Определение длительности инкубационного периода процесса каплеударной эрозии рабочих лопаток последних ступеней проектируемых паровых турбин большой мощности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.04.12, кандидат технических наук Медников, Алексей Феликсович

• Медников, Алексей Феликсович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Медников, Алексей Феликсович

СОДЕРЖАНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ЭРОЗИОННАЯ ПОВРЕЖДЕННОСТЬ РАБОЧИХ ЛОПАТОК ПАРОВЫХ ТУРБИН

1.1 Поврежденность паровых турбин ТЭС

1.2 Перспективные разработки отечественных и зарубежных производителей турбинного оборудования в области создания последних ступеней паровых турбин

1.3 Структурные характеристики влажного пара в проточных частях паровых турбин ТЭС

1.4 Основные закономерности развития процесса эрозионного разрушения поверхности лопаточных материалов

1.5 Современные пути решения проблемы эрозионного износа на основе применения пассивной и активной защиты рабочих лопаток

1.6 Выводы и постановка задачи

ГЛАВА 2 ОПИСАНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЙ УСТАНОВКИ И МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ ИНКУБАЦИОННОГО ПЕРИОДА ПРОЦЕССА ЭРОЗИИ ЛОПАТОЧНЫХ МАТЕРИАЛОВ

2.1 Экспериментальный стенд "Эрозия-М"

2.1.1 Описание экспериментального стенда

2.1.2 Методика проведения исследования и измеряемые параметры

2.1.3 Методы измерения основных величин и оценка погрешности измерений

2.2 Оборудование для исследований процесса повреждаемости лопаточного материала на стадии инкубационного периода процесса эрозии

2.3 Методика проведения исследований инкубационного периода

лопаточных материалов после высокоскоростного соударения с каплями воды

2.3.1 Методика проведения исследований изменения рельефа поверхности в течение инкубационного периода процесса эрозии лопаточных материалов

2.3.2 Методика проведения исследований структурных и прочностных изменений приповерхностного слоя в течение инкубационного периода

процесса эрозии лопаточных материалов

ГЛАВА 3 РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ПОВЕРХНОСТИ И ПРИПОВЕРХНОСТНОГО СЛОЯ ЛОПАТОЧНОЙ СТАЛИ 20X13 В ИНКУБАЦИОННОМ ПЕРИОДЕ

3.1 Результаты исследования изменения характеристик поверхности лопаточной стали 20X13 в течение инкубационного периода процесса эрозии

3.2 Описание зарождения и развития процесса эрозии в течение инкубационного периода процесса эрозии лопаточной стали 20X13

3.3 Результаты исследования изменения характеристик приповерхностного слоя лопаточной стали 20X13 в течение

инкубационного периода процесса эрозии

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЯ ЭРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ ЛОПАТОЧНЫХ СТАЛЕЙ

4.1 Методика оценки скорости эрозии рабочих лопаток паровых турбин

4.2 Исследования на эрозионную стойкость лопаточной стали 20X13

4.3 Исследование эрозионной стойкости стали 20X13 и высокохромистой лопаточной стали с сформированными ионно-

плазменными защитными покрытиями

4.3.1 Исследование характера разрушения лопаточной стали 20X13 с ионно-плазменным защитным покрытием на основе нитрида титана

4.3.2 Исследование эрозионной стойкости высокохромистой лопаточной стали с ионно-плазменным защитным покрытием на

основе нитрида титана

ГЛАВА 5 ОЦЕНКА ДЛИТЕЛЬНОСТИ ИНКУБАЦИОННОГО ПЕРИОДА РАБОЧИХ ЛОПАТОК ДЛИНОЙ 1220 ММ ПРОЕКТИРУЕМЫХ ПАРОВЫХ ТУРБИН БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ.. 159 5.1 Прогнозирование параметров двухфазного потока перед рабочими лопатками последней ступени проектируемых мощных паровых

турбин

5.2 Построение кривых эрозии высокохромистой лопаточной стали при различных скоростях и диаметрах капель

5.3 Определение длительности инкубационного периода процесса каплеударной эрозии рабочих лопаток последних ступеней

проектируемых паровых турбин большой мощности

5.4. Практические рекомендации по увеличению длительности инкубационного периода с помощью применения комплексной защиты

рабочих лопаток от эрозии

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Определение длительности инкубационного периода процесса каплеударной эрозии рабочих лопаток последних ступеней проектируемых паровых турбин большой мощности»

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время ведущими турбиностроительными фирмами разрабатываются сверхдлинные лопатки для влажно-паровых ступеней мощных турбин ТЭС. При этом проблема каплеударной эрозии материалов лопаток, обусловленная увеличением окружных скоростей на их периферии, становится еще более актуальной.

