автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Обеспечение и повышение надежности кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок

На правах рукописи

Плотников Петр Николаевич

ОБЕСПЕЧЕНИЕ И ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ КОЖУХОТРУБНЫХ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

05.04.12 — Турбомашины и комбинированные турбоустановки

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Екатеринбург - 2004

Работа выполнена на кафедре «Турбины и двигатели» Уральского государственного технического университета-УПИ.

Научный консультант

доктор технических наук, профессор Бродов Юрий Миронович

Официальные оппоненты

заслуженный деятель науки РФ, доктор технических наук, профессор Трухний Алексей Данилович

доктор технических наук, профессор Чекардовский Михаил Николаевич

доктор технических наук Эфрос Евгений Исаакович

Ведущая организация

ОАО «Калужский турбинный завод»

Защита диссертации состоится 25 июня 2004 г. в 14.00 на заседании диссертационного совета Д 212.285.07 при ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет-УПИ» по адресу: г. Екатеринбург, ул. Софьи Ковалевской, 5, 8-й учебный корпус УГТУ-УПИ, ауд. Т-703

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО УГТУ-УПИ.

Ваши отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, ул. Мира, 19, ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, ученому секретарю совета. Телефон (343) 375-45-74, факс (343) 375-94-62, e-mail: turbine@r66.ru.

Автореферат разослан « Н» мая 2004 г.

И.о. ученого секретаря

диссертационного совета

Мунц В Л.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. По оценкам ВТИ и МЭИ, при неизменных параметрах свежего пара и пара промперегрева вклад в общее повышение КПД паротурбинной установки (ПТУ), полученный за счет улучшения характеристик теплообменных аппаратов (конденсаторов, подогревателей сетевой воды и системы регенеративного подогрева питательной воды, маслоохладителей и т.д.)» может достигать 30 %. При этом значительное влияние на эффективность работы вышеуказанного теплообменно-го оборудования оказывает его надежность.

Надежность основного и вспомогательного оборудования современных ПТУ проявляется в эксплуатации различным образом. Отказы основного оборудования (турбина, парогенератор) приводят к отказу (вынужденному останову) ПТУ. Отказы вспомогательного оборудования в ряде случаев также могут приводить к останову ПТУ (в основном из-за отказов питательных насосов, ПВД, конденсаторов). Но гораздо чаще отказы в работе теплообменных аппаратов (ТА) ПТУ вызывают снижение технико-экономических показателей работы турбоустановки, не вызывая её аварийного останова. Вместе с тем массогабаритные характеристики ТА ПТУ сопоставимы (а иногда и превосходят) подобные показатели турбинного оборудования, а ресурс ТА (как расчетный, так и реальный) практически всегда меньше ресурса турбины. В силу этого комплексная оценка надежности ТА (с гладкими и различно профилированными трубками, которые в настоящее время рассматриваются как одно из наиболее перспективных направлений повышения эффективности ТА) является актуальной задачей, так же как и решение проблемы повышения их надежности.

Анализ повреждений ТА ПТУ показывает, что до 70 % повреждений обусловлено коррозионно-эрозионными процессами в аппаратах и около 25 % повреждений теплообменников связано с вибрацией трубных пучков. Для вертикальных ТА картина распределения причин повреждений практически зеркально меняется — до 70 % повреждений, по мнению специалистов, вызывается вибрацией трубок в трубных пучках. В связи с этим несомненна актуальность исследований, направленных как на изучение коррозионной стойкости трубных систем ТА ПТУ, так и их вибрационных характеристик (с учетом многочисленных конструктивных и эксплуатационных факторов) с целью получения научно обоснованных данных для расчета и проектирования надежных ТА, а также для их модернизации в <

Цель работы: совершенствование существующих и создание новых кожухот-рубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок, обладающих более высокими показателями надежности.

В результате достижения указанной цели решены следующие задачи, которые выносятся на защиту:

- Проведено исследование и выполнен статистический анализ повреждаемости ТА ПТУ с оценкой таких показателей надежности, как безотказность, ремонтопригодность и долговечность.

- Экспериментально изучены параметры колебаний трубных пучков серийных ТА ПТУ в условиях эксплуатации и определены диапазоны изменения частот собственных колебаний и параметров демпфирования их трубных систем.

- Исследованы сравнительные прочностные и вибрационные характеристики гладких и профильных витых трубок для различных ТА ПТУ, получена необходимая и достоверная информация для проведения вибрационных расчетов аппаратов с такими трубками.

- Экспериментально изучен характер взаимодействия гладких и профильных трубок с промежуточными перегородками в широком диапазоне изменения их размеров, выработаны рекомендации по выбору оптимальных, с точки зрения вибрационной надежности, геометрических размеров узла «трубка - перегородка» для ТА ПТУ.

- Экспериментально исследовано аэродинамическое возбуждение гладких и профильных витых трубок в трубном пучке в условиях моделирования конденсации пара, получены значения коэффициентов аэродинамических сил и показателей аэрогидродинамического демпфирования трубок в потоке теплоносителя.

- Выполнены экспериментально-расчетное исследование и анализ напряженно-деформированного состояния элементов горизонтального прямотрубного многоходового подогревателя сетевой воды теплофикационной турбины, определены поля усилий и напряжений, действующих на трубки и трубные доски.

- На основе обобщения результатов стендовых и натурных исследований разработана методика вибрационного расчета П-образных и прямотрубных систем ко-жухотрубных ТА ПТУ.

- Проведены анализ и обобщение данных по коррозионной стойкости трубных систем ТА ПТУ из сплавов на основе меди, выполнено ранжирование медных

сплавов по коррозионной стойкости.

- Экспериментально исследованы процессы коррозионного растрескивания трубок ТА в условиях действия статических напряжений и выполнено численное моделирование изменения характеристик напряженно-деформированного состояния трубных систем в условиях образования и развития коррозионных питтингов.

- Разработан ряд конструктивных и технологических рекомендаций, обеспечивающих повышение надежности как при создании новых, так и при модернизации существующих ТА в условиях эксплуатации.

- Проведена оценка экономической эффективности модернизации ТА ПТУ, направленной на повышение их эффективности и надежности.

Научная новизна заключается в следующем:

• Впервые определены параметры колебаний трубных систем различных серийных ТА ПТУ в условиях эксплуатации, определены диапазоны изменения частот собственных колебаний и параметров демпфирования трубок.

• Впервые определены сравнительные прочностные и вибрационные характеристики профилированных и гладких трубок, применяемых в ТА ПТУ.

• Впервые изучены процессы динамического взаимодействия трубок ТА с промежуточными опорами (перегородками) применительно к различным ТА ПТУ (конденсаторы, ПСГ, ПСВ, ПНД и т. д.).

• Определены значения коэффициентов аэродинамических сил и показателей аэрогидродинамического демпфирования трубок в потоке теплоносителя в условиях моделирования конденсации пара в ТА ПТУ.

• Впервые определены поля усилий и напряжений, действующих на трубные системы (трубки и трубные доски) многоходового подогревателя сетевой воды на различных режимах работы теплофикационной турбоустановки.

• Разработаны методика вибрационного расчета П-образных и прямотрубных систем ТА ПТУ и критериальные оценки их вибрационной надежности.

• На основании анализа и обобщения данных по коррозионной стойкости тепло-обменных трубок из сплавов на основе меди выполнено их ранжирование по коррозионной стойкости.

• Установлены основные закономерности коррозионного растрескивания под напряжением материалов трубок ТА ПТУ.

Достоверность и обоснованность результатов подтверждаются соответствующей точностью и тарировкой всех измерительных систем, использованием современных компьютерных аппаратных и программных средств для обработки данных и проведения численных расчетов, удовлетворительным согласованием расчетных и экспериментальных данных, сопоставлением ряда полученных результатов с данными других исследователей, соответствием полученных результатов современным физическим представлениям по всем рассматриваемым вопросам.

Практическая значимость и реализация результатов работы заключается в использовании полученных результатов для проектирования и изготовления высоконадежных кожухотрубных ТА ПТУ с гладкими и профильными витыми трубками, а также при модернизации серийных аппаратов в условиях эксплуатации с целью повышения их надежности. Результаты работы широко используются отделом теплооб-менного оборудования НПО ЦКТИ им. И.И. Ползунова при проектировании новых высоконадежных кожухотрубных ТА ПТУ и включены в два разработанных НПО ЦКТИ отраслевых руководящих нормативных документа: РТМ 108.271.23-84 «Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления» и РД 24.271.01-88 «Методы оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды». Также результаты работы используются на ОАО «Нестандартмаш» (г. Екатеринбург), где изготовлепо более 200 модернизированных теплообменников. Разработанные практические рекомендации реализованы на ряде электростанций Свердловэнерго, Тюмень-энерго и Пермэнерго при модернизациях серийных теплообменников с целью повышения их надежности в условиях эксплуатации. Основные результаты диссертационной работы вошли в ряд монографий, учебно-методических пособий и учебник «Теплообменники энергетических установок» для студентов вузов, обучающихся по специальности 10 1400 — Газотурбинные, паротурбинные установки и двигатели.

Апробация работы. Основные результаты исследований, изложенные в диссертации, докладывались и были представлены: на международных научно-технических конференциях «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования», Харьков, 1985, 1997, 2000, 2003 гг.; на 1-й Всесоюзной научно-технической конференции «Долговечность энергетического оборудования и динамика гидроупругих систем», Миасс, 1985 г.; на 2-й Всесоюзной

научно-технической конференции «Гидроупругость и долговечность конструкций энергетического оборудования», Каунас, 1990 г.; на ХШ Всесоюзной научно-технической конференции по вопросам рассеяния энергии колебаний механических систем, Киев, 1983 г.; на 2-й, 3-й и 4-й международных научно-практических конференциях «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта», Екатеринбург, 1999, 2001, 2003 гг.; на Всесоюзной научно-технической конференции «Научные проблемы современного энергетического машиностроения и их решение», Ленинград, 1987 г.; на ХХП и ХХШ Российских школах «Наука и технологии», Миасс, 2002 и 2003 гг.; на Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики», Екатеринбург, 2002 г.; на международной научно-технической конференции «80 лет Уральской теплоэнергетике. Образование. Наука», Екатеринбург, 2003 г.; на 2-й международной научно-технической конференции регионального Уральского отделения АИН РФ «На передовых рубежах науки и инженерного творчества», Екатеринбург, 2000 г.; на ряде республиканских, региональных и межвузовских конференций, совещаний и семинаров.

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 59 научных изданиях (из них 41 относится к изданиям, рекомендуемым ВАК для опубликования результатов докторских диссертаций), в том числе в 2 монографиях, 48 печатных работах, 4 авторских свидетельствах на изобретения и 2 свидетельствах Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ, РТМ 108.271.23-84 по расчету и проектированию поверхностных подогревателей высокого и низкого давления, РД 24.271.01-88 по методам оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды, а также вошли в учебник для студентов вузов.

Личный вклад автора заключается: в формулировании общей идеи и цели работы; в выполнении большей части экспериментальных исследований и анализе их результатов; руководстве, в постановке и разработке методик расчета трубных систем теплообменных аппаратов; в анализе и обобщении всех полученных результатов; в разработке и внедрении (реализации) практических рекомендаций.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, восьми глав, заключения, приложений и списка литературных источников, насчитывающего 216 наиме-

нований. Весь материал изложен на 310 страницах машинописного текста, содержит 124 рисунка и 17 таблиц, 5 приложений.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится обоснование актуальности выбранной темы, формулируются цель, задачи, основные направления исследований, отмечается научная новизна и практическая ценность работы, заключающаяся во внедрении разработок с целью повышения надежности кожухотрубных ТА ПТУ.

В первой главе представлен обзор работ, посвященных рассматриваемым в диссертации вопросам. На основе критического анализа литературы показаны необходимые направления дополнительных исследований, сформулированы задачи исследования.

Во второй главе проанализированы отказы более 600 ТА 150 ПТУ, вызывающие аварийные остановы 111 У. В табл. 1 в качестве примера представлено распределение признаков отказов конденсаторов, вызывавших аварийный останов ПТУ в целом (это, прежде всего, повышение жесткости конденсата и падение вакуума в конденсаторе). В табл. 2 представлено распределение причин отказов конденсаторов. Здесь подавляющее большинство составляют зафиксированные повреждения трубок (60,9 %). Большое количество повреждений трубок конденсаторов позволяет разделить • причины повреждений по группам (табл. 3). Основная масса повреждений (44,6 %) трубок связана с коррозионно-эрозионными процессами, а также с механическим (вибрационным) износом трубок (39,3 %).

Приведенная статистика отказов для конденсаторов качественно сохраняется и для других кожухотрубных ТА ПТУ. Для всех типов ТА основными причинами снижения ресурса являются коррозионно-эрозионные повреждения трубок и их механический износ.

Таблица1 Распределение признаков отказа конденсаторов

Признак отказа Доля, %

Повышение жесткости конденсата 58,1

Падение вакуума. 33,7

Срыв сифона 7,0

Прочее 1,2

Таблица 2

Распределение причин отказов конденсаторов ■

Причина отказа Доля,*/«

Повреждения трубок конденсатора 60,9

Повреждения арматуры, дренажей и т.д. 7,6

Занос трубок и трубных досок 6,5

Негерметичность корпуса 4,3

Негерметичность ремонтных пробок от-глушенных трубок 2,2

Прочее 18,5

Таблица 3

Распределение причин повреждений трубок конденсатора

Причина повреждения Доля, %

Коррозионно-эрозионные повреждения трубок 44,6

Потеря герметичности трубок или вальцованного соединения 39,3

Низкое качество трубок 7,1

Некачественная развальцовка трубок 5,4

Разрушения трубок фрагментами лопаток турбины. 3,6

В целях восполнения данных об отказах, а также выяснения реальных сроков службы ТА ПТУ был проведен анализ технической документации по ремонту и замене ТА турбоустановок на электростанциях Урало-Сибирского энергетического региона (Свердловэнерго, Тюменьэнерго, Пермэнерго, Башкирэнерго и др.). На основе обобщения представленных материалов по 42 ПТУ, имеющим более 200 ТА, установлено, что для многих ТА характерна меньшая (в отдельных случаях в несколько раз) реальная наработка до исчерпания ресурса по сравнению с нормативными сроками службы ТА, оцениваемыми в 30 лет.

Проведенное исследование, основанное на методе экспертных оценок (46 экспертов с 27 ТЭС с охватом более 900 ТА"), позволило выявить количественные и качественные характеристики безотказности и ремонтопригодности ТА ПГУ большой единичной мощности. Анализ усредненных показателей безотказности работы ТА показал, что чаще всего в течение года отказы возникают у конденсаторов и ПНД. При этом отказы ПНД практически не приводят к отказам в работе ПТУ, вызывая лишь снижение экономичности ее эксплуатации. Меньшую интенсивность отказов имеют основные и пиковые подогреватели сетевой воды (в среднем не более одного отказа в год имеют около 50 % таких подогревателей), что связано с сезонным характером их работы.

Уровень ремонтопригодности в виде усредненных показателей времени восстановления работоспособности ТА (после обнаружения в их эксплуатации нарушений) показал, что большинство повреждений и нарушений в работе конденсаторов и ПНД (почти 80 %) устраняются относительно быстро - в течение первых 15 часов. В частности, это показывает достаточно высокий уровень ремонтопригодности трубных систем этих аппаратов: для конденсаторов это низкий уровень температур металла и наличие смотровых люков в крышках водяных камер; для ПНД - (несмотря на относительно высокие температуры) легкость обнаружения негерметичных трубок в

пучке. Для сетевых основных и пиковых подогревателей фиксируется увеличение времени восстановления: 70. ..80 % подогревателей требуют для ремонта не менее 30 часов. Объяснить это можно прежде всего более высокой температурой металла ПСГ и ПСВ, а также значительными технологическими трудностями в обнаружении в трубной системе трубок, потерявших герметичность.

Анализ и обобщение банка данных по надежности ТА ПТУ подчеркнули актуальность и необходимость работы по повышению их надежности и выявили те направления, по которым необходимо проведение дополнительных исследований.

В третьей главе с целью уточнения существующих методик вибрационного расчета трубных систем ТА представлены результаты испытаний ТА ПТУ в условиях эксплуатации. В результате испытаний были определены частоты собственных колебаний (ЧСК) трубок в трубных пучках ряда ТА ПТУ, в том числе вертикальных ТА типа БП-500; собственные частоты и параметры демпфирования трубок в пучках подогревателя сетевой воды ПСВ-500-14-23 и подогревателя низкого давления ПН-200-16-7-1, а также определены частоты и амплитуды колебаний отдельных трубок в пучке ПСВ-500-14-23 непосредственно в условиях эксплуатации. Анализ результатов испытаний позволил заключить, что опытные и расчетные значения ЧСК в большинстве случаев не совпадают. Это свидетельствует о том, что существующие методики расчета не учитывают всех факторов, присущих данным системам; демпфирующая способность различных трубок имеет широкий диапазон изменения; амплитуда вынужденных колебаний трубок может достигать достаточно больших величин, доходящих до 1,4 мм.

Для определения аэрогидродинамических сил, вызывающих колебания трубок в трубных системах (пучках) при различных механизмах возбуждения, на основе методов физического моделирования было проведено специальное экспериментальное исследование вибрации трубок в потоке воздуха в диапазоне чисел

которое проводилось на специально созданном аэродинамическом стенде с моделированием условий конденсации пара на трубках (в виде создания пленки жидкости на наружной поверхности трубок). В результате исследований определены значения коэффициентов нестационарных сил С, (по потоку) и Су (поперек потока), действующих на трубки, в зависимости от скорости потока воздуха и места расположения трубки по глубине трубного пучка (с первого по пятый ряд), а также с учетом наличия плен-

ки жидкости на поверхности трубок. На рис. 1 в качестве примера представлены зависимости среднеквадратичных значений коэффициентов нестационарных сил и Су от числа Рейнольдса для первых трех рядов сухого пучка гладких трубок. Средние значения амплитуд колебаний "орошаемых" трубок на ~ 30 % ниже, чем сухих, что объясняется увеличением демпфирования трубки, имеющей на поверхности пленку конденсата.

I

На этом же стенде были проведены также исследования аэродинамического возбуждения пучка профильных витых трубок (ПВТ). Значения коэффициентов нестационарных сил, полученные в опытах на пучке ПВТ, меньше значений для гладких трубок.

При исследовании вибрационных характеристик трубных систем наиболее важным и наименее изученным является вопрос характера опирания

чения коэффициентов нестацио-

трубок в промежуточных опорах (перегородках). Для его исследования проведено эксперименталь-

висимости от скорости потока

ное моделирование опирания трубок ТА ПТУ в

3- 3-й ряд

промежуточных опорах в широком диапазоне изменения их геометрических размеров на трех экспериментальных стендах (однопро-летном, двухпролетном с разным соотношением длин пролетов, трехпролетном). Для проведения экспериментов были выбраны следующие геометрические размеры промежуточной перегородки: толщина (Ь) от 5 до 45 мм, диаметральный зазор (А) от 0,1 до 0,8 мм, а также исследовалось смещение перегородки от соосного с трубкой положения до величины, не превышающей 8Л. Эксперименты проводились как при наличии жидкости в зазоре, так и без нее в том же интервале изменения геометрических размеров промежуточной опоры для трубок с наружным диаметром

Проведенные исследования показали, что при расположении исследуемых опор (перегородок) по длине трубки в узлах колебаний ее упруго-изогнутой оси характер опирания трубки в зависимости от размеров опоры не изменяется и данную опору можно характеризовать как шарнир с трением. При первой кососимметричной форме колебаний трубки (первая кососимметричная форма колебаний многопролетной

трубки наиболее вероятна в условиях эксплуатации ТЛ) и при одинаковых пролетах опора оказывает минимальное демпфирующее воздействие на колеблющуюся трубку. Это приводит к достаточно высокой амплитуде колебаний трубки. Поэтому можно заключить, что при равнопролетной расстановке промежуточных опор (перегородок) в ТА трубная система будет обладать низким уровнем демпфирования и высокой резонансной чувствительностью.

