Замена трубных систем конденсаторов основной турбоустановки и приводной турбины питательного насоса блока № 2 на нержавеющую сталь (титановые сплавы)

В настоящее время на энергоблоке № 2 Балаковской АЭС трубные пучки конденсаторов основной турбины и турбоприводы питательных насосов ТПН, выполнены из медесодержащего сплава МНЖ5-1. В составе этого сплава: Fe 1-1,4 %, Mn 0,3-0,8 %, Ni+Co ~ 0,5-6,5 %, Cu ~ 90 %.

Основные данные по поверхностям нагрева.

Основной конденсатор

После каждого двухпоточного ЦНД установлено по одному конденсатору – всего на блоке 3.

Поверхность охлаждения на одном турбогенераторе – 99480 м².

Длина одной трубки Ø28×1 составляет 14,06 м.

Общее количество трубок – 80820.

Общий расчетный расход охлаждающей воды на блок – 169800 м³/час.

Конденсатор ТПН

Тип конденсатора КП-1650

Поверхность охлаждения для двух конденсаторов 2×1650 м².

Таким образом, общая поверхность нагрева на один блок из медесодержащих трубок составляет 102780 м².

Большая доля поверхностей теплообмена с медесодержащими трубами, с целью снижения образования окислов меди, приводит к необходимости поддержания нейтрального водного режима с pH ≈ 8. Однако при таком водном режиме интенсивность образования окислов железа близка к максимальной. Радикального снижения (до минимума) образования окислов железа из углеродистых сталей (в тысячи раз) можно достигнуть только при достижении pH = 9,5–9,6 при переходе на этанол-аминовый водный режим[1]. Так при pH = 8 вынос железа составляет 800 мкг/см²·ч, а при pH = 9,6 (щелочной режим) он снижается до 0,1 мкг/см²·ч. А это возможно только в случае исключения из тракта II контура медесодержащих сплавов. Такая задача решена на других блоках Балаковской АЭС[2]. Образование окислов меди и железа в настоящее время приводит к отложениям их на поверхности теплообмена, что в свою очередь, приводит к деградации и повреждению трубок. Так, коррозионные процессы в стальных трубных досках конденсаторов нарушают их герметичность и приводят к увеличению присосов охлаждающей воды в паровое пространство и ухудшению качества конденсата. При превышении присосов охлаждающей воды выше регламентируемых соответствующий конденсатор должен быть отключен и выведен в ремонт. В процессе ремонта производится отглушение поврежденных труб. Отглушение трубок приводит к снижению рабочих поверхностей теплообмена и ухудшению вакуума и снижению мощности турбогенератора. К тому же медесодержащие трубки не допускают скорости охлаждающей воды более 2,5 м/с, в то время как оптимальная скорость находится в пределах 3,4–3,6 м/с. В настоящее время скорость охлаждающей воды на Балаковской АЭС составляет 2,04 м/с. Работоспособность конденсатора сохраняется до выхода из строя 10 % от общего количества трубок.

Окислы меди и железа вносят значительный вклад в загрязнение и коррозионное повреждение трубных поверхностей парогенераторов со стороны II контура. Для очистки поверхностей нагрева парогенераторов необходимо полностью останавливать блок на 5–7 суток. При этом поврежденные трубы заглушаются.

В таблице приведены[3] результаты отмывок – удаления отложений с поверхностей парогенераторов Балаковской АЭС.

Количество удаленных отложений из парогенераторов (блок №2)

В составе отложений на теплообменных трубках со стороны II контура 98% составляют окислы железа и меди. В небольших количествах присутствуют кальций, кремний и др. малорастворимые соли, попадающие в тракт с присосами циркводы.

Коррозионные процессы теплообменных труб ПГ протекают при значительной загрязненности отложениями соединений железа и меди (до 2000 г/м² при допустимом 150 г/м²).

Загрязнение поверхностей нагрева регенеративных подогревателей отложениями окислов железа и меди приводит к увеличению температурных напоров, снижению температуры нагреваемой воды и к недовыработке электроэнергии.

С учетом всех вышеприведенных факторов проведем расчет дополнительной выработки электроэнергии и повышения КИУМ при замене труб из медесодержащих сплавов на трубы из нержавеющей стали или титана во II контуре.

Расчет эффективности при замене медесодержащего оборудования II контура.

По данным статистического анализа недовыработка электроэнергии вследствие поисков присосов технической воды в конденсаторах и заглушения трубок, а также заглушения труб в парогенераторах с 2004 по 2009 годы включительно в среднем составила 7,4·10⁶ кВт·ч в год на один блок. Эту же оценку недовыработки примем для блока № 2. При устранении такой недовыработки прирост КИУМ составляет

Переход на новые трубные поверхности позволит углубить вакуум до расчетного значения за счет некоторого увеличения скорости охлаждающей воды в трубках и уменьшения загрязнения поверхностей охлаждения.

По оценкам достигаемое увеличение мощности блока за счет углубления вакуума составит 4,2 МВт.

Улучшение работы ПНД за счет повышения чистоты поверхностей теплообмена (снижения выноса окислов меди и железа) дает возможность повысить мощность турбоустановки еще на 4,6 МВт. Результирующее повышение КИУМ составит

.

Таким образом, дополнительная выработка электроэнергии составит

Стоимость работ под ключ при замене трубных систем конденсатора на нержавеющую сталь оценена 950 млн. руб. (письмо ЛМЗ №3162/08-414 от 10.07.07), а по последним данным (2010 г.) – 1003 млн. руб.

Стоимость замены пучков конденсаторов ТПН принята пропорциональной поверхности теплообмена и составила 15,2 млн. руб.

Затраты на технико-экономическое обоснование замены и разработки проектно-сметной документации приняты 24 млн. руб.

Таким образом, затратная часть составила:

Ликвидная стоимость медесодержащего оборудования оценена в 100 млн. руб.

Сокращение расходов по нанесению защитных покрытий на трубные доски – 5 млн. руб.

Сокращение затрат на БОУ – 4 млн. руб.

Итоговая величина инвестиций в мероприятие

Дополнительная прибыль

Расчет срока окупаемости

Более справедлив системный подход к оценке эффективности данного инновационного мероприятия. Так, необходимо учитывать следующие вторичные факторы экономичности замены трубчатки конденсаторов основной и приводной турбин.

Замена медесодержащих трубок и переход на этанол-аминовый режим практически исключает вынос окислов меди и существенно сокращает образование окислов железа. Поэтому можно ожидать, что срок службы парогенераторов возрастет до нормативного и составит 25 лет вместо среднестатистического по Балаковской АЭС 10–15 лет. Увеличение срока службы парогенераторов на 10 лет сокращает общие капиталовложения в них на 10/25, т.е. на 40 %. Если стоимость замены 4-х парогенераторов составляет 3800 млн. руб., то получаемый дополнительный эффект от продления их срока службы

В этом случае срок окупаемости замены медесодержащих поверхностей составит

[1] ФГУП ОКБ «Гидропресс». Предварительная оценка возможности продления ресурса парогенератора. 320-Пр-812. 2008. 53с.

[2] Сводный план основных мероприятий по подготовке блока №1 БалАЭС к дополнительному сроку эксплуатации. БалАЭС. СПМ206К(3.1)2008. Раздел оборудование и системы II контура. п.п.25–30

[3] Технико-экономическое обоснование необходимости замены медесодержащего теплообменного оборудования второго контура энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000. Отчет ОАО ВНИИАЭС. М., 2008. 143с

Дата добавления: 2014-10-10; просмотров: 1066; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!