автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Продление сроков эксплуатации энергоблоков ЛАЭС на основе исследования состояния и модернизации реакторных установок

На правах рукописи

Ананьев Александр Николаевич

ПРОДЛЕНИЕ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ ЛАЭС НА ОСНОВЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СОСТОЯНИЯ И МОДЕРНИЗАЦИИ РЕАКТОРНЫХ УСТАНОВОК

05 14 03 - Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

003159860

Санкт-Петербург 2007

003159860

Работа выполнена в филиале Федерального государственного унитарного предприятия концерн «Росэнергоатом» «Ленинградская атомная станция»

Научный руководитель

Лебедев Валерий Иванович

доктор технических наук профессор

Научный консультант

Судаков Александр Вениаминович

доктор технических наук с н с

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор

Федорович Евгений Данилович

кандидат технических наук

Бабкин Леонид Борисович

Ведущее предприятие - Федеральное государственное унитарное предприятие Головной институт «Всероссийский проектный и научно-исследовательский институт комплексной энергетической технологии»

Защита диссертации состоится « 26 » октября 2007 года в 10 часов на заседании Диссертационного Совета Д Д. 1 и 02 в ОАО НПО «Центральный котлотурбинный институт им И И Ползунова» по адресу хЖнкт-Петербург, Политехническая ул ,24

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке института

Отзывы на автореферат, заверенные гербовой печатью предприятия*' просим направлять по адресу Санкт-Петербург, ОАО НПО ЦКТИ, 191167, ул Атаманская,3/6

Автореферат разослан

Учёный секретарь Диссертационного Совета

и < <■>« Л«

Д 1 и

/В М Ляпунов/

Общая характеристика работы

Актуальность

Первый и второй энергоблоки Ленинградской АЭС вводились в эксплуатацию в Г?73 году и в 1975 году с существовавшими на тот период требованиями нормативно-технической документации (НТД) Поскольку требования по безопасности АЭС изменялись и изменяются в сторону ужесточения, для получения разрешения на дальнейц ую эксплуатацию энергоблоков по истечении проектного срока эксплуатации (30 лет) тре бу-ется модернизация их систем и оборудования, приведение его в соответствие с соврем ен-ными требованиями Эти работы потребовали научно-технического обоснования, проведения соответствующих мероприятий, разработки программ, проведения расчетных исследований, модельных и натурных испытаний элементов реакторных установок энергоблоков Они составили основное содержание настоящей диссертационной работы, ai ту-альность которой определяется следующими положениями

- необходимостью продолжения безопасной и экономически эффективной эксплу стации энергоблоков в течение дополнительного периода после истечения назначенного проектного срока их службы, продолжительность дополнительного периода определж тся степенью выработки остаточного ресурса невосстанавливаемых элементов с последующим безопасным выводом энергоблоков из эксплуатации,

- необходимостью снижения вероятности исходных событий аварий и ослабления последствий аварий путем повышения эффективности защитных барьеров безопасности

Работы по продлению сроков эксплуатации (ПСЭ) Л АЭС были начаты в 1997 году До 2000 года в Российской Федерации отсутствовали общепринятая концепция и нормат! ты, определяющие научно обоснованные методы ПСЭ объектов атомной энергетики Существовала лишь практика переназначения ресурсных характеристик отдельных видов оборудования В связи с этим при участии диссертанта были разработаны основополагающие для ПСЭ документы «Концепция продления срока службы энергоблоков №1 ЛАЭО» и «Программа подготовки энергоблоков №1, 2 ЛАЭС к продлению срока службы» Эти документы базировались на следующих принципах

- учет экономического состояния региона и страны в целом, поскольку с начала ре али-зации программы ПСЭ предусматривалось распространение этого опыта и на другие российские АЭС с реакторами РБМК-1000,

- обязательность завершения мероприятий по ПСЭ до исчерпания назначенных сроков эксплуатации,

- необходимое для получения лицензии на дальнейшую эксплуатацию обоснован» - работоспособности энергоблока с приемлемым уровнем его безопасности на момент зг вершения назначенного срока службы,

- обоснование и обеспечение экономической эффективности дальнейшей эксплуатации энергоблоков

Целью работ по модернизации систем и оборудования является восстановление или даже улучшение их технико-экономических характеристик

В современных условиях, когда нарастает дефицит в снабжении электроэнергией многих регионов Российской Федерации, а ввод новых мощностей на электростанциях задерживается по различным, главным образом, экономическим причинам, продление срока службы атомных энергоблоков является в ряде случаев единственной альтернативой решения проблемы надежного энергообеспечения этих регионов и, в частности, Сеиеро-Западного региона России

Цели работы

1 Обобщение результатов проведенных при участии автора научных исследований и разработок, выполненных в период подготовки и реализации программ ПСЭ энергоблоков №1 и №2 ЛАЭС

2 Обобщение результатов работ по обследованию состояния оборудования и оценкам его остаточного ресурса При этом основное внимание уделено реакторному оборудованию, включая оборудование и трубопроводы контура многократной принудительной циркуляции (КМПЦ)

3 Определение количественных характеристик безопасности энергоблоков по результатам работ ПСЭ

4 Поиск методов и реализация управления ресурсными характеристиками оборудования

5 Разработка и внедрение рекомендаций по модернизации энергоблоков, проведению восстановительных и ремонтных работ

Эти цели достигнуты в работе в результате анализа проектно-конструкторской и нормативной документации по ПСЭ, участии автора в разработках и реализации программ ПСЭ и в подготовках отчетов по результатам ПСЭ

Научная новизна

Разработка научного подхода к решению задачи продления срока службы и создания соответствующих программ ПСЭ применительно к энергоблокам АЭС с реакторами РБМК проводились впервые Методическое обеспечение этих работ потребовало проведения комплексного расчетного, модельного и натурального исследования состояния оборудования на момент начала реализации ПСЭ Организация, планирование и проведение этих исследований также осуществлялись впервые При модернизации оборудования энергоблоков в целом, сопровождающей выполнение программ ПСЭ, разрабатывались и вводились новые системы и элементы систем контроля, управления и защиты реакторов, реализовывались мероприятия по снижению риска возникновения аварий и смягчения их последствий Для этого потребовалось проведение расчетных обоснований этих мероприятий, проведение испытаний вновь вводимых систем Новые научные результаты получены в виде характеристик систем, предназначенных для нормальной эксплуатации и для повышения уровня безопасности энергоблоков при возникновении аварийных ситуаций, в виде рекомендаций по их применению Важными для повышения безопасности являются результаты изучения старения элементов графитовой кладки, их деформации, снижения служебных свойств под действием потока нейтронов, результаты изучения деформаций, повреждений элементов КМПЦ, результаты многолетнего контроля эксплуатационных характеристик сосудов, трубопроводов, коллекторов КМПЦ и оборудования турбоустановок

Обнаружена четкая взаимосвязь между повреждением оболочек ТВЭЛ и организацией вывода коррозионно-активных примесей из контура циркуляции теплоносителя (продувка тупиковых зон)

Полученные результаты обследований и модернизации реакторных установок ЛАЭС (головной АЭС в серии канальных кипящих реакторов) являются новыми и могут быть использованы на других АЭС

Также впервые на основе проведенных исследований и разработок и анализе их результатов показана реальная возможность такого ПСЭ, при котором не только обеспечивается сохранение необходимых служебных характеристик оборудования, но и достигается существенное (на два порядка) повышение уровня безопасности при приемлемых затратах на реализацию программ ПСЭ При этом внимание автора настоящей работы было скон-

центрировано, главным образом, на реакторном оборудовании (технологические каналы, графитовая кладка, система управления и защиты, оборудование металлоконструкций реакторов), на оборудовании КМПЦ (коллекторы, трубопроводы) и на некоторых видах те-плообменного оборудования (деаэраторы, промежуточные сепараторы пароперегреватзли турбин и др)

Практическая значимость работы прежде всего определяется тем, что в резулы ате проведенных исследований, модернизации оборудования, внедрения мероприятий по управлению сроком его службы удалось продлить срок безопасной и экономической эффективной эксплуатации энергоблоков №1 и №2 Ленинградской АЭС минимум на 15 тет Обобщение полученных результатов и накопленный опыт позволяют уверенно проводить ПСЭ как на оставшихся энергоблоках №3 и№4, так и использовать этот опыт на др) гие АЭС концерна «Росэнергоатом» с реакторами РБМК-1000

На защиту выносятся.

- заложенные в основу концепции ПСЭ принципы,

- разработанные мероприятия по обследованию оборудования и его модернизации по организации всего комплекса ПСЭ, начиная от изучения предшествовавшего опыта жс-плуатации и кончая составлением отчетов по выполненным работам,

- результаты исследований состояния оборудования после длительной эксплуатации в условиях воздействия высоких температур, давлений и радиации,

- результаты расчетных оценок остаточного ресурса элементов некоторых видов оборудования,

- результаты детерминистского и вероятностного анализа безопасности энергобло сов, достигнутые значения показателей безопасности

Личный вклад автора

Диссертация является результатом исследований и разработок, выполненных личнс автором, либо при его участии и под его руководством, а также совместно со специалист ами исследовательских, проектных, строительно-монтажных организаций, за период с 1997 года по настоящее время В том числе лично автором проведены следующие работы

- составление программ ПСЭ как в целом по энергоблокам №1 и №2 ЛАЭС, так и по отдельным видам оборудования,

- организация комплексных обследований оборудования, предназначенного к Г СЭ, разработка методик обследования, порядка оформления соответствующих документов,

- проведение оценок ресурсных характеристик систем и элементов на базе анализа фактических режимов эксплуатации и оценок остаточного ресурса в рамках реализации <он-цепции «течь перед разрушением»,

- анализ результатов модернизации и оценка достигнутого уровня безопасности энергоблоков, оценка экономической эффективности реализации программ ПСЭ,

- составление годовых и окончательных отчетов по реализации ПСЭ для надзорньи органов и комиссий эксплуатирующей организации- концерна «Росэнергоатом»

Методическое обеспечение работы

Методика выполнения диссертационной работы базировалась как на анализе опыта длительной (начиная с 1973 года) эксплуатации энергоблоков ЛАЭС, так и на требованиях, вытекающих из необходимости ремонтов и модернизации оборудования, внедр;ния новых систем и средств безопасности, расчетно-экспериментальных исследований Соответственно, методическое обеспечение работы было следующим

- анализ динамики изменений характеристик оборудования за весь период эксплуатации на основе использования данных штатного контроля и измерений, а также данных испытаний оборудования в пусковые и послеремонтные периоды,

- сравнение реальных эксплуатационных и проектных (заводских) характеристик оборудования с целью оценки его качества, надежности и изыскания резервов улучшения этих характеристик (повышения производительности и т п ),

- использование современных средств контроля и диагностики оборудования (ультразвуковая диагностика, цветная дефектоскопия, метод акустической эмиссии, лабораторные исследования образцов и т д) как на этапах штатной эксплуатации энергоблоков, так и при модернизации,

- использование современных методов механики прочности и разрушения как при расчетных оценках остаточного ресурса, так и при испытаниях образцов и натурных элементов в лабораторных условиях,

- применение современных расчетных кодов и программных продуктов (ANSYS, FLUENT и др) при анализе термонапряженного состояния ответственных элементов, а также при оценках остаточного ресурса и прогнозирования срока службы

Достоверность результатов

Достоверность полученных результатов подтверждена использованием апробированных и достаточно надежных методов их получения, сравнением расчетных данных с модельными и натурными экспериментами, а также хорошим соответствием прогнозируемых и реальных характеристик оборудования и энергоблоков в целом в части их параметров, характеристик надежности и безопасности

Ряд научно-технических решений подтвержден авторскими свидетельствами и патентами, реализованными на ЛАЭС и доказавшими их эффективность

Решения по ПСЭ проходили многочисленные экспертизы (в том числе международные), их результаты и положительные оценки также отражены в диссертации

