автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Влияние эксплуатационных и конструкционных факторов на ресурс теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000

на правах рукописи

Немытов Дмитрий Сергеевич

ВЛИЯНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ И КОНСТРУКЦИОННЫХ ФАКТОРОВ НА РЕСУРС ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС С ВВЭР-1000

Специальность 05.14.03 - «Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва-2009

003472986

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Всероссийский научно исследовательский институт по эксплуатации атомных электростанций (ОАО

«ВНИИАЭС»),

Защита состоится СЫОМЯ 2009 г. в 1100 часов на заседай диссертационного совета Д 418.001.01 в ОАО ОКБ «ГИДРОПРЕСС» по аире 142103 г.Подольск. ул.Орджоникидзе, д. 21.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиот ОАО ОКБ «ГИДРОПРЕСС».

Автореферат разослан «е^» Л?ОЦ>1 2009 года

Ученый секретарь

Научный руководитель:

кандидат технических наук Тяпков Владимир Федорович доктор технических наук Гашенко Владимир Александрович кандидат технических наук Сиряпина Лариса Александровна ОАО НПО «ЦНИИТМАШ»

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

д.т.н.

диссертационного совета.

Шарый Н.В.

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Парогенератор (ПГ) является одним из сновных, важных для безопасности элементов энергоблоков АЭС с реакторами ВЭР.

В процессе эксплуатации парогенераторов имеет место зарождение и оследующее развитие коррозионных дефектов теплообменных труб (ТОТ) арогенератора. что может привести к разгерметизации первого конт\ра еакторной установки. С целью обеспечения безопасной эксплуатации арогенераторов теплообменные трубы подвергают неразрушаюшему контролю, о результатам которого осуществляется превентивное глушение труб с едопустимымн для дальнейшей эксплуатации дефектами. По достижению редельно допустимого числа заглушённых теплообменных труб требуется замена арогенератора. что сопряжено со значительными экономическими потерями и озовыми нагрузками персонала АЭС. В период с 1999 по 2009 г.г. на АЭС с ВВЭР-1000 России и Украины девять парогенераторов были заменены по причине коррозионного повреждения металла теплообменных труб.

Повышение надежности, увеличение межремонтного периода эксплуатации парогенераторов требуется для выполнения «Программы увеличения выработки электроэнергии на действующих энергоблоках АЭС ОАО «Концерн Энергоатом» на 2007-2015 годы», составной частью которой является переход на 18-месячный топливный цикл энергоблоков с ВВЭР-1000.

Наличие значительного количества теплообменных труб с коррозионными повреждениями снижает надежность парогенераторов и является доминирующим фактором при определении остаточного ресурса и сроков службы парогенераторов.

В связи с необходимостью решения проблемы повышения надежности и увеличения сроков службы парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 определение влияния эксплуатационных и конструкционных факторов на ресурс ТОТ является особенно акту альной задачей.

Целью проводимых работ является выявление особенное коррозионной повреждаемости ТОТ, определение влияния различных режик работы ПГ и их параметров на интенсивность деградации ТОТ, а также разрабо метода определения технического состояния и остаточного ресурса трубш пучка ПГ.

Научная новизна работы состоит в следующем: по результатам металлографических исследований выявлены особенно коррозионных повреждений ТОТ ПГ;

с использованием результатов статистической обработки данн вихретокового контроля (ВТК) выявлены закономерности распределе дефектов по объему трубного пучка, зависимости скорости роста дефектов ТОТ их расположения в трубном пучке, разработаны алгоритмы определи технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ;

определено влияние эксплуатационных и конструкционных факто| обоснованы доминирующие факторы, определяющие интенсивность процес коррозии ТОТ ПГ.

Степень достоверности результатов исследований подтверждается: результатами металлографических исследований образцов ТОТ дефектами;

- статистической обработкой большого объема данных результатов ВТК;

результатами измерений параметров режимов эксплуатации ПГ бло АЭС с ВВЭР-1000.

Практическая ценность выполненных работ заключается в следующем: результаты проведенных работ по определению влияния режимов рабо ПГ и их параметров на интенсивность коррозионных повреждений позволи разработать рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ оптимизации объемов и периодичности вихретокового контроля ТОТ;

разработанный метод оценки технического состояния и остаточного ресурса трубного пучка парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 используется при обосновании сроков службы Г1Г (Протокол №320.05-ТП-73-Блк-3);

полученные результаты работ были использованы при подготовке обосновывающих материалов об исключении медесодержащего оборудования из второго контура действующих энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000. Автор ныиосит на защиту:

результаты оценки коррозионных повреждений ТОТ ПГ;

результаты статистической обработки данных эксплуатационного контроля

ТОТ;

результаты исследования влияния эксплуатационных и конструкционных факторов на процессы коррозии ТОТ Г1Г;

обоснование доминирующих факторов, определяющих интенсивность процессов коррозии ТОТ ПГ;

метод оценки технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ. Автор лично разработал:

метод оценки технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ; рекомендации но оптимизации вихретокового контроля ТОТ ПГ; обоснование доминирующих факторов процессов коррозии ТОТ ПГ; Апробации работы

Основные результаты проведенных исследований были представлены на следующих семинарах и конференциях:

Седьмой международный семинар по горизонтальным парогенераторам. ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, 3-5 октября 2006 г. Пятая международная научно - техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск 29 мая - 1 июня 2007 г.

Десятая международная конференция «Безопасность АЭС и подготовка кадров - 2007», г. Обнинск, 1 - 4 октября, 2007 г.

Шестая международная научно-практическая конференция по проблемам атомной энергетики, Украина г., Севастополь, 21-26 сентября 2007г. Структура и объем диссертации.

Работа изложена на 172 страницах, содержит введение, четыре главы, выводы, 47 рисунков, 24 таблицы и список литературы из 62 наименований.

Краткое содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, содержатся ведения о цели работы, ее практической ценности и области использования результатов. Сформулирована научная новизна выносимых на защиту результатов и приведено содержание работы.

В первой главе рассмотрено конструктивное исполнение ПГ. параметры основных режимов работы, а также основные проблемы, выявленные в ходе эксплуатации АЭС. Особое внимание уделено ведению водного режима второго контура. Показано, что в настоящее время основным элементом, определяющим срок службы ПГ, являются теплообменные трубы, что обусловлено незаменяемостью трубного пучка.

Рассмотрены причины появления и развития коррозионных повреждений ТОТ ПГ. Основной причиной появления и развития коррозионных повреждений, определяющих срок эксплуатации ТОТ, является процесс коррозионного растрескивания под напряжением, обусловленный совместным действием растягивающих напряжений и концентрированных растворов коррозионно-активных примесей.

