Новые проблемы вертикальных парогенераторов

Владимир Бергункер, ОКБ Гидропресс, ОПУБЛИКОВАНО 03.06.2013

В ОАО ОКБ "ГИДРОПРЕСС" завершилась VIII международная научно-техническая конференция "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР". С любезного разрешения организаторов и автора, электронное издание AtomInfo.Ru публикует доклад, который представил на конференции Владимир Дмитриевич БЕРГУНКЕР (ОКБ "Гидропресс").

ПРОДОЛЖЕНИЕ ПОСЛЕ ФОТО

Владимир Бергункер

Введение

Вертикальные парогенераторы РУ с PWR - сложные технические устройства, важнейший элемент которых - теплообменная труба.

Формально, будучи предельно простым, этот элемент должен противостоять (помимо целого набора механических факторов) коррозионным процессам с наружной и внутренней стороны. Проблемными являются и конструктивные решения для раскрепления и дистанционирования этих элементов в трубных досках и по длине.

Выбор материала для этих элементов должен учитывать все эти факторы и, как показал опыт, оказался сложной задачей. Практически все ВПГ не смогли доработать до проектного срока службы.

Детальный анализ проблем ВПГ с трубами из материалов первого и второго поколения (высоконикелевые сплавы 600МА и 600ТТ) проведён в работах [1], [2] (доступны также по этой ссылке. - Прим. AtomInfo.Ru).

Материал третьего поколения - сплав 690ТТ - почти 20 лет демонстрировал высокую коррозионную стойкость со стороны обоих контуров [3]. Однако, начиная с 2003 года, в США в новых парогенераторах замены начала отмечаться постоянно растущая роль виброизноса (причем на оригинальных ВПГ с трубами из материалов 1-го и 2-го поколений роль этого фактора была незначительна).

Во Франции аналогичное усиление виброизноса труб ВПГ даже из материала 2-го поколения началось почти в тоже время. Самыми критическими известными фактами для Франции являлись решения о массовом глушении ТОТ (15000 ТОТ) в 2008 году и решение о замене 44 парогенераторов на 11 (из 20) 1300 МВт блоках в 2011 году. Причиной деградации металла ТОТ был виброизнос.

В США критической точкой стал январь 2012 года, когда массовый виброизнос металла ТОТ был выявлен на новых ПГ сразу двух блоков АЭС "San Onofre".

Парогенераторы АЭС "San Onofre"

На этой трёхблочной АЭС первый маломощный блок был остановлен ещё в 1992 году. С января 2012 года эта АЭС (2 блока по 1100 МВт) стоит и будет стоять и дальше, как мне кажется на май 2013 года.

В начале 2012 года появился в продаже первый номер журнала "Nuclear Engineering International" [4] со статьёй об опыте проектирования и изготовления парогенераторов для блоков 2 и 3 АЭС "San Onofre" (авторы - представители фирм "Mitsubishi" (MHI) и "Southern California Edison" - SCE).

Блок №2 был планово остановлен 9 января 2012 года, при контроле ПГ было обнаружено большое количество дефектов на трубах ПГ, а 31 января блок №3 был остановлен по течи трубы ПГ. Важно отметить, что на обоих блоках стояли новенькие парогенераторы замены (блок 2 был пущен 13 апреля 2010 года, блок 3 - 18 февраля 2011 года).

Первые результаты контроля даже блока №2 были обескураживающими. Результаты контроля ПГ блока №3 - ошеломляющими! Вскоре были опубликованы данные о количестве глушений - 510 труб на блоке №2 (позже были заглушены ещё 5 ТОТ) и 807 на блоке №3.

А в августе в интернет попал внутренний отчёт фирмы SCE [5] и вышел официальный отчёт специальной комиссии NRC [6]. А на сайте NRC появился специальный раздел. Информативность этих материалов была очень высокой.

Как это принято в США, на всех причастных к этому небывалому для США случаю, обрушилась волна критики. К профессору Gundersen [7] и экологическим организациям (FOE - Friends of Earth), первыми вставшим на защиту родной Калифорнии от серьёзной аварии, подключились отдельные специалисты и общественные организации (Hirch и DAB-Team). Основываясь на первых публикациях, они начали массированные и квалифицированные атаки против фирмы SCE и регулятора - NRC [8], [9].

В октябре 2012 на сайте фирмы SCE были выложены публичные версии обосновывающих (возможность пуска блока №2 на пониженной мощности 70% и лишь на 5 месяцев) материалов, выполненных коллективами экспертов различных фирм [10-18]. Это более 1000 страниц подробных анализов. Вскоре часть этих документов появилась и на сайте NRC.

Изучение этих материалов (и некоторых других документов) позволило не только понять точки зрения экспертов, но и сделать некоторые обобщения, на которые эксперты по разным причинам не решились (или эти выводы не вошли в публичные версии).

Большой объём существенно отредактированной информации, содержащейся в документах, выпущенных пятью коллективами авторов (SCE не поскупилась - в анализе ситуации кроме неё самой принял участие ещё один "виновник торжества" - MHI, а также привлечённые независимые "Westinghouse", AREVA и "Intertek APTECH"). Такое количество выполненных в напряжённом графике документов было настоящим подарком для противников пуска блока №2. На авторов обрушились волны критики: обнаруживались противоречия, промахи, ошибки.

