Управління ресурсом обладнання аес ТЕЦ. Моніторинг, діагностика та управління залишковим ресурсом комплексу високовольтного енергетичного устаткування. Рекомендований список дисертацій

17 листопада

Наказ Ростехнагляду від 15.10.2015 N 410

«Про затвердження федеральних норм і правил в галузі використання атомної енергії« Вимоги до управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій. Основні положення"

Зареєстровано в Мін'юсті Росії 11.11.2015 N 39666.

Затверджено вимоги до управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій.

Дія прийнятих правил поширюється на всі одиниці обладнання і трубопроводів, віднесені в проекті блоки атомних станцій (АС) до елементів 1 класу небезпеки; всі одиниці обладнання одиничного і дрібносерійного виробництва і референтні одиниці трубопроводів та обладнання АС, віднесені в проекті блоку АС до елементів 2 класу безпеки; окремі, віднесені в проекті блоку АС до елементів 3 класу безпеки, одиниці трубопроводів та обладнання в порядку, встановленому експлуатуючою організацією електростанції за погодженням з розробником проектів реакторних установок і АС.

Наказом встановлюються:

  • підготовчі заходи до управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій при проектуванні і конструюванні;
  • управління ресурсом при виробництві обладнання і трубопроводів атомних станцій і спорудженні атомних станцій;
  • управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій на стадії експлуатації атомної станції;
  • управління ресурсом на стадії продовженого терміну служби обладнання і трубопроводів атомних станцій;
  • управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій при виведенні блоку атомної станції з експлуатації.

У додатках до наказу наведені основні терміни та визначення, що використовуються в правилах, а також схема управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій на стадії експлуатації.

Огляд підготовлений фахівцями компанії «Консультант Плюс» і надано компанією «КонсультантПлюс Свердловська область» - інформаційним центром Мережі КонсультантПлюс в м Єкатеринбурзі і Свердловської області

 Однією з найбільш важливих проблем, що виникають при створенні інтелектуальних енергетичних систем Smart Grid, є необхідність проведе¬нія оперативної діагностики стану всього ком¬плекса енергетичного обладнання і планірова¬ніе сервісного і

Однією з найбільш важливих проблем, що виникають при створенні інтелектуальних енергетичних систем Smart Grid, є необхідність проведення оперативної діагностики стану всього комплексу енергетичного обладнання і планування сервісного і ремонтного обслуговування.

На відміну від стандартної постановки в структурі Smart Grid передбачається використання розширеної цільової функції для роботи такої системи. Ця цільова функція роботи системи діагностичного моніторингу включає в себе кілька нових понять.

Визначення технічного стану цілої групи електротехнічного обладнання, пов'язаного в єдиний технологічний ланцюжок з виробництва, передачі або розподілу електричної енергії. Такі технологічні ланцюжки зазвичай зосереджені в вузлах енергосистеми. При цьому найбільш важливим діагностичним терміном є не поняття технічного стану кожного електротехнічного пристрою, а поняття «слабкої ланки всього технологічного ланцюжка». Саме знання обладнання, що володіє найменшим залишковим ресурсом, дозволяє мінімізувати витрати на підтримку працездатності комплексу обладнання, які б теорії управління життям обладнання не використовувалися. Саме така інформація дозволить правильно прорахувати ризики виходу обладнання з ладу, оптимізуючи співвідношення між витратами і можливими втратами.

Визначення технічного стану (залишкового ресурсу) шляху транзиту електричної енергії між вузлами енергосистеми. До складу шляху транзиту можна включати різне обладнання, але зазвичай це сукупність повітряних і кабельних ліній, доповнена відповідними трансформаторами. Тут теж дуже важливо знання «слабкої ланки», що потребує першочергового вкладення матеріальних ресурсів, призначених для ремонту і модернізації. Для оцінки технічного стану шляхів транзиту важливим є розуміння співвідношення залишкового ресурсу і несучої здатності ланцюга передачі електричної енергії. Досить часто, при невеликому навантаженні, можна експлуатувати ланцюг транзиту практично без матеріальних вкладень, тоді як збільшення навантаження ліній зазвичай вимагає підвищених експлуатаційних витрат. Тут найбільш важливим параметром є не просто технічний стан ліній, а потенційна можливість цих ліній передавати задану кількість енергії.

«Верхнім рівнем» роботи діагностичних систем в структурі Smart Grid є якась векторна матриця технологічних можливостей вузлів енергосистеми і шляхів транзиту. Кожен вектор цієї матриці комплексно описує технологічний стан якоїсь частини Smart Grid, вузла або шляху транзиту, характеризуючи як його залишковий ресурс, так і його потенційну технологічне навантаження. Зрозуміло, що ці параметри пов'язані між собою і в сукупності дають деяку складну поверхню, що описує технологічні можливості елемента Smart Grid. Знаючи технологічний стан всіх елементів Smart Grid, можна складати шляху забезпечення енергією всіх споживачів, мінімізуючи як витрати на експлуатацію, так і вартість можливих ризиків, що виникають при комплексній роботі всієї системи. Тут важливим є правильне підсумовування векторів стану шляхів транзиту і перетворення енергії, від точки генерації до точки споживання, з метою отримання оптимального шляху (шляхів).

Основні поняття і визначення

Найбільш важливим параметром, за допомогою якого можна найбільш точно описати поточний технічний стан електротехнічного обладнання, є поняття залишкового ресурсу. Це найпростіше і в той же час саме складне поняття в теорії управління життям обладнання. Вся справа в тому, що кожна область знань, навіть кожен фахівець по-своєму визначають цей термін.

У даній роботі не будемо торкатися цього питання, так само як і не будемо обговорювати проблеми способів і точності при визначенні залишкового ресурсу. Це предмет окремого і серйозного обговорення. Будемо вважати, що нам вдалося визначити залишковий ресурс обладнання та зробити це за допомогою експертної частини систем моніторингу, причому досить коректно і точно.

Значення залишкового ресурсу, певне системою діагностичного моніторингу в поточний момент, в процесі подальшої експлуатації обладнання буде змінюватися, зазвичай зменшуватися (рис. 1).


У формулі, яка описує зміну залишкового ресурсу, всі параметри впливу можна звести в два узагальнених коефіцієнта:

- k 1 (t) - сума технічних і технологічних процесів в обладнанні, що призводять до зниження залишкового ресурсу електротехнічного обладнання;

- k 2 ( f) - сума технічних і фінансових впливів на обладнання, що призводять до підвищення його залишкового ресурсу.

З наведеної формули (див. Рис. 1) добре видно, що для управління залишковим ресурсом необхідно використовувати другий доданок, що сповільнює зниження, а, може бути, навіть підвищує значення залишкового ресурсу в процесі експлуатації. Коректна зміна другого доданка в формулі дозволяє домагатися необхідного закону зміни залишкового ресурсу, дає можливість управління життям обладнання.

Ідеальним підходом до управління залишковим ресурсом окремого агрегату є використання його математичного опису, що представляє собою багатопараметричний вектор, кожна проекція якого відображає ту чи іншу сторону технічного стану високовольтного обладнання, або керуючого впливу на нього.

Мінімально допустиме значення залишкового ресурсу, нижче якого в процесі експлуатації він не повинен опускатися, може бути визначено за допомогою двох аналітичних моделей.

1. Величина мінімального значення залишкового ресурсу, певна за умови виконання обладнанням паспортних технічних функцій, визначених із заданим коефіцієнтом надійності. Цей параметр можна позначити «TMR» - «Technical Minimum of Recourse».

2. Величина мінімального значення залишкового ресурсу, певна з умови мінімізації фінансових ризиків експлуатації обладнання з урахуванням можливих витрат на усунення наслідків аварійної зупинки обладнання. Цей параметр можна позначити «FMR» - «Financial Minimum of Recourse».

He будемо займатися порівнянням цих параметрів, це дуже велике і складне питання. Скажемо тільки одне, параметр «TMR» для нас більш прийнятний, ніж «FMR» в силу своєї простоти і «зрозумілості».

Аналіз залишкового ресурсу комплексів електротехнічного обладнання

Звернемося до питання оцінки залишкового ресурсу комплексів електротехнічного обладнання. Розглянемо, наприклад, особливості оптимального управління залишковим ресурсом високовольтної ланцюга енергоблоку станції, що складається з генератора Gen, трансформатора ТГ-г і вимикача ВГ-г. Всі ці три об'єкти мали на момент проведення діагностики різний залишковий ресурс. Системи діагностичного моніторингу, встановлені на кожному об'єкті, не тільки визначили величину цього параметра, але і спрогнозували різні закони зміни залишкових ресурсів окремих агрегатів.

