Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России
Разработаны критерии оценки технического состояния тепломеханического оборудования тепловой и атомной энергии, накоплен опыт по устранению обнаруженных дефектов, по технологии ремонтов, по объемам и методам контроля, в том числе и наиболее современного – акустико-эмиссионного метода контроля. Розроб...
Збережено в:
| Опубліковано в: : | Промышленная теплотехника |
|---|---|
| Дата: | 2007 |
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Russian |
| Опубліковано: |
Інститут технічної теплофізики НАН України
2007
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/61255 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Цитувати: | Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России / А.В. Судаков, Б.Н. Иванов, Е.Ю. Нефедьев // Промышленная теплотехника. — 2007. — Т. 29, № 2. — С. 55-62. — Бібліогр.: 15 назв. — рос. |
Репозитарії
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-61255 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
Судаков, А.В. Иванов, Б.Н. Нефедьев, Е.Ю. 2014-04-27T20:44:34Z 2014-04-27T20:44:34Z 2007 Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России / А.В. Судаков, Б.Н. Иванов, Е.Ю. Нефедьев // Промышленная теплотехника. — 2007. — Т. 29, № 2. — С. 55-62. — Бібліогр.: 15 назв. — рос. 0204-3602 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/61255 621.311.25:621.643 Разработаны критерии оценки технического состояния тепломеханического оборудования тепловой и атомной энергии, накоплен опыт по устранению обнаруженных дефектов, по технологии ремонтов, по объемам и методам контроля, в том числе и наиболее современного – акустико-эмиссионного метода контроля. Розроблено критерії оцінки технічного стану тепломеханічного устаткування теплової та атомної енергетики, накопичено досвід з усування виявлених дефектів, з технології ремонтів, з обсягів та методів контролю, у тому числі найсучаснішого – акустично-емісійного методу контролю. We develop crimeria for evaluating the technical state of the heat-mechanical equipment of thermal and nuclean power engineering. Experience has been accumulated on the elimination of detected flaws, the technology of repair, control size and methods, including the most modern one – the acoustic-emission control metod. ru Інститут технічної теплофізики НАН України Промышленная теплотехника Атомная энергетика Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России Extension of the design service life of heat-mechanical equipment at Russian nuclear power plants Article published earlier |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| title |
Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России |
| spellingShingle |
Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России Судаков, А.В. Иванов, Б.Н. Нефедьев, Е.Ю. Атомная энергетика |
| title_short |
Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России |
| title_full |
Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России |
| title_fullStr |
Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России |
| title_full_unstemmed |
Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России |
| title_sort |
продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях россии |
| author |
Судаков, А.В. Иванов, Б.Н. Нефедьев, Е.Ю. |
| author_facet |
Судаков, А.В. Иванов, Б.Н. Нефедьев, Е.Ю. |
| topic |
Атомная энергетика |
| topic_facet |
Атомная энергетика |
| publishDate |
2007 |
| language |
Russian |
| container_title |
Промышленная теплотехника |
| publisher |
Інститут технічної теплофізики НАН України |
| format |
Article |
| title_alt |
Extension of the design service life of heat-mechanical equipment at Russian nuclear power plants |
| description |
Разработаны критерии оценки технического состояния тепломеханического оборудования тепловой и атомной энергии, накоплен опыт по устранению обнаруженных дефектов, по технологии ремонтов, по объемам и методам контроля, в том числе и наиболее современного – акустико-эмиссионного метода контроля.
Розроблено критерії оцінки технічного стану тепломеханічного устаткування теплової та атомної енергетики, накопичено досвід з усування виявлених дефектів, з технології ремонтів, з обсягів та методів контролю, у тому числі найсучаснішого – акустично-емісійного методу контролю.
