Влияние эксплуатационных и конструкционных факторов на ресурс теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, кандидат технических наук Немытов, Дмитрий Сергеевич

• Немытов, Дмитрий Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Немытов, Дмитрий Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ПРОБЛЕМЫ КОРРОЗИОННОГО ПОВРЕЖДЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРА.

1.1 Конструктивное исполнение и условия эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР

1.2 Водный режим парогенераторов АЭС с ВВЭР —

1.3 Проблемы выявленные в ходе эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР

1.4 Факторы и механизмы коррозионного растрескивания под напряжением аустенитных хромоникелевых сталей.

1.4.1 Механизм коррозионного растрескивания металла под напряжением.

1.4.2 Факторы определяющие процесс коррозионного растрескивания металла под напряжением.

1.4.2.1 Влияние исходного состояния металла на его стойкость к коррозионному растрескиванию под напряжением.

1.4.2.2 Влияние среды эксплуатации на интенсивность коррозионных повреждений металла.

1.4.2.3 Влияние конструктивного исполнения на интенсивность коррозионных повреждений металла.

1.5 Обзор существующих методов оценки остаточного ресурса теплообменных труб парогенератора.

1.6 Выводы по первой главе.

ГЛАВА 2 АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРА.

2.1 Методы неразрушающего контроля, применяемые для оценки целостности теплообменных труб парогенератора. Особенности проведения контроля на парогенераторах АЭС с ВВЭР

2.2 Результаты металлографических исследований образцов теплообменных труб парогенераторов.

2.3 Техническое состояние теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1 ООО.

2.4 Особенности распределения дефектов теплообменных труб в объеме трубного пучка парогенератора.

2.5 Закономерности роста глубины дефектов теплообменных труб по результатам вихретокового контроля.

2.6 Закономерности роста амплитуды вихретоковых сигналов дефектов теплообменных труб.

2.7 Анализ закономерностей коррозионной повреждаемости теплообменных труб парогенераторов энергоблока №3 Балаковской АЭС по результатам вихретокового контроля

2.8 Выводы по второй главе.

ГЛАВА 3 ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ И ИХ ВЛИЯНИЕ НА

ПРОЦЕССЫ КОРРОЗИИ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРА.

3.1 Механизм коррозионного повреждения теплообменных труб парогенератора.

3.2 Влияние исходного состояния металла на процессы коррозионной повреждаемости теплообменных труб.

3.3 Влияние параметров водного режима на интенсивность коррозионной повреждаемости теплообменных труб в режиме эксплуатации парогенератора на мощности.

3.3.1 Механизм формирования отложений на теплообменной поверхности парогенератора.

3.3.2 Влияние толщины и состава отложений на параметры среды на поверхности теплообменных труб.

3.3.3 Влияние параметров водного режима и толщины отложений на интенсивность зарождения коррозионных дефектов теплообменных труб.

3.3.4 Оценка концентрации окислителя в котловой воде парогенератора.

3.3.5 Влияние параметров эксплуатации на развитие дефектов теплообменных труб в режиме работы ПГ на мощности.

3.4 Влияние «стояночного» режима эксплуатации парогенератора на процессы коррозии металла теплообменных труб.

3.5 Влияние гидроиспытаний на прочность и плотность на скорость развития дефектов теплообменных труб.

3.6 Влияние проведения химической отмывки на коррозионную стойкость металла теплообменных труб парогенератора.

3.7 Сравнение количественных оценок развития коррозионных дефектов теплообменных труб с результатами контроля

3.8 Рекомендации по снижению интенсивности коррозионных повреждений теплообменных труб парогенератора.

3.9 Выводы по третьей главе.

Глава 4 МЕТОД ОЦЕНКИ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС С

ВВЭР

4.1 Порядок определения средней скорости роста глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора.

4.2 Порядок определения значения средней глубины дефектов в прогнозируемый период эксплуатации парогенератора

4.3 Порядок определения времени от последнего контроля до достижения количества труб с дефектами предельно допустимого числа заглушённых труб.

4.4 Рекомендации по оптимизации объемов и периодичности вихретокового контроля теплообменных труб парогенератора.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние эксплуатационных и конструкционных факторов на ресурс теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000»

Парогенератор является одним из основных, важных для безопасности элементов энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР.

В процессе эксплуатации парогенераторов имеет место зарождение и последующий рост коррозионных дефектов теплообменных труб парогенератора, что может привести к разгерметизации первого контура реакторной установки. Основным механизмом, ответственным за повреждение ТОТ, является процесс коррозионного растрескивания под напряжением, обусловленный совместным действия растягивающих напряжений и концентрированных растворов коррозионно-активных примесей, образующихся вследствие концентрирования их в отложениях.

