Главная > Разное > Концепция безопасности «течь перед разрушением» для сосудов и трубопроводов давления АЭС
<< Предыдущий параграф
Следующий параграф >>
<< Предыдущий параграф Следующий параграф >>
Макеты страниц

Глава 3. Некоторые вопросы, связанные с применением концепции ТПР

3.1. Обеспечение безопасности эксплуатации ТОТ ПГ реакторных установок типа ВВЭР с использованием концепции ТПР

ТОТ ПГ РУ типа ВВЭР отличается от ГЦТ прежде всего геометрическими размерами. Маленький диаметр ТОТ (15 мм) не является препятствием для применения к ней концепции ТПР. Влияние большой кривизны поверхности трубки на коэффициенты интенсивности напряжений, кинетику трещин, их критические размеры и величину раскрытия сквозной трещины легко учитывается современными методами механики разрушения [75, и др.].

Не является препятствием для применения концепции ТПР и тепловой поток через стенки ТОТ. Тепловой поток через стенку трубки приводит лишь к образованию градиента температур по толщине стенки и возникновению соответствующих термических напряжений. Возникающие в ТОТ термические напряжения в действительности из-за малой толщины стенки ТОТ имеют малое значение. Однако, даже если бы они были велики, их влияние может быть учтено в рамках концепции ТПР.

Таким образом, принципиальные препятствия для обеспечения безопасности эксплуатации ТОТ ПГ на основе концепции ТПР отсутствуют.

С учетом же того, что стенки ТОТ представляют собой границу, удерживающую давление теплоносителя первого контура, что число ТОТ в реакторной установке типа ВВЭР-1000 составляет 44 000, что их общая протяженность равна примерно 36 000 м, и что разрыв нескольких ТОТ представляет угрозу с точки зрения радиационной безопасности, в том числе и для нормального функционирования активной зоны реактора, обеспечение безопасности эксплуатации ТОТ и трубных пучков в целом на основе концепции ТПР является актуальной задачей. За рубежом в этом направлении получены положительные результаты [76, 77 и др.].

Рис. 129. Парогенератор ПГВ-1000. Продольный разрез

Ниже приведены результаты исследований, проведенных для парогенераторов БалАЭС, на II блоке которой в 1996 г. были выявлены массовые повреждения ТОТ (парогенераторы 2 ПГ1, 2 ПГЗ и 2 ПГ4). Несмотря на то, что результаты получены для ВВЭР-1000, они являются принципиально применимы также и для РУ типа ВВЭР-440.

Схематическое изображение ПГ с ТОТ дано на рис. 129—131.

Рис. 130. Парогенератор ПГВ-1000. Горизонтальный разрез

На этих схемах указаны цифровые обозначения дистанционирующих решеток ТОТ в направлении к «горячему» торцу ПГ.

Трубки изготовлены из стали 08Х18Н10Т. Диаметр трубки 15 мм, толщина стенки 1,5 мм. Свойства стали должны соответствовать ТУ 14-3-197-89.

Рис. 131. Парогенератор ПГВ-1000. Поперечный разрез

Парогенераторы № 1, 3 и 4 были введены в эксплуатацию в составе II блока БалАЭС в марте 1987 г. В 1990 г. были проведены НТО и разневоливание коллекторов. Наработка на 01.01.96 г. составила 50 200 ч.

В апреле-мае 1996 г. на ПГ 1, ПГ 3 и ПГ 4 блока II БалАЭС были зафиксированы течи из первого контура во второй до 5 л/ч, что в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации ПГ потребовало останова блока, поиска и устранения течей.

Дефектоскопический контроль вначале аквариумным методом, затем вихретоковым (ВТ) показал повреждения на теплообменных трубках (ТОТ).

Эксплуатирующей организацией концерн Росэнергоатом и Балаковской АЭС были организованы широкомасштабные работы по определению размеров повреждения, причин повреждения, устранению причин повреждения и решению вопроса о возможности дальнейшей эксплуатации, ремонта и пуска парогенераторов в эксплуатацию. В рамках указанных работ была составлена и реализована исследовательская программа, целью которой было:

1) анализ причин повреждений ТОТ в ПГ II блока;

2) исследование возможности дальнейшей эксплуатации ТОТ ПГ после глушения, отмывки поверхности и других предписанных мероприятий;

3) обоснование критериев глушения ТОТ;

4) уточнение остаточной прочности, остаточного ресурса и надежности ТОТ 2ПГ1, 2ПГЗ и 2ПГ4;

5) определение объема технических мероприятий в ППР-96-97, необходимого для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации ПГ с имеющимися повреждениями ТОТ до следующего ППР;

6) разработка и обоснование необходимого объема работ в последующий ППР (после ППР-96).

