Модернизация парогенератора ПГВ-1000М энергоблока АЭС с ВВЭР-1000

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

локализованной в месте конструкционной неоднородности перфорированной части коллектора (вершине «клина») пластической деформации, при которой напряжения превышают предел текучести стали 10ГН2МФА; водной среды второго контура, особенно активной в вершинах зазоров в местах недовальцовки труб ПГ в стенку коллектора; теплогидравлической и физической неравномерности по объему; непроектных режимов эксплуатации.

Повреждения коллекторов

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

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

Напряженно-деформированное состояние коллекторов

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

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

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

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

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

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

Состояние металла

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

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

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

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

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

Довальцовка трубок

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

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

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

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

Материал коллекторов

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

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

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

Температурный режим ПГВ-1000М

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

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

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

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

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

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

Водно-химический режим

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

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

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

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

Согласно проекту модернизации ВКУ ПГВ необходимое перераспределение питательной воды было получено путем установки в «горячем» торце парогенераторов на погружном дырчатом листе четырех дополнительных раздающих коллекторов питательной воды с отверстиями, направленными вертикально вниз. Коллектор N010 переведен на «холодную» сторону ПГВ для увеличения подачи питательной воды в зону «холодного» коллектора теплоносителя. В «холодном» торце парогенератора отглушены пять крайних раздающих коллекторов питательной воды, также в «холодном» торце ПГВ из листов нержавеющей стали выполнены две поперечные перегородки (высотой 200 мм - над ПДЛ и 240 мм под ПДЛ) и перекрыты в верхней части боковые каналы между закраиной ПДЛ и корпусом ПГ для организации «солевого» отсека. Цель установки перегородки - уменьшение продольной циркуляции от «горячего» коллектора в торцы для предотвращения распространения солевых зон по длине парогенератора.

К сожалению, в последнее время также проявилась ранее неизвестная проблема коррозии металла трубной системы ПГ со стороны второго контура. Наибольшая интенсивность коррозионных процессов наблюдалась в локальных участках внутри ПГВ-1000М. Развитию коррозионного растрескивания теплообменных трубок под дистанционирующими решетками способствовало концентрировании коррозионно-активных загрязнений в слое отложений и повышенные напряжения. Результаты расследования массовых коррозионных повреждений трубок ПГ Ровенской, Южно-Украинской и Балаковской АЭС показали возможность развития интенсивной язвенной коррозии теплообменных трубок ПГВ-1000М из аустенитной стали марки 08Х18Н10Т под слоем шлама продуктов коррозии в локальном участке нижних рядов между 2-4 дистанционирующими решетками от «горячего» коллектора в сторону «холодного» днища. Последующие наблюдения на других АЭС с реакторами ВВЭР-1000 подтвердили наличие локальных зон скопления коррозионного шлама на днищах ПГ.

Согласно результатам специальных исследований, условиями предотвращения массовых коррозионных повреждений трубок ПГВ-1000М в локальных зонах скопления коррозионного шлама на днище являются:

- регулярные эффективные химические отмывки ПГ по 2 контуру, выполняемые на основании результатов как ежегодных осмотров рядов трубок и днищ, так и систематического контроля поступления продуктов коррозии в ПГ по данным химконтроля;

- снижение поступления в ПГ продуктов коррозии медных сплавов, интенсифицирующих электрохимическую коррозию аустенитной стали;

- систематическое ограничение поступления с питательной водой и накопления в котловой воде коррозионно-агрессивных загрязнений (включая сульфат-ион и хлорид-ион), причем для контроля накопления в котловой воде коррозионно-агрессивных загрязнений должны использоваться представительные пробы продувочной воды из участков концентрирования коррозионно-агрессивных загрязнений;

- поддержание нейтрального или слабощелочного молярного соотношения компонентов в котловой воде ПГ.

5.2 Расчёт циркуляции воды

В соответствии с обобщенными результатами исследований гидродинамики на натурных ПГ в период ПНР, общая картина циркуляции воды в ПГВ-1000 /25/ представляется следующим образом.

