Размещено на http://www.allbest.ru/

Зміст

Перелік умовних позначень

Вступ

1. Опис реакторної установки та її компонентів

1.1 Система компенсації тиску

1.2 Система управління і контролю

1.3 Система аварійного охолоджування активної зони

1.4 Внутрішня шахта реактора ВВЕР-1000

1.5 Корпус реактора ВВЕР-1000

1.6 Активна зона реактора

1.7 Опис конструкції ПГ

1.7.1 Призначення, характеристика і короткий опис устаткування

1.7.2 Опис технологічної схеми

1.7.3 Взаємодія з іншими системами

2. Експериментальна частина

2.1 Модернізована схема водоживлення і продування ПГВ-1000

2.2 Реконструкція ПГ

2.3 Шляхи, методи й засоби підвищення надійності й продовження експлуатації ПГВ-1000

3. Розрахунок теплової схеми парогенератора для реактора ВВЕР-440

3.1 Вихідні дані

4. Охорона праці і навколишнього середовища

4.1 Загальні питання охорони праці

4.1.1 Поняття про безпеку атомних станцій

4.1.2 Перелік небезпечних і шкідливих факторів, що виникають при експлуатації АЕС

4.2 Промислова санітарія

4.2.1 Метеорологічні умови

4.2.2 Вентиляція й опалення

4.2.3 Виробниче освітлення

4.2.4 Шум і вібрація

4.3 Пожежна безпека АЕС

4.4 Дія АЕС на навколишнє середовище

4.5 Індивідуальне завдання

4.5.1 Норми радіаційної безпеки

4.5.2 Правила експлуатації АЕС

5. Цивільний захист

6. Економічна оцінка та обґрунтування

6.1 Загальна характеристика роботи

6.2 Визначення трудомісткості НДР

6.3 Побудова лінійного графіка виконання робіт

6.4 Розрахунок планової собівартості виконуваної роботи

6.5 Визначення прибутку та договірної ціни НДР

6.6 Оцінка наукової та науково-технічної результативності НДР

6.7 Висновки по економічному обґрунтуванню роботи

Висновки

Список джерел інформації

Перелік умовних позначень

АЕС - атомна електрична станція;

АЗ - активна зона;

БОУ - блокова знесолююча установка;

ВВЕР - водо-водяний енергетичний реактор;

ГЦН - головний циркуляційний насос;

ДКЯР - Державний комітет ядерного регулювання;

ЗІЗ - засоби індивідуального захисту;

НТД - нормативно технічна документація;

ОЕСР - організація економічного співробітництва та розвитку;

ОРР - одиниця розділення роботи;

РУ - реакторна установка;

САОЗ - система аварійного охолодження активної зони;

СУЗ - система управлінням захисту;

ТВЕЛ - тепловиділяючий елемент;

ТВЗ - тепловиділяюча збірка;

ВКП - внутрішньо корпусні пристрої;

ЗДЛ - занурений дірчастий лист;

ВХР - водо-хімічний режим;

ППР - планово попереджувальні роботи;

ОКБ "ГП" - дослідне конструкторське бюро "Гідропрес";

ЯП - ядерне паливо;

ЯЕУ - ядерна енергетична установка.

Вступ

У даний час вже не викликає сумнівів той факт, що саме ядерна енергетика може найбільш надійно забезпечити зростаюче енергоспоживання суспільства. Легко досяжні запаси органічного палива в Україні не безмежні. Неухильно ростуть витрати на здобич і перевезення органічного палива, збільшується частка трудових ресурсів, зайнятих постачанням паливом народного господарства. До того ж доцільно зберегти нафту, вугілля та газ як цінну сировину для інших галузей промисловості.

Аварія на Чорнобильській АЕС зумовила необхідність ревізії поглядів, що склалися, на можливості обмеження ядерної енергетики, її місце в енергозабезпеченні. Визначаючою при ревізії з'явилася безпека атомних станцій, шляхи і засоби її забезпечення.

У більшості фахівців не викликає сумнівів твердження, що на найближчі декілька десятиріч вже визначилися типи реакторів, які створюватимуться і використовуватимуться в промислових масштабах - ВВЕР, швидкі реактори і високотемпературні.

Зараз робляться дослідження по створенню конструкцій та палива, позбавлених недоліків або "вузьких місць", характерних для сучасних реакторів

В даній роботі буде розглянута модернізація парогенератора ПГВ-1000 для підвищення КПД та надійності в реакторі ВВЕР-1000.

1. Опис реакторної установки та її компонентів

Водо-водяні енергетичні реактори без кипіння води в активній зоні одержали найбільше поширення в усьому світі. Реактор ВВЕР-1000 є реактором корпусного типу з водою під тиском, яка виконує функцію теплоносія і сповільнювача.

Рисунок 1.1 ? Технологічна схема енергоблоку з реакторами ВВЕР

Технологічна схема енергоблоків з реакторами ВВЕР має два контури:

- перший контур - радіоактивний. Він включає реактор і циркуляційні петлі охолоджування. Кожна петля містить головний циркуляційний насос (ГЦН), парогенератор і дві головні запорні засувки (ГЗЗ). До однієї з циркуляційних петель першого контуру приєднаний компенсатор тиску, за допомогою якого в контурі підтримується заданий тиск води, що являється у реакторі і теплоносієм і сповільнювачем нейтронів. Енергоблоки з ректором ВВЕР-1000 мають по 4 циркуляційні петлі на кожен блок;

- другий контур - нерадіоактивний. Він включає парогенератори, паропроводи, парові турбіни, сепаратори-пароперегрівачі, живильні насоси (ЖН) і трубопроводи, деаератори і регенеративні підігрівачі.

Парогенератор є загальним устаткуванням для першого і другого контурів. У ньому теплова енергія, вироблена в реакторі, від першого контуру через теплообмінні трубки передається другому контуру Насичена пара, що виробляється в парогенераторі, по паропроводу поступає на турбіну, яка приводить в обертання генератор, що виробляє електричний струм.

У системі охолоджування конденсаторів турбін на АЕС використовуються баштові градирні і водосховище - охолоджувач.

Корпус реактора є вертикальною циліндровою посудиною високого тиску з кришкою, що має роз'їм з ущільненням і патрубки для входу і виходу теплоносія. Усередині корпусу закріплюється шахта, яка є опорою для активної зони і частини внутрішньокорпусних пристроїв і служить для організації внутрішніх потоків теплоносія.

Активна зона реакторів зібрана з шестигранних тепловиділяючих збірок (ТВЗ), котрі містять тепловиділяючі елементи (твели) стержньового типу з сердечником з двоокису урану у вигляді таблеток, що знаходяться в оболонці з цирконієвого сплаву. В тепловиділяючих збірках твели розміщені по трикутним решіткам і укладені в чохол з цирконієвого сплаву. У свою чергу, ТВЗ також зібрані у трикутні решітки з кроком 241 мм. Нижні циліндрові частини ТВЗ входять в отвори опорної плити, верхні - в дістанціонуючу притискну плиту. Зверху на активну зону встановлюється блок захисних труб, що дістанціонує касети і запобігає спливанню і вібрації. На фланець корпусу встановлюється верхній блок з приводами системи управління і захисту (СУЗ), що забезпечує ущільнення головного роз'єму. Регулювання реактора здійснюється переміщуваними регулюючими органами, і як правило, рідким поглиначем. Рисунок 1.2 дає представлення про компонування активної зони і реактора.



1 - верхній блок; 2 - привід СУЗ; 3 - шпилька; 4 - труба для завантаження зразків-свідків;5 - ущільнення; 6 - корпус реактора; 7 - блок захисних труб; 8 - шахта; 9 - вигородка активної зони; 10 - паливні збірки; 11 - теплоізоляція реактора; 12 - кришка реактора; 13 - регулюючі стержні; 14 - твели; 15 - фіксуючі шпонки.

Рисунок 1.2 ? Конструкція реактора ВВЭР1000

Теплоносій поступає в реактор через вхідні патрубки корпусу, проходить вниз по кільцевому зазору між шахтою і корпусом, потім через отвори в опорній конструкції шахти підіймається вгору через тепловиділяючі збірки. Нагрітий теплоносій виходить з головок ТВЗ в міжтрубний простір блоку захисних труб і через перфоровану обичайку блоку та шахти відводиться вихідними патрубками з реактора.

У якості ядерного палива використовуються таблетки двоокису урану з початковим збагаченням по ²³⁵U у стаціонарному режимі в діапазоні від 2,4% до 4,4% (по масі).

Реактор ВВЕР-1000 володіє важливою властивістю саморегулювання: при підвищенні температури теплоносія або потужності реактора відбувається зниження інтенсивності ланцюгової реакції в активній зоні і в підсумку зниження потужності реактора.

Технічний контроль параметрів становищ устаткування і трубопроводів, управління і захисту устаткування від пошкоджень при порушенні в роботі першого контуру, а також інших контурів і інших систем установки здійснюється системою контролю, управлінням захисту(СУЗ).

Енергія ділення ядерного палива в активній зоні реактора тепловою потужністю 3000 МВт відводиться теплоносієм з температурою 322 °С. Витрата води через реактор 15800 кг/с, а робочий тиск в першому контурі 16 МПа. В парогенераторі теплоносій віддає тепло робочому тілу і за допомогою ГЦН повертається в реактор.

1.1 Система компенсації тиску

Система компенсації тиску теплоносія - автономна система ядерного реактора, що підключається до контуру теплоносія з метою вирівнювання коливань тиску в контурі під час роботи реактора, що виникають за рахунок теплового розширення і включає:

- паровий компенсатор тиску;

- барботер;

- імпульсні - запобіжні пристрої;

- трубопроводи і арматуру.

1.2 Система управління і контролю

Регулювання потужності реакторів і аварійний захист (припинення ланцюгової реакції) здійснюються поглиначами виготовлених з карбіду бору.

На енергоблоках з реактором ВВЕР-1000 регулювання проводиться кластерними пучками, тобто стержні з поглиначем в кількості 12-18 штук вводяться безпосередньо в ТВЗ.

Управління енергоблоками АЕС передбачає централізований контроль і дистанційне керування основними технологічними процесами, автоматичне регулювання, здійснюване за принципом автономних регуляторів, місцевий контроль і управління допоміжними системами.

Контроль за параметрами першого і другого контурів реакторних установок здійснюється з блокових щитів управління, на яких зосереджені прилади, що вимірюють температуру води на виході з ТВЗ, температуру води першого контуру, температуру живильної води другого контуру, тиск води першого контуру, тиск насиченої пари у другому контурі, витрата води в першому контурі, витрата води і пара у другому контурі, щільність нейтронного потоку при підйомі потужності і в процесі роботи реактора, електричні параметри генераторів тощо.

1.3 Система аварійного охолоджування активної зони

Система аварійного охолоджування активної зони (САОЗ) призначається для забезпечення безпечного зняття залишкових тепловиділень з реактора при аваріях, пов'язаних з розривом трубопроводів першого і другого контурів установки.

Основними критеріями забезпечення аварійного розхолоджування є:

- виключення плавлення оболонок твелів при розривах трубопроводів першого контуру, включаючи миттєвий поперечний розрив головного циркуляційного трубопроводу;

- створення і підтримка підкритичності активної зони реактора;

- забезпечення післяаварійного розхолоджування реактора.

1.4 Внутрішня шахта реактора ВВЕР-1000

Конструкційно шахта є вертикальним циліндром з перфорованим еліптичним днищем, в якому закріплені опорні конструкції для ТВЗ. При двох'ярусному розташуванні вхідних і вихідних патрубків на корпусі реактора, прийнятому в конструкції ВВЕР в нашій країні, на внутрішній поверхні корпусу реактора передбачається роздільник потоку.

Конструкцією шахти і реактора передбачаються заходи по виключенню вібрацій і переміщень шахти в потоці теплоносія, а також у разі виникнення аварійних ситуацій. Від вертикальних переміщень і вібрацій шахта утримується через пружні елементи кришкою реактора, від вібрації в радіальному напрямі закріплення шахти звичайно проводиться в декількох місцях по висоті реактора.

Для стабілізації потоку теплоносія і зменшення чинників вібраційного обурення верхня циліндрова частина шахти перед вихідними патрубками перфорована великою кількістю отворів певного діаметра. Напроти вхідних патрубків САОЗ шахти виконуються вікна, через які холодна вода, що подається в реактор при спрацьовуванні САОЗ, проходить у верхню напірну камеру реактора.

1.5 Корпус реактора ВВЕР-1000

Корпус - частина ядерного реактора, призначена для розміщення у ній активної зони, відбивачів нейтронів і внутрішньокорпусних пристроїв і для організації відведення тепла. Корпус має патрубки для відведення теплоносія, а також пристрої герметизації внутрішньокорпусного простору.

