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 № 536)

от 3 мая 2011 г. № 536

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ

ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ, СОСУДОВ И НАСОСОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

МЕТОДИКА

РД ЭО 1.1.2.09.0774-2011

1 июня 2011 года

1. Область применения

1.1. Настоящий руководящий документ (далее — РД) устанавливает требования к содержанию и организации работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов, сосудов и корпусов насосов (далее — оборудование) энергоблоков с ВВЭР, РБМК, ЭГП, а также оборудования третьего контура энергоблоков с БН, в том числе при продлении (переназначении) проектного срока эксплуатации (службы) энергоблока.

Требования настоящего РД распространяются на оборудование и технологические трубопроводы:

• относящиеся к классам безопасности 1, 2, 3, 4 по классификации НП-001-97;
• зарегистрированные и взятые на учет на АС по ПНАЭ Г-7-008-89 (относящееся к группам A, B, C) либо по НП-044-03 или по НП-045-03.

Требования настоящего РД также распространяются на оборудование, для которого в нормативной и проектно-конструкторской документации сведения о ресурсных характеристиках не приведены (не установлены).

Требования настоящего РД не распространяются на:

• тепловыделяющие элементы и сборки, стержни систем управления и защиты и другие конструкционные элементы внутри корпусов реакторов, технологических и иных каналов, содержащие делящиеся, поглощающие или замедляющие материалы;
• трубы и устройства, встроенные внутрь оборудования, разрушение которых не приводит к выходу рабочей среды за пределы этого оборудования или к перетечке через разделяющие различные среды герметичные элементы (в том числе среды с разными параметрами);
• элементы с расчетной температурой выше или равной температуре, при превышении которой необходимо учитывать характеристики длительной прочности, пластичности и ползучести; 22
  • элементы, подвергающиеся нейтронному облучению флюенсом более 10 нейтр./кв. м (с энергией более или равной 0,1 МэВ);
• корпуса реакторов, парогенераторы, главные циркуляционные насосы, арматуру, металлоконструкции РБМК и ЭГП;
• элементы, расположенные в корпусах оборудования с целью изучения их работоспособности;
• элементы, работающие в контакте с жидкометаллическим теплоносителем;
• опоры и подвески оборудования.

Оценка технического состояния таких элементов проводится в соответствии с требованиями специально разработанных руководящих документов (например, для БН-600 — РД ЭО 1.1.2.09.0714).

1.2. Требования настоящего РД обязательны для применения центральным аппаратом ОАО «Концерн Энергоатом», филиалами ОАО «Концерн Энергоатом» — атомными станциями, а также организациями, обеспечивающими безопасную эксплуатацию атомных станций и привлекаемыми к выполнению работ (оказанию услуг) по оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования энергоблоков АС.

2. Нормативные ссылки

В настоящем РД использованы ссылки на следующие документы:

НП-001-97. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций. ОПБ-88/97

НП-017-2000. Основные требования к продлению срока эксплуатации блока атомной станции

НП-031-01. Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций

НП-044-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, для объектов использования атомной энергии

НП-045-03. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды для объектов использования атомной энергии

ОП 1513-72. Основные положения по сварке и наплавке узлов и конструкций атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок

ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок

ПНАЭ Г-7-008-89. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок

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 неразрушающего контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Ч. 1. Контроль основных материалов (полуфабрикатов)

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

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

ПНАЭ Г-7-017-89. Унифицированные методики неразрушающего контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Радиографический контроль

ПНАЭ Г-7-018-89. Унифицированные методики неразрушающего контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Капиллярный контроль

ПНАЭ Г-7-019-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Контроль герметичности. Газовые и жидкостные методы

ПНАЭ Г-7-025-90. Стальные отливки для атомных энергетических установок. Правила контроля

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

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

ПНАЭ Г-7-032-91. Унифицированные методики неразрушающего контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Ч. 4. Контроль сварных соединений из сталей аустенитного класса

ПБ 03-576-2003. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением

ПБ 10-573-2003. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды

ПК 1514-72. Правила контроля сварных соединений и наплавки узлов и конструкций атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок

ГОСТ 2.102-68. Единая система конструкторской документации. Виды и комплектность конструкторских документов

ГОСТ 2.601-2006. Единая система конструкторской документации. Эксплуатационные документы

ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 27.004-85. Надежность в технике. Системы технологические. Термины и определения

ГОСТ 1050. Прокат сортовой, калиброванный, со специальной отделкой поверхности из углеродистой качественной конструкционной стали. Общие технические условия

ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84). Металлы. Методы испытания на растяжение

ГОСТ 9467. Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы

ГОСТ ИСО 2954-97. Вибрация машин с возвратно-поступательным и вращательным движением. Требования к средствам измерений

ГОСТ 15467-79. Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения

ГОСТ 19919-74. Контроль автоматизированный технического состояния изделий авиационной техники. Термины и определения

ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 25866-83. Эксплуатация техники. Термины и определения

ГОСТ 26291-84. Надежность атомных станций и их оборудования. Общие положения и номенклатура

ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования

ГОСТ 30576-98. Вибрация. Насосы центробежные питательные тепловых электростанций. Нормы вибрации и общие требования к проведению измерений

РД-03-36-02. Условия поставки импортного оборудования, изделий, материалов и комплектующих для ядерных установок, радиационных источников и пунктов хранения Российской Федерации

РБ-029-04. Состав и содержание материалов по обоснованию остаточного ресурса элементов блока атомной станции для продления срока его эксплуатации

РД 34.10.122-94. Унифицированная методика. Стилоскопирование деталей и сварных швов энергетических установок

СТО 1.1.1.01.006.0327-2008. Продление срока эксплуатации блока атомной станции

СТО 1.1.1.01.0678-2007. Основные правила обеспечения эксплуатации атомных станций

РД ЭО 0027-2005. Инструкция. Определение характеристик механических свойств металла оборудования атомных электростанций безобразцовыми методами по характеристикам твердости

РД ЭО 0079-2005. Телевизионный контроль на атомных энергетических установках. Общие требования

СТО 1.1.1.01.007.0281-2010. Управление ресурсными характеристиками элементов энергоблоков атомных станций

РД ЭО 0282-2005. Инструкция по металлографическому контролю состояния металла оборудования и трубопроводов на атомных электростанциях

РД ЭО 0330-2001. Руководство по расчету на прочность оборудования и трубопроводов реакторных установок РБМК, ВВЭР и ЭГП на стадии эксплуатации

РД ЭО 0478-2003. Методика технического диагностирования и продления проектного срока службы сосудов и теплообменников систем, важных для безопасности энергоблоков ЛАЭС с реакторами РБМК-1000

РД ЭО 0505-03. Инструкция по стилоскопированию металла

РД ЭО 0669-2006. Стали и сплавы трубопроводов и элементов оборудования атомных станций. Определение химического состава методом атомно-эмиссионного спектрального анализа

РД ЭО 1.1.2.09.0714-2007. Методика расчета прочности основных элементов реакторных установок на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем

РД ЭО 1.1.2.01.0740-2008. Техническая документация. Положение о порядке разработки, регистрации и учета решений (технических решений)

АТПЭ-2-2005. Типовая программа контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторной установкой ВВЭР-440 при эксплуатации (с изменениями)

АТПЭ-9-03. Типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с ВВЭР-1000 (с изменениями)

АТПЭ-10-04. Типовая программа эксплуатационного контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов систем, важных для безопасности, энергоблоков с РБМК-1000 (с изменением)

АТПЭ-11-01. Типовая программа эксплуатационного контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов систем, важных для безопасности, БН-600 Белоярской АЭС

АТПЭ-20-2005. Типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов систем, важных для безопасности, энергоблоков Билибинской АЭС с реакторной установкой ЭГП-6

И23 СД-80. Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали

Р 50-605-80-93. Рекомендации. Система разработки и постановки продукции на производство. Термины и определения

МР 125-02-95. Правила составления расчетных схем и определения параметров нагруженности элементов конструкций с выявленными дефектами.