We develop crimeria for evaluating the technical state of the heat-mechanical equipment of thermal and nuclean power engineering. Experience has been accumulated on the elimination of detected flaws, the technology of repair, control size and methods, including the most modern one – the acoustic-emission control metod.
|
| issn |
0204-3602 |
| url |
https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/61255 |
| citation_txt |
Продление проектного срока службы тепломеханического оборудования на атомных станциях России / А.В. Судаков, Б.Н. Иванов, Е.Ю. Нефедьев // Промышленная теплотехника. — 2007. — Т. 29, № 2. — С. 55-62. — Бібліогр.: 15 назв. — рос. |
| work_keys_str_mv |
AT sudakovav prodlenieproektnogosrokaslužbyteplomehaničeskogooborudovaniânaatomnyhstanciâhrossii AT ivanovbn prodlenieproektnogosrokaslužbyteplomehaničeskogooborudovaniânaatomnyhstanciâhrossii AT nefedʹeveû prodlenieproektnogosrokaslužbyteplomehaničeskogooborudovaniânaatomnyhstanciâhrossii AT sudakovav extensionofthedesignservicelifeofheatmechanicalequipmentatrussiannuclearpowerplants AT ivanovbn extensionofthedesignservicelifeofheatmechanicalequipmentatrussiannuclearpowerplants AT nefedʹeveû extensionofthedesignservicelifeofheatmechanicalequipmentatrussiannuclearpowerplants |
| first_indexed |
2025-11-25T22:45:38Z |
| last_indexed |
2025-11-25T22:45:38Z |
| _version_ |
1850571991145250816 |
| fulltext |
Поскольку проблемы продления ресурса обо;
рудования тепловой энергетики возникли значи;
тельно раньше, чем в атомной энергетике, то к
сегодняшнему дню уже накоплен значительный
опыт выполнения подобных работ. В нашей стра;
не НПО ЦКТИ им. И.И. Ползунова имеет наи;
больший опыт по продлению ресурса тепломеха;
нического оборудования. Именно в ЦКТИ были
разработаны правила и нормы расчета на проч;
ность котлов, сосудов, трубопроводов, турбин.
Разработаны критерии оценки технического со;
стояния, накоплен опыт по устранению обнару;
женных дефектов и по технологии ремонтов, по
объемам и методам контроля, проверенные как
на стендовых испытаниях до разрушения эле;
ментов и натурных узлов (например, барабанов
котлов), так и последующей многолетней экс;
плуатацией обследованного оборудования. Этот
опыт был использован при создании комплекта
нормативных документов по техническому диа;
гностированию и продлению ресурса котлов
промышленной энергетики, сосудов, работаю;
щих под давлением, паровых турбин и др. Еже;
годно на основании выполненных экспертных
обследований по заключениям НПО ЦКТИ
продлевается ресурс нескольких сотен котлов и
сосудов. НПО ЦКТИ также является одним из
разработчиков Норм расчета на прочность обо;
рудования АЭУ [1] и Методики технического ди;
агностирования и продления проектного срока
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2 55
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Розроблено критерії оцінки технічно)
го стану тепломеханічного устаткування
теплової та атомної енергетики, накопи)
чено досвід з усування виявлених де)
фектів, з технології ремонтів, з обсягів
та методів контролю, у тому числі найсу)
часнішого – акустично)емісійного мето)
ду контролю.
Разработаны критерии оценки тех)
нического состояния тепломеханичес)
кого оборудования тепловой и атомной
энергии, накоплен опыт по устранению
обнаруженных дефектов, по технологии
ремонтов, по объемам и методам кон)
троля, в том числе и наиболее совре)
менного – акустико)эмиссионного ме)
тода контроля.
We develop crimeria for evaluating the
technical state of the heat)mechanical
equipment of thermal and nuclean power
engineering. Experience has been accu)
mulated on the elimination of detected
flaws, the technology of repair, control size
and methods, including the most modern
one – the acoustic)emission control
metod.
УДК 621.311.25:621.643
СУДАКОВ А.В., ИВАНОВ Б.Н., НЕФЕДЬЕВ Е.Ю.
