Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие требования к парогенераторам для блоков повышенной мощности ВВЭР-1000

2. Характеристика основного оборудования энергоблока ВВЭР-1000

2.1 Реакторная установка (РУ)

2.2 Турбоустановка К-1200-6,8/50

2.3 Главный циркуляционный насос ГЦНА-1391

2.4 Парогенератор ПГВ-1000МКП

3. Возможности повышения тепловой мощности парогенераторов ПГВ-1000М

3.1 Возможности обеспечения требуемой влажности пара при повышении мощности сверх номинальной

3.2 Результаты испытаний сепарационных устройств парогенераторов

Выводы

4. Статистика повреждаемости теплообменных трубок на действующих АЭС

5. Экспериментально-расчетное обоснование проектного ресурса трубного пучка парогенератора ПГВ-1000МКП

5.1 Коррозионные процессы при эксплуатации теплообменных труб

5.2 Исследования коррозионных процессов на теплообменных трубах

5.3 Исследования несущей способности теплообменных труб с дефектами

5.4 Оценка интенсивности деградации теплообменных труб при эксплуатации парогенераторов

Выводы

6. Исследование неравномерности паровой нагрузки зеркала испаренияПГВ-1000МКП

6.1 Исследование неравномерности отбора пара из парового пространства

Выводы

7. Расчет парогенератора ПГВ-1000МКП

7.1 Теплофизические характеристики теплоносителя

7.2 Конструкционный расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

7.3 Гидравлический расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

7.4 Расчёт массы металла парогенератора

7.5 Экономическая часть

8. Прогнозирование состояния парогенераторов АЭС с ВВЭР

8.1 Мониторинг технического состояния парогенераторов

8.2.Направления контроля за состоянием ПГ

8.3 Отчет состояния парогенераторов российских АЭС с ВВЭР

8.4. Оценка работоспособности теплообменных труб ПГ

Выводы

Заключение

Список литературы



Введение

В настоящее время в связи с надобностью укрепления позиций ядерной энергетики, объективной необходимостью повышения производства электроэнергии, увеличению ее доли вырабатываемой на АЭС, Федеральной целевой программой «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года», опытом ведущих зарубежных стран, конкуренция на рынке поставки услуг в области атомной энергетики, возрастающие требования нормативных документов по безопасности АЭС ведут к необходимости разработки проектов энергоблоков атомных станций с реакторами нового поколения, обеспечивающими качественный шаг вперед в ожидаемом уровне их безопасности. Вместе с тем, обеспечение устойчивой конкурентоспособности требует упрощения и удешевления конструкций атомных энергоблоков с целью минимизации капитальных вложений, сроков строительства и эксплуатационных издержек при одновременном повышении надежности.

Указанные тенденции предопределили необходимость создания следующего поколения реакторов ВВЭР и энергоблоков АЭС на их основе. Для удовлетворения требований потребителей в России и заказчиков в других странах, достижения необходимых экономических и технических характеристик, требуется иметь ряд проектов блоков АЭС различной мощности, начиная от десятков МВт и до 1500-1800 МВт.

Блоки с реакторами мощностью от единиц до двух-трех сотен МВт могут использоваться в изолированных системах энергоснабжения. Для условий России это населенные пункты и отдельные предприятия с энергоемкими производствами в районах крайнего Севера и Дальнего Востока, не имеющие связей с региональными энергосистемами.

Блоки мощностью 300-600МВт представляют интерес для регионального энергоснабжения в России, и для зарубежных потребителей с относительно небольшими по установленной мощности энергосистемами, не имеющими развитых межсистемных связей с мощными линиями электропередачи. Для энергоблоков этого диапазона мощностей относительно не сложно решается задача участия атомного блока в регулировании мощности и частоты в энергосистеме.

Блоки мощностью более 1000 МВт должны использоваться как для покрытия базовых нагрузок в энергосистеме так и для регулирования мощности и частоты, в случае необходимости. Такие энергоблоки, работая в режимах базовых нагрузок, должны обеспечить наименьшую себестоимость электроэнергии и повышенную конкурентоспособность АЭС по сравнению с электростанциями на любых видах органического топлива.

Разработка проектов новых энергоблоков атомных станций с реакторами типа ВВЭР ведется с использованием следующих подходов и решений, повышающих их надежность и безопасность:

- применение систем безопасности пассивного принципа действия, срабатывающих без подачи внешней энергии и позволяющих в аварийных ситуациях длительно (не менее 24 часов) расхолаживать реакторную установку без вмешательства оператора;

- проектирование систем нормальной эксплуатации с учетом возможности их использования как активных систем безопасности, в случае необходимости;

- применение двойных защитных оболочек: внутренней герметичной, выполняющей функцию локализации и наружной, способной противостоять внешним воздействиям (падение самолета, взрывы);

- введение в проект систем для управления запроектными авариями и разработка решений обеспечивающих удержание расплава в корпусе реактора, либо в специальной ловушке, размещаемой под корпусом реактора;

- оптимизация числа пассивных и активных каналов систем безопасности и их мощности.

Одновременно с повышением безопасности принимаются меры по уменьшению затрат на сооружение и эксплуатацию АЭС за счет:

- снижения расхода бетона, металла, арматуры, насосов, кабеля благодаря применению пассивных систем;

- оптимизации компоновки помещений, зданий и сооружений, решений по генеральному плану;

- увеличения срока службы основного и оптимизации срока службы вспомогательного оборудования;

- повышения глубины выгорания топлива при заданном обогащении;

- внедрения решений, повышающих термодинамический КПД блока;

- уменьшения количества поступающих на переработку радиоактивных отходов, внедрения современных технологий их переработки и хранения;

- снижения пожарной нагрузки в помещениях энергоблока, повышения пожарной безопасности за счет применения воды в качестве среды для смазки и охлаждения оборудования;

- внедрения современных систем управления технологическими процессами и уменьшения численности персонала АЭС;

- внедрения автоматизированных систем управления ресурсом и ремонтом оборудования.

Перечисленные выше подходы реализуются при проектировании АЭС нового поколения вне зависимости от их уровня мощности.

Установленные Федеральной целевой программой «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007 - 2010 годы и на перспективу до 2015 года» масштабы сооружения АЭС определили необходимость разработки в сжатые сроки проекта атомной станции с технико-экономическими показателями, превышающими достигнутые в ранее реализованных проектах АЭС с установками ВВЭР. Проект получил название «Проект АЭС-2006».

Проект АЭС-2006, базируется на отработанном проекте с РУ типа В-320. В техническом задании установлены следующие основные целевые показатели и требования:

- тепловая мощность реактора - 3200МВт, с возможностью ее форсирования в дальнейшем до 3300МВт;

- проектный срок службы основного оборудования РУ - 60 лет;

- электрическая мощность энергоблока - не менее 1150МВт, с возможностью ее форсирования в дальнейшем до 1200МВт;

- коэффициент технического использования, усредненный за весь срок службы АЭС - 92%;

- максимальное выгорание топлива по ТВС - до 70 МВт сут/кгU;

- длительность межперегрузочного периода - до 24 месяцев;

- оптимизированная структура систем безопасности;

- допустимое время восстановления основных систем безопасности - не менее 72-х часов;

- повышенный КПД за счет повышения рабочих параметров первого и второго контура;

- уменьшение объема радиоактивных отходов;

- ориентация на оборудование отечественного изготовления;

- максимальное использование результатов НИР и ОКР проведенных для реакторов ВВЭР и энергоблоков с ВВЭР ранее;

- выполнение требований российских НТД, максимальный учет рекомендаций МАГАТЭ и требований EUR;

- достижение экономических показателей, обеспечивающих конкурентоспособность АЭС-2006 в России и за ее пределами.

В данном дипломном проекте рассматривается проект парогенератора повышенной мощности. За основу взят проект ПГВ-1000МКП, выполненный ОКБ «Гидропресс». Дополнительно рассматривается возможность форсирования мощности ПГВ-1000М, работающие на блоках ВВЭР-1000, и связанных с этим проблемы обеспечения требуемой влажности пара. Так же рассматриваются вопросы эксплуатационной надежности парогенератора и методы оценку работоспособности теплообменных труб. Приведены результаты специальных исследований на действующих АЭС и на крупномасштабной модели в ОКБ «Гидропресс».

1.Общие требования к парогенераторам для блоков повышенной мощности ВВЭР-1000

В АЭС с легководяными реакторами типа ВВЭР и PWR одним из важнейших элементов РУ является парогенератор. В нем за счет тепла, получаемого в реакторе, вырабатывается пар, используемый в качестве рабочего тела турбины при производстве электроэнергии.

Первый комплект парогенераторов ПГВ-1000 был изготовлен по проекту 70-х годов и запущен в эксплуатацию в составе реакторной установки блока №5 Нововоронежской АЭС в 1980 г. По результатам эксплуатации в конструкцию парогенератора ПГВ-1000 были внесены некоторые изменения, и по решению Государственной комиссии парогенераторы были запущены в серийное производство как модификация ПГВ-1000М. Всего было изготовлено более 200 парогенераторов этой модификации.

В настоящее время на АЭС с ВВЭР эксплуатируются ПГ типа ПГВ-440 и ПГВ-1000. На ряде АЭС парогенераторы типа ПГВ-440 эксплуатируются за пределом проектного срока службы 30 лет. Максимальная наработка ПГВ-1000 различных модификаций достигла более 170 тысяч часов.

Всего в эксплуатации находится 162 ПГ типа ПГВ-440 и 112 типа ПГВ-1000. Строятся и вводятся в эксплуатацию новые АЭС с ВВЭР-1000.

В основу проекта ПГ заложены следующие требования конструктивного, технологического и эксплуатационного характера:

- выработка пара требуемого количества и качества;

- надежное обеспечение требуемых теплотехнических и сепарационных характеристик;

- надежное обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура до требуемого значения температуры во всех проектных режимах;

- обеспечение подачи питательной воды в ПГ в аварийных режимах по отдельной линии;

- обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура при естественной циркуляции;

- обеспечение работоспособности, надежности и безопасности парогенератора и его элементов при воздействии нагрузок, возникающих в проектных режимах в течение всего срока службы;

- технологическая отработанность производства при изготовлении парогенератора, блочность и полная собираемость его в заводских условиях (кроме парового коллектора, уравнительных сосудов и опор), включая возможность проведения всех видов производственных контрольных испытаний;

- использование опыта эксплуатации парогенераторов подобного типа, учет факторов, повышающих надежность и удобство эксплуатации ПГ;

- транспортабельность узлов парогенератора;

- удобство и технологичность монтажа в условиях строительства атомной станции, минимальное количество сварочных работ в монтажных условиях;

- удобство и простота обслуживания парогенератора (возможность доступа в ПГ, во второй контур и в коллекторы первого контура для осмотра и ремонта при ППР);

- обеспечение возможности проведения контроля сварных соединений и основного металла с помощью современных диагностических средств, в том числе, возможность инспекции и глушения теплообменных труб в условиях эксплуатации;

-применение аттестованных материалов, обеспечивающих работоспособность оборудования в рабочих средах, включая среды, используемые при химической промывке и дезактивации в течение всего срока службы, освоенных промышленностью.

После пуска первых блоков АЭС с ВВЭР-1000 был проведен ряд исследований и проверок на парогенераторах ПГВ-1000 (ПГВ-1000М).

Проведенные испытания парогенераторов ПГВ-1000 и ПГВ-1000М на действующих блоках АЭС показали, что ПГ обеспечивают генерацию пара с влажностью не более 0,2% (массовых) при номинальной паропроизводительности (с учетом отклонений +100 т/ч из-за неравномерности в тепловой мощности петель и точности регулирования параметров) и, с точки зрения теплогидравлики, полностью удовлетворяют эксплуатационным требованиям в составе реакторной установки.

По результатам специальных исследований на блоке №5 Нововоронежской АЭС, на парогенераторах других блоков и после проведения дополнительных проверок на крупномасштабной модели в ОКБ "Гидропресс" в проект парогенераторов ПГВ-1000 (ПГВ-1000М), а также в действующие ПГ на АЭС были внесены коррективы, устраняющие некоторые недостатки работы ПГ, с целью повышения надежности ПГ и удобства их эксплуатации.:

- перекрытие опускного канала на «горячей» стороне продлением погруженного дырчатого листа до корпуса и удаление закраины на «горячей» стороне для предотвращения прорыва пароводяной смеси и улучшения циркуляции;

- исключение жалюзийного сепаратора, что позволяет улучшить сепарационные характеристики и повысить удобство обслуживания;

- изменение мест отбора среды на уравнительные сосуды для измерения уровня, с целью повышения стабильности и достоверности измеряемых значений;

- организация "солевого" отсека и изменение в системе раздачи питательной воды и продувки, с целью снижения содержания примесей в районах максимальной тепловой напряженности.

Для повышения срока службы ПГ:

- применена разреженная коридорная компоновка теплообменных труб в трубном пучке;

- разработан этаноламиновый водно-химический режим с повышенными требованиями к качеству питательной и продувочной воды;

- увеличен расход непрерывной и периодической продувки;

- введены устройства для визуального контроля и гидромеханической отмывки (разъемные штуцера на нижней образующей корпуса и переходных кольцах коллекторов теплоносителя) для контроля и удаления шлама с теплообменных труб и корпуса ПГ.

Для АЭС с ВВЭР-1000 нового поколения разработан парогенератор

ПГВ-1000МКП с проектным сроком эксплуатации 60 лет, при разработке которого были учтены все требования, и внедрены мероприятия по повышению надежности парогенераторов и удобства их эксплуатации.

Одной из важнейших проблем в обеспечении надёжной и безопасной эксплуатации парогенераторов АЭС является своевременное выявление повреждений в наиболее критических узлах и элементах ПГ, возникающих в процессе эксплуатации парогенераторов, в частности, в теплообменных трубках ПГ, в сварных швах приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ и в других элементах ПГ.

Для предотвращения повреждений и обеспечения безопасной работы ПГ необходимо проводить опережающий анализ технического состояния и прогнозирование дальнейших изменений в исследуемых элементах парогенераторов АЭС.



2. Характеристика основного оборудования энергоблока ВВЭР-1000

2.1 Реакторная установка (РУ)

Реакторная установка с реактором ВВЭР-1200 является составной частью энергоблока АЭС и совместно с турбогенератором используется для производства электроэнергии в базовом режиме. Назначение реакторной установки - выработка сухого насыщенного пара для турбогенераторной установки, где тепловая энергия пара преобразуется в электрическую энергию.

РУ оснащена модернизированным серийным ядерным реактором ВВЭР-1200 корпусного типа с водой под давлением. Реактор энергетический ВВЭР-1200 предназначен для выработки тепловой энергии за счет цепной реакции деления атомных ядер. Реактор водо-водяной, гетерогенный, корпусного типа, работающий на тепловых нейтронах с водо-водяным теплоносителем-замедлителем (вода под давлением). Топливо размещается в корпусе реактора в активной зоне, содержащей 163 тепловыделяющих сборок. В этих сборках топливо находится в виде таблеток слабообогащенного по урану-235 оксида урана, заключенных в герметичные трубки из циркониевого сплава.

Теплоносителем первого контура является вода высокой чистоты под давлением 165,2 кг/см² (16,0 МПа) с растворенной в ней борной кислотой. Применение в качестве теплоносителя и замедлителя нейтронов воды позволяет получить в реакторе ВВЭР-1200 отрицательный температурный коэффициент реактивности, определяющий высокую стабильность и саморегулируемость реактора.

Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус с эллиптическим днищем, внутри которого размещается активная зона и внутрикорпусные устройства. Сверху реактор герметично закрыт крышкой с установленными на ней приводами механизмов и органов регулирования и защиты реактора и патрубками для вывода кабелей датчиков внутриреакторного контроля. Крепление крышки к корпусу осуществляется шпильками.

В верхней части корпуса имеются патрубки для подвода и отвода теплоносителя (по два патрубка на петлю), расположенные в два ряда, а также патрубки для аварийного подвода теплоносителя при разгерметизации первого контура. Применение в конструкции реактора корпуса с двухрядным расположением патрубков позволяет уменьшить габариты корпуса по патрубкам в плане по сравнению с однорядным, а также упрощает схему циркуляции теплоносителя в реакторе за счет разделения потока теплоносителя сплошной кольцевой перегородкой.

Принудительная циркуляция теплоносителя осуществляется по четырем замкнутым петлям 1 контура за счет работы главных циркуляционных насосов (ГЦН). Вода 1 контура, охлажденная в парогенераторах, поступает в реактор через нижний ряд напорных патрубков, проходит вниз по кольцевому зазору между корпусом и шахтой внутрикорпусной, затем через перфорированное эллиптическое днище и опорные трубы шахты входит в ТВС. Из ТВС через перфорированную нижнюю плиту БЗТ теплоноситель выходит в межтрубное пространство БЗТ, в кольцевой зазор между шахтой и корпусом и через четыре верхних выходных патрубка корпуса выходит из реактора.

В случае обесточения или отключения всех ГЦН создается теплоотвод от активной зоны РУ за счет создания естественной циркуляции теплоносителя в 1 контуре (согласно данным ОКБ “Гидропресс” на естественной циркуляции возможен теплоотвод до 10% мощности РУ без превышения предельных параметров ТВС).

Нагрев воды осуществляется в активной зоне за счет тепловыделения топливных элементов (ТВЭЛ). ТВЭЛы заполнены слабообогащенной двуокисью урана-235. Будет реализован пятилетний топливный цикл. Регулирование реактивности и, тем самым, тепловыделения, осуществляется перемещением органов регулирования с твердым поглотителем, а также изменением концентрации борной кислоты в теплоносителе.

Реактор устанавливается в бетонной шахте, обеспечивающей надежное крепление реактора и биологическую защиту. Конструкция реактора и способ его закрепления, а также системы управления и защиты (СУЗ) и аварийного охлаждения зоны (САОЗ) обеспечивают безопасную остановку и расхолаживание, в том числе при максимальном расчетном землетрясении 8 баллов по шкале MSK-64, а также обеспечивают прочность конструкции при одновременном воздействии нагрузок, вызванных максимальным расчетным землетрясением и разрывом трубопровода Ду-850 по полному сечению.

Срок службы оборудования реактора - 60 лет.

Реактор состоит из следующих основных узлов:

Ш корпус;

Ш внутрикорпусные устройства (шахта, выгородка, БЗТ);

Ш активная зона;

Ш верхний блок;

Ш каналы внутриреакторных измерений;

Ш блок электроразводок.

В таблице 2.1 приведены основные технические характеристики реактора [18].

