ОДЕСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ

КРАВЧЕНКО Володимир Петрович

УДК 621.311.25:621.039.57

НАДІЙНІСТЬ ТЕПЛООБМІННОГО ОБЛАДНАННЯ ТА ТРУБОПРОВОДІВ ДРУГОГО КОНТУРУ АЕС З ВВЕР

Спеціальність 05.14.14 – теплові та ядерні енергоустановки

Автореферат дисертації на здобуття наукового ступеня

доктора технічних наук

Одеса – 2007

Дисертацією є рукопис.

Робота виконана в Одеському національному політехнічному університеті Міністерства освіти і науки України.

Науковий консультант | Бараненко Валерій Іванович,

доктор технічних наук, професор,

ВАТ "Всеросійський науково-дослідний інститут АЕС", м. Москва, начальник центру 700

Офіційні опоненти: | Носовський Анатолій Володимирович, доктор технічних наук, професор, Державний науково-технічний центр з ядерної та радіаційної безпеки, заступник директора

Каденко Ігор Миколайович, доктор фізико-математичних наук, професор, Київський національний університет ім. Тараса Шевченка, завідувач кафедри ядерної фізики

Максимов Максим Віталійович, доктор технічних наук, професор, Одеський національний політехнічний університет, професор кафедри “Автоматизація теплоенергетичних процесів, науковий керівник НДЛ “Атомспецавтоматика”

Провідна організація: | Національний технічний університет України “Київський політехнічний інститут”, кафедра атомних електростанцій та технічної теплофізики

Захист відбудеться 15 травня 2007 р. о 14 год на засіданні спеціалізованої вченої ради Д 41.052.04 в Одеському національному політехнічному університеті, м. Одеса, просп. Шевченка, 1.

З дисертацією можна ознайомитися в науковій бібліотеці Одеського національного політехнічного університету, м. Одеса, просп. Шевченка, 1.

Автореферат розісланий “30” березня 2007 р.

Вчений секретар

спеціалізованої вченої ради О.Н. Зайцев

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Відповідно до Національної енергетичної програми в Україні в 2010 р. має споживатися 270 млрд кВт·год, а вироблятися – 280 млрд кВт·год електроенергії. Виробництво може бути збільшене за рахунок будівництва нових установок, використовування нетрадиційних джерел енергії, а також підвищення надійності існуючих установок.

Актуальність теми. Одним з основних показників роботи енергоустановок є коефіцієнт використовування встановленої потужності (КВВП). Середнє значення КВВП на українських АЕС у 2005 р. дорівнювало 73,7 %. Значення КВВП електростанцій економічно розвинених країн досягає 92,9 %, тому очевидна пріоритетна задача вітчизняної ядерної енергетики: підвищення надійності діючих енергоблоків.

Аналіз даних про відмови обладнання АЕС показав, що перший та другий контур практично однаково впливають на недовиробіток електроенергії. Якщо підсумувати втрати при виробництві електроенергії через парогенератори (ПГ), підігрівачі високого тиску (ПВТ) і трубопроводи другого контуру, то ця величина складе 45,8 % від всіх втрат на блоці.

Надійність теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру у значному ступені визначається ерозійно–корозійним зносом (ЕКЗ).

У результаті проведеного аналізу виявлено суперечність: інтенсифікація теплообміну для зменшення габаритів обладнання вимагає турбулізації потоку теплоносія, що, в свою чергу, через виникнення вихорів збільшує ЕКЗ.

Ядерні енергетичні установки (ЯЕУ) для виробництва електроенергії, крім техніко–економічних показників і показників надійності, характеризуються показниками безпеки і впливу на навколишнє середовище. Урахування показників безпеки робить невизначеним вибір того чи іншого варіанта технічних рішень. При необхідності зіставлення типів ЯЕУ або технічних рішень виникає потреба в кількісному урахуванні всіх факторів. Існуючі методи не дають такої можливості.

Таким чином, можна сформулювати науково–технічну проблему: підвищення ефективності використання теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру АЕС через визначення механізму пошкоджень, шляхів їх запобігання, а також прогнозування зносу трубопроводів.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Дисертаційна робота виконувалася відповідно до “Основних положень енергетичної стратегії України до 2030 року”, плану науково дослідних робіт в ОНПУ (держбюджетна тема № 382–42 “Підвищення безпеки, надійності і ефективності обладнання енергоустановок”), госпдоговірних робіт із ЗАЕС, РАЕС, ЮУАЕС: № 87–35 (№ Д/Р 0193U027493) і № 778–35 “Експериментальні і теоретичні дослідження по підвищенню надійності роботи парогенераторів на АЕС з ВВЕР”, № 1026–35 “Аналіз причин пошкоджень колекторів парогенераторів на блоках АЕС з ВВЕР і заходи щодо підвищення надійності їх роботи”, № 68/891–35 і № 838–35 “Підвищення надійності трубних систем підігрівачів ПВ–2500–97А”, № 1168–42 (№ Д/Р 0196U023179) “Збір і аналіз даних за відмовами трубопроводів АЕС України. Розробка заходів щодо підвищення надійності трубопроводів АЕС з реакторами ВВЕР”.

Мета і задачі дослідження. Метою роботи є підвищення надійності теплообмінного обладнання і трубопроводів другого контуру АЕС.

Поставлена мета досягається розв’язанням таких задач:

— аналіз науково–технічних і технологічних проблем, зв'язаних з ЕКЗ теплообмінного обладнання і трубопроводів другого контуру АЕС;

— розвиток методів конструювання і розрахунку теплообмінного обладнання, що працює в умовах інтенсивного ЕКЗ;

— визначення механізмів пошкодження змійовиків ПВТ і вихідного колектора теплоносія парогенератора ПГВ-1000;

— розробка математичної моделі теплогідравлічних процесів у ПВТ і парогенераторі;

— розробка і теоретичне обгрунтовування заходів, направлених на підвищення надійності ПВТ і парогенераторів;

— аналіз методів прогнозування зносу трубопроводів;

— розробка алгоритму програми і структури бази даних для прогнозування зносу трубопроводів;

— розробка методики зіставлення технічних рішень для ЯЕУ, що мають різні показники надійності, безпеки і впливу на навколишнє середовище.

Об’єкт дослідження: процеси деградації теплообмінного обладнання та трубопроводів другого контуру АЕС.

Предмет дослідження: ерозійно–корозійний знос змійовиків ПВТ та трубопроводів другого контуру АЕС, теплогідравлічні процеси у парогенераторах та підігрівачах високого тиску.

Методи дослідження. При розв’язанні поставлених задач використовувалися аналітичні методи дослідження, такі як математичне моделювання теплогідравлічних процесів у ПГ та ПВТ, методи математичної статистики та теорії ймовірності для обробки інформації за значеннями температури живильної води і товщинометрії змійовиків ПВТ і трубопроводів, а також метод візуального обстеження пошкоджених ділянок змійовиків ПВТ і трубопроводів, розрахунки на міцність.

Наукова новизна одержаних результатів:

· удосконалено метод зіставлення типів ядерних енергетичних установок чи технічних рішень, що враховує різницю в показниках безпеки. Зіставлення проводиться за техніко–економічним критерієм, що включає “вартісний еквівалент безпеки”, який визначається з урахуванням імовірності всіх можливих подій, імовірності опромінитися та захворіти при цьому та величини компенсації за цей ризик;

· уточнено механізм пошкодження вихідних колекторів теплоносія парогенераторів ПГВ–1000, що включає вплив нерівномірності температури по колу колектора. Це приводить до несиметричного розташування тріщин перемичок щодо клина;

· вперше доведено, що нестабільна робота ПВТ є однією з причин виникнення крізної тріщини у вихідному колекторі теплоносія ПГВ–1000;

· вперше встановлено явище вимірювання товщини стінки ультразвуковим товщиноміром спільно з відкладеннями продуктів корозії, що суперечить теорії проходження ультразвуку через шари матеріалу різної густини;

· з'ясовано механізм ЕКЗ змійовиків ПВТ і основний визначальний його чинник: завихрення потоку;

· розроблена методика збору та обробки інформації за вимірами товщини стінки трубопроводів другого контуру АЕС для аналізу і прогнозування їх стану і наукового супроводу експлуатації.

Практичне значення одержаних результатів:

· визначено, що другим за значенням місцем розташування пошкоджених перемичок у вихідних колекторах парогенераторів ПГВ–1000 є місце закінчення закраїни. Це визначається частою зміною температури живильної води, що має місце через нестабільну роботу ПВТ;

· визначена ще одна причина пошкодження вихідних колекторів ПГВ–1000: різна температура металу по довжині кола колектора (місця входу теплообмінних трубок з “гарячої” та “холодної” половин парогенератору);

· визначена залежність зміни товщини стінки змійовиків ПВТ по висоті зон конденсації пари і охолоджування конденсату, яка показала, що найуразливішим місцем є ряди змійовиків, розташовані безпосередньо за дросельною шайбою в роздавальному колекторі;

· визначені причини низької надійності ПВТ на АЕС з ВВЕР, розроблені і обгрунтовані реконструкція ПВТ (з видаленням дросельної шайби і перепускної труби) і часткове їх байпасування. Це дозволить за рахунок підвищення надійності не тільки не понизити, але навіть збільшити виробництво електроенергії;

· визначені середні швидкості зносу трубопроводів живильної води, основного конденсату, гострої пари, дренажних трубопроводів;

· обгрунтована висота ПВТ, на якій вхідні ділянки змійовиків повинні замінюватися на неіржавіючі вставки;

· виявлений факт збільшення товщини стінки змійовиків ПВТ і трубопроводів другого контуру за рахунок відкладення продуктів ЕКЗ, які сприймаються ультразвуковим товщиноміром як основний метал. При цьому під відкладеннями можливі пошкодження металу. Неконтрольоване стоншення зумовлює необхідність розробки датчиків або методів контролю, що не мають вказаного недоліку;

· розроблена методика визначення прогнозованої товщини стінки трубопроводів на основі регресійного аналізу, що дозволяє планувати ремонт і заміну окремих блоків трубопроводів;

· розроблена структура і склад параметрів бази даних за наслідками вимірів товщини стінки трубопроводів другого контуру;

· розроблені рекомендації щодо зменшення об’єму контролю стану товщини стінок змійовиків ПВТ і технологічних трубопроводів.

Особистий внесок здобувача. Механізм пошкодження колекторів парогенераторів ПГВ–1000 і змійовиків ПВТ розроблений спільно з д–ром техн. наук В.І. Бараненко. Решта наукових положень, що є в дисертації, одержані автором самостійно. Теоретичні і натурні дослідження, розробка математичних моделей і проведення розрахунків виконані автором самостійно. Наукові роботи [5, 6, 8, 12, 13, 14, 17, 19, 20, 21] виконані автором самостійно. У роботах [1, 2, 3, 4, 22, 23, 25, 26, 27, 28, 30, 31, 32, 33, 34], які написані у співавторстві з
В.І. Бараненко, автору належить участь у виборі наукового напряму, обгрунтовуванні методології досліджень, обробці й аналізі результатів. У решті робіт за темою дисертації [7, 9, 10, 11, 15, 16, 18, 24, 29, 35], виконаних у співавторстві, автору належить постановка задачі, визначення методу дослідження, участь в математичному моделюванні, отриманні й аналізі результатів.

Апробація результатів дисертації проходила на конференції “Підвищення надійності і безпеки експлуатації АЕС і суднових енергетичних установок” (Севастополь, СВМІ, 1995 р.), семінарі "Використання обчислювальної техніки і математичне моделювання в прикладних наукових дослідженнях" (Одеса, ОГПУ, 1994), конференції, присвяченої 10–річчю Калінінської АЕС (Обнінськ, ІАТЕ, 1994), конференції “Молодь – ядерній енергетиці України” (Одеса, 1995), міжнародній конференції "Steam Generator Repair and Replacement: Practice and Lessons Learned" (Оstrava, Czech. Republic, 15–18 April 1996), III Мінському міжнародному форумі по тепломасообміну (20–24 травня 1996), 4–й міжнародній конференції з наукових проблем матеріалів обладнання АЕС в Санкт–Петербурзі (Росія, Центральний дослідницький інститут конструкційних матеріалів “Прометей”, 16–23 June, 1996), на III семінарі “Моделювання в прикладних наукових дослідженнях" (Одеса, 1996), Міжнародній конференції з енергетики (Токіо, 13–17 липня 1997 р.), семінарі “Інформаційні системи і технології” (Одеса, 11–12 жовтня 2005 р.).

Одержані в дисертації результати використані на Южно–Українській, Запорізькій і Рівненській АЕС в плані організації проведення вимірів товщини стінки змійовиків ПВТ і товщини трубопроводів. На підставі розроблених рекомендацій: ухвалено рішення встановлювати неіржавіючі вставки не тільки в зоні охолоджування конденсату ПВТ, але і на половині висоти зони конденсації пари; розроблені заходи для уникнення причин пошкоджень фланців парогенераторів ПГВ–440 та вихідних колекторів ПГВ–1000. Роботи виконувалися за замовленням НАЕК “Енергоатом”, Рівненської, Южно–Української і Запорізької АЕС.

Публікації. Основні матеріали дисертації опубліковані в фахових наукових журналах і в збірках наукових праць – 21 стаття (4 статті у провідних енергетичних науково–технічних журналах Росії), з них без співавторів 10 статей, 2 статті в інших науково–технічних журналах, 8 повних текстів докладів на міжнародних і національних наукових конференціях і семінарах, а також 4 тези докладів.

Структура дисертації. Дисертація складається з вступу, шести розділів, висновків і містить 314 с. основного тексту (включаючи список використаних джерел з 266 найменувань на 26 с. та 23 с., які повністю зайняті таблицями та рисунками) і 14 додатків на 81 с.

Основний зміст роботи

Вступ. У вступі наведена загальна характеристика роботи, обгрунтована актуальність теми і проблемні питання, що досліджуються в дисертації. Сформульовані мета і основні положення, що виносяться на захист, а також практичне значення роботи.

Розділ 1. Аналіз причин пошкодження підігрівачів високого тиску, парогенераторів та трубопроводів другого контура АЕС. На головному блоці АЕС з ВВЕР-1000 (5–му блоці НВАЕС) були встановлені камерні підігрівачі типу ПВ-2000-120А з трубчаткою з неіржавіючої сталі. На серійних блоках були встановлені підігрівачі ПВ–2500–97А з традиційною колекторно-спіральною конструкцією із змійовиками з вуглецевої сталі, які в ~3 рази дешевші. Досвід експлуатації показав помилковість такого рішення.

За значенням температури живильної води (tжв) можна судити про ступінь участі ПВТ у її підігріві. При tжв більше 200 °С – обидві групи ПВТ ввімкнено. При tжв, близьких до 165 °С, ПВТ вимкнені. Якщо tжв знаходиться між вказаними значеннями, то ввімкнена тільки одна група. Аналіз середньодобових значень tжв на блоках з ВВЕР показав (табл. 1), що найбільшу надійність мають камерні ПВТ з трубчаткою із неіржавіючої сталі. При порівнянні швидкохідних і тихохідних турбін більший час роботи з нормативною tжв мають блоки з швидкохідними турбінами К–1000–60/3000. Більшість пошкоджень ПВТ доводиться на змійовики.

Таблиця 1

Розподіл часу роботи блоків АЕС з ВВЕР у різних інтервалах значень температури живильної води, %

ЕС, блок | Інтервали темпер. жив. води, оС

168–180 | 181–200 | 201–225

РАЕС, 3 блок | 6,2 | 28,5 | 65,3

ХАЕС, 1 блок | 12,5 | 6,9 | 80,6

НВАЕС, 5 (до заміни ПГ) | 2,8 | 7,9 | 89,3

НВАЕС, 5 (після заміни ПГ) | 5,0 | 5,3 | 89,7

КАЕС, 1 блок | 20,3 | 17,6 | 62,1

КАЕС, 2 блок | 21,8 | 6,4 | 72,4

ЗАЕС, 1 блок (до заміни ПГ) | 26,6 | 19,2 | 54,2

ЗАЕС, 1 (після заміни) | 33,4 | 21,3 | 45,3

ЗАЕС, 2 (до заміни ПГ) | 41,0 | 24,3 | 34,7

ЗАЕС, 2 (після заміни ПГ) | 33,9 | 24,4 | 41,7

ЗАЕС, 3 блок | 31,0 | 5,0 | 64,0

ЗАЕС, 4 блок | 20,1 | 10,1 | 69,8

ЗАЕС, 5 блок | 19,4 | 13,3 | 67,3

ЮУАЕС, 1 блок | 36,3 | 20,1 | 43,6

ЮУАЕС, 2 блок | 19,7 | 5,1 | 75,2

БалАЕС, 1блок (до заміни ПГ) | 26,7 | 19,6 | 53,5

БалАЕС, 1 блок (після заміни) | 43,0 | 18,0 | 39,0

Середнє знач. для НВАЕС – 5 | 3,9 | 6,6 | 89,5

Середнє знач. для швидкохідних турбін | 9,35 | 17,7 | 72,95

Середнє знач. для тихохідних турбін ЗАЕС–3,4,5 |

23,5 |

9,5 |

67,0

ЗАЕС–1,2; КАЕС; ЮУАЕС | 29,4 | 18,9 | 51,7

Середнє значення | 17,9 | 16,7 | 65,4

Проведений аналіз статистики пошкоджень ПВТ і пов'язаного з цим недовиробництвом електроенергії показав, що через вимикання ПВТ на кожному енергоблоці АЕС України втрачається 3,76 млн грн/рік.

Порушенням в роботі ПГ АЕС з ВВЕР-440 (ПГВ-440) були пошкодження фланцевого з’єднання колектора теплоносія (Ду 500). Ущільнення досягається за допомогою двох нікелевих прокладок 5 мм і 20 шпильок М48. Усередині колектора знаходиться теплоносій з t = 300 °С, а зовні – пара з t = 260 °С. У 87,5 % випадків ушкоджувалися тільки "гарячі" колектори (сталь 08Х18Н10Т). Пошкодження розташовані в основному на внутрішній стороні колектора і розвиваються з боку гнізд шпильок у бік другого контуру. Тріщини на шпильках розташовані на різьбових і гладких поверхнях. Зародження і розвиток тріщин відбувається через корозійне розтріскування під напругою, яке обумовлене сумісною дією розчинів з високим рН, що містять хлор–іони, і насиченням сталі воднем. Дослідники одностайні в корозійній природі розвитку тріщин, але для усунення причин пропонують суперечливі заходи. Тому була поставлена задача проведення перевірки характеристик міцності елементів фланцевого з'єднання.

Щодо ПГВ–1000 слід зазначити, що в Україні і Росії з 1986 по 1991 р. було замінено 35 ПГ. Причина – тріщина в перфорованій частині вихідного колектора теплоносія. Зародження тріщин у перемичках трубної дошки (метал між отворами для труб) починається, як правило, з боку другого контуру над клином колектора. Ці пошкодження визначаються конструкційними, технологічними і експлуа-таційними чинниками. Крім того, істотно впливає водно-хімічний режим (ВХР). Руйнування перемичок має втомлювасний малоцикловий корозійно–механічний характер. Після здійснення цілого комплексу заходів руйнування колекторів припинилося, але який механізм пошкодження мав місце, чітко визначено не було.

Важливим чинником довговічності трубок є склад сталі. Оптимальна концентрація нікелю – 32…63 %, хрому повинно бути більше ніж 12 %, а фосфору, сірки і вуглецю - менше ніж 0,03 %.

Однією з найважливіших проблем сучасної атомної енергетики є захист трубопроводів АЕС від ЕКЗ, до якої схильні практично всі елементи конденсатно-живильного тракту. До аварії на АЕС Сарі (США) в грудні 1986 р. (блок пущений в лютому 1973 р.) виміри товщини стінок трубопроводів на АЕС практично не проводилися. Ця аварія була першою крупною аварією на АЕС, яку спричинив ЕКЗ трубопроводу живильної води з вуглецевої сталі. Трубопровід 457,2 мм був розмитий за зварним швом. За час експлуатації він жодного разу не оглядався. Після аварії був проведений огляд, що виявив необхідність заміни ще ~40 ділянок. У результаті в багатьох країнах були розроблені національні програми, направлені на підвищення надійності обладнання і трубопроводів другого контуру АЕС.

У Німеччині група фахівців на чолі з В. Кастнером (KWU) почала займатися проблемою ЕКЗ з 1973 р. Експерименти з вивчення ЕКЗ дозволили одержати розрахункову залежність для прогнозованої швидкості зносу (мм/рік), як функцію геометричного чинника, швидкості, температури, значення рН середовища, концентрації кисню, наявності в конструкційному матеріалі хрому, молібдену і міді, а також часу експлуатації елемента. Ця залежність лягла в основу розробленої комп'ютерної програми WATHEC, що дозволила розрахувати потоншення трубопроводу на Сарі. Аналіз показав, що розрахункові значення для прямолінійних ділянок добре узгоджуються з експериментальними. Для складних ділянок результати зіставлення відрізняються більше ніж у 1,5…2,0 рази.

Аналогічні комп'ютерні програми розроблені в США (CHEC і CHECMATE). Останніми роками відповідна робота ведеться В.І. Бараненко (ВНИИАЭС, Росія). Перевагою російських програм є те, що вони ліцензовані, і на підставі результатів, одержаних за їх допомогою, можна робити остаточні висновки. Теперішнім часом на АЕС України накопичений великий об'єм матеріалу, обробка якого дозволяє розробити комплекс заходів щодо зниження негативного впливу ЕКЗ, включаючи вдосконалення методів ультразвукової товщинометрії, коректування експлуатаційної регламентної документації, упровадження перспективного ВХР й інші заходи.

Для створення програми прогнозування зносу необхідне знання характеру і закономірностей зносу на всіх наявних ділянках, по довжині і колу трубопроводів, що зумовлює обробку великої кількості вимірів і проведення додаткових вимірювань.

У результаті аналізу історії зміни ВХР на АЕС, корозійної стійкості конструкційних сталей в конденсатно–живильному тракті, розподілу продуктів ЕКЗ по тракту, а також впливу часу експлуатації на вихід продуктів ЕКЗ було наголошено, що:

· Основною метою ВХР другого контуру є забезпечення надійної роботи ПГ.

· Використовування різних ВХР другого контуру показало їх недосконалість, що виражається у виході з ладу трубок ПГ і теплообмінників.

· Нещодавно практично всі АЕС з ВВЕР і PWR експлуатувалися в гідразинно–аміачному режимі, при якому на теплообмінній поверхні і трубопроводах конденсатно–живильного тракту (КЖТ) відкладаються продукти корозії. Надійні захисні окисні плівки не утворюються. Зараз на вітчизняних АЕС після дослідної експлуатації відбувається перехід на морфоліновий режим, який добре захищає метал від стояночної корозії та добре зарекомендував себе при експлуатації.

·

·

На підставі проведеного аналізу сформульована мета і визначені основні задачі подальшого дослідження.

Розділ 2. Методика зіставлення технічних рішень для ядерних енергетичних установок. У традиційній енергетиці існує методика вибору технічних рішень на основі порівняльної економічної ефективності капітальних вкладень. Прийнято, що більш привабливим є варіант з максимальним чистим дисконтованим прибутком (ЧДП чи Net Present Value of Discounted Cash Flow):

, (1)

де ЧДП – дисконтована різниця між сумарними доходами та витратами за весь життєвий цикл технології, грн;

Сt – вартість електроенергії у t–му році, грн/кВтг;

qt – кількість електроенергії, відпущеної у t–му році, кВтг;

Kt – капиталовкладення у t–му році, грн;

it – питомі виробничі витрати у t–му році, включаючи паливну та експлуатаційну складові, грн/кВтг;

r – показник дисконтування витрат та доходів до року t=0, долі одиниці;

Tp – ресурс роботи, років.

Додавання виконується за роками від початку будівництва (t=–Тбуд.) до зняття з експлуатації (t=Tp).

Проте можливо, що більш економічно вигідна реконструкція ЯЕУ знижує ядерну безпеку. Тоді не ясно, як провести зіставлення.

Запропонована далі методика дозволяє вибрати оптимальне рішення для ЯЕУ з варіантів, що мають різні показники надійності, безпеки і дії на навколишнє середовище. В основі розв’язання поставленої задачі лежить ідея зведення всіх показників до економічних. Охарактеризуємо вказані властивості. Якщо вихід з ладу одного з елементів приводить до часткової втрати працездатності установки, користуються коефіцієнтом:

, (2)

де – коефіцієнт забезпечення заданої відпустки енергії;

– практичне або передбачуване в прогнозуючих розрахунках недовиробництво енергії внаслідок відмов;

– задана відпустка енергії установкою;

Під заданою відпусткою розуміється плановане виробництво за вирахуванням власних потреб. Вказаний коефіцієнт близький до КВВП з тією різницею, що у КВВП у знаменнику знаходиться максимально можливе виробництво за календарний час. Підвищення заб на конкретній установці може бути досягнуто за рахунок додаткових капітальних вкладень або організаційних заходів. Ефективність і доцільність цього підвищення оцінюється за економічним ефектом. Якщо має місце прибуток в результаті, наприклад, реконструкції, то дана пропозиція доцільна. Таким чином, показники надійності відображаються в техніко–економічних показниках і окремо можуть не враховуватися.

При дослідженні безпеки аналізуються ймовірні аварійні порушення, що призводять до пошкодження активної зони, а також порушення, викликані відмовами захисних і локалізуючих систем. На основі дерева подій розраховується ймовірність кінцевих станів всієї системи. Наслідки радіаційної аварії характеризуються кількістю і складом радіоактивних речовин, що потрапляють в навколишнє середовище. Таким чином, кількісні показники безпеки – це радіаційні й імовірнісні показники.

Радіаційні показники характеризують розмір збитків або наслідків, пов'язаних з радіаційним впливом на персонал, частину населення та/або навколишнє середовище. Як основа для оцінки збитку використовується очікувана колективна доза, що розраховується для персоналу АЕС і для населення. Імовірнісні показники включають:

а) станційний рівень безпеки (ймовірність пошкодження активної зони, ймовірність невиконання заданих функцій безпеки або відмови системи безпеки, інтенсивності виникнення початкових подій);

б) позастанційний ризик:

, (3)

де R(T) – індивідуальний ризик летальної смерті за час Т, долі одиниці;

Рi(T, ) – ймовірність виникнення на інтервалі часу (0,Т) i–го стану ЯЕУ, в якому значення дози дорівнює Hi;–

ймовірність смерті людини при опромінюванні дозою ;

n – число можливих станів ЯЕУ;

в) середню очікувану ефективну еквівалентну дозу, Зв:

, (4)

Очікувана колективна доза розраховується виходячи з типу ізотопів, що потрапляють в навколишнє середовище при конкретній події, та їх кількості. Маючи ймовірність кожної з подій Pi (рік–1) і очікувану колективну дозу опромінювання при цих подіях , можна розрахувати сумарну очікувану колективну дозу, що характеризує роботу даної установки у всіх режимах, Зв:

, (5)

де – проектний термін служби, років.

Радіаційні й імовірнісні показники, з одного боку, доповнюють один одного, з іншого – не об'єднуються в один критерій. Наявність декількох показників робить невизначеним вибір оптимального технічного рішення. До того ж в оцінках використовується ймовірність смерті людини, що спричиняє необхідність оцінювати вартість життя і викликає внутрішню незгоду. Застосування консервативних методів на ранній стадії розвитку ядерної енергетики було виправдане. Сьогодні слід розвивати точніші методи оцінки шкоди, які до того ж не гальмуватимуть розвиток нових технологій. Тому пропонується ввести єдиний критерій для зіставлення ядерно– і радіаційно-небезпечних технологій, що назвемо вартісним еквівалентом безпеки (ВЕБ).

З урахуванням ВЕБ вираз для визначення ЧДП набуде вигляду:

(6)

Визначимо ВЕБ. Можливим способом урахування ризику від опромінювання може бути урахування витрат на відновлення втрати здоров'я через опромінювання. Зокрема, в результаті ділення очікуваної колективної дози на ліміт дози отримаємо кількість людей, що постраждали в результаті ліквідації аварії. При ліквідації Чорнобильської аварії такою величиною було 0,25 Зв. У принципі ця доза не повинна приводити до серйозних негативних наслідків. Проте можна припустити, що при консервативному підході після опромінювання людина може втратити працездатність. Витрати на компенсацію втрати працездатності виразяться у розмірі пенсії, що виплачується від середнього віку потерпілих до середньої тривалості життя в країні. Потрібно провести аналіз складу і кваліфікації персоналу АЕС, потім визначити середню зарплату, від якої може бути нарахована пенсія по непрацездатності. Аналогічні розрахунки слід виконати і для населення, визначаючи кількість потерпілих діленням очікуваної колективної дози для населення на ліміт дози для категорії В. Цей спосіб може бути реалізований даним часом. Алгоритм використання запропонованого методу визначення ВЕБ ЯЕУ зображено на рис. 1. Технічне рішення, яке характеризується меншим значенням ВЕБ, є більш переважним з погляду безпеки.

Розділ 3. Механізм пошкодження парогенераторів. Перевірка міцності вузької частини шпильок (ХН35ВТ) фланцевого з'єднання колектору теплоносія ПГВ–440 показала, що розрахункове напруження в шпильках р=8,522·106/(1241·20)=343 МПа, при тому, що припущене напруження дорівнює 258..387 МПа. Тобто діюче напруження всього лише на 12 % менше припущеного значення. Щоб мати нормативну витяжку 0,27 мм, буде потрібна сила 11,6·106 Н. Повна сила в робочому стані дорівнює 12,42·106 Н, а напруження ш=500 МПа. Іншими словами, при забезпеченні нормативної витяжки повна сила і напруга в шпильках перевищують межу текучості =430 МПа, а це означає, що міцність не забезпечена.

Рис. 1. Методика розрахунку вартісного еквівалента безпеки

До таких же висновків можна дійти при урахуванні теоретичного коефіцієнта концентрації напруг =max/ном, який по рекомендаціям дорівнює 4,64. Таке велике перевищення фактичних напруг над номінальними пояснюється взаємним впливом концентрації напруг від вигину витка і загального поля напруг розтягування тіла шпильки. У результаті максимальні напруги від розтягування в западинах різьблення max=·ном= 4,64·172,6 =800 МПа і перевищують межу міцності =710 МПа. Наявність напруг від кручення sw=158,8 МПа ще більше погіршує стан. У цьому випадку розрахункові (еквівалентні) напруги за четвертою теорію міцності екв== =845,8 МПа, що ще більше за межу міцності.

Значення витяжки 0,27 мм вибрано з умов забезпечення герметичності фланцевого з'єднання. Забезпечити міцність шпильок при нормативній витяжці можна вибором іншого матеріалу або проведенням термообробки, що підвищує характеристики міцності.

Виміри, зроблені на одній з прокладок, які ущільнюють фланцеве з'єднання, показали, що різниця в товщині прокладок в перетинах, розташованих під кутом 90°, складає ~0,4 мм, що може бути викликане деформацією фланця колектора. Цей факт легко перевірити за допомогою свинцевих прокладок при демонтажі кришок колектора під час проведення ремонтних робіт.

Проаналізовані причини пошкодження вихідних колекторів теплоносія
ПГВ–1000. Для аналізу впливу коливань температури живильної води (tжв) при вимиканні ПВТ на виникнення пошкоджень вихідних колекторів ПГ були проаналізовані середньодобові різниці цієї температури для тринадцяти блоків за 40,5 років. У період від пуску енергоблока до пошкодження колектора спостерігаються 80…180 коливань температури живильної води з амплітудою 16…40 °С. Це має один порядок з числом циклів, що припускаються. Виникаючі при цьому термічні напруження сприяють розвитку корозійно–втомлювасних тріщин.

Коливання tжв з амплітудою Dtб=21...27 °С відбувається на АЕС з тихохідними турбінами з частотою 0,5…1 раз на тиждень, на АЕС з швидкохідними турбінами і НВАЕС ці коливання мають меншу амплітуду і відбуваються 0,3…0,5 раз на тиждень.

На АЕС з швидкохідними турбінами підігрів води в ПВТ складає 44 °С, тоді як для тихохідних турбін він дорівнює 61 °С. Конденсат гріючої пари із СПП на швидкохідних турбінах подається безпосередньо в тракт живильної води за ПВТ. Це дозволяє мати tжв при вимиканні ПВТ вище, ніж для тихохідних турбін, яка визначається температурою в деаераторі. Тому при повному вимиканні ПВТ коливання tжв на АЕС з швидкохідними турбінами менше.

Причина виходу з ладу вихідних колекторів ПГВ–1000 – принципово новий в практиці парогенераторобудування механізм пошкодження матеріалу перемичок між отворами в стінці колектора, передбачити який на момент проектування і виготовлення не уявлялося можливим. Для уточнення механізму цього руйнування було проаналізовано розташування пошкоджених перемичок на 23 замінених ПГ Нововоронізької, балаковської, Южно–Української та Запорізької АЕС. Всі пошкоджені перемички в ПГ одної станції були відображені на одній картограмі (рис. 2). За цими даними було проаналізовано розташування пошкоджень на трубній дошці:

1. На "холодній" стороні розташовані 72 % пошкоджених перемичок.

2. По висоті трубної дошки є два максимуми: 29,3 % пошкоджень розташовані в області клина з 49-го по 56-й ряд; 15,7 % пошкоджень – в області закінчення закраїни з 25-го по 32-й ряд.

Рис. 2. Картограми пошкоджень вихідних колекторів ПГ ЮУАЕС (а) та ЗАЕС (б)

Основною зоною концентрації напружень є область клина. На вхідних колекторах також є ділянка з клином, але пошкоджень перемичок на гарячому колекторі не зафіксовано. Це свідчить про те, що причина пошкоджень вихідних колекторів в області клина визначається не напругами, а термопульсаціями. На гарячій стороні генерується більша кількість пари, ніж на холодній. Отже, теплоносій, проходячи трубки гарячої половини, сильніше охолоджуватиметься. Це створює різницю температури в стінці вихідного колектору в місці входу трубок з різних половин ПГ і приводить до коливання температури стінки в різних режимах.

Пояснення наявності другого максимуму таке. Закраїна сприяє створенню області підвищених термопульсацій. Частина колектора, що вища за 28-й ряд (межа закраїни), омивається пароводяною сумішшю, нижча за 28-й ряд – контактує з живильною водою. Тобто температурний режим колектора вище і нижче закраїни різний.

Як видно з картограм, зусилля, що приводить до зростання тріщин, направлено під кутом, а не проходить через вісь над клином. Зусилля, що є наслідком складних взаємодій колектора з трубною системою, можуть бути пояснені таким чином (рис. 3). Сторона колектора, протилежна клину, куди входять короткі труби, матиме більш високу температуру, ніж біля клина. У результаті цього виникають сили, що прагнуть деформувати колектор в напрямі С. Проте унаслідок утримання його горловиною і пакетами труб, на нього діють розтягуючі зусилля в протилежному напрямі А, сприяючі руйнуванню перемичок у області безпосередньо над клином.

Рис. 3. Схема парогенератора (вигляд зверху) з вказівкою зусиль, діючих на колектор з боку трубного пучка

На гарячій стороні генерується більша кількість пари, тому температура теплоносія і труб, що підходять до “холодного” колектора справа, нижче за відповідну температуру на лівій стороні, тобто виникають сили, які прагнуть зігнути його управо (убік В) уздовж подовжньої осі. Рівнодіюча сил А і В – сила F направлена під деяким кутом до поперечної осі ПГ у бік “гарячого” колектора, що і спричиняє виникнення розтягуючих напруг на протилежній напряму F стороні. У процесі експлуатації ці напруги багато разів змінюються і призводять до виникнення та розвитку тріщин.

Була розроблена методика і проведений розрахунок зміни температури стінки колектора по колу. Різниця температур теплоносія на вході в “холодний” колектор з гарячої та холодної сторін складає з боку корпусу 7,8 °С, а з протилежної сторони – 5,7 °С. Різниця температур по довжині кола колектора з холодної сторони складає 8,4 °С, а з гарячої сторони – 10,5 °С. Неоднакова температура металу по довжині кола призводить до виникнення додаткових, неврахованих напруг, які роблять свій внесок у виникнення крізних тріщин у перемичках колектора.

Розділ 4. Аналіз результатів вимірів товщини стінок змійовиків ПВТ. Натурне дослідження демонтованих через ЕКЗ змійовиків. Для визначення закономірностей в зносі змійовиків були зібрані і проаналізовані результати вимірів товщини стінки змійовиків ПВТ тринадцяти блоків АЕС за 15 років експлуатації.

Для вивчення закономірностей зносу були проаналізовані товщини стінки змійовиків на різних ПВТ, приєднаних до різних колекторів, у зонах конденсації пари (КП) і охолоджування конденсату (ОК). Перший розгляд зіткнувся з ускладненням: велика кількість вимірів мала значення товщини більшу за номінальну. Сумісний розгляд всіх вимірів дає рівномірну пилкоподібну криву, що не несе ніякої інформації. Вирішенням цієї проблеми став окремий розгляд змійовиків, що стоншилися і що потовщилися. Для отримання узагальнених результатів були оброблені дані з всіх блоків (рис. 4), що дало такі висновки:

Рис. 4. Результати усереднювання вимірів товщини стінки на чотирьох АЕС

(нумерація секцій зверху вниз)

1–мінімальні значення товщини стінки;

2– середні значення товщини стінки

1.

2. У зоні КП максимальні значення товщини рівномірно зменшуються зверху вниз. У зоні ОК значення товщини слабо змінюються з висотою. Найбільший знос має місце в перших за діафрагмою восьми секціях зони КП. Далі інтенсивність зносу зменшується. Це пояснюється завихренням потоку після діафрагми.

3. Для різних колекторів і різних сторін колектора істотних відмінностей не спостерігається. Внутрішні і зовнішні спіралі мають практично також однакову товщину стінок.

За діафрагмою має місце закрутка потоку. Вихори інтенсивно зношують трубки. Той факт, що трубки, які знаходяться поряд, можуть мати істотно різну товщину: одна зношується, інша товщає, пояснюється різним хімічним складом металу цих трубок.

На деяких ПВТ має місце інтенсивний знос у верхній частині КП. Це свідчить про паровий знос змійовиків із зовнішньої сторони.

Для з'ясування характеру зміни товщини стінки змійовиків один із демонтованих змійовиків зони ОК ПВТ першого блока РАЕС був розрізаний з інтервалом ~1 м. З кожної одержаної таким чином ділянки був вирізаний елемент завдовжки 20…30 мм для контрольних вимірів. При загальній довжині змійовика ~28 м таких елементів було вирізане 28 шт. На рис. 5 наведена фотографія одного з цих елементів, розрізаного на дві половини. Відкладення мають бурий колір. Поверхня металу – шорстка. З аналізу характеру потоншення стінок змійовика по довжині випливає, що найбільш інтенсивно ЕКЗ відбувається на вхідній ділянці завдовжки до 100 мм.

Рис. 5. Стан внутрішньої поверхні елемента змійовика під відкладеннями

На фотографії зліва показана протерта серветкою поверхня, справа – зачищена наждачним папером. На зачищеній серветкою половині елемента є раковини і виступи, які добре видні при збільшенні в 10 разів. На зачищеній наждачним папером половині видні окремі раковини, краї яких нагадують коло, а глибина дорівнює радіусу кола ~0,1…0,4 мм. Розташовані такі раковини нерівномірно. Це означає, що під відкладеннями має місце пітінгова корозія.

Вивчення характеру стоншення вхідних ділянок змійовиків завдовжки до 300 мм було проведено на прикладі вимірювань трьох вибракованих при контролі змійовиків з РАЕС. У результаті проведеного аналізу були зроблені такі висновки:

1.

2.

Відкладення мають несуцільний характер. Після зачистки на всіх трубках видні каверни пітінгової корозії. Пошкодження металу мають місце до кінця гину, далі поверхня рівна, практично без раковин. Факт наявності відкладень вказує на необхідність вдосконалення датчиків УЗК відносно врахування продуктів корозії.

Проведено розрахунок мінімально допущеної товщини стінки змійовиків ПВТ за умовою міцності. Вибракування трубки за рекомендаціями ТКЗ “Красный котельщик” здійснюється при товщині 2,4 мм. Розрахункова товщина стінки дорівнює 1,89 мм. Тобто призначена заводом–виготівником товщина стінки змійовика, при якій його вибраковують, завищена, принаймні, на 22 %.

Для перевірки гіпотези про те, що основною причиною пошкодження вхідних ділянок змійовиків є висока швидкість живильної води, проведені розрахунки і зіставлення залежності зміни швидкості води з характером зносу змійовиків. Слід зазначити, що ерозія металу спостерігається не тільки з внутрішньої сторони, але й з зовнішньої при дії потоку пари на змійовики. У зв'язку з цим виникла необхідність розрахунку швидкості пари.

Згідно зі схемою руху води в трубній системі ПВ–2500–97А (рис. 6) була розроблена методика і проведені розрахунки середніх швидкостей в кожній зоні та кожному ряду змійовиків.

Швидкість води у першому змійовику приймається з подальшою перевіркою. Визначення швидкості у другому змійовику здійснюється за допомогою розв’язання наступного рівняння для зони ОК згідно з розрахунковою схемою (рис. 7):

(7)

де: – гідравлічний опір ділянки роздавального (РК) та допоміжного (ДК) колекторів, відповідно;

– гідравлічний опір, відповідно, змійовика № 2 та № 1.

Сенс рівняння (7) полягає