Pages Navigation Menu

ISSN 2227-6017 (ONLINE), ISSN 2303-9868 (PRINT), DOI: 10.18454/IRJ.2227-6017
ЭЛ № ФС 77 - 80772, 16+

DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2020.101.11.013

Скачать PDF ( ) Страницы: 85-91 Выпуск: № 11 (101) Часть 1 () Искать в Google Scholar
Цитировать

Цитировать

Электронная ссылка | Печатная ссылка

Скопируйте отформатированную библиографическую ссылку через буфер обмена или перейдите по одной из ссылок для импорта в Менеджер библиографий.
Гаджиев К. Г. ИЗУЧЕНИЕ ПРИЧИН РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОК ПАРОГЕНЕРАТОРОВ, ВЫПОЛНЕННЫХ ИЗ ТИТАНОВЫХ СПЛАВОВ / К. Г. Гаджиев, А. Е. Верховский, Д. С. Уртенов и др. // Международный научно-исследовательский журнал. — 2020. — № 11 (101) Часть 1. — С. 85—91. — URL: https://research-journal.org/technical/izuchenie-prichin-razrusheniya-trubok-parogeneratorov-vypolnennyx-iz-titanovyx-splavov/ (дата обращения: 24.06.2021. ). doi: 10.23670/IRJ.2020.101.11.013
Гаджиев К. Г. ИЗУЧЕНИЕ ПРИЧИН РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОК ПАРОГЕНЕРАТОРОВ, ВЫПОЛНЕННЫХ ИЗ ТИТАНОВЫХ СПЛАВОВ / К. Г. Гаджиев, А. Е. Верховский, Д. С. Уртенов и др. // Международный научно-исследовательский журнал. — 2020. — № 11 (101) Часть 1. — С. 85—91. doi: 10.23670/IRJ.2020.101.11.013

Импортировать


ИЗУЧЕНИЕ ПРИЧИН РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОК ПАРОГЕНЕРАТОРОВ, ВЫПОЛНЕННЫХ ИЗ ТИТАНОВЫХ СПЛАВОВ

ИЗУЧЕНИЕ ПРИЧИН РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОК ПАРОГЕНЕРАТОРОВ,
ВЫПОЛНЕННЫХ ИЗ ТИТАНОВЫХ СПЛАВОВ

Обзорная статья

Гаджиев К.Г.1, Верховский А.Е.2 , Уртенов Д.С.3, Гаджиев Д.К.4, *

1, 2, 4 Московский энергетический институт, Москва, Россия;

2, 3 НИЦ «Курчатовский институт», Москва, Россия

* Корреспондирующий автор (vokrugsveta[at]gmail.com)

Аннотация

Современное развитие атомной энергетики ставит задачи проектирования и создания атомных электрических станций малой мощности (АЭС ММ). Для проектируемых АЭС ММ планируется применение интегральной установки РИТМ-200 в наземном варианте, РИТМ-200Н. Данные установки хорошо себя зарекомендовали на судах атомного флота и на плавучей атомной тепловой электрической станции «Академик Ломоносов» для обеспечения электроэнергией и теплом в труднодоступных регионах России различных потребителей.

В данной работе был сделан обзор статистических данных по коррозионным разрушениям парогенераторов установки, выполненных из титановых сплавов со стороны второго контура. Приведены данные по влиянию на протекание коррозионных процессов различных физико-химических и теплотехнических факторов. Сделан анализ металлографических исследований по причинам, приводящим к разрушению трубок парогенераторов установок, изготовленных из титановых сплавов со стороны второго контура.

Ключевые слова: пар, коррозия, АЭС.

STUDY OF THE CAUSES OF DESTRUCTION OF TITANIUM ALLOY STEAM GENERATOR TUBES

Review article

Gadzhiev K.G.1, Verkhovsky A.E.2, Urtenov D.S.3, Gadzhiev D.K.4, *

1, 2, 4 National Research University “Moscow Power Engineering Institute”, Moscow, Russia;

2, 3 National Research Center “Kurchatov Institute”, Moscow, Russia

* Corresponding author (vokrugsveta[at]gmail.com)

Abstract

The modern development of nuclear power sets the task of designing and creating low-capacity nuclear power plants (LCNPs). For the LCNPs that are currently being designed, it is planned to use the ground version of the integrated RITM-200 installation — RITM-200N. These installations have proven themselves well on the ships of FSUE Atomflot and on the floating nuclear thermal power station “Akademik Lomonosov”, providing electricity and heat to various consumers in remote regions of Russia.