В трубных пакетах наблюдается подъемное движение, в опускных каналах между пакетами в основном опускное. Высокая паровая нагрузка верхних рядов трубного пучка вблизи горячего коллектора обуславливает их значительное гидравлическое сопротивление, что приводит к выходу части пара из трубного пучка в опускной канал. Вместе с паром в опускной канал выходит и часть циркулирующей воды, образуя локальный контур циркуляции в его нижней части. Таким образом, в нижней части пучка вода входит в него из опускного коридора под действием статического напора столба пароводяной смеси. По мере приближения к верхней части пучка начинают преобладать процессы выхода пароводяной смеси в коридор из-за возрастания нагрузки и, соответственно, гидравлического сопротивления пакета.

В верхней части опускных каналов, на горячей стороне пучка наблюдается подъемное движение, вызванное выходом в канал и всплытием пузырей пара. По мере приближения к холодному концу труб, опускное движение преобладает по всей высоте пакета, а локальная кратность циркуляции увеличивается за счет улучшений условий опуска и снижения локальной величины паропроизводительности. Часть циркулирующей через пучок воды проходит через отверстие ПДЛ и затем попадает в опуск между закраиной и корпусом. Другая часть циркулирует через опускные каналы между пакетами, свободными от подъемного движения.

Наличие значительного количества пара в верхней части пакетов подтверждается также путем измерения температур в опускных коридорах в зоне раздачи питательной воды. На всех уровнях мощности амплитуды термопульсаций по высоте коридора монотонно снижаются, а полный прогрев питательной воды наступает на глубине ниже 450 мм от ПДЛ. При этом максимальная амплитуда термопульсаций отмечена на мощности 65% от номинальной, а минимальная на номинальной мощности. По-видимому, это свидетельствует о том, что поток пара, выходящего из опускных коридоров на номинальной мощности, настолько интенсивен, что препятствует попаданию недогретой питательной воды вглубь коридоров.

В целом, исследования процессов перемешивания питательной и котловой воды в горизонтальных ПГ, говорят о значительной интенсивности этого процесса, в особенности на номинальной мощности. Проникновения питательной воды в зоны, удаленный от места раздачи в стационарном режиме не происходит, что свидетельствует о том, что расход питательной воды, попадающий в опускной коридор недостаточен для полной конденсации пара. Особый интерес представляет результаты измерений ц с помощью датчика с базой измерения 450 мм в верхней части горячего канала возле коллектора. При номинальной нагрузке его показания достигают 0,9. Учитывая показания установленного рядом датчика с базой 1000 мм (ц примерно 0,48), можно говорить о тенденции интенсивного увеличения ц в верхней части канала, между пакетами. Это подтверждает возможность существования в этой зоне (высотой примерно 450 мм от верхнего ряда труб) паро-капельной структуры двухфазного потока.

Такой характер циркуляции, характерный для невыгороженного пакета труб, приводит к достаточно низкой величине кратности циркуляции в верхней части пакета. При этом одним из основных ограничителей циркуляции является высокое паросодержание, снижающее движущий напор и препятствующее опускному движению воды. Очевидным, в этом случае, является техническое решение, состоящее в увеличении расхода питательно воды, попадающей в опускной канал между пакетами. При этом, необходим тщательный расчет этого расхода, так как превышение его сверх допустимой величины может привести к попаданию питательной воды вниз и «захолаживанию» нижней части корпуса ПГ, в то время как недостаточный расход будет неэффективен для повышения циркуляции.

Проверка эффективности упомянутого технического решения может быть осуществлена путем сравнения солесодержания котловой воды на входе и выходе трубного пучка.

Здесь необходимо отметить, что величина кратности циркуляции, которая обычно определяется как соотношение массовых расходов пара и пароводяной смеси, становится неопределенной для пучка труб в целом, так как данное соотношение переменно по высоте из-за выхода части воды и пара в опускной канал. В самом деле, если паропроизводительность относить к расходу воды на входе в пучок (в нижней части) то величина не будет характеризовать условия циркуляции в верхней части пакета, где расход смеси значительно меньше, чем в нижней части.

Таким образом, кратность циркуляции можно определить как величину обратную массовому расходному паросодержанию Х, которое переменно по всей высоте пакета.

