Технико-экономический анализ условий безопасного перехода с 4-х на 8-летнюю периодичность эксплуатационного контроля оборудования и трубопроводов реакторных установок действующих и проектируемых атомных электростанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ УСЛОВИЙ БЕЗОПАСНОГО ПЕРЕХОДА С 4-Х НА 8-ЛЕТНЮЮ ПЕРИОДИЧНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ РЕАКТОРНЫХ УСТАНОВОК ДЕЙСТВУЮЩИХ И ПРОЕКТИРУЕМЫХ АЭС

А.В. Михальчук, А.Ф. Гетман

ОАО «ВНИИАЭС», Москва



Аннотация

КИУМ (коэффициент использования установленной мощности) - интегральный показатель надежности и экономической эффективности эксплуатации энергоблока АЭС, который в решающей мере определяет его конкурентоспособность.

В статье показано, что среднегодовой КИУМ 9-ти энергоблоков с ВВЭР-1000 (с 2008 по 2011 гг.) ниже среднемирового уровня и значительно ниже лучших достижений США, Южной Кореи и ФРГ.

Установлены причины понижения значений КИУМ на АЭС с ВВЭР-1000, а именно: большие объемы эксплуатационного контроля оборудования и трубопроводов АЭС, определяемые самой жесткой в мире периодичностью эксплуатационного контроля (100% за 4 года) на АЭС, а также низкая эффективность этого контроля, что приводит к снижению коэффициента готовности оборудования и трубопроводов АЭС.

Показано, что для достижения и превышения лучших мировых значений КИУМ на реакторных установках типа ВВЭР-1000 (действующие АЭС) и вновь проектируемого ВВЭР-ТОИ необходимы мероприятия:

установленный мощность энергоблок реакторный



Переход на 8-летнюю периодичность эксплуатационного контроля с 18-месячным топливным циклом.

Распространение лучшего опыта референтных АЭС по организации плановых ремонтов.

Использование передового мирового и отечественного опыта повышения эксплуатационной надежности и безопасности оборудования и трубопроводов, что позволит обеспечить безопасность при переходе на 8-летнюю периодичность эксплуатационного контроля, а также обеспечит высокие значения коэффициента готовности.

Для выполнения указанных условий необходим пересмотр нормативного документа по безопасности ПНАЭ Г-7-008-89 и связанных с ним документов.

Анализ КИУМ и коэффициента готовности Кгот на энергоблоках с ВВЭР-1000

Эксплуатационный контроль (ЭК) оборудования и трубопроводов АЭС (ОиТ) является одной из самых затратных и дорогих технологий, реализуемых на АЭС во время их эксплуатации.

ЭК включает техническое освидетельствование, гидравлические испытания на прочность, неразрушающий контроль, а также обеспечивающие мероприятия, такие как установка и разборка ремонтных лесов, снятие и установка теплоизоляции, подготовка поверхностей оборудования и трубопроводов для проведения неразрушающего контроля, разборка и сборка узлов уплотнения насосов, арматуры, главного и других разъемов корпусного оборудования и другие работы. Эти работы выполняются в период планово-предупредительных ремонтов (ППР), и в них участвует большое число персонала АЭС и привлекаемого к ремонту персонала специализированных предприятий.

Периодичность эксплуатационного контроля в России регулируется нормами и правилами (НП) по безопасности ПНАЭГ-7-008-89 «Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов АЭУ» [1], пересмотр которых завершился в 2011 г. [2]. В новой, ещё не введённой в действие, редакции сохранилась 4-летняя периодичность, которую можно увеличить на один год по специальному техническому решению при наличии обоснования безопасности.

Периодичность ЭК на АЭС в атомной энергетике различных стран существенно отличается от принятой в России (таблица 1).

Таблица 1 - Периодичность эксплуатационного контроля главных циркуляционных трубопроводов (ГЦТ) и корпусов реакторов (КР) в разных странах.

Элемент конструкции АЭС	Россия	Германия,	Франция,	США,
	ФНП ПНАЭГ-7-008-89	Проект новых ФНП	Нормативный документ КТА 3201.4	Нормативный документ RSE-M	Нормативный документ Код ASME, том XI
КР	4*+3мес.	4+1****	4	10	10
ГЦТ	4*+3мес.	4+1****	8**	10***	10***

* - полный объём контроля может быть реализован путем ежегодного частичного контроля;

** - через 4 года должно быть реализовано 50% полного объема контроля;

*** - частичный контроль проводится не реже чем 1 раз в 2 года;

**** - требуется дополнительное обоснование безопасности.

Очевидно, что наиболее жесткие требования к частоте контроля согласно таблице 1 предусмотрены российскими нормативными документами. Это означает, что объем ЭК на российских АЭС в пересчете на один год эксплуатации является самым большим.

