— Все документы — Нормативные документы по надзору в области строительства — Нормативные документы по атомному надзору — РД ЭО 0185-00 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС

РД ЭО 0185-00 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС

РД ЭО 0185-00 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС

Министерство Российской федерации по атомной энергии

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ КОНЦЕРН «РОСЭНЕРГОАТОМ»

 

Утверждаю

Технический директор

Концерна «Росэнергоатом»

________________ Б.В. Антонов

МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС

РД-ЭО-0185-00

Зам. технического директора

концерна «Росэнергоатом»

_______________Н.Н. Давиденко

Генеральный директор

ГП ВНИИАЭС

_______________А,А. Абагян

Руководитель Департамента научно-технической поддержки концерна

«Росэнергоатом»

________________С.А. Немытов

Директор ИЦП МАЭ

________________ С.В. Европин

 

Начальник отделения

Материаловедения и ресурса

ГП ВНИИАЭС

_________________ М.Б. Бакиров

Дата введения 01.08.2000

Утверждена и введена в действие приказом концерна “Росэнергоатом” от 27.06.2000 № 318

Введена впервые

Настоящая редакция методики подготовлена редакционной группой, образованной концерном “Росэнергоатом”, в составе: М.Б.Бакиров, Ю.А. Янченко, В.И. Бараненко, О.Г. Камышников (ГП ВНИИАЭС), С.В. Европин, В.М. Филатов, Ю.Н. Головлев (ИЦП МАЭ), С.А. Немытов, К.А. Корниенко (концерн “Росэнергоатом”).

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

3. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Анализ технической документации1

3.2. Установление механизмов старения металла трубопроводов

3.3. Установление определяющих параметров состояния металла трубопроводов

3.4. Установление критериев оценки состояния металла трубопроводов

3.5. Методы и средства измерения (определения) параметров состояния металла трубопроводов1

3.6. Контроль состояния металла трубопроводов

3.7. Оценка технического состояния трубопроводов

4. ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА

Приложение А (рекомендуемое) Информационная карта. Сведения об исходных данных о трубопроводе

Приложение Б (рекомендуемое) Информационная карта.Сведения о результатах контроля и технического освидетельствования (ТО) трубопровода

Приложение В (рекомендуемое) Информационная карта. Сведения о ремонте и реконструкции трубопровода

Приложение Г (рекомендуемое) Информационная карта. Сведения об отклонениях показателей качества теплоносителя от нормируемых значений

Приложение Д (рекомендуемое) Информационная карта. Сведения об отказах трубопровода

Приложение Е (рекомендуемое) Информационная карта. Сведения об истории нагружения трубопровода

Приложение Ж (рекомендуемое) Форма заключения по результатам анализа технической документации

Приложение И (рекомендуемое) Форма решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода

ПРИЛОЖЕНИЕ К (рекомендуемое) ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ (РЕАКТОРНОЕ ОТДЕЛЕНИЕ) БАРАБАН-СЕПАРАТОРА ЭНЕРГОБЛОКА РБМК-1000 (ПРИМЕР)


ВВЕДЕНИЕ

В соответствии с требованиями п. 2.1.11 “Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования трубопроводов атомных энергетических установок” ПН АЭ Г-7-008-89 срок службы трубопроводов может быть продлен на период, превышающий указанный в паспорте, на основании технического решения, составляемого администрацией АЭУ с участием конструкторской (проектной) организации, предприятия-изготовителя и головной материаловедческой организации. К решению должны быть приложены расчет на прочность, подтверждающий возможность продления срока службы, и акты обследования состояния металла. Кроме того, должны быть представлены акты, подтверждающие возможность выполнения оборудованием своих функций в течение продлеваемого срока службы с обеспечением всех требований по ядерной, радиационной и технической безопасности.

