Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Влияние водно-химических факторов на образование коррозионно-агрессивной влаги в проточной части паровых турбин

Диссертация: Влияние водно-химических факторов на образование коррозионно-агрессивной влаги в проточной части паровых турбин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

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… Читать ещё >

Содержание

  • 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

Влияние водно-химических факторов на образование коррозионно-агрессивной влаги в проточной части паровых турбин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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 стенддвух-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/.

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 °C. 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 °C. 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.

4.1) где и = сопротивление термометра при температуре к ;

100,000 0 м;

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 автоклавад^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 металловво-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 проволокиб) минимум механических деформаций проволокив) 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, второйтермостатировался 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 2 286 877) — ксеизмеренная электропроводимость приготовленных стандартных растворов хлористого калияМ — измеренная электропроводимость растворителя-воды, на которой готовились стандартные растворы. Таким образом, погрешность постоянной ячейки определяется следующими факторами: а) погрешность определения постояннойб) погрешность измерения проводимости стандартного раствора и растворителяв) 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 (fVотносительная 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 ;

— 28,38 037- 0,147 093;

— 0,235 269−10~3- 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.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Материалы ХХУ1 съезда КПСС. — М.?Политиздат, 1982.-223 с.
  2. О.И. Влияние водно-химических режимов энергоблоков ТЭС и АЭС на надежность работы паровых турбин.-Энергохозяйство за рубежом, 1979, № I, с.1−6.
  3. О.И. Влияние водно-режимных факторов на надежность работы некоторых элементов оборудования электростанций. -Энергохозяйство за рубежом, 1982, $ I, с.7−12.
  4. О.И. Коррозия и показатели надежности эксплуатации пароводяных контуров зарубежных АЭС.-Теплоэнергетика, 1983,12, с.68−70.
  5. Eihohie Einsatzbereitschaft. КWU- tepoti, Ш s. /-/
  6. А. Г. Трояновский Б.М., Трухний А. Д. Надежность паровых турбин.- Теплоэнергетика, 1981, № 9, с.12−18.
  7. Haas Н. Konstw&tive Massnahmen ¿-иг Erhohung de г VeifODiar-hit von -Юатр/тг&пеп.- Vdl Berichte, 1977,
  8. M.A. Внутрикотловые процессы. М., ЛгГосэнергоиз-дат, 1954. — 339 с.
  9. Т.Х. Методы получения чистого пара. М., Л.:Гос-энергоиздат, 1955. — 180 с.
  10. М.А., Мартынова О. И., Миропольский З. Л. Процессы генерации пара на электростанциях. М.:Энергия, 1969.-312 с.
  11. О.И., Куртова И. С. Некоторые вопросы водного режима мощных блоков сверхкритических параметров.-Теплоэнерегтика, 1966, 6, с.87−88.
  12. М.А., Мартынова О. И., Куртова И. С. Поведение примесей питательной воды в тракте блоков сверхкритических параметров. Теплоэнергетика, 1966, № 7, с.45−50.
  13. О.И. Некоторые проблемы эксплуатационной надежности и экономичности оборудования ТЭС и АЭС.-Теплоэнергетика, 1. Ш,//*9, с. 69−71.
  14. Г. И., Мамет А. П., Мартынова О. И. Взаимосвязь основных факторов надёжности эксплуатации энергетического оборудования ТЭС и АЭС.- Энергомашиностроение, 1980, № 12, с. 3537.
  15. 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 b? ac/es. — Metafc Parum, 93/, p. 226−221.