Таблица 2.1

Основные технические характеристики реактора

Параметр	Значение
Тепловая мощность, номинальная, МВт	3200
Тепловая мощность, предельно допустимая (с учетом неточности измерения, пределов регулирования, уставок защиты и динамической погрешности), МВт	3212
Давление теплоносителя на выходе из реактора, кгс/см2	165,2±3
Количество ТВС в активной зоне реактора, штук, из них с ПЭЛ	163 121
Расход теплоносителя через реактор при работе 4-х ГЦН, м3 /час	86000
Средний подогрев теплоносителя в реакторе °С при работе 4-х ГЦН	30,7
Температура теплоносителя на входе в реактор в любой из работающих петель °С, не более	298,2
Средняя объемная энергонапряженность активной зоны КВт/литр	110
Количество каналов измерения энерговыделения в АЗ реактора, штук	64
Количество каналов измерения температуры в реакторе, штук из них под крышкой реактора	98 3
Рабочая скорость перемещения регулирующих стержней (кластеров) в режиме регулирования, см/сек	2
Наружный диаметр корпуса реактора, мм	4535
Высота реактора в сборе, мм	19137
Объем активной зоны, м3	29,091

2.2 Главный циркуляционный насос ГЦНА-1391

Главный циркуляционный насосный агрегат предназначен для создания циркуляции теплоносителя в первом контуре и отвода тепла из активной зоны реактора. ГЦНА имеет дополнительную функцию обеспечения циркуляции теплоносителя на выбеге при различных авариях с обесточиванием, что позволяет осуществлять плавный выход на режим естественной циркуляции.

ГЦНА является оборудованием нормальной эксплуатации важным для безопасности. Его основные характеристики приведены в табл.2.3 согласно сведениям из [18].

Таблица 2.2

Основные параметры ГЦНА_1391

Наименование	Значение
Подача, м3/ч	21500
Напор, МПа	0,610±0,025
Температура теплоносителя, С	298,2+2-4
Давление на всасывании, номинальное, МПа	16,02
Расчётная температура, °С	350
Расчётное давление, избыточное, МПа	17,64
Частота вращения (синхронная), об/мин.	1000/750
Мощность, потребляемая ГЦНА_1391 в горячем режиме, кВт, не более	5000
Максимальная мощность, потребляемая ГЦНА_1391 в холодном состоянии, кВт, не более	6800
Номинальное напряжение питающего тока, В	6000
Частота питающего тока, Гц	50
Организованные протечки запирающей воды, м3/ч, не более	1,2

ГЦНА-1391 представляет собой вертикальный насосный агрегат, состоящий из центробежного одноступенчатого насоса с механическим уплотнением вала и сферическим сварно-кованым корпусом, асинхронного двухскоростного электродвигателя с маховиком и индивидуальной системой смазки и вспомогательных систем (автономного контура, системы подачи воды в уплотнение, контура охлаждения радиально-осевого подшипника и системы охлаждения двигателя), обеспечивающих нормальную работу ГЦНА-1391.

2.3 Турбоустановка К-1200-6,8/50

Паровая конденсационная турбоустановка типа К-1200-6,8/50 с промежуточной сепарацией и двухступенчатым перегревом пара, с рабочей частотой вращения 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа Т3В-1200-2У3, монтируемого на общем фундаменте с турбиной.

Турбоустановка предназначена для работы в моноблоке с водоводяным реактором типа ВВЭР-1200.

Паротурбинная установка включает в себя:

· комплектную паровую турбину с автоматическим регулированием, устройствами контроля и управления, валоповоротным устройством, фундаментными рамами и болтами, клапанами парораспределения, и другими узлами, деталями и устройствами;

· конденсаторы с приемно-сбросными устройствами, опорами, арматурой и шарикоочисткой, рассчитанной на применение эластичных шариков;

· системы маслоснабжения смазки и регулирования (баки, насосы, маслоохладители, насосы гидроподъема и др.);

· оборудование вакуумной системы и системы уплотнений турбины;

· оборудование системы промежуточной сепарации и перегрева пара;

· оборудование системы регенерации;

· трубопроводы пара, конденсата, воды и масла, предназначенные для подключения насосов, подогревателей, эжекторов, маслоохладителей и другого вспомогательного оборудования.

Характеристики этой турбоустановки приведены в табл.2.4.1и 2.4.2 согласно данным из [18].

Таблица 2.3.1

Конструктивные характеристики ТУ К-1200-6.8/50 ЛМЗ

Конструктивная схема турбины	2 ЦНД + ЦВД + 2 ЦНД
Парораспределение	дроссельное
Тип турбины:
ЦВД	активный
ЦНД	активно-реактивный
Количество ступеней:
ЦВД	2*6
ЦНД	2*5
Всего в турбине	52
Характеристика последней ступени:
длина рабочей лопатки	мм1200
материал	титановый сплав
корневой диаметр	мм.1800
торцевая площадь	м211,3
Суммарная торцевая площадь выхлопа	м90,4
Ротор ВД	цельнокованый
Ротор НД	цельнокованый



Таблица 2.3.2

Основные расчетные характеристики

Электрическая мощность при гарантийных условиях (без отборов пара сверх регенерации и добавка химически очищенной воды в цикл, при тепловой мощности РУ 3212 МВт)	1170 МВт
Удельный расход теплоты брутто	9847,9 кДж/кВт*ч
Номинальный расход свежего пара (с учетом расхода пара на промежуточный пароперегреватель)	6464,3 т/ч
Номинальные параметры свежего пара:
Давление	6,8 МПа
Температура	283,8°С
Влажность	0,5%
Параметры после промежуточного перегрева пара:
давление	5,4 бар
температура	260 °С
Расчетная температура охлаждающей воды,	18 °С
Номинальное абсолютное давление пара в конденсаторе	4,9 кПа
Номинальный массовый расход охлаждающей воды в конденсаторы	170000 т/ч
Номинальное абсолютное давление пара в деаэраторе	8,1 бар
Температура питательной воды	227°С
Теплофикационная нагрузка	300 МВт

2.4 Парогенератор ПГВ-1000МКП

Рис. 2.1 Парогенератор ПГВ-1000МКП с опорами:

1 - корпус с патрубками различного назначения, 2 - пучок теплообменных труб с элементами крепления и дистанционирования, 3 - коллектора теплоносителя первого контура, 4 - устройство подвода и раздачи питательной воды, 5 - устройство подвода и раздачи питательной воды в аварийных режимах, 6 - пароприемный дырчатый лист, 7 - погруженный дырчатый лист, 8 - устройство подачи химических реагентов

ПГВ-1000МКП предназначен для выработки насыщенного пара давлением 71,4 кгс/см² с влажностью 0,2% при температуре питательной воды - 225°С (в режиме без ПВД 165 ± 4°С) в составе энергоблока АЭС с водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР-1000 и являются составной частью циркуляционного контура.

