Конструкционные материалы трубопроводов АЭС и требования к ним

марки Ст3сп. Сопловые лопатки, бандажные ленты и сегменты уплотнений сварных диафрагм выполняются из хромистой стали 12X13.

Корпуса цилиндров высокого давления и клапанов парораспределения выполняются литыми из углеродистой стали 25Л (в турбине К-220-44, наружный корпус ЦВД турбины К-500-65/3000) или хромомолибденованади- евой стали 15Х1М1ФЛ (внутренний корпус ЦВД турбин К-500-65/3000, К- 500-60/1500).

Корпуса и обоймы ЦНД турбин также выполняются сварными из про- ката углеродистой стали спокойной выплавки – Ст3сп.

Для ответственных сварных деталей, работающих под давлением (лин- зы компенсаторов, обечайки ресиверов и др.), применяется углеродистая ка- чественная конструкционная сталь марки 20 или хромоникелевая аустенит- ная сталь 12Х18Н9Т (детали ресивера турбины К-500-65/3000 от ЦВД к СПП).

1.8. Конструкционные материалы трубопроводов и арматуры

108

Значительное распространение в атомной энергетике получили стали типа 08Х18Н10Т, обладающие наиболее высокой общей коррозионной стой- костью, что важно для поддержания высокой чистоты воды реакторного кон- тура, а также при транспортировке коррозионно-агрессивных сред, например, в системах дезактивации. В современных условиях эту сталь с успехом заме- няют сталью мартенситно-ферритного класса 10Х9МФБ. По сравнению со сталью 12Х1МФ она имеет более высокие прочностные свойства и высоко- пластична. В сравнении со сталью 1Х18Н9Т она имеет следующие преиму- щества – не содержит никеля, экономно легирована хромом, не склонна к коррозии под напряжением, более теплопроводна, менее дорога. Единствен- ный ее прежний недостаток – плохая свариваемость – в настоящее время преодолен. Остальные трубопроводы АЭС выполняют из сталей перлитного класса, а наименее ответственные – из простых углеродистых. Как было ука- зано выше, для реакторного контура ранее широко использовали сталь 09Х18Н9Т. Так, для ВВЭР-440 трубопроводы главного циркуляционного контура диаметром 550 мм выполняли из стали 09Х18Н10Т, что существенно удорожало оборудование АЭС. Поэтому трубопроводы диаметром 850 мм для ВВЭР-1000 и 750-900 мм для РБМК-1000 применены штампосварными из перлитной стали с плакировкой изнутри нержавеющей аустенитной ста- лью толщиной 5 мм. Главное назначение плакировки – защита стали от эро- зии, так как при реальной скорости воды в реакторном контуре перлитная сталь в большой мере подвержена эрозии. При плакировке уменьшается по- ступление продуктов эрозии и коррозии в реакторную воду и возможность их осаждения на твэлах.

Трубопроводы КМПЦ реактора РБМК диаметром до 300 мм были вы- полнены из сталей типа 08Х18Н10Т.

Все трубопроводы и особенно те, температура среды в которых выше 45℃, должны иметь тепловую изоляцию, причем на швах и в местах сварки она выполняется так, чтобы допускался быстрый съем и восстановление ее.

Наиболее ответственные трубопроводы имеют металлическую обшивку (ли- стовым алюминием или оцинкованной сталью).

В зависимости от расхода и скорости среды внутренний диаметр труб (м) определяется по формуле:

c V dy  G

 2 4

вн

, (1.6)

где G – расход среды, кг/с;

V – удельный объем среды, м³/кг;

с – скорость среды, для выбора которой, по опыту проектных органи- заций, можно ориентироваться на следующие примерные значения; для све- жего пара – 45-50 м/с, для пара низкого давления – 50-70 м/с, для конденсата

и питательной воды – 2-3 м/с (трубы из углеродистых сталей) и 8-12 м/с (трубы из аустенитных нержавеющих сталей), для газа и воздуха – 10-20 м/с.

Необходимая толщина стенки трубопровода определяется из расчета на прочность, по сортаменту изготовляемых труб выбирают трубы, ближайшие по размерам и проверяют их на прочность.

Расходы насыщенного пара на турбины АЭС так велики, что даже для предельного диаметра труб, выпускаемых промышленностью, приходится предусматривать две нитки паропроводов для ВВЭР-440 и четыре нитки для АЭС мощностью 1000 МВт и более.

Все трубопроводы крепят к несущим строительным конструкциям. Со- ответствующие опорные или подвесные конструкции должны не только вос- принимать массу трубопроводов и предохранять их от возможных вибраций, но и обеспечивать беспрепятственное температурное удлинение труб. Трубо- проводы работают в условиях переменной температуры как при нормальной эксплуатации, так и, еще в большей мере, в процессах останова и расхолажи- вания, а также при разогреве и пуске после останова. В результате изменения температуры среды меняется температура металла, а поэтому и длина трубо- проводов. Если не обеспечить возможности свободного удлинения трубопро- водов, то в металле могут возникнуть дополнительные напряжения, значения которых зависят от температуры среды. Не учёт этих удлинений может при- вести к разрушению труб.

Опоры распределяют по длине трубопроводов с обеспечением удлине- ния от неподвижных опор в сторону к подвижным. Подвижные опоры под- разделяют на три типа: допускающие перемещение в горизонтальном, верти- кальном и любом направлениях. Опоры для горизонтальных перемещений труб большого диаметра обычно выполняют скользящими, реже шариковы- ми или роликовыми. Для трубопроводов главного циркуляционного контура ВВЭР мертвые точки – места присоединения их к корпусу реактора, а для контура многократно-принудительной циркуляции РБМК – места присоеди- нения к барабанам – сепараторам.

Пружинные опоры допускают вертикальные перемещения, а пружин- ные подвесные опоры обеспечивают свободное перемещение в любом направлении.

Предпочтительна такая трасса трубопроводов, чтобы ее гибкость была достаточной для самокомпенсации температурных удлинений. Это имеет ме- сто в трубопроводах, у которых протяженность взаимно перпендикулярных участков примерно равна. Если же гибкость недостаточна, то создают специ- альные изогнутые участки (компенсаторы), обычно П-образной формы, пер- пендикулярные направлению наибольшего температурного удлинения. Ко- личество компенсаторов и их размеры зависят от температуры среды, коэф- фициента линейного расширения и расстояния между неподвижными опора- ми.

Чем меньше диаметр трубопровода, тем легче обеспечить самокомпен- сацию удлинений, иногда этому способствует конструктивное оформление,

110

например, для трубок теплообменной поверхности парогенератора обеспече- на самокомпенсация удлинений.

Компенсация температурных удлинений может быть достигнута за счет перемещения оборудования, к которому присоединяется трубопровод (парогенератор, ГЦН и др.).

Опоры и подвески трубопроводов рассчитывают на массу трубопрово- да, наполненного водой и покрытого изоляцией. Расстояние между соседни- ми опорами 2-8 м в зависимости от диаметра трубопровода: для меньшего диаметра принимают меньшие расстояния, так как гибкость таких трубопро- водов больше.

Стали перлитного класса имеют существенно меньший коэффициент линейного расширения, чем стали аустенитного класса (табл. 1.26). Поэтому для реакторного контура предпочтительнее стали перлитного класса, тем бо- лее что с увеличением диаметра трубопровода возрастают трудности его трассировки с обеспечением самокомпенсации.

Таблица 1.26. Коэффициент теплового расширения и теплопроводность для сталей различных классов

Класс стали Допустимая темпе- ратура, ℃

Коэффициент теп- лового расширения,

мм/(м К)

Теплопроводность, кДж/(м·ч·К) Углеродистая

(сталь 20) 100 - 450 0,0123 - 0,0145 184 - 146 Легированная пер-

литная 450 - 580 0,0133 - 0,0147 142 - 115

Мартенситно-

ферритная 500 - 700 0,0121 - 0,0126 100 - 99 Аустенитная 100 - 400

500 - 700

0,0171 - 0,0186 0,0186 - 0,0195

50 -78,5 80,5 - 95

Длина труб, выпускаемых промышленностью, обычно 8-12 м; длина трубопроводов всегда больше. Места соединений участков трубопроводов между собой, с арматурой и отдельными агрегатами в реакторном контуре требуют особого внимания. Ремонт трубопроводов реакторного контура чрезвычайно затруднителен, поэтому качеству сварки уделяется особое вни- мание, так как от этого во многом зависят срок службы и надежность работы установки. Необходимо точное соблюдение технологии сварки с последую- щей проверкой качества сварки современными методами контроля.