С учетом этого в последние годы предпринимаются достаточно активные попытки разработки и внедрения в практику активных и пассивных способов защиты от эрозии. Данные мероприятия должны приводить к увеличению срока службы таких лопаток до наступления капитального ремонта турбины.

Одной из важных характеристик проектируемых сверхдлинных лопаток последних ступеней является длительность их эксплуатации до изменения вследствие каплеударного воздействия характеристик поверхности лопатки, заложенных при проектировании. Многократно (экспериментально, в т.ч. и в натурных условиях) показано, что в кинетике эрозии материалов лопаточного аппарата паровых турбин имеет место ярко выраженный период, который называют инкубационным, в котором при наличии каплеударного воздействия потеря массы металла отсутствует, а по истечении которого, скорость эрозии быстро достигает своего максимального значения. Несмотря на важность этого периода, в течение которого происходят качественные изменения физико-механических свойств приповерхностного слоя металла, на сегодняшний день нет полного понимания этих явлений.

Без знания механизмов зарождения и развития разрушения металлов при каплеударном воздействии, решить проблему существенного повышения эрозионной стойкости сверхдлинных лопаток посредством применения различных способов защиты не представляется возможным. Для определения путей решения этой проблемы необходимо провести оценку длительности инкубационного периода проектируемых лопаток, базирующуюся на знании физических процессов происходящих в металле при эрозии и распределения

параметров двухфазного потока по высоте лопаток. Полученные знания позволят спрогнозировать длительность инкубационного периода проектируемых лопаток длиной свыше 1200 мм при различных условиях эксплуатации, а также сформулировать ряд технических требований по применению различных способов защиты и показать их эффективность.

Заключение диссертации по теме «Турбомашины и комбинированные турбоустановки», Медников, Алексей Феликсович

выводы

• Разработанная в рамках настоящей работы оригинальная методика проведения экспериментальных исследований с использованием современного оборудования и приборного оснащения позволяет получить новые знания о динамике изменения характеристик поверхности и приповерхностного слоя лопаточных материалов при высокоскоростном каплеударном воздействии в инкубационном периоде развития процесса эрозии рабочих лопаток влажно-паровых ступеней турбин;

• Выполненный объем экспериментальных исследований с использованием уникального эрозионного стенда позволил впервые получить следующие результаты:

- установлено, что скрытый (инкубационный) период развития процесса эрозии лопаточных сталей характеризуется наличием 4-х стадий:

I стадия п7ы<0,09), где т01— 1 - длительность инкубационного периода, характеризуется появлением необратимых пластических деформаций с возникновением двойников деформации и полос скольжения.

II стадия (0,0<К т11 о <0,25) характеризуется появлением и ростом числа эллипсовидных гребней на пластически деформированной поверхности металла при сохранении на приблизительно одинаковом уровне их длины и максимальной ширины и уменьшающимся расстоянием между ними, появление первых микрокаверн на гребнях без фиксации потери массы на электронных весах с точностью измерений 10"8 кг.

III стадия (0,25^ т//7ог<0,75) характеризуется увеличением количества каверн на эллипсовидных гребнях, их слиянием и образованием более глубоких и обширных каверн без фиксации потери массы.

IV стадия (0,75: т1Уы< 1,0) характеризуется развитием повреждений поверхности, обусловленное образованием тоннелей, начинающихся в эрозионных кавернах и распространяющимися вглубь поверхностного слоя.

Образование большего количества разноориентированных тоннелей приводит к разрушению поверхности с потерей массы.

- выявлено, что в процессе каплеударного воздействия при m0i = (Ь-1,0 происходит изменение структуры и снижение значений нанотвердости на 25%) приповерхностного слоя лопаточной стали 20X13.

• С целью определения длительности инкубационного периода процесса каплеударной эрозии рабочих лопаток проектируемых паровых турбин большой мощности:

- экспериментально определены параметры эрозионной стойкости высокохромистой лопаточной стали при различных размерах жидких частиц и скоростях их взаимодействия с поверхностью;

- осуществлена оценка значений степени влажности, дисперсности жидкой фазы влажно-парового потока и скорости взаимодействия частиц жидкости с входной кромкой лопатки в зазоре между сопловой и рабочей решетками в наиболее эрозионно-опасных сечениях по высоте ступени.

• На основании выявленных ранее закономерностей развития процесса эрозии лопаточных материалов и полученных результатов в рамках настоящей работы определена длительность инкубационного периода процесса каплеударной эрозии рабочей лопатки длиной 1220 мм влажно-паровой ступени проектируемой турбины большой мощности. Для наиболее эрозионно-опасного сечения по высоте лопатки, соответствующего наибольшей каплеударной нагрузке, для скорости соударения 700 м/с и размеров жидких частиц 120 мкм длительность инкубационного периода составит 700 часов эксплуатации, при той же скорости соударения и размерах жидких частиц 20 мкм - 10 000 часов эксплуатации.

• Показано, что при использовании комплекса известных активных и пассивных способов повышения эрозионной стойкости влажно-паровых ступеней турбин большой мощности инкубационный период проектируемой рабочей лопатки длиной 1220 мм может быть увеличен примерно в 30 раз и составит от 25000 до 100000 часов эксплуатации в зависимости от значений степени влажности, размера и скорости жидких частиц.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Медников, Алексей Феликсович, 2012 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Важенков В.В., Вигура Н.М., Крайнов В.К., Лаврентьев В.М. Современное состояние и прогноз развития Объединенной энергосистемы Центра// Электрические станции, 1999, № 9.

2. Ремизов А.Н. Проблемы технического перевооружения и продления ресурса оборудования электростанций // Электрические станции, 1997, № 9. С. 77-79.

3. Ольховский Г.Г. Проблемы технического перевооружения и продления ресурса турбинного оборудования электростанций. Всероссийское отраслевое совещание "Проблемы технического перевооружения и продления ресурса турбинного оборудования электростанций", 1999. С.52-56.

4. Ананьин В.И., Крайнов В.К., Мошкарин A.B. Состояния оборудования и показатели работы предприятий Центрэнерго. Повышение эффективности теплоэнергетического оборудования: Тез.докл. 2-я науч.-тех.конф. октябрь 2000г. Иваново, 2000.

5. Бараненко В.Н., Гашенко В.А., Цой В.Р. и др. Анализ эрозионно-коррозионного износа трубопроводов энергоблока №2 Балаковской АЭС // Теплоэнергетика, 1999, №6. С. 18-22.

6. В.Н. Родин, А.Г. Шарапов, Б.Е.Мурманский, Ю.А. Сахнин и др. Ремонт паровых турбин // уч. пособие под ред. Ю.М. Бродова, В.Н. Родина, Екатеринбург, 2002

7. Turbine Component Characteristics and Failure Mechanisms - Steam

th

Turbine Blading // International Assosiation of Engineering Insurers 38 Annual Conference, IMIA - WGP 42 (05)

8. O.A. Поваров, Г.В. Томаров Эрозия-коррозия металлов энергетического оборудования в одно- и двухфазных потоках // Тяжелое машиностроение, № 8, 2002

9. Симою JI.JI., Эфрос Е.И., Гуторов В.Ф. Влияние режимных факторов на интенсивность эрозионных повреждений лопаточного аппарата теплофикационных турбин. - Электрические станции, 2000 г., № 10

10. Должанский П.Р., Доброхотов С.Э. Повышение эксплуатационной надежности рабочих лопаток последних ступеней турбин Т-250/300-240. Надежность и безопасность энергетики.- 2008 г., № 1

11. Микунис С.И. Надежность рабочих лопаток последних ступеней ЦНД турбоагрегатов // Электрические станции, 1997, № 12. С.34-40.

12. Перельман Р.Г., Пряхин В.В. Эрозия элементов паровых турбин. М.: Энергоатомиздат, 1986.

13. Поваров O.A., Шалобасов И.А., Томаров Г.В. и др. // Энергетическое машиностроение (НИИЭИнформоэнергомаш). 1986. № 6. С. 39.

14. Пряхин В.А., Поваров O.A., Рыженков В.А. Проблемы эрозии рабочих лопаток паровых турбин // Теплоэнергетика, 1984, № 10. С. 29-31.

