Статическая и динамическая прочность трубной системы горизонтальных сетевых подогревателей теплофикационных турбин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат наук Билан, Андрей Витальевич

• Билан, Андрей Витальевич
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Билан, Андрей Витальевич

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ

1. Состояние вопроса. Постановка задач исследования

1.1. Анализ эксплуатации ПСГ

1.2. Методы расчета напряженного состояния трубной системы

1.3. Вибрационный расчет трубок

1.4. Выводы. Постановка задач исследования

2. Разработка методики расчета трубной системы на статическую прочность

2.1. Прочностной расчет ПСГ, включающий взаимодействующие упругие элементы: трубные доски, корпус, трубы, компенсатор

2.2. Вариационная формулировка задачи и ее решение методом конечных элементов

2.3. Тестирование программ и анализ напряженно-деформированного состояния перфорированных пластин

2.4. Выводы

3. Разработка методики расчета трубной системы на динамическую прочность

3.1. Обоснование расчетной схемы с учетом усилий растяжения-сжатия

3.2. Вариационная формулировка задачи и ее решение методом конечных элементов

3.3. Тестирование программ и анализ спектра частот и форм колебаний трубок

3.4. Выводы

4. Автоматизированное проектирование и оптимизация конструкции сетевых подогревателей горизонтального типа

4.1. Программно-параметрическое проектирование сетевых подогревателей

4.2. Снижение напряжений в трубной системе за счет выбора компенсатора

4.3. Отстройка трубной системы от резонанса

4.4. Исследование НДС водяных камер ПСГ с перегородками, используемыми в качестве анкерных связей

4.5. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Справка об использовании результатов диссертационной работы Билана А.В

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Статическая и динамическая прочность трубной системы горизонтальных сетевых подогревателей теплофикационных турбин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. В последние десятилетия в энергетике России произошли структурные изменения в потреблении тепловой и электрической энергии, что привело к существенному изменению режимов работы теплофикационных турбин, к частым пускам и остановам оборудования, которое проектировалось для работы преимущественно в базовых режимах. Новые, непредусмотренные при проектировании, условия работы приводят к уменьшению ресурса мощных теплофикационных турбоустановок, в том числе сетевых подогревателей горизонтального типа (ПСГ).

Наиболее повреждаемым элементом ПСГ является трубная система. Анализ эксплуатации ПСГ производства Уральского турбинного завода (АО "УТЗ"), проведенный станциями Москвы, Санкт-Петербурга, Киева совместно с научно-исследовательскими институтами МЭИ, ВТИ, НПО ЦКТИ, УрФУ показывает, что имеется коррозионное растрескивание трубок под напряжением, которое при плохом качестве сетевой воды приводит к полной замене трубных пучков через 5...7 лет работы. Заглушение поврежденных трубок приводит к уменьшению поверхности теплообмена и возрастанию гидравлического сопротивления, увеличению недогрева и, как следствие, к понижению экономичности всей турбоустановки.

В последнее время станции заказывают ПСГ на давление по воде 1,6.1,8 МПа, что фактически в 2 раза больше, чем в эксплуатируемых в настоящее время подогревателях на давление 0,8. 1,1 МПа. Ведутся разработки ПСГ на давление 2,5 МПа по сетевой воде. Повышенное давление приводит к увеличению напряжений в трубных досках, трубках, корпусе, компенсаторе, а это требует новых конструктивных решений, которые должны быть обоснованы более точным учетом условий работы всех элементов ПСГ.

Поэтому совершенствование методов расчета на прочность трубной системы ПСГ с применением современных численных методов и исследование напряженно - деформированного состояния (НДС) всех элементов является

актуальной задачей, решение которой позволит создавать оптимальные конструкции проектируемых подогревателей, а также повысить ресурс находящихся в эксплуатации.

Степень разработанности темы

Имеются опубликованные результаты исследований, проведенных на станциях, посвященных анализу повреждаемости трубной системы ПСГ, в том числе влиянию на нее режимов эксплуатации турбины. Для расчета трубных досок на заводах используются руководящие указания НПО ЦКТИ и ГОСТ Р 52857.7-2007, которые не учитывают прогиб трубных досок и не позволяют определить напряжения растяжения-сжатия трубок в зависимости от их расположения в трубном пучке.

Существующие методики расчета трубной системы ПСГ на вибрацию не учитывают напряжения растяжения-сжатия трубок, что может вносить значительную погрешность в результаты.

Цели и задачи исследования:

- Разработка уточненной методики расчета на прочность ПСГ как взаимосвязанной системы: трубные доски, трубки, корпус, компенсатор с применением метода конечных элементов (МКЭ).

- Исследование НДС всех элементов трубной системы ПСГ с целью повышения их надежности и увеличения ресурса.

- Оценка влияния неравномерности нагрева сетевой воды по ходам на напряжения в трубках ПСГ.

- Разработка новых конструктивных решений по повышению надежности трубной системы.

- Разработка программного комплекса по проектированию сетевых подогревателей и внедрение его в промышленную эксплуатацию в АО "УТЗ".

Научная новизна. В работе получен ряд новых результатов:

- Разработана уточненная методика расчета ПСГ как взаимосвязанной системы всех элементов МКЭ, дающая более точные результаты, чем раздельный расчет на прочность трубных досок, трубок, корпуса, компенсатора.

- Автоматизированным способом создана 3D модель ПСГ-4900, используемая для расчетов в ANS YS.

- Впервые исследован спектр собственных частот трубного пучка ПСГ с учетом имеющихся напряжений растяжения-сжатия в трубках. Доказано, что отстройка от резонанса на 50 Гц возможна только повышением первой собственной частоты трубок выше 60 Гц.

- Доказано, что при использовании влажного пара или перегретого на 30.50 0С и особенно при повышенных давлениях сетевой воды 1,6.1,8 МПа предпочтительнее бескомпенсаторная конструкция ПСГ или со встроенным в трубную доску компенсатором.

