Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС
Запропоновано методику розрахунку ресурсу трубопроводів, яка враховує втрату маси металу з поверхні в потоках агресивної рідини, корозійне розтріскування, крихку та довготривалу міцність сталі. Предложена методика расчета ресурса трубопроводов, учитывающая потери веса металла с поверхности в потоках...
Saved in:
| Published in: | Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля |
|---|---|
| Date: | 2010 |
| Main Authors: | , , |
| Format: | Article |
| Language: | Ukrainian |
| Published: |
Інститут проблем безпеки атомних електростанцій НАН України
2010
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/59006 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС / Т.І. Матченко, Л.Б. Шаміс, Л.Ф. Первушова // Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля: наук.-техн. зб. — 2010. — Вип. 14. — С. 57–68. — Бібліогр.: 6 назв. — укр. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1860152609584709632 |
|---|---|
| author | Матченко, Т.І. Шаміс, Л.Б. Первушова, Л.Ф. |
| author_facet | Матченко, Т.І. Шаміс, Л.Б. Первушова, Л.Ф. |
| citation_txt | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС / Т.І. Матченко, Л.Б. Шаміс, Л.Ф. Первушова // Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля: наук.-техн. зб. — 2010. — Вип. 14. — С. 57–68. — Бібліогр.: 6 назв. — укр. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля |
| description | Запропоновано методику розрахунку ресурсу трубопроводів, яка враховує втрату маси металу з поверхні в потоках агресивної рідини, корозійне розтріскування, крихку та довготривалу міцність сталі.
Предложена методика расчета ресурса трубопроводов, учитывающая потери веса металла с поверхности в потоках агрессивной жидкости, коррозионное растрескивание, хрупкую и длительную прочность стали.
Design procedure of pipelines resource, which allows for the losses of weight from the surface in the flow of corrosive fluid, corrosion cracking, fragile and long-term strength of steel, is proposed.
|
| first_indexed | 2025-12-07T17:52:27Z |
| format | Article |
| fulltext |
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 57
УДК 621.311.25:620.1.05
МЕТОДИКА ОЦІНКИ ДОВГОВІЧНОСТІ ТРУБОПРОВОДІВ АЕС
© 2010 р. Т. І. Матченко, Л. Б. Шаміс, Л. Ф. Первушова
ВАТ «Київський науково-дослідний та проектно-конструкторський інститут «Енергопроект», Київ
Запропоновано методику розрахунку ресурсу трубопроводів, яка враховує втрату маси металу
з поверхні в потоках агресивної рідини, корозійне розтріскування, крихку та довготривалу міцність
сталі.
Ключові слова: ресурс, корозія, трубопровід, міцність.
Вступ
Визначення поточного стану систем і елементів енергоблока АЕС є найважливішим
завданням щодо звіту з періодичної переоцінки безпеки АЕС, що здійснюється шляхом уста-
новлення існуючої або очікуваної деградації внаслідок старіння систем та елементів.
Обладнання трубопроводів протягом усього періоду експлуатації повинно виконувати
проектні функції безпеки в умовах впливів навколишнього середовища, екстремальних зов-
нішніх подій та аварій (вібрація, землетруси, магнітні та електричні поля, значна температу-
ра, тиск, реактивні струмені води і пари, радіація, корозійно-активне середовище, вологість),
враховуючи деградацію обладнання внаслідок старіння [1].
Основний зміст
Вичерпання ресурсу трубопроводу визначається за критеріями виконання рівнянь
[ ]στσ = ,
[ ]повпов εε = ,
[ ]00 /)(/)( hlhhlh +∆=+∆ ,
ICI KK = ,
cKK εε = ,
де [ ]σσ , – напруження в трубопроводі після τ років експлуатації і його критичне значення;
[ ]повпов εε , – деформації повзучості в трубопроводі після τ років експлуатації і їхні критичні
значення; h∆ – зменшення або збільшення внаслідок наростання продуктів корозії товщини
стінки трубопроводу внаслідок корозії, мм; l – довжина можливої тріщини в стінці трубоп-
роводу, мм; 0h – товщина стінки трубопроводу на початку експлуатації; ICI KK , – коефіцієнт
інтенсивності напружень після τ років експлуатації та його критичне значення при наявнос-
ті тріщини; cKK εε , – коефіцієнт інтенсивності деформацій після τ років експлуатації та його
критичне значення.
Значення σ і повε знаходяться шляхом розрахунків пружно-деформованого стану
трубопроводу з урахуванням накопичених пошкоджень за τ років експлуатації або за період,
для якого визначається ресурс для комбінації зусиль відповідно нормативним умовам екс-
плуатації та аварійним режимам.
