Повторное продление срока эксплуатации энергоблоков 1 поколения аэс с ввэр-440 В. Г. Асмолов, В. П. Поваров, С. Л. Витковский ОАО «Концерн Росэнергоатом»

Разработчик проекта – ОАО «Атомэнергопроект»

Конструктор РУ – ОАО ОКБ «Гидропресс»

Научный руководитель НИЦ «Курчатовский институт»

Результаты выполненных работ показали принципиальную техническую возможность дальнейшего продления срока эксплуатации блоков №№  3, 4 при условии их модернизации с целью дальнейшей более глубокой компенсации дефицитов безопасности. При этом текущее состояние элементов реакторной установки блока № 3 НВАЭС (верхний блок, корпус реактора, парогенераторы и др.) требует при ПСЭ существенно большего объема работ по сравнению с блоком №4 НВАЭС.

С учетом вышеприведенных факторов, решением НТС ОАО «Концерн Росэнергоатом» от 29.06.2012 было рекомендовано осуществить окончательный останов энергоблока № 3 по окончании 45-ти летнего срока эксплуатации и разработать комплект документов, обосновывающих целесообразность продление срока эксплуатации энергоблока № 4 НВАЭС сверх 45-ти лет (отчет о комплексном обследовании энергоблока №3 и №4, сводный план мероприятий по энергоблоку №4; оценка экономической эффективности ПСЭ №4) с учетом:

• 
  использования систем и оборудование блока № 3 для повышения безопасности блока №4 (включая объединение конфайментов блоков, использование струйно-вихревого конденсатора блока № 3, подключение активных и обеспечивающих систем безопасности блока № 3 к блоку №4, другие технические решения);
  
• 
  оценкой модернизации систем безопасности энергоблока и комплекса мероприятий по ликвидации последствий запроектных аварий на блоке и минимизации воздействия на население и окружающую среду, а также с определением технологий и технических средств, обеспечивающих реализацию этих мероприятий, с учётом событий произошедших на АЭС «Фукусима».
  

Разработка проекта была основана на концепции, предполагающей, что за счет обеспечения высокого качества оборудования и других компонентов реакторной установки, качества эксплуатации (контроля за состоянием металла и сварных швов оборудования и трубопроводов), можно избежать значительного их повреждения, исключив тем самым возможность серьезной аварии.

Вследствие этого, в качестве максимальной проектной аварии рассматривалась течь из первого контура с эквивалентным сечением разрыва Дy32.

В то же время, технические решения, заложенные в основу проекта, обеспечили безопасность, надежность, экономическую эффективность и простоту эксплуатации этих блоков в течение нескольких десятилетий. При этом некоторые особенности проектных решений соответствовали рекомендациям доклада INSAG-5 для будущих АЭС, опубликованного в 1992 г.:

• 
  реактор ВВЭР-440/179 имеет небольшую, компактную активную зону, которая практически не подвержена ксеноновым колебаниям. Отсутствует необходимость локального регулирования нейтронного потока, реактор устойчив и обладает мощными отрицательными обратными связями, что создает благоприятные условия для работы оператора в переходных режимах;
  
• 
  высокая эффективность аварийной защиты реактора, реализованная большим количеством ОР СУЗ механической системы регулирования, достаточна для предотвращения выхода в повторную критичность в авариях с быстрым захолаживанием теплоносителя первого контура с учетом отказа наиболее эффективного ОР СУЗ;
  
• 
  срабатывание аварийной защиты реактора основано на гравитационном принципе и не требует дополнительных источников энергии;
  
• 
  энергонапряженность активной зоны достаточно низкая, что обеспечивает значительные запасы до кризиса теплообмена на твэлах при различных переходных процессах;
  
• 
  большой удельный объем теплоносителя первого и второго контуров на единицу тепловой мощности реактора дает возможность осуществлять пассивное охлаждение активной зоны реактора в течение длительного времени и снижает зависимость от ранних действий оператора.
  

В проекте не предъявлялись повышенные требования к герметичности помещений при избыточном давлении, так как не предполагалось серьезных повреждений твэлов.

После ввода энергоблока в эксплуатацию начал формироваться новый комплексный подход к атомным электростанциям, как объектам повышенной опасности. Были разработаны такие нормативные документы концептуального уровня, как «Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций», «Общие положения обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании, строительстве и эксплуатации» ОПБ-73.

