Оборудование первого контура

ВВЕДЕНИЕ

Многолетний опыт работы АЭС показывает, что в случаях повреждения теплообменных трубок парогенераторов, вследствие коррозионных процессов, приводит к попаданию радиоактивной воды во второй контур. Согласно проведенным исследованиям коррозия металла теплообменных труб парогенераторов вызывается: растрескиванием металла под напряжением, воздействием подшламовой коррозии, причиной образования которой является нарушение ведения водно-химического режима II контура АЭС, в том числе попадание в конденсат охлаждающей воды, кислорода и продуктов коррозии медных сплавов.

Нарушение гидравлической плотности трубной системы конденсатора и водно-химического режима связано с необходимостью разгрузки или останова энергоблока для поиска и устранения протечек охлаждающей воды в паровое пространство конденсатора.

В связи с перечисленными обстоятельствами встала задача создания надежных и высоко герметичных конденсаторов турбин, обеспечивающих полное разобщение паро-конденсатного пространства и тракта “сырой” охлаждающей воды. При этом трубки конденсаторов не должны заменяться в течение всего срока службы энергоблока (30 и более лет).

Целью данной выпускной квалификационной работы является изучение результатов работ по модернизации конденсаторов Кольской АЭС.

Основные задачи:

разбор актуальности проведения работ по модернизации;

выполнить расчёт тепловой схемы энергоблока; 

выполнить тепловой расчёт конденсатора турбины.









1 ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЭНЕРГОБЛОКА ВВЭР-440

Все станции с энергоблоками типа ВВЭР являются двухконтурными. На Кольской АЭС на сегодняшний день вырабатывает энергию четыре энергоблока. 

Каждый энергоблок включает в себя реакторную установку и две  турбоустановки.

1.1 Оборудование первого контура

 Первый контур – радиоактивный и состоит из  реактора на тепловых нейтронах, шести главных циркуляционных петель, парового компенсатора давления, вспомогательного оборудования. В состав каждой циркуляционной петли входят: горизонтальный парогенератор, главный циркуляционный насос,  главный циркуляционный трубопровод Ду 500 из нержавеющей стали [1].

Водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-440 является реактором корпусного типа. В качестве теплоносителя и замедлителя используется раствор борной кислоты под давлением. В качестве топлива используется обогащенная двуокись урана. Нагреваемый, при прохождении через активную зону реактора, теплоноситель первого контура поступает в парогенераторы, где отдает свое тепло через стенки трубной системы воде второго контура.

1.2 Оборудование второго контура

Второй контур – нерадиоактивный состоит из паропроизводительной части парогенераторов, главных паропроводов, двух турбоагрегатов, их вспомогательного оборудования и обслуживающих систем, оборудования деаэрации, подогрева и подачи питательной воды в парогенераторы.

Турбоустановка К-220-44 и ее модернизированная модификация К-220-44-3 представляет собой одновальный агрегат с одним цилиндром высокого давления и двумя двухпоточными цилиндрами низкого давления. 

Паровая конденсаторная турбина с нерегулируемыми отборами пара одним двухступенчатым паровым промперегревом (отборным и свежим паром).

Каждая турбина вращает генератор ТВВ-220-2А (основной генератор) с водяным охлаждением обмотки статора и водородным охлаждением ротора и его возбудитель, а турбины первой очереди, кроме того, генератор собственного расхода (ГСР) и его вспомогательные механизмы. Каждый ГСР предназначен для питания двух главных циркуляционных насоса 1 контура.

1.3 Конденсационная установка турбины К-220-44 [2]

	Основными элементами конденсационной установки являются (рисунок 1.1):

конденсатор;

устройство для поддержания разрежения в конденсаторе (устройство для отсоса парогазовой смеси);

насосы, поднимающие давление конденсата и обеспечивающие его возврат в цикл станции.



Рисунок 1.1 – Принципиальная тепловая схема конденсационной установки:

1 – рабочий пар эжекторов; 2 – от уплотнений турбины; 3 – пар после турбины; 4 – вода СТВС; 5 – в систему регенерации ПТУ; 6 – линия рециркуляции

Если необходимо поддерживать качество рабочего тела, ухудшающееся за счет присосов охлаждающей воды, то в состав КУ войдет конденсатоочистка или блочная обессоливающая установка (БОУ).

