автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Влияние напряженно-деформированного состояния трубных систем на эксплуатационную надежность подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин

На правах рукописи

РУДЕНКО Антон Сергеевич

ВЛИЯНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБНЫХ СИСТЕМ НА ЭКСПЛУАТАЦИОННУЮ НАДЕЖНОСТЬ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ СЕТЕВОЙ ВОДЫ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ

ТУРБИН

Специальность: 05.04.12 - Турбомашины и комбинированные турбоустановки

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Екатеринбург - 2004

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет-УПИ» на кафедре «Турбины и двигатели».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Бродов Юрий Миронович

Научный консультант: кандидат технических наук, доцент

Плотников Петр Николаевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Берг Борис Викторович

кандидат технических наук Шемпелев Александр Георгиевич

Ведущая организация: ЗАО «Уральский турбинный завод»

Защита диссертации состоится 11 июня 2004 года в 16 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.285.07 при ГОУ ВПО «Уральский государственный технический университет-УПИ» по адресу: г. Екатеринбург, ул. С.Ковалевской, 5 (8-й учебный корпус - здание ТЭФ УГТУ-УПИ), ауд. Т-703.

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

Ваши отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью организации, просим направлять по адресу: 620002, г. Екатеринбург, К-2, ГОУ ВПО «УГТУ-УПИ», ученому секретарю университета. Тел./факс (343) 375-94-62, e-mail: turbine@r66.ru.

Автореферат разослан 6 мая 2004 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Плотников П.Н.

/

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ

Актуальность темы. На ТЭС России работает большое количество теп-лообменных аппаратов (ТА) паротурбинных установок (ПТУ). В условиях повышающихся требований к надежности снабжения потребителей тепловой и электрической энергией вопрос о повышении надежности эксплуатации ТА ПТУ несомненно актуален.

Одними из самых сложных ТА ПТУ по конструктивным и эксплуатационным особенностям являются горизонтальные подогреватели сетевой воды (ПСГ) теплофикационных турбин. Эти аппараты работают в широком диапазоне изменения тепловых нагрузок, включая как режимы с относительно глубоким вакуумом, так и с относительно высоким избыточным давлением пара. Трубная система ПСГ, как правило, выполняется четырехходовой, что при совместности силовых и термических деформаций вызывает нескомпенсирован-ные термические расширения различных элементов ТА, вследствие чего возникают дополнительные напряжения в трубном пучке ПСГ.

При проектировании ТА трудно учесть все факторы, влияющие на надежность аппаратов, что объясняется несовершенством расчетных методик, связанных с достаточно сложной конструкцией аппаратов, поэтому задача определения напряженно-деформированного состояния (НДС) трубных систем ПСГ с целью совершенствования методик прочностного расчета горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин также является актуальной.

Цель работы состоит в оценке влияния параметров эксплуатации горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин на их напряженно-деформированное состояние, а также в изучении взаимного влияния напряжений и коррозионных процессов, происходящих в трубных системах этих аппаратов.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

1. Исследование, статистический анализ и обобщение данных по причинам повреждений теплообменного оборудования ПТУ, в частности подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

2. Экспериментально-расчетное исследование напряженно-деформированного состояния элементов ПСГ теплофикационных турбин.

3. Исследование влияния напряжений, возникающих в трубных системах ПСГ, на коррозионное растрескивание трубок.

4. Моделирование взаимного влияния параметров НДС и показателей процесса коррозионного растрескивания трубок горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

Научная новизна определяется тем, что автором впервые:

- проанализированы, уточнены и обобщены данные по повреждаемости ко-жухотрубных ТА ПТУ;

-экспериментальными и расчётными методами исследовано напряженно-деформированное состояние элементов (трубная система, линзовый компенсатор, корпус, трубные доски) ПСГ теплофикационных турбин при различных режимах работы ПТУ;

- выполнено комплексное экспериментальное исследование процесса коррозионного растрескивания под напряжениями образцов из сплавов (латуни, нержавеющей стали), которые используются для изготовления трубок трубных систем ПСГ теплофикационных турбин;

- экспериментальными и расчётными методами исследованы закономерности взаимного влияния величины напряжений в материале и характеристик коррозионных повреждений трубок ПСГ теплофикационных турбин.

Достоверность и обоснованность результатов обеспечивается: высокой точностью применяемых систем измерения и хорошей воспроизводимостью экспериментальных результатов; применением современных численных методов решения; удовлетворительным совпадением расчетных и экспериментальных данных; соответствием-полученных результатов современным физическим представлениям; применением сертифицированного, лицензионного программ-

ного комплекса ANSYS (лиц. согл. № 00106919) для расчетных исследований; -использованием в работе нормативных материалов, в которых обобщены результаты современных исследований процессов, испытаний и эксплуатации подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

Практическая значимость работы и реализация ее результатов. Полученные данные могут использоваться при проектировании ПСГ для оценки деформаций и напряжений, возникающих в элементах этих аппаратов: трубках, компенсаторе, корпусе, а также при анализе режимов эксплуатации ПСГ. Данные по характеристикам процесса коррозионного растрескивания под напряжением могут применяться при выборе материала трубок для ПСГ. Предлагаемая методика определения НДС трубной системы ПСГ дает возможность уточнения расчета ПСГ и других ТА ПТУ, аналогичных ПСГ по конструкции. Результаты работы используются на ОАО «Нестандартмаш» при изготовлении ТА ПТУ.

На защиту выносятся:

1. Результаты экспериментально-расчетного исследования напряженно-деформированного состояния элементов ПСГ теплофикационных турбин, (трубная система, линзовый компенсатор, корпус, трубные доски) при различных режимах работы ПТУ.

2. Результаты комплексного экспериментального исследования процесса коррозионного растрескивания под напряжениями образцов из латуней и нержавеющей стали, которые используются для изготовления трубных систем ПСГ теплофикационных турбин.

3. Результаты исследования закономерностей взаимного влияния напряжений в материале, размеров и формы коррозионных поражений поверхности трубок ПСГ теплофикационных турбин.

Личный вклад автора состоит: в непосредственном проведении комплекса исследований и анализе их результатов; в проведении расчетного исследования температурных полей в трубных системах ПСГ теплофикационных турбин; в разработке модели расчета параметров НДС ПСГ при различных режимах работы ПТУ и проведении расчетов; в проведении экспериментально-

расчётного исследования коррозионного растрескивания под напряжением материалов трубок ПСГ с моделированием влияния размеров и формы коррозионных поражений поверхности трубок на их НДС.

Апробация работы. Основные материалы диссертационной работы обсуждены и доложены: на 6-й Международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва, 2000 г.); 2-й Международной научно-технической конференции регионального Уральского отделения АИН РФ «На передовых рубежах науки и инженерного творчества» (Екатеринбург, 2000 г.); Международной научно-технической конференции «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования» (Украина, Харьков, 2000 г. и 2003 г.); XI Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Газотурбинные и комбинированные установки и двигатели» (Москва, 2000 г.); Всероссийской ежегодной научно-технической конференции ВятГУ «Наука - производство - технология - экология» (Киров, 2001 г.); I, II, III и IV научно-технических конференциях молодых ученых ГОУ ВПО УГТУ-УПИ (Екатеринбург, 2001, 2002 и 2003 г.); 3-й Международной научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта» (Екатеринбург, 2002 г.); XXII и XXIII Российских школах по проблемам науки и технологий «Наука и технологии» (Миасс, 2002 и 2003 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики» (Екатеринбург, 2002 г.); Международной научно-технической конференции «80 лет Уральской теплоэнергетике. Образование. Наука» (Екатеринбург, 2003 г.); 1-й НПК «Применение ПК А№У8 в решении инженерных задач» (г. Уфа, 2004 г.).

