8.2. Направления контроля за состоянием пг
Обеспечивая решение основных задач мониторинга эксплуатации парогенераторов, рабочая группа организует выполнение работ по следующим основным направлениям, руководствуясь при этом рекомендациями [14-17]:
-статистический анализ состояния ПГ на основе результатов контроля металла узлов и элементов парогенератора, данных ИАС ПГ;
-проведение расчётно-аналитических оценок по состоянию критических узлов и элементов ПГ, условиям глушения теплообменных труб (уточнение критерия глушения ТОТ) и предложениям по объёму и периодичности ВТК на последующий ППР, по ресурсу эксплуатации соответствующих ПГ.
В период проведения ППР результаты контроля теплообменных трубок, узлов и элементов ПГ, результаты анализа и контроля ВХР второго контура, загрязнённости элементов ПГ передаются для оперативного анализа непосредственно в рабочую группу.
Рабочая группа Концерна «Росэнергоатом» оценивает состояние элементов контролируемого ПГ и в случае необходимости принимает оперативное решение об увеличении объёмов контроля элементов и узлов ПГ, критериях глушения ТОТ или иных мероприятиях с указанием сроков их выполнения.
8.3 Отчет состояния парогенераторов российских аэс с ввэр
По результатам мониторинга ежегодно составляется итоговый отчёт о состоянии парогенераторов российских АЭС с ВВЭР.
Отчёт содержит анализ состояния ПГ по данным контроля, включая статистический анализ, рекомендации по условиям дальнейшей эксплуатации, ведения ВХР, целесообразности механических или химических промывок, других корректирующих мероприятий, объёмы контроля, критерии глушения ТОТ для проведения предстоящего ППР и расчётно-аналитическое обоснования надежной и безопасной работы ПГ.
При необходимости, рабочей группой готовятся технические решения по управлению сроком службы ПГ блоков в следующих случаях:
-в случае невозможности по обоснованной причине выполнения рекомендаций итогового отчёта (утверждается руководством Концерна);
-в случае выявления значительного ухудшения состояния ПГ от спрогнозированного в предыдущий ППР и необходимости изменения требований к контролю и ремонту (утверждается руководством Концерна);
-в случае необходимости в ходе выполнения текущего ППР оперативного уточнения требований, установленных в ежегодных отчётах, выпускаемых в плановом порядке, например, применительно к установлению критических зон, глушению отдельных труб и.т.д. (утверждается главным инженером соответствующей АЭС).
8.4 Оценка работоспособности теплообменных труб пг
Используемая в настоящее время методология оценки работоспособности теплообменных труб ПГ представляет собой комплекс следующих задач:
-анализ эксплуатационных характеристик (режимы, контроль, ВХР и т.п.);
-статистический анализ состояния трубчатки на основе результатов ВТК;
-вероятностный анализ состояния теплообменных труб.
На рис. 8.4.1 и 8.4.2 приведены диаграммы, по которым можно определить необходимую периодичность вскрытия ПГ для проведения контроля ТОТ. По оси ординат отложено количество дефектов труб, обнаруженных при предыдущем вскрытии, а по оси абсцисс отложен прирост числа дефектов при текущем вскрытии, по сравнению с предыдущим. Наклонными линиями показаны области, определяющие необходимую периодичность контроля. Например: если предыдущее число дефектов 300, а через год прирост числа дефектов 300, то необходимая периодичность контроля 1 год. Если число дефектов 150, то проводить контроль каждый год нецелесообразно, т.к. это дорогое мероприятие. Диаграммы дают допустимый прирост для периодов контроля 1,4,8,12 лет.
Прирост числа дефектов в настоящее время прогнозируется с помощью разработанных математических моделей. Исходными данными для прогноза служит статистика прироста дефектов по результатам предыдущих вскрытий.
Рис. 8.4.1. Диаграмма "количество индикаций - прирост индикаций в год" для ПГВ-440.
Рис. 8.4.2. Диаграмма "количество индикаций - прирост индикаций в год" для ПГВ-1000.
Расчёт периодичности контроля от прироста индикаций проводится с некоторыми допущениями (плотность индикаций в неконтролируемой зоне принимается равной плотности ранее прошедших контролей, вклад неанализируемых дефектов оценивается в 10% от их числа, контроли объемом менее 10% не рассматриваются).
В качестве примера определения необходимого объёма контроля рассмотрим пример контроля на парогенераторах 4 блока НВАЭС (4ПГ-4) и 1 блока Калининской АЭС (1ПГ-1).
В табл.8.4.1 приведено состояние трубного пучка 4ПГ-4 НВАЭС за последние контроли, а в Табл.8.4.2 - состояние трубного пучка 1-го блока КлнАЭСПГ-1.
Таблица 8.4.1 Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 четвертого блока НВАЭС
Наименование параметра
|
Дата ППР, год |
||
2003 |
2005 |
2008 |
|
Количество проконтролированных труб, штук |
5465 |
515 |
1202 |
Количество индикаций, штук |
70 |
29 |
96 |
Количество заглушенных труб, штук |
61 |
94 |
104 |
Плотность индикаций, отн. ед. |
0,012 |
0,056 |
0,079 |
Количество вновь образовавшихся дефектов, штук |
24 |
6 |
75 |
Количество идентифицированных дефектов, штук |
7 |
0 |
36 |
Суммарное количество проконтролированных труб, штук |
7182 |
||
Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1 приведены в таблице 8.4.2.
Таблица 8.4.2 Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1
Наименование параметра |
Дата ППР, год |
||||
1996 |
1998 |
2000 |
2006 |
2007 |
|
Количество проконтролированных труб, штук |
503 |
512 |
10901 |
1291 |
3035 |
Количество индикаций, штук |
14 |
154 |
441 |
383 |
300 |
Количество заглушенных труб, штук |
0 |
19 |
65 |
91 |
115 |
Плотность дефектов, отн. ед. |
0,028 |
0,301 |
0,04 |
0,297 |
0,098 |
Количество вновь образовавшихся дефектов, штук |
- |
18 |
92 |
89 |
79 |
Количество идентифицированных дефектов, штук |
- |
11 |
16 |
15 |
3 |
Суммарное количество проконтролированных труб, штук |
16242 |
||||
По результатам контроля, с учётом неанализируемых индикаций, рассматриваемый парогенератор относится к группе с периодичностью 100%-го контроля в 4 года при критерии глушения в 70% (по диаграмме Рис.8.4.1 - Кр = 3, Кр.пр = 42, где Кр - расчётное количество индикаций на трубчатке ПГ, аКр.пр. - прирост новых индикаций за год эксплуатации).
Аналогично проводился анализ для ПГВ-1000 по диаграмме на Рис.8.4.2.
В данном случае, для Кр = 140 (по вертикальной оси диаграммы) и
Кр.пр = 21 (по горизонтальной оси) получаем, что парогенератор относится к группе с периодичностью 12 лет для принятого критерия в 70%.
Аналогичным образом рассчитываются предлагаемые объёмы контроля теплообменных труб в предстоящий ППР и для других парогенераторов АЭС, при этом контроль может быть разнесен по годам.
Предлагаемые на основании последних контролей теплообменных труб ПГ объёмы контроля на предстоящий ППР, на примере ряда российских блоков, приведены в табл.8.4.3
Таблица 8.4.3
(*) - по данным предыдущего контроля.
Число в скобках означает периодичность контроля, вычисленная по результатам предыдущего ВТК.
Как видно из данных вышеприведеннойтабл.8.4.3, имеем некоторое ухудшение состояние на парогенераторах НВАЭС, особенно на 4 блоке.
Проблемными вопросами являются:
-принятый подход определяет периодичность с 100%-го контроля, тогда как в ППР контролируется значительно меньший объём и для неконтролируемой зоны принимается соответствующее допущение по плотности индикаций;
-при расчёте объемов и периодичности учитываются имеющиеся дефекты, которые в течение длительного времени не подрастают и могут быть, при более детальном анализе, исключены из расчёта;
-учёт неанализируемых дефектов также достаточно консервативен;
-отбраковка труб только по глубине дефекта, без учета амплитуды сигнала, также приводит к перебраковке и переглушению теплообменных труб ПГ и т.п.