Особенности изготовления, условий эксплуатации и применения титановых труб для теплообменного оборудования

68

35

36

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет технологии и исследования материалов

Кафедра «Исследования структуры и свойств материалов»

Кафедра «Функциональные материалы и технологии» (базовая кафедра при ЦНИИ КМ «Прометей»)

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

Бакалавра

Направление 150100 Металлургия

Тема работы: «Особенности изготовления, условий эксплуатации и применения титановых труб для теплообменного оборудования»

Выполнила: студентка гр. 4064/1

Руководитель д.т.н. Леонов В.П.

Научный консультант вед. инж. Ртищева Л.П.

Санкт-Петербург

2010г.

Содержание

• Введение
• Глава 1. Теплообменные установки в ядерных энергетических установках
• 1.1 Классификация теплообменных аппаратов по виду теплового процесса.
• 1.2 Условия работы парогенераторов в составе АЭУ
• 1.3 Требования к материалам для трубной системы парогенератора.
• 1.4 Опыт применения титановых сплавов в теплообменном оборудовании
• 1.5 Опыт применения титановых сплавов для конденсаторов АЭС
• Выводы по главе 1
• Глава 2. Титановые сплавы
• 2.1 Общие сведения о титане и его свойствах
• 2.2 Промышленные титановые сплавы
• 2.3 Полуфабрикаты из титановых сплавов
• 2.4 Титановые сплавы, применяемые для изготовления труб
• Выводы по главе 2
• Глава 3. Особенности технологии изготовления титановых труб
• 3.1 Трубная заготовка
• 3.2 Особенности технологии изготовления титановых труб.
• 3.2.1 Производство горячекатаных труб
• 3.2.2 Производство холоднокатаных труб
• 3.3 Номенклатура и заводы-производители титановых труб. Аттестация ГАНом.
• Выводы по главе 3
• Глава 4. Технико-экономическое обоснование применения титановых сплавов в сравнении с нержавеющими сталями и медно-никелевыми сплавами
• Выводы по главе 4
• Заключение
• Список литературы
• Введение
• Расширение использования атомной энергетики в контексте глобальных энергетических требований ставит новые задачи перед современным материаловедением и машиностроением.
• На сегодняшний день, одним из главных направлений энергетической политики России и большинства зарубежных стран является расширение использования атомных энергетических установок для производства электрической и тепловой энергии.
• Существенное изменение в конце XX века структуры потребления титана в российской промышленности вследствие падения его потребления в оборонных отраслях при имеющихся больших ресурсах определяет возможность применения титана в атомной и тепловой энергетике.
• В соответствии с Основными направлениями энергетической политики Российской Федерации на период до 2010 г. определенная часть увеличения потребности в электроэнергии должна покрываться атомными электростанциями в экономически целесообразных масштабах.
• Использование атомной энергии в России особенно актуально, и более всего на европейской части России. Если в Западной Европе стоимость получения энергии на АЭС на 10% меньше чем на тех же ТЭС (Теплоэлектростанции), то в России, из-за ее протяженности, разнообразного рельефа, не постоянного климата и удаленности мест добычи топлива от мест потребления, этот показатель может достигать и 20%.
• Но цена и сроки строительства АЭС, по сравнению с ТЭС, очень высокие, поэтому требуются экономически эффективные пути эксплуатации, встает вопрос о повышении сроков службы АЭС.
• Для разработки атомной технологии следующего поколения существует необходимость в точном понимании поведения материалов в агрессивной окружающей среде под воздействием радиации, высокой температуры, специальных жидкостей для передачи тепла, воздействием нейтронов, а также внешних напряжений. Такой эксплуатационный режим требует разработки и применения материалов, которые являются более устойчивыми к радиации, чем ныне традиционно используемые. По настоящему «революционные» материалы в этой области редкость, и одним из них является титан.
• Расширение применения титана в атомной промышленности обусловлено рядом причин:
• - ростом мировых цен на медь, хром, никель, стоимость которых приблизилась к стоимости титана;
• - преимуществом титана по удельной прочности по сравнению с Сu и Fe-Ni-Сr содержащих материалов, что делает стоимость погонного метра труб из титана дешевле погонного метра аналогичной продукции из коррозионностойких сталей с содержанием Ni более 10%;
• - долговечностью с коррозионной точки зрения оборудования атомного машиностроения, что дает улучшение эксплуатационных характеристик ответственного и дорогостоящего оборудования парогенерирующего блока АЭС;
• - принципиальным снижением остаточной радиоактивности оборудования первого контура;
• - возможностью комплексного решения вопроса производства электроэнергии и опреснения воды.
• Отставание в использовании титана в атомной энергетике может существенно снизить конкурентоспособность и эффективность российского атомного оборудования на мировом рынке.
• В работе дано обоснование применения новых полуфабрикатов из титановых сплавов, как наиболее перспективных конструкционных материалах в области стационарной атомной энергетики в сравнении с традиционно применяемыми материалами.
• Рассмотрен опыт применения титана и его сплавов для конденсаторов отечественных и зарубежных АЭС. Приведено технико-экономическое обоснование применение титановых сплавов в теплообменных установках, и особенности изготовления для них титановых труб.
• В заключении выполнен анализ подобранной и обработанной информации по исследуемому вопросу и сделаны выводы.

Глава 1. Теплообменные установки в ядерных энергетических установках

1.1 Классификация теплообменных аппаратов по виду теплового процесса.

Рабочий процесс ядерной энергетической установки отличается от рабочего процесса обычной тепловой установки использованием в качестве источника тепла ядерного горючего. Дальнейшее преобразование тепловой энергии в электрическую производится по обычным схемам с применением паровых или газовых турбин и электрических генераторов. Энергетический цикл превращения тепловой энергии в механическую или электрическую невозможно осуществить без непрерывной передачи тепла от горячего источника к холодному. Иногда передача тепла может производиться непосредственно рабочим телом, а чаще - в теплообменных аппаратах с помощью греющего и нагревательного теплоносителей.

