«Расчетно-экспериментальный анализ влияния термосиловых воздействий на повреждение узла приварки коллектора теплоносителя к корпусу парогенератора ПГВ-1000М» тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, кандидат наук Левчук Василий Иванович

• Левчук Василий Иванович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Левчук Василий Иванович

Введение

1. Современное состояние вопроса о причинах повреждения СС №111 ПГВ-1000М

1.1. Конструктивные особенности ПГВ-1000М и зоны СС №111

1.2. Статистические данные по повреждениям СС №111

1.3. Обобщение результатов исследований по установлению причин

повреждения СС №111

1.3.1. Оценка влияния свойств материала

1.3.2. Оценка влияния свойств рабочей среды

1.3.3. Оценка влияния эксплуатационных и технологических напряжений

1.4. Анализ принимаемых компенсирующих мер для решения проблемы СС №111

1.5. Выводы по главе

2. Организация работ по непрерывному контролю технического состояния

СС №111 ПГВ-1000М

2.1. Описание методологии работ

2.2. Практическая реализация методологии на энергоблоке ВВЭР-1000

2.2.1. Разработка расчетной модели циркуляционной петли первого контура

2.2.2. Разработка технологии непрерывного ультразвукового контроля СС №111

2.2.3. Разработка технологии непрерывного акустико-эмиссионного

контроля СС №111

2.2.4. Компонентный состав и принципы работы СНКТС СС №111 ПГВ-1000М

2.3. Выводы по главе

3. Результаты контроля технического состояния СС №111 ПГ энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС с использованием СНКТС

3.1. Результаты контроля термосиловой нагруженности СС №111

3.2. Результаты непрерывного АЭ контроля целостности СС №111

3.3. Результаты непрерывного УЗ контроля целостности СС №111

3.4. Выводы по главе

4. Результаты расчетно-экспериментального анализа НДС СС №111 ПГВ-1000М

4.1. Отладка расчетной модели и валидация результатов расчета НДС

4.2. Результаты расчетов НДС СС №111 с использованием экспериментальных данных

4.3. Выводы по главе

5. Анализ причин появления нестационарных температурных воздействий в зоне

СС №111 ПГВ-1000М

5.1. Характерные особенности режимов работы РУ при появлении температурных «аномалий»

5.2. Причины появления температурных «аномалий» в зоне СС №111 ПГВ-1000М и рекомендации по их исключению

5.3. Выводы по главе

6. Заключение

Список литературы

Перечень принятых сокращений

АЭ Акустическая эмиссия

АЭС Атомная электростанция

ВВЭР Водо-водяной энергетический реактор

ВХР Водно-химический режим

ГИ Гидравлические испытания

ГИ Гидравлические испытания

ГЦН Главный циркуляционный насос

ГЦТ Главный циркуляционный трубопровод

Ду Диаметр условный трубопровода

ЗДКР Замедленное деформационно-коррозионное растрескивание

МАГАТЭ Международное агентство по атомной энергии

МКЭ Метод конечных элементов

МП Мартеновская плавка

МСЭ Метод суперэлементов

НД Нормативная документация

НДС Напряженно-деформированное состояние

НК Неразрушающий контроль

ПГВ Парогенератор горизонтальный с водным теплоносителем

ППР Планово-предупредительный ремонт

РГД Радиографическая дефектоскопия

РУ Реакторная установка

СНКТС Система непрерывного контроля технического состояния

СС Сварное соединение

СЭ Суперэлемент

ТОТ Теплообменные трубки

УЗ Ультразвуковой

УЗК Ультразвуковой контроль

ЭШП Электрошлаковый переплав

Введение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему ««Расчетно-экспериментальный анализ влияния термосиловых воздействий на повреждение узла приварки коллектора теплоносителя к корпусу парогенератора ПГВ-1000М»»

Актуальность работы

Развитие атомной энергетики в мире сопровождается накоплением опыта длительной эксплуатации энергоблоков атомных электрических станций (АЭС), расширением технических возможностей, значительным ростом базы знаний по различным вопросам атомной энергетики, в том числе и по наиболее острым. Анализ опыта эксплуатации АЭС показывает, что проблемные критические элементы (узлы, зоны), которые подвержены образованию и ускоренному развитию эксплуатационных повреждений, имеются абсолютно на всех эксплуатируемых энергоблоках АЭС в мире, построенных по проектам различных компаний, с применением различных конструкционных материалов и технологий, с разными инженерными запасами прочности. На кинетику развития эксплуатационных повреждений, как правило, влияют конструктивные особенности элемента (геометрия, технология изготовления, свойства металла), эксплуатационные нагрузки, в том числе непроектные, свойства рабочей среды (водная химия, отложения, продукты коррозии и др.), а также термодеформационное старение металла в условиях длительной эксплуатации. Несмотря на комплексный и не всегда изученный характер механизмов повреждения, конечный наблюдаемый результат в большинстве случаев - это образование и развитие эксплуатационной трещины, представляющей собой угрозу конструкционной целостности рассматриваемого элемента.

С целью устранения дефектов, снижения влияния основных повреждающих факторов, управления ресурсными характеристиками, обеспечения надежности работы элементов энергоблока АЭС разрабатываются и реализуются соответствующие компенсирующие мероприятия. Многолетний опыт эксплуатации АЭС показывает, что на практике имеют место случаи, когда причины дефектообразования не удается выяснить до конца и устранить, а реализуемые компенсирующие мероприятия являются недостаточно эффективными. В такой ситуации возникает опасность неконтролируемого нарушения целостности оборудования при работе энергоблока на мощности с перспективой образования сквозного дефекта и течью теплоносителя, развитием исходного дефекта до критических размеров и масштабным разрушением конструкции, а также другими возможными сценариями. Наиболее сложные и регулярные случаи эксплуатационного повреждения ответственного оборудования АЭС в потенциально опасных зонах обуславливают необходимость разработки и внедрения новых подходов по комплексной диагностике технического состояния оборудования АЭС в течение всей топливной кампании энергоблока.

В составе АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) работает основное оборудование (реактор, парогенератор, компенсатор давления, главный циркуляционной насос, главные циркуляционные и дыхательные трубопроводы и др.), состояние которого в первую очередь определяет остаточный ресурс энергоблока. От достоверного прогнозирования состояния подобного оборудования в значительной степени зависит надежность и безопасность эксплуатации АЭС в целом. На протяжении последних 17 лет на энергоблоках ВВЭР-1000 одной из наиболее критических зон является узел приварки коллектора теплоносителя к патрубку парогенератора ПГВ-1000М - зона сварного соединения (СС) №111. В указанной зоне регулярно на различных энергоблоках АЭС зафиксированы случаи обнаружения протяженных недопустимых трещин, в том числе сквозных. Решение проблемы растрескивания СС №111 ПГВ-1000М является одним из приоритетных направлений повышения надежности и безопасности эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1000.

В настоящее время в отраслевом масштабе реализуются компенсирующие мероприятия, направленные на снижение эксплуатационной повреждаемости СС №111 ПГВ-1000М, которые включают ежегодную химическую отмывку «карманов» коллекторов парогенераторов (ПГ), совершенствование водно-химического режима, модернизацию системы продувки ПГ, мероприятия по замене медьсодержащего оборудования во втором контуре, проведение ежегодного ультразвукового контроля (УЗК) металла с привлечением независимых экспертных организаций и др. Несмотря на принимаемые меры, случаи повреждения СС №111 ПГВ-1000М происходят регулярно, и их интенсивность не снижается, что оказывает существенное влияние на безопасность эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1000. Анализ статистических данных по имевшим место случаям повреждений СС №111 ПГВ-1000М показывает, что образование недопустимых трещиноподобных дефектов большой протяженности и высоты, в том числе сквозных, может происходить в течение одной топливной кампании энергоблока.