Апробация работы

Основные исходные положения разработок «Концепции» и «Программы» ПСЭ неоднократно докладывались автором и обсуждались на конференциях по ПСЭ ЛАЭС концерна «Росэнергоатом», на заседаниях технического Совета ЛАЭС и концерна, на комиссиях экспертов (в том числе международных)

Результаты работ по ПСЭ обобщены в монографии «Продление срока эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС» Атомэнергоиздат, Москва, 2006 г , 528 стр (авторы Лебедев В И , Черников О Г , Ананьев А Н , Жемчугов В Г , Судаков А В , Калинин В Г , Куликова Г Г) Отдельные этапы ПСЭ описаны в книгах, выпушенных Санкт-Петербургским государственным техническим Университетом и Энергоатомиздатом при участии автора (см перечень литературы)

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения (выводов) и_приложений,

иллюстрирована_ рис и_таб Список литературы содержит_наименований

Содержание работы

Во введении сформулированы цели диссертационной работы, изложены обоснования необходимости ПСЭ и постановки соответствующих исследований, изложены методические подходы к решению задач, связанных с ПСЭ и нашедших отражение в диссертационной работе

Первая глава содержит краткое описание объекта исследования, а также результ пы внедрения мероприятий ПСЭ на энергоблоках №1 и №2 ЛАЭС Эти энергоблоки являктся представителями первого поколения реакторных установок (РУ) такого типа Начин; я с 1996 года было начато использование уран-эрбиевого топлива с повышенным (от 2,4% до 2,8%) обогащением по 235U и содержанием эрбия до 0,6% Это позволило не только снизить паровой коэффициент реактивности размножающей системы, но также повысить теплотехническую надежность реактора, улучшить его управляемость и увеличить глубину выгорания топлива За время работы 1-го энергоблока правила эксплуатации РУ изменялись уже четыре раза в связи с ужесточением требований по безопасности, что в соч 5та-нии с модернизацией оборудования и систем в целом исключили возможность возни! но-вения ситуации, подобной той, которая возникла на реакторе РБМК-1000 Чернобыльской АЭС в 1986 году В основе разработанной при участии диссертанта концепции Henpej: ыв-ного поэтапного повышения безопасности заложен принцип предотвращения разгерм ;ти-зации оболочек тепловыделяющих элементов реактора во всех режимах работы энеэго-блока После окончания модернизации частота повреждения активной зоны (A3) составляет менее 10"5, что соответствует требованиям Общих Положений Безопасности (ОПБ-88/97)

Период крупномасштабной модернизации энергоблоков №1 и №2 начался в 1989 году После завершения модернизации в 2003 г коэффициент использования установлер ной мощности неуклонно повышался, его прогнозируемое значение на 2007 год и на период после завершения модернизации первой очереди составляет 80-90% Достигнутые в >ico-кие показатели надежности эффективности и безопасности реакторных установок ЛАЭС свидетельствуют о целесообразности их дальнейшей эксплуатации Мощность дозы гамма-излучения в пределах зоны наблюдения (ЗН) ЛАЭС в течение всего периода эксплуатации находится на уровне значений, характерных для данной местности до ввода в эксплуатацию первого энергоблока Облучение населения в результате работы ЛАЭС не превышает 0,1% от излучения всех источников, формирующих дозовую нагрузку В цгаом радиологическая обстановка в районе ЛАЭС на протяжении последних лет постошно улучшалась

В связи с развитием на ЛАЭС промышленных радиационных технологий (производство медицинских изотопов, радионуклидов и других веществ с заданными свойствами и т п ) ЛАЭС фактически стала производителем не только электрической и тепловой : нер-гии, но и широкой номенклатуры товаров и услуг, обладающих высокой востребовг нно-стью

В главе второй диссертации дается изложение концепции и программы ПСЭ, а также результаты разработки нормативной базы реализации ПСЭ Дано краткое описание & иро-вого опыта ПСЭ АЭС, накопленного в США, Великобритании, Франции

Цель разработки концепции ПСЭ заключалась не только в обеспечении продолжения безопасной и эффективной эксплуатации энергоблоков на период выработки остато1- ного ресурса их оборудования, но и в выработке такой стратегии ПСЭ, которая обеспечивает снижение вероятности возникновения исходных событий аварий и ослабление их последствий путем повышения эффективности защитных барьеров безопасности Концепция базируется на следующих принципах,

- мероприятия по ПСЭ проводятся до исчерпания назначенного срока эксплуатации (НСЭ),

- получение научно-обоснованных доказательств того, что энергоблок на моме?т завершения ПСЭ находится в работоспособном состоянии с приемлемым уровнем безопасности,

- обоснование и обеспечение экономической эффективности дальнейшей эксплуатздии, оптимизация затрат с учетом возможностей окупаемости затрат на модернизацию и нако-

пления средств, необходимых для создания замещающих мощностей на ЛАЭС-2 одновременно с выводом старых энергоблоков из эксплуатации,

- ранжирование элементов энергоблоков, конструкций и систем по признакам незаменяемости или неэффективности замены, важности для безопасности

Выполняемые при ПСЭ мероприятия включают

- оценку остаточного ресурса систем и элементов,

- модернизацию и замену устаревшего или изношенного оборудования новым, обладающим лучшими показателями надежности,

- улучшение условий, организации и структуры технического обслуживания и ремонта

Мероприятия планировались нами с разработкой нескольких сценариев их реализации

с последующей оптимизацией затрат и выбором наиболее приемлемого сценария При этом в максимальной степени использовалось время плановых остановов энергоблоков

Нормативное и методическое обеспечение ПСЭ заключалось в разработке основополагающих документов «Концепции» и «Программы подготовки энергоблоков к ПСЭ», в корректировках эксплуатационных документов, в подготовке документации для получения лицензии на эксплуатацию, общей программы комплексного обследования, частных программ обследования элементов, отчетов по обследованиям и заключении о техническом состоянии элементов, графиков замены элементов выработавших ресурс, перечней элементов, ресурс которых может быть продлен в рамках системы ТОиР - технического обслуживания и ремонта, перечней невосстанавливаемых элементов с предварительной оценкой их остаточного ресурса, перечней элементов, эксплуатация которых может быть продлена на определенный период времени, заключений о возможности хранения радиоактивных отходов (РАО) и отработавшего ядерного топлива (ОЯТ), образующихся в дополнительный период эксплуатации и о возможности безопасного обращения с РАО и ОЯТ Кроме этих документов составлялись и утверждались программы и планы-графики всех работ по ПСЭ, методики определения остаточного ресурса, акты о заменах оборудования и/или его элементов, программы мероприятий по исключению и/или ограничению возникающих при ПСЭ дефицитов безопасности, программы обеспечения качества работ, программы испытаний, программы переподготовки персонала, обоснование безопасности энергоблока на период ПСЭ с составлением отчета по углубленной оценке безопасности (УОБ), утверждаемого концерном Росэнергоатом и одобряемого Ростехнадзором при лицензировании Решение о ПСЭ принимается РЭА и Росатомом и также должно быть одобрено Ростехнадзором

В третьей главе излагаются цели, методики и результаты комплексного обследования энергоблоков № 1 и№2 ЛАЭС и общестанционных систем, необходимого для ПСЭ Помимо очевидной необходимости получения информации о техническом состоянии и достигнутых ресурсных характеристиках оборудования, при обследовании проводится предварительная оценка остаточного ресурса элементов и систем, выявляются элементы, достигшие своего предельного состояния, проводятся при необходимости корректировки технического обслуживания, ремонта и эксплуатации Диссертантом была разработана «Общая программа комплексного обследования энергоблоков первой очереди ЛАЭС для ПСЭ», а также 15 частных программ по отдельным направлениям Методика обследования заключалась в анализе проектно-конструкторской и эксплуатационной документации, в анализе информации по истории эксплуатации оборудования, включая изменения проектных решений, результаты ремонтов, контроля, испытаний, анализ характеров и причин отказов и повреждений элементов В части систем обращения с ОЯТ и РАО проведен анализ динамики заполнения существующих хранилищ и мероприятий по совершенствованию системы хранения ОЯТ (перевод на уплотненное хранение отработавших топливных сборок в пеналах, изолирующих твэлы от контакта с водой бассейнов хранения), а также мероприятий по обеспечению хранения ОЯТ при ПСЭ (продление срока службы сущест-

вующего хранилища и частичный перевод ОЯТ на промежуточное контейнерное «сухое» хранение) В комплекс методик, разработанных при участии автора, входило также вы тление повреждающих факторов и механизмов старения, установление определяющих параметров технического состояния оборудования, экспертная оценка и прогноз соответ ;т-вия состояния элементов установленным предельным значениям с учетом возможно! ти восстановления требуемого технического состояния элементов

Важнейшими общими результатами комплексного обследования были следующие

- фактическое состояние всех элементов энергоблоков с учетом внесенных в перюд эксплуатации изменений в те из них, которые подверглись модернизации, соответств''ет нормативным требованиям и позволяет продлить их дальнейшую эксплуатацию, примем уровень надежности систем и элементов в результате модернизации в части их безотказности и долговечности был повышен,

- невосстанавливаемые элементы, (металлоконструкции РУ, графитовая кладка, осн эв-ные строительные конструкции реакторного отделения) обладают достаточным ресурс ом и могут эксплуатироваться сверх 30-летнего назначенного срока, условия дальнейшей эксплуатации этих элементов были определены и обоснованы в рамках дополнительных исследований (главы четвертая и пятая диссертации),

- объемы и эффективность контроля технического состояния элементов обеспечивают безопасность эксплуатации энергоблоков, исходя из необходимости предупреждения исходных событий аварий,

- оборудование, важное для безопасности, имевшее в заводской документации назначенные ресурсные характеристики, при их исчерпании исследовалось, и, при наличии обоснованного этими исследованиями остаточного ресурса принимались решения о переназначении ресурса, в противном случае оборудование заменялось Исследования не выявили элементов, важных для безопасности, которые достигли предельного состояния,

- увеличение свободных объемов хранилищ ОЯТ, систем временного хранения кон ци-ционирования и переработки твердых и жидких РАО на площадке ЛАЭС с учетом их реконструкции позволяют продолжить без ограничений эксплуатацию энергоблоков в дополнительный период работы,

- установлена техническая возможность продления эксплуатации энергоблоков № i и №2 ЛАЭС на 15 лет - до 2018г и 2020г и соответственного переназначения ресурса не-восстанавливаемых элементов РУ и элементов систем, важных для безопасность (CBI ) и включенных в Специальные перечни

Глава четвертая диссертации посвящена детальному изложению результатов мо;ер-низации и, главным образом, в части повышения уровня безопасности энергоблоков Эти работы проводились в соответствии с современными нормативными документами, peí ла-ментирующими требования к уровню безопасности энергоблоков Эти документы со: давались, начиная с 70-х годов, отражали отечественный и мировой опыт проектирован!- я и эксплуатации АЭУ Итогом их анализа и использования применительно к ЛАЭС был выпуск в 2005 году итогового отчета о повышении безопасности и продлении срока эксш уа-тации энергоблока №1 ЛАЭС

Повышение уровня безопасности было достигнуто сочетанием ряда видов деятельности, в организации которой и в ее методическом обеспечении диссертант принимал не посредственное участие

создание внутристанционной системы нормативной и организациои нераспорядительной документации, направленной на повышение качества эксплуатации и выработки у персонала культуры безопасности,

- разработка и внедрение средств диагностики состояния оборудования,

- внедрение программ обеспечения качества на стадии эксплуатации, совершенствование учебного процесса (разработка тренажеров),

- совершенствование регламентов поддержания водно-химического режима, внедрение методов прогноза и защиты от эрозионного износа оборудования и трубопроводов

После аварии на ЧАЭС в 1986-1988г г на реакторах ЛАЭС были реализованы следующие первоочередные этапы модернизации

- увеличение числа укороченных стержней-поглотителей (до 32 шт) и реализация их автоматического ввода в зону по сигналу аварийной защиты АЗ-5,

- повышение обогащения топлива до 2,4%,

- увеличение запаса реактивности до 43-48 стержней ручного регулирования,

- установка дополнительных поглотителей (80 шт),

- самоподхват сигнала A3 при нажатии кнопки АЗ-5,

- модернизация системы контроля «ввода-вывода» защиты,

- внедрение оперативного расчета реактивности

В результате паровой коэффициент реактивности был снижен с (4-5) рЭфф до значения <1 Рэфф при одновременном увеличении эффективности и быстродействия аварийной защиты

Начиная с 1989 г были реализованы следующие дальнейшие этапы модернизации

1 В целях улучшения свойств самозащищенности РУ

- перевод на уран-эрбиевое топливо с обогащением 2,6%,

- внедрение стержней СУЗ с надвигающимся поглотителем и стержней кластерных регулирующих органов

Эти меры позволили улучшить также технико-экономические характеристики РУ уменьшить число дополнительных поглотителей (с 80 до 14), снизить среднюю энергонапряженность реактора за счет увеличения числа технологических каналов, снизить мощность «свежей» топливной сборки, загружаемой в реактор, поддерживать паровой коэффициент на уровне 0,3-0,7 рэфф, повысить среднюю энерговыработку TBC с 1330 МВТ-сут/ТВС до 1620 МВТ-сут/ТВС В результате снизилось число негерметичных TBC (см рис 9) и уменьшилась в 10 раз активность воды в контуре охлаждения реактора

2 В целях повышения надежности барьеров безопасности заменены все технологические каналы, внедрены новые системы управления и защиты, модернизирован КМПЦ ( рис 1), введена продувка тупиковых зон, смонтированы коллекторы системы аварийного охлаждения реактора с обеспечением возможности подачи питательной воды в каждый раздающий главный коллектор от питательных, циркуляционных и аварийных насосов, улучшена компоновка оборудования КМПЦ и условий его обслуживания, увеличен оперативный запас воды в барабанах-сепараторах в 2,4 раза, обеспечена возможность аварийных парогазовых сбросов при одновременном разрыве до девяти ТК, внедрены новые автоматизированные информационно-измерительные системы для управления реактором (СКАЛА-М) и для контроля радиационной безопасности (АКРБ-08 и АСКРО)

Следует отметить некоторые важнейшие результат л модернизации, которые привели к повышению безопа -ноети энергоблоков: - восстановление дйаме -ральных зазоров «технологический канал - графитов;.« кладка» при замене ТК и -ключило возможность 3 1-клиниванци каналов, пред упредило растрескиван!с графитовых блоков, а ра ь вальцовка верхнего трак а ТК увеличила компенс I-рующую способность телг-скопического соединения фланца ТК и верхнего тракта;

- исключение нулевого расхода теплоносителя через ТК, достигнутое путём устаногки ограничителей хода запорных регулирующих клапанов на закрытие и установки меча ш-ческих фильтров,

- повышение эффективности аварийного охлаждения реактора за счёт модерн иза[ ни системы обеспечения реактора питательной водой позволяет обеспечить аварийное о* т-вдение при разрыве любого трубопровода КМ11Ц диаметром до 300 мм или при эквивалентном ему разрыве трубопровода большего диаметра как со стороны всаса, так и ео с го-роны напора главного циркуляционного насоса.

В последний период эксплуатации, начиная с 2000 года и по настоящее время били внедрены следующие системы:

- система аварийного охлаждения реактора (САОР), включающая быстродействиюц у ю часть (баллонная САОР) и подсистему длительного расхолаживания реактора;

- система питания остановленного реактора с тремя дизель-генераторами и аккуиу ¡я-торными батареями,

- вторая система остановки реактора;

- система централизованного контроля «СКАЛА-микро»;

- резервный щит управления энергоблоков;

- системы пожаротушения (высокого давления, аэрозольного) и пожарной сигнал! за-ции;

- акустическая система обнаружения течей теплоносителя.

Модернизированная САОР обеспечивает начало подачи воды от гидробалл о но} в КМП11 не позднее чем, через 1,6 с после начала аварии (разрыв трубопровода, прекра цени е подачи питательной воды) с расходами, предотвращающими перегрев оболочек вэ-лов и груб технологических каналов.

Система контроля, управления и защиты со второй системой остановки реактора (СКУЗ-ВСО) включает две независимые подсистемы остановки реактора и обе с печи 1 ает автоматическое глушение реактора и поддержание его в под критическом состоянии. I ем-ствие системы остановки АЗ основано на введении в активную зону 33 поглощаю] ШХ нейтроны стержней за 2,5 с (падение стержней в газообразной среде). Действие системы остановки КС'М основано на введении в зону других 157 стержней ручного и автомат![че-

Рис. I. Модернизация КМ1II! (пунктиром выделены замененные элементы контура)

ского регулирования, а также укороченных стержней, причем срабатывание A3 всегда сопровождается срабатыванием системы Б CM п целях удержания реактора в состоянии пол-крнтичностп.

"Замена системы «СКАЛА-М» на «СКАЛА-Микро» обеспечило совместную работу информационно-вычислительного и управляющего комплексов, улучшило поддержку операторов.

На рис. 2 показаны показатели поэтапного выполнения модернизации энергоблока №1 и вклад различных групп исходных событий аварий в вероятность отказа по функциям безопасности, а на рис. 3 - динамика повышения уровня безопасности тгого энергоблока.

!,0Е-М

l.fiF.drl

□ !:'i" 1-го 'И1 л

иддертпиаинп

После - го irsnn HrfQACpilirjBIUIH

■- ■ 11 llll Unv-ipH- ABipirn

n,;n U"'.|.V}4>'Ы( с nPTfptS

-•■•■rj стяни тгr: fi ii:r.if

Рис. 2.

Барьеры риска как интегральные показатели надежности выполнения функций безопасности

г (№ по

t

I I.OE-li! =

I 1.0Е-П2 £

S

I I .ПК-ОД

| 1,(1 К-(М с

Я 1,0 Е-И

Ё Б

£ 1.IH-:-об

I.5E-02

6,4Е-П4

2,ЗЕ-1)4

—— 5,ftE-05

4.6F.-H6

1 I п

Г и е. 3.

Динам и ка повышение уровня безопасности при модернизации энергбблока№

195»

Ifltvo

2<№\ 2№2 1Ш Год

В четвёртой главе даются также подробные описания технических решений и результатов модернизации отдельных элементов реакторных установок.

Для технологических каналов и графитовой кладки (ГК) изучен объединённый массив данных для всех энергоблоков ЛАЭС. позволивший проследить исчерпание технолог ического зазора в системе Г КМ К в зависимости от поканальной энерговыработки (рис.4 ), происходящее под действием облучения, температурных воздействии и давления внутри трубы ТК. К началу модернизации возник крайне неблагоприятный по последствиям ло-

кальный контакт между трубой канала, графитовыми кольцами в нем и графитовыми б ю-ками кладки Были проведены обследования и измерения параметров кладки, определены скорости прироста ее внутреннего диаметра Затем все ТК были заменены, отверстия гэа-фитовых блоков расточены, а поврежденные графитовые блоки восстановлены или заменены Подтвержденная таким образом ремонтопригодность ПС является важнейшим резервом увеличения срока эксплуатации реактора в целом

Перевод реакторов РБМК-1000 на уран-эрбиевое топливо производился поэтапно - паянная с испытаний эрбиевых TBC (ЭТВС), начатых в 1987 году и кончая прогнозным определением возможностей улучшения характеристик активной зоны на период ПСЭ Перевод на ЭТВС по своей идеологии представляет внедрение пассивного принципа повышения надежности барьеров безопасности При этом достигается снижение максимальной мощности TBC на 9%, увеличение запаса до кризиса кипения - на 13%, снижение коэффициентов неравномерности энерговыделения (радиального - на 5% и аксиального - на 7%), снижение коэффициента реактивности по температуре графита - на 25%, повышение глубины выгорания топлива - на 17%,снижение темпа перегрузок ТК- на 25%, уменьшение количества ОЯТ Эти факторы снижают также дозовые нагрузки на персонал и технологические финансовые затраты В диссертации формулируются задачи дальнейших исследований изменения состояния оболочек твэлов, связанного с увеличением глубины вь го-рания топлива и воздействия таких факторов, как коррозия, эрозия, фреттинг и т п , а т ак-же задачи снижения гидродинамических нагрузок (вибрации, локальные гидроударп и т п) на элементы активной зоны и оборудование КМПЦ Предполагается, что в результате дальнейшего улучшения характеристик активных зон в отмеченных выше направлен «х могут быть достигнуты следующие показатели альфа-фи ~0,5 бета, эффект реактивности при обезвоживании системы охлаждения СУЗ меньше эффективности аварийной защиты, снижение оперативного запаса реактивности до 30 стержней без ущерба для безопасно< ти, глубина выгорания - до 30 МВТ сут/кг

Современная система контроля, управления и защиты - вторая система остановки соответствует как отечественным нормативным требованиям, так и мировому уровню в э гой области Кроме задания и автоматического поддержания мощности реактора в пределах от 0,3% до 100% от номинала система осуществляет пуск реактора, контроль и регулирование его параметров, включая неисправности в самой системе при обеспечении возможностей ручного регулирования распределения энерговыделения в реакторе

При отклонениях от условий нормальной эксплуатации, вызванных отказами обор) до-вания, СКУЗ способна обеспечить снижение мощности реактора с рабочей (1% N кк/с) лли быстрой l,2N/c) скоростью (автоматически или вручную) СКУЗ-ВСО выполняет та же автоматическое или инициируемое оператором глушение реактора

Исполнительные механизмы регулирования реактивности состоят из стеря ня-поглотителя нейтронов и сервопривода Размещение стержней-поглотителей СКУЗ- Е СО в реакторе 1 -го энергоблока показано на рис 5 Стержень ручного регулирования (РР) состоит из поглотителя и вытеснителя, соединенных телескопической подвеской (рис 6) После аварии на ЧАЭС в конструкцию стержней были внесены изменения с целью исключения столбов воды в СУЗ активной зоны Для этого длина вытесняющей воду ч<г сти стержня (вытеснителя) была увеличена до 7,1 м Стержень УСП вводится в активную зону снизу вверх для выравнивания высотного энергораспределения Применение этих стержней также было результатом модернизации реактора с целью исключения возможности ситуации, возникшей на ЧАЭС («пик» энерговыделения в нижней части активной зоны) Система регулирования была модернизирована также путем использования в ней клас гер-ных регулирующих органов (КРО) Его рабочий орган (подвеска-кластер) из 12-ти поглощающих элементов перемещается в «сухой» полости гильзы (см рис 7), что повышает скоростную эффективность в аварийных режимах, исключает гидродинамические и у jap-

I 1

ные нагрузки на элементы исполнительного механизма и снижает количество воды в канале СУЗ на участке активной зоны

Модернизация КМПЦ была проведена на основе накопления длительного опыта эксплуатации его оборудования До модернизации наблюдалось коррозионное растрескивание под напряжением сварных соединений водоуравнительных трубопроводов (ВУТ) барабанов-сепараторов (БС) Проведенные при участии НПО ЦКТИ исследования гидродинамических характеристик ВУТ позволили разработать предложения по устранению неустойчивой циркуляции воды и появления соответствующих термоциклических напряжений, а именно - ликвидировать два из четырех ВУТ каждой пары БС

Рис 4

Зависимость диаметра отверстий графитовых блоков и внутреннего диаметра ТК от пока-нальной энерговыработки для энергоблоков№2 и №3

Вшах ТК,ММ

83 82 5 82 815 81 80 5

Бшш (п>афнг), мм 114

гра< (ИТ -

ТК

113,5 113 112,5 112

9 10 И

Е, 103 МВт*сут

Рис 5

Размещение стержней по высоте активной зоны

1а - стержень РР - исходное (верхнее)

положение 16 - стержень РР - нижнее положение 2а - КРО (АР, РР) - исходное (верхнее)

положение 26 - КРО (АР, РР) - нижнее положение За - стержень У СП - исходное (нижнее)

положение 36 - стержень У СП - верхнее положение 4а - стержень АЗ - исходное (верхнее)

положение 46 - стержень АЗ- нижнее положение

!— . Ш1

PllC.6.

