Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 58328-2018 "Трубопроводы атомных станций. Концепция "течь перед разрушением" (утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2018 г. N 1133-ст) (с изменениями и дополнениями)

Национальный стандарт РФ ГОСТ Р 58328-2018
"Трубопроводы атомных станций. Концепция "течь перед разрушением"
(утв. и введен в действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 20 декабря 2018 г. N 1133-ст)

Piping of nuclear power plants. "Leak before break" concept

ОКС 27.120.20

Дата введения - 1 января 2019 г.
Введен впервые

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. N 1133-ст

4 Введен впервые

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)

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 - межкристаллитное коррозионное растрескивание под напряжением;

МКЭ - метод конечных элементов;

МРЗ - 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;

СКТ 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 [1] (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 [3]) полным сечением и состоит в обосновании того факта, что разрыву трубопроводов контура теплоносителя предшествует образование стабильной сквозной трещины, выявляемой предусмотренными средствами контроля течи* теплоносителя, обеспечивающими своевременное обнаружение сквозной трещины и перевод реакторной установки в безопасное состояние до достижения трещиной критических размеров.

------------------------------

* В дальнейшем под термином "течь" подразумевается неидентифицируемая течь теплоносителя через сквозную трещину, которая заранее не имеет специфического места расположения.

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.3-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).

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 А-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 [1] 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.3 (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, 2с₀) 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 Q_LD в режиме НУЭ, обнаруживаемой СКТ с установленной чувствительностью Q₀ в соответствии с Б.2.5 (приложение Б), где величина установленной чувствительности Q₀ = 1,9 - 3,8 кг/мин.

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

7.2.9 При расчетах размеров циклического подрастания дефекта в качестве начального дефекта принимают поверхностную полуэллиптическую усталостную трещину (а₀, 2с₀) на внутренней поверхности трубы глубиной а₀ = 0,2 t, длиной 2с₀ = 6а₀ с соотношением полуосей а₀/с₀ = 1/3, где t - толщина стенки трубы, но размером не менее 4 x 24 мм и не более 8 x 48 мм.

- раскрытие берегов сквозной трещины; 2с - длина трещины; - угловой размер трещины; R - средний радиус трубы; t - 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_f и m_f 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 в каждом цикле в соответствии с Г.10 (приложение Г).

7.2.12 Расчет величины циклического подрастания постулируемого дефекта (а₀, 2с₀) выполняют, если суммарное число циклов N превышает при от 10 МПа и выше.

- угол, характеризующий положение нейтральной оси; R_i - внутренний радиус трубы; R_o - наружный радиус трубы

Рисунок 2 - Схема поперечной и продольной поверхностной трещины в сечении трубы с указанием характерных размеров

2с_с - предельная длина сквозной трещины при МРН; 2c_d - допускаемая длина сквозной трещины; 2c_LD - размер обнаруживаемой трещины по расходу Q_LD; а₀, 2с₀ - размеры начального дефекта; , - 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, 2с₀) 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 (а₀, 2с₀) 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 Q_LD 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;

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо слов "7.2.1-.2.3" следует читать "7.2.1-7.2.3"

б) последовательно выполняют требования 7.2.4-.2.12;

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Вместо слов "7.2.1-.2.3" следует читать "7.2.4-7.2.12"

в) в каждой контрольной зоне постулируют начальный поверхностный дефект (а₀, 2с₀) и сквозную трещину 2c_LD;

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

г) рассчитывают величины подроста и начального дефекта (а₀, 2с₀) 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 + , длина 2c_N = 2с₀ +  (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 .

Если размер 2c_LD < 3t, то принимают 2c_LD = 3t (где t - толщина стенки);

ж) проводят анализ стабильности поверхностной трещины (a_N, 2c_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 (а₀, 2с₀) за весь период эксплуатации его размеры a_N и 2c_N не превысят значений:

,

(1)

,

(2)

где и - 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 2c_LD с выявляемой течью обеспечена при выполнении условия

,

(3)

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

n_Q - коэффициент запаса на чувствительность Q₀ проектной СКТ;

n_c - коэффициент запаса на размер сквозной трещины.

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

7.4.3 Для данной расчетной процедуры рекомендуется применять следующие коэффициенты запаса:

- коэффициент запаса не менее 5 на чувствительность СКТ:

;

(4)

- коэффициент запаса не менее 1,8 на длину постулируемой сквозной трещины с выявляемой течью Q_LD

.

(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.3 (приложение Д), при этом предельная глубина дефекта a_N не должна превышать 0,75t.

7.4.6 Если по результатам расчета рекомендованные коэффициенты запаса на чувствительность СКТ (n_Q = 5) и критический размер сквозной трещины (n_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 Г), 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 в 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.3, 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.

Библиография

[1]	НП-001-15	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций
[2]	НП-082-07	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций
[3]	НП-089-15	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок
[4]	НП-010-16	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Правила устройства и эксплуатации локализующих систем безопасности атомных станций
[5]	НП-031-01	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций
[6]	ПНАЭ Г-7-010	Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварные соединения и наплавки. Правила контроля
[7]	НП-071-18	Правила оценки соответствия продукции, для которой устанавливаются требования, связанные с обеспечением безопасности в области использования атомной энергии, а также процессов ее проектирования (включая изыскания), производства, строительства, наладки, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации, утилизации и захоронения
[8]	НП-084-15	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Правила контроля основного металла, сварных соединений и наплавленных поверхностей при эксплуатации оборудования, трубопроводов и других элементов атомных станций
[9]	НП-096-15	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения
[10]	НП-017-18	Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. Основные требования к продлению срока эксплуатации блока атомной станции.
[11]	ПНАЭ Г-7-002	Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок
[12]	ПНАЭ Г-7-009	Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварка и наплавка. Основные положения