Большой объем и повышенная частота ЭК на АЭС, с одной стороны, оказывают положительное влияние на надежность эксплуатации оборудования и трубопроводов и безопасность АЭС.

С другой стороны, отрицательным является то, что частое проведение ЭК и его большой объем снижает коэффициент использования установленной мощности (КИУМ). КИУМ - это интегральный показатель эксплуатационного качества энергоблока. КИУМ равен отношению фактической выработки электроэнергии на энергоблоке за определённый период эксплуатации с учётом выполнения всех НП по безопасности к максимально возможной выработке энергии при работе без остановок, на номинальной мощности.

Кроме того, любая разборка и последующая сборка оборудования повышают риск снижения надёжности последующей эксплуатации оборудования вследствие возможных в этих ремонтных процессах ошибок персонала. За полный эксплуатационный цикл целесообразно минимизировать число разборок и сборок оборудования.

В таблице 2 показаны фактические характеристики ремонтных циклов 9-ти энергоблоков с ВВЭР-1000 за 4-летний период, предусмотренный ПНАЭГ-7-008-89, по показателям годовых отчетов по безопасности энергоблоков АЭС за 2008 - 2011 гг.

Там же показаны значения КИУМ, рассчитанные по формуле:

КИУМ = [(365 - Тср.год ) / 365], (1)

где: - 365 - количество суток в году (високосный год не учитывали);

- Тср.год - среднегодовая продолжительность плановых и внеплановых ремонтов в сутках.

Даны значения коэффициентов неготовности, рассчитанных по формуле:

К негот = Твнепл / 365. (2)

В формуле (2) и таблице 2 и далее по тексту приняты следующие обозначения:

- Т внепл - среднегодовая продолжительность внеплановых ремонтов в сутках;

- Тср - продолжительность среднего ремонта, сутки;

- Ткр - продолжительность капитального ремонта, сутки;

- Тсум - суммарная продолжительность плановых ремонтов за полный цикл ЭК (4 года для Нововоронежской АЭС, Калининской АЭС и Ростовской АЭС и 4 года и 3 месяца для Балаковской АЭС, сутки.

Таблица 2 - Характеристики плановых и внеплановых ремонтов и КИУМ за 4-летний цикл ЭК с 2008 по 2011 гг. на АЭС с ВВЭР-1000 в сравнении с необходимыми показателями для достижения КИУМ=93%.

АЭС	№\№ эн/ блока	Плановые ремонты в сутках	Внеплановые ремонты	Т ср.год + Твнепл	КИУМ %
		Тср	Ткр	Т сум	Т ср.год	Твнепл .сутки	Кнегот %
БЛК	1	47	63	157	37	7,8	2,1	45	87,6
	2	39	51	130	31	2,41	0,7	33	90,9
	3	43	62	148	35	0,9	0,23	36	90,2
	4	42	55	138	33	1,3	0,38	34	90,7
Средние по 4 эн/блокам	42,7	57,7	143	34	3,1	0,86	38	89,6
КЛН	1	45	59	194	49	5,5	1,51	54	85,2
	2	42,2	69	195	49	0,25	0,08	49	86,6
	3	45,3	60	196	49	3,35	1	52	85, 6
средние по 3 эн/блокам	44,1	63	195	49	3,03	0,8	52	85,8
РОС	1	35	43	147	37	2,7	0,8	40	89,2
НВО*	5	44	142	470	118	4	1,1	122	66,6
Средние по 4 АЭС	42,4	67	197	49,7	3,24	0,8	53	85,8
Необходимые характеристики ремонтного цикла для достижения КИУМ=93%	19,3	30,0	87,6	21,9	3,67	1		93

*) Примечание: На Нововоронежском энергоблоке №5 в период с 2008 по 2011 гг. было выполнено 3 капитальных ремонта, 2 из которых включали модернизация, и 1 средний ремонт.



При этом использовали формулу:

Тсум = Т(СР)хkср +Т( КР)хkкр, (3)

где kср и k кр - число средних и капитальных ремонтов за полный цикл ЭК.

