Й) два штуцери воздушников колекторів 1 контура, Dy 10; два штуцери воздушников 2 контури, Dy 20(заглушені); два штуцери індикатора рівня системи куп, 20.

Опис конструкції ПГ

1.7.1 Призначення, характеристика і короткий опис устаткування

Парогенератори, будучи складовою частиною головних циркуляційних петель реакторної установки, розміщені в боксі ПГ герметичної оболонки і призначені для:

1) здійснення тепловідвіда від теплоносія 1 контура водою 2 контури;

2) генерування насиченої пари в режимах нормальної експлуатації РУ.

Парогенератор ПГВ-1000 - горизонтальний, однокорпусною із зануреною поверхнею теплообміну з горизонтально розташованих труб, з вбудованими паросепарационнимі пристроями, системою роздачі живильної води, паровим колектором з погружним дірчастим листом, системою роздачі аварійної живильної води. ПГ складається з наступних основних елементів:

а) корпуси;

б) теплопередаючої поверхні і колекторів 1 контура;

в) пристрою сепарації;

г) пристрої роздачі основної живильної води;

д) пристрої роздачі аварійної живильної води;

е) пристрої вирівнювання парового навантаження;

є) парового колектора;

ж) опорних конструкцій;

з) зрівняльних судин;

й) гидроамортізаторов.

Корпус спроектований і виготовлений для роботи в умовах надмірного тиску і температури теплоносія 2 контури. Корпус ПГ призначений для розміщення внутрішньокорпусних пристроїв, трубного пучка з колекторами 1контура. Корпус ПГ є зварна циліндрова судина з внутрішнім діаметром 4000 мм і товщиною стінок 145 мм, що складається з кованих обичайок, штампованих еліптичних днищ, кованих патрубків і люків. Товщина стінок елементів корпусу розрахована з урахуванням надбавки на корозію на проектний термін служби корпусу.

Матеріал корпусу - легована сталь 10ГН2МФ. На корпусі є:

а) два люки для огляду і обслуговування колекторів 1 контура Dy 800;

б) два люки для огляду і обслуговування внутрішньокорпусних пристроїв з боку 2 контура, Dy 500;

в) десять патрубків для відведення пари, Dy 200;

г) один патрубок для підведення живильної води, Dy 400;

д) два патрубки для підведення аварійної живильної води, Dy 100 (один з двох патрубків заглушений);

е) один патрубок для дренажу котельної води, Dy 100;

є) два штуцери для відведення котельної води в лінію періодичного продування, Dy 800;

ж) чотири штуцери (на колекторах ПГ) для відведення котельної води в лінію періодичного продування, Dy 20;

з) два штуцери для відведення котельної води в лінію безперервного продування, Dy 20;

и) двадцять два штуцери для приєднання зрівняльних судин і імпульсних ліній СИТ, Dy 20;

і) два патрубки для зварки з колекторами 1контура, Dy 1200;

ї) два штуцери контролю щільності фланцевих з'єднань по 1 контуру, Dy15 і чотири штуцери контролю щільності фланцевих з'єднань по 2 контуру, Dy 10;

Й) два штуцери воздушников колекторів 1 контура, Dy 10; два штуцери воздушников 2 контури, Dy 20(заглушені); два штуцери індикатора рівня системи КУП, 20.

На паровому колекторі ПГ є два штуцери воздушников 2 контури, Dy10. Теплопередаюча поверхня складається з 11000 трубок Ø 16×1,5 мм, колекторів пристроїв кріплення труб.

Теплообмінні труби, гнуті в U-образні змійовики, ськомпоновани в трубний пучок. Розташування труб в пучку шахове, з кроком по висоті пучка 19 мм, по ширині 23 мм. Змійовики ськомпоновани в два U-образні пучки, що мають по 3 вертикальних коридору для забезпечення організованої гідродинаміки циркулюючої котельної води.

Кінці змійовиків закладаються в стінки колекторів теплоносія шляхом обварювання їх торців з антикорозійним покриттям внутрішніх порожнин аргоново-дуговою зваркою і подальшим гідравлічним вальцюванням на всю глибину закладення в колектор. Змійовики дистанціонуються в трубному пучку спеціальними елементами, які у свою чергу закріплюються в опорних конструкціях, розташованих на корпусі ПГ. Дистанціонуючі елементи є хвилеподібні смуги у поєднанні з проміжними, плоскими планками.