Які ж витрати на які об'єкти, мінімальні за обсягом, потрібні для підтримки заданого залишкового ресурсу всього блоку, всього технологічного ланцюга? Маючи даний обсяг експертної інформації, це можна визначити досить просто.

Про птімальние терміни і обсяги цільових фінансових вкладень, необхідних для забезпечення необхідного запасу за залишковим ресурсу елементів енергоблоку станції. Ці фінансові ресурси повинні забезпечити стійку роботу обладнання протягом заданого інтервалу часу.

фінансові витрати, приблизно в середині прогнозованого періоду експлуатації в першу чергу необхідні для обслуговування блочного трансформатора. Саме залишковий ресурс трансформатора першим опуститься нижче лінії мінімально допустимого залишкового ресурсу. Надалі буде необхідно провести роботи з генератором, і на останньому етапі експлуатації необхідно провести роботи з вимикачем. З точки зору обсягу витрат, найбільші вкладення потрібні в генератор в підтримку його залишкового ресурсу на необхідному рівні.

Цілком очевидно, що за допомогою такого цільового підходу можна істотно оптимізувати витрати на підтримку залишкового ресурсу електротехнічного обладнання, що входить в загальну технологічну ланцюг. При цьому економічні витрати будуть строго спрямованими і оптимальними за своїм обсягом.

Залишковий ресурс кожного варіанту шляху транзиту визначається «слабкою ланкою», що обирається зі значень ресурсу вузлів і ліній передачі енергії.

Це також дає можливість цілеспрямовано керувати залишковим ресурсом всього шляху, виходячи з мінімуму економічних витрат і забезпечення максимальної надійності роботи транзиту.

Шляхи транзиту енергії з однієї точки в іншу зазвичай інваріантні - це значно збільшує складність формування моделі управління фінансовими вкладеннями. Однак в деяких випадках це дає можливість також мінімізувати витрати, оптимально використовуючи вже наявні ресурси.

Очевидно, що при спільному аналізі декількох шляхів транзиту необхідно комплексно враховувати, що вкладення коштів, призначене для підтримки залишкового ресурсу обладнання, пов'язане з його планованої навантаженням. Це ще «одна проекція» комплексного вектора залишкового ресурсу обладнання.

Приклади систем діагностичного моніторингу для Smart Grid

Не всі діагностичні системи, іменовані розробниками «системами моніторингу енергетичного обладнання», можуть бути використані при реалізації концепції Smart Grid. Вони повинні відповідати певним технічним і алгоритмическим вимогам.

Підсумком роботи систем діагностичного моніторингу має бути конкретний висновок про технічний стан контрольованого об'єкта, про величину залишкового ресурсу, а не набір цифр і графіків, якого б докладного обсягу він не був.

Підсумкова інформація від окремих систем повинна бути легко поєднувані на закінчення вищого рівня. Для цього всі системи повинні мати однакову ідеологічну концепцію, т. Е. Поставлені одним виробником або одним інтегратором.

Вартість (поставки) кожної окремої підсистеми моніторингу повинна бути помірною, не більше 2 - 3% вартості контрольованого обладнання. Впровадження більш дорогих систем для Smart Grid малоймовірно.

Фірмою «DIMRUS» за останній час розроблені, випробовуються і серійно виробляються 16 типів систем діагностичного моніторингу, що охоплюють практично повний комплекс високовольтного обладнання. Розглянемо перелік цих систем, стосовно до типів високовольтного обладнання, коротко вказуючи на особливості застосування кожної системи.

А.П. Лівінський
(ВАТ «РАО" ЄЕС Росії "», Росія)

Електроенергетика, будучи базовою галуззю російської економіки, забезпечує внутрішні потреби народного господарства і населення в електроенергії, а також експорт електроенергії в країни СНД і далекого зарубіжжя.

З метою максимально ефективного використання природних паливно-енергетичних ресурсів і потенціалу енергетичного сектора для довгострокового, стабільного забезпечення економіки і населення країни всіма видами енергії Уряд Російської Федерації затвердив Енергетичну стратегію Росії на період до 2020 року, яка передбачає:

Надійне енергопостачання економіки і населення країни електроенергією;

Збереження цілісності та розвиток Єдиної енергетичної системи країни, її інтеграцію з іншими енергооб'єднаннями на Євразійському континенті;

Підвищення ефективності функціонування та забезпечення сталого розвитку електроенергетики на базі нових, сучасних технологій;

Зниження шкідливого впливу на навколишнє середовище.

У нинішній редакції Енергетичної стратегії прийняті більш помірні рівні електроспоживання, збільшені темпи розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії та в першу чергу гідроенергетики, прийняті
реальніші вводи генеруючих потужностей і відповідні їм інвестиції.

У сприятливому варіанті розвиток електроенергетики Росії орієнтоване на сценарій, який передбачає форсоване проведення соціально-економі-чеських реформ з темпами зростання виробництва валового внутрішнього продукту до 5-6% на рік і відповідним стійким зростанням електроспоживання 2,0-2,5% в рік (рис . 1). В результаті споживання електроенергії досягне до 2020 року в оптимістичному варіанті 1290, в помірному - 1145 млрд. КВт × год.

З урахуванням прогнозованих обсягів попиту на електроенергію при оптимістичному варіанті сумарне виробництво (рис. 2) зросте в порівнянні з звітним 2002 року в 1,2 рази до 2010 р (до 1070 млрд. КВт × год) і більш ніж в 1,5 рази
до 2020 г. (до 1365 млрд. кВт × год); при помірному варіанті розвитку економіки відповідно в 1,14 (до 1015 млрд. кВт × год) і в 1,36 рази (до 1215 млрд. кВт × год).

Мал. 1. Прогноз рівнів електроспоживання відповідно до Енергетичної стратегії
Росії на період до 2020 року

Мал. 2. Виробництво електроенергії на електростанціях Росії (при помірному і оптимісти-зації варіантах)

Мал. 3. Встановлена ​​потужність електростанцій Росії (при помірному і оптимістичному варіантах)

Виробничий потенціалелектроенергетики Росії (рис. 3) в даний час складається з електростанцій загальною встановленою потужністю близько
215 млн. КВт, в тому числі АЕС - 22 і ГЕС - 44 млн. КВт, інше - теплоенергетика та лінії електропередачі всіх класів напруги загальною протяжністю 2,5 млн. Км. Більше 90% цього потенціалу об'єднано в Єдину енергетичну систему (ЄЕС) Росії, яка охоплює всю обжиту територію країни від західних кордонів до Далекого Сходу.


За прийнятою Енергетичної стратегії в структурі генеруючих потужностей істотних змін не відбудеться: основою електроенергетики залишаться теплові електростанції; їх частка збережеться на рівні 66-67%, АЕС - 14%, частка ГЕС практично не зміниться (20%).

В даний час основна частка (близько 70%) в структурі генеруючих потужностей припадає на теплові електростанції, що працюють на органічному паливі (рис. 4). Потужність ТЕС на 1.01.2003 р склала близько 147 млн. КВт. Майже 80% генеруючих потужностей теплових електростанцій в європейській частині Росії (включаючи Урал) працюють на газі і мазуті. У східній частині Росії більше 80% працюють на вугіллі. У Росії діють 36 теплових електростанцій потужністю 1000 МВт і більше, в тому числі 13 потужністю 2000 МВт і більше. Потужність найбільшої теплової електростанції Росії - Сургутской ГРЕС-2 - 4800 МВт.

На теплових електростанціях широко використовуються великі енергоблоки
150-1200 МВт. Загальна кількість таких енергоблоків - 233 сумарною потужністю близько 65000 МВт.

Значну частку теплових електростанцій (близько 50% потужності) складають ТЕЦ, які розподілені по всій території країни.

Основна частина (понад 80%) обладнання ТЕС (котли, турбіни, генератори) була введена в експлуатацію в період з 1960 по 1985 рік і до теперішнього часу відпрацювала від 20 до 45 років (рис. 5). Тому старіння енергообладнання стає ключовою проблемою сучасної електроенергетики, яка в подальшому буде тільки посилюватися.