	В качестве устройств для поддержания разрежения в конденсаторе используют струйные аппараты – эжекторы. Эжекторы конденсационных установок кроме удаления из конденсатора парогазовой смеси применяют также для отсоса паровоздушной смеси из концевых камер уплотнений турбины и создания условий для перелива воды.

	Чтобы исключить потери рабочего тела, эжекторы конструируются вместе со специальными теплообменными устройствами – охладителями (конденсаторами).

	При наличии БОУ в схеме является обязательной двухподъемная схема перекачки конденсата. Это объясняется возможностью заметно снизить давление, на которое необходимо рассчитывать фильтры БОУ. А также конденсатные насосы (КН) первого подъема, как правило, тихоходные, что позволяет им работать с небольшим подпором на всасе.

	Т.к. объектом исследования данного проекта является конденсатор, то стоит более подробно остановится на его работе.

Конденсатор К-8170 представляет собой поверхностный двухходовой (два хода охлаждающей воды) однопоточный (один поток конденсирующегося пара) теплообменный аппарат с нисходящим потоком пара и центральным отсосом неконденсирующихся газов [1].

Таблица 1.1 –  Технические характеристики К-8170

Параметр

Размерность

Значение

Поверхность теплообмена

м2

8170

Расход охлаждающей воды

т/ч

18275

Количество трубок

шт.

10450

Размеры трубок

мм

26х2

28х2

Материал трубок

–

МНЖ-5-1

Число ходов по воде

шт.

2

Гидравлическое сопротивление

м. вод. ст.

3,992

Расход конденсата

м3/ч

8501000

Давление в конденсаторе

МПа

3·10-3

Наибольшее допустимое раб. давление внутри вод. пространства

МПа

5,295·10-3

Основными узлами конденсатора являются:

корпус;

трубная система;

водяные камеры;

переходной патрубок;

приемно-сбросное устройство.

   	Корпус конденсатора (рисунок 1.2) представляет собой стальную цельносварную обечайку прямоугольного сечения с приваренным к ней днищем. Сварка корпуса производится на монтажной площадке. Для придания жесткости корпусу конденсатора к его днищу приварена рама, состоящая из поперечных балок двутаврового сечения. Под крайними продольными балками расположены пружинные опоры конденсатора.

     	Трубная система конденсатора состоит из:

трубного пучка;

двух концевых одинарных трубных досок;

шести промежуточных трубных досок.

   Трубный пучок состоит из гладких прямых трубок диаметром 26x2 количеством 10450 штук, для размещения которых в трубных досках применена ленточная компоновка, при которой трубки размещены по 12 – 14 рядов в виде двух симметрично свернутых лент с тремя глубоким тупиковыми проходами  по контуру каждой. Компоновка трубного пучка в виде многократно свернутой ленты и размещение на выступающих участках пучка «зубцов» существенно увеличивает общий периметр трубного пучка, и тем самым достигается низкая скорость пара в периферийных рядах трубок – 50-60 м/с. Хотя величина входной скорости и невелика, для предотвращения эрозионного износа трубок и улучшения их вибрационных характеристик толщина стенки трубок первого ряда (724) увеличена до 2 мм.

   	Часть трубок (около 10%) в центральной зоне конденсатора с помощью паровых щитов  выделена в воздухоохладитель. Воздухоохладитель выполнен резко сужающимся к месту отсоса воздуха благодаря чему возрастает скорость движения пароводяной смеси и интенсифицируется теплообмен.

   	Теплообменные трубки развальцованы на глубину 50 мм в двух одинарных трубных досках. На наружную поверхность трубных досок нанесено битумное покрытие, повышающее водяную плотность конденсатора.

 Опорами трубного пучка являются шесть промежуточных трубных досок, расположенных на равных расстояниях друг от друга, в промежуточных трубных досках имеются круглые вырезы для выравнивания давления по длине конденсатора, а также вырезы в нижней части для свободного протекания конденсата в сторону конденсатосборников. В центре трубных досок выполнены вырезы для прохождения паровоздушной смеси к трубе отсоса воздуха.

  	 В нижних рядах ленты в тупиковых проходах между трубными досками, установлены сливные трубки, представляющие собой корытообразные желобки имеющие по концам отверстия для стока конденсата. Конденсат, поступающий в сливные трубки с выше расположенных рядов труб, отводится к трубным доскам и стекает по ним в нижнюю часть конденсатора, без переохлаждения на нижних рядах трубок. Улавливание конденсата способствует уменьшению общего парового сопротивления конденсатора, так как при этом, обеспечивается свободный проход пара в тупиковые проходы трубного пучка.