Критерій циклічної міцності по недопущенню пластичних перевантажень згідно з [2]
nекв /2.0σσ ≤ .
Коефіцієнт запасу n приймається рівним 1,5. Еквівалентне напруження підраховуєть-
ся за формулою інтенсивності напружень, що базується на теорії енергії формозмін
( ) 22
..
2
..
22 35,175,0 τσσσσσσσ +++++= кпрутуткпрекв ,
Т. І. МАТЧЕНКО, Л. Б. ШАМІС, Л. Ф. ПЕРВУШОВА
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 58
де ( )[ ] ( )[ ]cscsdp Hпр −−−= 2/σ – приведене напруження від внутрішнього тиску в паропро-
відній трубі; τ – дотичне напруження, що в даному випадку приймається рівним нулю.
Спрощено розглянуто цикли напружень, що включають простій – пуск – роботу – зу-
пинення агрегату. Підсумовувались три види напружень: від внутрішнього тиску pσ , само-
компенсації кσ і теплового удару ..утσ
При циклічному навантаженні за основу приймається розмах максимальних деформа-
цій в циклі maxε∆ , чи розмах максимальних деформацій зсуву в циклі maxγ∆ , чи інтенсивність
розмахів деформацій
( ) ( ) ( )2
13
2
32
2
213
2 εεεεεεε ∆−∆+∆−∆+∆−∆=∆ i .
Відповідні критерії руйнування в цьому випадку мають вигляд
1
1
k
максp CN −∆= ε ;
2
2
k
максp CN −∆= γ ;
3
3
k
ip CN −∆= ε .
Тут максε∆ , максγ∆ , iε∆ виражаються через повні деформації. Аналогічні формули мо-
жна отримати, використовуючи розмахи пластичних деформацій, що є методично більш пра-
вильним.
Г.А. Туляков на базі виконаних в ЦНДІТмаш дослідів [3] прийшов до висновку, що
лінійний закон підсумовування відносних довговічностей при сумісній дії термоциклічного
та статичного навантажень у загальному випадку не виконується. Він увів допущення, що
граничні криві довговічності при комбінованій дії статичного та термоциклічного наванта-
жень виражаються у відносних координатах сімейством парабол, симетрично розташованих
по обидва боки від прямої, що відповідає лінійному закону підсумовування. У результаті для
постійної робочої температури отримано
−−+≤=+
2
121
pp
cc
pp N
N
A
N
N
τ
τα
τ
τ
,
де cA – параметр відносної сумарної довговічності; cα – коефіцієнт підсумовування, що ви-
значається експериментально і знаходиться в межах
2
2
0 ≤≤ cα , характеризує ступінь від-
хилення кривої граничних амплітуд від лінійного закону і залежить в загальному випадку від
послідовності і тривалості прикладання навантажень, рівня напруження і механічних власти-
востей матеріалу; pNN , – задана і руйнівна кількість термоциклів навантажень зразка з амп-
літудою ε∆ ; pττ , – тривалість статичного навантаження з напруженням σ і час до руйну-
вання зразка по кривих тривалої міцності.
Деформаційний ресурс зварного з’єднання трубопроводу
Деформаційний ресурс зварного з’єднання трубопроводу необхідно визначити за на-
ступними показниками:
величиною допустимої деформації [ ]k
cε для даного середовища;
величиною критичних деформацій [ ]kpε , які викликають виникнення та розвиток ко-
розійних тріщин;
МЕТОДИКА ОЦІНКИ ДОВГОВІЧНОСТІ ТРУБОПРОВОДІВ АЕС
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 59
критично допустимою глибиною корозійної тріщини kpl . Розрахункові деформації ви-
значаються, виходячи з найбільш жорстких умов.
Розрахунок можна здійснювати для двох критичних деформованих станів залежно від
кінетики корозійного розтріскування для відповідного поєднання "метал – середовище": за
критичним деформованим станом, який викликає виникнення й початок докритичного зрос-
тання тріщини. Цей деформований стан характеризується:
величиною порогових деформацій порε , нижче яких в елементах конструкції, які не
мають початкових дефектів або тріщину, корозійного розтріскування не виникає;
критичними деформаціями зародження тріщини kpε , а також відповідним йому кри-
тичним коефіцієнтом інтенсивності напружень sccK при наявності початкових дефектів або
тріщин.
