содержание   ..   80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  ..

Факторы, влияющие на надежность работы ПГ (АЭС)

 Накопленный опыт показывает, что повреждение от реакции натрия с водой является главной причиной эксплуатационных аварий в парогенераторных установках с натриевым теплоносителем. В настоящее время надежность и работоспособность парогенератора являются одной из самых актуальных проблем.

Как показывает опыт эксплуатации, одной из основных причин аварий является утечка воды (пара) в районе сварных соединений труб с трубной доской. Вследствие этого одним из основных требований является минимизация сварных соединений (идеальной была бы конструкция без сварных швов, которые могут пропускать воду или пар в натрий). С этой точки зрения представляет определенный интерес расположение трубных досок в газо-вой полости над натрием. Чрезвычайно важно также обеспечить плотность вальцевания, чтобы натрий не мог проникать в щель между трубкой и трубной доской и оставаться там, не удаляясь при дренировании и тем более при промывке. Представляет интерес соединение труб с трубной доской стыковым способом, при котором исключается зазор между трубкой и трубной доской (рис. 5.8). Кроме того, для предупреждения реакций натрий—вода необходимо стремиться к минимуму заводских дефектов, что достигается ужесточением норм качества труб, повышением гарантий качества, введением неразрушающих методов контроля всех элементов, которые разделяют воду и натрий, улучшением заводской технологии.

Одной из мер по увеличению надежности ПГ является сокращение поверхности (соответственно и сварных швов), соприкасающейся с натрием. Например, паровой промперегрев пара снижает КПД установки по сравнению с высокотемпературным натриевым промперегревом на
1—2 %. Однако такое мероприятие позволяет повысить надежность работы установки в связи с сокращением значительной поверхности контакта с натрием. Вследствие этот в проектах быстрых реакторов большой мощности (БН-1600, «Супер-Феникс») в качестве варианта предусмотрен паровой промежуточный перегрев. В то же время, не затрагивая параметры паросилового цикла и температуры теплоносителя в реакторе, благодаря перераспределению температур теплоносителя второго контура можно изменить соотношение между теплопередающими по-верхностями ПТО и ПГ. При всех прочих равных условиях достижение высоких температур в промежуточном контуре ведет к увеличению теплопередающей поверхности в ПТО и уменьшению в ПГ. Снижение температур промежуточного контура приводит к обратному эффекту. Из опыта работы экспериментальных и демонстрационных быстрых реакторов известно, что показатели надежности ПТО и ПГ существенно различны. В связи с этим це-лесообразно уменьшить теплопередающую поверхность и число парогенерирующих труб ПГ. Однако необходимо отметить, что при использовании интегральной конструкции реактора возможности оптимизации парогенератора несколько ограничены, поскольку увеличение габаритов теплообменника сопряжено с увеличением корпуса реактора.

Рис, 5,8. Парогенератор АЭС «Клинч-Ри-Бер»:
1 — вход натрия; 2 — выход пара; 3 — теплообменные трубки; 4 — сбросной патрубок; 5 —выход натрия; 6, — ремонтный люк; 7 — вход питательной воды (пароводяной смеси)

Одним из важных вопросов при рассмотрении надежности парогенератора является выбор толщины стенки трубки. Очевидно, что для повышения эффективности теплопередачи следует стремиться к максимальному уменьшению стенки теплопередающей трубки. Но уменьшение стенки трубки приводит к значительно более заметному влиянию дефектов технологии изготовления трубок парогенератора (местные утонения, шлаковые включения, повреждения при изготовлении и т. д.). Поэтому целесообразно поступиться в какой-то мере коэффициентом теплопередачи при увеличении толщины стенки с тем, чтобы свести к минимуму возможность разрыва теплопередающей трубки.

Повышенное внимание уделяется также температурному режиму трубок ПГ, так как большие тепловые потоки могут вызвать: увеличение перепада температур по толщине стенки трубок и соответствующее повышение статистических и переменных температурных напряжений; последние (и наиболее опасные) возникают как при переменных режимах установки, так и при стационарных в зоне ухудшенного теплообмена; кризис теплообмена (1-го рода) и местное ухудшение температурного режима металла трубок; интенсификацию коррозионно-усталостных явлений.

Одним из путей снижения локальных тепловых потоков является повышение давления в пароводяном тракте.