Колектори 1 контура призначені для роздачі і збору теплоносія 1 контура в теплообмінні труби. Кожен колектор має:

1) перехідне кільце Dy-850 для входу (виходу) теплоносія 1 контура і з'єднання з ГЦТ;

2) два штуцери Dy-20 для періодичного продування;

Два контури Dy-10 для воздушника і контролю щільності фланцевого роз'єму 1контура (штуцера виведені на корпус ПГ).

У верхній частині колектора 1 контура мають фланцевий роз'єм Dy-500. Роз'єм забезпечений плоскою кришкою, при знятті якої оглядається і ремонт зварних з'єднань приварювання теплообмінних труб до внутрішньої поверхні колектора (до блокуючого шару). З боку 1 контура кришки колектора мають так звані «витіснювачі», службовці для обмеження витрати течі теплоносія з першого в другий контур при обриві фланцевого з'єднання кришки Dy-500. «Витіснювач» є циліндром діаметром 492 мм, заввишки 100 мм і товщиною стінки 10 мм, виготовлений із сталі 08Х18Н10Т і приварений до поверхні кришки колектора з боку 1 контура. Для виключення завоздушиванія колектора при заповненні 1 контура на «витіснювачі» виконана проточка шириною 56 мм по всій його довжині.

Колектори 1 контура виконані з легованої сталі мазкі 10ГН2МФА. Внутрішня поверхня колекторів, включаючи кришки фланцевих роз'ємів, покрита антикорозійним наплавленням з хромоникельовой аустенітной сталі марки 08Х18Н10Т.

Пристрої репарацій складаються з пакетів жалюзі хвилястої форми. Конструкція пакету включає встановлений за жалюзі порової дірчастий лист. Пакети розташовані під кутом 26е до вертикалі в паровому об'ємі ПГ на висоті 750 мм від погружного дірчастого листа. Жалюзі хвилеподібного профілю виконані із сталі мазкі 08Х18Н10Т. паровий дірчастий лист призначений для вирівнювання поля швидкостей пари.

Пристрій підведення і роздачі основної живильної води складається з колектора Dy-250, проходящего уподовж ПГ і сполученого з патрубком живильної води Dy-400 на корпусі ПГ. До колектора Dy-250 приєднано 15 роздаючих колекторів Dy-80, що мають по своїй довжині трубки Dy-20 для виходу живильної води у верхній частині трубного пучка під зануреним дірчастим листом.

У парогенераторах енергоблоків 1 та 6, використовується модернізована система водоживлення і продування, при якій живильна вода подається на трубний пучок, розташований з боку «гарячого» днища, через 10 роздаючих колекторів, а на трубний пучок, розташований з боку «холодного» днища, через 5 роздаючих колекторів Dy-80.

Примітка: до модернізації живильна вода подавалася на «гарячу» сторону трубного пучка ПГ через 16 роздаючих колекторів Dy-80.

Модернізація системи водоживлення і продування ПГ забезпечила істотне зниження концентрації корозійний-активних домішок у воді 2 контури в зоні «гарячого» і холодного колекторів і поліпшення водний - хімічного режиму ПГ за рахунок:

- перерозподіли потоків живильної води на трубний пучок: 67% на сторону «гарячого» днища, 33% на сторону холодного днища;

- організація «сольового» відсіку з боку «холодного» днища, з якого ведеться безперервне продування через 2 запасних патрубка Dy-20 на корпусі ПГ;

Матеріал пристрою підведення живильної води-конструкционная вуглецева сталь 20, матеріал пристрою роздачі живильної води - неіржавіючий кульгавий - нікелева аустенітная сталь 08х18н10т.

Пристрої роздачі аварійної живильної води складається з колектора Dy150 і роздаючих труб Dy80, що мають по своїй довжині отвору для виходу води. Колектор розміщений в паровому просторі ПГ.

Паровий колектор ПГ призначений для збору сепарованої насиченої пари і подачі його в паропровід. Матеріал парового колектора - сталь 20.

Ущільнення всіх фланцевих з'єднань:

1) колекторів 1 контура;

2) колекторів 2 контура;

Люків лазів по стороні 2 контури здійснюється нікелевими прокладками, які укладаються в спеціальні розточування на стикуємих поверхнях фланцевих з'єднань.

У просторах (МПП) між прокладок ущільнень контролюється тиск теплоносія для визначення нещільних прокладок люків ПГ. Контроль за тиском в МПП здійснюється як в процесі розігрівання і розхолоджування, так і в процесі роботи ПГ.

На кожному ПГ встановлюються чотири однокамерні зрівняльні судини з діапазоном вимірювання рівня котельної води ПГ від нуля до чотирьох метрів і три двокамерних з діапазоном вимірювань рівня від нуля до одного метра.

