автореферат диссертации по энергетике, 05.14.04, диссертация на тему:Исследование эрозионно-коррозионной стойкости элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов парогазовых установок и разработка методов ее повышения

На правах рукописи

МИХАИЛОВ АНТОН ВАЛЕРЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ЭРОЗИОННО-КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ЕЕ ПОВЫШЕНИЯ

Специальность 05.14.04 - Промышленная теплоэнергетика

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 9 "ЕН 2010

Москва-2010

004616987

Работа выполнена в Московском государственном открытом университете

Научный руководитель - доктор технических наук, Лауреат Госпремии РФ

по науке и технике Томаров Григорий Валентинович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Зарянкин Аркадий Ефимович

Ведущая организация - ОАО Инжиниринговая компания «ЗИОМАР» (ОАО

ИК "ЗИОМАР")

Защита диссертации состоится декабря 2010 года в аудитории 342 в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212.137.01 в Московском государственном открытом университете по адресу: 107996, г. Москва, ул. Павла Корчагина, д. 22.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского государственного открытого университета.

Автореферат разослан «7% » (■уеХ?)рА20\0 г.

Ученый секретарь

кандидат технических наук Гонтаренко Александр Федорович

диссертационного совета

А. Б. Пермяков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Перспективным направлением развития современной энергетики является создание и совершенствование энергоблоков с парогазовыми установками(ПГУ). Надежность и эффективность их эксплуатации в значительной степени зависят от эрозионной и коррозионной стойкости энергетического оборудования, в том числе котлов-утилизаторов (КУ).

Зарубежный и отечественный опыт показывает, что одним из наиболее распространенных видов повреждения является износ трубной системы испарителя низкого давления (ИНД), приводящий к преждевременному утонению металла и внезапному разрушению элементов ИНД котлов-утилизаторов ПГУ.

Актуальность рассматриваемой проблемы обусловлена необходимостью решения ряда важных народно-хозяйственных задач:

- обеспечение расчетного эксплуатационного ресурса энергоблоков ПГУ путем повышения эрозионно-коррозионной стойкости элементов теплообменного оборудования котлов-утилизаторов;

- снижение эксплуатационных затрат на ремонт и реконструкцию оборудования блоков с ПГУ, подверженного эрозии и коррозии;

- оптимизация и повышение эффективности методов контроля и управления эрозионно-коррозионными процессами, предупреждения аварийных ситуаций и вынужденных остановов по причине повреждения металла элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов ПГУ.

С увеличением количества вводимых в эксплуатацию энергоблоков с ПГУ и ростом времени их наработки острота проблем эрозии и коррозии металла элементов трубной системы котлов-утилизаторов возрастает.

Целью работы является разработка и внедрение методов и технических решений по повышению эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубной системы котлов-утилизаторов ПГУ на основе

теоретических и экспериментальных исследований процессов и закономерностей доминирующих механизмов повреждения металла.

Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:

- анализ современного состояния проблемы повреждаемости котлов-утилизаторов ПГУ, обусловленной в частности износом гибов трубной системы ИНД и определение факторов влияющих на интенсивность утонения металла;

- определение характера, условий и причин повреждения трубной системы КУ типа П-90 энергоблоков ПГУ-450;

- выявление доминирующих механизмов износа металла элементов трубной системы котлов-утилизаторов в период эксплуатации и останова энергоблоков с ПГУ;

- исследование физико-химических процессов и закономерностей реализации механизма эрозионно-коррозионного утонения элементов трубной системы КУ, работающих в двухфазных потоках;

- расчетно-аналитические исследования влияния различных параметров на интенсивность и закономерности механизма эрозионно-коррозионного утонения элементов трубной системы пароводяного тракта КУ;

- разработка и внедрение практических предложений по снижению эрозионно-коррозионного износа гибов ИНД КУ, включающих изменение режимных параметров и оптимизацию выбора металла;

- разработка технических решений и проведение опытно-промышленных испытаний по отработке технологии защиты от стояночной коррозии на действующем энергоблоке ПГУ-450;

- внедрение технологии повышения эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубной системы КУ и тепломеханического оборудования энергоблока ПГУ-450 в период останова и эксплуатации на основе использования пленкообразующих аминов.

Научная новизна работы состоит в том, что впервые проведены расчетно-экспериментальные исследования по выявлению доминирующих

механизмов износа трубной системы пароводяного тракта котлов-утилизаторов типа П-90, изучены физико-химические процессы и определены закономерности реализации механизмов повреждения трубной системы КУ в период эксплуатации и остановов, разработаны технические решения повышения эрозионно-коррозионной стойкости трубной системы пароводяного тракта КУ.

Разработана и внедрена технология защиты от стояночной коррозии и снижения эрозионно-коррозионного износа элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов и тепломеханического оборудования энергоблоков ПГУ-450 на основе использования пленкообразующих аминов. Получен патент на изобретение способа защиты от коррозии пароводяных трактов ПГУ.

Практическая и научная ценность работы

1. Разработанные практические предложения позволили обосновать выбор металла, обеспечивающего повышение в четыре раза эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубной системы ИНД котлов-утилизаторов типа П-90 путем проведения соответствующей замены элементов на действующих энергоблоках ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ (г. С-Петербург), ТЭЦ 27 (ОАО Мосэнерго) и корректировки проектной документации для вновь сооружаемых котлов-утилизаторов.

2. Результаты расчетно-аналитических исследований позволяют определять степень влияния различных параметров (химсостав металла, степень влажности пара, температура и значение рН жидкой фазы) на интенсивность утонения и оптимизировать решения по повышению эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубной системы котлов-утилизаторов ПГУ, работающих в двухфазных потоках.

3. Разработанная и внедренная на блоках Северо-Западной ТЭЦ технология защиты от стояночной коррозии в период простоя и от эрозии-коррозии в период эксплуатации на основе применения пленкообразующих аминов позволяет продлить ресурс работы элементов трубной системы котлов-утилизаторов ПГУ-450.

Наиболее существенные научные результаты, полученные автором и выносимые на защиту, состоят в следующем:

- результаты расчетно-экспериментальных исследований, полученные с помощью программного комплекса РАМЭК, позволившие выявить доминирующие механизмы утонения металла элементов трубной системы пароводяного тракта ИНД КУ в период эксплуатации, а также основные факторы и закономерности влияющие на интенсивность эрозионно-коррозионного утонения, среди которых: степень влажности пара, значение рН жидкой пленки, температура рабочей среды, содержание хрома в стали, скорость потока влажного пара;

- практические предложения по повышению эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубной системы пароводяного тракта КУ, включающие корректировку водно-химического режима и применение эрозионно-коррозионных стойких сталей;

- результаты опытно-промышленных испытаний по отработке и внедрению технологии защиты от стояночной коррозии при останове и предупреждению эрозии-коррозии в период эксплуатации пароводяного тракта котлов-утилизаторов энергоблока ПГУ-450.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается использованием современных методов исследований, сопоставлением результатов расчетных исследований и экспериментальных данных, положительными результатами применения на практике предложенных автором рекомендаций и методов повышения эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубной системы пароводяного тракта котлов-утилизаторов.

Апробация работы. Результаты работы докладывались на двенадцатой международной научно-технической конференции студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, электротехника и энергетика" в Московском энергетическом институте, г. Москва, 2006 г.; на научно-практическом семинаре на Северо-Западной ТЭЦ и Первомайской ТЭЦ. г. С-Петербург,

2009 г.; на научно техническом совете "Машиностроительный завод "ЗиО-Подольск". г. Подольск, 2009 г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 6 работ в изданиях, рекомендованных Высшей аттестационной комиссией и один Патент на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения по работе, списка литературы из 101 наименования. Результаты диссертационного исследования изложены на 153 страницах и включают 14 таблиц, 83 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность проблемы повышения надежности эксплуатационного ресурса котлов-утилизаторов ПГУ, за счет разработки методов повышения эрозионно-коррозионной стойкости элементов теплообменных поверхностей.

В первой главе рассмотрены виды повреждений пароводяного тракта котлов-утилизаторов парогазовых установок. На основе опыта эксплуатации зарубежных энергоблоков с ПГУ показано, что котлы-утилизаторы парогазовых установок подвержены различным видам повреждений: повреждения элементов конструкции в зоне уходящих газов вызванные, термическими напряжениями при пусках, усталостные разрушения элементов КУ, коррозионное растрескивание под напряжением - вблизи линии насыщения пара, внешняя коррозия на выходе из котла и другие. Однако подавляющее большинство повреждений (более 60%) связано с различными видами коррозии и эрозионно-коррозионного износа (ЭКИ) трубной системы испарителей низкого давления (ИНД) котлов-утилизаторов, что указывает на остроту данной проблемы.

При движении по трубной системе испарителей котлов-утилизаторов рабочая среда меняет фазовое состояние (вода —► влажный пар —»перегретый пар) и термодинамические параметры, что приводит к изменению гидродинамики и физико-химических свойств пристенного слоя жидкости, в значительной степени определяющих вид доминирующего механизма

разрушения и интенсивность его воздействия на металл. В этих условиях возможно проявление различных механизмов утонения элементов трубной системы КУ: каплеударная эрозия, эрозия-коррозия (локальная и общая), абразивный износ, стояночная коррозия.

