4) 9 марта 1985г. на АЭС "TROJAN" (США) произошла авария, связанная с разрушением напорного трубопровода диаметром 355 мм дренажного насоса с выбросом пароводяной смеси с температурой 178°С на высоту около 14 м. Причина аварии - эрозионно-коррозионный износ, в результате которого толщина стенки трубы уменьшилась с 9,5 до 2,5 мм.

5) 9 декабря 1986 г. На блоке № 2 АЭС "SURRY" (США) произошел гильотинный отрыв участка трубопровода питательной воды со стороны всоса основного питательного насоса "А". Восемь работников АЭС, производивших замену теплоизоляции, попали под поток вскипающей воды при температуре 188°С. Из 8 рабочих четверо скончались от полученных ожогов. Причина аварии - эрозионно-коррозионный износ с уменьшением толщины стенки трубы с 12,7 до 6,3, а местами до 1,6 мм.

Аналогичная авария произошла на АЭС "LOVIISA" (Финляндия) в 1990 г., связанная с разрушением основного трубопровода питательной воды.

6) В 1989 г. на ряде АЭС Франции были вовремя обнаружены трещины в импульсных трубках компенсаторов давления. Причина - межкристаллитное коррозионное растрескивание под напряжением.

7) 24 декабря 1990 г. на блоке № 5 Нововоронежской АЭС произошел инцидент, сопровождавшийся образованием течи в месте приварки перехода Ду 125 х100 к переходу Ду 100 х 80 по композитному сварному шву. Наиболее вероятной причиной инцидента было коррозионно-механическое развитие сварочных дефектов под воздействием эксплуатационных факторов.

2.2.2 Причины аварий с разрушением трубопроводов и меры по их предотвращению

Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов оказался одним из важнейших факторов старения оборудования на всех АЭС мира. В 1986 г. проявление этого процесса было зафиксировано на 34 блоках АЭС США и стало требовать целевых действий по его выявлению и предупреждению.

Анализ ситуации на АЭС "SURRY" показал, что основной причиной разрушения трубопроводов явилось эрозионное повреждение защитного оксидного слоя из продуктов коррозии, которое в дальнейшем спровоцировало прямое коррозионное воздействие воды на внутреннюю поверхность трубопроводов.

Аварии способствовала также неоптимальная конструкция Т-образного соединения трубопроводов, приводящая к прямому давлению потока воды, движущейся со скоростью около 5 м/с, на внутреннюю поверхность колена и к появлению еще более высоких (в 2-3 раза) локальных скоростей турбулентного потока. С этой точки зрения более выгодным было бы боковое соединение трубопроводов под углом 45°.

Прямыми измерениями было установлено, что наибольший износ наблюдается в местах локальных наибольших скоростей потока, в частности, в коленах и Т-образных переходах трубопроводов. Что касается кавитации, то ее влияние на развитие аварии маловероятно, хотя и не исключается полностью при некоторых режимах эксплуатации.

Оказалось также, что эрозионно-коррозионный износ является слабым местом углеродистых (мягких) сталей, использовавшихся в качестве конструкционных материалов для трубопроводов, износ которых становится наиболее существенным как раз вобласти рабочих температур трубопроводов 2-го контура -100 - 250°С.

Изучение альтернативных материалов показало, что стойкость деталей к износу значительно (в несколько раз) повышается при наличии 1 - 2% Сг и Мо в качестве легирующих элементов стали, тогда как разрушенная труба на АЭС "SURRY" отличалась необычно малым содержанием этих элементов (< 0,02 %). Поэтому, в частности, в Великобритании изготавливают трубопроводы из стали, содержащей 2,25 % Сг и 1 % Мо.

Несомненно также влияние кислорода в воде и водно-химического режима на износ трубопроводов, который для мягких сталей велик при рН ниже 5 или между 7 - 9. И хотя на АЭС "SURRY" рН поддерживался между 8,8 и 9,2, локальные колебания рН были, несомненно, много больше. Поэтому для ограничения вредного влияния среды необходимо гарантированное поддержание рН в пределах 9,0-9,5.

Наиболее разумный компромисс обеспечивается использованием покрытия толщиной 0,5 мм из нержавеющей стали для трубопроводов достаточно большого диаметра (более 100 мм) из углеродистой стали или применением трубопроводов малого диаметра из нержавеющей стали. Такая идеология успешно реализована на ряде АЭС, в частности, в Швеции, в результате чего оказалось достаточным проводить инспекцию трубопроводов через 4 года. Кроме того, при этом значительно уменьшается перенос продуктов коррозии.

Следует, однако, отметить, что через 2 года после аварии на АЭС "SURRY" выяснилось, что замененные трубопроводы продолжают изнашиваться быстрее, чем ожидалось. В результате на обоих блоках потребовалось дополнительно заменить более 100 участков трубопроводов, и появились сомнения в правильном понимании механизма этого явления.

2.2.3 Методология эксплуатационного контроля на основе концепции риска. Основные положения

В последнее время для повышения надежности отдельных компонентов и систем, а также безопасности сложных технологических объектов, в целом, был предложен [22] и получил развитие [23] подход, позволяющий применять концепцию риска при построении программ эксплуатационного контроля. Особенно актуальны такие разработки для ядерной отрасли, где часто стоит задача эффективного использования ограниченных материальных и финансовых ресурсов при проведении дистанционного или ручного неразрушающего контроля, продолжительность которого ограничена во времени. Развитие идеологии применения концепции риска для проведения эксплуатационного контроля (Risk Informed In-Service Inspection -RI-ISI) в плане выбора методов НК и разработки процедур самого контроля меняется в сторону интегрирования НК в целостную программу управления сложным объектом [24], в рамках которой фундаментальным и обязательным является понимание механизмов деградации и повреждений, которые являются характерными для вполне определенного места той или иной системы. При этом, конечно же, процедура НК подразумевает использование конкретных методов, вероятность обнаружения которыми дефектов, обусловленных одним из возможных механизмов деградации, или их совокупностью, максимальна.

Чрезвычайно интересен в этом плане опыт США по разработке и применению методологии RI-ISI для контроля трубопроводов на АЭС [25]. Речь идет о разработке программ эксплуатационного контроля трубопроводов на основе результатов вероятностного анализа безопасности первого уровня (ВАБ-1) [26, 27].

Основные этапы применения RI-ISI методологии приведены на рис. 3.

Рис.3. Методология применения RI-ISI

Рассмотрим основные этапы ее выполнения поподробнее.

На первом этапе, необходимо определиться с объемом программы RI-ISI по отношению к системам, т.е. необходимо выбрать системы и собрать данные для каждой системы по результатам работы блоков. Другими словами, требуется указать предварительный список систем АЭС, охватываемых в рамках программы Rl - ISI, которые включали бы: