ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

ТРУБОПРОВОДЫ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

Концепция «течь перед разрушением»

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2018

Предисловие

1    РАЗРАБОТАН Акционерным обществом «Концерн Росэнергоатом»

2    ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 322 «Атомная техника»

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2018 г. Ne 1133-ст

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. № 162-ФЗ «О стандартизации в Российской Федерации». Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

©Стандартинформ. оформление. 2018

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

II

2с_с— предельная длина сквозной трещины при MPH; 2c_d—допускаемая длина сквозной трещины;

2c_ld — размер обнаруживаемой трещины по расходу 0_LD; а₀.2сд — размеры начального дефекта;

Двц, Дc_N— величины подрастания начального дефекта при циклическом нагружении; a_N. 2c_N— размеры трещины в результате циклического подрастания начального дефекта

Рисунок 3 — Схема сквозной трещины и поверхностного дефекта

7.3 Расчетная процедура обоснования применимости концепции «течь перед

разрушением»

7.3.1    Расчетное обоснование ТПР базируется на процедуре, предполагающей постулирование в контрольных зонах кольцевых и продольных трещин; начального поверхностного дефекта (а₀,2сд) и сквозной трещины 2c_LD с обнаруживаемой течью приведенных на рисунке 3.

7.3.2    Согласно процедуре, приведенной в виде блок-схемы на рисунке 4, необходимо продемонстрировать выполнение следующих условий:

-    величина циклического подроста начального дефекта (з₀, 2Cq) за весь период эксплуатации, определенная с учетом условий, указанных в пункте 7.2.13, будет в пределах допускаемых значений;

-    постулируемая сквозная трещина 2c_LD, течь через которую составляет величину при НН. должна быть обнаружена СКТ с чувствительностью Q₀ в режиме НУЭ, оставаясь стабильной при МРН.

Выполнение данных условий определяется расчетными критериями ТПР, использующими реалистичные коэффициенты запаса.

7.3.3    Расчетное обоснование проводится в следующем порядке:

а)    оценивают исходные данные согласно 7.2.1—.2.3;

б)    последовательно выполняют требования 7.2.4—.2.12;

в)    в каждой контрольной зоне постулируют начальный поверхностный дефект (а₀,2сq) и сквозную трещину 2с^;

Рисунок 4 — Блок-схема расчетного обоснования целостности границ давления и течи перед разрушением для трубопроводов

г)    рассчитывают величины подроста Aa_N и 2Аc_N начального дефекта (а₀, 2Сд) на конец НСС при циклическом нагружении в соответствии с 7.2.11—7.2.12 и приложением Г (с учетом 7.2.13). Определяют финальные размеры дефекта (a_N,2c_N) на конец НСС: глубина a_N = а₀ + Дa_N, длина 2с_N = 2с₀ + 2Ac_N (см. рисунок 3);

д)    рассчитывают предельную длину сквозной трещины 2с_с при МРН. Рекомендуемые методы расчета приведены в приложении Д;

е)    определяют длину постулируемой сквозной трещины с выявляемой течью 2c_LD при НН в режиме НУЭ.

Расчет величины 2c_LD выполняют в следующей последовательности:

1)    рассчитывают площадь раскрытия сквозной трещины А (2с) в зависимости от ее длины 2с согласно Е.1 (приложение Е):

2)    рассчитывают расход теплоносителя Q (2с) через сквозную трещину в зависимости от ее длины 2с и площади раскрытия А (2с) согласно Е.2 (приложение Е);

3)    определяют расчетную длину постулируемой трещины течи 2c_LD из условия О (2c_t0) =

= n_QQ₀.

Если размер 2c_LD < 31, то принимают 2с_ш = 31 (где t — толщина стенки);

ж) проводят анализ стабильности поверхностной трещины (a_N2c_N) и сквозной трещины с обнаруживаемой течью 2c_LD и оценивают выполнение условий ТПР в соответствии с 7.4.1 — 7.4.3.

7.4    Оценка выполнения условий применимости концепции «течь перед разрушением»

7.4.1    Целостность границ давления обеспечена, если в результате циклического подрастания начального поверхностного дефекта (3₀.2Cq) за весь период эксплуатации его размеры a_N и 2c_N не превысят значений:

a_(V = a₀ + Aa_ws//2.    (1)

2с_N = 2с₀ + 2Ac_N < 2сJ3,    (2)

где Аа_ы и Ac_n— соответственно величины подрастания размеров начального дефекта в глубину и длину за один НСС при заданных условиях циклического нагружения (рисунок 3). мм.

7.4.2    Стабильность постулируемой сквозной трещины 2с_т с выявляемой течью О_ш = n_o Q₀ обеспечена при выполнении условия

2c_LD<z2c_c/n_c.    (3)

где 2с_с— предельная длина сквозной трещины при МРН, мм;

n_Q — коэффициент запаса на чувствительность О₀ проектной СКТ; п_с— коэффициент запаса на размер сквозной трещины.

Если длина сквозной трещины течи 2с^, рассчитанная по расходу утечки Q_LD при НН в режиме НУЭ меньше 3/. то принимают 2c_LD = 31.

7.4.3    Для данной расчетной процедуры рекомендуется применять следующие коэффициенты запаса:

- коэффициент запаса не менее 5 на чувствительность СКТ:

n_Q=Q_LD/Q₀> 5;    (4)

-коэффициент запаса не менее 1.8 на длину постулируемой сквозной трещины с выявляемой течью Q_ld

^пс - 2c_cI2c_ld> 1.8.    (5)

7.4    4 При выполнении критериев (1) - (5) анализируемый трубопровод удовлетворяет расчетным условиям применимости ТПР.

7.4.5    В случае невыполнения условия (1) по отношению к глубине полуэллиптической трещины a_N необходимо определить предельную глубину поверхностной трещины а_с при длине трещины 2c_N, приводящей к появлению локальной течи при a_N- а_с.

Анализ локальной нестабильности перемычки между фронтом трещины и тыльной поверхностью трубы выполняют с использованием рекомендаций Д 2—Д.З (приложение Д). при этом предельная глубина дефекта a_N не должна превышать 0.751.

7.4.6    Если по результатам расчета рекомендованные коэффициенты запаса на чувствительность СКТ (л₀ = 5) и критический размер сквозной трещины (л_с = 1,8) не могут быть достигнуты, то первоначальные требования к чувствительности Q₀ должны быть ужесточены, с тем чтобы обеспечить расчетные критерии (3) — (5) выполнения условий ТПР в соответствии с 7.4.2-7.4.3.

7.4.7    Представленные в приложениях Г-Е методы механики разрушения и термогидравлического анализа, включая методы расчета подрастания размеров начального дефекта (приложение О. анализа стабильности трещин (приложение Д). расчета площади течи и расчета расхода теплоносителя (приложение Е) имеют рекомендательный характер. Допускается использовать иные методы расчета с соответствующим обоснованием их применимости, которые обеспечивают наименьший предельный размер постулируемой сквозной трещины и минимальную скорость истечения теплоносителя для последующей проверки или определения требований к СКТ.

7.5 Особенности применения методологии концепции «течь перед разрушением» на стадиях

проектирования и эксплуатации

7.5.1    Для проектов новых блоков АС расчетное обоснование ТПР выполняют на этапе проектирования. На всех стадиях проектирования обоснование ТПР может быть проведено с использованием ГРК. что позволяет при проектировании быстро модифицировать конфигурацию трубопроводов при одновременном удовлетворении критериев ТПР

Данный подход представлен в приложении Ж.

Примечание —В результате, на стадии проектирования и прочностного обоснования трубопроводных систем новых блоков АС. анализируемые трубопроводы могут быть квалифицированы для применения ТПР и отвечать требованиям [1] при условии последующего подтверждения после монтажа проектной конфигурации трубопроводов и условий их закрепления к фактической трассировке и расположению опор

7.5.2    При вводе блока АС в эксплуатацию принятые в расчетах на стадии проектирования проектные нагрузки и напряжения для режимов НУЭ должны быть 8 соответствии с требованиями (1) подтверждены по результатам пуско-наладочных работ и освоения мощности путем проверки соответствия фактического расположения опор, трассировки трубопроводов, монтажных натягов, максимальных перемещений оборудования и трубопроводов, определяющих уровень напряженно-деформированного состояния.

7.5.3    Принимая во внимание заложенные в расчет ТПР коэффициенты запаса, включающие в себя также неопределенность по отношению к нагрузке в режиме НУЭ+МРЗ, и учитывая существенный вклад сейсмического воздействия в расчет предельной длины сквозной трещины, детерминистское обоснование ТПР, выполненное на стадии проектирования, не требует переработки для стадии ввода в эксплуатацию, а полученные результаты считаются пригодными и после ввода блока в эксплуатацию, если для рассматриваемых трубопроводов выявленные отклонения не приводят к возрастанию проектных силовых нагрузок в режимах пуска и работы на номинальной мощности более чем на 20%.

7.5.4    Для действующих блоков АС расчетное обоснование ТПР выполняется для существующей конфигурации трубопроводов с учетом:

-    результатов выполненных работ по модернизации и реконструкции;

-    ранее выбранных материалов (свойства которых, включая вязкость разрушения, могут отличаться от исходных);

-    фактических значений нагрузок в режимах НУЭ, подтвержденных результатами мониторинга нагрузок (перемещений);

-    значений нагрузок от внешних воздействий (уточненных по результатам микросейсморайонирования, расчета с применением аттестованных программных средств ((1) пункт 1.2.9, (2) пункт 2.1.15) для уточнения поэтажных акселерограмм и спектров ответа) и оценки нагруженности трубопроводов с учетом указанных актуализированных данных);

-    истории нагружения в процессе эксплуатации;

-    анализа опыта эксплуатации существующих аналогов.

7.5.5    При выполнении расчетного обоснования ТПР согласно 6.3 и разделу 7 на стадии продления срока службы также следует учитывать выполненные ранее ремонты и конструктивные модификации, фактические параметры нагружения (если имеются основания) и прогнозируемые служебные характеристики свойств используемых материалов с учетом тенденции их изменения на конец срока оценки.

7.5.6    Особенности применения методологии ТПР на стадии эксплуатации для обоснования целостности трубопроводов при наличии дефектов приведены в И.1 (приложение И), для обоснования предотвращения разрывов аустенитных трубопроводов РУ канального типа в И.2—И З, включая пример расчета — в И.4 (приложение И).

8 Документирование и отчетность

Техническая документация по обоснованию и внедрению концепции ТПР для трубопроводов контура теплоносителя рассматриваемого блока АС должна содержать:

-    перечень и описание рассмотренных систем трубопроводов, входящих в состав контура теплоносителя реактора:

-    результаты оценки пригодности анализируемых систем трубопроводов для применения методологии ТПР в соответствии с приложением А и учетом требований 5.1.3. перечисление а) 5.2.2;

-    результаты оценки эффективности СКТ в соответствии с требованиями 6.2. перечисление б) 5.2.2. и приложения Б:

-    результаты технического обоснования применимости ТПР. выполненного в соответствии с 6.3 и разделом 7;

-    заключительный отчет по обоснованию применимости концепций ТПР с общими выводами и рекомендациями для дальнейшего внедрения.

Оценка применимости концепции «течь перед разрушением»

А.1 Общие требования

А 1.1 Необходимые условия применимости концепции ТПР к действующим, сооружаемым и проектируемым блокам АС базируются на подтверждении качества трубопроводных систем в течение всего срока эксплуатации (включая дополнительный срок эксплуатации), обеспечиваемым, главным образом, за счет выполнения требований действующих ФНП, а также обязательных к применению документов по стандартизации, относящихся к проектированию, изготовлению, монтажу трубопроводов и оборудования, вводу блока АС в эксплуатацию и его эксплуатации (включая требования к системам мониторинга условий эксплуатации, нагрузок (перемещений), параметров ВХР, контроля течей, контроля состояния металла и технического обслуживания оборудования и трубопроводов)

А. 1.2 Обоснование возможности применимости ТПР к анализируемым трубопроводам включает в себя два

этапа

На первом этапе проводится оценка выполнения ограничивающих условий согласно 1.2. главным из которых является гарантированное вязкое состояние металла в течение всего срока эксплуатации определяемое по характеристике КСV согласно перечислению в) 1 2 и отсутствие значимого механизма деградации согласно 5.2 4

На втором этапе оценивается выполнение технических и организационных предпосылок, представленных в 5 1.3 в виде принципов А-В.

А.2 Исходные данные

А 2 1 Основными исходными данными, используемыми для оценки возможности применения ТПР к анализируемым трубопроводам.являются:

-    классификация трубопроводов и оборудования (включая класс безопасности согласно (1), группу согласно (3]. категорию сейсмостойкости согласно (5), категории сварных соединений согласно (6) или вновь вводимому ФНП);

-    параметры рабочей среды (теплоносителя);

-    проектные особенности рассматриваемой системы трубопроводов (трассировка, компоновка, чертежи, размеры);

-    информация обо всех отступлениях от проекта, ремонтах и исправлениях в процессе монтажа или по результатам контроля, оформленных техническими решениями,

-    перечень используемых материалов (основные, сварочные, наплавочные), их свойства;

-    проектные условия нагружения с учетом возможных их отклонений в эксплуатации;

-    нагрузки для всех расчетных режимов, включая предельные нагрузки, число циклов нагружения при переходных режимах.

