CC BY
16Ученый XXI века • 2015 • № 12 (13) Технические науки
УДК 621.311.25.002.5-192
АНАЛИЗ СТАТИСТИКИ ВЫХОДА ИЗ СТРОЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРА
Н.И. Черкашина1, А.С. Черкашин2
Аннотация
Рассматривается проблема заглушки теплообменных труб парогенераторов атомных электрических станций. Собрана и обработана статистическая информация о парогенераторах. Особое внимание уделено определению зон максимальной «заглушки» парогенераторов. Построена зависимость распределения заглушенных труб по высоте коллектора.
Ключевые слова: парогенератор, атомная электростанция, статистика, водно-химический режим, теплообменные трубы.
На сегодняшний день одним из основных факторов, определяющих техническое состояние и срок службы парогенератора (ПГ), является состояние теплообменных труб (незаменяемая и невосстанавливаемая часть ПГ). В процессе эксплуатации энергоблоков происходит образование различных дефектов теплообменных труб ПГ, что может привести к разгерметизации I контура АЭС и поступлению теплоносителя во II контур в режиме работы реакторной установки на мощности [1]. При превышении определенного нормированного значения межконтурной протечки в ПГ энергоблок останавливают для проведения внепланового контроля целостности теплообменных труб (ТОТ). Для обеспечения безопасной эксплуатации энергоблока теплообменные трубы подвергают неразрушающему контролю, по результатам которого осуществляют глушение дефектных труб. При достижении определенного количества заглушенных теп-лообменных труб требуется замена парогенератора, что связано со значительными экономическими потерями и дозовыми нагрузками персонала АЭС.
Целью данной работы является анализ статистики выхода теплообмен-ных труб парогенератора из строя в зависимости от времени.
Для достижения поставленной цели необходимо обработать и вывести зависимости срока эксплуатации теплообменных труб от типа ПГ АЭС. Определение зон максимальной заглушки по высоте ПГ - 1000 М и скопления шлама.
Как показывает опыт эксплуатации, основным фактором, влияющим на работоспособность трубчатки, является водно-химический режим (ВХР) [2]. Поэтому наблюдаются значительные различия в работоспособности трубчатки на ПГ различных энергоблоков, а в отдельных случаях даже в пределах одного энергоблока. Имеют значение и другие условия работы и конструктивные особенности ПГ [3]. В [4] произведен анализ состояния ТОТ на парогенераторах АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000, отмечено относительное благополучное положение парогенераторов с реакторами «малой серии». Зависимость доли заглушенных тепло-обменных труб от срока эксплуатации представлена на рис. 1. Как видно из рис. 1, заглушка ТОТ парогенераторов, работающих с реакторами ВВЭР-1000, началась после 5 лет эксплуатации.
!Черкашина Наталья Игоревна - кандидат технических наук, доцент, Севастопольский государственный университет, Россия.
2Черкашин Александр Сергеевич - старший научный сотрудник, Севастопольский государственный университет, Россия.
Рис. 1. Зависимость доли заглушённых теплообменных труб от срока эксплуатации
Контроль плотности теплообменных труб ПГ производится в основном гидравлическим или пневмогидравлическим аквариумным способом. Теплооб-менные трубы с обнаруженными в них сквозными дефектами подлежат глушению. Для оценки состояния ТОТ ПГ в процессе эксплуатации проводится контроль целостности труб методом вихретокового контроля (ВТК) различными приборными комплексами. Применение этого метода позволяет прогнозировать развитие повреждения трубы и применять возможные профилактические меры. Результаты ВТК не являются абсолютно достоверными, однако по этим результатам производится глушение дефектных труб.
Металлографические исследования образцов ТОТ, вырезанных из различных ПГ АЭС с ВВЭР-1000, свидетельствует о том, что, как правило, причиной повреждения теплообменных труб является недопустимый уровень удельной загрязненности отложениями (локально до 1000...2000 г/м2 при допустимой величине 100.150 г/м2). При наличии таких отложений на ТОТ вопрос может состоять только в том, насколько будет длителен период до их повреждения.
О повреждениях теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР-1000 на действующих АЭС можно судить по количеству заглушенных труб. Наиболее неблагоприятная ситуация сложилась на ряде Украинских энергоблоков Южно-Украинской и Ровенской АЭС [5].
Недопустимо высокое количество заглушенных ТОТ ЮУ АЭС привело к необходимости замены парогенераторов на блоках.
На рис. 2 приведена зависимость количества заглушенных теплообмен-ных труб ПГ АЭС Украины от средней расчетной удельной загрязненности по длине труб к моменту проведения первой химической промывки.
Рис. 2. Средняя удельная загрязненность ТОТ к моменту первой химической отмывки, г/м2
Ученый XXI века • 2015 • № 12 (13)
Из рис. 2 следует, что накопление отложений со средней удельной загрязненностью более 150 г/м2 приводит к повреждениям ТОТ ПГ, и чем выше загрязненность, тем больше количество заглушенных труб на этом ПГ. Этот факт позволяет обоснованно предположить, что коренной причиной повреждений ТОТ являются условия эксплуатации ПГ, а определяющим фактором - недопустимый уровень удельной загрязненности отложениями теплообменных труб ПГ.
