Мероприятия по снижению мощности дозы в помещениях 1

ГОСУДАРСТВЕННАЯ КОРПОРАЦИЯ ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ "РОСАТОМ" ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКИЙ ГОЛОВНОЙ НАУЧНОИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ" (ОАО "ГИ "ВНИПИЭТ") УДК 621.039.761 Мероприятия по снижению мощности дозы в помещениях 1-го контура АЭС Препринт Авторы: Санкт-Петербург 2010 Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Стяжкин П.С., Зеленина Е.В. Список сокращений и условных обозначений Fe АЗ АЗ-5 АПК АЩК АЭС БО БС ВЗ ВК ВНУ ВСРО ВТ ВТК ВТФ ВУТ ГД ГК ГТр ГЦН ДР Ду ЗП ЗРК ИД КД КК ККК КлД КМ КМПЦ КО КПР КТ МГЦ МД МЗ МЗТК МЭД НВК НГ ТВС НЗ НИФ НК НК-ВК НПФ НР НТ НУЭ ОП ОТ П1, П2 ПВК ПГ ПД общая концентрация железа активная зона останов энергоблока активированные продукты коррозии азотно-щавелевокислый атомная электрическая станция байпасная очистка барабан-сепаратор всасывающая задвижка всасывающий коллектор (ГЦН) высоконапорная установка временная система охлаждения реактора всасывающий трубопровод вихретоковый контроль высокотемпературный фильтр водоуравнительный трубопровод гамма-детектор горячий коллектор ПГ горячий трубопровод главный циркуляционный насос дистанционирующая решетка внутренний диаметр трубопровода задвижка перемычки (НК-ВК) запорно-регулирующий клапан индивидуальная доза коэффициент дезактивации коэффициент корреляции критический коэффициент корреляции коллективная доза конструкционный материал контур многократной принудительной циркуляции конденсатоочистка капитальный предупредительный ремонт контрольная точка мультигидроциклон мощность дозы машинный зал массовая замена технологических каналов мощность эквивалентной или эффективной дозы нижние водяные коммуникации негерметичная ТВС напорная задвижка намывной ионитный фильтр напорный коллектор напорный коллектор - всасывающий коллектор (перемычка) намывной перлитный фильтр насос расхолаживания напорный трубопровод нормальные условия эксплуатации (работа на номинальной мощности) оперативный персонал опускной трубопровод петля 1, петля 2 пароводяные коммуникации парогенератор продукты деления 2 ПДР ПК ПРГК ПТЗ РБ РБМК РГК РД рН РО РУ САОР СВО СПиР СПР СС ТВС ТГР ТеР ТК ТО и Р ТОТ ТР УЗК УСВО ДР ФСД ХВО ХД ХК ХТр ЦЗ ЧЗТК ШАДР ЩК ЭБ ЭДТУК χ перепад давления на реакторе продукты коррозии продувка РГК продувка тупиковых зон радиационная безопасность реактор большой мощности канальный раздаточный групповой коллектор руководящий документ водородный показатель радиационная обстановка реакторная установка система аварийного охлаждения реактора спецводоочистка система продувки и расхолаживания средний планово-предупредительный ремонт сварные соединения тепловыделяющая сборка температурный градиент растворимости (продуктов коррозии) тепловая рубашка технологический канал техническое обслуживание и ремонт теплообменные трубки (парогенератора) текущий ремонт ультразвуковой контроль установка спецводоочистки дезактивирующих растворов фильтр смешанного действия химводоочистка химическая дезактивация холодный коллектор ПГ холодный трубопровод центральный зал частичная замена технологических каналов шариковый автоматический дроссельный расходомер щавелевая кислота энергоблок этилендиаминтетрауксусная кислота удельная электропроводимость 3 ОГЛАВЛЕНИЕ СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ .............................................................. 2 ВВЕДЕНИЕ ....................................................................................................................................................... 6 1 ИСТОЧНИКИ ПРОДУКТОВ КОРРОЗИИ В 1-ОМ КОНТУРЕ РБМК И ВВЭР И ИХ ВЛИЯНИЕ НА РАДИАЦИОННУЮ ОБСТАНОВКУ .................................................................................................................. 8 1.1. РБМК ....................................................................................................................................................... 8 1.1.1 Механизмы коррозии и транспорта активности на РБМК ....................................................... 8 1.1.2 Влияние активности продуктов коррозии на радиационную обстановку............................... 13 1.1.3 Состав отложений РБМК ........................................................................................................... 18 1.1.4 Оценка вклада отдельных радионуклидов в формирование мощности дозы от оборудования РБМК...................................................................................................................................................................... 25 1.2 ВВЭР....................................................................................................................................................... 27 1.2.1 Механизмы коррозии и транспорта активности в 1-ом контуре ВВЭР ................................ 27 1.2.2 Влияние активности продуктов коррозии на радиационную обстановку............................... 31 1.2.3 Состав отложений в активной зоне ВВЭР ................................................................................ 33 1.2.4 Состав отложений на парогенераторах ВВЭР......................................................................... 37 1.2.5 Оценка вклада отдельных радионуклидов в формирование мощности дозы от оборудования ВВЭР ...................................................................................................................................................................... 40 2. КОНЦЕПЦИЯ СНИЖЕНИЯ МОЩНОСТИ ДОЗЫ ОТ ОБОРУДОВАНИЯ 1-ГО КОНТУРА АЭС ................................................................................................................................................................................. 41 2.1 ВВЕДЕНИЕ В ПРОБЛЕМУ........................................................................................................................... 41 2.2 ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ РЕЖИМ РАБОТЫ РЕАКТОРА ................................................................................. 44 2.2.1. Снижение скорости коррозии..................................................................................................... 44 2.2.2 Уменьшение массопереноса отложений..................................................................................... 51 2.2.3 Увеличение выведения ПК и радионуклидов из контура ............................................................ 57 2.3 ОСТАНОВ ЭНЕРГОБЛОКА ......................................................................................................................... 61 2.4 СНИЖЕНИЕ МД ПОСЛЕ ОСТАНОВА ЭНЕРГОБЛОКА .................................................................................. 61 2.5 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ........................................................................................................................................... 61 3 ОПТИМИЗИРОВАННЫЙ ОСТАНОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ ВВЭР И РБМК .................................... 62 3.1 ЦЕЛЬ И СОДЕРЖАНИЕ ОПЕРАЦИИ ОПТИМИЗИРОВАННОГО ОСТАНОВА НА РБМК................................... 62 3.2 МЕХАНИЗМЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ ПОЛОВИННОГО ОСТАНОВА ........................................................................ 63 3.2.1 Концентрирование, осаждение и смыв примесей в зоне кипения............................................. 63 3.2.2. Снижение нейтронного потока.................................................................................................. 65 3.2.3 Снижение выхода продуктов деления в теплоноситель и разгерметизации ТВС ................. 65 3.3 МЯГКАЯ ДЕЗАКТИВАЦИЯ КОНТУРА ВВЭР В ПРОЦЕССЕ ОСТАНОВ РЕАКТОРА ........................................ 69 3.4 ДЕЗАКТИВАЦИЯ КМПЦ РБМК С ПРИМЕНЕНИЕМ ХИМРЕАГЕНТОВ ПРИ РАСХОЛАЖИВАНИИ РЕАКТОРА 77 4 БЕЗРЕАГЕНТНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЕЗАКТИВАЦИИ 1 КОНТУРА ............................................ 80 4.1 ОТДЕЛЬНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЕЗАКТИВАЦИИ КОНТУРА БЕЗ ПРИМЕНЕНИЯ КИСЛОТ .................................. 80 4.1.1 Циркуляционная промывка КМПЦ............................................................................................... 80 4.1.2 Безреагентная дезактивация с применением газов (СО2, О2)................................................... 80 4.1.3. Барботажная отмывка контура ............................................................................................... 81 4.2 КОМПЛЕКСНАЯ ДЕЗАКТИВАЦИЯ 1-ГО КОНТУРА РБМК .......................................................................... 83 4.2.1 Расхолаживание ............................................................................................................................ 83 4.2.2 Барботажный режим................................................................................................................... 85 4.2.3. Безреагентная (циркуляционная промывка) промывка............................................................. 87 4.2.4 Вторая барботажная промывка ................................................................................................. 88 4.2.5 Вторая безреагентная промывка ................................................................................................ 89 5 ХИМИЧЕСКАЯ ДЕЗАКТИВАЦИЯ КОНТУРА МПЦ НА РБМК..................................................... 92 5.1 НЕОБХОДИМОСТЬ И ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТЬ ХИМИЧЕСКОЙ ДЕЗАКТИВАЦИИ КОНТУРА .............................. 92 5.2 КРИТЕРИИ ПРОВЕДЕНИЯ ХИМИЧЕСКОЙ ДЕЗАКТИВАЦИИ ........................................................................ 94 5.2.1 Дозовый критерий проведения химдезактивации ...................................................................... 94 5.2.2 Коррозионный критерий проведения химдезактивации ............................................................ 97 5.3 ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ХИМИЧЕСКОЙ ДЕЗАКТИВАЦИИ КМПЦ РБМК ................................................. 99 5.3.1 Растворы для проведения химической дезактивации.............................................................. 100 4 5.3.2 Критерий прекращения дезактивации химреагентами при выведении радионуклидов водообменом........................................................................................................................................................ 103 5.3.3 Критерий прекращения дезактивации химреагентами при выведении радионуклидов на фильтрах СВО .................................................................................................................................................... 108 5.4 ХИМИЧЕСКАЯ ДЕЗАКТИВАЦИЯ БЛОКОВ ЛЕНИНГРАДСКОЙ АЭС .......................................................... 110 5.5 МАЛОРЕАГЕНТНАЯ АЗОТНОЩАВЕЛЕВОКИСЛОТНАЯ ДЕЗАКТИВАЦИЯ КМПЦ НА СМАЭС .................. 115 6 ДЕЗАКТИВАЦИЯ 1-Г КОНТУРА И ПАРОГЕНЕРАТОРОВ ВВЭР ............................................... 118 6.1. НЕОБХОДИМОСТЬ ПРОВЕДЕНИЯ ДЕЗАКТИВАЦИИ 1-ГО КОНТУРА ВВЭР И ПАРОГЕНЕРАТОРОВ ........... 118 6.1.1 Причины дезактивации контура в сборе .................................................................................. 118 6.1.2 Причины дезактивации парогенераторов................................................................................. 122 6.2 РАСТВОРЫ ДЛЯ ДЕЗАКТИВАЦИИ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ И 1-ГО КОНТУРА ВВЭР ...................................... 123 6.3 ДЕЗАКТИВАЦИЯ 1-ГО КОНТУРА ВВЭР-440........................................................................................... 125 6.3.1 Дезактивация 1-го контура 3 и 4 блоков НВАЭС..................................................................... 125 6.3.2 Дезактивация 1-го контура 2 блока АЭС "Ловиса" ................................................................. 127 6.4 ДЕЗАКТИВАЦИЯ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ ВВЭР-440................................................................................... 128 6.6.1 Дезактивация парогенераторов на энергоблоках 3 и 4 Нововоронежской АЭС .................. 128 6.6.2 Дезактивация парогенераторов на энергоблоках 1-4 Кольской АЭС..................................... 130 6.6.3 Обобщение опыта дезактиваций парогенераторов на энергоблоках №1-4 АЭС Богунице. 132 6.6.4 Обобщение опыта дезактиваций парогенераторов на энергоблоках №1-3 АЭС Пакш ...... 133 6.5 ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ДЕЗАКТИВАЦИЯ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ ................................................................ 135 6.6 НЕГАТИВНЫЕ ПОСЛЕДСТВИЯ ДЕЗАКТИВАЦИИ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ ВВЭР-440.................................... 138 7 ПОДГОТОВКА РАБОЧИХ МЕСТ К ПРОВЕДЕНИЮ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА РБМК....... 141 7.1 ДЕЗАКТИВАЦИЯ БАРАБАН-СЕПАРАТОРОВ ............................................................................................. 141 7.2 ДЕЗАКТИВАЦИЯ РГК. ............................................................................................................................ 143 7.3 ПОМЕЩЕНИЯ БОКСОВ ГЦН................................................................................................................... 145 7.4 ПОДРЕАКТОРНЫЕ ПОМЕЩЕНИЯ (ПОМЕЩЕНИЯ "КАЛАЧЕЙ" НВК)........................................................ 148 7.5 ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДЕЗАКТИВАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ ....................................................... 149 8 ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И УСТРОЙСТВА ДЛЯ ДЕЗАКТИВАЦИИ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ПОМЕЩЕНИЙ И НАРУЖНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ ОБОРУДОВАНИЯ АЭС............................................................................................................................................ 152 8.1 СПОСОБ ПАРОЭЖЕКЦИОННОЙ (ПАРОЖИДКОСТРУЙНОЙ) ДЕЗАКТИВАЦИИ............................................ 152 8.2 СПОСОБ ДЕЗАКТИВАЦИИ СМЕСЯМИ НАСЫЩЕННОГО ВОДЯНОГО ПАРА И ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ .. 157 8.3 ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКАЯ ДЕЗАКТИВАЦИЯ................................................................................................ 160 8.4 СПОСОБЫ "СУХОЙ" ДЕЗАКТИВАЦИИ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗАГРЯЗНЕНИЙ ............ 163 8.5 ПРИМЕНЕНИЕ ПЫЛЕВЛАГООТСАСЫВАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ГРУБОДИСПЕРСНОГО ШЛАМА ИЗ ОБОРУДОВАНИЯ .................................................................................................................................................... 167 8.6 ДЕЗАКТИВАЦИЯ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ РАДИОАКТИВНЫХ ОТХОДОВ .......................................................... 175 ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................................................................................................................ 176 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .......................................................................................................................... 179 ПРИЛОЖЕНИЕ. СОСТАВЫ И НАЗНАЧЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ДЕЗАКТИВИРУЮЩИХСЯ РАСТВОРОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА АЭС........................................................................................................... 187 5 Введение Как правило, в мировой практике АЭС решение о целесообразности проведения дезактивации принимается на основе сравнительного анализа возможных вариантов снижения облучаемости персонала на основе анализа альтернативных мероприятий радиационной защиты. При этом учитываются дозозатраты непосредственно при проведении дезактивации, дополнительные трудозатраты, переработку дополнительных отходов. Решение о проведении химической дезактивации контура в сборе принимается перед остановом энергоблока в период планирования ремонтных работ на ППР на основании следующих данных: планируемого объема и перечня проводимых во время останова работ. При кратковременных остановах и небольших объемах выполняемых работ контурная дезактивация как правило, не проводится; ожидаемой радиационной обстановки на блоке и дозозатратам персонала АЭС и привлекаемых организаций. Если нет причин предполагать, что радиационная остановка ухудшится или резко возрастут дозозатраты по сравнению с предыдущим остановом – в этом случае необходимо рассматривать возможность проведения контурной химической дезактивации; состояние твэлов в АЗ. В настоящее время на РБМК количество негерметичных ТВС, как правило (кроме Курской АЭС) не превышает 1 ТВС на блок в год, тогда как на ВВЭР количество негерметичных ТВС может измеряться десятками. В этом случае может возникнуть необходимость очистки ТВС от отложений, что достигается проведением контурной дезактивации; данных о предыдущих дезактивациях. Оцениваются как положительные, так и вредные последствия проведенных дезактиваций; сведений о содержании в теплоносителе продуктов коррозии и радионуклидов в период нормальной эксплуатации реактора. При этом оценивается тенденция к росту этих показателей по сравнению с периодом перед предыдущим остановом. Заметный рост активности и концентрации ПК, как это имело место на 4 блоке ЛАЭС в 1995-1997 г.г., свидетельствует о накоплении продуктов коррозии в контуре и необходимости их удаления. Методы снижения радиационных полей, дозовых нагрузок представляют собой многофакторную проблему, включающую как организацию производства и работ, проводимых на остановленном энергоблоке, так и научные и конструкторские проработки технологий удаления отложений. Для обеспечения принципа оптимизации (принципа ALARA1 в зарубежных публикациях) следует сформулировать критериальные оценки эффективности предлагаемых мероприятий и технологий по принципу доза – экономический эффект, нормированные соответствующим образом для обеспечения сравнения различных мероприятий и методов. Такие критерии безопасности и экономики должны быть сформулированы для блоков РБМК и ВВЭР. Обычные ресурсы снижения коллективной дозы в настоящее время в значительной мере исчерпаны, поэтому актуален поиск новых путей и способов снижения дозовых затрат при проведении ремонтных работ. Разрабатываемая в настоящее время система ИСУ техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР) не решает этой проблемы полностью, хотя за счет оптимизации и сокращения сроков ремонта и ремонтных операций можно ожидать дальнейшего снижения доз персонала. Одним из резервов снижения коллективной дозы остается разработка мероприятий планирования и оптимизации дозовых затрат. Следует упомянуть также и совершенствование технологий ремонта, а именно: 1 As Low As Reasonably Achievable – Так низко (мощность дозы, доза, дозозатраты), как разумно дос- тижимо 6 нормирование времени на проведение стандартных ремонтных операций (например, замена ШАДР, контроль сварных соединений и т.п.). Нормированные операции должны включать в себя не менее 75 % всех дозовых затрат на ремонт; применение обучающих стендов-имитаторов при выполнении наиболее массовых ремонтных операций; внедрение новых технологий, автоматизация. Наиболее широко применяемым методом очистки контура от коррозионных отложений является его дезактивация, которая на РБМК проводится вместе с активной зоной, а на ВВЭР может быть проведена также после выгрузки активной зоны, или каждого парогенератора в отдельности. Дезактивация циркуляционного контура вместе с активной зоной проводится для удаления продуктов коррозии и радионуклидов из контура перед проведением ремонтных работ с целью: снижения дозовых нагрузок персонала при ремонте и вскрытии оборудования; предотвращения разноса загрязнений по контуру в период проведения ремонтных работ (например, при непромытой активной зоне при демонтаже технологических каналов происходит осыпание РПК из активной зоны в "калачи", в результате чего в течение нескольких дней мощность дозы гамма-излучения может возрасти более чем на порядок); уменьшения массы ПК в контуре, чтобы предотвратить последующую активацию ПК в следующем топливном цикле. Кроме того, в реакторах ВВЭР накопление продуктов коррозии в контуре приводит к увеличению перепада давления теплоносителя на реакторе вследствие сужения проходного сечения ТВС, что вызывает массу негативных эффектов: снижение мощности реактора; увеличение числа негерметичных ТВС и др. Дезактивация отдельных видов оборудования производится с целью снижения мощности дозы для проведения обследования и ремонтов. В этом случае подвергаются отмывке либо изолированные участки контура (циркуляция с выводом ПК на фильтрах очистки); либо разомкнутые участки контура с удалением ПК в дренажи. В предлагаемом препринте рассматриваются вопросы выработки критериев целесообразности проведения контурной дезактивации, существующие технологии дезактивации контура и контурного оборудования, а также подготовки рабочих мест для производства ремонтных и инспекционных работ на оборудовании 1-го контура (локальные дезактивации). Поскольку эксплуатационный период сказывается на процессах формирования отложений, в работе рассмотрены примеры так называемой "мягкой" дезактивации контура, заключающиеся, главным образом, в особом режиме останова. Авторы выражают глубокую благодарность за проявленный интерес и помощь в работе сотрудникам Ленинградской АЭС: Ковалеву С.М., Епихину А.И., Козлову Е.П., Петрову С.И., Герасимову А.А., Бусыреву В.Л.; Смоленской АЭС: Гостькову В.В., Марковой Т.М. Книга предназначена для инженерно-технического персонала АЭС, научных и инженерно-технических работников, проектировщиков, студентов и аспирантов, специализирующихся в области радиационной безопасности и дезактивации. Схема КМПЦ на титульном листе по кн. Лебедев В.И., Черников О.Г. и др. / Продление срока эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС // М.: ЗАО "Энергоатомиздат", 2006, 528 с. 7 1 Источники продуктов коррозии в 1-ом контуре РБМК и ВВЭР и их влияние на радиационную обстановку 1.1. РБМК 1.1.1 Механизмы коррозии и транспорта активности на РБМК Особенностью конструкции энергоблоков типа РБМК является весьма разветвленная схема контура МПЦ, изобилующая к тому же тупиками, участками смены скоростей потока, большим числом элементов оборудования со сложным рельефом поверхностей (ШАДРы, ЗРК). Сочетание бескоррекционного водно-химического режима с оборудованием КПТ из углеродистых сталей приводит к максимальному среди всех известных типов энергетических реакторов коррозионному износу элементов КМПЦ из циркониевых сплавов, а также формированию на отдельных участках КМПЦ значительных отложений продуктов коррозии, приводящих к возникновению дозовых полей большой мощности, которые формируют, в свою очередь, дозовые затраты персонала. Таким образом, учет факторов, влияющих на величину отложений в активной зоне и остальной части КМПЦ, является главной проблемой прогнозирования радиационной обстановки и дозовых затрат. Простейшие модели активации продуктов коррозии, основанные на константах осаждения и смыва, довольно хорошо известны [1, 2], однако они позволяют более-менее точно оценивать только общее количество активированных радионуклидов в контуре и их концентрацию в стабильных условиях эксплуатации. Для ограниченных целей при соответствующей модификации и достаточной точности определения констант осаждения-смыва для отдельных радионуклидов эти модели вполне могут быть использованы при проектировании новых энергетических установок или расчетов активации отдельных нуклидов. Другой пример ограниченного моделирования приведен в работе [3], в которой контур представлен однородной трубой определенного диаметра, а поступление радионуклидов из ТВС или их активация заменены абстрактным понятием концентрации на входе. При замкнутом контуре решения различны для каждого оборота теплоносителя. Наиболее полно разработанной попыткой учесть все действующие на образование и миграцию радионуклидов в контуре АС с реактором РБМК процессы являются феноменологические модели ТРАКТ-1 [4] и ТРАКТ-2 [5]. Последняя содержит 24 параметра, характеризующих конкретный конструкционный материал и радионуклид. Для широкого спектра элементов, содержащихся в конструкционных металлах контура и в теплоносителе, количество параметров примерно на порядок больше. Модель основана на уравнениях активации и массопереноса. Тепловые, гидравлические и физико-химические процессы, приводящие к изменению растворимости, дисперсности и скорости осаждения продуктов коррозии, учитываются с помощью укрупненных коэффициентов, например, тех же постоянных осаждения и смыва, а их изменение в зависимости от вида оборудования учитывают, разбивая контур на 7 участков и выделяя 13 объектов контура, для каждого из которых составляется своя система уравнений. Следует отметить, что экспериментально определить константы подобных моделей просто невозможно, а апробированных методы расчета таких констант не существует, поэтому подобные модели могут применяться только в проектных целей, для оценки влияния отдельных констант на массоперенос и формирование отложений. Некоторые модификации этого метода встречались в работах [6-12]. Предложенные в них феноменологические модели в основном были предназначены для оценки постоянных смыва и осаждения различных радионуклидов для сравнения их между собой, а также для сравнения различных АС. Некоторые модели основываются на попытке расчета коэффициента осаждения частиц из турбулентного потока на стенке в зависимости от размера частиц [13]. Расчет складывается из определения скорости движения частицы в пристеночном слое и вероятности прилипания частицы к поверхности после соударения, причем частицы меньше определенного диаметра участвуют только в броуновском тепловом движении и их энергия от размеров не 8 зависит. Для таких частиц с уменьшением размера растет вероятность прилипания к стенке. Таким образом, в зависимости вероятности прилипания (осаждения) от размера частиц имеется минимум в области 0,8-3 мкм [14]. Следует отметить, что дисперсность частиц в большинстве контуров находится именно в этой области, что служит подтверждением теории. Термоэлектрическая модель, предложенная В. Брусаковым, относится к аналитическим и основана на электрофоретических свойствах ПК и их движении под действием термоэлектродвижущей силы [15,16]. ТермоЭДС обусловлена протеканием в системе неравновесного процесса теплопередачи. ГальваноЭДС возникает за счет наличия на поверхности микрогальванических пар, образовавшихся вследствие неоднородного состава и структуры поверхности. Взаимодействие потенциал-образующих ионов и заряженных твердых частиц с электрическими полями, обусловленными термо- и гальвано ЭДС, и определяет процессы переноса продуктов коррозии в контурах РБМК. Модель включает в себя неизмеряемые параметры, которые были протабулированы авторами на концентрацию кислорода, температуры или получены косвенным путем из лабораторных данных. Кроме того, она не учитывает гидродинамику и седиментационный фактор. Нами были сформулированы следующие положения, которые должны учитывать распределение отложений и мощностей доз для КМПЦ РБМК: 1. На поверхности металла имеется три слоя отложений, различного характера и происхождения: внутренний слой оксидов, это плотные отложения, крепко сцепленные с поверхностью, представляющие собой тонкую пленку толщиной около 1-2 мкм. Вне активной зоны активность такого слоя мала и в массопереносе он практически не участвует, за исключением случаев химической дезактивации. Внутренние оксиды образуются, как правило, за счет коррозии конструкционных материалов. В активной зоне внутренний слой помимо оксида циркония содержит также и оксиды железа; внешний слой оксидов, представляющий собой рыхлые отложения, слабосвязанные с поверхностью. Внешний слой оксидов формируется как в активной зоне, так и вне ее и служит основным источником массопереноса; шлам или круд, состоящий из грубодисперсных частиц, которые плохо удерживаются на поверхности. В основном находится в неактивной части контура. 2. Часть внешнего оксида выносится в теплоноситель вследствие растворения или эрозии, а радионуклиды еще и по механизму изотопного обмена. 3. Перенос в контуре шлама или круда определяется гидродинамическими характеристиками оборудования и седиментацией. 4. Содержание продуктов коррозии в теплоносителе зависит от скорости коррозии, которая определяется химическими факторами, в первую очередь рН, концентрацией кислорода и концентрацией хлоридов. 5. Величина отложений и мощность дозы определяются процессами смыва, растворения, фильтрации, седиментации, кристаллизации, сорбции и адгезии. Направление и скорость процессов определяется гидродинамическими и химическими факторами (в первую очередь рН). 6. Концентрация радиоактивных продуктов коррозии, стабильных железа и меди являются результирующими относительно процессов массопереноса, и могут выступать в качество обобщающих параметров модели. На рис. 1.1 представлена схема, иллюстрирующая исследуемые зависимости. Описание потоков массопереноса см. табл. 1.1. 9 КМПЦ Активная зона Теплоноситель Частицы Частицы Шлам Молекулы, Молекулы, ионы ионы Внешний оксид Теплоноситель Частицы Частицы Шлам Молекулы, Молекулы, ионы ионы Внешний оксид Fe Внутренний оксид Fe,Ni,Co,Mn,Cr Очистка Пар Очистка Внутренний оксид Zr Металл КПТ Паровая часть Металл контура Рисунок 1.1 – Схема процессов коррозии, массопереноса и формирования отложений в 1-ом контуре РБМК Как следует из таблицы 1.1 большинство процессов, происходящих в контуре ведут к росту отложений и мощности дозы в 1-ом контуре. Процессы, приводящие к уменьшению мощности дозы и смыву отложений могут быть использованы для целей дезактивации. Например, растворение оксидов может быть достигнуто при изменении параметров водно-химического режима, проведении контурных дезактиваций или вводе дополнительных реагентов в теплоноситель. Гидравлический смыв осевшего круда или шлама используют в режиме нормальной эксплуатации или останове путем продувки тупиковых зон РГК. На остановленном энергоблоке для удаления осевшего круда практикуется включение дополнительных ГЦН (до 4 на одну петлю реактора). Увеличение производительности и повышение эффективности очистки теплоносителя от продуктов коррозии также имеет важное значение для улучшения радиационной обстановки. В настоящее время на многих энергоблоков РБМК в качестве первой ступени очистки от механических примесей вместо перлитных используют намывные ионитные фильтры. На рис. 1.2 схематически показано формирование слоя отложений в условиях коррозии металла. Показано три слоя отложений. Круд изображен частицами разной формы и цвета, поскольку состав круда может быть неоднородным вследствие разных источников образования (поступление железа из КПТ, коррозия циркония, коррозия нержавеющей стали, см. рис. 1.1). Внутренний оксидный слой является препятствием для коррозии основного металла, т.е. является защитным. Осаждение круда происходит как под действием силы тяжести, так и в результате действия вертикальной оставляющей турбулентного потока теплоносителя [13]. Для коллоидных частиц и частиц размером менее 0,1 мкм играет роль броуновское движение частиц. 10 Таблица 1.1 Описание потоков массопереноса Приводит к росту отложений и мощности дозы от оборудования Приводит к уменьшению отложений и снижению МД Кристаллизация оксидов на поверхности из теплоносителя Эрозия внешнего слоя оксидов под действием теплоносителя и движущихся с ним частиц оксидов Массоперенос ПК в паре Растворение оксидов внешнего слоя Гидравлический смыв седиментационного круда Очистка теплоносителя от продуктов коррозии и радионуклидов Седиментация круда под действием силы тяжести Коррозия активированного металла активной зоны Коррозия металла Вынос продуктов коррозии активной зоны в теплоноситель Изотопный обмен. При переходе радионуклидов из металла активной зоны в теплоноситель приводит к загрязнению теплоносителя, а при диффузии к поверхности металла в КМПЦ увеличивает активность отложений Теплоноситель Осаждение круда MeZ+ Кристаллизация Взвешенный круд Коррозия Седиментационный круд MeyOx Me0 Внутренний оксид Металл Рисунок 1.2 Коррозия и вынос ПК в контур с поверхности металла 11 Количество железа, поступившего в КМПЦ за год, кг В 1-ом контуре РБМК основным источником продуктов коррозии является конденсатно-питательный тракт, из которого продукты коррозии углеродистой стали (Fe) поступают в КМПЦ с питательной водой. Если известно содержание железа в питательной воде и его концентрация, можно легко сосчитать годовое поступление железа в теплоноситель. На рис. 1.3 приведено количество железа, поступающего в КМПЦ из КПТ в течение года (суммарные данные по всем блокам). 500 450 400 350 300 250 200 150 100 50 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Год Рисунок 1.3 – Количество железа, поступившего из КПТ в КМПЦ за год (ЛАЭС) Как будет показано ниже, этот показатель является достаточно важным, коррелирующим со многими эксплуатационными характеристиками реактора. Кроме того, как это следует из рисунков 1.1 и 1.2 продукты коррозии циркония и нержавеющей стали также дают свой вклад в радиационную обстановку. Источником 95Zr и 95Nb является активация конструкционного материала технологических каналов и ТВС, с последующей коррозией и выносом радионуклидов в теплоноситель. Поступление этих радионуклидов, как продуктов деления, из ТВС пренебрежимо мало при отсутствии в твэлах контакта топлива с теплоносителем. В работе [17] было показано, что имеет место обогащение отложений в КМПЦ железом, поступающим из конденсатно-питательного тракта (см. таблицу 1.2). Таблица 1.2 Отношение количества никеля и хрома к количеству железа в нержавеющей стали и в отложениях продуктов коррозии на оборудовании КМПЦ [17]. Эффективное время Материал Cr/Fe Ni/Fe работы АЭС, час X18Н10T 0,15 0,29 3700 ПК 0,038 0,170 4900 ПК 0,037 0,071 10000 ПК 0,135 0,072 Распределение радионуклидов по глубине отложений приведено на рис. 1.4. Распределение большинства радионуклидов хорошо описывается степенной зависимостью с показателем степени ~ –½, кроме 59Fe, активность которого снижается по экспоненциальному закону, так что на поверхности металла 59Fe практически отсутствует. Это указывает, что име12 ет место процесс массопереноса в направлении от поверхности металла к теплоносителю, т.е. коррозия. 1 1 2 3 4 5 6 -0,44 y = 0,79x Удельная активность y = 0,52x -0,57 0,1 y = 0,33x y = 0,22x -0,48 -0,51 0,01 y = 0,56e -0,18x 0,001 0 Cr-51 Co-58 Cr-51 Co-58 5 10 15 20 25 30 Расстояние от внешней поверхности отложений, мкм Co-60 Mn-54 Co-60 Fe-59 Fe-59 Способы обработки Mn-54 Рисунок 1.4 – Удельная активность некоторых изотопов по глубине отложений на поверхности фланца трубопровода BWR «Дрезден» [33,34] 1 – 1-я мягкая протирка; 2 – 2-я мягкая протирка; 3 – 1-я грубая протирка; 4 – 2-я грубая протирка; 5 – протирка поверхности кислотой; 6 – травление поверхности кислотой. 1.1.2 Влияние активности продуктов коррозии на радиационную обстановку На рис. 1.5 показано соотношение между количеством (ni) дефектов оборудования реактора типа РБМК-1000, дозовыми затратами и количеством железа, выведенного из контура в течение года (xi). Данные, представленные на рис. 1.5, нормированы в пределах каждой зависимости ni=f(Fe) с учетом среднего значения относительного интервала варьирования текущих значений, таким образом, чтобы все значения укладывались на отрезке [-1; +1]: − xi − x xi = , x max − x min ^ (1.1) − ni − n ni = n max − n min ^ ^ (1.2) ^ где ni и x i - нормированные значения количества дефектных элементов или продуктов коррозии железа для зависимости ni=f(Fe); ni, xi – среднее или текущее количество за год на блоке дефектных элементов оборудования и вынесенного в КМПЦ железа; соответственно, 13 − − n , x - среднее значение для всех блоков дефектных элементов и железа для зависимости ni=f(Fe); соответственно nmax, nmin, xmax, xmin –максимальное или минимальное значения количества дефектных элементов и железа для зависимости ni=f(Fe). Нормирование позволяет сравнивать между собой параметры, имеющие разные размерности и несопоставимые цифровые значения, а также объективно сравнивать значения параметров однотипных блоков, имеющих разные интервалы варьирования этих параметров. Это позволило построить корреляционную зависимость для всей суммы точек, приведенных на рис. 1.5. Коэффициент корреляции оказался очень велик (0,92), что указывает на практически функциональную зависимость дефектов оборудования, дозовых нагрузок от количества железа, поступающего в контур МПЦ. Интересной особенностью полученной корреляции является то, что зависимость проходит через точку с координатами [0; 0]), а коэффициент пропорциональности практически равен 1. Это указывает на фундаментальный характер полученной зависимости. Продукты коррозии железа являются носителями соединений радиоактивных изотопов, образовавшихся из легирующих компонентов сталей. При образовании отложений в активной зоне продукты коррозии за счет развитой поверхности могут сорбировать из объема теплоносителя и длительное время удерживать даже растворимые примеси, в частности натрий, хлориды, а также продукты деления, попавшие в теплоноситель из негерметичных твэлов. В конечном счете, как это видно из рис. 1.5, вынос продуктов коррозии железа существенно влияет и на дозозатраты. Поэтому, одной из целей контурной дезактивации на РБМК является удаление железа, накопленного в контуре. Между удельной активностью радионуклидов в теплоносителе и активностью отложений, которые и формируют гамма-фон в помещениях контура, существует определенная корреляция (рис. 1.6), которая указывает на существование некоего равновесия между удельной активностью радионуклидов в объеме теплоносителя и на поверхности. Таким образом удельная активность радионуклидов в КМПЦ является одним из факторов, оказывающим прямое влияние на мощность дозы от оборудования. ni 0,8 0,6 0,4 0,2 y = 0,98x КК = 0,92 0 -0,2 -0,4 -0,6 Fe -0,8 -0,8 -0,6 -0,4 -0,2 0 0,2 0,4 0,6 0,8 Коллективная доза при эксплуатации Коллективная доза при капремонте НГ ТВС Перегрузки по парению пробок технологических каналов Отглушенные модули модели сепараторов пара Линейный (Вместе) Рисунок 1.5 – Корреляция между нормированными значениями показателей надежности элементов оборудования РБМК-1000, коллективными дозами и нормируемыми значениями выноса с питательной водой железа в виде продуктов коррозии 14 Удельная активность поверхности, МБк/дм 2 1,E+03 y = 1,24x 0,64 2 R = 0,43 1,E+02 [18,19] [20] [22] [21] Вместе 1,E+01 1,E+00 1,E-01 1,E-02 1,E-01 1,E+00 1,E+01 1,E+02 Удельная активность теплоносителя, кБк/кг Рисунок 1.6 – Соотношение активности отложений на поверхности контура и активностью радионуклидов в теплоносителе [18-22] На рис. 1.7 показано (по аналогии с рис. 1.6) соотношение среднегеометрического значения мощности дозы от основного оборудования КМПЦ (усреднение данных по картограммам АЭС и стандартным картограммам концерна "Росэнергоатом" [23]) и среднегодовых значений удельной активности радионуклидов на АЭС с РБМК-1000, с учетом их вклада в МД гамма-излучения (сумма концентраций радионуклидов 58,60Со; 54Mn; 59Fe; 95Zr и 95Nb, умноженные на соответствующие гамма-постоянные). Критическое значение коэффициента корреляции для данного числа точек на графиках составляет 0,37 [24,25] (значение R2 соответственно = 0,14), т.е. все зависимости являются значимыми. Наблюдаемое поле разброса данных указывает на необходимость для построения прогнозной модели привлечения дополнительных параметров. Обоснование и порядок расчета среднегеометрических значений для выборки данных см. раздел 2.3. 15 "калачи" y = 0,22x 1 0,1 0,01 y = 0,05x 0,35 2 1 2 R = 0,43 Мощность дозы, cЗв/ч Мощность дозы, cЗв/ч 10 ГЦН 0,48 R = 0,22 0,1 0,01 0,1 1 10 100 2 Σ Ciγ i, Р*см /(ч*л) 0,1 1 10 2 100 Σ Ciγ i, Р*см /(ч*л) Рисунок 1.7 − Соотношение среднегеометрического значения мощности дозы от калачей НВК и от оборудования боксов ГЦН и среднегодовых значений удельной активности радионуклидов на АЭС с РБМК-1000, с учетом их вклада в МД гамма-излучения Если принять, что МД пропорциональна количеству отложений в контуре на данном участке, зависимость, приведенная на рис. 1.6, может быть представлена в виде: Qs=a*Km –n (1.3) Поделив на концентрацию в теплоносителе и принимая n≈1, получим: Qs/C=a*/(Km*C) (1.4) Поскольку в некоторых случаях стационарная концентрация радионуклидов пропор0,5 циональна λ [34], то отношение поверхностной активности к объемной будет пропорцио-0,5 нально λ : Qs/C=b*λ-0,5 (1.5) Коэффициент b зависит от геометрических характеристик участка и скорости теплоносителя, т.е. от коэффициента массообмена. Таким образом, для каждого участка контура положение линии на графиках рис. 2.1 и 2.2 величина коэффициента распределения активности между поверхностью и теплоносителем будут различными. Экспериментально это было доказано авторами работы [26] для реакторов BWR. Аналогичные зависимости были получены по данным других авторов [21,22]. В реакторе ВК-50 отложения формировались на поверхности ТВС [21]. На 4 блоке ЛАЭС отложения формировались на образцах-свидетелях [22]. Обобщенные данные представлены на рис. 1.8. Обращает на себя внимание более высокое по сравнению с другими изотопами значение отношения поверхностной и объемной активности для 59Fe. Возможное объяснение заключается в том, что все изотопы сорбируются на оксидах и гидроксидах железа и 59Fe естественно встраивается в решетку кристаллов наилучшим образом. 16 1,E+07 Fe-59 1,E+06 -0,46 y = 65,49x 2 R = 0,63 (Бк/м 2)/(Бк/кг) 1,E+05 1,E+04 1,E+03 -0,59 1,E+02 y = 0,01x 2 R = 0,59 λ , c -1 1,E+01 1,E-09 R1 1,E-08 1,E-07 1,E-06 1,E-05 O1 ЛАЭС-4 ВК-50 BWR и РБМК B2 1,E-04 ВК-50 Рисунок 1.8 − Зависимость отношения поверхностной и объемной активности радионуклидов от их периода полураспада по данным для трех BWR (Швеция) [26; (Cr-51; Mn-54; Co-58; Fe-59; Co-60) по данным для экспериментального реактора ВК-50 [21] и 4 блока ЛАЭС (1989) [22]. Келеном [26], без учета эффектов сорбции микроколичеств примесей, было предложено для описания накопления радионуклидов выражение вида: ⎛ ⎜ An ⎜⎜ ⎝ Fn = 1 λ 2t Cw ρ D + ⎞ ⎟ ⎟ ⎟ n ⎠ (1.6) n Fn – фактор обогащения оксидного слоя по сравнению с водой; An; Cwn – удельная активность оксидного слоя и теплоносителя (Бк/кг); λ – постоянная распада, с-1; tn – продолжительность n-го реакторного цикла, с; ρ – плотность оксидного слоя; D – коэффициент диффузии радионуклида в оксидном слое. Отсюда A = Cw F n n n ρ D 1 λ+ 2t (1.7) n Для короткоживущих радионуклидов уравнение (1.7) принимает вид (1.5). При годичной работе энергоблока для радионуклидов с постоянной распада более 2.10-8 с-1, т.е. для всех, кроме 60Со, вклад времени работы реактора в формирование дозы менее 50 % Келеном была предложена модель, учитывающая концентрации стабильных железа, никеля и цинка и электрохимический потенциал. Наилучшее совпадение получено для положительных значений потенциала, равных +150 мВ. На рис. 1.9 видно, что для этого и других режимов во всех случаях имеется пик, относящийся к 59Fe. 17 Рисунок 1.9 – Изменение отношения активности на поверхности и в растворе с постоянной распада на АЭС Швеции [27] Таким образом, мощность дозы от оборудования КМПЦ должна быть пропорциональна удельной активности радионуклидов в теплоносителе, которая является одним из факторов, определяющих радиационную обстановку в помещениях КМПЦ и, следовательно, дозозатраты персонала. В то же время разброс данных, приведенных на рис. 1.6 показывает, что это далеко не единственный фактор, влияющий на дозозатраты. 1.1.3 Состав отложений РБМК Состав внешнего слоя отложений по данным различных авторов для различных материалов КМПЦ приведен в табл. 1.3 [28-31]. Большую часть отложений составляют оксиды железа, причем состав отложений примерно одинаков. Некоторые отличия имеются только во внутреннем слое отложений на углеродистой стали, который обеднен Cr; Mn; Ni. Наибольшее содержание оксида циркония наблюдается на поверхности технологических каналов. На остальных поверхностях, в том числе и на ТВС содержание циркония примерно одинаково. В 2001 – 2005 г.г. на ЛАЭС и СмАЭС были проведены исследования состава отложений внутриконтурного оборудования после проведения химической дезактивации контура. Было выделено два типа отложений, которые безусловно можно отнести к внешним оксидам (мазки с поверхности) и крудовым отложениям (песок в БС и калачах НВК). В первоначальных пробах (3 блок, 2001 и 4 блок 2003) существенную долю оксидов составлял диоксид кремния, которые попадал в контур при зачистке сварных швов. В дальнейшем после принятия мер, ограничивающих попадание диоксида в контур его количество уменьшилось. В табл. 1.4 и 1.5 приведен химический и радионуклидный состав круда ("песка") после химической дезактивации 3 блока ЛАЭС в 2005 году, оставшегося на дне БС и РГК. 18 Таблица 1.3 Состав внешнего слоя оксидов на поверхности материалов КМПЦ [28-31] Материал Е, МВт.сут/т. U Fe Cr Mn Ni Cu Zr 5713 4922 1686 18720 4122 65 69 61 66 63 63 63 61 61 64 65 69 73 1,6 0,8 1,2 1,2 2,4 3,5 2,4 3,3 5 2,4 1,6 0,8 0,2 1,6 0,8 0,5 0,5 2,2 2,1 2,1 2,8 1,5 2,3 1,6 0,8 0,2 2,8 1,5 2,5 2,6 1,4 1,6 1,9 2,8 2,7 1,6 4,2 1,5 0,2 0,3 0,5 0,6 0,6 0,1 0,1 0,7 0,2 0,2 0,1 0,3 0,5 0,01 0,8 0,8 1,5 1,5 0,1 0,2 0,2 0,3 0,3 0,4 - 62 64 65 69 3,3 1,2 1,9 0,8 2,1 0,5 1,8 0,8 2,1 2,6 2,9 1,5 0,3 0,6 0,2 0,5 0,22 1,5 0,8 0,8 Нержавеющая сталь Углеродистая сталь ТК (Zr+2,5 % Nb) ТК (Zr+2,5 % Nb) ТВС ТВС ТВС ТВС ТВС 0X18Н10Т 0X18Н10Т ст. 20 (рыхлые отл.) ст. 20 (плотные отл.) СРЕДНИЕ ЗНАЧЕНИЯ ТВС Циркониевый сплав Нерж. Сталь Углеродистая сталь Со 0,0471 0,0436 0,0436 0,0471 Таблица 1.4 – Химический состав "песка" из БС и РГК после химической дезактивации 3 блока 2005 г. Оксиды Fe2O3 CuO Cr2O3 NiO CaO MgO SiO2 ZrO2 Потери при прокаливании 3БС-12 5,9 0,1 0,9 0,5 0,1 3БС-21 2,6 4 85,2 3,3 16,7 77,6 2,5 0,4 0,2 РГК-12 11,7 0,3 2,1 1 0,14 0,023 4,6 68,8 11,4 В БС и РГК "песок" состоит из оксидов циркония с примесью оксида кремния и железа с удельной активностью 10-20 Ки/кг, активность песка в БС на 97 %, в РГК – на 86 % состоит из 95Zr и 95Nb. Кроме того, в "песке" РГК содержится значительное количество (до 10 %) 51Cr. 19 Таблица 1.5 – Радионуклидный состав "песка" из БС и РГК после химической дезактивации 3 блока 2005 г. (%) Радионуклиды БС-12 БС-21 РГК-12 Cr-51 0,4 0,2 9,6 Zr-95 37 36 31 Nb-95 60 61 55 Mn-54 0,056 0,035 0,22 Fe-59 0,038 0,017 0,28 Co-58 0,035 0,025 0,51 Co-60 0,99 0,15 0,88 Zn-65 0,02 0,01 Hf-181 1,8 2,7 2,54 Суммарная активность, ГБк/кг 851 740 407 Отношение активностей 95Zr и 95Nb в БС составляет 0,58-0,60, что соответствует пребыванию вне активной зоны примерно в течение 2000-2500 часов. Пересчет на момент выхода из активной зоны дает значение содержания 95Zr и 95Nb в "песке" 1300–1550 ГБк/кг (36-42 Ки/кг), что совпадает с удельным содержанием 95Zr в циркониевом сплаве активной зоны 1240 ГБк/кг (33 Ки/кг). Для пояснения рассмотрим расчет активации циркония. Удельная активность искусственного радиоактивного изотопа в ГБк на 1 кг химического элемента-мишени, полученного путем активации потоком тепловых нейтронов без учета выгорания, определятся по формуле [32]: λ Q = p σ ΦWL (1− e A 10 акт 0 6 − T ) (1.8) р ⎯ относительное содержание облучаемого изотопа в химическом элементе (хими- ческий элемент может иметь несколько стабильных изотопов) для 94Zr р = 0,179 ; σакт ⎯ сечение активации изотопа, 9.10-26 см2/атом; W – тепловая мощность реактора, 3200 МВт Ф ⎯ плотность потока тепловых нейтронов, 3,75.109 нейтрон/(см2.с*МВт); L0 ⎯ число Авогадро, 6,023.1023 моль-1; А ⎯ массовое число облучаемого изотопа (94); λ ⎯ постоянная распада, 1,25.10-7 с-1; Т ⎯ время облучения. При времени облучения более 600 часов активность 95Zr становится практически постоянной и равна 1240 ГБк/кг или 33 Ки/кг. Скорость образования 95Zr можно представить в виде: ∂N = R ∂t 1 Zr (1.9) − λ1 N1 где RZr ⎯ скорость образования атомов тронном потоке; с-1; Откуда 95 Zr за счет активации стабильного 94 Zr в ней- 20 N 1 R ⎡ − −λ t ⎤ ⎢1 e ⎥⎦ λ ⎣ = Zr (1.10) 1 1 Источником 95 Zr, так как 95 Nb в активной зоне реактора и в топливе является практически распад выход 95Nb при делении урана на 7 порядков меньше, чем большинства радионуклидов деления, в том числе и 95Zr; выход 95Nb при активации стабильного 93Nb ничтожен, так как протекает в две стадии: 93Nb (n,g) 94Nb(n,g)95Nb. Поэтому, принимая RZr=1, уравнение для расчета образования 95Nb можно записать в виде: ∂N = λ N − λ N = 1 − e− λ t − λ N ∂t 2 (1.11) 1 1 1 2 2 2 2 Решение этого уравнения при нулевых начальных условиях имеет вид: N 2 = 1 λ − 2 1 − λ 1t + (λ − λ )e 2 1 λ (1.12) − λ 2t e λ (λ − λ ) 2 1 2 1 Отношение активностей 95Zr и 95Nb будет определяться выражением: A A 1 2 = Nλ Nλ 1 − e− λ t (1.13) 1 1 1 2 2 = 1− λ λ −λ 2 e− λ t + 2 1 1 λ 2 e− λ t 1 λ −λ 2 1 Для достаточно больших t отношение активностей будет равно 1 (см. рис. 1.10). Zr-95/Nb-95 100 10 1 10 100 1000 10000 Т, часы Рисунок 1.10 – Изменение отношения активности 95Zr и 95Nb при облучении в активной зоне После прекращения облучения изменения отношения активностей 95Zr и 95Nb происходит так, как показано на рис. 1.10. В условиях равновесия (время установления равновесия около 8000 часов) отношение активностей 95Zr и 95Nb составляет 0,45. 21 A Zr − 95 A Nb − 95 = λ Nb − 95 λ − λ Zr − 95 (1.14) = 0,453 Nb − 95 1 Zr-95/Nb-95 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 10 100 1000 10000 Т, часы Рисунок 1.11 – Изменение отношения активности 95Zr и 95Nb после прекращения облучения (выхода из активной зоны) Это позволяет по отношению активностей 95Zr и 95Nb определить время выхода 95Zr из активной зоны. Внешний вид песка из БС приведен на рис. 1.12. Разный цвет частиц указывает на различия в химическом составе отдельных частиц. Размер частиц до 1,5х1,5 мм. Рисунок 1.12 – Внешний вид "песка" из БС 22 На рис. 1.13 показана отдельная частица размером 1,1х0,5 мм, отобранная для анализа. Состав частицы приведен в табл. 1.6. Несмотря на то, что данная частица состоит практически из оксида кремния, 94 % активности приходится на изотопы 95Zr и 95Nb. Рисунок 1.13 – Фотография частицы «песка» из барабан-сепаратора (размер 1,1х0,55 мм) Таблица 1.6 Состав частицы песка из "БС" Название оксида %, вес. Химический состав, % SiO2 91,6 ZrO2 8,4 Радионуклидный состав, % Nb-95 66,5 Zr-95 27,9 Co-60 2,3 Hf-181 3,4 С боковых поверхностей БС были отобраны мазки для определения остаточного содержания продуктов коррозии во внешнем слое отложений. При отборе мазков было установлено, что удельная активность рыхлых отложений на стенках БС значительно ниже, и имеет другой состав (химсостав – табл. 1.7а, радионуклидный состав – табл. 1.7б). Это слой отложений практически не содержит 95Zr и 95Nb. Удельная активность его 60-200 ГБк/кг (2-5 Ки/кг), т.е. значительно меньше, чем "песка". Очевидно, что песок или круд в БС есть результат седиментации оксида циркония после выхода его из активной зоны, а внешний слой оксидов формировался в результате сорбции и кристаллизации из теплоносителя оксидов ПК нержавеющей стали. Мазки с поверхности БС показывают, что в состав рыхлых отложений даже после проведения дезактивации входят легкорастворимые продукты деления, хотя количество их незначительно. 23 Таблица 1.7а – Химический состав мазков из БС (% вес.) после химической дезактивации 3 блока ЛАЭС в 2005 г. Наименование 3БС-12 3БС-21 оксидов №1 №2 №1 №2 Fe2O3 94 91 92,5 91,6 CuO 0,2 0,1 0,1 0,2 Cr2O3 4 6,1 5,1 5,5 NiO 1,8 2,8 2,3 2,7 Вес мазка, мкг 188 112 147 239 Таблица 1.7б Радионуклидный состав мазков из БС (% акт.) после химической дезактивации 3 блока ЛАЭС в 2005 г. и удельная активность внешнего слоя оксидов Радионуклиды 3БС-12 3БС-21 №1 №2 №1 №2 Cr-51 36 40,3 43,1 34 Nb-95 0,72 0,71 0,57 Mn-54 17 15 16 16 Fe-59 25 20 21 23 Co-58 8,5 10 8 10 Co-60 12 14 12 15 Mo-99 0,12 0,91 Cs-134 0,45 Общая активность, Ки/кг 2,1 1,8 5,5 2,2 Общая активность, ТБк/кг 76 66 205 81 В 2005 г. на 2 блоке СмАЭС после проведения химической дезактивации контура были отобраны мазки с внутренних поверхностей оборудования КМПЦ: обратного клапана (ОК) раздаточного группового коллектора (РГК); напорного коллектора (НК); задвижек ГЦН (табл. 1.8). В составе мазков также имелись продукты деления. Содержание основных радионуклидов было примерно таким же, как и на ЛАЭС, за исключением 95Zr и 95Nb, содержание которых в мазках было до 21 %. Таблица 1.8 Поверхностная загрязненность оборудования КМПЦ 2 блока СмАЭС во время ППР 2005 г. после окончания дезактивации контура (% активности) Место отбора НК П-2 ОК РГК-6 НЗ ГЦН-22 НЗ ГЦН-23 НЗ ГЦН-24 НЗ ГЦН-21 Cr51 38,6 27,9 50,5 66,9 36,5 47,9 Mn54 8,9 12,2 4,3 5,6 7,5 4,1 Co58 2,9 7,4 1,6 2,3 2,9 1,7 Fe59 16,0 18,2 7,1 8,8 9,1 4,8 Co60 4,3 10,9 3,3 3,7 5,9 4,9 Zr95 6,4 5,4 5,9 3,7 3,0 5,4 Nb95 11,2 9,7 15,3 5,5 14,4 20,0 Hf131 0,4 0,4 0,5 0,2 0,1 0,2 Ru103 0,1 1,6 0,7 Sb124 6,6 7,4 11,5 3,3 17,6 9,7 Zn65 0,8 0,5 0,1 24 1.1.4 Оценка вклада отдельных радионуклидов в формирование мощности дозы от оборудования РБМК На основе проб, взятых из 3БС-11 при останове 3 ЭБ ЛАЭС в 2001 г. был определен радионуклидный состав отложений и вклад отдельных радионуклидов в мощность дозы. Полученные данные, а также радионуклидов гамма-постоянные этих радионуклидов приведены в табл. 1.9. Таблица 1.9 Удельная активность, гамма-постоянные и вклад в мощность дозы радионуклидов (песок из БС-11 3 ЭБ ЛАЭС 2001 г.). Нуклид Cr-51 Mn-54 Co-58 Fe-59 Co-60 Nb-95 Zr-95 Hf-181 Ауд., МБк/кг 5550 2331 444 629 9620 109150 62900 3145 Kγ , Зв*см2/(ч*МБк) 4,74E-05 1,09E-03 1,29E-03 1,46E-03 3,05E-03 1,01E-03 9,77E-04 7,39E-04 Р, % 0,13 1,2 0,28 0,44 14,1 53,1 29,6 1,1 При остановах до 2-3 месяцев определяющую роль играют изотопы 95Zr и 95Nb. Наблюдения за изменением показаний гамма-датчиков, устанавливаемых в КМПЦ, подтверждают это. В отсутствие операций на оборудовании контура мощность дозы снижается примерно в соответствии с постоянной распада 95Zr и 95Nb (постоянная распада 95Zr 1,1.10-7 с-1; постоянная распада 95Nb – 2,3.10-7 с-1, а на рис. 1.15 постоянные снижения мощности дозы имеют значения (1,0÷2,5).10-7 с-1 (0,00041-0,00090 час-1). При более длительных остановах основной вклад в формирование мощности дозы на рабочих местах составляет 60Co. Так, при останове 4 блока ЛАЭС в 30.06.1998 длительностью до 2 лет дозовые затраты и мощность дозы на 99 % определялись 60Co. Нами был произведен расчет изменения мощности дозы во времени за счет распада радионуклидов в контурных отложениях, начиная с момента останова реактора по данным таблицы 1.9. Результаты расчетов по отдельным радионуклидам и их совокупности представлены на рис. 1.16. 