In this paper, the authors review statistical data on the corrosion damage of steam generators made of titanium alloys in the secondary systems of a nuclear power plant. The study presents data on the influence of various physical, chemical and thermal factors on the course of corrosion processes. The article analyzes the metallographic studies on the causes of the destruction of steam generator tubes of units made of titanium alloys in the secondary systems of nuclear power plants.

Keywords: steam, corrosion, nuclear power plant.

Введение

Компоновка АЭС ММ представляет собой двух контурную ядерную установку, по многим техническим решениям схожей с АЭС с ВВЭР. Однако есть и ряд существенных различий, которые касаются, как первого, так и второго контура. В частности, по многим конструкционным решениям организация работы первого и второго контура повторяет конструкцию транспортных энергетических установок, применяемых в атомном ледокольном флоте.

Для любых АЭС оценка текущей коррозионной обстановки в первом и втором контуре и ее прогноз на будущее является исключительно важной задачей. Особенно – для транспортных реакторов, поскольку их первый контур является герметизированным на протяжении весьма длительного времени и недоступным для визуального или инструментального осмотра. Поэтому представляет интерес рассмотреть возможность прогнозирования протекания коррозионных процессов в парогенераторах. Использование информации о химическом составе теплоносителя, его теплотехнических показателях в качестве индикатора технического состояния конструкционных элементов позволяет оценить надежность их работы и прогнозировать скорость протекания коррозионных процессов, состав и количество отложений, образовывающихся на поверхностях теплообмена, в частности, в парогенераторах со стороны второго контура.

Методы и принципы

С начала эксплуатации атомного флота вопросы надёжности парогенераторов (ПГ) стоят очень остро, так как имеют определяющее влияние на работоспособность ядерных энергетических установок (ЯЭУ).

В результате комплекса работ, проведенных ФГУП  «ЦНИИ КМ «Прометей», было предложено изготавливать трубчатку ПГ из титанового сплава ПТ-7М, что позволило отказаться, как от аустенитной стали 08Х18Н10Т, так и от углеродистых сталей. Это позволило также многократно увеличить гарантированный ресурс ПГ, существенно упростить поддержание водно-химического режима (ВХР) второго контура и фактически определить будущее транспортных ЯЭУ. Трубные системы всех судовых ПГ, эксплуатирующихся в настоящее время, изготовлены из титанового сплава ПТ-7М, и они показали высокую надёжность при эксплуатации в условиях соответствия ВХР второго контура действующим нормам.

Тем не менее отмечено, что при эксплуатации ПГ с трубными системами из сплава ПТ-7М в условиях нарушения ВХР второго контура, в частности, при засолении теплоносителя (повышенное солесодержание питательной воды), приводило к увеличению скорости коррозии данных сплавов и разгерметизации трубных систем. В табл. 1 представлена статистика отказов секций ПГ на атомных судах.

 

Таблица 1 – Статистика отказов секций парогенераторов на атомных судах

Судно Дата начала эксплуатации, год Наработка ПГ,

тыс. часов

Индекс

ПГ

Количество отказов секций ПГ, шт Начало отказов секций ПГ, тыс. часов
АППУ-1 АППУ-2 АППУ-1 АППУ-2
«Арктика» 1974 143 18Т 4 1 68 107
«Сибирь» 1977 95 18Т 8* ** 67 **
«Россия» 1985 82 18Т 12 4 55 48
«Советский союз» 1989 64 28 7 5 55 46
«Ямал» 1992 50 28 3 35
«Севмор путь» 1988 68 28 2 *** 67
«Таймыр» 1989 82 28 4 *** 61
«Вайгач» 1990 74 28 7 *** 67

Примечание:

* – приведены отказы износнового характера;

** – в первом контуре использовался не штатный водно-химический режим;

*** – однореакторная установка

 

Ремонт ПГ путём глушения текущих секций, потерявших герметичность после засоления второго контура, неэффективен, так как через относительно короткое время, как правило, теряют герметичность другие секции, работавшие в тех же условиях. Радикально обеспечить дальнейшую надёжную работу ЯЭУ, можно только заменой всех трубных систем.