15. Stanisa В., Povarov O.A., Rigenkov V.A. Osnoval zokonistosti erosija materiyala lopatica parnih turbina pri sudaronjius Vodenim Kaplji-cama // Strojarstvo. 1985. № 6. P. 313-318.

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

17. Богомолова Т.В. Расчет и проектирование последних ступеней паровых турбин // уч. пособие по курсу "Паротурбинные установки", Изд. дом МЭИ, Москва, 2007

18. Щедролюбов B.JI. и др. Замена и ремонт лопаток последних ступеней паровых турбин //Энергетик, 2002, №2, С.37-39.

19. Гонсеровский Ф.Г., Силевич В.М. - Продление срока службы узлов деталей проточной турбин ТЭС и АЭС . - Тяжелое машиностроение, 2002г., №10

20. A.Mujezinovic Bigger blades cut costs // Modern Power Systems, GE, Schenectady, NY, USA, February, 2003

21. Leyzerovich A.S. Steam turbines for modern fossil-fuel power plants. - the Fairmont Press, 2008. - 529 p., ill.

22. H.Fukuda, H.Ohyama, T. Miyawaki, K.Mori, Y. Kadoya,Y.Hirakawa Development of 3,600-rpm 50-inch/3,000-rpm 60 inch Ultra-long Exhaust End Blades // MHI Technical Review, Vol.46, № 2, June, 2009

23. Костюк А.Г. Некоторые насущные проблемы проектирования и модернизации паровых турбин // Теплоэнергетика, № 4, 2005

24. W. Ulm The situation in steam turbine construction and current development trends // OMMI, Vol. 2, Issue 3, December 2003

25. M.W.Smiarowski, L. Rainer, C. Scholten steam turbine modernization solutions provide a wide spectrum of options to mprove performance // Germany John Blake, Siemens Power Generation (PG), 2005

26. J.Zachary, P.Kochis, R.Narula Steam turbine design considerations for supercritical cycles // Bechtel Power Corporation, Frederick, MD 21703, Coal Gen, August, 2007

27. A.Sakuma, T.Takahashi, T. Fujiwara, M.Fukuda Upgrading and Life Extension Technologies for Existing Steam Turbines // JSME International Journal, Ser. B, Vol. 45, № 3, 2002

28. M.Haraguchi, Q.Liu, S.Oda Steam Turbine Equipment for Qinshan Phase-Ill Nuclear Power Station in China // Hitachi Review, Vol. 60, № 3, 2001

29. Фаддеев И.П. Эрозия влажно паровых турбин. - Л. Машиностроение, 1974 г.

30. Симою Л.Л., Эфрос Е.И., Гуторов В.Ф. Влияние режимных факторов на интенсивность эрозионных повреждений лопаточного аппарата теплофикационных турбин. - Электрические станции, 2000 г., № 10, С.12-18.

31. Орлик В.Г., Качуринер Ю.Я., Червонный В.Ф. Эрозия рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин на пусковых и малорасходных режимах. -Электрические станции, 2007г., № 4, С.6-10.

32. Щегляев А.В. Паровые турбины. Машиностроение. 1992 г.

33. Хаимов В.А., Котляр O.E., Воропаев Ю.Л. Эрозия входных кромок лопаток ЦНД турбин турбин Т-250/300-240. - Электрические станции, 1997г., № 12

34. Кириллов Н.Г., Архипов А.Б., Агафонова Н.П. Снижение эрозии входных кромок рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин . -Электрические станции, 1999г., № 9

35. Шкотов Ю.Д. Об эрозионном износе проточных частей паровых турбин. — Энергетик, 1990, № 4.

36. Малорасходные режимы и надежность ЦНД турбины Т-250/300-240 / Хаимов В.А., Храброе П.В., Воропаев Ю.А. и др. —Теплоэнергетика, 1991, № 11.

37. Pollard D., Lord М., Stockman Е. An evolution of low pressure steam turbine blade erosion. Материалы Лондонской конференции по проблемам проектирования паровых турбин на 80-е годы, 1979,октябрь.

38. Амелюшкин В.Н. Измерение эрозионного износа лопаток паровых турбин. — Тр. ЦКТИ, 1985,вып. 221.