НПО ЦКТИ им. И.И. Ползунова, Санкт�Петербург
ПРОДЛЕНИЕ ПРОЕКТНОГО СРОКА СЛУЖБЫ
ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА
АТОМНЫХ СТАНЦИЯХ РОССИИ
НПО ЦКТИ – научно;производственное объе;
динение Центральный Котло;
турбинный институт;
АЭУ – атомные энергетические установки;
РБМК – реактор большой мощности канальный;
ПСС – переназначение (продление) срока службы;
ЛАЭС – Ленинградская атомная электростанция;
ТЭС – тепловая электростанция;
АЭС – атомная электростанция;
ППР – планово;предупредительный ремонт;
СПП – сепаратор;пароперегреватель;
СС – сварные соединения;
ТМО – тепломеханическое оборудование;
АЭ – акустическая эмиссия;
ВВЭР – водоводяной энергетический реактор;
КМПЦ – контур многократной принудительной
циркуляции;
ПАЭ – преобразователь акустической эмиссии;
РД – руководящие документы;
НИКИЭТ – Научно;исследовательский и конст;
рукторский институт энерготехно;
логии.
Индексы:
кор – корпус.
службы сосудов и теплообменников систем, важ;
ных для безопасности энергоблоков ЛАЭС с ре;
актором РБМК;1000 (РД ЭО 0478;03) [2]. Поэто;
му НПО ЦКТИ было привлечено к работам по
ПСС тепломеханического оборудования на
атомных станциях. НПО ЦКТИ обладает всеми
необходимыми лицензиями для проведения по;
добного рода работ.
Принципиальная разница в подходе к продле;
нию ресурса тепломеханического оборудования
атомных электростанций по сравнению с анало;
гичным оборудованием ТЭС заключается в том,
что для современного оборудования АЭС срок
службы обосновывается на стадии проектирова;
ния (по результатам поверочного расчета на
прочность), а не назначается заводом;изготови;
телем оборудования. Поэтому обязательным эта;
пом работ при ПСС оборудования АЭС стано;
вится расчет с использованием данных по
фактическим режимам эксплуатации.
Предварительный анализ показал, что по
большинству позиций тепломеханического обо;
рудования продление ресурса возможно после
выполнения следующего комплекса работ:
• определение функциональной пригод;
ности аппарата, т.е. его возможности выпол;
нять возложенные на него функции с требуе;
мым качеством (например, для теплообменных
аппаратов обеспечивать заданные параметры
на выходе), анализ возможности снижения па;
раметров;
• оценка статистики повреждений и опреде;
ление возможности безотказной работы между
ППР, в противном случае эксплуатация оборудова;
ния может быть экономически нецелесообразна;
• разработка программ технического диа;
гностирования оборудования;
• оценка технического состояния по резуль;
татам экспертного обследования;
• расчеты накопленного повреждения по
фактическим эксплуатационным режимам;
• восстановительные работы, определение
регламента контроля и профилактики;
• расчеты остаточного ресурса;
• оформление технического решения о про;
длении срока службы.
Рассмотрим более подробно содержание ос;
новных этапов работ.
Работы по ПСС тепломеханического оборудо;
вания должны начинаться с составления перечня
оборудования. Прежде всего, анализируется
функциональная пригодность аппарата, т.е. его
возможность выполнять возложенные на него
функции с требуемым качеством (например, для
теплообменных аппаратов обеспечивать задан;
ные параметры на выходе). Анализируется воз;
можность снижения параметров. В этом случае
если требуемые параметры не обеспечиваются,
то должно быть принято решение о замене или
восстановительном ремонте. В случае восстанов;
ления выполняется анализ обеспечения требуе;
мого уровня надежности. Под этим подразумева;
ется следующее. Могут быть аппараты, которые
выполняют возложенные на него функции с
обеспечением необходимых параметров. Но из;
за конструктивных недостатков (например, при
нарушении плотности разъемных соединений)
приходится останавливать аппарат в период меж;
ду ППР. Часто такой останов может потребовать
разгрузки или даже останова турбоустановки, что
влечет значительные экономические потери. В
этом случае включение аппарата в перечень для
ПСС делается на основании технико;экономи;
ческих расчетов. В качестве примера аппаратов,
для которых необходим рассмотренный выше
анализ, можно привести СПП. В этих аппаратах
из;за локального проноса влаги через сепаратор
наблюдались повреждения труб разводки грею;
щего пара по модулям и протечки по модулям. В
отдельных аппаратах часть модулей отглушена и
практически исчерпан заложенный в конструк;
цию запас поверхности нагрева. В данном случае
возможна либо замена аппаратов, либо замена
дефектных модулей и восстановление труб раз;
водки. Принятие решения о ремонте или замене
возможно только на основе технико;экономиче;
ских обоснований.
