Материал: Сердунь Н.П. Ремонт канальных реакторов

(dвн/dн=55/80 мм), большой длиной (≈20 м), возможностью доступа к каналу только из реакторного зала и подреакторного помещения.

Рис. 1.1. Технологический канал реактора РБМК: а) – общий вид канала: 1, 5 – стальные участки канала; 2, 4 – переходные соединения труб; 3 – циркониевый участок;

б) – д) – конструкционные элементы и характерные сварные узлы канала: 1 – верхний тракт; 2 – верхний усовый шов; 3 – канал;4 – обойма верхнего тракта; 5, 11 – стыковые сварные швы; 6 – нижний усовый шов; 7 – сильфон; 8 – нижний тракт; 9 – труба из стали 0Х18Н10Т; 10 – угловой сварной шов; 12 – калач

6

Каналы размещены в трактах, возможности ремонта которых также ограничены. Это связано с тем, что тракт проходит через графитовую кладку на значительной длине.

В графитовой кладке участок каждого тракта представляет собой вертикальные отверстия, проходящие через графитовые блоки;

врайонах верхней и нижней плит и металлоконструкций тракт состоит из трубных участков, причем трубы приварены к плитам. На одном из блоков Курской АЭС имел место дефект на верхнем трубном участке тракта в зоне монтажного шва наращивания. Подобные дефекты возможны и на других блоках АС. Верхний участок тракта связан с трубами пароводяных коммуникаций и системы контроля герметичности оболочек твэлов, нижний участок – с каналом, соединенным с крутозагнутым коленом – «калачом» водяных коммуникаций. На Курской и Чернобыльской АЭС имел место массовый выход из строя труб ПВК в зоне реактора, недоступных для непосредственного подхода к ним. Дефекты в виде коррозионного растрескивания появились в результате длительного циклического воздействия сконденсированной влаги на внешние поверхности труб.

Ремонт канально-коммуникационной части, как правило, связан

сзаменой узлов, элементов, некоторых деталей и дефектных участков и, следовательно, с нарушением целостности штатных сварных швов и последующим их восстановлением. Поскольку свободный доступ к местам ремонта сильно ограничен, применение ручной сварки почти полностью исключено. Она возможна только при ремонте труб ВК и ПВК в доступных местах за пределами реактора.

Чтобы извлечь дефектный ТК, необходимо отрезать обойму, срезать верхний и нижний усовые швы и отсечь канал от трубы ВК

вподреакторном пространстве в зоне калачей. Эти операции производятся с помощью специальных ремонтных механизмов и приспособлений с дистанционным управлением.

Необходимо учесть, что в процессе эксплуатации в подреакторном пространстве в зоне «калачей», особенно в центральной ее части, возрастает мощность дозы излучения из-за скапливания в «калачах» радиоактивных отложений, вносимых потоком теплоно-

7

сителя. Через год эксплуатации в подреакторном помещении на «калачах» наблюдаются «горячие» точки, где мощность дозы достигает (7-10) 103 мкбэр/c.

Установка нового канала в тракт не менее трудоемка. Более того, она требует специальных сварочных автоматов для восстановления верхнего усового соединения. Пример с заменой канала характеризует конструкцию реактора РБМК как неремонтопригодную.

Из-за этого в реакторе Курской АЭС имеется несколько заглушенных «холостых» ячеек без вновь установленных каналов

Восстановление целостности верхнего участка тракта из-за протечек в зоне сварного шва наращивания связано с подрывом и извлечением канала.

Восстановление геометрических параметров верхнего усового соединения, выполнение сварки требует тщательного контроля сварного шва. Контроль осуществляют по падению давления при гидроиспытаниях или по увеличению влажности гелия в системе контроля целостности ТК. При замене ТК возникает необходимость отрезки калачей в подреакторном помещении и их транспортировки в хранилище радиоактивных отходов.

Ремонтные работы непосредственно в подреакторном пространстве достаточно сложны, трудоемки и требуют разработки качественно новых средств ремонта. Их проведение становится возможным при создании специальных защитных средств, а это неизбежно связано со значительным увеличением массы биологической защиты. Конструкция же перекрытия подреакторного пространства не позволяет создать защитную кабину массой более 5 т, т. к. допустимая удельная нагрузка на пол весьма ограниченна и в некоторых случаях не должна превышать 1 тс/м2.

