Сосуд под давлением аэс

УДК 621.039.5.58:621.38.004.6

Анализ надежности трубопроводов и сосудов под давлением на
атомных электростанциях

КЛЕМИН А. И., ШИВЕРСКИЙ Е. А.

Одними из наиболее многочисленных и важных компонентов
оборудования АЭС являются трубопроводы и сосуды под давлением. Как
показывает отечественная и зарубежная практика проектирования и
эксплуатации АЭС, из всех отказов оборудования наибольшую
потенциальную радиационную опасность представляют разрушения
крупных трубопроводов, коллекторов и сосудов. Количественный анализ
их надежности становится обязательной составной частью оценки
надежности станции в целом на этапе проектирования. В настоящей
статье представлены результаты исследования надежности
трубопроводов и сосудов АЭС.

Сформулируем вначале понятие отказа рассматриваемых изделий.
Отказ трубопровода или сосуда под давлением есть утрата им
работоспособности вследствие разгерметизации до заданного в
технической документации уровня или появления таких необратимых
изменений (трещин, утонения стенки с размерами и характером,
оговоренными в технической документации, и др.), которые могут
затем привести к разгерметизации и выводу трубопровода (сосуда) из
эксплуатации.

Для крупных трубопроводов и сосудов часто используются понятия
катастрофического и потенциально опасного отказа. Катастрофическими
называются отказы, при которых разрушение трубопровода (сосуда)
происходит за короткое время (часто практически мгновенно), при
этом размер повреждения, например, для трубопровода

соизмерим с его диаметром, и разрушение приводит к значительному
ущербу. Катастрофический отказ требует немедленной остановки блока
АЭС и проведения значительных ремонтных работ. Потенциально
опасными отказами трубопроводов и сосудов являются, как правило,
свищи в основном металле и сварных швах, неплотности в механических
соединениях, трещины определенного размера, локальное утонение
стенок (вследствие, например, коррозии или эрозии) и т. п.
Потенциально опасные отказы должны своевременно устраняться,
поскольку при эксплуатации часть потенциально опасных отказов может
стать причиной катастрофических отказов.

Факторы, определяющие надежность трубопроводов и сосудов.
Основные факторы, определяющие надежность рассматриваемых элементов
оборудования, приведены в табл. 1, которая составлена на основе
изучения и обобщения отечественного и зарубежного опыта
эксплуатации трубопроводов и сосудов на АЭС и ТЭС. Сложность
анализа причин отказов трубопроводов и сосудов заключается в том,
что перечисленные факторы часто действуют совместно. В каждом
случае можно говорить о доминировании нескольких факторов и о
несущественном влиянии остальных. Ситуации, когда удается
идентифицировать в качестве причины отказа единственный фактор,
относительно редки.

Опыт эксплуатации трубопроводов и сосудов показывает, что
отказы, произошедшие в начальный период, с наибольшей вероятностью
вызываются  факторами 1-й и 2-й групп (см. табл. 1). Отказы в конце
срока службы изделия с наибольшей вероятностью вызваны факторами
3-й группы; промежуточные отказы могут быть вызваны факторами всех
групп. Относительный вклад отдельных групп факторов в ненадежность
трубопроводов [1]: конструкционные — 16, технологические — 28,
эксплуатационные — 56%.

Отказы чаще всего происходят в сварных швах, гибах и т. п.
Например, по данным работы [2], 54% отказов трубопроводов на АЭС
произошли в сварных швах, 40% — в основном металле и 6% — в
резьбовых соединениях труб.

Абсолютному большинству серьезных отказов трубопроводов и
сосудов предшествуют течи. Из этого следует практический вывод: с
помощью регулярных осмотров и контроля потенциально опасных
участков трубопроводов и сосудов (сварных швов и др.) можно в
значительной степени повысить их надежность и, что особенно важно,
предотвратить катастрофические отказы.

Перечисленные в табл. 1 факторы, воздействуя на трубопроводы и
сосуды, могут вызвать следующие основные механизмы их разрушения (в
порядке значимости): усталость (малоциклическую, высокоциклическую,
тепловую), коррозию под напряжением, ползучесть, коррозию, хрупкое
разрушение, вязкое разрушение, эрозию и др.

Как правило, механизм разрушения достаточно просто
идентифицируется по характеру (внешнему виду) разрушения. Такой
анализ отказов применительно к конкретным изделиям и условиям
эксплуатации всегда необходим для достоверного выявления
доминирующих механизмов и факторов. Без этого невозможна разработка
эффективных мероприятий по повышению надежности изделий и методов
прогнозирования уровня их надежности.