Починаючи з 2005 року, відбудеться наростання обсягів виробило парковий ресурс турбінного обладнання (рис. 6). Так, до 2010 р 102 млн. КВт (43%), що діє зараз обладнання ТЕС і ГЕС виробить свій парковий ресурс, а до 2020 р - 144 млн. КВт, що складе більше 50% встановленої потужності.

Виведення з експлуатації виробляє парковий ресурс турбінного устаткування в умовах прогнозованого попиту на електроенергію і потужність призведе до утворення дефіциту потужності в розмірі 70 ГВт на рівні 2005 року (30% від потреби), який до 2010 року складе вже 124 ГВт (50% від потреби) і до 2020 року - 211 ГВт (75% від потреби в потужності) (рис. 7).

Мал. 5. Вікова структура встановленого турбінного устаткування на ТЕС Росії

Мал. 6. Прогноз обсягів турбінного обладнання, що відпрацьовують парковий ресурс

Мал. 7. Динаміка збалансованості Росії по потужності

Мал. 8. Основні напрямки покриття прогнозованого дефіциту потужності

Забезпечення приросту потреби в генеруючої потужності можливо за рахунок наступних основних заходів:

² продовження терміну експлуатації діючих ГЕС, АЕС і значної кількості ТЕС з заміною тільки основних вузлів і деталей;

² добудови об'єктів, що знаходяться у високому ступені готовності;

² спорудження нових об'єктів в дефіцитних регіонах;

² модернізації та технічного переозброєння ТЕС з використанням нових, перспективних технічних рішень.


Для забезпечення прогнозованих рівнів електро- та теплоспоживання в оптимістичному і сприятливому варіантах вводи генеруючих потужностей на електростанціях Росії (з урахуванням необхідності заміни та модернізації виробило свій ресурс устаткування) за період 2003-2020 рр. оцінюються приблизно 177 млн. кВт (рис. 9), в тому числі на ГЕС і ГАЕС - 11,2, на АЕС - 23, на ТЕС - 143 (з них ПГУ і ГТУ - 37 млн. кВт), з них вводи нових генеруючих потужностей - близько 131,6 ГВт, обсяг заміщення яке виробило ресурс обладнання за рахунок його технічного переозброєння - 45,4 ГВт.

1 Сучасний стантеорії прогнозування і оцінювання характеристик надійності обладнання АС.

1.1 Управління ресурсом обладнання КПТ АЕС: концептуальний підхід.

1.2 Експлуатаційна надійність елементів другого контуру.

1.2.1 Загальна характеристика обладнання другого контуру.

1.2.2 Експлуатаційна надійність конденсатора.

1.2.3 Експлуатаційна надійність ПНД і ПВД.

1.2.4 Експлуатаційна надійність ПГ.

1.3 Статистичний та фізико-статистичний підходи до оцінки ресурсу обладнання.

1.4 Аналіз методів управління ресурсом.

1.5 Висновки по першому розділі.

2 Прогнозування терміну служби енергоблоку АЕС.

2.1 Аналіз методичних і керівних матеріалів з оцінки технічного стану та залишкового ресурсу елементів ЕБ АЕС.

2.2 Завдання оптимізації рівня для виявлення розладнання в спостережуваному випадковому процесі.

2.3 Проблеми безпеки та розвитку атомної енергетики Росії.

2.4 Розробка економічного критерію.

2.5 Марковська модель експлуатації.

2.6 Висновки по другому розділі.

3 Прогнозування ресурсу обладнання другого контуру методами підсумовування пошкоджень.

3.1 Критерії граничного стану і моделі накопичення пошкоджень в матеріалі обладнання другого контуру.

3.2 Розробка моделі каплеударной ерозії.

3.3 Розрахунок показників надійності пароводяного обладнання

АЕС в умовах каплеударной ерозії.

3.4 Модель лінійного підсумовування пошкоджень в теплообмінних трубках ПГ.

3.5 Модель нелінійного підсумовування пошкоджень.

3.6 Вплив точності вимірювання основних показників водно-хімічного режиму на результати розрахунків.

3.7 Висновки по третьому розділі.

4 Прогнозування ресурсу теплообмінних трубок ПГ методом лінійної стохастичною фільтрації Калмана.

4.1 Аналіз експлуатаційних даних і постановка задачі.

4.2 Побудова фільтра Калмана для прогнозування ресурсу ПГ на основі моделі підсумовування пошкоджень.

4.3 Алгоритм фільтра Калмана для процесу зростання тріщини вТОТПГ.

4.4 Принцип побудови оптимального алгоритму управління ресурсом трубчатки ПГ на основі фільтра Калмана.

4.5 Висновки по четвертому розділі.

5 Розробка методу оптимізації обсягів і періодичності контролю елементів обладнання АЕС, схильних до ерозійно-корозійного зносу.

5.1 Проблема ЕКІ устаткування АЕС.

5.2 Метод прогнозування ЕКІ.

5.3 Модель процесу ЕКІ.

5.4 Розроблені алгоритми обробки даних первинного контролю.

5.5 Результати обробки даних первинного контролю на

5.6 Результати обробки даних первинного контролю на

5.7 Результати обробки даних первинного контролю на БлкАЕС.

5.8.Результати обробки даних первинного контролю на КолАЕС.

5.9 До обгрунтування методики розрахунку допустимих товщин стінок.

5.10 Висновки по п'ятому розділі.

6 Нейросетевая модель оцінки і прогнозування працездатності елементів устаткування атомнйгх електростанцій, схильних до ерозійно-корозійного зносу.

6.1 Огляд методів прогнозування інтенсивності ЕКІ.

6.2 Обгрунтування застосування апарату нейронних мереж для прогнозування інтенсивності процесу ЕКІ.

6.3 Алгоритми навчання і моделі нейронних мереж.

6.4 Концептуальна схема інтелектуальної системи для завдання прогнозування ЕКІ.

6.5 Висновки по розділу 6.

Рекомендований список дисертацій

  • Управління ресурсом елементів конденсатно-живильного тракту енергоблоків ВВЕР на основі аналізу експлуатаційних даних 2007 рік, кандидат технічних наук Корнієнко, Костянтин Арнольдович

  • Прогнозування ресурсу і надійності теплообмінного обладнання електричних станцій 2008 рік, кандидат технічних наук Дерій, Володимир Петрович

  • Діагностика та контроль ерозійно-корозійного зносу трубопроводів і теплообмінного обладнання атомних електростанцій 2000 рік, кандидат технічних наук Немитов, Сергій Олександрович

  • Систематизація і розробка моделей прогнозування ресурсу обладнання енергоблоків атомних станцій 2004 рік, кандидат технічних наук Жіганшін, Ахмет Аббясовіч

  • Підвищення надійності і експлуатаційного ресурсу енергетичного обладнання, що працює в двофазних і багатокомпонентних потоках 2003 рік, доктор технічних наук Томарів, Григорій Валентинович

Введення дисертації (частина автореферату) на тему «Фізико-статистичні моделі управління ресурсом обладнання другого контуру атомних електростанцій»

Безпека АЕС в великій мірі визначається надійною роботою системи генерації пари і системи зовнішнього охолодження, що складається з конденсаторів парових турбін і системи регенерації.

Безпечна експлуатація енергоблоків АЕС та заходи з продовження терміну служби неможливі без ретельного дотримання норм і правил експлуатації і обслуговування, аналізу дієвості тих чи інших дій, що управляють, розвитку методів імовірнісного прогнозування ресурсних характеристик обладнання, а також впровадження сучасних процедур обробки даних контролю. Цим питанням присвячені огляди І.А. Тутнова, В.І. Бараненко, А.І. Аржаева, С.В. Европіна, роботи А.Ф. Гетьмана, В.П. Горбатих, Н.Б. Трунова, А.А. Тутнова і ін.

Але на роботу енергоблоку крім умови безпеки накладається і умова економічної ефективності експлуатації. Ці проблеми розглядаються і розвиваються в роботах А.Н. Кархова, О.Д. Казачковского і ін. Економічність виробництва електроенергії в значній мірі залежить від часу простою блоку, пов'язаного з проведенням профілактики або з усуненням причин відмов обладнання АС. Класифікація обладнання, важливого з точки зору впливу на безпеку, виконана в різних країнах, що розвивають ядерну енергетику, окреслила основні типи обладнання, які слід враховувати при прийнятті рішення про продовження терміну служби. Ці питання змістовно розглянуті в документах МАГАТЕ, в роботах Е.М. Сігала, В.А. Острейковскій і ін. Вплив вибраного обладнання на КВВП ЕБ обумовлено простоями через ненадійність цього обладнання. Однією з основних завдань в зв'язку з цим є прогнозування характеристик надійності обладнання і оцінка ефективності керуючих заходів на основі моделей процесів старіння, обмежують його ресурс. У великій кількості робіт, присвячених розвитку теоретичних моделей цих процесів, представлені моделі досить складні і містять велику кількість специфічних даних, що ускладнює використання таких моделей при прогнозуванні ресурсу.

