Важнейшей частью процесса ввода в эксплуатацию энергоблока АЭС являются натурные испытания. При этих испытаниях «должны определяться и документироваться характеристики систем (элементов), важных для безопасности, уточняться рабочие характеристики оборудования и систем, пределов и условий безопасной эксплуатации и эксплуатационных процедур, чтобы они отражали фактические характеристики оборудования и систем» [4]. Задачей испытаний является проверка соответствия реальных параметров работы оборудования и сооружений рабочим характеристикам и критериям, определенным в процессе разработки и проектирования и, в случае выявления несоответствия, принятие мер по устранению выявленных недостатков.
Натурные испытания требуют значительных материальных, временных и трудовых затрат, а также существенных затрат ресурса оборудования, так как в значительной части испытания проводятся в переходных и динамических режимах, редко происходящих при обычной эксплуатации, но вызывающих существенные потери ресурса. В связи с этим ограничение натурных испытаний только задачами рутинной проверки работоспособности оборудования и его проектных характеристик для обеспечения лишь основных задач безопасности и выработки электроэнергии не является оптимальным, а задача достижения более полного использования возможностей натурных испытаний является весьма актуальной. Необходимо иметь возможность не только использовать результаты, которые получаются при пусконаладочных испытаниях и измерениях, для ввода в эксплуатацию, но и оптимальным путем распространять их на весь цикл проектной службы или за пределы проектного срока службы.
Необходимость исследования натурных конструкций в начальный период эксплуатации определяется невозможностью полного моделирования их поведения ни расчетным путем, ни на стендах.
Большую сложность представляет учет множества факторов нестационарного термического нагружения. Проблемы обусловлены тем, что оборудование реакторной установки вместе с обслуживающим оборудованием образуют ряд систем, функционирование которых взаимосвязано так, что изменение режима работы одной из них существенно влияет на изменение условий термосилового нагружения оборудования других систем. Определение напряжений является одной из самых трудоемких операций. Как известно, затраты на обоснование прочности составляют примерно 15 % стоимости разработки новой реакторной установки или ее отдельной конструкции.
В зарубежной практике разработки и проектирования реакторных установок значительные преимущества отданы расчетным методам, в которых используются данные гидродинамического и теплогидравлического анализа работы РУ. При создании же отечественных РУ исключительно большое внимание уделяется комплексным экспериментально-аналитическим исследованиям, преимущественно на уменьшенных или фрагментарных моделях.
Ввиду сложного конструктивного исполнения многих узлов РУ и многообразия их напряженного состояния в различных режимах эксплуатации, задачи обеспечения прочности и надежности оборудования требуют проведения комплексных экспериментальных исследований процессов и в натурных условиях на АЭС. Только эти исследования позволяют проверить, уточнить или подтвердить результаты, полученные расчетным путем и на уменьшенных моделях, определить особенности, связанные с реальной конструкцией и реальными условиями эксплуатации, выявить несоответствия эксплуатации РУ проектным условиям, влияющие на прочность оборудования, а также провести анализ возможных недостатков принятой технологии эксплуатации и разработать практические рекомендации по их устранению.
Прямые натурные исследования, проведенные на оборудовании РУ при пусконаладочных работах и в эксплуатации, особенно при переходных и динамических режимах, показали, что расчётные методы могут давать значительные погрешности в определении амплитуд локальных напряжений и коэффициентов асимметрии. Это вызвано сложностью назначения граничных условий, трехмерностью и сложным характером распределения напряжений, особенно в зонах конструктивных неоднородностей, и неоднородностью механических свойств конструкционного материала в местах сварки и наплавки. При этом погрешности в определении напряжений в единицы и десятки процентов приводят к увеличению погрешностей оценки ресурса в десятки и сотни раз.
Комплексное использование методов наружного тензотер- мометрирования в сочетании с расчетным восстановлением термонапряженного состояния внутренних поверхностей контролируемого оборудования (на основе реализации решений обратных задач теплопроводности и термоупругости) делает натурные испытания и измерения основным источником достоверной информации о характеристиках термомеханической нагруженности элементов РУ в эксплуатационных режимах.
Имеющиеся сомнения в возможности расширения целей использования натурных испытаний могут быть связаны, в первую очередь, с опасениями нарушения требований и условий по безопасности. В связи с этим необходимо подчеркнуть, что развитие натурных испытаний в целях более полного использования результатов и возможностей пусконаладочных испытаний и измерений безусловно должно быть ограничено рамками концепции культуры безопасности. При этом главным направлением развития натурных испытаний должно быть не расширение испытаний, а повышение их эффективности и расширение использования их результатов. Возможность такого развития натурных испытаний при обеспечении этих условий подтверждается многолетним опытом испытаний, в частности, с использованием системы пусконаладочных измерений (СПНИ), ряда испытаний, направленных на обоснование и оптимизацию ресурса [3].
Гарантией безопасного развития натурных испытаний является регулирование и регламентация испытаний. Для обеспечения таких гарантий предназначена разработанная в «Атомтехэнерго» система регулирования натурных пусконаладочных испытаний (см. гл. 3).
Для обеспечения более полного использования результатов и возможностей пусконаладочных испытаний и измерений необходимо добиться как оптимизации самих испытаний, так и оптимального распространения их результатов на дальнейшую эксплуатацию.
Важнейшим резервом повышения эффективности пусконаладочных испытаний и измерений является более полное использование возможностей этих испытаний для оптимизации условий эксплуатации оборудования и сооружений АЭС в процессе ввода в эксплуатацию в целях распространения результатов оптимизации на период дальнейшей работы энергоблока (см. §8.4).
Одним из резервов повышения эффективности натурных испытаний является совершенствование методик испытаний (см. гл. 10). Существенным резервом повышения эффективности натурных испытаний является также использование специального диагностического оборудования и систем. В настоящее время в «Атомтехэнерго» такое оборудование используется для вибродиагностики вращающихся механизмов и трубопроводов, для диагностики теплообменного оборудования (ультразвуковая локация), систем вентиляции, электротехнических и электронных устройств. Проводятся работы по дальнейшему расширению применения диагностического оборудования и систем при натурных испытаниях, в том числе с использованием акустической эмиссии, тепловизоров, эндоскопов.
Для испытаний и диагностики арматуры в «Атомтехэнерго» разработаны, изготавливаются и используются комплексы аппаратуры ПУМА, СПРУТ и МЕДВЕДЬ для испытания, контроля технического состояния, настройки и наладки электроприводной арматуры. На АЭС «Бушер» испытания, предмонтажная проверка и калибровка арматуры с электроприводом проводятся, начиная со стадии входного контроля перед ее монтажом. Это позволяет создать банк данных об исходных технических параметрах арматуры на предмонтажной и послемонтажной стадиях для упрощения дальнейшей диагностики в процессе эксплуатации и в перспективе перехода на стратегию технического обслуживания и ремонта по фактическому состоянию. В рамках проекта «АЭС- 2006» предусматривается оснащение арматуры включенными в АСУ ТП средствами непрерывного сбора и анализа диагностической информации о ее состоянии во время эксплуатации.
Использование натурных испытаний в целях оптимизации условий эксплуатации, как правило, требует увеличения объема технологического контроля на период ввода в эксплуатацию, введения средств дополнительного контроля, в том числе специальных. В этой связи возрастает значение повышения эффективности используемой на каждом энергоблоке с ВВЭР-1ООО системы пусконаладочных измерений, а также используемых на последних энергоблоках встроенных в АСУ ТП автоматизированных систем диагностики (СКУД) и контроля остаточного ресурса (САКОР). Система пусконаладочных измерений является временной и используется только в период ввода в эксплуатацию, а системы СКУД и САКОР предназначены для использования при промышленной эксплуатации.
Задачами СПНИ является получение информации для подтверждения допустимости режимов эксплуатации блока путем сравнения фактических и проектных значений параметров оборудования реакторной установки при различных режимах эксплуатации, выявление аномальных, непроектных явлений и процессов и принятие мер по их устранению. Составными частями пусконаладочных испытаний и измерений СПНИ, используемых для проверки и подтверждения проектных уровней контролируемых характеристик и действующих нагрузок, являются контроль вибродинамических, термомеханических и теплогидравлических характеристик оборудования РУ. К параметрам и характеристикам, которые контролируются средствами СПНИ, относятся:
- пульсации давления и статическое давление теплоносителя;
- вибрационные ускорения, скорости и перемещения оборудования;
- статические и динамические напряжения и деформации оборудования;
- температуры теплоносителя и оборудования в различных узлах;
- расходы теплоносителя и охлаждающего воздуха;
- параметры каналов регулирования реактивности — повысо- тное положение головок тепловыделяющих сборок (ТВС), прямолинейность направляющих каналов ТВС и усилия перемещения органов регулирования системы управления и защиты;
- частота вращения ГЦН.
При обработке и анализе результатов измерений выполняют необходимые расчетные оценки и выдают заключения по обеспечению проектных уровней нагруженности контролируемого оборудования и проектных характеристик. В то же время точность и представительность обычно применяемых в СПНИ оперативных расчетных оценок повреждаемости на основе упрощенной методики линейного суммирования повреждений оставляет желать лучшего. В этом отношении значительное преимущество имеет система САКОР.
Задачами СКУД являются внутриреакторный контроль, мониторинг вибросостояний внутрикорпусных устройств (ВКУ) реактора, главных циркуляционных трубопроводов (ГЦТ), парогенератора и ГЦН в эксплуатационных условиях по виброшумовым характеристикам (подсистема СВШД), обнаружение течей теплоносителя методами акустического контроля, контроля влажности и радиационной активности, обнаружение свободных предметов путем акустического контроля корпусного шума, а также контроль термомеханической нагруженности оборудования ГЦК (подсистема СКТМ).
Система автоматизированного контроля остаточного циклического ресурса (см. также §9.4) предназначена для оценки в процессе эксплуатации накопленного усталостного повреждения оборудования и трубопроводов РУ по фактическим параметрам термосилового нагружения элементов конструкции в реальных эксплуатационных режимах [101,102]. Для расчетов напряжений используются аппроксимирующие функции, точность расчетов по которым достаточно высока, о чем свидетельствует сопоставление с результатами проектных расчетов разработчика проекта РУ. Для расчета усталостного повреждения используются только штатные датчики, регистрирующие текущее термомеханическое состояние оборудования. В настоящее время САКОР используется только при промышленной эксплуатации энергоблока, однако, как было сказано выше, испытания, проводимые в период ввода в эксплуатацию, могут вызывать существенные потери ресурса, не контролируемые САКОР, что может затруднить использование полученных результатов, в частности, при решении вопросов продления сроков эксплуатации энергоблока. Кроме того, использование только штатных датчиков является явно недостаточным, и в целях развития системы на новых энергоблоках предусматривается установка дополнительных термодатчиков в ряде узлов, штатный термоконтроль которых либо отсутствует, либо недостаточен: на трубопроводах пассивной части системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ), питательной воды парогенераторов, систем планового и аварийного расхолаживания, узлах подпитки и продувки, впрыска в компенсатор давления и дыхательном трубопроводе. В то же время термодатчики в этих же зонах уже имеются в составе СПНИ. Имеется также значительный опыт использования результатов испытаний с использованием СПНИ для контроля и обоснования ресурса оборудования.
Как видно, задачи вышеуказанных систем в существенной степени являются общими. Общей является также значительная часть точек контроля оборудования. Для повышения эффективности использования и повышения качества получаемых результатов представляется целесообразной интеграция этих систем в целях решения общих задач как на этапах ввода в эксплуатацию, так и при последующей эксплуатации энергоблока. Задача интеграции может быть решена в рамках проекта «АЭС-2006».