Значення допустимих деформацій для зварних з’єднань трубопроводів [ ]k
порсε , [ ]k
NCε
можна отримати такими способами:
безпосередньо за результатами випробувань зразків
[ ] nk
порс
k
порс /ηεε ⋅≤ ;
посередньо за результатами корозійних випробувань основного металу із застосуван-
ням коефіцієнтів, що враховують особливості поводження зварного з’єднання в даному се-
редовищі в порівнянні з основним металом при відповідному навантаженні
[ ] ( )
nK
K
к
еф
кр
к
смk
порм
k
порс ⋅
⋅
≤
η
εε ;
[ ] ( )
nK
K
к
еф
N
к
CMk
NM
k
NC ⋅
⋅
≤
ηεε ,
де ( )
кр
к
смK , ( )N
к
CMK – коефіцієнти, що враховують зміну чуттєвості металу зварних з’єднань
до руйнування в порівнянні з основним металом в умовах статичного навантаження відпові-
дно; к
ефK – ефективний коефіцієнт концентрації деформацій у даному середовищі;
посередньо за результатами випробувань без середовища з уведенням відповідних ко-
ефіцієнтів. Такий підхід можливий для циклічних випробувань й обмежений при довготри-
валому статичному навантаженні.
[ ] ( ) ( ) ( )
nK
KK
nK
K
к
еф
N
к
CMN
к
M
NMк
еф
N
к
c
NC
k
NC ⋅
⋅
=
⋅
⋅
=
ηεηεε ,
де ( )N
к
MK – коефіцієнт, що характеризує схильність металу до руйнування в даному середо-
вищі в порівнянні зі схильністю руйнування без середовища, к
ефK – коефіцієнт, що визнача-
ється за результатами порівняльних випробувань деформованих зразків із концентратором і
без концентратора деформацій у середовищі, що досліджується, і по відношенню деформацій
руйнування без середовища і в середовищі
εε kк
ефK = .
У більшості випадків приймають n = 1,25 - 1,4; ефK – ефективний коефіцієнт концен-
трації деформацій при статичному навантаженні
вквефK εε= ; при вібраційному наванта-
женні kефK 11 −−= εε ( вε , 1−ε , вкε , к1−ε – деформації межі міцності та витривалості без концен-
Т. І. МАТЧЕНКО, Л. Б. ШАМІС, Л. Ф. ПЕРВУШОВА
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 60
тратора і з концентратором відповідно); [ ]NCε , [ ]NMε – припустимі деформації для зварного
з’єднання та основного металу для заданої бази випробувань N .
У випадку заданого навантаження визначають кількість циклів до виникнення тріщи-
ни трN або загальну довговічність рN (кількість циклів до руйнування), а також живучість
тррж NNN −= – кількість циклів, протягом яких відбувається субкритичне зростання тріщи-
ни. За цими величинами назначають припустиму кількість циклів навантаження в період
експлуатації конструкції.
У загальному вигляді
[ ] nпорпор /ηεε ⋅= ,
[ ] nk
N
k
N /ηεε ⋅≤ ,
де η – коефіцієнт кореляції між прискореними випробовуваннями в лабораторних середови-
щах та умовах експлуатації будівельних конструкцій, 45.1 −≈η .
З умов конструкційної безпеки відношення [ ]0/)( hlh +∆ визначається за класом від-
повідальності трубопроводу (табл. 1 і 2).
Таблиця 1
I категорія відповідальності
Допустимий технічний стан Значення 0/)( hlh +∆
Добрий 0,00 - 0,05
Задовільний 0,05 - 0,10
Незадовільний 0,10 - 0,15
Таблиця 2
II - IV категорія відповідальності
Допустимий технічний стан Значення 0/)( hlh +∆
Добрий 0,00 - 0,05
Задовільний 0,05 - 0,10
Незадовільний 0,10 - 0,15
Непридатний до експлуатації 0,15 - 0,30
Аварійний 0,30 і більше
Корозія нержавіючих сталей трубопроводів при високих температурах відбувається,
як правило, з додаванням ваги за рахунок продуктів корозії. Виключення становить сплав на
нікелевій основі ХН78Т (ЭИ453): при тиску 2 МПа, температурах 350 і 500 °С, а також при
тиску 5 МПа і температурі 200 °С його корозія відбувається зі зменшенням ваги.
Корозійні втрати конструкційних матеріалів у потоці в 3 - 5 разів вище, ніж у статич-
них умовах при однакових температурах і тиску.
При 550 °С, тиску 2,5 МПа і швидкості потоку теплоносія 25 м/с сталі і нікелеві спла-
ви Х18Н10Т, 09Х16Н15М3Б, ХН35ВТ, ХН70Ю, 09Х14Н19В2БР, ХН60ВТ, 10Х17Н13М3Т
кородують зі швидкістю 0,002 г/(м2год); удвічі менше швидкість корозії у сталей і сплавів
31Х19Н9МВБТ, 20Ч23Н18, 20Х13, 10Х15Н9С36, Х16Н36МБТЮР, ХН77ТЮР, ХН88ТЮБР,
15Х18Н12СЧТЮ, 06ХН28МДТ, Х25, ХН40ГБ, 20Х13НЧГ9.
