Теплоэнергетика, 2023, № 1, стр. 21-29

ЭРОЗИЯ-КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС

В настоящее время достаточно хорошо изучены процессы и закономерности эрозии-коррозии металла в одно- и двухфазных потоках [1, 2]. Эрозии-коррозии подвержены практически все трубопроводы и оборудование II контура энергоблоков АЭС, изготовленные из углеродистых и низколегированных конструкционных сталей и работающие в конденсатно-питательном и влажно-паровом трактах. На интенсивность эрозии-коррозии влияют химический состав металла (в первую очередь содержание хрома, молибдена и меди), температура, фазовое состояние и скорость течения рабочей среды, а также параметры водно-химического режима (значение рН и содержание кислорода).

Месторасположение локальных зон наибольшего эрозионно-коррозионного утонения в элементах трубопроводов и оборудования зависит, прежде всего, от особенностей гидродинамики потока. Как показывают многочисленные исследования, на процесс эрозии-коррозии влияют различные параметры и характеристики потока, отражающие гидродинамический фактор эрозионно-коррозионного воздействия на металл [3].

В процессе эксплуатации энергоблоков АЭС происходит значительное количество эрозионно-коррозионных повреждений элементов трубопроводов и оборудования, что подтверждают статистические данные. Согласно [4], механизм эрозии-коррозии становится причиной разрушений элементов трубопроводов и оборудования французских энергоблоков АЭС в 58% случаев.

Эрозионно-коррозионное воздействие приводит к возникновению сквозных дефектов и разгерметизации рабочего контура и, как следствие, к вынужденным отключениям оборудования и останову энергоблоков атомных станций.

На рис. 1 представлены статистические данные, собранные в системе CODAC, о количестве эрозионно-коррозионных разрушений элементов трубопроводов различного диаметра на АЭС с PWR в периоды с 2000 по 2004 г. и с 2005 по 2009 г. [5]. Согласно диаграмме, в большей степени эрозионно-коррозионному воздействию подвержены элементы трубопроводов диаметром 100–250 мм, однако в период с 2005 по 2009 г. было отмечено значительное число эрозионно-коррозионных повреждений трубопроводов диаметром 50–100 мм.

Следует обратить внимание на довольно высокий уровень повреждаемости трубопроводов малых диаметров (менее 50 мм) (см. рис. 1). По этой причине в США и некоторых других странах реализуются программы по предотвращению эрозии-коррозии трубопроводов малых диаметров [6]. В рамках комплексной программы Концерна “Росэнергоатом” также предусмотрено проведение мероприятий на АЭС с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) и реакторами на быстрых нейтронах по предупреждению недопустимых эрозионно-коррозионных утонений элементов трубопроводов малых диаметров.

На рис. 2 приведены статистические данные, полученные по системе CODAC, о доле разных видов последствий, вызванных эрозионно-коррозионными разрушениями элементов технологического контура энергоблоков АЭС, изготовленных из различных металлов. Наибольшее число случаев значительных утечек рабочей среды вследствие разрушения элементов приходится на углеродистые и низколегированные стали. В результате эрозионно-коррозионного утонения происходит внезапное разрушение стенок элементов трубопроводов и оборудования из углеродистых и низколегированных сталей, работающих в одно- и двухфазных потоках. Так, на рис. 3 отчетливо видны эрозионно-коррозионные разрушения гиба трубопровода влажно-парового тракта энергоблока АЭС в Чехии [5].

Нержавеющие стали не подвержены эрозии-коррозии. Причиной образования трещин в элементах из нержавеющей стали чаще всего является коррозионное растрескивание под напряжением с образованием щелевых дефектов и появлением относительно больших протечек рабочей среды – менее 0.06 кг/с. Кроме того, для таких элементов редки случаи недопустимых локальных утонений стенок, которые при определенных условиях могут формироваться вследствие кавитационной или каплеударной эрозии.

