Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ проблемы коррозионного повреждения теплообменных труб парогенератора 10
1.1 Конструктивное исполнение и условия эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 10
1.2 Водный режим парогенераторов АЭС с ВВЭР — 1000 15
1.3 Проблемы выявленные в ходе эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 24
1.4 Факторы и механизмы коррозионного растрескивания под напряжением аустенитных хромоникелевых сталей 27
1.4.1 Механизм коррозионного растрескивания металла под напряжением 27
1.4.2 Факторы определяющие процесс коррозионного растрескивания металла под напряжением 33
1.4.2.1 Влияние исходного состояния металла на его стойкость к коррозионному растрескиванию под напряжением 34
1.4.2.2 Влияние среды эксплуатации на интенсивность коррозионных повреждений металла 36
1.4.2.3 Влияние конструктивного исполнения на интенсивность коррозионных повреждений металла 38
1.5 Обзор существующих методов оценки остаточного ресурса теплообменных труб парогенератора 41
1.6 Выводы по первой главе 49
Глава 2 Анализ результатов эксплуатационного контроля теплообменных труб парогенератора 50
2.1 Методы неразрутающего контроля, применяемые для оценки целостности теплообменных труб парогенератора. Особенности проведения контроля на парогенераторах АЭСсВВЭР-1000 50
2.2 Результаты металлографических исследований образцов теплообменных труб парогенераторов 56
2.3 Техническое состояние теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 61
2.4 Особенности распределения дефектов теплообменных труб в объеме трубного пучка парогенератора 64
2.5 Закономерности роста глубины дефектов теплообменных труб по результатам вихретокового контроля 67
2.6 Закономерности роста амплитуды вихретоковых сигналов дефектов теплообменных труб 70
2.7 Анализ закономерностей коррозионной повреждаемости теплообменных труб парогенераторов энергоблока №3 Балаковской АЭС по результатам вихретокового контроля 72
2.8 Выводы по второй главе 83
Глава 3 Основные факторы и их влияние на процессы коррозии теплообменных труб парогенератора 85
3.1 Механизм коррозионного повреждения теплообменных труб парогенератора 85
3.2 Влияние исходного состояния металла на процессы коррозионной повреждаемости теплообменных труб 95
3.3 Влияние параметров водного режима на интенсивность коррозионной повреждаемости теплообменник труб в режиме эксплуатации парогенератора на мощности 98
3.3.1 Механизм формирования отложений на теплообменной поверхности парогенератора 98
3.3.2 Влияние толщины и состава отложений на параметры среды на поверхности теплообменных труб 103
3.3.3 Влияние параметров водного режима и толщины отложений на интенсивность зарождения коррозионных дефектов теплообменных труб 111
3.3.4 Оценка концентрации окислителя в котловой воде парогенератора 118
3.3.5 Влияние параметров эксплуатации на развитие дефектов теплообменных труб в режиме работы ПГ на мощности 120
3.4 Влияние «стояночного» режима эксплуатации парогенератора на процессы коррозии металла теплообменных труб 127
3.5 Влияние гидроиспытаний на прочность и плотность на скорость развития дефектов теплообменных труб 130
3.6 Влияние проведения химической отмывки на коррозионную стойкость металла теплообменных труб парогенератора 136
3.7 Сравнение количественных оценок развития коррозионных дефектов теплообменных труб с результатами контроля 141
3.8 Рекомендации по снижению интенсивности коррозионных повреждений теплообменных труб парогенератора 142
3.9 Выводы по третьей главе 145
Глава 4 Метод оценки остаточного ресурса теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 147
4.1 Порядок определения средней скорости роста глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора 150
4.2 Порядок определения значения средней глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора 152
4.3 Порядок определения времени от последнего контроля до достижения количества труб с дефектами предельно допустимого числа заглушённых труб 155
4.4 Рекомендации по оптимизации объемов и периодичности вихретокового контроля теплообменных труб парогенератора 162
Основные результаты работы 164
Литература 166
- Проблемы выявленные в ходе эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000
- Техническое состояние теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000
- Влияние исходного состояния металла на процессы коррозионной повреждаемости теплообменных труб
- Порядок определения значения средней глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора
Введение к работе
Парогенератор является одним из основных, важных для безопасности элементов энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР.