С целью обеспечения безопасной эксплуатации парогенераторов теплообменные трубы подвергают неразрушающему контролю, по результатам которого осуществляется превентивное- глушение труб с недопустимыми для дальнейшей эксплуатации дефектами. По достижению определенного числа заглушённых теплообменных труб требуется замена парогенератора, что сопряжено со значительными экономическими потерями и дозовыми нагрузками персонала АЭС. В период с 1999 по 2009 г. на АЭС с ВВЭР-1000 России и Украины девять ПГ были заменены по причине коррозионного повреждения металла теплообменных труб.

Повышение надежности, увеличение межремонтного периода эксплуатации парогенераторов требуется- для выполнения «Программы увеличения выработки электроэнергии на действующих энергоблоках АЭС ОАО «Концерн Энергоатом» на 2007-2015 годы», составной частью которой является переход на 18-месячный топливный цикл энергоблоков ВВЭР-1000.

Наличие значительного количества теплообменных труб с коррозионными повреждениями снижает надежность парогенераторов и является доминирующим фактором при определении остаточного ресурса и сроков службы, парогенераторов. В свою очередь, проектный срок службы на ряде энергоблоков АЭС близок к исчерпанию. Однако существующие на сегодняшний день методы и подходы, в том числе и нормативные, по ряду причин не всегда позволяют оценить остаточный ресурс теплообменных труб. В связи с необходимостью решения задачи повышения надежности и увеличения сроков службы парогенераторов определение влияния эксплуатационных и конструкционных факторов на процессы коррозии теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР является особенно актуальной проблемой.

Данная работа посвящена изучению влияния различных режимов эксплуатации ПГ и их параметров на коррозионные процессы повреждаемости ТОТ. Рассматривается влияние режима работы ПГ на мощности, нестационарных режимах, а также длительной стоянки ПГ. Принимается во внимание влияние конструкционного исполнения конкретного ПГ на интенсивность повреждаемости теплообменных труб парогенератора. Отдельная глава данной работы посвящена разработке методов по оценке остаточного ресурса теплообменных труб парогенератора по результатам эксплуатационного контроля, с учетом особенностей его проведения.

Целью проводимых работ является выявление особенностей коррозионной повреждаемости ТОТ, определение влияния различных режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность деградации ТОТ, а также разработка метода определения технического состояния и остаточного ресурса трубного пучка ПГ.

Научная новизна работы состоит в следующем: по результатам металлографических исследований выявлены особенности коррозионных повреждений ТОТ ПГ; с использованием результатов статистической обработки данных вихретокового контроля выявлены закономерности распределения дефектов по объему трубного пучка, зависимости скорости роста дефектов ТОТ от их расположения в трубном пучке, разработаны алгоритмы определения технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ; определено влияние эксплуатационных и конструкционных факторов, обоснованы доминирующие факторы, определяющие интенсивность процессов коррозии ТОТ ПГ.

Степень достоверности результатов исследований подтверждается: результатами металлографических исследований образцов ТОТ с дефектами; статистической обработкой большого объема данных результатов ВТК; результатами измерений параметров режимов эксплуатации ПГ блоков АЭС с ВВЭР-1000.

Практическая ценность выполненных работ заключается в следующем: результаты проведенных работ по определению влияния режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность коррозионных повреждений позволили разработать рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ и оптимизации объемов и периодичности вихретокового контроля ТОТ; разработанный метод оценки технического состояния и остаточного ресурса трубного пучка парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 используется при обосновании сроков службы ПГ (Протокол №320.05-ТП-73-Блк-3); полученные результаты работ были использованы при подготовке обосновывающих материалов об исключении медесодержащего оборудования из второго контура действующих энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000.

Заключение диссертации по теме «Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации», Немытов, Дмитрий Сергеевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Проведена статистическая обработка данных ВТК, выявлены закономерности распределения дефектов ТОТ по объему трубного пучка, зависимости скорости роста глубины дефектов ТОТ от их расположения в трубном пучке.

2. Проведены металлографические исследования образцов ТОТ с дефектами, по результатам которых определены особенности коррозионных повреждений ТОТ ПГ.

