автореферат диссертации по энергетическому, металлургическому и химическому машиностроению, 05.04.12, диссертация на тему:Влияние неконденсирующихся газов на эффективность работы турбинной ступени

На правах рукописи

МАКСИМОВ ИВАН СЕРГЕЕВИЧ

ВЛИЯНИЕ НЕКОНДЕНСИРУЮЩИХСЯ ГАЗОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАБОТЫ ТУРБИННОЙ СТУПЕНИ

Специальность 05.04.12 -Турбомашины и комбинированные турбоустановки

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Меис*"^

Москва-2006

Работа выполнена на кафедре Паровых и газовых турбин (111Т) и в Научно-учебном центре геотермальной энергетики (НУЦ Гео) Московского энергетического института (Технического университета).

Научный руководитель: — доктор технических наук, профессор

Поваров Олег Алексеевич

Официальные оппоненты: — доктор технических наук, профессор

Тимошенко Николай Иосифович

— кандидат технических наук, доцент

Никольский Александр Иосифович Ведущая организация: — ОАО «Калужский турбинный завод»

Защита диссертации состоится « 09 » июня 2006 года в аудитории Б-407 в 15 часов 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.09 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 17.

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

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан « 05 » мая 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Д 212.157.09 к.т.н., доцент

Лебедева А.И.

дообй

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Анализ мировых запасов и потреб;, ения органического топлива показывает, что через 10-15 лет Европа, США, Китай и др. страны будут ощущать дефицит в газе, нефти и угле. Мировая энергетик;, уже нуждается в активном развитии и использовании новых видов источ! иков энергии из-за постоянного роста ценна топливо.

Политические и экономические преобразования в России и с ос с дних странах, произошедшие в последние годы, привели также к росту це I на органическое топливо, которые приближаются к мировым, соответственно, происходит увеличение тарифов на электроэнергию и тепло. Современная энергетика нуждается в повышении эффективности использования энергии, энергосбережение, развитии нетрадиционных возобновляемых источников энергии и снижении воздействия энергетических объектов на окружающую среду.

Особую роль в энергообеспечении имеет геотермальная энергетика представляющая собой надежное, экологически чистое и эффективное локальное производство прежде всего тепловой и электрической энергии. Локальные системы теплового и электрического снабжения на основе геотермальных ресурсов сегодня могут стать важным направлением энергетического обеспечения многих регионов России, прежде всего Дальнего Востока, Камчатки, Курильских островов, Северного Кавказа, Восточной Сибири и др. Россия располагает уникальными запасами геотермальных ресурсов.

В последние годы в России построена серия геотермальных электростанций (ГеоЭС) и геотермальных тепловых станций (ГеоТС) на Камчатке и Курильских островах. Здесь сейчас успешно работают восемь энергетических геотермальных блоков.

Современное развитие геотермальной энергетики требует широкомасштабных научных исследований связанных с многокомпонентным геотермальным теплоносителем, который характеризуется большим содержанием различных коррозионно-агрессивных примесей и неконденсирующихся газов (НКГ), влияющих на надежность и эффективность работы основного и вспомогательного энергетического оборудования.

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.-Петербург .

03 200£>кт"ь (

Цель работы. Теоретические и экспериментальные исследования течения и расширения многокомпонентного рабочего тела в элементах проточной части турбины. Исследование и изучение особенностей работы турбинной ступени при наличии в рабочем теле неконденсирующихся газов (НКГ). Определение влияния НКГ на эффективность работы проточной части турбины. Исследование процессов течения слабоперегретого и влажного водяного пар на образование первых жидких пленок на твердой поверхности в присутствии НКГ.

Научная новизна. Впервые детально изучена особенность работы турбинной ступени на парогазовом рабочем теле с НКГ. Предложена методика расчета параметров компонентов геотермального теплоносителя в турбинной ступени при изменении концентрации неконденсирующихся газов в нем. Определенно влияние НКГ на эффективность работы турбинной ступени.

Экспериментально исследовано влияние неконденсирующихся газов на газодинамические характеристики геотермального рабочего тела в турбинной ступени. Установлен перегрев рабочей среды у твердой стенке конфузорно-диффузорного канала, в зависимости от концентрации НКГ в водяном паре.

Измерены толщины жидких пленок, образующихся в результате осаждения первых мелких капель на стенках канала при течении конденсирующегося парогазового рабочего тела и разных концентрациях НКГ.

Практическая ценность. Полученные в данной работе результаты теоретических и экспериментальных исследований позволяют определить степень влияния НКГ на экономичность турбинной ступени, работающей на парогазовом рабочем теле.

Разработана методика расчета параметров компонентов рабочего тела в паровой турбине.

Результаты экспериментальных исследований позволяют внести поправки в газодинамические расчеты турбинных ступеней работающих на геотермальном паре.

Степень достоверности и обоснованности. Основные научные положения, изложенные в работе, обоснованы результатами экспериментальных и расчетно-теоретических исследований.

Проведенная оценка погрешности измерений и принятая методика экспериментальных исследований, тщательная тарировка и калибровка

измерительных средств, многократные опыты позволяют утверждать, что полученные результаты достоверны.

Личный вклад автора. Результаты исследований, представленные в работе, получены автором на кафедре Паровых и газовых турбин и в Научно-учебном центре геотермальной энергетики МЭИ (ТУ).

Автор принимал непосредственное участие в разработке методик проведения экспериментов, в разработке и подготовке систем измерений газодинамических параметров двухкомпонентного рабочего тела, проводил экспериментальные исследования, обработку и анализ результатов исследований, разрабатывал программы расчетов влияния неконденсирующихся газов на эффективность работы паровой турбинной ступени. Автор проводил реконструкцию вспомогательных измерительных систем экспериментальной турбинной установки. Автором проведены экспериментальные исследования по измерению температур и толщин жидких пленок на поверхности конфузорно-диффузорного канала при конденсации слабоперегретого и влажного пара, содержащего неконденсирующиеся газы.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Результаты теоретического расчета влияния неконденсирующихся газов на газодинамические и энергетические характеристики турбинной ступени.

2. Результаты экспериментальных исследований влияния неконденсирующихся газов на экономические характеристики паровой турбинной ступени при течении слабоперегретого и влажного пара.