Каждый вид износа реализуется лишь при определенном агрегатном состоянии рабочего тела. Например, каплеударная - во влажнопаровом тракте КУ; коррозионное растрескивание под напряжением - вблизи линии насыщения пара, а в условиях перегретого пара возможно как образование железо-оксидных отложений, так и абразивная эрозия. Исключением является эрозионно-коррозионный вид воздействия, который реализуется в наиболее широком диапазоне, охватывая влажнопаровой и водяной тракты КУ. Возможно также протекание одновременного воздействия на металл нескольких видов износа. В частности, в поворотах трубопроводов влажного пара в ряде случаев имеет место совместное действие механизмов каплеударной эрозии и эрозии-коррозии (ЭК).

Главной задачей при решении проблем повреждаемости металла энергооборудования является определение доминирующего механизма разрушения в каждом конкретном случае.

Анализ зарубежных литературных источников и опыт эксплуатации отечественных энергоблоков ПГУ(в частности Северо-Западной ТЭЦ) показывает, что наиболее значительные повреждения рабочих поверхностей металла наблюдаются в гибах и прямолинейных участках после сварных швов трубных систем испарителя низкого давления КУ, работающих в двухфазных потоках и в большинстве случаев выполненных из нелегированных или низколегированных сталей. Отмечается влияние термодинамических и гидродинамических условий, водно-химического режима и химсостава сталей на интенсивность износа элементов трубной системы испарителя низкого давления КУ.

Из обзора литературы следует, что повреждаемость трубной системы испарителей низкого давления котлов-утилизаторов ПГУ-ТЭЦ обусловлена, прежде всего, реализацией механизма эрозии-коррозии вызываемого

различными термодинамическими параметрами и условиями: высокая степень влажности пара, низкое значение рН жидкой фазы, температура рабочей среды в диапазоне 100-180 °С, высокая скорость и значительный расход влажного пара, а также свойства конструкционных материалов и в частности содержание легирующих элементов в стали.

На основании проведенного аналитического обзора литературы сформулированы задачи исследований.

Вторая глава посвящена анализу характера и причин повреждаемости элементов трубной системы испарителей низкого давления котлов-утилизаторов энергоблоков ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ.

Установлено, что в процессе эксплуатации после 40454 часов работы энергоблока №1 ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ произошло образование свищей на гибах труб выходного коллектора ИНД котла-утилизатора ст. №12. Испаритель низкого давления (рис.1) работал при следующих условиях эксплуатации: двухфазный поток со степенью влажности пара около 50%, термодинамические параметры характеризовались температурой двухфазного потока 160 °С, давлением 0,6 МПа и среднерасходной скоростью течения двухфазного потока порядка 18 м/с.

в

Рис. 1. Принципиальная схема и основные режимные параметры работы испарительного контура НД КУ блоков ПГУ-450 С-3 ТЭЦ

Водно-химический режим энергоблока поддерживался в соответствии с утвержденным регламентом, в соответствии с которым основная коррекционная обработка теплоносителя осуществлялась путем дозирования аммиака в основной конденсат для повышения значения рН питательной воды до 9,4+9,6. Дозирование раствора №ОН в барабаны высокого и низкого давления производилась только при пусках блоков и возникновении внештатных ситуаций.

Исследования поврежденных гибов на примере трубы №3 ряда №4 (рис. 2) ИНД среднего модуля КУ ст. №12 Северо-Западной ТЭЦ показали, что на растянутом участке гиба толщина стенки снижалась до 1,0-1,2 мм с максимальной интенсивностью 0.5 мм/год и с образованием сквозных отверстий - свищей с наибольшим размером до 6x16 мм, расположеных на наружном обводе гиба со смещением от вершины гиба на 7-8 мм. На внутренней поверхности наружного обвода гиба обнаружены коррозионные повреждения в виде язв. Область коррозионного повреждения располагалась полосой, четко ориентированной вдоль оси трубы.

Свищи размером от 6x11 мм до 6x16 | Типичная кавернообразная поверхность

Рис. 2. Типичные примеры утонения (разрушения) растягивающей стороны гиба трубной системы перед выходным коллектором ИНД котла-утилизатора

типа П-90 С-3 ТЭЦ

Ультразвуковое исследование гибов труб ряд №3-8 ИНД вблизи выходного коллектора, выполненное лабораторией металлов Северо-Западной ТЭЦ, показало, что произошло значительное повреждение гибов в КУ №11 до 45% и до 39% в КУ №12, а гибы с углом поворота 180° так же сильно подвержены массовому повреждению как и гибы на выходе ИНД с углом поворота 90°.

Металлографическими исследованиями установлено, что в поврежденных гибах труб ИНД, выполненных из стали марки сталь 20, полностью соответствующей ТУ 14-ЗР-55-2001,содержание хрома очень низкое и составляет 0,03%.

Вид и характер эрозионно-коррозионных повреждений элементов ИНД Северо-Западной ТЭЦ, сделанных из металла с незначительным содержанием хрома и низкой эрозионной стойкостью, аналогичны дефектам узлов КУ ранее рассмотренных примеров и наблюдались при высокой влажности и значительной скорости двухфазного потока. При принятом ВХР коэффициент распределения аммиака в контуре низкого давления (Рр=0,5 МПа) составлял 10:1, что приводило к снижению рН жидкой фазы и усиливало развитие дефектов. Общая картина повреждаемости металла усугублялась большим количеством остановов (более 100), а длительные простои (около 50% времени) без проведения консервации способствовали развитию стояночной коррозии.

В третьей главе представлены результаты исследований физико-химических процессов и закономерностей эрозии-коррозии металла в одно- и двухфазных потоках и результаты исследований по выявлению доминирующего механизма повреждений элементов трубной системы ИНД КУ во время эксплуатации и простоя.

Показано, что в условиях двухфазного потока эрозионно-коррозионный процесс представляет собой сложное физико-химическое явление и включает в себя образование на поверхности углеродистых сталей защитной оксидной пленки в виде магнетита Fe304, вследствие электрохимической коррозии, с

одновременным её эрозионным разрушением и отводом продуктов коррозии в поток под действием движущейся среды.

По реакции Шиккора образование магнетита характеризуется следующими уравнениями:

Растворение магнетита, являющееся ключевым моментом в эрозионно-коррозионных процессах, с преобразованием в железосодержащие соединения происходит по реакции:

где Ь - 0,1,2,3 - число гидроксильных групп.

При этом концентрации продуктов разложения магнетита зависят от величины рН и концентрации водорода и определяются по формуле:

где Ке- константа равновесия соответствующей реакции растворения.

Основной задачей при построении физической картины эрозионного воздействия на металл является определение реального режима течения двухфазного потока и структуры пограничного слоя в зоне интенсивного утонения гибов трубной системы ИНД.

Оценка режима течения двухфазного потока в трубах ИНД выполнена с использованием карты режимов течения Бейкера в горизонтальном канале. Диаграмма Бейкера (рис. 3) учитывает массовые скорости жидкой и газообразной фаз и во), а также параметры X и у, представляющие собой нормирующие безразмерные коэффициенты для физических свойств каждой фазы. Эти коэффициенты определяются уравнениями в форме отношений физических параметров фаз, которые соответствуют следующим величинам (для условий эксплуатации труб ИНД):

Ре2+ +20Н"—► Ре(ОН)2, ЗРе(ОН)2 «->Ре304+Н2(ю+2Н20.

(1) (2)

Ре304+3(2-Ь)Н++Н2<ё)->3 Ре(ОН)(ь2_Ь)+ +(4-ЗЬЯ20, (3)

Ч\ =I СТ"

М'

1,11, (6)

где р1 и р0 - плотность соответственно жидкой и газообразной фаз при; сг -поверхностное натяжение жидкой фазы; - вязкость жидкости; индексы Ь и в относятся к соответствующим значениям для жидкой и газообразной фаз при условиях эксплуатации; индексы АиШ относятся к соответствующим значениям для газообразной и жидкой фазы при атмосферных температуре и давлении.

При этом массовая скорость газообразной (паровой) фазы составляет:

= УсРа =2,30x1 С? [кг/(м2-час)], (7)

где у0 - скорость газообразной фазы.

Учитывая, что степень влажности в гибах перед верхним коллектором равна: вЛ во +0^=0,5, т.е У=50%, (8)

расчет нормирующих комплексов сводится к следующему:

(70/1в = 1,01х103[кг/(м2-час)], (9)

^^. = 2,54. (10)

На основании полученных расчетов для условий эксплуатации трубной системы из рис. 3 следует, что в гибах ИНД КУ типа П-90 имеет место волновой дисперсно-кольцевой режим течения двухфазного потока, представляющий собой совокупность тонкой жидкой пленки в пристенной области и парового ядра потока с мелкодисперсной влагой.

В двухфазном потоке при наличии сплошной жидкой пленки на поверхности металла в той или иной степени реализуется механизм общей эрозии-коррозии (ОЭК), а в рассматриваемом случае и локальной эрозии-коррозии (ЛЭК), определяющей формирование зон интенсивного утонения металла, обусловленного усилением процессов массопереноса и локальной турбулизацией. Возможность проявления ОЭК и ЛЭК определяют особенности гидрогазодинамики потока.