Одним из важных этапов работ по ПСС явля;
ется разработка программ технического диагнос;
тирования оборудования.
При составлении программ технического диа;
гностирования и ПСС за основу могут быть при;
няты рекомендации нормативных документов
концерна “Росэнергоатом” [3 ; 11]. Могут быть
привлечены и нормативные материалы тепловой
энергетики [12,13] для оборудования аналогич;
56 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
ного назначения. Эти документы учитывают
опыт эксплуатации оборудования на тепловых
электростанциях.
При изготовлении оборудования для АЭС объ;
ем контроля сварных соединений СС и наплавок
регламентируется правилами [14] и зависит от
ответственности оборудования. Поскольку
оборудование в эксплуатации не находилось,
то вероятность возникновения дефектов и на;
значение объема контроля определяются конст;
рукцией соединения и квалификацией сварщи;
ка. В процессе эксплуатации должны проявляться
особенности конструкции и режимов работы.
Поэтому целесообразно сконцентрировать мак;
симальный объем контроля в местах концентра;
ции напряжений и в местах типовых поврежде;
ний. Эти места определяются по результатам
поверочного расчета или опыту эксплуатации.
Как правило, наибольшее количество поврежде;
ний наблюдается в зоне вварки патрубков, в
композитных СС и в зонах конструкции, под;
верженных пульсациям температур (границы
раздела вода;пар, дренажи, воздушники, места
смешения теплоносителей с разными темпера;
турами и т.п.).
В качестве примера рассмотрим места наблю;
даемых повреждений в таком ответственном обо;
рудовании, как деаэратор. В сорока процентах
деаэраторов тепловых и атомных электростан;
ций, обследованных в последнее время в нашей
стране и за рубежом, были обнаружены трещи;
ны. Типичные места обнаружения трещин – это
зоны приварки колонок к баку, сварные стыки,
стыки приварки разделительных перегородок,
ребер жесткости и т.п. Наибольшую опасность
представляет зона приварки колонки к баку. В
некоторых деаэраторах в этой зоне были обнару;
жены сквозные трещины. Причиной образова;
ния трещин явилась малоцикловая усталость в
коррозионной среде в условиях концентрации
напряжений. В настоящее время размеры деаэра;
торов столь значительны (при относительно не;
большой толщине), что даже без нагрузки под
действием собственного веса и веса колонки се;
чение бака деформируется и принимает форму
овала. При заполнении бака водой овальность
увеличивается, при подъеме давления овальность
уменьшается, и сечение становится круглым; при
циклическом изменении нагрузки сечение “ды;
шит”, в стенке возникают дополнительные из;
гибные напряжения, которые и вызывают обра;
зование трещин. В результате накопленного
опыта в “НПО ЦКТИ” разработаны рекоменда;
ции по уменьшению вероятности образования
трещин в деаэраторах: укрепление зоны привар;
ки колонки, переход к неприварным ребрам же;
сткости, снижение концентрации напряжений,
исключение щелевых зазоров и переход к свар;
ным стыкам с полным проплавлением и т.д.
Программа работ по техническому диагностиро;
ванию и ПСС ТМО, как правило, включает в себя:
– анализ эксплуатационно;технической до;
кументации (паспорта, чертежи, результаты про;
веденных технических освидетельствований и
регламентного контроля металла сварных швов,
данные по водно;химическому режиму, по кис;
лотным промывкам, гидравлическим испытани;
ям, режимам разогрева;расхолаживания и т.п);
– проведение наружного и внутреннего ос;
мотра;
– контроль сплошности сварных соедине;
ний и зон основного металла неразрушающими
методами дефектоскопии;
– контроль толщины стенки и измерение
твердости неразрушающими методами;
– прогнозирование на основании анализа
результатов технического диагностирования и
поверочных расчетов на прочность допустимых
рабочих параметров, условий и сроков дальней;
шей эксплуатации.
Принципиальным отличием в составлении и
выполнении программ технического диагности;
рования оборудования атомных электростанций
по сравнению с аналогичным оборудованием
ТЭС является необходимость учета радиацион;
ной обстановки в зоне контроля.