При конструюванні і виготовленні корпусів ВВЕР ставиться задача забезпечення багаторічною - (до 30 років) надійної експлуатації реактора при різних режимах. Корпус реактора працює в дуже жорстких умовах: високі тиск і температура теплоносія, великі потоки радіоактивного випромінювання, значні швидкості теплоносія, який навіть при високому ступені чистоти є корозійно-агресивним середовищем. Для роботи в таких умовах переважними матеріалами є перлітні низьколеговані сталі типу 15Х2МФА. Внутрішня поверхня корпуса покривається антикорозійним наплавленням, що значно зменшує вихід продуктів корозії у воду реактора. Матеріал наплавлення внутрішньої поверхні корпуса-сталь аустенітного класу 0Х18Н10Т, товщина наплавлення до 20 мм.

Виготовлення корпусів ВВЕР, що працюють при високому тиску (до 16 МПа) і температурі (до 340 ?С) теплоносія, цілком з неіржавіючих сталей неможливе унаслідок нетехнологічності і їх низької міцності.

1.6 Активна зона реактора

Активна зона - частина ядерного реактора, що містить ядерне паливо, та забезпечує задану потужність і умови для ініціації і підтримки керованої ланцюгової реакції ділення ядер.

Активна зона реактора набирається з 163 ТВЗ певної форми відповідно до картограми завантаження реактора. ТВЗ встановлюються в опорні ячейки днища шахти своїми хвостовиками.

Таблиця 1.1 - Основні конструкційні характеристики АЗ ВВЕР-1000

Параметр	Значення
Еквівалентний діаметр, м	3,12
Висота, м	3,55
Об'єм, м3	27
Крок між паливними складками, мм	241
Робочий тиск, МПа	16
Температура теплоносія, °С	на вході в реактор	289
	на виході з реактора	322
Витрата теплоносія через реактор, кг/с	19000
Гідравлічний опір активної зони, МПа	0,18
Гідравлічний опір реактора, МПа	0,4
Температура теплоносія на виході з максимально навантаженої збірки, °С	330,3
Завантаження ректора паливом, кг	75000
Збагачення палива,%	4,4-3,3
Швидкість теплоносія, м/с:	у патрубку реактора (вхід/вихід)	9,8/11
	у активній зоні (середня)	5,5
Кампанія палива, діб	3Х300
Середня питома енергонапруженість об'єму активної зони, МВт/м3	111
Середня густина теплового потоку Вт/см2	58

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1.3 - ТВЗ реактора ВВЕР-1000

Встановлені в реактор ТВЗ зверху притискаються блоком захисних труб. Конструкція підпружинених елементів головки ТВЗ забезпечує затискання ТВЗ в реакторі, вихід з ладу якої-небудь пружини не вплине істотно на зусилля затискання. 109 ТВЗ активної зони у захисних трубах переміщуються поглинаючі стержні, які виконані у вигляді пучка поглинаючих елементів.

Таблиця 1.2 - Характеристики ТВЗ ВВЕР-1000

Параметр	Значення
Число ТВЗ, шт.	163
Кількість твелів у ТВЗ, шт.	312
Число збірок СУЗ, шт.	109

Окрім СУЗ реактора, заснованої на механічному принципі, дія на реактивність здійснюється також хімічним способом; системою борного регулювання здійснюється компенсація повільних змін реактивності. Передбачається безперервний автоматичний контроль концентрації борної кислоти в теплоносії реактора і інших системах першого контуру.

У аварійних режимах розриву головних трубопроводів подача борної кислоти в реактор здійснюється за допомогою системи аварійного охолоджування зони, яка забезпечує аварійний:

- залив активної зони з посудин які містять водний розчин борної кислоти під тиском;

- аварійне уприскування кислоти високонапірними насосами і подачу борного розчину низьконапірними насосами.

Таблиця 1.3 - Характеристики твелів ВВЕР-1000

Параметр	Значення
Розмір оболонки твелів, мм	9,1x0,65
Діаметр паливної таблетки, мм	7,57
Діаметр осьового отвору в паливній таблетці, мм	2,2
Збагачення палива,%	у дворічному циклі	3,3
	у трирічному циклі	4,4
Маса завантаження UO2 в одному твелі, кг	1,565

1.7 Опис конструкції ПГ

1.7.1 Призначення, характеристика і короткий опис устаткування

Парогенератори, будучи складовою частиною головних циркуляційних петель реакторної установки, розміщені в боксі ПГ герметичної оболонки і призначені для:

1) здійснення тепловідводу від теплоносія 1 контуру водою 2 контури;

2) генерування насиченої пари в режимах нормальної експлуатації РУ.

Парогенератор ПГВ-1000 - горизонтальний, однокорпусною із зануреною поверхнею теплообміну з горизонтально розташованих труб, з вбудованими паросепараційними пристроями, системою роздачі живильної води, паровим колектором з погружним дірчастим листом, системою роздачі аварійної живильної води. ПГ складається з наступних основних елементів:

а) корпуси;

б) теплопередаючої поверхні і колекторів 1 контуру;

в) пристрою сепарації;

г) пристрої роздачі основної живильної води;

д) пристрої роздачі аварійної живильної води;

е) пристрої вирівнювання парового навантаження;

є) парового колектора;

ж) опорних конструкцій;

з) зрівняльних судин;

й) гидроамортізаторов.

Корпус спроектований і виготовлений для роботи в умовах надмірного тиску і температури теплоносія 2 контури. Корпус ПГ призначений для розміщення внутрішньокорпусних пристроїв, трубного пучка з колекторами 1контура. Корпус ПГ є зварна циліндрова судина з внутрішнім діаметром 4000 мм і товщиною стінок 145 мм, що складається з кованих обичайок, штампованих еліптичних днищ, кованих патрубків і люків. Товщина стінок елементів корпусу розрахована з урахуванням надбавки на корозію на проектний термін служби корпусу.

Матеріал корпусу - легована сталь 10ГН2МФ. На корпусі є:

а) два люки для огляду і обслуговування колекторів 1 контуру Dy 800;

б) два люки для огляду і обслуговування внутрішньокорпусних пристроїв з боку 2 контуру, Dy 500;

в) десять патрубків для відведення пари, Dy 200;

г) один патрубок для підведення живильної води, Dy 400;

д) два патрубки для підведення аварійної живильної води, Dy 100 (один з двох патрубків заглушений);

е) один патрубок для дренажу котельної води, Dy 100;

є) два штуцери для відведення котельної води в лінію періодичного продування, Dy 800;

ж) чотири штуцери (на колекторах ПГ) для відведення котельної води в лінію періодичного продування, Dy 20;

з) два штуцери для відведення котельної води в лінію безперервного продування, Dy 20;

и) двадцять два штуцери для приєднання зрівняльних судин і імпульсних ліній СИТ, Dy 20;

і) два патрубки для зварки з колекторами 1контура, Dy 1200;

ї) два штуцери контролю щільності фланцевих з'єднань по 1 контуру, Dy15 і чотири штуцери контролю щільності фланцевих з'єднань по 2 контуру, Dy 10;

й) два штуцери воздушників колекторів 1 контуру, Dy 10; два штуцери воздушників 2 контури, Dy 20(заглушені); два штуцери індикатора рівня системи КУП, 20.

