Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Эрозионно-коррозионный износ конструкционных материалов турбоустановок ТЭС и АЭС и разработка средств его снижения

Диссертация: Эрозионно-коррозионный износ конструкционных материалов турбоустановок ТЭС и АЭС и разработка средств его снижения
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В связи с изложенным, согласно Координационному плану научно-исследовательских работ АН СССР по комплексной проблеме «Теплофизика» на 1981;1985 г. г. (шифр 1.9.1.8.П.З), в рамках Решения 3-х министров от 31.03.77, Приказа ЮМ № 306 от 19.10.77, Решения 3-х министров от 24.06.78 (приложение 2, 3 перечень № 2 п. З), Приказа ЮМ № 268 от 05.09.80, в Научно-производственном объединении им. И. И… Читать ещё >

Содержание

  • 1. Анализ литературных данных по влиянию водно-химического режима ТЭС и АЭС на эрозионно-коррозионный износ элементов энергооборудования. Ю
    • 1. 1. " Износ трубной системы подогревателей высокого давления
    • 1. 2. Износ элементов проточной части паровых турбин
    • 1. 3. О механизме разрушения конструкционных материалов элементов энергооборудования под воздействием рабочей среды
    • 1. 4. Выводы
  • 2. Стендовые исследования процесса эрозионно-коррозионного износа и методы проведения экспериментов
    • 2. 1. Краткое описание стендов, использованных при проведении опытов"
    • 2. 2. Магнитострикционная установка
  • НПО ЩТИ
    • 2. 3. Методы проведения опытов и обработки экспериментальных данных. Оценка погрешностей измерений
    • 2. 4. Результаты исследований
    • 2. 5. Выводы
  • 3. Оценка влияния эксплуатационных показателей водно-химического режима на эрозионно-коррозионные процессы в питательном тракте энергоблоков СОД на основе математической статистики
    • 3. 1. Анализ эксплуатационных данных. Разработка алгоритма и результаты расчета
    • 3. 2. Выводы
  • 4. Промышленные исследования процессов эрозионно-коррозионного износа элементов оборудования турбоустановок на ТЭС и АЭС
    • 4. 1. Влияние водно-химического режима и температуры водной среды на эрозионно-коррозионный износ конструкционных материалов в питательном тракте подогревателей высокого давления
    • 4. 1. I. Водно-химический режим
  • 4. Л.2. Температура питательной воды
    • 4. 2. Влияние показателей водно-химического режима на эрозионно-коррозионный износ элементов проточной части паровых турбин на ТЭС и АЭС
      • 4. 2. 1. Общая оценка степени интенсивности эрозионно-коррозионного износа и водно-химического режима на электростанциях, где проводились промшленные исследования.*
      • 4. 2. 2. " Эрозионно-коррозионная стойкость рабочих лопаток из титановых сплавов паровых турбин К-300−240 ЛМЗ
      • 4. 2. 3. Оценка эрозионно-коррозионного износа турбины Т-12/12−60/2,5 на
  • Билибинской АЭС
    • 4. 2. 4. Влияние качества пара и его «первичного» конденсата на эрозионно-коррозионный износ
    • 4. 3. Проверка эффективности обработки пара турбины К-Ю0−90−6 гидразином на Прибалтийской ГРЭС
    • 4. 4. Выводы
  • 5. Анализ результатов стендовых и промышленных испытаний эрозионно-коррозионного износа элементов оборудования турбоустановок
  • 6. Экономическая эффективность выполненных разработок

Эрозионно-коррозионный износ конструкционных материалов турбоустановок ТЭС и АЭС и разработка средств его снижения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

В соответствии с решениями ХХУ1 съезда КПСС по пятилетнему плану развития народного хозяйства СССР на 1981;1985 годы и на период до 1990 года намечено довести выработку электроэнергии в 1985 году до 1550−1600 млрд"кВт-ч, в том числе на атомных электростанциях до 230−235 млрд. кВт*ч [I] .

Прирост производства электроэнергии в европейской части СССР будет осуществляться в основном на атомных и гидроэлектростанциях*.

Ускоренными темпами намечено осуществить строительство тепловых электростанций, использующих угли Экибастузского и Канско-Ачинского бассейнов, а также природный газ месторождений Сибири".

Базовыми энергоблоками электростанций, работающих на органическом топливе должны стать блоки мощностью 500−800 тыс «кВт» Для атомных электростанций — реакторы мощностью I — 1,5 млн. кВт, а также энергоблоки новых конструкций с реакторами на быстрых нейтронах мощностью 800−1600 тыс.кВт.

Поставленные задачи требуют повшения надежности и экономичности работы энергооборудования, что особенно важно для энергоблоков с высокой единичной мощностью: выход из строя, снижение к, п*д. оборудования влечет за собой значительные потери в выработке электроэнергии.

Одной из причин, вызывающих снижение надежности и экономичности работы энергооборудования является повышенный локальный износ элементов проточной части паровых турбин и трубной системы подогревателей высокого давления (ПВД).

Указанные разрушения чаше всего связывают с эрозионным разрушением металла, В отдельных случаях констатируется и существенная роль в их происхождении водно-химических факторов.

Исследование процессов, приводящих к интенсификации эрозион-но-коррозионного износа ОКИ) конструкционных материалов элементов оборудования турбоустановок и разработка мероприятий по снижению их или подавлению является, в свете поставленных задач, весьма актуальной проблемой, стоящей перед энергомашиностроителями и энергетиками*.

