АЭУ АЭС с ВВЭР. Влияние эксплуатационных факторов на работу конденсатора

-механические  повреждения трубок;

-дефекты вальцевания  трубок в трубных досках;

-дефекты приварки  основных трубных досок к корпусу  конденсатора или сварки между  собой частей сборных трубных  досок;

Наиболее опасными для ухудшения водного режима рабочего контура АЭУ являются механические повреждения трубок. Обрыв или большая течь в конденсаторе даже одной трубки из нескольких тысяч приводит к необходимости срочного заглушения повреждённой трубки, разгрузки турбоустановки для этой цели или даже аварийного останова турбины.

Механические  повреждения трубок могут возникать в результате их вибрационной усталости. Вибрация трубок вызывается вибрацией всего турбоагрегата от вращения роторов турбины или вибрацией другого близкорасположенного вращающегося механизма. Кроме того, вибрация трубок вызывается аэродинамическими силами воздействие набегающего потока пара. Этой вибрации которая носит характер автоколебаний, подвержены в основном первые по ходу пара несколько трубок. Опасна резонансная вибрация трубок с большой амплитудой, когда частота собственных колебаний трубок совпадает с частотой возмущающей силы (частотой вращения турбины или частотой турбулентных пульсаций парового потока).

Для предотвращения поломки трубок от резонансной вибрации необходима тщательная отстройка трубного пучка от резонансных колебаний  путём уменьшения расстояния между промежуточными трубными досками, сокращение скорости парового потока, поступающего на первые ряды трубок, а также выравнивания скорости пара по всей площади поверхности его поступления на трубки. Используется также заглушка первых рядов трубок по воде. Это гасит энергию водяных капель и скорость парового потока, уменьшая вибрацию и эрозию последующих рядов трубок. Первые ряды трубок, наиболее подверженные вибрации и эрозии, для главных конденсаторов АЭС выполняют с утолщением стенок до 1,5÷2,0 мм при диаметре трубок 28 мм.

Помимо вибрации причинами механических повреждений  могут быть возникшие при их  изготовлении, транспортировке или  хранении дефекты (трещины, надрывы  и др.), не выявляемые до установки  трубок на место, перевальцевание, приведшее к подрезке или чрезмерному утонению стенки в месте перехода развальцованного её конца к основной части трубки, также внешние причины, например, попадание в конденсатор из турбины оторвавшихся кусков бандажа и лопаток, стеллитовых пластинок и др.

Частой причиной повреждения трубок является коррозия, которая может быть следствием воздействия  коррозионно-активных примесей, содержащихся в охлаждающей воде. Коррозии трубок с внутренней (водяной ) стороны способствуют очаги эрозии, препятствующие образованию защитной плёнки на внутренней поверхности металла или загрязнение ирубок, приводящее, как и инородные включения в металле, к образованию гальванических пар.

Коррозии с  паровой стороны обычно подвергаются трубки в области воздухоохладителя, где сильно возрастает концентрация агрессивных газов в паровоздушной среде. Для предотвращения коррозии трубок конденсаторов определяющим является правильный подбор материалов в зависимости от охлаждающей воды.

Конденсаторные  трубки из медных сплавов, включая медноникелевые, как показал опыт эксплуатации, не могут обеспечить, в течение срока службы турбоагрегатов требуемую герметичность водяных трактов, поэтому рекомендуется даже при пресных охлаждающих водах применять трубки из нержавеющих сталей или из титана. При этом необходимо учитывать, что эти материалы имеют меньшую теплопроводность и больше подвержены органическим обрастаниям и другим загрязнениям по сравнению с медными сплавами.

Важнейшей задачей  в условиях обеспечения максимальной гидравлической плотности конденсаторов являются обнаружение мест присосов охлаждающей воды в паровое пространство конденсатора. и их устранение. Эта задача по мере роста требований к конденсату для АЭС всё более усложняется.