Еще сложнее обстоит дело с восстановлением дефектных труб ПВК в объеме реактора (это до сих пор обсуждается). Эта задача может быть решена при условии создания дистанционных средств резки и сварки труб изнутри со стороны сепараторного помещения и специальной технологии ремонта.

Одной из задач, не решенных до конца в конструкции реакторов РБМК, является восстановление графитовой кладки. Графитовая

8

кладка канального реактора формирует активную зону с ячейками для каналов всех типов. Она расположена в герметичной полости между металлоконструкциями и кожухом, заполненной смесью гелия с азотом. Кладка цилиндрической формы состоит из графитовых блоков сечением 250Х250 мм и высотой 200, 300, 500 и 600 мм. Установленные друг на друга блоки образуют 2488 вертикальных графитовых колонн. Если сравнить графитовые кладки Первой АЭС, идентичных реакторов АМБ Белоярской АЭС и серийных РБМК, то различие их состоит в размерах сеток и сечений графитовых блоков, зависящих от формы ячеек сетки, в количестве колонн, высоте кладки. Основные же конструкционные решения остаются типичными для всех видов кладок. Основное сходство дополняется общими требованиями к точности установки блоков и зазоров между ними, проходимости ячеек и чистоте кладки.

Длительный опыт эксплуатации двух блоков Белоярской АЭС показал, что с течением времени в графитовой кладке могут возникать следующие повреждения: осевое искривление ячеек, выкрашивание графита, выгорание блоков.

Конструкция графитового блока неразборная, поэтому замена блоков в существующей конструкции реактора без ее нарушения невозможна, а постепенное увеличение размеров графитовой кладки в процессе эксплуатации приводит к искривлению ячеек и заклиниванию каналов. Поэтому, когда дефектный канал не извлекается под действием регламентированной нагрузки, приходится прибегать к нежелательной и сложной операции – резке канала и его извлечению по частям. Искривление ячеек может также привести к повреждению тепловыделяющих сборок и попаданию топлива в ячейки, что значительно ухудшает радиационную обстановку и усложняет ремонт.

Вышеуказанные факторы не исчерпывают всех сложностей ремонта реакторов канального типа. Возможны и другие случаи дефектов, ведущие к аварийной ситуации. К ним относится, например, попадание тепловыделяющей сборки в графитовую кладку через стенку в циркониевой трубе 88Х4 мм, происшедшее на Чернобыльской АЭС, или отсутствие обратных клапанов раздаточ-

9

ных групповых коллекторов (РГК) на Курской и Чернобыльской АЭС, которые к моменту монтажа реакторных установок не были поставлены на объекты. Врезка обратных клапанов в РГК в процессе эксплуатации реакторами осложнена неблагоприятной радиационной обстановкой в боксах, требующей применения громоздкой биологической защиты, и стесненными условиями, неизбежно ведущими к целостности перекрытий примыкающей строительной части объекта.

Возникшая в процессе эксплуатации ЯППУ необходимость установки стопорных устройств на задвижки Ду 350 контура МПЦ, не предусмотренная проектом, свидетельствует о неизбежности совершенствования реакторной установки в процессе эксплуатации в целях обеспечения ее безопасности. Перечисленные непредвиденные ремонтные работы требуют дополнительных дозозатрат ремонтного персонала и ведут к неплановым простоям реакторной установки. Поэтому недостатки в конструкции канальных реакторов с точки зрения их ремонтопригодности в дальнейшем могут привести к значительным экономическим потерям и социальным издержкам.

Конструкционные и ремонтные особенности канальных реакторов отражены также в регламенте гидравлических испытаний контура многократной принудительной циркуляции:

послеремонтные гидравлические испытания топливных каналов следует проводить совместно с участками трубопроводов нижних водяных коммуникаций (НВК) и пароводяных коммуникаций (ПВК) пробным давлением 11,4 МПа при температуре не ниже 10°С;

периодические гидравлические испытания КМПЦ при технических освидетельствованиях проводят один раз в течение года работы энергоблока пробным давлением 10 МПа при температуре теплоносителя 130-150°С;

проверку плотности разъемных соединений и инспекционный осмотр оборудования осуществляют при давлении 8,4 МПа и температуре 55°С;

внеочередные гидравлические испытания после ремонта с применением сварки оборудования или трубопроводов КМПЦ вы-

10