Проблема СFR50.59

Этот нормативный документ определяет порядок и процедуры обоснования замен оборудования АЭС. Краткая процедура, не требующая корректировки UFSAR АЭС, применяется для замен "Like-for-Like".

Фирма изначально сформулировала задачу для MHI - конструкция парогенератора замены должна обеспечить прохождение обоснования по короткой процедуре. Видимо, у SCE и MHI были разные понимания сути нормативного документа.

Вот такая чудная фраза была помещена во введении в документ MHI [12]:

Рис.1. Фрагмент документа MHI.

Краткий смысл фрагмента: Сделали всё, как было написано в ТЗ. Заданы были материалы, диаметр трубы и шаг, а также мощность. Всё остальное выбиралось в процессе проектирования, с главной задачей - достигнуть "нулевых эффективных зазоров" для минимизации виброизноса.

Вот так поняли задачу в известной японской фирме. И изменили в ПГ почти всё, но цели не достигли. Изменений было внесено много. Как SCE удалось обосновать их несущественность для безопасности АЭС пока ещё не ясно.

Перечень основных изменений:

- изменена геометрия трубного пучка;

- изменено количество, материал, длина и толщина стенки теплообменных труб;

- изменена конструкция крепления труб, как на прямых участках, так и в зоне гибов;

- изменена конструкция крепления трубной доски;

- изменена площадь теплообменной поверхности;

- изменён объём теплоносителя во втором контуре;

Был сделан и ещё целый ряд менее важных изменений.

Официальные эксперты и регулятор, принявший обоснование замены по короткой процедуре, продолжают настаивать на отсутствии влияния этих факторов на аномальный виброизнос. Независимые эксперты заявляют, что главной причиной аномальности виброизноса являются именно эти изменения.

В опубликованных (по требования двух сенаторов Markey и Boxer) 8 марта 2013 года документах MHI [19], [20] появились первые признаки понимания того, что с доводами независимых экспертов придётся согласиться. В какой-то степени документ [20] можно квалифицировать как "покаяние".

Но достигшее цели требование сенаторов имело другую цель. По их мнению, из этих документов следовало, что и MHI и SCE ещё до пуска блоков знали о несовершенстве конструкции парогенераторов, что могло привести к отказам.

Публикация документов MHI фактически вбила клин между соавторами проекта. Суть противоречия состоит в том, что MHI заявляет [19, стр.22], что она предупреждала SCE об обнаруженных недостатках и предлагала провести компенсирующие мероприятия (а SCE это предложение не приняла), а SCE утверждает, что на стр.40 этого же документа MHI пишет о допустимости эксплуатации этих парогенераторов. Диалог продолжается.

Дефектность ПГ АЭС "San Onofre"

Было крайне интересно сравнивать результаты анализов, сделанных по конкретной проблеме, с данными, публиковавшимися в иных документах, прямо к этой проблеме не относящихся.

К таким документам, прежде всего, относятся регулярные анализы состояния проблемы ПГ, представляемые два раза в год на совещании между представителями промышленности, NEI и EPRI (например, [21]).

Вторым важным источником информации являются отчёты АЭС о результатах контроля ПГ в 2011-2012 годах (например, отчёт по контролю ПГ АЭС "Oconee-1" [22]). Почти каждый такой отчёт даёт новые подтверждения главному выводу этого документа, который будет сформулирован в конце этой работы.

Для начала приведём только факты. Они были "рассыпаны" по различным документам и по времени представления.

Все обнаруженные дефекты являлись результатом интенсивной вибрации. Отмечены четыре зоны виброизноса:

- под дистанционирующими элементами (TSP-wear) на прямых участках труб,

- под дистанционирующими элементами на гибовых участках труб (AVB-wear),

- на свободных участках труб в зоне гибов (TTW-wear),

- а также в зоне скрепляющих элементов (retainer bar wear и retaining bar wear).

Основными механизмами, приведшими к повреждениям, признаны FEI (fluid-elastic instability) и random vibration. Виброизнос при трении трубы об трубу (TTW-wear) до середины 2011 года считался гипотетическим и никогда не наблюдался.

Основная масса крупных дефектов располагалась сосредоточенно в зоне гибов. Максимальная длина дефектов, возникших при виброизносе типа "труба об трубу", достигала 41 дюйма (около 1000 мм) в ПГ блока №3, и около 6 дюймов (150 мм) - в ПГ блока №2. Максимальная глубина дефектов, составляла 100% (ПГ блока №3) и 14% (ПГ блока №2).

Данные об индикациях на трубах парогенераторов блока №2 приведены в таблицах на Рис.2 из [10], данные об индикациях на трубах парогенераторов блока №3 приведены в таблицах на Рис.3 из [11]. В таблицах имеется информация о глубинах дефектов, возникших при остальных типах виброизноса: в зонах дистанционирования в гибах, и в зонах дистанционирования на прямых участках.

Рис.2. Таблицы дефектности ПГ блока №2 [10].
Щёлкните левой клавишей мыши для просмотра.

Рис.3. Таблицы дефектности ПГ блока №3 [11].
Щёлкните левой клавишей мыши для просмотра.

