автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Модернизация сепарационных устройств парогенераторов АЭС с ВВЭР

На правах рукописи

Петров Андрей Ювенальевич

МОДЕРНИЗАЦИЯ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТРОЙСТВ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС С ВВЭР

Специальность 05.14.03 - Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена на кафедре Атомных электрических станций Московского энергетического института (Технического университета) и в филиале концерна «Росэнергоатом» «Волгодонская АЭС»

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор Горбуров Вячеслав Иванович

доктор технических наук, ведущий научный сотрудник Агеев Александр Григорьевич

кандидат технических наук, доцент

Жидких Виктор Федорович

Всероссийский научно-исследовательский институт по эксплуатации атомных электростанций («ОАО» ВНИИАЭС)

Защита диссертации состоится » ноября 2005 г. в Й час. М мин. на заседании диссертационного Совета Д 212.157.07 при Московском энергетическом институте (Техническом университете) по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Малый актовый зал.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ)

Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенных печатью организации, просим направлять по адресу: 111250, Москва, Красноказарменная ул., д. 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ)

Автореферат разослан » ноября 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного Совета Д 2' 2.157.07

к.т.н., профессор ^ /г'уйЯ^ Лавыгин В. М.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Повышение надежности основного оборудования ТЭС и АЭС в сочетании с требованиями увеличения единичной мощности энергоблоков выдвигает ряд задач по совершенствованию конструкции оборудования и технологического процесса.

Прежде всего, это относится к парогенераторам ТЭС и АЭС. Важнейшим фактором в определении приемлемости характеристик парогенераторов является качество генерируемого пара. Ухудшение качества пара приводит к эрозионному износу турбинных лопаток. Анализ показывает, что значительная часть простоев АЭС обусловлена именно качеством пара: его влажностью, количественным и качественным составом загрязняющих примесей. При этом убытки от простоя для блока АЭС мощностью 1000 МВт составляют от 350^500 тысяч долларов в сутки (США) до 1 миллиона долларов в сутки (ФРГ, Англия).

Для промышленных объектов энергетики недостаточно изучены физико-химические явления, имеющие место при парообразовании, а также кинетика двухфазных внутрикотловых процессов.

Методики сепарационных исследований ПГ основываются на упрощенных моделях объектов, что оказывает непосредственное влияние на КПД турбины и на тепловую экономичность блока в целом, и допускают существенные погрешности.

Именно поэтому проблема разработки и совершенствования методического обеспечения определения качества пара, генерируемого в ПГ АЭС, весьма актуальна при модернизации конструкции парогенераторов.

Цель работы. Модернизация и проведение промышленных испытаний внутрикорпусных сепарационных устройств (СУ) парогенераторов, апробация усовершенствованных методик сепарационных испытаний (СИ) парогенераторов и исследование влияния на качество пара эксплуатационных характеристик парогенераторов.

Научная новизна.

1. Определены сепарационные характеристики (СХ) горизонтального ПГ с погружным листом с безбарботажными насадками и перекрытием зазора между корпусом и закраиной погруженного листа.

2. Определены СХ горизонтального парогенератора с погруженным дырчатым листом (ПДЛ) с увеличенной степенью перфорации и потолочным паро-приемным дырчатым листом (ППДЛ).

3. Разработан комплексный подход к обоснованию тенденции перспективных направлений совершенствования СУ обеспечивающих высокое качество пара.

4. Усовершенствованы существовавшие ранее методики проведения промышленных испытаний внутрикорпусных СУ горизонтальных ПГ, в которых учтена неравномерность паровых нагрузок по зеркалу испарения.

5. Установлены новые закономерности_измёнения-влажно<^ги пара в паровом объеме и в паропроводе ПГ в зависимости от уров'Мн^.говрй воды в ус-

ьш ПОТЕК*.

ловиях его набухания (в ПГ-2) и в условиях, исключающих барботаж слоя воды над ПДЛ (в ПГ-3).

Практическая ценность.

1. Показана неэффективность работы жалюзийных сепараторов и штатных ПДЛ, допускающих набухание барботажного слоя котловой воды над ними, что уменьшает высоту парового объема ПГ и резко ухудшает качество пара, поступающего на турбину.

2. Выполнено обоснование целесообразности модернизации СУ ПГ блока №1 Влогодонской АЭС (ВоАЭС) в соответствии с новыми конструктивными решениями, прошедшими апробацию, как на моделях различной геометрии, так и на полномасштабных Ш В-1000.

3. Модернизированы внутрикорпусные СУ ПГ-2 ВоАЭС, а именно:

- штатный жалюзийный сепаратор заменен ППДЛ;

- установлен ПДЛ с увеличенной степенью перфорации до 8%;

- зазор между корпусом ПГ и закраиной ПДЛ со стороны «горячего» коллектора закрыт дополнительными листами, и открыты переливные окна в закраине ПДЛ.

4. Модернизированы СУ ПГ-3 ВоАЭС, а именно:

- ПДЛ штатного исполнения заменен новым погружным листом, снабженным безбарботажными инерционными насадками.

5. Проведены натурные СИ ПГВ-ЮООМ блока №1 ВоАЭС при номинальной мощности энергоблока, в результате которых:

- получены СХ модернизированных СУ ПГ-2 и ПГ-3;

- установлены закономерности изменения уровней котловой воды в ПГ над ПДЛ относительно изменений уровней в «холодном» торце ПГ.

6. Апробированы усовершенствованные методики проведения СИ.

7. Полученные автором закономерности изменения влажности пара от уровня котловой воды в ПГ позволяют установить тенденцию перспективных направлений совершенствования СУ обеспечивающих высокое качество пара, поступающего на турбину.

Личное участие автора. Представленные в диссертации результаты являются итогом непосредственного участия автора в проведении модернизации и экспериментальных исследованиях СУ ПГВ-ЮООМ при пуске и эксплуатации энергоблока №1 ВоАЭС и анализе полученных данных, в совершенствовании методик и программ проведения промышленных испытаний, в разработке математических зависимостей, позволяющих рассчитывать влажность пара по величине уровня котловой воды.

Внедрение. Результаты проведенных исследований внедрены на энергоблоке №1 ВоАЭС:

- модернизированы сепарационные устройства ПГ-2 ВоАЭС;

- модернизированы сепарационные устройства ПГ-3 ВоАЭС.

Результаты диссертационного исследования необходимо использовать в

организациях ФГУП ОКБ «Гидропресс», ЭНИЦ и ВНИИАЭС при корректировке программ математического моделирования теплогидравлических процессов в горизонтальных парогенераторах ПГВ-ЮООМ.

Апробация работы. Разработанные и подкорректированные методики и программы проведения промышленных испытаний внутрикорпусных СУ ПГВ-

1000М апробированы на этапах пуска и работы на мощности блока №1 Ростовской АЭС.

Основные положения и результаты работы докладывались на: третьей международной научно-технической конференции "Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики" (Москва, ВНИИАЭС, 18-19 апреля 2002г.); двадцать первом заседании международной Рабочей группы по модернизации АЭС (Волгодонск, 28-31 октября 2002г.); четвертой международной конференции «Повышение эффективности производства электроэнергии» (Новочеркасск, ЮРГТУ, 2003г.), на двадцать четвертой сессии семинара «Кибернетика, электрических систем» (Новочеркасск, НИИ Энергетики ЮРГТУ, 24-26 сентября 2002г., на международной конференции МАГАТЭ «Проблемы эксплуатации, ремонта и модернизации парогенераторов» (Прага, Чешская республика, 4-6 февраля 2003г.).

Публикации. По диссертационной работе опубликовано 8 статей и выпущено 2 отчета о научно-исследовательской работе.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и приложения. Список литературы содержит 63 наименования. Диссертационная работа изложена на 108 страницах, включая 104 страниц основного текста и 4 страницы приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, и отмечаются основные особенности работы.

В первой главе приведен обзор литературы по конструктивным схемам СУ горизонтальных парогенераторов и гидродинамике рабочего тела. Проведен анализ факторов, определяющих закономерности уноса капель рабочего тела паром.