Представлен литературный обзор основных теорий коррозионного растрескивания хромоникелевых сталей. Наиболее полно закономерности и кинетику коррозионного растрескивания металла определяет электрохимическая теория. Проанализировано влияние основных факторов, определяющих интенсивность коррозионного растрескивания под напряжением, которые можно разбить на три группы:

- параметры среды эксплуатации (концентрация коррозионно-активных примесей, значение рН, температура, давление);

- состояние металла (химический и фазовый состав, прочностные характеристики стали);

- конструктивное исполнение (уровень действующих растягивающих напряжений, наличие естественных застойных зон и концентраторов напряжений).

Выполнен анализ существующих методов и расчетных зависимое оценки остаточного ресурса ТОТ ПГ и другого теплообменного оборудован) подверженного коррозионному растрескиванию под напряжением.

С учетом резу льтатов работ R.W. Staehle и J.A. Gorman формулу для оцен скорости роста коррозионной трещины от всех влияющих факторов можно общем виде представить как:

da _

~dt~

Ахр а"-с

где А - коэффициент, учитывающий состав и структуру металла: .г - коэффициент, учитывающий параметры водной среды: р,т,Ь - показатели степеней, зависящие от конкретных условий: <7 - уровень действующих растягивающих напряжений. МПа; Е, Е0 - электрохимические потенциалы. В; Q - энергия активации, Дж/моль: R - константа, Дж/(моль-К);

Т - температу ра эксплуатации °С.

Анализ литературных источников не выявил расчетных зависимост позволяющих достоверно с учетом всех факторов, влияющих на протекай процесса коррозионного растрескивания металла под напряжением, рассчита интенсивность зарождения и скорость роста коррозионных трещин.

В работе показано, что эмпирическая формула (2) оценки времени начала растрескивания образцов, выполненных из аустенитной хромоникелев стали, не позволяет получить достоверных результатов применительно к расч образования дефектов ТОТ.

lgrH,=lgro-0,51gC():-1.51gC(r. (

где ГА7, - время до растрескивания, ч.: г0 - эмпирический коэффициент:

С - концентрация хлорид-ионов, мг/дм3; С„ - концентрация кислорода, мг/дм3.

Во второй главе приводятся результаты статистического анализа данных ВТК, определены закономерности распределения дефектов ТОТ по объему трубного пучка ПГ. зависимости скорости роста дефектов от их расположения в трубном пучке. По результатам металлографических исследований ТОТ с дефектами выявлены особенности коррозионных повреждений ТОТ ПГ. проведена оценка достоверности контроля ТОТ методом вихревых токов.

В результате металлографических исследований установлено, что в процессе эксплуатации ПГ возможно образование различных по типу коррозионных дефектов ТОТ. Наиболее распространенным дефектом, приводящим к необходимости глушения ТОТ, является язва, в процессе развития которой образуется коррозионная трещина.

Анализ мест расположения дефектов труб по объему ПГ АЭС с ВВЭР-1000 позволил обнаружить общие закономерности для всех ПГ. При этом для каждого конкретного ПГ характер распределения дефектов ТОТ в объеме тр\ оного пучка имеет свои особенности, что связанно с различиями в гидродинамических потоках котловой воды. На ПГ Калининской АЭС дефекты преимущественно локализуются в нижней зоне первой полуокружности трубного пучка. На ПГ I - 3 Балаковской АЭС дефекты локализуются в нижней зоне второй полуокружности трубного пучка. Для ПГ 4 Балаковской АЭС характерно равномерное распределение дефектов в поперечном сечении трубного пучка с преимущественной локализацией на нижних рядах.

В целом можно отметить, что большая часть дефектов (порядка 75 %) локализуются под дистанцирующими решетками и на свободном участке между НР1-НР5 первой полуокружности и НР1-НР5 второй полуокружности от горячего коллектора ПГ (рисунок 1). Зоной интенсивного образования дефектов ТОТ также является участок гиба трубного пучка под дистанцирующими решетками между

НХЧ-НУЗ (рисунок 1). Если анализировать расположение дефектов по высоте, они образуются, в основном, в нижней части трубного пучка ПГ. В свою очере были зафиксированы отдельные случаи образования дефектов ТОТ на верхн рядах трубного пучка.

Типичные зоны Типичные зоны повреждения

повреждения ТОТ ПГ ТОТ ПГ1-3 Балаковской АЭС Калининской АЭС

Рисунок 1 - Характер распределения повреждений ТОТ в ПГ

Повреждения ТОТ были выявлены как на свободных участках, так и щелевых зазорах дистанцирующих решеток ТОТ. Анализ результатов ВТК энергоблока №3 Балаковской АЭС показал, что на нижних рядах трубного луч дефекты локализованы как на свободных участках, так и под днстанцирующн». решетками. На верхних рядах дефекты расположены под дистанцируюшич решетками трубного пучка.

В ходе работ выполнялось сравнение истинных геометрических разме| дефектов, полученных в результате металлографических исследований образц ТОТ, с результатами ВТК. ВТК вырезок ТОТ проводился установкой идентичн используемой на АЭС с ВВЭР-1000. Согласно полученным данным относительн погрешность в среднем составляет 20%.

На рисунке 2 представлены распределения усредненных годовь изменений глубины дефектов ТОТ для различных участков ПГ-4 энергоблока ЛГ Балаковской АЭС (данный ПГ выбран для проведения анализа как имеющи наиболее значительную статистическую выборку исходных данных).

Выполненный анализ показал отсутствие зависимости скорости роста глу бины дефекта от расположения ТОТ по высоте тру оного пу чка.

§ 60 1 50

I

? 40 я

S зо

0

g 20

1 10 + 5 о

щ-

-F

12 3 4 5 6 7 8 9 №тервал значений изменения глубины дефектов, %S/sod

а) горизонтальные ряды ТОТ№1-63 второй полуокружности ПГ

| 200 з:

i 150

S 100

о

Р

50

с о

SÉ

=f=

123456769 Интервал значении изменений глубины дефектов, Í^S/eoO

б) горизонтальные ряды ТОТ №63-109 второй полуокру жности ПГ

t 120

60

40 -• 20 0

1 2 3 4 5 6 7 8 Сервал значежй изменений глубины дефектов, НЗ/еов

в) горизонтальные ряды ТОТ №1-109 первой полу окру жности ПГ Рисунок 2 - Распределения значений изменений глубины дефектов ТОТ на различных участках трубного пучка ПГ-4 блока №3 Балаковской АЭС (%5 / год - рост глубины дефекта за год в процентах от номинальной толщины

стенки ТОТ)

На рисунке 3 представлено распределение значений изменений глубин дефектов в зависимости от их лок&чизации по длине ТОТ.

Результаты анализа позволяют сделать вывод, что скорость роста глубиI дефектов, расположенных на участке гиба трубы, более чем в два раза превыша скорость роста глубины дефектов, расположенных на свободном участке или пс дистанцирующими решетками.

12 3 4 5 6 7 3! Интервал значений изменений глувины дефектов,

%»год

а) дефекты расположены под ДР

Интервал значений изменежй глубины дефектов, %в/год

б) дефекты расположены на свободном участке ТОТ

■зГ х

Г ■

* 10

0

1 „

1 23456789 1"Ъ4тервал значений изменений глубины дефектов, •¿г/год

в) дефекты расположены на участке гиба трубы Рисунок 3 - Распределения значений изменений глубины дефектов для их различных локализаций по длине ТОТ

В третьей главе представлены результаты работ по определению влияния основных режимов эксплуатации ПГ и их параметров на процессы коррозионной повреждаемости ТОТ ПГ.

Систематизированы результаты экспериментальных работ, направленных на изучение закономерностей кинетики развития коррозионных повреждений ТОТ.

Одним из основных факторов, определяющих интенсивность зарождения дефектов ТОТ в период эксплуатации ПГ на мощности, является удельная загрязненность ТОТ отложениями продуктов коррозии. С ростом толщины отложений концентрация коррозионно-активных примесей возрастает в соответствии с уравнением Макбета по зависимости, близкой к

экспоненциальной. Максимальная концентрация i-ой примеси С.. м к г/дм1

достигается вблизи поверхности теплообмена:

С, - С0 • ехр , v (3)

где С0 - концентрация примесей на поверхности отложений, мкг/дм3;

801Л - толщина отложений, мкм;

q - величина у дельного теплового потока, кВт/м2;

у - пористость отложений;

р„ - плотность воды, кг/м';

Lw - теплота испарения воды, кДж/кг;

D| - коэффициент диффузии /-той примеси, м2/с.

В работе проводилось сравнение расчетных значений содержания солей в отложениях с экспериментальными данными о выводе солей из отложений в период расхолаживания энергоблоков Запорожской АЭС. Из графика, представленного на рисунке 4, видно, что значения концентрации хлоридов, полученных по уравнению Макбета, являются заниженными по сравнению с «истинными» значениями содержания солей в отложениях, полученными по результатам измерения «hide out return» эффекта. Подобное расхождение может

быть объяснено тем. что данные о загрязненности ТОТ отложениями на верхж рядах ТОТ, используемые при расчете, не всегда достоверно отражают реальн\ загрязненность трубного пучка ПГ.

га

ас

о ® в

I Э

§Ц-

0 5 а « 4 *

о!»

1 ; ; £11 ар

о

0,6

0,5

0.4

0,3 -

0.2

0,1

--у=х

0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5

Количество хлоридов выведенных в процессе расхолаживания блока, кг

Рисунок 4 - Зависимость между расчетным количеством содержания хлоридов отложениях и количеством хлоридов, выведенных из ПГ в период расхолаживания энергоблоков Запорожской АЭС

При достижении определенной концентрации хлоридов на поверхнос ТОТ происходит нарушение целостности защитной пленки оксида хрома, ч является условием зарождения коррозионного дефекта.

Для нержавеющих сталей аустенитного класса потенциал проб (питтингообразования) согласно работам В.В. Герасимова связан с концентраци хлорид-иона и температурой следующим образом:

<р„р= 0,64 - 0,004/-0,151ёСа., (

где / - температура эксплуатации, "С; С - концентрация хлоридов, моль/дм'.

На рисунке 5 представлен график изменения удельной загрязненности нижних рядах ТОТ ПГ-4 энергоблока №3 Балаковской АЭС с учетом проведен химических отмывок (ХО). Средняя скорость роста отложений на поверхнос

ТОТ рассчитываюсь по уравнению баланса примесей в котловой воде ПГ, имеющего вид:

^пн ' Сге-пн = ^п ' С/г.-п + Спг ■ С Г1,_ПГ + АГе, (5)

где Опн - расход питательной воды т/ч: Оп - расход пара, т/ч: Спг- величина продувки, т/ч:

С Рс_т - концентрация железа в питательной воде, мкг/кг: СГе П - концентрация железа в паре мкг/дм'; Сп,_т. - концентрация железа в проду вочной воде мкг/дм'; АГе - величина накопления железа в котловой воде ПГ. мкг/ч.

Скорость формирования отложений на верхних рядах ТОТ, А^.,

оценивалась по зависимости:

АГе = 5,7 • 10 й -СА.. д2, (6)

где СГ(,- концентрация железа в котловой воде, мг/дм'; Ц - величина удельного

теплового потока, Вт/м:.

Ятя линейного закона изменения толщины отложений по высоте трубного пучка оцениваюсь динамика формирования отложений на нижних рядах труб. Однако подобная методика расчета позволяет приближенно рассчитать изменение удельной загрязненности только на свободных участках ТОТ. Динамика роста отложений под дистанцирующими решетками ТОТ будет отличаться от рассчитанной для свободных участков.

На рисунке 6 представлено изменение относительного показателя дефектности, представляющего собой отношение количества дефектов ТОТ, выявленных на свободном участке нижних рядов труб (ряды № 84-110) к объему проведенного контроля этих же рядов. Сравнение графиков на рисунках 5 и 6 показывает наличие соответствия между характером изменения концентраций хлоридов под отложениями и показателями дефектности ТОТ. рассчитанных для свободного участка нижних рядов ТОТ.

; 600

X *

| 500

£ «

о 5 400 х

5 2 зоо 3 ? 200

■ о.

к о-

100

3 Удельная загрязненность на

нижних рядах ТОТ - Концентрация хлоридов под отложешями Граница стабльности аустенигной стали

100000

10000

1000

100

>°/ V/ V0/ г г г г

■^.¿Г ^Ч,^ Год эксплуатации ПГ

•ч3

Г

Рисунок 5 - Динамика изменения удельной загрязненности нижних рядов ТОТ. концентрации хлоридов под отложениями в процессе эксплуатации ПГ -4 энергоблока №3 Балаковской АЭС

0,12

0,1

г

л *

5 * 0,08

Я о 0,06

я £

о 2 0,04

с -е-

о 0,02 Ч

о -1------+-

♦ *

н----

1997 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Год эксплуатации ПГ

Рисунок 6 - Изменение относительного показателя дефектности трубного пучка в процессе эксплуатации ПГ -4 энергоблока №3 Балаковской АЭС

Основным конструкционным фактором, оказывающим влияние на интенсивность зарождения и роста дефектов ТОТ, является наличие во втором конг>ре АЭС оборудования, выполненного с применением медных сплавов. Наличие медесодержащего оборудования не позволяет поднять рН, до значений, соответствующих минимальной скорости эрозионно-корозионного износа (ЭКИ),

и тем самым снизить скорость формирования отложений на теплообменной поверхности ПГ. При высоких концентрациях аммиака и наличии даже следовых количеств кислорода создаются условия для интенсивной коррозии этого сплава и выноса большого количества соединении меди в парогенератор.

Опыт эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000 подтверждает негативное влияние наличия во втором контуре медесодержашего оборудования на интенсивность образования дефектов ТОТ ПГ.

Снижение интенсивности формирования отложений на поверхности ТОТ может быть достигнуто за счет введения в питательную воду ПГ этаноламина или морфолина в качестве корректирующего реагента. Применение морфолина или этаноламина, имеющих более высокие щелочные свойства и более низкий по сравнению с аммиаком коэффициенты распределения между паром и водой, позволяет повысить значение рН,. При этом не создаются условия для интенсивной коррозии медесодержащих сплавов. При достаточно консервативной оценке за счет снижения скорости ЭКИ при дозировании этаноламина можно ожидать уменьшения выноса соединений железа в парогенератор более чем на 50 %.

Одним из факторов, определяющих стойкость металла к коррозионным процессам, является исходное состояние металла. В работе проведено сравнение результатов входного контроля металла ТОТ двух ПГ, техническое состояние ТОТ которых значительно отличается. В обоих случаях значения содержания легирующих элементов и значения механических свойств металла ТОТ удовлетворяют требованиям соответствующих стандартов.

Согласно работам, выполненным в ОКБ «ГИДРОПРЕСС», скорость роста коррозионной трещины у . мм/год, регулируется величиной потока окислителя к

поверхности катодного участка. При этом можно записать / = /()<. где 10х -

сила катодного тока процесса восстановления окислителя, рассчитываемая по формуле:

А

где Б/,, - площадь поверхности ТОТ. на которой восстанавливается окислитель (лгу, g0x - значение величины потока окислителя, поступающего к поверхности

катодного участка ,

/лГ час-'

Роль окислителя в реакции анодного растворения металла выполняют содержащиеся в питательной воде ПГ:

- ионы меди, образующиеся вследствие растворения соединений меди;

- ионы трехвалентного железа, образующиеся вследствие растворения магнетита;

- кислород.

Содержание кислорода в котловой воде ПГ с учетом восстановления его гидразином можно консервативно принять на уровне 1мкг/дм3. Содержание ионов трехвалентного железа и ионов меди определяется растворимостью соединений железа и меди в котловой воде и напрямую зависит от уровня рН при рабочей температуре ПГ.

С использованием зависимости (6) и результатов экспериментальных работ по определению растворимости продуктов коррозии были рассчитаны различные скорости роста трещины в режиме эксплуатации ПГ на мощности в зависимости от уровня рН котловой воды ПГ при наличии меди и без нее. Из рисунка 7 видно, что скорость роста трещины максимальна в области низких рН и при полном отсутствии меди в контуре приблизительно на 30 % ниже, чем при ее наличии.

Исходная глубина дефект« ТОТ:

Медь отсутствует • контуре а - 0,3 мы Медь отсутствует а контуре а = 1.1 ми Медь грисутствует в контуре а = 0.3 мм Медь присутствует в контуре а = 1.1 мм

Рисунок 7 - Результаты оценки скорости роста коррозионной трещины ТОТ в зависимости от ее исходных размеров и значения рН

Развитие дефектов ТОТ наблюдается не только при эксплуатации ПГ на мощности, но также и в стояночном режиме. В отсутствии растягивающих напряжений зарождение и рост трещин происходить не может, однако происходит зарождение и рост питтингов с образованием концентраторов напряжений.

С использованием зависимости (6) рассчитаны скорости роста глубины дефекта в зависимости от его исходной геометрии. Величина потока окислителя к поверхности катодного участка оценивалась с использованием уравнения Фика. при исходной концентрации кислорода, соответствующей его максимальной растворимости в водной среде в контакте с воздухом при атмосферном давлении.

На рисунке 8 представлено сравнение расчетной оценки скорости роста глу бины дефектов ТОТ с результатами статистической обработки данных ВТК. Из графика видно, что в присутствии соединений меди во втором контуре значения скорости роста глубины дефектов, полученные по результатам ВТК, соответствуют расчетным, относительная погрешность в среднем составила 15%. Скорость роста глубины дефектов ТОТ. в обоих случаях уменьшается с увеличением глубины дефекта ТОТ.

£ а 0,06 < 2

"§.5 0.05 ИЗ 0.04

о ° 0,03 а „,

£ 2 0,02 о Е

2. е- 0.01

О в

3 в О

• Результаты статистической обработки данных ВТК

Расчетные значения (ионы меди присутствуют в пит. воде ПГ)

V Расчетные значения (ионы меди отсутствуют в пит. воде ПГ)

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 Исходная глубина дефектов ТОТ, мм

Рисунок 8 - Сравнение расчетных значений скоростей роста глубины дефектов ТОТ и значений, полученных по резу льтатам статистической обработки данных ВТК ПГ-4 блока №3 Балаковской АЭС

По результатам проведенных в работе исследований разработаны рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ, в т.ч. предусматривающие вывод коррозионно-активных примесей из отложений в ходе расхолаживания блока АЭС. что достигается выдержкой в течение нескольких часов при температу рах 28СН-260 и 150-Н70 °С и организацией дополнительного водообмена при достижении в ПГ температур 80^50(|С. При длительном стояночном режиме рекомендуется организовать вывод влаги из отложений, принудительной циркуляцией сулого воздуха в ПГ.

В четвертой главе предложен метод оценки остаточного ресурса теплообменных труб парогенераторов с коррозионными повреждениями, основанный на статистической обработке данных контроля ТОТ, разработаны рекомендации по оптимизации объемов и периодичности ВТК ТОТ ПГ.

Согласно представленному методу остаточный ресурс теплообменных труб ПГ, в случае соблюдения условий циклической прочности, определяется временем, необходимым для зарождения и последующего роста дефектов до размеров, соответствующих критерию глушения у критического числа ТОТ, равного предельно допустимому количеству заглушённых ТОТ. Фактически остаточный ресу рс тру бного пучка, Т()1,, лет. определяется интенсивностью зарождения и скоростью роста коррозионных дефектов:

Г/1/> — Г 7Г/>1"

пг , ак (7)

V

где Т™гог - время от последнего ВТК до момента достижения количества труб с

дефектами равного количеству предельно допустимого числа заглушённых труб, лет:

а ш, - средняя глубина имеющихся дефектов ТОТ. на момент достижения количества дефектных труб равного количеству предельно допустимого числа заглушённых труб, мм;

аК - глубина дефекта ТОТ. соответствующая критерию глушения ТОТ. мм: V - средняя скорость подрастания глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации ПГ. мм/год.

Интенсивность зарождения (образования) дефектов оценивается методом экстраполяции показателей интенсивности образования «новых» дефектов, рассчитанных с учетом принятой практики проведения ВТК. Одним из показателей, позволяющих сравнивать результаты ВТК при различных объемах и зонах проведения контроля ТОТ. является величина относительного количества «нововыявленных» дефектов, для /-ого ВТК. определяемая как:

д^ у = __________________ (8)

'^1-1 ^1-2 '^1-2 ^ 1-3 '^1-3 ^2-1 '^2-1 ^2-2 '^2-2 ^ 2-3 '^2- 3

где р/ - количество «нововыявленных» дефектов зафиксированных при проведении /-ого ВТК. шт.:

^'ы-'Л'—^з " °^ъем пересечения контроля ТОТ. на конкретном участке трубного пучка ПГ. шт.:

А,',А,',.....А;7, - коэффициенты дефектности для конкретной зоны трубного пучка

ПГ. характеризующие неравномерность распределения дефектов в объеме ПГ.

Деление трубного пучка на зоны и введение соответствующих коэффициентов дефектности в первую очередь обусловлено неравномерностью

распределения дефектов в сечении трубного пучка. Учитывая неопределенность в объемах и зонах проведения ВТК. обусловленную отсутствием нормативной документации, точно регламентирующей зоны, объемы и периодичность контроля, оценка значения приращения количеств «нововыявленных» дефектов ТОТ на к - ый. прогнозиру емый год эксплуатации ПГ, проводится для ежегодного, 100 % объема контроля.

Скорость роста дефектов ТОТ в прогнозируемый период V, лш год, в случае отсутствия возрастающей тенденции среднегодовых изменений глубины дефектов ТОТ, оценивается их усреднением за весь наблюдаемый период эксплуатации ПГ. Использование усредненных значений глубины и скоростей роста дефектов обеспечивает необходимый консерватизм расчетов. Так, если проводить расчет времени до достижения предельного состояния каждой ТОТ с дефектом в отдельности, ресурс трубного пучка ПГ определялся бы дефектом ТОТ. имеющим минимальные размеры и/или минимальные скорости роста, в составе критического количества ТОТ. График, иллюстрирующий пример изменения технического состояния ТОТ в процессе эксплуатации ПГ, показан на рисунке 9. На графике можно выделить следующие основные периоды эксплуатации ПГ:

- период эксплуатации до момента проведения 1-ого ВТК;

- период эксплу атации до момента проведения текущего ВТК;

- период эксплуатации до достижения ТОТ с дефектами предельно

допустимого числа заглушённых ТОТ;

- время до достижения числа заглушённых труб в ПГ предельно

допустимого числа заглушённых ТОТ в ПГ.

В случае, если суммарное количество ТОТ с дефектами и заглушённых ТОТ превышает или равно предельно допустимому количеству заглушённых ТОТ в ПГ, остаточный ресурс теплообменных труб парогенератора определяется временем подрастания имеющихся дефектов до размеров, соответствующих критерию глушению ТОТ.

Основные результаты работы

1. Проведена статистическая обработка данных ВТК, выявлены закономерности распределения дефектов ТОТ по объему трубного пучка, зависимости скорости роста глубины дефектов ТОТ от их расположения в трубном пучке.

2. Проведены металлографические исследования образцов ТОТ с дефектами, по результатам которых определены особенности коррозионных повреждений ТОТ ПГ.

3. Определено влияние различных режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность деградации ТОТ, обоснованы доминирующие факторы процесса коррозии ТОТ ПГ. Доминирующими факторами, определяющими интенсивность зарождения и скорость развития коррозионных дефектов ТОТ, являются следующие.

3.1 Толщина отложений на поверхности ТОТ концентрация коррозионно-активных примесей. Показано, что с увеличением удельной загрязненности и концентрации хлоридов, интенсивность образования дефектов ТОТ значительно увеличивается.

3.2 Уровень рН воды в ПГ. Снижение уровня рН ниже значения 4 - 5 и повышения выше 10,5 приводит к резкому увеличению скорости развития дефектов ТОТ.

3.3 Наличие ионов меди в питательной воде ПГ и чистой меди в отложениях ТОТ. Так, ионы меди являются окислителем в реакции анодного растворения металла, а наличие чистой меди в отложениях увеличивает разность потенциалов между катодным и анодным участком.

3.4 Наличие коррозионно-активной среды в отложениях в стояночном режиме эксплуатации ПГ, приводит к зарождению дефектов ТОТ, их развитию с образованием концентраторов напряжений.

4. Разработаны рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ, в т.ч. предусматривающие вывод коррозионно-активиых примесей из отложений в процессе расхолаживания энергоблока («hide out return») с организацией дополнительного водообмена.

5. С учетом выявленных закономерностей распределения дефектов по объему трубного пучка, зависимостей скоростей роста дефектов от их расположения, а также влияния доминирующих факторов на интенсивность протекания коррозионных процессов ТОТ разработаны:

- метод оценки технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ;

- рекомендации по оптимизации ВТК ТОТ ПГ.

Публикации по теме диссертации

Немытов Д.С.. Тялков В.Ф. Особенности коррозионных повреждении теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000. Теплоэнергетика 2009 г. №7. С. 70- 74.

Немытов Д.С.. Тяпков В.Ф. Метод оценки остаточного ресурса теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 на основе статистического анализа результатов вихретокового контроля. «Новое в российской электроэнергетике» 2009 г. №3. С. 20- 29.

Давиденко H.H.. Трунов Н.Б.. Сааков Э.С.. Березанин A.A.. Богомолов И.Н.. Дерни В.П.. Немытов Д.С.. Усанов Д.А.. Шестаков Н.Б.. Щели к C.B. Теплохимические испытания ПГ для выбора оптимального регламента продувки ПГ и оценки влияния внутрикорпусных устройств на распределение растворимых примесей в объеме ПГ. // Теплоэнергетика -2007 №12. С. 37-46.

Бакиров М.Б.. Клещук С.М. Чубаров C.B. Немытов Д.С. Трунов Н.Б. Ловчев В.Н.. Гуцев Д.Ф. Разработка атласа дефектов теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР. // Седьмой международный семинар по горизонтальным парогенераторам. ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС» г. Подольск 3-5 октября 2006 г.

Попадчук B.C.. Трунов Н.Б.. Харченко С.А.. Жуков Р.Ю.. Тупиков P.A. Немытов Д.С. Коррозионные испытания теплообменных труб ПГВ-ЮООМ. // Седьмой международный семинар по горизонтальным парогенераторам // ФГУП ОКБ "ГИДРОПРЕСС" г. Подольск 3-5 октября 2006г. Бакиров М.Б.. Немытов Д.С.. Клещук С.М.. Чубаров C.B. Березанин A.A. Анализ состояния, режимов эксплуатации и конструктивного исполнения парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 на примере энергоблока №2 Калининской и №3 Балаковской АЭС. Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР // Сб. трудов пятой международной научно - технической

конференции. ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск 29 мая - 1 июня 2007 г. т.З.С. 277-286.

Давиденко H.H.. Березанин A.A.. Усанов Д.А.. Немытов Д.С. Щелик C.B. Мониторинг эксплуатационных состояний парогенераторов. Безопасность АЭС и подготовка кадров - 2007 // Тезисы докладов 10-й международной конференции. ИАТЭ. г. Обнинск 1 - 4 октября. 2007 г. С. 110. Немытов Д.С.. Клещук С.М., Усанов Д.А. Влияние эксплутационных режимов и конструкционных факторов на процессы повреждаемости теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР. // Сб. трудов 6-й международной научно-практическая конференция по проблемам атомной энергетики. СНУЯЕтаП. Украина г. Севастополь, 21-26 сентября 2007 г. С. 93-99.

Немытов Д.С.. Бараненко В.И., Жидков C.B., Березанин A.A., Усанов Д.А. Разработка методики оценки остаточного ресурса парогенераторов ПГВ-1000 по числу заглушённых теплообменных тр>б. Безопасность АЭС и подготовка кадров - 2007 II Тезисы докладов 10-й международной конференции. ИАТЭ. г. Обнинск 1 - 4 октября, 2007 г. С. 118.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ КОРРОЗИОННОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРА.

1.1 Конструктивное исполнение и условия эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР

1.2 Водный режим парогенераторов АЭС с ВВЭР —

1.3 Проблемы выявленные в ходе эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР

1.4 Факторы и механизмы коррозионного растрескивания под напряжением аустенитных хромоникелевых сталей.

1.4.1 Механизм коррозионного растрескивания металла под напряжением.

1.4.2 Факторы определяющие процесс коррозионного растрескивания металла под напряжением.

1.4.2.1 Влияние исходного состояния металла на его стойкость к коррозионному растрескиванию под напряжением.

1.4.2.2 Влияние среды эксплуатации на интенсивность коррозионных повреждений металла.

1.4.2.3 Влияние конструктивного исполнения на интенсивность коррозионных повреждений металла.

1.5 Обзор существующих методов оценки остаточного ресурса теплообменных труб парогенератора.

1.6 Выводы по первой главе.

ГЛАВА 2 АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРА.

2.1 Методы неразрушающего контроля, применяемые для оценки целостности теплообменных труб парогенератора. Особенности проведения контроля на парогенераторах АЭС с ВВЭР

2.2 Результаты металлографических исследований образцов теплообменных труб парогенераторов.

2.3 Техническое состояние теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1 ООО.

2.4 Особенности распределения дефектов теплообменных труб в объеме трубного пучка парогенератора.

2.5 Закономерности роста глубины дефектов теплообменных труб по результатам вихретокового контроля.

2.6 Закономерности роста амплитуды вихретоковых сигналов дефектов теплообменных труб.

2.7 Анализ закономерностей коррозионной повреждаемости теплообменных труб парогенераторов энергоблока №3 Балаковской АЭС по результатам вихретокового контроля

2.8 Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3 ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА

ПРОЦЕССЫ КОРРОЗИИ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРА.

3.1 Механизм коррозионного повреждения теплообменных труб парогенератора.

3.2 Влияние исходного состояния металла на процессы коррозионной повреждаемости теплообменных труб.

3.3 Влияние параметров водного режима на интенсивность коррозионной повреждаемости теплообменных труб в режиме эксплуатации парогенератора на мощности.

3.3.1 Механизм формирования отложений на теплообменной поверхности парогенератора.

3.3.2 Влияние толщины и состава отложений на параметры среды на поверхности теплообменных труб.

3.3.3 Влияние параметров водного режима и толщины отложений на интенсивность зарождения коррозионных дефектов теплообменных труб.

3.3.4 Оценка концентрации окислителя в котловой воде парогенератора.

3.3.5 Влияние параметров эксплуатации на развитие дефектов теплообменных труб в режиме работы ПГ на мощности.

3.4 Влияние «стояночного» режима эксплуатации парогенератора на процессы коррозии металла теплообменных труб.

3.5 Влияние гидроиспытаний на прочность и плотность на скорость развития дефектов теплообменных труб.

3.6 Влияние проведения химической отмывки на коррозионную стойкость металла теплообменных труб парогенератора.

3.7 Сравнение количественных оценок развития коррозионных дефектов теплообменных труб с результатами контроля

3.8 Рекомендации по снижению интенсивности коррозионных повреждений теплообменных труб парогенератора.

3.9 Выводы по третьей главе.

Глава 4 МЕТОД ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС С

ВВЭР

4.1 Порядок определения средней скорости роста глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора.

4.2 Порядок определения значения средней глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора

4.3 Порядок определения времени от последнего контроля до достижения количества труб с дефектами предельно допустимого числа заглушённых труб.

4.4 Рекомендации по оптимизации объемов и периодичности вихретокового контроля теплообменных труб парогенератора.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

Парогенератор является одним из основных, важных для безопасности элементов энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР.

В процессе эксплуатации парогенераторов имеет место зарождение и последующий рост коррозионных дефектов теплообменных труб парогенератора, что может привести к разгерметизации первого контура реакторной установки. Основным механизмом, ответственным за повреждение ТОТ, является процесс коррозионного растрескивания под напряжением, обусловленный совместным действия растягивающих напряжений и концентрированных растворов коррозионно-активных примесей, образующихся вследствие концентрирования их в отложениях.

С целью обеспечения безопасной эксплуатации парогенераторов теплообменные трубы подвергают неразрушающему контролю, по результатам которого осуществляется превентивное- глушение труб с недопустимыми для дальнейшей эксплуатации дефектами. По достижению определенного числа заглушённых теплообменных труб требуется замена парогенератора, что сопряжено со значительными экономическими потерями и дозовыми нагрузками персонала АЭС. В период с 1999 по 2009 г. на АЭС с ВВЭР-1000 России и Украины девять ПГ были заменены по причине коррозионного повреждения металла теплообменных труб.

Повышение надежности, увеличение межремонтного периода эксплуатации парогенераторов требуется- для выполнения «Программы увеличения выработки электроэнергии на действующих энергоблоках АЭС ОАО «Концерн Энергоатом» на 2007-2015 годы», составной частью которой является переход на 18-месячный топливный цикл энергоблоков ВВЭР-1000.

Наличие значительного количества теплообменных труб с коррозионными повреждениями снижает надежность парогенераторов и является доминирующим фактором при определении остаточного ресурса и сроков службы, парогенераторов. В свою очередь, проектный срок службы на ряде энергоблоков АЭС близок к исчерпанию. Однако существующие на сегодняшний день методы и подходы, в том числе и нормативные, по ряду причин не всегда позволяют оценить остаточный ресурс теплообменных труб. В связи с необходимостью решения задачи повышения надежности и увеличения сроков службы парогенераторов определение влияния эксплуатационных и конструкционных факторов на процессы коррозии теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР является особенно актуальной проблемой.

Данная работа посвящена изучению влияния различных режимов эксплуатации ПГ и их параметров на коррозионные процессы повреждаемости ТОТ. Рассматривается влияние режима работы ПГ на мощности, нестационарных режимах, а также длительной стоянки ПГ. Принимается во внимание влияние конструкционного исполнения конкретного ПГ на интенсивность повреждаемости теплообменных труб парогенератора. Отдельная глава данной работы посвящена разработке методов по оценке остаточного ресурса теплообменных труб парогенератора по результатам эксплуатационного контроля, с учетом особенностей его проведения.

Целью проводимых работ является выявление особенностей коррозионной повреждаемости ТОТ, определение влияния различных режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность деградации ТОТ, а также разработка метода определения технического состояния и остаточного ресурса трубного пучка ПГ.

Научная новизна работы состоит в следующем: по результатам металлографических исследований выявлены особенности коррозионных повреждений ТОТ ПГ; с использованием результатов статистической обработки данных вихретокового контроля выявлены закономерности распределения дефектов по объему трубного пучка, зависимости скорости роста дефектов ТОТ от их расположения в трубном пучке, разработаны алгоритмы определения технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ; определено влияние эксплуатационных и конструкционных факторов, обоснованы доминирующие факторы, определяющие интенсивность процессов коррозии ТОТ ПГ.

Степень достоверности результатов исследований подтверждается: результатами металлографических исследований образцов ТОТ с дефектами; статистической обработкой большого объема данных результатов ВТК; результатами измерений параметров режимов эксплуатации ПГ блоков АЭС с ВВЭР-1000.

Практическая ценность выполненных работ заключается в следующем: результаты проведенных работ по определению влияния режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность коррозионных повреждений позволили разработать рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ и оптимизации объемов и периодичности вихретокового контроля ТОТ; разработанный метод оценки технического состояния и остаточного ресурса трубного пучка парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 используется при обосновании сроков службы ПГ (Протокол №320.05-ТП-73-Блк-3); полученные результаты работ были использованы при подготовке обосновывающих материалов об исключении медесодержащего оборудования из второго контура действующих энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Проведена статистическая обработка данных ВТК, выявлены закономерности распределения дефектов ТОТ по объему трубного пучка, зависимости скорости роста глубины дефектов ТОТ от их расположения в трубном пучке.

2. Проведены металлографические исследования образцов ТОТ с дефектами, по результатам которых определены особенности коррозионных повреждений ТОТ ПГ.

3. Определено влияние различных режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность деградации ТОТ, обоснованы доминирующие факторы процесса коррозии ТОТ ПГ. Доминирующими факторами, определяющими интенсивность зарождения и скорость развития коррозионных дефектов ТОТ, являются следующие:

- толщина отложений на поверхности' ТОТ, концентрация! коррозионно-активных примесей. Показано, что с увеличением удельной загрязненности и концентрации хлоридов интенсивность образования дефектов ТОТ значительно увеличивается;

- уровень рН воды в ПГ. Снижение уровня рН ниже значения 4 - 5 и повышение выше 10,5 приводит к резкому увеличению скорости развития дефектов ТОТ;

- наличие ионов меди в питательной воде ПГ и чистой меди в отложениях ТОТ. Ионы меди являются окислителем в реакции анодного растворения, а наличие чистой меди в отложениях увеличивает разность потенциалов между катодным и анодным участками;

- наличие коррозионно-активной среды в отложениях в стояночном режиме эксплуатации ПГ, что приводит к зарождению дефектов ТОТ, их развитию с образованием концентраторов напряжений.

4. Разработаны рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ, в т.ч. предусматривающие вывод коррозионно-активных примесей из отложений в процессе расхолаживания энергоблока с организацией дополнительного водообмена.

5. С учетом выявленных закономерностей распределения дефектов по объему трубного пучка, зависимостей скоростей роста дефектов от их расположения, а также влияния доминирующих факторов на интенсивность протекания коррозионных процессов ТОТ разработаны:

- метод оценки технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ; рекомендации по оптимизации ВТК ТОТ ПГ.

1. Лукасевич Б.И., Трунов Н.Б., Драгунов Ю.Г., Давиденко С.Е. Парогенераторы реакторных установок ВВЭР для атомных электростанций. - М.: ИКЦ «Академкнига», 2004. - 391 е.: ил.

2. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций: Учебник для вузов. 3-е изд. Перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-384с.: ил.

3. Водно-химический режим второго контура атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения. СТП ЭО 0003-03, концерн «Росэнергоатом», Стандарт предприятия, М., 2003г.

4. Тяпков В.Ф., Ерпылёва С.Ф., Быкова В.В., и др. Внедрение на АЭС с ВВЭР водно-химического режима с дозированием этаноламина — Теплоэнергетика, 2008, №4, С. 2-5.

5. Стекольников В.В., Титов В.Ф. Причины повреждения коллекторов теплоносителя и меры повышения надежности парогенераторов ПГВ-1000, Атомная энергия, т.71, вып.4, октябрь 1991.

6. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии. Под ред. И.В. Семеновой М.: ФИЗМАТЛИТ, 2002. - 336 с.

7. Стеклов О.И. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под напряжением. Машиностроение, 1990. - 384с.: ил.

8. Герасимов В.В., Монахов А.С. Коррозия реакторных материалов, Москва, ЦНИИатоминформ, 1994.

9. Ю.Бородулин Г.М., Мошкевич Е.И. Нержавеющая сталь. «Металлургия» 1973.319с.

10. В. Чигал. Межкристаллитная коррозия нержавеющих сталей. Перевод с чешского под ред. Б. В. Строкана. Изд. «Химия», 1969. — 232 с.

11. Паршин A.M., Тахонов А. Н. Коррозия металлов в ядерном энергомашиностроении.СПб. Политехника, 1994.

12. Коррозия реакторных материалов. Сборник статей. Под редакцией В.В. Герасимова. Москва, 1960.

13. Новый справочник химика и технолога. Электродные процессы. Химическая кинетика и диффузия. Коллоидная химия. АНО НПО «Профессионал», 2004.

14. РД ЭО-0156-99. Методика определения остаточного ресурса эксплуатации теплообменных трубок парогенераторов реакторной установки типа ВВЭР-1000.

15. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (ПНАЭ Г-7-002-86). Госатомнадзор СССР. -М.: Энергоатомиздат, 1989. — 525с. — (Правила и нормы в атомной энергетике).

16. Герасимов В.В. Прогнозирование коррозии металлов. М.: Металлургия, 1989.

17. Горбатых В.П., Середа Е.В., Абрашов В.А. и др. Оценка остаточного ресурса трубного пучка парогенераторов атомных электростанций с реакторами типа ВВЭР. Методические указания. 1990.

18. Бараненко В.И., Юрманов В.А., Щедеркина Т.Е. Разработка метода прогнозирования количества повреждений ТОТ ПГ на АЭС с ВВЭР, Материалы конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, 29 мая 1 июня 2007.

19. Бергункер О.В. Прогнозирование состояния теплообменных труб парогенератора. «Конференция молодых специалистов 2007». ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, 2007.

20. Анализ состояния парогенераторов АЭС с ВВЭР по итогам ПНР -2006, Отчет 320-Пр-797, ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», Подольск, 2007.

21. РД 03-421-01. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов.

22. РД ЭО 0157-99. Нормы дефектов (критерии глушения) теплообменных трубок парогенераторов реакторной установки типа ВВЭР - 1000 (М - 04 -98).

23. Nadinic В. Determination of measurement tolerance for INETEC bobbin probe used for inspection of WER 440 steam generators of Kozloduy NPP. Zagreb, 1999.

24. Muscara J. Argonne SG Mock-up NDE Round Robin. Report of NRC Steam Generator Workshop, Bethesda, 2001.

25. И.Л. Розенфельд. Коррозия и защита металлов. Москва, «Металлургия», 1970.

26. Сопротивление материалов: Учебник для вузов / Под общ ред. Г.С. Писаренко. 4-е изд., перераб. и доп. - Киев. Высшая школа. 1979.- 696 стр.

27. Чиркин B.C. Теплофизические свойства материалов ядерной техники. Справочник. Москва. Атомиздат. 1968. 484 с.

28. Попадчук B.C., Трунов Н.Б., Харченко С.А., и др. Коррозионные испытания теплообменных труб ПГВ-1000М. Материалы 7-ого международного семинара по горизонтальным парогенераторам. ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, 3-5 октября 2006.

29. Механика разрушения и прочность материалов (справочник), т. 4, под ред. В. В. Панасюка. Киев. «Наукова думка». 1990. 680 с.

30. David Broek. Elementary engineering Fracture Mechanics. Noordhott international publishing, Leyden, 1975.

31. Pokrovsky V. V., Troshenko V. Т., Kaplunenko V. G., A promising method for enhancing resistance of pressure vessels to brittle fracture // Int. J. Press. Ves. Piping.- 1994-58, p. 9-24.

32. ГОСТ 5632-72 Стали высоколегированные и сплавы коррозионностойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки.- Взамен ГОСТ 5632-61 введ. 01—01— 1975.

33. Маргулова Т.Х. Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций: Учеб. для втузов по спец. «Технология воды и топлива на тепловых и атомных электростанциях». 2-е изд., испр. и доп. - М.: «Высшая школа», 1987. - 319с.: ил.

34. Мартынов О.И. Основные проблемы воднохимических режимов зарубежных АЭС и пути их решения. // Вопросы атомной науки и техники. Сер.: Физика и техника ядерных реакторов. 1987. Вып. 5 с 7-12.

35. Крицкий В.Г. Проблемы коррозии и водно-химических режимов АЭС. С. -Пб.: СИНТО, 1996, 264с.

36. Мамет В.А., Мартынова. О.И. Процессы «хайд аут» (местного концентрирования) примесей котловой воды парогенераторов АЭС и их влияние на надежность работы оборудования. Теплоэнергетика 1993, №7, С. 2-7.

37. Герасимов В.В. Коррозия реакторных материалов. Атомиздат, М., 1980.

38. Парогенератор ПГВ-1000М с опорами. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Часть 1. 320.05.00.00.000 ТО. ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2003.

39. РД ЭО 0330-01. Руководство по расчету на прочность оборудования и трубопроводов реакторных установок РБМК и ВВЭР на стадии эксплуатации.

40. Механика разрушения и прочность материалов (справочник), т. 4, под ред. В. В. Панасюка, Киев, «Наукова думка», 1990, 680 с.

41. Hazeton W. S. Technical report on material selection and processing guide lines for BWR coolant pressure boundary piping, NUREG-0313, Rev. 2, USNRC, 1986.

42. Трунов. Н.Б., Попадчук B.C., Жуков Р.Ю., и др. Управление сроком службы трубчатки ПГ АЭС с ВВЭР. Материалы шестой международной научно-технической конференции «Безопасность эффективность и экономика атомной энергетики». Москва, 21-23 мая 2008.

43. Маргулова. Т.Х. Применение комплексонов в теплоэнергетике. — 2-е изд., -переработанное- М.: Энергоатомиздат, 1986.-280с.: ил.

44. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения, введ.1990-07-01

45. Трунов Н.Б., Денисов В.В., Драгунов Ю.Г., и др. Работоспособность теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР, Целостность труб парогенераторов. Материалы регионального семинара. Удомля, 27-30 ноября, 2000.