Для работоспособности трубчатки имеет смысл говорить о кратности циркуляции в верхней части пучка, так как в этой зоне она минимальна. Оценка этой величины представляет определенные трудности, так как измерить расход пароводяной смеси через пучок в вертикальном и горизонтальном направлении не представляется возможным. Для количественной оценки циркуляции в невыгороженных пакетах можно использовать величину кратности упаривания пароводяной смеси в трубном пучке.

Если пренебречь растворимостью примесей в паре, из условий солевого баланса для выгороженного пакета можно записать следующее выражение для кратности упаривания:

Sвых/Sвх = Кц/(Кц-1) (5.1)

Кц = 1/(1-Sвх/Sвых) (5.2)

Кц = Gсм/G`, где (5.3)

G` - расход пара через пакет;

Gсм - расход пароводяной смеси;

Sвх - солесодержание воды на входе в пучок;

Sвых - солесодержание воды на выходе из пучка.

Для невыгороженного пакета величины G` и Gсм становятся переменными по высоте и не поддаются измерению. Между тем, величина кратности упаривания может быть измерена. Зная эту величину, можно вычислить кратность циркуляции по формуле (5.3). Полученную по этой формуле кратность циркуляции для невыгороженных пучков следует считать условной, так как формула справедлива лишь для выгороженных пучков. Тем не менее, эта величина также характеризует условия циркуляции.

5.3 Расчет расхода воды, необходимого для конденсации пара в опускном канале

Расчет расхода воды на конденсацию.

Исходные данные: энтальпия воды и пара

h`=1236 КДж/кг,

h``=2779 КДж/кг,

h220=994 КДж/кг,

h164=696 КДж/кг;

плотность пара с``=35 кг/м3,

расход питательной воды Gпв=1470 т/ч

В исходном состоянии коллектор имеет 32 патрубка Ду18, в результате реконструкции остается 20 патрубков Ду18 и 4 отверстия Ду18 в торцевой части. Коллектор в исходном состоянии и после реконструкции показан на рис. 5.1.

По балансу энтальпий можно записать соотношение между расходами пара и воды, требуемой для его конденсации

Gпв=Gп/ (h`-hпв),

при 220 оС Gпв=Gп/0,18

при 164 оС Gпв=Gп/0,35

Согласно /1/ расход воды на холодную половину - 533 т/ч.

Из них на 1 ый коллектор 533/9=60 т/ч.

На 4 остальных 473 т/ч.

Принимаем долю расхода вниз 25%, то есть 118 т/ч на длину 2,3 м (две секции дистанционирования с 4 коллекторами питательной воды), то есть 51 т/ч на 1 п.м., что позволит сконденсировать 9,2 т/ч пара при 220 оС или 17,8 т/ч при 164 оС.

5.4 Расчет естественной циркуляции с учетом конденсации пара в опускном канале

Расход пара в опускном канале можно оценить из расчета естественной циркуляции. При этом критерием правильности оценки может служить величина паросодержания в опускном канале, полученная измерениями на действующих ПГ при помощи датчиков паросодержания, установленных в верхней части опускного канала.

Вариант 1.

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа температура насыщения Т_s=280 ^оС

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 1236 КДж/кг

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Значения приведенных скоростей пара и воды в опускном и подъемном участке получены в /26/ с помощью программы CIRC (расчет ведется на погонный метр длины трубного пучка) по формулам Колбасникова А.В., полученным им в его диссертации «Разработка методов расчета гидродинамики двухфазной среды и теплообмена в поперечно омываемых поверхностях нагрева парогенераторов на основе экспериментальных исследований.»

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке

Из /26/возьмем значения ц_ист,W_п, W_в.

Nучастка	цист	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0,26	0,33	0,21
2	0,48	0,66	0,19
3	0,64	0,96	0,17
4	0,75	1,25	0,15
5	0,71	1,53	0,13
6	0,75	1,79	0,11
7	0,77	2,05	0,09
8	0,8	2,3	0,07
9	0,81	2,55	0,06
10	0,88	2,81	0,04
11	0,93	3,07	0,02
12	0,6	0,86	0,01

Для любого сечения канала, содержащего пароводяную смесь, можно записать, используя /8/ уравнение сплошности в виде:

М_ц= М_п +М_в= М_смеси

где М_п, М_в, М_смеси массовый расход соответственно пара, воды и смеси в сечении канала. Тогда скорость циркуляции в парогенерирующем канале можно определить как:

W_ц= М_смеси/(с_вf) = (М_п +М_в) /(с_вf)=W_в+W_пс_п/с_в

Используя эту формулу, рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Wц, м/с	0,22	0,22	0,21	0,2	0,19	0,18	0,18	0,17	0,17	0,16	0,16	0,04

Отношение массового расхода пара к общему массовому расходу потока является массовым паросодержанием:

Х=М_п/М_смеси=W_пс_п/W_цс_в

Используя эту формулу, рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Х	0,06	0,13	0,2	0,27	0,34	0,42	0,5	0,58	0,67	0,75	0,85	0,83

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=1,2.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/возьмем значения W_п, W_в:

Nучастка	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0,01	0,06
2	0,02	0,05
3	0,06	0,05
4	0,1	0,04
5	0,16	0,03
6	0,24	0,03
7	0,31	0,03
8	0,39	0,03
9	0,47	0,02
10	0,55	0,02
11	0,86	0,02
12	0,86	0,02

Паросодержание в опускном канале согласно /28/, определяется по формуле:

, где

Wб - относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/, принимается Wб=0,3939 м/с).

Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
цист	0,02	0,06	0,14	0,22	0,31	0,39	0,46	0,51	0,56	0,6	0,7	0,7

Вариант 2

Расход питательной воды в опуск 40 т/ч

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 220 КДж/кг (температура Т=220 ^оС)

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке.

В программе CIRC ведется расчет по формулам Колбасникова А.В. значений параметров естественной циркуляции в зависимости от расхода питательной воды в опуск. При расходе 40 т/ч и температуре питательной воды 220 ^оС в /26/ получены следующие значения приведенных скоростей пара и воды и истинного паросодержания в подъемном участке:



Nучастка	цист	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0,26	0,34	0,26
2	0,46	0,67	0,24
3	0,6	0,99	0,22
4	0,71	1,3	0,19
5	0,68	1,6	0,17
6	0,72	1,9	0,15
7	0,75	2,2	0,13
8	0,77	2,5	0,12
9	0,79	2,81	0,1
10	0,81	3,15	0,09
11	0,82	3,49	0,08
12	0,67	0,94	0,06

Используя ранее полученную формулу

W_ц =W_в+W_пс_п/с_в,

Рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Wц, м/с	0,27	0,27	0,26	0,25	0,24	0,23	0,23	0,22	0,22	0,22	0,23	0,1

Используя ранее полученную формулу (Х =W_пс_п/W_цс_в,), рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Х	0,05	0,11	0,17	0,22	0,29	0,35	0,41	0,48	0,55	0,61	0,66	0,42

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=2,4.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/ возьмем значения W_п, Wв для данного варианта:

Nучастка	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0	0,25
2	0,01	0,24
3	0,03	0,24
4	0,06	0,23
5	0,1	0,22
6	0,1	0,21
7	0,11	0,2
8	0,12	0,19
9	0,11	0,18
10	0,08	0,18
11	0,01	0,17
12	0	0,15

Паросодержание в опускном канале определяется по формуле:

где Wб относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/, принимается Wб=0,3939 м/с).

Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:



Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
цист	0,02	0,07	0,16	0,27	0,35	0,35	0,36	0,36	0,34	0,26	0,05	0

Вариант 3.

Расход питательной воды в опуск 40 т/ч

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 696 КДж/кг (температура Т=164 ^оС, режим работы без подогревателей высокого давления)

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке.

