Эффективность внедренных мероприятий по
advertisement
Эффективность внедренных мероприятий по повышению надежности парогенераторов ПГВ-1000М АЭС Украины Власенко Н.И., Козлов В.Я. ОП «Научно-технический центр», Украина Введение Парогенераторы реакторных установок ВВЭР являются третьим физическим барьером между радиоактивной и нерадиоактивной частью АЭС и эксплуатируются в наиболее тяжелых коррозионных условиях. В настоящее время на АЭС Украины эксплуатируются 52 горизонтальных парогенератора ПГВ-1000М на Запорожской, Южно-Украинской, Ривненской и Хмельницкой АЭС. Наработка парогенераторов от 10 000 до 130 000 часов. В процессе эксплуатации парогенераторов ПГВ-1000М были выявлены различные случаи их повреждения. В период 1986-1991 годы наблюдается повреждение металла холодных коллекторов ПГВ-1000М в перемычках между отверстиями в перфорированной зоне. Всего по причине повреждения коллекторов на АЭС Украины заменено 25 парогенераторов, из них 13 – на Южно-Украинской АЭС, 12 – на Запорожской АЭС. Ресурс до повреждения коллекторов – от 2-х до 6-ти лет. В период 1997-2006 годы наблюдается повреждение теплообменных трубок (ТОТ) во второй полуокружности в зоне между первой и четвертой дистанционирующими решетками от «горячего» коллектора. В 2003 году по причине повреждения ТОТ заменено два парогенератора на Южно-Украинской АЭС. Ресурс до повреждения трубчатки – 13 лет. • • • • • • • • • • • • • 1.Обеспечение целостности коллекторов ПГВ-1000М Причины повреждения: использование взрывной технологии запрессовки теплообменных трубок; отклонения в ведении водно-химического режима по солевому составу в объеме парогенераторов; недостатки нормативной базы по водно-химическому режиму второго контура; повышенные технологические напряжения коллекторов при существующей конструкции; формирование солевого отсека в зоне максимального напряжения коллекторов; повышение содержания примесей в стали коллектора 10ГН2МФА, способствующих наводораживанию и растрескиванию. Решение проблемы: I Реабилитация действующих парогенераторов: «разневоливание» коллекторов первого контура для исключения их защемления при разогреве; доработка крышек коллекторов первого контура путем приварки вытеснителей и кожухов или их замена на уже доработанные; низкотемпературный отжиг коллекторов первого контура (450°С, продолжительность 20 часов) для снятия остаточных внутренних напряжений металла, возникших в процессе изготовления и эксплуатации, а также удаления части диффузионноподвижного водорода; довальцовка трубок методом гидрораздачи для доуплотнения их в коллекторах; замена коллекторов питательной воды на нержавеющие; ремонт трещин (Балаковская АЭС, Южно-Украинская АЭС). II Изменение технологии производства: замена взрывной запрессовки труб на гидравлическую запрессовку; • • • • • • • применение стали 10ГН2МФА- ЭШП для коллектора; изменение геометрии перфорации коллектора. III Схемные решения: реконструкция систем водопитания и продувки парогенераторов; увеличена производительность установки СВО-5. IV Эксплуатационные решения: ужесточены требования к качеству теплоносителя второго контура; снижение коррозионного фактора путем коррекционной обработка котловой воды ПГ соединениями лития; изменение регламента продувки. Таблица 1 Сведения о парогенераторах ПГВ-1000М АЭС Украины АЭС Завод изготовител ь Начало эксплуатаци и Метод вальцовки трубок НТО Разневол ивание 1 ЗАЭС-1 2 ЗиО (г. Подольск) ПО «Атоммаш» (г. Волгодонск) ПО «Атоммаш» (г. Волгодонск) ПО «Атоммаш» (г. Волгодонск) ПО «Атоммаш» (г. Волгодонск) ПО «Атоммаш» (г. Волгодонск) ПО «Атоммаш» (3) ЗиО (г. Подольск) (1,2,4) ЗиО (г. 3 1990 4 гидравлическ ий 5 1992 6 1990 Модернизац ия водопитани яи продувки 7 1991 