Так, например, при продлении ресурса бара;
бан;сепараторов на Ленинградской АЭС по усло;
виям радиационной обстановки оказалась недо;
ступной для контроля нижняя треть барабана и,
что самое важное, швы приварки опускных тру;
бопроводов к патрубкам барабана. Известно, что
на реакторах типа РБМК наблюдается образова;
ние трещин коррозионного растрескивания в
опускных и водо;уравнительных трубопроводах
Ду300 из аустенитных сталей.
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2 57
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Нами было принято решение использовать
для контроля этих объектов метод АЭ. Этот метод
отрабатывался в нашем институте более 30 лет. В
настоящее время мы изготавливаем и поставляем
уже пятое поколение приборов АЭ;диагностики.
Методики диагностики отрабатывались при
испытании до разрушения моделей и натурных
изделий. В частности, было проведено испыта;
ние более 200 труб по программе “течь перед раз;
рывом” с контролем за развитием трещин мето;
дом АЭ. Были испытаны до разрушения две
полномасштабные модели тройникового соеди;
нения коллектора РБМК;1000, два натурных
сварных стыка Ду 800 реактора ВВЭР;1000 и
РБМК;1000, несколько сварных соединений во;
доуравнительных и опускных труб Ду300 реакто;
ра РБМК;1000 Смоленской и Ленинградской
АЭС при наличии эксплуатационных дефектов.
Накопленный опыт был использован нами
при контроле водо;уравнительных трубопрово;
дов барабан;сепараторов на ЛАЭС и позволил
выполнить диагностику нижней трети барабана.
Для контроля применялась изготовленная нами
многоканальная АЭ система, которая включала:
; 24 преобразователя АЭ типа П;113;
; комплект предварительных усилителей;
; кабельные линии;
; блоки предварительной обработки и преоб;
разования сигналов акустической эмиссии;
; ЭВМ с необходимым математическим обес;
печением;
; средства отображения информации.
Для сокращения времени пребывания специа;
листов в опасной зоне ПАЭ крепились к объекту
с использованием специальных приспособлений,
установка которых, как и прокладка кабелей, осу;
ществлялась вспомогательным персоналом.
Проверка работоспособности АЭ системы вы;
полнялась после установки ПАЭ на контролиру;
емый объект, а также после проведения испыта;
ний, путем возбуждения акустического сигнала
имитатором АЭ, расположенном на определен;
ном расстоянии от каждого ПАЭ.
Отклонение зарегистрированной амплитуды
сигнала АЭ не превышало 3дБ от средней вели;
чины для всех каналов.
После выполнения подготовительных и наст;
роечных работ производилось нагружение объек;
та. АЭ контроль выполнялся в процессе нагруже;
ния объекта по определенной заранее програм;
ме. АЭ система обеспечивала как оперативную
обработку и отображение информации в режиме
реального времени, так и обработку, отображе;
ние и вывод на периферийные устройства для до;
кументирования накопленных в течение контро;
ля данных после окончания испытания. В
процессе контроля производилось оперативное
накопление и обработка данных. Система кон;
троля обеспечивает регистрацию и сигнализа;
цию об источнике АЭ, соответствующую IV клас;
су (катастрофически активному источнику) в
реальном масштабе времени. После выполнения
контроля объекта были произведены последую;
щая обработка и анализ данных в полном объеме.
Обработка и анализ данных определяется вы;
бранной системой классификации источников
АЭ и критериями оценки результатов контроля.
Все зарегистрированные сигналы АЭ разделяют;
ся на источники АЭ в зависимости от их положе;
ния в контролируемом объекте. Классификация
источников производится в зависимости от зна;
чений их параметров.
После обработки принятых сигналов результа;
ты контроля представляют в виде идентифициро;
ванных и классифицированных источников АЭ.
При принятии решения по результатам АЭ
контроля используют данные, которые должны
содержать сведения обо всех источниках АЭ, их
классификации и сведения относительно источ;
ников АЭ, параметры которых превышают допу;
стимый уровень.
Классификацию источников АЭ выполняют с
использованием следующих параметров: число им;
пульсов, амплитуда (амплитудное распределение),
распределение амплитуд сигналов АЭ во времени.