-    специфические нагрузки и воздействия, возможные механизмы деградации, которые могут возникнуть при эксплуатации;

-    результаты расчетов напряжений и прочностного обоснования,

-    программы эксплуатационного контроля металла для действующих блоков АС;

-    методы и результаты предэксплуатационного и эксплуатационного контроля состояния металла для действующих блоков АС;

-    ограничения при проведении эксплуатационного НК сварных соединений (при их наличии);

-    характеристики СКТ;

-    результаты имеющихся испытаний полномасштабных моделей труб из аналогичных материалов на разрушение

А.2.2 Для действующих АС перечень основных исходных данных при необходимости может быть расширен

А.З Оценка качества трубопроводов

А.3.1 Для подтверждения качества трубопроводов на стадии до начала эксплуатации требуется провести оценку полноты выполнения требований проектной документации в соответствии с требованиями (3) и действующей системой обеспечения качества

А 3.2 Необходимо проверить соответствие реальной трассировки и геометрии трубопроводов, условий их закрепления в проектной документации

А.4 Оценка мониторинга условий эксплуатации

А.4.1 Для действующих блоков АС мониторинг эксплуатационных параметров, BXR нагрузок(перемещений)и вибраций, неразрушающий контроль металла, контроль течей, техническое обслуживание трубопроводов, а также порядок и организация их проведения должны отвечать требованиям ГОСТ Р 8 563, ГОСТ 8 932, ГОСТ Р 50 04.07,

ГОСТ Р 50 05 15, [1}—{5]. (7J—(9] и других обязательных для АС документов по стандартизации, относящихся к технологическим регламентам, инструкциям по эксплуатации, инспекционным программам, типовым и рабочим программам контроля металла, методикам НК, методам и средствам измерений А4.2 Для действующих блоков АС оценке соответствия подлежат системы:

-    система сбора и обработки данных об условиях эксплуатации (давление, температура, циклы нагружения, вибрации. ВХР);

-    система контроля фактической нагруженности трубопроводов (контроль перемещений элементов контура теплоносителя реактора согласно [3] (пункт 230)];

-    система эксплуатационного НК трубопроводов, нацеленная на выявление и фиксацию несплошностей основного металла и сварных соединений, выявление и фиксацию изменений геометрических размеров, выявление и фиксацию изменений механических характеристик и структуры металла.

-    эффективность С КТ

А 4.3 Для действующих и находящихся на продленном сроке эксплуатации блоков АС должны учитываться требования (11]. (6], (7], (12]. программ контроля, методик НК, методов и средств измерений

А 4 4 Обработанные данные об условиях эксплуатации оборудования и трубопроводов блока подлежат документированию и хранению

А.5 Порядок рассмотрения всех возможных условий нагружения и эксплуатации

А 5.1 Анализу подлежат все проектные и возможные эксплуатационные нагрузки, включая косвенные воздействия и специфические нагрузки (см 5 2.3), формирующие в целом граничные условия нагружения на трубопроводы

А 5 2 Проектные нагрузки оценивают по результатам прочностного обоснования в соответствии с требованиями (5] и (12] с учетом соответствия фактических условий эксплуатации и фактической нагруженности трубопроводов проектным параметрам и нагрузкам (перемещениям)

А 5 3 Для действующих АС оценку нагруженности и состояния трубопроводов на стадии эксплуатации или продления ресурса выполняют в соответствии с требованиями ГОСТ Р 50 04 03, ГОСТ Р 8 563, ГОСТ Р 8 654, ГОСТ Р 8 932. ГОСТ Р 50 04.07, ГОСТ Р 50 05 15. ГОСТ Р 51901.1, (1]. (3], [8}-{10] и обязательных для АС иных документов по стандартизации, относящихся к инспекционным программам оценки состояния трубопроводов, включая контроль толщины стенок трубопроводов, методам и средствам измерений, типовым и рабочим программам эксплуатационного контроля, методикам НК, оценке ресурсных характеристик металла трубопроводов

А 5 4 Оценке подлежат возможные механизмы деградации (см 5 2 4). которые могут дать неучтенные в проекте значимые повреждения металла и неверно предсказанный (неконсервативный) предельный размер трещины со стороны внутренней поверхности трубопровода, например коррозионной трещины в аустенитном сварном шве, трудно поддающейся контролю и аналитической оценке

А 5 5 Выделяют трубопроводы, для которых отсутствуют непроектные механизмы повреждений, и трубопроводы. для которых существует потенциальная склонность к непроектным механизмам повреждения

Для последних оценивается обеспеченность и эффективность предпринятых компенсирующих мер (конструкторских. эксплуатационных, технологических) по удержанию этих повреждений в приемлемых границах, обеспечивающих конструкционную целостность трубопроводов

А5.6 Для проектируемых блоков АС следует проанализировать опыт эксплуатации трубопроводов-аналогов на действующих блоках АС и удостовериться в том, что наряду с учтенными в проекте неблагоприятными воздействиями не следует ожидать чрезмерных специфических нагрузок или механизмов деградации

Для действующих блоков АС на основании оценки опыта эксплуатации рассматриваемых трубопроводов следует убедиться в том. что предпринятые компенсирующие меры являются достаточными.

А 6 Результаты оценки, выполненной согласно А 3—А 5. включая оценку эффективности предпринятых компенсирующих мер, должны быть документированы

Требования к системам контроля течи

Б.1 Общие требования

Б.11 СКТ контура теплоносителя реактора должна осуществлять обнаружение и идентификацию течей оборудования и трубопроводов при работе блока в режимах пуска(останова) и работе в энергетическом режиме

Б 1 2 СКТ контура теплоносителя реактора должна строиться как интегральная система и состоять не менее чем из двух отдельных, независимых, дополняющих друг друга систем, основанных на мониторинге и измерении различных физических параметров (влажность, температура, акустическое давление), а также СКТ ВУ, объединяющего отдельные системы в единую интегральную СКТ

Б. 1.3 В интегральной СТК должен выполняться контроль течи по параметру радиационной активности на основе измерительной информации, поступающей от штатной системы радиационного контроля энергоблока АС Контроль течи по параметру радиационной активности может быть реализован на базе программно-технических средств СКТ ВУ

Б.1.4 Характеристики применяемых в СКТ независимых дополняющих друг друга систем и виды измеряемых при мониторинге физических параметров устанавливаются в техническом задании на СКТ или определяются и обосновываются в проектно-конструкторской документации на СКТ при ее разработке с учетом особенностей объекта контроля

Б 1 5 Каждая из систем интегральной СКТ должна быть независима, т е осуществлять все свои функции вне зависимости от функционирования других систем Допускается применять методы контроля течи, основанные на измерении одних и тех же параметров, но с принципиально различными конструктивными решениями и алгоритмами контроля

Б 1 6 Каждая из систем интегральной СКТ. кроме штатной системы радиационного контроля, должна в автоматизированном режиме выполнять следующие основные функции при работе АС на номинальной мощности

-    измерение контролируемых физических параметров с нормированной погрешностью, устанавливаемой при испытаниях СКТ в целях утверждения типа средств измерений;

-    измерение параметров течи с характеристиками, необходимыми для выполнения требований, предъявляемых к измерению параметров течи на СКТ ВУ,

-    накопление и хранение информации об измеряемых значениях контролируемых физических параметров;

-    самодиагностика составных частей и элементов,

-    передача результатов мониторинга течи на СКТ ВУ

Б 1.7 СКТ ВУ должна в автоматизированном режиме производить совокупный анализ данных и результатов контроля течи теплоносителя реактора в помещениях блока АС от всех отдельных систем интегральной СКТ и выполнять следующие основные функции при работе АС на номинальной мощности

-    обработка данных от всех СКТ и формирование сигнала об обнаружении течи.