Проведенные опыты на неравнопролетных трубных системах показали существенное влияние геометрических размеров перегородки при наличии жидкости в зазоре на опытное значение резонансной частоты На рис. 2 в качестве примера представлены амплитудно-частотные характеристики (АЧХ) трубной системы, иллюстрирующие влияние жидкости в зазоре промежуточной опоры на динамические характеристики системы. При этом в опытах с сухим зазором в перегородке резонансная частота исследуемой системы практически не зависела от геометрии промежуточной перегородки и по величине была близка к ЧСК полной длины трубки по второй форме При малых толщинах перегородок и больших зазорах в них резонансные частоты близки по зна-

чениям к ЧСК /ц (см. рис. 3, где /- отношение опытной резонансной частоты к ЧСК трубной системы с шарнирным опиранием во всех опорах). При этом узел колебаний наблюдается вблизи середины длины трубки, а промежуточная опора (перегородка) выполняет практически функцию ограничителя колебаний. С увеличением толщины перегородки и уменьшением зазора происходит значительное уменьшение резонансной частоты системы, причем характер этого уменьшения практически одинаков для обеих исследуемых схем. При дальнейшем увеличении отношения происходит выравнивание резонансной частоты, и при отношении >200 опирание трубки в опоре приближается к шарнирному. Анализ АЧХ исследованных двухпролетных схем показал следующее.

При колебаниях полной длины трубки по первой форме (без узла) промежуточная перегородка играет роль вязкоупругого ограничителя виброперемещений. При сухом зазоре в перегородке амплитуда по этой форме колебаний трубки не зависит от толщины перегородки, а зависит только от величины зазора. При колебаниях трубки в жидкостном зазоре проявляется незначительное влияние толщины опоры. Необходимо отметить, что общий уровень амплитуд на первой форме колебаний трубки невелик (см. рис. 2 в области частот до 40 Гц).

Иной характер взаимодействия проявляется при колебаниях полной длины трубки по второй форме (с узлом колебаний) (рис. 4). В этом случае также существенно влияние зазора, а влияние толщины перегородки подчас противоположное (по сравнению с колебаниями по первой форме без узла). Амплитуда колебаний увеличива-

ется с ростом толщины опоры, и это увеличение при наименьших зазорах может быть двух- и трехкратным. Такой характер АЧХ можно объяснить взаимодействием трубки с жидкостным зазором опоры. Если при колебаниях трубки без узла промежуточная перегородка выполняет функцию ограничителя (т.е. характер опирания остается однотипным), а жидкость в зазоре проявляется в виде гидродинамического демпфера, то при колебаниях трубки с узлом жидкостный зазор и толщина опоры, наряду с гидродинамическим демпфированием, влияют и на характер опирания трубки в промежуточной опоре. Когда опирание приближается к шарнирному, демпфирующее действие промежуточной перегородки уменьшается. Это естественно приводит к увеличению амплитуды резонансных колебаний.

Сопоставление результатов, представленных на рис. 3 и 4, показывает, что наи-

V?

V ■ £

У

>

* • • . — г.

0 50 100 150 200 250 300 • 350 400 в/А

Рис. 3. Изменение резонансных частот неравнопролетных трубных систем с соотношением длин пролетов 5:7 (1 - возбуждение в малом пролете, 2 - в большом)

9Й

1 нЧ-—М ] ям)

1т85 1

_

Рис. 4. Влияние размеров перегородки на

резонансные амплитуды: •о-эксперимент; -аппроксимация

более предпочтительными (с точки зрения уменьшения амплитуды колебаний трубки) являются размеры промежуточной перегородки, при которых отношения лежат в диапазоне 50-150.

Результаты, полученные из анализа резонансных частот и амплитуд, подтверждаются данными, приведенными на рис. 5. Декременты колебаний определялись по методу ширины ре-4 50 1М 150 200 25» 300 350' «о • зонансных пиков. Из графи-

Рис. 5. Изменение декрементов колебаний трубных систем ка заметно существенное в зависимости от размеров промежуточной перегородки

возрастание декремента в

диапазоне практически для всех исследуемых толщин перегородок.

Причем в этом диапазоне максимальной демпфирующей способностью обладают промежуточные перегородки с относительной толщиной Увеличение

толщины более не приводит к повышению демпфирования, а, наоборот,

уменьшает его. Такие результаты находятся в полном согласии с выводами, сделанными выше по отношению к резонансным амплитудам и частотам.

Таким образом, исходя из полученных экспериментальных результатов, можно рекомендовать для использования при проектировании гладкотрубных пучков ТА ПТУ промежуточную перегородку с толщиной При такой толщине пере-

городки оптимальным зазором между отверстием и трубкой будет являться относительная величина

При исследовании динамического взаимодействия ПВТ с промежуточными перегородками зафиксировано уменьшение резонансных амплитуд с ростом отношения Ь/А во всем диапазоне изменения этого параметра. Объясняется это тем, что при опирании гладкой трубки в промежуточной опоре большую роль оказывают силы капиллярного типа, которые наиболее велики при малых зазорах и больших толщинах опор, а для ПВТ эти силы много меньше, что, по-видимому, связано также с возникновением при колебаниях витых труб на резонансных частотах виброударных режимов. Последнее обстоятельство оказывало значительное влияние на характер изменения резонансных амплитуд ПВТ. Таким образом, для достижения минимальных резонансных амплитуд колебаний ПВТ необходимо применение минимальных зазоров

в промежуточных опорах (с учетом изменения наружного диаметра ПВТ, образующегося при накатке).

В реальных ТЛ по ряду причин трубки не всегда проходят соосно с отверстиями в промежуточных перегородках, а в конденсаторах и ПСГ трубкам специально придают начальный выгиб вверх за счет смещения перегородок относительно основных трубных досок, поэтому при выборе размеров перегородок Ь И Л необходимо учитывать и фактор смещения перегородок. Исследование, проведенное на двухпро-летной системе с горизонтальной трубкой при различных величинах смещения перегородки относительно оси трубки в различных направлениях (в плоскости возбуждения 2, и по нормали к ней Т.[), показало (рис. 6) существенное влияние величины смещения на динамический отклик трубной системы. При этом уже малая величина смещения перегородки существенно изменяет первую ЧСК системы (смещенная перегородка в данном случае выполняет функцию шарнира). Более существенные смещения практически не приводят к изменению ЧСК. Смещение перегородки оказывает значительное влияние и на амплитуды колебаний трубки (см. рис. 6). При этом чем меньше величина зазора и больше толщина перегородки, тем выше амплитуда колебаний смещенной трубки по сравнению с амплитудой отцентрованной трубки. Как следует из результатов, представленных на рис. 6, смещение перегородки в плоскости колебаний с максимальным прогибом трубки приводит к увеличению амплитуды ее колебаний более чем в два раза. Вместе с тем имеется область значений смещений перегородки, где фиксируется минимальная резонансная чувствительность трубки, что объясняется изменением характера демпфирования жидкостного зазора смещенной перегородки.

* ■

111 •

6-

«г-

1 Ж

/ 1,09

1,07

1,05

1,03

1,01

0,99

А 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0

г = /<>,0,1 0.05 О 0,05 0,1 % м2аМл

Рис. б. Влияние величины смещения промежуточной перегородки на резонансные частоты (а) и амплитуды (б) колебаний трубки: о- Д= 0,46 мм; А- Д = 0,56 мм; х- А= 0,76 мм

Исследования, проведенные при различных вариантах смещения перегородок с сухим зазором на вертикальной трехпролетной трубке, показали, что смещение существенно влияет на уровень демпфирования трубной системы и при этом проявляется зависимость декремента от амплитуды виброперемещения. На рис. 7 представлены

результаты опытов, при которых возбуждение и измерение колебаний производились в плоскости смещения перегородок. Увеличение смещения перегородок практически однозначно приводит к снижению уровня демпфирования; при этом весь диапазон изменения декремента в зависимости от смещения перегородок можно условно разбить на

-•>—Л - - - _ ,„ три области (см. рис. 7). При отцентрированном

О 0,05 0,10 0,15 Z./dx

положении перегородок основное рассеяние про-

Рис. 7. Влияние смещения перегородок в трехпролетной трубной исходит за счет виброударных процессов, т.е. на-системе на декремент колебании:

блюдается виброударное демпфирование. При малых смещениях перегородок реализуется децентрованное относительно трубки положение перегородок как ограничителей колебаний, которое приводит к изменению режимов виброударных процессов, подобно тому, как это происходит на горизонтальной трубке. Это приводит к уменьшению частоты контактирования трубки с перегородками и, как следствие, к резкому снижению декремента колебаний (область I на рис. 7). При дальнейшем увеличении смещения (область II) происходит смешение двух механизмов демпфирования: виброударпого и фрикционного. С увеличением смещения перегородок перераспределяются доли этих составляющих, т.е. с увеличением смещения увеличивается доля фрикционного демпфирования. А в области Ш (область относительно больших смещений) практически превалирует фрикционное демпфирование. При этом большое смещение перегородок приводит к относительно большим контактным давлениям от прижатия перегородок к трубке; за счет этого уменьшается подвижность трубки в зоне опирания, а это, в свою очередь, приводит к снижению потерь на трение и существенному снижению декремента колебаний. Полученные результаты объясняют имеющийся разброс демпфирующих характеристик различных трубок натурных ТА ПТУ, а также показывают возможность управления динамическими характеристиками трубных систем проектируемых аппаратов.

В результате моделирования динамических процессов в узле «трубка -перегородка» выявлено, что при различных вариантах взаимного расположения трубки относительно отверстия перегородки возможны либо виброударные процессы, либо процессы, связанные с трением трубки в отверстии перегородки. Оба эти процесса при длительном их воздействии приводят к обоюдному постепенному фрикционному износу элементов узла «трубка — перегородка». При существующих конструкциях ТА ПТУ исключить такой износ не всегда возможно (особенно для вертикальных ТА). Поэтому для обоснованной выработки рекомендаций по выбору параметров узла «трубка - перегородка» было проведено дополнительное исследование процессов фрикционного износа трубки в отверстии промежуточной перегородки, которое позволило рекомендовать устанавливать перегородки со смещением таким образом, чтобы уровень контактного давления трубки на перегородку не превышал 10 МПа.

В данной главе также представлены результаты экспериментального исследования влияния параметров накатки ПВТ на такие характеристики этих трубок, как из-гибная жесткость, изменение наружного диаметра, изменение погонной массы (внутреннего объема) теплоносителя внутри трубок, параметры демпфирования и усталостной прочности вальцованных соединений. Все эти характеристики позволяют обоснованно проектировать ТА ПТУ с поверхностями теплообмена из ПВТ.

В четвертой главе представлены результаты экспериментально-расчетного исследования напряженно-деформированного состояния (НДС) трубных систем ТА ПТУ. В качестве объекта исследования были выбраны прямотрубные четырехходо-вые горизонтальные подогреватели сетевой воды ПСГ-23 00-2-8 и ПСГ-2300-3-8 теплофикационной турбины Т-110/120-130 производства ОАО ТМЗ. Аппараты такого типа, с учетом особенностей работы теплофикационных турбин, работают в наиболее сложных (с точки зрения термических нагрузок) условиях.

На Ново-Свердловской ТЭЦ был проведен комплекс измерений деформаций корпусного линзового компенсатора сетевых подогревателей ПСГ-23 00 в широком диапазоне изменения режимов работы турбины. Исследования проводились на обоих ПСГ (ПСГ-1 и ПСГ-2) турбоустановки Т-110/120-130. Оценка деформаций производилась по изменению положения измерительных баз, приваренных с двух сторон от компенсатора в двух продольных сечениях ПСГ (в среднем продольном сечении 1-го хода сетевой воды и в среднем продольном сечении 4-го хода). Анализ результа-

тов экспериментов показал, что основным фактором, влияющим на деформацию компенсатора, является температура сетевой воды на выходе из аппарата. На рис. 8 представлена зависимость средней деформации компенсатора

среднеарифметическое от деформаций компенсатора в области 1-го и 4-го ходов) от температуры сетевой воды на выходе из ПСГ. Видно, что при увеличении температуры сетевой воды на выходе из ПСГ происходит практически линейное увеличение деформации компенсатора.

Кроме общей деформации компенсаторов на различных режимах в экспериментах было также зафиксировано различие в деформациях компенсатора в средних продольных сечениях 1-го и 4-го ходов воды ПСГ (в дальнейшем будем называть это различие «перекосом»). Такой перекос удобнее всего характеризовать как отношение абсолютного расширения компенсатора в области 4-го хода (Д») к такому же расширению в области 1-го хода (ДО- Относительный перекос расширений компенсатора в зависимости от нагрева сетевой воды в ПСГ представлен на рис. 9. Из анализа этих данных можно сделать следующий вывод: при величине общего нагрева сетевой воды в аппарате, не превышающего 25°С, перекос в деформациях компенсатора ПСГ практически отсутствует. Вместе с тем при величине общего нагрева сетевой воды >25 °С главной причиной перекоса становятся различные термические расширения трубок в различных ходах.

Полученные экспериментальные результаты деформаций компенсатора послужили исходными данными в расчетном моделировании НДС элементов ПСГ. Моделирование элементов ПСГ проводилось в конечно-элементной среде программного комплекса ANSYS 7.1. Конечно-элементная

модель ПСГ представляла собой сочетание оболочечных (обечайка ПСГ, входная и поворотная водяные камеры, трубные доски) и балочных элементов (которыми моделировали трубки аппарата). Общее число элементов в модели аппарата составило около 180 тысяч. Для перфорированных сегментов трубной доски рассчитывались эквивалентные характеристики упругости и приведенные давления теплоносителей.

Расчеты НДС трубного пучка ПСГ-1 были проведены для четырех режимов работы, на которых проводились экспериментальные исследования. Эти режимы охватывают тепловые нагрузки аппарата от максимальной до минимальной и представлены в табл. 4 с некоторыми дополнительно рассчитанными характеристиками.

Для оценки усилий, развиваемых при деформации компенсатора и передаваемых на трубный пучок, на основе конечно-элементного моделирования были произведены расчеты жесткости линзового компенсатора, а также произведена оценка распределения температурных полей в основных элементах ПСГ - трубках и трубных досках. При

Таблица 4

Режимы работы ПСГ-1

Темпе- На- Свободные

Дав- ратура грев Тепло- термические

ле- сетевой сете- вая расширения

ние воды вой мощ- трубок, мм

пара, кПа на входе в ПСГ-1, °С ВОДЫ, °С ность, МВт 1-й ход 4-й ход

189 61 54 194,6 8,52 11,44

114 60 40 162,8 7,29 9,41

50 52 27 108,3 5,68 7,12

34 56 15 75,0 5,25 6 ,21

расчете учитывались усилия от температурных расширений трубок разных ходов на трубную доску и усилия от давления теплоносителей.

Сопоставление средних значений деформаций компенсатора, полученных в результате проведения эксперимента, с расчетными величинами в зависимости от температуры сетевой воды на выходе из аппарата представлено на рис. 8. Как видно из рисунка, в области относительно высоких температур расхождение расчетных и экспериментальных значений деформации компенсатора не превышает 5 %. При невысоких температурах воды расхождение увеличивается до 30 %. Полученные относительно малые расхождения между расчетными и экспериментальными величинами деформаций компенсатора ПСГ-1 позволили сделать заключение о достаточной степени детализации конструктивных особенностей ПСГ, реализованных в конечно-элементной модели аппарата, и об удовлетворительной степени ее достоверности.

Совместность деформаций трубок и двух трубных досок позволила определить расчетное относительное изменение длины трубок пучка. В результате численного

моделирования получено, что наибольшую деформацию расширения на всех режимах работы ПСГ имеют трубки 4-го хода, наименьшую - трубки 1-го хода. Совместность деформаций всех элементов рассматриваемой системы приводит к перераспределению внутренних усилий и напряжений в трубной системе. Наибольший интерес представляет характер НДС трубок аппарата (как наиболее слабого элемента в рассматриваемой системе). В связи с этим производилась расчетная оценка усилий и напряжений, возникающих в трубках на различных режимах эксплуатации. Для этого были рассчитаны стесненные деформации трубок как разность величин их свободных термических расширений и величин изменения длины трубок, полученных в результате конечно-элементного моделирования. На рис. 10 представлено распределение стесненных деформаций трубок и соответствующее им распределение осевых усилий N возникающих в трубках в срединном продольном сечении (в плоскости симметрии

пучка) для 1-го (левые кривые) и 4-го (правые кривые) ходов на различных режимах работы ПСГ. Положительные значения определяют стесненные деформации расширения трубок (т.е. реально трубки находятся в состоянии сжатия), а отрицательные значения <5у- - стесненные деформации сжатия (т.е. трубки растянуты).

Из представленных данных следует, что в трубном пучке имеются как зоны растянутых, так и сжатых трубок. При этом максимальные усилия растяжения и сжатия находятся в плоскости симметрии трубного пучка и их величины достигают значений 630 и 2620 Н соответственно (см. рис. 10).

Необходимо отметить, что для трубок 4-го хода на всех режимах имеются области как с растянутыми, так и сжатыми трубками; При этом из сопоставления величин усилий и напряжений в трубках для разных режимов режим с максимальной тепловой нагрузкой реализует максимальный уровень параметров НДС трубок ПСГ.

Наиболее нагруженными трубками являются трубки 1-го и 4-го ходов подогревателя, расположенные на границе между ходами. В граничных трубках 1-го и 4-го ходов подогревателя на всех режимах работы ПСГ реализуется резкое изменение как стесненных деформаций трубок (при относительно одинаковой деформации трубной доски), так и соответствующий им скачок усилий и напряжений. В связи с тем, что в граничных трубках 1-го и 4-го ходов в наибольшей степени проявляется влияние режима работы ПСГ, на примере этих трубок можно проанализировать изменение параметров их НДС в зависимости от тепловой мощности аппарата.

На рисунке 11 представлены изменения расчетных напряжений в граничных трубках 1-го и 4-го ходов в зависимости от тепловой нагрузки аппарата. Анализ этих графиков показывает, что граничные трубки 4-го хода подогревателя на всех режимах имеют напряжения сжатия, при этом величина сжатия возрастает с ростом тепловой нагрузки аппарата. Граничные трубки 1-го хода подогревателя имеют иной характер изменения, а именно: при низких тепловых нагрузках они (трубки) испытывают напряжения сжатия,

но с ростом нагрузки происходит уменьшение напряжений сжатия с дальнейшим переходом в область напряжений растяжения и их последующим ростом (см. рис. 11). Таким образом, при изменениях тепловых нагрузок ПСГ в определенных диапазонах режимных параметров реализуется знакопеременное нагружение этих трубок (соответственно и знакопеременное нагружение вальцованных соединений трубок с трубными досками). Число таких циклов изменения напряжений будет определяться количеством изменения тепловых нагрузок ПСГ в определенном их диапазоне.