Актуальною в даний час є проблема оптимізації терміну служби енергоблоку з урахуванням ефектів старіння металу обладнання та вартості заходів модернізації. Особливістю задачі оптимізації терміну служби ЕБ є те, що це завдання індивідуального прогнозування, тому потрібно організувати збір і обробку вихідної інформації, обгрунтувати вибір економічного критерію, сформулювати принцип оптимізації з урахуванням економічної обстановки протягом експлуатації конкретного ЕБ.

Обладнання другого контуру в цьому плані відіграє особливу роль, тому що воно схильне різним процесам старіння, працює в різних умовах, призначений ресурс, як правило, можна порівняти з ресурсом блоку, заміна має досить високу вартість.

Процеси старіння матеріалів обладнання другого контуру, як і взагалі обладнання АЕС, об'єктивні, і для своєчасного ефективного управління ресурсом потрібне проведення оцінки технічного стану обладнання під час експлуатації і широкого використання програм діагностики та неруйнівного контролю. Ці дані повинні бути своєчасно і якісно оброблені і використані при прогнозуванні ресурсних характеристик обладнання.

Тому необхідність розробки підходів, методик і алгоритмів постановки і рішення задачі оптимізації терміну служби ЕБ, розробки методів прогнозування ресурсу з урахуванням різних факторів, природи процесу старіння і його імовірнісного характеру, а також застосування обчислювальних процедур, що дозволяють отримати ефективні оцінки, визначають актуальність дисертаційної роботи.

Умови, закладені в проекті і визначають техніко-економічні та часові аспекти проектного терміну, можуть істотно відрізнятися від реальних під час експлуатації. Більш того, їх можна покращувати за рахунок ослаблення факторів в результаті технічного обслуговування і модернізації і, отже, керувати терміном служби.

В основі концепції управління терміном служби (УСС) AC (Ageing Management Programme - AMP) лежить положення про збереження проектних показників і функцій, важливих для безпеки, через взаємопов'язану систему заходів з технічного та діагностичного обслуговування, своєчасного ремонту і модернізації. До модернізації слід віднести також і впровадження нових технологій експлуатації та ремонту, в тому числі і по управлінню АЕС, що дозволяють зменшити швидкість деградації властивостей і параметрів обладнання, інженерних систем конкретних блоків.

Активні роботи по темі продовження терміну служби, (ПСС) з акцентом на механізми старіння і заходи щодо зниження їх впливу привели до появи терміну «управління старінням», що підкреслює можливість регулювання процесу і можливість активного впливу< со стороны эксплуатирующей организации.

Управління терміном служби (УСС) атомних станцій - це інтегрована практика забезпечення соціально-економічної ефективності і безпечної експлуатації, що включає програми управління старінням.

З економічної точки зору УСС є однією з істотних частин загальної методології та практики оптимізації витрат з метою досягнення максимального прибутку при збереженні конкурентоспроможності на ринку виробників електроенергії і забезпечення безпеки. З технічної точки зору УСС є комплекс заходів по підтримці або підвищенню безпеки АЕС, забезпечення працездатності та довговічності основних елементів (систем) і блоку в цілому при мінімізації експлуатаційних витрат. Умови підготовки та реалізації управління терміном служби повинні створюватися на всіх етапах життєвого циклуенергоблоку.

короткий аналізпрограм держав-членів МАГАТЕ і загальна методологія вирішення проблеми продовження терміну служби (ПСС) наведені в доповіді IAEA «Старіння АЕС та продовження строків експлуатації». Всі програми класифікуються наступним чином:

Оцінка терміну служби обладнання, яке не може бути замінено;

Продовження термінів служби або плановані заміни основних елементів, які доцільні з економічних міркувань;

Планування капітального ремонту і заміни обладнання з метою забезпечення безпеки та надійності роботи.

Основними теоретичними розробками в цій галузі повинні бути:

Методи оцінки надійності;

Методи оцінки безпеки;

Методи оцінки економічної ефективності;

Методи прогнозування старіння в залежності від часу.

Об'єкт дослідження - обладнання другого контуру АЕС. Предметом дослідження є оцінка ресурсних характеристик обладнання.

Мета і завдання дослідження - розробка теоретичних основі прикладних моделей оцінки, прогнозування та управління терміном служби обладнання другого контуру АЕС на основі статистичної "обробки даних по експлуатації та обліку механізмів процесів старіння. Для досягнення цієї мети вирішуються наступні завдання. 1. Аналіз і систематизація даних експлуатації з точки зору впливу фізичних процесів на процеси старіння матеріалів обладнання другого контуру і обгрунтування застосування фізико-статистичних моделей для індивідуальної оцінки, прогнозування та управління терміном служби обладнання другого контуру АЕС.

2. Розробка методів прогнозування ресурсних характеристик обладнання другого контуру в умовах накопичення пошкоджень від дії різних процесів старіння матеріалу з урахуванням їх імовірнісного характеру.

3. Розробка методів і алгоритмів оптимізації терміну служби енергоблоку на основі економічного критерію, що враховує разновременность витрат і результатів, характеристики надійності обладнання блоку і вартість ремонтів і замін обладнання протягом експлуатації.

4. Розробка методів вирішення завдання досягнення граничного стану елементами обладнання АЕС.

5. Оптимізація обсягів і періодичності контролю технічного стану обладнання другого контуру АЕС, схильного ерозійно-корозійного зносу.

6. Розробка методу прогнозування інтенсивності процесу ЕКІ елементів обладнання АЕС, виготовлених з перлітних сталей, на основі теорії нейронних мереж.

Методи досліджень. Робота базується на використанні та розвитку методів безпечної експлуатації АЕС, теорії надійності, теорії ймовірностей і математичної статистики, з використанням яких проведено:

Аналіз діючих факторів, що обмежують ресурс обладнання АЕС;

Аналіз статистичних даних про працездатність обладнання АЕС;

Моделювання процесів старіння на основі фізики процесів, експериментальних даних і даних періодичного контролю.

Наукова новизна роботи полягає в тому, що, на відміну від існуючих підходів до визначення терміну служби енергоблоку, запропонована концепція використовує постановку задачі з урахуванням ефектів старіння обладнання АЕС, а також в тому, що розроблені методи прогнозування ресурсних характеристик обладнання, що використовують моделі фізичних процесів старіння , більший обсяг інформації про параметри експлуатації та проведені заходи з управління терміном служби обладнання другого контуру атомних електростанцій. При розробці методів оцінки та прогнозування ресурсних характеристик отримано ряд нових теоретичних результатів: значимість факторів, що визначають інтенсивність процесів старіння в матеріалі, необхідна для управління ресурсом конкретного обладнання АЕС;

Імовірнісна модель прогнозування ресурсу теплообмінних трубок парогенератора на основі методів лінійного та нелінійного підсумовування пошкоджень з урахуванням параметрів експлуатації і виду основного процесу старіння; асимптотичні методи розв'язування задачі досягнення елементами обладнання граничного стану: в моделі каплеударной ерозії в умовах двофазних потоків теплоносія, в методах підсумовування пошкоджень в задачі оцінювання ресурсу ТОЙ ПГ;

Метод прогнозування ресурсу трубчатки парогенератора на основі лінійної стохастичною фільтрації Калмана, що дозволяє врахувати великий обсяг експлуатаційних даних, даних контролю і результатів досліджень на основі математичних моделейпроцесів ушкодження і проведених профілактичних заходів, що призводить, на відміну від відомих методів, до підвищення достовірності прогнозу і можливості якісно управляти ресурсом трубчатки на основі сформульованого принципу оптимального управління;

Метод оптимізації обсягів і періодичності контролю товщини елементів обладнання АЕС, схильних до ерозійно-корозійного зносу, який базується на запропонованій методиці обробки даних контролю і визначенні елементів, що належать групі ризику по ЕКІ, розрахунку допустимих товщин стінок і ранжируванні елементів за ступенем зносу і швидкості ЕКІ, заснований на вперше виконаному аналізі великого числа вимірів на Кольської, Калінінської, Балаковської, Нововоронезької, Смоленської АЕС;

Нейросетевая модель оцінки і прогнозування працездатності елементів обладнання, схильного ерозійно-корозійного зносу, на базі спостережуваних параметрів, що визначають інтенсивність процесу ЕКІ, і даних контролю, яка на відміну від існуючих статистичних і емпіричних моделей дозволяє оцінити взаємний вплив всіх факторів, виділити суттєві властивості інформації, що надходить і, в кінцевому підсумку, поліпшити точність прогнозу без визначення всіх залежностей між безліччю факторів, що обумовлюють процес ЕКІ; метод оптимізації терміну служби енергоблоку на основі економічного критерію, що враховує разновременность витрат і результатів, характеристики надійності обладнання блоку і вартість ремонтів і замін обладнання протягом експлуатації.