Публикации по работе. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 печатных работах.

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, библиографического списка из 88 наименований

и приложения. Весь материал изложен на 156 страницах машинописного текста, содержит 60 рисунков, 21 таблицу и приложения.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована тема исследования и его цели, определен круг задач, связанных с надежностью эксплуатации ТА ПТУ, показана актуальность, научная новизна и практическая значимость решаемых вопросов, приведены главные положения, выносимые на защиту.

В первой главе представлен критический обзор литературы, в котором рассматриваются вопросы, посвященные проблемам повреждаемости ТА ПТУ, расчету на прочность различных элементов ТА и коррозионной стойкости трубного пучка, в том числе коррозионному растрескиванию под напряжением как одному из факторов, влияющих на надежность ТА ПТУ. Сформулированы задачи, решаемые в диссертационной работе.

Во второй главе представлены результаты исследования, статистический анализ и обобщение данных по причинам повреждений теплообменного оборудования (около 600 ТА) ПТУ на основе актов расследования остановов более чем 150 паровых турбин мощностью от 12 до 800 МВт на 60-и ТЭС РАО "ЕЭС России" за период с 1994 года до начала 2001 года.

Выполнен анализ технической документации по ремонту и замене трубных систем ТА ПТУ на ряде электростанций Урало-Сибирского энергетического региона. Анализ данных по наработкам до списания трубных систем ТА ПТУ зафиксировал недостаточную, по сравнению с нормативной, долговечность теплообменников.

Анализ и обобщение результатов исследования показали: практически для всех аппаратов характерна существенно меньшая реальная наработка до исчерпания ресурса по сравнению с нормативными сроками службы; качество изготовления трубок и качество ремонтов аппаратов значительно влияют на срок службы аппаратов; основными факторами, определяющими ресурс ТА, являются коррозионно-эрозионные процессы в трубных системах и их вибрация.

Показано, что надежность трубных систем ТА ПТУ в общем случае определяется достаточно большим количеством взаимно влияющих факторов. Одним из наиболее важных факторов (и до настоящего времени мало изученных) являются напряжения в трубных системах аппаратов, влияющие на характер и темп их повреждаемости. Показано, что данных по оценке напряжений в трубных системах ТА ПТУ явно недостаточно.

В третьей главе приведены результаты экспериментально-расчетного исследования параметров НДС корпусных элементов горизонтальных подогревателей сетевой воды ПСГ-2300-2-8 турбины Т-110/120-130.

Для определения НДС элементов ПСГ было проведено экспериментальное исследование деформаций корпусного линзового компенсатора горизонтальных подогревателей сетевой воды ПСГ-2300-2-8 (ПСГ-1 и ПСГ-2) турбины Т-110/120-130 ТМЗ (рис. 1) в период 2001-2002 г. на турбоустанов-ке ст.№2 Ново-Свердловской ТЭЦ в широком диапазоне изменения режимов работы ПТУ. Оценка деформаций определялась по изменению положения измерительных баз, приваренных с двух сторон компенсатора в двух продольных сечениях подогревателя (в среднем продольном сечении первого хода сетевой воды и в среднем продольном сечении четвертого хода) при работающих и неработающих аппаратах.

На рис. 2,а представлена зависимость величин средней деформации компенсатора (Дст) от температуры сетевой воды на выходе из ПСГ-1 Среднее значение деформации компенсатора находилось как среднеарифметическое от значений деформаций компенсатора в области 1-го ходов.

Кроме общей деформации компенсаторов в экспериментах на режимах работы

Рис. I. Схема измерения расширений сетевого подогревателя и выбранной системы координат: - номера ходов сетевой воды

ПСГ со значительной тепловой нагрузкой было зафиксировано различие в деформациях компенсатора (перекос) в средних продольных сечениях 1-го и 4-го ходов аппаратов по воде. Относительный перекос (отношение абсолютного расширения компенсатора в области 4-го хода к такому же расширению в области 1-го хода расширений компенсатора в зависимости от нагрева сетевой воды в аппарате представлен на рис. 2,6. При этом при величине нагрева сетевой воды в аппарате, не превышающей 25 °С, перекос в деформациях компенсатора ПСГ практически отсутствует.

Поскольку ПСГ-1 работал в более широком диапазоне изменения эксплуатационных параметров (величины шащратсее-ешвойз одный оЕвдалкиьнп нейшем именно этот аппарат был взят

50 ДТ, 'С

Рис. 2. Влияние температуры сетевой воды на выходе из аппарата на среднюю деформацию компенсатора (а) и нагрева воды в

эрате на перекос в расширении компенсатора (б): А - расчетные точки; • - экспериментальные точки; 1,2- линии аппроксимации экспериментальных и расчетных точек соответственно

за основу для проведения расчетно-экспериментальных исследований по определению напряженно-деформированного состояния его элементов.

Для оценки НДС элементов ПСГ было рассчитано распределение температурных полей элементов (корпуса, трубных досок, трубок) аппарата. Оценка распределения температур сетевой воды и стенок трубок производилась на основе итерационного теплового расчета ПСГ. При расчете температуры корпуса в качестве упрощения принималось отсутствие неравномерности температур пара по межтрубному объему подогревателя. На основе полей температур сетевой воды и стенок трубок по ходам ПСГ рассчитывались свободные деформации элементов трубного пучка.

Для оценки НДС трубного пучка многоходового ПСГ было проведено определение усилий, действующих в аппарате.

Схематично наиболее общий случай термических расширений и деформаций трубок по ходам в качестве примера представлен на рис. 3. При рассмотрении многоходовой конструкции ПСГ предполагалось, что все трубки всех ходов аппарата по воде сжаты. Величины стесненных деформаций трубок в различных ходах описываются следующим уравнением:

(1)

где у— ; ут= Ет^Т2. £.- модуль упругости материала; площадь се-

ЕК$К1Т 1ТКЛ

чения; / - длина; индекс Тотноситься к трубкам; индекс К относиться к корпусу; - свободная деформация корпуса; - свободные расширения трубок разных ходов; Ъ'ТрХ,...,Ь'ТрА - стесненные деформации трубок разных ходов; Кл - жесткость линзового компенсатора; 5Л - деформация линзового компенсатора.

Исходное положение трубной доски Новое положение

ИЗ выражения (1) видно, что для вычисления стесненных деформаций трубок необходимо, прежде всего, знать жесткость линзового компенсатора. Получаемые

Рис.3. Принципиальная схема термических расширений по известным зависимостям и деформаций элементов ПСГ различных авторов значения

жесткости значительно

(до 50 раз) отличаются друг от друга, что свидетельствует о недостаточной изученности этого вопроса.

Представлены результаты расчетного исследования по определению жесткости линзового компенсатора ПСГ-2300-2-8 на основе метода конечных элементов (МКЭ), для чего в конечно-элементной среде программного комплекса А^У8 построена его (компенсатора) осесимметричная геометрическая модель, соответствующая фактическому- линзовому компенсатору ПСГ-2300-2-8. Рассчитанная по этой модели жесткость двухлинзового компенсатора ПСГ-2300-2-8 составила 34,6 МН/м.

Рассмотренные выше кинематические и деформационные соотношения позволили определить деформации в элементах трубного пучка ПСГ-2300-2-8 в предположении абсолютной жесткости трубных досок.

Для расчета НДС трубной системы ПСГ с учетом деформаций трубных досок разработана конечно-элементная модель подогревателя ПСГ-2300-2-8 в программном комплексе А^У8. Модель представляла собой сочетание оболо-чечных (обечайка ПСГ, входная и поворотная водяные камеры, трубные доски) и балочных элементов (трубки). Наличие плоскости симметрии аппарата позволило представить расчетную модель в виде одной половины, состоящей из 178478 конечных элементов. Наиболее сложным вопросом при создании геометрической модели для конечно-элементного расчета является наличие в трубных досках отверстий под трубки. В предложенной модели сегменты, имеющие отверстия под трубки, представлены в виде областей с эквивалентными прочностными характеристиками (эквивалентными модулем упругости и коэффициентом Пуассона

Для перфорированных сегментов трубной доски нагрузка рассчитывалась как приведенная. Кроме того, задавались температуры всех элементов ПСГ (при этом за исходную температуру принималась 20 °С). Граничными условиями обеспечивалась неподвижность нижней точки трубной доски со стороны входной водяной камеры и запрет перемещения нижней точки корпуса ПСГ (около линзового компенсатора) в направлениях поперек оси аппарата. Расчет проводился для четырех основных режимов, зафиксированных при исследовании деформаций элементов ПСГ-2300-2-8 в условиях эксплуатации. Деформа-

ции корпуса ПСГ по оси аппарата (7) и трубной доски входной водяной камеры представлены на рис. 4. Сопоставление экспериментальных и расчетных значений средних деформаций компенсатора ПСГ-1 в зависимости от температуры сетевой воды на выходе из ПСГ (ггя) представлено на рис. 2,а. Из рисунка следует удовлетворительное согласование экспериментальных и расчетных деформаций компенсатора ПСГ-1, особенно при высоких значениях температуры сетевой воды на выходе. Это позволяет сделать заключение об удовлетворительной степени детализации конструктивных особенностей ПСГ, реализованных в конечно-элементной модели аппарата.

В результате расчета были определены деформации внутренней поверхности трубных досок (со стороны парового пространства аппарата) под воздействием силовых и термических нагрузок, возникающих в трубном пучке при эксплуатации аппарата (рис. 4,6). Со-

Рис. 4. Деформации корпуса ПСГ (а) и трубной доски вход- вместность деформаций ной водяной камеры (б) вдоль оси аппарата (7) в метрах трубок и двух трубных относительно исходного положения

досок позволила определить расчетное относительное изменение длины трубок пучка, которое представлено на рис. 5. Наибольшую деформацию расширения на всех режимах работы ПСГ имеют трубки 4-го хода, наименьшую -трубки 1-го хода. При этом за счет перекоса трубной доски расслоение кривых в 4-м ходе значитель-

Рис. 5. Удлинение трубок расположенных в плоскости симметрии трубного пучка

но больше, чем в первом ходе.

Расчет стесненных деформаций трубок (как разницы величин их свободных термических расширений и величин изменения длины трубок, полученных в расчете) позволил определить значения внутренних усилий и напряжений в трубках при различных режимах эксплуатации. Наибольший интерес представляет характер напряженно-деформированного состояния трубок аппарата, как наиболее слабого элемента в рассматриваемой системе. Распределение стесненных деформаций трубок и возникающих в них напряжений в срединном продольном сечении (в плоскости симметрии пучка) 1-го и 4-го ходов на одном из режимов работы ПСГ-1 (ДТ = 54 °С) в качестве примера представлено на рис. 6. При этом положительные значения стесненных деформаций означают, что трубки находятся в состоянии сжатия, а отрицательные значения -трубки растянуты.

Рис. б. Стесненные деформации, усилия (а) и напряжения в трубках (б) ПСГ-1 в плоскости симметрии пучка 1-го и 4-го ходов на режиме ДТ = 54°С

Из представленных данных (рис. 6,а) следует, что в трубном пучке имеются как зоны растянутых, так и зоны 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. Максимальные напряжения составили для растянутых трубок 8,7 МПа, для сжатых - 36,3 МПа (см. рис. 6,6).

На рис. 7 в качестве примера представлены изменения напряжений в соседних трубках 1-го и 4-го ходов (как наиболее напряженных) в зависимости от температуры воды на выходе из аппарата и нагрева сетевой воды. Установлено, что усилия и напряжения в трубках определяются режимами работы тур-

бины и практически линейно возрастают с увеличением тепловой нагрузки на аппарат. При переменных режимах работы теплофикационной турбины в отдельных зонах трубного пучка ПСГ возможно возникновение знакопеременных нагрузок в трубках и их вальцованных соединениях.

Трубки, испытывающие напряжения растяжения, в определенных условиях (при наличии коррозионно-активной среды) могут быть подвержены коррозионному растрескиванию соседних трубках 1 хода (пунктирная линия)

и 4 хода (сплошная линия) в зависимости от под напряжениями, что необходимо температуры воды на выходе (а) и от нагрева учитывать при оценке надежности сетевой воды в аппарате (б)

трубной системы аппаратов.

В четвертой главе представлены результаты экспериментального исследования влияния НДС трубных систем ТА на коррозионную стойкость трубок. Использована методика, основанная на электрохимических исследованиях предварительно напряженных образцов, предусматривающая комплексное исследование различными методами в различных средах и на специально разработанной экспериментальной установке. Дополнительно проводилось металлографическое исследование поверхности образцов, подвергнутых электрохимическому воздействию, на микроскопах «Неофот-20» и ММР-4.

Принципиальная схема установки представлена на рис. 8. В ходе исследования рассматривались образцы из латуней Л63 и Л68, а также нержавеющей стали 12Х18Н10Т. Эти материалы наиболее часто применяются для трубок ПСГ ПТУ. В экспериментах использовались плоские образцы, что позволило более точно контролировать возникающие в образцах напряжения.

Рйс. 7. Характер изменения напряжений в

При проведении экспериментов прогиб образцов изменялся таким образом, чтобы напряжения, возникающие в центральной части образца, изменялись от нуля до 25% превышения предела текучести (0 = 0/07-= 1-1,25). Напряжения выше предела текучести (o = o/or> 1) можно считать «условными», т.к. в образцах возникали пластические деформации (этот момент

фиксировался).

Исследование проводилось рядом электрохимических методов: по-тенциодинамическим, потенциостати-

Рис. 8. Принципиальная схема проведения коррозионных исследований: 1 - рабочий электрод (образец); 2 - устройство; 3 - нагру-

зонный винт; 4 - электрод сравнения; 5 - вспомогательный электрод; о - потенцио-

стат ЕР-20А; 7 - программатор ПР-8; 8 - самописец ПДА-1; 9 - электрохимическая ячейка с раствором; Умах - максимальный прогиб образца

ческим, гальваностатическим, аммиачной пробы. При этом для исследования использовались аммиачно-сульфатные ((N114)2804 + Ы^ОН) с рН = 9 и аммиачно-хлоридные ((МН4)гС1+ +МН40Н) с рН = 9 растворы, а также стандартный электрохимический раствор трехпроцентного №С1.

Погрешность измерения электрохимических величин составила менее

оверх

I, мА 1.2 0,8 0,4 0

На рис. 9 в качестве примера представлены результаты

потенциостатических исследований коррозионного растрескивания под напряжением образцов из латуней. Начало колебаний

зШ

О 20 40 Ъ мин

Рис. 9. Токовые характеристики образцов сплава анодного тока на кривых свиде- Л63 при воздействии постоянного анодного потенциала ([№.=700 мШ от величиныняттпяжений (О): 1 - ст=0;2- 0= 0,5; 3 - 0= 1,0

тельствовало о локализации кор-

розионных процессов - образовании питтингов. Видно, что нагруженный образец (кривая 3) начинает подвергаться образованию питтингов и трещин гораздо раньше, чем ненагруженные образцы, при этом характер изменения тока более резкий, с большими амплитудами колебаний тока. Обработка результатов показала, что индукционный период (по истечении которого начинается локализация коррозионного процесса) имеет практически линейную зависимость изменения величины периода от приложенных нагрузок.

Проведенные потенциодинамическое и гальваностатическое исследования полность подтвердили и дополнили результаты, полученные потенциоста-тическим методом.

Металлографические исследования показали, что с увеличением напряжений в образцах происходило увеличение числа и размеров питтингов.

Исследование коррозионного растрескивания под напряжением образцов из латуней методом "аммиачной пробы'' выявило, что аммиачная среда вызывает образование питтингов, как в напряженном, так и в ненапряженном состояниях. Однако при уровне напряжений на поверхности образца заметное образование трещин наступает уже в течение 24 часов; на поверхности образцов без напряжения процесс растянут во времени до 72 часов и протекает через множественное питтингообразование. Установлено, что процесс коррозионного растрескивания под напряжением латуней при наличии растягивающих напряжений значительно интенсифицируется во времени. Важно отметить, что сам процесс коррозии приобретает качественно иной и более «опасный», с точки зрения надежности, характер, приводящий к трещинообразованию. Показано, что коррозионное растрескивание латуней возникает даже при незначительном уровне напряжений в материале, а уровень напряжений определяет скорость этого процесса: большие напряжения быстрее вызывают коррозионное растрескивание.

В качестве примера на рис. 10,а представлены анодные поляризационные кривые для нержавеющей стали 12Х18Н10Т, полученные для ненагруженных и

нагруженных образцов. Зависимость потенциала начала активного питтингооб-разования от величины механического напряжения образцов представлена на рис. 10,6. В области упругих деформаций потенциал активации практически линейно снижается с 360 до 300 мВ. При переходе в область пластических деформаций наблюдается резкое падение потенциала питтингообразования до 150 мВ. Таким образом, увеличение механического напряжения на поверхности образцов влечет за собой активизацию коррозионного процесса, а также рост количества и глубины повреждений; при этом практически невозможно выделить пороговое напряжение, ниже которого процесс коррозионного растрескивания под напряжением не наблюдался бы. Выявлено, что коррозионная стойкость стали 12Х18Н10Т, практически линейно зависит от величины механического напряжения образца, вплоть до значения предела текучести.

Металлографическое исследование поверхности образцов из стали 12Х18Н10Т подтвердило данные электрохимических измерений. Отмечено увеличение плотности питтингов на единицу поверхности, их глубины и изменение формы при увеличении механического напряжения.

В результате металлографического исследования были измерены площади повреждений и глубины дефектов, значения которых приведены на рис. 11. Относительная площадь (у) поверхностных повреждений (отношение суммы площадей поврежденной поверхности к исследуемой площади образца, выраженное в процентах) имеет максимум при ст =0,5 , тогда как глубина

100 200 300 400 Е, мВ

а

Е, мВ|

0 0,25 0.5 0,75 1,0 а

6

Рис. 10. Кривые анодного активирования (а) и начала активного питтингообразова-ния (б) нержавеющей стали 12Х18Н10Т в растворе 3% №С1 при различных напряЖеНИЯХ: , _ ~ = 3 _ ~=0 5;

повреждений начинает воз-

10

растать именно с этого значения

6

напряжений. При значении напряжений до = 0,5 не происходит резкого увеличения повреж-

денности образцов, при превы- Рис. 11. Относительная поверхность (у) и глубина

(8) коррозионных повреждений

шении этого уровня растяжений

происходит изменение механизма коррозионного процесса и его локализация, что приводит к образованию трещин. Характер развития коррозии изменяется с общего на локальный, при этом происходит проникновение очагов развития коррозии вглубь поверхности с последующим трещинообразованием, что полностью согласуется с современными представлениями о развитии коррозионных процессов в сталях.

Для определения общего напряженного состояния трубок (с учетом коррозионных поражений поверхности) проведено моделирование трубки ПСГ-2300-2-8 методом конечных элементов в программном комплексе А^У8. В качестве исходных использовались данные, зафиксированные при проведении исследования деформаций при различных режимах эксплуатации натурных ПСГ и результаты расчета усилий в трубках (см. гл. 3). Анализ результатов расчета показал, что площадка с главными (нормальными) напряжениями ориентируется относительно оси трубки в диапазоне углов а от 0 до 30°. Именно с такой ориентацией относительно оси трубки возможно образование и развитие коррозионных трещин.

Представлены результаты моделирования методом конечных элементов напряженно-деформированного состояния трубок, имеющих коррозионные поражения различной геометрической формы (конические и в виде двух поперечных трещин глубиной 0,1 мм, с углом раскрытия 30°, с расстоянием между ними Ь).

В результате расчета НДС в окрестности и внутри конического повреждения установлено, что распределение напряжений по поверхности имеет раз-

личный характер (рис. 12). На боковых поверхностях, в сечениях, перпендикулярных направлению действия растяжения, напряжения больше, чем на поверхностях, находящихся в сечении параллельных направлению действия растяжений (на рисунке показано стрелкой), и намного больше, чем на основной поверхности. При этом максимальная концентрация напряжений в лунке наблюдается в перпендикулярной

деления напряжений в ко-относительно направления растяжения плоскости и нической лунке

достигает значения, равного К0= 2,5 (по отношению к уровню напряжений на основной поверхности), а на краю равна примерно 1,3.

Результаты расчетного моделирования позволили установить, что в случае достаточного удаления трещин друг от друга они не оказывали взаимного влияния на напряжённое состояние образца. Если расстояние между дефектами было меньше 2 мм, то напряжения на поверхности достигали максимального значения посередине между трещинами (рис. 13), но они были меньше, чем номинальные значения (под номинальными напряжениями понимались напряжения в волокнах наружного растя-

Рис. 13. Характер распределения напряжений по нутого слоя образца без трещин) поверхности образца между трещинами для различных Ь

для данной нагрузки. Уменьшение

расстояния между трещинами от 1,5 до 0,5 мм приводит к двукратному снижению максимальных напряжений на поверхности между трещинами, при одновременной концентрации напряжений (она достигает значения К<, =7,3) на дне трещины.

Характер зависимости распределения напряжений в питтинге в виде конической лунки при действии растягивающих напряжений подтверждает на-

блюдаемое на практике коррозионное растрескивание металлических сплавов в виде трещин, перпендикулярных действию растягивающих нагрузок.

Численным моделированием установлено, что образование питтинга на поверхности нагруженного образца в условиях коррозионно-активной среды может приводить к еще большей активизации коррозионных процессов. Более высокий уровень нагружения образца приводит к более интенсивному коррозионному растрескиванию поверхности. Появление питтинга реализует условия локальной концентрации напряжений, что может ещё больше ускорять процесс коррозионного разрушения. Перераспределение напряжений и их концентрации внутри питтингов способствует развитию коррозионных повреждений в направлении, перпендикулярном действующим нагрузкам, и образованию трещин на поверхности. Это, в свою очередь, приводит к переходу максимальных напряжений с боковых граней лунок на дно трещин, что может вести к дальнейшему коррозионному растрескиванию вглубь, вызывая резкое падение прочности материала.

В работе показана и обоснована необходимость учета всех этих данных при выборе материала трубок теплообмена, возможных конструкций ПСГ, выдаче рекомендаций по режимам эксплуатации ПСГ теплофикационных турбин.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Установлено, что практически для всех теплообменных аппаратов ПТУ характерна существенно меньшая реальная наработка до исчерпания ресурса по сравнению с нормативными сроками службы. Основными факторами, определяющими ресурс ТА, являются коррозионно-эрозионные процессы и вибрация их трубных систем.

2. Проведены экспериментальные исследования тепловых расширений элементов ПСГ-2300-2-8 теплофикационной турбины Т-110/120-130 на различных режимах эксплуатации сетевых подогревателей. Установлено, что деформация компенсатора подогревателя сетевой воды определяется температурой сетевой воды и величиной ее нагрева - чем выше эти параметры, тем больше деформация компенсатора и больше разница в расширении трубок четвертого и первого

ходов. Показано, что при эксплуатации ПСГ на режимах работы с нагревом сетевой воды больше 25 °С наблюдается перекос «подвижной» трубной доски ПСГ с опережением перемещения в зоне 4-го хода по отношению к 1-му ходу более чем на 2 мм.

3. Выполнено расчетное исследование температурных полей в элементах ПСГ-2300-2-8 на различных режимах работы турбины Т-110/120-130.

4. Проведено сравнительное исследование известных методик расчета линзовых компенсаторов ТА ПТУ. Предложена уточненная методика расчета линзового компенсатора ПСГ методом конечных элементов, выполнен его расчет и определена его жесткость.

5. На основании разработанной конечно-элементной модели ПСГ выполнен расчет напряженно-деформированного состояния трубного пучка и определен уровень деформаций элементов трубной системы ПСГ-2300-2-8 теплофикационной турбины Т-110/120-130. Определены поля распределений усилий и напряжений в трубках пучка, расположенных в разных ходах аппарата. Сопоставление расчетных и экспериментальных значений деформаций компенсатора показало их хорошее совпадение. Показано, что усилия и напряжения в трубках определяются прежде всего параметрами работы турбины и практически линейно возрастают с увеличением тепловой нагрузки на аппарат. При переменных режимах работы теплофикационной турбины в ПСГ возможно возникновение переменных нагрузок в трубках и вальцованных соединениях отдельных зон трубного пучка. Уровень действующих статических напряжений в трубках достигает 36,3 МПа при максимальных осевых усилиях, доходящих до 2,62 кН.

6. Установлено, что наличие напряжений приводит к изменению характера развития коррозионного процесса латуней. Характер развития коррозии изменяется от общего к локальному, при котором происходит возникновение и развитие очагов коррозии вглубь поверхности с последующим активным трещи-нообразованием. Развитию трещин характерен временный индукционный период до начала растрескивания, который практически линейно зависит от величины прилагаемого напряжения растяжения (т.е. большие напряжения ведут к

уменьшению времени до начала растрескивания). Коррозионная стойкость стали 12Х18Н10Т практически линейно снижается с ростом величины напряжений образца вплоть до предела текучести, при достижении которого происходит значительная интенсификация коррозионных процессов.

7. Показано, что образование питтингов, даже небольших (0,1 мм) размеров, вызывает значительную концентрацию напряжений в зоне коррозионного поражения, приводящую к еще большей локализации коррозионных процессов.

8. На основании обобщения всего комплекса исследований даны рекомендации по выбору режимов эксплуатации ПСГ с целью повышению надежности их трубных систем.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ИЗЛОЖЕНО В СЛЕДУЮЩИХ ПУБЛИКАЦИЯХ:

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

2. Влияние уровня напряженности элементов теплообменных аппаратов на их коррозионную долговечность / П.Н. Плотников, О.С. Анисимова, СВ. Ма-мяченков, А.С. Руденко // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: Мат. 3-й Межд. науч.-практ. конф. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2002. С. 248-253.

3. 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: Мат. 3-й Межд. науч.-практ. конф. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ. 2002. С. 301-308.

4. Надежность теплообменных аппаратов паротурбинных установок с учетом технологических и эксплуатационных факторов / П.Н. Плотников, Ю.М. Бро-

дов, В.К. Купцов, А.С. Руденко // Тяжелое машиностроение. 2002. №2. С. 38-40.

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

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

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

8. 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.

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

10. 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). Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ. С 88-91.

Всего по теме диссертации опубликовано 25 печатных работ.

Подписано в печать 27.04.04 Формат 60*84 1/16

Бумага писчая Печать плоская Усл. печ. л. 1,33

Уч.-изд. л. 1,20_Тираж 100_Заказ 76_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

PU 695

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И ИНДЕКСЫ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Показатели надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок

1.2. Методики оценки напряженно-деформированного состояния трубных систем теплообменных аппаратов паротурбинных установок.

1.3. Показатели коррозионной стойкости трубок теплообменных аппаратов

1.4. Выводы. Постановка задач исследования

2. ОБОБЩЕНИЕ ДАННЫХ ПО ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ ПТУ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

2.1. Аварийные остановы паротурбинных установок, вызванные повреждаемостью теплообменных аппаратов.

2.2. Показатели долговечности трубных систем теплообменных аппаратов.

2.3. Выводы.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ СЕТЕВОЙ ВОДЫ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ ТУРБИН.

3.1. Экспериментальное исследование деформаций корпусных элементов горизонтальных подогревателей сетевой воды турбины Т-110/120-130.

3.1.1. Описание конструкции горизонтального подогревателя сетевой воды ПСГ-2300-2-8.

3.1.2. Методика измерений.

3.1.3. Оценка погрешности измерений.

3.1.4. Анализ результатов.

3.2. Исследование полей температур элементов горизонтального подогревателя сетевой воды ПСГ-2300-2-8 турбины Т-110/120-130 на различных режимах работы.

3.2.1. Общие положения.

3.2.2. Расчет температурных полей трубного пучка.

3.2.3. Расчет температур корпуса.

3.2.4. Анализ результатов.

3.3. Моделирование напряженно-деформированного состояния горизонтальных подогревателей сетевой воды ПСГ-2300-2-8 турбины

Т-110/120-130 на различных режимах работы.

3.3.1. Разработка методики расчета усилий, действующих в трубной системе.

3.3.2. Моделирование напряженно-деформированного состояния горизонтальных подогревателей сетевой воды методом конечных элементов.

3.3.3. Анализ результатов расчета напряженно-деформированного состояния трубного пучка.

3.4. Выводы.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПАРАМЕТРОВ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ НА КОРРОЗИОННУЮ СТОЙКОСТЬ ТРУБНЫХ СИСТЕМ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

4.1 Методика экспериментального исследования.

4.1.1. Описание установки и методов исследования.

4.1.2. Оценка погрешности экспериментального исследования.

4.2. Анализ результатов экспериментального исследования.

4.2.1. Коррозионное растрескивание латуней.

4.2.2. Коррозионное растрескивание нержавеющей стали 12Х18Н10Т.

4.3. Моделирование напряженно-деформированного состояния поверхности

А теплообмена в условиях образования коррозионных дефектов.

4.4. Выводы.

Энергетика и энергомашиностроение находятся на достаточно высоком техническом уровне. Многое сделано в области усовершенствования конструкций, повышения эффективности и надежности работы многих основных элементов паротурбинных установок (ПТУ). Вместе с тем, имеются значительные возможности дальнейшего повышения экономичности работы турбоустановок за счет повышения эффективности и надежности работы теплообменных аппаратов [1.9]. Теплообменные аппараты (ТА) ПТУ существенно влияют на эффективность и надежность работы ПТУ в целом. Снижение надежности теплообменных аппаратов ПТУ (конденсаторов, подогревателей сетевой воды и аппаратов системы регенерации и т.д.) при неизменности основных параметров ПТУ приводит к значительному снижению КПД. Отказы в работе теплообменного оборудования ПТУ практически всегда приводят к снижению технико-экономических показателей работы турбоустановок. Известны случаи, когда отказы теплообменных аппаратов ПТУ приводят к её останову. Поэтому вопрос повышения надежности данного оборудования ПТУ является актуальной задачей.

Горизонтальные подогреватели сетевой воды теплофикационных турбин являются одними из основных элементов, участвующих в выработке тепловой энергии, и имеют ряд конструктивных и эксплуатационных особенностей: многоходовую конструкцию с большим количеством трубок, значительные габариты, сложность компоновки трубного пучка, значительные расходы теплоносителей, наличие зоны фазового перехода при конденсации пара, изменение давления и температуры пара в значительном диапазоне при работе в условиях соблюдения сложного сетевого графика при переменном режиме работы турбины. Все эти особенности значительно выделяют горизонтальные подогреватели сетевой воды среди остальных теплообменных аппаратов ПТУ.

Надежность работы теплообменных аппаратов, в том числе и сетевых подогревателей теплофикационных турбин, определяется большим количеством конструктивных и эксплуатационных факторов. Недостаточно полный учет отдельных из них может приводить к существенному снижению ресурса аппаратов. Это обстоятельство потребовало более полного анализа влияния многих факторов, определяющих надежность и эффективность работы теплообменных аппаратов.

Актуальность темы. На ТЭС России работает большое количество теплообменных аппаратов паротурбинных установок (ПТУ). В условиях повышающихся требований к надежности снабжения потребителей тепловой и электрической энергией вопрос о повышении надежности эксплуатации ТА ПТУ несомненно актуален.

Одними из самых сложных теплообменных аппаратов ПТУ по конструктивным и эксплуатационным особенностям являются горизонтальные подогреватели сетевой воды теплофикационных турбин. Эти аппараты работают в широком диапазоне изменения тепловых нагрузок, включая как режимы с относительно глубоким вакуумом, так и с относительно высоким избыточным давлением пара. Трубная система горизонтальных подогревателей сетевой воды, как правило, выполняется четырехходовой, что при совместности силовых и термических деформаций вызывает нескомпенсированные термические расширения различных элементов ТА, вследствие чего возникают дополнительные напряжения в трубном пучке горизонтальных подогревателей сетевой воды.

При проектировании теплообменных аппаратов трудно учесть все факторы, влияющие на надежность аппаратов, что объясняется несовершенством расчетных методик, связанных с достаточно сложной конструкцией аппаратов, поэтому задача определения напряженно-деформированного состояния (НДС) трубных систем горизонтальных подогревателей сетевой воды с целью совершенствования методик прочностного расчета горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин также является актуальной.

Цель работы состоит в оценке влияния параметров эксплуатации горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин на их напряженно-деформированное состояние, а также в изучении взаимного влияния напряжений и коррозионных процессов, происходящих в трубных системах этих аппаратов.

Задачи исследования. Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

1. Исследование, статистический анализ и обобщение данных по причинам повреждений теплообменного оборудования ПТУ, в частности подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

2. Экспериментально-расчетное исследование напряженно-деформированного состояния элементов горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

3. Исследование влияния напряжений, возникающих в трубных системах ПСГ, на коррозионное растрескивание трубок.

4. Моделирование взаимного влияния параметров НДС и показателей процесса коррозионного растрескивания трубок горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

Научная новизна определяется тем, что автором впервые:

-проанализированы, уточнены и обобщены данные по повреждаемости кожухотрубных ТА ПТУ;

- экспериментальными и расчётными методами исследовано напряженно-деформированное состояние элементов (трубная система, линзовый компенсатор, корпус, трубные доски) горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин при различных режимах работы ПТУ;

- выполнено комплексное экспериментальное исследование процесса коррозионного растрескивания под напряжениями образцов из сплавов (латуни, нержавеющей стали), которые используются для изготовления трубок трубных систем ПСГ теплофикационных турбин;

-экспериментальными и расчётными методами исследованы закономерности взаимного влияния величины напряжений в материале и характеристик коррозионных повреждений трубок подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

Достоверность и обоснованность результатов обеспечивается: высокой точностью применяемых систем измерения и хорошей воспроизводимостью экспериментальных результатов; применением современных численных методов решения; удовлетворительным совпадением расчетных и экспериментальных данных; соответствием полученных результатов современным физическим представлениям; применением сертифицированного, лицензионного программного комплекса ANSYS (лиц. согл. № 00106919) для расчетных исследований; использованием в работе нормативных материалов, в которых обобщены результаты современных исследований процессов, испытаний и эксплуатации горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

Практическая значимость работы и реализация ее результатов. Полученные данные могут использоваться при проектировании горизонтальных подогревателей сетевой воды для оценки деформаций и напряжений, возникающих в элементах этих аппаратов: трубках, компенсаторе, корпусе, а также при анализе режимов эксплуатации горизонтальных подогревателей сетевой воды. Данные по характеристикам процесса коррозионного растрескивания под напряжением могут применяться при выборе материала трубок для горизонтальных подогревателей сетевой воды. Предлагаемая методика определения НДС трубной системы горизонтальных подогревателей сетевой воды дает возможность уточнения расчета горизонтальных подогревателей сетевой воды и других ТА ПТУ, аналогичных ПСГ по конструкции. Результаты работы используются на ОАО «Не-стандартмаш» при изготовлении ТА ПТУ.

На защиту выносятся:

1. Результаты экспериментально-расчетного исследования напряженно-деформированного состояния элементов горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин (трубная система, линзовый компенсатор, корпус, трубные доски) при различных режимах работы ПТУ.

2. Результаты комплексного экспериментального исследования процесса коррозионного растрескивания под напряжениями образцов из латуней и нержавеющей стали, которые используются для изготовления трубных систем горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

3. Результаты исследования закономерностей взаимного влияния напряжений в материале, размеров и формы коррозионных поражений поверхности трубок горизонтальных подогревателей сетевой воды теплофикационных турбин.

Личный вклад автора состоит: в непосредственном проведении комплекса исследований и анализе их результатов; в проведении расчетного исследования температурных полей в трубных системах горизонтальных подогреваи телей сетевой воды теплофикационных турбин; в разработке модели расчета параметров НДС горизонтальных подогревателей сетевой воды при различных режимах работы ПТУ и проведении расчетов; в проведении экспериментально-расчётного исследования коррозионного растрескивания под напряжением материалов трубок горизонтальных подогревателей сетевой воды с моделированием влияния размеров и формы коррозионных поражений поверхности трубок на их НДС.

Апробация работы. Основные материалы диссертационной работы обсуждены и доложены: на 6-й Международной научно-технической конференции «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва, 2000 г.); 2-й Международной научно-технической конференции регионального Уральского отделения АИН РФ «На передовых рубежах науки и инженерного творчества» (Екатеринбург, 2000 г.); Международной научно-технической конференции «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования» (Украина, Харьков, 2000 г. и 2003 г.); XI Всероссийской межвузовской научно-технической конференции «Газотурбинные и комбинированные установки и двигатели» (Москва, 2000 г.); Всероссийской ежегодной научно-технической конференции ВятГУ «Наука - производство - технология - экология» (Киров, 2001 г.); I, И, III и IV научно-технических конференциях молодых ученых ГОУ ВПО УГТУ-УПИ (Екатеринбург, 2001, 2002 и 2003 г.); 3-й Международной научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта» (Екатеринбург, 2002 г.); XXII и XXIII Российских школах по проблемам науки и технологий «Наука и технологии» (Миасс, 2002 и 2003 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы современной энергетики» (Екатеринбург, 2002 г.); Международной научно-технической конференции «80 лет Уральской теплоэнергетике. Образование. Наука» (Екатеринбург, 2003 г.); 1-й НПК «Применение ПК ANSYS в решении инженерных задач» (г. Уфа, 2004 г.).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

1. Плотников П.Н., Бродов Ю.М., Руденко А.С. Надежность теплообмен-ного оборудования паротурбинных установок // Совершенствование турбин и турбинного оборудования: Регион, сб. научн. статей. Екатеринбург: УГТУ-УПИ, 2000. С. 171-180.

2. Влияние уровня напряженности элементов теплообменных аппаратов на их коррозионную долговечность / П.Н. Плотников, О.С. Анисимова, С.В. Ма-мяченков, А.С. Руденко // Совершенствование теплотехнического оборудования ТЭС, внедрение систем сервисного обслуживания, диагностирования и ремонта: Мат. 3-й Межд. науч.-практ. конф. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ, 2002. С. 248-253.

3. 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: Мат. 3-й Межд. науч.-практ. конф. Екатеринбург: ГОУ УГТУ-УПИ. 2002. С. 301-308.

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

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

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

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

8. 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.

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

10. 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). Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ. С. 88-91.

Всего по теме диссертации опубликовано 25 печатных работ.

Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, библиографического списка из 88 наименований и приложения. Весь материал изложен на 156 страницах машинописного текста, содержит 60 рисунков, 21 таблицу и приложения.

4.4. ВЫВОДЫ

1. Установлено, что наличие напряжений приводит к изменению развития коррозионного процесса. Характер развития коррозии изменяется от «общего» к «локальному», при котором происходит возникновение и развитие очагов коррозии вглубь поверхности и последующее трещинообразование.

2. Выявлено, что с увеличением напряжений в латунных образцах происходит питтингообразование по границам зерен, образование «строчек» питтингов, сливающихся впоследствии в межкристаллитные трещины, и последующее транскристаллитное растрескивание с образованием трещин, перпендикулярных направлению растяжения.

3. Развитию трещин характерен временный индукционный период до начала растрескивания, который практически линейно зависит от величины прилагаемого напряжения растяжения (т.е. большие напряжения ведут к уменьшению времени до начала растрескивания).

4. Коррозионная стойкость стали 12Х18Н10Т практически линейно зависит от величины механического напряжения образца вплоть до предела текучести, при достижении которого происходит значительная интенсификация коррозионных процессов.

5. Установлено, что, напряженно-деформированное состояние определяется силовыми усилиями стесненных деформаций, при этом площадка с главными (нормальными) напряжениями ориентируется относительно оси трубки в диапазоне углов от 0 до 30 градусов (именно по этой площадке возможно образование и развитие коррозионных трещин).

6. Установлено, что образование питгингов, даже незначительных размеров, вызывает значительную концентрацию напряжений, приводящую к интенсификации коррозионных процессов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам работы можно сделать следующие основные выводы:

1. Установлено, что практически для всех теплообменных аппаратов ПТУ характерна существенно меньшая реальная наработка до исчерпания ресурса по сравнению с нормативными сроками службы. Основными факторами, определяющими ресурс ТА, являются коррозионно-эрозионные процессы и вибрация их трубных систем.

2. Проведены экспериментальные исследования тепловых расширений элементов ПСГ-2300-2-8 теплофикационной турбины Т-110/120-130 на различных режимах эксплуатации сетевых подогревателей. Установлено, что деформация компенсатора подогревателя сетевой воды определяется температурой сетевой воды и величиной ее нагрева - чем выше эти параметры, тем больше деформация компенсатора и больше разница в расширении трубок четвертого и первого ходов. Показано, что при эксплуатации ПСГ на режимах работы с нагревом сетевой воды больше 25 °С наблюдается перекос «подвижной» трубной доски ПСГ с опережением перемещения в зоне 4-го хода по отношению к 1-му ходу более чем на 2 мм.

3. Выполнено расчетное исследование температурных полей в элементах ПСГ-2300-2-8 на различных режимах работы турбины Т-110/120-130.

4. Проведено сравнительное исследование известных методик расчета линзовых компенсаторов ТА ПТУ. Предложена уточненная методика расчета линзового компенсатора ПСГ методом конечных элементов, выполнен его расчет и определена его жесткость.

5. На основании разработанной конечно-элементной модели ПСГ выполнен расчет напряженно-деформированного состояния трубного пучка и определен уровень деформаций элементов трубной системы ПСГ-2300-2-8 теплофикационной турбины Т-110/120-130. Определены поля распределений усилий и напряжений в трубках пучка, расположенных в разных ходах аппарата. Сопоставление расчетных и экспериментальных значений деформаций компенсатора показало их хорошее совпадение. Показано, что усилия и напряжения в трубках определяются прежде всего параметрами работы турбины и практически линейно возрастают с увеличением тепловой нагрузки на аппарат.

При переменных режимах работы теплофикационной турбины в ПСГ возможно возникновение переменных нагрузок в трубках и вальцованных соединениях отдельных зон трубного пучка. Уровень действующих статических напряжений в трубках достигает 36,3 МПа при максимальных осевых усилиях, доходящих до 2,62 кН.

6. Установлено, что наличие напряжений приводит к изменению характера развития коррозионного процесса латуней. Характер развития коррозии изменяется от общего к локальному, при котором происходит возникновение и развитие очагов коррозии вглубь поверхности с последующим активным трещинообразованием. Развитию трещин характерен временный индукционный период до начала растрескивания, который практически линейно зависит от величины прилагаемого напряжения растяжения (т.е. большие напряжения ведут к уменьшению времени до начала растрескивания). Коррозионная стойкость стали 12Х18Н10Т практически линейно снижается с ростом величины напряжений образца вплоть до предела текучести, при достижении которого происходит значительная интенсификация коррозионных процессов.

7. Показано, что образование питгингов, даже небольших (0,1 мм) размеров, вызывает значительную концентрацию напряжений в зоне коррозионного поражения, приводящую к еще большей локализации коррозионных процессов.

8. На основании обобщения всего комплекса исследований даны рекомендации по выбору режимов эксплуатации ПСГ с целью повышению надежности их трубных систем.

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

2. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины /Под ред. Д.П. Бузина. М.: Энергоатомиздат. 1986. 264 с.

3. Бродов Ю.М. О необходимости комплексного обоснования разработок по совершенствованию энергетических теплообменных аппаратов. // Изв. Литовской АН. ENERGETIKA. 1991. №2. С. 17-22.

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

5. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок: Учебное пособие, 2-е изд., перераб. и дополнен. / Под общ. ред. Ю.М. Бродова. Екатеринбург: УГТУ, 1996. 298 с.

6. Теплообменники энергетических установок: Учебник для вузов / К.Э. Аронсон, С.Н. Блинков, В.И. Брезгин, и др. Екатеринбург: Сократ. 2003. 968 с.

7. Подогреватели сетевой воды в системах теплоснабжения ТЭС и АЭС: Учебное пособие / Ю.М. Бродов, В.И. Великович, М.А. Ниренштейн, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков. Екатеринбург: УГТУ. 1999. 138 с.

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

9. Берман Л.Д. Повышение герметичности конденсаторов мощных паровых турбин // Теплоэнергетика. 1984. №12. С. 61-65.

10. Берман Л.Д., Ефимочкин Г.И. Повышение эффективности конденсационных и регенеративных установок мощных паровых турбин // Изв. вузов. Энергетика. 1982. №4. С. 42-49.

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

12. Штромберг Ю.Ю., Терентьев И.А. Итоги работы энергоблоков ТЭС в период 1993-1997 годы. // Электрические станции. 1998. №5. С. 11-12.

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

14. Показатели надежности основного и вспомогательного оборудования турбоустановок ТЭС АСГСвердловэнерго" / Ю.М. Бродов, Б.Е. Мурманский, М.М. Мительман и др. // Электрические станции. 1997. № 5. С. 12-15.

15. В. Лихарева Е.П. Белоусов М.П. Некоторые виды повреждений элементов подогревателей низкого давления систем регенерации паровых турбин // Труды ЦКТИ, вып. 205. 1983. С. 37-44.

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

17. Анализ показателей надежности теплообменных аппаратов ТЭС/ Ю.М. Бродов, Р.С. Резникова, Г.И. Краснова, А.И. Чайка // Энергомашиностроение. 1982. №11. С. 35-39.

18. ОСТ 108.001.114-80. Надежность изделий энергомашиностроения. Система сбора и обработки информации с места эксплуатации, ремонта и с предприятий-изготовителей. Основные положения. Введен 01.01.81. М.: Минэнергомаш, 1981. 45 с.

19. ОСТ 24.030.17. Котлотурбостроение. Надежность. Организация сбора и обработки информации с места эксплуатации и ремонтных предприятий. Введен 01.03.71. М.: Минэнергомаш, 1971.45 с.

20. 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.

21. Консон А.В. Эффективность высокой надежности техники // Вопросы экономики. 1980. № 7. С. 60-63.

22. Справочник технико-экономических показателей для расчета экономической эффективности в энергомашиностроении. Л.: НПО ЦКТИ, 1976. 121 с.

23. Методика оценки уровня качества энергетического теплообменного оборудования электростанций. JL: НПО ЦКТИ, 1980. 20 с.

24. Алексеев К.П. Надежность и технико-экономические характеристики авиационных двигателей. М.: НИИЭинформэнергомаш, 1977. 103 с.

25. Капур К., Ламберсон Л. Надежность и проектирование систем. М.: Мир, 1980. 604 с.

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

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

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

29. 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.

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

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

32. Сосуды и трубопроводы высокого давления. Справочник / A.M. Кузнецов, В.И. Лившиц, Е.Р. Хисматулин и др. Изд. 2-е, дополненое. Иркутск: ГП «Иркутская областная типография №1», 1999. 600 с.

33. Григолюк Э.И., Фильштинский Л.А. Перфорированные пластины и оболочки. М.: Наука, 1970. 556 с.

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

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

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

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

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

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

40. Акользин П.А. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоиздат, 1982. 303 с.

41. Романов В.В. Коррозионное растрескивание металлов. М.: Машгиз, 1960.180 с.

42. Пахомов B.C., Макарцев В.В., Виденбек Р. Локальная коррозия теплообменного оборудования // Расчет, конструирование, исследование машин, аппаратов и установок химических производств: Сб. трудов. М., 1982. 148 с.

43. Богачев А.Ф. Анализ данных повреждаемости подогревателей высокого давления блоков с.к.д. с водяной стороны // Теплоэнергетика. 1991. № 7. с. 14-16.

44. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику: Пер. с англ. / Под ред. А.М.Сухотина. JL: Химия, 1989.456 с.

45. Логан Х.Л. Коррозия металлов под напряжением. М.: Металлургия, 1970.344 с.

46. Петров Л.Н., Супрунюк Н.Г. Коррозионно-механическое разрушение металлов и сплавов. Киев: Наукова думка, 1991, 215 с.

47. Bruckner L. «Остаточные напряжения и коррозионное растрескивание глубокотянутых изделий из сплавов Cu/Zn». IEV: Вег. Ins. Imformteen. Univ. Stuttgart. 1992. № 119. с. 1-141.

48. Теплообменные аппараты в системах регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок: Учебное пособие / Под общ. ред. Ю.М. Бродова. Екатеринбург: УГТУ. 1998. 192 с.

49. Питер Джексон. Введение в экспертные системы. М: Издат. дом Вильяме, 2001.624 с.

50. Нейлор К. Как построить свою экспертную систему. М.: Энергоатомиздат, 1991. 286 с.

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

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

53. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергоиздат, 1982.360 с.

54. Теплообменное оборудование. Каталог. М.: НИИЭинформэнергомаш., 1977. Ч. 1, 18-2-76. 101 с.

55. Теплообменное оборудование. Каталог. М.: НИИЭинформэнергомаш., 1977. Ч. 2, 18-2-76. 193 с.

56. Теплообменное оборудование паротурбинных установок: Отраслевой каталог. М.: НИИЭинформэнергомаш, 1984. 287 с.

57. Кассандрова О.Н., Лебедев В.В. Обработка результатов наблюдений. М.: Наука, 1970. 104 с.

58. Зайдель А.Н. Ошибки измерений физических величин. Л.: Наука, 1974.108 с.

59. ГОСТ 11.002-73. Правила оценки анормальности результатов наблюдений. М: Изд-во стандартов, 1976. 13 с.

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

61. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М.: Энергоиздат, 1981.440 с.

62. Исаченко В.П. Теплообмен при конденсации. М.: Энергия, 1977. 239 с.

63. Правила и устройства безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением (ПБ 10-115-96). М.: ПиООБТ, 1996. 242 с.

64. Правила устройства и безопасности эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Руководящие материала Госгортехнадзора России. М.: НПО ОБТ, 1994. 13 с.

65. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей М.: 1991. 117 с.

66. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник. Рекомендован службой стандартных справочных данных. ГСССД Р-776-98. М.: Изд-во МЭИ. 1999. 168 с.

67. ТСТ-109395. Расчетные тепловые и гидравлические характеристики сетевых подогревателей ПСГ-2300-2-8-1 и ПСГ-2300-2-8-И. ТМЗ. 6 с.

68. ГОСТ 15527-70. Сплавы медно-цинковые (латуни), обрабатываемые давлением. Марки. М.: Госстандарт России, 1970. 6 с.

69. Нормы проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования ТЭС и АЭС. М.: Союзтехэнерго, 1987.49 с.

70. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике. М.гНаука, 1967. 608 с.

71. Андреев П.А., Гремилов Д.А., Федорович Е.Д. Теплообменные аппараты ядерных энергетических установок (2 изд.) Л.: Изд-во «Судостроение», 1989. 236 с.

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

73. Справочник по теплообменникам: в 2-х т. Т.2 / пер. с англ. под ред. О.Г. Мартыненко и др. М.: Энергоатомиздат, 1987. 352 с.

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

75. С.Д. Пономарев и др. Расчет на прочность в машиностроении // В 2-х т., М.,1958. Т. 2. 452 с.

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

77. ГОСТ 9.901.1-98. Общие требования к методам испытаний на коррозионное растрескивание. М.: Изд-во стандартов, 1999. 7 с.

78. ГОСТ 9.901.4-89 (ИСО 7539/4-89). Металлы и сплавы. Испытания на коррозионное растрескивание образцов при одноосном растяжении. М.: Изд-во стандартов, 1990. 7 с.

79. ГОСТ 9.901.2-89 (ИСО 7539/4-89). Металлы и сплавы. Испытания на коррозионное растрескивание образцов в виде изогнутого бруса. М.: Изд-во стандартов, 1990. Юс.

80. Инструкция по обслуживанию потенциостата типа ЕР-20А и ЕР-21 с компенсацией IR. Завод электронной аппаратуры ELPAN. Любава, 1989. 12 с.

81. Паспорт на прибор двухкоординатный регистрирующий ПДА1. Завод приборной аппаратуры, 1989г. 6 с.

82. Тодт Ф. Коррозия и защита от коррозии конструкционных металлов в промышленности. Л.: Химия. 1967. 709 с.

83. Справочник по сопротивлению материалов. / Писаренко. Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Отв. ред. Писаренко Г.С. 2-е изд., перераб. и доп. Киев: Наукова9

84. Кац A.M. Теория упругости: Учебник для ВУЗов. Специальная литература. 2-е изд. стер. СПб.: Изд-во «Лань», 2002. 208 с.164