Цели обучения 2 страница

Сепарационные устройства состоят из пакетов жалюзи волнистой формы толщиной 0,5-0,8 мм, выполненных из нержавеющей стали. Пакеты располагаются под углом 26 градусов к вертикали в паровом объеме парогенератора на высоте 750 мм от по­гружного дырчатого листа. За секциями жалюзийных сепараторов во всех рядах ус­тановлены дырчатые пароприемные щиты. Пароприемный дырчатый лист предназ­начен для выравнивания поля скоростей пара.

Исследования сеперационной схемы ПГ, проведенные ОКБ "Гидропресс", показали, что за счет сепарации в паровом объеме ПГ влажность пара перед жалюзи колеблет­ся в пределах 0,05-0,1%, что значительно ниже допустимой влажности перед жалю­зи (5-10%,). Исследования также показали, что увеличение весового уровня воды в ПГ от номинального на 200 мм приводит к резкому росту влажности пара.

Отсепарированный конденсат собирается в корыто и отводится системой трубок под уровень воды. Осушенный пар выходит из парогенератора через 10 паровых патруб­ков Ду350. Патрубки с помощью переходников и гнутых труб Ду200 объединены в общий паровой коллектор Ду600, по которому пар подается на турбину.

Для равномерного распределения пароводяной смеси по паровому объему пароге­нератора применен погруженный дырчатый лист, который представляет собой на­бор листов с отверстиями диаметром 13 мм, установленных на металлической раме. Расположен он на расстоянии 260 мм от верхнего ряда труб теплопередающей по­верхности, живое сечение дырчатого листа для прохода пара составляет около 5%. Конструктивный материал изготовления дырчатого листа - сталь 12Х18Н10Т толщи­ной 6 мм. Для стока воды со щита между корпусом и щитом (вдоль него) оставлены проходы шириной 150 мм. По всему периметру к щиту приварены листы шириной 700 мм (иногда их называют "закраинами"), препятствующие выходу пара из меж­трубного пространства через проходы для воды. Закраины изготовлены из нержаве­ющей стали толщиной 8 мм.

При заполнении парогенератора котловой водой уровень ее устанавливается при­мерно на расстоянии 100 мм над погруженным дырчатым листом. Расчетная высота зеркала испарения над дырчатым листом в зоне максимальных паровых нагрузок (над входным участком трубного пучка) равна 340 мм.

В верхней части коллектора 1 контура имеется фланцевый разъем Ду500 с плоской крышкой для осмотра и ремонта сварных соединений приварки теплообменных труб к плакирующему слою внутренней поверхности коллектора. Разъем снабжен плос­кой крышкой с вытеснителем из стали 10ГН2МФА. Поверхность крышки, обращен­ная в сторону теплоносителя первого контура, и плоскость разъема плакированы нержавеющей сталью. В парогенераторах ПГВ-1000М расточки под прокладки вы­полнены не на плоской крышке (как на ПГВ-1000 V блока НВАЭС), а на торцевой поверхности коллекторов первого контура. Крышка с вытеснителем также выполня­ет роль дросселирующего устройства, предназначенного для уменьшения проходно­

го сечения до Ду100 и ограничения истечения теплоносителя 1 контура во второй при отрыве крышки коллектора.

Для доступа к этому люку предусмотрен люк с отверстием Ду800 и эллиптической крышкой на корпусе ПГ. Для доступа в ПГ со стороны 2 контура на эллиптических днищах корпуса ПГ имеются 2 люка Ду500 в разъемными фланцевыми соединения­ми. Уплотнения всех фланцевых соединений выполнены при помощи 2-х никелевых прокладок (шестимиллиметровых) с организацией контроля плотности межпрокла­дочной полости. Контроль выведен на фрагменты РМОТ БЩУ.

Устройство раздачи основной питательной воды состо­ит из трубопроводов, коллекторов и раздающих труб, имеющих по своей длине "лучи" для вы­хода питательной воды. К патрубку пита­тельной воды через проставыш с тру­бой присоединен коллектор Ду 400, расположенный в паровом объе­ме парогенератора, разветвляю­щийся на две раздающие трубы Ду 250, расположенные над по­груженным дырчатым листом.

