Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

3,63 Мб
Опубликовано:

2013-03-18

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

Содержание

Введение

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

. Характеристика основного оборудования энергоблока ВВЭР-1000

2.1 Реакторная установка (РУ)

.2 Турбоустановка К-1200-6,8/50

2.3 Главный циркуляционный насос ГЦНА-1391

.4 Парогенератор ПГВ-1000МКП

. Возможности повышения тепловой мощности парогенераторов ПГВ-1000М

.1 Возможности обеспечения требуемой влажности пара при повышении мощности сверх номинальной

.2 Результаты испытаний сепарационных устройств парогенераторов

Выводы

. Статистика повреждаемости теплообменных трубок на действующих АЭС

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

.1 Коррозионные процессы при эксплуатации теплообменных труб

.2 Исследования коррозионных процессов на теплообменных трубах

.3 Исследования несущей способности теплообменных труб с дефектами

.4 Оценка интенсивности деградации теплообменных труб при эксплуатации парогенераторов

Выводы

. Исследование неравномерности паровой нагрузки зеркала испаренияПГВ-1000МКП

.1 Исследование неравномерности отбора пара из парового пространства

Выводы

. Расчет парогенератора ПГВ-1000МКП

7.1 Теплофизические характеристики теплоносителя

.2 Конструкционный расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

.3 Гидравлический расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

.4 Расчёт массы металла парогенератора

.5 Экономическая часть

8. Прогнозирование состояния парогенераторов АЭС с ВВЭР

.1 Мониторинг технического состояния парогенераторов

.2.Направления контроля за состоянием ПГ

.3 Отчет состояния парогенераторов российских АЭС с ВВЭР

.4. Оценка работоспособности теплообменных труб ПГ

Выводы

Заключение

Список литературы

Введение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

увеличения срока службы основного и оптимизации срока службы вспомогательного оборудования;

повышения глубины выгорания топлива при заданном обогащении;

внедрения решений, повышающих термодинамический КПД блока;

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

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

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

внедрения автоматизированных систем управления ресурсом и ремонтом оборудования.

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

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

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

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

проектный срок службы основного оборудования РУ - 60 лет;

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

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

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

длительность межперегрузочного периода - до 24 месяцев;

оптимизированная структура систем безопасности;

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

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

уменьшение объема радиоактивных отходов;

ориентация на оборудование отечественного изготовления;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

- выработка пара требуемого количества и качества;

- надежное обеспечение требуемых теплотехнических и сепарационных характеристик;

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

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

- обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура при естественной циркуляции;

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

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

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

- транспортабельность узлов парогенератора;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Для повышения срока службы ПГ:

- применена разреженная коридорная компоновка теплообменных труб в трубном пучке;

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

- увеличен расход непрерывной и периодической продувки;

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

Для АЭС с ВВЭР-1000 нового поколения разработан парогенератор

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

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

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

2. Характеристика основного оборудования энергоблока ВВЭР-1000

.1 Реакторная установка (РУ)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Срок службы оборудования реактора - 60 лет.

Реактор состоит из следующих основных узлов:

Ø корпус;

Ø внутрикорпусные устройства (шахта, выгородка, БЗТ);

Ø активная зона;

Ø верхний блок;

Ø каналы внутриреакторных измерений;

Ø блок электроразводок.

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

Таблица 2.1

Основные технические характеристики реактора

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

2.2 Главный циркуляционный насос ГЦНА-1391

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

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

Таблица 2.2

Основные параметры ГЦНА-1391

Наименование	Значение
Подача, м³/ч	21500
Напор, МПа	0,610±±0,025
Температура теплоносителя, °С	298,2⁺²_-4
Давление на всасывании, номинальное, МПа	16,02
Расчётная температура, °°С350
Расчётное давление, избыточное, МПа	17,64
Частота вращения (синхронная), об/мин.	1000/750
Мощность, потребляемая ГЦНА-1391 в горячем режиме, кВт, не более	5000
Максимальная мощность, потребляемая ГЦНА-1391 в холодном состоянии, кВт, не более	6800
Номинальное напряжение питающего тока, В	6000
Частота питающего тока, Гц	50
Организованные протечки запирающей воды, м³/ч, не более	1,2

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

2.3 Турбоустановка К-1200-6,8/50

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

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

Паротурбинная установка включает в себя:

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

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

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

· оборудование вакуумной системы и системы уплотнений турбины;

· оборудование системы промежуточной сепарации и перегрева пара;

· оборудование системы регенерации;

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

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

Таблица 2.3.1

Конструктивные характеристики ТУ К-1200-6.8/50 ЛМЗ

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

Таблица 2.3.2

Основные расчетные характеристики

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

2.4 Парогенератор ПГВ-1000МКП

Рис. 2.1 Парогенератор ПГВ-1000МКП с опорами:

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

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

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

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

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

Таблица 2.4

Основные характеристики ПГ

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

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

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

Парогенератор состоит из следующих элементов и основных узлов:

Ø корпуса;

Ø поверхности теплообмена;

Ø “горячего” и “холодного” коллекторов;

Ø сепарационного устройства жалюзийного типа;

Ø устройства раздачи основной питательной воды;

Ø устройства раздачи аварийной питательной воды;

Ø устройства выравнивания паровой нагрузки (погруженный дырчатый лист);

Ø опорных конструкций и гидроамортизаторов;

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

Ø системы продувок и дренажа.

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

- выработка пара требуемого количества и качества;

- надежное обеспечение требуемых теплотехнических и сепарационных характеристик;

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

- обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура при естественной циркуляции;

- транспортабельность узлов парогенератора;

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

3. Возможности повышения тепловой мощности парогенераторов ПГВ-1000М

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

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

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

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

проведены сепарационные испытания на АЭС.

.1 Возможности обеспечения требуемой влажности пара при повышении мощности сверх номинальной

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

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

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

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

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

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

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

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

3.2 Результаты испытаний сепарационных устройств парогенераторов

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

Сепарационная схема парогенератора в процессе эксплуатации постоянно совершенствовалась.

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

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

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

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

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

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

- ПГ-3 - серийный (до модернизации)

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

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

Рис. 3.2.2 - Сепарационные характеристики ПГ с ППДЛ

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

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

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

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

.3 Выводы

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

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

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

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

4. Статистика повреждаемости теплообменных трубок на действующих АЭС

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

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

В данной части дипломного проекта приведены результаты контроля ТОТ парогенераторов:

первого и второго энергоблоков КлнАЭС

четвертого блока НВЭС

Контроль теплообменных труб проводился сотрудниками соответствующих станций методом вихретокового контроля.

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

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

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

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

Таблица 4.1

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 четвертого блока НВАЭС

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

По данным контроля количество заглушенных труб 259.

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

Таблица 4.2

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1

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

По данным контроля количество заглушенных труб 290.

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

.1 Коррозионные процессы при эксплуатации теплообменных труб

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

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

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

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

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

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

.2 Исследования коррозионных процессов на теплообменных трубах

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

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

Рис. 5.2.1 - Схема экспериментальной модели трубных пучков

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

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

Материал труб в модели - сталь 08Х18Н10Т.

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

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

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

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

характера распределения отложений на поверхности теплообменных труб;

температуры воды второго контура вблизи стенок труб;

химического состава отложений на теплообменных трубах.

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

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

Рис. 5.2.2 - Общая характеристика этапов испытаний модели трубных пучков

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 5.2.1

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

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

Результаты оценки загрязненности ТОТ после пятого этапа сравнивать с результатами предыдущих этапов некорректно, так как на этом этапе направление движения среды первого контура было аналогичным предыдущему этапу («коридорный» пучок работал при более высокой температуре), а ресурс этапа в режиме генерации пара почти вдвое превышал отдельные ресурсы предыдущих этапов.

Снижение загрязнения ТОТ на обоих трубных пучках после седьмого этапа связано с тем, что испытания этого этапа проводились после замены системы трубопроводов стенда на новую, не загрязненную продуктами коррозии, и часть поверхностного слоя отложений (не уплотнившихся) в процессе проведения испытаний была смыта. При этом, скорость увеличения загрязнения обоих трубных пучков модели на последующих этапах был примерно одинакова, несмотря на более высокую температуру эксплуатации «коридорного» трубного пучка.

Таким образом, экспериментально подтверждено, что применение трубного пучка с «коридорной» компоновкой ТОТ приводит к увеличению скорости циркуляции воды в нем и, соответственно, к снижению скорости роста отложений на ТОТ.

Как видно из результатов ревизий модели трубных пучков в процессе ресурсных ускоренных коррозионных испытаний имеет место «цикличность» образования как питтингов, так и трещин, но ни на одном из этапов испытаний не наблюдалось развития трещин, зафиксированных после предыдущего этапа.

Поскольку отдельные этапы испытаний отличались по условиям проведения, рассмотрим их с точки зрения прохождения возможных коррозионных процессов на ТОТ модели с учетом данных, приведенных на рис. 5.2.2-5.2.4. При этом началом этапа испытаний считается проведение гидравлических испытаний перед началом вывода модели в режим генерации пара, окончанием - монтаж модели в корпус для проведения следующего этапа.

В процессе первого этапа условий для интенсивных коррозионных процессов на ТОТ реализовано не было и, после его завершения каких-либо повреждений на ТОТ не наблюдалось.

На втором этапе модель эксплуатировалась в режиме генерации пара (рабочий режим) при высоком содержании хлоридов, низком содержании кислорода и большую часть времени при высоком рН. После останова стенда, модель порядка 240 ч находилась в состоянии стоянки при свободном доступе воздуха к влажным трубным пучкам, что согласно известным представлениям об электрохимическом характере коррозионных процессов, должно приводить к активизации электрохимических процессов под отложениями, с накопленными в процессе режима генерации пара хлоридами, и образованию на внешней поверхности ТОТ питтингов. Однако внешнего проявления коррозионных процессов при обследовании модели после извлечения из корпуса не наблюдалось. В связи с этим можно считать, что процесс образования питтингов в таких условиях является «скрытым».

