Учебная работа. Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

Учебная работа. Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

Содержание

Введение

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

2. Черта основного оборудования энергоблока ВВЭР-1000

2.1 Реакторная установка (РУ)
2.2 Турбоустановка К-1200-6,8/50

2.3 Основной циркуляционный насос ГЦНА-1391

2.4 Парогенератор ПГВ-1000МКП

3. способности увеличения термический мощности парогенераторов ПГВ-1000М

3.1 способности обеспечения требуемой влажности пара при повышении мощности сверх номинальной

3.2 Результаты испытаний сепарационных устройств парогенераторов

Выводы

4. Статистика повреждаемости теплообменных трубок на работающих АЭС

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

5.1 Коррозионные процессы при эксплуатации теплообменных труб

5.2 Исследования коррозионных действий на теплообменных трубах

5.3 Исследования несущей возможности теплообменных труб с недостатками

5.4 Оценка интенсивности деградации теплообменных труб при эксплуатации парогенераторов

Выводы

6. исследование неравномерности паровой перегрузки зеркала испаренияПГВ-1000МКП

6.1 исследование неравномерности отбора пара из парового места

Выводы

7. Расчет парогенератора ПГВ-1000МКП

7.1 Теплофизические свойства теплоносителя
7.2 Конструкционный расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП
7.3 Гидравлический расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП
7.4 Расчёт массы сплава парогенератора
7.5 Финансовая 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 русских АЭС с ВВЭР

8.4. Оценка работоспособности теплообменных труб ПГ

Выводы

Заключение

Перечень литературы

Введение

В истинное время в связи с надобностью укрепления позиций ядерной энергетики, беспристрастной необходимостью увеличения производства электроэнергии, повышению ее толики вырабатываемой на АЭС , Федеральной мотивированной программкой «Развитие атомного энергопромышленного комплекса Рф на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года», опытом ведущих забугорных государств, документов по сохранности АЭС ведут к необходимости разработки проектов энергоблоков атомных станций с реакторами новейшего поколения, обеспечивающими высококачественный шаг вперед в ожидаемом уровне их сохранности. вкупе с тем, обеспечение устойчивой конкурентоспособности просит упрощения и удешевления конструкций атомных энергоблоков с целью минимизации серьезных вложений, сроков строительства и эксплуатационных издержек при одновременном повышении надежности.

Обозначенные тенденции предназначили необходимость сотворения последующего поколения реакторов ВВЭР и энергоблоков АЭС на их базе. Для ублажения требований потребителей в Рф и заказчиков в остальных странах, заслуги нужных экономических и технических черт, требуется иметь ряд проектов блоков АЭС различной мощности, начиная от 10-ов МВт и до 1500-1800 МВт.

Блоки с реакторами мощностью от единиц до 2-3 сотен МВт могут употребляться в изолированных системах энергоснабжения. Для критерий Рф это населенные пункты и отдельные компании с энергоемкими производствами в районах последнего Севера и Далекого Востока, не имеющие связей с региональными энергосистемами.

Блоки мощностью 300-600МВт представляют Энтузиазм для регионального энергоснабжения в Рф, и для забугорных потребителей с относительно маленькими по установленной мощности энергосистемами, не имеющими развитых межсистемных связей с массивными линиями электропередачи. Для энергоблоков этого спектра мощностей относительно легко решается задачка роли атомного блока в регулировании мощности и частоты в энергосистеме.

Блоки мощностью наиболее 1000 МВт должны употребляться как для покрытия базисных нагрузок в энергосистеме так и для регулирования мощности и частоты, в случае необходимости. Такие энергоблоки, работая в режимах базисных нагрузок, должны обеспечить меньшую себестоимость электроэнергии и завышенную конкурентоспособность АЭС по сопоставлению с электростанциями на всех видах органического горючего.

Разработка проектов новейших энергоблоков атомных станций с реакторами типа ВВЭР ведется с внедрением последующих подходов и решений, повышающих их надежность и сохранность:

— применение систем сохранности пассивного принципа деяния, срабатывающих без подачи наружной энергии и позволяющих в аварийных ситуациях продолжительно (не наименее 24 часов) расхолаживать реакторную установку без вмешательства оператора;

— проектирование систем обычной эксплуатации с учетом способности их использования как активных систем сохранности, в случае необходимости;

— применение двойных защитных оболочек: внутренней герметичной, выполняющей функцию локализации и внешной, способной противостоять наружным действиям (падение самолета, взрывы);

— введение в проект систем для управления запроектными трагедиями и разработка решений обеспечивающих удержание расплава в корпусе реактора, или в специальной ловушке, размещаемой под корпусом реактора;

— оптимизация числа пассивных и активных каналов систем сохранности и их мощности.

сразу с увеличением сохранности принимаются меры по уменьшению издержек на сооружение и эксплуатацию АЭС за счет:

— понижения расхода бетона, сплава, арматуры, насосов, кабеля благодаря применению пассивных систем;

— оптимизации компоновки помещений, спостроек и сооружений, решений по генеральному плану;

— роста срока службы основного и оптимизации срока службы вспомогательного оборудования;

— увеличения глубины выгорания горючего при данном обогащении;

— внедрения решений, повышающих термодинамический КПД блока;

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

— понижения пожарной перегрузки в помещениях энергоблока, увеличения пожарной сохранности за счет внедрения воды в качестве среды для смазки и остывания оборудования;

— внедрения современных систем управления технологическими действиями и уменьшения численности персонала АЭС ;

— внедрения автоматических систем управления ресурсом и ремонтом оборудования.

Вышеперечисленные подходы реализуются при проектировании АЭС новейшего поколения вне зависимости от их уровня мощности.

Установленные Федеральной мотивированной программкой «Развитие атомного энергопромышленного комплекса Рф на 2007 — 2010 годы и на перспективу до 2015 года» масштабы сооружения АЭС обусловили необходимость разработки в сжатые сроки проекта атомной станции с технико-экономическими показателями, превосходящими достигнутые в ранее реализованных проектах АЭС с установками ВВЭР. Проект получил заглавие «Проект АЭС -2006».

Проект АЭС -2006, базируется на отработанном проекте с РУ типа В-320. В техническом задании установлены последующие главные мотивированные характеристики и требования:

— термическая мощность реактора — 3200МВт, с возможностью ее форсирования в предстоящем до 3300МВт;

— проектный срок службы основного оборудования РУ — 60 лет;

— электронная мощность энергоблока — не наименее 1150МВт, с возможностью ее форсирования в предстоящем до 1200МВт;

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

— наибольшее выгорание горючего по ТВС — до 70 МВт сут/кгU;

— продолжительность межперегрузочного периода — до 24 месяцев;

— оптимизированная структура систем сохранности;

— допустимое время восстановления главных систем сохранности — не наименее 72-х часов;

— завышенный КПД за счет увеличения рабочих характеристик первого и второго контура;

— уменьшение размера радиоактивных отходов;

— ориентация на оборудование российского производства;

— наибольшее внедрение результатов НИР и ОКР проведенных для реакторов ВВЭР и энергоблоков с ВВЭР ранее;

— выполнение требований русских НТД, наибольший учет советов МАГАТЭ и требований EUR;

— достижение экономических характеристик, обеспечивающих конкурентоспособность АЭС -2006 в Рф и за ее пределами.

В данном дипломном проекте рассматривается проект парогенератора завышенной мощности. За базу взят проект ПГВ-1000МКП, выполненный ОКБ «Гидропресс». Добавочно рассматривается возможность форсирования мощности ПГВ-1000М, работающие на блоках ВВЭР-1000, и связанных с сиим препядствия обеспечения требуемой влажности пара. Так же рассматриваются вопросцы эксплуатационной надежности парогенератора и способы оценку работоспособности теплообменных труб. Приведены результаты особых исследовательских работ на работающих АЭС и на крупномасштабной модели в ОКБ «Гидропресс».

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

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

1-ый набор парогенераторов ПГВ-1000 был сделан по проекту 70-х годов и запущен в эксплуатацию в составе реакторной установки блока №5 Нововоронежской АЭС в 1980 г. По результатам эксплуатации в систему парогенератора ПГВ-1000 были внесены некие конфигурации, и по решению Гос комиссии парогенераторы были запущены в серийное Создание как модификация ПГВ-1000М. Всего было сделано наиболее 200 парогенераторов данной модификации.

В истинное 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. Наибольшая наработка ПГВ-1000 разных модификаций достигнула наиболее 170 тыщ часов.

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

В базу проекта ПГ заложены последующие требования конструктивного, технологического и эксплуатационного нрава:

— выработка пара требуемого количества и свойства;

— надежное обеспечение требуемых теплотехнических и сепарационных черт;

— надежное обеспечение остывания теплоносителя первого контура до требуемого значения температуры во всех проектных режимах;

— обеспечение подачи питательной воды в ПГ в аварийных режимах по отдельной полосы;

— обеспечение остывания теплоносителя первого контура при естественной циркуляции;

— обеспечение работоспособности, надежности и сохранности парогенератора и его частей при действии нагрузок, возникающих в проектных режимах в течение всего срока службы;

— технологическая отработанность производства при изготовлении парогенератора, блочность и полная собираемость его в промышленных критериях (не считая парового коллектора, уравнительных сосудов и опор), включая возможность проведения всех видов производственных контрольных испытаний;

— внедрение опыта эксплуатации парогенераторов подобного типа, учет причин, повышающих надежность и удобство эксплуатации ПГ;

— транспортабельность узлов парогенератора;

— удобство и технологичность монтажа в критериях строительства атомной станции, малое количество сварочных работ в монтажных критериях;

— удобство и простота обслуживания парогенератора (возможность доступа в ПГ, во 2-ой контур и в коллекторы первого контура для осмотра и ремонта при ППР);

— обеспечение способности проведения контроля сварных соединений и основного сплава при помощи современных исследовательских средств, в том числе, возможность инспекции и глушения теплообменных труб в критериях эксплуатации;

-применение аттестованных материалов, обеспечивающих работоспособность оборудования в рабочих средах, включая среды, применяемые при хим промывке и дезактивации в течение всего срока службы, освоенных индустрией.

Опосля запуска первых блоков АЭС с ВВЭР-1000 был проведен ряд исследовательских работ и проверок на парогенераторах ПГВ-1000 (ПГВ-1000М).

Проведенные тесты парогенераторов ПГВ-1000 и ПГВ-1000М на работающих блоках АЭС проявили, что ПГ обеспечивают генерацию пара с влажностью не наиболее 0,2% (массовых) при номинальной паропроизводительности (с учетом отклонений +100 т/ч из-за неравномерности в термический мощности петель и точности регулирования характеристик) и, исходя из убеждений теплогидравлики, на сто процентов удовлетворяют эксплуатационным требованиям в составе реакторной установки.

По результатам особых исследовательских работ на блоке №5 Нововоронежской АЭС , на парогенераторах остальных блоков и опосля проведения доп проверок на крупномасштабной модели в ОКБ «Гидропресс» в проект парогенераторов ПГВ-1000 (ПГВ-1000М), также в действующие ПГ на АЭС были внесены коррективы, устраняющие некие недочеты работы ПГ, с целью увеличения надежности ПГ и удобства их эксплуатации.:

— перекрытие опускного канала на «жаркой» стороне продлением погруженного дырчатого листа до корпуса и удаление закраины на «жаркой» стороне для предотвращения прорыва пароводяной консистенции и улучшения циркуляции;

— исключение жалюзийного сепаратора, что дозволяет сделать лучше сепарационные свойства и повысить удобство обслуживания;

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

— организация «солевого» отсека и изменение в системе раздачи питательной воды и продувки, с целью понижения содержания примесей в районах наибольшей термический напряженности.

Для увеличения срока службы ПГ:

— использована разреженная коридорная сборка теплообменных труб в трубном пучке;

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

— увеличен расход непрерывной и повторяющейся продувки;

— введены устройства для зрительного 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 новейшего поколения разработан парогенератор

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

одной из важных заморочек в обеспечении надёжной и неопасной эксплуатации парогенераторов АЭС является своевременное выявление повреждений в более критичных узлах и элементах ПГ, возникающих в процессе использования парогенераторов, а именно, в теплообменных трубках ПГ, в сварных швах приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ и в остальных элементах ПГ.

Для предотвращения повреждений и обеспечения неопасной работы ПГ нужно проводить опережающий анализ технического состояния и прогнозирование последующих конфигураций в исследуемых элементах парогенераторов АЭС .

2. Черта основного оборудования энергоблока ВВЭР-1000

2.1 Реакторная установка (РУ)

Реакторная установка с реактором ВВЭР-1200 является составной частью энергоблока АЭС и вместе с турбогенератором употребляется для производства электроэнергии в базисном режиме. Предназначение реакторной установки — выработка сухого насыщенного пара для турбогенераторной установки, где термическая энергия пара преобразуется в электронную энергию.

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

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

Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус с эллиптическим днищем, снутри которого располагается активная зона и внутрикорпусные устройства. Сверху реактор герметично закрыт крышкой с установленными на ней приводами устройств 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, также патрубки для аварийного подвода теплоносителя при разгерметизации первого контура. Применение в конструкции реактора корпуса с двухрядным расположением патрубков дозволяет уменьшить габариты корпуса по патрубкам в плане по сопоставлению с однорядным, также упрощает схему циркуляции теплоносителя в реакторе за счет разделения потока теплоносителя сплошной круговой перегородкой.

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

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

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

Реактор устанавливается в бетонной шахте, обеспечивающей надежное крепление реактора и биологическую защиту. Система реактора и метод его закрепления, также системы управления и защиты (СУЗ) и аварийного остывания зоны (САОЗ) обеспечивают неопасную остановку и расхолаживание, в том числе при наивысшем расчетном землетрясении 8 баллов по шкале MSK-64, также обеспечивают крепкость конструкции при одновременном действии нагрузок, вызванных наибольшим расчетным землетрясением и разрывом трубопровода Ду-850 по полному сечению.

Срок службы оборудования реактора — 60 лет.

Реактор состоит из последующих главных 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 главные технические свойства реактора [18].

Таблица 2.1

Главные технические свойства реактора

Параметр

Термическая мощность, номинальная, МВт

3200

Термическая мощность, максимально допустимая (с учетом некорректности 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 их с ПЭЛ

163

121

Расход теплоносителя через реактор при работе 4-х ГЦН, м3 /час

86000

Средний обогрев теплоносителя в реакторе °С при работе 4-х ГЦН

30,7

температура теплоносителя на входе в реактор в хоть какой из работающих петель °С, не наиболее

298,2

Средняя большая энергонапряженность активной зоны КВт/литр

110

количество каналов измерения энерговыделения в АЗ реактора, штук

64

количество каналов измерения температуры в реакторе, штук из их под крышкой реактора

98

3

Рабочая скорость перемещения регулирующих стержней (кластеров) в режиме регулирования, см/сек

2

Внешний поперечник корпуса реактора, мм

4535

Высота реактора в сборе, мм

19137

Размер активной зоны, м3

29,091

2.2 Основной циркуляционный насос ГЦНА-1391

Основной циркуляционный насосный агрегат предназначен для сотворения циркуляции теплоносителя в первом контуре и отвода тепла из активной зоны реактора. ГЦНА имеет доп функцию обеспечения циркуляции теплоносителя на выбеге при разных трагедиях с обесточиванием, что дозволяет производить плавный выход на режим естественной циркуляции.

ГЦНА является оборудованием обычной эксплуатации принципиальным для сохранности. Его главные свойства приведены в табл.2.3 согласно сведениям из [18].

Таблица 2.2

Главные характеристики ГЦНА_1391

Наименование

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, лишнее, МПа

17,64

Частота вращения (синхронная), о/мин.

1000/750

Мощность, потребляемая ГЦНА_1391 в жарком режиме, кВт, не наиболее

5000

Наибольшая мощность, потребляемая ГЦНА_1391 в прохладном состоянии, кВт, не наиболее

6800

Номинальное напряжение питающего тока, В

6000

Частота питающего тока, Гц

50

Организованные протечки запирающей воды, м3/ч, не наиболее

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 персональной системой смазки и вспомогательных систем (автономного контура, системы подачи воды в уплотнение, контура остывания радиально-осевого подшипника и системы остывания мотора), обеспечивающих нормальную работу ГЦНА-1391.

2.3 Турбоустановка К-1200-6,8/50

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

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

Паротурбинная установка содержит в себе:

· комплектную паровую турбину с автоматическим регулированием, устройствами контроля и управления, валоповоротным устройством, фундаментными рамами и болтами, клапанами парораспределения, и иными 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 промежной сепарации и перегрева пара;

· оборудование системы регенерации;

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

свойства данной турбоустановки приведены в табл.2.4.1и 2.4.2 согласно данным из [18].

Таблица 2.3.1

Конструктивные свойства 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

Черта крайней ступени:

длина рабочей лопатки

мм1200

материал

титановый сплав

корневой поперечник

мм.1800

торцевая площадь

м211,3

Суммарная торцевая площадь выхлопа

м90,4

Ротор ВД

цельнокованый

Ротор НД

цельнокованый

Таблица 2.3.2

Главные расчетные свойства

Электронная мощность при гарантийных критериях (без отборов пара сверх регенерации и добавка химически чистой воды в цикл, при термический мощности РУ 3212 МВт)

1170 МВт

Удельный расход теплоты брутто

9847,9 кДж/кВт*ч

Номинальный расход свежайшего пара (с учетом расхода пара на промежный пароперегреватель)

6464,3 т/ч

Номинальные характеристики свежайшего пара:

давление

6,8 МПа

Температура

283,8°С

Влажность

0,5%

характеристики опосля промежного 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 перегрузка

300 МВт

2.4 Парогенератор ПГВ-1000МКП

Рис. 2.1 Парогенератор ПГВ-1000МКП с опорами:

1 — корпус с патрубками различного предназначения, 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 хим 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 термообмена и встроенными паросепарационными устройствами, системой раздачи питательной воды, паровым коллектором, с погруженным дырчатым листом, системой раздачи аварийной питательной воды.

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

Главные свойства парогенератора представлены в таблице 2.2 по сведениям из [18].

Таблица 2.4

Главные свойства ПГ

Параметр

Термическая 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 наиболее

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/поперечник теплообменных труб, штук/мм

10978/16х1,5

поверхность нагрева, м2

6105

Внутренний поперечник 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 выполнения ПГ, различающихся ориентацией парового коллектора относительно коллекторов первого контура: ПГ-3,4 — выход пара со стороны “прохладного” коллектора, ПГ-1,2 — выход пара со стороны “жаркого” коллектора. Это соединено с различной ориентацией парогенераторов относительно турбинного отделения.

Система парогенератора с восемью гидроамортизаторами разработана с учетом землетрясения до 9 баллов и работы в критериях тропического атмосферного климата.

Парогенератор состоит из последующих частей и главных узлов:

Ш корпуса;

Ш поверхности термообмена;

Ш “жаркого” и “прохладного” коллекторов;

Ш сепарационного устройства жалюзийного типа;

Ш устройства раздачи главный питательной воды;

Ш устройства раздачи аварийной питательной воды;

Ш устройства сглаживания паровой перегрузки (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 поперечником 4200 мм, принимает давление 2 контура. Корпус парогенератора содержит в себе цилиндрическую часть, состоящую из 3-х обечаек различной толщины и эллиптические днища. В верхней части корпуса имеются патрубки для отвода генерируемого пара, патрубки для подвода питательной воды и лючки для доступа к уплотнениям коллекторов теплоносителя.

В базу проекта ПГ заложены последующие требования конструктивного, технологического и эксплуатационного нрава:

— выработка пара требуемого количества и свойства;

— надежное обеспечение требуемых теплотехнических и сепарационных черт;

— надежное обеспечение остывания теплоносителя первого контура до требуемого значения температуры во всех проектных режимах;

— обеспечение подачи питательной воды в ПГ в аварийных режимах по отдельной полосы;

— обеспечение остывания теплоносителя первого контура при естественной циркуляции;

— обеспечение работоспособности, надежности и сохранности парогенератора и его частей при действии нагрузок, возникающих в проектных режимах в течение всего срока службы;

— технологическая отработанность производства при изготовлении парогенератора, блочность и полная собираемость его в промышленных критериях (не считая парового коллектора, уравнительных сосудов и опор), включая возможность проведения всех видов производственных контрольных испытаний;

— внедрение опыта эксплуатации парогенераторов подобного типа, учет причин, повышающих надежность и удобство эксплуатации ПГ;

— транспортабельность узлов парогенератора;

— удобство и технологичность монтажа в критериях строительства атомной станции, малое количество сварочных работ в монтажных критериях;

— удобство и простота обслуживания парогенератора (возможность доступа в ПГ, во 2-ой контур и в коллекторы первого контура для осмотра и ремонта при ППР);

— обеспечение способности проведения контроля сварных соединений и основного сплава при помощи современных исследовательских средств, в том числе, возможность инспекции и глушения теплообменных труб в критериях эксплуатации;

— применение аттестованных материалов, обеспечивающих работоспособность оборудования в рабочих средах, включая среды, применяемые при хим промывке и дезактивации в течение всего срока службы, освоенных индустрией.

3. способности увеличения термический мощности парогенераторов ПГВ-1000М

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

Работам конкретно на работающем блоке предшествовали расчетно-теоретических работ направленные на обоснование способности увеличения мощности работающих блоков.

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

— оценка способности обеспечения требуемой влажности пара не наиболее 0,2% по массе при наибольшей вероятной перегрузкой 1-го ПГ на базе имеющихся опытнейших данных, приобретенных на ряде АЭС , расчетных советов 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 тесты на АЭС .

3.1 способности обеспечения требуемой влажности пара при повышении мощности сверх номинальной

В связи с тем, что есть разные оценки разглаживающей возможности ПДЛ расчет [3] сепарационных черт производится с коэффициентами неравномерности паровой перегрузки на выходе с ПДЛ равными 1,25 исходя из данных по сопротивлению ПДЛ и 1,35 по оценке сепарации с учетом опытнейших данных.

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

— критичная влажность пара щкр, соответственная (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 критичной скорости пара кр W1?? по условию срыва пленки отсепарированной воды при допустимой влажности пара на входе в жалюзи.

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

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

— критичная влажность пара, соответственная (Нп) кр, находится в интервале 0,02-0,04%;

— скорость пара на входе в жалюзи меньше критичной скорости пара, что, как демонстрируют исследования и опыт эксплуатации жалюзийных сепараторов, является достаточными критериями для обеспечения проектной влажности пара не наиболее 0,2% по массе за жалюзийным сепаратором. Но нужно отметить, что критичная влажность пара (щкр= 0,039%), соответственная критичной высоте парового места, в данном случае приблизилась к ее верхнему допустимому лимиту равному 0,040%.

3.2 Результаты испытаний сепарационных устройств парогенераторов

Тесты сепарационных устройств проводились на работающих АЭС [1,2,3].

Сепарационная схема парогенератора в процессе использования повсевременно совершенствовалась.

Для угнетения выброса пара в обход ПДЛ было выполнено перекрытие зазора на «жаркой» стороне ПГ меж корпусом и закраиной ПДЛ методом продолжения ПДЛ до корпуса.

В итоге проведенных испытаний [2,3] было установлено, что влажность пара в паропроводе фактически «выслеживает» ее сделалось вероятным поменять жалюзийный сепаратор на ППДЛ в парогенераторах пусковых энергоблоков реакторных установок В-320.

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

Наиболее пологая сепарационная черта ПГ-4 указывает воздействие закрытия зазора исключающая прорыв пароводяной консистенции.

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

В итоге совершенствования сепарационной схемы стали лучше сепарационные свойства, что может дозволить поднять управляемый уровень воды в ПГ.

— ПГ-3 — серийный (до модернизации)

— ПГ-4 — закрыт зазор меж ПДЛ и корпусом на «жаркой» стороне

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

Рис. 3.2.2 — Сепарационные свойства ПГ с ППДЛ

Результаты проведенных сепарационных испытаний на завышенной мощности 104% приведены на рис. 3.2.3 [2]. Парогенераторы 4-ого блока БлкАЭС имеют различную сепарационную схему. В парогенераторе №4 на пространство жалюзи с внедрением его рамы установлен потолочный дырчатый лист. В итоге рассмотрения сепарационных черт парогенераторов можно создать заключение, что лучшую сепарационную характеристику имеет ПГ №4, а ПГ с жалюзийными сепараторами, начиная с уровня воды в ПГ 2500-2600 мм резко наращивают влажность пара.

Рис 3.2.3 — Сепарационные свойства 4-ого 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 «тонкий» ППДЛ в отличие от экспериментального «ломанного» на ПГ №4 4-ого блока БлкАЭС. Из приведенного рисунка видно, что даже при уставке срабатывания блокировки по увеличению уровня +200 мм от номинального 2400 мм в ПГ обеспечивается требуемая влажность пара. Тем не наименее, имеется большое отличие сепарационных черт по петлям РУ. В связи с сиим требуется исследование фактов приводящих к этому явлению, что дозволит в предстоящем выявить пути для совершенствования сепарационной схемы ПГ.

Рис 3.2.4 — Сепарационные свойства первого блока ВоАЭС на мощности 104%

3.3 Выводы

— анализ выполненных работ по освоению парогенераторами мощности 104% показал, что имеющиеся в истинные время сепарационные схемы с жалюзийным сепаратором и с потолочным пароприемным дырчатым листом разрешают обеспечить требуемую влажность пара 0,2%.

— Припасы по обеспечению требуемой влажности при предстоящем повышении мощности выше 104% у парогенераторов с жалюзийной сепарационной схемой фактически отсутствуют.

— Для улучшения сепарационных черт на завышенной мощности нужно реконструировать сепарационную схему с применением переменной перфорации ПДЛ и ППДЛ с целью уменьшения неравномерности паровой перегрузки зеркала испарения ПГ, также воздействия набухания уровня поблизости жаркого коллектора

— вопросец о неравномерности сепарационных черт ПГ по петлям РУ просит предстоящего исследования.

4. Статистика повреждаемости теплообменных трубок на работающих АЭС

На энергоблоках АЭС парогенераторы являются более повреждаемыми теплообменными аппаратами. На АЭС с ВВЭР в период с 1980 по 1996 года из-за повреждения ТОТ были изменены 106 вертикальных и горизонтальных ПГ на 37 энергоблоках в мире [6].

Но если для вертикальных ПГ выход из строя трубчатки и их подмена кроме коррозионных повреждений были также обоснованы виброизносом, дентингом, то все горизонтальные ПГ были изменены из-за коррозионных повреждений ТОТ.

В данной части дипломного проекта приведены результаты контроля ТОТ парогенераторов:

— первого и второго энергоблоков КлнАЭС

— 4-ого блока НВЭС

Контроль теплообменных труб проводился сотрудниками соответственных станций способом 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 их 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 их 13 ТОТ заглушено, и 5 случаев обрыва.

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 4-ого блока НВАЭС приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 4-ого 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 изъянов, штук

24

6

75

Количество идентифицированных изъянов, 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 изъянов, отн. ед.

0,028

0,301

0,04

0,297

0,098

количество вновь образовавшихся изъянов, штук

—

18

92

89

79

Количество идентифицированных изъянов, 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 использования ПГ на поверхности ТОТ имеет пространство образование коррозионных изъянов, представляющих из себя, трещинкы различной глубины и коррозионные язвы, также установлены главные зоны трубных пучков, подверженные коррозионной деградации.

По проведенным (результаты контроля способом вихревых токов трубных пучков ПГ разных блоков [22]) анализам динамики повреждений ТОТ ПГ в процессе использования [22] показано, что скорости роста зафиксированных изъянов в процессе использования ПГ весьма малы и фактически не зависят от глубины изъянов. Так же выявлен факт, что имели пространство многократные течи в ТОТ по сквозным недостаткам в местах, где их наличие при ВТК не фиксировалось, что показывает на необходимость получения инфы о воздействии критерий и разных режимов эксплуатации ПГ (стоянки, гидравлических испытаний, запуска, работы на мощности, останова) на образование и развитие коррозионных изъянов.

По выполненному обзору [22] (применительно к материалу ТОТ) исследовательских работ по механизмам образования и развития коррозионных изъянов установлено, что данный процесс подчиняется известным представлениям о химическом нраве коррозионных действий и происходит по механизму анодного растворения сплава при локальном концентрировании на его поверхности активаторов коррозии (в главном, хлоридов) и наличии окислителя. При наличии меди на теплообменных поверхностях создаются условия для развития язвенной коррозии сплава ТОТ.

Главными факторами, обеспечивающими реализацию химических действий на сплаве ТОТ зарождение и развитие коррозионных изъянов, является загрязнение теплообменной поверхности продуктами коррозии конденсатно-питательного тракта ПГ и скопление в их коррозионно-активных примесей. Принципиальным 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] изготовлен вывод о принципной невозможности полного исключения загрязнения ТОТ отложениями и образования на их изъянов в процессе использования ПГ, но в то же время сведение к минимуму действий деградации трубчатки (при разработке и внедрении соответственных мероприятий) является реально осуществимой задачей.

Обзор расчетных способов оценки и прогнозирования ресурса ТОТ [10] показал, что имеющиеся способы, обычно, нацелены на оценку времени до возникновения трещинок и не разрешают достоверно оценить остаточный ресурс и возможность эксплуатации ТОТ с образовавшимся недостатком. Исключением является способ, разработанный в ФГУП ЦНИИ КП «Прометей» на базе стадийной модели деградации сплава ТОТ, но данный способ нуждается в экспериментальном обосновании.

5.2 Исследования коррозионных действий на теплообменных трубах

В данном разделе приведены результаты исследовательских работ коррозионных действий на ТОТ, приобретенные 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 характеристики испытаний модели соответствовали подходящим 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 поперечником 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 поперечником 16 х 1,5 мм с шагами по вертикали и горизонтали 22 мм и 24 мм соответственно.

Материал труб в модели — сталь 08Х18Н10Т.

В любом трубном пучке установлены подобные 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 обустроены съемными крышками, что обеспечивало контроль ТОТ способом вихревых токов в процессе промежных ревизий модели.

Экспериментальный щит дозволяет проводить тесты теплообменных пучков модели в температурных критериях и при перепадах давления меж первым и вторым контурами соответствующими для ПГВ-1000М и ПГВ-1000МКП, также имитировать разные режимы эксплуатации ПГ (стояночный режим, гидравлические тесты на крепкость и плотность, запуск, работа на мощности, останов).

В процессе испытаний на щите вероятна реализация разных характеристик водно-химического режима в воде второго контура, определение и сопоставление последующих характеристик:

— хим состава воды второго контура (общего для обоих трубных пучков);

— нрава распределения отложений на поверхности теплообменных труб;

— температуры воды второго контура поблизости стен труб;

— хим состава отложений на теплообменных трубах.

Всего проведено 10 разных по условиям шагов ускоренных коррозионных испытаний, имитирующих режимы эксплуатации натурного ПГ, с наработкой модели в режиме генерации пара 4600 ч. Длительность режимов генерации пара на шагах с первого по десятый составляла 400, 420, 500, 500, 850, 730, 300, 300 и 600 ч, соответственно.

Черта шагов испытаний приведена в виде диаграммы на рис.5.2.2.

Рис. 5.2.2 — Общая черта шагов испытаний модели трубных пучков

На диаграмме указаны количество найденных по результатам ВТК изъянов, удельное загрязнение ТОТ модели отложениями опосля всякого шага, интервалы значений содержания хлоридов и значений рН в воде второго контура щита на отдельных шагах.

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

Этапы с первого по 5-ый, седьмой, девятый и десятый имитировали стационарную работу ПГ в режимах генерации пара (рабочий режим), но отличались по ВХР.

В процессе десятого шага проводились измерения химического потенциала среды второго контура с внедрением специального датчика, разработанного и сделанного в ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ».

Тесты шестого шага представляли собой режим стоянки увлажненной модели в корпусе при вольном доступе воздуха и проводился с целью оценки воздействия такового режима (при наличии отложений с скопленными коррозионно-активными примесями на ТОТ, воды в отложениях и вольного доступа кислорода из воздуха к трубчатке модели) на активизацию развития питтингов по механизму химической коррозии под отложениями. Также испытана возможность развития под действием напряжений в стенах ТОТ точечных изъянов типа питтингов, которые не обнаруживаются при ВТК, в недостатки, идентифицируемых ВТК. Напряжения в стенах ТОТ при всем этом обоснованы штатной процедурой проведения гидравлических испытаний на крепкость с давлением снутри ТОТ равном (250 ± 1) МПа.

Тесты восьмого шага были проведены в повторяющихся режимах «разогрев трубных пучков до температуры 100°С при вольном доступе воздуха — остывание» и при перепаде давления меж первым и вторым контурами порядка 4 МПа (имитация исходной стадии запуска ПГ при наличии кислорода в воде второго контура). Также в процессе этого шага были проведены тесты и исследования по оценке эффективности процедуры «сухой консервации» ПГ типа ПГВ-1000М при наличии отложений товаров коррозии на трубном пучке.

В процессе проведения всех шагов испытаний проводился повторяющийся (опосля окончания отдельных шагов) контроль состояния ТОТ модели способами зрительного осмотра и ВТК. Контролировалась также удельное загрязнение ТОТ модели опосля всякого шага.

Опосля окончания десятого шага была произведена нарезка из модели образцов ТОТ (верхние и нижние ряды) для проведения исследовательских работ.

Зрительный осмотр модели в процессе промежных ревизий показал, что образование изъянов началось в процессе третьего шага, и выражалось в возникновении питтингов на отдельных участках ТОТ с отслаиванием отложений в местах их образования (рис. 5.2.3).

Рис.5.2.3 — состояние поверхности ТОТ модели опосля первых 4 шагов: а — 1-ый шаг; б — 2-ой шаг; в — 3-ий шаг; г — 4-ый шаг

Рис.5.2.4 —состояние поверхности ТОТ модели опосля 5-ого, седьмого, восьмого и десятого шагов: а — 5-ый шаг; б — седьмой шаг; в — восьмой шаг; г — десятый шаг

Опосля 4-ого шага интенсификации образования питтингов не наблюдалось, участки с питтингами, зафиксированные опосля предшествующего шага были покрыты отложениями.

Опосля окончания 5-ого шага интенсификации образования питтингов зрительно также не наблюдалось, а опосля седьмого шага отмечено существенное повышение количества питтингов (рис. 5.2.4 а). Еще наиболее существенное повышение количества питтингов найдено опосля проведения восьмого шага, а опосля девятого и десятого шагов интенсификации действий образования питтингов по сопоставлению с восьмым шагом при зрительном осмотре не зафиксировано (рис. 5.2.4в и 5.2.4 г), но новейшие питтинги имели пространство.

1-ые индикации изъянов по результатам ВТК были зарегистрированы опосля 4-ого шага ресурсных испытаний (рис. 5.2. 3).

В течение 5-ого и седьмого шагов развития зарегистрированных и образования новейших изъянов не отмечалось, хотя модель на этих шагах испытывалась, в очень твердых по содержанию коррозионно-активных примесей в воде второго контура режимах.

Тесты шага восемь, привели к значительному повышению количества индикаций по результатам ВТК (идентифицировано 28 новейших изъянов).

Опосля испытаний девятого шага в итоге ВТК зафиксировано одиннадцать новейших изъянов (развития старенькых изъянов не отмечено), а опосля десятого шага развития имеющихся изъянов и образования новейших, идентифицируемых при ВТК, не зафиксировано.

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

Таблица 5.2.1

Удельное загрязнение и содержание хлоридов в отложениях опосля отдельных шагов испытаний в режимах генерации пара

Как видно из таблицы 5.2.1, в процессе испытаний на первых 4 шагах, сравнимых по ресурсу и по условиям движения среды первого контура (периодическое изменение направления движения среды от шага к шагу), загрязненность отложениями ТОТ «шахматного» пучка превосходит загрязненность ТОТ «коридорного» пучка на величину порядка 30%.

]]>