Исследование эрозионно-коррозионной стойкости элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов парогазовых установок и разработка методов ее повышения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.04, кандидат технических наук Михайлов, Антон Валерьевич

• Михайлов, Антон Валерьевич
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Михайлов, Антон Валерьевич

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.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование эрозионно-коррозионной стойкости элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов парогазовых установок и разработка методов ее повышения»

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.

Заключение диссертации по теме «Промышленная теплоэнергетика», Михайлов, Антон Валерьевич

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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Михайлов, Антон Валерьевич, 2010 год

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.