3. Результаты экспериментальных исследований образования первых жидких пленок, образующихся на поверхности проточной части при течении слабоперегретого и влажного пара.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались и получили одобрение на: восьмой, девятой и десятой международных научно - технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», г. Москва, 2002, 2003 и 2004 г.; первой Нижневолжской научно - практической конференции «Энергосбережение и энергообеспечение на базе возобновляемых источников энергии и нетрадиционных технологий», г. Волжский, 2002 г.; в научно - учебном центре геотермальной энергетики МЭИ (ТУ), г. Москва, 2004 г.; международной

геотермальной конференции «Тепло и свет от сердца земли» г. П.-Камчатский, 2004 г.; заседании газодинамического семинара кафедры паровых и газовых турбин МЭИ (ТУ), г. Москва 2005 г.; в АО «Геотерм», г. Москва, 2005 г.; заседании кафедры паровых и газовых турбин МЭИ (ТУ), г. Москва, 2005 г.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано восемь научко - технических статей.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и библиографического списка из 82 наименований отечественных и зарубежных авторов. Общий объем работы 160 страницы, в том числе рисунков 70, таблиц 34.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, приведена краткая характеристика и структура изложенного материала.

В первой главе выполнен обзор современного состояния технологий использования геотермального теплоносителя для производства тепла и электроэнергии. Представлен химический состав различных геотермальных теплоносителей, в состав которых входят примеси химических элементов, их соединений и НКГ. Проведен анализ распределений НКГ и различных примесей между газовой и жидкой фазами.

Проведен анализ надежности и экономичности основного энергетического оборудования ГеоЭС. Показано, что в геотермальной среде происходит интенсивное коррозионное растрескивание металла под напряжением, питтинговая коррозия и эрозия-коррозия металлов ГеоЭС.

На большинстве парогидротерм в состав НКГ входят: диоксид углерода (СОг), сероводород (H2S), азот (N2), водород (Н2), аммиак (NH3), метан (СН») и др., где основными компонентами НКГ являются С02 и H2S. Общее содержание НКГ в паре может достигать 20% массового расхода геотермального рабочего тела. Многие НКГ являются химически активными и представляют серьезную коррозионную опасность для энергетического оборудования.

Сегодня требуются экспериментальные исследования основных газодинамических характеристик процессов течения многокомпонентного

геотермального теплоносителя, а также очень нужны данные о влиянии НКГ на эффективность работы турбинной ступени с целью повышения экономичности и надежности ГеоЭС.

Важной проблемой совершенствования оборудования ГеоЭС является получение надежных и достоверных данных по влиянию НКГ на экономичность работы проточной части турбины и всей турбоустановки. Для повышения надежности и экономичности ГеоЭС необходимы широкомасштабные и детальные исследования влиянию НКГ находящихся в водяном паре, на процессы течения рабочего тела в сопловых и рабочих турбинных решетках.

На основании проведенного анализа имеющихся литературных данных сформулированы основные задачи исследований:

- провести теоретические исследования влияния особенностей расширения водяного пара в сопловой решетке и турбинной ступени в присутствии НКГ;

- экспериментально исследовать температурные характеристики на поверхности элементов проточной части турбины в присутствии НКГ;

- провести экспериментальные исследования процессов образования и течения первых жидких пленок на поверхности элементов проточной части турбины;

- экспериментально исследовать эффективность работы турбинной ступени в присутствии НКГ.

Вторая глава посвящена описанию экспериментального стенда (турбоустановки и рабочего канала), системы измерений, методики проведения эксперимента и оценке погрешности измерений. Экспериментальные исследования, проводились на экспериментальной турбине ЭТ-12 (рис. 1), с новой системой подготовки рабочего тела и конфузорно-диффузорным каналом.

В соответствии с задачами исследований проводился комплекс пневмометрических, электрических, расходных и термометрических измерений.

Схема подготовки пара на экспериментальной установке позволяет выполнять исследования в широком диапазоне изменения параметров пара, как перед турбиной, так и за ней. Пар от отбора турбины ТЭЦ МЭИ поступает в паропровод экспериментальной установки. Температура пара перед стопорным клапаном (СК), поддерживается выше температуры насыщения. За СК в пар с помощью компрессора вводится воздух. Смесь пара с воздухом, пройдя ресивер, поступает в проточную часть экспериментальной турбины, состоящей из

двухвенечной ступени скорости (рис. 1). Для съема мощности с ротора работающей турбины используется трехкамерный и трехдисковый гидротормоз.

Система подготовки пара

Подвод рабочего тела

Конфузорно--диффузорный канал

Рис. 1. Принципиальная схема экспериментальной установки ЭТ-12: система подготовки парогазового рабочего тела перед турбиной а) и исследуемый конфузорно-диффузорный канал б).

Детальное исследование процессов течения двухфазного потока с мелкодисперсной структурой жидкой фазы (средний радиус капель г, < 1-Ю"6 м), процессов образования и течения жидких пленок, а также процессов конденсации пара при наличии НКГ проводилось на специальном стенде, установленном за экспериментальной турбиной представляющим собой конфузорно-диффузорный канал (рис. 1). Нижняя стенка канала оснащена измерительными датчиками, позволяющими исследовать процессы образования и течения жидкой пленки (температуры стенки и среды на поверхности, толщины жидкой пленки).

Перед каждой серией опытов все измерительные комплексы тщательно калибровались и тарировались, оценка погрешности измерений свидетельствует о достоверности полученных результатов.

Третья глава посвящена теоретическим исследованиям влияния НКГ на энергетические и газодинамические характеристики турбинной ступени, и паровой турбины в целом. Исследовалось влияние содержания НКГ (С02) на параметры компонентов входящих в парогазовую смесь, потери энергии рабочего тела и совершаемую им работу в проточной части турбины.

Влияние неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени рассматривалось на примере проточной части геотермальной турбины мощностью 2,5 МВт.

Основная часть НКГ после геотермальной скважины в момент сепарации (разделения фаз) геотермального теплоносителя переходят в газовую фазу, а примеси различных солей и оксидов - в жидкую фазу (рис. 2). Поэтому НКГ оставшиеся в газовой фазе поступают в проточную часть паровой турбины.

