністю 200 МВт до 50 тис. годин.
3. Отримана розрахункова оцінка статичного пошкодження і залишкового ресурсу, яка може розглядатись як максимально низький прогноз індивідуального ресурсу для елементів парової турбіни К-200-130 енергоблоків ТЕС. Розрахункове статичне пошкодження РСТ знаходиться в діапазоні 0,58 – 0,77.
4. На підставі аналізу крутильних коливань валопровода парової турбіни
К-200-130 Луганської ТЕС, які виникають при режимах короткого замикання і стаціонарному динамічному навантаженні, показано, що в елементах роторів можливе виникнення утомного пошкодження від крутильних коливань.
5. Вперше отримано експериментальні дані про циклічну міцність роторної сталі 25Х1М1ФА при крученні: крива циклічної утоми зразків зі сталі 25Х1МФА при симетричному крученні при температурі 20 оС, діаграма граничних амплітуд для сталі 25Х1М1ФА при циклічному крученні при температурі 20 оС.
6. Виконана оцінка циклічного пошкодження валопровода парової турбіни в результаті одного КЗ на основі експериментальних досліджень циклічної міцності роторної сталі 25Х1МФА при крученні в широкому діапазоні зміни середньої напруги циклу показала, що реальне циклічне пошкодження валопровода турбіни К-200-130 Луганської ТЕС в результаті впливу з боку турбогенератора при КЗ останнього (П = 0,63 %) знаходиться в межах, визначених раніше на основі двох теорій міцності і кривих граничних амплітуд типу Гудмана і Гербера, тобто П = 0,56 ... 4,24 % в термінах відносного пошкодження.
7. Встановлено реальну можливість подовження терміну експлуатації енергетичного обладнання за результатами проведення чисельних і експериментальних досліджень, розраховано допустиму кількість пусків, сумарне пошкодження та залишковий термін експлуатації роторів ЦВТ і ЦСТ парових турбін К-200-130 ст. № 11, 13-15 Луганської ТЕС з урахуванням утомного пошкодження від крутильних коливань та експериментальних досліджень довготривалої міцності на базі 375 тис. годин. Пошкодження роторів ЦСТ цих енергоблоків складає 21 - 86 %, а залишковий ресурс визначений у межах 30 - 64 тис. годин.

СПИСОК ВИКОРИСТАНИХ ДЖЕРЕЛ
1. СОУ-Н МПЕ 40.1.17.401:2004 Контроль металу і продовження терміну експлуатації основних елементів котлів, турбін і трубопроводів теплових електростанцій: Типова інструкція / Міністерство палива та енергетики України / В.Є. Добровольський - Офіц. вид. - К. : ОЕП ГРІФРЕ, 2005. - IX, 76с.
2. СО 153-34.17.440-2003 – Инструкция по продлению эксплуатации паровых турбин сверх паркового ресурса / Министерство РФ, 2003.
3. СОУ-Н МЕВ 40.1-21677681-52:2011 Визначення розрахункового ресурсу та оцінки живучості роторів та корпусних деталей турбіни: Методичні вказівки/ Міненерговугілля України / Н.Г. Шульженко - Офіц. вид., 2011.
4. Резинских В.Ф. Увеличение ресурса длительно работающих паровых турбин / В.Ф. Резинских, В.И. Гладштейн, Г.Д. Авруцкий // М.: Издательский дом МЭИ, 2007. – 296 с.
5. Мацевитый Ю.М. Повышение энергоэффективности работы турбоустановок ТЭС и ТЭЦ путем модернизации, реконструкции и совершенствование режимов их эксплуатации / Ю.М. Мацевитый, Н.Г. Шульженко, В.Н. Голощапов и др.// К.: Наук. Думка, 2008. - 366с.
6. Гладштейн В.И. Исследование характера трещин на литых корпусах турбин и свойств металла в зоне их образования / В.И. Гладштейн, Т.Е. Бажина, Н.Л. Шербаум // Электрические станции. – 1992. - № 1.
7. Черноусенко О.Ю. Остаточный ресурс вала паровой турбины мощностью 200 МВт с учетом его крутильных колебаний. Часть 2 / О.Ю. Черноусенко, Т.В. Нікуленкова, А.П. Бовсуновский, Е.В. Штефан, Д.А. Башта // Енергетика та електрифікація.- 2010.- №11 - С. 7-13.