Длительное  время традиционными являются методы определения мест присосов обычной гидравлической опрессовкой и опрессовкой под давлением. Гидравлическая опрессовка проводится при остановленной турбине путём заливке парового пространства конденсатора конденсатом или химически обессоленной водой. При этом спускается охлаждающая водя из водяных камер, водяные камеры вскрываются, трубки и трубные доски осушаются сжатым воздухом. Появление капель или течи из вальцованного соединения или из какой-либо трубки указывают о местах подсосов охлаждающей воды. Текущие трубки отмечаются и глушатся с двух сторон латунными пробками.

Несколько лучшие результаты могут быть получены при  гидравлической опрессовке под давлением, когда над поверхностью воды в  паровой полости сжатым воздухом от компрессора создаётся избыточное давление (0,5÷0,8кгс/см²). Для такой опрессовки необходимо произвести необходимо произвести герметизацию парового пространства конденсатора, выхлопного патрубка, ЦНД с постановкой специальных уплотнительных приспособлений на концевые уплотнения ЦНД, закрытие всех клапанов и др. Однако и опрессовка под давлением не позволяет определить мелкие капиллярные трещины и неплотности.

В настоящее  время используется метод поиска неплотностей в трубной системе  конденсаторов с помощью  пены. Нахождение неплотностей трубной системы конденсатора происходит во время работы ТА с пониженной мощностью.

Трубные доски  конденсатора (отключённой половины) тщательно высушиваются сжатым воздухом. Для нанесения пены необходимо иметь  специальное приспособление, в состав которого входит сифонная трубка с наконечником-распылителем и штуцер для присоединения насадок воздушного шланга.

В водяной камере, где производится операция, устанавливается  яркое освещение и с помощью  переносных светильников и тщательным наблюдением за состоянием пенного  слоя нанесённого на трубную доску, определяются трубки и вальцовочные соединения, где происходит втягивание пены под действием разности атмосферного давления и разрежения в паровой полости конденсатора.

После окончания  обследования одной трубной доски  процедура повторяется на противоположной доске для выявления трубок, дефекты которых находятся ближе к противоположной стороне.

Обнаруженные  присосы воздуха в трубках  и вальцовочных соединениях сразу  же отмечаются и затем глушатся специальными латунными глушками с обеих сторон.

Среди проблем  обеспечения гидравлической плотности  конденсаторов важное место занимает обеспечение герметичности вальцовочных соединений. Весьма трудной задачей  является обеспечения абсолютной плотности  несколько десятков тысяч вальцовочных соединений трубок с трубными досками конденсаторов АЭС, тем более что плотность этих узлов может нарушаться в процессе эксплуатации.

При разработке и конструировании мощных ТА были приняты мероприятия по повышению  герметичности вальцовочных соединений.

К ним относятся:

- нанесение  уплотняющих покрытий из битумной  мастики на трубные доски и  выступающие концы трубок со  стороны водяных камер;

- применение  двойных трубных досок;

-приварка трубок  к трубным доскам;

-перевод всех  высокоэнергетических сбросов из конденсатора в охлаждаемый расширительный бак дренажей;

Способ дополнительной герметизации вальцовочных соединений путём нанесения на трубную доску  уплотняющих покрытий пригоден как  для вновь строящихся, так и  для находящихся в эксплуатации конденсаторов. Покрытие выполняется из водостойкого материала и образует плотный и прочный защитный слой, герметизирующий возможные неплотности в вальцовочных соединениях.

Уплотнитель должен плотно соединяться с металлом трубной  доски и трубок или с предварительно нанесённой грунтовкой. Этот материал также должен быть стоек к разрушающему воздействию минерализованной и сильно загрязнённой абразивными включениями охлаждающей воды. Для этой цели используются битумные мастики, эпоксидные смолы и другие материалы.

Уплотняющие покрытия применяются для герметизации и не только вальцовочных соединений, но и аварийных швов составных трубных досок с корпусом конденсатора и сварных соединений анкерных болтов с трубными досками.

Даже малые  присосы охлаждающей воды значительно  повышают жёсткость конденсата и исключают его использование в рабочем контуре. Поэтому все турбоустановки для удаления солей имеют ионообменные конденсатопоглотители, через которые пропускается частично или весь конденсат после конденсатного насоса.