В ядерной энергетике применяют в основном рекуперативные теплообменные аппараты и лишь в некоторых схемах используют теплообменные аппараты смешения. [3]

По виду теплового процесса теплообменные аппараты могут быть подразделены на три группы:

1. Теплообменники - теплоносители не претерпевают изменения агрегатного состояния (регенераторы и холодильники газотурбинных установок, маслоохладители).

2. Конденсаторы и испарители - один из теплоносителей изменяет свое агрегатное состояние.

В первом случае греющий теплоноситель конденсируется, во втором - нагреваемый теплоноситель испаряется.

3.

Конденсаторы-испарители - теплоносители претерпевают изменение агрегатного состояния, происходит конденсация греющего теплоносителя и испарение нагреваемого (испарительная часть парогенераторов, обогреваемых конденсирующимся паром, конденсаторы-испарители ртутно-водяных бинарных установок). [3]

В настоящее время ядерные энергетические установки сооружаются по одноконтурным, двухконтурным и трехконтурным тепловым схемам. [3]

Одноконтурная схема совмещает контур охлаждения реактора и энергетический контур. Теплоноситель реактора является одновременно рабочим телом энергетического цикла. Простейшая одноконтурная тепловая схема паросиловой установки с кипением теплоносителя в реакторе, представлена на рисунке 1.[3]

Охлаждение реактора производится при естественной циркуляции теплоносителя внутри корпуса реактора, где происходит и сепарация пара.

Достоинством одноконтурных схем являются единство теплоносителя и рабочего тела, минимальное количество оборудования, минимальные затраты на собственные нужды, максимальная верхняя температура цикла и, следовательно, высокой коэффициент полезного действия (КПД).[3]

Из недостатков таких схем следует отметить повышенную опасность облучения персонала при обслуживании и ремонте оборудования и невозможность получения во всех случаях оптимальной загрузки делящихся материалов. Несмотря на эти недостатки, одноконтурные схемы являются весьма перспективными.[3]

Двухконтурная схема включает контур первичного теплоносителя (вещество, охлаждающее активную зону реактора) и энергетический контур. Ядерный реактор входит в первый контур и охлаждается первичным теплоносителем. Передача тепла энергетическому контуру происходит в первичных теплообменных аппаратах.[3]

На рисунке 2 показана двухконтурная тепловая схема ядерной энергетической установки, работающей по паросиловому циклу. Первичным теплообменным аппаратом для паросилового цикла является парогенератор.[3]

Основными преимуществами двухконтурной схемы являются доступность оборудования энергетического контура, свободного от радиоактивности, для обслуживания и ремонта и возможность выбора первичного теплоносителя, удовлетворяющего требованию получения максимального теплосъема при хороших нейтронно-физических свойствах охлаждающей реактор среды.

Недостатки системы: большое количество оборудования, сложность эксплуатации в связи с наличием двух контуров, работающих часто на разных теплоносителях, дополнительные затраты на собственные нужды и снижение верхней температуры цикла для обеспечения температурного напора между контурами.[3]

Трехконтурная схема включает промежуточный контур, передающий тепло от первого контура к энергетическому, поэтому в схеме установки появляется дополнительный теплообменник и насос промежуточного контура.[3] Соответственно увеличиваются затраты энергии на собственные нужды, еще больше снижается верхний температурный уровень цикла и усложняется эксплуатация установки.

Трехконтурная схема энергетической установки с паросиловым циклом показана на рисунке 3.[3]

Использование трехконтурной схемы оправдывается повышением безопасности эксплуатации установки и позволяет исключить попадание радиоактивного или химически активного первичного теплоносителя в энергетический контур, а также загрязнение первичного теплоносителя рабочим телом.

Вспомогательные теплообменные аппараты. Вспомогательные контуры, примыкающие к первому, служат в основном для непрерывной или периодической очистки первичного теплоносителя от различных загрязнений (механические примеси и продукты коррозии, осколки деления ядерного горючего в виде аэрозолей и активных инертных газов). Для постоянной очистки обычно отводится небольшое количество теплоносителя, в связи с чем теплообменные аппараты контуров очистки по сравнению с основными аппаратами имеют значительно меньшую тепловую мощность.[3]

Теплоносители и рабочие тела

Теплоносители должны удовлетворять следующим требованиям [3]:

- обеспечивать интенсивный и стабильный теплообмен в аппарате при возможно меньших затратах энергии на перекачку;

- обладать достаточной теплостойкостью;

- иметь по возможности более высокую температуру кипения и более низкую температуру плавления (для работы на жидкой фазе в широком диапазоне температур и давлений);

- обладать малой химической активностью для уменьшения опасности при обращении и повышения коррозионной стойкости конструкционных материалов;

- быть доступными и удобными в хранении и транспортировке.

Первичные теплоносители, кроме того, должны обладать устойчивостью при радиоактивном облучении в реакторе, иметь малое сечение захвата и рассеяния нейтронов (для обеспечения минимальной потери нейтронов в ходе ядерных реакций) и слабо активироваться при воздействии облучения (для уменьшения активности первого контура установки).[3]

Рабочие тела должны иметь термодинамические характеристики, обеспечивающие высокий КПД цикла.

Поскольку в реальных условиях теплоносители и рабочие тела не могут удовлетворять всем перечисленным требованиям, в каждом конкретном случае устанавливают основные требования.

Теплоносителями могут быть [3]:

1. Жидкие теплоносители (обычная и тяжелая вода, органические соединения, расплавленные соли и жидкие металлы).

Они позволяют получить большую интенсивность теплообмена при относительно невысоких затратах энергии на перекачку.

2. Органические теплоносители (дифенил (С₁₂Н₁₀), трифенил (С₁₂Н₁₄), изопропилдифенил (С₁₅Н₁₆) и другие).

Обладают хорошими замедляющими свойствами, имеют относительно высокую температуру кипения, не вызывают коррозии конструкционных материалов.

3. Жидкие металлы (ртуть, натрий, калий, сплав натрий-калий, литий, висмут, свинец, сплав свинец-висмут и другие).

Отличаются относительно высокими температурами кипения, но позволяет системе охлаждения работать при низких давлениях.

