Розробка методів газохроматографічних аналізів технологічних середовищ головних циркуляційних насосів атомної електростанції

Автор(и)

  • Sergey Zaitsev Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044, Україна https://orcid.org/0000-0002-1166-3243
  • Victor Kуshnevsky Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044, Україна https://orcid.org/0000-0003-1780-2969
  • Vadim Chichenin Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044, Україна https://orcid.org/0000-0001-7772-7142
  • Anatolii Tykhomyrov Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044, Україна https://orcid.org/0000-0003-3739-9791

DOI:

https://doi.org/10.15587/1729-4061.2020.217234

Ключові слова:

газова хроматографія, турбінне масло, охолоджуюча вода, діагностичний компонент, атомна електростанція

Анотація

При експлуатації обладнання електростанцій застосовують технологічні середовища – воду, турбінні масла. Актуальним є діагностування обладнання за газохроматографічними визначеннями діагностичних компонентів (газів Н2, СН4, С2Н6, С2Н4, С2Н2, СО, СО2, О2, N2), води, «Іонолу» в цих середовищах. Для цього використовують 5 хроматографів. Підвищення надійність головних циркуляційних насосів АЕС може бути за рахунок підвищення надійності його маслосистеми. Досліджено вплив ультразвукових коливань на генерування газів в системах «масло – діагностичний газ», «масло – вода – діагностичний газ» із застосуванням турбінного масла Тп-22с. Концентрації газів збільшуються із збільшенням тривалості опромінення на протязі 1600 с при частоті 35–125 кГц і потужності 20 Вт. Залежності концентрацій Сi розчинених газів від часу опромінення τ технологічних середовищ виражено рівнянням Сi=А∙τ+В. Коефіцієнти А, В та коефіцієнти кореляції R2 мають конкретні значення для кожного розчиненого газу. Так, 0,95≤R2≤0,995, що вказує на адекватність отриманих рівнянь результатам експериментальних даних. Це дозволяє визначати турбінне масло у воді після її опромінення за визначенням генерованих розчинених газів. Встановлені технічні вимоги до 5-ти канального газового хроматографу та розроблена його структурна схема. Це дозволяє зменшити кількість вимірювальних операцій та хроматографів. Визначені пороги визначення діагностичних компонентів у відповідних технологічних середовищах: 2 ррm (Н2); 1 ррm (СН4, С2Н6, С2Н4); 0,5 ррm (С2Н2); 5 ррm (СО, СО2); 1,5 ppm (О2, N2); 0,05 % мас. («Іонол»); 2 г/т (вода у турбінному маслі); 0,02 мг/дм3 (турбінне масло у воді). Розроблена принципова технологічна схема маслосистеми для головних циркуляційних насосів АЕС. Запропоновано безперервно: дегазувати потік турбінного масла; сорбційно очищати охолоджуючу воду, аналізувати турбінне масло і охолоджуючу воду методами газової хроматографії. Це дозволить знизити деградацію турбінного масла та підвищити надійність маслосистеми головних циркуляційних насосів АЕС

Біографії авторів

Sergey Zaitsev, Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044

Кандидат технічних наук, доцент

Кафедра технології води та палива

Victor Kуshnevsky, Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044

Доктор технічних наук, професор

Кафедра технології води та палива

Vadim Chichenin, Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044

Кандидат технічних наук, доцент

Кафедра технології води та палива

Anatolii Tykhomyrov, Одеський національний політехнічний університет пр. Шевченка, 1, м. Одеса, Україна, 65044

