Уточнение процедур и критериев пусконаладочного контроля термомеханических характеристик оборудования РУ ВВЭР-1000 по результатам натурных испытаний и измерений

Пусконаладочный контроль термомеханической нагруженности элементов оборудования РУ, входящий в комплекс СПНИ, выполняется на вновь вводимых в эксплуатацию энергоблоках с ВВЭР. Названный вид измерений является завершающим этапом определения термосилового нагружения основных узлов оборудования в реальных условиях эксплуатации в рамках обоснования прочности и проектного ресурса.

По результатам натурных измерений подтверждается соответствие фактических условий эксплуатации контролируемого оборудования проектным требованиям, а также выявляются неучтенные в проекте или аномально протекающие явления и процессы, вырабатываются и реализуются мероприятия, направленные на их учет или устранение. В итоге обеспечивается обратная связь накапливаемого опыта эксплуатации с практикой проектирования.

Исследование характера протекания режимов и изменения нагруженности узлов оборудования, выполнение уточненных расчетных анализов нагружения особенно необходимы в условиях возрастающих требований к РУ по проектному сроку службы, по количеству реализуемых за это время проектных режимов, по закладыванию на стадии проектирования предпосылок возможности продления проектного срока службы [1].

Измерения выполняются на различных этапах ПНР по специальным программам (процедурам), устанавливающим объем, методику проведения и критерии успешности испытаний и измерений. Данные программы разрабатываются для каждого энергоблока индивидуально.

Актуальной тенденцией пусконаладочных испытаний РУ с использованием СПНИ на этапе ввода в эксплуатацию является их развитие с постепенной трансформацией в непрерывный эксплуатационный контроль ресурса оборудования РУ. Важными методическими задачами при этом являются: выбор числа измерительных точек, мест установки первичных преобразователей и схем их размещения, которые решаются в рамках поставленных целей исследования, особенностей конструкции и эксплуатационных режимов.

В выполненном в 2008 году обобщенном анализе рассмотрены результаты исследования термомеханической нагруженности с применением СПНИ введенных в последнее время (в период с 2000 г. по 2007 г.) энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 в России, Украине и Китае.

Объем и состав испытаний и измерений. Исходный объем термомеханического контроля в составе СПНИ сложился в рамках проекта В-320 в 80-е годы XX века при определении нагруженности локальных узлов оборудования, где реализуются сложные теплогидравлические условия (пульсационные режимы течения, зоны смешивания потоков с различными температурами, застойные зоны с возможностью стратификации) [2, 3]. В связи с этим термометрированию подвергались патрубки подпитки первого контура, патрубок впрыска теплоносителя в КД, соединительный трубопровод КД, патрубки питательной и аварийной питательной воды. Тензометрирование выполнялось только для узлов приварки коллекторов первого контура ПГВ-1000.

В связи с новыми проектно-конструкторскими задачами и повышением требований безопасной эксплуатации АЭС объем измерений уточнялся. Например, начиная с блока №1 Волгодонской АЭС , проектом СПНИ был предусмотрен дополнительный объем измерений, а именно: контроль температур штуцеров и линий периодической продувки "карманов" ПГ, контроль температур гидроемкости и трубопроводов САОЗ, контроль температурных перемещений ГЦТ и ПГ в переходных режимах.

Проектные критерии. Для каждого режима предусмотренного программой (процедурой) СПНИ устанавливаются свои проектные критерии (условия эксплуатации): допустимые температуры, скорости их изменения, перепады температур, параметры нестационарных температурных явлений (амплитуда, периодичность, количество циклов) и некоторые другие условия.

Критерии устанавливаются на основании анализа конструктивных особенностей оборудования (элементов) РУ, режимов эксплуатации, расчетов прочности, результатов натурных измерений и опыта эксплуатации.

Испытания считаются успешными, если подтверждено (или обеспечено) соответствие фактических условий эксплуатации контролируемого оборудования проектным критериям.

Основные результаты измерений. Результаты пусконаладочного контроля термомеханической нагруженности элементов РУ, введенных в эксплуатацию за последние годы энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 в России, Украине и Китае, показали, что основной объем испытательных режимов проходил без замечаний, контролируемые параметры при этом соответствовали проектным критериям. По выявленным несоответствиям требованиям проекта были даны предложения по их устранению или учету (уточнению проектных критериев).

Патрубки питательной воды. Нестационарные температурные воздействия на патрубки питательной воды ПГ, непредусмотренные проектом, могут иметь место в переходных режимах с малым отбором пара (разогрев и расхолаживание РУ), а также при работе РУ в "горячем" состоянии и на мощности до 5% от номинальной.

Введение в работу и оптимизация настроек средств автоматического поддержания уровня в ПГ, а также уточнение требований к технологии проведения переходных режимов (разогрев и расхолаживание РУ) и условий эксплуатации РУ в "горячем" состоянии позволило снизить температурные воздействия на патрубки до проектных значений.

Патрубки подпитки первого контура. Проектом РУ В-320 установлены критерии, в соответствии с которыми разность температур между теплоносителем "холодной" нитки ГЦТ и подпиточной воды не должна превышать 30 ^оС (Т_ПП ? 30 ^оС).

Перепад температур между теплоносителем «холодной» нитки ГЦТ и подпиточной водой первого контура зависит от следующих факторов:

- расходов продувки, подпитки первого контура и соотношения между ними;

- работоспособности и эффективности РТО;

- температуры подпиточной воды на всасе подпиточных насосов.

Существенное влияние на тепловое состояние патрубков подпитки при работающих ГЦН оказывает теплоноситель циркулирующий по линиям СВО-1 и байпасным линиям Д_у50, так как относительно холодная подпиточная вода перед поступлением в «холодные» нитки петель ГЦТ смешивается с более горячим теплоносителем указанных линий.

Наиболее неблагоприятные условия работы патрубков подпитки наблюдались в режимах полного обесточивания АЭС и отключения (обесточивания) четырех ГЦНА. В таких случаях подмешивание более горячего теплоносителя по байпасным линиям СВО-1 прекращается. При этом температура на патрубках подпитки становится близкой к температуре подпиточной воды после РТО, последняя зависит от соотношения между расходами продувки и подпитки первого контура. Так как данные режимы характеризуются резким снижением уровня теплоносителя в КД ниже заданного значения, соответствующего текущей средней температуре первого контура, что приводит к увеличению расхода воды по линии подпитки (расход подпитки всегда будет больше расхода продувки). При этом разность температур между теплоносителем "холодной" нитки ГЦТ и подпиточной водой на различных энергоблоках достигала от 60 ^оС до 163 ^оС. На основании полученных данных были даны рекомендации по снижению термонагруженности патрубков подпитки в данных режимах. Однако, это не исключает термоциклов с ДТ_пп > 30 ^оС.

Ввиду того, что в проекте задано ограничение по количеству циклов нагружения патрубков подпитки с ДТ_пп > 30 ^оС (не более 30 циклов), при эксплуатации для данных узлов целесообразно обеспечить контроль выработанного ресурса средствами автоматизированного контроля с последующим расчетным анализом повреждаемости и наработке по циклам.

Система подпитки-продувки и борного регулирования РУ проекта АЭС повышенной безопасности существенно отличается от системы подпитки-продувки РУ серийного проекта АЭС. В проекте АЭС повышенной безопасности отсутствует байпасная очистка теплоносителя СВО-1 с высокотемпературными фильтрами, что связано с изменением схемы и параметров работы системы. При этом условия термоциклического нагружения патрубков подпитки РУ на АЭС повышенной безопасности существенно отличаются от серийного прототипа.

Проектом АЭС повышенной безопасности установлены критерии, в соответствии с которыми разность температур между теплоносителем "холодной" нитки ГЦТ и подпиточной воды не должна превышать 30 ^оС для следующих режимов: номинальный, нормальный переходной, разогрев, расхолаживание со скоростью 30 ^оС, расхолаживание естественной циркуляцией теплоносителя первого контура и борного регулирования.

На начальных этапах ПНР в некоторых режимах были зафиксированы отклонения от проектных условий эксплуатации патрубков подпитки. На основании результатов измерений были предложены и реализованы следующие основные компенсирующие мероприятия: оптимизированы схемные решения системы подпитки-продувки первого контура, оптимизирована схема штатного термоконтроля на линии подпитки, оптимизирован алгоритм работы СКУ в режимах, связанных с отключением четырех ГЦНА.

Кроме того, в процессе пусконаладочных измерений на патрубках подпитки было отмечено расслоение теплоносителя по сечению патрубка при подаче подпиточной воды в первый контур малыми расходами в режимах с отключением четырех ГЦНА.

На основании анализа результатов измерений было предложено выполнить анализ прочности патрубков подпитки-продувки на ГЦТ с учетом результатов СПНИ. Рассмотреть возможность изменения (увеличения) критерия ДT_ПП ? 30 ^оС в новых проектах до 50 ^оС в связи с новой, по сравнению с серийными энергоблоками (В-320), конструкцией патрубков подпитки-продувки - наличие "плавающих защитных рубашек".

Патрубок впрыска КД. Нестационарные температурные явления, непредусмотренные проектом, наблюдались на патрубках впрыска КД, в основном, на этапе горячей обкатки. После введения в работу автоматических средств регулирования и их наладки изменения температуры на патрубке не превышали проектных значений. В отдельных случаях отклонения от требований проекта регистрировались и на этапах физического и энергетического пусков. Например, в режиме перемешивания теплоносителя в КД с теплоносителем первого контура регистрировались непроектные пульсации температуры на патрубке, а при подъеме мощности РУ наблюдались периодические впрыски в КД. Эти отклонения потребовали корректировки алгоритмов АСУ ТП.

Соединительный трубопровод КД. Результаты термометрирования трубопровода соединительного в различных режимах работы РУ показали, что условия эксплуатации данного трубопровода серийных проектов В-320 и АЭС повышенной безопасности имеют свои особенности вследствие различной компоновки данного трубопровода в этих проектах, а также из-за наличия постоянной продувки из нижнего участка трубопровода соединительного РУ В-320 по дренажной линии.

В отдельных случаях, на этапах физического и энергетического пусков в режиме перемешивания теплоносителя в КД с теплоносителем первого контура при борном регулировании наблюдались непроектные пульсации температуры теплоносителя в трубопроводе соединительном около врезки в ГЦТ. В обеспечение требований проекта была рекомендована и реализована корректировка динамической характеристики регулятора давления в первом контуре для этого режима.

Узел приварки коллектора первого контура к патрубку корпуса ПГ. Впервые термоциклические процессы, связанные с захолаживанием сварного соединения "коллектор первого контура - патрубок корпуса ПГ" (сварное соединение №111), были зарегистрированы на блоке 1 Волгодонской АЭС на различных этапах ввода в эксплуатацию. Наиболее существенные термоциклические процессы в зоне сварного соединения №111 наблюдались при работе РУ в стационарных режимах работы ("горячее" состояние, номинальная мощность) и достигали величины ,равной 69 °С.

Анализ полученных данных показал, что при определенных условиях эксплуатации реализованной на блоке схемы продувки ПГ и принятой технологии проведения данной процедуры может происходить заброс "холодной" воды в ПГ обратным током по линиям периодической продувки "карманов" ПГ.

Для отработки мероприятий по исключению зафиксированных непроектных режимов было принято решение задействовать часть средств СПНИ на начальном периоде эксплуатации, а в проекте СПНИ предусмотреть точки контроля линий и штуцеров периодической продувки каждого ПГ.

После реализации мероприятий по исключению влияния продувки отдельных ПГ при проведении контрольных измерений в ходе пуска блока 1 Волгодонской АЭС после ППР непроектных термоциклических процессов в зоне сварного соединения не наблюдалось.

В настоящее время в типовой регламент безопасной эксплуатации энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 внесены требования по исключению влияния продувки отдельных ПГ друг на друга и забивания продувочных линий шламом, а также по поддержанию в "горячем" состоянии трубопроводов объединенной линии продувки из "карманов" коллекторов и штуцеров днища путем их прогрева постоянным расходом.

Трубопроводы САОЗ. Начиная с блока №1 Волгодонской АЭС проводилось термоетрирование трубопроводов САОЗ перед обратными клапанами в границах первого контура. Результаты измерений показали, что при разогреве РУ (В-320) прогрев трубопроводов, подключенных к НКР, обеспечивается (т.е. имеет место массо- и теплообмен между водой в трубопроводе и теплоносителем в НКР), а температура трубопроводов, подключенных к СКР, остается равной температуре окружающей среды в герметичном объеме реакторного отделения.

На основании результатов измерений было рекомендовано выполнять прогрев тупиковых участков трубопроводов САОЗ перед проведением гидроиспытаний первого контура до температуры не менее 50 ^оС путем организации протечек с использованием байпасных линий обратных клапанов и дренажных линий трубопроводов.

Ввиду отличия компоновки трубопроводов пассивной части САОЗ РУ В-428, и РУ В-320, при разогреве первого контура прогрев трубопроводов САОЗ РУ В-428 подключенных к НКР и СКР на участке от обратного клапана до патрубка реактора, обеспечивался за счет массо- и теплообмена без предусмотренных регламентом специальных операций, что подтвердили результаты пусконаладочных измерений.

Выводы

1. Полученная информация при проведении пусконаладочных измерений способствовала разработке и внедрению мероприятий по оптимизации условий эксплуатации оборудования РУ ВВЭР-1000 как в период ввода в эксплуатацию, так и при дальнейшей эксплуатации.

2. При разработке новых проектов РУ результаты пусконаладочного контроля целесообразно использовать для снятия излишнего консерватизма (или учета реальных процессов, неизбежных при протекании режимов) при выполнении теплогидравлических расчетов, расчетов граничных условий по теплоотдаче и температурных полей, используемых при обосновании прочности оборудования и трубопроводов РУ.

Перечень принятых сокращений