Кожен ПГ розкріплює 8-у гидроамортізаторами до заставам в стінах боксу ПГ, призначеними для сприйняття сейсмічних дій на ПГ, що діють в горизонтальній площині. Спільно з механічною системою опор, система гідроамортізаторів допускає переміщення ПГ при термічних переміщеннях трубопроводу.

Опис технологічної схеми

Вироблення насиченої пари в режимах нормальної експлуатації засноване на передачі тепловій енергії від теплоносія 1-го контура котельній воді ПГ, внаслідок чого котельна ПГ перетворюється на насичену пару і по паропроводу передається в ТЕ блоку. На енергоблоках з реакторами ВВЕР-1000 встановлено 4 парогенератори. Режим роботи кожного з них ідентичні, тому подальший опис технологічної схеми приведений для одного парогенератора.

Вода 1-го контура входить в ПГ, проходить по теплообмінних трубках, віддаючи своє тепло котельній воді, повертається на реакторну установку. Котельна вода ПГ, омиваючи теплообмінні трубки, нагрівається, скипає і перетворюється на насичену пару. Насичена пара виходить з парогенератора, збирається в паровий колектор і далі по паропроводу передається в турбінне відділення.

На паропроводі встановлений БЗОК (швидкодіючий захисний-відсічною клапан), призначений для відсікання паропроводу і парогенератора від ТЕ в аварійних режимах. На паропроводі до БЗОК встановлено поодинці БРУ-А і по два ПК ПГ.

1.7.3 Взаємодія з іншими системами

Для роботи системи УВ в режимах нормальної експлуатації і в режимах пов'язаними з різними порушеннями в роботі устаткування блоку, дана система взаємодіє з:

- системою головних циркуляційних трубопроводів 1 контура, що підводять і відвідних гріюче середовище до парогенераторів;

- системою гострої пари, що приймає пару від ПГ для подальшого його використання на турбоустановці;

- системою продування ПГ, що забезпечує підтримку водний-хімічного режиму котельної води і що дозволяє проводити оперативний контроль за якістю котельної води ПГ;

- системою живильної води ПГ, що забезпечує заповнення котельної води і підтримку номінального рівня в ПГ;

- системою аварійної живильної води ПГ призначеною для подачі ХОВ на ПГ в режимах з повним припиненням подачі живильної води.

 

Таблиця 1.7 - Технічні дані ПГВ-1000

 

Найменування параметра	Значення і відхилення, що допускається
Теплова потужність, Мвт	750+53
Пароутворення, т/ч	1470+103
Тиск пари, що генерується, кгс/см^2	64±2
Температура пари, що генерується, ^оС	278±2
Температура живильної води, ^оС	220±5
Температура живильної води при відключеному ПВД, ^оС	164±4

Продовження таблиці 1.7

 

Температура аварійної живильної води, ^оС	Від 5 до 40
Тиск теплоносія 1 контура на вході в ПГ, кгс/см^2	160±3
Температура теплоносія 1 контура ^оС на вході: на виході:	320±3,5 289±2
Номінальний рівень котельної води (робота на МКУ і на енергетичних рівнях потужності), мм по 1-но метровому рівнеміру по 4-х метровому рівнеміру на «холодному» торці ПГ на «гарячому» торці ПГ	Блоки 1…4 від 220 до 320 Блоки 5…6 від 270до320 2250±50 2100±50
Опір ПГ по 1 контуру при роботі 4-х ГЦН, не більш, кгс/см^2	1,25
Опір ПГ по паровому тракту при номінальному	1,10
Вологість пари на виході з ПГ, %	0,2
Витрата продувної води окремо ПГ, т/ч по 2-у контуру безперервне продування періодичне продування	Не меншого 7,5 Не меншого 14,5

Продовження таблиці 1.7

 

Розрахунковий тиск теплоносія по, кгс/см^2 1 контуру 2 контуру
Розрахункова температура теплоносія, ^оС по 1 контуру по 2 контуру,
Температура стінки елементів 1 і 2 контурів при проведенні гидровипробувань не менше, ^оС
Тиск гидровипробувань на міцність по 1 контуру, кгс/см^2	250-2
Тиск гидровипробувань на міцність по 2 контуру, кгс/см^2	110±1
Місткість Пг, м^3 по 1 контуру по 2 контуру	23,4 124,6

ПГ проводить суху насичену пару при тиску пари 10кгс/смб. вологість пари не більше 0,2 на виході з ПГ забезпечується:

1) при рівні потужності РУ від 95 до 100% Nном і номінальному рівні котельної води в ПГ при відхиленні рівня (по 1-но метровому рівнеміру), що допускається, не більш ± 50 мм;

2) при рівні потужності РУ від нуля до 95% Nном і номінальному рівні котельної води в ПГ при відхиленні рівня, що допускається (по 1-но метровому рівнемір) ± 150 мм.

