В ОКБ "Гидропресс" с 26 по 29 мая 2009 года прошла шестая международная научно-техническая конференция "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР". Электронное периодическое издание AtomInfo.Ru продолжает знакомить читателей с наиболее интересными выступлениями участников конференции.

С любезного разрешения организаторов конференции, мы публикуем доклад Анализ состояния парогенераторов АЭС с ВВЭР и авторское сопровождение эксплуатации. Авторы доклада - Н.Б. Трунов, С.Е. Давиденко, В.А. Григорьев (ОАО ОКБ "ГИДРОПРЕСС").

Введение

Одной из важнейших проблем в обеспечении надёжной и безопасной эксплуатации парогенераторов АЭС является своевременное выявление повреждений в наиболее критических узлах и элементах ПГ, возникающих в процессе эксплуатации парогенераторов, в частности, в теплообменных трубках ПГ, в сварных швах приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ и в других элементах ПГ.

Для предотвращения повреждений и обеспечения безопасной работы ПГ необходимо проводить опережающий анализ технического состояния и прогнозирование дальнейших изменений в исследуемых элементах парогенераторов АЭС. Проведение анализа требует привлечения специалистов в различных областях техники, проведения соответствующих расчетных анализов и при необходимости экспертных оценок.

С этой целью на базе ОАО "Концерн Энергоатом" создается рабочая группа, предназначенная для осуществления мониторинга эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 службами эксплуатации, ремонта и материаловедения, обеспечивающих безаварийную работу АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000.

Мониторинг технического состояния парогенераторов

Мониторинг технического состояния ПГ проводится согласно рекомендациям [1-3] и включает в себя постоянное наблюдение за различными параметрами эксплуатации ПГ, анализ состояния и оценку целостности элементов и узлов ПГ на протяжении проектного и продленного срока эксплуатации ПГ.

Система мониторинга включает в себя следующие этапы:

• сбор фактического материала, результатом которого является получение информации об объекте и его составных элементах;
• оценивание, результатом которого является информация, характеризующая состояния объекта мониторинга и его составных элементов по определенным индикаторам и критериям;
• контроль, результатом которого является информация, содержащая ответ на вопрос о том, насколько состояние объекта мониторинга и его составных элементов соответствует оптимальному состоянию;
• прогнозирование, результат которого является информация о перспективах развития состояний объекта и его элементов;
• разработка приёмов и методов (управленческих решений) приведения объекта мониторинга и его составных элементов в оптимальное состояние.

Объектами мониторинга рабочей группы являются все парогенераторы, которые эксплуатируются на российских АЭС с ВВЭР. Особое внимание рабочей группы в процессе мониторинга ПГ обращается на техническое состояние критических узлов и элементов ПГ: теплообменных трубок, сварных швов приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ, коллекторов первого контура и возможно других элементов ПГ.

Информационным обеспечением мониторинга являются:

• ежемесячные отчеты АЭС по эксплуатации блоков;
• результаты неразрушающего контроля узлов и элементов парогенераторов в ППР с соответствующими протоколами и техническими решениями;
• информация по результатам ВТК контроля теплообменных труб всех парогенераторов, эксплуатируемых на АЭС России;
• другая оперативная информация о фактическом состоянии элементов и узлов ПГ;
• информация о ВХР второго контура и загрязненности трубчатки;
• другая оперативная информация о фактическом состоянии элементов и узлов ПГ.

Мировая практика и опыт работ по управлению ресурсом показывают необходимость разработки индивидуальной стратегии по контролю, ремонту и корректирующим мерам.

В рамках работ по продлению срока службы энергоблоков обосновывается работоспособность парогенератора в сверхпроектный срок службы на основе анализа повреждаемости узлов и элементов ПГ и ранее выполненных расчетов прочности. Вновь выполненные расчеты прочности подтвердили выполнение всех критериев прочности при проектных условиях нагружения, с учетом продлеваемого срока.

В общем случае повреждаемость элементов ПГ (сварного шва №111 для ПГВ-1000, шва №23 для ПГВ-440) обусловливается непроектными явлениями (повышенная удельная загрязнённость, поступление окислителей, коррозионно-активных примесей, эпизодические отклонения от норм ведения ВХР, загрязненность карманов коллекторов).

Если проблема повреждения коллекторов уже не играет существенной роли, а повреждение сварных швов носит выборочный характер, то проблема целостности теплообменных труб важна для всех парогенераторов АЭС с ВВЭР.