-    измерение параметров (расход и координаты местоположения) обнаруженной течи с нормированной погрешностью.

-    выдача информации о расходе и координатах местоположения обнаруженной течи оперативному персоналу АС (на блочный пульт управления) для принятия соответствующих действий по подтверждению наличия течи и принятию компенсирующих мер,

-    накопление и хранение результатов мониторинга течи (информацию об обнаружении течи, значения расхода и координат местоположения течи) в течение не менее трех последних микрокампаний блока АС

Б.2 Технические требования

Б 2 1 Техническая документация на СКТ, содержащая метрологические требования, включая описание методики измерения, должна пройти метрологическую экспертизу в установленном порядке Методика измерений параметров течи должна быть разработана в соответствии с требованиями ГОСТ Р 8 932 и пройти аттестацию в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации по обеспечению единства измерений.

Б 2 2 Программные средства в составе СКТ. реализующие алгоритмы математической обработки результатов измерений физических величин с целью определения параметров течи, должны быть верифицированы и пройти процедуру подтверждения соответствия требованиям ГОСТ Р 8 654

Б.2 3 В том случае, когда и в проекте СКТ и в специальных расчетных обоснованиях ТПР по отношению к контролируемому оборудованию не сформулированы конкретные требования к СКТ, определяющие значения чувствительности, погрешности, временного интервала и диапазона измерения расхода течи, рекомендуется обеспечить следующие значения характеристик СКТ ВУ на номинальной мощности РУ:

-    чувствительность по расходу течи не хуже

1.9 кг/мин (114 кгА)) для трубопроводов ДУ от 150 до 750 мм,

3,8 кг/мин (228 кг/ч) для трубопроводов ДУ от 750 мм и более;

-    верхний диапазон измерения расхода течи не менее 19.0 кг/мин;

-    временной интервал обнаружения и измерения параметров течи не более одного часа,

-    относительная погрешность измерения расхода течи не более ±50 %;

-    погрешность измерения координат местоположения течи ±3 м. но не более половины шага расстановки первичных преобразователей

Б 2.4 Установленные для СКТ характеристики должны подтверждаться в ходе испытаний в целях утверждения типа средства измерений и при периодической поверке в течение всего периода эксплуатации СКТ

Исходные данные для расчета

В.1 Конструктивные и технологические особенности

В. 1.1 К конструктивным и технологическим особенностям анализируемых трубопроводов относятся:

-    конструктивное и технологическое исполнение трубопроводов.

-    трассировка и компоновка трубопроводов.

-    тип присоединения трубопроводов к патрубкам оборудования и арматуре, тройникам,

-    технология изготовления колен и прямолинейных участков трубопроводов (наплавка, вид сварных соединений. термообработка, сертификатные данные на основной металл и сварочные материалы);

-    количество и местоположение сварных швов с указанием их идентификационного номера, категории (заводской, монтажный, однородный, разнородный), типа (кольцевой, продольный), его особенности («труба-труба», «труба-двойник», «труба-колено», «труба-патрубок», «полукорыта колен* и т д );

-    разделка сварных швов, технология сварки, спецификация, карты контроля, идентификационные номера В. 1.2 К геометрическим характеристикам трубопроводов относятся наружный диаметр и толщина стенки с

учетом допусков, толщина наплавки, радиус, длина и конфигурация отводов гнутых, колен с указанием утонений и овальности, геометрия трубопровода (трассировка, компоновка, чертежи, размеры).

В.1.3 Необходимые сведения и размеры элементов трубопроводов принимают в соответствии с конструкторской документацией

В.2 Анализ нагрузок и напряжений

В.2 1 К условиям эксплуатации и нагружения относятся

-    параметры теплоносителя (ВХР, теплофизические характеристики, давление, температура).

-    параметры окружающей среды (давление, температура).

-    перечень и число расчетных и переходных режимов эксплуатации;

-    условия силового и температурного нагружения на всех расчетных режимах, вклкчая переходные режимы, распределения температур и напряжений в сечениях трубопроводов по всей их длине.

-    число циклов нагружения N для каждого расчетного режима

В 2 2 Расчет нагрузок и напряжений следует выполнять для всех проектных и выявленных в процессе эксплуатации режимов с использованием аттестованных программных средств

В.2 3 При расчете нагрузок и напряжений принимают во внимание внутреннее давление, весовые нагрузки, усилия и моменты от реакции опор и присоединенных элементов, температурные нагрузки, вызванные тепловым расширением трубопроводов, сейсмическое воздействие

В.2 4 Для определения МРН на рассматриваемые участки трубопровода необходимо проанализировать все проектные условия нагружения для всех расчетных режимов эксплуатации, включая экстремумы температуры и давления, специфические нагрузки, которые могут возникать при эксплуатации в результате различных внешних и внутренних воздействий

В 2 5 Путем перебора различных комбинаций по максимальному значению суммарной статической и динамической нагрузки определяют наиболее нагруженные зоны и сечения трубопровода по всей его протяженности от одной его жесткой заделки (проходки) до другой В.2 6 Выделяют НН, МПН и МРН:

-    НН, необходимую для определения расхода утечки через постулируемую сквозную трещину, определяют по правилу алгебраического суммирования нагрузок от давления, веса и температуры в режиме НУЭ на номинальной мощности РУ НН = давление + вес * температурные (100 %-ная мощность);

-    МРН, требуемая для расчета предельной длины сквозной трещины, определяется по правилу суммирования абсолютных величин НН и МПН: МРН = |НН| + |МПН|.

В.2.7 Значение МПН для кольцевых сварных швов, как правило, определяется величиной MP3 МПН = MP3 Тогда МРН = |НН| ♦ |МРЗ|.

Значение МПН и МРН для продольных сварных швов в трубопроводах и отводах гнутых (коленах) обычно определяется расчетным давлением р_тах в режимах ННУЭ. тогда МРН = МПН = р_тах

В 2 8 Используя комбинацию рассчитанных сил и моментов для всей системы трубопроводов от каждого типа нагружения, определяют растягивающие и иэгибные напряжения для всех расчетных режимов

В 2 9 В результате расчета напряжений должны быть получены данные о распределении напряжений по различным сечениям и толщине стенки трубопровода, из которых затем для расчетных зон следует выделить «первичные» напряжения от механических нагрузок и «вторичные» самоуравновешенные напряжения

В 2 10 Для каждого трубопровода определяют сечения с нормальным S_n и максимальным S_max растягивающим напряжением, действующим по нормали к плоскости поперечного сечения трубопровода

Содержание

1    Область применения....................................................................................................................................1

2    Нормативные ссылки....................................................................................................................................1

3    Термины и определения...............................................................................................................................2

4    Сокращения..................................................................................................................................................4

5    Основные положения...................................................................................................................................4

5.1    Назначение и цели.................................................................................................................................4

5.2    Применение методологии «течь перед разрушением».......................................................................4

6    Порядок обоснования применимости концепции «течь перед разрушением»........................................5

6.1    Общие требования.................................................................................................................................5

6.2    Оценка эффективности системы контроля течи..................................................................................5