 

 

Рисунок 1.4 - Технологічна схема парогенераторів

 

2 ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНА ЧАСТИНА

Реконструкція ПГ

Оскільки реконструкції ПГ тільки плануються до виконання, ми розглянемо на прикладі 1 і 2 блоки Калінінської АЕС.

На Калінінській АЕС експлуатуються 2 блоки типа ВВЕР-1000, які оснащені парогенераторами ПГВ-1000. Проектний термін служби парогенераторів складає 30 років, напрацювання парогенераторів блоку 1 склала більше 110000 годин, напрацювання парогенераторів блоку 2 склала 100000 годин, таким чином, парогенератори блоку 1 і 2 Калінінської АЕС відпрацювали половину проектного ресурсу. Для забезпечення проектного напрацювання парогенераторів на Калінінській АЕС проводиться комплекс реконструктивних робіт.

Реакторна установка блоків 1 і 2 оснащена парогенераторами ПГВ-1000, які виготовлені на заводі імені Орджонікідзе в 1980-1982г. З моменту пуску блоку в 1984г. по теперішній час напрацювання парогенераторів 110000 годин на блоці 1 і близько 100000 годин на парогенераторах блоку 2. Парогенератори ПГВ-1000 мали своїм прототипом парогенератори, що застосовувалися на ВВЕР-440, які показали себе в експлуатації як стійка і маневрена конструкція. Тому при проектуванні ПГВ-1000 основні конструктивні рішення були запозичені у парогенераторів цієї серії. Оскільки парогенератори Калінінської АЕС практично були головними зразками (разом з ПГ НВАЕС і ЮУАЕС), то в процесі їх експлуатації виникли проблеми, які не повною мірою були вирішені на стадії проектування. Оскільки ПГВ-1000 несуть набагато інтенсивніші теплові навантаження, ніж ПГ ВВЕР-440, потрібно було вносити до конструкції і режимів роботи ПГ істотні зміни. За період експлуатації на парогенераторах і їх обв'язуванні проведений комплекс реконструктивних робіт, який дозволив зняти значну частину проблем. Також значний вплив на режими експлуатації ПГ надав проведення пуско-налагоджувальних робіт, особливо наладки режимів, пов'язаних з системою водоживлення парогенераторів. Оскільки основна живильна вода подається в ПГ за допомогою двох турбопитательних насосів (ТПН), то природно виникла необхідність у відробітку перехідних процесів, пов'язаних з відключенням одного з двох працюючих ТПН. Сукупність перехідних процесів на першому і другому контурі вимагала забезпечення відповідності швидкостей розвантаження 1 і 2 контури і збереження номінального рівня в ПГ.

Проектна схема водоживлення і продування парогенераторів ПГВ-1000 передбачала роздачу живильної води під ПДЛ на «гарячу» сторону теплообмінного пучка без урахування теплових навантажень по довжині теплообмінних трубок і що виникають в об'ємі котельної води парогенераторів контурів циркуляції. Значна частина живильної води (до 80%) виходила разом з циркулюючою водою на ПДЛ. Тому про перетікання власне живильної води по довжині ПГ у зв'язку з нерівномірним її розподілом можна говорити вельми умовно. Максимальне паротворення відбувається поблизу гарячого колектора, в теж час витрата живильної води в цю зону недостатня для компенсації випару. Небаланс витрати пари і живильної води (а також постійний викид пароводяної суміші з цієї зони) заповнюється за рахунок перетікання води з сусідніх зон. У свою чергу, вода, що йде з цих зон, заповнюється на холодній половині ПГ в основному надмірною по відношенню до паровиробництва живильною водою, а на гарячій половині значною мірою за рахунок води, викинутої з гарячого зливного каналу ПДЛ. З досліджень ОКБ ГП відоме, що в парогенераторі імовірно є три контури руху циркулюючої води:

1) частина води рухається під ПДЛ в нижній частині каналів між пакетами;

2) до неї додається вода що вийшла на ПДЛ через його отвори і що зливається переважно в холодний зливний канал ПДЛ між закраїною і корпусом ПГ (що бере участь в «поперечній» циркуляції з «гарячого» боку на «холодний»);

Першим етапом реконструктивних робіт була реконструкція системи продування ПГ. Були проведені роботи по забезпеченню можливості регулювання витрат по лініях продування, ефективному продуванні «кишень» ПГ.