При этом k зависит от продолжительности топливного цикла и периодичности ЭК. Для Нововоронежской АЭС, Калининской АЭС и Ростовской АЭС, на которых топливный цикл равен 12 месяцам, kср =3 (рис. 1). Для Балаковской АЭС - kр =2, так как на этой станции реализована технология ЭК и технического обслуживания и ремонта (ТОиР), ориентированная на 16-месячный топливный цикл (рис. 2) для того, чтобы уложиться в 4-летнюю периодичность ЭК по требованиям ПНАЭ Г-7-008-89.

Рис. 1. Базовый вариант организации ППР для 12-месячного топливного цикла в соответствии с 4-летней периодичностью ЭК по [1].

Из таблицы 2 видно, что характеристики ремонтных циклов на разных АЭС существенно отличаются. При этом фактическая продолжительность ППР на всех АЭС отличается также и от нормативной плановой, которые равны Т(СР) = 45 сут, а Т(КР) = 70 сут.

Рис. 2. Организация ППР на Балаковской АЭС при периодичности ЭК 4 года и 3 месяца (разрешена [1]) и топливном цикле 16 месяцев.

Наилучшие показатели имеет Балаковская АЭС, на которой реализован 16-месячный топливный цикл. Суммарные среднеблочные затраты времени за период с 2008 по 2011 гг., необходимые для выполнения 100% работ по ЭК и ТОиР за 4-летний период (точнее 4 года и 3 месяца), который предусмотрен документом [1], составили Тсум = 143,1 суток, а продолжительность Т(СР) = 42,7 суток, Т(КР) = 57,7 суток, в то время как среднегодовые затраты времени на ППР составили Тср.год = 33,7 суток.

Лучшие показатели из 5 энергоблоков с 12-месячным топливным циклом зарегистрированы на блоке 1 Ростовской АЭС. Суммарные затраты времени, необходимые для выполнения 100% работ по ЭК и ТОиР за 4- летний период, составили Тсум = 146,6 суток, Тср=34,7 суток, Ткр=42,5 суток, а Тср.год = 36,6 суток.

Как видно из таблицы 2, фактические показатели лучших АЭС с ВВЭР-1000 существенно хуже показателей КИУМ и коэффициента готовности, достигнутых на лучших мировых АЭС.

В последней графе таблицы 2, показаны необходимые характеристики ремонтного цикла при 4-летней периодичности ЭК и 12-месячном топливном цикле для достижения КИУМ=93%, рассчитанные с использованием соотношения СР/КР = 0,68 (принятое в настоящее время нормативное соотношение по длительностям ремонтов).

Как следует из последней графы таблицы 2, при 4-летней периодичности для достижения конкурентного значения КИУМ=93% на ВВЭР-1000 необходимо значительно сократить продолжительность плановых средних и капитальных ремонтов:

- Т(СР) до 19,3 сут вместо 42,4 сут;

- Т(КР) до 29,69 сут вместо 67 сут;

- Тср.год 21,9 сут вместо 49,7 сут;

Исходя из реальной практики проведения ремонтов в России и за рубежом, такие значительные (в 2 и более раз) сокращения длительности ремонта не достижимы.

Дальнейшее повышение КИУМ возможно при одном из двух следующих условий или при их сочетании:

уменьшение времени на проведение ППР, в том числе на ЭК;

увеличение периодичности ЭК с целью снижения среднегодовой длительности ремонтов.

Сокращение сроков ППР возможно за счет реализации следующих мероприятий:

- повышение надежности оборудования, трубопроводов и электрооборудования;

- изменение конструкции отдельного оборудования РУ с целью сокращения продолжительности, объёма работ и повышения удобства обслуживания (например, сокращение количества сварных соединений элементов корпуса реактора);

- оптимизация графика каждого ремонта с остановом (по составу работ, их последовательности и продолжительности);

- увеличение (по сравнению с референтными РУ с ВВЭР-1000) номенклатуры и количества средств технологического оснащения технического обслуживания и ремонта (приспособлений, специальной оснастки, средств контроля, автоматизированных и механизированных средств и т.п.);

- совмещение работ по перегрузке топлива в реакторе с работами по техническому обслуживанию и ремонту парогенераторов (ПГ) благодаря применению отсекающих устройств, устанавливаемых в коллекторы ПГ;

- реализация стратегии ремонта по техническому состоянию оборудования, согласно которой перечень выполняемых операций, включая разборку, определяется по результатам диагностирования оборудования на момент начала ремонта, а также по данным о надежности однотипных изделий (ОСТ 54-003-025-89).