На паровому колекторі ПГ є два штуцери воздушників 2 контури, Dy10. Теплопередаюча поверхня складається з 11000 трубок Ш 16Ч1,5 мм, колекторів пристроїв кріплення труб.

Теплообмінні труби, гнуті в U-образні змійовики, скомпоновані в трубний пучок. Розташування труб в пучку шахове, з кроком по висоті пучка 19 мм, по ширині 23 мм. Змійовики скомпоновані в два U-образні пучки, що мають по 3 вертикальних коридору для забезпечення організованої гідродинаміки циркулюючої котельної води.

Кінці змійовиків закладаються в стінки колекторів теплоносія шляхом обварювання їх торців з антикорозійним покриттям внутрішніх порожнин аргоново-дуговою зваркою і подальшим гідравлічним вальцюванням на всю глибину закладення в колектор. Змійовики дистанціонуються в трубному пучку спеціальними елементами, які у свою чергу закріплюються в опорних конструкціях, розташованих на корпусі ПГ. Дистанціонуючі елементи є хвилеподібні смуги у поєднанні з проміжними, плоскими планками.

Колектори 1 контуру призначені для роздачі і збору теплоносія 1 контуру в теплообмінні труби. Кожен колектор має:

1) перехідне кільце Dy-850 для входу (виходу) теплоносія 1 контуру і з'єднання з ГЦТ;

2) два штуцери Dy-20 для періодичного продування;

3) два контури Dy-10 для воздушника і контролю щільності фланцевого роз'єму 1контура (штуцера виведені на корпус ПГ).

У верхній частині колектора 1 контуру мають фланцевий роз'їм Dy-500. Роз'їм забезпечений плоскою кришкою, при знятті якої оглядається і ремонт зварних з'єднань приварювання теплообмінних труб до внутрішньої поверхні колектора (до блокуючого шару). З боку 1 контуру кришки колектора мають так звані «витіснювачі», службовці для обмеження витрати течі теплоносія з першого в другий контур при обриві фланцевого з'єднання кришки Dy-500. «Витіснювач» є циліндром діаметром 492 мм, заввишки 100 мм і товщиною стінки 10 мм, виготовлений із сталі 08Х18Н10Т і приварений до поверхні кришки колектора з боку 1 контуру. Для виключення завоздушування колектора при заповненні 1 контуру на «витіснювачі» виконана проточка шириною 56 мм по всій його довжині.

Колектори 1 контуру виконані з легованої сталі мазкі 10ГН2МФА. Внутрішня поверхня колекторів, включаючи кришки фланцевих роз'ємів, покрита антикорозійним наплавленням з хромоникельовой аустенітной сталі марки 08Х18Н10Т.

Пристрої репарацій складаються з пакетів жалюзі хвилястої форми. Конструкція пакету включає встановлений за жалюзі поровой дірчастий лист. Пакети розташовані під кутом 26е до вертикалі в паровому об'ємі ПГ на висоті 750 мм від погружного дірчастого листа. Жалюзі хвилеподібного профілю виконані із сталі мазкі 08Х18Н10Т. паровий дірчастий лист призначений для вирівнювання поля швидкостей пари.

Пристрій підведення і роздачі основної живильної води складається з колектора Dy-250, який проходить уподовж ПГ і сполученого з патрубком живильної води Dy-400 на корпусі ПГ. До колектора Dy-250 приєднано 15 роздаючих колекторів Dy-80, що мають по своїй довжині трубки Dy-20 для виходу живильної води у верхній частині трубного пучка під зануреним дірчастим листом.

У парогенераторах енергоблоків 1 та 6, використовується модернізована система водоживлення і продування, при якій живильна вода подається на трубний пучок, розташований з боку «гарячого» днища, через 10 роздаючих колекторів, а на трубний пучок, розташований з боку «холодного» днища, через 5 роздаючих колекторів Dy-80.

Примітка: до модернізації живильна вода подавалася на «гарячу» сторону трубного пучка ПГ через 16 роздаючих колекторів Dy-80.

Модернізація системи водоживлення і продування ПГ забезпечила істотне зниження концентрації корозійний-активних домішок у воді 2 контури в зоні «гарячого» і холодного колекторів і поліпшення водний - хімічного режиму ПГ за рахунок:

- перерозподіли потоків живильної води на трубний пучок: 67% на сторону «гарячого» днища, 33% на сторону холодного днища;

- організація «сольового» відсіку з боку «холодного» днища, з якого ведеться безперервне продування через 2 запасних патрубка Dy-20 на корпусі ПГ;

Матеріал пристрою підведення живильної води - конструкційна вуглецева сталь 20, матеріал пристрою роздачі живильної води - неіржавіючий кульгавий - нікелева аустенітна сталь 08х18н10т.

Пристрої роздачі аварійної живильної води складається з колектора Dy150 і роздаючих труб Dy80, що мають по своїй довжині отвору для виходу води. Колектор розміщений в паровому просторі ПГ.

Паровий колектор ПГ призначений для збору сепарованої насиченої пари і подачі його в паропровід. Матеріал парового колектора - сталь 20.

Ущільнення всіх фланцевих з'єднань:

1) колекторів 1 контуру;

2) колекторів 2 контуру;

3) люків лазів по стороні 2 контури здійснюється нікелевими прокладками, які укладаються в спеціальні розточування на стикуємих поверхнях фланцевих з'єднань.

У просторах (МПП) між прокладок ущільнень контролюється тиск теплоносія для визначення нещільних прокладок люків ПГ. Контроль за тиском в МПП здійснюється як в процесі розігрівання і розхолоджування, так і в процесі роботи ПГ.

На кожному ПГ встановлюються чотири однокамерні зрівняльні судини з діапазоном вимірювання рівня котельної води ПГ від нуля до чотирьох метрів і три двокамерних з діапазоном вимірювань рівня від нуля до одного метра.

