Содержание материала

Обеспечение работоспособности и ресурса коллекторов парогенераторов

В конце 1986г., когда в эксплуатации находилось уже 7 блоков АЭС с ВВЭР-1000, на парогенераторах второго блока Южно-Украинской АЭС (пятом по порядку пуска блоков с ВВЭР-1000) были обнаружены трещины на «холодных», выходных коллекторах теплоносителя. В дальнейшем аналогичные дефекты были обнаружены еще на 24 парогенераторах. Из 25 парогенераторов, где были обнаружены дефекты, 23 были заменены новыми, 2 парогенератора были отремонтированы. Повреждение «холодных» коллекторов ПГВ-1000 представляло собой не встречавшееся до тех пор в практике парогенераторостроения новое явление, обусловленное комплексным воздействием коррозионной среды и напряжений на металл коллектора, проявляющий склонность к коррозионному растрескиванию при малых скоростях деформирования в интервале температур, совпавшим с температурным режимом работы «холодного» коллектора.
Расчетно-экспериментальные исследования напряженно-деформированного состояния коллекторов подтвердили, что статическая прочность коллекторов, их термонапряженное состояние от действия эксплуатационных нагрузок, удовлетворяют требованиям норм прочности на весь проектный ресурс. Однако, вследствие высоких технологических напряжений и несимметричности нагрузок, возникающих при запрессовке труб, верхний участок коллектора смещался до упора во фланец патрубка и не мог свободно перемещаться, что приводило к появлению циклических эксплуатационных напряжений (до 160 МПа) при каждом пуске парогенератора и нагружении его давлением.
Как результат исследований, для уменьшения напряжений в коллекторе рекомендованы «разневоливание» коллекторов и уменьшение энергии вальцевания путем замены вальцовки взрывом на гидравлическую.
Исследованиями было показано отрицательное влияние недовальцовки труб в отверстиях коллекторов как фактора, способствующего интенсификации коррозионных процессов в образовавшейся щели.
ОКБ «Гидропресс», НПО «ЦНИИТМАШ», ЦНИИ КМ «Прометей» и другими институтами был выполнен большой комплекс дополнительных металловедческих исследований стали 10ГН2МФА, в том числе темплетов из коллекторов, поврежденных при эксплуатации.
Исследования показали комплексное влияние различных факторов, в том числе напряжения, содержания серы в металле, pH среды, температуры, скорости деформирования, на процесс растрескивания. Было установлено, что в результате операций сверления отверстий и взрывной запрессовки происходит деградация пластических свойств приповерхностного слоя в отверстиях, приводящая к снижению циклической долговечности в водной среде. Испытания образцов при 280°С свидетельствовали о склонности к деформационному старению стали 10ГН2МФА, вызывающему повышение критической температуры хрупкости на 30-60°С и падение ударной вязкости металла «холодного» коллектора на -40%.
При медленной скорости деформации образцов в воде второго контура при температуре -270°С, близкой к температуре «холодного» коллектора, при содержании кислорода от 1,5 до 3 мг/кг установлены скачкообразное снижение характеристики поперечного сужения и склонность к коррозионному растрескиванию.
Показано существенное влияние на указанные характеристики технологии выплавки стали, определяющей уровень примесей.
Склонность к растрескиванию стали 10ГН2МФА возрастает при низких значениях pH, что указывает на повышенную чувствительность этой стали к химическому составу воды и нарушениям водно-химического режима эксплуатации парогенератора.
Исследования выявили целесообразность изменения технологии сверления отверстий и выдержки просверленного коллектора при температуре не менее, чем рабочая температура горячего коллектора (350°С). Процесс низкотемпературной обработки был обоснован и рекомендован как эффективное мероприятие, способствующее снижению остаточных напряжений и частичному восстановлению пластических свойств, увеличению циклической прочности наклепанного слоя, снижению остаточных напряжений на 60-70%. Если после нагрева до 270°С долговечность в воде образцов, вырезанных из поврежденных коллекторов, составила 100 циклов, то после обработки при 450°С наблюдалось существенное повышение — после 10000 циклов нагружения образцы не разрушались.
Были разработаны, обоснованы и внедрены мероприятия по повышению эксплуатационной надежности и ресурса парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000, имеющие следующую направленность:

  1. применение для коллекторов стали 10ГН2МФА высокой чистоты электрошлакового или вакуумно-дугового переплава (ЭШП или ВД) взамен мартеновской стали открытой выплавки;
  2. максимально возможное снижение уровня остаточных технологических и рабочих напряжений;
  3. повышение качества водно-химического режима.

Мероприятия были разработаны для парогенераторов, находящихся в разных условиях жизненного цикла:

  1. в эксплуатации;
  2. изготовленные, не введенные в работу;
  3. изготовляемые вновь.

Внедрение мероприятий и их завершение (1991г.) оказали решающее влияние на работу парогенераторов в дальнейшем: после 1991г. замены парогенераторов не было.
Таким образом, реализация рекомендаций, предложенных на основании результатов проведенного комплекса исследований, позволила повысить ресурс коллекторов парогенераторов, находящихся в эксплуатации, и обосновать срок их службы в 40 лет для новых проектов АЭС.

Повышение работоспособности теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР

Проблема целостности теплообменных труб парогенераторов является актуальной. Это связано со старением парогенераторов, находящихся в эксплуатации, а также с проблемами в обеспечении водно-химического режима второго контура на ряде энергоблоков.
Как известно, однотипные ПГ на различных энергоблоках часто проявляют различный уровень надежности. Отмечен и различный характер появления дефектов во времени. На некоторых блоках интенсивность появления дефектов со временем снижается, а на других — наоборот интенсивность повышается, т. е. наблюдается некоторый инкубационный период. Все это косвенно указывает на то, что одним из важнейших факторов, определяющих процесс коррозии, является водно-химический режим.
Металлографические исследования образцов трубок, вырезанных из различных ПГ АЭС с ВВЭР, свидетельствуют о том, что основным механизмом, ответственным за повреждение труб, является процесс коррозионного растрескивания под напряжением. Данный вид коррозии развивается в аустенитных хромоникелевых нержавеющих сталях под действием растягивающих напряжений и коррозионно активной среды, содержащей активаторы и окислители. Растрескивание развивается при концентрировании примесей (преимущественно хлорид-ионов) в щелях и отложениях на наружной поверхности теплообменной трубки. В качестве активатора коррозии могут рассматриваться также сульфаты. В качестве окислителя выступает кислород.
Состав отложений на теплообменных трубках отличается для различных энергоблоков. В основном они состоят из окислов железа (до 98%) и меди (до 30%), в незначительных количествах присутствуют также кальций, кремний и другие элементы. Исследования химического состава отложений на прямом участке и в зоне дистанционирования показали различие в их химическом составе. В некоторых случаях они жесткие и плотно сцепленные с поверхностью трубки. Обычно внутренний слой отложений более плотный, чем наружный.
При металлографических исследованиях труб показано наличие нескольких видов дефектов. Наблюдаются язвы с дальнейшим развитием в виде межкристаллитного разрушения, а также трещины как одиночные с большим раскрытием, так и множественные, сильно развитые. Микрорентгеноспектральным анализом в язвах обнаружено повышенное содержание меди, а также значительное количество серы. Все дефекты располагались под значительным слоем отложений как на свободных участках трубки, так и в местах дистанционирования.
Наличие отложений в значительной степени повышает концентрацию коррозионно-активных примесей, определяющую протекание коррозионных процессов на поверхности трубки.
Роль отложений была показана, в частности, при коррозионных испытаниях модели ПГ, проведенных в ОКБ «Гидропресс». В этих испытаниях имитировались натурные условия работы трубчатки парогенератора ПГВ-1000. Применялись натурные теплообменные трубки с элементами дистанционирования различной конструкции. В первой серии испытаний при отсутствии отложений на трубчатке после 2000 часов работы и средней концентрации хлоридов в котловой воде 45 мг/кг, коррозионных повреждений трубчатки не отмечено. Во второй серии, при наличии отложений в количестве 30-60 г/м2, нанесенных путем 20 циклов выпаривания, язвенная коррозия в местах дистанционирования была обнаружена уже через 750 часов. В другой серии испытаний отложения окислов железа и меди в узлах дистанционирования в количестве 75-150 г/м2 привели к появлению язв и микротрещин на базе 4500 часов испытаний, при концентрации хлоридов 7,5 мг/кг. Во всех случаях следов коррозии на свободном участке труб не наблюдалось. При испытаниях отмечена значительная зависимость интенсивности коррозионных повреждений от площади контакта труб с дистанционирующей решеткой (для разных конструкций узлов дистанционирования).
Таким образом, результаты испытаний свидетельствуют о том, что трубчатка из аустенитной стали обладает весьма высокой коррозионной стойкостью при условии отсутствия загрязнения и условий для локального упаривания.
Загрязнение трубчатки может происходить не только за счет отложений, образовавшихся непосредственно на поверхности трубки. В некоторых случаях отложения или их верхний плотный слой теряют сцепление с трубкой и падают вниз. Видимо, этому способствует циклические нагружения трубки от температуры и давления. В результате на нижних рядах труб в межтрубном пространстве могут образовываться локальные скопления отложений.
При этом зона скопления шлама примерно корреспондируется с зоной, где наблюдается наибольшая расчетная скорость образования отложений на теплообменных трубках.
Все описанные случаи относятся к ПГ, проработавшим длительное время без химической отмывки в условиях с нарушениями требований ВХР и значительными протечками конденсаторов. По опыту эксплуатации при соблюдении норм ВХР для образования отложений, перекрывающих межтрубное пространство, нужно, по крайней мере, несколько лет. Предотвратить критические загрязнения теплообменных труб можно с помощью химических отмывок, которые при соблюдении существующих норм ВХР на блоках с ВВЭР-1000 целесообразно проводить 1 раз в четыре года. Опыт эксплуатации АЭС с ВВЭР показывает, что применение только механических способов удаления шлама недостаточно эффективно, а в ряде случаев может усугубить ситуацию.
Различие в закономерностях образования дефектов для ПГ различных энергоблоков объясняется различным уровнем и характером загрязненности ПГ не растворенными продуктами коррозии. При сравнительно низком уровне концентрации не растворенных примесей они находятся преимущественно в состоянии сцепления с трубным пучком в зоне наибольших тепловых потоков и под элементами дистанционирования. При повышении уровня загрязненности, все большая часть шлама находится в свободном взвешенном состоянии и транспортируется потоком пароводяной смеси, оседая на днище ПГ и в отдельных зонах межтрубного пространства. При этом могут образовываться отдельные участки, где межтрубное пространство полностью заполнено отложениями, что приводит к застою и дальнейшему увеличению загрязнения данной зоны.
Дополнительными факторами, влияющими на повреждаемость труб, могут быть свойства металла и условия сборки. При сборке трубного пучка не исключена возможность образования очагов пластической деформации, создающих условия для развития коррозии под напряжением на наружной поверхности труб. Это предположение позволяет объяснить различия, наблюдающиеся в повреждаемости трубчатки однотипных ПГ, но от разных производителей, на различных блоках одной АЭС с аналогичными ВХР.
Коррозионное повреждение теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР неизменно присутствует в процессе генерации пара.
В ряде случаев по причине коррозионного повреждения производится глушение теплообменных труб (ТОТ) и замена ПГ.
Это имеет место как в России, так и на зарубежных АЭС.
Обеспечение эксплуатационной надежности теплообменных труб ПГ ведется по разным направлениям:

  1. повышение требований к ведению водно-химического режима второго контура;
  2. обеспечение чистоты (отсутствия загрязнений) теплообменных труб;
  3. различные конструкторские, технологические и эксплуатационные мероприятия по улучшению внутри парогенераторной гидродинамики, продувки, удалению шлама и коррозионно-активных примесей;

Более жесткие требования выставлены и к чистоте трубных поверхностей при эксплуатации. Предписано не допускать отложений более 150 г/м2, а для ПГ новых АЭС эта величина снижена до 100 г/м2.
Эти мероприятия имеют целью обеспечить эксплуатацию ПГ в течение заданного проектного ресурса и за его пределами.
Расчеты и опыт эксплуатации ПГ показывают, что это вполне достижимо.
Около сотни ПГ АЭС с ВВЭР-440 отработали по 20-25 лет и имеют несколько десятков заглушенных ТОТ, что не отражается на характеристиках ПГ.
Парогенераторы ПГВ-1000 (1000М) на Калининской, Ровенской, Хмельницкой, Запорожской АЭС, на АЭС «Козлодуй» эксплуатируются по 80-100 тыс. часов (т. е. 10-15 лет) и имеют допустимое количество заглушенных труб.
К началу 90-х годов в России поврежденные трубы ПГ определяли по факту течи, но с 1993-1994гг. за счет применения приборов вихретокового контроля отбраковка дефектных ТОТ проводится до появления сквозного дефекта. Появилась в какой-то мере объективная возможность судить о состоянии металла труб и об остаточном ресурсе ПГ в целом.
При наличии значительного количества заглушенных труб и наличии еще большего количества поврежденных возникают проблемы:

  1. При каком количестве заглушенных труб сохраняется приемлемая паропроизводительность ПГ и мощность РУ.
  2. При каких повреждениях следует глушить трубы.
  3. Насколько надежно обеспечивается безопасность работы АЭС с ПГ трубами, имеющими повреждения.

Решение этих проблем можно рассмотреть на примере ситуации на 2 блоке Балаковской АЭС. В 1996 и 1998гг. на блоке №2 Балаковской АЭС было заглушено около четырех тысяч труб.
В результате проведенных расчетов показано:

  1. Номинальная мощность РУ обеспечивается за счет имеющихся запасов поверхности с учетом некоторого изменения температурных параметров. При этом все условия, требующиеся для охлаждения активной зоны, обеспечиваются. Вопрос решался с учетом гидравлической неравномерности петель, вызванной тем, что в одном ПГ заглушенных труб практически не было.
  2. Расчетами, выполненными с учетом проведенных металловедческих исследований труб, были определены критерии глушения труб, имеющих утонение стенки (по результатам ВТК) выше 75%. Под утонением стенки по результатам ВТК понимают локальные дефекты (трещины, язвы) глубиной до некоторой величины в % от толщины стенки.
  3. Было показано, что после глушения труб по результатам ВТК, гидропрессовки труб давлением 20-24 МПА и последующего контроля трубного пучка пневмо-гидравлическим методом, имеется уверенность, что в течение прохождения по крайней мере 9-ти циклов «разогрев-охлаждение» не будет:
  4. разрыва теплообменной трубы;
  5. появления течи более 5 л/час.