Безаварийная эксплуатация ядерных энергетических установок занимает центральное место в ряду проблем, стоящих сегодня перед атомной энергетикой. От ее решения зависит будущее этого источника дешевых энергоресурсов. Многолетний опыт эксплуатации атомных электростанций показал, что их надежная работа, в первую очередь, определяется состоянием металла основного оборудования и трубопроводов. Аварийные ситуации на отечественных и зарубежных АЭС всегда становились предметом пристального внимания специалистов, особенно если аварии были связаны с повреждениями металла первого контура, а именно, к таким повреждениям относится разрушение перемычек коллектора парогенератора типа ПГВ-1000.
Анализ условий и сроков появления этих повреждений позволяют утверждать, что безотказная работа оборудования в течение всего срока службы АЭС — невозможна. Для того, чтобы свести к минимуму вероятность аварийных ситуаций, металл основного оборудования необходимо подвергать как входному, так и периодическому эксплуатационному неразрушающему контролю. Приборный мониторинг оборудования с использованием методов НК позволяет объективно оценить изменения в состоянии металла, происшедшие с момента проведения предыдущего контроля и прогнозировать остаточный ресурс оборудования.
В последнее время при эксплуатации отечественных парогенераторов (ПГ) ПГВ-440, ПГВ-1000 наблюдались случаи коррозионного разрушения металла тепло-обменных труб, приводившие к их разгерметизации и аварийным остановам энергоблоков. Кроме того, во многих парогенераторах типа ПГВ-1000 уже на начальной стадии эксплуатации формировались трещины в перемычках перфорированной зоны коллекторов. Известно, что на действующих АЭС с реакторами ВВЭР-1000 России и Украины к настоящему времени заменены 32 парогенератора типа ПГВ-1000М. Еще у двух парогенераторов отремонтированы коллекторы вывода теплоносителя первого контура («холодные» коллекторы). Причиной замены и ремонта послужили повреждения в виде трещин, характер которых интеркристаллитный и типично кор-розионно-усталостный.
Пытаясь уменьшить частоту отказов парогенераторов из-за коррозионных разрушений теплообменных труб, коллекторов и трубных досок крупнейшие энергетические фирмы мира ведут интенсивные поиски оптимальных сочетаний конструкционных материалов, но сегодняшний опыт свидетельствует об ограниченных возможностях этого пути. Несмотря на непрекращающийся поиск «неповреждаемых» материалов, дефекты зарождаются как в зарубежных нержавеющих сталях (марки 304, 316, 347 и др.), высоконикелевых сплавах «инконель» 600 и 690, «инкаллой» 800, так и в отечественных сталях 0Х18Н10Т, 22К, 10ГН2МФА, созданных специально для работы в парогенераторах.
За каждым обнаруженным дефектом ПГ стоит опасность разгерметизации первого контура, аварийной остановки энергоблока и, следовательно, крупных финансовых потерь. В 1979 г. на зарубежных АЭС было заглушено сравнительно небольшое число дефектных труб вертикальных парогенераторов—1733 из 1 314 973 проконтролированных (0.13% от общего числа проконтролированных труб)[1]. Но если иметь в виду, что эти дефекты могли стать причиной аварийных выводов АЭС в ремонт, становится понятным желание эксплуатирующих энергетическое оборудование фирм использовать наиболее совершенную аппаратуру НК, несмотря на дополнительные финансовые затраты. Блоки АЭС с реакторами типа ВВЭР в настоящее время являются базовыми в отечественной ядерной энергетике. Одним из основных элементов станций этого типа является парогенератор. Особые требования к безотказности и надежности парогенераторов определяются тем, что они являются элементами, одновременно принадлежащими к первому и второму контурам. И в России и за рубежом, парогенерирующий контур вносит значительный вклад в снижение надежности и экономичности энергоблоков с водо-водяными реакторами [2] в основном из-за простоев. Эти простои вызваны необходимостью поиска и устранения дефектов в металле оборудования. Простой в течение каждых суток обнаружения и глушения трубок равнозначен убыткам в размере 500 000 долларов при мощности 600 МВт (электрических).
Трудозатраты при замене после 14 лет эксплуатации парогенераторов на АЭС Обригхейм составили 160 тыс. человеко-часов, без затрат на изготовление новых парогенераторов, а блок был остановлен на 4,5 месяца. Останову АЭС «Троян» предшествовало решение эксплуатирующей фирмы Портленд Сентрэл Электрик о предполагаемом выводе ее из эксплуатации в 1996 г. Такое решение было вызвано необходимостью истратить 200 млн. долларов на замену парогенераторов. Однако фактически останов АЭС осуществили до указанного срока.