Анализ результатов расчетов позволяет заключить, что возникающие статические усилия в трубках и в вальцованных соединениях трубок с трубными досками существенно меньше предельно допустимых нагрузок, вызывающих разрыв или разгерметизацию вальцованного соединения. Однако при достаточном числе циклов

знакопеременных нагрузок, по нашему мнению, гарантировать сохранение герметичности вальцованных соединений представляется проблематичным.

Для определения условий опирания трубок ПСГ в трех промежуточных перегородках было проведено специальное исследование устойчивости трубных систем при действии сжимающих нагрузок. Была решена задача нахождения кривой прогиба упругого сжато-изогнутого стержня (каким и является трубка ПСГ) с учетом распределенных сил собственного веса.

Расчеты дали следующие результаты. При осевой сжимающей силе от 0 до ~2,15 кН трубная система реализуется как четырехпролетная (существуют положительные, направленные вверх, реакции в точках опирания трубки на каждой из трех перегородок). При осевой силе в 2,185 кН происходит потеря контакта трубки со средней перегородкой. При дальнейшем увеличении осевого усилия контакт в средней опоре восстанавливается, но уже в верхней образующей отверстия. Дальнейшее увеличение расчетного осевого усилия (до 3 кН) не приводит к изменению условий контактирования трубки в перегородках. Расчет трубных систем ПСГ на поперечные колебания в условиях осевых сжимающих нагрузок показал, что при относительно малых осевых усилиях трубная система имеет первую частоту собственных колебаний (ЧСК) около 18 Гц. При осевой силе в 2,185 кН происходит потеря контакта трубки со средней перегородкой (реализуется трехпролетная трубная система), что дает значение первой ЧСК В этом случае при возникновении колебаний

трубной системы возможен интенсивный фрикционный износ трубки в средней промежуточной перегородке.

В пятой главе представлены результаты разработки уточненной методики вибрационного расчета прямых, ^ и П-образных трубных систем ТА ПТУ, позволяющей определять не только ЧСК труб с целью обеспечения необходимой отстройки от возможных вынужденных частот колебаний, но и производить оценку динамического отклика трубного пучка на аэрогидродинамическое воздействие со стороны набегающего потока пара. Данная методика состоит из двух частей: первая — расчет ЧСК и соответствующих им форм колебаний трубных систем, вторая - оценка воздействия потока пара на трубки в трубном пучке и проведение критериальных оценок допустимости реализуемых параметров процесса.

Расчет вибрационных характеристик трубных систем реализуется как поверочный. Расчетная схема определяется предварительной конструкторской проработкой аппаратов, основанной на данных теплового и гидравлического расчетов. Теплогид-равлический расчет определяет, в том числе, и предварительную систему расстановки промежуточных перегородок.

Исходными данными для проведения расчета являются: предварительная конструктивная схема трубного пучка; геометрические характеристики трубок и трубного пучка; физические и механические свойства материала трубок; частота вынужденных колебаний (частота возмущающей силы); параметры теплоносителя, обтекающего трубный пучок (скорость, давление, температура, агрегатное состояние); осевые усилия. При определении вибрационных характеристик трубка рассматривается как стержень или рама с равномерно распределенной массой, защемленные по концам и шарнирно опертые в промежуточных перегородках. Конструктивные схемы для расчета представлены на рис. 12.

Вибрация однородных трубок ТА под действием возбуждающей силы описывается дифференциальным уравнением вида

1 ' ^ я* 1 ' '

81

(1)

дх'

где - изгибная жесткость;

т - расчетная масса трубки на единицу длины (состоит из массы трубки, массы жидкости, находящейся в трубке, и присоединенной массы жидкости (пара, конденсата); С - коэффициент, учитывающий демпфирование трубки; - возбуждающая гидродинамическая сила; х, у -декартовы координаты; I - время.

Уравнение (1) описывает также и свободные колебания при условии, что Решение уравнения свободных колебаний находится численными методами. Частота, соответствующая нулевому значению функции, при котором

удовлетворяются условия совместности на стыках пролетов и граничные условия на концах системы, и является ЧСК трубки.

Общим решением уравнения свободных колебаний прямой трубки - является функция у(х)=С18ш (а,х)+С2 со в(а, х)+Сф(а, х).

На концах трубки, т.е. в местах заделки в трубные доски, известны значения прогибов и углов поворота оси трубки. Кроме того, значения угла поворота и кривизны трубки в конце каждого пролета равны этим же величинам в начале следующего пролета.

Для неравнопролетных трубных систем значения частотного коэффициента а, могут быть рассчитаны только с использованием численных методов решения на ЭВМ.

Рассмотрим прямотрубпую многопролетную систему теплообменного аппарата как совокупность прямолинейных балок, имеющих на концах вполне определенные условия опирания (рис. 13).

Рис. 13. Расчетная схема прям отрубной системы

Уравнение прогиба упруго-изогнутой оси /-Й балки, удовлетворяющее дифференциальному уравнению колебаний прямой балки и граничным условиям на левом конце, а также его производные:

а,, М,, со ъЫ.-сШ,/. . ,, \ ,

к яахЩ-хШ, 2 к2Е1 эт ' \

йу _ втк!{сккх—соъкх М^

Их ~ а,_1 вт к1, - + 2Ш

51Д Ы^ккх+бш кх М,

со зЫ,~сШ,

(сое кх - сИкх)+ вт кх+¿/¡Ь^

2Е1

сосШ, / ^ ^+соз ^ _

}

1(2)

Граничные условия для данной балки будут следующими"

Ох

А

сЬс2

. Е1 '

(3)

Значения угла наклона и момента на правом конце i-й балки при *=//

где: £¡ = sinkl¡chk}¡ -shkl, cosi/f¡ B^srni//-shkl¡; Г, = I - cosUfhkl, \ Д( - 2sin tí¡shklt.

Если определяется ЧСК прямой балки с п пролетами и с защемлением на концах, то ее значение должно соответствовать следующим условиям: а„ = ап=0. Значение М„ может быть принято любым.

Если многопролетная балка входит как элемент упругой системы, то с помощью вышеприведенных уравнений может быть получена связь а„, М„ для данного значения частоты с

Точно также производится расчет полукольца применительно к U-образному гибу и расчет П-образной рамы применительно к П-образным трубным системам. При этом здесь появляется необходимость расчета собственных частот и форм в двух взаимно перпендикулярных плоскостях - в плоскости расположения U-образного или П-образного элемента трубной системы и в перпендикулярной к ней плоскости. В связи с этим для U-образных и П-образных трубных систем существует две низшие ЧСК — для колебаний в плоскости гиба и колебаний из плоскости гиба.

Таким образом, методика расчета ЧСК и соответствующих им форм трубных систем ТА основана на представлении упругой системы последовательным рядом подсистем (двухопорных балок, рам, полуколец), связанных граничными условиями и общей частотой. Методика составлена применительно к трем типам трубных систем ТА: прямая многоопорная трубка с защемлениями по концам; U-образная многоопорная система; П-образная многоопорная система. При этом разбивка пролетов в прямолинейных участках трубной системы может быть любой произвольной. На основании этой методики составлена и отлажена компьютерная программа.

Для расчета аэродинамического возбуждения необходимо проводить анализ условий обтекания потоком теплоносителя различных участков теплообменных трубок и определение возможных механизмов возбуждения вибраций. При аэродинамическом возбуждении наиболее опасные колебания трубок, вызываемые воздействием потока. теплоносителя в межтрубном пространстве, происходят при поперечном и косом обтекании трубного пучка. При поперечном и косом обтекании учитываются: срыв вихрей (вихревое возбуждение); турбулентные пульсации по-

тока (турбулентный бафтинг); аэрогидроупругая неустойчивость трубок в пучке (гидроупругое возбуждение).

Максимальная амплитуда вихревых колебаний трубок в середине пролета выражается известной зависимостью

(5)

где су - коэффициент аэродинамической силы; с{„ - наружный дтаметр трубки; р„ - плотность пара; и - скорость пара в узком сечении пучка, и = > ^п - ско-

рость пара на входе в трубный пучок; - поперечный шаг разбивки трубок в пучке;

/р - частота срыва вихрей, /р ® _ число Струхаля; _/}— ЧСК трубки по первой

форме; т — полная масса единицы длины трубки (учитываются масса металла трубки Ш], масса воды т^ и присоединенная масса теплоносителя снаружи трубки, приходящиеся на единицу длины тз,т = ТП1+ГП2+ТП})Ш, 8 - декремент колебаний.

Максимальная амплитуда вибрации середины пролета трубки при возбуждении турбулентными пульсациями потока рассчитывается по известной формуле

(б)

где - коэффициент лобового сопротивления, определяемый геометрией пучка и величиной числа Рейнольдса Ае = «¿„/и; - безразмерный нормированный энергетический спектр пульсации скорости; - безразмерная частота, длина пролета

трубки.

Полная максимальная амплитуда вибрации пролета рассчитывается по формуле

(7)

Гидроупругое возбуждение вибрации проявляется в резком возрастании амплитуды колебаний при незначительном увеличении скорости потока. Оно может возникнуть, если скорость потока в узком сечении между трубками превышает критическую скорость потока , вычисляемую по известной зависимости

Оценка вибрационных характеристик трубных систем ТА ПТУ производится в следующей последовательности: 1) определение ЧСК; 2) определение линии прогиба и изгибающих моментов в условных единицах; 3) определение декрементов колебаний; 4) определение условий обтекания потоком теплоносителя различных участков теплообменных трубок; 5) определение возможных механизмов возбуждения вибраций; 6) расчет параметров вибрации для пролета, в котором имеются полные данные по параметрам теплоносителя, обтекающего пучок трубок; 7) уточнение линии прогиба, изгибающих моментов и определение напряжений.

Вывод о вибрационной надежности трубных систем ТА ПТУ предлагается делать на основании следующих критериев. Во-первых, ЧСК трубных систем f не должна совпадать с частотой вынужденных колебаний здания и турбины

. Согласно существующим требованиям по отстройке частот ЧСК должна отличаться от частоты возмущающей силы как минимум на ± 10 %, т.е. /¿0,9/^,, и /^1,1/тш- Во-вторых, расчет вибрации трубок в пучке при аэродинамическом возбуждении сводится к нахождению амплитуд колебаний, исключающих взаимные соударения соседних трубок, что проверяется критериальным неравенством: В-третьих, необходимо стремиться к тому, чтобы при эксплуатации исключались условия гидроупругой неустойчивости трубок, что также проверяется в виде критериального неравенства

расчетная скорость потока в узком сечении трубного пучка не должна превышать критической скорости, при которой возможно возникновение гидроупругой неустойчивости труб в пучке. В-четвертых, после определения амплитуд и частот колебаний трубок необходимо также рассчитать возникающие в материале трубок напряжения при известных перемещениях Увю? При этом если амплитуда колебаний определялась в крайнем пролете с его длиной 1, то максимальные напряжения возникнут в месте защемления трубки

24 УвахЕ1

(9)

а если амплитуда колебаний определялась в одном из средних пролетов с длиной 1, то максимальные напряжения возникнут в середине пролета трубки

а = 9у«гш, (10)

где W- осевой момент сопротивления поперечного сечения трубки. При этом в качестве критерия обеспечения вибрационной надежности должно выступать неравенство вида: т. е. расчетные динамические напряжения с не должны превышать предел усталости материала из которого изготовлены трубы теплообменной поверхности.

В случае невыполнения одного из этих условий необходимо изменение конструкции ТА.

В шестой главе представлены результаты исследования коррозионной стойкости трубных систем ТА ПТУ, которая является одним из основных факторов, определяющих общую надежность аппаратов и турбоустановок в целом.

Вначале рассматриваются вопросы коррозионной стойкости трубок из медных сплавов. Приоритет рассмотрения медных сплавов определяется тем, что в настоящее время до 50 % трубных систем ТА ПТУ различного назначения изготавливается именно из медных сплавов. Применение этих сплавов обусловлено их высокой теплопроводностью и высокой коррозионной стойкостью. Однако количественные оценки скоростей коррозии медных сплавов по данным разных исследователей существенно различаются в зависимости от агрессивности, скорости и температуры теплоносителя, а также наличия остаточных напряжений в поверхностном слое металла трубок. В результате анализа и обобщения большого объема информации по коррозионной стойкости медных сплавов было установлено, что, испытывая медные сплавы в одинаковых (регламентированных) условиях, можно получить ряд коррозионной стойкости сплавов, чаще всего характерный только для этих условий. Проведенный анализ показал, что применяемые на основе меди сплавы, из которых изготавливаются трубки ТА ПТУ, с точки зрения коррозионной стойкости можно расположить в ряд: МНЖМцЗО-1-1; МН15; Л96; МНЮ; МНЖ5-1; Л070; Л68. В этом ряду наиболее слабым в коррозионном отношении является сплав Л68, а наиболее стойким - сплав МНЖМцЗО-1-1. Промышленные испытания дают результаты, часто отличные от лабораторных, т.к. всегда имеются факторы, которые при лабораторных и стендовых опытах учесть невозможно. Однако проведенные обследования трубок ТА

ПТУ, находящихся в эксплуатации на ТЭС Свердловэнерго, качественно подтвердили указанное ранжирование медных сплавов по коррозионной стойкости.

С целью получения дополнительной информации о процессах коррозионного разрушения трубных систем ТА ПТУ, находящихся в напряженно-деформированном состоянии, было проведено специальное экспериментальное исследование коррозионного растрескивания сплавов под напряжениями (КРН). Для этого была разработана экспериментальная установка, в которой напряжения в образце (рабочем электроде) создавались методом одностороннего изгиба в специально разработанном приспособлении. Схема проведения коррозионного исследования включала трехэлектрод-ную систему измерения, соединенную с образцом (рабочим электродом) пластичной манжетой, заполненной электролитом. Вспомогательным электродом служила платиновая проволока, в качестве электрода сравнения использовался хлорсеребряный электрод.

Исследовались образцы из листовой латуни марок Л63 и Л68 и листовой нержавеющей стали 12Х18Н10Т. Эти материалы наиболее часто применяются при изготовлении трубок ТА ПТУ. Применение листовых образцов вместо трубок объясняется прежде всего существенным упрощением создания заданных напряжений в образцах и простотой реализации электрохимической ячейки без сколько-нибудь значительных искажений в наблюдаемых процессах (из-за различий в кривизне поверхности). При проведении экспериментов максимальный прогиб образцов изменяли ступенчато таким образом, что напряжения, возникающие в образце, изменялись от нуля до 25% превышения предела текучести (с = ст/сгр = 0___1,25). Напряжения, равные и превышающие предел текучести можно считать условными. Разработанная установка для исследования коррозионного растрескивания предусматривала комплексное исследование различными методами (потенциодинамическим, потен-циостатическим, гальваностатическим), а также методом аммиачной пробы, реализованным для латунных образцов. Микроскопическое исследование поверхности рабочего электрода проводилось на микроскопе «Неофот-20» при различных увеличениях. При проведении исследований на латунных образцах потенциодинамическим методом установлено, что при высокой скорости поляризации (5 мВ/с) не удается уловить существенную разницу в склонности к трещинообразованию в напряженном и ненапряженном состоянии. Поэтому все последующие испытания проводились в аммиач-

но-сульфатном электролите ((N114)2804 + №Г40Н) С рН = 9 и концентрацией МН4+, равной 0,5 моль/л (обеспечивающем растворение продуктов коррозии) при минимальной скорости развертки потенциала 2 мВ/с и максимальной чувствительности регистрирующих приборов. Принималось, что структурные изменения поверхности, отличающиеся по механизму образования для различно нагруженных образцов, происходят вблизи стационарного потенциала. Для снижения влияния остаточных напряжений образцы предварительно отжигали при 300 °С, шлифовали и обезжиривали.

На анодных поляризационных кривых (рис. 14), соответствующих разным уровням напряжения, обнаруживаются максимумы предельных токов, обусловленные структурными изменениями поверхности. Видно, что образование и разрушение оксидных пленок, питгингообразование в напряженном состоянии (кривые 2, 3) происходит при близких к стационарному потенциалах и малых токах (до 2 мЛ). На кривой 1, соответствующей наблюдается плавная площадка первоначального

равномерного селективного растворения цинка из сплава с предельным током, равным На кривых 2 и 3, соответствующих напряженному состоянию, появляются максимумы предельного тока, характеризующие образование оксидной пленки на анодных участках и минимумы при потенциалах пассивации, т.е. в моменты разрыва пленок. Таким образом, скачки анодного тока описывают локализацию процесса коррозии образца. Из металлографических данных следует, что образец без напряжения не подвергается коррозионному растрескиванию; при наблюдаются мелкие межкристаллипше трещины; при фиксировались трещины длиной 300...430 мкм, перпендикулярные оси растяжения. Следует отметить, что общая площадь коррозионных поражений для этого образца максимальна.

Потснциостатическим методом изучали процесс КРН в образце как процесс питгингообразования, предшествующий возникновению трещин. Каждый образец, закрепленный в оправу для наложения напряжений, подвергали первоначально

о -1-\--

•2Ш О 2ПО 4С0 Е, ПтУ

Рис. 14. Анодные поляризационные кривые образцов Л63 в аммиачно-сульфатном электролите при различном уровне напряжений: 1 - при а-0; 2 - при а = 0,5;3-при а =0,75

воздействию постоянного потенциала, выбранного аноднее стационарного на 200 мВ в течение 60 мин. При этом фиксировали величину анодного тока (рис. 15), считая момент начала его колебаний началом образования трещин.

Видно, что ненагруженный образец (см. рис. 15, кривая 1) подвергается образованию питтингов и трещин гораздо позже (через 40 мин), чем напряженные образцы, причем характер изменения тока более плавный; разброс значений меньше по амплитуде и реже по времени, что свидетельствует о меньшей частоте и размере образовавшихся питтингов. При увеличении напряжения до 0,5 (кривая 2) время до начала питгингообразования (индукционный период) сокращается до 30 мин, амплитуда колебаний тока возрастает до 0,10-0,15 мА. При напряжении, равном пределу текучести, ток локальной коррозии заметен уже через 15 мин после начала эксперимента (кривая 3), общая скорость растворения образца (тангенс угла наклона) заметно выше. Амплитуда колебаний тока при образовании питтингов и трещин достигает 0,15...0,25 мА. Отсюда можно сделать вывод, что при значительном уровне напряжений склонность к питтингообразованию и растрескиванию существенно возрастает. Металлографическое исследование поверхности образцов показало, что при увеличении уровня растягивающих напряжений возрастает количество межкристаллитных трещин и появляется множество транскристаллитных. Таким образом, подтверждается последовательность зарождения и формирования трещин, выявленная потенциодинамическим методом: первоначально - питтингооб-разование, затем «строчечные» питтинги образуют поперечные межкристаллитные трещины при при более высоких уровнях напряжений возникают трещины

через тело зерна, т.е. транскристаллитные. При этом время до начала образования питтингов практически линейно зависит от уровня напряжений, что позволяет предположить отсутствие порогового значения напряжений, до которого КРН не наступает.

О 20 40 Время.