Трубопроводы главного циркуляционного контура приваривают к па- трубкам корпуса реактора. Аналогично эти трубопроводы соединяют с кол- лектором теплоносителя в парогенераторе ВВЭР. Трубопроводы главного циркуляционного контура соединяют с ГЦН также сваркой. На эти трубо- проводы приходятся наибольшие массовые расходы. Главный циркуляцион- ный контур необходимо проектировать с максимальной простотой, мини-

мальной протяженностью и высокой надежностью, без застойных зон и участков резкого изменения скорости. Горизонтальные трубопроводы глав- ного реакторного контура прокладывают с уклоном 0,004 в сторону выпуска дренажа из них.

Трубопроводы второго контура работают на нерадиоактивной среде, их также соединяют главным образом сваркой, хотя в отдельных случаях воз- можны и фланцевые соединения, например, подсоединение конденсатных и питательных насосов к трубопроводам. Учитывая, что эти соединения тре- буют постоянного внимания во время эксплуатации, количество их должно быть минимальным. Трасса трубопроводов конденсатно-питательного тракта должна быть максимально простой с учетом компенсации удлинений и укло- ном не менее 0,004 в сторону вывода дренажа.

Все трубопроводы как первого, так и второго контуров в верхних точ- ках снабжают воздушниками для удаления воздуха при заполнении систем. В двухконтурной АЭС такие воздушники устанавливают на ГЦН и верхних днищах коллекторов первого контура, вваренных в корпуса парогенераторов, так как они являются наивысшими точками контура.

Для трубопроводов большого диаметра и для крупного оборудования, особенно при высокой температуре, очень важен режим прогрева в процессе пуска и охлаждения во время останова. Для предотвращения недопустимых напряжений в металле оборудования главного циркуляционного контура скорость охлаждения не должна превышать 20 К/ч, а разогрева – 30 К/ч.

При прогреве паропроводов образуется значительное количество кон- денсата, для отвода которого организуется дренаж: пусковой и постоянный.

Пусковой используется только в процессе пускового прогрева паро- проводов; постоянный – при эксплуатации периодически включаемых в ра- боту участков паропровода для поддержания их в прогретом состоянии. По- стоянный дренаж трубопроводов высокого давления обычно осуществляют за счет непрерывного протока небольшого количества пара через дренажную трубу с установленной на ней дроссельной шайбой. Трубопроводы низкого и среднего давлений могут дренироваться через специальные конденсатоот- водчики, отводящие только конденсат, образующийся за счет потери теплоты в окружающую среду, но не пропускающие пар.

Тупиковые участки вентилируют для предотвращения скопления в них конденсата, для чего трубой малого диаметра соединяют конечную точку ту- пикового участка с магистральным трубопроводом. Благодаря этому на участке паропровода от места подвода пара до места врезки вентилирующей трубы создается движение пара, обеспечивающее необходимый тепловой режим.

Трубопроводы прокладывают так, чтобы была возможность их полного опорожнения через систему спускных дренажей, трубы которых имеют уклон не менее 0,002.

Для сокращения потерь теплоты и конденсата дренажи паропроводов возвращают в паросиловой цикл станции: собирают в дренажные баки и дре-

112

нажными насосами перекачивают через очистные фильтры в деаэраторные баки.

Трубопроводы низкого давления (2,2 МПа) из углеродистой стали при D<100 и из нержавеющей при D<80 поставляются в комплекте с опорами, арматурой и крепежом.

В табл. 1.27 и 1.28 приведены марки сталей рекомендуемые для изго- товления трубопроводов АЭС, предельные параметры и обязательные меха- нические испытания.

Таблица 1.27. Стали для бесшовных труб

Марка стали

Предельные параметры применения

Контролируемые характеристики

Гаранти- руемые характе- ристики, Механические

свойства Тех-

ноло- гиче- ские испы- тания

Де- фек-

тос- ко- пия

Мак рост рук- тура

Мик рост рук- тура

Неме- тал- личе-

ские вклю- чения t,

ºC

P,

МПа σв σ0,2  Ψ КС σ0,2

10, 20 300 1,6 + + + – – + – + – – –

10, 20 425 6,4 + + + + + + – + – – –

20 425 5,0 + + + + + + – – – – –

20,

20-ПВ 450 не огра- ниче- но

+ + + + + + + + + + +

10Г2 350 5,0 + + + – – + – + – – –

09Г2С 435 5,0 + + + – + + + + – – –

15ГС 450 не огра- ниче- но

+ + + + + – + + + – +

+ + + + + + + + + + +

16ГС 450 не огра- ниче- но

+ + + + + – + + – + +

15ХМ 550 не огра- ниче- но

+ + + + + + + + + + +

12Х1МФ 12Х1МФ-

ПВ

570 не огра- ниче- но

+ + + + + + + + + + +

15Х1М1Ф 575 не огра- ниче- но

+ + + + + + + + + + +

+ + + + + – + + + – +

+ + + + + – + + + + +

10Х9МФБ -Ш 575

не огра- ниче- но

+ + + + + + + + – + +

σв – предел прочности материала (временное сопротивление), МПа (кгс/мм²); σ0,2 – п предел текучести материала, МПа (кгс/мм²);  –относительное удлинение, %; Ψ – относительное сужение, %; КС – ударная вязкость, Дж/см² (кгс·м/см²).