Достовірність наукових положень підтверджується строгим обгрунтуванням моделей, що описують процеси працездатності обладнання другого контуру з коректним формулюванням визначень граничних станів обладнання, методів і положень, а також відповідністю ряду результатів експлуатаційним даними. Положення, що виносяться на захист 1. Значимість факторів, що впливають на процеси старіння металів і необхідних для індивідуального застосування фізико-статистичних моделей оцінки і управління строком служби обладнання другого контуру.

2. Фізико-статистичні моделі оцінки, прогнозування та управління ресурсом обладнання другого контуру АЕС, засновані на методі підсумовування пошкоджень, викликаних різними процесами старіння, для проведення варіаційних розрахунків і обгрунтування значень параметрів, що дозволяють управляти ресурсом обладнання.

3. Асимптотичні методи рішення задач оцінки ресурсних характеристик елементів обладнання АЕС, засновані на Центральній Граничною Теоремі (ЦПТ), і їх застосування до накопиченого в матеріалі обладнання пошкодження в умовах каплеударной ерозії згинів трубопроводів з двофазним теплоносієм і в умовах корозійного розтріскування під напругою теплообмінних трубок парогенератора .

4. Метод прогнозування ресурсу трубчатки парогенераторів атомних електростанцій на основі теорії стохастичною фільтрації.

5. Метод оптимізації обсягів і періодичності товщинометрії елементів обладнання АЕС з урахуванням їх категорійності за швидкістю ЕКІ.

6.Нейросетевая модель узагальненого обліку чинників експлуатації для прогнозування швидкості ЕКІ в елементах обладнання атомних електростанцій.

7. Метод оптимального управління терміном служби енергоблоку з урахуванням різночасності витрат і результатів.

Практична цінність результатів роботи полягає в тому, що на основі зазначених вище теоретичних положень і методів розроблені алгоритми і інженерні методики, що дозволяють обгрунтувати значення технологічних параметрів для управління ресурсом обладнання. Проведені за розробленими методами розрахунки дозволили отримати оцінку ресурсних показників устаткування другого контуру АЕС з реакторами ВВЕР-1000, ВВЕР-440 і РВПК-1000 Кольської, Смоленської, Калінінської, Балаковської АЕС і виробити рекомендації з управління ними.

Область застосування результатів - управління ресурсом трубчатки ПГ, теплообмінних конденсаторних трубок, елементів трубопроводів, виготовлених з перлітних сталей.

Апробація і впровадження результатів

Робота виконана в рамках тем концерну «Енергоатом»

Діагностика, ресурс обладнання, парогенератори, якість. Техніко-економічне обґрунтування заміни медьсодержащего обладнання КПТ для головного блоку ВВЕР-1000 (енергоблок №3 БлкАЕС),

Фундаментальні проблеми виведення з експлуатації ядерних енергетичних установок,

Доопрацювання «Норм допустимих товщин елементів трубопроводів з вуглецевих сталей АС» РД ЕО 0571-2006 »та« Розробка керівного документа з оцінки технічного стану елементів обладнання і трубопроводів, схильних до ерозійно-корозійного зносу »;

Комплексна програма заходів щодо попередження руйнувань і підвищення експлуатаційної ерозійно-корозійної стійкості трубопроводів АЕС. № АЕС ПРГ-550 К07 концерну «Енергоатом» на тему «Розрахунково-експериментальне обгрунтування обсягів і періодичності контролю ерозійно-корозійного зносу трубопроводів енергоблоків АЕС з РУ ВВЕР: 1000»,

Обробка та аналіз результатів товщинометрії елементів трубопроводів 1-3-го блоків Смоленської АЕС.

Матеріали дисертації доповідалися і обговорювалися на наступних міжнародних та всеукраїнських конференціях: 1. Системні проблеми надійності, математичного моделювання та інформаційних технологій, Москва-Сочі, 1997, 1998.

2. Безпека АЕС і підготовка кадрів, Обнінськ, 1998,1999,2001,

3. 7th International Conference on Nuclear Engineering. Tokyo, Japan, April 1923 1999 ICONE-1.

4. Контроль і діагностика трубопроводів, Москва, 2001.

5. PSAM 7 ESREL 04 International Conference on Probabilistic Safety Assessment and Management, Berlin, 2004.

6. Математичні ідеї П. JI. Чебишева і їх додаток до сучасних проблем природознавства, Обнінськ, 2006.

7. Безпека, ефективність і економіка атомної енергетики, Москва,

8. MMR 2007 International Conference on Mathematical Methods in Reliability. Glasgow, Great Britain, 2007.

9. Проблеми матеріалознавства при проектуванні, виготовленні та експлуатації обладнання, Санкт-Петербург, 2008. Публікації. За темою дисертації опубліковано 57 наукових робіт, В тому числі 20 статей у науково-технічних журналах, 15 статей в збірниках, 22 - в працях конференцій.

У дисертації поставлено методологічні питання прогнозування ресурсу обладнання другого контуру АЕС, розроблені методи на основі фізико-статистичного підходу та запропоновано ефективні обчислювальні процедури для розрахунку ресурсних характеристик.

Основні публікації

1. Гулина О. М., Острейковскій В. А. Аналітичні залежності для оцінки надійності з урахуванням кореляції між навантаженням і несучою здатністю об'єкта // Надійність і контроль якості. - 1981. - № 2.-с. 36-41.

2. Гулина О.М., Острейковскій В.А., Сальников H.JI. Узагальнення моделей «параметр-поле допуску» і «навантаження-несуча здатність» при оцінці надійності об'єктів // Надійність і контроль качества.-1982.-№2.-с. 10-14.

3. Гулина О. М., Сальников Н. JI. Побудова моделі прогнозування ресурсу трубопроводу при ерозійному пошкодженні // Известия вузів. Ядерна енергетика. - 1995. - № З.-с. 40-46.

4. Гулина О.М., Сальников H.JI. Дифузійна модель імовірнісного прогнозування ресурсу обладнання ЯЕУ // Известия вузів. Ядерна енергетика. - 1995. - № 1.- с. 48-51.

5. Гулина О. М., Сальников Н. JI. Модель оцінки ресурсу трубок ПГ в умовах корозійного розтріскування // Известия вузів. Ядерна енергетика. - 1996. - № 1.- с. 16-19.

6. Егішянц С. А., Гулина О. М., Коновалов Е. М. Оцінка розподілу ресурсу при підсумовуванні пошкоджень // Известия вузів. Ядерна енергетика. 1997.-№ 1.- с.18-21.

7. Гулина О.М., Сальников H.JI. Розподіл усіх прогнозування ресурсу трубопроводів і посудин тиску АС // Известия вузів. Ядерна енергетика. -1998. -№ 1.-С.4-11.

8. Філімонов Є.В., Гулина О.М. Узагальнена інтегральна модель прогнозування надійності трубопроводів АЕС при втомному навантаженні // Известия вузів. Ядерна енергетика. - 1998. -№ З.-с.з-l 1.

9. Гулина О.М. Оцінка і прогнозування ресурсу обладнання АЕС. / Наукові дослідження в області ядерної енергетики в технічних вузах Росії: сб.научних тр.-М .: МЕІ, 1999.-С.201-204.

Ю.Гуліна О.М., Сальников H.JI. Розрахунок ресурсних характеристик обладнання в умовах нелінійних ефектів процесів деградації // Известия вузів. Ядерна енергетика. -1999. -№4. -с.11-15.

11. В. А. Андрєєв, О.М. Гулнна. Швидкий метод прогнозування зростання тріщин в трубопроводах великого діаметру // Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2000.-№3.-С.14-18.