  23. Passed Т.О. Turbine Chemicat Monitor? no oi 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. Ю.В. О процессах образования солевых отложений в турбинах.- Теплоэнергетика, I960, № 4, с.62−68.
  26. О.И., Рогацкин Б. С. Отложение солей и продуктов коррозии в проточной части турбин сверхкритических параметров. Теплоэнергетика, 1970, № 5, с.50−54.
  27. 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. О.И., Рогацкин Б. С. Поведение продуктов коррозии в питательном тракте энергоблоков сверхкритических параметров.-Теплоэнергетика, 1971, № 12, с.65−69.
  29. 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. IVee Steam Tmeines fot //ucEeaz Pfon/ ?pp&cait'ons. Tians. /¡-тег. л/исЕ. оSû-r., 1962, 45: Winkt fi/eei, V. С, A/ou. fi-/!, p. 329. оз. ?team /utemes. — Po^ez, /Ы2, v. /26, M?^ A 34* -349.
  38. Heitmann //.f., /(osé-лег w. /№$ 1'ол$&- oizosion in Wassel Dampftieisfuvfeu — //?soerfeu иле/ 9еоелтор>пс//? тел. — j/fo Xtof/^e2Ai{ec/?/?iA) Ш2, *62, S?3t S. 2//-2/9.
  39. V. ft, At*tO, S. 752−9fC. / '/>r)f>unota/?., ?e^yj./}.,
  40. Passet TO. EfiemicaE Impuutu Мот/он по ¿-л {fie Tuzeine En vi юп тел/ at ///l/u-J. EPPJ. Ttchn. fopt. ?um. MueE Powe г 7) iv., № 2, //2- J/P259?. — ?p/>.
  41. S3. Jonas 0. TuzSine Jteam PuziEy. hfes/wAnufe. Eteehic Cozpoiohon. PtifodeSptio, РА/Щ /т.-5//>л
  42. Jonas 0. CSe/nieoE Tianspozt? n Steam Powet
  43. Mew oSsezvatio/7i. ~ h/ef/injtfipu-fe ffeefoc.
  44. Cozpoidtm, PzesenM/ол to Japs, ?Votl/ny yzoup1., August m/t У*4. -/7pp. * '
  45. Wi^Lomson A. 6. Msefeaz j/eom tozSine apezaE/no expediences, West inySouse ЕЕ ее hie Согр. 2 nee s int. etnde centiotes eEec. mod.} /¿-еое, yr /, p. 54/T. *
  46. QUnQSliftklWLO/7 0/7 Vofflfiftt/tSi/?e/?Sc4CM/€?/7 ?/77
  47. Vbfcocihos t/r/ct a/qp>c/ampfoeStet. — Dei A/ascA/?e/?scm-den
  48. Lacikowsh 2. ?/?ex/die pzeyc? y/?y cteeg/cn
  49. QwQiti Lonmtow tui6in ptitowuen. fuetoetutQ fPRL), /979, tok 53, ys 4, /2Q- /32 .
  50. Review of Coziosion Resistant Coofrngs foz Steam Tuzfar/e Components. — EPR I. /echn. Rept Coot ComSust. Sust. Dev., rnf A/2 CS2/211 vi ?/pp.
  51. Vonoet 1 R., &iq{??vl / Influence de le? a? Ые ¿-иг-face dui lo tesis ronce o? o foe? y?/e с/'ш octet a /5 °/o de cfiiome poui citldoges de iuieines u mpeaz. IsL Ini. Cor?/, ?no? Реел Раис, /4-/7 Sep?.? т/. Ох/огс/ e.o.,№ 2,p.6tt
  52. Wilson L W., Pe men t F. M, /tspden 67Rb:&> Shess Соггозсол <$?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.
  54. Riedel Vo? oe C. Мглег ?/. Zuz. ?ocu/iajb-iotwsion von (h A? SUlilen? n леа/ъо1ел Wssnn ee? ole? ch?eiii (}en7 Wot м edlet о, а г? о. — Xozio1. W, v./2?a/U, $./63-/fr. *
  55. Н.Д., Чернова Г. П., Руттен М. Я. Определение склонности нержавеющей стали к межкристаллитной коррозии.- Коррозияи защита в нефтегазовой промышленности, 1978, № 4, с 3−6.
  56. H.Д., Чернова Г. П., Руттен М. Я., Радецкая Г. К., Яковлева Л. Ф. Определение склонности нержавеющих сталей к межкристаллитной коррозии под каплей электролита. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1979, № 10,с. 3−6.
  57. Gicrnnum Л.J. Jfrefs Conosion С/?огос^еъ?о -lion of Tmflme Poeoi Noie и oh. EPRI Tec An. Rep t. Sum. A/oof. Powe* Ъ’у., /9t2А/WP2237t tv, 2pp.
  58. Levetcme eeiaid P. Juie/n IIisk one/Wteee
  59. Сгаскпо. peons. /Imei. Afuca. Soc., /ffS2?45: Winteb Meei., Wosfanohn, D.C., Mois. .1. S2r p 329−330. *
  60. Comp far? о of unit u Pioc. Р/пег. Powe* со/?/. ьс4о," caoo,
  61. Hddehondt E. Komp/ Qepen die Konosmn ein ô-eii-щ zu hohet Vei-fuQuQi$eie von Kwftweiien — Enez-дЫссШ, /9t2, У 32, A/s 6, S.224 -23/.
  62. E/feit?. P.-P., HaguL. Uneezsuc faune/ c/escfiu)inoun^5iipiozzo3ionsvet/iof/e/?s von Tutecnenschaufelslafilen? m беге/с/ с/ег oeo//?nen с/ел