Конструкция патрубка выпол­нена таким образом, что труба подвода питательной воды не­посредственно не соприкаса­ется с корпусом ПГ. Это пре­дотвращает возникновение температурных напряжений,

Поперечный разрез парогенератора ПГВ-1000М 1 - пароприемный пункт 2 - труба раздачи питательной воды 3 - трубный пучок 4 - входной коллектор 1 контура 5 - выходной коллектор 1 контура 6 - погружной дырчатый лист 7 - трубы отвода отсепарированной влаги 8 - воздушник 2 контура 9 - пароотводящая труба 10 - коллектор аварийной питательной воды

Узел ввода аварийной питательной воды в корпус ПГ

в том числе и переменных, в корпусе ПГ в месте прохода трубы.

Питательная вода по проекту ПГВ-1000М подается на "горячую" сторону трубного пучка в верней его части под погружной дырчатый лист через 16 раздающих коллек­торов Ду80, каждый из которых соединен с 32 раздающими трубками Ду20, имеющи­ми по своей длине отверстия для выхода питательной воды.

Подвод аварийной питательной воды осуществляется через специаль­ный патрубок с проставышем ДуЮО на эллиптической днище ПГ, к которому присоединен раздающий коллектор Ду80, смонтированный над трубопроводом основной питательной воды Ду250. Вода подает­ся через 38 перфорированных трубок Ду25 в паровую часть корпуса ПГ. При обесточивании АЭС или падении уровня в ПГ по отдельной магистрали подается аварийная питательная вода из баков ТХ10,20,30В01 с температурой от 5 до 45 градусов С и создает условия для расхолаживания до давления в 1 контуре до 15 кгс/см².

Однако нужно помнить, что подача аварийной питательной воды с тем­пературой ~ 25 ⁰С в горячий ПГ с t 280 ⁰С вызывает крайне негатив­ные воздействия "теплового удара" и допустима лишь в крайних слу­чаях. В условиях нормальной эксплуатации следует избегать подпит­ки ПГ по линии аварийной питательной воды во избежание выработ­ки его ресурса.

Снаружи корпус ПГ покрыт тепловой изоляцией. Тепловая изоляция парогенератора предназначена для снижения тепловых потерь от ПГ в окружающую среду (гермо-объем) и удовлетворяет следующим требованиям, разработанным Главным Конст­руктором реакторной установки:

■■■■ крепление несущих элементов изоляции к корпусу парогенератора выпол­нено без сварки, на бандажах;

■■■■ изоляция выполнена в виде отдельных легкосъемных матов, обшитых стек­лотканью, снаружи теплоизоляция закрыта обшивкой из алюминиевых ли­стов;

материал теплоизоляции не вызывает коррозию поверхностей парогене­ратора;

тепловой поток от поверхности изоляции не превышает 200 ккал/м² ч; обшивка изоляции допускает обмывку дезактивирующими растворами; тепловая изоляция сохраняет работоспособность при авариях под гермоо-болочкой в режимах "большой" и "малой" течей.

Особенностью конструкции коллектора ПГ является осевая несимметричность зоны перфорации, что обусловлено уровнями размещения теплообменных трубок в при­нятых габаритах корпуса парогенератора. Эта несимметричность образует вдающийся в поле перфорации клин неперфорированного металла.

Конструкция и технология изготовления обоих коллекторов одинакова. Разница между ними - в рабочей температуре: горячего коллектора - 320 градусов С, холод­ного - 290 при температуре воды во 2 контуре 279 градусов С. Из-за разной длины теплообменных трубок температура холодного коллектора по периметру отличается на 7 градусов С. Перлитная сталь 10ГН2МФА, из которой изготавливают коллекторы, более прочная, что удовлетворяет условиям транспортабельности по железной до­роге.

Предполагалось также, что будут исключены проблемы хлоридного растрескивания теплообменных трубок под напряжением. Фактически реализованный по взрывной технологии (которая применялась вплоть до 1990 года) на заводах-изготовителях ПГ узел заделки трубок в стенки коллектора показан на рисунке далее в ходе посо­бия. Фактическая глубина недовальцованного участка при этом оставила ~ 20мм. Техническими условиями на ПГВ-1000М установлены: проектный срок службы 30 лет, а также требования к эксплуатации: водно-химический режим, номенклатуры и число циклов нагружения. Конструкция ПГВ-1000 обоснована комплексом расчет-но-теоретических и экспериментальных работ и одобрена к применению в составе энергоблоков с ВВЭР-1000.

