Автоматизация энергоблока АЭС с ВВЭР-1000

Система основного конденсата предназначена для транспортировки конденсата из конденсатора турбины через БОУ и подогреватели низкого давления в деаэратор. Подача конденсата из конденсатора на БОУ производится тремя конденсатными насосами 1-ой ступени типа КСВ-1850-95У4 (два рабочих, один резервный) по однониточному конденсатному тракту. Перед БОУ конденсат проходит охладители основных эжекторов и эжекторов уплотнений. После БОУ конденсат поступает на всос трех конденсатных насосов II-ой ступени, в качестве которых используются насос ЦН-1850-170. За конденсатными насосами II-ой ступени подключена линия рециркуляции конденсата в конденсатор через дроссельное устройство, встроенное в блочный расширитель. Далее конденсат последовательно проходит через четыре подогревателя низкого давления (соответственно ПНД 1-4). За ПНД-3 и ПНД-1 дренажными насосами производится подача конденсата греющего пара подогревателей (соответственно ПНД-3,4 и ПНД-1,2) в линию основного конденсата. Система основного конденсата включается в работу ко времени подачи пара на эжекторы уплотнения турбины.

2.1.2 Описание объекта управления

Объект управления представляет собой энергоблок АЭС с реактором ВВЭР-1000, в состав которого входят: корпус ядерного реактора, внутрикорпусные устройства (ВКУ) - шахта, выгородка, блок защиты труб (БЗТ); верхний блок (ВБ); приводы для перемещения ПС СУЗ; каналы нейтронного измерения (КНИ); активная зона (комплект ТВС). Также в состав энергоблока входят: турбина К-1000-60/1500-2 ЛМЗ, предназначенная для работы на насыщенном паре, главные циркуляционные насосы, парогенератор ПГВ-1000. Питательно-конденсатный тракт энергоблока включает в себя конденсатор, 4 подогревателя низкого давления, деаэратор питательной воды, 1 подогреватель высокого давления, парогенератор.

На рисунке 2.1 приведена схема барабанного парогенератора энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.

Рис. 2.1 - Схема барабанного парогенератора АЭС с ВВЭР-1000

В корпусе парогенератора 1 находится вода второго контура. Нагрев воды осуществляется трубчаткой 8, через которую прокачивается горячий теплоноситель первого контура, поступающий в патрубок 9 и отводимый через патрубок 10. Образующийся в корпусе пар сепарируется от влаги в паровом пространстве 7 и по паропроводам 4 направляется на турбину. Питательная вода подается по паропроводу 6.

Подъем уровня воды в парогенераторе может привести к забросу воды в турбину; снижение уровня здесь менее опасно, чем в реакторах, однако оно приводит к оголению верхней части трубчатки, уменьшению поверхности теплообмена и нежелательному повышению температуры воды первого контура на входе в реактор.

Во всех подобных схемах поддержание уровня осуществляется путем изменения подачи питательной воды. В стационарных условиях подача питательной воды должна быть равна расходу пара (если из регулируемой емкости часть воды забирается на продувку, то расход питательной воды должен быть соответственно увеличен). Регулирование в переменных режимах осложняется из-за наличия так называемого «вспухания». Например, если увеличить приток теплоты к жидкости при постоянном расходе питательной воды Dпв, то это приводит к временному подъему уровня, а затем к его падению. В силу того характера изменения уровня, регулирование уровня одноимпульсным регулятором 2 (рисунок 2.2), увеличивающим расход питательной воды при снижении уровня 3 и уменьшающим расход при подъеме уровня, неэффективно.

Рис. 2.2 - Одноимпульсная схема регулирования уровня

Такой регулятор при увеличении тепловой мощности из-за вспухания уровня в первый момент уменьшит расход воды, что через некоторое время приведет к падению уровня, большему чем без регулирования. С другой стороны при возмущении изменением расхода питательной воды (например, при изменении режима работы насосов) сигнал на вход одноимпульсного регулятора придет со значительным запаздыванием, что также ухудшает динамическую точность АСР.

В значительной мере эти недостатки ликвидируются при использовании трехимпульсной схемы регулирования рисунок 2.3.

Рис 2.3. Трехимпульсная схема регулирования уровня.

В такой схеме исполнительный механизм питательного клапана 1 управляется регулятором 2, на вход которого подаются сигналы по уровню 3, расходу пара 4 и расходу питательной воды 5. Знаки сигналов выбираются так, чтобы открытие клапана происходило при снижении уровня и расхода воды и увеличении расхода пара. Коэффициенты усиления каналов по расходу воды и пара берутся равными. Поэтому в стационарном режиме эти сигналы уравновешиваются и нулевой сигнал на входе регулятора будет только при значении уровня, равном заданному.

