Влияние водно-химических факторов на образование коррозионно-агрессивной влаги в проточной части паровых турбин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Зайцев, Николай Алексеевич

• Зайцев, Николай Алексеевич
• кандидат технических наук
• 1983

Оглавление диссертации кандидат технических наук Зайцев, Николай Алексеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ВЛИЯНИЕ ВОДНО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН.

1.1. Источники попадания химических соединений в пароводяной тракт

1.2. Виды примесей пара и их влияние на показатели работы турбин

1.3. Коррозионные повреждения элементов проточной части паровых турбин.

1.4. Поведение гидроокиси и хлорида натрия в паре

ЦСД и ЦНД турбин.

1.5. Поведение нелетучих примесей в области конденсации водяного пара

1.6. Возможные механизмы концентрирования примесей в начальной влаге турбин

1.7. Показатели и нормирование качества пара

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ СТЕНД ДВЭТ

2.1. Двухвальная экспериментальная турбина

2.2. Контроль режима работы турбины и параметров пара.

2.3. Погрешность определения параметров пара исследуемой ступени

2.4. Оценка погрешности результатов химических анализов проб теплоносителя из проточной части турбины.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИМЕСЕЙ ПАРА МЕЖДУ

ФАЗАМИ ПРИ ЕГО КОНДЕНСАЦИИ В ТУРБИНЕ.

3.1. Методика исследования химического состава и изменения концентраций примесей в паре по проточной части турбины.

3.2. Результаты экспериментальных исследований

3.3. Гетерогенная конденсация насыщенного пара, как возможный механизм образования коррозионно-агрес-сивной влаги в турбине

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕЛЕТУЧИХ ПРИМЕСЕЙ МЕЖДУ ПАРОВОЙ И

ЖИДКОЙ ФАЗАМИ ПРИ КОНДЕНСАЦИИ ПАРА.

4.1. Физическая модель объекта исследования .ЮЗ

4.2. Схема экспериментальной установки

4.3. Конструктивное оформление узлов установки

4.4. Анализ инструментальных погрешностей установки и погрешности экспериментальных данных

5. ИССЛЕДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРООКИСИ НАТРИЯ МЕЖДУ ПАРОВОЙ И ЖИДКОЙ ФАЗАМИ ПРИ КОНДЕНСАЦИИ ПАРА.

5.1. Методика проведения экспериментов

5.2. Обработка экспериментальных данных

5.3. Кинетика концентрирования гидроокиси натрия во влаге проточной части ЦНД паровых турбин

6. ВЫВОДЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние водно-химических факторов на образование коррозионно-агрессивной влаги в проточной части паровых турбин»

ХХУ1 съездом КПСС поставлена задача довести выработку электроэнергии в 1985 году до 1550-1600 млрд.киловатт-часов. Для её решения осуществляется строительство и ввод в действие атомных электростанций с реакторами 1-1,5 млн.кВт и энергоблоков мощностью 500-800 тыс.кВт на тепловых электростанциях / I /.

Ноябрьским 1982 года и июньским 1983 года пленумами ЦК КПСС также подчёркнуто, что будущее нашей энергетики - это прежде всего, широкое и быстрое внедрение достижений науки и техники, использование новейших атомных реакторов, повышение эффективности, а следовательно рост надёжности энергетического оборудования, дальнейшее сокращение внеплановых остановов энергоблоков.

Одним из факторов, определяющих надёжность и экономичность любого энергоблока, является надёжность работы паровой турбины /2 /. Так, по данным американской фирмы Комбашчен Энджиниринг, максимальная средняя длительность простоя вследствие нарушения нормальной эксплуатации элементов конденсатно-питательного тракта имела место за счет эрозии-коррозии и присосов в конденсаторе-191,2 ч., питательных трубопроводов - 131,1 ч., а за счет выхода из строя турбин - 1343,3 ч. Стоимость же вынужденного простоя блока мощностью 1000 МВт обходится по оценкам американских простоя блока 1300 МВт обходится по опыту работы атомных электро

В связи с этим валено обратить внимание на наиболее ненадёжные узлы и системы паровых турбин и на время, требуемое для их восстановления. Так, по данным Союзтехэнерго, для турбин мощностью 160 МВт и выше наибольшее время восстановления 59,6 - 60,9% специалистов в 0,3 + 1,1 млн.долларов в сутки стоимость станций ФРГ минимум в 2 млн.марок / 5 /. вызвано повреждениями элементов проточной части, главным образом лопаток /6 /. Данные фирмы КВУ (ФРГ) также свидетельствуют о том, что наибольший ущерб наносят аварии элементов проточной части турбин (относительное время простоя 37,4%) ¡Т /.

К числу факторов, определяющих надёжную работу элементов проточной части турбоагрегатов, относятся и водно-химические,так как образование отложений в проточной части снижает экономичность, а коррозионно-эрозионное разрушение конструкционных материалов снижает надёжность турбины и вызывает вынужденный простой блока.

В истории теплоэнергетики накопилось немало данных, свидетельствующих об этом. Так уже в конце 40-х годов, в связи с началом эксплуатации турбин на высокие и сверхвысокие параметры пара, возникла проблема кремниевых отложений на лопатках турбин.

Исследования Стыриковича М.А. и Маргуловой Т.Х. по выявлению причин попадания в генерируемый пар двуокиси кремния и разработке методов по ограничению её содержания в паре показали необходимость ввода на химводоочистках электростанций стадии обескремнивания добавочной воды.

Результаты фундаментальных работ по теории паровых растворов Стыриковича М.А. и Мартыновой О.И. нашли воплощение в лучевой диаграмме коэффициентов распределения веществ между водой и её насыщенным паром

НО/, которая является в настоящее время общепризнанным инструментом прогнозирования экономичности, т.е. заноса проточной части турбин в зависимости от параметров пара, состава и количества примесей в котловой воде.

В начале 60-х годов в связи с освоением турбин на сверхкритические параметры возникла проблема борьбы с заносом медистыми отложениями цилиндров высокого давления турбин. Это потребовало дальнейшего развития теории растворимости веществ в перегретом паре, выполненной Мартыновой О.И. и привело не только к использованию 100% конденсатоочистки на блоках СКД, но и к необходимости исключения медесодержащих сплавов из их конденсат-но-питательного тракта.

С вводом в эксплуатацию энергоблоков большой единичной мощности (500-1000 МВт и более) в середине 70-х годов участились зарубежные публикации о поломках и авариях в цилиндрах низкого давления паровых турбин. Подавляющее большинство повреждений ЦНД происходит на ступенях, работающих в зоне перехода от перегретого пара к влажному, где отмечено действие специфических форм коррозии, например, вибрационное коррозионное растрескивание материала под напряжением. Какие новые факторы, по мнению американских специалистов, оказались причиной появления таких, по существу, совершенно новых явлений коррозионного разрушения? Ответ на это, например, дается в ///"/?/, где указываемся на повышение параметров и расхода пара современных турбоагрегатов, а также на перевод блоков, первоначально предназначенных для несения базовой нагрузки, на работу в полупиковом режиме, когда при снижении нагрузки происходит уменьшение влажности пара в последних ступенях ЦНД и, следовательно, повышение концентрации коррозионно-агрес-сивных примесей во влаге. Последнее относится и к ТЭЦ при уменьшении их нагрузки.