   Для этой же цели во внутренних проходах трубного пучка установлены паровые шиты, по которым попадающий на них конденсат также отводится к трубным доскам и через вырезы в щитах сливается по трубным доскам в нижнюю часть конденсатора.

  Для выравнивания давления паровоздушной смеси по обе стороны щита, предусмотрены вварные втулки, выступающие над щитом с верхней стороны. Через отверстия во втулках выравнивается давление по обе стороны щита, а выступающие части втулок препятствуют перекрытию отверстий конденсатом стекающим по щитам.

   	Каждый конденсатор снабжен двумя конденсатосборниками, представляющими собой сосуды прямоугольной формы, ввареные в днище конденсатора в средней его части таким образом, что одна из стенок конденсатосборника является продолжением боковой стенки конденсатора. Боковые стенки конденсатосборников на 15-20 мм возвышаются над днищем конденсатора. В корпус конденсатосборника вварены, в верхней части – патрубок для отвода паровоздушной смеси, в нижней – патрубок для отвода конденсата. Часть конденсатосборника сверху перекрыта дырчатым листом. 

   	Водяные камеры приварены к концевым трубным доскам по наружному контуру трубного пучка. Передняя водяная камера имеет горизонтальную перегородку между ходами охлаждающей воды. К камерам с помощью фланцевого соединения крепятся съемные крышки, которые дополнительно укреплены анкерными шпильками с выступающими за плоскость шпилек концами. Плотность фланцевых соединений обеспечивается резиновыми жгутами прямоугольного сечения, закладываемыми в канавки на фланцах водяных камер. Передние водяные крышки выполнены объемными и являются как бы продолжением подводов охлаждающей воды. Крышка задней водяной камеры выполнена плоской.

  	 Переходной патрубок представляет собой обечайку, выполненную из стальных листов, укрепленных изнутри ребрами и скрещивающимися связями. Во внутренней полости переходного патрубка размещены трубы отборов из ЦНД, которые выводятся наружу через стенки патрубков в сторону задних и передних водяных камер конденсатора, а так же ресиверы подвода пара к ЦНД.

   Переходные патрубки соседних конденсаторов соединены между собой перепускным патрубком, предназначенным для выравнивания давления в выхлопных патрубках турбины и перепуска пара при отключении одного из конденсаторов по охлаждающей воде.

На торцевых стенках переходных патрубков устанавливаются и привариваются приемно-сбросные устройства.

   	Приемно-сбросное устройство  – дроссельно-охлаждающего типа предназначено для снижения параметров пара, поступающего в конденсатор от БРУ-К. Оно состоит из увлажнителя пара и корпуса. В корпусе коаксиально закреплены кольцевые кожухи. 

















































	Рисунок 1.2 – Конденсатор К-8170 [1]



Работа конденсатора основана на следующем принципе: охлаждающая вода подается в конденсатор по циркуляционному водоводу к крышке передней водяной камеры, поступает в нижнюю часть передней водяной камеры, разделенной горизонтальной перегородкой, и по трубкам нижней половины конденсатора проходит в заднюю водяную камеру, откуда по трубкам верхней половины конденсатора возвращается в верхнюю часть передней водяной камеры и через отводящую крышку поступает в сливной циркводовод.

Удаление воздуха из водяных камер конденсаторов при заполнении их водой, а также периодически во время работы, производится через патрубки в верхней части водяных камер конденсатора.

Отработавший пар из цилиндров низкого давления турбины поступает в выхлопные патрубки, проходит через переходные патрубки и попадает на трубки конденсатора, через которые проходит охлаждающая циркуляционная вода.

Тупиковые проходы по наружному контуру трубного пучка обеспечивают вход пара в трубный пучок одновременно по всей длине ленты трубного пучка. Пар отдает тепло охлаждающей воде и в зоне трубного пучка происходит массовая конденсация пара.

Не сконденсировавшийся пар в смеси с воздухом по внутренним каналам трубного пучка поступает к воздухоохладителю, расположенному в первом ходе охлаждающей воды и отделенному паровыми щитами сверху и с боков от основного трубного пучка. Здесь происходит дальнейшая, но не менее интенсивная конденсация пара и снижение до возможных пределов температуры паровоздушной смеси.

Из воздухоохладителя паровоздушная смесь с незначительным содержанием пара поступает через вырезы в трубных досках, прикрытые паровыми щитами воздухоохладителя, в трубу отсоса воздуха, расположенную со стороны задней водяной камеры конденсатора и отсасывается эжекторами турбины.

Конденсат, образующийся на трубках в результате конденсации пара, сливается вниз и по сливным трубкам и паровым щитам отводится к концевым и промежуточным трубным доскам, стекает по ним на днище конденсатора и поступает в конденсатосборники.

В нижней части конденсатора в каждом отсеке устанавливаются щиты, препятствующие прямому доступу пара к воздухоохладителю. В среднем отсеке эти щиты имеют вырез в нижней части для прохода конденсата из воздухоохладителей в конденсатосборники.

Конденсат, стекающий по днищу конденсатора в конденсатосборники, поступает на дырчатые листы, установленные в верхней части конденсатосборников, разбивается на мелкие струйки и сливается в конденсатосборник. В конденсатосборниках конденсат, протекающий через дырчатые листы, дополнительно деаэрируется паром, поступающим в конденсатосборники по боковым проходам в конденсаторе. Паровоздушная смесь из конденсатосборников отводится по специальным трубам через днище конденсатора к воздухоохладителю.

В приемосбросные устройства конденсатора поступает пар после быстродействующих редукционных установок. Редуцированный пар имеет небольшой (20 С) перегрев. В увлажнителе в паровой поток впрыскивается основной конденсат и за счет испарения конденсата температура пара снижается до температуры насыщения при данном давлении.

Насыщенный пар поступает в приемосбросное устройство, проходит через зазоры между кольцами и дросселируется до давления 0,144 кгс/см2, а затем поступает в переходный патрубок конденсатора и оттуда на трубный пучок, где конденсируется, отдавая тепло охлаждающей воде.









2 ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ КОНДЕНСАТОРНОЙ УСТАНОВКИ ЭНЕРГОБЛОКА ВВЭР-440

2.1. Основные дефекты и их последствия и методы поиска повреждений

Для трубок конденсаторов турбин наиболее характерными повреждениями являются:

	эрозионно-коррозионный износ (до сквозного) под воздействием сбрасываемого пара высоких параметров  СПП, ПНД-4,5, отработанным паром с ЦНД;

	эрозионный износ трубчатки конденсаторов в местах сброса рециркуляции КЭН вследствие захвата паром частиц воды;

	нарушение плотности в местах вальцовки труб в трубных досках вследствие монтажных дефектов, длительного воздействия на трубки переменных термических и динамических нагрузок переменного теплового режима работы конденсатора, вибрации;

	сквозные повреждения металла труб в районе дефектов изготовления;

	коррозионные повреждения металла труб охлаждающей водой (особенно на входных участках труб у трубных досок);

	биологические, механические и солевые отложения в трубной системе в процессе эксплуатации.

	На рисуноках 2.1, 2.2, 2.3 представлены фотографии трубчатки конденсаторов, на которых виден эрозионный износ [1].



















	

	

	

	

	

	

	

	

	

	

	Рисунок 2.1 – Эрозионный износ трубчатки конденсатора ТГ-7

	

	

	Рисунок 2.2 – Эрозионный износ трубчатки конденсатора 

	

	

	

	

	Рисунок 2.3 –  Поверхность теплообменной трубки под воздействием пара

	Поступление охлаждающей воды во II контур неизбежно приводит к нарушениям водно-химического режима и, как следствие, к увеличению скорости коррозии конструкционных материалов элементов второго контура и накоплению отложений в парогенераторах.

	С коррозионной точки зрения особо уязвимыми являются парогенераторы, где, вследствие многократного упаривания котловой воды, происходит концентрирование поступающих ионогенных примесей на трубчатке.

	С охлаждающей водой в конденсатно-питательный тракт поступают:

	соли жесткости: кальция, магния, которые способствуют накоплению трудноудаляемых отложений;

	ионы агрессивного характера: хлорид – ион, ионы щелочных металлов, которые интенсифицируют коррозию оборудования второго контура. При значительном накоплении приводят к хлоридному и щелочному растрескиванию нержавеющих сталей;

	органические соединения, которые при термолизе приводят к образованию кислот: муравьиной, уксусной, щавелевой. Накопление органических кислот во втором контуре может вызвать усиление коррозионных процессов, а также снижение рН в парогенератор, повышению электропроводимости питательной и продувочной воды парогенераторов более установленных норм.