Рассмотрим работу трехимпульсного регулятора при различных возмущениях. При мгновенном изменении расхода питательной воды сигнал на входе в регулятор появляется практически мгновенно и будет отработан регулятором еще до того, как заметно отклонится уровень. Аналогично при возмущении тепловой мощностью на входе в регулятор сразу же появляется сигнал увеличения расхода пара, требующий уже в первый момент увеличения расхода воды.

Настройка трехимпульсного регулятора уровня начинается с настройки контура регулирования питательной воды при отключенных сигналах 4 и 5. Оптимальные настройки регулятора 2 в этом режиме сильно зависят от конкретных особенностей объекта (инерции расходомера, люфтов в исполнительном механизме и т.п.) трудно поддающихся расчету. Поэтому обычно этот контур настраивается непосредственно на объекте, без предварительных теоретических расчетов. После определения коэффициента усиления канала по расходу воды устанавливается равный ему коэффициент по расходу пара. Контур регулирования расхода воды мало инерционен, и при определении коэффициента усиления по уровню можно считать, что расход воды мгновенно устанавливается равным суммарному значению расхода пара отклонения уровня. Тогда регулятор 2 при подаваемом ему на вход сигнале 5 можно рассматривать как пропорциональный регулятор, изменяющий расход воды пропорционально отклонению уровня 3 от его заданного значения.

2.1.3 Регулирование уровня в регенеративных подогревателях

В регенеративных подогревателях происходит нагрев конденсата и питательной воды паром, поступающим из нерегулируемых отборов турбины. В подогреватели, расположенные дальше по ходу питательной воды, пар поступает от отборов турбины с более высоким давлением, что и обеспечивает постепенный подогрев воды по мере ее продвижения от конденсатора к парогенератору. Дренаж (конденсат) греющего пара либо отводится самотеком в паровое пространство предыдущего по ходу воды подогревателя, либо подается насосом в питательную линию.

Снижение уровня конденсата в подогревателях недопустимо, так как при оголении дренажных патрубков в них может появится пар («проскок» пара). Если дренаж подается самотеком в другой подогреватель, проскок снижает термодинамический КПД цикла, так как увеличивается расход пара из отборов более высокого давления. При отводе дренажа насосом появление проскока может вывести насос из строя. При повышении уровня конденсат закрывает часть трубчатки подогревателя, что ухудшает теплообмен. Кроме того, большой запас воды в корпусе подогревателя может вызвать ее вскипание и аварийный заброс пароводяной смеси в паровую турбину в случае, если при резком снижении нагрузки турбины недостаточно быстро закроют клапана на паропроводе отбора.

Уровень во всех подогревателях поддерживается регуляторами 1 (рисунок 2.4), получающими импульс от уровнемеров 2 и Бездействующими на регулирующие дроссельные клапаны 3. Динамика этого контура достаточно проста и обычно не вызывает трудностей в настройке.

Рис. 2.4 - Регулирование уровня в регенеративных подогревателях

2.1.4 Автоматическое регулирование деаэраторных установок

Деаэратор является смешивающим подогревателем и предназначен для деаэрации питательной воды - удаление растворенного в ней кислорода. В нижнюю часть деаэраторной головки, установленной над аккумуляторным баком питательной воды, подводится греющий пар. Поток пара стремясь к выходу в атмосферу, расположенному в верхней части головки, нагревает до температуры кипения движущуюся навстречу ему питательную воду. Выделившийся из воды в процессе кипения кислород вместе с излишками пара сбрасывается в атмосферу или расширитель. Для непрерывного нагрева и удаления кислорода из воды в деаэраторе поддерживается избыточное давление пара Рд соответствующая ему температура насыщения tд = ts и уровень Нд.

Регулирование давления в деаэраторах.

Оно необходимо для обеспечения нормальной деаэрации питательной воды и правильного режима питательных насосов и осуществляется путем подачи пара в головку деаэратора через дроссельный регулирующий клапан (схема "после себя"). При этом вода нагревается до температуры насыщения и, растворенные в ней газы переходят в пар, удаляемый в выпар деаэратора (деаэрация). Пар на деаэратор подается из отбора турбины, давление в котором при номинальной мощности превышает давление в деаэраторе не менее чем на 40--50% (т. е. при давлении в деаэраторе 0,6 МПа номинальное давление в отборе должно быть не менее 0,8 МПа). Так как давление в отборах турбины пропорционально ее мощности, при снижении мощности до 50--70% номинальной давление в отборе становится недостаточным для питания деаэратора и пар начинает подаваться из другого источника. В качестве такого источника может быть использована магистраль собственных нужд 0,9 или 1,2 МПа.