12. Гулина О.М., Жіганшін А.А., Чепурко В.О. Розробка критерію оптимізації терміну служби енергоблоку // Известия вузів. Ядерна енергетика. -2001. -№2. -с.10-14.

13. Гулина О.М., Жіганшін А.А., Корнієць * Т.П. Багатокритеріальна задача оптимізації терміну служби енергоблоку АСУ / Известия вузів. Ядерна енергетика. - 2002.-№4.-с. 12-15.

14. Гулина О.М., Жіганшін А.А., Михальця А.В., Цикунова С.Ю. Проблема оцінки терміну служби обладнання АС в умовах старіння // Ядерні вимірювально-інформаційні технології.- 2004. - № 1. - с.62-66.

15. Гулина О.М., Корнієнко К.А., Павлова М.Н. Аналіз забруднення трубчатки ПГ і оцінка межпромивочного періоду методами дифузійних процесів // Известия вузів. Ядерна енергетика. -2006. -№1.-с. 12-18.

16. Гулина О.М., Корнієнко К.А., Політюк В.П., Фролов С.А. Застосування методу стохастичною фільтрації Калмана для прогнозування ресурсних характеристик парогенератора АЕС // Атомна енергія. - 2006.-t.101 (4) .- с.313-316.

17.Гуліна О.М., Сальников H.JI. Методи прогнозування ресурсу теплообмінного обладнання АС // Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2007.- №3, вип 1.- С.23-29.

18.Бараненко В.І., Гулина О.М., Докукін Д.А. Методологічна основа прогнозування ерозійно-корозійного зносу устаткування АС методом нейросетевого моделювання // Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2008.-№1.-с.з-8.

19. Гулина О.М., Павлова М.Н., Політюк В.П., Сальников H.JI. Оптимальне керування ресурсом парогенератора АЕС // Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2008.-№4. - с. 25-30.

20. Ігітою А.В., Гулина О.М., Сальников H.JL Завдання оптимізації рівня для виявлення розладнання в спостережуваному випадковому процесі // Известия вузів. Ядерна енергетика - 2009-№1.- с. 125-129.

21.Бараненко В.І., Янченко Ю.А., Гулина О.М., Тарасов А.В., Тарасова О.С. Експлуатаційний контроль трубопроводів, схильних до ерозійно-корозійного зносу // Теплоенергетіка.-2009.-№5.-с.20-27.

Схожі дисертаційні роботи за фахом «Ядерні енергетичні установки, включаючи проектування, експлуатацію та виведення з експлуатації», 05.14.03 шифр ВАК

  • Дослідження ерозійно-корозійної стійкості елементів пароводяного тракту котлів-утилізаторів парогазових установок і розробка методів її підвищення 2010 рік, кандидат технічних наук Михайлов, Антон Валерійович

  • Характерні особливості розрахункового обґрунтування міцності елементів конструкцій ядерних реакторів на стадії експлуатації і при створенні нових установок 2007 рік, доктор технічних наук Сергєєва, Людмила Василівна

  • Модернізація і реконструкція систем парогенераторів АЕС з ВВЕР для підвищення надійності 2009 рік, кандидат технічних наук Березанін, Анатолій Анатолійович

  • Методологія контролю залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів реакторних установок ВВЕР з використанням автоматизованої системи 2012 рік, доктор технічних наук Богачев, Анатолій Вікторович

  • Автоматизація моделювання каплеударной ерозії лопаток апаратів влажнопарових турбін 2002 рік, кандидат технічних наук Дергачов, Костянтин Володимирович

висновок дисертації по темі «Ядерні енергетичні установки, включаючи проектування, експлуатацію та виведення з експлуатації», Гулина, Ольга Михайлівна

6.5 Висновки по розділу 6

1. Для оцінки періодичності контролю необхідні моделі прогнозування розвитку процесу ЕКІ. Методи прогнозування інтенсивності процесу ЕКІ можна класифікувати наступним чином:

Методи, які використовують аналітичні моделі;

Методи, які використовують емпіричні моделі;

Методи прогнозування за допомогою штучного інтелекту.

2. Аналітичні моделі, засновані на теоретичному описі фізичних процесів - окремих механізмів ЕКІ, - здатні забезпечити лише якісний аналіз в силу того, що вплив на загальний процес зносу визначається багатьма факторами: геометрією елемента устаткування, хімічним складом металу, типом теплоносія і параметрами експлуатації.

3. Статистичні моделі дозволяють оцінити загальний стан системи I f або окремих групелементів трубопроводів на даний момент. В основі статистичних моделей лежать дані експлуатаційного контролю. методи статистичного аналізузастосовуються для оперативного реагування на ситуацію, що склалася: виявлення елементів, схильних до ЕКІ, оцінка максимальної і середньої швидкостіЕКІ, і т.д., - на підставі чого можна оцінити обсяг і приблизну дату наступного контролю.

4. Емпіричні моделі будуються на підставі даних експлуатаційного контролю і результатів лабораторних досліджень: статистичні, фізико-хімічні та нейромережеві моделі. Для t прогнозування ЕКІ устаткування конкретного блоку необхідно виконати калібрування емпіричної моделі, використовуючи дані експлуатаційного контролю цього блоку. Модель, отримана в результаті калібрування, не може застосовуватися для іншого блоку без відповідної адаптації.

5. Велике число параметрів, що визначають інтенсивність процесу ЕКІ, складним чином впливають один на одного. Використання ІНС для вирішення завдання прогнозування ЕКІ дозволяє оцінити взаємний вплив всіх факторів, виділити суттєві властивості інформації, що надходить і, в кінцевому підсумку, поліпшити точність прогнозу без визначення всіх залежностей між безліччю факторів, що обумовлюють процес ЕКІ. Це дозволяє обгрунтувати нейросетевой підхід до визначення інтенсивності процесу ЕКІ в обладнанні конденсатно-живильного тракту АЕС.

6. Наведено огляд методів навчання нейронних мереж і запропоновано оптимальне поєднання підходів до створення і навчання штучної нейронної мережі, вирішує завданняпрогнозування інтенсивності ЕКІ в трубопроводах АЕС. Для підвищення достовірності прогнозу необхідна фільтрація даних, яка полягає у використанні тільки інформації про стоншування, тому що процес ЕКІ пов'язаний з утонением стінки, а потовщення обумовлені переносом продуктів корозії.

7. Дослідження виконано на основі спрощеної штучної нейронної мережі, що вирішує завдання прогнозування утонения стінки прямої ділянки трубопроводу з однофазної середовищем КПТ АЕС з ВВЕР. Спрощена мережу навчена за допомогою алгоритму пружного зворотного поширення. Визначено область коректного прогнозу на часовому інтервалі до 4 років.

8. Для оптимізації рішення задачі прогнозування швидкості ЕКІ за допомогою НС запропонований алгоритм, що включає

Виконання кластерного аналізу для аналізованих ситуацій з метою розбиття їх на кластери ситуацій з подібними властивостями, при цьому точність може бути підвищена за рахунок обліку локальних і унікальних для кожного кластера залежностей і чинників. I

Побудова для кожного класу вхідного безлічі НС, навченої за допомогою алгоритму зворотного поширення, яка і буде обчислювати утонение стінки трубопроводу на прогнозований період.

9. Запропонований алгоритм реалізований за допомогою комплексу нейронних мереж

Реплікативної НС;

Самоорганізується карти Кохонена;

НС зворотного поширення. t

ВИСНОВОК

Основними теоретичними і практичними результатами, отриманими в роботі, є наступні.

1. На основі аналізу і систематизації даних експлуатації, особливостей впливу фізичних процесів на процеси старіння металів обладнання другого контуру обґрунтовано необхідність розробки і застосування фізико-статистичних моделей для оцінки, прогнозування та управління терміном служби устаткування АЕС. Аналіз показав визначальний вплив наявності міді в контурі на інтенсивність процесів старіння металу обладнання другого контуру АЕС. Індивідуальний підхід до оцінки поточного стану обладнання та розробці прогнозних моделей з максимальним використанням наявної інформації: даних про пошкодження і їх причини, фактори, що інтенсифікують процеси пошкодження, даних періодичного контролю технічного стану, параметрах ВХР, а також про заходи, що сприяють пом'якшенню умов експлуатації та зниження інтенсивності процесів ушкодження, -визначає методи проведення розрахунків ресурсних характеристик обладнання.

2. Показано взаємний вплив обладнання конденсатно-живильного і парового трактів, об'єднаних водяним контуром, на технічний стан один одного, особливо на технічний стан і ефективність роботи ПГ. Розглянуто основні процеси старіння, характерні для металу обладнання другого контуру, а також фактори, що впливають на ресурс конденсаторних трубок, ПНД і ПВД, трубопроводів і теплообмінних трубок ПГ. Відзначено заходи, що дозволяють знизити інтенсивність процесів ушкодження.

3. Оптимізація терміну служби енергоблоку проводиться на основі економічного критерію, що враховує разновременность витрат і результатів, характеристики надійності обладнання блоку і вартість ремонтів і замін обладнання протягом експлуатації -Чистий дисконтованого доходу (ЧДД). Критерій оптимізації терміну служби - максимум ЧДД.

Структура потоку платежів отримана за допомогою розробленої марковської моделі експлуатації. Запропонована модель розрахунку вартості експлуатації враховує збиток, пов'язаний з простоєм, вартість виробленої електроенергії, вартість замін, вартість відновлювальних робіт, вартість заходів модернізації і т.д.

4. Розроблено та досліджено методи прогнозування ресурсних характеристик обладнання на основі врахування накопичення пошкоджень від дії різних процесів старіння матеріалу обладнання другого контуру АЕС з урахуванням їх імовірнісного характеру. Для оцінки працездатності обладнання введена стохастична міра пошкодження на основі накопичення пошкоджень в матеріалі від дії тих чи інших процесів старіння. Ресурс визначається як момент виходу випадкового процесу накопичення пошкоджень за встановлений рівень.

5. Імовірнісні характеристики ресурсу отримані методами лінійного та нелінійного підсумовування пошкоджень - для процесів каплеударной ерозії в двофазному потоці і корозійного розтріскування під напругою теплообмінних трубок ПГ - при різних значеннях концентрацій факторів і розраховані на основі асимптотичних наближень теорії ймовірностей і математичної статистики.

6. Для процесу каплеударной ерозії, характерною для згинів паропроводів, лопаток парових турбін, вхідних ділянок ПСТЕ в ПВД і т.д., за основу взято механізм ударної дії краплі на тверду поверхню з урахуванням розподілу нормальних швидкостей, розмірів крапель, а також таких параметрів , як вологість пара, витрата, радіус плями зіткнення, температура, тиск, щільність рідини і пара, швидкість звуку в рідині, параметри матеріалу.

Для теплообмінних трубок ПГ в основу процесу пошкодження покладено процес корозійного розтріскування під напругою, інтенсивність якого істотно залежить від концентрацій активаторів корозії, наявності відкладень на теплообмінної поверхні, концентрацій міді в відкладеннях, що дозволяє шляхом обґрунтування значень відповідних параметрів моделі управляти процесом старіння ТОЙ ПГ.

7. Запропоновано і обґрунтовано підхід, який використовує стохастичну лінійну фільтрацію для обліку різнорідної інформації про об'єкт при прогнозуванні його ресурсу, а також для обліку заходів, проведених або планованих для зниження інтенсивності процесів старіння. Метод стохастичною фільтрації Калмана адаптований для прогнозування ресурсних характеристик теплообмінних трубок ПГ. Розроблено алгоритми фільтра, що згладжує і предиктор. використовується додаткова інформаціяу вигляді даних періодичного контролю, місця розташування трубки в збірці, похибок вимірювання товщини стінок і т.д. Виходячи з вимог до темпу процесу старіння, благається оцінити оптимальний період або оптимальний план подальшого контролю. Сформульовано принцип оптимального алгоритму для управління ресурсом ТОЙ ПГ.

8. Наведено систематизований огляд моделей для прогнозування ЕКІ в елементах обладнання. Розроблено процедури обробки даних товщинометрії елементів обладнання другого контуру АЕС для оптимізації обсягів і періодичності контролю. На основі аналізу великого обсягу даних контролю за АЕС з реакторами ВВЕР-1000, РБМК-1000, ВВЕР-440 - КлнАЕС, БлкАЕС, НВАЕС, КолАЕС,

САЕС - розроблені методики і алгоритми обробки даних товщинометрії, вимоги до виду і якості наданої для розрахунків інформації, введено поняття категорії для позначення групи ризику інтенсивного утонения. Запропоновано включати в план контролю елементи, залишковий ресурс яких наближається до дати чергового ППР.

9. Обґрунтовано застосування нейромережевого моделювання для розв'язання задачі прогнозування ЕКІ, що дозволяє оцінити взаємний вплив всіх факторів, що впливають, виділити суттєві властивості надходить експлуатаційної інформації без визначення всіх залежностей між безліччю факторів, що обумовлюють процес ЕКІ. На прикладі дослідження спрощеної мережі для прогнозування утонения стінки прямої ділянки трубопроводу основного конденсату АЕС з ВВЕР, навченої за допомогою алгоритму пружного зворотного поширення, показана коректність прогнозу на часовому інтервалі до 4 років.

10. Для оптимізації рішення задачі прогнозування швидкості ЕКІ за допомогою нейронної мережі запропонований алгоритм, що включає

Фільтрацію даних для навчання;

- «виявлення» характерних ознак вхідного безлічі і зменшення на його основі кількості вхідних факторів;

Виконання кластерного аналізу для аналізованих ситуацій;

Побудова для кожного класу нейронної мережі, навченої за допомогою алгоритму зворотного поширення.

Запропонований алгоритм реалізований за допомогою комплексу нейронних мереж: репликативной НС; самоорганізується карти Кохонена; НС зворотного поширення.

Список літератури дисертаційного дослідження доктор технічних наук Гулина, Ольга Михайлівна, 2009 рік

1. РД-ЕО-0039-95. Нормативно-методологічні вимоги до управління ресурсними характеристиками елементів енергоблоків АС. М., 1997..

2. Data Collection and Record Keeping for the Management of Nuclear Power Plant Ageing IAEA. Safety Practices Publications. # 50-P-3, Vienna, 1997..

3. Муратов О.Е., Тихонов M.H. Зняття АЕС з експлуатації: проблеми і шляхи вирішення (www.proatom.ru)

4. Агєєв А.Г., Корольков Б.М., Бєлов В.І., Семякин А.А., Корнієнко К.А., Трунов Н.Б. Теплохімічних випробування парогенератора ПГВ-1000М з реконструйованим ПДЛ і модернізованою системою водопітанія .// Річний звіт ЕНДЦ вндіаес, 1999..

5. Бараненко В.І., Гашенко В.А., Трубкіна Н.Є., Бакіров М.Б., Янченко Ю.А. Експлуатаційна надійність теплообмінних труб парогенераторів енергоблоків АЕС з ВВЕР // Матеріали семінару на Калінінської АЕС, 16-18 листопада 1999 року, с.133-158.

6. Methodology for the Management of Ageing of Nuclear Power Plant Components Important to Safety IAEA. Technical Reports Series, # 338. Vienna, 1998..

7. Бараненко В.І., Баклашов C.A. Аналіз експлуатаційних пошкоджень конденсаторів і підігрівачів низького тиску. Підготовка план-графіка заміни обладнання конденсатно-живильного тракту. ВМ.21.02.00.ТО. ФГУПВНІІАМ. М., 2003.

8. Chexal V.K. (Bind), Horowitz J.S. Chexal-Horowitz Flow-Accelerated Corrosion Model-Parameter and Influences. Current perspective of Inter. Pressure vessels and Piping: Codes and Standard. Book No. 409768. -1995.-P. 231-243.

9. Аварія на АЕС «Сарри-2» // Атомна техніка за кордоном. -1987.- № 10. -с.43.

10. Secondary Pipe Rupture at Mihama Power Unit 3. Mr. Hajime Ito.// The Kansai Electric Power Co., Inc. Conf. WANO. 2005. 15 p.

11. T. Inagaki. IAEA activities related to ageing management and safe long term operation including FAC // Seminar on Erosion-Corrosion and Flow Assisted Corrosion 6-8 November 2007, Obninsk, Russia.

12. Jens Gunnars. Overview of Erosion-Corrosion // Seminar on Erosion-Corrosion and Flow Assisted Corrosion 6-8 November 2007, Obninsk, Russia.

13. John Pietralik. FAC Seminar: Theoretical Backgrounds // Seminar oni

15. Pipe Break causes deaths at Surry. // Nucl.Eng.Inter., 1987 v.32. p.4.

16. РД ЕО 0571-2006. Норми допустимих товщин елементів трубопроводів з вуглецевих сталей атомних станцій. 44 с.