  63. Cfien?. //pe Inc/io, m/, k 32, 74/-7429I# i/oxiezmann E. Schaufe/sc haden an %)on?nf -iuzeinen. /Juswetiuno dez V6& sio/ifii/ 4ui die t/ahv> /973 eis JCffmc/ Qu/ndsoteuc/le //nmet -luntten, -V66 foofiLoetbiecMiA, /979, vJ%///2, fm 9*2−964.
  64. OiqcI$ discov-ezed in teacioi iuieine eludes. Maiuze, /980, v 284, d?
  65. Mfmon W.F., Miavtcfi M^f. ftepos/aon of sa?/j fiom iieom. Pzesenied fa ihe 4/- si rfnnuu 7 Meeuno- Inieznationoi h/oiez Conference Piiis -euicfi* Pennsylvania, Dciohei 20−22, /980 -/Opp.
  66. Olio fono Noiph, Fzom //?7n?ai. Expetienee o/ o? otoe e7ecinc ?//?7iiy ?n ?mpzonnp avo?7c/S?7i-iu o/ cenizo 7 siaiion sie on? iuzoines. -Pi oc. flmei. Power Conf. — Vo/. 4/. C/neooo, /// /97g p. 485−494.
  67. Sie am iuieine dise czachinp expez? ence yo -lumes /-7, EPRI. Techn. *Repi Jun?./Vac7. Powet 7) iv. y /982, №/?/22 429, Pi /-7 f ?7/, 9pp.
  68. Wfaiefiead A. Cfemca? System canizo t or? d Моги tonny Re^memenes. (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 Tuietnei, Weziinofiouse Efectue Cotpow-iion Pzeser/ted c/t tfie Steam %iet/?e- &e/?ezotc/i 7ecAr? o-logy Smpoiic//r? Chat fot te, Qcta? et, /978 /6pp.
  71. Ю2. Juioine? iecrm Puuty. Tnshuetions. ?e/?eza? Etecbic. &-EK-6Í-¿-t30.юз. ?indioy h< 7. behavioz о/ ?mpuzietes ?n iieo/n tuieines. Powei Euy? neei?r?y} /979 v. 6?-??
  72. Ю4. Schleithoff К. Shett cozzos/or? Gtoceinj of /5?. Gl Stее? s as a Fmetio/? of Те/яре илу Те/яре tature. KWH- Аешк TW, А б ff405, /У 79
  73. 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? mpoztunce о/ ?/rtdezitar/dinQ, The aeo/77 ешголгпелб. Watez? у/?с/ Steom' Регуотол PzefS t /Ш, p. 565 5? l
  76. H.C., Повреждения лопаток турбин.-Энергохозяйство за рубежом, 1983, № I, с.10−14.
  77. Cowoi Cf bu. T., Roeem /Г Undetslonc/ino ?Ae oesctved effech of ezosion ancf с ait os/an fn fee отттп ' Powe*L, V./2U, A/s Q P. 66 •
  78. ПО. ?ooezh 6. w. t ezeenfiefc/ P. Stress Еогголол Of sieorn 71/2 S/ne Disc алс/ Potoz Steegs. /Ъгго-iiOnfUSA), /9?9, v. 55, M* 9, p.4u2~409.
  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?? creees in nuefеог Powez stations ш/А ao/>/ мс/é-e? veoc/oz-s 5оиглетл/А, /9??. ?олс/ол. /97%, p. /9−24, 35−3dиз. Swoeodct RVezeei? uno уол /(audi'uont'ezunpsmiieefa шс/
  81. Passe? TO.
  82. 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. 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. B.C. Осаждение мелкодисперсной влаги и образование жидких пленок в турбинах. Автореф.Дис. канд.технич.наук.-М.:МЭИ, 1982.- 20 с.
  86. О.И. Химический контроль на тепловых и атомных электростанциях. М.?Энергия, 1980.-320 с.
  87. С.Л., Александров A.A. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.'.Энергия, 1980. — 424 с.
  88. С.Л., Александров A.A., Кременевская Е. А. Термодинамические производные для воды и водяного пара.-М.?Энергия, 1977.-264 с.
  89. Ю.М. Инструкция по анализу воды, пара и отложений в теплосиловом хозяйстве. М.?Энергия, 1967.-296 с.
  90. Д., Уэтс Д. Основы аналитической химии. М.?Мир, 1979.-438с.
  91. Ф., Янсен А., Тириг Д. Комплексные соединения в аналитической химии. Теория и практика применения.-М.?Мир, 1975.-532 с.
  92. О.И., Копылов A.C. Водно-химические режимы АЭС, системы их поддержания и контроля. М.?Энергоатомиздат, 1983.-96 с.
  93. М.Е., Филиппов Г. А., Лазарев Л. Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. М.?Машиностроение, 1965.-95 с.
  94. Г. А., Поваров O.A., Пряхин В. В. Исследование и расчеты турбин влажного пара.-М.?Энергия, 1973.-832 с.
  95. О.И., Поваров O.A., Семёнов B.H., Зайцев H.A. Образование жидких агрессивных сред в паре. Отчет по НИР № 18 200 8292I.-М.:МЭИ, 1982.-5I с.
  96. О.И., Поваров O.A., Зайцев H.A. Исследование механизма конденсации водяного пара с примесями в ЦНД турбин. Отчет по НИР & 79 005 517.-М.:МЭИ, 1982.-90 с.
  97. 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. В.В. Измерение инструментальными методами спектра дисперсности и концентрации суспендированных примесей водного теплоносителя электростанций. Автореф. Дис.канд. >технич.наук.-М.:МЭИ, 1977, — 20с.
  100. Н.С. Дифференциальное и интегральное исчисления.-М.:Наука, 1972.-456 с.
  101. С., 6ei. Veuhd. Weitet Жеrtt. MS. Jone, № 2, 35, 4 26/ 265.
  102. Справочник химика, т.5. М., JI.:Химия, 1968.-974 с.
  103. М.В. Кинетика гетерогенной конденсации при адиабатическом охлаждении. 2. Кинетический режим роста капель. Коллоидный журнал, 1966, № 5, с.635−639.
  104. М.В. Кинетика гетерогенной конденсации при адиабатическом охлаждении. Коллоидный журнал, 1966, № 2, с.184−190.
  105. M.JI. Исследование активности ядер конденсации различной природы.Коллоидный журнал, i960, № 4, с.423−428.
  106. 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. 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 pluiocrie cosei ром iutSinjf. /л: Seo2/7? e lefeiaeu, seminoi Pzoio /9?$. Pfcen, Seoini Ууг^итлу rn/avfizo s/avSu shy/a, ?avodS?oc/cr, /5-/??2.
  110. M.E., Филиппов Г. А., Салтанов Г. А. Нестационарные явления при течении пара в элементах проточных частей турбин. В сб.:Труды Моск.энерг. ин-та. М: МЭИ, 1974, № 203, с. З-Ю.
  111. Г. А., Салтанов Г. А., Игнатьевский Е. А. Анализ конденсации пересыщенного пара в турбинных ступенях.-Теплоэнергетика, 1970, }? 12, с.22−26.
  112. Г. А., Селезнев Л. И., Поваров O.A. Исследование процессов конденсации в турбинной ступени.-Теплоэнергетика, 1974, № 9, с.63−66 .
  113. Mmcintowsii S. ogsezmcjo pteepew? f pert и mo foe/ к/ osbencm siopmu tmS? r?y /ЗК 2f$? ¿-агевот po*eo?o-vyw- -Pt. fnsi. mas?. p2? ep. рм, f9!2, a/si2.
  114. С. Экспериментальное определение места возникновения конденсации в паровой турбине.- Теплоэнергетика, 1983^ № I, с.69−72.
  115. Шег/ / Кол fofa. Co/?des7saeion ?n Steam Taitones -EPRT Techn? epi Sum. Coat Co^Sasf tysl %-v., m2, /V* CS25~2%. /Зрр.
  116. Г. А. Неравновесные и нестационарные процессы в газодинамике однофазных и двухфазных сред.-М.: Наука, 1979.286 с.
  117. А.Г., Коломбет Е. А., Стародуб Г. И. Применение пре-цизиозных аналоговых ИС.-М.?Радио и связь, I98I.-224 с.
  118. 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. В.А., Зорин В. М. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник.-М. :Энергоиздат, 1982. 624 с.
  120. В.В., Монахов A.C. Материалы ядерной техники. -М.: Энергоиздат, 1982. 288 с.
  121. 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. В.Е. Справочник паяльщика.-М.:Машиностроение, 198I,-348 с.
  123. 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. В.В. Исследование термодинамических свойств системы гидроокись натрия вода. — Автореф.Дис.. кавд.технич. наук. — М.:МЭИ, 1980.-20 с.
  126. М.С., Филановский Б. К. Контактная кондуктометрия. /Теория и практика метода/. Л.?Химия, 1980.-176 с.
  127. В.А., Зорин В. М. Теплоэнергетика и теплотехника. Общие вопросы. Справочник. М.:Энергия, 1980. — 528 с.
  128. .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. И.Н., Юшкевич В. Ф. Электропроводимость растворов гидроокиси натрия при высоких температурах. -Журнал физической химии, 1963, т.37, № 4, с. 903−907.
  130. 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 /oi the геhewed aalo -clave Sodium ftudwxide eauililnum mIu&Iiiu dota. -deposition of odlh Нот shorn, EPR. Tonilacl RP Ю62-/ Septem bei, № 2−61 pp.
  133. Кuutanowsfa Mikelewicz У, Gum&owsti S., yfinctiowic? E. UnietsncPiungeh? lei cke St a? i -litdt dei Wasseiscfitclf auf /uilinenckchau{ein Sei //a? domp? h о типа. Brennst. — Wo г те
  134. Kraft, то, v. o2, 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, NPAR), 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 POISKI IS,? ,'iuP, X1, Z1, EF, R) GOTO 3734 00 40 J = 1, NOP1.(XI (J).LE.0IGOTO40 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
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!