Методы оценки надежности трубопроводов и сосудов высокого
давления. Можно выделить две группы методов определения
количественных показателей надежности этих элементов: по
статистическим данным эксплуатации или испытаний и в условиях
отсутствия (или недостаточности) статистики отказов.

По отношению к эксплуатационным отказам некатастрофического
характера (потенциально опасным отказам) трубопровод
рассматривается как ремонтируемая система, элементами которой
являются прямые участки, гибы, сварные швы, литые элементы (колена,
тройники и т. п.) [3]. Расчет надежности базируется на статистике
отказов соответствующих элементов в эксплуатации. При оценке
показателей надежности обычно используется предположение, что при
нормальной эксплуатации закон надежности трубопровода (сосуда)
аппроксимируется экспоненциальной функцией.

Для каждого типа трубопровода (и сосуда) в качестве показателей
надежности целесообразно вычислять следующие параметры потока
потенциально опасных отказов:

а) для прямых участков

ω1 – mΠ/Tl (на погонный метр); (1)

ω2 = mΠ/TπDl (на единицу поверхности); (2)

б) для сварных швов

ω4 = mсв/TπDnсв (на единицу длины шва); (3)

в) для гибов

ω4 = mΓ/TnΓ (на один гиб). (4)

Здесь mп, mсв, m г — число отказов на прямых участках, сварных
швах и гибах трубопровода соответственно; T — наработка
трубопровода; l и D — длина и наружный диаметр трубопровода;

nг — число гибов на нем; nсв — число сварных швов.

В общем случае, т. е. для трубопровода с трубами нескольких
диаметров,

ω2 = mΠ/Tπ Σj Dlj; ω3 = mсв/TπΣjDj,

(5)

где j — номер участка трубопровода одного типоразмера.

Для оценок параметров потока отказов целесообразно определить
доверительные интервалы Iα: ωниж, ωверх (α — доверительная
вероятность), характеризующие точность статистических оценок.
Верхнюю и нижнюю доверительные границы для параметра потока отказов
можно получить по формулам

ωверхi = ωi/r2; ωнижнi = ωi/ri,

(6)

где r1 и r2 — табличные коэффициенты, зависящие от m, i и α [4,
5], индекс i означает п, св или г соответственно.

При отсутствии отказов элементов в течение наработки T значение
доверительной границы ωверх можно определить по формуле

ωверхi = (1 – n√1-α)/T,

(7)

где n — число масштабных единиц (погонных и квадратных метров,
гибов).

По этой же формуле можно оценивать верхнюю доверительную границу
такого показателя надежности, как интенсивность катастрофических
отказов (крупных разрывов) трубопроводов или сосудов АЭС. Здесь
речь идет именно об интенсивности, а не о параметре потока отказов,
так как по отношению к катастрофическим отказам указанные изделия
следует рассматривать как невосстанавливаемые.

При отсутствии или недостаточности статистической информации
надежность трубопроводов и сосудов под давлением можно приближенно
оценить с помощью методов, базирующихся на вероятностных моделях,
описывающих поведение трубопроводов (сосудов) в процессе
эксплуатации и их разгерметизацию или разрушение.

Примером такой простейшей модели может служить модель «нагрузка
— прочность» [6]. С ее помощью оценивается вероятность превышения
одной случайной величиной (нагрузкой) другой случайной величины
(прочности) материала трубопровода или сосуда. Более сложные модели
базируются на применении методов анализа напряженного состояния,
механики разрушения (учета зарождения и развития трещин) и др. В
настоящее время большинство этих методов оценки надежности
находится в стадии разработки.

Оценка фактической надежности трубопроводов и сосудов под
давлением АЭС по данным эксплуатации. Для получения достоверных
оценок показателей надежности необходимо иметь представительную
статистику отказов. Поскольку отказ трубопровода или сосуда —
событие довольно редкое,

требуется дополнительная эксплуатация этих изделий для получения
требуемого объема исходных данных. К настоящему времени лишь у
некоторых отечественных АЭС продолжительность эксплуатации
достаточна для получения достоверных статистических данных о
надежности трубопроводов и сосудов под давлением.

Для развития ядерной энергетики наибольший интерес представляют
энергоблоки мощностью 1 млн кВт с РБМК и ВВЭР. Энергоблок с
ВВЭР-1000 находится в стадии строительства. Энергоблоки с РБМК-1000
к 1978 г. проработали около 11 реакторо-лет. Поскольку отказов
трубопроводов и сосудов под давлением первого контура этих
реакторов не было, можно сделать верхнюю оценку параметра потока
отказов для системы трубопроводов первого контура реакторов этого
типа по формуле (6). Она составляет ~ 10-5 ч-1 на один реактор.

Наибольший срок работы отечественных энергоблоков с ВВЭР имеют
первые два блока Нововоронежской АЭС мощностью 210 и 365 кВт
соответственно. Он составляет 17 реакторо-лет. С момента их пуска и
до 1975 г. были зарегистрированы всего два отказа трубопроводов
первого контура. В соответствии с этим параметр потока отказов
системы трубопроводов одной циркуляционной петли этих реакторов
равен ~ 1,5∙10-6 ч-1 на реактор.

В целях более подробного анализа фактической надежности
трубопроводов и сосудов высокого давления была собрана
статистическая информация на Первой в мире АЭС в Обнинске,
Белоярской АЭС и АЭС с реактором ВК-50 в Димитровграде. Эти станции
эксплуатируются в течение длительного времени (Обнинская — с 1954
г., ВК-50 —

с 1965 г., Белоярская — с 1964 г.). В результате удалось собрать
статистику отказов, которую можно обработать по изложенной в
предыдущем разделе методике. Данные на Первой в мире АЭС были
собраны с начала эксплуатации по 1975 г. включительно, а на БАЭС и
ВК-50 — с начала эксплуатации по 1978 г.

Характеристики рассмотренных изделий и полученные показатели их
надежности приведены в табл. 2—4. В табл. 2 для магистральных
трубопроводов первого контура приведен общий параметр потока
отказов. Параметры потоков отказов на один сварной шов и на один
гиб этих трубопроводов примерно равны и составляют 5∙10-8 ч-1;

80%-ный доверительный интервал составляет (1 ÷ ÷ 8)∙10-8
ч-1.

Анализ данных эксплуатации трубопроводов и сосудов ВК-50,
являющегося экспериментально- промышленной установкой, показал, что
отказов упомянутых изделий практически не наблюдалось со времени ее
пуска. В этих условиях можно вычислить верхнюю доверительную
границу для параметра потока отказов (см. табл. 3). Среднее
значение параметра потока и его нижняя доверительная граница
совпадают и равны нулю. Характеристики трубопроводов, сосудов под
давлением и коллекторов БАЭС представлены в табл. 4. Там же
приведен 80%-ный доверительный интервал I0,8 для параметра потока
отказов.

Анализируя опыт эксплуатации первого и второго блоков БАЭС, а
также Первой в мире АЭС, можно отметить, что наибольшая часть
отказов трубопроводов и сосудов под давлением этих энергоблоков с
канальными реакторами связана с протечками теплоносителя на
неосновных трубопроводах малых диаметров — свищах, обрывах на
дренажных, импульсных, воздушных линиях, в местах приварки гильз
термометров сопротивления. Аналогичный вывод делается в работе [2]
применительно к АЭС с корпусными легководными реакторами. Там
отмечается, что 70% отказавших труб на АЭС имеет диаметр 150 мм. На
индивидуальных трубопроводах первого и второго блоков БАЭС
большинство отказов связано с протечками сальников отключающих
устройств.

Свищи и трещины в сварных швах возникали, как правило, в случае
повышенной вибрации трубопроводов, недостаточной их компенсационной
способности или некачественного выполнения сварных швов, а также
коррозии. Опасным видом дефекта коллекторов является трещина в
районе сварного шва. Такие дефекты могут вести к полному отрыву
труб от коллекторов. Существенно, что серьезных отказов крупных
трубопроводов и сосудов высокого давления на всех эксплуатирующихся
отечественных АЭС не наблюдалось.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Kilsby E. «Nucl. Safety», 1965—1966, v. 7, N 2.

2. Basin S., Burns E. «Trans. Amer. Nucl. Soc.», 1977, v.
26.

3. Клёмин А. И. Инженерные вероятностные расчеты при
проектировании ядерных реакторов. М., Атомиздат, 1973.

4. Шор Я. Б. Статистические методы анализа и контроля качества и
надежности. М., «Сов. радио», 1962.

5. Шор Я. Б., Кузьмин Ф. И. Таблицы для анализа и контроля
надежности. М., «Сов. радио», 1968.

6. Аристов А. И., Борисенко В. С. Оценка надежности механических
систем. М., «Знание», 1972.

Поступила в Редакцию 23.10.78

Таблица 1

Классификация основных факторов, определяющих надежность
трубопроводов и сосудов

1. Конструкционные 2. Технологические 3. Эксплуатационные

Выбор материала

Наличие концентраторов напряжения (количество и характер)

Характер геометрической формы гидравлического тракта
теплоносителя (наличие резких поворотов, сужений, расширений
приводит к возникновению крупномасштабных вихрей в потолке
теплоносителя и вибрации)

Обеспечение компенсации и температурных расширений

Обеспечение гибкости (исключение излишней жидкости)
трубопровода

Характер крепления трубопровода

Приспособленность к контролю и техническому обслуживанию
(обеспечение ремонтно- и контролепригодности)

Качество материала

Качество изготовления труб, гибов, литых элементов

Качество сварки

Качество обработки поверхностей

Эффективность выходного и входного контроля

Качество транспортировки

Качество монтажа

Нагрузки: механические, тепловые и т. п. (стационарные и
динамические величины и характер нагружения)

Воздействие контактирующей среды (характер взаимодействия:
механическое, химическое и др.)

Воздействие специфических, в том числе непланируемых факторов
(облучение, вибрация, отложения и т. п.)

Объем и характер контроля и технического обслуживания

Отклонение условий эксплуатации от нормальных

Ошибки эксплуатации и обслуживания

Таблица 2

Характеристики и параметры потоков отказов трубопроводов и
сосудов под давлением Первой в мире АЭС

Оборудование Материал

Давление, кгс/см2

Температура, °с

ω, 10-6 ч-1

Магистральные трубопроводы первого контура, Dy = = 200

1Х18Н9Т 100 100-300 20,8

Индивидуальные трубопроводы, Dy = 20

1Х18Н9Т 100 290 0

Корпус компенсатора объема

1Х18Н9Т 100 1,6

Экономайзер 1Х18Н9Т 100(14)* 200 3,9

Пароперегреватель

Углеродистая сталь

100 (13) * 290 24,0

Испаритель 1Х18Н9Т 100 (14) * 200 2,4

* В скобках — давление внутри корпуса.

Таблица 3

Характеристики и верхняя 95%-ная доверительная граница для
параметра потока отказов сосудов и трубопроводов ВК-50

Оборудование

Температура, °С

Давление. кгс/см2

ωверх, 10-5 ч-1

Сепаратор высокого давления

310 100 3,5

Сепаратор низкого давления

241 35 3,5

Подогреватели низкого давления

— 15 7,5

Бак деаэратора 104 1,2 3,5

Комплект трубопроводов 100-300 1-100 7,5

Таблица 4

Технические характеристики и показатели надежности трубопроводов
и сосудов высокого давления БАЭС

Оборудование

Диаметр и толщина стенки, мм

Материал

Давление, кгм/см2

Температура, °С

Параметр потока отказов

общий

прямой участок

сварной шов гиб

ω; I0.8, 10-6 1 /ч

ω1; I0.8, 10-8 1/ч∙м

ω3; I0.8, 10-8 1/ч∙м

ω; I0.8, 10-8 1/ч

Трубопровод высокого давления (ВД) контура I

279×14 Х18Н9Т 160 340 1,5 44,3 9,2

0,8-2,1 35,7-52,1 6,0-12,1

Трубопровод ВД насыщенного пара контура I

219×16 Х18Н9Т 110 316 0 13,0 4,2

0-1,6 5,4-19,4 0,9-6,8

Главный паропровод 279×15 12ХМФ 95 510 0 27,8 59,0

0-0,9 19,4— 35,6 46,1-71,1

Питательный трубопровод ВД контуров I и II

245×18 СТ 20 135 300 5,4 30,0 49,6

2,2-8,1 19,5-39,5 38,3—59,8

Индивидуальный трубопровод

32 ×3 1Х18М9Т 145 330 0 0 0

0-0,04 0-1,2 0,02

Барабан-сепаратор 1600×92 16ГНМ 150 340 5,8 2,4-8,7

Испаритель 2000×70 18ТС 110 316 8,0 4,9-10,7

Подогреватель ВД 1500×12 22 К 12 290 7,2 14,9-9,4

Коллектор водяной 273 ×28 1Х18Н9Т 130 310 1,9 1,1-2,6

Коллектор перегретого пара

325×35 12ХМФ 115 510 6 0-1,1