В рамках указанной исследовательской программы удалось применить изложенные выше методы и технологии (гл. 1 и 2), разработать и реализовать технические решения, обеспечивающие приемлемый уровень безопасности эксплуатации трубных пучков парогенераторов, учитывающих положения концепции «течь перед разрушением» в системной постановке. Изложение полученных при этом результатов исследования является целью настоящего раздела.

Условия эксплуатации до ППР-96 в целом соответствовали нормативным требованиям.

Термомеханические условия эксплуатации по числу реализованных циклов нагружения находились в пределах нормы.

Сведения о водно-химических режимах свидетельствуют о том, что наблюдались эпизодические отклонения ВХР от требований ОСТ 34-37-769-85 и «Временных норм ВХР второго контура», введенных с 01.01.91 г.

Общее время отклонений рН, Na, Сl и электропроводимости от нормированных значений меньше 1% наработки.

По данным АЭС, отклонения связаны с повышенными присосами охлаждающей воды в конденсаторах турбин и турбопитательных насосах.

24 апреля 1996 г. II блок был остановлен в связи с течью в парогенераторе № 4. После устранения течи путем глушения труб в процессе разогрева РУ были зафиксированы течи в ПГ-1 и ПГ-3. Течи были устранены, однако, затем в результате пневмо-гидравлических испытаний были обнаружены новые текущие трубки в ПГ-1, 3 и 4, всего 67 штук.

В предположении, что процесс появления течей в трубах может продолжаться, руководством концерна «Росэнергоатом» была назначена комиссия, которая сделала заключение о необходимости вихретокового контроля (ВТК) труб ПГ и о возможных причинах их повреждения.

Были разработаны программы проведения ВТК, вырезки и исследования труб и аналогичные мероприятия по проверке коррозионного состояния ПГ и ведения водно-химического режима (ВХР), а также по очистке трубчатки ПГ от отложений химическими отмывками.

Всего ПГМК неплотных трубок (т. е. трубок со сквозными дефектами) было выявлено: 2ПГ-1 — 45; 2ПГ-3 — 39; 2ПГ-4 — 42.

Течи выявлены, главным образом, в трубках нижних рядов: на ПГ-1 с 106-го по 31-й; на ПГ-3 с 110-го по 99-й; на ПГ-4 с 110-го по 89-й.

Вихретоковой контроль проводили автоматической установкой фирмы «Интерконтроль» не вращающимся зондом. Методика позволяла определять только один размер повреждения — в направлении толщины стенки. Кроме того, определяли координату повреждения по длине трубки (от коллектора).

Объем контроля был определен «Рабочей программой контроля металла ТОТ и перемычек коллекторов ПГ II блока установкой «Интерконтроль».

Браковочный уровень повреждения был принят на уровне 70% толщины стенки трубки.

Результаты контроля показали:

1. Общее число дефектных трубок (с глубиной дефекта >70%) составило ПГ-1—941 из 10947 проконтролированных; ПГ-3 — 431 из 10380 проконтролированных; ПГ-4 — 351 из 10942 проконтролированных;

2. Процент поврежденных трубок составил (по отношению к проконтролированным): ПГ-1 — 8,6; ПГ-3 — 4,15%; ПГ-4 — 3,2%.

Рис. 132. График распределения дефектных трубок по рядам: 1 - ПГ-1; 2 - ПГ-3; 3 — ПГ-4

3. Плотность дефектных трубок в нижней части ПГ существенно выше, чем в верхней части, о чем свидетельствуют результаты 1 этапа контроля: ПГ-1 - 23,2%; ПГ-2 - 18,0%; ПГ-3 - 22,9%.

Сквозные дефекты, зафиксированные пневмогидравлическим методом, также расположены в ТОТ нижних рядов.

4. Дефекты находятся ближе к горячему коллектору, причем большая часть из них находится во второй полуокружности.

5. Дефекты между дистанционирующими решетками находятся преимущественно в нижних рядах.

6. Дефекты в районе дистанционирующих решеток расположены как в нижних, так и в верхних рядах ТОТ.

Распределение дефектных ТОТ по рядам трубок показано на рис. 132.