Из таблиц видно, что помимо взволновавшей экспертов зоны гибов, виброизнос имел место и в зонах дистанционирования на прямых участках труб. Причем интенсивность его была тоже очень высокой.

Следует отметить, что на блоке №3 129 труб были подвергнуты гидроиспытаниям, и 8 труб этих испытаний не выдержали. За всю историю на ПГ АЭС США не было ни одного случая, чтобы испытания не выдержало более одной трубы.

Далее на Рис.4 приведены фото и схемы зон повреждений из отчёта MHI [13].

Рис.4. Схемы и фотографии виброизноса из [13].
Щёлкните левой клавишей мыши для просмотра.

В большинстве рассматриваемых анализов (кроме одного) вопрос о влиянии на виброизнос материалов дистанционирующих элементов и труб не рассматривался!!!

Коренной причиной массового повреждения труб на ПГ обоих блоков АЭС "San Onofre" (по мнению официальных экспертов - AIT NRC) явилась ошибка в расчёте скоростей движения и паросодержаний во втором контуре. Ошибка - в 3-4 раза! Далее приведён фрагмент из [6]:

Рис.5. Фрагмент документа [6] об ошибке в расчётах.

Ошибку совершили уже упоминавшиеся проектировщики. Усугубил ошибку ещё целый ряд факторов, этим объясняют эксперты ещё и разную степень интенсивности повреждения труб на ПГ блоков №2 и №3. Как можно совершить такую ошибку, используя стандартный код ATHOS (или созданный на его основе FIT-III), разработанный EPRI, эксперты не объясняют. Такой вопрос был чётко сформулирован в письме экологической организации, названном "87 вопросов к NRC" [24], и в докладе [23].

В ПГ обоих блоков было выявлено явление виброизноса типа "tube-to-tube" (труба об трубу), именно этот механизм привел к течи на ПГ блока №3. Ещё в самом начале расследования его называли уникальным, но подоспевшие отчёты о контролях других ПГ других АЭС, показали, что этот механизм имел место ещё на нескольких блоках (но впервые был обнаружен осенью 2011 года на ПГ (прямотрубных) АЭС "TMI-1" [25], а затем - на АЭС "ANO-1" [26]). И проектировались и изготавливались они разными фирмами.

Парогенераторы с ТОТ из сплава 690TT

Таких парогенераторов пока в США 131 штука. На них заглушено 1758 ТОТ (на 18 марта 2012 уже 1807). На четырёх ПГ АЭС "San Onofre" заглушено 1322 ТОТ. Конструкции, опыт эксплуатации и анализ по состоянию на 31 декабря 2004 года подробно описаны в [27].

Беспокойство по поводу усиления виброизноса ПГ с ТОТ из сплава 690ТТ было высказано в материалах февральского совещания в EPRI [21]. На этом совещании отмечены два важных факта (Рис.6):

1.Обнаруживается много индикаций в первых контролях.

2. Отмечается рост количества индикаций в следующих контролях

Рис.6. Фрагмент документа о новых проблемах ПГ [21].

О ситуации на АЭС "San Onofre" авторы могли и не знать - ещё только начинался контроль. Но ощущение системности проблемы, видимо, появилось.

На внеочередном июльском совещании [28] к списку АЭС, в ПГ которых появился новый механизм "tube-to-tube wear", добавились АЭС "San Onofre" и "Oconee". А два выделенных выше факта проиллюстрированы графиками, первый из которых приведён на Рис.7:

Рис.7. Мощный виброизнос на первых и вторых контролях ПГ [28].
Щёлкните левой клавишей мыши для просмотра.

И что же это за "plant C", которая на втором контроле опередила по количеству индикаций даже блок №3 АЭС "San Onofre"? Это, видимо, АЭС "Oconee-1", завершившая второй контроль ещё в 2006 году (7114 и 5187 индикаций).

На ней стоят прямотрубные ПГ замены. На ПГ этого блока в конце 2012 года было заглушено 25+24 ТОТ, количество индикаций составило 18469 на 8654 трубах ПГ1 и 17789 на 9297 трубах ПГ2 (эти данные появились 15 марта 2013 года). В 2011 году было всего 11040 индикаций на трубах ПГ1 и 8730 - на трубах ПГ2. Интенсивность виброизноса на ПГ этого блока растет уже 8 лет!

На августовском совещании [29], игнорировавшем эту тему, только в предпоследнем слайде приведена таблица, где новый механизм (TTW) отмечен уже на шести блоках.

Рис.8. Фрагмент документа о новом механизме виброизноса на шести блоках [29].

Но ряд фактов специалисты, работавшие на "Сан-Онофре", и специалисты NRC, NEI, EPRI и промышленности не замечают или не хотят замечать.

Первое. Они не хотят замечать, что проблемы виброизноса могут быть связаны с повышенной склонностью труб из сплава 690ТТ к виброизносу. На ряд работ, отмечавших эту склонность, указывали им критики из общественных организаций.

Но не знать о документе EPRI они не могли. Сам документ недоступен, но ссылка на него дана в документе NRC [30].

Рис.9. Фрагмент документа о высоком коэффициенте виброизноса.

Выбор материала дистанционирующих элементов очевидно критичен. Когда такой элемент "пилит" трубу, игнорирование рассмотрения соотношений механических свойств труб и дистанционирующих элементов выглядит как минимум легкомысленным.

Второе. Не хотят замечать, что критичными является и геометрия пучка и элементов дистанционирования. Довод MHI о причинах изменения геометрии гиба (по сравнению с оригинальными ПГ) удивительно наивен [23].

Рис.10. Фрагмент документа о причинах изменения формы трубного пучка.

MHI выбрала U-образную конфигурацию для верхней части трубного пучка вместо "квадратного гиба" на оригинальных ПГ, базируясь на своём опыте (!!!) , состоящем в том, что U-образные гибы проще изготавливать и раскреплять, а также проще контролировать.

Опыт CE, который проектировал оригинальные ПГ и использовал прямые участки на гибах для дополнительного раскрепления, и опыт корейской фирмы DOOSAN, изготавливающей ПГ для OPR-1000 и APR-1400, им был неинтересен.

А какой опыт у MHI - известно. Все ПГ замены для японских АЭС испытывали виброизнос в гибовых зонах [31-34]. Примеры приведены на Рис.11.

Рис.11. Проблемы в гибовых зонах ПГ, спроектированных MHI для Японии.
Щёлкните левой клавишей мыши для просмотра.

Была разработана программа "улучшения" конструкции раскрепления труб в зоне гибов для действующих и новых ПГ [35]. Изменено количество антивибрационных дистанционирующих элементов - с шести до девяти.

Рис.12. Технология "улучшения" раскрепления гибовых зон трубных пучков ПГ MHI [35].
Щёлкните левой клавишей мыши для просмотра.

И, как видно из списка, под "улучшение" попали еще 8 ПГ с АЭС "Genkai" и планировавшейся АЭС "Sendai-3"!!!!

Немалый опыт есть в этой области и консультанта - AREVA. Вот пример из [36] - доклад и презентация одних и тех же авторов, но - разные!!!!!

Рис.13. Фрагмент о неудачном опыте применения модели из доклада [36].

Они тоже некритично использовали теплогидравлическую модель с ПГ типа 47/22 для ПГ 51А - "не полностью представительную для его геометрических особенностей".

Рис.14. Фрагмент о массовых глушения из-за аномалий в гибовой зоне из презентации [36].

А причина бед 2008 года (около 15000 заглушенных труб) - та же "fluid-elastic instability", что и на ПГ АЭС "San Onofre". Запланированы во Франции и радикальные меры: 44 ПГ типа 68/19 на 11 блоках по 1300 МВт - готовятся к замене. Эту массовую замену можно истолковать, как признание бесперспективности борьбы с вибрацией на этих блоках!

Третье. Не хотят замечать различий в режимах эксплуатации блоков №2 и №3, а общественные организации (в частности - DAB Team [37]) - получили такую информацию от анонимных операторов АЭС.

Эта недавно созданная организация имеет необычный состав: "The DAB Safety Team: Don, Ace and a BATTERY of safety-conscious San Onofre insiders plus industry experts from around the world who wish to remain anonymous." В неё входят, помимо Don Leichtling и Ace Hoffman, анонимные "инсайдеры" с АЭС "San Onofre" и эксперты из других стран, пожелавшие остаться неизвестными. Почти все документы DAB Safety Team направляются в NRC и ставятся там на учёт, получая регистрационные номера.

Четвёртое. Не хотят замечать системность проблемы виброизноса. И с точки зрения изменения роли и характера виброизноса на новых ПГ, и с точки зрения масштабного фактора.

Приводимые ниже таблицы дают некоторые основания полагать, что коренные причины следует искать ещё и во влиянии масштабного фактора. В таблицы не включены ПГ АЭС "San Onofre".

Если бы в этих таблицах вместо количеств заглушенных труб использовались бы данные о количествах индикаций виброизноса, или даже труб, подвергнувшихся виброизносу, отличие мощных ПГ было бы ещё более значимым.

Роль масштабного фактора пока замечена только MHI. В самом начале 475-страничного отчёта MHI [12] при обсуждении коренных причин массовой деградации ТОТ в ПГ СО имеется интересная фраза.

Рис.15. Фрагмент из документа [12] о "большом и плотном пучке".

Перевод: "Более высокое, чем типично, паросодержание (высокая пустотная фракция) является следствием (использования) очень большого и плотного трубного пучка, особенно в зоне гибов с очень высокими тепловыми потоками на горячей стороне".

Это заявлено во введении (Executive Summary) без всякого обоснования. Эта фраза повторяется в тексте ещё раз на странице 57, и вновь без обоснования.

Откуда появилось убеждение, что размеры и плотность пучка влияют на паросодержание (с фракцией все ясно) - непонятно, но значимо. Ведь никто не мешал проектировщикам учесть эти (видимо - очевидные, раз не обосновывают) факторы. И если имеющиеся коды этих факторов не учитывали, разработать новые, как-то решать проблему….

Несколько иначе была сформулирована эта проблема в презентации для руководства NRC (7 февраля 2013 года) [38].

Рис.16.

Перевод: "Парогенераторы замены для АЭС "San Onofre" - самые большие ПГ, изготовленные MHI." Учитывая ситуацию и контекст, это заявление выглядит как попытка оправдания.

