Освещен опыт создания, анализа и совершенствования пароводяных теплообменников систем регенеративного подогрева питательной воды энергоустановок ТЭС и АЭС. Описаны углубленная математическая модель и усовершенствованные методики, алгоритмы теплогидравлических расчетов указанных аппаратов и их групп. Проанализированы факторы, определяющие надежность работы аппаратов в эксплуатации. Приведена методика оценки ресурса теплообменников, обусловленного эрозионно-коррозионным износом входных участков змеевиков и труб.

Смоделирована и приближенно решена задача определения ресурса как одного из важнейших показателей эффективности и надежности теплообменников турбоустановок ТЭС и АЭС. Предложены простые аналитические зависимости для оценки ресурсных показателей пароводяных теплообменников паротурбинных установок, произведены расчетные исследования таких показателей в подогревателях высокого давления турбоустановок К-300-240 и К-500-240, выявившие приемлемое приближение полученных результатов к эксплуатационным данным. Данные исследования позволяют выдать рекомендации по времени текущих и капитальных ремонтов, совершенствованию конструкций, наметить пути дальнейшего развития методов ресурсных исследований и методов диагностики теплообменного оборудования паротурбинных установок.

Рассмотрены причины возникновения и процесс развития водородной коррозии труб змеевиков подогревателей питательной воды в турбоустановках тепловых электростанций. Описан характер повреждений и установлены идентификационные признаки процесса водородной коррозии. Предложены способы контроля и рассмотрено установление сроков межконтрольного периода. В действующей отраслевой нормативной документации этот процесс не рассмотрен.

Проведена оценка эффективности ингибиторов накипеобразования при упаривании воды (коэффициент упаривания 1,5). Предложен метод оценки эффективности ингибиторов накипеобразования при температуре 40 ℃. Разработаны новые ингибиторы накипеобразования на основе метилолсульфонатов.