3. Термины, определения и сокращения

В настоящем руководящем документе применены термины по ПНАЭ Г-7-008-89, ПНАЭ Г-7-009-89, НП-044-03, НП-045-03, ПБ 03-576-2003, ПБ 10-573-2003, РБ-029-04, СТО 1.1.1.01.0678-2007, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1. Безопасность АС: свойство АС при нормальной эксплуатации и в случае аварий ограничивать радиационное воздействие на персонал, население и окружающую среду установленными пределами (НП-001-97).

3.2. Вид технического обслуживания: объем и содержание операций технического обслуживания, выполняемых на установленном уровне детализации и с определенной периодичностью (ГОСТ 18322).

3.3. Дефект: каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям (ГОСТ 15467).

Примечание - под продукцией понимается оборудование.

3.4. Дополнительный срок эксплуатации: календарная продолжительность (период) эксплуатации блока АС на мощности сверх назначенного срока службы (НП-017-2000).

3.5. Исправное состояние: состояние элемента, при котором он соответствует всем требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации (ГОСТ 27.002).

3.6. Конструкторские документы: графические и текстовые документы, которые в отдельности или в совокупности определяют состав и устройство изделия элемента и содержат необходимые данные для его разработки или изготовления, контроля, приемки, эксплуатации и ремонта (ГОСТ 2.102).

3.7. Контроль технического состояния: проверка соответствия значений параметров элемента требованиям технической документации и определение на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени (ГОСТ 20911).

3.8. Назначенный ресурс <*>: суммарная наработка, при достижении которой эксплуатация элемента должна быть прекращена независимо от его технического состояния (ГОСТ 27.002).

3.9. Назначенный срок службы <*>: календарная продолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объекта должна быть прекращена независимо от его технического состояния (ГОСТ 27.002).

<*> Назначенный ресурс и назначенный срок службы могут быть продлены в процессе эксплуатации при получении новых научно-технических данных и с учетом опыта эксплуатации.

3.10. Назначенный срок эксплуатации (службы) АС: календарное время эксплуатации АС, установленное проектом, по истечении которого дальнейшая эксплуатация АС может быть продолжена только после специального решения, принимаемого на основе исследований ее безопасности и экономической эффективности (НП-017-2000).

3.11. Наработка: продолжительность или объем работы объекта. Наработка может быть как непрерывной величиной (продолжительность работы в часах и т.п.), так и целочисленной величиной (число рабочих циклов, запусков и т.п.) (ГОСТ 27.002).

3.12. Неработоспособное состояние, неработоспособность: состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативной и (или) конструкторской (проектной) документации (ГОСТ 27.002).

3.13. Определяющий параметр: параметр элемента, используемый при контроле для определения вида технического состояния этого элемента (ГОСТ 19919).

3.14. Отказ: событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния объекта (ГОСТ 27.002).

3.15. Паспорт (формуляр): эксплуатационный документ, содержащий сведения, удостоверяющие гарантии изготовителя, значения основных параметров и характеристик (свойств) элемента, а также сведения о сертификации и утилизации элемента (ГОСТ 2.601).

3.16. Повреждение: событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния (ГОСТ 27.002).

3.17. Прогнозирование ресурсных характеристик: управление ресурсными характеристиками элементов энергоблоков атомных станций (СТО 1.1.1.01.007.0281-2010).

3.18. Продление срока эксплуатации: деятельность по подготовке блока АС к эксплуатации в период дополнительного срока (НП-017-2000).

3.19. Ремонт: комплекс операций по восстановлению исправности или работоспособности изделия (элемента) и восстановлению ресурса изделия (элемента) или его составных частей (ГОСТ 18322).

3.20. Ресурсные характеристики: количественные значения параметров долговечности: срок службы, наработка, срок хранения.

3.21. Специализированная организация (исполнитель): организация, привлекаемая к проведению работ по управлению ресурсными характеристиками, имеющая лицензию на оказание услуг эксплуатирующей организации на проведение данного вида работ.

3.22. Срок службы: календарная продолжительность эксплуатации от начала эксплуатации объекта или ее возобновления после ремонта до его перехода в предельное состояние (ГОСТ 27.002).

3.23. Техническая документация: совокупность документов, необходимая и достаточная для непосредственного использования на каждой стадии жизненного цикла продукции (Р 50-605-80-93).

Примечание - техническая документация включает нормативную, эксплуатационную, управленческую, техническую, справочно-информационную, проектно-сметную, конструкторскую, технологическую, монтажную и заводскую документацию (СТО 1.1.1.01.003.0667-2006).

3.24. Техническое состояние: состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, при определенных условиях внешней среды, значениями параметров, установленных технической документацией на элемент (ГОСТ 20911).

3.25. Эксплуатационные документы: техническая документация, предназначенная для эксплуатации изделий, ознакомления с их конструкцией, изучения правил эксплуатации (использования по назначению, технического обслуживания, текущего ремонта, хранения и транспортирования), отражения сведений, удостоверяющих гарантированные изготовителем значения основных параметров и характеристик (свойств) изделия, гарантий и сведений по его эксплуатации за весь период (длительность и условия работы, техническое обслуживание, ремонт и другие данные), а также сведений по его утилизации (ГОСТ 2.601).

АС — атомная станция;

БН — реактор на быстрых нейтронах;

БС — барабан-сепаратор;

ВВЭР — водо-водяной энергетический реактор;

ВК — визуальный контроль;

ВУТ — водоуравнительные трубопроводы;

ГИ — гидроиспытания;

ИК — измерительный контроль;

НД — нормативная документация;

НДС — напряженно-деформированное состояние;

НЭ — нормальная эксплуатация;

ННЭ — нарушение нормальной эксплуатации;

ПВК — пароводяные каналы;

ПКД — проектно-конструкторская документация;

РБМК — реактор большой мощности канальный;

РД — руководящий документ;

РУ — реакторная установка;

ТОиР — техническое обслуживание и ремонт;

ТУ — технические условия;

УЗК — ультразвуковой контроль;

ЭГП — энергетический графитовый паровой реактор;

ЭД — эксплуатационная документация;

А — накопленное усталостное повреждение;

a — суммарное накопленное усталостное повреждение; SUM

a — суммарное накопленное усталостное повреждение с учетом SUM KN влияния среды;

[a ] — предельно допустимое (проектное) накопленное усталостное № повреждение;

a — накопленное усталостное повреждение за период наработки; эксп

K — коэффициент концентрации; сигма

K — эффективный коэффициент концентрации; ef

K — максимальный коэффициент увеличения напряжений; сигма max

S — проектная толщина стенки, мм; пр

S — расчетная толщина стенки, мм; R

S — уточненная расчетная толщина стенки, мм; R,ут

S — фактическая толщина стенки, мм; f

S — погрешность измерения толщины стенки, мм; погр

[C] — предельно-допустимая глубина эрозионно-коррозионного износа, мм;

C — эксплуатационная глубина эрозионно-коррозионного износа, мм; эксп

C — остаточная глубина эрозионно-коррозионного износа, мм; ост

(сигма) — группа приведенных напряжений, определяемая по составляющим 1 общих мембранных напряжений, МПа;

