Форма информационной карты. Сведения о ремонте и модернизации оборудования атомной станции (рекомендуемая форма): бланк, образец 2021

1.
Анализ технической документации1

1 Примечание — при отсутствии какого — либо вида технической
документации на трубопровод необходимо принять меры к ее восстановлению. При
невозможности восстановления документации выполнить анализ имеющейся
технической документации с использованием сведений об аналогичных
трубопроводах, эксплуатирующихся на энергоблоках того же типа.

3.1.1. Конструкторская и проектная
документация

Рассмотреть:

— чертежную документацию
на трубопровод с опорами и подвесками;

— расчет
трубопровода на прочность (или выписку из него с указанием обозначения
расчета);

— регламент
(инструкция) на эксплуатацию трубопровода.

В выписке из
расчета на прочность должны быть представлены:

— перечень
рассчитываемых узлов трубопроводов и действующих на них нагрузок и
температурных воздействий;

— перечень
режимов эксплуатации (включая нарушение нормальных условий и аварийные
ситуации, на которые проводился расчет, число циклов при каждом режиме
эксплуатации, данные оценки прочности по критериям норм расчета на прочность).

В случае
несоответствия проектного расчета трубопровода на прочность действующей
нормативно-технической документации выполнить анализ прочности трубопровода по
всем проектным режимам с определением допускаемых чисел циклов нагружения на
основе исходных проектных данных. Выполненный анализ представить в виде
дополнения к проектному расчету трубопровода на прочность.

На основании
расчета трубопровода на прочность определить наиболее нагруженные участки
трубопровода (сварные соединения, гибы и т.д.).

3.1.2. Документация
предприятия-изготовителя

3.1.2.1.
Рассмотреть свидетельство об изготовлении деталей и сборочных единиц
трубопровода АЭУ.

— наименование трубопровода;

— год
изготовления;

— рабочая
среда;

— расчетное
давление;

— расчетная
температура;

— группа;

— данные о
трубах (наименование деталей и сборочных единиц, сборочные чертежи (схемы) или
позиции, количество труб, марка материала, номинальный наружный диаметр и
толщина стенки труб, обозначение стандарта или технических условий, номер
партии и плавки, обозначение (номер) и дата сертификата);

— данные о
фасонных частях (наименование, обозначение чертежа или позиции, условный
проход, расчетная температура, расчетное давление, марка материала, обозначение
стандарта или технических условий);

— данные о
сварных соединениях (наименование соединений деталей и сборочных единиц,
обозначение сварного соединения по схеме или чертежу, категория сварного
соединения, клеймо сварщика, способ сварки, марка и обозначение стандарта или
технических условий на сварочные материалы, данные о неразрушающем контроле
(метод, объем и результаты контроля), обозначение (номер) и дата протокола
контроля);

— данные о
термической обработке труб, гибов и сварных соединений (наименование деталей,
обозначение чертежа, марка основного металла, вид термической обработки,
температура термической обработки, продолжительность выдержки, способ
охлаждения, количество термических обработок и суммарная продолжительность
выдержки, обозначение и дата документа о термической обработке);

— результаты
гидравлических (пневматических) испытаний (наименование деталей и сборочных
единиц, испытательная среда, давление испытаний, продолжительность выдержки,
минимальная температура стенки, результаты, дата и обозначение протокола
испытаний);

— заключение.

Рассмотреть
дополнительные сведения об изготовлении трубопровода (режимы сварки, качество
защиты корня шва при аргонодуговой сварке трубопроводов из аустенитных сталей,
исправление дефектов, сертификатные данные на основные и сварочные материалы и
др.) при их наличии в свидетельстве.

3.1.3. Документация монтажной организации

3.1.3.1.
Рассмотреть свидетельство о монтаже трубопровода АЭУ.

3.1.3.2. В
свидетельстве о монтаже трубопровода АЭУ рассмотреть сведения, аналогичные
приведенным в п.
3.1.2.2.

3.1.4. Эксплуатационная документация

3.1.4.1.
Рассмотреть паспорт.

3.1.4.2.
Рассмотреть документы, которые представляются вместе с паспортом:

— комплект схем
и чертежей трубопровода, которые должны давать возможность контроля
соответствия трубопровода требованиям проекта, оснащения
контрольно-измерительными приборами и т.п., с указанием расположения сварных
соединений и опор;

— свидетельство
об изготовлении элементов трубопровода;

— свидетельство
о монтаже трубопровода;

— расчет на
прочность или выписка из него с указанием обозначения расчета;

— документация
по отклонению от проектной (конструкторской) документации.