ПГ встановлюється в боксі на опорні конструкції, кожна з яких включає ложемент, роликову опору, сполучну тягу, опорну підставу, заставну деталь і анкерні болти.

Застосування в опорній конструкції 2-х ярусної роликової опори дозволяє забезпечити переміщення ПГ при термічному розширенні трубопроводів ГЦТ в подовжньому і поперечному напрямах не більше 100 мм. Опорна конструкція розрахована на сприйняття одночасної дії вертикальної складової сейсмічного навантаження від максимального розрахункового землетрусу силою 9 балів і реактивного зусилля 1460тс, що виникає в аварійній ситуації, при розриві трубопроводу Dy-850 ГЦТ в горизонтальній площині (при розриві з боку реактора).

При аварійній ситуації з розривом трубопроводу ГЦТ у вертикальній площині реактивне зусилля повністю сприймається аварійними опорами трубопроводів і на ПГ не діє.

Кожен ПГ розкріплює 8-у гідроамортизаторами до заставам в стінах боксу ПГ, призначеними для сприйняття сейсмічних дій на ПГ, що діють в горизонтальній площині. Спільно з механічною системою опор, система гідроамортизаторів допускає переміщення ПГ при термічних переміщеннях трубопроводу.

1.7.2 Опис технологічної схеми

Вироблення насиченої пари в режимах нормальної експлуатації засноване на передачі тепловій енергії від теплоносія 1-го контуру котельній воді ПГ, внаслідок чого котельна ПГ перетворюється на насичену пару і по паропроводу передається в ТЕ блоку. На енергоблоках з реакторами ВВЕР-1000 встановлено 4 парогенератори. Режим роботи кожного з них ідентичні, тому подальший опис технологічної схеми приведений для одного парогенератора.

Вода 1-го контуру входить в ПГ, проходить по теплообмінних трубках, віддаючи своє тепло котельній воді, повертається на реакторну установку. Котельна вода ПГ, омиваючи теплообмінні трубки, нагрівається, скипає і перетворюється на насичену пару. Насичена пара виходить з парогенератора, збирається в паровий колектор і далі по паропроводу передається в турбінне відділення.

На паропроводі встановлений БЗОК (швидкодіючий захисний-відсічною клапан), призначений для відсікання паропроводу і парогенератора від ТЕ в аварійних режимах. На паропроводі до БЗОК встановлено поодинці БРУ-А і по два ПК ПГ.

1.7.3 Взаємодія з іншими системами

Для роботи системи УВ в режимах нормальної експлуатації і в режимах пов'язаними з різними порушеннями в роботі устаткування блоку, дана система взаємодіє з:

- системою головних циркуляційних трубопроводів 1 контуру, що підводять і відвідних гріюче середовище до парогенераторів;

- системою гострої пари, що приймає пару від ПГ для подальшого його використання на турбоустановці;

- системою продування ПГ, що забезпечує підтримку водний-хімічного режиму котельної води і що дозволяє проводити оперативний контроль за якістю котельної води ПГ;

- системою живильної води ПГ, що забезпечує заповнення котельної води і підтримку номінального рівня в ПГ;

- системою аварійної живильної води ПГ призначеною для подачі ХОВ на ПГ в режимах з повним припиненням подачі живильної води.

Таблиця 1.4 - Технічні дані ПГВ-1000

Найменування параметра	Значення і відхилення, що допускається
Теплова потужність, Мвт	750+53
Пароутворення, т/ч	1470+103
Тиск пари, що генерується, кгс/см2	64±2
Температура пари, що генерується, оС	278±2
Температура живильної води, оС	220±5
Температура живильної води при відключеному ПВД, оС	164±4
Температура аварійної живильної води, оС	Від 5 до 40
Тиск теплоносія 1 контуру на вході в ПГ, кгс/см2	160±3
Температура теплоносія 1 контуру оС на вході: на виході:	320±3,5 289±2
Номінальний рівень котельної води (робота на МКУ і на енергетичних рівнях потужності), мм по 1-но метровому рівнеміру по 4-х метровому рівнеміру на «холодному» торці ПГ на «гарячому» торці ПГ	Блоки 1…4 від 220 до 320 Блоки 5…6 від 270до320 2250±50 2100±50
Опір ПГ по 1 контуру при роботі 4-х ГЦН, не більш, кгс/см2	1,25
Опір ПГ по паровому тракту при номінальному	1,10
Вологість пари на виході з ПГ, %	0,2
Витрата продувної води окремо ПГ, т/ч по 2-у контуру безперервне продування періодичне продування	Не меншого 7,5 Не меншого 14,5
Розрахунковий тиск теплоносія по, кгс/см2 1 контуру 2 контуру	180 80
Розрахункова температура теплоносія, оС по 1 контуру по 2 контуру,	350 300
Температура стінки елементів 1 і 2 контурів при проведенні гідровипробувань не менше, оС	70
Тиск гідровипробувань на міцність по 1 контуру, кгс/см2	250-2
Тиск гідровипробувань на міцність по 2 контуру, кгс/см2	110±1
Місткість Пг, м3 по 1 контуру по 2 контуру	23,4 124,6

ПГ проводить суху насичену пару при тиску пари 10кгс/смб. вологість пари не більше 0,2 на виході з ПГ забезпечується:

1) при рівні потужності РУ від 95 до 100% Nном і номінальному рівні котельної води в ПГ при відхиленні рівня (по 1-но метровому рівнеміру), що допускається, не більш ± 50 мм;

2) при рівні потужності РУ від нуля до 95% Nном і номінальному рівні котельної води в ПГ при відхиленні рівня, що допускається (по 1-но метровому рівнемір) ± 150 мм.