Биологические (бактерии и водоросли), механические (ил, мусор, тина, трава, листья и т.п.) и солевые отложения вызывают значительное сопротивление теплопередаче.

	Сквозные повреждения в трубках конденсаторов, возникают под воздействием переходных режимов в работе турбоустановки, а именно: пуски и остановы турбин, сбросы конденсата греющего пара непосредственно в конденсатор с I ступени и сепаратосборника СПП и ПНД-4,5, коррозии со стороны охлаждающей воды.

Все повреждения неизбежно приводят к присосам.

Метод поиска - «со свечой».

Поиск присосов при работе турбоагрегате (ТА) на мощности используется при нарушении водно-химического режима  (в крайних случаях). Метод, основанный на разнице давлений в трубном и межтрубном пространстве (рисунок  2.4).



Рисунок 2.4 – Метод поиска присоса «со свечой»

  При наличии мелких присосов метод поиска – «со свечой» может быть не эффективным. В период с 1994г. по 2004г. произведено 120 разгрузок ТА, из них в 26-и случаях (22%) неплотных трубок не выявлено.

На основе опыта эксплуатации при величине присоса  150 л/час неплотные трубки на работающем оборудовании не обнаруживаются имеющимися методами обнаружения присосов. Таким образом, метод поиска «со свечой» не эффективен для малых присосов и не всегда результативен.

Метод поиска «под наливом»

Для выявления дефектных трубок начиная с 1998 года на блоках Кольской АЭС производится гидравлическое испытание (в период останова турбоустановки). 

Гидравлическое испытание осуществляется путем налива в паровое пространство горячей воды с температурой 60-70С. Течи из теплообменных трубок и отпотевание вальцовки не допускаются. При появлении течей из трубки (рисунок 2.5), она глушится с двух сторон пробками. Контроль плотности глушения дефектной трубки осуществляется визуальным осмотром.



Рисунок 2.5 – Течи из теплообменных трубок 



	2.2 Возможные пути повышения эффективности и надежности конденсаторов

	С каждым годом в мире увеличивается потребление электроэнергии, поэтому остро строит вопрос об увеличении количества генерирующих мощностей. Ко всему прочему уменьшается остаточный ресурс эксплуатируемых энергоблоков, построенных еще в советское время. Существует несколько решений этих проблем:

1) Строительство новых станций, блоков и т.д.;

2) Повышение мощности, действующих АЭС;

3) Продление срока эксплуатации АЭС и ее оборудования.

	Все прекрасно знают, что строительство новых энергоблоков очень трудоемкий процесс, который отнимает большое количество времени, а также нужны инвестиции.  В сложившейся ситуации на рынке строительство новых энергоблоков не возможно ввиду этих трудностей. Возникает вопрос: как повысить количество производимой электроэнергии, сэкономив ресурсы? Наиболее актуальное решение - это повышение единичной мощности действующих энергоблоков, но это процесс несущественен, т.к. существует предел - 104% от номинальной мощности.  При дальнейшем увеличении необходимы тщательные наблюдения, множество испытании, подтверждение безопасности перехода на новый уровень мощности и внесение изменений в эксплуатационную документацию. Не менее важную роль играет продление ресурса действующих энергоблоков, поскольку вывод из эксплуатации очень дорогостоящий процесс. Благодаря этому можно повысить экономическую эффективность установок, продлить срок службы оборудования и всей станции в целом.

	Основными причинами снижения экономической эффективности функционирования электроэнергетики являются [3]: 

– отсталые энергетические технологии; 

– использование морально и физически устаревшего энергооборудования; 

– отсутствие в настоящее время оптимальной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов; 

– резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;

 – существенное сокращение строительного потенциала; 

– сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения.

	Иными словами, основной причиной снижения эффективности является использование устаревших технологий. Устранить эту проблему можно с помощью модернизации.

	Модернизация сегодня приобретает ведущую роль в связи с ужесточением требований по безопасности относительно ранее принятых проектов, а также с учетом появления новых технологий и современного оборудования, более компактного, надежного и экономичного. 