Анализ работ, посвященных процессам генерации пара на ТЭС и АЭС и методам улучшения его качества, показывает, что увлажнение пара и унос примесей рабочим телом при парообразовании представляют собой сложный комплекс процессов. Качество получаемого пара зависит от конструктивных особенностей ПГ и его СУ, параметров состояния пара, водного режима, условий эксплуатации блока, уровня котловой воды - высоты парового пространства и

В современных ПГ горизонтального типа СУ размещают непосредственно в корпусе ПГ. Однако конструкции этих СУ претерпевают существенные изменения по сравнению с проектными вариантами.

Парогенератор ПГВ-1000М горизонтального типа имеет погруженную в водяной объем поверхность теплообмена, состоящую из входного («горячего») и выходного («холодного») коллектора теплоносителя 1-го контура и соединяющих их и-образных теплообменных трубок. «Горячий» и «холодный» коллекторы теплоносителя 1-го контура смещены относительно среднего сечения корпуса ПГ и расположены на своей стороне относительно оси горизонтального сечения. Температура теплоносителя изменяется от входного до выходного коллектора на 30°С, поэтому генерация пара во 2-ом контуре переменна в объеме ПГ. Картина циркуляции рабочего тела в ПГВ-1000М может быть представлена схемой, показанной на рис.1.

Специфический характер процессов циркуляции и гидродинамики рабочего тела в подъемных и опускных каналах ПГ предопределяет и существенную неравномерность паровой нагрузки по длине и ширине ПГ.

Высокая паровая нагрузка верхних рядов трубного пучка вблизи горячего коллектора обуславливает их значительное гидравлическое сопротивление, что приводит к выходу части пара из трубного пучка в опускной канал. Вместе с паром в опускной канал выходит и часть циркулирующей воды, образуя ло-

др.

Рис 1 Схема циркуляции котловой воды в объеме ПГВ-ЮООМ

кальный контур циркуляции в его нижней части. Таким образом, в нижней части пучка вода входит в него из опускного коридора под действием статического напора столба пароводяной смеси. По мере приближения к верхней части пучка начинают преобладать процессы выхода пароводяной смеси в коридор из-за изменения соотношения возрастающей паровой нагрузки и снижающегося гидравлического сопротивления пакета. В самом верхнем участке трубного пучка может вновь наблюдаться движение смеси внутрь пучка.

Наиболее характерной особенностью работы ПГВ-1000М (даже при номинальной нагрузке) является выброс пароводяной смеси из горячего канала между корпусом и закраиной ПДЛ, что отрицательно влияет на качество пара.

Таким образом, в ПГВ-1000М качество генерируемого пара может изменяться в широких пределах, а это налагает особую ответственность на конструкцию СУ.

Многими авторами отмечается, что характер распределения примесей не зависит от расхода продувки и места ее расположения, а определяется соотношением расходов питательной воды и паропроизводительности по длине ПГ. Это подтверждают результаты испытаний на Калининской АЭС. При номинальном уровне воды в ПГ концентрация Ка с горячей стороны была в 14 раз выше, чем с холодной. Однако достаточно было снизить уровень воды до 1700мм, и выход пароводяной смеси на ПДЛ практически прекращался.

Уровень воды в ПГ является важным критерием обеспечения надежности его работы. От величины уровня зависят: проектная влажность генерируемого пара; надежная циркуляция рабочего тела по второму контуру; условия теплопередачи и коррозионные процессы в трубном пучке; требуемый запас воды в ПГ при штатных и аварийных режимах; температурный режим работы коллекторов и других узлов ПГ.

Требуемые пределы поддержания уровня в горизонтальных ПГ составляют ±50 мм при статических и ±75 мм при динамических условиях работы. При работе ПГ всегда существует объективная разность как физических, так и массовых уровней в различных точках водяного объема. При повышении уровня наблюдается рост влажности пара перед жалюзийным сепаратором на выходе из ПГ практически при одинаковом уровне. Это подтверждает определяющую роль уровня и недостаточную эффективность жалюзийного сепаратора.

Анализ теоретических и экспериментальных работ, посвященных проблемам капельного уноса, показывает, что жидкость транспортируется потоком пара лишь в том случае, если она подвергалась дроблению на достаточно мелкие фракции. При нормальных условиях работы ПГ уносятся относительно мелкие капли. Однако с повышением нагрузки ПГ, т.е. с увеличением скорости подъема пара, уносятся и более крупные капли. Сам процесс образования капель в ПГ условно определяется двумя факторами: в результате дробления пароводяных струй и вследствие разрыва оболочек паровых пузырей.

Своеобразие паровых циклов на насыщенном паре при достаточно низких начальных давлениях (6+7 МПа) требует повышенного внимания к влажности пара не только с точки зрения надежной работы турбины, но и солевых балансов рабочей среды парогенераторов. При средних давлениях почти единственным источником загрязнения насыщенного пара солями и окислами, содержащимися в котловой воде, является их капельный унос.

При рассмотрении материального и солевого балансов с учетом потоков воды и пара (рис.2) можно получить скорость витания капли.

Л

СПр

5пр

Ст — расход питательной воды

Опр — расход продувки

йф — солесодержание в продувочной срсде

^ив ~~ солесодержание в питательной воды

— солесодержание пара ^ — среднее по объему солесодержание в капле £) — расход пара

Рис. 2 Материальный баланс парогенерируюшего объема

Материальный баланс парогенерирующего объема: Ол, =Б + 0Гф. (1) Солевой баланс: ва.*„. = Олрлпр. (2)

Совместное решение (1) и (2) без учета выноса примесей паром представляет собой классическое выражение для солесодержания в рабочем теле продувки:

где/> = ^. (3)

Для точечной модели концентрация примесей в паре .?„ определяется двумя процессами: выносом примесей с влажностью и и их растворимостью в паре Кр.

1 + Р + й)

где а = -

(4)

"" " Р + а + Кр В

Если для анализа работы ПГ принять хорошо и постоянно фиксируемую примесь коэффициент распределения Кр у которого равен практически нулю, то с учетом влажности и достаточной степенью точности получаем:

(5)

*пр1 _ Р + С01

•'ирг

Р + й).

Анализ выражения (5) показывает, что иногда возникающее стереотипное утверждение: чем меньше примесей в продувке, тем лучше водный режим ПГ -ошибочно, так как, при прочих равных условиях, чем ниже концентрация примесей в продувке, тем больше их уносится с паром, и кажущийся «чистым» парогенератор имеет повышенную влажность пара.

Капли жидкости транспортируются потоком пара, если его скорость м>"0 выше скорости витания капли. При скорости пара меньшей, чем скорость витания, капля упадет на зеркало испарения, если ее высота подскока не ограничена геометрической высотой парового пространства.

Скорость витания капли может быть определена из равенства сил трения

весу капли и иметь вид:

4 К,

3

(6)

где f- коэффициент сопротивления движению сферического тела в пото-24

ке (4 =- - предельное значение, полученное Ньютоном £ = 0,44); dKan - диа-

Re„

метр капли, м; р' и р"- плотность соответственно воды и пара, кг/м3.

Для рабочих параметров ПГВ-1000М численное значение w0„T = 0,33 м/с. С учетом того, что размер капли в турбулентном потоке пропорционален капиллярной постоянной, получаем выражение для скорости витания капли в широком диапазоне давлений и приведенных скоростей пара:

Расчетное значение w0", для ПГВ-ЮООМ (исходя из площади поверхности

ПДЛ) составляет: w"a = D , = 0,27 м/с.

рщщ ■ Р

В ПГВ-ЮООМ существует определенный запас до транспортного уноса Aw, равный Aw = м>шп -w" = 0,33 - 0,27 = 0,06 м/с,

Если же учесть неравномерность нагрузки парового объема (несмотря на выравнивание ее паровым дырчатым листом), то в зоне максимальной паро-производительности запас может оказаться совсем незначительным.