Рисунок 1.4 - Технологічна схема парогенераторів

2. Експериментальна частина

2.1 Модернізована схема водоживлення і продування ПГВ-1000

Зразковий об'єм робіт, який необхідно провести для усунення проектних недоліків систем обв'язування ПГ і їх ВКУ:

- організація в ПГ «сольового» відсіку, але із закладом всіх роздаткових труб під ПДЛ і профілізацію витрати по кожній роздаточній трубі;

- реконструкція вузла виведення продування з «сольового» відсіку. Продування виводиться однією лінією dy 50, причому лінія оснащується пристроєм, що знижує наслідки можливих гідроударів;

- реконструкція системи продування з розділенням ліній продування торців і «кишень» ПГ за допомогою електроприводної арматури. При реконструкції повинні бути змінені діаметри трубопроводів продування і проведена профілізація витрат по продувочних лініях. При реконструкції також повинні бути вирішені питання використання обмежувачів течі;

- після проведення реконструктивних робіт необхідно розробити систему регламентів продування ПГ, причому на різних рівнях потужності повинні бути різні регламенти продування. Свої регламенти продування повинні бути розроблені для пусків, зупинки блоку і для дренування. Для розробки регламенту продування потрібні теплохімічне випробування і дослідження режимів «повернення солей»;

- система продування повинна бути повністю автоматизована;

- повинне бути проведене хімічне відмивання з посиленим відмиванням зон локального скупчення шламу. Відмивання винне проводиться з використанням спеціальної установки, яка дозволяє відмивати зони суцільного зашломування при використанні тільки ЕДТК і аміаку, причому pН відмивочного розчину не повинен бути нижче 7-8;

- повинна бути реконструйована система вимірювання рівня з оснащенням «мінусових» ліній рівнемірів з базою 1000 мм спеціальними захисними пристроями, які забезпечують ідентичність свідчень рівнемірів з базою 1000 мм і 4000мм у всіх режимах експлуатації, у тому числі і в перехідних;

- повинні бути реконструйовані пристрої сепарацій ПГ;

- необхідно реконструювати систему випробувань МПП колекторів 1 контуру ПГ і змінити регламент випробувань;

Всі перераховані роботи повинні проводиться в комплексі і взаємозв'язку один з одним.

2.2 Реконструкція ПГ

Оскільки реконструкції ПГ тільки плануються до виконання, ми розглянемо на прикладі 1 і 2 блоки Калінінської АЕС.

На Калінінській АЕС експлуатуються 2 блоки типа ВВЕР-1000, які оснащені парогенераторами ПГВ-1000. Проектний термін служби парогенераторів складає 30 років, напрацювання парогенераторів блоку 1 склала більше 110000 годин, напрацювання парогенераторів блоку 2 склала 100000 годин, таким чином, парогенератори блоку 1 і 2 Калінінської АЕС відпрацювали половину проектного ресурсу. Для забезпечення проектного напрацювання парогенераторів на Калінінській АЕС проводиться комплекс реконструктивних робіт.

Реакторна установка блоків 1 і 2 оснащена парогенераторами ПГВ-1000, які виготовлені на заводі імені Орджонікідзе в 1980-1982г. З моменту пуску блоку в 1984г. по теперішній час напрацювання парогенераторів 110000 годин на блоці 1 і близько 100000 годин на парогенераторах блоку 2. Парогенератори ПГВ-1000 мали своїм прототипом парогенератори, що застосовувалися на ВВЕР-440, які показали себе в експлуатації як стійка і маневрена конструкція. Тому при проектуванні ПГВ-1000 основні конструктивні рішення були запозичені у парогенераторів цієї серії. Оскільки парогенератори Калінінської АЕС практично були головними зразками (разом з ПГ НВАЕС і ЮУАЕС), то в процесі їх експлуатації виникли проблеми, які не повною мірою були вирішені на стадії проектування. Оскільки ПГВ-1000 несуть набагато інтенсивніші теплові навантаження, ніж ПГ ВВЕР-440, потрібно було вносити до конструкції і режимів роботи ПГ істотні зміни. За період експлуатації на парогенераторах і їх обв'язуванні проведений комплекс реконструктивних робіт, який дозволив зняти значну частину проблем. Також значний вплив на режими експлуатації ПГ надав проведення пуско-налагоджувальних робіт, особливо наладки режимів, пов'язаних з системою водоживлення парогенераторів. Оскільки основна живильна вода подається в ПГ за допомогою двох турбопитательних насосів (ТПН), то природно виникла необхідність у відробітку перехідних процесів, пов'язаних з відключенням одного з двох працюючих ТПН. Сукупність перехідних процесів на першому і другому контурі вимагала забезпечення відповідності швидкостей розвантаження 1 і 2 контури і збереження номінального рівня в ПГ.

Проектна схема водоживлення і продування парогенераторів ПГВ-1000 передбачала роздачу живильної води під ПДЛ на «гарячу» сторону теплообмінного пучка без урахування теплових навантажень по довжині теплообмінних трубок і що виникають в об'ємі котельної води парогенераторів контурів циркуляції. Значна частина живильної води (до 80%) виходила разом з циркулюючою водою на ПДЛ. Тому про перетікання власне живильної води по довжині ПГ у зв'язку з нерівномірним її розподілом можна говорити вельми умовно. Максимальне паротворення відбувається поблизу гарячого колектора, в теж час витрата живильної води в цю зону недостатня для компенсації випару. Небаланс витрати пари і живильної води (а також постійний викид пароводяної суміші з цієї зони) заповнюється за рахунок перетікання води з сусідніх зон. У свою чергу, вода, що йде з цих зон, заповнюється на холодній половині ПГ в основному надмірною по відношенню до паровиробництва живильною водою, а на гарячій половині значною мірою за рахунок води, викинутої з гарячого зливного каналу ПДЛ. З досліджень ОКБ ГП відоме, що в парогенераторі імовірно є три контури руху циркулюючої води:

1) частина води рухається під ПДЛ в нижній частині каналів між пакетами;

2) до неї додається вода що вийшла на ПДЛ через його отвори і що зливається переважно в холодний зливний канал ПДЛ між закраїною і корпусом ПГ (що бере участь в «поперечній» циркуляції з «гарячого» боку на «холодний»);

3) крім того, частина води із загальної кількості води, що вийшла на ПДЛ, замикає «подовжній» контур циркуляції між торцями і серединою ПГ.

Разом з центральною зоною ПГ певний дефіцит живильної води міг мати місце в торцевих зонах водяного об'єму, особливо в гарячому торці. Крім того, продувочні штуцера на корпусі ПГ (Dy80) майже на 3 м стоять від днища, і на цій ділянці подовжньому перетіканню до них з торця перешкоджає 4 ряди опор трубних пакетів. Тому, було висловлено припущення про наявність по довжині ПГВ-1000 зон неконтрольованого солевмісту, що перевищує солевміст продувочної води. Ці міркування були певною мірою підтверджені результатами сепарації і теплохімічних випробувань ПГВ-1000 на Калінінської АЕС. У об'ємі котельної води ПГ між колекторами теплоносія була виявлена зона високого солевмісту, солевміст якої значно перевищував параметри продувочної води, і продування цієї зони за допомогою штатних штуцерів продування було малоефективне. Аналогічні результати були отримані на НВ АЕС, у тому числі і з використанням комплексно. Результати проведених випробувань показали, що в продувну воду парогенератора поступало до 30-60% живильної води і конденсату пари, також була виявлена низька ефективність продування ПГ від відкладень шламу.

В результаті, проведених на ряду АЕС теплохімічних і випробувань (зокрема з використанням кондуктометричних датчиків солевмісту і прямих відборів проб котельної води з різних зон ПГ) сепарації, отриманий характерний розподіл солей в об'ємі котельної води ПГ при його роботі під навантаженням. В результаті при експлуатації ПГ виникли наступні проблеми:

1) низька ефективність роботи системи продування, слабкий вплив продування на солевміст в районі «сольового мішка» (район, прилеглий до колекторів ПГ);

2) тривалий час усунень порушень ВХР;

3) неможливість забезпечити регулювання витрати по лініях продування;

4) забруднення штуцерів продування шламом;

5) накопичення великої кількості шламу на днищі ПГ;

6) поява свищів в трубопроводах продування за дросельними шайбами;

7) нормовані параметри ВХР в районі «клину» холодного колектора перевищували встановлені норми.

Рисунок 2.1 - Локальна зона скопління шламу в об'ємі парогенераторів

В результаті перерахованих недоліків системи водоживлення і продування почався процес виходу з ладу теплообмінних трубок на парогенераторах 1 блоку Калінінської АЕС. Причому розподіл дефектів по висоті ПГ показує, що велика частина дефектів з'явилася у верхніх рядах теплообмінних трубок (у районах, прилеглих до «гарячого» колектора ПГ) і приблизно третина дефектів в самих нижніх рядах. Вірогідною причиною появи дефектів у верхніх рядах з'явилася корозія під дистанціонуючими ґратами по механізму міжкрісталевого розтріскування, яка була спровокована високим солевмістом в «сольовому» мішку і частими зниженнями рівня нижче за верхні ряди трубок в період пуско-налагоджувальних робіт. Що приводило до концентрації домішок у відкладеннях під ґратами із-за періодичного упарювання. Дефекти в нижніх рядах були викликані електрохімічною корозією багаточинника за системою «мідь-аустенітна сталь». З конденсатно-живильного тракту існує певне винесення міді (теплообмінні трубки конденсатора і ПНД на Калінінської АЕС виконані з сплавів, що вміщують мідь), яка потрапляє в ПГ у вигляді оксидів і розчинних аміачних комплексів, з подальшим відновленням до металу на теплообмінній поверхні ПГ. У зв'язку з тим, що проектна система продування не забезпечувала ефективне виведення шламу з ПГ, в процесі експлуатації пішов процес накопичення шламу на корпусі і в «кишенях» ПГ, а також росли відкладення, особливо на нижніх рядах теплообмінних трубок. Вміст міді у відкладеннях на теплообмінній поверхні (за даними аналізу соскобів з трубчатки в ППР) може перевищувати 15% від загальної маси. В результаті на декількох десятках теплообмінних трубок з'явилися крізні дефекти типу «брак металу» із-за утворення корозійних виразок (з можливим розвитком тріщин на дні кратера виразок) на поверхні трубок з боку 2 контуру. Перші роки експлуатації парогенераторів блоку 1 Калінінської АЕС були відмічені появою ознак протічки 1 контуру в другій. Керівництвом Калінінської АЕС спільно з Генеральним конструктором ПГ (ОКБ ГП) і Генеральним проектувальником (НІАЕП) були своєчасно прийняті заходи по усуненню причин виходу з ладу теплообмінних трубок ПГ.

Першим етапом реконструктивних робіт була реконструкція системи продування ПГ. Були проведені роботи по забезпеченню можливості регулювання витрат по лініях продування, ефективному продуванні «кишень» ПГ.

Була реалізована схема двоступеневого дроселювання, що дозволило здійснювати регулювання витрат по лініях продування і виключити шайби малого діаметру, що в сукупності із заміною частини трубопроводів продування на неіржавіючі зняло проблему появи свищів за дросельними шайбами.

З'явилася можливість контрольованого роздільного продування торців і «кишень» ПГ. З'явилася можливість ведення продування із зони «сольового» мішка (при періодичному продуванні «кишень»). Додатково лінії продування були оснащені замочною арматурою і системою подачі стислого повітря, які дозволили відновлювати прохідність штуцерів продування ПГ. На нашу думку якраз ці роботи дозволили понизити солевміст в районі клину «холодного» колектора, що в сукупності з «разневолюванням» колекторів дозволило Калінінської АЕС уникнути розтріскування «холодних» колекторів ПГ (випадок корозійного розтріскування «гарячого» колектора ПГ НВАЕС показав, що сталь 10гн2мф дійсно схильна до даного виду корозії при сприяючих чинниках). Таким чином, шляхом реконструктивних робіт вдалося декілька стабілізувати корозійний стан ПГ, але повністю зупинити процес виходу з ладу теплообмінних трубок не вдалося.

З 1986г. на АЕС, оснащених ПГВ-1000(ПГВ-1000М), почався процес виходу з ладу «холодних» колекторів ПГ. Концерном «Росенергоатом» спільно з Генеральним конструктором був розроблений комплекс заходів по усуненню причин виходу з ладу ПГ. Було запропоновано провести «разневолювання» колекторів ПГ і їх низькотемпературну обробку (НТО).

На Калінінській АЕС були послідовно проведені «розневолювання», яке полягало в проведенні робіт по збільшенню зазору між горловиною колектора 1 контуру і люком 2 контуру до 7 мм, оскільки при меншому зазорі відбувався процес «затискання» колектора 1 до. при розігріванні, що вело до появи в металі колекторів значної напруги, що провокує появу в перфорованій частині колектора тріщин, і двічі проведені низькотемпературні обробки кожного ПГ, що, ймовірно, збільшило ресурс колекторів парогенераторів.