Деятельность рабочей группы

Обеспечивая решение основных задач мониторинга эксплуатации парогенераторов, рабочая группа организует выполнение работ по следующим основным направлениям, руководствуясь при этом рекомендациями [1-5]:

• статистический анализ состояния ПГ на основе результатов контроля металла узлов и элементов парогенератора, данных ИАС ПГ;
• проведение расчётно-аналитических оценок по состоянию критических узлов и элементов ПГ, условиям глушения теплообменных труб (уточнение критерия глушения ТОТ) и предложениям по объёму и периодичности ВТК на последующий ППР, по ресурсу эксплуатации соответствующих парогенераторов.

В период проведения ППР результаты контроля теплообменных трубок, узлов и элементов ПГ, результаты анализа и контроля ВХР второго контура, загрязнённости элементов ПГ передаются для оперативного анализа непосредственно в рабочую группу.

Рабочая группа оценивает состояние элементов контролируемого ПГ и в случае необходимости принимает оперативное решение об увеличении объёмов контроля элементов и узлов ПГ, критериях глушения ТОТ или иных мероприятиях с указанием сроков их выполнения.

Результаты деятельности рабочей группы должны отражаться в итоговом отчёте о состоянии парогенераторов российских АЭС с ВВЭР.

Отчёт содержит анализ состояния ПГ по данным контроля, включая статистический анализ, рекомендации по условиям дальнейшей эксплуатации, ведения ВХР, целесообразности механических или химических промывок, других корректирующих мероприятий, объёмы контроля, критерии глушения ТОТ для проведения предстоящего ППР и расчётно-аналитическое обоснования надежной и безопасной работы ПГ.

При необходимости, рабочей группой готовятся технические решения по управлению сроком службы ПГ блоков в следующих случаях:

• в случае невозможности по обоснованной причине выполнения рекомендаций итогового отчёта (утверждается руководством Концерна);
• в случае выявления значительного ухудшения состояния ПГ от спрогнозированного в предыдущий ППР и необходимости изменения требований к контролю и ремонту (утверждается руководством Концерна);
• в случае необходимости в ходе выполнения текущего ППР оперативного уточнения требований, установленных в ежегодных отчётах, выпускаемых в плановом порядке, например, применительно к установлению критических зон, глушению отдельных труб и.т.д. (утверждается главным инженером соответствующей АЭС).

Используемая в настоящее время методология оценки работоспособности теплообменных труб ПГ представляет собой комплекс работ, включающий выполнение следующих аспектов:

• анализ эксплуатационных характеристик (режимы, контроль, ВХР и т.п.);
• статистический анализ состояния трубчатки на основе результатов ВТК;
• вероятностный анализ состояния теплообменных труб.

На основании ранее выполненных расчётов работоспособности парогенераторов теплообменных труб, имеющих дефекты коррозионного характера, определены оценки средних величин вероятности образования течи за год и вероятности крупномасштабного разрушения на ПГ.

Исходя из этого, определено допустимое количество зафиксированных ВТК в ППР интерпретированных индикаций, которое удовлетворяет принципам надёжности теплообменных труб [5].

На основе равенства допустимого количества индикаций (дефектов) и количества дефектов, которое может существовать в данный момент в теплообменных трубах, определяются допустимые зависимости количества индикаций (дефектов) и их прироста для разного периода времени между ВТК: 1 год, 4 года, 8 лет, 12 лет.

Данное положение отражено в соответствующих диаграммах на Рис.1-2 для ПГВ-440 и ПГВ-1000 при критерии глушения в 70% от номинальной толщины стенки.

Расчёт периодичности контроля от прироста индикаций проводится с некоторыми допущениями (плотность индикаций в неконтролируемой зоне принимается равной плотности ранее прошедших контролей, вклад неанализируемых дефектов оценивается в 10% от их числа, контроли объемом менее 10% не рассматриваются).

В качестве примера определения необходимого объёма контроля рассмотрим пример контроля на парогенераторах 4 блока НВАЭС (4ПГ-4) и 1 блока Калининской АЭС (1ПГ-1).

В Табл.1 приведено состояние трубного пучка 4ПГ-4 НВАЭС за последние контроли, а в Табл.2 - состояние трубного пучка 1ПГ-1.