	В процессе эксплуатации оборудования и незаменяемых элементов энергоблоков была подтверждена и соответствующим образом обоснована возможность продления срока эксплуатации на дополнительный период от 15 до 30 лет, в зависимости от типов энергоблоков, состояния оборудования и экономической оправданности.

	Сама процедура продления срока эксплуатации энергоблока связана в первую очередь с техперевооружением, переходом на новую элементную базу управляющих и защитных систем, модернизацией оборудования с целью приведения к требованиям действующих в настоящее время норм и правил в области использования атомной энергии. Выполнение работ по модернизации энергоблока в рамках подготовки к работе в продленном периоде ведется во время плановых ремонтов и начинается как минимум за пять лет до окончания проектного срока службы.

	Благодаря своевременно проведенной модернизации и получению лицензий на дополнительный срок эксплуатации сегодня страна смогла сохранить 11,8 ГВт установленных мощностей для генерации электроэнергии и обеспечить необходимые условия для реализации планов строительства новых энергоблоков, как с финансовой стороны, так и с точки зрения сохранения отраслевого сектора в экономике и промышленности. Продление срока эксплуатации энергоблоков позволяет отложить затратные мероприятия по выводу энергоблоков АЭС из эксплуатации как минимум на 15 лет, в течение которых становится возможным аккумулирование необходимых финансовых средств. На энергоблоках с продленным ресурсом выработано свыше 415,7 млрд кВт·ч электроэнергии, а суммарная мощность энергоблоков с продленным сроком эксплуатации в настоящее время составляет 44,8 % от установленной мощности действующих энергоблоков АЭС России [4].

	Кроме масштабных работ по модернизации и техперевооружению в процессе продления срока эксплуатации проводится также и текущая модернизация в целях поддержания эксплуатационной готовности АЭС к надежной, безопасной и экономически эффективной эксплуатации в соответствии с требованиями действующих норм и правил в области использования атомной энергии, с учетом накопленного отечественного опыта и рекомендаций МАГАТЭ.

	Текущая модернизация действующих энергоблоков проводится ежегодно на основе пяти-, трехлетних и годовых планов, разрабатываемых каждой АЭС с учетом как выявленных проблем эксплуатации на самой площадке, так и общеотраслевых программ модернизации оборудования

 атомных станций.

	Примерами текущей модернизации по общеотраслевым проблемам служат работы по замене и модернизации электротехнического оборудования на ОРУ и внутриблочных системах, реализация мероприятий по результатам постфукусимских оценок безопасности АЭС, ведущаяся с 2005 года работа по повышению КИУМ и установленной мощности энергоблоков, увеличению межремонтных циклов, модернизация турбинного оборудования 

и т.д.

	Важной причиной выполнения модернизации является статистика отказов оборудования, которая ведется на каждой АЭС и используется при анализе опыта эксплуатации. Так, например, разработке целого комплекса общеотраслевых программ по замене электротехнического оборудования предшествовал анализ неблагоприятной динамики по увеличению его отказов. Были выявлены слабые места электротехнического оборудования и систем, разработаны графики замены, подобраны технически удовлетворяющие решения, определены объемы необходимого финансирования. Для этих целей в концерне разработан ряд документов, определяющих систему выявления проблем эксплуатации и организации модернизации.	?

	Ежегодно на каждой АЭС выполняется до нескольких сотен работ по модернизации, от незначительных с точки зрения затрат до крупных общеотраслевых проектов, а критериями их результативности является:
– отсутствие повторяющихся (аналогичных) нарушений при эксплуатации энергоблока и АЭС в целом; 	
– снижение количества нарушений при эксплуатации энергоблока и АЭС в целом;
– наличие роста показателей экономической эффективности эксплуатации энергоблока и АЭС в целом.

	Планирование затрат на модернизацию АЭС осуществляется в рамках долгосрочной инвестиционной программы ОАО «Концерн Росэнергоатом» (на период 12 лет) с ежегодной корректировкой с учетом реальных процессов инвестирования, при этом сам механизм выделения средств строго регламентирован и требует жестких обоснований.

	На сегодняшний день можно с уверенностью сказать, что те принципы и подходы к процессу модернизации энергоблоков АЭС концерна, которые были заложены в начале 2000-х годов, были правильными, а те средства, которые направляются на модернизацию и техперевооружение, оправданы и дают свои положительные результаты, в первую очередь в возможности и дальше эксплуатировать наши энергоблоки безопасным и эффективным способом.

