Исследование эрозионно-коррозионной стойкости элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов парогазовых установок и разработка методов ее повышения
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… Читать ещё >
Содержание
- 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
- 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
- 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
- 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
- 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
Исследование эрозионно-коррозионной стойкости элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов парогазовых установок и разработка методов ее повышения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Перспективным направлением развития современной энергетики является создание и совершенствование энергоблоков с парогазовыми установками- (ПГУ). Надежность и эффективность их эксплуатации в значительной степени зависят от эрозионной и коррозионной стойкости энергетического оборудования, в том числе котлов-утилизаторов (КУ).
Зарубежный и отечественный опыт показывает, что одним из наиболее распространенных видов повреждения является износ трубной системы испарителя низкого давления (ИНД), приводящий к преждевременному утонению металла и внезапному разрушению элементов ИНД котлов-утилизаторов ПГУ.
Актуальность рассматриваемой проблемы обусловлена необходимостью решения ряда важных народно-хозяйственных задач:
— обеспечение расчетного эксплуатационного ресурса энергоблоков ПГУ путем повышения эрозионно-коррозионной стойкости элементов теплообменного оборудования котлов-утилизаторов;
— снижение эксплуатационных затрат на ремонт и реконструкцию оборудования блоков с ПГУ, подверженного эрозии и коррозии;
— оптимизация и повышение эффективности методов контроля и управление эрозионно-коррозионными процессами, предупреждение аварийных ситуаций и вынужденных остановов по причине повреждения металла элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов ПГУ.
С увеличением количества вводимых в эксплуатацию энергоблоков с ПГУ и ростом времени их наработки острота проблем эрозии, и коррозии металла элементов трубной системы котлов-утилизаторов возрастает.
В работе произведен анализ характера и причин повреждаемости трубной системы котлов-утилизаторов ПГУ, выполнены исследования, и определены доминирующие механизмы утонения металла, которыми являются эрозия-коррозия и стояночная коррозия в период эксплуатации и простоя соответственно. На основе выполненных расчетных исследований определены основные параметры и факторы, влияющие на интенсивность утонения трубной системы котлов-утилизаторов, предложены мероприятия по предупреждению их износа.
По разработанным рекомендациям внедрены на блоках ИГУ СевероЗападной ТЭЦ эрозионно-коррозионно стойкая сталь и технология защиты от стояночной коррозии, что позволило существенно повысить надежность и эффективность их эксплуатации.
Работа выполнена под руководством д.т.н., профессора Томарова Г. В., которому автор особенно благодарен за оказанную помощь и поддержку.
Теоретические исследования закономерностей эрозии-коррозии были выполнены в соавторстве и при участии к.т.н., доцента Шипкова A.A., которому автор выражает свою признательность.
Автор также выражает благодарность коллективу специалистов Северо-Западной ТЭЦ, при участии которых и под руководством к.т.н., Михайлова В. А. была разработана и внедрена технология защиты оборудования и трубопроводов от стояночной коррозии.
Выводы по пятой главе.
1. На основании выполненных расчетно-аналитических исследований разработано техническое решение по изменению конструкции выходного коллектора ИНД, исключающие накопление, формирование жидкой пленки на начальном участке гиба и значительное снижение ЭК металла.
2. Основными режимными параметрами, влияющими на ЭК и не подлежащими изменению в условиях действующего оборудования, являются температура и скорость потока, влажность, диаметр трубопровода, расход рабочей среды. Существенное воздействие на снижение интенсивности ЭК может быть достигнуто путем изменения рН жидкой фазы т. е. коррекцией ВХР.
3. Результаты расчетно-аналитических исследований свидетельствуют о том, что для увеличения эрозионно-коррозионной стойкости рассматриваемых элементов в 3−4 раза необходимо обеспечить содержание хрома в углеродистой стали более 0,25% против 0,03% например применением стали 12Х1МФ.
4. Для защиты от стояночной и обеспечения высокой эксплуатационной надежности пароводяного тракта на действующем энергоблоке ПГУ-450 выполнены^, опытно-промышленные испытания и отработана технология консервации котлов-утилизаторов и всего пароводяного тракта с использованием пленкообразующих аминов.
5. Проведенный анализ свидетельствует, что при пусках после консервации концентрация железа в контуре НД и ВД незначительна, что является косвенным свидетельством эффективной защиты металла от стояночной коррозии. Созданная на внутренних поверхностях труб во время консервации пленка ОДА сохраняется во время эксплуатации и предотвращает образование окислов железа в испарительных контурах на срок от двух до пяти месяцев. Для предупреждения эксплуатационной коррозии испарительных контуров низкого и высокого давления можно рекомендовать проведение периодической дозировки ингибитора коррозии в эти контура.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
В настоящей работе рассмотрены и установлены причины повреждения гибов испарителя низкого давления котлов утилизаторов типа П-90. С помощью: программного комплекса «РАМЭК-2» выполнены расчетные исследования оценки интенсивности износа гибов ИНД и ее чувствительности к изменению различных параметров и факторов.