3.1.4.3. В
паспорте трубопровода проанализировать следующие основные разделы:

— общие данные
(сведения о предприятии-владельце трубопровода, предприятии-изготовителе
трубопровода, монтажной организации, годе изготовления, сведения о
свидетельствах об изготовлении и монтаже трубопровода, обозначение чертежа,
назначение и группа трубопровода);

— технические
характеристики (например, температура и давление рабочей среды, давление и
минимальная температура гидроиспытаний, испытательная среда, срок службы);

— данные о трубах
(номинальный наружный диаметр и толщина стенки трубы, обозначение участков на
схеме трубопровода, протяженность участков трубопровода);

— результаты
технического освидетельствования;

— результаты
гидравлических (пневматических) испытаний (дата и обозначение протокола
испытаний, испытательная среда, давление, продолжительность, минимальная
температура испытаний, срок следующего испытания);

— результаты
контроля за состоянием металла в процессе эксплуатации (дата контроля и
обозначение документа, результаты контроля, срок следующего контроля). При
обнаружении дефектов в трубопроводе следует рассмотреть сведения о методе
контроля и обстоятельствах их обнаружения, виде, размерах, ориентации, месте
расположения дефектов, а также информацию о причинах возникновения дефектов и
выполненных мероприятиях (ремонт, замена участка трубопровода, допуск
трубопровода в эксплуатацию с дефектами, результаты контроля размеров дефектов
во времени и т.д.).

— отказы за
период с начала пуско-наладочных работ по дату проведения оценки технического
состояния трубопровода (анализ проводить на основе рассмотрения паспорта
трубопровода, актов, составляемых на дефектные узлы, протоколов контроля и
обследования трубопровода, отчетов о расследовании нарушений в работе АС);

— данные о
реконструкции трубопровода;

— срок службы
трубопровода.

3.1.4.4.
Рассмотреть следующие сведения об условиях и режимах эксплуатации трубопровода:


продолжительность работы на стационарных режимах, включая стояночные;

— сведения об
истории нагружения, фиксируемые штатной системой измерений рабочих параметров,
включающие локальные экстремумы с отметкой времени по давлению и температуре
теплоносителя, интервалы времени со сверхнормативной скоростью разогрева и
расхолаживания;

— сведения о
периодическом контроле за перемещением трубопроводов ( для трубопроводов систем
групп В и С наружным диаметром более 300
мм, работающих при температуре среды более 250 °С) с
фиксацией направлений и максимальных значений перемещений трубопроводов и
присоединенного оборудования (совместно с информацией по изменению температуры
и давления);

— наличие и
характеристики вибрации трубопровода при нормальных условиях эксплуатации и при
переходных режимах;

— отклонения
показателей качества теплоносителя от нормируемых значений с указанием их
предельных значений и продолжительности отклонений.

3.1.5. Оформление результатов анализа
технической документации

По результатам
анализа технической документации составить заключение с приложением:

— перечня
проанализированной документации;

— комплекта
информационных карт:

— сведения об
исходных данных о трубопроводе (Приложение А);

— сведения о
результатах контроля и технического освидетельствования трубопровода (Приложение Б);

— сведения о
ремонте и реконструкции трубопровода (Приложение В);

— сведения об
отклонениях показателей качества теплоносителя от нормируемых значений (Приложение Г);

— сведения об
отказах (Приложение
Д)

— сведения об
истории нагружения трубопровода (Приложение Е);

— схемы
контроля трубопровода с указанием сварных соединений, опор, подвесок и
фактической трассировки.

Рекомендуемая
форма заключения представлена в Приложении Ж.

Приложение к(рекомендуемое)оценка технического состояния и остаточного ресурса трубопровода питательной
воды (реакторное отделение) барабан-сепаратора энергоблока рбмк-1000(пример)

1. Оценка технического состояния.

1.1. Анализ технической документации.

Трубопровод
питательной воды (реакторное отделение) изготовлен из стали 20 по ТУ
14-3-460-75. Наружный диаметр труб 426
мм, толщина стенки прямых участков трубопровода 24
мм, а гиба по растянутой линии 21,6
мм, радиус гиба 600
мм по ОСТ 24.321.28-74, овальность а=6 %.

Сварка
элементов трубопровода выполнялась ручным дуговым способом электродами
УОНИИ-13/55 по ГОСТ
9467-75 диаметром 3 и 4 мм.

Расчет на
прочность трубопровода выполнялся для следующих рабочих параметров:

— давление 70
кгс/см2;

— температура
-170°С;

— теплоноситель
— вода.

Срок службы
трубопровода -30 лет.

Эксплуатация
трубопровода проводилась в соответствии с регламентом. На основании
рассмотрения расчета на прочность, выполненного на стадии проектирования,
установлено:

— наиболее
нагруженными участками трубопровода питательной воды являются второй от
барабан-сепаратора гиб и стыковое сварное соединение на прямом участке, в
которых максимальные значения амплитуд напряжений составили: 3039 кгс/см2 (304
МПа) для гиба и 941 кгс/см2 (94МПа) для прямого участка, на котором
расположено сварное соединение /1/;

— допускаемое
количество циклов нагружения трубопровода питательной воды для проектных
режимов работы энергоблока составляет 2х103 циклов;

— расчет на
сейсмические воздействия отсутствует;

— амплитуды
напряжений в сварных соединениях получены без учета возможных коэффициентов
концентрации напряжений в сварных соединениях и смещений свариваемых элементов
трубопровода, а оценка циклической прочности выполнялась без учета влияния
среды;

— отсутствует
анализ различия свойств основного металла и металла сварного шва;

— ожидаемое
(проектное) число циклов для цикла «исходное состояние — НУЭ — исходное
состояние» составляет 300 циклов за 30 лет эксплуатации;

Предлагаем ознакомиться  иск в суд на застройщика за просрочку образец

— вибрационные
нагрузки не рассматривались.

В дальнейшем
оценка технического состояния трубопровода питательной воды выполняется с
учетом результатов эксплуатационного контроля за состоянием металла
трубопровода в целом и дополнительного контроля гиба и сварного соединения №96
в соответствии с п. 1.6.

1.1.2.
Документация предприятия-изготовителя.

Свидетельство
об изготовлении блоков и элементов трубопровода питательной воды соответствует
форме, приведенной в Приложении 5 ПНАЭ Г-7-008-89.

1.1.3.
Документация монтажной организации.

Свидетельство о
монтаже трубопровода соответствует форме, приведенной в Приложении 6 ПНАЭ
Г-7-008-89.

1.1.4.
Эксплуатационная документация.

Паспорт
трубопровода соответствует форме, приведенной в Приложении 8 ПНАЭ Г-7-008-89.

Сведения об
исходных данных, результатах контроля и технического освидетельствования,
ремонте и реконструкции, отклонениях показателей качества теплоносителя от
нормируемых значений, истории нагружения и отказам трубопровода питательной
воды приведены в информационных картах.

Продолжительность
работы при нормальных параметрах — 226000 часов.

Скорость и
диапазон изменения температуры и давления соответствовали регламенту на
эксплуатацию трубопровода.

При работе на
номинальных параметрах давление составляло 70±2 кгс/см2,
а температура 170±5°С.

Продолжительность
стояночных режимов — 36 800 часов.

Направления и
величины перемещений опор трубопровода и присоединенного оборудования
соответствовали проектным.

С 1986
г. водно-химический режим основного технологического
контура, включая питательный тракт, регламентирован нормативным документом
“Режим атомных электростанций с кипящими реакторами большой мощности
водно-химический.

В течение
периода эксплуатации отмечались следующие отклонения показателей качества
питательной воды от предельных значений нормируемых показателей:

— превышение массовой
концентрации хлорид-иона до 14 мкг/дм3 в течение 5 часов 31.07.88
г.;

— превышение
массовой концентрации железа до 15 мкг/дм3 в течение 30 часов
20.06.92 г.

Через 24 тысячи
часов эксплуатации при очередном эксплуатационном контроле визуальным методом
состояния металла трубопровода питательной воды на внешней поверхности металла
шва сварного соединения вблизи линии сплавления обнаружена продольная трещина
длиной 6мм.

Дефект исправлен поверхностной вышлифовкой на глубину 1,5
мм механическим способом без последующей подварки.
Сварное соединение трубопровода было допущено к дальнейшей эксплуатации.

По результатам
анализа технической документации составлено заключение.

1.2. Установление механизмов старения металла
трубопровода

По результатам анализа технической
документации установлено, что доминирующими механизмами старения трубопровода
питательной воды являются мало- и многоцикловая усталость(для сварных
соединений) и эрозионно-коррозионный износ (для гибов).

Контролируемыми эффектами проявления мало- и
многоцикловой усталости являются возникновение макротрещин, изменение
механических свойств и структуры металла, а эрозионно-коррозионного износа —
утонение стенки гиба трубопровода.

1.3. Установление определяющих параметров состояния металла участков
трубопровода

Определяющие параметры
состояния металла участков трубопровода представлены в таблице 1.

Таблица 1

Критерии оценки состояния
металла участков трубопровода представлены в таблице 2.

Участок трубопровода

Определяющие
параметры состояния металла

Критерии оценки
состояния металла

Гибы

Толщина стенки, мм

не менее 18,0
(определена в проектном расчете на прочность)

Сварные соединения

Предел прочности основного металла при 20°С,
кгс/мм2

не менее 41

предел текучести основного металла при 20°С,
кгс/мм2

не менее 22

относительное удлинение, основного металла при
20°С, %

не менее 21

относительное сужение основного металла при
20°С, %

не менее 40

твердость, НВ

не более 163

предел прочности металла шва при 20°С, кгс/мм2

не менее 42

относительное удлинение металла шва при 20°С,
%

не менее 18

ударная вязкость металла шва при 20°С,
кгс.м/см2

не менее 8

Содержание фаз

наличие вторичных фаз

Размеры трещин (линейных индикаторных следов)

отсутствие трещин
(линейных индикаторных следов).

1.5.1.
Неразрушающие методы измерения механических свойств и твердости.

1.5.1.1. ГОСТ 9012 “Металлы и
сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю”.

1.5.1.2.
РД ЭО 0027-94 Инструкция “Определение характеристик механических свойств
металла оборудования атомных электростанций безобразцовыми методами по
характеристикам твердости”.

1.5.2.
Методы выявления структуры металла.

1.5.2.1.
ГОСТ 5639
“Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна”.

1.5.2.2.
ГОСТ
1778
“Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений”.

1.5.2.3.
ГОСТ
5640
“Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты”.

1.5.2.4.
ГОСТ
8233
“Сталь. Эталоны микроструктуры”.

1.5.2.5.
ГОСТ 10243 “Сталь. Методы
испытаний и оценки макроструктуры”.

1.5.2.6.
“Методическое руководство по металлографическому анализу основного металла
оборудования и трубопроводов”, М., ВНИИАЭС, 1985.

1.5.3.
Методы измерения толщины стенки.

1.5.3.1. пн аэ г-7-031-91 “Унифицированные
методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и
наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть III.
Измерение толщины монометаллов, биметаллов и антикоррозионных покрытий”.

1.5.3.2.
И N23 СД-80 «Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной
стали». М., Союзтехэнерго, 1981, 39 с., с извещением об изменении от 1981
и извещением об изменении и дополнении от 1987.

1.5.3.3.
Инструкции заводов-изготовителей по эксплуатации ультразвуковых толщиномеров.

1.5.4.
Средства измерения механических свойств и твердости.

1.5.4.1.
Прибор измерения механических свойств — дистанционный твердомер ТЕСТ-5У.

1.5.5
Средства выявления структуры металла.

1.5.5.1.
Микроскоп металлографический горизонтальный МИМ-10М.

1.5.5.2.
Микроскоп металлографический ММР-4.

1.5.5.3.
Микрофотонасадка МНФ-12.

1.5.5.4.
Вытяжной шкаф Ш2В-Н2С.

1.5.5.5.
Фотоувеличитель Беларусь.

1.5.5.6. Станок
для контактной печати.

1.5.6.
Средства измерения толщины стенки.

Толщиномер ультразвуковой УТ-93П общего назначения по ГОСТ 25863

1.5.7. Требования к
разрешающей способности средств измерений

Средства
измерения механических свойств и твердости.

Погрешность
измерений механических свойств — не более ±10%, измерений твердости не более
±5% от измеряемой величины.

Средства
выявления структуры.

Средства
измерений обеспечивают выявление структурных составляющих согласно требований ГОСТ 1778, ГОСТ
5640 и ГОСТ 10243.

Средства
измерения толщины стенки.

Погрешность
измерений толщины стенки — не более 0,24
мм.

1.6.1.
Программа контроля

1.6.1.1.
Перечень зон контроля трубопровода:

— сварные
соединения;

— гибы.

В перечень зон
не включены участки трубопровода, контроль которых выполнен в соответствии с
требованиями типовой программы по эксплуатационному контролю за состоянием
металла, срок предыдущего контроля которых не превышает указанной в типовой
программе периодичности контроля.

1.6.1.2. Виды и
объем контроля приведены в таблицах 3 и 4.

Сварные
соединения

Таблица 3

Гибы

Таблица 4

1.6.1.3. Методы
контроля.

1.6.1.3.1
Методы контроля механических свойств, структуры и толщины стенки приведены в разделе 1.5.

1.6.1.3.2
Контроль качества металла

ГОСТ 14782 “Контроль
неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые”.

ГОСТ 17410
“Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы
ультразвуковой дефектоскопии”.

ГОСТ 21105 “Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый
метод”.

ПНАЭ -7-010-89
“Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварные
соединения и наплавки. Правила контроля”.

ПНАЭ Г-7-014-89
“Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов),
сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой
контроль. Часть 1. Контроль основных материалов (полуфабрикатов)”.

ПНАЭ Г-7-030-91
“Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов),
сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой
контроль. Часть 2. Контроль сварных соединений и наплавки”.

ПНАЭ Г-7-031-91
“Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов),
сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой
контроль. Часть 3. Измерение толщины монометаллов, биметаллов и антикоррозионных
покрытий”.

ПНАЭ Г-7-015-89
“Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов),
сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ.
Магнитопорошковый контроль”.

ПНАЭ Г-7-016-89
“Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов),
сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Визуальный и
измерительный контроль”.

И №23 СД-80
“Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали”. М.,
Союзтехэнерго, 1981, 39 с. с извещением об изменении от 1981 и извещением об
изменении и дополнении от 1987.

Инструкция
завода-изготовителя по эксплуатации ультразвукового дефектоскопа.

1.6.1.4.
Перечень специальных средств контроля.

1.6.1.4.1. Перечень
средств контроля механических свойств, твердости и структуры приведен в разделе 1.5.

1.6.1.4.2.
Средства контроля качества металла

Средства ультразвукового контроля

Дефектоскоп
ультразвуковой USK-6 фирмы “Krautkramer”.

Преобразователи:


преобразователи ультразвуковые прямые и наклонные в соответствии с требованиями
и указаниями ПНАЭ Г-7-014-89, ПНАЭ Г-7-030-91 и ПНАЭ Г-7-032-91.

Стандартные образцы:

— комплект
КОУ-1 по ГОСТ 14782;

— комплект
КОУ-2 по ГОСТ 14782;

— стандартные
образцы Международного Института Сварки V1;

— стандартные
образцы Международного Института Сварки V2;

Магнитопорошковый контроль:

Дефектоскоп
ДМЭ-22Ц по ГОСТ 21105.

Магнитометр
МФ-23И-1

Контрольные
образцы по ГОСТ 21105;

Приборы:

— анализатор
концентрации магнитной суспензии АКС-1С;

— МФ-10СП (для
проверки выявляющей способности магнитного порошка)

1.6.1.5.
Требования к разрешающей способности аппаратуры контроля.

Аппаратура
контроля качества металла.

Аппаратура
обеспечивает выявление несплошностей с характеристиками, приведенными в ТУ для
основного металла, в разделе 11 ПНАЭ Г-7-010-89 для сварных соединений, а также
в конструкторской документации, инструкциях и методиках контроля.

1.6.2. Нормы
оценки качества.

1.6.2.1.
Сварные соединения.

Предлагаем ознакомиться  Как самостоятельно иммигрировать в Армению

Нормы оценки
качества принимаются в соответствии с требованиями ПК 1514-72.

1.6.2.2. Гибы.

Нормы оценки
качества принимаются в соответствии с требованиями ТУ 14-3-460-75.

1.6.3.
Результаты контроля

1.6.3.1.
Сварные соединения.

1.6.3.1.1. Механические
свойства сварного соединения №96.

Результаты
контроля механических свойств представлены в таблице 5.

Таблица 5

Механические
свойства основного металла и металла шва сварного соединения №96 соответствуют
требованиям нормативных документов (протоколы №№ … от …). Изменений
механических свойств основного металла и металла шва сварного соединения №96 по
сравнению с исходным состоянием не зафиксировано.

1.6.3.1.2.
Контроль структуры металла сварного соединения №96.

При контроле
структуры металла шва, зоны термического влияния и основного металла методом
реплик изменений содержания фаз не обнаружено (протоколы №№ … от …).

1.6.3.1.3.
Контроль качества сварных соединений.

При визуальном
и ультразвуковом контроле сварных соединений дефектов не обнаружено (протоколы
№№ … от …).

Сварные
соединения выдержали гидравлические испытания в составе трубопровода (протокол
№ … от …).

1.6.3.2. Гибы

Результаты
контроля толщин стенок гибов трубопроводов приведены в протоколах №№ … от ….

Минимальная
толщина стенки второго от барабан-сепаратора гиба по растянутой линии
составляет 19,2 мм
(протокол № … от …).

Толщины стенок
гибов превышают минимально допустимое из условий прочности трубопровода
значение (18,0 мм).

1.6.3.2.2.
Контроль качества гибов.

При визуальном
и ультразвуковом контроле качества гибов дефектов не обнаружено (протоколы №№ …
от …).

Гибы выдержали
гидравлические испытания в составе трубопровода (протокол №… от…).

1.6.3.3.
Результаты контроля сварных соединений и гибов внесены в паспорт трубопровода.

1.7. Оценка технического состояния трубопровода

1.7.1. Фактические
значения определяющих параметров состояния металла трубопровода удовлетворяют
требованиям, установленным проектной документацией, техническими условиями на
трубопровод и другой действующей нормативно-технической документацией.

1.7.2. Фактические параметры
нагружения — скорости изменения и абсолютные значения температуры и давления,
вибрационные и сейсмические нагрузки, числа циклов соответствующих режимов,
последовательность режимов, значения перемещений, параметры среды — не
превышали проектных и нормируемых параметров и значений.

1.7.3. Техническое состояние
трубопровода — работоспособное. Принимается решение о целесообразности
проведения работ по техническому обоснованию безопасной эксплуатации
трубопровода за пределами проектного срока службы на период 10 лет.

1.8. Оценка остаточного ресурса трубопровода

1.8.1. Модель ежегодных предполагаемых
эксплуатационных нагрузок на трубопровод в течение продлеваемого срока службы
(10 лет) принята соответствующей усредненному спектру ежегодных нагрузок за
предыдущие 10 лет эксплуатации (в примере принято, что эта модель была
постоянна в течение 30 лет эксплуатации).

При этом
количество циклов нагружения Ni для каждого режима принимается
соответствующим аналогичным показателям за предыдущие 10 лет эксплуатации.

Принимаем, что модель нагружения
трубопровода для цикла «исходное состояние — НУЭ — исходное
состояние» в течение продлеваемого периода соответствует режимам
нагружения за истекший период эксплуатации. Фактическое число указанного цикла
за 30 лет эксплуатации составило 45 циклов. Тогда расчетное число циклов на
период продления срока службы трубопровода составит

1/3×300=100 циклов.

Оценка остаточного ресурса трубопровода
проводится по результатам анализа и расчета прочности наиболее нагруженных участков
трубопровода: второй от барабан — сепаратора гиб и сварное соединение №96 на
прямом участке.

1.8.2. За 30
лет эксплуатации утонение стенки гиба составило

21,6 мм
— 19,2 мм
= 2,4 мм
(см. п.1.6.3.2.1)

Принимая
(консервативно) линейный закон изменения во времени толщины стенки гиба,
вызванного воздействием среды, получаем за общий срок эксплуатации 40 лет
значение утонения, равное 2,4×1,33=3,2 мм и минимальную толщину стенки

21,6 мм
— что больше
допускаемой, равной 18,0 мм
(см. п.
1.4, таблица 2).

Средняя скорость
утонения стенки составляет

(21,6-19,2) мм/
30 лет = 0,08 мм/год.

Тогда
допускаемая толщина стенки будет достигнута через

(19,2 — 18,0)
мм / 0,08 мм/год =15 лет.

Таким образом, расчет, выполненный при
условии постоянства механических свойств металла и скорости изменения толщины
стенки трубопровода вследствие коррозионного и эрозионно-коррозионного износа,
подтверждает, что статическая прочность трубопровода обеспечена в течение 15
лет сверх назначенного срока службы трубопровода.

Для уточнения закона изменения скорости
утонения и подтверждения статической прочности трубопровода на последующий
период эксплуатации, рекомендуется по истечении 10 лет эксплуатации провести
контроль толщины стенки для обоснования возможности дальнейшей эксплуатации
трубопровода без снижения рабочих параметров.

1.8.3. Расчет
на циклическую прочность трубопровода.

1.8.3.1. Расчет
циклической прочности трубопровода выполняется с учетом:

— результатов
исследований механических свойств основного металла и металла сварных швов, подтверждающих
возможность использования в расчетах циклической прочности трубопровода
значений механических свойств, принятых в проектном расчете;

— влияния среды
на зарождение и развитие трещиноподобных дефектов;

— максимальных
отклонений геометрических размеров свариваемых элементов от номинальных;

— влияния
концентраторов напряжений сварных соединений;

— различия
свойств сварного соединения и основного металла.

Гиб выполнен
без сварных соединений, поэтому при расчете достаточно учесть только влияние
среды.

Применительно к
сварному соединению, расположенному на прямом участке трубопровода, необходимо
учесть:

— влияние
концентратора напряжений;

— влияние
среды;

— различие
свойств основного металла и сварного соединения;

— максимальное отклонение
геометрических размеров свариваемых деталей от номинальных значений.

Сварные
соединения выполнены в полном соответствии с требованиями (2, 3). Тип сварного
соединения — стыковое с полным проплавлением без подкладного кольца (С-25-1).

Согласно (4, 5)
для такого типа сварного соединения значение коэффициента концентрации
напряжений Кбне
превышает значения 2,7. Это значение использовалось при дальнейшей оценке
прочности.

с (6 — 12) влияние среды (теплоносителя) может приводить к
существенному сокращению допускаемых чисел циклов нагружения по сравнению с
результатами испытаний серий образцов на воздухе и в коррозионной среде при
одинаковых условиях нагружения.

«Нормы…» (13)
требуют в необходимых случаях учитывать влияние среды на базе представительных
данных испытаний. В связи с отсутствием нормативных значений снижения числа
циклов используем сведения из (6 – 12), которые позволяют ограничиться
значением коэффициента коррозионного снижения циклической прочности сварного
соединения, не превышающим 2,8 при содержании кислорода в воде до 100 мкг/кг и
серы в стали до 0,008%.

Уровень
кислорода в теплоносителе в рассматриваемом примере не превышает 100 мкг/кг, а
значение содержания серы в стали может достигать 0,025%. Ввиду отсутствия значения
снижения числа циклов при данном содержании серы принимаем jКN=2,8.

свойств
основного металла и сварного соединения учитывается следующим образом.

Допускаемую
амплитуду напряжений для сварного соединения [saF]Sсогласно
«Норм…» (13)
определяют по формуле

[saF]S= jS [saF],

где [saF] -амплитуда допускаемых
условных упругих напряжений, определяемая по расчетной кривой усталости или
соответствующей формуле для основного металла при заданном числе циклов;

jS — коэффициент,
зависящий от вида сварки, свариваемых материалов и термообработки после сварки.

Для ручной
электродуговой сварки электродами УОНИИ-13/55, используемых в рассматриваемом
случае, значение jS =0,8 согласно
таблице 5.8 «Норм…» (13).

1.8.3.5.
Влияние максимально возможных отклонений геометрических размеров свариваемых
элементов от номинальных размеров учитывается следующим образом.

При сварке труб
с одинаковыми номинальными размерами может иметь место как разностенность,
обусловленная допусками на толщину стенки (в рассматриваемом случае от 20% до
— 5%), так и различие в наружных диаметрах (в данном случае от 1,25% до —
1,0%). Влияние этих факторов может приводить к дополнительному увеличению
напряжений в зоне сварного соединения.

Рассмотрено влияние отклонений от
номинальных размеров труб диаметром 426 мм и толщиной стенки 24
мм, изготовленных согласно ТУ 14-3-460-75, на
распределение напряжений в зонах сварных соединений. Сварные соединения
выполнены согласно требованиям (2 и 3). Согласно ТУ 14-3-460-75 отклонения от
номинальных размеров составляют:

— на толщину стенки — 20% (4.80
мм)

— 5% (1.20
мм)

— на диаметр — 1.25% (5.33
мм)

— 1% (4.26
мм).

При этом Dmin= 421.74
мм,

hmin=22.80 мм,

Dmax= 431.33 мм,

hmax=28.80 мм.

Отклонения от
номинальных размеров труб может привести к смещению рассматриваемых кромок
сварных швов. Наихудший вариант такого смещения приведен на рисунке 1. В разделе 12 (2) изложены требования, предъявляемые
к конструкционным формам сварных соединений.

Согласно этому разделу для
обеспечения минимального смещения кромок с внутренней стороны соединения
рекомендуется выполнять цилиндрическую калибровку (расточку, раздачу) концов
труб. При этом в разделе 11 (3) регламентируются допускаемые смещения кромок в
стыковых соединениях:

— в собранных
под дуговую сварку стыковых сварных соединениях одинаковой номинальной толщины,
не подлежащих механической обработке после сварки в зоне швов, смещение кромок
(несовпадение поверхностей соединяемых деталей) со стороны выполнения сварки не
должны превышать величины 0.

Предлагаем ознакомиться  РД-АПК 300.01.003-03 Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов мелиорации сельскохозяйственных земель

1S 0.5 ( для
труб 426´24 составляет 2.9
мм).

— допускаемое
смещение (несовпадение) внутренних кромок в стыковых сварных соединениях с
односторонней разделкой устанавливается чертежами, техническими условиями или
ПТД. При отсутствии этих требований в перечисленной документации указанное
смещение может составлять до 12% номинальной
толщины стенки свариваемых деталей, но не более 0.5
мм ( для труб 426´24 составляет 0.5
мм).

На рисунке 2
показано рассматриваемое сварное соединение с максимально допустимыми в случае
выполнения требований (2 и 3) отклонениями размеров от номинальных.

Влияние отклонений
от номинальных размеров труб диаметром 426
мм и толщиной стенки 24
мм на напряженно-деформированное состояние рассмотрено
при действии на конструкцию только давления р=7
МПа. При этом учитывалось, что выполнены требования (2 и 3) по минимизации смещений
кромок свариваемых элементов (рисунок 2).

Расчет
проводился по аттестованной программе САN
2.0. Для проверки сходимости решения выбирались различные параметры
конечно-элементной сетки и показано что сходимость решения обеспечена.

По результатам
расчета сварного соединения с учетом отклонений от номинальных размеров
определено, что максимальные осевые и кольцевые напряжения (сечение А- А на
рисунке 2), равные 35 МПа и 60 МПа, превышают на 18% и 2%
соответственно напряжения, полученные без учета отклонений от номинальных
размеров, которые соответственно равны 29.3 МПа и 58.6 МПа.

Анализ
результатов расчета сварного соединения при минимально возможном диаметре трубы
и соблюдении требований (2 и 3) (расчетную схему смотри на рисунке 3) показал,
что разница осевых напряжений для сварных соединений, представленных на
рисунках 2 и 3, не превышает 2 МПа.

Кроме
внутреннего давления, на сварное соединение действуют усилия, вызванные
самокомпенсацией рассматриваемого трубопровода. Эти усилия вызывают в сварном шве
при расчете по номинальным размерам напряжения, равные

(s)RК =2sa-sХр= 2Х94-29,3 » 159 МПа,

где sa=94 МПа (см. п.1.1.1);

sХр =29,3
(см.выше) — осевые напряжения от давления;

(s)RК- размах
приведенных напряжений (от давления и температуры).

Напряжения (s)RКобратно
пропорциональны толщине стенки трубопровода.

Рисунок 1. Максимально возможное смещение.

Рисунок 2. Максимально возможное смещение с
учетом выполнения требований (2 и 3) (при максимальном значении наружного
диаметра).

Рисунок 3. Максимально возможное смещение с
учетом выполнения требований (2 и 3) (при минимальном значении наружного
диаметра).

Учитывая
величину отрицательного допуска на наружный диаметр (1%) от самокомпенсации,
увеличение напряжений, вызванное уменьшением диаметра, составит от 1,6 Мпа до
3,2 Мпа, что соизмеримо с полученным выше значением напряжений, равным 2 МПа
(см. анализ результатов расчета для рис 3). Поэтому влиянием отрицательного
допуска на диаметр можно пренебречь.

Увеличение
напряжений (s)1RК, вызванное
возможным утонением толщины стенки трубопровода в зоне сварного соединения,
составит

(s)1 RК = (hном /
hmin)× (s)RК =(24 / 22,8) ×159 =167
(МПа).

С учетом максимальных
осевых напряжений от давления, равных 35 МПа (см. выше), получим максимально
возможный размах напряжений в зоне сварного шва, вызванных рассматриваемыми
отклонениями от номинальных размеров:

(s)мах RК =(s)1 RК sмахХ
= 167 35 =202 (МПа),

что соответствует
амплитуде напряжений, равной 101 МПа (на 7% больше, чем получено при проектном
расчете по номинальным размерам). В случае отсутствия данных измерений толщины
стенок расчет ведется исходя из полученных значений напряжений sа = 101 МПа (поскольку, как было показано
выше, отклонения диаметра влияют на значения напряжений несущественно).

1.8.3.6. Расчет
на циклическую прочность.

Согласно
проектного расчета на прочность (п.1.1.1) максимальные значения
номинальных амплитуд напряжений составляют: [saF]=3039 кгс/см2 (304 МПа)

Приняв, что эти
максимальные приведенные напряжения равны осевым напряжениям, получим для
прямого участка с учетом коэффициента концентрации значения для номинальных и
возможных размеров рассматриваемого трубопровода:

(saF) = Кб (sa) = 2.7×94=254 (МПа) — при расчете
по номинальным размерам;

(sa) = Кб (sa) = 2.7×101=273 (МПа) — возможные
максимальные напряжения с учетом отклонения размеров.

где Кб=2,7 согласно п.1.8.3.2.