Парогенератор - горизонтальный, однокорпусный, с погруженной в воду 2 контура трубчатой поверхностью теплообмена и встроенными паросепарационными устройствами, системой раздачи питательной воды, паровым коллектором, с погруженным дырчатым листом, системой раздачи аварийной питательной воды.

В состав парогенератора входят следующие сборки, поставляемые отдельно от него: две опоры, один паровой коллектор, одна труба с проставышем, комплекты: закладных деталей, контрольных монтажных соединений и монтажных частей.

Основные характеристики парогенератора представлены в таблице 2.2 по сведениям из [18].

Таблица 2.4

Основные характеристики ПГ

Параметр	Значение
Тепловая мощность на 1 ПГ по 2 контуру, МВт	802,4
Число ПГ на 1 реактор, штук	4
Паропроизводительность, т/час	1602
Давление генерируемого пара, МПа	7,0
Влажность пара на выходе из коллектора пара ПГ,%, не более	0,20
Давление теплоносителя первого контура на входе в ПГ, МПа, абсолютное	16,14
Расход теплоносителя 1 к через ПГ, т/час при работе на 4-х петлях	21500
Сопротивление ПГ по 1 контуру при ном.расходе, кгс/см2	1,25
Скорость теплоносителя в трубках, м/сек	4,6
Средняя длина теплообменной трубки, м	11,1
Число/диаметр теплообменных труб, штук/мм	10978/16х1,5
Поверхность нагрева, м2	6105
Внутренний диаметр корпуса, м	4200
Длина, м	13,82
Толщина корпуса в средней части /на днищах, мм	145/135
Материал корпуса и коллекторов	сталь 10ГН2МФА
Материал теплообменных труб	сталь 08Х18Н10Т
Материал коллектора питательной воды	сталь 20

Имеется два варианта исполнения ПГ, различающихся ориентацией парового коллектора относительно коллекторов первого контура: ПГ-3,4 - выход пара со стороны “холодного” коллектора, ПГ-1,2 - выход пара со стороны “горячего” коллектора. Это связано с различной ориентацией парогенераторов относительно турбинного отделения.

Конструкция парогенератора с восемью гидроамортизаторами разработана с учетом землетрясения до 9 баллов и работы в условиях тропического климата.

Парогенератор состоит из следующих элементов и основных узлов:

Ш корпуса;

Ш поверхности теплообмена;

Ш “горячего” и “холодного” коллекторов;

Ш сепарационного устройства жалюзийного типа;

Ш устройства раздачи основной питательной воды;

Ш устройства раздачи аварийной питательной воды;

Ш устройства выравнивания паровой нагрузки (погруженный дырчатый лист);

Ш опорных конструкций и гидроамортизаторов;

Ш устройства измерения уровня в ПГ (уравнительных сосудов, врезок и импульсных линий);

Ш системы продувок и дренажа.

Корпус парогенератора - сварной цилиндрический сосуд длиной 13820 мм с внутренним диаметром 4200 мм, воспринимает давление 2 контура. Корпус парогенератора включает в себя цилиндрическую часть, состоящую из трех обечаек различной толщины и эллиптические днища. В верхней части корпуса имеются патрубки для отвода генерируемого пара, патрубки для подвода питательной воды и люки для доступа к уплотнениям коллекторов теплоносителя.

В основу проекта ПГ заложены следующие требования конструктивного, технологического и эксплуатационного характера:

- выработка пара требуемого количества и качества;

- надежное обеспечение требуемых теплотехнических и сепарационных характеристик;

- надежное обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура до требуемого значения температуры во всех проектных режимах;

- обеспечение подачи питательной воды в ПГ в аварийных режимах по отдельной линии;

- обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура при естественной циркуляции;

- обеспечение работоспособности, надежности и безопасности парогенератора и его элементов при воздействии нагрузок, возникающих в проектных режимах в течение всего срока службы;

- технологическая отработанность производства при изготовлении парогенератора, блочность и полная собираемость его в заводских условиях (кроме парового коллектора, уравнительных сосудов и опор), включая возможность проведения всех видов производственных контрольных испытаний;

- использование опыта эксплуатации парогенераторов подобного типа, учет факторов, повышающих надежность и удобство эксплуатации ПГ;

- транспортабельность узлов парогенератора;

- удобство и технологичность монтажа в условиях строительства атомной станции, минимальное количество сварочных работ в монтажных условиях;

- удобство и простота обслуживания парогенератора (возможность доступа в ПГ, во второй контур и в коллекторы первого контура для осмотра и ремонта при ППР);

- обеспечение возможности проведения контроля сварных соединений и основного металла с помощью современных диагностических средств, в том числе, возможность инспекции и глушения теплообменных труб в условиях эксплуатации;

- применение аттестованных материалов, обеспечивающих работоспособность оборудования в рабочих средах, включая среды, используемые при химической промывке и дезактивации в течение всего срока службы, освоенных промышленностью.



3. Возможности повышения тепловой мощности парогенераторов ПГВ-1000М

В рамках отраслевой программы концерна «Росэнергоатом» по освоению мощности 104% реакторными установками АЭС с ВВЭР-1000 на ряде энергоблоков были проведены работы по подтверждению возможности повышения мощности.

Работам непосредственно на действующем блоке предшествовали расчетно-теоретических работ направленные на обоснование возможности повышения мощности действующих блоков.

С целью обоснования способности парогенератора принять повышенную нагрузку на уровне мощности 104% номинальной с учетом фактической неравномерности нагрузки по петлям и точности их значений, фактического количества заглушенных теплообменных труб, фактических отложениях на теплообменной поверхности и предельной величины загрязненности в пределах проектного срока службы были выполнены следующие работы:

- оценка возможности обеспечения требуемой влажности пара не более 0,2% по массе при максимальной возможной нагрузкой одного ПГ на основе имеющихся опытных данных, полученных на ряде АЭС, расчетных рекомендаций по сепарации пара и определения допусков конечных температур теплоносителя, гидравлического сопротивления ПГ по первому контуру, по паровому тракту и по тракту питательной воды;

- проведены сепарационные испытания на АЭС.

3.1 Возможности обеспечения требуемой влажности пара при повышении мощности сверх номинальной

В связи с тем, что существуют различные оценки выравнивающей способности ПДЛ расчет [3] сепарационных характеристик выполняется с коэффициентами неравномерности паровой нагрузки на выходе с ПДЛ равными 1,25 исходя из данных по сопротивлению ПДЛ и 1,35 по оценке сепарации с учетом опытных данных.