Результаты испытаний и классификация ис;
точников АЭ в соответствии с рекомендациями
РД [15] приведены в таблице.
Критических и катастрофических активных
дефектов III и IV классов не обнаружено.
В трех трубопроводах выявлены допустимые
источники АЭ II класса.
В пяти трубопроводах выявлены допустимые
источники I класса.
При проведении следующего ППР необходимо
проконтролировать традиционными методами кон;
58 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
троля швы приварки паровых трубопроводов и швы
приварки опускных трубопроводов, а также ближай;
шие к барабан;сепаратору сварные швы трубопро;
водов, в которых были обнаружены дефекты.
В случае невозможности такого контроля не;
обходимо выполнить повторный контроль этих
трубопроводов методом акустической эмиссии с
установкой нескольких датчиков на каждый из
указанных трубопроводов с целью уточнения ко;
ординат источников АЭ, зафиксированных в на;
стоящей работе, и определения их активности.
Выполненные исследования подтвердили воз;
можность и целесообразность широкого внедре;
ния метода АЭ диагностики в эксплуатационных
условиях и при гидроиспытаниях элементов
КМПЦ. Производственные шумы при гидроис;
пытаниях не оказывают значительного влияния
на регистрацию АЭ сигналов.
Данные методические разработки позволили
провести контроль 500 труб СПП;750 Игналин;
ской АЭС, двух барабан сепараторов, опускных и
водоуравнительных трубопроводов Ленинград;
ской АЭС и несколько километров трубопрово;
дов второго контура 6 блока АЭС “Козлодуй”, а
также различных резервуаров и емкостей хими;
ческого цеха ЛАЭС.
Расчетная оценка остаточного ресурса энерго;
оборудования является одной из основных час;
тей комплекса работ по обоснованию продления
срока службы.
Сложность расчетов остаточного ресурса ста;
рых энергоблоков АЭС заключалась в том, что
для их оборудования, как правило, отсутствовали
полноценные поверочные расчеты, выполнен;
ные на стадии проектирования, соответствую;
щие современным нормативным документам.
Поэтому пришлось выполнить большой объем
таких расчетов с учетом фактических эксплуата;
ционных режимов, результатов обследования
технического состояния оборудования (утонение
стенок вследствие коррозии, наличие вмятин,
повышенной овальности и т.д.), а также измене;
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2 59
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Та б л и ц а . Результаты АЭ контроля барабан;сепаратора
ния механических свойств материалов. Опыт вы;
полненных работ показывает, что, как правило, в
рассматриваемом оборудовании АЭС нет суще;
ственных повреждений от коррозии, и отсутству;
ют дефекты в виде трещин. В этих условиях в ка;
честве основного механизма повреждения
рассматривается малоцикловая усталость мате;
риала в условиях коррозии. Коррозионное воз;
действие среды учитывается изменением толщи;
ны стенок, а также (при необходимости) в
корректировке кривых усталости материала.
Расчет температурных полей, а также расчет
напряженно;деформированного состояния кон;
струкции от действия внутреннего давления, ве;
совых нагрузок, реакции опор, температурных
перепадов проводится по программам, реализую;
щим метод конечных элементов как в осесиммет;
ричной, так и в пространственной постановке.
При проведении расчетов необходимо исполь;
зовать фактические толщины деталей, полученные
в результате технического обследования, либо по
рекомендациям Норм расчета прогнозировать уто;
нение стенки на продлеваемый срок эксплуатации.
Расчет напряженно;деформированного состо;
яния оборудования в НПО ЦКТИ осуществляет;
ся с помощью программного комплекса
“ANSYS”, признанного МАГАТЕ и аттестованно;
го Госатомнадзором, программного комплекса
“CAN” разработки НИКИЭТ. Для расчетного
обоснования ресурса трубопроводов использует;
ся программный комплекс “РАМПА” разработки
НПО ЦКТИ.
На рис. 1, 2 представлены примеры определе;
ния напряженного состояния оборудования.
Как следует из рис.1, максимальные напряже;
ния в обечайке бака деаэратора возникают в зоне
пересечения верхней образующей бака со штуце;
ром и достигают 522 МПа, при этом местные мем;
бранные напряжения больше, чем допускается
Нормами расчета на прочность оборудования и
трубопроводов атомных энергетических установок
ПНАЭ Г;7;002;86 (Нормы) по второй группе ка;
тегорий напряжений. Поэтому при продлении
проектного срока службы эту зону следует укре;
пить (например, приварной накладкой).
На рис.2 приведено распределение напряже;
ний в корпусе барботера. Максимальные напря;
жения наблюдаются в зоне сопряжения рубашки
патрубка с подводящей трубой аварийного сбро;
са пара и не превышают регламентированных
Нормами значений. Размахи локальных напря;
жений использовались при оценке циклической
прочности и остаточного ресурса.
После определения фактического усталост;
ного повреждения, накопленного за время экс;
плуатации до момента определения остаточного
ресурса, находится остаточный ресурс оборудо;
60 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
Рис. 1. Распределение приведенных напряжений на
внутренней поверхности обечайки бака в зоне
соединения с переходным штуцером колонки
деаэратора от действия давления 0,75 МПа.
Рис. 2. Распределение приведенных напряжений в
барботере (в области штуцера подвода пара
∅∅530××25) от воздействия внутреннего давления
Ркор=1,2 МПа и температурного поля в момент
времени ττ = 20 с.
вания. Остаточный ресурс в годах (в предположе;
нии равномерного распределения циклов во вре;
мени и дальнейшей эксплуатации оборудования с
той же интенсивностью) определяется по формуле
τ = аост/аср.ф,
где аост – допускаемое остаточное повреждение,
аср.ф = Σаф/τн – среднее усталостное повреждение
(1/год), при этом Σаф – фактическое усталостное
повреждение, накопленное за время эксплуата;
ции до момента определения остаточного ресурса,
а τн – длительность фактической эксплуатации в
годах, соответствующая моменту определения ос;
таточного ресурса.
Значения расчетного остаточного ресурса оп;
ределяются в предположении неизменности ме;
ханических свойств металла при дальнейшей экс;
плуатации, а также эксплуатации оборудования с
той же цикличностью и интенсивностью корро;
зионных процессов, что и за истекшие годы.
Анализ условий эксплуатации оборудования
показал, что
; значительная часть оборудования работает
при давлениях меньших, чем расчетные давления;
; количество циклов значительно меньше, чем
обычно принимается при техническом проекти;
ровании;
; основным механизмом исчерпания ресурса
оборудования является коррозия и термическая
и малоцикловая усталость.
Безусловно, эти факторы способствовали
обоснованию возможности продления срока
службы оборудования и трубопроводов.
По большинству позиций тепломеханическо;
го оборудования Ленинградской АЭС, Кольской
АЭС, Курской АЭС, Билибинской АЭС работы
были выполнены в полном объеме. Установлено,
что оборудование находится в работоспособном
состоянии и, учитывая его ремонтопригодность
и существующую систему ТО и Р, может эксплуа;
тироваться не менее 15 лет.
Вывод
Разработанные критерии оценки техническо;
го состояния тепломеханического оборудования
тепловой и атомной энергетики дают возмож;
ность существенно продлить срок его надежной
эксплуатации.
ЛИТЕРАТУРА
1. Нормы расчета на прочность оборудования
и трубопроводов АЭУ, ПНАЭ Г;7;002;86. – М.:
Энергоатомиздат, 1989. – 525 с.
2. Методика технического диагностирова;
ния и продления проектного срока службы сосу;
дов и теплообменников систем, важных для безо;
пасности энергоблоков ЛАЭС с реактором
РБМК;1000, РД ЭО 0478;03. – СПб.: Издательст;
во “НПО ЦКТИ”, 2003. – 87 с.
3. Нормативно�методологические требования
к управлению ресурсными характеристиками
элементов АЭС. РД;ЭО;0039;95. – М.: Концерн
“Росэнергоатом”, 1995.
4. Типовое положение по управлению ресурс;
ными характеристиками элементов энергобло;
ков АС. РД;ЭО;0096;98. – М.: Концерн “Рос;
энергоатом”, 1998.
5. Типовая программа комплексного обсле;
дования блока АС для продления срока эксплуа;
тации. РД;ЭО;0283;01. – М.: Концерн “Росэнер;
гоатом”, 2001.