25 а) 0,72 Мощность дозы, мЗв/ч б) 2,0 y = 1,15e-0,000365x R2 = 0,60 0,71 0,70 0,69 0,68 0,67 Мощность дозы, мЗв/ч 0,73 y = 8,29e-0,00071x R2 = 0,93 1,8 1,6 1,4 y = 7,2e-0,00090x 1,2 R2 = 0,62 1,0 0,8 0,66 0,65 1300 0,6 1350 1400 1450 1500 2000 2100 Время после останова, ч 2200 2300 2400 2500 Время после останова, ч пом. БС (сварной шов № 2) +22,4 П1 пом. БС (сварной шов № 2) +22,4 П1 пом. БС (сварной шов № 2) +22,4 П2 в) 0,55 г) 0,22 y = 0,39e-0,000411x R2 = 0,37 y = 0,86e -0,000465x 0,50 R2 = 0,82 0,45 0,40 0,35 Мощность дозы, мЗв/ч Мощность дозы, мЗв/ч 0,22 0,21 0,21 0,20 0,20 0,19 0,19 0,18 0,18 0,30 1200 1400 1600 1800 2000 2200 0,17 1500 1550 Время после останова, ч 3 блок (2001) пом. РГК, отм. +10.8, П 1 1600 1650 1700 1750 1800 Время после останова, ч 4 блок (2001) пом. РГК, отм. +10.8, П 2 Рисунок 1.15 – Изменение мощности дозы от времени после останова по показаниям гамма-датчиков в помещениях КМПЦ Pγ , отн. ед. 100 10 1 0,1 0,01 100 1000 10000 t, час Cr-51 Mn-54 Co-58 Fe-59 Co-60 Nb-95 Zr-95 Hf-181 Рисунок 1.16 – Относительное изменение мощности дозы от отдельных радионуклидов после останова реактора 26 1.2 ВВЭР 1.2.1 Механизмы коррозии и транспорта активности в 1-ом контуре ВВЭР Особенностью контуров ВВЭР является значительная площадь поверхности парогенераторных трубок из нержавеющей стали (более 600 м2). Поэтому в 1-ом контуре ВВЭР основным источником активируемых продуктов коррозии является коррозия нержавеющей стали. Кинетика процесса активного окисления характеризуется при условии равновесия линейным законом. В случае пассивного окисления описание процесс усложняется за счет переноса массы через растущую пленку. При этом кинетика окисления может быть аппроксимирована несколькими законами: линейным, параболическим, кубическим и логарифмическим [35]. Выбор того или иного вида аппроксимации должен определяться не столько экспериментальными данными, имеющими большой статистический разброс, сколько конкретным физическим смыслом процесса. Уравнение кинетики может быть представлено в виде: Δ m τ = Δm 0 + k τ (1.15) Δmτ ⎯ масса образовавшихся продуктов коррозии на 1 м2 поверхности за время τ; Δm0⎯ масса продуктов коррозии в защитной пленке; k ⎯ коэффициент пропорциональности; τ ⎯ время коррозии. Полученное уравнение в координатах Δm − τ τ дает прямую линию (рис. 1.17). Время τ0, начиная с которого кинетика коррозии описывается уравнением (1.14), имеет физический смысл времени заполнения пленкой всей поверхности металла (Δm0) и соответствует моменту смены механизма, контролирующего коррозию. 16 14 Коррозия ( Δ m), г/м 2 12 10 8 6 4 2 0 0 50 100 150 200 250 300 Время ( τ ), час КолАЭС-2 Пакш-3 НВАЭС-2 все данные 350 1/2 ЗАЭС-3 Рисунок 1.17 ⎯ Коррозия нержавеющей стали 18Cr10Ni1Ti (Х18Н10Т) в условиях I контура ВВЭР (Δm=1,54+0,04√τ). Коэффициент корреляции = 0,93 [36,37] 27 Вынос продуктов коррозии в теплоноситель связан с величиной коррозии следующим соотношением [29]: B=A(Δmτ - Δm0) (1.16) где B ⎯ вынос продуктов коррозии с 1 м2 поверхности за время τ, г/м2; А ⎯ константа, зависящая от типа водно-химического режима. На практике активная фаза окисления наблюдается только в том случае, если образовавшиеся продукты коррозии удаляются с поверхности быстрее, чем образуются. Равенство скорости образования и удаления соответствует А=1. При пассивном окислении А<1 и скорость образования продуктов коррозии больше скорости их удаления с поверхности реакции. В условиях ВВЭР при нормальных условиях А≈0,7-0,9. В отсутствие пассивации (после дезактивации) А возрастает до 1 [29]. В соответствии с данными работ [38,39] коррозия стали Х18Н10Т за 120 тыс. часов испытаний равна 1⋅10-4 г/м2⋅час. Данные по коррозии и выносу продуктов коррозии стали Х18Н10Т хорошо аппроксимируются уравнением (1.16) с постоянной А=0,7. Количество поступивших в теплоноситель ПК за счет коррозии оборудования (по железу) между 9 и 15 кампаниями (60-100 тыс. час.) блока ВВЭР-440 составляет не более 12 кг/год (в сумме за 5 циклов ~ 50 кг). При плотности отложений магнетита по железу 1-3,5 г/см3 толщина пленки должна составить величину <2 мкм, что гораздо ниже визуально наблюдаемой на поверхностях реактора величины. Авторы работы [36] использовали данные по коррозии за короткий период испытаний, поэтому они получили завышенные значения выхода ПК. Зависимость, представленная на рис. 1.17, позволяет оценить скорость коррозии и общий вынос железа в контур за счет коррозии в зависимости от реакторного цикла (см. рис. 1.18 и 1.19). Скорость выноса продуктов коррозии (г/час) рассчитывалась из выражения: dB = Δm ⋅ (1.17) S A τ dτ где S ⎯ площадь поверхности 1-го контура из нержавеющей стали, 12500 м2. τ В соответствии с этим скорость выноса продуктов коррозии уменьшается в пропорционально τ1/2 (см. рис. 1.15). 100 -0,57 y = 5,07x dB/dt=Adm/dt*S (г/час) 2 R = 0,82 10 1 0,1 0,1 1 10 100 N (цикл) Рисунок 1.18 ⎯ Скорость выноса продуктов коррозии (г/час) в условиях контура ВВЭР 28 ΔQ (кг) 90 NSG=6 80 70 NSG =2 60 NSG =1 50 40 30 20 10 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 N (цикл) Рисунок 1.19 ⎯ Количество образующихся за 1 цикл ПК (кг) при НУЭ и при дезактивации парогенераторов ВВЭР Время 1-го реакторного цикла можно оценить приблизительно в Тц=7500 часов, что позволило построить графики рис. 1.18 и рис. 1.19 в зависимости от реакторного цикла. Для оценки суммарного выноса ПК в цикле интегрировали эмпирическую зависимость, приведенную на рис. 1.18, получая интегральную величину выноса ПК: 0 , 4326 dB i Q(i) = ∫ dτ = 5,0655 Т dτ 0,4326 ц (1.18) где i ⎯ номер цикла. Количество ПК, выведенного в i-ом цикле, определяется как ΔQ(i)=Q(i)-Q(i-1) (1.19) С учетом того, что Q(0)=0 в 1-ом цикле выводится около 90 кг ПК, а после 10-й кампании ⎯ менее 10 кг, что хорошо совпадает с другими экспериментальными данными. Если в каждой кампании устанавливается равновесие между концентрацией радионуклидов в теплоносителе, величиной отложений и выводом радионуклидов, то величина отложений должна быть пропорциональной скорости выноса продуктов коррозии. На рис. 1.20 представлено измеренное на АЭС ПАКШ изменение отношения активностей Со-58/Со60 на горячем и холодном коллекторах парогенераторов в зависимости от скорости выноса продуктов коррозии, полученные нами в исследованиях на АЭС с ВВЭР. Наблюдается высокая степень корреляции между этими величинами (0,95-0,98). В дальнейшем, примерно после 8 кампании, скорость выноса продуктов коррозии становится величиной постоянной, поэтому отношение активностей 58Со/60Со также становится постоянным. По данным работы [36] после дезактивации скорость выноса ПК в контур возрастает, что схематически показано на рис. 1.19 пунктирной линией. Пик выноса соответствует моменту проведения дезактивации парогенераторов. Высота пика зависит от числа дезактивируемых парогенераторов и, если принять вынос железа из каждого ПГ одинаковым, должна 29 быть пропорциональна числу дезактивируемых ПГ (на рисунке высота пиков не строго соответствует числу дезактивируемых ПГ). Пропорционально возрастает и соотношение 58 Со/60Со (см. рис. 1.20). После дезактивации коррозия опять описывается параболической зависимостью от времени. Поэтому в условиях дезактивации парогенераторов вынос продуктов коррозии в контур в течение кампании (при НУЭ) может быть существенно выше. Это подтверждается также тем, что после дезактивации в течение кампании на парогенераторе вновь формируются отложения. Поверхностная активность отложений при этом восстанавливается фактически за 1 цикл и сравнима с отложениями на других ПГ, не проходивших дезактивацию. Отношение активности отложений Со-58/Со-60 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 1 1,5 2 2,5 A B С D A B C D 3 3,5 4 4,5 5 5,5 Вынос продуктов коррозии, г/ч Рисунок 1.20 ⎯ Изменение соотношения Co-58/Со-60 в отложениях парогенераторов ВВЭР-440 (горячий коллектор) в зависимости от скорости выноса продуктов коррозии (первые 8-12 кампаний) [37] 30 1.2.2 Влияние активности продуктов коррозии на радиационную обстановку Соотношение между активностью теплоносителя и мощностью дозы носит примерно такой же характер, как и на РБМК (см. рис. 1.21), показатель степенной зависимости равен 0,5. Мощность дозы, мЗв/ч 100 10 y = 73x 0,50 2 R = 0,79 1 0,0 0,0 0,1 Удельная активность 1,0 60 Co, кБк/дм3 Рисунок 1.21 – Корреляция среднегеометрического значения мощности дозы от горячего коллектора парогенераторов и среднегеометрического значения удельной активности 60Co в теплоносителе за кампанию (ВВЭР-440 НВАЭС и Пакш) Соотношение между мощностью дозы и отложениями описывается зависимостью вида: DR =B N ∑ Kγ A i =1 i i (1.20) Kγi ⎯ гамма-постоянная i-го радионуклида; Ai ⎯ поверхностная активность i-го радионуклида; В ⎯ фактор, зависящий от геометрических свойств источника и поглощения излучения в материале оборудования; N ⎯ число контролируемых радионуклидов. Контролируемые радионуклиды: Ловиса: Cr-51; Mn-54; Fe-59; Co-58; Co-60; Ag-110m; Sb-124 Ебо: Co-58; Co-60; Mn-54; Fe-59; Zn-65; Ag-110m; Sb-124 Пакш: Co-58; Co-60; Mn-54; Fe-59;Ag-110m. На рис. 1.22 представлены соответствующие корреляционные зависимости. Приведенные зависимости свидетельствуют, что между измеренной мощностью дозы, данными по измерениям отложений и данными по удельной активности теплоносителя существует связь, которая может быть установлена на основе анализа данных. Длительное повышение активности радионуклидов коррозионного происхождения во время кампании свидетельствует о будущем ухудшении радиационной обстановки и необходимости подготовки дезактивационных мероприятий после останова. 31 Мрщность дозы, мГр/ч 0,6 а) 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 0 0,1 0,2 0,3 35 0,4 0,5 0,6 B*Σ K γ iAi б) Мрщность дозы, мГр/ч 30 25 20 15 10 5 0 0 10 20 35 30 40 B*Σ Kγ i Ai 50 в) Мрщность дозы, мГр/ч 30 25 20 15 10 5 0 0 5 10 15 20 25 B*Σ Kγ i Ai 30 Рисунок 1.22 – Корреляция мощности дозы от оборудования ВВЭР и суммарной гаммаактивности отложений; а) трубопроводы (Ебо); парогенератор (Ловиса); холодный коллектор парогенератора (Пакш) 32 1.2.3 Состав отложений в активной зоне ВВЭР Общее строение оксидных слоев на поверхности контурного оборудования носит такой же характер, как и на РБМК. Внутренний слой на поверхности оборудования PWR из нержавеющей стали обогащен хромом и представляет собой соединение вида NixFe1-xCr2O4, где 0<x<1 [40-42]. Внешний оксид соответствует ферриту никеля состава NixFe3-xO4 (х = 0,6 для парогенераторных трубок, изготовленных из никелевых сплавов [43]) или магнетита Fe3O4 (для трубок парогенератора, изготовленных из нержавеющей стали. В зависимости от характера восстановительной среды в теплоносителе (концентрации водорода), внешний оксид может содержать металлический никель [44]. Исследование двух ТВС ВВЭР-440 после 4-х лет эксплуатации показало наличие значительного количества отложений [45,46]. При визуальном обследовании были отмечены рыхлые слоистые отложения на поверхности чехловой трубы. Отложения имеют слоистую структуру (рис. 1.23), в которой различались четыре слоя толщиной до 0,1 мм каждый. Очевидно, что каждый слой отложений соответствовал году эксплуатации. После высыхания ТВС отложения частично осыпались. Результаты химического и радиометрического анализа отложений на поверхности чехловой трубы приведены в табл. 1.10. Отложения состоят из ПК нержавеющей стали. 4-й слой толщиной ~ 0,1 мм 3-й слой толщиной ~ 0,1 мм 2-й слой толщиной ~ 0,1 мм 1-й слой толщиной < 0,1 мм Рисунок 1.23 – Внешний вид поверхности чехловой трубы с отложениями [45] Таблица 1.10 Состав отложений на поверхности чехловой трубы2[45] Элемент кг/кгFe вес. % Fe 1 89,7 Cr 0,065 5,8 Ni 0,05 4,5 Активность отложений Радионуклид ГБк/кгFe Ки/кгFe Mn-54 148 4 Co-58 9,99 0,27 Co-60 440 11,9 Суммарная активность 598 16 60 54 Активность чехла определяется долгоживущими изотопами Co и Mn. 2 Данные приведены к 1 году выдержки ОТВС [45] 33 На твэлах основная масса отложений была сосредоточена под дистанционирующими решетками. Отложения под дистанционирующими решетками более плотные и достаточно прочно сцеплены с поверхностью. Состав отложений приведен в табл. 1.11. Таблица 1.11 Состав отложений под дистанционирующими решетками [45] Элемент кг/кгFe вес. % Fe 1 91,7 Cr 0,04 3,7 Ni 0,05 4,6 Активность отложений Радионуклид ГБк/кгFe Ки/кгFe Mn-54 326 8,8 Co-58 37 1 Co-60 374 10,1 Zr-95 4,8 0,13 Nb-95 13 0,34 Суммарная активность 754 20 Активность более короткоживущих радионуклидов снизилась за время выдержки ТВС в бассейне. Предположив, что начальная активность отложений соответствовала удельной активности радионуклидов в теплоносителе за последнюю кампанию (табл. 1.12), можно оценить первоначальное содержание радионуклидов в отложениях. Принимая, что активность 60Co за время выдержки не изменилась, получим удельные активности других радионуклидов (последний столбец табл. 1.12). Таблица 1.12 Среднегеометрическая удельная активность теплоносителя на 3 блоке в кампании 2003-2004 г.г. Расчетная удельная Среднегодовая удельная Содержание Радионуклид активность отложеактивность кБк/дм3 активности, % ний, ГБк/кг Cr-51 12,5 16,9 627 Mn-54 16,7 22,6 838 Co-58 31,4 42,7 1579 Co-60 7,4 10,1 373 F-59 3,3 4,5 167 Zr-95 1,1 1,5 54 Nb-95 1,2 1,7 62 Сумма 74 100 3700 Суммарное значение активности составляет 3700 ГБк/кгFe (100 Ки/кгFe), что приблизительно соответствует удельной активности отложений, находящихся в активной зоне работающего реактора. Время пребывания чехлов в бассейне выдержки ОТВС можно оценить по формуле: T = ( Ln A 0 A ) λ (1.21) Т – время после извлечения ТВС из реактора, с; А0 – удельная активность отложений на Т=0; А – активность на момент проведения измерений; 34 λ – постоянная распада радионуклида, с-1. Оценка, сделанная по радионуклидам 95Zr; 58Co и 54Mn, находится в пределах 200– 400 суток, что приблизительно соответствует данным таблицы 1.11, приведенным к 1 году выдержки (365 суток). После осветления твэлов химическим способом (травление 4М HCl в течение 3 суток), на них был выявлен оксидный слой, содержащий оксид циркония. Состав отложений, удаленных химическим способом приведен в табл. 1.13. Таблица 1.13 Состав отложений удаленных химическим способом [45] Элемент мг/твэл % вес. Fe 819 88,9 Cr 36 3,9 Ni 66 7,2 Всего 921 100 Активность отложений Радионуклид ГБк/кгFe Ки/кгFe Mn-54 226 6,1 Co-58 34,04 0,92 Co-60 396 10,7 Zr-95 26,3 0,71 Nb-95 70 1,9 Сумма 752 20 Состав отложений практически совпадает с наносными отложениями под дистанционирующими решетками. Количество отложений на одном ТВС составляет 116 г, общее количество отложений в АЗ (загрузка 313 ТВС) составляет 36 кг. При отмывке ТВС 2 блока АЭС "Пакш" с использованием технологии HP/CORD UV фирмы ФрамАтом в специальной установке (по 6-7 твэлов на одну загрузку), было удалено в среднем 65 г/ТВС (от 16 до 138 г/ТВС), что совпадает с оценкой величины отложений на ТВС. Элементный состав наружной поверхности отложений ТВС 4 блока [46], определенный методом рентгеноспектрального анализа приведен в табл. 1.14. Таблица 1.14 Элементный состав поверхности отложений [46] Элемент Весовой, % Атомный, % C 4,48–6,7 10,84–15,71 O 26,37–31,44 48,95–57,17 Cr 2,0–3,49 1,14–1,54 Mn 6,18–6,67 3,27–3,42 Fe 42,87–48,42 22,33–25,75 Ni 4,91–6,23 2,44–3,15 Zr 3,51–6,47 1,14–2,06 В дополнение к этим элементам на разных участках поверхности отложений присутствуют на уровне менее 1 % вес. N, Al, Si, Nb. В верхней части твэльного пучка были обнаружены обширные области окисления оболочек твэлов с плотными отложениями толщиной. Результаты химического анализа трех проб отложений из этой области, полученных соскобом, приведен в табл. 1.15. С внутренней стороны соскобы отложений (~ 100 мг) белого цвета (оксид циркония). В этих пробах значи35 тельную часть отложений составляет цирконий (до 75 % в пересчете на металл). Содержание хрома и никеля относительно железа соответствует данным других анализов (82-84 % железа). Таблица 1.15 Состав трех проб отложений, полученных соскобом [46] Zr Fe Ni Сr Mn 56,6 35,6 0,6 4,2 3,0 66,2 28,3 0,5 2,7 2,3 74,8 21,1 0,4 2,7 1,0 На рис. 1.24 представлена фотография внешней стороны отложений в верхней части твэла (окисленная область). Отчетливо видны отверстия паровых каналов. Диаметр паровых каналов в среднем составляет ~ 6 мкм, а их количество на площади 1 мм2 ~ 2000-3000. Отметим, что для кипящих реакторов концентрация паровых анналов в зоне поверхностного кипения составляет до 3000-5000 каналов/мм2 [72]. В результате кипения ускоряется рост отложений вследствие увеличения концентрации примесей и борной кислоты у стенки твэла. Кроме того, в зоне кипения у поверхности оболочки повышается локальная концентрация кислорода, и в этих условиях коррозия сплава Э110 увеличивается, что подтверждается образованием белой рыхлой двуокиси циркония. Рисунок 1.24 – Поверхность отложений со стороны теплоносителя в верхней части твэла (оптический микроскоп, ×500) [46] Оценка толщины слоя оксида циркония и собственно железоокисных продуктов коррозии для соскоба площадью ~3,3 см2,(1-я проба) при плотности ZrO2 = 5,8 г/см3 и плотности продуктов коррозии 2 г/см3, даёт значения 22 мкм для оксида циркония и 52 мкм для продуктов коррозии (в пересчете на гематит Fe2O3). Для 3-й пробы с наибольшим содержанием оксида циркония толщина оксида циркония и толщина коррозионных отложений примерно одинаковы. При химической отмывке твэлов состав удаленных отложений приведен в табл. 1.16. Твэлы погружали в раствор соляной кислоты на разную глубину. Удельное содержание ПК на единицу длины твэлов оказалось постоянным и не зависящим от глубины погружения, что указывает на равномерность распределения отложений по длины твэла. Количество отложений существенно ниже, чем при исследовании ТВС 3 блока (см. табл. 1.18). Кроме того, существенно ниже содержание примесей хрома и никеля. 36 Таблица 1.16 Характеристика отложений, удаляемых при химической отмывке твэлов [46] Количество Fe на единицу длины твэла, мг/см 0,73 0,66 0,84 0,69 Длина участка твэла, см 250 250 125 62,5 Количество Fe на твэл, мг 182,5 165 210 172,5 Содержание, % вес. Fe Ni Cr 95,4 3,1 1,5 96,1 2,5 1,4 95,2 3,1 1,6 95,2 3,1 1,6 1.2.4 Состав отложений на парогенераторах ВВЭР Помимо продуктов коррозии нержавеющей стали, в отложениях трубчатки парогенераторов и коллекторов обнаруживают 95Zr и 95Nb; 110mAg; 122,124Sb. Источником 110mAg являются примеси стабильного серебра в калии, который добавляется для нейтрализации борной кислоты. 122,124Sb образуются при активации стабильных изотопов 121Sb (57,36 %) и 123Sb (42,64 %). На рис. 1.25-1.27 приведены данные по активности отложений на коллекторах парогенераторов некоторых АЭС с ВВЭР-440. На графиках можно видеть, что активность радионуклидов – продуктов коррозии нержавеющей стали – коррелирует между собой. При этом изменение активности других радионуклидов активационного происхождения может иметь различный характер. Различие в перечне определяемых радионуклидов на разных АЭС объясняется различиями в штатных инструкциях контроля активности отложений в коллекторах ПГ. На многих АЭС этот контроль не проводится вообще, а общий уровень загрязнения оценивается по мощности дозы. Уже к концу 2–3 кампании активность отложений достигает максимальных величин и в дальнейшем, не смотря на регулярные дезактивации парогенераторов остается примерно на одном и том же уровне с некоторой тенденцией к снижению за счет улучшения ВХР и стабилизации работы на мощности (уменьшается время работы в переходных режимах). Сравнение активности на горячем и холодном коллекторах показывает, что их соотношение на разных блоках может быть как больше, так и меньше 1, что обусловлено конструктивными различиями блоков и особенностями ВХР. Ловиса-2 100 Ловиса-2 2 Активность, кБк/см Активность, кБк/см 2 100 10 1 0,1 10 1 0,1 6 Co-58 Cr-51 Sb-124 8 10 Co-60 Fe-59 12 Mn-54 Ag-110m 14 16 Цикл 6 Co-58 Cr-51 Sb-124 8 10 Co-60 Fe-59 12 Mn-54 Ag-110m 14 16 Цикл Рисунок 1.25 – Активность отложений на горячем (слева) и холодном (справа) коллекторов парогенераторов АЭС Ловиса-2 37 100 100 10 1 0,1 4 6 8 10 12 14 16 Со58 Со60 Cr51 Fe59 18 20 22 Мn54 24 26 2 КолАЭС-2 4 6 8 10 12 14 Со58 Со60 Cr51 Fe59 16 18 20 22 24 26 Мn54 Цикл Nb 95 100 КолАЭС-2 Активность, кБк/см 2 2 Активность, кБк/см 1 Цикл Nb 95 100 10 1 0,1 10 1 0,1 2 4 6 8 10 Со58 Со60 Cr51 Fe59 12 14 16 18 20 Мn54 22 24 2 4 6 8 Nb 95 Мn54 Nb 95 Цикл Nb 95 КолАЭС-3 10 12 14 Со58 Cr51 100 16 18 20 Со60 Fe59 22 24 Цикл КолАЭС-3 Активность, кБк/см 2 2 100 Активность, кБк/см 10 0,1 2 10 1 0,1 10 1 0,1 2 4 6 8 Со58 Cr51 Nb95 10 12 Со60 Fe59 100 14 16 Мп54 Ag110m 18 20 2 4 6 8 Со58 Cr51 Nb95 Цикл 10 12 Со60 Fe59 100 КолАЭС-4 14 16 Мп54 Ag110m 18 20 Цикл КолАЭС-4 Активность, кБк/см 2 2 Активность, кБк/см КолАЭС-1 2 Активность, кБк/см Активность, кБк/см 2 КолАЭС-1 10 1 0,1 10 1 0,1 0 Со58 Cr51 Nb95 2 4 6 Со60 Fe59 8 10 12 Мп54 Ag110m 14 Цикл 16 0 Со58 Cr51 Nb95 2 4 6 Со60 Fe59 8 10 12 Мп54 Ag110m 14 16 Цикл Рисунок 1.26 – Активность отложений на горячем (слева) и холодном (справа) коллекторов парогенераторов Кольской АЭС 38 100 100 10 1 0,1 2 4 6 10 12 Co-60 Mn-54 Ag-110m 14 1 16 0 2 Цикл 4 6 2 100 10 1 0,1 8 10 12 Co-58 Co-60 Mn-54 Ag-110m 1000 Пакш-2 Активность, кБк/см 2 Активность, кБк/см 8 Co-58 1000 14 16 Цикл Пакш-2 100 10 1 0,1 0 2 4 6 8 Co-58 Co-60 Fe-59 Ag-110m 100 10 12 14 Mn-54 16 0 Цикл 2 4 6 8 Co-58 Co-60 Fe-59 Ag-110m 100 Пакш-3 10 12 14 Mn-54 16 Цикл Пакш-3 Активность, кБк/см 2 2 Активность, кБк/см 10 0,1 0 10 1 0,1 10 1 0,1 0 2 Co-58 4 6 Co-60 8 Mn-54 100 10 12 0 Цикл Fe-59 2 Co-58 4 6 Co-60 8 Mn-54 100 Пакш-4 10 Fe-59 12 Цикл Пакш-4 Активность, кБк/см 2 2 Активность, кБк/см Пакш-1 2 Активность, кБк/см Активность, кБк/см 2 Пакш-1 10 1 0,1 10 1 0,1 0 2 4 Co-58 Co-60 Fe-59 Ag-110m 6 8 Mn-54 10 Цикл 12 0 2 4 Co-58 Co-60 Fe-59 Ag-110m 6 8 Mn-54 10 12 Цикл Рисунок 1.27 – Активность отложений на горячем (слева) и холодном (справа) коллекторов парогенераторов АЭС Пакш 39 1.2.5 Оценка вклада отдельных радионуклидов в формирование мощности дозы от оборудования ВВЭР В таблице 1.17 приведена усредненная по данным графиков 1.25-1.27 активность радионуклидов в отложениях ПГ т оценка их вклада в мощность дозы гамма-излучения от ПГ. Таблица 1.17 Удельная активность, гамма-постоянные и вклад в мощность дозы радионуклидов в отложениях на холодном и горячем коллекторах ПГ. Ауд., кБк/см2, Нуклид Р, % Kγ , Зв*см2/(ч*МБк) Со-58 14,2 1,29E-03 13,1 Со-60 13,6 3,05E-03 29,7 Мn-54 6,8 1,09E-03 5,3 Cr-51 3,4 4,74E-05 0,12 Fe-59 1,9 1,46E-03 2,0 Ag-110m 2,4 4,75E-03 8,2 Zr-95 0,8 1,01E-03 0,59 Nb-95 1,1 9,77E-04 0,76 Sb-122 13,7 8,22E-04 8,0 Sb-124 15,2 2,96E-03 32,2 Вклад в гамма-излучение активности радионуклидов не коррозионного происхождения может составить до 48 % от общей активности отложений, что свидетельствует о необходимости контроля активности этих радионуклидов как в теплоносителе, так и в отложениях. Поскольку время жизни всех радионуклидов, кроме 122Sb (2,7 суток), составляет не менее 4 недель, существенного изменения вклада радионуклидов в МД за время ППР (2 месяца) не происходит. 40 2. Концепция снижения мощности дозы от оборудования 1-го контура АЭС 2.1 Введение в проблему Методы снижения радиационных полей, дозовых нагрузок представляют собой многофакторную проблему, включающую как организацию производства и работ, проводимых на остановленном энергоблоке, так и научные и конструкторские проработки технологий удаления отложений. Для обеспечения принципа оптимизации (принципа ALARA3 в зарубежных публикациях) следует сформулировать критериальные оценки эффективности предлагаемых мероприятий и технологий по принципу доза – экономический эффект, нормированные соответствующим образом для обеспечения сравнения различных мероприятий и методов. Мы рассматриваем следующие пути решения поставленной задачи безопасности. 1. Обобщение опыта эксплуатации. За 30 лет эксплуатации персоналом каждой АЭС с РБМК накоплен большой опыт в области мероприятий по обеспечению радиационной безопасности, однако обобщение и распространение такого опыта на другие АЭС происходит недостаточно эффективно. Необходимо формирование банка данных по мероприятиям и технологиям, обеспечивающим снижение дозовых затрат. 2. Оценка теоретической проработки решаемых вопросов. Имеется лингвистическая модель описания эффекта аномального распределения тепловыделения по оси твэлов реакторов PWR [47-54], отдельные теоретические модели формирования кипения в порах отложений, однако отсутствуют теоретические представления о возможности управления этим эффектом для кипящих реакторов. 3. Наличие или необходимость разработки инженерных моделей. Теоретические модели хорошо описывая элементы физической картины процесса (например, коррозия; процесс осаждения продуктов коррозии на поверхностях твэл, трубопроводов и т.д.), как правило, непригодны для количественной описания явлений на конкретном энергоблоке. В некоторых случаях на однотипных энергоблоках одной АЭС имеется совершенно различная картина формирования отложений и мощности дозы при практически одинаковых условиях эксплуатации (например, по данным наших исследований это 1-3 и 4 энергоблоки АЭС "Пакш"). То же наблюдается и на канальных реакторах [37, 55-59]. 4. Наличие соответствующих практических рекомендаций. В первую очередь это стандарты эксплуатирующей организации по мероприятиям снижения дозовых затрат, в том числе и дезактивации. А также рекомендации по выбору конструкционных материалов, оптимизации ВХР; оптимизированному режиму останова реактора, очистке контура в период эксплуатации (фильтры, продувка тупиковых зон на РГК РБМК); дезактивации остановленного энергоблока (контура в сборе, отдельных видов оборудования, подготовка рабочих мест); 5. Оценка необходимости разработки и внедрения новых или неиспользуемых технологий 3 As Low As Reasonably Achievable – Так низко (мощность дозы, доза, дозозатраты), как возможно и целесообразно 41 Использование временных снимаемых покрытий для локализации и удаления радиоактивных загрязнений с поверхностей помещений и наружных поверхностей оборудования. В связи с высокой стоимостью ЖРО применение таких покрытий становится все более актуальным. Совершенствование способов очистки теплоносителя: фильтрование теплоносителя, подпитка контура очищенным конденсатом (РБМК). Отсюда вытекает необходимость решения следующих задач: обобщение данных и выявление факторов, влияющих на дозовые затраты персонала АЭС; обобщение данных и выявление факторов, влияющих на мощность дозы от оборудования КМПЦ АЭС с РБМК; разработка подходов к моделированию процессов массопереноса и формирования отложений; разработка модели для прогноза радиационной обстановки в помещениях КМПЦ перед остановом энергоблока. Наиболее широко применяемым методом очистки контура от радиоактивных отложений является его дезактивация, которая на РБМК проводится вместе с активной зоной. В связи с продлением срока службы АЭС, переходом на увеличенную топливную кампанию, увеличением степени обогащения топлива возникает ряд проблем, решение которых необходимо даже не для улучшения, а для сохранения существующей радиационной обстановки. Увеличение кампании неизбежно вызовет рост мощности дозы от оборудования за счет увеличения доли долгоживущих радионуклидов (54Mn; 65Zn и 60Co). При длительных (свыше 100 суток) ремонтах вклад этих радионуклидов в мощность дозы существенно возрастает. В настоящее время эти радионуклиды вместе с другими удаляется при останове энергоблока, так что, как правило, накопления активности в контуре от останова к останову не происходит. По большинству продуктов коррозионного происхождения равновесие устанавливается в течение кампании, для чего достаточно, чтобы время кампании превышало несколько периодов полураспада радионуклидов (см. рис. 2.1). Зависимость накопления активности в АЗ описывается формулой: Y(t) = B ⎡1 − exp(−λt ) ⎤ ⎢⎣ ⎥⎦ Y (2.1) max Ymax – максимальная накопленная активность, при t>>T1/2 численно равна коэффициенту B; B – коэффициент, зависящий от мощности реактора и сечения поглощения нейтронов данным нуклидом-мишенью, а также содержания нуклида-мишени в данном химическом элементе. ⎡ Y(t ) ⎤ Ln⎢1 − ⎥ Ymax ⎦⎥ ⎣⎢ Нетрудно показать, что зависимость вида линейна относительно времени (рис. 2б) Для 60Co при увеличении времени кампании в 2 раза можно ожидать увеличение активности в 2 раза, для 54Mn и 65Zn ∼ в 1,4 раза. По остальным радионуклидам активность не изменится, однако существенно возрастет количество продуктов коррозии, отложившихся в контуре. Активность 95Zr и его дочернего продукта – 95Nb обусловлена активацией конструкционных материалов в активной зоне (а не образованием продуктов деления) и останется 42 на прежнем уровне, однако увеличится накопление в контуре нерастворимого диоксида циркония, источником которого является коррозия оболочек твэлов. а) б) кампания 2 года 1 1 0,9 0 -1 ⎤ ⎥ ⎥⎦ 0,8 кампания 2 года кампания 1 год -2 0,7 ⎡ Y (t) Ln ⎢ 1 − Y max ⎢⎣ Относительная активность в долях от макисмально-возможной кампания 1 год -3 0,6 -4 0,5 -5 0,4 -6 0,3 -7 0,2 -8 -9 0,1 0 -10 0 100 200 300 400 500 600 700 800 0 100 200 300 400 500 600 Время кампании, сутки Mn-54 Fe-59 Co-58 Co-60 700 800 t, сутки Cr-51 Zr-95 Mn-54 Fe-59 Co-58 Co-60 Cr-51 Zr-95 Рисунок 2.1 –Относительная активность продуктов коррозии в КМПЦ в зависимости от времени работы реактора (расчет) Увеличение степени обогащения, увеличение времени выгорания топлива при недостаточно четком водно-химическом режиме в условиях увеличения циркулирующей в контуре увеличенной массы продуктов коррозии, приведут к возрастанию степени негерметичности топлива и увеличению выхода продуктов деления в теплоноситель [37, 56-59]. Решение о проведении химической дезактивации контура в сборе принимается перед остановом энергоблока в период планирования ремонтных работ на ППР на основании следующих данных: планируемого объема и перечня проводимых во время останова работ. При кратковременных остановах и небольших объемах выполняемых работ контурная дезактивация как правило, не проводится; ожидаемой радиационной обстановки на блоке и дозозатратам персонала АЭС и привлекаемых организаций. Если нет причин предполагать, что радиационная остановка ухудшится или резко возрастут дозозатраты по сравнению с предыдущим остановом – в этом случае необходимо рассматривать возможность проведения контурной химической дезактивации; состояние твэлов в АЗ. В настоящее время на РБМК количество негерметичных ТВС, как правило (кроме Курской АЭС) не превышает 1 ТВС на блок в год, тогда как на ВВЭР количество негерметичных ТВС может измеряться десятками. В этом случае может возникнуть необходимость очистки ТВС от отложений, что достигается проведением контурной дезактивации; данных о предыдущих дезактивациях. Оцениваются как положительные, так и вредные последствия проведенных дезактиваций; сведений о содержании в теплоносителе продуктов коррозии и радионуклидов в период нормальной эксплуатации реактора. При этом оценивается тенденция к росту этих показателей по сравнению с периодом перед предыдущим остановом. Заметный рост активности и концентрации ПК, как это имело место на 4 блоке ЛАЭС в 1995-1997 г.г., свидетельствует о накоплении продуктов коррозии в контуре и необходимости их удаления. Следует отметить, что обычные ресурсы снижения коллективной дозы в настоящее время в значительной мере исчерпаны, поэтому актуален поиск новых путей и способов снижения дозовых затрат при проведении ремонтных работ. Разрабатываемая в настоящее время система ИСУ техническим обслуживанием и ремонтом (ТОиР) не решает этой проблемы полностью, хотя за счет оптимизации и сокращения сроков ремонта и ремонтных операций можно ожидать дальнейшего снижения доз персонала. Одним из резервов сниже43 ния коллективной дозы остается разработка мероприятий планирования и оптимизации дозовых затрат. Совершенствование технологий ремонта для снижения дозовых затрат также должно быть предметом забот. 2.2 Эксплуатационный режим работы реактора Как уже отмечалось, концентрация радионуклидов в теплоносителе является основой формирования мощности дозы на поверхностях оборудования. Отсюда следует необходимость принятия мер для воздействия на следующие процессы: снижения скорости коррозии контурных материалов; уменьшении массопереноса отложений; увеличение скорости выведения продуктов коррозии и радионуклидов из контура; обеспечение надежности ТВС. 2.2.1. Снижение скорости коррозии Снижение скорости коррозии может быть обеспечено следующими мероприятиями: 1. Выбор конструкционных материалов. Например, предлагалось теплообменники для охлаждения конденсата изготавливать из титана. Течи конденсатора, особенно на ЛАЭС в условиях охлаждения конденсата морской водой, являются одной из основных причин ухудшения качества ВХР и увеличения коррозии. Нередки кратковременные остановы для заглушения протекающих трубок. Поэтому не смотря на высокую стоимость таких теплообменников, их внедрение может быть экономически целесообразным. На ВВЭР причиной заглушения трубок парогенераторов являются течи между 1-ым и 2-ым контурами, причиной которых является коррозионное растрескивание трубок со стороны I контура. Динамика глушения теплообменных трубок (ТОТ) на 3 блоке НВАЭС приведена на рис. 2.2. При переходе на вихретоковый контроль целостности трубок, количество отглушенных трубок существенно увеличилось. Анализ данных эксплуатационного контроля парогенераторов на АЭС с ВВЭР, в первую очередь на старых энергоблоках Нововоронежской и Кольской АЭС свидетельствует о постепенном ухудшении их коррозионного состояния, вызываемого процессами деградации и износа в процессе эксплуатации. На энергоблоках ВВЭР-1000 по причине повреждения значительного количества теплообменных трубок заменено 6 парогенераторов, в т.ч. четыре парогенератора на Балаковской АЭС [64]. 44 464 286 199 270 135 100 43 41 21 37 21 51 52 16 10 10 4 5 4 3 1 1 1 1 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 Количество отглушенных ТОТ 1000 Глушение только по факту течи Глушение по результатам ВТК Рисунок 2.2 – Динамика глушения дефектных трубок в парогенераторах энергоблока №3 Нововоронежской АЭС [64] 2. Введение в контур примесей, снижающих коррозию. На ВВЭР это введение добавок, обеспечивающих поступление водорода в контур (аммиака, гидразина) и восстановительный режим эксплуатации, что позволяет удалять накапливающийся при радиолизе кислород. На РБМК – введение кислорода в конденсатно-питательный тракт. Такая технология внедрена на Курской АЭС. Основным вопросом при использовании нейтрального кислородного водного режима - это выбор величины концентрации кислорода, необходимой для образования защитной пленки на поверхности металла. Анализ данных [60], результатов рентгеноструктурных и электронномикроскопических исследований пленок с образцов показал, что при температурах теплоносителя кипящего реактора в контакте с металлическим железом термодинамически устойчива только фаза Fe3O4. Наблюдения показывают, что внешний слой оксидной пленки образуется за счет осаждения железа из воды и может включать фазы Fe2O3, FeOOH, Fe(OH)3. При повышении до определенного уровня концентрации кислорода в теплоносителе наблюдается замедление коррозии. Такое замедление сопровождается снижением доли "выноса" продуктов коррозии в теплоноситель. Анализ фазового состава продуктов коррозии из воды контура АЭС, работавшего в бескоррекционном режиме, выявил присутствие фазы Fe3O4 вдоль всего тракта [61]. Введение кислорода в достаточных количествах позволяет ожидать полной трансформации магнетита в гематит. Исследования влияния кислорода на коррозию были выполнены в 1983-1984 гг. на ЛАЭС и ЧАЭС на низкотемпературном участке конденсатно-питательного тракта от конденсаторного насоса II подъема до деаэратора. В соответствии с опытом отечественных ТЭС на первом этапе исследований была выбрана концентрация кислорода >200 мкг/кг [62]. Для оценки эффективности нейтрального кислородного режима испытания проводились параллельно в питательных трактах турбоагрегатов (№ 5 и № 6) одного энергоблока при дозировании кислорода только в тракт турбоагрегата №6. Измерения концентрации кислорода показали, что в тракте ТГ-5 на участке до деаэраторов концентрация кислорода составила 40-60 мкг/кг в течение всего времени испытаний 45 (за счет подсоса воздуха в конденсаторах); в тракте ТГ-6 на участке до деаэраторов концентрация кислорода в первые 1600 ч составляла 40-60 мкг/кг и затем до конца испытаний - 200270 мкг/кг. Деаэраторы работали с открытым выпаром в нормальном режиме и обеспечивали деаэрацию воды до содержания кислорода 5-10 мкг/кг [29]. Результаты испытаний показали, что введение кислорода существенно влияет на содержание железа в воде КПТ (см. рис. 2.3), на котором приведены гистограммы распределения разности содержания железа в воде за деаэраторами Д62 и Д51 до и после введения кислорода в КПТ ТГ-6. Введение кислорода заметно сказалось на характере гистограммы распределения. Пик распределения снизился, и гистограмма сместилась в область более отрицательных величин разности содержания железа. Рисунок – 2.3. Функция распределения наблюдаемых значений разности концентраций железа в воде за Д-62 и Д-51: 1 - до ввода кислорода в конденсатно-питательный тракт турбогенератора № 6; 2 - после ввода кислорода в конденсатно-питательный тракт турбогенератора № 6 [29] Следует отметить интересный результат - уменьшение электрической проводимости питательной воды за деаэратором ТГ-6 после подачи кислорода в КПТ. По-видимому, это связано с влиянием кислорода на состояние железа в растворе, что сказывается на доле ионных форм железа и приводит к снижению величины электрической проводимости. На рис. 2.4 приведена корреляция между содержанием железа в питательной воде и электрической проводимостью. Проведенные испытания позволяют сравнить коррозионное поведение сталей в воде КПТ при трех значениях концентрации кислорода: - в полностью деаэрированной воде (в корпусе деаэратора, концентрация кислорода 10 мкг/кг); - в очищенном конденсате турбин (колонка деаэратора № 51, концентрация кислорода - 40 мкг/кг); - в воде с заданным содержанием кислорода (в колонке деаэратора № 61, концентрация кислорода - 200-300 мкг/кг). 46 Рис. 2.4. Корреляция между содержанием железа в питательной воде и электрической проводимостью [29]: 1 - реакторная и питательная вода; 2 - конденсат после конденсатоочистки; 3 - питательная вода тепловых станций [63]; • - АЭС Швеции, ▲ - ВК-50, О - Ленинградская АЭС, △ - ТЭС (Кириши), □ - ТЭС (Триполи), ▽ - АЭС Японии Как видно из данных, приведенных в таблице 2.1, наиболее высокая скорость коррозии всех типов испытанных сталей соответствует содержанию кислорода в воде от 10 до 40 мкг/кг. При поддержании в воде КПТ концентрации кислорода >200 мкг/кг скорость коррозии ниже, чем в деаэрированной воде. Скорость коррозии всех сталей при длительности испытаний 1600-3200 ч и подаче кислорода в воду снизилась не менее чем на порядок, что согласуется с литературными данными по коррозии в воде с кислородом. При испытаниях на ЧАЭС Белоусом В.Н. и Тяпковым В.Ф. было установлено, что наибольшая коррозия сталей в тракте КПТ наблюдается в районе подогревателей низкого давления № 3 и 4 (90-130 °С). Введение кислорода снижает коррозию сталей, но практически не сдвигает пик распределения по температуре. Кроме того, было отмечено очень сильное положительное влияние содержания хрома в сталях (даже при очень низких концентрациях) на коррозию. Таблица 2.1. Средняя скорость коррозии за время испытаний, мг/(м2•ч) [29] Место установки образцов Бак деаэратора № 51 Колонка деаэратора № 51 Бак деаэратора № 61 Колонка деаэратора №61 Сталь 08Х18Н10Т Сталь 20 08Х18Н10Т Сталь 20 08Х18Н10Т Сталь 20 08Х18Н10Т Сталь 20 Концентрация кислорода, мкг/кг 5-10 40-60 5-10 40-60 (0-1600 ч) 200-300 (1600-3200 ч) Скорость коррозии мг/м2ч) 0.24±0.07 4.76±0.5 0.74±0.73 13.05±0.18 0.55±0.13 6.8±0.02 0.36±0.27 5.04±0.08 47 На Курской АЭС накоплен значительный опыт применения нейтрального кислородного водно-химического режима (НКВР). Кислород вводится в КПТ после конденсации пара. Коэффициент корреляции между концентрацией 51Cr в КМПЦ и кислорода в конденсатном тракте до деаэратора составил –0,41 при критическом значении 0,32 (см. табл. 2.2 и рис. 2.5). Таблица 2.2. Величина концентрации 51Cr и коэффициенты ее корреляции с кислородом Наименование Cr-51 O2 Cu Точка контроля КМПЦ В КПТ После деаэратора КМПЦ Единицы измерения Ки/л мкг/кг мкг/кг мкг/кг -6 Диапазон изменения (0,66-7,3).10 10-200 5-40 1-7 Коэффициент корреля-0,23÷-0,41 -0,17 ции с концентрацией Cr0,33 51 Критическое значение 0,32 коэффициента корреля0,20÷0,30 0,12 ции Удельная активность, кБк/дм 3 120 100 80 60 40 20 0 90 110 130 150 170 190 [O2], мкг/дм 3 Рисунок 2.5 – Зависимость концентрации 51Cr в КМПЦ от содержания кислорода на Курской АЭС Увеличение концентрации кислорода как в КПТ, так и в КМПЦ выше обычных приводит к увеличению растворимости хрома и увеличению дисперсности частиц оксидов продуктов коррозии. При этом увеличивается как эффективность конденсатной и байпасной очистки, так и скорость осаждения частиц в КПТ и застойных участках контура, и соответственно уменьшается доля отложений в активной зоне. Кроме того, увеличение растворимости оксидов и гидроксидов хрома также снижает количество стабильного хрома в отложениях активной зоны, и, следовательно, вызывает уменьшение образования 51Cr. 48 Введение кислорода способствует образованию плотных оксидных пленок Fe2O3 и снижению скорости коррозии. Зависимость концентрации железа в КМПЦ от концентрации кислорода удобнее представить в виде ⎧ [O 2] ⎫ Z ⎬ [ ] Fe ⎩ ⎭ 0,5 =⎨ = f [O ] (2.2) 2 Данные для Курской АЭС приведены на рис. 5.3. Концентрация кислорода до 50 мкг/кг соответствует бескислородному ВХР, применявшемуся на КурАЭС до 1998 г. Как следует из приведенных данных, до концентрации 150 мкг/кг величина Z возрастает, как за счет снижения концентрации железа, сколько за счет роста концентрации кислорода. При дальнейшем увеличении концентрации кислорода происходит также рост концентрации железа и величина Z оказывается приблизительно постоянной. Таким образом, добавка кислорода в КПТ не должна превышать 150 мкг/л. 8 7 {[O2]/[Fe]}0,5 6 5 Zэксп 4 MAX 3 MIN 2 1 0 0 50 100 150 200 [O2], мкг/дм3 Рисунок 2.6 – Изменение соотношения ([O2]/[Fe])0,5 в зависимости от концентрации кислорода 3. Пассивация конструкционных материалов Разрушение плотной оксидной пленки на поверхности конструкционных материалов, выполняющей защитную функцию, приводит к росту коррозии основного металла. Особенно это актуально после проведения химической дезактивации контура, когда разрушение плотных пленок практически неизбежно. Химическая дезактивация контура приводит к нежелательному процессу разрушения стабильных компонентов защитного поверхностного слоя (магнетита, гематита, шпинели и даже аустенита основного металла), приводящего к образованию “гибридной” структуры из аморфной и кристаллических фаз, которая обладает высокой подвижностью под действием потока теплоносителя. На фотографии поверхности образца (рисунок 2.7а) представлена тонкая защитная оксидная пленка (1-2 мкм) на поверхности стали в исходном состоянии. На рис. 2.7б представлен толстый (8-11 мкм) рыхлый слой отложений на поверхности стали, формирующийся после проведения дезактивации [64]. 49 а) б) Основной металл Пассивный слой < 1-2 мкм oxide layer ~ 8-11 µm кристаллы Рисунок 2.7 – а) Защитная оксидная пленка (1-2 мкм) на поверхности стали в исходном состоянии до дезактивации; б) Толстый рыхлый слой отложений, формирующийся на внутренней поверхности трубок парогенератора после проведения деактиваций [64] 4. Деаэрированный пуск реактора Снижение концентрации кислорода в воде КМПЦ при разогреве реактора позволяет снизить коррозионное растрескивание опускных трубопроводов БС и уменьшить поступление продуктов коррозии в воду контура. Ниже приведен порядок деаэрированного пуска, применяемый на Игналинской АЭС. 1. Неядерный разогрев реактора до 100 оС с помощью ГЦН. 2. Включение схемы сдувки кислорода БС-паропроводы-КСН-деаэраторы-выпар деаэраторов-атмосфера. 3. Отключение насосов расхолаживания, чтобы исключить попадание недеаэрированной воды ХОВ+ДК через их уплотнение в КМПЦ. 4. После достижения температуры воды 100 оС включение на рециркуляцию ПЭН в головку деаэраторов, разогрев деаэраторов, открытие выпара в атмосферу. 5. Ведение контроля снижения концентрации О2 в КМПЦ и деаэраторах. Почасовой контроль концентрации кислорода на входе в БО и питательной воде, а после достижения температуры 100 оС ⎯ каждые полчаса. 6. Вытеснение недеаэрированной воды из питательных трубопроводов по схеме их разогрева АПЭН-питательные трубопроводы-ДБК через 1-2 часа после достижения температуры 100 оС в деаэраторах. 7. В процессе удаления кислорода из КМПЦ исключить подпитку КМПЦ недеаэрированной водой от АПЭН. НР не включать. 8. После снижения концентрации кислорода в КМПЦ менее 50 мкг/л проводится дальнейший подогрев КМПЦ и вывод реактора на МКУ. 50 2.2.2 Уменьшение массопереноса отложений 1. Корректное ведение ВХР. В настоящее время большинство нормируемых примесей в теплоносителе имеет концентрации значительно меньше норматива в течение практически всей кампании. Основным направлением оптимизации ВХР PWR и ВВЭР является поддержание рН на уровне, обеспечивающем минимальный массоперенос. Ранее считалось, что минимальный массоперенос в контуре PWR и минимальное образование отложений в активной зоне обеспечивается при рН300=7,24. Значительная часть PWR в настоящее время перешла на поддержание в течение всей кампании рН300=7,4. Современный норматив ВВЭР-440 предусматривает изменяющийся рН. На рис 2.8 представлены линии рН300 в соответствии с принятым калий-боратным нормативом [65] для реакторов без коррозионно-стойкой наплавки корпуса. На зарубежных PWR верхний предел концентрации лития регламентируется скоростью коррозии применяемых циркониевых сплавов, которая увеличивается с ростом концентрации лития. При использовании калия такой проблемы нет, так как его концентрация на коррозию не влияет. Суммарная концентрация щелочных металлов, мг/дм 3 рН=7,6 pH=7,5 pH=7,4 pH=7,3 35 Зона Е 30 pH=7,2 Зона В 25 pH=7,1 Зона Б 20 pH=7,0 Зона А 15 pH=6,9 pH=6,8 Зона Г 10 5 Зона Д 0 0 1 Анижн Бверх Гверх (Е) 2 3 4 5 6 7 8 Концентрация борной кислоты, г/л Аверхн Внижн (Д) Линии постоянного рН Рисунок 2.8 – Изменение концентрации калия в соответствии с нормативом [65] и линии постоянного рН Зона А соответствует диапазону нормируемых значений и нормальным условиям эксплуатации; Зоны Б и В соответствуют первому уровню отклонений, работа не более 7 суток (при росте ПДР допускается работа реактора в зоне Б продолжительностью до 90 суток); Зоны Г и Д соответствуют второму уровню отклонений, не более 24 часов; Зона Е соответствует третьему уровню отклонений – останов реактора. 4 Значение рН300 не измеряется, а рассчитывается для стандартной температуры 300 оС. 51 Концентрация калия в теплоносителе определяется только возможностями его выведения установками водоочистки, поэтому представляется вполне приемлемым использование концентраций калия на уровне 25 мг/л, что будет обеспечивать при пуске (концентрация борной кислоты 7 г/л) рН300 = 7,2 с последующим переходом к рН300 > или = 7,6. 2. Введение Zn в 1-ый контур. Одним из возможных путей совершенствования водно-химического режима АЭС является дозирование цинка в теплоноситель. Этот вопрос подробно обсуждался на международной конференции по ВХР АЭС в Южной Корее в октябре 2006 г., а также на международной конференции по ВХР АЭС в Берлине в сентябре 2008 г. и ряде других семинаров. По данным докладов, дозирование цинка в теплоноситель обеспечило снижение радиационных полей. Эффективность рассматриваемой технологии обусловлена свойством цинка замещать кобальт в составе смешанных шпинелей в поверхностных пленках и отложениях, обусловливающих радиационную обстановку при ремонтных стоянках [66]. Экспериментальная программа сравнения 4 типов ВХР выполнена на экспериментальной петле RVS-4 исследовательского реактора LVR-15. Экспериментальная петля смоделирована для обеспечения соответствия термогидравлических, химических и радиационных параметров для реактора ВВЭР. Эта петля включает размещенный в активной зоне реактора обучаемый или активный канал, далее – основной циркуляционный насос, первый контур и охладители. Внутри активного канала размещена сборка с имитаторами топлива. Имитаторы топлива имеют подогрев для поддержания необходимой температуры. Петля также оснащена вспомогательными системами для приготовления и заполнения химически очищенной водой, теплоотвода от охладителей, устройствами отбора проб воды, энергообеспечением для электрообогреваемых имитаторов топлива и др. Петля и ее элементы изготовлены из обычной стали 08Х18Н10Т. Охладитель петли содержит заменяемые элементы для проведения коррозионных исследований. Показатели качества воды при всех режимах приведены в табл. 2.3. Таблица 2.3 Показатели качества воды [67] РЕЖИМ Показатели качества воды №1 №2 №3 №4 3 Концентрация борной кислоты, г/дм 3,5 3,5 3,5 3,5 3 Концентрация калия, мг/дм 8 8 8 8 3 Концентрация лития, мг/дм 0,5 0,5 0,5 0,5 3 Концентрация аммиака, мг/дм 10-15 20-30 10-15 Концентрация растворенного водорода, 15-25 20-30 35-50 10-25 нмл/дм3 Концентрация растворенного кислорода, < 0,01 < 0,01 < 0,01 < 0,01 мг/дм3 Концентрация цинка, мкг/дм3 5-10 Расчетный высокотемпературный показа7,2 7,2 7,2 7,2 тель pH300 На рис. 2.9 и 2.10 приведена скорость образования соответственно нерастворимых и растворимых продуктов коррозии, рассчитанная по экспериментальным данным. Режим с повышенной концентрацией аммиака позволил существенно снизить скорость поступления в контур, как железа, так и никеля. Средняя активность отложений, полученная в экспериментах приведена на рис. 2.11. При режиме с повышенной концентрацией аммиака достигнуто снижение активности отложений. Средняя величина снижения приведена в табл. 2.4. 52 Рисунок 2.9 - Скорость образования нерастворимых продуктов коррозии Fe-Cr-Ni-CoMn (мкг/ч) при различных водно-химических режимах: I – стандартный, II – с дозированием водорода, III – с повышенной концентрацией аммиака, IV – с дозированием цинка [67] Рисунок 2.10 – Скорость образования растворимых продуктов коррозии Fe-Cu-Ni-CoMn (мкг/ч) при различных водно-химических режимах: I – стандартный, II – с дозированием водорода, III – с повышенной концентрацией аммиака, IV – с дозированием цинка [67] 53 Таблица 2.4 Эффективность снижения активности отложений при режиме с повышенной концентрацией аммиака по сравнению со стандартным режимом Коэффициент снижения активности отложений 3,6 3,2 4,4 1,5 Радионуклид 54 Mn Fe 58 Co 60 Co 59 Помимо добавок цинка авторы рекомендуют поддерживать концентрацию аммиака на уровне 20-30 мг/л при обеспечении концентрация водорода 30-50 нмл/кг. Средняя активность отложений, Бк/см 2 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 54Mn 59Fe 58Co 60Co ВХР с дозированием Zn ВХР с повышенным NH3 Тип ВХР ВХР с дозированием Н2 Стандартный ВХР 0 Рисунок 2.11 – Поверхностная активность радионуклидов коррозионного происхождения в условиях экспериментального сравнения различных водно-химических режимов [83] Эксперимент по ведению ВХР первого контура с дозированием цинка на втором энергоблоке АЭС Tsuruga начался в 2005 году. В ходе эксперимента измерялся радиационный фон, целостность оболочки топлива и параметры ВХР. На основании вышеперечисленного, было установлено, что технология дозирования цинка является эффективным методом снижения мощности дозы. При этом не было отмечено негативных последствий для оборудования первого контура [68]. На рис. 2.12 представлено изменение концентрации продуктов коррозии и активности 58,60 Co при дозировании цинка. Активность растворенного 58Co выроста почти в 100 раз, тогда как активность 60Co – только в 10 раз, это указывает на то, что вытеснение кобальта происходит, в первую очередь, из активной зоны, где высока удельная активность Со-58. Концентрации железа и никеля в теплоносителе после введения цинка снижаются, вероятно, за счет снижения скорости коррозии. 54 Рисунок 2.12 – ВХР и активность теплоносителя первого контура до и после начала дозирования цинка [68] Как и предполагалось, первые концентрации цинка в теплоносителе первого контура были зафиксированы через две недели после начала дозирования. Уровень концентраций ионов 58Со и 60Со, также вырос через две недели после начала дозирования цинка. После восьми месяцев ведения ВХР первого контура с дозированием цинка, уровень концентраций ионов 58Со и 60Со вырос в десять раз, по сравнению с периодом работы АЭС без дозирования цинка в теплоноситель. Концентрация ионов 65Zn в течение эксперимента не изменялась. Изменения содержания растворимых ионов железа и никеля в ходе эксперимента отмечено не было. Однако содержание нерастворимых примесей железа и никеля к концу эксперимента выросло. Ос55 новной причиной повышения содержания нерастворимых металлов явилось незапланированное снижение мощности АЭС. Тем не менее, некоторое повышение содержания нерастворимых примесей было отмечено и до этого, предположительно из-за механизма вытеснения их из оксидных пленок на поверхности оборудования, схожего с вытеснением активных ионов. Таким образом, существует вероятность, что дозирование цинка в теплоноситель приведет к снижению перепада давления на реакторе. Для подтверждения этого необходимо проведение термодинамических расчетов для определения направления массопереноса в системе Zn-Fe-Ni. 3. Поддержание соотношения Cu/Fe на оптимальном уровне Установлена корреляция между концентрацией меди в теплоносителе и удельной активностью радионуклидов (см. рис. 2.13 и 2.14). Следует отметить, что для других активированных продуктов коррозии также имеет место уменьшение концентрации с увеличением концентрации меди, хотя данных штатных анализов для получения достоверных зависимостей недостаточно. Кроме того, отмечена тенденция к снижению концентрации в воде КМПЦ стабильных изотопов Na и Fe. Механизм воздействия меди связан с каталитическим разложением перекиси водорода в присутствии ионов меди. При этом концентрация кислорода в КМПЦ увеличивается. Уменьшение концентрации перекиси приводит к снижению концентрации молекулярного йода и сокращению уноса его с паром. Образующийся йодид меди выводится байпасной очисткой. Удельная активность, кБк/дм 3 90 80 70 60 50 40 30 1 2 3 4 5 [Cu], мкг/дм Cr-51 БЛОК 1 Cr-51 БЛОК 2 1 блок 3 2 блок Рисунок 2.13 – Зависимость средней удельной активности 51Cr от содержания меди в КМПЦ 1-2 блоков ЛАЭС (1998-1999) г.г. Ионы меди в теплоносителе активной зоны активно взаимодействуют с продуктами радиолиза, прежде всего с водородом, переходя при этом в более низкую степень окисления Cu+ или Cu0. Восстановленная медь мгновенно вступает в реакцию с радиолитическим кислородом, переходя в окисленное состояние Cu2+. В результате концентрация окислителей, в том числе и H2O2 радиолитического происхождения, уменьшается. Кроме того, в теплоносителе в присутствии меди с продуктами коррозии железа в соотношении от 1:1 до 1:3 происходит каталитическое разложение перекиси водорода. Снижение в теплоносителе активной зоны концентраций кислорода и перекиси водорода снижает коррозионное воздействие теплоносителя на циркониевые оболочки тепловыделяющих сборок [69]. 56 Удельная активность, кБк/дм 3 25 20 15 10 5 0 1 2 3 4 5 3 [Cu], мкг/дм БЛОК-1 БЛОК 2 1 блок 2 блок Рисунок 2.14 – Зависимость средней удельной активности 131I от содержания меди в КМПЦ 1-2 блоков ЛАЭС (1998-1999) г.г. 2.2.3 Увеличение выведения ПК и радионуклидов из контура 1. Увеличение производительности фильтрации теплоносителя Увеличение производительности байпасной очистки является существенным фактором снижения концентрации радионуклидов в теплоносителе. При останове переходом радионуклидов в пар и выносом их с эжекторными сдувками можно пренебречь. Тогда, в общем виде, изменение концентрации в контуре при останове можно описать уравнением вида: ∂C ∂t = ⎛ R(C,t ) 1 ⎞⎟ − λ ⎛⎜ C, t ⎞⎟ ⋅ C − λ C − G ⎜ 1 − C ⎝ ⎠ M M ⎜⎝ K ⎟⎠ БО (2.3) oc o где М ⎯ масса теплоносителя; GБО ⎯ производительность байпасной очистки; Ко ⎯ коэффициент очистки, характеризующий эффективность очистки; С ⎯ концентрация, кБк/дм3; λ ⎯ постоянная распада, с-1; λoc(C,t) ⎯ функция осаждения радионуклидов на поверхность контура, в общем случае зависит от времени после останова и концентрации радионуклида в контуре, с-1; R(C,t) ⎯ скорость поступления радионуклидов из отложений или дефектных ТВС в контур. Очевидно убывает во времени и уменьшается с ростом концентрации, кБк/дм3. Если предположить, что радионуклиды, поступающие в контур при останове, выводятся только на линии байпасной очистки, а сумма процессов поступления радионуклидов в воду контура и осаждения их на поверхности является величиной постоянной, выражение для изменения концентрации в контуре можно записать следующим образом: 57 ∂C = R − G ⎛⎜ − 1 ⎞⎟ − λC C 1 ∂t M M ⎜⎝ K ⎟⎠ (2.4) БО o где R ⎯ кажущаяся скорость (Ки/с) поступления радионуклидов в воду контура, которая меньше истинной на величину скорости осаждения радионуклидов на поверхность контура. Использование кажущейся скорости поступления радионуклидов позволяет существенно упростить анализируемое выражение. С учетом того, что концентрация в начальный момент времени составляла С0 и вводя постоянную байпасной очистки ( БО) можно записать решение уравнения (2.4): λ0 = G ⎛⎜ − 1 1 M ⎜⎝ K БО C =C e 0 ⎞ ⎟ ⎟ o⎠ −(λ + λ 0 )t + (2.5) ⎡ R −(λ + λ )t ⎤ ⎢1 − e ⎥ ⎦ M (λ + λ ) ⎣ 0 0 В случае постоянства концентрации на каком-то отрезке времени, производная равна нулю и связи между концентрацией и скорость поступления радионуклидов в контур выглядит так: R = (λ + λ )C M (2.6) 0 Полученная модель недостаточна для описания процессов переноса и осаждения радионуклидов в контуре, но вполне пригодна для анализа факторов, влияющих на эффективность очистки. Из (2.4) следует, что на удаление радионуклидов байпасной очисткой влияют только производительность очистки и эффективность очистки, характеризуемая коэффициентом очистки. Для анализа модели проведем численный эксперимент на примере поступления 131I в теплоноситель в момент останова. Концентрация перед остановом составляла С0=3,7 кБк/дм3 (10-7 Ки/ дм3). Изменение концентрации при различных коэффициентах и расходах воды через систему байпасной очистки представлены на рис. 2.14. Чем выше коэффициент очистки и производительность, тем меньше значение равновесной концентрации и тем быстрее устанавливается равновесие. 1,E+06 1,E+05 б) Удельняа активность, кБк/дм3 Удельняа активность, кБк/дм 3 а) 1,E+05 1,E+04 1,E+03 1,E+04 1,E+03 0,1 1 10 100 0,1 1 GБО=50 GБО=200 GБО=500 10 100 Время, ч Время, ч Kоч=5 Коч=2 Коч=10 131 Рисунок 2.14 – Изменение удельной активности I после останова при постоянной скорости поступления в теплоноситель: а) Коч = 10; б) GБО=200 т/ч 58 На ВВЭР при повышенных концентрация ПК для увеличения эффективности очистки рекомендуется установка вместо нескольких ТВС фильтрующих сборок, выполняющих роль механических фильтров. 2. Механическое удаление нерастворимых примесей На РБМК установлена двухступенчатая система очистки теплоносителя. Для очистки от нерастворимых примесей используются намывные перлитные или ионитовые фильтры. Эффективность очистки невелика, а коэффициент очистки даже для практически нерастворимых 95Zr и 95Nb не превышает 1,5. Эффективной системой удаления взвесей и шлама из контура является система продувки тупиковых зон РГК, которая в настоящее время смонтирована на всех блоках РБМК. Система ПТЗ РГК предназначена для выведения продуктов коррозии конструкционных материалов КМПЦ из внутренних полостей коллекторов РГК, как при работе блока на мощности, так и в период ППР(КПР) блока, а также для обеспечения расхолаживания реактора в период ППР(КПР) в составе временной ремонтной схемы расхолаживания реактора (ВСРО). При работе блока на мощности система ПТЗ РГК используется также для забора воды на продувку, непосредственно из коллекторов РГК. В состав системы ПТЗ РГК входят: трубопроводы Ду-50, Ду-25 (каналы ПТЗ РГК) отвода воды из тупиковой зоны каждого РГК к сборному коллектору системы ПТЗ. корпуса ЗРК и ШАДР на каждом канале ПТЗ РГК, с установленными в них ЗРК. сборные коллекторы Ду-150, отводящую воду с каждой половины КМПЦ в трубопровод забора воды на байпасную очистку, с установленной на них. В качестве арматуры на коллекторах ПТЗ смонтированы вентили Ду-150 или Ду-100. На всех 44 каналах системы ПТЗ РГК установлены штатные ЗРК с приводами и указателями положений вынесенных в чистое помещение. Индивидуальные расходомеры ШАДР-32М исключены из схемы системы ПТЗ РГК. Циркуляция теплоносителя по КМПЦ, при работе реактора на мощности, в пусковом режиме и в начальный период расхолаживания обеспечивается принудительно с помощью насосов 3-4 ГЦН на 1 петлю. Контурная вода подается насосами ГЦН по 4 напорным трубопроводам в напорные коллекторы и далее, через щелевые фильтры, ограничительные вставки в 22 РГК, откуда по трубопроводам НВК осуществляется индивидуальная раздача воды по ТК реактора. В ТК вода, омывая твэлы, нагревается до температуры насыщения и частично испаряется. Образующаяся пароводяная смесь поступает в сепараторы пара, где разделяется на пар и воду. Насыщенный пар из верхней части БС по паропроводам отводится к турбинам, а отсепарированная вода, смешиваясь в опускных трубопроводах с питательной водой, подаваемой от насосов ПЭН, по 24 опускным трубопроводам поступает во всасывающие коллекторы ГЦН и далее на всас насосов ГЦН. От каждого напорного коллектора ГЦН (от системы ПТЗ РГК) часть теплоносителя, с расходом ~ 100 м3/ч, отбирается на байпасную очистку КМПЦ. Для эффективной работы системы ПТЗ РГК, необходимо одновременно держать открытыми не более трех и не менее одного ЗРК канала ПТЗ РГК на сторону, при этом расход через каждый канал ПТЗ должен быть не менее ~ 30 м3/ч, для обеспечения суммарного расхода продувочной воды на половину КМПЦ ~ 100 м3/ч. При заклинивании отдельных ЗРК ПТЗ, нужно учитывать суммарную степень открытия ЗРК ПТЗ, по указателям положения ЗРК ПТЗ. Переходы по каналам системы ПТЗ РГК выполняются ежесуточно, в смену с 16.00, операторами ЦЗ, сначала открывается следующий ЗРК ПТЗ, по порядку возрастания номеров, затем закрывается первый из числа ранее открытых, в каждом из помещений, т.е. ежесуточно один канал ПТЗ подключается, один отключается с каждой стороны КМПЦ. В работе, одновременно, находится по три канала системы ПТЗ, на каждой стороне. Допускается от59 крывать на одной стороне КМПЦ до 7-ми каналов ПТЗ РГК одновременно, закрыв забор воды с каналов ПТЗ другой стороны КМПЦ. На более поздней серии ВВЭР-1000 (Запорожская, Ровенская, Хмельницкая, Балаковская АЭС) были установлены механические фильтры с сорбентом из губчатого титана или диоксида титана (рис. 2.15). Рисунок 2.15 – Высокотемпературный фильтр ВВЭР-1000 Конструкция перегрузочного узла оказалась неудачной. При проведении выгрузки 100-200 л сорбента из 700 остаются в корпусе фильтра. Трудность осуществления гидроперегрузки согласно принятой технологии привела к тому, что она ни разу не был проведена ни на одной АЭС. Исследования по влиянию работы ВТФ на радиационную обстановку показали, что по сравнению с 1-2 блоками Калининской АЭС мощность дозы в условиях применения ВТФ после 1 цикла была в 2 раза ниже, после 2-го – в 1,5 раза ниже, а в дальнейшем оказалась практически одинаковой [97]. ВНИПИЭТ был разработан фильтр с плоским днищем, с суженной нижней частью и патрубком для выгрузки сорбента, нижний срез которого находится в зоне, где происходит интенсивное ожижение сорбента (гранулированный диоксид титана с добавкой диоксида циркония) [98,99]. Схема устройства приведена на рис. 2.16. Многократные испытания циклов загрузки-выгрузки показали, что полнота выгрузки достигает 98 %. Фильтр рекомендован как штатное средство очистки на Белоярской АЭС. 60 На ВВЭР-1000 в настоящее время фильтры высокотемпературной очистки неработоспособны. В проект АЭС-1200 ВТФ не включены. Рисунок 2.16 – Высокотемпературный фильтр разработки ВНИПИЭТ для 1-го контура АСТ-500 и 3-го контура БН-600 2.3 Останов энергоблока Останов энергоблока является важной частью реакторного цикла. В процессе снижения температуры и давления в реакторе происходит как смыв ПК с поверхности активной зоны и контура вследствие повышения растворимости магнетита и феррита никеля с уменьшением температуры, так и рост удельной активности ПД за счет увеличения скорости выхода их из твэлов. Вопросы оптимизированного останова энергоблоков рассмотрены в следующей главе. 2.4 Снижение МД после останова энергоблока Снижение МД после останова реактора включает в себя: дезактивацию контура в целом; установка защиты в горячих точках для снижения гамма-фона; предремонтную промывку и деактивацию отдельных видов оборудования; дезактивацию наружных поверхностей оборудования и помещений. Подробно вопросы снижения МД рассматриваются в следующих разделах. 2.5 Заключение В решении задач улучшения радиационной обстановки в помещениях 1-го контура АЭС необходим комплексный подход, включающий в себя мероприятия, выполняемые в период работы энергоблока на мощности; мероприятия останова; комплекс мероприятий по дезактивации и снижения МД после останова энергоблока. 61 3 Оптимизированный останов энергоблоков ВВЭР и РБМК 3.1 Цель и содержание операции оптимизированного останова на РБМК При останове вследствие прекращения парообразования и заполнения водой всего объема активной зоны, включая поры отложений, происходит частичное растворение и смыв солей и радиоактивных продуктов коррозии. При охлаждении теплоносителя после останова реактора в интервале температур от 200 до 100 oC увеличивается растворимость окислов железа (магнетита в 103-104 раз) и происходит ускоренное поступление радиоактивных продуктов коррозии в теплоноситель. Фильтры системы байпасной очистки, ориентированные на работу при номинальной мощности, не справляются с быстрым выводом радионуклидов различного происхождения из теплоносителя и оставшаяся часть радионуклидов неравномерно распределяется по разветвленному циркуляционному контуру, в результате чего происходит повышение активности газовых сдувок, поступающих в открытую атмосферу, перенос активности, ее сорбция и осаждение в других местах циркуляционного контура, прежде всего в застойных и тупиковых зонах. В результате ухудшаются санитарно-гигиенические условия работы персонала при ремонтах с вскрытием оборудования. Газообразные продукты деления при этом попадают вместе с газовыми сдувками в атмосферу, увеличивая экологическую нагрузку на окружающую среду. Энергетический ядерный реактор предназначен для эксплуатации в течение длительного времени на рабочей мощности близкой по значению к номинальной не менее 30 лет. Длительность непрерывной эксплуатации составляет примерно 7000 часов. Останов реактора производится на непродолжительное время для проведения профилактического обследования и ремонта. Реактор в основном эксплуатируется на рабочей мощности, поэтому его конструкция и системы обеспечения, включая систему байпасной очистки, рассчитаны, прежде всего, на стационарный режим рабочей мощности, характеризующийся минимальными значениями коррозии и массопереноса продуктов коррозии. При останове реактора, длительность которого существенно меньше по сравнению с работой на мощности (10-15 % при ППР и СПР), протекают переходные процессы, характеризующиеся высокими значениями массопереноса продуктов коррозии. При останове, после заглушения реактора в теплоносителе резко возрастает концентрация продуктов коррозии, которые являются носителями радиоактивных изотопов и которые фактически определяют уровни радиационного загрязнения оборудования циркуляционного контура реактора и, соответственно, индивидуальные и коллективные дозы ремонтного и обслуживающего персонала. Известно также, что скорость поступления продуктов деления (ПД) из дефектного твэла после сброса мощности резко возрастает при сравнительно небольших дефектах в оболочке, которые при работе на полной мощности не выявляются (spiking-эффект) [70]. В ходе эксплуатации энергоблоков типа РБМК-1000 эмпирически было отмечено, что в случае работы энергоблока некоторое время перед остановом на мощности ниже номинальной мощность дозы от ремонтируемого оборудования снижается [71]. Наиболее вероятной причиной отмеченного эффекта является изменение условий массопереноса продуктов коррозии железа, определяющего радиационную обстановку на энергоблоке при ремонте. Выявленный эффект был использован для улучшения радиационной обстановки после останова [73]. Таким образом, при останове реактора имеют место два эффекта, обусловливающие загрязнение контура радионуклидами: 1) смыв коррозионных отложений с поверхности активной зоны; 2) выход продуктов деления из ТВС. Оптимизированный останов заключается в снижении мощности реактора до 50 % от номинальной и осуществлении работы реактора на этом уровне мощности в течение 50-120 часов с последующим штатным заглушением реактора. 62 Цель мероприятия: снижение загрязненности радионуклидами теплоносителя и газовых сдувок; сокращение периода от останова до начала освидетельствования и дезактивации оборудования; повышение надежности эксплуатации топлива и снижение количества негерметичных ТВС.. 3.2 Механизмы воздействия половинного останова 3.2.1 Концентрирование, осаждение и смыв примесей в зоне кипения К элементам, имеющим крайне низкую (коэффициент распределения 10-6÷10-4) растворимость в паре, относятся щелочные и щелочноземельные металлы: Ca, Na, Mg, Li и др. [72]. В зоне развитого кипения технологического канала эти примеси способны концентрироваться и образовывать соединения в концентрациях, превышающих предел растворимости. Образовавшиеся отложения захватывают также частицы ПК железа. Состав таких отложений ⎯ соли жесткости, феррит натрия и т.п. В зоне поверхностного кипения также происходит концентрирование этих примесей в порах отложений при образовании паровых пузырьков. В основном наносные отложения имеют следующую структуру[72]: 2 ♦ плотность − 2,5-4,7 г/см ; ♦ диаметр паровых каналов − 5-10 мкм; ♦ диаметр водных каналов − 0,1-0,5 мкм; 2 ♦ количество каналов − 3000-5000 на 1 мм При подкипании растворов веществ у основания растущих на греющей поверхности пузырьков происходит локальное увеличение концентрации примесей в жидкой фазе. Это связано с тем, что растворимость веществ в паровой фазе существенно ниже, чем в водной фазе. Когда концентрация превышает предел растворимости, на поверхности начинается кристаллизация примесей. Начало образования примеси зависит от комбинации следующих факторов: ♦ тепловая нагрузка (разность температур стенки и потока); ♦ давления теплоносителя; ♦ массовая скорость потока; ♦ энтальпия потока; ♦ концентрация примесей в теплоносителе. Этот механизм формирования отложений может реализовываться и для максимально нагруженных твэл ВВЭР. Изменение растворимости феррита натрия в зависимости от температуры приведено на рис. 3.3. С ростом температуры растворимость феррита натрия быстро снижается (при 300 о С растворимость достигается при концентрации натрия около 50 мг/л) и при условии концентрирования его в порах отложений возможно достижение концентрации кристаллизации. В работе [72] приведены данные по исследованию осаждения и смыва 22Na с греющей поверхности, имеющей отложения железа толщиной около 22 мкм. Содержание 22Na в отложениях менялось скачкообразно с изменением тепловой нагрузки, причем с увеличением нагрузки в 1,5 раза, содержание 22Na в отложениях увеличивалось в 2,5 раза. Расчетная степень концентрирования 22Na составила 8.103. Напомним, что концентрация стабильного натрия на РБМК-1000 изменяется, как правило, в пределах 4-12 мг/л, поэтому в условиях кипения происходит образование отложений феррита натрия. 63 С, моль 0,1 0,01 t, град. С 0,001 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Рисунок 3.1 – Изменение растворимости Na2Fe2O4 в зависимости от температуры5 Расчеты показывают, что при снижении мощности до половинной величины теплогидравлические условия меняются на большей части высоты ТК. Зона развитого кипения поднимается на 1,95 м, т.е. отложения, образовавшиеся ранее при контакте с парогазовой фазой, смачиваются некипящим теплоносителем, и происходит частичное растворение отложений. В связи с этим при снижении мощности до половины номинальной происходит выход радионуклидов из отложений в верхней части технологического канала со значительной доли поверхности активной зоны. Полученные данные объясняют, почему при половинной мощности реактора концентрация 24Na снижается более чем в 3 раза: примерно на 40 % сокращается площадь активной зоны, на которой выпадают в отложения натриевые примеси в составе железоокисных соединений вследствие малой растворимости в паре. Это подтверждается ростом концентрации 24Na [70] и общей активности теплоносителя в теплоносителе сразу после снижения мощности реактора (рис. 3.2). Удельная активность ПК в теплоносителе и МД возрастают примерно в 1,5 раза, а к моменту останова (АЗ-5) показания гамма-детектора снижаются примерно на 25 % по сравнению с работой на 100 % мощности. 50 % W Переходы по ГЦН АЗ-5 1000 Активность, кБк/кг 0,16 100 0,14 0,12 10 0,10 0,08 1 14 апр Na-24 Гамма-детектор на БО, мЗв/ч 0,18 0,06 15 апр Cr-51 16 апр 17 апр Сумма ПК 18 апр МД 19 апр Дата Рисунок 3.2 – Изменение показания гамма-детектора на трубопроводе БО, удельной активности радионуклидов при останове 1 блока САЭС в 2004 при снижении мощности до 50 % от номинальной 5 Методы расчета растворимости продуктов коррозии изложены в [29, 35, 74-75]. 64 3.2.2. Снижение нейтронного потока За счет снижения нейтронного потока и уменьшения числа делений в реакторе переход на половинную мощность позволяет снизить концентрацию в теплоносителе как продуктов деления, так и активированных продуктов с периодом полураспада более 10-6 с-1 в теплоносителе перед остановом. На рис. 3.3 показано, во сколько раз снижается активность радионуклидов – продуктов деления и активации ПК после выдержки реактора на половинной мощности в течение 3-5 суток. K 7 6 5 4 3-2000 1-2000 3-2001 2-1999 3 2 1 λ, c-1 0 1,E-10 1,E-09 1,E-08 1,E-07 1,E-06 1,E-05 1,E-04 1,E-03 Активность уменьшается в 2 раза Активность постоянна Cs-137 7,3E-10 Nb-95 2,3E-07 I-133 9,2E-06 I-132 8,4E-05 Co-60 4,2E-09 Cr-51 2,9E-07 Na-24 1,29E-05 La-142 1,3E-04 Cs-134 1,1E-08 La-140 6,3E-07 Sr-91 2,0E-05 Ba-139 1,4E-04 Mn-54 2,6E-08 I-131 1,0E-06 I-135 2,9E-05 I-134 2,2E-04 Zn-65 3,3E-08 Mo-99 2,9E-06 Sr-92 7,1E-05 Cs-138 3,6E-04 Zr-95 1,3E-07 Np-239 3,4E-06 Mn-56 7,5E-05 Рисунок 3.3 – Изменение удельной активности радионуклидов в теплоносителе при останове с половинной мощности на ЭБ ЛАЭС (Блок-Год) 3.2.3 Снижение выхода продуктов деления в теплоноситель и разгерметизации ТВС При заглушении реактора происходит выброс в теплоноситель легкорастворимых продуктов активации, таких как 24Na, так и продуктов деления (spiking-эффект) (см. рис. 3.4) При снижении мощности часть топлива остывает и вода проникает в дефектные твэлы, попадая в зазор между топливом и оболочкой. Тепло радиоактивного распада оказывается достаточным для превращения этой воды в пар. Образовавшийся пар вместе с газообразными и другими продуктами деления через дефекты попадает в теплоноситель. Это подтверждается наблюдениями за концентрацией 131I при изменении мощности реактора: при снижении мощности до половины: номинальной концентрация 131I в первые сутки возрастает, а потом снижается. Максимальная величина выхода наблюдается при выходе на нулевую 65 мощность реактора и сбросе давления в контуре. Содержание 131I в теплоносителе может увеличиться на 3 порядка, в результате чего в течение нескольких суток после останова 131I является одним из дозообразующих радионуклидов. Кроме того, повышенное выделение 131I наблюдается и в дальнейшем, что объясняется увеличением степени дефектности топлива. 80 1000 300 60 100 200 40 10 100 20 0 0 1 0 20 40 60 80 100 Давление, бар 400 Температура, град. С Удельная активность, кБк/кг 11470 10000 120 t, часы I-131 Na-24 Mn-54 Давление Nb-95 Температура Рисунок 3.4 –Изменение активности некоторых радионуклидов; температуры и давления при останове 2 ЭБ ЛАЭС в 2000 г. с полной мощности Нами экспериментально было показано [76-79], что непосредственно после останова активность 131I, т.е. величина spiking-эффекта пропорциональна мощности реактора, на которой он работал перед остановом взятой примерно в 4-ой степени, т.е. ~W4. Таким образом, останов с половинной мощности позволяет снизить выброс 131I, по крайней мере, на порядок (в 16 раз) (см. рис. 3.5). Удельная активность 131 I, кБк/кг 1000 1 сутки после останова 2-5 сутки после останова 1 сутки 100 2-5 сутки 4,3083 y = 1E-12x 2 R = 0,96 10 y = 1E-12x 3,9784 2 R = 0,92 1 1000 W, МВт 10000 Рисунок 3.5 - Изменение концентрации 131I после останова в зависимости от мощности реактора перед остановом Снижение мощности до 50 % от номинальной за несколько суток до останова практикуется на Ленинградской АЭС уже 10 лет. Максимальная концентрация 131I после останова в 10−20 раз ниже, чем при останове с полной мощности. 66 Данные, полученные в 2004 г. после останова 1-го и 3-го блоков Смоленской АЭС представлены на рис. 3.6. Рост относительной удельной активности 131I в первые сутки после останова составил на 1-м блоке при работе на мощности 50 % перед остановом 10−17 раз; на 3-м блоке при останове со 100 % мощности − 100−280 раз. 1000 100 10 Перед остановом 3 блок Через 16 ч после останова Сумма Сумма ПД ПД 99Mo 99 Mo 137 137Cs Cs 134 134Cs Cs 133I 133I 131I 131I 99Mo 99Mo 137 Cs 137Cs 134 134Cs Cs 133 133 II 0,1 Сумма ПД Сумма ПД 1 131I 131I Удельная активность, кБ/кг 10000 1 блок Рисунок 3.6 – Удельная активность ПД в теплоносителе перед остановом и через 16 часов после останова (1 блок – останов с 50 % мощности, 3 блок – останов со 100 % мощности) Наличие степенной зависимости выхода 131I и других продуктов деления из ТВС в теплоноситель и числа дефектных ТВС от мощности реактора, температуры и удельной энергонапряженности твэлов подтверждено для разных типов реакторов данными ряда авторов, причем степенной показатель варьирует в диапазоне 2,5 до 5,5 [80-83]. Со временем (с увеличением выгорания) происходит рост топливных гранул и образование межгранульной пористости. Диффузия ПД протекает как внутри гранул, так и на поверхности и по ребрам гранул. В быстрых переходных режимах важную роль играют процессы растрескивания топлива и очистки границ гранул от накопленных продуктов деления в результате температурной деформации топливной матрицы. В частности, было получено, что с ростом температуры размер зерна возрастает приблизительно пропорционально Т4,5 между размером зерна диоксида урана и средней расчетной температурой [81]: 1200 К 2,5 мкм 1500 К 6,7 мкм 1700 К 12,5 мкм. При этом зависимость выхода газообразных продуктов деления от температуры в зависимости от степени выгорания пропорционально Т2,5÷3,5.[81]. 67 Выход газообразных ПД из твэлов PWR в зависимости от линейной энергонапряженности твэлов [82], т.е. фактически от мощности реактора имеет показатель степени 4,3. Время службы ТВС до образования дефектов также нелинейно связано с мощностью. В работе [83] исследовался срок службы твэлов реакторов CANDU в зависимости от поверхностной энергонапряженности твэлов. Если пренебречь твэлами, которые вышли из строя в первые сутки (производственные дефекты), то показатель степенной зависимости составил –3,1; т.е. при увеличении мощности в 2 раза срок службы сокращается в 8 раз. Таким образом, уменьшение активности продуктов деления из топлива при половинном останове объясняется снижением энергонапряженности твэлов и уменьшением выхода ПД из топлива. После останова, т.е. сброса мощности с 50 % до нулевой активность выход продуктов деления и степень дефектности твэлов снижаются за счет: снижения термических напряжений в ТВС. При переходе на половинную мощность температура сердечника твэлов снижается с 1770 до 810 оС; снижения остаточного энерговыделения. После останова с половинной мощности остаточное энерговыделение на 49 % ниже, чем при останове с полной мощности. Таким образом, при останове энергоблока РБМК-1000 с организацией одной промежуточной ступени на мощности 50 % от номинальной с выдержкой от 2 до 5 суток происходит: 1. Снижение концентрации в теплоносителе как продуктов деления, так и активированных продуктов с периодом полураспада более 10-6 с-1 в теплоносителе перед остановом за счет снижения нейтронного потока и уменьшения числа делений. 3. Уменьшение зоны поверхностного кипения на 40 %, заполнение пор осадка в верхней части технологического канала, и растворение отложений в верхней части канала с выведением из контура нелетучих примесей и радионуклидов до полного останова реактора. 3. Уменьшение температурного градиента в твэлах на момент останова по сравнению с остановом с полной мощности в 2,5 раза. 4. Уменьшение остаточного тепловыделения в твэлах после останова по сравнению с остановом с полной мощности на 49 %; 5. Уменьшение выброса ПД пропорционально 4-ой степени мощности реактора перед остановом, т.е. снижение выброса ПД примерно на порядок, по сравнению с остановом с полной мощности. На Ленинградской АЭС оптимизированный останов энергоблока используется с 1999 г., на Смоленской АЭС – с 2004 г. На реакторах ВВЭР положительный эффект оптимизированного останова достигается также за счет снижения энергонапряженности ТВС, что существенно снизило бы разгерметизацию ТВС и выход продуктов деления в теплоноситель. Тем более что количество негерметичных твэлов на ВВЭР существенно выше, чем на РБМК. Согласно Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей [119] управление группой из 2 – 4 ядерных реакторов осуществляется по указаниям диспетчерского центра энергосети и заключается в поддержании заданной на конкретный период времени суммарной электрической мощности. Большую часть времени эксплуатации, особенно в зимнее время, необходимо, чтобы группа ядерных реакторов работала на номинальной мощности в 100%. В летнее время, в праздничные и выходные дни, потребность в электроэнергии снижается и диспетчерский центр может потребовать снизить мощность группы на некоторую величину. В этом случае обычно производят разгрузку каждого реактора группы на небольшую величину, от 10 до 25% номинальной мощности реактора, сумма которых равна требуемой. Снижение мощности реакторов осуществляется, в зависимости от типа реактора, 68 либо с помощью ввода в активную зону регулирующих стержней системы управления и защиты на РБМК, либо в результате повышения концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура ВВЭР. При этом характер и интенсивность физических процессов в ядерном топливе и физико-химических процессов на наружных поверхностях твэлов практически не изменяются. При снижении мощности одного из реакторов на 50 % в течение 16-48 часов достигаются те же эффекты по удалению коррозионных отложений, особенно с поверхности твэлов, на которых имеет место кипение в порах отложений (с концентрированием примесей) [102]. При возможности затем производят снижение мощности на следующем реакторе из группы. Способ эффективен для многоблочных АЭС как с реакторами РБМК, так и ВВЭР. 3.3 Мягкая дезактивация контура ВВЭР в процессе останов реактора В последнее время все большую популярность приобретают безреагентные методы дезактивации контура. Мягкая безреагентная дезактивация 1-го контура основана на переходе части продуктов коррозии и активности с поверхностей первого контура АЭС при введении в него О2, Н2О2, N2H4 с использованием изменения режима циркуляции теплоносителя и организации его байпасной очистки на механических или ионообменных фильтрах. Исследования по развитию «безреагентных» способов широко проводятся в США, Японии и Болгарии. Определенный практический опыт накоплен на Российских АЭС. Данные способы основаны на закономерностях поведения так называемых «диссипативных» пленок коррозионных отложений (или их рыхлой составляющей). Неоднократно отмечено, что при выводе реактора с мощности в теплоносителе первого контура значительно возрастает концентрация коллоидных и взвешенных продуктов коррозии с размерами 10-6 – 10-3 мм. Одновременно, наблюдается рост уровня активности радионуклидов - активированных продуктов коррозии и продуктов деления, сорбированных на частицах ПК. Наблюдаемые процессы связывают с изменениями тепловой нагрузки на тепловыделяющих элементах, температуры и давления теплоносителя, изменениями в водной химии теплоносителя (величины рН, электрохимического потенциала, электрозарядных характеристик коллоидных частиц ПК, концентрации водорода, кислорода и перекиси в теплоносителе). Всплески весовых концентраций взвесей кобальта, никеля, железа, переходящих в теплоноситель, в пересчете на весь объем контура малы, но сопровождаются ростом активности радионуклидов, в частности Со60, Со58, которые в значительной мере определяют радиационную обстановку, в диапазонах от 102 до 104. Указанные всплески обычно продолжаются несколько часов, после чего взвеси ПК вновь оседают на поверхностях и в застойных зонах контура. В зависимости от типа реактора, BWR или PWR, наблюдаемые эффекты (время максимального выхода радионуклидов в теплоноситель, температура теплоносителя при которой эффекты максимальны и т.д.) несколько отличаются, что связано с особенностями принятых водно-химических режимов, но основная тенденция поведения диссипативных структур ПК одинакова. В настоящее время в стратегии снижения мощности доз на АЭС развитие «водной химии горячего останова» рассматривается как важный аспект, который необходимо использовать при эксплуатации ядерных установок. Использование эффектов перераспределения радиоактивных элементов при выводе реактора с мощности и целенаправленное создание благоприятных условий для разрушения «диссипативных» (рыхлых, подвижных) пленок ПК с целью последующей очистки теплоносителя от части радиоактивных элементов признано одним из главных направлений совершенствования в мировой практике атомной энергетики. Выделяют несколько различных подходов для разрушения диссипативных структур эксплутационных отложений при останове. Среди них: 69 разрушение отложений при условиях окисления путем введения в теплоноситель малых концентраций кислорода или перекиси водорода; разрушение отложений при условиях восстановления путем введения в теплоноситель малых концентраций водорода, гидразина; понижение рН в теплоносителе I контура при останове реактора; поддержание постоянной оптимальной температуры теплоносителя, при которой эффект возрастания концентрации коллоидных и взвешенных частиц наиболее значителен. Для последующего удаления из теплоносителя радиоактивных частиц могут использоваться как ионообменные фильтры, так и механические фильтры. Показано, что эффективность выведения таких частиц на ячеистых 0,8 мкм фильтрах достигает 90 %. Рациональность организации предварительного отделения значительной части суспензированных в теплоносителе частиц в течение горячего останова не противоречит периодическому проведению заранее предусмотренных более эффективных «малореагентных» технологий циркуляционной дезактивации первых контуров. Эффективность совершенствования водной химии останова была подтверждена на ряде современных АЭС. На Болгарских АЭС с PWR так называемая «мягкая» или безреагентная дезактивация во время останова практикуется уже несколько лет. На Ленинградской АЭС принципы «безреагентного» воздействия на водную химию теплоносителя использовались непосредственно перед проведением циркуляционной дезактивации контура для повышения эффективности выведения эксплутационных отложений совместно с радионуклидами. На Кольской АЭС на основании данных экспериментальных исследований по поведению ПК в теплоносителе первого контура при выводе реактора с мощности разработана и опробована технология «безреагентной» малоотходной дезактивации главного циркуляционного контура в период останова блока. Суть этой технологии сводится к максимально возможному увеличению продувки контура через штатную систему байпасной очистки теплоносителя I контура СВО-1 с удержанием температуры теплоносителя на оптимальных значениях и к предварительной подготовке СВО-1 для работы в данном режиме. В процессе проведения такой дезактивации на блоке № 2 Кольской АЭС из контура выведено несколько килограмм ПК и более 2 Ки радиоактивных элементов. В результате достигнуто снижение мощности эквивалентной дозы гамма-излучения от оборудования первого контура в несколько раз. Продукты коррозии были выведены на штатной системе СВО-1, что позволило избежать образования большого количества ЖРО, характерного для дезактивации контура, проводимой «классическим» химическим методом. Период выхода качества теплоносителя на нормируемые показатели по наиболее трудному параметру – содержанию продуктов коррозии в теплоносителе, был значительно меньше соответствующего показателя при обычной, химической дезактивации контура в сборе. В тоже время исследователями подчеркивается, что многие вопросы, связанные с поведением и ролью диссипативных структур в формировании радиационных полей в первых контурах АЭС еще не изучены до конца. По прежнему актуально всестороннее изучение таких вопросов как: реальное значение частиц теплоносителя, размеры которых находятся в пределах размеров коллоидных частиц; взаимодействие между электрически заряженными двойными слоями, окружающими, как каждую коллоидную частицу, так и теплообменные поверхности (в присутствии теплового потока ил без него); роль диссипативных (рыхлых) структур в теплоносителе (на поверхностях раздела при стабильном тепловом потоке) и их влияние на формирование активированных продуктов коррозии в активной зоне; 70 возможность влияния электрических зарядов на коллоидные частицы и поверхности оборудования контура посредством соответствующих изменений в водной химии теплоносителя. В периоды ежегодных остановов энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 Нововоронежской, Калининской и Южно-Украинской АЭС для ремонта и перегрузки топлива соответственно с 1985, 1989 и 1993 г. регулярно организуется обеспечивающий улучшение радиационной обстановки и уменьшение дозовых нагрузок персонала, а также практически исключающий необходимость проведения в периоды стоянок химических контурных дезактиваций усовершенствованный способ ведения ВХР, реализация которого не связана с отклонениями от норм, но предусматривает особые требования к качеству теплоносителя и режиму работы установок очистки. Наибольшая эффективность проведения данного технологического процесса отмечена для не оснащенных высокопроизводительными установками очистки теплоносителя энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-1000, имеющих значительную наработку и наибольший объем дозоемких работ в периоды ремонтных стоянок, повышенную загрязненность внутренних поверхностей первого контура отложениями активированных продуктов коррозии и сравнительно высокий уровень коллективных дозовых нагрузок персонала. На зарубежных АЭС с реакторами PWR различные усовершенствования ВХР для усиленного вывода радиоактивных загрязнений из первых контуров в период останова и расхолаживания широко применяются в течение более 20 лет, причем для повышения эффективности процесса наиболее часто используется ввод перекиси водорода на стадии расхолаживания. [84-85] На ряде зарубежных АЭС с реакторами ВВЭР-440 также применяется усовершенствованный способ ведения водно-химического режима и работы установок очистки теплоносителя перед остановами, в частности, на АЭС Дукованы, Ловииса, Пакш [86-87]. На АЭС "Пакш" без использования каких либо реагентов (кроме борной кислоты, вводимой для обеспечения ядерной безопасности при стоянке) в период остановов энергоблоков с реакторами ВВЭР-440 благодаря форсированной работе фильтров очистки теплоносителя достигается значительное перераспределение и вывод из контура радиоактивных продуктов коррозии и, тем самым, уменьшение планируемых дозовых нагрузок персонала при ремонте. Для очистки теплоносителя первого контура энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР440 используются установки с насыпными ионитными фильтрами - СВО-1 и СВО-4. Через 45 ч после перевода реактора в подкритическое состояние начинается водообмен с повышением концентрации борной кислоты в теплоносителе до 12 г/дм3 при постоянной температуре около 270°С, при этом водородный показатель теплоносителя при рабочей температуре рНт снижается от 7,27 до 6,65. После достижения стояночной концентрации борной кислоты начинается постепенное снижение температуры и давления в первом контуре с промежуточными этапами стабилизации температуры .на уровнях 240°С в течение 8 ч (рНт 6,65), 170°С в течение 5 ч (рНт 6,75), 140°С в течение 20 ч (рНт 6,80) [88]. Общая продолжительность останова реактора с расхолаживанием до температуры около 60°С (рНт 6,6) в режиме предремонтной "мягкой" дезактивации составляет 44 ч. За счет работы катионитного фильтра установки СВО-2 выводятся из теплоносителя щелочные компоненты и уменьшается показатель теплоносителя рНт, тем самым, повышается растворимость магнетита повышается от 0,5 мкг/дмЗ на этапе введения борной кислоты до 1,5 и 4 мкг/дмЗ соответственно при температуре 170 и 140°С [88]. Анализ экспериментальных значений фактора дезактивации по отдельным радионуклидам показывает, что основную часть условно растворенных частиц с размером менее 0.45 мкм составляют коллоиды, а не ионы. Удаление продуктов коррозии с помощью ионного обмена малоэффективно, причем значительная сорбция отмечена лишь для марганца, ко71 бальта и хрома. Высокая степень выведения может быть достигнута при использовании микрофильтрующих систем за счет механического удерживания мелких дисперсий. Применяющийся на АЭС с ВВЭР-1000 усовершенствованный ВХР в течение остановов не связан с отступлениями от требований действующей нормативной документации по ведению ВХР. Основной целью ведения усовершенствованного ВХР в период останова является улучшение радиационной обстановки и снижение дозовых нагрузок персонала посредством выведения из первого контура с помощью штатных установок очистки теплоносителя рыхлых радиоактивных отложений и шлама продуктов коррозии. В процессе ведения усовершенствованного ВХР по сравнению с обычным остановом не происходит дополнительного смыва радиоактивных отложений с поверхности реактора из-за отсутствия дозирования в теплоноситель специальных моющих реагентов. При этом спонтанный всплеск взвешенных радионуклидов преимущественно коррозионного происхождения в теплоносителе происходит вследствие теплогидравлических возмущений и ввода борной кислоты, что сопровождается изменениями физико-химический свойств присутствующих в первых контурах загрязнений. В штатном режиме останова установки очистки теплоносителя выводятся из работы и в течение расхолаживания вынесенные с поверхностей и застойных участков радиоактивные загрязнения осаждаются на внутренних поверхностях оборудования, обуславливая ухудшение радиационной обстановки в периоды стоянок. Напротив, при реализации усовершенствованного ВХР в течение останова и расхолаживания установки очистки теплоносителя работают наиболее эффективно и выводят значительное количество загрязнений, что подтверждается повышением радиационного фона от фильтров. Эффективность выведения радиоактивных загрязнений из теплоносителя достигается специальной подготовкой фильтров и своевременным вводом их в работу, а также предотвращением вторичного осаждения загрязнений на внезонных поверхностях контура за счет поддержания определенного качества водного теплоносителя. На основании анализа опыта отработки данного режима на энергоблоках ВВЭР-1000 Нововоронежской, Калининской АЭС и. Южно-Украинской АЭС ВНИИАЭС разработан Технологический регламент усовершенствованного способа ведения ВХР в периоды останова и расхолаживания, основные особенности которого по сравнению со штатной технологией включают[89]: 1) заблаговременно до останова энергоблока к работе готовятся технологические нитки фильтров установки очистки (СВО-2), причем ионитные загрузки 2-3 катионитных фильтров переводятся в Н-форму, а также обеспечивается готовность проведения дополнительных регенераций в течение расхолаживания, 2) за несколько суток до планируемого срока останова энергоблока суммарная концентрация щелочных металлов в теплоносителе планомерно снижается до минимальнодопустимой, 3) за 1-2 суток до планируемого срока останова концентрация водорода в теплоносителе повышается до максимально-допустимого уровня за счет дозировки аммиака с повышенным расходом и/или снижения расхода продувки первого контура, 4) перед началом сброса нагрузки выполняется расширенный радиохимический контроль качества теплоносителя, включая определение активности дозообразующих долгоживущих радионуклидов (Со-60, Со-58, Mn-54, Cr-51, Fe-59 и др.), 5) примерно за сутки до останова реактора прекращается дозирование аммиака в подпиточную воду с целью устранения конкурирующего влияния аммиака при выводе радиоактивных загрязнений, после которого концентрация водорода в теплоносителе контролируется с повышенной периодичностью, а в случае преждевременного достижения минимально-допустимого уровня возобновляется дозирование аммиака в подпиточную воду, после прекращения дозирования аммиака перед остановом реактора вводится в работу катионитный фильтр установки СВО-2 со свежеотрегенерированной загрузкой, а при значительном вкладе в суммарную активность Cr-51 и других преимущественно присутствующих в 72 анионной форме радионуклидов вводится в работу резервный анионитный фильтр с равновесным насыщением загрузки для текущей концентрации борной кислоты, 6) для повышения в первом контуре концентрации борной кислоты используется раствор борного концентрата с минимальными концентрациями калия и аммиака (не более 12 мг/дмЗ), 7) после начала введения в теплоноситель борной кислоты вводится в работу второй фильтр установки СВО-2 со свежеотрегенерированной загрузкой, 8) ступенчатый режим расхолаживания предусматривает выдержки в течение 610 ч при температуре около 200-220 °С и 120-150 °С, причем дальнейшее расхолаживание с проектной скоростью возобновляется после уменьшения загрязненности теплоносителя радиоактивными продуктами коррозии, 9) после введения в теплоноситель борной кислоты и начала расхолаживания начинается дегазация теплоносителя для снижения концентрации водорода, 10) установки очистки теплоносителя СВО-1 и СВО-2 выводятся из работы после прекращения принудительной циркуляции и снижения давления ниже необходимого для их функционирования. Дополнительный ввод в работу фильтров установки СВО-2 со свежеотрегенерированной загрузкой производится после прекращения эффективной очистки теплоносителя отработавшими фильтрами. Вывод из работы ионитных фильтров с отработавшей загрузкой выполняется после подтверждения результатами систематического химического и радиохимического контроля проб теплоносителя отсутствия значительных всплесков концентраций (активности) продуктов коррозии или при прекращении эффективной очистки теплоносителя. Вывод из работы высокотемпературных фильтров установки СВО-1 реакторных установок типа В-320 выполняется перед вводом борной кислоты во избежание выноса в теплоноситель ранее сорбированных загрязнений. В период останова энергоблока N2 Калининской АЭС в 1993 г. показатель рНт теплоносителя при рабочих параметрах снижался от 7,0 до 5,5 с переходом из слабощелочной в слабокислую область в период ввода борной кислоты (расчет водородного показателя рН теплоносителя при рабочих параметрах выполнен ВНИИАЭС по программе GIBBS). После останова реактора не удалось снизить концентрации аммиака и щелочных металлов в теплоносителе менее 5 мг/дмЗ и 0,05 ммоль/дмЗ соответственно из-за использования борного концентрата с повышенным содержанием калия и аммиака при реализации программы ввода бора. При проведении предремонтной "мягкой" дезактивации первого контура организован ступенчатый процесс расхолаживания до температуры 60° в течение 60 ч с выдержками на определенных этапах наиболее эффективной очистки теплоносителя. Согласно результатам химического контроля в течение процесса отмечаются всплески концентрации железа в теплоносителе, более чем на порядок превышающие уровень данного показателя в периоды стационарной работы реактора на мощности, напротив, концентрация железа в воде на выходе фильтров установки СВО-2 не превышала уровня для стационарной работы реактора на мощности, что свидетельствует о достаточно высокой эффективности очистки теплоносителя. Эффективность процесса подтверждена результатами сравнительного контроля радиационной обстановки от оборудования первого контура в периоды ремонтных стоянок. Перед остановом энергоблока N5 Нововоронежской АЭС в 1993 г. для ремонта и перегрузки топлива реализована Программа "мягкой" дезактивации первого контура, обеспечившая согласно данным химического, радиохимического и дозиметрического контроля положительный эффект для устранения оборудования последствий грубого нарушения ВХР первого контура 06-07.04.93 с забросом в первый контур азотной кислоты [26]. 73 Процесс расхолаживания производился со ступенчатыми выдержками при температурах 270. 240, 200, 170, 150, 120, 100, 80 и 60°, при которых производилась очистка теплоносителя и отбор проб теплоносителя для химического и радиохимического анализа. Продолжительность расхолаживания в температурных диапазонах 270-240, 240-200, 200-170, 170150, 150-120, 120-100, 100-80 и 80-60° составила соответственно 20 ч, 1ч 20 мин, 1 ч 05 мин, 1 ч 55 мин, 1 ч 50 мин, 2 ч 40 мин, 19 ч и 7 ч 30 мин. При снижении давления первого контура менее 4.5 МПа установка СВО-2 выведена из работы. На рис. 3.7 представлено изменение активности теплоносителя в период останова и расхолаживания 5 энергоблока НВАЭС [88]. Максимум активности достигается при снижении температуры до 120 оС, при этом активность радионуклидов возрастает в Fe-59 68 ; Мn-54 19 ; Сг-51 93 ; Со-58 16 ; Со-60 186 ; Zr-95 44 ; Nb-95 38 ; I-131 19 ; раз. Концентрация стабильного железа в контуре не превышала 340 мкг/дм3, а в основном была существенно ниже. При производительности очистки 20 м3/ч и 100 % выводе ПК из контура за время дезактивации общее количество удаленного железа не превысило бы и 100 г. Поэтому с точки зрения выведения стабильных продуктов коррозии и снижения перепада давления мягкая дезактивация в настоящее время неэффективна. Анализ эксплуатационных данных химического контроля теплоносителя показывает, что до останова реактора и ввода бора из теплоносителя выведены щелочные компоненты, при этом катионитные фильтры установки очистки выводили из контура загрязнения продуктов коррозии - железа, никеля и хрома, причем уровни концентрации кобальта и циркония в теплоносителе не превышали пределов определения методик анализа. Анализ эксплуатационных данных радиохимического контроля теплоносителя показал при последовательной работе катионитных фильтров установки СВО-2 высокую эффективность очистки теплоносителя от радионуклидов, в частности, по Fe-59 - 1-2 порядка, Cs134, Cr-51, Mn-54 и Mn-56 - 1,5-2 порядка, Ag-110m, Со-58 - 1-1,5 порядка, Nb-95, Zr-95, Co60 - 0,5-1 порядка, Cs-137 - 1-3 порядка. 74 100 250 10 200 1 150 0,1 100 0,01 12.11.96 Fe-59 13.11.96 Со-58 14.11.96 Со-60 15.11.96 16.11.96 Zr-95 о 300 Температура, С 3 Удельняа активность, кБк/дм 1000 50 17.11.96 I-131 Т Рисунок 3.7 – Изменение активности радионуклидов и температуры при «мягкой» дезактивации 5 блока НВАЭС в ходе расхолаживания реактора [26] После отключения насоса подачи аммиака введены в работу свежеотрегенерированные Н+-катионитные фильтры установки СВО-2, при этом водородный показатель рН снизился с 9,0 до 7,9, а концентрация аммиака в теплоносителе уменьшилась с 11 до 4,9 мг/дмЗ. Максимальная концентрация железа в теплоносителе превысила стационарный уровень при работе реактора на мощности в 24 раза, активность радионуклида Мп-54 и Со-58 повысилась на 2 порядка, а радионуклида Со-60 - на 3 порядка, кроме того, при анализе проб теплоносителя обнаружено наличие Fe-59, что также свидетельствует о смыве радиоактивных загрязнений с внутренних поверхностей оборудования первого контура и переходе их в теплоноситель. При этом даже в период вышеуказанных всплесков загрязнений теплоносителя содержание рассматриваемых загрязнений в воде на выходе фильтров установки СВО-2 оставалась на уровне, который соответствовал стационарной работе реактора на мощности. В течение процесса коэффициент очистки теплоносителя установкой СВО-2 от примеси железа составил 20, а по радионуклидам коррозионного происхождения коэффициент очистки теплоносителя установками СВО-1 и СВО-2 составил 2-3 порядка. Полученные результаты свидетельствуют об эффективном выведении из контура загрязнений радиоактивных продуктов коррозии на фильтрах установки СВО-4. Эффективность проведения технологического процесса подтверждена результатами контроля радиационной обстановки от оборудования первого контура по реперным точкам согласно Регламенту радиационного контроля. Анализ результатов ведения усовершенствованного ВХР первого контура энергоблока N1 Калининской АЭС в период останова и расхолаживания перед ремонтной стоянкой в 1994 г. показал, что параллельная работа двух свежеотрегенерированных Н+-катионитных фильтров установки СВО-2 в течение 40 ч обеспечивает эффективный смыв в поток теплоносителя рыхлой части радиоактивных отложений с поверхностей оборудования первого контура и вывод их на ионитных фильтрах установок спецводоочистки. Перед остановом энергоблока N1 Калининской в 1995 г. для ремонта подготовлены 3 свежеотрегенерированных Н+-катионитных фильтра установки СВО-2, причем за счет работы первого их них к моменту останова реактора суммарная концентрация ионов щелочных металлов в теплоносителе снизилась до 0,02 ммоль/дм3. Максимальные всплески концентрации железа в теплоносителе (более 0.1 мг/дмЗ) наблюдались в периоды сброса нагрузки ре75 актора и вводе бора, причем по сравнению со стационарным уровнем при работе реактора на мощности концентрация железа возросла в 15-20 раз. При этом концентрация железа в воде на выходе фильтров установки СВО-2 оставалась на уровне, который соответствовал стационарной работе реактора на мощности 0.01-0.02 мг/дмЗ. Всплески активности радионуклидов Мп-54 и Со-60 в теплоносителе достигали 2-3 порядков, кроме того, при анализе проб теплоносителя обнаружено наличие радионуклидов Со-58, Fe-59, Сг-51, уровень активности которых обычно не превышает нижнего предела определения методики анализа в периоды стационарной работы реактора на мощности. Ввод в работу свежеотрегенерированных фильтров установки СВО-2 обеспечивал значительное повышение эффективности очистки теплоносителя от продуктов коррозии. Коэффициент очистки теплоносителя установкой СВО-2 от примеси железа составлял до 10-20 и от 2 до 5 для установки СВО-1. Программа ведения ВХР первых контуров энергоблоков N1-3 Южно-Украинской АЭС перед ремонтными стоянками до останова реактора включает прекращение ввода аммиака в подпиточную воду до начала разгрузки энергоблока, ввод в работу свежеотрегенерированного фильтра установки СВО-2, а также вывод из работы установки СВО-1 (с загрузкой фильтров губчатым титаном). После введения борной кислоты в работу вводится второй свежеотрегенерированный катионитный фильтр и два анионитных фильтра установки СВО-2 (использование анионитных фильтров обеспечивает выведение радионуклида Сr-51), причем очистка теплоносителя с водородным показателем рН не более 5 производится в течение 24 ч при температуре в диапазоне 290-244°С, а также в течение 48 ч на этапе расхолаживания до температуры 150°С, очистка теплоносителя от загрязнения продуктами продолжается при завершении расхолаживания. Согласно расчетам в период проведения "мягкой" дезактивации на блоке N 1 ЮжноУкраинской АЭС в 1994 г. вывод радиоактивных загрязнений установкой СВО-2 составил 31 Ки по сравнению с 88 Ки в течение всей топливной кампании. Согласно результатам радиометрических измерений радиационный фон в холодном и горячем коллекторах парогенераторов после проведения процесса уменьшился на 50% по сравнению с предыдущей ремонтной стоянкой, например, для максимальных уровней по высоте первого парогенератора соответственно с 5.7 до 4.5 и с 3.7 до 3.3 Р/ч. После проведения данного технологического процесса на энергоблоке N2 ЮжноУкраинской АЭС в период ремонтной стояки 1994 г. радиационная обстановка сохранилась на уровне 1993 г., причем стабилизация радиационной обстановки также является положительным результатом проведения процесса. Выводы [88]: 1. Регулярное ведение усовершенствованного водно-химического режима в периоды остановов энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 (реакторные установки типа В-189, В-302, В-338 и В-320) обеспечивает стабилизацию радиационной обстановки на приемлемом уровне в периоды ремонтных стоянок без проведения химических дезактивации первого контура. 2. Опыт эксплуатации энергоблоков N5 Нововоронежской АЭС с 1985 г., N1-3 ЮжноУкраинской с 1993 г., N1-2 Калининской АЭС с 1989 г. подтверждает эффективность ведения усовершенствованного водно-химического режима в периоды остановов с целью улучшения радиационной обстановки и снижения дозовых нагрузок персонала. 3. Критерием эффективности ведения усовершенствованного водно-химического режима в период останова энергоблока является практически реализуемый вывод из первого контура в течение останова и расхолаживания установками очистки теплоносителя радиоактивных загрязнений из участков первого контура, на которых выполняются дозоемкие технологические, ремонтные и диагностические операции в период стоянки. 76 4. На основании положительного опыта зарубежных АЭС с реакторами PWR и АЭС Ловииса с реакторами ВВЭР-440 для повышения эффективности процесса вывода радиоактивных загрязнений из первых контуров в период останова и расхолаживания целесообразно использовать дозирование перекиси водорода в теплоноситель на стадии расхолаживания. 5. В процессе ведения усовершенствованного водно-химического режима не происходит дополнительного смыва радиоактивных отложений с поверхности реактора из-за отсутствия дополнительного дозирования в теплоноситель реагентов кроме борной кислоты, причем спонтанный всплеск содержания радиоактивных продуктов коррозии в теплоносителе обусловлен теплогидравлическими возмущениями и вводом борной кислоты, что сопровождается изменениями физико-химический свойств присутствующих в первых контурах загрязнений. 6. При реализации усовершенствованного водно-химического режима в течение останова и расхолаживания установки очистки теплоносителя работают наиболее эффективно и выводят значительное количество загрязнений, что подтверждается повышением радиационного фона от фильтров. Эффективность выведения радиоактивных загрязнений из теплоносителя достигается специальной подготовкой фильтров и своевременным вводом их в работу, а также предотвращением вторичного осаждения загрязнений на внезонных поверхностях контура за счет поддержания определенного качества водного теплоносителя. 3.4 Дезактивация КМПЦ РБМК с применением химреагентов при расхолаживании реактора В периоды сбросов нагрузки реактора, при отключениях и включениях ГЦН, а также при расхолаживании наблюдаются кратковременные всплески концентраций продуктов коррозии и удельной активности радионуклидов коррозионного происхождения (на 1-2 порядка) по сравнению со стационарными уровнями при работе реактора на постоянной мощности. Выбросы активности и продуктов коррозии в теплоноситель происходит вследствие термических, гидравлических и физико-химических возмущений в технологической системе первого контура и обусловлены процессами вымывания (перехода во взвешенное состояние) внешнего слоя рыхлых отложений с поверхностей и шлама из застойных участков. Данный вывод подтверждается сравнительным анализом поведения продуктов коррозии в рассматриваемых системах при реагентных химических контурных дезактивациях, а также наблюдением за соотношением различных форм продуктов коррозии (железа, никеля, кобальта, хрома, циркония), а также продуктов их активации (51Cr; 54Mn; 59Fe; 60,58Co; 95Zr и 95Nb). На поверхности металла контура МПЦ, в том числе и в активной зоне, имеется три слоя отложений, различного характера и происхождения: внутренний слой оксидов, это плотные отложения, крепко сцепленные с поверхностью, представляющие собой тонкую пленку толщиной около 1-2 мкм. Вне активной зоны активность такого слоя мала и в массопереносе он практически не участвует, за исключением случаев химической дезактивации. Внутренние оксиды образуются, как правило, за счет коррозии конструкционных материалов. В активной зоне внутренний слой помимо оксида циркония содержит также и оксиды железа; внешний слой оксидов, представляющий собой рыхлые отложения, слабосвязанные с поверхностью. Внешний слой оксидов формируется как в активной зоне, так и вне ее и служит основным источником массопереноса; шлам или круд, состоящий из грубодисперсных частиц, которые плохо удерживаются на поверхности. В основном находится в неактивной части контура. Одним из факторов, обусловливающих снижение эффективности дезактивации контура, является быстрое старение оксидов после останова реактора. При снижении температуры от 140 оС до 70 оС растворимость ПК уменьшается и происходит их выпадение в контуре или переход в труднофильтруемое коллоидное состояние. 77 При останове 3 блока в 1995 году вследствие передержки раствора в контуре было растворено дополнительно к ПК значительной количество металла. Из 900 кг выведенного железа примерно треть составляли продукты коррозии в дезактивирующем растворе. Важным наблюдением является то, что в период времени до 20 суток удельная активность 131I; 51 Cr; 59Fe; 95Zr в отложениях во времени снижается медленнее, чем величина удельной активности на 1 кг Fe, выведенной при дезактивации. Это подтверждает тезис о старении шлама. Следует отметить, что на ЛАЭС промежуток времени между остановом и дезактивацией составляет не менее 10 суток, что с учетом времени самой дезактивации дает простой до начала ремонтных работ не менее 14 суток. В связи с этим целесообразно рассмотреть метод дезактивации, совмещающий оба способа дезактивации – дезактивацию при расхолаживании и дезактивацию с применением химических реагентов. Равновесие растворенных ПК в штатном дезактивирующем растворе устанавливается в течение 6-8 часов, т.е. в течение достаточно короткого промежутка времени. Введение химических реагентов на стадии расхолаживания блока при температуре 120-130 оС позволит увеличить эффективность растворения и выведения ПК из контура, в первую очередь на намывных фильтрах БО. Кроме того, частичное вытеснение дезактивирующего раствора позволит провести расхолаживание реактора от 120-130 оС до 70 оС за счет введения в контур более холодной воды, при этом скорость подачи воды на вытеснение должна соответствовать скорости снижения температуры в контуре не более 10 оС в час. Дезактивация при расхолаживании (при температуре до 130-140 оС) может быть проведена чистой щавелевой кислотой с концентрацией 1-10 г/л и рН 1,3-2,4. Степень термического разложения щавелевой кислоты за время циркуляции по контуру не должна превысить 1/5 от ее общего количества. Образовавшиеся в ходе дезактивации оксалаты двухвалентных металлов удаляются на ФСД после вытеснения дезактивирующего раствора и достижения рН > 3,5. Изменение концентрации железа при контурной дезактивации энергоблоков ЛАЭС в зависимости от концентрации щавелевой кислоты представлена на рис. 3.8. Для концентрации кислоты менее 6 г/л зависимость близка к линейной (показатель степени 0,83). Концентрация железа, мг/л 1000 100 0,83 y = 66,43x 2 R = 0,90 10 1 0,01 0,1 1 10 Концентрация щавелевой кислоты, г/л 4-2006 3-2001 3-2001 H2C2O4 < 6 г/л Рисунок 3.8 – Изменение концентрации железа в зависимости от концентрации щавелевой кислоты при проведении деактиваций 4 блока в 2003 и 2006 г.г. и 3 блока в 2001 78 В таблице 3.1 приведены расчетные значения растворимости оксидов железа при разной концентрации щавелевой кислоты, которая намного выше реальной концентрации железа в дезактивирующих растворах, тем более, что растворимость оксидов железа при температуре дезактивации 90-95 оС несколько выше, чем при температуре 140 оС. Таблица 3.1 Расчетные значения растворимости железа при температуре 140 оС в зависимости от концентрации Н2С2О4 0,2 1 4 10 20 Концентрация Н2С2О4, г/л Оксид 4,1 108 737 2192 4814 Равновесная концентрация же- Fe2O3 леза (растворимость), мг/л 49 342 1576 4148 8527 Fe3O4 79 4 Безреагентные технологии дезактивации 1 контура 4.1 Отдельные технологии дезактивации контура без применения кислот В связи с недостатками химической дезактивации в некоторых случаях для удаления шлама из контура используют безреагентные методы, при этом, как правило, количество удаляемой активности и продуктов коррозии в несколько раз меньше, чем при химической дезактивации. 4.1.1 Циркуляционная промывка КМПЦ Безреагентная дезактивация, как метод дезактивации основывается на эффекте увеличения содержания в воде перекиси водорода, которая, являясь сильным окислителем, способствует переходу отложений с внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов в воду КМПЦ, с последующим выведением их на установке очистки дезактивирующих растворов КМПЦ и (или) установке байпасной очистки воды КМПЦ. Максимальное содержание продуктов коррозии в воде КМПЦ наблюдается при температурах близких к 140 оС и 100 оС, при которых и выполняется данная программа. Циркуляционная промывка КМПЦ подробно изложена в РД ЭО 0047-04 [35]. Возможны два варианта выполнения дезактивации: первый – после расхолаживания КМПЦ до 140 оС и второй – после расхолаживания КМПЦ до температуры менее 70 оС. По 2-ому варианту дезактивация может выполняться после окончания операции настоя ТВС или позднее. Безреагентная дезактивация КМПЦ по первому варианту состоит из 4 этапов, по второму – из пяти этапов. Продолжительность дезактивации составляет около 65 часов. Основу дезактивации составляет кратковременное включение 4 ГЦН на сторону, продувка тупиковых зон РГК и интенсификация байпасной очистки. При переходе на намывные ионитные фильтры можно ожидать увеличения эффективности дезактивации. Безреагентная дезактивация по этому методу успешно применяется на СмАЭС. 4.1.2 Безреагентная дезактивация с применением газов (СО 2 , О 2 ) Безреагентный способ дезактивации КМПЦ основан на изменении знака заряда частиц продуктов коррозии и дезактивации при расхолаживании реактора и введении в воду КМПЦ 5-7 мг/л кислорода воздуха. Безреагентная кислородная дезактивация осуществляется путем замены расхоложенной до 40-50 0С воды КМПЦ на химически обессоленную воду, насыщенную кислородом воздуха (~ 8 мгО2/л). Замена воды может быть проведена вытеснением воды КМПЦ перемешиванием теплоносителя после замены (~ 2 ч). Далее производится выдержка в течение 10 ч на естественной циркуляции и затем выведение продуктов коррозии на байпасной очистке (50 ч). Подача воды на замену происходит через коллекторы САОР - топливные каналы - активную зону - барабан-сепараторы - опускные трубопроводы - дренажи ГЦН. Безреагентная дезактивация проведена в 1984 г. на 2-м и 3-м блоках ЛАЭС и 1-м, 2-м блоках ЧАЭС, в 1987 г. - на 2-м блоке ЧАЭС; углекислотная дезактивация - на трех блоках ЧАЭС в 1984 г. Углекислотная дезактивация включает расхолаживание теплоносителя до 60-100 оС, насыщение его СО2 до содержания 100-400 мг/л, перемешивание, выдержку и очистку от продуктов коррозии, общая длительность ~ 75-92 ч. 80 В целом, в результате проведения безреагентной или малореагентной дезактивации происходит снижение мощности дозы в помещениях КМПЦ в среднем в 2-4 раза, из контура выводится от 150 до 670 Ки активности. К преимуществам безреагентной технологии можно отнести непродолжительность процесса, минимальную коррозию материалов, уменьшение количества ЖРО в 3-6 раз по сравнению с химической дезактивацией. Все операции входят в регламент АЭС. 4.1.3. Барботажная отмывка контура Операция барботажа заключается в периодическом повышении температуры теплоносителя до 150-200 оС в активной зоне. Это достигается путем отключения главных циркуляционных насосов (ГЦН) и переходе в режим естественной циркуляции теплоносителя. Естественная циркуляция происходит за счет разницы температур в активной зоне и остальной части контура. В результате повышения температуры происходит частичное вскипание теплоносителя в активной зоне, образовавшиеся паровые пузырьки способствуют разрыхлению отложений на поверхности твэлов и разрыву связей между частицами, которые отделяются от поверхности и, вследствие низкой скорости циркуляции теплоносителя, оседают в нижних водяных коммуникациях в виде шлама. Кроме того, повышение температуры до 150-200 оС соответствует увеличению растворимости магнетита (растворимость имеет максимум при 150 оС) и дополнительному разрыхлению отложений по всему контуру. Теплоноситель вместе с взвешенными частицами очищается на механических и ионообменных фильтрах. Интересные результаты получены на Игналинской АЭС (РБМК-1500) по безреагентной водной отмывке контура в период останова, которая проводится в несколько этапов: 1) расхолаживание КМПЦ в течение 12 часов до 180 оС при работающих ГЦН и БО; 2) циркуляционная очистка КМПЦ при 2-3 работающих ГЦН и БО КМПЦ с целью удаления продуктов коррозии, вышедших с поверхности КМПЦ, в т.ч. с ТВС при расхолаживании; 3) барботажный режим КМПЦ при температуре 80-90 оС. В работе насосы расхолаживания и БО КМПЦ с расходом 400 м3/час. Цель ⎯ удаление слабосцепленных с ТВС отложений ПК; 4) циркуляционная очистка КМПЦ с включенными ГЦН и работающей с расходом 400-500 м3/час БО КМПЦ до снижения концентрации ПК менее 300 мкг/кг; 5) регламентное испытание САОР с работающими ГЦН с очисткой до концентрации ПК < 200 мкг/кг; 6) промывка водоуравнительных трубопроводов БС при работающих ГЦН и БО КМПЦ; 7) расхолаживание КМПЦ до 80 оС с последующим отключением ГЦН и выводом блока в ремонт. За этот период из контура выводится 25-60 кг продуктов коррозии железа с суммарной активностью 2-6 тысяч кюри. Время проведения операций ⎯ 100-200 часов. Сравнительная эффективность безреагентных способов дезактивации приведена в табл. 4.1. 81 Таблица 4.1 Эффективность безреагентных способов дезактивации АЭС БЛОК ЛАЭС ЛАЭС ЛАЭС ЧАЭС ЧАЭС ЧАЭС ИАЭС ИАЭС ИАЭС САЭС САЭС САЭС САЭС САЭС САЭС ∗ Год 2 2000 2 1984 3 1984 2 1984 3 1984 1 1984 1 2 1 1 2 2 3 3 3 2000 2001 2002 2002 2003 2004 2002 2003 2004 Барботажная промывка - операция не проводилась ∗∗ Х – операция проводилась ∗∗∗ Введение газов в теплоноситель -∗ Х Х Х Х Х Безреагентная д/а X∗∗ Х (О2)∗∗∗ Х (О2) Х (СО2) Х (СО2) Х (СО2) Х Х Х Х Х Х Х Х Х Выведено Fe Выведено РН Объем отходов Время обработки кг Ки м3 час 142 0 103 Коэффициент дезактивации калачи Боксы ГЦН РГК БС ОТ Ср. геом. 2,46 1,14 1,82 1,9 0,9 1,9 1,7 670 69 2,4 2 2,3 227 63 4,2 1,1 2,6 427 64 6,4 10,4 1,28 1,05 2,4 2,9 2,3 3,5 1,8 1,6 1,25 2,0 3,1 2,6 1,5 1,22 2,0 2,0 2,2 2,7 142 20 37 17 4,5 10,7 34 11,7 21,5 28 160 92 1140 1543 1420 530 852,3 644 217 1300 2680 до 120 до 120 до 120 0 65 173 135 57 84,5 103 2,28 1,3 1,62 1,41 2,8 2,4 1,3 1,3 1,84 4.2 Комплексная дезактивация 1-го контура РБМК Положительные результаты безреагентных деактиваций РБМК позволили выработать комплексный подход к проведению дезактивации КМПЦ РБМК. Необходимость использования именно комплекса мероприятий обусловлена тем, что продукты коррозии имеют сложную химическую природу и состоят, как из растворимых в дезактивирующих химических реагентах продуктов коррозии нержавеющей стали и меди, так и из нерастворимых продуктов коррозии циркония. При длительной эксплуатации энергоблоков АЭС с РБМК-1000 активированные продукты коррозии циркония ⎯ 95Zr и 95Nb ⎯ играют все большую роль в формировании мощности дозы в помещениях КМПЦ. Горячие точки с мощностью дозы свыше 1000 мкР/с, как правило, на 90-95 % обусловлены активностью 95Zr и 95Nb. Второй причиной эффективности применения комплексной технологии дезактивации является сложная структура отложений в контуре. Если для удаления первых двух слоев оксидов ПК необходимо хотя бы кратковременное химическое воздействие на поверхность, то для удаления шлама достаточно механических или гидродинамических способов, не требующих применения химреагентов. Отличительной особенностью комплекса является то, что каждый из предыдущих этапов является подготовкой для следующего этапа, т.е. комплекс мероприятий находится в логической связи и переход от этапа к этапу проводится на основе оценки эффективности проведенных работ. Описание технологии комплексной дезактивации приведено в работах [75, 90-94]. Первым этапом комплексной дезактивации контура является оптимизированный останов энергоблока, который описан в главе 3. 4.2.1 Расхолаживание Вследствие прекращения парообразования и заполнения водой всего объема активной зоны, включая поры отложений, происходит частичное растворение и смыв солей и радиоактивных продуктов коррозии. При охлаждении теплоносителя после останова реактора в интервале температур от 200 до 100 oC увеличивается растворимость окислов железа (магнетита в 103-104 раз) и происходит ускоренное поступление радиоактивных продуктов коррозии в теплоноситель. Фильтры системы байпасной очистки, ориентированные на работу при номинальной мощности, не справляются с быстрым выводом радионуклидов различного происхождения из теплоносителя и оставшаяся часть радионуклидов неравномерно распределяется по разветвленному циркуляционному контуру, в результате чего происходит повышение активности газовых сдувок, поступающих в открытую атмосферу, перенос активности, ее сорбция и осаждение в других местах циркуляционного контура, прежде всего в застойных и тупиковых зонах. В результате ухудшаются санитарно-гигиенические условия работы персонала при ремонтах с вскрытием оборудования. Газообразные продукты деления при этом попадают вместе с газовыми сдувками в атмосферу, увеличивая экологическую нагрузку на окружающую среду. Энергетический ядерный реактор предназначен для эксплуатации в течение длительного времени на рабочей мощности близкой по значению к номинальной не менее 30 лет. Длительность непрерывной эксплуатации составляет примерно 7000 часов. Останов реактора производится на непродолжительное время для проведения профилактического обследования и ремонта. Реактор в основном эксплуатируется на рабочей мощности, поэтому его конструкция и системы обеспечения, включая систему байпасной очистки, рассчитаны прежде всего на стационарный режим рабочей мощности, характеризующийся минимальными значениями коррозии и массопереноса продуктов коррозии. При останове реактора, длительность которого несопоставимо мала по сравнению с работой на мощности, протекают переходные процессы, характеризующиеся высокими зна- чениями массопереноса продуктов коррозии. При останове, после заглушения реактора в теплоносителе резко возрастает концентрация продуктов коррозии, которые являются носителями радиоактивных изотопов и поэтому фактически определяют уровни радиационного загрязнения оборудования циркуляционного контура реактора и, соответственно, индивидуальные и коллективные дозы ремонтного и обслуживающего персонала. Этап расхолаживания включен в комплексные программы дезактивации энергоблоков САЭС. На ЛАЭС планируется проведение исследований по введению дезактивирующих агентов в контур на стадии расхолаживания, как альтернативу химической дезактивации (см. раздел 2.5). На этапе расхолаживания блоков САЭС проводится безреагентная циркуляционная промывка КМПЦ во время расхолаживания блока от 200 оС до 80 оС. Суть этапа заключается в замедлении темпа расхолаживания КМПЦ в диапазоне температур от 200 оС о до 80 С в очистке воды КМПЦ на СВО-1; включении при температуре ниже 100о и очистке воды КМПЦ на СВО-12; в переходах по ГЦН и обязательным включением всех ГЦН, для вывода продуктов коррозии с внутренних поверхностей оборудования; в промывке трубопроводов и коллекторов САОР при достижении температуры воды КМПЦ 80-90 оС, выполнении программы настоя теплоносителя для выявления и выгрузки негерметичных ТВС; установке гамма-детекторов и снятии исходных картограмм радиационной обстановки. При достижении температуры воды КМПЦ 200 оС скорость расхолаживания устанавливалась 3 оС в час. В процессе переходов по ГЦН обеспечивали, по возможности, совместную работу четырех ГЦН на каждой стороне КМПЦ в течение 10-30 минут. При дезактивации 2-го блока САЭС в 2005 г. расхолаживание проводилось в 2 этапа: 1 этап – расхолаживания КМПЦ от 284 оС до 140 оС, при этом выполнялись очистка воды КМПЦ на установке СВО-1, переходы по ГЦН, поочерёдная промывка всех ПРГК (по три ПРГК на сторону); 2 этап – безреагентная дезактивация во время расхолаживания от 140 0С до 60 0С (циркуляционные промывки с очисткой воды на фильтрах СВО-1 и СВО-12 при температуре КМПЦ – 140 оС и 100 оС с выполнением переходов по ГЦН, поочерёдных промывок всех ПРГК, очистка воды КМПЦ во время выполнения расхолаживания от 100 0С до 60 0С); Общее количество активности, выводимое при расхолаживании на САЭС примерно одинаково и составляет 75-150 Ки. 84 4.2.2 Барботажный режим Аналог барботажной безреагентной дезактивации. Цель барботажного режима или так называемой операции динамического рыхления: перевод активной зоны в кипящий режим с разорванной циркуляцией с целью удаления рыхлых нерастворимых радиоактивных отложений с поверхностей ТВС. Продукты коррозии, находящиеся в теплоносителе, выводятся из него за счет фильтрации на фильтрах байпасной очистки, т.е. переход частиц в теплоноситель означает удаление большей их части. После операции барботажа в неактивной части контура увеличивается количество шлама, поступившего с поверхности твэлов из активной зоны. Возрастает концентрации продуктов коррозии и радионуклидов в контуре. На поверхности твэлов вскипание теплоносителя и образование паровых пузырьков приводит к удалению шлама и части рыхлых отложений, в результате чего рыхлый слой становится более реакционноспособным. В ходе барботажа на 3 бл. ЛАЭС 2001 г. концентрация радионуклидов коррозионного происхождения возросла в 50-600 раз; продуктов деления (ПД) ⎯ в 40-80 раз, 95Nb ⎯ всего в 2,1 раза, что свидетельствовало о смыве шлама с поверхностей активной зоны. К моменту окончания барботажа или динамического рыхления концентрация радионуклидов снизилась: по активированным продуктам коррозии (АПК) в 5-70 раз; ПД ⎯ 1,8-30 раз. Взвешенная в теплоносителе активность и продукты коррозии выводились на механических намывных перлитных фильтрах, а затем на ионообменных фильтрах смешанного действия. Рыхлые отложения вследствие малой скорости потока теплоносителя опускаются по технологическим каналом и оседают в РГК и "калачах". Штатной схемой вывода взвешенных частиц из КМПЦ является система продувки тупиковых зон (ПТЗ). В ходе реализации барботажа и промывки отложения продуктов коррозии из активной зоны выводились по линиям системы ПТЗ на фильтры БО. Расход не менее 100 м3/ч на каждую сторону обеспечивали насосы расхолаживания (НР). В ходе проведения этих работ было подтверждено, что перемещение радиоактивных отложений вдоль РГК осуществляется при линейной скорости потока не менее 0,12-0,36 м/с. Максимально достигнутая скорость потока на входе в РГК составила 0,36 м/с. Параллельно проводили промывку дренажей главных циркуляционных насосов (ГЦН), мультигидроциклонов (МГЦ) и трубопроводов разгрузки с помощью автоматических питательных насосов (АПН). Промывные воды направлялись в этом случае в сборники жидких отходов. В ходе барботажной отмывки гамма-фон по показаниям детекторов в подаппаратном помещении снизился с 3,0-3,6 сЗв/ч до 0,4-0,6 сЗв/ч. В помещениях РГК (на отм. –4.6 и +10.2) показания гамма-детекторов остались без изменения. На других участках контура гамма-детекторы на момент барботажа установлены не были. Критерием окончания этого этапа является снижение концентрации радионуклидов за счет фильтрации и осаждения до уровня, близкого к уровню концентраций до барботажа. На начальном этапе настоя при дезактивации 1 блока САЭС удельная активность радионуклидов выросла в небольшой степени. Только после открытия всех ПРГК удельная активность АПК увеличилась почти на два порядка. Показания гамма-детекторов на БО в максимуме превысили исходный уровень не более чем в 3 раза. Следует отметить, что при барботаже на ИАЭС показания гамма-детекторов перед БО увеличиваются более чем в 5 раз. Изменение концентрации железа совпадает с изменением удельной активности АПК. На рис. 4.1 представлено удельной активности некоторых радионуклидов коррозионного происхождения и 131I, а также показания гамма-датчика на входе БО. В примечании к рис. 4.1 перечислены некоторые операции, выполняемые в этот период, отмеченные на графике. Под "калачами" в правой петле мощность дозы растет до начала циркуляционной промывки, в левой петле МД снижается с началом промывки ТК. В пом. РГК МД возрастает 85 с началом промывки ТК, однако общий рост МД от РГК всего в 2 раза, что указывает на интенсивное выведение активности на фильтрах.. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 0,18 10000 0,16 1000 0,14 100 0,12 10 0,10 1 0,08 0,1 18 апр ПД 0,06 19 апр АПК 20 апр 21 апр 22 апр 23 апр Гамма-дететкор на входе БО, мЗв/ч Удельная активность, кБк/дм 3 100000 Дата БО-1 Рисунок 4.1 – Изменение удельной активности продуктов коррозии и ПД, а также показания гамма-детектора на входе БО при расхолаживании и барботаже при проведении комплексной дезактивации 1 блока САЭС (2004) 1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10) 11) Продувка СПиР Схема работы СПиР: НК→СПиР→БС Переход СПиР: НК→СПиР→БС Включение НР-2 начало продувки дренажей КМПЦ Настой 30 мин. Включение НР-1 Начало барботажа. Включение СВО-12 Начало промывок ПРГК Промывка ТК обратным током. Все ЗРК по П1 и П2 закрыты. Все ПРГК - открыты. Открытие ЗРК на П1 и П2 На ЛАЭС при барботаже изменения показаний гамма-детекторов на РГК и калачах незначительны. Рост МД от "калачей" имеет место только при отключении ГЦН. На САЭС с введением барботажного режима удельная активность 95Zr и 95Nb увеличивается в 500 раз (см. рис. 4.3), а к концу этапа снижается до значений близких к удельной активности этих радионуклидов в начале этапа. Величина максимальной удельной активности 95Zr и 95Nb на этапе барботажа на ЛАЭС в 450 раз ниже, чем на САЭС; удельная активность на ЛАЭС других радионуклидов ниже на порядок, поэтому на ЛАЭС на данном этапе было выведено всего 100 Ки активности (3, 2001), тогда как на САЭС – 210-1360 Ки (см. табл. 4.6). Кроме того, следует отметить плохую работу ПТЗ на 3 блоке ЛАЭС из-за заклинивания ЗРК, поэтому переходы по РГК не выполнялись. Производительность БО на ЛАЭС в 2 раза ниже. Низкое количество выведенной активности на 2 блоке в 2005 г. объясняется, в 86 первую очередь тем, что на этом блоке азотнощавелевокислая дезактивация уже выполнялась в 2002 г. и из контура было удалено большое количество ПК, поэтому содержание активированных ПК в контуре было существенно меньше, чем на других блоках. Кроме того, продолжительность этапа была несколько меньше, чем следовало бы, так как удельная активность 51Cr; 59Fe и 95Zr + 95Nb оставалась еще на достаточно высоком уровне. На 3 блоке ЛАЭС конечная удельная активность 95Zr и 95Nb; 51Cr практически совпала с начальной, поэтому процесс можно считать завершенным. На 1 блоке САЭС в 2004 удельные активности 95Zr; 95Nb и других АПК были в 20 раз больше исходных. При продолжении этапа дополнительно было бы выведено 580 Ки/сутки активности. При этом количество активности, выведенной на 1 и 3 блоках САЭС на этапе барботажа, оказалось бы практически одинаковым. Критерием окончания этапа барботажа может служить либо снижение удельной активности радионуклидов коррозионного происхождения до уровня перед началом барботажа или снижение темпов вывода активности менее 5 % от уже выведенного количества за 4 часа (промежуток между замерами удельной активности радионуклидов). Например, если за 4 часа барботажа выводится менее 10 Ки 51Cr продолжение этапа по этому радионуклиду нецелесообразно. 4.2.3. Безреагентная (циркуляционная промывка) промывка Цель: выведение нерастворимых радиоактивных продуктов коррозии и продуктов деления из неактивной части контура на фильтрах БО КМПЦ с целью повышения эффективности последующей химической дезактивации КМПЦ. Промывка контура проводится после барботажа. Проведение промывки после барботажа на указанных режимах скорости потока позволяет удалять часть разрыхленных отложений. Барботаж и промывка перед химической дезактивацией позволяют снизить долю грубодисперсных частиц в теплоносителе и уменьшить осаждение шлама и вторичную сорбцию при вытеснении дезактивирующего раствора. Кроме того, разрыхление поверхности отложений позволяет сократить время контакта с дезактивирующим раствором. Часть нерастворимых радиоактивных взвесей в процессе циркуляции раствора и барботажа осаждается в тупиковых зонах КМПЦ, в первую очередь, крупнодисперсные частицы продуктов коррозии скапливаются в тупиковых застойных зонах раздаточных групповых коллекторов (РГК) из-за их сепарации при течении по горизонтальному трубопроводу РГК (Ду 300), в котором горизонтальная скорость теплоносителя уменьшается с 5 м/с на входе в РГК до 0 (донышки РГК). Это приводит к возрастанию дозозатрат в ходе ремонтных работ по ремонту запорно-регулирующих клапанов (ЗРК); донышек РГК и контроле сварных швов РГК. Для эффективного удаления большей части шлама скорость потока должна составлять от 0,12 до 0,36 м/с. При более низкой скорости смыва шлама не происходит. При максимальном расходе 0,36 м/с можно осуществлять промывку одновременно двух РГК, а при более высокой возможно промывать только 1 РГК, т.е. время промывки увеличивается вдвое, что экономически нецелесообразно. Ориентировочная продолжительность этапа на САЭС ⎯ 22 часа. Во избежание накопления радиоактивных отложений в патрубках САОР проводится срабатывание баллонов САОР (по левой стороне три раза за время подготовки, по правой – два раза). Для промывки ряда трубок организовывались технологические схемы с использованием АПН. Общим для таких временных технологических схем является организация потока с взвешенными отложениями через РГК к патрубкам ПТЗ. В ходе безреагентной промывки на калачах коэффициент дезактивации составил 2,73,8, а МД от ШАДР снизилась в 2,5 раза. Окончание безреагентной дезактивации следует определять либо по стабилизации концентрации радионуклидов, либо по стабилизации показаний гамма-детекторов в пом. РГК (0,5 м от ШАДР). Стабилизация имеет место по окончании промывки всех РГК. 87 Следует отметить, что в отличие от химической дезактивации, при безреагентной дезактивации вытеснение из контура не производится, для удаления радионуклидов используется только БО или СВО-1 и СВО-12. Таблица 4.1 – Выведение железа и радионуклидов при проведении операций останова, барботажа и промывки на РБМК-1000 по данным актов САЭС и ЛАЭС АЭС Блок Год ЛАЭС 3 2001 3 2004 1 2004 САЭС 2 2005 Этап 1/2 W0 Барботаж Цирк. промывка Расхолажива-ние Барботаж Цирк. промывка 1/2 W0 Расхолажива-ние Барботаж Цирк. промывка Расхолажива-ние, 1 этап Расхолажива-ние, 2 этап Барботаж Цирк. промывка Активность на 1 кг Fe, Ки -* -* -* 1,5 22,6 2,6 0,04 1,4 23,2 4,3 Выведено радионуклидов, Ки** 115 131 -* 75 1363 256 50 146 843 383 16 0,01 27 2700 41 0,15 54 360 26 16 4,8 3,8 212 57 44 15 Длительность, час Выведено Fe, кг 168 192 120 24 48 24 82 61 43 20 50 60 98 1250 104 36 89 Примечания. *Не производили замеров. **Только по радионуклидам активационного происхождения (сумма 54 Mn; 58Co; 59Fe; 60Co; 95Zr и 95Nb). 51 Cr; Необходимость следующего этапа – химической дезактивации и ее порядок рассмотрены в главе 5. 4.2.4 Вторая барботажная промывка Проведения повторного барботажа обусловлено тем, что в активной зоне контура остается часть рыхлых отложений, обогащенных диоксидом циркония, особенно после химической дезактивации контура. При повторном барботаже с поверхности твэлов удаляются частицы шлама, образовавшегося после растворения оксидов железа и состоящего преимущественно из диоксида циркония, содержащего, главным образом, радионуклиды 95Zr и 95Nb. В неактивной части контура количество шлама увеличивается за счет поступления из активной зоны. Концентрация продуктов коррозии нержавеющей стали и циркония в теплоносителе также возрастает. Барботаж после химической дезактивации осуществлялся аналогично первому барботажу путем перевода активной зоны в кипящий режим с разорванной циркуляцией с целью удаления с поверхностей ТВС шлама, оставшегося после химического рыхления, с последующим выводом его на БО КМПЦ. На этой стадии рыхлые отложения из контура концентрировались в нижней его части (в «калачах»), а затем удалялись в сборник отходов. Теплоноситель подвергали очистке на намывных и ионообменных фильтрах. При дезактивации 3 блока ЛАЭС в 2001 г. средний коэффициент дезактивации составил величину, близкую к 1,5, однако из контура было удалено: 88 в сборник отходов ⎯ 35 кг продуктов коррозии и 300 Ки активности, из которой 260 Ки составляли 95Zr и 95Nb; на намывных и ионообменных фильтрах 42 кг продуктов коррозии и 330 Ки активности, из которых 280 ⎯ 95Zr и 95Nb. Анализ состава проб отложений, взятых из «калачей» показал, что он на 52 % состоит из диоксида циркония и 23 % диоксида кремния. Оксида железа в отложениях всего 11 %. Несмотря на удаление большого количества активности при динамическом рыхлении, мощность дозы на большинстве участков контура существенно не изменилась, так как смыв части отложений компенсировался радиоактивными продуктами коррозии, поступившими из активной зоны. Поэтому возникает необходимость промывки контура потоком воды с достаточно высокой скоростью (0,12-5,0 м/с). 4.2.5 Вторая безреагентная промывка Вторая безреагентная промывка проводится с целью удаления шлама диоксида циркония из РГК и других участков контура. На этом этапе выводится практически только радионуклиды 95Zr и 95Nb. На этом же этапе проводится промывка ПТЗ, ВУТ БС, МГЦ, РГК. Наибольшая часть активности удаляется при химдезактивации и барботаже, что связано с тем, что на этих этапах происходит смыв продуктов коррозии с поверхности активной зоны. После химдезактивации существенную долю выводимых отложений составляют 95Zr и 95 Nb, которые определяют дозовую обстановку при остановах на 30-60 суток. Таким образом, наиболее эффективное снижение дозовых полей, что особенно важно при больших объемах ремонтных работ (замена ШАДРов; ЗРК; каналов; ремонт БС и т.п.) может быть достигнуто при комплексном и последовательном использовании проверенных нами способов вывода активности из КМПЦ. Рисунок 4.2 характеризует выведение радионуклидов по двум технологиям: традиционной Т1 (3 блок ЛАЭС 1995 г. − кислотная дезактивация без предварительных операций) и вновь разработанной Т2 (комплексная дезактивация 3 блока ЛАЭС в 2001 г.). А, Ки 10000 Технология Т1 Технология Т2 1000 100 Дезактивация в 2 этапа 1995 г. ■ – Zr-95+Nb-95; Повторная промывка Повторный барботаж Кислотная дезактивация Промывка Барботаж Промывка Кислотная дезактивация 10 Дезактивация 3 блока в 2001 г. - Fe-59+Co-58+Co-60+Mn-54+Cr-51 Рисунок 4.2 – Пооперационный вывод удаленной активности при проведении дезактиваций КМПЦ на 3 блока ЛАЭС Т1 – традиционная технология с применением оксалатно-перекисного раствора, Т2 – вновь разработанная комплексная технология 89 При повторном барботаже по новой технологии выводится столько же 95Zr и 95Nb, сколько в 1995 г. было выведено при кислотной дезактивации. На рис. 4.3 приведено соотношение активности и количества железа, выведенных в ходе дезактивации в зависимости типа применяемой дезактивации. Комплексный подход позволяет вывести наибольшее количество активности и железа. A Б В Выведенная активность, Ки 100000 10000 0,48 A = 195[Fe] KK = 0,69 (САЭС) 1000 0,54 A = 149[Fe] КК = 0,95 (ЛАЭС) 100 1 10 100 1000 10000 Выведенное стабильное железо, кг ЛАЭС 1-5 сут. (САЭС) ИАЭС, ЧАЭС, Fugen Химдезактивация при расхолаживании - расчетная активность 10-20 сут. ЛАЭС 1-5 сут. (САЭС, ИАЭС) Рисунок 4.3 – Соотношение выведенной активности и железа при проведении дезактивации различного типа на АЭС с РБМК А – безреагентная, углекислотная или кислородная дезактивация; Б – комплексная дезактивация (барботаж + безреагентная дезактивация) и малосолевая (азотнокислая) дезактивация; В – дезактивация с применением сильных реагентов (щавелевой кислоты) В зависимости от радиационной обстановки, продолжительности и объема ремонта могут выполняться уменьшенный набор этапов дезактивации. Например, при дезактивации 3 блока САЭС в 2004 г. использовали с хорошими результатами барботаж и циркуляционную промывку. Если в межремонтный период эксплуатации число негерметичных ТВС в реакторе не превышало 5-7 шт., а удельная активность 131I, например, не превышала 0,1 мкКи/кг в 97 % замеров и 24Na < 10 мкКи/кг в 99 % замеров, то в длительной (2-5 суток) выдержке на мощности 50 % нет необходимости. В результате применения многоэтапной технологии из КМПЦ выводится существенно больше нерастворимых в кислотах радиоактивных продуктов коррозии циркония (рис. 4.2). Так, при повторной циркуляционной промывке было выведено почти в 2 раза больше 95 Zr и 95Nb, чем на этапе химической дезактивации. 90 Выведено активности, Ки 10000 1881 1000 934 756 457 417 247 217 181 94 100 90 59 27 10 1 2 3 Сумма АПК 4 5 6 Nb-95+Zr-95 Рисунок 4.5 – Количество активности, выведенной при дезактивации 1 блока САЭС в 2004 г. 1) 2) 3) 4) 5) 6) Расхолаживание Барботаж Циркуляционная промывка Химдезактивация Барботаж Циркуляционная промывка 91 5 Химическая дезактивация контура МПЦ на РБМК 5.1 Необходимость и целесообразность химической дезактивации контура Как уже говорилось, работа ядерных реакторов неизбежно сопровождается нарастанием пленки окисных отложений на всех внутренних поверхностях циркуляционного тракта. Этот процесс приводит к снижению теплофизических параметров, следствием чего могут быть перегрев оболочек твэлов и понижение мощности установки. Кроме того, накопление продуктов коррозии в активной зоне вызывает ухудшение ядерно-физических характеристик реактора вследствие увеличения доли нейтронов, взаимодействующих с отложениями. Накапливающиеся продукты коррозии в значительной степени радиоактивны и создают сложности экономического и социального порядка при ремонте и обслуживании установок. Все это диктует необходимость проведения периодических химических дезактиваций (очисток) первичных контуров АЭС. Химическая очистка отдельных участков контура, как правило, малоэффективна и осложняется некоторыми конструктивными особенностями. В то же время дезактивация всего контура способствует улучшению эксплуатационных показателей ядерных реакторов и показателей, характеризующих радиационную обстановку. Водно-химический режим КМПЦ - нейтральный бескоррекционный, содержание кислорода в теплоносителе на отдельных участках достигает 100-200 мкг/кг [29], поэтому отличительной особенностью состава коррозионных отложений в КМПЦ является более низкое содержание хрома (так как он частично окисляется до растворимого Сr(VI)), и значительная доля гематита (α-Fe203) в рыхлых отложениях. Фазовый состав отложений продуктов коррозии на отдельных участках КМПЦ различен: на образцах в барабан-сепараторе - 54% магнетита и 46% магемита (γ-Fe2O3), в системе острого пара - 50% магнетита и 5% магемита, в деаэраторе - 15-28% магнетита, 42-85% гематита и 0-30% магемита. Состав плотной оксидной пленки нержавеющей стали, соответствует шпинели [Fe,Ni]O⋅[Fe,Cr]2O3 [95]. В отложениях преобладают оксиды железа с примесью никеля, хрома, марганца. В составе отложений может быть также до 5% кремния, который появляется за счет фильтров с перлитом в системе байпасной очистки, концентрация кремниевой кислоты в воде КМПЦ находится в пределах 70-400 мкг/л. Образование в контуре кремнийсодержащих отложений серьезно осложняет проведение дезактивации. Общее количество отложений продуктов коррозии в КМПЦ достигает 1000-1300 кг. Удельная активность рыхлых отложений составляет 3х10-8-4х10-3 Ки/г или 1-7,5 мкКи/см2, суммарная активность отложений в КМПЦ - ≥ 500-10000 Ки. В рыхлых отложениях сосредоточено до 90-95% суммарной радиоактивности. При этом вклад активности поверхности контура МПЦ в общую активность продуктов коррозии составляет не более 0,5-1%. Таким образом, химическая дезактивация первого контура является особым режимом его эксплуатации, который наряду с другими мерами обеспечивает надежную, экономичную и безопасную работу оборудования основного контура АЭС [96]. Положительные эффекты химической дезактивации контура: снижение дозовых нагрузок на персонал ЯЭУ при проведении плановых ремонтов и ревизий оборудования, что способствует повышению качества работ, соответственно, безопасности эксплуатации энергетической установки; улучшение условий радиационно-технологического контроля состояния активных зон (АЗ); удаление с внутренних поверхностей контуров продуктов коррозии, перераспределение которых между поверхностями и теплоносителем также отрицательно сказывается на контроле состояния АЗ, а накопление на поверхностях тепловыделяющих элементов может вызвать перегрев и нарушение герметичности оболочек за счет снижения проектного теплосъема. Вредные последствия химической дезактивации контура: 92 образование больших объемов жидких радиоактивных отходов (ЖРО), что требует наличия свободных емкостей для их приема. В настоящее время из всех РБМК только на ЛАЭС имеется достаточное количество емкостей для приема дезактивирующих растворов; возможны коррозионные повреждения конструкционных материалов контура, особенно деталей из углеродистой стали или медных сплавов; нарушение топотактических защитных пленок на поверхностях оборудования и увеличение коррозии; образование и скопление вторичных осадков и высокоактивного в застойных участках контура и т.д. Количество радионуклидов, находящихся в АЗ на момент останов превышает активность, содержащуюся в остальной части контура на 3 и более порядков, поэтому при проведении дезактивации удельная активность радионуклидов увеличивается на несколько порядков, что может вызвать увеличение мощности дозы от некоторых видов оборудования; Важно, что каждый из возможных отрицательных моментов имеет дальнейшее развитие. Так переработка больших объемов ЖРО требует наличия свободных емкостей для их приема, энергетических, временных и трудовых затрат; следствием коррозионных повреждений может явиться нарушение герметичности оборудования; удаление защитных топотактических пленок с поверхностей оборудования приводит к интенсификации коррозионных процессов КМ в пусковые периоды эксплуатации ЯЭУ после дезактивации, что приводит к относительно быстрому восстановлению в контурах количества активированных продуктов коррозии, соответственно, относительно быстрому росту мощности доз в технологических помещениях; перераспределение вторичных осадков из застойных зон может вызвать забивание щелевых фильтров активных зон и т.д. Все перечисленное сказывается на безопасности эксплуатации установок, экономических показателях эксплуатации ЯЭУ, снижает КИУМ ЯЭУ. Как правило, контурная дезактивация не обеспечивать достаточного для безопасности персонала снижения уровня гамма-излучения гот оборудования КМПЦ, поэтому перед началом ремонта на остановленном энергоблоке проводятся операции по подготовке рабочих мест, включающие локальную дезактивацию отдельных видов оборудования или участков контура. На ВВЭР контурная дезактивация, а также массовая дезактивация парогенераторов зачастую приводит не к снижению количества АПК и продуктов коррозии, а к увеличению подвижной фазы ПК, которая перераспределяется между парогенераторами и активной зоной. При этом из-за осаждения ПК на поверхности ТВС происходит рост перепада давления на реакторе и изменение режима теплопередачи. При росте отложений на твэлах возрастает неравномерность тепловыделения не только в плоскости реактора, но и в осевом направлении. Снижение теплоотвода от твэлов приводит к их перегреву и выходу из строя. Количество негерметичных ТВС может достигать несколько десятков (из 349) за кампанию. Чтобы избежать интенсивной разгерметизации твэлов приходится снижать мощность реактора, что приводит к большим экономическим потерям [56-59]. Решение о проведении химической дезактивации контура в сборе принимается перед остановом энергоблока в период планирования ремонтных работ на ППР на основании следующих данных: планируемого объема и перечня проводимых во время останова работ. При кратковременных остановах и небольших объемах выполняемых работ контурная дезактивация как правило, не проводится; ожидаемой радиационной обстановки на блоке и дозозатратам персонала АЭС и привлекаемых организаций. Если нет причин предполагать, что радиационная остановка ухудшится или резко возрастут дозозатраты по сравнению с предыдущим остановом – в этом случае необходимо рассматривать возможность проведения контурной химической дезактивации; 93 состояние твэлов в АЗ. В настоящее время на РБМК количество негерметичных ТВС, как правило (кроме Курской АЭС) не превышает 1 ТВС на блок в год, тогда как на ВВЭР количество негерметичных ТВС может измеряться десятками. В этом случае может возникнуть необходимость очистки ТВС от отложений, что достигается проведением контурной дезактивации; данных о предыдущих дезактивациях. Оцениваются как положительные, так и вредные последствия проведенных дезактиваций; сведений о содержании в теплоносителе продуктов коррозии и радионуклидов в период нормальной эксплуатации реактора. При этом оценивается тенденция к росту этих показателей по сравнению с периодом перед предыдущим остановом. Заметный рост активности и концентрации ПК, как это имело место на 4 блоке ЛАЭС в 1995-1997 г.г., свидетельствует о накоплении продуктов коррозии в контуре и необходимости их удаления. Химическая дезактивация в первую очередь приводит к смыву активности с поверхности ТВС. В результате химической дезактивации в теплоноситель поступают тысячи кюри активности, которая частично распределяется в контуре, что приводит к уменьшению эффективности дезактивации, а в некоторых случаях и к увеличению мощности дозы от оборудования. Так, например, вследствие неисправности задвижек (часть задвижек не закрывалась) в системе продувки РГК на САЭС в 2004 году мощность дозы от РГК после дезактивации оказалась существенно выше. На АЭС с РБМК предусматриваются следующие типы ремонта и продолжительность ремонта: текущий ремонт (ТР) до 21 суток (норматив); средний ремонт (СР) до 45 суток (норматив); капитальный ремонт (КР) до 60 суток (норматив); КР с частичной заменой технологических каналов (ЧЗТК) свыше 60 суток; КР при продлении срока службы свыше 180 суток; КР с массовой заменой ТК (МЗТК) свыше 180 суток. Одной из самых дозозатратных операций на АЭС является замена технологических каналов. При этом доза при замене одного канала составляет (за последние 10 лет) от 0,13 до 0,55 чел.-сЗв, а коллективная доза на все работы по замене ТК составляет от 0,5 до 3,5 чел.Зв. Если учесть, что годовая коллективная доза на один блок для РБМК в последние годы (2004-2007) составляет 3–4 чел.-Зв/блок, то при большом числе заменяемых каналов дезактивация контура необходима. 5.2 Критерии проведения химической дезактивации 5.2.1 Дозовый критерий проведения химдезактивации Наибольший эффект дезактивации достигается при промывке "калачей". Поэтому в первую очередь целесообразность химической дезактивации следует рассматривать при проведении работ в помещении НВК. Это замена технологических каналов. В 2004 г. на 1 блоке САЭС при замене 727 ТК дозовые затраты на замену ТК составили около 25 % всех ремонтных дозозатрат. На рис. 5.3 представлено соотношение дозовых затрат на замену ТК и число заменяемых ТК. Имеющиеся данные четко разделяются на две группы по способу проведения дезактивации. При проведении безреагентной или малосолевой дезактивации наблюдается экспоненциальная зависимость дозозатрат от числа заменяемых ТК (КолДоза = 23,5EXP(0,0072*NТК)) с коэффициентом корреляции 0,92, причем прогноз позволяет предположить, что при числе заменяемых ТК более 500, дозовые затраты могут превысить 10 чел.-Зв (см. табл. 5.1). Применение комплексной дезактивации с использованием химических реагентов позволяет существенно снизить дозовые нагрузки. При том же типе экспоненци94 альной зависимости (КолДоза = 14,6EXP(0,004*NТК); коэффициент корреляции 0,96) после проведения комплексной дезактивации в полном объеме дозозатраты на замену 727 ТК (1 бл САЭС 2004) не превысили 3,24 чел.-Зв. В эту же область попали дозозатраты на замену ТК на 3 блоке ЛАЭС в 2005 г. Расчет в таблице 5.2 был сделан для двух ремонтных операций, в которых влияние эффекта химической дезактивации наиболее ярко выражено: трубопроводы и технологические каналы. Хотя коллективная доза при контроле СС трубопроводов и снизилась в 7 раз после дезактивации, но общая экономия дозы составила только 110 мЗв. Таким образом, первой составной частью радиационного критерия является число заменяемых каналов. Согласно рис. 5.3 при числе заменяемых каналов менее 100 в химдезактивации нет необходимости. Таблица 5.1. Плановые (без дезактивации) и фактические дозовые затраты при использовании различных методов планирования дозовых затрат (чел.-мЗв)[100] Фактическая доза с учетом Плановая доза без дезактивации и подготовки Операции рабочих мест дезактивации Эксплуатационный контроль сварных швов трубопроводов Ду 300 Замена технологических каналов Мероприятия по снижению МД ИТОГО 223 31 10373 278 10629 81 389 При общей коллективной дозе за ремонт 2000–4000 чел.-мЗв даже при среднем коэффициенте дезактивации 1,5 снижение коллективной дозы составит 30 %, что делает целесообразным проведение хим дезактивации. При кратковременных ремонтах, если ожидаемая доза на порядок меньше, то в проведении химдезактивации нет необходимости. Безреагентная Безреагентнаяили илималосолевая малосолевая дезактивация (КурАЭС дезактивация(КупАЭС (КупАЭСииСАЭС) САЭС) Коллективная доза по всем ТК, чел.-сЗв 1000 0,0072x y = 23,51e 2 R = 0,84 y = 14,8075e 0,0041x 2 R = 0,83 1-2000 1-2004 2-2002 2-2005 4-2003 4-2004 100 3-2001 4-1999 Комплексная Комплекснаядезактидезактивация вацияссприменением применением химреагентов химреагентов (ЛАЭС (ЛАЭСииСАЭС) САЭС) 3-2000 10 10 100 1000 Количество заменяемых ТК САЭС ЛАЭС-4-2006 КАЭС комплексная д/а ЛАЭС ЛАЭС-3 2005 малосолевая д/а Рисунок 5.3 – Изменение дозовых затрат на замену ТК от числа заменяемых ТК и способов проведения дезактивации Таким образом, проведение химической дезактивации целесообразно при замене ТК в количестве более 300 и суммарной коллективной дозе за ремонт более 250 чел.-сЗв. При продлении срока службы энергоблока и массовой замене технологических каналов (более 1/3 от общего количества) проведение химдезактивации обязательно. Целесообразно также про95 ведение дезактивации при длительных остановах (свыше 180 суток) для продления срока службы энергоблоков. В этом случае в отсутствие дезактивации быстро нарастает вклад в мощность дозы 60Co, а вклад 95Zr и 95Nb уменьшается. Довольно высокая эффективность химической дезактивации опускных и других трубопроводов, не имеющих застойных участков (ОТ, ПВК, ВУТ, НТ, ВТ)) позволяет существенно снизить дозозатраты по контролю сварных соединений. На рис. 5.4 в качестве иллюстрации приведены результаты сравнительного прогноза при останове 3 бл. ЛАЭС в 2005 г.[100], в котором представлены сравнительные дозы без дезактивации и при условии проведения химической дезактивации контура при контроле сварных соединений. 250 200 Доза при проведении химдезактивации 150 Доза без проведения химдезактивации 100 Монтаж и демонтаж лесов Зачистка СС Ду~300 Зачистка СС Дy~800 Монтаж (демонтаж) теплоизоляции 0 Контроль СС Ду~ 300 50 Контроль СС Ду~ 800 Коллективная дозы, чел.-мЗв 300 Рисунок 5.4 – Плановые дозозатраты по контролю за состоянием сварных соединений трубопроводов КМПЦ без дезактивации и при условии дезактивации (по условиям останова 3 блока ЛАЭС 2005 г.) Суммарные дозозатраты без дезактивации оказываются примерно в 2,2 раза выше. Однако общая сумма их составляет всего 0,52 чел.-Зв, так что суммарная экономия составляет всего 0,27 чел.-Зв, что эквивалентно дополнительному найму около 15 человек. Фактические дозозатраты (была проведена химдезактивация контура) по отдельным операциям довольно сильно отличаются от прогноза, так что общая сумма дозозатрат оказалась в 1,5 раза больше запланированной, что указывает на необходимость совершенствования методов прогноза дозовых затрат.. Рассмотрим, какие результаты по снижению коллективной дозы дала бы химдезактивация, если бы она была проведена на 1 блоке в 2004 г. Нами были использованы те же коэффициенты снижения дозовых затрат по цехам, что используются на ЛАЭС при оценке эффективности дезактивации на 2-ой очереди. В табл. 5.2 приведены укрупненные по ЛАЭС и привлекаемым организациям показатели. При условии проведения химической дезактивации на 1 блоке ЛАЭС в 2004 г. коллективная доза уменьшилась бы на 62,5 сЗв или на 23 %, а без учета внеплановых затрат на 2526 %. По ЛАЭС наибольшую экономию получил бы реакторный цех (11,4 сЗв). Вопрос, стоит ли экономия дозы в 0,6 Зв проведения химдезактивации, должен решаться отдельно, с учетом дозового ресурса персонала и стоимости услуг привлекаемого персонала, а также стоимости проведения самой дезактивации. 96 Таблица 5.2 ⎯ Фактическая коллективная доза и фактическая доза при условии проведения химической дезактивации 1 блока ЛАЭС в 2004 г. Фактическая доза при ус- Сэкономленная доза Фактическая коллекНаименование ловии проведения химде% тивная доза зактивации мЗв % Персонал ЛАЭС 1164 857 307 26 Привлекаемые ор1296 978 318 25 ганизации Прочие непланируемые дозозатра302 302 ты Итого 2762 2137 625 23 5.2.2 Коррозионный критерий проведения химдезактивации Коррозионный критерий основывается на накоплении продуктов коррозии в контуре. Наиболее характерными признаками является повышение концентрации железа в КМПЦ и увеличение удельной активности радионуклидов коррозионного происхождения в теплоносителе. На рис. 5.2 представлено повышение удельной активности 60Co и 95Zr на 4 блоке ЛАЭС в 1995-1998 г.г. Увеличение активности за этот период времени составило более двух порядков. Очевидно, что проведение химической дезактивации на 4 блоке было оправдано независимо от числа заменяемых технологических каналов. Коррозионный критерий можно рассчитать как отношение среднегеометрического значения активности наиболее долгоживущего радионуклида (60Co) взятого за время предыдущей кампании к среднегеометрическому значению активности в текущей кампании, после которой планируется проведение химической дезактивации. Если величина этого отношения превышает 3, т.е. удельная активность выросла в 3 раза – целесообразно проведение дезактивации. Зависимость удельной активности ПК (сумма активности деленная на суммарный вес оксидов), выведенных из контура при дезактивации, довольно строго подчиняется степенному закону Т-0,5 (рис. 5.6). 97 Удельная активность в теплоносителе, 3 кБк/дм 10000 y = 6E-27e 0,0018x 2 R = 0,1508 y = 8E-21e 1000 0,0014x 2 R = 0,1467 100 10 1 23.9.94 Со-60 11.4.95 28.10.95 Zr-95 15.5.96 Zr-95 1.12.96 19.6.97 5.1.98 24.7.98 Дата Co-60 ЛАЭС-4-1998 ЛАЭС-3-1995 ЛАЭС-3-2001 ЛАЭС-4-2003 САЭС-1-2004 САЭС-2-2002 100 САЭС-2-2004 ИАЭС-2-2002 Удельная активность суммы АПК на кг Fe Рисунок 5.5 – Рост удельной активности теплоносителя на 4 блоке ЛАЭС в 1995-1998 г.г. y = 25,82x-0,49 R2 = 0,64 10 1 0,1 1 10 100 1000 -1 Промежуток времени между остановом и дезактивацией, сутки ЛАЭС-3-2005 ИАЭС-1-2002 САЭС-3-2006 ЛАЭС-4-2006 САЭС Все остановы ЛАЭС Рисунок 5.6 ⎯ Изменение удельной активности выведенного при дезактивации железа в зависимости от времени между остановом и дезактивацией Снижение удельной активности смываемых при дезактивации отложений происходит быстрее, чем по закону радиоактивного распада основных дозообразующих радионуклидов. Это указывает на старение отложений в активной зоне реактора, т.е. происходит увеличение вклада радионуклидов, накопленных за кампанию в неактивной части КМПЦ. Наиболее точным критерием проведения химической дезактивации мог бы быть экономический критерий, согласно которому сравнивались бы стоимость привлечения дополнительного персонала и затраты на дезактивацию. Например, возможно выгоднее увеличить время на локальную дезактивацию и подготовку рабочих мест, чем проводить химическую 98 дезактивацию, даже если при этом возрастут дозовые затраты. Особенно, если в ходе ремонта не предусматривается замена ТК. На 1-ой очереди ЛАЭС дозовые затраты несколько меньше, чем на 2-ой очереди и химические дезактивации контура на 1 очереди не проводятся с 1989 г. Химические дезактивации контура в полном объеме с вытеснением дезактивирующего раствора в емкости для ЖРО проводились на 2-ой очереди ЛАЭС по 2006 г. В настоящее время ТК заменены на всех 4 блоках Ленинградской АЭС и в ближайшее время химические дезактивации не планируются. На Смоленской АЭС используют малореагентную химическую деактивацию с ограниченным вытеснением раствора (до 30-35 % от объема контура). Основное количество активности и ПК выводится на фильтрах СВО-12, предназначенных для очистки дезактивирующих растворов. На Курской АЭС химическая дезактивация не проводится из-за отсутствия емкостей для приема дезактивирующих растворов. Кроме того, на этой станции нет проблем с привлечением постороннего персонала. 