Оценка технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов осуществляется в рамках работ по контролю, оценке, прогнозированию и управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблока АС и продлению срока эксплуатации блока АС в целом согласно п.5.1.14 "Общих положений обеспечения безопасности атомных станций. ОПБ-88/97" ПН АЭ Г-01-011-97.

Настоящая методика определяет процедуру, методы, средства и способы оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов.

Методика разработана в соответствии с положениями следующих документов:

“Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок” ПН АЭ Г-7-002-86;

“Методика определения допускаемых дефектов в металле оборудования и трубопроводов во время эксплуатации АЭС” М-02-91, М,. 1991; 1

“Временная методика расчета остаточного циклического ресурса оборудования на АЭС”, М., 1990;1

1 Примечание - требуют продления срока действия или подготовки и введения новых редакций документов

“Правила составления расчетных схем и определения параметров нагруженности элементов конструкций с выявленными дефектами” МР 125-02-95;

“Оборудование энергетическое. Расчеты и испытания на прочность. Расчет коэффициентов интенсивности напряжений” МР 109.7-86;

“Руководство по применению концепции безопасности “Течь перед разрушением” к трубопроводам АЭУ" Р-ТПР-01-99;

“Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварка и наплавка. Основные положения” ПН АЭ Г-7-009-89;

“Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварные соединения и наплавки. Правила контроля” ПН АЭ Г-7-010-89;

"Правила контроля сварных соединений и наплавки узлов и конструкций атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок" ПК 1514-72;

“Типовая программа контроля механических свойств металла трубопроводов АЭС с ВВЭР-1000 после 100 тысяч часов эксплуатации” ТПКМЭ-20-96;

“Типовая программа контроля механических свойств металла трубопроводов АЭУ с РУ ВВЭР-440 после 100 тысяч часов эксплуатации” ТПКМЭ-21-97;

“Нормативно-методологические требования к управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблоков АС” РД ЭО 0039-95;

“Типовое положение по управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблоков АС” РД ЭО 0096-98;

"Типовые технические требования к методикам оценки технического состояния и остаточного ресурса элементов энергоблока АС" РД ЭО 0141-98;

"Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" ПБ 10-115-96 с Изменениями и дополнениями, утвержденными Госгортехнадзором России 18.04.95, ИПБ-03-147-97;

"Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды с Изменением № 1 от 13.01.97;

"Сварка, термообработка и контроль при ремонте сварных соединений трубных систем котлов и паропровод в период эксплуатации", РД 34.17.310-96;

"Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России";

"Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций" РД 10-262-98, РД 153-34.1-17.421-98, а также типовых программ, инструкций по контролю за состоянием основного металла и сварных соединений, унифицированных методик контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Методика отражает накопленный в отрасли опыт в части проведения работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов систем нормальной эксплуатации, систем безопасности и систем, важных для безопасности.

Методика должна быть включена в ведомости проектов РУ с ВВЭР-440, ВВЭР-1000, РБМК-1000 и ЭГП-6.

Основные термины и определения, применяемые в методике, соответствуют ГОСТ 27.002, РД ЭО 0039-95 и Р50-605-80-93.

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящая “Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов энергоблоков АЭС” распространяется на трубопроводы, за исключением арматуры, не подвергающиеся нейтронному облучению флюенсом более 1022 нейтр./м2 (Е > 0,1 МэВ), атомных электрических станций с реакторными установками ВВЭР-440, ВВЭР-1000 , РБМК-1000 и ЭГП-6, находящихся в эксплуатации или в состоянии длительной консервации.

1.2. Положения настоящей методики обязательны для АЭС с ВВЭР-440, ВВЭР-1000, РБМК-1000 и ЭГП-6, а также для специализированных предприятий, привлекаемых эксплуатирующей организацией к оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов энергоблоков АЭС.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Настоящая методика разработана Научным руководителем эксплуатации атомных станций.