Була реалізована схема двухступеневого дроселювання, що дозволило здійснювати регулювання витрат по лініях продування і виключити шайби малого діаметру, що в сукупності із заміною частини трубопроводів продування на неіржавіючі зняло проблему появи свищів за дросельними шайбами.

З'явилася можливість контрольованого роздільного продування торців і «кишень» ПГ. З'явилася можливість ведення продування із зони «сольового» мішка (при періодичному продуванні «кишень»). Додатково лінії продування були оснащені замочною арматурою і системою подачі стислого повітря, які дозволили відновлювати прохідність штуцерів продування ПГ. На нашу думку якраз ці роботи дозволили понизити солевміст в районі клину «холодного» колектора, що в сукупності з «разневолюванням» колекторів дозволило Калінінської АЕС уникнути розтріскування «холодних» колекторів ПГ (випадок корозійного розтріскування «гарячого» колектора ПГ НВАЕС показав, що сталь 10гн2мф дійсно схильна до даного виду корозії при сприяючих чинниках). Таким чином, шляхом реконструктивних робіт вдалося декілька стабілізувати корозійний стан ПГ, але повністю зупинити процес виходу з ладу теплообмінних трубок не вдалося.

З 1986г. на АЕС, оснащених ПГВ-1000(ПГВ-1000М), почався процес виходу з ладу «холодних» колекторів ПГ. Концерном «Росенергоатом» спільно з Генеральним конструктором був розроблений комплекс заходів по усуненню причин виходу з ладу ПГ. Було запропоновано провести «разневолювання» колекторів ПГ і їх низькотемпературну обробку (НТО).

На Калінінській АЕС були послідовно проведені «розневолювання», яке полягало в проведенні робіт по збільшенню зазору між горловиною колектора 1 контуру і люком 2 контуру до 7 мм, оскільки при меншому зазорі відбувався процес «затискання» колектора 1 до. при розігріванні, що вело до появи в металі колекторів значної напруги, що провокує появу в перфорованій частині колектора тріщин, і двічі проведені низькотемпературні обробки кожного ПГ, що, ймовірно, збільшило ресурс колекторів парогенераторів.

 

 

 

Рисунок 2.2 - Колектор першого контура: 1 – витискач; 2- Місце "разневолювання" колекторів першого контура

 

Також був запропонований варіант реконструкції системи водоживлення і продування ПГ з організацією «сольового» відсіку, який пройшов комплекс випробувальних і налагоджувальних процедур на споріднених АЕС. З урахуванням процесу виходу з ладу теплообмінних трубок, що продовжувався, на ПГ Калінінської АЕС, керівництвом Калінінської АЕС було ухвалено рішення про початок реконструктивних робіт, хоча деякі ухвалені конструктивні рішення суперечили накопиченому Калінінської АЕС досвіду. Реалізація проекту проводилася на Калінінської АЕС спочатку на двох ПГ, що дозволило накопичити досвід експлуатації реконструйованих ПГ до реконструкції решти ПГ. Причому вже при первинній реконструкції були внесені зміни в проект в частині шайбування ліній продування торців ПГ, де були встановлені шайби діаметром 18 мм замість 6 мм за первинним проектом. Були розроблені регламенти продування, що дозволяють підтримувати ВХР в «сольовому» відсіку в рамках існуючих норм на «торці+кишені», контроль за ВХР «сольових» відсіків вівся щомісячно, (що не передбачалося проектом) разом з контролем «торців+кишень». При реконструктивних роботах було виконано:

1) заглушено 5 колекторів роздачі основної живильної води в «холодному» торці ПГ;

2) встановлена перегородка над і під ПДЛ;

3) у «гарячому» торці на ПДЛ прокладено додатково 4 колектори роздачі живильної води;

4) один з колекторів роздачі живильної води виведений на ПДЛ і розгорнений у бік «холодного» колектора;

5) об'єднані лінії продування «кишень» і торців ПГ;

В результаті в «гарячому» торці ПГ виник надлишок живильної води по відношенню до його паровиробництва (близько 200 т/час при номінальному навантаженні) і виник її дефіцит в «холодному» торці, з якого і зроблений вузол виведення продування «сольового» відсіку, який утворюється завдяки перетіканню в район дефіциту живильної води котельної води з інших зон ПГ.