	Подводя итоги, можно сказать, что модернизация несомненно важна и актуальна, поэтому стоит посвятить данный диплом такой важной проблеме. Для выявления очевидных плюсов модернизации, помимо вышесказанных, будут приведены результаты расчетов и исследований, дабы увидеть на наглядном примере всю суть и экономику данного процесса.

2.3 Опыт ремонта и антикоррозионной защиты конденсаторов и теплообменников с использованием материалов и технологий Бельзона

	1. Ремонт трубных досок пароводяного подогревателя ПСГ-1300 на Ростовской ТЭ ОАО «Ростовэнерго» а 1997 году на 3445 трубок диаметром 24 мм с износ по толщине и потерей герметичности. Проверка состояния объекта через год, три и позднее дефектов поверхности нс выявили. По работе ПСГ и герметичности трубных досок замечаний нет.

	Такой ремонт оказался по трудоемкости в 8 раз меньше, чем замена трубной доски, включая время на монтаж-демонтаж, а по стоимости в 6 раз дешевле.

		2. Ремонт трубных досок конденсатора на Ростовской ТЭЦ-2	  в мае 2000 года на 5830 трубок диаметром 24 мм с износом доски до 12 мм по толщине и потерей герметичности. Проверка состояния объекта в текущем году не выявили серьезных дефектов поверхности. По работе конденсатора и герметичности трубных досок замечаний нет.

		3. В августе 2001 г. произведен	 ремонт трубных досок и перегородок конденсатора ТГ №5 ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» и работа по защите oт кавитации, коррозии и абразивного износа.

	К началу выполнения работ из-за подсосов производили частые вскрытия конденсатора и, как следствие, стоял вопрос о замене трубного пучка За период после ремонта не было заглушено ни одной трубки, что позволяло не менять параметры рабочей машины и не производить внеплановых мероприятий по устранению дефектов.

4. Ремонт бойлера ПСВ - 315 на Казанской ТЭЦ в мае 2007 г. Бойлер был выведен в ремонт со значительными коррозионными повреждениями металла трубных досок и вальцовочных соединений. После зачистки поверхности трубные доски были покрыты неметаллическим составом «Бельзона». Осмотр в текущем году показал удовлетворительное состояние покрытия.

5. Ремонт бойлера №14 ЭС-2 ТЭЦ ОАО «Ленэнерго» в октябре 2002 г. В ходе ремонта требовалось восстановить привалочную плоскость разъема трубной доски и герметизировать места вальцовки трубного пучка. За время эксплуатации останова бойлера из-за разгерметизации не было.

Также можно привести пару примеров зарубежных опытов.

	16 лет - срок службы отремонтированных материалом БЕЛЬЗОНА Керамик R- металл 1311 деталей ЦНД турбоустановки ТЭС в Канзас-Сити, штат Миссури, США (половинки диафрагм, обойм, корпуса, крышки). Главный специалист ремонтной фирмы Industrial Repair Technology lnc.-USA Почти случайно обнаружил возможность ремонта повреждений от паровой эрозии в турбинах материалами БЕЛЬЗОНА. Он отмечает прекрасную сохранность диафрагм после 16-лст эксплуатации. Повторный ремонт был проведен в течение одного дня. Особенно он обращает внимание на обязательное применение пескоструйной подготовки поверхности. Ремонт с помощью материала БЕЛЬЗОНА 1311 показал высокую эффективность.

	10 лет - срок службы отремонтированных материалами БЕЛЬЗОНА Керамик R- металл 1311 и Керамик ИТ- металл 1391 диафрагм ЦНД турбоустановки ТЭС в г. Индианополис, США. Сильная эрозия и коррозия диафрагм на стороне низкого давления была вызвана многолетним действием перенасыщенного острого пара, что привело в результате к потере мощности турбоустановки. Если диафрагмы не восстанавливать, то возникает опасность потери их целостности. В сравнении с альтернативным методом - специальной сваркой, ремонт материалами БЕЛЬЗОНА намного быстрее - занял 3 суток в отличие от сварки, которая потребовала бы три недели.

