Надійність теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру АЕС з ВВЕР

Размещено на http://www.allbest.ru/

ОДЕСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

Автореферат

дисертації на здобуття наукового ступеня доктора технічних наук

НАДІЙНІСТЬ ТЕПЛООБМІННОГО ОБЛАДНАННЯ ТА ТРУБОПРОВОДІВ ДРУГОГО КОНТУРУ АЕС З ВВЕР

Спеціальність: Теплові та ядерні енергоустановки

Кравченко Володимир Петрович

Одеса, 2007 рік



1. ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Відповідно до Національної енергетичної програми в Україні в 2010 р. має споживатися 270 млрд. кВт/год, а вироблятися - 280 млрд. кВт/год електроенергії. Виробництво може бути збільшене за рахунок будівництва нових установок, використовування нетрадиційних джерел енергії, а також підвищення надійності існуючих установок.

Актуальність теми. Одним з основних показників роботи енергоустановок є коефіцієнт використовування встановленої потужності (КВВП). Середнє значення КВВП на українських АЕС у 2005 р. дорівнювало 73,7%. Значення КВВП електростанцій економічно розвинених країн досягає 92,9%, тому очевидна пріоритетна задача вітчизняної ядерної енергетики: підвищення надійності діючих енергоблоків.

Аналіз даних про відмови обладнання АЕС показав, що перший та другий контур практично однаково впливають на недовиробіток електроенергії. Якщо підсумувати втрати при виробництві електроенергії через парогенератори (ПГ), підігрівачі високого тиску (ПВТ) і трубопроводи другого контуру, то ця величина складе 45,8% від всіх втрат на блоці.

Надійність теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру у значному ступені визначається ерозійно-корозійним зносом (ЕКЗ).

У результаті проведеного аналізу виявлено суперечність: інтенсифікація теплообміну для зменшення габаритів обладнання вимагає турбулізації потоку теплоносія, що, в свою чергу, через виникнення вихорів збільшує ЕКЗ. Ядерні енергетичні установки (ЯЕУ) для виробництва електроенергії, крім техніко-економічних показників і показників надійності, характеризуються показниками безпеки і впливу на навколишнє середовище. Урахування показників безпеки робить невизначеним вибір того чи іншого варіанта технічних рішень. При необхідності зіставлення типів ЯЕУ або технічних рішень виникає потреба в кількісному урахуванні всіх факторів. Існуючі методи не дають такої можливості.

Таким чином, можна сформулювати науково-технічну проблему: підвищення ефективності використання теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру АЕС через визначення механізму пошкоджень, шляхів їх запобігання, а також прогнозування зносу трубопроводів.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота виконувалася відповідно до “Основних положень енергетичної стратегії України до 2030 року”, плану науково дослідних робіт в ОНПУ (держбюджетна тема №382-42 “Підвищення безпеки, надійності і ефективності обладнання енергоустановок”), госпдоговірних робіт із ЗАЕС, РАЕС, ЮУАЕС: №87-35 (№Д/Р 0193U027493) і №778-35 “Експериментальні і теоретичні дослідження по підвищенню надійності роботи парогенераторів на АЕС з ВВЕР”, №1026-35 “Аналіз причин пошкоджень колекторів парогенераторів на блоках АЕС з ВВЕР і заходи щодо підвищення надійності їх роботи”, №68/891-35 і №838-35 “Підвищення надійності трубних систем підігрівачів ПВ-2500-97А”, №1168-42 (№Д/Р 0196U023179) “Збір і аналіз даних за відмовами трубопроводів АЕС України. Розробка заходів щодо підвищення надійності трубопроводів АЕС з реакторами ВВЕР”.

Мета і задачі дослідження. Метою роботи є підвищення надійності теплообмінного обладнання і трубопроводів другого контуру АЕС.

Об'єкт дослідження: процеси деградації теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру АЕС.

Предмет дослідження: ерозійно-корозійний знос змійовиків ПВТ та трубопроводів другого контуру АЕС, теплогідравлічні процеси у парогенераторах та підігрівачах високого тиску.

Методи дослідження. При розв'язанні поставлених задач використовувалися аналітичні методи дослідження, такі як математичне моделювання теплогідравлічних процесів у ПГ та ПВТ, методи математичної статистики та теорії ймовірності для обробки інформації за значеннями температури живильної води і товщинометрії змійовиків ПВТ і трубопроводів, а також метод візуального обстеження пошкоджених ділянок змійовиків ПВТ і трубопроводів, розрахунки на міцність.

Наукова новизна одержаних результатів:

- удосконалено метод зіставлення типів ядерних енергетичних установок чи технічних рішень, що враховує різницю в показниках безпеки. Зіставлення проводиться за техніко-економічним критерієм, що включає “вартісний еквівалент безпеки”, який визначається з урахуванням імовірності всіх можливих подій, імовірності опромінитися та захворіти при цьому та величини компенсації за цей ризик;

- уточнено механізм пошкодження вихідних колекторів теплоносія парогенераторів ПГВ-1000, що включає вплив нерівномірності температури по колу колектора. Це приводить до несиметричного розташування тріщин перемичок щодо клина;

- вперше доведено, що нестабільна робота ПВТ є однією з причин виникнення крізної тріщини у вихідному колекторі теплоносія ПГВ-1000;

- вперше встановлено явище вимірювання товщини стінки ультразвуковим товщиноміром спільно з відкладеннями продуктів корозії, що суперечить теорії проходження ультразвуку через шари матеріалу різної густини;

- з'ясовано механізм ЕКЗ змійовиків ПВТ і основний визначальний його чинник: завихрення потоку;

- розроблена методика збору та обробки інформації за вимірами товщини стінки трубопроводів другого контуру АЕС для аналізу і прогнозування їх стану і наукового супроводу експлуатації.

Практичне значення одержаних результатів:

- визначені причини низької надійності ПВТ на АЕС з ВВЕР, розроблені і обґрунтовані реконструкція ПВТ (з видаленням дросельної шайби і перепускної труби) і часткове їх байпасування. Це дозволить за рахунок підвищення надійності не тільки не понизити, але навіть збільшити виробництво електроенергії;

- визначено, що другим за значенням місцем розташування пошкоджених перемичок у вихідних колекторах парогенераторів ПГВ-1000 є місце закінчення закраїни. Це визначається частою зміною температури живильної води, що має місце через нестабільну роботу ПВТ;

- визначена ще одна причина пошкодження вихідних колекторів ПГВ-1000: різна температура металу по довжині кола колектора (місця входу теплообмінних трубок з “гарячої” та “холодної” половин парогенератору);

- визначена залежність зміни товщини стінки змійовиків ПВТ по висоті зон конденсації пари і охолоджування конденсату, яка показала, що найуразливішим місцем є ряди змійовиків, розташовані безпосередньо за дросельною шайбою в роздавальному колекторі;

- визначені середні швидкості зносу трубопроводів живильної води, основного конденсату, гострої пари, дренажних трубопроводів;

- обґрунтована висота ПВТ, на якій вхідні ділянки змійовиків повинні замінюватися на неіржавіючі вставки;

- виявлений факт збільшення товщини стінки змійовиків ПВТ і трубопроводів другого контуру за рахунок відкладення продуктів ЕКЗ, які сприймаються ультразвуковим товщиноміром як основний метал. При цьому під відкладеннями можливі пошкодження металу. Неконтрольоване стоншення зумовлює необхідність розробки датчиків або методів контролю, що не мають вказаного недоліку;

- розроблена методика визначення прогнозованої товщини стінки трубопроводів на основі регресійного аналізу, що дозволяє планувати ремонт і заміну окремих блоків трубопроводів;

- розроблена структура і склад параметрів бази даних за наслідками вимірів товщини стінки трубопроводів другого контуру;

- розроблені рекомендації щодо зменшення об'єму контролю стану товщини стінок змійовиків ПВТ і технологічних трубопроводів.

Особистий внесок здобувача. Механізм пошкодження колекторів парогенераторів ПГВ-1000 і змійовиків ПВТ розроблений спільно з д-ром техн. наук В.І. Бараненко. Решта наукових положень, що є в дисертації, одержані автором самостійно.

Теоретичні і натурні дослідження, розробка математичних моделей і проведення розрахунків виконані автором самостійно.

Апробація результатів дисертації проходила на конференції “Підвищення надійності і безпеки експлуатації АЕС і суднових енергетичних установок” (Севастополь, СВМІ, 1995 р.), семінарі "Використання обчислювальної техніки і математичне моделювання в прикладних наукових дослідженнях" (Одеса, ОГПУ, 1994), конференції, присвяченої 10-річчю Калінінської АЕС (Обнінськ, ІАТЕ, 1994), конференції “Молодь - ядерній енергетиці України” (Одеса, 1995), міжнародній конференції "Steam Generator Repair and Replacement: Practice and Lessons Learned" (Оstrava, Czech. Republic, 15-18 April 1996), III Мінському міжнародному форумі по тепломасообміну (20-24 травня 1996), 4-й міжнародній конференції з наукових проблем матеріалів обладнання АЕС в Санкт-Петербурзі (Росія, Центральний дослідницький інститут конструкційних матеріалів “Прометей”, 16-23 June, 1996), на III семінарі “Моделювання в прикладних наукових дослідженнях" (Одеса, 1996), Міжнародній конференції з енергетики (Токіо, 13-17 липня 1997 р.), семінарі “Інформаційні системи і технології” (Одеса, 11-12 жовтня 2005 р.).

Одержані в дисертації результати використані на Южно-Українській, Запорізькій і Рівненській АЕС в плані організації проведення вимірів товщини стінки змійовиків ПВТ і товщини трубопроводів. На підставі розроблених рекомендацій: ухвалено рішення встановлювати неіржавіючі вставки не тільки в зоні охолоджування конденсату ПВТ, але і на половині висоти зони конденсації пари, розроблені заходи для уникнення причин пошкоджень фланців парогенераторів ПГВ-440 та вихідних колекторів ПГВ-1000. Роботи виконувалися за замовленням НАЕК “Енергоатом”, Рівненської, Южно-Української і Запорізької АЕС.

Публікації.

Основні матеріали дисертації опубліковані в фахових наукових журналах і в збірках наукових праць - 21 стаття (4 статті у провідних енергетичних науково-технічних журналах Росії), з них без співавторів 10 статей, 2 статті в інших науково-технічних журналах, 8 повних текстів докладів на міжнародних і національних наукових конференціях і семінарах, а також 4 тези докладів.

Структура дисертації. Дисертація складається з вступу, шести розділів, висновків і містить 314 с. основного тексту (включаючи список використаних джерел з 266 найменувань на 26 с. та 23 с., які повністю зайняті таблицями та рисунками) і 14 додатків на 81 с.

2. ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

Вступ. У вступі наведена загальна характеристика роботи, обґрунтована актуальність теми і проблемні питання, що досліджуються в дисертації. Сформульовані мета і основні положення, що виносяться на захист, а також практичне значення роботи.

Розділ 1. Аналіз причин пошкодження підігрівачів високого тиску, парогенераторів та трубопроводів другого контура АЕС. На головному блоці АЕС з ВВЕР-1000 (5-му блоці НВАЕС) були встановлені камерні підігрівачі типу ПВ-2000-120А з трубчаткою з неіржавіючої сталі. На серійних блоках були встановлені підігрівачі ПВ-2500-97А з традиційною колекторно-спіральною конструкцією із змійовиками з вуглецевої сталі, які в ~3 рази дешевші. Досвід експлуатації показав помилковість такого рішення.

За значенням температури живильної води (tжв) можна судити про ступінь участі ПВТ у її підігріві. При tжв більше 200°С - обидві групи ПВТ ввімкнено. При tжв, близьких до 165°С, ПВТ вимкнені. Якщо tжв знаходиться між вказаними значеннями, то ввімкнена тільки одна група. Аналіз середньодобових значень tжв на блоках з ВВЕР показав (табл. 1), що найбільшу надійність мають камерні ПВТ з трубчаткою із неіржавіючої сталі. При порівнянні швидкохідних і тихохідних турбін більший час роботи з нормативною tжв мають блоки з швидкохідними турбінами К-1000-60/3000. Більшість пошкоджень ПВТ доводиться на змійовики.

Таблиця 1. - Розподіл часу роботи блоків АЕС з ВВЕР у різних інтервалах значень температури живильної води,%:

Проведений аналіз статистики пошкоджень ПВТ і пов'язаного з цим недовиробництвом електроенергії показав, що через вимикання ПВТ на кожному енергоблоці АЕС України втрачається 3,76 млн грн/рік.

Порушенням в роботі ПГ АЕС з ВВЕР-440 (ПГВ-440) були пошкодження фланцевого з'єднання колектора теплоносія (Ду 500). Ущільнення досягається за допомогою двох нікелевих прокладок 5 мм. і 20 шпильок М48. Усередині колектора знаходиться теплоносій з t = 300°С, а зовні - пара з t = 260°С. У 87,5% випадків ушкоджувалися тільки "гарячі" колектори (сталь 08Х18Н10Т). Пошкодження розташовані в основному на внутрішній стороні колектора і розвиваються з боку гнізд шпильок у бік другого контуру. Тріщини на шпильках розташовані на різьбових і гладких поверхнях. Зародження і розвиток тріщин відбувається через корозійне розтріскування під напругою, яке обумовлене сумісною дією розчинів з високим рН, що містять хлор-іони, і насиченням сталі воднем. Дослідники одностайні в корозійній природі розвитку тріщин, але для усунення причин пропонують суперечливі заходи. Тому була поставлена задача проведення перевірки характеристик міцності елементів фланцевого з'єднання.

Щодо ПГВ-1000 слід зазначити, що в Україні і Росії з 1986 по 1991 р. було замінено 35 ПГ. Причина - тріщина в перфорованій частині вихідного колектора теплоносія. Зародження тріщин у перемичках трубної дошки (метал між отворами для труб) починається, як правило, з боку другого контуру над клином колектора.

Ці пошкодження визначаються конструкційними, технологічними і експлуа-таційними чинниками. Крім того, істотно впливає водно-хімічний режим (ВХР). Руйнування перемичок має втомлювасний малоцикловий корозійно-механічний характер. Після здійснення цілого комплексу заходів руйнування колекторів припинилося, але який механізм пошкодження мав місце, чітко визначено не було.

Важливим чинником довговічності трубок є склад сталі. Оптимальна концентрація нікелю - 32…63%, хрому повинно бути більше ніж 12%, а фосфору, сірки і вуглецю - менше ніж 0,03%.

Однією з найважливіших проблем сучасної атомної енергетики є захист трубопроводів АЕС від ЕКЗ, до якої схильні практично всі елементи конденсатно-живильного тракту. До аварії на АЕС Сарі (США) в грудні 1986 р. (блок пущений в лютому 1973 р.) виміри товщини стінок трубопроводів на АЕС практично не проводилися. Ця аварія була першою крупною аварією на АЕС, яку спричинив ЕКЗ трубопроводу живильної води з вуглецевої сталі. Трубопровід 457,2 мм. був розмитий за зварним швом. За час експлуатації він жодного разу не оглядався. Після аварії був проведений огляд, що виявив необхідність заміни ще ~40 ділянок. У результаті в багатьох країнах були розроблені національні програми, направлені на підвищення надійності обладнання і трубопроводів другого контуру АЕС.

У Німеччині група фахівців на чолі з В. Кастнером (KWU) почала займатися проблемою ЕКЗ з 1973 р. Експерименти з вивчення ЕКЗ дозволили одержати розрахункову залежність для прогнозованої швидкості зносу (мм/рік), як функцію геометричного чинника, швидкості, температури, значення рН середовища, концентрації кисню, наявності в конструкційному матеріалі хрому, молібдену і міді, а також часу експлуатації елемента. Ця залежність лягла в основу розробленої комп'ютерної програми WATHEC, що дозволила розрахувати потоншення трубопроводу на Сарі.

Аналіз показав, що розрахункові значення для прямолінійних ділянок добре узгоджуються з експериментальними. Для складних ділянок результати зіставлення відрізняються більше ніж у 1,5…2,0 рази.

Аналогічні комп'ютерні програми розроблені в США (CHEC і CHECMATE). Останніми роками відповідна робота ведеться В.І. Бараненко (ВНИИАЭС, Росія). Перевагою російських програм є те, що вони ліцензовані, і на підставі результатів, одержаних за їх допомогою, можна робити остаточні висновки.

Теперішнім часом на АЕС України накопичений великий об'єм матеріалу, обробка якого дозволяє розробити комплекс заходів щодо зниження негативного впливу ЕКЗ, включаючи вдосконалення методів ультразвукової товщинометрії, коректування експлуатаційної регламентної документації, упровадження перспективного ВХР й інші заходи. Для створення програми прогнозування зносу необхідне знання характеру і закономірностей зносу на всіх наявних ділянках, по довжині і колу трубопроводів, що зумовлює обробку великої кількості вимірів і проведення додаткових вимірювань.

У результаті аналізу історії зміни ВХР на АЕС, корозійної стійкості конструкційних сталей в конденсатно-живильному тракті, розподілу продуктів ЕКЗ по тракту, а також впливу часу експлуатації на вихід продуктів ЕКЗ було наголошено, що:

- Основною метою ВХР другого контуру є забезпечення надійної роботи ПГ;

- Використовування різних ВХР другого контуру показало їх недосконалість, що виражається у виході з ладу трубок ПГ і теплообмінників;

- Нещодавно практично всі АЕС з ВВЕР і PWR експлуатувалися в гідразинно-аміачному режимі, при якому на теплообмінній поверхні і трубопроводах конденсатно-живильного тракту (КЖТ) відкладаються продукти корозії. Надійні захисні окисні плівки не утворюються. Зараз на вітчизняних АЕС після дослідної експлуатації відбувається перехід на морфоліновий режим, який добре захищає метал від стояночної корозії та добре зарекомендував себе при експлуатації;

- Відкладення по складу є оксидами заліза і міді й складаються з двох шарів: внутрішнього щільного і зовнішнього рихлого;

- Швидкість корозії Сталі 20 в трубопроводах основного конденсату дорівнює 0,17…0,31 мм./рік, на ділянці ПВТ - 0,027 мм./рік, тобто на порядок менша. З часом швидкість корозії знижується. Мінімальне значення концентрації з'єднань заліза у робочому тілі досягається на сьомому році після початку експлуатації блоку.

На підставі проведеного аналізу сформульована мета і визначені основні задачі подальшого дослідження.

Розділ 2. Методика зіставлення технічних рішень для ядерних енергетичних установок. У традиційній енергетиці існує методика вибору технічних рішень на основі порівняльної економічної ефективності капітальних вкладень. Проте можливо, що більш економічно вигідна реконструкція ЯЕУ знижує ядерну безпеку. Тоді не ясно, як провести зіставлення. Запропонована далі методика дозволяє вибрати оптимальне рішення для ЯЕУ з варіантів, що мають різні показники надійності, безпеки і дії на навколишнє середовище. В основі розв'язання поставленої задачі лежить ідея зведення всіх показників до економічних. Охарактеризуємо вказані властивості. Під заданою відпусткою розуміється плановане виробництво за вирахуванням власних потреб. Вказаний коефіцієнт близький до КВВП з тією різницею, що у КВВП у знаменнику знаходиться максимально можливе виробництво за календарний час.

Підвищення на конкретній установці може бути досягнуто за рахунок додаткових капітальних вкладень або організаційних заходів. Ефективність і доцільність цього підвищення оцінюється за економічним ефектом. Якщо має місце прибуток в результаті, наприклад, реконструкції, то дана пропозиція доцільна. Таким чином, показники надійності відображаються в техніко-економічних показниках і окремо можуть не враховуватися.

При дослідженні безпеки аналізуються ймовірні аварійні порушення, що призводять до пошкодження активної зони, а також порушення, викликані відмовами захисних і локалізуючих систем. На основі дерева подій розраховується ймовірність кінцевих станів всієї системи. Наслідки радіаційної аварії характеризуються кількістю і складом радіоактивних речовин, що потрапляють в навколишнє середовище. Таким чином, кількісні показники безпеки - це радіаційні й імовірнісні показники.

Радіаційні показники характеризують розмір збитків або наслідків, пов'язаних з радіаційним впливом на персонал, частину населення та/або навколишнє середовище. Як основа для оцінки збитку використовується очікувана колективна доза, що розраховується для персоналу АЕС і для населення. Імовірнісні показники включають:

а) станційний рівень безпеки (ймовірність пошкодження активної зони, ймовірність невиконання заданих функцій безпеки або відмови системи безпеки, інтенсивності виникнення початкових подій);

б) позастанційний ризик.

Радіаційні й імовірнісні показники, з одного боку, доповнюють один одного, з іншого - не об'єднуються в один критерій. Наявність декількох показників робить невизначеним вибір оптимального технічного рішення. До того ж в оцінках використовується ймовірність смерті людини, що спричиняє необхідність оцінювати вартість життя і викликає внутрішню незгоду. Застосування консервативних методів на ранній стадії розвитку ядерної енергетики було виправдане. Сьогодні слід розвивати точніші методи оцінки шкоди, які до того ж не гальмуватимуть розвиток нових технологій. Тому пропонується ввести єдиний критерій для зіставлення ядерно- і радіаційно-небезпечних технологій, що назвемо вартісним еквівалентом безпеки (ВЕБ).

Визначимо ВЕБ. Можливим способом урахування ризику від опромінювання може бути урахування витрат на відновлення втрати здоров'я через опромінювання. Зокрема, в результаті ділення очікуваної колективної дози на ліміт дози отримаємо кількість людей, що постраждали в результаті ліквідації аварії. При ліквідації Чорнобильської аварії такою величиною було 0,25 Зв. У принципі ця доза не повинна приводити до серйозних негативних наслідків. Проте можна припустити, що при консервативному підході після опромінювання людина може втратити працездатність. Витрати на компенсацію втрати працездатності виразяться у розмірі пенсії, що виплачується від середнього віку потерпілих до середньої тривалості життя в країні. Потрібно провести аналіз складу і кваліфікації персоналу АЕС, потім визначити середню зарплату, від якої може бути нарахована пенсія по непрацездатності. Аналогічні розрахунки слід виконати і для населення, визначаючи кількість потерпілих діленням очікуваної колективної дози для населення на ліміт дози для категорії В. Цей спосіб може бути реалізований даним часом. Технічне рішення, яке характеризується меншим значенням ВЕБ, є більш переважним з погляду безпеки.

Розділ 3. Механізм пошкодження парогенераторів. Перевірка міцності вузької частини шпильок (ХН35ВТ) фланцевого з'єднання колектору теплоносія ПГВ-440 показала, що розрахункове напруження в шпильках р = 8,522 * 106 / (1241 * 20) = 343 МПа, при тому, що припущене напруження дорівнює 258...387 МПа. Тобто діюче напруження всього лише на 12% менше припущеного значення. Іншими словами, при забезпеченні нормативної витяжки повна сила і напруга в шпильках перевищують межу текучості:

Що означає, що міцність не забезпечена.

До таких же висновків можна дійти при урахуванні теоретичного коефіцієнта концентрації напруг:

- який по рекомендаціям дорівнює 4,64. Таке велике перевищення фактичних напруг над номінальними пояснюється взаємним впливом концентрації напруг від вигину витка і загального поля напруг розтягування тіла шпильки. Значення витяжки 0,27 мм. вибрано з умов забезпечення герметичності фланцевого з'єднання. Забезпечити міцність шпильок при нормативній витяжці можна вибором іншого матеріалу або проведенням термообробки, що підвищує характеристики міцності.

Виміри, зроблені на одній з прокладок, які ущільнюють фланцеве з'єднання, показали, що різниця в товщині прокладок в перетинах, розташованих під кутом 90°, складає ~0,4 мм., що може бути викликане деформацією фланця колектора. Цей факт легко перевірити за допомогою свинцевих прокладок при демонтажі кришок колектора під час проведення ремонтних робіт.

Проаналізовані причини пошкодження вихідних колекторів теплоносія ПГВ-1000. Для аналізу впливу коливань температури живильної води (tжв) при вимиканні ПВТ на виникнення пошкоджень вихідних колекторів ПГ були проаналізовані середньодобові різниці цієї температури для тринадцяти блоків за 40,5 років. У період від пуску енергоблока до пошкодження колектора спостерігаються 80…180 коливань температури живильної води з амплітудою 16…40°С. Це має один порядок з числом циклів, що припускаються. Виникаючі при цьому термічні напруження сприяють розвитку корозійно-втомлювасних тріщин.

Коливання tжв з амплітудою°С відбувається на АЕС з тихохідними турбінами з частотою 0,5…1 раз на тиждень, на АЕС з швидкохідними турбінами і НВАЕС ці коливання мають меншу амплітуду і відбуваються 0,3…0,5 раз на тиждень.

На АЕС з швидкохідними турбінами підігрів води в ПВТ складає 44°С, тоді як для тихохідних турбін він дорівнює 61°С. Конденсат гріючої пари із СПП на швидкохідних турбінах подається безпосередньо в тракт живильної води за ПВТ. Це дозволяє мати tжв при вимиканні ПВТ вище, ніж для тихохідних турбін, яка визначається температурою в деаераторі. Тому при повному вимиканні ПВТ коливання tжв на АЕС з швидкохідними турбінами менше. Причина виходу з ладу вихідних колекторів ПГВ-1000 - принципово новий в практиці парогенераторобудування механізм пошкодження матеріалу перемичок між отворами в стінці колектора, передбачити який на момент проектування і виготовлення не уявлялося можливим. Для уточнення механізму цього руйнування було проаналізовано розташування пошкоджених перемичок на 23 замінених ПГ Нововоронізької, Балаковської, Южно-Української та Запорізької АЕС. Всі пошкоджені перемички в ПГ одної станції були відображені на одній картограмі . За цими даними було проаналізовано розташування пошкоджень на трубній дошці:

1. На "холодній" стороні розташовані 72% пошкоджених перемичок;

2. По висоті трубної дошки є два максимуми: 29,3% пошкоджень розташовані в області клина з 49-го по 56-й ряд, 15,7% пошкоджень - в області закінчення закраїни з 25-го по 32-й ряд.

Основною зоною концентрації напружень є область клина. На вхідних колекторах також є ділянка з клином, але пошкоджень перемичок на гарячому колекторі не зафіксовано. Це свідчить про те, що причина пошкоджень вихідних колекторів в області клина визначається не напругами, а термопульсаціями. На гарячій стороні генерується більша кількість пари, ніж на холодній. Отже, теплоносій, проходячи трубки гарячої половини, сильніше охолоджуватиметься. Це створює різницю температури в стінці вихідного колектору в місці входу трубок з різних половин ПГ і приводить до коливання температури стінки в різних режимах.

Пояснення наявності другого максимуму таке. Закраїна сприяє створенню області підвищених термопульсацій. Частина колектора, що вища за 28-й ряд (межа закраїни), омивається пароводяною сумішшю, нижча за 28-й ряд - контактує з живильною водою. Тобто температурний режим колектора вище і нижче закраїни різний.

Як видно з картограм, зусилля, що приводить до зростання тріщин, направлено під кутом, а не проходить через вісь над клином. Зусилля, що є наслідком складних взаємодій колектора з трубною системою, можуть бути пояснені таким чином . Сторона колектора, протилежна клину, куди входять короткі труби, матиме більш високу температуру, ніж біля клина. У результаті цього виникають сили, що прагнуть деформувати колектор в напрямі С. Проте унаслідок утримання його горловиною і пакетами труб, на нього діють розтягуючі зусилля в протилежному напрямі А, сприяючі руйнуванню перемичок у області безпосередньо над клином.

На гарячій стороні генерується більша кількість пари, тому температура теплоносія і труб, що підходять до “холодного” колектора справа, нижче за відповідну температуру на лівій стороні, тобто виникають сили, які прагнуть зігнути його управо (убік В) уздовж подовжньої осі. Рівнодіюча сил А і В - сила F направлена під деяким кутом до поперечної осі ПГ у бік “гарячого” колектора, що і спричиняє виникнення розтягуючих напруг на протилежній напряму F стороні. У процесі експлуатації ці напруги багато разів змінюються і призводять до виникнення та розвитку тріщин. Була розроблена методика і проведений розрахунок зміни температури стінки колектора по колу. Різниця температур теплоносія на вході в “холодний” колектор з гарячої та холодної сторін складає з боку корпусу 7,8°С, а з протилежної сторони - 5,7°С. Різниця температур по довжині кола колектора з холодної сторони складає 8,4°С, а з гарячої сторони - 10,5°С. Неоднакова температура металу по довжині кола призводить до виникнення додаткових, неврахованих напруг, які роблять свій внесок у виникнення крізних тріщин у перемичках колектора.

Розділ 4. Аналіз результатів вимірів товщини стінок змійовиків ПВТ. Натурне дослідження демонтованих через ЕКЗ змійовиків. Для визначення закономірностей в зносі змійовиків були зібрані і проаналізовані результати вимірів товщини стінки змійовиків ПВТ тринадцяти блоків АЕС за 15 років експлуатації. Для вивчення закономірностей зносу були проаналізовані товщини стінки змійовиків на різних ПВТ, приєднаних до різних колекторів, у зонах конденсації пари (КП) і охолоджування конденсату (ОК). Перший розгляд зіткнувся з ускладненням: велика кількість вимірів мала значення товщини більшу за номінальну. Сумісний розгляд всіх вимірів дає рівномірну пилкоподібну криву, що не несе ніякої інформації. Вирішенням цієї проблеми став окремий розгляд змійовиків, що стоншилися і що потовщилися. Для отримання узагальнених результатів були оброблені дані з всіх блоків , що дало такі висновки:

Таблиця 2. - Значення швидкостей живильної води в змійовиках зон конденсації пари (КП) і охолоджування конденсату (ОК) на блоках АЕС з ВВЕР, м/с:



Згідно з розрахунком середньої швидкості живильної води в змійовиках (табл. 2) значення швидкості в зоні КП на 7,8% більше ніж в ОК. У кожній зоні швидкість зменшується з висотою розташування змійовика. Із збільшенням номера ПВТ швидкість зростає на величину 2,5...4,6% через збільшення температури. Проте реально зношується сильніше перший по ходу води підігрівач. Отже, швидкість не є визначальним чинником для ЕКЗ вхідних ділянок змійовиків.

У результаті проведених розрахунків одержано, що по всій висоті ПВТ АЕС з ВВЕР швидкість живильної води в змійовиках зони КП не знижується нижче ніж 1,79 м/с. Отже, установка неіржавіючих вставок повинна проводитися у всіх рядах по висоті.

Максимальна швидкість води в системі колектора перевищує середню швидкість залежно від параметрів води на 11…15%. Розрахунок швидкості пари ведеться по секціях зверху вниз. При русі пари у міру конденсації швидкість зменшуватиметься. Для визначення кількості пари, що сконденсувалася в секції, проводиться тепловий розрахунок. Згідно з розрахунком максимальна швидкість пари при переході з однієї секції в іншу у верхній частині ПВТ дорівнює 6,407 м/с.

Швидкість пари при омиванні змійовиків дорівнює ~3,33 м/с. Таким чином, швидкість пари не є причиною зовнішнього зносу змійовиків, який відбувається за рахунок дії на стінку вологи, що міститься в парі. Для запобігання цьому слід осушити пару перед входом в ПВТ, для цього пропонується установка сепаратора.

Розділ 5. Розробка та обґрунтування заходів для запобігання відмовам ПВТ. Проаналізована історія розвитку конструкції ПВТ із збільшенням потужності. Надійність ПВТ на ТЕС достатньо висока. Швидкість живильної води в двоплощинних змійовиках складає ~3 м/с. При проектуванні ПВТ для АЕС основний проектувальник і виготівник ПО “Красный котельщик”, ввів в конструкцію перепускні труби, дросельні шайби, допоміжні колектори та інші елементи, направлені на інтенсифікацію теплообміну.

З вищевикладеного випливає, що ПВТ АЕС по надійності значно поступаються ПВТ ТЕС. Це пояснюється великою витратою живильної води і ускладненням конструкції. Такі елементи, як дросельні шайби, перепускні труби є додатковими джерелами завихрення, що активують ЕКЗ стінок змійовиків. Проведена модернізація ПВТ АЕС з ВВЕР-440 дозволила понизити швидкість живильної води в змійовиках і колекторах і істотно підвищити надійність. Конструкція ПВ-2500-97А має ті ж недоліки, що і ПВ-1600. Проте зміна схеми руху води в них не проводиться. Здійснюється лише заміна вхідних ділянок на неіржавіючі вставки.

У результаті проведених стендових випробувань дійшли до висновку, що на вході трубок (на довжині близько 60 мм.) утворюються вихори, що еродують вхідні ділянки. Для ліквідації вихорів можуть ефективно використовуватися дифузори (спрямовуючі) різних конструкцій. ЕКЗ спостерігався при тривалій роботі підігрівачів з середніми швидкостями води в трубах близько 2 м/с. При швидкостях води, що дорівнюють 1,6 м/с і менше, ЕКЗ виникає дуже рідко.

Вихор характеризується коливанням тиску і, відповідно, ударами, що розпушують продукти корозії і зривають їх із стінок трубок. Щоб запобігти ЕКЗ, слід зменшити вхідну швидкість води і обмежити виникнення великих вихорів у камері.

На підставі рекомендацій заводу-виготівника на вхідні і вихідні ділянки самих ушкоджуваних нижніх рядів змійовиків були встановлені вставки-хвістовики з неіржавіючої сталі, а також був скоректований ВХР. Періодично проводиться вимірювання товщини стінок хвостовиків у самих ушкоджуваних місцях і заміна трубок, що стоншилися. Виконані заходи зменшили пошкоджуваність трубок. Ерозійні пошкодження хвостовиків з неіржавіючої сталі поки не спостерігаються. Проте повністю проблему не розв'язано, тому що:

- з'явилися пошкодження швів, виконаних при реконструкції. Причина дефектів зварних швів - несплав;

- через два роки після вимірювання товщини стінок і вибраковки трубок почалися пошкодження вхідних ділянок з невстановленими хвостовиками.

Тому необхідно розробити заходи, щоб підвищити надійність існуючих ПВТ. Для повного усунення ЕКЗ пропонуються такі конструктивні заходи:

- встановлення у вхідну частину змійовика гільзи-втулки з аустенітної стали, розвальцьованої по всій довжині;

- встановлення в роздавальний колектор розділової перегородки для заспокоєння потоку. Особливо це важливо в нижній частині підігрівача.

Використовування втулок з неіржавіючої сталі має ряд переваг. По-перше, вдається уникнути композитного зварного шва. По-друге, відсутня ймовірність виникнення електрохімічної корозії, що призвела на АЕС “Ловіса” до необхідності встановлювати “латки” на колектор, а згодом повністю замінити ПВТ.

Стоншування змійовиків спричинено великою швидкістю потоку і більшою мірою завихренням води через дросельну шайбу, змішення потоків води за нею, зміну напряму руху потоку при роздачі води в колектори з живильного трубопроводу. Для усунення причин ЕКЗ пропонується модернізація, що полягає в такому:

- реконструкція ПВТ:

а) видалення діафрагми і перепускної труби;

б) з'єднання допоміжного колектора із збиральним колектором;

в) установка в роздавальний колектор вертикальної перегородки для заспокоєння вихору - установка сепараторів вологи на паропроводи гріючої пари.

Другим етапом реконструкції пропонується установка в змійовики захисних гільз, які приймають на себе дію гідродинамічних сил, оберігаючи вхідні ділянки.

Для заспокоєння потоку і зниження зносу пропонується в колектор встановити подовжню діаметрально-розділову перегородку, що відділяє одну групу отворів від іншої. Висота такої перегородки може дорівнювати довжині однієї секції (до першого лотка збору конденсату гріючої пари). Перегородка розділить колектор на два відсіки, кожний з яких має удвічі менший, ніж колектор, поперечний перетин. У результаті в колекторі зменшиться розмір вихорів, що понизить амплітуду коливань тиску у вхідній ділянці змійовиків і зменшить ймовірність виникнення ЕКЗ.

Для обґрунтування модернізації ПВ-2500-97А був проведений розрахунок швидкості води в змійовиках у пропонованих варіантах реконструкції і зіставлені результати з існуючими значеннями. Розглядалися три варіанти модернізації:

1) вирізання діафрагми та допоміжного колектора (ДК) з перехідними трубами (ПТ) і змійовиками зони ОК. Установка в зоні ОК змійовиків, що сполучають роздавальний і збиральний колектори (РК та ЗК) аналогічно зоні КП;

2) вирізання діафрагми, ПТ, з'єднання ДК із ЗК у верхній частині;

3) аналогічно варіанту №2, але з'єднання ДК із ЗК в нижній частині.

Аналіз одержаних результатів розрахунку для ПВТ К-1000-60/1500 дозволяє зробити такі висновки:

- У першому варіанті реконструкції, коли повністю видаляється допоміжний колектор, швидкості води мають значення 2,09…1,61 м/с;

- У другому варіанті, коли ДК з'єднується із збиральним колектором у верхній частині, швидкості в зоні ОК дорівнюють 2,303…1,932 м/с, у зоні КП - 1,77…1,48 м/с;

- У третьому варіанті, коли ДК з'єднується із ЗК в нижній частині, швидкості в зоні ОК дорівнюють 2,204…1,765 м/с, у зоні КП - 1,79…1,50 м/с.

Як видно з результатів, перевагу по швидкості і простоті реалізації слід віддати першому варіанту. Проте складність технології його реалізації на АЕС ставить під сумнів можливість його використовування.

Варіант №2 не може бути реалізований з технологічних причин тому, що відповідно до вимог такі з'єднання проводяться за допомогою трійників, у яких мінімальна довжина відведення складає 110 мм. Для реалізації цього наверху зони ОК нема простору. Тому надалі розглядається тільки третій варіант: два допоміжні колектори сполучають у нижній частині за допомогою угольників і трійників. Дане відведення під'єднується безпосередньо до вихідного трубопроводу.

Організаційні заходи. Як показали дослідження дефектних вирізаних змійовиків, максимальний знос труб має місце безпосередньо біля колектора. Проведені виміри товщини по довжині вирізаної частини труби показують лінійну зміну товщини стінки.

Середнє значення товщини відкладень дорівнює 0,333 мм. Виміри проводяться в трьох точках: біля колектора у верхній точці і на зовнішній стінці гину, а також на зовнішній стінці на відстані 35 мм. від колектора. Якщо мінімальна товщина знайдена біля колектора, вона відповідає дійсному значенню. Інакше мінімальне значення буде дорівнювати значенню на відстані 35 мм. від колектора за вирахуванням товщини відкладень в 0,333 мм. Вдосконалення форми протоколу і кількості вимірів. Протоколи вимірів при внесенні одного мінімального значення зручні для заповнення і подальшої обробки одержаної інформації. При цьому збільшується кількість змійовиків, що контролюються.

У результаті пропонованої модернізації ПВТ (видалення дросельної шайби, перепускної труби і з'єднання допоміжного колектора із збиральним), температура живильної води після ПВТ зменшиться. Це спричиняє зниження ККД і вироблення електроенергії. Виникає питання: чи скомпенсується це підвищенням надійності роботи? Розв'язання цієї задачі було зроблено для турбоустановки К-1000-60/3000.

Був проведений теплогідравлічний розрахунок проектної, а потім модернізованої конструкції ПВТ. Згідно з результатами розрахунку, реконструкція ПВТ приведе до зниження tжв на 2,9°С. Електрична потужність блока була визначена за допомогою розробленої програми розрахунку схеми турбоустановки К-1000-60/3000. При потужності реактора 3000 МВт і проектних параметрах електрична потужність блока складає 1018 МВт. Зміна параметрів після реконструкції виражається в збільшенні температурних натисків у ПВТ і зменшенні ККД. У ПВТ-6 номінальний недогрів складає 3°С, після реконструкції - 5,5°С.

У ПВТ-7 номінальний недогрів 2,8°С, після реконструкції - 5,7°С. За допомогою програми розрахунку теплової схеми було одержано, що електрична потужність після реконструкції зменшиться на 4 МВт.

Завод-виготівник висловив думку про складність подібної реконструкції і навіть про неможливість її проведення в умовах АЕС. Тому виникла ідея добитися зниження швидкості за рахунок часткового байпасування ПВТ.

У ПВТ турбоустановки К-1000-60/1500-1 проектне значення середньої швидкості живильної води в зоні ОК дорівнює 1,99 м/с, у зоні КП - 2,06 м/с. Тобто перевищує значення, що рекомендується: 1,6 м/с. Байпасування технічно легко здійснити: на всіх трубопроводах живильної води є байпасна лінія із засувкою. Для обґрунтування доцільності байпасування проведемо зіставлення виробництва електроенергії енергоблоком у даний час і при частковому байпасуванні ПВТ.

В останньому випадку tжв перед ПГ знизиться, що призведе до зниження електричної потужності. З другого боку, при зниженні витрати живильної води (ЖВ) через ПВТ недогрів її зменшиться. Таким чином, для розв'язання поставленої задачі слід провести розрахунок теплової схеми турбоустановки з урахуванням зміни недогріву ЖВ в ПВТ, що вимагає проведення теплового розрахунку підігрівачів. Задача розв'язується ітеративне. У результаті розрахунку теплової схеми турбоустановки визначаються витрати потоків у вузлових точках схеми. Після теплового розрахунку ПВТ визначаються температури живильної води і конденсату на виході, які використовуються для визначення витрат води та пари у тепловій схемі. І так до тих пір, поки прийняті і одержані температури і витрати у вузлових точках схеми не збігатимуться.

Розділ 6. Прогнозування зносу трубопроводів АЕС з ВВЕР. Висока вартість зарубіжних комп'ютерних програм, а також необхідність їх адаптації висувають задачу створення вітчизняних програм, що дозволяють розв'язувати аналогічні задачі. Даним часом склалося два принципово різних алгоритми прогнозування. Перший напрям полягає в побудові динамічних багаточинних залежностей, що враховують вплив теплогідравлічних, конструктивних і експлуатаційних параметрів на процес корозійно-ерозійних руйнувань. Друге припускає побудову регресійних залежностей за наслідками вимірів товщини стінки трубопроводу протягом певного часу. Основна складність першого підходу полягає в проведенні експерименту, що враховує всі впливаючі параметри.

Використання напрацьованого експериментального матеріалу інших дослідників ускладнюється тим, що експеримент, як правило, проводиться щодо одного-трьох незалежних змінних, при цьому про інші параметри, що є постійними в експерименті, дуже часто не згадується.

Функції зносу від окремих параметрів можуть бути визначені за графіками. Проте уявляється, ці дані не можуть використовуватися в загальному рівнянні, оскільки в найзагальнішому вигляді ця багатопараметрічна функція є n-вимірною поверхнею (n - кількість незалежних параметрів). Для коректного представлення поверхні за деякими кривими недостатньо простого перемножування функцій, що апроксимують ці криві, - необхідна більш складна операція - інтерлінація. Експеримент при цьому планується так, щоб одержані дані відповідали умовам необхідності і достатності для виконання інтерлінації.

Проте привабливість отримання універсального рівняння, що дозволяє визначати ступінь корозійних або ерозійних пошкоджень (або результату їх сумісної дії) надзвичайно висока. Надійність описаного методу повністю залежить від якості планування і проведення експериментальних досліджень і надто складним і ненадійним щодо використання цього підходу для алгоритму прогнозування ЕКЗ.

Відповідно до іншого підходу обладнання слід класифікувати за групами, об'єднуючими вузли і системи з однаковими характерними ознаками: теплогідравлічні, режимні параметри, властивості міцності матеріалів і конструктивні особливості даного вузла.

Потім на базі статистичних даних, зібраних з конкретного об'єкта на окремому підприємстві, використовуючи методи математичної статистики, будуються апроксимуючі залежності, що дозволяють оцінювати зміну в часі технічного ресурсу трубопроводу, а саме товщину стінки. Такий підхід до прогнозування має свої переваги і недоліки. Перевагою є швидкість і простота отримання кінцевого результату.

Недоліком - неможливість прогнозування при зміні параметрів, що вважалися постійними при складанні апроксимуючої залежності. Коефіцієнти визначалися за допомогою методу якнайменших квадратів. Проведений аналіз показав перевагу використання експоненціальної залежності для опису ЕКЗ порівняно з лінійним законом. Цей висновок був зроблений на підставі порівняння коефіцієнтів кореляції.

Розглянута модель має властивість самонавчання в тому значенні, що при збільшенні кількості вимірів точність прогнозу зростає.

Таким чином, ефективність прогнозу при використанні регресійного аналізу напряму залежить від наявності бази даних (БД), що ретельно спланована і регулярно поповнюється. У той же час цей метод буде абсолютно неефективний при використанні його на новому обладнанні, де ще відсутня яка-небудь статистика.

У процесі експлуатації БД необхідно визначити критерії, що дозволяють класифікувати елементи трубопроводів Це дозволить також прогнозувати ЕКЗ елементів, які не мають вимірів.

Для оцінки стійкості металу трубопроводів АЕС до ЕКЗ можна використати граничні оцінки, в даному випадку це швидкість ЕКЗ, яка максимальна на початку експлуатації.



Таблиця 3. - Порівняльна оцінка стійкості трубопроводів до корозії:

Для визначення ресурсу, окрім швидкості зносу, необхідно знати мінімально-припустиму товщину стінки tmin, що вказується в протоколах вимірів методами УЗК. Різниця між товщиною стінки трубопроводу t і нормативною припустимою товщиною tmin є фактично надбавкою на корозію. Розрахункове значення tmin нижче нормативного tmin. Фактичні запаси міцності перевищують нормативні, причому у ряді випадків майже на порядок. Близькі значення tmin і tmin мають місце для трубопроводів "гострої" пари, де діє найвищий тиск Р = 8 МПа.

Це пояснюється тим, що при зниженні тиску міцність трубопроводу більшою мірою залежить від інших чинників (маса вмісту, маса приєднаних деталей, ізоляції та ін., температурна дія, вібраційні і сейсмічні навантаження), і тому розрахунок tmin для тиску менше 3 МПа дає відчутну різницю від tmin. Аналіз результатів розрахунку показує, що значення tmin призначаються в деяких випадках без урахування умов роботи трубопроводу.

Для АЕС кількість навантажень і режимів, які повинні враховуватися при розрахунках на міцність, складає відповідно 7 і 9, отже, доводиться виконувати декілька десятків варіантів перевірочних розрахунків для різних поєднань цих чинників. Одним з найгроміздкіших розрахунків трубопроводів на міцність є розрахунок на вигин. При експлуатації часто виникає необхідність у оцінці міцності персоналом підприємства. У дисертації запропонована методика експрес оцінки величини згинального моменту, яка полягає у виділенні зі всього багато-пролітного трубопроводу його частини в околиці досліджуваного прольоту. Кількість суміжних прольотів - один або два з кожної сторони. Як приклад розглянутий багато-пролітний просторовий трубопровід, завантажений власною вагою.

Одним з шляхів усунення і попередження наслідків ЕКЗ є створення автоматизованої системи обліку і прогнозування зносу трубопроводів, що містить БД вимірів товщини стінок і прикладні програми, які виконують облік вимірів трубопроводів, адміністрування БД і прогнозування зносу. Використання системи підвищить якість ведення технічної документації, скоротить об'єми інспекційного огляду і вимірювань, а також дозволить проводити ремонт і реконструкцію вузлів до виникнення критичних ситуацій. Як середовище реалізації автоматизованої системи була використана система управління базами даних ACCESS.

Для побудови БД використаний низхідний підхід у визначенні складу і властивостей інформаційних елементів. Розроблена ієрархічна схема складових елементів трубопроводів другого контуру, вказані властивості, що визначають величину ЕКЗ і працездатність елементів трубопроводу. Властивості елементів розділені на динамічні і статичні.

Параметри водно-хімічного режиму, основні термодинамічні параметри і конструкція трубопроводів другого контуру всіх енергоблоків в основному збігаються. Тому властивості таких об'єктів, як технологічна система і схема трубопроводу, реалізовані у вигляді довідкових таблиць із статичними властивостями, загальними для всіх аналогічних енергоблоків. Конструктивні і експлуатаційні параметри контрольованих елементів і результати вимірів групуються в окремі файли для кожного енергоблока. Конструктивні і експлуатаційні властивості об'єктів є статичними, тобто не змінюються в процесі багаторічної роботи обладнання. Виміри товщини в протоколах періодичного контролю є динамічними властивостями об'єктів, які щорічно додаються. У БД включений повний перелік всіх елементів: гини, шви, ділянки складної конфігурації, прямі ділянки труб, штуцери, дросельні і витратомірні шайби. Забезпечення БД статистикою зносу окремих елементів здійснюється прямим введенням або через інтерфейс приладу контролю. Вихідними документами автоматизованої системи є результати статистичних розрахунків і узагальнення, технологічна карта вимірів для проведення інспекційного контролю елемента або ділянки, яка містить конструктивну схему елемента або ділянки з вказівкою місць проведення вимірів.

Оброблювальна програма підчас прогнозування дозволяє виявляти місця трубопроводів, товщина яких наближається до критичної.



ВИСНОВКИ

У дисертації наведені результати досліджень, що характеризують проблеми, пов'язані з ерозійно-корозійним зносом теплообмінного обладнання і трубопроводів другого контуру АЕС з ВВЕР, зі зниження міцності метала у корозійному середовищі, а також з методикою вибору оптимальних технічних рішень для ЯЕУ.

Одержані результати дозволяють удосконалити конструкцію і методи розрахунку парогенераторів і ПВТ, а також здійснювати прогнозування зносу трубопроводів, зменшити об'єм контролю стану змійовиків ПВТ і трубопроводів без впливу на безпеку й інформативність, що зменшить тривалість ремонту. Результати роботи можуть бути використані на всіх АЕС з реакторами ВВЕР.

Основні результати досліджень зводяться до такого:

1. Підвищення надійності теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру є суттєвим резервом для підвищення виробництва електроенергії на АЕС та, відповідно, КВВП українських енергоблоків до середньосвітового рівня. Через відмови парогенераторів (ПГ), підігрівачів високого тиску (ПВТ) та трубопроводів другого контуру недовиробляється 45,8% від загального недовиробітку електроенергії на блоці. Основною причиною є ерозійно-корозійний знос (ЕКЗ) змійовиків ПВТ і трубопроводів та зниження міцності колектора теплоносія ПГ у корозійному середовищі;

2. Аналіз розташування пошкоджених перемичок на вихідному колекторі теплоносія двадцяти трьох демонтованих парогенераторів ПГВ-1000 показав, що розподілення пошкоджень з висотою в зоні перфорації має два максимуми - над вершиною клина (29,3%) та в районі закінчення закраїни (15,7%). 72% пошкоджених перемичок знаходиться на “холодній” половині колектора. Тобто має місце несиметричність розташування пошкоджень відносно вершини клина;

3. Вперше доведено, що одним з факторів, які визначають виникнення крізної тріщини у перемичках трубної дошки “холодного” колектора теплоносія у ПГВ-1000 є ненадійна робота ПВТ. Розроблена методика і проведена відповідна обробка статистичних даних зміни температури живильної води на 13 енергоблоках за 40 реакторороків. У період від пуску енергоблока до пошкодження колектора на різних АЕС мають місце 80…180 коливань з амплітудою 16…40°С (0,3…1 раз на тиждень). Ці коливання не можуть викликати руйнування через міцність, проте сприяють розвитку корозійно-втомних тріщин;

4. Вперше пояснений механізм руйнування перемичок вихідного колектора теплоносія ПГВ-1000 та несиметричне розташування пошкоджених перемичок. Сторона колектора, протилежна клину, куди входять більш короткі труби, має вищу температуру, ніж біля клина (куди входять більш довгі труби). У результаті цього виникає сила, що прагне деформувати колектор у горизонтальному напрямі, перпендикулярному ближчій твірній корпусу ПГ. Однак унаслідок утримання колектора горловиною і пакетом труб на нього діють розтягуючі зусилля в протилежному напрямі, що сприяє руйнуванню перемичок в області над клином. На “гарячій” стороні ПГ генерується більша кількість пари, а отже, температура теплоносія і труб, що підходять до “холодного” колектора з “гарячої половини”, нижче за відповідну температуру колектора з боку “холодної” половини. Тобто виникають сили, прагнучі зігнути його уздовж подовжньої осі ПГ в напрямку вхідного колектора. Рівнодіюча цих сил направлена під деяким кутом до осі ПГ у бік вхідного колектора, що і спричиняє розтягувальні напруги на протилежній стороні. Цим пояснюється несиметричне розташування пошкоджень над клином;