Указанные мероприятия, безусловно, полезны и могут, в конечном счете, привести к дальнейшему сокращению сроков ППР. Однако, с учетом того, что задача сокращения сроков ППР всегда стояла остро в атомной энергетике, быстрых результатов ожидать нельзя.

Так, например, сокращение числа сварных швов требует серьёзной модернизации заводов-изготовителей и не может быть реализовано для действующих АЭС с ВВЭР-1000.

Применение стратегии ремонта «по состоянию» возможно только при наличии специальных средств диагностики оборудования, позволяющих обнаруживать дефекты металла при работе реактора на мощности. Это возможно пока ещё только для вращающихся элементов АЭС, таких как главный циркуляционный насос (ГЦН) или турбина. Но при этом нужна серьёзная доработка этих систем, что вряд ли возможно в ближайшее время. Кроме того, необходимо также выполнить обоснование и корректировку изменения нормативной базы (на что потребуется несколько лет) и изменение лицензий на эксплуатацию.

Увеличение периодичности ЭК с целью снижения среднегодовой длительности ремонтов и повышения КИУМ

Второй возможный путь повышения КИУМ по аналогии с атомной энергетикой зарубежных стран связан с увеличением периодичности ЭК.

Ниже рассмотрен ремонтный цикл и КИУМ при периодичности ЭК, равной 8 годам, и топливном цикле 18 месяцев (рис.3).

Рис. 3. Организация ППР при 8-летней периодичности ЭК и 18-месячном топливном цикле.

При этом рассмотрены три варианта.

В варианте 1 в качестве исходных данных используются нормативные плановые продолжительности среднего ремонта - Т(ср) = 45 суток, капитального ремонта - Т(кр) = 70 суток, и внеплановый останов - 3,65 суток в год, что соответствует значению коэффициента неготовности (Кнегот) = 1%, что рекомендовано в технических требованиях EUR [15]. При этом kср=4, kкр = 1.

Для сравнения в этом же варианте для тех же исходных данных рассмотрена 4-летняя периодичность ЭК при 12-месячном топливном цикле и количестве средних ремонтов kср = 3.

В варианте 2 используются среднестанционные значения продолжительности ППР, достигнутые на 9 энегоблоках с ВВЭР-1000 АЭС ОАО «Концерн Росэнергоатом» за 4-летний цикл ЭК за период с 2008 по 2011 гг. (см. таблицу 2), и необходимые для выполнения 100% ЭК и ТОиР, а именно: среднего ремонта - Т(ср) = 42,4 суток, капитального ремонта - Т(кр) = 67 суток, и внеплановый останов - 3,65 суток в год, что соответствует значению Кнегот = 1%, рекомендованого в требованиях EUR [15]. При этом kср=4, kкр = 1. Там же для сравнения для тех же исходных данных рассмотрена 4-летняя периодичность ЭК при 12-месячном топливном цикле и количестве средних ремонтов kср = 3.

В варианте 3 в качестве исходных данных использовали лучшие показатели референтных АЭС ОАО «Концерн Росэнергоатом», а именно: среднего ремонта - Тср = 32,5 суток, капитального ремонта - Т кр = 42,45 суток, и внеплановый останов - 3,65 суток в год, что соответствует значению Кнегот = 1%, рекомендованому в требованиях EUR [15]. При этом kср=4, kкр = 1. Несмотря на то, что лучшие результаты в отрасли по организации ППР достигнуты на Балаковской АЭС, в связи с реализацией на этой АЭС 16-месячного топливного цикла с числом СР kср = 2, указанные выше данные по продолжительности Т(ср) и Т(кр) взяты по результатам, полученным на энегоблоке №1 Ростовской АЭС в 2010 и в 2011 гг. соответственно. В варианте 3 также для сравнения для тех же исходных данных рассмотрена 4-летняя периодичность ЭК при 12 месячном топливном цикле и количестве средних ремонтов kср = 3.

Результаты расчета сведены в таблицу 3.

Анализ результатов, полученных в варианте 1(таблица 3), показал, что только за счет перехода на 8-летнюю периодичность ЭК при сохранении нормативных плановых длительностей среднего и капитального ремонтов возможно достижение КИУМ = 90,44%, что на 5,48% выше максимально возможного значения при 4-летней периодичности и при той же продолжительности среднего и капитального ремонтов.