39.Хаимов В.А., Воропаев Ю.А. Экстремальные температурные режимы ЦНД турбины Т-250/300-240.Теплоэнергетика, 1994, № 7.

40. Амелюшкин В.Н., Агафонов Б.Н. Особенности эрозионного износа рабочих лопаток теплофикационных паровых турбин . - Электрические станции, 2002г., № 12

41. Хаимов В.А., Кокин В.Н., Пузырев Е.И. Внедрение системы оперативного контроля и диагностики эрозионного износа рабочих лопаток мощных паровых турбин . - Тепловые электростанции, 2006г., № 12

42. Дейч М.Е., Трояновский Б.М. Исследования и расчеты ступеней осевых турбин. -М. Металлургия, 1975 г.

43. Косяк Ю.Ф. и др. Эксплуатация турбин АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1983.-256 с.

44. Симою JI.JI., Эфрос Е.И., Гуторов В.Ф. Влияние режимных факторов на интенсивность эрозионных повреждений лопаточного аппарата теплофикационных турбин. - Электрические станции, 2000 г., № 10, С. 12-18.

45. Орлик В.Г., Качуринер Ю.Я., Червонный В.Ф. Эрозия рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин на пусковых и малорасходных режимах. -Электрические станции, 2007г., № 4, С.6-10.

46. Дейч М.Е. Двухфазные течения в элементах теплоэнергетического оборудования, 1987, 328 с.

47. Гонсеровский Ф.Г., Петреня Ю.К., Силевич В.М. Долговечность паротурбинных рабочих лопаток с учетом ремонта в условиях электростанций // Электрические станции. - 2000. - № 3

48. Куличихин В.В., Тажиев Э.И. и др. О некоторых причинах эрозии выходных кромок рабочих лопаток последних ступеней паровых турбин // Теплоэнергетика, 1978, №5, С.16-19

49. Дорогов Б.С., Эрозия лопаток в паровых турбинах - М.: Энергия, 1965, 96с.

50. Кириллов И.И., Фаддеев И.П. Эрозионный износ лопаток паровых турбин, работающих на влажном паре // Теплоэнергетика, 1971, №9, С.50-53.

51. Кириллов И.И., Фаддеев И.П., Боровков В.М., Радик С.В. Эрозия входных кромок лопаток последних ступеней ЧНД конденсационной паровой турбны // Энергомашиностроение, 1972, №9, С. 10-11.

52. Фаддеев И.П., Боровков В.М. Эрозия рабочих лопаток ЧНД паровых турбин на частичных режимах // Известия ВУЗ: Энергетика, 1973, №4, С.128-129.

53. Фаддеев И.П. Эрозийный износ лопаток осевых влажнопаровых турбинных ступеней // Труды ин-та проточных машин ПАН, Варшава-Познань, 1971, т. 57, С.235-245.

54. Бодров A.A., Рыженков В.А., Филиппенко В.А. Эрозионный износ металла при сверхзвуковых скоростях влажнопарового потока //Труды МЭИ, 1989, № 03, С.76-80.

55. Пряхин В.В., Поваров O.A., Рыженков В.А. Проблемы эрозии турбинных рабочих лопаток // Теплоэнергетика, 1984, №10, С.29-31.

56. Поваров O.A., Пряхин В.В., Рыженков В.А., Бодров A.A. Эрозионный износ металлов при соударении с каплями жидкости //Известия АН СССР: Энергетика и танспорт, 1985 №4, С. 155-158.

57. Stanisa В., Povarov O.A., Rizenkov V.A. Osnovne zakonitosti erozije materijala lopatica parnih turbine pri sudaranju s vodenim kapljicama // Strojarstov, 1986, T.27, №6, C.313-318.

58. Рыженков В.А. Повышение износостойкости оборудования паротурбинных установок электрических станций Дисс. докт. техн. наук, М.: МЭИ, 2002, 58с.

59. Перельман Р.Г., Пряхин В.В., Эрозия элементов паровых турбин М.: Энергоатомиздат, 1986.

60. Дейч М.Е., Казинцев Ф.В., Поваров O.A. Одвижении частиц влаги в турбинной ступени // Труды МЭИ, 1967, С.248-272.

61. Дейч М.Е., Филиппов Г.А. Некоторые научно-технические проблемы исследований турбин влажного пара // Известия ВУЗ: Энергетика, 1972, №5, С.58-65.