2.2. Настоящая методика направлена на выполнение требований п.2.1.11 ПН АЭ Г-7-008-89, РД ЭО 0039-95 и РД ЭО 0096-98 и определяет процедуру, методы и способы контроля, измерений и расчетов при выполнении работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов после истечения срока службы трубопровода и/или при проведении работ по продлению назначенного в проекте срока службы энергоблока.

2.3. Методика включает следующие этапы проведения работ:

2.3.1. Оценку технического состояния трубопроводов по определяющим параметрам.

2.3.2. Оценку остаточного ресурса трубопроводов по результатам измерения и/ или определения параметров предельного состояния трубопроводов.

2.4. Работы по оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов выполняет АЭС с привлечением при необходимости Научного руководителя эксплуатации атомных станций, Главного конструктора и/или Генерального проектировщика (в пределах их границ проектирования) и других специализированных организаций.

Привлекаемые для оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов организации должны иметь лицензию на соответствующие виды деятельности.

Работы по оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов осуществляет комиссия, назначаемая директором АЭС, под руководством главного инженера АЭС с привлечением при необходимости представителей специализированных организаций.

2.5. Контроль трубопроводов по определяющим параметрам как этап оценки их технического состояния может совмещаться по времени с периодическим эксплуатационным или внеочередным контролем за состоянием металла трубопроводов.

2.6. По результатам оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов принимаются решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации трубопроводов, периодичности контроля технического состояния и подтверждения выполненных оценок остаточного ресурса, утверждаемые главным инженером АЭС.

Трубопроводы энергоблоков АЭС допускаются к дальнейшей эксплуатации, если их техническое состояние соответствует требованиям отраслевых Правил и Норм (ПН АЭ Г-7-008-89, ПН АЭ Г-7-010-89, ПН АЭ Г-7-002-86 и т.д.) и ТУ на поставку элементов трубопровода.

При несоответствии технического состояния трубопровода требованиям отраслевых Правил и Норм и ТУ на поставку элементов трубопровода принимается решение о ремонте, изменении условий и режимов эксплуатации, замене трубопровода или выполнении расчетного обоснования прочности трубопровода.

Сведения, полученные при оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопровода, вносятся в паспорт трубопровода. К паспорту прилагается решение по оценке технического состояния и остаточного ресурса трубопровода.

2.7. Работы по контролю металла выполняются на расхоложенных трубопроводах. Оценка технического состояния и остаточного ресурса осуществляются с учетом фактических параметров нагружения.

2.8. При выполнении работ следует соблюдать требования санитарных и гигиенических норм и правил, правил техники безопасности, пожарной безопасности и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

3. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Анализ технической документации1

1 Примечание - при отсутствии какого - либо вида технической документации на трубопровод необходимо принять меры к ее восстановлению. При невозможности восстановления документации выполнить анализ имеющейся технической документации с использованием сведений об аналогичных трубопроводах, эксплуатирующихся на энергоблоках того же типа.

3.1.1. Конструкторская и проектная документация

Рассмотреть:

- чертежную документацию на трубопровод с опорами и подвесками;

- расчет трубопровода на прочность (или выписку из него с указанием обозначения расчета);

- регламент (инструкция) на эксплуатацию трубопровода.

В выписке из расчета на прочность должны быть представлены:

- перечень рассчитываемых узлов трубопроводов и действующих на них нагрузок и температурных воздействий;

- перечень режимов эксплуатации (включая нарушение нормальных условий и аварийные ситуации, на которые проводился расчет, число циклов при каждом режиме эксплуатации, данные оценки прочности по критериям норм расчета на прочность).

В случае несоответствия проектного расчета трубопровода на прочность действующей нормативно-технической документации выполнить анализ прочности трубопровода по всем проектным режимам с определением допускаемых чисел циклов нагружения на основе исходных проектных данных. Выполненный анализ представить в виде дополнения к проектному расчету трубопровода на прочность.

На основании расчета трубопровода на прочность определить наиболее нагруженные участки трубопровода (сварные соединения, гибы и т.д.).

3.1.2. Документация предприятия-изготовителя

3.1.2.1. Рассмотреть свидетельство об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопровода АЭУ.

3.1.2.2. В свидетельстве об изготовлении рассмотреть сведения об изготовителе и элементах трубопровода, а именно:

- наименование трубопровода;

- год изготовления;

- рабочая среда;

- расчетное давление;

- расчетная температура;

- группа;

- данные о трубах (наименование деталей и сборочных единиц, сборочные чертежи (схемы) или позиции, количество труб, марка материала, номинальный наружный диаметр и толщина стенки труб, обозначение стандарта или технических условий, номер партии и плавки, обозначение (номер) и дата сертификата);

- данные о фасонных частях (наименование, обозначение чертежа или позиции, условный проход, расчетная температура, расчетное давление, марка материала, обозначение стандарта или технических условий);

- данные о сварных соединениях (наименование соединений деталей и сборочных единиц, обозначение сварного соединения по схеме или чертежу, категория сварного соединения, клеймо сварщика, способ сварки, марка и обозначение стандарта или технических условий на сварочные материалы, данные о неразрушающем контроле (метод, объем и результаты контроля), обозначение (номер) и дата протокола контроля);

- данные о термической обработке труб, гибов и сварных соединений (наименование деталей, обозначение чертежа, марка основного металла, вид термической обработки, температура термической обработки, продолжительность выдержки, способ охлаждения, количество термических обработок и суммарная продолжительность выдержки, обозначение и дата документа о термической обработке);

- результаты гидравлических (пневматических) испытаний (наименование деталей и сборочных единиц, испытательная среда, давление испытаний, продолжительность выдержки, минимальная температура стенки, результаты, дата и обозначение протокола испытаний);

- заключение.

Рассмотреть дополнительные сведения об изготовлении трубопровода (режимы сварки, качество защиты корня шва при аргонодуговой сварке трубопроводов из аустенитных сталей, исправление дефектов, сертификатные данные на основные и сварочные материалы и др.) при их наличии в свидетельстве.

3.1.3. Документация монтажной организации

3.1.3.1. Рассмотреть свидетельство о монтаже трубопровода АЭУ.

3.1.3.2. В свидетельстве о монтаже трубопровода АЭУ рассмотреть сведения, аналогичные приведенным в п. 3.1.2.2.

3.1.4. Эксплуатационная документация

3.1.4.1. Рассмотреть паспорт.

3.1.4.2. Рассмотреть документы, которые представляются вместе с паспортом:

- комплект схем и чертежей трубопровода, которые должны давать возможность контроля соответствия трубопровода требованиям проекта, оснащения контрольно-измерительными приборами и т.п., с указанием расположения сварных соединений и опор;

- свидетельство об изготовлении элементов трубопровода;

- свидетельство о монтаже трубопровода;

- расчет на прочность или выписка из него с указанием обозначения расчета;

- документация по отклонению от проектной (конструкторской) документации.

3.1.4.3. В паспорте трубопровода проанализировать следующие основные разделы:

- общие данные (сведения о предприятии-владельце трубопровода, предприятии-изготовителе трубопровода, монтажной организации, годе изготовления, сведения о свидетельствах об изготовлении и монтаже трубопровода, обозначение чертежа, назначение и группа трубопровода);

- технические характеристики (например, температура и давление рабочей среды, давление и минимальная температура гидроиспытаний, испытательная среда, срок службы);

- данные о трубах (номинальный наружный диаметр и толщина стенки трубы, обозначение участков на схеме трубопровода, протяженность участков трубопровода);

- результаты технического освидетельствования;

- результаты гидравлических (пневматических) испытаний (дата и обозначение протокола испытаний, испытательная среда, давление, продолжительность, минимальная температура испытаний, срок следующего испытания);

- результаты контроля за состоянием металла в процессе эксплуатации (дата контроля и обозначение документа, результаты контроля, срок следующего контроля). При обнаружении дефектов в трубопроводе следует рассмотреть сведения о методе контроля и обстоятельствах их обнаружения, виде, размерах, ориентации, месте расположения дефектов, а также информацию о причинах возникновения дефектов и выполненных мероприятиях (ремонт, замена участка трубопровода, допуск трубопровода в эксплуатацию с дефектами, результаты контроля размеров дефектов во времени и т.д.). На основании анализа результатов контроля за состоянием металла трубопровода определить участки трубопровода (сварные соединения, гибы и т.д.), наиболее подверженные эксплуатационным повреждениям;

- отказы за период с начала пуско-наладочных работ по дату проведения оценки технического состояния трубопровода (анализ проводить на основе рассмотрения паспорта трубопровода, актов, составляемых на дефектные узлы, протоколов контроля и обследования трубопровода, отчетов о расследовании нарушений в работе АС);

- данные о реконструкции трубопровода;

- срок службы трубопровода.

3.1.4.4. Рассмотреть следующие сведения об условиях и режимах эксплуатации трубопровода:

- продолжительность работы на стационарных режимах, включая стояночные;

- сведения об истории нагружения, фиксируемые штатной системой измерений рабочих параметров, включающие локальные экстремумы с отметкой времени по давлению и температуре теплоносителя, интервалы времени со сверхнормативной скоростью разогрева и расхолаживания;

- сведения о периодическом контроле за перемещением трубопроводов ( для трубопроводов систем групп В и С наружным диаметром более 300 мм, работающих при температуре среды более 250 °С) с фиксацией направлений и максимальных значений перемещений трубопроводов и присоединенного оборудования (совместно с информацией по изменению температуры и давления);

- наличие и характеристики вибрации трубопровода при нормальных условиях эксплуатации и при переходных режимах;

- отклонения показателей качества теплоносителя от нормируемых значений с указанием их предельных значений и продолжительности отклонений.

3.1.5. Оформление результатов анализа технической документации

По результатам анализа технической документации составить заключение с приложением:

- перечня проанализированной документации;

- комплекта информационных карт:

- сведения об исходных данных о трубопроводе (Приложение А);

- сведения о результатах контроля и технического освидетельствования трубопровода (Приложение Б);

- сведения о ремонте и реконструкции трубопровода (Приложение В);

- сведения об отклонениях показателей качества теплоносителя от нормируемых значений (Приложение Г);

- сведения об отказах (Приложение Д)

- сведения об истории нагружения трубопровода (Приложение Е);

- схемы контроля трубопровода с указанием сварных соединений, опор, подвесок и фактической трассировки.

Рекомендуемая форма заключения представлена в Приложении Ж.

3.2. Установление механизмов старения металла трубопроводов

3.2.1. По результатам работ по п. 3.1 установить механизмы старения металла трубопровода на базе анализа результатов контроля состояния металла и расчетов на прочность.

Потенциальные механизмы старения металла трубопроводов энергоблоков ВВЭР-440, ВВЭР-1000, РБМК-1000 и ЭГП-6 и контролируемые эффекты старения металла представлены в таблице 3.1.

3.2.2. Установить доминирующий (с наибольшей степенью влияния) механизм старения металла трубопровода.

Например, для трубопроводов первого контура энергоблоков ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 доминирующим механизмом старения металла является малоцикловая усталость, для трубопроводов второго контура, выполненных из стали перлитного класса, - эрозионно-коррозионный износ, а для аустенитных трубопроводов контура многократной принудительной циркуляции энергоблоков РБМК-1000 - коррозионное растрескивание под напряжением или малоцикловая усталость.

 


Таблица 3.1.

Механизмы старения металла трубопроводов и контролируемые эффекты их проявления


Возврат к списку
(Нет голосов)

Комментарии (0)


Чтобы оставить комментарий вам необходимо авторизоваться
Самые популярные документы
Новости
Все новости