Полное меню
- Актуальное
законодательство - Интернет
и право- - Рассылка ''Закон есть закон''
- - Форум сайта (архив)
- - Законодательство
- - Судебная практика (необычная)
- - Судебная практика (авторская)
- - Процедура UDRP и и решения WIPO
- - Книги серии ''Интернет и Право''
- - Книги в открытом доступе
- - Учебный курс ''Интернет и Право''
- - Учебный курс ''Доменные споры''
- - Литература по ''Интернет и Право''
- - Литература по интел. собственности
- - Научный уголок (работы гостей)
- - Авторские публикации
- Информационные
материалы - ЮРИДИЧЕСКИЕ
УСЛУГИ- - Перечень юридических услуг
- - Карта юридических услуг
- - Юридическая консультация
- - Доменные споры (RU), авторское право
- - Международный суд по доменам (COM)
- - Защита прав на маркетплейсе (WB, Ozon)
- - Защита прав в соцсетях (Vk, Ok, FB)
- - Купля-продажа домена, сайта, ПО
- - Досудебное урегулирование конфликта
- - Защита чести и деловой репутации
- - Отмена блокировки сайта/домена РКН
- - ФАС: товарные знаки, авторское право
- - Регистрация ПО/сайта (Роспатент)
- - Юридическая проверка домена
- - Нотариальное заверение сайтов
- - Способы и формы оплаты услуг
- - Мы в СМИ
- - О компании, клиенты
- - Наши дела и победы
- - Контакты и реквизиты
- Информация
о сайте -
ОписаниеИсточник публикации Документ опубликован не был Примечание к документу Документ утратил силу с 01.12.2017 в связи с изданием Приказа АО "Концерн Росэнергоатом" от 23.11.2017 N 9/1580-П. Взамен введен в действие СТО 1.1.1.03.999.1354-2017. Документ введен в действие с 1 июня 2011 года. Название документа "РД ЭО 1.1.2.09.0774-2011. Руководящий документ эксплуатирующей организации. Оценка технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов, сосудов и насосов энергоблоков атомных станций. Методика" (введен в действие Приказом ОАО "Концерн Росэнергоатом" от 03.05.2011 N 536) "РД ЭО 1.1.2.09.0774-2011. Руководящий документ эксплуатирующей организации. Оценка технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов, сосудов и насосов энергоблоков атомных станций. Методика"
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Контроли- руемый эффект старения металла | Механизмы старения металла | ||||||||||
Терми- ческое старе- ние | Уста- лость мало- и много- цикло- вая, терми- ческая | Корро- зион- ная уста- лость | Корро- зионное растрес- кивание под напря- жением | Межкрис- таллитное растрес- кивание | Общая корро- зия | Локаль- ная корро- зия | Эрози- онно- корро- зионный износ | Наво- дора- жива- ние | Износ | Плас- тичес- кая дефор- мация | |
Межкрис- таллитная коррозия | |||||||||||
Изменение механических свойств и структуры | . | . | - | - | - | - | - | - | . | - | - |
Растрески- вание | - | . | . | . | . | - | - | - | . | - | - |
Изменение размеров | - | - | - | - | - | . | - | . | - | . | . |
Эрозия | - | - | - | - | - | . | . | . | - | . | - |
Питтинг | - | - | - | - | - | - | . | - | - | - | - |
5.3.1.2. Выделяются доминирующие (с наибольшей степенью влияния) механизмы старения металла оборудования, определяющие его техническое состояние и остаточный ресурс.
Например, для корпусов сосудов доминирующим механизмом старения металла, как правило, является термическая и малоцикловая усталость, для плоских спирально-трубных элементов подогревателей высокого давления - эрозионно-коррозионный износ и т.д.
5.3.2. Установление определяющих параметров состояния металла оборудования
Установить определяющие параметры состояния металла оборудования в соответствии с таблицей 5.2.
Таблица 5.2
ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПАРАМЕТРЫ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ОБОРУДОВАНИЯ
Контролируемый эффект старения металла | Определяющие параметры состояния металла оборудования |
Изменение механических свойств | Предел прочности, предел текучести, относительное удлинение, относительное сужение, твердость при 20 °C и повышенной температуре, KCV (ударная вязкость) |
Изменение структуры | Содержание фаз, зерно и микропоры |
Растрескивание | Геометрические размеры трещин (протяженность, глубина, раскрытие, ориентация в пространстве) |
Изменение размеров общее | Геометрические размеры (толщина стенки, длина или высота, диаметр) |
Эрозия (локальное утонение) | Площадь повреждения, толщина стенки, количество повреждений |
Питтинг | Количество повреждений на единицу площади, их глубина |
Установить критерии (количественные или качественные показатели) для определяющих параметров состояния металла оборудования в соответствии с требованиями конструкторской документации, технических условий или другой документации.
При установлении критериев для определяющих параметров состояния основного металла допускается при соответствующем обосновании использовать нормативные документы, действовавшие на момент изготовления и монтажа оборудования.
Для установления предельных значений определяющих параметров состояния сварных соединений и наплавки рекомендуется использовать ПНАЭ Г-7-010-89, требования конструкторской и/или проектной документации.
Оценку качества ремонтных сварных соединений и наплавок проводить по ПК 1415-72, ПНАЭ Г-7-010-89 и требованиям конструкторской и/или проектной документации.
5.3.4. Методы и средства измерения (контроля) параметров состояния металла оборудования
Для измерения (контроля) параметров состояния металла оборудования должны применяться методы и средства, отвечающие требованиям национальных стандартов, методик и инструкций. Рекомендуемые методы и средства контроля приведены в Приложении Л. Допускается применение импортных средств контроля, не указанных в стандартах, методиках и инструкциях, для обеспечения выполнения требований действующей нормативной документации ПНАЭ Г-7-010-89, РД-03-36-02.
5.3.5. Контроль состояния металла оборудования
5.3.5.1. Контроль состояния металла оборудования выполняется в соответствии с Программой обследования.
Контроль состояния металла оборудования выполняет персонал АС с привлечением, при необходимости, специализированных организаций, имеющих лицензию Ростехнадзора на проведение соответствующего вида работ.
При обнаружении в сварном соединении или наплавке несплошностей, превышающих нормы, следует руководствоваться порядком, приведенным в п. 8.2.23 ПНАЭ Г-7-008-89.
5.3.5.2. Результаты контроля оформляются протоколами (актами, заключениями) в установленном порядке и регистрируются в журнале учета результатов контроля в соответствии с требованиями НД.
Результаты контроля вносятся в паспорт оборудования.
5.3.5.3. Устанавливаются фактические значения определяющих параметров состояния металла оборудования по результатам контроля.
5.3.5.4. Выполняется сравнение полученных фактических значений определяющих параметров состояния металла оборудования с критериями (количественными или качественными показателями), установленными в соответствии с 5.3.3.
5.3.6. Оценка технического состояния
5.3.6.1. При удовлетворении значений фактических определяющих параметров состояния металла оборудования значениям, установленным конструкторской документацией и действующим НД, сравнить сведения о фактической истории нагружения оборудования (Приложение Е) с принятой в проекте последовательностью во времени режимов работы и нагружения.
Если 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 или нормируемых параметров и значений, то принимается решение о соответствии оборудования требованиям, установленным конструкторской (проектной) документацией и действующими НД, и целесообразности проведения работ по техническому обоснованию продления срока службы оборудования.
Если 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 - превышали проектные или нормируемые параметры и значения, то принимается решение о выводе оборудования из эксплуатации или необходимости выполнения расчета на прочность и соответствующих оценок с учетом фактических режимов нагружения и фактических значений определяющих параметров состояния металла с целью подтверждения остаточного ресурса (срока службы) оборудования. На основании анализа результатов расчета и оценок принять решение о проведении работ по обоснованию возможного срока безопасной эксплуатации оборудования и/или ремонте (замене отдельных узлов оборудования или оборудования в целом).
5.3.6.2. При превышении фактических значений определяющих параметров состояния металла оборудования допускаемым значениям может быть выполнен расчет на прочность и оценки в соответствии с требованиями действующей НД (например, РД ЭО 0330) и действующих методик расчета на прочность при наличии трещиноподобных дефектов с учетом фактических режимов нагружения и фактических значений определяющих параметров состояния металла с целью подтверждения остаточного ресурса (срока службы).
Методы, используемые при расчетах на прочность, должны быть консервативными для того, чтобы скомпенсировать неопределенность исходной информации.
Применяемые программы при расчете на прочность должны быть аттестованы в установленном порядке.
На основании анализа результатов расчетов принимается решение о проведении работ по техническому обоснованию возможного срока безопасной эксплуатации оборудования и/или ремонте (замене отдельных узлов оборудования или оборудования в целом), модернизации или реконструкции оборудования или систем.
5.3.6.3. Расчеты на прочность, связанные с механизмами повреждения, не охватываемыми действующими нормами, выполнять по методикам, согласованным с Ростехнадзором.
5.3.6.4. Расчеты на прочность выполнять с учетом реального состояния опор и подвесок оборудования, их целостности и работоспособности, с учетом выполненной и планируемой к выполнению модернизации оборудования и систем.
5.3.6.5. Дополнительно при оценке технического состояния насоса необходимо учитывать:
- значения определяющих параметров насоса (например, подачу, напор, частоту вращения, вибрацию, утечки через концевые уплотнения, засорение и другие характеристики);
- оценку технического состояния узлов, находящихся внутри насосов; выполняется в соответствии с требованиями предприятий-изготовителей или ТУ на ремонт соответствующих насосов.
5.3.6.6. Положительное решение по оценке технического состояния насоса принимается на основе удовлетворительных результатов по оценке:
- определяющих параметров насоса;
- остаточного ресурса корпусных деталей;
- технического состояния узлов, находящихся внутри насосов.
5.4.1. При положительных результатах контроля металла для оценки остаточного ресурса выполнить расчеты на прочность оборудования в полном объеме требований ПНАЭ Г-7-002-86 и/или других действующих нормативных документов (например, РД ЭО 0330).
Если при оценке технического состояния оборудования обнаружены дефекты или несплошности, превышающие допустимые по ПК 1514-72 и ПНАЭ Г-7-010-89, рекомендуется использовать соответствующие нормативные документы (например, РД ЭО 0330).
При эксплуатации оборудования за пределами проектного срока службы, остаточный ресурс оборудования, отнесенного к классам безопасности 1 и 2 по ОПБ-88/97, может обосновываться на основе действующих методик. Организация, выполняющая работы, должна обосновывать возможность их использования для такого оборудования. При обнаружении по результатам обследования отклонений в состоянии оборудования, не позволяющих использовать действующие методики, должны быть разработаны дополнительные методики. Методики должны быть утверждены эксплуатирующей организацией и одобрены Ростехнадзором в установленном порядке. Необходимость использования дополнительных методик определяется комиссией, назначенной организационно-распорядительным документом эксплуатирующей организации для оценки технического состояния и остаточного ресурса.
5.4.2. Организация, выполняющая работы по обоснованию остаточного ресурса, должна обосновать и использовать модель ежегодных нагрузок с учетом работ по повышению мощности блоков и увеличения межремонтных циклов (если такие изменения условий эксплуатации планируются).
На основе принятой модели эксплуатации установить количество циклов нагружения Ni, для каждого режима.
5.4.3. Выполнить расчет на статическую прочность, сопротивление хрупкому разрушению, устойчивость, вибропрочность оборудования в соответствии с 5.4.1 и расчет на прочность при сейсмических воздействиях по НП-031-01 при изменении более чем на 5% механических свойств металла и толщины стенки оборудования за период эксплуатации и предполагаемый дополнительный срок эксплуатации по сравнению с исходными значениями, принятыми в проектном расчете прочности. В случае отсутствия проектного расчета провести расчет прочности в соответствии с действующей НД (например, с РД ЭО 0330 и НП-031-01).
5.4.4. Выполнить расчет циклической прочности в соответствии с действующей нормативной документацией (например, РД ЭО 0330) за период эксплуатации и предполагаемого дополнительного срока эксплуатации оборудования, при необходимости, с учетом:
- изменений механических свойств;
- изменений толщины стенки оборудования вследствие коррозии;
- изменений толщины стенки оборудования вследствие эрозионно-коррозионного износа;
- влияния среды на зарождение и развитие трещиноподобных повреждений;
- максимальных отклонений геометрических размеров свариваемых узлов оборудования от номинальных;
- влияния концентраторов напряжений сварных соединений;
- влияния вибрационных нагрузок;
- других влияющих на ресурсные характеристики факторов.
В результате расчета циклической прочности оборудования получить
допускаемое число циклов нагружения [N ] для режимов, соответствующих
0 i
принятой модели эксплуатации в предполагаемый дополнительный срок
эксплуатации.
Проверить условие прочности оборудования на предполагаемый период
эксплуатации по формуле 5.3:
N
k i
SUM ----- = a <= [a ], (5.3)
1 [N ] N
0 i
где a - накопленное усталостное повреждение, предельное значение
которого [a ] = 1.
N
Если a >= 0,8, выполнить расчет циклической прочности с учетом сейсмических воздействий.
5.4.5. Ресурс оборудования в течение предполагаемого периода эксплуатации обеспечен при подтверждении условий прочности расчетами, выполненными в соответствии с действующими НД (например, с РД ЭО 0330).
5.4.6. Специальные требования по оценке остаточного ресурса насоса:
5.4.6.1. Номенклатура деталей, остаточный ресурс которых следует определять, включает в себя все корпусные детали насоса.
5.4.6.2. В основу оценки остаточного ресурса насоса должны быть положены:
- индивидуальный подход к прогнозированию предельного состояния насоса и его составных частей;
- разработка, оформление и выполнение программы обследования, оценка технического состояния, обследование остаточного ресурса, разработка и оформление Заключения и Решения.
5.4.6.3. В качестве остаточного ресурса насоса следует принимать наработку насоса от момента контроля его технического состояния до достижения предельных характеристик, указанных в ТУ или иной конструкторской документации. Управление ресурсными характеристиками насоса осуществляется в соответствии с программой управления ресурсными характеристиками с учетом факторов старения.
5.4.7. Типовые примеры с рекомендациями по учету факторов, влияющих на результаты оценки технического состояния и остаточного ресурса для трубопровода, сосуда и насоса, приведены в Приложениях Ж, И и К соответственно.
и остаточного ресурса оборудования
5.5.1. Атомная станция и специализированная организация (Исполнитель), проводящие работы по оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования, разрабатывают и оформляют следующую документацию:
- Программу обследования;
- Рабочую программу (при необходимости);
- поверочные расчеты на прочность;
- Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе оборудования (группы однотипного оборудования).
5.5.2. Для оборудования, зарегистрированного в органах Ростехнадзора, составляется также акт по 2.1.1 ПНАЭ Г-7-008-89, подтверждающий возможность выполнения оборудованием своих функций в течение продлеваемого срока службы с обеспечением всех требований по ядерной, радиационной и технической безопасности. Одобрение решений в Ростехнадзоре производится в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-008-89.
5.5.3. По результатам оценки технического состояния и остаточного ресурса оборудования оформляется Решение (техническое решение) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования.
К Решению (техническому решению) прилагается Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе оборудования (со всеми приложениями), в т.ч. акт по 5.5.2, отчетная документация по контролю состояния металла оборудования (акты, протоколы, заключения) и расчеты на прочность оборудования с учетом его эксплуатации за пределами срока, установленного в проектной (конструкторской) документации.
5.5.4. Решение (техническое решение) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации прилагается к паспорту (формуляру, иной ЭД) оборудования.
5.5.5. Документацию по 5.5.1 - 5.5.3 рекомендуется внести в базу данных по контролю и управлению ресурсными характеристиками оборудования энергоблока АС.
5.5.6. Учет, регистрацию и хранение Решения (технического решения) выполнять в соответствии с требованиями РД ЭО 1.1.2.01.0740.