В связи с изложенным, согласно Координационному плану научно-исследовательских работ АН СССР по комплексной проблеме «Теплофизика» на 1981;1985 г. г. (шифр 1.9.1.8.П.З), в рамках Решения 3-х министров от 31.03.77, Приказа ЮМ № 306 от 19.10.77, Решения 3-х министров от 24.06.78 (приложение 2, 3 перечень № 2 п. З), Приказа ЮМ № 268 от 05.09.80, в Научно-производственном объединении им. И. И. Ползунова (НПО ЩТИ) была поставлена работа по изучению влияния водно-химического режима на процессы ЭКИ конструкционных материалов энергооборудования ТЭС и АЭС.

Основной задачей исследования является изучение роли водно-химического режима, коррозионных факторов и температуры среды в сложном процессе ЭКИ металла и разработка рекомендаций по снижению ЭКИ элементов энергооборудования.

Анализ комплекса поставленных вопросов выполнен на основе проведенных автором стендовых и промышленных исследований.

Диссертация состоит из введения и семи глав.

7. ОБЩИЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

7.1. На всех участках пароводяного тракта ТЭС и АЭС, где скорость движения рабочей среды превышает некоторую критическую, происходит эрозионно-коррозионный износ конструкционных материалов (ЭКИ).

В этом процессе роль химических и электрохимических факторов может быть весьма существенной.

7.2. В водяной среде, характерной для условий эксплуатации трубной системы ПВД со стороны питательной воды изменение величины ЭКИ средствами водно-химического режима может быть понижено или повышено на порядок,.

В диссертации показано, что такой эффект достигается на ТЭС с энергоблоками СКД при переходе от гидразинно-аммиачного (ГАР) к нейтрально-окислительному (НОР) водному режиму.

7.3. Полученные в работе данные свидетельствуют о другом важном направлении решения проблемы снижения ЭКИ элементов трубной системы ПВД, особенно входных участков труб и прежде всего при ГАР, распространенном на многих энергоблоках — переходе на более коррозионно-стойкие стали. Результаты опытов при ГАР показывают перспективность изготовления трубной системы (или замены входных участков труб при ремонте) первого по ходу воды ПВД, наиболее подверженного износу, из низколегированной стали типа 12Х1МФ. Эрозион-но-коррозионная стойкость этой стали в условиях проведенных промышленных опытов оказалась в 8−8 раз выше, чем для стали 20.

В связи с этим, использование для трубной системы первого по ходу воды ПВД низколегированной стали типа 12Х1МФ является целесообразным.

7.4. Во влажнопаровой среде проточной части турбин за счет нейтрализации коррозионного фактора возможно добиться снижения интенсивности ЭКИ в 3 раза.

Промышленные исследования показали, что подобный эффект можно получить, в частности, за счет локальной обработки рабочей среды в турбине гидразином с дозой около 80−100 мкг/кг.

7.5. В условиях НОП подтвержден характер специфического изменения концентрации соединений железа в водяном тракте ПВД, свойственный для ГАР и НОК — возрастание концентрации соединений железа после ПВД-6 и последующее ее снижение за последним ПВД. Этот факт, как и данные промышленных испытаний, проведенных ранее НПО ЦКТИ, однозначно подтверждает, что именно первый по ходу воды ПВД, вследствие интенсивного протекания в нем ЭКИ является определяющим источником поступления соединений железа в питательную воду.

7.6. Получены сравнительные оценки ЭКИ стали 20 при двух модификациях нейтрально-окислительного режима: НОК и НОП.

Исследовано влияние на ЭКИ температурных условий работы металла труб на участке питательного тракта ПВД-6 — ПВД-8 в диапазоне температур среды 160−270°С.

Дана оценка целесообразности применения стали 12Х1МФ для трубных систем ПВД в условиях ГАР и НОР.

Средняя величина ЭКИ для стали 20 при НОП оказалась в исследованном диапазоне температур примерно в 2 раза ниже таковой при НОК, для стали 12Х1МФ — одинаковой для обоих водных режимов.

Изменение величины ЭКИ по потере массы металла в зависимости от температуры среды (и рода металла) имеет сложный характер. С повышением температуры рабочей среды величина ЭКИ снижается и достигает минимума.

Температура минимума ЭКИ («Ь^^) примерно одинакова как для стали 20, так и для стали 12Х1Щ. Численное значение.

-(^тГп — существенно отлично для НОП и НОК. При использовании перекиси водорода = 230 — 235°Сдля кислорода этот минимум располагается за пределами температур рабочей среды большинства опытов, проведенных в диапазоне 160−270°С и, вероятно находится на уровне 270−280°С.

Эффективность водно-химических режимов по удельным потерям металла при ЭКИ для НОП и НОК проявилась в различных участках тракта ПЕД следующим образом:

— в диапазоне температур 160−195°С, характерных для первого по ходу воды ПЕД, более эффективен НОП (в 1,5 раза);

— для диапазона температур 195−235°С, характерного для второго ПВД, величина ЭКИ примерно одинакова для обоих режимов;

— при более высоких температурах, характерных для последнего ПВД и последующего тракта, некоторые преимущества опять проявляет НОК — в 1,6 раза эффективнее НОП.

В диапазоне температур питательной воды 160−195°С по величине ЭКИ сталь 12Х1МФ проявляет существенные преимущества перед сталью 20: при НОК в 17−6 раз, при НОП 14−9 раз. В зоне температур, характерных для двух последних ПЕД, преимущество в 4−3 раза проявляется при НОК.

