Цель публикации настоящей статьи состоит в том, чтобы дать современному читателю, интересующемуся историей отечественного атомного машиностроения, сведения об основных этапах исследований и разработок в этой области, проведенных в ведущем научно-техническом центре энергомашиностроения — Центральном Котлотурбинном институте им. И. И. Ползунова. Необходимость в этих сведениях состоит также и в том, что многие результаты выполненных ранее в ЦКТИ работ не утратили своей актуальности и по сей день, они создали научный задел для перспективных разработок атомного оборудования современных и будущих поколений.

Обзор работ, данный в статье [1 – 11], охватывает период, начиная с 1945 года, когда ЦКТИ был привлечен к решению задач теплотехнического характера в рамках «Атомного проекта СССР» (Создание атомного оружия) и заканчивая настоящим временем.

Спектр энергооборудования, в создании и освоении которого принимал участие ЦКТИ, очень широк: парогенераторы АЭС с ВВЭР и реакторами типа БН, парогенераторы судовых ЯЭУ, сепараторы-пароперегреватели турбоустановок АЭС, теплообменники АЭС и ЯЭУ космического применения, технологические каналы ядерных реакторов, контейнеры для транспортирования и хранения отработавшего топлива АЭС с водяным и газовым охлаждением и др.

Широк спектр рабочих процессов, исследованных на уникальных стендах (мощность этих стендов доходит до 10 МВт): это — теплообмен, гидравлика, гидродинамика, сепарация пара, прочность. При этом особое внимание уделялось и уделяется методам интенсификации этих процессов, повышению надежности, прогнозированию и продлению срока службы оборудования.

При подготовке статьи использовались материалы публикаций ЦКТИ, отчетов и проектов; некоторые из них опубликованы впервые, так как в годы выполнения работ публикации не производились из-за режима секретности.

Список литературы, приложенный к статье, позволяет читателям осуществить более детальное ознакомление с теми или иными затронутыми в ней вопросами. 

ГТЭ-110 — единственная, выпускаемая в настоящее время в России мощная энергетическая ГТУ. Установка при современных технико-экономических показателях имеет массогабаритные характеристики, значительно превосходящие аналогичные данные зарубежных агрегатов. Привлекательность тиражирования агрегата ГТЭ-110 значительно снижается из-за недостаточно высокой надежности работы агрегата в эксплуатации. Значительная часть нештатных эксплуатационных ситуаций связана с разрушением рабочих лопаток 1 ступени турбины. Анализ конструкции агрегата, разработанного ГПНПКГ «Зоря-Машпроект» (Украина) до 2000 года, выполненный ОАО «НПО ЦКТИ», показал, что в проекте имеются серьезные отклонения от норм стационарного газотурбостроения. Совместные работы ПАО «ОДК-Сатурн», ОАО «НПО ЦКТИ» и ООО «ИЦ «Газотурбинные технологии» позволили оптимизировать конструкцию лопаточного аппарата 1 ступени турбины. Так, за счет введения подполочного демпфера улучшены вибрационные характеристики рабочих лопаток. Уменьшению величины переменных аэродинамических сил, возбуждающих рабочие лопатки, служит подрезка выходных кромок сопловых лопаток 1 ступени и увеличение осевого зазора между сопловыми и рабочими лопатками. Также выполнена подрезка выходных кромок рабочих лопаток и оптимизированы зазоры в их замковом соединении с диском 1 ступени. Оптимизирована система охлаждения рабочих лопаток в зоне первого канала в прикорневой зоне. Кроме того, произведена модернизация системы охлаждения сопловых лопаток, за счет изготовления отверстий в выходных кромках дефлектора, что позволило снизить температуру выходной кромки профильной части. Модернизация систем охлаждения позволила улучшить термонапряженное состояние лопаточных аппаратов 1 ступени турбины.