Швидкість корозії в момент часу τ визначається за формулою
стст kekkk +−= −ατ)( 0 ,
де 0k – швидкість корозії в начальний момент часу, г/(м2год); стk – стаціонарна швидкість ко-
розії, г/(м2год); α – емпіричний коефіцієнт (для досліджуваних сталей 13,102.1 −−⋅= годα );
τ – час, год.
МЕТОДИКА ОЦІНКИ ДОВГОВІЧНОСТІ ТРУБОПРОВОДІВ АЕС
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 61
Сумарні корозійні втрати до моменту часу τ становлять
( ) стkeq
+−−= τ
α
γ ατ1
1
;
стkk0=γ ;
18=γ .
Велика група нержавіючих сталей (хромистих, хромонікелевих, хромонікельмолібде-
нових тощо), а також ряд сплавів на основі нікелю мають близькі значення швидкості ко-
розії.
В інтервалі 15 - 30 м/с швидкостей потоку рідини швидкість корозії нержавіючих ста-
лей лінійно збільшується:
( )υβ+= 1стkk ,
де υ – швидкість потоку рідини в трубопроводі, м/с; стk – швидкість корозії в статичних
умовах, г/(м2год); β – емпіричний коефіцієнт (для перерахованих вище сталей при 50≤υ м/с
β = 0,3 с/м).
Збільшення тиску при сталій температурі (в інтервалі 350 - 700 °С) призводить до
збільшення швидкості корозії. Зі збільшенням температури при сталому тиску швидкість ко-
розії зменшується.
Швидкості корозії г/(м2год) сталей у розчині 7,3 г/л борної води (Н3ВО3), яка викорис-
товується як теплоносій у реакторах ВВЕР-1000, при високих температурах і тиску наведено
в табл. 3.
Таблиця 3
Швидкість корозії 0k г/(м2год) сталей у розчині 7,3 г/л борної води (Н3ВО3)
при високих температурах і тиску
Марка Температура, °С Тиск, МПа
2 5 15
10Х13
Х25
15Х28
12Х18Н10Т
15Х18Н12С4ТЮ (ЭИ654)
14Х17Н2 (ЭИ268)
Х32Н8 (ЭИ263)
200
350
500
600
700
350
500
600
700
350
500
700
200
350
500
600
700
200
350
500
600
700
350
500
200
350
-
0,0005
0,0005
0,0012
0,0012
0,0008
0,0008
-
0,0008
0,0006
0,0007
0,0007
-
0,0006
0,0003
0,0008
0,0005
-
-
-
-
-
-
0,0001
-
-
0,0028
0,0015
0,0012
-
0,0008
0,0022
0,0006
0,0002
-
-
-
-
0,0016
0,0017
0,0013
0,0004
0,0003
0,0020
0,0017
0,0011
0,0009
0,0002
0,0020
0,0006
0,0004
0,0006
-
0,0040
0,0018
-
-
0,0040
-
-
-
-
-
-
-
0,0055
-
0,0036
-
-
0,0047
-
0,0016
-
-
0,0019
-
-
Т. І. МАТЧЕНКО, Л. Б. ШАМІС, Л. Ф. ПЕРВУШОВА
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 62
20Х23Н18 (ЭИ417)
10Х17Н13М3Т (ЭИ432)
09Х16Н15М3Б (ЭИ847)
10Х1220Т3Р (ЭИ696)
Х23Н28М3Д3Т (ЭИ629)
08Х18Н12Б (ЭИ402)
20Х20Н14С2 (ЭИ211)
12Х21Н5Т (ЭИ811)
ХН28ВМАБ (ВЖ100)
09Х16Н4Б (ЭП56)
08Х21Н6М2Т (ЭП54)
15Х12ВНМФ (ЭИ802)
15Х12В2МФ (ЭИ756)
09Х14Н19В2БР (ЭИ695Р)
ХН35ВТ (ЭИ612)
13Х12Н2ВМФ (ЭИ961)
31Х19Н9МВБТ (ЭИ572)
20Х12ВНМФ (ЭП428)
ХН40ГБ (ЭП337)
ХН77ТЮР (ЭИ437Б)
ХН60ВТ (ВЖ98, ЭИ868)
ХН88ТЮБР (ЭИ869)
ХН78Т (ЭИ435)
ХН56ВМТЮ (ЭП199)
500
350
500
350
500
600
700
350
500
700
200
350
500
350
500
600
700
350
500
500
500
500
500
350
500
350
500
350
200
350
350
500
600
350
500
600
350
500
600
350
550
350
500
700
350
500
200
350
600
200
350
500
350
500
600
700
-
-
0,0003
-
0,0004
-
0,0007
-
0,0002
-
-
0,0016
-
-
0,0003
-
0,0006
-
-
-
0,0010
0,0011
0,0012
0,0011
0,0004
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,0006
-
-
-
-
-
0,0036
0,0014
-
-
-
-
0,0008
0,0022
0,0013
0,0015
0,0015
0,0004
0,0002
0,0018
0,0022
0,0027
0,0013
0,0016