4. Газообразные теплоносители (газы, пары воды, ртути или других жидкостей)

Большенство газообразных теплоносителей представляют собой простые вещества и поэтому не подвержены разложению при облучении.Степень их активации в реакторе не велика, а некоторые газы (гелий, водород) не аткевируются совсем.

Требования к конструкциям теплообменных аппаратов.

К конструкциям теплообменных аппаратов ядерных установок предъявляются следующие требования [3]:

1. высокая надежность при длительной эксплуатации;

2. возможность тщательной очистки (промывки) внутренних поверхностей, особенно тракта первичного теплоносителя;

3. высокий коэффициент теплопередачи при приемлемом гидравлическом сопротивлении трактов;

4. технологичность, невысокая стоимость и транспортабельность,

Эксплуатационная надежность достигается герметичной конструкцией аппарата и, прежде всего полости первичного теплоносителя. Выбором соответствующей технологии изготовления и методов контроля качества изделия, особенно качества сварных соединении, обеспечивается сохранение герметичности теплообменного аппарата при его длительной эксплуатации.

Необходимо учитывать возможность нарушения герметичности по непредвиденным причинам, поэтому при проектировании должны быть предусмотрены средства обнаружения мест протечек и возможность проведения ремонтных работ.

Повреждения теплообменных аппаратов, возникающие обычно в местах приварки труб, должны устраняться в самые короткие сроки во избежание длительного воздействия радиации на обслуживающий персонал. Желательно предусмотреть доступ к концам труб, подлежащих заглушке, со стороны нерадиоактивной среды. Для удобства ремонта в некоторых конструкциях предусматривается возможность отключения поврежденного участка путем установки заглушек на входе и выходе дефектной трубы. Когда трубы заглушить нельзя, целесообразно предусмотреть возможность удаления всей трубной системы. Это легче осуществить при вертикальной компоновке аппарата, причем желательно, чтобы первичный теплоноситель циркулировал внутри труб. Подобный парогенератор представлен на рисунке 4

До недавнего времени в конструкциях парогенераторов, обогреваемых щелочными металлами, предусматривалось полное исключение возможности контакта этих теплоносителей с водой, так как их взаимодействие сопровождается появлением водорода с выделением большого количества тепла. Конструкцию таких парогенераторов выполняют с промежуточными полостями, заполненной изолирующей (третьей) жидкостью, химически нейтральной по отношению к обоим теплоносителям. В качестве третьей жидкости может применяться ртуть, дифенил и т. д. Появление течи в одном из трактов фиксируется по изменению давлении в полости третьей жидкости.

В настоящее время для крупных установок применяется трехконтурная схема, исключающая попадание воды или пара в первый контур; возможность контакта теплоносителя промежуточного контура (натрия или натрий--калия) с водой в случае появления неплотностей в парогенераторе полностью не исключается, но предусматриваются устройства, обеспечивающие безопасность работы установки.

При использовании в качестве теплоносителей жидких металлов с относительно высокой температурой плавления (натрий, литий, свинец, висмут и т.д.) необходимо предусмотреть средства равномерного разогрева системы до начала циркуляции.

Высокая степень чистоты внутренних поверхностей теплообменного аппарата необходима для защиты активной зоны реактора от загрязнения. В конструкции аппарата нужно применять только материалы, обладающие, помимо приемлемых прочностных свойств устойчивостью против коррозии при длительном воздействии теплоносителей и промывочных сред. После изготовления или ремонта все внутренние поверхности аппарата должны быть тщательно очищены от следов сварки, грязи и жиров, для чего производят механическую чистку, обезжиривание (дихлорэтаном или другим растворителем), промывку и сушку.

Поверхности нагрева теплообменников и парогенераторов ядерных энергетических установок выполняются обычно из труб следующих диаметров:

- для парогенераторов, обогреваемых водой под давлением, наружным диаметром 12 --25 мм с толщиной стенки 1--2 мм.

- для парогенераторов, обогреваемых газом, наружным диаметром 18--51 мм; с толщиной стенки 1-2 мм.

- для первичных теплообменников и парогенераторов, обогреваемых жидкими металлами, наружным диаметром 12--25 мм с толщиной стенки 1 --1,5 мм.

Теплообменники специального назначения изготовляются из труб меньшего диаметра. Для выбора оптимального диаметра труб и их расположения в корпусе производят расчеты теплопередачи и гидравлических сопротивлений.

На основании расчетов составляют графики зависимостей числа труб, их длины и диаметра от скорости и перепада давления теплоносителей в аппарате.

Выбор формы и размеров поверхности нагрева зависит от того, какое из требований -- габариты и вес или затраты мощности на циркуляцию теплоносителя -- является основным, что в свою очередь определяется видом установки (транспортная или стационарная).

Исходя из выше сказанного можно сделать вывод о том, что в современных атомных энергоустановках наиболее выгодно использовать трехконтурные схемы, несмотря на увеличение затрат энергии на собственные нужды, снижение верхнего температурного уровня цикла и усложнение эксплуатации установки, а следовательно необходимости дополнительного персонала, что приводит к еще большему увеличению затрат. Все это компенсируется безопасностью эксплуатации установки для самого персонала и снижением к минимуму (или полным отсутствием) попадания радиоактивного или химически активного теплоносителя в энергетический контур, а так же загрязнения первичного теплоносителя рабочим телом. Всё это приводит к увеличению сроков эксплуатации установки.

Так же для удобства ремонта и предотвращения длительного воздействия на персонал радиации в результате повреждения теплообменного аппарата, необходимо предусмотреть возможность отключения поврежденного участка путем установок заглушек на входе и выходе дефектной трубы, если это не возможно сделать, то должна быть возможность полного удаления всей трубной системы, что легче всего осуществимо при вертикальной компоновке аппарата с циркуляцией первичного теплоносителя внутри труб (рисунок 4).

1.2 Условия работы парогенераторов в составе АЭУ

Параметры греющей среды: температура на входе - 324-350єС, температура на выходе- 230-250єС, давление - 16 МПа. Параметры питательной среды: температура воды на входе - 65-200єС, температура пара - 285-300єС, давление пара - 6,0МПа. Период непрерывной работы - 15000 часов, назначенный ресурс - 60000-120000 часов, полный срок службы - 25-30 лет. Химический состав рабочих сред: греющая - бидистиллят, аммиачно-фосфатный или борно-аммиачно-калиевый, рН - 6,8-10,2; питательная - бидистиллят с очень малым содержанием хлоридов, кислорода и других примесей.[7]

Теплообменные аппараты ядерных установок должны удовлетворять повышенным требованиям по герметичности полости первичного теплоносителя. Это вызывается радиоактивностью первичного теплоносителя, которая при нормальной работе реактора является наведенной г-активностью, приобретаемой теплоносителем при его прохождении через реактор в результате воздействия потока нейронов. Элементы первого контура (кроме реактора) после полного удаления из них теплоносителя и промывки системы становятся в большей или меньшей степени доступными для контроля и ремонта. В связи с этим рекомендуется выполнять второе специфическое условие при проектировании первичных теплообменников - полный слив первичного теплоносителя. Одновременно должна предусматриваться система промывки контура со сливом промывочных растворов в систему специальной канализации.[3]



68

35

36

Жесткие требования к герметичности теплообменных аппаратов первого контура обуславливается не только необходимостью обеспечить безопасность эксплуатации энергетической установки, но и опасностью загрязнения первичного теплоносителя посторонними веществами из энергетического контура, что может нарушить нормальную работу реактора.

Условия работы некоторых теплообменных аппаратов требуют исключения возможности контакта между теплоносителями, особенно химически взаимодействующими.[3]

В атомных энергетических установках особенно широкое применение нашли горизонтальные и вертикальные парогенераторы погружного типа, особенностью которых является то, что теплообмен в межтрубном пространстве происходит в условиях свободной конвекции, кипения или конденсации в объеме.[3]

Парогенераторы горизонтального типа приведены на рисунках 5-8 и вертикального на рисунках 9-11

Применение жидкостных или газовых теплопроводящих прослоек между трубными системами теплоносителей практически исключает возможность контакта между теплоносителями. Полость прослойки заполняют химически нейтральным по отношению к обоим теплоносителям веществом под давлением, отличным от давления в разделяемых контурах. Попадание одного из теплоносителей в полость прослойки фиксируется либо по давлению в ней, либо другим способом. Надежное разделение теплоносителей достигается так же применением труб с двойными стенками.

Тепловой процесс в теплообменных аппаратах ядерных установок имеет свою специфику. Так как температурный уровень охлаждения реакторов пока невысок, для достижения максимально возможного КПД в энергетическом цикле необходимо осуществлять работу теплообменников при малых температурных напорах. В большинстве существующих аппаратов наименьший температурный напор составляет 10-25°С.[3]

На рисунке 12 показан график для случая нагрева теплоносителя с последующим его испарением и перегревом полученного пара. Как видно, температурный напор в пределах участка перегрева пара меняется очень резко. Если парообразование происходит при постоянном давлении, процесс в испарительной части парогенератора изображается горизонтальной линией 3, соответствующей температуре насыщения при данном давлении. Линия 3 должна пересечь линию охлаждения греющего теплоносителя 1 (в случае бесконечного развития испарительной поверхности). Практически (для конечной испарительной поверхности) в этой точке должен быть обеспечен минимально необходимый температурный напор. Экономайзерный участок 2 характеризуется возрастанием температурного напора по ходу греющего теплоносителя.

В литературе рассматриваются трех- и более ступенчатые по давлению пара схемы, позволяющие уменьшить значение среднего температурного напора и повысить тем самым среднюю температуру энергетического цикла, то есть КПД цикла.[3] Однако практически применение более двух ступеней по давлению пара вряд ли целесообразно из-за значительного усложнения установки. В настоящее время в связи с повышением температур теплоносителя в газоохлаждаемых реакторах и усовершенствования кипящих реакторов двухступенчатые по давлению пара циклы во вновь сооружаемых установках не применяются.

В водоохлаждаемом реакторе повышение температуры первичной воды приводит к необходимости повышения давления в первом контуре, причем с приближением к критической точке каждый градус прироста температуры покупается все большим приростом давления.

Средняя температура воды на выходе из реактора устанавливается ниже температуры насыщения при выбранном давлении в реакторе для обеспечения достаточного запаса, исключающего парообразование в любом канале активной зоны реактора.

Для повышения параметров энергетического цикла подвод тепла к нему осуществляется при температуре, близкой к максимальной температуре первичной воды, что влечет за собой значительный расход первичной воды.

В современных установках теплосъем в парогенераторе с 1 кГ греющей воды составляет около 40 ккал/кГ при ее расходе порядка 70 кГ/квт·ч(эл). Эти величины для первых промышленных АЭС составляли соответственно 25 ккал/кГ и 130 кГ/квт·ч.

Чтобы получить, возможно, больший, для располагаемого уровня температур КПД, АЭС с водоохлаждаемыми реакторами работают на насыщенном паре.

График теплового процесса в парогенераторе, обогреваемом водой, показан на рисунке 13. На испарительном участке для современных установок средние температурные напоры составляют около 30°С, а минимальные -- около 20°С. Первоначально принимались более низкие значения (соответственно 20°С и 10°С). Экономайзерная поверхность работает при значительно большем температурном напоре.[3]

При частичном испарении первичного теплоносителя в реакторе некоторое количество вторичного пара образуется за счет конденсации первичного пара (рисунке 14), далее процесс идет по схеме, показанной на рисунке 13. В этом случае при сохранении входной температуры первичного теплоносителя повышается средняя температура передачи тепла и уменьшается расход первичного теплоносителя. Если при работе реактора по схеме, показанной на рисунке 14, осуществить сепарацию первичного пара и за счет его конденсации получить весь вторичный пар, то процесс изобразится, как показано на рисунке 15. Переохлаждение циркулирующей воды и конденсата первого контура, необходимое для обеспечения надежной работы насоса, производится за счет обогрева экономайзерного участка 3. На участке охлаждения воды можно также получить пар пониженного давления и применить двухступенчатый цикл по давлению пара. В схеме, показанной на рисунке 15, передача тепла которому контуру производится почти при постоянной разности температур, что обеспечивает максимальный средний температурный уровень.[3]

Выполненный анализ условий работы парогенераторов в АЭУ продемонстрировал, что для нормальной работы теплообменные аппараты в составе ядерных установок должны удовлетворять повышенным требованиям герметичности для обеспечения безопасности эксплуатации и бесперебойной работы. Также должно удовлетворяться требование о полном сливе первичного теплоносителя для облегчения контроля и ремонта оборудования.