62. Кириллов И.И., Фаддеев И.П., и др. Дробление пленок влаги на сходе с кромок сопловых лопаток паровых турбин // ИФЖ, 1968, т. 15, №1, С.85-90.

63. Абрамов Ю.И., Силин A.B., Образование крупнодисперсной влаги на выходных кромках сопловых аппаратов турбин влажного пара // Теплоэнергетика, 1977, №12, С.31-35

64. Moore M.J., Sieverrding С.Н. Two-phase steam flow in turbine and separators // Washington: McGrow-Hill Book Co, 1976.

65. Poucht W.D. Basis investigation of turbine erosion phenomena // NASA report, 1971, CR-1830, P.932-934

66. Поддубенко B.B., Яблоник P.M. Влияние структуры потока капль на эрозию турбинных лопаток // Известия ВУЗ: Энергетика, 1976, №4, С.88-94,

67. Кириллов И.И., Амелюшкин В.Н., Фаддеев И.П. и др. Движение крупнодисперсной влаги в натурных и модельных ступенях влажнопаровых турбин // Энергомашиностроение 1969 - №4 - С.40-42.

68. М.Е. Дейч, Г.А. Филиппов Газодинамика двухфазных сред // Энергия, Москва, 1968, 424 с.

69. Самойлович Г.С., Трояновский Б.М. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах, М.: Энергоиздат, 1982, С.496.

70. Карев А.Н. Повышение надежности работы лопаток ЦНД теплофикационных турбин // Энергетик, 2002, №4, С.20-21

71. Скотникова М.А, Мартынов М.А., Чижик Т.А. Структурно-фазовые превращения в металле лопаток паровых турбин из сплавов после высокоскоростной обработки , www.turbin.ru

72. Эрозия: Пер. с англ. / Под ред. К. Прис. М.: Мир, 1982.

73. Станиша В., Поваров O.A., Рыженков В.А. Основные закономерности эрозии лопаточных материалов паровых турбин при соударении с каплями воды // Strojarstvo. - 1985.-№ 6.- С.313-318. (серб.)

74. Станиша В., Поваров O.A., Рыженков В.А. Влияние угла соударения капель жидкости на процесс эрозии материала лопаток паровых турбин // Brennstoffwarmekraft. -1992.-МЗ.—С.93- 96. (нем.)

75. Поваров O.A., Станиша Б., Рыженков В.А. Исследование эрозионного износа рабочих лопаток паровых турбин // Теплоэнергетика.- 1988.— № 4-С.66-69.

76. Рыженков В.А. Повышение износостойкости оборудования паротурбинных установок электрических станций /Дисс. в виде научного доклада на соискание уч. ст. д.т.н.// М.: МЭИ (ТУ), 2002, 58 с.

77. Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. Л.: Машиностроение, 1978. 358 с.

78. Яблоник P.M., Поддубенко В.В. Экспериментальное исследование эрозионной стойкости лопаточных материалов. Энергомашиностроение, 1975, № 11. С. 28-32.

79. Селезнев Л.И., Рыженков В.А., Медников А.Ф. Феноменология эрозионного износа материала конструкционных сталей и сплавов жидкими частицами // Теплоэнергетика. 2010. № 9. С. 12-16.

80. Селезнев Л.И., Рыженков В.А. Эрозионный износ конструкционных материалов // Технология металлов, 2007, №3. С. 19-24

81. Лагерев А.В. Статистические закономерности эрозии стеллитовой защиты рабочих лопаток и селективный подход к повышению ее износостойкости. Электрические станции, 1996, № 5. С. 23-29.

82. Румл 3., Орна М., Драгий И., Эрозия лопаток паровых турбин // Ревью. 1984. №4. С. 53-58.

83. Рыженков В.А. Определение основных закономерностей эрозионного износа металлов при каплеударном воздействии и создание методики оценки эроии рабочих лопаток паровых турбин. - Кандидатская диссертация, Москва, 1986г.