1991 взрывом 1990 1990 1991 1992 гидравлическ ий 1992 1992 1992 1987 взрывом 1991 1989 1991 1989 взрывом 1990 1989 1991 1995 гидравлическ ий 1992 1992 1993 1989 взрывом 1991 на заводе 1993 1991 гидравлическ ий на заводе 1990(2,4) 2003(1,3) гидравлическ ий на заводе на заводе 1992 ЗАЭС-2 ЗАЭС-3 ЗАЭС-4 ЗАЭС-5 ЗАЭС-6 ЮУАЭС1 ЮУАЭС2 ЮУАЭС3 РАЭС-3 РАЭС-4 ХАЭС-1 ХАЭС-2 Подольск) ЗиО (г. Подольск) ЗиО (г. Подольск) ЗиО (г. Подольск) ПО «Атоммаш» (г. Волгодонск) ЗиО (г. Подольск) 1988 гидравлическ ий нет 1989 1994 1986 взрывом 1991 1989 1991 2004 взрывом 1996 1989 1990 1990 1987 взрывом 1991 1989 1990-1991 2004 взрывом 1993 1990 2003 В результате реализации вышеуказанных мероприятий остановлена деградация коллекторов ПГВ-1000М за счет: • снижения технологических напряжений в металле коллекторов; • разблокировка и перемещение дислокаций в металле; • удаление части диффузионно-подвижного водорода; • снижение коррозионного фактора воздействия рабочей среды путем смещения «солевого» отсека в холодный торец и изменения гидродинамики и циркуляции внутри ПГ. Модернизация систем водопитания и продувки парогенераторов ПГВ-1000М. Модернизация водопитания и продувки включает в себя: • реконструкцию раздаточного коллектора питательной воды путем глушения пяти крайних раздающих труб со стороны «холодного» днища, монтажа четырех дополнительных раздающих труб со стороны «горячего» днища и одной дополнительной раздающей трубы в зону «холодного» коллектора с направлением подачи питательной воды в сторону горячего коллектора (Рисунок 1); • в холодном торце парогенераторов из листов нержавеющей стали выполнены две поперечные перегородки (высотой 200 мм над ПДЛ и 240 мм под ПДЛ) и перекрыты в верхней части боковые каналы между закраиной ПДЛ и корпусом ПГ для организации «солевого» отсека; • непрерывна продувка «солевого» отсека организована из короба, прикрепленного к торцевой закраине ПДЛ возле «холодного» днища на стороне «горячего» коллектора; • из внутренней части металлического короба с уровня 750 мм ниже ПДЛ выполнен монтаж дополнительного трубопровода Dy80 с выводом в сторону «горячего» торца через резервный патрубок аварийной питательной воды Dy100 (этот вариант схемы реализован на Южно-Украинской и Ровенской АЭС и представлен на Рис.1) или вывод продувки через два резервных штуцера Dy20 уровнемеров из «холодного» торца ПГ, которые объединены в один коллектор продувки Dy80 (этот вариант схемы реализован на Запорожской и Хмельницкой АЭС). Расход через них определялся дроссельными шайбами и составлял 7,5-8,5 м3/час; • периодическая продувка была организована из 2-х крайних штуцеров днищ корпусов Dy80 и 4-х штуцеров карманов «горячего» и «холодного» коллекторов Dy20. Расход их определен дроссельными шайбами и расчетно составлял 21-23 м3/час. В результате модернизации системы водопитания в «горячем» торце ПГ возник избыток питательной воды по отношению к его паропроизводительности (около 200т/час при номинальной нагрузке) и возник ее дефицит в «холодном» торце, из которого и сделан узел вывода продувки «солевого» отсека, который образуется благодаря перетоку в район дефицита питательной воды котловой воды из других зон ПГ (1). Таким образом после выполнения модернизации системы водопитания изменился характер циркуляции потока внутри ПГ– максимальная кратность циркуляции находилась в зоне холодного коллектора, и минимальная - в зоне «горячего» коллектора в сторону «холодного» торца (Рис.2). Результаты теплохимических испытаний, проводимые на АЭС в период 19911993гг., подтвердили перераспределение солей в ПГ из зоны коллекторов в «холодный» торец ПГ. Соотношение солей в «холодном» торце ПГ, откуда организована непрерывная продувка, и в штуцерах