В них были сформулированы уже признанные в других странах принципы обеспечения безопасности атомных электростанций: глубокоэшелонированной защиты, единичного отказа и метод анализа безопасности на основе рассмотрения постулированных исходных событий.

Энергоблоки с реактором ВВЭР-440 первого поколения, естественно, этим нормам не отвечали, и встал вопрос о проведении их модернизации.

Вместе с тем анализы проекта по выявлению отступлений от новых норм, а также оценка их влияния на безопасность показали значительную консервативность данных проектов и наличие развитых свойств внутренней самозащищенности.

В основу концепции повышения безопасности блоков первого поколения при ПСЭ в начале 2000-х годов закладывалось:

• 
  создание независимых каналов СБ;
  
• 
  увеличение МПА с течью теплоносителя 1 контура с Ду32 до Ду100;
  
• 
  внедрение концепции «Течь перед разрушением» для трубопроводов 1 контура Ду500 и Ду200;
  
• 
  приближение суммарной вероятности тяжелых аварий к рекомендуемому ОПБ-88/97 значению ~ 110^-5.
  

• 
  установлены дополнительные аккумуляторные батареи и щиты постоянного тока;
  
• 
  модернизирована существующая сеть надежного питания первой категории переменного тока;
  
• 
  смонтированы два дополнительных дизель-генератора (ДГ 7,8) по 1600 кВт каждый в отдельном здании;
  
• 
  модернизирована сеть 6 кВ надежного питания 2 категории с целью создания двух каналов СБ.
  

• 
  созданы на базе современного комплекса аппаратуры АКНП-7 два комплекта аварийной защиты и контроля реактора по параметрам нейтронного потока;
  
• 
  установлены два комплекта аварийной защиты по технологическим параметрам;
  
• 
  импульсный регулятор мощности реактора заменен на два комплекта автоматического регулятора мощности АРМ 5СРВ;
  
• 
  установлены два комплекта устройства разгрузки и ограничения мощности реактора РОМ-2СРВ;
  
• 
  управляющие системы безопасности реализованы на базе унифицированного комплекса технических средств (УКТС);
  
• 
  реакторная установка оснащена системой внутриреакторного контроля на базе аппаратуры СВРК-В179.
  

• 
  созданы два независимых канала систем безопасности с внутренним резервированием активных элементов;
  
• 
  установлены БЗОК на главных паропроводах, реализованы алгоритмы автоматических действий при разрыве паропроводов ПГ и ГПК;
  
• 
  заменены предохранительные клапаны КД и ПГ на клапаны, не зависящие от агрегатного состояния среды. Обеспечена возможность отвода тепла в режиме «feed and bleed»;
  
• 
  энергоблоки оснащены дополнительными системами аварийной подачи питательной воды в парогенераторы;
  
• 
  сооружено отдельно стоящее здание насосной станции пенного пожаротушения с двумя новыми насосами и дополнительным баком.
  

• 
  в целях повышения плотности ГО выполнена модернизация элементов ГО;
  
• 
  на воздуховодах систем вентиляции ГО установлены быстродействующие отсечные клапаны;
  
• 
  взамен предохранительных клапанов внедрен струйно-вихревой конденсатор (СВК). При этом СВК обладает следующими преимуществами:
  

• 
  обеспечивается непревышение проектного предела давления в гермоограждении РУ при авариях с течью до Dу 500 включительно;
  
• 
  обеспечивается очистка сбрасываемой среды от молекулярного йода;
  
• 
  пассивный принцип работы;
  
• 
  минимальное время нахождения гермоограждения РУ под избыточным давлением, в результате чего уменьшаются неконтролируемые утечки из гермообъема;
  
• 
  невозможность образования существенного вакуума в гермоограждении РУ вследствие обратного тока среды через СВК.
  

Для реализации важной составляющей принципа глубокоэшелонированной защиты – управление запроектной аварией – каждый энергоблок оснащен рядом технических средств, в том числе:

• 
  передвижными источниками аварийного электропитания (ПАДГС) мощностью 2 МВт и 0,2 МВт;
  
• 
  передвижной насосной установкой (ПНУ) для подачи питательной воды в парогенераторы;
  
• 
  ПНУ для подачи охлаждающей воды потребителям;
  
• 
  ПНУ для откачки воды из затопленных помещений;
  
• 
  системой контроля наличия паровой фазы в реакторе или уровня теплоносителя в реакторе (на 4 блоке);
  
• 
  системой представления параметров безопасности.
  

По результатам ВАБ 1 уровня 4 блока, доработанного в 2011 году путем существенного расширения объема учитываемых инициирующих событий, частота повреждения активной зоны реактора составила 5,610^-5 1/год при исходном (до модернизации) значении 1,0810^-3 1/год. Достигнутое значение частоты ПАЗ ниже значений рекомендованных INSAG-3 и INSAG-8 для действующих блоков АС.

На рис.1 проиллюстрировано распределение вкладов в значение частоты ПАЗ по различным категориям групп исходных событий.

Как видно, значительный вклад в частоту ПАЗ вносят исходные события, связанные с течами теплоносителя 1 контура, что связано как с существующей двухканальной структурой САОЗ, а так же ее конфигурацией.

В изначальной проектной схеме САОЗ (насосы АПН) не было обеспечено выполнения принципа независимости системы безопасности от систем нормальной эксплуатации (в системе использовались трубопроводы возврата продувки первого контура), принципа единично отказа и защиты от отказа по общей причине. Основные мероприятия по модернизации САОЗ соответствовали основным рекомендациям МАГАТЭ по вопросам проекта (TECDOC-640). В результате выполненных работ была повышена надежность работы системы и безопасность энергоблока:

• 
  реализована двухканальная система ввода бора;
  
• 
  обеспечена независимость систем безопасности между собой и систем нормальной эксплуатации;
  
• 
  обеспечено резервирование активных элементов;
  
• 
  запуск двух насосов в канале позволяет преодолеть течь первого контура эквивалентным диаметром Ду100;
  
• 
  установка байпаса на напоре насосов аварийного ввода бора позволяет исключить отказ канала по общей причине;
  
• 
  разделение групп насосов по питанию обеспечивает защиту системы от отказов по общей причине.
  

Также нельзя игнорировать неудачный опыт попытки продолжения эксплуатации блоков с ВВЭР-440/В-230 на АЭС "Козлодуй" и АЭС "Богунице". Технические решения по модернизации, выполненные эксплуатирующими организациями этих АЭС не позволили ликвидировать (нивелировать) известные недостатки РУ первого поколения с ВВЭР-440/В-230. В тоже время РУ второго поколения с ВВЭР-440/В-213 успешно эксплуатируются в ряде стран Восточной Европы (а на АЭС "Моховце" ведутся работы по вводу в эксплуатацию еще двух блоков В-213), и их уровень безопасности соответствует современным требованиям МАГАТЭ к эксплуатируемым АЭС.

Поэтому одной из главных целей в концепции повышения уровня безопасности при повторном продлении срока эксплуатации блока №4 до 60 лет была определена цель расширения спектра проектных аварий вплоть до разрыва ГЦТ Ду 500. При этом предложены следующие технические решения достижения цели:

1. 
   модернизация САОЗ для обеспечения охлаждения активной зоны реактора при разрывах трубопроводов первого контура с условным диаметром более 100 мм (МПА при LOCA):
   

• 
  внедрение пассивной системы охлаждения активной зоны (гидроёмкости САОЗ);
  
• 
  внедрение активной системы охлаждения активной зоны низкого давления (насосы аварийной подпитки первого контура низкого давления);
  

2. 
   модернизация ГО РУ для обеспечения его целостности при указанной выше МПА и обеспечения непревышения установленных критериев по радиологическим последствиям;
   
3. 
   учитывая рекомендацию НТС "Концерна Росэнергоатом" об окончательном останове энергоблока №3 по окончании 45-ти летнего срока эксплуатации, продление РУ энергоблока №4 осуществляется с использованием систем безопасности блока №3. Конкретно, например, может быть увеличен объём герметичных помещений за счет объединения ГО блоков №3 и №4 с использованием двух СВК.
   

–  определение требований к вновь устанавливаемому оборудованию и модернизируемому САОЗ;

–  подтверждение расчетным обоснованием выполнение принятых приёмочных критериев для аварий при исходном событии LOCA Ду 500.
Таблица 1. Проектные пределы по степени повреждения твэл и расчётные приёмочные критерии при LOCA

Срок эксплуатации	МПА с LOCA	Проектный предел по степени повреждения твэл при МПА с LOCA	Расчетные приемочные критерии при LOCA
1971-2002 г.г. проектный срок	Ду 32 мм	Дополнительная разгерметизация твэл при аварии отсутствует	Кризис теплоотдачи отсутствует, температура оболочки твэл – не более 350С
2002-2017г.г. продление срока эксплуатации	Ду 100 мм	Дополнительная разгерметизация твэл при аварии отсутствует	Ду32 мм Кризис теплоотдачи отсутствует, температура оболочки твэл – не более 350С.
			32 ммДу100 мм Температура оболочки не более 600С
2017-2032г.г. продление сверх 45 лет	Ду 500 мм	Дополнительная разгерметизация твэл при аварии отсутствует	Ду32 мм Кризис теплоотдачи отсутствует, температура оболочки твэл – не более 350С.
			32 ммДу100 мм Температура оболочки не более 600С
			100 мм<Ду£500 мм Температура оболочки не более 800С. Эквивалентная степень окисления оболочки твэла должна быть не более 18% от первоначальной толщины. Отсутствует пластическая деформация оболочек твэлов.

В Таблице 1 приведены проектные пределы по степени повреждения твэл и расчётные приёмочные критерии при LOCA, которые устанавливались для активной зоны на всех этапах эксплуатации и модернизации блока №4. При продлении срока эксплуатации сверх 45-ти лет они установлены строже, чем в проекте РУ второго поколения ВВЭР-440/В-213 для аналогичного исходного события аварии.

Результаты выполненного для блока №4 теплогидравлического анализа для аварии с исходным событием «Разрыв ГЦТ Ду 500 мм» (с использованием модернизированной конфигурации САОЗ) показывают непревышение температурой оболочек твэлов значения 800 °С (рис. 2). На основании анализа результатов работ ОАО "ВНИИНМ", выполненных для энергоблоков № 3 и № 4 Кольской АЭС (проект РУ В-213), в которых рассмотрено поведение твэлов в аварии с исходным событием «Разрыв ГЦТ Ду 500 мм», с достижением максимальных температур оболочек твэлов около 830 °С, можно сделать предварительное заключение, аналогичное сделанному ОАО "ВНИИНМ" для энергоблоков № 3 и № 4 Кольской АЭС – разгерметизации исходно герметичных твэлов и превышения предельного значения (18 %) эквивалентной степени окисления оболочки твэлов в данной аварии на блоке №4 не прогнозируется. Характер изменения параметров теплоносителя в реакторе и условия эксплуатации самих твэлов в течении рассматриваемой аварии можно считать качественно совпадающими с протеканием аналогичной аварии для РУ ВВЭР-440 проекта В-213, что позволяет также подтвердить отсутствие пластической деформации оболочек твэл.

Рис. 2 Разрыв холодной нитки ГЦТ полным сечением на входе в реактор. Максимальная температура оболочек твэлов

Пассивная часть системы аварийного охлаждения зоны (два канала по две гидроёмкости САОЗ в каждом) предназначена для подачи в реактор раствора борной кислоты при давлении в первом контуре менее 3,0 МПа в количестве, достаточном для охлаждения активной зоны реактора до подключения насосов аварийной подпитки первого контура низкого и высокого давления в проектных авариях с потерей теплоносителя первого контура. Трубопроводы от гидроёмкостей врезаются в неотключаемые участки ГЦТ двух холодных и горячих ниток ГЦТ (рис. 3).

Рис. 3. Принципиальная схема подключения ГЕ САОЗ, насосов САОЗ низкого и высокого давления

Система аварийной подпитки первого контура высокого давления предназначена для подачи раствора борной кислоты в первый контур при авариях с потерей теплоносителя первого контура, превышающей компенсационную способность системы нормальной подпитки, при давлении в первом контуре ниже рабочего давления этой системы (ниже 13,4 МПа). Система основывается на действующей в настоящее время системе аварийной подпитки первого контура блока № 4 и также используется эта система с блока № 3.

Спринклерная система подает воду из бака аварийного запаса борной кислоты Б-8 на форсунки в бокс парогенераторов и по линии рециркуляции в Б-8 через теплообменники ТОС, на которые подается техническая вода при достижении температуры в Б-8 65 ºС. Бак Б-8 является фактически приямком ГО РУ, в который теплоноситель попадает через развитую фильтрующую систему, обеспечивающую проходимость связи при срыве теплоизоляции с поверхности оборудования, расположенного в герметичных помещениях.

Концепцией повторного продления срока эксплуатации блока 4 НВАЭС решение данных задач предлагается осуществить путем объединения ГО РУ 4 и 3 блоков (рис. 5,6). При этом ограничение давления в герметичных помещениях РУ в начальной стадии аварии с разрывом ГЦТ обеспечивается за счет увеличения объема ГО и работой двух СВК. На последующих стадиях конденсация пара в герметичных помещениях и отвод тепла обеспечивается каналами спринклерных систем 4 и 3 блоков.

Анализ процессов в герметичных помещениях при проектной аварии с течью Ду500 из первого контура для блока 4 НВАЭС, модернизированного в соответствии с Концепцией повторного продления срока эксплуатации блока 4 НВАЭС выполнен НИЦ «Курчатовский институт». При этом исходные данные по выходу массы и энергии в герметичные помещения были рассчитаны и предоставлены ОАО ОКБ «Гидропресс». При этом для обеспечения максимального выхода массы учитывалось срабатывание всех ГЕ и всех насосов САОЗ.

Рис. 5. Место возможного объединения ГО – помещения барботажных баков

Рис. 6. Принципиальный чертеж способа объединения ГО 3 и 4 блоков

Максимальное значение абсолютного давления в герметичных помещениях модернизированного энергоблока 4 составляет 0,176 МПа в конфайнменте 4-го блока и 0,129 МПа в конфайнменте 3-го блока (рис. 7,8), что ниже проектного предела – 0,2 МПа. Затем давление в обоих конфайнментах снижается за счет работы струйно-вихревых конденсаторов.

Включение в работу насосов спринклерных систем на орошение боксов ПГ в конфайнментах 4-го и 3-го блоков приводит к тому, что давление в герметичных помещениях становится ниже атмосферного. При этом воздух начинает поступать в герметичные помещения извне через неплотности герметичных помещений и струйно-вихревые конденсаторы.

Максимальное значение температуры в баках Б-8 не превышает 75 ^оС (максимально допустимая температура на всасе насосов АПН – насосы САОЗ высокого давления).

Рисунок 7 – Максимальное давление в герметичных объемах. Начальный этап аварии

Рисунок 8 – Максимальное давление в герметичных объемах

Рисунок 9 – Температура раствора в баках аварийного запаса борной кислоты

Использование систем безопасности 3 блока после его окончательного останова позволит обеспечить не менее чем 3-х канальную структуру активных систем безопасности. Например:

На рисунке 10 в качестве примера приведена технологическая схема системы дополнительной аварийной питательной воды парогенераторов 4 блока с учетом использования оборудования 3 блока.

Рис. 10 Технологическая схема системы дополнительной аварийной питательной воды 4 блока с учетом использования оборудования 3 блока

Оценки флюенса нейтронов на стенку корпуса реактора, выполненные в рамках работ по договору №92067 от 02.12.2009 г. между ОКБ «ГИДРОПРЕСС» и Проектно-конструкторским филиалом ОАО «Концерн Росэнергоатом» (филиалом «Энергоатомпроект») показали следующее:

–  для сварного шва №4 корпуса реактора 4 блока НВАЭС после повторного отжига зависимость радиационнго охрупчивания определена до флюенса нейтронов f=1,610²⁰ нейтр/см² (с момента отжига). Это значение достигается за 55 лет работы реактора, то есть в 2027 г;

–  для основного металла корпуса реактора зависимость радиационнго охрупчивания определена до флюенса нейтронов f=310²⁰ нейтр/см² (значение флюенса до которого аттестована сталь 15Х2МФА). Это значение достигается через 50 лет работы реактора, то есть в 2022 г.

Чтобы продлить срок эксплуатации КР 4 блока НВАЭС сверх 50 лет необходимо провести отжиг основного металла и металла сварного шва № 4.

Результаты анализа (отчет 179-Р-114) показали, что циклическая прочность корпуса реактора и деталей главного разъема реактора для срока эксплуатации до 60 лет обеспечивается.

На основании анализа технического состояния парогенераторов блока №4 было сделано заключение, что состояние узлов и элементов позволяет продолжать эксплуатацию парогенераторов по условиям циклической прочности. Количество заглушенных труб не превышает 3% при допустимом количестве 15%.

Необходимо для обоснования возможности дальнейшей эксплуатации провести комплекс работ, включающий выполнение ряда мероприятий:

–  проведение химической промывки механической отмывки от шлама теплообменных труб и карманов коллекторов;

–  проведение дополнительных расчетно-аналитических работ по определению возможного количества заглушенных труб в различных ПГ энергоблока, связанных с изменением расхода через реактор;

–  выполнение работ по анализу оптимизации критериев глушения дефектных теплообменных труб, в частности переход на амплитудный критерий;

–  проведение 100% ВТК всех парогенераторов энергоблока, с использованием вращающихся или иного типа (отличных от проходных) зондов для контроля дефектов типа NA;

–  подтверждение физико-механических свойств металла элементов и узлов ПГ на продлеваемый срок службы;

–  переход на этаноламиновый ВХР.
6. Обоснование сейсмостойкости оборудования и трубопроводов РУ.
При продлении срока службы РУ для блоков №3,4 НВАЭС расчеты по проверке сейсмостойкости оборудования и трубопроводов не проводились, т.к. интенсивность МРЗ для площадки НВАЭС оценивалась на тот момент равной 4,5 балла по шкале MSK-64 /4/, а в соответствии с нормами расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок ПНАЭ Г-7-002-86 для подобного уровня сейсмических воздействий проверку сейсмостойкости допускается не проводить. Опыт продления срока службы РУ блока №5 НВАЭС свидетельствует, что на современном этапе Ростехнадзор требует обоснования сейсмостойкости независимо от балльности площадки. Поэтому при дальнейшем продлении срока службы РУ блока № 4 НВАЭС подобные расчеты потребуются.

В настоящий время в соответствии с «Актуализированными мероприятиями для снижения последствий запроектных аварий на АЭС» № АЭСМП-71К(04-07)2012 ведутся работы по дополнительному исследованию и анализ материалов сейсмического микрорайонирования АЭС, а так же расчет поэтажных спектров отклика для сейсмологических условий площадки, по результатам которых будет выполнен анализ сейсмостойкости оборудования.

При продлении срока службы РУ для блоков №1,2 КоАЭС на схожий уровень сейсмических воздействий (МРЗ 5 баллов) потребовалось устанавливать вторую опору на КД, поскольку были получены отрицательные результаты для опорных стоек компенсатора. Вполне вероятно подобная конструкция потребуется и для НВАЭС, возможность установки данной опоры должен подтвердить Генпроектант.

Список литературы

1. Концепция повторного продления срока эксплуатации энергоблока 4 Нововоронежской АЭС (ПСЭ 4 блока сверх 45 лет, с учётом объединения конфайментов 3,4 блоков

2. Установка реакторная В-179. Теплогидравлический расчетный анализ безопасности активной зоны при мгновенном разрыве ГЦТ Ду 500 с двусторонним истечением теплоносителя из реактора. 179-Пр-128. ОКБ «Гидропресс».

3. Отчет о научно-исследовательской работе «Расчетный анализ процессов в герметичных помещениях модернизированного блока 4 НВАЭС при проектной аварии с течью Ду500 из первого контура для сценария работы систем безопасности, приводящего к наибольшему росту давления в герметичных помещениях» по теме: «Анализ процессов в герметичных помещениях при проектной аварии с течью Ду500 из первого контура для блока 4 НВАЭС, модернизированного в соответствии с Концепцией повторного продления срока эксплуатации блока 4» НИЦ "Курчатовский институт", Москва 2013

4. Заключение Сейсмологического Центра Института геоэкологии РАН по рассмотрению и экспертной оценке отчетных материалов об уточнении сейсмической опасности площадки действующей Нововоронежской АЭС-1 (блоки 3,4), согласованное с ФГУ ВНИИ ГО ЧС, 2004 (вх.ОКБ «Гидропресс» 16359 от 29.12.2004.