3. Определено влияние различных режимов работы ПГ и их параметров на интенсивность деградации ТОТ, обоснованы доминирующие факторы процесса коррозии ТОТ ПГ. Доминирующими факторами, определяющими интенсивность зарождения и скорость развития коррозионных дефектов ТОТ, являются следующие:

- толщина отложений на поверхности' ТОТ, концентрация! коррозионно-активных примесей. Показано, что с увеличением удельной загрязненности и концентрации хлоридов интенсивность образования дефектов ТОТ значительно увеличивается;

- уровень рН воды в ПГ. Снижение уровня рН ниже значения 4 - 5 и повышение выше 10,5 приводит к резкому увеличению скорости развития дефектов ТОТ;

- наличие ионов меди в питательной воде ПГ и чистой меди в отложениях ТОТ. Ионы меди являются окислителем в реакции анодного растворения, а наличие чистой меди в отложениях увеличивает разность потенциалов между катодным и анодным участками;

- наличие коррозионно-активной среды в отложениях в стояночном режиме эксплуатации ПГ, что приводит к зарождению дефектов ТОТ, их развитию с образованием концентраторов напряжений.

4. Разработаны рекомендации по совершенствованию режимов эксплуатации ПГ, в т.ч. предусматривающие вывод коррозионно-активных примесей из отложений в процессе расхолаживания энергоблока с организацией дополнительного водообмена.

5. С учетом выявленных закономерностей распределения дефектов по объему трубного пучка, зависимостей скоростей роста дефектов от их расположения, а также влияния доминирующих факторов на интенсивность протекания коррозионных процессов ТОТ разработаны:

- метод оценки технического состояния и остаточного ресурса ТОТ ПГ; рекомендации по оптимизации ВТК ТОТ ПГ.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Немытов, Дмитрий Сергеевич, 2009 год

1. Лукасевич Б.И., Трунов Н.Б., Драгунов Ю.Г., Давиденко С.Е. Парогенераторы реакторных установок ВВЭР для атомных электростанций. - М.: ИКЦ «Академкнига», 2004. - 391 е.: ил.

2. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций: Учебник для вузов. 3-е изд. Перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1987.-384с.: ил.

3. Водно-химический режим второго контура атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения. СТП ЭО 0003-03, концерн «Росэнергоатом», Стандарт предприятия, М., 2003г.

4. Тяпков В.Ф., Ерпылёва С.Ф., Быкова В.В., и др. Внедрение на АЭС с ВВЭР водно-химического режима с дозированием этаноламина — Теплоэнергетика, 2008, №4, С. 2-5.

5. Стекольников В.В., Титов В.Ф. Причины повреждения коллекторов теплоносителя и меры повышения надежности парогенераторов ПГВ-1000, Атомная энергия, т.71, вып.4, октябрь 1991.

6. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии. Под ред. И.В. Семеновой М.: ФИЗМАТЛИТ, 2002. - 336 с.

7. Стеклов О.И. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под напряжением. Машиностроение, 1990. - 384с.: ил.

8. Герасимов В.В., Монахов А.С. Коррозия реакторных материалов, Москва, ЦНИИатоминформ, 1994.

9. Ю.Бородулин Г.М., Мошкевич Е.И. Нержавеющая сталь. «Металлургия» 1973.319с.

10. В. Чигал. Межкристаллитная коррозия нержавеющих сталей. Перевод с чешского под ред. Б. В. Строкана. Изд. «Химия», 1969. — 232 с.

11. Паршин A.M., Тахонов А. Н. Коррозия металлов в ядерном энергомашиностроении.СПб. Политехника, 1994.

12. Коррозия реакторных материалов. Сборник статей. Под редакцией В.В. Герасимова. Москва, 1960.

13. Новый справочник химика и технолога. Электродные процессы. Химическая кинетика и диффузия. Коллоидная химия. АНО НПО «Профессионал», 2004.

14. РД ЭО-0156-99. Методика определения остаточного ресурса эксплуатации теплообменных трубок парогенераторов реакторной установки типа ВВЭР-1000.

15. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (ПНАЭ Г-7-002-86). Госатомнадзор СССР. -М.: Энергоатомиздат, 1989. — 525с. — (Правила и нормы в атомной энергетике).

16. Герасимов В.В. Прогнозирование коррозии металлов. М.: Металлургия, 1989.

17. Горбатых В.П., Середа Е.В., Абрашов В.А. и др. Оценка остаточного ресурса трубного пучка парогенераторов атомных электростанций с реакторами типа ВВЭР. Методические указания. 1990.

18. Бараненко В.И., Юрманов В.А., Щедеркина Т.Е. Разработка метода прогнозирования количества повреждений ТОТ ПГ на АЭС с ВВЭР, Материалы конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, 29 мая 1 июня 2007.

19. Бергункер О.В. Прогнозирование состояния теплообменных труб парогенератора. «Конференция молодых специалистов 2007». ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, 2007.

20. Анализ состояния парогенераторов АЭС с ВВЭР по итогам ПНР -2006, Отчет 320-Пр-797, ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», Подольск, 2007.

21. РД 03-421-01. Методические указания по проведению диагностирования технического состояния и определению остаточного срока службы сосудов и аппаратов.

22. РД ЭО 0157-99. Нормы дефектов (критерии глушения) теплообменных трубок парогенераторов реакторной установки типа ВВЭР - 1000 (М - 04 -98).

23. Nadinic В. Determination of measurement tolerance for INETEC bobbin probe used for inspection of WER 440 steam generators of Kozloduy NPP. Zagreb, 1999.

24. Muscara J. Argonne SG Mock-up NDE Round Robin. Report of NRC Steam Generator Workshop, Bethesda, 2001.

25. И.Л. Розенфельд. Коррозия и защита металлов. Москва, «Металлургия», 1970.

26. Сопротивление материалов: Учебник для вузов / Под общ ред. Г.С. Писаренко. 4-е изд., перераб. и доп. - Киев. Высшая школа. 1979.- 696 стр.

27. Чиркин B.C. Теплофизические свойства материалов ядерной техники. Справочник. Москва. Атомиздат. 1968. 484 с.

28. Попадчук B.C., Трунов Н.Б., Харченко С.А., и др. Коррозионные испытания теплообменных труб ПГВ-1000М. Материалы 7-ого международного семинара по горизонтальным парогенераторам. ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, 3-5 октября 2006.

29. Механика разрушения и прочность материалов (справочник), т. 4, под ред. В. В. Панасюка. Киев. «Наукова думка». 1990. 680 с.

30. David Broek. Elementary engineering Fracture Mechanics. Noordhott international publishing, Leyden, 1975.

31. Pokrovsky V. V., Troshenko V. Т., Kaplunenko V. G., A promising method for enhancing resistance of pressure vessels to brittle fracture // Int. J. Press. Ves. Piping.- 1994-58, p. 9-24.

32. ГОСТ 5632-72 Стали высоколегированные и сплавы коррозионностойкие, жаростойкие и жаропрочные. Марки.- Взамен ГОСТ 5632-61 введ. 01—01— 1975.

33. Маргулова Т.Х. Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций: Учеб. для втузов по спец. «Технология воды и топлива на тепловых и атомных электростанциях». 2-е изд., испр. и доп. - М.: «Высшая школа», 1987. - 319с.: ил.

34. Мартынов О.И. Основные проблемы воднохимических режимов зарубежных АЭС и пути их решения. // Вопросы атомной науки и техники. Сер.: Физика и техника ядерных реакторов. 1987. Вып. 5 с 7-12.

35. Крицкий В.Г. Проблемы коррозии и водно-химических режимов АЭС. С. -Пб.: СИНТО, 1996, 264с.

36. Мамет В.А., Мартынова. О.И. Процессы «хайд аут» (местного концентрирования) примесей котловой воды парогенераторов АЭС и их влияние на надежность работы оборудования. Теплоэнергетика 1993, №7, С. 2-7.

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

38. Парогенератор ПГВ-1000М с опорами. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Часть 1. 320.05.00.00.000 ТО. ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2003.

39. РД ЭО 0330-01. Руководство по расчету на прочность оборудования и трубопроводов реакторных установок РБМК и ВВЭР на стадии эксплуатации.

40. Механика разрушения и прочность материалов (справочник), т. 4, под ред. В. В. Панасюка, Киев, «Наукова думка», 1990, 680 с.

41. Hazeton W. S. Technical report on material selection and processing guide lines for BWR coolant pressure boundary piping, NUREG-0313, Rev. 2, USNRC, 1986.

42. Трунов. Н.Б., Попадчук B.C., Жуков Р.Ю., и др. Управление сроком службы трубчатки ПГ АЭС с ВВЭР. Материалы шестой международной научно-технической конференции «Безопасность эффективность и экономика атомной энергетики». Москва, 21-23 мая 2008.

43. Маргулова. Т.Х. Применение комплексонов в теплоэнергетике. — 2-е изд., -переработанное- М.: Энергоатомиздат, 1986.-280с.: ил.

44. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения, введ.1990-07-01

45. Трунов Н.Б., Денисов В.В., Драгунов Ю.Г., и др. Работоспособность теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР, Целостность труб парогенераторов. Материалы регионального семинара. Удомля, 27-30 ноября, 2000.