- Доказано, что при использовании перегородок между ходами водяных камер в качестве анкерных связей допустимо утонить трубную доску до толщины 60 мм, определяемой условиями прочности и плотности вальцовочного соединения трубок. При этом существенно уменьшаются максимальные растягивающие напряжения в трубках с 50.110 до 20.25 МПа и увеличивается их ресурс.

Теоретическая и практическая значимость работы:

- Разработанная автором методика реализована в виде комплекса программ по автоматизированному и оптимальному проектированию ПСГ в АО «УТЗ».

- Показана возможность частичной компенсации напряжений за счет утонения края трубной доски.

- При работе ПСГ на перегретом паре предложен односторонний компенсатор, который работает при повышенных температурах пара.

- Для уменьшения габаритов компенсатора предложен компенсатор, располагаемый между корпусом и трубной доской, а также его комбинация с компенсатором, встроенным в корпус, что уменьшает вес трубной доски.

- Обоснована необходимость повышения первой частоты трубок выше 60 Гц и предложен для этого один из способов реализации - двойные перегородки.

- Разработана конструкция водяных камер с анкерными связями, в качестве которых выступают перегородки между ходами, что позволяет заменить

эллиптические днища на плоские и приводит, при неизменной поверхности теплообмена, к существенному сокращению длины ПСГ (до 1,2 м), утонению трубной доски, уменьшению напряжений в трубках и увеличению их ресурса.

Методология и методы диссертационного исследования базируются на применении научно обоснованной теории механики деформированного твердого тела, метода конечных элементов, численных методов решения систем уравнений и определения собственных значений, использовании сертифицированного программного обеспечения ANSYS.

На защиту выносятся:

- Обоснование и результаты разработки уточненной методики расчета на прочность ПСГ как взаимосвязанной системы: трубные доски, трубки, корпус, компенсатор с применением МКЭ.

- Результаты исследования спектра собственных частот трубного пучка ПСГ с учетом имеющихся напряжений растяжения-сжатия в трубках. Доказано, что отстройка от резонансов возможна только повышением первой собственной частоты выше 60 Гц.

- Исследование влияния компенсатора на напряжения растяжения-сжатия в трубках. Обоснование бескомпенсаторной конструкции при использовании влажного пара или перегретого на 30...50 0С и особенно при повышенных давлениях сетевой воды 1,6.1,8 МПа, которая приводит к меньшим напряжениям в трубках и повышению их ресурса.

- Результаты исследования и обоснование конструкции водяных камер с перегородками между ходами, используемыми в качестве анкерных связей, что уменьшает изгибные напряжения в трубной доске и позволяет уменьшить ее толщину, а также уменьшает напряжения в трубках и увеличивает их ресурс.

Достоверность и обоснованность результатов обеспечивается применением апробированных методов расчета на прочность, в том числе метода конечных элементов, проведением многочисленных тестов по известным решениям задач колебания стержней, изгиба перфорированных пластин.

Были выполнены расчеты ПСГ в осесимметричной постановке, а также со смещением трубного пучка и различных температур трубок по ходам в 3D постановке с помощью комплекса ANSYS, подтверждена обоснованность принятых упрощений при инженерных расчетах.

Были проведены экспериментальные измерения напряжений в корпусе и периферийных трубках при гидроиспытаниях ПСГ-2200 с латунными (ЛО70-1) трубками турбины Тп-100/110-90. Получено соответствие расчетных и экспериментальных максимальных напряжений с точностью 10% (2 МПа), что находится в пределах погрешности тензометрирования.

Реализация результатов. Комплекс программ и полученные результаты исследований используются в АО «УТЗ». Разработанная методика расчета трубных досок утверждена НПО ЦКТИ. Проведено исследование и обоснование конструкции ПСГ, спроектированных и изготовленных АО «УТЗ»:

- ПСГ-2200-3-16 на повышенное давление по воде 1,6 МПа без компенсатора для турбины Тп-100/110-90, установленной на Сибирском химическом комбинате.

- ПСГ-1250-3-18 на повышенное давление по воде 1,8 МПа без компенсатора для турбины Т-95/105-8,8, установленной на Петропавловской ТЭЦ-2 (Казахстан).

- Модернизированного ПСГ-4900-3-11,4, работающего на перегретом паре, с утонением трубной доски, имевшей толщину 135 мм, на 30 мм, и уменьшением веса ПСГ на 5 тонн для турбины Т-295/335-23,5 ТЭЦ-22 ПАО «Мосэнерго».

Апробация работы. Основные материалы диссертационной работы обсуждены и доложены на: Международной научно-технической конференции «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования» (Харьков, 2006 г., 2009 г.); Всеукраинской научно-технической конференции (Харьков, НТУ «ХПИ», 2013 г.); ХХХХУ Всероссийском симпозиуме по механике и процессам управления (Миасс, 2015 г); Второй научно-технической конференция молодых ученых Уральского энергетического института (Екатеринбург, 2017 г.)

Публикации. Основные положения и выводы изложены в 9 печатных работах, в том числе в трех публикациях в рецензируемых научных журналах, определенных ВАК; в двух патентах на изобретение; в трех патентах на полезную модель.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, библиографического списка из 104 наименований. Весь материал изложен на 135 страницах машинописного текста, содержит 46 рисунков, 18 таблиц, 1 приложение.

Работа выполнена в ФГАОУ ВО «Уральский федеральный университет имени первого Президента России Б.Н. Ельцина» на кафедре «Турбины и двигатели» и в АО "УТЗ", где работает автор.

Автор благодарен научному руководителю д.т.н., проф. Плотникову П.Н. за руководство и работу над совместными публикациями; заведующему кафедрой д.т.н., проф. Бродову Ю.М. за постоянное внимание к работе и обсуждение на семинарах; д.т.н., проф. Рябчикову А.Ю. за рецензирование и критические замечания, а также всем сотрудникам кафедры, принявшим активное участие в обсуждении результатов и выводов по работе.

Автор благодарен руководству и всему коллективу СКБт АО "УТЗ" за поддержку и помощь при написании диссертации.

1. Состояние вопроса. Постановка задач исследования

1.1. Анализ эксплуатации ПСГ

Исследованию надежности сетевых подогревателей посвящены многочисленные работы МЭИ, ВТИ, ЦКТИ, УрФУ (УГТУ-УПИ). Прежде всего остановимся на анализе работы сетевых подогревателей ПСГ-5000 (аналог ПСГ-4900) для турбин Т-250/300-23,5 АО "УТЗ", работающих на ТЭЦ Москвы, Санкт-Петербурга, Минска, Киева, Харькова.

Как отмечается в [2], начиная с 80-х годов в трубках ПСГ-5000 из стали 12Х18Н10Т систематически обнаруживались коррозионные повреждения в виде сквозных трещин, что приводило к периодическому отключению ПСГ из-за ухудшения качества питательной воды и заглушению поврежденных трубок.

Уменьшение количества трубок приводит к увеличению скорости воды, уменьшению поверхности теплообмена, росту температурного напора и уменьшению выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Наиболее интенсивное коррозионное растрескивание происходило на ТЭЦ Мосэнерго, забирающих подпиточную воду из Москвы-реки ниже мест сбросов в нее городских и производственных сточных вод, где имеется повышенное количество коррозионно-активных примесей. На некоторых ТЭЦ коррозионные повреждения трубок ПСГ-2 приводили к полной замене трубных пучков один раз в пять - семь лет.

Основными факторами, влияющими на повреждаемость трубок, являются: наработка; длительность простоя в резерве, когда провоцируется стояночная коррозия; число пусков, в процессе которых возникают переходные температурные напряжения и соответственно малоцикловая усталость; нагрузка турбины и сетевых подогревателей и др. Важным фактором является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), которое прежде всего зависит от коррозионно - активных примесей и напряжений в трубках. В работе [2] приводятся статистические зависимости повреждаемости в зависимости от числа пусков, наработки, длительности простоя. Отмечается, что срок службы

трубок зависит от присосов сетевой воды, что существенно повышает коррозионную активность паровой среды. Также прослеживается зависимость от завода - изготовителя трубок и качества монтажа трубок. Переход с четырехходовой на двухходовую схему движения воды на Киевской ТЭЦ-5 уменьшил количество поврежденных трубок с 497 до 191 за одинаковый период эксплуатации.

В работе [3] обобщены и проанализированы данные по режимам эксплуатации и повреждаемости трубной системы ПСГ-5000 на ТЭЦ Мосэнерго. Отмечается, что повреждаемость трубок ПСГ-2 на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-26 существенно выше, чем ПСГ-1, основной причиной является то, что зона фазового перехода в ПСГ-2 находится внутри подогревателя, и, следовательно, среда с более высокой коррозионной активностью находится в ПСГ-2. Здесь же более высокая температура насыщения пара. Приводятся рисунки, на которых показано расположение заглушенных трубок в ПСГ-2. Рисунок 1.1а относится к энергоблоку №5 ТЭЦ-26 после наработки 31300 ч с числом заглушенных трубок 614. Рисунок 1.1б относится к энергоблоку №5 ТЭЦ-23 после наработки 120200 ч с числом заглушенных трубок 125. Таким образом, наработка не является определяющим фактором для повреждаемости трубок. Все зависит от условий эксплуатации.

а) б)

Рисунок 1.1 - Расположение заглушенных трубок в ПСГ-2: а) энергоблок №5 ТЭЦ-26 после наработки 31300 ч; б) энергоблок №5 ТЭЦ-23 после наработки 120200 ч

Общий вывод из представленных рисунков - повреждаемость трубок начинается от периферии, а затем распространяется на внутренние трубки пучков. Это связано с тремя основными факторами:

- периферийные трубки имеют максимальные растягивающие напряжения, что следует из приведенных в диссертации расчетов;

- периферийные трубки испытывают повышенное газодинамическое воздействие при подводе пара;

- наибольшая повреждаемость имеется в трубках четвертого хода, где температуры пара и воды максимальны.

Результаты проведенного многофакторного анализа работы трубной системы ПСГ-2 [3] подтвердили предположение о том, что интенсивная повреждаемость трубок обусловлена, прежде всего, процессами, происходящими в периоды останова и работы, а пуски на нее практически не влияют.

При имеющейся повреждаемости (отглушено 1250 трубок) дальнейшая эксплуатация ПСГ-2 практически невозможна из-за резкого нарастания темпа повреждаемости. Это предельное значение соответствует 17,5 % общего числа трубок. Рекомендуется в качестве критерия использовать максимальную скорость

движения сетевой воды по ходам. Номинальное значение скорости сетевой воды составляет 2,2, а максимальное 2,9 м/с, т.е. предельное уменьшение проходного сечения хода 23,4 %. Очевидно, это будет происходить в четвертом ходе.

Для повышения ресурса трубной системы рекомендуется [3]:

- при кратковременных простоях ПСГ-2 через его трубки подается полный расход сетевой воды, что уменьшает температуру трубок и термические напряжения;

- при длительном простое необходимо сливать из трубок подогревателя сетевую воду и проводить консервацию со стороны пара октадецеламином;

- уменьшать концентрацию органических примесей в питательной воде;

- проводить мониторинг повреждаемости трубок по ходам, что позволит выявить повышенную скорость повреждаемости и принять соответствующие меры.

В работе [4] указывается, что наибольшая зона повреждаемости трубок -торцевые отсеки у трубных досок, что свидетельствует о неудовлетворительной конструкции отвода неконденсирующихся газов. Со ссылкой на неприведенные расчеты утверждается, что растягивающие напряжения в трубках могут достигать 200.330 МПа, что в полтора раза превышает предел текучести. Со ссылкой на зарубежные источники утверждается, что для нержавеющих сталей типичны транскристаллитные повреждения, вызванные высоким уровнем напряжений. В настоящее время ПСГ энергоблоков сверхкритического давления эксплуатируются в основном при кислородном водном режиме в его нейтральном варианте (без дозирования аммиака) с рН питательной воды 6,5.7,5, либо при кислородно-аммиачном режиме с рН, равным 7,5. 8,5. При отсутствии надежного щелочного буфера возможно образование в паровой части ПСГ коррозионно-агрессивного конденсата с низким значением рН, вплоть до пяти. Подобная ситуация чревата снижением прочностных характеристик нержавеющих сталей, особенно в присутствии хлоридов и кислорода. Поэтому значение рН питательной воды и пара следует поддерживать на максимально возможном уровне - около 9.