5.5.7. Если при оценке технического состояния и остаточного ресурса будет установлено, что возникновение повреждений, дефектов связано с режимами эксплуатации или конструктивными особенностями оборудования, то организация, проводившая оценку технического состояния и остаточного ресурса, должна уведомить об этом центральный аппарат ОАО "Концерн Росэнергоатом" с целью принятия мер по предотвращению выявленных причин.
(рекомендуемое)
ФОРМА ИНФОРМАЦИОННОЙ КАРТЫ
Таблица А.1
Сведения об исходных данных оборудования
Наименование | Сведение об оборудовании |
АС | |
Номер блока | |
Наименование и обозначение системы | |
Цех-владелец | |
Номер помещения(й) | |
Конструкторская организация | |
Обозначение КД | |
Техническая позиция по проекту | |
Класс безопасности по НП-001-97 | |
Группа оборудования по ПНАЭ Г-7-008-89 | |
Категория сейсмостойкости по НП-031-01 | |
Предприятие-изготовитель (наименование) | |
Дата изготовления | |
Документы на изготовление и поставку (регистрируемые обозначения) | |
Монтажная организация (наименование) | |
Дата окончания монтажа | |
Станционное обозначение | |
Дата ввода в эксплуатацию | |
Марка основного металла | |
Материалы для сварки и наплавки | |
Геометрические размеры основных элементов (диаметр, высота или длина, толщина стенки) | |
Сведения о технологии сварки (наплавки) | |
Сведения о термообработке | |
Паспорт (номер по архиву) | |
Ресурсные характеристики по конструкторской документации (документ) | |
Температура теплоносителя | |
Рабочее давление | |
Рабочая среда |
(рекомендуемое)
ФОРМА ИНФОРМАЦИОННОЙ КАРТЫ
Таблица Б.1
Сведения о результатах контроля и технического
освидетельствования (ТО) оборудования
Дата прове- дения контроля (ТО) | Пред- приятие- испол- нитель | Зона конт- роля | Метод конт- роля | Мето- дика конт- роля | Сред- ства конт- роля | Объем конт- роля | Результаты контроля - номер прото- кола (заклю- чения, акта) | Мероприятия по результатам контроля |
(рекомендуемое)
ФОРМА ИНФОРМАЦИОННОЙ КАРТЫ
Таблица В.1
Сведения о ремонте и модернизации оборудования
Дата проведе- ния ремонта, модерни- зации | Пред- приятие- испол- нитель | Описание дефекта, повреждения, отказа (вид, геометри- ческие размеры, ориентация и т.д.) | Способ ремонта (устранение дефекта, повреждения механической обработкой, сваркой, наплавкой и т.д.) | Докумен- тация на проведе- ние ремонта, модерни- зации | Продол- житель- ность ремонта, модерни- зации | Отчетная докумен- тация на проведе- ние ремонта, модерни- зации |
(рекомендуемое)
ФОРМА ИНФОРМАЦИОННОЙ КАРТЫ
Таблица Г.1
Сведения об отклонениях показателей качества сред
от нормируемых значений
Показатель качества теплоносителя, нормируемый с указанием штатной величины и единиц измерений | Зафиксирован- ное значение показателя качества среды | Дата фиксации отклонения | Длитель- ность отклонения | Отчетная докумен- тация |
(рекомендуемое)
ФОРМА ИНФОРМАЦИОННОЙ КАРТЫ
Таблица Д.1
Сведения о повреждениях, дефектах, отказах оборудования,
проявившихся при эксплуатации
Дата обнаружения повреждения, дефекта, отказа (далее - неисправности) | Описание неисправности | Мероприятия по устранению неисправности | Отчетная документация, обозначение |
(рекомендуемое)
Таблица Е.1
Сведения об истории нагружения оборудования
Наименование условий эксплуатации | Количество режимов по проекту | Фактическое количество режимов и значения параметров нагружения |
НОРМАЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ | ||
НАРУШЕНИЯ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ | ||
АВАРИИ | ||
(справочное)
ТРУБОПРОВОДА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ (РЕАКТОРНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ)
БАРАБАН-СЕПАРАТОРА ЭНЕРГОБЛОКА РБМК-1000
Ж.1. Оценка технического состояния
На начальном этапе работ выполнен анализ технической документации.
Трубопровод питательной воды имеет следующую классификацию:
- группа В по ПНАЭ Г-7-008-89;
- классификационное обозначение 2Н по НП-001-97;
- категория сейсмостойкости I по НП-031-01.
Расчет на прочность [1] проведен на стадии проектирования в соответствии с требованиями норм ПНАЭ Г-7-002-86.
Трубопровод питательной воды (реакторное отделение) изготовлен из стали марки 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, овальность a = 6%. Теплоноситель в трубопроводе - вода.
Сварные соединения выполнены в соответствии с требованиями ОП 1513-72 и ПК 1514-72. Тип сварного соединения - стыковое с полным проплавлением без подкладного кольца (тип исполнения С-25-1 согласно ОП 1513-72). Сварка элементов трубопровода выполнялась ручным дуговым способом электродами УОНИИ-13/55 по ГОСТ 9467 диаметром 3 и 4 мм.
Согласно [1] расчет на прочность трубопровода выполнялся для следующих эксплуатационных режимов за срок службы трубопровода - 30 лет:
- нормальная эксплуатация НЭ (давление p = 6,87 МПа; температура T =
170 °C, число циклов n = N = 120);
пр
- монтажные гидроиспытания ГИ1 (давление p = 10,1 МПа; температура T =
h
20 °C, число циклов n = N = 12);
пр
- эксплуатационные гидроиспытания ГИ2 (давление p = 6,87 МПа;
h
температура T = 55 °C, число циклов n = N = 145).
пр
Напряжения в элементах трубопроводов при других эксплуатационных режимах (например, ускоренное расхолаживание и др.) не превышают напряжений при НЭ, поэтому в расчете НДС трубопроводов и оценках статической прочности эти режимы отдельно не рассматривались (учитывались эти режимы только при оценке циклической прочности в составе НЭ).
При выборе участков для расчета учтены результаты эксплуатационного контроля трубопровода питательной воды [2].
На основании рассмотрения проектной документации [1] установлено:
- наиболее нагруженными участками трубопровода питательной воды
является второй от барабан-сепаратора гиб (далее по тексту - гиб), а
также стыковое сварное соединение на прямом участке (далее по тексту -
наиболее нагруженное сварное соединение), при этом при НЭ максимальные
значения размаха напряжений (сигма) составили: 386 МПа при НЭ, 396 МПа
RK
при ГИ1, 360 МПа при ГИ2 для гиба трубопровода; 186 МПа при НЭ, 198 МПа при
ГИ1, 174 МПа при ГИ2 для прямого участка трубопровода, на котором
расположено сварное соединение;
- допускаемое количество циклов нагружения трубопровода питательной воды для проектных режимов НЭ работы энергоблока согласно [1] составляет 2000 циклов;
- прочность трубопроводов при сейсмических воздействиях удовлетворяет требованиям ПНАЭ Г-7-002-86;
- условие прочности по сопротивлению хрупкому разрушению удовлетворяет требованиям ПНАЭ Г-7-002-86;
- амплитуды напряжений в сварных соединениях получены без учета коэффициентов концентрации напряжений в сварных соединениях (требования ПНАЭ Г-7-002-86) и смещений свариваемых элементов трубопровода (требования РД ЭО 0330), оценка циклической прочности выполнялась без учета влияния среды (требования ПНАЭ Г-7-002-86);
- отсутствует анализ различия свойств основного металла и металла сварного шва;
- вибрационные нагрузки из-за малости не рассматривались.
Ж.1.1.2. Документация предприятия-изготовителя
Анализ показал, что свидетельство об изготовлении элементов трубопровода питательной воды соответствует форме, приведенной в ПНАЭ Г-7-008-89.
Ж.1.1.3. Документация монтажной организации
Анализ показал, что свидетельство о монтаже трубопровода соответствует форме, приведенной в ПНАЭ Г-7-008-89.
Ж.1.1.4. Эксплуатационная документация
Анализ эксплуатационной документации показал следующее:
- паспорт трубопровода соответствует форме, приведенной в 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 отказах 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 6,87 +/- 0,2 МПа (70 +/- 2 кгс/кв. см), а температура 170 +/- 5 °C;
- продолжительность стояночных режимов - 36700 часов;
- направления и величины перемещений опор трубопровода и присоединенного оборудования соответствовали проектным.
Согласно [2] в периоды работы на мощности устойчиво поддерживался нейтральный бескоррекционный водно-химический режим. Поддержание показателей качества питательной воды в нормируемых пределах обеспечивало минимизацию коррозионного воздействия водной среды на металл трубопроводов.
Согласно данным АС в наиболее нагруженном (опасном) сварном шве по методике контроля ПНАЭ Г-7-017-89 обнаружены дефекты, не выходящие за рамки требований ПНАЭ Г-7-010-89.
Ж.1.2. Установление механизмов старения металла трубопровода
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.
Ж.1.3. Установление определяющих параметров состояния металла участков трубопровода
Определяющие параметры состояния металла участков трубопровода представлены в таблице Ж.1.
Таблица Ж.1
ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПАРАМЕТРЫ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА УЧАСТКОВ
ТРУБОПРОВОДА
Участок трубопровода | Контролируемый эффект старения металла | Определяющие параметры состояния металла |
Гибы | Утонение стенки (на наружной стороне гиба) | Толщина стенки |
Сварные соединения (основной металл и металл шва) | Изменение механических свойств | Предел прочности, предел текучести, относительное удлинение, относительное сужение, твердость основного металла и металла шва (при 20 °C, определяется неразрушающим методом) |
Изменение структуры | Содержание фаз | |
Трещинообразование | Отсутствие трещин (линейных индикаторных следов) |
Ж.1.4. Установление критериев оценки состояния металла участков трубопровода
Критерии оценки состояния металла участков трубопровода представлены в таблице Ж.2.
Таблица Ж.2
Участок трубопровода | Определяющий параметр состояния металла | Критерий оценки состояния металла |
Гибы | Толщина стенки, мм | Не менее 18,0 (определена в проектном расчете на прочность) |
Сварные соединения (основной металл и металл шва) | Предел прочности основного металла при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 412 (42) |
Предел текучести основного металла при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 216 (22) | |
Относительное удлинение основного металла при 20 °C, % | Не менее 24 | |
Относительное сужение основного металла при 20 °C, % | Не менее 45 | |
Твердость НВ, МПа (кгс/кв. мм) | Не более 1599 (163) | |
Предел прочности металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 491 (50) | |
Предел текучести металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 402 (41) | |
Относительное удлинение металла шва при 20 °C, % | Не менее 20 | |
Ударная вязкость металла шва при 20 °C, кгс x м/кв. см | Не менее 8 | |
Содержание фаз | Наличие вторичных фаз | |
Наличие и размеры трещин (линейных индикаторных следов) | Отсутствие трещин (линей- ных индикаторных следов) |
Ж.1.5. Методы и средства измерения определяющих параметров состояния металла участков трубопровода
Выполненный анализ показал, что измерения определяющих параметров состояния металла участков трубопровода питательной воды проводились методами и средствами, приведенными в Приложении Л.
Ж.1.6. Контроль состояния металла трубопровода
Ж.1.6.1. Программа контроля
Ж.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.
Ж.1.6.1.2. Виды и объем контроля приведены в таблицах Ж.3 и Ж.4.
Таблица Ж.3
ВИДЫ И ОБЪЕМ КОНТРОЛЯ СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Вид контроля ? Объем контроля ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль механических свойств металла ? ?
?наиболее нагруженного сварного соединения? ?
?неразрушающим методом при 20 °C: ? ?
?- основной металл - предел прочности, ?- основной металл по 15 точек ?
?предел текучести, относительное ?вдавливания на одну зону ?
?удлинение, относительное сужение, ?(по 3 равноудаленных зоны по ?
?твердость; ?периметру; ?
?- металл шва - предел прочности, предел ?- металл шва - сварного соеди- ?
?текучести, относительное удлинение ?нения - на расстоянии 50 мм от ?
? ?линии сплавления на основном ?
? ?металле и по оси металла шва) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль структуры металла наиболее ?по 2 диаметрально расположенные?
?нагруженного сварного соединения ?реплики на расстоянии 50 мм от ?
? ?линии сплавления на основном ?
? ?металле в зоне термического ?
? ?влияния и на оси металла шва ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль качества сварных соединений: ? ?
?- визуальный контроль; ?- 100% ?
?- ультразвуковой контроль ?- 100% ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Таблица Ж.4
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Вид контроля ? Объем контроля ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль качества металла: ? ?
?- визуальный контроль; ?- 100%; ?
?- магнитопорошковый контроль; ?- 50%; ?
?- ультразвуковой контроль ?- 50% по растянутой линии ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль толщины стенки: ? ?
?ультразвуковая толщинометрия ?в 6 - 7 точках по растянутой линии?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Ж.1.6.1.3. Методы контроля.
Выполненный анализ показал, что контроль качества металла определяется в соответствии с Приложением Л.
Ж.1.6.1.4. Перечень специальных средств контроля.
Выполненный анализ показал, что перечень средств контроля механических свойств, твердости и структуры соответствует приведенному в Приложении Л.
Ж.1.6.1.5. Требования к разрешающей способности аппаратуры контроля.
Аппаратура обеспечивает выявление несплошностей с характеристиками, приведенными в ТУ для основного металла, в ПНАЭ Г-7-010-89 для сварных соединений, а также в конструкторской документации, инструкциях и методиках контроля.
Ж.1.6.2. Нормы оценки качества
Ж.1.6.2.1. Сварные соединения.
Нормы оценки качества принимаются в соответствии с требованиями ПК 1514-72.
Ж.1.6.2.2. Гибы.
Нормы оценки качества принимаются в соответствии с требованиями ТУ 14-3-460-75.
Ж.1.6.3. Результаты контроля
Ж.1.6.3.1. Сварные соединения.
Механические свойства наиболее нагруженного сварного соединения.
Результаты контроля механических свойств представлены в таблице Ж.5 и таблице Ж.6.
Таблица Ж.5
НЕРАЗРУШАЮЩИМИ МЕТОДАМИ
Значения | Предел прочности основного металла при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Предел текучести основного металла при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Относи- тельное удлинение основного металла при 20 °C, % | Относи- тельное сужение основного металла при 20 °C, % | Твердость НВ, МПа (кгс/кв. мм) |
Фактические значения | 559 (57) | 373 (38) | 26,8 | 56,8 | 1521 (155) |
Требования ТУ 14-3-460 к основному металлу | Не менее 412 (42) | Не менее 216 (22) | Не менее 24 | Не менее 45 | Не более 1599 (163) (по |
Таблица Ж.6
СВАРНОГО ШВА НЕРАЗРУШАЮЩИМИ МЕТОДАМИ
Значения | Предел прочности металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Предел текучести металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Относительное удлинение металла шва при 20 °C, % | Ударная вязкость металла шва при 20 °C, кгс x м/кв. см |
Фактические значения ([2]) | 608 (62) | 422 (43) | 20 | Методами неразрушающего контроля не определяется |
Требования металлу шва | Не менее 491 (50) | Не менее 402 (41) | Не менее 20 | Не менее 8 |
Механические свойства основного металла и металла наиболее нагруженного сварного шва соответствуют требованиям нормативных документов. Изменений механических свойств основного металла и металла шва сварного соединения по сравнению с исходным состоянием не зафиксировано.
Контроль структуры металла сварного соединения.
При контроле структуры металла шва, зоны термического влияния и основного металла методом реплик изменений содержания фаз не обнаружено.
Контроль качества сварных соединений.
При визуальном и ультразвуковом контроле сварных соединений дефектов не обнаружено.
Сварные соединения выдержали гидравлические испытания в составе трубопровода.
Ж.1.6.3.2. Гибы.
Контроль толщины стенки гибов.
Минимальная толщина стенки второго от барабан-сепаратора гиба по растянутой линии составляет 19,4 мм.
Толщины стенок гибов превышают минимально допустимые из условий прочности трубопровода значения (18,0 мм, Ж.1.4, таблица Ж.2).
Контроль качества гибов.
При визуальном и ультразвуковом контроле качества гибов дефектов не обнаружено.
Гибы выдержали гидравлические испытания в составе трубопровода.
Результаты контроля сварных соединений и гибов внесены в паспорт трубопровода.
Ж.1.7. Оценка технического состояния трубопровода
Ж.1.7.1. Фактические значения определяющих параметров состояния металла трубопровода удовлетворяют требованиям, установленным проектной документацией, техническими условиями и другой действующей нормативно-технической документацией.
Ж.1.7.2. Фактические параметры нагружения - скорости изменения и абсолютные значения температуры и давления, вибрационные нагрузки, числа циклов соответствующих режимов, последовательность режимов, значения перемещений, параметры среды - не превышали проектных и нормируемых параметров и значений. За период эксплуатации сейсмические воздействия не были зафиксированы.
Ж.1.7.3. Техническое состояние трубопровода с учетом приведенных в Ж.2 результатов расчета - работоспособное. Принимается решение о целесообразности проведения работ по техническому обоснованию безопасной эксплуатации трубопровода за пределами проектного срока службы на период 10 лет.
Ж.2. Оценка остаточного ресурса
Результаты исследований механических свойств основного металла и металла сварных швов подтвердили возможность использования в расчетах статической прочности трубопровода значения механических свойств, принятые в проектном расчете (таблица Ж.5 и таблица Ж.6).
Ж.2.1. 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).
Количество циклов нагружения N для каждого режима принимается
i
соответствующим аналогичным показателям за предыдущие 10 лет эксплуатации.
По данным эксплуатирующей организации фактическое число циклов
нагружения за t = 30 лет эксплуатации составило N :
эксп f
N = 48 циклов при НЭ;
f
N = 10 циклов при ГИ1;
f
N = 50 циклов при ГИ2.
f
Проектное число циклов нагружения за [t] = 30 лет составляет N :
пр
N = 120 циклов при НЭ;
пр
N = 12 циклов при ГИ1;
пр
N = 145 циклов при ГИ2.
пр
Расчетное число циклов нагружения на период продления срока службы
трубопровода (t = 10 лет) составит N = (t /
продления продления продления
t )N .
эксп пр
Ожидаемое число циклов за t = 40 лет эксплуатации трубопровода
ожид
составит:
N = N + N = (t / t )N + N ;
ож продления f продления эксп пр f
N = (10 / 30) x 120 + 48 = 88 циклов при НЭ;
ож
N = (10 / 30) x 12 + 10 = 14 циклов при ГИ1;
ож
N = (10 / 30) x 145 + 50 = 98 циклов при ГИ2.
ож
Оценка остаточного ресурса трубопровода проводится по результатам
анализа и расчета прочности наиболее нагруженных участков трубопровода:
второй от барабан-сепаратора гиб и наиболее нагруженное сварное соединение
на прямом участке.
Ж.2.2. За 30 лет эксплуатации утонение стенки гиба составило:
21,6 мм - 19,4 мм + 0,24 мм = 2,44 мм,
где:
21,6 мм - толщина стенки гиба по растянутой линии;
19,4 мм - минимальная толщина стенки гиба;
0,24 мм - погрешность измерения толщины стенки.
Принимая линейный закон изменения во времени толщины стенки гиба,
вызванного воздействием среды, получаем за общий срок эксплуатации 40 лет
значение утонения, равное 2,44 x (t / t ) = 2,44 x (40 / 30) =
продления эксп
3,25 мм и минимальную толщину стенки 21,6 мм - 3,25 мм = 18,35 мм, что
больше допускаемой толщины, равной 18,0 мм (Ж.1.4, таблица Ж.2).
Средняя скорость утонения стенки составляет:
(21,6 - 19,4) мм / 30 лет = 0,073 мм/год.
Допускаемая толщина стенки будет достигнута через:
(19,4 - 18,0) мм / 0,073 мм/год = 19 лет.
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 19 лет сверх назначенного срока службы трубопровода.
Ж.2.3. Расчет на прочность трубопровода
Ж.2.3.1. Расчет на прочность 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 (таблица Ж.5 и таблица Ж.6);
- наличия трещин (трещины отсутствуют, таблица Ж.2);
- влияния среды на зарождение и развитие трещиноподобных дефектов (Ж.2.3.3);
- максимальных отклонений геометрических размеров свариваемых элементов от номинальных (Ж.2.3.5 или Ж.2.3.6);
- различия свойств сварного соединения и основного металла (Ж.2.3.4);
- вибрационных нагрузок (в связи с малостью в расчете не учитывались).
коэффициента концентрации напряжений K . Сварные соединения выполнены в
сигма
полном соответствии с требованиями ОП 1513-72 и ПК 1514-72. Тип сварного
соединения - стыковое с полным проплавлением без подкладного кольца.
концентрации напряжений K не превышает значения 2,7. Это значение
сигма
использовалось при дальнейшей оценке прочности.
среды (теплоносителя).
Согласно РД ЭО 0330 факторами, влияющими на циклическую прочность
углеродистых и низколегированных сталей и их сварных соединений, являются:
содержание серы в металле, температура цикла, скорость деформации в
полуцикле растяжения приведенных напряжений, концентрация кислорода в
водной среде.
В рассматриваемом примере содержание серы в металле до 0,008%, уровень
кислорода в теплоносителе не превышает 0,1 мг/кг, скорость деформации
незначительна.
свойств основного металла и сварного соединения. Допускаемая амплитуда
напряжений для сварного соединения [сигма ] согласно РД ЭО 0330
aF S
определена по формуле:
[сигма ] = фи x [сигма ], (Ж.1)
aF S S aF
где:
[сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений,
aF
определяемая по расчетной кривой усталости или соответствующей формуле для
основного металла при заданном числе циклов;
фи - коэффициент, зависящий от вида сварки, свариваемых материалов и
S
термообработки после сварки.
Для ручной электродуговой сварки трубопроводов стали марки 20
электродами УОНИИ-13/55, используемых в рассматриваемом случае, значение
фи = 0,8 согласно ПНАЭ Г-7-002-86.
S
D 400 с учетом влияния максимально возможных отклонений геометрических
у
размеров свариваемых элементов от номинальных размеров выполнен при
действии следующих нагрузок:
- давление теплоносителя;
- нагрузки от веса рассматриваемого трубопровода;
- нагрузки от температурной самокомпенсации рассматриваемого трубопровода (в том числе, учитывающие температурные перемещения опор и присоединенного оборудования).
Расчет на прочность от давления теплоносителя проведен по аттестованной программе [5]. Для проверки сходимости решения выбирались различные параметры конечно-элементной сетки. Показано, что сходимость решения обеспечена. При сварке труб с одинаковыми номинальными размерами может иметь место как разностенность, обусловленная допусками на толщину стенки (в рассматриваемом случае от -5% до +20%), так и различие в наружных диаметрах (в данном случае от -1,0% до +1,25%). 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, на распределение напряжений в зонах сварных соединений. Сварные соединения выполнены согласно требованиям ОП 1513-72 и ПК 1514-72. Согласно ТУ 14-3-460 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 D = 421,74 мм, h = 22,8 мм, D = 431,33 мм, h =
min min max max
28,8 мм.
Отклонения от номинальных размеров труб может привести к смещению рассматриваемых кромок сварных швов. Наихудший вариант такого смещения приведен на рисунке Ж.1 (здесь и далее рисунки не приводятся). В ОП 1513-72 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 ПК 1514-72 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 должно превышать величины 0,1S + 0,5 (для труб 426 x 24 составляет 2,9 мм);
- допускаемое смещение (несовпадение) внутренних кромок в стыковых сварных соединениях с односторонней разделкой устанавливается чертежами, техническими условиями или нормативной документацией. 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 x 24 составляет 0,5 мм).
На рисунке Ж.2 показано рассматриваемое сварное соединение с максимально допустимыми, в случае выполнения требований ОП 1513-72 и ПК 1514-72, отклонениями размеров от номинальных.
Влияние отклонений от номинальных размеров труб диаметром 426 мм и толщиной стенки 24 мм на напряженное состояние рассмотрено при действии на конструкцию давления p = 6,87 МПа и нагрузок от рассматриваемого трубопровода. При этом учитывалось, что выполнены требования ОП 1513-72 и ПК 1514-72 по минимизации смещений кромок свариваемых элементов (рисунок Ж.2).
По результатам расчета сварного соединения с учетом отклонений от номинальных размеров при действии давления определено, что максимальные осевые и кольцевые напряжения, равные при НЭ 35 МПа и 60 МПа, превышают на 18% и 2% соответственно напряжения, полученные без учета отклонений от номинальных размеров, которые соответственно равны при НЭ 29,3 МПа и 58,6 МПа.
Анализ результатов расчета сварного соединения при минимально возможном диаметре трубы и соблюдении требований ОП 1513-72 и ПК 1514-72 (рисунок Ж.3) показал, что разница осевых напряжений для сварных соединений, представленных на рисунках Ж.2 и Ж.3, не превышает при НЭ 2 МПа.
Кроме внутреннего давления, на сварное соединение действуют усилия,
вызванные весом и самокомпенсацией рассматриваемого трубопровода. Эти
усилия вызывают в сварном шве при расчете по номинальным размерам
N,M
напряжения сигма , равные при режиме НЭ:
x
N,M N,M.p p
сигма = сигма - сигма = 186 - 29,3 = 156,7 МПа, (Ж.2)
x x x
где:
N,M.p
сигма = 186 МПа - осевое напряжение в сварном соединении от
x
давления и усилий, вызванных весом и самокомпенсацией рассматриваемого
N,M.p
трубопровода, при НЭ согласно [1] (принимается сигма = (сигма) ,
x RK
Ж.1.1.1);
p
сигма = 29,3 МПа - осевое напряжение от давления, полученное на
x
гладкой трубе без учета отклонений от номинальных размеров по программе
[5].
N,M
Напряжения сигма обратно пропорциональны толщине стенки
x
трубопровода (при малости значения момента M для рассматриваемого примера).
Учитывая величину отрицательного допуска на наружный диаметр (1%),
увеличение напряжений от веса и самокомпенсации, вызванное уменьшением
диаметра, составит от 1,6 МПа до 3,2 МПа, что соизмеримо с полученным выше
значением напряжений, равным 2 МПа (анализ результатов расчета для рисунка
Ж.3). Поэтому влиянием отрицательного допуска на диаметр можно пренебречь.
N,M,У
Увеличение напряжений сигма , вызванное возможным утонением
x
толщины стенки трубопровода в зоне сварного соединения (при малости
значения момента M для рассматриваемого примера), составит:
N,M,У N,M
сигма = (h / h ) x сигма = (24 / 22,8) x 156,7 = 165 МПа. (Ж.3)
x ном min x
Pmax
С учетом максимальных осевых напряжений от давления, равных сигма =
x
35 МПа при НЭ (выше), получены максимально возможные напряжения в зоне
сварного шва, вызванные рассматриваемыми отклонениями от номинальных
размеров:
max N,M,1 Pmax
сигма = сигма + сигма = 165 + 35 = 200 МПа. (Ж.4)
x x x
В случае отсутствия данных измерений толщины стенок расчет ведется
max max
исходя из полученных значений напряжений (сигма) = сигма = 200 МПа
x
при НЭ, поскольку, как было показано выше, отклонения диаметра влияют на
значения напряжений несущественно.
Аналогично рассчитаны напряжения сварного соединения с учетом
max
отклонений от номинальных размеров при режиме ГИ1 (сигма) = 212 МПа, при
max
режиме ГИ2 (сигма) = 186 МПа.
концентрации K сварного соединения и влияния максимально возможных
сигма
отклонений геометрических размеров проведен по конечно-элементной модели,
в которой моделируется геометрия сварного шва с учетом валика и усиления
(рисунок Ж.4). Уточненный расчет сварных соединений трубопроводов
питательной воды D 400 с учетом влияния максимально возможных отклонений
у
геометрических размеров свариваемых элементов от номинальных размеров
приведен в [6].
Согласно [6] расчет сварных соединений выполнен при действии следующих
нагрузок:
- давление теплоносителя;
- нагрузки от веса рассматриваемого трубопровода (N - растягивающая
сила, M - крутящий момент, M - изгибающий момент);
кр изг
- нагрузки от температурной самокомпенсации рассматриваемого
трубопровода (в том числе, учитывающие температурные перемещения опор и
присоединенного оборудования).
Расчет на прочность от давления проведен по аттестованной программе
[5]. Для проверки сходимости решения выбирались различные параметры
конечно-элементной сетки и было показано, что сходимость решения
обеспечена. Расчет на прочность от нагрузок рассматриваемого трубопровода
проведен по методам сопротивления материалов.
Согласно [6] максимальный коэффициент увеличения напряжений сварных
соединений трубопроводов питательной воды D 400 при учете геометрии шва и
у
влияния максимально возможных отклонений геометрических размеров
max
свариваемых элементов от номинальных размеров составляет K = 2,58.
сигма
Согласно [6] статическая прочность по категориям напряжений (сигма) ,
1
(сигма) и (сигма) сварного соединения с учетом геометрии шва и влияния
2 RK
максимально возможных отклонений геометрических размеров свариваемых
элементов от номинальных размеров удовлетворяет требованиям ПНАЭ
Ж.2.3.7. Расчет на циклическую прочность.
Оценка циклической прочности трубопроводов проведена для тех зон, где
на основании предварительного анализа ожидается максимальная
повреждаемость. К таким зонам относятся гиб и стыковое сварное соединение.
Рассматривалась следующая история нагружения за срок эксплуатации 40
лет (ожидаемое число циклов N за t = 40 лет эксплуатации
ож ожид
трубопровода, Ж.2.1):
- ИС (0) - НЭ (1) - ИС (0) - 88 циклов;
- ИС (0) - ГИ1 (2) - ИС (0) - 14 циклов;
- ИС (0) - ГИ2 (3) - ИС (0) - 98 циклов,
где ИС (0) - исходное состояние.
Значения приведенных напряжений с учетом коэффициента концентрации
определены по формуле:
max
(сигма ) = K (сигма) ,
L сигма RK
где:
K - коэффициент концентрации (K относится к осевым
сигма сигма
напряжениям, при расчете в запас прочности K отнесен к размахам
сигма
напряжений);
max
(сигма) - максимальный размах напряжений (для гиба, Ж.1.1; для
RK
max max
сварного соединения (сигма) = (сигма) , Ж.2.3.5), МПа.
RK
Для сварного шва с полным проплавлением коэффициент концентрации
принимался равным K = 2,7 (максимальное значение для сварного
сигма
концентрации принимался равным K = 1.
сигма
Для ручной электродуговой сварки трубопроводов стали марки 20
электродами УОНИИ-13/55, используемых в рассматриваемом случае, значение
фи = 0,8 согласно ПНАЭ Г-7-002-86.
S
Максимальные значения местных приведенных напряжений (сигма ) с учетом
L
коэффициентов концентрации приведены в таблице Ж.7.
Таблица Ж.7
??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Элемент? Режим ?T,°C? max ?K ?(сигма ),?Число ? a ?фи ?a <= 1?
? ? ? ?(сигма) ,? сигма? L ?циклов? ? KN? СИГМА ?
? ? ? ? RK ? ? МПа ? ? ? ? ?
? ? ? ? МПа ? ? ? ? ? ? ?
??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Сварной?НЭ (1) ?170 ?200 ?2,7 ?540 ?88 ?0,063 ?3,5 ?0,221 < 1 ?
?шов ?????????????????????????? ??????????????????(с ? ? ?
? ?ГИ1 (2)?20 ?212 ? ?572 ?14 ?учетом? ? ?
? ?????????????????????????? ??????????????????фи ) ? ? ?
? ?ГИ2 (3)?55 ?186 ? ?502 ?98 ? S ? ? ?
????????????????????????????????????????????????????????????????? ?????????????
?Гиб ?НЭ (1) ?170 ?386 ?1 ?386 ?88 ?0,005 ? ?0,018 < 1 ?
? ?????????????????????????? ?????????????????? ? ? ?
? ?ГИ1 (2)?20 ?396 ? ?396 ?14 ? ? ? ?
? ?????????????????????????? ?????????????????? ? ? ?
? ?ГИ2 (3)?55 ?360 ? ?360 ?98 ? ? ? ?
??????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Оценка циклической прочности проведена по аттестованной программе [7],
реализующей методику, изложенную в ПНАЭ Г-7-002-86, при этом коэффициенты
запаса по напряжению n и по числу циклов n принимались равными 2 и 10
сигма N
соответственно.
В связи с тем, что и для гиба, и для сварного шва полученные значения
(сигма ) превышают два предела текучести стали марки 20 при рабочей
L
температуре, в программе [7] выполнена корректировка полученных значений по
Результаты расчета на циклическую прочность приведены в таблице Ж.7.
По формулам, приведенным в РД ЭО 0330, для максимальной амплитуды
напряжений (сигма ) = 448 МПа (получена из расчета на циклическую
aF
прочность по ПНАЭ Г-7-002-86 и программе [7] при максимальной температуре
для сварного шва), что идет в запас прочности, выполнен расчет на
циклическую прочность без учета и с учетом влияния среды. Коэффициент фи
KN
определен как отношение допускаемого числа циклов нагружения на воздухе к
N
воздух 1673
допускаемому числу циклов в среде фи = -------- = ---- = 3,5.
KN N 483
среда
Накопленное усталостное повреждение с учетом влияния среды a
СИГМА
равно:
a = a x фи ,
СИГМА KN
где a - накопленное усталостное повреждение без учета влияния среды
(получено из расчета по программе [7]).
При расчете на циклическую прочность использовались расчетные кривые
усталости, построенные в соответствии с требованиями главы 4 и приложения 3
РД ЭО 0330. Расчетные кривые усталости приведены на рисунке Ж.4.
Согласно РД ЭО 0330 [сигма ] = min(фи x [сигма ] , [сигма ] ),
aF S S aF 1 aF 2
где [сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений в
aF S
сварном соединении, МПа;
[сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений, МПа;
aF 1
[сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений с учетом
aF 2
влияния теплоносителя фи , МПа.
KN
В запас прочности расчет накопленного циклического повреждения для
сварного соединения проведен и с учетом фи , и с учетом фи .
S KN
Результаты оценки циклической прочности приведены в таблице Ж.7.
Согласно таблице Ж.7, a = a x фи <= 1, следовательно, циклическая
СИГМА KN
прочность элементов и сварных соединений трубопроводов обеспечена в
соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86 и РД ЭО 0330.
Поскольку a от нагрузок, действующих в процессе эксплуатации без
СИГМА
учета сейсмических воздействий, не превышает 0,8 (таблица Ж.7), согласно
ПНАЭ Г-7-002-86 условие циклической прочности с учетом сейсмических
воздействий также удовлетворяются.
Таким образом, циклическая прочность трубопровода питательной воды на период продления срока службы обеспечена.
Ж.2.4. По результатам поверочных расчетов подготовлен Отчет.
С учетом полученных результатов в ходе выполнения Программы обследования, в том числе с учетом результатов Отчета, оформлено Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе.
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 руководством эксплуатирующей организации и направлено в Ростехнадзор.
Ж.2.5. Решение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода приложено к паспорту трубопровода.
Ж.3. 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 АС.
ИС NORMPROD: примечание. Нумерация Приложений дана в соответствии с официальным текстом документа. |
(справочное)
СЕПАРАТОРА ПАРА (БАРАБАН-СЕПАРАТОРА) ЭНЕРГОБЛОКА РБМК-1000
И.1. Оценка технического состояния
И.1.1. Анализ технической документации
И.1.1.1. Проектная документация
И.1.1.1.1. Барабан-сепаратор в соответствии с нормативной документацией имеет следующие обозначения:
- группа А по ПНАЭ Г-7-008-89;
- классификационное обозначение 1Н по НП-001-97;
- категория сейсмостойкости I по НП-031-01.
При оценке технического состояния рассмотрены следующие документы:
- отчет по расчетному обоснованию прочности и назначенного ресурса [10] и обобщающие результаты [11], разработанные в соответствии с требованиями норм ПНАЭ Г-7-002-86;
- отчеты [12] - [14] по расчетно-экспериментальному исследованию прочности водоуравнительных трубопроводов барабан-сепараторов (ВУТ БС) и влиянию их на узлы БС;
- отчет [15] по прочностному обоснованию БС при сейсмических воздействиях.
Сепаратор пара, используемый в составе реакторной установки РБМК-1000 и являющийся элементом КМПЦ, предназначен для разделения пароводяной смеси на пар и воду при штатной работе энергоблока на мощности и создания оперативного запаса воды для заполнения пароводяного тракта при переходных и аварийных режимах со снижением мощности реактора.
Эскиз сепаратора пара (барабан-сепаратор - БС) реакторной установки РБМК-1000 представлен на рисунках И.1 - И.3 (здесь и далее рисунки не приводятся). Отдельные конструктивные узлы БС представлены на рисунках И.4 - И.9.
БС представляет собой горизонтальный сосуд (рисунок И.1) с двумя эллиптическими днищами (позиция 1), опирающийся на четыре катковые опоры.
Средняя (пятая) опора ограничивает перемещения корпуса БС в горизонтальной плоскости. Фиксатор, установленный на этой опоре, обеспечивает возможность перемещения БС в вертикальном направлении при температурной деформации корпуса.
В верхней части сепаратора расположены 14 паровых, 5 перепускных по пару патрубков Ду-300 (позиция 3) и один питательный (подвода воды) патрубок Ду-400 (позиция 10); в нижней части - два перепускных по воде (патрубки ВУТ, позиция 9) и 12 опускных патрубков Ду-300 (позиция 4).
На боковой поверхности сепаратора в два ряда с каждой стороны размещены 432 патрубка пароводяных каналов (позиция 5) Ду-70 (ПВК). Кроме того, на корпусе БС имеются: 3 штуцера Ду-50 в верхней части корпуса для отбора проб пара, 1 штуцер Ду-50 в нижней части корпуса для отбора проб воды, 2 штуцера Ду-10 для измерения давления, 8 штуцеров Ду-50 для уровнемеров. Коллектор питательной воды внутри сепаратора (позиция 8) имеет ответвления во все опускные патрубки. Для доступа в БС на каждом днище имеется люк-лаз (позиция 2) диаметром 400 мм с внутренней крышкой.
Корпус БС имеет внутренний диаметр 2300 мм и суммарную толщину стенки 105 мм. Корпус изготовлен из стали 22К, плакирован по внутренней поверхности сплавом ЭИ-898 толщиной 5 мм.
Механические свойства материалов основных элементов БС, использованные в проектных расчетах [8] и [10], приведены в таблице И.1.
Таблица И.1
МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МАТЕРИАЛОВ ЭЛЕМЕНТОВ БС
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Наименование элемента ? Марка ? T = 20 °C <**> ? T = 350 °C ?
? ? материала ?????????????????????????????????????
? ? ? T ? T ? T ? T ?
? ? ? R ? R ? R ? R ?
? ? ? p0,2 ? m ? p0,2 ? m ?
? ? ?????????????????????????????????????
? ? ? МПа (кгс/кв. мм) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Обечайка корпуса ?22К + ЭИ898 ?215(22) ?430 (44)?186 (19)?392 <*> ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Днище ?22К + ЭИ898 ?215 (22)?430 (44)?186 (19)?392 <*> ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Крышка люка-лаза ?0Х18Н10Т ?196 (20)?491 (50)?176 (18)?353 (36)?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Паровой патрубок ?22К ?215 (22)?430 (44)?186 (19)?392 <*> ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Патрубок ?патрубок?22К ?215 (22)?430 (44)?186 (19)?392 <*> ?
?подвода ???????????????????????????????????????????????????????????
?воды ???????????????????????????????????????????????????????????
? ???????????????????????????????????????????????????????????
? ?труба ?0Х18Н10Т ?196 (20)?491 (50)?176 (18)?353 (36)?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Опускной ?патрубок?22К ?215 (22)?430 (44)?186 (19)?392 <*> ?
?патрубок ???????????????????????????????????????????????????????????
? ?патрубок?0Х18Н10Т ?196 (20)?491 (50)?176 (18)?353 (36)?
? ???????????????????????????????????????????????????????????
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Патрубок ПВК ?патрубок?22К ?215 (22)?430 (44)?186 (19)?392 <*> ?
? ???????????????????????????????????????????????????????????
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Патрубок ВУТ ?патрубок?22К ?215 (22)?430 (44)?186 (19)?392 <*> ?
? ???????????????????????????????????????????????????????????
? ?патрубок?0Х18Н10Т ?196 (20)?491 (50)?176 (18)?353 (36)?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? <*> Механические свойства материалов приняты в соответствии с [9]. ?
?интерполяция. ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Параметры основных проектных режимов БС согласно [8] и [10] реакторной установки РБМК-1000 приведены в таблице И.2.
Таблица И.2
Наименование режима | Изменение температуры, °C | Изменение давления, МПа | Количество циклов за 25 лет | |
Разогрев со скоростью 30 °C/ч | НЭ | 100 - 285 | 0 - 6,87 | 250 |
Номинальный режим | НЭ | 285 | 6,87 | - |
Расхолаживание штатное (со скоростью 30 °C/ч) | НЭ | 285 - 100 | 6,87 | 210 |
Расхолаживание со скоростью 60 °C/ч до 100 °C | ННЭ1 | 285 - 100 | 6,87 - 0 | 30 |
Расхолаживание со скоростью 120 °C/ч до 100 °C | ННЭ2 | 285 - 100 | 6,87 - 0 | 10 |
Расхолаживание со скоростью 120 °C/ч до 100 °C | ННЭ3 | 285 - 100 | 6,87 - 1,47 | 10 |
Заводские гидроиспытания | ГИ | 20 | 13,4 | 1 |
Гидроиспытание на прочность | ГИ1 | 150 | 10,1 | 12 |
Гидроиспытание на плотность | ГИ2 | 55 | 6,87 | 20 |
И.1.1.1.2. В расчете [10] проведен углубленный анализ статической, циклической прочности и сопротивления хрупкому разрушению БС с учетом параметров режимов эксплуатации, приведенных в таблице И.2. В расчете [10] рассмотрены и проанализированы все наиболее опасные узлы и места БС, за исключением модернизированного узла подачи охлаждающей воды к БС.
Расчеты проведены с учетом действия давления, температурных полей и нагрузок от присоединенных трубопроводов (ВУТ, ПВК, отвода пара, питательной воды).
По результатам анализа [10] для наиболее опасных с точки зрения прочности элементов: корпус БС (обечайка и днища), патрубок подвода питательной воды, опускной патрубок, паровой патрубок и патрубок ПВК, были получены следующие результаты по накопленной повреждаемости "a" для 25-летнего срока службы при модели эксплуатации в соответствии с таблицей И.2 и с уточненными нагрузками на БС со стороны присоединенных трубопроводов:
a = 0,011 - наплавка (плакировка) на обечайке и днищах корпуса БС;
a = 0,06 - патрубок подвода питательной воды в зоне сварного шва;
a = 0,55 - опускной патрубок в зоне сварного шва;
a = 0,02 - патрубок отвода пара в зоне сварного шва;
a = 0,49 - патрубок ПВК в зоне сварного шва;
a = 0,06 - шпильки М48 узла уплотнения люка-лаза.
На основе анализа ранее выполненных расчетов и исследований [9] - [15] установлено:
- расчетные напряжения в корпусе БС и патрубках во всех режимах не превышают допускаемых, определенных по ПНАЭ Г-7-002-86, и, кроме того, расчетные напряжения согласуются с экспериментальными результатами, полученными на модели корпуса БС;
- оценка сопротивления хрупкому разрушению подтвердила возможность эксплуатации корпуса БС в течение всего проектного срока службы;
- допускаемое количество циклов для наиболее нагруженных зон (опускной патрубок в зоне сварного шва) значительно превышают ожидаемое количество нагружений с учетом влияния среды за 25 лет эксплуатации;
- прочность элементов БС при сейсмических воздействиях удовлетворяет требованиям ПНАЭ Г-7-002-86;
- вибрационные нагрузки малы;
- модернизация внутрикорпусных устройств БС (ВКУ БС) не привела к изменению напряженно-деформированного состояния наиболее нагруженного узла БС.
На основании анализа результатов, приведенных в [9] - [15] делается вывод о соответствии конструкции корпуса БС требованиям ПНАЭ Г-7-002-86 при назначенном сроке службы (при проектных режимах и проектных перемещениях БС).
И.1.1.1.3. Через 10 лет после начала эксплуатации БС была выполнена модернизация узла подачи охлаждающей воды к БС, входящего в проект коммуникаций системы длительного расхолаживания. Узел подачи охлаждающей воды к БС (рисунок И.10) представляет собой патрубок сложной конфигурации, выполненный из стали 0Х18Н10Т.
Снаружи патрубок приварен к резервному патрубку БС, а изнутри - к плакировке БС электродами ЗиО-8. Выполненный анализ проектной документации [16] показал, что сварное соединение (СС) приварки рубашки патрубка к плакировке является наиболее опасной зоной для рассматриваемого узла.
Рассмотрение проектного расчета, выполненного для модернизированного узла подачи охлаждающей воды к БС [16], показало, что:
- согласно расчету на прочность для проектных условий за 25 лет работы энергоблока накопленная максимальная повреждаемость менее 0,8;
- оценка циклической прочности узла выполнялась без учета влияния среды и фактических перемещений БС;
- проектные режимы работы и проектные числа циклов, использованные в расчете на прочность, отличаются в большую сторону от фактических.
При углубленном анализе этой зоны использовалось напряженное состояние для всех рассматриваемых режимов работы узла подачи охлаждающей воды из [17] - [18].
В И.2 проведен расчет на прочность элементов БС с учетом требований ПНАЭ Г-7-002-86 и РД ЭО 0330 в рамках продления срока службы, результаты которого распространяются также на проектный расчет.
И.1.1.2. Документация предприятия-изготовителя
Барабан-сепаратор пара изготовлен АО "Ижорские заводы".
Паспорт БС соответствует форме, приведенной в ПНАЭ Г-7-008-89.
И.1.1.3. Документация монтажной организации
Свидетельство о монтаже (доизготовлении) сосуда (БС) соответствует форме, приведенной в ПНАЭ Г-7-008-89.
И.1.1.4. Эксплуатационная документация
Паспорт БС заполняется в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-008-89.
Сведения об исходных данных, результатах контроля и технического освидетельствования, ремонте и модернизации (реконструкции), отклонениях показателей качества теплоносителя от нормируемых значений, истории нагружения и отказам приведены в информационных картах.
Продолжительность работы при нормальных параметрах - 226000 часов.
Скорость и диапазон изменения температуры и давления соответствовали регламенту на эксплуатацию БС.
Продолжительность стояночных режимов - 36800 часов.
Направления и величины перемещений опор БС соответствовали проектным.
В течение периода эксплуатации отмечались следующие отклонения показателей качества питательной воды от предельных значений нормируемых показателей:
- превышение массовой концентрации хлорид-иона до 14 мкг/куб. дм в течение 5 часов;
- превышение массовой концентрации железа до 15 мкг/куб. дм в течение 30 часов.
По результатам анализа технической документации составлено заключение.
И.1.2. Установление механизмов старения
По результатам анализа технической документации установлено, что доминирующим механизмом старения узла подачи охлаждающей воды к БС является мало- и многоцикловая усталость сварного соединения.
Контролируемыми эффектами проявления мало - и многоцикловой усталости являются возникновение макротрещин, изменение механических свойств и структуры металла.
И.1.3. Установление определяющих параметров состояния металла узла подачи охлаждающей воды к БС
Определяющие параметры состояния металла представлены в таблице И.3.
Таблица И.3
ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПАРАМЕТРЫ СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА
Узел подачи охлаждающей воды к БС | Контролируемый эффект старения металла | Определяющие параметры состояния металла |
Сварное соединение приварка рубашки к корпусу (основной металл - рубашка и металл шва) | Изменение механических свойств | Предел прочности, предел текучести, относительное удлинение, относи- тельное сужение, твердость основного металла и металла шва (при 20 °C, определяется неразрушающим методом) |
Изменение структуры | Содержание фаз | |
Трещинообразование | Отсутствие трещин (линейных индикаторных следов) |
И.1.4. Установление критериев оценки состояния металла узла подачи охлаждающей воды к БС
Критерии оценки состояния металла узла подачи охлаждающей воды к БС представлены в таблице И.4.
Таблица И.4
Узел БС | Определяющий параметр состояния металла | Критерий оценки состояния металла |
Узел подачи охлаждающей воды к БС, сварное соединение | Предел прочности основного металла (рубашки) при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 491 (50) |
Предел текучести основного металла (рубашки) при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 196 (20) | |
Относительное удлинение основного металла (рубашки) при 20 °C, % | Не менее 38 | |
Относительное сужение основного металла (рубашки) при 20 °C, % | Не менее 40 | |
Предел прочности металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 540 (55) | |
Предел текучести металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Не менее 294 (30) | |
Относительное удлинение металла шва при 20 °C, % | Не менее 22 | |
Относительное сужение металла шва при 20 °C, % | Не менее 35 | |
Содержание фаз | Наличие вторичных фаз | |
Наличие и размеры трещин (линейных индикаторных следов) | Отсутствие трещин (линейных индикаторных следов) |
И.1.5. Методы и средства измерения определяющих параметров состояния металла узла подачи охлаждающей воды к БС
Анализ показал, что измерения определяющих параметров состояния металла узла подачи охлаждающей воды к БС проводились методами и средствами, приведенными в Приложении Л.
И.1.6. Контроль состояния металла узла подачи охлаждающей воды к БС
И.1.6.1. Программа контроля
И.1.6.1.1. Зона контроля узла подачи охлаждающей воды к БС - сварное соединение приварки рубашки патрубка к плакировке БС.
И.1.6.1.2. Виды и объем контроля приведены в таблице И.5.
Таблица И.5
ВИДЫ И ОБЪЕМ КОНТРОЛЯ
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Вид контроля ? Объем контроля ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль механических свойств металла ? ?
?сварного соединения неразрушающим методом? ?
?при 20 °C: ? ?
?- основной металл (рубашка) - предел ?- основной металл - по 15 точек?
?прочности, предел текучести, относитель- ?вдавливания на патрубке снаружи?
?ное удлинение, относительное сужение; ?БС; ?
?- металл шва - предел прочности, предел ?- металл шва - по 15 точек ?
?текучести, относительное удлинение, ?вдавливания изнутри БС ?
?относительное сужение ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль структуры металла сварного ?по 2 диаметрально расположенные?
?соединения ?реплики на рубашке снаружи БС ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Контроль качества сварного соединения: ?100% ?
?визуальный контроль ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
И.1.6.1.3. Методы контроля
Анализ показал, что методы контроля механических свойств и структуры металла приведены в Приложении Л.
И.1.6.1.4. Перечень специальных средств контроля
Анализ показал, что перечень средств контроля механических свойств и структуры соответствует приведенному в Приложении Л.
И.1.6.1.5. Требования к разрешающей способности аппаратуры контроля качества металла
Аппаратура обеспечивает выявление несплошностей с характеристиками, приведенными в ПНАЭ Г-7-010-89 для сварных соединений, а также в конструкторской документации и методике контроля.
И.1.6.2. Нормы оценки качества
И.1.6.2.1. Сварное соединение
Нормы оценки качества принимаются в соответствии с требованиями ПК 1514-72.
И.1.6.2.2. Основной металл (рубашка)
Нормы оценки качества принимаются в соответствии с требованиями ТУ 14-3-197 и ПНАЭ Г-7-002-86.
И.1.6.3. Результаты контроля
И.1.6.3.1. Механические свойства сварного соединения
Результаты контроля механических свойств представлены в таблице И.6 и таблице И.7.
Таблица И.6
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Значения ? Предел ? Предел ?Относительное?Относительное?
? ? прочности ? текучести ? удлинение ? сужение ?
? ? основного ? основного ? основного ? основного ?
? ?металла при ? металла ? металла при ? металла при ?
? ? 20 °C, МПа ?при 20 °C, МПа? 20 °C, % ? 20 °C, % ?
? ?(кгс/кв. мм)? (кгс/кв. мм) ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Фактические ?530 (54) ?255(26) ?40 ?44 ?
?значения ? ? ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
ИС NORMPROD: примечание.
В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: правила и нормы
имеют номер ПНАЭ Г-7-002-86, а не ПНАЭ Г-7-002-89.
?Требования ?Не менее 491?Не менее 196 ?Не менее 38 ?Не менее 40 ?
?ТУ 14-3-197-89 ?(50) ?(20) ? ? ?
?и ПНАЭ Г-7-002-89? ? ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Таблица И.7
СВАРНОГО ШВА
Значения | Предел прочности металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Предел текучести металла шва при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм) | Относительное удлинение металла шва при 20 °C, % | Относительное сужение металла шва при 20 °C, % |
Фактические значения | (58) | (35) | 24 | 37 |
Требования ПК 1514-72 | Не менее 540 (55) | Не менее 294 (30) | Не менее 22 | Не менее 35 |
Механические свойства основного металла (рубашки) и металла шва сварного соединения соответствуют требованиям нормативных документов (протоколы).
При контроле структуры основного металла методом реплик изменений содержания фаз не обнаружено (протокол).
При визуальном контроле сварного соединения дефектов не обнаружено (протокол).
Сварное соединение выдержало гидравлические испытания в составе БС (протокол).
И.1.6.3.2. Результаты контроля сварного соединения внесены в паспорт БС.
И.1.7. Оценка технического состояния барабан-сепаратора
И.1.7.1. Результаты эксплуатационного контроля основного металла и сварных соединений БС также удовлетворяют требованиям, установленным проектной документацией на БС и действующей нормативно-технической документацией.
Фактические значения определяющих параметров состояния металла узла подачи охлаждающей воды к БС удовлетворяют требованиям, установленным проектной документацией на модернизацию БС и действующей нормативно-технической документацией.
И.1.7.2. Фактические параметры нагружения - скорости изменения и абсолютные значения температуры и давления, вибрационные нагрузки, числа циклов соответствующих режимов, последовательность режимов, значения перемещений, параметры среды - не превышали проектных параметров и значений. За период эксплуатации сейсмические воздействия не были зафиксированы.
И.1.7.3. Техническое состояние барабан-сепаратора с учетом приведенных в И.2 результатов расчета - работоспособное. Принимается решение о целесообразности проведения работ по техническому обоснованию безопасной эксплуатации барабан-сепаратора за пределами проектного срока службы (25 лет) на период 15 лет.
И.2. Оценка остаточного ресурса барабан-сепаратора
И.2.1. Модель ежегодных предполагаемых эксплуатационных нагрузок на БС в течение продлеваемого срока службы (15 лет) принята соответствующей усредненному спектру ежегодных нагрузок за предыдущие 10 лет эксплуатации (в примере принято, что эта модель была постоянна в течение 25 лет эксплуатации).
При этом количество циклов нагружения N для каждого режима принимается
i
соответствующим аналогичным показателям за предыдущие 10 лет эксплуатации.
По данным эксплуатирующей организации, фактическое число циклов
нагружения за t = 25 лет эксплуатации составило N .
эксп f
- N = 38 циклов при НЭ;
f
- N = 8 циклов при ГИ1;
f
- N = 10 циклов при ГИ2.
f
Проектное число циклов нагружения за [t] = 25 лет составляет N :
пр
- N = 250 циклов при НЭ;
пр
- N = 12 циклов при ГИ1;
пр
- N = 20 циклов при ГИ2.
пр
Расчетное число циклов нагружения на период продления срока службы БС
(t = 15 лет) составит N = (t / t ) x N .
продления продления продления эксп пр
Ожидаемое число циклов за t = 40 лет эксплуатации БС составит N =
ожид ож
N + N = (t / t ) x N + N .
продления f продления эксп пр f
- N = (15 / 25) x 250 + 38 = 188 циклов при НЭ;
ож
- N = (15 / 25) x 12 + 8 = 15 циклов при ГИ1;
ож
- N = (15 / 25) x 20 + 10 = 22 цикла при ГИ2.
ож
Анализ параметров режимов работы БС показал, что напряжения в БС при
эксплуатационных режимах (ННЭ1, ННЭ2, ННЭ3 и др.) не превышают напряжений
при НЭ, поэтому в расчете НДС БС и оценках статической прочности эти режимы
отдельно не рассматривались (учитывались эти режимы только при оценке
циклической прочности в составе НЭ). Режим заводских гидроиспытаний (ГИ)
при оценке технического состояния и остаточного ресурса БС также не
учитывался из-за малости циклов.
И.2.2. Как следует из приведенных результатов, максимальная
патрубке, для которого при принятой модели эксплуатации за пределами срока
службы повреждаемость за 40 лет составит (при "грубой" оценке)
(N / N )a = (188 / 250) x 0,55 = 0,41, что меньше 1, а также меньше 0,8.
ож пр
Таким образом, без проведения дополнительных расчетов, учитывающих
циклическую повреждаемость от сейсмических воздействий, можно подтвердить
циклический ресурс БС на 40 лет.
Этот результат уточнен по результатам оценки остаточного ресурса модернизированного узла подачи охлаждающей воды к БС.
И.2.3. Для уточнения остаточного ресурса БС рассмотрен модернизированный узел подачи охлаждающей воды к БС (рисунок И.10 и И.1.1.1.3).
Принятые по нормативным документам в расчетах [16] - [18] физико-механические характеристики основного металла (рубашки) и металла шва узла подачи охлаждающей воды к БС приведены в таблице И.8.
Таблица И.8
ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛА ЭЛЕМЕНТОВ
УЗЛА ПОДАЧИ ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ К БС
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Материал, ? T, °C ? T ? T ? -4 ? 6 ?Z, %?
?сортамент ? ?R , МПа?R , МПа?E x 10 ,?альфа x 10 ,? ?
? ? ? m ? p0,2 ?МПа ?1/°C ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Сталь марки ?20 <**>?510 ?216 ?20,5 ?16,4 ?55 ?
?08Х18Н10Т (трубы) ????????????????????????????????????????????????????????
? ?40 ?484 ?203 ?20,3 ?16,5 ?55 ?
? ????????????????????????????????????????????????????????
? ?150 ?441 ?196 ?19,5 ?16,8 ?54 ?
? ????????????????????????????????????????????????????????
? ?250 ?421 ?187 ?18,5 ?17,2 ?53 ?
? ????????????????????????????????????????????????????????
? ?285 ?415 ?180 ?18,0 ?17,4 ?52 ?
? ????????????????????????????????????????????????????????
? ?300 ?412 ?177 ?18,0 ?17,4 ?52 ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Материал шва при ?20 <**>?539 ?294 ?- ?- ?15 ?
?ручной дуговой ????????????????????????????????????????????????????????
?сварке электродами?150 ?481 ?255 ?- ?- ?- ?
?ЗиО-8 <*> ????????????????????????????????????????????????????????
? ?285 ?420 ?215 ?- ?- ?- ?
? ????????????????????????????????????????????????????????
? ?350 ?392 ?196 ?- ?- ?13 ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?ПНАЭ Г-7-010-89. ?
?механических свойств основного металла и металла шва ниже, чем значения?
?фактических механических свойств, приведенные в таблице И.6 и?
?таблице И.7. ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
И.2.4. Алгоритм расчета на циклическую прочность
И.2.4.1. Расчет на циклическую прочность рассматриваемой зоны БС выполняется с учетом:
- результатов контроля механических свойств основного металла (рубашки) и металла шва сварного соединения узла подачи охлаждающей воды к БС, подтверждающих возможность использования в расчетах на циклическую прочность наиболее нагруженной зоны БС, значений механических свойств, принятых в проектном расчете (таблица И.6 и таблица И.7);
- наличия трещин (в рассматриваемом примере трещины отсутствуют, таблица И.4);
- влияния фактических перемещений БС на напряженное состояние различных зон БС (И.2.4.2);
- максимальных отклонений геометрических размеров свариваемых элементов от номинальных (И.2.4.3);
- влияния концентрации напряжений в сварных соединениях (И.2.4.4);
- различия свойств сварного соединения и основного металла (И.2.4.5);
- влияния среды на зарождение и развитие трещиноподобных дефектов (И.2.4.6).
И.2.4.3. Анализ максимальных отклонений геометрических размеров свариваемых элементов применительно к рассматриваемой зоне БС показал, что их влиянием можно пренебречь. Поэтому в дальнейших расчетах этот эффект не учитывался.
И.2.4.4. В соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002-86 учитывалось
влияние концентрации напряжений K . Рубашка патрубка приварена к
ef
плакировке БС электродами ЗиО-8 без последующей термообработки. Параметры
сварного шва (приварка антикоррозионной рубашки) соответствуют случаю, для
которого даны рекомендации в 5.3.11 ПНАЭ Г-7-002-86. Согласно этому пункту
значение эффективного коэффициента концентрации для осевых напряжений
определялось по формулам:
3 2,5
-K = 3,5 + 2,8 x 10 (сигма / (сигма + сигма ) - 0,2) x
ef am am ab
T 3
x ((сигма + сигма ) / E - 2 x 10 ), (И.1)
am ab
-3 T -3
при 2 x 10 <= (сигма + сигма ) / E <= 4 x 10 и
am ab
0,2 <= сигма / (сигма + сигма ) <= 1;
am am ab
- K = 3,5
ef
T -3
при (сигма + сигма ) / E <= 2 x 10 и
am ab
сигма / (сигма + сигма ) <= 0,2,
am am ab
T
где E , сигма и сигма - значения, приведенные в [18].
am ab
Согласно расчету, приведенному в [18], значение эффективного
коэффициента концентрации для осевых напряжений K = 3,5. При расчете на
ef
циклическую прочность для наружной стороны сварного соединения K = 3,5,
ef
для внутренней обработанной стороны сварного соединения K = 1.
ef
И.2.4.5. В соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002-86 учитывалось
отличие свойств основного металла и сварного соединения. Допускаемая
амплитуда напряжений для сварного соединения [сигма ] согласно ПНАЭ
aF S
Г-7-002-86 определена по формуле:
[сигма ] = фи x [сигма ], (И.2)
aF S S aF
где:
[сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений,
aF
определяемая по расчетной кривой усталости или соответствующей формуле для
основного металла при заданном числе циклов;
фи - коэффициент, зависящий от вида сварки, свариваемых материалов и
S
термообработки после сварки.
При ручной дуговой сварке электродами ЗиО-8 без термообработки значение
фи = 0,6 принимается согласно ПНАЭ Г-7-002-86 для случая сварки
S
аустенитных сталей без термообработки.
среды (теплоносителя), которое 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. Согласно [14], факторами, влияющими на циклическую прочность
углеродистых и низколегированных сталей и их сварных соединений, являются:
содержание серы в металле, температура цикла, скорость деформации в
полуцикле растяжения приведенных напряжений, концентрация кислорода в
водной среде.
Согласно РД ЭО 0330, коэффициент влияния среды фи на циклическую
KN
прочность для стали марки 08Х18Н10Т учитывается при T > 150 °C, то есть при
НЭ при T = 285 °C для внутренней части СС. Наружная сторона СС не
подвержена влиянию среды.
И.2.4.7. Расчет на циклическую прочность
Расчет на циклическую прочность проведен для наружной и внутренней
стороны сварного соединения узла подачи охлаждающей воды к БС.
Рассматривалась следующая история нагружения БС за срок эксплуатации 40
лет (ожидаемое число циклов N за t = 40 лет эксплуатации трубопровода
ож ожид
И.2.1):
- ИС (0) - НЭ (1) - ИС (0) - 188 циклов;
- ИС (0) - ГИ1 (2) - ИС (0) - 15 циклов;
- ИС (0) - ГИ2 (3) - ИС (0) - 22 цикла,
где ИС (0) - исходное состояние.
Значения приведенных напряжений с учетом коэффициента концентрации
определены по формуле:
max
(сигма ) = K (сигма) , (И.3)
L ef RK
где:
max
(сигма) - максимальный размах напряжений (для наружной и внутренней
RK
стороны сварного соединения принят по [18] и приведен в таблице И.9), МПа;
K - эффективный коэффициент концентрации (K относится к осевым
ef ef
напряжениям, при расчете в запас прочности K отнесен к размахам
ef
напряжений);
K = 3,5 - для наружной стороны сварного соединения (И.2.4.4);
ef
K = 1 - для внутренней стороны сварного соединения (И.2.4.4).
ef
Расчет на циклическую прочность проведен с учетом фи = 0,6 (И.2.4.5).
S
Максимальные значения местных приведенных напряжений (сигма ) с учетом
L
коэффициентов концентрации приведены в таблице И.9.
Оценка циклической прочности проведена по аттестованной программе [7],
реализующей методику, изложенную в ПНАЭ Г-7-002-86, при этом коэффициенты
запаса по напряжению n и по числу циклов n принимались равными 2 и 10
сигма N
соответственно.
В связи с тем, что для сварного шва полученные значения (сигма )
L
превышают два предела текучести стали марки 08Х18Н10Т при рабочей
температуре, в программе [7] выполнена корректировка полученных значений
по ПНАЭ Г-7-002-86.
Результаты расчета на циклическую прочность приведены в таблице И.9.
По формулам, приведенным в РД ЭО 0330 для максимальной амплитуды
напряжений для внутренней стороны СС (сигма ) = 579 МПа (получена из
aF
расчета на циклическую прочность по формулам из норм ПНАЭ Г-7-002-86 и
программе [7] при максимальной температуре для сварного шва), что идет в
запас прочности, выполнен расчет на циклическую прочность без учета и с
учетом влияния среды. Коэффициент фи определен как отношение допускаемого
KN
числа циклов нагружения на воздухе к допускаемому числу циклов в среде
N
воздух 1048
фи = ------- = ---- = 9,1. Согласно РД ЭО 0330, коэффициент влияния среды
KN N 145
среда
фи на циклическую прочность для стали марки 08Х18Н10Т учитывается при
KN
T > 150 °C, то есть при НЭ при T = 285 °C для внутренней части СС. Наружная
сторона СС не подвержена влиянию среды.
Накопленное усталостное повреждение с учетом влияния среды a
СИГМА
равно:
a = a x фи , (И.4)
СИГМА KN
где a - накопленное усталостное повреждение без учета влияния среды
(получено из расчета по программе [7]).
При расчете на циклическую прочность использовались расчетные кривые
усталости, построенные в соответствии с требованиями РД ЭО 0330. Расчетные
кривые усталости приведены на рисунке И.11.
Согласно РД ЭО 0330 [сигма ] = min (фи x [сигма ] , [сигма ] ),
aF S S aF 1 aF 2
где:
[сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений в
aF S
сварном соединении, МПа;
[сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений, МПа;
aF 1
[сигма ] - допускаемая амплитуда условных упругих напряжений с учетом
aF 2
влияния теплоносителя фи , МПа.
KN
В запас прочности расчет накопленного циклического повреждения для
сварного соединения проведен и с учетом фи и с учетом фи для внутренней
S KN
стороны СС, с учетом фи для наружной стороны СС.
S
Оценка циклической прочности приведена в таблице И.9. Согласно таблице
И.9 a = a x фи <= 1, следовательно, циклическая прочность элементов
СИГМА KN
БС обеспечена в соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86 и РД ЭО 0330.
Таблица И.9
ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ К БС
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Сварное ? Режим ?T, ? max ?K ?(сигма ),?Число ? a ?фи ?a <= 1?
?соединение? ?°C ?(сигма) ,? сигма? L ?циклов?(с учетом ? KN? СИГМА ?
? ? ? ? RK ? ? МПа ? ?фи = 0,6)? ? ?
? ? ? ? МПа ? ? ? ? S ? ? ?
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Наружная ?НЭ (1) ?285?161 ?3,5 ?563 ?188 ?0,75 ?- ?0,75 < 1 ?
?сторона СС????????????????????????? ?????????????????? ? ? ?
? ?ГИ1 (2)?150?341 ? ?1195 ?15 ? ? ? ?
? ????????????????????????? ?????????????????? ? ? ?
? ?ГИ2 (3)?55 ?160 ? ?560 ?22 ? ? ? ?
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Внутренняя?НЭ (1) ?285?420 ?1 ?420 ?188 ?0,069 ?9,1 ?0,70 < 1 ?
?сторона СС????????????????????????? ?????????????????????????????????? ?
? ?ГИ1 (2)?150?647 ? ?647 ?15 ?0,032 ?1 ? ?
? ????????????????????????? ?????????????????????????????????? ?
? ?ГИ2 (3)?55 ?400 ? ?400 ?22 ?0,004 ?1 ? ?
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Поскольку a от нагрузок, действующих в процессе эксплуатации без
СИГМА
учета сейсмических воздействий, не превышает 0,8 (таблица И.9), согласно
ПНАЭ Г-7-002-86 условие циклической прочности с учетом сейсмических
воздействий также удовлетворяется.
Таким образом, циклическая прочность элементов узла подачи охлаждающей воды к БС на период срока службы 40 лет обеспечена.
И.2.4.8. На основании проведенных расчетов и анализа имеющихся данных делается вывод о возможности продления срока службы БС до 40 лет включительно.
И.2.4.9. По результатам поверочных расчетов подготовлен Отчет.
С учетом полученных результатов в ходе выполнения Программы обследования, в том числе с учетом результатов Отчета, оформлено Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе.
По результатам оценки технического состояния и остаточного ресурса БС принимается Решение о возможности продления срока службы БС на 15 лет (до 40 лет) при принятой модели эксплуатации.
Решение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации БС утверждено руководством эксплуатирующей организации и направлено в Ростехнадзор.
И.2.4.10. Решение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации БС приложено к паспорту БС.
И.3. Результаты работ, полученные при оценке технического состояния и остаточного ресурса БС, внесены в базу данных о контроле, оценке, прогнозировании и управлении ресурсными характеристиками элементов энергоблока АС.
(справочное)
РЕСУРСА НАСОСА ЭНЕРГОБЛОКА АС
К.1. Оценка технического состояния
К.1.1. Анализ технической документации
Центробежный насос ЦНР 500-115 - одноступенчатый, горизонтальный с рабочим колесом двустороннего входа, предназначенный для продувки и расхолаживания одноконтурных АС с реакторами РБМК-1000, имеет следующие обозначения:
- группа С по ПНАЭ Г-7-008-89;
- классификационное обозначение 3Н по НП-001-97;
- категория сейсмостойкости II по НП-031-01.
Центробежный насос ЦНР 500-115 - одноступенчатый, горизонтальный, с рабочим колесом двустороннего входа, предназначен для продувки и расхолаживания одноконтурных АС с реакторами РБМК-1000. Конструкция насоса представлена на рисунке К.1 (здесь и далее рисунки не приводятся). Проточная часть насоса состоит из двустороннего подвода (позиция 6), рабочего колеса (позиция 7), посаженного на вал (позиция 2) насоса, направляющего аппарата (позиция 8) корпуса (позиция 5) с отводящей кольцевой камерой (позиция 10). К торцевым поверхностям корпуса шпильками (позиция 11) крепятся крышки (позиция 4), в которых размещаются уплотнения (позиция 3) вала насоса. Уплотнения вала - импульсные торцовые с подводом чистой холодной запирающей воды от внешней системы. Опоры ротора насоса - подшипники качения 1, воспринимающие радиальные и остаточные осевые неуравновешенные силы. Смазка подшипников качения осуществляется с помощью масляной ванны с кольцом (позиция 12). Насос опирается на плиту (позиция 9) лапами, расположенными в горизонтальной осевой плоскости корпуса. Крепление лап к плите подвижное, что позволяет компенсировать температурное расширение корпуса.
Рабочие детали насоса и марки материалов, из которых они изготовлены, представлены в таблице К.1.
Таблица К.1
КОНСТРУКЦИОННЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЕТАЛЕЙ НАСОСА
Номенклатура деталей, чертеж | Материал, сортамент | |
Корпусные | Корпус Н78.08.121.00-01 | 12Х18Н10Т ГОСТ 5632, отливка |
Крышка Н78.08.114.00 | 12Х18Н10Т ГОСТ 5632, поковка | |
Крышка Н78.08.116.00 | 12Х18Н10Т ГОСТ 5632, поковка | |
Движущиеся | Вал Н78.08.130.01 | 14Х17Н2 ГОСТ 5632, поковка |
Колесо рабочее Н78.08.132.00 | 20Х13Л ГОСТ 977, отливка | |
Другие детали | - | |
Внутренние неподвижные | Проставка Н78.08.122.00 | 12Х18Н10Т ГОСТ 5632, поковка |
Проставка Н78.08.123.00 | 12Х18Н10Т ГОСТ 5632, поковка | |
Втулка Н78.08.114.01 | 14Х17Н2 ГОСТ 5632, поковка | |
Термобарьер Н78.08.221.00 | 12Х18Н10Т ГОСТ 5632, поковка | |
Другие детали | - | |
Механические устройства | Полумуфта СТП 10.02.02-05 | Сталь 40, ГОСТ 1050, поковка |
Корпус Н78.08.290.01 | СЧ 20, ГОСТ 1412, поковка | |
Подшипник 76-313, ГОСТ 8338-75 | - | |
Прочие детали крепежа | - |
В настоящем Приложении представлены результаты поверочного расчета на прочность элементов корпуса насоса. Расчет на прочность выполнен в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002-86 по номинальным размерам. Значения физико-механических характеристик материала деталей, в зависимости от температуры, приняты в расчете в соответствии с нормами ПНАЭ Г-7-002-86.
Расчет напряженно-деформированного состояния корпуса насоса проведен с использованием конечно-элементного метода, реализованного в аттестованной программе [5]. Область конечно-элементной модели, соответствующая наиболее опасному, как с точки зрения нагрузки от внутреннего давления, так и эрозионного-коррозионного (кавитационного) износа, сечению корпуса насоса, приведена на рисунке К.2. Модель, приведенная на рисунке К.2, соответствует номинальным размерам.
Параметры проектных режимов (давление P, температура T, проектное число
циклов N ) приведены в таблице К.2. Перепады температур по толщине стенки
пр
насоса отсутствуют. Нагрузки со стороны трубопроводов малы и в расчете
насоса не учитывались. Вибрационные нагрузки, передающиеся от ротора на
корпус, малы и в расчете на прочность не учитывались.
Таблица К.2
КОРПУСА НАСОСА
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Режим ? P, ? T,?N ?(сигма) ,?[(сигма) ],?(сигма) ,?[(сигма) ],?(сигма) ,?[(сигма) ],?
? ? МПа?°C ? пр ? 1 ? 1 ? 2 ? 2 ? RV ? RV ?
? ? ? ? ? МПа ? МПа ? МПа ? МПа ? МПа ? МПа ?
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Стационарный?1,0 ?180?1500?3,0 ?134 ?3,0 ?178 ?11 ?334 ?
?режим (НЭ) ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Аварийное ?8,58?285?260 ?25 ?99 ?25 ?129 ?93 ?- ?
?расхолажива-? ? ? ? ? ? ? ? ? ?
?ние (ННЭ) ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Гидроиспы- ?13,4?20 ?30 ?40 ?176 ?40 ?222 ?148 ?- ?
?тания (ГИ) ? ? ? ? ? ? ? ? ? ?
????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Статическая прочность оценена по категориям напряжений (сигма) ,
1
(сигма) и (сигма) . Максимальные и допускаемые значения напряжений
2 RV
приведены в таблице К.2. Согласно таблице К.2 статическая прочность
элементов корпуса насоса обеспечена для всех рассматриваемых проектных
режимов в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002-86.
Дополнительно, посредством конечно-элементного моделирования утонения
стенки корпуса, возникающего вследствие эрозионно-коррозионного износа,
определена минимально допустимая толщина стенки S = 15,2 мм.
R,ут
Моделирование производилось итерационно для различных значений толщины
стенки с вычислением групп категорий напряжений в опасном сечении корпуса
насоса на каждом шаге. В качестве S была принята минимальная толщина
R,ут
стенки, при которой значения первой и второй групп категорий напряжений
равны допускаемым. Область, соответствующая наиболее опасному сечению
корпуса насоса, конечно-элементной модели, построенной с учетом эрозионного
утонения, приведена на рисунке К.3.
Предварительный расчет показал, что конструкция насоса удовлетворяет
требованиям ПНАЭ Г-7-002-86 при сейсмических воздействиях.
Расчет на сопротивление хрупкому разрушению элементов насоса не
проводился, поскольку согласно ПНАЭ Г-7-002-86 элементы не подвергаются
нейтронному облучению и изготовлены из коррозионно-стойкой стали
аустенитного класса.
Поскольку в конечно-элементной модели насоса задана реальная геометрия
конструкции с учетом конструкционных концентраторов, то при расчете НДС
получены приведенные напряжения с учетом концентрации, то есть (сигма ).
L
Оценка циклической прочности проведена по аттестованной программе [18],
реализующей методику, изложенную в ПНАЭ Г-7-002-86, при этом коэффициенты
запаса по напряжению n и по числу циклов n принимались равными
сигма N
2 и 10 соответственно.
В случае превышения (сигма ) двух предела текучести стали марки
L
12Х18Н10Т при рабочей температуре, в программе [7] выполнена корректировка
полученных значений по ПНАЭ Г-7-002-86.
Результаты расчета на циклическую прочность приведены в таблице К.3.
Таблица К.3
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Элемент ? Режим ?T, °C?(сигма ),?N ? a ?фи ? a <= 1 ?
? ? ? ? L ? пр ? ? KN? СИГМА ?
? ? ? ? МПа ? ? ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Корпус насоса?НЭ (1) ?180 ?11 ?1500? -7? ? -7 ?
? ??????????????????????????????5,6 x 10 ?1 ?5,6 x 10 < 1?
? ?ННЭ (2)?285 ?93 ?260 ? ? ? ?
? ?????????????????????????????? ? ? ?
? ?ГИ (3) ?20 ?148 ?20 ? ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
Согласно РД ЭО 0330 для коррозионно-стойких сталей аустенитного класса
при значении приведенных напряжений с учетом коэффициента концентрации
(сигма ) < 200 МПа, коэффициент влияния среды фи равен единице.
L KN
Накопленное усталостное повреждение с учетом влияния среды a
СИГМА
равно:
a = a x фи , (K.1)
СИГМА KN
где a - накопленное усталостное повреждение без учета влияния среды
(получено из расчета по программе [7]).