На третьем этапе в рабочем режиме модель эксплуатировалась при высоком содержании хлоридов и большую часть времени при повышенном содержании кислорода и низком рН. При этом, в образовавшихся на втором этапе питтингах, в условиях кислой среды в воде второго контура и, соответственно, у поверхности металла ТОТ, происходило интенсивное кипение, накопление коррозионно-активных примесей и увеличение глубины питтингов с образованием продуктов коррозии (о чем свидетельствует отслаивание отложений в местах образования питтингов). После останова стенда модель, как и на втором этапе, находилась в режиме мокрой стоянки со свободным доступом воздуха (электрохимические процессы продолжались), а после ее извлечения из корпуса визуально было зафиксировано наличие питтингов.

На четвертом этапе при проведении гидравлических испытаний в части питтингов в условиях действия активной пластической деформации, наличия значительного количества окислителя в воде заполнения стенда (вода с кислородом на линии насыщения) и хлоридов в полости питтингов, произошло образование трещин по механизму анодного растворения. Эксплуатация модели в рабочем режиме была проведена большую часть времени при высоком содержании хлоридов, нейтральном и повышенном значениях рН и низком содержании кислорода. В этих условиях в питтингах, образовавшихся после третьего этапа, и у поверхности металла ТОТ электрохимические процессы были заторможены, произошла пассивация питтингов и закупорка трещин плотными продуктами коррозии (рисунки 5.2.3г, 5.2.5 и 5.2.6). После останова стенда модель находилась в составе стенда в режиме стоянки без доступа воздуха (стенд после останова был герметичным вплоть до извлечения модели из корпуса), что также не способствовало активизации электрохимических процессов. В процессе ревизии модели питтинговая коррозия визуально не наблюдалась, но при ВТК были зафиксированы первые дефекты типа трещин.

На пятом этапе при проведении гидравлических испытаний новые трещины, в связи с отсутствием «свежих» питтингов после четвертого этапа, не образовались.

Эксплуатация модели в рабочем режиме была проведена большую часть времени с высоким содержанием хлоридов и кислорода и низких значениях рН. При этом данный этап был самым продолжительным по времени рабочего режима. Однако, несмотря на такой продолжительный и жесткий по условиям эксплуатации этап, при отсутствии «свежих» питтингов после предыдущего этапа, признаков усиления деградации ТОТ в процессе, как визуального осмотра, так и по результатам ВТК обнаружено не было.

Следует отметить, что после останова стенда модель, как и после четвертого этапа, находилась в корпусе без доступа воздуха к трубным пучкам вплоть до демонтажа на ревизию.

По результатам первых пяти этапов испытаний можно заключить, что образование питтингов происходит только в режимах стоянки при наличии влажных отложений с накопленными коррозионно-активными примесями в них и при свободном доступе воздуха к трубному пучку, а трещины образуются из части наиболее острых и глубоких питтингов в процессе проведения гидравлических испытаний. Для подтверждения данного заключения был проведен шестой этап.

Шестой этап, в процессе которого модель трубных пучков находились в течение 1000 ч в режиме стоянки с влажными отложениями со свободным доступом воздуха, привел к активизации электрохимических процессов под отложениями и образованию «свежих» питтингов. После проведения гидравлических испытаний на одной из ТОТ модели при проведении ВТК был зафиксирован новый дефект глубиной 20% от толщины стенки.

При этом внешний вид трубного пучка модели оставался таким же, как и после окончания пятого этапа.

Седьмой этап был аналогичен третьему этапу как по предыстории (мокрой стоянкой являлся шестой этап), так и по условиям проведения рабочего режима, но отличался более чем в 1,5 раза по продолжительности, и на данном этапе модель после останова стенда находилась в корпусе без доступа воздуха вплоть до демонтажа на ревизию. При ревизии модели были зафиксированы такие же проявления питтинговой коррозии, как и на третьем этапе, но в большем объеме. Образования новых дефектов типа трещин и развития, ранее образовавшихся дефектов, по результатам ВТК не обнаружено.

Поскольку, как видно из результатов ревизий модели на предыдущих этапах, количество образовавшихся трещин существенно меньше количества имеющихся питтингов, можно сделать вывод, что возможность образования дефектов из питтингов на ТОТ была полностью исчерпана в процессе шестого этапа.

На восьмом этапе эксплуатация модели, проведенная в условиях имитации стадии пуска ПГ (разогрев модели до 100ºС при свободном доступе воздуха через открытый смотровой люк, было проведено пять таких режимов), показала, что при наличии окислителя в воде второго контура произошла значительная активизация электрохимических процессов и интенсивное образование коррозионных дефектов по механизму анодного растворения при активной пластической деформации, обусловленной наличием перепада давления между первым и вторым контурами стенда (4,9 ±0,1 МПа).

При ревизии модели была обнаружена значительная питтинговая коррозия, а также по результатам ВТК зафиксировано 28 новых дефектов типа трещин.

Полученные результаты [23] хорошо согласуются с данными работы Andersen, в которой отмечена высокая склонность стали типа 304 (примерный аналог стали 08Х18Н10Т) к коррозионному растрескиванию процессе испытаний образцов в воде при температурах до 200 ºС, наличии хлоридов и массовой концентрации кислорода 0,2 мг/дм3 (условия, сходные по температуре испытаний для начальной стадии пуска горизонтальных ПГ).

Рис. 5.2.5 - 3D-изображение единичного питтинга с запассивированной поверхностью: а - питтинг; б - профиль питтинга

конструкционный гидравлический парогенератор энергоблок

Рис. 5.2.6 - Микрофотография дефекта на образце ТОТ

В испытаниях восьмого этапа хлориды в отложениях были накоплены в процессе длительного седьмого этапа испытаний (массовое содержание хлоридов в отложениях составляло от 0,14 до 0,20%). При этом, как следует из литературных источников, концентрация хлоридов в питтингах может превышать их среднюю концентрацию в отложениях.

Также в процессе этапа модель находилась в режиме мокрой стоянки со свободным доступом воздуха к трубному пучку, что также способствовало активизации электрохимических процессов и образованию «свежих» питтингов.

В то же время, даже в таких жестких условиях испытаний, развития ранее зафиксированных трещин не произошло.

На девятом этапе начальные условия были аналогичны четвертому этапу по предшествующему режиму мокрой стоянки и наличию значительной питтинговой коррозии. Рабочий режим также был сопоставим по продолжительности с четвертым этапом, и проводился, как и на четвертом этапе, при высоком рН, но без ввода в среду второго контура хлоридов. Также на этапе проводилась периодическая замена «на ходу» порядка половины воды во втором контуре стенда, что приводило к высокому содержанию кислорода во втором контуре в течение большей части этапа. Таким образом, в процессе проведения этапа в электрохимических реакциях анодного растворения металла в качестве активатора коррозии могли участвовать только те хлориды, которые были накоплены в отложениях и в полостях питтингов и трещин в процессе предыдущих этапов. При этом, очевидно, что, как и на предыдущих этапах, в«свежих» питтингах должно было происходить интенсивное кипение.

После останова стенда модель находилась в составе стенда без доступа воздуха вплоть до извлечения ее на ревизию, т.е. непосредственно в режиме стоянки условия для активизации электрохимических процессов на металле ТОТ отсутствовали.

В процессе ревизии модели усиления питтинговой коррозии, по сравнению с предыдущим этапом, визуально не обнаружено, но питтинги, аналогичные приведенным на рисунке 5.2.4(в), имели место. Также по результатам ВТК были зафиксированы 11 новых дефектов типа трещин, но развития ранее образовавшихся трещин, как и на предыдущих этапах не отмечено. Новые трещины образовались, наиболее вероятно, в процессе проведения процедуры гидравлических испытаний модели в условиях активного действия электрохимических процессов и «включенного» механизма анодного растворения в полостях «свежих» питтингов с накопленными хлоридами, образовавшихся на восьмом этапе во время его проведения и на мокрой стоянке со свободным доступом воздуха.

На десятом этапе условия рабочего режима были аналогичны седьмому этапу по пониженному значению рН, высокому содержанию хлоридов и низкому содержанию кислорода в процессе практически всего этапа, а также по времени эксплуатации модели в этом режиме. Также отсутствовала мокрая стоянка со свободным доступом воздуха на предыдущем этапе.

Таким образом, условия для образования и развития коррозионных дефектов в рабочем режиме практически отсутствовали, что подтвердилось при ревизии модели.

Внешних проявлений усиления питтинговой коррозии и развития ранее зафиксированных трещин при ВТК модели не наблюдалось.

На отсутствие условий для образования дефектов при эксплуатации модели и, соответственно, ПГ в рабочем режиме указывают и измерения [23] окислительно-восстановительного потенциала в среде второго контура модели на этапе. В процессе измерений при эксплуатации стенда в рабочем режиме значимого изменения потенциалов при изменении ВХР во втором контуре стенда не отмечалось.

Так ввод примесей продуктов коррозии и снижение величины рН среды второго контура до величины 3,78 привело к увеличению разности потенциалов:

для пары электродов «Pt -08Х18Н10Т» на 18,3 мВ;

для пары электродов «Zr -08Х18Н10Т» на 10,0 мВ.

Аналогично, незначительное изменение разности потенциалов на обоих парах электродов наблюдалось и при вводе во второй контур стенда кислорода до концентрации 0,16 мг/дм3.

Вместе с тем, исследования образцов ТОТ [23] после завершения этапа показали, что на поверхности металла имеют место растравы металла и питтинги в них, которые были обнаружены только после удаления отложений (рис. 5.2.7). При этом металл ТОТ в области таких питтингов имел (после удаления отложений) соломенный цвет, что свидетельствует о весьма малой толщине оксидной пленки (менее 0,01 мкм).

Также в растравах были обнаружены так называемые «туннельные» питтинги, глубина которых составляла до 0,25 мм. Данные питтинги, согласно схеме приведенной В.Л. Богоявленским, могут быть начальной стадией образования трещины при группировании их в цепочку и наличии соответствующих напряжений, а для образования таких питтингов, как показали Dean, Beck, и Staehle необходима высокая концентрация хлоридов на поверхности металла. Так впервые такие питтинги были обнаружены ими на начальной стадии стандартных испытаний на склонность к коррозионному растрескиванию аустенитных хромоникелевых сталей в кипящем растворе MgCl2 и сделан вывод о достаточности нескольких минут для их образования.

Наличие высокой концентрации хлоридов, способствующее образованию «туннельных» питтингов было подтверждено при исследованиях образцов ТОТ с использованием рентгеноспектрального микроанализа. Так в отложениях на поверхности ТОТ содержалось (в процентах от их общей массы) 0,2% хлора. А в питтингах содержание хлора достигало порядка 12% (рисунок 5.2.8).

Рис. 5.2.7 - 3D-изображение растрава с «тунельным» питтингом

Рис. 5.2.8 - Изображения питтинга на образце ТОТ, полученные в режиме регистрации вторичных электронов (а) и в характеристическом излучении хлора (б)

Наиболее вероятным временем образования обнаруженных растравов и питтингов, можно считать заключительную часть этапа. Тогда, при измерениях по оценке влияния значительного количества окислителя у поверхности металла ТОТ (в эксперименте - специально введенный кислород до концентрации 320 мг/дм3) и низкого рН = 3,9 ÷ 4,8 на окислительно-восстановительный потенциал стали 08Х18Н10Т, в процессе останова стенда были достигнуты значения потенциалов (в единицах стандартной водородной шкалы) от минус 150 до 0 мВ (рисунок 4.2.9), что хорошо согласуется с результатами, полученными в ЦНИИ КМ «Прометей» при исследованиях потенциалов образования питтингов на стали 08Х18Н10Т.

Рис. 5.2.9 - Изменение во времени значений потенциалов в единицах стандартной водородной шкалы на заключительной стадии десятого этапа

Проведенный анализ [23] результатов экспериментов на модели трубных пучков по оценке влияния режимов эксплуатации на образование коррозионных дефектов, позволил разработать блок-схему, представленную на рис.5.2.10, на которой также отражены и мероприятия, способствующие минимизации коррозионных процессов на ТОТ в процессе эксплуатации ПГ.

Таким образом, по результатам ускоренных коррозионных испытаний и исследований на модели трубных пучков и в соответствии с разработанной на основе анализа полученных результатов блок-схемой влияния режимов эксплуатации ПГ на образование и развитие дефектов на ТОТ показано, что:

интенсивному образованию на трубчатке дефектов типа питтингов, как правило предшествует режим стоянки с влажными отложениями при свободном доступе воздуха.

Рис. 5.2.10 - Блок-схема влияния различных режимов эксплуатации ПГ на зарождение и развитие дефектов на ТОТ

Питтинги образуются под отложениями продуктов коррозии и при обследованиях трубного пучка методами визуального наблюдения могут не выявляться;

фиксации по результатам ВТК дефектов типа трещин в процессе эксплуатации ПГ предшествует образование питтингов на ТОТ перед очередным запуском. В дальнейшем, в результате предпусковых режимов гидравлических испытаний и в режиме выхода на мощность из части питтингов развиваются трещины (результаты ВТК непосредственно после шестого этапа), которые обнаруживаются в период следующего ППР (результаты ВТК после четвертого этапа). Интенсификации процесса образования трещин в процессе режима пуска ПГ способствует наличие окислителей в среде второго контура или на поверхности ТОТ (результаты ВТК после восьмого этапа). По наиболее глубоким трещинам возможно сквозное раскрытие и течь из первого во второй контур, на что указывают результаты эксплуатации натурных ПГ на ряде АЭС;

в процессе эксплуатации ПГ в режиме генерации пара при отсутствии нарушений норм ВХР основная масса дефектов пассивируются, забиваются плотными продуктами коррозии и далее не развиваются, на что указывают результаты ВТК модели после всех этапов испытаний модели в режиме генерации пара, металлографических исследований образцов ТОТ из модели, а также результаты ВТК трубных пучков ПГ на АЭС, показывающие многочисленные случаи отсутствия развития, ранее обнаруженных дефектов. В то же время, при наличии свежеобразовавшихся питтингов, часть их не пассивируется и является центрами интенсивного кипения и накопления хлоридов и других примесей до концентраций, значительно превышающих среднюю в отложениях, а также может в дальнейшем служить источником образования трещин;

эксплуатация ПГ в режиме генерации пара в условиях нарушения ВХР (например, при наличии присосов из КПТ) приводит к усилению накопления коррозионно-активных примесей в отложениях, а в процессе режима останова, как показали измерения электрохимических потенциалов -к активизации электрохимических процессов на поверхности металла ТОТ, достижению потенциалов пробоя пассивной пленки и образованию, при наличии окислителей, питтингов. При этом, местами пробоя и растворения пассивной пленки могут служить, что следует из результатов исследования ТОТ модели и одного из натурных ПГ, и риски от операции шлифовки поверхности труб при изготовлении;

подтверждена и экспериментально обоснована безусловная необходимость выполнения для обеспечения проектного ресурса ПГ типа ПГВ-1000МКП мероприятий и конструкторских решений, направленных на обеспечение минимизации процессов образования коррозионных дефектов в процессе эксплуатации ПГ, как разработанных и предлагаемых к внедрению, так и уже внедренных на ряде АЭС и в проектах новых РУ:

совершенствование ВХР для снижения поступления продуктов коррозии в ПГ и исключение медьсодержащих сплавов в оборудовании КПТ для минимизации поступления окислителей во второй контур;

совершенствование методов отмывки ПГ от отложений и своевременное их проведение;

совершенствование регламента проведения стояночных и пусковых режимов в части подавления электрохимических процессов у поверхности металла ТОТ;

применение коридорной компоновки трубного пучка.

.3 Исследования несущей способности теплообменных труб с дефектами

В данном разделе приведены результаты исследований[10] по оценке несущей способности теплообменных труб с дефектами.

Допускаемая величина дефектов для парогенераторов АЭС с ВВЭР России, определенная консервативным путем, составляет 60% от глубины стенки ТОТ и определена из условия отсутствия условий для массовой деградации ТОТ и наличии достоверной информации о состоянии ТОТ, что обеспечивается выполнением требований к проведению, периодичности и объемам проведения ВТК.

Для снижения консерватизма оценки допускаемой глубины дефектов ТОТ конкретного ПГ проводятся соответствующие расчетно-экспериментальные обоснования и используются методы контроля, которые дают информацию о морфологии дефекта (длине и других параметрах). Также, основанием для снижения консерватизма критерия глушения является информация о несущей способности ТОТ с дефектами, используемая в дальнейшем при расчетах.

С целью получения такой информации, в ОКБ «Гидропресс» были проведены испытания по оценке несущей способности ТОТ [10] с реальными эксплуатационными дефектами, образовавшимися в процессе эксплуатации трубного пучка ПГ на одной из АЭС с ВВЭР-1000.

Испытания проводились посредством нагружения образцов с дефектами гидравлическим давлением до 50 МПа по внутренней полости при комнатной температуре. Нагружению давлением были подвергнуты пять образцов из десяти. Скорость подъема давления до величины до 50 МПа составляла от 0,4 до 0,6 МПа/мин.

После нагружения образцов проводилась выдержка в течение 5 мин и визуальный осмотр образцов для выявления падения давления или наличия течей.

В процессе проведении испытаний[10] при нагружении внутренним давлением на образцах с натурными дефектами с амплитудой сигнала при ВТК до 5,98 В и глубиной до 86% от толщины стенки отсутствовали разрывы стенки труб и течи. Результаты измерений в процессе испытаний показали, что перемещения стенок обратимы, т. е. испытания проведены в упругой области деформаций металла образцов с сохранением исходной формы, а в результате ВТК образцов до и после испытаний (табл. 5.3.2) установлено, что статистически значимое (10%) изменение глубины дефектов от нагружения внутренним давлением вплоть до 50 МПа отсутствует.

Табл.5.3.2

Результаты ВТК образцов ТОТ с дефектами до и после гидравлических испытаний

Таким образом, несущая способность стенки ТОТ с эксплуатационным дефектом при отсутствии коррозионных процессов достаточно высокая и, следовательно, возможна эксплуатация таких ТОТ при условии минимизации процессов, вызывающих коррозию трубных пучков ПГ и внедрении методов контроля дающих более полную информацию о морфологии дефектов.

Испытания на разрушение образцов с дефектами глубиной более 65% от толщины стенки показали, что характеристики разрушения (овализация и остаточная деформация) для образцов с толщиной стенки 1,3 мм и 1,5 мм имеют близкие значения, а разрушение имеет одинаковый характер (без раскрытия). При эксплуатации ПГ нельзя полностью исключить возможности образования на поверхности ТОТ групп дефектов, язвенной коррозии, дефектов с глубиной, превышающей 85%. При этом, ТОТ с толщиной стенки 1,5 мм обеспечит большие прочность, жесткость и запас металла, по сравнению с аналогичной трубой с толщиной стенки 1,3 мм, что снижает вероятность разрушения ТОТ в процессе эксплуатации ПГ в течение 60 лет и, следовательно, обосновано применение трубы диаметром 16х1,5 мм для ПГ типа ПГВ-1000МКП.

5.4 Оценка интенсивности деградации теплообменных труб при эксплуатации парогенераторов

В данном разделе приведены результаты расчетных оценок интенсивности деградации ТОТ при эксплуатации ПГ [10].

стадия I -рост отложений продуктов коррозии на ТОТ до критических значений удельной загрязненности c одновременным накоплением хлорид-ионов и других активаторов под отложениями до критических концентраций;

стадия II -зарождение питтингов (пробой окисной пленки) при достижении критической концентрации хлорид-ионов в отложениях при работе на мощности или при подкислении среды в отложениях при гидролизе солей в результате дифференциальной аэрации поверхности ТОТ в период стоянки ПГ;

стадия III -рост питтингов по механизму анодного растворения при наличии окислителей и их транспортировке в зону реакции;

стадия IV -зарождение и рост коррозионных трещин во время активно го локального пластического деформирования микрообъемов металла.

В соответствии с приведенной стадийной моделью [10], срок службы ТОТ τ_рдо образования дефекта в процессе эксплуатации, является суммой продолжительностей последовательных стадий коррозионного повреждения:

Στ_р= τ_отл+τ_зп+τ_рп+(τ_зт+τ_рт) (1)

где: τ_отл- продолжительность роста отложений до критической толщины и накопления в них коррозионно-активных примесей до критических концентраций;

τ_зп- продолжительность стадии зарождения питтингов;

τ_рп- продолжительность стадии роста питтингов до зарождения растравов;

τ_зт- продолжительность стадии зарождения трещин;

τ = - продолжительность стадии роста трещин.

Продолжительность стадии роста отложений и накопления коррозионно-активных примесей определяется концентрацией железа (C_Fe) и меди (C_Cu) в питательной воде, концентрацией коррозионно-активных примесей (C_i) в продувочной воде, удельной паропроизводительностью на локальных участках ТОТ (di), толщиной отложений (δ_отл):

τ_отл= f(C_Fe, C_Cu, C_Ca, C_Mg, C_SiO3, C_Cl-,C_SO4, C_Na+, C_Ca²⁺, C_Mg²⁺,…, di, δ_отл) (2)

Продолжительность стадии зарождения питтингов определяется составом отложений (содержание окислов железа, меди и других), концентрацией окислителя (кислорода, Cu²⁺), концентрацией коррозионно-активных примесей (Cl-, Fe³⁺ и других), инициирующих зарождение питтинга под отложениями, величиной рН среды под отложениями, состоянием поверхности ТОТ (Ra):

Τзп = f([Fe3+, Cu2+]отл, СО2, CCl-, CFe3+, pH, Ra, …) (3)

Продолжительность стадии роста питтингов до зарождения растравов определяется толщиной и плотностью отражений (ρ_отл), локальным содержанием окислителя (С_ок) в отложениях вблизи питтинга, а также содержанием кислорода в стояночных режимах, составом и концентрацией электролита в питтинге (ΣС_i), электрохимической неоднородностью структуры металла Δφ_п в электролите внутри питтинга, вызывающей линейные растравы:

τ_рп= f (δ_отл, ρ_отл, С_ок, ΣС_i, Δφ_п) (4)

Продолжительность стадии зарождения и роста трещин определяется составом и концентрацией электролита в питтинге, локальным содержанием окислителя в отложениях вблизи питтинга, суммой остаточных (σ_R), термических (σ_t) и рабочих (σ_p) напряжений, вызывающих активную пластическую деформацию в вершинах растравов:

τ_зт(τ_рп) = f(С_ок, ΣС_i, Σ(σ_R), (σ_t), (σ_p)) (5)

Поскольку в оборудовании КПТ РУ с ПГ типа ПГВ-1000МКП отсутствуют медь содержащие сплавы, при проведении расчетных оценок принималось минимально содержание меди (как наиболее сильного окислителя в отсутствие кислорода) в воде второго контура (до 1 мкг/дм³). Концентрация хлорид-ионов, достаточная для зарождения питтингов, в первом приближении была принята на уровне 1 г/дм3.

Выполненный в ОКБ «ГИДРОПРЕСС» (по имеющимся фактическим данным содержания железа и меди в питательной воде ПГ энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000) расчет показал, что удельное загрязнение, при котором в отложениях у поверхности металла ТОТ достигается концентрация хлорид-ионов, достаточная для инициации пробоя оксидной пленки (стадия I) составляет от 70 до 450 г/м², а концентрация хлорид-ионов на поверхности металлов ТОТ под отложениями, необходимые для начала роста питтингов (стадия II), могут достигаться при удельном загрязнении от 1200 до 200 г/м² в диапазоне концентраций хлорид-ионов в воде ПГ от 10 до 1000 мкг/дм³. При нарушении ВХР по содержанию хлорид-ионов в воде ПГ опасные концентрации хлорид-ионов в отложениях могли быть достигнуты и при меньшей толщине отложений (порядка от 200 до 300 мкм).

Длительность подрастания питтингов (стадия III) до глубины 0,01 мм для блоков АЭС с ВВЭР-1000, имеющих ПНД с трубками из нержавеющей стали, составляет 10000-17000 ч. При этом средняя скорость роста питтингов на начальной стадии их развития составляет (0,6-1,0)·10^-6 мм/ч или 0,004-0,007 мм/год и, следовательно, при длительности кампании порядка 7000 ч вероятность зарождения питтингов мала, а при проведении регулярных химических промывок 1 раз в 4 года рост таких питтингов прекратится уже после первой промывки и максимальная их глубина не превысит 0,1мм.

Для стадии IV при расчетной оценке длительности подрастания трещин приняты следующие консервативные условия:

исходная одиночная магистральная коррозионная трещина полуэллиптической формы развивается в плоскости, проходящей через ось ТОТ до максимально допустимого размера а = 1,05 мм (0,7δст);

уровень локальных напряжений в металле ТОТ обеспечивает активную

пластическую деформацию микрообъемов металла перед фронтом растущей трещины;

рост коррозионных трещин происходит по механизму анодного растворения.

Скорость развития трещин определяется плотностью тока анодного растворения, которая ограничивается скоростью поступления окислителя в зону трещины (при безусловном наличии активаторов - хлорид-ионов, сульфат-ионов и др.);

ток анодного растворения распределяется по фронту трещины в полосе, равной ширине раскрытия берегов вблизи вершины трещины Wтр = 1 мкм.

По расчетов выполненных в ОКБ «ГИДРОПРЕСС» были определены средние скорости подрастания трещин, развивающихся из питтинга глубиной 0,01 мм до глубины а = 0,3 мм, 0,6 мм и 0,9 мм и показано, что в процессе эксплуатации ПГ типа ПГВ-1000МКП в конденсатно-питательном тракте которых отсутствуют медьсодержащие сплавы в случае наличия отложений с величиной удельного загрязнения от 150 до 360 г/м2 длительность роста имеющихся в ТОТ трещин до максимально допустимого размера а = 1,05 мм (70% от толщины стенки ТОТ) составит для одиночной трещины от 32 до 12 лет, а при удельном загрязнении от 40 до 150 г/м2-от времени, превышающего ресурс 60 лет до 28 лет, соответственно.

Из приведенных в разделе расчетных оценок [23] следует, что внедрение мероприятий по обеспечению чистоты ТОТ и снижение поступления железа в ПГ является одним из основных условий предотвращения повреждения ТОТ ПГ на АЭС с ВВЭР, поскольку отложения являются эффективными концентраторами коррозионно-агрессивных примесей из воды второго контура ПГ.

Также должны быть модернизированы регламенты стояночных режимов ПГ, как опорожненного, так и заполненного водой, в части минимизации влаги в отложениях и наличия кислорода в воде, соответственно.

При проведении гидравлических испытаний и пуска ПГ необходимо обеспечение минимального количества окислителя (кислорода) в воде второго контура.

Таким образом, при соблюдении приведенных выше рекомендаций по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ обеспечивающих снижение загрязнения ТОТ, минимизацию окислителей в воде второго контура и минимизацию возможности образования и развития дефектов на ТОТ, работоспособность ТОТ 16×1,5 мм из нержавеющей стали аустенитного класса 08Х18Н10Т не является фактором, ограничивающим ресурс ПГ.

Выводы:

1. Показана необходимость экспериментального уточнения

закономерностей образования и развития коррозионных повреждений трубчатки горизонтальных ПГ в процессе различных режимов эксплуатации, исследований несущей способности ТОТ с дефектами, проведения расчетных оценок образования и развития коррозионных повреждений металла ТОТ в процессе эксплуатации горизонтальных ПГ для прогноза их ресурса.

. По результатам экспериментов [23] установлены закономерности образования коррозионных дефектов на ТОТ в различных режимах эксплуатации ПГ и разработана блок-схема влияния различных режимов эксплуатации ПГ на зарождение и развитие дефектов на ТОТ.

. Обосновано применение «коридорной» компоновки ТОТ в трубном пучке ПГВ-1000МКП для снижения загрязнения ТОТ в процессе эксплуатации ПГ.

. Доказана возможность образования коррозионных дефектов в стояночных и последующих предпусковых и пусковых режимах.

. Несущая способность ТОТ с дефектами позволяет применять ТОТ диаметром 16х1,5 мм для трубного пучка ПГВ-1000МКП и также показана возможность эксплуатации ТОТ с дефектами глубиной до 85% при внедрении мероприятий по минимизации процессов, вызывающих коррозию трубных пучков ПГ.

6. Исследование неравномерности паровой нагрузки зеркала испарения ПГВ-1000МКП

Проект парогенератора ПГВ-1000МКП с опорами разработан на основе опыта конструирования, изготовления и эксплуатации парогенераторов типа ПГВ-1000(ПГВ-1000М) для реакторных установок В-187 и В-320 АЭС с ВВЭР-1000, а также с учетом значительного опыта работы (с 1971 года) парогенераторов меньшей мощности на АЭС с ВВЭР-440.

Собственно парогенератор ПГВ-1000МКП (рис. 6.1) представляет собой

однокорпусный теплообменный аппарат горизонтального типа с погруженной теплообменной поверхностью и состоит из следующих частей:

корпуса с патрубками различного назначения поз.1;

коллекторов теплоносителя первого контура поз.2;

роликовых опор поз.3;

коллектора пара поз.4;

гидроамортизаторов поз 5.

Рис. 6.1 - Парогенератор ПГВ-1000МКП

В парогенераторе ПГВ-1000МКП использованы основные технические решения парогенератора ПГВ-1000М, включая схему сепарации и отбора пара. Сепарация обеспечивается гравитационным осаждением капель влаги в паровом пространстве парогенератора. Отбор пара в паровой коллектор осуществляется через 10 патрубков пара, перед которыми установлен пароприемный дырчатый лист, предназначенный для выравнивания паровой нагрузки.

Коллектор пара расположен над парогенератором. Он состоит из трубы630х25 мм из стали 16ГС, днища и десяти гнутых труб-колен Ду200 из стали 20. К нему на монтаже подсоединяется станционный трубопровод пара.

.1 Исследование неравномерности отбора пара из парового пространства

Исследование проводились с помощью расчетного CFD кода CosmosFloWorks.

Предпосылками к исследованию явились данные по сепарационным характеристикам ПГ [3], из которых следует, что парогенераторы у которых отбор пара из парового коллектора в трубопровод пара осуществляется со стороны "горячего" днища имеют худшие сепарационные характеристики по сравнению с парогенераторами у которых отбор пара осуществляется со стороны "холодного" днища.

Предположительно, различие в сепарационных характеристиках ПГ связано с неравномерным отбором пара в паровой коллектор и с неравномерным выходом пара из рамы с погруженными дырчатыми листами, т.е. неравномерной паровой нагрузкой зеркала испарения. В данной главе дипломного проекта рассмотрен только расчет неравномерности отбора пара из парового пространства через пароприемные дырчатые листы и коллектор пара при равномерном выходе пара из рамы с погруженными дырчатыми листами.

Для определения расходов пара через пароприемные дырчатые листы и пароотводящие трубы в ОКБ «Гидропресс»создана расчетная модель (рис. 6.1.2),включающая в себя:

обечайки корпуса поз.1;

пароприемный дырчатый лист поз.2;

коллектор пара поз. 3.

Рис. 6.1.2 - Расчетная модель

На рис. 6.1.3 показан пароприемный дырчатый лист состоящий из рамы и дырчатых листов

Рис. 6.1.3 - Пароприемный дырчатый лист

Задача по определению неравномерности отбора пара из парового пространства решалась [3] с использованием программного комплекса CosmosFloWorks методом конечных объемов.

По нижней плоскости расчетной модели, соответствующей уровню погруженного дырчатого листа, задавался равномерный выход пара расходом 444 кг/с. На выходе из парового коллектора задавалось давление пара, равное 7 МПа с температурой соответствующей насыщенному пару.

При решении задач методом конечных объемов используется прямоугольная сетка. При этом исследуемая расчетная область разбивается на кубические конечные объемы. Для повышения точности расчета, в наиболее узких сечениях течения пара происходит последовательное уменьшение конечного объема в два раза, таким образом, в отверстиях дырчатых листов размер элемента в 256 раз меньше размера наибольшего элемента в периферийной области. На рис. 6.1.4 показана сетка конечных объемов исследуемой модели. На рис. 6.1.5 показана сетка конечных объемов в районе патрубка пара и дырчатого листа.

Рис. 6.1.4 - Сетка конечных объемов исследуемой модели

Рис. 6.1.5 - Сетка конечных объемов в районе патрубка пара и дырчатого листа

На рис. 6.1.4 и 6.1.5 красным цветом показаны объемы, принадлежащие твердому телу и окружающему пространству не участвующему в расчете, синим цветом показаны объемы, принадлежащие текучему телу (пару), зеленым цветом показаны граничные объемы, часть которых лежит в твердом теле, а часть - в жидкости. Граничные объемы несут всю информацию о поверхности раздела. Граница раздела аппроксимируется плоскостью и для каждого граничного объема вычисляется значение нормали к поверхности раздела и доли граней открытых для потока пара (поточные площади).

Расчетная область состоит из 2114807 конечных объемов, из которых 397212 объемов принадлежат твердому телу, 849153 объемов - текучей среды и 864442граничных объемов.

В результате расчета определены скорость течения и давление пара, а также расходы пара через дырчатые листы и пароотводящие трубы.

Распределение давления пара и линии тока показаны на рис. 6.1.6.

Рис 6.1.6 - Распределение давления пара и линии тока

Распределение скорости течения пара и линии тока показаны на рис. 6.1.7

Рис. 6.1.7 - Распределение скорости течения пара и линии тока

Как видно из рис. 6.1.7 скорости пара в пароотводящих трубах распределяются крайне неравномерно, это обусловлено коллекторным эффектом, т.е. в трубах, ближних к торцу коллектора пара, где гидравлическое сопротивление меньше, чем в трубах у днища коллектора пара, скорости (и расходы) пара существенно выше.

Распределение скорости течения пара (с ограничением максимальной скорости величиной 1 м/с, а минимальной скорости величиной 0,3 м/с) и линии тока в поперечном сечении, проходящем через ближние к торцу коллектора патрубки пара, показаны на рис. 6.1.8.

Рис. 6.1.8 - Распределение скорости течения пара и линии тока

Распределение вертикальной составляющей скорости течения пара (с ограничением максимальной скорости величиной 5 м/с) в поперечном сечении, проходящем через ближние к торцу коллектора патрубки пара, показано на рис. 6.1.9.

Рис. 6.1.9 - Распределение вертикальной составляющей скорости течения пара

Из рис. 6.1.9 видно, что максимальные скорости пар достигает в отверстиях пароприемного дырчатого листа и в пароотводящих трубах.

Распределение вертикальной составляющей скорости течения пара (с ограничением максимальной скорости величиной 1 м/с, а минимальной скорости величиной 0,2 м/с) в поперечном сечении, проходящем через ближние к торцу коллектора патрубки пара, показано на рис. 6.1.10.

Рис. 6.1.10 - Распределение вертикальной составляющей скорости течения пара

Распределение вертикальной составляющей скорости течения пара (с ограничением максимальной скорости величиной 1 м/с, а минимальной скорости величиной 0,2 м/с) в продольном сечении, проходящем по нижнему срезу балок рамы, на расстоянии 70 мм от дырчатых листов показано на рис. 6.1.11 (вид сверху).

Рис. 6.1.11 - Распределение скорости течения пара

Из рис. 6.1.11 видно, что максимальные скорости пара наблюдаются возле выгородки коллекторов и возле листов, граничащих с корпусом ПГ.

На рис. 6.1.13 показан расход пара через пароотводящие трубы, кг/с.

Рис. 6.1.12 - Удельный расход пара через дырчатые листы, кг/с·м2

Рис. 6.1.13 - Расход пара через пароотводящие трубы, кг/с

На рис. 6.1.12:

желтым цветом показаны дырчатые листы, через которые протекает пар со средним расходом 32,2 кг/с·м2 (в диапазоне 29,8 - 34,7 кг/с·м²);

розовым цветом показаны дырчатые листы, через которые протекает пар с расходом больше среднего диапазона (34,7 кг/с·м²);

голубым цветом показаны дырчатые листы, через которые протекает пар с расходом меньше среднего диапазона (29,8 кг/с·м²).

Через дырчатые листы, примыкающие к корпусу ПГ и к выгородке коллектора теплоносителя, как правило, проходит наибольший расход пара. Это связано с тем, что поток пара, проходящий через дырчатый лист, складывается из потока поднимающегося с зеркала испарения непосредственно под листом и потока омывающего образующую корпуса ПГ (рис. 6.1.8). Аналогично, поток пара через листы граничащие с выгородкой складывается из потока поднимающегося с зеркала испарения непосредственно под листом и пара перетекающего из под выгородки коллектора.

На рис. 6.1.14 показано векторное поле скоростей пара в области дырчатого листа, примыкающего к корпусу ПГ (сечение А-А на рис. 6.1.11).

На рис. 6.1.15 показано векторное поле скоростей пара в области дырчатого листа, примыкающего к выгородке коллектора теплоносителя (сечение Б-Б на рис. 6.1.11).

Из рис.6.1.12 видно, что в половине пароприемного дырчатого листа, ближнего к торцу коллектора пара, значения удельных расходов пара выше, чем в половине ближней к днищу коллектора пара. Это связано с перетоками пара из одной половины в другую. Согласно расчету без учета неравномерности выхода пара с погруженного дырчатого листа, под пароприемным дырчатым листом в половину корпуса ПГ, ближнюю к торцу коллектора пара, перетекает 7 кг/с пара, а над листом перетекает 27 кг/с пара.

В парогенераторе максимальные скорости выхода пара из погруженного дырчатого листа наблюдаются в районе "горячего" коллектора. Поэтому, в парогенераторе, у которого "горячий" коллектор расположен со стороны торца парового коллектора, максимальные скорости выхода пара из погруженного дырчатого листа совпадают и складываются с максимальными скоростями входа пара в пароприемный дырчатый лист, еще более повышая удельный расход пара через дырчатые листы и неравномерность потока пара. В парогенераторе, у которого "холодный" коллектор расположен со стороны торца парового коллектора, скорости выхода пара из погруженного дырчатого листа будут минимальны, поэтому повышения удельного расхода пара через дырчатые листы не произойдет и неравномерность потока пара не увеличиться.

Рис. 6.1.14 - Векторное поле скоростей пара в области дырчатого листа, примыкающего к корпусу ПГ

Для улучшения сепарационных характеристик парогенератора ПГВ-1000МКП необходимо снизить неравномерность отбора пара из парового пространства парогенератора, для чего рекомендуется уменьшить степень перфорации дырчатых листов, показанных на рис. 6.1.12 розовым цветом, и увеличить степень перфорации дырчатых листов, показанных голубым цветом.

Рис. 6.1.15 - Векторное поле скоростей пара в области дырчатого листа, примыкающего к выгородке коллектора теплоносителя

Для уточнения удельных расходов пара через пароприемный дырчатый лист необходимо провести расчет парового тракта с учетом перераспре-деления потоков пара под погруженным дырчатым листом и с учетом неравномерности паровой нагрузки зеркала испарения.

Выводы:

В результате исследования [3] течения пара через пароприемный дырчатый лист и паровой коллектор парогенератора ПГВ-1000МКП получена закономерность течения пара в паровом тракте, определены расходы пара через каждый дырчатый лист и в каждой пароотводящей трубе. Показана существенная неравномерность отбора пара из парового пространства, которая может влиять на сепарационные характеристики парогенератора.

Для снижения неравномерности отбора пара предлагается изменить степень перфорации части дырчатых листов, после чего необходимо провести новый расчет парового тракта с учетом перераспределения потоков пара под погруженным дырчатым листом и с учетом неравномерности паровой нагрузки зеркала испарения и набухания уровня воды над погруженным дырчатым листом.

7. Расчет парогенератора ПГВ-1000МКП

Исходные данные для расчета парогенератора (из [18]) приведены в таблице 7.1.

Таблица 7.1

Исходные данные для расчета парогенератора

Название	Ед. изм.	Значение
Паропроизводительность ПГ	кг/с	445
Давление теплоносителя на входе в ПГ	МПа	16,14
Давление пара в ПГ	МПа	7
Температура теплоносителя на входе в ПГ	град.С	328,9
Температура теплоносителя на выходе из ПГ	град.С	298,9
Температура питательной воды	град.С	225
Размеры труб поверхности теплообмена	м	0,016*1,5
КПД парогенератора	%	0,98
Наружный диаметр коллектора и толщина его стенки	м	1,176*0,171
Площадь поверхности теплообмена (ПТО)	м²	6105
Число трубок ПТО	шт.	10978
Средний расход непрерывной продувки воды из ПГ	кг/с	6,675

Методика расчёта парогенератора изложена в основах проектирования парогенераторов АЭС с ВВЭР [19].

Рис. 7.1 Основные теплофизические параметры парогенератора

7.1 Теплофизические характеристики теплоносителя

Средняя температура теплоносителя в трубках ПТО парогенератора, °С:

Средняя плотность теплоносителя, кг/м³

Изобарная теплоёмкость теплоносителя, кДж//(кг··град)

Для нахождения среднего логарифмического температурного напора строится t,Q - диаграмма (рис. 7.2):

Рис. 7.2 T,Q - диаграмма парогенератора ПГВ-1000МКП

Р_пг= 7,06 МПа,

°С.

Среднелогарифмический температурный напор:

Теплопроводность теплоносителя по средним параметрам, Вт/(м²°С):

Число Прандтля для теплоносителя:

Число Рейнольса для теплоносителя:

, где

_вн = 16 мм - внутренний диаметр теплообменных трубок.

Число Нуссельта для теплоносителя:

Определяем коэффициент теплоотдачи от стенки к рабочему телу, а также коэффициент теплопередачи через стенку:

Площадь поверхности теплообмена, м²:

Скорость теплоносителя в трубках ПТО:

Коэффициент теплопередачи:

(Вт/(м²·К))

Средний тепловой поток с единицы поверхности ПТО:

Коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубки ПТО:

Коэффициент теплоотдачи от стенки трубки ПТО к рабочему телу:

7.2 Конструкционный расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

Средняя расчетная длина трубок:

Принимаем шаг решетки трубного пучка:

Ø горизонтальный S₁= 0.024 м,

Ø вертикальный S₂= 0.022 м,

Число трубок в горизонтальном ряду:

Число трубок в вертикальном ряду

Принимаем количество коридоров в трубном пучке равное 5, ширина коридора равна 176,4 мм. Свободная часть пучка: В_св= 5∙176=864 мм. Высчитываем значение диаметра корпуса по ширине трубного пучка.

мм.

Результаты конструкционного расчёта ПГ приведены в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Результаты конструкционного расчёта ПГ

Наименование	Величина	Размерность	Значения
Скорость теплоносителя в трубках ПТО	w	м/c	4,59
Средняя расчетная длина трубок	l_ср	м	11,063
Горизонтальный шаг решетки	S₁	мм	24
Вертикальный шаг решетки	S₂	мм	22
Число трубок в горизонтальном ряду	n₁	шт.	139
Число трубок в вертикальном ряду	n₂	шт.	79
Общее число трубок ПТО	n	шт.	10978
Диаметр корпуса	D	мм	4200
Длина корпуса ПГ	L	мм	13,820
Ширина днища	b_дн	мм	700
Расстояние от нижней образующей корпуса ПГ до нижнего ряда труб ПТО	h₁	мм	700
Высота трубного пучка ПТО	h₂	мм	1738
Глубина погружения труб ПТО под зеркало испарения	h₃	мм	300
Высота парового пространства	h₄	мм	700
Расстояние от низа сепарационных устройств до верхней образующей корпуса ПГ	h₅	мм	300
Длина пучка труб ПТО в горизонтальном ряду	b_пуч	мм	834
Суммарное расстояние, не занятое трубной поверхностью в диаметральной плоскости ПГ	В_св	мм	864
Число коридоров в диаметральной плоскости ПГ	z_кор	шт.	5

7.3 Гидравлический расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

Исходные данные для гидравлического расчета парогенератора представлены в таблице 7.3

Таблица 7.3

Исходные данные для гидравлического расчета парогенератора

№	Наименование	Величина	Размерность	Значение
1	Массовый расход теплоносителя	G1	кг/с	4668.7
2	Средняя плотность теплоносителя	ρ1	кг/м3	697.14
3	Коэффициент кинематической вязкости	ν1	м2/c	1.19457∙10-7
4	Внутренний диаметр горячего/холодного коллектора	dквн	м	0.834
5	Эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности коллектора	Δкэ	м	5∙10-6
6	Длина входной части горячего коллектора	lг	м	1,5
7	Длина выходной части холодного коллектора	lх	м	1,5
8	Число труб ПТО в вертикальном ряду коллектора	n2	шт.	79
9	Внутренний диаметр трубок ПТО	dвн	м	13
	Средняя (расчетная) длина трубки ПТО	lср	м	11.0635
1	Эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней поверхности новых трубок ПТО	Δэ	м	2∙10-6

Методика расчета [19] приведена ниже.

Объемный расход теплоносителя:

Число Рейнольдса для коллектора:

Коэффициент гидравлического трения коллектора:

Площадь проходного сечения коллектора:

Потеря давления вследствие трения в подводящей части горячего коллектора:

Потеря давления вследствие трения в отводящей части холодного коллектора:

Местная потеря давления в раздающей части горячего коллектора:

Местная потеря давления в собирающей части холодного коллектора

Местная потеря давления при входе теплоносителя из горячего коллектора в трубки ПТО:

Местная потеря давления при выходе из трубок ПТО в холодный коллектор:

Потеря на трение при течении теплоносителя в трубках:

где −число Рейнольдса,

− коэффициент гидравлического трения.

Местная потеря давления при повороте на 180°:

Результаты гидравлического расчета ПГ приведены в таблице 7.3.

Таблица 7.3

Результаты гидравлического расчета ПГ

Наименование	Величина	Значение
Скорость теплоносителя в трубках ПТО	w, м/с	4.59598
Потеря давления вследствие трения в подводящей части горячего коллектора	Δp^г_тр, кПа	0,915
Потеря давления вследствие трения в отводящей части холодного коллектора	Δp^х_тр, кПа	0,915
Местная потеря давления в раздающей части горячего коллектора	Δp^г_м, кПа	52,359
Местная потеря давления в собирающей части холодного коллектора	Δp^х_м, кПа	26,180
Местная потеря давления при выходе из трубок ПТО в холодный коллектор	Δp^вых_м, кПа	28,820
Местная потеря давления при входе теплоносителя из горячего коллектора в трубки ПТО	Δp^вх_м, кПа	73,338
Потеря на трение при течении теплоносителя в трубках	Δp^l_тр, кПа	74,734
Местная потеря давления при повороте на 180°	Δp^φ_м, кПа	3,681
Потеря давления по тракту ПГ	Δp^ПГ_1, кПа	289,746

7.4 Расчёт массы металла парогенератора

. Масса корпуса без днищ.

Плотность материала корпуса

Внутренний диаметр корпуса

Длина корпуса без днищ

Наружный диаметр корпуса

Масса корпуса без днищ

2. Масса эллиптических днищ

Длина корпуса без днищ

Толщина днища

Наружная высота днища

Внутренняя высота днища

Масса эллиптических днищ

. Масса корпуса.

. Суммарная масса горячего и холодного коллекторов.

. Масса ПТО.

. Полная масса ПГ.

З пг = S изг + S экспл [у.е/год]

изг = К норм*Ц пг - капитальные затраты связанные с единовременным вложением средств на изготовление аппарата

К норм = 1/Токуп- нормировочный коэффициент эффективности капиталовложений

Токуп - принятая величина окупаемости

Цпг - стоимость ПГэкспл - эксплуатационные затраты связанные с эксплуатацией ПГ в течение всей продолжительности его службы

экспл = Sам + Sтр + Sо + Sтн + Sпв

ам = 0,07*Цпг - затраты на амортизацию [у.е/год]тр = 0,0105*Цпг - затраты на текущий ремонт ПГо = 0,016*Цпг - обще станционные расходы, связанные с эксплуатацией ПГтн = Цэ*Nгцн*t - затраты на прокачку теплоносителяпв = Цэ*Nпн*t - затраты на прокачку питательной воды

Τ = 7000 часов - число часов использования мощности блока (ч/год)

Ц_э= 0,0111 - цена электроэнергии (у.е./кВт*ч)

η_ГЦН= 0,8 - КПД главного циркуляционного насоса

мощность главного циркуляционного насоса

N_пн=18461 (кВт) -мощность питательных насосов.

В_н.=1,3 -коэффициент неучтённых при эскизном проектировании затрат.

М_сеп.=1320 (кг) -масса жалюзийных сепараторов.

Ц_плак.=32000 (у.е.) -цена плакировки.

