- •Аннотация
- •Содержание.
- •2.1. Реакторная установка (ру)………………………………………………………12
- •2.2.Турбоустановка к-1200-6,8/50…………………………………………………..15
- •6. Исследование неравномерности паровой нагрузки
- •7. Расчет парогенератора пгв-1000мкп…………………………………………………68
- •8.Прогнозирование состояния парогенераторов аэс с ввэр ………………………..81
- •Введение
- •1.Общие требования к парогенераторам для блоков повышенной мощности ввэр-1000.
- •2. Характеристика основного оборудования энергоблока ввэр-1000
- •2.1. Реакторная установка (ру)
- •2.2. Главный циркуляционный насос гцна-1391
- •2.3. Турбоустановка к-1200-6,8/50
- •2.4. Парогенератор пгв-1000мкп
- •Возможности повышения тепловой мощности парогенераторов пгв-1000м
- •3.1Возможности обеспечения требуемой влажности пара при повышении мощности сверх номинальной
- •3.2 Результаты испытаний сепарационных устройств парогенераторов
- •3.3 Выводы
- •4. Статистика повреждаемости теплообменных трубок на действующих аэс
- •5. Экспериментально-расчетное обоснование проектного ресурса трубного пучка парогенератора пгв-1000мкп
- •5.1. Коррозионные процессы при эксплуатации теплообменных труб
- •5.2Исследования коррозионных процессов на теплообменных трубах
- •5.3.Исследования несущей способности теплообменных труб с дефектами
- •5.4 Оценка интенсивности деградации теплообменных труб при эксплуатации парогенераторов
- •5.5 Выводы
- •6. Исследование неравномерности паровой нагрузки зеркала испаренияПгв-1000мкп
- •6.1. Исследование неравномерности отбора пара из парового пространства
- •6.2.Выводы
- •7. Расчет парогенератора пгв-1000мкп Исходные данные для расчета парогенератора (из [18]) приведены в таблице 7.1.
- •7. 1. Теплофизические характеристики теплоносителя.
- •7. 2. Конструкционный расчёт парогенератора пгв-1000мкп.
- •7.3. Гидравлический расчёт парогенератора пгв-1000мкп.
- •7.4. Расчёт массы металла парогенератора
- •7. 5. Экономическая часть
- •Оценим экономическую эффективность парогенератора пгв-1000мкп
- •8. Прогнозирование состояния парогенераторов аэс с ввэр
- •8.1 Мониторинг технического состояния парогенераторов
- •8.2. Направления контроля за состоянием пг
- •8.3 Отчет состояния парогенераторов российских аэс с ввэр
- •8.4 Оценка работоспособности теплообменных труб пг
- •8.5 Выводы
- •Заключение
- •Список литературы.
8.5 Выводы
Проанализирована динамика роста количества дефектов теплообменных трубок на ПГ действующих АЭС.
Получены диаграммы, связывающие между собой допустимую периодичность контроля с прогнозируемым приростом количества дефектов.
Заключение
В данном дипломном проекте :
1. Произведен конструкторский расчет парогенератора ПГВ-1000-МКП, в ходе которого определены следующие величины:
-площадь поверхности теплообмена- 6105 м2,
-средняя расчетная длина трубок-11,063 м,
- диаметр корпуса ПГ-4200 мм
- длина корпуса ПГ-13820 мм
- полная масса ПГ-276137,5 т
Полученные характеристики удовлетворительно совпадают с данными ПГВ-1000МКП проекта ОКБ «Гидропресс».
2. В проекте применена коридорная компоновка трубного пучка, которая в отличии от шахматной позволяет:
-увеличить скорость циркуляции в трубном пучке,
-снизить возможность забивания межтрубного пространства отслоившимся шламом,
-облегчить доступ в межтрубное пространство для контроля теплообменных труб и их очистки при необходимости,
-увеличить запас воды в парогенераторе.
3. Поскольку габариты ПГ блока 1200 МВт незначительно отличаются от ПГ для блока 1000 МВт, рассмотрена эффективность сепарационных устройств при форсировании мощности на 104%, показано, что влажность пара составляет не более 0.2%.
4. Показана возможность замены жалюзийных сепарационных устройств на потолочный дырчатый лист, что упрощает, удешевляет конструкцию ПГ и увеличивает ее надежность.
5. Испытания на действующих АЭС показали удовлетворительную равномерность нагрузки зеркала испарения в ПГ практически тех же габаритов при увеличении мощности. Рекомендуется неравномерная перфорация потолочного дырчатого листа, а именно более редкая в местах, которые расположены под пароотводящими патрубками.
6. Показано, что коррозионные процессы трубок ПТО происходят в 4 стадии: отложение продуктов коррозии, пробой окисной пленки (питтинги), рост питтингов, зарождение коррозионных трещин.
7. Можно рекомендовать применение теплообменных трубок с толщиной стенки 1,5 мм, вместо ранее применявшихся 1,3 мм. Это обеспечит несущую способность теплообменных трубок в течении 60 лет при глубине дефектов 85% от толщины стенки.
Если принять за критерий глушения глубину дефекта 85% от толщины стенки, то это позволит снизить количество вскрытий и соответственно реже глушить трубки.
8. Рассчитана дополнительная выработка электроэнергии увеличится на 35·106МВт·ч, за счет увеличения срока службы до 60 лет вместо 30 лет и увеличении мощности блока на11,7%, что дает дополнительную прибыль 5474,304 млн.р.