0,0021
0,0014
-
-
-
0,0015
0,0007
0,0012
-
0,0015
-
-
-
0,0014
0,0017
0,0012
0,0015
0,0015
0,0007
0,0008
-
0,0014
0,0010
0,0005
0,0009
0,0006
0,0004
0,0008
0,0024
0,0011
0,0016
0,0005
0,0019
-
0,0014
0,0014
0,0004
0,0010
0,0020
0,0021
0,0073
-
0,0037
0,0004
-
0,0030
0,0008
0,0040
-
-
-
0,0029
0,0010
-
-
0,0055
-
0,0042
-
0,0035
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0,0074
0,0064
-
0,0043
-
-
-
0,0065
-
0,0031
0,0087
-
-
-
-
0,0040
0,0022
-
-
-
-
-
-
-
0,0044
-
-
МЕТОДИКА ОЦІНКИ ДОВГОВІЧНОСТІ ТРУБОПРОВОДІВ АЕС
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 63
Х20Н73Т2ЮБ (ЭИ621)
хром
хром + лантан
350
500
500
600
800
500
600
800
-
-
-
-
-
-
-
-
0,0011
0,0014
0,005
0,032
0,196
0,004
0,026
0,166
-
-
0,013
0,011
0,140
0,011
0,010
0,160
Залежність швидкості корозії внутрішньої поверхні трубопроводів нержавіючих ста-
лей від тиску і температури можна записати емпіричним рівнянням
( )tPkст νµ −= ,
де P – тиск, Па; t – температура, °С; νµ, – емпіричні коефіцієнти.
Для сталей типу Х18Н10Т, 15Х18Н12С4ТЮ, 2Х13 тощо 11102.5 −⋅=µ г/(м2·год·Па);
14106.6 −⋅=ν г/(м2·год·Па·°С).
При тиску 2 - 5 МПа рівняння застосовується в межах температур 200 - 700 °С, а при
більш високому тиску (до 15 МПа) – при температурах 350 - 700 °С.
Залежність швидкості корозії від тиску, температури, швидкості потоку й часу можна
описати рівнянням
( )( ) ( )[ ]111 +−+−= −ατγβυνµ etPk .
Корозійні втрати q , г/м2, можна визначити з рівняння
( )( ) ( )
+−−+−= − τγ
α
γβυνµ ατetPq
1
1 ;
при 1<<−ατe , що є дійсним при 2000>τ год,
( )( )
+−+−= τ
α
γβυνµ 1
1tPq .
Наведені залежності дають змогу з достатньою для практичних цілей точністю про-
гнозувати швидкість корозії та корозійні втрати для сталей в умовах роботи високотемпера-
турної частини контуру трубопроводів.
Показник корозійної стійкості поверхні q , г/м2 оцінюється за формулою
i
i
Д
M
q
∆= ,
де iM∆ – корозійні втрати і-ї ділянки трубопроводу, г; iД – робоча поверхня ділянки трубоп-
роводу, що підлягає дії корозійного середовища, м2.
Корозійна стійкість (швидкість корозії) iK за період експлуатації в годинах визнача-
ється згідно із залежністю
mqKi ⋅= ,
де 310
1
ρ
=m коефіцієнт переводу, ρ – щільність сталі.
Зменшення або збільшення товщини стінки ( h∆ ) трубопроводу внаслідок корозії до-
рівнює
τ⋅=∆ Kh , м.
Якщо виконувати розрахунки в одиницях вимірювання h∆ в міліметрах, а τ в роках,
то τ⋅⋅⋅=∆ Kh 610766.8 .
Т. І. МАТЧЕНКО, Л. Б. ШАМІС, Л. Ф. ПЕРВУШОВА
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 64
Класифікація типів корозійного розтріскування (КР)
Для зручності формування бази даних параметрів, що моделюють КР, запропоновано
застосовувати показник опору КР сталі в середовищі [4]:
( ) EEA
CH υυυ /−= ;
( ) A
p
A
p
E
pL tttH /−= ;
( ) A
p
A
p
E
pD lllH /−= ,
де CH , LH , DH – показник опору КР сталі в середовищі в порівнянні з лабораторним повіт-
рям; EA υυ , – швидкості корозійного розтріскування в середовищі й у лабораторному повітрі
чи рідині; A
p
E
p tt , – час до руйнування в лабораторному повітрі чи рідині й в агресивному се-
редовищі; A
p
E
p ll , – довжина критичної тріщини в лабораторному повітрі й у середовищі.
