Дефекты в трубопроводах, выявленные на аэс

Трубопроводы на АЭС контролировали в соответствии с «Унифицированной инструкцией по эксплуатационному контролю за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов первого и второго контуров АЭС с ВВЭР — 440». По этой инструкции предусмотрен 100%-ный контроль внешней поверхности трубопроводов в районе сварных швов на прямых участках и гибах методами визуального осмотра, цветной дефектоскопии и ультразвукового контроля (измерение толщины и обнаружение трещин). Сварные швы на гибах (продольной ориентации) контролируются методом визуального осмотра и цветной дефектоскопии. На НВАЭС также использовали рентгеновский метод.

Первое обследование ГЦТ проводится на двух петлях после первого года эксплуатации, на последующих двух петлях — после двух лет эксплуатации, на оставшихся двух петлях — после трех лет эксплуатации. Последующие обследования проводятся 1 раз в 6 лет для каждой петли.

Для деталей трубопроводов допускаются поверхностные дефекты без острых углов, не препятствующие проведению визуального осмотра, если их глубина не превышает 5% номинальной толщины заготовки, но не более 2 мм и значение толщины стенки не выходит за пределы минусовых допусков.

При контроле методом цветной дефектоскопии поверхности детали качество оценивается по показаниям дефекта. Показания дефекта — это след от дефекта, образованный индикаторным пенетрантом на слое проявителя.

При оценке дефектов поверхности металла детали методами цветной дефектоскопии фиксации подлежат показания дефектов размером более 1 мм.

На поверхности контролируемой детали не допускаются:

1) трещины и протяженные дефекты (дефекты, у которых длина превышает ширину более, чем в 3 раза);

2) любые показания округлых дефектов размером более 4,8 мм;

3) 4 и более показаний округлых дефектов с расстоянием между краями 1,6 мм и менее;

4) 10 и более показаний округлых дефектов на любой площади.

 

 

Ультразвуковые методы позволяют выявлять именно трещин подобные дефекты. Спецификой ультразвукового метода контроля является то, что он не дает конкретной информации о характере дефекта, так как на экране дефектоскопа появляется импульс, пропорциональный отражающей способности обнаруженного дефекта. Последняя зависит от многих факторов: размеров дефекта, его геометрии и ориентации по отношению к направлению распространения ультразвуковых колебаний. В связи с тем, что эти параметры при контроле остаются неизвестными, обнаруженные дефекты характеризуются эквивалентной площадью, которая устанавливается в зависимости от интенсивности полученного сигнала.

Методику ультразвукового контроля сварных швов аустенитных сталей нельзя считать до конца отработанной.

При этом на НВАЭС было зафиксировано 104 дефекта, на КолАЭС — 24, на АрмАЭС — 97. Число дефектов не отражает, по-видимому, полную картину дефектности трубопроводов. Анализу подвергались данные, полученные по форме 7 ССОИН Атомэнерго, а также при сборе информации на АЭС специальной бригадой ВНИИАЭС. К дефектам трубопроводов отнесены также сквозные дефекты на патрубках ГЗЗ.

Информация о дефектах оказалась недостаточной, так как не всегда имелась информация об ориентации дефекта — вдоль или поперек оси сварного шва, неполные геометрические характеристики и т. д. В случае неполной информации о дефекте в анализ принимались наиболее консервативные гипотетические характеристики.

Анализу подвергались три АЭС, чтобы получить максимально возможную информацию о качестве изготовления трубопроводов и их эксплуатационной надежности. Указанные выше данные даны по состоянию на 1988 г.

Анализ данных по дефектности сварных соединений основных трубопроводов системы компенсации объема (КО) первого контура Ду 200 мм показал следующее.

Наибольшее число повреждений относится к некачественному выполнению сварочных работ (прижоги, капли расплавленного металла, западание между валиками, нарушение геометрии усилия сварных швов). Трешиновидные дефекты также имели место, однако, установить точное число обнаруженных дефектов не представляется возможным. Со значительной степенью консервативности число трещиновидных дефектов, обнаруженных на двух блоках АрмАЭС за все время эксплуатации составило 40—50, максимальная глубина не более 2 мм, и максимальная протяженность не более 30 мм.

В целом трубопроводы системы компенсации объема имеют меньше дефектов по сравнению с трубопроводами ГЦТ Ду 500.

В 1989 г. ВНИИАЭС был разработан «Временный технологический регламент по эксплуатационному контролю за состоянием металла трубопроводов первого контура реакторов НВАЭС и КолАЭС». В соответствии с этим регламентом был проведен 100%-ный контроль сварных швов трубопроводов ГЦТ Ду 500 в период ППР-90 и 91.

Следует отметить, что на НВАЭС УЗК был заменен на рентгенографический контроль (РГК).

По результатам контроля все дефекты были отремонтированы вышлифовкой или сваркой. Далее все данные дефектоскопического контроля будут использованы для количественного анализа надежности трубопроводов.

 

 

ПОРЯДОК ВЫВОДА ТРУБОПРОВОДОВ В РЕМОНТ С ПОДГОТОВКОЙ РАБОЧЕГО МЕСТА И ОТКЛЮЧЕНИЯ ОТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводов основного конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений энергоблок (котел, турбина) должен быть отключен и немедленно остановлен.
При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом начальника смены цеха. Начальник смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции с уведомлением дежурного инженера энергосистемы.
При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции по согласованию с дежурным инженером энергосистемы.
При выявлении повреждений трубопровода или его крепления необходим тщательный анализ причин повреждений и разработка эффективных мер по повышению надежности. При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено начальнику смены. Начальник смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры. Течь или парение, не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.

Трубопроводы должны сдаваться в ремонт по истечении планового межремонтного периода, установленного на основании действующих норм технической эксплуатации и в большинстве случаев ремонтироваться одновременно с основным оборудованием. Сдача в ремонт трубопровода до истечения планового межремонтного периода необходима при аварийном повреждении или аварийном состоянии, подтвержденном актом с указанием причин, характера и размеров повреждения или износа. Дефекты трубопроводов, выявленные в межремонтный период и не вызывающие аварийного отключения, должны устраняться при любом ближайшем останове.
Паропроводы, работающие при температуре 450 °С и более, до капитального ремонта должны быть обследованы.

При сдаче в ремонт заказчик должен передать исполнителю конструкторско-ремонтную документацию, в которой содержатся сведения о состоянии трубопровода и его составных частей, о дефектах и повреждениях. Документация должна быть подготовлена в соответствия с ГОСТ 2.602-68*. После ремонта эта документация должна быть возвращена заказчику.

В соответствии с Правилами организации, технического обслуживания и ремонта оборудования при капитальном ремонте котла и станционных трубопроводов в номенклатуру должны включаться следующие работы:

проверка технического состояния паропроводов;

проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс.

проверка затяжек пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор.

контроль сварных швов и металла.

переварка дефектных стыков, замена дефектных элементов трубопровода или системы крепления.

осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отборов проб.

ремонт тепловой изоляции.

При дефектации трубопроводов должны регистрироваться провисания, выпучины, свищи, трещины, коррозионные повреждения и другие видимые дефекты. При дефектации фланцевых соединений следует проверять состояние уплотнительных поверхностей и крепежных деталей. При дефектации опор и подвесок должны регистрироваться трещины в металле всех элементов опор и подвесок и остаточная деформация в пружинах.

Порядок и объем контроля за металлом трубопроводов определяется НТД. Контроль проводится под техническим руководством лаборатории металлов.

Заказчик вправе вмешиваться в производство работ подрядчика, если последний:

допустил дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами;

не выполняет технологические и нормативные требования технической документации.

При ремонтных работах, связанных с монтажом или демонтажом блоков пружин или деталей трубопроводов, должна соблюдаться предусмотренная проектом производства работ или технологической картой последовательность операций, обеспечивающая устойчивость оставшихся или вновь устанавливаемых узлов и элементов трубопроводов и предотвращение падения его демонтируемых частей.

Перед разборкой неподвижной опоры или разрезкой трубопровода при переварке сварных стыков по заключениям дефектоскопистов или при замене каких-либо элементов трубопровода пружины на ближайших двух подвесках с каждой стороны ремонтируемого участка должны быть зафиксированы резьбовыми приварными стяжками. На расстоянии не более 1 м в обе стороны от места разгрузки трубопровода (или разборки неподвижной опоры) следует установить временные опоры (раскрепления). Эти опоры должны обеспечивать смещение трубопроводов вдоль оси, требуемое при сварке, и фиксацию трубопровода в проектном положении. Крепление этих концов к соседним трубопроводам, опорам или подвескам не допускается.

По обе стороны от ремонтируемого участка должно быть сделано кернение на трубах, расстояние между точками кернения должно быть зафиксировано в акте. При восстановлении трубопровода должна выполняться холодная растяжка с таким расчетом, чтобы отклонение расстояния между точками кернения не превышало 10 мм.

После демонтажа участка или элемента трубопровода свободные концы оставшихся труб должны быть закрыты заглушками.
При разрезке трубопровода в нескольких точках необходимо в каждом случае выполнять операции.
При любой разрезке трубопровода после заварки замыкающего стыка необходимо составление акта с занесением его в шнуровую книгу.
После окончания ремонтных работ, связанных с разрезкой трубопровода или заменой деталей его опор, необходимо проверить уклоны трубопровода.
При замене дефектной пружины заменяющая пружина должна быть подобрана по соответствующей допускаемой нагрузке, предварительно оттарирована и сжата до расчетной для холодного состояния высоты. После установки в блок подвески и снятия фиксирующих стяжек следует проверить высоту пружины и при необходимости выполнить подрегулировку. При приварке стяжек недопустимо соприкосновение витков пружин с электрической дугой, а при срезке - с пламенем горелки, что может вызвать повреждение пружин.
При замене пружины в опоре из-за ее повреждения или несоответствия расчетным нагрузкам следует:

проложить пластины под блок пружины (если заменяющий блок имеет меньшую высоту, чем у замененного);

разобрать опорную тумбу и уменьшить ее высоту (если заменяющий блок имеет большую высоту, чем замененный).
При изменении высот пружин в пружинной опоре необходимо вынуть регулируемый блок, на тарировочном устройстве изменить его высоту и установить в опору.
После завершения работ по регулировке высот пружин в эксплуатационных формулярах должны быть зафиксированы высоты пружин после регулировки (см. приложение 6), а на указателях перемещений уточнены положения трубопровода в холодном состоянии.
Вое изменения в конструкции трубопровода, произведенные в период его ремонта и согласованные с проектной организацией, необходимо отразить в паспорте или шнуровой книге данного трубопровода. При замене поврежденных деталей трубопровода или деталей, отработавших свой ресурс, в шнуровой книге должны быть зафиксированы соответствующие характеристики новых деталей.
После окончания ремонтных и наладочных работ в ремонтном журнале должна быть сделана соответствующая запись и составлен акт сдачи в эксплуатацию с занесением в шнуровую книгу.