Таблица 1.28. Стали для сварных труб

Марка стали

Предельные параметры применения

Контролируемые (сдаточные) характеристики Га- ран-

ти- руе-

мая ха- рак-

те- ри- сти-

ка σ0,2

Механические свойства Дефекто-

скопия Гид- рав- личе-

ские испы- тания

Тех- ноло- гиче- ские испы- тания

Мик- ростр укту- ра свар-

ного со- еди- нения t,

ºC P, МПа

Основной металл Сварное соеди- нение

Ос- нов- ного

ме- тал-

ла Свар ного

со- еди-

не- σв σ0,2 δ КС σв КС ния

стати- ческий

изгиб Прямошовные трубы Ст3сп

115 1,0 + + + + + + + – + + – – –

300 1,6 + + + + + + – – + + + – –

300 2,5 + + + + + + + + + + – – +

10, 20 300 1,6 + + + + + + – – + + + – –

20 350 2,5 + + + + + + – – + + – – –

350 2,5 + + + + + + + + + + – – +

09Г2С 350 2,5 + + + + + + + + + + – – +

16ГС 350 2,5 + + + + + + + + + + – – +

17ГС 300 1,6 + + + + + – – – – + – – –

350 2,5 + + + + + + + + + + – – +

17Г1С

300 1,6 + + + + + – – – – + – – –

425 2,5 + + + + + + – – + + – – –

350 2,5 + + + + + + + + + + – – +

114 17Г1С-У

300 1,6 + + + + + – – – – + – – –

425 2,5 + + + + + + – – + + – – –

350 2,5 + + + + + + + + + + – – +

06ГФАА 115 1,0 + + + + + + + + + + – – –

Трубы со спиральным швом

Ст3сп 300 2,5 + + + + + + + – + + – – –

20

350 2,5 + + + + + + + + + + – + +

350 2,5 + + + + + + – + + + – – –

17ГС 17Г1С 17Г1С-У

350 2,5

+ + + + + + – – + + – – –

+ + + + + + + – + + – – –

06ГФАА 115 1,0 + + + + + + + + + + – – –

1.8.2. Конструкционные материалы трубопроводной арматуры АЭС и требования к ней

На АЭС для подавляющего большинства контуров применяется арма- тура, изготовляемая из углеродистых, легированных или коррозионностой- ких сталей.

Основными требованиями, предъявляемыми к деталям арматуры, яв- ляются прочность и долговечность, поэтому другие материалы, хотя и более дешевые, но менее надежные, чем стали, на АЭС, как правило, не применя- ются. Обычно материал корпусных деталей арматуры соответствует матери- алу трубопровода, на котором она устанавливается, поскольку основные тре- бования к материалу трубопровода и корпусных деталей арматуры совпада- ют. Однако могут быть и исключения, например, для арматуры вспомога- тельных трубопроводов.

Арматура, предназначенная для радиоактивных теплоносителей, изго- товляется из сталей, коррозионностойких в промывочных и дезактивирую- щих растворах.

Одним из наиболее важных факторов, определяющих условия работы и выбор материала деталей арматуры, является температура. По температуре стали сгруппированы в девять характерных групп, каждая имеет свою града- цию температур в соответствии с изменениями механических свойств данной группы сталей по мере повышения рабочей температуры среды.

Трубопроводы и арматура первого контура обычно изготовляются из коррозионно-стойких сталей (например, 08Х18Н10Т), что диктуется требо- ваниями снизить до минимума количество продуктов коррозии в теплоноси- теле.

Трубопроводы и арматура второго контура с водяным теплоносителем изготовляются из углеродистых или низколегированных сталей перлитного класса, так как параметры среды допускают применение этих сталей.

