각 원자로 별 손상 사례
1. Point Beach unit 1
1975년 2월 26일 Point Beach unit 1의 B증기발생기에서 28,200 liter/hour의 냉각수 누설이 있었다. 관 파열의 요인은 wastage였으며 응력부식균열의 징후도 관찰되었다. 파열부위의 길이는 38mm이었으며 비교적 균일하게 관 두께가 얇아져 있었으며 아주 국부적인 연성파괴지역이 관찰되었다. 와전류 검사결과에 의하면 ODSCC(out diameter stress corrosion cracking)의 흔적도 관찰되었다. 파열관의 위치는 고온관측 관다발의 외곽 측이었으며 tubesheet 위 부분의 슬러지 내부였다. 이 관은 파열되기 전에는 검사를 하지 않았다. 사고 후 비파괴 검사결과 관두께의 60%이상이 깎여 나간 관이 127개로 조사되었다.
1970년도부터 2차 계통수를 인산염처리하여 운전하다가 1974년에 all volatile treatment(AVT)로 바꾸어 운전하던 곳이었다. 많은 양의 슬러지가 초기의 인산염 운전기간동안에 쌓였으며 AVT로 전환하고 1년 뒤인 1975년에 처음으로 슬러지를 제거(sludge lancing) 했다. Sodium phosphate는 wastage를 일으켰으며 AVT로 바뀐 후에 sodium hydroxide로 변환되어 관판(tubesheet)지역에 응력부식균열을 일으키는 요인이 되었다. 슬러지 제거, 추가의 관 검사, 관두께 30%이상인 관에 대한 관막음 등의 보수작업을 수행하였다.
2. Surry unit 2
1976년 9월 15일 Surry unit 2의 A증기발생기에서 75,000 liter/hour의 냉각수 누설이 보고되었다. 관 파열의 원인은 Row 1 column 7의 U-bend 지역에서 발생한 PWSCC이었는데 탄소강으로 된 관지지판에 생긴 부식생성물에 의한 높은 인장응력이 그 요인이었다. 관지지판의 변형에 의해서 관이 내부로 16.5mm만큼의 위치이동을 초래했으며 이것이 U-bend지역 관의 과도한 ovalization을 일으켜 관의 정점부위에 높은 인장응력을 초래한 것이다. 관의 변형 심하고 균열을 가진 관들은 flow slot의 중심부에 위치하였으며 이러한 균열은 그 당시의 비파괴검사에 의해서는 검출되지 않은 것이었다.
사고가 발생한 뒤에 Surry 1 및 Surry 2는 물론 그와 유사한 발전소인 Turkey point 3,4 Indian point 2, San onofre 1증기발생기의 가장 안쪽(innermost) 관들을 관막음하였다. 그리고 비파괴 검사를 보강하여 수행하게 되었는데 그 내용은 와전류검사와 go/no-go gauging 검사를 관지지판에 대해서 수행한다는 것이었다. 그 후에 이 발전소의 증기발생기는 교체되었는데 스테인레스강 재료로 된 관지지판과 thermally treated alloy 600재료로된 전열관을 사용하였다.
3. Doel Unit 2
1979년 6월 25일 Belgium의 Doel Unit 2, B 증기발생기에서 30,600 liter/hour의 냉각수 누설이 발생하였다. 전열관 파열의 이유는 제작당시의 과도한 굽힘(ovalization)으로 야기된 과도한 잔류응력 때문인 것으로 알려졌다. 검사결과 R1C24관의 U-bend 정상부위에 비교적 긴 축방향 균열이 존재하였다. Row 1은 가장 안쪽의 U-bend 부위로서 반경이 가장 작은 관이다. 여러 가지 크기의 금속구를 넣어서 측정해본 관들의 내경은 공칭내경인 19.69mm보다 작은 18.21mm이거나 그보다 작은 것으로 조사되었다. 이 사고 후 내경이 18.21mm 이하인 관들은 모두 관막음하는 조치를 취하였다.
4. Prarie Island Unit 1
1979년 10월 2일 Prarie Island Unit 1의 A 증기발생기에서 76,200 liter/hour의 누설이 발생하였다. 관 파열의 원인은 loose part에 의한 마모(Wear)였다. 216mm의 강철 코일 스프링이 손상관 주위에서 발견되었는데 스프링의 한쪽 끝은 관판(tubesheet)과 flow blocking device사이에 끼어 있었다. 마모의 모습으로부터 유추한 결과에 따르면 이 스프링이 가동중에 앞뒤로 계속해서 움직인 형태였다.
파단이 일어난 관은 R4C1의 고온관측이며관판 바로 위였다. 파단의 모습은 길이가 38 mm인 물고기 입모양(fishmouth)이었다. 파단을 보인 관과 그 인접부위의 유사한 wear 신호를 보인 관에 대해서 관막음을 수행하였다. 관 다발이 외곽지역에서도 sludge lancing 장비에서 떨어진 조각으로 보이는 것들이 발견되어 제거되었다.
5. Ginna Unit 1
1982년 1월 25일 Ginna Unit 1의 B 증기발생기에서 174,000 liter/hour의 냉각수 누설이 일어났다. 관 파열의 요인은 loose part에 의한 마모(Wear)였다. 1975년에 있었던 증기발생기 개조작업 때 여러 가지 크기의 탄소강판등이 관판 상부의 관다발 외부에 떨어졌다. 가장 큰 탄소강 조각은 두께가 12.7mm 폭이 106mm 길이가 160mm나 되는 것이었다. 사고후에 취한 조치는 조각을 제거하는 일과 24의 손상된 관을 제거하는 것이었으며 loose part monitoring 장치를 설치하는 등의 품질관리 절차는 강화하였다.
이 사고후의 가장 중요한 조치는 USNRC가 Information notice No. 83-24 “Loose parts in the secondary side of steam generators at pressurized reactors"를 발표한 일이다. 이 경고문에서 USNRC는 발전소 운영업자로 하여금 그 당시까지 4건의 전열관 파단사고중 2건이 loose part에 의한 것임을 알리고 증기발생기로부터 이물질(loosepart)를 제거하라고 촉구하였다. 또한 Generic letter 85-02 “Staff recommended Actions Stemming from NRC Integrated Program for Resolution of Unresolved Safety Issues Regarding Steam Generator Tube Integrity” PWR 운전 허가 자들로 하여금 육안검사를 통해 관 외부에 이물질이 없는지 확인하라고 요구하였다. Information Notice No. 88-06, “Foreign Objects in Steam Generators"에서는 다시 한번 이 문제 관해 발전소 운영 사업자에게 경고한 바 있다.
6. Fort Calhoun
1984년 5월 16일 Fort Calhoun의 B 증기발생기에서 25,500 liter/hour의 냉각수 누설이 있었다. Combustion Engineering RSG의 U-bend지역에서 발생한 ODSCC이 그 요인이었다. 파단이 일어난 지역은 고온관 측은 수직 지지대(batwing)안에 있는 scallop bar사이였다. Tube는 외곽으로부터 두 번째 원주방향 row인 Row84, column 29였다.
한국형 표준원전의 기준이 되는 CE형 증기발생기의 AVB배치의 개략도를 그림 4-1에 나타냈다. 두 개의 균열이 발견되었는데 하나는 32mm의 fishmouth 형태의 파단을 보였으며 다른 하나는 6mm길이의 짧은 균열을 보였다. 파단 관을 인출하여 검사한 결과 관두께 95%를 침투한 IGSCC형태의 균열을 가지고 있었다. 관 주위의 부식생성물에 대한 분석결과 일부지역에서 염기성을 나타냈다.
사고후에 관으로부터의 누설을 초기에 감지하기 위해서 냉각수 시료를 좀더 빠르고 정확하게 채취하고 더 자주 채취하는 조치를 취했다. 또한 관 파열응급조치절차를 정밀 검토하게 되었으며 운 전원들에게 사고에 관련한 재교육을 실시하였다. 복수기의 건전성과 2차계통 수질관리기준을 개선하기 위한 노력이 있었으며 끝으로 고온관측에 ODSCC를 보인 모든 관을 관막음 하였다.
7. North Anna Unit 1
1987년 7월 15일 North Anna Unit 1의 C 증기발생기에서 144,600 liter/hour의 냉각수 누설이 있었다. 이 사고는 고주기 피로와 아래의 몇 가지 요인이 합쳐져서 나타난 것으로 보고되었다.
- 사고관은 AVB 지지대가 없었다.
- 약간의 denting이 관지지판 위에서 발견되었다.
- 인접관의 AVB가 균일하게 끼워져 있지 않아 파단관 주위로 냉각수의 유속이 매우 높게 하는 결과를 가져왔다. 제작사양에 의하면 적어도 Row 11까지 AVB가 끼워지도록 되어 있었는데 가장 깊은 것이 row 8까지 뿐이었으며 파단관은 row 9이었다.
- 냉각수의 유속이 빠르고 AVB지지대가 없었던 이유로 인하여 상부 관지지판위의 관중 U-bend 부분이 크게 변형되었다.
- 덴팅이 관벽에 높은 mean stress를 유발시켰는데 mean stress가 높으면 피로강도가 낮아지게 된다.
- 높은 진폭의 진동과 낮은 피로강도의 재질로 인한 피로파괴이다.
사고후의 조치로는 downcomer flow resistance plates를 설치함으로써 국부적으로 빠른 유속에 힘을 줄이는 작업을 하였다. 민감한 관에 대한 예방 관막음을 하였으며 누설에 대한 면밀한 관찰을 하는 조치를 하였다. USNRC에서는 Bulletin 88-02 “Rapidly Propagating Fatigue Cracks in Steam Generator Tubes"를 발간하였으며 발전소 사업자들로 하여금 최상단 관지지판에 denting의 징후가 있는지 최근의 비파괴검사자료를 검토하라는 요청을 하였다.