Ведущие зарубежные энергомашиностроительные фирмы Вестин-гауз Электрик, Дженерал Электрик и другие, а также научно-технические объединения и институты типа (Техническое объединение крупных электростанций, ФРГ),/"^^/(Исследовательский энергетический институтт, США), Эдисон Электрик институт (США) и т.д., занимаясь сбором статистики повреждений элементов турбин, анализом причин этих повреждений и выдачей рекомендаций по их предотвращению, наряду с изучением большого числа факторов, способных вызвать повреждения, развернули широкие исследования с целью нахождения функциональной зависимости между коррозионно-агрессивньтми примесями в питательной воде энергоблоков и возможными механизмами их концентрирования в турбине, ведут разработки не только термодинамических, но и кинетических характеристик поведения примесей в турбинах. Трудность подобных исследований заключается в множестве водно-химических факторов, большей частью малоизученных, способных оказывать эрозионно-коррозионное воздействие на отдельные элементы паровых турбин. Актуальность и острота затронутых проблем будут расти, вследствие непрекращающегося осложнения водно-химической обстановки на электростанциях мира в результате постоянного роста дефицита пресной, не содержащей значительных концентраций минеральных и, особенно, органических соединений, воды, используемой как для подготовки добавочной воды ТЭС и АЭС, так и для охлаждения конденсаторов

-5/.

Влиянию водно-химических факторов на условия работы паровых турбин уделялось и уделяется большое внимание в нашей стране. Этой же проблеме посвящена данная работа. Её целью является рассмотрение данных отечественных и, главным образом, зарубежных исследований и их экспериментальное развитие, направленное на объяснение возможных механизмов образования коррозионно-агрес-сивной влаги в проточной части паровых турбин.

В первой главе диссертации на основе анализа, в основном, американской научно-технической литературы по данной теме конкретизируются цели и задачи исследований. Использование, именно, американской литературы объясняется довольно широким освещением в ней вопросов затрагиваемой проблемы, что объясняется большим накопленным опытом эксплуатации как блоков СКД, так и блоков повышенной единичной мощности, введенных в эксплуатацию раньше чем в нашей стране (примерно на 8 лет), а также "взрывом" поломок лопаток на ТЭС и АЭС США за последние годы.

Во второй главе описывается экспериментальный стенд -двух-вальная экспериментальная турбина кафедры ПГТ МЭИ и методика исследований распределения примесей пара как по проточной части, так и в образующейся на её элементах влаге.

В третьей главе рассматриваются результаты исследований на экспериментальной турбине кафедры ПГТ МЭИ с точки зрения условий концентрирования примесей в начальной влаге и ранней гетерогенной конденсации как слабо пересыщенного, так и насыщенного пара.

В четвертой главе описывается конструкция экспериментальной установки по исследованию кинетических особенностей распределения примесей между паром и его конденсатом, которые лежат в основе одного из возможных механизмов концентрирования примесей во влаге турбин.

В пятой главе приводятся результаты исследований неравновесных процессов в парорастворах гидроокиси натрия, которая является одной из коррозионно-агрессивных примесей контура электростанций, её расчетные концентрации в пленках влаги на конструкционных элементах проточной части серийных турбин и время образования этих растворов.

Данная работа является первой попыткой не только обобщить большой объём опубликованного материала, но и положить начало экспериментальному исследованию возможного влияния водно-химических факторов на коррозионные разрушения, наблюдаемые за последние годы в последних ступенях турбин.

I. ВЛИЯНИЕ ВОДНО-ХИШЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН

Появление коррозионных повреждений отдельных элементов оборудования электростанций, часто приводящие к возникновению аварийных ситуаций, обусловлено определенным сочетанием трех факторов: конструкционный материал, конструкция, с которой связаны те или иные напряжения в материале и водная или паровая среда, в контакте с которой данный материал работает. Сказанное в полной мере относится к паровым котлам и турбинам и особенно четко проявляется в условиях, способствующих возникновению опасной формы коррозии - межкристаллитного коррозионного растрескивания металла под напряжением (рис. 1.1) / /,

При этом, наиболее систематически и глубоко оказались изученными вопросы, связанные с коррозией паровых котлов / /7'22. /. Проблема коррозионного растрескивания конструкционных элементов проточной части паровых турбин остро встала лишь в последние годы и актуальность её решения определяется как высокой стоимостью турбин ( 40-50 млн.долл., из них ротора 3 млн.долл. так и сравнительной сложностью и трудоёмкостью их ремонта /24 и/.

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Зайцев, Николай Алексеевич

Выводы дифференциальной термопары зажимаются винтами также в нижних частях предназначенных для них электровводов. Холодный спай термопары помещен в зону исследуемой пробы конденсата пара, а горячий спай расположен непосредственно у стенки термокармана (12), в котором находится платиновый термометр сопротивления, измеряющий температуру парораствора. Таким образом, зная последнюю и разность температур парораствора и исследуемой пробы, определяемую посредством дифференциальной термопары, можно рассчитать температуру пробы.

В ходе выполнения работы были выполнены и испытаны несколько конструкций электродной системы кондуктометрической ячейки (рис.4.7). Постоянная ячейка изменяется в интервале значений 7 16 см~*. Наиболее надежные, воспроизводимые результаты даёт конструкция, изображенная на рис. 4.7(в), где по аналогии с ячейкой Джонса /165/ сделано максимально возможное для предотвращения влияния краевых эффектов, действие которых наиболее ощутимо при конечных температурах опытов.

4.3.3. Электроввод. Наиболее важной и уязвимой деталью любой установки для кондуктометрического исследования водных растворов при высоких температурах и давлениях является электроввод, надежная работа которого во многом обеспечивает точность и доста-верность получаемых результатов. При этом, под надежностью работы понимается не только обеспечение поддержания требуемых параметров опыта /давление, температура/, но и электроизоляционные свойства, возможные утечки фиксируемых электрических сигналов,их оценка и учет.

При выполнении данной работы был изготовлен и испытан целый ряд различных конструкций электровводов //52/ и выбрана, с нашей точки зрения, оптимальная, вполне надежная, сравнительно простая конструкция электроввода (рис.4.8.) с керамическими изоляа) м ы

Рис. 4.7. Конструкции электродной системы кондуктометрической ячейки

Рис. 4.8. Электроввод торами, соединяемыми с металлическими деталями с помощью пайки.

В качестве изоляторов взяты серийно производимые детали из керамики 22ХС на основе окиси алюминия.

Электроввод состоит из следующих деталей: корпус (I),накидная гайка (2), керамические изоляторы (3), внутренний ввод (4). Припаиваемые металлические детали: корпус и внутренний ввод, изготовлены из стали Х18Н10Т для упрощения процесса пайки, накидная гайка из титана. Выбор двух керамических изоляторов в каждом электровводе, их положения для пайки и участков пайки произведены на основании многочисленных опытов для обеспечения хорошей устойчивости керамики воздействию разрушающих сил, вызываемых разными значениями коэффициентов термического расширения стали и керамики.

Технология изготовления электроввода включает следующие операции:

1) нанесение металлизации на участки керамических изоляторов, подлежащих пайке;

2) нанесение никелевого покрытия на металлизованные участки керамических изоляторов и стальные детали электровводов;

3) сборка электроввода и размещение в зажимном приспособлении для пайки;

4) термообработка собранной детали при температуре плавления припоя;

5) проверка спаянных швов детали на вакуум-плотность.