После осушения ПГ визуальным осмотром было установлено, что примерно 10 нижних рядов ТОТ погружены в шлам.

7 августа 1996 г. на 2ПГ-3 была вырезана трубка 60—96, второй полуокружности в районе горячего коллектора.

Трубки вырезали абразивным инструментом по технологии, разработанной Балаковской АЭС (ПР-026).

На вырезанной трубке была обследована поверхность на расстоянии 70, 90 и 130 мм от коллектора.

На расстоянии ~70 мм: отложения черно-коричневого цвета, рыхлые, легко удаляются механическим способом. Под отложениями оксидная пленка серого цвета, прочно сцепленная с поверхностью. Состав отложений — 8,6%. Язвин и следов коррозии не обнаружено.

На расстоянии - 90 мм: отложения 226,9 г/м2, под слоем рыхлых отложений незначительное количество отложений меди, расположенных неравномерно по поверхности отдельными пятнами диаметром до 1,5 мм в количестве 8—10 шт. на 100 см . Под отложениями меди язвины диаметром до 0,5 мм и глубиной до 0,3 мм.

Химический состав отложений: — 17,1%.

На расстоянии ~ 130 мм: отложения 632,3 г/м2. Под слоем рыхлых отложений вся поверхность покрыта отложениями меди, прочно сцепленными с металлом трубки. Под отложениями меди — значительное количество мелких язвин диаметром до 1 мм и глубиной до 0,5 мм. Имеется одна сквозная язва диаметром 3 мм со стороны второго контура и диаметром 1 мм со стороны первого контура.

Состав отложений: — 30,32%.

Исследования проводили на других трубках, вырезанных из ПГ-3 (60-96ПГ, 60-102ПГ). По результатам исследований можно было сделать следующие выводы:

1. Химический состав стали, из которой изготовлена поврежденная ТОТ 60-96ПГ (ПГ-3), соответствует стали марки 08Х18Н10Т по ТУ 14-3-197-89.

2. Механические свойства удовлетворяют требованиям ТУ 14-3-197-89.

3. Повреждений, типичных для МКК, не обнаружено (контроль капиллярным методом).

4. Неметаллические включения — в пределах ТУ 14-3-193-89.

5. Внутренняя поверхность трубки коррозионных или других повреждений (кроме следов прохождения зонда) — не имеет.

6. Повреждения трубки 60-96ПГ, ПГ-3:

6.1. Между дистанционирующими решетками 1 и 2 дефектов не обнаружено.

6.2. Между дистанционирующими решетками 2 и 3 следы язвенной коррозии в виде скоплений язв диаметром от 0,3 до 2 мм.

Одна язва имеет сквозной характер; диаметр на внешней поверхности — 3 мм, на внутренней — эллипс 0,1 х 0,8 мм. Трещины несквозные как от поверхности, так и от язв, одна трещина от язвы — сквозная.

6.3. Под второй дистанционирующей решеткой — язвы глубиной 0,2-0,3 мм.

7. Повреждения трубки 60-102 ПГ, ПГ-3:

Под дистанционирующей решеткой 3 — язвы и трещины вплоть до сквозных, развивающиеся как от язв, так и от поверхности.

7.2. Под дистанционирующей решеткой 4 — коррозионные язвы и коррозионное растрескивание наружной поверхности. Одна трещина развивалась параллельно поверхности.

8. Повреждения трубки 61-1ПГ, ПГ-1:

8.1. Под дистанционирующей решеткой 4 — обнаружены мелкие язвы диаметром до 0,1 мм с плотностью 2 язвы на 1 мм, а также трещины, развивающиеся как от поверхности, так и от язв. Максимальная глубина трещины — 51% толщины стенки трубки.

9. На всех трубках имелись отложения, в том числе и под дистанционирующими решетками. В трещинах обнаружена сера (0,1 — 1%), медь, следы хрома, хлора, натрия и других элементов.

10. Траектория трещин имеет сильно извилистый характер, что указывает на то, что она определялась главным образом коррозионным воздействием среды и микронеоднородностью стали.

И. В целом трещины ориентированы вдоль оси трубок, что свидетельствует о том, что тангенциальные напряжения превышали осевые.

Фотографии разных типов дефектов, выполненные в НИАР под руководством В.К. Шамардина, представлены на рис. 133— 137.