6. Типовые технические требования к методи;
кам оценки технического состояния и остаточно;
го ресурса элементов энергоблоков АС. РД ЭО –
0141 – 98.
7. Основные положения определения остаточ;
ного ресурса и продления назначенных показателей
трубопроводной арматуры АЭУ. РД;ЭО;0076;97. –
М.: Концерн “Росэнергоатом”, 1997.
8. Основные положения определения оста;
точного ресурса тепломеханического оборудова;
ния АЭС. РД ЭО;0058;96. – М.: Концерн “Рос;
энергоатом”, 1996.
9. Методика оценки технического состояния
и остаточного ресурса насосов типовых энерго;
блоков АЭС. РД;ЭО;0180;00. – М.: Концерн
“Росэнергоатом”, 2000.
10. Методика оценки технического состояния
и остаточного ресурса трубопроводов энергобло;
ков АЭС. РД;ЭО;0185;00. – М.: Концерн “Рос;
энергоатом”, 2000.
11. Методика оценки технического состояния
и остаточного ресурса сосудов энергоблоков
ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2 61
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
АЭС. РД ЭО ; 0186;00. – М.: Концерн “Росэнер;
гоатом”, 2000.
12. РД 34.17.439�96. Методические указания
по техническому диагностированию и продле;
нию срока службы сосудов, работающих под дав;
лением. – М.: 1996. – 56 с.
13. Положение о системе технического диа;
гностирования паровых и водогрейных котлов
промышленной энергетики. – М.: 1993. – 64 с.
14. Оборудование и трубопроводы АЭУ. Свар;
ные соединения и наплавки. Правила контроля.
ПНАЭ Г;7;010;89.
15. Система неразрушающего контроля. Ме;
тод акустической эмиссии: Сборник документов.
Серия 28 выпуск 2. М.: НТЦ по безопасности про;
мышленности Госгортехнадзора России, 2001. –
220 с.
Получено 03.10.2005 г.
62 ISSN 0204�3602. Пром. теплотехника, 2007, т. 29, № 2
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА
У роботі дано короткий опис експери)
ментальної установки і автоматизованої
системи збору та обробки даних теп)
лофізичних вимірів, показано особли)
вості моделювання теплогідравлічних
процесів у замкнутому циркуляційному
контурі високого тиску при стаціонар)
них, нестаціонарних і аварійних режи)
мах. В експериментальній установці ви)
користовуються оригінальні оптичні
методи виміру температури ТВЕЛ і па)
ровмісту теплоносія.
В работе дано краткое описание экс)
периментальной установки и автомати)
зированной системы сбора и обработки
данных теплофизических измерений,
показаны особенности моделирования
теплогидравлических процессов в за)
мкнутом циркуляционном контуре высо)
кого давления при стационарных, не)
стационарных и аварийных режимах. В
экспериментальной установке исполь)
зуются оригинальные оптические мето)
ды измерения температуры ТВЭЛ и па)
росодержания теплоносителя.
The brief description of experimental
equipment and automatic data processing
system for thermophysics measurements
are presented. The main features for ther)
mohydravlic processes modeling in close
mounted high pressure circulation circuit
under stationary, transient and emergency
conditions are showed. The experimental
equipment is based on the original optical
methods for heart)releasing element tem)
perature and steam content of coolant
measuring.
УДК: 621.039.55.001.57;52
ПОПОВ И.А.1, ДОМАШЕВ Е.Д.2,
СЫЧЕВ Е.Н.1, ЖУРАВЛЕВ А.А.1
1Севастопольский национальный университет ядерной энергии и промышленности
2Институт технической теплофизики НАН Украины
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ УСТАНОВКА И
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА СБОРА И
ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ
АВАРИЙНЫХ ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
Cp – удельная теплоемкость жидкости;
Р – давление;
Q – тепловая мощность;
q – плотность теплового потока;
Θ – предельная температура;
Stж – число Стантона;
T – температура;
t – время;
tАЗ – момент срабатывания;
w – скорость потока;
ϕ – паросодержание;
ρж – плотность жидкости;
АЦП – аналого;цифровой преобразователь;
АЗ – аварийная защита;
|