Отечественная гидроэнергетика развивалась в советские годы по иной концепции, чем в настоящее время. Ставилась задача всемерного удешевления и ускорения гидроэнергетического строительства, тогда как сегодня гидроэнергетика ориентирована на получение максимальной выработки энергии от проходящего объема воды. Исследуется зависимость энергетических, кавитационных и надежностных показателей гидротурбин от концепции развития гидроэнергетики. Обобщен опыт проектирования и эксплуатации гидротурбин со сверхдлительным сроком службы.

В отличие от существующей точки зрения многих специалистов в статье показывается, что созданное 50÷60 лет назад оборудование действующих ГЭС сохраняет высокую надежность до настоящего времени. Этот вывод является результатом анализа коэффициентов готовности гидроагрегатов 20 ГЭС и изучения состояния ресурсоопределяющих узлов турбин. Такое положение объясняется двумя причинами. Проектная установленная мощность ГЭС выбиралась Гидропроектом из условия, чтобы она превышала гарантированную 80÷90% времени в год. Образовавшийся резерв мощности позволяет работать турбинам в генераторном режиме лишь 50÷70% календарного времени. Вторым фактором является повышенная в 1,5 раза и более металлоемкость советского оборудования по сравнению с современными машинами.

Зато уровень КПД гидротурбин с большим сроком службы значительно ниже современного. Это объясняется не только моральным и физическим старением оборудования, но и советской концепцией развития гидроэнергетики: установкой рабочих колес в «зажатые» по размерам гидроблоки; форсировкой расхода воды; изготовлением проточной части турбин из материалов с пониженной кавитационной стойкостью. К другим факторам низкой эффективности использования водотока на действующих ГЭС следует отнести несоответствие проектных параметров гидротурбин реально сложившимся режимным условиям работы оборудования. Приведение параметров новых гидротурбин в оптимальное соответствие с реальными режимными условиями реконструируемых ГЭС является основным фактором, обеспечивающим повышение эффективности использования водотока на ГЭС.

Материалы статьи имеют практическую значимость для обоснования реконструкции оборудования действующих ГЭС со сроком службы выше нормативного, а также выбора параметров новых турбин. 

Рассмотрена актуальная проблема электроэрозионных повреждений ответственных узлов и деталей турбоагрегатов. Приведен перечень основных типов таких повреждений. Указано, что электромагнитные процессы могут также искажать показания аппаратуры систем контроля и диагностики турбоагрегата.

Определены источники электрического тока, вызывающего электроэрозионные повреждения оборудования: статическое электричество, наведенные импульсы напряжений на валопроводе относительно корпуса, паразитные токи ротора генератора, униполярные ЭДС. Подробно рассмотрены механизмы развития таких повреждений, характерные для каждого источника.

Отмечено, что в случае плохой работы заземляющей щетки причиной повреждений становится статическое электричество, накапливающееся на валопроводе турбоагрегата. При снижении величины сопротивления изоляции изолированных подшипников до недопустимых значений повреждения узлов и деталей происходят из-за действия паразитных токов генератора. Высокий уровень остаточной намагниченности турбоагрегата может способствовать появлению униполярных ЭДС и связанных с ними лавинообразным возрастанием величины тока, проходящего через рабочие поверхности подшипников и приводящего к их разрушению.

По результатам проведенного анализа причин сформулированы основные требования, способствующие устранению источников появления и развития электроэрозионных процессов: обеспечение надлежащей работы заземляющей щетки и удовлетворительного состояния изоляции изолированных подшипников, необходимость выполнения замеров остаточной намагниченности турбоагрегатов в период их капитального ремонта и проведения при необходимости их размагничивания, а также разработки и внедрения систем автоматизированного контроля электромагнитного состояния турбин и систем подавления наведенных импульсов напряжения на валопроводах.

Отмечено, что выполнение этих требований позволит минимизировать риски электроэрозионных повреждений турбин и избежать простоев оборудования. 

В настоящее время в России на магистральных газопроводах находятся в эксплуатации около 600 газотурбинных агрегатов ГТК-10-4. Анализ данных и результатов более 200 обследований технического состояния узлов и деталей газотурбинных агрегатов ГТК-10-4 с различной наработкой позволяет сделать вывод, что элементами, ограничивающими ресурс ГТК-10-4, являются диски турбин высокого давления (ТВД), которые подвержены эксплуатационному трещинообразованию.

Диски ТВД изготавливаются из жаропрочной стали мартенситного класса ЭП428. Номинальная температура продуктов сгорания перед турбиной ТВД 780°С.

Расчет напряжений при номинальной частоте вращения выполнялся по программе для решения задачи с учетом ползучести материалов диска и рабочих лопаток при плоском напряженном осесимметричном состоянии методом конечных элементов. Использовалось стационарное температурное поле, переменное в радиальном направлении и переменное в радиальном направлении, но осредненное по толщине стенки. Рассматривалось упругое напряженное состояние в начальный момент времени без учета пластических деформаций при напряжениях выше предела текучести и методика, учитывающая малые деформации и малые перемещения. После пластического обмятия контактных поверхностей имеет место интенсивное пластическое течение из-за ползучести материала. Это обмятие сопровождается перераспределением нагрузок от лопаток между всеми парами зубьев хвостовика до наступления установившегося состояния.

Проведенные расчеты напряженно-деформированного состояния позволили оценить возможность возникновения трещин в елочных пазах дисков, а также срок службы дисков до образования трещин при температурах эксплуатации выше номинальной.

Показано, что перегрев металла гребня диска на 35 – 70°С выше номинального значения температуры вызывает уменьшение в разы срока службы и может привести к образованию трещин на контактных поверхностях зубьев и шеек межпазового гребня при времени эксплуатации, значительно ниже назначенного заводом-изготовителем.

При эксплуатации не следует допускать даже кратковременных забросов температуры газа перед турбиной сверх номинальной. Рекомендуется следить за исправностью работы системы охлаждения поверхности диска охлаждающим воздухом и антипомпажным устройством. 

Одним из обязательных условий эксплуатации АЭС при соблюдении требований по безопасности является максимальная выработка электроэнергии при постоянной тепловой мощности реактора. С целью соответствующего обнаружения ухудшений теплотехнических показателей работы оборудования и выявления резервов повышения электрической мощности, необходимо регулярно проводить тепловые испытаний турбоустановок. Важным этапом алгоритма обработки данных испытаний является согласование тепловых и материальных балансов по тепловой схеме энергоблока. Это достигается за счет разработки теплогидравлической модели турбоустановки. Результаты проведенных тепловых испытаний показывают, что резервы повышения мощности действующих АЭС составляют от 6 – 8 до 20 – 30 МВт. Как показывает проведенный анализ, основные резервы скрыты в совершенствовании работы конденсационных установок паровых турбин. Именно отклонение показателей конденсаторов турбины и определяет основную составляющую повышения мощности энергоблока. В качестве направления повышения уровня контроля тепловой экономичности работы энергоблока АЭС следует рассматривать подход, когда разрабатываются полномасштабные модели энергоблока, адекватные реальному оборудованию. Работа этих моделей связана с постоянным мониторингом показателей работы АЭС и сравнением полученных на моделях. При отклонениях выше допустимого включается система диагностики, показывающая возможные причины полученных расхождений.

При длительной высокотемпературной эксплуатации однородные сварные соединения жаропрочных сталей ферритного и мартенситного классов разрушаются по IV типу — по мягкой прослойке (МП) в зоне термического влияния (ЗТВ), соответствующей участкам мелкого зерна и межкритического интервала, а разнородные сварные соединения — по обезуглероженной МП в зоне сплавления. При этом коэффициент снижения прочности сварных соединений существенно уменьшается с увеличением времени и температуры эксплуатации.