Для случая среднеотраслевых значений СР и КР (вариант 2, таблица 3) при 8-летней периодичности ЭК КИУМ = 91% и по сравнению с достигнутым в отрасли средним уровнем, его увеличение составит 5,21%.

В варианте 3 показано (таблица 3), что переход на 8-летнюю периодичность ЭК в сочетании с распространением в отрасли лучшего опыта организации ППР позволяет получить КИУМ = 93,09%. Увеличение КИУМ при переходе с 4-х на 8-летнюю периодичность ЭК и 18-месячный топливный цикл при использовании лучшего отраслевого опыта организации ППР составит 3,68%, а по сравнению с достигнутым среднеотраслевым КИУМ составит: Д КИУМ = 93,09% - 85,92% = 7,17%

При этом сравнение общих затрат времени на плановые и аварийные ремонты Тсум. при 8-летней периодичности, необходимые для выполнения 100% ЭК и ТОиР, существенно выше достигнутого среднеотраслевого значения 205,5 суток и составляет только 155 суток, то есть на 50 суток меньше. Это позволяет еще больше сократить затраты на ППР и обеспечить для АЭС с ВВЭР-1000 и новых АЭС с ВВЭР-ТОИ значение КИУМ, значительно превышающее 93%, а для действующих и новых АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 ? существенные конкурентные преимущества (рис. 4).

В заключение данного раздела отметим, что реализация в отрасли перехода на 8-летнюю периодичность ЭК в сочетании с передовой организацией ЭК и ТОиР позволит получить на 11 действующих энергоблоках с ВВЭР-1000 дополнительную выработку электроэнергии, равную вводу в эксплуатацию нового энергоблока c установленной электрической мощностью 802 МВт.ч.

Таким образом, как следует из таблицы 3 и рисунка 4, достигнуть и превысить лучшие мировые показатели по КИУМ на АЭС типа ВВЭР-1000, а следовательно и для ВВЭР-ТОИ, возможно только при условии:

1. перехода на 8-летнюю периодичность ЭК с 18-месячным топливным циклом;

2. распространения передового опыта референтных (Балаковской и др.) АЭС по организации плановых ППР, в том числе ЭК и ТОИР, на все АЭС с ВВЭР-1000 и ВВЭР-ТОИ;

3. повышения эффективности ЭК с целью обеспечения безопасности при переходе на 8-летнюю периодичность ЭК, а также обеспечения высоких значений коэффициента готовности.

Таблица 3 - Расчет КИУМ при нормативной длительности плановых ремонтов, при среднеотраслевой и при лучших показателях плановых ремонтов, достигнутых на энергоблоках отрасли при 4-х и 8-летней периодичности ЭК

Условия организации плановых ремонтов	СР	КР	Твнепл сут.	Тсум об сут	Тср.год сут	КИУМ %	Д= КИУМ (8) - КИУМ (4), %
	Т(ср), сут	kср	Т(кр), сут	kкр
1 Нормативная продолжительность плановых ремонтов
1.1 4-летняя периодичность ЭК и 12-месячный топливный цикл	45	3	70	1	3,65	219,6	54,9	84,96	5,48
1.2 8-летняя периодичность ЭК и 18- месячный топливный цикл	45	4	70	1	3,65	279,2	34,9	90,44
2 Среднеотраслевая продолжительность плановых ремонтов
2.1 4-летняя периодичность ЭК и 12-месячный	42,4	3	67	1	3,65	205,5	51,4	85,92	5,13
2.2 8-летняя периодичность ЭК и 18-месячный топливный цикл	42,4	4	67	1	3,65	261,4	32,67	91,05
3 Наименьшие продолжительности плановых ремонтов, достигнутые на референтных блоках
3.1 4-летняя периодичность ЭК и 12-месячный топливный цикл	32,5	3	42,45	1	3,65	154,6	38,94	89,41	3,68
3.2 8-летняя периодичность ЭК и 18-месячный топливный цикл	32,5	4	42,45	1	3,65	201,66	25,21	93,09

СР - выгрузка топлива, текущий контроль и ремонт оборудования и трубопроводов;

КР - выгрузка топлива, текущий контроль и ремонт оборудования и трубопроводов, включая капитальный ремонт турбогенератора;

Д= КИУМ (8) - КИУМ (4), % - это разность между КИУМ при 8-ми и 4-летней периодичностью при равенстве остальных параметров ремонтов.