Аспірант

Кафедра технології води та палива

Посилання

  1. HKD 34.20.507-2003. Tekhnichna ekspluatatsiya elektrychnykh stantsiy i merezh. Pravyla (2003). Ministerstvo palyva ta enerhetyky Ukrainy. Kyiv: OEP «HRIFRE», 598.
  2. SOU-N EE 20.302:2007. Normy vyprobuvannia elektroobladnannia. Normatyvnyi dokument Minpalyvenerho Ukrainy. Normy (2007). Kyiv: OEP «HRIFRE», 262.
  3. SOU-N EE 46.302:2006. Pidhotovka ta provedennia khromatohrafichnoho analizu vilnykh haziv, vidibranykh iz hazovoho rele, i haziv, rozchynenykh u izoliatsiynomu masli maslonapovnenoho elektroobladnannia. Metodychni vkazivky (2007). Kyiv: OEP «HRIFRE», 70.
  4. IEC 60567:1992-07. Guide for the sampling of gases and of oil from oil-filled electrical equipment and for the analysis of free and dissolved gases (2005). Geneva, 80.
  5. Zaytsev, S. V., Kishnevskiy, V. A., Oborskiy, G. A., Prokopovich, I. V.; Kishnevskiy, V. A. (Ed.) (2019). Sovremennye metody kontrolya energeticheskih masel i produktov ih degradatsii dlya obespecheniya nadezhnosti ekspluatatsii maslonapolnennogo elektrooborudovaniya elektricheskih stantsiy i setey. Odessa: Ekologiya, 304.
  6. ІЕС 60666 Ed. 2.0 b:2010. Detection and determination of specified additives in mineral insulating oils (2010).
  7. SOU-N EE 43.101:2009. Pryimannia, zastosuvannia ta ekspluatatsiya transformatornykh masel. Normy otsiniuvannia yakosti (2009). K.: KVITs: Minpalyvenerho Ukrainy, 152.
  8. ASTM D 4768-96. Standard Test Method for Analysis of 2,6-Ditertiary-Butyl Para-Cresol and 2,6-Ditertiary-Butyl Phenol in Insulating Liquids by Gas Chromatography (1996). ASTM International. doi: http://doi.org/10.1520/D4768-96
  9. RD 34.43.107-95. Procedural Guidelines for the Determination of Content of Water and Air in Transformer Oil (1995). Moscow: «RAO «EES Rossii»».
  10. ISO 9377-2:2000. Water quality – Determination of hydrocarbon oil index – Part 2: Method using solvent extraction and gas chromatography.
  11. SOU NAEK 085:2015. Ekspluatatsiia tekhnolohichnoho kompleksu. Turbinni olyvy dlia enerhetychnoho obladnannia AES. Pravyla ekspluatatsiyi (2015). Kyiv: NAEK «Enerhoatom»: Standart derzhavnoho pidpryiemstva «Natsionalnoi atomnoi enerhoheneruiuchoi kompaniyi «Enerhoatom», 53.
  12. Halikov, R. A., Os'kin, Yu. V., Haziahmetov, M. F., Fashutdinov, A. A. (2015). O defektah teploobmennogo oborudovaniya neftepererabatyvayushchih i neftehimicheskih predpriyatiy. Ekspertiza promyshlennoy bezopasnosti i diagnostika opasnyh proizvodstvennyh obektov, 5, 42–45.
  13. GND 95.1.06.02.002-01. Vodno-himicheskiy rezhim vtorogo kontura atomnyh elektrostantsiy s reaktorami tipa VVER. Tehnicheskie trebovaniya k kachestvu rabochey sredy. Sposoby obespecheniya (2001). Kyiv: Energoatom: GNITS SKAR: Mintopenergo Ukrainy, 23.
  14. SOU-N EE 46.501:2006. Diahnostyka maslonapovnenoho transformatornoho obladnannia za rezultatamy khromatohrafichnoho analizu vilnykh haziv, vidibranykh iz hazovoho rele, i haziv, rozchynenykh u izoliatsiynomu masli. Metodychni vkazivky (2007). Kyiv: OEP «HRIFRE», 92.
  15. Lelekakis, N., Martin, D., Guo, W., Wijaya, J. (2011). Comparison of dissolved gas-in-oil analysis methods using a dissolved gas-in-oil standard. IEEE Electrical Insulation Magazine, 27 (5), 29–35. doi: https://doi.org/10.1109/mei.2011.6025366
  16. Tang, X., Wang, W., Zhang, X., Wang, E., Li, X. (2018). On-Line Analysis of Oil-Dissolved Gas in Power Transformers Using Fourier Transform Infrared Spectrometry. Energies, 11 (11), 3192. doi: https://doi.org/10.3390/en11113192
  17. Arora, R. K. (2013). Different DGA Techniques for Monitoring of Transformers. International Journal of Electronics and Electrical Engineering, 1 (4), 299–303. doi: https://doi.org/10.12720/ijeee.1.4.299-303
  18. Illias, H. A., Zhao Liang, W. (2018). Identification of transformer fault based on dissolved gas analysis using hybrid support vector machine-modified evolutionary particle swarm optimisation. PLOS ONE, 13 (1), e0191366. doi: https://doi.org/10.1371/journal.pone.0191366
  19. Ravichandran, N., Jayalakshmi, V. (2019). Investigations on Power Transformer Faults Based on Dissolved Gas Analysis. International Journal of Innovative Technology and Exploring Engineering (IJITEE), 8 (6S), 296–299.
  20. Zaitsev, S., Kishnevsky, V., Savich, S. (2014). Development of methods for the gas chromatogrphic determination of the content of dissolved components in the energy oils. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 6 (6 (72)), 34–42. doi: https://doi.org/10.15587/1729-4061.2014.29389
  21. Bryzhatiuk, O. A. (2018). Using of inhibitors in circulating cooling systems of responsible NPP consumers. Tezy dopovidei 53-oi konferentsiyi molodykh doslidnykiv ONPU-mahistrantiv «Suchasni informatsiini tekhnolohiyi ta telekomunikatsiyni merezhi». Odessa: ONPU, 53, 144–149.
  22. Cortes, J. E., Suspes, A., Roa, S., González, C., Castro, H. E. (2012). Total petroleum hydrocarbons by gas chromatography in Colombian waters and soils. American Journal of Environmental Sciences, 8 (4), 396–402. doi: https://doi.org/10.3844/ajessp.2012.396.402
  23. Allahbakhshi, M., Azirani, A. A. (2011). Novel Fusion Approaches for the Dissolved Gas Analysis of Insulating Oil. Iranian Journal of Science and Technology Transaction B: Engineering, 35 (E1), 13–24.
  24. Narang, E., Sehgal, S., Singh, D. (2012). Fault Detection Techniques For Transformer Maintenance Using Dissolved Gas Analysis. International Journal of Engineering Research & Technology (IJERT), 1 (6).
  25. 2.840.030-03D. Hromatografy gazovye «Kristall 2000M». Metodika poverki (2017). Yoshkar-Ola.
  26. Zaitsev, S., Kyshnevsky, V., Shulyak, І. (2015). The method of additives in devising a gas chromatographic method to determine ionol and water in energy oils. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 2 (6 (74)), 21–28. doi: https://doi.org/10.15587/1729-4061.2015.40896

##submission.downloads##

Опубліковано

2020-12-31

Як цитувати

Zaitsev, S., Kуshnevsky V., Chichenin, V., & Tykhomyrov, A. (2020). Розробка методів газохроматографічних аналізів технологічних середовищ головних циркуляційних насосів атомної електростанції. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 6(6 (108), 59–70. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2020.217234

Номер

Том 6 № 6 (108) (2020): Технології органічних та неорганічних речовин

Розділ

Технології органічних та неорганічних речовин

Ліцензія

Авторське право (c) 2020 Sergey Zaitsev, Victor Kуshnevsky, Vadim Chichenin, Anatolii Tykhomyrov

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.

Ліцензійний договір – це документ, в якому автор гарантує, що володіє усіма авторськими правами на твір (рукопис, статтю, тощо).
Автори, підписуючи Ліцензійний договір з ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР», мають усі права на подальше використання свого твору за умови посилання на наше видання, в якому твір опублікований. Відповідно до умов Ліцензійного договору, Видавець ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР» не забирає ваші авторські права та отримує від авторів дозвіл на використання та розповсюдження публікації через світові наукові ресурси (власні електронні ресурси, наукометричні бази даних, репозитарії, бібліотеки тощо).
За відсутності підписаного Ліцензійного договору або за відсутністю вказаних в цьому договорі ідентифікаторів, що дають змогу ідентифікувати особу автора, редакція не має права працювати з рукописом.
Важливо пам’ятати, що існує і інший тип угоди між авторами та видавцями – коли авторські права передаються від авторів до видавця. В такому разі автори втрачають права власності на свій твір та не можуть його використовувати в будь-який спосіб.