Система регулирования давления, обеспечивающая плавный переход с одного источника на другой как при снижении, так и при увеличении мощности турбины, показана на рисунке 2.5. Нормально магистраль питания деаэраторов 1 снабжается паром из отбора турбины. Давление в магистрали поддерживается регулятором 3, получающим импульс от манометра 4 и Бездействующим на дроссельный клапан 5. Кроме регулятора 3 имеется регулятор 7, получающий импульс от манометра 6 и воздействующий на дроссельный клапан 8. Клапан 8 регулирует подачу пара от магистрали собственных нужд 9. Уставка регулятора 7 выбирается несколько ниже, чем у регулятора 3, поэтому при подаче пара от отбора 2 через клапан 5 давление в магистрали 1 выше уставки регулятора 7 и клапан 8 полностью закрыт. При снижении давления в отборе 2 приблизительно до уставки регулятора 7 он вступает в работу и открывает клапан 8, после чего поддерживает давление заданном уровне (несколько менее номинала). Во избежание обратного перетока пара из магистрали 7 в отбор турбины устанавливается обратный клапан 10. При повышении мощности турбины давление в отборе 2 поднимается, обратный клапан 10 открывается, пар из отбора 2 начинает поступать в магистраль 1 и давление в ней поднимается выше уставки регулятора 7. Регулятор 7 закрывает клапан 8, и система переходит на снабжение паром из отбора.

Рис. 2.5 - Регулирование уровня и давления в деаэраторе

Регулирование уровня в деаэраторах.

Компенсация потерь рабочего тела в пароводяном контуре производится подпиткой химически очищенной водой (ХОВ), которая обычно осуществляется в конденсатор турбины. Сигналом уменьшения массы воды в контуре является снижение уровня в деаэраторе, так как масса рабочего тела поддерживается практически постоянной. Регулятор уровня в деаэраторе 11 (рисунок 2.5.) получает сигнал от уровнемера 12 и воздействует на клапан 73, регулирующий подачу ХОВ в конденсатор турбины. При этом регулирующее воздействие задерживается, так как увеличение расхода ХОВ сначала приводит к увеличению уровня в конденсаторе, что воспринимается регулятором 6 (рисунок 2.5), и только в результате его работы увеличивается подача воды в питательную линию 9. Однако жестких технологических требований к динамическим отклонениям уровня в деаэраторе не предъявляются. Изменение уровня в допустимых пределах происходит за длительное время (даже при полном прекращении подачи питательной воды в деаэратор падение уровня продолжается не менее 5 мин). Поэтому описанная схема регулирования, несмотря на ее невысокое быстродействие, получила всеобщее распространение.

Для получения характеристик системы регулирования уровня в парогенераторах ПГВ-1000 необходимо получить вид передаточных функций системы по каналам регулирования «расход питательной воды -уровень в парогенераторе» и «расход пара - уровень в парогенераторе». Для этого необходимо построить математическую модель объекта регулирования по заданным каналам.

2.1.5 Приборы и средства теплотехнического контроля параметров II_го контура АЭС с ВВЭР-1000

Основными контролируемыми параметрами, рассматриваемыми в проекте являются: давление пара в отборах, давление в деаэраторе, давление питательной воды и конденсата, температура питательной воды, температура конденсата, расход питательной воды, расход пара на турбину, уровень в подогревателях низкого давления, уровень в деаэраторе, уровень в подогревателях высокого давления и уровень в парогенераторе. Для измерения данных технологических параметров применяются различные средства измерений. Для регулирования температуры, используются термопары, имеющие НСХ типа ХК (хромель-капель), диапазон измерения -50..+400 С0. Для измерения давления применяются датчики измерения избыточного давления «Сапфир 22ДИ». Для измерения расхода питательной воды используется диафрагма, совместно с измерительным преобразователем разности давлений «Сапфир 22ДД». Для измерения уровня в парогенераторе, ПНД, ПВД и деаэраторе, применяются стандартные уравнительные сосуды, однокамерные совместно с измерительными преобразователями разности давлений «Сапфир 22ДД». Данное оборудование изготавливается на ЗАО «Манометр», располагающийся в городе Москве. Сигналы от термопар обрабатываются непосредственно Ремиконтом-310. При этом нет необходимости для применение промежуточных преобразователей. Сигналы от датчиков измерения избыточного давления и разности давлений, через преобразователи «Сапфир 22ДД» и «Сапфир 22 ДИ» заводятся в программируемые микропроцессорные контроллеры. Спецификация на средства измерений приведена в Приложении 1.