Зона рабочих режимов эксплуатации трубе У

0,1

10

10:

10'

10'

С|.Х,ср,/Ов

Рис. 3. Диаграмма Бейкера режимов течения в горизонтальном канале и зона режима потока влажного пара в трубках перед выходным коллектором ИНД

Рассматривая условия эксплуатации трубной системы ИНД необходимо учитывать процесс подвода тепла на всем протяжении движения рабочей среды по трубной системе, в которой наибольший подвод тепла имеет место на участках оребренных труб, находящихся в основном газовом потоке (см. зона 3 на рис. 4). В следствие интенсивного кипения жидкости на поверхности стенки высока вероятность образования парокапельного подслоя, над которым движется «рваная» жидкая пленка.

На прямом участке перед гибами, расположенными в так называемом «тепловом кармане», отличающемся меньшей интенсивностью теплового потока и отсутствием оребрения труб, интенсивность подвода тепла снижается (см. зона 2 и 1 на рис. 4), что приводит к уменьшению размеров парокапельного подслоя, осаждению его на стенку с формированием сплошных жидких «пятен» или пленок на поверхности металла.

Образование на начальном участке гиба сплошной жидкой пленки, контактирующей с металлом, течение которой отличается повышенной турбулентностью, создает условия для реализации интенсивной ЛЭК.

Рис. 4. Физическая картина формирования структуры двухфазного пограничного слоя на предвключенном и начальном участках гибов ИНД:

I - парокапельный подслой; II - жидкая пленка; III - парокапельный погранслой; IV - ядро потока с мелкодисперсной влагой

Для выявления объективной картины повреждения рассмотрена возможность реализации других процессов воздействия например кавитационной и каплеударной эрозии.

Показано, что в двухфазном равновесном потоке нет физических условий для проявления кавитационного эффекта, а значит и кавитационной эрозии, поскольку кавитация и связанная с ней кавитационная эрозия, предполагает образование и схлопывание кавитационных пузырей и может происходить только в однофазном потоке.

Известно, что проявление механизма каплеударной эрозии (т.е. механического разрушения поверхностного слоя и оксидной пленки металла) возможно при скоростях соударения дисперсной влаги с металлом более 50100 м/с при углах атаки около 90°С. В рассматриваемом случае скорость движения парового потока не превышает 20 м/с, а угол атаки много меньше

90°С. Поэтому с высокой степенью достоверности можно заключить, что механизм каплеударной эрозии (КапЭ) в условиях эксплуатации гибов трубной системы ИНД не реализуется или проявляется в незначительной степени, т.е. вкладом КапЭ в разрушение металла можно пренебречь.

Из анализа возможных механизмов повреждения металла трубной системы ИНД следует, что в условиях эксплуатации разрушенных гибов доминирующим механизмом является локальная эрозия-коррозия.

Эксплуатационный ресурс трубной системы КУ зависит от количества и длительности простоев оборудования. Анализ вынужденных и плановых остановов оборудования энергоблока ПГУ-450 показал, что примерно 50% времени (около 5000 часов) от общей продолжительности простоев (около 11000 часов) составили остановы без консервации обоих КУ, что существенно повлияло на интенсификацию стояночной коррозии в эти периоды и внесло свой вклад в утонение металла. При этом общее количество пусков КУ ст. №12 (165 пусков) заметно превышает количество пусков КУ ст. №11 (125 пусков).

Таким образом установлено, что доминирующим механизмом утонения металла трубной системы КУ является локальная эрозия-коррозия во время эксплуатации и стояночная коррозия в периоды простоя оборудования энергоблоков ПГУ-450.

В четвертой главе произведены расчетно-аналитические исследования влияния режимных параметров влажно-парового потока на интенсивность эрозионно-коррозионного утонения гибов ИНД КУ блоков ПГУ.

С целью получения полной гидрогазодинамической картины течения рабочей среды в трубной системе ИНД котла-утилизатора П-90 выполнено моделирование скалярных и векторных полей скорости при условиях близких к эксплуатационным. Получено, что скорость паровой фазы достигает 15-18 м/с, при этом в пристенной области входного участка гибов отмечается зона торможения потока, что в конечном счете способствует росту толщины жидкой пленки в зоне разрушения гибов.

Для оценки и прогнозирования интенсивности износа гибов на выходе ИНД была использована Расчетная Модель Эрозии-Коррозии (РАМЭК), разработанная специалистами ЗАО "Геотерм-ЭМ".

Согласно РАМЭК интенсивность ЭК металлов определяется процессами взаимодействия между металлом, оксидом и потоком электролита, условно разделяемых на три стадии потери массы металла:

1) потеря массы металла в следствие электрохимической реакции на границе металл-оксид, определяемая выражением:

^=ксге<се-с„), (П)

ск

где се - растворимость магнетита, моль/см3; с0 - концентрация железосодержащих соединений на границе металл-оксид, моль/см3; Ксг -постоянная скорости реакции, м/с; 0 - пористость оксида, измеренная в см2 площади пор к площади поверхности оксида.

2) потеря массы металла за счет диффузии продуктов коррозии через поры оксидного слоя, описываемой уравнением:

. „(1т БО . .

С-От- = —(св-с,), (12

60Х

где С] - концентрация продуктов растворения на границе оксид жидкая пленка, моль/см3; О - коэффициент диффузии продуктов коррозии в воде, см2/с; Г- доля металла, превращенного в магнетит; 6ОТ - толщина оксидного слоя, см.

3) массоперенос продуктов коррозии от поверхности оксида в электролит, т.е. для случая двухфазного потока в жидкую пленку, согласно выражению:

0-0х-=ке(с,-сг), (13)

где К - коэффициент массопереноса, см/с; сг - концентрация железосодержащих соединений в жидкой пленке, моль/см3.

Система уравнений (11-13), содержащая три неизвестных: с!т/с1т, с0, сь разрешается относительно интенсивности ЭК - ёш/ёх. Для замыкания системы уравнений необходимо определить растворимость магнетита, коэффициенты диффузии, массопереноса и скорости химической реакции,

толщины и плотности оксидного слоя, которые определяются закономерностями и особенностями изменения параметров и критериев ЭК.

В результате расчетных исследований по РАМЭК выделены основные параметры, влияющие на интенсивность доминирующего механизма локальной эрозии-коррозии металла гибов труб перед выходным коллектором ИНД, среди которых степень влажности пара, значение рН жидкой пленки, температура рабочей среды, содержание хрома в стали, скорость течения влажного пара.

Расчетные исследования, показали, что термодинамические условия эксплуатации трубной системы перед выходным коллектором ИНД (точка «А» рис. 5), находящиеся в диапазоне температур 155-165 °С, соответствуют интенсивности эрозии-коррозии 0,48 мм/год, которая совпадает с реальной скоростью износа гибов ИНД котлов-утилизаторов П-90, изготовленных из стали марки сталь 20 равной 0,5 мм/год.

Б, мм/год

Рис. 5. Результаты расчетного моделирования влияния температуры двухфазного потока на интенсивность эрозии-коррозии гибов трубной системы перед выходным коллектором ИНД котла-утилизатора П-90 (Точка «А» соответствует условиям эксплуатации рассматриваемого участка трубопровода: материал трубы сталь 20, с1вн= 32 мм, 1=160 °С, р = 0.6 МПа, рН25°с = 8.94, \у„ =19.6 м/с, Уп = 50%)

Согласно ТУ 14-ЗР-55-2001 содержание хрома в стали данного класса не должно превышать 0,25%. Поскольку фактическое содержание хрома в рассматриваемых элементах составляло 0,03 %, зона изменения значений интенсивности эрозии-коррозии гибов ИНД может быть достаточно большой при варьировании содержания хрома в стали 20 в диапазоне от 0,03 до 0,25 %, как показано на рис. 5. Результаты расчетов зависимости интенсивности ЛЭК от содержания хрома в стали, представленные на рис. 6, показывают, что повышение содержания хрома от 0,03 % до 0,25 % позволяет снизить интенсивность износа в 4 раза.

в, мм/год

2 1,6 1.2 0,8 0,4 О

О 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 __Сг.%

Рис. 6. Результаты расчетного моделирования влияния содержания хрома в химсоставе стали на интенсивность эрозии-коррозии гибов трубной системы перед выходным коллектором ИНД котла-утилизатора П-90

Изменение параметров водно-химического режима и, прежде всего, величины рН способно в несколько раз изменять интенсивность ЛЭК (рис. 7). Расчетные исследования показали, что с ростом рН25 рабочей среды снижается интенсивность эрозии-коррозии стали 20. Например, при изменены рН25 от 9,4 до 10,0 интенсивность эрозии-коррозии уменьшается почти в три раза. В результате расчетных исследований получена обобщенная диаграммы чувствительности процесса ЛЭК к изменению различных параметров (рис. 8), отражающая в процентном отношении чувствительность интенсивности ЛЭК к изменению значений рН жидкой пленки, степени влажности, температуры среды и других параметров.

[

; ^ «А»

-YJ Диа СОД€ стали 20 1аэон изм ржания х по ТУ 14- знения рома в ЗР-55-20С И

- rV^.

: 1 -Г-Т+Л iiii 1 ГТ"Г 1 1 1 1 1 1 1 1

8,8 9,2 9,6 10 10,4

рН?

