Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000
Проанализированы результаты исследований эксплуатационных дефектов в теплообменных трубках парогенераторов ВВЭР, а также металла трубопроводов и сварных швов. Рассмотрены особенности повреждений теплообменников и сварных соединений коллекторов с патрубками корпуса парогенератора. Установлены прич...
Збережено в:
| Дата: | 2008 |
|---|---|
| Автори: | , , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Russian |
| Опубліковано: |
Інститут проблем міцності ім. Г.С. Писаренко НАН України
2008
|
| Назва видання: | Проблемы прочности |
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/48247 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Цитувати: | Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 / И.М. Неклюдов, В.М. Ажажа, Л.С. Ожигов, А.С. Митрофанов // Проблемы прочности. — 2008. — № 2. — С. 105-111. — Бібліогр.: 11 назв. — рос. |
Репозитарії
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
irk-123456789-48247 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
irk-123456789-482472013-08-17T14:52:18Z Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 Неклюдов, И.М. Ажажа, В.М. Ожигов, Л.С. Митрофанов, А.С. Научно-технический раздел Проанализированы результаты исследований эксплуатационных дефектов в теплообменных трубках парогенераторов ВВЭР, а также металла трубопроводов и сварных швов. Рассмотрены особенности повреждений теплообменников и сварных соединений коллекторов с патрубками корпуса парогенератора. Установлены причины деградации материалов второго контура. Обозначены направления работ по повышению надежности и сроков эксплуатации. Проаналізовано результати досліджень експлуатаційних дефектів у теплообмінних трубках парогенераторів ВВЕР, а також металу трубопроводів і зварних швів. Розглянуто особливості пошкодження теплообмінників та зварних з’єднань колекторів із патрубками корпуса парогенератора. Установлено причини деградації матеріалів другого контуру. Визначено направлення робіт щодо підвищення надійності та термінів експлуатації. We analyze the results of investigations of operational defects in heat-exchanger pipes of WWER steam-gas generators, as well as of metal studies in pipelines and welds. Peculiarities of damages in heat-exchangers and welded joints of collectors with branch pipes of steamgas generator are discussed. The reasons of degradation of materials of the second contour are revealed. Guidelines for further improvement of reliability and operation period are designated. 2008 Article Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 / И.М. Неклюдов, В.М. Ажажа, Л.С. Ожигов, А.С. Митрофанов // Проблемы прочности. — 2008. — № 2. — С. 105-111. — Бібліогр.: 11 назв. — рос. 0556-171X http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/48247 620.19 ru Проблемы прочности Інститут проблем міцності ім. Г.С. Писаренко НАН України |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| language |
Russian |
| topic |
Научно-технический раздел Научно-технический раздел |
| spellingShingle |
Научно-технический раздел Научно-технический раздел Неклюдов, И.М. Ажажа, В.М. Ожигов, Л.С. Митрофанов, А.С. Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 Проблемы прочности |
| description |
Проанализированы результаты исследований эксплуатационных дефектов в теплообменных
трубках парогенераторов ВВЭР, а также металла трубопроводов и сварных швов. Рассмотрены
особенности повреждений теплообменников и сварных соединений коллекторов с
патрубками корпуса парогенератора. Установлены причины деградации материалов второго
контура. Обозначены направления работ по повышению надежности и сроков эксплуатации. |
| format |
Article |
| author |
Неклюдов, И.М. Ажажа, В.М. Ожигов, Л.С. Митрофанов, А.С. |
| author_facet |
Неклюдов, И.М. Ажажа, В.М. Ожигов, Л.С. Митрофанов, А.С. |
| author_sort |
Неклюдов, И.М. |
| title |
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_short |
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_full |
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_fullStr |
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_full_unstemmed |
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 |
| title_sort |
эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных соединений в парогенераторах энергоблоков аэс с ввэр-1000 |
| publisher |
Інститут проблем міцності ім. Г.С. Писаренко НАН України |
| publishDate |
2008 |
| topic_facet |
Научно-технический раздел |
| url |
http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/48247 |
| citation_txt |
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных
соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 / И.М. Неклюдов, В.М. Ажажа, Л.С. Ожигов, А.С. Митрофанов // Проблемы прочности. — 2008. — № 2. — С. 105-111. — Бібліогр.: 11 назв. — рос. |
| series |
Проблемы прочности |
| work_keys_str_mv |
AT neklûdovim ékspluatacionnyepovreždeniâteploobmennyhtrubokisvarnyhsoedinenijvparogeneratorahénergoblokovaéssvvér1000 AT ažažavm ékspluatacionnyepovreždeniâteploobmennyhtrubokisvarnyhsoedinenijvparogeneratorahénergoblokovaéssvvér1000 AT ožigovls ékspluatacionnyepovreždeniâteploobmennyhtrubokisvarnyhsoedinenijvparogeneratorahénergoblokovaéssvvér1000 AT mitrofanovas ékspluatacionnyepovreždeniâteploobmennyhtrubokisvarnyhsoedinenijvparogeneratorahénergoblokovaéssvvér1000 |
| first_indexed |
2025-07-04T08:33:30Z |
| last_indexed |
2025-07-04T08:33:30Z |
| _version_ |
1836704608127287296 |
| fulltext |
УДК 620.19
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок и сварных
соединений в парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000
И. М. Неклюдов, В. М. Ажажа, Л. С. Ожигов, А. С. Митрофанов
Национальный научный центр “Харьковский физико-технический институт” НАН
Украины, Харьков, Украина
Проанализированы результаты исследований эксплуатационных дефектов в теплообменных
трубках парогенераторов ВВЭР, а также металла трубопроводов и сварных швов. Рас
смотрены особенности повреждений теплообменников и сварных соединений коллекторов с
патрубками корпуса парогенератора. Установлены причины деградации материалов вто
рого контура. Обозначены направления работ по повышению надежности и сроков эксплуа
тации.
К л ю ч е в ы е с л о в а : теплообменная трубка, сварное соединение, деградация
материала, коррозионная язва, трещина, коррозия под напряжением.
Эксплуатация АЭС в Украине показывает, что неплановые остановы
энергоблоков ВВЭР-1000 часто происходят из-за повреждений во втором
контуре, в частности из-за дефектов коррозионного происхождения в паро
генераторных, конденсаторных узлах и трубопроводах. По мере старения
оборудования такие дефекты встречаются все чаще. Второй контур с точки
зрения возникающих в нем технологических процессов является сложным
инженерным сооружением. Теплоноситель находится в разных агрегатных
состояниях. Требуется различное оборудование, преобразующее тепло в
производство рабочего тела (пар). Для обеспечения замкнутости цикла
второй контур снабжен конденсаторами и подогревателями, изготовленными
из разных материалов в соответствии с требованиями к теплофизическим и
прочностным свойствам: нержавеющие и высокопрочные “черные” стали,
медь и медные сплавы. В систему входит протяженная и густо разветв
ленная сеть трубо- и паропроводов, сотни наименований регулирующей и
запорной арматуры, также изготовленных из различных металлов и сплавов.
Проектом предусматривается определенный водно-химический состав воды
для подавления процессов коррозии. Однако по мере эксплуатации увели
чивается число случаев повреждений во втором контуре, причем в основном
в узлах парогенераторов.
В течение многих лет в Национальном научном центре “Харьковский
физико-технический институт” НАН Украины (ННЦ ХФТИ) совместно с
АЭС Украины проводятся исследования эксплуатационных дефектов в тепло
обменных трубках парогенераторов ВВЭР, а также металла трубопроводов и
сварных швов [1-4]. Создан атлас дефектов [5], в котором систематизирова
ны данные по металлографии и вихретоковому контролю. Накопленный экс
периментальный материал позволяет ответить на ряд практических вопросов,
возникающих при обосновании продления эксплуатации трубопроводов.
В настоящем сообщении анализируются особенности повреждений
теплообменных трубок и сварных соединений коллекторов с патрубками
© И. М. Н ЕК Л Ю Д О В , В. М. А Ж А Ж А , Л. С. О Ж И ГО В, А . С. М И ТРО Ф А Н О В , 2008
0556-171Х. Проблемы прочности, 2008, № 2 105
И. М. Неклюдов, В. М. Ажажа, Л. С. Ожигов, А. С. Митрофанов
корпуса парогенератора (сварные швы № 111). Для анализа выбраны объек
ты, разные по назначению, размерам и используемым материалам. Цель
анализа - показать причины деградации свойств материалов второго конту
ра, определить возможные пути ее подавления и обозначить направление
работ по повышению надежности и продлению сроков эксплуатации. Ана
лиз основан на данных исследований, проведенных на фрагментах тепло
обменных трубок, а также на участках сварных соединений № 111 паро
генераторов типа ПГВ-1000 Южноукраинской АЭС. Наружный диаметр
теплообменных трубок, изготовленных из аустенитной нержавеющей стали
08Х18Н10Т, составлял 16 мм, толщина стенки - 1,5 мм. Внутри трубки -
среда первого контура, снаружи - второго. Патрубки корпуса парогенера
тора, изготовленные из перлитной высокопрочной конструкционной стали
10ГН2МФА, имеют диаметр 1200 мм и толщину стенок - 70 мм.