Также для повышения КПД установки в энергетическом цикле необходимо осуществлять работу теплообменников при малых температурных напорах (10-25°С). Чтобы получить, возможно, больший для располагаемого уровня температур КПД АЭС с водоохлаждаемыми реакторами работают на насыщенном паре.

1.3 Требования к материалам для трубной системы парогенератора

Материалы, применяемые для изготовления теплообменных аппаратов ядерных установок, должны удовлетворять следующим требованиям [3]:

-- быть достаточно коррозионно- и эрозионноустойчивыми в среде теплоносителя;

-- иметь высокие механические свойства при заданном температурном режиме работы (особенно для аппаратов, работающих под высоким давлением);

-- обладать высокой жаростойкостью и стабильностью свойств в условиях работы высокотемпературных теплообменных аппаратов;

-- хорошо свариваться и подвергаться механической обработке;

-- иметь удовлетворительные теплофизические характеристики, в частности, высокий коэффициент теплопроводности;

-- быть доступными и дешевыми.

Эти требования менее жесткие по сравнению с требованиями, предъявляемыми к материалам реактора, работающим в условиях более высоких температур.

Требование радиационной стойкости материалов для теплообменных аппаратов принимается во внимание лишь при расположении аппарата в корпусе реактора или в пределах его защиты.

Многие теплоносители, например некоторые жидкие металлы, агрессивны по отношению к конструкционным материалам. Вследствие возможной активации в реакторе продуктов коррозионно-эрозионного разрушения эти материалы не должны содержать элементов, способных образовывать долгоживущие радиоактивные изотопы с высоким уровнем излучения. Применяют, например, хромоникелевые нержавеющие стали, содержащие минимальное количество кобальта (0,01% и менее).[3]

Требования к коррозионной стойкости материалов теплообменных аппаратов ядерных установок более жесткие по сравнению с требованиями к аналогичной аппаратуре общеэнергетического назначения.

Такое различие обусловливается [3]:

1) высокими требованиями к чистоте теплоносителя, особенно первичного, так как присутствие даже незначительного количества продуктов коррозии в первичном теплоносителе может вызвать сильную наведенную активность. Высокую активность первого контура, обусловленную осаждением продуктов коррозии на стенках труб, может вызвать радиоактивный изотоп кобальта (Со⁶⁰), имеющий период полураспада 5,3 года;

2) высокой форсировкой теплообмена, что требует минимальной толщины теплопередающих стенок и отказа от добавки на коррозию. Последнее особенно характерно для теплообменных аппаратов на жидких металлах.

Хорошей теплопроводностью материалы должны обладать, прежде всего в высокофорсированных теплообменниках, когда общую интенсивность передачи тепла в аппарате в значительной степени определяет величина термического сопротивления теплопередающей стенки.

В ядерных энергетических установках на водяном теплоносителе конструкционные материалы первого контура работают в чистой воде при относительно высоких температурах (250--350°С). В парогенераторе водоохлаждаемого реактора циркулирует радиоактивная вода первого контура, поступающая из реактора, и нерадиоактивная вода (пар) энергетического контура. В обычных энергетических установках требуемый состав котловой воды поддерживается непрерывной периодической продувкой котла (парогенератора) для удаления продуктов коррозии и других примесей вместе с водой.[3]

В ядерных энергетических установках в связи с радиоактивностью воды первого контура обычно поддерживают циркуляцию одного и того же количества воды при непрерывной очистке части ее в механических и ионообменных фильтрах. Продувка первого контура незначительна.

Необходимая чистота воды определяет повышенные требования к коррозионной и эрозионной устойчивости материалов, предназначенных для работы в среде первичного теплоносителя. Если конструкции выполнены из материала с ограниченной коррозионной стойкостью, следует предусмотреть соответствующее увеличение мощности системы очистки.

Наиболее высокой коррозионной устойчивостью в чистой воде при температуре, типичной для современных ядерных установок, обладают хромоникелевые нержавеющие стали. Равновесная скорость коррозии этих сталей в воде достигается через несколько сотен часов работы и составляет малую величину, приблизительно 0,002--0,003 мм в год (~ 14 мГ/дм² в месяц).[3]

Коррозия нержавеющих сталей, даже протекающая с небольшой скоростью, опасна вследствие загрязнения системы радиоактивными продуктами коррозии. Так, при скорости коррозии 1,5 мк в год (в контуре водоохлаждаемого реактора из нержавеющей стали) в воду ежедневно поступают несколько десятков граммов продуктов коррозии с высокой наведенной г-активностью.[3]

За рубежом широко используют следующие марки нержавеющих сталей: AISI347 (18% Сr; 8% Ni; 1% Nb), AISI304 (18%Сr и 8% Ni) и AISI321 (18% Сr; 8% Ni; 0,5% Ti). В России применяют сталь марки Х18Н10Т (18% Сr; 10% Ni; 1% Ti).[3]

В настоящее время тракт первичной воды выполняют обычно из хромоникелевых нержавеющих сталей аустенитного класса.[3] Узлы теплообменных аппаратов, не омываемые первичной водой, изготовляют из углеродистых и низколегированных сталей, имеющих по сравнению с нержавеющими следующие недостатки [3]:

- скорость коррозии их в 10--50 раз больше скорости коррозии нержавеющих сталей, работающих в тех же условиях (в этом случае предусматривают добавку на коррозию);

- возможность появления местной (язвенной) коррозии;

- понижение ударной вязкости в процессе эксплуатации при высоких температурах.

Из преимуществ углеродистых сталей следует отметить [3]:

- дешевизну и доступность;

- простоту и изученность технологии изготовления и контроля оборудования;

- отсутствие легирующих элементов в стали и продуктах коррозии;

- незначительность коррозии под напряжением в присутствии хлоридов;

- более высокую по сравнению с нержавеющими сталями теплопроводность.

Некоторые специальные меры (очистка воды от продуктов коррозии, поддержание значения рН в пределах 10--11) позволяют использовать углеродистые стали для теплообменного оборудования первого контура. В США для этой цели применяют сталь марки А-212В и марганцовомолибденовую марки ASTM A-302B.[3]

На углеродистые и низколегированные стали вредное воздействие оказывает присутствие в воде кислорода.[3] Поддерживать концентрацию кислорода на низком уровне, особенно в системах с кипящими реакторами, практически затруднительно из-за радиолитического разложения воды.

Содержание кислорода можно понизить подачей водорода в питательную воду, но в этом случае количество восстановителя оказывается значительным.

Типичным примером применяемых марок низколегированных материалов является сталь ASTM A-212A. Скорость ее коррозии в паровой среде при температуре 230°С по данным длительных испытаний на действующей станции с реактором на тяжелой воде составляет 0,05 мГ/дм²•час.[3]

Результаты испытаний образцов различных материалов на коррозию в чистой воде при температуре около 250°С позволили следующим образом классифицировать материалы с точки зрения их коррозионной устойчивости.[3] Наилучшей коррозионной стойкостью в воде обладают аустенитные нержавеющие стали, сплавы на основе кобальта, циркония и гафния. Приемлемые характеристики имеют ферритные и мартенситные нержавеющие стали и сплавы на никелевой или медной основе. Наименее стойкие оказываются углеродистые и низколегированные стали и сплавы на алюминиевой основе.

Для элементов второго контура, в первую очередь парогенератора, необходимо учитывать возможность возникновении коррозионного растрескивания хромоникелевых аустенитных сталей при одновременном действии напряжения и корродирующей среды.[3] Коррозионному растрескиванию способствуют только растягивающие напряжения (от внешних сил) и внутренние (термические остаточные). Коррозионной средой для этих сталей является котловая вода, в которой присутствуют хлориды (ионы хлора) и кислород.[3]

Склонность хромоникелевых аустенитных сталей к коррозионному растрескиванию уменьшается с увеличением содержания в них никеля. Устойчивость резко повышается при содержании никеля около 20 %.[3] Однако по некоторым данным даже при содержании никеля 35--40% аустенитные нержавеющие стали все еще могут подвергаться коррозионному растрескиванию.[3] Разрушение в данном случае наступает без видимых следов коррозии. Скорость развития коррозионных трещин в зависимости от агрессивности среды, величины остаточных и рабочих напряжений может изменяться в широких пределах - от нескольких часов до нескольких лет. Разрушение характеризуется внезапностью. На сварных соединениях труб обнаруживаются многочисленные коррозионные трещины, расположенные как в непосредственной близости от линии сплавления, так и на других участках зоны термического влияния шва (рисунок 16).

В судовых установках опасность коррозии в парогенерирующем контуре тем более велика, что питательная вода может загрязняться морской водой вследствие неплотностей в конденсаторе.

В некоторых случаях предотвратить коррозионное растрескивание удается добавлением в воду хроматов, уранил-сульфата, сульфита натрия и других ингибиторов.[3]

Аустенитные хромоникелевые стали подвержены межкристаллитной коррозии, поэтому желательно применение стабилизированных сталей, содержащих какой-либо элемент (ниобий, титан), предупреждающий межкристаллитную коррозию. Можно применять и нестабилизированные стали, но при этом содержание углерода в стали должно быть не более 0,03% для листов толщиной более 30 мм и 0,05% --для листов толщиной более 20 мм.[3] Полный отжиг изделия в этом случае можно не производить (особенно для крупногабаритных конструкций), достаточно лишь осуществить высокий отпуск.

Для изготовления оборудования, работающего в среде перегретого водяного пара при температуре ниже 600°С, можно применять аустенитные нержавеющие стали, скорость коррозии которых невелика.[3] При температуре более 650°С коррозионная стойкость этих сталей резко ухудшается. В этом случае в состав аустенитных сталей типа AISI 304 целесообразно вводить добавку алюминия или заменять их алюминий содержащими ферритными нержавеющими сталями типа AISI 406.[3]

Для работы в воде могут быть использованы алюминий и его сплавы, обладающие большей прочностью по сравнению с прочностью чистого металла. Технически чистый алюминий пригоден лишь для аппаратов, работающих при низких температурах воды (до 200°С), так как при более высоких температурах на поверхности металла образуются пузыри и происходит отслаивание.[3] Присутствие легирующих элементов -- никеля, железа, кремния, циркония, бериллия -- повышает коррозионную стойкость алюминия.[3]

Коррозия алюминия в воде уменьшается при анодировании его поверхности и введении в воду ингибиторов (окиси кремния, фосфорной кислоты); скорость коррозии возрастает с увеличением скорости воды.[3] Нежелательно применение алюминия в паре с другими металлами, например нержавеющей сталью, во избежание электрохимической коррозии.[3] Лучшую по сравнению с алюминием прочность и сопротивляемость ползучести имеют некоторые сплавы алюминия (авиаль, магналь, сплав ВМУ-Т-38 оксидоалюминий и др.).[3]

Хорошей коррозионной стойкостью в воде обладает цирконий и его сплавы, которые к тому же имеют более высокую по сравнению с алюминием прочность при повышенных температурах. При изготовлении оборудования должен применяться цирконий, очищенный от примесей, особенно от азота. Коррозионная стойкость циркония в водяном паре заметно снижается при повышении давления. Практически применение чистого металла возможно до 300--350°С. Небольшие добавки (около 1%) железа, никеля, олова и хрома способствуют улучшению антикоррозионных свойств циркония. Аналогичный эффект достигается легированием циркония добавкой 2% палладия или 2% молибдена. Из сплавов циркония за рубежом широко применяют циркаллой-2 (1,5% Sn, 0,12% Fe, 0,05% Ni, 0,1% Сr). Этот сплав обладает коррозионной стойкостью в воде при температуре до 350° С.[3]