Существующая норма рН 8 ± 0,5 не имеет ни теоретического, ни экспериментального обоснования и принята в ФРГ для конденсаторов.

Одной из причин повышенной повреждаемости трубок является неравномерная скорость воды в пучке. В периферийных трубках при малых расходах она может уменьшаться до 0,56 м/с, что существенно интенсифицирует процесс коррозионного растрескивания. По некоторым данным зарубежных источников скорость воды не менее 0,3 м/с является условием надежной работы трубных пучков из нержавеющих сталей, а уровень и ограничение температуры 90 °С, а теплового потока 58000 Вт/м2 (50000 ккал/м2/ч). Установка в зоне паровпуска цилиндрических рассекателей приводит к меньшей повреждаемости по сравнению с установкой прутков-рассекателей.

В работе [4] рекомендуется замена аустенитной стали 12Х18Н10Т на аустенитно-ферритную сталь, более стойкую к коррозионному растрескиванию под напряжением. Значение рН питательной воды целесообразно поддерживать на уровне 9,0 с использованием эффективной схемы вывода углекислоты из рабочего цикла энергоустановки.

В работе [5] приведены результаты повреждаемости трубок из латуни Л-68 в сетевом подогревателе ПСГ-2300 ТЭЦ-15 Ленэнерго (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Повреждение трубок из латуни Л-68 в сетевом подогревателе ПСГ-2300 (ПСГ-2) ТЭЦ-15 Ленэнерго (наработка после полной замены трубного пучка - 37 тыс. ч)

В целом характер повреждений соответствует ранее приведенным рисункам 1.1. Коррозионные повреждения латунных периферийных трубок происходят с водяной стороны, имеют язвенный характер и развиваются в форме обесцинкования. Повреждаются 2 ряда периферийных трубок практически по всему периметру. Рекомендуется вместо латуни более коррозионно стойкий сплав МНЖ5-1, не содержащий цинка.

В работе [1] указывается, что негативное влияние хлоридов наблюдается только в кислой среде. Специально подщелачиваемая сетевая вода, в которой содержание хлоридов на 2.3 порядка выше, чем в первоначальном конденсате обычно не вызывает растрескивания с водяной стороны. Целесообразно организовать дополнительную линию дозирования аммиака в греющий пар в ПСГ-2 вместо подачи такой же дозы в питательную воду. Это существенно повысит рН в паровом объеме подогревателя. Подобное техническое решение реализовано ЦКТИ в ПВД энергоблоков СКД Каширской ГРЭС. Отмечается также повреждаемость трубок первого хода, что объясняется плохим отводом неконденсирующихся (коррозионно-агрессивных) газов. Согласно выполненным оценочным расчетам в трубках первого хода, напряжения достигают 120 МПа, а в трубках четвертого хода 55 МПа.

Опыт эксплуатации ПСГ-5000 и других теплообменных аппаратов, показывает, что при стационарных режимах обеспечивается длительная работоспособность вальцовочных соединений. При этом скорость прогрева не должна превышать 3 °С в минуту. При превышении скорости прогрева возможны разрушения вальцовочных соединений. При включении подогревателя после консервации возможен тепловой удар, который приводит к нарушению вальцовочных соединений. Поэтому необходимо устанавливать на трубопровод греющего пара надежные отключающие задвижки, что существенно уменьшит разность температур при подключении подогревателя.

В работе [6] рассматриваются различные меры повышения надежности подогревателей при модернизации, в том числе маслоохладителей, конденсаторов. В частности, приводится сопоставление опытных, расчетных и

эксплуатационных данных по эффективности применения профильных витых трубок (ПВТ) в горизонтальных теплообменных аппаратах паровых турбин.

Влияние продольных сил на прочность и вибрацию трубок рассматривается во многих работах, в некоторых довольно подробно [7, 8], но для трубок конденсатора. Для ПСГ фактически не имеется данных, что связано в первую очередь с отсутствием данных по уровню продольных напряжений в трубках. Поэтому в данной работе ставится задача по достоверному определению продольных напряжений в трубках ПСГ и последующего влияния этих напряжений на частоты.

Самым повреждаемым элементом трубной системы являются трубки. Основной причиной разрушения трубок является коррозия. Этому сложному явлению посвящены монографии [10-13], а также многочисленные статьи [9,1423], в том числе и разрушению трубок сетевых подогревателей [20, 1, 5]. Рассматриваются различные виды коррозии: контактная, щелевая, язвенная, точечная, ударная, межкристаллическая, обесцинкование и коррозионное растрескивание под напряжением (КРН). В соответствии с темой диссертации рассмотрим влияние напряжений на коррозионное разрушение трубок.

Теоретически и экспериментально [13] доказано, что время до разрушения т существенно зависит от приложенного напряжения а:

= а-Ь-а (1.1)

Для стали 08Х18Н10Т, сплавов алюминия, сплавов титана, латуни приводятся значения констант а и Ь в таблице 7.2 монографии [13]. Наиболее коррозионно стойкой является аустенитная сталь 08Х18Н10Т, которая используется в подогревателях ПСГ-4900, прежде всего для города Москвы, где имеется повышенная концентрация примесей. Константы определялись для растворов 60 %-го нитрата кальция и 35 %-го нитрата аммония, что упрощало экспериментальную проверку. В сетевых подогревателях концентрация вредных примесей значительно меньше и процесс коррозии происходит медленнее, но экспоненциальная зависимость (1.1) сохраняется. По данным монографии [13] на рисунке 1.3 представлена зависимость (1.1) для стали 08Х18Н10Т.