(сигма) — группа приведенных напряжений, определяемая по составляющим 2 общих изгибных и мембранных напряжений, МПа;

(сигма) — размах напряжений, МПа; RK

[сигма ] — допускаемая амплитуда условных упругих напряжений с учетом aF коэффициента концентрации, МПа;

[сигма ] — допускаемая амплитуда условных упругих напряжений в aF S сварном соединении с учетом коэффициента концентрации, МПа;

(сигма ) — местные приведенные напряжения с учетом коэффициента L концентрации, МПа;

фи — коэффициент снижения циклической прочности сварных соединений; S

фи — коэффициент влияния теплоносителя на циклическую прочность; KN

[N ] — допускаемое число циклов нагружения элемента конструкции; 0

N — число циклов нагружения деталей трубопровода за период эксп эксплуатации;

N — проектное число циклов нагружения деталей трубопровода за период пр заданного срока службы;

N — фактическое число циклов нагружения; f

N — расчетное число циклов на период продления срока службы продления трубопровода;

    N   - ожидаемое число циклов нагружения за t    ;
     ож                                         ожид
    n      - запас по напряжению;

 сигма

n — запас по числу циклов; N

[t] — проектный срок службы трубопровода, лет;

t — наработка трубопровода, лет; эксп

t — ожидаемый период срока службы трубопровода, лет; ожид

t — период продления срока службы трубопровода, лет. продления

состояния и остаточного ресурса

4.1. Для оценки технического состояния и остаточного ресурса оборудования энергоблоков АС создается комиссия, которая организует разработку, оформление и выполнение Программы обследования, оценки технического состояния и остаточного ресурса оборудования и трубопроводов (далее — Программа обследования), разрабатывает Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе оборудования и трубопроводов, разрабатывает Решение (техническое решение) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования и трубопроводов.

4.2. Состав комиссии для оценки технического состояния и остаточного ресурса элементов первого класса безопасности по НП-001-97, а также элементов второго класса, зарегистрированных в органах Ростехнадзора, определяется распорядительным документом эксплуатирующей организации. В состав комиссии включаются представители эксплуатирующей организации и атомной станции, представители организаций, разработавших проекты АС и/или РУ (в зоне их проектирования), разработчиков (изготовителей) оборудования, головной материаловедческой организации, других специализированных организаций, привлекаемых к разработке и выполнению Программы обследования и имеющих необходимые лицензии (СТО 1.1.1.01.006.0327).

Состав комиссии для оценки технического состояния и остаточного ресурса элементов второго, не зарегистрированных в органах Ростехнадзора, а также элементов третьего и четвертого классов безопасности по НП-001-97 определяется распорядительным документом АС. В состав комиссии кроме представителей АС в общем случае могут включаться представители предприятий — разработчиков проектов РУ (в зоне их проектирования) и/или АС, разработчиков (изготовителей) оборудования, головной материаловедческой организации и/или других организаций, имеющих лицензии на данный вид деятельности, привлекаемых к разработке и выполнению Программы обследования.

4.3. Специалисты, выполняющие работы по неразрушающему контролю при оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования, должны быть аттестованы в установленном порядке.

При проведении работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования лицам, осуществляющим контроль состояния металла, и администрации организаций следует руководствоваться требованиями норм и правил Ростехнадзора по ядерной, радиационной, пожарной и технической безопасности при эксплуатации оборудования атомных электростанций и соответствующих инструкций, действующих на АС.

4.4. В ходе работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования должна быть разработана следующая документация: Программа обследования; Отчет с результатами расчетов на прочность (при необходимости); Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе; Решение о возможности, сроках и условиях дальнейшей эксплуатации или замене (модернизации) элементов.

4.4.1. Программа обследования разрабатывается в целях организации выполнения работ, установления их порядка, определения и конкретизации методов и объемов контроля на основании существующих методик, введенных в действие в установленном порядке. При необходимости разрабатываются Рабочие программы обследования (контроля, ревизии, исследований, испытаний и пр.) оборудования.

Программа обследования должна содержать:

• общие положения, назначение и область применения, цели работ;
• основания для разработки;
• сведения об исходных данных элементов;
• сведения по выполненным работам;
• организацию и порядок выполнения обследований;
• обоснование выбора элементов для проведения дополнительного контроля;
• возможность корректировки объема работ (в т.ч. контроля, диагностики), определенного по результатам анализа;
• требования к оформлению рабочих программ (ревизий, исследований, испытаний и пр.) при их разработке;
• оценку технического состояния;
• расчетные обоснования (при необходимости) и оценку ресурсных характеристик (остаточного ресурса);
• требования к оформлению отчетной документации по результатам отдельных работ (этапов работ), к согласованию и утверждению Заключения и Решения (технического решения).

Программа обследования утверждается:

• руководством Эксплуатирующей организации — по всем элементам первого класса, а также второго класса безопасности по НП-001-97, зарегистрированным в органах Ростехнадзора;
• главным инженером АС — по элементам второго класса безопасности по НП-001-97, не зарегистрированным в органах Ростехнадзора; по всем элементам третьего и четвертого классов безопасности по НП-001-97.

Программа обследования разрабатывается для каждой единицы оборудования и/или для ряда однотипных единиц оборудования.

По результатам анализа технической документации и условиям эксплуатации для детального диагностирования может быть выбрана одна или несколько единиц оборудования.

В качестве единицы оборудования для детального диагностирования по результатам предварительного анализа принимается либо наиболее опасный с точки зрения прочности элемент (по параметрам сред и т.д.), либо имеющий наибольшее число повреждений при эксплуатации или наибольшую наработку.

Для остального оборудования рассматриваемого ряда однотипных единиц допускается выполнение работ по сокращенной программе с обязательным выполнением анализа документации, результатов внешнего осмотра, анализа результатов и параметров гидроиспытаний, результатов неразрушающего контроля металла, а также анализа фактических значений определяющих параметров.

4.4.2. С учетом результатов контроля состояния металла проводятся поверочные расчеты на прочность и оценка ресурсных характеристик (остаточного ресурса) оборудования. По результатам расчетов на прочность выпускается Отчет.

4.4.3. По результатам работ, выполненных в соответствии с Программой обследования, оформляется Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе оборудования.

Заключение должно содержать следующие разделы (информацию):

• введение;
• основные сведения об оборудовании (конструкция, материалы и технология изготовления, условия эксплуатации):

1. предприятие-изготовитель;

2. дата изготовления оборудования;

3. дата монтажа и дата ввода в эксплуатацию;

4. станционное обозначение;

5. краткая характеристика конструкции и технологии изготовления;

6. расчетные (проектные) технические характеристики (давление, температура, характеристики среды (pH и т.д.) и т.п.);

7. параметры эксплуатации (параметры эксплуатации должны производиться в соответствии с перечнем параметров, которые необходимо контролировать или использовать в соответствии с программой обследования);

8. геометрические размеры оборудования (диаметр, высота, толщина стенки корпуса);

9. материалы основных элементов (использованные предприятием-изготовителем и/или использованные при ремонте);

10. сварочные материалы, использованные при изготовлении, реконструкции и ремонте;

11. дополнительно для. насосов: подача, напор или давление, частота вращения, вибрация, утечки через концевые уплотнения;

• результаты анализа технической документации:

1. краткая информация о сертификатах качества материалов, используемых при изготовлении (при наличии), ремонте и модернизации оборудования с оценкой соответствия действующей НД;

2. сводные данные по результатам предыдущих обследований и контроля за весь срок эксплуатации;

3. неисправности (повреждения, дефекты, отказы), проявившиеся при эксплуатации;

4. причины, послужившие основанием для ремонта и модернизации;

5. фактические технические (технологические) параметры, режимы и условия эксплуатации, специфические условия эксплуатации (если таковые имели место) и т.д.;

• результаты контроля (объем контроля определяется Программой обследования):

1. краткая информация (или ссылки на программы, методики, НД) о методах и средствах контроля;

2. сведения о повреждениях, дефектах, обнаруженных при наружном и внутреннем осмотрах, измерениях основных размеров;

3. данные о повреждениях, дефектах в сварных соединениях и в основном металле, обнаруженных методами неразрушающего контроля;

4. данные по результатам дополнительного контроля (например, ультразвуковой толщинометрии и т.д.);

• результаты оценки технического состояния и остаточного ресурса в соответствии с настоящим РД;
• выводы и рекомендации с указанием возможности разрешенных параметров, условий и сроков дальнейшей эксплуатации оборудования или объемов его ремонта.

