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

2.13. Анализ вероятностей образования течи или разрыва трубопровода во время эксплуатации

При анализе использовали расчетные методы, описанные выше в разд. 1.12. Исходными данными служили данные о фактическом состоянии конструкций трубопроводов, металла трубопроводов, истории нагружения трубопроводов термосиловыми и коррозионными воздействиями. Эти данные описаны в разд. 2.2—2.7. Характеристики статической и циклической трещиностойкости, использованные в расчетах, были экспериментально обоснованы (разд. 2.7—2.9).

Рис. 124. Зависимость вероятности возникновения течи в трубопроводе от числа рабочих циклов, дефектоскопического контроля (ДК) и гидравлических испытаний (ГИ)

При расчете учитывали влияние гидравлических испытаний давлением 175 атм и качество дефектоскопического контроля, определенное в разд. 2.12.

Результаты расчета вероятностей возникновения течи и полного разрыва трубопроводов Ду 500, (реактор представлены на рис. 124 и 125.

На рис. 124 показана вероятность возникновения течи в зависимости от времени эксплуатации (выражено в числе обобщенных циклов, определенных с учетом режимов «разогрев—разхо-лаживание» и «гидроиспытание»). Вероятность возникновения течи существенно зависит от качества дефектоскопического контроля и практически не зависит от гидроиспытаний избыточным давлением.

Вероятность возникновения течи при качестве контроля на момент 1991 г. (кривая 2) находится в диапазоне (реактор ). В случае применения более эффективной методики контроля (НИКИМТ, Технатом или РГ) вероятность возникновения течи снижается до уровня (реактор (кривая 3).

Кривая 1 (см. рис. 124) характеризует уровень надежности трубопроводов (по критерию образования течи) на момент начала эксплуатации (перед первым дефектоскопическим контролем на АЭС, т. е. перед входным или предэксплуатационным контролем).

Рис. 125. Зависимость вероятности разрушения трубопровода от числа рабочих циклов, ДК и ГИ: 1 — ДК и ГИ не проводились; 2 — ДК не проводился, ГИ проводились; 3 — ДК проводился, ГИ не проводились; 4 — ДК и ГИ проводились; 5 — ДК проводился по методике НИКИЭТ, ГИ не проводились

Влияния гидравлических испытаний избыточным давлением на величину обнаружено не было, что объясняется особенностью компьютерной программы, в которую было заложено отсечение только критических размеров трещин (дефектов), соответствующих режиму ГИ. В действительности ГИ должен приводить к снижению вероятности образования течи в рабочем режиме после проведения ГИ и ремонта обнаруженных в режиме ГИ дефектов.

Вероятность полного разрыва трубопровода Ду 500 в зависимости от времени эксплуатации (числа режимов N), дефектоскопического контроля, а также гидроиспытания, показана на рис. 125.

Кривая 1 характеризует уровень надежности трубопроводов Ду 500 по критерию сопротивления полному разрыву на момент начала эксплуатации перед входным и/или предэксплуатационным дефектоскопическим контролем, а также перед первым гидроиспытанием.

Рис. 126. Зависимость вероятности разрушения трубопровода от числа рабочих циклов: 1 — вероятность полного разрыва трубопровода в случае 100%-ного контроля имеющимся на АЭС методом на 1991 г.; 2 — вероятность полного разрыва трубопровода в случае 100%-ного контроля с повышенной выявляемостью

После первого гидроиспытания избыточным давлением (при его успешном проведении, или после ремонта дефектов, выявленных ГИ) вероятность разрыва трубопровода существенно снизилась (кривая 2), т. е. надежность трубопровода по критерию сопротивления полному разрыву повысилась.

Если провести полный, 100%-ный дефектоскопический контроль трубопроводов Ду 500 средствами, имевшимися на НВАЭС и КолАЭС на момент 1991 г., затем провести ремонт дефектов по результатам контроля, но не проводить ГИ, то вероятность существенно уменьшится (на 5 порядков). Успешно проведенные ГИ с последующим ремонтом выявленных в режиме ГИ дефектов приводят к дальнейшему снижению вероятности разрыва трубопровода Рразр (кривая 4) и, соответственно, к увеличению надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов по критерию сопротивления полному разрыву.

В случае применения для 100%-ного контроля средств дефектоскопического контроля с более высокой достоверностью выявления дефектов (РГ, УЗК по методике НИКИМТ или «Техна-том» (см. разд. 2.12), произойдет дальнейшее существенное снижение вероятности разрыва трубопровода (кривая 5, рис. 125). При этом вероятность разрыва трубопровода становится существенно ниже (), что характеризует это событие как практически невозможное.

Другими словами, в случае 100%-ного контроля трубопровода средствами РГ и/или УЗК, обеспечивающими повышенный уровень достоверности и описанными в разд. 2.12, будет обеспечен практически безопасный уровень эксплуатации трубопроводов по критерию сопротивления его полному разрыву.

С увеличением числа блоков или протяженности трубопроводов их совокупная надежность должна уменьшиться. Эта закономерность количественно отражена на рис. 126, где показаны вероятности события — полный разрыв хотя бы одного из трубопроводов Ду 500 или Ду 200 реактров ВВЭР-440 на четырех блоках (КолАЭС - I и II блоки и НВАЭС - III и IV блоки).

Увеличение числа реакторов с 1 до 4 и увеличение протяженности трубопроводов (учет дополнительно к трубопроводам Ду 500, а также трубопроводов Ду 200) приводит к заметному (почти на порядок) повышению вероятности разрыва трубопровода хотя бы на одном блоке из четырех. При этом вероятность разрыва повышается как для средств контроля, имевшихся на АЭС к 1991 г. (кривая Г), так и для контроля с улучшенной достоверностью (кривая 2).

В заключение необходимо еще раз отметить, что полученные результаты учитывают фактическое состояние конструкций трубопроводов, металла, средств неразрушающего контроля и технологии изготовления трубопроводов. Представленные на рис. 124—126 результаты расчетов надежности (вероятности разрыва или течи) справедливы для КолАЭС для всех режимов эксплуатации, включая НУЭ, АС и МРЗ. Для НВАЭС эти результаты справедливы только для режимов НУЭ и АС (подробней о режиме МРЗ для НВАЭС см. разд. 2.5 и 3.2).

<< Предыдущий параграф Следующий параграф >>
Оглавление