Коррозионные повреждения в процессе эксплуатации образуются со
стороны среды второго контура в обоих случаях: на наружной поверхности
трубок и на внутренней поверхности патрубков. На теплообменных трубках
выявлены четыре вида повреждений: коррозионные язвы; отдельные трещи
ны; растрескивание и пятна коррозии. Наиболее распространенными явля
ются коррозионные язвы, от которых образуются трещины. Типичный при
мер дефекта на трубке показан на рис. 1.
а б
Рис. 1. Трещина на теплообменной трубке (вид поверхности): а, б - шлиф в поперечном
сечении.
В сварных соединениях трещины образуются в основном металле в
зоне термического влияния сварного шва. На рис. 2 показан участок внут
ренней поверхности патрубка с трещиной. На поверхности сохранены на
слоения эксплуатационных отложений.
В сварном соединении, как и на теплообменных трубках, дефекты
образуются вследствие коррозии под напряжением [6, 7]. В обоих случаях
инициатором является язвенная коррозия. При обследовании внутренней
поверхности патрубка вблизи сварного шва, а также на значительном удале
нии от него зарегистрированы многочисленные коррозионные язвы диамет
ром 8 мм и глубиной 3 мм. Трещины проходят через наибольшие корро
зионные язвы (рис. 2).
106 ISSN 0556-171X. Проблемы прочности, 2008, № 2
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок ...
а б
Рис. 2. Участок внутренней поверхности патрубка с трещиной (а) и с раскрытой трещиной (б).
Как показывают исследования дефектных фрагментов теплообменных
трубок, трещины в них также распространяются от коррозионных язв. Ти
пичный пример коррозионной язвы в теплообменной трубке иллюстрирует
рис. 3. Язвы на трубках достигают нескольких миллиметров в диаметре, в
основном они заполнены продуктами коррозии. Напряжения растяжения в
металле вокруг язв образуются за счет увеличения объема при окислении.
а б
Рис. 3. Трещина и коррозионная язва на теплообменной трубке: а - поверхность (одно
деление равно 1 мм); б - шлиф.
Для развития коррозионного растрескивания под напряжением (КРН)
необходимо, чтобы на поверхности имелись локальные неоднородности в
зоне приложения напряжений (следы механической обработки, разного про
исхождения выступы и т.д.). Неоднородности инициируют электрокоррозию
и развитие КРН [8-10]. Системные металлографические исследования дефек
тов свидетельствуют, что во всех случаях форма коррозионных язв круглая
или овальная с явно выраженным зародышем. Язвы диаметром выше 1 мм,
как правило, имеют элементы растрескивания. С увеличением диаметра язв
величина и количество трещин от них возрастают. Форма язв позволяет
судить о том, что они образованы в результате развития локальной коррозии.
Этот процесс может иметь место при взаимодействии поверхности с части
ISSN 0556-171Х. Проблемы прочности, 2008, № 2 107
И. М. Неклюдов, В. М. Ажажа, Л. С. Ожигов, А. С. Митрофанов
цами меди, попавшими на трубки, и в условиях активной водной среды
второго контура, стимулировавшими процесс электрокоррозии. Медь при
сутствует в водной среде второго контура как продукт коррозионно-эрозион
ного износа теплообменного оборудования. Благодаря микрорентгеноспект-
ральному анализу в коррозионных язвах обнаружено повышенное содер
жание меди [2]. В ходе металлографических исследований медь наблюдается
визуально по характерному цвету. Например, в язве, показанной на рис. 2,
находится медь, вступившая в реакцию с основным металлом.
В рассмотренных примерах характер образующихся трещин одинаков,
несмотря на различие в толщине, составе и микроструктуре металла, а так
же на то, что дефекты зарождаются на внутренней трубной поверхности для
сварного шва и на наружной - в случае теплообменных трубок. Рис. 4
иллюстрирует концевые участки трещин на теплообменной трубке (сталь
08Х18Н10Т) и в патрубке сварного соединения (сталь 10ГН2МФА).
Рис. 4. Концевые участки трещин в сталях 08Х18Н10Т (теплообменная трубка) - а и
10ГН2МФА (патрубок) - б.
Концы трещин тупые, для стали 08Х18Н10Т ширина трещины сравни
ма с величиной зерна (до 5 мкм). Для стали 10ГН2МФА ширина трещины
составляет около 5 мкм и превышает величину зерна (до 3 мкм). Во всех
случаях трещины даже на концах заполнены продуктами коррозии. Для
стали 08Х18Н10Т в некоторых местах проявляется межкристаллитная кор
розия, чего не наблюдается для стали 10ГН2МФА. Как для стали 08Х18Н10Т,
так и для стали 10ГН2МФА трещины во всех случаях начинаются от
коррозионных язв на поверхностях, находящихся в среде второго контура. В
химически активной водной среде второго контура присутствуют метал
лические и оксидные примеси как результат коррозионно-эрозионного изно
са оборудования и трубопроводов. Это приводит к накоплению шламовых
отложений в нижней части корпусов парогенераторов, теплообменников и в
зоне сварных швов № 111.
Отложения состоят из оксидов железа и меди. По-видимому, в совре
менных проектах система фильтров во втором контуре не обеспечивает
полную очистку воды от продуктов эрозии. Парогенератор конструктивно
является естественным отстойником для шлама. Причем парогенераторы
108 ISSN 0556-171Х. Проблемы прочности, 2008, № 2
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок
типа ПГВ-1000, которыми укомплектованы украинские АЭС с реакторами
ВВЭР-1000, в этом плане наиболее уязвимы. С одной стороны, мощные
потоки теплоносителя вызывают повышенную эрозию оборудования и трубо
проводов (по сравнению с ВВЭР-440), с другой - теплообменник с более
тесным шахматным трубным пучком является сборником шлама. Какие-
либо способы удаления шлама проектом не предусмотрены. Рекомендуемые
периодические химические отмывки на практике не обеспечивают полную
очистку. При этом удаляется защитный поверхностный слой на трубках, что
отрицательно влияет на коррозионную стойкость стали 08Х18Н10Т. На АЭС
вносят конструктивные дополнения, позволяющие промывать зону сварного
шва № 111 путем продувки. Для парогенераторов это сделать нельзя. Проб
лемы ресурса парогенераторов можно было бы избежать, если подавить
коррозионно-эрозионные процессы во втором контуре или, по крайней мере,
предотвратить поступление продуктов эрозии в парогенератор. Что касается
первого пути, то задача защиты металлов нанесением коррозионно-стойких
и износостойких покрытий - типичная для современного материаловедения
и в большой степени традиционна для ННЦ ХФТИ. Аналогичная задача
была решена, например, для гильз погружных насосов [11]. Для изнаши
ваемых участков оборудования и трубопроводов АЭС следует разрабатывать
соответствующие технические решения. Результаты длительной эксплуата
ции энергоблоков и металлографических исследований свидетельствуют, что
сталь 08Х18Н10Т хорошо зарекомендовала себя в теплопередающем обору
довании и трубопроводах, однако при этом исключается присутствие меди в
напряженных участках второго контура.
Необходимо также обратить внимание на способы фильтрации или
улавливания продуктов эрозии. Применяющиеся фильтры, основанные на
химических процессах, видимо, не достаточно эффективны. Накопление
сотен килограммов шлама в застойных зонах контура - это следствие не
только интенсивной эрозии, но и неэффективной работы фильтров. Целе
сообразно рассмотреть применение в этом направлении физических спосо
бов. В ННЦ ХФТИ имеется опыт решения подобных задач, но для условий
АЭС следует также разрабатывать соответствующие технические решения,
не вносящие изменения в проект
Выполненные работы по созданию атласа дефектов в теплообменных
трубках позволили ответить на ряд практических вопросов, но возникли
новые. В созданный атлас вошли данные о дефектах в наиболее подвержен
ной деградации нижней зоне теплообменника, которая находится вблизи
“горячего” коллектора. Однако с течением времени участились случаи пора
жения трубок в средней и верхней зонах. Для интерпретации результатов
вихретокового контроля необходимо иметь полное металлографическое пред
ставление о типах дефектов и их распределении по всему теплообменнику
Необходимо также создать контрольные образцы на основе трубок с реаль
ными дефектами различных видов для калибровки методик контроля и
аттестации персонала. В настоящее время отсутствуют четкие критерии
глушения теплообменных трубок, которые нельзя определить расчетным
путем из-за большого разнообразия реальных дефектов. Более обоснованно
0556-171Х. Проблемы прочности, 2008, № 2 109
И. М. Неклюдов, В. М. Ажажа, Л. С. Ожигов, А. С. Митрофанов
сделать это опытным путем, основываясь на знании конфигурации дефек
тов, соответствующих определенным индикациям вихретокового контроля,
и определив прочностные характеристики дефектных трубок. Результаты
будут логичным завершением работ по созданию атласа дефектов для
систем контроля на АЭС.
По мере эксплуатации число дефектов в теплообменниках парогенера
торов неуклонно растет. При принятии решений на продолжение эксплуата
ции или глушение дефектной трубки следует знать скорость роста дефекта.
Такие данные в настоящее время отсутствуют. Знание механизма дефекто-
образования необходимо также для разработок технических решений по
борьбе с деградацией материалов. Для этого с учетом уже имеющихся
результатов по макромеханизму язвенной коррозии следует установить, все
ли язвы или какая часть из них содержат медь, используя при этом совмест
но с металлографией системные микрорентгеновские исследования. По
полученным результатам можно будет определить, является ли медь единст
венной причиной коррозионных разрушений в теплообменниках и сварных
соединениях, выработать конкретные направления борьбы с деградацией
материалов и однозначно ответить на вопрос: следует ли ожидать полного
подавления деградации после удаления меди из второго контура.
Таким образом, продолжение работ по установлению механизма обра
зования и кинетики роста дефектов представляет не только научный, но и
практический интерес.
Р е з ю м е
Проаналізовано результати досліджень експлуатаційних дефектів у тепло
обмінних трубках парогенераторів ВВЕР, а також металу трубопроводів і
зварних швів. Розглянуто особливості пошкодження теплообмінників та
зварних з’єднань колекторів із патрубками корпуса парогенератора. Уста
новлено причини деградації матеріалів другого контуру. Визначено направ
лення робіт щодо підвищення надійності та термінів експлуатації.
1. Н еклю дов И. М ., О ж и гов Л . С., М и т роф ан ов А. С., Г ож ен к о С. В.
Коррозионные повреждения теплообменных труб парогенераторов
Южноукраинской АЭС // Сб. науч. трудов СНИЯЭ и П. - 2003. - Вып. 8.
- С. 55 - 63.
2. Н еклю дов И. М ., О ж и гов Л . С ., М и т роф ан ов А. С., Г ож ен к о С. В.
Исследование причин образования коррозионных дефектов в тепло
обменных трубах парогенераторов // Там же. - С. 50 - 55.
3. Н еклю дов И. М ., О ж и гов Л . С ., М и т р о ф а н о в А. С. и др . Коррозионные
повреждения металла во втором контуре энергоблоков реакторов
ВВЭР-1000 // Там же. - 2004. - Вып. 10. - С. 72 - 79.
4. Н еклю дов И. М ., А ж а ж а В. М., О ж и гов Л . С. и др . Особенности экс
плуатационных повреждений трубчатки парогенераторов ПГВ-1000 и
разработка атласа дефектов // Там же. - 2005. - Вып. 15. - С. 160 - 169.
110 ISSN 0556-171Х. Проблемы прочности, 2008, № 2
Эксплуатационные повреждения теплообменных трубок
5. Н еклю дов И. М ., А ж а ж а В. М ., О ж и гов Л . С. и др . Атлас эксп
луатационных дефектов теплообменных труб парогенераторов АЭС с
реакторами типа ВВЭР-1000: Тр. XVII Междунар. конф. по физике
радиационных явлений и радиационному материаловедению. - Алушта,
2006. - С. 158 - 159.
6. Ф едо сеев А. E ., Б ул ан ова Т. М ., Г он чарен ко Ю . Д . Исследование харак
тера повреждения теплообменных труб 2-го блока Балаковской АЭС //
Новые технологии для энергетики, промышленности и строительства. -
Димитровград, 1998. - С. 38 - 42.
7. Д о ж и М ., О свал ьд Ф ., Такаш Г . Анализ поврежденных теплообменных
труб парогенераторов на АЭС Пакш. - М.: ЭНИЦ ВНИИФЭС, 2001. -
С. 106 - 116.
8. П арш ин А. М ., Тихонов А. Н . Коррозия металлов в ядерном энерго
машиностроении. - М.; СПб.: Политехника, 1994. - 96 с.
9. К олот ы ркин Я. М . Металл и коррозия. - М.: Металлургия, 1985. - 88 с.
10. Б огоявленски й В. Л . Коррозия сталей на АЭС с водным теплоносителем.
- М.: Энергоатомиздат, 1984. - 165 с.
11. С еден ков А. М ., Д а ви д ен к о Н. М ., Зм ий В. И . Коррозионно-электро
химическое поведение стали 06Х18Н10Т с комбинированными сили-
цидными покрытиями в соляно-сернокислых средах // Защита металлов.
- 1989. - 25, № 1. - С. 114 - 117.
Поступила 15. 03. 2007
ISSN 0556-171X. Проблемы прочности, 2008, № 2 111
|