Рис. 7. Результаты расчетного моделирования влияния значения рН питательной воды при 25 °С и жидкой фазы при 160 °С на интенсивность ЛЭК гибов перед выходным коллектором ИНД котла-утилизатора П-90

гэ. %

Рис. 8. Диаграмма чувствительности интенсивности локальной эрозии-коррозии металла гибов трубок перед выходным коллектором ИНД (Точка (0. 0) соответствует условиям эксплуатации рассматриваемого участка трубопровода: материал сталь 20; с!вн= 32 мм; г = 160 °С; р = 0.6 МПа; рН,=25°с = 8.94; \уп =19.6 м/с; У„ = 50%): 1- изменение диаметра трубопровода при постоянном расходе пара; 2 - изменение скорости парового

потока; 3 - изменение температуры пароводяного потока; 4 - изменение состава металла (содержание хрома); 5 - изменение влажности пароводяного потока; 6 - изменение рНг жидкой фазы (при изменении концентрации

аммиака).

Из диаграммы видно, что интенсивность ЛЭК гибов трубок ИНД особенно чувствительна к изменению величины рН жидкой пленки, температуры рабочей среды и значению содержания хрома в металле.

Полученная диаграмма может быть использована при проектировании и модернизации КУ блоков ПГУ-450, позволяет оптимизировать мероприятия по снижению ЭКИ и выполнять прогнозирование эрозионно-коррозионного ресурса элементов трубной системы.

й, ММ

3,0

2.5

2,0

1,5

1,2

1.0

0 5 10 15 20 25

годы

Рис. 9. Прогнозное влияние изменения различных параметров на продление

ресурса эксплуатации гибов трубной системы ИНД КУ до достижения предельно допустимого утонения при реализации следующих мероприятий:

1- изменение толщины стенки при настоящих условиях эксплуатации; 2-корректировка (локального) значения рН жидкой фазы; 3- переход на сталь 12Х1МФ; 4-суммарный эффект от мероприятий: применение стали 12Х1МФ и корректировка рН жидкой фазы.

Уменьшение интенсивности ЛЭК за счет повышение рНг жидкой фазы с 6,8 до 7,5 при 160 °С (кривая 2), позволит увеличить ресурс трубной системы ИНД котла-утилизатора типа П-90 с 3-4 до 7-8 лет. Замена стали 20 на 12Х1МФ (кривая 3) дает возможность снизить интенсивность ЛЭК и продлить ресурс работы гибов до 18 лет. При одновременном использовании указанных методов (кривая 4) срок эксплуатации до достижения предельно-допустимой толщины стенки можно увеличить до 25 лет.

Для увеличения эрозионно-коррозионного ресурса разработано и внедрено на энергоблоке ПГУ-450 С-3 ТЭЦ техническое решение по замене

\ \

\ \ \ \ \ \ \ • . ч ч

\ \ \ \ р \

\ \ \ N

Предельно-д >пустимая то |щина стенки

существующих гибов из стали 20 на сталь марки 12ХМ1Ф с содержанием хрома около 1,0%, которое дает снижение интенсивности ЛЭК до величины менее 0,1 мм/год. По итогам ультразвукового контроля выполненного в сентябре 2010 г. (через три года после замены) существенного утонения гибов и отклонения толщины стенок от проектных значений не установлено.

В пятой главе изложены разработанные рекомендации по повышению эрозионно-коррозионной стойкости трубных систем электростанций и результаты опытно-промышленной отработки и внедрения технологии консервации энергоблока ПГУ-450.

С целью защиты от стояночной коррозии во время остановов котлов-утилизаторов, имеющих плохо дренируемые горизонтально-расположенные поверхности нагрева, проведены опытно-промышленные исследования по применению метода консервации с использованием пленкообразующих аминов(ОДА). На основе данного метода разработана и внедрена на С-3 ТЭЦ технология защиты от коррозии поверхностей нагрева КУ и оборудования пароводяного тракта энергоблоков ПГУ-450. В результате испытаний разработана универсальная схема консервации энергоблока в целом при останове и отдельно котлов-утилизаторов из холодного состояния, которая обеспечивает эффективную защиту от стояночной коррозии за счет равномерного распределения консервирующего раствора пленкообразующих аминов по всей рабочей поверхности пароводяного тракта.

На рис. 10 показано, что в результате внедрения разработанной технологии консервации значительно снизилась концентрация железа в испарительных контурах НД и ВД при пусках КУ, в то время как после простоя без консервации наблюдалось резкое повышение концентрации железа в контурах НД и ВД вследствие выноса продуктов стояночной коррозии. Отсутствие железа в контуре НД и ВД, при пусках КУ после консервации является косвенным свидетельством эффективной защиты внутренних поверхностей от коррозии.

На примере КУ №11 С-3 ТЭЦ показано изменение концентрации железа в котловой воде контуров НД и ВД в период с 2003 по 2006 г.г. (рис. 11-12).

а)

б)

Рис. 10. Содержание железа в котловой воде контура НД(а) и ВД(б) КУ-11 С-3 ТЭЦ в течение первых 4-х суток после пуска 2001-2007 г.: 1-пуски после остановов без консервации; 2- пуски после остановов с консервацией.

В 2003 году было два останова котла-утилизатора продолжительностью 8-9 суток без консервации. После пусков наблюдалось значительное повышение концентрации железа в котловой воде вследствие стояночной коррозии (рис. 11).

Fe, мкг/дм3 2000

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

28.02 7.3 13.3 10.4 16.4 29.4 28.5 19.8 23.9 7.10 27.11

дата

Рис. 11. Содержание железа в котловой воде контуров ИНД и ИВД КУ-11 2003 г.

Fe, мкг/дм3 2000

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

18.01 7.2 22.2 2.3 25.3 31.3 27.6 30.6 7.7 15.7 23.8 23.11 30.11

дата

Рис. 12. Содержание железа в котловой воде контуров ИНД и ИВД КУ-11 2005 г.

В процессе эксплуатации периодически наблюдалось превышение нормы по железу в котловой воде (норма 100 мкг/дм3), которое возникало в

^2347, мкг/дм3 ^2100, мкг/дм3 ^2100, мкг/дм3

Концентрация Fe " в контуре НД

qКонцентрация Fe в контуре ВД

Останов 9 суток Останов 8 суток

без консервации^ без консервации^

L ь L l l ь 11 1 U J л I 1 1.1

и Концентрация Ре в контуре НД

р. »чипцоп | рацпи г о о »пют,»» РП

Останов 2 суток Останов 2 суток Останов 2 суток

Ьеэ консервации ^^росле консервации без консервации

I

1« | I.L . ,L ,L ,L,i-,h ,1 н. ----- L L 1 1

основном в контуре низкого давления и одной из возможных причин этого мог быть эрозионно-коррозионный износ трубной системы ИНД.

В 2005 году при пуске энергоблока после длительного простоя продолжительностью 81 день с консервацией КУ (рис. 12) железо в контуре ВД отсутствовало в течении пяти месяцев практически до следующего останова, а в контуре ИНД было низким до 24 августа т.е. на протяжении двух месяцев, не смотря на некоторое отклонения качества питательной и котловой воды.

Созданная на внутренних поверхностях труб во время консервации пленка консерванта сохраняется во время эксплуатации и предотвращает образование окислов железа в контуре ВД на срок до пяти месяцев, а в контуре НД до двух месяцев. Таким образом для снижения интенсивности эрозии-коррозии гибов ИНД целесообразно периодически восстанавливать защитную пленку ингибитора коррозии (пленкообразующих аминов) на трубах путем точечной периодической дозировки его в ИНД.

Одним из количественных критериев качества консервации является величина удельной адсорбции консерванта на защищаемой поверхности. На рис. 13. представлены результаты анализов образцов труб поверхностей нагрева КУ после консерваций 2002 и 2005 годов.

\27, мкг/м2

-

-

ИНД ппвд ппнд вэк

Рис. 13. Результаты исследования удельной сорбции пленкообразующих аминов на поверхности образцов труб КУ ст. №12 после консервации энергоблока С-3 ТЭЦ в 2002 и 2005 г.

Установлено, что величина удельной сорбции ингибитора на поверхности труб превышает минимально допустимую адсорбцию (0,3 мкг/дм3) и обеспечивает надежную коррозионную защиту металла всего пароводяного тракта КУ.

Совокупный экономический эффект от использования технических решений по повышению эксплуатационного ресурса трубной системы ИНД и внедрения технологии консервации котлов утилизаторов составил более 5 млн. руб в год.

Основные результаты и выводы:

1. Анализ зарубежных литературных источников и опыт эксплуатации Северо-Западной ТЭЦ показал, что при эксплуатации котлов-утилизаторов возникают повреждения гибов трубных систем испарителей низкого давления, выполненных из низколегированных сталей и работающих в двухфазных потоках. В процессе эксплуатации энергоблока ст. №1 ПГУ-450 С-3 ТЭЦ установлено, что уже после 40 тысяч часов работы имело место повреждение гибов труб на выходе ИНД котла-утилизатора ст. №12 и образование свищей на растянутой стороне с утонением стенки до 0.4 мм, что соответствовало интенсивности ЛЭК около 0,5 мм/год.

2. На основе проведенных исследований показано, что повреждение труб ИНД котлов-утилизаторов энергоблоков С-3 ТЭЦ происходило в условиях соответствующих наибольшей интенсивности эрозионно-коррозионного воздействия при следующих параметрах эксплуатации: двухфазный поток со степенью влажности пара около 50%, температура - 160 °С, давление 0,6 МПа, среднерасходная скорость течения двухфазного потока порядка 18 м/с, значения рН25=9,4-9,6 для питательной воды (при дозировании аммиака).

3. Анализ физико-химических и закономерностей износа металла показал, что доминирующим механизмом повреждений металла гибов на выходе ИНД в условиях воздействия двухфазного потока является локальная эрозия-коррозия. Установлено, что в гибах реализуется ассиметричное дисперсно-кольцевое течение двухфазного потока с образованием сплошной жидкой

пленки на входных участках гибов ИНД. Показано, что при простоях без проведения консервации внутренние поверхности пароводяного тракта котлов-утилизаторов подвержены интенсивной стояночной коррозии, которая способствует усилению эрозии-коррозии металла при эксплуатации.

4. На основании проведенных исследований влияния параметров потока на интенсивность эрозии-коррозии металла труб перед выходном коллектором ИНД с использованием расчетно-аналитического комплекса РАМЭК установлено, что интенсивность эрозии-коррозии особенно чувствительна к изменению величины рН жидкой пленки, температуры рабочей среды и значения содержания хрома в металле. Выявлены причины повреждений и разработана диаграмма чувствительности интенсивности эрозии-коррозии в зависимости от изменения различных параметров, которая позволяет определить оптимальные мероприятия по снижению ЭКИ.

5. Установлено, что повышение значения высокотемпературного рН!60 жидкой пленки с 6,9 до 7,5 позволит в несколько раз снизить ЛЭК. Такой результат может быть достигнут корректировкой водно-химического режима путем постоянного дозирования нелетучих щелочей в котловую воду (например №ОН).

6. По результатам расчетно-аналитических исследований разработаны и внедрены на КУ ст. №11,12 С-3 ТЭЦ предложения по замене стали 20 на сталь марки 12Х1МФ, что позволило снизить интенсивность ЛЭК с 0,5 до 0,1 мм/год и продлить ресурс трубной системы ИНД более чем до 18 лет. Данная рекомендация использована заводом-изготовителем при создании новых КУ.

7. На основе опытно-промышленных испытаний на действующих энергоблоках ПГУ-450 С-3 ТЭЦ, отработана и внедрена технология консервации котлов-утилизаторов и энергоблока в целом с использованием пленкообразующих аминов, обеспечивающая надежную коррозионную защиту металла всего пароводяного тракта КУ, получен патент на изобретение. Результаты проведенных исследований позволяют обеспечить высокую эксплуатационную надежность пароводяного тракта энергоблоков ПГУ.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Томаров Г.В., Петров Ю.А., Шипков A.A., Довгий O.A., Семенов В.Н., Михайлов A.B. Повышение эксплуатационной эрозионно-коррозионной стойкости фасонных элементов трубной системы испарителей низкого давления котлов-утилизаторов ПГУ // Теплоэнергетика. -2008. -№2.-С.56-61.

2. Томаров Г.В., Михайлов A.B., Величко Е.В., Буданов В.А. Продление эрозионно-коррозионного эксплуатационного ресурса трубной системы котлов утилизаторов ПГУ // Теплоэнергетика. - 2010. - №.1 - С.20-24.

3. Михайлов В.А., Томаров Г.В., Новожилов А.И., Михайлов A.B. Пути повышения эрозионно-коррозионной надежности котлов утилизаторов ПГУ-450 // Тяжелое машиностроение. - 2009. - №.3 - С. 10-13.

4. Филиппов Г.А., Михайлов В.А., Михайлов A.B., Чугин A.B., Новожилов A.B. Применение пленкообразующих аминов для защиты от коррозии оборудования пароводяного тракта энергоблока ПГУ-450 // Тяжелое машиностроение. - 2007. - №4. - С. 14-16.

5. Филиппов Г.А., Кукушкин А.Н., Михайлов В.А., Величко Е.В., Михайлов A.B. Наружная консервация энергетического оборудования с использованием пленкообразующих аминов // Тяжелое машиностроение. -2005. -№3. -С. 2-4.

6. Кукушкин А.Н., Виноградов В.Н., Михайлов A.B., Чемпик Э. Механизм коррозионной защиты теплоэнергетического оборудования с использованием микродобавок поверхностно-активных веществ // Энергосбережение и водоподготовка. - 2009. - №3. - С. 29-31.

7. Михайлов В.А., Величко Е.В., Михайлов А.В Способ защиты от коррозии пароводяных трактов энергетических установок / Решение о выдаче патента на изобретение от 15.06.2010 Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам по заявке №2008152315/02 от 30.12.2008.

Подписано в печать: 16.11.10 Объем: 1,5 усл.п.л. Тираж: 100 экз. Заказ № 769785 Отпечатано в типографии «Реглет» 119526, г. Москва, пр-т Вернадского,39 (495) 363-78-90; www.reglet.ru

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПОВРЕЖДЕНИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ ПАРОГАЗОВЫХ УСТАНОВОК.

1.1. Особенности технологических схем ПГУ.

1.2. Виды повреждений элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов

1.3. Практические примеры повреждения элементов КУ.

1.3.1. Особенности повреждений горизонтально расположенных трубных систем КУ.

1.3.2. Повреждение элементов вертикально расположенных трубных систем КУ.

1.3.3. Влияние ВХР на повреждаемость трубной системы КУ.

Выводы по первой главе.

Постановка задач исследований

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ХАРАКТЕРА И ПРИЧИН ПОВРЕЖДАЕМОСТИ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБНОЙ СИСТЕМЫ ИСПАРИТЕЛЕЙ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ КУПГУ-450.

2.1. Водно-химический режим, конструктивные особенности и теплотехнические условия эксплуатации трубной системы ИНД.

2.2. Изучение характера и особенностей повреждений элементов трубной системы пароводяного тракта ИНД.

Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МЕТАЛЛ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОМИНИРУЮЩЕГО МЕХАНИЗМА УТОНЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ

ТРУБНОЙ СИСТЕМЫ ИНД.

3.1. Физико-химические процессы и закономерности эрозионно-коррозионного износа металла в одно- и двухфазных потоках.

3.2. Анализ физико-химических процессов повреждения гибов труб выходного коллектора ИНД.

3.3. Определение режима течения двухфазного потока в трубах ИНД.

3.4. Доминирующие механизмы утонения гибов трубной системы ИНД котлов-утилизаторов С-3 ТЭЦ.

Выводы по третьей главе.

ГЛАВА 4. РАСЧЕТНО-АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ И СВОЙСТВ МЕТАЛЛА НА ИНТЕНСИВНОСТЬ ЛОКАЛЬНОЙ ЭРОЗИИ-КОРРОЗИИ ЭЛЕМЕНТОВ ТРУБОПРОВОДОВ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА

4.1. Оценка влияния термодинамических и водно-химических параметров на интенсивность эрозии-коррозии трубной системы ИНД.

4.2. Влияние химического состава металла и геометрии проточной части на интенсивность локальной эрозии-коррозии гибов трубной 102 системы ИНД.

4.3. Анализ чувствительности процесса разрушения гибов к изменению режимных параметров работы ИНД.:.

Выводы по четвертой главе.

ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭРОЗИОННО-КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ ТРУБНЫХ

СИСТЕМ КОТЛОВ-УТИЛИЗАТОРОВ ПГУ-450.

5.1. Конструктивные и режимные мероприятия по предотвращению повреждений гибов труб ИНД.

5.2. Оптимизация выбора эрозионно-коррозионно стойкого металла труб ИНД.

5.3. Разработка и внедрение эффективных методов снижения коррозионных повреждений трубопроводов и пароводяного тракта ИГУ.

5.3.1. Опыт применения пленкообразующих аминов.

5.3.2. Опытно-промышленные испытания по отработке технологии консервации тепломеханического оборудования энергоблока ПТУ 450 перед остановом.

5.3.3. Разработка и внедрение технологии консервации КУ из холодного состояния.

5.3.4. Анализ влияние консервации на ВХР в период пусков энергоблоков

ПГУ-450.

Выводы по пятой главе.

Перспективным направлением развития современной энергетики является создание и совершенствование энергоблоков с парогазовыми установками- (ПГУ). Надежность и эффективность их эксплуатации в значительной степени зависят от эрозионной и коррозионной стойкости энергетического оборудования, в том числе котлов-утилизаторов (КУ).

Зарубежный и отечественный опыт показывает, что одним из наиболее распространенных видов повреждения является износ трубной системы испарителя низкого давления (ИНД), приводящий к преждевременному утонению металла и внезапному разрушению элементов ИНД котлов-утилизаторов ПГУ.

Актуальность рассматриваемой проблемы обусловлена необходимостью решения ряда важных народно-хозяйственных задач:

- обеспечение расчетного эксплуатационного ресурса энергоблоков ПГУ путем повышения эрозионно-коррозионной стойкости элементов теплообменного оборудования котлов-утилизаторов;

- снижение эксплуатационных затрат на ремонт и реконструкцию оборудования блоков с ПГУ, подверженного эрозии и коррозии;

- оптимизация и повышение эффективности методов контроля и управление эрозионно-коррозионными процессами, предупреждение аварийных ситуаций и вынужденных остановов по причине повреждения металла элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов ПГУ.