Активность котловой воды парогенераторов нормируется, согласно требований дей­ствующего "Регламента безопасной эксплуатации...", активность продувочной воды отдельных ПГ по йоду-131 должна быть не более 1»10^-8 Ku/литр. Повышение актив­ности продувочной воды ПГ обуславливается возможными протечками теплоноси­теля первого контура во второй контур. Возможные места утечки теплоносителя I контура во II контур указаны на рисунке и являются следующими: (1) неплотности прокладок крышки коллектора I контура; (2) неплотность трубки контроля плотнос-

ти разъема коллектора I контура; (3) неплотность трубки воздушника I контура; (4) неплотность теплообменной трубки; (5) неплотность коллектора или шва обварки теплообменной трубки.

Как показывает опыт эксплуатации, кардинальным решением устранения утечки теп­лоносителя является обследование предполагаемых мест на расхоложенном и ра­зуплотненном парогенераторе в останов энергоблока. По опыту эксплуатации из всех указанных мест наиболее вероятным является повреждение теплообменных трубок, однако за истекший период эксплуатации парогенераторов ПГВ-1000 происходили и другие течи. Так на парогенераторах пятого блока НВ АЭС имели место два случая выхода из строя трубок контроля плотности межпрокладочного пространства флан­цевых разъемов (трубка контроля плотности фланцевого разъема Ду800 по второму контуру "холодного" коллектора ПГ-3, трубка контроля плотности фланцевого со­единения "горячего" коллектора ПГ-3).

Для эксплуатации также представляет интерес система крепления ПГ. В связи с воз­никновением тепловых перемещений, связанных с разогревом-расхолаживанием РУ опоры ПГ выполнены подвижными. Опоры включают в себя фундаментную часть, состоящую из закладных колец и фундаментных болтов, а также опорных колонн

Паровой коллектор

парогенератора. На колонны установлены роликовые опоры. Постоянные опоры парогенератора (ложементы) на этапе монтажа собирались в блоки совместно с тя­гами.

Верхние плиты роликовых опор являются подвижными в направлении продольной и поперечной осей парогенератора, при этом перемещения в направлении продоль­ной оси должны быть + 100мм, а в направлении поперечной оси - от 70 до 100мм. При наличии таких перемещений ПГ будет на роликовых опорах свободно следовать за тепловыми перемещениями трубопроводов главного циркуляционного контура.

Для восприятия сейсмических нагрузок на ПГ также предусмотрена система гидро­амортизаторов. На каждом парогенераторе установлено по 8 гидроамортизаторов с нагрузкой 450 тс, по четыре с противоположных боковых поверхностей ПГ у проти­воположных люков-лазов ПГ по 2-му контуру. При этом с каждой из сторон ПГ гид­роамортизаторы попарно расположены во взаимно перпендикулярных плоскостях.

Устанавливаемые на парогенераторах ПГВ-1000М гидроамортизаторы имеют следу­ющие характеристики:

Допустимая нагрузка, тонн
Усилие закрытия перепускного клапана	2% от доп. нагрузки
Чувствительность гидроамортизатора, мм/с	1-3
Скорость перемещения поршня при закрытом перепускном клапане и воздействии статической нагрузки, мм/с	0,5-2

Гидроамортизатор состоит из корпуса, в котором перемещается поршень. Корпус с одной стороны закрыт крышкой с проушиной, с другой стороны крышкой с отвер­стием для прохода штока поршня. Поршень делит цилиндр на две полости, запол­ненные жидкостью. Жидкость при перемещении поршня может перетекать из поло­сти в полость через клапанную коробку, в которой установлены два клапана.

Гидроамортизатор одним концом (проушиной) закреплен к ПГ, перемещение кото­рого при сейсмических нагрузках необходимо ограничить, а другим концом - к не­подвижной опоре.