1 р [бар]

Рис. 2. Коэффициенты распределения газов и различных твердых примесей между паром и водой.

Изменение параметров компонентов в зависимости от содержания НКГ приводит к смещению процесса расширения паровой компоненты в сторону меньших значений степени влажности пара.

Показано, что изменение концентрации диоксида углерода в парогазовом рабочем теле не приводит к существенным изменениям располагаемого теплоперепада пара срабатываемого в турбинной ступени. Это объясняется тем, что изменение парциальных давлений происходит пропорционально содержанию диоксида углерода в паре, а неэквидистантность изобар в области рассматриваемых давлений не велика (рис. 3).

Рис. 3. Изменение располагаемого теплоперепада рабочего тела в Ь-Б диаграмме при различных концентрациях НКГ (С02).

Рассмотрены процессы расширения компонентов парогазовой смеси в турбинной ступени. Из-за разницы в значениях изобарных теплоемкостей компонентов парогазовой смеси, при замещении части пара на диоксид углерода (О™ =сопз1), суммарный теплоперепад рабочего тела снижается.

Потери энергии от влажности пара являются результатом сложных процессов взаимодействия между фазами и течениями влажно-парового потока в каналах турбинных решеток. Увеличение содержания НКГ в парогазовой смеси, приводит к уменьшению степени влажности паровой компоненты. То есть при увеличении концентрации диоксида углерода в парогазовой смеси происходит снижение потерь энергии (), связанных с влажностью паровой компоненты.

Исследования, приведенные на рис. 4 показали относительное увеличение мощности турбинной ступени с учетом снижения потерь энергии от влажности паровой компоненты на 0,8% при ¿Со2=20%. Относительное увеличение мощности является незначительным по сравнению с падением мощности турбинной ступени за счет замещения части пара на неконденсирующийся газ. В тоже время присутствие НКГ в рабочем теле снижает величину располагаемого теплоперепада смеси. Поэтому падение мощности турбинной ступени за счет замещения части водяного пара на НКГ в количестве §Со2=20% с учетом потерь энергии от влажности составляет ДМВЛ=15,86%.

¿N1 Р

ел [%]

0 -2 -4 -6

-10

-12

-14

-16

-16.72'

Рис. 4. Относительное изменение потерь энергии рабочего тела и мощности турбинной ступени при увеличении концентрации НКГ в паре.

На примере последней турбинной ступени, геотермальной турбинной установки мощностью 2,5МВт установлено, что при увеличении доли диоксида углерода в рабочем теле до 20% мощность ступени снижается на 16,7% (рис. 4).

В четвертой главе обосновывается выбор газа для проведения экспериментальных исследований НКГ на турбоустановке. Представлены результаты теоретического и экспериментального исследования влияния неконденсирующихся газов на эффективность работы двухвенечной турбинной ступени. Представлены экспериментальные данные влияния НКГ на эффективность работы двухвенечной турбинной ступени, а также детально рассмотрены процессы расширения паровоздушной смеси, в близи линии насыщения. Исследования проводились на экспериментальном стенде состоящем из экспериментальной турбины (ЭТ-12), проточная часть которой состояла из двухвенечной ступени скорости.

Выбор газа имитирующего НКГ производился на основе анализа различных газообразных веществ характерных для геотермальных станций. Как видно из рис. 5 изобарные теплоемкости газообразных веществ, таких как азот, диоксид углерода, сероводород и воздух при увеличении температуры изменяются незначительно и практически равны между собой. В качестве газа имитирующего основной компонент НКГ геотермальных источников был выбран воздух.

Для обеспечения постоянства расхода смеси, состоящей из НКГ (воздух) и водяного пара, давления на входе и выходе из турбины в процессе эксперимента поддерживались постоянными. Экспериментальные исследования проводились при различных начальных параметрах пара и для трех концентраций воздуха (НКГ) 0,2 и 4% от общего расхода смеси.

В результате дозирования НКГ в проточную часть турбины происходит перемещение процесса расширения паровой компоненты представленной в "Ь-Б" координатах в сторону увеличения энтропии, а соответственно в область меньших значений влажности пара (см. рис.3). Изоэнтропный теплоперепад равновесного процесса расширения паровой компоненты не изменяется при дозировании воздуха и его отсутствии. При данных экспериментальных параметрах и отсутствии воздуха процесс расширения пара в первой рабочей решетке начинался с линии насыщения водяного пара. В результате дозирования воздуха

процесс расширения пара в первом рабочем венце происходит не с линии насыщения (Х=1), а с некоторого перегрева (ДТ,=0,57К).

200 250 I, С

Рис. 5. Изобарная теплоемкость (Ср) различных газообразных веществ при давлении 0,1 МПа.

Наибольший интерес вызывают переходные процессы с образованием первичной влаги в самой ступени, а так же процессы расширения, проходящие в ступени при наличии некоторой степени влажности пара перед рабочей турбинной решеткой. Поэтому более детально рассмотрены процессы расширения паровоздушной смеси, проходящие с началом конденсации водяного пара в сопловом аппарате.

Проведенные эксперименты показали, что наличие воздуха в водяном паре в количестве - 4% приводит к снижению мощности турбинной ступени на величину, которая в среднем пропорциональна количеству воздуха в паре (рис. 6). Вблизи линии перехода от перегретого пара к влажному мощность турбинной ступени снизилась на 2,1%. Это связано с тем, что присутствие НКГ в паре существенно влияет на начало процесса конденсации, что приводит водяной пар от метастабильного состояния к состоянию, близкому к равновесному (соответственно, величина потерь уменьшается). При увеличении степени

влажности пара за рабочим колесом до 1,4% мощность турбинной ступени снижалась примерно на 4,4%.

По результатам эксперимента был выполнен теоретический анализ экономичности двухвенечной ступени скорости, работающей на паровоздушной смеси. По параметрам пара перед рабочим колесом у1 « 0,01% (за ступенью ук = 0,55%) и при относительном расходе воздуха £а01д ~ 4% было отмечено, что относительный внутренний КПД двухвенечной турбинной ступени, рассчитанный для водяного пара по парциальным давлениям в условиях смеси, увеличился на 1,4%. Это изменение наблюдалось лишь в переходной области вблизи линии насыщения. Дозирование воздуха в паровой поток в количестве 2% не привело к заметным изменениям параметров потока и эффективности работы турбинной ступени.

