Диссертация (Расчетно-экспериментальный анализ влияния термосиловых воздействий на повреждение узла приварки коллектора теплоносителя к корпусу парогенератора ПГВ-1000М)

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕУЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ»На правах рукописиЛЕВЧУК ВАСИЛИЙ ИВАНОВИЧРАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯТЕРМОСИЛОВЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПОВРЕЖДЕНИЕ УЗЛАПРИВАРКИ КОЛЛЕКТОРА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ К КОРПУСУПАРОГЕНЕРАТОРА ПГВ-1000МСпециальность 05.14.03 – Ядерные энергетические установки, включаяпроектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатацииДИССЕРТАЦИЯна соискание ученой степени кандидата технических наукНаучный руководительд.т.н., профессорГорбатых Валерий ПавловичМосква – 2015ОГЛАВЛЕНИЕВведение................................................................................................................................................

51. Современное состояние вопроса о причинах повреждения СС №111 ПГВ-1000М............... 101.1. Конструктивные особенности ПГВ-1000М и зоны CC №111 ........................................... 101.2. Статистические данные по повреждениям CC №111 ......................................................... 131.3. Обобщение результатов исследований по установлению причинповреждения CC №111 .................................................................................................................. 201.3.1.

Оценка влияния свойств материала............................................................................... 221.3.2. Оценка влияния свойств рабочей среды ....................................................................... 301.3.3. Оценка влияния эксплуатационных и технологических напряжений ....................... 411.4. Анализ принимаемых компенсирующих мер для решения проблемы СС №111............ 451.5.

Выводы по главе 1.................................................................................................................. 462. Организация работ по непрерывному контролю технического состоянияСС №111 ПГВ-1000М ........................................................................................................................ 492.1. Описание методологии работ................................................................................................

492.2. Практическая реализация методологии на энергоблоке ВВЭР-1000................................ 512.2.1. Разработка расчетной модели циркуляционной петли первого контура................... 532.2.2. Разработка технологии непрерывного ультразвукового контроля СС №111 ...........

572.2.3. Разработка технологии непрерывного акустико-эмиссионногоконтроля СС №111 ..................................................................................................................... 622.2.4. Компонентный состав и принципы работы СНКТС СС №111 ПГВ-1000М............. 692.3. Выводы по главе 2.................................................................................................................. 773. Результаты контроля технического состояния СС №111 ПГ энергоблока № 5Нововоронежской АЭС с использованием СНКТС........................................................................ 783.1. Результаты контроля термосиловой нагруженности СС №111.........................................

783.2. Результаты непрерывного АЭ контроля целостности СС №111....................................... 933.3. Результаты непрерывного УЗ контроля целостности СС №111........................................ 963.4. Выводы по главе 3.................................................................................................................. 974. Результаты расчетно-экспериментального анализа НДС СС №111 ПГВ-1000М................... 994.1. Отладка расчетной модели и валидация результатов расчета НДС.................................. 994.2. Результаты расчетов НДС СС №111 с использованием экспериментальных данных ..

1024.3. Выводы по главе 4................................................................................................................ 1185. Анализ причин появления нестационарных температурных воздействий в зонеСС №111 ПГВ-1000М ...................................................................................................................... 11925.1. Характерные особенности режимов работы РУ при появлении температурных«аномалий» ................................................................................................................................... 1195.2. Причины появления температурных «аномалий» в зоне СС №111 ПГВ-1000М ирекомендации по их исключению ..............................................................................................

1255.3. Выводы по главе 5................................................................................................................ 1266. Заключение................................................................................................................................... 127Список литературы ..........................................................................................................................

1293Перечень принятых сокращенийАЭАкустическая эмиссияАЭСАтомная электростанцияВВЭРВодо-водяной энергетический реакторВХРВодно-химический режимГИГидравлические испытанияГИГидравлические испытанияГЦНГлавный циркуляционный насосГЦТГлавный циркуляционный трубопроводДуДиаметр условный трубопроводаЗДКРЗамедленное деформационно-коррозионное растрескиваниеМАГАТЭМеждународное агентство по атомной энергииМКЭМетод конечных элементовМПМартеновская плавкаМСЭМетод суперэлементовНДНормативная документацияНДСНапряженно-деформированное состояниеНКНеразрушающий контрольПГВПарогенератор горизонтальный с водным теплоносителемППРПланово-предупредительный ремонтРГДРадиографическая дефектоскопияРУРеакторная установкаСНКТССистема непрерывного контроля технического состоянияСССварное соединениеСЭСуперэлементТОТТеплообменные трубкиУЗУльтразвуковойУЗКУльтразвуковой контрольЭШПЭлектрошлаковый переплав4ВведениеАктуальность работыРазвитие атомной энергетики в мире сопровождается накоплением опыта длительнойэксплуатацииэнергоблоковатомныхэлектрическихстанций(АЭС),расширениемтехнических возможностей, значительным ростом базы знаний по различным вопросаматомной энергетики, в том числе и по наиболее острым.

Анализ опыта эксплуатации АЭСпоказывает, что проблемные критические элементы (узлы, зоны), которые подверженыобразованию и ускоренному развитию эксплуатационных повреждений, имеются абсолютнона всех эксплуатируемых энергоблоках АЭС в мире, построенных по проектам различныхкомпаний, с применением различных конструкционных материалов и технологий, с разнымиинженерными запасами прочности.

На кинетику развития эксплуатационных повреждений,как правило, влияют конструктивные особенности элемента (геометрия, технологияизготовления, свойства металла), эксплуатационные нагрузки, в том числе непроектные,свойства рабочей среды (водная химия, отложения, продукты коррозии и др.), а также термодеформационное старение металла в условиях длительной эксплуатации. Несмотря накомплексный и не всегда изученный характер механизмов повреждения, конечныйнаблюдаемыйрезультатвбольшинствеслучаев–этообразованиеиразвитиеэксплуатационной трещины, представляющей собой угрозу конструкционной целостностирассматриваемого элемента.С целью устранения дефектов, снижения влияния основных повреждающих факторов,управления ресурсными характеристиками, обеспечения надежности работы элементовэнергоблока АЭС разрабатываются и реализуются соответствующие компенсирующиемероприятия.

Многолетний опыт эксплуатации АЭС показывает, что на практике имеют местослучаи, когда причины дефектообразования не удается выяснить до конца и устранить, ареализуемые компенсирующие мероприятия являются недостаточно эффективными. В такойситуации возникает опасность неконтролируемого нарушения целостности оборудования приработе энергоблока на мощности с перспективой образования сквозного дефекта и течьютеплоносителя, развитием исходного дефекта до критических размеров и масштабнымразрушением конструкции, а также другими возможными сценариями. Наиболее сложные ирегулярные случаи эксплуатационного повреждения ответственного оборудования АЭС впотенциально опасных зонах обуславливают необходимость разработки и внедрения новыхподходов по комплексной диагностике технического состояния оборудования АЭС в течениевсей топливной кампании энергоблока.5В составе АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) работаетосновноеоборудование(реактор,парогенератор,компенсатордавления,главныйциркуляционной насос, главные циркуляционные и дыхательные трубопроводы и др.),состояние которого в первую очередь определяет остаточный ресурс энергоблока.

Отдостоверного прогнозирования состояния подобного оборудования в значительной степенизависит надежность и безопасность эксплуатации АЭС в целом. На протяжении последних 17лет на энергоблоках ВВЭР-1000 одной из наиболее критических зон является узел приваркиколлектора теплоносителя к патрубку парогенератора ПГВ-1000М – зона сварного соединения(СС) №111. В указанной зоне регулярно на различных энергоблоках АЭС зафиксированыслучаи обнаружения протяженных недопустимых трещин, в том числе сквозных. Решениепроблемы растрескивания СС №111 ПГВ-1000М является одним из приоритетныхнаправлений повышения надежности и безопасности эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1000.Внастоящеевремявотраслевоммасштабереализуютсякомпенсирующиемероприятия, направленные на снижение эксплуатационной повреждаемости СС №111ПГВ-1000М, которые включают ежегодную химическую отмывку «карманов» коллекторовпарогенераторов (ПГ), совершенствование водно-химического режима, модернизациюсистемы продувки ПГ, мероприятия по замене медьсодержащего оборудования во второмконтуре, проведение ежегодного ультразвукового контроля (УЗК) металла с привлечениемнезависимых экспертных организаций и др.