и «карманах» коллекторов, откуда организована периодическая продувка, было зафиксировано, как 3:1. Рис.2 Схема штатной системы водопитания ПГВ-1000 Г К Зона минимальной циркуляции Раздающие трубы с патрубками Х К Раздающий коллектор питательной воды Схема модернизированной системы водопитания ПГВ-1000 Отбор непрерывной продувки Зона минимальной циркуляции Заглушки над ПДЛ Г К Х К Раздающий коллектор питательной воды над ПДЛ Перегородка над и под ПДЛ над ПДЛ Раздающие трубы с патрубками 2. Обеспечение целостности теплообменных трубок Впервые массовое повреждение трубок парогенераторов ПГВ-1000М зафиксировано в 1996 г. на блоке №2 Балаковской АЭС в районе второй-четвертой дистанционирующих решеток от «горячего» коллектора в сторону «холодного» торца, где при визуальном обследовании трубчатки ПГ было выявлено локальное, значительное накопление шлама. До этого случая выявленная зона максимального скопления шлама не контролировалась, т.к. не входила в регламент визуального осмотра. В 1997 году видеосъемкой зафиксировано наличие локальных зон скопления шлама на блоках Запорожской, Южно-Украинской и Ривненской АЭС (Рис3). Рис.3 В 1997-1998 году на всех АЭС введен неразрушающий контроль теплообменных трубок с помощью вихретоковых установок и выявлены случаи массового повреждения трубок в зоне второй-четвертой дистанционирующих решеток от «горячего» коллектора на энергоблоках №1,2 Южно-Украинской и энергоблоке №3 Ривненской АЭС. Механизмы повреждения Металлографические исследования образцов, вырезанных из парогенераторов Балаковской и Южно-Украинской АЭС, свидетельствуют о том, что основным механизмом ответственным за повреждением труб является процесс коррозионного растрескивания под напряжением. Данный вид коррозии развивается в аустенитных хромоникилиевых нержавеющих сталях под действием растягивающих напряжений и коррозионно-активной среды, содержащей активаторы и окислители. В нашем случае растрескивание развивается при концентрировании преимущественно хлоридов, сульфатов и натрий-ионов в присутствии кислорода. Трещины чаще всего формируются в местах образования язв, ориентированы вдоль оси трубки и могут иметь как межкристаллитный, так и транскристаллитный и смешанный характер. Результаты металлографических исследований также свидетельствуют о связи образования язв с осаждением в отложениях металлической меди. Рис.4 Толчком для перерождения локальных питтинго-язвенных дефектов трещины могут являться химические факторы, температурные напряжения при разогреве-расхолаживании реакторной установки, гидравлические испытания. Наличие отложений в значительной степени повышают концентрацию коррозионноактивных примесей, определяющих протекание коррозионных процессов на поверхности трубки. Существуют различные оценки кратности упаривания солей в отложениях – от 3-6 при нормируемой загрязненности 150г/м2, до 100-10 000 – с случае значительного превышения нормируемых величин. Наличие дистанционирующих решеток эквивалентно значительному увеличению толщины отложений. По различным данным кратность упаривания солей под дистанционирующими решетками вертикальных ПГ составляет 103 -104. Причины повреждения теплообменных трубок ПГВ-1000М • высокий уровень присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбины • отсутствие контроля уровня отложений продуктов коррозии в критической зоне ПГ до проведения первых химических промывок, что создало условия для концентрирования в них коррозионно-активных примесей и к возникновению первоначальных коррозионных повреждений металла ТОТ • применение ГА ВХР-2 с высоким уровнем растворенного кислорода при наличии оборудования из медьсодержащих сплавов • низкая чувствительность приборов системы автоматического и лабораторного химического контроля • длительное применение индикаторных методик лабораторного контроля растворенного кислорода, хлорид-ионов, сульфат-ионов • несовершенство нормативной базы и отсутствие современной системы оценки ВХР-2 • неэффективная работа конденсатоочистки Причинами образования локальной зоны скопления шлама в объеме парогенераторов являются: • наличие высоких температурных напряжений и низких скоростей циркуляции котловой воды в зоне «горячего» коллектора в сторону «холодного» торца при • • существующей схеме раздачи питательной воды; низкая эффективность вывода шламовых отложений через продувку парогенераторов, карманы коллекторов и штуцера которых объединены в одну линию высокий коррозионно-эрозионный износ оборудования второго контура (недостатки ВХР-2) 2004 2005 1994 ЗАЭС-3 2004 2004 1992 ЗАЭС-4 2007 2004 1994 2005 1991-2005 1998 2004-2005 71 2005 1991-2005 1998 2004-2005 78 2003 1991-2004 1998 2004-2005 169 2001 1991-2004 1998 2003-2005 208 Количество заглушенных ТОТ ПГ, ЗАЭС-2 1998 3558 1999 11232 1998 5009 1998 9332 Разделение карманов и штуцеров системы 1994 Начало внедрения ВТК 2005 Дозирование морфолина (этаноламина) Модернизация химического мониторинга Дозировка лития 1998 Химическая отмывка ПГ начало/кг. отложений Антикоррозион ное покрытие конденсатора ЗАЭС-1 АЭС Замена медных ПНД-3,4 на НЖ Мероприятия по повышению целостности теплообменных трубок. На основании анализа механизма и причин повреждения теплообменных трубок ПГВ-1000М в 1997-1998 г.г. на АЭС разработаны и введены в действие программы повышения надежности парогенераторов, которые предусматривали следующие направления: • проведение химических отмывок парогенераторов • замена медьсодержащей трубной части подогревателей низкого давления (ПНД) на нержавеющие стали • повышение целостности конденсаторов турбоагрегатов путем нанесения антикоррозионных защитных покрытий трубных досок и входных участков трубок • внедрение вихретокового контроля трубок • совершенствование водно-химического режима второго контура с переходом на коррекционную обработку рабочей среды соединениями лития и органическими аминами (морфолин, этаноламин) • модернизация химического мониторинга • модернизация системы продувки парогенераторов Таблица 2 Реализация мероприятий по снижению деградации ТОТ ПГ на АЭС Украины ЗАЭС-5 2007 ЗАЭС-6 2006 ЮУАЭС -1 ЮУАЭС -2 ЮУАЭС -3 РАЭС-3 1998 РАЭС-4 НЖ ХАЭС-1 НЖ ХАЭС-2 НЖ 1998 1998 НЖ 20042006 20042006 19972004 19972004 19972004 20002005 2004200720042007 20052007 1994 1994 2001 - 1998 7458 1998 9332 1999 10759 1999 6454 1999 4618 2000 1922 1992 7453 - 2002 1991-2004 1998 2003-2005 308 2005 1996-2005 1998 2004-2005 318 2000 2000-2006 1998 2002 2618 19982000 2003 2000-2006 1998 2002 279 2000-2006 1998 2002 295 2006 (ЭТА) 2007 (ЭТА) 2007 2006-2007 1997 2001 1208 2007 2004 2004 2004 - 1994 1998 47 2004 2004 20052006 2004 - Анализ химических отмывок Впервые химическая отмывка парогенераторов проведена на энергоблоке №1 Хмельницкой АЭС в период 1992-1995гг. В дальнейшем химические отмывки проводились через каждые четыре года. На Запорожской, Южно-Украинской и Ривненской АЭС впервые химические отмывки парогенераторов были проведены в период 1998-1999гг. В дальнейшем химические отмывки проводились по мере необходимости. Результаты представлены на Рис.3.Результаты химических отмывок указывают на высокую загрязненность теплообменной поверхности парогенераторов железоокисными и медноокисными отложениями. Химические отмывки парогенераторов производились по согласованной с ОКБ «Гидропресс» технологиям на остановленном энергоблоке или на этапе расхолаживания реакторной установки. Всего за историю химических отмывок было вымыто от 1922 кг (РАЭС-3) до 11 232 кг (ЗАЭС-2) отложений на один энергоблок. Следует отметить высокий уровень вымытых медноокисных отложений на энергоблоках, имеющих медные подогреватели низкого давления – ЗАЭС и ЮУАЭС (до замены). Рис.5 Результаты химических отмывок на АЭС Украины 2241,4 2687 2273,6 2096,9 10000 50 1531,7 8000 1759 8990,6 6000 Cu 1609,4 Fe 2364,8 4000 7235,1 5926,3 2000 7058,4 7400 8072 4695 3983 Cu Fe 205,3 Cu 3399,6 Fe ХАЭС1 ЮУАЭС3 ЮУАЭС2 ЮУАЭС1 ЗАЭС6 ЗАЭС5 ЗАЭС4 ЗАЭС3 РАЭС3 1716,7 1193,2 ЗАЭС1 0 Cu Fe 635,2 ЗАЭС2 количество вымытых отложений,кг 12000 После перевода энергоблоков Запорожской и Южно-Украинской АЭС на морфолиновый ВХР-2 химические отмывки парогенераторов на этих АЭС не проводились. На Хмельницкой и Ривненской АЭС химические отмывки парогенераторов продолжаются. Анализ водно-химического режима второго контура Оптимизация водно-химического режима осуществлялась в два этапа. В период 1992-1998гг. на Запорожской АЭС осуществлялся гидразинно-аммиачный ВХР-2 с дозировкой соединений лития. В период 1998-2005гг. на Южно-Украинской и Запорожской АЭС осуществлялся морфолиновый ВХР-2. С 2001 года Ривненская АЭС ведет гидразинно-аммиачный ВХР-2 с дозировкой соединений лития. Хмельницкая АЭС на протяжении всего периода эксплуатации осуществляет гидразинно-аммиачный ВХР-2. В результате внедрения гидразинно-аммиачного ВХР-2 с дозировкой соединений лития и морфолинового ВХР-2 зафиксировано снижение концентрации железа в питательной воде с 18-20 мкг/дм3 до 6,0 мкг/дм3. При этом зафиксировано увеличение значения рН продувочной воды парогенераторов с 8,3-8,4ед. до 8,8-8,9ед. Рис.6 Динамика концентрации железа в питательной воде парогенераторов ЗАЭС 3 25 мкг/дм концентрация, 30 20 15 10 5 0 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 блок 4 блок 5 рН, ед. Динамика значения рН продувочной воды парогенераторов ЗАЭС 9 8,9 8,8 8,7 8,6 8,5 8,4 8,3 8,2 8,1 8 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 блок 4 блок 5 Аналогичная тенденция снижения концентрации железа в питательной воде до 4,95,4 мкг/дм3 и увеличении значения рН продувочной воды ПГ до 8,8-9,1ед. зафиксирована при переводе на морфолиновый ВХР-2 энергоблоков Южно-Украинской АЭС (Рис.5). На Ривненской АЭС при ведении гидразинно-амиачного ВХР-2 с дозировкой лития концентрация железа в питательной воде ПГ на 2005 год составляла 11,9 мкг/дм3 , а значение рН продувочной воды находилось на уровне 8,3 ед. На Хмельницкой АЭС при постоянном ведении гидразинно-амиачного ВХР-2 концентрация железа в питательной воде ПГ на 2005 год составляла 9,2 мкг/дм3 , а значение рН продувочной воды находилось на уровне 8,9 ед. Содержание железа в питательной воде в 2005 году 12 Fe мкг/дм3 10 8 6 4 МРФ МРФ ГА+Li ХАЭС 1 РАЭС 3 ЮУАЭС 3 ЮУАЭС 2 ЮУАЭС 1 ЗАЭС 6 ЗАЭС 5 ЗАЭС 4 ЗАЭС 3 ЗАЭС 2 0 ЗАЭС 1 2 ГА Значения рН продувочной воды 9 8,9 8,8 8,7 8,6 МРФ МРФ ГА+Li ХАЭС 1 РАЭС 3 ЮУАЭС 3 ЮУАЭС 2 ЮУАЭС 1 ЗАЭС 6 ЗАЭС 5 ЗАЭС 4 ЗАЭС 3 ЗАЭС 2 8,2 8,1 8 ЗАЭС 1 8,5 8,4 8,3 ГА Анализ результатов вихретокового контроля трубок В течение 1997-2005 гг. вихретоковым контролем (ВТК) было охвачено 95-100 % ТОТ ПГВ-1000 АЭС. Результаты представлены в Таблице 3 Таблица 3 Количество заглушенных ТОТ ПГ АЭС по результатам ВТК за 1997-2005гг. АЭС ЗАЭС-1 ЗАЭС-2 ЗАЭС-3 ЗАЭС-4 до1997/ 1997 32/2 55/0 141/0 50/0 1998 1999 2000 2 0 1 24 0 1 7 15 8 6 7 30 2001 2002 2003 2004 0 3 1 10 11 1 7 30 11 2 2 48 7 7 3 0 2005 ВСЕГО 0 3 0 1 71 78 169 208 ЗАЭС-5 ЗАЭС-6 ЮУАЭС-1 ЮУАЭС-2 6/3 304/0 103/18 58/4 1 0 365 204 2 1 251 442 7 7 861 663 17 0 282 1161 ЮУАЭС-3 РАЭС-3 ХАЭС-1 ИТОГО 1 172/69 28/0 949/97 1 233 0 831 21 172 0 912 75 460 0 2124 24 88 2 1588 по результатам ВТК 10 3 361 903 217 2 87 Замена (ПГ1,3) 19 (ПГ2,4) 26 64 19 37 10 0 1381 489 18 1 138 47 30 0 170 51 308 318 2618 279 24 23 4 272 59 4 3 321 295 1208 47 5599* Всего: 4650 Динамика глушения ТОТ ПГ АЭС Украины количество , шт 2500 2000 1500 1000 500 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 годы Примечание: 5599*-число ТОТ на действующих ПГ на 2005 год с учетом глушения на заводе и АЭС до 1997 года. Динамика глушения ТОТ ПГ на ЮУ АЭС количество ,шт. 1400 1200 1000 ЮУ АЭС-1 800 ЮУ АЭС-2 600 ЮУ АЭС-3 400 200 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Динамика глушения ТОТ ПГ на РАЭС количество,шт. 500 400 300 РАЭС-3 200 100 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 количество, шт. Динамика глушения ТОТ ПГ на ХАЭС 12 10 8 6 4 2 0 ХАЭС-1 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Динамика глушения ТОТ ПГ на ЗАЭС количество,шт. 250 ЗАЭС-1 200 ЗАЭС-2 150 ЗАЭС-3 100 ЗАЭС-4 ЗАЭС-5 50 ЗАЭС-6 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Расположение дефектов На всех энергоблоках, кроме энергоблока №1 ХАЭС, дефектные трубки расположены в основном во второй полуокружности в зоне максимального скопления шламовых отложений – между 2-й и 4-й дистанционирующими решетками от «горячего» коллектора и далее к «холодному» торцу ПГ, где расположен «солевой» отсек. Дефектные трубки расположены между и под дистанционирующими решетками. Поведение дефектов Выявлен различный характер поведения дефектов на АЭС во времени • одни дефекты за одну - пять кампаний эксплуатации сохраняют зафиксированную потерю конструкционного материала; • другой вид дефектов имеет незначительную тенденцию к увеличению потери металла за одну кампанию; • третий вид дефектов – полностью проявляется до образования сквозного дефекта за 1-3 месяца эксплуатации после выполнения инспекции; • четвертый вид дефектов проявляется во время проведения гидравлических испытаний первого контура на 180 кгс/см2. Южно-Украинская АЭС По причине массового повреждения ТОТ заменены парогенераторы №1,3 на энергоблоке №2 после 12-14 лет эксплуатации. Максимальный всплеск повреждений трубок на энергоблоках №1,2 ЮжноУкраинской АЭС зафиксирован в период 1998-2002 гг., т.е. после 8-9 лет эксплуатации. В этот период на АЭС выполнены мероприятия по замене медьсодержащих сплавов ПНД на нержавеющие, проведена химическая отмывка парогенераторов, внедрен морфолинового ВХР-2, модернизирована система продувки парогенераторов, осуществлена защита трубных досок и входных участков трубок конденсаторов антикоррозионными покрытиями. В течение 2003-2005гг. наметилась некая стабилизация уровня глушения ТОТ в пределах 87-137трубок в год на энергоблоке №1 и 47-51трубок– на энергоблоке №2. В течение 1999-2005 гг . зафиксирован устойчивый уровень деградации ТОТ в количестве 21-75штук в год на энергоблоке №3. Ривненская АЭС Максимальный пик глушения трубок на энергоблоке №3 приходится на период 19982001годы, т.е после 12-14 лет эксплуатации. В этот период суммарно заглушено до 1000 трубок. В течение 2000-2001 гг. выполнена модернизация системы продувки парогенераторов, проведена химическая отмывка парогенераторов и внедрена технология коррекционной обработки котловой воды соединениями лития. В течение 2003-2005 гг. зафиксирована устойчивая тенденция снижения процесса деградации трубок. В 2005 году заглушено 4 трубки. Запорожская АЭС Максимальный пик глушения трубок на энергоблоки №4 и №5 приходится на 2003 год, заглушено 48 и 213 трубок соответственно. Энергоблок №4 отработал 16 лет, энергоблок №5 – 14 лет. На остальных энергоблоках имели место случаи глушения трубок в количестве от 1 до 11штук в год. По результатам ВТК заглушено: Блок №1 – 38 трубок Блок №2 – 23 трубки Блок №3 – 28 трубок Блок №6 – 16 трубок С 1994 года на всех энергоблоках внедрена технология коррекционной обработки котловой воды парогенераторов соединениями лития. В течение 2001и 2003гг. внедрен морфолиновый ВХР-2 на энергоблоке №4 и №5, соответственно. В течение1998-2004гг. на всех энергоблоках два раза выполнены химические отмывки парогенераторов, а на энергоблоках №1-3 заменены медные ПНД на нержавеющие. В период 2003-2005гг. на всех энергоблоках выполнена модернизация системы продувки парогенераторов, внедрен морфолиновый ВХР-2, проводятся работы по повышению целостности конденсаторов. Хмельницкая АЭС За весь период эксплуатации на энергоблоке №1 заглушено 47трубок, по результатам ВТК – 19 трубок, из них в 2002 году заглушено 10 трубок. Следует отметить положительный факт проведения химических отмывок парогенераторов начиная с 1992 года. Наработка энергоблока на текущий момент составляет порядка 130 000 часов. Выводы 1. Проведенный комплекс работ по повышению надежности парогенераторов позволил обеспечить безопасную эксплуатацию парогенераторов более 130 000 часов на Запорожской, Хмельницкой и Ривненской АЭС. 2. Отмечен различный характер выявления дефектов во времени даже при наличии аналогичных конструкционных материалов и оборудования второго контура. На одних блоках дефекты трубок появляются через 8-9 лет, на других – через 10-12 лет, на третьих 14-16 лет, а на некоторых отсутствуют и через 18 лет, т.е. наблюдается некоторый инкубационный период. Все это косвенно указывает на то, что одним из важнейших факторов, определяющих процесс коррозии, является водно-химический режим. 3. Рассматривая макропроцессы в объеме ПГ и анализируя расположение и поведение дефектов можно подтвердить о наличие трех факторов, количественно влияющих на образование дефектов: • величина удельной загрязненности трубки; • локальный тепловой поток на поверхности трубки; • локальная концентрация растворенных примесей в котловой воде. Наиболее уязвимым местом в парогенераторах ПГВ-1000М с точки зрения коррозии на текущий момент остается локальная зона между второй и четвертой дистанционирующей решеткой от «горячего» коллектора в направлении к «горячему» торцу. 4. Внедрение ВХР-2 с коррекционной обработкой котловой воды соединениями лития на энергоблоках Запорожской и Ривненской АЭС привело к снижению коррозионного фактора деградации трубок в локальной зоне. 5. Внедрение морфолинового ВХР-2 и модернизация системы продувки парогенераторов на Южно-Украинской и Запорожской АЭС позволили снизить коррозионно-эрозионный износ оборудования второго контура и обеспечить баланс накопления и вывода отложений с объема парогенераторов. Рекомендации 1. Продолжить работы на Запорожской АЭС по замене медьсодержащих ПНД на нержавеющие. 2. Выполнить замену конденсаторов турбин на энергоблоках №1,2 Южно-Украинской АЭС и энергоблоке №3 Запорожской АЭС, продолжить работы по повышению коррозионной стойкости конденсаторов на других энергоблоках. 3. Продолжить работы по внедрению этаноламинового ВХР-2 на Ривненской АЭС и морфолинового ВХР-2 на Хмельницкой АЭС. 4. Продолжить работы по оптимизации ВХР-2 на основании изучения и оценки явления вымывания солей из объема парогенераторов при останове энергоблока. 5. Продолжить работы по повышению достоверности и оптимизации объемов контроля парогенераторов. 6. Разработать и поддерживать в актуальном состоянии базу данных по повреждаемости трубок и показателях водной химии. Отбор проб Отбор проб На расширители продувки от ПГ-4 от ПГ-3 от ПГ-2 ПГ-1 от ПГ-4 от ПГ-3 от ПГ-2 от ПГ-2 от ПГ-3 от ПГ-4 На охладители дренажа П Г -1 от ПГ-4 от ПГ-2 от ПГ-3 О тбор проб от ПГ-4 от ПГ-3 от ПГ-2 О тбор проб Н а расш ирители продувки Н а охладители дренаж а