Учитывая вышесказанное, задачи снижения эксплуатационного повреждения СС №111 ПГВ-1000М и предупреждения появления недопустимых дефектов на этапе эксплуатации реакторной установки (РУ) являются крайне актуальными, особенно в период сверхпроектного срока службы энергоблока АЭС.

Цель работы

Целью диссертационной работы является расчетно-экспериментальный анализ эксплуатационного повреждения СС №111 ПГВ-1000М, включая исследование фактической термосиловой нагруженности и целостности металла СС №111 в различных режимах эксплуатации энергоблока ВВЭР-1000 по данным натурных измерений, поиск причинно-

следственных связей повышенного эксплуатационного повреждения зоны СС №111 ПГВ-1000М и разработка компенсирующих мероприятий, направленных на снижение влияния основных значимых повреждающих факторов, выявленных в ходе непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М.

Для достижения указанной цели были поставлены следующие научно-технические задачи:

1. Разработать процедуру непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М в течение всей топливной кампании РУ, основанную на методологии многопараметрического расчетно-экспериментального мониторинга критических зон ответственного оборудования АЭС.

2. Разработать, изготовить и установить на действующем энергоблоке ВВЭР-1000 систему непрерывного контроля технического состояния (СНКТС) СС №111 ПГВ-1000М.

3. Выполнить сбор, систематизацию и анализ экспериментальных данных о фактической термосиловой нагруженности и целостности металла СС №111 ПГВ-1000М в различных режимах эксплуатации энергоблока ВВЭР-1000.

4. Выполнить поиск и идентификацию наиболее значимых термосиловых нагружающих факторов, оказывающих существенное влияние на напряженно-деформированное состояние (НДС) и повреждаемость зоны СС №111 ПГВ-1000М.

5. Установить причинно-следственные связи зависимости роста повреждаемости СС №111 ПГВ-1000М от действующих термосиловых нагрузок и особенностей эксплуатации технологических систем ПГ.

6. Выполнить расчетно-экспериментальное обоснование прочности зоны СС №111 ПГВ-1000М с использованием экспериментальных данных.

7. Разработать компенсирующие мероприятия по снижению эксплуатационной повреждаемости СС №111 ПГВ-1000М с учетом полученных результатов.

Научная новизна основных результатов диссертационной работы состоит в следующем:

1. Впервые разработана и внедрена процедура непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М в течение всей топливной кампании РУ, основанная на расчетно-экспериментальной оценке действующих термосиловых нагрузок и непрерывном неразрушающем контроле целостности металла, что в отличие от известной системы автоматизированного контроля остаточного ресурса (САКОР) дает дополнительную возможность оперативного контроля за образованием и развитием эксплуатационных

дефектов в течение топливной кампании РУ и сопоставления полученных данных с текущим уровнем эксплуатационных воздействий.

2. Впервые выполнена разработка и практическая апробация технологии непрерывного неразрушающего контроля целостности металла СС №111 ПГВ-1000М ультразвуковым и акустико-эмиссионным методами контроля.

3. Впервые установлены взаимосвязи между результатами контроля целостности металла СС №111 ПГВ-1000М и расчетно-экспериментальными данными НДС в зоне зарождения и развития эксплуатационных дефектов.

4. Впервые проведена расчетно-экспериментальная оценка влияния нестационарных термосиловых воздействий на эксплуатационную нагруженность СС №111 ПГВ-1000М.

Практическая ценность

1. Впервые разработана и установлена на действующем энергоблоке ВВЭР-1000 система, позволяющая осуществлять непрерывный контроль текущего технического состояния СС №111 ПГВ-1000М в течение всей топливной кампании РУ.

2. Впервые дано объяснение причин возникновения дополнительных термосиловых нагрузок в зоне СС №111 ПГВ-1000М, вносящих существенный вклад в эксплуатационную нагруженность рассматриваемого узла.

3. Результаты выполненных работ позволили разработать компенсирующие мероприятия по исключению нестационарных термосиловых воздействий на СС №111 ПГВ-1000М в процессе эксплуатации.

Достоверность

Экспериментальные данные, использованные в работе, получены с применением современных методов и средств контроля, аттестованной измерительной аппаратуры и поверенных измерительных датчиков. Полученные результаты являются статистически обоснованными, что подтверждается данными непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М в течение трех топливных кампаний энергоблока ВВЭР-1000. Достоверность результатов основана на отсутствии значимого расхождения между результатами расчета и эксперимента.

Автор защищает

- разработанные технические подходы по непрерывному контролю технического состояния СС №111 ПГВ-1000М в течение всей топливной кампании РУ;

- практическое внедрение системы непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М на энергоблоке ВВЭР-1000;

- результаты расчетно-экспериментальных исследований НДС зоны СС №111 ПГВ-1000М в различных режимах эксплуатации энергоблока;

- установление причин возникновения нестационарных термосиловых воздействий на СС №111 ПГВ-1000М в процессе эксплуатации и компенсирующие мероприятия по их исключению.

Личный вклад автора

Автор диссертационной работы принимал непосредственное участие в выполнении работ, результаты которых легли в основу диссертации, от формулирования цели и задач до их практической реализации, включая:

- разработку процедуры непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М в течение всей топливной кампании РУ;

- проведение стендовых лабораторных испытаний системы непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М и ее монтажа на энергоблоке ВВЭР-1000;

- обработку и анализ экспериментальных данных по контролю термосиловой нагруженности и целостности зоны СС №111 ПГВ-1000М в процессе эксплуатации РУ;

- установление причин появления нестационарных термосиловых воздействий в зоне СС №111 ПГВ-1000М и разработку компенсирующих мероприятий по их исключению.

Апробация работы и публикации

Основные положения диссертационной работы, включая результаты расчетно-экспериментальных исследований, докладывались и обсуждались на:

- Международной научно-технической конференции «Полувековое обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР в России и за рубежом», Нововоронеж, 24-26 сентября 2014 г.;

- 9-й Международной научно-технической конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», Подольск, 19-22 мая 2015 г.

Основное содержание диссертационной работы отражено в 12 научных работах и докладах, из них 7 статей опубликовано в ведущих научно-технических журналах, включенных в перечень ВАК: «Теплоэнергетика» №8, 2014 г.; «Вестник Воронежского государственного технического университета» том 10, №6, 2014 г.; «Известия вузов. Ядерная энергетика» №3, №4, 2014 г.; «Известия вузов. Северо-кавказский регион. Технические науки» №6, 2014 г.; «Электротехнические комплексы и системы управления» №4, 2014 г.

Автор выражает благодарность за научные консультации и техническую помощь в проведении расчетно-экспериментальных исследований д.т.н. М.Б. Бакирову, а также к.т.н. В.П. Поварову и А.Ф. Громову за помощь в реализации организационно-технических мероприятий по апробации и практическому внедрению основных результатов работы на энергоблоке № 5 Нововоронежской АЭС.

1. Современное состояние вопроса о причинах повреждения СС №111 ПГВ-1000М

1.1. Конструктивные особенности ПГВ-1000М и зоны СС №111

Парогенераторы АЭС ВВЭР предназначены для отвода теплоты от теплоносителя 1 контура и выработки сухого насыщенного пара. В составе РУ ВВЭР-1000 используется парогенератор ПГВ-1000М - горизонтальный, однокорпусный теплообменник с погруженной в воду 2 контура трубчатой поверхностью теплообмена и встроенными паросепарационными устройствами, системой раздачи питательной воды, паровым коллектором, с погруженным дырчатым листом, системой раздачи аварийной питательной воды [1]. Общий вид парогенератора ПГВ-1000М представлен на рис. 1.1.

В состав парогенератора входят следующие сборки, поставляемые отдельно от него: две опоры, один паровой коллектор, одна труба с проставышем, комплекты: закладных деталей, контрольных монтажных соединений и монтажных частей.

