Стартовая >> Архив >> Генерация >> Реакторные установки ВВЭР для АЭС

Результаты пуско-наладочных работ на 1 и 2 блоках АЭС Ловииза - Реакторные установки ВВЭР для АЭС

Оглавление
Реакторные установки ВВЭР для АЭС
Введение
Первая реакторная установка ВВЭР
Механизмы управления и защиты ВВЭР-1
Парогенераторы ПГВ-1
Трубопроводы и задвижки Ду 500
Научно-исследовательские и экспериментальные работы по ВВЭР-1
Исследовательские работы по топливным сборкам и их материалам ВВЭР-1
Исследовательские работы по механизмам и электрооборудованию СУЗ ВВЭР-1
Исследования механической прочности гибов труб Ду 500, парогенератора ВВЭР-1
Монтаж и наладка 1-го блока НВАЭС
Итоги эксплуатации 1-го блока НВАЭС
Опыт проведения капитальных ремонтных работ на реакторной установке
ВВЭР для АЭС Райнсберг
Реакторная установка ВВЭР-365 (В-3М)
Научно-исследовательские и экспериментальные работы по РУ В-3М
Основные этапы создания реакторных установок ВВЭР-440 и ВВЭР-1000
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-179)
Основные технические решения реактора В-179
Биологическая защита реактора и оборудование шахтного объема В-179
Основное оборудование реакторной установки В-179
Система перегрузки активной зоны В-179, обоснование проекта
Работы для обоснования конструктивных решений В-179
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-230) для головной АЭС
Установка реактора и оборудование шахтного объема ВВЭР-440 (В-230)
Оборудование первого контура ВВЭР-440 (В-230)
Расчетное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-230)
Результаты монтажа, пусконаладки и начальной эксплуатации (В-230)
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Описание основного оборудования РУ В-213
Расчетное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Экспериментальное обоснование проекта ВВЭР-440 (В-213) для АЭС Ловииза
Результаты пуско-наладочных работ на 1 и 2 блоках АЭС Ловииза
Дополнительные мероприятия по безопасности на АЭС Ловииза
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-270) для АЭС в сейсмическом районе
Обеспечение безопасности АЭС в условиях сейсмичности, пуск и ввод в эксплуатацию
Реакторная установка ВВЭР-440 (В-318) для АЭС Хурагуа
Мероприятия по повышению безопасности АЭС с РУ ВВЭР-440
Оценка основных технических решений РУ ВВЭР-Ф40
Реакторные установки ВВЭР-1000
Основные решения в проекте РУ В-187
Расчетное обоснование проекта РУ В-187
Сравнение реакторной установки ВВЭР-1000 (В-187) с зарубежными аналогами
Результаты пуско-наладочных работ и первого этапа эксплуатации реакторной установки ВВЭР-1000 5 блока НВАЭС
Реакторные установки ВВЭР-1000 (В-302 и В-338) для АЭС малой серии
Реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320) для АЭС большой серии
Описание оборудования и систем - реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320)
Система компенсации давления - реакторная установка ВВЭР-1000 (В-320)
Системы нормальной эксплуатации, управления и защиты реакторной установки ВВЭР-1000
Системы безопасности реакторной установки ВВЭР-1000
Мероприятия по повышению эксплуатационной надежности и ресурса парогенераторов РУ ВВЭР-1000
Поисковые работы по реакторной установке ВВЭР-500 (В-271)
Поисковые работы по реакторным установкам типа ВВЭР
Поисковые работы по реакторным установкам ВВЭР-2000, ВВЭР-1500, ВВЭР-1100
Новые проекты реакторных установок ВВЭР
Краткое описание основного оборудования РУ В-407
Реакторная установка ВВЭР-1000 (В-392)
Разработка систем управления запроектными авариями в проекте РУ В-392
Реакторная становка ВВЭР-1500
Реакторные установки ВВЭР-1000 для АЭС в Китае, Иране и Индии
Сравнительные характеристики реакторных установок ВВЭР-1000
Обоснование нейтронно-физических характеристик активной зоны ВВЭР-1000
Подходы к обоснованию нейтронно-физических характеристик реактора ВВЭР-1000
Результаты расчета нейтронно-физических характеристик топливных загрузок активной зоны ВВЭР-1000
Обоснование теплогидравлических характеристик реакторной установки ВВЭР
Основные результаты теплогидравлического расчета системы охлаждения реактора ВВЭР
Расчетное обоснование прочности реакторных установок ВВЭР
Современная практика расчетного обоснования прочности, основные критерии и методы
Экспериментально-исследовательское обоснование проектов РУ ВВЭР
Конструкционные материалы основного оборудования и трубопроводов реакторных установок ВВЭР
Конструкционные материалы основного оборудования и трубопроводов первого контура ВВЭР
Обоснование конструкционной прочности - продление срока службы РУ ВВЭР
Современные подходы к обоснованию конструкционной прочности оборудования реакторных установок
Исследования напряжений в оборудовании АЭС и обоснование нормативных подходов
Обоснование прочности конструкций при нестационарных термических воздействиях
Обоснование работоспособности оборудования в условиях коррозионной среды
Конструкционная прочность оборудования в условиях воздействия потока нейтронов
Участники создания реакторных установок ВВЭР
Список литературы

Организация пуско-наладочных работ на АЭС «Ловииза» и основные особенности работы на площадке АЭС. Координация всех работ и техническое руководство пуско-наладочными работами (ПНР) на АЭС выполнялось советско-финской группой руководства пуском.
До начала проведения ПНР советскими специалистами были разработаны и согласованы с финской стороной вначале предварительные, а затем и окончательные программы испытаний.
Для утверждения финскими техническими властями окончательных программ испытаний, на их основе на площадке АЭС по требованию финской стороны были разработаны и согласованы с финской стороной рабочие программы испытаний, по которым и выполнялись все пуско-наладочные работы на АЭС. В соответствии с требованиями финской стороны сразу после окончания испытаний составлялись акты по выполненным испытаниям, а в месячный срок передавался отчет об испытаниях, если требовалось проведение обработки результатов испытаний.
Для второго блока окончательными программами испытаний были приняты рабочие программы испытаний 1 блока, на базе которых для 2 блока были подготовлены свои рабочие программы испытаний.
При ПНР на площадке АЭС практически отсутствовал эксплуатационный персонал, обслуживающий реактор и ПГ, функции которого в неполной мере выполнялись специалистами монтажного участка. Финский эксплуатационный персонал в процессе ПНР проходил только обучение. Независимо от ранее согласованных решений, финская сторона в ходе ПНР по требованию финских властей постоянно проводила уточнения требований и объёмов испытаний в зависимости от накопленных знаний и измерений, происходящих в мировой практике.
Финская сторона при ПНР руководствовалась девизом: качество — главное, сроки — второстепенное.

Проведение ПНР и их результаты. Пуско-наладочные работы на 1 блоке АЭС включали следующие этапы испытаний:

  1. функциональное опробование систем и оборудования;
  2. гидравлические испытания и циркпромывка 1-го контура;
  3. первая ревизия;
  4. «холодная» и «горячая» обкатка;
  5. вторая ревизия;
  6. загрузка топлива и сборка реактора;
  7. дополнительные испытания перед физпуском (вторая ХГО с загруженной активной зоной);
  8. энергетический пуск и освоение мощности;
  9. пробные 14-ти дневные испытания.

Пуско-наладочные работы на 1 блоке, включая и пробные испытания, были выполнены в период с января 1976 года по 9 мая 1977 года. Из-за отсутствия некоторых данных по топливу уровень мощности реактора был ограничен финскими властями величиной 92% Nном.
На 2 блоке АЭС «Ловииза» пуско-наладочные работы, включая пробные — 14-ти дневные испытания, были выполнены в период с 1 октября 1978 года по 5 января 1980 года. При проведении ПНР на 2 блоке из-за ремонтных работ в дополнение к этапам, выполненным на 1 блоке, были выполнены следующие этапы:

  1. сборка реактора на вторую ХГО;
  2. вторая «холодная» и «горячая» обкатка с имитационной зоной;
  3. третья ревизия;
  4. дополнительные испытания наплавки корпуса (ХГО с технологической крышкой);
  5. четвертая ревизия и подготовка к загрузке;
  6. стояночный режим (более 3-х месяцев) с загруженной активной зоной, контроль и ремонтные работы на коллекторах ПГ;
  7. подготовка оборудования к физическому пуску (проверка плотности, работы с приводами АРК). На различных этапах ПНР под техническим руководством специалистов ОКБ ГП или с их участием выполнен большой комплекс работ и испытаний.

Подготовка реактора и ПГ к испытаниям. Сборка-разборка и контроль после испытаний. В процессе подготовки оборудования к испытаниям, сборки и разборки реактора и ПГ, контроля после проведения испытаний выполнялась проверка соответствия оборудования проектным требованием. При проведении этих работ на оборудовании были выявлены отдельные дефекты.
Выявленные дефекты были устранены с целью обеспечения проектных требований.
Проведенные ремонтные работы на АЭС и последующие испытания (измерения) подтвердили выполнение проектных требований и продемонстрировали возможность сборки, разборки реактора и ПГ в соответствии с проектными требованиями при использовании специального оборудования, приспособлений и спе- цинструмента.
Испытания на плотность и прочность в период ПНР подтвердили проектные требования.
Проведенные испытания показали, что оборудование шахтного объема имеет требуемую плотность, обеспечивает проектные условия по защите от температурного воздействия на строительные конструкции и окружающую среду, а также обеспечивает проектные условия по радиационной защите.
Результаты испытания системы охлаждения приводов АРК показали, что все проектные величины удовлетворяются:

  1. при температуре на выходе из реактора 293°С, температура чехлов АРК имеет величину 61-71 С;
  2. изменение расхода охлаждающей воды с 20 м3/ч до 10 и 30 м3/ч приводит к изменению температуры чехлов на 5°С;
  3. допустимое время прекращения расхода в системе охлаждения приводов из условия не превышения температуры чехлов более 100°С составляет 10ч, т.е. достаточно, чтобы можно было провести расхолаживание установки.

При работах на 2 блоке были выполнены дополнительные испытания по проверке охлаждения приводов АРК с использованием гидростатического перепада давления, обусловленного разностью высотных отметок расположения дыхательной емкости и дренажа из системы. Эти испытания показали принципиальную возможность такой схемы охлаждения без работы насосов с обеспечением расхода 4 м3/ч.
Результаты испытаний приводов АРК. Испытание приводов АРК выполнялись на вертикальном стенде и на реакторе в период ХГО, физпуска и энергопуска. На 1 блоке испытания приводов АРК на всех этапах подтвердили соответствие проектным требованиям.
На 2 блоке при испытаниях приводов АРК на вертикальном стенде и в период ХГО были получены результаты, соответствующие требованиям проекта, но при испытаниях после второй горячей обкатки и перед физическим пуском было обнаружено недопустимое возрастание момента подъема на части приводов (5 штук). Привода АРК, имеющие повышенный момент подъема, были заменены на новые. При проведении испытаний приводов АРК финскими специалистами записывались шумы при всех режимах работы.
Сравнение изменения шумов приводов АРК дало возможность обнаружить не сцепление 2-х приводов АРК с промштангами перед физпуском и повышенные скорости падения двух приводов АРК.
Опыт использования записи шумов приводов АРК показал, что этот метод может быть использован для диагностики их состояния.
На верхнем блоке установлены в качестве штатных датчики для записи шумов приводов АРК (система смонтирована финскими специалистами с установкой датчиков на чехлах АРК верхнего блока).
Результаты вибрационных испытаний внутрикорпусных устройств реактора. При выполнении ХГО на 1 блоке АЭС «Ловииза» проводились измерения вибрационных напряжений на шахте, БЗТ и днище реактора. Проведенные измерения показали, что уровень вибрационных напряжений не превышает допустимые и близок к величинам, полученным на реакторах ВВЭР-440 (В-230). Для обеспечения набора 107 циклов по характерной частоте пульсации напряжений потребовалось 14 суток работы на параметрах, близких к номинальным.
Выполненный после ХГО контроль поверхности ВКУ цветной дефектоскопией не выявил каких-либо недопустимых дефектов.
На втором блоке было согласовано не проводить трудоемких работ по измерению вибрационных напряжений на ВКУ, заменив их проверкой ВКУ до ХГО и после ХГО. При этом время работы реактора при параметрах, близких к номинальным, в период ХГО было принято на основании работ на 1 блоке, равным 15 суткам.
Контролем ВКУ методом цветной дефектоскопии до испытаний и после них не зафиксировано каких-либо изменений.
Результаты по наладке и опробованию системы контроля металла корпуса реактора. В период 1 и 2 ревизий на 1 блоке АЭС «Ловииза» были выполнены наладка системы контроля корпуса и работы по снятию исходного состояния корпуса подсистемами контроля:

  1. подсистемой наружного контроля цилиндрической части корпуса (ультразвуковой и телевизионный контроль);
  2. подсистемой внутреннего телевизионного и перископического контроля;
  3. подсистемой радиографического контроля сварных швов приварки трубопроводов к патрубкам корпуса;
  4. подсистемой наружного контроля зоны патрубков.

На 2 блоке АЭС выполнялись работы по наладке подсистемы наружного контроля цилиндрической части корпуса и подсистемы контроля металла зоны патрубков, все остальные подсистемы контроля являются общими для двух блоков и ранее были переданы финской стороне в эксплуатацию.
Опробование работы подсистем контроля металла корпуса как на 1, так и на 2 блоке показало, что они удовлетворяют проектным требованиям.
При снятии исходного состояния металла на 1 блоке не было зафиксировано каких-либо дефектов, на 2 блоке в цилиндрической части корпуса на границе сплавления наплавки с основным металлом были зафиксированы 22 дефекта по размерам и координатам, совпадающие с обнаруженными ранее при контроле на заводе.
Результаты испытаний системы аварийного газоудаления из реактора. По требованию финских властей, по результатам анализа аварии на АЭС «Три-Майл-Айленд» США, на 2 блоке в период 2-ой ревизии была смонтирована на верхнем блоке система аварийного газоудаления из-под крышки реактора через воздушник одного чехла АРК, в котором было демонтировано отключающее устройство. Выброс газа из-под крышки производился непосредственно в боксы ПГ.
При испытаниях, выполненных перед второй горячей обкаткой, продемонстрирована работоспособность аварийной системы газоудаления.
На 1 блоке АЭС система аварийного газоудаления из-под крышки реактора, принятая для 2 блока, была смонтирована в период третьей перегрузки топлива.
Определение расхода теплоносителя через реактор. Основные теплогидравлические характеристики реактора и первого контура. Величины расхода теплоносителя через реактор и гидравлические характеристики первого контура определялись на различных этапах ПНР путем использования характеристик ГЦН, специальных измерений перепадов давления на имитационной зоне реактора в период ХГО, а также по тепловому балансу первого и второго контуров.

Основные теплогидравлические характеристики реактора для двух блоков АЭС


№ п/п

Наименование параметра

Величина

по проекту

результаты испытаний

Ло-1

Ло-2

1

Тепловая мощность, МВт

1375

1375*

1375

2

Расход теплоносителя через реактор, м3

41000-43300

41400

42300

3

Средняя температура теплоносителя на входе в реактор, °C

266,3
(при 41700 м3)

265

263,4

4

Средний подогрев теплоносителя в реакторе, °C

28,2-29,1

29,6

29,0

5

Средняя температура на выходе из максимально напряженной кассеты, °C

307

305

304

6

Перепад давления на реакторе, кгс/см2

2,7-3,06

2,73

2,75

7

Средний расход теплоносителя через хвостовик рабочей кассеты, м3

117

115

117

8

Средний расход через хвостовик кассеты АРК, м3

115

114

116

Примечание. Величины для Ло-2, отмеченные *, получены пересчетом с использованием данных, замеренных при N =75% от Νηομ.

При проведении ПНР на 1 блоке было обнаружено изменение характеристик ГЦН при длительной работе на воде без борной кислоты.
При работе на воде с борной кислотой характеристики ГЦН (по потребляемой мощности) стали близкими к характеристикам, снятым при испытаниях на стенде. Подобное явление наблюдалось и при ПНР на 2 блоке, но в меньшей мере, так как при проведении ХГО был несколько изменен водный режим.
На 1 блоке в период ХГО по данным измерения перепадов на имитационной зоне величина расхода через реактор была равна 42000 м3/ч. При переходе на штатную зону, так как ее коэффициент гидравлического сопротивления несколько больший, чем имитационной зоны, ожидался расход, равный не менее 40800 м3/ч.
При дополнительных испытаниях со штатной зоной перед физпуском и в период энергетического пуска величина расхода через реактор составила 41400 м3/ч.
На 2 блоке при первой ХГО по результатам измерений перепадов давления на имитационной зоне был получен расход через реактор 41000 м3/ч, т.е. при переходе на штатную активную зону расход через реактор был бы менее проектного.
Для увеличения расхода через реактор было принято решение уменьшить гидравлическое сопротивление реактора путем увеличения проходного сечения в перфорированной части шахты (увеличение отверстий диаметром 32 мм до диаметра 42,5 мм).
Измерение перепадов давления на имитационной зоне в период второй ХГО показали, что после выполненных изменений на шахте расход через реактор вырос до величин 42000-41600 м3/ч, т. е. при штатной зоне расход будет близким к проектному.
В период энергопуска на уровнях мощности 50%, 75% и 100% по тепловому балансу первого и второго контуров было определено, что расход через реактор 2 блока равен 42300±870 м3/ч, т.е. соответствует проектной величине.
Результаты динамических испытаний в режимах с отключением ГЦН и работой с числом петель менее шести. Динамические испытания в режимах с отключением ГЦН были проведены на различных уровнях мощности.
Эти испытания показали:

  1. изменение относительного расхода теплоносителя через реактор при отключении различного числа ГЦН близко к проектным значениям;
  2. изменение параметров не достигало значений, при которых происходит включение защитных систем и аварийное отключение оборудования;
  3. системы автоматики и блокировок функционируют нормально (снижение РОМ мощности реактора, снижение нагрузки турбин станционным регулятором, отработка системами регулирования возмущений по уровню в ПГ и КО и др.).

При работе на частичном количестве петель (5, 4 и 3) теплогидравлические характеристики (расход через реактор, величины обратных токов, перепады и температура теплоносителя) близки к проектным величинам.
Было зафиксировано влияние обратного тока теплоносителя на показание термопар, измеряющих температуру теплоносителя в объеме над активной зоной, показания которых используются в защите реактора от превышения средней температуры на выходе из активной зоны.
При отключении ГЦН через 5 мин после его остановки термопара, расположенная напротив отключенной петли, показывает значение, близкое к температуре на входе в реактор. Это явление означает, что при отключении ГЦН и наличии обратного тока по петлям нарушается логика работы системы защиты: наличие 2-х каналов по 3 термопары со срабатыванием защиты по любому каналу, если показания 2-х термопар из 3-х превысят допустимую величину.

Результаты испытаний систем АЭС, влияющих на работу реактора и ПГ. Были выполнены в полном объеме работы по наладке, испытаниям и опробованию работы систем, влияющих на работу реактора и ПГ:

  1. аварийного охлаждения реактора;
  2. разгрузки и ограничения мощности реактора (РОМ);
  3. управления и защиты реактора;
  4. контроля за нейтронным потоком;
  5. борного регулирования;
  6. внутриреакторного контроля;
  7. регулирования мощности реактора;
  8. главных циркуляционных насосов;
  9. компенсации объема;
  10. подпитки первого контура;
  11. спецводоочистки первого контура;
  12. охлаждения шахтного объема;
  13. питательной воды;
  14. регулирования уровня в П Г;
  15. продувки ПГ;
  16. общестанционной системы защиты;

Проведенные работы показали, что все системы и их оборудование обеспечивают выполнение проектных требований.
Результаты работ по наладке и испытаниям транспортно-технологического оборудования (ТТО), включающего оборудование, обслуживающее реактор и ПГ, оборудование системы перегрузки топлива, оборудование вывоза отработавшего топлива, показали, что ТТО отвечает проектным требованиям и обеспечивает выполнение принятых в проекте операций.
Основные результаты работ на 1 блоке АЭС «Ловииза», выполненных в период перегрузок топлива. В период 1977-1980 г. г. на 1 блоке были выполнены три перегрузки топлива. При перегрузках в 1978 и 1979 годах проводились работы с частичной выгрузкой топлива, а при перегрузке в 1980 году были проведены работы по полной выгрузке активной зоны и ВКУ из реактора. В период перегрузок топлива проводился контроль состояния оборудования реактора и ПГ.
Проведенные в период перегрузок топлива работы показали следующее:

  1. Разборка и сборка реактора и парогенераторов проходила без каких-либо трудностей в полном соответствии с проектными требованиями.
  2. При осмотрах с использованием телекамеры перегрузочной машины промштанг, рабочих кассет, кассет АРК и надставок не было обнаружено каких-либо повреждений. Поверхность шестигранных труб темного цвета, на поверхности хвостовиков и нижней части шестигранных труб кассет АРК нигде не наблюдалось следов от лабиринтных уплотнений. Поверхности промштанг темного цвета без следов износа на центрирующей втулке.
  3. При контроле ГЦН было обнаружено, что в период 1 -го года работы произошли повреждения, приведшие к попаданию в контур шайб и болтов и продуктов износа деталей ГЦН. Общий вес деталей, попавших в первый контур, составил — 1,5 кг.

Характер повреждений на ГЦН свидетельствовал, что после обрыва болтов ГЦН длительное время работали.
Проведенный дополнительный контроль состояния активной зоны, осмотр демпферных труб, головок рабочих кассет, проведение дополнительных работ по установке и извлечению всех кассет АРК, не выявил каких-либо нарушений или наличия посторонних предметов.
Было дано разрешение на эксплуатацию без полной разборки реактора. При дальнейшей эксплуатации не было обнаружено какого-либо влияния на работу реактора попадания посторонних предметов в первый контур из-за повреждений на ГЦН.
Все ГЦН были реконструированы в период 1-ой перегрузки и на 2-ой и 3-ей перегрузках повреждений на ГЦН не было обнаружено.

  1. ТТО, обслуживающее реактор, включая ТТО системы перегрузки топлива, функционировали нормально.
  2. При выгрузке рабочих кассет в период 3-ей перегрузки было обнаружено, что одна кассета не входит в ячейку стеллажа бассейна перегрузки. Осмотром было установлено, что в нижней части в районе нижней решетки имеется изменение формы шестигранной трубы, а верхняя решетка имеет также повреждение.

Выполненные работы по анализу причин повреждения, включая и проведение финскими специалистами опытной работы на чехле свежей кассеты, показали, что причиной повреждения явилось падение с высоты более 500 мм и удар ее о днище корзины. По характеру изломов и повреждений падение произошло в период 3-ей перегрузки, т. е. поврежденная кассета находилась в реакторе в течение года. Вероятной причиной падения кассеты являлось неполное расцепление (или затирание) с захватом штанги перегрузочной машины (ПМ), перемещение штанги ПМ вверх и расцепление кассеты с захватом на высоте более 500 мм.
Контроль активности теплоносителя первого контура, выполнявшийся в процессе работы, не зафиксировал продуктов, свидетельствовавших о неплотности тепловыделяющих элементов кассет.

  1. Перед остановкой и пуском реактора на верхнем блоке проводились записи шумов приводов АРК в режиме работы АЗ-1. По результатам записи шумов было установлено:
  2. изменение шумов на одном приводе АРК (привод был заменен на резервный);
  3. изменение времени падения привода, что свидетельствовало о не сцеплении привода АРК с промштангой.

В период 2-ой перегрузки по записи шумов было обнаружено, что один привод АРК расцепился с кассетой (промштангой) в момент удара кассеты о демпферную трубу. На вертикальном стенде были выполнены специальные работы по записи шумов при падении привода с кассетой и без нее. Проведенные работы позволили более четко определить характер шумов при его падении.
Осмотр штанги приводов и гнезд промштанг после падения привода АРК без кассеты АРК (когда происходило утыкание штанги привода в промштангу), показал, что в этом режиме не происходило каких-либо повреждений ни на промштанге, ни на штанге привода АРК.

  1. При сбросах в режиме АЗ-1 на части приводов АРК происходило проскальзывание страховочной муфты на датчиках указателей положения.

Выполненные работы по дополнительной регулировке и увеличению момента срабатывания страховочной муфты на датчиках указателей положения (УП) резко уменьшили случаи проскальзывания муфты при сбросах приводов, но полностью этот недостаток не удалось устранить.
Однозначных причин подобного явления не было установлено. В период 3-ей перегрузки все датчики УП были разобраны и были обнаружены износы на винтовой паре. Таким образом, имела место совокупность причин:

  1. уменьшенный момент срабатывания страховочной муфты;
  2. затирание винтовой пары в момент страгивания из-за наличия износа или загрязнений.
  3. Радиационная обстановка при обслуживании оборудования в большинстве случаев близка к проектной величине и дает возможность без затруднений проводить операции по разборке, сборке и обслуживанию оборудования.

Радиационная обстановка (780-1000 млР/ч на плите площадки) на площадке обслуживания БЗТ (при операциях по извлечению датчиков энерговыделений и сцеплению-расцеплению ключом промштанг с кассетами АРК) хотя и близка к проектной величине, но создавала трудности для эксплуатационного персонала. В период 2-ой перегрузки персоналом АЭС площадка обслуживания была переоборудована, что обеспечило улучшение радиационной обстановки (50 млР/ч).
При операциях с извлечением корзины из реактора захватом с защитным цилиндром радиационная обстановка на расстоянии 1-10 метров от стенки цилиндра была 0,3-0,25 Р/ч (по проекту 0,1 Р/ч на расстоянии 5 м). Причиной такой радиационной обстановки является отраженное излучение от стен защитной оболочки, так как на поверхности тонкой обечайки защитного цилиндра над корзиной зафиксирован пояс высотой 1 м с излучением 30-150 Р/ч.

  1. Проведенный контроль величины усилий пружинных блоков БЗТ после 3-х лет эксплуатации в реакторе показал, что явление релаксации практически отсутствуют и усилие равно практически проектной величине.
  2. После работы установки на параметрах и последующего расхолаживания при проверке плотности перед пуском при давлении в первом контуре 125 кгс/см2 наблюдались протечки на уплотнениях коллекторов первого контура ПГ (0,1-3 л/ч).

При выходе на параметры (появление противодавления во втором контуре) протечки на уплотнениях коллекторов прекращались.
При разборке уплотнения коллекторов первого контура при перегрузке было зафиксировано уменьшение вытяжки шпилек с 0,27 мм до 0,2-0,13 мм (на большинстве шпилек), т.е. цикл разогрева- расхолаживания приводит к уменьшению усилия затяжки уплотнения на коллекторах ПГ.

  1. При перегрузках проводился контроль состояния металла корпуса и коллекторов ПГ, выгородок на сварных швах коллекторов и трубчатки ПГ.

Проведенный контроль УЗК корпусов ПГ показал, что в корпусах ПГ отсутствуют недопустимые дефекты.
В период 3-ей перегрузки топлива с начала на 2-х коллекторах, а затем на всех коллекторах ПГ был выполнен радиографический контроль верхних и нижних сварных швов коллектора, а также сварных швов приварки коллектора к патрубкам корпуса ПГ.
При этом контроле были обнаружены недопустимые дефекты. На верхних швах:

  1. не сплавление на 5-ти швах в 31 месте с длиной самого крупного дефекта по всей окружности;
  2. трещины на 2-х швах в 3-х местах.

На нижних швах:

  1. не сплавление на 12-ти швах в 137 местах с длиной самого крупного дефекта — 160 мм;
  2. трещины на 4-х швах в 9-ти местах с длиной самой большой — 50 мм;
  3. шлак на 6-ти швах в 12-ти местах.

На швах приварки коллекторов к патрубкам — не сплавление на 3-х швах в 7 местах, с длиной самого большого дефекта — 70 мм.
Вскрытие дефектов показало, что все они были допущены при изготовлении на заводе и не были обнаружены из-за недостаточной разрешающей способности контроля.
Ремонтные работы были проведены на 4-х верхних сварных швах 4-х различных ПГ, а также на одном шве приварки коллектора к патрубку.
Оставшиеся дефекты в сварных швах периодически контролируются при перегрузках топлива.

  1. В период 1-ой перегрузки из реактора был извлечен один комплект гирлянд (Г1-Г2) образцов корпусной стали.

Выполненные испытания образцов материала корпуса показали, что на образцах имеют место сдвиги критической температуры хрупкости больше, чем это было принято в проекте (по данным испытаний в 2 раза).
На основании этих данных для уменьшения потока нейтронов, падающего на корпус, было принято решение в период 3-ей перегрузки установить в активной зоне на периферии 36 кассет-экранов вместо рабочих кассет.

  1. В период 3-ей перегрузки топлива после извлечения ВКУ из реактора специальной системой (поставка ФРГ) был выполнен контроль качества наплавки корпуса 1 блока.

Тарировка, настройка и опробование работы системы контроля была выполнена предварительно на корпусе 2 блока.
Контроль наплавки показал, что в ней практически отсутствуют недопустимые дефекты (были обнаружены в районе зоны патрубков два поверхностных дефекта, которые были отремонтированы электроискровым методом, т. е. была выполнена как бы вышлифовка мест дефектов на небольшую глубину).

  1. Проведенные испытания после загрузки в реактор активной зоны с 36-ю кассетами-экранами показали, что характеристики реактора соответствуют проектным расчетным данным при установке 36-ти кассет-экранов.

В конце декабря 1980 года реактор 1 блока был выведен на 100% мощность.



 
« Расчетная обеспеченность работы гидроэлектростанции   Реакторы-размножители на быстрых нейтронах »
электрические сети