84. Thiruvengadam A., American Society for Testing and Materials, Philadelphia, Pennsylvania, ASTM STP 408,1967, p.22

85. Thiruvengadam A., Proc. Int. Conf. Rain. Eros., 2nd, 1967, p.605

86. Hammit F.G., Huang Y.C., King C.L., Mitchell T.M., Solomon C.P., American Society for Testing and Materials, Philadelphia, Pennsylvania, ASTM STP 474, 1970, p.288

87. Joliffe K.H., Proc. R. Soc, London, Ser. A303,193 (1968)

88. Hoff G., LangBein G., Rieger H., American Society for Testing and Materials, Philadelphia, Pennsylvania, ASTM STP 408,1967, p.42 Pouchot W.D., American Society for Testing and Materials, Philadelphia, Pennsylvania, ASTM STP 474,1970, p.473

89. Adler W., Wear, 37,345 (1976)

90. Спринжер Дж. С. Эрозия при воздействии капель жидкости: Пер. с англ. / Пер. С. В. Челомей. -М.: Машиностроение, 1981. - 200 с.

91. Springer G.S., Baxi С.В., American Society for Testing and Materials, Philadelphia, Pennsylvania, ASTM STP 567,1974, p. 106.

92. Tomas G.P., Brunton J.H., Proc. R. Soc., London, Ser. A314,549 (1970)

190

93. Рыженков В. А., Куршаков A.B., Бодров A.A. Определение фактического остаточного ресурса эродированных рабочих лопаток последних ступеней ЦНД мощных паровых турбин // Новое в Российской Электроэнергетике, 12, 2005, С. 34-39

94. Рыженков В.А., Куршаков A.B., Бодров A.A. Универсальный оптический зонд для диагностики влажнопарового потока в турбинах // Сб. науч. тр. Моск. энерг. ин-та. 1993. -Вып. 21- С. 58-61.

95. М.Е. Дейч, Г. А. Филиппов Двухфазные течения в элементах теплоэнергетического оборудования, Москва, Энергоатомиздат, 1987, 328 с.

96. Кириллов И.И., Иванов В.А., Кириллов А.И. Паровые турбины и паротурбинные установки. Л.: Машиностроение, 1978. 358 с.

97. Яблоник P.M., Поддубенко В.В. Экспериментальное исследование эрозионной стойкости лопаточных материалов. Энергомашиностроение, 1975, № 11. С. 28-32.

98. Лагерев A.B. Вероятностно-статистические основы методологии оценки эрозионного изнашивания влажнопаровых турбин, его прогнозирование и методы защиты: Автореф. дис. на соиск. учен, степени доктора техн. наук. СПб, 1994. 32 с.

99. М. Orna, Z. Ruml. A contribution to the erosion-resistance of turbine blade materials // Proc. of the 5th Int. Conf. on erosion by Liquid and Solid impact, 1979.

100. Лагерев A.B. Статистические закономерности эрозии стеллитовой защиты рабочих лопаток и селективный подход к повышению ее износостойкости. Электрические станции, 1996, № 5. С. 23-29.

101. Погребняк А.Д., Лебедь А.Г., Ильяшенко М.В. и др. Модификация структуры стали 3 и нержавеющей стали Fe-Cr-Ni-Mn под действием мощного ионного пучка. ВАНТ, 2(10), 1999. С. 65-70.

102. Семенов А.П., Смирнягин М.Н., Сизов И.Г. и др. Обработка

поверхности стали электронным пучком и формирование боридных слоев.

Труды третьего международного симпозиума "Вакуумные технологии и

оборудование". Харьков, 1999. С. 101-106.

191

103. Резинских В.Ф., Богачев А.Ф., Лебедева А.И. и др. Исследование перспективных защитных покрытий для лопаток последних ступеней паровых турбин. Теплоэнергетика, 1996, № 12. С. 28-31.

104. Рыженков В.А., Качалин Г.В., Тер-Арутюнов Б.Г. О повышении износостойкости элементов энергетического оборудования на основе применения ионно-плазменных защитных покрытий // Материалы докладов Национальной конференции по теплоэнергетике "НКТЭ-2006", г.Казань, Россия, 4-8 сентября 2006г., том 2

105. Ногин В.И., Рыженков В.А., Лебедева А.И., Погорелов С.И. Исследование эффективности применения ионно-вакуумных покрытий для защиты от коррозионного и эрозионного повреждения рабочих лопаток паровых турбин. Энергосбережение и водоподготовка, 1999, №1. с. 30-36.

106. Патент US № 6047474

107. СО 153-34.17.462-2003 Опубликовано: /Министерство Энергетики Российской Федерации. - М.: ЦПТИ ОРГРЭС, 2004 г.