Класифікаційну схему типів поведінки сталей при КР у середовищах, що відрізняєть-
ся від повітря лабораторії, наведено в табл. 4.
Таблиця 4
Тип CH LH DH
I A - - -
I B - - +
II A + + -
II B + + +
III A - + -
III B - + +
IV A + - -
IV B + - +
Табл. 4 утримує всі можливі комбінації знаків у трьох показниках ( CH , LH , DH ) усіх
типів поводження при КР.
Для всіх чотирьох основних типів поведінки I - IV підтип А (або В) означає негативне
(або позитивне) значення показника опору КР.
Для попередньої оцінки швидкості корозійного розтріскування й ресурсу трубопрово-
дів зручно застосовувати інженерну формулу визначення швидкості зростання тріщини,
мм/рік
j
m
j
oi
n
i
o NПKП
11 ==
⋅+⋅= φε υυυ ,
де φε υυ oo , – еталонні значення швидкості корозійного розтріскування сталі на графіку ευ K−
та еталонні значення швидкості корозійного розтріскування на графіку φυ − ; φ – коефіцієнт
дифузії в сталі елемента агресивного середовища; εK – коефіцієнт інтенсивності деформацій;
ji NK , – коефіцієнти впливу різних факторів на швидкість корозійного розтріскування, які
зручно представляти у вигляді номограми ( T−υ , I−υ , µυ − , M−υ ,…).
Розмір тріщини, що утвориться внаслідок корозійного розтріскування дорівнює
∫ ∂=
0
0
)(
τ
ττυl ,
де l – довжина тріщини; )(τυ – швидкість корозійного розтріскування сталі.
МЕТОДИКА ОЦІНКИ ДОВГОВІЧНОСТІ ТРУБОПРОВОДІВ АЕС
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 65
Після утворення тріщини внаслідок корозійного розтріскування виникає необхідність
перевірити металеву конструкцію на крихку міцність для основних та особливих сполучень
зусиль. Розрахунок на крихку міцність дає змогу визначити критичну довжину тріщини ( крl ),
що може утворитися внаслідок повільного корозійного розтріскування.
Довговічність металевої конструкції визначається інтегруванням залежності t−υ в
межах крll ≤ .
Опір крихкому руйнуванню трубопроводів вважається забезпеченим, якщо викону-
ється умова
[ ]ICI KK β≤ ,
де для порушення нормальних умов експлуатації приймають β = 1,3, а для особливих ви-
падків β = 2; ICI KK , – коефіцієнт інтенсивності напружень і його критичне значення для
сталі.
Розрахунок виконується в такій послідовності [5]:
для конкретної події при експлуатації в розрахункових перерізах трубопроводу ви-
значаються поля температур, напружень і деформацій;
по заданому полю напружень визначають параметри рівняння для визначення IK ;
задають глибину тріщини l , при якій можливе руйнування, але не більше S25.0 ,
де S – товщина стінки трубопроводу;
довжину тріщини розподіляють на інтервали з координатами lxxx n =,...,,,0 21 ;
довжина одного інтервалу розподілення приймається не більше 1 мм при градієнті на-
пружень більше 70 МПа/мм і не більше 2 мм при градієнті не більше 30 МПа/мм;
у межах області l визначаються значення IK при довжинах тріщини nxxx ,...,, 21 ;
у точках розподілення визначаються значення температури;
для знайдених значень температури за графіками допустимих критичних IK (див. ри-
сунок) з урахуванням флюєнса нейтронів визначаються зсуви критичної температури крих-
кості
3/118 )10( −⋅+= FATT FKOK
і за різницями KTT − значення допустимих критичних [ ]ICK ;
де F – флюєнс потоку швидких нейтронів, 20102 ⋅=F нейтрон/см2; FA – коефіцієнт радіа-
ційного окрихчення, FA = 16 °С/( нейтрон/см2)1/3.
у кожній з точок перевіряється виконання умови (1).
Температура крихкості сталі KT також можна визначати залежністю[6]
FNTKOK TTTTT ∆+∆+∆+∆= ,
де KOT∆ – критична температура крихкості (КТК) сталі на початку експлуатації; TT∆ – зсув
на графіку КТК унаслідок температурного старіння; NT∆ – зсув КТК на графіку внаслідок
циклічного пошкодження (табл. 5) з амплітудою T
pS R 2.05.0 ⋅≥σ . Якщо цикли навантаження
мають амплітуду T
pS R 2.05.0 ⋅<σ , то вони не впливають на значення NT∆ ; FT∆ – зсув КТК на
графіку внаслідок впливу нейтронного опромінювання з енергією нейтронного потоку Е
(МеВ), інтенсивністю Ф (Н/см2с) та інтегральною дозою опромінювання Fϕ (Н/см2).