2.1.6 Описание АСУ ТП на базе ТПТС53

В проекте рассматриваются вопросы АСУ ТП энергоблока на базе ТПТС53 (TELEPERM ME). 3а счет новой производственной технологии «монтаж на поверхность» в ТПТС53 реализована самая перспективная структура контроллерных систем - структура «интеллектуальных» модулей. Её смысл состоит в том, чтобы основные функции обработки и управления передать микропроцессорам, установленным в каждом модуле. Фактически, отдельные функциональные модули, обладают способностью принимать и обрабатывать разнообразные сигналы, выдавать как аналоговые, так и дискретные воздействия, и осуществлять автоматическое управление технологическим процессом. Кроме того, обеспечена возможность связи между функциональными модулями через информационные шины в пределах одного шкафа, между шкафами и с внешними устройствами через несколько различных системных шин.

Таким образом, ТПТС53 представляет собой многопроцессорную систему с децентрализованным (или распределенным) управлением. Такое построение обеспечивает существенные преимущества перед традиционными централизованными информационно - управляющими системами.

Концепция автоматизации характеризуется иерархической структурой обработки информации (рис.2.6) и функциональным (технологическим) разделением устройств автоматизации для обработки измеряемых величин, дискретного управления и регулирования по функциональным зонам.

Щит управления подразделяется на две рабочие зоны:

1) управление технологическим процессом (ТП);

2) техническое сопровождение.

Техническое сопровождение процесса

Рисунок 2.6 - Структура АСУ ТП на электростанции

Управление технологическим процессом включает в себя оперативный контроль, управление и мониторинг технологического процесса и устройств автоматизации.

Техническое сопровождение охватывает общий контроль за работой установки со стороны начальника смены и инженеров АЭС, обслуживание АСУ ТП и документирование.

ТПТС53 включает технические и программные средства для реализации всех функций, необходимых для автоматизации процессов на AЭC: сбора и обработки технологических данных, автоматического регулирования и дискретного управления, защит и блокировок, вычисления и оптимизации, а также для контроля, сигнализации, оперативного управления ТП с использованием мониторов операторских станций и, при необходимости, традиционных элементов управления.

В систему заложена возможность проектирования надежности установки. ТПТС53 обеспечивает возможность резервировании аппаратных средств. При этом, в зависимости от предъявленных требований, возможны различные варианты построения резервированных структур. Таким образом, шинная система, системы автоматизации, обслуживания и наблюдения могут быть дополнены резервными системами.

Преимущества ТПТС53 перед традиционными контроллерами:

- увеличение вычислительной мощности системы пропорционально увеличению числа контролируемых параметров;

- наличие микропроцессора в каждом функциональном модуле обеспечивает возможность введения процедур глубокой диагностики модулей и внешних цепей.

Таблица 2.1 - Расширение функциональных возможностей АСУ ТП на базе ТПТС53

2.1.7 Система автоматизации AS 220 EA

Основной частью (ядром) АСУ ТП на базе ТПТС53 является система автоматизации.

AS 220 EA -- система автоматизации со структурируемыми автономными функциональными блоками, предусматривающая гибкое резервирование, при этом допускается полное или выборочное резервирование модулей по схеме «1 из 2, горячий резерв». «Горячее» резервирование подразумевает отслеживание состояния основного модуля резервным, проведение взаимной диагностики и безударное переключение на резервный модуль в случае неполадки основного. Все задачи выполняются в AS 220 EA распределёно автономными функциональными модулями, имеющими свои вычислительные возможности. Это позволяет достичь очень высокого коэффициента готовности и живучести системы.

Основные свойства системы автоматизации AS 220 EA:

- распределённая архитектура системы;

- без центрального процессора,

- без центральной памяти;

- энергонезависимая память;

- отсутствие ограничений по «памяти» за счёт использования распределённой обработки;

- быстрая обработка за счёт децентрализованной структуры;

- высокая готовность вследствие использования горячего резерва по схеме «1 из 2»;

- малое число типов модулей;

- простота программирования и обслуживания с использованием «технологического» языка;

- обеспечение всех функций управления, сбора и обработки информации;

- высокая готовность программного обеспечения для решения задач в энергетике.