Рис. 4. КИУМ на АЭС ОАО «Концерн Росэнергоатом» по сравнению с зарубежными показателями [14]. Кривой обозначены средние значения КИУМ 9-ти энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 за 2008, 2009, 2010 и 2011 гг. - достижимое значение КИУМ при безопасном переходе на 8-летнюю периодичность ЭК с использованием опыта Балаковской АЭС по организации плановых ЭК и ТОиР.

Обеспечение безопасности при переходе на 8-летнюю периодичности ЭК и повышение коэффициентов готовности оборудования и трубопроводов

В процессе эксплуатации могут происходить отказы оборудования и трубопроводов

На АЭС выполняется ЭК оборудования и трубопроводов (ОиТ) с целью обеспечения их надежности и безопасности при эксплуатации и по результатам ЭК принимаются своевременные меры для недопущения внеплановых остановов и снижения последствий от ненадёжной работы оборудования.

При увеличении периодичности ЭК, если не принимать специальных компенсирующих мероприятий, может произойти снижение надежности оборудования и трубопроводов. В работе [6] показано, что для условий эксплуатации ВВЭР-1000 снижение надежности может быть значительным (в 2-3 раза). В таблице 2 приведены среднестанционные значения коэффициента неготовности, которые в ряде случаев достигают 1% и выше. Это значит, что коэффициент неготовности оборудования и трубопроводов при простом увеличении периодичности ЭК с 4 до 8 лет (то есть если не будут приняты меры по повышению надежности) не позволит достичь лучших мировых значений КИУМ и, в лучшем случае, останется на среднемировом уровне.

В связи с вышесказанным, возникает вопрос о надежности и безопасности при переходе с 4-х на 8-летнюю периодичность ЭК оборудования и трубопроводов АЭС.

Очевидно, что для перехода на 8-летнею периодичность ЭК приемлемым можно признать следующее условие: переход с 4-летней периодичности ЭК на 8-летнюю периодичность ЭК должен быть безопасным, то есть должно быть выполнено соотношение:



?

Для выполнения указанного выше условия требуется введение специальных мероприятий, обеспечивающих повышение надежности и безопасности до необходимого уровня.

Зарубежный опыт и опыт работы ОАО «ВНИИАЭС» на действующих АЭС, обобщенный в отчетах и публикациях, в том числе в монографиях [5-9 и др.], а также других организаций [10,11 и др.], показывает, что на сегодняшний день возможно существенное повышение надежности и безопасности эксплуатации оборудования и трубопроводов путем специальной организации выполнения неразрушающего контроля (НК), гидравлических испытаний, технического освидетельствования, контроля режимов эксплуатации на АЭС, применения специальных технологий принятия эффективных технических решений и др.

Указанный опыт дает основание предполагать, что следующий комплекс мероприятий обеспечит безопасное увеличение периодичности ЭК до 8 лет:

- введение в эксплуатационную практику выполнения количественных оценок достоверности НК;

- повышение достоверности НК до необходимого и достаточного уровня инструментальными и методическими средствами;

- применение вероятностных методов оценки прочности и ресурса во взаимосвязи с качеством ОиТ, качеством (достоверностью) НК и условиями эксплуатации и принятие адекватных решений в случае необходимости;

- учет и оценка эффекта влияния на надежность ОиТ специально организованных гидравлических испытаний на прочность и плотность;

- использование электронного архива контроля режимов эксплуатации (наработки) и истории эксплуатации во взаимосвязи с учетом их влияния на уровень надежности оборудования и условиями НК и принятие технических решений по их результатам;

- доведение исходного состояния качества ОиТ (оцениваемого количественными характеристиками остаточной дефектности) до приемлемого уровня;

- применение системных методов анализа причин повреждения (в случае выявления в эксплуатации дефектов) с реализацией принципа обратной связи (для этапов проектировании, изготовления, монтажа или эксплуатации) для устранения коренных первопричин повреждений (вплоть до требования внесения изменений в НП);

- применение технологий принятия эффективных решений для повышения надежности элементов оборудования и трубопроводов в случае обнаружения дефицита надежности во время эксплуатации АЭС.

Ниже приведены примеры применения перечисленных выше мероприятий (технологий) для трех элементов действующих АЭС с одним из самых больших дефицитов надежности и безопасности: для теплообменных трубок парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 и ВВЭР-440, для главных трубопроводов АЭС с ВВЭР-440 и главных трубопроводов Ду800 АЭС с РБМК.