8. McGuire Unit 1
1989년 3월 7일 McGuire Unit 1의 B 증기발생기에서 114,000 liter/hour의 냉각수 누설이 발생하였다. 관 파열의 원인은 ODSCC이었는데 이 균열은 관 외벽에 깊이 0.025 mm이고 폭이 1 mm인 얕은 홈 내부에 여러 개의 원주방향 및 축방향의 균열개시점이 관찰되는 특징이 있었으며 이 균열의 깊이는 관 두께의 30%이었다. 축방향의 파단은 길이가 95mm이고 폭이 9.5 mm인 작은 fishmouth opening 형태를 띄고 있었다. 파단위치는 R18C25관의 저온관의 관지지대 상단 710 mm 위치였다.
Westinghouse의 긴급조치기준 (Emergency Response Guidelines)따라 증기발생기 전열관 파열에 대하여 개발된 절차에 따른 조치가 취해졌다. 그 내용은 전열관이 누설되고 있는 동안에는 safety injection flow path를 수동으로 축맞춤(realighment)하는 절차를 없애는 것이었다.
9. Mihama Unit 2
1991년 2월 9일 Mihama Unit 2의 A 증기발생기에서 156,000 liter/hour의 냉각수가 누설되었다. 관 파열의 원인은 저온관측 R14C45관의 6번째 관지지판 상단에서 발생한 고주기 피로였다. 이관은 관다발의 중앙에 위치하는 것이며 피로에 의해 원주형 결함이 관둘레 전체(360도)에서 발생한 것이었다. 사고 이전에 관막음된 주위의 관들도 변형되거나 굽어있었다. 덴팅이나 응력부식균열, IGA등의 기타 결함신호는 발견되지 않았으며 슬러지도 많이 쌓이지 않았다.
이 사고 이후에 일본에 있는 전 증기발생기에 AVB를 설치하였으며 필요에 따라서는 교체를 한 부분도 있다. 또한 개선된 증기발생기 전열관 검사를 위한 연구비가 책정되기도 하였고 불시사고를 대비한 운전이 개발되었다.
10. Palo Verde Unit 2
1993년 3월 14일 Palo Verde Unit 2의 2 증기발생기에서 156,000 liter/hour의 냉각수가 누설되는 사고가 있었다. Combustion Engineering system 80 RSG의 free span 지역의 tube-to-tube crevice가 생기게 된 결과로 인하여 ODSCC가 발생하였다. 파단이 일어난 위치는 8H와 9H 수평 지지대사이의 관 다발중 고온관 측으로서 R117C144이다. 응력부식균열은 약 250mm의 축방향 균열이며 8H eggcrate 관 지지판의 중앙 상부 약 760mm에서 시작된 것이었다. 대부분의 균열은 IGSCC였으나 일부의 IGA는 10개 이상의 입자를 파고 들어간 것도 있었다. IGSCC의 평균 침투깊이는 70.2%이었는데 파단균열 100mm 아래에서는 98.2%까지 파고 들어간 것도 있었다. 조사 후에 내린 결론에 따르면 관파단의 주된 요인은, (1)free span에 형성된 틈새, (2)caustic-sulfate의 2차계통수질 조건, (3) 파단관의 민감한 미세조직, (4)스크래치로 인한 잔류응력등이었다.
발전소 운영업자인 Arizona public service company는 사고 후 몇 가지의 조치를 취했는데 다음과 같다: resin을 유지하기 위해 condensate demineralizer를 수리하였으며, 의심이 되는 관은 모두 관막음하였고 2차계통수에 보다 엄격한 몰비조절(molar ratio)을 하였으며 resin 감시프로그램을 설치하였고, 증기발생기로의 철 성분 유입을 줄였고, hydrazine 농도를 높이는 등의 조치를 하였다.
11. Tihange 3
1996년 7월 23일 Tihange 3호기의 증기발생기에서 40020 l/hour 의 냉각수 누설이 보고되었는데 2차측에 있던 이물질에 의한 마모가 원인이었다. 발전소를 정지한 수 인출하여 검사한 결과 35 mm이 축방향 파열이 확인되었으며 결함의 형상도 마모임이 확인되었다. 이 사고로 파열된 관을 포함하여 주변의 관을 검사하였고 그 결과 60 여개의 관을 예방관막음 하였다.
12. 울진 4호기
울진 원자력 4호기는 2000년 1월 1일에 상업운전을 시작한 1,000 MWe 급 가압경수로형(PWR)이며 증기발생기 수는 호기별 2개로 설계는 미국 CE (Combustion engineering)사의 system 80를 기준으로 하여 scale down 시킨 것이다. 울진 원자력 4호기의 증기발생기는 두산중공업(주)(당시 한국중공업(주))이 제작하였으며, 사용한 전열관 재료는 미국 B&W special metal사가 제조한 Alloy 600 HTMA(high temperature mill annealed)을 사용하였다. 전열관의 외경은 19.05 mm이고 두께는 1.067mm로 증기발생기 당 8214개의 전열관이 설치되어 있다. 전열관을 관판(tubesheet)에 고정시키기 위해 폭발확관법을 사용하였다.