Заключение может содержать рекомендации по:

• оптимизации ТОиР;
• модернизации элементов или их составных частей;
• использованию дополнительных методов и средств контроля и диагностирования технического состояния;
• изменению (смягчению) условий и режимов эксплуатации;
• замене отдельных узлов или деталей вследствие их технического состояния или исчерпания ресурса.

Для оборудования, зарегистрированного в органах Ростехнадзора в соответствии с ПНАЭ Г-7-008-89, к Заключению должны быть приложены:

• акт по 2.1.11 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, разработанный комиссией и утвержденный главным инженером АС (форма акта определяется комиссией, согласование акта со сторонними организациями не требуется);
• расчеты на прочность (отчет по 4.4.2);
• отчетная документация по результатам обследования основного металла, сварных соединений и наплавок.

Заключение о техническом состоянии и остаточном ресурсе оборудования согласовывается с главным инженером АС, привлекаемыми к работам предприятиями и организациями и утверждается предприятием, которое определено Программой обследования, ответственным за подготовку и оформление Заключения.

4.4.4. Акты, протоколы, заключения и отчеты по анализу технической документации, результатам работ по Программе обследования оформляются в установленном порядке.

4.4.5. На основании Заключения о техническом состоянии и остаточном ресурсе и других документов, указанных в 4.4.3, разрабатывается Решение (техническое решение) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации или замене (модернизации) оборудования или его составной части.

Форма Решения (технического решения) должна соответствовать требованиям РД ЭО 1.1.2.01.0740.

Рекомендуется:

• в обосновывающей части Решения (технического решения) привести краткие сведения о рассматриваемом оборудовании, характеристики выполненных работ и их обобщенные результаты;
• в решающей части привести:

1. основные выводы по результатам оценки технического состояния и остаточного ресурса;

2. выводы о работоспособности, соответствии требованиям НД и ПКД, возможности продления срока службы оборудования или о необходимости вывода его из эксплуатации;

3. вновь определенные значения ресурсных характеристик;

4. особенности и условия дальнейшей эксплуатации;

• в приложение к Решению (техническому решению) включить Заключение.

4.5. Решение (техническое решение) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации подписывается членами комиссии, согласовывается с привлекаемыми к работам специализированными организациями и утверждается:

• руководством эксплуатирующей организации — по оборудованию первого класса, а также второго класса безопасности по НП-001-97, зарегистрированному в органах Ростехнадзора;
• главным инженером АС — по оборудованию второго класса безопасности по НП-001-97, незарегистрированному в органах Ростехнадзора; по оборудованию третьего и четвертого классов безопасности по НП-001-97.

На основании Решения (технического решения) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования на атомной станции в установленном порядке вносятся соответствующие изменения в паспорта и ЭД на оборудование в части ресурсных характеристик, режимов и условий эксплуатации, ТОиР.

Копия Решения (технического решения) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования представляется в Ростехнадзор. Документированные результаты работ по Программе обследования невосстанавливаемого и незаменяемого оборудования блока АС представляются в Ростехнадзор в составе документов, обосновывающих безопасность блока АС в период дополнительного срока эксплуатации, не менее чем за один год до завершения назначенного срока эксплуатации блока АС. Вносятся необходимые изменения в отчет по обоснованию безопасности (ООБ) энергоблока АС.

состояния и остаточного ресурса

Работы по определению технического состояния оборудования и оценке остаточного ресурса должны проводиться заблаговременно (в зависимости от сложности оборудования) до истечения проектного или нормативного срока службы (иных ресурсных характеристик, установленных в НД или ПКД).

Типовой порядок выполнения работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса следующий <*>:

• на начальном этапе работ рекомендуется выполнить:

1. анализ нормативной, проектно-конструкторской и эксплуатационной документации на оборудование (трубопроводы) (паспорт, чертежи общих видов, расчеты на прочность (если имеются), результаты эксплуатационного контроля, журнал дефектов, баз данных по неисправностям, формуляры, сменный журнал, записи инспекторов по надзору, относящиеся к техническому состоянию оборудования, результаты ранее выполненного контроля и т.п.);

2. анализ конструктивных особенностей оборудования и технологии его изготовления;

3. анализ условий эксплуатации, включая информацию по водно-химическому режиму и коррозионному состоянию;

4. определение наиболее нагруженных зон и участков;

5. выявление повреждающих факторов и механизмов старения (в т.ч. доминирующих);

6. установление определяющих параметров технического состояния и старения, критериев предельного состояния;

• с учетом результатов работ, выполненных на начальном этапе, необходимо разработать Программу обследования в соответствии с требованиями 4.4.1 РД (допускается разработка Программы обследования на основании результатов комплексного обследования блока АС);
• при необходимости (необходимость определяется членами комиссии, назначенной распорядительным документом эксплуатирующей организации для оценки технического состояния и остаточного ресурса) разработать рабочие программы контроля состояния оборудования (трубопроводов) (в том числе контроля металла оборудования с целью оценки технического состояния и остаточного ресурса);
• выполнить оценку состояния металла, включающую, как правило:

1. наружный и внутренний осмотр оборудования (для комбинированных сосудов — каждой полости в доступных местах), измерительный контроль;

2. контроль неразрушающими методами дефектоскопии;

3. контроль механических свойств металла с использованием неразрушающей технологии;

4. контроль интенсивности развития имеющихся дефектов, повреждений по материалам контроля за предыдущий срок эксплуатации;

5. контроль структуры металла, определение химического состава материалов (при необходимости);

6. составление заключений, актов, протоколов по результатам контроля;

7. определение необходимого объема восстановительного ремонта с последующим контролем в соответствии с действующими нормами и правилами;

8. анализ причин возможных отказов (наличия в металле и сварных соединениях дефектов изготовления, монтажа, ремонта или повреждений вследствие эксплуатации, которые могут привести к разрушению оборудования; изменения геометрических размеров и формы оборудования в результате пластической деформации, коррозионного и эрозионного износа и т.д.);

• провести поверочные расчеты прочности (при необходимости) и оценки ресурсных характеристик в соответствии с требованиями 4.4.2.

<*> Атомная станция вправе принять другой порядок проведения работ с соблюдением требований раздела 4.

По результатам работ подготовить и оформить:

• Заключение о техническом состоянии и ресурсных характеристиках оборудования (трубопроводов) (в том числе предложения по периодичности, методам и объемам последующего контроля) в соответствии с требованиями 4.4.3;
• акт по 2.1.11 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;
• Решение (техническое решение) о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации в соответствии с требованиями 4.4.5 и 4.5.

5.1 Анализ технической документации, конструктивных

эксплуатации оборудования (трубопроводов)

5.1.1. Целью анализа конструктивных особенностей, технологии изготовления и условий эксплуатации оборудования (трубопроводов) и его составных частей является определение наиболее критичных возможных дефектов, механизмов образования повреждений в материале при его эксплуатации и мест их локализации, а также составление или уточнение Программы обследования (выбор определяющих параметров, критериев оценки технического состояния и т.д.).

5.1.2. Анализу должна подлежать нормативная, проектная (конструкторская), эксплуатационная, в т.ч. ремонтная документация.

Анализ документации должен начинаться с проверки:

• наличия заводской документации (паспортов, технического описания и инструкции по эксплуатации, расчетов на прочность);
• полноты данных и правильности внесения изменений в паспорта в процессе эксплуатации изделий;
• наличия и соответствия установленным требованиям к оформлению документации по эксплуатации:

1. инструкций;

2. документов по учету наработок, дефектов, повреждений и отказов.

Все отклонения (отсутствие тех или иных вышеперечисленных документов) от общих правил отражаются в Заключении о техническом состоянии и остаточном ресурсе.

5.1.3. При сборе и анализе информации уточняются условия эксплуатации, наработка оборудования в часах и циклах, фиксируются все повреждения, дефекты и отказы за период эксплуатации, а также данные о количестве, периодичности и характере ремонтов, причины и последствия отказов.

5.1.4. При сборе и анализе данных необходимо уточнять фактические режимы эксплуатации, параметры и количество циклов изменения нагрузок (давления, температуры и скорости их изменения). Особое внимание должно быть обращено на случаи, при которых существовали режимы, выходящие за пределы требований технических условий.

При наличии отклонений от нормальной эксплуатации в примечании к информационной карте (Приложение Е) приводятся отклонения от рабочих режимов, имевших место за период предыдущей эксплуатации:

• сейсмические воздействия;
• термические удары;
• аварии;
• другие отклонения.

При определении объема и методов контроля должны быть учтены элементы (участки конструкции), которые в результате особенностей конструктивного исполнения или условий функционирования представляются наиболее предрасположенными к повреждениям, дефектам. При этом первоочередное внимание следует уделить:

• сварным (особенно разнородным) и вальцованным соединениям, фланцевым разъемам;
• сварным соединениям с ограниченной степенью доступности при контроле штатными методами;
• зонам вварки наиболее крупных патрубков;
• участкам с высокими уровнями напряжений (зонам вблизи отверстий, переходам от цилиндрической к выпуклой части днищ, от малого к большому радиусу кривизны для днищ коробовой формы, отводам внутрикорпусных трубопроводов обвязки и т.п.);
• местам, подверженным коррозионному и эрозионному износу;
• зонам расположения границ раздела агрегатных состояний рабочей среды;
• зонам смешения теплоносителей со значительной разницей температур;
• местам крепления внутрикорпусных устройств;
• местам крепления опорных элементов или зонам в районе опор;
• участкам с повреждениями, дефектами материала;
• участкам, выполненным с отступлениями от требований нормативной документации и т.д.

5.1.5. По записям в паспорте (формуляре, исполнительных документах) должны быть учтены составные части (участки), подвергавшиеся ремонту с применением сварки.

5.1.6. На основе анализа конструкторской, проектной (включая расчеты на прочность), эксплуатационной, в том числе ремонтной документации, уточняют расположение наиболее критичных зон конструкции и интенсивности развития повреждений, дефектов.

5.1.7. Если на аналогичном оборудовании отмечались случаи повреждений из-за конструктивных недостатков, то на схемах контроля оборудования должны быть соответствующие отметки для проверки полноты выполнения и эффективности компенсационных мер. Такая проверка должна быть предусмотрена в Программе обследования оборудования с целью оценки его технического состояния и остаточного ресурса.

5.1.8 Анализ технической документации должен завершаться:

• перечнем проанализированной документации;
• рекомендациями по устранению выявленных отклонений от правил ведения документации;
• перечнем наиболее критичных зон оборудования и его составных частей, возможных повреждений, дефектов, механизмов образования повреждений и дефектов в материале при его эксплуатации и мест их локализации;
• определением или уточнением доминирующих механизмов старения, выбором параметров, характеризующих техническое состояние и остаточный ресурс, установлением критериев предельного состояния;
• определением методов (методик) и объемов обследований (контроля, диагностики основного металла, металла сварных соединений и наплавок).

5.2 Методы контроля

Измерительные средства, приборы и оборудование должны соответствовать требованиям действующей нормативной документации.

5.2.1 Визуальный осмотр, визуальный и измерительный контроль

5.2.1.1. Визуальный осмотр наружной и внутренней поверхностей оборудования производится с целью выявления повреждений, образовавшихся в процессе эксплуатации, а также с целью уточнения объемов дальнейшего контроля.

5.2.1.2. Необходимость вскрытия оборудования для внутреннего осмотра определяется в каждом конкретном случае. Для оборудования, недоступного (ограниченно доступного) для внутреннего осмотра, допускается использовать дистанционные средства, например: эндоскопы, бороскопы, бинокли, перископы, зеркала и телевизионные средства контроля. В случае использования телевизионных средств, контроль должен проводиться в соответствии с требованиями РД ЭО 0079 или других действующих нормативных документов.

5.2.1.3. Визуальный и измерительный контроль состояния оборудования (в том числе состояния основного металла, металла сварных соединений и наплавок оборудования согласно ПНАЭ Г-7-016-89) должен выполняться в соответствии с технологическими картами контроля, которые разрабатываются в соответствии с ПНАЭ Г-7-010-89, АТПЭ-2-2005, АТПЭ-9-03, АТПЭ-10-04, АТПЭ-11-01, АТПЭ-20-2005 и включаются в Программы обследования. В технологических картах контроля должны указываться места проведения контроля на конкретном оборудовании, схемы контроля, средства измерения контролируемого параметра, нормы оценки качества, формы фиксации результатов контроля и измерений.

5.2.1.4 При проведении ВК и ИК особое внимание должно быть обращено на выявление:

• трещин в основном металле и сварных соединениях (трещины возможны в местах повышенной концентрации напряжений: в трубных решетках — в перемычках между отверстиями и на поверхности трубных отверстий; в местах приварки штуцеров, деталей крепления, люков-лазов и других отверстий, перехода от цилиндрической к выпуклой части днищ; приварки укрепляющих косынок, сепарационных устройств, перехода от основного металла к усилению сварного шва, в зонах смешения сред со значительной разницей температур, на границах изменения фазового состояния теплоносителя, в районе опор, в местах резкого изменения толщины);
• коррозионных повреждений поверхностей оборудования, наиболее часто встречающихся по линии раздела пар — вода, вдоль нижней образующей внутренней поверхности, в местах застоя воды, на наружной поверхности в местах нарушения тепловой изоляции или покрытия, в местах попадания влаги при протечках (в том числе под тепловой изоляцией) и т.п.;
• дефектов сварки;
• эрозионно-коррозионного износа поверхностей оборудования (характерного в местах изменения направления движения среды или после местных сопротивлений);
• вибрационного состояния насосов.

5.2.1.5. Выполняется визуальный контроль шпилек (болтов) с целью обнаружения вытягивания резьбы, выкрашивания ниток резьбы, вмятин на профиле резьбы, трещин на резьбовой части шпилек и гаек, галтелях и цилиндрической поверхности шпилек. Нормы оценки качества при контроле должны соответствовать требованиям проектной и/или конструкторской документации, действующих нормативных документов.

5.2.1.6. В ходе визуального контроля для повышения надежности выявления повреждений, дефектов, при необходимости, отдельные участки зачищают, а также пользуются лупой с увеличением не менее четырехкратного.