На основании экспериментальных исследований построена расчетная модель ползучести и разрушения сварных соединений жаропрочных сталей, позволяющая прогнозировать коэффициенты снижения прочности сварных узлов с учетом конструктивно-технологических факторов и изменения механизмов разрушения на стадии проектирования. Проведены испытания на длительную прочность образцов из однородных сварных соединений мартенситной стали Р91 и разнородных соединений Р91 и хромомолибденованадиевой стали 15Х1М1Ф при температуре 620°С. Для исследования металла ЗТВ выполнена имитация термического цикла сварки на установках ИМЕТ-ЦКТИ и Gleeble-3800. Также было выполнено численное моделирование на основе уравнений состояния в форме Качанова-Работнова с учетом трех стадий ползучести, влияния трехосности напряженного состояния, изменения показателей степени в уравнениях ползучести и разрушения от напряжений.

По результатам расчетов выявлены и описаны закономерности изменения длительной прочности сварных образцов из стали Р91 от относительной ширины МП и соотношения скоростей ползучести основного металла и МП. Получена количественная оценка длительной прочности разнородного сварного соединения на модели образца с двумя МП с одинаковыми свойствами, соответствующими металлу разупрочненной части ЗТВ однородного сварного соединения. Выявлено перемещение разрушения в зону сплавления при снижении напряжений, что подтверждено экспериментально. Полученные закономерности хорошо согласуются с теоретическими и экспериментальными исследованиями Л. М. Качанова, Д. Р. Хэйхарста, В. Н. Земзина, Р. З. Шрона и др. 

Как показывает опыт эксплуатации, на отечественных и зарубежных ПГУ отмечается большое количество повреждений труб ИНД котлов-утилизаторов с естественной и с принудительной циркуляцией. В основном повреждения вызваны утонением стенки металла гибов труб.

В ряде работ утонение металла гибов труб ИНД объясняется высокоскоростной коррозией (FAC) и каплеударной эрозией. Интенсивность FAC зависит от скорости потока, температуры воды, материала стенки, водно-химического режима (ВХР), конструкции ИНД. К сожалению, в опубликованных работах не приводится конкретных рекомендаций по выбору оптимальных параметров потока, материала труб и оптимального ВХР котловой воды.

На основании полученного опыта определены причины эрозионного износа металла гибов труб испарительных поверхностей нагрева.

Анализ повреждений гибов показывает наличие зависимости эрозионного утонения стенки труб от скорости пароводяной смеси.

Повреждения ИНД вызвано разрушением оксидной защитной пленки на внутренней поверхности труб, вследствие интенсивной турбулизации пристенного слоя воды, протекающей в гибе, имеющей температуру насыщения, что вызывает кавитацию вследствие образования пузырьков пара и их конденсации. Подтверждением данного механизма повреждений служит отсутствие эрозионного износа металла на вогнутых и прямых участках труб, а также отсутствие подобных явлений в контурах ИСД и ИВД котлов-утилизаторов.

Наибольшую устойчивость имеет защитная оксидная пленка, образующаяся при гидратном водно-химическом режиме (ВХР). 

Разработанные в 70÷80-х годах прошлого века нормативные документы, определяющие требования к объемам, порядку и методикам оценки прочности и ресурса оборудования ТЭС, АЭС и ГЭС, опирались на существовавшие в то время технические возможности. Расчеты базировались преимущественно на аналитических подходах и согласовывались с коэффициентами запаса, учитывающими неточности расчета, возможности технологий изготовления и диагностирования ресурсоопределяющих элементов, особенности заложенных на стадии проектирования условий эксплуатации.

В настоящее время широкое распространение получили численные подходы, базирующиеся на методе конечных элементов (МКЭ). Возможность отказаться при моделировании от различного рода допущений, предположений и упрощений является одним из существенных преимуществ метода. Однако точность расчета в значительной мере зависит от качества расчетной модели: задаваемых внешних нагрузок, условий сопряжения элементов, поставленных граничных условий.

Для длительных и сверхдлительных сроках эксплуатации энергооборудования, превысивших проектный ресурс в два и более раз, применение классических подходов, основанных на нормативных требованиях, приводит к невыполнению коэффициентов запаса, хотя техническое состояние не вызывает нареканий. В этом случае необходим усовершенствованный подход, учитывающий индивидуальность оборудования и широкие возможности современных вычислительных методов.

В статье приводятся основные принципы используемых в настоящее время «ОАО «НПО ЦКТИ» подходов к оценке прочности и ресурса энергооборудования [1 – 3]. 

В данной статье приведены технические предложения по расчету максимальной размольной производительности среднеходных мельниц с помощью формулы, полученной на основе опыта работы среднеходных мельниц, действие которой подтверждается сравнением расчетных результатов с экспериментальными данными, также описана разработка технических предложений по статическому и динамическому сепараторам к среднеходным мельницам, предназначенным для выделения готового продукта из размолотого цементного клинкера.

Рассмотрена разработка типажного ряда мощных мельниц-вентиляторов (МВ) с производительность от 60 до 120 т/ч, оснащенными современными инерционными сепараторами, обеспечивающими более тонкую пыль по сравнению с предыдущими моделями, что, в свою очередь, понижает примерно в два раза против проектного значения потери с неполнотой сгорания топлива и, соответственно, приводит к повышению КПД котла. Описан и проиллюстрирован инерционный сепаратор новой конструкции с двухступенчатой схемой возврата недомолотого топлива. Рассмотрено новое решение по установке в подводящем патрубке мельницы-вентилятора направляющих топливных каналов, обеспечивающих разноуровневый сход топлива на лопатки ротора при равномерном распределении указанного топлива по ширине патрубка, что существенно повысило ресурс работы размольных элементов МВ. Также описан опыт эксплуатации мельниц-вентиляторов типа МВ 4100/1300/420 ТЭС «Хонша» (Лаос), конструкция которых разработана по технической документации российскими специалистами.

Приведена современная конструкция разработанного малогабаритного сепаратора, изготовленного с целью повышения качества готовой пыли и взрывобезопасности молотковых мельниц, за основу которого была принята технология классификации продукта размола сепараторов МВ, а также приведен опыт эксплуатации данного сепаратора на котлах Гусиноозерской ГРЭС. 

При разработке современных паротурбинных установок (ПТУ) большой мощности особое внимание уделяется проектированию надежного и экономичного подогревателя высокого давления (ПВД), способного поддерживать заданные теплогидравлические характеристики в течение всего срока службы. Проведен сравнительный анализ известных конструкций ПВД, таких, как спирально-коллекторные, коллекторно-змеевиковые, коллекторно-ширмовые, модульные, камерные. Отмечены недостатки и преимущества каждой конструкции. Для наглядности сравнения подогреватели разделены на две группы — вертикальные и горизонтальные. Приведены массогабаритные характеристики, материалы основных элементов и особенности эксплуатации различных ПВД. При эксплуатации спирально-коллекторных ПВД, используемых в большинстве регенеративных схем высокого давления ПТУ ТЭС и АЭС, выявлены недостатки, снижающие экономичность и надежность их работы. Изложены рекомендации, направленные на увеличение надежности ПВД, снижение недогрева питательной воды, повышение компактности, некоторые из которых разработаны специалистами ОАО «НПО ЦКТИ» и успешно реализуются на ТЭС и АЭС. Предложены технические решения по снижению стоимости системы регенерации и массы камерных ПВД, обеспечению надежности встроенных в корпус ПВД охладителей пара и конденсата во всех эксплуатационных режимах. Описаны конструктивные решения, которые были реализованы в ПВД системы регенерации турбин мощностью 1000 и 1200 МВт с водоводяным энергетическим реактором (ВВЭР). Выбрана оптимальная конструкция ПВД для системы регенерации высокого давления турбоустановки с реактором БН-1200.