Схема расположения стержня РР:

la - стержень н крайнем нерхпе йоложёнии

16 - стержень и крайнем ннжщ м положении

Рнс.7

Кластерный регулирующий орган:

а - положение рабочего органа на ВК; ó - положение рабочего органа на НК; и положение рабочего органа при обрыве ленты:

1 - канал СУЗ

2 - гильза

3 - пробка защитная

4 - ПЭЛ; 5 - подвеска

6 - сервопривод

7 - аварийный демпфер

8 - опора

9 - клапан

Ликвидация перемычек между всасывающими и напорными коллекторами главных циркуляционных насосов (ГЦН), ввод системы разогрева-расхолаживания ГЦН со с ко ю-стями соответственно не более Ю^С/час н не более 30 °С/чае повысили надёжно лъ КМП1 ( вследствие уменьшения термомсханнческих нагрузок.

На ancpi облокцх №1и №2 установлены новые главные циркулями он ные насосы Ц131 -8, соответствуюimfe современным нормативный требованиям

lice раздаточные групповые коллекторы были заменены, на входе каждого из них установлен обратный клапан н ограничительная вставка. В результате активная зона отсека гт-ся от мест возможного разрыва КМПЦ, исключается опрокидывание циркуляции в ГК аварийной половины КМПЦ, снижается утечка теплоносителя при разрыве коллектора.

\

\ »

Рис 8 Трубопроводы СДР и модернизированные ВКУ внутри БС

1 - патрубок ПВК БС

2 - подводящая труба

3 - перфорированный коллектор

4 - погружной дырчатый лист (ПДЛ)

5 - пароприемный дырчатый щит (ПДЩ)

6 - пароотводящий патрубок

7 - паровое пространство

8 - закраина ПДЛ

9 - отбойный щиток гидрозатвора

10 - сопловая вставка

11 - коллектор питательной воды

12 - опора коллектора питводы

13 - коллектор СДР БС

14 -отводящий трубопровод СДР

15 - подводящий трубопровод СДР

Проведена модернизация внутрикорпусных устройств (ВКУ) барабанов-сепараторов и внедрена система длительного расхолаживания реакторов В состав модернизированных ВКУ (рис 8) входят перфорированные коллекторы с подводящими трубами, каждая из которых соединена с соответствующим патрубком пароводяной коммуникации (ПВК) В основании подводящей трубы выполнено дренажное отверстие, через которое в случае аварии с разрывом трубопровода в напорной части КМПЦ технологические каналы будут охлаждаться обратным током воды из БС Сопловая вставка в основании подводящей трубы создает разрежение, необходимое для подачи воды из водяного объема сепаратора в условиях нормальной эксплуатации, что исключает попадание в него пара непосредственно из ПВК В результате модернизации эксплуатационный уровень воды над погружным дырчатым листом сепаратора повысился на 100 мм, что при одновременном снижении влажности пара обеспечило увеличение оперативного запаса воды до 72 м3

Достоинством новых ВКУ является неизменность паросодержания водяного объема с ростом мощности энергоблока, а также возможность подключения индивидуальной пода-, чи охлаждающей воды в каждый ТК В результате обеспечено расширение функций системы аварийного охлаждения реактора (САОР) путем подключения системы длительного расхолаживания реактора водой, подаваемой из БС, а также обеспечено ремонтное охлаждение ТК потоком воды сверху вниз

Замена коллекторов РГК и создание системы продувки их тупиковых зон привело к весьма существенному положительному эффекту повышения целостности оболочек твэ-лов из-за удаления из теплоносителя коррозионно-активных примесей На рис 9 показано число TBC, выгруженных из реакторов ЛАЭС из-за негерметичности, по годам При этом существенно уменьшились также радиоактивные газовые выбросы и радиационный фон в помещении РГК, что позволило снизить дозозатраты при проведении ремонтных работ на

25-30%

ООО ООО

м (ч <м

Рис. 9 Количество досрочно выгруженных негерметичных TBC

(ПТЗ - продувка тупиковых зон)

В главе пятой даются оценки ресурсных характеристик оборудования, излагаются методики и результаты управления ресурсом, что важно для оценки результатов ПСЭ и прогнозирования ресурсных характеристик на последующий (после принятия решений по ПСЭ) период эксплуатации энергоблоков Дается краткий обзор известных из литерат) ры и практики эксплуатации факторов и основных механизмов старения материалов оборудования (радиационное повреждение, тепловое старение, повреждение при ползучести, многоцикловая усталость, малоцикловая усталость, коррозионная усталость, межкрист ал-литная коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, общая, электрохимическая, местная и щелевая, язвенная, эрозионная, кавитационная коррозия, водородное ю-вреждение) Анализируется относительная роль этих факторов применительно к конкретным условиям энергоблоков ЛАЭС и устанавливаются доминирующие механизмы старения

Оценка технического состояния оборудования проводится по следующим параметрам рабочим характеристикам оборудования, характеристикам металла и сварных соединений, коэффициентам запаса прочности, герметичности, наличию дефектов и износа, уровню остаточных и технологических напряжений Для каждого из видов оборудования или зго элементов устанавливаются присущие ему повреждающие факторы и возможные последствия старения, выявляются критические узлы, определяющие ресурс Определяется оэъ-ем и состав исследований, расчетов, натурных, стендовых и ресурсных испытаний, необходимых для установления взаимозависимостей параметров технического состояние и факторов старения Работоспособность элемента, узла, вида оборудования обеспечена, если текущие значения определяющих параметров технического состояния не достиггют предельно-допустимых значений В ряде случаев дополнительно необходимо проведение уточненных расчетов на прочность, а именно когда при эксплуатации возникают услоь ия, не предусмотренные проектом, при возникновении дефектов в результате старения, при исчерпании назначенного ресурса, при отсутствии необходимости замены оборудования

вследствие отсутствия явных повреждений Организован постоянный контроль факторов старения оборудования

В технологической части систем ЛАЭС наиболее подверженными внешним воздействиям узлами, определяющими их надежность, являются сварные швы, а основными причинами дефектов сварных соединений из нержавеющих сталей типа Х18Н10Т являются коррозионное растрескивание в околошовной зоне и усталость Гибы трубопроводов подвержены коррозионно-эрозионному износу, а исполнительные механизмы - механическому износу Для электрических кабелей характерно старение оболочек и изоляции, для электрических машин - обмоток и изоляции Ресурс графитовой кладки реактора определяется темпом радиационного формоизменения, а по пределу прочности графита - флюен-сом быстрых нейтронов При определении ресурсных характеристик и прогнозировании ресурса проводилось ранжирование оборудования по условиям эксплуатации Например, системы безопасности имеют дублирование и вследствие редкого употребления расходуют свой ресурс с малой интенсивностью В противоположность этому физические барьеры безопасности не резервированы и работают в тяжелых эксплуатационных условиях Примером является оборудование КМПЦ, при отказе которого к тому же ожидаются весьма тяжелые последствия

Личное участие диссертанта в оценках ресурсных характеристик заключалось в выборе характерных для конкретных элементов РУ и КМПЦ параметров их технического состояния, выявлении критических узлов в составе этого оборудования, в разработках заданий на проведение исследований и испытаний, расчетов, в организации на ЛАЭС постоянного контроля факторов старения Диссертант был персонально ответственен за разработку и представление в утверждающие инстанции всех документов, устанавливающих методики, правила и фиксирующих результаты оценки ресурсных характеристик

В пятой главе излагаются также нормативно-методические требования к управлению ресурсными характеристиками, основанные на введенных концерном «Росэнергоатом» «Правилах» Применительно к энергоблокам ЛАЭС для наиболее ответственных элементов используются такие факторы управления старением, как различные виды эксплуатационного контроля, технического обслуживания, ремонта, переназначения ресурсных характеристик, требования к модернизации, замене, смягчению условий эксплуатации В основу методологии управления ресурсом (рис 10), помимо поддержания необходимого уровня надежности и безопасности, положено сравнение затрат на замену элементов с затратами на продление их срока службы, включая проведение анализа старения, дополнительного контроля технического состояния, исследований и т п

Элементы, которые проходят цикл управления ресурсом, включаются в «Специальный перечень» (см рис 10) Методики оценки технического состояния и остаточного ресурса каждого элемента основаны на анализе технической документами, на анализе отказов и повреждений этого элемента, на установлении численного значения определяющих параметров, характеризующих накопление необратимых изменений в элементе, на прочностных и других характеристиках материалов, на значениях технологических и диагностических показателей

д*

Энергоблок АС

X

Цехов» гер« шк э лека жтов (ок

т)

Наличие РХвПКД

д»

Установление РХ по НД и РД (лрнзояиожностн)

Анализ опыта, эксплуатации к установле ^ ние мехалгома повреждения |

Ус тановле нкг механизма повреждения н (кик) экспертная оценка

д>

Наличие необходимых систем контроля

Разработка н внедрение систем контроля н бопй экспертная оценка

Да

Критерии я признаки предельного состояния элемента I -4 -

Нет

Методика оценхн технического состояния и ___остаточного ресурса

1

Рззраб отка ието днкн к (нлн) экспертная оценка

Критерии принятия решения по управлению j есурснымн характеристик апи

I ——

Специальный пере чекь эжмежгоя

Модеркгаадия

Изменение \т.т;пп( эксплуатации

Переназначение РХ (ПСС)

Рис 10.

Методология управле ния ресурсными хара с-теристиками элементов АЭС (структурная схема)

РХ-

рабочие характеристики ПКД-

проектно-

конструкторская

документация

РД-

рабочая документация

Контроль выработки проектного ресурса оборудования проводился следующим образом Расчетный спектр нагружения определяет число циклов изменения нагрузок, учит ы-ваемых при оценке циклической прочности Число циклов включает две составляющ sie детерминированную и вероятностную Первая из них определяется запланированными (как правило, с большими запасами) изменениями нагрузки (проведение плано ю-предупредительных ремонтных работ, освидетельствований, гидро- и пневмоиспытаний) Вероятностную составляющую рассчитывают, исходя из прогнозируемых возможных изменений нагрузки, вызванных аварийными ситуациями При этом уточнение числа циклов нагрузки по фактическому опыту эксплуатации является одной из важнейших предпос ы-лок оценки реального ресурса оборудования Уточнение фактического нагружения мох сет повлечь за собой необходимость режимных ограничений на период продлеваемого срока эксплуатации Естественно, что при определении остаточного ресурса учитываются д ш-тельности и характер всех регламентных режимов эксплуатации, включая аварийные (эа-зогрев, подъемы мощности, работа на мощности, остановы и тд - всего 13 режимов,, а также длительности стояночных режимов Информация о регламентных режимах сравнивается с данными о фактических режимах Следует заметить, что режимов, отличающи ля от проектных, за весь период эксплуатации энергоблоков №1и №2 ЛАЭС зарегистрировано не было Фактическое время работы энергоблока №1 за 32 года составило 23,9 гоца, энергоблока №2 за 30 лет - 23,1 года при назначенном сроке службы -30 лет

Контроль состояния металла оборудования систем, важных для безопасности прозо-дился неразрушащими методами, а также на вырезках металла и на образцах-свидетелях При контроле состояния каналов СУЗ и графитовой кладки реактора использовали п 1ть обобщенных критериев

- сопротивление разрушению (соблюдение принципа «контролируемая течь перед разрушениями») и предупреждение разгерметизации,

- исчерпание диаметрального зазора «труба ТК- графитовая кладка»,

- пространственное искривление ТК и каналов СУЗ,

- обеспечение на расхоложенном реакторе зацепления в телескопическом соединении направляющего патрубка с трубой верхнего тракта,

- сохранение конструктивной прочности графита

Результаты оценки остаточного ресурса реакторных металлоконструкций энергоблоков №1 и №2 были следующими

1 Основным повреждающим фактором является общая коррозия

2 Максимальная глубина проникновения коррозии металлоконструкций за 45 лет не превысит 0,4 мм, что существенно не повлияет на работоспособность их узлов,