Рисунок 2.2 - Колектор першого контуру:

1 - витискач; 2- місце "разневолювання" колекторів першого контуру

Також був запропонований варіант реконструкції системи водоживлення і продування ПГ з організацією «сольового» відсіку, який пройшов комплекс випробувальних і налагоджувальних процедур на споріднених АЕС. З урахуванням процесу виходу з ладу теплообмінних трубок, що продовжувався, на ПГ Калінінської АЕС, керівництвом Калінінської АЕС було ухвалено рішення про початок реконструктивних робіт, хоча деякі ухвалені конструктивні рішення суперечили накопиченому Калінінської АЕС досвіду. Реалізація проекту проводилася на Калінінської АЕС спочатку на двох ПГ, що дозволило накопичити досвід експлуатації реконструйованих ПГ до реконструкції решти ПГ. Причому вже при первинній реконструкції були внесені зміни в проект в частині шайбування ліній продування торців ПГ, де були встановлені шайби діаметром 18 мм замість 6 мм за первинним проектом. Були розроблені регламенти продування, що дозволяють підтримувати ВХР в «сольовому» відсіку в рамках існуючих норм на «торці+кишені», контроль за ВХР «сольових» відсіків вівся щомісячно, (що не передбачалося проектом) разом з контролем «торців+кишень». При реконструктивних роботах було виконано:

1) заглушено 5 колекторів роздачі основної живильної води в «холодному» торці ПГ;

2) встановлена перегородка над і під ПДЛ;

3) у «гарячому» торці на ПДЛ прокладено додатково 4 колектори роздачі живильної води;

4) один з колекторів роздачі живильної води виведений на ПДЛ і розгорнений у бік «холодного» колектора;

5) об'єднані лінії продування «кишень» і торців ПГ;

6) лінія продування «кишень» ПГ, що звільнилася, задіяна під виведення продування «сольового» відсіку ПГ.

В результаті в «гарячому» торці ПГ виник надлишок живильної води по відношенню до його паровиробництва (близько 200 т/час при номінальному навантаженні) і виник її дефіцит в «холодному» торці, з якого і зроблений вузол виведення продування «сольового» відсіку, який утворюється завдяки перетіканню в район дефіциту живильної води котельної води з інших зон ПГ.

За даними ОКБ ГП при такому варіанті водоживлення характерний розподіл солей в ПГ змінився, а зона максимального солевмісту змістилася в «холодний» торець ПГ. Але проведені на Калінінській АЕС теплохімічні і випробування сепарацій не підтвердили цих даних, а також виявили цілий комплекс проблем, які довелося вирішувати:

1) після проведення реконструктивних робіт виникла необхідність модернізації системи вимірювання рівня у зв'язку з підвищенням рівня в «гарячому» торці ПГ і появою залежності свідчень зрівняльних судин в «гарячому» торці ПГ від витрати і температури живильної води;

2) з'явилася серйозна різниця в свідченнях ВУС в «гарячому» і «холодному» торці ПГ. ВУС в різних торцях ПГ і ВУС з різною базою по-різному поводилися в перехідних режимах. Проектна схема вимірювання рівня в ПГ побудована на двох типах зрівняльних судин (ВУС). Однокамерні ВУС з базою 4000 мм і двокамерні ВУС з базою 630 мм (1000мм). При такій побудові системи вимірювання рівня вимірюється масовий рівень, який прямо залежить від локальної щільності води (пароводяній суміші) в ПГ в зонах врізання імпульсних ліній рівнемірів. Після реконструкції системи водоживлення і продування щільність пароводяної суміші за об'ємом ПГ серйозно змінилася. Проблему вдалося вирішити повністю за допомогою послідовних реконструктивних робіт. В даний час всі рівнеміри з однією базою мають однакові свідчення, які однозначно коливаються з свідченнями рівнемірів з іншими базами вимірювань. У перехідних режимах поведінка всіх рівнемірів ПГ ідентично.

Характеристики сепарацій ПГ після реконструкції водоживлення значно погіршали, що показав ряд випробувань сепарацій на Калінінській АЕС. Для відновлення проектних характеристик були проведені роботи по закриттю зазору між ПДЛ і корпусом ПГ з «гарячого» боку, а в ППР = 98,99 на блоці 1 виконані додаткова реконструкція колекторів роздачі живильної води, яка практично зняла проблему відновлення проектних характеристик сепарацій ПГ.

Невдале розташування додаткових колекторів роздачі живильної води в ПГ (прокладених при реконструкції системи водоживлення по ПДЛ) привело до появи гідроударів в живильному трубопроводі в перехідних і пускових режимах, виходу з ладу зворотних клапанів на трубопроводах подачі в ПГ основної живильної води. Усунути це явище вдалося тільки шляхом додаткової реконструкції колекторів роздачі живильної води із закладом всіх колекторів під ПДЛ.

Проектна схема модернізації продування ПГ виконана без урахування конструктивних особливостей ПГ і реальних можливостей системи спец. водоочищення продувочної води. В результаті експлуатації виникли наступні проблеми:

1) неможливість забезпечити достатню витрату для ефективного виведення солей з «сольового» відсіку ПГ;

2) локальне скупчення шламу між 2-4 дистанціонуючими ґратами «гарячого» опускного каналу ПГ;

3) «забиття» штуцерів продування ПГ шламом;

4) зашламування трубопроводів продування.

Для вирішення цих проблем на Калінінської АЕС були проведені ряд додаткових реконструктивних робіт на системі продування ПГ. Вузлах виведення продування з ПГ, врізані додаткові штуцера продування, реконструйована система роздачі живильної води, проведений ряд реконструктивних робіт на системі продування ПГ з впровадженням нового типу дросельний-регулюючих пристроїв, розроблені нові регламенти продування (регламенти продування ПГ до досягнення блоком потужності 15 відсотків від номінальної, регламент продування ПГ при потужності блоку вище 15 відсотків від номінальної, регламент продування ПГ при занедбаності іонообмінної смоли від БОУ, регламент дренування ПГ в ППР з очищенням зон ПГ що слабо продуваються при роботі на потужності), проведена повна автоматизація процесів ведення режимів періодичного продування ПГ. Парогенератори блоків 1 і 2 були оснащені пробовідбором з різних зон ПГ, які дозволили вивчити розподіл солей в ПГ при різних режимах продування парогенераторів. Сукупність виконаних робіт дозволила усунути проектні недоліки.

Огляди ПГ в ППР і токовіхревої контролі теплообмінних трубок показали повну відсутність шламу на днищі і в районі 2-4 грати, повна відсутність неелектропровідних відкладень по всій глибині трубного пучка, локальні електропровідні відкладення виявляються лише на декількох десятках трубок кожного ПГ (навіть при практично 100% контролі трубчатки). Питома забрудненість теплообмінних трубок 1 ПГ-3, на якому повністю реалізований весь комплекс робіт, знизилася (без проведення хімічних відмивань) за два роки в 8 разів. Питома забрудненість парогенераторів блоку 2 також знижується.

Серйозною проблемою експлуатації ПГ після модернізації водоживлення і продування стала проблема проведення хімічних відмивань ПГ, оскільки наявність локальних зон скупчення шламу і відкладень не дозволяли використовувати традиційні методи, викладені в інструкції ПГ (ОКБ ГП). Були два шляхи вирішення проблеми: