На АЭС различных стран произошел целый ряд аварий и инцидентов, связанных с различными механизмами деградации металла основного оборудования:
3
теплоносителя попало из первого контура в котловую воду парогенераторов с последующим выбросом радиоактивности за пределы блока.
2) 20 сентября 1990 г. на блоке № 1 ЮУАЭС, 15 октября 1988 г. на блоке № 1 ЗАЭС, 13 июня 1989 г. на блоке № 2 ЗАЭС были обнаружены повреждения холодных коллекторов парогенераторов, причиной которых явилось зарождение, подрастание и объединение множества коррозионно-механических трещин размером до 800 мм.
3) 7 марта 1989 г. на блоке № 1 АЭС "Me QUIRE" (США) произошла авария с открытием течи теплоносителя во второй контур. Причина - межкристаллитная коррозия трубчатки парогенератора со стороны 2-го контура.
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.
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.
"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.
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.
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.
При подготовке данной работы были использованы материалы с сайта http://www.studentu.ru
| 