Для работы в контурах водоохлаждаемых реакторов можно рекомендовать следующие сплавы циркония [3]:

1) в воде при 350°С: сплав с 1% Nb; многокомпонентные сплавы типа «Оженнит», содержащие Sn, Fe, Nb, Ni, каждый в количество 0,1--0,2%; многокомпонентные сплавы, содержащие 0,5--1% Sn, 0,3% Ni, 0,2% Fe;

2) в водяном паре при 400^oС: сплав «Оженнит-0,5» и «Оженнит-1»; многокомпонентный сплав, содержащий 0,5--1,0% Sn, 0,3% Ni, 0,2% Fe.

Применяют также сплавы, обладающие высоким сопротивлением ползучести и коррозии [3]:

1) 1--3% Сr и 2% Sn или Nb;

2) до 20% Nb, 1% Cr и 2% Sn или Мо (минимальная ползучесть при 5% Nb);

3) 0,5--7,5% Мо и 2% Sn или Nb (минимальная ползучесть при 0,5--2% Мо).

Для конденсаторов, охлаждаемых пресной и морской водой, широко применяют латунные трубы, менее подверженные коррозии по сравнению со стальными, а также трубы из мельхиора (70% Си, 30% Ni) и монель-металла (67% Ni, 28% Сu).[3] Из монель-металла можно также изготовлять трубы парогенераторов.[3]

Хорошей коррозионной стойкостью в морской воде обладает титан и его сплавы.[3]

Только применение титана позволило решить проблему коррозионного растрескивания аустенитных сталей в ПГ и повысить их надежность.

Таким образом, выполненный анализ требований к материалам для трубной системы парогенераторов продемонстрировал, что основными критериями для выбора материала трубного пучка теплообменных аппаратов АЭУ, являются требования по коррозионной и эрозионной стойкости и отсутствие склонности к взаимодействию с теплоносителем. Титан и его сплавы хорошо соответствуют указанным требованиям. Титан обладает коррозионной стойкостью лучшей, чем аустенитные стали, так же при применении титановых сплавов снимается вопрос о коррозионном растрескивании. Кроме этого титан практически не вступает в реакции ни с жидкими металлами, ни с другими теплоносителями, используемыми в АЭУ.

Так же одной из главных положительных черт титана и титановых сплавов является то, что это не дефицитный материал, и в отличие от, например, циркониевых сплавов; их изготовление достаточно дешево, хотя по сравнению с теми же углеродистыми и аустенитными сталями все же остается дорогим.

1.4 Опыт применения титановых сплавов в теплообменном оборудовании

Опыт строительства и эксплуатации парогенераторов в атомных энергетических установок (АЭУ) показывает, что решающее значение в прогрессе парогенераторостроения имело применение титановых сплавов с их исключительно хорошими коррозионно-механическими свойствами в условиях работы этого оборудования.

В этих условиях титановые сплавы являются практически единственными конструкционными материалами для парогенераторов змеевиковых и прямотрубных типов АЭУ, к которым предъявляются повышенные требования по надежности и ресурсу.

На первых отечественных АЭУ в качестве материала трубных систем парогенераторов была использована аустенитная нержавеющая сталь марки 0Х18Н10Т, которая имела преимущества перед углеродистыми и малолегированными сталями, применяемыми в то время в обычных энергетических установках, так как обладала значительно меньшей скоростью общей коррозии. Из этой стали был создан и внедрен в эксплуатацию на АЭУ парогенератор ПГ-13. Как показал опыт эксплуатации АЭУ, нержавеющая сталь 0Х18Н10Т, применяемая для изготовления основного оборудования и трубопроводов I, II и III контуров, не смогла обеспечить необходимый ресурс из-за склонности ее к коррозионному растрескиванию при наличии в воде даже незначительного содержания хлоридов и кислорода. Исследования вышедших из строя ПГ-13 показали, что появление несплошностей в трубных системах парогенераторов вызывались либо раскрытием дефектов металлургического производства, либо развитием процессов коррозионного растрескивания металла со стороны второго контура.[7]

В результате внедрения ряда мероприятий по совершенствованию технологии производства труб, изготовления парогенераторов, а также улучшения водно-химического режима энергоустановок ресурс парогенераторов из нержавеющей стали удалось довести до 5-6 тыс. часов.[7]

Радикальным решением проблемы повышения ресурса парогенератора могло быть только применение новых материалов для трубных систем не склонных к коррозионному растрескиванию.

В качестве таких материалов были разработаны и внедрены перлитная сталь марки 20П (20ВД) и титановый сплав ПТ-7М.[7]

Опыт эксплуатации АЭУ с углеродистыми парогенераторами ПТ-13у и ПГ-ВМ-4у показал, что коррозионная стойкость углеродистой стали обеспечивается магнетитовой окисной пленкой (образующейся на поверхности металла в процессе работы парогенератора) при условии ее однородности, прочности сцепления с металлом и отсутствия ее разрывов, поскольку при нарушении сплошности окисной пленки начинают интенсивно развиваться общая и язвенная коррозия. Особенно опасно при наличии стоячих режимов и во время ремонтных и монтажных работ, так как в эти периоды возможно повышенное содержание кислорода в системе, который способствует образованию рыхлого неплотного окисла-гидроокиси железа.[7]

Трудность предохранения парогенератора из углеродистой стали от коррозии возникает уже в процессе их производства. Так, практически невозможно избежать полностью коррозионных налетов на внутренних полостях парогенератора, особенно при промывке и пропаривании готовых изделий.

Для обеспечения сохранности парогенератор, с момента изготовления до ввода в эксплуатацию, подвергаются консервации внутренних полостей моноэтаноламином, а при установке их заполняются обескислороженной водой, либо водой высокой чистоты с высокими концентрациями гидразин гидрата и аммиака. Содержание кислорода в питательной воде, в период работы парогенератора не должна превышать 0,02 мг/л, что требует создания специальных средств для глубокого обескислороживания воды.[7]

Таким образом, трудности обеспечения средств водоподготовки в условиях монтажа, эксплуатации и ремонтных работ, а также трудности защиты перлитных парогенераторов от коррозии в период изготовления, транспортировки и хранения снижают надежность их длительной и безопасной работы. Поэтому ресурс парогенератора с трубной системой из перлитной стали марки 20П невозможно увеличить свыше 25 тыс. часов.[7]

В отличие от аустенитной стали 0Х18Н10Т и перлитной стали 20П титановые сплавы обладают высокой коррозионной стойкостью и не предъявляют особых требований к консервации и предохранению поверхности парогенератора от коррозии на всех стадиях обращения с ними (при изготовлении, хранении, транспортировки, монтаже, эксплуатации, ремонтах установок).

К настоящему времени в эксплуатации находится более двух тысяч камер различных типов парогенераторов в титановом исполнении. Выходы из строя парогенераторов редки и носят единичный характер.

Разрезка и исследование камер ПГ-14Т показала, что одной из причин появления несплошностей является либо наличие технологических дефектов производства парогенератора, либо нарушение условий эксплуатации, в частности, случаи переопрессовки парогенератора.[7]

К настоящему времени первоначально назначенный в 1970 г. ресурс парогенераторов, превышающий ресурс парогенераторов изготовленных из сталей, значительно увеличен (рисунок 17).

За весь период эксплуатации парогенераторов не обнаружено ни одного случая преждевременного выхода из строя парогенераторов, с трубными системами, выполненными из сплава ПТ-7М, по причине исчерпания возможностей материала, что дает основание утверждать, что использование титановых сплавов в качестве трубных систем парогенераторов позволило решить проблему их эксплуатационной надежности в составе АЭУ.

По этой причине все энергетические установки третьего и последующих поколений полностью оснащены только парогенераторами с трубной системой из титанового сплава ПТ-7М.

Таким образом, положительный, более чем 40 летний опыт использования титанового сплава ПТ-7М в качестве трубных систем парогенераторов транспортных атомных паропроизводящих установок позволяет утверждать, что парогенераторы с трубными системами из титановых сплавов могут быть успешно применены в стационарных водо-водяных атомных энергетических установках.

68

35

36

На основе изложенного выше, можно сделать вывод о том, что титан и его сплавы значительно улучшили работу парогенераторов в составе АЭУ.

Они не только увеличили срок эксплуатации парогенераторов атомных энергоустановок (рисунок 17), но и облегчили ремонт и сократили расходы на эксплуатацию и защиту материала от коррозии, замену вышедших из строя элементов теплообменной установки.

Также, как сказано выше, выход из строя установки связан не с износом материала или его порчей, а с дефектами самой установки, полученными при изготовлении парогенератора, либо с нарушением условий эксплуатации, и носит единичный характер.

1.5 Опыт применения титановых сплавов для конденсаторов АЭС

Зарубежный опыт применения различных конструкционных материалов для конденсаторов разнообразен. Однако тенденция основных производителей конденсаторного оборудования, таких как General Electric Company, GEC ALSTHOM Delas и Siemens KWU направлено на более широкое применение особотонкостенных сварных титановых труб для обеспечения надежности работы и экологической безопасности АЭС.[7]

Одним из ведущих поставщиков сварных тонкостенных труб является фирма VALTIMET, имеющее свои филиалы во Франции, США и Китае. Основным потребителем продукции VALTIMET является тепловая и атомная энергетика, опреснительные установки, терминальные электростанции. Сварные конденсаторные трубы изготавливаются из титановых сплавов (gr. 1, 2, 3, 7, 9, 12), нержавеющих сталей (316, 316L, 304, 304L, 321, 317L и т.д.) и медно-никелевых сплавов (90/10, 70/30, 66/30/2/2).[7]

Структура потребления сварных конденсаторных труб из нержавеющих сплавов претерпела изменения за последние десять лет. Для Франции, где большая часть электроэнергии вырабатывается на АЭС, характерен переход от стали марки 304L к стали марки 316L как к материалу, применяемому для изготовления трубных пучков конденсаторов. Наработка стали 316L независимо от типа охлаждающей воды конденсатора не превышает 10 лет.[7] Наряду со сварными трубами из нержавеющей стали, титан как конструкционный материал конденсаторных труб применяется с 70^х годов. Объемы поставок фирмой VALTIMET титановых сварных труб для конденсаторов превышает поставки из нержавеющей стали в 8-10 раз (рисунок 18).[7] Основным потребителем титановых сварных труб является индокитайский регион.

В 90^х годах фирмой GEC ALSTHOM Delas были произведены реконструкции конденсаторов на двух европейских АЭС - Loviisa (Финляндия) и PAKS (Венгрия).[7]

АЭС в Ловизе (Финляндия) расположенная в 50-и километрах западнее Хельсинки оборудована реактором ВВЭР-440. Станция была построена в 1977-80 годах. В 1989 году было принято решение о замене турбины №4 второго блока АЭС. В процессе реконструкции была произведена замена медно-никелевых труб на титановые, что должно было значительно сократить попадание морской воды в контур парогенератора. Конденсаторные модули высокой готовности из титанового сплава были изготовлены во Франции и установлены в машинном зале АЭС.[7]

В результате модернизации внутри конденсатора было достигнуто давление 6,3 mbar, что привело к повышению мощности блока с 235,8 МВт до 237,3 МВт.[7]

Четыре модуля были произведены во Франции и доставлены на АЭС.

68

75

79

Реконструкция была запланирована на лето 1990 года. Более 70 французских рабочих прибыли в Ловизу, где производили работы по установке модулей под руководством сотрудников GEC ALSTHOM Delas. Все четыре модуля были собраны и подключены. После успешного проведения необходимых тестов станция приступила к работе.