Основными узлами собственно парогенератора являются: корпус с системой патрубков и штуцеров, два коллектора теплоносителя первого контура, соединенные между собой теплообменными трубами (ТОТ), и внутрикорпусные устройства, необходимые для выполнения парогенератором своего функционального назначения и обеспечения требуемых проектом параметров. ТОТ с дистанционирующими элементами образуют трубный пучок.

Корпус парогенератора представляет собой сварной цилиндрический сосуд с внутренним диаметром 4000 мм, состоящий из четырех, сваренных между собой, кованых обечаек: двух центральных толщиной 145 мм и двух боковых толщиной 105 мм, заглушённых штампованными эллиптическими днищами толщиной 120 мм.

На центральной обечайке корпуса имеются: два патрубка Ду 1200 для приварки коллекторов первого контура, два люка Ду 800 для обслуживания коллекторов первого контура, патрубок питательной воды.

Коллекторы первого контура (входной и выходной) предназначены, соответственно, для раздачи теплоносителя в теплообменные трубы и сбора его. Коллекторы первого контура представляют собой вертикальные сосуды, состоящие из двух основных частей: фланца коллектора и корпуса коллектора. Элементы ПГ (корпус, патрубок Ду 1200, коллектор), «горячая» и «холодная» нитки главного циркуляционного трубопровода (ГЦТ) Ду850 изготовлены из стали марки 10ГН2НМФА. Внутренняя поверхность коллекторов, включая крышки фланцевых разъемов, плакирована антикоррозионной наплавкой из нержавеющей стали.

Рис. 1.1 - Общий вид парогенератора ПГВ-1000М

111186204757

Центральная часть коллекторов представляет собой цилиндры с внутренним диаметром 834 мм, перфорированные сквозными отверстиями диаметром 16,25 мм, в которых заделаны концы змеевиков ТОТ. Концы змеевиков ТОТ заделаны в отверстиях коллектора при помощи сварки их торцов с антикоррозионным покрытием внутренних полостей с последующей вальцовкой на всю глубину заделки в коллектор методом взрыва или методом гидроразвальцовки.

В нижней части коллекторы соединены с ГЦТ Ду 850, по которому осуществляется подвод и отвод теплоносителя, а также с патрубками Ду 1200 ПГ. Коллекторы теплоносителя первого контура условно разделяются на «горячий» и «холодный». К «горячему» коллектору осуществляется подвод теплоносителя от реактора, а из «холодного» коллектора после охлаждения в ПГ теплоноситель отводится на всас главного циркуляционного насоса. Сварное соединение №111 представляет собой узел приварки коллектора теплоносителя первого контура к патрубку Ду 1200 ПГ (рис. 1.2).

1 - патрубок Ду 1200 ПГ; 2 - СС №111; 3 - коллектор ПГ; 4 - «карман» коллектора ПГ;

5 - патрубки периодической продувки Ду 20.

Рис. 1.2 - Узел приварки коллектора теплоносителя первого контура к патрубку

Ду 1200 парогенератора ПГВ-1000М

Целостность конструкционных материалов ПГ, из которых изготовлены основные элементы (коллекторы, патрубки, теплообменные трубки), и их склонность к образованию и развитию эксплуатационных дефектов в значительной степени зависит от физико-химических свойств рабочей среды, а также от особенностей конструкции и действующих эксплуатационных нагрузок [2, 3, 4]. Водные среды, выступающие в роли теплоносителя 1 контура и рабочего тела 2 контура, являются весьма сильными коррозионно-активными

веществами. Интенсивность коррозионных процессов при взаимодействии воды с различными конструкционными материалами зависит от температуры, водородного показателя (рН), концентрации сульфатов, хлоридов, кислорода, содержания окислов меди и железа, а также от других факторов [5, 6, 7]. В связи с тем, что в ПГ с питательной водой 2 контура поступает большое количество продуктов коррозии, образовавшихся в конденсато-питательном тракте, ведению водно-химического режима (ВХР) ПГ уделяется особое внимание [8].

Поддержание норм ВХР 2 контура ПГ осуществляется при помощи системы постоянной и периодической продувки ПГ - в процессе эксплуатации часть котловой воды ПГ из мест наиболее вероятного скопления продуктов коррозии, солей и шлама выводится из ПГ и поступает в специальную очистную установку с ионообменными фильтрами [9]. Очищенная котловая вода после регенеративного подогрева подается в ПГ по трубопроводу питательной воды. Местами отбора котловой воды ПГ для очистки являются: кольцевые зазоры коллекторов («карманы») и днище ПГ (периодическая продувка) и специально организованный солевой отсек ПГ (постоянная продувка). В трубопроводах периодической продувки по байпасам запорной арматуры поддерживается небольшой постоянный расход для обеспечения прогрева трубопроводов во избежание термоциклического нагружения в момент включения продувки. Также система продувки ПГ используется для дренирования и заполнения ПГ по 2 контуру.

1.2. Статистические данные по повреждениям СС №111

Первый случай обнаружения трещин в узле приварки «горячего» коллектора к патрубку ПГ (зона СС №111-1) произошел в 1998 г. на 5 блоке Нововоронежской АЭС: при подготовке к пуску 5 блока после ППР во время осмотра оборудования и трубопроводов 1 контура РУ на рабочих параметрах было обнаружено парение из-под теплоизоляции на «горячем» коллекторе 5ПГ-1. После демонтажа теплоизоляции были обнаружены две сквозные трещины длиной 12 мм и 3 мм на наружной поверхности сварного шва.

Начиная с 1998 г., на различных АЭС с ВВЭР-1000 России (Нововоронежская, Балаковская, Калининская) и Украины (Южноукраинская, Запорожская) было зафиксировано 20 случаев обнаружения трещин с недопустимыми размерами в зоне СС №111, в том числе 3 случая сквозных повреждений с течью воды 2 контура (5ПГ-1 НВАЭС - 1998 г., 2013 г.; 1ПГ-2 ЮУАЭС - 2001 г.).

Следует отметить, что до 2006 г. все повреждения имели место только в узлах приварки «горячего» коллектора к патрубку ПГ в зоне СС №111-1. Однако, начиная с 2006 г., наблюдается устойчивая тенденция к росту повреждаемости узлов приварки «холодного»

коллектора к патрубку ПГ в зоне СС №111-2. По состоянию на 2015 г. зафиксировано четыре случая повреждения СС №111-2.

Повреждения в зоне СС №111 имеют место как на энергоблоках ВВЭР-1000 «малой» серии (проекты РУ В-187, В-302, В-338), так и на серийных энергоблоках ВВЭР-1000 (проект РУ В-320). Энергоблоки «малой» серии и серийные энергоблоки отличаются конструкцией элементов РУ, а также компоновкой оборудования главного циркуляционного контура. Так, в энергоблоках «малой» серии «горячая» нитка ГЦТ присоединяется к ближнему от реактора коллектору ПГ (угол между осью ГЦТ и осью ПГ равен 340 30'), в серийных энергоблоках «горячая» нитка ГЦТ присоединяется к дальнему от реактора коллектору ПГ, при этом угол между осью ГЦТ и осью ПГ составляет 270. Кроме того, на энергоблоках «малой» серии на «горячей» и «холодной» нитках ГЦТ установлены главные запорные задвижки. Схематично компоновка ПГ с присоединительными трубопроводами ГЦТ представлена на рис. 1.3, 1.4 для энергоблоков «малой» серии и серийного энергоблока соответственно. Начало отсчета координат по периметру СС №111 соответствует положению патрубка продувки Ду 20 со стороны коллектора ПГ (ось IV), отсчет координат ведется в направлении длинной образующей патрубка ПГ (ось III).

