Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ литературных источников. Постановка задач исследования 10
1.1 Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов и элементов теп-лообменного оборудования АЭС 10
1.2 Общая характеристика программ расчета эрозионно-коррозионного износа 12
1.3 Механизмы эрозионно-коррозионного износа 17
1.4 Анализ факторов, определяющих эрозионно-коррозионный износ металла трубопроводов и оборудования 24
1.4.1 Температура и скорость теплоносителя 24
1.4.2 Показатель рН. Концентрация кислорода в теплоносителе 28
1.4.3 Геометрический фактор. Диаметр трубопровода 34
1.4.4 Физико-химические свойства металла. Содержание в металле легирующих элементов (хрома, молибдена) 36
1.4.5 Основные направления работ по снижению эрозионно-коррозионного износа 38
1.5 Анализ программ контроля эрозионно-коррозионного износа оборудования и трубопроводов 42
Постановка задач исследования 52
Глава 2. Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов на энерго блоках АЭС с ВВЭР 54
2.1 Общая характеристика эрозионно-коррозионного износа трубопроводов 54
2.2 Скорость эрозионно-коррозионного износа трубопроводов в различные периоды эксплуатации 57
2.3 Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов питательной воды энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 (В-320) 65
2.3.1 Анализ результатов контроля эрозионно-коррозионного износа трубопроводов питательной воды энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 (В-320) 65
2.3.2 Расчет скорости эрозионно-коррозионого износа 70
2.4 Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов АЭС с ВВЭР-440. 75
2.4.1 Исходная информация 75
2.4.2 Анализ результатов контроля эрозионно-коррозионного износа трубопроводов 81
Глава 3. Эрозионно-коррозионный износ теплообменного оборудо вания конденсатно-питательного тракта АЭС 86
3.1 Эксплуатационная надежность подогревателей высокого давления. 86
3.2 Эрозионно-коррозионный износ теплообменных труб подогревателей высокого давления АЭС с ВВЭР-440 89
3.3 Эрозионно-коррозионный износ теплообменных труб подогревателей высокого давления АЭС с ВВЭР -1000 94
3.4 Закономерности эрозионно-коррозионного износа теплообменных труб подогревателей высокого давления АЭС с ВВЭР-440, ВВЭР -1000.. 97
3.5 Анализ эксплуатационных отказов ПВД на Калининской АЭС 102
Глава 4. Определение функциональных зависимостей, алгоритмов расчета эрозионно-коррозионного износа трубопроводов конденсатно-питательного тракта АЭС с ВВЭР 109
4.1 Общая характеристика методов расчета интенсивности эрозионно-коррозионного износа 109
4.2 Определение функциональных зависимостей эрозионно-коррозионного износа металла конденсатно-питательного тракта 112
4.2.1 Общая характеристика факторов, определяющих эрозионнокоррозионный износ металла 112
4.2.2 Учет влияния температуры теплоносителя 113
4.2.3 Учет влияния скорости теплоносителя 115
4.2.4 Учет значения показателя рН 116
4.2.5 Учет значения концентрации кислорода в теплоносителе 118
4.2.6 Учет влияния диаметра трубопровода 122
4.2.7 Учет влияния содержания молибдена в металле трубопровода... 125
4.2.8 Учет влияния содержания хрома в металле трубопровода 126
4.2.9 Учет влияния геометрии трубопровода 128
4.2.10 Учет времени эксплуатации трубопроводов 129
4.2.11 Учет применяемых аминов 132
4.2.12 Алгоритм расчета скорости эрозионно-коррозионного износа,используемый в разработанной компьютерной программе 135
4.3 Достоверность расчета скорости эрозионно-коррозионного износа. 137
4.3.1 Общая характеристика аварийного участка трубопровода АЭС "Сарри-2" 139
4.3.2 Исходные данные для расчёта эрозионно-коррозионного износа. 139
4.3.3 Результаты расчётов интенсивности эрозионно-коррозионного износа. " 140
4.3.4 Анализ результатов расчётов эрозионно-коррозионного износа трубопроводов, изготовленных из сталей Ст. 20 и Ст.ІбГС 141
4.4 Доминирующие факторы эрозионно-коррозионного износа трубопроводов конденсатно-питательного тракта 143
4.5 Определение остаточного ресурса, диагностика технического состояния, оптимизация объемов контроля трубопроводов конденсатно-питательного тракта 145
Выводы по 4-ой главе 156
Основные результаты и выводы 158
- Общая характеристика программ расчета эрозионно-коррозионного износа
- Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов питательной воды энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 (В-320)
- Эрозионно-коррозионный износ теплообменных труб подогревателей высокого давления АЭС с ВВЭР-440
- Определение функциональных зависимостей эрозионно-коррозионного износа металла конденсатно-питательного тракта
Введение к работе
Актуальность проблемы
Безопасность, надежность, экономичность эксплуатации АЭС в значительной степени зависят от надежного функционирования оборудования 2-ого контура, в том числе теплообменного оборудования и трубопроводов конден-сатно-питательного тракта (КПТ). Технологические системы конденсатно-питательного тракта АЭС имеют значительную протяженность, сложную конфигурацию и работают в условиях, при которых основным видом дефектов металла трубопроводов и теплообменного оборудования, изготовленных из углеродистой стали, является эрозионно-коррозионный износ (ЭКИ).
Анализ результатов контроля состояния металла показывает существенную неравномерность эрозионно-коррозионного износа трубопроводов и оборудования, который зависит от большого числа факторов. Знание механизма эрозионно-коррозионного износа, его зависимости от физико-химических свойств металла, геометрических характеристик, эксплуатационных режимов позволит на стадии проектирования технологических систем 2-го контура АЭС принимать наиболее эффективные проектно-конструкторские решения, на стадии эксплуатации АЭС оптимизировать объемы эксплуатационного контроля, уменьшить количество отказов оборудования и внеплановых остановов энергоблоков.
Основные технологические системы действующих в настоящее время энергоблоков АЭС имеют проектный срок службы - 30 лет. В период до 2005 года в Российской Федерации истекает 30- летний срок службы 4-х энергоблоков первого поколения с ВВЭР-440 суммарной установленной мощностью 1760 МВт - 3, 4 энергоблоков Нововоронежской АЭС, 1, 2 энергоблоков Кольской АЭС.
В настоящее время выполняется комплекс работ по обеспечению продления сроков эксплуатации указанных энергоблоков. В соответствии с ут-
7 вержденными Минатомом Российской Федерации программами работ одной из основных задач при подготовке энергоблоков к продлению сроков эксплуатации является обоснование остаточного ресурса элементов АЭС. В связи с этим проблемы внедрения диагностики, оптимизации контроля состояния металла, определения остаточного ресурса трубопроводов и оборудования, в том числе трубопроводов и оборудования конденсатно-питательного тракта, становятся особенно актуальными.
Целью работы является обоснование и создание методов, компьютерной программы для расчета эрозионно-коррозионного износа (ЭКИ), диагностирования технического состояния, определения остаточного ресурса трубопроводов и элементов теплообменного оборудования конденсатно-питательного тракта энергоблоков АЭС с ВВЭР, оптимизации объемов контроля ЭКИ, в том числе, при продлении сроков службы энергоблоков АЭС первого поколения с ВВЭР-440.
Научная новизна работы состоит в следующем: впервые проведена систематизация и создана база данных по эрозион-но-коррозионному износу металла, конструкционным, режимным характеристикам элементов АЭС с ВВЭР, определяющим интенсивность ЭКИ; впервые получены функциональные зависимости интенсивности ЭКИ конденсатно-питательного тракта АЭС с ВВЭР от комплекса теплогидравли-ческих характеристик, параметров эксплуатационных режимов, физико-химических свойств металла; разработаны алгоритмы и на их основе компьютерная программа для расчета ЭКИ, определения остаточного ресурса, диагностирования технического состояния, оптимизации объемов контроля трубопроводов конденсатно-питательного тракта АЭС с ВВЭР; - определены и обоснованы доминирующие факторы ЭКИ элементов АЭС.
Практическая ценность результатов работы заключается в следующем: использование разработанной компьютерной программы расчета ЭКИ позволяет при проектировании трубопроводов и оборудования учитывать ЭКИ, принимать эффективные конструкторские решения; определение доминирующих факторов ЭКИ, разработанные рекомендации по совершенствованию эксплуатации, позволяет повысить надежность трубопроводов и теплообменного оборудования, осуществить эффективное управление их ресурсными характеристиками; использование разработанного метода, компьютерной программы расчета ЭКИ позволяет диагностировать техническое состояние элементов КПТ, эффективно оценивать их остаточный ресурс; использование результатов анализа эксплуатационного контроля металла, результатов расчета ЭКИ позволяет оптимизировать программы контроля, снизить эксплуатационные затраты на АЭС.
Достоверность и обоснованность результатов работы.
В ходе выполнения работы был проведен анализ достоверности результатов расчета ЭКИ, выполненного с применением разработанной компьютерной программой. Численные значения ЭКИ, полученные в результате расчетов, были сравнены с результатами замеров, выполненных в ходе эксплуатационного контроля. Результаты сравнения подтверждают возможность использования разработанной компьютерной программы для расчета ЭКИ.
На защиту выносится: - результаты анализа базы данных ЭКИ металла элементов конденсатно-питательного тракта АЭС с ВВЭР; - функциональные зависимости интенсивности ЭКИ конденсатно-питательного тракта АЭС с ВВЭР от комплекса теплогидравлических характеристик, параметров эксплуатационных режимов, физико-химических свойств металла; алгоритмы расчета и разработанная на их основе компьютерная программа расчета ЭКИ; методика определения остаточного ресурса трубопроводов КПТ с применением компьютерной программы расчета ЭКИ; метод оптимизации объемов контроля элементов КПТ на основе использования результатов расчета ЭКИ.
Общая характеристика программ расчета эрозионно-коррозионного износа
В задачу научно-исследовательского института EPRI входила разработка компьютерных программ для расчета скорости ЭКИ. Разработка этих программ производилась группой специалистов под руководством Б.Чексала [14-18]. В программе СНЕС (Chexal Horowitz Erosion Corrosion) для расчета скорости ЭКИ в однофазной среде использована эмпирическая модель, позволяющая предсказывать потерю металла в трубных системах.
Проверка программы СНЕС была произведена на результатах стендовых исследований ЭКИ в ряде европейских стран (Франции, Англии, Германии). Диапазон параметров, используемых при этом, приведен в таблице 1.1.
Для расчета скорости ЭКИ в двухфазных средах была разработана программа СНЕСМАТЕ (Chexal-Horowitz-Erosion-Corrosion). Проверка этой программы была произведена так же, как и программы СНЕС (таблица 1.1).
Дальнейшее развитие работ по борьбе с эрозионно-коррозионным износом позволило EPRI разработать компьютерные программы CHEC-NDE, СНЕС-Т, CHECWORKS [17-19].
Программа CHEC-NDE была разработана для пользователей с целью облегчения обработки большого объема инспекционных замеров, производимых при планово-предупредительных ремонтах [17].
Программа CHEC-NDE предназначена также для того, чтобы пользователю определять, какая причина является доминирующей при износе. CHEC-NDE позволяет: - хранить, корректировать и архивировать результаты инспекционных замеров; - представлять полученные результаты замеров в цветном изометрическом изображении; - разрабатывать отчеты с описанием характерных особенностей измерения толщины, представлять результаты в инспекционные отчеты; - определять ошибки измерений и выявлять потенциально опасные места; - выводить на экран и распечатывать данные в виде таблиц; - осуществлять прямую передачу имеющихся данных пользователям компьютерных сетей. Компьютерная программа СНЕС-Т была разработана для выяснения соответствия выбранной марки материала условиям его эксплуатации, для оценки влияния давления и изгибающих моментов на утонение. Эта программа совместима с требованиями к разделу кода ASME № 480 [18]. Программа CHECWORKS была разработана для удовлетворения увеличивающегося спроса пользователей, использующих возрастающие возможности компьютерной техники и версии Windows и Windows TN [19]. Программа CHECWORKS также интегрирует и включает все функции СНЕСМАТЕ, CHEC-NDE и СНЕС-Т. Центральной ее задачей является расчет скорости ЭКИ. Банк данных по ЭКИ в EPRI был пополнен в 1993 году результатами измерений, произведенных на многих блоках. В программе CHECWORKS используются результаты анализа ВХР, данные по трассировке трубопроводов, их материалам, характеристикам потока, термодинамическим параметрам. Программа CHECWORKS позволяет рассчитывать:- среднюю скорость ЭКИ за время эксплуатации блоков;- текущее значение скорости ЭКИ в зависимости от условий эксплуатации и ВХР;- общий износ металла с момента пуска блока или до тех пор, пока элемент находится в эксплуатации- ресурс работы элемента до ремонта или замены.
Дальнейшее развитие программы предполагает определение влияния на ресурс теплотехнического оборудования и трубопроводов таких видов эрозии, как кавитационная и капельная, определение влияния на ресурс микробиологической коррозии, а также разработку мероприятий по контролю за коррозионными процессами в парогенераторах, что подразумевает:- анализ распределения амина в парогенераторных петлях, изучение закономерностей коррозионных процессов в трещинах, определение эффективности конденсатоочистки;- разработку методики, позволяющей предсказывать образование и рост трещин в трубках парогенераторов, как со стороны первого контура, так и второго, определять влияние изменения ВХР и режимов работы блока на повреждения парогенератора, устранять причины повреждений трубок;- оценку коррозионных повреждений внутрикорпусных устройств.
Во Франции проблемой износа теплотехнического оборудования и трубопроводов занимается в компании "Электрисите де Франс" (EDF) группа специалистов под руководством Боучакоурта. Использованный во Франции подход к расчету скорости ЭКИ основан на анализе переноса ионов железа из металла в поток и обратно [20,21]. Внедрение комплекса мероприятий по борьбе с ЭКИ в период с 1987 по 1994 годы позволило снизить скорость ЭКИ на атомных электростанциях страны от 1-10 мм/год до ОД-0,4 мм/год. В перечень мероприятий входит, в частности:- изменение ВХР, использование вместо аммиака морфолина;- изменение конструкции элементов, снижение скорости потока;- использование материалов, не подверженных ЭКИ (хромсодержащих сталей, нержавеющих сталей);- установка на паропроводах сепараторов влаги.
Для защиты от ЭКИ входных участков труб ста подогревателей высокого давления, изготовленных из углеродистой стали, компания EDF заказала 400000 защитных втулок из нержавеющей стали [22].
По причине коррозионного износа на блоках АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 имеет место значительное число отказов подогревателей высокого давления (ПВД). Среднегодовая температура питательной воды почти всегда занижена по отношению к проектной на 5-15 С, что сопровождается недовыработкой электроэнергии. На рис.1.1 показано количество отказов ПВД на 1, 2 блоках Калининской АЭС в период с 1984 по 1999 гг.
ЭКИ входных участках змеевиков явился причиной 64.5 % отказов ПВД на ВВЭР-1000 и 61.4 % на ВВЭР-440.[23]. Многие вопросы, связанные с механизмом ЭКИ входных участков подогревателей высокого давления, а именно: зависимость от интенсивности протекания теплогидравлических процессов, ВХР, свойств материалов, давления и температуры, расположения змеевиков в корпусе ПВД - изучены слабо. Практически не изучены закономерности отложений продуктов коррозии в зонах конденсации пара и охлаждения конденсата. Не ясно, как отложения продуктов коррозии влияют на показания приборов при ультразвуковом контроле толщины змеевиков, как
Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов питательной воды энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 (В-320)
В настоящем разделе выполнен анализ результатов контроля ЭКИ трубопроводов питательной воды парогенераторов, являющихся наиболее важными для безопасности и имеющие зоны интенсивного ЭКИ на участках установки регулирующих клапанов. На рис.2.1 приведена схема трассировки трубопровода питательной воды на участке установки регулирующего клапана энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 (В-320).
На рис. 2.2 и 2.3 приведены графики и схема проведения замеров, иллюстрирующие характер утонения и утолщения трубопроводов и количество утонений и утолщений на различном расстоянии от сварного шва трубопровода питательной воды. Из анализа протоколов замеров толщин стенок трубопровода следует, что значения максимальных утонений увеличиваются по мере увеличения срока эксплуатации энергоблока в сечениях, находящихся на расстоянии 50-200 мм и 700 мм от сварного шва. В сечении, расположенном на расстоянии 1200 мм, происходит уменьшение утонения, что можно объяснить формированием отложений. В остальных сечениях происходит неравномерное утонение, сопровождающееся вначале увеличением утонения, а затем его уменьшением (сечения, находящиеся на расстоянии 300, 400, 500, 600, 800, 900 мм). Характер изменения утолщений может быть проиллюстрирован схематично следующим образом (таблица 2.6). Таблица 2.6 Характер изменения утолщений. Стрелка направленная вверх, означает, что при последующем ППР утолщение увеличивается, направленная вниз - уменьшается, горизонтальная - толщина не изменилась. Из таблицы 2.6 следует, что утолщения могут как увеличиваться, так и уменьшаться.
Из анализа рис. 2.2, 2.3 можно сделать вывод, что утонение трубопровода происходит в двух зонах (первая зона на расстоянии 300-400 мм от сварного шва, вторая - 600-900 мм). Во всех случаях количество утолщившихся точек, как уже отмечалось превышает количество утонившихся. Отношение среднего утонения к максимальному составляет 43,5% - 58,8 %, а среднее утолщение к максимальному 47,7 % - 54,7 %. Наибольшее количество утонившихся участков находится на расстоянии (50-200) мм и (600-800) мм, а утолщившихся на расстоянии (800-1200) мм.
На рисунках 2.1, 2.2 приведены геометрические характеристики трубопровода, указаны места замеров толщины стенки трубопроводов. Участок трубопровода за сварным швом имеет диаметр 426 мм, толщину стенки 24 мм, длину 760 мм. На расстоянии 620 мм от сварного шва установлен турбулизи-рующий элемент. Второй участок трубопровода - переходный. Длина этого участка 460 мм, диаметр на входе 426 мм, на выходе 530 мм. Третий участок -трубопровод длиной 530 мм, 0 530 х 28, четвертый участок трубопровода -переходный, аналогичный второму, пятый - трубопровод длиной 700 мм, 0 426х24(гу=0.112м2).
Расход питательной воды на один парогенератор составляет 1460 т/ч, температура питательной воды 220 С, давление 6.4 МПа (р = 833 кг/м ), что соответствует скорости среды:
Показатели ВХР питательной воды:
Материал трубопровода - сталь углеродистая. Трассировка трубопровода питательной воды на рассматриваемом участке приведена на рисунке 2.1.
Данные, приведенные на рисунке 2.4, подтверждают типичный характер ЭКИ на рассматриваемом участке трубопровода питательной воды.
Из рис.2.2, 2.3 следует, что наиболее интенсивно утонение стенок трубопровода происходит на участке (10 - 1000) мм, а на участке (1200 - 2000) мм- с существенно меньшей скоростью.
В таблице 2.7 приведены средние утонения питательных трубопроводов на энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000, а также следующая информация:- в первой колонке приведен перечень позиций, во -второй - год эксплуатации энергоблока в период проведения замеров (ППР);- в третьей колонке в числителе указан временной интервал от ввода энергоблока в эксплуатацию до момента начала проведения ІШР, в знаменателе - временной интервал между ППР;- в четвёртой, пятой, шестой и седьмой колонках в числителеприведены значения величингде А5 іо - максимальное утонение в период от ввода энергоблока в эксплуатацию до замера или (минимальное утолщение в тех случаях, когда утонение отсутствует) мм;8тш І max - минимальная толщина трубопровода, мм; 5 ном - номинальная толщина трубопровода, мм;- в знаменателе приведены максимальные значения величингде 8у І - максимальное утонение в период между ППР (минимальное утолщение в тех случаях когда утонение отсутствует), мм;бтш І ППР » бтш i-i ППР - минимальная толщина в одной и той же точке при і-м и (і-1)м ППР, мм.- в восьмой, девятой, десятой и одиннадцатой колонках приведены значения скоростей ЭКИ;в числителе в период от ввода энергоблока в эксплуатацию до і-ного ППР \У Эки в знаменателе в период между ППР W n эки мм/год;- в двенадцатой колонке приведены средние для четырёх парогенераторов значения скоростей ЭКИ W KH» Wn эки, мм/год;
Эрозионно-коррозионный износ теплообменных труб подогревателей высокого давления АЭС с ВВЭР-440
На 1,2 блоках Кольской АЭС, относящихся к АЭС первого поколения, установлены ПВД с теплообменной поверхностью, выполненной из двухпло-скостных ПСТЭ. Раздающие коллекторы разделены сплошной перегородкой, до которой в зонах охлаждения конденсата (ОК) и конденсации пара (КП) установлено 50 ПСТЭ (I ход питательной воды). После перегородок в зоне КП установлено также 50 ПСТЭ (II ход питательной воды). Во время эксплуатации нарушения плотности ПСТЭ стали наблюдаться на 7-8 году эксплуатации (через 50-60 тыс. часов после ввода блока в эксплуатацию). В 1982 г. на всех ПВД первого и второго блока, находящихся в эксплуатации, произведена модернизация, заключающаяся в том, что были удалены глухие перегородки в раздающих коллекторах, кроме того все хвостовики входных участков ПСТЭ с толщиной стенки менее 1,5 мм были заменены нержавеющими вставками. После реконструкции недогрев питательной воды увеличился на 1,0. . 1,5 С по отношению к нормативному. Удаление перегородок улучшило условия эксплуатации ПСТЭ ПВД за счёт уменьшения скорости в них примерно в 2 раза, что уменьшило ЭКИ входных участков ПСТЭ.
На третьем и четвёртом блоках Кольской АЭС установлены ПВД второго поколения. В этих ПВД зона ОК выделена за счёт установки двух дроссельных шайб (одна с большим проходным сечением в раздающем коллекторе, другая с меньшим - в собирающем) и перепускных труб. Питательная вода поступает в раздающий коллектор, в котором параллельно включена зона ОК и дроссельная шайба (меньшая). Часть воды поступает в зону ОК (в зоне ОК расположен 21 ПСТЭ), а большая часть перепускается через шайбу в зону КП (в зоне КП расположено 77 ПСТЭ) рис. 3.1. В собирающем коллекторе в районе зоны ОК также формируется два параллельных потока. Из-за нагрева в ПСТЭ зоны ОК объём водыувеличивается и небольшая её часть проходит через дроссельную шайбу, а большая часть через перепускную трубу возвращается в раздающий коллектор и далее в ПСТЭ зоны КП.
Эксплуатационная надёжность ПВД, установленных на третьем и четвёртом блоках Кольской АЭС более низкая, чем установленных на первом и втором блоках. Первые замены ПСТЭ на этих ПВД имели место на третьем и четвёртом году эксплуатации блоков, в то время как на первом, втором блоках - на 7-8 году.
Меньшее время работы ПСТЭ до повреждения на третьем, четвёртом Кольской АЭС по сравнению с первым и вторыми блоками объясняется тем, что в конструкции ПВД второго поколения больше элементов, турбулизи-рующих поток теплоносителя, чем в ПВД первого поколения. ПВД на третьем, четвёртом блоках также как на первом и втором были модернизированы. На рис. 3.1 и приведена схема движения воды в трубной системе до и после реконструкции ПВД. При проведении реконструкции из ПВД третьего и четвёртого блоков были удалены дроссельные шайбы и перепускные трубы и конструкция ПВД стала такой же как на модернизированных ПВД первого и второго блока [64].
На АЭС Ловииса в отличие от гидразинно-аммиачного режима отечественных АЭС во втором контуре использовался нейтрально-кислородный режим со 100% конденсатоочисткой и подачей кислорода. На АЭС Ловииса установлены такие же ПВД как на 1,2 блоках Ровенской АЭС. Начиная с ввода в эксплуатацию, в подогревателях высокого давления появились ЭКИ хвостовиков ПСТЭ. К 1980 г. на поверхности труб ПГ были обнаружены отложения со-единений железа Fe304 с плотностью до 300 г/м . Со дна парогенераторов было удалено значительное количество отложений Fe304. Первые замены повреждённых змеевиков ПВД (ПСТЭ) имели место на АЭС Ловииса через три года после пуска 1 блока.
Износ ПСТЭ составляет 25-75% от толщины стенки. В основном износ ПСТЭ имел место в нижней половине зоны КІЇ и по всей высоте зоны ОК. Общее количество утонившихся змеевиков на 1-й турбоустановке 1 блока АЭС Ловииса составило 253 (ПВД-5 - 59, ПВД-6-83, ПВД-7-12), на 2-й турбоустановке -398, в том числе на ПВД-5-138, ПВД-6-243, ПВД-7-27). На АЭС рассматривался вариант модернизации ПВД за счет удаления перепускной трубы и дроссельных шайб. В этом случае скорость в змеевике снижается с 2 до 1,6 м/с. Однако одновременно с этим теряется электрическая мощность на величину 0,5 МВт.
Для повышения эксплуатационной надежности при ремонтах ПВД на АЭС во входных участках ПСТЭ были установлены нержавеющие хвостовики из аустенитно-ферритной стали. В дальнейшем началась интенсивная коррозия и зарастание композитных швов и размывов коллекторов в местах вварки нержавеющих вставок. В 1991-1992 гг. была произведена замена ПВД на 1-ом блоке. Замена ПВД на 2 блоке АЭС Ловииса была произведена в 1994 г. Вместо коллекторных ПВД, теплообменная поверхность которых выполнена из углеродистой стали, были установлены камерные ПВД, теплообменная поверхность которых изготовлена из коррозионностойкой стали. Это позволило исключить повреждаемость ПВД [65,66].
Первые повреждения ПСТЭ ПВД на АЭС Пакш имели место в течение 1983-1986 гг., когда было обнаружено И случаев появления сквозных свищей на стенках ПСТЭ. Затем в период до ноября 1987 г. была произведена замена около 200 ПСТЭ на блоке I и около 110 ПСТЭ на блоке П. На ПСТЭ были установлены хвостовики из углеродистой стали, поставленные заводом-изготовителем. Все повреждения в ПСТЭ находились, как и на других АЭС, в местах приварки спиралей к коллекторам на расстоянии 5-15 мм от шва приварки змеевика к коллектору, рис. 3.2. В дальнейшем из-за массового повреждения ПСТЭ на 4-х блоках АЭС Пакш на всех 24-х ПВД хвостовики ПСТЭ (общим количеством 2 3 98 24=14122 шт.) были заменены на таковые из
Определение функциональных зависимостей эрозионно-коррозионного износа металла конденсатно-питательного тракта
Помимо этих факторов на интенсивность ЭКИ оказывают влияние также факторы, не рассмотренныев раздел 1.4:9) время эксплуатации трубопровода;10) используемый амин.
Приведенный в разделе 1.4 анализ влияния факторов на интенсивность ЭКИ металла оборудования и трубопроводов свидетельствует о достаточно сложной взаимосвязи между ними. Для того, чтобы количественно оценить вклад каждого из перечисленных выше десяти факторов, необходимо обобщить имеющиеся в литературных источниках данные и учесть опыт, накопленный в эксплуатации. Необходимо для каждого из факторов получить зависимость, количественно определяющую его влияние на интенсивность ЭКИ. В четвертой главе разработаны подходы для количественной оценки перечисленных выше факторов.
Из анализа материалов, приведенных в разделе 1.4.1 первой главы можно сделать вывод, что температура среды влияет на интенсивность ЭКИ. Зависимость скорости ЭКИ от температуры определяется особенностями растворения ионов железа в воде при ее изменении. Как отмечалось в разделе 1.4.1 наибольшего значения концентрация ионов железа в воде достигается при температуре, примерно равной 150 С, что и соответствует максимальному значению скорости ЭКИ. Так по данным графиков, приведенных на рисунке 1.2 и рисунке 1.4, максимальное значение скорости ЭКИ достигается при t =
На рисунках 4.1 - 4.4 приведена дополнительная информация о влиянии температуры среды на скорость ЭКИ. По данным графиков, приведенных на рисунке 4.1, максимальная скорость ЭКИ имеет место при t = 130С. Подан ным графиков, приведенных на рисунке 4.4, максимальное значение скорость
ЭКИ имеет в диапазоне температур 140 - 160 С и зависит от марки стали.
Для учета влияния температуры среды на скорость ЭКИ использованы данные, приведенные в работе специалистов из EPRI [70], результаты, представленные в работах других авторов [2, 5, 6, 7, 10, 12, 17], данные эксплуатационного контроля ЭКИ оборудования и трубопроводов на АЭС России и Украины. Полученные функциональные зависимости, определяющие изменение скорости ЭКИ от температуры при изменении значений скорости воды, значений рН, концентрации кислорода, диаметра трубопровода, содержания молибдена, хрома, геометрии трубопровода приведены далее на рис. 4.5, 4.9, 4.14, 4.16, 4.17, 4.19, 4.20.
Анализ влияния скорости теплоносителя (воды) на интенсивность ЭКИ приведен в разделе 1.4.1. Влияние скорости во всех случаях однозначно: с увеличением скорости среды интенсивность ЭКИ возрастает. Приведенные на рисунке 1.6 графики, определяющие зависимости интенсивности ЭКИ от скорости среды, соответствуют интервалу скоростей 1 м/с-4м/с и интервалу температур 125-225С. Лабораторные исследования ЭКИ были проведены на трубке малого диаметра (внутренний диаметр трубки - 8 мм).
Для учета влияния скорости среды на интенсивность ЭКИ использованы графики, приведенные в работе специалистов из EPRI [70], результаты представленные в работах других авторов [3,12], данные эксплуатационного контроля ЭКИ трубопроводов АЭС с ВВЭР. Функциональные зависимости скорости ЭКИ трубопроводов конденсатно-питательного тракта АЭС с ВВЭР от температуры при различных значениях скорости теплоносителя приведены на рис.4.5.
Анализ влияния показателя рН на интенсивность ЭКИ приведен в разделе 1.4.2. Основной вывод, который можно сделать на основе приведенного в первой главе анализа, заключается в том, что влияние значения рН на интенсивность ЭКИ увеличивается по мере повышения величины рН: в диапазоне рН= 6,0 8,0 скорость ЭКИ слабо уменьшается по мере увеличения рН, в диапазоне рН= 8,01 9,0 - ЭКИ уменьшается более быстрыми темпами, при рН 9,01 - ЭКИ резко уменьшается.
На рисунках 4.6 - 4.8 приведена дополнительная информация о влиянии, значения рН на скорость ЭКИ, а также данные о взаимосвязи между значением рН и другими величинами.
Приведенный анализ подтверждает тот факт, что влияние значения рН на коррозию металла значительно. Для вывода этой зависимости были исполь
Похожие диссертации на Диагностика и контроль эрозионно-коррозионного износа трубопроводов и теплообменного оборудования атомных электростанций