6.3    Техническое обоснование применимости концепции «течь перед разрушением»...........................6

7    Детерминистическое обоснование применимости концепции «течь перед разрушением»...................6

7.1    Общие требования.................................................................................................................................6

7.2    Формирование исходных данных..........................................................................................................6

7.3    Расчетная процедура обоснования применимости концепции «течь перед разрушением»............8

7.4    Оценка выполнения условий применимости концепции «течь перед разрушением»....................10

7.5    Особенности применения методологии концепции «течь перед разрушением» на стадиях

проектирования и эксплуатации.........................................................................................................11

8    Документирование и отчетность...............................................................................................................11

Приложение А (обязательное) Оценка применимости концепции «течь перед разрушением».............13

Приложение Б (обязательное) Требования к системам контроля течи.....................................................15

Приложение В (обязательное) Исходные данные для расчета.................................................................17

Приложение Г (рекомендуемое) Расчет величины подрастания дефекта при циклическом

нагружении..........................................................................................................................20

Приложение Д (рекомендуемое) Анализ стабильности трещин...............................................................23

Приложение Е (рекомендуемое) Определение размеров выявляемой трещины течи...........................30

Приложение Ж (рекомендуемое) Метод граничных расчетных кривых....................................................38

Приложение И (рекомендуемое) Обоснование целостности трубопроводов при наличии

эксплуатационных дефектов..............................................................................................40

Библиография................................................................................................................................................45

Для анализа стабильности поперечной трещины в трубе (см рисунки 1 и 2) суммарное нормальное напряжение S„b режиме НУЭ определяют в виде S„ = o_m*c_b-ю_к (в запас), максимальное напряжение S^,, для режима НУЭ+МРЗ определяют по сумме абсолютных величин S_max = | S„| *| o_w|, где о_т — общее мембранное напряжение, с_ь — общее иэгибное напряжение, о_к — напряжение компенсации. c_sje — суммарное напряжение от сейсмической нагрузки при MP3

Для продольных трещин в прямой трубе и коленах нормальное напряжение S_n = с_т (р) в режиме НУЭ и ^smax ⁼ (Ртах)^в режимах ННУЭ (без учета иэгибных и крутящих моментов)

В 2 11 Оценивают основные механизмы, приводящие к накоплению повреждений и возможному росту скрытых дефектов в сварных швах трубопроводов, в частности, циклическое нагружение, происходящее при смене режимов работы РУ, Для стационарных и переходных режимов с переменными давлением и/или температурой теплоносителя, а также для условий гидравлических (пневматических) испытаний определяют группы циклов с одинаковыми параметрами нагружения, подсчитывают суммарное число циклов N за один НСС

В 2.12 На основании данных эксплуатационного НК сварных соединений аустенитных трубопроводов для рассматриваемого блока оценивают возможность развития коррозионных трещин по механизму МКРПН и необходимость расчета скоростей подрастания таких трещин по толщине стенки и периметру сварного соединения за межконтрольный интервал с учетом И.2.3 — И 2 б (приложение И).

В.З Характеристики материалов

В 3.1 Характеристики материалов, используемые при расчетном обосновании ТПР, включают в себя данные о свойствах основного металла и сварных соединений при соответствующих эксплуатационных температурах с учетом возможной анизотропии свойств материалов и их изменения в процессе эксплуатации

В 3 2 Для диапазона рабочих температур должны быть представлены следующие характеристики материалов

-    физико-механические характеристики

модуль упругости, ГПа. коэффициент Пуассона;

минимальное значение предела прочности, МПа, минимальное значение предела текучести, МПа, предел прочности материала, МПа;

условный предел текучести, определяемый по истинной диаграмме деформирования материала по остаточной пластической деформации 0,2%. МПа;

параметры аппроксимации истинной диаграммы деформирования материала о(е) при одноосном растяжении;

-    характеристики трещиностойкости

Су    —    ударная    вязкость    по    Шарли    KCV(по ГОСТ 9454). Дж/см²;

с11

Cf, m_f — постоянные материала в уравнении циклического роста трещины при нагружении — = С/[ЛК_ф#)^т',

мм/цикл, где / — характерный размер трещины (а, 2с). мм. N - число циклов, ДК^ — размах эффективного КИН типа I в цикле, МПа .

с/э

постоянные материала в уравнении КСРТ — = С^К™'. мм/с, где t—время, с.

K_st— КИН при статическом нагружении, МПа-Ju;

./^-кривая сопротивления росту трещины при упругопластическом нагружении, зависит от обобщенной нагрузки Р. подрастания трещины Д/ и температуры Г, кН/м,

значения J на J^-кривой. определяемые соответственно в момент начала стабильного роста трещины и после стабильного подроста трещины Д/ на 0.2 мм. кН/м.

Примечание — Некоторые характеристики материалов [например, истинная диаграмма деформирования о(е) и J^-кривые] могут быть излишними, если расчет предельной длины трещины выполняют с испольэо-

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ТРУБОПРОВОДЫ АТОМНЫХ СТАНЦИЙ Концепция «течь перед разрушением»

Piping of nuclear power plants «Leak before break» concept

Дата введения — 2019—01—01

1    Область применения

1.1    Настоящий стандарт устанавливает критерии, определяющие возможность применения концепции «течь перед разрушением» к трубопроводам атомных станций, а также требования к обоснованию применимости этой концепции для трубопроводов контура теплоносителя реактора проектируемых, сооружаемых и действующих атомных станций.

1.2    Настоящий стандарт распространяется на трубопроводы с водяным теплоносителем (включая сварные соединения приварки трубопроводов к оборудованию), удовлетворяющие следующим условиям:

1)    наружный диаметр трубопровода не менее 150 мм;

2)    рабочее давление и рабочая температура в режимах нормальной эксплуатации не ниже 1.9 МПа или не ниже 95 °С. соответственно:

3)    значение ударной вязкости металла KCV (основного и сварных соединений) на образцах вида V по ГОСТ 9454 при температуре нормальной эксплуатации не менее 80 Дж/см² в исходном состоянии и/или не менее 60 Дж/см² на конец срока оценки.

1.3    Перечень трубопроводов, входящих в состав контура теплоносителя реактора для каждого блока атомной станции, определяет генеральный проектировщик блока с участием главного конструктора реакторной установки.

1.4    По решению разработчика проекта атомной станции настоящий стандарт может быть использован для обоснования применимости концепции «течь перед разрушением» к трубопроводам, не входящим в контур теплоносителя реактора атомной станции в случае удовлетворения условий пункта 1.2.

1.5    Положения настоящего стандарта могут распространяться на исследовательские ядерные установки при условии включения требований стандарта в проектную и конструкторскую документацию.

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9454 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ Р 8.563 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.654 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р 8.932 Государственная система обеспечения единства измерений. Требования к методикам (методам) измерений в области использования атомной энергии. Основные положения

ГОСТ Р 50.04.03 Система оценки соответствия в области использования атомной энергии. Оценка соответствия в форме испытаний. Аттестационные испытания технологий сварки (наплавки)

Издание официальное

ГОСТ Р 50.04.07 Система оценки соответствия в области использования атомной энергии. Оценка соответствия в форме испытаний. Аттестационные испытания систем неразрушающего контроля

ГОСТ Р 50.05.15 Система оценки соответствия в области использования атомной энергии. Оценка соответствия в форме контроля. Неразрушающий контроль. Термины и определения ГОСТ Р 51901.1 Менеджмент риска. Анализ технологических систем

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты*, который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия) Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 50.05.15, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    анализ механики разрушения: Расчет, который связывает значения напряжений в окрестности вершины трещины, возникающих от эксплуатационных нагрузок в трубопроводах вследствие внешних и внутренних воздействий, с размером трещины, которая могла бы вызвать ее стабильный или нестабильный рост, или определяет площадь раскрытия сквозной трещины.

3.2    анализ стабильности трещины: Определение условий, при которых расчетная нагрузка, приложенная к трубопроводу с постулируемой трещиной, еще не вызывает нестабильное (происходящее без увеличения нагрузки) быстрое распространение трещины.

3.3    верификация: Процесс, имеющий целью определить, правильно ли предсказывают расчетная модель, метод или программное средство, применяемые в технических анализах, искомое решение посредством сравнения полученных результатов с результатами проведенных различных проверочных процедур, таких как прямые испытания или расчеты с использованием аттестованных программных средств или обоснованные круговые тестовые расчеты.

3.4    деградация: Необратимые негативные структурные изменения конструкционных материалов или самих конструкций оборудования и трубопроводов, происходящие под воздействием механических нагрузок, температуры и/или окружающей среды.

3.5    интенсивность течи: Расход теплоносителя, приведенный к единице площади истечения и времени.

3.6    контрольная зона: Любая зона (сечение-кандидат) трубопровода, характеризуемая неблагоприятным сочетанием максимальных растягивающих напряжений и минимальных прочностных свойств материала.

3.7    коэффициенты запаса: Необходимые для подтверждения выполнения условий «течь перед разрушением» расчетные коэффициенты запаса на чувствительность системы контроля течи и длину постулируемой сквозной трещины по отношению к ее предельной длине, учитывающие неопределенности в обеспечении надежного обнаружения течи, а также при определении максимальной расчетной нагрузки, расчетных характеристик свойств материала, описании морфологии трещины и погрешностей используемых методов расчета.

3.8    максимальная проектная нагрузка; МПН: Нагрузка, вызывающая максимальные, нормальные к плоскости постулируемой трещины напряжения в контрольной зоне трубопровода при наиболее неблагоприятном расчетном режиме нагружения, учитываемая при проектировании (конструировании) трубопровода.

3.9    максимальная расчетная нагрузка; МРН: Суммарная нагрузка, вызывающая максимальные. нормальные плоскости постулируемой трещины напряжения в контрольной зоне трубопровода при наиболее неблагоприятной комбинации расчетных режимов нагружения, внешних и внутренних силовых воздействий.

3.10    методология «течь перед разрушением»: Техническое доказательство методами механики разрушения и термогидравлического анализа реализации сценария «течь перед разрушением»

применительно к рассматриваемому трубопроводу, означающего, что даже в случае, когда скрытый начальный дефект (поверхностная трещина, анализируемая методами механики разрушение) способен каким-то образом при эксплуатации развиваться по толщине стенки трубопровода и превратиться в сквозную трещину, то эта трещина произведет обнаруживаемую течь в режиме нормальной эксплуатации. оставаясь стабильной при максимальной расчетной нагрузке.

3.11    микрокампания (блока): Период работы блока атомной станции между ближайшими во времени остановками блока для частичной или полной перегрузки топлива и/или технического обслуживания и ремонта.

3.12    морфология трещины: Геометрические особенности и характеристики сквозной трещины, влияющие на скорость истечения теплоносителя через нее. такие как форма, степень извилистости и ветвление трещины, шероховатость смоченной поверхности трещины, отклонение траектории потока теплоносителя внутри стенки от прямолинейного направления.

3.13    напряжения вторичные: Контролируемые смещениями и самоуравновешенные по сечению напряжения (температурные, местные, остаточные), которые не могут вызвать пластическое разрушение элемента конструкции, но влияют на накопление неупругих деформаций, образование и подрастание трещин в процессе эксплуатации.

3.14    напряжения первичные: Напряжения, обусловленные приложенными механическими нагрузками (давление, силы и моменты) и сейсмическим воздействием, которые могут вызвать пластическое разрушение элемента конструкции.

3.15    начальный дефект: Условный одиночный дефект в виде поверхностной полуэллиптической трещины, постулируемый в контрольной зоне трубопровода.

3.16    нормальная нагрузка: Нормальная к плоскости трещины суммарная нагрузка, определяемая по правилу алгебраического суммирования нагрузок от давления, веса и температуры в режиме нормальных условий эксплуатации.

3.17    повреждение: Событие, заключающиеся в нарушении исправного состояния объекта, вследствие механического, физического или химического воздействия на него, при сохранении работоспособного состояния и приводящее к уменьшению ее ресурса.

3.18    постулируемый дефект (трещина): Сквозная или поверхностная трещина заданных размеров, наличие которой предполагается в контрольной зоне трубопровода.

3.19    предельная пластическая нагрузка; ППН; Нагрузка, при достижении которой сечение трубопровода с трещиной целиком охвачено пластическими деформациями, а напряжения в нем достигают напряжения пластической нестабильности материала.

3.20    предельный размер трещины: Рассчитанный методами механики разрушения размер трещины нормального отрыва: (поверхностной (длина, глубина) или сквозной (длина), постулируемой в контрольной зоне трубопровода), при котором происходит ее нестабильный рост при максимальной расчетной нагрузке.

3.21    расход течи: Массовый расход (или объемный расход, приведенный к нормальным условиям по ГОСТ 2939) теплоносителя через сквозную трещину в трубопроводе.

3.22    система контроля течи; СКТ: Совокупность технических устройств, элементов, приборов, датчиков, обеспечивающих обнаружение течи по заданному физическому параметру, а также возможность с требуемой точностью определять ее месторасположение и расход теплоносителя.

3.23    течь идентифицируемая: Утечка теплоносителя через подвижные и неподвижные уплотнения в границах давления контура теплоносителя реактора, местоположение которых заранее определено.

3.24    течь неидентифицируемая: Утечка теплоносителя (рабочей среды) через сквозную трещину в трубопроводе, возникающая под воздействием перепада давления по толщине стенки и не имеющая заранее определенного местоположения.

3.25    трещина с выявляемой течью: Сквозная стабильная трещина в трубопроводе, размер которой достаточен для ее обнаружения системой контроля течи с проектной чувствительностью.

3.26    трубопроводная система (трубопровод): Совокупность деталей и сборочных единиц из труб с относящимися к ним элементами (коллекторами, тройниками, переходами, отводами, арматурой и т. п ). предназначенная для транспортирования рабочей среды от одного оборудования к другому.

3.27    целостность элемента: Состояние элемента, для которого выполнены заданные технические критерии надежности с точки зрения прочности, сопротивления разрушению и плотности.

3.28    чувствительность системы контроля течи: Нижний предел диапазона измерения расхода течи установленного для системы контроля течи.

4    Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АС    — атомная станция;

ВХР    — водно-химический режим;

ГРК    — граничная расчетная кривая;

ДУ    —диаметр условный;

КИН    — коэффициент интенсивности напряжений;

КМПЦ — контур многократной принудительной циркуляции;

КСРТ    — коррозионно-статический рост трещины;

ЛРН    — локальное разрушающее напряжение;

МКРПН — межхристаллитное коррозионное растрескивание под напряжением;

МКЭ    — метод конечных элементов;

MP3    — максимальное расчетное землетрясение;

НК    — неразрушающий контроль;

НН — нормальная нагрузка в режиме нормальных условий эксплуатации;

ННУЭ    — нарушение нормальных условий эксплуатации;

НСС    — назначенный срок службы;

НУЭ    — нормальные условия эксплуатации;

РБМК    — реактор большой мощности канальный;

РУ    — реакторная установка;

С КТ ВУ — система контроля течи верхнего уровня;

СС    — сварное соединение;

ТПР    — течь перед разрушением;

УЗК    — ультразвуковой контроль;

ФНП — федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии.

5    Основные положения

5.1    Назначение и цели

5.1.1    Применение концепции ТПР для трубопроводов контура теплоносителя реактора, проектируемых. сооружаемых и действующих, блоков АС. обусловлено требованиями [1J (пункты 3.3.3, 3.4.3.2), [2] (пункт 2.5.13), (3) (пункт 52). а также необходимостью компенсации отсутствия герметичного ограждения РУ на блоках АС, имеющих отклонения от требований [4] (пункт 21).

5.1.2    Концепция ТПР направлена на предотвращение разрывов трубопроводов контура теплоносителя реакторов АС (атомная энергетическая установка по области применения (3J) полным сечением и состоит в обосновании того факта, что разрыву трубопроводов контура теплоносителя предшествует образование стабильной сквозной трещины, выявляемой предусмотренными средствами контроля течи¹) теплоносителя, обеспечивающими своевременное обнаружение сквозной трещины и перевод реакторной установки в безопасное состояние до достижения трещиной критических размеров.

5.1.3    Предпосылками для применения ТПР к трубопроводам контура теплоносителя (далее — трубопроводов), обеспечивающими также их конструкционную целостность на весь срок эксплуатации, являются:

-    принцип А — принцип качества, достигаемый на стадиях проектирования, изготовления и монтажа систем трубопроводов;

-    принцип Б — принцип контролируемой эксплуатации;

-    принцип В — принцип рассмотрения всех возможных условий нагружения и эксплуатации;

-    принцип Г — принцип расчетно-экспериментального подтверждения ТПР.

Выполнение первых трех принципов (предпосылок), рассмотренных в пунктах А.З-А.5 (приложение А), базовыми из которых являются принципы А и Б, позволяет применить методологию ТПР к рассматриваемому трубопроводу.

5.2 Применение методологии «течь перед разрушением»

5.2.1 Соответствие трубопроводов положениям концепции ТПР, указанным в 5.1.2, должно подтверждаться техническим обоснованием выполнимости принципа Г (см. 5.1.3).

¹¹ В дальнейшем под термином «течь» подразумевается неидентифицируемая течь теплоносителя через сквозную трещину, которая заранее не имеет специфического места расположения 4

5.2.2    Для применения методологии ТПР требуется обосновать, что:

а)    дополнительные (специфические) нагрузки, косвенные воздействия или любые значимые механизмы деградации с учетом реализованных компенсирующих мероприятий не могут вызвать разрушение трубопроводов или неконтролируемое возникновение и развитие трещин, приводящих к внезапному разрыву трубопроводов;

б)    отдельные СКТ являются достаточными, аппаратно обеспеченными, обладают требуемой чувствительностью и используют различные физические принципы выявления течи теплоносителя реактора;

в)    с точки зрения механики разрушения существует запас на обнаружение сквозной трещины, стабильной при МРН.

5.2.3    К дополнительным специфическим нагрузкам, в том числе внутренним, относятся гидроудары. температурные нагрузки от стратификации, нагрузки от блокировки или выхода из строя опорных конструкций.

5.2.4    К значимым механизмам деградации относятся высоко- и малоцикловая усталость, коррозия, эрозия, коррозионное растрескивание под напряжением, эрозионно-коррозионный износ, растрескивание под действием окружающей среды, охрупчивание металла.

5.2.5    Методология ТПР может быть применена для трубопроводов, при эксплуатации которых предусмотрены меры, указанные в А.5.4-А.5.6 (приложение А), минимизирующие влияние возможных механизмов деградации и воздействий специфических нагрузок на трубопроводы, обеспечивая целостность границ давления контура теплоносителя при эксплуатации.

5.2.6    Соответствие требованиям, установленным в 5.1.3. 5.2.1—5.2.2. 5.2.5 и обеспечение конструкционной целостности трубопроводов при эксплуатации позволяют обосновать внедрение концепции ТПР на блоки АС.

Примечание — Применение концепции ТПР на блоках АС позволяет

-    не рассматривать последствия локальных динамических воздействий, относящихся к маловероятным постулируемым разрывам и большим течам трубопроводов контура теплоносителя реактора, таким как волны давления внутри оборудования и трубопроводов, воздействия на близко расположенные системы, оборудование и трубопроводы в виде реактивных усилий, биений и соударений труб, летящих осколков, а также воздействия на опоры оборудования и трубопроводов, и окружающие строительные конструкции,

-    внести изменения в анализ последствий отказов конкретного оборудования при постулировании исходного события, связанного с разрывом трубопровода контура теплоносителя реактора, вместо которого становится возможным рассматривать исходное событие с постулируемой ограниченной течью

6 Порядок обоснования применимости концепции «течь перед разрушением»

6.1    Общие требования

6.1.1    Обоснование применимости концепции ТПР для рассматриваемых систем трубопроводов включает в себя: этап 1 — предварительную оценку их пригодности с точки зрения обеспечения принципов A-В (см. 5.1.3) с учетом требований 1.2 и перечислений а) и б) 5.2.2 и этап 2 — техническое доказательство применимости подхода ТПР на основе методологии ТПР после получения положительных результатов предварительной оценки пригодности на этапе 1.

6.1.2    Состав работ, выполняемых на этапе 1. представлен в приложении А.

6.1.3    Требования к оценке эффективности проектной или уже установленной СКТ представлены в 6.2, общие и технические требования к СКТ — в приложении Б.

6.1.4    Состав работ, выполняемых на этапе 2 на основе расчетной процедуры (см. раздел 7), представлен в 6.3. требования к исходным данным — в приложении В. описание методов механики разрушения — в приложениях Г-Д, методов термогидравлического анализа — в приложении Е. метода граничных расчетных кривых — в приложении Ж.

6.2 Оценка эффективности системы контроля течи

6.2.1    Помещения, в которых располагаются кандидатные трубопроводы для применения концепции ТПР. должны быть оснащены СКТ в соответствии с проектной документацией.

6.2.2    Класс безопасности СКТ. в соответствии с (1), назначается главным конструктором РУ и согласовывается с генпроектировщиком блока АС.

6.2.3    В проектной документации на СКТ должны быть приведены: описание применяющихся способов определения утечек теплоносителя, чувствительность, время срабатывания и минимальная величина утечки, которая должна быть обнаружена с помощью применяемых способов.

6.2.4    Кроме выполнения общих требований к оснащению средствами СКТ помещений блока АС. в которых расположены элементы контура теплоносителя реактора (например, по (11 3.4.3.2 и [2] 2.5.13), необходимо выполнить специфические требования к СКТ. представленные в приложении Б.

6.2.5    В технологическом регламенте и инструкции по эксплуатации блока АС должен быть определен порядок действий оперативного персонала при выявлении признаков течи по показаниям СКТ с учетом требований [3] [перечисление а) 252].

6.3 Техническое обоснование применимости концепции «течь перед разрушением»

6.3.1    Техническое доказательство применения положений концепции ТПР с позиций механики разрушения на основе расчетной процедуры (см. раздел 7) должно подтвердить достаточные коэффициенты запаса по отношению к длине стабильной при МРН сквозной трещины, через которую происходит утечка теплоносителя, длины сквозной трещины, надежно фиксируемой СКТ в режиме НУЭ (с коэффициентом запаса на чувствительность СКТ).

6.3.2    Дополнительно к 6.3.1 рекомендуется выполнить испытания на разрушение полноразмерных моделей труб, результаты которых должны продемонстрировать вязкий характер их разрушения.

6.3.3    Экспериментальное подтверждение поведения по сценарию ТПР не является обязательным в случаях ранее выполненных испытаний на моделях-аналогах, а также при условии демонстрации достаточных коэффициентов запаса по результатам расчетного детерминистического обоснования согласно требованиям 6.3.1.

7 Детерминистическое обоснование применимости концепции «течь перед разрушением»

7.1    Общие требования

7.1.1    Детерминистическое обоснование применимости концепции ТПР для проектируемых, сооружаемых и действующих блоков АС выполняется индивидуально для каждой системы трубопроводов или петли трубопровода от одного его неподвижного конца (жесткой опоры, заделки, проходки, патрубка оборудования) до другого, включая швы приварки трубопроводов к патрубкам оборудования.

7.1.2    Расчетное обоснование проводится по процедуре, изложенной в 7.3. Для подтверждения выполнения условий ТПР согласно 6.3.1 вводятся коэффициенты запаса на чувствительность СКТ и размеры постулируемых трещин.

7.2    Формирование исходных данных

7.2.1    Для трубопроводов, потенциально пригодных для применения методологии ТПР, формируют исходные данные, необходимые для расчетного обоснования ТПР. включающие в себя:

-    конструктивные и технологические особенности;

-    условия эксплуатации и нагружения;

-    характеристики материалов;

-    чувствительность СКТ;

-    морфологические параметры трещины.

Перечень исходных данных приведен в приложении В.

7.2.2    Для вводимых в эксплуатацию и действующих блоков необходимо проверить соответствие фактических исходных данных данным, указанным в проектно-конструкторской документации.

7.2.3    Оцениваемые конструктивные и технологические особенности представлены в В.1 (приложение В), условия эксплуатации и нагружения — в В.2.1 (приложение В), характеристики материалов — в В.З (приложение В), чувствительность СКТ — в Б.2.5 (приложение Б), морфологические параметры трещины — в Е.2.4 (приложение Е).

7.2.4    В соответствии с расчетной процедурой необходимо определить значения номинальных напряжений S_n (расчетные напряжения в трубопроводе без учета концентратов напряжений) при НН и максимальных напряжений S_max при МРН для каждого сечения трубопровода в соответствии с В 2.2—В 2.10 (приложение В).

7.2.5    Следует определить контрольные зоны трубопровода, где возможно появление и развитие трещин при эксплуатации. К ним относятся максимально нагруженные сварные швы в сочетании с минимальными прочностными характеристиками материала.

При этом из дальнейшего рассмотрения должны быть исключены зоны, для которых номинальные напряжения S_n. действующие по нормали к плоскости сварных швов, менее 50 МПа.

7.2.6    В контрольных зонах с наихудшей комбинацией максимальных осевых или кольцевых напряжений S_max и минимальных свойств материала, дающих в результате наименьшую длину предельной сквозной трещины при МРН. постулируют сквозную трещину 2c_LD и начальный дефект в виде поверхностный трещины полуэллиптической формы глубиной а₀, протяженностью 2с₀.

Схемы расположения расчетных дефектов с указанием характерных размеров и условных обозначений приведены на рисунках 1 — 3.

7.2.7    Сквозную трещину размером 2c_LD и начальный дефект полуэллиптической формы (а₀. 2с$ определяют как одиночную окружную или осевую трещину и располагают в поперечных и продольных плоскостях сечения трубы по нормали к действию максимальных растягивающих напряжений S_max.

7.2.8    Размер сквозной трещины 2c_LD определяется по постулируемому расходу течи из нее режиме НУЭ. обнаруживаемой СКТ с установленной чувствительностью Q₀ в соответствии с Б.2.5 (приложение Б), где величина установленной чувствительности О₀ =1.9 — 3.8 кг/мин.

Расход течи Q_LD определяется введением запаса n_Q на чувствительность СКТ: O_LD-n_QQ₀.

7.2.9    При расчетах размеров циклического подрастания дефекта в качестве начального дефекта принимают поверхностную полуэллиптическую усталостную трещину (з₀, 2с₀) на внутренней поверхности трубы глубиной з₀ = 0.21. длиной 2с₀ = 6а₀ с соотношением полуосей а^с₀ = 1/3. где / — толщина стенки трубы, но размером не менее 4x24 мм и не более 8x48 мм.

20

6 — раскрытие берегов сквозной трещины; 2с — длина трещины; в — угловой размер трещины R — средний радиус трубы, Г — толщина стенки Рисунок 1 — Поперечная (кольцевая) и продольная (осевая) сквозная трещина в трубе с указанием характерных размеров

7.2.10    Для выбранных согласно 7.2.5 контрольных зон в расчетных сечениях анализируемого трубопровода формируют группы циклов нагружения до конца установленного срока эксплуатации в соответствии с В.2.11 (приложение В), определяют характеристики материала [константы С, и т₍ согласно перечислению а) В.3.2 (приложение В)], устанавливающие зависимость циклического подрастания трещины для заданных параметров нагружения и среды.

При формировании групп циклов следует придерживаться последовательности циклического нагружения при переходных режимах эксплуатации до конца установленного срока эксплуатации.

7.2.11    Оценивают суммарное число циклов нагружения за расчетный период эксплуатации N и размахи эффективного КИН I типа \K_etf в каждом цикле в соответствии с Г. 10 (приложение Г)-

7.2.12    Расчет величины циклического подрастания постулируемого дефекта (э₀, 2Cq) выполняют. если суммарное число циклов N превышает 2 10⁴ при sK_ett от 10 МПа >/м и выше.