Влажность пара на выходе из жалюзийного сепаратора при Нп ? (Нп)к обеспечивается при условиях:

- критическая влажность пара щкр, соответствующая (Нп) Кр, находится в интервале 0,02-0,04%;

- влажность пара на входе в жалюзи щ меньше допустимой влажности перед жалюзи щ доп;

- скорость пара на входе в жалюзи W1 ??меньше критической скорости пара кр W1?? по условию срыва пленки отсепарированной влаги при допустимой влажности пара на входе в жалюзи.

По результатам расчета сепарационных характеристик ПГ [3] с жалюзийным сепаратором, дополнительными дырчатыми листами и модернизированной системой водопитания при работе энергоблока на 100% номинальной мощности и в режиме с отклонением параметров получено:

- влажность пара на входе в жалюзи меньше допустимой влажности перед жалюзи, кроме режима с отклоненными параметрами и средним коэффициентом неравномерности расхода пара над ПДЛ, равным 1,35;

- критическая влажность пара, соответствующая (Нп) кр, находится в интервале 0,02-0,04%;

- скорость пара на входе в жалюзи меньше критической скорости пара, что, как показывают исследования и опыт эксплуатации жалюзийных сепараторов, является достаточными условиями для обеспечения проектной влажности пара не более 0,2% по массе за жалюзийным сепаратором. Однако надо отметить, что критическая влажность пара (щ_кр= 0,039%), соответствующая критической высоте парового пространства, в данном случае приблизилась к ее верхнему допустимому пределу равному 0,040%.



3.2 Результаты испытаний сепарационных устройств парогенераторов

Испытания сепарационных устройств проводились на действующих АЭС [1,2,3].

Сепарационная схема парогенератора в процессе эксплуатации постоянно совершенствовалась.

Для подавления выброса пара в обход ПДЛ было выполнено перекрытие зазора на «горячей» стороне ПГ между корпусом и закраиной ПДЛ путем продолжения ПДЛ до корпуса.

В результате проведенных испытаний [2,3] было установлено, что влажность пара в паропроводе практически «отслеживает» ее значение на нижней кромке жалюзи. При низком значении влажности в этой зоне ПГ (перед жалюзи) фиксируется и низкая влажность в паропроводе. При увеличении влажности на нижней кромке жалюзи с ростом уровня практически одновременно растет и влажность в паропроводе. Такое соотношение зависимостей влажности от уровня до и после жалюзийного сепаратора характерно при его использовании в сочетании со свободным паровым объемом. В связи с этим, стало возможным заменить жалюзийный сепаратор на ППДЛ в парогенераторах пусковых энергоблоков реакторных установок В-320.

На рис.3.2.1 показаны сепарационные характеристики ПГ-3, ПГ-4 первого блока Балаковской АЭС при работе блока на 100% номинальной мощности [1].

Более пологая сепарационная характеристика ПГ-4 показывает влияние закрытия зазора исключающая прорыв пароводяной смеси.

На рис.3.2.2 показаны сепарационные характеристики ПГ с ППДЛ согласно [1].

В результате совершенствования сепарационной схемы улучшились сепарационные характеристики, что может позволить поднять контролируемый уровень воды в ПГ.

- ПГ-3 - серийный (до модернизации)

- ПГ-4 - закрыт зазор между ПДЛ и корпусом на «горячей» стороне

Рис. 3.2.1 - сепарационные характеристики ПГ-3, ПГ-4 первого блока Балаковской АЭС при работе блока на 100% номинальной мощности

Рис. 3.2.2 - Сепарационные характеристики ПГ с ППДЛ

Результаты проведенных сепарационных испытаний на повышенной мощности 104% приведены на рис. 3.2.3 [2]. Парогенераторы четвертого блока БлкАЭС имеют различную сепарационную схему. В парогенераторе №4 на место жалюзи с использованием его рамы установлен потолочный дырчатый лист. В результате рассмотрения сепарационных характеристик парогенераторов можно сделать заключение, что наилучшую сепарационную характеристику имеет ПГ №4, а ПГ с жалюзийными сепараторами, начиная с уровня воды в ПГ 2500-2600 мм резко увеличивают влажность пара.

Рис 3.2.3 - Сепарационные характеристики четвертого блока БлкАЭС на мощности 104%

Результаты сепарационных испытаний ПГ [3] первого энергоблока ВоАЭС при работе на мощности 104% номинальной представлены на рис.3.2.4. Парогенераторы имеют «плоский» ППДЛ в отличие от экспериментального «ломанного» на ПГ №4 четвертого блока БлкАЭС. Из приведенного рисунка видно, что даже при уставке срабатывания блокировки по повышению уровня +200 мм от номинального 2400 мм в ПГ обеспечивается требуемая влажность пара. Тем не менее, имеется существенное различие сепарационных характеристик по петлям РУ. В связи с этим требуется изучение фактов приводящих к этому явлению, что позволит в дальнейшем выявить пути для совершенствования сепарационной схемы ПГ.

Рис 3.2.4 - Сепарационные характеристики первого блока ВоАЭС на мощности 104%

3.3 Выводы

- Анализ выполненных работ по освоению парогенераторами мощности 104% показал, что имеющиеся в настоящие время сепарационные схемы с жалюзийным сепаратором и с потолочным пароприемным дырчатым листом позволяют обеспечить требуемую влажность пара 0,2%.

- Запасы по обеспечению требуемой влажности при дальнейшем повышении мощности свыше 104% у парогенераторов с жалюзийной сепарационной схемой практически отсутствуют.

- Для улучшения сепарационных характеристик на повышенной мощности необходимо реконструировать сепарационную схему с применением переменной перфорации ПДЛ и ППДЛ с целью уменьшения неравномерности паровой нагрузки зеркала испарения ПГ, а также влияния набухания уровня вблизи горячего коллектора

- Вопрос о неравномерности сепарационных характеристик ПГ по петлям РУ требует дальнейшего изучения.



4. Статистика повреждаемости теплообменных трубок на действующих АЭС

На энергоблоках АЭС парогенераторы являются наиболее повреждаемыми теплообменными аппаратами. На АЭС с ВВЭР в период с 1980 по 1996 года по причине повреждения ТОТ были заменены 106 вертикальных и горизонтальных ПГ на 37 энергоблоках в мире [6].

Но если для вертикальных ПГ выход из строя трубчатки и их замена помимо коррозионных повреждений были также обусловлены виброизносом, дентингом, то все горизонтальные ПГ были заменены по причине коррозионных повреждений ТОТ.

В данной части дипломного проекта приведены результаты контроля ТОТ парогенераторов:

- первого и второго энергоблоков КлнАЭС

- четвертого блока НВЭС

Контроль теплообменных труб проводился сотрудниками соответствующих станций методом вихретокового контроля.

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 КлнАЭС приведены в таблицах ниже.



Общее количество проконтролированных ТОТ 4-х ПГ 1-го блока в период с 1996 по 2002-26761. Из них 155 ТОТ заглушено, и 5 случаев обрыва.

Общее количество проконтролированных ТОТ 4-х ПГ 2-го блока в период с 1996 по 2002-27753. Из них 13 ТОТ заглушено, и 5 случаев обрыва.

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 четвертого блока НВАЭС приведены в таблице 4.1.



Таблица 4.1

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 четвертого блока НВАЭС

Наименование параметра	Дата ППР, год
	2003	2005	2008
Количество проконтролированных труб, штук	5465	515	1202
Количество индикаций, штук	70	29	96
Количество заглушенных труб, штук	61	94	104
Плотность индикаций, отн. ед.	0,012	0,056	0,079
Количество вновь образовавшихся дефектов, штук	24	6	75
Количество идентифицированных дефектов, штук	7	0	36
Суммарное количество проконтролированных труб, штук	7182

По данным контроля количество заглушенных труб 259.

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1 приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1

Наименование параметра	Дата ППР, год
	1996	1998	2000	2006	2007
Количество проконтролированных труб, штук	503	512	10901	1291	3035
Количество индикаций, штук	14	154	441	383	300
Количество заглушенных труб, штук	0	19	65	91	115
Плотность дефектов, отн. ед.	0,028	0,301	0,04	0,297	0,098
Количество вновь образовавшихся дефектов, штук	-	18	92	89	79
Количество идентифицированных дефектов, штук	-	11	16	15	3
Суммарное количество проконтролированных труб, штук	16242

По данным контроля количество заглушенных труб 290.



5. Экспериментально-расчетное обоснование проектного ресурса трубного пучка парогенератора ПГВ-1000МКП

5.1 Коррозионные процессы при эксплуатации теплообменных труб

В процессе эксплуатации ПГ на поверхности ТОТ имеет место образование коррозионных дефектов, представляющих собой, трещины различной глубины и коррозионные язвы, а также установлены основные зоны трубных пучков, подверженные коррозионной деградации.

По проведенным (результаты контроля методом вихревых токов трубных пучков ПГ различных блоков [22]) анализам динамики повреждений ТОТ ПГ в процессе эксплуатации [22] показано, что скорости роста зафиксированных дефектов в процессе эксплуатации ПГ очень малы и практически не зависят от глубины дефектов. Так же выявлен факт, что имели место неоднократные течи в ТОТ по сквозным дефектам в местах, где их наличие при ВТК не фиксировалось, что указывает на необходимость получения информации о влиянии условий и различных режимов эксплуатации ПГ (стоянки, гидравлических испытаний, пуска, работы на мощности, останова) на образование и развитие коррозионных дефектов.

По выполненному обзору [22] (применительно к материалу ТОТ) исследований по механизмам образования и развития коррозионных дефектов установлено, что данный процесс подчиняется известным представлениям об электрохимическом характере коррозионных процессов и происходит по механизму анодного растворения металла при локальном концентрировании на его поверхности активаторов коррозии (в основном, хлоридов) и наличии окислителя. При наличии меди на теплообменных поверхностях создаются условия для развития язвенной коррозии металла ТОТ.

Основными факторами, обеспечивающими реализацию электрохимических процессов на металле ТОТ зарождение и развитие коррозионных дефектов, является загрязнение теплообменной поверхности продуктами коррозии конденсатно-питательного тракта ПГ и накопление в них коррозионно-активных примесей. Важным сопутствующим фактором является водно-химический режим второго контура и связанное с ним содержание коррозионно-активных примесей в котловой воде ПГ.

В диссертационной работе кандидата технических наук В.С.Попадчука [23] сделан вывод о принципиальной невозможности полного исключения загрязнения ТОТ отложениями и образования на них дефектов в процессе эксплуатации ПГ, но в то же время сведение к минимуму процессов деградации трубчатки (при разработке и внедрении соответствующих мероприятий) является реально осуществимой задачей.

Обзор расчетных методов оценки и прогнозирования ресурса ТОТ [10] показал, что существующие методы, как правило, ориентированы на оценку времени до появления трещин и не позволяют достоверно оценить остаточный ресурс и возможность эксплуатации ТОТ с образовавшимся дефектом. Исключением является метод, разработанный в ФГУП ЦНИИ КП «Прометей» на основе стадийной модели деградации металла ТОТ, но данный метод нуждается в экспериментальном обосновании.

5.2 Исследования коррозионных процессов на теплообменных трубах

В данном разделе приведены результаты исследований коррозионных процессов на ТОТ, полученные в процессе испытаний модели трубных пучков с различной компоновкой ТОТ («коридорной» и «шахматной») на стенде-имитаторе АЭС с ВВЭР разработанной ОКБ «Гидропресс» [23]. Тепло гидравлические параметры испытаний модели соответствовали соответствующим значениям для ПГ типа ПГВ-1000МКП.

Модель (рис.5.2.1) состоит из корпуса со съемной крышкой, трубных пучков, входной и выходной камер теплоносителя первого контура, торцевых камер трубных пучков, коллектора питательной воды.

Рис. 5.2.1 - Схема экспериментальной модели трубных пучков

Трубный пучок с «шахматной» компоновкой ТОТ представляет собой пакет, состоящий из 23 труб диаметром 16 х 1,5 мм с шагами по вертикали и горизонтали 19 мм и 23 мм соответственно.

Трубный пучок с «коридорной» компоновкой ТОТ представляет собой пакет, состоящий из 20 труб диаметром 16 х 1,5 мм с шагами по вертикали и горизонтали 22 мм и 24 мм соответственно.

Материал труб в модели - сталь 08Х18Н10Т.

В каждом трубном пучке установлены аналогичные штатным для ПГВ-1000М и ПГВ-1000МКП дистанцирующие элементы, расположенные на расстоянии 60, 360 и 796 мм от коллекторов входа-выхода теплоносителя первого контура. Торцевые камеры трубных пучков оснащены съемными крышками, что обеспечивало контроль ТОТ методом вихревых токов в процессе промежуточных ревизий модели.

Экспериментальный стенд позволяет проводить испытания теплообменных пучков модели в температурных условиях и при перепадах давления между первым и вторым контурами характерными для ПГВ-1000М и ПГВ-1000МКП, а также имитировать различные режимы эксплуатации ПГ (стояночный режим, гидравлические испытания на прочность и плотность, пуск, работа на мощности, останов).

В процессе испытаний на стенде возможна реализация различных показателей водно-химического режима в воде второго контура, определение и сравнение следующих показателей:

- химического состава воды второго контура (общего для обоих трубных пучков);

- характера распределения отложений на поверхности теплообменных труб;

- температуры воды второго контура вблизи стенок труб;

- химического состава отложений на теплообменных трубах.

Всего проведено десять различных по условиям этапов ускоренных коррозионных испытаний, имитирующих режимы эксплуатации натурного ПГ, с наработкой модели в режиме генерации пара 4600 ч. Продолжительность режимов генерации пара на этапах с первого по десятый составляла 400, 420, 500, 500, 850, 730, 300, 300 и 600 ч, соответственно.

Характеристика этапов испытаний приведена в виде диаграммы на рис.5.2.2.

Рис. 5.2.2 - Общая характеристика этапов испытаний модели трубных пучков

На диаграмме указаны количество обнаруженных по результатам ВТК дефектов, удельное загрязнение ТОТ модели отложениями после каждого этапа, интервалы значений содержания хлоридов и значений рН в воде второго контура стенда на отдельных этапах.

В качестве факторов, ускоряющих коррозионные процессы и образование локальных повреждений, были приняты повышенные содержания примесей, образующих отложения на ТОТ (Fe2O3, Fe3O4, CuO, H2SiO3, Ca(OH)2, MgSO4), и хлоридов в воде второго контура стенда.

Этапы с первого по пятый, седьмой, девятый и десятый имитировали стационарную работу ПГ в режимах генерации пара (рабочий режим), но отличались по ВХР.

В процессе десятого этапа проводились измерения электрохимического потенциала среды второго контура с использованием специального датчика, разработанного и изготовленного в ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ».

Испытания шестого этапа представляли собой режим стоянки влажной модели в корпусе при свободном доступе воздуха и проводился с целью оценки влияния такого режима (при наличии отложений с накопленными коррозионно-активными примесями на ТОТ, влаги в отложениях и свободного доступа кислорода из воздуха к трубчатке модели) на активизацию развития питтингов по механизму электрохимической коррозии под отложениями. Также проверена возможность развития под воздействием напряжений в стенках ТОТ точечных дефектов типа питтингов, которые не обнаруживаются при ВТК, в дефекты, идентифицируемых ВТК. Напряжения в стенках ТОТ при этом обусловлены штатной процедурой проведения гидравлических испытаний на прочность с давлением внутри ТОТ равном (250 ± 1) МПа.

Испытания восьмого этапа были проведены в циклических режимах «разогрев трубных пучков до температуры 100°С при свободном доступе воздуха - охлаждение» и при перепаде давления между первым и вторым контурами порядка 4 МПа (имитация начальной стадии пуска ПГ при наличии кислорода в воде второго контура). Также в процессе этого этапа были проведены испытания и исследования по оценке эффективности процедуры «сухой консервации» ПГ типа ПГВ-1000М при наличии отложений продуктов коррозии на трубном пучке.

В процессе проведения всех этапов испытаний проводился периодический (после завершения отдельных этапов) контроль состояния ТОТ модели методами визуального осмотра и ВТК. Контролировалась также удельное загрязнение ТОТ модели после каждого этапа.

После окончания десятого этапа была произведена вырезка из модели образцов ТОТ (верхние и нижние ряды) для проведения исследований.

Визуальный осмотр модели в процессе промежуточных ревизий показал, что образование дефектов началось в процессе третьего этапа, и выражалось в появлении питтингов на отдельных участках ТОТ с отслаиванием отложений в местах их образования (рис. 5.2.3).

Рис.5.2.3 - Состояние поверхности ТОТ модели после первых четырех этапов: а - первый этап; б - второй этап; в - третий этап; г - четвертый этап

Рис.5.2.4 -Состояние поверхности ТОТ модели после пятого, седьмого, восьмого и десятого этапов: а - пятый этап; б - седьмой этап; в - восьмой этап; г - десятый этап

После четвертого этапа интенсификации образования питтингов не наблюдалось, участки с питтингами, зафиксированные после предыдущего этапа были покрыты отложениями.

После окончания пятого этапа интенсификации образования питтингов визуально также не наблюдалось, а после седьмого этапа отмечено значительное увеличение количества питтингов (рис. 5.2.4 а). Еще более значительное увеличение количества питтингов обнаружено после проведения восьмого этапа, а после девятого и десятого этапов интенсификации процессов образования питтингов по сравнению с восьмым этапом при визуальном осмотре не зафиксировано (рис. 5.2.4в и 5.2.4 г), но новые питтинги имели место.

Первые индикации дефектов по результатам ВТК были зарегистрированы после четвертого этапа ресурсных испытаний (рис. 5.2. 3).

В течение пятого и седьмого этапов развития зарегистрированных и образования новых дефектов не отмечалось, хотя модель на этих этапах испытывалась, в весьма жестких по содержанию коррозионно-активных примесей в воде второго контура режимах.

Испытания этапа восемь, привели к значительному увеличению количества индикаций по результатам ВТК (идентифицировано 28 новых дефектов).

После испытаний девятого этапа в результате ВТК зафиксировано одиннадцать новых дефектов (развития старых дефектов не отмечено), а после десятого этапа развития имеющихся дефектов и образования новых, идентифицируемых при ВТК, не зафиксировано.

Результаты контроля загрязнения ТОТ отложениями в процессе этапов испытаний приведены в таблице 5.2.1.



Таблица 5.2.1

Удельное загрязнение и содержание хлоридов в отложениях после отдельных этапов испытаний в режимах генерации пара

Как видно из таблицы 5.2.1, в процессе испытаний на первых четырех этапах, сопоставимых по ресурсу и по условиям движения среды первого контура (периодическое изменение направления движения среды от этапа к этапу), загрязненность отложениями ТОТ «шахматного» пучка превышает загрязненность ТОТ «коридорного» пучка на величину порядка 30%.