Если в оборудовании обнаружены деформированные участки, трещины и другие повреждения, дефекты, то эти зоны следует осмотреть с противоположной стороны, полностью удалив тепловую изоляцию, препятствующую осмотру. При наружном осмотре следует обратить внимание на состояние тепловой изоляции, ее качество, места нарушения целостности и промокания.

Тщательно осматриваются места возможного попадания воды на наружные поверхности оборудования.

При обнаружении коррозионного повреждения в виде одиночных язв, цепочек и скоплений язв измеряются размеры наибольших язв (диаметр, глубина) или скоплений и отражаются на схеме или в формуляре.

5.2.1.7. Измерительный контроль (элементов оборудования и сварных соединений) проводится с целью подтверждения соответствия их геометрических размеров и допустимости повреждений основного материала и сварных соединений, выявленных при визуальном контроле, требованиям чертежей, ТУ, стандартов и паспортов.

У цилиндрического оборудования, изготовленного из листа или цельнотянутой трубы, овальность поперечного сечения, %, вычисляют по формуле 5.1:

                           200 x (D    - D   )
                                   max    min
                       a = -------------------,                       (5.1)
                                D    + D
                                 max    min

где:

    D    и D    - соответственно  максимальный  и  минимальный наружные или
     max    min

внутренние диаметры в одном сечении.

Измерения для определения овальности сосудов проводят по всей длине цилиндрического оборудования, сечения замера овальности определяются в каждом конкретном случае с учетом конструкции сосуда и расположения внутрикорпусных устройств. Для трубопроводов проводят определение овальности гибов (не менее чем 5% гибов каждого типоразмера).

В тех случаях, когда овальность превышает требования, установленные в НД, производят уточненные измерения контура поперечного сечения, как правило, от натянутой струны в равноотстоящих точках по периметру его окружности.

Допускается также измерять радиусы окружности поперечного сечения не от натянутой струны, а от неподвижной точки отсчета, располагающейся вблизи центра рассматриваемого поперечного сечения, ориентировочное расположение которой определяется посредством предварительного расчета.

Для фиксации точки отсчета в каждом из поперечных сечений устанавливается распорка перпендикулярно продольной оси сосуда и на ней отмечается упомянутая точка.

В тех случаях, когда сосуд имеет малый диаметр, не позволяющий осуществлять измерения изнутри, он должен быть обмерен снаружи. Для обмера используется шаблон, имеющий отверстие в виде круга, перемещаемый по длине сосуда от одного измеряемого сечения к другому.

Рекомендуемое количество равноотстоящих точек обмера по периметру окружности № составляет при величине диаметра сосуда D:

    D < 0,8 м            N = 12;
    0,8 м <= D <= 3,5 м  N = 16;
    D > 3,5 м            N = 24.

5.2.1.8 В случае обнаружения при визуальном осмотре вмятин, выпучин в

стенках  оборудования  измеряют их максимальные размеры по длине во взаимно
перпендикулярных  направлениях  (l  и  b)  и  максимальную  глубину  h.  По

выполненным измерениям определяют относительный прогиб по формуле 5.2, %:

                             100h   100h
                             ---- и ----.                             (5.2)
                              l      b

Если максимальный из размеров вмятины (выпучины) «l» или «b» превышает 20S (где S — толщина стенки оборудования) или превышает 200 мм, то необходимо измерить глубину вмятины (выпучины) в нескольких точках. В качестве таких точек следует принять узловые точки сетки, ячейки которой не превышают 5S x 5S, но не более 50 x 50 мм, а результаты измерений представить в виде таблицы. При этом одна из узловых точек сетки должна быть совмещена с центром вмятины (выпучины), где ее глубина является максимальной. Если вмятина (выпучина) имеет плоский участок, то необходимо измерить его размеры и указать их в формуляре или на схеме.

Возможность дальнейшей эксплуатации при рабочих параметрах, необходимость снижения рабочих параметров или проведения ремонта поврежденного оборудования должны определяться по результатам расчета на прочность с учетом требований НП-017-2000.

5.2.1.9. Результаты визуального и измерительного контроля необходимо оформить в виде актов, протоколов, заключений по форме, регламентированной нормативной документацией.

5.2.2 УЗК толщин стенок

5.2.2.1. Толщину стенки оборудования измеряют ультразвуковым методом в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-031-91 и И23 СД-80, с использованием ультразвуковых толщиномеров, отвечающих требованиям ГОСТ 28702, или ультразвуковых дефектоскопов второй и выше групп.

Точки контроля должны иметь постоянную маркировку с обозначением их на технологической карте измерения толщины. В карту измерений должны быть внесены конкретные значения допустимых толщин. В карте контроля должно быть указано количество сечений, в которых производятся измерения, а также указано, кем определены количество сечений и точек в сечении.

Количество точек должно быть достаточным для обнаружения локального утонения, но их должно быть не менее четырех (т.е. через 90°) в каждом контрольном сечении. Обязательному контролю подлежат днища сосудов, а также зоны обечаек вдоль нижней образующей при горизонтальной компоновке сосуда, колена и гибы трубопроводов (в растянутой и нейтральной зонах). Конкретное число точек контроля указывается в технологических картах контроля и выбирается исходя из требований нормативной, проектной и/или конструкторской документации.

5.2.2.2. Контроль толщины стенки проводят с целью определения количественных характеристик утонения стенки оборудования в процессе его эксплуатации. Измерения остаточной толщины стенки в местах коррозионных повреждений проводят с учетом особенностей, изложенных в ПНАЭ Г-7-031-91. Дополнительный срок эксплуатации, снижение рабочих параметров, проведение восстановительного ремонта оборудования с имеющимися утонениями стенок оценивают по результатам расчетов в соответствии с действующей нормативной документацией (например, с РД ЭО 0330).

5.2.2.3. При обнаружении расслоения контролируемых участков металла число точек измерения в этом месте должно быть увеличено до количества, достаточного для установления границ (контура) зоны расслоения.

5.2.2.4. Контроль толщины стенки гнутых отводов трубной системы теплообменных аппаратов следует выполнять в растянутой и нейтральной зонах гибов, если конструктивно возможен доступ к трубной части.

5.2.2.5. Результаты измерений толщины стенки оборудования должны быть оформлены в виде актов, протоколов, заключений, содержащих название или номер единицы оборудования, номер точки замера толщины стенки и результат измерения в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-031-91, по установленной форме. Расположение контрольных точек с привязкой к основным размерам оборудования следует отобразить на прилагаемой к Программе обследования технологической карте контроля (схеме).

5.2.3 Контроль неразрушающими методами

5.2.3.1. Контроль неразрушающими методами оборудования следует осуществлять в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-010-89, ПНАЭ Г-7-025-90, ПНАЭ Г-7-014-89, ПНАЭ Г-7-015-89, ПНАЭ Г-7-017-89, ПНАЭ Г-7-018-89, ПНАЭ Г-7-019-89, ПНАЭ Г-7-030-91, ПНАЭ Г-7-031-91, ПНАЭ Г-7-032-91 с целью выявления и определения размеров и конфигурации поверхностных и подповерхностных трещин, расслоений, включений, пустот, а также повреждений коррозионного происхождения.

5.2.3.2. Зоны (участки) и объемы контроля указываются в Программе обследования и/или рабочих Программах обследования.

Объем обследования зависит от конструктивных особенностей оборудования, его состояния, объема ранее выполненных исследований, а также категории сварных соединений.

5.2.3.3 В общем случае для оборудования должен быть предусмотрен контроль:

• швов приварки фланцев, места пересечения сварных швов не включаются в объем контроля, ширина контролируемой зоны в местах пересечения должна составлять не менее трех номинальных толщин сваренных деталей от точки пересечения;
• участков поверхности вокруг сварных швов приварки патрубков диаметром >= 100 мм — по длине шва с шириной контролируемой зоны не менее 30 мм;
• днищ, в объеме не менее одного контрольного участка на каждом днище размером 100 x 100 мм;
• стыковых сварных соединений обечаек корпуса, обечаек корпуса с трубными досками;
• разнородных стыковых сварных соединений;
• сварных соединений вварки труб в трубные доски и металла трубной доски околошовных зон. Участки контроля должны располагаться как в центральной части досок, так и на наружной границе перфорации. Величина контролируемой околошовной зоны указывается в программе контроля;
• участков поверхности обечаек в области угловых точек подкладных листов седловых и промежуточной опор. Длина стороны контролируемого Г-образного участка — не менее 100 мм, ширина — от 20 до 30 мм.

Кроме того, контроль проводят по результатам осмотров на участках поверхности, где подозревается образование трещин или в местах выборок коррозионных язв, трещин и других повреждений, дефектов или в местах ремонтных заварок.

5.2.3.4. Результаты контроля металла оборудования неразрушающими методами должны быть оформлены в виде актов, протоколов, заключений в соответствии с требованиями действующих норм и правил Ростехнадзора и эксплуатирующей организации по установленной форме. Расположение участков контроля с привязкой к основным размерам оборудования следует условно изображать на прилагаемой схеме.

5.2.4 Методы контроля сварных соединений и наплавок

5.2.4.1. Контроль сварных соединений и наплавок следует проводить ультразвуковым, радиографическим и другими методами в соответствии с требованиями действующих нормативных документов на данный метод и с учетом категории сварных соединений с целью выявления поверхностных и внутренних повреждений, дефектов (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) в них.

В случае ограниченной доступности для контроля (например, односторонний доступ) сварного соединения ультразвуковым методом необходимо дополнительно проконтролировать его и радиографическим методом (при технической возможности).

5.2.4.2. При обнаружении повреждений, дефектов (согласно ПНАЭ Г-7-010-89) в процессе контроля сварных соединений объем контроля должен быть увеличен не менее чем вдвое: в первую очередь следует расширить зоны контроля сварных швов в местах обнаружения дефектов. При отрицательных результатах удвоенного объема контроля необходимо провести 100% контроль сварных соединений.

5.2.4.3. В Программе обследования следует привести зоны и объем контроля сварных соединений оборудования. При назначении объема выборочного (неполного) контроля сварных соединений следует иметь в виду, что участки пересечения продольных и поперечных (кольцевых) сварных швов должны быть включены в зоны контроля в первую очередь.

Объем контроля зависит от конструктивных особенностей оборудования, его состояния, объема ранее выполненных исследований, а также категории сварных соединений.

5.2.4.4. В общем случае для оборудования должен быть предусмотрен УЗК продольных и поперечных сварных швов (выборочно), включая участки пересечения продольных и поперечных швов на длине не менее 200 мм в каждую сторону от точек пересечения.

5.2.4.5. Результаты контроля должны быть оформлены в установленном порядке. Расположение участков контроля с привязкой к основным размерам оборудования следует условно изображать на прилагаемой схеме (не приводится).

5.2.5. Определение механических свойств, структуры и химического состава материалов оборудования.

5.2.5.1. Механические свойства металла и сварных соединений должны определяться в соответствии с требованиями действующей нормативной документации.

Контроль механических свойств металла неразрушающими методами должен осуществляться при помощи аттестованных приборов в соответствии с требованиями действующей нормативной документации и руководящими документами, которые обеспечивают сравнимость результатов с данными сертификатов для того, чтобы выявить изменения свойств металла в процессе эксплуатации. На основные и сварочные материалы должны быть сертификаты. При необходимости механические свойства определяют по результатам испытания на растяжение стандартных образцов, вырезанных из оборудования, согласно ГОСТ 1497.

Для определения технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов, сосудов и насосов программой обследования, при необходимости, предусматривается определение:

• химического состава;
• механических свойств (предел прочности, предел текучести, относительное удлинение, относительное сужение) при нормальной температуре;
• механических свойств при повышенной температуре;
• критической температуры хрупкости;
• твердости;
• содержания ферритной фазы в аустенитном направленном металле;
• стойкости против межкристаллитной коррозии аустенитного металла;
• коррозионной стойкости металла;
• проведение металлографических исследований (структура, размер зерна, межкристаллитная коррозия, ползучесть и т.д.).

5.2.5.2. Отбор пробы металла для исследований необходимо оформить соответствующим техническим решением, оформленным в установленном порядке.

Для определения типа сталей допускается применять стилоскопирование (РД ЭО 0505) и атомно-эмиссионный спектральный анализ (РД ЭО 0669) переносным прибором.

5.2.5.3. Исследование структуры материала производится в случаях, когда при нарушении режима эксплуатации возможны изменения в структуре и свойствах металла, деформации и разрушения оборудования (РД ЭО 0282).

5.2.5.4. Исследования структуры основного металла и сварных соединений неразрушающими методами следует выполнять на репликах или сколах. Рекомендуется исследовать микроструктуру при увеличении до 500. Оценку структуры металла следует проводить с привлечением головной материаловедческой или конструкторской организации.

5.2.5.5 При обнаружении изменений структуры, выходящих за пределы

требований   НД   на   металл   в  исходном  состоянии,  следует  выполнить
исследования   на   образцах  из  вырезок  (проб)  металла,  отобранных  по
технологии,  разработанной  специализированной  организацией.  Вырезка проб
может   не  производиться  по  заключению  специализированной  организации,
основанному   на  расчетах  на  прочность  с  учетом  фактических  размеров
оборудования  и  состояния  металла  оборудования.  На  образцах из вырезок

                                                         3

рекомендуется исследовать микроструктуру при увеличении до 10 .

5.2.5.6. Химический состав металла должен соответствовать требованиям стандартов или других нормативных документов.

5.2.5.7. Количественный и качественный состав металла оборудования при стилоскопировании и спектральном анализе определяется в соответствии с действующей нормативной документацией (например, с РД 34.10.122, РД ЭО 0505, РД ЭО 0669).

5.2.5.8. По результатам выполненных работ оформляются соответствующие акты, протоколы, заключения.

5.2.6 Гидравлические (пневматические) испытания

Гидравлические (пневматические) испытания проводятся с целью проверки прочности и плотности оборудования, деталей и сборочных единиц, нагружаемых давлением.

Гидравлические испытания следует проводить в соответствии с ПНАЭ Г-7-008-89, НП-044-03 и НП-045-03.

5.2.7 Виброконтроль насосов

Вибрационный контроль насосов осуществляется в соответствии с действующими документами эксплуатирующей организации и рекомендациями ГОСТ ИСО 2954 и ГОСТ 30576, а также документами предприятий-изготовителей насосов.

5.3 Оценка технического состояния оборудования

5.3.1 Установление механизмов старения металла оборудования

5.3.1.1. По результатам работ по анализу технической документации, конструктивных особенностей, технологии изготовления и условий эксплуатации, на базе анализа результатов контроля состояния металла устанавливаются доминирующие механизмы старения металла оборудования, определяющие его техническое состояние и остаточный ресурс.

Основные возможные механизмы старения металла оборудования энергоблоков ВВЭР-440, ВВЭР-1000, РБМК-1000, ЭГП-6, а также оборудования третьего контура энергоблоков с БН и контролируемые эффекты, которые могут оказать влияние на работоспособность, представлены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

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.

5.3.3 Установление критериев оценки состояния металла оборудования

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 Оценка остаточного ресурса

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.

5.5 Оформление результатов оценки технического состояния

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.

Ж.1. Оценка технического состояния

На начальном этапе работ выполнен анализ технической документации.

Ж.1.1. Анализ технической документации

Ж.1.1.1. Проектная документация

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.

Ж.1.4. Установление критериев оценки состояния металла участков трубопровода

Критерии оценки состояния металла участков трубопровода представлены в таблице Ж.2.

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.

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.

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 № 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:

Допускаемая толщина стенки будет достигнута через:

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);
• влияния концентраторов напряжений сварных соединений (Ж.2.3.2, [3], [4] 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).

    Ж.2.3.2.  В  соответствии с требованиями РД ЭО 0330 учитывалось влияние
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.

Согласно [3], [4] для такого типа сварного соединения значение коэффициента концентрации напряжений K не превышает значения 2,7. Это значение сигма использовалось при дальнейшей оценке прочности.

Ж.2.3.3. В соответствии с требованиями РД ЭО 0330 учитывалось влияние 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.

    Ж.2.3.4. В  соответствии  с требованиями РД ЭО 0330 учитывалось отличие
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

    Ж.2.3.5. Расчет  сварных  соединений   трубопроводов  питательной  воды
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.
    Ж.2.3.6. Уточненный    расчет    напряжений   с   учетом   коэффициента
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

-    <a id="p100803"></a>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

Г-7-002-86.

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

соединения с полным проплавлением) согласно [3], [4]. Для гиба коэффициент 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.

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 ПНАЭ Г-7-002-86.

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.

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:

• прочностные расчеты [8] и [9];
• 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.

Параметры основных проектных режимов БС согласно [8] и [10] реакторной установки РБМК-1000 приведены в таблице И.2.

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.

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.

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.

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.7

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 № 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

- <a id="p101027"></a>N  = 38 циклов при НЭ;
   f
- <a id="p101028"></a>N  = 8 циклов при ГИ1;
   f
- <a id="p101029"></a>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

- <a id="p101036"></a>N   = (15 / 25) x 250 + 38 = 188 циклов при НЭ;
   ож
- <a id="p101037"></a>N   = (15 / 25) x 12 + 8 = 15 циклов при ГИ1;
   ож
- <a id="p101038"></a>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 повреждаемость a = 0,55 ([10] и И.1.1.1.2) достигается в опускном

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.

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.2.4.2. Фактические перемещения БС при эксплуатации соответствовали проектным значениям.

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

- <a id="p101073"></a>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.

    И.2.4.6. В  соответствии  с требованиями РД ЭО 0330 учитывалось влияние
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.

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.

К.1. Оценка технического состояния

К.1.1. Анализ технической документации

К.1.1.1. Проектная документация

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.

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.

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.

    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.

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.

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.

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

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. Оценка эрозионно-коррозионного остаточного ресурса деталей насоса

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

а) вычисляли уточненную расчетную толщину стенки S в соответствии R,ут с расчетом на прочность;

б) установили текущую фактическую толщину S стенки по результатам 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.

Рассмотрен случай, когда уже выполнены работы по позициям а), б) 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:

                      C    = S  - S     - S    .                      (К.3)
                       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
    а) t    = ----------, если --- > -----,                           (К.4)
        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

выражений (К.3) и (К.4):

                                     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

К.3. Оценка усталостного остаточного ресурса деталей насоса

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.

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 (К.1.1.1).

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
             а) t        = ----------, если ---- > -----,             (К.9)
                 уст,ост      [a ]          [t]    t
                                N                   эксп

                           a    x t           a       [a ]
                 II         ост    эксп        эксп     N
             б) t        = ------------, если ----- > -----.         (К.10)
                 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 (К.10):

                                 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.

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.

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:

• № 11 по ГОСТ 7512-82;
• № 12 по ГОСТ 7512-82;
• № 13 по ГОСТ 7512-82;
• № 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.

1. Атомэнергопроект. Расчет Трубопроводы питательной воды реакторного на прочность 01-904-62-7-ТХ отделения. инв. № 2035, 2004.

2. Документ ВНИИАЭС, Исследование состояния основного металла ИЦП МАЭ, 2000. и сварных соединений трубопроводов 3 блока Курской АЭС после 100 тысяч часов эксплуатации.

3. Yung I.Y., Lawrence F.V. Analytical and graphical aids for the

1985.                    fatigue design of weldments, Fatigue
      

fract eng mater. STRUCT. Vol. 8, 3, pp. 223 — 241.

4. В.И. Махненко, Расчет коэффициентов концентрации Р.Ю. Мосенкис, 1985. напряжений в сварных соединениях со стыковыми и угловыми швами. «Автоматическая сварка», № 8 (389).

5. Отчет 23.5253 От. Верификационный отчет по многоцелевому комплексу расчета оборудования и трубопроводов CAN 2.0 1.01.19.19.93.611, Инв. № 230-От-4443. Регистрационный № 000080 в ГАН РФ НТЦ по Ядерной и Радиационной Безопасности НИКИЭТ.

6. ИЦП МАЭ. 23.7979 От. Расчет сварных соединений трубопроводов

   питательной воды D  150, D  400 с учетом
   у       у

отклонений от номинальных размеров.

7. НИКИЭТ. Инструкция Программа по нормативной оценке

   для пользователя 23.4968.    циклической прочности конструкций АЭС при
   Цикл 2.0.                    квазистатическом малоцикловом нагружении,

инв. № Е.230-2644, 1992 г. Регистрационный № 10 в ГАН РФ НТЦ по Ядерной и Радиационной Безопасности.

8. ОКБ «Гидропресс». Сепаратор пара РБМК-1000. Расчет прочности

18.001.00.00.000 РП02.

9. Расчет прочности, часть I Сепаратор пара РБМК-1000. Издание второе, № 18.001.00.00.000 РП02. откорректировано и дополнено в соответствии с «замечаниями по техническому и рабочему проекту сепаратора пара».

10. Расчет прочности, Расчетное обоснование прочности и

     1123.63.00.000 Д2,           проектного ресурса сепаратора пара
     АО "Ижорские заводы", 2000.  РУ РБМК-1000 первого блока КуАЭС.

11. Справка АО «Ижорские Справка по вопросу обоснования прочности заводы». сепаратора пара КуАЭС, 1-ая очередь.

12. МоАЭП. Расчет на прочность. Расчетное исследование прочности 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. № 230-001-3674, 1991 г. прочности водоуравнительных трубопроводов барабан-сепараторов Курской АЭС.

14. НИКИЭТ. Отчет, Исследование параметров нагружения инв. № 230-069-4361, 1993 г. водоуравнительных трубопроводов барабан-сепараторов Курской АЭС.

15. МоАЭП. Расчет на прочность. Основные положения и результаты расчетов Инв. 31056-14-163т. опорных конструкций сепараторов пара и строительных конструкций бокса сепараторов пара на сейсмические воздействия. КуАЭС.

16. Расчет (Прочностной). Трубопроводы длительного расхолаживания

 321.37.000 РР,               из барабан-сепаратора.
 инв. N Ра 230-0376, 1994.

17. Дополнение. Расчет Трубопроводы системы длительного (Прочностной). 321.37.000РР, расхолаживания из барабан-сепаратора. инв. № Ра 0683, 1998.

18. Дополнение. Расчет Трубопроводы системы длительного (Прочностной). 321.37.000РР, расхолаживания из барабан-сепаратора. инв. № 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.

------------------------------------------------------------------