За даними ОКБ ГП при такому варіанті водоживлення характерний розподіл солей в ПГ змінився, а зона максимального солевмісту змістилася в «холодний» торець ПГ. Але проведені на Калінінській АЕС теплохімічні і випробування сепарацій не підтвердили цих даних, а також виявили цілий комплекс проблем, які довелося вирішувати:

1) після проведення реконструктивних робіт виникла необхідність модернізації системи вимірювання рівня у зв'язку з підвищенням рівня в «гарячому» торці ПГ і появою залежності свідчень зрівняльних судин в «гарячому» торці ПГ від витрати і температури живильної води;

З'явилася серйозна різниця в свідченнях ВУС в «гарячому» і «холодному» торці ПГ. ВУС в різних торцях ПГ і ВУС з різною базою по-різному поводилися в перехідних режимах. Проектна схема вимірювання рівня в ПГ побудована на двох типах зрівняльних судин (ВУС). Однокамерні ВУС з базою 4000 мм і двокамерні ВУС з базою 630 мм (1000мм). При такій побудові системи вимірювання рівня вимірюється масовий рівень, який прямо залежить від локальної щільності води (пароводяній суміші) в ПГ в зонах врізання імпульсних ліній рівнемірів. Після реконструкції системи водоживлення і продування щільність пароводяної суміші за об'ємом ПГ серйозно змінилася. Проблему вдалося вирішити повністю за допомогою послідовних реконструктивних робіт. В даний час всі рівнеміри з однією базою мають однакові свідчення, які однозначно коливаються з свідченнями рівнемірів з іншими базами вимірювань. У перехідних режимах поведінка всіх рівнемірів ПГ ідентично.

Характеристики сепарацій ПГ після реконструкції водоживлення значно погіршали, що показав ряд випробувань сепарацій на Калінінській АЕС. Для відновлення проектних характеристик були проведені роботи по закриттю зазору між ПДЛ і корпусом ПГ з «гарячого» боку, а в ППР = 98,99 на блоці 1 виконані додаткова реконструкція колекторів роздачі живильної води, яка практично зняла проблему відновлення проектних характеристик сепарацій ПГ.

Невдале розташування додаткових колекторів роздачі живильної води в ПГ (прокладених при реконструкції системи водоживлення по ПДЛ) привело до появи гідроударів в живильному трубопроводі в перехідних і пускових режимах, виходу з ладу зворотних клапанів на трубопроводах подачі в ПГ основної живильної води. Усунути це явище вдалося тільки шляхом додаткової реконструкції колекторів роздачі живильної води із закладом всіх колекторів під ПДЛ.

Проектна схема модернізації продування ПГ виконана без урахування конструктивних особливостей ПГ і реальних можливостей системи спецводоотчистки продувочної води. В результаті експлуатації виникли наступні проблеми:

1) неможливість забезпечити достатню витрату для ефективного виведення солей з «сольового» відсіку ПГ;

2) локальне скупчення шламу між 2-4 дистанціонуючими гратами «гарячого» опускного каналу ПГ;

3) «забиття» штуцерів продування ПГ шламом;

Для вирішення цих проблем на Калінінської АЕС були проведені ряд додаткових реконструктивних робіт на системі продування ПГ. Вузлах виведення продування з ПГ, врізані додаткові штуцера продування, реконструйована система роздачі живильної води, проведений ряд реконструктивних робіт на системі продування ПГ з впровадженням нового типу дросельний-регулюючих пристроїв, розроблені нові регламенти продування (регламенти продування ПГ до досягнення блоком потужності 15 відсотків від номінальної, регламент продування ПГ при потужності блоку вище 15 відсотків від номінальної, регламент продування ПГ при занедбаності іонообмінної смоли від БОУ, регламент дренування ПГ в ППР з очищенням зон ПГ що слабо продуваються при роботі на потужності), проведена повна автоматизація процесів ведення режимів періодичного продування ПГ. Парогенератори блоків 1 і 2 були оснащені пробовідбором з різних зон ПГ, які дозволили вивчити розподіл солей в ПГ при різних режимах продування парогенераторів. Сукупність виконаних робіт дозволила усунути проектні недоліки.

Огляди ПГ в ППР і токовіхревої контролі теплообмінних трубок показали повну відсутність шламу на днищі і в районі 2-4 грати, повна відсутність неелектропровідних відкладень по всій глибині трубного пучка, локальні електропровідні відкладення виявляються лише на декількох десятках трубок кожного ПГ (навіть при практично 100 % контролі трубчатки). Питома забрудненість теплообмінних трубок 1 ПГ-3, на якому повністю реалізований весь комплекс робіт, знизилася (без проведення хімічних відмивань) за два роки в 8 разів. Питома забрудненість парогенераторів блоку 2 також знижується.