В процессе эксплуатации парогенераторов имеет место зарождение и последующий рост коррозионных дефектов теплообменных труб парогенератора, что^ может привести к разгерметизации первого контура реакторной установки. Основным механизмом, ответственным за повреждение ТОТ, является процесс коррозионного растрескивания под напряжением, обусловленный совместным действия растягивающих напряжений и концентрированных растворов коррозионно-активных примесей, образующихся вследствие концентрирования их в отложениях.
С целью обеспечения безопасной эксплуатации парогенераторов теплообменные трубы подвергают неразрушающему контролю, по результатам которого осуществляется превентивное- глушение труб с недопустимыми для дальнейшей эксплуатации дефектами. По достижению определенного числа заглушённых теплообменных труб требуется замена парогенератора, что сопряжено со значительными экономическими потерями и дозовыми нагрузками персонала АЭС. В период с 1999 по 2009 г. на АЭС с ВВЭР-1000 России и Украины девять ПГ были заменены по причине коррозионного повреждения металла теплообменных труб.
Повышение надежности, увеличение межремонтного периода эксплуатации парогенераторов требуется* для выполнения «Программы увеличения выработки электроэнергии на действующих энергоблоках АЭС ОАО «Концерн Энергоатом» на 2007-2015 годы», составной частью которой является переход на 18-месячный топливный цикл энергоблоков ВВЭР-1000.
Наличие значительного количества теплообменных труб с коррозионными повреждениями снижает надежность парогенераторов и является доминирующим фактором при определении остаточного ресурса и сроков службы,парогенераторов. В свою очередь, проектный срок службы на
ряде энергоблоков АЭС близок к исчерпанию. Однако существующие на сегодняшний день методы и подходы, в том числе и нормативные, по ряду причин не всегда позволяют оценить остаточный ресурс теплообменных труб. В связи с необходимостью решения задачи повышения надежности и увеличения сроков службы парогенераторов определение влияния эксплуатационных и конструкционных факторов на процессы коррозии теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР является особенно актуальной проблемой.
Данная работа посвящена изучению влияния различных режимов эксплуатации ПГ и их параметров на коррозионные процессы повреждаемости ТОТ. Рассматривается влияние режима работы ПГ на мощности, нестационарных режимах, а также длительной стоянки ПГ. Принимается во внимание влияние конструкционного исполнения конкретного ПГ на интенсивность повреждаемости теплообменных труб парогенератора. Отдельная глава данной работы посвящена разработке методов по оценке остаточного ресурса теплообменных труб парогенератора по результатам эксплуатационного контроля, с учетом особенностей его проведения.
Целью проводимых работ является выявление особенностей коррозионной повреждаемости ТОТ, определение влияния различных режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность деградации ТОТ, а также разработка метода определения технического состояния и остаточного ресурса трубного пучка ПГ.
Научная новизна работы состоит в следующем:
по результатам металлографических исследований выявлены особенности коррозионных повреждений ТОТ ПГ;
с использованием результатов статистической обработки данных вихретокового контроля выявлены закономерности распределения дефектов по объему трубного пучка, зависимости скорости роста дефектов ТОТ от их
расположения в трубном пучке, разработаны алгоритмы определения технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ;
определено влияние эксплуатационных и конструкционных факторов, обоснованы доминирующие факторы, определяющие интенсивность процессов коррозии ТОТ ПГ.
Степень достоверности результатов исследований подтверждается:
результатами металлографических исследований образцов ТОТ с дефектами;
статистической обработкой большого объема данных результатов ВТК;
результатами измерений параметров режимов эксплуатации ПГ блоков АЭСсВВЭР-1000.
Практическая ценность выполненных работ заключается в следующем:
результаты проведенных работ по определению влияния режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность коррозионных повреждений позволили разработать рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ и оптимизации объемов и периодичности вихретокового контроля ТОТ;
разработанный метод оценки технического состояния и остаточного ресурса трубного пучка парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 используется при обосновании сроков службы ПГ (Протокол №320.05-ТП-73-Блк-3);
полученные результаты работ были использованы при подготовке обосновывающих материалов об исключении медесодержащего оборудования из второго контура действующих энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000.
Проблемы выявленные в ходе эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000
В течение эксплуатации возникали проблемы, связанные с надежностью работы парогенераторов и энергоблоков в целом. На некоторых АЭС с ВВЭР эти проблемы привели к необходимости замены парогенераторов. В то же время, на ряде блоков парогенераторы эксплуатируются и готовятся к эксплуатации сверх проектного срока.
На основе многолетнего опыта эксплуатации парогенераторов горизонтального типа можно выделить основные проблемы, возникавшие в процессе эксплуатации горизонтальных парогенераторов ПГВ-1000 (таблице 1.4): растрескивание в перфорированной зоне выходного коллектора ПГ; растрескивание в зоне сварного шва приварки патрубка к входному коллектору ПГ (СС №111); множественные коррозионные повреждения по механизму КРН теплообменных труб ПГ.
В период с 1986 по 1991 г. на ряде энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 обнаруживались повреждения металла в перфорированной части «холодных» коллекторов 1-го контура парогенераторов в виде трещин. Трещины, вплоть до сквозных, с выходом через антикоррозионную наплавку обнаруживались по признаку повышения активности во 2-м контуре или во время плановых проверок состояния металла. Время наработки ПГ до установления повреждений на коллекторах составляло от 12000 до 60000 часов. В указанный период такие повреждения привели к необходимости замены 24 ПГ на ряде энергоблоков.
Перечень реабилитирующих мероприятий изложенный в [5], уже проведенных для зоны перфорации коллекторов ПГ, находящихся в эксплуатации, и соответствующий мониторинг состояния коллекторов ПГ, являются исчерпывающими и на сегодняшний день повреждений больше не наблюдается. В свою очередь разработаны технологии ремонта «холодных коллекторов» в случае их повреждения.
Первый случай растрескивания металла в районе соединения коллектора с корпусом ПГ произошел в 1998 году на энергоблоке №5 НВАЭС. В дальнейшем обнаружены однотипные повреждения еще на нескольких ПГ, что заставило рассматривать случаи повреждения как системную проблему, имеющую общие причины. Всего в период с 1998 по 2007 г.г. на АЭС с ВВЭР -1000 было выявлено 11 случаев повреждения CG №1 П.
Анализ металла натурных вырезок темплетов из зон повреждения показал, что трещины развивались по механизму замедленного деформационного коррозионного растрескивания [6]. Можно предполагать, что разрушение зоны СС №111 было вызвано совместным действием растягивающих напряжений и коррозионно-активной среды. На АЭС проводятся мероприятия по снижению повреждаемости узла приварки коллектора теплоносителя первого контура к патрубку Ду 1200 корпуса парогенератора, которые, в первую очередь направлены на. обеспечение чистоты «карманов», что достигается улучшением качества продувки ПГ, а также внедрением технологии промывки карманов. Разработаны технологии снижения уровня растягивающих напряжений в зоне сварного соединения. В свою очередь СС№111 является ремонтируемым узлом. В случае обнаружения повреждений по результатам неразрушающего контроля, осуществляется выборка и заварка поврежденного участка.
Таким образом, принимая во внимание многочисленные случаи коррозионных повреждений ТОТ, выявленных при проведении контроля, имевших и имеющих место в различной, степени на всех блоках АЭС с ВВЭР, а также неремонтопригодность и незаменяемость трубного пучка, можно утверждать, что фактически его состояние на сегодняшний день определяет остаточный ресурс ПГ.
Коррозионное растрескивание под напряжением это разрушение металла вследствие возникновения и развития трещин при одновременном воздействие растягивающих напряжений и коррозионной среды. Оно характеризуется почти полным отсутствием пластической деформации металла в процессе развития трещины [7,8]. КРН наиболее опасный вид разрушения металла и наиболее часто встречается в элементах конструкций, которые имеют уровень растягивающих напряжений на уровне предела текучести. На возникновение КРН и его интенсивность большое влияние оказывает характер среды (состав, концентрация коррозионно-активных примесей, температура и т.д.). КРН наблюдается практически на всех классах сталей, но наиболее сильно КРН подвержены стали мартенситного и аустенитного классов.
Коррозионное растрескивание при механических нагрузках протекает через три последующие стадии: инкубационный период зарождения трещины, в течение которого на металлической поверхности под влиянием локализации коррозионного процесса и напряжений растяжения зарождаются первичные трещины, периода роста трещины до ее критических размеров, по достижении которых происходит лавинообразное механическое разрушение.
Техническое состояние теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000
О техническом состоянии ТОТ ПГ АЭС с ВВЭР-1000 на действующих энергоблоках можно в целом можно судить по количеству заглушённых труб. Для более детального анализа состояния ТОТ можно рассматривать в комплексе следующие данные: число заглушённых труб в ПГ; предельно допустимое число заглушённых труб для ПГ; величину критерия глушения; количество- дефектов ТОТ, которые в процессе дальнейшей эксплуатации ПГ могут привести к глушению ТОТ; процент проконтролированных ТОТ, за весь период эксплуатации ПГ.
Важным показателем также является интенсивность появления новых дефектов ТОТ, на которых по результатам предыдущих контролей дефектов обнаружено не было. Так количественная оценка динамики обнаружения новых дефектов наилучшим образом характеризует интенсивность протекания коррозионных процессов ТОТ.
В таблице 2.2 представлены детальные данные об абсолютном количестве заглушённых ТОТ, количестве выявленных дефектов (включая данные о количестве выявленных «неанализируемых» индикаций) и объемах контроля проведенных на ПГ АЭС с ВВЭР-1000 к 2006г. Приведены даты ввода в эксплуатацию конкретного ПГ. Отдельно для каждого ПГ указан запас по количеству заглушённых труб.
Из данных представленных в таблице 2.2 следует, что наиболее критичными на сегодняшний день являются ПГ энергоблока №3 Балаковской АЭС. Так на ПГ-4 количество заглушённых труб превышает 9%, а количество ТОТ с дефектами (индикации с определенной глубиной), которые в ближайшее время могут привести к глушению ТОТ, составляет 225 шт. На всех парогенераторах энергоблока №3 Балаковской АЭС выявлено значительное количество «неанализируемых» индикаций, которые в свою очередь могут привести к глушениям ТОТ. Значительное число заглушённых и дефектных ТОТ зафиксировано на парогенераторах энергоблока №1 Калининской АЭС.
Анализ мест расположения дефектов труб по объему ПГ АЭС с ВВЭР-1000 позволяет обнаружить общую закономерность для всех энергоблоков. Однако для каждого конкретного ПГ характер распределения дефектов ТОТ в объеме трубного пучка имеет свои особенности, что связанно с различиями в гидродинамических потоках котловой воды.
На ПГ Калининской АЭС дефекты преимущественно локализуются в нижней зоне первой полуокружности. На ПГ №1-3 Балаковской АЭС дефекты локализуются в нижней зоне второй полуокружности. Для ПГ №4 Балаковской АЭС характерно равномерное распределение дефектов в поперечном сечении трубного пучка, с преимущественной локализацией на нижних рядах первой и второй полуокружностей.
В целом можно отметить, что большая часть дефектов (порядка 75 %) локализуются под дистанцирующими решетками и на свободном участке между НР1-НР5 первой полуокружности и НР1-НР5 второй полуокружности от горячего коллектора ПГ. Зоной интенсивного образования дефектов ТОТ также является участок гиба трубного пучка под дистанцирующими решетками между HV1-HV3 (рисунок 2.5 а). Если анализировать расположение дефектов по высоте, то они образуются в основном в нижней части трубного пучка ПГ (рисунок 2.5 б). В свою очередь были зафиксированы случаи образования дефектов ТОТ на верхних рядах трубного пучка.
Зоны локализации дефектов ТОТ соответствуют участкам трубного пучка с наивысшей концентрацией коррозионно-активных примесей. Так участок нижних рядов ТОТ между НР1-НР5 ДР соответствует зоне скопления шлама, а толщина отложений на поверхности ТОТ на этом участке имеет максимальные значения. Вследствие упаривания котловой воды в отложениях, концентрация коррозионно-активных примесей на поверхности
Типичные зоны Типичные зоны повреждения повреждения ТОТ ПГ ТОТ ПГ1-3 Балаковской АЭС Калининской АЭС ТОТ возрастает по зависимости близкой к экспоненциальной от толщины отложений. Участок гиба трубного пучка между ДР HV1-HV3 соответствует участку вывода продувочной воды из солевого отсека ПГ, т.е. общее солесодержание котловой воды на этом участке имеет повышенные значения (рисунок 2.6) [31].
Влияние исходного состояния металла на процессы коррозионной повреждаемости теплообменных труб
Как показано в главе 1, исходное состояние металла определяет степень сопротивляемости протеканию коррозионных процессов. Исходное состояние металла в свою очередь характеризуется химическим составом, микроструктурной неоднородностью и качеством поверхности, контактирующей с коррозионной средой. Также на интенсивность развития коррозионных трещин оказывает влияние исходный уровень механических свойств металла.
Для оценки вероятного влияния на интенсивность образования коррозионных дефектов ТОТ сравним результаты входного контроля металла ТОТ, техническое состояние ПГ которых значительно отличается. В качестве объектов сравнения были выбраны ПГ №4 энергоблока №3 Балаковской и ПГ №1 энергоблока №2 Калининской АЭС. Количество заглушённых ТОТ на ЗПГ-4 Балаковской АЭС составляет 1039 шт., а на 2ПГ - 1 Калининской АЭС ТОТ по причине коррозионного повреждения не глушились. Длительность эксплуатации сравнима и составляет 22 и 24 года соответственно.
В таблице 3.1 представлены усредненные значения содержания легирующих элементов, которые в наибольшей степени определяют сопротивляемость металла к коррозионным процессам, а именно никеля, хрома и кремния. В таблице 3.2 представлены усредненные значения механических свойств металла ТОТ, такие как предел текучести, предел прочности, относительное удлинение.
Согласно данным представленным в таблицах 3.1 и 3.2, разница средних значений содержания легирующих элементов в металле ТОТ ПГ -4 энергоблока №3 Балаковской АЭС и металле ТОТ ПГ - 2 энергоблока №2 Калининской АЭС не превышает 1%. В обоих случаях результаты анализа химического состава металла ТОТ удовлетворяет требованиям стандарта [43]. Аналогичный вывод можно сделать и для данных механических свойств металла ТОТ.
Оценку исходного качества поверхности ТОТ обоих ПГ, ввиду отсутствия подобных данных оценить затруднительно. Однако осмотр поверхности металла вырезок ТОТ с дефектами коррозионного характера, в том числе и из ПГ подверженных интенсивной коррозионной повреждаемости, подтверждает отсутствие поверхностных дефектов обусловленных технологическим процессом изготовления ТОТ.
Таким образом, представленные данные дают основание предполагать, что исходное состояние металла ТОТ не является доминирующей причиной образования коррозионных дефектов ТОТ.
В процессе эксплуатации ПГ на- мощности, на теплообменной поверхности ТОТ происходит кристаллизация продуктов коррозии из испаряемой котловой воды и осаждение мелкодисперсных частиц примесей под действием физических и физико-химических сил [2,19,20,36]. Основной причиной формирования слоя отложений на теплообменной поверхности является более низкая растворимость примесей, содержащихся в котловой воде в ПГ в паре, чем в воде. Распределение растворенных веществ между водой и паром описывается коэффициентом распределения к, [2]:
Где сш - массовая доля любой индивидуальной примеси в паре, мг/кг; ст -массовая доля любой индивидуальной примеси в котловой воде ПГ, мг/дм3. При рабочем давлении в ПГ 6,27 МПа унос с паром веществ весьма незначителен (к,« ОД).
Отложения, образуемые при работе ПГ на мощности представляют собой в основном мелкодисперсные частицы, содержащие дегидратированные оксиды - продукты коррозии углеродистой стали и медных сплавов, применяемых в качестве конструкционных материалов конденсатора турбины, трубопроводов и оборудования конденсатно-питательного тракта (Fe203, Fe304, CuO, Cu20, Cu, Fe). Кроме того, в составе отложений обычно присутствуют малорастворимые соли - сульфаты, силикаты, гидраты кальция, магния, попадающие в конденсатно-питательный тракт в результате присосов охлаждающей воды через неплотности вальцовки трубок конденсатора турбины. Химический состав отложений, полученный в ходе плановых осмотров ВКУ ПГ АЭС с ВВЭР-1000 представлен в таблице 3.3. Согласно данным таблицы 3.3 видно, что химический состав отложений ТОТ ПГ на различных энергоблоках идентичен.
Порядок определения значения средней глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора
К «нововыявленным» дефектам относятся: дефект, обнаруженный в данной точке теплообменной трубы, в которой при предыдущем контроле отклонений от нормального состояния стенки трубы выявлено не было; дефект, обнаруженный в данной точке теплообменной трубы, в которой при предыдущем контроле была зафиксирована неинтерпретируемая индикация. Слагаемое «\aN {N - N3TOT )+V-(TKN)- (А ЖОГ - N3TOT))» в числителе выражения (4.6) характеризует изменение средней глубины дефектов ТОТ выявленных по результатам последнего ВТК ПГ. Слагаемое «\а3 -Апм +V-(TK -%+1)-Аи,+1)+...+(а3 -Anl+t +V-(TK N+k)-Ani+k)» в числителе выражения (4.6) характеризует изменение средней глубины дефектов ТОТ, появившихся в период эксплуатации ПГ между моментом проведения последнего ВТК и моментом достижения количества ТОТ с дефектами, равного предельно допустимому числу заглушённых труб в ПГ. Разность Njjp -N3TOT, по сути, является запасом ПГ по ТОТ с дефектами.
При превышении средней глубины имеющихся дефектов или дефектов, которые появятся в течение прогнозируемого периода эксплуатации ПГ критерия глушения ТОТ т.е: вышеперечисленные слагаемые, далее, при проведении расчета не рассматриваются, а разность Nnp-N3TOT корректируется соответствующим образом, т.е. уменьшается на величину, равную разности N/pnT - N3TOT, или сумму Ani+k и {NJPOT — N3TOT)TOT. Порядок определения времени от последнего контроля до достижения количества труб с дефектами предельно допустимого числа заглушённых труб Время от последнего ВТК до достижения момента, когда количество труб с дефектами будет равно количеству предельно допустимого числа заглушённых труб в ПГ, т ,т, лет, можно определить как: да=%-гя (4.8) Интервалы времени г -, zN определяются по графику кумулятивного нарастания числа ТОТ с дефектами и числа заглушённых ТОТ на прогнозируемый период эксплуатации ПГ (рисунок 4.1). В случае проведения 100% ежегодного контроля, приращения количеств ТОТ с дефектами в прогнозируемый период эксплуатации ПГ оценивались по результатам экстраполяции функции, описывающей изменение количеств «нововыявленных» дефектов ТОТ за прошедший период эксплуатации ПГ. Однако ежегодный объем ВТК как правило не превышает 50% от общего числа ТОТ в ПГ.
Таким образом, расчет интенсивности появления новых дефектов в ПГ необходимо проводить с использованием относительных показателей, позволяющих сравнивать состояние ПГ при различных объемах и зонах ВТК. Одним из таких показателей, является величина относительного количества «нововыявленных» дефектов для і-ого ВТК определяемая как: где Wary- количество «нововыявленных» дефектов, зафиксированных при проведении і-ого ВТК, шт.; ,, ,... - объем пересечения контроля ТОТ, на конкретном участке трубного пучка ПГ, шт.; к ,к _2,....к _ъ - коэффициенты дефектности для конкретной зоны трубного пучка ПГ (согласно схеме представленной на рисунке 4.2), характеризующие плотность распределения дефектов в объеме ПГ. Деление трубного пучка на зоны и введение соответствующих коэффициентов дефектности в первую очередь обусловлено неравномерностью распределения дефектов в сечении ПГ. Наибольшая повреждаемость, как правило, наблюдается на нижних рядах ТОТ второй полуокружности. Так если контроль провести преимущественно на верхних рядах ТОТ в объеме 50% от общего числа ТОТ в ПГ, то количество «нововыявленных» индикаций будет существенно меньше, чем при проведении контроля на нижних рядах ТОТ, в том же объеме.