t

I кГЦН

от реактора

Рис. 1.3 - Компоновка ПГ энергоблоков ВВЭР-1000 «малой» серии

^к ГЦН

\ \ \г.н. ГЦТ

от реактора

Рис. 1.4 - Компоновка ПГ серийного энергоблока ВВЭР-1000 Статистические данные по повреждениям узлов приварки «горячего» коллектора к патрубку ПГ в зоне СС №111-1 энергоблоков ВВЭР-1000 «малой» серии (Нововоронежская АЭС, Южноукраинская АЭС) и серийных энергоблоков (Балаковская АЭС, Запорожская АЭС) представлены на рис. 1.5 и 1.6 соответственно. По горизонтальной оси отложены координаты дефектных зон по периметру патрубка Ду1200 ПГ с выявленными недопустимыми трещинами (выполнена привязка к осям I, II, III, IV патрубка ПГ), по вертикальной оси - год обнаружения и ремонта дефектов. Статистические данные по повреждениям узлов приварки «холодного» коллектора к патрубку ПГ в зоне СС №111-2 (Калининская АЭС, Балаковская АЭС, Запорожская АЭС) представлены на рис. 1.7. На рис. 1.5^1.7 напротив каждого повреждения приведена аббревиатура АЭС, номер блока, номер ПГ и количество лет эксплуатации после монтажа ПГ до обнаружения дефекта.

- первичное повреждение

- повторное повреждение

Рис. 1.5 - Статистика повреждений СС №111-1 ПГ энергоблоков ВВЭР-1000 «малой» серии

(со стороны днища) (короткая образующая) (со стороны ХК)

Рис. 1.6 - Статистика повреждений СС №111-1 ПГ серийных энергоблоков ВВЭР-1000 (обозначения см. на рис. 1.5)

(короткая образующая)

первичное повреждение - повторное повреждение

Рис. 1.7 - Статистика повреждений СС №111-2 ПГ энергоблоков ВВЭР-1000

Минимальный срок эксплуатации ПГ до обнаружения трещин в СС №111-1 составил 9 лет, все зафиксированные повреждения СС №111 (рис. 1.5^1.7) имели место задолго до окончания проектного срока эксплуатации ПГ (30 лет). В большинстве случаев дефектные зоны в СС №111 расположены в секторе 1-11 по периметру патрубка ПГ между короткой образующей патрубка ПГ (ось I) и средней образующей патрубка ПГ (ось II), соответствующей положению патрубка Ду 20 продувки «кармана» ПГ со стороны днища ПГ. Трещиноподобные дефекты имеют различную ориентацию относительно сварного шва. Большинство выявленных дефектов ориентированы в продольном направлении по периметру СС («горизонтальные» магистральные трещины). Однако также встречаются дефекты, ориентированные перпендикулярно оси СС («вертикальные» трещины), а также под углом к оси СС. В некоторых случаях в процессе роста дефекты меняют ориентацию, что вероятнее всего связано с изменением направления действия максимальных растягивающих напряжений.

Анализ результатов экспертного ультразвукового контроля (УЗК) СС № 111 показывает, что максимальный размер зоны повреждения СС №111 в течение одной топливной кампании (с учетом результатов ежегодного УЗК) по протяженности составил 1300 мм (1ПГ-2 ЮУАЭС, 2001 г.), т.е. около 1/3 периметра патрубка ПГ; максимальный подрост трещины по высоте составил 72,5 мм (5ПГ-1 НВАЭС, 2013 г.) - сквозной дефект. В большинстве случаев трещины развиваются из зоны радиусного перехода Я20 галтели «кармана» коллектора ПГ, распространяются в основном металле коллектора ПГ и далее переходят в наплавленный металл сварного шва (рис. 1.8).

Рис. 1.8 - Характерное расположение трещин по толщине СС №111 В настоящее время среди специалистов нет единого мнения о стадийности развития эксплуатационных трещин в СС №111. С одной стороны по результатам металлографического анализа вырезанных темплетов можно сделать вывод, что стадии активного роста зародышевой трещины предшествует длительный инкубационный период, после которого дальнейшее

активное развитие трещин также происходит в течение длительного периода времени, о чем свидетельствуют обнаруженные отложения окислов железа и меди на поверхности раскрытой трещины. С другой стороны результаты периодического эксплуатационного УЗК СС №111, проводимого ежегодно, свидетельствуют о том, что в большинстве случаев интенсивный рост трещин в СС №111 происходит в течение одной кампании - то есть предыдущий контроль в зоне обнаруженной трещины свидетельствует об отсутствии каких-либо исходных трещин год назад. В качестве возможных ограничений метода УЗК по надежному выявлению трещин в СС №111 на ранних стадиях могут рассматриваться следующие обстоятельства:

- на начальных этапах развития трещины акустические характеристики коррозионных отложений, заполняющих трещину, и основного металла отличаются незначительно, вследствие чего отсутствует граница раздела сред и ультразвуковые колебания проходят сквозь трещину;

- поверхность трещины имеет шероховатую структуру, вследствие чего сигналы, от данной поверхности не отражаются, а рассеиваются, и их крайне сложно зафиксировать;

- слабое раскрытие берегов трещины позволяет проходить ультразвуковым колебаниям без отражения от границы раздела трещина-металл.

Сравнение статистических данных по повреждениям СС №111 на различных энергоблоках ВВЭР-1000 показывает, что наиболее остро проблема ускоренного образования и развития эксплуатационных трещин в СС №111 стоит на 5 блоке Нововоронежской АЭС - по состоянию на 2015 г. проведено восемь ремонтов ПГ в зоне СС №111-1 с механической выборкой выявленных трещин и заваркой:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Левчук Василий Иванович, 2016 год

Ч /

23.08.12 2:00

23.08.12 4:00

23.08.12 6:00

Дата, время

23.08.12 8:00

23.08.12 10:00

23.08.12 12:00

Давление пара в ПГ-4

Давление питательной воды в коллекторе №2

Рис. 5.1 - Сравнительный анализ данных для аномалий № 6-8

5

0

Температурная аномалия № 9 в состоянии нагрева 1, 2 контуров до "горячего" состояния и подъема мощности

о

290.00 280.00 270.00 260.00 250.00 240.00 230.00 220.00 210.00 200.00 190.00

28.08.12 0:00

28.08.12 3:00

28.08.12 6:00

28.08.12 9:00

28.08.12 12:00

28.08.12 15:00

28.08.12 18:00

28.08.12 21:00

29.08.12 0:00

Дата, время

1 (СС111, 0°) 2 (СС111, 45°) 3 (СС111, 90°) 4 (СС111, 135°)

5 (СС111, 180°) 6 (СС111, 225°) 7 (СС111, 270°) 8 (СС111, 315°)

28.08 Расход периодической продувки

28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 29.08.12 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00

Дата, время

Расход воды периодической продувки ПГ-4

28.08 Давление в 2 контуре

90

80

2

О

"ё 70

ш

X

ш 60 с

ш

50

40

т V

J

1 % 1

* \

ч. — ____

28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 28.08.12 29.08.12 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00

Давление пара в ПГ-4

Дата, время

Давление питательной воды в коллекторе №2

Рис. 5.2 - Сравнительный анализ данных для аномалии № 9

Причины появления температурных «аномалий» удалось установить только после проведения модернизации СНКТС СС №111 ПГ в 2013 г. Для оперативного анализа данных непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГ функциональные возможности СНКТС СС №111 были расширены за счет вывода графиков термометрирования на персональные компьютеры эксплуатационного персонала реакторного цеха энергоблока № 5 НВАЭС. А также установки дополнительных измерительных каналов на трубопроводах периодической продувки. Вывод данных термометрирования в режиме реального времени осуществлялся при помощи специального программного обеспечения, выполняющего предварительную обработку и экспресс-анализ данных, а также оповещение персонала АЭС при появлении нестационарных температурных воздействий в автоматическом режиме. При этом, согласно заданному алгоритму, фон окна сигнализации изменяется с белого на желтый или красный, что свидетельствует о появлении температурных «аномалий» различной интенсивности, а моменты начала и окончания температурной «аномалии» отображаются на графиках вертикальными линиями желтого и красного цвета.

При подготовке энергоблока № 5 Нововоронжской АЭС к пуску в 2013 г. было зафиксировано три температурные «аномалии» в зоне СС №111 5ПГ-4 (рис. 5.3, 5.4).

Рис. 5.3 - Температурная «аномалия» №1

Рис. 5.4 - Температурные «аномалии» № 2 и №3

Сравнительный анализ полученных результатов показал, что состояние оборудования 1 и 2 контура при возникновении всех трех «аномалий» характеризуется рядом особенностей:

- 1 и 2 контур разогреты до Т = 120^130 0С для проведения ГИ по 2 контуру;

- проводятся работы по программе подготовки и проведения ГИ по 2 контуру;

- система продувки ПГ отключена;

- вся пневматическая и электрическая арматура на линиях продувки ПГ открыта для возможности ГИ трубопроводов 2 контура.

Следует отметить, что до начала разогрева 5ПГ-1^4 в линиях периодической продувки парогенераторов находится «холодная» вода с температурой 30^40 0С, при этом все ПГ по трубопроводам продувки объединены через коллектор периодической продувки (рис. 5.5). Таким образом, при отключенной системе продувки ПГ дросселирование давления на дроссельно-регулирующих устройствах на линии периодической продувки ПГ не происходит, следовательно, все ПГ работают как сообщающиеся сосуды.

1 - линии периодической продувки «карманов» коллекторов ПГ; 2 - линии периодической продувки днища ПГ; 3 - коллектор периодической продувки

Рис. 5.5 - Схема периодической продувки ПГ 5 блока НВАЭС

При гидроиспытаниях ПГ, осуществляемых попарно (5ПГ-1,3 и 5ПГ-2,4), начало возникновения всех температурных «аномалий» в 5ПГ-4 соответствовало началу подъема давления в 5ПГ-1,3, т.е. «холодная» вода по линиям периодической продувки передавливалась в «карман» и днище 5ПГ-4, при этом окончание «аномалий» - соответствовало отсечению ПГ по линиям продувки пневмоараматурой или выдавливанию всей «холодной» воды из трубопроводов продувки. Две из трех температурных «аномалий» были подконтрольными, т.е. в режиме реального времени осуществлялась обратная связь с оператором блочного щита управления и проводимые операции по закрытию/открытию арматуры на линии периодической продувки четко отражались на графиках термометрирования 5ПГ-4. Согласно сценарию проводимых технологических операций, первая «аномалия» произошла при подготовке 5ПГ-4 к ГИ, при этом все «симптомы» появления данной «аномалии» и характер графиков термометрирования были аналогичны последующим зафиксированным «аномалиям». Значимое отличие состояло в том, что при возникновении второй и третьей температурных «аномалий» режимы проходили подконтрольно, т.е. 5ПГ-4 своевременно отсекали от остальных ПГ при помощи пневматической арматуры на линии периодической продувки Ду80, чтобы исключить возникновение больших температурных перепадов в зоне СС №111.

5.2. Причины появления температурных «аномалий» в зоне СС №111 ПГВ-1000М и рекомендации по их исключению

По результатам поиска причинно-следственных связей появления температурных «аномалий» установлено, что изменение температур на внешней стороне СС №111 вызывается поступлением охлажденной воды во внутреннюю полость «кармана» коллектора ПГ по трубопроводам системы периодической продувки ПГ [73]. При этом факт течения воды по направлению к ПГ был установлен с помощью контрольных термопар, смонтированных на трубопроводе продувки Ду 80 на расстоянии 5 м друг от друга. Направление тока воды установлено по времени фиксации изменений температуры трубопровода Ду 80 в двух контрольных сечениях, расположенных последовательно.

Выполненный сравнительный анализ данных непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГ энергоблока № 5 НВАЭС, записанных в 2011^2013 г, показывает, что все температурные «аномалии» наблюдались при отключенной системе продувки ПГ, и в то же время все ПГ были объединены по коллектору периодической продувки, то есть представляли собой сообщающиеся сосуды. Существует несколько причин, обуславливающих наличие охлажденной воды в трубопроводах продувки ПГ. Первая причина связана с тем, что в условиях отсутствия потока воды в линиях периодической продувки ПГ вода в них постепенно охлаждается со скоростью около 5^10 0С/ч. Вторая причина связана с заполнением ПГ по второму контуру после дренирования в период останова энергоблока на ППР. Данная операция осуществляется химобессоленной водой по трубопроводам периодической продувки ПГ, соответственно вода в этих трубопроводах на начальном этапе разогрева ПГ остается холодной до момента, когда начнется прогрев линий продувки котловой водой ПГ перед вводом в работу системы продувки ПГ. Прогрев трубопроводов периодической продувки, как правило, осуществляется в режиме разогрева РУ до «горячего» состояния при давлении во втором контуре 1^2 МПа, что соответствует температуре котловой воды в ПГ около 180^210 0С. В исключительных случаях, связанных с ремонтом системы продувки, допускается ввод в работу системы продувки ПГ при давлении во втором контуре до 6,27 МПа. До ввода в работу системы продувки ПГ в определенных режимах работы РУ могут создаваться условия, когда перепад давлений в разных ПГ достигает значений, при которых «холодная» вода по линиям продувки передавливается в ПГ с более низким давлением, что приводит к возникновению температурной «аномалии» (термошока) в зоне СС №111. При работающей системе периодической продувки ПГ по 2 контуру такая ситуация невозможна, так как линии периодической продувки всегда находятся в прогретом состоянии - «карманы» «горячего» и «холодного» коллекторов, а также днище ПГ продуваются непрерывно с малым расходом 0,2 т/ч, и периодически с расходом 20 т/ч по 2 часа один раз смену.

Установление причинно-следственных связей возникновения температурных «аномалий» в зоне СС №111 позволило разработать рекомендации по их исключению в будущем. Рекомендации заключаются в том, чтобы полностью отсекать ПГ друг от друга закрытием арматуры Ду 80 на линии периодической продувки, когда система продувки ПГ по 2 контуру не введена в работу. Арматура, которую необходимо закрыть для отсечения ПГ и исключения нестационарных термосиловых воздействий на зону СС №111, отмечена кругами на рис. 5.5. Указанные рекомендации были опробованы на Нововоронежской АЭС в ходе пуска энергоблока № 5 в 2013 г. и были признаны эффективными - температурные «аномалии» больше не наблюдались. Дополнительно в рамках модернизации системы периодической продувки ПГ рекомендуется установить обратные клапаны на трубопроводах периодической продувки Ду 80 каждого ПГ для полного исключения возможности обратного тока воды.

5.3. Выводы по главе 5

1. Комплексный анализ данных непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГ энергоблока № 5 НВАЭС позволил установить, что нестационарные температурные воздействия в зоне СС №111 происходят вследствие поступления «холодной» воды по линиям периодической продувки в «карман» коллектора ПГ в состояниях, когда система периодической продувки ПГ по 2 контуру отключена, все ПГ были объединены по коллектору периодической продувки и при этом наблюдается нестабильность давления по 2 контуру.

2. Установление причин возникновения дополнительных непроектных термосиловых воздействий в зоне СС №111 позволяет рекомендовать выполнение следующих компенсирующих мероприятий с целью их исключения: в случаях, когда система продувки ПГ по 2 контуру не введена в работу, необходимо отсекать ПГ друг от друга закрытием арматуры Ду 80 на линии периодической продувки ПГ. После готовности системы продувки ПГ к вводу в работу прогрев линий продувки ПГ и открытие арматуры Ду 80 следует осуществлять в штатном режиме, согласно инструкции по эксплуатации системы продувки ПГ. Внесение рекомендованных изменений в порядок закрытия/открытия арматуры на линиях периодической продувки ПГ (при неработающей системе продувки ПГ) позволяет снизить уровень действующих термосиловых нагрузок на СС №111 и уменьшить эксплуатационную повреждаемость металла в зоне СС №111. Дополнительно в рамках модернизации системы периодической продувки ПГ рекомендуется установить обратные клапаны на трубопроводах периодической продувки Ду 80 каждого ПГ для полного исключения возможности обратного тока воды.

6. Заключение

1. Разработана процедура непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М в течение всей топливной кампании РУ, основанная на расчетно-экспериментальной оценке действующих термосиловых нагрузок и непрерывном неразрушающем контроле целостности металла в критической зоне.

2. Практическое внедрение разработанной процедуры непрерывного контроля технического состояния СС №111 ПГВ-1000М выполнено на действующем энергоблоке ВВЭР-1000 - в 2011 г. была спроектирована, изготовлена и введена в опытную эксплуатацию СНКТС СС №111 ПГ энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС, осуществляющая непрерывный контроль термосиловой нагруженности и целостности металла СС №111 в течение всей топливной кампании РУ.

3. По результатам работы СНКТС СС №111 ПГ энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС собраны уникальные экспериментальные данные о действующих эксплуатационных нагрузках и кинетике развития дефектности в зоне СС № 111, которые существенно расширили понимание проблемы повреждаемости СС №111. По результатам анализа полученных данных установлена корреляция между результатами контроля целостности металла СС №111 и текущей термосиловой нагруженностью рассматриваемой зоны в различных режимах эксплуатации.

4. В ходе работы СНКТС в зоне СС №111 ПГ энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС выявлены нестационарные термосиловые воздействия, не учтенные в проекте и вносящие существенный вклад в эксплуатационную нагруженность данного узла. Температурные «аномалии» (термошоки) сопровождаются резким снижением температуры на наружной поверхности СС №111 с одновременным существенным увеличением деформаций в контрольных измерительных точках. Полученные результаты свидетельствуют о наличии в зоне СС №111 дополнительных нестационарных термических нагружений различной интенсивности, что при больших толщинах обечаек и в условиях стесненности деформаций может явиться одним из основных провоцирующих факторов, ответственных за образование и рост эксплуатационных трещин в СС № 111.

5. По результатам поиска причинно-следственных связей появления температурных «аномалий» установлено, что изменение температур на внешней стороне СС №111 вызвано поступлением охлажденной воды во внутреннюю полость «кармана» коллектора ПГ по трубопроводам системы периодической продувки ПГ. Анализ полученных данных позволил установить, что основными условиями для возникновения «аномалий» являются отключенная

система продувки ПГ по 2 контуру, объединение всех ПГ по трубопроводам периодической продувки и нестабильность давления 2 контура в различных ПГ.

6. С использованием экспериментальных данных, полученных при непрерывном контроле технического состояния СС №111, выполнены работы по отладке разработанной расчетной модели циркуляционной петли первого контура, валидации результатов расчета НДС, а также расчетно-экспериментальному обоснованию прочности СС №111. По результатам расчетов установлено, в условиях нестационарных термосиловых воздействий максимальные напряжения в галтели «кармана» коллектора ПГ могут превышать предел текучести материала и приводить к накоплению в этой зоне пластических деформаций.

7. Установление причин возникновения температурных «аномалий» позволило рекомендовать выполнение следующих компенсирующих мероприятий: в случаях, когда система продувки ПГ по 2 контуру не введена в работу, необходимо полностью отсекать парогенераторы друг от друга закрытием арматуры Ду 80 на линии периодической продувки ПГ. Реализация указанных мероприятий на энергоблоках ВВЭР-1000 позволит снизить уровень действующих термосиловых нагрузок на СС №111 и уменьшить эксплуатационную повреждаемость металла в зоне СС №111.

8. Учитывая вышесказанное в п. 1-7, сформулированные в диссертационной работе задачи решены в полном объеме, и, следовательно, поставленная цель - достигнута.

Список литературы

1 Парогенератор ПГВ-1000М с опорами. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Часть 1. 320.05.00.00.000 ТО. ОКБ Гидропресс, 2000. - 287 с.

2 Шарый Н.В., Семишкин В.П., Пиминов В.А., Драгунов Ю.Г. Прочность основного оборудования и трубопроводов реакторных установок ВВЭР. - М.: ИздАТ, 2004. - 496 с.

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

4 Овчинников Ф.Я., Семенов В.В. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 359 с.

5 Ажогин Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей. - М.: «Металлургия», 1974. - 256 с.

6 Петров Л.Н., Сопрунюк Н.Г. Коррозионно-механическое разрушение металлов и сплавов. -Киев: Наукова думка, 1991. - 216 с.

7 Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Введение в коррозионную науку и технику. Пер. с англ./Под ред. А.М. Сухотина. - Л.: Химия, 1989. - Пер. изд., США, 1985. - 456 с.

8 Рощектаев Б.М. Водно-химический режим АЭС с реакторами ВВЭР-1000 и РБМК-1000: Учебное пособие. - М.: НИЯУ МИФИ, 2010. - 132 с.

9 Трунов Н.Б., Логвинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидро-динамические и тепло-химические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. - М.: Энергоатомиздат, 2001. - 316 с.

10 Общие положения обеспечения безопасности атомных станций (ОПБ-88/97), НП-001-97.

11 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок, ПНАЭ Г-7-008-89. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 168 с.

12 Основные требования к продлению срока эксплуатации блока атомной станции, НП-017-2000.

13 Денисов В.В., Трунов Н.Б., Курдин М.Е., Лукасевич Б.И., Коротаев Н.Ф. Исследование причин повреждения металла в зоне сварного шва № 111 ПГВ-1000. Доклады 6-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс, 2004.

14 Бакиров М.Б., Потапов В.В., Бахус Е.Е., Богачев А.В., Зубцов Е.Ф., Левчук В.И., Фролов И.В., Чубаров С.В., Быков Е.М., Канн А.У. Расчетный анализ факторов силового воздействия в узле приварки коллектора к корпусу ПГ в процессе ремонта и эксплуатации. Сборник трудов 7-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2006.

15 Харченко С.А., Трунов Н.Б., Денисов В.В., Коротаев Н.Ф. Анализ причин повреждения металла в зоне сварного шва №111 парогенераторов ПГВ-1000М. Сборник трудов 7-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2006.

16 Трунов Н.Б., Харченко С.А., Коротаев Н.Ф., Лякишев С.Л. Результаты работ по исследованию причин повреждения металла в районе сварного шва приварки коллектора первого контура к корпусу парогенератора и разработка компенсирующих мероприятий. Сборник трудов 8-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2010.

17 Петрова О.Ю., Драгунов Ю.Г., Банюк Г.Ф., Харина И.Л., Зубченко А.С. Особенности поведения низколегированных сталей в высокотемпературной воде в условиях коррозии под напряжением. Основная концепция замедленного деформационного коррозионного растрескивания (ЗДКР) применительно к условиям эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР. Сборник трудов 7-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2006.

18 Петрова О.Ю., Драгунов Ю.Г., Зубченко А.С., Харина И.Л., Корнеев А.Е. Влияние некоторых компонентов среды 2-го контура ВВЭР-1000 на склонность стали 10ГН2МФА к замедленному деформационному коррозионному растрескиванию. Сборник трудов 5-й международной научно-технической конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2007.

19 Погодин В.П., Богоявленский В.Л., Сентюрев В.П. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание нержавеющих сталей в водных средах. М.: Атомиздат, 1970. -424 с.

20 ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1989. - 525 с.