Металлическое покрытие на керамические детали наносится в виде молибден-марганцевой металлизационной пасты кисточкой или через трафарет. Далее изоляторы с подсушенной на воздухе пастой подвергаются термообработке при температуре 1320 ±5°С в газовой среде, состоящей из 70$ азота и 30$ водорода. Образовавшиеся в процессе обработки окислы металлов прочно соединяются с окислами керамики.

Перед нанесением никелевого покрытия на металлизованные участки керамических изоляторов и места пайки стальных деталей, все эти элементы обезжириваются в ацетоне, соляной кислоте и трихлорэтилене, выдерживаются в специальном электролите //59 / и тщательно промываются в проточной воде.

Покрытие наносятся путем химического никелирования, которое, как было установлено в ходе работы, более надежно, чем гальваническое. Толщину покрытия выдерживали не более 5 мкм, так как в противном случае наблюдалось его отслаивание.

Перед сборкой для пайки все элементы электроввода обезжириваются в трихлорэтилене. Детали собираются в последовательности их расположения на рис. 4.8(а). В приспособление устанавливается корпус электроввода, на него одевается накидная гайка, на корпус сверху накладывается колечко твердого припоя, в которое вставляется керамический изолятор ножкой вниз, на изолятор сверху кладется колечко припоя, а на него ещё изолятор ножкой вверх, на этот изолятор снова кладется колечко припоя и ставится внутренний ввод электроввода, с ввернутым в него фиксатором, для устойчивого положения собранного узла в момент пайки. Сверху весь собранный узел прижимается планкой - грузом.

Собранный в зажимном приспособлении электроввод подвергается термообработке при температуре плавления припоя. Использовался припой ПСр-72 с температурой плавления 779°С. Пайка проводилась в среде водорода. Фотография шлифа получаемого спая керамики с металлом, выполненная на микроскопе в отраженном свете, представлена на рис. 4.9. Толщина диффузионного слоя металла (I) на поверхности керамики (2)составляет порадка 15 * 20 мкм, что обеспечивает надежную механическую прочность получаемого спая.

После охлаждения готового узла, он подвергается контролю на герметичность паянных соединений, для чего в его внутренней полости создается разрежение до 1*10 мм.рт.ст., а снаружи деталь омывается газовым потоком гелия. Прибором ПТИ-Ю регистрируется проникновение молекул гелия во внутренний объём электроввода. Если отклонений стрелки прибора нет, изготовленный электроввод считается вакуумплотным при данных условиях. Готовый узел представлен на рис.4.8(6). Полностью собранный электроввод представлен на рис. 4.8 (в). Керамические изоляторы и места пайки плотно покрыты фторопластовой лентой толщиной 20 мкм, для предотвращения окисления керамики и вымывания молибденовой основы металлизацион-ной пасты в паровой среде при температурах выше 250°С. Лента прижимается в основании внутреннего ввода фторопластовым колпачком.

4.3.4. Печь-термостат. Печь-термостат представляет собой каркас из листового железа, выполненный по форме автоклава, на который намотаны изолирующий слой стеклоткани и две греющие обмотки из нихромовой проволоки диаметром 0,8 мм, отделенных друг от друга слоем стеклоткани. Обмотки соединены параллельно относительно источника напряжения, что повышает мощность нагревателя и увеличивает срок его службы. Снаружи греющие обмотки покрыты слоем стеклоткани и асбестового шнура. С целью теплоизоляции каркас печи отделен от кожуха плотно уложенной стекловатой.

4.4. Анализ инструментальных погрешностей установки и экспериментальных данных

4.4.1. Измерение температуры парораствора. Измерение температуры парораствора в автоклаве осуществляется с помощью образцового стоомного платинового термометра сопротивления I разряда, помещенного в тонкостенный титановый карман, приваренный к крышке автоклава. Измерение сопротивления термометра осуществляется с помощью мостовой схемы, изображенной на рис.4.10.

Рис. 4.10. Схема измерения сопротивления платинового термометра

Измерение сопротивления термометра производится мостом постоянного тока МО-62 класса 0,1, в качестве нуль-инструмента применен зеркальный гальванометр М-195/2. Температура парораствора определяется по уравнению образцового платинового сопротивления

100

4.1) где и = сопротивление термометра при температуре к ;

100,000 0м;

0,0039; fr = 1,494.

Для исключения влияния соединительных проводов, подключение термометра сопротивления к измерительному мосту выполнено по трехпроводной схеме.

Основными источниками ошибок в измерении температуры паро-раствора являются: а) приборная погрешность измерения - Д inp. ; б) погрешность, обусловленная градиентом температуры по объёму автоклава -д^гроЭ .

По паспортным данным моста МО-62, погрешность моста обусловлена погрешностью магазина сопротивлений, относительное значение которой не превышает:

5R = ± (0,005+0.002%), % (4.2) где П - число декад магазина;

R - значение измеряемого сопротивления, Ом. Расчет погрешности измерения температуры, обусловленной приборной погрешностью, определяется совместным решением уравнений (4.2) и (4.1). Максимальная абсолютная погрешность измерения температуры термометром сопротивления составляет 0,019 К.

Для определения градиента температуры по высоте и радиусу автоклава использовалась дифференциальная платинородий-платино-вая термопара, спаи которой размещались периодически в различных противоположных относительно друг друга частях внутреннего объёма автоклава.

Полученные значения градиентов температуры не превышают 0,002 К/см. С учетом линейных размеров автоклава погрешность определения температуры парораствора, обусловленная градиентом температуры, составляет 0,04 К.

Предельная погрешность измерения температуры парораствора составляет:

Л ¿тс. ~ &1пр. + &£грод.

4.4.2. Измерение температуры капли конденсата. Определение температуры капли под конусом выполняется по известной температуре парораствора и разности температур последнего и капли. Измерение разности температур между парораствором и каплей конденсата под конусом выполняется малогабаритной платинородий-плати-новой дифференциальной термопарой.

Дифференциальный метод измерения выбран для повышения точности определения температуры капли, который обеспечивает исключение побочного действия э.д.с., наводимых в точках подключения концов термопары к электровводам и прибору, вследствие невозможности поддержания постоянной температуры по всей длине соединительных проводов, необходимой в этом случае при абсолютном методе измерения.

Платинородий-ллатиновая термопара выбрана для условий проводимых экспериментов по следующим причинам: во-первых, она является самой точной, имеет стабильную характеристику, так как благородные металлы, из которых изготовлена эта термопара, можно получить в очень чистом виде, неоднородность материала проволок термопары и связанные с этим "паразитные" э.д.с. меньше, чем у термопар с проволоками из неблагородных металлов; во-вторых, проволоки и спаи термопары претерпевают мало изменений в процессе работы и не окисляются, что очень важно в высокотемпературной паровой среде коррозионно-агрессивного вещества исследуемого в данной работе.

При изготовлении термопары были соблюдены условия, обеспечивающие минимальную неоднородность материала: а) максимальная чистота поверхности проволоки; б) минимум механических деформаций проволоки; в) равномерный обжиг всей термопары / {60/. Для термопары использована платиновая и платинородиевая проволока диаметром 0,5 мм.

Термопара изготовлена по инструкции, разработанной во Всесоюзном научно-исследовательском институте метрологии /

Измерение термо-э.д.с. дифференциальной термопары производится потенциометром Р 363-3 класса точности 0,005. Для исключения остаточных погрешностей от термо-э.д.с. потенциометр имеет переключатели направления тока, позволяющие одновременно изменять направление тока во всех цепях прибора, и менять полярность подключения э.д.с. нормального элемента и измеряемых напряжений. В работе использовался нормальный элемент НЭ-65 класса 0,005. При этом, для повышения точности измерений учитывается и изменение э.д.с. нормального элемента с изменением температуры окружающей среды.