С целью обеспечить целостность рабочих контуров действующих энергоблоков АЭС проводятся мероприятия, направленные, с одной стороны, на своевременное обнаружение эрозионно-коррозионных утонений, близких к предельно допустимым, а с другой – на повышение эксплуатационной эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубопроводов и оборудования. Эффективность эксплуатационного контроля толщины стенок обеспечивается выполнением работ по расчетно-экспериментальному выявлению элементов группы риска интенсивного утонения с помощью программных средств прогнозирования скорости эрозии-коррозии [7], например расчетного кода РАМЭК, который используется на отечественных АЭС с 2009 г. [8].

Для повышения эксплуатационной эрозионно-коррозионной стойкости элементов трубопроводов и оборудования применяются активные (корректировка параметров водно-химического режима, гидродинамики потока и др.) и пассивные (выполнение элементов из эрозионно- и коррозионно-стойких металлов, нанесение защитных покрытий и др.) методы.

ИЗМЕНЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ РАБОЧЕЙ СРЕДЫ II КОНТУРА ПРИ ПЕРЕВОДЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС НА СВЕРХНОМИНАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ

Известно немало случаев перевода энергоблоков АЭС на сверхноминальную мощность (с наибольшим превышением номинальной мощности на 20%) [9–11]. При этом используются различные технические решения, обеспечивающие безопасное повышение мощности энергоблоков АЭС сверх номинальной, которые, в частности, предполагают увеличение производительности парогенератора и пропуска количества пара в турбину в том числе за счет переоблопачивания цилиндра высокого давления (ЦВД). Так, в [12] обоснованы возможности работы турбоустановки К-1000-60/1500-2М на сверхноминальном уровне мощности до 110%.

Перевод на сверхноминальную мощность влечет за собой изменение условий эксплуатации, в  том числе температуры и расхода рабочей среды в конденсатно-питательном и влажно-паровом трактах II контура энергоблоков АЭС [13]. Кроме того, происходит изменение рабочих значений степени влажности пара.

Следует отметить, что увеличение температуры рабочей среды может приводить как к повышению, так и к снижению скорости износа трубопроводов, поскольку температурная зависимость эрозии-коррозии имеет экстремум. Для примера на рис. 4 приведены экспериментальные данные о влиянии температуры влажного пара на скорость эрозии-коррозии стали Ст20 и 12ХМ [2]. Температурная зависимость скорости эрозии-коррозии сталей в водном потоке имеет аналогичный характер (рис. 5) [1].

На рис. 4 показаны также результаты оценки изменения скорости эрозии-коррозии при увеличении температуры влажного пара на 10°С в первом, четвертом отборах ЦВД и шестом отборе цилиндра низкого давления (ЦНД) турбоустановки К-1000-60-3000 (без учета влияния сепарационной способности отборов на степень влажности пара) при переходе на сверхноминальную мощность. Очевидно, что интенсивность эрозионно-коррозионного утонения трубопроводов четвертого и шестого отборов при увеличении температуры влажного пара на 10°С может возрасти на 10 и 95% соответственно. При этом скорость эрозии-коррозии трубопроводов первого отбора снизится на 25%.

АЭС Leibstadt (Швейцария) через год после пуска, состоявшегося в 1984 г., была переведена на повышенную мощность 104.2%, в 1998 г. – на 106%, в 1999 г. – на 109%, в 2000 – на 112% и в 2002 г. – на 114% [14]. Это привело к увеличению температуры и расхода питательной воды на 8.5°С и 49 кг/с соответственно.

Увеличение расхода и, как следствие, скорости течения рабочей среды может приводить к интенсификации процессов локальной эрозии-коррозии и смещению по потоку зон наибольшего утонения стенок элеменов трубопроводов, прежде всего, расположенных после регулирующей арматуры, суживаюших устройств и других узлов с каналами сложной геометрии. Для оценки этого эффекта необходимо исследовать изменения в гидродинамике течения рабочей среды в конкретном элементе или узле с учетом влияния предвключенного участка.

ВЛИЯНИЕ НА СКОРОСТЬ ЭРОЗИИ-КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕВОДА ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС НА СВЕРХНОМИНАЛЬНУЮ МОЩНОСТЬ

При рассмотрении вариантов перевода на сверхноминальные мощности энергоблоков атомных станций в США рекомендуется предварительно определять возможные изменения значений термодинамических, расходных и водно-химических параметров и других характеристик, влияющих на протекание процессов эрозии-коррозии [9, 13]. На основе результатов расчетов с помощью программных средств прогнозирования скорости эрозии-коррозии необходимо идентифицировать элементы линий трубопроводов и оборудования, где в большей степени следует ожидать изменение степени эрозионно-коррозионного воздействия.

Эти сведения используются для разработки рекомендаций по компенсационным мероприятиям, направленным на обеспечение:

требуемого ресурса элементов трубопроводов и оборудования до достижения предельно допустимого утонения, в том числе благодаря замене материала;

оптимизации планирования эксплуатационного контроля для своевременного обнаружения и предупреждения предельно допустимых утонений.

Так, на энергоблоках АЭС США, которые переводятся на сверхноминальные мощности, используют расчетный код CHECWORKS для прогнозирования изменения скорости эрозии-коррозии элементов трубопроводов и оборудования. На основе результатов расчета корректируется программа эксплуатационного контроля металла элементов трубопроводов и оборудования энергоблоков.

Повышение мощности энергоблоков АЭС до сверхноминальной принято условно делить на три уровня: менее чем на 2.0, до 7.0 и до 20%. Последний уровень требует значительной модернизации оборудования, включая турбины, конденсатные насосы, электрогенераторы и трансформаторы.

К 2012 г. в США более чем на 140 энергоблоках АЭС Комиссией по ядерному регулированию (NRC) была разрешена (выдана лицензия) эксплуатация на режимах сверхноминальной мощности от 1.0 до 20%, что в итоге позволило дополнительно получить 6823.7 МВт (7921 МВт к началу 2020 г.) электрической и 20 492.2 МВт тепловой мощности [9]. На рис. 6 показана динамика увеличения годового и суммарного прироста мощности энергоблоков АЭС в США (накопительным итогом) в период с 1977 по 2012 г. вследствие перехода на сверхноминальную мощность [10].

В Европе также практикуется перевод энергоблоков АЭС на сверхноминальные мощности. В 2012 г. благодаря этому было получено дополнительной мощности 2936 МВт (т.е. около 2.0% общей мощности АЭС). В итоге суммарная дополнительная мощность от перевода энергоблоков АЭС в США и Европе на режим работы на сверхноминальной мощности составила 8745.7 МВт, что равноценно семи новым реакторным установкам мощностью 1200 МВт каждая.

В табл. 1 представлены обобщающие сведения о суммарной дополнительной мощности, полученной при переводе энергоблоков АЭС в США на различные уровни сверхноминальной мощности. Наибольший вклад в увеличение мощности получен при переводе энергоблоков на самый высокий уровень – до 120% номинальной.

Некоторые данные о параметрах влажного пара на входе в один из регенеративных подогревателей питательной воды до и после повышения мощности, а также относительные значения расчетных скоростей эрозионно-коррозионного утонения металла приведены в табл. 2. Расчетные данные, полученные с помощью кода CHECWORKS, свидетельствуют об увеличении на 31% скорости эрозии-коррозии металла рассматриваемого участка трубопровода после перехода энергоблока на сверхноминальную мощность.

Прогнозирование с привлечением кода CHECWORKS показало, что наибольшее увеличение скорости эрозии-коррозии следует ожидать в трубопроводах отборов пара на регенеративные подогреватели. В итоге был сделан вывод, что повышение мощности сверх номинальной вызывает определенную интенсификацию эрозионно-коррозионного износа. Установлено, что при переходе типового энергоблока АЭС с BWR на сверхноминальные мощности (105 и 115%) скорость эрозии-коррозии отдельных линий трубопроводов может как увеличиваться (более чем на 50%), так и уменьшаться (почти на 30%) [13].

Изменение условий эксплуатации энергоблоков АЭС при переводе на сверхноминальную мощность может способствовать увеличению выноса продуктов эрозии-коррозии в рабочий контур. Так, в результате изменения условий эксплуатации при переводе АЭС Leibstadt (Швейцария) на повышенный до 114% уровень мощности был отмечен рост концентрации железа в пароводяном тракте вследствие интенсификации процессов эрозии-коррозии, что потребовало пересмотра программ эксплуатационного контроля металла трубопроводов оборудования [14].

Пример результатов расчетно-аналитических исследований с использованием модели эрозии-коррозии РАМЭК по определению чувствительности скорости эрозии-коррозии к изменению значений различных параметров рабочей среды и химического состава металла представлен на рис. 7. В качестве объекта исследований чувствительности скорости эрозии-коррозии к изменению значений параметров рабочей среды и содержания хрома в составе металла выбран гиб трубопровода питательной воды в районе подогревателя высокого давления (ПВД) энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.

Расчеты показывают, что чувствительность скорости эрозии-коррозии к изменению различных параметров может существенно меняться. В большей степени на скорость эрозии-коррозии влияют изменения температуры и рН рабочей среды. При этом степень влияния изменения температуры на скорость эрозии-коррозии зависит от расположения исходного значения на расчетной кривой (см. рис. 7). Следует также отметить, что изменение температуры в большей степени сказывается на скорости эрозии-коррозии углеродистых сталей.

На практике в узлах со сложной геометрией проточной части (регулирующая арматура, суживающие устройства и др.) процесс эрозии-коррозии может сопровождаться кавитационной эрозией в условиях конденсатно-питательного тракта или каплеударной эрозией во влажно-паровом тракте турбоустановок АЭС. Кавитирующий поток характеризуется критическим числом кавитации:

где p – давление на входе в канал; p_s – давление насыщения паров жидкости; V – скорость потока; ρ – плотность жидкости.

С увеличением расхода и, как следствие, с повышением скорости потока критическое число уменьшается, т.е. возможность возникновения кавитационной эрозии возрастает.

Требует тщательного изучения вопрос об изменении степени влажности пара, вызванном переводом энергоблока на повышенную мощность и способном повлиять на структуру парокапельного потока, а значит, и на интенсивность и месторасположение зон наибольшего проявления каплеударной эрозии. В качестве примера на рис. 8 показаны некоторые результаты расчетного моделирования каплеударного воздействия с определением локальных мест наибольшего износа [15] при изменении параметров двухфазного потока, приведенных в табл. 3.

Для действующих энергоблоков АЭС, в том числе с продленным сроком эксплуатаации, на которых эрозионно-коррозионное состояние трубопроводов и оборудования характеризуется наличием накопившихся утонений металла элементов трубопроводов и оборудования, интенсификация процессов износа при переходе на сверхноминальную мощность может существенно сократить их остаточный ресурс.

ВЫВОДЫ

1. Мировая практика многочисленных переводов энергоблоков АЭС на сверхноминальную мощность с целью повысить выработку электроэнергии и снизить ее стоимость свидетельствует о целесообразности проведения таких мероприятий.

2. Изменение условий эксплуатации при работе энергоблоков АЭС на мощности выше номинальной может приводить к интенсификации процессов эрозии-коррозии, а также других механизмов утонения металла — кавитационной эрозии в питательном тракте и каплеударной эрозии во влажно-паровом тракте. Поэтому, например, в США для получения лицензии на эксплуатацию на сверхноминальной мощности энергоблока АЭС требуется обосновать и провести компенсирующие мероприятия по предупреждению эрозии-коррозии.

3. В целях обеспечения требуемого уровня безопасности в части целостности технологического контура при переводе отечественных энергоблоков АЭС на сверхноминальную мощность целесообразно выполнять расчетно-экспериментальные исследования по оценке степени влияния изменения условий эксплуатации на интенсивность и локализацию эрозионно-коррозионного износа элементов трубопроводов и оборудования и при необходимости разрабатывать и обосновывать компенсационные мероприятия и корректировку типовых программ эксплуатационного контроля металла.