5.3 Порядок проведения химической дезактивации КМПЦ РБМК При проведении дезактивации контура совместно с активной зоной опорожнение реактора недопустимо из-за опасности перегрева твэлов. В этом случае уровень раствора в реакторе понижают до патрубков, соединяющих его с барабан-сепараторами. Затем контур заполняется либо промывной водой, либо следующим раствором, и процесс продолжается. При частичном осушении реактора дальнейшее снижение концентрации химических компонентов в отработанном дезактивирующем растворе до требуемых значений достигается многократным заполнением, перемешиванием с помощью насосов и опорожнением. Каждая операция заполнения должна сопровождаться одновременным газоудалением из контура, что необходимо для обеспечения нормальных условий пуска насосов. В некоторых случаях операция газоудаления бывает довольно длительной и трудоемкой. При непрерывном способе дезактивации контура удаление растворов производится вытеснением их промывной водой, подаваемой в контур, с одновременным сливом отработавшего раствора и при постоянной работе насосов. Циркуляция дезактивирующих растворов в этом случае не прекращается в течение всего времени дезактивации. Объем подаваемой промывной воды и время достижения требуемой концентрации можно определить, используя выражение [29] Ct = C0exp(–ft/V) (5.3) где Ct — концентрация к определенному моменту t, г/л; С0 — концентрация в начальный момент, г/л; f – расход промывной воды, л/ч; V — объем системы, л; t — время, через которое будет получена концентрация Ct , ч. Для упрощения расчета времени удаления растворов выражение (5.3) преобразуем к виду: t = V ⎛⎜ C0 ⎞⎟ ln f ⎜⎝ Ct ⎟⎠ (5.4) После снижения концентрации реагентов в контуре до нужного значения дренаж и подача промывной воды прекращаются и без остановки насосов вводится следующий дезактивирующий раствор. Во время ввода концентрированного раствора в контур избыточный объем либо сбрасывается в дренажную систему, либо поступает в компенсатор объема. В течение всей дезактивации в компенсаторе объема предпочтительно поддерживать максимально возможный уровень. При использовании этого способа можно сократить до минимума 99 количество дезактивирующих растворов, попадающих в компенсатор объема при колебаниях давления в реакторе, так как последующее выведение их оттуда бывает весьма затруднительным. Дезактивацию компенсатора объема целесообразнее проводить отдельно от контура. Количество вводимых в контур реагентов при одновременном сливе вытесняемой воды можно рассчитать по выражению Ct = Cf[1 – exp (–ft/V)] (5.5) где Cf – концентрация вводимого в систему раствора, г/л; f – скорость введения рас- твора, м3/ч. Периодический способ проще непрерывного в исполнении, при дезактивации без активной зоны дает некоторый выигрыш в объеме получаемых отходов, но менее эффективен, так как дренаж производится без циркуляции растворов, что ведет к интенсивному осаждению шламов в контуре. Кроме того, опорожнение – заполнение контура приводит к необходимости многократно производить воздухоудаление, которое порою бывает весьма длительным. Непрерывный способ дезактивации более эффективен, особенно при удалении шламов из контура, так как весь процесс ведется при интенсивной циркуляции. Но в этом случае сложно поддерживать определенное давление в контуре для обеспечения безаварийной работы насосов при одновременном вводе и дренаже растворов и промывных вод. Желательно регулировку давления осуществлять только одним дренажным клапаном при постоянной подаче промывной воды (или раствора) с давлением, превышающим давление в контуре. Эта регулировка может быть упрощена, если функцию дренажного клапана будет выполнять клапан, автоматически открывающийся при заданном давлении и закрывающийся при падении давления. В любом случае должен быть обеспечен надежный контроль за процессом с необходимой автоматизацией поддержания давления в контуре. Несмотря на указанные сложности, непрерывный способ дезактивации наиболее распространен. Общий порядок проведения химической дезактивации контура изложен в руководящем документе [23]. Ниже будут рассмотрены некоторые особенности процесса дезактивации, не предусмотренные РД ЭО 0047-04, 2005. 5.3.1 Растворы для проведения химической дезактивации К реагентам, применяемым при дезактивации реакторных систем, предъявляются повышенные требования по химической чистоте. Особое внимание нужно обращать на примеси, которые способны проявлять коррозионную активность даже в весьма малых концентрациях (галогенсодержащие соединения, сульфат-ионы и др.). Согласно руководящему документу РД ЭО 0047-04 [35] в настоящее время для дезактивации контура РБМК могут использоваться только три раствора: 1) 2) 5÷10 г/дм3 H2C2O4 + 1,5÷3 г/дм3 KNO3 0,3÷1 г/дм3 H2C2O4 + 75÷100 мг/дм3 НNO3 3) 75÷100 мг/дм3 НNO3 Эффективность применения этих растворов приведена в табл. 5.5. Раствор 1 используется на ЛАЭС. Растворы 2 и 3 используются на СмАЭС. В ходе дезактивации растворами Н2С2О4 в растворе происходит накопление двухвалентного железа (за счет коррозии сталей, растворения железа под действием γ-излучения в активной зоне реактора). Это приводит к образованию плохо растворимого осадка FeC2O4·2H2O, который покрывает внутренние поверхности и скапливается в застойных участках контура, сорбируя часть радионуклидов. Ранее (до 2001 г.) для растворения этого осадка в раствор перед дренированием добавляли перекись водорода, которая окисляет двухвалентное железо с образованием хорошо растворимых оксалатных комплексов трехвалентного железа. 100 Чтобы уменьшить разложение Н2О2 и снизить скорость ее взаимодействия по реакции Н2О2+Н2С2О4=2Н2О+2СО2 (5.6) температуру раствора уменьшают с 90–95 до 70–75 °С. Типичная кривая, показывающая изменение массовой концентрации железа, вызванной растворением продуктов коррозии, представлена на рис. 5.7. Затем образование осадков оксалатов приводит к снижению концентрации железа в растворе. Ввод перекиси водорода обеспечивает быстрое растворение осадков, оксалата двухвалентного железа. Если дезактивация проводится в течение недели после останова реактора одной из проблем становится выброс 131I при введении кислых дезактивирующих растворах. В вентиляционную систему 131I попадает в виде летучих форм йода: метилйодида и молекулярного йода. Аэрозоли составляют менее 1 %. В контуре 131I присутствует в основном в виде нелетучего йодид-иона. При понижении рН происходит окисление йодид-ионов с образованием молекулярного йода (рис. 5.8). При введении в контур перекиси водорода происходит практически полное окисление 131I по реакции 2HI +H2O2 → I2 + 2H2O (5.7) Кроме того, коэффициент распределения I между газовой и жидкой фазами увеличивается с увеличением температуры и уменьшением рН (рис. 5.9). Все это приводит к тому, что выброс 131I в вентсистему возрастает 4 и более порядков, причем в некоторых случаях происходит нарушение предельно допустимого выброса. Поэтому в настоящее время от применения перекиси водорода при дезактивации отказались, а контроль образования оксалатов осуществляется путем оптимизации времени проведения дезактивации. Если принять, что общее количество I2 в работе [101] равно сумме уноса йода при выпарке и количеству его в кубовом остатке, можно посчитать коэффициент распределения йода между парогазовой и водной фазой для кислых и нейтральных растворов. Результаты представлены на рис. 5.10. Коэффициент распределения пропорционален концентрации ионов водорода в воде. 131 600 1 Концентрация, мг/л 500 400 300 2 200 3 100 0 0 5 10 15 20 25 30 t, ч Рисунок 5.7 – Изменение концентрации железа в дезактивирующем растворе [12]: 1 — общее количество; 2 — растворенное железо; 3 — взвешенные продукты 101 Доля I2 , % 10 -0 ,5 7 2 6 x y = 4,1729e R 2 = 0,951 1 0,1 0,01 0,001 0 2 4 6 8 10 12 рН Рисунок 5.8 – Зависимость содержания молекулярного йода (%) в воде АЭС с РБМК при различных рН Унос I в % от обще го количе ства 10 y = 7,8582e 1 -0,6715x 2 R = 0,9663 0,1 0,01 0,001 0 2 4 6 8 рН 12 10 К оэф ф ицие нт распре де ле ния йода ме ж ду паром и водой Рисунок 5.9 – Доля йода, уносимого с паром в зависимости от рН [101] y = 0,0891e 1,E-01 -0 ,7 4 3 1 x 2 R = 0,9046 1,E-02 [28] [29] 1,E-03 1,E-04 рН 0 1 2 3 4 5 6 7 8 Рисунок 5.10 – Коэффициенты распределения йода между паром и водой по данным [101,103] 102 5.3.2 Критерий прекращения дезактивации химреагентами при выведении радионуклидов водообменом Эффект дезактивация является результирующей трех процессов: перевод активности в воду контура; выведение активности из контура; повторное осаждение активности в контуре. В ходе многоэтапной дезактивации в воду контура поступает активность разная по элементному составу и структуре. Для ее выведения используют два способа: вытеснение воды или дезактивирующего раствора из контура (водообмен) и удаление активности на фильтрах очистки воды или дезактивирующего раствора. Важным вопросом в управлении дезактивацией является вопрос об определении момента окончания того или иного этапа дезактивации. Недостаточная продолжительность этапа снижает его эффективность. При превышении оптимального времени увеличивается общее время дезактивации, что экономически невыгодно, и создаются условия для повторного осаждения шлама в контуре. Два способа выведения активности из контура определяют различия в подходе к определению оптимального момента окончания этапа дезактивации [104105]. При выведении активности водообменом дезактивирующая среда циркулирует в контуре до ее насыщения радионуклидами и продуктами коррозии нержавеющей стали и циркония. При радиометрическом контроле момент насыщения определяют по установлению в дезактивирующем растворе постоянной удельной активности радионуклидов по результатам нескольких последовательных определений активности дезактивирующего раствора. К недостаткам такого метода управления дезактивацией следует отнести необходимость отбора множества проб радиоактивного раствора с высокой удельной активностью (103 -10-2 Ки/л), которые могут создавать фон гамма-излучения до 3,6 сЗв/ч [105]. Кроме того, определение момента насыщения раствора радионуклидами является при таком методе субъективным. Проиллюстрируем сказанное примером на этапе химической обработки контура [23]. На рис. 5.11 показано типичное изменение удельной активности дезактивирующего раствора от времени. Область насыщения раствора радионуклидами представляет собой значительный промежуток времени, в течение которого может быть принято решение об окончании дезактивации по субъективным показателям. Более объективно использование скорости изменения удельной активности, т.е. производной по времени (рис. 5.12). Недостатком такого критерия является чувствительность к незначительным флуктуациям удельной активности радионуклидов в дезактивирующем растворе, в результате чего производная может резко уменьшаться и даже менять знак. При этом возможно ложное определение момента насыщения еще на стадии растворения оксидов. Избежать этого можно при использовании для расчета скорости изменения активности, по крайней мере, трех последовательных изменений. При передержке раствора начинается снижение удельной активности вследствие седиментации и вторичной сорбции [102]. Критерии, характеризующие скорость изменения удельной активности радионуклидов в дезактивирующем растворе, будем называть дифференциальными. Такие следует использовать при дезактивации контура с последующим удалением дезактивирующего раствора методом вытеснения дезактивирующего раствора На рис. 5.13 представлено изменение суммарной удельной активности радионуклидов коррозионного происхождения в ходе химической дезактивации 4 блока ЛАЭС в 2003 г. Согласно этому графику время установления равновесия составляет от 6 до 14 часов. 103 Таблица 5.2 Дезактивирующие растворы и эффективность их применения на РБМК-1000 АЭС ЛАЭС ЛАЭС ЛАЭС Fugen (Япония) ЛАЭС ЛАЭС ЛАЭС ЛАЭС ЛАЭС САЭС САЭС САЭС САЭС САЭС САЭС САЭС 1 БЛОК 1 2 4 Год 1976 1977 1998 1999 1 1 3 3 4 1 1 2 2 2 3 3 1982 1989 1995 2001 2003 2000 2004 2000 2001 2002 2000 2001 Химическая дезактивация Н2С2О4+NH4OH+Н2О2 Н2С2О4+NH4OH+Н2О2 Н2С2О4+Н2О2 1) KMnO4 + NaOH 2) Н2С2О4+N2H4 20 % Н2С2О4+Н2О2 Н2С2О4+KNO3+Н2О2 Н2С2О4+KNO3+Н2О2 Н2С2О4+KNO3 Н2С2О4+KNO3 HNO3 (2 цикла) HNO3+Н2С2О4 HNO3 HNO3 HNO3+Н2С2О4 HNO3 HNO3 Выведено Fe, кг Выведено РН, Ки Объем отходов Время обработки м3 час калачи Коэффициент дезактивации 926 1300 820 10000 6000 3000 н/д2 4300 н/д 100 95 н/д 2,1 2,8 5,4 Боксы ГЦН 2,95 5,85 1,30 РГК БС ОТ н/д н/д 1,10 н/д 5,05 0,74 н/д н/д 2,50 Ср. геом.1 2,5 4,4 1,7 62 460 2580 270+180(ФСД3) н/д 14,5 н/д 4,2 3,2 5,8 6900 1000 1940 2732 5000 387 6595 893 1420 9775 188 289 н/д н/д 2460 1200 1200 н/д н/д н/д н/д 686 н/д н/д 92 118 160+280(ФСД) 62+108(ФСД) 55+96(ФСД) 216 337 72 53 119 84,5 65 н/д 25 18 3,15 3,2 1,22 2,5 5,81 4,9 9,0 н/д 2,9 1,4 3 4,3 1,21 1,5 1,54 5,3 2,6 н/д 2,1 н/д 10,1 0,5 1,1 0,6 1,21 1,4 0,96 1,2 0,80 н/д 500 900 290 370 94 514 86 86 664 60 113 3,2 6,3 2,5 2,2 2,2 1,2 1,4 1,8 2,5 2,4 1,6 1,9 1,1 1,4 1,21 0,74 1,37 1,2 1,75 Среднегеометрическое значение Кд Нет данных 3 Время, затраченное на доведение теплоносителя до стояночных норм с помощью очистки его на фильтрах смешанного действия (ФСД) 2 3,2 4,2 4,3 C(t) Область растворения Область насыщения (принятия решения) Область седиментации 25 20 A(t) 15 10 Ci Ci-15 0 t t 5 i-1 i 0 10 15 t 20 25 Рисунок 5.11 – Изменение удельной активности радионуклидов при химдезактивации dC/dt 6 Область растворения Область насыщения (принятия решения) Принятие решения об окончании отмывки 5 Область седиментации Критическое значение производной dA(t)/dt 4 3 2 (Ci-Ci-1)/(ti-ti-1) 1 0 -1 0 5 ti-1 ti 10 15 20 Ложное принятие решения об окончании отмывки t25 Рисунок 5.12 – Изменение производной от удельной активности по времени при химдезактивации Критерий дифференциального типа, основанный на анализе удельной активности (концентрационный критерий) радионуклидов коррозионного происхождения (51Cr; 58,60Со; 54 Mn; 59Fe; 95Zr и 95Nb) в дезактивирующем растворе, применялся в 2001 и 2004 г.г. при дезактивации на 3 и 4 блоках Ленинградской АЭС. Значение концентрационного критерия рассчитывалось следующим образом: j j N ⎧ 1 ⎪ C i C i −1 ⎫⎪ c (5.8) ⎨ j + j ⎬ Ki = ∑ j =1 ⎪ ⎪ N ⎩C i −1 C i −2 ⎭ где C ;C ;C j j j i −2 i −1 i − результаты трех последовательных измерений удельной активно- сти дезактивирующих растворов соответственно в моменты времени ti-2, ti-1, ti, i − порядковый номер замера удельной активности на момент времени ti; i, i-1, i-2 − три последовательных замера удельной активности; i=0 − соответствует первому замеру после начала введения химических реагентов; при i=0 точки -1 и -2 соответствуют двум последовательным замерам, выполненным до начала ввода химических реагентов; j − порядковый номер реперного радионуклида; 5≤N≤7 − число реперных радионуклидов. В качестве реперных радионуклидов рекомендуется использовать: 51Cr; 54Mn; 59Fe; 58 60 Co; Co; 95Zr и 95Nb. В перечень радионуклидов могут быть включены и другие, надежно определяемые при дезактивационных концентраций радионуклиды, в том числе и продукты деления. К существенным недостаткам концентрационного критерия следует отнести следующие: промежутки времени между замерами должны быть одинаковыми, иначе изменение концентрации будет неадекватно отражать динамику процесса; флуктуации концентрации в отдельных пробах могут быть значительными; отсутствует оперативность получения информации, так как необходимо время на отбор и анализ проб дезактивирующего раствора; при отборе проб происходит облучение персонала. В настоящее время для контроля радиационной обстановки в ходе отмывок и ремонта на ЛАЭС широко используются гамма-детекторы, устанавливаемые на различных участках контура. Была исследована возможность применения гамма-детекторов для управления процессами дезактивации. Для использования их показаний в качестве критерия необходимо, чтобы гамма- детекторы адекватно отражали изменение удельной активности радионуклидов в дезактивирующем растворе во время дезактивации. На рис. 5.13 приведено изменение мощности дозы от гамма-детекторов, установленных на опускных трубопроводах от концентрации 59Fe. 59 МД, мЗв/ч Fe 10 А0 *С 1 n +10.8 ОТ (1) +10.8 ОТ (2) МД0 С, мкКи/л 0,1 0,001 0,01 0,1 1 10 100 1000 10000 Рисунок 5.13 - Зависимость показаний гамма-детекторов от концентрации 59Fe при дезактивации контура РБМК-1000 При невысокой удельной активности радионуклидов (менее 1-4 мкКи/кг) показания ГД не регистрируют изменения активности, с ростом активности зависимость принимает степенной характер: 106 МД= МД ± ΔМД при С< 1-4 мкКи/кг 0 k А *С 0 при С> 1-4 мкКи/кг (5.9) Величины МД0 и А0 практически не зависит от вида радионуклида, и могут быть охарактеризованы средним значением. Показатель степени k в зависимости (5.9) составляет 0,60,9. Величина показателя степени является характеристикой, отражающей вклад в суммарное гамма-излучение (фон помещения; поверхностные осадки в емкостном оборудовании) активности теплоносителя в данной точке контроля, и чем она выше, тем более представительным является это датчик. Полученные результаты позволили сформировать критерий дифференциального типа, основанный на показаниях гамма-детекторов (радиационный критерий). Критерий представляет собой выражение вида [105]: K(t) = α dP P dt (5.10) P – мощность дозы; сЗв/ч α - коэффициент имеющий размерность времени и характеризующий промежуток времени между двумя снятиями показаний гамма-детекторов. На практике радиационный критерий момент времени ti по формуле скорости изменения мощности дозы на ⎧⎪ −P − P ⎫⎪ 1 P P = + (5.11) ⎬ ∑⎨ + K + ⎪ ⎪ 2N ⎩ P P P P ⎭ P ; P ; P − результаты трех последовательных измерений мощности дозы соN γ i где К γi j =1 j j j i −2 i −1 i j j j j i j i −1 j i −1 j i −2 j i i −1 i −1 i −2 ответственно в моменты времени ti-2, ti-1, ti, i − порядковый номер замера удельной активности на момент времени ti; i, i-1, i-2 − три последовательных замера удельной активности; i=0 − соответствует первому замеру после начала введения химических реагентов; при i=0 точки -1 и -2 соответствуют двум последовательным замерам, выполненным до начала ввода химических реагентов; j − порядковый номер реперного точки; 1≤N≤4 − число реперных точек, в которых установлены гамма-детекторы, чувствительные к изменению активности дезактивирующего раствора. На рис. 5.14 представлены результаты расчета концентрационного и радиационного критериев в ходе химической дезактивации 3 блока Ленинградской АЭС в 2005 году. На рисунках нанесена также линия запаздывания сведений о значении концентрационного критерия с учетом времени анализа пробы и проведения расчета (+2 часа). Разность между временем принятия решения о переходе к следующему этапу по радиационному и концентрационному критериями представляет собой характеристику передержки раствора в контуре. Эта величина составила 6,8 часа при времени установления равновесия в дезактивирующем растворе 12 часов, т.е. продолжительность дезактивации при применении концентрационного критерия оказалась больше в 1,5 раза. 107 Возможность принятия решения о начале вытеснения раствора по концентрационному критерию ΔT0 Возможность принятия решения о 1000 начале вытеснения раствора по радиационному критерию Граничное значение 1 радиационного критерия 0,8 0,6 0,4 100 0,2 0 -0,2 10 -0,4 -0,6 Радиционный критерий Концентрационный критерий (Удельная активность АПК, кБк/кг) Фактическое начало вытеснения раствора -0,8 1 -1 -5 0 5 10 15 20 25 30 Текущее значение концентрационного критерия Время, Реальное время расчета концентрационного критерия после отбора и анализа проб (+2 часа)ч Граница концентрационного критерия Удельная активность, кБк/кг Радиационный критерий Рисунок 5.14 – Изменение концентрационного и радиационного критериев в ходе химической дезактивации 3 блока ЛАЭС (2005) Граничное значение критерия зависит от величины коэффициента α и в данном случае было принято 0,1. 5.3.3 Критерий прекращения дезактивации химреагентами при выведении радионуклидов на фильтрах СВО В некоторых случаях удаление активности из воды или деактивирующего раствора производят непрерывно с помощью фильтров. Поскольку растворение коррозионных отложений и их выведение из контура протекают одновременно, насыщения радионуклидами дезактивирующего раствора не наступает и критерий вида (5.12) для таких процессов неприменим. Количество выведенной активности на момент времени t определяется как A(t ) = G ∫ ⎡⎢⎣C(t ) вх − C(t ) вых ⎤ ⎥⎦ dt (5.12) G – расход дезактивирующего раствора через СВО. Очевидно, что процесс дезактивации целесообразно продолжать до тех пор, пока обеспечивается заметное выведение активности. На практике концентрационный критерий интегрального типа рассчитывается следующим образом. 1. Определяется количество выведенной активности: A i, j −3 = 10 (Cвх i, j ) (Cвх − Cвых i , j + 2 i −1, j − Cвых i −1, j ) G Δt i ;i −1 i (5.13) 108 A i, j – активность j-го реперного радионуклида, удаленная за счет фильтрации на СВО в период времени Δti = ti – ti-1 ; Cвх i, j − Cвых i , j – разность входных и выходных (после СВО) активностей ра- дионуклидов в растворе на момент времени отбора пробы ti; Cвх i −1, j − Cвых i −1, j – разность входных и выходных (после СВО) активностей ра- дионуклидов в растворе на момент времени отбора пробы ti-1; G i ; i −1 – средний расход теплоносителя на очистку за период времени Δti = ti – ti-1 . 5. Рассчитываем суммарную (интегральную) выведенную активность по каждому радионуклиду на момент времени ti, i=0÷М. A j i i = ∑ Akj (5.14) k =1 3. Интегральный концентрационный критерий рассчитывается по формуле: Δt ∑ ⎧⎪⎨ A = K 2 M ⎪⎩ A i A 0 M j =1 j i −2 j i −1 1 A + A t −t − j i −1 j i −2 i −1 + A A j i −1 j i −2 i −1 A 1 + A t −t − j i −2 j i −2 i ⎫ ⎪ ⎬ i −1 ⎪ ⎭ (5.15) М – число реперных радионуклидов; Δt0 – стандартный промежуток времени между отбором (2-6 часов) проб. Вводится для получения безразмерного критерия. На рис. 5.15 показано изменение удельной активности радионуклидов коррозионного происхождения и интегрального количества выведенной активности при проведении химической дезактивации. Дезактивация проводится в два этапа: обработка химреагентами и выведение радионуклидов на фильтрах СВО; выведение на фильтрах компонентов дезактивирующего раствора и доведение качества воды до стояночных норм. Достижение постоянства выведенной активности, означает, что дальнейшее проведение этапа увеличит выведенную активность всего на несколько %, поэтому этап может быть закончен. Критерии, основанные на расчете выведенной активности, будем называть интегральными. Критерий для такого режима дезактивации имеет вид, аналогичный уравнению (5.10), где вместо мощности дозы гамма-излучения подставляется интеграл выведенной активности из (5.12). На рис. 5.15 хорошо видно, что окончание каждого из этапов нельзя определить по удельной активности радионуклидов в дезактивирующем растворе. Насыщение по выведенной активности имеет место в следующих случаях: насыщение фильтра радионуклидами и продуктами коррозии, что требует его замены или переключения на свежий фильтр; прекращение процесса растворения коррозионных отложений, содержащих радионуклиды. 109 Граничное значение критерия Выведение кислот 10000 10 1000 1 100 0,1 10 0,01 Значение критерия A(t), Ки [С(t), 10 -7 Ки/кг] Химобработка с выведением радионуклидов на СВО Момент окончания химобработки по критерию 1 0,001 0 A(t) 20 40 C(t) 60 80 K (t) 100 120 140 t, час Рисунок 5.15 – Суммарная удельная активность и выведение некоторых радионуклидов (51Cr; 60Со; 54Mn; 95Nb) во время азотнощавелевокислой дезактивации 2-го блока Смоленской АЭС в 2002 г. Если после включения свежего фильтра количество выведенной активности не увеличивается, этап можно считать завершенным. Согласно критерию, значения которого приведены на рис. 5.15, процесс химической обработки контура следовало завершить на 34 часа раньше. Критическое значение критерия составляет 0,02, что ответствует выведению 2 % активности за 3 часа или 16 % в сутки. Согласно этому критерию стадию химобработки можно было сократить более чем на сутки. Недостатком такого критерия является, как и в случае концентрационного критерия, недостаточная его оперативность. Однако при непосредственном определении активности, находящейся на фильтре (т.е. выведенной из контура), по показаниям гамма-датчика можно также использовать радиационный интегральный критерий, при условии непрерывного контроля эффективности работы фильтра. 5.4 Химическая дезактивация блоков Ленинградской АЭС Характер изменения концентраций стабильных ПК одинаков на 3 и 4 блоках (рис. 5.16). Обращает на себя внимание на 2 порядка большая концентрация железа на 4 блоке перед началом дезактивации. Начальная концентрация остальных ПК практически одинакова на обоих блоках. По времени насыщения можно установить время окончания дезактивации (6-8 часов). Концентрации всех металлов после добавления щавелевой кислоты возрастают на несколько порядков за 6-8 часов, а затем, по мере вытеснения раствора снижаются. Концентрации Cr, Ni, Cu к моменту окончания вытеснения снижаются до уровня ниже первоначального; концентрация Zr оказывается значительно ниже первоначальной; концентрация Fe после 110 окончания вытеснения почти на порядок выше первоначальной. После вытеснения раствора включение по 3 ГЦН на петлю приводит к росту концентраций металлов более чем на 2 порядка, за исключением Zr (рис. 5.17), значение концентрации которого к моменту включения байпасной очистки снова возвращается к первоначальному уровню. Это можно объяснить относительным ростом размеров частиц диоксида циркония (агрегированием) с ростом рН и выпадением этих частиц по контуру. [Fe ], мг/л 1000 100 10 4-2003 1 3-2001 0,1 0,01 t, час 0,001 0 20 40 60 80 100 120 140 160 Рисунок 5.16 – Изменение концентрации железа на 3 и 4 блоках при проведении химдезактивации С, мг/л Zr 1 3 ЭБ 0,1 4 ЭБ 0,01 t, час 0,001 0 10 20 30 40 50 60 Рисунок 5.17 – Изменение концентрации циркония на 3 и 4 блоках при проведении химдезактивации Концентрация радиоактивных продуктов коррозии меняется аналогично (рис. 5.18) 111 Удельная активность, кБк/дм 3 100000 10000 1000 100 10 1 0,1 -20 3-2005 0 20 40 4-2003 60 80 100 3-2001 120 140 160 t, час Рисунок 5.18 – Изменение концентрации 59Fe во время химдезактивации 3 и 4 блоков После включения ГЦН (примерно 40 часов) удельная активность радионуклидов в теплоносителе возрастает и снижается только после включения байпасной очистки. Окончательно, концентрации радионуклидов после завершения очистки дезактивирующего раствора становятся ниже исходных. До начала вытеснения раствора производилась его очистка на намывных перлитных фильтрах НПФК. Первый замер был сделан через 3 часа после начала введения щавелевой кислоты. При этом 51Cr; 54Mn; 58Co удаляются на НПФК и их удельная активность после НПФК уменьшается, тогда как 60Со; 59Fe; 65Zn вымываются из НПФК. На этапе вытеснения раствора очистки на НПФК в среднем не происходит, скорее, происходит вымывание радионуклидов. После включения 3 ГЦН на сторону в теплоносителе происходит увеличение количества взвесей и коэффициенты очистки становятся больше 1. Более эффективно НПФК начинают работать после увеличения рН по мере очистки раствора от щавелевой кислоты. Для расчета выведенной активности и металлов определяли общее время вытеснения (за вычетом времени приостановления вытеснения) и среднюю скорость вытеснения. Количество металла (Q), выведенного путем вытеснения в i-й интервал времени, рассчитывали способом, представленным на рисунке 5.20а. Количество активности, выведенное при дезактивациях на 2-ой очереди ЛАЭС представлено на рис. 5.19. 112 а) C QMe=(Ci-1+Ci)(ti-1-ti)G/2 Ci-1 (Ci-1+Ci)/2 Ci Gt Gti-1 Gti б) 10000 4030 Выведенная активность, Ки 2832 1000 2400 1900 1620 1340 852 133 202 100 53 17 * * 10 4-1999 Вытеснение Рисунок 5.19 – 80 3-2001 НПФК 4-2003 ФСД 10 3-2005 4-2006 * НПФК+ФСД вместе а) метод расчета выведенной активности при вытеснении дезактивирующего раствора; б) Количество активности, выведенное при дезактивациях на 2-ой очереди ЛАЭС Ci-1 ⎯ концентрация металла на предыдущем этапе (к концу этапа); ti-1 ⎯ время окончания предыдущего этапа (начала вытеснения, момента останова вытеснения, момента возобновления вытеснения); ti ⎯ время начала настоящего этапа (момента останова вытеснения, момента возобновления вытеснения); G ⎯ производительность по вытеснению. Представленные данные показывают, что практически вся активность выводится при вытеснении раствора щавелевой кислоты. 113 Количество металлов (кг), выведенное из контура в ходе дезактивации и очистки теплоносителя на 3 блоке приведено в таблице 5.3. Как видно из таблицы на ФСД плохо выводится только цирконий. Таблица 5.3 Количество металлов, выведенное из контура Металл Fe Cu Ni Cr Zr Вытеснение 235,0 4,9 8,8 5,0 0,29 НПФК 12,6 0,2 0,3 0,4 0,3 ФСД 7,0 1,3 0,5 0,6 0,01 Характерной особенностью контурной дезактивации является наличие зависимости коэффициента дезактивации от высоты расположения оборудования и от исходной мощности дозы. В ходе дезактивации нерастворимые грубодисперсные продукты коррозии, состоящие в основном из оксида циркония перемещаются из горячих точек верхних уровней КМПЦ (БС, ВУТ, РГК) на нижние участки контура, что приводит после прекращения работы ГЦН к их загрязнению в большей степени, чем до начала отмывки (рис. 5.20). Коэффициент дезактивации 1000 100 +22.4 м +14.4 м 10 +10.8 м +8.4 м 1 +3.5; +4.6 м +0.0 м 0,1 -3.6; -6.8 м 0,01 0,001 0,01 0,1 1 10 100 МД, cЗв/ч Рисунок 5.20 – Зависимость коэффициента дезактивации в горячих точках от начального уровня загрязнения и высоты расположения оборудования (по результатам дезактивации 3 блока ЛАЭС в 2001 г.) 114 5.5 Малореагентная азотнощавелевокислотная дезактивация КМПЦ на СмАЭС Дезактивация КМПЦ состоит из 6 этапов продолжительностью около 180 часов [35]. После введения азотной кислоты концентрация железа возрастает в большей степени (рис. 5.21), чем активность радионуклидов, что указывает на преимущественное растворение отложений в неактивной части контура с низкой удельной активностью. Изменение удельной активности радионуклидов по отношению к железу будет рассмотрено ниже. На 2-ом подэтапе после введения щавелевой кислоты рост концентрации железа и радионуклидов примерно одинаков. Концентрация железа стабилизируется уже к началу 2-го ввода порции щавелевой кислоты. 3-й ввод щавелевой кислоты приводит к росту концентрации радионуклидов, практически не влияя на концентрацию железа, это указывает как на смыв отложений из активной зоны, так и на преимущественное удаление на байпасной очистки радионуклидов, по сравнению с железом. Количество выведенной активности и железа в зависимости от продолжительности дезактивационного процесса показано на рис. 5.22. Основная масса активности и железа была выведена еще до стадии фильтрации теплоносителя и удаления кислоты. Уменьшение выведенной активности после 2-ой порции щавелевой кислоты указывает на вымывание активности, ранее осевшей на фильтрах. По железу вымывания не происходило. 1, 2 и 3 Ввод H2С2О4 100000 10000 10000 1000 1000 100 100 10 10 1 23.04.04 Концентрация железа, мкг/кг Выведение кислот 100000 кБк/дм3 Удельная активность, Ввод HNO3 1 24.04.04 25.04.04 26.04.04 27.04.04 28.04.04 Дата ПД АПК Zr+Nb Железо Рисунок 5.21 ⎯ Изменение концентрации железа, активированных продуктов коррозии нержавеющей стали, продуктов деления и 95Zr + 95Nb в ходе химической дезактивации 1 блока СмАЭС в 2004 г. 115 1, 2 и 3 Ввод H2С2О4 Ввод HNO3 Выведение кислот Количество выведенной активности, Ки (железа, кг) 10000 1000 100 10 1 23.04.04 24.04.04 Активность 25.04.04 26.04.04 Fe 27.04.04 28.04.04 Дата Рисунок 5.22 – Изменение выведенной активности (РН) и железа в ходе химической дезактивации 1 блока СмАЭС в 2004 г. На рис. 5.23 показано изменение активности радионуклидов от рН дезактивирующего раствора в процессе дезактивации и выведения щавелевой кислоты. Наклон полученной зависимости примерно одинаков, показатель при экспоненциальной зависимости изменяется в пределах -1.4÷-1,9. Зависимость концентрации железа от рН имеет показатель при экспоненте -1,92, наиболее близко к этому показателю наклон радионуклидной зависимости отмечен при останове 3 бл ЛАЭС в 2001 г. и 1 блока САЭС в 2004 г. Обращает на себя внимание то, что в области рН 2,5-4 удельная активность радионуклидов на САЭС несколько выше, чем на ЛАЭС, не смотря на непрерывное выведение радионуклидов на катионитовых фильтрах СВО (на ЛАЭС в период химобработки используются только намывные фильтры, которые фактически удаляют только нерастворимые оксиды циркония). Возможным объяснением является наличие азотной кислоты в дезактивирующем растворе САЭС и меньшее содержание железа (II). Разброс значений активности радионуклидов в зависимости от рН для ЛАЭС существенно выше, так как снижение рН достигается двумя последовательными операциями (водообменом и фильтраций на ФСД). После проведения операции водообмена отмечается рост активности радионуклидов при одном и том же значении рН вплоть до включения ФСД. До введения кислоты удельная активность радионуклидов в коррозионных оксидах составляет величину 50-100 Ки/кгFe, что приблизительно соответствует удельной активности отложений на поверхности ТВС. Таким образом, в области нейтральных рН после останова энергоблока поступление активности в теплоноситель происходит в основном из АЗ. После введения кислоты начинается растворение оксидов железа и удельная активность в расчете на 1 кг Fe снижается до 5-10 Ки/кгFe в течение нескольких часов от начала ввода кислоты. Эта величина приблизительно соответствует содержанию радионуклидов в отложениях неактивной части контура. После восстановления рН и выведения щавелевой кислоты удельная активность радионуклидов по отношению к стабильному железу возрастает примерно до прежнего уровня, т.е. до уровня близкого к активности отложений в АЗ. 116 Удельная активность дезактивирующего раствора, кБк/кг 100000 10000 1000 100 10 1 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 рН САЭС-3-2006 ЛАЭС-4-2003 САЭС-1-2004 ЛАЭС-4-2006 ЛАЭС-3-2001 САЭС-2-2005 Рисунок 5.23 – Зависимость суммарной удельной активности радионуклидов от рН дезактивирующего раствора, содержащего щавелевую кислоту 117 6 Дезактивация 1-г контура и парогенераторов ВВЭР 6.1. Необходимость проведения дезактивации 1-го контура ВВЭР и парогенераторов 6.1.1 Причины дезактивации контура в сборе В процессе эксплуатации АЭС с ВВЭР на внутренних поверхностях оборудования и трубопроводов первого контура происходит рост отложений радиоактивных продуктов коррозии. С целью снижения мощности дозы γ-излучения и уменьшения дозовых нагрузок на персонал в периоды проведения контроля металла, технического обслуживания и ремонта трубопроводов и оборудования РУ необходимо удалять радиоактивные отложения посредством дезактивации оборудования первого контура, в основном, ПГ (трубный пучок и коллекторы теплоносителя по первому контуру) и элементы приводов СУЗ. Ряд старых энергоблоков АЭС не имел достаточных резервов для предусмотренного новыми нормами радиационной безопасности снижения (в 2,5 раза) лимитов по облучаемости персонала. В то же самое время проводимые на старых энергоблоках модернизации связаны с увеличением дозозатрат при выполнении работ в зонах повышенного ионизирующего излучения. Программы работ по продлению ресурса реакторного оборудования связаны с дополнительными объемами ремонтно-инспекционных работ. Однако ряд АЭС все еще в недостаточной степени оснащен автоматизированными и дистанционными средствами диагностики и ремонта реакторного оборудования. Поэтому в некоторых случаях приходится выполнять химические дезактивации, в первую очередь на энергоблоках первого поколения перед продлением сроков службы. В первую очередь это относится к парогенераторам энергоблоков № 3 и № 4 Нововоронежской АЭС. Анализ опыта проведения химических дезактиваций первых контуров энергоблоков ВВЭР-440 первого поколения с использованием штатной технологии и технических средств, разработанных в 1970-1980 г.г., показывает, что они не только не обеспечивают проектную эффективность, но и влекут за собой ряд опасных негативных последствий в течение последующей эксплуатации, включая образование большого количества жидких высокоактивных отходов, коррозионное растравливание металла, рост перепада давления на реакторе. После 10 лет эксплуатации на многих АЭС с ВВЭР-440 наблюдался рост отложений на поверхности активной зоны и, как следствие, увеличение повышение перепада давления теплоносителя на реакторе (ПДР) и гидравлического сопротивления реактора. В последние годы в связи с увеличением срока службы ТВС и степени обогащения топлива эта проблема стала еще более актуальной. Кроме того, одновременно с ростом перепада давления наблюдается рост разгерметизации твэлов. При этом наблюдается повышение дозозатрат персонала. При повышении ПДР возрастает неравномерность тепловыделения не только в плоскости реактора, но и в осевом направлении. Снижение теплоотвода от твэлов приводит к их перегреву и выходу из строя. Чтобы избежать этого, приходится снижать мощность реактора, что приводит к большим экономическим потерям. Так, в кампании 2008-2009 г.г. 3 блока НВАЭС вследствие перегрева одного из твэлов мощность реактора через 3 месяца после пуска была снижена до 64 % от номинальной (рис. 6.1). Для каждого реактора установлен допустимый порог перепада давления на реакторе, после превышения которого реактор должен быть остановлен. 118 1200 2,96 2,94 2,92 1000 2,9 2,88 900 2,86 800 2,84 Перепад давления, кг/см2 Тепловая мощность реактора, МВт 1100 2,82 700 2,8 600 11.7.08 2,78 31.7.08 20.8.08 9.9.08 29.9.08 19.10.08 8.11.08 Дата W ПДР Рисунок 6.1 – Изменение мощности и перепад давления на реакторе 3 блока НВАЭС в начале 34 кампании Одним из способов решения этой проблемы является дезактивация контура ВВЭР вместе с активной зоной, для удаления отложений с поверхности АЗ. Кроме того, попутно достигается и эффект дезактивации парогенераторов, обследование теплопередающих трубок которых для определения дефектности является одной из наиболее дозозатратных работ при проведении ППР на ВВЭР. В 1994 г. на реакторе Ловиса-2 после 14 кампании была проведена дезактивация контура с активной зоной. Примерно через месяц эксплуатации с начала следующей кампании неожиданным образом стали расти температуры на выходе некоторых топливных сборок. Явление было ярко выраженным на 6-ти Zr-сборках, которые были в первый раз загружены в реактор ("свежее" топливо). Через 10 недель повышенный рост температуры на большей части сборок вызвал 10% снижение расхода теплоносителя через эти сборки. Рисунок 6.2 показывает изменение температуры Zr-сборок на выходе, SS-сборок 1-года облучения и некоторых SS-сборок в большей степени подверженных этому явлению во время первых 14 недель 15-го цикла. Все 4 Zr-сборки, на которых измерялась выходная температура, показали наибольшие температурные изменения. Максимальные температурные изменения SS-сборок составляли примерно 50% таковых от Zr-сборок [106]. На этих же сборках наблюдались следующие явления: круд был визуально обнаружен на головках сборок и на поверхностях 1-го контура вовремя перегрузки; снижение расхода в 1-ом контуре; рост перепада давления теплоносителя (Δp) в активной зоне; появление асимметрии (на основе термоэлектрических изменений); механический износ оболочек твэлов в точке контакта с дистанционирующими решетками (фреттинг оболочка – решетка). Причиной фреттинг износа является, вероятно, вибрация ДР и твэлов, вызываемая существенным изменением поперечного сечения потока в местах расположения ДР с крудом; тенденция к ухудшению вышеупомянутых параметров во время цикла. 119 Изменение температуры на выходе, оС 4 3,5 3 2,5 2 1,5 1 0,5 0 -0,5 -1 -1,5 0 2 4 6 8 10 12 14 Время от начала 15 цикла, недели 1 2 3 4 5 Рисунок 6.2 – Изменение температуры сборок различного года облучения, Loviisa 2, 1994 [106] 1) 2) 3) 4) 5) Среднее значение по 4 циркониевым сборкам с высоким энерговыделением среднее значение по 4 нержавеющим сборкам с высоким энерговыделением, 1 цикл 2 цикл, сборка из нерж стали 2 цикл, сборка из нерж стали 3 цикл, сборка из нержавеющей стали Помимо отложений на решетках, отложения были обнаружены на всей поверхности чехловых труб (внутренней и наружной). Толщина отложений была 120-140 мкм. Толщина плотного тонкого слоя отложений была 5-7 мкм. В этом слое были обнаружены кристаллы длиной до 50 мкм. Рост кристаллов был ориентирован в направлении потока. На поверхности твэлов отложения не обнаружены. Максимальный рост отложений на Zr-сборках 1 года можно объяснить тем, что именно на сборках 1 года наблюдаются наиболее мощные тепловые нагрузки, а как уже отмечалось скорость осаждения круда на ТВС пропорциональная либо тепловой нагрузке, либо квадрату тепловой нагрузки. Осаждение на чехловых трубах объясняется осаждением на более холодной поверхности из-за протекания гидротермических реакций роста кристаллов магнетита и феррита из теплоносителя, насыщенного продуктами коррозии. Термодинамический расчет температурного градиента растворимости магнетита показывает, что при определенных значениях рН при 300 оС (рН300<6,8) он имеет отрицательную величину в нижней части реактора, т.е. осаждение магнетита происходит в основном на более холодных Zr поверхностях в нижней части топливных сборок – на решетках, на 10-й решетке никаких отложений нет. Наиболее важными фактами являются: - осаждение круда на Zr со сборками из нержавеющей стали. Хотя Zr сборки были в реакторе только 3,5 месяца по сравнению с 11 месяцами 1-го цикла нержавеющих сборок, сопротивление потока было примерно на 40% выше в Zr сборках; - в нержавеющих сборках осаждение круда больше на сборках 2-3 года облучения, чем на сборках 1 года. 120 Отложения представляют собой плотный слой толщиной 5-7 мкм и слой кристаллов виде шпинели (магнетит) вытянутой в направлении к воде. Общая толщина отложений 120140 мкм. На поверхности плотного слоя отложений был выявлен элементарный углерод. Источником углерода были остатки дезактивирующих растворов после дезактивации контура в 1994 году. В связи с этим инцидентом от контурных деактиваций на ВВЭР с применением химических реагентов отказались На НВАЭС химические дезактивации 1 контура 3 блока в 2001 и 4 блока в 2002 годах привели к усиленной коррозии конструкционных материалов первого контура и росту содержания продуктов коррозии в контуре, что вызвало рост ПДР в течение кампании до критического уровня. В ходе кампании отмечалось до двух промежуточных остановов, обусловленных ростом перепада давления. Поэтому химические дезактивации контура на ВВЭР в настоящее время, как правило, не проводятся. Очистку ТВС осуществляют на специальных установках, а дезактивацию парогенераторов осуществляют с отключенной активной зоной. Эти вопросы будут рассмотрены ниже. В последнее время широкое применение на АЭС с ВВЭР находят применение малореагентные или безреагентные способы дезактивации поверхностей, которые также будут рассмотрены несколько позже. Химическая дезактивация 1-го контура ВВЭР-440 проводится как вместе с ТВС, так и с выгруженной активной зоной (см. табл. 6.1). После 2002 г. контурные дезактивации не проводились. На ВВЭР-1000 химическая дезактивация контура не проводилась ни разу. Таблица 6.1 Дезактивация 1-го контура реактора ВВЭР в сборе [64] АЭС, энергоблок, реактор НВАЭС ЭБ № 1 Реактор ВВЭР-210 НВАЭС ЭБ № 2 Реактор ВВЭР-365 АЭС Козлодуй ЭБ № 1 Реактор ВВЭР-440 Ловиса № 2 Реактор ВВЭР-440 АЭС Козлодуй ЭБ №3 Реактор ВВЭР-440 НВАЭС ЭБ № 3 Реактор ВВЭР-440 НВАЭС ЭБ № 4 Реактор ВВЭР-440 Год проведения дезактивации Наличие на внутренней поверхности корпуса реактора коррозионностойкой наплавки Проведение дезактивации первого контура с невыгруженной (+) или выгруженной (-) из реактора активной зоной 1964 1984 Имеется + 1969 1981 1985 Отсутствует + + 1974 1993 Отсутствует – 1980 1994 Имеется 1980 1994 Имеется – 1971 2001 Отсутствует – 1972 2002 Отсутствует – Год пуска энергоблока На реакторах ВВЭР вместо дезактивации контура в сборе, как правило, проводят дезактивацию парогенераторов. 121 6.1.2 Причины дезактивации парогенераторов Парогенераторы являются наиболее ответственным элементом АЭС с ВВЭР, замена которых сопряжена со значительными затратами, поэтому их надежной эксплуатации уделяется повышенное внимание. Для обеспечения надежной эксплуатации парогенераторов в течение топливных кампаний должен выполняться большой объем ремонтных и диагностических работ в периоды ежегодных стоянок для перегрузки топлива. Наиболее значительный вклад в коллективные дозозатраты персонала в периоды ремонтных стоянок вносят работы на парогенераторах, включая химические отмывки, инспекции и ремонт. Работоспособность парогенераторов является одной из важнейших составляющих безопасной эксплуатации энергоблока АЭС с ВВЭР в течение его срока службы. Практика эксплуатации горизонтальных парогенераторов показала, что в последние годы основным элементом, определяющим фактический срок службы этого объекта, являются теплообменные трубы (ТОТ). На энергоблоках ВВЭР-1000 по причине повреждения значительного количества теплообменных трубок заменено 6 парогенераторов, в т.ч. четыре парогенератора на Балаковской АЭС. Обеспечение целостности теплообменных труб в количестве, достаточном для нормативно-гарантированной теплопередачи между первым и вторым контурами АЭС, является основной задачей при управлении ресурсными характеристиками парогенераторов. Анализ данных эксплуатационного контроля парогенераторов на АЭС с ВВЭР, в первую очередь на старых энергоблоках Нововоронежской и Кольской АЭС свидетельствует о постепенном ухудшении их коррозионного состояния, вызываемого процессами деградации и износа в процессе эксплуатации. В настоящее время наиболее актуальной задачей является подтверждение возможности дальнейшей эксплуатации ПГ за пределами 30 летнего проектного срока службы энергоблоков первого поколения АЭС с ВВЭР-440 в связи с выявленной в последнее время значительной интенсивностью коррозионных процессов в ряде парогенераторов, возможным достижением предельной границы количества заглушенных труб (в первую очередь, для парогенераторов энергоблока №3 Нововоронежской АЭС), а также с большими экономическими затратами при замене парогенераторов. Необходимость проведения дезактиваций оборудования первого контура АЭС с ВВЭР в значительной степени вызвана недостатком дистанционно-управляемых автоматизированных технических средств диагностики и ремонта. Для минимизации доз облучения на Кольской АЭС с 1993 г. эксплуатируется дистанционно управляемая автоматизированная система вихретокового контроля (ВТК) и глушения трубок ПГ, поставленная фирмой «Сименс». Дистанционно управляемая автоматизированная система контроля и глушения трубок парогенераторов включает: пульт дистанционного управления (установлен в центральном зале на расстоянии до 50 м от коллектора ПГ); мачтовый манипулятор со сменными модулями для ВТК и ремонта (глушения трубок) и модуль ультразвукового контроля сварных швов коллектора. Планируется внедрение на Балаковской и Нововоронежской АЭС отечественной дистанционно управляемой автоматизированной установки ремонта (глушения трубок) ПГ разработки фирмы «Альфадиагностика» (Обнинск). Ежегодные коллективные дозозатраты на блоках 3-4 НВАЭС в 3-10 раз выше по сравнению с другими энергоблоками ВВЭР России. 122 Сравнение коллективных дозозатрат и количества дезактиваций показывает наличие между ними прямой, а не обратной корреляционной зависимости, что указывает на недостаточную эффективность использования данного инструмента. Увеличение количества дезактиваций в период 1998-2004 г. сопровождалось ростом коллективных дозозатрат. 6.2 Растворы для дезактивации парогенераторов и 1-го контура ВВЭР В настоящее время известно несколько основных методов химического удаления труднорастворимых продуктов. Первый метод заключается в превращении нерастворимых отложений в соли или прочные комплексы, хорошо растворимые в данных условиях. Для этого могут быть использованы органические и минеральные кислоты и эффективные комплексообразователи, такие как соли лимонной, щавелевой, этилендиаминтетрауксусной кислот и т. п. Второй метод — превращение отложений в вещество, также нерастворимое в воде, но способное растворяться в кислотах или других реагентах. На этом основана двух- и трехванная дезактивация. Третий метод состоит в разрушении подслоя отложений, прочно связанного с поверхностью металла, с последующим удалением потоком жидкости разрыхленных и отслоившихся от поверхности частиц. Для реализации этого процесса, как правило, используют кислоты, так как при их воздействии на металл происходит подтравливание поверхности с выделением газообразного водорода, пузырьки которого усиливают отслаивание нерастворившихся частиц. При этом полезно изменение теплового и гидродинамического режима работы контура, что способствует более эффективному удалению взвесей с промывочной водой. Как правило, в практике дезактивации используется сочетание этих методов. Дезактивация 1-го контура ни в России, ни за рубежом ВВЭР-1000 не проводилась. Растворы для дезактивации контура в сборе приведены в таблице 6.6. Концентрация компонентов раствора может варьироваться в довольно широких пределах, как в ходе проведения дезактивации, так и в зависимости от особенностей контура. Таблица 6.2 Растворы для дезактивации 1-го контура ВВЭР-440 № Примечание Состав раствора № п.п. раствора Двухванный метод 2–5 г/л KMnO4 + 30–40 г/л NaOH 1 а) 2 3 б) 10–30 г/л Н2С2О4 + 0,5 г/л Н2О2 или 1 г/л HNO3 a) 1,5–0,5 г/кг KMnO4 Однованный метод с трансформацией растворов, окисление б) в) 3–5 г/кг ЭДТА + 0,8-1,2 г/л лимонная кислота травление 250÷350 мг/кг N2H4OH + 150÷250 мг/кг NH3 пассивация а) HMnO4 б) Н2С2О4 Siemens технология CORD - Chemical Oxidating Reducing Decontamination окисление разложение диоксида марганца в) Н2О2 пассивация Составы дезактивирующих растворов для дезактивации оборудования и трубопроводов определены руководящим документом РД 210.006-90 «Правила технологического проектирования атомных станций (с реакторами ВВЭР)» [107], разработанного в 1990 г., а также конструкторской и эксплуатационной документацией – Инструкциями по эксплуатации реакторной установки, парогенераторов и др. 123 Для дезактивация оборудования, изготовленного из коррозионно-стойкой стали (включая, парогенераторы) используются водные растворы следующего состава: Первый раствор: едкий натр (NaOH) - 30-40 г/л; - 2-5 г/л перманганат калия (KMnO4) Второй раствор: щавелевая кислота (H2C2O4) - 10-30 г/л; - 0,5 г/л перекись водорода (H2O2) - 1,0 г/л или азотная кислота (HNO3) При проведении дезактивации ПГ АЭС с ВВЭР-440 применяются следующие рецептуры дезактивирующих растворов. АР-ОХ метод дважды применялся на АЭС «Ловииса» (Финляндия). Первый (окислительный) раствор: едкое кали (KOH) - 50 г/л; - 5 г/л перманганат калия (KMnO4) Второй (восстановительный) раствор: щавелевая кислота (H2C2O4) - 12 г/л; - 1 г/л; перекись водорода (H2O2) Продолжительность обработки поверхностей каждым раствором - до 4 ч. После обработки каждым раствором проводится водная промывка дистиллятом. AP-Сitrox метод применяется на АЭС «Пакш» (Венгрия): Первый (окислительный) раствор: едкий натр (NaOH) - 10 г/л; перманганат калия (KMnO4) - 5 г/л Второй (восстановительный) раствор: щавелевая кислота (H2C2O4) - 10 г/л; - 10 г/л; лимонная кислота (H6С6O7) Пассивация осуществляется раствором перекиси водорода, затем осуществляется промывка аммиаком. С целью ускорения растворения отложений в раствор щавелевой и лимонной кислот в ряде случаев добавлялись соли ванадия. Длительность обработки каждым раствором - до 4 ч. После обработки каждым раствором проводится водная промывка дистиллятом. На АЭС с ВВЭР-440 в России, Украине и Болгарии для дезактивации ПГ применяется АР-ОХ метод при использовании раствора следующего состава: Первый (окислительный) раствор: едкое кали (KOH) - 30 г/л; перманганат калия (KMnO4) - 5 г/л Второй (восстановительный) раствор: щавелевая кислота (H2C2O4) - 20 г/л; - 10 г/л; азотная кислота (HNO3) Длительность обработки каждым раствором - до 4 ч. После обработки каждым раствором проводится водная промывка дистиллятом. В настоящее время обязательной стадией является пассивация поверхности после проведения дезактивации. Однако анализ как состояния поверхности (рис. 6.1), так и изме124 нения удельной активности радионуклидов в контуре после дезактивации показывает, что эффективного метода пассивации пока не создано. 