3 Расчеты статической прочности и устойчивости, сейсмической прочности, циклической прочности и сопротивления хрупкому разрушению показали, что нормативные требования, обеспечивающие эксплуатацию металлоконструкций до 2018 года, выполняются

Проведена оценка остаточного ресурса графитовой кладки Величина критического флюенса нейтронов для реакторного графита (Фкр), после достижения которого происходит резкое ухудшение его физико-механических свойств, зависит от температуры облучения и для условий, характерных для реакторов РБМК-1000 (Т0бл= 500-600 °С), составляет Фкр = (2,0-2,5) 1022 нейтр /см2

Для графитовых блоков кладки реакторов РБМК-1000 средний ресурсный флюенс составляет 1,6 10 22 нейтр/см2 Учитывая, однако, возможность появления трещин в графите при флюенсе, меньшем критического, нами проводилась расчетная проверка на трещино-стойкость по критериям достижения интенсивности напряжений предела прочности и достижения интенсивности деформаций значения 2% Нами проведена также оценка возможности эксплуатации кладки за пределами Фкр по критерию предельной деформации кладки и по критерию потери прочности (рис 11 )

Основным фактором, который может ограничить работоспособность кладки, является чрезмерное радиационное распухание графита В диссертации показано, что в конечном счете срок эксплуатации кладки, подверженной повреждающим воздействиям (изменений прочностных характеристик графита, его физических свойств, деформации с появлением дополнительных напряжений, деградация конструктивных элементов кладки, растрескивание, ухудшение работоспособности зацепления в верхнем тракте ТК) определяется степенью искривления графитовых колонн кладки, предельная величина которого достигается не ранее, как минимум, чем через 45 лет

Проведены оценки остаточного ресурса тепломеханического оборудования В этой части работы был широко использован опыт ОАО НПО ЦКТИ, как организации, имеющей наибольший опыт по продлению ресурса тепломеханического оборудования в различных отраслях энергетики На АЭС ресурс большинства видов тепломеханического оборудования определяется циклическими или коррозионными процессами

I - деформация, ДЕ/Е - потеря прочности

Рис 11

Оценка возможности эксплуатации кладки РБМК-1000 за пределами Фкр по критерию заданной преде ш-ной деформации клал ки (примерно 300 мм по диаметру в зоне максимума энерговыделения), а так же по критерию потери прочности (остаточная прочно< ть 20% от исходной) Услоеия облучения усреднены по течению кладки

Проведенный анализ показал, что в большинстве случаев продление ресурса такого оборудования возможно после обследования, расчетов остаточного ресурса, незначите 1ь-ного восстановительного ремонта (как правило он заключается в выборке и заварке коррозионных поражений) и разработки соответствующего технического решения

Опыт эксплуатации показал, что наибольшее число повреждений тепломеханического оборудования наблюдается в зоне вварки патрубков, в композитных сварных соединениях

и в зонах конструкций, подверженных пульсациям температур (границы раздела вода-пар, дренажи, воздушники, места смешения теплоносителей с разными температурами, зоны неустойчивого течения пароводяных сред) В диссертации в качестве примера подробно рассмотрена последовательность и результаты работ по ПСЭ деаэраторов ЛАЭС

Совместно со специалистами НПО ЦКТИ были разработаны рекомендации по уме )ь-шению вероятности образования трещин в деаэраторах, из которых наиболее радика №-ным оказалось использование в зоне вварки колонки обечайки большей толщины Для }е-аэраторов, также как и для других видов оборудования проводился расчет температурных полей, расчет напряженно-деформированного состояния от действия внутреннего дав тения, весовых нагрузок, реакции опор, нагрузок от трубопроводов, температурных пере тало в по программам, реализующим метод конечных элементов как в ассимметричной, ак и в пространственной постановке На рис 12 показано распределение приведенных га-пряжений под действием давления на внутренней поверхности обечайки бака деаэратора в зоне соединения с переходным штуцером колонки

Рис.12.

Распределений приведенных напряжений на внутренней поверхности обечайки бака деаэратора в ■зоне соединений с переходным шту пером колонки при давлении 0.75 МПа

Для расчёта накопленного повреждения оборудования нами выполнялся анализ эксплуатационных режимов работы. Остаточный ресурс (в годах, в предположении равномерного распределения циклов во времени и дальнейшей эксплуатации с той же интенсивностью коррозионных процессов и отсутствия изменения характеристик металла) рассчитывается по формуле

где аЖ1 = [а„] - о, - допускаемое остаточное повреждение ( 1тад); |а„] - 1 предельное значение накопленного повреждения; - фактическое усталостное повреждение, накопленное да момента определения остаточного ресурса, аср<? = а, / (], среднее за год повреждение, Сг - длительность фактической эксплуатации, есютветств} ющая моменту определении остаточного ресурса (годы).

I фактически для всех позиций оборудования пришлось также выполнить поверочный расчёт на прочность па фактические режимы эксплуатации, используя современные аттестованные программные комплексы и методики.

Уменьшение давления гидроиспытаний для некоторых сосудов, которое было рекомендовано нами совместно с НПО 11.КТИ, позволяет эксплуатировать эти сосуды в более щадящем режиме, создаёт дополнительные возможности по ПСС это; о оборудования.

Реализация концепции «течь перед разрушением» (ТПР)

На АЭС трубопроводы, как правило, изготовлены из высоко-вязких материалов, что позволяет либо обнаружить трещину при периодическом контроле до того, как она станет сквозной, либо обнаружить течь тепло носителя до того как размер трещины станет близок к критическому. Расчётное обоснование соответствия трубопроводов ЕСМПЦ выполнялось в Соответствии с методикой. По этой методике разрушение трубы в сечении с дефектом происходит при достижении суммарного осевого напряжения, возникающего в этом сечении от действующих нагрузок, некоторого критического значения о+, являющегося характеристикой материала. Напряжение а*, названное напряжением пластического течения; определяется только механическими характеристиками материала - пределом текучести Rpu.: и прелом прочности КП1 - и находится в интервале Rpo.ji o*<Rllb причем при низких значениях приложенных напряжений а* сдвигается в сторону Rpo.2, с увеличением уровня напряжений а* приближается к R,„.

Критерий разрушения можно записать в виде аН1=01+02+о3,

где oi, <32, 03 - составляющие осевого напряжения, возникающего в сечении с дефектом от действующих нагрузок

О) - осевое напряжение от действия внутреннего давления,

02 - осевое напряжение от действия изгибающего момента М„ возникающего из-за ;кс-центриситета центра тяжести сечения с дефектом под воздействием внутреннего давле шя (см рис 13),

аз - осевое напряжение от внешнего изгибающего момента Мшг öi=Oax/(l - fcp (г, + а/2)/гт/ л )+Р f(p (г,+а/2)/гт/тс )/(l-fq>(r,+a/2)/rm/7t)

Оах=Р Г,/(Го-Г,) Гщ = (Го+ г,)/2 f=a/t

а2= М, (Го + e)/Jx

М, = Р л г,2 е + Р Рдеф [(г, + а/2) sin ф /ф + е] Рдеф- площадь дефекта

Эксцентриситет ценра тяжести с дефектом е = (г, + а/2)2 f вшф / [к гш - Гф (г,+а/2)] Момент инерции сечения относительно нейтральной оси Jx = я(г04 - г,")/4 - 0 125 (2ф + 81п2ф )[(г +а)4 - г,4]- [2а2 (г, + а/2)4 зт2ф]/[ rmt - аф(г, + а/2)] <?з = Мизг (г0 + e)/Jx = crb

Для труб со сквозными дефектами критерий разрушения запишем в виде 0*=01'+о2,+03

о2 = л sin ф г, (Г0 т г0 г, + г,2) у Р /(я -ф)/ (3rm)/Jx', где

у = г„ cos ф + (г02+ г0 г, + г,2) simp /(и -ф)/(3гт)

Jx-0 25(г„4-г,4)(я-ф-0 551п2ф)-4/9(:81П2ф (го2+гог,+г,2)2/(л-ф)/(г0+г,) Оз'=Мизг y/Jx' = 0ь'

Схемы, относящиеся к приведенным выражениям, изображены рис 13

Рис 13 Расчетные схемы сечений труб с поверхностными и сквозными дефектами

На рис 14 приведено сопоставление результатов расчетов разрушающего давления с экспериментальными данными Как следует из рисунка с помощью разработанных и опробованных методик имеется возможность предсказать как характер, так и величину разрушающих нагрузок

Рис 14

Сопоставление расчетного и экспериментального давления разрушения труб большого диаметра при наличии дефектов

Использование концепции ТПР предполагает, что при организованной системе эксплуатационного контроля поверхностная трещина будет обнаружена задолго до того, как она станет сквозной, либо будет обнаружена утечка теплоносителя до того как размер сквозной трещины станет близок к критическому С учетом фактической чувствительности системы контроля течей, оценки фактических свойств металла и сварных соединений выполнялся расчет предельных и допускаемых дефектов трубопроводов Ду>300 мм и других компонентов КМПЦ По результатам расчетов установлены браковочные критерии допускаемых размеров несплошностей в сварных соединениях и основном металле элементов Полученные коэффициенты запаса удовлетворяют расчетным критериям ТПР при условии, что система контроля течей в состоянии обнаружить утечку через сквозную трещину, равную 1,9 л/мин водного эквивалента При эффективном эксплуатационном контроле состояния металла и обнаружения гечей внезапное разрушение рассмотренных трубопроводов и корпусов сосудов в течение 45 лет исключено Аналогичные результаты получены и для трубопроводов и коллекторов Ду 300 В диссертации дается анализ эксплуатационных характеристик аппаратуры контроля сварных соединений и основного металла, трубопроводов и оборудования КМПЦ, а также полномасштабной системы (разработанной при участии автора) обнаружения течей, состоящей из трех подсистем (по аэрозольной активности, по влажности и акустическая подсистема АСОТТ)

Мероприятия по результатам обследований и расчетов остаточного ресурса

В период 1977-2005 гг была осуществлена замена оборудования, восстановление ресурса которого было признано нецелесообразным, и в том числе все технологические каналы реакторов, трубопроводы и оборудование КМПЦ, теплообменники, насосы, оборудование системы технического водоснабжения, находящееся в контакте с морской водой, сепараторы-пароперегреватели турбин СПП-500 (с заменой на СПП-500-1) трубки и трубные доски конденсаторов турбин, водоуравнительные трубопроводы БС, скафандры раз-грузочно-загрузочных машин реакторного зала Одновременно был выполнен большой комплекс ремонтно-восстановительных работ (ликвидация свищей, ремонт арматуры, глушение или восстановление негерметичных модулей аппаратов СПП-500-1, чистка конденсаторов турбин, проверка измерительных цепей, ремонт электрооборудования и приборов)

Шестая глава Крупный комплекс мероприятий был осуществлен с двумя системами хранения ОЯТ системой промежуточного хранения, расположенной на реакторных бло-

юо-----! — 4----

и я

50

Ф

1 £

----р----Г- -¿г -1

й 4

!