Залежність FT∆ від зони опромінювання Fϕ визначається за формулою, а саме:
для нержавіючої сталі при 191015.4 ⋅<Fϕ (Н/см2)
⋅
⋅=∆ 18101
lg45 F
FT
ϕ
;
Т. І. МАТЧЕНКО, Л. Б. ШАМІС, Л. Ф. ПЕРВУШОВА
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 66
при 191015.4 ⋅>Fϕ (Н/см2) і 1>E МеВ
⋅
⋅=∆ 19105.1
lg170 F
FT
ϕ
;
для вуглецевої сталі при 191015.4 ⋅<Fϕ (Н/см2)
⋅
⋅=∆ 18103
lg47 F
FT
ϕ
;
при 191015.4 ⋅>Fϕ (Н/см2) і 1>E МеВ
⋅
⋅=∆ 19102
lg155 F
FT
ϕ
.
Величину TT∆ можна знайти за формулою
⋅
⋅⋅=∆
0
lg
τ
τ
n
T T
T
kT ,
де T і nT – температура експлуатації і температура плавлення арматурної сталі, °С; τ – час
експлуатації, рік; 0τ = 1 рік; k – коефіцієнт, що визначається експериментально.
Таблиця 5
Залежність NT∆ (N)
циклN NT∆ (°С) циклN NT∆ (°С)
0 0,0 105 11,5
101 1,5 106 16,0
102 3,2 107 21,0
103 5,5 108 34,0
104 8,5
Описану процедуру можна реалізувати аналітично. Для регламентованої тріщини IK
знаходимо за рівнянням
( )[ ]
l
kE
sl
KfK nII ⋅⋅+⋅= πσθθ
)(
cossin
)(12.1
4
1
22
,
де )( IKf визначається за рівнянням xKf nI ⋅−= α1)( , де lxx /= , а nα – залежність від граді-
єнта напружень по довжині l .
Якщо прийняти )()0( lσσσ −=∆ ; nσσ =)0( , тоді при чистому згині стінки трубопро-
воду товщиною S
n
n b
l
σ
σπα ∆
−−−=
−1
36.01
2
2.072.0 ,
де b – ширина стінки трубопроводу.
У межах lx ≤≤0 критичні значення [ ]ICK можна апроксимувати гіперболічною за-
лежністю
[ ]
)( Ko
o
IC TTG
K
K
−−
= ,
причому в цих межах xTTT ⋅+= 10 .
Постійні o
ICK , oG знаходяться з графіку на рисунку для відповідної сталі, а 10 ,TT з
графіку температур у стінці трубопроводу. Тоді умова крихкої міцності визначається залеж-
ністю
МЕТОДИКА ОЦІНКИ ДОВГОВІЧНОСТІ ТРУБОПРОВОДІВ АЕС
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 67
o
n
o
IC
n KT
K
x
T
T
xx
111
1
⋅⋅
≤
−∆⋅
−⋅
α
β
α
,
де oKo TTGT −+=∆ .
Температурні залежності номінальних допустимих коефіцієнтів інтенсивності напружень:
1 – сталі марок 15Х2НМФА, 15Х2НМФЛА; 2 – сталі марок 12Х2МФА, 15Х2ФЛА, 15Х2МФЛА;
3 – зварні з’єднання сталей марок 12Х2МФА, 15Х2МФА, 15Х2МЛА, 15Х2НМФА, 15Х2НМФЛА.
У цій роботі запропоновано методику визначення ресурсу трубопроводів АЕС, що
включає в себе визначення вичерпання ресурсу за рахунок повзучості сталі, випалу сталі з
поверхні трубопроводу теплоносієм, виникнення та зростання тріщин втоми під впливом ко-
розійного середовища, а також методику розрахунку крихкої міцності трубопроводів.
Напрямки подальших досліджень
Відповідно до класифікаційної схеми типів поведінки матеріалів при корозійному роз-
тріскуванні для кожного типу поведінки сталі в повітряному, газовому або рідинному сере-
довищі необхідно збудувати номограми зміни коефіцієнтів у наведених співвідношеннях за-
лежно від значень впливів та навантажень.
СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ
1. НП 306.2.099-2004. Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпро-
ектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки. - К.: Державний комі-
тет з ядерного регулювання України, 2005.
2. Елизаров Д.П. Паропроводы тепловых электростанций (переходные режимы и некоторые вопро-
сы эксплуатации). – М.: Энергия, 1980. - 264 с.