Серйозною проблемою експлуатації ПГ після модернізації водоживлення і продування стала проблема проведення хімічних відмивань ПГ, оскільки наявність локальних зон скупчення шламу і відкладень не дозволяли використовувати традиційні методи, викладені в інструкції ПГ (ОКБ ГП). Були два шляхи вирішення проблеми:

1) посилення реагентної дії із зниженням ph розчину;

Перший шлях Калінінської АЕС був, знехтуваний відразу, оскільки він міг спровокувати масовий вихід з ладу теплообмінних трубок ПГ і корозійне розтріскування колекторів і корпусу ПГ. На Калінінської АЕС вдалося створити установку і регламент хімічного відмивання, які дозволили без посилення реагентного складу відмивати парогенератори ефективніше.

Горячее днище (торец)

Холодное днище (торец)

 

Рисунок 2.3 - Схема модернізованої системи водоживлення ПГВ-1000

 

Всі ці заходи проводять для того, щоб устаткування АЕС в цілому, і парогенератор зокрема, прослужив довше, і без капремонтів. Найосновніше те, що грошові витрати на зміст ПГ стануть менші, оскільки промивка парогенератора проводиться 1 раз на 4 роки (цей термін встановлений Ген. Проектувальником ОКБ «Гідропрес» (м. Москва)), а витрати на одне продування складають 400-600 тис. гривень, а витрати на реконструкцію складуть 9 млн. гривень.

 

На п'ятьох атомних електростанціях Україні експлуатуються двоконтурні енергоблоки з реакторами ВВЕР-1000 і парогенераторами ПГВ-1000. Устаткування реакторного відділення виконане в Росії в 80-і роки минулого століття. Причому, реакторі й ПГ Южно-Української АЕС, поряд з устаткуванням Калінінської АЄС Росії, булі головними зразками встаткування даної потужності. Проектній рядків експлуатації основного встаткування був встановлень в 30 років. Однак до теперішнього часу віробіток ресурсу більшості ПГВ-1000 наближається до граничного. Виробіток ресурсу встаткування АЕС і неминучий вивід з експлуатації встаткування пиловугільних ТЕС, що достигнули граничного фізичного й морального зношування може привести до зниження загального резерву потужностей енергетики Україні до небезпечного рівня. Тому розробка заходів, спрямованих на підвищення безпечної й надійної роботі основного встаткування АЕС і продовження рядок експлуатації понад проектний є актуальнім завданням.

Досвід експлуатації із ВВЕР-1000 в Україні, Росії, Болгарії показавши, що основна причина позапланових остановів і зниження економічності блоку порушення режиму роботі ПГ.

Парогенератор - найважливіша ділянка технологічної схемі АЄС і вузол перетинання двох контурів. У ПГ забезпечується передача теплоті, що виділяється в ядерному реакторі й сприйнята робітничим середовищем першого контуру, робочому тілу іншого контуру, енергія якого використується в паротурбінній установці.

Основні частини парогенератора: корпус із патрубками підведення води, відводу парі й виводу продування іншого контуру, розміщені усередині корпуси системі роздачі живильної води й сепарації парі, пучок теплообмінних трубок (трубна решітка), приєднана до колекторів підвода й відводу теплоносія (робочого середовища першого контуру), дистанциніруючі елементи трубної решітки.

Надійність й ефективність роботі ПГ, як і будь-якого теплообмінного прибудую залежіть від властивостей використаних матеріалів, конструктивного рішення й водно-хімічного режиму експлуатації. Тому для продовження рядок експлуатації блоку понад проектний можливі два шляхи: удосконалення конструкції ПГ й оптимізація водно-хімічного режиму іншого контуру.

Парогенераторі ПГВ-1000, виготовлені котельнім заводом ім. Орджонікідзе, м. Подольськ (у цей час ВАТИ ЗІО), ставляться до іншого покоління ПГ. Основні конструкційні рішення по виконанню й розміщенню трубної системі теплоносія, систем подачі живильної води, продування й сепарації парі виконані аналогічно успішно працюючим ПГ першого покоління (що працювали із ВВЕР-210 -365, -440).

Однак у зв'язку зі збільшенням теплової потужності й обмеження з розумів транспортування розмірів корпусу, у ПГВ-1000 приблизно вдвічі зросли робочі паронавантаження дзеркала випару й парового обсягу й, як наслідок, погіршилися умові гравітаційної сепарації.

Для вирівнювання швидкостей підйому парі по довжіні ПГ, що забезпечує зниження викиду пароводяної суміші в паровій обсяг, у водяному обсязі був передбаченій заглибній дірчастій лист (ЗДЛ) із закраїнами, а для зниження вологості парі - жалюзійній сепаратор.