Одной из значимых критериальных зависимостей влажности пара от нагрузки парового объема является зависимость, предложенная Г.Н. Кружилиным для заданной высоты парового пространства:

, . Р"4р"! Р' п< сеч

(о = \ — х = А-——-D , (8)

где D - нагрузка парового объема;

а - коэффициент поверхностного натяжения воды. Рассчитать влажность пара можно и по методике МЭИ, предложенной Л.С.Стерманом:

со = 1-х = 2,75-1087-—у—;-г=, (9)

(о>-аУ\рЧ{р--рГ)]'

<P'g' "я V

Н„ - высота парового объема с учетом набухания, м; v - коэффициент кинематической вязкости жидкости, м2/с. Зависимость (9) получена для давлений пара от 0,12 до 18,2 МПа и для высот парового пространства от 450 до 850 мм.

На основании результатов испытания парогенераторов АЭС, также предложена зависимость для расчета влажности пара в зависимости от нагрузки и высоты парового объема:

~{нХ

[Н„\

где (Н„)кр - критическая высота парового пространства от «набухшего» уровня котловой воды до пароотводящих устройств; сокр - влажность, соответствующая (Щкр , (сокр =0,02.. ..0,04); п - показатель степени, характеризующий скорость увеличения влажности с изменением высоты парового пространства.

а1=\-х = акр*

(10)

Но, рассмотренные выше расчетные зависимости применимы к условиям, когда поперечное сечение парового объема ПГ постоянно по всей высоте. А для парогенераторов АЭС, это сечение не постоянно, а уменьшается к верхней части. В результате чего местные скорости пара увеличиваются, а сепарационные характеристики ухудшаются.

Таким образом, расчетные значения со=1-х по зависимостям (7-10) должны в каждом конкретном конструктивном оформлении сепарационных устройств ПГ уточняться особо.

В связи с указанными выше недостатками методического обеспечения были сформулированы основные задачи данной диссертационной работы.

Вторая глава посвящена изложению и обоснованию конструктивных решений по модернизации сепарационных устройств ПГВ-1000М ВоАЭС.

На АЭС широкое применение нашли жалюзийные, циклонные и др. типы сепарационных элементов. Известно около тридцати различных конфигураций жалюзийных сепарационных элементов. Эволюция сепарационной схемы ПГВ-1000 иллюстрируется схематично на рис. 4.

а - первоначальный вариант; б - зазор между корпусом и закраиной 1 с горячей стороны закрыт дырчатым листом 2; переливные окна 3 в закраине открыты, в - жалюзи 4 заменены потолочным дырчатым листом 5, установленным на месте опорных конструкций удаленных жалюзи; г- жалюзи заменены потолочным дырчатым листом 6, закраина отсутствует.

Рис.4. Эволюция сепарационной схемы ПГВ-1000

Исследования парогенераторов блоков ВВЭР-440 на Нововоронежской АЭС показали, что положение действительного уровня (набухание уровня), унос влаги по длине и ширине ПГ существенно различаются для каждой характерной зоны зеркала испарения и, в основном, определяются местной скоростью пара. При этом относительно низкие средние скорости (0,24 м/с) в ПГВ-440 не требовали специальных выравнивающих устройств обеспечения проектной влажности пара. Однако уже для новой модификации ПГВ-1000 характерна более высокая приведенная паровая нагрузка зеркала испарения (средние скорости пара 0,31 м/с). Максимальная же нагрузка наблюдается на выходе из большого пакета вблизи горячего коллектора. Здесь локальная скорость пара 1,3 м/с. А такое обстоятельство недопустимо и требует применения выравнивающих факторов, в частности, с помощью ПДЛ.

Измерение влажности пара при переменном положении массового уровня Нс на трех парогенераторах показали, что применение ПДЛ позволяет снизить

влажность пара после ПГ во всем диапазоне, нагрузок и положения уровня Н, (рис.5):

1 - сепарационные блоки с организованной системой отвода влаги,

2 - ПГ с погружен-

ным дырчатым листом;

3 - ПГ без погру-

женного дырчатою листа

-^bbfgtu,, I

V J

Рис. 5. Зависимость влажности пара па выходе из ПГ от уровня воды Нс при давлении в ПГ Р„ = 4,5-4,8 МПа

Улучшение эффективности влагоудаления наблюдалось также на ПГ с дренажными каналами в сепарационных блоках (кривая 1, рис.5).

Дальнейшее совершенствование сепарационных устройств горизонтальных ПГ может идти по пути модернизации самого ПДЛ

Испытания парогенераторов на АЭС показали, что после замены жалюзи плоскими ППДЛ с увеличенным сечением переливных окон СХ несколько улучшились, и это позволило: повысить запас по паропроизводительности ПГ; увеличить допустимый диапазон изменения уровня воды до 200 мм; снизить влажность пара на выходе из ПГ до 0,05%;

Кроме того, замена жалюзийного сепаратора ППДЛ улучшает условия обслуживания и ремонта ПГ. Это подтвердили результаты исследований, проведенных ЭНИЦ, ВНИИАЭС при натурных параметрах среды на стенде с установкой у-просвечивания.

Однако, перекрытие зазора между закраиной штатного ПДЛ и корпусом ПГ со стороны «горячего» коллектора или открытие переливных окон это лишь полумеры.

Необходимо было радикальное решение, внедрение которого на ВоАЭС позволило бы значительно улучшить СХ ПГ. Анализ приемлемых решений показал, что исключить барботаж, набухание, равномерно распределить нагрузку по всему зеркалу испарения возможно путем установки в ПГ принципиально нового ПДЛ. Такой новой конструкцией является ПДЛ с безбарботажными инерционными насадками. Погруженный лист новой конструкции представляет собой горизонтальный лист с закраинами, в котором закреплены вертикальные патрубки - насадки со специальными внутренними завихрителями.

Модель ПДЛ с семью безбарботажными насадками исследовалась на модели парогенератора ПГВ-1000 (расход пара до 30 т/ч, конструктивно адекватна участку верхней части парогенератора, включает имитатор трубного пучка). СХ испытаний модели, приведены на рис.6.

Рис б Зависимость влажности пара от положения массового уровня при скорости пара 0.6 (кривые 4 и 5) и 0,79 м/с (кривые 2 и 3) в модели с ПДЛ с безбарботажными насадками! (пупктир то же для штагного ПДЛ без насадок при скорости пара 0,44 м/с)

Из рис.6 следует, что при поддержании уровня воды на 120-140 мм выше пластины ПДЛ с насадками, имеется возможность форсировать нагрузку зеркала испарения до 0,8 м/с при конечной влажности пара не более 0,1%. При скорости пара 0,79 и 0,6 м/с влажность пара 0.1% на входе из модели достигается при повышении уровня воды даже до 350 и 500 мм соответственно. Для сравнения на рис. 8 показана СХ (1-пунктир) ПДЛ штатной конструкции - без насадок и без потолочного пароприемного листа в исследуемой модели.

Из сопоставления СХ следует, что даже при меньшей скорости пара 0,44 м/с (кривая 1) увеличение влажности до 0,1% происходит в этом случае при уровне 210 мм, что существенно меньше, чем при использовании щита с безбарботажными насадками (кривые 2-4). Следовательно, наряду с возможностью увеличения паровых нагрузок погруженный лист с насадками позволяет повысить запас воды в парогенераторе и расширить допустимый диапазон изменения уровня. Было отмечено также, что по высоте парового объема модели имеет место градиент влажности, а достаточно свободный паровой объем (являющийся необходимым условием глубокой осушки пара) создается лишь при использовании в сепарационной схеме погруженного листа с безбарботажными насадками.

Высокая эффективность ПДЛ с насадками заключается в том, что во всем исследованном диапазоне изменения уровня воды в ПГВ-1000, увеличения влажности пара в паропроводе практически не наблюдается.

С учетом опыта СИ определились основные пути усовершенствования конструкции паросепарирующих устройств в парогенераторах ВоАЭС. Вместе с этим были решены и вопросы методического проведения испытаний и измерения СХ.

В третьей главе изложены основные аспекты применявшихся методов определения основных параметров пара и методики проведения СИ, приведены схемы систем измерения и конструктивные особенности средств измерения.

Подготовка к проведению СИ ПГ включала в себя выполнение комплекса проектных и монтажных работ, проверку и отладку необходимого штатного оборудования.