и 0 20 40 60 80

Напряжения о, МПа

Рисунок 1.3 - Зависимость времени до разрушения от напряжений

Как видно из графика, срок службы трубки под напряжением 60 МПа уменьшается в 4,7 раза по сравнению с ненапряженным состоянием. По аналогичной зависимости (1.2) увеличивается глубина питтингов (слой обесцинкования) 8 в латуни 72 при воздействии движущейся воды в зависимости от напряжений а (рисунок 1.4):

^8 = -1,3 + 0,0035а (1.2)

0 10 20 30 40 50 60

Напряжения о, МПа

Рисунок 1.4 - Глубина питтингов в зависимости от напряжений.

Увеличение скорости воды приводит к ударной коррозии - кавитации, которая, как правило, связана с образованием и внезапным исчезновением пузырьков в воде. Сплавы меди с 30 % содержанием никеля лучше противостоят ударной коррозии и допускают скорости воды до 3 м/с. Механические нагрузки интенсифицируют процесс обесцинкования. Из рисунка 1.4 следует нелинейная зависимость коррозии от напряжений. При напряжениях выше 40 МПа существенно увеличивается скорость повреждения трубок. Поэтому уменьшение напряжений в трубках ПСГ является важной теоретической и практической задачей.

Перспективным направлением в энергетике является создание ТЭЦ малой и средней мощности [102]. Одним из вариантов повышения уровня котельно-топочного оборудования представляется создание котлов с технологией сжигания углей в циркулирующем кипящем слое тепловой мощностью ~ 30 МВт. В этом случае возможно использовать противодавленческую паровую турбину с сетевыми подогревателями мощностью 10.20 МВт. Поэтому разработка новых конструкций ПСГ средней и малой мощности является перспективной.

1.2. Методы расчета напряженного состояния трубной системы

В расчетную схему трубной системы сетевого подогревателя горизонтального типа входят следующие узлы:

- две трубные доски;

- корпус парового пространства в виде цилиндрической обечайки, приваренной к трубным доскам;

- трубки, завальцованные в трубные доски;

- два корпуса водяного пространства в виде входной и поворотной камер, которые привариваются к трубным доскам;

- два днища, которые крепятся к корпусам водяного пространства фланцевыми соединениями;

- перегородки парового пространства, поддерживающие трубки;

- компенсатор, встраиваемый в корпус парового пространства при его наличии;

- продольные перегородки между ходами в водяных камерах.

Обычно перегородки парового пространства учитываются только в расчетах трубок на колебания. В статическом расчете трубки считаются прямолинейными, а расстановка перегородок учитывается при расчете трубок на устойчивость.

Продольные перегородки водяных камер могут присоединяться как к днищу, так и к трубной доске, тогда они ужесточают ее и не учет их приводит к увеличению запаса прочности при расчете трубной доски.

Взаимодействие днища с трубной доской можно привести к действию распределенных по окружности продольного усилия и изгибающего момента. Но в случае использования анкерных связей необходимо днища, а также продольные перегородки водяных камер включать в расчетную схему.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Билан, Андрей Витальевич, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Василенко, Г.В. Обеспечение надежности трубной системы сетевого подогревателя ПСГ-5000 / Г.В. Василенко, И.М. Мещеряков // Теплоэнергетика.-2010.- №1.- С. 40-44.

2. Трухний, А.Д. 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.

3. Лунин, И.А. Влияние условий эксплуатации сетевых подогревателей турбин Т-250/300-23,5 ТМЗ на ресурс их трубной системы / И.А. Лунин, А.Д. Трухний, А.Д. Лебедев [и др.] // Теплоэнергетика.- 2005.- №7.- С. 70-75.

4. Василенко, Г.В. Повреждаемость трубной системы сетевых подогревателей турбоустановок Т-250/300-240 / Г.В. Василенко, В.И. Никитин, И.М. Мещеряков [и др.] // Теплоэнергетика.- 2007.- №11.- С. 22-26.

5. Василенко, Г.В. Повреждаемость периферийных трубок сетевых подогревателей / Г.В. Василенко, И.М. Мещеряков, М.А. Мурзин // Электрические станции.- 2006.- №11.- С. 33-35.

6. Рябчиков, А.Ю. Обобщение опыта совершенствования кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок в условиях эксплуатации / А.Ю. Рябчиков, Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон // Электрические станции.- 2005.-№11.- С. 33-38.

7. Кирсанов, И.Н. Конденсационные установки / И.Н. Кирсанов.- М.: Энергия, 1965.- 376 с.

8. Берман, Л.Д. Руководящее указание по реконструкции конденсаторов паровых турбин / Л.Д. Берман, И.К. Кришук.- М.: Госэнергоиздат, 1954.- 72 с.

9. Бродов, Ю.М. Анализ методик теплового расчета конденсаторов паровых турбин / Ю.М. Бродов, Р.З. Савельев // Теплоэнергетика.- 1981.- №7.- С. 57-59.

10. Улич, Г.Г. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику / Г.Г. Улич, Р.У. Реви; под ред. Сухотин А.М.- Л.: Химия, 1989.- 456 с.

11. Тодт, Ф. Коррозия и защита от коррозии конструкционных металлов промышленности / Ф. Тодт.- Л.: Химия, 1967.- 709 с.

12. Коррозия / под ред. Л.Л. Шрайера. - М.: Металлургия, 1981.- 632 с.

13. Акользин, П.А. Локальная коррозия металла теплоэнергетического оборудования / П.А. Акользин, В.В. Герасимова, В.В. Герасимов; под ред. В.П. Горбатых.- М.: Энергоатомиздат, 1982.- 272 с.

14. Сирота, А.М. Существует ли "интегральный показатель коррозионной агрессивности среды"? / А.М. Сирота // Теплоэнергетика.- 1979.- №2.- С. 64-68.

15. Качуринер, Ю.Я. Особенности начальной конденсации пара и ее влияние на коррозионные повреждения в турбинах / Ю.Я. Качуринер, В.Г. Орлик // Теплоэнергетика.- 2007.- №2.- 31 с.