Тарировка термопары проводилась по реперным точкам: тройная точка воды равная 273,16 К, температура кипения воды с учетом барометрического давления, температура затвердевания цинка

Для вычисления температуры по показаниям термопары было использовано известное интерполяционное уравнение //60/, с погрешностью аппроксимации 0,05%, описывающее зависимость термо-э.д.с. от температуры.

Для реперной точки кипения воды выполнена математико-статис-тическая обработка полученного массива значений термо-э.д.с. термопары с помощью распределения Стьюдента. Среднеквадратичное отклонение полученных сорока значений составляет = 0,033, а доверительный интервал при доверительной вероятности 0,98 и коэффициенте Стьюдента 2,42 //'21/\ 1 0,079 мкВ.

Абсолютная погрешность определения температуры предлагавмой термопарой составляет: ± 0,0/55 К

С целью определения идентичности работы спаев термопары, тарировка по реперным точкам и сравнение со значениями стандартной таблицы для этой термопары была проведена с каждым спаем,то есть и то время, как исследовался один спай термопары, второй -термостатировался при температуре тройной точки воды, затем спаи менялись местами. Результаты показали, что спаи работают идентично в пределах погрешности аппроксимации экспериментальных данных.

Общая погрешность измерения температуры с помощью термопары определяется и погрешностью вторичного прибора.

Согласно паспортных данных потенциометра Р 363-3, предельная погрешность выражается формулой:

Аи=±(Ш + 0№)<0~6, В, (4.3) где И - показание потенциометра в вольтах.

Для диапазона измерений термо-э.д.с. платинородий-платино-вой термопары, абсолютная погрешность измерения температуры прибором составляет: л1лР.= ± 0,005 К

Суммарная абсолютная погрешность составляет: = £ 0,0203 К

Так как рассматриваемая термопара дифференциальная и возникающая термо-э.д.с. соответствует разности температур горячего и холодного спаев, то есть спаев размещенных у термокармана и под конусом, э.д.с. термопары, соответствующая температуре капли конденсата, будет определяться с учетом поправки на температуру парораствора:

Еи = ± Ей* (4.4) где Е^ - значение термо-э.д.с. дифференциальной термопары;

Ецзначение э.д.с., соответствующее температуре паро-раствора.

Таким образом, погрешность определения температуры капли конденсата будет определяться суммой ошибок определения температуры парораствора термометром сопротивления и разности температур парораствора и капли дифференциальной термопарой: Л {тс. + дЬ =0,059+ 0,0205 = О, 0795 К

При дифференциальном методе измерения электропроводимости исследуемой пробы конденсата парораствора, дифференциальной шес-тиспайной хромель-копелевой термопарой контролируется разность температуры исследуемого парораствора и пара сравниваемой воды. Эта разность поддерживается в ходе опыта минимально возможной, близкой к нулю. Термо-э.д.с. термопары измеряется потенциометром ПП-63 класса точности 0,05.

Тарировка термопары производилась на установках "Цинк - 5" и ТМ-3 (термостат масляный). Абсолютная погрешность определения температуры пара чистой воды, с учетом влияния градиента температуры, составляет ¿ 0,110 К. Влияние указанной погрешности определения температуры на вычитаемое значение электропроводимости капли конденсата чистой воды незначительно и не будет учитываться далее при расчете погрешности результатов величин удельной электропроводимости капли конденсата парораствора.

4.4.3. Определение значения удельной электропроводимости пробы. Удельная электропроводимость исследуемой пробы конденсата парораствора вычисляется по формуле:

X = ИЛ К (4.5) где - электрическая проводимость водного раствора;

К - постоянная кондуктометрической ячейки. Электрическая проводимость измерялась цифровым автоматическим мостом переменного тока Р-5010, погрешность которого по паспортным данным не превышает 0,2 %.

Постоянная ячейка определялась по стандартным растворам: сг г = где - табличное значение удельной электропроводимости стандартных растворов хлористого калия (ГОСТ 2286877); ксе- измеренная электропроводимость приготовленных стандартных растворов хлористого калия; М - измеренная электропроводимость растворителя-воды,на которой готовились стандартные растворы. Таким образом, погрешность постоянной ячейки определяется следующими факторами: а) погрешность определения постоянной; б) погрешность измерения проводимости стандартного раствора и растворителя; в) погрешность приготовления стандартных растворов. Суммарная относительная погрешность определения постоянной ячейки с учетом погрешности определения её, полученной по формуле Стьюдента для 20 значений с доверительной вероятностью 0,98, составляет ¿к = 3,730$, в диапазоне значений удельных прово2 димостей стандартных растворов хлористого калия от 1,27 . 10 до 0,578 См/м.

Постоянная кондуктометрической ячейки, определяемая и по её геометрическим характеристикам, имеет значение близкое к найденному по стандартным растворам, но так как измерение с достаточно высокой точностью геометрических размеров ячейки затруднено, вследствие малых её габаритов и конструктивных особенностей,более точными и достоверными считались значения постоянной, полученные по стандартным растворам с интервалом концентраций, совпадающим с концентрациями исследуемых проб.

Относительная погрешность измерения удельной электропроводимости, оцененная по стандартным растворам хлористого калия будет определяться по формуле:

8~3t - {(ft/f + (6Kf , (4.7) где (fV- относительная погрешность определения электропроводимости раствора, соответствует приборной погрешности и равна:

5W = 0,2 %.

Таким образом:

SZ = 3,735 %.

Измерения электропроводимости проб конденсата пара над растворами гидроокиси натрия проводились в широком температурном диапазоне. Для исследуемых проб конденсата пара 1% раствора гидроокиси натрия в интервале температур 473 4- 603 К зависимость удельной электропроводимости от температуры выражается полиномом вида:

Ко Ki't + К2-1 + Kyi ; (4.8)

2522,240 ;

- 28,38037; 0,147093;

- 0,235269-10~3; температура пробы, °С. где К0 =

К1 = Ко = к3 = t "

Абсолютная ошибка значений удельной электропроводимости, определяемая точностью измерения температуры пробы, вычисляется по уравнению: даф)-(К1*2Кя-£+ЗК, (4.9)

Относительная погрешность выражается уравнением:

4Л0)

Температура исследуемой пробы конденсата парораствора измеряется с погрешностью дЬ = £ 0,0793 К. Суммарные относительные погрешности значений удельной электропроводимости проб определяемых по формуле: , х •

ЛЕ, = <?Х + для температурного интервала проведенных опытов представлены в таблице 4.1.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Зайцев, Николай Алексеевич, 1983 год

1. Материалы ХХУ1 съезда КПСС. - М.¡Политиздат,1982.-223 с.

2. Мартынова О.И. Влияние водно-химических режимов энергоблоков ТЭС и АЭС на надежность работы паровых турбин.-Энергохозяйство за рубежом,1979, № I, с.1-6.

3. Мартынова О.И. Влияние водно-режимных факторов на надежность работы некоторых элементов оборудования электростанций. -Энергохозяйство за рубежом, 1982, $ I, с.7-12.

4. Мартынова О.И. Коррозия и показатели надежности эксплуатации пароводяных контуров зарубежных АЭС.-Теплоэнергетика,1983,12, с.68-70.

5. Eihöhie Einsatzbereitschaft. КWU- tepoti, Ш s. /-/

6. Костюк А.Г.Трояновский Б.М., Трухний А.Д. Надежность паровых турбин.- Теплоэнергетика, 1981, № 9, с.12-18.

7. Haas Н. Konstw&tive Massnahmen ¿иг Erhöhung de г VeifÖDiar-hit von -Юатр/тг&пеп.- Vdl Berichte, 1977,

8. Стырикович M.A. Внутрикотловые процессы. М., ЛгГосэнергоиз-дат,1954. - 339 с.

9. Маргулова Т.Х. Методы получения чистого пара. М.,Л.:Гос-энергоиздат, 1955. - 180 с.

10. Стырикович М.А., Мартынова О.И.,Миропольский З.Л. Процессы генерации пара на электростанциях. М.:Энергия, 1969.-312 с.

11. Мартынова О.И.,Куртова И.С. Некоторые вопросы водного режима мощных блоков сверхкритических параметров.-Теплоэнерегтика, 1966, 6, с.87-88.

12. Стьгрикович М.А., Мартынова О.И., Куртова И.С. Поведение примесей питательной воды в тракте блоков сверхкритических параметров. Теплоэнергетика, 1966, № 7, с.45-50.

13. Мартынова О.И. Некоторые проблемы эксплуатационной надежности и экономичности оборудования ТЭС и АЭС.-Теплоэнергетика,1. Ш,//*9, с. 69-71.

14. Алейников Г.И., Мамет А.П., Мартынова О.И. Взаимосвязь основных факторов надёжности эксплуатации энергетического оборудования ТЭС и АЭС.- Энергомашиностроение, 1980, № 12, с. 3537.

15. Акользин П.А., Маргулова Т.Х. Проблемы общей коррозии современного теплоэнергетического оборудования.-Теплоэнергетика, 1980, .Р 6, с Л 3-14.

16. Резс/? ¿¿п$е К. ^изоттел/юпр гмзебел МоьзегуиаЬ/о/} Ролз/ш^юп иле/ Когюшп т \Уоззег6еги/?г/ел /¡пРааеп. У£В Кю//мегЬ{:ес/н71& , /977, к 5 7, л/* <г.424 - 4-3/?. 19. <6гп1{Ь С.А. ТИе Соггоз/оп Р /у. Во/1ег

17. Соггоыоп. ДпЬ - Согхозшп Ме/рос/з алс/ у. 24 , рр. /о-/3,/Х

18. St г aus s S.V. PazSine letioSihi/y hinoes ons/eon? putity. Power, 1979y vot. /25, Ж //; p. s25,

19. Hupp mann //. 6zof>schaden an T/ampfhnSinen . Maschinenschaden, /975, 46,25. §ezatd P. Tut Sine Disk and CtacPino. 7z cws Amei, MucE See. \ №2, 43: h/in/er Mee/%/ Washington. Я.С., Уо/emSer /4 - // №2 ,p.329-3$

20. Shauss Ш Сап hot of /uz Sine s/ean? ctiemahu. - Powe г f Ш/ f v. /25, f p. 33-42.27. ¿penj TP. ? Toney J1. t Shade VJ. ¿ome

21. Advezse. Effects of S/tess Соношп in Steom Tuibines. — Ttansac frans of the /¡SME, /977, к Л99, №2} p. 255-260

22. Lewis 6- The Caziosion of Szazed 0//shtetds of s/ean? iutSin bßac/es. - Metafc Parum,93/, p. 226-221.

23. Passed Т.О. Turbine Chemicat Monitor ¿no oí 00-i. EPRI. Techn . Rept. Jurn. Afuel. Power №2, № MP2590 - 5p.pt

24. Pensenstac/Eer D. Г., Fu tте г М.Л. Рте ¿team Ahead!- Ш. Cfiem., т/, v. 53, Jm-seoJm

25. Зенкевич Ю.В. О процессах образования солевых отложений в турбинах.- Теплоэнергетика,I960, № 4, с.62-68.

26. Мартынова О.И., Рогацкин Б.С. Отложение солей и продуктов коррозии в проточной части турбин сверхкритических параметров. Теплоэнергетика, 1970, № 5, с.50-54.

27. Маргулова Т.X.,Мартынова О.И. Поведение окислов железа в пароводяном цикле станций и методы выведения их из цикла.-Тепло-энергетика, 1967, № 10, с.23-27.

28. Мартынова О.И., Рогацкин Б.С. Поведение продуктов коррозии в питательном тракте энергоблоков сверхкритических параметров.-Теплоэнергетика, 1971, № 12, с.65-69.

29. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций. М.: Высшая школа,198I.-320 с.

30. Правила технической эксплуатации электростанций и сетей.-М.: Энергия, 1977.-288с.

31. OWeal S.J. T/ie Dofioi VaSue of Ptotectiny Shorn TuiSines focrinrt Poufinp. Ргосеепс/спу*! of the 55-tf УпктаНолоС h/atei Еол/егелсе,

32. Pitts6utaA , /974, p. 59-66 .

33. Zahi is к и hi. Effective Steam Puzity Sompfino- Pwceenc/inos of /fie 35- tfi УлМnational? mtte2. Confeunee, *PtHiiuy 6, /974, p 67- 7/.

34. Estimate steam tutSine fosses to justify maintenance func/s. - Powet, /9S2, v.t26f p. 43 - 45'.

35. Wozney £ P., Whitehead A Speny P. E. Effect of sham puiity on petfotmance, ze&aSiuty, one/ maintenance. Inctushiaf steam fuiStnes. — TAPPI Шt v. 61, N° /О, p. /0/- /04.

36. Ketcei // EtostoffsionostW an УарdampftuzS/лел. -Ш Kiaf/h/e?s {-echnitk, Щ v. 54, M?5, s. 292-295*

37. MichaeEJ. Ko fat. IVeê Steam Tmêines fot //ucEeaz Pfon/ ßpp&cait'ons. Tians. /¡тег. л/исЕ. оSûr., 1962, 45: Winkt fi/eei, V. С, À/ou. fi-/!, p. 329. оз. ¿team /utêmes. - Po^ez, /Ы2, v. /26, M?^ A 34* -349.

38. Heitmann //.f., /(oséлег w. /№$1'ол$& oizosion in Wassel Dampftïeisfûvfeû - //¿soerfeû иле/ 9еоелтор>пс//? тел. - j/fô Xtof/^e2Âi{ec/?/?i ) Ш2, *62, S?3t S. 2//-2/9.

39. V. ft, At*tO, S. 752-9fÇ. / '/>r )f>unota/?., ße^yj./}., <S/ue/?êe £.Ь/. £//ect of Steom Impuiîti-es on Cozwsio/? fo/i^z/e Ctûcl Siowth ßates о/ a TuzSine Vise S/eef. -Cozwsion (USA), Щ и 3?, H/f/2, p. 682-699

40. Passet TO. EfiemicaE Impuutu Мот/он по ¿л {fie Tuzêine En vi юп тел/ at ///l/û-J. EPPJ. Ttchn. fopt. ¿um. MueE Powe г 7)iv., №2, //2- J/P259?. - ¿p/>.