Непосредственно перед монтажом ПДЛ с насадками в ПГ-3 была выполнена доработка элементов сепарационной схемы с учетом модернизации коллектора питательной воды и прочих изменений.

Подготовка и наладка уровнемеров ПГ были выполнены на этапе пуско-наладочных работ, которая включала в себя: определение необходимых геодезических отметок для систем измерения уровня; уточнение баз уровнемеров; проверка и маркировка импульсных линий; проведение необходимых наладочных измерений на этапах «холодной» и «горячей» обкатки; расчет шкал уровнемеров. Была проведена тарировка всех уровнемеров. Все выявленные отклонения были в дальнейшем учтены при обработке результатов СИ.

Непосредственной целью сепарационных испытаний являлось получение СХ модернизированных ПГ Волгодонской АЭС.

Особенности методики проведения СИ заключались в следующем:

- был выбран по возможности более широкий диапазон изменения уровня воды в ПГ: от минимального значения, при котором массовая влажность пара на выходе из парогенераторов достигнет величины 1%;

- впервые исследовались сепарационные характеристики при уровнях воды в ПГВ-1000М более 2650 мм;

- для определения влажности пара была выбрана солевая методика (соль-индикатора - раствор азотнокислого натрия);

- в испытуемый ПГ с помощью насоса-дозатора КУП-КВПП-1000 закачивался до рабочего уровня раствор соли №ЫОз с качеством, обеспечивающим заданную концентрацию его (№Ж)з) в котловой воде (25 мг/кг);

- пробы пара отбирались пробоотборниками, расположенными в паровом объеме ПГ под потолочным пароприемным дырчатым листом (ППДЛ) и в главном паропроводе (Рис.7). Представительность проб пара устанавливалась изменением расхода отбора, исходя из соблюдения условий изокинетичности, т.е. равенства средних скоростей пара в потоке и в устье пробоотборника, что предотвращало сепарацию влаги на входе в пробоотборник;

1 - пароприемный дырчатый лист ППДЛ;

2 - безинерционные барботажные насадки, 3- погруженный дырчатый лист;

4 - переливные окна;

5 - закраины;

6 - горячий коллектор,

7 - холодный коплектор,

8 - теплообменники;

9 -завихрители;

10 -пробоотборники

Рис.7 Измерение влажности в ПГ с погружным листом с безбарботажными насадками и

- с учетом неравномерности паровой нагрузки по зеркалу испарения пробы котловой воды отбирались из двухфазного потока вблизи поверхности раздела жидкой и паровой фаз. Для этого использовался нижний пробоотборник индикатора уровня системы КУП-КВ1И1-1 ООО, который практически всегда заполнен водой. Целесообразность отбора проб котловой воды из нижнего штуцера индикатора уровня обусловлена тем, что он расположен в зоне максимальных паровых нагрузок, унос влаги из которой по существу и определяет влажность пара в паропроводе. При проведении измерений продувка испытуемого ПГ полностью закрывалась.

При определении влажности пара с помощью солевой методики оценка точности проведенного исследования производилась следующем образом. Результаты опытов обрабатывались в виде зависимости влажности пара от уровня рабочего тела, т.е. ю~/(Ну). В качестве индикаторной соли в контур ПГ вводился раствор №N03 ■ Поскольку влажность приравнивается к коэффициенту уноса ионов №+ в конденсате пара к их концентрации в рабочем теле, то:

Тогда суммарная относительная ошибка опыта будет равна сумме относительных погрешностей величин уравнения (3.4)

Среднеквадратичное отклонение, характеризующее степень рассеяния случайной величины относительного генерального среднего рассчитывалась с достоверной вероятностью 0,95 [35] по формуле:

При испытаниях штатных ПГ концентрация Na+ в пробах пара и рабочего тела измерялась с помощью пламяфотометра ПАЖ-2. Точность анализа в этом случае (т.е. степень приближения полученного результата к истинному значению измеряемой величины) составила 0,005 мг/кг. Эта точность была вполне

ППДЛ

а = Ку =А_.юо, %

(3.4)

(3.5)

достаточна для надежного определения нормируемой влажности 0,2% при концентрации Иа>Юз в воде парогенератора ~0,04мг/кг.

В модернизированных ПГ-2 и ПГ-3 для определения малых концентраций № использовался иономерный анализатор жидкости «Определитель натрия» рКа-201, диапазон измерений концентрации которого составляет 0,0001. ..0,1 мг/кг Приведенная основная погрешность измерения в диапазоне концентраций На+ в паре 0,001-0,01 мг/кг составляет +0,15 рКта.

Уровень рабочего тела в ПГ увеличивался ступенями по 40-50 мм относительно исходного Ну=2400 мм. Для уровнемеров с базой 1000мм отклонения их показаний от истинного значения не превышали предельной погрешности в ±15 мм, с базой 3575 мм - 75 мм, что соответствует относительной погрешности измерения равной 0,625 и 0,74%.

Все результаты измерений (со, Ну, Р^, С и т. д.) обрабатывались по методу наименьших квадратов и представлялись в виде зависимости а)=/(Ну) Отклонение относительной погрешности влажности пара от среднеквадратичного значения в зависимости от уровня рабочего тела в ПГ показано в таблице 1.

Определение СХ ПГ производилась измерением влажности пара в паровом объеме ПГ-3 и в паропроводе ПГ-2 и ПГ-3 при номинальной мощности блока и стабильном положении массового уровня. СИ проведены при существующей развертке мощности по отдельным парогенераторам. После предварительного анализа результатов, с целью получения их воспроизводимости, выявлялась необходимость дублирования того или иного опыта, либо проведение следующего в соответствии с программой.

Одной из задач данной работы было критическое сравнение СХ ПГ-2 и ПГ-3 с таковыми для ПГ со штатными сепараторами, поэтому, исходя из условий идентичности систем измерения влажности пара, ПГ-2 использовался в качестве референтного по отношению к ПГ-3.

Четвертая глава посвящена модернизации парогенераторов Волгодонской АЭС и исследованию их сепарационных характеристик.

В соответствии с основными задачами исследования, была выполнена модернизация внутрикорпусных устройств ПГ-2 ВоАЭС в следующем объеме:

жалюзийный сепаратор был заменен плоским потолочным пароприем-ным листом; что увеличило эффективную высоту парового пространства с 750мм до 1200мм, и упростило техническое обслуживание и ремонт внутрикорпусных устройств;

установлен погруженный дырчатый лист с увеличенной степенью перфорацией до 8% по сравнению с перфорацией штатного ПДЛ;

зазор между корпусом ПГ и закраиной ПДЛ со стороны «горячего» коллектора закрыт дополнительными листами с той же степенью перфорации, что исключает выброс пароводяной смеси из зазора;

в закраине со стороны «горячего» коллектора открыты переливные окна, что фактически увеличивает сечение опускного канала и интенсифицирует циркуляцию воды в этой наиболее напряженной зоне ПГ;

модернизирована система водопитания и продувки и организован «солевой отсск» для создания более благоприятного водно-химического режима второго контура;

модернизирована система измерения уровня котловой воды в ПГ, в результате чего все уровнемеры с базой 1000 и 4000 мм перенесены на «холодное» днище, где чувствительность показаний уровнемеров к наличию паровых включений на базе измерения минимальна.

Основной задачей реконструкции внутрикорпусных устройств ПГ-3, кроме того, была замена штатного ПДЛ новым погруженным дырчатым листом с безбарботажными инерционными насадками. Выбор в качестве референтного ПГ-2 был обусловлен тем, что место установки пробоотборника пара и конфигурация паропровода для него идентичны ПГ-3.

При проведении СИ особое внимание уделялось воспроизводимости получаемых результатов. С этой целью испытания проводились в разные дни, но при повторяющихся значениях солесодержания рабочего тела (5рт). Предварительный анализ результатов, полученных в каждой серии измерений, определял целесообразность или ее отсутствие в дублировании того или иного опыта. Полученные в результате исследования СХ приведены на рис.8.

»1 - | I ... | - |

02

*

~ 01 3 <\> I

001

•о

§ 0001----------

2300 2(00 2500 2600 2700 2800

♦ 1- -ПГ-3; 2-й - ПГ-2; х-степень сухости пара.

Рис.8 Зависимость влажности пара в паропроводе ПГ-2 (кривая 2) и в ПГ-3 (кривая 3) от уровня Ныу, мм

Из рис.8 видно, что при изменении уровня в ПГ-2 и ПГ-3 от 2400 до 2625 мм влажность пара практически остается постоянной. Более того, усредненное значение влажности, измеренной в процессе испытаний примерно в 5 раз меньше нормируемой величины (0,2%). Однако дальнейшее увеличение уровня выше 2650 мм по Н1 )9 приводит к резкому росту влажности в ПГ-2, которая при 2705+2715 мм достигает величины 1%.

Следует отметить, что на безаварийность работы турбинной установки непосредственно влияет уровень над ПДЛ. Превышение этого уровня выше определенного значения (устанавливается только экспериментально) приводит к резкому росту влажности пара. Вместе с тем, практически возможный, без ухудшения качества пара, интервал увеличения этого уровня крайне ограничен. Так, для ПГ-2, оснащенного ПДЛ штатной конструкции, повышение уровня в торце ПГ (по Нцэ) т 2400 до 2700 мм, т.е. на 300 мм влечет за собой увеличение уровня над ПДЛ всего на 60 мм. Надежно регулировать уровень в таком малом

---- -:-

-

..---4г • ♦ у-

--- ♦

■ ■ м

диапазоне невозможно. Поэтому при эксплуатации ПГ контроль ведется по косвенному параметру - уровню в «холодном» торце - (Ни9) в зазоре между корпусом ПГ и закраиной ПДЛ. Но положение этого уровня лишь незначительно колеблется около отметки плоскости ПДЛ, а это ограничивает необходимый запас воды в парогенераторе.

Кроме того, низкое положение уровня снижает кратность циркуляции воды и приводит к росту паросодержания в отдельных зонах водяного объема ПГ.

Для ПГ-3, с ПДЛ с безбарботажными насадками (рис.8), с увеличением уровня от 2600 мм до 2800 мм влажность пара снижается. При уровне 2800 мм она составляет величину не более 0,07%. На наш взгляд, это обусловлено прорывом пара помимо безбарботажных насадков в верхнюю часть ПГ-3 в зоне «холодного» торца (из-за отсутствия вертикальной торцевой закраины со стороны холодного торцаПГ). Это способствует интенсивному уносу влаги в этой части ПГ и ухудшает качество пара. Увеличение же высоты уровня более 2650 мм ослабляет последствия динамического воздействия потока пара на его поверхность. В результате уменьшается брызгообразование и, как следствие, уменьшается влажность пара до 0,063-0,069%, что уже ниже значений, установленных правилами технической эксплуатации. Испытания ПДЛ с насадками на моделях СУ и на промышленном ПГ показали, что влажность пара при низких уровнях минимальна и ее увеличение происходит лишь при перекрытии (подтоплении) слоем воды перфорации насадка над ПДЛ.

Сравнение СХ модернизированных ПГ-2 и ПГ-3 (рис.8) обнаруживает инверсионный характер кривых 1 и 2 при уровне Ни9 более 2600 мм. В последующих испытаниях ПГ-3 в нем будет установлена вертикальная глухая заглушка на стороне «солевого» отсека в холодном торце ПГ. Такое решение, по нашим расчетам, позволит снизить величину влажности пара с 0,27% в ПГ-3 до уровня 0,04-0,05 %, т.е. до уровня кривой 2 при увеличении Н: ]9 до 2800 мм.

Еще большее превышение уровня, при практически неизменной величине влажности пара, можно обеспечить, применяя ПДЛ, снабженный безбарботажными инерционными насадками (рис.9, кривая 7).

Даже при наличии в ПГ жалюзийного сепаратора, но с погружным листом с насадками, влажность пара изменяется всего от 0,06 до 0,096% при повышении уровня на 100 мм. При этом среднее значение влажности (0,78%) остается в 2,5 раза больше, чем нормируемая величина со-0,2%.

Решение задач: замена жалюзийного сепаратора ППДЛ в сочетании с установкой ПДЛ с насадками, выполненное на ПГ-3 ВоАЭС, позволяет не только увеличить высоту парового объема ПГ с 750 до 1200 мм, но и расширить допустимый диапазон изменения уровня над пластиной ПДЛ на 200 мм (кривая 7). Причем влажность пара в этом диапазоне ДНиз не увеличивается, а даже уменьшается вопреки расчетным вариантам.

Сопоставление СХ ПГ-2 и ПГ-3 ВоАЭС (кривые 6 и 7, рис. 9) подтверждают очевидную целесообразность применения ПДЛ с безбарботажными инерционными насадками вместо ПДЛ проектного исполнения. Обе характеристики имеют диапазоны изменения уровней, при которых наблюдается практически постоянная влажность пара.

2350 2А50 2550 2550 2ПП

Уровень рабочего тепа в парогенер^ • орзу ну мм

Рис. 9. Сравнение СХ ПГ со штатными и модернизированными сепарационными схемами ф - ПГ-3 и А - ПГ-2 - промышленные исследования Волгодонской АЭС; ■ - ПГ-3 и ф - ПГ-2 - эксплуатационные данные Волгодонской АЭС.

1 - ПГ-3, 5-й блок Нововоронежской АЭС, штатные сепарационные устройства;

2 - ПГ-1, 1-й блок Запорожской АЭС, тоже; 3 - ПГ-3, !-й блок Балаковской АЭС, тоже;

4 - ПГ-4, 1-й блок Балаковской АЭС, закрыт опускной канал между ПДЛ и корпусом на «горячей» стороне;

5 - ПГ-4, 1-й блок Балаковской АЭС, то же, но вместо жалюзи - ППДЛ;

6 - ПГ-2,1 -й блок ВоАЭС, то же, что и 5; 7 - ПГ-3, 1 -й блок ВоАЭС, новый ПДЛ с насадками. ППДЛ;

8 - Расчетная кривая по 11; 9 - Расчетная кривая по 12.

Анализ графиков (рис. 9) показывает, что для ПГ со штатными сепарационными устройствами характерны СХ только с восходящими ветвями (кривые 1-3), без горизонтальных или близких к ним участков. Для этих СХ производная дсо/дН резко возрастает с увеличением Н^э в сравнении с альтернативной группой СХ (кривая 5-7), полученных в результате испытания модернизированных сепарационных систем.

Полученные автором закономерности изменения влажности пара с увеличением уровня котловой воды в ПГ, устанавливают последовательность этапов модернизации СУ и перспективные направления их совершенствования:

ЭТАП 1. Перекрытие опускного канала между закраиной ПДЛ и корпусом ПГ на стороне «горячего» коллектора с помощью дополнительных перфорированных металлических листов (кривая 4, рис.9);

ЭТАП 2. Удаление жалюзийньгх сепараторов и установка вместо них ППДЛ (кривые 5,6 рис.9);

ЭТАП 3. Установка ППДЛ и замена ПДЛ штатного исполнения на ПДЛ новой конструкции, снабженный безбарботажньгми инерционными насадками (кривая 6, рис. 9).

На основе полученных в результате исследования новых данных (кривые 4-7, рис. 9) автором разработаны и предложены для практических условий зависимости а>^/(НуП), позволяющие оперативно определять влажность пара в паропроводе ПГ по величине уровня рабочего тела в ПГ.

Так для ПГ с жалюзийными сепараторами, но с модернизированным ПДЛ по варианту перекрытия опускного канала между закраиной ПДЛ и корпусом

ПГ на стороне «горячего» коллектора, предлагается следующая зависимость влажности пара (со) от уровня воды в ПГ (Ну):

ú) = e"bH-*cHl,% где а= -13,13; Ь=0,001; с=1,27х1(Г6, (11)

Если канал снабжен штатным ПДЛ, но опускной канал перекрыт, а вместо жалюзи установлен ППДЛ, то для этого варианта модернизации предлагается зависимость:

а> = е°*ьи, %, где а=-16,395; Ь=0,001; с=2,5хЮ"6, (12)

Для более точного расчета можно использовать зависимости, представленные в виде полинома, полученного по численным значениям СХ 8,9.

На рис.9 представлены СХ, полученные в результате натурных исследований модернизированных СУ на Балаковской (кривая 4) и Волгодонской АЭС (график 6) и расчетные кривые, полученные по уравнениям 11 (кривая 8) и 12 (кривая 9).

Сопоставление СХ, приведенных на рис.8 (СХ 5-8) устанавливает принципиально новую тенденцию в модернизации ПУ, выгодно отличающую их от штатных паросепарирующих устройств (СХ 1+4).

Так замена жалюзи на ППДЛ в сепарационной схеме ПГ улучшает их эксплуатационные характеристики (СХ 8). Установка ПДЛ с насадками исключает барботаж пара через слой котловой воды и сопутствующее явление ее набухания. В результате физический уровень воды над ПДЛ приближается к массовому и в значительных пределах не зависит от нагрузки зеркала испарения. Это, в свою очередь, стабилизирует высоту парового объема и позволяет увеличить паропроизводительность ПГ.

Таким образом, результаты СИ полностью подтвердили: методы усовершенствования сепарационных систем ПГ-2 и ПГ-3 ВоАЭС обеспечивают постоянство соп (СХ 6, 7) в широком диапазоне HLi9 на уровне нормируемого значения по сравнению со штатными системами (СХ 1-4). Кроме того, эти методы позволяют существенно увеличить высоту парового объема и допустимый диапазон изменения уровня воды над ПДЛ (до 200+300 мм), а это оказывает непосредственное, значительное влияние на КПД турбины и на тепловую экономичность блока в целом.

Выводы по работе

1. Проведен анализ факторов, определяющих качество генерируемого пара в горизонтальных парогенераторах типа 111 В.

2. Существующие расчетные рекомендации не всегда отражают особенности гидродинамики рабочего тела и распределения примесей, что приводит к необходимости пусконаладочных и эксплуатационных испытаний по определению влажности.

3. Рассмотрены и сопоставлены методы определения влажности, выявлены их преимущества и недостатки. Проведена оценка погрешности измерений.

4. Одним из важнейших параметров, влияющих на величину влажности пара, является высота парового пространства. Для ее определения выполнен комплекс работ по надежному измерению уровня в 111 tí.

5. Установлена взаимосвязь качества продувочной воды от величины влажности пара.

* 1 8 6 7 7

2006-4

6. Из сопоставления с экспериментальными данными различны? л ^ . _ получено выражение для определения скорости начала интенсивно 1 С04о влаги.

7. Проведены натурные испытания ПГВ-1000 без жалюзийного сепаратора с установкой ППДЛ, которые выявили определенные преимущества данной схемы сепарации. При этом удалось повысить запас по паропроизводительно-сти ПГ, увеличить диапазон изменения уровня и снизить влажность пара на выхлопе до 0,05%.

8. Сравнение различных вариантов внутрикорпусных устройств показало очевидное преимущество применения ПДЛ с безбарботажными насадками. Эта конструкция ПДЛ при определенной доработке может быть рекомендована для внедрения во вновь разрабатываемые ПГ для ВВЭР.

9. Для оперативных и практических целей автором разработаны зависимости влажности пара от уровня рабочего тела при номинальной паропроизво-дительности ПГ при наличии и отсутствии жалюзийного сепаратора.

Основные результаты работы отражены в следующих публикациях:

1. Петров А.Ю. Методы улучшения сепарационных характеристик парогенератора ПГВ-1000 // Известие ВУЗов, Северокавказский регион. - 2003. -№1.-С.28-30.

2. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Оптимизация продувки парогенераторов в переходных режимах // 4 Международная конференция: Тез. докл. -Новочеркасск, 2003. - С. 70 - 75.

3. Паламарчук A.B., Петров А.Ю., Дерий В.П., Шестаков Н.Б. Опыт строительства и ввода в эксплуатацию энергоблока №1 Ростовской АЭС. // Теплоэнергетика. - 2003. - №5. - С. 4 - 8.

4. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Некоторые особенности работы энергоблока №1 Ростовской АЭС при переменных режимах // Теплоэнергетика. - 2003. -№5.-С. 9-10.

5. Петров А.Ю., Поваров В.П. Мониторинг химико-технологического режима второго контура первого энергоблока ВоАЭС в период пусконаладоч-ных работ // Третья Международная научно-техническая конференция: Тез. докл. -М., 2002.-С .38-40.

6. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Модернизация парогенераторов энергоблока 1 Волгодонской АЭС // 21 заседание международной Рабочей группы по модернизации АЭС (РГМ АЭС): Тез. докл. - Волгодонск, 2002. - С. 1 - 14.

7. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Диагностика и методы повышения качества теплоносителя на АЭС с ВВЭР // 24 сессия семинара «Диагностика энергооборудования»: Тез. докл. - Новочеркасск, 2003. - С. 109 - 110.

8. Горбуров В.И., Петров А.Ю., Жуков А.Г., Суслов И.С. Гравитационная сепарация в горизонтальных парогенераторах типа ПГВ-1000 АЭС с ВВЭР // Атомная энергия. - 2005. - Т. 98. - Вып. 6. - С. 435 - 444.

Подписано в печать И. tC>Cf зак. ¿t% Тир. п.л. 1Я4

Полиграфический центр МЭИ (ТУ)

Красноказарменная ул., д. 13

СПИСОК УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ КАЧЕСТВО ПАРА ПАРОГЕНЕРАТОРОВ ЭНЕРГОБЛОКА С ВВЭР-1000.

1.1. Влияние капельного уноса примесей котловой воды на работу блока парогенератор-турбина.

1.2. Особенности гидродинамики рабочего тела горизонтальных парогенераторов ПГВ-1000.

1.3. Закономерности уноса капель рабочего тела, генерируемых паром.

ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКТИВНЫХ РЕШЕНИЙ ПО МОДЕРНИЗАЦИИ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТРОЙСТВ ПГВ-1000М ВОЛГОДОНСКОЙ АЭС.

2.1. Конструкции сепарационных систем горизонтальных ПГ реакторов типа ВВЭР.

2.2. Сепарационные характеристики ПГ - критерий качества генерируемого пара.

ГЛАВА 3. МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ И ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СХЕМЫ.

3.1. Методы определения влажности пара.

3.2. Методика измерений. Схемы и приборы.

3.3. Подготовительно-наладочные испытания.

3.4. Методика проведения сепарационных испытаний.

3.5. Оценка погрешностей измерения.

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕРНИЗАЦИИ СЕПАРАЦИОННЫХ УСТРОЙСТВ ПГВ-1000 БЛОКА №1 ВОЛГОДОНСКОЙ АЭС И ИССЛЕДОВАНИЕ ИХ СЕПАРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРСТИК.

4.1. Обоснование конструктивных решений по модернизации сепарационных устройств.

4.2. Модернизация внутрикорпусных устройств ПГ-2 Волгодонской АЭС.

4.3. Модернизация паросепарационных устройств ПГ-3 Волгодонской АЭС

4.4. Результаты исследования сепарационных характеристик ПГ Волгодонской

ВЫВОДЫ.

Одной из задач современных ТЭС и особенно АЭС является такая организация процессов генерации пара, которая обеспечивает надежную и бесперебойную работу их основного оборудования в течение годового числа часов использования установленной мощности [1].

Прежде всего, это относится к парогенераторам ТЭС и АЭС, так как отложения на поверхностях нагрева и их коррозия ухудшают теплопередачу к воде и пару, приводят к повреждениям и вынужденным остановам парогенераторов (ПГ). Ухудшение же качества пара приводит к отложениям на турбинных лопатках, соплах и их эрозионному износу. А это уже оказывает непосредственное и значительное влияние на КПД турбины и на тепловую экономичность блока в целом [1,2].

Анализ показывает, что значительная часть простоев АЭС обусловлена именно качеством пара: его влажностью, количественным и качественным составом загрязняющих примесей.

Так, например, для блока АЭС мощностью 1000 МВт убытки от простоя составляют от 350^-500 тысяч долларов США в сутки (ФРГ, Англия) до 1 миллиона долларов в сутки (США) [3].

Однако до настоящего времени, не только физико-химическая сторона явления парообразования, но тем более кинетика двухфазных внутрикотловых процессов изучены весьма слабо [3]. Именно поэтому проблема качества пара, генерируемого парогенераторами ТЭС и АЭС, становится весьма актуальной в связи с увеличением единичной мощности энергоблоков и модернизацией конструкции парогенераторов. Чистота пара, как правило, обеспечивается путем его сепарации, промывки конденсатом или питательной водой [1].

В зависимости от типа АЭС (одно- или двухконтурная) и конструкции реактора (корпусный или канальный) различны и требования, предъявляемые к устройству и работе сепарационных устройств ПГ, но главным остается одно требование - обеспечение низкой влажности отсепарированного пара [1].

В современных ПГ горизонтального типа сепарационные устройства размещают непосредственно в корпусе ПГ (рис.1) [4].

2 3 4 5 6

Рис. 1. Принципиальная тепловая схема двухконтурной АЭС с ВВЭР 1 - реактор; 2 - компенсатор объема; 3 - сепаратор; 4 - ПГ; 5 - циркуляционный насос первого контура; 6 - турбогенератор; 7 - конденсатор; 8 - конденсатный насос; 9 - подогрсвателышзкого давления; 10 - деаэратор; 11 - питательный насос; 12 - подогреватель среднего давления

В процессе эксплуатации конструкции этих устройств претерпевают существенные изменения по сравнению с проектными вариантами.

В частности подвергаются модернизации: конструкция погруженных дырчатых листов, узлы вывода продувочной воды и раздачи питательной воды, уравнительные сосуды, сепарирующие устройства и т.д. При этом важно учесть, что для различных энергоблоков реализуются и различные конструктивные решения и в различных сочетаниях, а совершенствование ПГ продолжается и в процессе их эксплуатации [5,11].

Практика показывает, что сепарационные характеристики (СХ) даже для однотипных ПГ энергоблоков АЭС с ВВЭР существенно различаются. Причины этих различий еще не достаточно изучены, а конструктивное оформление сепарационных устройств окончательно не установилось [4]. Поэтому в настоящее время сепарационные испытания являются обязательным этапом пус-коналадочных работ всех АЭС [4,5].

Поскольку парогенераторы энергоблока №1 Волгодонской АЭС были изготовлены в 1984-И 986 годах и их сепарационные устройства не были усовершенствованы с учетом опыта работы уже реконструированных сепарационных устройств (Балаковская АЭС, Хмельницкая АЭС), то целыо данной работы являлось: модернизация внутрикорпусных сепарационных устройств; проведение промышленных сепарационных испытаний парогенераторов типа ПГВ-ЮООМ; исследование влияния на качество пара уровня рабочего тела, нагрузки парового объёма и подтверждение правильности конструктивных решений сепарационных устройств парогенераторов блока №1 Волгодонской АЭС; оценка правомерности распространения полученных результатов на парогенераторы нового поколения типа ПГВ-1500; апробация усовершенствованных методик сепарационных испытаний (СИ) парогенераторов.

ВЫВОДЫ

1. Проведен анализ факторов, определяющих качество генерируемого пара в горизонтальных парогенераторах типа ПГВ.

2. Существующие расчетные рекомендации не всегда отражают особенности гидродинамики рабочего тела и распределения примесей, что приводит к необходимости пусконаладочных и эксплуатационных испытаний по определению влажности.

3. Рассмотрены и сопоставлены методы определения влажности, выявлены их преимущества и недостатки. Проведена оценка погрешности измерений.

4. Одним из важнейших параметров, влияющих на величину влажности пара, является высота парового пространства. Для ее определения выполнен комплекс работ по надежному измерению уровня в ПГВ.

5. Установлена взаимосвязь качества продувочной воды от величины влажности пара.

6. Из сопоставления с экспериментальными данными различных авторов получено выражение для определения скорости начала интенсивного уноса влаги.

7. Проведены натурные испытания ПГВ-1000 без жалюзийного сепаратора с установкой ППДЛ, которые выявили определенные преимущества данной схемы сепарации. При этом удалось повысить запас по паропроизводительно-сти ПГ, увеличить диапазон изменения уровня и снизить влажность пара на выхлопе до 0,05%.

8. Сравнение различных вариантов внутрикорпусных устройств показало очевидное преимущество применения ПДЛ с безбарботажными насадками. Эта конструкция ПДЛ при определенной доработке может быть рекомендована для внедрения во вновь разрабатываемые ПГ для ВВЭР.

9. Для оперативных и практических целей автором разработаны зависимости влажности пара от уровня рабочего тела при номинальной паропроизво-дительности ПГ при наличии и отсутствии жалюзийного сепаратора.

1. Стырикович М.А., Мартынова О.И., Миропольский 3.JI. Процессы генерации пара на электростанциях. М.: Энергия, 1969. - 312 с.

2. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: «Высшая школа», 1974.-360 с.

3. Стырикович М.А., Полонский B.C., Циклаури Г.В. Тепломассообмен и гидродинамика в двухфазных потоках атомных электрических станций. М.: Наука, 1982.-368 с.

4. Агеев А.Г., Карасев В.Б., Седов И.Т., Титов В.Ф. Сепарационные устройства АЭС. М.: Энергоиздат, 1982. - 170 с.

5. Трунов Н.Б., Логвинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидродинамические и технологические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатом-издат, 2001. - 316 с.

6. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций. М.: «Высшая школа», 1981. - 320 с.

7. Татаринов Б.П. О факторах, определяющих качество пара паровых котлов // Известия РИИЖТа. 1948. - Вып. XVI. - С. 48.

8. Рыженков В.А., Погорелов С.И., Качалин Г.В. и др. Исследование антикоррозионных свойств износостойких покрытий для защиты рабочих лопаток паровых турбин мощных энергоблоков // Вестник МЭИ. 1996. - №3. - С. 38 -41.

9. Василенко Г.В., Сутоцкий Г.П., Евтушенко В.М. и др. Зависимость надежности турбин от качества первичного конденсата // Теплоэнергетика. -1984.-№4.-С. 15-20.

10. Василенко Г.В., Сутоцкий Г.П., Мурзин М.А. Роль состава отложений в повреждении лопаток турбин // Электрические станции. 2002. - № 1. - С. 7 -9.

11. Маргулова Т.Х., Титов В.Ф., Трунов Н.Б. Горизонтальные парогенераторы для АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. 1988. -№ 5. - С .12 - 14.

12. Титов В.Ф., Козлов Ю.В., Корольков Б.М. и др. Особенности гидродинамики водяного объема парогенератора ПГВ-1000М // Электрические станции. 1993. - №9. - С. 25 - 30.

13. Гурцев Д.Ф., Козлов Ю.В., Некрасов А.В.и др. О концентрации растворимых примесей в водяном объеме парогенератора ПГВ-1000 // Теплоэнергетика. 1987.-№12. - С. 54-57.

14. Эскин Н. М., Григорьев А.С. Промышленные тепломеханические испытания парогенератора ПГВ-ЮООМ // Теплоэнергетика. 1987. - №12. - С. 54 -57.

15. Козлов Ю.В., Румянцев А.С., Свистунов Е.П. и др. Распределение растворенных примесей питательной воды в водяном объеме ПГВ-1000 // Электрические станции. 1992. - №2. - С. 33 - 38.

16. Козлов Ю.В., Свистунов Е.П., Трунов Н.Б. Исследование распределения солей в водяном объеме парогенератора ПГВ-ЮООМ с модернизированными системами раздачи питательной воды и продувки // Электрические станции. 1991.-№9.-С. 30-32.

17. P.Matejovic et al. Application of the thermal-hydraulic codes in VVER-440 steam generators modelling // Proceeding of third international Seminar in horizontal steam generators. Lappeenranta, 1995. - P. 226 - 248.

18. Старычев M.А. Внутрикотловые процессы. M. JI ГЭН, 1954. - 340 с.

19. Вихрев В.Ф., Шкроб М.С. Водоподготовка. М.: Энергия, 1973.416с.

20. Кружилин Г.Н. Теория уноса и сепарации влаги в паровых котлах // Советское котлотурбостроение. 1945.-№1.-С. 11-15.

21. Кружилин Г.Н. Теория уноса и сепарации влаги в паровых котлах. Советское котлотурбостроение. 1945.-№4.-С. 21 -24.

22. Стерман Л.С., Антонов А.Я., Сурнов А.В. Исследования качества пара при давлении 185 ата // Теплоэнергетика. 1957. - №3. - С. 17 - 20.

23. Кружилин Г.Ы. Зависимость допустимой нагрузки парового объема котла от давления // Известия АН СССР. Отдел, тех. наук. 1951. - №7. - С. 1106- 1109.

24. Стерман JI.C. К теории сепарации // Журнал техн. физики. 1958. -Т. XXVIII. - Вып. 7. - С. 1562 - 1569.

25. Козлов Ю.В., Титов В.Ф., Карасев В.Б. и др. Использование осади-тельной сепарации влаги в парогенераторах АЭС и методы ее расчета // Теплоэнергетика. 1978. -№9.-С. 61-65.

26. Кутателадзе С.С., Стыриков М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976. - 320 с.

27. Рыжков С.В., Ершов В.В., Албонтов А.К. Исследование тепло- и мас-соотдачи при движении газо-жидкостной смеси криволинейном сепарирующем канале // Теплоэнергетика. 1974. - №9. - С. 73 - 76.

28. Глущенко Н.Н. Исследование жалюзийного сепаратора. // Энергомашиностроение. 1972. -№5. - С. 12 - 15.

29. Кирюхин В.И., Поваров О.А., Васильченко Е.Г. и др. Исследования жалюзийного кольцевого сепаратора // Теплоэнергетика. 1976. - №9. - С. 27 -31.

30. Ageev A.G. et al. Modernization of PGV-1000 separator scheme to improve an efficiency and reliability // Procudings of third international seminar on horizontal steam generators. Lappeenranta, 1955. - P. 311 - 325.

31. Под редакцией Т.Х.Маргуловой. Водный режим тепловых электростанций. М.: Энергия, 1965. - 384 с.

32. Стырикович М.А., Резников М.И. Методы экспериментального изучения процессов генерации пара. М.: Энергия, 1977. - 280 с.

33. Маргулова Т.Х. Методы получения чистого пара. — М.: Госэнергоиз-дат, 1955.-240 с.

34. Химический контроль на тепловых и атомных электростанциях. Под ред. О.И. Мартыновой. М.: Энергия, 1980. - 320 с.

35. Зайдель JI.H. Элементарные оценки ошибок. М.: Изд. АН СССР, 1967.- 101 с.

36. Трунов Н.Б. Повышение надежности и усовершенствование конструкции парогенераторов горизонтального типа для АЭС с ВВЭР: Дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук. М., 1990. — 125 с.

37. Титов В.Ф., Козлов Ю.В., Некрасов А.В. и др. // Теплоэнергетика. -1990.-№7.-С. 54-58.

38. Урбан Т.В., Мелихов В.И., Мелихов О.И. Математическое моделирование теплогидравлических процессов в горизонтальном парогенераторе ПГВ-1000 // Теплоэнергетика. 2002. - №5. - С. 70 - 74.

39. Реакторная установка В-320. Отчет о результатах наладки и испытаний системы КУП-КВПП-1000 парогенераторов энергоблока №1 Волгодонской АЭС / Волгодонская АЭС. Ж320-РП.1.КУП-КВПП.РЦ/465-0-1. - Волгодонск, 2001.-98 с.

40. Реакторная установка В-320. Результаты сепарационных испытаний парогенераторов блока №1 Волгодонской АЭС на номинальной мощности / ОКБ «Гидропресс». №320-РП.YB-1 .РЦ/863-0-1. - Подольск, 2001. - 98 с.

41. Щиголев Б.М. Математическая обработка результатов наблюдений. — М.: Изд. физ.-мат. лит., 1962. С. 314.

42. Козлов Ю.В. Пути повышения удельных нагрузок сепарационных устройств мощных парогенераторов // Труды центрального котлотурбинного института (ЦКТИ). 1971. - Вып. 108. - С. 59 - 63.

43. Агеев А.Г., Корольков Б.М., Данц В.Г. и др. Исследование сепарационных и гидродинамических характеристик парогенератора серийного блока АЭС с ВВЭР-1000 // Электрические станции. 1990. - №1. - С. 29 - 33.

44. Агеев А.Г. Разработка сепарационных устройств для ядерных энергетических установок. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 1988. - 189 с.

45. Исследование сепарации пара и гидродинамики на моделях внутрикорпусных устройств горизонтальных парогенераторов: Отчет о НИР (заключительный). / ОКБ «Гидропресс». Подольск, 1983. - 115 с.

46. Агеев А.Г., Васильева Р.В., Дмитриев А.И. Исследование новой сепа-рационной схемы для парогенератора ПГВ-1000 // Атомная энергия. 1989. -Т. 67.-Вып. 3.-С. 46 -48.

47. Свистунов Е.П., Таранков Г.А. Влияние конструкций ПДЛ на парораспределение // Энергомашиностроение. 1987. -№ 1. - С. 15-18.

48. Сепарационные и гидродинамические испытания 1ПГ-1 Хмельницкой АЭС с модернизированными системами водопитания и продувки и погруженным листом, оборудованным безбарботажными насадками: Отчет о НИР (заключительный) / ЭНИЦ. М., 2002. - 98 с.

49. Воронов B.H., Назаренко П.Н., Паули В.К. Некоторые принципы внедрения систем химико-технологического мониторинга на ТЭС // Теплоэнергетика. 1977. - №6. - С. 2 - 7.

50. Козлов Ю.В., Рябов Г.А. Исследования сепарации пара применительно к барабан-сепараторам АЭС // Теплоэнергетика. 1987. - №4. - С. 29 - 32.

51. Панасенко М.Д. Водный режим котла и сепарации пара. М.: Изд. МЭИ, 1960.-41 с.

52. Петров АЛО. Методы улучшения сепарационных характеристик парогенератора ПГВ-1000 // Известие ВУЗов, Северокавказский регион. 2003. -№1. - С. 28-30.

53. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций. М.: Атомиздат, 1980. - 359 с.

54. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Оптимизация продувки парогенераторов в переходных режимах // 4 Международная конференция: Тез. докл. -Новочеркасск, 2003. С. 70 - 75.

55. Петров АЛО. и др. Опыт строительства и ввода в эксплуатацию энергоблока №1 Ростовской АЭС // Теплоэнергетика. 2003. - №5. - С. 4 - 8.

56. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Некоторые особенности работы энергоблока №1 Ростовской АЭС при переменных режимах // Теплоэнергетика. 2003. -№5.-С. 9- 10.

57. Петров АЛО., Поваров В.П. Мониторинг химико-технологического режима второго контура первого энергоблока ВоАЭС в период пусконаладоч-ных работ // Третья Международная научно-техническая конференция: Тез. докл. М., 2002. - С .38 - 40.

58. Петров А.Ю., Жуков А.Г. Модернизация парогенераторов энергоблока 1 Волгодонской АЭС // 21 заседание международной Рабочей группы по модернизации АЭС (РГМ АЭС): Тез. докл. Волгодонск, 2002. - С. 1 - 14.

59. Петров АЛО., Жуков А.Г. Диагностика и методы повышения качества теплоносителя на АЭС с ВВЭР // 24 сессия семинара «Диагностика энергооборудования»: Тез. докл. Новочеркасск, 2003. - С. 109 - 110.

60. Горбуров В.И., Петров АЛО., Жуков А.Г., Суслов И.С. Гравитационная сепарация в горизонтальных парогенераторах типа ПГВ-1000 АЭС с ВВЭР // Атомная энергия. 2005. - Т. 98. - Вып. 6. - С. 435 - 444.

61. Петров А.Ю. Модернизация сепарационных устройств парогенераторов АЭС с ВВЭР. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд. техн. наук. -М., 2005.- 162 с.