В составе рабочего контура турбоустановок АЭС обычно устанавливаются три конденсатоочистки, две из которых работают, а третья находится в резерве.

Включение в  схему АЭС ионообменных конденсатоочисток  имеет не только положительное значение, но и экологически неблагоприятно воздействует на окружающую среду. Это объясняется необходимостью регенерации ионообменных фильтров по их обменной ёмкости с соответствующим сбросом в водоёмы регенерационных вод с частично неиспользованными реагентами регенерации. То же относится и к сбросам промывочных вод через включение фильтров в работу после завершения регенерации.

Добавки воды для  восполнения убыли в рабочем  контуре АЭС малы, а способ их подготовки – обессоливание в  ионообменных фильтрах. Поэтому можно  считать, что питательной водой для парогенераторов является конденсат турбин. Требования к его качеству сведены в таблицу 6.1, составленную на основе нормирования вод парогенераторов и реакторов для приемлемых величин расходов воды парогенератора и реактора, направляемых на очистку.

 

Таблица 6.1 –  Требования, предъявляемые к качеству конденсата турбины 

№ п/п	Нормируемые показатели	Максимально допустимые величины нормируемых показателей
		Двухконтурные АЭС	Одноконтурные АЭС
1	Жёсткость, мкг-экв/кг	0,5	0,15
2	Кислород, мкг-экв/кг	20	20
3	Свободная углекислота, мг/кг	1	1
4	Окислы железа в пересчёте на Fe, мкг/кг	20	5
5	Окислы меди в пересчёте на Cu, мкг/кг	10	неопределимо
6	Содержащие  хлор-ионы, мкг/кг	20	20
7	Активность, Кл/кг	-	10-8

Для осуществления  столь жёстких требований к качеству конденсата необходимо прежде всего  постоянная борьба с присосами охлаждающей  воды в конденсаторах.

 

6.1.4 Переохлаждение  конденсата и его влияние на  роботу турбоустановки

Переохлаждением конденсата называют разность межды темературой насыщения пара при давлении в горловине  конденсаторе и температурой конденсата во всамсывающем патрубке конденсатного насоса.

Переохлаждение  конденсата снижает экономичность  энергетической установки, так как  увеличивается потеря теплоты с охлаждающей водой и возникает необходимость в дополнительном подогреве конденсата паром из регенеративных отборов. Переохлаждение конденсата на 5°С вызывает снижение КПД ТА на 0,1-0,2%. Кроме этого, переохлаждение конденсата вызывает ухудшение его деаэрации в конденсаторе, что может стать причиной значительного насыщения конденсата коррозионо-активными газами, прежде всего кислородом.

Переохлаждение  конденсата зависит от конструктивных особенностей конденсатора, деаэрационной  установки в конденсаторе, а также условий эксплуатации турбоустановки.

Конденсаторы  турбоустановки АЭС- регенеративного  типа. Они имеют минимальное паровое  сопротивление и рациональную компоновку трубного пучка, что обеспечивается широкими проходами пара в пучке, позволяющими организовать его равномерное распределение по поверхности охлаждения и догрев конденсата до температуры отработавшего пара. Уменьшение переохлаждения добиваются также рациональным размещением поддонов и лотков в трубном  пучке для предотвращения  попадания конденсата на нижние трубки с верхней части трубных пучков и охлаждения на них.

На переохлаждение конденсата влияют также слудеющие  эксплуатационные факторы: паровая  нагрузка конденсатора, присос воздуха  в вакуумную систему, температура  охлаждающей воды на входе в конденсатор и ее расход, уровень конденсатора в нижней части конденсатора.

Чтобы исключить  или по возможности уменьшить  переохлаждение конденсата при низкой температуре охлаждающей воды (в  зимнее время) необходимо сокращать  расход воды. Это приведет также к сокращению электроэнергии  на собственные нужды турбинного цеха.

Увеличение  присосов воздуха, приводящее к росту  давления в конденсаторе вызывает рост переохлаждения конденсата и особенно сказывается в зимнее время при  низкой температуре охлаждающей воды. Влияние этих факторов изображено на рис. 6.4