Главная > Разное > Концепция безопасности «течь перед разрушением» для сосудов и трубопроводов давления АЭС
<< Предыдущий параграф
Следующий параграф >>
<< Предыдущий параграф Следующий параграф >>
Макеты страниц

2.4. Дефекты в трубопроводах, выявленные на АЭС

Трубопроводы на АЭС контролировали в соответствии с «Унифицированной инструкцией по эксплуатационному контролю за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов первого и второго контуров АЭС с ВВЭР — 440». По этой инструкции предусмотрен 100%-ный контроль внешней поверхности трубопроводов в районе сварных швов на прямых участках и гибах методами визуального осмотра, цветной дефектоскопии и ультразвукового контроля (измерение толщины и обнаружение трещин). Сварные швы на гибах (продольной ориентации) контролируются методом визуального осмотра и цветной дефектоскопии. На НВАЭС также использовали рентгеновский метод.

Первое обследование ГЦТ проводится на двух петлях после первого года эксплуатации, на последующих двух петлях — после двух лет эксплуатации, на оставшихся двух петлях — после трех лет эксплуатации. Последующие обследования проводятся 1 раз в 6 лет для каждой петли.

Для деталей трубопроводов допускаются поверхностные дефекты без острых углов, не препятствующие проведению визуального осмотра, если их глубина не превышает 5% номинальной толщины заготовки, но не более 2 мм и значение толщины стенки не выходит за пределы минусовых допусков.

При контроле методом цветной дефектоскопии поверхности детали качество оценивается по показаниям дефекта. Показания дефекта — это след от дефекта, образованный индикаторным пенетрантом на слое проявителя.

При оценке дефектов поверхности металла детали методами цветной дефектоскопии фиксации подлежат показания дефектов размером более 1 мм.

На поверхности контролируемой детали не допускаются:

1) трещины и протяженные дефекты (дефекты, у которых длина превышает ширину более, чем в 3 раза);

2) любые показания округлых дефектов размером более 4,8 мм;

3) 4 и более показаний округлых дефектов с расстоянием между краями 1,6 мм и менее;

4) 10 и более показаний округлых дефектов на любой площади с максимальной длиной участка 150 мм.

Таблица 26. Характеристики и число дефектов, зафиксированных контролем к 1988 г.

Ультразвуковые методы позволяют выявлять именно трещин подобные дефекты. Спецификой ультразвукового метода контроля является то, что он не дает конкретной информации о характере дефекта, так как на экране дефектоскопа появляется импульс, пропорциональный отражающей способности обнаруженного дефекта. Последняя зависит от многих факторов: размеров дефекта, его геометрии и ориентации по отношению к направлению распространения ультразвуковых колебаний. В связи с тем, что эти параметры при контроле остаются неизвестными, обнаруженные дефекты характеризуются эквивалентной площадью, которая устанавливается в зависимости от интенсивности полученного сигнала.

Методику ультразвукового контроля сварных швов аустенитных сталей нельзя считать до конца отработанной.

При контроле на АЭС были выявлены дефекты, информация о которых дана в табл. 26.

При этом на НВАЭС было зафиксировано 104 дефекта, на КолАЭС — 24, на АрмАЭС — 97. Число дефектов не отражает, по-видимому, полную картину дефектности трубопроводов. Анализу подвергались данные, полученные по форме 7 ССОИН Атомэнерго, а также при сборе информации на АЭС специальной бригадой ВНИИАЭС. К дефектам трубопроводов отнесены также сквозные дефекты на патрубках ГЗЗ.

Информация о дефектах оказалась недостаточной, так как не всегда имелась информация об ориентации дефекта — вдоль или поперек оси сварного шва, неполные геометрические характеристики и т. д. В случае неполной информации о дефекте в анализ принимались наиболее консервативные гипотетические характеристики.

Анализу подвергались три АЭС, чтобы получить максимально возможную информацию о качестве изготовления трубопроводов и их эксплуатационной надежности. Указанные выше данные даны по состоянию на 1988 г.

Анализ данных по дефектности сварных соединений основных трубопроводов системы компенсации объема (КО) первого контура Ду 200 мм показал следующее.

Наибольшее число повреждений относится к некачественному выполнению сварочных работ (прижоги, капли расплавленного металла, западание между валиками, нарушение геометрии усилия сварных швов). Трешиновидные дефекты также имели место, однако, установить точное число обнаруженных дефектов не представляется возможным. Со значительной степенью консервативности число трещиновидных дефектов, обнаруженных на двух блоках АрмАЭС за все время эксплуатации составило 40—50, максимальная глубина не более 2 мм, и максимальная протяженность не более 30 мм.

В целом трубопроводы системы компенсации объема имеют меньше дефектов по сравнению с трубопроводами ГЦТ Ду 500.

В 1989 г. ВНИИАЭС был разработан «Временный технологический регламент по эксплуатационному контролю за состоянием металла трубопроводов первого контура реакторов НВАЭС и КолАЭС». В соответствии с этим регламентом был проведен 100%-ный контроль сварных швов трубопроводов ГЦТ Ду 500 в период ППР-90 и 91.

Следует отметить, что на НВАЭС УЗК был заменен на рентгенографический контроль (РГК).

Результаты контроля III и IV блоков НВАЭС приведены в табл. 27.

Таблица 27. Характеристики и число дефектов, зафиксированных в период ППР 89-91 гг.

По результатам контроля все дефекты были отремонтированы вышлифовкой или сваркой. Далее все данные дефектоскопического контроля будут использованы для количественного анализа надежности трубопроводов.

<< Предыдущий параграф Следующий параграф >>
Оглавление