При температурных (медленных) перемещениях оборудования при скоростях менее 1 мм/сек клапаны гидроамортизатора открыты и жидкость свободно перетекает из одной полости гидроцилиндра в другую, при этом оборудование свободно смещает­ся в направлении своего движения.

При сейсмическом воздействии оборудование перемещается со скоростью при ко­торой клапан закрывается, жидкость не может перетекать из одной полости в дру­гую, и гидроамортизатор работает как жесткая связь.

Опорная конструкция ПГ рассчитана на восприятие одновременного действия вер­тикальной составляющей сейсмической нагрузки максимального расчетного земле­трясения силой 9 баллов и реактивного усилия 1460 тс, возникающего в аварийной ситуации, при разрыве трубопровода Ду850 ГЦК в горизонтальной плоскости (при разрыве со стороны реактора).

Магистральные трещины в перфорированной зоне холодного коллектора ПГ

Проблемы надежности работы парогенераторов ПГВ-1000М

На эксплуатируемых в нашей стране блоках АЭС с ВВЭР-1000 в 1986-1991гг были обнаружены повреждения коллекторов теплоносителя 1 контура ПГВ-1000. Были повреждены парогенераторы на Южно-Украинской, 5-м блоке Нововоронежской, Запорожской, Калининской и Балаковской АЭС.

Недопустимые повреждения (до образования сквозных трещин) зафикси­рованы почти во всех случаях на холодных коллекторах. Недопустимые повреждения на горячих коллекторах выявлялись только в двух случаях (оба на Южно-Украинской АЭС). Время наработки парогенераторов до об­наружения повреждений составляло от 10 до 60 тыс. часов. В одном слу­чае оно оказалось равным приблизительно 7 тыс. часов.

По данным заседания Научно-технического Совета Министерства РФ по атомной энер­гии от 24.09.92 по состоянию на июнь 1992 года всего на АЭС с ВВЭР-1000 было заменено 32 парогенератора в связи с разрушением металла "холодных" коллекто­ров ПГ. Максимальное время наработки ПГ до повреждения составило 60 тыс. часов (на 1-ом комплекте ПГ 5-го блока Нововоронежской АЭС), минимальное - 6900 часов (на 2-ом комплекте ПГ 1-го блока Южно-Украинской АЭС).

На основании анализа и обобщения всех известных случаев сделан вывод о том, что повреждение холодных коллекторов ПГВ-1000(М) представляет не встречавшееся до сих пор в практике парогенераторостроения явление, заключающееся в зарож­дении и постепенном (невзрывоопасном) разрастании и объединении между собой множества коррозионно-механических трещин и обусловленное воздействием:

■■■■ значительных статических (включая остаточные) и накладывающихся на них циклических напряжений механического и термического происхожде­ния;

■■■■ локализованной в месте конструкционной неоднородности перфорирован­ной части коллектора (вершине "клина") пластической деформации, при которой напряжения превышают предел текучести стали 10ГН2МФА;

■■■■ водной среды второго контура, особенно активной в вершинах зазоров в местах недовальцовки труб ПГ в стенку коллектора;

■■■■ теплогидравлической и физической неравномерности по объему;

■■■■ непроектных режимов эксплуатации.

Повреждения коллекторов

Впервые (в конце 1986 года) трещины в коллекторе были выявлены при анализе причины повышения нормируемой (<10^(-8)Ки/л) радиоактивности воды второго кон­тура в одном из ПГ Южно-Украинской АЭС. В нескольких соседних перемычках об­наружили сквозную трещину, что и вызвало потерю герметичности сварных швов в месте приварки трубок к антикоррозионной наплавке.

Анализ картограмм повреждений, составленных по результатам контроля целостно­сти перемычек токовихревым прибором (марки ВД-73НЦ разработки НПО ЦНИИТ-МАШ), показал следующее: дефекты в перемычках между отверстиями находятся в перфорированной части коллектора в зоне на стороне оси, на которой расположен неперфорированный клин; большее число дефектов располагалось параллельно сторонам клина, образуя трещины, расположенные горизонтально и наклонно, в сред­ней и верхней частях неперфорированной зоны.

Напряженно-деформированное состояние коллекторов

При эксплуатации коллекторы парогенераторов нагружаются давлением со стороны первого и второго контуров, температурным полем и усилиями со стороны трубо­проводов первого контура. Расчеты показали, что напряжение от действия рабочих нагрузок удовлетворяют требованиям норм прочности.