дд I

О - 10ГН2МФ/

о - 08Х18Н10

- Ст 20

I , | . I | 50 Р раоч

ЫПа

ках, и системой длительного хранения, расположенной в отдельно стоящем здании хранилища бассейнового типа (ХОЯТ) С целью повышения безопасности при переходе на /плотненное хранение отработавших TBC, достигаемое за счет уменьшения шага распо то-жения каналов с ОТВС в бассейнах (отсеках) ХОЯТ, проведены следующие мероприятия на днище бассейнов уложены стальные листы, предотвращающие пробой облицовки при возможном падении ОТВС, модернизированы конструкции подвесов пеналов, установлено дополнительное крановое оборудование в зале бассейна, повышена мощность тепио-обменной установки для охлаждения воды бассейна Проведенный анализ текущей и п эо-гнозируемой динамики заполнения хранилищ показал, что емкость ХОЯТ может быть исчерпана в 2008 году В связи с этим разработаны мероприятия по организации допол 1И-тельных мест хранения на свободных площадях ХОЯТ, которые позволяют продлить наполнение бассейнов до 2012 года Возможность дальнейшего вывоза ОЯТ из приреактэр-ных бассейнов предполагается обеспечить достройкой комплекса для разделки ОТВС с последующей их загрузкой в металло-бетонные контейнеры «сухого» хранения В результате после заполнения ХОЯТ будет возможно эксплуатировать энергоблоки до 20212023гг

В рамках комплекса мероприятий ПСЭ на ЛАЭС проводится модернизация систем обращения с радиоактивными отходами В комплексе переработки жидких отходов (ЖРО) осуществляется замена выпарных аппаратов на новые, изготовленные из коррозионн-ностойкой молибденовой стали 10Х17Н13М2Т, ведутся работы по внедрению устанозок цементирования отработавших пульп ионообменных смол и фильтроперлита, перерабо гки кубового остатка с выводом радионуклидов на шламах и ионоселективных сорбентах разложения оксалатов и в отработавших водах от дезактивации оборудования В целях предотвращения выхода битумного компаунда из системы его хранения проводятся мероприятия по усилению и повышению плотности отсеков компаундохранилища Создаются новые установки по хранению и переработке гетерогенных и гомогенных ЖРО

В рамках программы модернизации систем обращения с твердыми радиоактивными отходами на территории ЛАЭС введен в эксплуатацию завод по переработке низкоакт ив-ных металлических ТРО методом переплавки с последующим возвратом металла в народное хозяйство, где перерабатывается не менее тысячи тонн металла в год Серийно и го-тавливается железобетонная упаковка (контейнеры) для ТРО средней активности, а вь со-коактивные ТРО (фрагменты активных зон и т п ) безопасно хранятся в защитных боксах на энергоблоках с последующей реализацией мероприятий по их кондиционирование, транспортировке и хранению в существующим на ЛАЭС хранилище ТРО

В главе седьмой излагается методология углубленной оценки безопасности (УОБ) ЛАЭС, проводившейся с 1998 года при участии диссертанта, описываются результпы этой работы, оценивается экономическая эффективность ПСЭ первой очереди ЛАЭС Отчет по УОБ был подвергнут независимой экспертизе научно-технического Центра по ядерной и радиационной безопасности Ростехнадзора, в работе которой принимали з ча-стие организации и специалисты США (Министерство энергетики), Великобрита ти (Министерство торговли и промышленности) специалисты центра SIP (Швеция) по международной экспертизе ядерных объектов, а также надзорного органа STUK (Финлянд 1я) Работа зарубежных и российских организаций координировалась специальным коорд1 на-ционным Комитетом В составе сводного отчета по УОБ (ОУОБ) нами была представл ена часть (частные отчеты) по всем аспектам достигнутого уровня эксплуатационной безопасности, дана информация о результатах завершения модернизации энергоблока №1, обобщены результаты детерминистского и вероятностного анализов безопасности, оценок остаточного ресурса основных компонентов энергоблока, обоснования целостности КМГ Ц

В результате вероятностного анализа безопасности были получены как интегралыые показатели безопасности энергоблоков после модернизации, так и эффект выполнения

функций систем безопасности по предотвращению повреждения активной зоны для каждой рассмотренной группы исходных событий Интегральное значение риска повреждения активной зоны составляет 9,6 10"6 1/реактор-год (рис 3)

Оценка экономической эффективности инвестиционных проектов ПСЭ энергоблоков первой очереди ЛАЭС проводилась совместно со специалистами ВНИПИЭТ Основными критериями экономической эффективности являются чистый дисконтированный доход, индекс доходности и срок окупаемости Проводился расчет общественной эффективности проекта с точки зрения общества и расчет коммерческой эффективности (с точки зрения интересов эксплуатирующей организации - концерна Росэнергоатом )

Результаты оценки общественной эффективности для расчетных моделей с «проектом ПСЭ» (реализация проекта) и «без проекта» (отказ от реализации) показаны в табл 1

Таблица 1 Оценка общественной эффективности, млн руб , для моделей «с проектом» и «без проекта»

Реализация проекта ПСЭ («с проектом») Отказ от реализации проекта ПСЭ («без проекта»)

Показатель Значение Показатель Значение

Выгоды с проектом «+» Чистый доход от ПСЭ (для общественной эффективности) 23 250,4 Выгоды без проекта Затраты без проекта «-» Изменение относительных затрат на вывод энергоблока из эксплуатации по окончании назначенного срока службы по сравнению с выводом по окончании дополнительного срока службы -755,7

Добавочные выгоды = 23 250,4 Добавочные затраты = 755,7 Чистые выгоды = 24 006,1

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1 В работе дано научно-техническое и экономическое обоснование и приведены результаты продления срока эксплуатации энергоблоков первой очереди Ленинградской АЭС, сопровождавшегося повышением уровня их безопасности и расширением возможностей управления ресурсом систем и элементов Изложены принципы, порядок организации и процедуры ПСЭ энергоблоков, включая выполненные работы по модернизации энергоблоков и углубленной оценке безопасности, приведены результаты работ по управлению ресурсом и продлению сроков службы элементов энергоблоков

2 Основные выводы по работе

2 1 Модернизированные в результате реализации программы продления сроков эксплуатации энергоблоки первой очереди Ленинградской АЭС в настоящее время надежно, безопасно и экономически эффективно производят электроэнергию, тепло и изотопную продукцию

2 2 На первом и втором энергоблоках внедрены новые системы безопасности система контроля, управления и защиты, вторая система останова реактора, система

26

аварийного охлаждения реактора, система надежного технического водоснабжения, система аварийного электроснабжения, система запаса химически обессоленной воды, модернизированная информационная система «СКАЛА-МИКРО»

2 3 Эксплуатирующиеся до модернизации системы и элементы, важные для безопасности, обследованы с применением современных средств диагностики На основании анализа результатов обследований выработаны и реализованы рекомендации по восстановительному ремонту оборудования, а в случае необходимости - по его замене

2 4 На основе проведенных автором, а также под его руководством исследований, испытаний и расчетов обоснованы значения остаточного ресурса элементов, важных для безопасности и, прежде всего, незаменяемых элементов реакторной установки, срок их службы продлен соответственно до 2019 года (первый энергоблок) и до 2021 года (второй энергоблок)

2,5 Выполнен анализ возможностей применения концепции «Течь перед разрушением» к элементам оборудования контура многократной принудительной циркуляции РБМК с учетом условий их работы под воздействием радиации, силовых нагрузок, термоциклирования, коррозионных повреждений и других неблагоприятных факторов Реализована концепция «Течь перед разрушением» для этих элементов

2 6В углубленный отчет по безопасности (УOB), являющийся основанием для принятия решения головной эксплуатирующей организацией ( концерн «Росэнергоатом») и органами надзора о продлении срока эксплуатации, включены следующие выводы по результатам проведенной диссертантом работы

для гипотетических аварий и при принятых консервативных допущениях годовая эффективная доза от внешнего и внутреннего облучения на границе санитарно-защитной зоны не превышает 5 мзв/год, что соответствует

требованиям современных норм по радиационной безопасности АЭС.

интегральное значение риска повреждения активной зоны составляет 9,5 Е-06 1/Реактор год, что соответствует требованиям общих правил безопасности ОПБ-88/97, а также и рекомендациям МАГАТЭ 2 7 Продление срока эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС способствует обеспечению энергетической безопасности Северо-Запада России, сохранению социальной стабильности на ЛАЭС, в г Сосновый Бор и в регионе, созданию временного и финансового задела для замещающих мощностей на ЛАЭС

2 8 Опыт продления срока эксплуатации энергоблоков ЛАЭС необходимо использовать на энергоблоках других АЭС

Основное содержание диссертации изложено в следующих публикациях

1 А Н Ананьев, Л А Белянин, А П Еперин, В И Лебедев, Ю В Гарусов, В А Иванов, М П Карраск, В П Мартынов, В В Слюсарь «Вопросы безопасности АЭС с реакторами РБМК-1000»//Том 1 Издание ЛАЭС и СПбГТУ, 1994 г

2 АН Ананьев, Л А Белянин, А П Еперин, В И Лебедев, Ю В Гарусов, В А Иванов, М П Карраск, В П Мартынов, В В Слюсарь «Вопросы безопасности АЭС с реакторами РБМК-1000» Том 2//Издание ЛАЭС и СПбГТУ, 1995 г

3 АН Ананьев, Л А Белянин, А П Еперин, В И Лебедев, Ю В Гарусов, В А Иванов, М П Карраск, В П Мартынов, В В Слюсарь «Безопасность АЭС с кан шь-ными реакторами»//Энергоатомиздат, 1996 г , 400 с

4 АН Ананьев «Ход работ по подготовке энергоблоков №1 и №2 Ленинградской АЭС к продлению срока эксплуатации» // Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики Вторая международная научно-техническая конферен-

ция Москва, ВНИИАЭС, 20-23 марта 2001 г, с58-63

5 В И Лебедев, О Г Черников, А H Ананьев, А В Макушкин «Углубленная оценка безопасности первой очереди Ленинградской атомной станции»//Экология и атомная энергетика 2003 г , с 26-28

6 Ю К Петреня, А В Судаков, Б H Иванов, Е Ю Нефедьев, О Г Черников, А H Ананьев, А В Макушкин, А Г Кузнецов «Методика технического диагностирования и продления проектного срока службы сосудов и теплообменников систем, важных для безопасности энергоблоков ЛАЭС с реактором РБМК-1000»// РД ЭО 0478-03 Концерн «Росэнергоатом» 2003 г

7 СБ Шиманский, Б П Стрелков, А H Ананьев, А H Любишкин, Т Инджимо, X Мочидзуки, Й Касан, К Йокота, Дж Каназава «Акустический метод обнаружения течи с помощью высокотемпературных микрофонов»//Атомная энергия Том 98 Февраль 2005 г с 98-104

8 Результаты работ по модернизации энергоблока №1 Ленинградской АЭС Итоговый отчет Москва Концерн «Росэнергоатом», 2004

9 В И Лебедев, О Г Черников, А H Ананьев, А В Судаков, В Г Жемчугов, В Г Калинин, Г Г Куликова «Продление срока эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС»//Атомэнергоиздат 2006 г 528 с

10 В И Лебедев, О Г Черников, А H Ананьев, А В Судаков, Г Г Куликова, В Г Жемчугов, В Г Калинин «Обоснование программы продления срока эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС»//Экология и атомная энергетика, 2006 г с 38-46

11 v В И Лебедев, О Г Черников, Л В Шмаков, С M Ковалев, К Г Кудрявцев, Ю О

Захаржевский, В H Рогозин, А H Ананьев, В Д Болдин «Способ определения ресурса графитовой кладки ядерного канального реактора»//Патент РФ №2266576 20 12 2005 г

12 А П Еперин, Л А Белянин, Л В Шмаков, В В Пикос, А H Ананьев, A M Любишкин «Устройство защиты реакторного пространства ядерного реактора от превышения давления при аварийном выбросе парогазовой среды»//Патент РФ №2105360 20 02 1998 г

13 АП Еперин, В И Лебедев, Л А Белянин, АН Ананьев, А В Макушкин, ЮН Дулепов, В В Глушко «Система очистки газообразных продуктов аварии на атомной электростанции»//Патент РФ №2059302 27 04 1996 г

14 В И Лебедев, С M Будейко, Г А Кайсин, А H Ананьев, В П Мартынов, Ю В Смолкин, Е В Федер, Г А Буровников, В M Кузмин «Опыт эксплуатации теплофикационной установки ЛАЭС»//Труды ЦКТИ 2002 г вып 285, с 171-177

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ХАРАКТЕРИСТИКА ЛЕНИНГРАДСКОЙ АЭС КАК ОБЪЕКТА ПРОДЛЕНИЯ СРОКА ЭКСПЛУАТАЦИИ.

1.1. Характеристика энергоблоков.

1.1.1. Основные проектные решения и современное состояние.

1.1.2. Технико-экономические показатели работы энергоблоков.

1.2. Радиационная и ядерная безопасность.

1.3. Радиационные технологии и производство изотопов.

ГЛАВА 2.