Схема із ЗДЛ була теоретично й експериментально розроблена в ЦКТІ ім. І. В. Ползунова в 1938 р. стосовно до суднових парових котлів і не припускала використання жалюзійного сепаратора. У стаціонарних барабанних казанах вона успішно використалася ОРГРЕС, причому для забезпечення рівномірного відбору парі уздовж барабана застосовувався стельовій пароприємний щит.

У ході досліджень, виконаних на Калінінської АЄС, було з'ясовано, що більша частина дефектів теплообмінніх трубок з’явилася у верхніх рядах (у районах, що прилягають до «гарячого» колектору ПГ) і приблизно третина дефектів у самих нижніх рядах. Імовірною причиною появі дефектів у верхніх рядах з’явилася корозія під дистанціонуючий решіткою по механізму міжкристалевого розтріскування, а дефекті в нижніх рядах булі викликані багатофакторною електрохімічною корозією по системі «мідь-аустенітна сталь».

Для дослідження механізму й причин утворення дефектів Національнім науковім центром «Харківський фізико-технічній інститут» булі випробувані відрізки трубної решітки, на яких булі виявлені дефекті у вигляді корозійних виразок і тріщин. Проведені мікрорентгеноспектральні дослідження показали, що у виразках утримується значна кількість міді (до 30 %), у деяких з них утримується також цинк. Заподій утворення дефектів досліджувалися на основі багатофакторного системного аналізу роботі іншого контуру.

Причина появи тріщин у колекторі - поява в металі колектора значних напруг у наслідку малого зазору між горловиною колектора першого контуру й люком іншого контуру, тобто відбувався процес «защемлення» колектора. На Калінінської АЕС послідовно проведені «разневолювання», що полягало в проведенні робіт зі збільшення зазору до 7 мм і двічі проведені низькотемпературні обробки шкірного ПГ. Цей захід імовірно, дозволити збільшити ресурс колекторів парогенераторів.

Проектна схема водоживлення й продування парогенераторів АЕС передбачала роздачу живильної води під заглибній дирчатий лист на «гарячу» сторону теплообмінного пучка без обліку теплових навантажень по довжині теплообмінних трубок і виникаючих в обсязі котлової води контурів циркуляції. При розробці ПГВ-1000 передбачалося що, у парогенераторі є три контури руху циркулюючої води.

При дослідженнях встановлено, що значна частина живильної води (до 80 %) виходила разом із циркулюючою водою на ПДЛ. При струмі живильної води по довжині ПГ у зв'язку з нерівномірнім її розподілом були невеликі. Максимальне пароутворення відбувалося поблизу гарячого колектора.

При цьому витрата живильної води в цю зону є недостатньою для компенсації випару. Небаланс витрати пари й живильної води заповнює за рахунок перетікання води із сусідніх зон. Вода, що йде з цих зон, заповнює на холодній половині ПГ в основному надлишковій стосовно паропродуктивності живильною водою, а на гарячій половини значною мірою за рахунок води, викинутої з гарячого зливального каналу ЗДЛ. Частина води рухається під ЗДЛ у ніжній частині каналів між пакетами, до неї додається вода, що вийшла на ЗДЛ через його відчини й зливається в холодний зливальний канал ЗДЛ між закраїной та корпусом ПГ (що бере долю в «поперечній» циркуляції з «гарячої» сторони на «холодну») і частина води із загальної кількості води, що вийшла на ЗДЛ, замикає «поздовжній» контур циркуляції між торцями й серединою ПГ. Поряд із центральною зоною ПГ певний дефіцит живильної води міг маті місце в торцевих зонах водяного обсягу, особливо в гарячому торці. У водяному обсязі ПГ, між колекторами теплоносія була виявлена зона, сольовміст якої значно перевищував параметри продувної води. Продування цієї зони й видалення з її відкладень шламу були малоефективні.

Утворення парі із зон з високим сольовмістом і недосконалою сепарацією приводили до підвищення сольовмісту парі й, як наслідок, порушенню роботі турбіні. Утворення шламу зніжувало теплопередачу від теплоносія до робочого тіла. Видалення відкладень шламу проводилося шляхом спеціально організованих промивань, які подовжували година простою й вимагали значних матеріальних витрат.

Для вирівнювання показників якості води усередині по довжіні ПГ і виключення застійних зон («кишень») підвищеного сольовмісту доцільно змініть систему водоживлення й продування ПГ із організацією «сольового» відсіку. А саме, зменшити кількість колекторів роздачі основної жівільної води в «холодному» торці ПГ і збільшити - в «гарячому» торці; з’єднати лінії продування «кишень» і торців ПГ.