Так как с повышением давления уменьшается значение массового паросодержания, зона наступления кризиса смещается в область меньших перепадов температур между натрием и водой. Кроме того, при, повышении давления повышается температура насыщения. Все это в итоге существенно снижает максимальный тепловой поток в конце участка развитого пузырькового кипения. Одновременно с повышением давления улучшается теплоотдача в зоне ухудшенного теплообмена, что повышает тепловой поток на этом малоэффективном с точки зрения теплопередачи участке и в итоге приводит к выравниванию тепловых потоков по длине трубки испарителя. Повышение давления увеличивает механические напряжения в стенке от внутреннего давления, но при этом уменьшаются термические напряжения, которые являются преобладающими. Снижение теплового потока приведет к снижению амплитуды пульсацйи температуры стенки в области между развитым кипением и ухудшенным теплообменом. В оценках работоспособности парогенерирующей поверхности указанное различие имеет большое значение и может привести к существенному увеличению срока службы парогенератора.

Парогенератор АЭС БН-600 (рис. 5.9) выполнен прямоточным, секционного типа, состоящим из восьми оАнотипным секций, а

секция, в свою очередь, — из трех функциональных агрегатов-модулей: испарителей, пароперегревателя и промпароперегревателя, представляющих собой вертикальные кожухотрубные теплообменники с прямыми трубками.

Модуль испарителя имеет одинаковую по конструкционному исполнению нижнюю камеру подвода питательной воды и верхнюю камеру выхода слабоперегретого пара, выполняемые из стали. В нижней камере на входе в каждую трубку установлены дроссельные шайбы. В верхней камере внутрь каждой трубки введены тонкостенные вставки, осуществляющие тепловую защиту узла заделки труб в трубную доску при пульсациях температуры пара на выходе из модуля испарителя.

На трубных досках со стороны натрия расположена тепловая защита.

Корпус испарителя выполнен из стали и состоит из верхней и нижней натриевых камер, соединительных деталей под сварку с пароводяными камерами и цилиндрической частью корпуса, линзового компенсатора.

Рис. 5.9. Схема парогенератора установки БН-600:
1 — выход перегретого пара; 2 — выход пара промежуточного пароперегревателя; 3 — подача питательной воды; 4 — питательная вода; 5 — пар высокого давления; 6 — пароперегреватель; 7 — испаритель; 8 — промежуточный перегреватель; 9 — вход натрия; 10 — выход натрия; 11 — насыщенный пар; 12 — насыщенный пар от сепаратора; 13 — насыщенный пар к сепаратору; 14 — подача газа к пароперегревателю; 15 — выравнивающая емкость; 16 — выход продуктов; 17 — пар промежуточного перегревателя

Трубный пучок испарителя состоит из 349 бесстыковых труб из стали 1Х2М диаметром 16X2,5, длиной 15,2 м. Трубки заваль-цованы в трубные доски на всю толщину и обварены по торцу.

Модули пароперегревателя и промперегревателя конструкционно аналогичны модулю испарителя и отличаются от него материалами (сталь Х18Н9), меньшим числом труб пучка и несколько меньшей длиной.

Таким образом, конструкции всех трех теплообменных модулей секции аналогичны и характеризуются вертикальным расположением, прямыми трубками, не имеющими сварных стыков, наличием компенсатора на корпусе, тем, что трубные доски через тепловые экраны находятся в контакте с натрием.

Тепловая и гидравлическая схемы ПГ выполнены на основе следующих принципов: противоточное движение натрия и воды-пара; движение нагреваемой среды (воды-пара по тракту высокого давления) снизу вверх и греющей среды (натрия) сверху вниз для удовлетворения условиям надежной естественной циркуляции;; параллельный обогрев натрием высокотемпературной части тракта высокого давления и тракта промежуточного перегрева пара и объединение двух потоков натрия в «холодной» части ПГ; размещение уровня натрия за парогенератором в буферной емкости; исключение длительного попадания воды и пароводяной смеси в пароперегреватели.

Основные теплотехнические величины и параметры парогенератора в номинальном режиме представлены в табл. 5.1.

Для обеспечения безопасной работы парогенератора он снабжен системой аварийной защиты. В систему входят: 1) оборудование для сепарации натрия и приема продуктов взаимодействия в случае разрыва теплообменных трубок (буферная емкость и сбросные емкости-сепараторы; 2) комплект арматуры, в том числе мембранные разрывные устройства для выброса продуктов взаимодействия из объема ПГ (установлены на буферной емкости), быстродействующая отсечная арматура по питательной воде и, арматура обезвоживания парогенератора (время срабатывания 5 с), комплект отсечной натриевой, пароводяной и газовой арматуры; 3) комплект контрольно-измерительных приборов; 4) система автоматики и блокировок, обеспечивающая нормальную эксплуатацию ПГ и его безопасность в аварийных режимах, в том числе принудительное срабатывание клапанов выброса продуктов взаимодействия из ПГ при достижении заданного давления; прекращения подачи питательной воды и обезвоживание ПГ при срабатывании клапанов выброса продуктов взаимодействия.

Факт наличия течи устанавливается системой контроля содержания водорода в натрии и газе. Обнаружение течей производится системой, контролирующей содержание водорода в натрии на выходе из каждой секции ПГ, а также в газовой подушке газоанализаторами, установленными на каждой буферной емкости.

Система контроля позволяет обнаружить течь размером 0,11—-0,22 г/с за 56 с, при меньших размерах течи время обнаружения

увеличивается. Газоанализаторы позволяют определить практически любую течь воды в натрий соответствующей петли. Однако время определения велико, поскольку концентрация водорода в газовом объеме буферной емкости увеличивается медленно.

По характеру развития аварии в зависимости от размера течи и защитным мероприятиям аварийные режимы разделены на три вида: большая течь, малая течь с осушением ПГ, малая течь с отключением дефектной секции.

При большой течи (резкое повышение давления во втором контуре) автоматически производятся следующие операции: 1) разрыв мембранно-разрывных устройств (принудительно или самопроизвольно от воздействия давления); 2) закрытие быстродействующих клапанов на подводе питательной воды к ПГ; 3) открытие быстродействующих сбросных устройств сброса питательной воды в расширитель; 4) закрытие задвижек на подводе питательной воды к ПГ и на выходе из ПГ; 5) закрытие быстродействующих задвижек на холодной и горячей линиях промежуточного перегрева; 6) отключение работающих питательных насосов и ГЦН второго контура.

Продукты взаимодействия поступают в сбросные емкости. Парогенератор дренируется по второму и третьему контурам. Течи, действие которых в основном ограничивается местом повреждения и которые не ведут к резкому увеличению давления и разогрева, считают малыми. Однако при этом будет происходить дальнейший износ дефектной трубки и износ соседних трубок.

В зависимости от исходного размера течи скорость развития процесса разрушения трубок различна. При течах, не вызывающих быстрого увеличения давления в буферной емкости, но приводящих к значительной коррозии трубок, требуется быстрое осушение парогенератора. Указанную операцию осуществляет оператор. Блокировки проходят в той же последовательности, что и в режиме большой течи, за исключением принудительного подрыва мембранно-разрывных устройств на буферной емкости. При медленном поступлении воды в натрий (до нескольких десятков грамм в час) отключается дефектная секция ПГ.

Таким образом, конструкция прямоточного ПГ для АЭС БН-600 может быть классифицирована как модульная секционная, т. е. выполненная из восьми параллельно включенных автономных секций с возможностью отключения при необходимости любой из них по всем рабочим средам от остальной части парогенератора.

В установке БН-600 предусмотрена система регулирования технологических параметров. В энергетическом режиме нормальной эксплуатации (25—100 %) система обеспечивает поддержание в соответствии с заданными статическими характеристиками следующих параметров (в части ПГ): расхода теплоносителя по второму контуру; температуры и давления острого пара; температуры теплоносителя второго контура на выходе из ПГ; расхода питательной воды.

Система регулирования расхода теплоносителя второго контура поддерживает расход по второму контуру путем изменения частоты вращения электродвигателя ГЦН второго контура (соответственно расхода). Расходом второго контура корректируется температура острого пара. Для этого предусмотрена подача импульса от датчика температуры, установленного на каждом общем коллекторе пара от четырех пароперегревательных секций ПГ.

Температура теплоносителя второго контура на выходе из ПГ регулируется расходом питательной воды. Расход питательной воды регулируется клапанами, установленными на подводе питательной воды к четырем испарительным секциям. Воздействие на клапан производится от регулирующего устройства в зависимости от следующих поступающих импульсов: по температуре теплоносителя на выходе из каждого испарительного модуля, по числу оборотов ГЦН второго контура, по общему расходу питательной воды.

Регулирование давления острого пара производится регулирующими клапанами турбины, импульс на которые поступает от датчика давления, установленного на перемычке по острому пару перед стопорными клапанами турбины.

содержание   ..   80  81  82  83  84  85  86  87  88  89  ..