В программе CIRC ведется расчет по формулам Колбасникова А.В. значений параметров естественной циркуляции в зависимости от расхода питательной воды в опуск. При расходе 40 т/ч и температуре питательной воды 164 ^оС в /26/ получены следующие значения приведенных скоростей пара и воды и истинного паросодержания в подъемном участке:

Nучастка	цист	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0,24	0,34	0,28
2	0,43	0,67	0,26
3	0,58	0,99	0,24
4	0,68	1,3	0,22
5	0,76	1,6	0,2
6	0,7	1,89	0,18
7	0,73	2,18	0,16
8	0,76	2,47	0,14
9	0,78	2,77	0,12
10	0,8	3,11	0,11
11	0,81	3,45	0,1
12	0,66	0,83	0,07

Используя ранее полученную формулу

W_ц =W_в+W_пс_п/с_в,

Рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Wц, м/с	0,29	0,29	0,28	0,27	0,27	0,26	0,25	0,24	0,24	0,24	0,25	0,1

Используя ранее полученную формулу

Х =W_пс_п/W_цс_в,

Рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Х	0,05	0,1	0,15	0,2	0,26	0,32	0,37	0,44	0,5	0,56	0,6	0,35

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=2,9.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/ возьмем значения W_п, Wв для данного варианта.

Nучастка	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0	0,27
2	0,01	0,26
3	0,03	0,26
4	0,06	0,25
5	0,1	0,25
6	0,08	0,23
7	0,07	0,22
8	0,06	0,21
9	0,04	0,2
10	0	0,2
11	0	0,19
12	0	0,17

Паросодержание в опускном канале определяется по формуле:

где Wб относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/, принимается Wб=0,3939 м/с).

Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
цист	0,02	0,07	0,17	0,29	0,39	0,34	0,29	0,25	0,16	0	0	0

Вариант 4.

Расход питательной воды в опуск 44 т/ч

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 220 КДж/кг (температура Т=220 ^оС)

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке.

В программе CIRC ведется расчет по формулам Колбасникова А.В. значений параметров естественной циркуляции в зависимости от расхода питательной воды в опуск. При расходе 44 т/ч и температуре питательной воды 220 ^оС в /26/ получены следующие значения приведенных скоростей пара и воды и истинного паросодержания в подъемном участке:

Nучастка	цист	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0,2	0,29	0,32
2	0,37	0,64	0,31
3	0,51	0,97	0,29
4	0,62	1,29	0,27
Nучастка	цист	Wп, м/с	Wв, м/с
5	0,7	1,61	0,25
6	0,76	1,92	0,23
7	0,7	2,22	0,21
8	0,73	2,53	0,2
9	0,75	2,85	0,18
10	0,77	3,19	0,17
11	0,78	3,54	0,16
12	0,68	0,97	0,08

Используя ранее полученную формулу

W_ц =W_в+W_пс_п/с_в,

Рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Wц, м/с	0,33	0,33	0,33	0,33	0,32	0,32	0,31	0,31	0,3	0,31	0,31	0,12

Используя ранее полученную формулу

Х =W_пс_п/W_цс_в,

Рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Х	0,04	0,08	0,13	0,17	0,22	0,26	0,31	0,36	0,4	0,45	0,49	0,35

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=2,9.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/ возьмем значения W_п, Wв для данного варианта:

Nучастка	Wп, м/с	Wв, м/с
1	0	0,3
2	0	0,3
3	0	0,3
4	0	0,3
5	0	0,29
6	0	0,28
7	0	0,27
8	0	0,26
9	0	0,25
10	0	0,24
11	0	0,23
12	0	0,22

Паросодержание в опускном канале определяется по формуле:

где Wб относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/, принимается Wб=0,3939 м/с).

Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Nучастка	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
цист	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0	0

Для варианта 1, соответствующего штатному варианту конструкции ПГ паросодержание в опускном коридоре между пакетами на высоте 1 м от верха пучка составляет 0.5, что корреспондируется с величиной, измеренной на 5 блоке НВАЭС.

Таблица 5.1. Сводные результаты расчетов циркуляции

Тпв, оС	Gпв в опуск, т/ч	цоп
280	0	0
220	40	>0
164	40	>0
220	44	0

Из таблицы следует, что полная конденсация пара в центральном опускном коридоре наступает при расходах питательной воды между 40 т/ч и 44 т/ч на погонный метр, таким образом, принятая величина расхода 51 т/ч на погонный метр, представляется достаточной для конденсации пара.

Полученные значения скорости циркуляции и массового паросодержания по высоте трубного пучка (рис. 5.1 и рис. 5.3 соответственно) и истинного паросодержания в опускном канале (рис. 5.2) для наглядности представлена в виде графиков, где варианту 1 соответствует штатная система питательной воды, варианту 2 - с модернизированным коллектором и расходом 40 т/ч на погонный метр в опускной канал, варианту 4 - с модернизированным коллектором и расходом питательной воды в опускной канал 44 т/ч на погонный метр.

Рисунок 5.1 Скорость циркуляции по высоте трубного пучка вблизи горячего коллектора ПГВ-1000



Рисунок 5.2 Истинное паросодержание по высоте опускного канала вблизи горячего коллектора ПГВ-1000

Рисунок 5.3 Массовое паросодержание по высоте трубного пучка вблизи горячего коллектора ПГВ-1000.

5.5 Гидравлический расчет коллектора

Исходя из требований неизменности гидравлического сопротивления новой системы принимаем сопротивление нового узла равным сопротивлению торцевой части коллектора с 8 патрубками Ду18, что примерно обеспечит 25% от расхода воды через коллектор (8/32=0.25). При этом сопротивление оставшейся части коллектора принимается, как для 24 отверстий (при этом 4 отверстия вДу20 в торце коллектора считаются 4 парубками Ду18).

Расчет сопротивления удаленной торцевой части коллектора

Расход G=6,94 кг/с

Длина участка раздачи L=0,7 м

Длина начального участка L₀=0,1 м

Коэффициент трения используя /29/, принимаем л=0.16

Диаметр трубы D_тр=0,08 м

Диаметр отверстий D₀=0.018 м

Число отверстий n=8

Скорость в трубе согласно /29/ W_тр=G/(0,785Dтр²с)/2=1,84 м/с

Скорость в отверстии согласно /29/ W₀=G/(0,785D0²с)/n=4,55 м/с

Коэффициент сопротивления отверстия(патрубка)

используя /29/ (Рис. 2-5,2-9), принимаем о₀=1,7

Потеря давления на трение согласно /29/ ?P_тр=л

(0,423L₀+L)*сW_тр²/2g=8,2 Па

Потеря давления на коллекторный эффект согласно /29/

?P_кол=2/3*0,8сW_тр²/2g=69,2 Па

Потеря давления на отверстия согласно /29/

?P₀=о₀W₀²/2g=1347 Па

Сумма потерь давления

?P=?P_тр+?P_кол+?P₀=1424 Па

Расчет сопротивления новых раздающих труб

Расход G=6,94 кг/с

Длина участка раздачи L=0,2 м

Длина начального участка L₀=0,6 м

Коэффициент трения

используя /29/, принимаем л=0.28

Диаметр трубы D_тр=0,05 м

Диаметр отверстий D₀=0.008 м

Число отверстий n=60

Скорость в трубе

W_тр=G/(0,785Dтр²с)/2=2,36 м/с

Скорость в отверстии

W₀=G/(0,785D0²с)/n=3,07 м/с

Коэффициент сопротивления тройника, отнесенный к скорости в отверстии используя /29/ (таб. 2-4), принимаем о_т=(1,05+0,4)/2=0,72

Коэффициент сопротивления гиба 135^о+30^о

используя /29/ (Рис. 2-6), принимаем о_г=0,38

Коэффициент сопротивления отверстия

используя /29/ (диаграмма 4-22 график б),

принимаем о₀=2,75

Потеря давления на тройнике

?P_т= о_тсW_тр²/2g=175 Па

Потеря давления на гибе

?P_г= о_гсW_тр²/2g=81 Па

Потеря давления на трение

?P_тр=л (0,423L₀+L)*сW_тр²/2g=61 Па

Потеря давления на коллекторный эффект

?P_кол=2/3*0,8сW_тр²/2g=113 Па

Потеря давления на отверстия

?P₀=о₀W₀²/2g=993 Па

Сумма потерь давления

?P=?P_т +?P_г +?P_тр+?P_кол+?P₀=1423 Па

Заключение

парогенератор атомный электростанция контур

Целью данного дипломного проекта является является модернизация парогенератора ПГВ-1000М энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.

Среди основных задач, которые были рассмотрены в дипломном проекте, можно выделить следующие:

- проведено технико-экономическое обоснование варианта модернизации парогенератора.

- выполнены тепло-технологические расчеты, обосновывающие работоспособность, надежность, безопасность и эффективность оборудования второго контура АЭС.

- разработана схема электроснабжения сетевого и конденсатного насосов ТФУ и выбрано основное электротехническое оборудование.

- разработана схема автоматизации объекта регулирования.

- проведена оценку воздействия АЭС на окружающую среду и разработаны меры по защите ОС.

- обоснованы мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации АЭС.

В качестве специального вопроса выполнен расчет процессов циркуляции в парогенераторе модернизированного типа.

Проведен расчет ожидаемых технико-экономических показателей модернизированного энергоблока АЭС 1000 МВт.

Список используемых источников

1 Пуско-наладочные работы, промышленные тепловые и сепарационные испытания и исследование теплогидравлических характеристик парогенераторов в период ввода в эксплуатацию и освоения проектной мощности 1 блока Балаковской АЭС. ВНИИАМ, 1987 год.

2 Структура атомной энергетики с учетом производства энергии помимо электри-чества / Александров А.П., Легасов В.А., Сидоренко В.А. и др. - Атомная энергия, 1977, т. 43, вып. 6, 456 с.

3 Технико-экономические аспекты осуществления централизованного теплоснабжения от атомных котельных / Емельянов И.Я., Батуров Б.Б., Корытников В.П. и др. - Атомная энергия, 1979, т. 46, вып. 1, 63 с.

4 Теплофикационные установки и их использование: Учеб. пособие для теплоэнергет. спец. Вузов. / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов, Ю.М. Хлебалин. - М.: Высшая школа, 1989. - 256 с.: ил.

5 Системы турбинного отделения. Часть 1. Основные, обеспечивающие, вспомогательные системы. Концерн «Росэнергоатом». Балаковская Атомная Электростанция.

6 Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Технические условия ТУ 108.1055-82.

7 Чеповский М.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по курсу «Атомные электрические станции», Обнинск, 1980.

8 Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Энергоатомиздат, 1984.

9 Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1984.

10 Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций. М.: Энергия, 1973.

11 Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Анализ опыта эксплуатации СРК, предложения, расчеты. №Д-5909. НПО «Турбоатом».

12 Турбина паровая К-12-10ПА. Технические условия ТУ 5.432-9665-86.

13 Основное оборудование реакторного отделения. Концерн «Росэнергоатом». Балаковская Атомная электростанция.

14 Региональная эффективность проектов АЭС / Под общ. ред. П.Л. Ипатова. - М.: Энергоатомиздат, 2005. - 228 с.: ил.

15 Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. - М.: Энергоатомиздат, 2001. - 348 с.

16 Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика. - Энергоатомиздат, 1984. - 440 с.

17 Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

18 Устройство, проектирование и эксплуатация схем электроснабжения собственных нужд АЭС / Ю.Б. Гук, В.М. Кобжув, А.К. Черновец. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 296 с.

19 Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

20 Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.: ил.

21 Расчет и проектирование установки по огневому обезвреживанию промышленных сточных вод: Методические указания / сост.: Ю.В. Мусатов, В.Г. Прелатов, А.В. Рыжов. Саратов: СГТУ, 2004. - 28 с.

22 Охрана атмосферного воздуха от загрязнений: Метод. указ. к дипломному проектированию / Сост.: В.В. Каштанов, С.В. Артемьев. Саратов: СГТУ, 1999. - 33 с.

23 О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ, сбросы загрязняющих веществ в водоемы, размещение отходов производства и потребления: Постановление Правительства РФ №344 от 12.06.2003 г.

24 Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. Руководящий документ РД 34.03.201-97. М.: Научно-учебный центр ЭНАС, 1997. - 233 с.

25 Парогенератор с опорами. Пояснительная записка. 320.05.00.00.000 ПЗ. ОКБ «Гидропресс», 1979 год.

26 Программа-методика сепарационных испытаний реконструированной системы раздачи питательной воды ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

27 Термодинамические свойства воды и водяного пара. Вукалович М.П.

28 Экономические расчеты производственного участка. М.Л. Макальская, А.Ю. Денисов. Москва, 1998 г.

29 Программа-методика теплохимических испытаний реконструированной системы раздачи питательной воды ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

30 Технические решения о модернизации системы водопитания и паросеперационной схемы на ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

Размещено на Allbest.ru