С увеличением количества вводимых в эксплуатацию энергоблоков с ПГУ и ростом времени их наработки острота проблем эрозии, и коррозии металла элементов трубной системы котлов-утилизаторов возрастает.

В работе произведен анализ характера и причин повреждаемости трубной системы котлов-утилизаторов ПГУ, выполнены исследования, и определены доминирующие механизмы утонения металла, которыми являются эрозия-коррозия и стояночная коррозия в период эксплуатации и простоя соответственно. На основе выполненных расчетных исследований определены основные параметры и факторы, влияющие на интенсивность утонения трубной системы котлов-утилизаторов, предложены мероприятия по предупреждению их износа.

По разработанным рекомендациям внедрены на блоках ИГУ СевероЗападной ТЭЦ эрозионно-коррозионно стойкая сталь и технология защиты от стояночной коррозии, что позволило существенно повысить надежность и эффективность их эксплуатации.

Работа выполнена под руководством д.т.н., профессора Томарова Г.В., которому автор особенно благодарен за оказанную помощь и поддержку.

Теоретические исследования закономерностей эрозии-коррозии были выполнены в соавторстве и при участии к.т.н., доцента Шипкова A.A., которому автор выражает свою признательность.

Автор также выражает благодарность коллективу специалистов Северо-Западной ТЭЦ, при участии которых и под руководством к.т.н., Михайлова В. А. была разработана и внедрена технология защиты оборудования и трубопроводов от стояночной коррозии.

Выводы по пятой главе

1. На основании выполненных расчетно-аналитических исследований разработано техническое решение по изменению конструкции выходного коллектора ИНД, исключающие накопление, формирование жидкой пленки на начальном участке гиба и значительное снижение ЭК металла.

2. Основными режимными параметрами, влияющими на ЭК и не подлежащими изменению в условиях действующего оборудования, являются температура и скорость потока, влажность, диаметр трубопровода, расход рабочей среды. Существенное воздействие на снижение интенсивности ЭК может быть достигнуто путем изменения рН жидкой фазы т.е. коррекцией ВХР.

3. Результаты расчетно-аналитических исследований свидетельствуют о том, что для увеличения эрозионно-коррозионной стойкости рассматриваемых элементов в 3-4 раза необходимо обеспечить содержание хрома в углеродистой стали более 0,25% против 0,03% например применением стали 12Х1МФ.

4. Для защиты от стояночной и обеспечения высокой эксплуатационной надежности пароводяного тракта на действующем энергоблоке ПГУ-450 выполнены^,опытно-промышленные испытания и отработана технология консервации котлов-утилизаторов и всего пароводяного тракта с использованием пленкообразующих аминов.

5. Проведенный анализ свидетельствует, что при пусках после консервации концентрация железа в контуре НД и ВД незначительна, что является косвенным свидетельством эффективной защиты металла от стояночной коррозии. Созданная на внутренних поверхностях труб во время консервации пленка ОДА сохраняется во время эксплуатации и предотвращает образование окислов железа в испарительных контурах на срок от двух до пяти месяцев. Для предупреждения эксплуатационной коррозии испарительных контуров низкого и высокого давления можно рекомендовать проведение периодической дозировки ингибитора коррозии в эти контура.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В настоящей работе рассмотрены и установлены причины повреждения гибов испарителя низкого давления котлов утилизаторов типа П-90. С помощью: программного комплекса «РАМЭК-2» выполнены расчетные исследования оценки интенсивности износа гибов ИНД и ее чувствительности к изменению различных параметров и факторов.

На основании расчетно-аналитических исследований и опытно-промышленных испытаний разработаны рекомендации и внедрены предложения по снижению повреждения гибов ИНД.

Сформулируем основные результаты работы.

1. Анализ зарубежных литературных источников и опыт эксплуатации Северо-Западной ТЭЦ показал, что при эксплуатации котлов-утилизаторов возникали повреждения гибов трубных систем испарителей низкого давления, выполненных из низколегированных сталей и работающих в двухфазных потоках. В процессе эксплуатации энергоблока ст. №1 ПГУ-450 С-3 ТЭЦ установлено, что уже после 40 тысяч часов работы имело место повреждение гибов труб на. выходе ИНД котла-утилизатора ст. №12 и образование свищей на растянутой стороне с утонением стенки до 0.4 мм, что соответствовало интенсивности ЛЭК около 0,5 мм/год.

2. На основе проведенных исследований показано, что повреждение труб ИНД котлов-утилизаторов энергоблоков С-3 ТЭЦ происходило в условиях соответствующих наибольшей интенсивности эрозионно-коррозионного воздействия при следующих параметрах эксплуатации: двухфазный поток со степенью влажности пара около 50%, температура - Г60 °С, давление 0,6 МНа, среднерасходная; скорость течения* двухфазного потока порядка 18 м/с, значения рН2з=9,4-9,6 для питательной воды (при дозировании аммиака).

3. Анализ: физико-химических процессов, различных закономерностей повреждения-металла показал,/что^доминирующим механизмом повреждений; метала гибов на выходе ИНД в условиях воздействия двухфазного потока, является локальная: эрозия-коррозия. Установлено; что в гибах реализуется ассиметричное дисперсно-кольцевое течение двухфазного потока с образованием сплошной жидкой пленки на входных участках гибов ИНД. Показано, что при остановах без проведения консервации внутренние поверхности пароводяного тракта котлов-утилизаторов подвержены интенсивной стояночной коррозии, которая способствует усилению ЭК металла при эксплуатации.

4. На основании проведенных исследований влияния параметров потока на интенсивность эрозии-коррозии металла труб перед выходном коллектором ИНД с использованием расчетно-аналитического комплекса РАМЭК установлено, что интенсивность эрозии-коррозии особенно чувствительна к величине рН жидкой пленки, температуре рабочей среды и значению содержания хрома в металле. Выявлены причины повреждений и разработана диаграмма чувствительности интенсивности эрозии-коррозии в зависимости от изменения различных параметров, которая позволяет определить оптимальные мероприятия по снижению ЭК.

5. Установлено, что повышение рН жидкой пленки с 6,9 до 7,5 позволит в несколько раз снизить ЛЭК. Такой результат может быть достигнут корректировкой водно-химического режима путем постоянного дозирования нелетучих щелочей в котловую воду (например №ОН).

6. По результатам расчетно-аналитических исследований разработаны и внедрены на КУ ст. №11,12 С-3 ТЭЦ предложения по замене стали 20 на сталь марки 12Х1МФ, что позволило снизить интенсивность ЛЭК с 0,5 до 0,1 мм/год и продлить ресурс трубной системы ИНД более чем до 18 лет. Данная рекомендация использована заводом-изготовителем при строительстве КУ.

7. На основе опытно-промышленных испытаний на действующих энергоблоках ПГУ-450 С-3 ТЭЦ, отработана и внедрена технология консервации котлов-утилизаторов и энергоблока в целом с использованием пленкообразующих аминов, обеспечивающая надежную коррозионную защиту металла всего пароводяного тракта КУ, получен патент на изобретение. Результаты проведенных исследований позволяют обеспечить высокую эксплуатационную надежность пароводяного тракта энергоблоков ПТУ.

1.-С. 43.2. ' Адсорбция октадециламина на котельных сталях в условиях прямоточного котла докритического давления / И.Я. Дубровский, Н.Б.t

2. Эскин, А.Н. Тутов и др. // Теплоэнергетика. 2003. - №7. - С. 24-28.

3. Адсорбция октадециламина на металлических поверхностях: сб. науч. тр. / под ред. И.Я. Дубровский, Л.Н. Баталина, В.А. Лошкарев и др. -Москва: Моск. энерг. ин-т, 1989. Вып. 208. - С. 34-41.

4. Богачев А.Ф., Радин Ю.А., Герасименко О.Б. Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов утилизаторов бинарных парогазовых установок. М.: Энергоатомиздат, 2008. — 244 с.

5. Величко Е.В. Исследование антикоррозионных свойств ОДА и разработка метода защиты турбоустановок от стояночной коррозии : дис. . канд. техн. наук. Москва, 1991. - 167 с.

6. Временный регламент вводно-химического режима парогазовых установок ПГУ-450 ОАО «Северо-Западной ТЭЦ». М., 2004. - 20 С.

7. Временный регламент по коррекционной обработке хеламином теплоносителя котлов давлением 2,4-13,8 МПа: РД 153-34.1-37.534-2002. -М., 2002.-17 С.

8. Влияние добавок октадециламина на теплогидравлические характеристики парогенерирующего оборудования / А.Н. Кукушкин,

9. B.В. Новиков, A.A. Симановский и др. // Новое в. российской энергетике. -2005. № 10. - С. 31-35.

10. Дейч M.E., Филиппов Г.А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергоиздат, 1981. - 472 с.I

11. И. Защита внутренних поверхностей котельного оборудования от 1 коррозии и отложении на Государственном* унитарном предприятии1 «Мостеплоэнерго» / В.И. Казанов, В.П. Кащеев, В.М. Леонов и др., //

12. Теплоэнергетика. 2001. - №8. - С.65-67.

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

14. К вопросу о консервации оборудования ТЭС и АЭС с использованием пленкообразующих аминов / Г.А. Филиппов, О.И. Мартынова, A.M. Кукушкин и др. // Теплоэнергетика. 1999. -№4. - С. 48-52.

15. Консервация теплоэнергетического оборудования с использованием реагентов на основе пленкообразующих аминов / Г.А. Филиппов, A.M. Кукушкин, Г.А. Салтанов и др. // Теплоэнергетика. 1999. - №9. - С. 71-75.

16. Консервация турбоустановок водной эмульсией октадециламина / И.Я. Дубровский, A.B. Куршаков, E.H. Шамко и др. // Энергосбережение и водоподготовка. 2001. - №3. - С. 48-55.

17. Курочкин Ю.П., Галецкий Н.С., Шварц А.Л. Перевод котлов-утилизаторов башенного типа на естественную циркуляцию с целью предотвращения износа выходных гибов испарителей низкого давления // Электрические станции,— 2009. — №4. С. 6-8.

18. Лукин М.В. Повышение эффективности эксплуатации, систем теплоснабжения на основе модификации теплообменных поверхностей с использованием поверхностно-активных веществ: атореф. дис. . канд. техн. наук. Москва: МЭИ, 2008. -30 с.

19. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций. -М.: Высшая школа, 1987.-319 с.

20. Мартынова О.И., Рыженков В.А., Полевой E.H. Об использовании пленкообразующих аминов для консервации энергетическогооборудования II Тезисы докладов науч.-техн. и метод, конф., посвящ. 50-летию каф. Технологии воды и топлива МЭИ. Москва, 1997. - С. 17.

21. Методические указания по консервации тепломеханического оборудования с применением пленкообразующих аминов: Дополнение к РД 34.20.591-97. М: СТО ОРГРЭС. - 1998.

22. Механизм коррозионной защиты теплоэнергетического оборудования с использованием микродобавок поверхностно-активных веществ / А.Н. Кукушкин, В.Н. Виноградов, A.B. Михайлов и др. // Энергосбережение и водоподготовка. 2009. - №3. - С. 29-31.

23. Наружная консервация энергетического оборудования с использованием пленкообразующих аминов / Г.А. Филиппов, А.Н. Кукушкин, В.А. Михайлов и др. // Тяжелое машиностроение. 2005. -№3.-С. 2-4.

24. Никитин В.И., Беляков И.И., Бреус В.И. Повреждения парообразующих труб контура низкого давления барабанного котла-утилизатора ПГУ-450 Северо-Западной ТЭЦ // Теплоэнергетика. 2009. - № 2. - С. 30-34.

25. Об использовании октадециламина в теплоэнергетике / И.Я. Дубровский, JI.H. Балтина, A.B. Куршаков и др. // Вестник МЭИ. -2000. — №2. С.79-82.

26. Определение параметров эффективности пленкообразующих ингибиторов коррозии / A.B. Куршаков, С.И. Нефеткин, В.А. Рыженков и др. // Новое в российской энергетике. 2008. - № 7. - С. 38-43.

27. Опыт ввода в эксплуатацию после консервации оборудования второго контура энергоблока N 2 Армянской АЭС с использованием пленкообразующих аминов / Г.А. Филиппов, А.Н. Кукушкин, Г.А. Салтанов Г.А и др. // Теплоэнергетика. 1998. -№5. - С. 42-44.

28. Поваров К.О. Поведение примесей и газов в геотермальном теплоносителе // Энергосбережение и водоподготовка. — 2002. -№3. С. 9-14.

29. Поваров O.A., Томаров Г.В., Гонтаренко А.Ф. и др. Эрозионно-коррозионный износ металла элементов турбоустановок ТЭС и АЭС // Энергетическое машиностроение. 1991. - № 12. - С. 23-27.

30. Повышение эффективности эксплуатационного контроля- состояния основного металла оборудования и трубопроводов АЭС / Г.В.Томаров, A.A. Шипков, В.Н.Семенов и др. // Тяжелое машиностроение. 2007. -№1. -С. 12-15.

31. Применение пленкообразующего амина для консервации теплотехнического оборудования на ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» / Т.И. Петрова, В.А. Рыженков, A.B. Куршаков и др. // Теплоэнергетика. -2003.-№9.-С. 56.

32. Прис К. Эрозия. М.: Мир, 1982. - 464 с.

33. Повышение эксплуатационной эрозионно-коррозионной стойкости фасонных элементов трубной системы испарителей низкого давления котлов-утилизаторов ПТУ / Г.В.Томаров, Ю.А., Петров, A.A. Шипков и др. // Теплоэнергетика. 2008. - №2. - С.56-61.

34. Погорелов С.И., Макальский JI.M., Рыженков В.А., Македонский A.A. Технология формирования антикоррозионных покрытий // Развитие произ. технол. в вузах России // М., Липецк. 1997, С.53-54.

35. Применение пленкообразующих аминов для защиты от коррозии оборудования пароводяного тракта энергоблока ПГУ-450 / Г. А. Филиппов, В.А. Михайлов, A.B. Михайлов и др. // Тяжелое машиностроение. 2007. - №4. - С. 14-16.

36. Продление эрозионно-коррозионного эксплуатационного ресурса трубной системы котлов утилизаторов ПТУ / Г.В. Томаров, A.B. Михайлов, Е.В. Величко и др. // Теплоэнергетика. 2010. - №.1 -С.20-24.с

37. Пути повышения эрозионно-коррозионной надежности котлов* утилизаторов ПГУ-450 / В.А. .Михайлов, Г.В. Томаров Г.В., А.И. Новожилов и др. // Тяжелое машиностроение. — 2009. №.3 — С. 10-13.

38. Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнения: СанПиН 4630-88. -М> 1988. - 66 с.

39. Санчес-Калдера J1.E., Гриффит П., Рабинович Е. Механизм коррозионно-эрозионных повреждений паропроводов отборов на электростанциях // Современное машиностроение. 1989. - Сер. А., №4. - С. 1-6.

40. Технико-экономические аспекты внедрения консервации оборудования Ульяновской ТЭЦ-1 пленкообразующими аминами / A.A. Симановский, А.Н. Кукушкин, В.А. Михайлов и др. // Вестник МЭИ. 2004. - №2. -С. 27-30.

41. Томаров Г.В., Шипков A.A. Диаграмма значений pH жидкой и паровой фаз при изменении агрегатного состояния Н20 в технологическом контуре АЭС и ТЭС // Теплоэнергетика. 2010. - №7. - С. 31-37.

42. Томаров Г.В. Водно-химические аспекты эрозии-коррозии металлов, электростанций // Энергосбережение и водоподготовка. 2003. - №1. -С. 48-53.

43. Томаров Г.В., Шипков A.A., Касимовский М:В. Кинетико-миграционный подход в моделировании локальной эрозии-коррозии элементов трубопроводов и оборудования электростанций // Энергосбережение и водоподготовка. 2006. - № 6. - С. 27-31.

44. Томаров Г.В., Шипков A.A. Матрица гидродинамических коэффициентов и зон локальной эрозии-коррозии в элементах АЭС и ТЭС // Энергосбережение и водоподготовка. 2008. - №3. - С. 17-22.

45. Томаров Г.В., Шипков; A.A. Моделирование физико-химических процессов эрозии-коррозии металлов в двухфазных потоках // Теплоэнергетика. 2002. - №7. - С. 7-17.

46. Томаров Г.В: Основные закономерности эрозионно-коррозионного изнашивания металла элементов паровых турбоустановок во влажном паре: атореф. дис. . канд. техн. наук. — Москва, 1986. -32 с.

47. Томаров Г.В. Физико-химические процессы и закономерности эрозии-коррозии энергетического оборудования в двухфазном потоке // Теплоэнергетика. 2001. - №9. - С. 59-67.

48. Томаров Г.В. Эрозия-коррозия конструкционных материалов турбоустановок насыщенного пара // Теплоэнергетика. 1987. - №7. -С. 33-38.

49. Филиппов Г.А., Салтанов Г.А., Кукушкин А.Н. Гидродинамика и тепломассообмен в присутствии поверхностно-активных веществ. М.: Энергоиздат, 1988. - 184 с.

50. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов. / под ред. С.В. Цанева. Москва: Изд-во МЭИ, 2002. - 584 с.

51. Эрозионно-коррозионный износ металла турбоустановок ТЭС и АЭС / О.А. Поваров, Г.В. Томаров, Е.В. Величко и др. // Энергетическое машиностроение. 1991. - Сер. 3. - Вып. 12. - С. 48

52. Эффективность применения октадециламина для защиты турбоустановок от стояночной коррозии / О.А. Поваров, А.Я. Дубровский, Г.В. Томаров и др. // Тяжелое машиностроение. 1990. -№ 6. - С. 22-26.

53. Anderson C.F., Jackson P.S., Moelling D.S. HRSG Tube Failures: Prediction, Diagnosis and Corrective Actions // Corrosion 2003. 2003. Paper №495. - 12 p.

54. Baker O. Simultaneous flow of oil and gas // Oil gas J. 1954. - Vol. 53. -P. 185.

55. Bain D.I., Christophersen D.L. Some Common Mechanisms Leading to Failures in Heat Recovery Steam Generators // Corrosion 2003: Houston: NACE, 2003. - Paper № 489. - 25 p.

56. Bennett A.W., Hewitt G.F., Kearsey H.A. Flow visualization studies of boiling at high pressure// The Symposium on boiling heat transfer in steam generating units and heat exchangers. Manchester; AERE-R,1965. - P. 260270.

57. Bohnsack Von G. Das Verhalten des Eisen (Il)-hydroxids bei hoheren Temperaturen//Mitteilungen der VGB. 1971. - Vol. 51, №4. -P. 328-338.

58. Bouchacourt M. Predicting Flow Accelerated (Erosion/Corrosion) Damage in Power Plants with BRT-CICERO Code // Proceedings Specialists Meeting Organized by Atomic Energy Agency and Held in Ukraina. Kiev, 1994. - P. 314-334.

59. Bursik A. Chemistry in Cycles with HRSGs // PowerPlant Chemistry. -2000.-Vol. 2. -№ 10.-P. 595-599.

60. Bursik A., Dooley B. Organics: A Retrospective Look at Fossil Plant Cycle Chemistry and the Possible Requirements for the Future // PowerPlant Chemistry. -2005.-Vol. 7.- №10.-P. 593-598.

61. Chexal V.K., Horowitz J.S. Chexal-Horowitz Flow-Accelerated Corrosion Model-Parameters and Influences // Current Perspectives of International Pressure Vessels and Piping Codes and Standards. New York: ASME, 1995.-P. 231-243.

62. Choi S.Y., Choi Y. H. Piping Failure Frequency Analysis for the Main Feedwater System in Domestic Nuclear Power Plants // Journal of the Korean Nuclear Society. 2004. - Vol. 36. -№1. - P.l 12-120.

63. Cycle Chemistry Guidelines for Shutdown, Layup, and Startup of Combined Cycle Units with Heat Recovery Steam Generators / Shields K., Dooley В., Aschoff A. et all.: EPRI. Palo Alto: ЕРШ, 2006. 158 p.

64. Daniels D., Munson R., Fuentes K. HSRG Waterside Failure Mechanism-Identifying and Preventing Them // The Conduit. 2002. - P. 1-3.

65. Dependency of Single-Phase FAC of Carbon and Low-Alloy Steels for NPP System Piping on pH, Orifice Distance and Material / J. H. Moon, H. H. Chung, K. W. Sung et all. // Nuclear Engineering and Technology. 2005. -Vol. 37. - №.4. - P. 375-384.

66. Dewitt-Dick D., Mclntyre S., Hofilena J. Boiler Failure Mechanism // Official Proceedings the International Water Conference 61st Annual Meeting. Pittsburgh, 2000. - P. 293-301.

67. Dooley R.B., Chexal V.K. Flow-Accelerated Corrosion //International Journal of Pressure Vessel and Piping. 2001. - №77. - P. 85-90.

68. Dooley В., Chexal V.K. Flow-accelerated corrosion of pressure vessels in fossil plants // International journal of Pressure Vessels and Piping. 2000. -№77.-P. 85- 90.

69. Dooley В., Tilley R. Guidelines for Controlling Flow-Accelerated Corrosion in Fossil and Combined Cycle Plants: EPRI Report 1008082. Palo Alto: EPRI, 2005.- 154 p.

70. Flow-Accelerated Corrosion in Power Plants / J. Chexal, RJ. Horowitz, B. Dooley et al.: EPRI. Report TR-106611-R1. Pleasant Hill: EPRI, 1998. -500 p.

71. Harries R.R., Willett M.J. Flow Accelerated Corrosion in HRSG: Interdependence of Cycle Chemistry and Design // PowerPlant Chemistry. -2001. Vol. 3. -№12. - P. 721-727.

72. Heitmann H.-G., Kastner W. Erosion-Corrosion in Water-Steam, Cycles-Causes and Countermeasures // VGB KraftwerksTechnik. — 1982. — Vol. 62, №3. — P. 180-187.

73. Heitmann H.-G., Schub P. Initial expierence gained with a high pH value in the secondary system of PWRs // Water chemistry 3. BNES. London, 1983. -P. 243-252.

74. Hirota N.S. Erosion-Corrosion in Wet Steam Flow // Metals Handbook. -1987. Vol. 13-Corrosion.-P. 964-971.

75. HRSG Inspection Planning Guide / P. Jackson, D. Moelling, J. Malloy et al. USA: Tetra Engineering Group, 2003. 161 p.

76. Huijbregts W. Erosion-Corrosion of Carbon Steel in Wet Steam // Materials Performance. 1984. - Vol. 23, № 10. - P. 39^15.

77. Huijbregts W. The influence of chemical composition of carbon steel on erosion Corrosion in wet steam // Specialist's Meeting on Corrosion Erosion of Steels in High Temperature Water and Wet Steam. Les Renardieres, 1982.- 12 p.

78. Identification of corrosion modes in steam pipes from the secondary system at Indian Point 2 / M.U. Gmurczyk, A. Barkatt, D. Ballard // Corrosion 98. -Houston: NACE, 1998. Paper No.130. - 18 p.

79. Interim Cycle Chemistry Guidelines for Combined Cycle Heat Recovery Steam Generators (HRSGs) / R. B. Dooley, A. Aschoff, M. Ball et al.. Palo Alto: EPRI, 2006. 286 p.

80. Nedelko L., Kastner W. Weak-Point Analysis in Response to Erosion Corrosion Problems in Nuclear Power Plant Piping // ENC '90. Lyon, 1990. -P. 1573-1581.

81. Piping failure accident of Surry Nuclear Power Plant / Dr. Shibata, Dr. Miyazono, Ueda ,et all. // Atomic Energy Society of Japan. 1987. - Vol. 29.-№11.-p. 952-969.

82. Port R.D. Flow Accelerated Corrosion // Corrosion 98. Houston: NACE, 1998. — Paper № 721. — 13 p.

83. Port R.D., Herro H. The Nalco guide to boiler failure. Publisher: McGraw-Hill Professional, - 1990. - 293 p.

84. Predicting the Impact of Chrome on Flow-Accelerated Corrosion / B. Chexal В., J. Horowitz, L. Goyette et all. // Pressure Vessels and Piping Codes and' Standards. 1996. - PVP-Vol. 338, - P. 159.

85. Robinson J. O., Drews T. Resolving Flow-Accelerated* Corrosion Problems in the Industrial Steam Plant // Corrosion 99. Houston: NACE, 1999. -Paper №346.-7 p.

86. Sanchez-Caldera L. E. The Mechanism of Corrosion-Erosion in Steam Extraction Lines of Power Stations // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. 1988.-Vol. 110.-P. 180-184.

87. Scott D.S. Properties of concurrent gas liquid flow // Advances in Chemical Engineering. - New York, 1963.

88. Smith D. J. Advanced Gas Turbines Provide High Efficiency and Low Emissions // Power Engineering International. 1994. - №6. - P. 23-27.

89. Straubert Von K., Bursik A. Schichtbildung und Metallauflosung in heibwasserdurchstromten Strahlrohren // VGB Kraftwekstechnik. 1986. -Vol. 66, №11.-P. 1077-1080.

90. Svoboda R., Liebig E., Sandmann H. Steam/Water Cycle Chemistry: Current Developments and Challenges in the Future // PowerPlant Chemistiy. 2000. -Vol. 2, №2.-P. 75-78.

91. Tackling Erosion-Corrosion in Nuclear Steam Generating Plant / G.J. Bignold, K. Garbett, R. Garnsey et all. // Nuclear Engineering International. -1981.-P. 37-41.

92. Therkildsen S.-E. Water Chemistry Control and Monitoring Concept for Avoiding Chemistry-Related Failures in Small Combined Heat and Power Plants // PowerPlant Chemistry. 2003. - Vol. 5. - № 9. - P. 553-560.

93. Ting K., Ma Y.P. The evaluation of erosion-corrosion problems of carbon steel piping in Taiwan PWR nuclear power plant // Nuclear engineering and design. 1999. - Vol. 191. - №2. - P. 231- 243.

94. Jackson P.S., Moelling D.S., Anderson F.C. et al. Operating Experience of ? Large Reheat HRSGs in Merchant Service // Proceedings of POWER-GEN Inetrnational. Orlando: POWER-GEN International, 2004. - 32 p.

95. Kastner W., Riedle E. Empirical Model for Calculation of Material Losses Due to Corrosion Erosion // VGB Kraftwerkstechnik. 1986. - Vol. 66. - № 12.-P. 1023-1029.

96. Kastner W., Riedle K., Tratz H. Experimental Investigations on Material Loss due to Erosion-Corrosion // VGB KraftwerksTechnik. — 1984. Vol. 64, -№5. -P. 411-423.

97. Keck R.G., Griffith P. Prediction of Erosive-Corrosive Wear in Low-Carbon Steel Piping Conveying Water or Wet Steam // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power. 1990. - Vol. 112. - P. 555-560.

98. Kunze E., Nowak E. Erosion Corrosion Damage in Steam Boiler // Werkstoffe und Korrosion. 1982. - № 33. - P. 262-273.

99. White P. Five Killed in Mihama-3 Accident // Nuke Info Tokyo September-October. 2004. - P. 1-6.