Привлекая для анализа ситуации (и выпуска обосновывающих документов) сразу несколько ведущих фирм, SCE, видимо не учла, что у каждой из них есть собственные взгляды на многие проблемы ПГ. В документах разных фирм выявились противоречия.

Нет среди них единства понимания многих парогенераторных проблем. Например, MHI стремилась к нулевым зазорам между трубами и дистанционирующими элементами, а AREVA в 2005 году при расследовании массового виброизноса на ПГ АЭС "ANO-1" заявляла (Рис.17), что стремилась к увеличению зазоров - с той же целью [30].

Рис.17. Фрагмент из документа [30] о роли величины зазоров.

Так и не удалось достигнуть единой точки зрения по вопросу, какие механизмы приводили к мощному виброизносу, и в какой плоскости они реализовывались. Это разногласие почувствовали даже почтенные руководители NRC, когда на специальном брифинге 7 февраля 2013 года представители всех этих фирм выступали с краткими презентациями, вводящими этих господ в проблемы "San Onofre".

Комиссионер George Apostolakis буквально "посадил в лужу" представителя "Westinghouse" Damian Testa. Текст на рисунке 18 приводится по стенограмме [39].

Рис.18. Фрагмент стенограммы брифинга в NRC.

Любопытно отметить, что на этот брифинг был приглашен, помимо представителей всех фирм, г-н Michel J. Pettigrew из Политехнического Института (Монреаль). Он ещё в 2009 году [40] предупреждал об опасности вибрации в плоскости пучка, от которой раскрепления гибов в вертикальных ПГ не защищены, поскольку само её существование считалось невозможным.

В упоминавшемся уже документе - "покаянии" MHI [20] фактически прямо заявляется о непонимании (до останова блоков "San Onofre") механизмов виброизноса труб в зоне гибов.

Раздел 4.2.1, названный "A New Paradigm", посвящён описанию новой парадигмы, её детализации посвящены 10 последних страниц документа. Приведены две таблицы, описывающие концептуальный подход к виброизносу в гибах "до" и "после "San Onofre", одна таблица приведена ниже на Рис.19.

Рис.19. Сравнение новой и старой проектной парадигмы MHI [20].

Как и всё опубликованные документы фирм, принимавших участие в анализе ситуации на ПГ АЭС "San Onofre", документ жёстко отредактирован, что видно и на приводимой таблице.

В энциклопедическом словаре в статье, посвящённой слову "парадигма", приведена фраза: "Смена парадигм представляет собой научную революцию". Никто, однако, не даст гарантии, что в рамках новой парадигмы удастся снять все проблемы, связанные с вибрацией в гибах трубных пучков.

Даже в этом документе при проведении сравнительного анализа виброизноса в ПГ АЭС "San Onofre" и АЭС "Sant Lucie" японские специалисты не смогли выявить причины сходства и различий виброизноса. А для этого не требовалось сверхусилий.

На обоих блоках этой АЭС стояли парогенераторы-близнецы. Замену на блоке №1 провели в 1997 году. ПГ изготовили в Канаде по проекту фирмы "B&W", бережно сохранившей почти все конструктивные особенности "комбасченовских" ПГ. Почти 15 лет ПГ работают с минимальным виброизносом (в 2009 году обнаружено 24 индикации на ПГ1 и 7 - на ПГ2). На втором блоке ПГ заменили в 2007 году. Проектировала и изготавливала их AREVA. В проект были внесено изменения, аналогичные тем, которые делала MHI для ПГ "San Onofre". На них уже три контроля подряд нарастает интенсивность виброизноса.

На Рис.20 приведён график сравнения для количества индикаций на этих ПГ из [20]. Авторы поспешно рассекреченного документа не называют прямо АЭС "Sant Lucie" (пишут "Plant A"), но приводят под графиком учётные номера документов NRC, из которых взята информация. А в самих документах (это отчеты о контролях ПГ) АЭС, естественно, названа явно.

Рис.20. Сравнительный анализ динамики индикаций [20].

Но японские специалисты, видимо, не удосужились не только посмотреть данные по блоку №1 АЭС "Sant Lucie", но и не нашли данные контроля в сентябре 2012 года для блока №2 [41], из которых ясно, что процесс образования новых индикаций не затухает!

Рис.21. Динамика индикаций на блоке №2 АЭС "Sant Lucie" [41].

Характерным примером непонимания причин того, что произошло на ПГ АЭС "San Onofre", является обнаружение двух новых "явлений природы".

Первое обнаружено MHI и получило название "flowering" (расцветание) - это деформация трубного пучка в гибовой зоне [6]. Второе - результат коллективного труда фирм, участвовавших в анализе - "in-plane fluid elastic instability" (в двухфазной среде). Это явления ранее считалось невозможным. И именно этот факт приведен в первой строке таблицы на Рис.19.

Любопытно отметить, что проблемы с вибрацией в ПГ Франции, начавшиеся несколько лет назад, тоже сопровождались открытием нового "явления природы" - его назвали "clogging" (забивание) [36].

К сожалению, большое количество информации оказалось недоступным. Была запрещена публикация значительного количества документов, а из опубликованных исключены большие объёмы информации под предлогом неразглашения вопросов, относящихся к интеллектуальной собственности.

Кризис атомной энергетики США

Частная, казалось бы, парогенераторная проблема, при детальном рассмотрении всех её аспектов, приводит к интересным выводам.

Первыми, как уже упоминалось, на проблему "San Onofre" среагировали экологические и общественные организации.

Проанализировав материалы, изложенные проектировщиками в журнале "NEI", они заявили, что многочисленные и существенные изменения конструкции в новых ПГ (по сравнению со старыми) не должны были позволить фирме обойти процедуру CFR50.59, требующую детального обоснования безопасности АЭС с новыми ПГ, и корректировки UFSAR. А не допустить обход процедуры должен был регулятор - NRC.

И та, и другая сторона продолжают защищать "честь мундира", ища всевозможные юридические зацепки. Но устоять перед очевидными и сильными аргументами оппонентов, видимо, не удастся. Вероятно, первым это понял еще в марте прошлого года Gregory Jaсzco, ушедший с поста директора NRC по собственному желанию.

Критика регулятора в США нарастает. Если ошибка будет признана, то это серьёзно подорвет авторитет регулятора. Фактически имеет место кризис регулятора. Именно об этом прямо заявил профессор Hirsh (University of California, Santa Cruz) на уже упоминавшемcя брифинге в NRC (он был единственным представителем от общественных организаций на этом брифинге) непосредственно самим руководителям этой организации: "Регулирующая система NRC требует ремонта" [39].

Рис.22. Фрагмент стенограммы выступления профессора Hirsh [39].

Две классические русские проблемы ("Кто виноват?" и "Что делать?") оставил Gregory Jaсzco новому директору NRC г-же Allison M. Macfarlane - только по вопросу "San Onofre".

Первые предложения по первому вопросу уже поступили от MHI, но соавтор проекта - фирма SCE, не согласилась с MHI. Главная задача у SCE - обосновать возможность пуска блока №2 на мощности 70% на 150 дней. Вопрос о пуске блока №3 пока даже не рассматривается.

Налицо и второй кризис. Это кризис проектирования. Старые ПГ проектировала фирма "CE". Её уже не существует. Формальный правопреемник её - "Westinghouse" (WEC) - уже много лет - не американская фирма. И по разным причинам с 2006 года самоустраняется от проектирования ПГ замены. Но в обосновании адекватности замены ПГ на АЭС "San Onofre"он участвовал. Это прямо следует из документа, выпущенного WEC в 2009 году [42], фрагмент из которого приведён на Рис.23.

Рис.23. Фрагмент из документа [42], свидетельствующий об участии WEC.

Заслуживает внимания и оценка участия WEC в расследовании повреждения труб ПГ на АЭС "San Onofre" (известен только один документ - [18]). Её дала в открытом письме г-ну президенту WEC Danny Roderick уже упоминавшаяся DAB Safety Team [43]. Два фрагмента из письма приведены на Рис.24.

Рис.24. Фрагменты из письма президенту WEC Danny Roderick [43].

В первом фрагменте даётся крайне негативная оценка качеству документа, во втором выражается уверенность, что WEC его переработает, чтобы не уронить свой авторитет.

В этих условиях энергофирмы США вынуждены обращаться к канадцам, французам, японцам. А у тех и у самих кадровые проблемы, и, как показал опыт последних лет - потеря компетенций. В США - некому проектировать парогенераторы.

Такие же проблемы и с парогенераторами для АЭС, построенных по проекту несуществующей фирмы B&W. В США семь блоков этой фирмы. Правопреемник B&W - AREVA - проектирует парогенераторы замены не для всех из них, но на них тоже массовый виброизнос. И на АЭС Франции - тоже массовый виброизнос…

Третий кризис существует давно - это кризис производства. В США нет производственных мощностей для изготовления реакторов и парогенераторов. Для AP-1000 эти виды оборудования изготавливаются в Корее (Doosan). Проблема восстановления производства тяжёлого оборудования для АЭС рассматривалась в конгрессе США ещё почти десять лет назад. Но решения - нет.

В США эксплуатируются 102 блока. АЭС "Kewanee" была выведена из эксплуатации в 2013 году. С октября 2009 стоит блок "Crystal River-3" (трещина в контейнменте после замены ПГ), и как выяснилось недавно, он также запускаться больше не будет. С 2011 года стоит блок "Fort Calhown" (отказ нескольких видов оборудования после наводнения). Уже год стоят два блока "San Onofre". С большим опозданием началась замена ПГ на блоке "Waterford-3". Задерживается уже почти на два года пуск единственного достраиваемого блока "Watts Bar-2". Уже почти на год отстают от графика первые блоки с AP-1000 в Китае (Sianmen-1) и в США ("Vogtle-1").

Заключение

Драматическая ситуация на парогенераторах АЭС "San Onofre" стала как будто детонатором к взрывному развитию процессов виброизноса на большинстве мощных парогенераторах замены в США.

При этом разрушаются традиционные парадигмы, основывавшиеся на опыте многолетней эксплуатации. Ещё совсем недавно виброизнос типа "труба об трубу" считался гипотетическим, а существование "in-plane fluid elastic instability" - невозможным. Теперь механизм реализовался на шести блоках, а вибрация в плоскости пучка - признана…

Ранее считалось, что виброизнос должен затухать со временем. А он интенсифицируется - на многих блоках.

Материал труб - сплав 690ТТ казался идеальным ещё год назад (ни одной индикации коррозионного типа и минимальные потери труб из-за виброизноса - на уровне предшествующих материалов). А в 2012 году трубы из этого материала буквально перепиливаются на новеньких ПГ за половину цикла. И десятками тысяч поражаются менее интенсивными механизмами виброизноса.

Ломаются уже становившиеся привычными (на новых ПГ малой и средней мощности) новые графики контроля. Снова ПГ контролируются при каждом плановом останове.

Специалистам из США и их коллегам из других стран, исповедующим "ВПГ - религию", открылось новое широкое поле деятельности.

Важно отметить, что в горизонтальных парогенераторах вибрационных процессов в трубном пучке нет.

Тем не менее, уроки "San Onofre" актуальны не только для проектировщиков парогенераторов.

- Необходимо экспериментальное обоснование ключевых вопросов новых конструкторских решений при заменах материалов.

- Необходимо помнить, что, реализуя одновременно несколько ранее проверенных в разное время на разных конструкциях технических решений, можно получить неожиданный отрицательный синергетический эффект.

- Необходимо помнить об опасностях масштабного фактора.

- Необходимо проявлять осторожность при модернизациях оборудования, предполагая, что в казалось бы не самом красивом техническом решении может быть заложен важный, но забытый опыт.

Список литературы

1. Бергункер В.Д. Целостность теплообменных труб вертикальных и горизонтальных парогенераторов (сравнительный анализ), Доклад на 7-ом международном семинаре по горизонтальным ПГ, Подольск, 2006.

2. Бергункер В.Д. Целостность теплообменных труб вертикальных и горизонтальных парогенераторов (сравнительный анализ, часть 2), Доклад на 8-ом международном семинаре по горизонтальным ПГ, Подольск, 2010.

3. K.J. Karwoski, G.L. Makar, and M.G. Yoder, U.S. Operating Experience With Thermally Treated Alloy 690 Steam Generator Tubes, NUREG -1841, U.S. NRC, Washington, DC, 2007, ML072330588.

4. Boguslaw Olech, Tomoyuki Inoue, Improving Like-for-Like RSGs, Nuclear Engineering International, January 2012.

5. Root Cause Evaluation Report: Unit 3 Steam Generator Tube and Tube-To-Tube Wear Condition Report, 201836127, Revision 0, 05/07/2012, SONGS.

6. San Onofre Nuclear Generating Station - NRC Augmented Inspection Team Report 05000361/2012007 and 05000362/2012007, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12188A748.

7. Arnie Gundersen, Steam Generator Failure at San Onofre, MSNE, Fairewinds AssociatesBurlington, 2012.

8. Questions from Citizens Oversight Projects (COPS) Regarding Steam Generator Tube Failures at San Onofre Nuclear Generating Station, сайт copswiki.

9. Daniel Hirsch, Dorah Shuey, FAR OUTSIDE THE NORM: The San Onofre Nuclear Plant's Steam Generator Problems in the Context of the National Experience with Replacement Steam Generators, сайт http://www.committeetobridgethegap.org.

10. SONGS 2C17 Steam Generator Condition Monitoring Report, 51-9182368-003(NP), AREVA NP Inc., 2012.

11. SONGS Unit3 February 2012 Leaker Outage - Steam Generator Condition Monitoring Report, 51-9180143-001, AREVA NP Inc., 2012.

12. Tube wear of Unit--3 RSG - Technical Evaluation Report, L5-04GA564, MHI, 2012.

13. Screening Criteria for Susceptibility to In-Plane Tttbe Motion, L5-04GA571, MHI, 2012.

14. SONGS U2C17 Steam Generator Operational Assessment, SCE, 2012.

15. SONGS 2C17 Outage - Steam Generator Operational Assessment, 51-9182833-002, AREVA NP Inc., 2012.

16. SONGS U2C17 Steam Generator Operational Assessment for Tube-to-Tube Wear, 51-9187230-000 (NP), AREVA NP Inc., 2012.

17. Operational Assessment for SONGS Unit 2 SG for Upper Bundle Tube-to-Tube Wear Degradation at End of Cycle 16 , Intertek APTECH, Sunnyvale, CA, 2012.

18. Operational Assessment of Wear Indications In the U-bend Region of San Onofre Unit 2 Replacement Steam Generators, 1814-AA086-M0190, REV. 4, Westinghouse Electric Company LLC, 2012.

19. Root Cause Analysis Report for tube wear identified in the Unit 2 and Unit 3 Steam Generators of San Onofre Nuclear Generating Station, UES-20120254, Rev.0, MHI, 2012.

20. San Onofre Nuclear Generating Station, Units 2 & 3 Replacement Steam Generators, Supplemental Technical Evaluation Report, L5-04GA588, MHI, 2012.

21. Steam Generator Task Force/Nuclear Regulatory Commission Biannual Meeting, February 16, 2012, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12171A536.

22. Unit 1 End of Cycle (EOC) 27 Refueling Outage Steam Generator Inservice Inspection Report, U.S. NRC, Washington, DC, 2013, ML13066A100.

23. John Large, Proposal to Restart Unit 2 San Onofre Nuclear Power Plant , Relating to Defects in the Steam Generator Primary Circuit Tubing, 1-st Interim Report, R3218-R1, Large & Associates, London, 2012.

24. Questions From Citizens Oversight Projects (COPS) Regarding Steam Generator Tube Failures At San Onofre Nuclear Generating Station, Citizens' Oversight Projects (COPs), El Cajon, CA, 24 August 2012.

25. Three Mile Island, Unit 1 (TMI Unit 1), TMI-1 Steam Generator Tube Inspection Report, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12355A208.

26. Steam Generator Tube Inspection Report - 1R23, Arkansas Nuclear One - Unit 1, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12086A294.

27. U.S. Operating Experience With Thermally Treated Alloy 690 Steam Generator Tubes, NUREG-1841, U.S. NRC, Washington, DC, 2007.

28. Robinson M, Steam Generator Management Program. Industry/NRC Executive Meeting on Materials Program, July 31, 2012, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12214A510.

29. NRC/EPRI Steam Generator Task Force Meeting, August 21, 2012, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12234A683.

30. August 10. 2005 Conference Call Summary Replacement Steam Generators Arkansas Nuclear One. Unit 1, U.S. NRC, Washington, DC, 2006, ML060590367.

31. Report from Kyushu Electric Power Company on Defects Found During the PeriodicalInspection of Sendai Nuclear Power Station Unit-1, Kyushu Electric Power Company andIts Examination Result, Ministry of Economy, Trade and Industry Nuclear and Industrial Safety Agency, PRI-03-06, Tokyo, May 15, 2003.

32. Report from the Japan Atomic Power Company Co., Ltd. on Damage Found in Steam Generator Heat Transfer Tubes During a Periodical Inspection of Unit 2 at Its Tsuruga Power Station and the Results of the Investigation, Ministry of Economy, Trade and Industry Nuclear and Industrial Safety Agency, Tokyo, January 18, 2005

33. Report from Hokkaido Electric Power Co., Inc. on Damage Found in Steam Generator Heat Transfer Tubes During a Periodical Inspection of Unit 1 at Its Tomari Power Station and the Results of the Investigation, Ministry of Economy, Trade and Industry Nuclear and Industrial Safety Agency, Tokyo, September 21, 2004.

34. Report and Its Examination Result from Kansai Electric Power Company on Deterioration of Steam Generator Tubes Found during the Periodical Inspection of Takahama Power Station Unit-4, Kansai Electric Power Company, Ministry of Economy, Trade and Industry Nuclear and Industrial Safety Agency, PRI-04-31, Tokyo, September 7, 2004.

35. Commitment to Nuclear Power Technology Development of Kyushu Electric Power Company, Kyushu Electric Power Company, October 16, 2009.

36. Thierry Sollier, Marc Le Calvar, Francois Balestreri, Frederic Mermaz, Recent Safety Issues Concerning Steam Generators in France and Their Analysis by IRSN, 6th CNS International Steam Generator Conference November 8 - 11, 2009, Toronto, Ontario, Canada.

37. The DAB Safety Team: December 21, 2012, The DAB Safety Team: December 21, 2012 The Causes of Destruction of SONGS Replacement Steam Generators (RSGs), U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12362A032.

38. Hitoshi Kaguchi, MHI's Steam Generator Operating Experience with Tube Vibration and Wear, U.S. NRC, Washington, DC, 2013, ML13038A414 (стр.52).

39. Briefing on Steam Generator Tube Degradation, February 7, 2013, Transcript of Proceedings, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML13050A785.

40. Isabelle Nowlan, Annie Ross, Michel J. Pettigrew, Tube-Support Effectiveness in Steam Generators: Dynamic Interaction Between Tube and Anti-Vibration Bar, 6th CNS International Steam Generator Conference November 8 - 11, 2009, Toronto, Ontario, Canada.

41. NRC Conference Call St. Lucie Unit 2 Steam Generator Inspection September 13, 2012, U.S. NRC, Washington, DC, 2013, ML12258A080.

42. Response to Requests for Additional Information Regarding Amendment Application Numbers 252 and 238 Replacement Steam Generators San Onofre Nuclear Generating Station, Units 2 and 3, Enclosure 1, Westinghouse authorization letter CAW-09-2527, U.S. NRC, Washington, DC, 2009, ML090400654.

43. Don Leichtling, Letter LTR-12-0718, U.S. NRC, Washington, DC, 2012, ML12335A296.

Ключевые слова: Парогенераторы, АЭС Сан-Онофре, Мнения, ОКБ Гидропресс

---

Другие новости:

На Нововоронежской АЭС-2 начат монтаж упорной фермы энергоблока №2

Установка в проектное положение упорной фермы даёт старт работам по бетонированию шахты реактора до отметки +26,3 метра.

Ковальчука со второй попытки не утвердили в должности директора Института кристаллографии

Все вопросы к Ковальчуку связаны с политической ситуацией.

В ОАО ЦКБМ состоялся визит иранской компании NPPD

Обсудили вопросы обеспечения качества конструирования и изготовления ЗИП для ГЦН.

---

---

---

---

Поиск по сайту: