2
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.................................................................... 4
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПОВРЕЖДЕНИЙ И ИЗМЕНЕНИЙ СВОЙСТВ МЕТАЛЛА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ АЭС ИЗ КОРРОЗИОННО-СТОЙКИХ СТАЛЕЙ АУСТЕНИТНОГО КЛАССА В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР)............................................ 5
1.1 Характер и механизм повреждений трубопроводов из сталей аустенитного класса.... 5
1.2 Влияние старения на изменение механических свойств коррозионно-стойких сталей аустенитного класса и их сварных соединений. Оценка механических свойств металла трубопроводов Ду 300 и Ду 500 в процессе длительной эксплуатации 14
1.3 Учет в нормативных документах, регламентирующих расчет на прочность оборудования и трубопроводов РУ АЭС, подрастания трещиноподобных дефектов
в процессе эксплуатации...................................................... 33
Выводы по главе 1. Цель и задачи исследования..................................... 36
ГЛАВА 2. МАТЕРИАЛ И МЕТОДИКИ ИСПЫТАНИЙ И ИССЛЕДОВАНИЙ. МЕТОД МОДЕЛИРОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ДЛИТЕЛЬНЫХ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ НА СТРУКТУРУ И СВОЙСТВА МЕТАЛЛА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ АЭУ ТЕРМИЧЕСКИМ СТАРЕНИЕМ ... 38
2.1 Материал для исследования..................................................... 38
2.2 Основные положения метода моделирования. Построение номограммы для определения режимов старения. Выбор режимов термического старения, моделирующих длительный срок эксплуатации.................................. 44
2.3 Модельные образцы и режимы термодеформационного старения при испытании на модернизированной машине УП-300 и на специальном стенде ЦНВД-10...... 47
2.4 Методики проведения испытаний и исследований.................................. 53
Выводы по главе 2................................................................. 58
ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МЕТАЛЛА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ВЫРЕЗОК ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ ДУ 300 И ДУ 500 ПОСЛЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ИЗГОТОВЛЕННЫХ НАТУРНЫХ КАТУШЕК. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ СТАРЕНИЯ............................................ 60
3.1 Определение механических свойств при растяжении и ударном изгибе.............. 60
3.2 Исследование статической трсщииостойкости..................................... 71
3.3 Исследование циклической трсщииостойкости..................................... 72
3
3.4 Результаты измерения твердости............................................ 88
3.5 Результаты измерения микротвердости....................................... 92
3.6 Исследование многоцикловой усталости...................................... 94
3.7 Исследование стойкости против межкристаллитной коррозии................... 97
3.8 Механические критерии и параметры оценки технического состояния........... 99
Выводы по главе 3............................................................ 103
ГЛАВА 4. ИССЛЕДОВАНИЕ МИКРОСТРУКТУРЫ МЕТАЛЛА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ВЫРЕЗОК ИЗ ТРУБОПРОВОДОВ ДУ 300 И ДУ 500 ПОСЛЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ИЗГОТОВЛЕННЫХ НАТУРНЫХ КАТУШЕК. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ СТАРЕНИЯ................................................ 105
4.1 Исследование микроструктуры металла различных зон сварных соединений..... 105
4.2 Определение содержания ферромагнитной фазы в металле шва................. 116
4.3 Структурные критерии и параметры оценки технического состояния........... 121
Выводы по главе 4............................................................. 122
ГЛАВА 5. РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОЦЕНКИ ПОДРАСТАНИЯ ТРЕЩИНОПОДОБНЫХ ДЕФЕКТОВ С УЧЕТОМ ВЛИЯНИЯ ДЛИТЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ И УСЛОВИЙ НАГРУЖЕНИЯ............................................................. 124
5.1 Характеристики циклической трсщииостойкости металла сварных соединений трубопроводов, используемые для проведения расчетов.................... 124
5.2 Учет влияния длительной эксплуатации и условий нагружения при оценке подрастания трещиноподобных дефектов на основе нормативных расчетных зависимостей по скорости роста трещин........................................ 127
5.3 Учет влияния длительной эксплуатации и условий нагружения при оценке подрастания трещиноиодобных дефектов на основе экспериментальных данных по скорости роста трещин, полученных для конкретного оборудования............... 131
Выводы по главе 5............................................................. 134
ОБЩИЕ ВЫВОДЫ.................................................................... 136
Список использованных источников................................................ 139
4
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время ряд энергоблоков АЭС уже выработал свои проектный срок службы (30 лет) или приближается к нему. Для дальнейшей эксплуатации энергоблоков, достигших проектного срока службы, а также для разработки проектов АЭС нового поколения со сроком службы более 30 лет необходимо обеспечение безопасной эксплуатации оборудования АЭС на новые, более длительные сроки службы. Поэтому вопросы обоснования продления срока службы атомного энергооборудования с обеспечением его безопасной эксплуатации становятся в настоящее время все более важными и актуальными.
По существующим в атомной энергетике нормативным документам РД ЭО 0185-2006 и РД ЭО 0330-2001 продление срока службы энергоблоков АЭС проводится при выполнении большого комплекса регламентированных мероприятий, включающих, в том числе, оценку технического состояния и расчет остаточного ресурса элементов энергоблоков с учетом фактического уровня механических свойств и выявленных при эксплуатации дефектов. Расчет остаточного ресурса, определение допускаемых размеров дефектов, обоснование концепции «течь перед разрушением» выполняют с учетом подрастания трещиноподобных дефектов в процессе эксплуатации.
Так как оборудование АЭУ эксплуатируется в условиях термического, механического, коррозионного и радиационного воздействий, то необходимо определить влияние эксплуатационного воздействия на изменение свойств металла оборудования и трубопроводов в процессе эксплуатации, что позволит прогнозировать их изменение на продлеваемый срок службы. В связи с этим для обеспечения безопасной эксплуатации актуальным становится усовершенствование прочностных расчетов по обоснованию продления срока службы с учетом длительных сроков эксплуатации.
Особое внимание при этом следует уделять сварным соединениям ввиду их химической, структурной и механической неоднородности и наличию остаточных напряжений, вызванных сваркой. Наибольшее количество повреждений трубопроводов имело место именно в зонах сварных соединений. В связи с этим в диссертационной работе был выполнен комплекс экспериментальных исследований и на его основе разработан метод оценки подрастания трещиноподобных дефектов в сварных соединениях трубопроводов с учетом влияния длительных сроков эксплуатации и условий нагружения.
5
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ПОВРЕЖДЕНИЙ И ИЗМЕНЕНИЙ СВОЙСТВ МЕТАЛЛА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ АЭС ИЗ КОРРОЗИОННО-СТОЙКИХ СТАЛЕЙ АУСТЕНИТНОГО КЛАССА В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР)
1.1 Характер и механизм повреждений трубопроводов из сталей аустенитного класса
Большое количество оборудования и трубопроводов АЭС изготавливают из коррозионно-стойких хромоникелевых сталей аустенитного класса. В атомном энергетическом машиностроении России допущены к применению только стабилизированные сильными карбидообразующими элементами стали и сварочные материалы. Это объясняется необходимостью уменьшения склонности этих сталей к сенсибилизации в результате сварки и в процессе дальнейшей эксплуатации в условиях повышенных температур. Основной коррозионно-стойкой сталыо для сосудов давления и трубопроводов является сталь 08X18111 ОТ, которая поставляется с повышенным значением предела текучести (за счет применения особой технологии изготовления), что позволило уменьшить вес оборудования и сократить потребление дефицитного никеля [1]. Также широко применяется сталь 08Х18Н12Т.
За время многолетней эксплуатации АЭУ были выявлены неоднократные случаи повреждений и разрушений оборудования и трубопроводов, изготовленных из хромоникелевых сталей аустенитного класса, которые в своем большинстве происходили по механизму коррозионного растрескивания под напряжением [1-7]. В то же время опыт эксплуатации отечественных и зарубежных АЭС свидетельствует о том, что все применяемые в настоящее время для оборудования АЭУ стали и сплавы при повышении агрессивности теплоносителя (даже локальном) на перегретых поверхностях, в щелях, застойных зонах проявляют склонность к коррозионно-механическому разрушению [1].
К числу наиболее типичных и значимых разрушений оборудования из хромоникелевых коррозионностойких сталей можно отнести следующие [1-9]:
- разрушение тсплообменных труб в парогенераторах ПГВ-440, ПГВ-1 ООО;
- разрушение сварных соединений трубопроводов Ду-300 КМПЦ АЭУ с реакторами РБМК;
6
- образование трещин в металле сварного шва коллектора ПГ ВВЭР-440 из-за нахождения шва в зоне раздела фаз (в последующем шов был надежно защищен плотной рубашкой);
- разрушение в 60-ые годы трубных систем прямоточных парогенераторов змеевикового типа с трубами из стали 08Х18Н10Т (в дальнейшем сталь 08Х18Н10Т была заменена на титановый сплав);
- повреждение трубных систем пароводяных коммуникаций в реакторах типа РБМК из-за протечек на них теплоносителя из стыковочных патрубков разгрузочно-загрузочной машины (вопрос был решен предотвращением попадания воды на трубные системы);
- разрушение разнородных сварных соединений приварки трубопровода Ду-500 к корпусу реактора ВВЭР-440 - по зоне металла шва приварки защитной рубашки из стали 08Х18Н10Т к наплавке корпуса реактора;
- примером коррозионного растрескивания в реакторной воде в результате повышения ее агрессивности в щели может служить растрескивание в уплотнительных канавках фланцевого разъема коллектора парогенератора (сталь аустснитного класса; сторона первого контура). Развитие трещин начиналось в углублениях канавок со стороны теплоносителя, аналогичные трещины были обнаружены в уплотнительных канавках главной запорной задвижки. Для предотвращения растрескивания была произведена замена аустенитного сварочного материала высоконикелевыми сварочными материалами [1];
- разрушение стыкового сварного соединения технологического канала РБМК из стали 08Х18Н10Т, возможной причиной которого являлось наличие кармана с повышенной агрессивностью теплоносителя, что привело к разрушению по механизму МККР; трещины развивались по узкой околошовной зоне и имели резко выраженный межзеренный характер [I].
Имеется ряд других случаев повреждений и разрушений оборудования АЭС из стали типа 08X18111 ОТ.
Наиболее массовый характер, наряду с разрушениями теплообмеиных труб, получили повреждения сварных соединений аустенитных трубопроводов Ду 300. Известны многочисленные случаи повреждения сварных соединений трубопроводов Ду 300 после различных сроков эксплуатации как за рубежом (кипящие реакторы типа В\У11), так и у нас в стране (реакторы РБМК). Повреждения имели место в сварных соединениях, выполненных в заводских условиях и на монтажных площадках.
Проблема коррозионного растрескивания сварных швов аустенитных трубопроводов появилась в конце 60-х годов прошлого века. США - первая страна, которая столкнулась с этой проблемой в 1965 г. на 2-х АЭС с кипящими реакторами (В\УЯ): Дрезден-1 (ОгеБбеп-!)
7
и Оустер Крик (Oyster Creek). Коррозионные трещины, выявленные в трубопроводах 1-го контура (сделанных из коррозионно-стойких сталей AISI-304 и AISI-316) в основном располагались в околошовной зоне (ОШЗ). В 1975 г. было зарегистрировано уже 64 случая растрескивания, в 1982г. - более 400, в 1985 г. - более 800 [9-11].
В России случаи коррозионного растрескивания элементов энергетического оборудования были выявлены в конце 80-х - начале 90-х годов. Наиболее массовый характер, наряду с разрушениями теплообменных труб, получили повреждения сварных соединений аустенитных трубопроводов Ду 300. Повреждения имели место в сварных соединениях, выполненных в заводских условиях и на монтажных площадках.
В 1986 году на блоках № 1 и № 2 Курской АЭС было зафиксировано большое количество дефектов типа трещин в сварных соединениях водоуравнитсльных трубопроводов 0325x16 мм барабан-сепараторов. Трещины, расположенные в кольцевом направлении, имели различную глубину (до сквозных) и длину (до 300 мм).
Контроль металла опускных трубопроводов на 3-м блоке Курской АЭС, выполненный с применением ВКиИК, радиографического контроля и УЗК, позволил выявить недопустимые дефекты на 2-х сварных швах - испровары по разделке сварных швов, которые были отремонтированы (1997 г.), а также 22 дефектных сварных шва, выявленных УЗК, 3-и из которых были отремонтированы, а 19 - допущены в эксплуатацию без ремонта (1998 г.) [8]. В 1998 году были обнаружены также недопустимые дефекты на 13 сварных соединениях приварки днищ РГК, которые были отремонтированы. В 1986, 1989, 1992 годах непровары и трещины были выявлены в сварных соединениях водоуравнительиых трубопроводов [8].
По данным Ленинградской АЭС трещины в сварных соединениях трубопроводов Ду 300 выявляли при каждом контроле энергоблоков в 1998, 1999, 2000 годах. Следует отметить, что в разных энергоблоках наиболее значимые повреждения были выявлены для разных систем трубопроводов. Так, для блока № 1 дефекты были обнаружены в трубопроводах РГК, в коллекторах САОР, в трубопроводах СПИР и не были выявлены в опускных трубопроводах. В то же время для блока № 3 наибольшее количество дефектов было зафиксировано для опускных трубопроводов, трубопроводов РГК, СПИР и коллекторов САОР.
Были зафиксированы случаи повреждения сварных соединений трубопроводов Ду 300 и на Игналинской АЭС [12].
Во всех выявленных случаях повреждений металла сварных соединений трубопроводов Ду 300 трещины распространялись по механизму коррозионного растрескивания (за исключением «горячих» трещин). Очаги трещин располагались, как правило, в металле ОШЗ, преимущественно в районе корня шва, на внутренней поверхности трубы на
расстоянии до 1 мм от линии сплавления. Чаще всего трещины развивались от внутренней поверхности вглубь стенки трубы параллельно линии сплавления, огибая ее по ОШЗ сварного соединения, с одновременным развитием в окружном направлении. Распространение трещин в металле ОШЗ происходило по границам зерен. Расположение зоны сенсибилизации в металле сварного соединения и изменение степени сенсибилизации околошовиой зоны по толщине стенки трубы хорошо иллюстрируется рисунком 1.1 [4], из которого видно, что трещина коррозионного растрескивания под напряжением продвигалась от внутренней поверхности трубы по зоне сенсибилизации; сс развитие завершалось при степени сенсибилизации 30+40%. В некоторых, болсс редких, случаях наблюдалось проникновение трещины в сварной шов.
В большинстве случаев повреждения по механизму МКРПН обнаруживались после 5-7 лет эксплуатации, но есть и болсс длительные сроки проявления повреждений такого характера в аустснитных сварных соединениях.
За рубежом рассматривают 6 возможных механизмов, которые могут привести к уменьшению срока службы главных циркуляционных трубопроводов: усталость,
термическое охрупчивание, коррозионное растрескивание под напряжением, хрупкое разрушение, эрозия и кавитация, ползучесть [3].
В связи с этим у нас в стране и за рубежом были выполнены исследования по оценке факторов, оказывающих влияние на склонность коррозионно-стойких сталей к различным видам разрушения.
Общие сведения об эксплуатационной погруженности.
Эксплуатационная иагруженность аустенитных трубопроводов реакторных установок определяется высоким уровнем остаточных напряжений в зонах сварных швов, термическая обработка которых, как правило, не проводится, температурными напряжениями, возникающими в различных конструктивных элементах, напряжениями от внутреннего давления среды в трубопроводе, весовыми нагрузками. При эксплуатации имеет место и нестационарность нагружения материала, обусловленная пусками, остановами, гидроопрессовками оборудования, а также нсстациоиарностью потока теплоносителя, вибрациями трубопровода и другими факторами.
Исследования, проведенные на энергоблоках КуАЭС, ИАЭС и ЧАЭС [8], показали, что уровень напряжений и деформаций в водоуравнительных трубопроводах от термокомпенсационного кинематического нагружения в ~ 4-8 раз больше, чем от силового нагружения (весовые нагрузки, давление в КМПЦ), т.с. термокомпенсационное
Внутренняя
поверхность
Степень сенсибилизации материала околошовной зоны вдоль трещины
Расстояние от »нутремксн поверхности, ми
границ высокой ттравимоси
Степень сенсибилизации =-------------------------------
1/4
'общих границ
Рисунок 1.1 - Топография сенсибилизированного сварного соединения ИАЭС [4]
кинематическое нагружение является основным нагружающим фактором. Фактические изгибные напряжения отличаются от проектных для КуАЭС-3 в - 6 раз. Характер нагружения трубопроводов обусловлен конструктивно-технологическими и монтажными особенностями и может существенно отличаться для разных блоков.
Значительную роль в эксплуатационной нагруженности трубопроводов играют остаточные сварочные напряжения. Экспериментальные данные о распределении остаточных напряжений в аустснитных трубопроводах на атомных станциях США приведены в работе [37]. Характер распределения осевых остаточных напряжений в трубах большого диаметра в зависимости от расстояния от внутренней поверхности трубы представлен на рисунке 1.2. На рисунке 1.3 приведены данные о тангенциальных остаточных напряжениях на внутренней поверхности трубы в зависимости от диаметра трубы. Как видно из рисунка 1.3, для труб диаметром от 100 до 300 мм остаточные тангенциальные напряжения являются растягивающими и имеют такую же величину, как и осевые остаточные напряжения. Данные, приведенные на рисунке 1.3, позволяют сделать вывод, что тангенциальные напряжения на внутренней поверхности стыковых соединений труб большого диаметра (> 400 мм) становятся сжимающими. Выявленное различие в распределении остаточных напряжений в трубах разного диаметра авторы [37] связывают с различной погонной тепловой энергией сварки этих труб. Влияние режимов сварки на распределение остаточных напряжений подтверждается расчетными данными для трубопроводов Ду 300, сваренных по разной технологии [36].
Характер распределения остаточных напряжений по линии сплавления водоопускных труб контура многократной принудительной циркуляции РБМК и рабочих напряжений приведен на рисунке 1.4 [38]. Как видно из рисунка 1.4, в зоне сплавления (ручная аргоиодуговая сварка, штатный режим) на внутренней поверхности трубы и в подповерхностной зоне имеет место высокий уровень растягивающих напряжений, превышающий предел текучести материала.
Численное моделирование методом конечных элементов термомеханических процессов при многопроходной сварке трубопроводов Ду 300 позволило оценить уровень и характер остаточных сварочных напряжений, приращения пластических деформаций на внутренней поверхности трубы при каждом цикле сварки и температурные циклы на внутренней поверхности трубы при корневом проходе и при последующих слоях, рисунок 1.4 [38].
В процессе эксплуатации сохраняются все характерные особенности распределения напряжений в сварном соединении трубопровода, которое имело место после сварки: на внутренней поверхности в зоне сварного соединения действуют высокие напряжения растяжения в сочетании с накопленной пластической деформацией [38].
о .2 3^- 3 /2 16
Диаметр трубя ,х25М мм
Внутренняя
поверхность
Наружная поверхность
О 0,1 0,2 0,3 ОМ 0,5 0.6 0.7 0,6 0,9 1,0 Нормированная гпцдина трещины а/{
а - зависимость осевых напряжений от расстояния от внутренней поверхности трубы; б - зависимость тангенциальных напряжении в ЗТВ на внутренней поверхности трубы от диаметра трубы
Рисунок 1.2 - Распределение остаточных осевых и тангенциальных напряжений в сварных соединениях аустеннтных трубопроводов [37]
Осевые напряжения, МПа
12
Расстояние от внутренней поверхности трубы, мм
Рисунок 1.3 - Распределение осевых напряжений по линии сплавления в состоянии после сварки (1), на стационарном режиме (2) и после останова (3) [4]
- Київ+380960830922