 Доводы, которые служат в пользу выбора таких решений эксплуатационниками, следующие. Сварочные работы на диафрагмах большого размера дороги, рискованы, требуют специального сварочного оборудования, квалифицированных рабочих и большого расхода времени. Ничего не делать - прямая дорога к аварии. Как минимум, на отремонтированных подобным образом деталях материал БЕЛЬЗОНА предотвращает дальнейшую эрозию и коррозию металла, играет роль «жертвенного» слоя и препятствует возникновению аварий.











































3 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА

Целью данной главы является построение h-s диаграммы, составление таблицы параметров воды и пара конденсационного процесса. Данный расчет будем производить для блока № 4 Кольской АЭС, который имеет электрическую мощность равную 230 МВт. 



Рисунок 3.1 – Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-220-44

3.1. Определение параметров воды и пара в элементах турбоустановки

Определим расход свежего пара по следующей зависимости [5, формула 1.4, стр. 24]:



Температура питательной воды и основного конденсата за каждой ступенью РППВ можно найти по следующим зависимостям, рассчитанных на максимальный расход пара [5]:



Рисунок 3.2 – Температуры основного конденсата и питательной воды по тракту регенерации турбоустановки 





Рисунок 3.3 – Давление пара в отборах ЦВД турбоустановки в зависимости от расхода свежего пара на турбину 

	

Находим давления в отборах ЦВД:



	Давление в камере регулирующей ступени:





Рисунок 3.4 – Давление пара в отборах ЦВД турбоустановки в зависимости от расхода свежего пара на турбину 

	Давление перед стопорно-регулирующим клапаном ЦНД:



	Находим давления в отборах ЦНД:





	Давление пара в теплообменнике:

















	Температура и энтальпия конденсата греющего пара определяется следующей зависимостью:

					

Таблица 3.1 – Значения КПД oi цилиндров для турбины типа К-220-44 [6, табл. 5.1]



ЦВД

ЦНД

oi

0,79

0,865

Параметры пара перед стопорным клапаном турбины:

Р=4,4 МПа, t=256,1 0С, h0= 2799 кДж/кг.

Определяем параметры за стопорным клапаном турбины (35% от Р0, принимаем 4%):

Р0=0,96Р0=0,964,4=4,224 МПа; 							

 

	Определяем значения энтальпии пара в отборах ЦВД:

(по Р1 и S0),

		    

 (по Р2 и S0),

      	   	  

 (по Р3 и S0 ),

   	   	  

 (по Р4 и S0 ),

		

 (по Р5 и S0 ),

		  

pразд=р5=0,289 МПа,

pc= pразд?0,98=0,289?0,98=0,283 МПа,						  

hc=f(pc,X)= 2711 кДж/кг,

tc= f(pc,X)= 131,5  0C.

	Параметры  пара перед ЦНД:

pцнд= 0,266 МПа,

Температурный напор в перегревателе [6]:

?tпп1=15-20 0C, температурный напор в первой ступени перегрева.

?tпп2=10-15 0C, температурный напор во второй ступени перегрева.

Температура пара перед ЦНД или после ПП:

tцнд= t0-?tпп2=256-15=241 0C. 								  

Sцнд=f(tцнд,Pцнд)=7,540 кДж/(кг?0C),

hцнд=2951 кДж/кг.

  (по Р6  и Sцнд),

	  

 (по Р7 и Sцнд),

	  

 (по Р8 и Sцнд),

	

	Параметры пара в конце процесса расширения пара в турбине:

P’k=pk·1,05=0,003·1,05=0,0031 МПа;						  

 (по P’k и Sцнд),



	Теплоперепад на ЦВД:



	Теплоперепад на ЦНД:



	Теплоперепад на турбину:





Рисунок 3.5 – hs-диаграмма процесса расширения пара

Значение давления питательной воды рпв и основного конденсата рок приближенно определяются как давления за питательным и конденсатным насосами по формулам согласно [6]:





Температуры и энтальпии дренажа РППВ равны параметрам насыщения воды при давлении в подогревателе. Температуры и энтальпии дренажа охладителей дренажа регенеративных подогревателей могут быть определены следующим образом:

, 

где температура основного конденсата на входе j-го подогревателя;

– подогрев воды в охладителе дренажа [6].











Величина удельной работы одного килограмма пара, идущего в j отбор турбины, определяется по формуле:



	Величина коэффициентов недовыработки мощности паром, идущим в j отбор турбины, определяется по формуле: 



где Hi – полный действительно использованный теплоперепад на турбину.



































	3.2 Составление и расчет уравнений тепловых и материальных балансов для элементов системы

Целью данного раздел.......................