8. Черноусенко О.Ю. Остаточный ресурс вала паровой турбины мощностью 200 МВт с учетом его крутильных колебаний. Часть 1 / О.Ю. Черноусенко, Т.В. Нікуленкова, А.П. Бовсуновский, Е.В. Штефан, Д.А. Башта // Енергетика та електрифікація.- 2011.- №7 - С. 45-54.
9. Черноусенко О.Ю. Продление эксплуатации роторов паровых турбин 200 МВт на базе диаграммы длительной прочности стали с наработкой сверх паркового ресурса / О.Ю. Черноусенко, Т.В. Нікуленкова // Вісник національного технічного університету «Харківський політехнічний інститут». – Харків: НТУ «ХПІ», 2011.- №5. - С. 64-70.
10. Черноусенко О.Ю. Подовження терміну експлуатації роторів парових турбін 200 МВт з наробітком понад парковий ресурс / О.Ю. Черноусенко, Т.В. Нікуленкова // УИЦ “НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИЯ” Сб. материалов 19 международной конференции «Современные методы и средства неразрушающего контроля и технической диагностики». – Гурзуф, 2011. – С.78-81.
11. Черноусенко О.Ю. Оцінка малоциклової утомленості, пошкодження і залишкового ресурсу високотемпературних елементів парової турбіни К-200-130 / О.Ю. Черноусенко, Т.В. Нікуленкова // Сучасні проблеми наукового забезпечення енергетики. – Київ: НТУУ «КПІ», 2011. - С. 152.
12. Черноусенко О.Ю. Комплексний підхід до подовження терміну експлуатації турбін великої потужності / О.Ю. Черноусенко, Т.В. Нікуленкова // УИЦ “НАУКА. ТЕХНИКА. ТЕХНОЛОГИЯ” Сб. материалов 19 международной конференции «Современные методы и средства неразрушающего контроля и технической диагностики». – Гурзуф, 2012. – С.78-80.
13. Попов А.Б. Проблема продления ресурса теплоэнергетического оборудования ТЭС / А.Б. Попов, Е.К. Перевалова, А.Ю. Сверчков // Теплоэнергетика. – 2003. - №4. - С. 29-36.
14. Schmidt J. Langzetregistrierung von Betriebsdaten fur die Lebensdanerberechnung / J. Schmidt, А. Czeruts, D. Heiberger // Brown Boveri Technik.- 1985.- Bd. 72.- №4. - Р.184-189.
15. Yoshihara S. Recept technology for presentive maintenance of thermal power station / S. Yoshihara, N. Takeshita, M. Taniguchi // Hitachi Review.- 1985.- V.34.- № 5. - Р.219-229.
16. Tsunoda E. Life diagnosis system for steam turbine main components / E. Tsunoda, K. Fujiyama, K. Kimura // Toshiba Review.- 1985. - V.40. - № 9. - Р.783-786.
17. Hamp A.L. Trends and future scope in the monitoring of large steam turbine generators / A.L. Hamp // IEEE Proceedings. - 1986. - V.133. - № 3. - Р.164-168.
18. Лейзерович А.Ш. Роторы мощных паровых турбин: конструкция, опыт эксплуатации и перспективы развития / А.Ш. Лейзерович, А.Д.Трухний // Энергохозяйство за рубежом.-1984.- № 3.- С.13-20.
19. Matsumoto H. Turbine control system based on prediction of rotor thermal stress/ H. Matsumoto, Y. Sato, F. Rato and other// IEEE Transactions of Power Apparatus and Systems.- 1982.- V.101.- № 8.- Р.2504-2512.
20. Gelleri T. Turbinenleitrechner zur Thermisher Uberwachung von Dampfturbinen / T. Gelleri, F. Zermayer // Siemens Energietechik.- 1982.- Bd.4.- №2.- S.103-107.
21. Marton P. Temperaturleitgerät fúr Kraftwerkturbinen / P. Marton, D. Fichtner, G. Huasman u.a. //BWK.- 1984.- Bd.36.-№ 12.- S.499-508.
22. Wähner H. Turbinenleitrechner TENSOSIM auf microprozessorbasis zur Thermischen Überwachung von Dampftuhinen / H. Wähner, W. Preusse, W. Tappe u.a. // Mitteilungen Kraftwerksanlagenbau DDR.- 1984.- Bd.1.- № 12.- S.16-20.