Требования к конструкционным материалам трубопроводной арматуры АЭС устанавливает ГОСТ 13901-2013:

­ материалы для изготовления арматуры должны выбираться с уче- том их физико-механических, технологических характеристик и условий эксплуатации для обеспечения работоспособности в течение срока службы и соответствовать требованиям нормативной документации (НД) и техниче- ским условиям (ТУ);

­ соответствие материалов и полуфабрикатов требованиям норматив- ной документации (НД) и техническим условиям (ТУ) подтверждают серти- фикатами изготовителей. Если в сертификате указаны не все необходимые данные, то изготовитель должен выполнить контрольную проверку материа- ла по недостающему показателю согласно НД или ТУ;

­ для изготовления основных деталей арматуры 1, 2 и 3-го классов безопасности применяют материалы, разрешенные для использования на АЭС и удовлетворяющие требованиям НД. Наиболее распространенные мар- ки сталей приведены в табл. 1.29;

­ в арматуре из коррозионно-стойкой стали в материале деталей (кроме сильфонов) площадью поверхности более 0,01 м, контактирующих с теплоносителем I контура АЭС, содержание кобальта должно быть не более 0,2%. В обоснованных случаях допускается отклонение от этой величины на основании совместного решения разработчика арматуры, проектанта станции и проектанта реакторной установки;

­ материалы деталей арматуры и комплектующих изделий, которые могут быть подвергнуты дезактивации, а также их защитные покрытия долж- ны быть коррозионно-стойкими к дезактивирующим растворам;

­ материалы, применяемые для изготовления арматуры 4-го класса безопасности, должны соответствовать требованиям ГОСТ 33260-2015 или техническим условиям.

Таблица 1.29. Материалы основных деталей трубопроводной арматуры АЭС

Материал Вид полуфабриката Стандарт на

химический состав Наименование Обозначение марки

Углеродистые стали Ст3сп5 Листы, трубы, по- ковки, сортовой прокат

ГОСТ 380

20 ГОСТ 1050

20Л Отливки ГОСТ 977

22К, 22К-ВД, 22K-Ш Листы, поковки ГОСТ 5520

25 Поковки, сортовой

прокат ГОСТ 1050

25Л Отливки ГОСТ 977

35 Поковки, сортовой ГОСТ 1050

116 прокат

45 Кремнемарган-

цовистые стали

09Г2С Листы, трубы ГОСТ 19281

15ГС Листы, трубы, по-

ковки

По ТУ

16ГС Листы, трубы ГОСТ 19281

Легированные стали 35Х Поковки ГОСТ 4543

40Х

12ХМ Листы ГОСТ 5520

15ХМ Трубы, поковки ГОСТ 4543

30ХМА Сортовой прокат

35ХМ

12X1МФ Трубы, сортовой

прокат ГОСТ 20072

38ХН3МФА Листы, поковки,

сортовой прокат

ГОСТ 4543

38Х2МЮА* Поковки

Высокохромистые стали

20X13 Листы, поковки,

сортовой прокат ГОСТ 5632 30X13

14X17Н2 Поковки, сортовой

прокат 07X16Н4Б, 07Х16Н4Б-

Ш Поковки, сортовой

прокат, отливки Коррозионно-

стойкие стали аусте- нитного класса

10Х18Н9*, 10Х18Н9- ВД, 10Х18Н9-Ш

Листы, поковки По ТУ 12X18Н9 Листы, трубы, сор-

товой прокат

ГОСТ 5632 08Х18Н10Т Листы, трубы, по-

ковки, сортовой прокат

08Х18Н12Т Листы, трубы

12Х18Н10Т Листы, трубы, по- ковки, сортовой прокат

12Х18Н9Т Листы, поковки,

сортовой прокат 12Х18Н12Т Листы, трубы, по-

ковки, сортовой прокат

12Х18Н9ТЛ Отливки ГОСТ 977

12Х18Н12М3ТЛ

12X18Н12М3Л* По ТУ

10Х17Н13М2Т Листы, трубы, по- ковки, сортовой прокат

ГОСТ 5632

03X17Н14М3 Листы

Железоникелевые сплавы

ХН35ВТ

(или 12ХН35ВТ)

Сортовой прокат ГОСТ 5632 ХН35ВТ-ВД

(или 12ХН35ВТ-ВД)

Никель НП2 Листы ГОСТ 492

* Материалы, применяемые только для изделий, работающих в контакте с жидким ме- таллическим теплоносителем.

1.9. Цветные металлы и сплавы оборудования АЭС

In document Электронный учебно-методический комплекс по учебной дисциплине «Конструкционные материалы АЭС» для специальности 1-43 01 08 «Паротурбинные установки атомных электрических станций» (бет 107-117)