Оценка циклической прочности приведена в таблице К.3. Согласно таблице
К.3, a = a x фи <= 1, следовательно, циклическая прочность элементов
СИГМА KN
насоса обеспечена в соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86 и РД ЭО 0330.
Поскольку a от нагрузок, действующих в процессе эксплуатации без
СИГМА
учета сейсмических воздействий, не превышает 0,8 (таблица К.3), согласно
ПНАЭ Г-7-002-86 условие циклической прочности с учетом сейсмических
воздействий также удовлетворяется.
К.1.1.2. Эксплуатационная документация
Паспорт насоса соответствует форме, приведенной в ПНАЭ Г-7-008-89. Основные параметры и характеристики насоса приведены в таблице К.4.
Таблица К.4
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ И ХАРАКТЕРИСТИКИ НАСОСА
Параметр насоса | Значение |
Подача насоса номинальная, куб. м/ч | 500 |
Напор, м | 126 |
Давление на входе, МПа | 8,0 |
Температура перекачиваемой воды, °C | 285 |
Допустимый кавитационный запас, м | 17 |
Потребляемая мощность, кВт | 210 |
Частота вращения, об./мин. | 2980 |
Тип уплотнения вала насоса | Торцовое импульсное |
К.1.2. Установление механизмов старения насоса
Механизмы старения устанавливают на базе анализа эффектов их проявления в процессе эксплуатации по результатам контроля металла и расчетов на прочность.
Пример определения механизмов старения составных частей насоса ЦНР 500-115 приведен в таблице К.5.
Таблица К.5
Составная часть насоса (сборочная единица или деталь), чертеж | 01 | 02 | 03 | 04 | 05 | 06 | 07 | 08 |
Корпус, Н78.08.121.00-01 | L | M | H | L | L | N/A | N/A | N/A |
Колесо рабочее, Н78.08.132.00 | N/A | N/A | M | L | L | N/A | M | N/A |
Проставка, Н78.08.123.00 | L | M | H | L | L | N/A | N/A | N/A |
Полумуфта, СТП 10.02.02-05 | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | N/A | M | N/A |
Другие детали | - | - | - | - | - | - | - | - |
Нумерация столбцов в таблице К.5 означает:
01 - многоцикловая усталость;
02 - малоцикловая усталость;
03 - общая коррозия;
04 - межкристаллитное коррозионное растрескивание;
05 - транскристаллитное коррозионное растрескивание;
06 - эрозия и эрозионно-коррозионный износ;
07 - износ;
08 - засорение.
В графах таблицы К.5 для обозначения влияния механизмов старения на насос используют следующие условные обозначения:
H - высокая степень влияния механизма старения на составную часть насоса;
M - средняя степень влияния механизма старения на составную часть насоса;
L - низкая степень влияния механизма старения на составную часть насоса;
N/A - механизм старения не имеет отношения к составной части насоса.
К.1.3. Установление определяющих параметров технического состояния насоса
Определяющие параметры состояния металла участков насоса представлены в таблице К.6.
Таблица К.6
ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ПАРАМЕТРЫ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСА
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Перечень параметров технического ? Допустимое значение параметров ?
? состояния ? технического состояния ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Подача насоса, куб. м/ч ?Не менее 200 (из ТУ на насос) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Напор, м ?Не менее 100 (из ТУ на насос) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Вибрация, Гц ?20 (из ТУ на насос) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?Толщина стенки корпусных деталей S,?15,2 мм (из уточненного расчета на ?
?мм ?прочность) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? ? 20 ?
?Эксплуатационное число циклов при ?6 x 10 (из расчета на циклическую ?
?циклическом нагружении N, циклов ?прочность) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
ИС NORMPROD: примечание.
В официальном тексте документа, видимо, допущена опечатка: правила и нормы
имеют номер ПНАЭ Г-7-002-86, а не ПНАЭ Г-7-002-89.
?Механические свойства материала ?Не менее 491 (50) ?
?корпуса при 20 °C, МПа (кгс/кв. мм)?(из ПНАЭ Г-7-002-89) ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
К.1.4. Методы и средства измерения определяющих параметров состояния металла участков насоса
Анализ показал, что измерения определяющих параметров состояния металла насоса проводились методами и средствами, приведенными в Приложении Л.
К.1.5. Контроль состояния металла насоса
К.1.5.1. Программа контроля
Программа контроля технического состояния включала следующие работы:
а) оперативную (функциональную) диагностику;
б) визуальный контроль;
в) определение геометрических размеров, включая, при необходимости и технической возможности, толщинометрию корпусных деталей и сборочных единиц;
г) дефектоскопический контроль - контроль за состоянием металла корпусных деталей и сборочных единиц;
д) определение твердости и механических характеристик металла;
е) металлографические исследования;
ж) определение химического состава металла;
з) гидравлические испытания на прочность и плотность;
и) экспериментальное исследование напряженно-деформированного состояния деталей насоса;
к) экспериментальное определение уточненных механических характеристик металла.
К.1.5.2. Нормы оценки качества
Нормы оценки качества принимались в соответствии с требованиями технических условий на насос.
К.1.5.3. Результаты контроля
Результаты контроля механических свойств представлены в таблице К.7. Как видно из таблицы К.7 дефекты не обнаружены.
Таблица К.7
РЕЗУЛЬТАТЫ КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
НАСОСА НЕРАЗРУШАЮЩИМИ МЕТОДАМИ
Составная часть насоса (сборочная единица или деталь) | Метод неразрушающего контроля <*> | |||||
ВК | КК | МПК | УЗК | РК | ГИ | |
Корпус насоса | - | - | - | - | - | - |
Крышка | - | - | - | - | - | - |
Крышка | - | - | - | - | - | - |
графе таблицы указать номер протокола, при отсутствии дефектов ставят прочерк. | ||||||
В таблице К.7 введены условные обозначения методов контроля:
ВК - визуальный контроль;
КК - капиллярный контроль;
МПК - магнитопорошковый контроль;
УЗК - ультразвуковой контроль;
РК - радиографический контроль;
ГИ - гидравлические испытания.
К.1.6. Оценка технического состояния насоса
К.1.6.1. Фактические значения определяющих параметров состояния металла насоса удовлетворяют требованиям, установленным конструкторской (проектной) документацией, техническими условиями на насос и другой действующей нормативной документацией.
К.1.6.2. Фактические параметры нагружения - скорости изменения и абсолютные значения температуры и давления, вибрационные нагрузки, числа циклов соответствующих режимов, последовательность режимов, параметры среды - не превышали проектных и нормируемых параметров и значений. За период эксплуатации сейсмические воздействия не были зафиксированы.
К.1.6.3. Техническое состояние насоса - работоспособное. Принято решение о целесообразности проведения работ по техническому обоснованию безопасной эксплуатации насоса за пределами проектного срока службы на период 10 лет.
К.1.7. Оценка остаточного ресурса насоса
Весь объем работ разделен на 3 этапа:
1) оценка эрозионно-коррозионного износа остаточного ресурса деталей насоса;
2) оценка усталостного остаточного ресурса деталей насоса;
3) оценка остаточного ресурса насоса (при принятых ресурсных параметрах, таких как подача насоса, вибрационные нагрузки и др.);
К.2.1. Последовательность оценки эрозионно-коррозионного остаточного ресурса деталей насоса
К.2.1.1. В качестве ресурсных параметров следует принять толщину стенки и скоростной показатель эрозионно-коррозионного износа.
К.2.1.2. Оценка t проводилась в следующей последовательности:
к,ост
R,ут
с расчетом на прочность;
f
контроля;
в) вычисляли эксплуатационную глубину эрозионно-коррозионного
повреждения за время наработки C ;
эксп
г) вычисляли остаточную глубину эрозионно-коррозионного повреждения
C , необходимого для перехода рассматриваемой детали в предельное
ост
состояние, за период эксплуатации после контроля насоса;
д) вычисляли эрозионно-коррозионный остаточный ресурс корпусной детали
насоса.
К.2.2. Оценка эрозионно-коррозионного остаточного ресурса определяющей
детали насоса
К.2.2.1. В качестве определяющей детали взята напорная часть корпуса
насоса расхолаживания.
К.2.1.2.
К.2.2.2. Исходная информация для оценки остаточного ресурса:
- проектная глубина эрозионно-коррозионного износа рассматриваемой
детали насоса [C] = 1 мм в соответствии с ТУ на насос;
- проектный срок службы насоса [t] = 30 лет;
- проектная толщина стенки корпуса насоса S = 50 мм;
пр
- наработка t = 20 лет до момента проведения контроля насоса;
эксп
- уточненная расчетная толщина стенки S = 15,2 мм, полученная по
R,ут
результатам расчетов на прочность (п. К.1.1.1);
- фактическая толщина стенки S = 46,4 мм, установленная по результатам
f
контроля.
К.2.2.3. Вычислили эксплуатационную глубину эрозионно-коррозионного
повреждения по формуле:
C = S - S + S , (К.2)
эксп пр f погр
где S = 0,5 мм - погрешность измерения толщины стенки.
погр
Для рассматриваемой детали эксплуатационная глубина
эрозионно-коррозионного повреждения:
C = S - S + S = 50 - 46,4 + 0,5 = 4,1 мм.
эксп пр f погр
К.2.2.4. Вычислили остаточную глубину эрозионно-коррозионного
повреждения по формуле:
ост f погр R,ут
Для рассматриваемой детали остаточная глубина эрозионно-коррозионного
повреждения:
C = S - S - S = 46,4 - 0,5 - 15,2 = 30,7 мм.
ост f погр R,ут
К.2.2.5. Вычислили остаточный ресурс детали для двух случаев из
следующих выражений:
C x [t] C
I ост [C] эксп
ост [C] [t] t
эксп
C x [t] C
II ост эксп [C]
б) t = ----------, если ----- > ---. (К.5)
ост C t [t]
эксп эксп
Для рассматриваемой детали получены два значения
эрозионно-коррозионного остаточного ресурса:
C x [t]
I ост 30,7 x 30
а) t = ---------- = --------- = 921 год,
ост [C] 1,0
C x [t]
II ост 30,7 x 30
б) t = ---------- = --------- = 225 лет.
ост C 4,1
эксп
К.2.2.6. Для дальнейшего расчета эрозионно-коррозионного остаточного
ресурса насоса использовали минимальное из двух значений, полученных из
I II
t = min {t ; t }. (К.6)
к,ост ост ост
Для рассматриваемой детали эрозионно-коррозионный остаточный ресурс:
t = min {921; 225} = 225 лет.
к,ост
В рассматриваемом случае в качестве ресурсного параметра было принято
накопление усталостных повреждений - a.
Оценка t проводилась в следующей последовательности:
уст,ост
а) установлено предельно-допустимое значение накопленных усталостных
повреждений [a ], используя нормативно-техническую документацию;
N
б) вычислено текущее накопленное усталостное повреждение a за
эксп
рассматриваемый промежуток времени, используя результаты контроля
эксплуатационных циклов (вычисление требуется проводить согласно
требованиям действующих норм ПНАЭ Г-7-002-86);
в) вычислено остаточное усталостное повреждение, необходимое для
перехода рассматриваемой детали в предельное состояние за период
эксплуатации после контроля технического состояния насоса;
г) вычислен усталостный остаточный ресурс наиболее определяющей детали.
К.3.1. Информация, используемая для расчета усталостного ресурса:
- проектное накопление усталостных повреждений [a ] = 1 (в случае, если
N
расчет на циклическую прочность выполнен с учетом сейсмических
воздействий), [a ] = 0,8 (в случае, если сейсмические нагрузки при расчете
N
на циклическую прочность не учитывали);
- проектный срок службы насоса [t] = 30 лет;
- наработка t = 20 лет до момента проведения контроля насоса;
эксп
- информация по числу циклов, представленная в таблице К.2.
Проектные, фактические и допускаемые числа циклов нагружения представлены в таблице К.8.
Таблица К.8
ПРОЕКТНЫЕ, ФАКТИЧЕСКИЕ И ДОПУСКАЕМЫЕ ЧИСЛА ЦИКЛОВ НАГРУЖЕНИЯ
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Блок нагружения ?Проектное?Фактическое?Допускаемое?
? ? число ? число ? число ?
? ? циклов ? циклов ? циклов ?
? ? пр ? f ? 0 ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? ? ? ? 12 ?
?Пуск - стационарный режим - останов ?1500 ?800 ?> 10 ?
?(НЭ) ? ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? ? ? ? 10 ?
?Пуск - стационарный режим - аварийное ?260 ?90 ?3 x 10 ?
?расхолаживание (ННЭ) ? ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? ? ? ? 7 ?
?Гидроиспытания (ГИ) ?30 ?20 ?3 x 10 ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? пр ?
?(К. 1.1.1); ?
? N принимается по результатам эксплуатации; ?
? f ?
? [N ] принимается по результатам уточненных расчетов по программе [7]. ?
? 0 ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
К.3.2. Вычислено накопленное усталостное повреждение наиболее определяющей детали по формуле:
N
K f,i
a = фи x SUM ----, (К.7)
эксп KN t=1 [N ]
0
где:
K = 3 - число расчетных режимов;
фи = 1 - коэффициент влияния среды на циклическую прочность
KN
Для рассматриваемой детали накопленное усталостное повреждение:
N N N N
K f,i f,1 f,2 f,3 800 90
a = фи x SUM ---- = ---- + ---- + ---- = -------- + -------- +
эксп KN i=1 [N ] [N ] [N ] [N ] 20 10
0 0 0 0 6 x 10 3 x 10
20 -5
+ ------- = 2,67 x 10 .
7
3 x 10
К.3.3. Вычислено остаточное усталостное повреждение по формуле:
a = [a ] - a . (К.8)
ост N эксп
Для рассматриваемой детали остаточное усталостное повреждение:
-5
a = [a ] - a = 0,8 - 2,67 x 10 = 0,799.
ост N эксп
К.3.4. Вычислен усталостный остаточный ресурс детали из выражений:
a x [t] [a ] a
I ост N эксп
уст,ост [a ] [t] t
N эксп
a x t a [a ]
II ост эксп эксп N
уст,ост a t [t]
эксп эксп
Для рассматриваемой детали получают два значения усталостного ресурса:
a x [t]
I ост 0,799 x 30
а) t = ---------- = ---------- = 30 лет,
уст,ост [a ] 0,8
N
a x t
II ост эксп 0,799 x 20 5
б) t = ------------ = ----------- = 5,99 x 10 лет.
уст,ост a -5
эксп 2,67 x 10
К.3.5. Для дальнейшего расчета усталостного остаточного ресурса насоса
следует взять минимальное из двух значений, полученных из выражений (К.9) и
I II
t = min {t ; t }. (К.11)
уст,ост уст,ост уст,ост
Для рассматриваемой детали значение усталостного остаточного ресурса:
5
t = min {30; 5,99 x 10 } = 30 лет.
уст,ост
К.4. Оценка остаточного ресурса насоса (при принятых ресурсных параметрах, таких как подача насоса, вибрационные нагрузки и др.)
К.4.1. По результатам оценки остаточных ресурсов деталей насоса при различных механизмах старения (К.2, К.3) составлена таблица К.9.
Таблица К.9
ПРИ УЧЕТЕ РАЗЛИЧНЫХ МЕХАНИЗМОВ СТАРЕНИЯ НА МОМЕНТ КОНТРОЛЯ
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НАСОСА НА _________ 200_ Г.
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
? Наименование детали насоса ? Усталостный ?Эрозионно-коррозионный?
? ?остаточный ресурс,? остаточный ресурс, ?
? ? t , лет ? t , лет ?
? ? уст,ост ? к,ост ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?2. Напорная часть корпуса ?30 ?225 ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?4. Шпильки разъемных ? ? ?
?соединений: ? ? ?
?и т.д. ? ? ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
?примерах настоящего Приложения не проводилась. ?
???????????????????????????????????????????????????????????????????????????
К.4.2. Остаточный ресурс насоса t определен на основании принципа
ост
"безопасной эксплуатации по техническому состоянию", поэтому величина
остаточного ресурса определена по методу слабого звена.
К.4.3. Для рассматриваемой детали остаточный ресурс согласно таблице К.9 составит 30 лет.
К.4.4. По результатам поверочных расчетов подготовлен Отчет.
С учетом полученных результатов в ходе выполнения Программы обследования, в том числе с учетом результатов Отчета, оформлено Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе.
К.4.5. По результатам оценки технического состояния и остаточного ресурса насоса принимается Решение о возможности продления срока службы насоса на 30 лет (до 60 лет) при принятой модели эксплуатации.
Решение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации насоса утверждено главным инженером АС и направлено в Ростехнадзор.
К.4.6. Решение о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации насоса приложено к паспорту насоса.
К.5. Результаты работ, полученные при оценке технического состояния и остаточного ресурса насоса внесены в базу данных о контроле, оценке, прогнозировании и управлении ресурсными характеристиками элементов энергоблока АС.
(справочное)
СОСТОЯНИЯ МЕТАЛЛА ОБОРУДОВАНИЯ
Л.1. Методы измерения (контроля) параметров состояния металла оборудования
Л.1.1. Методы измерения (контроля) механических свойств. Нормативные документы:
ГОСТ 2999-75. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу;
ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств;
ГОСТ 9012-59. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю;
ГОСТ 9013-59. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Роквеллу;
ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытаний на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах;
ГОСТ 10006-80. Трубы металлические. Методы испытания на растяжение;
ГОСТ 19040-81. Трубы металлические. Метод испытания на растяжение при повышенных температурах;
ГОСТ 18661-73. Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка;
ГОСТ 18835-73. Металлы. Метод измерения пластической твердости;
ГОСТ 22761-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия;
ГОСТ 22762-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара;
РД ЭО 0027-2005. Инструкция по определению механических свойств металла оборудования атомных станций безобразцовыми методами по характеристикам твердости.
Л.1.2. Методы измерения (определения) характеристик вязкости разрушения производятся согласно ГОСТ 25.506 "Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении".
Л.1.3. Методы выявления и определения структуры металла производятся согласно следующим документам:
ГОСТ 1778-70. Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений;
ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна;
ГОСТ 5640-68. Сталь. Металлографический метод оценки микроструктуры листов и ленты;
ГОСТ 6032-2003. Стали и сплавы коррозионно-стойкие. Методы испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии;
ГОСТ 8233-56. Сталь. Эталоны микроструктуры;
ГОСТ 10243-75. Сталь. Методы испытаний и оценки макроструктуры;
ГОСТ 11878-66. Сталь аустенитная. Методы определения содержания ферритной фазы в прутках;
РД ЭО 0199-2000. Инструкция по определению содержания ферритной фазы в наплавленном металле сварочных и наплавочных материалов, основном металле, сварных швах аустенитных нержавеющих сталей и антикоррозийной наплавке оборудования и трубопроводов АС;
РД ЭО 0282-2005. Инструкция по металлографическому контролю состояния металла оборудования и трубопроводов АЭС;
РД ЭО 0505-2003. Инструкция по стилоскопированию металла;
РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю;
РМД 2730.300.08-2003. Определение содержания ферритной фазы точечным методом;
МУ 34-70-040-83. Методические указания по химическому и физико-химическому фазовому анализам металла энергооборудования электростанций Минэнерго СССР.
Л.1.4. Методы измерения (контроля) дефектов, повреждений металла (растрескивание, изменение геометрических размеров, эрозия, питтинг) производятся согласно следующим документам:
ПНАЭ Г-7-009-89. Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварка и наплавка. Основные положения;
ПНАЭ Г-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 АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть I. Контроль основных материалов (полуфабрикатов);
ПНАЭ Г-7-015-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования АЭУ. Магнитопорошковый контроль;
ПНАЭ Г-7-016-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования АЭУ. Визуальный и измерительный контроль;
ПНАЭ Г-7-017-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования АЭУ. Радиографический контроль;
ПНАЭ Г-7-018-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования АЭУ. Капиллярный контроль;
ПНАЭ Г-7-030-91. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть II. Контроль сварных соединений и наплавки;
ПНАЭ Г-7-031-91. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть III. Измерение толщины монометаллов, биметаллов и антикоррозионных покрытий;
ПНАЭ Г-7-032-91. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть IV. Контроль сварных соединений из сталей аустенитного класса;
ГОСТ 7512-82. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод;
ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые;
ГОСТ 17410-78. Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии;
ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования;
ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод;
Инструкции заводов-изготовителей по эксплуатации ультразвуковых дефектоскопов и толщиномеров.
Допускается использование других методов и средств контроля, разрешенных к применению Ростехнадзором.
Л.2. Средства измерения (контроля) параметров состояния металла оборудования
Л.2.1. Средства измерения механических свойств и твердости:
Приборные комплексы для безобразцового неразрушающего определения механических свойств:
- ТЕСТ-5У;
- МЕТ-УД.
Твердомеры:
- ТЭМП-2, ТЭМП-3, ТЭМП-4 (малогабаритный электронный твердомер для экспрессного измерения твердости по Бринеллю, Виккерсу, Роквеллу и Шору);
- ТПП-2 (измерение твердости по Виккерсу);
- ТШП-4 (измерение твердости по Бринеллю);
- МЭИ-Т7 (измерение твердости на пределе текучести по Бринеллю);
- МЭИ-Т8 (измерение твердости в труднодоступных местах);
- другие средства, внесенные в Госреестр и прошедшие проверку.
Л.2.2. Средства выявления и определения структуры металла:
- атомно-эмиссионный спектрометр PMI Master Plus;
- микроскоп металлографический горизонтальный МИМ-8М;
- микроскоп металлографический горизонтальный МИМ-10М;
- микроскоп металлографический ММР-4;
- микроскоп металлографический ММУ-3;
- микроскоп стереоскопический с универсальным штативом МБС-9;
- микрофотонасадка МНФ-5;
- микрофотонасадка МНФ-8;
- микрофотонасадка МНФ-12;
- микротвердомер ПМТ-3;
- шлифовальный разрезной станок (настольный) "Миносекар";
- шлифовально-разрезной станок "Метасекар";
- шлифовально-полировальный станок 3E88IM;
- вытяжной шкаф;
- фотоувеличитель;
- станок для контактной печати АК;
- ферритометр УВП-12;
- ферритометр ФС-2М;
- ферритометр МФ-51НЦ;
- стилоскоп СЛ-11А.
Л.2.3. Методы контроля и средства измерения (контроля) дефектов металла (растрескивание, изменение геометрических размеров, эрозия, питтинг).
Средства радиографии
1) Дефектоскопы:
- гаммадефектоскоп "Гаммарид" - 192/4;
- гаммадефектоскоп "Гаммарид" - 192/40Т;
- гаммадефектоскоп "Гаммарид" - 192/60;
- гаммадефектоскоп "Гаммарид" - 192/120;
- гаммадефектоскоп "Стапель-5М".
2) Рентгеновские аппараты:
- РАТМИР-190;
- АРИНА-5;
- РПД-200 Мини;
- MXR-150 (Венгрия);
- MXR-151 (Венгрия);
- другие средства, внесенные в Госреестр и прошедшие проверку.
3) Рентгеновские пленки:
- РТ-1 по ТУ 6-17.898;
- Д-4 фирмы Agfa - Gevaert;
- Д-7 фирмы Agfa - Gevaert;
- Структурикс (по согласованию с материаловедческой организацией).
4) Эталоны чувствительности:
- N 11 по ГОСТ 7512-82;
- N 12 по ГОСТ 7512-82;
- N 13 по ГОСТ 7512-82;
- N 14 по ГОСТ 7512-82.
5) Средства ультразвуковой дефектоскопии и толщинометрии:
а) Дефектоскопы:
- дефектоскоп ультразвуковой УД2-12 общего назначения;
- дефектоскоп ультразвуковой УДЦ-203М;
- дефектоскоп ультразвуковой УД4-12Т;
- дефектоскоп ультразвуковой УДЦ-201П;
- дефектоскоп ультразвуковой УД2-70;
- дефектоскоп ультразвуковой УД2В-П46;
- дефектоскоп ультразвуковой DIO-562 фирмы Тестрон;
- USK-6, 7, 25, 35, 50, 52, фирмы Krautkramer;
другие средства, внесенные в Госреестр и прошедшие проверку.
б) Толщиномеры:
- толщиномер ультразвуковой УТ-93П общего назначения;
- толщиномер ультразвуковой ТЭМП-УТ;
- толщиномер ультразвуковой УТ-04ЭМА;
- толщиномер ультразвуковой УТ-80М;
- толщиномер ультразвуковой УТ-82;
- толщиномер Panametrics;
- толщиномер 26 MO;
- толщиномер 26 XTPL;
- толщиномер 26 MGXT;
- толщиномер ультразвуковой DM-2, 4 фирмы Krautkramer;
- другие средства, внесенные в Госреестр и прошедшие проверку.
в) Преобразователи:
- преобразователи ультразвуковые прямые и наклонные в соответствии с требованиями и указаниями ПНАЭ Г-7-014-89, ПНАЭ Г-7-030-91, ПНАЭ Г-7-031-91 и ПНАЭ Г-7-032-91.
г) Стандартные образцы:
- комплект КОУ-1 по ГОСТ 14782-86;
- комплект КОУ-2 по ГОСТ 14782-86;
- стандартные образцы Международного Института Сварки V1;
- стандартные образцы Международного Института Сварки V2;
- стандартные образцы предприятий (СОП).
6) Средства капиллярной дефектоскопии:
- дефектоскопический комплект СИМ ТУ 24.11.042-93.
7) Контрольные образцы:
- I класс чувствительности по ГОСТ 18442-80;
- II класс чувствительности по ГОСТ 18442-80;
- III класс чувствительности по ГОСТ 18442-80.
8) Средства магнитопорошковой дефектоскопии:
а) Дефектоскопы:
- ДМЦ-21П по ГОСТ 21105;
- ДМЭ-23Ц по ГОСТ 21105,
б) Магнитометр - МФ-23И-1
в) Контрольные образцы:
- уровень чувствительности А ГОСТ 21105-87;
- уровень чувствительности Б ГОСТ 21105-87;
- уровень чувствительности В ГОСТ 21105-87.
г) Приборы:
- анализатор концентрации магнитной суспензии АКС-1С;
- МФ-10СП (для проверки выявляющей способности магнитного порошка);
- спектрометр ДФС-71 многоканальный эмиссионный.
1) Средства измерений (контроля) линейных размеров:
- линейки измерительные металлические по ГОСТ 427-75;
- штангенциркули по ГОСТ 166-89;
- микрометры по ГОСТ 6507-90;
- рулетки измерительные металлические по ГОСТ 7502-98;
- индикаторы по ГОСТ 577-68 и ГОСТ 5584-75;
- лупы измерительные по ГОСТ 25706-83;
- другой измерительный инструмент.
2) Средства вибрационного контроля:
- виброизмерительное устройство СМ-3001;
- виброизмерительное устройство АДП-3101;
- другие средства, внесенные в Госреестр и прошедшие проверку.
3) Средства для обработки и расшифровки рентгеновских снимков:
- денситометр ДД 505-220;
- денситометр ДНС-2;
- денситометр ОФ-10ДЦМ;
- негатоскоп НС 85-400;
- негатоскоп НГС-2;
- двухэкранный негатоскоп ОД-41НМ2Э;
- набор для визуальной оценки плотности НМОП-1;
- дешифратор рентгеновских снимков "Express-method".
Л.3. Требования к разрешающей способности средств измерений (контроля)
Л.3.1. Средства измерения (контроля) механических свойств и твердости.
Погрешность измерений механических свойств должна быть не более +/-10%, а измерений твердости не более +/- 5% от измеряемой величины.
Л.3.2. Средства выявления структуры.
Средства измерений (контроля) должны обеспечивать выявление структурных составляющих согласно требованиям ГОСТ 1778-70, ГОСТ 5640, ГОСТ 10243-75 и ГОСТ 11878-66.
Погрешность измерений ферритометров должна быть не более +/- 10% от предела соответствующего диапазона.
Л.3.3. Средства измерения (определения) дефектов металла.
Средства измерений (контроля) должны обеспечивать выявление несплошностей с характеристиками, приведенными в ОСТ и ТУ для основного металла, ПНАЭ Г-7-010-89 для сварных соединений, а также в конструкторской документации, инструкциях и методиках контроля.
Разрешается использование других аттестованных приборов и средств, разрешенных к применению Ростехнадзором.
на прочность 01-904-62-7-ТХ отделения.
инв. N 2035, 2004.
ИЦП МАЭ, 2000. и сварных соединений трубопроводов
3 блока Курской АЭС после 100 тысяч часов
эксплуатации.
1985. fatigue design of weldments, Fatigue
fract eng mater. STRUCT. Vol. 8, 3,
pp. 223 - 241.
Р.Ю. Мосенкис, 1985. напряжений в сварных соединениях со
стыковыми и угловыми швами.
"Автоматическая сварка", N 8 (389).
комплексу расчета оборудования и
трубопроводов CAN 2.0 1.01.19.19.93.611,
Инв. N 230-От-4443. Регистрационный
N 000080 в ГАН РФ НТЦ по Ядерной и
Радиационной Безопасности НИКИЭТ.
питательной воды D 150, D 400 с учетом
у у
отклонений от номинальных размеров.
для пользователя 23.4968. циклической прочности конструкций АЭС при
Цикл 2.0. квазистатическом малоцикловом нагружении,
инв. N Е.230-2644, 1992 г.
Регистрационный N 10 в ГАН РФ НТЦ по
Ядерной и Радиационной Безопасности.
Расчет прочности
18.001.00.00.000 РП02.
N 18.001.00.00.000 РП02. откорректировано и дополнено в
соответствии с "замечаниями по
техническому и рабочему проекту
сепаратора пара".
1123.63.00.000 Д2, проектного ресурса сепаратора пара
АО "Ижорские заводы", 2000. РУ РБМК-1000 первого блока КуАЭС.
заводы". сепаратора пара КуАЭС, 1-ая очередь.
водоуравнительных трубопроводов
сепараторов пара (ВУТ СП) с реакторами
РБМК-1000 для 3-го блока КуАЭС. Расчет на
прочность трубопроводов ВУТ СП и
возможных ограничений перемещений
собственно трубопроводов ВУТ.
[13] НИКИЭТ. Отчет, Расчетно-экспериментальные исследования
инв. N 230-001-3674, 1991 г. прочности водоуравнительных трубопроводов
барабан-сепараторов Курской АЭС.
инв. N 230-069-4361, 1993 г. водоуравнительных трубопроводов
барабан-сепараторов Курской АЭС.
Инв. 31056-14-163т. опорных конструкций сепараторов пара и
строительных конструкций бокса
сепараторов пара на сейсмические
воздействия. КуАЭС.
321.37.000 РР, из барабан-сепаратора.
инв. N Ра 230-0376, 1994.
(Прочностной). 321.37.000РР, расхолаживания из барабан-сепаратора.
инв. N Ра 0683, 1998.
(Прочностной). 321.37.000РР, расхолаживания из барабан-сепаратора.
инв. N Ра 230-0630, 1996.
[19] Ware A.G., Morton D.К., Application of NUREG/CR-5999 Intelear
Nitze М.Е. 1995 Fatigues to Selected nuclear Power
Components, UREG/CR-2660, INEL-95/0045.
Вернуться в "Каталог нормативных документов"
Источник информации: https://internet-law.ru/documents/prod/karta_forma/1/rd_eo.html
На правах рекламы:
|
© Антон Серго, 1998-2026.
|
Разработка сайта |
|