7.7. При осуществлении НОР действие кислорода и перекиси водорода в процессе ЭКИ металла трубной системы ПЕД в целом является аналогичным. Однако, в связи с изложенным, для низкотемпературной части (до температуры 200°С), предпочтительна перекись водорода, а при температуре выше этого значения более эффективным является кислород.

В связи с обнаружением указанного эффекта, при НОР и двухступенчатом дозировании окислителей, целесообразно в низкотемпературной части тракта использовать перекись водорода, а в высокотемпературной — кислород,.

7.8. Интенсивность ЭКИ является функцией большого числа факторов.

ЭКИ = | (М, X, Г, Т, К).

Ряд этих факторов являются зависимыми от дополнительных величин (например, технологии изготовления, дисперсности влаги, угла атаки рабочей среды на металл* значения рН, содержания растворенного кислорода, концентрации абразивных веществ и других)• В связи с этим, разработка обобщающей математической интерпретации процесса ЭКИ в настоящее время чрезвычайно затруднительна.

В рамках данной работы удалось, на основании обобщения экспериментальных стендовых и промышленных исследований, предложить для зависимости ЭКИ от температуры следующее выражение: где: Д^зки «потеря массы металла в процессе ЭКИ, гt — температура питательной воды, °Са, с — коэффициенты, определяемые расчетом на ЭВМ.

Эта формула справедлива для углеродистой и низколегированной (12Х1МФ) сталей при НОР для диапазона температур 160−270°С.

7.9. Для ЭКИ наиболее опасным является диапазон температур 160−200°С. В этом интервале температур работает первый по ходу воды ПВД.

7.10. Математической обработкой большого массива информации по многолетним данным эксплуатационного контроля за ГАР на ТЭС с энергоблоками СКД показана определяющая роль в интенсивности ЭКИ трубных систем ПВД следующих показателей качества среды: величины рН (концентрации аммиака, гидразина), содержания растворенного кислорода-.

Для этих условий предложена следующая математическая зависимость: лРе =38,38−3,77 (рН)-0,003 (N43)-0,0П (М2Н4)-0,25 (Ыа).

— 0,002 (02).

Вместе с тем, оценка влияния отдельных показателей качества рабочей среды на интенсивность ЭКИ на основе математической статистики показала, что такая оценка возможна только при обработке весьма большого массива данных эксплуатационных анализов при неизменных теплотехнических и гидравлических условиях эксплуатации оборудования энергоблока.

7.11. Специальное исследование, проведенное в стендовых условиях, показало, что высокий износ титановых модельных лопаток последней ступени на стенде «ЭТНД-2» обусловлен чрезвычайно низким качеством пара, поступающего в экспериментальную турбину, по содержанию соединений железа (300 мкг/кг Ге, вместо 10 мкг/кг по ПТЭ [128]) и из-за частых пусков и остановок стенда без надлежащей консервации оборудования. Износ металла в данном эксперименте носил смешанный абразивно-эрозионно-коррозионный характер.

Промышленные исследования, вопреки соответствующим стендовым опытам, подтвердили высокую стойкость титанового сплава ВТ-5 против ЭКИ.

7.12. Повышенная степень ЭКИ элементов проточной части турбин Билибинской АЭС является комбинированным следствием двух причин:

— изготовления большого количества элементов проточной части из углеродистой стали с низкой эрозионно-коррозионной стойкостью;

— наличия в первичном конденсате пара кислых соединений органического происхождения, попадание которых в пар обусловлено особенностями исходной воды для системы водоподготовки добавочной воды цикла.

С целью снижения интенсивности ЭКИ элементов проточной части турбин и трубопроводов отбора пара, изготовленных из углеродистой стали, для БиАЭС рекомендовано организовать аминирование свежего пара перед турбиной. Возможность этого мероприятия обусловлена специфической особенностью тепловой схемы данной АЭС с реакторами кипяшего типа.

7.13. В промышленных опытах на ТЭС с барабанными котлами, на ГРЭС с энергоблоками СВД и АЭС произведено сравнение «среднего» качества пара с качеством его «первичного» конденсата, образующегося в тракте турбоустановок. Установлено, что состав «первичного» конденсата существенно отличается (по некоторым ингредиентам во много раз) от качества конденсата «среднего» пара. Переход отдельных загрязнителей в водяную фазу определяется не только законом междуфазового распределения, но в значительной степени и кинетическими факторами (длительностью контакта у поверхности раздела фаз и другими), суммарное действие которых может быть определено только экспериментально для каждой конкретной турбо-установкй.

Для зоны «первичной» конденсации пара, где процесс частичной конденсации происходит в сотые доли секунды, динамический коэффициент междуфазового распределения для всех веществ существенно отличается (различие может достигать нескольких поредков) от их коэффициента междуфазового распределения в статических условиях, который обычно фиксируется в справочных руководствах.

По динамической способности перехода из паровой в жидкую фазу исследованные вещества по результатам данного исследования можно расположить в следующий рад:

— соединения, аналитически определяемые как соли жесткости, минеральные и органические кислоты, кремнекислые соединения, соединения натрия и хлориды.

7.14. Наиболее опасными для ЭКИ металла в зоне начала конденсации пара являются потенциально кислые вещества и особенно наличие даже ничтожных концентраций сильных минеральных кислот, а также кремнекислоты. Традиционный анализ «среднего» качества пара не дает возможности с достаточной определенностью установить степень коррозионной опасности его «первичного» конденсата. На ТЭС и АЭС, где возможно появление в тракте подобных веществ, целесообразен периодический дополнительный контроль за качеством «первичного» конденсата. Только подобный контроль может установить причину повышенного ЭКИ в тракте турбины.

7.15. Для предотвращения или резкого снижения интенсивности ЭКИ в водяной части тракта ТЭС и АЭС весьма эффективен нейтрально-окислительный водный режим (НОР).

Для металла энергооборудования в паровом тракте (особенно в зоне начала конденсации пара) более благоприятен ГАР.

При небольшой концентрации потенциально кислых соединений в питательной воде и «среднем» паре (концентрация водородного иона меньше I мкг/кг) достаточно благоприятные результаты можно ожидать от применения НОР в варианте КОР (комбинированного окислительного водно-химического режима).

При более высоких концентрациях потенциально кислых соединений целесообразна локальная гидразинная обработка пара в варианте, проверенном автором диссертации.

7.16. При проведении экспериментов по изучению конкретных условий протекания ЭКИ на ТЭС и АЭС могут быть рекомендованы устройства, разработанные автором в процессе работы над диссертацией:

— индикаторы ЭКИ для сравнительной оценки степени интенсивности процесса в станционных условиях;

— устройство для отбора проб жидкости из влажного пара;

— магнитострикционный стенд для проведения экспериментов в лабораторных условиях.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Материалы ХХУ1 съезда КПСС, «Политиздат», М., 1981, с. 223.
  2. Э д е л ь Ю.У., Халдеев Г. В., К и ч и г и н В.И., П ы л, а е в Н.И., Кузнецов В. В. Роль коррозионного фактора в кавитационно-эрозионном разрушении металла в пресных водах. «Энергомашиностроение», 19 7Э, № 8, с.14−16.
  3. П о п о в B.C., Л у н я к, а В.Л., Ш у м и к и н А.Б., Гарбузов A.C. Влияние коррозионной среды на интенсивность абразивного изнашивания материалов. «Физико-химическая механика изнашивания материалов», 197Э, т.15, № 4, с.31−35.
  4. П.А. Предупреждение коррозии металла паровых котлов. «Энергия», М., 1975, с. 296.
  5. Т.Х., Мартынова О. И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций. «Высшая школа», М., 1981, с. 320.
  6. М, а м е т А. П. Коррозия теплосилового оборудования электростанций, «Госэнергоиздат», М.-Л., 1952, с. 296.
  7. Г. В. Основы учения о коррозии и защите металлов. «Металлургиздат», М., 1946, с, 464.
  8. Э в, а н с Ю. Р. Коррозия, пассивность и зашита металлов. «Металлургиздат», М.-Л., 1941, с. 887.
  9. Т о м, а ш о в Н. Д, Теория коррозии и зашиты металлов. Изд-во АН СССР, М., 1959, с. 592.
  10. РоиъЬлих МЛ.N. ТНегмос1у, пат1с? о|- 0ий1е йсреои-? 2>о?ийопз. ¿-опсЬп. ёс1, юагь йгпоМ, а по/ Со., 194 9, <36 рр.
  11. Н и к и т и н В.И., Гвоздь А. М., Карпова Т. Я Закономерности перехода продуктов коррозии сталей в водную среду. «Теплоэнергетика», 1981, № 8, с.44−48.
  12. В.А., Петров М. Н., Левин Е. С., Белоусов М. П., Ивашенко С. С., Исакова В. Ф., Вакуленко Б. Ф., Овчаренко Н. Г. Пути совершенствования подогревателей высокого давления для паротурбинных установок. «Труды ЩТЙ», вып.121, 1973, с.116−132.
  13. РТМ 24.271.23−74. Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления. ЦКТИ. МГЭ и ТМ. М., 1974, с. 141.
  14. Н.А. Анализ аварийности ПВД и разработка предложений по ее снижению. Отчет УралЕГИ № Т0−460, Челябинск, 1978, с. 25.
  15. Г, а л у з, а А.П., Пермяков В. А. О причине повреждений входных участков труб ПВД. «Теплоэнергетика», 1981, № 8,с.34−38.
  16. М о к и н В.А., Б ы с т р о в В.Ф., Кузьмичева Л. В. Влияние водного режима энергоблоков с.к.д. на коррозионно-эрозионное разрушение змеевиков ПВД. «Теплоэнергетика», 1981, № 12, с.30−33.
  17. Я.Л., Марушкин В. М., Кульмухамметов Т. Я. Модернизация подогревателей высокого давления действующих энергоблоков 200 и 300 МВт. Отчет УралВТИ № Т0−2Э1, Челябинск, 1976, с. 55.
  18. П о п ы р и н Л.С., Ефимов Н. Т., Таранов А. Г., Ефимова И. С. Выбор оптимальных расчетных параметров и схем включения регенеративных подогревателей для крупных КЭС. «Электрические станции», 1963, № 2, с.20−26.
  19. П о л ы н о в с к и й Я.Л., Шварцман МЛ., Марушкин В. М., Кульмухамметов Т. Н., Вакуленко Б. Ф., Подгорочный П. И., Бердникова Л. И. Новые подогреватели высокого давления для энергоблоков 500 МВт. «Электрические станции», 1972, № 9,с.29−32.
  20. Я.Л., Марушкин В.М, Кульмухамметов Т. Я., Вакуленко Б. Ф., Подгорочный П. И. Модернизация подогревателей высокого давления действующих энергоблоков. «Электрические станции», 1974, № б, с.43−46.
  21. Я.Л., Марушкин В. М., Кульмухамметов Т. Я., Перова Д. В., Ванин A.B. Разработка проекта и модернизация ПВД действующих блоков 200 и 300 МВт с целью повышения их надежности и экономичности. Отчет УралВГИ № Т0−305, Челябинск, 1972, с. 59.
  22. Подогреватели высокого давления для мощных энергоблоков фирмы «Ьхотп Bovc^ „в Реферативная информация. Котлоагрегаты и подогреватели питательной воды. 3−74−10. М., 1974, с.26−35.
  23. В.А., Маслыгин Б. В. Исследование характера повреждений входных участков спиралей ПВД и повышение надежности их работы. „Энергетика и электрификация“, 1981, № 2, с.19−21.
  24. НеСП2 Я. betzL&igQzfalizLuigen und fieparatuzmogiick-kelten an Speise wcl$ ?еытогго&гт егп. „M apcfi inen schaden“, L975, 45, hl 6, 209~Zi7 .
  25. LieEezman J., WcLggwg Я. SxpfosLve tzzhnoiocfy. puts new Ще Into htat excfiayeisr. „Powe г Sncj.“, 1973, 77,1. Jib, 52 -53 .
  26. С., Хориучи Т. Гидродинамические силы, вызывающие ударную коррозию входных концов трубок из углеродистой стали в подогревателях высокого давления. Новости зарубежной техники. Вып. 95, ЩТИ, Л., 1974, с.5−25.
  27. X о у П. Коррозия трубок подогревателей питательной воды, выполненных из углеродистой стали. Новости зарубежной техники. Выпуск 95, ЩТИ, Л., 1974, с.3−4.
  28. P. Н., Fozchhamtnei., Heinz У?. Coiiosion and evasion in feed-watt'i pieheatezg-cauge and prevention.&bdquo-Buio-¿-ог'77. S th Su2. Congi. Metai. Coiiog., London 1977“. London, {977, 343−34S.
  29. Водно-химический режим для одноконтурных АЭС. Минэнерго СССР. Проспект павильона „Электрификация СССР“, ВДКХ СССР, 1979.
  30. Г. П., Василенко Г. В., Евтушенко В. М., Исследование влияния водно-химического режима на коррозионно-эрозионную стойкость конструкционных материалов и разработка рекомендаций для ТЭС и АЭС. Отчет НПО ЩТИ21I803/0-I0042, Л., 1979, с. 61.
  31. Дорого в Б. С. Эрозия лопаток в паровых турбинах „Энергия“, М.-Л., 1965, с. 96.
  32. Фаддеев И"П. Эрозия влажнопаровых турбин. „Машиностроение“, Л., 1974, с. 208.
  33. Г. А., Поваров O.A., П р я -хин В.В. Исследования и расчеты турбин влажного пара. Под ред. М. Е. Дейча. „Энергия“, М., 1973, с. 232.
  34. .М. Турбины для атомных электростанций. „Энергия“, М., 1978, с. 232.
  35. Т р у х н и й А.Д., Лосев С. М. Стационарные паровые турбины. Под ред. Б. М. Трояновского. „Энергоиздат“, М., 1981, с. 456.
  36. Г, а р к у ш, а A.B., Федоров М. Ф., Сударки-н, а С.П., Мельтюхов В. А., Понкратова А.Г.
  37. О влиянии эрозионного уноса металла рабочих лопаток на экономичность паровых турбин. В кн. „Энергетическое машиностроение“, Харьков, 1977, вып. 23, с.127−133.
  38. Дж. С. Эрозия при воздействии капель жидкости. „Машиностроение“, М., 1981, с. 200.
  39. О.И. Влияние водно-химических режимов энергоблоков ТЭС и АЭС на надежность работы паровых турбин. „Энергохозяйство за рубежом“, 1979, № I, с.1−5.42. ?tzauss S.D. Tuxiln xetiaiUity hinges on ztzam puiLty.
  40. Роигеъ», ?973, a///, p. 22 -23.
  41. Ли finen ce of chssotvect oxygen conten g and stzess concentiation factor on conos ion -fatigue sfazngth of tuikne moving. Made. S? aza Я., Takano У-, Kino И. а. о. «Technical* Rz v it га Mitsukshi/979, Oct, pJ73-/78.
  42. M.E., К о с т ю к А.Г., Салтанов Г. А.,
  43. Г. А., Кукушкин А. Н., Симановс-к и й Г.П. Анализ нестационарных процессов в проточных частях турбин влажного пара. „Теплоэнергетика“, 1977, № 2, с.25−31.
  44. Uoxte^mann E. Schaujefoch ad en an Pam) pftuilUnen. &bdquo-Ш Kiaftwezkstechnik 1919, 69, /Si2, s. 952 -9S4 .
  45. К о с т ю к А.Г., Трояновский Б. М.,
  46. Т р у х н и й А. Д. Надежность паровых турбин. „Теплоэнергетика“, 1981, № 9, с. 12−18.
  47. Bodmet N. Ctccoi Covzoscon in Steam Tuz&inzs.
  48. С, ом?>и st ion», im, v. A9, а/9, р. Ъ5-?{Ъ .
  49. Ю.В., Сергеев В. Ф., Пискарев A.A. Причины повреждения лопаток регулирующей ступени турбины K-200-I30. «Энергомашиностроение», 1968, № 4, с.6−9.
  50. Сипгап Я.М., Williams ff.tf., Oav-is С.М., FLofcttsL.il. 6го%Соп study Lh steam tmBtnes By the? d/lc/spa^tices. &bdquo-Рареъ. (Хмеъ. Soc.Mech. Зпдг. и t9e>s, NWA/р^ч, i-8 .
  51. М, а р к и н В.П., Школьник Г, Т., Л у н о в М. И, Грубер Я. П. О причинах эрозионного износа лопаток первой4ступени ВД и ЦСД турбин K-200-I30 ЛМЗ и K-I60-I30 ХТЗ. «Теплоэнергетика», 1969, № I, с. 35−38.
  52. Г. Т., Исследование причин и разработка мероприятий по предотвращению эрозионного износа лопаток первых ступеней и ЦСД турбин энергоблоков. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд.техн.наук. М., 1972, с. 31.
  53. Lu?: J.Я. gupei-heatei Oxidation Products' and Tux$Lne JLntzgbity• Pzoceedinys1 o^ the Q-nietlcan Роигеъ Conferee, /974, vol 38, Chicago, 790−790.
  54. E п e p и h А.П., Захарже в с к и й Ю.О., Маргулова Т. Х., Разумовская Е. Д. О водно-химическом режиме турбин насыщенного пара на АЭС «Электрические станции», 197Э, № 12, с. 7−1I,
  55. Кирилло в И.И., Я б л о н и к P.M., «Основы теории влажнопаровых турбин. „Машиностроение“, Л., 1968, с. 264.
  56. М.Б. Исследования методов антиэрозионной защиты паровых турбин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени канд.техн.наук. Л., 1971, с. 20.
  57. Я б л о н и к P.M., Поддубенко В. В. Структура характеристики эрозионной стойкости материалов при каплеударном воздействии, „Энергомашиностроение“, 1974, № 8, с.23−25.
  58. Кирилло в И.И., Казак М. А., Фаддеев И. П., Околов В. К., Радик C.B. Новый способ противоэрозионной защиты рабочих лопаток турбинных ступеней. „Энергомашиностроение“, 1977, № 3» с.32−34.
  59. Л, а г у н В.П., Симою Л. Л., H, а х м, а н Ю.В., Семенов Ю. Е., Нафтулин А. Б. «Колокольцев В. М. Эрозия выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин. „Теплоэнергетика“, 1977, № 10, с.12−17.
  60. Кирилло в И.И., Иванов В. А., Кирилло в А. И. Паровые турбины и паротурбинные установки. „Машиностроение“, Л., 1978, с. 276.
  61. Р.Г. Эрозионная прочность деталей двигателей летательных аппаратов* „Машиностроение“, M., 1980, с. 245.
  62. Паротурбинные установки атомных электростанций. Под ред. Ю. Ф. Косяка. „Энергия“, М., с. 312.
  63. Л о с е в С. М. Болезни лопаточного аппарата турбин и меры их предупреждения. „Тепло и сила“, 1931, № 3, c. I-II.
  64. Loss С., HeitzE. Zum Mechanismus dti evofconskoiiD-iion in schneii stiD/wenclen Flussigkeiten. &bdquo-ИУеъкStoffe unci KottojLon», /973, 21, a/{, 3S-48.
  65. Ktiiei H. eiosioHskoiwsion ah A/a s s oictmpftui? Ch en «VCrB KiaftweiksiechnLk 1914, 54, л/5, 292−235.
  66. Gvueez H., Ktinhctzd К. Long Тегт expziiznce Wiib &чо?соп in Wet Steam Tupines. «Combustion», 1979, 50, March, H-tt.
  67. Schzoec/ег //. J. Betzie&seifahiUh^en mit damp fee^U hiten? nCagenteiien von Пгиск ша s se г iea. к toien aus cheyni&thei Sicht, «V? Klaftieeikstechnik», 1979, 59, л/3, 195-I99.
  68. H. -ft, Kastner W. erosion s kor? T?os, ion im Wassel Dampfkiei s Haufen — Ursachen und Gegen map nahmen. «1/&B — Kzaftweikstechhik », 19B2, ?2, , 2U-219 .
  69. Ноппедеъ E. B.B.C., «MitttUung «, 1927, $.95.
  70. Ф, а д e e в И.П., Радик C.B. Движение крупнодисперсной влаги в осевом зазоре и рабочих каналах. «Теплоэнергетика», 1973, № 12, с.31−35.
  71. Н.М., К, а н, а е в A.A., К о п п И. З. Энергетическое оборудование блоков атомных электростанций. «Машиностроение», Л., 19? Э, с. 352.
  72. Кнэпп Р., Дейли Дж., X э м м и т Ф. Кавитация. «Мир», М., 1974, с. 688.
  73. К.К. Масштабный эффект кавитационной эрозии.- ЖПМГФ, 1962, № 4, с.121−128.
  74. Эрозия. Под ред. К.Прис. «Мир». М., 1982, с. 464.
  75. Thizuvencjctdm fi. Theozy а/ ezoziom. «MyctzonCLUtUS tzibhizat le/o.», {967. 2ЪЪ-11, matth, р. 1~50.7Э. Георгиевская Е. П. Кавитационная эрозия гребных винтов и методы борьбы с ней. «Судостроение», 1978, с. 208.
  76. Э., Лаукиа А., Вуоренмаа А. Опыт наладки и эксплуатации турбинной установки АЭС «Ловииса I». «Теплоэнергетика», 1980, № 2, с.36−40.
  77. О р л и к В. Г. Исследование режима работы системы концевых уплотнений с целью определения параметров пара на входе в выхлопной патрубок. Отчет НПО ЩТИ № 42 704/0−9404, Л., 1977, с. 98.
  78. Р, а т н е р A.B., Зеленский В. Г. Эрозия материалов теплоэнергетического оборудования. «Энергия», М.-Л., 1966, с. 272.
  79. Обеспечение износостойкости изделий. Трение, изнашивание и смазка. Термины и определения. ГОСТ 23.002−78. «Издательство стандартов», М., 1978, с. 14.
  80. Г о л е г о Н.Л., Алябьев А. Я., Шевеля В. В. Фреттинг-коррозия металлов. «Техника», Киев, 1974, с. 269.
  81. Л о т е р х, а у з Р.Б. фреттинг-коррозия. «Машиностроение», М., 1976, с. 272.
  82. К.Н. Фреттинг-коррозия в дцерных энергетических установках. «Атомная техника за рубежом», 1982, № 12,с.3−13.
  83. Трение, изнашивание и смазка. Справочник. В 2-х кн. Под ред. И. В. Крагельского, В. В. Алисина. «Машиностроение», М., 1978, кн.1, с. 400.
  84. Н е к о з А.И., С о л о г у б H.A. Струеударная установка для исследования гидроэрозионной стойкости металлов. «Заводская лаборатория», 1968, № 6, с.762−763.
  85. Pieymann Осгпа odpomoscy mat-eUadow па ezoz/emv>itcitLjfhQ. па pocfgtuwie? adan ha tntth stcmowLskachdoswibdciainyth. «Zeszyty maszyn p^eptyvvcxych «/979, л/ЗО (9W), 3 -3g .
  86. Я б л о н и к P.M., Поддубенко В. В.,
  87. X, а и м о в В. А. Моделирование процессов эрозии и определение критериев эрозионной стойкости материалов турбинных лопаток. Отчет НПО ЦКТИ № II1005/0−6844, Л., 1971, с. 39.
  88. И.И., Черников В. А., Биржа.к ов М. Б. Исследование турбин на модельных стендах и натурных стендах. 3−81−06. «Энергетическое машиностроение» НИИЭинформэнергомаш. М., 1981, № 6, с. 42.
  89. GaLtief N. OL Ma. gnzto?tTiLc.tLov) O&tll/ato?, Ргоо/utinCf intense Cluc/die found anol Some Sf{ects Obtained.
  90. Phyeus», i932, vot.3>, rJ5, го9-ггэ.
  91. W. го., P&itei C.W. Cln Arnpioveo! fflayneto-Shietion OtaUoctoi. «Tfo Яетугеш о/ &tientifu yAistiumenta'- /935, vol. W, a/4, 142 -146.
  92. И в, а н о в Н. М. Магнит о стрикционный вибратор для испытания материалов на эрозию при кавитации. Труды ШГМ, вып. II, «Сборник статей по гидротурбинам и насосам» М., 1940, с.47−51.
  93. Писаре вский М. М. Исследование кавитационной стойкости некоторых материалов с помощью магнитострикционного вибратора. «Котлотурбостроение», 1949, № 6, с.27−31.
  94. П и с, а р е в с к и й М. М. Определение кавитационной стойкости некоторых сталей с помощью магнитострикционного вибратора. «Котлотурбостроение», 1953, № 5, с.32−34.
  95. P-helnyans W.
  96. H.A. Сравнительные исследования кавитационной эрозии металлов на магнитострикционном вибраторе. Труды ШГМ. Вып. 17, «Технология гидромашин», 1954, с.172−19I.
  97. .Э. Влияние полимерных добавок на кавитацию. «Инженерно-физический журнал», 1973, т. ХХУ, № 6,с.1052−1055.
  98. .Я., Васильченко Е. Г., Благов Э. Е., Лойко М. М. Исследование влияния поверхностно-активных вешеств на расходные и кавитационно-эрозионные характеристики арматуры. «Электрические станции», 1981, № II, с.22−24.
  99. O.A., Васильченко Е. Г., Ивницкий Б. Я., Ш алобасов И.А. Влияние поверхностно-активного вещества ОДА на щелевую эрозию металлов. «Теплоэнергетика», 1982, № II, с.48−49.
  100. Н.Н., Амелюшкин В. Н., Марченко Ю. А., П о л и щ у к В.П. Проектирование, изготовление и монтаж схемы измерений экспериментальных стендов ЭТНД-2 и ЭДТ для исследования проточной части турбины K-I200. Отчет НПО ЩТИ № 44 005/0−6872, Л., 1971, с. 95.
  101. Г. В., Евтушенко В. М., Богданов И. Б., Конторович Л. Х. Об эрозионно-коррозионном износе металла в пароконденсатном тракте электростанций. Труды ЩТИ, вып. 176, Л., 1980, с.38−43.
  102. Г. В., Сутоцкий Г. П., Евтушенко В. М. Влияние водного режима на эрозионно-коррозионный износ лопаток турбин. «Энергомашиностроение», 1981, № 8, с.10−12.
  103. В.К., Поддубенко В. В. Определение эрозионной стойкости лопаточных сталей. Отчет НПО ЩТИ № I14004/0−10 286, Л., 1980, с. 21.
  104. Bohnsack &. SpeziM KowosLvuttit au/ fand de*t Verteilungsve^fiaitnlsse Im 2шНpha. senge11 o/ez Kondensation. Hia/twevkdecPmik, ¡-97г, ss9a/10, s. 752−759.
  105. MQztinkoio-zki S. Ц/pfyw Kozozjl na ciwa^ie gtopni tuxElnovxyth. «/981, сЛ-iZ.
  106. SvoSoda Fl., Ziffeinicye’i G-., Schmied H. Vaiteliung von Konditionierungsmittein und Veiunzeinigungen in Uampf-Wesse? -.Hteisiauf von Sattdampf-Twi&Lnencmlcigem ~ ¦ «V&5 Kraftwerkstechnik /979,59, л/2, /so-/s7.
  107. ПО.Кострикин Ю. М. Инструкция по эксплуатационному анализу воды и пара на тепловых электростанциях. СПО «Союз-техэнерго». М., 19ТО, с. 120.
  108. Расчет и измерение электропроводимости и солесодержания воды высокой степени чистоты. РУ. Вып.48. JI., 1978, с.II.112. 3 а й д е л ь А. Н. Ошибки измерений физических величин. «Наука». Л., 1974, с. 108.
  109. Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента. «Наука». М., 1971, с. 192.
  110. М.И., Калинкин И. П. Практическое руководство по фотоколориметрическим и спектрофотометрическим методам анализа «Химия», Л., 1972, с. 408.
  111. РТМ 24.020.15−73 МГЭ и ТМ. Металлы турбин атомных электростанций. М., ЩТИ, 1973, с. 75.
  112. Г. В., Сутоцкий Г.П.,
  113. Р, а б к и н, а М.Б., Ш и м к у с И.И., Б у ч и с C.B. Источники соединений железа в блоках СКД. «Энергомашиностроение», 1975, № 8, с.36−37.
  114. Ю.В. Метод наименьших квадратов и основы теории обработки наблюдений. «Физматгиз», М., 1962, с. 349.
  115. А х н, а з, а р о в, а С.Л., К, а ф, а р о в В. В. Оптимизация эксперимента в химии и химической технологии. «Высшая школа». M., 1978, с. 319.
  116. Фаддее в Д.К., Фаддеева В. Н. Вычислительные методы линейной алгебры. «Физматгиз», М., 1963, с. 734.
  117. Л.Х., Василенко Г. В., Сутоцкий Г. П., Рогальская И. А., Евтушенко В. М. Влияние водно-химического режима на стойкость стали в конденсатно-питательном тракте энергоблоков с.к.д. «Теплоэнергетика», 1982, № 6, с .66−67.
  118. Г. В., Сутоцкий Г. П., Евтушенко В. М. Влияние водно-химических факторов на повышение надежности ПВД. «Энергомашиностроение», 1982, № 8, с.13−15.
  119. Д е е в, а З.В., Д з ы с ю к A.A., Зеленский В. Г., Иванов E.H., Назаренко П. Н. Методика исследований новых водно-химических режимов и оценка их эффективности в условиях эксплуатации энергоблоков СВД. СПО ОРГРЭС, M., 1977, с. 44.
  120. И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. «Машиностроение», M., 1975, с. 559.
  121. М.П., Р и в к и н C.JI., Александров A.A. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. «Издво стандартов». M., 1969, с. 408.
  122. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. «Энергия», M., 1977, с. 288.
  123. .А., Лосев В. Д. Изучение водно-химического режима работы оборудования пароводяного тракта РБМК-ЮОО с использованием приборов разработки НПО ЦКТИ. Отчет2I48I2/0-I0092, Л., 197Э, с. 46.
  124. Паропроизводительные установки АЭС. Нормы качества питательной воды и пара. РУ. Вып. 39. Л., 1978, е.9.
  125. Л.Х. Исследование образования железо-окисных отложений в тракте энергоблоков СКД и разработка средств, обеспечивающих их уменьшение. Диссертация канд.техн.наук. Л., 1980, с. 158.
  126. Д, а л и н А. М. Сбор и возврат конденсата. «Госэнерго-издат». М.-Л., 1949, с. 240.
  127. RtSch Ыеце flithtw^ke /иг HesseigpeLge -und Kzssz? wassert Sein Beitrag zu? Neufassung. 1972. «l/G?>»,/972, hJ5, S.3&5−390.
  128. PTM 108.030.130−79. Котлы паровые стационарные высокого давления с естественной циркуляцией. Нормы качества питательной воды и пара. ЦКТИ, Л., 1979, с. 4.
  129. М.А., Мартынова О. И., Миропольский З. Л. Процессы генерации пара на электростанциях. «Энергия». М., 1969, с. 312.
  130. Стою Ato. Clyuzous Coitosion of Texioug MaUubts od Stevated Tempnatuve. Тэц, у то хаганэ,(977, G3, л/i 2, 345 -360 .
  131. Н.М. Теория и расчет лопаточного аппарата осевых турбомашин. «Машиностроение». М.-Л., 1966, с. 240.
  132. Г. С., Трояновский Б. М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах. «Энергоиздат». М., 1982, с. 496.
  133. Шероховатость поверхности. Параметры, характеристики и обозначения. ГОСТ 2789–73 «Изд-во стандартов». М., 1974, с. 12.
  134. Ш к р о б М.С., Прохоров Ф. Г. Водоподготовка и водный режим паротурбинных электростанций. «Госэнергоиздат». М.-Л., 1961, с. 471.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!