По результатам контроля, с учётом неанализируемых индикаций, рассматриваемый парогенератор относится к группе с периодичностью 100%-го контроля в 4 года при критерии глушения в 70% (по диаграмме Рис.1 - Кр = 3, Кр.пр = 42, где Кр - расчётное количество индикаций на трубчатке ПГ, а Кр.пр. - прирост новых индикаций за год эксплуатации).

Аналогично проводится анализ для ПГВ-1000 по диаграмме на Рис.2.

В данном случае, для Кр = 140 (по вертикальной оси диаграммы) и
Кр.пр = 21 (по горизонтальной оси) получаем, что парогенератор относится к группе с периодичностью 12 лет для принятого критерия в 70%.

Аналогичным образом рассчитываются предлагаемые объёмы контроля теплообменных труб в предстоящий ППР и для других парогенераторов АЭС, при этом контроль может быть разнесен по годам.

Предлагаемые на основании последних контролей теплообменных труб ПГ объёмы контроля на предстоящий ППР, на примере ряда российских блоков, приведены в Табл.3.

* - по данным предыдущего контроля.
Число в скобках означает периодичность контроля, вычисленная по результатам предыдущего ВТК.

Как видно из данных вышеприведенной Табл.3, имеем некоторое ухудшение состояние на парогенераторах НВАЭС, особенно на 4 блоке.

Мы не приводим данные по блокам 1 и 2 Кольской АЭС, так как результаты контроля неудовлетворительные, главным образом за счёт вновь образующихся дефектов. Есть некоторое улучшение состояния теплообменных труб на этих парогенераторах, требуются отдельные технические решения по необходимым мерам и условиям дальнейшей эксплуатации.

Состояние парогенераторов остальных блоков вполне удовлетворительное и периодичность контроля на них не ниже 12 лет и в данной таблице не приведена.

Проблемные вопросы

Следует признать, что оптимизация периодичности и объёмов контроля теплообменных труб, применяемая в нашем анализе, несколько консервативна:

• принятый подход определяет периодичность с 100%-го контроля, тогда как в ППР контролируется значительно меньший объём и для неконтролируемой зоны принимается соответствующее допущение по плотности индикаций;
• при расчёте объемов и периодичности учитываются имеющиеся дефекты, которые в течение длительного времени не подрастают и могут быть, при более детальном анализе, исключены из расчёта;
• учёт неанализируемых дефектов также достаточно консервативен;
• отбраковка труб только по глубине дефекта, без учета амплитуды сигнала, также приводит к перебраковке и переглушению теплообменных труб ПГ и т.п.

Выводы

Мониторинг технического состояния парогенераторов за время эксплуатации требует постоянного участия специалистов заинтересованных организаций в оперативном анализе и решении технических задач, поэтому создание рабочей группы и её работу на договорной основе под эгидой концерна считаем необходимой. Тем более такая деятельность уже осуществляется при экстренных случаях в эксплуатации ПГ.

Исходя из опыта эксплуатации, используемый подход по оптимизации и периодичности контроля теплообменных труб, который проходит опробование на АЭС, можно откорректировать путем снятия некоторого консерватизма.

Литература

1. Типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с ВВЭР-1000, АТПЭ-9-03, ВНИИАЭС, 2003.
   
   
2. Типовая программа контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторной установкой ВВЭР-440 при эксплуатации, АТПЭ-2-2005, ВНИИАЭС, 2005.
   
   
3. Strategy for Assessment of WWER Steam Generator Tube Integrity. IAEA-TECDOC-1555. December 2007.
   
   
4. В. Григорьев и др. Обоснование требований к вихретоковому контролю теплообменных труб горизонтальных парогенераторов. Материалы 7-й международного семинара по горизонтальным парогенераторам стр. 38. Россия, г. Подольск, 2006.
   
   
5. В. Григорьев и др. Разработка подхода к оценке оптимальной периодичности вихретокового контроля теплообменных труб горизонтальных парогенераторов, Материалы 7-й международного семинара по горизонтальным парогенераторам стр. 36. Россия, г. Подольск, 2006.

ИСТОЧНИК: Н.Б. Трунов, С.Е. Давиденко, В.А. Григорьев (ОАО ОКБ ГИДРОПРЕСС)

ДАТА: 11.06.2009

Темы: Статьи, Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР, ОКБ Гидропресс, Парогенераторы, Николай Трунов