3. Туляков Г.А., Метельников В.А., Плеханов В.А. Об исследованиях материалов на термическую
усталость при сложном напряженном состоянии // Проблемы прочности. – 1972. - № 6. - С. 109 -
113.
4. Достижения науки о коррозии и технологии защиты от нее. Коррозионное растрескивание мате-
риалов / Под ред. М. Фонтна, Р. Стэйла, - М.: Металлургия, 1985. - 488 с.
5. Тараторин Б.И. Прочность конструкций атомных станций. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 248 с.
6. Писаренко Г.С., Киселевский В.Н. Прочность и пластичность материалов в радиационных пото-
ках. - К.: Наук. думка, 1979. - 284 с.
Т. І. МАТЧЕНКО, Л. Б. ШАМІС, Л. Ф. ПЕРВУШОВА
________________________________________________________________________________________________________________________
ПРОБЛЕМИ БЕЗПЕКИ АТОМНИХ ЕЛЕКТРОСТАНЦІЙ І ЧОРНОБИЛЯ ВИП. 14 2010 68
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ АЭС
Т. И. Матченко, Л. Б. Шамис, Л. Ф. Первушова
Предложена методика расчета ресурса трубопроводов, учитывающая потери веса металла с
поверхности в потоках агрессивной жидкости, коррозионное растрескивание, хрупкую и длительную
прочность стали.
Ключевые слова: ресурс, коррозия, трубопровод, прочность.
LONGEVITY EVALUATION PROCEDURE OF PIPELINES OF NPP
T. I. Matchenko, L. B. Shamis, L. F. Pervushova
Design procedure of pipelines resource, which allows for the losses of weight from the surface in the
flow of corrosive fluid, corrosion cracking, fragile and long-term strength of steel, is proposed.
Keywords: resource, corrosion, pipeline, strength.
Надійшла до редакції 16.03.10
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-59006 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 1813-3584 |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2025-12-07T17:52:27Z |
| publishDate | 2010 |
| publisher | Інститут проблем безпеки атомних електростанцій НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Матченко, Т.І. Шаміс, Л.Б. Первушова, Л.Ф. 2014-04-04T20:35:10Z 2014-04-04T20:35:10Z 2010 Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС / Т.І. Матченко, Л.Б. Шаміс, Л.Ф. Первушова // Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля: наук.-техн. зб. — 2010. — Вип. 14. — С. 57–68. — Бібліогр.: 6 назв. — укр. 1813-3584 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/59006 621.311.25:620.1.05 Запропоновано методику розрахунку ресурсу трубопроводів, яка враховує втрату маси металу з поверхні в потоках агресивної рідини, корозійне розтріскування, крихку та довготривалу міцність сталі. Предложена методика расчета ресурса трубопроводов, учитывающая потери веса металла с поверхности в потоках агрессивной жидкости, коррозионное растрескивание, хрупкую и длительную прочность стали. Design procedure of pipelines resource, which allows for the losses of weight from the surface in the flow of corrosive fluid, corrosion cracking, fragile and long-term strength of steel, is proposed. uk Інститут проблем безпеки атомних електростанцій НАН України Проблеми безпеки атомних електростанцій і Чорнобиля Проблеми безпеки атомних електростанцій Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС Методика оценки долговечности трубопроводов АЭС Longevity evaluation procedure of pipelines of NPP Article published earlier |
| spellingShingle | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС Матченко, Т.І. Шаміс, Л.Б. Первушова, Л.Ф. Проблеми безпеки атомних електростанцій |
| title | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС |
| title_alt | Методика оценки долговечности трубопроводов АЭС Longevity evaluation procedure of pipelines of NPP |
| title_full | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС |
| title_fullStr | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС |
| title_full_unstemmed | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС |
| title_short | Методика оцінки довговічності трубопроводів АЕС |
| title_sort | методика оцінки довговічності трубопроводів аес |
| topic | Проблеми безпеки атомних електростанцій |
| topic_facet | Проблеми безпеки атомних електростанцій |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/59006 |
| work_keys_str_mv | AT matčenkotí metodikaocínkidovgovíčnostítruboprovodívaes AT šamíslb metodikaocínkidovgovíčnostítruboprovodívaes AT pervušovalf metodikaocínkidovgovíčnostítruboprovodívaes AT matčenkotí metodikaocenkidolgovečnostitruboprovodovaés AT šamíslb metodikaocenkidolgovečnostitruboprovodovaés AT pervušovalf metodikaocenkidolgovečnostitruboprovodovaés AT matčenkotí longevityevaluationprocedureofpipelinesofnpp AT šamíslb longevityevaluationprocedureofpipelinesofnpp AT pervušovalf longevityevaluationprocedureofpipelinesofnpp |