23. Callan P.C. A ret refit turbine automatic control for large steam turbine generators / P.C. Callan, R.S. Gordon, B.A. Westphal // IEEE Transactions of Power Apparatus and Systems, 1985.- V.104.- № 4.- Р.813-816.
24. Лейзерович А.Ш. Эксплуатационный контроль за накоплением повреждений деталей паровых турбин / А.Ш. Лейзерович // Энергохозяйство за рубежом.- 1979. - № 1.- С.6-10.
25. Лейзерович А.Ш. Математическое моделирование прогрева роторов паровых турбин для эксплуатационного контроля/ А.Ш. Лейзерович // Известия АН УССР. Энергетика и транспорт. - 1981.- № 1. - С.123-131.
26. Хоменок Л.А. Повышение эффективности эксплуатации паротурбинных установок ТЭС и АЭС. Том 2 / Л.А. Хоменок, А.Н. Ремезов, И.А. Ковалев и др. // Диагностика паровых турбин. – СПб.: Изд-во ПЭИпк, 2002. – 264 с.
27. Резенских В.Ф. Исследование перспективных защитных покрытий для лопаток последних ступеней паровых турбин / В.Ф. Резенских и др. // Теплоэнергетика, 1996. - №12. - С. 28-31.
28. РД 34.17.440-96 Методические указания о порядке проведения работ при оценке индивидуального ресурса паровых турбин и продлении срока их эксплуатации сверх паркового ресурса. – М.: Изд-во АООТ ВТИ, 1996. – 153 с.
29. Трухний А.Д. Расчет деталей паровых турбин на термическую усталость. Ч. I. Выбор коэффициентов запаса и расчет выработки ресурса / А.Д. Трухний // Теплоэнергетика. – 1984. - № 4. - С. 72-74.
30. Резинских В.Ф. Исследование изломов. Методические рекомендации и атлас повреждений деталей проточной части турбин / В.Ф. Резинских, Э.С. Гинзбург, А.М. Клыпина и др. // М.: ВТИ, 1993.
31. Резинских В.Ф. Ресурс и надежность металла цельнокованых роторов паровых турбин: Дис. доктора тех. наук. - М., 2001. - 301 с.
32. Петерсон Р. Коэффициенты концентрации напряжений / Р. Петерсон // М.: Мир, 1977.
33. ОСТ.108.021.07-84 Турбины паровые стационарные. Нормы расчета на прочность хвостовых соединений рабочих лопаток. – Минэнергомаш. – 1984. – 21 с.
34. Нейбер Г. Теория концентрации напряжений в призматических стержнях, работающих в условиях сдвига, для любого нелинейного закона, связывающего напряжения и деформации // Механика. 1961. № 4, с. 117-130.
35. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. –М.: Машиностроение, 1974. – 344 с.
36. Костюк А.Г. Локальные характеристики прочности и напряжения,.
в местах их концентрации // Вестник МЭИ. - 1995. - №5. - С 35-44.
37. Балина В.С. О длительной прочности роторной стали / В.С. Балина, Е.А. Хейн // Теплоэнергетика. - 1989. - № 3. - С. 57-59.
38. Гериберг Е.Я. К расчету цельнокованых турбинных роторов // Инженерный сборник. Т. - 1953. - XV. - С. 3-14.
39. Сдобырев В.П. Критерии длительной прочности для некоторых жаро-прочных сплавов при сложном напряженном состоянии // Изв. АН СССР. Механика и машиностроение. - 1959. - №6.
40. РД 10-577- 03. Типовая инструкция по контролю метала и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций. - М.: Госгортехнадзор России, 2003.
41. Гура Л.А. Экспериментальная проверка математической модели теплообмена при конденсации пара в горизонтальной цилиндрической полости / Л.А. Гура, В.А. Палей, В.В. Навроцкий, О.Ю.Черноусенко, О.И. Красников // Енергетичне машинобудування. - 1985.- вып.40. - С.69-72.
42. Гура Л.А. Нестационарная задача теплообмена при конденсации движущегося пара в камере отбора влажно-паровой турбины / Л.А. Гура, О.Ю. Черноусенко, В.В. Навроцкий // Енергетичне машинобудування, 1990. - Вип.51. - С.106-114.
43. Дубов А.А. Контроль напряженно-деформированного состояния газопроводов / А.А. Дубов, Е.А. Демин, А.И. Миляев, О.И. Стеклов // Газовая промышленность. - 2002. - № 2. - С. 58-61.
44. Дубов А.А. Способ определения предельного состояния металла и ресурса оборудования с использованием параметров магнитной памяти металла. - Материалы XVI российской научно-технической конференции «Неразрушающий контроль и диагностика». - Санкт-Петербург, сентябрь 2002.
45. Шулъженко Н. Г. Про довготривалу міцність високотемпературної зони осьового каналу роторів парових турбін / Н. Г. Шульженко, П. П. Гонтаровский, Ю. И. Матюхин // Проблеми машинобудування. - 2002. - 5, № 1. - С. 9-16.
46. Трухний А.Д. Новый подход к оценке малоцикловой долговечности деталей энергетического оборудования // Теплоэнергетика. - 1994. - №4. С. 2-6.
47. Черноусенко О.Ю. Оценка малоцикловой усталости паровой турбины К-200-130-3 с применением программного комплекса ANSYS и COSMOS / О.Ю.Черноусенко, Е.В. Штефан, Д.В. Рындюк, Д.С. Третяк // Энергетика и электрификация. - 2008.- №3.- С. 42-48.
48. Письменний Е.М.Расчетное определение малоцикловой усталости высокотемпературных элементов паровой турбины мощностью 200 МВт с применением программного комплекса ANSYS И COSMOSWоrks / Е.М. Письменний, О.Ю.Черноусенко, Е.В. Штефан, Д.В. Рындюк, Д.С. Третяк // Вестник НТУУ «КПИ», Машиностроение. - К.: НТУУ «КПИ». - 2008. - 52. - С. 188-195.
49. Сухинин В.П. Анализ причин исчерпания ресурса паровой турбины / В.П. Сухинин, Г.И. Канюка, Т.Н. Пугачова, Т.А. Лавриненко // Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование. – 2011. - №5. – С. 71-75.
50. Viswanaman R. Damage Mechanism and Life Assessment of High Temperature Components. (EPEJ) // ASM International Metals Park, Ohio 44073, May 1993.
51. Гарофф Продление ресурса – сложная задача планирования // Продление ресурса ТЭС: Сб. докладов международной конференции, посвященной оценке остаточного ресурса и продлению срока службы энергоблоков ТЭС, работающих на органическом топливе. Т.1. М.: ВТИ, 16 – 20 мая 1994.
52. Артсвальд В. Исследование остаточного ресурса на примере VEBA KRAFTWERKE RUHR AG // Продление ресурса ТЭС: Сб. докладов международной конференции, посвященной оценке остаточного ресурса и продлению срока службы энергоблоков ТЭС, работающих на органическом топливе. Т.2. М.: ВТИ, 16 – 20 мая 1994.
53. Гаврилов С.Н. Опыт продления ресурса паровых турбин при сверхдлительных сроках эксплуатации / С.Н. Гаврилов, Е.В. Георгиевская, А.И. Левченко, Л.В. Федорова // Санкт-Петербург.: ОАО «НПО ЦКТИ», 2012. – 25 с.
54. Кистойчев А.В. Причины возникновения, диагностические признаки, предотвращение и устранение дефектов валопроводов турбомашин: Дис. канд. техн. наук: 05.04.12 – Турбомашины и комбинированные турбоустановки. – Екатеринбург, - 2011. – 190 с.
55. Жученко Л.А. Разработка, апробация и реализация методов повышения надежности и восстановления ресурса элементов проточной части паровых теплофикационных турбин. – Екатеринбург. – 2003. - 168 с.
56. Ивановский А.А. Моделирование теплового и термонапряженного состояния критических узлов высокотемпературной части теплофикационных паровых турбин с целью повышения их надежности и маневренности: Дис. канд. техн. наук: 05.04.12 – Турбомашины и комбинированные турбоустановки. – Екатеринбург, - 2008. – 164 с.
57. Матюнин В.М. Методы и средства безобразцовой экспресс оценки механических свойств конструкционных материалов. - М.: Изд-во МЭИ, 2001.
58. Туляков Г.А. Конструкционные материалы для машиностроения / Г.А. Туляков, В.Н. Скоробогатых, В.В. Гриневский // Машиностроение. - М.: 1991.
59. Ланин А.А. Прочность и долговечность конструкций при ползучести / А.А. Ланин, В.С. Балина – С-Петербург: Политехника, 1996.
60. Берлянд В.И. Оценка полного и межремонтного ресурсов модернизированных корпусов ЦВД турбин К-200-130 ЛМЗ по критериям малоцикловой усталости и трещиностойкости / В.И. Берлянд, А.А. Глядя, В.С Балина и др. // Теплоэнергетика. – 1991. - № 8. - С. 54.
61. РТМ 24.020.16-73 Турбины паровые стационарные. Расчет температурных полей роторов и цилиндров паровых турбин методом электромоделирования. – М., 1973. - № ВК-002/3209. - 104 с.
62. Інструкція з експертного обстеження (технічного діагностування). НД МПП України. Турбіни парові промислових підприємств. - Харків, 2006.
63. Трухний А.Д. Расчет деталей паровых турбин на термическую усталость // Теплоэнергетика. – 1984. - № 2. - С. 74-76.
64. Шубенко-Шубин Л.А. Прочность элементов паровых турбин. – К. МАШГИЗ. – 1962. – 567 с.
65. Плоткин Е.Р. К расчету концентрации температурных напряжений в кольцевых канавках на поверхности осесимметричного тела при существенно нелинейном поле температур / Е.Р. Плоткин, М.Л. Зингер // Машиноведение. – 1989. - № 3. - С. 23-38.
66. РТМ 108.021.103. Детали паровых стационарных турбин. Расчет на малоцикловую усталость. – М.: 1985. - № АЗ-002/7382 – 49 с.
67. Зозулін Ю.В. Створення нових типів та модернізація діючих турбогенераторів для теплових електричних станцій / Ю.В. Зозулін, О.Є Антонов, А.М. Боричевський // Державне агенство України з управління державними корпоративними правами та майном, державне підприємство завод «Електроважмаш».
68. Расчет уточнения допустимого периода срока эксплуатации корпусных деталей и роторов К-200-130 ст.№13 // Отчет по договору 15/2.07-240408-1Л23/5.42.1 от 24.04.2008г. – Киев.: НТУУ «КПИ», 2008. - 41 с.
69. Расчет остаточного ресурса роторов ВД и СД турбины блоков ст. № 11, 14, 15 // Отчет по договору 15/2.06-240408-1Л23/5.39.1 от 21.04.2008г. – Киев.: НТУУ «КПИ», 2008. - С. 57,70,62.
70. Расчетное уточнение продления срока эксплуатации корпусных деталей и роторов турбины К-200-130-3 блока 200 МВт ст. №10 СЕ Старобешевской ТЭС ТОВ «Востокенерго» // Отчет по договору от 01.08.2008 г. – Киев, НТУУ «КПИ», 2008.
71. Розрахункове уточнення подовження терміну експлуатації корпусних деталей турбін (ЦВТ, ЦСТ, корпусів стопорних та регулюючих клапанів) та роторів К–200-130-3 блока 200 МВт СТ № 4,7,8,9 СЕ Кураховської ТЕС ТОВ «Востокенерго» // Отчет по договору 15/2.085 от 01.06.2006г. (1-4 части). – Киев, НТУУ «КПИ», 2007. - 130 с. (36, 31, 32, 31).
72. Белевцева Л.К. Исследование напряженно-деформированного состояния ротора среднего давления турбины К-200-130 ЛМЗ при различных режимах работы / Л.К. Белевцева, В.И. Берлянд и др. // Теплоэнергетика. -1984. - № 6. - С. 27-30.
73. Черноусенко О.Ю. Подовження терміну експлуатації парових турбін великої потужності (на прикладі турбін К-200-130): Дис. докт. техн. наук: 05.05.16 – Турбомашини та турбоустановки. – Х.: - 2009. – 413 с.
74. Экспериментальная оценка индивидуального остаточного ресурса основных элементов турбины К-200-130 (корпуса ЦВД, ЦСД и ротор СД) ЦИК Кураховская ТЭС // Отчет по договору 15/2.098 от 09.10.2007г. – Киев, НТУУ «КПИ», 2008. – 78 с.
75. Мустафин Ч.Г. Про прогнозування деформацій повзучості в зонах концентрації напруг роторів парових турбін / Ч.Г. Мустафин, В.М. Панасюк // Електричні станції. - 1992. - №4. - С.24-27.
76. Мустафин Ч.Г. Оценка длительной прочности элементов роторов паровых турбин // Теплоэнергетика. 1998. - №3. - С. 56-60.
77. Михайлов–Михеев П.Б. Справочник по математическим материалам турбино- и моторостроения. - М.: Машгиз, 1961.
78. Розрахункове уточнення допустимого періоду терміну експлуатації корпусних деталей і роторів Т-200-130 ст.№13 // Звіт за договором 15/2.07-240408-1Л23/5.42.1 від 24.04.2008р. - Київ, НТУУ «КПИ», 2008. - С.41.
79. Larson R.R., Miller J. Time-temperature relationship for rupture creep stress // Trans. ASME. -1952. - 74.N5. - D. 765-775.
80. Manson S.S., Haferd A.M. A liner time-temperature relation for extrapolation of creep and stress rupture data // NASA TN - 1953. – TN - 2890.
81. Orr R.I., Sherby O.D., Dorn J.E. Correlation of rupture data for metals at elevated temperatures // Trans. ASM. 1954. - V. 46. - P. 113-128.
82. Писаренко Г.С. Новый подход к прогнозированию длительной прочности металлов / Г.С. Писаренко, В.В. Кривенюк // Доклады АН СССР. Механика. - 1990. Т.312 - № 3. - С. 558-562.
83. Кривенюк В.В. Прогнозирование длительной прочности тугоплавких металлов и сплавов. Киев: Наук. думка, 1990. - 248 с.
84. ДЕРЖСТАНДАРТ 10145-81. Метали. Метод випробування на довготривалу міцність.
85. Машина для випробувань металів на повзучість і довготривалу міцність АИМА-5-2. Технічний опис і інструкція для експлуатації. - 1979. - 56 с.
86. Data steels on the elevated-temperature properties of 1Cr-lMo-0.25V steel // NRIM creep data sheet. Tokyo. -1979. - N 9A. - P. 4-7.
87. НД «Котли, турбіни і трубопроводи теплових електростанцій. Властивості сталей теплоенергетичного устаткування», 2009.
88. Либерман Л.Я. Властивості сталей і сплавів, застосовуваних у котлотурбостроении. / Л.Я. Либерман, М.И. Пейсихис // - Л.: ЦКТИ, вип. 16, ч. 1, -219 с.: ч. 2, 1966. - 244 с.: ч. 3, 1967. - 180 с.
89. Кривенюк В.В. Об оценке ресурса длительно работающего оборудования ТЭС / В.В. Кривенюк, В.Е. Добровольский, Г.В. Мухопад, В.И. Ткачев В.И., И.П. Дуравкин, С.С Солдатов // Энергетика и электрификация. - 2003. - № 3. - С. 22-25.
90. Лейзерович А.Ш. Накопление усталостной повреждаемости металла роторов паровых турбин из-за колебательных крутильных нагрузок, вызванных взаимодействием с энергосистемой // Энергохозяйство за рубежом. – 1982. - № 4 - С. 12–16.
91. Загретдинов И.Ш. Разрушение турбоагрегата 300 МВт Каширской ГРЭС: причины, последствия и выводы / И.Ш. Загретдинов, А.Г. Костюк, А.Д. Трухний, П.Р. Должанский // Теплоэнергетика.- 2004.- № 5.- С. 5-15.
92. Глебов И.А. Скручивающие моменты на валу турбоагрегата при отключении коротких замыканий / И.А. Глебов, Е.Я. Казовский, Э.Е. Остроумов, Г.Е. Рубисов // Электричество. - 1978. - № 2. - С. 22-26.
93. IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, 1975, v.PAS-98, N6.
94. Алексеев Б.А. Зарубежные турбоагрегаты предельных мощностей // Энергохозяйство за рубежом, 1977. - № 5. - С. 1-6.
95. Проблемы вибрации, виброналадки, вибромониторинга и диагностики оборудования электрических станций / Решения Всероссийского совещания-семинара, 5 - 8 декабря 2005 г.
96. Костюк А.Г. Динамика и прочность турбомашин. - М.: Машиностроение, 1982. -264 с.
97. Костюк А.Г. Паровые и газовые турбины для электростанций / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин, А.Д. Трухний. - Москва: Издательский дом МЭИ, 2008. - 556 с.
98. Детинко Ф.М. Прочность и колебания электрических машин / Ф.М. Детинко, Г.А. Загородная, В.М. Фастовский. - Ленинград: Энергия, 1969. - 440 с.
99. Матвеев В.В. Методика экспериментального исследования демпфирующей способности материалов при бигармоническом деформировании в условиях однородного напряженного состояния / В.В. Матвеев, А.П. Бовсуновский // Проблемы прочности. – 1986. - №10. - С.118-122.
100. ГОСТ 25.502-79. Методы механических испытаний металлов. Методы испытаний на усталость. - Москва: Изд-во стандартов, 1980. - 32 с.
101. Черноусенко О.Ю. Обобщение и анализ результатов расчетного исследования индивидуального ресурса корпусов и роторов ЦВТ и ЦСТ турбины К-200-130 блока 200 МВТ // Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование. Вестник НТУ «ХПИ». - 2008. - №6. - С.107-111.
102. Сафонов Л.П. Тепловое состояние высокоманевренных паровых турбин / Л.П. Сафонов, Н.П. Селезнев, А.Н. Коваленко. - Л.: Машиностроение. - 1983. - 295 с.
103. Черноусенко О.Ю. К вопросу определения граничных условий теплообмена для расчетного уточнения возможности продления срока эксплуатации корпусных деталей и роторов паровых турбин / О.Ю.Черноусенко // Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование. Вестник НТУ «ХПИ».- 2006.- №5.-С.67-71.
104. Шаргородський В.С. Расчетно-экспериментальные исследования различных вариантов охлаждения роторов среднего давления турбины К-300-240 ЛМЗ/ В.С. Шаргородський, С.Ш. Розенберг, А. Хоменюк и др. // Тр. ЦКТИ, 1989, с. 257.
105. Патент 2037051 (РФ). Устройство охлаждения элементов проточной части паровой турбины / В.С. Шаргородский; Л.А. Хоменок; В.Л. Шилин. – заявл. 26.03.1992; опубл. 09.06.1995.
106. Биргер И.А., Мавлютов Р.Р. Сопротивление материалов: Учебное пособие. – М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986. – 560 с.
107. Шаргородский В.С. Повышение технического уровня паровых турбин при внедрении систем принудительного парового охлаждения роторов / В.С. Шаргородский, А.Н. Коваленко, Л.А. Хоменок, С.Ш. Розенберг и др. // Электрические станции. – 1999. - №1.
108. РД ЭО 0186-00 Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса сосудов энергоблоков АЭС. - М.: Концерн «Росэнергоатом», 1999.
109. РД ЭО 0185-00 Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов энергоблоков АЭС. - М.: Концерн «Росэнергоатом», 1999.
110. Концепция технического перевооружения энергообъектов электростанций РАО «ЕЭС России» в период до 2015 г. - Документ РАО «ЕЭС России». М., ноябрь 2001.
111. Дубов А.А. Проблемы оценки остаточного ресурса стареющего оборудования // Теплоэнергетика. – 2003. - №11. - С. 54-57.
112. Никджу А.Д. Некоторые вопросы долговечности стареющего оборудования ТЭС / А.Д. Никджу, Э.М. Фархадзаде, А.З. Мурадалиев // Теплоэнергетика, 2003.
113. Бугай Н.В. Работоспособность и долговечность металла энергетического оборудования / Н.В. Бугай, Т.Г. Березина, И.И. Трунин. -М.: Энергоатомиздат, 1994. – 272 c.
114. Березина Т.Г. Ползучесть теплоустойчивых сталей в различных температурно-силовых условиях / Т.Г.Березина, И.И. Трунин, С.И. Ерагер // Проблемы прочности. - 1981. - №3. - С. 42-48.
115. Новожилов В.В. О перспективах построения критерия прочности при сложном нагружении / В.В. Новожилов, О.Т. Рыбакина. - М.: ИМАШ. - 1966.- № 5. - С. 71-80.
116. Трухний А.Д. Восстановление малоциклового ресурса роторов паровых турбин путем удаления поврежденного слоя металла/ А.Д. Трухний, Д.Д. Корж, А.А. Кочетов // Электрические станции. - 1984. - № 3. - С. 21-22.
117. Израилев Ю.Л. Повышение маневренности турбин К-300-240 ЛМЗ путем изменения форм концентраторов в роторах высокого и среднего давления / Ю.Л. Израилев, В.И. Губенко, В.А. Радченко // Энергетика. - 1977. - № 9. - С. 30.
118. Мустафин Ч.Г. Совершенствование основных узлов паротурбинных установок ТЭЦ и АЭС. - Л.: ЦКТИ, 1981. - Вып.184. – 130 с.
119. Чижик А.И. Влияние технологических факторов на свойства металла корпусных деталей из стали 15Х1МФЛ / А.И.Чижик, И.С. Жарковская, И.В. Ерашова // Материалы, применяемые в турбостроении. - Л.: Машиностроение. - 1971. - Вып. 13. - С. 27-35.
120. А.Ф. Иоффе Физика кристаллов. - М.-Л.: Госиздат, 1929. - 192 с.
121. Алехин В.П. Физика прочности и пластичности поверхностных слоев материалов. - М.: Наука, 1983. – 279 c.
122. Бетехтин В.И. Роль приповерхностных слоев в разрушении и упрочнении металлов / В.И. Бетехтин, В.И. Владимиров, А.П. Бахтибаев и др. // Тезисы докладов III заседания семинара «Физико-технические проблемы поверхности металлов». - Л.: ЛПИ, 1984. - С. 19.
123. Владимиров В.И. Дефекты структуры в приповерхностных слоях / В.И. Владимиров, А.Е. Романов // Тезисы докладов III заседания семинара «Физико-технические проблемы поверхности металлов» - Л.: ЛПП, 1984. - С. 3.
124. Баранов Ю.В. Исследование влияния удаления поверхностных слоев монокристаллов вольфрама в процессе статического деформирования на их механические свойства / Ю.В. Баранов, Е.П. Костюкова, И.М. Махмутов // Проблемы прочности. - 1978. - № 4. - С. 110-114.
125. Колотникова О.В. Эффективность упрочнения методами поверхностного пластического деформирования деталей, работающих при повышенных температурах // Проблемы прочности. - 1983. - № 2. - С. 112-114.
126. Ровинский Б.Н. Влияние полирующей среды на характер субструктуры при деформации монокристаллов вольфрама / Б.Н. Ровинский, Ю.В. Баранов, Е.П. Костюкова // ФТТ.- 1974. - Т.16. - №11. - С. 3207-3211.
127. Кrаmеr I.R. Тhе еffесt оf surface removal on thе plastic flow characteristic of metals / I.R. Кramer // Trans. Меt. Sос. АSМЕ. -1963. -Vol. 227. - Р.1003-1010.
128. Кrаmеr I.R. Тhе еffесt оf surface removal on thе plastic behavior of aluminum single crystals / I.R. Кramer, I.J.Demer // Trans. Меt. Sос. АSМЕ. - 1961. - Vol. 221. - Р. 780-786.
129. Гладштейн В.И. Продление срока службы литых корпусных деталей турбин / В.И. Гладштейн, Г.Д. Авруцкий // Электрические станции. - 1998. - №2. - С. 23-31.
130. Гладштейн В.И. Эксплуатация с трещинами и выборками литых корпусных деталей турбин с давлением пара более 9 МПа // Тяжелое машиностроение. - 1999. - №8. - С. 7-10.
131. Войчел М. Диагностические методы оценки технического состояния паровых турбин: Институт по энергоснабжению ГДР / М. Войчел, В. Улбич // Информационный бюллетень СЭВ по электрической энергии. - №23/24. - С. 69-71.
132. Комаровский А.А. Диагностика напряженно-деформированного состояния // Контроль. Диагностика. - 2000. - № 2. - С. 22-27.
133. Шульженко Н.Г Автоматизированная система непрерывного вибромониторинга и анализа параметров вибрации роторных агрегатов / Н.Г. Шульженко, В.П. Билетченко, Л.Д. Метелев и др. // Питання розвитку газової промисловості України. Зб. наукових праць. – Х.: 2000. – Вип.28. - С. 19-23.
134. Инструкция по обслуживанию, пуску, останову паровой турбины типа К-200-130-1 завода ЛМЗ // ООО «Востокэнерго» Луганская ТЭС, г. Счастье. - 2006. – 86 c.