Приводятся сведения о замене парогенераторов фирмы Л/езйп11аиз через 6 лет эксплуатации. Стоимость замены, включая прямые потери от недовыработки электроэнергии, составила от 100 до 300 млн. долларов на один энергоблок. С 1987 года отечественная ядерная энергетика столкнулась с проблемой выхода из строя коллекторов парогенераторов блоков с ВВЭР-1000. С конца 1986 по 1991 г. на парогенераторах ПГВ-1000 (ПГВ-1000М) этих энергоблоков были обнаружены повреждения на выходных («холодных») коллекторах теплоносителя в виде трещин коррози-онно-усталостного происхождения в перемычках между отверстиями перфорированной зоны. Выявленные на коллекторах повреждения привели к необходимости замены значительного числа парогенераторов. Повреждения, главным образом, были обнаружены приборным контролем во время планово-предупредительного ремонта, Высокая стоимость изготовления парогенераторов, крупные затраты на их замену, трудности с хранением отработавших парогенераторов, значительные потери от недовыработки электроэнергии при проведении замены придали этому вопросу особую остроту.
Одной из основных особенностей коллекторных повреждений является их появление задолго до исчерпания проектного ресурса, а также существенная разница по наработке до отказа парогенераторов различных блоков.
Несмотря на существенные различия в характере повреждений теплообмен-ной поверхности и коллекторов, можно выделить несколько особенностей, которые, в известной степени, можно считать общими для обоих типов повреждений: в обоих случаях можно считать достоверно установленной коррозионно-усталостную природу образования и развития дефектов.
Анализ повреждений коллекторов показывает, что имеются значительные расхождения в интенсивности образования дефектов в парогенераторах различных блоков. Причина этих расхождений, по-видимому, кроется в том, что фактические нагрузки, сроки наработки и реальное качество водно-химического режима составляют для каждого отдельного парогенератора собственную эксплуатационную «биографию». Эти индивидуальные особенности и определяют наработку до достижения металлом перемычки коллектора парогенератора условий, приводящих, к появлению дефекта критических размеров. В силу этого при разработке методов прогнозирования работоспособного состояния необходим анализ особенностей эксплуатации конкретного парогенератора за весь срок его службы и, разумеется, объективный и достоверный контроль целостности металла.
В настоящее время общепризнано, что снижение ресурса элементов оборудования определяется кооперативным воздействием трех основных факторов: состав рабочей средыконструкционный материал (состав и структура) — термомеханические, гидравлические и остаточные технологические напряжения. Несмотря на сложность этого взаимодействия, при исследовании необходимо учитывать все три составляющие, контролирующие процесс разрушения.
Следует отметить, что выбор проектных решений для парогенераторов АЭС основывался на научной базе 60-х годов. Обоснование этих решений позволяло рассчитывать на надежную эксплуатацию парогенераторов в течение проектного срока службы.
Анализ накапливаемой информации по повреждениям парогенераторов показывает, что оценки надежности элементов парогенераторов, полученные в рамках нормативных методик расчета, плохо согласуются с экспозициями до выхода из строя, наблюдаемыми на практике. Из этого следует целесообразность либо поиска путей изменения существующих методик, либо разработка новых подходов, позволяющих получить удовлетворительное для практических целей соответствие.
Аварийный останов энергоблока длится 5−7 дней и, кроме прямой недовыработки электроэнергии, то есть прямо исчисляемых убытков, которые на блоках с электрической мощностью 1000 МВт составляют до 200 тыс. долл./сут., наносит трудно поддающийся оценке ущерб всему комплексу оборудования и трубопроводов. Поскольку каждый цикл «расхолаживание-пуск» ядерной энергетической установки провоцирует возникновение новых и развитие существующих дефектов.
Современные приборные комплексы, использующие технологии НК позволяют выявлять дефекты на ранних стадиях возникновения и наблюдать за их развитием с тем, чтобы, оценив динамику процесса разрушения, выводить в ремонт оборудование лишь тогда, когда размер дефекта достигнет заранее определенной критической величины. Допустимы и иные стратегии эксплуатации дефектного оборудования, основанные на результатах математического анализа условий эксплуатации парогенераторов. Используя указанные методы, могут быть даны рекомендации по поддержанию условий эксплуатации в пределах способных продлить срок службы оборудования.
Приведенные примеры убедительно иллюстрируют непредсказуемость сроков появления дефектов вплоть до момента фактического разрушения элементов конструкций. Это обстоятельство значительно снижает практическую ценность математических методов, основанных на анализе статистики отказов, широко применяемых сегодня для прогнозирования отказов и определения остаточного ресурса энергетического оборудования АЭС, базирующихся на априорной информации о состоянии металла оборудования. Несмотря на широкие возможности современных математических методов расчета надежности сложных технических объектов, априори невозможно предсказать и учесть все многообразие ситуаций, возникающих в процессе эксплуатации АЭС, а значит, нельзя достоверно определить ни рабочий ресурс, ни время безотказной работы оборудования. Но эффективность математических оценок многократно возрастает при учете экспериментальных данных, полученных в ходе периодической приборной диагностики состояния металла на конкретных видах оборудования, относительно которых делается прогноз. В этом случае большое значение приобретает умение операторов-дефектоскопистов АЭС правильно интерпретировать показания средств контроля имеющихся в их распоряжении. Важна также достоверность результатов контроля, получаемых с помощью аппаратуры данного класса, то есть степень адекватности приборной информации реальному состоянию обследуемого оборудования.
Каждый энергоблок АЭС имеет от четырех до шести ПГ, которые для безаварийной работы станции между двумя последовательными планово-предупредительными ремонтами (ППР), необходимо не только полностью проконтролировать, но и отремонтировать за отведенное время. Этим объясняется большое внимание, которое уделяют проблеме создания и эффективной эксплуатации роботизованных дистанционно-управляемых и скоростных установок для контроля и ремонта парогенераторов АЭС.
Для диагностики состояния металла теплообменных труб ПГ и основного металла коллекторов сегодня наиболее пригодным является вихретоковый метод. Этот вид НК допускает создание дистанционно управляемых средств автоматического контроля, обладающих высокой производительностью, необходимой достоверностью обнаружения недопустимых дефектов и возможностью оценки параметров дефектных участков (протяженности, глубины, эквивалентной площади и т. п.).
В данной работе изложены методы повышения достоверности и объективности контроля целостности перемычек коллекторов ПГ АЭС ПГВ-1000, основанные на использовании компьютерной регистрации сигналов, их автоматической обработке и анализе, а также усовершенствованная методика прогнозирования остаточного ресурса металла перемычек коллекторов ПГ.
Условные обозначения.
АЦП — Аналого-цифровой преобразователь.
АЭС — Атомная электростанция.
БД — База данных.
ВВЭР — Водо-водяной энергетический реактор
ВТ — Вихретоковый.
ВТП — Вихретоковый преобразователь.
ГОСТ — Государственный отраслевой стандарт.
ДОС — Дисковая операционная система.
КАЭС — Калининская АЭС.
НК — Неразрушающий контроль.
НТО — Низкотемпературный отжиг.
ОЗУ — Операционное запоминающее устройство.
ОС — Операционная система (в данной работе подразумевается.
MS-DOS или MS-Windows).
ПГ — Парогенератор
ПК — Персональный компьютер
ПО — Программное обеспечение.
ПП — Пакет программ.
ПЭВМ — Персональная ЭВМ.
СУБД — Система управления базой данных.
ТВ — Телевизионный.
ЦАП — Цифро-аналоговый преобразователь.
ЭВМ — Электронно-вычислительная машина.
ЭЛТ — Электронно-лучевая трубка.
ЮУАЭС — Южно-Украинская АЭС.
ASA — Sybase Adaptive Server Anywhere 5.5 (sql сервер фирмы SYBASE).
ASE — Sybase Adaptive Server Enterprise 11.5 (sql сервер фирмы SYBASE).
CGA — Color Graphic Adapter (цветной графический адаптер).
DOS — Disk Operation System (дисковая операционная система).
SQL — Structured query language (структуруированный язык запросов).
VGA — Video Graphic Adapter (графический видеоадаптер) VRML — Virtual Reality Modeling Language (язык моделирования виртуальной реальности).
1 Состояние вопроса.
Выводы.
1. Решение задачи продления ресурса парогенераторов типа ПГВ-ЮООм потребовало разработки и создания объективных методов регистрации и анализа результатов вихретокового контроля целостности перемычек коллекторов для чего предложена и реализована новая последовательность операций, значительно повышающая достоверность контроля за счет использования компьютерной регистрации, обработки и анализа.
2. Усовершенствована математическая модель и методика прогнозирования экспозиции до обнаружения зародившегося дефекта в виде трещин перемычках коллекторов на основании анализа данных от предыдущих проверок и ретроспективы характеристик режимов эксплуатации, что позволило уточнить прогнозируемые сроки проведения НТО.
3. Создан и апробирован комплект программ реализующий новую последовательность операций контроля коллекторов парогенераторов АЭС ПГВ-1000, который автоматизирует все рутинные операции на этапах сбора и хранения данных, их обработки, анализа и составления отчетов.
4. Разработана и использована новая структура базы данных для хранения результатов контроля, результатов их анализа и информации о проводимых проверках целостности коллекторов ПГВ-1000, в которой предусмотрена возможность хранить числовые характеристики режимов эксплуатации оборудованияпоказана возможность использования этой БД для хранения результатов контроля другого оборудования АЭС.
5. Комплект программ использован для контроля целостности перемычек коллекторов парогенераторов первого и второго блоков Калининской АЭСв процессе эксплуатации продемонстрировал высокую эффективность, выбранного подхода к компьютеризации установки контроля, что повысило объективность контроля позволило увеличить производительность анализа результатов и в комплексе с манипулятором существенно снизило дозозатраты при контроле металла в зоне.
6. Сформированная база данных по режимам эксплуатации ПГ на блоках Калининской АЭС и новая структура формулы расчета долговечности металла позволили обосновать предельные сроки проведения НТО-Щ на коллекторах ПГ, что продлило ресурс по крайней мере до 100 000 часов.
7. Комплект программ создан с учетом возможного изменения объектов контроля, что позволяет адаптировать его для обоснования предельных сроков проведения.
114 технических мероприятий, направленных на продление срока службы металла другого оборудования АЭС.