Стоимостной комплекс (капиталовложения) для каждого узла определим из таблицы:

Далее буквой “k” с какими-либо нижними индексами обозначаются стоимостные комплексы для узлов и деталей ПГ, буквой “Ц” - цена работы, цена отдельного узла или детали, буквой “S” - затраты на производство, цены указаны в «у.е.»:

К_кор=6969,71 у.е.- стоимостной комплекс корпуса

К_д=8480,05 у.е.- стоимостной комплекс днища

К_кол=11599,06 у.е.- стоимостной комплекс коллектора

К_пто=17536, 43 у.е.- стоимостной комплекс трубной системы ПТО

К_сеп=8480,05 у.е.- стоимостной комплекс сепаратора

Ц_кор= В_н·М_бд·10^-3·k_кор

Ц_дн= В_н·М_дн·10^-3· k_дн

Ц_кол= В_н·М_кол·10^-3· k_кол

Ц_сеп= В_н·М_сеп·10^-3· k_сеп

Ц_пто= В_н·М_пто·10^-3· k_пто

Ц = Ц_кор+2·Ц_дн+2·Ц_кол+Ц_сеп+Ц_пто+Ц_плак

K_норм= 0,217

S_изг= K_норм·Ц -затраты на изготовление

S_экспл= 0,07·Ц+0,0105·Ц+0,016·Ц+Ц_э·N_гцн·τ+ Ц_э·N_пн·τ

- затраты на эксплуатацию

З_пг= S_изг+ S_экспл-стоимость парогенератора

S_изг= 910387,55у.е

S_экспл= 2027732,48у.е

Ориентировочная стоимость парогенератора

З_пг= 2938120,03у.е

Оценим экономическую эффективность парогенератора ПГВ-1000МКП

∆В = ∆Р·Т_р= ∆W·Т_w, где

∆Р = 200 МВт,

∆W = 200 МВт,

Т_р= 240 тыс.р / МВт·мес

Т_w= 197 р/МВт·ч

∆В = 48000 тыс. р

Новый проект будет дороже, за счет мероприятий по повышению надежности и безопасности. При этом мощность нового энергоблока увеличена на 11,7%, проектный срок службы увеличен до 50 лет вместо 30 лет.

Выгода от внедрения проекта:

∆V = ∆N_эл·∆T·k_иум· Т_w

∆N_эл= 200 МВт

∆T = 20 лет

Дополнительная выработка ∆W

∆W = ∆N_эл·∆T = 200·20 = 4000 МВт·год

∆V = 4000·0.8·197·8760 = 5522,304 млн.р.

Экономический эффект:

Э = ∆V - ∆В = 5474. 304 млн.р.

8. Прогнозирование состояния парогенераторов АЭС с ВВЭР

В 2009 году на базе ОАО "Концерн Энергоатом" была создана рабочая группа, предназначенная для осуществления мониторинга эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 службами эксплуатации, ремонта и материаловедения, обеспечивающих безаварийную работу АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000. Целями этой рабочей группы являются:

. Мониторинг, т.е. своевременное выявление повреждений в наиболее критических узлах и элементах ПГ, возникающих в процессе эксплуатации парогенераторов, в частности, в теплообменных трубках ПГ, в сварных швах приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ и в других элементах ПГ.

. Опережающий анализ технического состояния и прогнозирование дальнейших изменений в исследуемых элементах парогенераторов АЭС. Проведение анализа требует привлечения специалистов в различных областях техники, проведения соответствующих расчетных анализов и при необходимости экспертных оценок.

.1 Мониторинг технического состояния парогенераторов

Мониторинг технического состояния ПГ проводится согласно рекомендациям [14-15] и включает в себя постоянное наблюдение за различными параметрами эксплуатации ПГ, анализ состояния и оценку целостности элементов и узлов ПГ на протяжении проектного и продленного срока эксплуатации ПГ.

Система мониторинга включает в себя следующие этапы:

сбор фактического материала, результатом которого является получение информации об объекте и его составных элементах;

оценивание, результатом которого является информация, характеризующая состояния объекта мониторинга и его составных элементов по определенным индикаторам и критериям;

контроль, результатом которого является информация, содержащая ответ на вопрос о том, насколько состояние объекта мониторинга и его составных элементов соответствует оптимальному состоянию;

прогнозирование, результат которого является информация о перспективах развития состояний объекта и его элементов;

разработка приёмов и методов (управленческих решений) приведения объекта мониторинга и его составных элементов в оптимальное состояние.

Объектами мониторинга рабочей группы являются все парогенераторы, которые эксплуатируются на российских АЭС с ВВЭР. Особое внимание рабочей группы в процессе мониторинга ПГ обращается на техническое состояние критических узлов и элементов ПГ: теплообменных трубок, сварных швов приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ, коллекторов первого контура и возможно других элементов ПГ.

Информационным обеспечением мониторинга являются:

ежемесячные отчеты АЭС по эксплуатации блоков;

результаты неразрушающего контроля узлов и элементов парогенераторов в ППР с соответствующими протоколами и техническими решениями;

информация по результатам ВТК контроля теплообменных труб всех парогенераторов, эксплуатируемых на АЭС России;

другая оперативная информация о фактическом состоянии элементов и узлов ПГ;

информация о ВХР второго контура и загрязненности трубчатки;

другая оперативная информация о фактическом состоянии элементов и узлов ПГ.

Мировая практика и опыт работ по управлению ресурсом показывают необходимость разработки индивидуальной стратегии по контролю, ремонту и корректирующим мерам.

В рамках работ по продлению срока службы энергоблоков обосновывается работоспособность парогенератора в сверхпроектный срок службы на основе анализа повреждаемости узлов и элементов ПГ и ранее выполненных расчетов прочности. Вновь выполненные расчеты прочности подтвердили выполнение всех критериев прочности при проектных условиях нагружения, с учетом продлеваемого срока.

В общем случае повреждаемость элементов ПГ (сварного шва №111 для ПГВ-1000, шва №23 для ПГВ-440) обусловливается непроектными явлениями (повышенная удельная загрязнённость, поступление окислителей, коррозионно-активных примесей, эпизодические отклонения от норм ведения ВХР, загрязненность карманов коллекторов).

Если проблема повреждения коллекторов уже не играет существенной роли, а повреждение сварных швов носит выборочный характер, то проблема целостности теплообменных труб важна для всех парогенераторов АЭС с ВВЭР.

.2 Направления контроля за состоянием ПГ

Обеспечивая решение основных задач мониторинга эксплуатации парогенераторов, рабочая группа организует выполнение работ по следующим основным направлениям, руководствуясь при этом рекомендациями [14-17]:

статистический анализ состояния ПГ на основе результатов контроля металла узлов и элементов парогенератора, данных ИАС ПГ;

проведение расчётно-аналитических оценок по состоянию критических узлов и элементов ПГ, условиям глушения теплообменных труб (уточнение критерия глушения ТОТ) и предложениям по объёму и периодичности ВТК на последующий ППР, по ресурсу эксплуатации соответствующих ПГ.

В период проведения ППР результаты контроля теплообменных трубок, узлов и элементов ПГ, результаты анализа и контроля ВХР второго контура, загрязнённости элементов ПГ передаются для оперативного анализа непосредственно в рабочую группу.

Рабочая группа Концерна «Росэнергоатом» оценивает состояние элементов контролируемого ПГ и в случае необходимости принимает оперативное решение об увеличении объёмов контроля элементов и узлов ПГ, критериях глушения ТОТ или иных мероприятиях с указанием сроков их выполнения.

.3 Отчет состояния парогенераторов российских АЭС с ВВЭР

По результатам мониторинга ежегодно составляется итоговый отчёт о состоянии парогенераторов российских АЭС с ВВЭР.

Отчёт содержит анализ состояния ПГ по данным контроля, включая статистический анализ, рекомендации по условиям дальнейшей эксплуатации, ведения ВХР, целесообразности механических или химических промывок, других корректирующих мероприятий, объёмы контроля, критерии глушения ТОТ для проведения предстоящего ППР и расчётно-аналитическое обоснования надежной и безопасной работы ПГ.

При необходимости, рабочей группой готовятся технические решения по управлению сроком службы ПГ блоков в следующих случаях:

в случае невозможности по обоснованной причине выполнения рекомендаций итогового отчёта (утверждается руководством Концерна);

в случае выявления значительного ухудшения состояния ПГ от спрогнозированного в предыдущий ППР и необходимости изменения требований к контролю и ремонту (утверждается руководством Концерна);

в случае необходимости в ходе выполнения текущего ППР оперативного уточнения требований, установленных в ежегодных отчётах, выпускаемых в плановом порядке, например, применительно к установлению критических зон, глушению отдельных труб и.т.д. (утверждается главным инженером соответствующей АЭС).

8.4 Оценка работоспособности теплообменных труб ПГ

Используемая в настоящее время методология оценки работоспособности теплообменных труб ПГ представляет собой комплекс следующих задач:

анализ эксплуатационных характеристик (режимы, контроль, ВХР и т.п.);

статистический анализ состояния трубчатки на основе результатов ВТК;

вероятностный анализ состояния теплообменных труб.

На рис. 8.4.1 и 8.4.2 приведены диаграммы, по которым можно определить необходимую периодичность вскрытия ПГ для проведения контроля ТОТ. По оси ординат отложено количество дефектов труб, обнаруженных при предыдущем вскрытии, а по оси абсцисс отложен прирост числа дефектов при текущем вскрытии, по сравнению с предыдущим. Наклонными линиями показаны области, определяющие необходимую периодичность контроля. Например: если предыдущее число дефектов 300, а через год прирост числа дефектов 300, то необходимая периодичность контроля 1 год. Если число дефектов 150, то проводить контроль каждый год нецелесообразно, т.к. это дорогое мероприятие. Диаграммы дают допустимый прирост для периодов контроля 1,4,8,12 лет.

Прирост числа дефектов в настоящее время прогнозируется с помощью разработанных математических моделей. Исходными данными для прогноза служит статистика прироста дефектов по результатам предыдущих вскрытий.

Расчёт периодичности контроля от прироста индикаций проводится с некоторыми допущениями (плотность индикаций в неконтролируемой зоне принимается равной плотности ранее прошедших контролей, вклад неанализируемых дефектов оценивается в 10% от их числа, контроли объемом менее 10% не рассматриваются).

Рис. 8.4.1 Диаграмма "количество индикаций - прирост индикаций в год" для ПГВ-440

Рис. 8.4.2 Диаграмма "количество индикаций - прирост индикаций в год" для ПГВ-1000

В качестве примера определения необходимого объёма контроля рассмотрим пример контроля на парогенераторах 4 блока НВАЭС (4ПГ-4) и 1 блока Калининской АЭС (1ПГ-1).

В табл.8.4.1 приведено состояние трубного пучка 4ПГ-4 НВАЭС за последние контроли, а в Табл.8.4.2 - состояние трубного пучка 1-го блока КлнАЭСПГ-1.