Исследования на смоляной модели напряжения от перепада давления 9,4 МПА меж­ду первым и вторым контуром показали максимальные растягивающие напряжения в зоне клина ~ 100 МПА. Температурные напряжения вследствие разницы коэффи­циентов линейного расширения металла коллектора и трубок составляют 145 МПА. Различие в рабочей температуре холодного и горячего коллекторов позво­ляет сделать вывод о том, что температура эксплуатации влияет на стойкость кол­лектора.

Однако наиболее нагружен горячий коллектор, и если причиной повреждений явля­ется только напряженное состояние, то разрушаться в первую очередь должны го­рячие коллекторы. Как показали исследования фактического напряженного состоя­ния с учетом всех технологических операций, коллекторы в состоянии поставки ПГ высоко нагружены (технологические условноупругие локальные напряжения состав­ляют ~ 800 МПА). Остаточные технологические напряжения в коллекторе явились следствием его формоизменения от взрывной запрессовки труб в условиях "занево-ливания" относительно корпуса парогенератора в районе люка Ду 700.

При запрессовке трубок по принятой ранее технологии коллектор изгибается, при­чем конечный прогиб оси составляет ~4,5 мм, перемещение свободного фланца в сторону клина достигало на некоторых парогенераторах 20 мм.

При запрессовке труб в составе собранного парогенератора эти перемещения зане-воливаются, что приводит во время эксплуатации к циклическому нагружению (при каждом пуске и нагружении давлением). Напряжения при этом равны 160 МПА. Та­ким образом, очевидны методы уменьшения напряжений: разневоливание коллек­торов и уменьшение энергии вальцевания - переход на гидравлическое вальцева­ние.

По расчетам разневоливание коллектора снижает повреждаемость в 1,5 - 4 раза, переход от взрывной вальцовки к гидровальцеванию - не менее, чем в 50 раз.

Состояние металла

Исследования перемычек после технологических операций сверления и вальцева­ния взрывом показали, что металл на поверхности отверстия сильно наклепан (до 70%), предел текучести приближается к пределу прочности, коэффициенты относи­тельного удлинения и сужения уменьшаются вдвое.

В целом пластические свойства металла перемычек снизились примерно в 2 раза. Металл перфорированной зоны после вальцевания имел остаточную деформацию в среднем 0,5% (увеличение на 10-15 мм при начальной длине зоны 2000 мм). За счет сверления из коллектора удаляется 3 т металла и это также не могло не сказаться на возникновении остаточных напряжений.

Исследования оказали возможность восстановления пластических свойств металла перфорированной зоны после сверления и вальцовки взрывом, а также релаксации остаточных напряжений за счет низкотемпературной термообработки с нагревом до 450 градусов С со скоростью 20 "С/час, выдержке при этой температуре в течение 20 часов и охлаждении со скоростью не более 20 ⁰С/час.

Эффективность этой операции оценивается возможностью повышения ресурса в 2,5-8 раз за счет увеличения циклической прочности наклепанного (при сверлении) слоя в ложе отверстий и снижения остаточных напряжений (возникающих при изготов­лении).

Низкотемпературная термообработка введена в качестве обязательной на ПГВ-1000М, трубки в которых запрессованы взрывным методом, а также в случаях, когда кол­лекторы после сверления в отдельности не подвергались такой обработке.

Узел заделки теплообменных трубок ПГВ-1000(М) в стенке коллектора 1 контура

Довальцовка трубок

Проектом предусматривалась вальцовка трубок полностью по всей толщине стенки. Однако во избежание появления "раздутий" трубок при взрывном вальцевании за пределами коллектора допуски на заряд и его фактическая установка привели к тому, что трубки оказались недовальцованными на глубину до 20 мм. Наличие недо-вальцованных щелей, как показали исследования темплетов, извлеченных из по­врежденных коллекторов, привело к негативным последствиям: интенсификации кор­розионных процессов в щели и образованию зародышевых коррозионных трещин, захолаживанию наружного слоя вследствие интенсивного теплообмена в щели.

Для горячего коллектора эти процессы существенно замедлены вследствие "запаривания" щелей или их закупорки плотными про­дуктами коррозии, для холодного вероятно наличие воды (элек­тролита) в щели в процессе эксплуатации, отложения в щели хо­лодного коллектора рыхлые. Кроме того, вследствие недоваль-цовки наружный слой металла оказывается растянутым по отно­шению к остальной массе.

Оценки показывают, что устранение зон недовальцовки умень­шает повреждаемость коллектора в 1,5-3 раза только за счет сни­жения напряжений. Очевидна эффективность этого мероприя­тия также и за счет снижения или, может быть, исключения элек­трохимической коррозии. Довальцовка трубок реализована для парогенераторов, изготовленных с использованием взрывной тех­нологии развальцовки, которые еще не были введены в эксплуа­тацию.

Для вновь изготовляемых парогенераторов технология гидровальцевания обеспе­чивает заделку трубок по всей толщине стенки коллектора без недовальцованных зон.

Материал коллекторов

Исследования темплетов, вырезанных из поврежденных коллекторов, а также до­полнительные стендовые и лабораторные исследования показали, что сталь 10ГН2МФА в условиях первоначально принятой технологии изготовления ПГВ-1000(М) деформационно стареет в области рабочей температуры холодного кол­лектора (290 градусов С), имеет склонность к питтингообразованию в щели и в усло­виях электрохимического взаимодействия со сталью 08Х18Н10Т (трубки ПГ) - к кор­розионному растрескиванию.

По оценкам вышеперечисленные мероприятия снижают повреждаемость материала

коллекторов ПГ и для вновь изготовленных обеспечивают проектный ресурс. Одна­ко, вместе с тем, прорабатывается возможность замены стали 10ГН2МФА в коллекто­ре на другую. В частности, разработана конструкция ПГВ-1000У с коллекторами, цен­тральная перфорированная часть которых выполняется из хромоникелевой стали 08Х18Н10Т-ВД вакуумно-дугового переплава. Расчетные оценки показывают, что по­вреждаемость такого коллектора уменьшается в 100-1000 раз по сравнению с кол­лектором из стали 10ГН2МФА. На каждом из коллекторов ПГВ-1000У "появились" два композитных стыка, так как верхняя и нижняя части коллекторов изготавлива­ются по прежнему из стали 10ГН2МФА.

Для более основательного обоснования работоспособности стали 08Х18Н10Т в пер­форированной зоне коллекторов, а также для получения информации по состоянию композитного сварного шва были вырезаны темплеты и исследованы образцы из перфорированных зон коллекторов одного из парогенераторов ПГВ-4 первого бло­ка Армянской АЭС, проработавшего более 10 календарных лет. Исследования пока­зали удовлетворительное состояние металла и сварного соединения.

Температурный режим ПГВ-1000(М)

Как на одну из причин повреждения коллекторов указывается на их возможный нестабильный режим работы. Для определения фактического протекания теплогид-равлических режимов в ПГВ-1000 на Хмельницкой, Нововоронежской, Калининской АЭС и АЭС "Козлодуй" (Болгария) были смонтированы системы термоизмерений во­дяного объема парогенератора второго контура и температуры коллектора со сторо­ны теплоносителя 1 контура.

В результате измерений было установлено, что во всех эксплуатационных режимах показания термопар, установленных на холодной стороне парогенератора между закраиной погруженного дырчатого листа и корпуса, а также между трубным пучком и закраиной, соответствовали температуре воды на линии насыщения; каких-либо термопульсаций в воде не зафиксировано. Термопары верхнего ряда теплообмен-ных трубок вблизи холодного коллектора зафиксировали повышение температуры трубок на 6-8 градусов С при глубоком (> 1600 мм) уменьшении уровня.

При проведении термоизмерений на Калининской АЭС (при проектной работе ТЗиБ) при снижении уровня воды в ПГ до 500мм от номинального температура на выходе из парогенератора не менялась. Это говорит о том, что в пределах работы проектной защиты АЗ (и только в пределах!) по снижению уровня в ПГ (-650 от L ном) и блоки­ровок по уровню воды (-500 от L ном откл. ГЦН) теплообменный пучок и коллекторы теплоносителя в пределах перфорированной части находятся в зоне уверенного охлаждения водой с равномерной температурой.

В период ввода в эксплуатацию 1-го блока Хмельницкой АЭС проведен комплекс тем­пературных измерений в течение регламентных динамических испытаний блока (ре­жимы отключения ГЦН, сбросы нагрузки реактора и турбины, отключения турбопи-тательного насоса). Наибольшие зафиксированные изменения температуры воды в указанных режимах не превышали 10 градусов С. При срабатывании аварийной за­щиты реактора (нагрузка блока 90%) зафиксировано изменение температуры воды в парогенераторах на 16 градусов С.

На основании измерений оказалось возможным сделать следующие выводы: в ста­ционарных режимах работы энергоблоков температура воды парогенератора, омы­вающей коллектора, является постоянной и равной ts при номинальном давлении, в переходных режимах температура воды меняется в соответствии с изменением дав­ления и также равна ts при соответствующем давлении; принятые в проекте защиты и блокировки по уровню воды обеспечивают температурный режим работы коллек­торов в пределах проектных алгоритмов; смешение холодной питательной воды с температурой 220 или 165 градусов С c водой парогенератора происходит полнос­тью на расстоянии 30 мм от места ее выхода из раздаточных сопел питательных труб; максимальная разница температуры по периметру выходного коллектора по перво­му контуру составляет 7 градусов С; температурных пульсаций в коллекторе не обна­ружено.

Указанное свидетельствовало, что температурный режим напрямую не являлся при­чиной повреждения холодных коллекторов.

Высказывались предположения о возможности гидродинамических воздействий ГЦН на холодный коллектор, в частности, гидроударов при его отключениях. Аналити­ческие исследования и непосредственные измерения на ряде АЭС не подтвердили наличия гидроударов. Давление на всасе и напоре ГЦН при пуске и останове (при­мерно на 5-6 кгс/см²) изменяется плавно в течение, примерно, 0,5-1 мин.

Водно-химический режим

Если оценивать время работы парогенераторов до повреждения, то бросается в гла­за тот факт, что время службы изготовленных по единой технологии теплопередаю-щих трубок и коллекторов ПГ имеет значительный разброс: от 7 до 59 тысяч часов, что скорее всего определяется химическим фактором. Эксплуатация оборудования в условиях ухудшенного водного режима, при наличии коррозионно активных при­месей значительно снижает рабочий ресурс оборудования.

Таким образом, в деле повышения надежности парогенераторов очень важным мо­ментом является снижение "солевой нагрузки" на конструкционные элементы ПГ. Исследования, проведенные на Нововоронежской и Хмельницкой АЭС, подтвердили ранее высказываемые предположения об образовании зон повышенного солесо-держания в объеме парогенератора по сравнению с величиной солесодержания ус­редненной продувки. Характер распределения зон, как показали испытания, не за­висел от величины продувки и имел ярко выраженный "горб" в районе горячего коллектора. Причем, при номинальной нагрузке концентрация примесей у "горяче­го" коллектора в шесть раз превышала их концентрацию в "холодном" торце пароге­нератора.

Эти испытания показали, что штатный режим продувки парогенераторов позволяет поддерживать величину нормируемого содержания солей в продувочной воде при соответствующих нормам показателях питательной воды, но при этом концентрации примесей в отдельных зонах водяного объема могут превосходить допустимые вели­чины, что с учетом процессов упаривания в щелях и зазорах создает благоприятные условия для активизации коррозионных процессов.

В связи с этим проектной организацией (ОКБ "Гидропресс") были выданы рекомен­дации по модернизации внутрикорпусных устройств ПГВ-1000(М) и изменения схе­мы продувки. Указанная модернизация заключалась в изменении схем водопита-ния, продувки и перераспределения циркуляции в объеме парогенераторов. Глав­ной целью модернизации являлось удаление зон повышенного солесодержания от коллекторов теплоносителя путем перераспределения питательной воды по длине парогенератора и образования в "холодном" торце ПГВ (вблизи днища) так называ­емого "солевого отсека", из которого организована непрерывная продувка котло­вой воды с наибольшей концентрацией растворенных примесей.

Дата добавления: 2015-04-24