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

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

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

19. Сутоцкий, Г.П. О хрупких повреждениях труб ПСГ / Г.П. Сутоцкий, В.П. Верич // Энергетика и электрофикация.- 1988.- №2.- С. 7-11.

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

21. Петрова, Т.И. 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.

22. Лашицкий, А.П. Повышение надежности паровых теплообменных аппаратов ТЭЦ / А.П. Лашицкий, Г.П. Сутоцкий, Г.В. Василенко [и др.] // Теплоэнергетика.- 1999.- №1.- С. 64-66.

23. Анисимова, О.С. Исследование коррозионного растрескивания под напряжением в аммиачных средах конструкционной латуни, применяемой в теплообменных аппаратах ПТУ / О.С. Анисимова, П.Н. Плотников, С.В. Мамяченков // Теплоэнергетика.- 2005.- №8.- С. 29-34.

24. Гладкий, И.Л. О необходимости совершенствования отечественной методики расчета ресурса авиационных подшипников и путях решения этой проблемы / И.Л. Гладкий // Проблемы и перспективы развития двигателестроения / И.Л. Гладкий, М.В. Кирьянова.- 2016.- С.150-152

25. Расчет трубных досок теплообменных аппаратов на прочность.- Л.: ОНТИ ЦКТИ, 1965.- 22 с.

26. Эксплуатация паровых котлов, сосудов и грузоподъемных машин.-Киев: Техника, 1967.- 787 с.

27. ГОСТ Р 52857.7-2007. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Теплообменные аппараты.- Введ. 2007-12-27.- М.: Стандартинформ, 2008.

28. Расчет перфорированных пластин // Труды амер. общ. инж.-мех., серия В , Конструирование и технология машиностроения.- 1962.- №3.

29. Горлов, В.Г. О жесткости трубных досок теплообменных аппаратов / В.Г. Горлов, Н.С. Демидов // Известия вузов. Авиационная техника.- 1969.- № 2.

30. Силва, Е.Д. Изгиб перфорированных пластинок / Е.Д. Дсильва // Труды амер. общ. инж.-мех., серия Е, Прикладная механика.- 1962.- №4.- С. 12-15.

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

32. Иванов, О.Н. К вопросу о расчете густо перфорированных пластинок и трубных решеток / О.Н. Иванов // Труды МИХМ / О.Н. Иванов.- 1957.- 14.- С. 105-125.

33. Яковлев, Ю.В. К расчету теплообменных аппаратов. Исследование жесткости густоперфорированных плит / Ю.В. Яковлев // Труды Харьковского авиационного института.- 1954.- вып. 15.

34. Тимошенко, С.П. Пластинки и оболочки / С.П. Тимошенко, С. Войновский-Кригер.- М.: Физмат, 1963.- 635 с.

35. Чижевская, О.М. Определение частоты собственных колебаний труб теплообменных аппаратов / О.М. Чижевская, Р.З. Савельев, В.А. Пермяков [и др.] // Энергомашиностроение.- 1976.- №9.- С. 6-7.

36. Агафонов, В.А. Судовые конденсационные установки / В.А. Агафонов, В.Г. Ермилов, Е.В. Панков.- Л.: Судпромгиз, 1963.- 488 с.

37. Бродов, Ю.М. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков [и др.]; под ред. Бродова Ю.М.- М.: Издательский дом МЭИ, 2008.- 480 с.

38. Аргирис, Дж. Расчет упругих конструкций с использованием ЭВМ, том 1 / Дж. Аргирис, Д. Шарпф.- Л.: Судостроение, 1974.- С. 179-210.

39. Гонтаровский, П.П. О реализации метода конечных элементов для упруго-пластического расчета роторов турбомашин / П.П. Гонтаровский, В.П. Коваленко, Г.А. Марченко // Проблемы машиностроения.- 1977.- №4.- С. 13-18.

40. Гордон, Л.А. К расчету пластин и оболочек методом конечных элементов / Л.А. Гордон // Известия ВНИИГ.- 1972.- Т. 99.- С. 168-178.

41. Варвак, П.М. Метод конечных элементов / П.М. Варвак, И.М. Бузун, А.С. Городецкий [и др.].- Киев: Вища школа, 1981.- 176 с.

42. Постнов, В.А. Метод конечных элементов в расчетах судовых конструкций / В.А. Постнов, И.Я. Хархурим.- Л.: Судостроение, 1974.- 342 с.

43. Розин, Л.А. Метод конечных элементов в применении к упругим системам / Л.А. Розин.- М.: Стройиздат, 1977.- 129 с.

44. Стренг, Г. Теория метода конечных элементов / Г. Стренг.- М.: Мир, 1977.- 349 с.

45. Бате, К. Численные методы анализа и метод конечных элементов / К. Бате, Е. Вильсон.- М.: Стройиздат, 1981.- 448 с.

46. Богомолов, С.И. О применении суперпараметрического оболочечного конечного элемента к расчету колебаний лопаток турбомашин / С.И. Богомолов, С.С. Луценко, С.А. Назаренко // Проблемы прочности.- 1982.- №6.- С. 71-74.

47. Борискин, О.Ф. Автоматизированные системы расчета колебаний методом конечного элемента / О.Ф. Борискин.- Иркутск: Изд-во Иркут. ун-та, 1984.- 188 с.

48. Блох, М.В. О модификации метода конечных элементов для решения двумерных упругих и пластических контактных задач / М.В. Блох, А.В. Оробинский // Проблемы прочности.- 1983.- №5.- С. 21-27.

49. Гонтаровский, П.П. Исследование напряженно-деформированного состояния замковых соединений лопаток турбомашин методом конечных элементов / П.П. Гонтаровский, Б.Н. Киркач // Проблемы прочности.- 1982.- №8.-С. 37-40.

50. Гонтаровский, П.П. О реализации метода конечных элементов упруго-пластического расчета роторов турбомашин / П.П. Гонтаровский, В.П. Коваленко, Г.А. Марченко // Проблемы машиностроения.- 1977.- Вып. 4.- С. 13-18.

51. Татаринов, В.Г. Влияние трубного пучка на прогиб толстостенных трубных решеток / В.Г. Татаринов, В.П. Дорохов, С.Г. Татаринова // Химическое и нефтяное машиностроение.- 1984.- №2.- С. 22-24.

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

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

54. Бирюков, Д.Б. Многовариантное конечно-элементное исследование пространственного напряженно-деформированного состояния трубной доски подогревателя низкого давления / Д.Б. Бирюков // Труды ЦКТИ / Д.Б. Бирюков, Е.В. Переяславец.- 2004.- вып. 293.- С. 256-261.

55. Бирюков, Д.Б. Конечно-элементный анализ пространственного напряженно-деформированного состояния водяной камеры подогревателя высокого давления горизонтального типа ПВД-К2Г-1100-24-2,0 для ТУ К-300-170-1Р / Д.Б. Бирюков // Труды ЦКТИ / Д.Б. Бирюков, Е.В. Переяславец.- 2004.-вып. 293.- С. 262-267.

56. Билан, В.Н. Расчет диафрагм с короткими лопатками методом конечных элементов / В.Н. Билан // Проблемы прочности.- 1978.- №4.- С. 78-81.

57. Билан, В.Н. Применение метода суперэлементов к расчету диафрагм паровых турбин / В.Н. Билан // Проблемы прочности.- 1980.- №3.- С. 112-114.

58. Чигарев, А.В. ANSYS для инженера: Справогчное пособие. / А.В. Чигарев, А.С. Кравчук, А.Ф. Смалюк.- М.: Машиностроение, 2004.- 496 с.

59. Каплун, А.Б. ANSYS в руках инженера: Практическое руководство. / А.Б. Каплун, Е.М. Морозов, М.А. Алферьева.- М.: УРСС, 2004.- 272 с.

60. Бродов, Ю.М. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков [и др.]; под ред. Ю.М. Бродова. - Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2006.- 584 с.

61. Зенкевич, О. Метод конечных элементов в технике / О. Зенкевич.- М.: Мир, 1975.- 541 с.

62. Пономарев, С.Д. Расчеты на прочность в машиностроении. Т. II / С.Д. Пономарев, В.Л. Бидерман, К.К. Лихарев [и др.].- М.: Машгиз, 1958.- 974 с.

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

64. Петров, В.П. Расчет на вибрацию конденсаторных трубок с помощью ЭВМ / В.П. Петров, В.М. Заикина // Энергомашиностроение.- 1973.- №6.- С. 3839.

65. Калищук, А.К. Теоретическое определение частоты собственных поперечных колебаний конденсационных трубок, завальцованных с обоих концов / А.К. Калищук // Советское котлотурбостроение.- 1938.- №5(3).- С. 129-131.

66. Прочность. Устойчивость. Колебания. Т.3 / под ред. И.А. Биргера, И.Г. Пановко.- М.: Машиностроение, 1968.- 567 с.

67. Аронсон, К.Э. Теплообменники энергетических установок / К.Э. Аронсон, С.Н. Блинков, В.И. Брезгин [и др.]; под ред. Ю.М. Бродова.-Екатеринбург: Сократ, 2003.- 965 с.

68. Филиппов, А.П. Колебания деформируемых систем / А.П. Филиппов.-М.: Машиностроение, 1970.- 734 с.

69. Кетков, Ю.Л. MATLAB 6.x: программирование численных методов / Ю.Л. Кетков, А.Ю. Кетков, М.М. Шульц.- Санкт-Петербург: БХВ-Петербург, 2004.- 672 с.

70. Чудновский, В.Г. Методы расчета колебаний и устойчивости стержневых систем / В.Г. Чудновский.- Киев: Из-во АН УССР, 1952.- 416 с.

71. Билан, А.В. Влияние продольных сил на собственные частоты трубок сетевых подогревателей / А.В. Билан, В.Н. Билан // Проблемы машиностроения.-2007.- №1.- С. 71-74.

72. Методы оценки трубных систем регенеративных подогревателей низкого давления и подогревателей сетевой воды РД 24.271.01-88..- М.: Минтяжмаш СССР, 1988.- 20 с.

73. Патент на изобретение №2377463 Российская федерация, F22D 1/32 (2006.01). Трубная система сетевых подогревателей горизонтального типа с двойными перегородками / Билан А.В., Билан В.Н.; заявитель и патентообладатель АО «Уральский турбинный завод».-№2008112514/06; заявл. 27.12.2009; опубл. 27.12.2009, Бюл. № 36.- 3с.

74. Хемлани, Л. Все о параметризации / Л. Хемлани // САПР и графика.-2006.- №2.- С. 24-28.

75. Кидрук, М. Конструкторские библиотеки и инструменты для их создания в системе КОМПАС-3D. Часть 2 / М. Кидрук // САПР и графика.- 2006.-№2.- С. 68-72.

76. Кидрук, М. Разработка модуля для проектирования CAD - моделей и

создания управляющих программ для изготовления роторов и статоров / М. Кидрук // САПР и графика.- 2006.- №2.- С. 104-108.

77. Волков, А. Pro/TechDoc - средство разработки технологических процессов и подготовки документации по ГОСТ в системе Pro/ENGINEER / А. Волков, И. Пасынков, А. Сарангин [и др.] // САПР и графика.- 2006.- №2.- С. 4851.

78. SolidWorks 2010: премиум-класс в проектировании // САПР и графика.-

2009.- №10.- С. 34-40.

79. Тарабрин, Г. САМ-система PowerMILL: изготовление моноколеса турбины за 2 часа / Г. Тарабрин, М. Савельев, А. Машков [и др.] // САПР и графика.- 2009.- №10.- С. 89-92.

80. Решение Siemens PLM Software модернизирует производство российских авиадвигателей // САПР и графика.- 2010.- №3.- С. 54-57.

81. Николаев, П. Автоматизация построения математической модели поверхности летательных аппаратов / П. Николаев, А. Розов // САПР и графика.-

2010.- №3.- С. 58-60.

82. Берман, С.С. Теплообменные аппараты и конденсационные устройства турбоустановок / С.С. Берман.- М.: Машгиз, 1959.- 427 с.

83. Билан, А.В. Расчет на прочность трубных досок сетевых подогревателей горизонтального типа / А.В. Билан, В.Н. Билан // Проблемы машиностроения.-2006.- №4.- С. 77-81.

84. Левин, А.В. Рабочие лопатки и диски паровых турбин / А.В. Левин.- Л.: Госэнергоиздат, 1953.- 624 с.

85. Карабахин, В.Г. Закрепление труб теплообменных аппаратов в трубных перегородках / В.Г. Карабахин, С.А. Зимин // Теплоэнергетика.- 2007.- №11.- С. 27-29.

86. Целищев, М.Ф. Моделирование вальцевания трубок и его влияние на НДС трубных досок теплообменных аппаратов паротурбинных установок / М.Ф. Целищев, П.Н. Плотников // Теплоэнергетика.- 2008.- №3.- С. 33-36.

87. Билан, А.В. Повышение надежности трубной системы сетевых

подогревателей горизонтального типа / А.В. Билан, В.Н. Билан // Теплоэнергетика.- 2009.- №9.- С. 35-38.

88. Билан, А.В. Расчет теплообмена в горизонтальных сетевых подогревателях с учетом компоновки трубных пучков / А.В. Билан, В.Н. Билан // Вестник НТУ ХПИ.- 2013.- №12.- С. 77-82.

89. Билан, А.В. Анализ температурных напряжений в горизонтальных сетевых подогревателях / А.В. Билан, П.Н. Плотников // Теплоэнергетика.- 2016.-№11.- С. 35-38.

90. Билан, А.В. Влияние напряженно-деформированного состояния трубной системы подогревателя сетевой воды ПСГ-4900-3,1-11,4 на вибрационные характеристики трубок / А.В. Билан, П.Н. Плотников // Тяжелое машиностроение.- 2015.- №12.- С. 7-10.

91. Билан, А.В. Повышение ресурса труб сетевых подогревателей / А.В. Билан // Механика и процессы управления / А.В. Билан, П.Н. Плотников.- 2015.Т. 1.- С. 114-122.

92. Билан, А.В. Автоматизированное проектирование сетевых подогревателей горизонтального типа / А.В. Билан, В.Н. Билан // Проблемы машиностроения.- 2009.- №6.- С. 47-52.

93. Патент на изобретение № 2382940 Российская федерация, F22D 1/32 (2006.01). Пластинчатый компенсатор температурных напряжений для сетевых подогревателей горизонтального типа / Билан А.В., Билан В.Н.; заявитель и патентообладатель АО «Уральский турбинный завод».-№2008112509/06; заявл. 31.03.2008; опубл. 27.02.2010, Бюл. № 6.- 3с.

94. Патент на полезную модель № 160990 Российская федерация, F22D 1/32 (2006.01). Ограничитель компенсатора горизонтального сетевого подогревателя / Билан А.В.; заявитель и патентообладатель Билан А.В.-№2015132362/06; заявл. 03.08.2015; опубл. 10.04.2016, Бюл. № 10.-2 с.

95. Патент на полезную модель № 162602 Российская федерация, F22D 1/32 (2006.01). Компенсатор горизонтального сетевого подогревателя / Билан А.В.;

заявитель и патентообладатель Билан А.В.- .-№2015132364/06; заявл. 03.08.2015; опубл. 20.06.2016, Бюл. № 17.- 2 с.

96. Патент на полезную модель № 172499 Российская федерация, F22D 1/32 (2006.01). Водяная камера сетевого подогревателя горизонтального типа / Билан А.В.; заявитель и патентообладатель Билан А.В.- .-№2016136761; заявл. 13.09.2016; опубл. 11.07.2017, Бюл. № 20.-3 с.

97. Билан, А.В. Совершенствование конструкции водяных камер сетевых подогревателей теплофикационных турбин [Электронный ресурс] / А.В. Билан, П.Н. Плотников.- 2017. - Режим доступа: https://ycof.enin.urfu.ru/ru/.-(Дата обращения: 16.08.2017)

98. Медведев, В.В. Применение имитационного моделирования для обеспечения надежности и безопасности судовых энергетических установок: монография / В.В. Медведев. - СПб.: Страта, 2013. - 352 с.

99. Аронсон, К.Э. Машиностроение. Энциклопедия. Том IV - 10 / К.Э. Аронсон, В.И. Брезгин, Ю.М. Бродов [и др.].- М.: Инновационное машиностроение, 2016.- 472 с.

100. Аронсон, К.Э. Теплообменники энергетических установок [Электронный ресурс] / К.Э. Аронсон, С.Н. Блинков, В.И. Брезгин [и др.].- 2015.-Режим доступа: https://openedu.urfu.ru/files/book.- (Дата обращения: 10.03.2017)

101. Васильев, А.С. К вопросу расчета жесткости перфорированных пластин систем теплообмена / А.С. Васильев, С.Г. Емельянов, А.И. Ремнев // Компрессорное и энергетическое машиностроение.- 2008.- №1(11).- С. 75-79.

102. Шемякин, В.Н. Некоторые аспекты использования угля в промышленной и коммунальной энергетике / В.Н. Шемякин // Современная наука / В.Н. Шемякин, Л.А. Хоменок.- Санкт-Петербург: НПО ЦКТИ, 2012.- С. 154-158.

103. ГОСТ 30780-2002. Компенсаторы сильфонные и линзовые. Методы расчета на прочность.- Введ. 2003-07-01.- М: Издательство стандартов, 2002.-30 с.

104. Кирюхин, А.В. Активная виброзащита - назначение и принципы разработки / А.В. Кирюхин, В.А. Тихонов, А.Г. Чистяков [и др.] // Проблемы машиностроения и автоматизации.- 2010.- №2.- С. 108-111.