В связи с тем,
что и для гиба, и для сварного шва полученные значения (saF) превышают предел текучести стали 20,
необходимо выполнить корректировку полученных значений по формуле 5.8 “Норм…”
(13).

С учетом этой
корректировки с использованием допущений, разрешенных “Нормами …” (13),
и учитывая, что свойства металла шва не ниже свойств основного металла /1/,
принимая в расчете Rpe
= Rp0.

2T=170
= 208 МПа и n = 0,

получим:

(saF) =326 МПа для гиба;

(saF) =259 МПа для сварного соединения с
номинальными размерами;

(saF) =273 МПа для сварного соединения с
возможными отклонениями размеров от номинальных.

При расчете на
циклическую прочность используем кривые усталости, приведенные на рис. 5.5.
“Норм …” (13).

В данном случае
имеем следующие минимально гарантируемые механические свойства металла:

Rp0.2T =208 МПа; RmT =373 МПа;

zT =
38%; E =191 Па; Rp0.2T
/ RmT = 208/373=0,56,

что
соответствует данным, для которых построена кривая усталости на рис. 5.5.
“Норм…” (13),
при условии корректировки амплитуды напряжений на величину, равную отношению модуля
упругости, используемого при построении кривой усталости, к фактическому.

Это отношение
равно 1,95×105/1,91×105=1,02.

Значение
амплитуды напряжений для сварного шва должно быть увеличено с учетом jS, то есть

(saF)S= (saF)/ jS =259/0,8=324 МПа — для сварного
соединения с номинальными размерами;

(saF)S= (saF)/ jS=273/0,8=341
МПа
— для сварного соединения с возможными отклонениями размеров от номинальных,

где jS =0,8 -см.
п.1.8.3.4.

Анализ действующих
напряжений в гибе и сварном соединении на прямом участке трубопровода
показывает, что максимальное значение амплитуды напряжений достигается в гибе и
равно 326 МПа (см. выше) в случае, если размеры номинальные.

В случае
возможных отклонений размеров от номинальных циклическую прочность трубопровода
определяет не гиб, а сварное соединение с амплитудой, равной 341 МПа.

С учетом
корректировки на коэффициент 1,02 получим для гиба

[saF] = 326×1,02= 332 Мпа, которые дают
значение [N] =103 циклов
без учета влияния воздействия среды.

С учетом
влияния воздействия среды (1.8.3.3)
получим

[N]K = [N]/jKN = 103 /2,8 =360 (циклов) с
учетом проектного расчета на прочность.

Значение [N]K=360 циклов может
быть уточнено применением формул 5.20 из “Норм…” /13/ вместо использования
кривой усталости по рис. 5.5 из «Норм…» (13).

Ввиду
отсутствия расчета на сейсмические воздействия полученный результат следует
консервативно откорректировать с учетом не превышения значения, равного 0,8,
накопленной циклической повреждаемости. Тогда допустимое количество циклов
составит 360×0,8=288 (циклов) с учетом проектного расчета на прочность.

Ожидаемое число
циклов за 40 лет эксплуатации составит:

N ожид = 1/3 × N проект N факт =1/3 ×
300 45 = 145 (циклов).

Таким образом
получаем, что с учетом допустимого количества циклов (288 циклов) и ожидаемого
количества циклов в период продления срока службы трубопровода питательной воды
барабан — сепаратора (145 циклов) циклическая прочность гиба обеспечена.

При отсутствии результатов контроля толщин
стенки в наиболее напряженном сварном соединении с учетом корректировки на
коэффициент 1,02 (см. выше), получим с учетом возможных отклонений от
номинальной толщины стенки в зоне сварного соединения значение [saF] =
341×1,02=348 МПа, которое дает
значение [N] = 960 циклов без учета влияния воздействия среды (13).

С учетом влияния
воздействия среды (1.8.3.3)
получим

[N]K = [N]/ jKN = 960/2,8 =340 (циклов).

Значение [N]K=340
циклов может быть уточнено при использовании формул 5.20 «Норм…» (13)
вместо использования кривой усталости по рис. 5.5. «Норм…» (13).

Ввиду отсутствия расчета на сейсмические
воздействия полученный результат следует консервативно откорректировать с
учетом непревышения значения накопленной циклической повреждаемости, равного
0,8. Тогда допустимое количество циклов составит 340×0,8 = 272 (цикла) с
учетом проектного расчета на прочность.

Таким образом, циклическая прочность
трубопровода питательной воды на период продления срока службы обеспечена.

1.8.5. По результатам оценки
технического состояния и остаточного ресурса трубопровода принимается решение о
возможности продления срока службы трубопровода на 10 лет при принятой модели
эксплуатации.

Решение о возможности и
условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода утверждено Главным инженером АЭС
и направлено в Эксплуатирующую организацию, Научному руководителю эксплуатации
атомных станций, Главному конструктору, Генеральному проектировщику и надзорный
орган, в котором зарегистрирован трубопровод.

1.8.6. Решение
о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода приложено к
паспорту трубопровода.

1.8.7.
Результаты работ, полученные при оценке технического состояния и остаточного
ресурса трубопровода внесены в базу данных о контроле, оценке, прогнозировании
и управлении ресурсными характеристиками элементов энергоблока (КОПУР) АЭС.