41. S3. Jonas 0. TuzSine Jteam PuziEy. hfes/wAnufe. Eteehic Cozpoiohon. PtifodeSptio, РА/Щ /т.-5//>л

42. Jonas 0. CSe/nieoE Tianspozt ¿n Steam Powet

43. Mew oSsezvatio/7i. ~ h/ef/injtfipu-fe ffeefoc.

44. Cozpoidtm, PzesenM/ол to Japs, ¡Votl/ny yzoup1., August m/t У*4. -/7pp. * '

45. Wi^Lomson A. 6. Msefeaz j/eom tozSine apezaE/no expediences, West inySouse ЕЕ ее hie Согр. 2 nee s int. etnde centiotes eEec. mod.} /¿еое, yr /, p. 54/T . *

46. QUnQSliftklWLO/7 0/7 Vofflfiftt/tSi/?e/?Sc4CM/€¿/7 ¿/77

47. Vbfcocihos t/r/ct a/qp>c/ampfoeStet. - Dei A/ascA/?e/?scm-den<? <?m, v. 5J., f a//2\ ?3-?Q

48. Lacikowsh 2. ¿/¿ex/die pzeyc?y/?y cteeg/cn

49. QwQiti Lonmtow tui6in ptitowuen. fuetoetutQ fPRL ), /979, tok 53 , ys 4, /2Q- /32 .

50. Review of Coziosion Resistant Coofrngs foz Steam Tuzfar/e Components. - EPR I. /echn . Rept Coot ComSust. Sust. Dev., rnf A/2 CS2/211 vi ¿/pp.

51. Vonoét 1 R., &iq{¿¿vl / Influence de lé¿a¿ Ые ¿иг-face dui lo tesis ronce o ¿o foé¿y¿/e с/'ш octet a /5 °/o de cfiiome poui citldoges de iuiéines ü mpeaz. IsL Iní. Cor?/, ¿no¿ Реел Раис , /4-/7 Sep¿.? т/. Ох/огс/ e.o.,№2,p.6tt

52. Wilson L W., Pe men t F. M, /tspden 67Rb:&> Shess Соггозсол <S¿uc/¿es on Jome <$¿o¿nlees J ieelz ¿n Elevated Temp et o ¿me ^a¿/eo¿/s m*nti.- Coitos ion (USA), ¿9?¿ 7 v. 34-, J/*0tp.s//-3&

53. PothzVC. <Shes* Cozzosron Ctoc^¿no о/ Tut ¿ene wd ßotoi Jllloys. St¿¿. Conos.m, vJ5,

54. Riedel Vo¿oé C.? Мглег ¿/. Zuz. ¿ocú/iajb-iotwsion von (h A¿¿ SUlilen ¿n леа/ъо1ел Wssnn ée¿ ole¿ch¿eiii(}en7 Wot м edlet о а г? о. - Xozio1. W, v./2?a/U, $./63-/fr. *

55. Томашов Н.Д., Чернова Г.П., Руттен М.Я. Определение склонности нержавеющей стали к межкристаллитной коррозии.- Коррозияи защита в нефтегазовой промышленности, 1978, № 4, с 3-6.

56. Томашов H.Д., Чернова Г.П., Руттен М.Я., Радецкая Г.К., Яковлева Л.Ф. Определение склонности нержавеющих сталей к межкристаллитной коррозии под каплей электролита. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1979, № 10,с. 3-6.

57. Gicrnnum Л.J. Jfrefs Conosion С/?огос^еъ?о -lion of Tmflme Poéoi Noie и oh. EPRI Tec An. Rep t. Sum. A/oof. Powe* Ъ'у., /9t2А/WP2237t tv, 2pp.

58. Levetcmè êeiaid P. Juiê/n ÏÏisk one/Wteeé

59. Сгаскпо. peons. /Imei. Afucâ. Soc., /ffS2?45: Winteb Meei., Wosfanohn, D.C., Mois. .1. S2r p 329-330. *

60. Comp far?о of unit u Pioc. Р/пег. Powe* со/?/. ьс4о," caoo, <fw Ч9П, D-502-5/4. , „8?. ¿¿fldinoir ' fiY/ Сиггon R.M. Conos/on £xperi en ce in ¿ огое rSieom Tut ¿¿nes. Рок/et Encjineeuno/№i, P=/Ot p. ?6-W.

61. Hddehondt E. Komp/ Qepen die Konosmn ein ôeii-щ zu höhet Veï-fûQùQi$eîê von Kwftweïien - Enez-дЫссШ, /9t2, У 32, A/s 6, S.224 -23/.

62. E/feït?. P.-P., HaguL. Unéezsuc faune/ c/escfiu)inoun^5iipiozzo3ionsvet/iof/e/?s von Tutécnenschaufelslâfilen ¿m беге/с/ с/ег ôeo//?nen с/ел <Don?pfnässe. MoschinenscSûc/en, /QI2fv 55f a/*2,90 • Lo¿ //. Cotiosíon in Thetmof Powe i Sia/ions

63. Cfien?. //pe Inc/îo, m/, k 32, 74/-7429I# i/ôxiezmann E. Schaufe/sc haden an %)on?nf -iuzéinen. /Juswetiuno dez V6& sio/ifii/ 4üi die t/ahv> /973 éis JÇffmc/ Qu/ndsoteùc/le //nmet -luntten, -V66 foofiLoetbíecMiÁ, /979, vJ%///2, fm 9*2-964.

64. OiqcI$ discov-ezed in teacioi iuïêine élûdes. Maiuze , /980, v 284, d?<pff, p. 205.

65. Mfmon W.F., Miavtcfi M^f. ftepos/áon of sa¿/j fiom iieom. Pzesenied fa ihe 4/- si rfnnuû 7 Meeùno; Inieznationoi h/oiez Conference Piíís -éuicfî* Pennsylvania, Dciohei 20-22, /980 -/Opp.

66. Olio fono Ñoiph, Fzom //¿7n?ai. Expetienee o/ o ¿otoe e7ecinc ¿//¿7iiy ¿n ¿mpzonnp avo¿7c/S¿7i-iu o/ cenizo 7 siaiion sie on? iuzôines. -Pi oc. flmei. Power Conf. ; Vo/. 4/. C/neooo, /// /97g p. 485-494.

67. Sie am iuièine dise czachinp expez¿ence yo -lûmes /-7, EPRI. Techn. *Repi Jun?./Vac7. Powet 7)iv.y /982, №/¡/22429, Pi /-7 f ¡7/, 9pp.

68. Wfaiefiead A. Cfemca£ System cañizo t or?d Моги tonny Re^memenés. (ye/?. ££). P¿ese/?£ed ¿ai fie Amet¿c¿y/7 Society foz Mefofs £¿?/?fe гелсе, /9Щ №

69. Стырикович M.А.»Полонский B.C., Циклаури Г.В. Тепломассообмен гидродинамика в двухфазных потоках атомных электрических станций.-М:Наука,1982.-370 с.

70. Ю1. L in dt с/у W.T. Р/?Шсео£ C/?e/??¿stzy о/ Утри t¿ Pe/ ¿n ¿team Tuiétnei, Wezíinofiouse Efectúe Cotpow-iion Pzeser/ted c/t tfie Steam %iét/?e- &e/?ezotc/i 7ecAr?o-logy Smpoiic//r? Chat fot te, Qctaßet , /978 /6pp.

71. Ю2. Juioine ¿iecrm Puuty. Tnshuetions. £e/?eza£ Etecbic . &EK-6Í¿t30.юз. ¿indíoy h< 7. behavioz о/ ¿mpuziétes ¿n ííeo/n tuiéines. Powei Euy¿neei¿r?y} /979\ v. 6¿-?£

72. Ю4. Schleithoff К. Shett cozzos/or? Gtocéinj of /5?. Gl Stее ¿s as a Fmetio/? of Те/яре илу Те/яре tature. KWH- Аешк TW А б ff405, /У 79

73. Филиппов Г.А., Поваров O.A., Семенюк A.B. 0 турбулентном осаждении мелкодисперсной влаги. Деп. НИИинформ энергомаш. 1980, № 4.

74. Филиппов Г1.А., Поваров O.A. Сепарация влаги в турбинах АЭС. М:Энергия, 1980,-320 с.

75. Ю7. Pocod Ejt. Tfie ¿mpoztünce о/ ¿/rtdezitar/dinQ, The áeo/77 ешголгпелб. Watez ¿у/?с/ Steom' Регуотол PzefS t /Ш, p. 565 5¿l

76. Чернецкий H.C., Повреждения лопаток турбин.-Энергохозяйство за рубежом, 1983, № I, с.10-14.

77. Cowoi Cf bu. T., Roêêm /Г Undetslonc/ino ¿Ae oêsçtved effech of ezosion ancf с ait os/an fn fée отттп ' Powe*L , V./2Û, A/s Q P. 66 •

78. ПО. ßooezh 6. w.t êzeenfîefc/ P. Stress Еогголол Of sieorn 71/2 S/ne Disc алс/ Potoz Steegs. /Ъгго-iiOnfUSA), /9?9, v. 55, M* 9, p.4û2~409.

79. I. Мартынова О.И., Андросов В.И.»Зайцев H.A. К вопросу влияния водно-режимных факторов на надежность работы паровых турбин.-M., 1983, 48 с. Рукопись деп. в ВИНИТИ 23.09.83 г., № 5302-83.

80. П2. Schwcdei ttjf. /06 ¿pec/fico//o/?s foz ¿¿créées in nuefеог Powez stations ш/А âo/>/ мс/ée ? veoc/oz-s 5оиглетл/А, /9??. ¿олс/ол. /97%, p. /9-24, 35-3dиз. Swoêodct RVezêei£uno уол /(aûdi'ùont'ezunpsmiiéefa шс/

81. Passe£ TO. <Seeo/?cfoiy <Sjys/em h/c/tez. Prfem/s/-ги Ргоогат foz 00-4. -EPßl. ТееАл. fepè бал?. MjcI. Powez. №2, A/?A/P259f /Зрр.

82. Hocfoe J.M., Modfozd IL. Ш ехрег/елесо/ she/f C0zwsi0л czociw /л s/eon? /слё/ле cA'fcs. Pzoc. Inst Med /979,у./93,№4, p 93 - m

83. Дейч M.E., Филиппов P.A. Газодинамика двухфазных сред.-M.: Энергия, 1968,-423 с.

84. S. Иванцов А.И. Основы теории точности измерительных устройств.' М.¡Издательство стандартов, 1972.-212 с.

85. Рабенко B.C. Осаждение мелкодисперсной влаги и образование жидких пленок в турбинах. Автореф.Дис. канд.технич.наук.-М.:МЭИ, 1982.- 20 с.

86. Мартынова О.И. Химический контроль на тепловых и атомных электростанциях. М.¡Энергия,1980.-320 с.

87. Ривкин С.Л., Александров A.A. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.'.Энергия, 1980. - 424 с.

88. Ривкин С.Л., Александров A.A., Кременевская Е.А. Термодинамические производные для воды и водяного пара.-М.¡Энергия, 1977.-264 с.

89. Кострикин Ю.М. Инструкция по анализу воды, пара и отложений в теплосиловом хозяйстве. М.¡Энергия, 1967.-296 с.

90. Скуг Д., Уэтс Д. Основы аналитической химии. М.¡Мир,1979.-438с.

91. Умланд Ф., Янсен А., Тириг Д. Комплексные соединения в аналитической химии. Теория и практика применения.-М.¡Мир, 1975.-532 с.

92. Мартынова О.И., Копылов A.C. Водно-химические режимы АЭС, системы их поддержания и контроля. М.¡Энергоатомиздат, 1983.-96 с.

93. Дейч М.Е., Филиппов Г.А., Лазарев Л.Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. М.¡Машиностроение,1965.-95 с.

94. Филиппов Г.А., Поваров O.A., Пряхин В.В. Исследование и расчеты турбин влажного пара.-М.¡Энергия,1973.-832 с.

95. Мартынова О.И., Поваров O.A., Семёнов B.H., Зайцев H.A. Образование жидких агрессивных сред в паре. Отчет по НИР № 0182008292I.-М.:МЭИ,1982.-5I с.

96. Мартынова О.И., Поваров O.A., Зайцев H.A. Исследование механизма конденсации водяного пара с примесями в ЦНД турбин. Отчет по НИР & 79005517.-М.:МЭИ, 1982.-90 с.

97. Амелин А.Г. Теоретические основы образования тумана при конденсации пара. М.:Химия, 1972.-304 с.

98. Мартынова 0.И.,Куртова И.В. Методика расчетного анализа поведения примесей питательной воды в тракте энергетических блоков.-М.:МЭИ, 1976,-16 с.

99. Куприянов В.В. Измерение инструментальными методами спектра дисперсности и концентрации суспендированных примесей водного теплоносителя электростанций. Автореф. Дис.канд. >технич.наук.-М.:МЭИ, 1977,- 20с.

100. Пискунов Н.С. Дифференциальное и интегральное исчисления.-М.:Наука, 1972.-456 с.

101. Уипое С., 6ei. Veuhd. Weitet Жеrtt. MS. Jone, №2, 35, 4 26/ 265.

102. Справочник химика, т.5. М. ,JI.:Химия, 1968.-974 с.

103. Буйков М.В. Кинетика гетерогенной конденсации при адиабатическом охлаждении. 2. Кинетический режим роста капель. Коллоидный журнал,1966, № 5, с.635-639.

104. Буйков М.В. Кинетика гетерогенной конденсации при адиабатическом охлаждении. Коллоидный журнал,1966, № 2, с.184-190.

105. Михельсон M.JI. Исследование активности ядер конденсации различной природы.Коллоидный журнал,i960, № 4, с.423-428.

106. Буйков М.В., Силаев A.B. Кинетика гетерогенной конденсации в разнотемпературной диффузионной поточной камере. Коллоидный журнал, 1967, № I, с.34-41.

107. Гиршфельдер Дис., Кертисс Ч., Берд Р. Молекулярная теория газов и жидкостей.- М.: Изд-во иностр.лит.,1961.- 932 с.

108. Новиков И.И., Воскресенский К.Д. Прикладная термодинамика и теплопередача.- М.:Атомиздат,1977.-352 с.

109. YoffiaJ. Pmc/елс rnofae рогу aje// ezoavm u&niu у pluíocrie coséi ром íutSinjf. /л: Séo2/7¿ é lefeiaéü, seminoi Pzoio /9?$. Pfcen, Séoíni Ууг^итлу rn/avfizo s/avSu shy/a, ?avodS¿oc/cr, /5-/¿?2.

110. Дейч M.E., Филиппов Г.А., Салтанов Г.А. Нестационарные явления при течении пара в элементах проточных частей турбин. В сб.:Труды Моск.энерг. ин-та. М: МЭИ, 1974, № 203, с.З-Ю.

111. Филиппов Г.А., Салтанов Г.А., Игнатьевский Е.А. Анализ конденсации пересыщенного пара в турбинных ступенях.-Теплоэнергетика, 1970, }? 12, с.22-26.

112. Филиппов Г.А., Селезнев Л.И.,Поваров O.A. Исследование процессов конденсации в турбинной ступени.-Теплоэнергетика, 1974, № 9, с.63-66 .

113. Mmcintowsií S. ogsezmcjo pteepéw¿f pert и mo foe/ к/ osbéncm síopmu tmS¿r?y /ЗК 2f$¿ ¿агевот po*éo¿o-vyw- -Pt. fnsí. mas?. p2?ep. рм, f9!2, a/sí2.

114. Марцинковский С. Экспериментальное определение места возникновения конденсации в паровой турбине.- Теплоэнергетика, 1983^ № I, с.69-72.

115. Шег/ / Кол fofa. Co/?des7saéion ¿n Steam Taitones -EPRT Techn ßepi Sum. Coat Co^Sasf tysl %-v., m2, /V* CS25~2%. /Зрр.

116. Салтанов Г.А. Неравновесные и нестационарные процессы в газодинамике однофазных и двухфазных сред.-М.: Наука, 1979.286 с.

117. Алексеенко А.Г., Коломбет Е.А.,Стародуб Г.И. Применение пре-цизиозных аналоговых ИС.-М.¡Радио и связь, I98I.-224 с.

118. Мартынова О.И., Андросов В.И., Зайцев H.A. Установка для исследования распределения нелетучих веществ между паровой и жидкой фазами в широком интервале температур и давлений.-Сборник Моск.хим.-технол.ин-та им.Д.И.Менделеева, 2 ч.-М.: 1982. с.228-232.

119. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник.-М. :Энергоиздат, 1982. 624 с.

120. Герасимов В.В., Монахов A.C. Материалы ядерной техники. -М.: Энергоиздат, 1982. 288 с.

121. Зайцев H.A., Андросов В.И., Мартынова О.И. Электровводы для кондуктометрических исследований водного теплоносителя электростанций при параметрах работы энергоблоков. Сборник Моск.хим.-технол. ин-та им.Д.И.Менделеева, 2ч.,- М.:1982, с.223-227.

122. Хряпин В.Е. Справочник паяльщика.-М.:Машиностроение,198I,-348 с.

123. Попов М.М. Термометрия и калориметрия.-М.¡Издание МГУ,1954.-254 с.

124. Исследование в области точных тепловых измерений. Труды .ВНИИМ. вып.25 М.,Машгиз,1955.-117 с.

125. Воспенников В.В. Исследование термодинамических свойств системы гидроокись натрия вода. - Автореф.Дис. . кавд.технич. наук. - М.:МЭИ,1980.-20 с.

126. Грилихес М.С., Филановский Б.К. Контактная кондуктометрия. /Теория и практика метода/. Л.¡Химия, 1980.-176 с.

127. Григорьев В.А., Зорин В.М. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник. М.:Энергия, 1980. - 528 с.

128. Голубев Б.П. Исследование физико-химических свойств теплоносителей кондуктометрическим и диэлькометрическим методами в современных теплоэнергетических установках. Автореф. Дис. . доктора технич.наук. М.:МЭИ, 1978. - 40 с.

129. Максимова И.Н., Юшкевич В.Ф. Электропроводимость растворов гидроокиси натрия при высоких температурах. -Журнал физической химии, 1963, т.37, № 4, с. 903-907.

130. Калитин H.H. Численные методы. -М.:Наука, 1978. 512 с.

131. Щуп Т.Решения инженерных задач на ЭВМ.-М.:Мир,1982.-238 с.

132. ШтопЬ/.Е., Мха y ah Mi., ¿efimotm У К., PasseI Т.О. Dewahon о/ the model /oí the геhewed aalo -clave Sodium ftudwxide eauililnum mIu&Iííu dota. -deposition of ódlh Нот shorn, EPR. Tonilacl RP Ю62-/ Septem bei, №2-61 pp.

133. Кuutanowsfa Mikelewicz У, Gum&owsti S., yfinctiowic? E. UnietsncPiungeh ¿leí cke St aß i -lítdt dei Wasseiscfitclf auf /uilinenckchau{ein Sei //aß dompßh о типа. Brennst. - Wo г те

134. Kraft, то, v.ó2, W/2, f. 541-554 ,/д

135. Дорущук В,Е,,Рубин В,Б. Водно-химические режимы и надёжность металла энергоблоков мощностью 500 и 800 МВт. -М: Энергоиздат, 1981. 296 с.172. closku Т. Reduce Hade failures to Sao st steam0- tu?line avoilaSilitu Powei !9$$1. A/°9 p- 61-65

136. С ПРОГРАММА АПРОКОИМАиИИ ФУНКЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЕРЕМЕННЫХ С МАКСИМАЛЬНОЕ ЧИСЛО ПЕРЕМЕННЫХ«5 С МАКСИМАЛЬНОЕ ЧИСЛО TQ4EK«200

137. DI HENS I ON К(S • 20ft ) .ZI200) ,ZZ<280 ),C0EF(5.6) , * J STEP(5)»XI(2 0И .EP(6)» N F U N ( 5 ).Z1(203) COMMON N » ZZ »X » I О ВЗОЙ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ЦАННЫХ READ(1«1) SIPAR» NOP I FORMAT(11/13)00 30 Jf= 1 »NOP

138. READ( 1 » 4) (X(I»J),I el,NPÁR),Z(J) 4 FORMAT(6E 13 # 4) DO 11 I-l.NPAR T50.1E72 DO 10 N=1,6 DO 6 J=1,N0P Xl(0)sX(bJ) 6 iF(l.EBtl) zz(j>*z(0)50 TO (31,32»33,34.35,3$) ,N

139. CALL POISK ( I.S «б «NOP TX1 «ZZiEPiR) CO TO 3732 00 36 Jsl.NOP !F(X1(J)»£&*&) GOTO 1038 X1(J)=1,/X1(J)call pqjskus,b,nop,xi,zz»ef»r>1. GOTO 3733 00 39 J-1»NOP1.(ZZ(J) . LH » 0)GOTO 1039 Zl(J)sALOG(ZZ(J))

140. CALL POISKÍ IS,¿ ,'íuP,X1,Z1 ,EF,R) GOTO 3734 00 40 J = 1 , NOP1.(XI(J).LE.0ÍGOTO40 XI(J)=ALOGie(XI(J))1 S= 1au pojsk(is,1,n0p,x1,zz,ef,r) go to 3735 DO 41 Js1 , NOP1.(X1(J).Ей,й)СОТО 1041 Zl(J)cZZ(J)#Xl(J) ISf=l

141. CALL POISK(IS,l,NQP»Xl,Zl,EF,Ri GO TO 3736 00 42 J? 1 »NOP1.(ZZ(J),E 3.Й)GO T 0 IS IF(XI(J).Etl.iS)GOTO 12 42 Zl(J)rXl(J)/ZZ(J) ISM

142. CALL P0ISK(IS,1,N0P,X1»Z1,EF,R)37 IF(R.0T ,T) GOTO 10 T*R

143. NFUNUisN ISTEP( I ) = I S N N « I S ♦ 1 00 8 J s1» N N 8 COEF <I,J)aSF(J) 10 CONTINUE PAUSE1. PRINT 105