Теплообменные трубки парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 и ВВЭР-440

Проблема обеспечения целостности теплообменных труб (ТОТ) парогенераторов (ПГ) является одной из наиболее сложных и актуальных в мировой атомной энергетике. Эта проблема возникла на АЭС западного производства более 20 лет назад и до сих пор на западе не решена.

Убытки от ненадежной работы ТОТ на АЭС западного производства исчисляются сотнями миллиардов долларов. К решению проблемы привлечены лучшие специалисты. Однако задачу до конца решить не удается.

В России для решения проблемы обеспечения целостности ТОТ были применены указанные выше технологии, на основе которых разработан документ РД ЭО-0552-2004 «Методические рекомендации по применению системной методологии обеспечения целостности теплообменных труб парогенераторов действующих АЭС с ВВЭР-1000 и ВВЭР-440».

Результаты применения РД показаны на рис.5, где по вертикальной оси откладывали число внеплановых остановов из-за сквозных дефектов в ТОТ, а по горизонтальной - календарное время.

Рис. 5. Динамика внеплановых остановов до и после применения РД ЭО-0552-2004

Из рис. 5 видно, что после применения РД внеплановые остановы прекратились.

Кривая 3 на рис. 5 относится к энергоблоку, на котором РД не применяли. При этом количество внеплановых остановов этого энергоблока за рассматриваемый период увеличилось.

Подробно результаты работы описаны в монографии [9,10 ].

Главные трубопроводы Ду500 АЭС с ВВЭР-440

В связи с реконструкцией блоков АЭС с ВВЭР-440 первого поколения возникла проблема предупреждения разрывов главного циркуляционного трубопровода (ГЦТ). Работа была выполнена в 1988-1994 гг., обсуждалась в МАГАТЭ, прошла экспертизу западных фирм (Сименс-КВУ, ЭДФ и Фраматом). Подробно вся работа описана в монографии [11]. Здесь приведены только два результата, полученные в рамках указанной работы (рис. 6 и 7).

Рис. 6. Изменение вероятности разрыва главного трубопровода реактора ВВЭР-440 в зависимости от применяемых мероприятий

На рис. 6 показано, что после выполнения специально организованного неразрушающего контроля (НК) и вличгидраеских испытаний (ГИ), вероятность разрыва ГЦТ снизилась на 4 и более порядков. При этом видно, что после ГИ вероятность разрыва долгое время остается равной нулю.

На рис. 7 показан еще один эффект, полученный после выполнения работ: в результате специально организованного НК в 1990-1993гг. [11] на АЭС не выявили ни одного дефекта, кроме тех, которые были обнаружены ранее и оставлены в эксплуатации.

Это свидетельствует о том, что надежность трубопровода очень высока не только по сопротивлению разрушению, но и по критерию дефектности.

Рис.7. Результаты применения компенсирующих мероприятий на действующих АЭС. Трубопроводы ГЦТ Ду500 ВВЭР-440.

Главные трубопроводы Ду800 АЭС с РБМК

В данном примере показано, что высокую надежность элементов (в данном случае - трубопроводов ГЦТ Ду800) можно обеспечить до начала эксплуатации.

В 1982 г. была выявлена проблема, связанная с большим количеством дефектов на Ду800 блока 1 (рис.8а) и блока 2 (рис.8б) Смоленской АЭС (СмАЭС).

На блоке 3 применялся специально организованный предэксплуатационный неразрушающий контроль, в процессе которого были выявлены и устранены все дефекты. После ввода в эксплуатацию энергоблока 3 СмАЭС в 1989 г. ни одного дефекта в процессе эксплуатации выявлено не было (рис.8в). При этом на энергоблоках 1 и 2 дефекты выявляются до сих пор (рисунки 8а и 8б).

Таким образом, эффективность специально организованного НК до начала эксплуатации подтверждена 23-летним опытом эксплуатации блока 3 СмАЭС. Отсутствие дефектов на Ду800 энергоблока 3 подтверждено также официальным письмом СмАЭС [12]. Подробный анализ описанного случая содержится в отчете ОАО «ВНИИАЭС» [13] и монографии [7].

Приведенные выше примеры показывают, что в настоящее время разработаны технологии, методы и технические средства, позволяющие существенно повысить надежность как новых, так и действующих энергоблоков. В случае комплексного применения указанных технологий на АЭС надежность оборудования и трубопроводов повысится существенным образом и превысит требования, накладываемые условием безопасного увеличения периодичности ЭК.

Рис. 8а. Результаты применения компенсирующих мероприятий на действующих АЭС. Трубопроводы Ду800 КМПЦ РБМК-1000. Энергоблок 1 СмАЭС.



Рис. 8б. Результаты применения компенсирующих мероприятий на действующих АЭС. Трубопроводы Ду800 КМПЦ РБМК-1000. Энергоблок 2 СмАЭС.



Рис. 8в. Результаты применения компенсирующих мероприятий на действующих АЭС. Трубопроводы Ду800 КМПЦ РБМК-1000. Энергоблок 3. Год начала эксплуатации - 1989 г. Все дефекты выявлены и устранены до начала эксплуатации. В эксплуатации дефектов не обнаружено.



Заключение

Для достижения и превышения лучших мировых значений КИУМ на реакторных установках типа ВВЭР-1000 (действующие АЭС) и вновь проектируемого ВВЭР-ТОИ необходимы следующие мероприятия:

1. Переход на 8-летнюю периодичность ЭК с 18-месячным топливным циклом.

2. Распространение опыта референтных АЭС (Балаковской и др.) АЭС по организации плановых ППР, в том числе ЭК и ТОИР.

3.Использование передового зарубежного и отечественного опыта (ОАО «ВНИИАЭС» и других организаций) по повышению эксплуатационной надежности и безопасности оборудования и трубопроводов, что позволит обеспечить безопасность при переходе на 8-летнюю периодичность ЭК, а также обеспечить высокие значения коэффициента готовности.

4.Для выполнения указанных условий необходим пересмотр ПНАЭГ-7-008-89 и других связанных с ним документов.

5. Следует ожидать, что КИУМ энергоблоков, на которых будут реализованы рекомендации 1-4, превысит значение 93%, что обеспечит АЭС с ВВЭР-1000 ОАО «Концерн Росэнергоатом» одно из самых высоких значений в мире указанного коэффициента, а реакторным установкам с ВВЭР-ТОИ ? высокий уровень конкурентоспособности.

6. Экономический эффект от выполнения рекомендаций 1-4 настоящего заключения даст дополнительную выработку электроэнергии на 11 энергоблоках с ВВЭР-1000, равносильную вводу в эксплуатацию энергоблока мощностью 800 МВт.ч.



Использованная литература

1. ПНАЭ Г-7-008-89, ПУБЭ.

2. ПУБЭ - новая редакция на сайте Ростехнадзора.

3. Код ASME, том XI.

4. Реализация в проекте ВВЭР-ТОИ и на действующих АЭС с ВВЭР-1000 коэффициента технического использования Кт.и. = 93%, Доклад на совещании главных инженеров АЭС концерна «Росэнергоатом», Михальчук А.В., 2011г.

5. Эффективность повышения КИУМ АЭС с ВВЭР-1000, П.Л.Ипатов, А.В.Михальчук, // Вестник СГТУ, май 2003г.

6. Исследование влияния периодичности технического освидетельствования на прочностную надежность элементов 1 контура РУ с ВВЭР-1000. Тутнов А.А, Лоскутов О.Д., Гетман А.Ф. Ж. Атомная энергия, № 4, 2005г.

7. Неразрушающий контроль и безопасность оборудования и трубопроводов, Гетман А.Ф., Козин Ю.Н., Энергоатомиздат, 1997г.

8. Ресурс эксплуатации оборудования и трубопроводов АЭС, Гетман А.Ф., Энергоатомиздат, 2000.

9. Надежность оборудования и трубопроводов и оптимизация жизненного цикла АЭС, Аркадов Г.В., Гетман А.Ф. Родионов А.Н., Энергоатомиздат, 2010г.

10. Probabilistic safety assessment for optimum NPP PLiM, Arkadov G., Getman A., Rodionov A., UK, WP, 2012.

11. Концепция безопасности «течь перед разрушением» для сосудов и трубопроводов давления атомных станций. М. Энергоатомиздат, 1999г.

12. Письмо Смоленской АЭС №410/12-132 от 30.05.2012г.

13. Технический отчет ОАО «ВНИИАЭС» «Обобщение опыта эксплуатации АЭС», 1995г.

14. Атомная энергетика России. Время упущенных возможностей, 06.05.2008г., Атомпро, Атомная энергетика, Б.Нигматулин, М.Козырев

15. European Utility Requirements (EUR). Требования европейских энергетических компаний к АЭС с легководными реакторами.

16. Отчеты по безопасности ВДАЭС за 2008, 2009, 2010 и 2011 гг.

Размещено на Allbest.ru

...