2.1.8 Область применения

Система предназначена для решения следующих задач автоматизации процессов:

- измерение и обработка;

- управление;

- регулирование;

- расчет и контроль;

- защита и блокировка;

- сигнализация.

Благодаря гибким схемным решениям система может соответствовать любым требованиям к надежности. Она может быть сконфигурирована как без резервирования, так и с частичным или с полным резервированием.

2.1.9 Структура

AS 220 EA конструктивно представляет собой шкаф, в котором расположены каркасы с функциональными модулями (до 48 модулей в одном шкафу), модулями контроллера шины ввода/вывода (EAS), интегрированной шиной ввода/вывода, элементами резервированного питания и защиты, сетевыми компонентами.

AS 220 EA может иметь внутреннее резервирование (шины ввода/вывода, питания, EAS) или быть не резервированной. Резервирование осуществляется по схеме «1 из 2, горячий резерв», причем секции шин гальванически развязаны и доступны со стороны обоих модулей EAS. Это обеспечивает доступ к любому из модулей, установленному в AS, и надежную связь с шинами SC и CS 275.

Система состоит из:

- одного или двух основных каркасов с EAS и 12 слотами для функциональных модулей;

- до 6 каркасов расширения.

В зависимости от схемного решения могут быть установлены до 108 функциональных модулей. Напряжение питания -- 248 постоянного тока, причём предусмотрена возможность его резервирования.

2.1.10 Принцип работы

Принцип работы системы автоматизации AS 220 EA определяется функциональными и сигнальными модулями. Все задачи автоматизации решаются распределёно функциональными модулями, работающими автономно.

Обмен сигналами между модулями осуществляется через шину ввода/вывода, которая центрально управляется контроллером шины ввода/вывода EAS. Через EAS осуществляется также связь с шиной меж контроллерного обмена SC, которая служит для обмена аналоговыми и дискретными сигналами между AS, а также с резервной шинной системой CS 275.

Обмен сигналами структурируется с помощью устройства сопряжения PG 750 или рабочей станции WS 30 на модуле управления шиной ввода/вывода EAS. Данные структурирования записываются в EEPROM данного модуля.

Модули EAS соединены между собой через интерфейс и циклически обмениваются тестовой комбинацией, контролируя таким образом друг друга.

Конфигурирование модулей AS 220 ЕА осуществляется с помощью графических инструментальных средств GEТ/ТМ и ES 680 или непосредственно на входном технологическом языке с использованием программатора PG. Данные о конфигурации заносятся в EEPROM модулей и сохраняются все время, даже пока отключено питание модулей.

Часть 3. Разработка методики прогнозирования повреждений теплообменных трубок парогенератора

3.1 Основные положения

Обеспечение надежной работы теплообменных трубок (ТОТ) парогенераторов (ПГ) является важнейшей задачей для различного типа АЭС как в отечественной атомной энергетике, так и за рубежом.

Тонкостенные теплообменные трубы парогенератора являются важной частью границы первого контура и для того, чтобы исполнять функции эффективного барьера, теплообменные трубы не должны иметь сквозных дефектов или дефектов, требующих глушения ТОТ.

На ПГ российского производства повреждения теплообменного пучка имеют место в различной степени на всех блоках АЭС и являются в настоящее время основным фактором, определяющим остаточный ресурс ПГ.

3.2 Особенности эксплуатации ТОТ парогенераторов АЭС с ВВЭР

3.2.1 Объект исследования

Характерными особенностями парогенераторов АЭС с ВВЭР являются [8]:

- горизонтальный цилиндрический корпус с расположенными внутри горизонтальными змеевиками теплообменных труб, заделанных в вертикальные коллекторы теплоносителя;

- использование верхней части объема корпуса для гравитационной сепарации;

- применение в качестве теплообменной поверхности труб размером 16х1,4 мм (для ПГВ-440) и 16х1,5 мм (для ПГВ-1000) из нержавеющей стали.

В 2001 году был завершен проектный срок службы энергоблоков первого поколения АЭС с ВВЭР-440, к каким относятся блоки №3,4 НВАЭС и №1,2 КАЭС. Эти энергоблоки находились в работоспособном состоянии, когда решался вопрос о том, что замещающих энергетических мощностей в стране не вводилось, и стал актуальным вопрос продления срока службы незаменяемого оборудования указанных блоков. К такому оборудованию относятся и парогенераторы.

Работы по продлению срока службы парогенераторов сверх проектного значения заключались в анализе и оценке их технического состояния по результатам эксплуатационного контроля.

3.2.2 Критерии глушения ТОТ

Коррозионное повреждение теплообменных труб парогенераторов является одним из самых важных факторов, влияющих на ресурс парогенераторов.

Дефектные трубы подвергаются глушению, а сварные швы могут быть отремонтированы. Трубы с дефектами небольших размеров могут находиться в эксплуатации, если возникшая и зафиксированная межконтурная течь не превышает допустимых регламентных пределов.

В последнее время в мире преобладает тенденция установления критерия глушения в зависимости от типа дефекта и его расположения.

В России ведется работа по разработке критериев глушения с учетом параметров дефектов. Так при выборе критериев глушения на ПГ-3 блока НВАЭС принимались во внимание следующие браковочные признаки:

- величина параметра "нехватка материала" (разъедание материала вследствие коррозионного процесса) при обследовании;

- скорость роста дефектов по данным нескольких проверок более 10% за год в диапазоне 60-70 % от толщины стенки;

- близкое расположение нескольких дефектов в критичной зоне (до 15 мм между индикациями);

- появление и интенсивный рост вновь образовавшихся индикаций в критической зоне, т.е. там, где наблюдается интенсивная деградация.

Наиболее часто критерием глушения является предельное значение размера дефекта, определяемое в результате эксплуатационного контроля.

Контроль плотности и поиск неплотных теплообменных труб ПГ ВВЭР производится в период планово-предупредительного ремонта (ППР) гидравлическим или пневмогидравлическим аквариумным способами и собственно гидравлическими испытаниями.

В последнее время для оценки состояния ТОТ широко используется вихретоковый контроль (ВТК), который является основным источником информации о коррозионном состоянии теплообменных труб ПГ. Данные ВТК позволяют получать численные характеристики, связанные с состоянием каждой теплообменной трубы. Применение систем ВТК для обнаружения дефектов в теплообменных трубах и выборочное глушение дефектных труб позволяет повысить надежность работы парогенераторов и блока в целом.

По результатам ВТК производится выборочное глушение дефектных труб, что позволяет избежать во время эксплуатации возможного раскрытия имеющегося дефекта до сквозного и, соответственно, внепланового останова реакторной установки.

Для объективной картины состояния теплообменных труб ПГ блоков целесообразно проведение 100%-ного контроля ТОТ каждого парогенератора блока АЭС, в то время как до последнего времени осуществляется проверка лишь части ТОТ ПГ. Минимальный объем контроля не должен быть меньше 10% (560 труб для ПГВ-440 и 1100 труб для ПГВ-1000). При минимальном объеме контроля трубы должны контролироваться на полную длину.

На основании полученных данных по дефектам ТОТ ПГ необходимо делать анализ состояния ПГ, оценивать их ресурс или принимать меры, позволяющие оперативно влиять на процесс старения ТОТ ПГ.

3.2.3 Продление ресурса ТОТ парогенераторов

Информация о состоянии ТОТ ПГ, полученная с Российских АЭС, собрана в едином банке данных, который регулярно и оперативно пополняется результатами эксплуатационного контроля.

Для снижения отложений на поверхности ТОТ осуществляются химические промывки, что приводит к положительному влиянию на состояние ПГ, замедляется процесс возникновения новых дефектов.

Как показывает опыт эксплуатации, основным фактором, влияющим на работоспособность трубчатки, является водно-химический режим. Наблюдаются значительные различия фактического состояния трубчатки парогенераторов разных энергоблоков, а в отдельных случаях даже в пределах одного энергоблока.

Теплообменные трубы являются основным фактором, определяющим ресурс парогенератора. Продление ресурса парогенераторов выполняется при значительной неопределенности остаточного ресурса теплообменных труб, т.к. до настоящего времени отсутствует методика определения ресурса ТОТ ПГ с коррозионными дефектами, учитывающая все эксплуатационные факторы. Так, для продления на 15 лет ресурса парогенераторов НВАЭС и КАЭС по решению Главного конструктора ПГ включено обязательное выполнение следующих требований:

- выполнение работ по совершенствованию методики ВТК;

- оптимизация критериев глушения, периодичности и объемов контроля;

- обеспечение водно-химического режима второго контура, в том числе ограничение присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин и недопущение накопления отложений более 150 г/м2 на любом контролируемом участке теплообменной поверхности;

- проведение с участием главного конструктора парогенераторов ежегодного всестороннего анализа (условий эксплуатации ПГ, ведения водно-химического режима второго контура, состояния теплообменных труб и других элементов парогенераторов с выполнением раз в 5 лет расчетно-аналитического обоснования ресурса трубного пучка, выдачей рекомендаций по корректировке условий дальнейшей эксплуатации).

Принятая в атомной энергетике стратегия управления ресурсом трубчатки ПГ базируется на вероятностных методах с учетом исследования динамики повреждаемости ПГ действующих блоков. При этом необходим индивидуальный подход к каждому ПГ. Продление срока службы парогенераторов блоков АЭС с ВВЭР сверх проектного значения напрямую зависит от работоспособности теплообменного пучка ПГ.

Для реализации действующей стратегии управления ресурсом необходимы следующие подходы:

- оптимизации объемов и периодичности контроля;

- внедрения мероприятий, направленных на снижение поступления коррозионно-активных примесей в воду парогенератора;

- совершенствования водно-химического режима второго контура;

- повышение эффективности химических и механических промывок.

- совершенствование и соответствующая аттестация систем неразрушающего контроля;

- мониторинг и прогнозирование процессов деградации при помощи современных статистических методов;

- выработка управляющих рекомендаций, направленных на устранение процесса коррозионного износа и возникновения дефектов ТОТ ПГ.

Для управления ресурсом ПГ важной задачей является разработка методов прогнозирования количества поврежденных и заглушенных теплообменных труб парогенераторов для энергоблоков АЭС с ВВЭР.

Проблемы, возникающие при разработке алгоритмов управления ресурсом ПГ, а также алгоритма прогнозирования повреждений ТОТ ПГ, определяются следующими обстоятельствами:

- имеется ограниченная статистика по количеству заглушенных (поврежденных) труб, которая фиксируется по результатам ВТК ежегодно в период ППР блока ( в среднем 0,2% от суммарного количества ТОТ ПГ);

- отсутствуют данные о химических и физических характеристиках среды, способствующей развитию коррозионных повреждений;

- отсутствуют данные о видах коррозионных повреждений, включая повреждения, вызванные наличием соединений серы, мышьяка, соединений свинца, комплексного воздействия окружающей среды;

- недостатком данных и теоретических исследований о взаимодействии металла с коррозионной средой, содержащей агрессивные элементы.

3.3 Методы контроля

Проблема обеспечения максимально возможного срока службы, "замедления" старения парогенераторов, продления их сроков эксплуатации, в условиях жестко ограниченных средств (финансовых возможностей, технических, человеческих ресурсов и др.), является одной из актуальнейших проблем для ученых, экономистов и технических специалистов различных стран. Последствия возникновения отказов, неисправностей или дефектов в ПГ могут приводить к человеческим жертвам, большим финансовым и материальным потерям. Так, затраты на проведение мероприятий по неразрушающему контролю (НК) и связанных с ним работ во время эксплуатации АЭС составляют не менее 50% всех затрат, связанных с эксплуатацией станции, при потерях около 675000 долларов США в случае простоя одного блока1000 МВт в течение эффективных суток.

3.3.1 Роль и место методов неразрушающего контроля для обеспечения надёжности и долговечности сложных систем с высокой ценой отказа

3.3.1.1 Проблемы выявления дефектов и характеристики методов НК

При проведении мониторинга технического состояния (ТС) сложных систем и агрегатов одной из наиболее актуальных является задача объективного своевременного обнаружения дефектов различной природы и организация контроля за развитием дефектов из-за старения элементов при эксплуатации. Одним из путей предотвращения нежелательных последствий от эксплуатации изделий с дефектами является систематичное использование

методов НК. Дефектом, согласно нормативно-технической документации (НДТ) (ГОСТ 17-102), называется каждое отдельное несоответствие продукции требованиям. Однако в практике применения средств неразрушающего контроля нет полного соответствия понятия "дефект" определению по ГОСТ. Обычно под дефектом понимают отклонение параметра от требований проектноконструкторской документации, выявленное средствами неразрушающего контроля. Связь такого понятия с определением по ГОСТ устанавливается путем разделения дефектов на допустимые требованиям НТД и недопустимые. Обобщая, здесь и далее под дефектом будем понимать физическое проявление изменения характеристик объекта контроля с параметрами, превышающими нормативные требования.

По происхождению дефекты подразделяют на производственно-технологические, возникающие в процессе проектирования и изготовления изделия, его монтажа и установки, и эксплуатационные, возникающие после некоторой наработки изделия в результате процессов деградации, а также в результате неправильной эксплуатации и ремонтов. В дальнейшем, говоря о дефектах, выявляемых средствами и методами НК, будем иметь в виду эксплуатационные и производственно-технологические дефекты, не выявленные при изготовлении и сдаче систем в эксплуатацию. Так, например, (в зависимости от объекта) вся совокупность объектов и систем может быть разбита на группы, для которых характерны однотипные дефекты:

- силовые металлоконструкции (стрелы грузоподъемных машин, установщиков, несущие форменные конструкции, силовые элементы агрегатов обслуживания);

- сосуды, теплообменные аппараты, трубопроводы (сосуды и емкости, влагомасло-отделители и холодильники компрессорных установок, теплообменные аппараты, камеры нейтрализации, магистрали газов и жидкостей и др.);

- механизмы и машинное оборудование (гидроприводы, редукторы, насосы, компрессоры, вентиляторы и приводные электродвигатели, дизельные электростанции);

- трубопроводы, корпуса систем под давлением, парогенераторы, системы жидко-снабжения;

- контрольно-измерительные приборы (КИП) и автоматика, оборудование систем управления;

- кабельное оборудование (силовые кабели, измерительные кабели, кабели систем управления, кабели связи);

- электронное оборудование;

- оборудование электроснабжения (трансформаторы, коммутационная аппаратура);

- объекты, содержащие радиоактивные вещества, активность которых определяется без разрушения исходных матриц;

- конструкции строительных сооружений.

Рассмотрим некоторые наиболее характерные дефекты приведенных систем. Для силовых металлоконструкций характерны литейные дефекты (рыхлота, пористость, ликвационные зоны, дендритная ликвация, зональная ликвация, подусадочная ликвация, газовые пузыри или раковины, песчаные и шлаковые раковины), металлические и неметаллические включения, утяжины, плены, спаи, горячие, холодные и термические трещины); дефекты прокатанного и кованого металла (трещины, флокены, волосовины, расслоения, внутренние разрывы, рванины, закаты и заковы, плены); дефекты сварных соединений (трещины в наплавленном металле, холодные трещины, микротрещины в шве, надрывы, трещины, образующиеся при термообработке, рихтовочные трещины, непровары, поры и раковины, шлаковые включения), дефекты, возникающие при обработке деталей (закалочные и шлифовочные трещины, надрывы); дефекты, возникающие при эксплуатации изделий (усталостные трещины, коррозионные повреждения, трещины, образующиеся в результате однократно приложенных высоких механических напряжений, механические повреждения поверхности). Для сосудов, теплообменных аппаратов, трубопроводов характерны производственно-технологические и эксплуатационные дефекты, аналогично силовым металлоконструкциям. Помимо этого для данной группы оборудования характерны негерметичности соединений, приводящие к утечкам рабочих сред, уменьшение проходных сечений в результате отложений на стенках продуктов коррозии и накипи. Важнейшим параметром, определяющим долговечность и надежность эксплуатации нефтегазовых труб различных диаметров, является толщина антикоррозийного трехслойного полиэтиленового покрытия. Для механизмов и машинного оборудования характерны износ и поломка деталей, повреждение уплотнений, сопровождающиеся утечкой рабочих жидкостей, местным аномальным нагревом частей оборудования, посторонним шумом, повышенной вибрацией. Для КИП и автоматики, оборудования систем управления характерны выход из строя отдельных блоков и приборов, нарушение электрического контакта, уменьшение сопротивления и пробой изоляции. Для кабельного оборудования характерны уменьшение сопротивления изоляции, старение изоляции, обрыв жил кабеля, возгорание изоляции и др. Для электронного оборудования характерны выход из строя блоков и отдельных элементов. Для оборудования электроснабжения характерны залипания контактов, выход из строя концевых выключателей и приводов межсекционных выключателей. Для конструкций строительных сооружений характерны такие дефекты, как трещины, раковины, несплошности бетона, дефекты армирования бетона, разрушение фундаментов и оснований и т.д. Для объектов с радиоактивными веществами под дефектами можно понимать уровни активности, превышающие допустимые нормы. Таким образом, для каждой из групп оборудования можно составить перечень методов НК и перечень приборов и технологий их применения для реализации этих методов. Выбор метода НК должен быть основан помимо априорного знания о характере дефекта на таких факторах, как:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5