Рис. 6. Относительное изменение мощности двухвенечной турбинной ступени при различных начальных параметрах пара.

Изменение КПД турбинной ступени при переходе начальных параметров пара через линию насыщения является следствием снятия переохлаждения пара, т.е. результатом перехода из метастабильного состояния в равновесное. Результатом данного перехода является снижение потерь энергии и увеличение вырабатываемой мощности.

Данные результаты согласуются с многочисленными экспериментальными исследованиями изолированных решеток, отдельных ступеней и отсеков турбин.

Многие газодинамические параметры при переходе через линию насыщения претерпевают характерные изменения. Установлено, что при небольших перегревах на входе в сопловой канал, когда в косом срезе и за выходными кромками фиксируется капли высокой степени дисперсности, профильные потери кинетической энергии интенсивно увеличиваются, а затем с достижением некоторых значений влажности пара (уо < 1%) столь же интенсивно снижаются. Аналогичное изменение претерпевают коэффициенты расхода, температура полного торможения и др. параметры.

В пятой главе представлены экспериментальные исследования процессов течения двухфазного потока с мелкодисперсной структурой жидкой фазы, процессов образования и течения жидких пленок при наличии неконденсирующихся газов в паровой среде, проходящей через конфузорно-диффузорный канал, установленный за экспериментальной турбиной ЭТ-12.

На рис. 7 представлены результаты экспериментальных исследований характеристик толщин жидких пленок по длине конфузорно-диффузорного канала при течении парового и паро-воздушного потока при значении степени влажности на входе в канал 0,55%. При отсутствии в паровом потоке воздуха на поверхности канала не наблюдалась пленка жидкости. При дозировании в паровой поток НКГ (воздуха) в количестве £возд = 4% на стенке канала появлялась стабильная жидкая пленка толщиной 20-40 мкм, что свидетельствовало о начале процесса конденсации пара. Образовавшиеся первые капли конденсата следуют линиям тока, не подчиняются силам гравитации и не оказывают существенного влияния на торможение рабочего колеса.

мкм - 5 пл.

Уо =0,55% Ке- 1,7-10 М = 0.57

60

40

20

0

0,0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 * = х/1

Рис. 7. Изменения толщины пленки жидкости по длине конфузорно-диффузорного канала.

Примеси в паре в виде неконденсирующихся газов оказывают влияние не только на начало процесса конденсации водяного пара, но также изменяют скорость роста капель, возникающих в процессе конденсации.

При увеличении влажности пара перед исследуемым каналом до 1,44% течение в канале было близко к равновесному, т.е. на поверхности фиксировалась жидкая пленка при полном отсутствии переохлаждения. На этом режиме дозирование воздуха в пар не привело к изменениям толщины жидкой пленки или температур.

На рис. 8 приведены экспериментальные отклонения температуры (АТ„=Т„-Т;) жидкой пленки вдоль сопла от температуры торможения потока. Во время проведения экспериментов при начальной степени влажности пара на входе в 0,55% и отсутствии НКГ на стенках конфузорно-диффузорного канала, наблюдается некоторое переохлаждение пара в 3 ^ 4К. Это свидетельствует о метастабильном состоянии пара на данном режиме работы. При дозировании в паровой поток воздуха массового содержания в 4% термопары фиксируют небольшие значения перегрева среды на стенке канала 2-ЗК, причем в горле канала он достигает максимального значения (рис. 8), при этом появляется жидкая пленка на поверхности канала (рис. 7). Это связано с тем, что наличие НКГ приводит начало процесса конденсации водяного пара из зоны метастабильного состояния в область равновесного процесса расширения рабочего тела в канале, а значит и к уменьшению потерь энергии пара.

ДГ,„ — Т\¥ ■ г, Г1

А

- 8 шт." 4'/

\ N. , / V

g«m.= 0%

\

\ ч Х.1 _1

Уо - 0,55% Яе « 1,7 10 й

00 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0,6 0.7 0.8 х~х/Ь

Рис. 8. Изменение температуры среды на поверхности конфузорно-диффузорного канала.

Наличие неконденсирующихся газов в водяном паре приводит так же к перемещению начала процесса конденсации в сторону перегретого пара, т.е. конденсация начинается ранее, чем будет достигнута линия насыщения водяного пара т.к. молекулы НКГ для водяного пара являются центрами конденсации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

На основании результатов экспериментальных и теоретических исследований влияния неконденсирующихся газов на эффективность работы паровой турбинной ступени, были установлены новые явления и факты:

1. при расширении водяного пара, содержащего неконденсирующиеся газы (НКГ), в турбинной ступени, газы оказывают существенное влияние на процессы переохлождения пара, образования первых капель в паре и на формирование первых жидких пленок на твердой стенке;

2. при расширении водяного пара в конфузорно-диффузорном канале с увеличением концентрации НКГ (С02) в нем у твердой стенке происходит повышение локальной температуры рабочего тела;

3. в конфузорно-диффузорном канале при расширении водяного пара при его степени влажности уо<0,5% на твердой стенке образуются жидкие пленки толщиной 5„л <40-10"^;

4. при расширении водяного пара в турбинной ступени в зоне линии насыщения (уо<0,5%) в присутствии НКГ (янкг<4%) происходит увеличение КПД ступени Дт701 на 1,4%;

5. с ростом концентрации НКГ в паре и степени влажности уо>1,0% происходит снижение мощности турбиной ступени до 0,8% на 1% содержания НКГ.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Поваров О. А., Максимов И. С. Особенности работы турбин на геотермальном паре // Восьмая международная научно-техническая конф. студентов и аспирантов. Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл.- Т. 3.- М., 2002.- С. 247-248.

2. Семенов В. Н., Троицкий А. Н., Агапов Р. В., Максимов И. С. Влияние неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени // Первая Нижневолжская научно-практическая конф. Энергосбережение и энергообеспечение на базе возобновляемых источников энергии и нетрадиционных технологий: Тез. докл.- Т. 1.- Волжский, 2002.- С. 49-55.

3. Троицкий А. Н., Максимов И. С. Расчетные и экспериментальные исследования влияния неконденсирующихся газов на характеристики турбинной ступени // Девятая международная научно-техническая конф. студентов и аспирантов. Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл.- Т. 3.- М.,

2003.-С. 198-199.

4. Троицкий А. Н., Максимов И. С. Образование жидких пленок на внутренней поверхности конфузорно-диффузорного канала при течении влажного пара, содержащего неконденсирующиеся газы // Десятая международная научно-техническая конф. студентов и аспирантов. Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл.- Т. 3.- М., 2004,- С. 172-173.

5. Троицкий А. Н., Максимов И. С. Влияние неконденсирующихся газов на эффективность работы основного и вспомогательного оборудования Мутновской ГеоЭС // Десятая международная научно-техническая конф. студентов и аспирантов. Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Тез. докл.- Т. 3,- М.,

2004.- С. 173-174.

6. Максимов И.С., Троицкий А.Н. Особенности работы паровых турбин при наличии неконденсирующихся газов // Вестник МЭИ.- 2004,- № 4,- С. 5-13.

7. Троицкий А. Н., Максимов И. С. Исследование влияния неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени // Международная геотермальная конф. Тепло и свет от сердца земли: Тез. докл.- Петропавловск-Камчатский, 2004,-С. 1-12.

8. Троицкий А.Н., Максимов И.С. Экспериментальные исследования влияния неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени // Вестник МЭИ. 2006. № 1.С. 5-12.

9

Подписано в печать IС 5■ С(> Зак. Тир. (00 Пл. // ^ Полиграфический центр МЭИ (ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

*

До

И 125®

г

Введение.

Глава 1. Современное состояние вопроса и постановка задачи исследования.

1.1. Геотермальный теплоноситель и его особенности.

1.2. Проблемы эксплуатации и особенности работы турбин на геотермальном рабочем теле.

1.3. Конденсация водяного пара при наличии в нем неконденсирующихся газов.

1.4. Влияние неконденсирующихся газов на коррозию оборудования.

1.5. Отложения, возникающие при использовании геотермального рабочего тела.

1.6. Экологические и экономические аспекты удаления неконденсирующихся газов.

1.7. Постановка задачи исследования.

Глава 2. Экспериментальный стенд, методика проведения эксперимента и оценка погрешностей измеряемых величин.

2.1. Экспериментальный стенд и его конструкция.

2.2. Тепловая схема экспериментального стенда и схема измерений.

2.3. Проточная часть экспериментальной турбины и методика исследований.

2.4. Конфузорно-диффузорный канал, его конструкция и система измерений.

2.5. Оценка погрешностей измеряемых величин.

Глава 3. Теоретический анализ влияния неконденсирующихся газов на эффективность работы паровой турбины.

3.1. Влияние неконденсирующихся газов на массовый расход водяного пара и основные допущения.

3.2. Влияние неконденсирующихся газов на парциальное давление водяного пара.

3.3. Влияние неконденсирующихся газов на располагаемый теплоперепад и другие параметры.

3.4. Влияние неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность

3.5. Влияние неконденсирующихся газов на потери энергии от влажности паровой компоненты.

3.6. Влияние неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность с учетом конечной влажности паровой компоненты.

3.7. Выводы.

Глава 4. Экспериментальные исследования влияния неконденсирующихся газов на работу турбоустановки.

4.1. Выбор неконденсирующегося газа для эксперимента.

4.2. Выбор параметров для проведения теоретического расчета и экспериментальных исследований.

4.3. Теоретическое обоснование проведения эксперимента на турбоустановке.

4.3.1. Изменение парциального давления.

4.3.2. Изменение мощности турбины.

4.4. Результаты экспериментальных исследований, проведенных на турбоустановке.

4.4.1. Влияние концентрации НКГ в паре на изменение мощности турбинной ступени.

4.4.2. Изменение относительного внутреннего КПД турбинной ступени.

4.5. Выводы.

Глава 5. Экспериментальные исследования образования жидких пленок при течении конденсирующегося пара в присутствии неконденсирующихся газов.

5.1. Метод измерения локальной толщины жидкой пленки на твердой стенке при расширении водяного пара.

5.2. Исследование температурных характеристик твердой стенке при течении водяного пара в присутствии НКГ.

5.3. Образование жидкой пленки на твердой стенке при течении водяного пара в присутствии НКГ.

5.4. Выводы.

Особенностью геотермальных станций является то, что процесс расширения геотермального пара в турбине начинается с линии насыщения. Геотермальный пар состоит из водяного пара и примесей (в том числе и неконденсирующихся газов), которые вступают в различные химические реакции как между собой, так и с водяным паром, тем самым образуя агрессивные среды. Наличие жидкой фазы (капель влаги) в геотермальном паре при его расширении в проточной части турбины приводит к увеличению потерь и, соответственно, к снижению экономичности и надежности турбоустановки, работающей на геотермальном теплоносителе.

Повышение цен на органическое топливо, применяемое в традиционной энергетике (нефть, газ, уголь), ограничение запасов и сложность транспортировки их в некоторые районы России требует развития нетрадиционных способов получения тепла и энергии. Расширение способов получения электрической и тепловой энергии в области геотермальной энергетики и их совершенствование вызывает интерес исследователей к проблемам, возникающим при эксплуатации геотермальных станций.

К настоящему времени как в нашей стране, так и за рубежом выполнены теоретические и экспериментальные исследования течений геотермального рабочего тела и его моделей в проточных частях энергетического оборудования. Однако, необходимо отметить, что не все вопросы раскрыты в полной мере.

Данная работа посвящена исследованию влияния на экономичность и надежность работы турбинных ступеней, работающих на водяном паре в присутствии неконденсирующихся газов, моделирующих геотермальный теплоноситель. Работа является частью комплексных исследований, проводимых на кафедре паровых и газовых турбин МЭИ (ТУ) применительно к турбинам влажного пара, работающим на геотермальном паре, содержащем неконденсирующиеся газы.

В первой главе приведен обзор экспериментальных и теоретических работ, посвященных эксплуатации геотермальных станций. Рассмотрены особенности работы турбин на геотермальном рабочем теле, процессы образования влаги в турбинной ступени при наличии неконденсирующихся газов, коррозионно-эрозионный износ геотермального оборудования, способы защиты от стояночной коррозии и др. Рассмотрены исследования, проведенные на геотермальных станциях как в нашей стране, так и за рубежом, по влиянию неконденсирующихся газов на производительность турбоустановки, её экономичность и надежность. На основании анализа приведенных литературных данных сформулированы задачи исследования.

Вторая глава посвящена: описанию экспериментальной установки, представляющей собой двухвенечную турбинную ступень скорости, на которой проводились исследования; описанию системы измерений, применяемой на экспериментальной установке и специальным тарировочным стендам. Также, в главе представлены методики проведения экспериментов и дана оценка погрешности измеряемых величин.

В третьей главе представлены результаты теоретических расчетов по влиянию неконденсирующихся газов на газодинамические параметры работы паровой турбины, являющейся частью реальной геотермальной турбоустановки. Приведены результаты теоретических исследований по влиянию различного содержания неконденсирующихся газов на вырабатываемую мощность паровой ступени.

Четвертая глава содержит результаты экспериментальных исследований по влиянию неконденсирующихся газов на газодинамические характеристики паровой турбины и экономичность работы турбинной ступени на моделируемом геотермальном теплоносителе; теоретические расчеты, подтверждающие результаты проведенных экспериментальных исследований.

Пятая глава содержит результаты исследований температурных характеристик жидких пленок, а также их толщин, образующихся на стенке профилированного канала при течении влажного пара, содержащего неконденсирующиеся газы.

Работа выполнена на кафедре Паровых и газовых турбин (ПГТ) и в Научно-учебном центре геотермальной энергетики (НУЦ Гео) МЭИ (ТУ).

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н., проф. O.A. Поварову, сформулировавшего задачу исследований и осуществлявшего научное руководство при ее решении.

Автор благодарит искренне к.т.н. доц. А.Н. Троицкого и к.т.н., с.н.с. Семенова В.Н за постоянное внимание, научные консультации и помощь при проведении анализа получаемых результатов.

Диссертант выражает особую благодарность к.т.н., с.н.с. Киселеву Л.Е.,

К«Т*Н») с.н.с. Чертушкину В.Ф., |ст. мех. Валикову В.А.|, мех. Валикову A.B., инж. Ананьеву В.Ф. за помощь и содействие, при подготовке и проведении сложных и трудоемких экспериментальных исследований на турбине ЭТ-12.

Автор благодарит коллектив кафедры Паровых и газовых турбин и Научно-учебного центра геотермальной энергетики за помощь в работе над диссертацией, оказанной в разное время.

3.7. Выводы

- Чем выше массовая доля неконденсирующихся газов в парогазовой смеси, тем меньше парциальное давление основного компонента смеси -водяного пара.

- Располагаемый теплоперепад водяного пара, при расширении смеси в турбинной ступени, с увеличении массовой доли НКГ остается практически постоянным.

- При увеличении содержания диоксида углерода в парогазовой смеси происходит снижение вырабатываемой мощности. При наличии диоксида углерода в §со2=20% снижение вырабатываемой мощности турбинной ступени составит АК= 16,72%.

- При наличии диоксида углерода в §со2=20% величина потерь энергии от влажности паровой компоненты уменьшится на 5,12%.

- Увеличение вырабатываемой мощности паровой турбинной ступени с ростом массового содержания НКГ в смеси является незначительным по сравнению с падением мощности за счет замещения части водяного пара неконденсирующимися газами.

В данной главе проведен и обоснован выбор неконденсирующегося газа для проведения эксперимента на турбоустановке. Представлен теоретический расчет по влиянию выбранного неконденсирующегося газа на эффективность работы двухвенечной турбинной ступени. Проведен эксперимент на турбоустановке и получены результаты по влиянию НКГ на эффективность работы турбины. Также, приведены экспериментальные данные, по изменению вырабатываемой мощности на каждый венец турбиной ступени при наличии НКГ в паровой среде.

4.1. Выбор неконденсирующегося газа для эксперимента

Как отмечалось выше в главе 1, геотермальный пар (как рабочее тело паровых турбин) в своем составе содержит неконденсирующиеся газы (НКГ). Их количество может достигать 20% массового содержания в парогазовой смеси. На большинстве геотермальных источниках основным компонентом НКГ является диоксид углерода (С02). Этот газ является агрессивно опасным. По мере расширения пара в нем образуются различные кислоты, щелочи и основания, увеличивающие влияние на коррозию проточной части турбины.

Во время теоретической подготовки экспериментальных исследований был произведен анализ различных газообразных веществ, характерных для геотермальных источников (станций), по их изобарной теплоемкости (сравнивалась «теплонесущая» способность различных газов). Сравнение производили при различном давлении от 0 бар до 5 бар и различной температуре от 0°С до 300°С [65, 70]. В качестве одного из неконденсирующихся газов рассматривался воздух [71].

Данные по изобарной теплоемкости некоторых газов сведены в таблицу 4.1 и представлены на рис. 4.1. Как видно из таблицы 4.1, наибольшей изобарной теплоемкостью по сравнению с водяным паром обладает аммиак (ЫНз), а наименьшей - диоксид углерода (СОг). Изобарные теплоемкости некоторых газообразных веществ, таких как азот, диоксид углерода, сероводород и воздух при увеличении температуры изменяются незначительно и практически равны между собой по сравнению со значениями для водяного пара и аммиака, находящихся выше (см. рис. 4.1). Данная зависимость изобарных теплоемкостей сохраняется и при меньших значениях давления (Р=сопб1), не приведенных в данной таблице, с учетом изменения температуры от 0 до 300°С.

Изобарная теплоемкость (Ср) различных газов при постоянном давлении и различной температуре

1. Поваров О.А., Доброхотов В.И. Использование геотермальных ресурсовРоссии // Теплоэнергетика. 2003. № 1. 2-11.

2. Трушин Г., Земцов А.С., Длугосельский В.И. Научно-технические аспекты строительства Мутновской геотермальной электростанции наКамчатке // Теплоэнергетика. 2000. №7. 60-63.

3. Современные Российские геотермальные энергетические технологии и их эффективность / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, А.И. Никольский,В.Н. Семенов // Теплоэнергетика. 2004. № 6. 2-12.

4. Поваров О.А., Томаров Г.В. Развитие геотермальной энергетики в России и за рубежом // Теплоэнергетика. 2006. JSfe 3. 2-10.

5. Поваров О.А., Томаров Г.В. Физико-технические проблемы геотермальной энергетики // Известия академии наук. 1997. № 4. 3-17.

6. Поваров О.А., Томаров Г.В. Проблемы многофазных сред геотермальных теплоносителей // Теплоэнергетика. 1992. № 5. 66-70.

7. Мутновский геотермальный энергетический комплекс на Камчатке / О.В. Бритвин, О.А. Поваров, Е.Ф. Клочков, Г.В. Томаров, Н.Л. Кошкин,В.Е. Лузин // Теплоэнергетика. 2001. № 2. 4-10.

8. Петрова Т.И., Нагдалиева О.А. Проблемы водно-химического режима одноконтурных геотермальных электростанций // Вестник МЭИ. 1998. К^З.С. 27-30.

9. Двухконтурная ГеоТЭС на парогидротермах / Д.А. Лабунцов, Ф.Г. Саломзода, И.М. Пчелкин, И.Б. Василевский // Теплоэнергетика. 1992..№4. 34-38.

10. Нагдалиева О.А. Исследование влияния физико-химических факторов на работу одноконтурной ГеоЭС // Автореферат диссертации на соисканиеученой степени кандидата технических наук. Москва. МЭИ. 1999.

11. Gulden Gokcen Gunerhan, Glenn Coury. Upstream reboiler design and testing for removal of non-condensable gases from geothermal steam at Kizildere152geothermal power plant / Proceedings World Geothermal Congress 2000. Japan,May-June 2000. P. 3173-3178.

12. M. Akiba, T. Omori, K. Natori. Performance Characteristics of Steam Turbines Applied to Geothermal Fluid with Noncondensable Gases // Presented at the Jt.ASME/IEEE Power Generation Conference, Portland, Oregon - October 19-23,1986.

13. Фундаментальные исследования в области геотермальной энергетики / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, В.Н. Семенов, А.И. Никольский // Теплоэнергетика.2005. № I . e . 54-63.

14. Влияние растворенных в паре примесей на образование коррозионно- агрессивной жидкой фазы в проточных частях турбин / О.А. Мартынова,О.А. Поваров, B.C. Рабенко, В.Н. Семенов, Н.А. Зайцев // Теплоэнергетика.1984. № 4. 19-22.

15. Влияние водно-химических факторов на коррозионное состояние проточной части турбины / О.И. Мартынова, О.А. Поваров, Б.В. Богомолов// Электрические станции. 1987. № 3. 39-43.

16. Поваров О.А., Томаров Г.В. Динамика распределения примесей во влажно- паровом тракте турбоустановок АЭС //Теплоэнергетика. 1994. №. 4.С. 23-31.

17. Поваров О.А., Лукашенко Ю.Л. Турбины и сепараторы для геотермальных электростанций // Теплоэнергетика. 1997. № 1. 41-47.

18. Nelson A.N. Purification of CE-CEBU geothermal power company steam supply using vertical recycling separators / 22"*^ Annual PNOC-EDC Geothermalconference march 13-14. Philippines. 2001. P. 153-150.

19. Рябцев В.И. О некоторых путях повышения эффективности работы паровых эжекторов турбин // Электрические станции. 1991. № 2. 38-41.153

20. Шкловер Г.Г. Конденсация движущегося пара в винтовых теплообмениках в условиях вакуума // Теплообмен при конденсации и кипении. ТрудыЦКТИ. Вып. .№57. Ред. Стыриковича М.А. Ленинград. 1965. 195-208.

21. Turbine Steam Chemistry and Corrosion: Electrochemistry in LP Turbines. O.A. Povarov, T.I. Petrova, V.N. Semenov, A.N. Troitsky and others // FinalReport TR-1006283, EPRI, Palo Alto, August 2001.

22. Albert Bursik, Jorgan Peter Jenser. Bemerkungen zum Verhalten von Kohlendioxide in Wasser-Dampf-Kjeislaufen / Power Plant Chemistry. 1999.№1(3). P. 58-61.

23. Giggenbach W.F. Geothermal gas equilibria / Geochimica Cosmochimica Acta, Vol. 44. 1980. P. 2021-2032.

24. Gestur Gislason. Nesjavellir CO-generation plant. Flow of geothermal steam and non-condensable gases / Proceedings World Geothermal Congress 2000. Japan,May - June 2000. P. 585-590.

25. Povarov K.O. Impurities distribution between steam and water phases for geothermal power plant. // Proceedings 22"^ * New Zealand Geothermal Workshop2000. P. 42-74.

26. Безотечество М.Л. Эксплуатация Верхне-Мутновской ГеоЭС // International Geothermal Workshop. Heat and Light from the Heard of the Earth.Petropavlovsk-Kamchatski. 9-15 August 2004. P. 1-12.154

27. Образование агрессивных сред на дисках турбинных ступеней / О.А. Мартынова, О.А. Поваров, В.Е. Золотарев, Б.В. Богомолов //Теплоэнергетика. 1986. ^211. 45-49.

29. Дикий Н.А. Энергоустановки геотермальных электростанций // Киев. Высшая школа. 1989. 200.

30. Поваров О.А. Семенов В.П. Богомолов Б.В. Влияние агрессивных сред на надежность паровых турбин // Теплоэнергетика 1986. JST» 10. 33-38.

31. Основные принципы создания турбин геотермальных электростанций в Японии / А.Н. Макухин, В.И. Горин, В.М. Фильков, В.П. Трусов //Теплоэнергетика. 1985. № 9. 39-43.

32. Изучение коррозионно-усталостного поведения титанового сплава ТС-5 и стали 15X11МФ для использования в оборудовании геотермальныхэнергосистем / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, О.С. Калахан, И.А. Смирнова //Теплоэнергетика. 1994. № 8. 30-35.

33. Saito S., Sakanashi Н., Suzuki Т. Development of Scale Deposit Inhibition Technology Using Turbine Water-Cooled Nozzle // Proc. of the 20^ *^ NewZealand Geothermal Workshop. 1998. P. 1-6.

34. Nakagawa Y., Saito S. Geothermal Power Plants in Japan Adopting Recent Technologies // Proc. of the World Geothermal Congress. 2000. P. 3245-3251.

35. Федоров B.A., Сережкин П.А., Алексеев В.И. Парогенератор предельной эффективности для геотермальных электрических станций //Теплоэнергетика. 1999. N2 4. 41-44.

36. Тимошенко Н.И., Сапожников М.Б. Электрические станции на низкокипящих рабочих телах // Теплоэнергетика. 2005. № 3. 73-77.

37. Тимошенко Н.И., Сапожников М.Б. Выбор давлений в паротурбинном цикле электрической станции, работаюш;ей на основе низкокипяш;ихрабочих тел // Вести в электроэнергетики. 2005. № 1. 55-58.155

38. Гоголев И.Г., Дроконов A.M., Кочегаров А.А. Осевое усилие турбинной ступени при отложении солей // Тяжелое машиностроение. 1990. JSr« 6.С. 5-7. 39. Дейч. М.Е., Филиппов Г.А. Двухфазные течения в элементах теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоатомиздат. 1987.

40. Krzyzanowski J. Wspotczesne problemy przeplywu рагу w ostanich stopniach turbin kondensacyjnich // Cieplne maszyny przeplwowe. 1981. № 89.St. 141-157.

41. Сб. статей. Геотермальная энергия. Ресурсы, разработка, использование. М. Мир.1975.С.47-53.

42. Берман Э. Геотермальная энергия. М. Мир. 1976. 416.

43. Данные о составе рабочих сред установки по подготовке пара Верхне- Мутновской ГеоЭС / В.Г. Юрьев, Л.В. Макарова, О.А. Нагдалиева,К.О. Поваров // Теплоэнергетика. 1998. № 6. 124-125.

44. Развитие геотермальной энергетики в России / Е.И. Гаврилов, В.А. Васильев, Ф.Г. Саломзода, Е.М. Ставиский, А.В. Крайнов // Известияакадемии наук. 1997. .№ 4. 18-25.

45. Щегляев А.В. Паровые турбины. М. Энергия. 1976. 368.

46. Александров А.А., Григорьев Б.А. / Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник. М. Издательство МЭИ. 1999. 168.

47. Пикольский А.И. Исследование влияния дисперсности влажного пара на энергетические и расходные характеристики турбинных решеток. Дисс. насоиск. 3^. степ. канд. техн. наук. М. МЭИ. 1980. 230.

48. Агапов Р.В. Экспериментальное исследование образования и течения жидких пленок в элементах турбинных ступеней. Дисс. на соиск. уч. степ,канд. техн. наук. М. МЭИ. 2003. 207.156

49. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М. Энергия. 1968. 424.

50. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы. М. Энергия. 1978. 704.

51. Троицкий А.Н. Разработка и исследование методов повышения экономичности турбинной ступени, работающей во влажном паре. Дисс. насоиск. уч. степ. канд. техн. наук. М. МЭИ. 1988. 219.

52. Долинский Е.Ф. Обработка результатов измерений. М. Изд. стандартов. 1973.С.316.

53. Электронная версия программы вычисления свойств воды и водяного пара "WaterSteamPro" версия 5,6004 2001г. Программа разработана на кафедреТВТ МЭИ. Web-site: http://twt.mpei.ac.ru/orlov/watersteampro.

54. В.Ф. Чудесенко. Сборник заданий по специальным курсам высшей математики. М. Высшая школа. 1999. 126.

55. Вукалович М.П., Повиков И.И. Техническая термодинамика. М. Энергия. 1968. 496.

56. Проблемы солеотложений и износ элементов геотермальных энергетических установок / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, СЮ. Кутырев,Е.В. Величко. М.: ЦПИИТЭИтяжмаш. 1991. 44.

57. Техническая термодинамика. Ред. В.И. Крутова. М. 1991. 385.

58. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. М. Изд. МЭИ. 1999. 168.

59. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М. 1963. 708.157

60. Интернет сайт расчета термодинамических свойств различных веществ http://webbook.nist.gOv/chemistp//fluid - Thermo physical Properties of FluidSystems/NIST.

61. Александров A.A., Очков В.Ф., Орлов K.A. Уравнения и профамма для расчета свойств газов и продуктов сгорания // Теплоэнергетика. 2005. Ш 3.С. 48-55.

62. Филиппов Г.А., Поваров О.А. К расчету турбинных ступеней большой веерности работающих во влажном паре // Теплоэнергетика. 1976. J\2 5.С. 87-91.

63. Троицкий А.Н., Максимов И.С. Экспериментальные исследования влияния неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени // Вестник МЭИ.2006. № I . e . 5-12.

64. Букалович М.П., Алтунин В.В. Теплофизические свойства двуокиси углерода. М. Атомиздат. 1965. 455.

65. Справочник. Свойства веществ. Холодильная техника. Кондиционирование воздуха. / Н. Богданов, СИ. Бурцев, О.П. Иванов, А.В. Куприянова -СПб. Издательство СПбГАХПТ. 1999. 320.

66. Щегляев А.В. Паровые турбины. Теория теплового процесса и конструкции турбин. Учебник для вузов. Том 1 и 2. М. Энергоатомиздат. 1993. 384.

67. Троицкий А.Н., Максимов И.С. Исследование влияния неконденсирующихся газов на работу турбинной ступени //Международная геотермальная конференция. «Тепло и свет от сердцаземли». Россия. Петропавловск-Камчатский. 9-15 августа 2004г. 1-12.

68. Максимов И.С, Троицкий А.Н. Особенности работы паровых турбин при наличии неконденсирующихся газов // Вестник МЭИ. 2004. № 4. 5-13.

69. Filippov G.A., Povarov О.А., Nikolskiy A.I. Aero-Thermodynamics of Steam Turbine //N.Y. ASME, 1981. P. 37-42.

70. Семенов В.Н. Определение основных закономерностей влияния агрессивных сред на надежность проточных частей турбин. Дисс. на соиск.уч. степ. канд. техн. наук. М. МЭИ. 1985. 196.

71. Федоров А.С. Преобразователи и устройства для измерения параметров двухфазных потоков. Автореф. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. 1981. М.МЭИ. 19.

72. Федоров А.С. Градуировочные устройства толщиномеров жидкой пленки / Труды МЭИ. Вып. 623. 1984. 27-29.