21 ПНАЭ Г-7-010-89. Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварные соединения и наплавки. Правила контроля. М.: Энергоатомиздат, 1991. - 320 с.

22 IAEA-EBP-WWER-07(R). Целостность парогенераторов АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000. Международное агентство по атомной энергии, 1998. - 112 с.

23 Стандарт предприятия "Водно-химический режим второго контура атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения", СТП-ЭО-0003-03.

24 Временные нормы. Водно-химический режим второго контура энергоблока № 2 Балаковской АЭС в период дозирования этаноламина. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения. ФГУП Концерн «Росэнергоатом», 2005.

25 РД ЭО 1.1.2.11.0720-2007. Водно-химический режим второго контура атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000 с дозированием морфолина. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения. ФГУП Концерн «Росэнергоатом», 2007.

26 Казанцев А.Г. Зубченко А.С. Харченко С.А. Петрова О.Ю. Влияние шлама СиО+БегОз на коррозионное растрескивание стали 10ГН2МФА в высокотемпературной воде. Сборник трудов 8-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2010.

27 Казанцев А.Г. Ловчев В.Н. Гуцев Д.Ф. Зубченко А.С. Пиминов В.А. Курдин М.Е. Харченко С. А. Критерии инициации и развития коррозионных повреждений в узле приварки коллектора теплоносителя к корпусу парогенератора пгв-1000 ВВЭР. Сборник трудов 8-й международной научно-технической конференции "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР". Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2013.

28 Харченко С.А. Исследование повреждений и разработка способов повышения работоспособности узла присоединения коллектора теплоносителя к корпусу парогенератора АЭС с ВВЭР-1000. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Подольск, 2012. - 112 с.

29 Отчет № 5НВО-П10-01-07-13 о расследовании нарушения в работе АС. Нововоронеж, 2013.

30 Казанцев А.Г., Зубченко А.А., Григорьев В.А., Харина И.Л., Петрова О.Ю. Методы прогнозирования влияния состава высокотемпературной воды на склонность к замедленному деформационному коррозионному растрескиванию стали 10ГН2МФА. Вопросы атомной науки и техники. Серия: «Обеспечение безопасности АЭС». Выпуск 23. Реакторные установки с ВВЭР. Подольск, 2008. С. 53-61.

31 Горбатых В.П., Иванов С. О. К вопросу об управлении сроком службы металла в зоне термического влияния «горячего» коллектора парогенератора ПГВ-1000М // Электронный журнал «Новое в российской электроэнергетике», 2015, №1. С.24-30.

32 Ажажа В.М. , Толстолуцкая Г.Д., Ружицкий В.В., Копанец И.Е., Лавриненко С.Д., Пилипенко Н.Н., Ожигов Л.С., Бобров Ю.П. Определение объемной концентрации водорода в материале сварного соединения №111 парогенератора АЭС // Тяжелое машиностроение, 2008, №6. С. 32-34.

33 Неклюдов И.М. Ожигов Л.С. Митрофанов А.С. Воеводин В.Н. Крайнюк Е.А. Толстолуцкая Г.Д. Зарицкий Н.С. Бажуков А.В. Насонов Г.Г. Особенности повреждаемости сварных

соединений №111 в парогенераторах энергоблоков ВВЭР-1000. Сборник трудов 8-й международной научно-технической конференции "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР". Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2013.

34 Акользин П.А., Герасимова В.В., Герасимов В.В., Горбатых В.П Локальная коррозия металла теплоэнергетического оборудования // М.: - Энергоатомиздат, 1992. - 272 с.

35 Киселев Алексей С., Киселев Александр С., Лоскутов О.Д., Тутнов А.А. Расчет напряженно-деформированного состояния зоны св. шва № 111 ПГВ-1000 при вальцовке теплообменных трубок. Доклады 6-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс, 2004.

36 Степанов Г.В., Харченко В.В., Бабуцкий А.И. и др. Оценка напряженно-деформированного состояния узла сварного соединения «горячего» коллектора с патрубком парогенератора ПГВ-1000 АЭС // Проблемы прочности, №5, 2003. С. 142-153.

37 Степанов Г.В., Харченко В.В., Бабуцкий А.И. и др. Оценка термоциклического нагружения в узле приварки «горячего» коллектора к патрубку парогенератора ПГВ-1000 // Проблемы прочности, №1, 2002. С. 146-148.

38 Лякишев С.Л. Исследование напряженно-деформированного состояния и модернизация конструкции коллектора теплоносителя парогенератора АЭС с ВВЭР. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Подольск, 2011. - 128 С.

39 Гетман А.Ф. Усанов А.И. Лукасевич Б.И. Тутнов А.А. Пасманик Л.А. Смирнов В.А. Камышев А.В. Причины повреждений сварных швов №111 ПГВ-1000 и предложения по их устранению. Сборник трудов 8-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2010.

40 Степанов Г.В., Харченко В.В., Бабуцкий А.И., Трунов Н.Б., Пиминов В.А. Оценка остаточных напряжений в узле соединения коллектора с патрубком парогенератора после дополнительной термомеханической обработки. // Проблемы прочности, №2, 2010. С. 74-79.

41 Степанов Г.В., Харченко В.В., Бабуцкий А.И., Кравченко В.И., Кобельский С.В., Чирков А.Ю., Ворончук А.А., Романов С.В., Трунов Н.Б., Денисов В.В., Пиминов В.А. Оценка напряженности узла приварки коллектора к патрубку парогенератора ПГВ-1000 АЭС при эксплуатации и термообработке после ремонта. Сборник трудов 7-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2006.

42 Мусихин С.А., Новиков В.Ф., Борсенко В.Н. Об использовании коэрцитивной силы в качестве индикаторного параметра при неразрушающем контроле механических напряжений // Дефектоскопия, № 9, 1987. С. 57-60.

43 Кулеев В.Г., Горкунов Э.С. Механизмы влияния внутренних и внешних напряжений на коэрцитивную силу ферромагнитных сталей // Дефектоскопия, № 11, 1997. С. 3-18.

44 Вереземский В.Г., Потапов В.В. О механизме разрушения металла зоны сварного соединения №111 ПГВ-1000 от воздействия нескольких нагрузок. Сборник тезисов двенадцатой международной конференции «Проблемы материаловедения при проектировании, изготовлении и эксплуатации оборудования АЭС», том 2. Санкт-Петербург, ЦНИИ КМ «Прометей», 2012. С. 154-163.

45 Отчет «Результаты испытаний Парогенератора ПГВ-1000 с разневоленными коллекторами на 5 блоке НВАЭС (промежуточный 320-0-042)», ОКБ Гидропресс, 1990.

46 Программа проведения измерений системой эксплуатационного контроля термомеханической и вибрационной нагруженности оборудования ГЦТ энергоблока 5 Нововоронежской АЭС. Нововоронеж, 2000.

47 Отчет «Результаты контроля вибродинамической нагруженности оборудования ГЦК реакторной установки В-320 энергоблока № 3 Калининской АЭС (заключительный) АКЦШ 91.436 Д». Волгодонск, 2005.

48 Аркадов Г.В., Матвеев В.П., Березанин А.А., Павленко В.И., Усанов Д.А. Мониторинг тепломеханических состояний ПГВ-1000М. Сборник трудов 7-го международного семинара по горизонтальным парогенераторам. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2006.

49 Амброж Й., Чанчура З., Терлецкий Ю., Юнек Л. Анализ влияния некоторых непроектных режимов на продолжительность строка службы узла приварки коллектора теплоносителя к патрубку Ду 1200 парогенераторов ПГВ-1000 АЭС «Темелин» (область сварных швов №111). Сборник трудов 9-й международной научно-технической конференции "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР". Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2015.

50 Кутдюсов Ю.Ф., Будько И.О., Уланов А.В., Русакова М.В., Ануркин Р.П., Кузьмин А.В., Сотсков В.В., Харченко С.А., Жуков Р.Ю. Внедрение на Ростовской АЭС и Балаковской АЭС устройств для снижения напряжений в зоне сварного соединения №111 узла приварки «горячего» коллектора теплоносителя к патрубку Ду1200 ПГВ-1000М методом обдува воздухом. Сборник трудов 8-й международной научно-технической конференции "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР". Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2013.

51 Патент РФ №2014104752/07 (021 С17/00) от 12.02.2014. Бакиров М.Б., Поваров В.П. Система многопараметрического мониторинга эксплуатационной повреждаемости оборудования атомной станции.

52 Bakirov M., Povarov V. Elaboration and installation of technology of on-line diagnostics of important equipment damage as a procedure of NPP lifetime management// 3rd PLiM Conference. IAEA-CN-194-091. Salt Lake City, USA, 2012.

53 Бакиров М.Б., Кудрявцев Е.М. и др. Введение в техническую диагностику потенциально опасных объектов атомной энергетики. Москва, РАДЭКОН, 2003. - 37 с.

54 Бакиров М.Б., Кудрявцев Е.М. и др. Диагностика коррозионных повреждений металлоконструкций и трубопроводов объектов использования атомной энергии. Москва, РАДЭКОН, 2004. - 94 с.

55 Бакиров М.Б., Кудрявцев Е. М. и др. Диагностика и прогнозирование ресурса сосудов давления объектов использования атомной энергии. Москва, РАДЭКОН, 2004. - 91 с.

56 Plant Life Management Models for Long Term Operation of Nuclear Power Plants. IAEA Nuclear Energy Series NP-T-3.18, 2015 - 152 p.

57 Бакиров М.Б., Левчук В.И., Поваров В.П., Громов А.Ф. Новый подход к исследованию причин повышенной повреждаемости ответственного оборудования АЭС // Вестник Воронежского государственного технического университета. 2014. Том 10. №6. С. 118-124.

58 Бакиров М.Б., Левчук В.И., Поваров В.П., Громов А.Ф. Управление ресурсными характеристиками парогенераторов 5-го энергоблока Нововоронежской АЭС на примере использования системы on-line мониторинга эксплуатационной нагруженности // Сборник трудов международной научно-технической конференции «Полувековое обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР в России и за рубежом». Нововоронеж, 2014. С. 465-476.

59 Бакиров М.Б., Левчук В.И., Поваров В.П., Громов А.Ф., Уразов О.В. Организация непрерывного многопараметрического мониторинга эксплуатационной повреждаемости СС №111 на примере энергоблока № 5 Нововоронежской АЭС // Сборник трудов 9-й международной научно-технической конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», Подольск, 2015.

60 Бакиров М.Б., Еремин А.А., Левчук В.И., Поваров В.П., Громов А.Ф. Разработка технологии непрерывного контроля целостности металла в критических зонах оборудования АЭС ультразвуковым методом // Известия вузов. Северо-кавказский регион. Технические науки. 2014. №6. С. 60-67.

61 Бакиров М.Б., Поваров В.П., Громов А.Ф., Левчук В.И. Разработка технологии непрерывного акустико-эмиссионного мониторинга эксплуатационной повреждаемости металла ответственного оборудования атомных станций // Известия вузов. Ядерная энергетика. 2014. №3. С. 15-22.

62 Бакиров М.Б., Поваров В.П., Николаев Д.А., Громов А.Ф., Левчук В.И., Горохов С.М. Внедрение технологии экспертного непрерывного акустико-эмиссионного мониторинга для оценки эксплуатационной повреждаемости металла ответственного оборудования атомных станций // Известия вузов. Ядерная энергетика. 2014. №4. С. 5-10.

63 Бакиров М.Б., Левчук В.И., Горохов С.М., Поваров В.П. Архитектура системы непрерывного мониторинга оборудования АЭС на примере парогенератора // Электротехнические комплексы и системы управления. 2014. № 6. С. 53-59.

64 Аттестационный паспорт ПС № 346 от 21.11.2013, выданный экспертным советом по аттестации ПС при Ростехнадзоре.

65 Киселев А.С., Киселев А.С., Даничев В.В. Аннотация программы UZOR_1. //ВАНТ, серия: Физика ядерных реакторов. Вып. 1. 1999. С. 109-113.

66 Постнов В.А., Дмитриев С.П. Метод суперэлементов в расчетах инженерных сооружений. Л.: Судостроение, 1979. - 287 с.

67 Крауткремер Й., Крауткремер Г. Ультразвуковой контроль материалов. Пер. с нем. - М.: Металлургия, 1991. - 752 с.

68 Кретов Е.Ф. Ультразвуковая дефектоскопия в энергомашиностроении. Учебное пособие. Издательство «Радиоавионика», 2011. - 327 с.

69 Бакиров М.Б., Баранов В.М., Кудрявцев Е.М. и др. Акустико-эмиссионная диагностика оборудования АЭС. Учебное пособие для вузов. - М.: РАДЭКОН, 2003. - 51 с.

70 Иванов В.И., Бигус Г.А., Власов И.Э. Акустическая эмиссия. Учебное пособие. - М.: Издательский дом «Спектр», 2015. - 192 с.

71 В.И. Артюхов, К.Б. Вакар, В.И. Макаров и др. Под ред. К В. Вакараю Акустическая эмиссия и ее применение для неразрушающего контроля в ядерной энергетике.- М.: Атомиздат, 1980. -216 с.

72 Серьезнов А.Н., Степанова Л.Н., Кабанов С.И. и др. Акустико-эмиссионный контроль авиационных конструкций. - М.: Машиностроение/ Машиностроение - Полет, 2008. - 440 с.

73 Бакиров М.Б., Левчук В.И., Поваров В.П., Громов А.Ф. Анализ причин появления непроектных термосиловых воздействий в зоне СС №111-1 ПГВ-1000М и рекомендации по их исключению // Теплоэнергетика. 2014. №8. С. 3-13.

74 Бакиров М.Б., Левчук В.И., Еремин А.А., Николаев Д. А., Поваров В.П., Громов А.Ф. Уразов О.В. Разработка и опытное внедрение системы мониторинга эксплуатационной повреждаемости металла сварного соединения приварки горячего коллектора к корпусу парогенератора 5-го энергоблока Нововоронежской АЭС // Сборник трудов международной научно-технической

конференции «Полувековое обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР в России и за рубежом». Нововоронеж, 2014.

75 Бакиров М.Б., Еремин А.А., Левчук В.И., Николаев Д. А., Поваров В.П., Громов А.Ф., Уразов О.В. Опыт работ по использованию системы непрерывного мониторинга эксплуатационной повреждаемости металла в наиболее критических зонах ответственного оборудования АЭС на примере СС №111 энергоблока №5 Нововоронежской АЭС // Сборник трудов 9-й международной научно-технической конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», Подольск, 2015.

76 РД ЭО 1.1.2.05.0330-2012. Руководство по расчету на прочность оборудования и трубопроводов реакторных установок РБМК, ВВЭР и ЭГП на стадии эксплуатации, включая эксплуатацию за пределами проектного срока службы.

77 Бакиров М.Б., Киселев А.С., Левчук В.И., Поваров В.П., Громов А.Ф. Анализ эксплуатационной нагруженности узла приварки коллектора к патрубку парогенератора ПГВ-1000М при нестационарных термосиловых воздействиях // Вестник Воронежского государственного технического университета. 2014. Том 10. №6. С. 111-117.

78 Кухлинг Х. Справочник по физике: Пер. с нем. 2-е изд. - М.: Мир, 1985. - 250 с.

79 РД ЭО 1.1.2.99.0936-2013. Методика оценки срока службы узла приварки коллектора теплоносителя к корпусу парогенератора ПГВ-1000 (АЭС с ВВЭР-1000).