Таблица 8.4.1

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 четвертого блока НВАЭС

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

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1 приведены в таблице 8.4.2.

Таблица 8.4.2

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1

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

По результатам контроля, с учётом неанализируемых индикаций, рассматриваемый парогенератор относится к группе с периодичностью 100%-го контроля в 4 года при критерии глушения в 70% (по диаграмме Рис.8.4.1 - Кр = 3, Кр.пр = 42, где Кр - расчётное количество индикаций на трубчатке ПГ, аКр.пр. - прирост новых индикаций за год эксплуатации).

Аналогично проводился анализ для ПГВ-1000 по диаграмме на Рис.8.4.2.

В данном случае, для Кр = 140 (по вертикальной оси диаграммы) и

Кр.пр = 21 (по горизонтальной оси) получаем, что парогенератор относится к группе с периодичностью 12 лет для принятого критерия в 70%.

Аналогичным образом рассчитываются предлагаемые объёмы контроля теплообменных труб в предстоящий ППР и для других парогенераторов АЭС, при этом контроль может быть разнесен по годам.

Предлагаемые на основании последних контролей теплообменных труб ПГ объёмы контроля на предстоящий ППР, на примере ряда российских блоков, приведены в табл.8.4.3

Таблица 8.4.3

(*) - по данным предыдущего контроля

Число в скобках означает периодичность контроля, вычисленная по результатам предыдущего ВТК.

Как видно из данных вышеприведеннойтабл.8.4.3, имеем некоторое ухудшение состояние на парогенераторах НВАЭС, особенно на 4 блоке.

Проблемными вопросами являются:

принятый подход определяет периодичность с 100%-го контроля, тогда как в ППР контролируется значительно меньший объём и для неконтролируемой зоны принимается соответствующее допущение по плотности индикаций;

при расчёте объемов и периодичности учитываются имеющиеся дефекты, которые в течение длительного времени не подрастают и могут быть, при более детальном анализе, исключены из расчёта;

учёт неанализируемых дефектов также достаточно консервативен;

отбраковка труб только по глубине дефекта, без учета амплитуды сигнала, также приводит к перебраковке и переглушению теплообменных труб ПГ и т.п.

Выводы:

Проанализирована динамика роста количества дефектов теплообменных трубок на ПГ действующих АЭС.

Получены диаграммы, связывающие между собой допустимую периодичность контроля с прогнозируемым приростом количества дефектов.

Заключение

В данном дипломном проекте:

. Произведен конструкторский расчет парогенератора ПГВ-1000-МКП, в ходе которого определены следующие величины:

площадь поверхности теплообмена- 6105 м²,

средняя расчетная длина трубок-11,063 м,

диаметр корпуса ПГ-4200 мм

длина корпуса ПГ-13820 мм

полная масса ПГ-276137,5 т

Полученные характеристики удовлетворительно совпадают с данными ПГВ-1000МКП проекта ОКБ «Гидропресс».

. В проекте применена коридорная компоновка трубного пучка, которая в отличие от шахматной позволяет:

увеличить скорость циркуляции в трубном пучке,

снизить возможность забивания межтрубного пространства отслоившимся шламом,

облегчить доступ в межтрубное пространство для контроля теплообменных труб и их очистки при необходимости,

увеличить запас воды в парогенераторе.

. Поскольку габариты ПГ блока 1200 МВт незначительно отличаются от ПГ для блока 1000 МВт, рассмотрена эффективность сепарационных устройств при форсировании мощности на 104%, показано, что влажность пара составляет не более 0.2%.

. Показана возможность замены жалюзийных сепарационных устройств на потолочный дырчатый лист, что упрощает, удешевляет конструкцию ПГ и увеличивает ее надежность.

. Испытания на действующих АЭС показали удовлетворительную равномерность нагрузки зеркала испарения в ПГ практически тех же габаритов при увеличении мощности. Рекомендуется неравномерная перфорация потолочного дырчатого листа, а именно более редкая в местах, которые расположены под пароотводящими патрубками.

. Показано, что коррозионные процессы трубок ПТО происходят в 4 стадии: отложение продуктов коррозии, пробой окисной пленки (питтинги), рост питтингов, зарождение коррозионных трещин.

. Можно рекомендовать применение теплообменных трубок с толщиной стенки 1,5 мм, вместо ранее применявшихся 1,3 мм. Это обеспечит несущую способность теплообменных трубок в течении 60 лет при глубине дефектов 85% от толщины стенки.

Если принять за критерий глушения глубину дефекта 85% от толщины стенки, то это позволит снизить количество вскрытий и соответственно реже глушить трубки.

. Рассчитана дополнительная выработка электроэнергии увеличится на 35·10⁶МВт·ч, за счет увеличения срока службы до 60 лет вместо 30 лет и увеличении мощности блока на 11,7%, что дает дополнительную прибыль 5474,304 млн. р.

Список литературы

1. Парогенератор с опорами. Обоснование способности парогенераторов обеспечить повышенную нагрузку для типовой РУ В-320. 320.05.00.00.000 Д46, ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2008.

. Отчет о выполнении программы по повышению мощности реактора энергоблока 4 Балаковской АЭС до 104% номинальной мощности. ОЯБ-2-01/335, Филиал ОАО «Концерн Энергоатом» Балаковская АЭС, 2009.

. Отчет. Анализ результатов сепарационных испытаний парогенераторов 1YB10W01, 1YB20W01, 1YB30W01, 1YB40W01 на этапе освоения тепловой мощности РУ 104% номинальной. Энергоблок №1 Ростовской АЭС, YB.OT.08.2008.ЦЭ, Филиал ОАО «Концерн Энергоатом» «Волгодонская атомная станция», 2008.

. Лукасевич Б.И., Трунов Н.Б., Драгунов Ю.Г., Давиденко С.Е. Парогенераторы реакторных установок ВВЭР для атомных электростанций. - М.: ИКЦ «Академкнига», 2004.

. Трунов Н.Б. Логвинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 2001.

. Н.Б. Трунов, Б.И. Лукасевич, В.В. Сотсков, С.А. Харченко. Прошлое и будущее горизонтальных парогенераторов. 7-й Международный семинар по горизонтальным парогенераторам, г. Подольск, Октябрь 2006.

. В.Д. Бергункер. Целостность теплообменных труб вертикальных и горизонтальных парогенераторов (сравнительный анализ). 7-й Международный семинар по горизонтальным парогенераторам, г. Подольск, Октябрь 2006.

. Г.Ф. Банюк, А.С. Зубченко, Н.Б. Трунов. Коррозионные повреждения теплообменных труб парогенераторов. Научно-технический сборник «Вопросы атомной науки и техники», вып. 21, Подольск, Издательство ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2008.

. В.Л. Богоявленский. Коррозия сталей на АЭС с водным теплоносителем. М.: Энергоатомиздат, 1984.

. Отчет. Анализ опыта эксплуатации ПГ в части механизма деградации на основе баз данных. 320-Пр-581, ФГУПОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2005.

. Структура и коррозия металлов и сплавов. Под ред. Е.А. Ульянина. М.: Металлургия, 1989

. Погодин В.П., Богоявленский B.JL, Сентюрев В.П. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание нержавеющих сталей в водных средах. М: Атомиздат, 1970.

. Герасимов В.В. Коррозия реакторных материалов. М.: Атомиздат, 1980

.Типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с ВВЭР-1000, АТПЭ-9-03, ВНИИАЭС, 2003.

.Типовая программа контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторной установкой ВВЭР-440 при эксплуатации, АТПЭ-2-2005, ВНИИАЭС, 2005.

. В. Григорьев и др. Обоснование требований к вихретоковому контролю теплообменных труб горизонтальных парогенераторов. Материалы 7-й международного семинара по горизонтальным парогенераторам стр. 38. Россия, г. Подольск, 2006.

. В. Григорьев и др. Разработка подхода к оценке оптимальной периодичности вихретокового контроля теплообменных труб горизонтальных парогенераторов, Материалы 7-й международного семинара по горизонтальным парогенераторам стр. 36. Россия, г. Подольск, 2006.

. Ленинградская АЭС-2. Общая пояснительная записка: Проект / ФГУП «СПбАЭП», 2007.

19. Рабенко В.С., Токов А.Ю.Основы проектирования парогенераторов АЭС с ВВЭР: Учеб. пособие / Иван. гос. энерг. ун-т. - Иваново,2002.-116 с.

. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара.- М.: Энергия, 1980.- 424 с., ил.

. Будов В.М., Фарафонов В.А. Конструирование основного оборудования АЭС. - Учеб. пособие для ВУЗов.-М.: Энергоатомиздат, 1985.- 264 с.,ил.

. R.W. Staehle and J.A. Gorman. Quantitative Assessment of Submodes of Stress Corrosion Cracking on Secondary Side of Steam Generator Tubing in Pressurized Water Reactors: Part 1-3. CorrozionVol. 59, No 11, 2003.Vol. 60, No 1, 2, 2004.

23. Попадчук В.С., диссертационная работа «Экспериментально-расчетное обоснование проектного ресурса трубного пучка парогенератора ПГВ-1000МКП на основе исследований коррозионных процессов», 2010.

Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

2.1 Реакторная установка (РУ)

.2 Турбоустановка К-1200-6,8/50

7.1 Теплофизические характеристики теплоносителя

.2 Конструкционный расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

.3 Гидравлический расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

.4 Расчёт массы металла парогенератора

.5 Экономическая часть

.1 Реакторная установка (РУ)

2.2 Главный циркуляционный насос ГЦНА-1391

2.3 Турбоустановка К-1200-6,8/50

2.4 Парогенератор ПГВ-1000МКП

7. Расчет парогенератора ПГВ-1000МКП

Исходные данные для расчета парогенератора (из [18]) приведены в таблице 7.1.

7.1 Теплофизические характеристики теплоносителя

7.2 Конструкционный расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

7.3 Гидравлический расчёт парогенератора ПГВ-1000МКП

7.4 Расчёт массы металла парогенератора

Похожие работы на - Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2