Для определения зон максимальной «заглушки» ТОТ и получения обобщенных результатов собраны и обработаны статистические данные о заглу-шенных ТОТ 24 ПГ ЗАЭС в период с 1991 по 2010 гг. Особенный интерес представляют участки, расположенные во второй полуокружности ПГ в зоне максимального скопления шламовых отложений между 2-й и 4-й дистанцирующими решетками от горячего коллектора и далее к холодному торцу, где расположен "солевой" отсек (рис. 3).
Причинами образования зоны максимального скопления шлама между 2-й и 4-й решетками от горячего коллектора второй полуокружности парогенераторов являются наличие высоких температурных напряжений и низких скоростей циркуляции котловой воды в этой зоне, низкая эффективность вывода шламовых отложений через продувку парогенераторов, высокий коррозионно-эрозионный износ оборудования второго контура.
Рис. 3. Продольный разрез ПГ
1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53 57 61 65 69 73 77 81 85 89 93 97 101 105 109
Рис. 4. Зависимость распределения заглушенных ТОТ по высоте ПГ
Как видно из рис. 4, существует две зоны скопления максимального количества заглушенных ТОТ. Зоны локализации дефектов ТОТ соответствуют участкам трубного пучка с наивысшей концентрацией коррозионно-активных примесей. Так, участок нижних рядов ТОТ между решетками НР1-НР5 соответствует зоне скопления шлама, а толщина отложений на поверхности теплооб-менных труб на этом участке имеет максимальные значения. Согласно [6], концентрация коррозионно-активных примесей на поверхности ТОТ возрастает по экспоненте в зависимости от толщины отложений. Участок изгиба трубного пучка в зоне дистанцирования между решетками НУ1-НУ3 соответствует участку вывода продувочной воды из солевого отсека ПГ, то есть общее солесодер-жание котловой воды на этом участке повышенное.
Таким образом, основной причиной, влияющей на развитие коррозионных повреждений трубного пучка ПГ большинства энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000, можно считать эксплуатацию с величиной отложений продуктов коррозии, во много раз превышающей допускаемую величину. Во избежание дальнейшего ухудшения состояния теплообменных труб необходимо:
- повышать требования к качеству воды в нормах водно-химического режима;
- повышать культуру ведения процесса водо-химического режима;
- повышать надежность оборудования турбинной установки, в частности, вести более активную борьбу с присосами воздуха в конденсаторах турбин;
- проводить химические промывки трубного пучка.
Результаты данных исследований могут использоваться в процессе подготовки специалистов АЭС, а также для прогнозирования и предотвращения аварийных ситуаций, связанных с разрушением трубчатки ПГ.
Для более детального рассмотрения решения данной проблемы необходимо провести анализ причин появления примесей в воде второго контура.
Список литературы
1. Неклюдов И.М. Исследование причин образования коррозионных дефектов в теплообменных трубах парогенераторов ПГВ-1000. Коррозионные повреждения теплообменных труб парогенераторов Южно-Украинской АЭС / И.М. Неклюдов, Л.С. Ожигов, А.С. Митрофанов, С.В. Гоженко // Сб. науч. тр. СНИЯЭиП. - Вып. 8. -Севастополь: СНИЯЭиП, 2003. - С. 50 - 63.
2. Ерофеев В.А., Черкашина Н.И. Очистка трапных вод и технологических сред первого контура от радионуклидов и нефтепродуктов сорбентами на основе лигнина / В.А. Ерофеев, Н.И. Черкашина // Водоочистка Вып. 10 Москва 2011. -С. 40-44.
3. Черкашин А.С Повышение надежности парогенераторов отечественных АЭС/ А.С. Черкашин, Н.И. Черкашина // Ученый XXI века. - Вып. 5-6 (6-7). - Йошкар-Ола: 2015. - С. 8-12.
4. Трунов Н.Б. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР / Н.Б. Трунов, С.А. Логвинов, Ю.Г. Драгунов. - М.: Энергоатомиз-дат, 2001. - 351 с.
5. Бакиров М.Б. Разработка атласа дефектов теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР / М.Б. Бакиров, СМ. Клещук, СВ. Чубаров // Материалы 7-го Между-нар. семинара по горизонтальным парогенераторам, ФГУП ОКБ «Гидропресс», 35 октября 2006 г. - С. 54-55.
6. Брыков С.И. Опыт проведения химических промывок парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 в период ППР / С.И. Брыков, О.П. Архипов, Л.А. Сиряпина // Теплоэнергетика. - 1999. - № 6. - С. 45-57.
© Н.И. Черкашина, А.С. Черкашин, 2015.
UDC 621.311.25.002.5-192
ANALYSIS OF STATISTICS OF FAILURE OF HEATEXCHANGE PIPES
OF THE STEAM GENERATOR
N.I. Cherkashina, A.S. Cherkashin
Abstract. The problem of a cap of heatexchange pipes of steam generators of nuclear power power plants is considered. Statistical information on steam generators is collected and processed. The special attention is paid to definition of zones of maximum "cap" of steam generators. Dependence of distribution of the muffled pipes on collector height is constructed.
Keywords: steam generator, nuclear power plant, statistics, water and chemical mode, heatexchange pipes.
© N.I. Cherkashina, A.S. Cherkashin, 2015.