6.3 Дезактивация 1-го контура ВВЭР-440 6.3.1 Дезактивация 1-го контура 3 и 4 блоков НВАЭС Для проведения дезактивации 3,4 блоков НВАЭС требовалось изменение схем ввода реагентов, азота, продувки, пробоотбора. После проведения технико-экономического обоснования было принято решение о выгрузке активной зоны во время реализации схемных изменений, поэтому дезактивация проводилась без активной зоны и приводов СУЗ. На энергоблоках №3 и №4 Нововоронежской АЭС в мае 2001 г. и августе 2002 г. проведены дезактивации в сборе реактора с выгруженной активной зоной без приводов СУЗ, 6-ти циркуляционных петель с трубопроводами продувки 1 контура, регенеративный теплообменник продувки и доохладитель продувки, компенсатор объёма. Для снижения количества образующихся ЖРО дезактивация проводилась по однованной технологии в 3 этапа: окисление 6-8 ч перманганатом калия при рН=7,0÷8,5; 2 стадии травления 8-10 ч (ЭДТА и лимонная кислота при рН=6±1 и рН=5±1). этап пассивации 10-12 ч (гидразингидрат и аммиак). Дезактивация 3 блока НВАЭС в 2001 г. проводилась в следующем порядке. Этап окисления Ввод окислителя КМпО4 осуществляется при температуре теплоносителя 110-120 оС. Первоначальная концентрация в первом контуре 1,5÷0,5 г/кг, рН-7,0÷8,5. Продолжительность этапа 6-8 часов с подъемом температуры до 150оС. Этап травления Перевод окислительного раствора в восстановительный осуществляется путем ввода смеси раствора этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТУК), лимонной кислоты и трилона Б, а также гидразина непосредственно в окислительный раствор, находящийся в 1 контуре, без дренирования последнего. При этом ввод кислот производится двумя порциями. Первая порция дозируется сразу же по окончании этапа окисления при температуре ≥150оС, при этом обеспечивается следующие показатели качества дезактивирующего раствора: общая концентрация ЭДТУК – 4±1 г/кг, концентрация лимонной кислоты – 1,0±0,2 г/кг, водородный показатель рН - 6±1. Вторая порция реагентов вводится через два 2 часа при температуре раствора 160±5оС, при этом суммарная концентрация травящих реагентов возрастает: общая концентрация ЭДТУК – 6±1 г/кг, концентрация лимонной кислоты – 1,6±0,4 г/кг, водородный показатель рН - 5±1. Разогрев первого контура прекращается и температура поддерживается постоянной на уровне 160÷165оС до конца этапа. В процессе дезактивации кислоты расходуются на взаимодействие с железоокисными пленками, это приводит к быстрому росту водородного показателя рН и к снижению растворяющей способности раствора. Поэтому в течение второй части этапа травления произво125 дится постоянная (или порциями) дозировка в первый контур ЭДТУК и лимонной кислоты. Общая продолжительность этапа травления - 8±10 часов. Этап выведения раствора из первого контура Выведение отработанных растворов осуществляется методом водообмена, а при общей концентрации ЭДТУК ≤ 0,5 г/кг в сочетании с очисткой на ионообменных фильтрах установки СВО-1 Этап выведения заканчивается после достижения в 1 контуре общей концентрации ЭДТУК ≤ 0,2 г/кг. Этап пассивации Пассивация металла оборудования 1 контура производится при температуре 165±5оС путем ввода гидразингидрата и раствора аммиака с доведением их концентраций в теплоносителе до 250÷350 мг/кг и 150÷250 мг/кг соответственно, в течение 10÷12 часов при работе ГЦН. Общая продолжительность дезактивации – 72 часа. По той же схеме в августе 2002 г. была проведена высокотемпературная дезактивация трубопроводов и оборудования 1 контура в сборе (без активной зоны и приводов СУЗ) энергоблока №4 НВАЭС. Проведению дезактивации предшествовало выполнение ряда технических мероприятий: блокированы связи узла приготовления раствора бора 4 блока с аналогичным узлом 3 блока установкой заглушек на трубопроводах связи; изменена схема подачи азота низкого давления, объем емкости азота высокого давления увеличен в 3 раза за счет подключения 2-х дополнительных емкостей; разделены технологические связи 3 и 4 блоков по системе грязного конденсата; реализована временная схема подачи чистого конденсата в автономные контуры ГЦН-1÷6; выполнена дополнительная линия дренирования 1 контура; смонтирована линия дополнительной подачи химреагентов; произведена отмывка этилендиаминтетрауксусной кислоты от хлоридов до приемлемого уровня. После включения ГЦН произошло двукратное уменьшение МД на петле № 3 (прямой замер), что говорит о наличии в 1-м контуре рыхлых отложений, легко снимаемых с поверхности потоком воды. После ввода кислого раствора МД возросла в 2,8 раза. В процессе водообмена МД уменьшилась в 8,4 раза. Использование канала прямого замера МД от трубопровода Ду500 (ГЦН) позволило оперативно отслеживать ход процесса по смыву и удалению радиоактивных продуктов коррозии. На этапе окисления отмечен рост радиоактивности 51Cr в 40 раз, химического хрома в 1400 раз и небольшой рост активности других продуктов коррозии. На этапе травления отмечен дальнейший рост радиоактивного 51Cr в 90 раз и химического хрома в 2600 раз от исходного состояния. Содержание железа в теплоносителе возросло в 180 раз при росте радиоактивного 59Fe в 70 раз. Суммарная активность теплоносителя возросла в 100 раз и достигла 9,2.105 кБк/дм3. Следует отметить, что максимальная суммарная активность радионуклидов активационного происхождения, зафиксированная на 3 и 4 блоках НВАЭС при останове составила величину всего в 4-6 раз меньшую, чем при дезактивации (3 блок, 2006 г.; 4 блок 2007 г.). Обычно активность радионуклидов при останове на порядок ниже, чем пр химической дезактивации. Из первого контура было выведено 800 Кюри активности, в том числе: 51Cr - 210 Ки; 58 Co – 240 Ки; 60Co – 100 Ки; 54Mn – 160 Ки; 59Fe – 70 Ки. Удалено из первого контура около 200 кг железоокисных отложений и 20 кг хрома. Дезактивация позволила сократить интегральную дозу облучения персонала на 40%. Эффективность дезактивации приведена в табл. 6.3. 126 Таблица 6.3 Коэффициенты дезактивации по отдельным видам оборудования и трубопроводов при дезактивации 4 блока НВАЭС Коэффициент деОборудование и трубопроводы зактивации Оборудование и трубопроводы петель ГЦН 3,5 Коллекторы парогенераторов 4,1 Верхний блок 4,6 Компенсатор объема 2,9 Регенеративный теплообменник продувки первого контура 6,1 6.3.2 Дезактивация 1-го контура 2 блока АЭС "Ловиса" Необходимость проведения контурной дезактивации обусловлена повышенными мощностями доз излучения на блоке №2 АЭс Ловиса по сравнению с энергоблоком №1 с 1988 г., а также большим объемом дозоёмких работ в ППР-94, включая замену трубопроводов продувки парогенераторов. Продолжительность проведения контурной дезактивации составила 10 суток. Дезактивации были подвергнуты ~17000 м2 поверхностей первого контура, из которых на парогенераторы приходится 89%. В процессе дезактивации использовались три следующих раствора: Марганцовистая кислота - HMnO4 (~ 3 % раствор) в количестве 20 м3, Щавелевая кислота - H2C2O4 (в количестве 5300 кг соли H2C2O4*2H2O) Перекись водорода - H2O2 (в количестве 1000 кг) Отработанная щавелевая кислота разлагалась с помощью ультрафиолетового излучения и перекиси водорода - H2O6. При проведении дезактивации использованы штатные технологические системы. Об эффективности дезактивации свидетельствуют достигнутые коэффициенты дезактивации: для «холодных» петель главного циркуляционного контура - 10 для «горячих» петель главного циркуляционного контура - 18 для парогенераторов – 150 В общей сложности за 4 цикла дезактивации из первого контура выведено 41,5 ТБк (1120 Ки) активности (доминирует хром-51) и 290 кг продуктов коррозии, соответствующие слою отложений толщиной 4,5 мкм. 87 % активности было выведено на ионообменных фильтрах, 13 % – вместе с дезактивирующими растворами. Количество концентрированных ЖРО составило 50 м3. Общее количество отработанных ионитов 32,5 м3. Сокращение коллективных дозозатрат составило 8,1 чел.-Зв. Однако, как уже отмечалось, дезактивация имела ряд негативных последствий: Аномальный рост температуры на выходе из реактора в 15 топливном цикле, октябрь 1994 из-за снижения расхода теплоносителя через часть ТВС, включая 6 ТВС с дистанционирующими решетками из циркониевого сплава Zr+1%Nb первого года работы; Реактор остановлен в январе 1995 г., 6 отмеченных ТВС выгружены В период последующей перегрузки топлива проконтролировано гидравлическое сопротивление для 80 ТВС, по показателям гидравлического сопротивления были досрочно выгружены 30 ТВС; В течение 16 топливной кампании постоянно росла активность первого контура, свидетельствующая о повышении разгерметизации топлива 127 После останова реактора (16 камп.) выявлены 7 неплотных ТВС, все из которых относятся к загрязненным отложениями. 32 загрязненных отложениями ТВС, включая 7 негерметичных, выгружены из реактора. Основные технические проблемы, явившиеся причиной аномального роста отложений на ТВС, при выполнении дезактивации: Повреждение обеспечивавших циркуляцию подпиточных насосов в период второго цикла Интенсивный эрозионно-коррозионный износ элементов Неудовлетворительное перемешивание и перерывы процесса дезактивации Недостаточная скорость дренирования Планировалось перемешивание за счет линий спринклерной системы, но перепада давления от двух ГЦН оказалось недостаточно для организации потока через спринклерные линии Определенное количество радиоактивности и продуктов коррозии осталось в проходках электронагревателя компенсатора давления. 6.4 Дезактивация парогенераторов ВВЭР-440 Дезактивация трубчатки и коллекторов ПГ согласно инструкции по эксплуатации ПГ предусматривает следующие стадии: заполнение отсеченного ПГ раствором перманганата и гидроксида калия с концентрациями 2-5 и 30-40 г/л соотв. циркуляция раствора насосом по трубкам при 90-95°С в течение 1-3 ч (подогрев со стороны со стороны 2 контура) вытеснение раствора сжатым воздухом промывка ПГ чистым дистиллятом в течение 1 ч заполнение ПГ раствором щавелевой кислоты 10-30 г/л и азотной кислоты 1 г/л (или перекиси водорода 0,5 г/л) циркуляция раствора по трубкам ПГ в течение 1-3 ч удаление раствора из ПГ промывка трубок раствором гидроокиси калия 2 г/л промывка трубок ПГ дистиллятом Устаревшая штатная технология включает большое количество операций, что обуславливает высокие трудозатраты (в среднем 200-250 чел.-час на один ПГ на НВАЭС), большое количество высокосолевых жидких отходов (около 130 м3 на ПГ) При отсутствии совершенных технических средств приготовления, дозировки, циркуляции, дренирования, химического контроля сложно поддерживать заданную рецептуру раствора на протяжении каждого этапа, что может приводить к снижению эффективности. Для обеспечения эффективности процесса следует поддерживать определенное соотношение между компонентами дезактивационного раствора, а не только соблюдение их концентраций в регламентированном широком диапазоне (это не указано в нормативной документации), что требует определенных навыков и квалификации персонала 6.6.1 Дезактивация парогенераторов на энергоблоках 3 и 4 Нововоронежской АЭС На Нововоронежской АЭС дезактивация парогенераторов производится с помощью установки автономной циркуляционной дезактивации, состоящей из емкости приготовления 128 дезактивирующего раствора, насоса производительностью 40 м3/ч, заглушек холодного и горячего коллекторов и системы обвязки трубопроводов с арматурой. Основная цель обработки дезактивируемой поверхности кислотным (щавелевокислым) раствором заключается в снятии и удалении радиоактивных продуктов коррозии, содержащих долгоживущие радионуклиды железа, кобальта, марганца, хрома и осколков деления. После второй стадии проводится окончательная отмывка трубчатки парогенератора до достижения следующих показателей качества промывочного раствора: − водородный показатель рН – не менее 6,5; − прозрачность – не менее 95%, − концентрация хлорид-иона (Сl) – не более 0,15 мг/кг; − концентрация калия (К) – не более 16 мг/кг; − концентрация натрия (Na) – не более 2 мг/кг. Проводится, как правило, два цикла дезактивации. Средний коэффициент дезактивации коллекторов парогенераторов в 1998÷2001 г.– 8,2, в 2003 г. – 6,8. Начиная с 2000 года, дезактивация всех парогенераторов 3,4 блоков НВАЭС проводилась ежегодно химическим или химико-механическим методами. Дезактивация каждого ПГ проводилась в 2 цикла. В ППР-2004 проведена дезактивация всех ПГ энергоблока 3 и одного парогенератора блока 4 химическим методом, а остальных ПГ энергоблока 4 – электрохимическим методом. Технология электрохимической дезактивации коллекторов парогенераторов Электрохимический метод дезактивации применяется для дезактивации и снятия окисной пленки с внутренней поверхности коллекторов парогенераторов ВВЭР-440; Дезактивация электрохимическим методом осуществляется «полусухим» способом с помощью выносного катода. Сущность метода заключается в электрохимическом травлении дезактивируемой поверхности в электролите под действием постоянного электрического тока плотностью 15÷20 А/дм2. В качестве электролита используется ортофосфорная кислота (Н3РО4) – 30-50 г/л или серная кислота (H2SO4) – 20-40 г/л, а в качестве наполнителя электролита для выносных катодов (диэлектрика) - материал из шерсти, асботкани, углеродной ткани. Дезактивации электрохимическим методом подвергались только коллектора парогенератора, без воздействия на трубчатку. Нейтрализация электролита проводится 5% раствором щелочи (КОН) с последующей обильной промывкой поверхностей «чистым» конденсатом. Полученные коэффициенты дезактивации при применении этого метода для коллектора парогенераторов - 2÷3. Эффективность химического метода дезактивации ПГ значительно выше, чем электрохимического (средние уровни коэффициентов химической дезактивации – 7-8, а электрохимической – 1-2). Накопленный за годы эксплуатации опыт проведения химической дезактивации парогенераторов выявил существенный недостаток в её технологии – отсутствие этапа пассивации поверхности металла после этапа травления. Поэтому, в случае возникновения необходимости в ежегодном проведении дезактивации всех ПГ, неизбежен вынос с поверхности металла вторичных продуктов коррозии. Кроме того, для повышения эффективности дезактивации требуется увеличение скорости циркуляции раствора. 129 6.6.2 Дезактивация парогенераторов на энергоблоках 1-4 Кольской АЭС За счет внедрения гидразинного ВХР и стабилизации радобстановки с 1982 г. междезактивационный цикл был повышен до 3-4 лет. При дезактивации трубчатки и коллекторов парогенератора использовался пропеллерный насос в коллекторе, обеспечивавший 2-3 кратное повышение скорости раствора в трубках и отмывку поверхностей. Опыт эксплуатации показал, что предусмотренная проектом технология дезактивации парогенератора не обеспечивает полноту удаления отложений с труб и пассивацию поверхностей. Низкая эффективность штатной технологии дезактивации ПГ обусловлена длительным воздействием агрессивного раствора и отсутствием тщательного смыва загрязнений. Кроме того, требуется детальная проработка этапа пассивации внутренней поверхности парогенератора. С 1976 года на Кольской АЭС производилась дезактивация парогенераторов на всех блоках. Дезактивации подвергалась трубчатка парогенераторов вместе с коллекторами. Данная операция производилась с помощью временно монтируемой автономной установки, позволяющей герметично отсекать коллектора парогенераторов от петель первого контура и обеспечивать циркуляцию дезактивирующего раствора между коллекторами через трубчатку. Непосредственно процесс дезактивации состоял из нескольких циклов, в зависимости от требуемого коэффициента дезактивации. Каждый цикл включал в себя две стадий: 1-я стадия - обработка щелочным раствором (3% КОН + 0,5% КМnО4) продолжительностью до 2,5 ч. 2-я стадия - обработка кислотным раствором (3% Н2С2О4 + 0,1% НNO3) продолжительностью до 2,5 ч. Разогрев и поддержание необходимой температуры растворов (80-90 оС) осуществлялся горячей водой со стороны второго контура. Между стадиями и в конце дезактивации производилась промывка системы «чистым» конденсатом. По окончании каждой стадии дезактивационный раствор вытеснялся сжатым воздухом в систему спецканализации. В результате проведения одного цикла дезактивации образовывалось около 100 м3 дебалансных вод, подлежащих переработке на спецводоочистке. Проведение пассивации, то есть восстановление нарушенной окисной пленки поверхности металла после дезактивации не предусматривалось. Уровень мощности дозы на ПГ восстанавливается за топливный цикл без тенденции на какое-либо уменьшение в течение многих лет эксплуатации, в то время как внедрение технологии дезактивации предполагало постепенное снижение радиационных полей от оборудования 1 контура. В 1990 году (16-й топливный цикл) на блоке № 2 Кольской АЭС на некоторых тепловыделяющих сборках (ТВС) имел место рост подогрева теплоносителя первого контура и перепада давления, что потребовало снижения мощности реактора с последующим остановом. Испытания этих ТВС показали, что причиной роста подогрева теплоносителя явилось увеличение их гидродинамического сопротивления из-за блокировки проточной части коррозионными отложениями на поверхности твэлов в районе двух нижних дистанционирующих решеток и на самих решетках. Причиной произошедшего, предположительно явились органические вещества, которые в последствии стали центрами формирования коррозионных отложений. Очевидно, что как бы качественно не проводилась последезактивационная отмывка оборудования, полностью удалить дезактивирующие растворы невозможно. Об этом свидетельствует анализ отложений с внутренней поверхности трубчатки парогенераторов, часть которых составляют остатки дезактивирующих растворов и продуктов дезактивации, в частности щавелевая кислота. 130 До 1991 г. на блоке 2 проведено наибольшее количество (90) циклов травления ПГ по сравнению с блоками 1, 3 и 4, соответственно, 64, 11 и 6. Активным поставщиком продуктов коррозии для процесса формирования коррозионных отложений на твэлах является разрушенная дезактивирующими растворами защитная окисная пленка. Исследования ОТВС с блока 2 Кольской АЭС в «горячей» камере НВАЭС выявили локальные отложения в районе нижних дистанционирующих решеток, причем в отдельных пробах отмечено повышенное содержание элементарного углерода. Последний образуется при радиационно-термической деструкции органических загрязнений и инициирует усиленный рост отложений (из-за низкой теплопроводности). В качестве других источников органических загрязнений и углерода также следует учитывать забросы масел, ионообменных смол, смазок и т.п. В 1996 г. при дезактивации ПГ 2 блока Кольской АЭС выполнена оценка эффективности дезактивации на основе сравнения дозозатрат, полученных при ремонте парогенератора, прошедшего дезактивацию, и парогенератора без дезактивации. Сопоставительный анализ выполнен для ПГ с одинаковыми объемами ремонтных работ. При получении положительного эффекта дезактивации (КД ~5 в коллекторах и КД ~2 внутри парогенератора) дозозатраты на ремонт+дезактивация оказались выше, поэтому с 1996 г. дезактивации парогенератора на Кольской АЭС не проводятся. Кроме того, после проведения дезактивации возникла необходимость решения дополнительных проблем: переработка дезактивирующих растворов с большим солесодержанием; уборка высокоактивного шлама после демонтажа установки; образование рыхлых отложений в трубчатке парогенератора; дополнительные трудозатраты (124 чел.-часов); время проведения дезактивации 5 суток; актуальность пассивации поверхности оборудования после дезактивации; вынос остаточных дезактивирующих растворов в 1 контур с вероятным образованием отложений на ТВС; На основании вышеизложенного и с учетом одного из главных принципов радиационной безопасности- принципа оптимизации, дезактивация парогенераторов на Кольской АЭС с 1996 г. не проводится. Таким образом, опыт эксплуатации проведения дезактивации парогенераторов Кольской АЭС показал: отсутствие общего уменьшения радиационных полей от оборудования первого контура в течение времени; необходимость доработки технологии дезактивации с учетом отмеченных недостатков, особенно в части окончательного выявления влияния остаточного загрязнения органическими соединениями на массоперенос продуктов коррозии с отложением их на твэлах, актуальность пассивации после дезактивации; решение о необходимости проведения дезактивации оборудования первого контура необходимо принимать только после тщательного анализа всех радиационных, экономических и социальных факторов, в случае планирования больших объемов ремонтных работ и по отработанной технологии. Количество дезактиваций на блоках 3-4 Кольской АЭС значительно ниже по сравнению с блоками первой очереди. В определенной степени сравнительно меньшее накопление радиоактивных продуктов коррозии связано с отсутствием неплакированных поверхностей в первом контуре, а также оптимальным ведением водно-химического режима, что обеспечивается более эффективными средствами его поддержания и регулярно совершенствуемой нормативной документацией. 131 Внедрение гидразинного ВХР в первых контурах блоков Кольской АЭС с 1980 г. преследовало цель улучшения радиационной обстановки при ремонтных стоянках за счет усиленного выведения продуктов коррозии в течение топливной кампании. На блоках 1-2 гидразин гидрат дозировался на вход катионитного фильтра установки СВО-1, что сглаживало поступление гидразина в первый контур с подпиточной водой и ослабляло негативные последствия забросов кислорода с недеаэрированным чистым конденсатом при водообменах. Гидразинный ВХР первого контура поддерживается до настоящего времени на всех блоках Кольской АЭС, его ведение предусматривается и подготавливаемыми к введению новыми нормами ВХР первого контура АЭС с ВВЭР-440. Результаты регулярно проводимого контроля коррозионного состояния конструкционных материалов первого контура, в том числе с помощью индикаторных образцовсвидетелей показывает существенно меньшую скорость коррозии конструкционных сталей в условиях гидразинного режима по сравнению с аммиачным водным режимом на НВАЭС. Для минимизации доз облучения на Кольской АЭС с 1993 г. эксплуатируется дистанционно управляемая автоматизированная система вихретокового контроля (ВТК) и глушения трубок ПГ, поставленная фирмой «Сименс». Использование данной установки сокращает дозозатраты персонала при ремонте и инспекции парогенераторов. 6.6.3 Обобщение опыта дезактиваций парогенераторов на энергоблоках №1-4 АЭС Богунице Автоматизированная установка «Dekoz PG» применяется на блоках ВВЭР-440 АЭС Богунице и Дукованы с 1980-х г. для дезактивации ПГ по технологии «АP/Citrox»: Первый (окислительный) раствор: - 1% NaOH+0,5% KMnO4 Второй (травильный) раствор: - 1% лимонной и щавелевой кислот Кроме того, опробованы добавки солей ванадия V2+ и ЭДТА. Два ПГ были подвергнуты дезактивации в течение ремонтной стоянки в 2002 году – ПГ №16 на энергоблоке №1 и ПГ №26 на энергоблоке №2 АЭС Богунице. Для комиссии по соблюдению принципов ALARA (минимизации дозозатрат в разумно достижимых пределах) был представлен выполненный сравнительный техникоэкономический нескольких возможных вариантов решения проблемы, на основе которого определен наиболее предпочтительный способ. Сравнительный анализ экономических затрат и коллективных доз облучения выполнен до проведения дезактивации ПГ №16 на энергоблоке №1 и ПГ № 26 на энергоблоке №2 АЭС Богунице для следующих вариантов: 1. Два последовательных цикла химической дезактивации 2. Три последовательных цикла химической дезактивации 3. Организация свинцовой радиационной защиты С этой целью пересмотрен “альфа-индекс”, используемый в качестве стоимостного эквивалента коллективных дозозатрат с учетом изменения стоимости переработки радиоактивных отходов и нового алгоритма выполнения радиационной защиты. Суммарная стоимость затрат для варианта с дезактивацией обоих ПГ-16 и ПГ-26 составила ~ 2 млн. крон, что существенно ниже вариантов без предварительного проведения дезактивации. Для оценки эффективности дезактивации использованы результаты измерения мощности дозы излучения в стандартных реперных точках. По опыту АЭС Дукованы, где в 10 из 30 случаев оказалось достаточным одного цикла дезактивации, измерения мощности дозы излучения у ПГ-16 выполнены уже после завершения одного цикла дезактивации. 132 Среднее значение коэффициента дезактивации для реперных точек со стороны 2 контура после первого цикла дезактивации - 1,7. Среднее значение коэффициента дезактивации для реперных точек со стороны 2 контура после второго цикла дезактивации - 4,3. По окончании дезактивации наихудшая радиационная обстановка оказалась со стороны 2 контура вблизи «холодного» коллектора. Вихретоковый контроль ПГ после дезактивации выявил выпадение осадка, что усложнило интерпретацию его результатов, поэтому в последующем вихретоковый контроль ПГ всегда проводится перед дезактивацией Дезактивация ПГ-26 была проведена через несколько месяцев после перегрузки топлива на блоке 2 АЭС Богунице. Технология дезактивации модифицирована на основе анализа опыта проведения дезактивации ПГ-16, а именно, продолжительность обработки поверхностей щелочным и кислотным растворами снижена до 2 ч. Исходя из результатов прогнозирования радиационной обстановки заранее решено проводить 2 цикла дезактивации без промежуточных измерений мощности дозы излучения в реперных точках. В ходе дезактивации было отмечено следующее: − Исходная радиационная обстановка существенно хуже по сравнению с ПГ-16 − Среднее значение коэффициента дезактивации для реперных точек со стороны 2 контура после второго цикла дезактивации - 5,6. − Среднее значение коэффициента дезактивации со стороны 2 контура после второго цикла дезактивации с использованием свинцовой защиты - 7,9 6.6.4 Обобщение опыта дезактиваций парогенераторов на энергоблоках №1-3 АЭС Пакш Дезактивации парогенераторов на АЭС Пакш проводились с целью снижения дозозатрат при ремонте и реконструкции: ⎯ Замена верхней части коллектора первого контура парогенератора 3ПГ-5 на блоке №3 в 1993 г. , ремонт приварки теплообменной трубки к коллектору в парогенераторе №5 на энергоблоке №2 в 1999 г. ⎯ Удаление остатков ремонтной заглушки, забытой в коллекторе парогенератора 2ПГ-2 энергоблока №2 в 1996-1997 г. ⎯ Замена распределителей питательной воды в парогенераторах энергоблоков №1-3 в 1995 г. (2/4) и 1999-2001 г. Для дезактивации парогенераторов использована штатная двухванновая технология AP-CITROX с добавками ванадия на ранней стадии. Основные стадии технологии APCITROX: − щелочно-перманганатная обработка для окисления Cr3+ до Cr6+ в оксидах хрома − обработка раствором щавелевой кислоты для растворения и удаления оксидных отложений с поверхности − обработка перекисью водорода - H2O2 и аммиаком - NH3 для пассивации поверхности. Разовые дезактивации трубного пучка и коллекторов ПГ на АЭС Пакш в 1993-1999 г. не приводили к существенным эксплуатационным проблемам. Массовые дезактивации ПГ блоков 1-3 АЭС Пакш проводились перед их реконструкциями в 2000-2002 г. Для растворения радиоактивного оксидного слоя использовалась смесь лимонной и щавелевой кислот, нейтрализованная до рН=3 аммиаком, причем для ускорения процесса в качестве восстановителя применяли реагент, содержащий ионы ванадия (V2+). Таким образом, в течение 1990-х на АЭС Пакш проведены химические дезактивации парогенераторов по технологии AP-CITROX по следующим причинам: 133 − - замена части коллектора первого контура и ремонт «горячего» коллектора, − - удаление фрагментов разрушения ремонтной заглушки, забытой в коллекторе, − - снижение дозозатрат при замене распределителя питательной воды. В целом результаты дезактиваций парогенераторов были успешными, однако имеется ряд негативных последствий проведения дезактиваций парогенераторов на АЭС Пакш: − - большое количество радиоактивных отходов − - разрушение защитной поверхностной пленки на парогенераторах − - последующий рост отложений в реакторе на поверхностях реактора и ТВС. Фирмой «HEPENIX» совместно с АЭС Пакш и Веспремским Университетом разработана и успешно внедрена высокоскоростная технология и установка дезактивации ПГ, которая имеет ряд следующих усовершенствований по сравнению с установкой «Dekoz PG», используемой на АЭС Дукованы и Богунице. Важной особенностью является увеличение скорости циркуляции раствора с 0,5 до 2,5 м/с. Доказательством вторичного осаждения ПК в парогенераторах при дезактивации служит зависимость эффекта дезактивации от скорости прокачки дезактивирующего раствора. Тилки и Шанком было установлено, что при увеличении скорости прокачки в 2,1 раза коэффициент дезактивации поверхностей возрастет примерно в 7 раз [108] (см. рис. 6.3). Это указывает на то, что большая часть радиоактивности находится в дезактивирующем растворе не в растворенном виде, а в виде взвесей. При малой скорости потока происходит их повторное оседание. По всей видимости, дезактивирующие агенты растворяют только часть отложений, но способствуют разрушению связей между частицами отложений и переходу их в дезактивирующий раствор. Коэффициент дезактивации 70 60 50 40 1 цикл 2 цикл 30 20 10 0 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 2,2 2,4 Скорость, м/с Рисунок 6.3 – Зависимость коэффициента дезактивации от скорости потока дезактивирующего раствора [108] По данным [64] увеличение скорости потока с 0,5 («Dekoz PG») до 2-3 м/с (Пакш) позволяет увеличить коэффициент дезактивации с 5-7 до 20, что примерно совпадает с данными [108]. Данная установка автономной дезактивации ПГ имеет определенные преимущества перед другими конструкциями за счет высокого коэффициента дезактивации, малой продолжительности процесса, низких дозозатрат обслуживающего персонала, ограниченного количества отходов (70-80 м3), при этом достигается практически полный смыв радионуклидов с внутренних поверхностей трубок ПГ. В установке предусмотрен контроль концентрации компонентов раствора и его фильтрация в ходе процесса. 134 6.5 Электрохимическая дезактивация парогенераторов Электрохимический метод дезактивации применяется для дезактивации и снятия окисной пленки с внутренней поверхности коллекторов парогенераторов ВВЭР-440. Дезактивация электрохимическим методом осуществляется «полусухим» способом с помощью выносного катода Сущность метода заключается в электрохимическом травлении дезактивируемой поверхности в электролите под действием постоянного электрического тока плотностью 15÷20 А/дм2. В качестве электролита используется ортофосфорная кислота (Н3РО4) – 30-50 г/л или серная кислота (H2SO4) – 20-40 г/л, а в качестве наполнителя электролита для выносных катодов (диэлектрика) - материал из шерсти, асботкани, углеродной ткани. Дезактивации электрохимическим методом подвергались только коллектора парогенератора, без воздействия на трубчатку. Нейтрализация электролита проводится 5% раствором щелочи (КОН) с последующей обильной промывкой поверхностей «чистым» конденсатом. Полученные коэффициенты дезактивации при применении этого метода для коллектора парогенераторов обычно невелики – 2÷3. На НВАЭС в 2004 году на 4 блоке была проведена электрохимическая дезактивация парогенераторов. Коэффициенты дезактивации были очень низкие: 0,8÷10 при среднем значении 1,3. Описание технологии электрохимического осветления и дезактивации внутренней поверхности коллектора парогенератора реактора ВВЭР-1000. Электрохимическое осветление и дезактивация металлических поверхностей и сварных соединений основаны на контролируемом электрохимическом растворении поверхностного слоя на металле с переводом оксидного слоя и отложений вместе с содержащимися в них радионуклидами в растворимые соединения и удалении их из зоны обработки. Электрохимическое осветление и дезактивация внутренней поверхности коллектора ПГ со стороны 1-го контура проводятся с целью последующей дефектоскопии сварных соединений и снижения дозовых нагрузок персонала, выполняющего эту операцию в период ППР. Электрохимическое осветление и дезактивацию проводят с помощью низкоомных электродов, перемещаемых специальным устройством, снабженным электродвигателями, по обрабатываемой поверхности. Низкоомный электрод представляет собой пучок электропроводных волокон (прямоугольной формы), закрепленный в непроводящей обойме. Электропроводные волокна соединены с металлическим тоководом. В процессе обработки электролит непрерывно поступает на обрабатываемую поверхность, стекая по волокнам пучка и слегка увлажняя поверхность. Регулируемая подача электролита на волокна пучка осуществляется насосом из специальной емкости. В случае избыточной подачи электролит стекает по стенкам коллектора и собирается в монжюс. В нижней части коллектора монтируется узел уплотнения, предотвращающий возможность стока электролита в систему реактора. Весь процесс осветления и дезактивации поверхности коллектора ПГ осуществляется в автоматическом режиме с помощью блока автоматики, возможно и ручное управление. Управление процессом дезактивации проводится дистанционно. Длительность прохождения электродов по всей поверхности коллектора сверху вниз или наоборот составляет 20-25 мин. По окончании обработки поверхность коллектора промывается водой с помощью того же устройства, и, при необходимости, раствором, содержащим борную кислоту. 135 Применение указанного устройства позволит существенно снизить дозозатраты персонала при осуществлении металлографического контроля. Рекомендуемые электролиты и режимы электрохимического осветления и дезактивации поверхностей. Рекомендуемые электролиты – разбавленные растворы неорганических кислот, ток знакопеременный, плотность тока - ≥ 0.1 А/см2. Слой, снимаемый с поверхности нержавеющей стали при удалении оксидных отложений – 0.1-0.2 мкм за один цикл обработки. Общий расход электролита за однократную обработку – 8 – 10 л. Эффективность сбора электролита - не менее 95 %. Электролит после завершения обработки передается в систему переработки ЖРО. Газовыделение при электрохимической обработке не превышает 70 см3/А.ч, водород в составе газов практически отсутствует. Оценка коррозионного воздействия электрохимической обработки на состояние поверхности металла и результаты испытаний. Скорость электрохимического растворения участков нержавеющей стали, свободных от отложений, не превышает 1.5 – 1.75 мкм/мин. Исследование влияния электрохимической обработки (ЭХО) на скорость и характер коррозии проводилось совместно с ЦНИИ КМ «Прометей» на образцах нержавеющей аустенитной стали типа 08Х18Н10Т. В ходе испытаний контролировали изменение геометрических размеров и веса образцов, подвергнутых ранее ЭХО. Для определения возможности развития структурно-избирательной коррозии образцы загибались вокруг круглой оправки, пластическая деформация при этом составляла около 20%. Во всех случаях коррозия имела равномерный характер, локальные виды коррозии отсутствовали, возникновения трещин не обнаружено. По заключению ЦНИИ КМ «Прометей», ЭХО на переменном токе в указанных условиях не приводит к развитию каких-либо коррозионных нарушений нержавеющей стали. Установлено, что избирательного растворения отдельных компонентов стали не наблюдается. ЭХО в указанных режимах и электролитах приводит к сглаживанию шероховатостей на поверхности нержавеющей стали. Сравнительное микроскопическое исследование нержавеющей стали до и после ЭХО и определение ее отражающей способности свидетельствуют об уменьшении степени шероховатости за одну обработку на 0.5 – 1 класс (от 5 до 6). Микроскопическое изучение не выявило признаков развития МКК на поверхности стали. Совместно с ЦНИИ КМ «Прометей» проведено исследование влияния ЭХО на сварные соединения. Образцами являлись обрезки труб диаметром 50 мм из нержавеющей стали 08Х18Н10Т, имеющих сварные соединения шириной 8 – 9 мм. Количество дефектов сварных швов после ЭХО не увеличивается. Возможность использования технологии электрохимической дезактивации для осветления и дезактивации контурного оборудования реактора ВВЭР-1000 с плакировкой нержавеющей сталью (верхний блок в районе швов приварки патрубков, коллекторы ПГ, патрубки и корпус реактора) подтверждена заключением ВНИИАЭС и ВНИПИЭТ, согласованным ОКБ «Гидропресс» и ПО «Ижорский завод». Эффективность разработанных режимов ЭХДА проверена и подтверждена на натурных образцах контурного оборудования 1-го блока БАЭС. Натурные испытания разработанной технологии ЭХДА оборудования АЭС проводились на Кольской и Калининской АЭС. На КолАЭС дезактивации подвергались рабочее колесо и ротор ГЦН и др. Коэффициент дезактивации за 1 цикл равен 10 – 15, производительность обработки – 1 – 2 дм2/мин. 136 На Калининской АЭС в 1985 г. дезактивировали поверхности коллектора ПГ 1-го блока и патрубков реактора ручным электродом. Длительность процесса осветления снижена в 10 – 30 раз, объемы ЖРО- более чем в 30 раз по сравнению с механическими или химическими. В 1990 г. на Калининской АЭС испытаны технические средства ЭХДА на полномасштабном имитаторе коллектора ПГ. Испытания подтвердили полную работоспособность устройства и систем его управления. Характеристика устройства электрохимической обработки внутренней поверхности коллекторов ПГ реактора ВВЭР-1000. Конструкция механизированной установки ЭХО коллекторов ПГ состоит из следующих основных узлов и деталей (рис. 6.4). Фланец устанавливается на горловине коллектора ПГ и крепится шпильками с возможностью центровки относительно центра горловины. В опорном фланце закреплен верхний конец штанги. На нижнем конце штанги при помощи крестовины крепится монжюс, который центруется в шахте при помощи уплотнения, обеспечивающего герметичное перекрытие шахты. Из монжюса отработанный электролит выдается давлением воздуха в соответствующую емкость. На верхней части штанги установлена лебедка, над центром лебедки установлен редуктор, выходной вал редуктора соединен с корпусом лебедки и при своем вращении поворачивает лебедку с присоединенной к ней штангой. На штангу одевается каретка и прикрепляется к тросу. На каретке при помощи подпружиненных рычагов и тяг Рисунок 6.4 ⎯ Устройство для электрохимической обработки внутренней поверхности коллектора ПГ 1 ⎯ редукторы; 2 ⎯ реактивный кронштейн; 3 ⎯ лебедка; 4 ⎯ опорный фланец; 5 ⎯ каретка; 6 ⎯ электроды; 7 ⎯ трос; 8 ⎯ штанга; 9 ⎯ крестовина; 10 ⎯ монжюс 137 установлены три рабочих электрода. При помощи отдельного шлейфа к электродам подводится электролит и электропитание. Пружины обеспечивают постоянное прижатие рабочей части электродов к стенкам коллектора. Устройство работает следующим образом. Каретка из крайнего верхнего положения медленно движется по штанге, увлекаемая тяговой силой троса. Одновременно штанга совершает вращательное движение относительно вертикальной оси на 1200 попеременно в обе стороны. В сумме этих движений электроды протирают всю цилиндрическую поверхность коллектора ПГ. Когда каретка достигнет крайнего нижнего положения, происходит переключение в электрической цепи питания лебедки, каретка изменит направление своего вращения и будет двигаться вверх. Аналогичное переключение происходит и в крайнем верхнем положении. Выдача отработанного электролита из монжюса, подача воздуха в уплотняющую камеру производится по трубам, установленным на штанге и являющихся ее неотъемлемой частью, входящей в конструкцию штанги и придающей ей необходимую прочность и жесткость. Источник электропитания состоит из трех блоков: блок трансформатора обеспечивает питание силового блока и блока автоматики. Напряжение питания трехфазное 380 В, 50 Гц; мощность нагрузки – 4,5 кВт; напряжение выходное: 13, 26 или 36 В, 50 Гц. 6.6 Негативные последствия дезактивации парогенераторов ВВЭР-440 Действующими в настоящее время (и разрабатываемыми для новых проектов) нормами ВХР первого контура АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 предусмотрен слабощелочной восстановительный аммиачно-калиевый водно-химический режим с борной кислотой. При этом суммарная молярная концентрация щелочных металлов (калия, лития и натрия) поддерживается координировано в зависимости от текущей концентрации борной кислоты (т.н. калийборатная зависимость), обеспечивающему оптимальные условия с точки зрения коррозионной стойкости конструкционных материалов первого контура, массопереноса и накопления активированных продуктов коррозии. Калий-боратная зависимость рассчитана для средней температуры теплоносителя 300°С (номинальный уровень мощности), исходя из обеспечения высокотемпературного значения рН на уровне 7,0 при котором минимизируются указанные процессы. В новых проектах АЭС с ВВЭР-1000 предусматривается длительная работа энергоблока на частичных уровнях мощности или в режиме слежения за нагрузкой (маневренный режим). При этом изменяются характеристики теплоносителя, и поддержание нормируемой калий-боратной зависимости в данном случае может не обеспечить оптимальный ВХР первого контура. Использование до настоящего времени на АЭС с ВВЭР дозирования в теплоноситель аммиака делает практически невозможным устойчивое ведение оптимального ВХР первого контура и приводит к дополнительному образованию большого количества радиоактивных отходов. Данное обстоятельство существенно снижает конкурентоспособность АЭС с ВВЭР по сравнению с зарубежными АЭС с PWR, где применяется непосредственное дозирование водорода в теплоноситель. В настоящее время проводятся работы по продлению сроков службы энергоблоков АЭС с ВВЭР-440 и предстоят работы по продлению сроков службы энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000. Кроме того, длительность кампании ТВС увеличена с 3 до 5 лет, ужесточены требования надзорных органов об индивидуальных минимальных дозовых нагрузках для персонала АЭС и населения с учетом планируемых проектных значениях выбросов радиоактивных продуктов в окружающую среду при нормальной работе АЭС и любых нарушениях нормальных условий эксплуатации. На АЭС с PWR увеличение длительности кампании ТВС сопровождалось ужесточением требованием к качеству теплоносителя, включая снижение предельно-допустимых концентраций сульфатов, кремний, фторидов, хлоридов, кальция, 138 магния, алюминия, органических примесей, твердых дисперсных частиц. При оптимизации действующих норм ВХР реакторов АЭС с ВВЭР необходимо рассмотреть также вопросы ограничения содержания в теплоносителе первого контура указанных веществ. В последнее время отмечаются некоторые негативные моменты, в частности, интенсивное накопление отложений в активной зоне АЭС с ВВЭР-440, которые достаточно четко коррелируют с фактами проведения автономных дезактиваций парогенераторов. Имеются достаточно аргументированные предположения о том, что после дезактивации снижаются защитные свойства окисной пленки. Данная проблема становится особенно серьезной на ряде энергоблоков АЭС с ВВЭР-440 (например, 1-3 блоки АЭС «Пакш», 3 и 4 блоки НВАЭС). Во избежание подобных проблем на АЭС с ВВЭР необходимо более тщательное обоснование предусмотренных проектами технологий дезактивации, в частности, оптимизация рецептур и скорости циркуляции дезактивирующих растворов, оборудования для проведения дезактивации. Особое внимание должно быть уделено состоянию поверхностей после дезактивации. На зарубежных АЭС с BWR и PWR практикуются контурные дезактивации, в том числе и без выгрузки активной зоны. Это позволяет существенно снизить дозовые затраты и сократить сроки проведения планово-предупредительных ремонтов. Для АЭС с ВВЭР-1000 контурная дезактивация проектом не предусматривается. На ряде АЭС с ВВЭР-440 были отмечены случаи повышения перепада давления вследствие отложения на поверхности ТВС продуктов коррозии, что приводило к снижению мощности реактора, выходу из строя ТВС и преждевременному останову. При анализе нескольких случаев повышения перепада давления на реакторах ВВЭР были установлены следующие причины роста перепада давления на реакторе: 1. Попадание в теплоноситель органических загрязнений или углерода; 2. Попадание в теплоноситель оксида бора. 3. Рост массопереноса продуктов коррозии в контуре, особенно в момент пуска реактора. 1. Органические соединения и соединения углерода, попадая в контур, участвуют в образовании отложений в активной зоне. Так, при останове Ловисы-2 в 1995 г. вследствие резкого повышения давления в реакторе было проанализированы отложения на нескольких извлеченных сборках. Было установлено, что наружный слой отложений состоит из оксида циркония, а внутренний ⎯ из оксидов железа. Между ними имеются углеродные включения. Исследования отложений циркония на твэлах реакторов под давлением показали, что отложения имеют трехслойный характер, как по структуре, так и по составу: плотный слой отложений (оксиды железа); оксиды циркония (имеется пик концентрации циркония по толщине отложений) и наружный слой из магнетита и феррита никеля. Положения пика зависит от рН теплоносителя. У стенки твэла кислотность выше, чем на периферии, что способствует осаждению магнетита. В направлении к теплоносителю рН растет и меняется состав отложений, сначала выпадает цирконий, а затем никель. Причины появления углерода в контуре: заброс органических компонентов дезрастворов после проведения дезактивации. Ловиса-2 (дезактивация в 1994 году); КолАЭС-2 (1990-1992). деструкция углефторопластовых уплотнений в поврежденных ГЦН. Ю-УкрАЭС-1 в 1983 г. 2. Известен случай роста перепада давления на реакторе КалАЭС-1 в начале кампании 1991 г., вызванный смывом из парогенераторов в реактор отложений оксида бора, образовавшихся во время отжига коллекторов парогенераторов. В связи с необходимостью проведения ремонтов по 2-ому контуру и снижения дозозатрат на 2 блоке Пакш после каждой кампании проводилась дезактивация парогенераторов, 139 в 2001 г. была проведена дезактивация всех 6 ПГ. В результате на фоне применения гидразинного режима и увеличения срока службы ТВС (а также применения дистанционирующих решеток из циркония) произошло резкое увеличение перепада давления на реакторе. В следующей кампании мощность реактора была снижена до 95 % номинальной и принято решение о отмывке ТВС в спецустановке. Несовершенная технология дезактивации парогенераторов (появление остаточных шламовых ПК, недостаточная пассивация и увеличение скорости коррозии) приводит к значительному увеличению поступления в контур ПК, которые в силу уже описанных причин оседают в активной зоне, преимущественно на дистанционирующих решетках. Отложение ПК преимущественно на дистанционирующих решетках из циркония имело место после проведения дезактивации в 1994 г. на Ловисе-2, что также вызвало досрочный останов блока. Роль материала решетки должна быть исследована, но можно предположить, что причиной является температура решетки. На рис. 6.5 показано изменение перепада давления в реакторе (бар) между кампаниями (за время останова) в зависимости от числа продезактивированных парогенераторов. При отсутствии дезактивационных работ рост перепада давления в гидразинном режиме практически не наблюдается. Дополнительным свидетельством о причинно-следственной связи дезактивации ПГ и роста перепада давления служит тот факт, что при всем сходстве воднохимического режима на всех четырех блоках на 4-ом блоке рост перепада давления не наблюдается, так как на нем дезактивации ПГ не проводились. ΔΔ P (i) 0,15 y = 0,0144x + 0,0289 Коэфф. корр. = 0,76 0,13 0,10 0,08 0,05 0,03 0,00 (i-1) 0 1 2 3 4 5 6 NПГ Рисунок 6.5 ⎯ изменение перепада давления в реакторе за время останова (разница значений в начале i-ой кампании и в конце i-1 кампании) в зависимости от числа продезактивированных после i-1 кампании парогенераторов В апреле 2004 года на семинаре Всемирной ассоциации операторов АЭС (ВАО или WANO) на АЭС "Пакш" была принята рекомендации воздерживаться от дезактивации парогенераторов. В настоящее время только на НВАЭС из-за плохой радиационной обстановки производится дезактивация до 2 парогенераторов в год, на остальных АЭС дезактивация парогенераторов не проводится. 140 7 Подготовка рабочих мест к проведению ремонтных работ на РБМК При проведении химических деактиваций контура было отмечено, что коэффициент дезактивации последовательно снижается в зависимости от высоты расположения оборудования, что связано с выносом нерастворенной части шлама ПК в нижние помещения контура (боксы ГЦН). В контуре образуется (или остается) примерно около сотни "горячих" точек, обусловленных наличием шлама, содержащего продукты коррозии и радионуклиды. Поэтому после окончания контурной дезактивации на ряде рабочих мест радиационная обстановка остается неблагоприятной для проведения работ. Поэтому помимо контурной дезактивации, включая и химическую обработку, после вскрытия контурного оборудования проводится дезактивация горячих точек контура. Перечень и объем мероприятий по подготовке рабочих мест определяются АЭС в зависимости от требуемой степени снижения мощности дозы и конструктивных особенностей энергоблока с учетом оптимизации дозовых затрат персонала, объема и состава планируемых ремонтных работ. Операции по подготовке рабочих мест, в соответствии с принципом обоснования (п. 2.5 НРБ 99; п. 1.2 СП 2.6.1.28), целесообразно проводить при условии выполнения следующего соотношения: ожидаемая суммарная коллективная доза при выполнении работ в конкретном помещении без проведения операций по подготовке рабочих мест больше или равна сумме ожидаемых дозовых затрат на дезактивацию и ожидаемой суммарной коллективной дозы при выполнении того же объема работ с учетом снижения МД после дезактивации. При дезактивации отдельных видов оборудования используются циркуляционные и струйные методы. Циркуляционный метод заключается в создании локальных потоков в контуре с повышенной скоростью, достаточной для отрыва частиц шлама, находящегося на поверхности оборудования. Например, при промывке РГК по единичному РГК создается расход свыше 50 м3/ч. Струйный метод заключается в обработке внутренних поверхностей оборудования струей воды высокого давления (до 800 кгс/см2 или 80 МПа), достаточного для разрушения связи оксид-поверхность металла. Локальная дезактивация оборудования КМПЦ струйными методами производится по возможности в направлении с верхних отметок на нижние отметки с выведением активности в трапы. При наличии большого количества грубодисперсных отложений для их извлечения из "грязной" воды используют металлические сетки. Последовательность дезактивации отдельных участков контура определяется графиком проведения ремонтных работ. Следует не допускать протечек промывочной воды и шлама на уже продезактивированные участки, где ремонтные работы не проводились или не закончены. 7.1 Дезактивация барабан-сепараторов Дезактивацию БС, ВУТ, отглушенных патрубков ВУТ и ПВК проводят в связи с необходимостью проведения контроля сварных соединений на ОТ и ВУТ, а также при необходимости проведения работ внутри БС. Мероприятия по снижению МД в помещении БС включают в себя: дезактивация внутренних огибающих поверхностей внутрикорпусных устройств БС; дезактивация отглушенных ВУТ и ПВК; 141 дезактивация тепловых рубашек ОТ; дезактивация горизонтальных участков ОТ; продувка и промывка ВУТ; установка биозащиты на горячие точки. Порядок подготовки к дезактивации БС. .1 Обеспечить электроосвещением зону производства работ. .2 Установить на площадке обслуживания БС осевой вентилятор для продувки внутренних полостей БС в случае необходимости. .3 Измерить гамма-фон внутренних поверхностей БС. Измерения гамма-фона должны производиться по отдельному наряду-допуску с ограничением времени пребывания внутри БС. .4 Подготовить к работе ВНУ. Выполнить разводку рукавов высокого давления к люку № 1 дезактивируемого БС. Соединить рукава с используемой оснасткой: гидропистолет; активно-реактивную насадку для дезактивации внутренних полостей опускных трубопроводов; эжекторную насадку для отсасывания шлама; штангу с насадкой для дезактивации внутренних полостей тепловых рубашек ОТ. Порядок проведения дезактивации внутренней полости БС, отглушенных ВУТ и ПВК. 1 Открыть люк № 1. Произвести обмыв внутренних поверхностей БС на расстоянии 2 м от люка со штатной площадки обслуживания с помощью гидропистолета. Обмыв производить с верхней части БС к нижней. Отключить ВНУ. 2 Впустить дезактиваторщика через люк №1 во внутреннюю полость БС. Включить ВНУ и произвести отмывку с помощью гидропистолета внутренних поверхностей БС, патрубков ПВК, отглушенных ВУТ до середины сепаратора пара (до средней опоры питательного коллектора). 3 Произвести удаление отложений и шлама из внутренней полости отглушенных ВУТ с помощью эжекторной водяной насадки. Отсос эжектором производится в специально смонтированную линию со сбросом в трап. Следует избегать слива шлама в ОТ. 4 Перенести напорный рукав ВНУ с гидропистолетом к люку №2 БС. 5 Провести через люк № 2 дезактивацию по .1 и .2. 6 Время, необходимое для проведения промывки, определять в процессе выполнения работы по методологии оптимизации дозозатрат. Порядок проведения дезактивации тепловых рубашек от (ТеР). 1. Обеспечить освещение и проходы к ОТ и ТеР. 2 Впустить дезактиваторщика через люк №1 во внутреннюю полость БС. 3 Опустить штангу с насадкой для дезактивации ТеР в полость ТеР крайнего опускного трубопровода. 4 Завести насадку в одно из отверстий диаметром 10 мм (всего два ряда отверстий по шесть штук). 5 Открыть ручной клапан на линии подачи воды к штанге, произвести дезактивацию полости ТеР в течение 20 с, закрыть ручной клапан. 6 Последовательно переставляя штангу с насадкой произвести обработку полости ТеР через остальные отверстия верхнего, затем нижнего рядов. 142 7 По 25 провести обработку последующих пяти опускных трубопроводов. 8 Впустить дезактиваторщика через люк № 2 во внутреннюю полость БС и повторить обработку по 26. 9 Эффективность отмывки контролировать по снижению МД с наружной стороны ТеР. Дезактивация внутренних поверхностей опускных трубопроводов и ВУТ. 1 Снять картограмму МД гамма-излучения от горизонтальных участков ВУТ и ОТ. 2 Подсоединить к ВНУ активно-реактивную насадку. На подающем рукаве Ду 6 на расстоянии 21 м от насадки сделать метку, определяющую предельную глубину погружения насадки в ОТ. 3 Запустить дезактиваторщика через люк № 1 БС во внутреннюю полость БС. 4 Опустить рукав с активно-реактивной насадкой в ОТ на расстояние 2 м от образующей сепаратора. 5 Открыть клапан на линии подачи воды в насадку. За счет активной струи насадка перемещается в сторону всасывающего коллектора. 6 Произвести дезактивацию ОТ, медленно опуская рукав до установленной метки. 7 Закрыть ручной клапан и извлечь рукав из опускного трубопровода. 8 Скорость опускания рукава и время дезактивации одного ОТ определяется опытным путем по величине снижения МД. 9 По 47 провести обработку последующих пяти опускных трубопроводов и водоуравнительного трубопровода. Предварительно проверять дренажи на ВУТ. 10 Запустить дезактиваторщика в БС через люк № 2 и повторить обработку по п.п. 11.7.6.411.7.6.9. 11 Снять повторную картограмму МД гамма-излучения от горизонтальных участков ВУТ и ОТ. При необходимости операцию дезактивации повторить. 7.2 Дезактивация РГК. Дезактивация РГК выполняется в связи с необходимостью проведения контроля сварных соединений трубопроводов Ду 300 и донышек РГК. Дезактивация проводится с помощью ВНУ. Порядок подготовки к струйной отмывке РГК. 1 Обеспечить электроосвещением зону производства работ в помещениях РГК и ОК РГК. 2 Установить во вспомогательном помещении ВНУ. Выполнить разводку рукавов высокого давления к рабочим местам в помещениях РГК и ОК РГК. 3 Соединить рукава с используемой оснасткой: распределитель на три поста; активно-реактивная насадка; насадка водоструйная; устройство отсоса воды. 4 Выполнить маркировку вентилей распределителя (для исключения ошибочного включения поста, не участвующего в текущем переходе). 5 Завести конец рукава сброса "грязной" воды от устройства отсоса в трап. 6 Установить над РГК щиты для прохода к тупиковой части РГК. 143 7 Вскрыть смотровые люки подлежащего дезактивации РГК. Седло ОК на период выполнения работ закрыть штатным диском или временной заглушкой для исключения попадания "грязной" воды в напорный трубопровод и напорный коллектор. 8 Извлечь выемные части двух ЗРК, корпуса которых находятся в центральной плоскости с заглушенными резервными патрубками в нижней части РГК. 9 На каждом РГК в местах врезки трубопроводов Ду 65 и Ду 25 извлечь по два ШАДР и установить заглушки. Порядок проведения отмывки РГК для обеспечения контроля СС. 1 Через вскрытый ЗРК с помощью водоструйной насадки направить струю воды во внутреннюю поверхность штуцера. В результате обработки отложения из штуцера вымываются в сторону ОК РГК. 2 Слив воды из РГК осуществлять по линии ПТЗ через дренаж в бак РТВ. 3 Дополнительно промывочную воду откачивать из ОК РГК в спецканализацию. 4 Время, необходимое для проведения промывки определять в процессе выполнения работы. 5 Повторить промывку через второй вскрытый ЗРК. 6 Опустить в ОК РГК активно-реактивную насадку и провести отмывку внутренних поверхностей РГК. 7 Одновременно воду из ОК РГК удалять с помощью эжекторной насадки. 8 Крупные фрагменты (оторванные элементы внутрикорпусных устройств, слежавшийся в заглушенных патрубках крупный песок) с помощью разработанных и изготовленных технических средств загружать в транспортный контейнер. Для установки контейнера использовать дистанционные захваты. 9 При достижении уровня МД от контейнера свыше 0,35 сЗв/ч над фоновым значением МД на рабочем месте дезактиваторщика (ОК РГК) направить контейнер на хранение в ВХТРО. 10 Ход отмывки контролировать с помощью гамма-детектора, опускаемого к гибу ПТЗ. При невозможности использования ГД допускается применение замеров МД переносными приборами в соответствии с картограммами. 11 Повторить операции по 110 на следующем РГК вплоть до 22-го (на одной петле реактора). 12 Отключить ВНУ и демонтировать рукава. Порядок проведения дополнительной отмывки РГК при ремонте донышек РГК. 1 Установить гамма-детектор вплотную к донышку РГК. При невозможности использования ГД измерить исходный гамма-фон вплотную к донышку РГК. 2 Провести промывку по дефектного и двух соседних РГК. 3 Ход отмывки контролировать по показаниям гамма-детектора. При отсутствии ГД измерить остаточный гамма-фон вплотную к донышку дефектного РГК. 4 При необходимости повторить отмывку. 5 Непромытые участки с повышенным гамма-фоном закрыть свинцовыми листами или гибкими просвинцованными матами. 6 В ходе промывки происходит повышение гамма-фона от трубопроводов САОР (Дy 65) и от обратных клапанов САОР за счет попадания в них радиоактивных отложений в процессе промывки РГК. 7 Промывка трубопроводов САОР (Дy 65, Ду 300) и обратных клапанов САОР проводится посредством срабатывания баллонной САОР и работой питательных насосов. 144 7.3 Помещения боксов ГЦН Перечень и объем мероприятий по снижению МД определяются объемом контроля и проводимых в боксах работ. Постоянно проводимые работы: контроль СС трубопроводов Ду 800 и ремонт запорно-регулирующей арматуры ⎯ в зависимости от типа ремонта (ТР, СР, КР). В боксах ГЦН проводятся нижеследующие работы по снижению гамма-фона: Дезактивация оборудования ГЦН и внутренних поверхностей трубопроводов Ду 800. Дезактивация дренажных трубопроводов; Дезактивация полов и поверхностей помещений и оборудования; Установка биозащиты. Дезактивация оборудования ГЦН и внутренних поверхностей трубопроводов Ду 800 проводится для снижения МД от МГЦ; НЗ; ВЗ; перемычки НК-ВК, самого ГЦН. Порядок подготовки к дезактивации оборудования ГЦН. 1 Выполнить работы по выводу в ремонт НТ и ВТ ГЦН и перемычки НК-ВК. 2 Обеспечить электроосвещением зону производства работ 3 Измерить гамма-фон в соответствии со штатной картограммой. 4 Выполнить демонтаж выемной части задвижки Ду 800, подлежащей демонтажу. Закрыть полость корпуса предохранительной заглушкой. 5 Установить на площадке обслуживания задвижек установки для местной вентиляции (приточная и вытяжная). 6 Выполнить разводку рукавов от ВНУ к рабочим местам. Соединить рукава с оснасткой: распределителем на 3 поста; гидропистолетом; эжекционным устройством отсоса воды. 7 Выполнить маркировку вентилей распределителя (для исключения ошибочного включения поста, не участвующего в текущем переходе). 8 Завести конец рукава сброса "грязной" воды от устройства отсоса в трап бокса ГЦН. Предусмотреть контроль за степенью чистоты трапа и периодическую уборку трапа. Порядок проведения дезактивации центральной части корпуса задвижки ГЦН. 1 Снять предохранительную заглушку с корпуса задвижки, подлежащей дезактивации. 2 Выполнить дозиметрический контроль внутренней поверхности центральной части корпуса задвижки. Определить участки с повышенным гамма-фоном. Предусмотреть контроль снимаемого загрязнения. 3 Включить ВНУ, открыть вентили распределителя на линиях подачи воды к устройству для отсоса воды и к гидропистолету. 4 Произвести обмыв внутренних поверхностей центральной части корпуса задвижки и прилегающих участков трубопровода Ду 800 с одновременным отсосом "грязной" воды в трап. 5 По окончании промывки закрыть вентили распределителя, отключить ВНУ. 6 Время, необходимое для проведения промывки, определять в процессе выполнения работы. 145 7 Выполнить повторный дозиметрический контроль снимаемого загрязнения и уровней МД от внутренней поверхности центральной части корпуса задвижки и примыкающего участка трубопровода ГЦН. 8 При необходимости повторить промывку по 37 до достижения требуемого гаммафона. В случае снижения МД менее чем в 1,5 раза, отмывку прекратить. 9 При обнаружении повышенного гамма-фона в районе штуцера подачи расклинивающей воды, по указанию службы радиационной безопасности закрыть опасный участок листом свинца достаточной толщины. Порядок дезактивации примыкающего к задвижке участка трубопровода Ду 800 со стороны ГЦН. 1 Выполнить дозиметрический контроль внутренних поверхностей задвижки и примыкающего трубопровода. Определить участки с повышенным гамма-фоном. 2 Опустить дезактиваторщика в трубопровод через корпус задвижки со стороны, противоположной дезактивируемому патрубку. 3 Включить ВНУ. Открыть вентиль распределителя на линии подачи воды к гидропистолету. 4 Произвести обмывку внутренних поверхностей патрубка задвижки и примыкающего к нему участка трубопровода Ду 800. "Грязную" воду отводить в дренажный трубопровод Ду 100. 5 Время, необходимое для проведения промывки, определять в процессе выполнения работы с учетом оптимизации дозозатрат. 6 По окончании промывки закрыть вентиль распределителя, отключить ВНУ, поднять дезактиваторщика из трубопровода. 7 Выполнить повторный дозиметрический контроль. 8 При необходимости повторить промывку по 27 до достижения требуемого гаммафона. В случае снижения эффективности промывки (коэффициент дезактивации менее 1,5) повторную промывку не производить. Порядок дезактивации примыкающего к задвижке участка трубопровода Ду 800 со стороны ВК или НК. 1 Выполнить дозиметрический контроль поверхностей патрубка задвижки и примыкающего трубопровода. Определить участки с повышенным гамма-фоном. 2 Опустить дезактиваторщика в трубопровод через корпус задвижки со стороны, противоположной дезактивируемому патрубку. Если на НК или ВК планируются ремонтные работы, отмывку следует производить со стороны коллектора, через люк. 3 Установить отсосник эжекторной насадки на дно корпуса задвижки. Включить ВНУ. Открыть вентили распределителя на линии подачи воды к гидропистолету и устройству для отсоса "грязной" воды. 4 Произвести обмывку внутренних поверхностей патрубка задвижки и примыкающего к нему участка трубопровода Ду 800. "Грязную" воду отводить в трап через отсосник эжекторной насадки. 5 Время, необходимое для проведения промывки, определять в процессе выполнения работы с учетом оптимизации дозозатрат. 6 По окончании промывки закрыть вентиль распределителя, отключить ВНУ. 7 Подать насадку отсасывающего приспособления до конца горизонтального участка трубопровода Ду 800. Включить ВНУ. Открыть вентиль распределителя на рукаве отсасывающего устройства. 146 8 Медленно вытягивая на себя рукав, произвести сбор отложений и "грязной" воды с нижней образующей трубопровода. Сбор воды производится до полного ее удаления. 9 По окончании сбора закрыть вентиль распределителя, отключить ВНУ, поднять дезактиваторщика из трубопровода. 10 Выполнить повторный дозиметрический контроль. 11 При необходимости повторить промывку по 210 до достижения требуемого гаммафона. В случае снижения эффективности промывки (коэффициент дезактивации менее 1,5) повторную промывку не производить. 12 Работы внутри корпуса задвижки ГЦН выполняются под постоянным контролем дозиметриста, т.к. в процессе откачки возможно попадание в эжектор крупных высокоактивных фрагментов, приводящих к возрастанию МД на рабочем месте дезактиваторщика. 13 По окончании дезактивационных мероприятий по задвижке ГЦН произвести нижеследующие действия: 13.1 Извлечь оснастку ВНУ, свинцовый лист, закрывающий штуцер трубопровода расклинивающей воды; 13.2 Произвести визуальный осмотр полостей корпуса и примыкающих участков трубопровода (в пределах видимости) на наличие посторонних предметов; 13.3 Закрыть корпус задвижки предохранительной заглушкой. Дезактивация ДРК и ОК Ду 800 и перемычки НК-ВК (при ее наличии). 1 Выполнить дозиметрический контроль. Определить участки с повышенным гаммафоном. 2 Повернуть диск ДРК в плоскость трубопровода (положение "открыто"). Закрыть вентиль на дренажном трубопроводе. 3 Ввести рукав Ду 125 приточной установки для местной вентиляции в полость трубопровода через корпус задвижки Ду 800 так, чтобы конец рукава находился на расстоянии 1 м от диска ДРК. 4 Опустить рукав Ду 200 вытяжной установки для местной вентиляции в центральную полость корпуса задвижки. 5 Подготовить к работе оснастку для дезактивации. Установить отсосник на дно корпуса задвижки. 6 Опустить дезактиваторщика через корпус задвижки в трубопровод со стороны дезактивируемых ДРК и ОК. 7 Включить ВНУ. Открыть вентили распределителя на линии подачи воды к гидропистолету и устройству для отсоса "грязной" воды. 8 Произвести обмывку внутренних поверхностей патрубка задвижки и примыкающего к нему участка трубопровода Ду 800. "Грязную" воду отводить в дренажный трубопровод Ду 100. 9 По окончании промывки закрыть вентиль распределителя, отключить ВНУ. 10 Опустить насадку отсасывающего приспособления в трубопровод Ду 800 до упора в диск ДРК. Включить ВНУ. Открыть вентиль распределителя на рукаве отсасывающего устройства. 11 Медленно вытягивая на себя рукав, произвести сбор отложений и "грязной" воды с нижней образующей корпусов ОК и ДРК. Сбор воды производится до полного ее удаления. 12 При работе с приспособлением для отсоса дезактиваторщик должен находиться в центральной части корпуса задвижки, не залезая в патрубок. 147 13 По окончании сбора закрыть вентиль распределителя, отключить ВНУ, поднять дезактиваторщика из трубопровода. Все перемещения отсасывающего приспособления осуществляются за рукав, связывающий его с эжектором. 14 Время, необходимое для проведения промывки, определять в процессе выполнения работы по снижению МД с учетом оптимизации дозозатрат. 15 Открыть вентиль на дренажном трубопроводе, спустить остатки воды в РОП. 16 Выполнить повторный дозиметрический контроль поверхностей ДРК и ОК. 17 При необходимости повторить промывку по 516 до достижения требуемого гаммафона. В случае снижения МД менее чем в 1,5 раза, отмывку прекратить. 18 Дезактивация ОК перемычки НК-ВК производится аналогичным способом. Дезактивация дренажных трубопроводов. 1 Дезактивацию дренажных трубопроводов следует проводить после дезактивации внутренних поверхностей трубопроводов Ду 800. 2 Выполнить дозиметрический контроль дренажных трубопроводов. Определить участки с повышенным гамма-фоном. 3 Промыть дренажные трубопроводов при помощи струйной насадки ВНУ. 4 Выполнить повторный дозиметрический контроль дренажных трубопроводов. Участки с повышенным гамма-фоном закрыть свинцовыми листами. Дезактивация внутренней полости штуцеров подачи расклинивающей воды. 1 Дезактивация внутренней полости штуцеров подачи расклинивающей воды проводится только для трубопроводов, подлежащих замене. 2 Произвести обрезку трубопроводов. 3 Произвести очистку от радиоактивных отложений механическим способом в поддон. Дезактивация чаш ГЦН производится струйным и/или электрохимическим способом по принятой на АЭС технологии. Дезактивация полов и трапов боксов ГЦН проводится после дезактивации оборудования и в ходе проведения ремонтных работ персоналом ЦД. 7.4 Подреакторные помещения (помещения "калачей" НВК) В подреакторных помещениях необходимость дезактивации обусловлена проведением работ по замене ТК. Гамма-фон на рабочих местах определяется мощностью дозы от "калачей" НВК. Особенностью оборудования является то, что при отключении ГЦН, перестановке ТВС, проведении ремонтных и дезактивационных работ на других участках контура гамма-фон в помещении возрастает вследствие осыпания отложений из технологических каналов. Так как это происходит на всех этапах ремонтных работ, для удаления радиоактивных загрязнений из "калачей" и нормализации обстановки используются разные приемы. Дезактивация "калачей" включает в себя: циркуляционную промывку "калачей"; промывку потоком воды; установку биозащиты; дезактивацию полов помещений. Циркуляционная промывка "калачей". 1. Циркуляционная промывка "калачей" выполняется на этапах циркуляционной промывки и дезактивации с применением химреагентов. 148 2. При циркуляционной промывке "калачей" обеспечить включение трех ГЦН на сторону. Производить через каждые от четырех до шести часов переходы по ГЦН. Обеспечить в течение интервалов от 10 до 30 минут работу до четырех ГЦН на сторону. 3. Для усиления эффекта промывки "калачей" одновременно с работой ГЦН производить изменение расходов теплоносителя по каждому ТК посредством прикрытия-открытия ЗРК. 4. На этапе подготовки рабочих мест после окончания общеконтурной дезактивации циркуляционную промывку "калачей" не проводить, так как включение в работу ГЦН приводит к ухудшению радиационной обстановки внутри промытых ранее БС и РГК за счет намыва в них отложений с "калачей". Это требует проведения повторной дезактивации внутренних полостей БС при выполнении работы по установке и снятию заглушек с ПВК в ходе замены технологических каналов. Промывка "калачей" потоком воды проводится в ходе ремонтных работ по замене ТК при возрастании МД от отрезаемого "калача" или от соседних "калачей" свыше предусмотренного уровня). 1. Установить ТВС промываемого ТК на вилку. 2. Извлечь из корпуса ШАДР заглушку ВСРО. 3. Подать из ЦЗ в ТК воду с расходом, достаточным для вымывания из "калачей" радиоактивных отложений. Вода вместе с отложениями сливается через вскрытый корпус ШАДР в кольцевой дренаж, устанавливаемый на пол помещения НВК по его периметру, из которого вода поступает в трап. 4. Для усиления эффекта промывки дополнительно в ТК подать сжатый воздух с давлением 0,6 МПа (6 кгс/см2). 5. Дезактивацию пола и настила под "калачами" проводить по мере ухудшения радиационной обстановки с учетом принципа оптимизации дозовых затрат. Установку проектной биозащиты целесообразно производить после циркуляционной промывки "калачей", которая осуществляется дистанционно, для снижения дозозатрат на операцию установки защиты. Установка проводится при работающих ГЦН. Дезактивацию пола и настила под "калачами" следует проводить ежесуточно. Дезактивация напорного и всасывающего коллекторов Необходимость в дезактивации коллекторов возникает при проведении ремонтов люков НК и ВК, щелевых фильтров НК. Горячие точки: штуцера КИП, отглушенные патрубки ВК и НК. Дренажи ПТЗ, имеющие наиболее высокие уровни загрязнения, по возможности промываются в ходе химической дезактивации по временной схеме в спецканализацию. При использовании сороудерживающих сеток, установленных внутри НК на патрубках трубопроводов (Дy 800) ГЦН, которые загрязняются отложениями из ОК РГК при промывке РГК, их следует извлечь из НК и промыть в поддоне со сливом в спецканализацию. Перед извлечением сеток провести оценку мощности дозы. 7.5 Перспективные технологии дезактивации оборудования Существующие методы дезактивации отдельных видов оборудования создают довольно большие количества ЖРО. Одним из вариантов замены является абразивная дезактивация, точнее дезактивация с применением сухого льда. Новый эффективный способ очистки поверхностей от загрязнений с помощью высокоскоростной струи гранул сухого льда, так называемый криогенный бластинг, используется 149 в западных странах на ряде АЭС для целей дезактивации благодаря своей универсальности и экономической целесообразности. При использовании традиционных методов очистки в строительстве и других отраслях промышленности приходится сталкиваться с целым рядом проблем. Чистка с использованием песка, растворителей, высокого давления, ручная чистка не всегда дают необходимый эффект, часто сопровождаются повреждением очищаемой поверхности, оказываются слишком "грязными", создают дополнительное количество твердых и жидких радиоактивных отходов. Технология криогенной очистки была разработана как эффективный, быстрый и экологически безопасный метод, который является альтернативой традиционным методам чистки. Эта технология подходит практически для любого материала и имеет очень широкий спектр применения. Технология криогенной очистки поверхностей идентична широко известному пескоструйному способу, заключающемуся в механическом воздействии ускоренного в струе сжатого воздуха твердого вещества на очищаемую поверхность. Различие заключается в том, что гранулы сухого льда не являются абразивным материалом, то есть не повреждают саму поверхность, не оставляют вторичных отходов и несут не только кинетическую, но и скрытую тепловую энергию. Гранулы сухого льда имеют значительно более низкую температуру, чем очищаемая поверхность. Резкое снижение температуры поверхностного слоя вызывает эффект «термического шока», при котором охлажденные до хрупкого состояния загрязнения легко отслаиваются от поверхности (рис. 5.1). Чем больше температурный градиент, тем меньше адгезия между материалом поверхности и загрязнениями ввиду различия их коэффициентов линейного расширения. При этом охлаждение основной массы объекта не происходит, и механические свойства конструкций не ухудшаются, что подтверждено экспериментально. Рисунок 7.1 – Сравнение абразивной очистки и очистки сухим льдом [45] При соударении с поверхностью объекта к гранулам сухого льда подводится огромное количество тепла. В результате теплообмена твердые частицы СО2 мгновенно нагреваются и переходят в газообразное состояние, стремясь расшириться в объеме в сотни раз. Образовавшийся газ, частично проникая в пространство между загрязнениями и очищаемой поверхностью, образует так называемый «газовый клин», отламывающий под давлением частицы загрязнений от поверхности. Для полного удаления загрязнений необходимо перманентное механическое воздействие на очищаемую поверхность. Этот процесс обеспечивается за счет кинетической энергии гранул сухого льда, вылетающих из пистолета со скоростью, близкой к скорости звука. Схема очистки поверхности барабан - сепаратора криогенным бластингом приведена на рис. 7.2. Настоящая инструкция предусматривает работу установки от магистральной сис150 темы сжатого воздуха (без компрессора). Для работы на магистраль должен быть установлен кран с проходным сечением не менее ¾ дюйма (18,5 мм). Меньшая выпускной трубка диаметром ½ дюйма (13 мм), как правило, оказывается непригодной для того, чтобы пропустить поток воздуха, достаточный для поддержания давления на необходимом уровне. Подаваемый воздух должен быть сухим, при необходимости следует установить осушитель. Он не должен быть полностью «обезвоженным», однако должен проходить через холодильник-осушитель для того, чтобы стать достаточно сухим (точка росы +61). Возможно использование только фильтра-водоотделителя, но в этом случае возрастает риск закупоривания при высокой точке росы. Рисунок 7.2 – Схема дезактивации оборудования методом криогенного бластинга 1 При температуре сжатого до 5 атм воздуха 20 оС это составляет 22 % относительной влажности, 30 оС – 40 %. Соответствует водосодержанию 1,15 г/кг сухого воздуха; или 6,9 г/м3. Парциальное давление 9,4.10-3 атм. 151 8 Перспективные технологии и устройства для дезактивации и предотвращения загрязнений помещений и наружных поверхностей оборудования АЭС За более чем 30-ти летний период работы предприятием ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ» совместно с рядом предприятий и институтов разработаны различные технологии, способы, дезактивирующие составы, технические средства для дезактивации оборудования и помещений ОИАЭ, в том числе реакторных установок, радиохимических производств и действующих, вновь проектируемых и выводимых из эксплуатации энергоблоков АЭС. Разработанные способы и технические средства позволяют существенно (на порядки) снизить трудозатраты и дозовые нагрузки на персонал при дезактивации, демонтаже, ремонтных работах, обращении с РАО, выброс радиоактивных веществ в окружающую среду, количество вторичных радиоактивных отходов. [110] Наиболее перспективными разработками с точки зрения современных требований к технологиям дезактивации и масштаба возможного применения являются: способы и технические средства пароэжекционной дезактивации; способы и технические средства дезактивации смесями насыщенного водяного пара и химических реагентов; способы, составы и установки электрохимической дезактивации; технологии «сухой» дезактивации поверхностей оборудования и помещений с помощью легкосъемных полимерных покрытий и дезактивирующих паст; технологии локализации и пылеподавления радиоактивных загрязнений; технологии и технические средства дезактивации и переплавки радиоактивных отходов металлического лома с целью повторного ограниченного или неограниченного его использования. 8.1 Способ пароэжекционной (парожидкоструйной) дезактивации Способ пароэжекционной (парожидкоструйной) дезактивации заключается в воздействии на дезактивируемую поверхность струи насыщенного водяного пара, в которой диспергирован дезактивирующий раствор. Характеризуется сочетанием химического действия компонентов раствора при постоянном его обновлении на поверхности и кинетического действия струи пара и капель жидкости. ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ" для реализации способа разработан ряд парожидкоструйных сопловых устройств: ручных распылителей, пистолетов, насадок к копирующим манипуляторам горячих камер, устройств с неподвижными (стационарными) и подвижными (перемещаемыми) соплами и сопловыми коллекторами, установок с вращающимися относительно сопел корзинами с дезактивируемыми узлами. Ручные распылители предназначены в основном для удаления слабофиксированных загрязнений с поверхностей оборудования и помещений временного пребывания персонала, покрытых пластикатом, металлических, окрашенных поверхностей (см. рис. 8.1). При этом применяются малоагрессивные растворы: содержащие соду, ПАВ, комплексообразователи (например, полифосфаты), слабые кислоты. Наиболее часто для удаления слабофиксированных загрязнений используется 0,5% раствор СФ-3 (0,35 % гексаметафосфата и 0,15% сульфонола) и 1% раствор СФ-3К, содержащий дополнительно 0,5% щавелевой кислоты. Производительность дезактивации – 0,5-1 м2/мин, температура - 60-70 оС, расход дезактивирую152 щих растворов – 1–10 л/м2, объем низкоактивных ЖРО – 1,5 – 12 л/м2. При этом достигаются нормированные показатели загрязненности поверхностей (средний КД = 100). Рисунок 8.1 - Ручной пароэжекционный распылитель Дезактивация ручными распылителями должна производиться либо в помещениях при достаточно эффективной вентиляции ввиду выделения в воздух большого количества пара (0,7-1,2 кг/мин для распылителя РП-1М, до 2,5 кг/мин – для распылителя повышенной производительности), либо на открытых площадках. При дезактивации слабоагрессивными растворами для защиты органов дыхания достаточно респираторов или защитных масок. Ручные распылители могут использоваться также и для удаления фиксированных загрязнений с поверхностей помещений, оборудования и узлов с применением и более агрессивных растворов, содержащих сильные кислоты, щелочи, окислители. При этом обязательно используются защитные шлем - маски с подачей воздуха для дыхания или легкие защитные костюмы. Расход растворов и объемы ЖРО при пароэжекционной дезактивации от фиксированных загрязнений в несколько раз выше, чем при удалении слабофиксированных загрязнений, так как требуется применение 2 – 3 циклов дезактивации щелочными и кислотными растворами. Тем не менее, расход растворов и объемы ЖРО при пароэжекционной дезактивации составляют в среднем на порядок меньшую величину, чем при применении жидкостных способов (погружного, струйного способа) и требуют меньшего времени дезактивации. Пароэжекционные пистолеты используются и рекомендуются для удаления слабофиксированных и фиксированных загрязнений с оборудования и поверхностей защитных перчаточных боксов, дезактивации мелких сложных узлов и деталей в боксах, специально предназначенных для этой цели. Дистанционные устройства, такие как: насадки к копирующим манипуляторам, неподвижные или перемещаемые с помощью привода сопловые коллекторы, установки с вращающимися корзинами, - в которых возможно применение любых растворов, - могут использоваться для удаления как слабофиксированных, так и фиксированных загрязнений. Насадки к копирующим манипуляторам предназначены для дезактивации участков поверхностей и оборудования горячих камер. 153 Устройства со стационарными соплами и сопловыми коллекторами предназначены для дезактивации отдельных наиболее загрязняемых участков поверхностей горячих камер и размещенного в них оборудования. Устройства с перемещаемыми соплами и сопловыми коллекторами предназначены, в основном, для дезактивации наиболее загрязненных участков поверхностей помещений, камер, крупногабаритного оборудования. Установки с вращающимися корзинами предназначены для дезактивации малогабаритных узлов и деталей. Способ и различные устройства пароэжекционной дезактивации прошли многочисленные испытания, используются и рекомендуются для проведения дезактивации на ОИАЭ, рекомендованы и заложены в проекты радиохимических заводов (переработки облученного урана, заводов РТ-1 и РТ-2), атомных станций, комплексов переработки отходов, транспортных энергетических установок. Ручные распылители РП-1М были рекомендованы, заложены в проекты и используются на большинстве ОИАЭ. Насадки к копирующим манипуляторам в течение многих лет используются для дезактивации исследовательских горячих камер в филиале Радиевого института (г. Гатчина), рекомендованы и заложены в проекты для дезактивации оборудования и участков поверхностей горячих камер разделки сборок на Ленинградской АЭС, на комплексе переработки РАО в губе Андреева. Примером использования перемещаемого соплового пароэжекционного коллектора может служить долговременное использование в филиале Радиевого института (г. Гатчина) установки для дезактивации исполнительных механизмов копирующих манипуляторов, разработанной ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ". Установка включает пароэжекционное устройство, представляющее собой сдвоенное кольцо из труб, по которым подается пар и дезактивирующий раствор к трем пароэжекционным насадкам, смонтированным между кольцевыми трубами (см. рис. 8.2). Кольцевой сопловой коллектор при помощи электромеханического привода, управляемого концевыми выключателями, совершает возвратнопоступательное движение вдоль исполнительного механизма манипулятора, находящегося внутри кольцевого коллектора. Пароэжекционное устройство смонтировано в камере с откидной крышкой, снабженной вытяжной вентиляцией, дренажем и смотровым окном. Перемещаемый пароэжекционный коллектор включен в состав проекта АЭС-2006 площадки НВАЭС для дезактивации контейнера с отработавшим топливом (см. рис. 8.3). Транспортный контейнер дезактивируется в специально предусмотренном для его дезактивации цилиндрическом помещении. Кольцевой коллектор, составленный из двух труб-колец, по которым подается пар и раствор, с двумя или четырьмя пароэжекционными насадками между ними смонтирован внутри помещения в верхней его части. Сопла располагаются на коллекторе друг против друга (при 2 соплах) или с интервалом, равным 1/4 окружности (при 4 соплах) [110]. 154 Рисунок 8.2 - Перемещаемый сопловый пароэжекционный коллектор для дезактивации исполнительных механизмов копирующих манипуляторов Рисунок 8.3 - Передвижной пароэжекционный коллектор 155 В процессе дезактивации кольцевой коллектор совершает возвратно-вращательное движение в горизонтальной плоскости вокруг оси контейнера на угол 180о (при двух соплах) или 90о (при 4 соплах) и, одновременно, контейнер перемещается внутри кольцевого коллектора в вертикальном направлении (поднимается и опускается) с помощью мостового крана. Подача раствора и пара в коллектор от трубопроводов их подачи в помещение перегрузки производится по гибкому рукаву. Пароэжекционные устройства с перемещаемыми сопловыми коллекторами и насадками рекомендованы также для дезактивация наружных и внутренних поверхностей транспортного контейнера ОЯТ после выгрузки топлива на ПО «Горно-химический комбинат». Дезактивация наружной поверхности контейнера с помощью пароэжекционного устройства с перемещаемыми сопловыми коллекторами производится после освобождения контейнера от ОЯТ в камере комплектации пеналов и его нахождении на передаточной платформе в помещении дезактивации контейнеров здания 3а ХОТ-2. Устройство для дезактивации представляет собой П-образную арку, схематично представлено на рис 8.4. Арка охватывает в вертикальной плоскости контейнер, находящийся на передаточной платформе. На вертикальных сторонах арки закреплены сопловые блоки – по одному на каждой стороне – с возможностью перемещения каждого блока по вертикальным сторонам арки с помощью электромеханического привода с блоко-тросовым механизмом. Каждый сопловой блок представляет собой две параллельных трубы со смонтированными между ними двумя - четырьмя пароэжекцинными насадками на расстоянии 20-25 см друг от друга, направленными в сторону контейнера. Рисунок 8.4 - Пароэжекционное устройство для дезактивации наружной поверхности контейнера Трубы блоков соединены гибкими рукавами с трубопроводами подачи раствора и пара в помещение дезактивации контейнеров. При дезактивации сначала включается в работу один из блоков, затем другой. Работающий блок перемещается по вертикальной стороне арки, которая совершает возвратно-вращательное движение вокруг вертикальной оси контейнера на 180о с помощью второго электромеханического привода, управляемого конечными выключателями. Включение в работу блоков и приводов устройства производится автоматически или вручную. 156 Дезактивация внутренней поверхности транспортного контейнера с помощью пароэжекционного устройства с перемещаемыми сопловыми насадками производится в здании 13 ХОТ 2 при его нахождении на специальном поддоне [110]. Перемещаемые, поворотные и неподвижные сопловые коллекторы использовались и были включены в проекты для дезактивации оборудования и участков поверхностей горячих камер подготовки сборок к резке на заводах РТ-1 и РТ-2, разделки сборок в губе Андреева, для дезактивации шиберов горячей камеры на Ленинградской АЭС. Установка для пароэжекционной дезактивации мелких узлов и деталей во вращающейся корзине применялась на ПО «ГХК», а также заложена в проект узла дезактивации металлического лома из нержавеющей стали на Курской АЭС. Перспектива совершенствования пароэжекционного способа дезактивации заключается в разработке облегченных, более удобных в работе ручных распылительных устройств с использованием современных материалов, более легких и прочных соединительных рукавов. Дальнейшее развитие пароэжекционного способа дезактивации заключается также в создании дистанционных устройств с перемещаемыми или неподвижными сопловыми насадками и коллекторами для конкретных видов оборудования, а также в разработке насадок, управляемых манипуляторами современных типов, новых установок для дезактивации съемных узлов и деталей большей вместимости. Кроме того, пароэжекционный способ дезактивации может быть включен в состав передвижных автономных модулей для дезактивации, что особенно актуально при выводе ОИАЭ из эксплуатации и подготовки зданий и сооружений к безопасному хранению. 8.2 Способ дезактивации смесями насыщенного водяного пара и химических реагентов Способ дезактивации смесями насыщенного водяного пара и химических реагентов заключается в подаче на дезактивируемую поверхность, с которой возможен естественный или осуществляется принудительный теплоотвод, мелкодисперсной смеси насыщенного водяного пара и концентрата дезактивирующего раствора. Дисперсность раствора в паре такова, что смесь в отличие от пароэжекционного способа более устойчива, что позволяет передавать ее к дезактивируемому объекту по трубопроводу на значительное расстояние. Дезактивация является результатом химического действия компонентов раствора в условиях постоянного обновления стекающей по поверхности пленки смеси конденсата пара и раствора при температуре 100 оС и более в зависимости от давления насыщенного пара в дезактивируемом оборудовании (при давлении до 0,4 МПа – до 130 оС). Отсутствие обратной сорбции вследствие постоянного обновления раствора и высокая температура процесса определяет более высокую эффективность дезактивации активированным паром, по сравнению со способом заполнения, в особенности, в случаях невозможности нагрева, перемешивания и поддержания температуры раствора в некоторых аппаратах (при одинаковом содержании компонентов в конденсате паровой смеси и в растворе). Соотношение пар/раствор в паровой смеси – 2/1 – 4/1, что определяет степень концентрирования дезактивирующего раствора, подаваемого на смешение с паром. Дезактивация паровыми смесями предназначена в основном для внутренних поверхностей емкостного оборудования (принципиальная схема установки показана на рис. 8.5). Использование паровых смесей для дезактивации является наилучшим вариантом, когда применение жидкостных или других способов весьма затруднено или неэффективно вследствие особенностей конструкции, невозможности подачи раствора или его нагрева и перемешивания, малодоступности дезактивируемого оборудования, узла, участка. К таким случаям можно отнести дезактивацию, например, оборудования газоочистки, трубопроводов, воздуховодов, газоходов. 157 Рисунок 8.5 -Установка дезактивации активированным паром для дезактивации емкостного оборудования, трубопроводов и др. Использование паровых смесей для дезактивации аппаратов, насыщенных внутренними элементами, от которых затруднен теплоотвод, требует увеличения времени на периодические остановки процесса для естественного охлаждения внутренних элементов или применения грубодисперсной смеси пара и раствора при минимальном соотношении пар/раствор (не более 2/1). В последнем случае подача паровой смеси производится в аппарат по возможно более короткой линии. Дезактивация с помощью паровых смесей может осуществляться с помощью передвижных автономных установок, включающих паровой смеситель (сопло Лаваля - см. рис.8.6), баки для концентратов растворов и насос- дозатор. Генерируемая установкой паровая смесь по специально монтируемой линии (линиям) подается в дезактивируемый трубопровод, воздуховод или в проходки дезактивируемых аппаратов, трубопроводы, технологически связанные с аппаратами. Дезактивация паровыми смесями может проводиться и без применения автономной установки. Для этого паровой смеситель соединяется трубопроводом с дезактивируемым объектом, к смесителю подводится пар и раствор от существующих трубопроводов их подачи в помещения временного пребывания, монтируются приборы контроля расхода растворов, давления пара до и после смесителя и монтируются регулирующие клапаны на подаче пара и растворов. Дезактивация активированным паром с помощью паровых смесителей широко применялась для дезактивации емкостного, экстракционного и другого оборудования на ПО «Маяк». 158 Автономная установка паровых смесей снабжается набором сменных смесителей с различными значениями диаметра критического сечения. Рисунок 8.6 - Паровой смеситель (сопло Лаваля) Перед дезактивацией активированным паром предварительно производится вытеснение воздуха насыщенным паром до температуры в аппаратах 80-90 оС и освобождение аппаратов от конденсата вакуумированием или давлением пара. Для повышения эффективности удаления с поверхностей аппаратов коррозионных отложений или осадков дезактивация активированным паром может проводиться при частичном заполнении аппаратов растворами, при этом растворение отложений в растворе, частично заполняющем аппарат, при температуре выше 100 оС в значительной степени ускоряется. Для дезактивации экстракционного и другого оборудования, имеющего на поверхностях органические пленки и отложения на ПО "Маяк" в опытном порядке в паровую смесь вводился фреон, что привело к резкому увеличению эффективности дезактивации. Способ дезактивации паровыми смесями по сравнению с дезактивацией способом заполнения (погружения), при котором дезактивирующие растворы используются многократно, обеспечивает сокращение времени дезактивации, расхода растворов и объемов ЖРО в несколько раз, а при невозможности организации многократного использования дезактивирующих растворов способ обеспечивает сокращение расхода растворов и объемов ЖРО более, чем в десятки раз. Учитывая, что на объектах, в особенности на АЭС, требуется дезактивация и отдельных аппаратов или небольших их цепочек, дезактивация трубопроводов, воздуховодов, когда повторное использование растворов нецелесообразно (требуется монтаж емкостей для оборотных растворов, дополнительные площади и строительные объемы), экономическая эффективность применения паровых смесей значительно возрастает. Таким образом, применение паровых смесей для дезактивации оборудования ОИАЭ экономически эффективно и перспективно. Перспективой работ по способу и технологии дезактивации паровыми смесями является продолжение исследований устойчивости различных паровых смесей для оценки возможного расстояния их передачи по трубам, разработка более эффективных смесителей, генераторов устойчивых смесей, более совершенных и удобных устройств и установок. Следует также продолжать исследования по химической стойкости различных компонентов раствора в паровых смесях и равномерности их оседания на поверхностях (перехода в пленку раствора) в зависимости от дисперсности смесей, расстояния транспортирования, условий конденсации, особенностей участков поверхности. 159 8.3 Электрохимическая дезактивация Электрохимическая дезактивация представляет собой удаление радиоактивно загрязненного слоя с поверхности металлов и сплавов под действием электрического тока и осуществляется при погружении изделия в ванну с электролитом или вневанным способом с помощью передвижного низкоомного электрода. При электрохимической дезактивации удаляются слабо- и прочнофиксированные радиоактивные загрязнения и достигаются высокие коэффициенты дезактивации: Кд = 100 - 1000. Для электрохимической дезактивации ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ" разработаны технологии и технические средства: переносные установки с выносным электродом, перемещаемым по дезактивируемой поверхности вручную или с помощью копирующих манипуляторов горячих камер; стационарные установки – электрохимические ванны, в которых дезактивируемое изделие помещается в электролит, заполняющий ванну, между электродами. Установки электрохимической дезактивации с выносным электродом включают насосный агрегат и блок питания и управления (рис. 8.7). Насосный агрегат служит для хранения электролита, подачи электролита по гибкому рукаву к электроду, вакуумирования электролита с поверхности обратно. Использование в конструкции электрода особого проводящего материала – угленового волокна позволяет равномерно дезактивировать неровные поверхности, проводить дезактивацию при величине тока в сотни ампер, что резко повышает эффективность дезактивации, и использовать простые электролиты: растворы азотной, серной, фосфорной, пирофосфорной, щавелевой кислот средних концентраций. Рисунок 8.7 -Установка электрохимической дезактивации с выносным электродом 160 В установках с помощью блока питания и управления может задаваться анодная или катодная поляризация дезактивируемой поверхности постоянным напряжением, их чередование, поляризация знакопеременным симметричным и асимметричным напряжением, поляризация в импульсном режиме, поляризация переменным током промышленной частоты и другие режимы. В последнее время разработаны установки, обеспечивающие поляризацию переменным током с частотой 400 Гц, что позволило в разы уменьшить габариты и массу установок, повысить максимально возможную величину электрического тока и производительность дезактивации. Технологии электрохимической дезактивации с помощью переносных установок с выносным инструментом - электродом разработаны, многократно испытаны, постоянно совершенствуются и используются на АЭС и других ОИАЭ для дезактивации небольших металлических участков оборудования и поверхностей помещений, горячих камер с прочнофиксированными загрязнениями, в том числе с коррозионными и технологическими отложениями (см. рис. 8.8). Установки электрохимической дезактивации используются для дезактивации поверхностей как коррозионностойких, так и любых других сталей, а также цветных металлов. Рисунок 8.8 - Установка для дезактивации контейнеров электрохимическим способом в горячей камере Эти установки постоянно рекомендуются и включаются в проекты новых производств, в частности включены в проекты технологических узлов заводов РТ-1, РТ-2, комплексов переработки РАО в губе Андреева, на Курской АЭС, узла разделки сборок на ЛАЭС и других объектов. На рис. 8.9 показана установка электрохимической дезактивации, разработанная и изготовленная в нашем институте. В проекте комплекса переработки РАО на Курской АЭС предусмотрено использование установок с ручным выносным электродом для удаления труднодезактивируемых «пятен» как с технологического оборудования комплекса, так и фрагментов лома нержавеющих сталей после дезактивации в травильных ваннах на узле утилизации металлических РАО. В проект заложено использование электрохимических ванн объемом 1 м3 разработки ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ" на узле утилизации лома для дополнительной дезактивации 161 мелких фрагментов лома нержавеющих сталей после дезактивации в травильных ваннах. Дезактивируемые узлы загружаются в ванну в двух корзинах или поштучно. Ванна имеет набор электродов, устанавливаемых у ее стенок в определенном порядке в зависимости от конфигурации узлов. ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ" разработана также установка дезактивации малогабаритных изделий объемом 45 л. Установка включает ванну, на внутренних стенках которой неподвижно закреплены электроды. В ванне смонтирован барабан для дезактивируемых изделий, который в процессе дезактивации вращается с помощью электропривода, в результате чего обеспечивается равномерная дезактивация каждой отдельной детали. а) б) Рисунок 8.9 – Установка электрохимической дезактивации (разработана и изготовлена ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ») а – установка с блоком питания и управления; б – сменные насадки Электрохимический способ может быть использован для удаления неэлектропроводных покрытий с металлических поверхностей в случаях, если покрытия способны впитывать 162 электролит, становясь, таким образом, электропроводными, а также для удаления не намокающих покрытий (лакокрасочных и т.п.), в случае наличия значительных нарушений их целостности. Выделяющиеся при электрохимическом процессе газы отслаивают покрытия. Совершенствование способа электрохимической дезактивации с помощью установок с выносным электродом заключается в оптимизации режимов дезактивации и составов электролитов, разработке новых более совершенных конструкций установок с использованием современных материалов и комплектующих, обладающих меньшей массой, большим сроком службы сменных элементов электрода, более удобных в работе и, при этом, более мощных и производительных. 8.4 Способы "сухой" дезактивации и предупреждения распространения загрязнений Способы "сухой" дезактивации и предупреждения распространения загрязнений с применением легкосъемных полимерных покрытий, пропитывающих и фиксирующих составов и дезактивирующих паст, приобрели в настоящее время особое значение ввиду ужесточения требований к охране окружающей среды и удорожания обезвреживания ЖРО. ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ" разработаны способы, составы, установки для приготовления и нанесения полимерных покрытий, пропитывающих и фиксирующих составов, удаления легкосъемных полимерных покрытий. Установки нанесения полимерных покрытий и их удаления разработаны и для дистанционного применения в горячих камерах с помощью копирующих манипуляторов (см. рис. 8.10). Рисунок 8.10 - Установки для приготовления, дистанционного нанесения и удаления защитно-акккумулирующих покрытий (ЗАП) Способы и технические средства защиты «чистых» поверхностей оборудования и помещений временного пребывания, локализации и дезактивации загрязненных поверхностей в необслуживаемых помещениях, горячих камерах, помещениях временного пребывания с по163 мощью легкосъемных полимерных покрытий используются при проведении демонтажных и ремонтных работ. Защитно-изолирующие полимерные покрытия используются также для нанесения на демонтированное технологическое оборудование перед его транспортировкой на узлы дезактивации или утилизации. Сотрудниками ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ» совместно с НПО «Пигмент» разработаны защитные полимерные составы ЗПС-1 и ЗПС-1М, которые представляют собой суспензию пигментов и наполнителей в поливинилацетатной дисперсии с добавкой различных вспомогательных веществ. Состав ЗПС-1 предназначен для временной защиты и локализации радиоактивных загрязнений. Он поставляется в готовом виде. Срок службы сформировавшегося покрытия не менее 2 лет. Состав ЗПС-1М предназначен для дезактивации и локализации радиоактивных загрязнений. Состав поставляется в виде двух упаковок: основа состава ЗПС-1М и активирующая добавка - ортофосфоновая кислота. При необходимости составы ЗПС-1 и ЗПС-1М разбавляются водой до рабочей вязкости. Составы нетоксичны и пожаробезопасны, образуют покрытия 100-150 мкм с временем сушки около 2-х часов при нормальных условиях. Полученные покрытия обладают хорошими декоративными и эксплуатационными свойствами, легко удаляются сплошной лентой без усилия с нержавеющей стали, пластиката, окрашенной углеродистой стали. Защитные полимерные составы ЗПС-1 и ЗПС-1М прошли опытно-промышленные испытания и широко применяются на объектах атомного флота. Для дезактивации поверхностей оборудования и помещений от слабофиксированных загрязнений ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ" совместно с институтом ВНИИСК были разработаны дезактивирующие рецептуры на основе синтетических латексов. Особый интерес представляет пленкообразующая латексная рецептура «Дезолат» - смесь промышленных синтетических латексов: полистирольного марки ПС-100 и бутадиен-стирольного марки БС65 в определенных соотношениях с загустителем (защищен авторским свидетельством). При высыхании состава на дезактивируемой поверхности образуются самоотслаивающиеся чешуйки, легко удаляемые щеткой или вакуумным отсосом. Состав предназначен для удаления слабофиксированных радиоактивных загрязнений с нержавеющей стали, пластиката ПВХ, окрашенной углеродистой стали, стекла. Оптимальная толщина покрытия, обеспечивающая образование крупных легко отслаивающихся чешуек, не оставляющих следов на подложке, составляет 0,3 мм. Время формирования покрытия составило 5 часов при температуре 20 оС и относительной влажности 70 %. Исследования показали, что дезактивирующие свойства состава «Дезолат» по отношению к нержавеющей стали находятся на уровне известной дезактивирующей композиции на основе ПВС (Кд = 75-150). Результаты опытно-промышленных испытаний состава «Дезолат» по дезактивации столешницы камеры растворения и экстракции ТВС и участка пола из пластиката рец. 57-40 представлены в табл. 8.1. Одновременно были проведены испытания по удалению радиоактивных загрязнений в виде солевых отложений толщиной 0,5 - 2 см. Объектом испытаний было днище транспортной корзины из нержавеющей стали для транспортирования рабочих материалов по цепочке защитных боксов. Мощность экспозиционной дозы на расстоянии 0,5 м составила 130 мкР/с. 164 Таблица 8.1 Результаты опытно - промышленных испытаний состава «Дезолат»** Объект дезактивации Столешница 1 цикл Столешница 2 цикл Пластикат Рец. 57-40 Загрязнение (част./см2·мин)* Исходное Остаточное 1100-1400 α 100-200 α 2000-10000 β 300-600 β 100-200 α 5-7 α 300-600 β 20-40 β 50 α 0,5 α 3000-5000 β 20-30 β Коэффициент дезактивации (КД) 5,5-14 12-15 14-40 15-20 100 150-175 * Загрязненность измерялась методом мазка в пяти точках столешницы и пола. Характер загрязнения – проливы азотнокислых растворов радиоактивных веществ (U, Th, Рu). ** Толщина покрытия составила 0,3-0,5 мм. Для дезактивации на солевые отложения наливом был нанесен дезактивирующий состав «Дезолат» толщиной до 3 мм и оставлен на сутки. После высыхания покрытие растрескалось и отделилось от днища корзины вместе с солевыми отложениями (днище было механически «чистое»). Экспозиционная доза на расстоянии 0,5 м составила 3,2 мЗв/ч (100 мкР/с). После этого днище корзины обработали поочередно щелочным и кислотным растворами. Остаточное загрязнения составило 6000 α-част./мин см2 и 8000 β-част./мин см2 [110]. На днище корзины повторно нанесли состав «Дезолат» толщиной слоя - 0,5 мм. По мере высыхания покрытия растрескалось и отслоилось от поверхности. После удаления покрытия поверхность была механически чистая и остаточное загрязнение составило: 15 αчаст./мин см2 и 30 β-част./мин см2 . Таким образом, испытания показали хорошую эффективность дезактивирующего латексного состава «Дезолат» очищать поверхности нержавеющей стали от радиоактивных загрязнений в различных видообразованиях. Латексный состав «Дезолат» включен в проект сухого хранилища на ПО «ГХК» для использования при дезактивации поверхностей помещения и оборудования хранилища. В процессе эксплуатации ОИАЭ, а также при выводе из эксплуатации и демонтаже оборудования, возникает необходимость не только проведения дезактивации, но и локализации радиоактивных загрязнений и защиты «чистых» поверхностей оборудования и помещений от радиоактивных загрязнений на длительный период времени. В 2001-2003 г.г. сотрудниками ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ» проводились НИР по выбору и испытаниям полимерных материалов, пригодных для долговременной защиты (изоляции) и локализации различных поверхностей оборудования и помещений ОИАЭ. Для проведения испытаний было выбрано фторэпоксидное покрытие ФЛК-ПА, как одно из наиболее перспективных материалов по своим защитным свойствам. Фторэпоксидное покрытие ФЛК-ПА предназначено для длительной защиты металлов и бетона от агрессивного воздействия атмосферы в условиях солевого тумана, кислотных дождей, паров бензина, а также растворов кислот и щелочей, органических реагентов, масел, топлива и нефти. Отличается высокой химической стойкостью и хорошей адгезией даже к полированной поверхности металлов: стали, алюминия, меди, золота, упрочняет поверхностный слой бетона. Покрытие выдержало циклические испытания в климатических камерах, адекватные 75 годам эксплуатации. Покрытие рекомендовано для защиты меди, бронзы, ста165 ли, бетона на открытых площадках в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом на срок более 15 лет при толщине покрытия от 2 до 100 мкм. Для определения пригодности ФЛК-ПА для длительной защиты и локализации радиоактивных загрязнений были проведены испытания по определению времени защитного действия покрытия: расчетное время защитного действия покрытия (пленки толщиной 100 мкм до момента появления 1% исходной активности) составляет при 20 оС - (4±1) 105 часов ( ≅ 40 лет ); при 70 оС - (2,1±0,3) ·104 часов ( ≅ 2,5 года). Проведенные испытания покрытия ФЛК-ПА на дезактивируемость показали, что оно легко дезактивируется до фона штатными растворами: (средний Кд по 137Cs = 200, Кд по 144 Ce = 180) и сохраняет защитные свойства при дозах облучения 1,2 106 Гр. На основании проведенных испытаний покрытие ФЛК-ПА было рекомендовано в качестве долговременного защитного изолирующего полимерного покрытия. В настоящее время фторэпоксидное покрытие ФЛК-ПА применяется в качестве защитного долговременного покрытия на многих ОИАЭ, в частности, на Ленинградской АЭС для защиты контейнеров хранения ТРО. Применение пропитывающих и фиксирующих составов может быть рекомендовано для предупреждения распространения загрязнений при ремонте, демонтаже загрязненных строительных конструкций и оборудования, направляемого на обезвреживание РАО, дезактивации строительных конструкций механическими способами, дезактивации территории, сборе и транспортировки ТРО. Составы наносятся на демонтируемые или дезактивируемые строительные конструкции, загрязненный строительный мусор, направляемое в отходы демонтируемое оборудование, удаляемый верхний загрязненный слой грунта. В качестве таких составов рекомендовано использовать 4% водный раствор омыленного талового пека, например, ОТП марки Б (ОСТ 13-145-82), а также разбавленный (1020%) бутадиен стирольный латекс марки СКС-65ГП. Для нанесения на участки грунта расход ОТП – 5-10 л/м2. Для повышения водостойкости и лучшего закрепления радионуклидов можно добавлять в ОТП до 0,2% полиакриламида и 2-4% сульфатного мыла. ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ» разработан и успешно применялся ряд составов дезактивирующих и травильных паст для дезактивации оборудования и металлического лома, удаления защитных загрязненных покрытий с металлических поверхностей. В своем составе пасты могут содержать сильные кислоты, щелочи, окислители, восстановители, комплексообразователи. Наносимая на поверхность рецептура в зависимости от вязкости может наноситься на поверхность с помощью кистей, шпателей или с помощью установок нанесения покрытий, разработанных ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ». Пасты на поверхности твердеют и могут легко удаляться механическими способами. В технологии дезактивации оборудования и строительных конструкций завода в г. Подольске, перерабатывающего алюминиевый лом, было рекомендовано использование дезактивирующих паст для дезактивации печей рафинирования алюминия и металлоконструкций. Для оборудования и конструкций из углеродистых сталей предлагались составы на основе поливинилового спирта (ПВС), глицерина, ингибитора коррозии и 5-10% HCl, а также паста "Целлогель". Для дезактивации оборудования из нержавеющих сталей рекомендовалось использовать пасты на основе ПВС, каолина, содержащие ОЭДФ, фторидные соли и рецептуру СФ-3. 166 8.5 Применение пылевлагоотсасывающих устройств для удаления грубодисперсного шлама из оборудования Главный критерий качества пылесоса – способность сбора любого типа мусора: жидкого, слипающегося и сухого загрязнения и при этом без переключения. Такой пылесос оптимален, т.