НОРМАТИВНАЯ БАЗА. РАЗРАБОТКА КОНЦЕПЦИИ И ПРОГРАММ ПОДГОТОВКИ ЭНЕРГОБЛОКОВ К ПСЭ.

2.1. Основные нормативные и руководящие документы.

2.2. Концептуальные положения ПСЭ энергоблоков.

2.3. Разработка программ подготовки энергоблоков к продлению срока эксплуатации.

ГЛАВА 3. КОМПЛЕКСНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ №№1,2 И ОБЩЕСТАНЦИОННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ПСЭ.

3.1. Цель обследования. Разработка программ комплексного обследования и отчетов об их выполнении.

3.2. Общие результаты комплексного обследования.

ГЛАВА 4. МОДЕРНИЗАЦИЯ И ПОВЫШЕНИЕ УРОВНЯ БЕЗОПАСНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ.

4.1. Концепция модернизации энергоблоков.

4.2. Этапы модернизации.

4.3. Оценка уровня безопасности энергоблока, достигнутого в результате выполненной модернизации

4.4. Модернизация реакторных установок.

4.4.1. Исследование состояния технологических каналов и графитовой кладки.

4.4.2. Замена каналов и восстановление графитовой кладки реакторных установок.

4.4.3. Перевод реакторов РБМК-1000 на уран-эрбиевое топливо.

4.4.4. Внедрение СКУЗ-ВСО.

4.4.5. Модернизация КМПЦ.

4.4.5.1. Внедрение полномасштабной САОР.

4.4.5.2. Модернизация внутрикорпусныхустройств сепараторов пара и внедрение системы длительного расхолаживания.

4.4.5.3. Эффективность замены РГК и создание системы ПТЗ.

4.4.5.4. Внедрение безасбестовых уплотнительных материалов.

ГЛАВА 5. УПРАВЛЕНИЕ РЕСУРСОМ СИСТЕМ И ЭЛЕМЕНТОВ.

5.1. Деградация элементов энергоблоков АЭС с РБМК в процессе эксплуатации и управление старением.

5.1.1. Факторы и основные механизмы старения материалов элементов энергоблоков.

5.1.2. Доминирующие механизмы старения. Параметры технического состояния и его оценка.

5.1.3. Контроль и управление старением для обеспечения долговечности систем и элементов.

5.2. Методология и порядок управления ресурсом систем и элементов.

5.3. Контроль выработки проектного ресурса основного оборудования.

5.3.1. Регламентные режимы эксплуатации энергоблоков.

5.3.2. Фактические режимы эксплуатации и оценка выработки проектного ресурса основного оборудования.

5.4. Техническое обслуживание и ремонт. Эксплуатационный контроль.

5.4.1. Эксплуатационный контроль состояния металла элементов и оборудования СВБ.

5.4.2. Эксплуатационный контроль ТК, КСУЗ и графитовой кладки реакторов РБМК-1000.

5.5. Оценка остаточного ресурса и продление срока службы незаменяемых (невосстанавливаемых) элементов реакторных установок.

5.5.1. Металлоконструкции реакторных установок.

5.5.1.1. Краткое описание металлоконструкций.

5.5.1.2. Оценка остаточного ресурса металлоконструкций энергоблоков №1 и №2.

5.5.2. Графитовая кладка.

5.5.2.1. Описание графитовой кладки.

5.5.2.1. Деградация и параметры старения графитовой кладки в процессе эксплуатации.

5.5.2.3. Оценка остаточного ресурса графитовых кладок энергоблоков.

5.5.3. Обоснование работоспособности и ПСЭ строительных конструкций.

5.6. Оценка остаточного ресурса и продление срока службы тепломеханического оборудования и трубопроводов.

5.6.1. Методология продления срока службы (переназначения ресурсных характеристик) тепломеханического оборудования.

5.6.2. Разработка программ технического диагностирования.

5.6.3. Расчеты остаточного ресурса.

5.7. Реализация концепции «течь перед разрушением».

5.7.1. Основные положения концепции ТПР.

5.7.2. Внедрение концепции ТПР на энергоблоках №1 и №2.

5.7.2.1. Расчетное обоснование применимости концепции ТПР для элементов КМПЦ.

5.7.2.2. Разработка системы эксплуатационного контроля сварных соединений и основного металла трубопроводов и оборудования КМПЦ.

5.7.2.3. Внедрение полномасштабной системы обнаружения течи теплоносителя.

ГЛАВА 6. РАЗРАБОТКА И РЕАЛИЗАЦИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ЗАМЕНЕ ОБОРУДОВАНИЯ, ОБРАЩЕНИЮ С ОЯТ И РАО, ОБЕСПЕЧЕНИЮ РАДИАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПСЭ ЭНЕРГОБЛОКОВ.

6.1. Замена оборудования.

6.2. Обращение с ОЯТ при ПСЭ энергоблоков.

6.2.1. Система длительного хранения отработавшего ядерного топлива.

6.2.2. Анализ динамики заполнения хранилищ и обоснование возможности обеспечения временного хранения и вывоза ОЯТ при ПСЭ энергоблоков.

6.3. Обращение с РАО при ПСЭ энергоблоков.

6.3.1. Комплекс переработки жидких РАО.

6.3.2. Модернизация систем обращения с ЖРО.

6.3.3. Анализ динамики заполнения хранилищ и обоснование возможности обеспечения хранения и переработки ЖРО при ПСЭ энергоблоков.

6.3.3.1. Гетерогенные ЖРО.

6.3.3.2. Гомогенные ЖРО.

6.3.4. Система обращения с ТРО.

6.3.4.1. Кондиционирование ихранение ТРО.

6.3.4.2. Анализ динамики заполнения хранилища и обоснование возможности хранения ТРО в период дополнительного срока эксплуатации энергоблоков.

6.4. Радиационная безопасность в период дополнительного срока эксплуатации.

6.4.1. Система радиационного контроля.

6.4.2. АСКРО Ленинградской АЭС.

6.4.3. Оценка радиационной безопасности за прошедший период и при ПСЭ энергоблоков.

ГЛАВА 7. УГЛУБЛЕННАЯ ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКА №1 И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРОДЛЕНИЯ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКОВ ПЕРВОЙ ОЧЕРЕДИ Л АЭС.

7.1. Цели проведения углубленной оценки безопасности. Организация разработки и экспертизы ОУОБ

7.2. Состав ОУОБ.

7.3. Анализ проектных и запроектных аварий.

7.4. Вероятностный анализ безопасности.

7.5. Экономическая эффективность ПСЭ энергоблоков первой очереди ЛАЭС.

7.5.1. Исходные данные.

7.5.2. Технико-экономические показатели и оценка затрат.

7.5.3. Оценка эффективности ПСЭ.

Энергетическая политика России предусматривает, что часть выработки электроэнергии в настоящее время и в перспективе должна обеспечиваться атомными станциями в растущих масштабах. В современной экономической ситуации это означает продолжение эксплуатации действующих АЭС с обеспечением приемлемого уровня безопасности.

Энергоблоки АЭС с реакторами РБМК-1000, вводившиеся в эксплуатацию, начиная с первой половины 70-х годов прошлого столетия, исчерпали или приблизились к исчерпанию назначенных 30-летних сроков службы. Вместе с тем факт надежной работы энергоблоков, анализ международного опыта, ситуация с отставанием ввода замещающих электрогенери-рующих мощностей и прогнозируемый дефицит энергообеспечения при выводе энергоблоков из эксплуатации позволяют утверждать, что продление срока эксплуатации энергоблоков технически возможно, экономически эффективно и чрезвычайно актуально.

Действительно, сооружение энергоблоков с реакторами нового поколения требует значительных капиталовложений, которые затруднительно изыскать. Некомпенсированный вывод энергоблоков Ленинградской АЭС из эксплуатации может обусловить рост тарифов на электроэнергию и негативным образом отразиться на общих показателях социально-экономического развития региона, не говоря уже о крайне негативных последствиях такого решения для персонала АЭС и населения города-спутника Сосновый Бор, для которого ЛАЭС является градообразующим предприятием.

Следовательно, постановка вопроса о ПСЭ энергоблоков Ленинградской АЭС является необходимой и правомерной.

Осуществление мероприятий, направленных на продление срока эксплуатации АЭС предусмотрено «Программой развития атомной энергетики Российской Федерации на 19982005 годы и на период до 2010 года», а также является важнейшей целью «Федеральной целевой программы «энергоэффективная экономика» на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 г.» (утверждены Постановлениями Правительства Российской Федерации №815 от 21.07.1998 г. и №796 от 17.11.2000г.) [1,2].

Для реализации ПСЭ требуется тщательная организация, научно-техническая и про-ектно-технологическая проработка комплекса необходимых мероприятий.

Из анализа имеющегося зарубежного опыта следует, что подготовку к ПСЭ необходимо начинать не позднее, чем за 5 лет до исчерпания их назначенного (проектного) срока службы. Это время требуется, чтобы провести комплексное инженерное обследование, оценку остаточного ресурса и на основе полученных результатов обосновать возможность продления срока службы систем и элементов, осуществить (а для Ленинградской АЭС -завершить) необходимую модернизацию энергоблоков.

Первым направлением работ по продлению срока эксплуатации энергоблоков, реализованным на ЛАЭС, явилась экономически оправданная модернизация основных систем и элементов энергоблоков в целях максимально возможного приведения их в соответствие требованиям современной нормативной документации по безопасности. Выполнение необходимой модернизации (включая замену выработавшего ресурс оборудования) является одним из условий возможности дальнейшей эксплуатации энергоблока АЭС.

Вторым направлением работ, проводимых на ЛАЭС при подготовке к ПСЭ, является обследование технического состояния и подтверждение на базе полученных результатов значений остаточного ресурса невосстанавливаемых элементов, систем, конструкций, зданий и сооружений энергоблоков, а также других элементов, замена которых нецелесообразна по экономическим соображениям.

Продолжение эксплуатации невозможно без получения соответствующих лицензий Ростехнадзора РФ на основе анализа и оценки уровня безопасности, что составляет суть третьего основного направления необходимых работ в обеспечение ПСЭ.

Углубленная оценка безопасности энергоблоков, включающая рассмотрение и изучение всех аспектов их эксплуатации, проводилась и проводится в соответствии с требованиями Ростехнадзора РФ и рекомендациями международных организаций. В соответствии с межправительственными соглашениями для проведения УОБ привлекались специалисты и научно-исследовательские организации США, Великобритании, Швеции и Финляндии.

Направления и объемы научных исследований, проектных, опытно-конструкторских и строительно-монтажных работ, а также методы выполнения тех или иных мероприятий для ПСЭ энергоблоков конкретизируются в рамках научно-технических Программ подготовки к ГТСЭ. Работы проводятся с привлечением предприятий Федерального агентства по атомной энергии (Росатома), других специализированных предприятий Российской Федерации: ФГУП «НИКИЭТ им. Н.А. Доллежаля», ФГУП «ГИ «ВНИПИЭТ», РНЦ «Курчатовский институт», ОАО «НПО ЦКТИ», ЦНИИ КМ «Прометей», ОАО «ВНИИАЭС», СГПИИ «ВНИПИЭТ» и др.

В 2003-2004 гг. были успешно завершены работы по продлению срока экплуатации энергоблока №1, близок к завершению проект ПСЭ энергоблока №2.

Цель данной дисертационной работы - обобщить опыт исследований, разработок и осуществления программ ПСЭ на первом и втором энергоблоках ЛАЭС, проанализировать их результаты, оценить эффективность и предложить рекомендации по реализации ПСЭ на других энергоблоках АЭС с реакторами РБМК-1000.

Личное участие диссертанта в работах по ПСЭ заключалось в следующем:

• разработка концепции и программ ПСЭ применительно к конкретным характеристикам энергоблоков ЛАЭС как объектов ПСЭ с учетом достигнутого уровня безопасности и современных нормативных требований;

• разработка мероприятий по модернизации энергоблоков и анализ их результатов (в первую очередь реакторных установок РБМК-1000);

• научно-методическое руководство работами по обследованию энергоблоков №1 и №2, анализ результатов обследования, проведение расчетных оценок ресурсных характеристик оборудования для обоснования возможности ПСЭ;

• оценка безопасности энергоблоков первой очереди и эффективности ПСЭ.