На основании расчетно-аналитических исследований и опытно-промышленных испытаний разработаны рекомендации и внедрены предложения по снижению повреждения гибов ИНД.
Сформулируем основные результаты работы.
1. Анализ зарубежных литературных источников и опыт эксплуатации Северо-Западной ТЭЦ показал, что при эксплуатации котлов-утилизаторов возникали повреждения гибов трубных систем испарителей низкого давления, выполненных из низколегированных сталей и работающих в двухфазных потоках. В процессе эксплуатации энергоблока ст. № 1 ПГУ-450 С-3 ТЭЦ установлено, что уже после 40 тысяч часов работы имело место повреждение гибов труб на. выходе ИНД котла-утилизатора ст. № 12 и образование свищей на растянутой стороне с утонением стенки до 0.4 мм, что соответствовало интенсивности ЛЭК около 0,5 мм/год.
2. На основе проведенных исследований показано, что повреждение труб ИНД котлов-утилизаторов энергоблоков С-3 ТЭЦ происходило в условиях соответствующих наибольшей интенсивности эрозионно-коррозионного воздействия при следующих параметрах эксплуатации: двухфазный поток со степенью влажности пара около 50%, температура — Г60 °С, давление 0,6 МНа, среднерасходнаяскорость 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 поврежденийметала гибов на выходе ИНД в условиях воздействия двухфазного потока, является локальная: эрозия-коррозия. Установленочто 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
- -С. 43.2. ' Адсорбция октадециламина на котельных сталях в условиях прямоточного котла докритического давления / И. Я. Дубровский, Н.Б.t
- Эскин, А.Н. Тутов и др. // Теплоэнергетика. 2003. — № 7. — С. 24−28.
- 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.
- Богачев А.Ф., Радин Ю. А., Герасименко О. Б. Особенности эксплуатации и повреждаемость котлов утилизаторов бинарных парогазовых установок. М.: Энергоатомиздат, 2008. — 244 с.
- Величко Е.В. Исследование антикоррозионных свойств ОДА и разработка метода защиты турбоустановок от стояночной коррозии : дис.. канд. техн. наук. Москва, 1991. — 167 с.
- Временный регламент вводно-химического режима парогазовых установок ПГУ-450 ОАО «Северо-Западной ТЭЦ». М., 2004. — 20 С.
- 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.
- Влияние добавок октадециламина на теплогидравлические характеристики парогенерирующего оборудования / А. Н. Кукушкин,
- B.В. Новиков, A.A. Симановский и др. // Новое в. российской энергетике. -2005. № 10. — С. 31−35.
- Дейч M.E., Филиппов Г. А. Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергоиздат, 1981. — 472 с. I
- 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., //
- Теплоэнергетика. 2001. — № 8. — С.65−67.
- 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.
- 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.
- 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.
- Консервация турбоустановок водной эмульсией октадециламина / И. Я. Дубровский, A.B. Куршаков, E.H. Шамко и др. // Энергосбережение и водоподготовка. 2001. — № 3. — С. 48−55.
- 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.
- 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.
- Маргулова Т.Х., Мартынова О. И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций. -М.: Высшая школа, 1987.-319 с.
- 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.
- Методические указания по консервации тепломеханического оборудования с применением пленкообразующих аминов: Дополнение к РД 34.20.591−97. М: СТО ОРГРЭС. — 1998.
- 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.
- 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.
- 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.
- Об использовании октадециламина в теплоэнергетике / И. Я. Дубровский, JI.H. Балтина, A.B. Куршаков и др. // Вестник МЭИ. -2000. — № 2. С.79−82.
- 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.
- 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.
- Поваров К.О. Поведение примесей и газов в геотермальном теплоносителе // Энергосбережение и водоподготовка. — 2002. -№ 3. С. 9−14.
- 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.
- 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.
- 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.
- Прис К. Эрозия. М.: Мир, 1982. — 464 с.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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
- 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.
- Санитарные правила и нормы охраны поверхностных вод от загрязнения: СанПиН 4630−88. -М> 1988. — 66 с.
- 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.
- 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.
- 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.
- Томаров Г. В. Водно-химические аспекты эрозии-коррозии металлов, электростанций // Энергосбережение и водоподготовка. 2003. — № 1. -С. 48−53.
- 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.
- 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.
- Томаров Г. В., Шипков- A.A. Моделирование физико-химических процессов эрозии-коррозии металлов в двухфазных потоках // Теплоэнергетика. 2002. — № 7. — С. 7−17.
- Томаров Г. В: Основные закономерности эрозионно-коррозионного изнашивания металла элементов паровых турбоустановок во влажном паре: атореф. дис.. канд. техн. наук. — Москва, 1986. -32 с.
- Томаров Г. В. Физико-химические процессы и закономерности эрозии-коррозии энергетического оборудования в двухфазном потоке // Теплоэнергетика. 2001. — № 9. — С. 59−67.
- Томаров Г. В. Эрозия-коррозия конструкционных материалов турбоустановок насыщенного пара // Теплоэнергетика. 1987. — № 7. -С. 33−38.
- Филиппов Г. А., Салтанов Г. А., Кукушкин А. Н. Гидродинамика и тепломассообмен в присутствии поверхностно-активных веществ. М.: Энергоиздат, 1988. — 184 с.
- 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.
- 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
- 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.
- Anderson C.F., Jackson P. S., Moelling D.S. HRSG Tube Failures: Prediction, Diagnosis and Corrective Actions // Corrosion 2003. 2003. Paper № 495. — 12 p.
- Baker O. Simultaneous flow of oil and gas // Oil gas J. 1954. — Vol. 53. -P. 185.
- 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.
- 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. 260 270.
- Bohnsack Von G. Das Verhalten des Eisen (Il)-hydroxids bei hoheren Temperaturen//Mitteilungen der VGB. 1971. — Vol. 51, № 4. -P. 328−338.
- 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.
- Bursik A. Chemistry in Cycles with HRSGs // PowerPlant Chemistry. -2000.-Vol. 2. -№ 10.-P. 595−599.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- Daniels D., Munson R., Fuentes K. HSRG Waterside Failure Mechanism-Identifying and Preventing Them // The Conduit. 2002. — P. 1−3.
- 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.
- Dewitt-Dick D., Mclntyre S., Hofilena J. Boiler Failure Mechanism // Official Proceedings the International Water Conference 61st Annual Meeting. Pittsburgh, 2000. — P. 293−301.
- Dooley R.B., Chexal V.K. Flow-Accelerated Corrosion //International Journal of Pressure Vessel and Piping. 2001. — № 77. — P. 85−90.
- 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.
- Dooley В., Tilley R. Guidelines for Controlling Flow-Accelerated Corrosion in Fossil and Combined Cycle Plants: EPRI Report 1 008 082. Palo Alto: EPRI, 2005.- 154 p.
- Flow-Accelerated Corrosion in Power Plants / J. Chexal, RJ. Horowitz, B. Dooley et al.: EPRI. Report TR-106 611-R1. Pleasant Hill: EPRI, 1998. -500 p.
- 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.
- Heitmann H.-G., Kastner W. Erosion-Corrosion in Water-Steam, Cycles-Causes and Countermeasures // VGB KraftwerksTechnik. — 1982. — Vol. 62, № 3. — P. 180−187.
- 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.
- Hirota N.S. Erosion-Corrosion in Wet Steam Flow // Metals Handbook. -1987. Vol. 13-Corrosion.-P. 964−971.
- HRSG Inspection Planning Guide / P. Jackson, D. Moelling, J. Malloy et al. USA: Tetra Engineering Group, 2003. 161 p.
- Huijbregts W. Erosion-Corrosion of Carbon Steel in Wet Steam // Materials Performance. 1984. — Vol. 23, № 10. — P. 3915.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- 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.
- Port R.D. Flow Accelerated Corrosion // Corrosion 98. Houston: NACE, 1998. — Paper № 721. — 13 p.
- Port R.D., Herro H. The Nalco guide to boiler failure. Publisher: McGraw-Hill Professional, — 1990. — 293 p.
- 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.
- Robinson J. O., Drews T. Resolving Flow-Accelerated* Corrosion Problems in the Industrial Steam Plant // Corrosion 99. Houston: NACE, 1999. -Paper № 346.-7 p.
- 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.
- Scott D.S. Properties of concurrent gas liquid flow // Advances in Chemical Engineering. — New York, 1963.
- Smith D. J. Advanced Gas Turbines Provide High Efficiency and Low Emissions // Power Engineering International. 1994. — № 6. — P. 23−27.
- Straubert Von K., Bursik A. Schichtbildung und Metallauflosung in heibwasserdurchstromten Strahlrohren // VGB Kraftwekstechnik. 1986. -Vol. 66, № 11.-P. 1077−1080.
- 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.
- Tackling Erosion-Corrosion in Nuclear Steam Generating Plant / G.J. Bignold, K. Garbett, R. Garnsey et all. // Nuclear Engineering International. -1981.-P. 37−41.
- 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.
- 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.
- 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.
- Kastner W., Riedle E. Empirical Model for Calculation of Material Losses Due to Corrosion Erosion // VGB Kraftwerkstechnik. 1986. — Vol. 66. — № 12.-P. 1023−1029.
- Kastner W., Riedle K., Tratz H. Experimental Investigations on Material Loss due to Erosion-Corrosion // VGB KraftwerksTechnik. — 1984. Vol. 64, -№ 5. -P. 411−423.
- 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.
- Kunze E., Nowak E. Erosion Corrosion Damage in Steam Boiler // Werkstoffe und Korrosion. 1982. — № 33. — P. 262−273.
- White P. Five Killed in Mihama-3 Accident // Nuke Info Tokyo September-October. 2004. — P. 1−6.