Систематических исследований по влиянию засоления второго контура на работоспособность трубных систем ПГ из титанового сплава ПТ-7М не проводилось. Исследования неплотной трубной системы парогенератора из титанового сплава ПТ-7М, потерявшей герметичность после засоления второго контура, проводились в 1988 г. во ФГУП “ЦНИИ КМ “Прометей” и на данный момент являются единственными.

В результате исследований было выявлено, что причиной потери герметичности трубной системы ПГ явилось сквозное локальное коррозионное поражение трубной системы. Со стороны второго контура, также были обнаружены многочисленные несквозные локальные коррозионные поражения. Фотографии фрагментов теплообменных труб с локальными поражениями приведены на рис. 1, 2, 3.

 

08-12-2020 15-17-20

Рис. 1 – Общий вид трубы ПГ, потерявшей герметичность после засоления второго контура

08-12-2020 15-17-38

Рис. 2 – Локальные коррозионные поражения трубы ПГ в области испарительного участка

08-12-2020 15-17-30

Рис. 3–Локальные коррозионные поражения трубы ПГ в области испарительного участка

 

Как показал опыт эксплуатации транспортных ЯЭУ, причиной подавляющего большинства случаев засоления является попадание во второй контур рассола водоопреснительной установки или морской воды. При этом, продолжительность работы ЯЭУ во время засоления второго контура может достигать 15 суток.

Рассматривая механизм возникновения коррозионно-агрессивной среды, необходимо отметить, что на испарительном участке происходит кипение питательной воды (температура ~240 0С) и формируются пористые отложения. Процесс образования отложений происходит как при повышенном содержании примесей в питательной воде (повышенном солесодержании), а это в основном соли жёсткости, так и в случае соответствия питательной воды требованиям ОСТ В 5.429688. В последнем случае отложения незначительные, их толщину можно оценить как находящуюся в интервале от 20 мкм до 50 мкм, при этом указанные отложения формируются, в основном, за счёт продуктов коррозии материалов контура, выносимых с поверхностей. Основу отложений на внутренних поверхностях трубных систем составляют нерастворимые в воде соли жесткости, пронизанные порами и паровыми каналами.  Необходимо отметить, что в состав отложений также входят нефтепродукты.

При засолении второго контура рассолом водоопреснительных установок или забортной водой, то есть при поступлении в питательную воду карбонатов, сульфатов кальция и магния, формирование отложений происходит за счёт торможения и прилипания в испарительном участке частиц нерастворимых сульфатов и карбонатов кальция, магния. Среда, в теплообменных трубах движется со значительными скоростями, при этом большая часть выпадающих из питательной воды в зоне испарения частиц солей жёсткости (карбонатов, сульфатов кальция и магния) выносится из ПГ с потоком пара. Из оставшейся части отложений формируются эксплуатационные отложения на испарительном участке, толщины которых с течением времени возрастают.

Хлориды и бромиды, содержащиеся в питательной воде, будут частично выноситься из ПГ с паром, однако некоторая часть будет концентрироваться в порах уже имеющихся отложений. Механизм концентрирования коррозионно-активных анионов в порах отложений проиллюстрирован на рис. 4.

Необходимо отметить, что скорость концентрирования растворимых солей в порах отложений возрастает при увеличении их солесодержания в питательной воде. В соответствии с ОСТ В 5.4296-88 содержание хлоридов в питательной воде регламентируется величиной менее 0,05 мг/л, а при засолении второго контура их содержание может увеличиваться на несколько порядков (на 5-6 порядков по сравнению с водой, соответствующей ОСТ В 5.4296-88).

08-12-2020 15-19-21

Рис.4 – Модель концентрирования активирующих анионов в отложениях на поверхности трубных систем ПГ со стороны второго контура

 

Таким образом, в процессе эксплуатации на испарительном участке в районе пониженной влажности пароводяной смеси образуется слой отложений, толщина и положение которого будет определяться расходом питательной воды, то есть уровнем мощности, на котором работает установка. При большом расходе, то есть при повышенных мощностях работы ЯЭУ, участок испарения смещается в сторону пароперегрева. При снижении мощности ЯЭУ, отложения, образовавшиеся в конце испарительного участка, попадают в зону перегретого пара. В этом случае из пор отложений будет испаряться вода, в результате чего концентрация солей в растворе будет стремительно увеличиваться. Таким образом, создаются условия, при которых возможно образования концентрированных растворов коррозионно-активных примесей вплоть до состояния насыщения. С ростом температуры по мере испарения воды концентрация насыщенного раствора этих солей будет увеличиваться, и из насыщенного раствора будут выпадать (образовываться) кристаллы солей. В конечном итоге после её полного испарения в порах и на поверхности металла трубных систем ПГ в перегретом паре формируются кристаллы растворимых солей. Такая же ситуация также реализуется в случае отключении ПГ по питательной воде при работе ЯЭУ.

При выводе в ремонт или на время простоя, трубные системы ПГ ЯЭУ, в соответствии с эксплуатационной документацией, промываются влажным паром. Промывка паром завершается при достижении солесодержании пара на выходе из ПГ величины ≤ 1 мг/л (в пересчёте на NaCl). Далее трубные системы ПГ заполняются водой, и в этом состоянии осуществляется их хранение (“мокрое” хранение) до следующего ввода ЯЭУ. При промывке трубных систем влажным паром, и “мокром” хранении, растворимые соединения частично удаляются из пор эксплуатационных отложений. В процессе эксплуатации установок КЛТ – 40 отмечалось неоднократное увеличение солесодержания (в отдельных случаях — содержание хлоридов) в воде, заполняющей трубные системы ПГ при их «мокром» хранении.

Вынос растворимых ионов из отложений лимитируется процессами диффузии в порах с малым диаметром канала ~ 1 мкм при относительной протяжённости путей диффузии от 50 до 200 мкм. Данное обстоятельство приводит к тому, что промывка водой или влажным паром становиться малоэффективной.

Таким образом, в процессе эксплуатации ПГ ЯЭУ с установкой КЛТ – 40, при повышенном солесодержании воды второго контура в отложениях на поверхности испарительного участка могут формироваться различные по составу растворы солей от малых концентраций до насыщенных растворов вплоть до образования твердых отложений в зоне перегретого пара.

В работе [8] описаны результаты коррозионных испытаний парогенерирующих элементов, имитирующих эксплуатацию трубных систем ПГ при различных режимах работы атомной паропроизводящей установки (АППУ) во время засоления второго контура рассолом опреснительной установки (морской водой). При этом был охвачен весь спектр сред и условий, реализующихся на поверхности теплообменных труб на испарительном участке. Выявлено, что сплав ПТ-7М подвержен питтинговой коррозии с концентрацией хлорид-ионов 120 г/л, бромид-ионов 0,4 г/л в водном растворе при температуре 240 °С. При этом время инкубации составило около 500 ч; питтинги были обнаружены после 740 ч испытаний. В аналогичных условиях, но при меньших концентрациях хлоридов за 2500 ч испытаний питтинговой коррозии не наблюдалось. Фотография образца с питтингами приведена на рис. 5. Содержание водорода в районе питтинга составило 0,012% масс.,что значительно превышает нормированное содержание водорода в трубах из ПТ-7М в состоянии поставки 0,007% масс.

08-12-2020 15-20-35

Рис. 5 – Питтинги на образце после испытаний

 

Стойкость парогенерирующих элементов к горячесолевой коррозии определяли в смеси кристаллического хлорида натрия и бромида калия (в соотношении 300:1 масс.) при различном давлении паров воды и температурах. Горячесолевая коррозия протекает интенсивно, практически без инкубационного периода. При этом происходит взаимодействие металла с кристаллическими солями, образование хлоридов и бромидов титана, титанатов натрия и калия. Наиболее интенсивно она протекала при температуре поверхностей трубных систем ПГ, контактирующих с солями, от 290 до 300 0С. На отдельных образцах сквозные поражения стенки образца толщиной 1,5 мм проходили за 120 ч. Наводороживание металла в области поражений достигала 0,04% масс. На рис. 6, 7, 8 приведён образец до и после испытаний в среде горячих солей (образец был помещен в испытательную среду наполовину).

08-12-2020 15-20-43

Рис. 6 – Образец до проведения коррозионных испытаний

08-12-2020 15-20-50

Рис. 7–Образец после 500 ч испытаний при температуре 200°С
(часть, находившаяся в среде кристаллических солей, покрыта слоем отложений продуктов коррозии)

08-12-2020 15-21-01

Рис. 8–Образец после 500 ч испытаний при температуре 400°С
(слой продуктов коррозии удалён травлением смесью азотной и плавиковой кислот)

 

Коррозионного растрескивания при проведении испытаний образцов в указанных выше растворах солей не наблюдалось.

Вывод

Таким образом, исходя из их результатов испытаний выявлено, что возможна реализация двух механизмов коррозионного разрушения титановых трубных систем ПГ при их эксплуатации в составе ЯРУ:

  1. питтинговая (язвенная) коррозия;
  2. горячесолевая коррозия (коррозия сплава ПТ-7М при контакте с кристаллическими хлоридами, бромидами).

Коррозионное разрушение по первому или второму механизму будет развиваться в зависимости от условий на поверхности трубных систем, температуры (толщины нерастворимых отложений, режимов работы ЯРУ и др.).

Это позволяет предложить следующую последовательность событий, предшествующих потере герметичности трубных систем ПГ после засоления второго контура:

  • формирование на испарительном участке слоя пористых, относительно прочных эксплуатационных отложений, толщина которого зависит от состава питательной воды и продолжительности нарушения ВХР второго контура;
  • накопление в порах отложений хлоридов, бромидов щелочных металлов (формирование коррозионно-агрессивной среды).

Далее развитие коррозионных процессов возможно по двум механизмам:

  • по механизму язвенной коррозии с продолжительным инкубационным периодом;
  • горячесолевой механизм разрушения, который реализуется интенсивно.

В обоих случаях коррозионные процессы сопровождаются наводороживанием металла трубных систем. Охлаждение трубных систем до температур ниже 160 0С, сопровождающееся выпадением гидридов титана, приводит к потере механических свойств (охрупчиванию) наводороженного сплава ПТ-7М. При этом возможно хрупкое разрушение под действием механических нагрузок (при вводе ЯЭУ, гидравлических испытаниях и т.д.).

Удалить коррозионно-агрессивную среду с поверхности трубных систем ПГ можно путем растворения в водных растворах химических реагентов нерастворимых в воде отложений.

Практика профилактических химических отмывок трубных систем ПГ широко распространена на АЭС. Необходимо отметить, что материал трубных систем ПГ АЭС – сталь 08Х18Н10Т значительно уступает сплаву ПТ-7М в коррозионной стойкости. Несмотря на высокое качество питательной воды АЭС, хлоридов, концентрирующихся в эксплуатационных отложениях, достаточно для протекания питтинговой коррозии и коррозионного растрескивания стали 08Х18Н10Т. Внедрение химических отмывок в совокупности с вихретоковым контролем фактического состояния трубных систем ПГ АЭС позволило значительно увеличить их ресурс и обеспечить безотказную работу ПГ. Химическую отмывку трубных систем ПГ АЭС проводят периодически, время между промывками определено расчётным путём и подтверждено опытом эксплуатации.

Конфликт интересов

Не указан.

Conflict of Interest

None declared.

Список литературы / References

  1. Бахметьев А.М. Анализ возможных причин и механизмов отказов трубных систем парогенераторов атомных судов / А.М. Бахметьев, Н.Г. Сандлер, И.А. Былов, А.В.Бакланов, М.М. Кашка, С.В. Филимошкин// Арктика: экология и экономика. – 2013. – № 3 (11).
  2. Бухримов В.В. Тепломассообмен: учебное пособие / В.В. Бухримов. – Иваново: ФГБОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет имени В.И. Ленина», 2014. – 360 с.
  3. Верховский А.Е. Расчет водно-химических режимов ТЭС: учебное пособие / А.Е.Верховский – М.: Издательский дом МЭИ, 2011. – 48 с.
  4. Воронов В.Н. Водно-химические режимы ТЭС и АЭС: учебное пособие / В.Н. Воронов, Т.И. Петрова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2009. – 240 с.
  5. Галин Н.М. Тепломассообмен (в ядерной энергетике) / Н.М. Галин, Л.П. Кириллов. М.: Энергоатомиздат, 1987. 376 с.
  6. Голубцов В.А. Обработка воды на ТЭС / В.А. Голубцов. – Л.: Энергия, 1974. – 360 с.
  7. Ефимов А.А. Коррозионный мониторинг контуров ЯЭУ транспортного назначения / А.А.Ефимов, О.Ю. Пыхтеев, Б.А. Гусев, Л.Н. Москвин, И.С. Орленков // Технологии обеспечения жизненного цикла ядерных энергетических установок – 2015. – №2 (2). С. 29‑38.
  8. Ефимов А.А. Коррозионный мониторинг на объектах ядерной энергетики / А.А. Ефимов // Проблемы и перспективы развития химического и радиохимического контроля в атомной энергетике: научно-техническое совещание, Сосновый Бор, 16-18 сентября 2001г.: тезисы докладов. Сосновый Бор: ФГУП «НИТИ им. А.П. Александрова», 2001. С. 32.
  9. Ефимов А.А. Системный подход к организации коррозионно-эрозионного мониторинга и контроля водно-химических режимов АЭС / А.А. Ефимов, Н.Я. Вилков, О.Ю. Пыхтеев // Теплоэнергетика, 1998. № 12. С. 11-14.
  10. Полунатурные ресурсные испытания фрагментов трубной системы парогенератора ПГ-28 а/л «Вайгач» / отчет ФГУП «Прометей», 2004.

Список литературы на английском языке/ References in English

  1. Bakhmetyev A.M. Analiz vozmozhnyh prichin i mehanizmov otkazov trubnyh sistem parogeneratorov atomnyh sudov [Analysis of Possible Causes and Mechanisms of Failures of Pipe Systems of Steam Generators of Nuclear Vessels] / Bakhmetyev, N.G. Sandler, I.A. Bylov, A.V. Baklanov, M.M. Kashka, S.V. Filimoshkin // Arktika: jekologija i jekonomika [Arctic: ecology and economics]. – 2013. – No. 3 (11).
  2. Bukhrimov V.V. Teplomassoobmen [Heat and mass transfer: a tutorial] / V.V. Bukhrimov. – Ivanovo: Ivanovo State Power Engineering University named after V.I. Lenin “, 2014. P – 360.
  3. Verkhovsky A.E. Raschet vodno-himicheskih rezhimov TJeS [Calculation of water-chemical regimes of thermal power plants: a tutorial] / A.E. Verkhovsky – Moscow: MPEI Publishing House, 2011 .P–48.
  4. Voronov V.N. Vodno-himicheskie rezhimy TJeS i AJeS [Water-chemical regimes of TPP and NPP]: textbook / V.N. Voronov, T.I. Petrova. – M .: Publishing house MEI, 2009 .P–240.
  5. Galin N.M. Teplomassoobmen (v jadernoj jenergetike) [Heat and mass transfer (in nuclear power)] / N.M. Galin, L.P. Kirillov. – M .: Energoatomizdat, 1987 . P– 376.
  6. Golubtsov V.A. Obrabotka vody na TJeS [Water Treatment at TPPs] / V.A. Golubtsov. – L .: Energy, 1974 . P–360.
  7. Efimov A.A. Korrozionnyj monitoring konturov JaJeU transportnogo naznachenija [Corrosion monitoring of the contours of nuclear power plants for transport purposes] / Efimov, O. Yu. Pykhteev, B.A. Gusev, L.N. Moskvin, I.S. Orlenkov // Tehnologii obespechenija zhiznennogo cikla jadernyh jenergeticheskih ustanovok [Technologies for ensuring the life cycle of nuclear power plants] – 2015. – №2 (2). P–29.
  8. Efimov A.A. Korrozionnyj monitoring na obektah jadernoj jenergetiki [Corrosion monitoring at nuclear power facilities] / A.A. Efimov // Problemy i perspektivy razvitija himicheskogo i radiohimicheskogo kontrolja v atomnoj jenergetike: nauchno-tehnicheskoe soveshhanie [Problems and prospects for the development of chemical and radiochemical control in nuclear power: scientific and technical meeting], Sosnovy Bor, September 16-18, 2001: abstracts. Sosnovy Bor: FSUE “NITI im. A.P. Aleksandrova “, 2001. P–32.
  9. Efimov A.A. Sistemnyj podhod k organizacii korrozionno-jerozionnogo monitoringa i kontrolja vodno-himicheskih rezhimov AJeS [A systematic approach to the organization of corrosion-erosion monitoring and control of water-chemical regimes of NPPs] / Efimov, N. Ya. Vilkov, O. Yu. Pykhteev // Teplojenergetika [Heat Power Engineering], 1998. No. 12. P. 11.
  10. Polunaturnye resursnye ispytanija fragmentov trubnoj sistemy parogeneratora PG-28 a/l «Vajgach» [Semi-natural life tests of fragments of the pipe system of the steam generator PG-28 of a/l “Vaigach”] / report of FSUE “Prometey”.

Оставить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *

Лимит времени истёк. Пожалуйста, перезагрузите CAPTCHA.