Выводы

Крайне успешное завершение проекта УОБ-1 обусловлено в первую очередь атмосферой открытости, доверия и сотрудничества, поощряемой координационным комитетом, а также здоровыми рабочими взаимоотношениями между специалистами.

2of 3

УОБ-1 представляет собой подробную и всестороннюю оценку безопасности действующей АЭС, и может быть использован ЛАЭС для получения лицензии на долгосрочную эксплуатацию блока 1, Отчеты по УОБ будут периодически обновляться для обоснования безопасности энергоблоков ЛАЭС первого поколения. Средства оценки безопасности будут использоваться для контроля безопасности эксплуатации и при принятии решений о выполнении мер по повышению безопасности.

Выполнение УОБ-1 было взаимовыгодным для всех сторон. ЛАЭС получила своевременную поддержку в составлении всеобъемлющего, качественного пакета документов для представления в ГАН в рамках заявки на получение лицензии на долгосрочную эксплуатацию, а ее руководство - мощный инструмент для принятия решения о мерах по повышению безопасности. Западные партнеры углубили свои знания о конструкции, эксплуатации и управлении РБМК и об обязанностях российских институтов.

Перспективы для дальнейшего сотрудничества

По некоторым направлениям безопасности необходимо проведение дополнительных работ, в данный момент обсуждаются возможные способы их выполнения. Руководство ЛАЭС и Росэнергоатома, а также западные партнеры, имеют твердое намерение продолжать международное сотрудничество направленное на дальнейшее повышение ядерной и радиационной безопасности.

Steering Committee Chairman

Director Swedish International Project Nuclear Safety (SIP)

Jouko Marttila

Финляндия Radiation and Nuclear Safety Authority (STUK)

Department of Energy (USDOE)

Stephen Foyle

ВБ for the Department of Trade and Industry (DTI)

Россия

Главный инженер ЛАЭС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. В работе дано научно-техническое и экономическое обоснование и приведены результаты продления срока эксплуатации энергоблоков первой очереди Ленинградской АЭС, сопровождавшегося повышением уровня их безопасности и расширением возможностей управления ресурсом систем и элементов. Изложены принципы, порядок организации и процедуры ПСЭ энергоблоков, включая выполненные работы по модернизации энергоблоков и углубленной оценке безопасности, приведены результаты работ по управлению ресурсом и продлению сроков службы элементов энергоблоков.

1. «Программа развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998-2005 годы и на период до 2010 года», утвержденная Постановлением Правительства РФ №815 от 21.07.98 г.

2. Федеральная целевая программа «энергоэффективная экономика» на 2002-2005 годы и на перспективу до 2010 г., утвержденная Постановлениями Правительства Российской Федерации №796 от 17 Л1.2000г.

3. Лебедев В.И., Черников О.Г., Ананьев А.Н. и др. Продление срока эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС. М.: ЗАО «Издательство Атомэнергоиздат», 2006.

4. ГОСТ 26291-84. Надежность атомных станций и их оборудования. Общие положения и номенклатура показателей. М.: Изд-во стандартов, 1984.

5. Федеральные нормы и правила НП-017-2000 «Основные требования к продлению срока эксплуатации блока атомной станции», введенные в действие Постановлением №4 Госатомнадзора России от 18.09.2000 г.

6. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций (ОПБ -88/97): ПНАЭ Г-01-011-97/М: Энергоатомиздат, 1998.

7. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов АЭУ; ПНАЭ Г-7-008-89/ М: Энергоатомиздат, 1990.

8. Требования к составу комплекта и содержанию документов, обосновывающих безопасность в период дополнительного срока эксплуатации блока АС: РД-04-31-2001 /Госатомнадзор РФ. М.: 2001.

9. Положение по управлению ресурсными характеристиками элементов АС: РД-ЭО-0281 -01/ Концерн «Росэнергоатом», М.: 2001.

10. Типовая программа комплексного обследования блока АС для продления срока эксплуатации: РД-ЭО-0283-01/ Концерн «Росэнергоатом», М.: 2001.

11. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов АЭС, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973 г.

12. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов АЭУ: ПНАЭ Г-7-002-86. М.: Энергоатомиздат, 1989.

13. Оборудование и трубопроводы АЭУ. Сварные соединения и наплавки. Правила контроля: ПНАЭ Г-7-010-89. М.: Энергоатомиздат, 1991.

14. Лебедев В.И., Черников О.Г., Ананьев А.Н. и др. Повышение безопасности и продление срока эксплуатации энергоблока №1 Ленинградской АЭС: Итоговый отчет. М.: Концерн «Росэнергоатом», 2005.

15. Белянин Л.А., Лебедев В.И., Рязанцев Е.П. и др. Безопасность атомных станций с канальными реакторами. Реконструкция активной зоны. М.: Энергоатомиздат, 1997.

16. Белянин Л.А., Лебедев В.И., Шмаков Л.В., Скок Ю.Г. Безопасность атомных станций в изобретениях. М.: Энергоатомиздат, 1998.

17. Балдин В.Д., Петров А.А., Потапов А.А. Проблемы ресурса графитовой кладки реактора РБМК// Материалы НТС ЛАЭС «Создание концепции продления ресурса энергоблоков ЛАЭС», март 1997, г. Сосновый Бор.

18. Ананьев А.Н., Белянин Л.А., Еперин А.П., Лебедев В.И. и др. Безопасность атомных станций с канальными реакторами». М.: Энергоатомиздат, 1996.

19. Судаков А.В., Макушкин А.В. Деградация металла в условиях эксплуатации и типичные механизмы повреждения// Техническая диагностика и надежность атомных и тепловых электрических станций: Межведомственный сборник научных трудов, №2, СПб, 1999. С.36.

20. Коллинз Дж. Повреждение материалов в конструкциях. Анализ, предсказание, предотвращение. М.: Мир, 1984.: пер. с англ.

21. Положение по управлению ресурсными характеристиками элементов (систем) энергоблока Ленинградской АЭС: инв.№ЦН-234/ЛАЭС, 2001.

22. Основные положения определения остаточного ресурса и продления назначенных показателей трубопроводной арматуры АЭУ, РД-ЭО-СЮ76-97/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 1997.

23. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса насосов типовых энергоблоков АЭС: РД-ЭО-0180-00/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2000.

24. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов энергоблоков АЭС: РД-ЭО-0185-00/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2000.

25. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса арматуры технологических систем энергоблоков АЭС: РД-ЭО-0190-00/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2000.

26. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса дизель-генераторных установок АЭС, РД -ЭО-0195-00/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2000.

27. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса сосудов энергоблоков АЭС. РД ЭО 0186-00/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2000.

28. Методика оценки остаточного ресурса графитовой кладки реактора РБМК-1000: РД ЭО 0362-02/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2002

29. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса каналов системы управления и защиты реактора РБМК-1000. РД ЭО 0476-03/Концерн «Росэнергоатом». М.: 2003

30. Методика технического диагностирования и продления проектного срока службы сосудов, теплообменников систем, важных для безопасности энергоблоков ЛАЭС с реакторами РБМК-1000. РД ЭО 0478-03/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2003

31. Типовые технические требования к методикам оценки технического состояния и остаточного ресурса элементов энергоблоков АС: РД 30-0141-98/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 1998.

32. Технологический регламент по эксплуатации энергоблока №1 ЛАЭС с реактором РБМК-1000, инв.№0-3334/1 (инв.№0- 3181/1 для блока №2)/ЛАЭС, 2004 -2005гг.

33. Регламент технического обслуживания и ремонта систем важных для безопасности реакторной установки типа РБМК-1000 Ленинградской АЭС,инв.№0-4165/ЛАЭС, 2001

34. Типовой регламент технического обслуживания, проверок, испытаний и ремонта систем, важных для безопасности, на энергоблоках АС с реакторами РБМК-1000, инв.№ 16408б/с/11/ЛАЭС, 1992.

35. Типовая инструкция по эксплуатации производственных зданий и сооружений атомных станций: РД 30-0007-2005/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2005

36. Программа обеспечения качества при техническом обслуживании и ремонте оборудования и систем ЛАЭС (ПОК-ТОР): инв. №0-3778/ЛАЭС.

37. Программа обеспечения качества при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте производственных зданий и сооружений ЛАЭС (ПОК-ЭПЗС): инв. №0-4057/ЛАЭС

38. Типовая программа эксплуатационного контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов систем важных для безопасности энергоблоков АЭС с РБМК-1000, АТПЭ-10-04/Концерн «Росэнергоатом. М.: 2005г.

39. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. М.: Энергоатомиз-дат, 1992.:

40. Типовой регламент эксплуатационного контроля материалов оборудования АС с реакторами РБМК-1000 и РБМК-1500: Инв. № Е210-2237/НИКИЭТ, М.: 1986 с дополнениями 1991 г.

41. Регламент эксплуатационного контроля технологических каналов, каналов СУЗ и графитовой кладки реактора РБМК-1000. Инв. №Е040-2703/ НИКИЭТ 1994.

42. Методика исследования технологических каналов (ТК) и каналов системы управления и защиты (КСУЗ) реакторов типа РБМК: инв. №23.4428М./ НИКИЭТ. М.: 1992.

43. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса металлоконструкций реактора РБМК-1000. РД ЭО 0234-00/ Концерн «Росэнергоатом». М.: 2000.

44. Руководство по оценке прочности и остаточного ресурса элементов металлоконструкций реакторов энергоблоков №№1 и 2 ЛАЭС: РД ЭО 0490-03/Концерн «Росэнергоатом». М.: 2003

45. Нормы расчета на прочность типовых узлов и деталей из графита уран-графитовых канальных реакторов: НГР-01-85/ИАЭ им.Курчатова НИКИЭТ. М.: 1985.

46. Судаков А.В., Лебедев В.И. Продление ресурса тепломеханического оборудования ЛАЭС//Техническая диагностика и надежность атомных и тепловых электрических станций: Межведомственный сборник научных трудов. СПб: 1999, №2, С.54.

47. Котлы стационарные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность: ОСТ 108.031.08-85 ОСТ 108.031.10- 85. СПб: НПО ЦКТИ, 1993.

48. Методические указания по техническому диагностированию и продлению срока службы сосудов, работающих под давлением: РД 34.17.439-96. М.: 1996.

49. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. М: 1993.

50. Судаков А.В., Лебедев В.И., Иванов Б.Н. и др. Оценка остаточного ресурса энергооборудования ЛАЭС//Техническая диагностика и надежность атомных и тепловых электрических станций: Межведомственный сборник научных трудов. СПб: 1999, №2, С.47

51. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Метод оценки долговечности колен трубопроводов: РТМ 108.031.112-8. Л: 1981.

52. Металлы для турбин и теплообменного оборудования атомных электростанций. Рекомендации по выбору металлов. Общие технические требования: РТМ 108.020.15-86/ НПО ЦКТИ, Л.:1987.

53. Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварка и наплавка. Основные положения: ПН АЭ Г-7-009-89. М.: Энергоатомиздат, 1991.

54. Руководство по применению концепции безопасности «течь перед разрушением» к трубопроводам АЭУ: РД 95 10547-99, Р-ТПР-01-99. М.: ИЦП МАЭ, 1999.

55. Методика расчета трубопроводов АЭУ в рамках концепции «течь перед разрушением»: М-ТПР-01-93. М.: ИЦП МАЭ, 1993.

56. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций: ПНАЭ Г-1-024-90. М: Энергоатомиздат, 1990.

57. Рекомендации к содержанию отчета по углубленной оценке безопасности действующих энергоблоков атомных станций (ОУОБ АС). РБ-001-05/М.: Ростехнадзор, 2005

58. Экспертное заключение о безопасности эксплуатации энергоблока №1 Ленинградской АЭС в период дополнительного срока: инв.№ДНП-5-460-2003, утверждено зам. директора НТЦЯРБ Госатомнадзора России 15.12.2003.