Причины повреждений ТОТ ПГ-1, 3, 4 II блока БалАЭС анализировали с помощью метода ретроспективного сетевого моделирования [62, 63]. В систематизированном виде ход анализа с использованием данных, изложенных выше, а также результатов дополнительных расчетов показан на рис. 138.

На 1-ом этапе выделяли основные характеристики повреждения ТОТ ПГ-1, 3, 4 II блока БалАЭС, а также информацию с других блоков, если она существенна. Одним из основных критериев правильно проведенного анализа причин повреждения является условие, чтобы эти (эта) причины объясняли все особенности повреждения и процесса повреждения.

Рис. 133. Участок трубки (60-96ПГ) между второй и третьей дистанционирующими решетками. Вид коррозионных дефектов на поперечном микрошлифе, х5

Рис. 134. Участок трубы (60-96ПГ) между 2 и 3 дистанционирующими решетками. Микроструктура язвы с трещиной на поперечном микрошлифе, х100

На 2-ом этапе выделяли гипотезы о причинах (механизмах повреждения. К рассмотрению были приняты все гипотезы, высказанные на совещаниях рабочей группы, а также на других совещаниях по обсуждению ПГ II блока БалАЭС (всего 8 гипотез).

На 3-м этапе анализировали факты, данные обследования, расчетов, экспериментального анализа и другие обстоятельства, которые могли бы подтвердить или опровергнуть ту или иную гипотезу.

В результате анализов, выполненных на 3 и 4 этапах, было установлено, что первопричиной повреждений типа язвы и язв с трещинами является попадание продуктов коррозии из конденсатно-питательного тракта и их накопление в виде отложений и шлама.

Накапливание продуктов коррозии из конденсатно-питательного тракта в сочетании с продуктами, попадающими из-за присосов, а также кратковременные нарушения ВХР явились причиной развития повреждений типа трещин (этап 5, см. рис. 138).

Развитие процесса повреждения во времени представлено схематически на рис. 139. Время начала повреждений ТОТ на ПГ-1, 3, 4 (1992 г.) представлено ориентировочно и может быть уточнено дополнительными исследованиями, не входящими в задачу настоящей работы.

(см. скан)

Рис. 135. Микроструктура отложений и сквозных дефектов на внешней поверхности трубки, х100: а) — участок трубки (60-102ПГ) под третьей, дистанционирующей решеткой, общий вид; б) — зона трещины

(см. скан)

Рис. 136. Растрескивание теплообменной трубки (61-1 II полуокружность) в месте контакта со второй дистанционирующей решеткой, х100: 1 — наружная поверхность теплообменной трубки; 2 — внутренняя поверхность

Рис. 137. Коррозиооные дефекты на внешней поверхности участка трубки под дистанционирующей решеткой, х100

После установления первопричины и причин повреждения очевидно, что для предупреждения повреждений рассматриваемого типа необходимо:

1) предотвратить накапливание коррозионно-активных элементов в котловой воде ПГ из конденсатно-питательного тракта (прежде всего меди и других элементов);

2) организовывать механическую и химическую промывки второго контура ПГ, исключающие накопление продуктов, попадающих из конденсатно-питательного тракта.

Далее были выполнены расчетно-аналитические работы для определения критических размеров дефектов в ТОТ, остаточного ресурса трубного пучка, а также оценки достоверности дефектоскопического контроля, влияния достоверности контроля и гидроиспытаний на надежность трубного пучка, величины течи теплоносителя через сквозные трещины и, наконец, комплексной оценки безопасности эксплуатации трубных пучков с учетом их повреждений, выполненных технических мероприятий в ППР-96 и предстоящих условий эксплуатации.

Этап 1. Основные признаки повреждений

(см. скан)

(см. скан)

Рис. 138. Анализ причин повреждений методом РСМ

Рис. 140. Продольная ориентация трещин: Уточненные результаты: 1 — рабочий режим; 2 — аварийный режим; 3 — гидроиспытания; экспериментальные данные 177): 4 — рабочий режим; 5 — аварийный режим; 6 — браковочный уровень

Принципиально важные заключительные результаты перечисленных исследований представлены на рис. 140—144.

На рис. 140 показаны результаты расчетов критических размеров дефектов в трубках в режимах НУЭ, АС и ГИ. На том же графике точками нанесены экспериментальные результаты оценки критических размеров сквозных дефектов, полученные чешскими специалистами на трубках натурной величины [77].

Рис. 141. Зависимость расхода воды Q от длины сквозной трещины 2с

Рис. 142. Результаты оценки достоверности ВТК и ПГМК ТОТ ПГВ 1000 по результатам ППР-96: 1 - ВТК в ППР-96; 2 - ПГМК; 3 — ГИ + ПГМК; 4 - ВТК в ППР-98 (уточнение с учетом данных ППР-98)

Рис. 143. Зависимость роста сквозной трещины от числа циклов N

Видно, что расчетные и экспериментальные результаты достаточно хорошо совпадают. Из проведенного анализа следует, что в ТОТ возможно существование достаточно больших сквозных трещин, что объясняется относительно малой термомеханической нагруженностью ТОТ.

Результаты расчета течи через сквозные трещины показаны на рис. 141.

Рассматривали сквозную трещину продольной ориентации протяженностью 2c по внутренней поверхности трубки. Методика расчетов изложена в гл. 1. В расчете не учитывали коэффициент формы трещины и влияние шероховатости берегов трещины на торможение струи. Расчет проводили для двух режимов: для нормальных условий эксплуатации (НУЭ) и гидравлических испытаний с давлением

Как известно, контроль радиоактивности котловой воды ПГ позволяет с высокой чувствительностью (около ) фиксировать протечки из первого контура во второй. При течи около 3 л/ч рассматривается вопрос об останове реактора. При этом предельный размер течи из первого контура во второй не должен превышать 5 л/ч

Результаты расчета расхода теплоносителя через сквозную продольную трещину в ТОТ показали, что в режиме НУЭ расходу теплоносителя 5 л/ч соответствует трещина протяженностью 2с = 8,5мм. С учетом того, что критический размер трещины в режиме НУЭ больше 25 мм, можно констатировать, что рекомендуемые запасы для размера трещины (2) и для чувствительности систем контроля течи (10) удовлетворяются:

(см. скан)

Рис. 144

В режиме ГИ критический размер трещины равен мм, что соответствует течи

Течи 5 л/ч соответствует трещина мм.

Таким образом, существующий на ПГ ВВЭР-1000 контроль течей с предельно допустимой нормой для эксплуатации 5 л/ч позволяет фиксировать сквозные трещины задолго до достижения ими критических размеров, когда наступает полный разрыв трубки. Коэффициенты запаса при этом удовлетворяют принятым зарубежным (США, ФРГ) и российским нормативным рекомендациям в рамках концепции «течь перед разрушением».

Большие течи через стабильные трещины в режиме ГИ (до 128 л/ч) создают предпосылки для обнаружения и глушения текущих трубок по результатам ГИ.

В то же время через трещины около 6 мм в режиме НУЭ и 4 мм в режиме ГИ размер течи очень мал (меньше 2 л/ч) и в действительности может быть еще меньше из-за влияния формы трещины и забивания ее продуктами коррозии.

Дополнительную неопределенность в оценке надежности и безопасности вносит отсутствие данных о достоверности дефектоскопического контроля как вихретоковым методом (ВТК), так и пневмогидравлическим (аквариумным) (ПГМК).

Оценку достоверности указанных методов контроля провели по методике, описанной в работе [67]. Методика основана на математическом анализе результатов контроля (рис. 142).

Достоверность ВТК до химической отмывки трубок даже для сквозных дефектов (a = 100%s) меньше 50%. Это означает, что при ВТК не менее половины сквозных дефектов типа трещин или язв коррозии были пропущены. После химической отмывки ТОТ вероятность обнаружения дефектов существенно (почти в два раза) повысилась. Полученные оценки достоверности ВТК в целом коррелируют с данными, полученными в рамках программы PISC-III в лабораторных условиях с привлечением около 15-ти групп дефектоскопистов с приборами ВТК [78].

ПГМК в случае его проведения сразу после останова РУ, также не дает 100%-ного выявления сквозных дефектов.

Стопроцентную выявляемость сквозных дефектов показал ПГМК, проведенный только после химической отмывки ТОТ и их ГИ избыточным давлением 24,5 МПа по первому контуру с отсутствием противодавления по второму контуру.

Перед тем как были уточнены окончательные технические мероприятия в ППР-96 и принято было решение о дальнейшей эксплуатации ПГ, были проведены оценки остаточного ресурса и безопасности эксплуатации трубных пучков ПГ, с учетом выявленных в ППР-96 повреждений.

Остаточный ресурс оценивали для трубок, не имеющих повреждений, для трубок, имеющих повреждения в виде каверн, и для трубок, содержащих трещины. На рис. 143 показана кинетика развития поверхностной трещины глубиной 70% толщины стенки и для сквозной трещины, исходной протяженностью 11 мм. Таким образом за 20 лет эксплуатации в номинальных условиях (в том числе и по водно-химическому режиму) подрастание трещин составит не более 1%. В целом анализ остаточного ресурса показал, что при глушении трубок с дефектами более 70% толщины стенки, ПГ можно эксплуатировать до исчерпания назначенного ресурса эксплуатации ( т. е. 30 лет).

Безопасность эксплуатации трубных пучков 2ПГ1, 2ПГ3 и 2ПГ4 оценивали с учетом ограниченной выявляемости дефектов методом ВТК.

Под безопасностью эксплуатации понимают невозможность нарушения целостности ТОТ с внезапным разрывом одной или скольких трубок с появлением течи из первого контура во второй >> 5 л/ч.

Из анализа, проведенного выше, следует, что к внезапному появлению течи из первого контура во второй размером значительно больше 5 л/ч, может привести сочетание следующих событий: нормальная эксплуатация в номинальных условиях + развитие большой трещины в одной или нескольких ТОТ с течью менее 5 л/ч из-за забивания ее продуктами коррозии и (или) из-за особой формы трещины +внезапный разрыв паропровода с падением давления во втором контуре до 0 при давлении в первом контуре .

Как показали расчеты критических размеров трещин более жестким режимом для выявления трубок с большими трещинами по сравнению с приведенным сценарием, является режим гидроиспытаний с давлением .

В случае проведения ГИ, выявления трубок с неплотностями по результатам ГИ, глушения неплотных трубок, внезапный разрыв одной или нескольких трубок становится невозможным.

При этом время подрастания критических трещин режима ГИ до критических трещин в режиме (НУЭ + разрыв паропровода) составляет 9 циклов «разогрев—расхолаживание».

Выше показано, что контроль течей с остановкой реактора при течи 5 л/ч, также позволяет свревременно выявлять трещины до достижения ими критических значений с коэффициентами запаса, принятыми в международной практике в рамках концепции «течь перед разрушением».

Результаты проведенного анализа безопасности эксплуатации трубных пучков 2ПГ1, 2ПГ3 и 2ПГ4 в обобщенном виде показан на рис. 144. Здесь представлены вероятности следующих событий: появление течи появление течи внезапное появление большой течи из-за разрыва трубки в режиме НУЭ внезапное появление большой течи в аварийном режиме с разрывом паропровода

Вероятности событий (№№ 10-12, 14-16 и 18) оценены приближенно из-за отсутствия статистических данных по длинам трещин. При оценках событий принимали достоверность контроля течей 0,9 (из-за возможности забивания трещины продуктами коррозии), а достоверность контроля термогидравлических циклов также 0,9 (из-за отсутствия инструментальной системы контроля и учета термогидравлических режимов (типа САКОР) [69].

Событие в варианте № 20 было оценено как невозможное при условии, что между двумя ГИ будет не более 9 циклов «разогрев—расхолаживание».

Таким образом, совокупность результатов расчетов, описанных выше, позволяет сделать вывод, что безопасность эксплуатации трубных пучков ПГ-1, 3 и 4 II блока БалАЭС обеспечена при выполнении следующих условий: проведение ГИ с давлением и последующим глушением всех неплотных трубок: остановка реактора при достижении течи 5 л/ч из первого контура во второй и глушение неплотных трубок; глушение всех неплотных трубок, выявленных по результатам обследования другими методами (ВТ-контроль, ПГМК и др.) в ППР;контроль режимов эксплуатации трубных пучков ПГ-1, 3, 4 II блока БалАЭС после ППР-96-97 до следующего ППР.

Из приведенных данных следует также, что безопасность эксплуатации ПГ-1, 3, 4 может быть обеспечена также до конца исчерпания проектного ресурса с учетом контрольных проверок, предусмотренных в период очередных ППР и проведения соответствующих мероприятий, вытекающих из результатов этих проверок.

Условия обеспечения безопасности должны уточняться по результатам эксплуатации и ППР. Давление ГИ может быть уменьшено (вплоть до 18—20 МПа), если будут приняты условия, исключающие внезапный разрыв паропровода.

Приведенный пример еще раз показал, что только системный подход к реализации концепции ТПР позволяет достичь абсолютную безопасность эксплуатации конструкции.

<< Предыдущий параграф Следующий параграф >>
Оглавление