Рис. 15. Токовые характеристики образцов ЛбЗ в аммиачно-сульфатном электролите при воздействии постоянного анодного потенциала (200 мВ) в зависимости от величины напряжений:

1 - сг = 0; 2-сг =0,5; 3-сг = 1,0

При гальваностатических исследованиях на образцы из латуни Л63 подавали постоянный ток величиной 2,5 мА (рис. 16), характерный для начала питтингообра-зования в анодной области потенциалов. Наложение постоянного анодного тока вызвало смещение стационарных потенциалов. Равномерное смещение потенциала под действием постоянного тока длилось 17 мин при ст = 0; 15 мин при 13 мин при

<7 = 0,75 (см. рис. 16). Дальнейшие колебания потенциала поверхности свидетельствуют о возникновении локального процесса. Если считать время до начала питгингообразования критерием склонности сплава к растрескиванию, то имеем близкую к линейной зависимость потенциала возникновения локального процесса от времени.

При исследовании латуни Л63 методом аммиачной пробы установлено КРН латуни в напряженном состоянии. При напряжениях о", равных 0,5 и 1, заметное тре-щинообразование наступает в течение 24 часов, без напряжения — процесс растянут во времени до 72 часов и протекает через множественное питтингообразование. При этом установлено, что трещинообразование наблюдается только со стороны растянутых волокон образца, со стороны сжатых волокон развитие трещин не наблюдалось.

При проведении экспериментов на образцах из коррозионно-стойкой аусте-нитной стали 12Х18Н1 ОТ стационарный потенциал рабочего электрода в растворе трехпроцентного хлористого натрия устанавливался в течение 10... 15 минут и составлял 120... 125 мВ. После стабилизации потенциала электрод анодно поляризовали. В ходе отработки методики скорость развертки потенциала варьировалась от 0,5 до 4,0 мВ/с. При скорости смещения потенциала 1 мВ/с анодная поляризационная кривая соответствовала снятой по точкам в стационарных условиях, что позволило выбрать ее для дальнейших исследований. Начальной точкой измерений был выбран потенциал 100 мВ (отрицательнее стационарного), что позволило зафиксировать на поляризационной кривой как пассивную область, так и область активного растворения с образованием питтингов.

Анализ анодных поляризационных кривых для стали 12Х18Н10Т, полученных для образцов с различным уровнем напряжения, показал, что при смещении потенциала в положительную область происходит активирование поверхности с образованием активно работающих питтингов. При этом наблюдается резкий подъем тока на вольтамперной кривой, сопровождающийся скачками, соответствующими образованию новых активных центров коррозии. Зависимость потенциала начала активного питтингообразования от величины механического напряжения образцов представлена на рис. 17. Видно, что в области упругих деформаций потенциал активации практически линейно снижается с 360 (ненагруженный образец) до 300 мВ. При переходе в область пластических деформаций наблюдается резкий сдвиг потенциала пит-тингообразования до 150 мВ. Таким образом, увеличение механического напряжения влечет за собой усиление коррозионного ппоттесся пост количества и гтобинът питтингового повреждения образцов.

Микроскопический анализ дефектов поверхности образцов стали 12Х18Н10Т показал, что при увеличении от нуля до 0,25 возрастает доля поверхностных дефектов и увеличивается их диаметр от 40 до ^ 1? 3ависимостъ потенциала пачала 250 мкм, глубина же повреждений незначи- активного тптингообразования <ра от

тельна - 20-30 мкм. При ст=0,5 изменяется величины механического напряжения а

образцов 12Х18Н10Т

характер повреждений: диаметр не увеличивается, а поверхностная поврежденность резко возрастает, при этом и глубина дефектов увеличивается до 60 мкм, т.е. возникают множественные узкие и глубокие пит-

тинги. При а =0,75 усиливается эффект локализации процесса коррозии: очагов меньше, разброс по диаметрам прежний, но глубина питтингов резко возрастает. При этом появляется новая форма дефектов в виде мелких узких трещин, перпендикулярных оси растяжения, протяженностью до 50 мкм. Деформация в 0,75ат вызывает не только образование питтингов, но и явно выраженное образование трещин. Аналогичная картина повреждений наблюдается при СТ=1. Уменьшается диаметр и количество питтингов, резко увеличивается их глубина, возрастает степень растрескивания.

Подобные коррозионные поражения поверхности создают неоднородное НДС в сплаве, реализуя локально достаточно напряжений.

А при множественном числе шптингов может существенно изменяться распределение напряжений и на поверхности между питтингами. Это, в свою очередь, может приводить к изменению характера коррозионных процессов, существенно активизируя некоторые из них, в частности КРН.

Для моделирования НДС образцов, подвергнутых коррозионным электрохимическим исследованиям, было проведено исследование на примере плоской пластины, имеющей повреждения в виде шптингов. Моделирование проводилось методом конечных элементов с применением программного комплекса ANSYS 7.1. В рамках поставленной задачи были рассмотрены два вида концентраторов: поперечная клиновая канавка с треугольным сечением и коническая лунка. В первом случае питтинги моделировались как две клиновые поперечные трещины-канавки с различными расстояниями Ь между собой, глубиной 0,1 мм с углом раскрытия 30°. Исследовалось напряженно-деформированное состояние как поверхностного слоя между ними, так и непосредственно на дне трещины. Во втором случае на поверхности пластины рассматривались питтинги в виде конических лунок, расположенных вдоль длины пластины симметрично относительно её середины. Глубина дефектов равнялась 0,1 мм, а угол раскрытия - 30°.

В результате моделирования установлено, что максимальная концентрация напряжений в лунке наблюдается в перпендикулярной относительно направления растяжения плоскости и достигает значения а— 2,5, а на краю равна примерно 1,3. У модели образца с трещинами в случае достаточного удаления трещин друг от друга ^ 2,5 мм) они не оказывали взаимного влияния на напряжённое состояние, при Ь < 2 мм максимальные напряжения на поверхности были меньшими, чем номинальные значения для данной нагрузки, при этом максимальная концентрация напряжений наблюдается на дне трещины и достигает значения

Результаты моделирования позволяют прогнозировать развитие коррозионных повреждений во времени следующим образом. В первоначальный момент времени максимальные напряжения реализуются на поверхности пластины. Под воздействием коррозионно-активной среды и действующих напряжений начинают развиваться поверхностные повреждения в виде локальных лунок. Появление лунок приводит к перераспределению напряжений и их концентрации на боковых поверхностях лунок. Это ведет к развитию коррозионных повреждений поперек действующих нагрузок и

образованию поперечных трещин на поверхности. Образование поперечных трещин приводит к переходу максимальных напряжений с боковых граней лунок на дно трещин. Это, в свою очередь, может приводить к дальнейшему коррозионному растрескиванию вглубь, вызывая значительное падение прочности.

При КРН образование питтингов даже незначительных размеров существенно влияет на распределение напряжений на поверхности пластины. При зарождении питтинга происходит существенное перераспределение напряжений (как поверхностное в окрестности образовавшегося дефекта, так и глубинное в виде концентрации напряжений). При этом концентрация напряжений вдоль действия растягивающих нагрузок существенно меньше, чем в поперечном направлении. Однако внутри самих дефектов напряжения могут в несколько раз превосходить номинальные (рассчитанные для гладкой пластины).

В седьмой главе представлены результаты разработки, исследования и апробации ряда рекомендаций, направленных на повышение надежности эксплуатации ТА ПТУ. К первоочередным из них относятся, во-первых, повышение герметичности и прочности соединений трубок с трубными досками, во-вторых, повышение вибрационной надежности трубных систем ТА.

На основе предложенного в Научно-исследовательской технологической лаборатории Санкт-Петербургского государственного морского технического университета метода повышения герметичности вальцованных соединений, основанного на применении кольцевых уплотнительных элементов (кольцевых рельефов), сформированных из металла трубной доски (рис. 18), были исследованы и определены, геометрические характеристики соединения трубок и трубных досок применительно к ТА ПТУ и выработаны рекомендации по реализации такого

В результате комплексного исследования данного вида соединения для сочетания материалов «сталь 12Х18Н10Т (трубки) - сталь 22К (трубные доски)» установлено, что при соблюдении оптимальной высоты выступов рельефа в диапазоне Л в 0,07-0,15 мм и их расположении на расстоянии / =10-12 мм от наружной кромки отверстия можно в 2-3 раза повысить герметичность соединения по сравнению с обычным гладким вальцованным соединением. Данный способ крепления трубок с использованием кольцевых уплотнительных элементов был опробован в ОАО ТМЗ на одном из сетевых подогревателей ПСГ-5000, поставляемых заводом комплектно с

турбиной Т-250/300-240. Турбина предназначена для работы в блоке с прямоточным котлом, поэтому трубный пучок серийного ПСГ выполняется из нержавеющих трубок, а соединения трубок с трубными досками - комбинированные, т.е. посредством вальцевания и приварки. Применение предлагаемого вида соединения подтвердило высокую герметичность соедине-

Рис. 18. Способ крепления трубок в трубных досках: а - отверстие с коль- ний с кольцевыми рельефами, сопоставимую с

комбинированными соединениями для условий работы ПСГ. В результате новое соединение с кольцевыми рельефами используется на ОАО ТМЗ как взамен комбинированного соединения, так и в аппаратах, где ранее использовалось только вальцевание трубок (конденсаторы, сетевые и сальниковые подогреватели).

Опытно-промышленная проверка эффективности применения рассматриваемого способа закрепления нержавеющих трубок в трубных досках проводилась на серии модернизированных трубных пучков маслоохладителей МП-37 для турбины К-100-90, МБ-63-90 и МБ-40-60 для турбины К-200-130 Верхне-Тагильской ГРЭС ОАО «Свердловэнерго», производимых ОАО «Нестандартмаш». В настоящее время изготовлено и поставлено на ТЭС Урало-Сибирского энергетического региона более 200 различных ТА с предлагаемым способом крепления трубок в трубных досках.

Применение данного способа при проведении ремонтных работ при замене трубок в трубных пучках ТА в условиях ТЭС позволило также существенно повысить надежность вальцованных соединений.

Для повышения и сохранения в течение длительного времени параметров демпфирования трубок серийных ТА ПТУ был разработан и реализован на ряде аппаратов способ повышения вибронадежности за счет установки специальных демпфирующих поясов. Пояса представляют собой двухрядную металлическую ленточную обвязку смежных рядов трубок (рис. 19).

Опыт эксплуатации показывает, что в тех случаях, когда требуется повысить вибронадежность собранного пупса трубок, демпфирующие пояса могут быть уста-

новлены на периферийные ряды трубок как наиболее подверженные вибрационным повреждениям. При перенабивке трубного пучка пояса могут быть установлены на все ряды трубок аппарата. Материал поясов должен отвечать требованиям коррозионной стойкости, т.е. в сочетании с материалом трубок ТА он не должен создавать электрохимическую пару. Для аппаратов с U-образными трубками пояса могут быть установлены также в области U-образного гиба.

Вторым способом повышения вибронадежности трубных систем, апробированным на практике в условиях ТЭС, является использование демпфирующих скреп. Демпфирующие скрепы изготавливаются из таких же трубок, что и трубки теплообмешюй поверхности теплообменника методом профилированной штамповки. Применение для скреп того же материала, что и материал теплообменных трубок, исключает возникновение в месте контакта электрохимической коррозии. На рис. 20 представлены эскиз демпфирующей скрепы и вариант схемы установки скреп на пучке в одном сечении. Скрепы изготавливаются определенной длины, как правило, такой, чтобы охватить 5-6 периферийных рядов трубок, наиболее подверженных аэродинамической вибрации.

Определение мест установки демпфирующих поясов и скреп выполняется на основе вибрационных расчетов с целью обеспечения достаточной отстройки ЧСК от кинематической частоты возбуждения 50 Гц.

Достоинствами предложенных способов являются простота, незначительные трудоемкость и стоимость, малое, практически незначительное, дополнительное аэродинамическое сопротивление трубного пучка, высокая демпфирующая способность, возможность контроля и регулирования натяга ленты при ревизиях аппарата.

Рис. 19. Схема установки демпфирующих поясов: 1 - трубки; 2 - каркасные трубы трубного пучка; 3 -лента; 4 — натяжное устройство-зажим

а «

Рис. 20. Демпфирующие скрепы (а) и схема их установки в трубном пучке (б)

Практическая реализация этих способов на ряде ТА ПТУ различных ТЭС показала их высокую эффективность для повышения вибронадежности трубных пучков ТЛ.

Дополнительно представлен ряд рекомендаций для инженерной практики, связанных с выбором материала трубок, выбором системы расстановки промежуточных перегородок и геометрических параметров узла «трубка - перегородка», направленных на повышение долговечности и надежности эксплуатации ТЛ ПТУ.

В восьмой главе представлены методические основы расчетной оценки эффективности модернизации энергетического оборудования (используемого на ТЭС) с учетом характеристик его надежности. В основу методики оценки экономической эффективности модернизации поставлена задача, предусматривающая анализ вариантов модернизации по следующим базовым финансово-экономическим показателям -интегральные затраты и интегральный эффект, при этом оба показателя рассматриваются с учетом дисконтирования за расчетный период времени. Выбор наилучшего варианта модернизации оборудования производится на основе совместного анализа по таким показателям, как срок окупаемости варианта модернизации и внутренняя норма эффективности. В главе представлены конкретные результаты реализации предлагаемой методики на примерах модернизации такого теплообменного оборудования паротурбинных установок, как конденсатор, ПСГ и ПНД.

В заключении сформулированы следующие основные выводы по работе:

1. На основе статистического анализа данных по более чем 600 теплообменным аппаратам более 150 паротурбинных установок мощностью от 12 до 800 МВт, собранных и обобщенных автором с данными других исследователей, выявлены основные факторы, определяющие надежность аппаратов в различных условиях эксплуатации. Установлено, что основными из них являются вибрация и коррозионно-эрозионный износ трубных систем аппаратов.

2. Впервые экспериментально исследованы параметры колебаний и демпфирования трубных систем ряда серийных теплообменных аппаратов в различных условиях эксплуатации. Установлено, что опытные значения собственных частот и декрементов колебаний различных трубок серийных теплообменных аппаратов имеют сильный разброс и плохо согласуются с расчетными данными. Амплитуды вынужденных колебаний трубных систем ТА ПТУ достигают достаточно больших величин (до 1,4 мм).

3. Впервые с позиции вибрационной надежности выполнено комплексное исследование динамики поведения и взаимодействия трубки в узле «трубка-перегородка» в широком диапазоне изменения типоразмеров этого узла, а также наличия или отсутствия в нем жидкости (конденсата). Получены обобщенные зависимости, позволяющие учитывать влияние толщины, диаметрального зазора и наличия жидкости в зазоре промежуточной перегородки на динамический отклик трубных систем. Установлено, что неравнопролетная система обладает большим уровнем демпфирования, чем равнопролетпая, и потому является более предпочтительной. Установлены качественные и количественные отличия опирания гладких и профильных витых трубок в промежуточных опорах. Для трубных систем теплообменных аппаратов с гладкими и профильными витыми трубками исследованных параметров накатки рекомендуется применять промежуточные перегородки с относительной толщиной Величина относительного зазора между трубкой и перегородкой для гладкотрубных систем рекомендуется для систем с профильными витыми трубками рекомендуется применять по возможности меньший диаметральный зазор. Установлено, что смещение промежуточных перегородок от соосного с трубами положения оказывает существенное влияние на динамический отклик трубной системы. В качестве метода повышения вибронадежности трубных систем вертикальных теплообменных аппаратов предлагается осуществлять смещение промежуточных перегородок от соосного с трубками положения таким образом, чтобы уровень контактного давления трубки на перегородку не превышал 10 МПа.

4. Впервые определены и обобщены сравнительные прочностные и вибрационные характеристики гладких и профильных витых трубок, применяемых в теплооб-менных аппаратах ПТУ, в широком диапазоне изменения их (трубок) типоразмеров.

5. Впервые по результатам моделирования и исследования напряженно-деформированного состояния трубных систем серийных аппаратов определены поля усилий и напряжений, действующих на трубки и трубные доски многоходовых пря-мотрубных сетевых подогревателей теплофикационных турбин на различных режимах их работы. Установлено, что при эксплуатации подогревателя сетевой воды наблюдается максимальная деформация расширения компенсатора, превышающая 7 мм, с перекосом трубной доски, достигающим более 2 мм. Установлено, что усилия и напряжения в трубках определяются режимными параметрами работы ПСГ (турбоуста-

новки) и практически линейно возрастают с увеличением тепловой нагрузки на аппарат. Установлен уровень действующих статических напряжений в трубках, максимальная величина которых достигает 36,3 МПа при максимальных осевых усилиях, доходящих до 2,62 кН. Установлено, что при переменных режимах работы ПСГ возможно возникновение знакопеременных нагрузок в трубках и вальцованных соединениях отдельных зон трубного пучка.

6. На основе обобщения результатов настоящего исследования, с учетом данных других авторов, разработана уточненная методика вибрационного расчета различных трубных систем (с П-образными и прямыми трубками) теплообменных аппаратов ПТУ. Методика позволяет как на этапе проектирования новых, так и при модернизациях серийных аппаратов (в условиях эксплуатации) оптимизировать их конструкцию, обеспечивая ее максимальную вибронадежность.

7. На основе обобщения данных стендовых исследований и результатов обследования коррозионных повреждений трубок в различных теплообменных аппаратах ПТУ выполнено ранжирование по коррозионной стойкости материалов, из которых изготавливаются трубные системы. Установлено, что применяемые на основе меди сплавы, из которых изготавливаются трубки теплообменных аппаратов турбоустано-вок, располагаются в следующий ряд по мере уменьшения коррозионной стойкости: МНЖМцЗО-1-1; МН15; Л96; МНЮ; МНЖ5-1; ЛО70; Л68. В этом ряду наиболее слабым в коррозионном отношении является сплав Л68, а наиболее стойким - сплав МНЖМц30-1-1.

8. Впервые определены основные физико-химические закономерности коррозионного растрескивания под напряжением трубок из различных материалов, наиболее часто применяемых в теплообменных аппаратах ПТУ. Подтверждено, что коррозионному растрескиванию подвергаются как латуни, так и нержавеющая сталь только в напряженно-деформированном состоянии растяжения. Показано, что при действии значительных напряжений растяжения меняется механизм коррозионного процесса от общего к локальному: возникают местные анодные зоны, вызывающие первоначально питтингообразование, а затем и растрескивание. Показано, что оба эти процесса развиваются в условиях значительной концентрации напряжений и зависят от величины растягивающих напряжений.

9. Разработан ряд конструктивных и технологических рекомендаций, направленных на повышение надежности как при создании новых, так и при модернизации существующих теплообменных аппаратов турбоустановок в условиях эксплуатации.

10. Разработана методика оценки эффективности модернизации оборудования с учетом изменения характеристик надежности на базе критериальных показателей -интегральные затраты, интегральный эффект, срок окупаемости и внутренняя норма эффективности с учетом фактора времени.

11. Показано, что результаты исследований, полученные в настоящей работе, позволяют на всех этапах жизненного цикла обеспечить необходимый уровень надежности теплообменных аппаратов ПТУ.

12. Результаты работы использованы:

• отделом теплообменного оборудования ТЭС и АЭС НПО ЦКТИ им. ИЛ.Ползунова при расчете и проектировании конденсирующих теплообменных аппаратов (регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды) турбоустановок большой единичной мощности и включены в руководящие технические материалы по расчету и проектированию поверхностных подогревателей низкого и высокого давления (РТМ24.271.23-84), в руководящий документ по методам оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды (РД 24.271.01-88);

• • ОАО «Нестандартмаш» и ОАО ТМЗ при изготовлении теплообменных аппаратов;

• электростанциями ОАО «Свердловэнерго», «Тюменьэнерго» и «Перм-энерго» при модернизации трубных пучков теплообменников для повышения надежности их работы;

. кафедрой «Турбины и двигатели» УГТУ-УПИ при чтении специальных курсов лекций.

Основные публикации по теме диссертации:

Книги и руководящие технические материалы (документы') 1. Теплообменники энергетических установок: Учебник для вузов /К.Э Арон-сон, С.Н. Блинков, В.И. Брезгин, Ю.М. Бродов, В.К. Купцов, И.Д. Ларионов, МЛ. Ниренштейн, П.Н. Плотников, А.Ю. Рябчиков / Под ред. Ю.М. Бродова. Екатеринбург: Сократ, 2003.968 с.

2. Бродов Ю.М., Плотников ПН Надежность кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001.242 с.

3. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок. 2-е изд-е, псрераб. и доп. / Ю.М. Бродов, К.Э Аронсон, Г.Д. Бухман, ВИ. Брезгин, В.К. Купцов, МА. Ниренштейн, П.Н. Плотников, А.Ю. Рябчиков / Под ред. Ю.М. Бродова. Екатеринбург: УГТУ, 1996.298 с.

4. РТМ 108.271.23-84. Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления. Л.: НПО ЦКТИ, 1987.216 с.

5. РД 24.271.01-88. Методы оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды. М.: Минтяжмаш СССР, 1990. 37 с.

Статьи и труды конференций

1. Экспериментальное исследование частоты собственных колебаний трубных пучков теплообменных аппаратов турбоустановок / Ю.М. Бродов, В.К. Купцов, П.Н. Плотников, В.А. Пермяков //Энергомашиностроение. 1978. № 9. С.39-40.

2. Предотвращение опасной вибрации труб теплообменных аппаратов демпфирующими поясами / Ю.М. Бродов, Р.З. Савельев, В.К. Купцов, П.Н.Плотников, А.Т.Лозовский //Электрические станции. 1980. № 8. С.63-64.

3. Экспериментальный комплекс для исследования' влияния вибрации на надежность работы трубных пучков теплообменных аппаратов турбоустановок / Ю.М. Бродов, В.К. Купцов, П.Н. Плотников, В.П. Желонкин /Яр. ЦКТИ. 1980. Вып. 180. С.113-120.

4. Исследование жесткости профильных витых труб / Ю.М. Бродов,

B.А. Пермяков, П.Н. Плотников, В.К. Купцов //Энергомашиностроение. № 3. 1981.

C.12-14.

5. Исследование влияния размеров промежуточных перегородок на параметры колебаний труб теплообменных аппаратов / В.И. Климанов, Ю.М. Бродов, П.Н. Плотников, Купцов В.К. //Энергомашиностроение. 1982. № 4. С. 14-16.

6. Бродов Ю.М., Плотников П.Н., Купцов В.К. Экспериментальное исследование влияния размеров и формы отверстия в промежуточной перегородке на фрет-тинг-износ труб теплообменников. Свердловск, 1982. 8 с. Деп. в ВИНИТИ 03.03.1982, № 894-82Деп.

7. Экспериментальный стенд для исследования вибрационных характеристик тсплообменных аппаратов /В.К. Купцов, П.Н. Плотников, Ю.М.Бродов, С.Н. Блинков. Свердловск, 1982.14 с. Деп. в НИИЭинформэнергомаш 23.06.1982, № 140эм-Д82.

8. Исследование характера опирания труб в промежуточных перегородках конденсаторов и других теплообменных аппаратов турбоустановок / П.Н. Плотников, В.К. Купцов, Ю.М. Бродов, В А. Пермяков //Тр. ЦКТИ. 1982. Вып. 198. С. 108 -113.

9. Бродов Ю.М., Купцов В.К., Плотников П.Н. Параметры вибрации труб подогревателя сетевой воды ПСВ-500-14-23 в условиях эксплуатации //Изв. вузов. Энергетика. 1983. № 4. С.86-90.

10. Прочностные и вибрационные характеристики профильных витых труб / П.Н. Плотников, В.И. Климанов, Ю.М. Бродов, В.К Купцов // Теплоэнергетика. 1983. №6. С. 68-71.

11. Исследование возможности оптимизации системы расстановки и конструкции промежуточных перегородок теплообменных аппаратов ТЭС и АЭС / Ю.М. Бродов, ВЛ. Пермяков, В.К. Купцов, П.Н. Плотников, С.Н. Блинков /Яр. ЦКТИ. 1983. Вып. 205. С. 28-36.

12. Вибронадежность теплообменных аппаратов турбоустановок ТЭС и АЭС / Ю.М. Бродов, ВЛ. Пермяков, В.К. Купцов, П.Н. Плотников //Тр. ЦКТИ. 1983. Вып. 207. С. 38-45.

13. Аэродинамический стенд для исследования колебаний труб теплообменных аппаратов в потоке газа / Ю.М. Бродов, В.И. Брезгин, П.Н. Плотников, Л.Н. Блинков. Свердловск, 1983.10 с. Деп. в НИИЭинформэпергомаш 23.09.1983, № 190эм-Д83.

14. Конструкционное демпфирование при колебаниях трубных систем теплообменных аппаратов / В.И. Климанов, Ю.М. Бродов, Л.Г. Лопатышкин, П.Н. Плотников, В.К. Купцов //Рассеяние энергии при колебаниях механических систем. Киев: Наукова думка, 1985. С. 278-285.

15. Плотников П.Н., Лопатышкин Л.Г., Бродов ЮМ. Исследование колебаний стержней с зазором в опорах // Исследование пространственных конструкций: Межвуз. сб. Свердловск: УПИ, 1985. Вып. 5. С. 98-104.

16. Брезгин В.И., Плотников П.Н. Динамические нагрузки поперечно обтекаемых трубных пучков теплообменных аппаратов турбин //Повышение надеж-

ности и совершенствование режимов работы паровых и газовых турбин: Межвуз. сб. Свердловск: УПИ, 1988. С. 69-74.

17. Оценка вибрационной надежности трубных систем теплообменных аппаратов систем регенерации низкого давления серийных турбоустановок ТЭС и АЭС / Р.З. Савельев, Ю.М. Бродов, П.Н. Плотников, МЛ. Ниренштейн /Яр. ЦКТИ.

1989. Вып. 252. С.52-56.

18. Плотников П.Н., Брезгин В.И., Купцов В.К. Конструкционное демпфирование трубных систем теплообменных аппаратов // Епет^еИка. 1991. № 2 (6). С. 79-91.

19. Брезгин В.И., Плотников П.Н., Бродов Ю.М. Комплекс для автоматизированного исследования динамики элементов конструкций //Исследования пространственных конструкций: Межвуз. сб. Свердловск: УПИ, 1991. С.56-61.

20. Брезгин В.И., Бродов Ю.М., Плотников П.Н. Аэродинамическое возбуждение вибрации пучков гладких и профильных витых труб теплообменных аппаратов. //Изв. вузов. Энергетика. 1994. №1-2. С.64-69.

21. Аэродинамические вибрации и демпфирование трубных пучков конденсирующих теплообменных аппаратов / В.И. Брезгин, Ю.М. Бродов, П.Н. Плотников, В.К. Купцов //Тр. ЦКТИ. 1994. Вып. № 277. С. 114-122.

22. Разработки, исследования и внедрение методов повышения эффективности и надежности теплообменных аппаратов турбоустановок на ТЭС Свердловэнерго / ЮМ. Бродов, Г.Д. Бухман, А.Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон, П.Н. Плотников //Электрические станции. 1997. № 5. С. 47-51.

23. Коррозионная стойкость материалов трубок теплообменных аппаратов тур-боустановок / О.С. Анисимова, Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, П.Н. Плотников //Практика противокоррозионной защиты. 1997. № 3(5). С.4-20.

24. Плотников П.Н., Купцов ВК., Анисимова О.С. Современные способы повышения надежности теплообменных аппаратов при модернизациях и ремонтах тур-боустановок //Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования: Тр. международ, науч.-техн. конф. Харьков: ИПМ НАН Украины, 1997. С. 397-402.

25. Опыт применения нового высоко плотного соединения труб с трубными досками в теплообменных аппаратах турбоустановок / Ю.М. Бродов, Л.Ю. Рябчиков,

Г.Д. Бухман, В.И. Великович, ВЛ. Предеин, П.Н. Плотников //Тяжелое машиностроение. 1998. № 9. С. 31-34.

26. Современные разработки по повышению эффективности теплообменных аппаратов турбоустановок / ЮМ. Бродов, АЛО. Рябчиков, К.Э. Аронсон, П.Н Плотников, В.К. Купцов, Г.Д. Бухман //Совершенствование турбин и турбинного оборудования: Регион, сб. науч. Статей. Екатеринбург: УГТУ, 1998. С. 149-160.

27. Плотников П.Н., Ниренштейн МЛ. Анализ возможностей замены теплооб-менных поверхностей в серийных теплообменных аппаратах систем регенерации и подогрева сетевой воды современных турбоустановок //Совершенствование турбин и турбинного оборудования: Регион, сб. науч. статей. Екатеринбург: УГТУ, 1998. С.193-200.

28. Плотников П.Н. Повышение надежности кожухотрубных теплообменных аппаратов //Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: Материалы 2-й Все-рос. науч.-техн. конф. Екатеринбург: УГТУ, 1999. С. 101-107.

29. Современные методы.повышения эффективности и надежности теплооб-менного оборудования ТЭС / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, К.Э. Аронсон, П.Н. Плотников, В.К. Купцов, Г.Д. Бухман //Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта. Материалы. 2-й Всерос. науч.-техн. конф. Екатеринбург: УГТУ, 1999. С. 74-83.

30. Модернизация маслоохладителей паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, П.Н. Плотников, Г.Д. Бухман //Теплоэнергетика. 1999. № 12. С.24-27.

31. Выбор материала для трубных систем теплообменных аппаратов паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, М.А. Ниренштейп, А.Ю. Рябчиков, П.Н. Плотников //Теоретические основы теплотехники: Межвуз. сб. науч. статей. Магнитогорск: МаГУ, 2000. С. 19-30.

32. Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Руденко А.С. Надежность теплообменного оборудования паротурбинных установок //Совершенствование турбин и турбинного оборудования: Регион, сб. науч. статей. Екатеринбург: УГТУ, 2000. С. 171-180.

33. Плотников П.Н., Мурманский Б.Е., Руденко А.С. Анализ повреждаемости оборудования турбин ТЭС //Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования: Тр. междунар. науч.-техн. конф. Харьков: ИПМ НАН Украины, 2000. С. 327-333.

34. Надежность теплообменных аппаратов паротурбинных установок с учетом технологических и эксплуатационных факторов / П.Н. Плотников, Ю.М. Бродов, В.К. Купцов, Руденко А.С. //Тяжелое машиностроение. 2002. №2. С. 38-40.

35. Влияние уровня напряженности элементов теплообменных аппаратов на их коррозионную долговечность / П.Н. Плотников, О.С. Анисимова, СВ. Мамяченков, А.С Руденко //Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: Материалы 3-й меж-дунар. науч.-практ. конф. Екатеринбург: УГТУ, 2002. С. 248-253.

36. Плотников П.Н., Чусовитин А.А., Руденко А.С. Анализ напряженно-деформированного состояния трубных досок и трубных пучков подогревателей сетевой воды //Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания," диагностирования и ремонта: Материалы 3-й междунар. науч.-практ. конф. Екатеринбург: УГТУ, 2002. С. 301-308.

37. Плотников П.Н., Руденко А.С, Занкович А.В. Экспериментально-расчетный анализ напряженно-деформированного состояния элементов подогревателя сетевой воды ПСГ-2300-8-2 // Вестник УГТУ-УПИ. 2002. № 3(18). С 64-67.

38. Исследование коррозионного растрескивания стали 12Х18Н10Т под напряжением / П.Н. Плотников, А.С. Руденко, О.С. Анисимова, СВ. Мамяченков //Вестник УГТУ-УПИ. 2002. № 3(18). С. 68-72.

39. Плотников Н.Н., Руденко А.С, Занкович А.В. Экспериментально-расчетный анализ напряженно-деформированного состояния кожухотрубных тепло-обменных аппаратов турбоустановок //Наука и технологии: Сб. тр. XXII Российской школы. М: РАН, 2002. С.100-105.

40. Разработка, исследование и реализация методов совершенствования теплообменных аппаратов турбоустановок / Ю.М. Бродов, А.Ю. Рябчиков, П.Н. Плотников, В.А. Пермяков //Тр. ЦКТИ. 2002. Вып. 288. С79-85.

41. Выбор материала трубных систем теплообменных аппаратов паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, М.А. Ниренштейн, А.Ю. Рябчиков, П.Н Плотников. //Теплоэнергетика. 2003. № 5. С. 50-55.

42. Руденко А.С., Плотников П.Н., Занкович А.В. Экспериментально-расчетное моделирование напряженно-деформированного состояния трубного пучка горизонтального четырехходового сетевого подогревателя // Совершенствование тур-боустановок методами математического и физического моделирования: Тр. между-нар. науч.-техн. конф. Харьков: ИПМ НАН Украины, 2003. Т.2. С.654-658.

43. Плотников П.Н., Занкович А.В., Целищев М.Ф. Экспериментально-расчетный анализ колебаний труб теплообменных аппаратов - //Вестник УГТУ-УПИ. 2003. № 8(28). С. 172-176.

44. Плотников П.Н., Руденко А.С., Целищев М.Ф. Моделирование напряженного состояния элементов энергетического оборудования при коррозионном растрескивании под напряжением // Вестник УГТУ-УПИ. 2003. № 8(28). С. 88-91.

45. Плотников П.Н., Анисимова О.С., Руденко А.С. Комплексное исследование коррозионного растрескивания латуни под напряжением //Вестник УГТУ-УПИ. 2003. №8(28). С. 262-268.

46. Плотников П.Н., Занкович А.В. Экспериментально-расчетный анализ динамического отклика труб теплообменных аппаратов //Наука и технологии: Сб. тр. ХХШ Российской школы. М: РАН, 2003. С.12-15.

47. Руденко А.С, Плотников П.Н. Сопоставление методик расчета линзовых компенсаторов //Наука и технологии: Сб. тр. XXIII Российской школы. М: РАН, 2003. С.83-85.

48. Оценка экономической эффективности модернизации энергетического оборудования / ЗЛО Козьмина., ЮМ. Бродов, А.Ю. Домников, ПН. Плотников, Л.В. Домникова // Электрические станции. 2003. № 12. С.22-26.

По результатам выполнения работы получены авторские свидетельства и патенты

1. А.с. СССР № 1079992. Кожухотрубный теплообменник / Ю.М. Бродов, В.К. Купцов, П.Н. Плотников, Р.З. Савельев, Т.В. Белая. Опубл. Б.И. 1984. №10.

2. А.с. СССР № 1638519. Кожухотрубный теплообменник / П.Н. Плотников, Р.З. Савельев, Ю.М. Бродов, АЮ. Рябчиков. Опубл. Б.И. 1991. №12.

3. А.с. СССР № 1638542. Поперечная направляющая перегородка кожухотруб-ного теплообменника // В.К. Купцов, П.Н. Плотников, В.И. Брезгин. Опубл. Б.И. 1991. №12.

4. А.с. СССР № 1643920. Кожухотрубный теплообменник /ПН.. Плотников, Р.З. Савельев, В.К. Купцов. Опубл. Б. И. 1991. № 15.

5. Программный комплекс «Расчет вибрационных характеристик трубок теплообменных аппаратов» / В.И. Брезгин, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, В.К. Купцов, П.Н. Плотников. Свидетельство Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ № 20033612364 от 20.10.2003.

6. Программный комплекс «Экспертная система для диагностики оборудования ПТУ в целом» // К.Э. Аронсон, Ю.М. Бродов, М.А. Ниренштейн, П.Н. Плотников, С.Н. Хает. Свидетельство Роспатента об официальной регистрации программ для ЭВМ № 20033612366 от 20.10.2003.

ИД №06263 от 12.11.2001 г.

Подписано в печать 14.04.2004 Бумага писчая

Уч.-изд. л. 2,63_

Плоская печать Тираж 100

Формат 60x84 1/16 Усл. печ. л. 2,79 Заказ 81 Бесплатно

Редакционно-издательский отдел ГОУ ВПО УГТУ-УПИ 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19 Ризография НИЧ ГОУ ВПО УГТУ-УПИ 620002, г. Екатеринбург, ул. Мира, 19

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ

ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Характерные повреждения теплообменных аппаратов.

1.2.Причины возникновения вибрации трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ.

1.3. Экспериментальные исследования вибрации трубок и трубных систем теплообменных аппаратов.

1.4. Теоретические методы исследования колебаний трубок и трубных систем теплообменных аппаратов.

1.5. Напряженно-деформированное состояние теплообменных аппаратов ПТУ.

1.6. Коррозионная стойкость трубок теплообменных аппаратов

1.7. Задачи исследований.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ

КОЖУХОТРУБНЫХ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

2.1. Повреждаемость теплообменных аппаратов, приводящая к отказам паротурбинных установок.

2.2. Анализ показателей надежности теплообменного оборудования паротурбинных установок.

2.3. Выводы.

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ТРУБНЫХ СИСТЕМ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ПТУ.

3.1. Сопоставление статических и динамических характеристик гладких и профильных витых трубок.

3.2. Колебания трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ в условиях эксплуатации.

3.3. Особенности аэродинамического возбуждения трубок в теплообменных аппаратах ПТУ.

3.4. Моделирование динамического взаимодействия в узле «трубка

- промежуточная перегородка».

3.4.1. Однопролетная гладкотрубная система.

3.4.2. Двухпролетная гладкотрубная система.

3.4.3. Двухпролетная система с профильной витой трубкой.

3.5. Исследование фрикционного износа трубок в промежуточных перегородках.

3.6. Выводы.

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНО-РАСЧЕТНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБНЫХ СИСТЕМ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

4.1. Экспериментальное исследование деформаций корпусных элементов сетевого подогревателя теплофикационной турбины в условиях эксплуатации.

4.2. Моделирование напряженно-деформированного состояния элементов сетевого подогревателя ПСГ-2300-2-8.

4.2.1. Анализ деформационных и силовых параметров, возникающих в ПСГ теплофикационных турбин в условиях эксплуатации.

4.2.2. Оценка действующих в трубной системе ПСГ усилий.

4.3. Анализ результатов расчета.

4.4. Моделирование устойчивости трубной системы ПСГ в условиях сжимающих нагрузок.

4.5. Выводы.

5. РАЗРАБОТКА МЕТОДИК ВИБРАЦИОННОГО РАСЧЕТА ТРУБНЫХ СИСТЕМ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

5.1. Общие положения.

5.2. Методика расчета собственных частот и форм колебаний прямых, U-образных и П-образных трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ.

5.3. Методика оценки параметров колебаний трубок при обтекании их потоком теплоносителя.

5.4. Программа расчета и критериальные оценки результатов вибрационных расчетов.

5.5. Выводы.

6. КОРРОЗИОННАЯ СТОЙКОСТЬ ТРУБНЫХ СИСТЕМ

ТЕПЛООБМЕННЫХ АПАР^ТОВ ПТУ.

6.1. Коррозионная стойкость трубных систем из сплавов на основе меди.

6.2. Исследование процессов коррозионного растрескивания трубок под напряжением.

6.2.1. Методика исследований коррозионного растрескивания в условиях напряженного состояния.

6.2.2. Коррозионное растрескивание латуни в условиях напряженного состояния.

6.2.3. Коррозионное растрескивание нержавеющей стали в условиях напряженного состояния.