к. его универсальность позволяют справляться без переключения с различными загрязнениями, включая проблемные (вода, полимерная порошковая краска, моющие порошки и растворы, металлическая стружка, песок, абразивная пыль и т. д.). Но различные типы загрязнений не предполагают, однако, различного оборудования для их уборки. Стоимость обслуживания пылесосов иностранных фирм складывается из стоимости сменных фильтров-пылесборников, фильтров защиты двигателя и сменных картриджей. В результате для пылесоса известной марки KARCHER год обслуживания стоит 25-50 тыс. руб., в зависимости от степени загрязнений, с которыми работает пылесос. И так обстоят дела со всеми пылесосами, имеющими пылесборники-фильтры. В условиях радиоактивного загрязнения обслуживание таких пылесосов будет еще дороже. Поэтому при выборе пылесоса необходимо также обращать внимание на доступность, а еще лучше, отсутствие расходных материалов. Пылесосы со сменными мешкамипылесборниками требуют время от времени пополнять запас мешков. В фильтровочные мешки для промышленного пылесоса в год нужно вложить от 14 до 25 тысяч рублей. При этом сам пылесос может иметь относительно невысокую цену. Наиболее экономичны пылесосы с циклонным фильтром. Промышленные пылесосы, оснащенные системой фильтрации «Циклон», позволяют использовать их без сменных мешков и идеально подходят для продолжительной работы при высокой производительности. Пыль и грязь под воздействием закрученного по спирали воздушного потока оседают в пылесборнике. Несомненное достоинство – простота: не требуется закупать дополнительно мешков-пылесборников, заливать воду. К тому же подобные пылесосы не нужно очищать после каждой уборки, достаточно опустошать бак по мере заполнения. Важным качеством пылесоса является его производительность и возможность длительной непрерывной работы. Эффективная и надёжная специализированная техника рассчитана на продолжительный период работы с высокой производительностью. Следует выбирать пылесосы с двухконтурными турбинами. Одноконтурные турбины с промышленными нагрузками не справляются, т. к. охлаждаются за счет рабочего воздуха уборочной машины (с помощью которого собирается пыль). В итоге турбины обдуваются смесью воздуха и мелкодисперсной пыли со скоростью 50 л/сек. Турбина пылесоса вращается со скоростью 20000-30000 об/мин. Электрощетки и коллекторы в этих условиях стачиваются моментально. Дольше получаса в промышленных условиях такие пылесосы работать не могут. В двухконтурных турбинах воздух для их охлаждения подается по своему контуру и не зависит от рабочего воздуха пылесоса и режима его работы. Поэтому промышленные и строительные пылесосы типа «Вортэкс» имеют круглосуточный режим работы – как с полностью открытым, так и с полностью перекрытым входным патрубком. Графитовые щетки электродвигателя (всегда доступные для приобретения) могут прослужить до 1000-1200 часов чистого времени, а это, как минимум, 1,5-2 года эксплуатации. Сам же двигатель может служить гораздо дольше. Для сбора и удаления свободно лежащих на поверхности отложений рекомендуется использовать пылесос ВОРТЭКС-300 С. В то же время его целесообразно использовать в качестве местного отсоса в процессе криогенного бластинга. Производительность пылесоса (см. табл. 8.2) позволяет удалять из зоны работы практически весь поступающий сжатый воздух и СО2. 167 Таблица 8.2 - Пылесос промышленный, вихревой ВОРТЭКС-300 С: Производитель: ВОРТЭКС, г. Новосибирск (www.vorteks.su) Дилер – «Юниэко», С.Петербург (www.unieko.ru) № Цена Наименование Технические характеристики п.п. (руб.) 1. Пылесос промышленный, вих- Мощность, кВт 2,5 40 000 ревой ВОРТЭКС-300 С Производительность со шлангом Комплектация: 3 м, м3 /мин 5,5 (330 3 -пылесос м /ч) -шланг резиновый 3 м (стан- Разрежение макс., кПа 21 дарт. комплектация, Вместимость бункера пыли, л 40 18 м - максим.) Вес, кг 38 -насадки сменные, 6 шт. (пло- Материал корпуса сталь ская, щелевая, угловая, круглая, Габариты, мм трубчатая, переходник угловой) ширина 450 -кабель электропитания, 10 м длина 670 -паспорт высота 1120 Рабочий диапазон температур –20÷+50 оС 2. Дополнительные рукава, 3 шт. 3. Фильтры к пылесосу Внешний вид пылесоса представлен на рис. 8.11, а устройство показано на рис. 8.12 и 8.13. Рисунок 8.11 -Внешний вид пылесоса Вортэкс-300С Пылесос собран из отечественных комплектующих и приспособлен к специфике российского производства (стальной корпус, стальные ступицы колес с роликовыми подшипни168 ками, шланг из многослойной резины со стальным каркасом). Исполнение пылевоздушного тракта исключает накопление электростатического заряда, удобный механизм освобождения пылесборника позволит быстро подготовить пылесос к новому циклу уборки. Общий вид пылесоса с насадками представлен на рис. 2.1. Рисунок 8.12 – Общий вид пылесоса Вортэкс-300С Пылесос "Вортэкс-300С" состоит из следующих узлов и механизмов (рис. 8.13): Корпус 1 - несущий элемент, связывающий между собой основные части пылесоса, и включающий раму 2 с двумя парами колес (простых и поворотных), кронштейны 23, служащие для крепления подъемного механизма 22, упоры 3 для регулировки положения бункера и выхлопные окна 24; Вентблок 21 с входным патрубком 18 и установленными на нем воздуховсасывающими агрегатами 20, сетевым фильтром и пультом 19 с клавишами включения и выбора режима работы пылесоса. Бункер 4 для сбора крупной пыли, мусора и жидкостей, установленный на раму 2. Циклон 6 (центробежный осадитель) с ответными кронштейнами подъемного механизма 5, шпилькой 9 и барашком 7 для фиксации фильтра тонкой очистки 8 и входным патрубком 33, оснащенном пружинной заслонкой 34; Крышка 10 с устройством пневмоочистки фильтра, состоящим из пружины 11, фланца 12, рычага 13, отвода 14 и патрубком вывода воздуха 15, к которому фиксатором 16 крепится воздуховод 17; По периметрам днища циклона 6, а также крышки 10 вклеены уплотнения из микропористой резины, обеспечивающие плотное прилегание узлов пылесоса друг к другу; Соединение входного патрубка пылесоса 33, шланга, трубы-штанги, переходников и насадок осуществляется с помощью унифицированных разъемов. Весь пылевоздушный 169 тракт имеет электропроводящую связь для снятия статического напряжения на заземленный корпус пылесоса. Подъемный механизм 22 служит для подъема циклона 6 вместе с крышкой 10 над бункером 4 и их фиксации в двух положениях (рисунок 8.14): нижнем А (рабочем) и верхнем В (для обслуживания бункера и циклона). Подъемный механизм включает в себя две пары рычагов, выполненных из труб прямоугольного сечения - верхних (Г-образных) 28 и нижних 30, каждый из которых установлен на двух осях между кронштейнами 23 и 5. Между кронштейнами 23 установлены также два эксцентричных упора 31. Внутри верхних рычагов скользят стержни 29, с которыми связаны штоки 27. На штоках установлены пружины сжатия, поджимающие стержни 29. Верхние рычаги 28 соединены друг с другом поручнем 25, а штоки 27 - тягой 26. В рычагах 28 имеются технологические отверстия (на рисунке не показаны), через которые производится периодическая смазка стержней 29. Кроме того, на рычагах 28 установлены скобы для крепления кабеля электропитания. Угол поворота эксцентричных упоров 31 отрегулирован таким образом, чтобы в положении А циклон 6 плотно прилегал к бункеру 4 через резиновое уплотнение. Это обеспечивает отсутствие подсоса воздуха и фиксацию верхних рычагов 28, что позволяет использовать соединяющий их поручень 25 для перемещения пылесоса и преодоления различных препятствий (порогов, ступеней и т.п.). Конструкция обеспечивает жесткую фиксацию стержней 29 в двух положениях нижнем (А) и верхнем (В). Пыль, мусор, разлитая жидкость захватываются потоком воздуха и по пылевоздушному тракту (одна из насадок, труба-штанга, переходник, шланг) поступают во входной патрубок циклона 33. Здесь жидкость, крупные плотные частицы пыли и мусора отделяются из потока центробежными силами и оседают в бункере 4. Воздух с мелкой пылью поступает на внешнюю поверхность фильтра 8, фильтруется его активной боковой поверхностью и через отвод 14, патрубок 15, воздуховод 17 и патрубок 18 поступает в вентблок 21 и выбрасывается агрегатами 20 из пылесоса через выхлопные окна 24. Устройство пневмоочистки обеспечивает очистку (регенерацию) фильтра. При закрывании пружинной заслонкой 34 входного патрубка циклона 33 в пылесосе за 2-3 секунды создается разрежение воздуха. Ручное поднятие рычага 13 вызывает срабатывание пружинного клапана - резкое открытие фланца 12. В результате происходит пневматический удар и импульсной обратной продувкой забившаяся пыль выносится из фильтра 8 и оседает в бункере 4. Запаздывание с опорожнением бункера приведет к быстрому износу фильтра и необходимости его замены. Периодичность его опорожнения зависит от характера убираемой пыли и устанавливается в процессе начальной эксплуатации пылесоса. Для этого Вам нужно на первых циклах уборки почаще открывать бункер для визуального контроля уровня его заполнения. Пыли в бункере должно быть не больше, чем 100 мм до его верхней кромки. Периодически в процессе работы следует производить регенерацию (продувку) фильтра 8. Критерием необходимости регенерации фильтра является снижение производительности пылесоса, связанное с засорением и повышением аэродинамического сопротивления фильтра тонкой очистки 8. Косвенным признаком этого является изменение звука работы пылесоса, как при работе с закрытым входом. 170 Рисунок 8.13 – Устройство пылесоса 171 Рисунок 8.14 Подъемный механизм При уровне мощности дозы в БС 300 мкР/с на расстоянии 1 м от днища оценочное количество радионуклидов 95Zr и 95Nb в БС составляет 200 Ки, что соответствует от 10 до 50 кг песка. При полностью загруженном бункере (объемом 40 л) мощность дозы на расстоянии 1 м от пылесоса составит до 200 мкР/с, а на расстоянии 10 см – 5000 мкР/с. Поэтому необходим радиационный контроль заполнения бункера. Целесообразно опорожнять бункер несколько раз при очистке одного БС. Мощность дозы от фильтра второй ступени очистки при максимальном заполнении бункера не будет превышать 50 мкР/с или 2 мЗв/ч. Очистка осуществляется пылесосом Вортэкс. Порядок проведения работы при очистке от отложений барабан-сепараторов. 1 Установить пылесос на площадку обслуживания БС. Открыть бункер. Установить в бункер полиэтиленовый мешок объемом на 30-40 л и закрепить его на горловине бункера резиновым шнуром1. 2 Открыть пружинную заслонку 34 входного патрубка пылесоса 33 и присоединить к нему шланг. 3 При необходимости присоединить к шлангу штангу щелевую насадку (№ 1). Соединять шланг со штангой-трубой посредством углового переходника (45°). 4 Полностью снять кабель электропитания со скоб подъемного механизма и включить вилку кабеля в розетку электропитания. При этом на пульте 19 загорится индикатор включения питания, совмещенный с клавишей Вкл/Выкл. Неполная размотка кабеля может привести к его перегреванию. 5 Проверить прилегание циклона 6 к бункеру 4. В случае неплотного прилегания открыть бункер в соответствии с рис. 2.2 и установить его на раму 2 вплотную к упорам 3, находящимся на корпусе 1. Если необходимо, отрегулировать положение упоров. 6 Убедиться, что рычаг 13 устройства пневмоочистки находится в нижнем положении, и фланец 12 плотно прилегает к крышке 10. 7 Открыть люк № 1 БС. 8 Клавишей Вкл/Выкл на пульте включить пылесос в работу. 1 Операция не предусмотрена инструкцией по эксплуатации 172 9 Произвести отсасывание насыпных отложений с днища БС, отглушенных патрубков ПВК и ВУТ. 10 Периодически в процессе работы следует контролировать наполнение бункера. При увеличении мощности дозы в 10 см от нижнего края бункера свыше 500 мкР/с следует: 10.1 Выключить электропитание пылесоса клавишей Вкл/Выкл. 10.2 Вынуть бункер 4. Для этого: 10.2.1 Потянув поручень вверх, притянуть к нему тягу. 10.2.2 Удерживая тягу, опустить поручень вниз до упора. 10.2.3 Удерживая поручень в нижнем положении, отпустить тягу. Схема открытия бункера показана на рис. 8.15. 10.3 Извлечь полиэтиленовый мешок с радиоактивными отходами из бункера, завязать мешок и поместить его в защитный бункер1. 10.4 Установить чистый полиэтиленовый мешок в бункер и закрепить его резиновым шнуром2. 10.5 Установить бункер 4 на раму 2 вплотную к упорам 3. 10.6 Закрыть бункер. Для этого (рис. 3.1): 10.6.1 Слегка нажав на поручень сверху, притянуть к нему тягу. 10.6.2 Удерживая тягу, поднять поручень вверх до упора. 10.6.3 Слегка потянув поручень вверх, отпустить тягу. Рисунок 8.15 – Открытие и закрытие бункера 12 При достижении уровня мощности дозы от фильтра в верхней части корпуса 100 мкР/с вплотную произвести регенерацию или замену фильтра. 11.1 Для регенерации фильтра (рис. 8.16). 11.1.1 Выключить пылесос. 11.1.2 Отсоединить шланг от входного патрубка пылесоса 33 и убедиться, что пружинная заслонка 34 полностью закрылась. 11.1.3 Установив на пульте 19 режим "Норма", включить пылесос. 1 2 Операция не предусмотрена инструкцией по эксплуатации Операция не предусмотрена инструкцией по эксплуатации 173 11.1.4 Дернуть 4-5 раз рычаг 13, удерживая его в крайних положениях по 3 секунды. При переводе рычага в верхнее положение должен срабатывать пружинный клапан (фланец 12 резко открывается). 11.1.5 Выключить пылесос. 11.2 В случае, если фильтр исчерпал свой ресурс или регенерация не приводит к очистке фильтра, необходимо произвести его замену. Для этого (рис. 3.2): 11.2.1 Выключить пылесос. 11.2.2 Отстегнуть застежки 32 и 16, фиксирующие крышку 10 и воздуховод 17. 11.2.3 Извлечь крышку 10 с фильтром 8. 11.2.4 Открутить барашек 7 и заменить фильтр. Рисунок 8.16 – Замена фильтра 11.2.4 Отработавший фильтр поместить в полиэтиленовый мешок и в защитный контейнер. 11.3 Зафиксировать барашек 7 и установить крышку 10 на место. 11.4 Застегнуть застежки 32 и фиксатор 16. 12 После очистки БС до середины перейти на площадку обслуживания люка № 2 и повторить операции по п.п. 1-11. Аналогично пылесос может быть использован для удаления мокрого шлама из: сороудерживающих сеток в напорном и всасывающем коллекторах (насадка № 4), корпусов задвижек ГЦН (насадка № 2); корпусов ШАДР и ОК РГК (насадка № 3). 174 8.6 Дезактивация металлических радиоактивных отходов Способы, технологии и технические средства дезактивации и последующей переплавки радиоактивных отходов металлического лома (нержавеющих сталей и цветных металлов) в контролируемых условиях с целью повторного ограниченного или неограниченного его использования приобрели в настоящее время актуальность в связи с нарастающим объемом работ по выводу из эксплуатации ОИАЭ. Целесообразно также использование плавления лома черных металлов с целью его компактирования и фиксации загрязнений в объеме металла. Нашим институтом разработана технология и технические средства дезактивации и переплавки МРО нержавеющих сталей с целью повторного использования и переплавки черных металлов с целью их компактирования. Дезактивация металлического лома с целью повторного использования производится травильными растворами в погружных ваннах. При необходимости, после дезактивации в погружных ваннах и сортировки производится дополнительная дезактивация отдельных "пятен" или небольших участков крупных фрагментов лома с помощью электрохимической установки с выносным электродом или шлифмашинок. Небольшие фрагменты могут дополнительно дезактивироваться в электрохимических ваннах. Отдезактивированные до контрольных уровней МРО направляются на переплавку в контролируемых условиях. Использование переплавки обусловлено необходимостью достижения дополнительной очистки от радионуклидов, переходящих в шлак, удаляемый с поверхности жидкого металла, что позволяет получить металл, соответствующий по содержанию радионуклидов принятым нормам, и исключает загрязнение оборудования загрязненным шлаком при переплавке на металлургических заводах (в неконтролируемых условиях). Кроме того, при переплавке лома достигается равномерность распределения оставшихся радионуклидов в объеме металла, что позволяет точно контролировать остаточную загрязненность партии (плавки) металла по двум – трем пробам, а также достигается фиксация радионуклидов. Контрольные уровни активности отдезактивированного металла, подаваемого на переплавку, определяются наличием в составе радионуклидов 60Со, 125Sb и 106Ru, практически не удаляемых в процессе переплавки. Удельная активность переплавляемых МРО по этим радионуклидам не должна превышать нормативы на бесконтрольное использование металла или использование в атомной промышленности. В случае содержания радионуклидов 60Со, 125 Sb и 106Ru в пределах норм, контрольные уровни активности металла могут быть увеличены: при наличии 95Zr, 137Cs, 144Сe – в тысячи и десятки тысяч раз, 51Cr, 95Nb, 54Mn – в несколько раз. Технологии дезактивации и переплавки металлического лома с целью утилизации металла и снижения объемов отходов отрабатывались ОАО "Головной институт "ВНИПИЭТ" в г. Сосновый Бор, где создана и эксплуатируется промышленная установка по переработке металлических ТРО. Для переплавки используются индукционные печи. Для включения в проект комплекса по переработке ТРО на Курской АЭС ОАО "Головным институтом "ВНИПИЭТ" выполнены проекты узлов дезактивации и переплавки отходов нержавеющих сталей с целью их повторного использования и отходов черных металлов с целью их компактирования и снижения потенциальной опасности. 175 Заключение Анализ применяемых способов контурных деактиваций РБМК показал, что применение химической дезактивации по штатной технологии не обеспечивает достаточного снижения мощности дозы в помещениях КМПЦ. Положительным эффектом таких деактиваций является выведение продуктов коррозии нержавеющей и углеродистой стали из контура. Для обеспечения выведения нерастворимых продуктов коррозии циркония необходимо осуществлять комплекс мероприятий, включающий в себя безреагентные способы контурной дезактивации наряду с химической промывкой. Для снижения МД от оставшихся после дезактивации контура горячих точек необходимо осуществлять подготовку рабочих мест, включающих операции дезактивации внутренних поверхностей отдельных видов оборудования, установку биозащиты, дезактивацию поверхностей помещений и оборудования, для чего следует шире внедрять прогрессивные методы очистки, обеспечивающие как более эффективное удаление радиоактивных загрязнений, так и сокращение образующихся ЖРО. Одной из основных проблем химической дезактивации контуров АЭС и оборудования является отсутствие надежных методов пассивации конструкционных материалов в начале эксплуатации после проведения контурных дезактиваций, особенно при дезактивации ВВЭР1. Разрушение защитной плотной пленки на поверхности дезактивируемых материалов приводит к росту коррозии оборудования. Кроме того, что это явление снижает показатели надежности оборудования, в теплоноситель поступают повышенные количества продуктов коррозии. Так, при дезактивации парогенераторов ВВЭР-440 было обнаружено, что в следующем после дезактивации цикле практически не существует отличий по мощности дозы между ПГ, подвергшимися дезактивации в предыдущем цикле и парогенераторами, которые не дезактивировались. Как правило, контурная дезактивация проводится пред капитальной реконструкцией контура, что связано с появлением в контуре больших площадей из новых конструкционных материалов, коррозия которых максимальна. Поэтому после такого ремонта наблюдается рост активности продуктов коррозии в теплоносителе в течение 1-2 последующих циклов. Например, такой рост наблюдался в 28 и 29 кампаниях 3 блока НВАЭС после проведения дезактивации (см. рис. 1). В последнее время все большее внимание уделяется нехимическим методам дезактивации или методам дезактивации с ограниченным применением химических реагентов. Интерес этот связан не только с недостатками химической дезактивации. По мере старения АЭС и накопления в контурах продуктов коррозии все большая часть активности присутствует в контуре в виде грубодисперсных частиц или шлама. Если в первые годы эксплуатации АЭС концентрация продуктов коррозии в теплоносителе практически соответствовала их растворимости, то в настоящее время концентрация даже "условно растворенных ПК"2 в несколько раз превышает растворимость. В РБМК это гематит и малорастворимые оксиды циркония и кремния, в контурах ВВЭР – магнетит и ферриты других металлов. Для удаления таких отложений достаточно обеспечить их взрыхление и гидродинамический перенос в СВО. 1 На РБМК основным источником поступления железа и меди является конденсатно-питательный тракт, а на коррозию циркония дезактивация влияет мало. 2 при анализе ПК в теплоносителях АЭС растворенными ПК принято считать все ПК которые проходят через фильтр с порами 0,45 мкм, а ведь коллоиды не являются истинными растворами. 176 Активность, кБк/л 1000 100 10 1 0,1 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Время после дезактивации контура, сутки Рисунок 1 – Изменение активности теплоносителя после дезактивации контура ВВЭР440 Следует отметить, что как на уже действующих АЭС, так и на вновь проектируемых ВВЭР-1200 или ВВЭР-2006 полностью отсутствуют элементы конструкции контура, которые позволяли бы выводить дисперсные продукты коррозии как во время эксплуатации энергоблока, так и в стояночный период. Как показала практика, механические фильтры, которые предусматривались в конструкции ВВЭР-1000, оказались неэффективными после 3-5 лет эксплуатации [97], так как предусмотренная проектом схема регенерации фильтров не работает, а перегрузка фильтрующего тела (губчатый титан) или замена фильтра целиком технически слишком сложная операция. Для дезактивации парогенераторов практически каждая АЭС разработала собственную установку (проектами такие установки не предусматривались), каждая со своими достоинствами и недостатками. Очевидно, что создание и монтаж технических средств отсечки отдельных участков контура для обеспечения их циркуляционной дезактивации позволило бы существенно улучшить качество дезактивации. Будущее, по всей видимости, за комплексными программами дезактивации контура, в которых каждый этап является подготовительным для следующего этапа, начиная от оптимизированного останова энергоблока, мягкой дезактивации при расхолаживании и кончая повторной циркуляционной промывкой. Разрыхление и растворение отложений обязательно должно заканчиваться мероприятиями по взмучиванию и выведению дисперсных продуктов коррозии. Поэтому при продлении сроков службы энергоблоков или для вновь проектируемых АЭС следует предусматривать установку механических фильтров, повышение расхода теплоносителя на очистку, обеспечение замкнутых циркуляционных участков контура и т.п. Например, на АЭС с РБМК теплоноситель перед ГЦН направляют на мультигидроциклоны для отделения грубодисперсных частиц, вызывающих эрозию насосов. Сгущенную часть (30 т/ч на 1 МГЦ) вновь возвращают в теплоноситель вместе с содержащимися в нем продуктами коррозии. Очистки нижнего слива МГЦ на механических фильтрах позволило бы намного увеличить выведение ПК из контура. Данные по количеству выведенных продуктов коррозии в ходе подготовки рабочих мест на АЭС с РБМК отсутствуют, так как количество осадков и концентрацию ПК в баках сбора трапных вод не определяют, поэтому трудно сравнивать эти операции с контурной де177 зактивацией, хотя по снижению мощности дозы эти операции гораздо эффективнее. Коэффициенты дезактивации в зависимости от мощности дозы могут достигать нескольких сотен при максимально определяемой МД ~ 300 мЗв/ч (10000 мкР/с). При мощности дозы менее 1 мЗв/ч в ходе подготовки рабочих мест, как правило, происходит загрязнение этих участков, что связано с несовершенством вывода шлама из промываемого оборудования (см. рис. 5.20). Так, при струйной отмывке тупиковой части РГК загрязняются ОК РГК и т.п. Малоотходные технологии дезактивации широко используются на АЭС за рубежом, на отечественных АЭС таких примеров мало и связаны они, как правило, с электрохимической дезактивацией. Возможно, в ближайшем будущем появятся оригинальные разработки связанные с дезактивацией и предотвращением отложений, основанные на новых открытиях в области физико-химических наук. Хотя их рассмотрение и анализ выходят за рамки этой работы, все же о них стоит упомянуть. К этим перспективным методам могут быть отнесены разработанные в различных целях и в других отраслях: метод фоновой акустической резонансной регуляции самоорганизации различных физико-химических систем, в роли которых могут выступать отложения и продукты коррозии в теплоносителе (Зарембо В.И., СПбГТИ) [111-115]; метод создания потенциального барьера в области контакта «теплоноситель – элемент контура теплообмена» путем применения колебаний сложного спектрального состава, снижающего скорость образования веществ отложений и их осаждение на поверхность элемента теплообмена, а также снижение скорости образования продуктов коррозии (Гольденберг М.П., ЗАО «ПолиДискСтрой»); метод введения в теплоноситель биологических нанокавитантов, препятствующих образованию отложений и коррозии (В.А.Максимец, ООО «НПК «БИОЭКОПРОМ») [116]. Из вышеизложенного вытекают следующие задачи, которые требуют решения, 1. Разработка и внедрение эффективных методов пассивации конструкционных материалов первого контура, как после проведения химической дезактивации, так и после установки нового оборудования. 2. Разработка и внедрение на действующих и вновь проектируемых АЭС систем выведения продуктов коррозии и дезактивации на остановленном энергоблоке (дополнительные фильтры, системы зацикловки участков контура, устройства смыва и сброса шлама из контура и т.п.); систем эффективной и производительной очистки теплоносителя на ионообменных фильтрах при дезактивации, нормальной эксплуатации и на остановленном энергоблоке; разработка технологии и внедрение малоотходных способов дезактивации. 3. Поиск и апробация новых способов дезактивации и предотвращения отложений, основанных на последних достижениях науки и техники. 178 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Голубев Б.П. / Дозиметрия и защита от ионизирующих излучений // M., Атомиздат.- 1976, 504 с. 2. Активация примесей теплоносителя на атомных электростанциях с водоохлаждающими ядерными реакторами. / М., Московский энергетический институт.- 1974.- 72 с. 3. Жилкин А.С., Кузнецов И.А. Аналитическое уравнение переноса радиоактивных масс теплоносителем ядерного реактора. // "Радиационная безопасность и защита АЭС", вып. 5.-1981, с.78-86. 4. Егоров Ю.А., Носков А.А., Скляров В.П. и др. Исследование и применение модели ТРАКТ-1 для расчета активности продуктов коррозии в технологическом контуре АС с канальным реактором. // "Радиационная безопасность и защита АС", вып. 5.-1981, с.10-22. 5. Егоров Ю.А., Носков А.А. Новая модель переноса и накопления активных продуктов коррозии в технологических контурах АС ТРАКТ-2 // В сб. “Радиационная безопасность и защита АС”, вып. 8.- М., Энергоатомиздат.-1984.- с. 6-22. 6. Рябов М.И. Анализ различных методов расчета отложений продуктов коррозии железа на теплопередающих поверхностях с помощью банка экспериментальных данных. Автореф. дисс. 7. Рябов М.И. Расчет констант осаждения радионуклидов в ядерных реакторах на основе модельных представлений о процессе отложения продуктов коррозии железа. // "Радиационная безопасность и защита АС", вып. 13.- М., Энергоатомиздат, 1991.- с. 128-132. 8. Рябов М.И., Груздев Н.И. Анализ массопереноса продуктов коррозии в контуре АС с кипящим реактором. // "Атомная энергия", т. 60, вып. 6.-1986, с. 379-382. 9. Варовин И.А. и др. К вопросу о формировании отложений на поверхности твэлов РБМК-1000 // Атомная энергия.- 1985, т. 89, вып. 6. 10. Скляров В.П. Исследование констант массопереноса для АС с канальным реактором // Радиационная безопасность и защита АС.- вып. 5, М.: Атомиздат.- 1981, с. 27-35. 11. Тевлин С.А. Разработка модели процесса накопления радионуклидов продуктов коррозии на оборудовании АС с кипящими реакторами // "Атомная энергия", т. 58, вып. 4.1985, с. 242-250. 12. Варовин И.А., Еперин Е.А., Константинов Е.А., Седов В.М., Сенин Е.В., Филиппов Е.М. // Коррозионные отложения и их удаление с теплопередающих поверхностей реактора типа РБМК. В сб.: "Атомные электрические станции", вып. 8.- Энергоатомиздат.- 1985.с. 84-86. 13. Морозова И.К., Громова А.И., Герасимов В.В., Кученяев В.А., Демидова В.В. Вынос и отложение продуктов коррозии реакторных материалов. // М., Атомиздат.- 1975.- с. 280. 14. Носков А.А. Информативность результатов химического и спектрометрического анализов продуктов коррозии в пробах теплоносителя АС при моделировании переноса и накопления активности в первом контуре по оценке его радиационного состояния // М.:Росэнергоатомпроект.- Е-mail: rosatom@orc.ru; http//www.orc.ru~rosatom.- 2000. 15. Брусаков В.П. и др. Закономерности образования и отложения продуктов коррозии в контурах атомно-энергетических установок под действием гальвано- и термоэлектродвижущих сил // Исследования по химии, технологии и применению радиоактивных веществ: Межвуз. сб. трудов Л., 1981, с. 17-35. 16. Седов В.М., Брусаков В.П., Хитров Ю.А., Рыбальченко И.Л. Закономерности физико-химических процессов переноса продуктов коррозии в контурах АС // Влияние водно179 химического режима энергетических реакторов на надежность оболочек твэлов. Материалы международного совещания МАГАТЭ, июнь 1983 // Л., ВНИПИЭТ, 1985.- с. 3-19. 17. Богданов Н.И., Борунов А.В., Егоров Ю.А. и др. / Продукты коррозии в контуре многократной принудительной циркуляции АЭС с РБМК // В сб. "Радиационная безопасность и защита АЭС", вып. 8, М.: Энергоатомиздат, 1984, с. 22-31. 18. Егоров Ю.А., Жуков И.В. и др. // Исследование поступления и переноса продуктов деления в теплоносителе АЭС с РБМК. Разработка методов оценки состояния активной зоны реактора, совершенствование КГО твэлов // Отчет о НИР N К-465/240.- М.- НИКИЭТ, 1985.148 с. 19. Жуков И.В., Ушаков А.Б. Об определении коэффициентов массопереноса продуктов деления на некоторых участках КМПЦ с АЭС РБМК-1000. // В сб. “Радиационная безопасность и защита АЭС”, вып. 9.- М., Энергоатомиздат.-1985.- с. 285-289. 20. Бутин Н.В., Егоров Ю.А., Еперин А.Н. и др. Активность продуктов коррозии в теплоносителе и радиационная обстановка на 1 блоке Ленинградской АЭС. // В сб. “Радиационная безопасность и защита АЭС”, вып. 3.- М., Атомиздат.-1977.- с. 5-17. 21. Зиганшин Т.М., Кобзарь И.Г., Чечеткин Ю.В. и др. / Исследование накопления продуктов коррозии в 1 контуре АЭС с кипящим реактором по опыту эксплуатации АЭС ВК50. // "Радиационная безопасность и защита АЭС", вып. 5.-1981, с.22-27. 22. Радиационное состояние контура МПЦ 4 блока ЛАЭС и исследование средств его улучшения // Авт.: Орлов А.К., Степанов И.А., Калашников В.В., Чватов В.Н. / Сосновый Бор.- 1989, 113 с. 23. ДЕЗАКТИВАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ КОНТУРА МНОГОКРАТНОЙ ПРИНУДИТЕЛЬНОЙ ЦИРКУЛЯЦИИ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С РЕАКТОРАМИ БОЛЬШОЙ МОЩНОСТИ КАНАЛЬНЫМИ. ТИПОВАЯ ПРОГРАММА // Росэнергоатом, РД ЭО 0047-04, 2004 г. 24. Комаров Л.Б. Статистические методы обработки экспериментальных данных. // ЛТИ им. Ленсовета.- Л., 1973.- 207 с. 25. Львовский Е.Н. / Статистические методы построения эмпирических формул // М., "Высшая школа".- 1988, 239 с. 26. K Lundgren K., Kelen T., Gunnarsson M., Ahlberg E. // An Improved Model for Radiation Build-up on BWR Primary Piping Adopting Theories for Surface Complexes and Diffusion in Oxide Layers // International Conference “Water Chemistry in Nuclear Reactor Systems”.- Avignon-France, 22-26 April 2002.(Session 3 № 62 CD disk). 27. Modeling of Activity Build-Up on BWR Primary Piping: Influence of Water Equilibria, Surface Complexing and Diffusion in Oxide Layers // Tormod Kelen (Westinghouse Electric Sweden AB SE-721 63 Vasteras, Sweden tormod.kelen@se.westinghouse.com); Hjalmar Wijkstrom, Klas Lundgren (ALARA Engineering AB) Elisabet Ahlberg, Magnus Gunnarsson (Goteborg University) / Water Chemistry of Nuclear Systems (Poster Session 2 on CD), San Francisco, Oct. 11-14, 2004.- p. 793-802. 28. Юрманов В.А., Мамет В.А., Тяпков В.Ф. И др. / Дисперсионный анализ продуктов коррозии в теплоносителе одноконтурной АЭС. // "Атомные электрические станции".- М., вып. 10.- 1988, с.125-134. 29. Крицкий В.Г. Проблемы коррозии и водно-химических режимов АЭС.- С.-Пб.: СИНТО, 1996.- 264 с. 30. Варовин И.А., Еперин Е.А., Константинов Е.А., Седов В.М., Сенин Е.В., Филиппов Е.М. // Коррозионные отложения их удаление с теплопередающих поверхностей реактора типа РБМК. / В сб.: "Атомные электрические станции", вып. 8.- Энергоатомиздат.- 1985.с. 84-86. 180 31. Ампелогова Н.И., Крицкий В.Г. и др. // Физико-химические основы процессов взаимодействия конструкционных материалов с водными теплоносителями реактора РБМК. / С.-Пб., ВНИПИЭТ, инв. 32318.- 1985.- 189 с. 32. Кимель Л.Р., Машкович В.П. Защита от ионизирующих излучений. // Справочник.- М.- Атомиздат.-1972.- 312 с. 33. Образование радиоактивных отложений и их удаление из контуров кипящих реакторов / Обзор // ВНИПИЭТ, инв. № 78-02932, С.-Пб, 1978, 71 с. 34. Братши Ф.Дж. / Поведение продуктов коррозии в кипящих реакторах // В кн.: "Коррозия конструкционных материалов водоохлаждаемых реакторов / М., Атомиздат, 1965. 35. Слободов А.А., Зарембо В.И., Крицкий В.Г., Пучков Л.В., Седов В.М. Термодинамический анализ поведения теплоносителя кипящего реактора на основе растворимости системы Fe3O4 - H2O - O2 // Ж. прикл. хим.- т. 59, № 5.-1986, с. 1030-1036. 36. Gabor Nagy, Peter Tilky (Paks), Akos Horvat (Kfki) and et. al. Kinetic and statistical analysis of primary data VVER power plant // Nucl. Technology.- v. 136., Dec 2001. 37. Массоперенос и формирование отложений в 1 контуре АС с реакторами ВВЭР и РБМК Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Стяжкин П.С., Березина И.Г. / Препринт ВНИПИЭТ № 002-003, ФГУП «ГИ ВНИПИЭТ», С.-Пб., 2003, 60 с. 38. Kritski V.G. Corrosion and release of corrosion products on NPPs VVER circuit. 3rd research Coordination Meeting (RCM) Modelling of Transport of Radioactive Substances in Primary Circuit of Water Cooled reactors, Buenos Aires, Argentina, 6-10 November 2000. 39. Добровольская И.Ю. ВХР-1, его влияние на коррозионное состояние оборудования и радиационную обстановку на энергоблоках ЗАС. Научно-техническое совещание "Водно-химический режим действующих АС", Москва, 19-21 сентября 2000 г. 40. ACTIVITY TRANSPORT MODELLING IN WATER-COOLED NUCLEAR POWER REACTORS // Report of the Coordinated Research Programme on Modelling of Transport of Radioactive Substances in Primary Circuit of Water Cooled Reactors / IAEA TECDOC, 2005. 41. Hänninen H. E., Jauhiaien E.,Starkman T. / Oxidation and decontamination mechanisms of stainless steels studied by electron spectroscopy, International Atomic Energy Agency, rapport IAEA-SM-264/22, 1982. 42. Pick M; E. The nature of PWR stainless steel and Inconel oxides in relation to decontamination in permanganate based( NP and AP) processes, Water chemistry of Nuclear Reactors Systems 3, Proceedings of the British Nuclear Energy Society Vol. 2, Bournemouth, 1983. 43. Lister D. H., 1993, Activity transport and corrosion processes in PWRs, Nuclear Energy, Vol 32, N° 2, pp. 103-104. 44. Solomon Y., Shaw R. A;, Roesmer J., Bergmann C. A. Crud effects and PWR reactor coolant chemistry : state of the art, Water Chemistry of Nuclear Reactors Systems 3, Proceedings of the British Nuclear society Vol. 2, Bournemouth U. K., 1983. 45. «Результаты исследований РК № Н13600313, отработавшей четыре кампании на 3ем энергоблоке» / Инв. № 10/2005 – ВРХЛ/32, // Отчет / филиал концерна Росэнергоатом "Нововоронежская АЭС".: Нововоронеж –2005, 75 с. 46. «Результаты исследований РК № 13857660 после 4-ого года эксплуатации на 4-ом энергоблоке» // Отчет / филиал концерна Росэнергоатом "Нововоронежская АЭС".: Нововоронеж –2007, 27 с. 47. Margaret S. Chatterton. "PAPER REGULATORY PERSPECTIVES ON HIGH BURNUP FUEL ISSUES AND BURNUP EXTENSION" Proceedings in International Topic Meeting on Light Water Reactor Fuel Performance, USA, Park City, Utah, April 10-13 2000. CD version, p. 439-442. 181 48. Bo Cheng, David Smith, Ed Armstrong and oth. Water Chemistry and Fuel Performance in LWRs. Proceedings in International Topic Meeting on Light Water Reactor Fuel Performance, USA, Park City, Utah, April 10-13 2000. CD version, p. 64-81. 49. “Rootcause Investigation of Axial Offset Anomalies,” G, Sabol, J. Secker, J. Kormuth, H. Kunish, and D. Nuhfer, EPRI TR-108320, June 1997. 50. K. Fruzzetti and S. G. Sawochka. MODELING DEPOSIT FORMATION ON PWR FUEL CLADDING SURFACES. Proceedings in International Topic Meeting on Light Water Reactor Fuel Performance, USA, Park City, Utah, April 10-13 2000. CD version, p. 778-794. 51. Moleiro E., Carette F., Boursier J.M. and oth. “Electropolishing Steam Generators Tubing: A promise Way to Reduce Doze rates and Mitigation AOA. / Proceedings of International Conference “Water Chemistry of Nuclear Reactor System”, San Francisco, California, 11-14 oct 2004. CD disk, p. 139-147. 52. Frattini P., Blandford E., Hussey D. and oth. (EPRI) Modeling Axial Offset Anomaly / Proceedings of International Conference “Water Chemistry of Nuclear Reactor System”, San Francisco, California, 11-14 oct 2004. CD disk, p. 455-461. 53. PWR fuel CRUD characterization and CIPS risk assessment. A case study on an ageing Swedish PWR unit // Jiaxin Chen, Bernt Bengtsson / 2nd Research Co-ordination Meeting (RCM) on "Optimisation of Water Chemistry Technologies and Management to ensure Reliable Fuel Performance at High Burnup and in Ageing Plants” (FUWAC) Convention Centre, Hotel GRT Grand, Chennai 600017, India. 54. EXPERIMENTAL VERIFICATION OF WATER CHEMISTRY INFLUENCE ON AOA // N. DONCEL (Fuel Product Engineering Department, ENUSA Industrias Avanzadas SA Santiago Rusinol, 12. 28040 Madrid – Spain); G. RUBIO (ASOCIACION NUCLEAR ASCOVANDELLOS II A.I.E.); M. NOVO (A.I.E. CCNNALMARAZ-TRILLO); P. MATA, B. REMARTINEZ (IBERDROLA GENERACION S.A.); J. DESHON (ELECTRIC POWER RESEARCH INSTITUTE); J. CHEN (STUDSVIK NUCLEAR AB). 55. WWER-1000 Coolant Chemistry Improvement by Extended Fuel Cycles // Ivan Dobrevski / Institute for Nuclear Research and Nuclear Energy, Bulgarian Academy of Sciences, Sofia, Bulgaria, November 2007 / In “Second Research Coordination Meeting of the International Atomic Energy Agency’s (IAEA’s) Coordinated Research Project (CRP) on “Optimization of Water Chemistry Technologies and Management to Ensure Reliable Fuel Performance at High Burnup and in Ageing Plants (FUWAC-2)”, Chennai, India, 11-14 December 2007. 56. Проблемы роста перепада давления на реакторе, ВХР и дезактивации оборудования 1-го контура ВВЭР / Крицкий В.Г., Березина И.Г., Родионов Ю.А. //4-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», 23-26 мая 2005, г. Подольск, ФГУП ОКБ «Гидропресс», Тезисы докладов, с. 143. 57. Some problems of NPP with WWER reactors water chemistry / I.G.Berezina, V.G.Kritsky, Yu.A.Rodionov // Seventh International Conference on Nuclear and Radiochemistry (NRC7), Budapest, Hungary, 24-29 August 2008. 58. Влияние дезактивации оборудования 1-го контура ВВЭР-440 на перепад давления в реакторе и формирование дозовых полей / Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Березина И.Г. // 3-я научно-техническая конференция “ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ АЭС С ВВЭР”, Подольск, 26-30 мая 2003 г., т. 6, с. 146-153 (электронная версия), с. 117 (тезисы докладов). 59. Influence of decontamination of the VVER-440 primary circuit equipment on pressure drop in the reactor / V.G.Kritsky, Yu.A. Rodionov, I.G. Beresina // "5 International Conference of WWER Fuel Perfomance, Modelling and experimental support / 29 September–3 October 2003, Albena near Varna, Bulgaria 60. Гаррелс P.M., Крайст Ч.Л. Растворы, минералы, равновесия. М.: Мир, 1963,367 с. 182 61. Ефимов А.А., Москвин Л.Н, Бредихин В.Д. Анализ продуктов коррозии в тракте циркуляции теплоносителя АЭС с РБМК// Теплоэнергетика, 1984, ¹ II, с. 8-10. 62. Palio G.F., Miller M.R., Sawochka S.G.// Proceeding of the American Power Conf, 1985, v. 47, p. 1076-1082. 63. Василенко Г.В. Оптимизация водно-химических режимов энергоблоков сверхкритического давления: Автореф.дис. на соискание ученой степени д-ра техн. наук. Л.: НПО ЦКТИ, 1984, 32 с. 64. ОБОБЩЕНИЕ И АНАЛИЗ ОПЫТА ДЕЗАКТИВАЦИЙ ПЕРВОГО КОНТУРА ЭНЕРГОБЛОКОВ ВВЭР С УЧЕТОМ НАРУШЕНИЯ В РАБОТЕ ЭНЕРГОБЛОКА №2 АЭС «ПАКШ» 10.04.2003 И ДРУГИХ НЕГАТИВНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ НА ОТЕЧЕСТВЕННЫХ И ЗАРУБЕЖНЫХ АЭС // Технический отчет, Авт.: Тяпков В.Ф., Юрманов В.А. / ОАО «ВНИИАЭС», Москва, 2004, 115 с. 65. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ПЕРВОГО КОНТУРА ЭНЕРГОБЛОКОВ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ С РЕАКТОРАМИ ВВЭР-440 БЕЗ КОРРОЗИОННО-СТОЙКОЙ НАПЛАВКИ КОРПУСА. Нормы качества теплоносителя и средства их обеспечения.- № СТО 1.1.1.02.005.06212007. 23 с. 66. Техническое обоснование внедрения водно-химического режима первого контура с дозировкой цинка на АЭС с ВВЭР // М., ОАО «ВНИИАЭС», 2008, 32 с. 67. Primary Water Chemistry of VVER Reactors: Comparison of Loop Experiments with Hydrogen, Ammonia and Zinc / K.Scplichal, J.Kysela et al. / International Conference on Water Chemistry of Nuclear Reactor Systems, 23-26.10.2006, Jeju, Korea. 68. Application of Zinc Injection Technique for Reducing Radiation Source in PWR Nuclear Power Plants / E.Kadoi et al. (Japan) / Symposium on Water Chemistry and Corrosion of Nuclear Power Plants in Asia, 2007, 26-28.09.2007, Taipei, Taiwan. 69. Ковалев С.М., Еперин А.П., Крицкий В.Г., Лебедев В.И. и.др. Способ регулирования качества теплоносителя кипящих реакторов. Патент RU № 2107956 Бюл.№9 27.03.98. 70. Lin C. / Radiochemistry in Nuclear Power Reactors // Washington, National Academy Press.- 1996. 71. Использование ступенчатого останова кипящих реакторов для целей дезактивации // Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Стяжкин П.С., Березина И.Г. / 5 Международная научнотехническая конференция "Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики". Тезисы докладов, концерн " Росэнергоатом", 19-21 апреля 2006 г., с. 85-86. 72. Стырикович М.А., Полонский В.С., Г.В.Цвиклаури. Тепломассообмен и гидродинамика в двухфазных потоках атомных электрических станций. // М., Наука. - 1982.- 370 с. 73. Крицкий В.Г., Стяжкин П.С., Ковалев С.М. и др. / Способ останова энергетического ядерного реактора // Патент России № 2245587, рег. 20.08.2004, № 23. 74.. Зарембо В.И., Крицкий В.Г., Слободов А.А., Пучков Л.В. Растворимость магнетита в условиях восстановительной среды в воде АС при повышенной температуре // Атомная энергия, 1988, т. 64, вып. 3. 75. Слободов А.А. Термодинамическое моделирование фазово-химического состава многокомпонентных систем в широкой области параметров состояния // Автореф. докт. дисс., Санкт-Петербург, СПб ГТИ, 2002 г.- 40 с. 76. Ампелогова Н.И., Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Березина И.Г. и др. // Снижение уровня газоаэрозольных выбросов 131I как фактор повышения безопасности эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС при продлении срока их службы / Теплоэнергетика, №5, 2000, с. 39-42. 77. Крицкий В.Г., Крупенникова В.И., Ампелогова Н.И., Стяжкин П.С., Родионов Ю.А. // Анализ поведения радиоактивных изотопов йода в КМПЦ РБМК / МНТС "Водно183 химический режим«, г. Десногорск, 14-16 октября 2003 г. Сб. докл. РосэнергоатомВНИИАЭС, М., 2005 с. 312-329. 78. Формирование йодных аэрозолей и выбросов на атомных станциях // Епихин А.И., Крицкий В.Г., Березина И.Г., Родионов Ю.А. и др. / Экология и атомная энергетика. Вып. 1(14), 2004, ЛАЭС, с. 70-76. 79. Крицкий В.Г., Ампелогова Н.И., Родионов Ю.А. // Снижение выбросов 131I при останове реакторов РБМК и ВВЭР / 1 отраслевая конференция "Вентиляция, газоочистка и аэрозольный контроль на предприятиях атомной отрасли", 21-23 октября 2008 года, СанктПетербург. 80. Коэн П. "Технология воды энергетических реакторов" // М.: Атомиздат, 1973.- 328 с. 81. Анализ пространственной динамики выхода продуктов деления из твэлов ВВЭР в переходных режимах // Романов В.М., Панкратов Д.В., Лузанова Л.М., Славягин П.Д. / Атомная энергия, т. 82, вып. 3, 1997.- с. 204-209. 82. Update on the Development of Japanese Advanced PWR Fuels // K.Goto, S.Matsumoto, T.Murata, T.Muashita, H.Anada, H.Abe / In Proc. Conf. "Light Water Reactor Fuel Performance" April, 10-13, 2000.- Park City, Utah.- p. 457-470. 83. A Review of Fuel Performance and Fission Product Release Studies for Defected Fuel Elements // B.J.Lewis, R.D.Macdonald, N.V.Ivanoff, F.C.Iglesias / In: "Fuel failure in normal operation of water reactor: experience, mechanisms and management". / Proceedings of Technical Committee Meeting held in Dimitrovgrad, Russian Federation, 26-29 May 1992.- IAEA-TECDOC709; ISSN 1011-4289.- Vienna.- 1993.- p.79-99. 84. Shutdown chemistry in Spanish plants / R.LIovet, A.Ortega, E.F.Lillo, M.Boronat J.W.Kormuth //Proc. 6 BNES Int.Conf. Paper 12. Bournemouth, Oct. 1992. 85. Anthony S., Ridoux P., Caramel A. Corrosion products behavior in French PWRs during shutdown operations /EPRI Radiation Field Control Seminar. August 16-18, 1993. Seattle WA. 86. Shutdown water chemistry at Loviisa 1 PWR /K.Makela, P.Aaltonen, R.Jangstrom, T.Buddas //Proc. EPRI PWR Chemists meeting. San Diego, CA, Nov. 18-20, 1992. 87. Bajari M., Patek G. Reduction of activity increase during shutdown operation of nuclear power plants by using built-in ion-exchanger systems: Summary of experiences at Paks nuclear power plant Ltd. / Int. 2-nd seminar on NPPs Primary and Secondary Water Chemistry. 19-23.09.95 Balatonfured, Hungary. 88. Юрманов В.А., Амосов М.М., Мамет В.А. / Водно-химический режим реакторов ВВЭР в периоды остановов энергоблоков // Теплоэнергетика № 8, 1996, с. 7-16. 89. Технологический регламент проведения предремонтных "мягких" дезактиваций оборудования первых контуров энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-1000. ВНИИАЭС. 1994. 90. Хасанова Г.Б., Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Стяжкин П.С / Оценка целесообразности проведения кислотных отмывок контура РБМК при проведении ППР и КПР // Сб.: «Молодые специалисты об актуальных вопросах атомной энергетики-2001» ФГУП «СПбАЭП», Молодежное ЯО АЭП. Докл. мол. научн.-тех. конф. 30 мая-2 июня 2001 г., с. 175-182. 91. Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Юдин М.Н., Хасанова Г.Б. / Дезактивация 3-го ЭБ ЛАЭС в 2001 году пе-ред КПР // «Молодые специалисты об актуальных вопросах атомной энергетики-2002» ФГУП «СПбАЭП», Молодежное ЯО АЭП. Докл. мол. научн.-тех. конф. 27-30 мая 2002 г. , c. 141-146. 92. Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Стяжкин П.С., Березина И.Г., Ковалев А.М., Козлов Е.П., Тишков В.М., Епихин А.И., Бусырев В.Л., Паршин А.М., Краснов И.М., Гостьков В.В., Маркова Т.В. / Роль химических технологий в комплексе мероприятий по снижению 184 радиационных полей на АЭС с РБМК // 7-е Международное техническое совещание "Воднохимический режим АЭС", М., ВНИИАЭС-ФГУП концерн "Росэнергоа-том", 17-19 окт. 2006. Сборник тезисов, с. 29-30. 93. Ларин Б.М., Гостьков В.В., Щебнев В.С., Тяпков В.Ф. / Повышение эксплуатационной надежности и радиационной безопасности АЭС средствами ВХР // Ивановский государственный энергетический институт имени В.И.Ленина.- Иванова, 2005.- 192 с. 94. Крицкий В.Г., Стяжкин П.С., Егорова Т.М. и др. / Способ дезактивации контура многократной принудительной циркуляции энергетического ядерного реактора // Патент России № 2245587, рег. 27.01.2005. 95. Седов В.М., Крутиков П.Г., Константинов Е.А. и др. Исследование образования ПК в основных технологических системах АЭС с РБМК-1000. Атомная энергия, 1979 г., т. 46, №1, с. 23-28. 96. Ампелогова Н.И., Симановский Ю.М., Трапезников А.А. / Дезактивация в ядерной энергетике // М.- Энергоатомиздат, 1982.- 256 с. 97. Прохоров Н.А., Андреев А.В., Шибков С.Н., Орлов А.К. / Влияние установки высокотемпературной очистки на радиационную обстановку в первом контуре ВВЭР-1000// "Вопросы атомной науки и техники", Серия: "Ядерная техника и технологии", вып. 3, 1991, с. 46-49. 98. Авторское свидетельство № 874109 "Ионитный фильтр" / Авт.: Орлов А.К., Прохоров Н.А., Нешков П.Ф. и др. // Бюлл. № 39, 23.10.81. 99. Авторское свидетельство № 1259540 "Ионитный фильтр" / Авт.: Прохоров Н.А., Фамицин А.М., Орлов А.К. // 22.05.86. 100. Планирование дозовых затрат при проведении ремонтных работ и дезактивации на АЭС с РБМК // Авт.: Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Стяжкин П.С., Попугаева Е.В. // 5 межотраслевое научно-техническое совещание "Проблемы и перспективы развития химического и радиохимичесакого контроля в атомной энергетике" 22-24 сентября 2009 г. / ФГУП НИТИ им. А.П.Александрова, Сосновый Бор.- Тезисы докл., с.50-52. 101. Кузнецов Ю.В., Суходолов Г.М., Елизарова А.Н., В.Н.Чватов/ К вопросу о химических формах йода в отходах АЭС// «Радиохимия», 6.- 1981.- с. 923-926. 102. Способ управления выходной мощностью энергоблоков атомной электростанции / Патент РФ № 2376666 // Авт.: Лебедев В.И., Черников О.Г., Московский В.П., Кудрявцкв К.Г., Ковалев С.М., Нефедов Ю.А., Ложников И.Н., Крицкий В.Г., Стяжкин П.С., Родионов Ю.А. / 20.12.2009. 103. Изучение форм нахождения йода-131 в отходах ЛАЭС с целью снижения перехода его в парогазовую фазу в процессе выпарки отходов./ Отчет. Авт.: Кузнецов Ю.В., Суходолов Г.М., Елизарова А.Н. и др. Радиевый институт, Л., 1979, 39 л. 104. Критерии окончания этапов дезактивации // Авт.: Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Олейник П.В./ Технологии и системы жизнеобеспечения цикла ядерных энергетических установок / Материалы 3-го НТС «Атомэнергоаналитика-2005» // НИТИ им. Александрова, С.Пб.: «Менделеев», 2006, с. 184-195. 105. Критерии определения момента окончания дезактивации контура АЭС // Крицкий В.Г., Родионов Ю.А., Стяжкин П.С., Березина И.Г. / Теплоэнергетика, 2006, № 8, с. 2125. 106. Rosenberg R.J., Teräsvirta R., Halin M., Suksi S. / Investigation of iron deposits on fuel assemblies of the Loviisa 2 WWER-440 reactor // «Water chemistry of nuclear reactor systems 7» Proceedings of the conference organized by the British Nuclear Energy Society and held in Bournemouth on 13-17 October 1996 British Nuclear Energy Society, London. p.27-33. 185 107. Руководящий документ РД 210.006-90 «Правила технологического проектирования атомных станций (с реакторами ВВЭР)». 108. Shunk J., Tilky P., Varga K., at all. Comprehensive Investigation of the effectiveness of AP-CITROX Decontamination Technology. International Conference “Water Chemistry in Nuclear Reactor Systems”.- Avignon-France, 22-26 April 2002.(№ 82 CD disk). 109. Очистка поверхностей сухим льдом (криогенный бластинг) // Москва, "АйсСити", /www.ice-city.ru/ 110. Н.И.Ампелогова, В.Г. Крицкий, М.Н. Шведова, В.В.Чудаков, В.В.Шилов, Л.А. Петрова / "Перспективные технологии, способы и технические средства дезактивации и предупреждения загрязнений оборудования и помещений, их эффективность, возможности совершенствования и применения на АЭС" // 6 Международная научно-техническая конференция "Обращение с радиоактивными отходами (РАО-2009), Москва, ОАО "ВНИИАЭС", 27-29 октября 2009. 111. Гетерофазные превращения в реактивных конденсированных средах в режиме ре-зонансного электромагнитно-акустического преобразования / В.И. Зарембо, Е.С. Подгородская, А.А. Колесников, Н.А. Бурнос, К.А. Суворов // Хим. пром-ть. - 2003. - Т.80. - № 6. - С.7–14. 112. Метод электромаг¬нитного кондиционирования в промышленных технологиях ге-терофазных превращений / В.И. Зарембо, А.А. Колесников, Н.А. Бурнос, Е.В. Иванов // Тяжёлое машиностроение. - 2005. - №11. - С. 14–18. 113. Зарембо В.И., Колесников А.А., Иванов Е.В. Фоновое акустическое управление организацией конденсированной фазы // Фракталы и прикладная синергетика 2005: Сб. статей. – М.: Изд-во Интерконтакт-Наука, 2005. - С.56–57. 114. Увеличение скоростей физико-химических превращений в режиме резонансного электромагнитно-акустического преобразования / О.Л. Киселёва, А.А. Колесников, В.И. Зарембо, Н.А. Бурнос, К.А. Суворов // Хим. пром-ть. - 2003. - Т. 80. - № 5. - С.12 - 24. 115. Зарембо В.И., Колесников А.А. Фоновое резонансно-акустическое управление гетерофазными процессами // Теоретич. основы химич. технологии. - 2006. - Т.40. - №5. С.520-532. 116. Перспективы применения нанокавитантов в атомной промышленности / В.А.Максимец / 6-я Международная научно – техническая конференция «Обращение с радиоактивными отходами» (РАО-2009), 27-29 октября 2009 , г. Москва. 117. Санитарные правила обращения с радиоактивными отходами (СПОРО-2002) СП 2.6.6.1168-02, 2002, Приложение 6. 118. Зимон А.Д., Пикалов В.К. Дезактивация. М.: ИздАТ, 1994. 336 с. 119. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей / М.: Энергия. 1977, 277 с. 186 Приложение. Составы и назначение некоторых дезактивирующих растворов, применяемых на АЭС № п.п. 1. Состав раствора Назначение Технология применения Примечание 3 г/л Стиральный порошок + 10 г/л щелочь Дезактивация оборудования и помещений от адгезионных загрязнений растирание или обмыв [117] 2. 10 мл/л ДС РАС то же то же раствор рафинированного алкиларилсульфоната [117] 3. 5 г/л ДС-РАС или ОП-7 + 5 г/л Н2С2О4 + 7 г/л гексаметафосфат натрия [(NaPO3)6•nH2O] то же то же [117] 4. a) 40 г/л KMnO4 + 10 г/л Н2SO4 б) раствор № 3 Дезактивация металлических поверхностей, содержащих радиоактивные окислы или ржавчину последовательная обработка растворами [117] 18 % алкилбензолсульфонат + 50 % Na5P3O10 + 18 % Na2SO4 + отбеливатель1 18 % алкилбензолсульфонат + 25 % [(NaPO3)6•nH2O] + 16 % Na2SO4 + 2 % отбеливатель 9 % алкилбензолсульфонат + 25 % Na5P3O10 + 50 % Na2SO4 + 1 % отбеливатель 5. 6. 7. 8. 5÷10 г/дм3 H2C2O4 + 1,5÷3 г/дм3 KNO3 9. 0,3÷1 г/дм3 H2C2O4 + 75÷100 мг/дм3 НNO3 1 дезактивация полов СФ-2У [118] дезактивация полов СФ-3 [118] дезактивация полов СФ-3К [118] Дезактивация 1-го контура РБМК Дезактивация 1-го контура РБМК Препараты СФ поставляются в виде порошка, используются 0,5-1 % растворы препарата. заполнение и циркуляция то же Применяется на Ленинградской АЭС [23] Применяется на Смоленской АЭС [23] Состав раствора Назначение Технология применения Примечание 10. 75÷100 мг/дм3 НNO3 Дезактивация 1-го контура РБМК то же Применяется на Смоленской АЭС [23] 11. а) 2–5 г/л KMnO4 + 30–40 г/л NaOH б) 10–30 г/л Н2С2О4 + 0,5 г/л Н2О2 или 1 г/л HNO3 Дезактивация 1-го контура ВВЭР двухванный метод [64] 12. 1,5–0,5 г/кг KMnO4 3–5 г/кг ЭДТА + 0,8-1,2 г/л лимонная кислота 250÷350 мг/кг N2H4OH + 150÷250 мг/кг NH3 Дезактивация 1-го контура ВВЭР 13. а) HMnO4 б) Н2С2О4 в) Н2О2 Дезактивация 1-го контура ВВЭР № п.п. 14. 15. 16. 17. а) 30-40 г/л NaOH + 2-5 г/л KMnO4 б) 10-30 г/л Н2С2О4 + 0,5 г/л H2O2 (или 1,0 г/л HNO3) а) 50 г/л NaOH + 5 г/л KMnO4 б) 12 г/л Н2С2О4 + 1 г/л H2O2 а) 10 г/л NaOH + 5 г/л KMnO4 б) 10 г/л Н2С2О4 + 10 г/л лимонная кислота а) 30 г/л NaOH + 5 г/л KMnO4 б) 20 г/л Н2С2О4 + 10 г/л HNO3 Однованный метод с трансформацией растворов, окисление, травление пассивация Siemens технология CORD - Chemical Oxidating Reducing Decontamination [64] [64] Дезактивация оборудования ВВЭР из коррозионностойких сталей двухванный метод [64] Дезактивация парогенераторов ВВЭР АР-ОХ метод Ловиса (Финляндия) [64] Дезактивация парогенераторов ВВЭР АР-Citrox метод Пакш (Венгрия) [64] Дезактивация парогенераторов ВВЭР Россия, Украина, Болгария [64] 188

Мероприятия по снижению мощности дозы в помещениях 1

Related documents

Products

Support

Мероприятия по снижению мощности дозы в помещениях 1

Related documents

Add this document to collection(s)

Add this document to saved

Suggest us how to improve StudyLib