6.3. Моделирование напряженно-деформированного состояния теплообменной поверхности в условиях питтингообразования

6.4. Выводы.

7. РАЗРАБОТКА, ИССЛЕДОВАНИЕ И АПРОБАЦИЯ РЯДА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ НАДЕЖНОСТИ КОЖУХОТРУБНЫХ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

7.1. Повышение прочности и герметичности соединения трубок с трубными досками.

7.2. Повышение вибрационной надежности теплообменных аппаратов ПТУ.

7.3. Рекомендации для инженерной практики.

8. ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ МОДЕРНИЗАЦИИ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ПТУ.

Современное энергетическое машиностроение развивается в направлении увеличения единичной мощности турбоагрегатов с одновременной интенсификацией технологических процессов, связанных с выработкой электрической и тепловой энергии. В связи с этим при эксплуатации турбоустановок и вспомогательного оборудования происходит существенное увеличение перепадов давлений, градиентов температур, скоростей движения теплоносителей и т. п., что вызывает увеличение действующих усилий и напряжений в отдельных узлах и элементах энергооборудования. При этом требования к надежности длительного функционирования всей турбоустановки в целом и отдельных ее элементов постоянно растут.

Надежность основного и вспомогательного оборудования современных паротурбинных установок (ПТУ) проявляется в эксплуатации различным образом. Отказы основного оборудования (турбина, парогенератор) приводят к отказу (вынужденному останову) турбоустановки. Отказы вспомогательного оборудования в ряде случаев также могут приводить к останову турбоустановки (чаще всего из-за отказов питательных насосов, подогревателей высокого давления, конденсаторов). Но гораздо чаще отказы в работе теплообменных аппаратов ПТУ вызывают постепенное (во времени) снижение технико-экономических показателей работы турбоустановки, не вызывая её аварийного останова. Вместе с тем, массогаба-ритные характеристики вспомогательного теплообменного оборудования сопоставимы (а иногда и превосходят) подобные показатели основного турбинного оборудования, а ресурс (как расчетный, так и реальный) теплообменного оборудования практически всегда меньше ресурса основного турбинного оборудования. В силу этого технико-экономический аспект проблемы комплексной оценки надежности данного оборудования является актуальной задачей, так же, как и решение проблемы повышения его надежности.

Анализ литературы по вопросам надежности теплообменных аппаратов показал, что, наряду с рассмотрением в научно-технической литературе отдельных вопросов (прочностных, вибрационных, коррозионных и пр.), комплексно проблема надежности теплообменных аппаратов ПТУ до сих пор не охватывалась.

Известные в настоящее время результаты исследований по вопросам надежности энергетического оборудования в основном посвящены так называемому основному оборудованию (реакторам, парогенераторам, турбинам) и мало затрагивают вспомогательное оборудование, в том числе теп-лообменные аппараты турбоустановок.

Анализ повреждений теплообменных аппаратов паротурбинных установок показывает, что до 70 % повреждений обусловлены коррозионно-эрозионными процессами в аппаратах и около 25 % повреждений теплообменников связано с вибрацией трубных пучков. Для ряда вертикальных теплообменных аппаратов картина распределения причин повреждений практически зеркально меняется - уже до 70 % повреждений, по мнению специалистов, вызывается вибрацией трубок в трубных пучках. В связи с этим несомненна актуальность исследований, направленных как на изучение коррозионной стойкости трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ, так и исследований их вибрационных характеристик с целью получения научно обоснованных данных для расчета и проектирования надежных трубных систем теплообменных аппаратов, а также и для их модернизации в условиях эксплуатации.

Цель работы: совершенствование существующих и создание новых кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок, обладающих более высокими показателями надежности.

В результате достижения указанной цели поставлены и решены следующие задачи:

• Проведено исследование и выполнен статистический анализ повреждаемости теплообменных аппаратов ПТУ с оценкой таких показателей надежности, как безотказность, ремонтопригодность и долговечность.

Экспериментально изучены параметры колебаний трубных пучков натурных теплообменных аппаратов ПТУ в условиях эксплуатации и определены диапазоны изменения собственных частот колебаний и параметров демпфирования трубных систем.

Исследованы сравнительные прочностные и вибрационные характеристики гладких и профильных витых трубок для различных тепло-обменных аппаратов ПТУ, получена необходимая и достоверная информация для проведения вибрационных расчетов аппаратов. Экспериментально изучен характер взаимодействия гладких и профильных трубок с промежуточными опорами (перегородками) в широком диапазоне изменения их геометрических размеров, выработаны рекомендации по выбору оптимальных, с точки зрения вибрационной надежности, геометрических размеров перегородок. Экспериментально исследовано аэродинамическое возбуждение гладких и профильных витых трубок в трубном пучке в условиях моделирования конденсации пара, получены значения коэффициентов аэродинамических сил и показателей аэрогидродинамического демпфирования трубок в потоке теплоносителя. Выполнено экспериментально-расчетное исследование и анализ напряженно-деформированного состояния элементов горизонтального прямотрубного многоходового подогревателя сетевой воды теплофикационной турбины, определены поля усилий и напряжений, действующих на трубки и трубные доски.

Разработаны методика вибрационного расчета 11-, П-образных и пря-мотрубных систем кожухотрубных теплообменных аппаратов ПТУ и критериальные оценки вибрационной надежности в эксплуатации.

Проведен анализ и обобщение данных по коррозионной стойкости трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ из сплавов на основе меди, выполнено ранжирование медных сплавов по коррозионной стойкости.

• Экспериментально исследовано коррозионное растрескивание теп-лообменных трубок в условиях действия статических напряжений и выполнено численное моделирование изменения напряженно-деформированного состояния трубных систем в условиях образования и развития коррозионных питтингов.

• Выполнена разработка ряда конструктивных и технологических рекомендаций, направленных на повышение надежности как при создании новых, так и при модернизации существующих теплообмен-ных аппаратов турбоустановок в условиях эксплуатации.

• Проведена оценка экономической эффективности модернизации те-плообменных аппаратов турбоустановок, направленной на повышение их эффективности и надежности.

Работа выполнена на кафедре «Турбины и двигатели» Уральского государственного технического университета-УПИ и соответствует приоритетным направлениям развития науки, технологий и техники РФ (производственные и энергосберегающие технологии), а также критическим технологиям РФ (производство электроэнергии и тепла на органическом топливе) из перечня, утвержденного Президентом РФ 30.03.02.

Большую помощь в выполнении данной работы оказал заведующий кафедрой, д.т.н., проф. Ю.М. Бродов, которому автор выражает свою признательность за постоянное внимание и ценные советы. Ряд экспериментальных исследований проводилось автором совместно с сотрудниками лаборатории теплообменных аппаратов кафедры «Турбины и двигатели» к.т.н. В.И. Брезгиным, к.т.н. А.Ю. Рябчиковым, к.т.н. К.Э. Аронсоном, инженером В.К. Купцовым. Коррозионные исследования проводились совместно с к.т.н. О.С. Анисимовой. Ряд экспериментальных и расчетных исследований проводилось совместно с аспирантом A.C. Руденко. Разработка алгоритмов вибрационных расчетов и отладка компьютерных программ проводилась совместно с инженерами Я.И. Евсеевым и М.А. Ниренштейн. Экономические аспекты работы выполнялись совместно с к.э.н. А.Ю. Домниковым. Всем своим соавторам научных исследований, а также всем сотрудникам кафедры «Турбины и двигатели», помогавшим в реализации работы, автор выражает свою глубокую благодарность.

Достоверность и обоснованность результатов подтверждаются соответствующей точностью и тарировкой всех измерительных систем, применением современных компьютерных аппаратных и программных средств для обработки данных и проведения численных расчетов, удовлетворительным согласованием расчетных и экспериментальных данных, сопоставлением ряда полученных результатов с данными других исследователей, соответствием полученных результатов современным физическим представлениям по всем рассматриваемым вопросам. Научная новизна заключается в следующем:

• Впервые определены параметры колебаний трубных пучков различных натурных теплообменных аппаратов ПТУ в условиях эксплуатации и определены диапазоны изменения собственных частот колебаний и параметров демпфирования их трубных систем.

• Впервые определены сравнительные прочностные и вибрационные характеристики профильных витых и гладких трубок, применяемых в теплообменных аппаратах ПТУ.

• Впервые изучены процессы динамического взаимодействия узла «трубка - промежуточная перегородка» применительно к конструкциям различных теплообменных аппаратов ПТУ (конденсаторы, ПСГ, ПСВ, ПНД и т. д.);

• Определены значения коэффициентов аэродинамических сил и показателей аэрогидродинамического демпфирования трубок в потоке теплоносителя в условиях моделирования конденсации пара в тепло-обменных аппаратах ПТУ.

• Впервые определены поля усилий и напряжений, действующих на трубные системы (трубки и трубные доски) многоходового подогревателя сетевой воды на различных режимах работы теплофикационной турбоустановки.

• Разработаны методика вибрационного расчета и-, П-образных и пря-мотрубных систем кожухотрубных теплообменных аппаратов ПТУ и критериальные оценки их вибрационной надежности.

• На основании анализа и обобщения данных по коррозионной стойкости теплообменных трубок из сплавов на основе меди выполнено их ранжирование по коррозионной стойкости.

• Установлены основные закономерности коррозионного растрескивания под напряжением материалов трубок теплообменных аппаратов ПТУ.

Практическая значимость работы заключается в возможности использования полученных результатов для проектирования и изготовления высоконадежных кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок с гладкими и профильными витыми трубками, а также при модернизации существующих аппаратов в условиях эксплуатации с целью повышения их надежности.

Реализация результатов работы. Результаты работы широко использовались и используются отделом теплообменного оборудования НПО ЦКТИ им. И.И. Ползунова при проектировании новых высоконадежных кожухотрубных теплообменных аппаратов ПТУ и включены в два разработанных НПО ЦКТИ отраслевых руководящих нормативных документа: РТМ 108.271.23-84 «Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления» и РД 24.271.01-88 «Методы оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды». Также результаты работы используются при изготовлении теплообменных аппаратов на ОАО «Нестандартмаш» (г. Екатеринбург), где выпущено более 200 модернизированных теплообменников. Разработанные практические рекомендации реализованы на ряде электростанций Свердловэнерго, Тюменьэнерго и Пермэнерго при модернизациях теплообменников с целью повышения их надежности в условиях эксплуатации. Основные результаты диссертационной работы вошли в ряд монографий, учебно-методических пособий и учебник для студентов вузов «Теплообменники энергетических установок» (рекомендован УМО по образованию в области энергетики и электротехники); используются при чтении спецкурсов студентам вузов; специалистам энергомашиностроителям и энергетикам в системе переподготовки и повышения квалификации.

Апробация работы. Основные результаты исследований, изложенные в диссертации, докладывались и были представлены на Международной научно-технической конференции «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования», Харьков, 1985, 1997, 2000, 2003 гг.; на 1-й Всесоюзной научно-технической конференции «Долговечность энергетического оборудования и динамика гидроупругих систем», Миасс, 1985 г.; на 2-й Всесоюзной научно-технической конференции «Гидроупругость и долговечность конструкций энергетического оборудования», Каунас, 1990 г.; на ХШ Всесоюзной научно-технической конференции по вопросам рассеяния энергии колебаний механических систем, Киев, 1983; 2-й, 3-й и 4-й Международной научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта», Екатеринбург, 1999, 2001, 2003 гг.; на Всесоюзной научно-технической конференции «Научные проблемы современного энергетического машиностроения и их решение», Ленинград, 1987 г.; на XXII и XXIII Российских школах «Наука и технологии», Миасс, 2002 и 2003 гг.; на Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики» Екатеринбург, 2002 г.; на Международной научно-технической конференции «80 лет Уральской теплоэнергетике. Образование. Наука», Екатеринбург, 2003 г.; на 2-й Международной научно-технической конференции регионального Уральского отделения АИН РФ «На передовых рубежах науки и инженерного творчества», Екатеринбург, 2000 г.; на ряде региональных и межвузовских конференций, совещаний и семинаров.

Все основные результаты диссертационной работы опубликованы в

59 научных изданиях, из которых 41 относится к изданиям, рекомендуемым ВАК для опубликования результатов докторских диссертаций. На защиту выносятся следующие основные результаты:

• Статистический анализ повреждаемости и надежности теплообмен-ных аппаратов ПТУ.

• Комплекс экспериментальных исследований: колебаний трубных пучков натурных теплообменных аппаратов ПТУ в различных условиях эксплуатации; сравнительных прочностных и вибрационных характеристик гладких и профильных витых трубок; характера динамического взаимодействия узла «трубка - промежуточная перегородка» применительно к конструкциям теплообменных аппаратов ПТУ; значения коэффициентов аэродинамических сил и показателей аэрогидродинамического демпфирования трубок в потоке теплоносителя в условиях моделирования конденсации пара применительно к теплообменным аппаратам ПТУ.

• Уточненная методика вибрационного расчета и-, П-образных и пря-мотрубных систем кожухотрубных теплообменных аппаратов ПТУ.

• Комплекс экспериментально-расчетных исследований полей распределения усилий и напряжений, действующих на трубные системы (трубки и трубные доски) горизонтального прямотрубного многоходового подогревателя сетевой воды теплофикационной турбины.

• Анализ и обобщение данных по коррозионной стойкости трубных систем теплообменных аппаратов ПТУ, изготовленных из сплавов на основе меди.

• Экспериментально-расчетное исследование коррозионного растрескивания материалов трубок теплообменных аппаратов ПТУ при воздействии на них статических напряжений.

X. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ

12. Результаты работы использованы:

•отделом теплообменного оборудования ТЭС и АЭС НПО ЦКТИ им. И.И.Ползунова при расчете и проектировании конденсирующих теплообменных аппаратов (регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды) турбоустановок большой единичной мощности и включены в руководящие технические материалы по расчету и проектированию поверхностных подогревателей низкого и высокого давления (РТМ24.271.23-84); в руководящий документ по методам оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды (РД 24.271.01-88);

•ОАО «Нестандартмаш» при изготовлении теплообменных аппаратов;

•электростанциями «Свердловэнерго», «Тюменьэнерго» и «Перм-энерго» при модернизации трубных пучков теплообменников для повышения надежности их работы;

•кафедрой «Турбины и двигатели» УГТУ-УПИ при чтении специальных курсов лекций.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам настоящей работы можно сделать следующие основные выводы:

1. На основе статистического анализа данных по более чем 900 теп-лообменным аппаратам более 150 паротурбинных установок мощностью от 12 до 800 МВт, собранных и обобщенных автором с данными других исследователей, выявлены основные факторы, определяющие надежность аппаратов в различных условиях эксплуатации. Установлено, что основными из них являются вибрация и коррозионно-эрозионный износ трубных систем аппаратов.

2. Впервые экспериментально исследованы параметры колебаний и демпфирования трубных систем ряда серийных теплообменных аппаратов в различных условиях эксплуатации. Установлено, что опытные значения собственных частот и декрементов затухания колебаний различных трубок действующих теплообменных аппаратов имеют сильный разброс и плохо согласуются с расчетными данными. Амплитуды вынужденных колебаний трубных систем достигают достаточно больших величин (до 1,4 мм).

3. Впервые, с позиции вибрационной надежности, выполнено комплексное исследование динамики поведения и взаимодействия трубки в узле «трубка-перегородка» в широком диапазоне изменения типоразмеров этого узла, а также наличия или отсутствия в нем жидкости (конденсата). Получены обобщенные зависимости, позволяющие учитывать влияние толщины, диаметрального зазора и жидкости в зазоре промежуточной перегородки на динамический отклик трубных систем. Установлено, что не-равнопролетная система обладает большим уровнем демпфирования, чем равнопролетная, и потому является более предпочтительной. Установлены качественные и количественные отличия опирания гладких и профильных витых трубок в промежуточных опорах. Для трубных систем теплообменных аппаратов с гладкими и профильными витыми трубками исследованной геометрии накатки рекомендуется применять промежуточные перегородки с относительной толщиной Ъ/йт= 0,8-1,0. Величина относительного зазора между трубкой и перегородкой для гладкотрубных систем рекомендуется А/(1т=0,011-0,016; для систем с профильными витыми трубками рекомендуется применять по возможности меньший диаметральный зазор. Установлено, что смещение промежуточных перегородок от соосного с трубами положения оказывает существенное влияние на динамический отклик трубной системы. В качестве метода повышения вибронадежности трубных систем вертикальных теплообменных аппаратов предлагается осуществлять смещение промежуточных перегородок от соосного с трубками положения на 1,5-2,5 диаметральных зазора, при этом уровень контактного давления трубки на перегородку не должен превышать 10 МПа.

4. Впервые определены и обобщены сравнительные прочностные и вибрационные характеристики гладких и профильных витых трубок, применяемых в теплообменных аппаратах ПТУ, в широком диапазоне изменения их (трубок) типоразмеров.

5. Впервые по результатам моделирования и исследования напряженно-деформированного состояния трубных систем серийных аппаратов определены поля усилий и напряжений, действующих на трубки и трубные доски многоходовых прямотрубных сетевых подогревателей теплофикационных турбин на различных режимах их работы. Установлено, что при эксплуатации подогревателя сетевой воды наблюдается максимальная деформация расширения компенсатора, превышающая 7,5 мм, с перекосом трубной доски, достигающим более 2 мм. Установлено, что усилия и напряжения в трубках определяются режимными параметрами работы ПСГ и практически линейно возрастают с увеличением тепловой нагрузки на аппарат. Установлен уровень действующих статических напряжений в трубках, максимальная величина которых достигает 36,3 МПа при максимальных осевых усилиях, доходящих до 2,62 кН. Установлено, что при переменных режимах работы ПСГ возможно возникновение знакопеременных нагрузок в трубках и вальцованных соединениях отдельных зон трубного пучка.

6. На основе обобщения результатов настоящего исследования с учетом данных других авторов разработана уточненная методика вибрационного расчета различных трубных систем (с И-, П-образными и прямыми трубками) теплообменных аппаратов ПТУ. Методика позволяет как на этапе проектирования новых, так и при модернизациях серийных аппаратов (в условиях эксплуатации) оптимизировать их конструкцию, обеспечивая ее максимальную вибронадежность.

7. На основе обобщения данных стендовых исследований и результатов обследования коррозионных повреждений трубок в различных тепло-обменных аппаратах ПТУ выполнено ранжирование по коррозионной стойкости материалов, из которых изготавливаются трубные системы. Установлено, что применяемые на основе меди сплавы, из которых изготавливаются трубки теплообменных аппаратов турбоустановок, располагаются в следующий ряд по мере уменьшения коррозионной стойкости: МНЖМцЗО-1-1; МН15; Л96; МНЮ; МНЖ5-1; Л070; Л68. В этом ряду наиболее слабым в коррозионном отношении является сплав Л68, а наиболее стойким - сплав МНЖМцЗО-1-1.

8. Впервые определены основные физико-химические закономерности коррозионного растрескивания под напряжением трубок из различных материалов, наиболее часто применяемых в теплообменных аппаратах ПТУ. Установлено, что коррозионному растрескиванию подвергаются как латуни, так и нержавеющая сталь только в напряженно-деформированном состоянии растяжения. Показано, что при действии значительных напряжений растяжения меняется механизм коррозионного процесса от общего к локальному: возникают местные анодные зоны, вызывающие первоначально питтингообразование, а затем и растрескивание. Показано, что оба эти процесса развиваются в условиях значительной концентрации напряжений и зависят от величины растягивающих напряжений.

9. Выполнена разработка ряда конструктивных и технологических рекомендаций, направленных на повышение надежности как при создании новых, так и при модернизации существующих теплообменных аппаратов турбоустановок в условиях эксплуатации.

10. Разработана методика оценки эффективности модернизации оборудования с учетом изменения характеристик надежности на базе критериальных показателей - интегральные затраты, интегральный эффект, срок окупаемости и внутренняя норма эффективности с учетом фактора времени.

11. Показано, что результаты исследований, полученные в настоящей работе, позволяют на всех этапах жизненного цикла обеспечить необходимый уровень надежности теплообменных аппаратов ПТУ.

1. Анализ показателей надежности теплообменных аппаратов тур-боустановок ТЭС /Бродов Ю.М., Резникова P.C., Краснова Г.И., Чайка А.И. // Энергомашиностроение. 1982. № 11. С. 35-36, 39.

2. Бродов Ю.М., Пермяков В.А., Савельев Р.З. Влияние вибрации на работу конденсирующих теплообменных аппаратов турбоустановок //НИИЭинформэнергомаш. 1977. № 1-77-43. 25 с.

3. О механизмах возбуждения вибрации при поперечном обтекании пучков стержней потоком жидкости /Тереник Л.В., ФедотовскиЙ B.C., Синявский B.C., Барышникова Е.А. Обнинск: ФЭИ, Препринт. 1981. №ОВ-123. 30 с.

4. Смешивающие подогреватели паровых турбин /Ермолов В.Ф., Пермяков В. А., Ефимочкин Г. И., Вербицкий В. Л. М.: Энергоиздат,1982. 208 с.

5. Лихарева Е.П., Белоусов М.П. Некоторые виды повреждений элементов подогревателей низкого давления систем регенерации паровых турбин // Труды ЦКТИ. 1983. Вып. 205IC. 37- 44.

6. Богачев А.Ф. Изучение и предотвращение коррозии металла в зонах фазовых превращений энергетических установок //Теплоэнергетика. 1996. №8. С. 17-24.

7. Исследование влияния эксплуатационных факторов на ресурс трубной системы сетевых подогревателей турбин Т-250/300-23,5 ТМЗ /Трухний А.Д., Лебедева А.И., Ломакин Б.В. и др. //Теплоэнергетика. 2001. № 3. С. 62-64.

8. Фукс С.Н. Поломки охлаждающих трубок в конденсаторах паровых турбин // Электрические станции. 1960. № 7. С. 20-25.

9. Косяк П. А. О влиянии вибрации на работоспособность соединений трубок с трубными досками судовых теплообменных аппаратов // Тр. Николаевского кораблестроительного института. 1968. Вып. 26. С. 80-85.

10. Chenoweth J.M., Kistler R.S. Tube vibrations shell-and-tube heat exchangers. //AJChE Symp. Ser. 1978. Vol. 74. №174. P. 6-14.

11. Blevins R.D. Flow-induced vibrations in nuclear reactors: a review. //Prog. Nucl. Energy. 1979. Vol. 4. №1. P. 25-49.

12. Nofz K., Kuxdorf В., Wesselman R. Tube vibrations and their effects in tube-bundle heat exchangers //Ger. Chem. Eng. 1977. №1. P. 1-5.

13. Акользин П.А. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоиздат, 1982. 304 с.

14. Sebald J.F., Nobles W.D. Control of tube vibration in steam surface condenser //Proc. American Power Conf. 1962. Vol. XXIV. P. 630-643.

15. Исследование уровня вибрации конденсирующих теплообменных аппаратов турбоустановок в условиях эксплуатации /Бродов Ю.М., Пермяков В. А., Купцов В. К., Савельев Р.З. //Энергомашиностроение, 1977. № 9. С. 8-10.

16. Фраас А., Оцисик М. Расчет и конструирование теплообменников. Пер. с англ. М.: Атомиздат, 1971. 358 с.

17. Schwarz G.D. Preventing vibration in shell-and-tube heat exchangers //Chem.Eng. 1976. №7. P. 134-140.

18. Franklin R.E., Soper B.M.H., Whittle R.H. Avoiding vibration-induced tube failures in shell-and-tube exchangers //Vibr. Nucl. Plant Proc. Int. Conf. Keswick. Vol. 1. Sess. 1-4. London. 1979. P. 287-295.

19. Barrington E.A. Acoustic vibration in tubular exchangers //Chem. Eng. Prog. 1973. Vol. 69. P. 62-68.

20. Blevins R.D. Buffeting of heat exchanger tube arrays in a cross flow //Vibr. Nucl. Plant Proc. Int. Conf. Keswick, 1978. Vol. 1. Sess. 1-4. London: 1979. P. 327-330.

21. Moretti P.M. Critical review of the literature and research on flow-induced vibrations in heat exchangers //AJChE Symp. Ser. 1974. Vol.70/ № 138. P. 185-189.

22. Жукаускас А., Улинскас P., Катинас В. Гидродинамика и вибрации обтекаемых пучков труб. Вильнюс: Мокслас, 1984. 312 с.

23. Алямовский М.И. Характеристики гидродинамических сил, действующих при автоколебаниях труб теплообменных аппаратов // Энергомашиностроение. 1974. № 7. С. 33-36.

24. Алямовский М.И. Расчет автоколебаний труб теплообменных аппаратов // Энергомашностроение. 1975. № 3. С. 33-35.

25. ОСТ 5.4133-75. Аппараты теплообменные судовые. Методика расчета автоколебаний трубных пучков. М.: 119 с.

26. Connors H.J. Fluidelastic vibration of tube arrays excited by cross flow //In:ASME Winter Annual Meeting: Proc. Symp. on Flow-Induced Vibration in Heat Exchangers. New York, Dec. 1. 1970. P. 42-56.

27. Collinson A.E., Warneford J.P. Vibration tests of single heat exchanger tube in air and static water //Vibr. Nucl. Plant Proc. Int. Conf. Keswick, 1978. Sess. 1-4. London: 1979. Vol. 1. P. 307-325.

28. Ko P.L., Rogers R.J. Analytical and experimental studies of tube/support interaction in multi-span heat exchanger tubes //Nucl. Eng and Des., 1981. Vol. 65, №3. P. 399-409.

29. Lowery R.L., Moretti P.M. Natural frequencies and damping of tubes on multiplpe supports //AJChE Symp. Ser. 1978. №174. P. 1-5.

30. Блевинс Р.Д. Вибрация трубок с зазорами в опорах // Конструирование и технология машиностроения. 1975. № 4. С. 154-158.

31. Rogers R.J., Pick R.J. On the dynamic spatial tube with intermittent baffle contacts //Nucl. Eng and Des., 1976. Vol. 36. №1. p. 81-90.

32. Shin Y.S., Sass D.E., Jendrzejczyk J.A. Vibroimpact responses of tube-baffle interaction //Trans. Can. Soc. Mech. Eng., 1978-1979. Vol.5. №1. P. 15-23.

33. Справочник по динамике сооружений / Под ред. Коренева Б.Г., Рабиновича И.М. М.: Стройиздат. 1972. 511 с.

34. Прочность. Устойчивость. Колебания: Справочник: В 3 т. /Под общ. ред. Биргера И.А., Пановко Я.Г. М.: Машиностроение. 1968. Т.З. 568 с.

35. Вибрации в технике: Справочник: В 6 т. / Ред. совет В.Н. Челомейпреде.). Колебания линейных систем / Под ред. В.В.Болотина. М.: Maninilностроение, 1978. Т.1. 352 с.

36. Тимошенко С.П. Колебания в инженерном деле. М.: Наука, 1967.444 с.

37. Самарин A.A. Вибрации трубопроводов энергетических установок и методы их устранения. М.: Энергия, 1979. 288 с.

38. Филиппов А.П. Колебания деформируемых систем. М.: Машиностроение, 1970. 734 с.

39. Бабаков И.М. Теория колебаний. М.: Наука, 1968. 560 с.

40. Бидерман B.J1. Теория механических колебаний. М.: Высшая школа, 1980. 480 с.

41. Петров В.П., Заикина В.М. Расчет на вибрацию конденсаторных трубок с помощью ЭВМ // Энергомашиностроение. 1973. № 6. С.38.

42. Бутырский Г.Г., Вейцман Р.И. Поперечные колебания трубок конденсатора паровой турбины //Энергомашиностроение. 1958, № 8. С. 45-48.

43. Кирсанов И.Н. Конденсационные установки. М.: Энергия, 1965.376 с.

44. Григорьев Н.В. Нелинейные колебания элементов машин и сооружений. M., JL: Машгиз, 1961. 255 с.

45. Гусаров A.A., Федоров В.Г. Расчет вынужденных изгибных колебаний труб теплообменников с учетом зазоров в дистанционирующих решетках // Динамические напряжения и деформации в элементах энергетического оборудования М.: Наука, 1977. С. 31-42.

46. Боголюбов H.H., Митропольский Ю.А. Асимптотические методы в теории нелинейных колебаний. М.: Наука, 1974. 504 с.

47. Мажукина Т.Н. Колебания отдельной трубки теплообменного аппарата в потоке теплоносителя с учетом влияния зазоров между трубкой и дистанционируюшими решетками //Машиноведение. 1982. № 4. С. 26-28.

48. Мажукина Т.Н. Вынужденные колебания трубок теплообменных аппаратов. // Материалы 6-й научн. конф. мол. ученых мех. мат. фак. и НИИ мех. 4.2. Горький, 1981. С. 215-224. Деп. в ВИНИТИ 14.01.82, № 20282 Деп.

49. Гусаров A.A., Мажукина Т.Н. Колебания теплообменных труб со случайными зазорами в промежуточных опорах. М.: Ин-т машиноведения АН СССР, 1982. С. 12. Деп. в ВИНИТИ 21.10. 82, № 5287-82 Деп.

50. Мажукина Т.Н. Расчет динамических параметров колебаний теплообменных трубок, обтекаемых потоком жидкости, при наличии зазоров в промежуточных опорах: Автореф. дис. . канд. техн. наук. М.:ИМАШ, 1983.22 с.

51. Кондратов Н.С., Дашкова Я.А. Колебания пространственных заполненных трубопроводов на линейных и нелинейных упругодемпфи-рующих опорах // Рассеяние энергии при колебаниях механических систем. Киев: Наукова думка, 1982. С. 146-153.

52. Кондрашов Н.С., Дашкова Д.А. Расчет вибраций пространственных трубопроводов с упругодемпфирующими связями при кинематическом возбуждении // Вопросы проектирования и доводки авиационных газотурбинных двигателей. Куйбышев: 1977. С.80-106.

53. Доценко П.Д., Зефиров В.Н. Собственные колебания трубопровода с промежуточной упругодемпфирующей опорой //Самолетостроение. Техн. Воздушн.флота: Респ. межвед. научно-техн.сб. № 44. Харьков: 1978. С. 66-71.

54. Доценко Ц.Ф., Зефиров В.И. Собственные колебания трубопроводов постоянной кривизны с сосредоточенными включениями /Самолетостроение. Техн. воздушн. флота: Респ. межвед.научно-техн. сб. № 45. Харьков: 1979. С. 63-69.

55. Сапожников В.М., Лагосюк Г.С. Прочность и испытания трубопроводов гидросистем самолетов и вертолетов. М.: Машиностроение, 1973. 48 с.

56. Старов A.M. Экспериментальные исследования динамических характеристик опор трубопроводов ГТД // Сборник: Динамика систем, несущих подвижную распределенную нагрузку. Харьков, 1962. №2. С. 111-118.

57. Вибрации в технике: Справочник: В 6 т. / Ред. совет: Челомей В.Н. (преде.). Колебания нелинейных механических систем / Под. ред. БлехманаИ.И. М.: Машиностроение, 1979. Т.2. 351 с.

58. Пановко Я.Г. Основы прикладной теории колебаний и удара. Л.: Машиностроение, 1976. 320 с.

59. Ковальский Б.С., Маринчев Р.Б. Жесткость трубных решеток теплообменных аппаратов //Химическое машиностроение. 1959. № 2. С. 10-14.

60. Иванов О.И. Температурные напряжения в трубных решетках теплообменников жесткой конструкции //Химическое машиностроение. 1959. №6. С. 34-38.

61. Татаринов В.Г., Берман А.Г. Исследование напряженного состояния трубных решеток сосудов высокого давления // Химическое и нефтяное машиностроение. 1979. № 9. С. 13-15.

62. Татаринов В.Г., Дорохов В.П., Татаринова С.Г. Влияние трубного пучка на прогиб толстостенных трубных решеток // Химическое и нефтяное машиностроение. 1984. № 2. С. 22-23

63. Татаринов В.Г., Дорохов В.П. Определение податливости толстостенных трубных решеток // Химическое и нефтяное машиностроение. 1984. № 6. С. 28-29.

64. Татаринов В.Г., Дорохов В.П. Оценка прогибов толстостенной трубной решетки // Энергомашиностроение. 1984. № 9. с 10-12.

65. Нормы американского общества инженеров-механиков для котлов и сосудов высокого давления. Раздел III. //Элементы ядерных энергетических установок. М.: ЦНИИатоминформ. 1974. Вып. 5. 85 с.

66. Григолюк Э.И., Филыптинский Л.А., Перфорированные пластины и оболочки. М.: Наука, 1970. 556 С.

67. Сосуды и трубопроводы высокого давления: Справ. / Кузнецов A.M., Лившиц В.И., Хисматулин Е.Р.и др. Изд. 2-е, дополненное. Иркутск: Издание Г.П. Иркутская областная типография №1, 1999. 600 с.

68. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок: Учеб. пособие, 2-е издание, переработанное и дополненное /Под общей ред. Ю.М.Бродова. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1996. 298 с.

69. Бродов Ю.М., Плотников П.Н. Надежность кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок: Учеб. пособие. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001. 242 с.

70. Василенко Г.В., Сутоцкий Г.П., Лошицкий А.П. Коррозия трубной системы сетевых подогревателей //Теплоэнергетика. 1992. №2. С.14-17.

71. Богачев А.Ф. Изучение и предотвращение коррозии металла в зонах фазовых превращений энергетических установок //Теплоэнергетика. 1996. №8. С. 17-24.

72. Исследование коррозионно-механического повреждения труб горизонтальных сетевых подогревателей турбин Т-250/300-240 / Вайн-манА.Б., Мартынова О.И., Малахов И.А. и др. //Теплоэнергетика. 1997. № 6. С. 17-22.

73. Богачев А.Ф. Причины коррозии сетевых подогревателей и мероприятия по ее предотвращению //Теплоэнергетика. 1999. № 12. С. 13-19.

74. Никитин В.И. Коррозионные повреждения конденсаторов паровых турбин и определение остаточного ресурса их трубной системы //Теплоэнергетика. 2001. № 11. С. 41^15.

75. Рыженков В.А. Состояние проблемы и пути повышения износ-тойкости энергетического оборудования ТЭС //Теплоэнергетика. 2000. № 6. С. 20-25.

76. Соломеев В.А., Трухний А.Д. Опыт эксплуатации конденсаторов мощных паровых турбин АЭС во Франции //Теплоэнергетика. 2001. №11. С. 71-73.

77. Крицкий В.Г., Стяжкин П.С. Коррозия труб из медных сплавов в системах охлаждения АЭС //Теплоэнергетика. 1997. № 8. С. 35-39.

78. Исследования коррозии подогревателей сетевой воды ТЭЦ и пути ее снижения /Петрова Т.И., Рыженков В.А., Ермаков О.С. и др. // Теплоэнергетика. 1999. № 12. С. 20-23.

79. Повышение надежности паровых теплообменных аппаратов ТЭЦ / Лашицкий А.П., Сутоцкий Г.П., Василенко Г.В., Евтушенко В.М. // Теплоэнергетика. 1999. № 1. С. 64-66.

80. Теплообменные аппараты в системах регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок: Учеб. пособие. /Под общ. ред. Ю.М.Бродова. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 1998. 192 с.

81. Показатели надежности основного и вспомогательного оборудования турбоустановок ТЭС АО"Свердловэнерго" /Бродов Ю.М., Мурманский., Мительман М.М. и др. //Электрические станции. 1997. № 5. С. 12-15.

82. Надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС / Под ред. А. И. Андрющенко. М.: Высшая школа, 1991. 303 с.

83. Шкловер Г.Г., Мильман О.О. Исследование и расчет конденсационных установок паровых турбин. М.: Энергоатомиздат, 1985. 240 с.

84. Берман Л.Д., Ефимочкин Г.И. Повышение эффективности конденсационных и регенеративных установок мощных паровых турбин //Изв. вузов. Энергетика. 1982. №4. С.42-^9.

85. Мартынова О.И. Некоторые проблемы эксплуатационной надежности и экономичности оборудования АЭС и ТЭС // Теплоэнергетика. 1982. №9. С.69-71.

86. Анализ показателей надежности турбоустановок и энергоблоков в целом АО "Свердловэнерго" /Бродов Ю.М., Мурманский Б.Е., Мительман М.М. и др. // Теплоэнергетика. 1997. № 1. С. 9-14.

87. Баран Л.С. Разработка системы комплексной технической диагностики конденсационной установки турбины К-800-240-3 // Труды ЦКТИ. 1994. Вып.279. С.40-51

88. Методика оценки уровня качества энергетического теплообмен-ного оборудования электростанций. Л.: НПО ЦКТИ, 1980. 20 с.

89. ОСТ 24.030.17. Котлотурбостроение. Надежность. Организация сбора и обработки информации с места эксплуатации и ремонтных предприятий. Введен 01.03.71. М.: Минэнергомаш, 1971. С. 45.

90. Инструкция по расследованию и учету аварий и других нарушений в работе электростанций, электрических и тепловых сетей энергосистем и энергообъединений. М.: Минэнерго СССР, 1975. 20 с.

91. Экспериментальный комплекс для исследования влияния вибрации на надежность работы трубных пучков теплообменных аппаратов тур-боустановок /Бродов Ю.М., Купцов В.К., Плотников П.Н., Желонкин В.П. // Труды ЦКТИ. 1980. Вып. 180. С. 113-120.

92. Долидзе Д.Е. Испытание конструкций и сооружений. М.: Высшая школа, 1975. 252 с.

93. Бабаков И.М. Теория колебаний. М.: Наука, 1968. 560 с.

94. Сопротивление материалов: Учебник для вузов / Под ред. А.Ф.Смирнова. Изд. 3-е, перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1978, 480 с.

95. Писаренко Г.С. Яковлев А.П. Матвеев В.В. Вибропоглощающие свойства конструкционных материалов: Справочник. Киев: Наукова думка, 1971. 376 с.

96. Ужик Г.В. Методы испытаний металлов и деталей машин на выносливость. M.-JL: Изд-во АН СССР, 1948. 263 с.

97. Школьник JI.M. Методика усталостных испытаний: Справочник М.: Металлургия, 1978. 304 с

98. Рассеяние энергии при колебаниях механических систем // Материалы XIII Респ. науч. конф. Киев: Наукова думка, 1985. 200 с.

99. Добрынин С.А., Фельдман М.С., Фирсов Г.И. Методы автоматизированного исследования вибрации машин: Справочник. М.: Машиностроение, 1987. 224 с.

100. Аэродинамический стенд для исследования колебаний труб теплообменных аппаратов в потоке газа /Бродов Ю.М., Брезгин В.И., Плотников П.Н., Блинков JI.H. Деп. в НИИЭинформэнергомаш 23.09.1983, № 190эм-Д83. Юс.

101. Экспериментальный стенд для исследования вибрационных характеристик теплообменных аппаратов /Купцов В.К., Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Блинков С.Н. Свердловск, 1982. Деп. в НИИЭинформэнергомаш 23.06.1982, № 140ЭМ-Д82. 14 с.

102. Любошиц М.И. Геометрические характеристики сечения. Минск: БГУ, 1962. 134 с.

103. Kim В.S., Pettigrew M.J., Tromp J.H. Vibration damping of heat exchanger tubes in liquids: Effect of suparameters. Pressure Vesel Technol // Proc. 6 th Int. Conf., Beijing, 11-15 Sept., 1988. Vol.1. Oxford ect., 1989. P. 1725.

104. Крагельский И.В., Добычин M.H., Комбалов B.C. Основы расчетов на трение и износ. М.: Машиностроение, 1977. 526 с.

105. РД 34.20.503-04. Типовая инструкция по эксплуатации установок подогрева сетевой воды на ТЭЦ и КЭС. М.: СПО ОРГРЭС, 1996. 67 с.

106. РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.:СПО ОРГРЭС, 1996. 189 с.

107. Андреев П.А., Гремилов Д.А., Федорович Е.Д. Теплообменные аппараты ядерных энергетических установок. Л.: Судостроение, 1969. 352 с.

108. Домашнев А.Д. Конструирование и расчет химических аппаратов. М.: Машгиз, 1961. 625с.

109. Справочник по теплообменникам: В 2 т. / Пер. с англ. под ред. О.Г. Мартыненко и др. М.: Энергоатомиздат, 1987. Т. 2. 352 с.

110. Вихман Г.Л., Круглов С.А. Основы конструирования аппаратов и машин нефтеперерабатывающих заводов: Учебник для ВУЗов. Изд. 2-е, перер. и доп. М.: Машиностроение, 1978. 328 с.

111. Пономарев С.Д., Бидерман В.Л., Лихарев К.К. Расчеты на прочность в машиностроении. М.: Машгиз, 1958. Т.2. 450 с.

112. Прочность, устойчивость, колебания: Справ, в 3 т. /Под. ред. И.А.Биргера и Я.Г.Пановко. М.: Машиностроение, 1968. Т. 1. 832 с.

113. ГОСТ 21646-76. Трубы латунные для теплообменных аппаратов. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1986. 13 с.

114. Юзик С.И. Развальцовка труб в судовых теплообменных аппаратах. Л.: Судостроение, 1978. 144 с.

115. РД 24.271.01-88. Методы оценки вибрационных характеристик трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды. М.: Минтяжмаш СССР, 1990. 37 с.

116. Водно-химические режимы и надежность металла энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт / Под ред. В.Е.Дорощука, В.Б.Рубина. М.: Энергоиздат, 1981. 296 с.

117. Котов В.В., Ржевская И.Я., Лихарева Т.П. О выборе материала трубок для теплообменных аппаратов // Труды ЦКТИ. Л.: ЦКТИ, 1983. Вып. 205. С. 51-58.

118. Богачев А.Ф., Гришанина И.И., Кустова И.И. Эксплуатационные данные по коррозионной стойкости конденсаторных трубок // Энергетик. 1975. № 6. С.32-35.

119. Берман Л.Д., Гинзбург Э.С. Выбор материала конденсаторных трубок при пресной охлаждающей воде //Электрические станции. 1966. № 11. С.23-29.

120. Берман Л.Д. О выборе материала трубок для конденсаторов современных турбоагрегатов //Теплоэнергетика. 1968. № 1.

121. Берман Л.Д. Материалы и защита от коррозии конденсаторных трубок //Энергохозяйство за рубежом. 1975. № 4. С.16-21

122. Берман Л.Д. Рекомендации по выбору материала трубок для конденсаторов и подогревателей //Теплоэнергетика. 1969. № 5. С.86-88.

123. Анисимова О.С., Бродов Ю.М., Юдина Е.А. Коррозионная стойкость конденсаторных трубок // Теплоэнергетика. 1984. № 8. С.57-58.

124. Сравнительное исследование коррозионной стойкости гладких и профильных латунных труб / Анисимова О.С, Бродов Ю.М., Юдина Е.А. и др. //Теплоэнергетика. 1982. №8. С.68-69.

125. Сравнительная коррозионная стойкость мышьяковистых лату-ней в охлаждающих водах / Старостина М.К. и др. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. РНТС ВНИИОЭНГ. 1976. № 7. С.28-30.

126. Исследование коррозионной стойкости латуни при питании систем оборотного охлаждения ТЭС / Хачатуров А.К., Малахов И.А., Ши-ловский Ю.В. и др. //Промышленная энергетика. 1985. № 4. С.21-22.

127. Хачатуров А.К., Введенский A.B., Маршаков И.К. Прогнозирование локальных коррозионных поражений медных сплавов в системах СОО ТЭС //Защита металлов. 1986. № 5. С.787-790.

128. Коррозионная стойкость медных сплавов в системе оборотного охлаждения ТЭС / Хачатуров А.К., Малахов И.А., Тутукина Н.М., Маршаков И.К. // Электрические станции. 1989. № 3. С.61-63.

129. Коррозия: Справочник /Под. ред. Л.Л.Шрайера. М.: Металлургия, 1981. 630 с.

130. Кучеров В.И., Боголюбов И.В., Федоров В.Н. Влияние различных добавок на коррозионную стойкость меди // Коррозия и электрохимия цветных металлов и сплавов: Сборник /Под. ред. В.В.Бондарева. М.: Металлургия, 1982. С.54-60.

131. Никитин В.И., Гвоздь A.M., Карпова Т.Я. Расчетный метод определения пригодности материалов для трубной системы подогревателей сетевой воды //Руководящие указания НПО ЦКТИ. Л.: ЦКТИ, 1981. Вып. 46. 15 с.

132. Рачев X., Стефанова С. Справочник по коррозии. М.: Мир, 1982. 230 с.

133. Повреждение конденсаторных трубок ударной коррозией / Лужнов М.И., Гуляев В.Н., Керимов Ю.М., Парфенов Т.Н. //Электрические станции. 1968. № 3. С.37-39.

134. Розенберг В.М., Иедлинская З.М., Рогова H.A. Коррозионная стойкость дисперснотвердеющей латуни // Коррозия и электрохимия цветных металлов и сплавов: Сборник /Под. ред. В.В.Бондарева. М.: Металлургия, 1973. Вып. 37. С. 10-22.

135. Маршаков И.К. Термодинамика и коррозия сплавов. Воронеж: Воронежский университет, 1983. 167 с.

136. Бродов Ю.М. О необходимости комплексного обоснования разработок по совершенствованию энергетических теплообменных аппаратов // Изв. Литовской АН. Энергетика. 1991. № 2. С. 34-45.

137. Бродов Ю.М., Ниренштейн М.А. Расчет теплообменных аппаратов паротурбинных установок: Учебное пособие. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2001. 373 с.

138. ГОСТ 9.901.2-89 (ИСО 7539/4-89) Металлы и сплавы. Испытания на коррозионное растрескивание образцов в виде изогнутого бруса. М.: Издательство стандартов, 1990. 10 с.

139. Пермяков В.А., Левин Е.С., Дивова Г.В. Теплообменники вязких жидкостей, применяемые на электростанциях. Л.: Энергоатомиздат, 1983. 175 с.

140. Саньков Н.И., Парахин В.К., Сафонов A.C. Прочность соединений труб с трубными решетками. М.: НИИЭинформэнергомаш. 1983. Вып. 11. 38 с.

141. Черненко В.И., Кузнецов И.Л. Проставочные среды в соединении труба трубная решетка /Энергомашиностроение. 1984. № 11. С.41-43.

142. Кузнецов И.Л., Черненко В.И. Повышение герметичности и прочности соединений труб с трубными решетками теплообменных аппаратов за счет применения проставочных сред. Л.: СбНТО им. А.Н. Крылова, 1985. Вып.403. С22-21.

143. Веллер В.Н. Вибрация трубок конденсатора от ударов пара. //Изв. ВТИ. 1933. № 4. С. 4-10.

144. Поспелов Д.Н., Якушин Е.К., Моспан Ю.М. Повышение надежности подогревателей низкого давления турбины К-300-240 ХТГЗ //Электрические станции. 1976. № 2. С.25-27.

145. Bai D. Tube vibrations in large condensers //Symp. Pract. Exper. Flow-Induced Vibrat., Karlsruhe, 1979, Prepr.l., Sess. A-B. P. 129-134.

146. Heinecke E.P. Fluid-elastic vibrations in heat exchangers with tubes in cross-flow.//Vibr. Nucl. Plant. Proc. Int. Conf., Keswich,1978.Vol, Sess. 1-4. London, 1979. P. 233-237.

147. Zdravcovich M.M., Namork J.E. Excitaion, amplification and suppression of flow induced vibration in heat exchangers. //Symp.Pract.Exper.Flow-Induced vibrat, Karlsruhe, 1979, Prepr.l., Sess.A-B. P. 135-142.

148. Вибрация элементов оборудования ЯЭУ /Федорович Е.Д., Фокин Б.С., Аксельрод А.Ф., Гольдберг Е.Н. М.: Энергоатомиздат, 1989. 168с.

149. Бровкин Б.А., Балашов A.M. Ремонт вспомогательного оборудования турбин. М.: Энергоиздат, 1982. 96 с.

150. Нечаев В.В. О ресурсе энергетических объектов // Электрические станции. 2002. № 6. С. 10-17.

151. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетические компании: Экономика. Менеджмент. Реформирование: В 2 т. Екатеринбург: Изд-во УрГУ, 2001. Т 1.376 с.

152. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. М: Экономика, 2000. С. 25-30.

153. Денисов В.И. Технико-экономические расчеты в энергетике: Методы экономического сравнения вариантов. М.: Энергоатомиздат, 1985. С. 20-50.

154. Домников А.Ю. Методика оценки финансовой и экономической эффективности инвестиционных проектов в энергетике. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2002. С. 5-18.

155. Медведев А.Г. Экономическое обоснование предпринимательского проекта // Международная экономика и международные отношения. 1992. № 6. С. 34-39.

156. Теплообменники энергетических установок: Учебник для вузов. /К.Э Аронсон, С.Н. Блинков, В.И. Брезгин и / Под ред. Ю.М. Бродова. Екатеринбург: «Сократ», 2003. 968 с.

157. РТМ 108.271.23-84. Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления. Л.:НПО ЦКТИ, 1987. 216 с.

158. Экспериментальное исследование частоты собственных колебаний трубных пучков теплообменных аппаратов турбоустановок

159. Бродов Ю.М., Купцов В.К., Плотников П.Н., Пермяков В. А. //Энергомашиностроение, 1978, № 9. С.39-40.

160. Предотвращение опасной вибрации труб теплообменных аппаратов демпфирующими поясами / Бродов Ю.М., Савельев Р.З., Купцов В.К., Плотников П.Н., Лозовский А.Т. // Электрические станции, 1980, № 8. С.63-64.

161. Исследование жесткости профильных витых труб / Бродов Ю.М., Пермяков В.А., Плотников П.Н., Купцов В.К. // Энергомашиностроение, № 3, 1981. С.12-14.

162. Исследование влияния размеров промежуточных перегородок на параметры колебаний труб теплообменных аппаратов / Климанов В.И., Бродов Ю.М., Плотников П.Н., Купцов В.К. // Энергомашиностроение, 1982, №4. С. 14-16.

163. Бродов Ю.М., Плотников П.Н., Купцов В.К. Экспериментальное исследование влияния размеров и формы отверстия в промежуточной перегородке на фреттинг-износ труб теплообменников. Рукопись деп. в ВИНИТИ 03.03.1982, № 894-82Деп. 8 с.

164. Исследование характера опирания труб в промежуточных перегородках конденсаторов и других теплообменных аппаратов турбоустано-вок / Плотников П.Н., Купцов В.К., Бродов Ю.М., Пермяков В.А. // Труды ЦКТИ, вып. 198, 1982. С. 108-113.

165. Бродов Ю.М., Купцов В.К. Плотников П.Н. Параметры вибрации труб подогревателя сетевой воды ПСВ500-14-23 в условиях эксплуатации // Известия ВУЗов «Энергетика», № 4, 1983. С.86-90.

166. Прочностные и вибрационные характеристики профильных витых труб / Плотников П.Н., Климанов В.И., Бродов Ю.М., Купцов В.К. //Теплоэнергетика, № 6, 1983. С. 68-71.

167. Исследование возможности оптимизации системы расстановки и конструкции промежуточных перегородок теплообменных аппаратов ТЭС и АЭС / Бродов Ю.М., Пермяков В.А., Купцов В.К., Плотников П.Н.,

168. Блинков С.Н. // Труды ЦКТИ, вып. 205, 1983. С. 28-36.

169. Вибронадежность теплообменных аппаратов турбоустановок ТЭС и АЭС / Бродов Ю.М., Пермяков В.А., Купцов В.К., Плотников П.Н. //Труды ЦКТИ, № 207, 1983. С. 38-45.

170. Плотников П.Н., Лопатышкин Л.Г., Бродов Ю.М. Исследование колебаний стержней с зазором в опорах. // «Исследование пространственных конструкций». Межвуз. сб. Свердловск:УПИ, 1985. Вып.5. С.98-104.

171. Брезгин В.И., Плотников П.Н. Динамические нагрузки поперечно обтекаемых трубных пучков теплообменных аппаратов турбин. // «Повышение надежности и совершенствование режимов работы паровых и газовых турбин». Межвуз. сб. Свердловск: УПИ, 1988. С. 69-74.

172. Оценка вибрационной надежности трубных систем теплообменных аппаратов систем регенерации низкого давления серийных турбоустановок ТЭС и АЭС / Савельев Р.З., Бродов Ю.М., Плотников П.Н., Нирен-штейн М.А. //Труды ЦКТИ, 1989, вып. 252, С.52-56.

173. Плотников П.Н., Брезгин В.И., Купцов В.К. Конструкционное демпфирование трубных систем теплообменных аппаратов // Energetika, №2(6), 1991, С. 79-91.

174. Брезгин В.И., Плотников П.Н., Бродов Ю.М. Комплекс для автоматизированного исследования динамики элементов конструкций // «Исследования пространственных конструкций». Межвуз. сб. Свердловск: УПИ, 1991. С.56-61.

175. Брезгин В.И., Бродов Ю.М., Плотников П.Н. Аэродинамическое возбуждение вибрации пучков гладких и профильных витых труб тепло-обменных аппаратов //Известия ВУЗов «Энергетика», 1994, №1-2. С.64-69.

176. Аэродинамические вибрации и демпфирование трубных пучков конденсирующих теплообменных аппаратов / Брезгин В.И., Бродов Ю.М., Плотников П.Н., Купцов В.К. //Труды ЦКТИ, 1994, вып. № 277. С. 114-122.

177. Коррозионная стойкость материалов трубок теплообменных аппаратов турбоустановок / Анисимова О.С., Бродов Ю.М., Рябчиков А.Ю., Плотников П.Н. //Практика противокоррозионной защиты, 1997, № 3(5). С.4-20.

178. Опыт применения нового высокоплотного соединения труб с трубными досками в теплообменных аппаратах турбоустановок / Бродов Ю.М., Рябчиков А.Ю., Бухман Г.Д., Великович В.И., Предеин B.JL, Плотников П.Н. //Тяжелое машиностроение, 1998, № 9. С. 31-34.

179. Модернизация маслоохладителей паротурбинных установок / Бродов Ю.М., Аронсон К.Э., Рябчиков А.Ю., Плотников П.Н., Бухман Г.Д. //Теплоэнергетика, 1999, № 12. С.24-27.

180. Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Руденко A.C. Надежность тепло-обменного оборудования паротурбинных установок // «Совершенствование турбин и турбинного оборудования». Регион, сборник научн. статей. Екатеринбург: УГТУ, 2000. С. 171-180.

181. Плотников П.Н., Мурманский Б.Е., Руденко A.C. Анализ повреждаемости оборудования турбин ТЭС // «Совершенствование турбоуста-новок методами математического и физического моделирования». Тр. Ме-ждунар. НТК. Харьков: ИПМ HAH Украины, 2000. С. 327-333.

182. Надежность теплообменных аппаратов паротурбинных установок с учетом технологических и эксплуатационных факторов / Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Купцов В.К., Руденко A.C. //Тяжелое машиностроение, 2002, №2. С. 38-40.

183. Плотников П.Н., Руденко A.C., Занкович A.B. Экспериментально-расчетный анализ напряженно-деформированного состояния элементов подогревателя сетевой воды ПСГ-23 00-8-2 //Вестник УГТУ-УПИ, №3(18), 2002. С. 64-67.

184. Исследование коррозионного растрескивания стали 12Х18Н10Т под напряжением / Плотников П.Н., Руденко A.C., Анисимова О.С., Мамяченков C.B. // Вестник УГТУ-УПИ, № 3(18), 2002. С. 68-72.

185. Плотников П.Н., Руденко A.C., Занкович A.B. Экспериментально-расчетный анализ напряженно-деформированного состояния кожухотрубных теплообменных аппаратов турбоустановок / «Наука и технологии». Сб. тр. XXII Российской школы. М: РАН, 2002. С. 100-105.

186. Плотников П.Н., Занкович A.B., Целищев М.Ф. Экспериментально-расчетный анализ колебаний труб теплообменных аппаратов //Вестник УГТУ-УПИ, № 8(28), 2003. С. 172-176.

187. Плотников П.Н., Руденко A.C., Целищев М.Ф. Моделирование напряженного состояния элементов энергетического оборудования при коррозионном растрескивании под напряжением // Вестник УГТУ-УПИ, №8(28), 2003. С. 88-91.

188. Плотников П.Н., Анисимова О.С., Руденко A.C. Комплексное исследование коррозионного растрескивания латуни под напряжением //Вестник УГТУ-УПИ, № 8(28), 2003. С. 262-268.

189. Плотников П.Н., Занкович A.B. Экспериментально-расчетный анализ динамического отклика труб теплообменных аппаратов // «Наука и технологии». Сб. тр. XXIII Российской школы. М: РАН, 2003. С. 12-15.

190. Руденко A.C., Плотников П.Н. Сопоставление методик расчета линзовых компенсаторов // «Наука и технологии». Сб. тр. XXIII Российской школы. М: РАН, 2003. С.83-85.

191. Оценка экономической эффективности модернизации энергетического оборудования / Козьмина З.Ю., Бродов Ю.М., Домников А.Ю., Плотников П.Н., Домникова JI.B. // Электрические станции, 2003, № 12. С.22-26.

192. A.c. СССР № 1079992. Кожухотрубный теплообменник / Бродов Ю.М., Купцов В.К., Плотников П.Н., Савельев Р.З., Белая Т.В. Опубл. Б.И. 1984, №10.

193. A.c. СССР № 1638519. Кожухотрубный теплообменник / Плотников П.Н., Савельев Р.З., Бродов Ю.М., Рябчиков А.Ю. Б. И. 1991, №12.

194. A.c. СССР № 1638542. Поперечная направляющая перегородка кожухотрубного теплообменника / Купцов В.К., Плотников П.Н., Брезгин В.И. Б. И. 1991, №12.

195. A.c. СССР № 1643920. Кожухотрубный теплообменник /Плотников П.Н., Савельев Р.З., Купцов В.К. опубл. Б. И. 1991, № 15.