17. Бакіров М.Б., Клещук С.М., Чубаров С.В., Немитов Д.С., Трунов Н.Б., Ловчев В.Н., Гуцев Д.Ф. Розробка атласу дефектів теплообмінних труб парогенераторів АЕС С ВВЕР. 3-5октября 2006 ФГУП ОКБ «ГІДРОПРЕС».

18. Харитонов Ю.В., Бриків С.І., Трунов Н.Б. Прогнозування накопичення відкладень продуктів корозії, на теплообмінних поверхнях парогенератора ПГВ-1000М // Теплоенергетика № 8, 2001., С.20-22.

19. Забезпечення безпечної і надійної експлуатації парогенераторів ПГВ-1000. Під ред. Аксьонова В.І .// Матеріали семінару на Калінінської АЕС, 16-18 листопада 1999 року, с.78-132.

20. Трунов Н.Б., Логінов С.А., Драгунов Ю.Г. Гідродинамічні і теплохімічних процеси в парогенераторах АЕС з ВВЕР. М .: Вища школа, 2001.. - 316 с.

21. Бараненко В.І., Олійник C.j \, Будукін С.Ю., Бакіров М.Б., Янченко Ю.А., Корнієнко К.А. Забезпечення експлуатаційної надійності парогенераторів АЕС з ВВЕР // Тяжке машіностроеніе.-2001, №8.-с.6-9.2001.- с.71-72.

22. Йовчев М. Корозія теплоенергетичного і ядерно-енергетичного обладнання. М .: Вища школа, 1988.- 222 с.

23. Аналіз експлуатаційних даних по веденню водно-хімічного режиму другого контуру на енергоблоках № 1-4 Балаковської АЕС в2005 р .// М., вндіаес, 2006 р

24. Аналіз експлуатаційних даних по веденню водно-хімічного режиму другого контуру на енергоблоках №1-4 БлкАЕС за II квартал2006 р М., вндіаес, 2006.

25. Норми розрахунку на міцність обладнання і трубопроводів атомних енергетичних установок (ПНАЕ Г-7-002-86). -М .: Енергоіздат, 1989.

26. Нікітін В.І. Корозійні пошкодження конденсаторів парових турбін і визначення залишкового ресурсу їх трубної системи .// Теплоенергетіка.- 2001.- №11. с. 41-45.

27. В.І. Бараненко, О.А. Бєляков. Прогнозування терміну служби теплообмінних трубок конденсаторів енергоблоку №2 Калінінської АЕС // Науково-технічний звіт Д. № 2006 / 4.15.5 / 16473 п.26. Електрогорськ, 2006.

28. Звіт про НДР. Перевірка технології ремонту та відновлення теплообмінних трубок АЕС методом нанесення полімерного покриття на внутрішню поверхню теплообмінних трубок. М. 2003. Утв. Техн. директор НВО «РОКОР» к.т.н. А.Б. Ільїн. 22С.

29. Гулина О.М., Семілеткіна І.В. Визначення прихованого періоду ерозійного руйнування // Діагностика та прогнозування надійності, елементів ЯЕУ: сб.научних тр.кафедри АСУ.- Обнінськ: ІАТЕ.- 1992.- № 8.- с.31-34

30. Гулина О.М. Оцінка і прогнозування ресурсу обладнання АЕС // Наукові дослідження в області ядерної енергетики в технічних вузах Росії: сб.научн.тр. М .: МЕІ, 1999.- с.201-204.

31. Зб.Зажігаев JI. С., Кішьян А. А., Романик Ю. І. Методи планування і обробки результатів фізичного експерименту. М., Атомиздат, 1978.

32. Антонович А.В., Бутовський JI.C. Вплив пошкоджень трубної системи конденсаторів на економічність турбоустановок ТЕС і АЕС // Енергетика та електрифікація., 2001.. №7. С. 29-34.

33. Нігматулін Б., Козирєв М: Атомна »енергетика Росії. Час втрачених можливостей .// Атомна стратегія. Електронний журнал. Липень 2008 (www.proatom.ru).

34. Черкасов В. Атомна енергетика Росії: Стан, проблеми, перспективи. (Http://www.wdcb.ru/mining/doklad/doklad.htm ").

35. Рассохин Н.Г. Парогенераторні установки атомних електростанцій. М .: Вища школа, 1987. - 384 с.

36. Бараненко В.І., Олійник С.Г., Будукін С.Ю., Бакіров М.Б., Янченко Ю.А., Корнієнко К.А. Забезпечення експлуатаційної надежностіпарогенераторов АЕС з ВВЕР // Тяжке машіностроеніе.-2001-№8.-с.6-9.

37. Трунов Н.Б., Денисов В.В., Драгунов Ю.Г., Банюк Г.Ф., Харитонов Ю.В. Працездатність теплообмінних труб ПГ АЕС з ВВЕР .// Матеріали регіонального семінару МАГАТЕ «Цілісність трубок ПГ», Удомля, 27-30 листопада 2000 р С.12-18.

38. Іванісов В.Ф. Проблеми ВТК на Калінінської АЕС .// Матеріали семінару на Калінінської АЕС, 16-18 листопада 1999 р.- С.55-57.

39. Гулина О.М. Оцінка і прогнозування ресурсу обладнання АЕС. / Зб. наукових праць "Наукові дослідження в області ядернойенергетікі в технічних вузах Росії". М. Видавництво МЕІ.-1999р.-с.201-204.

40. Гулина О.М., Сальников H.JI. Розподіл усіх прогнозування ресурсу трубопроводів і посудин тиску АС .// Известия Вузів. Ядерна енергетика, 1998.-№ 1.-С.4-11.

41. Гулина О.М., Сальников H.JI. Методи прогнозування ресурсу теплообмінного обладнання АС // Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2007.- №3, випуск 1.- С.23-29.

42. John Petralik. Liquid Impact Erosion and Cavitation Erosion.// Proceeding of FAC-Seminar. Obninsk, Russia "November 6-8, 2007.

43. Бараненко В.І., Олійник С.Г., Меркушев B.H. та ін. Експлуатаційна надійність елементів конструкції парогенераторів АЕС з ВВЕР. Питання атомної науки і техніки. Сер. Забезпечення безпеки АЕС.- 2003 вип.З.- с.85-100.

44. Антонов А.В., Острейковскій В.А. Оцінювання характеристик надійності елементів і систем ЯЕУ комбінованими методами. -М .: Вища школа, 1993.-368с.

45. Скрипник В.М., Назин А.Е., Приходько Ю.Г. Аналіз надійності технічних систем по цензурувати вибірках. -М .: Радио и связь, 1988: -289с.

46. ​​Северцев Н.А., Янішевський І.М. Надійність дубльованої системи з навантаженим резервом при проведеніі3i7предупредітельних профілактик резервного елемента. // Надійність і контроль якості, -М .: Радио и связь, 1995.-С.94-100.

47. Таратунін В.В., Єлізаров О.І, .Панфілова С.Е. Застосування "методу марковских графів в- задачах розподілу требованій5 до надійності. Технічний отчег-М .: ВНІІЕАС, 1997. -48с.

48. В.В.Таратунін, А.І.Елізаров. Імовірнісні методи управління надійністю АЕС, енергоблоків; систем: і окремого обладнання на етапі експлуатації-і продовження призначеного: терміну служби. Доповідь на НТС.- М.: вндіаес, 1999.. -57с.

49. Таратунін В.В :, Єлізаров А.І. Імовірнісна оцінка надійності устаткованням і: систем! АЕС з урахуванням старіння і діючої системи ТОіР. Технічний звіт. Росенергоатом.-М.: Вндіаес, 2000.. 100С.

50. РД-ЕО-0039-95. Нормативно-методологічні вимоги ^ до управління ресурсними характеристиками елементів енергоблоків АС.-М., 1997..

51. N. Davidenko, S. Nemytov, К. Kornienko, V. Vasiliev. The Integrity of the Elements of VVER Steam Generators of Concern Rosenergoatom //

52. Proceedings of IAEA Regional Workshop on «Steam Generator Degradation and Inspection», Saint Denis, France, 1999. Vienna: IAEA, 1999..

53. Гулина O.M., Павлова M.H., Політюк В.П., Сальников H.JI. Оптимальне керування ресурсом парогенератора АЕС // Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2008.-№4. ~ С. 25-30.

54. Гулина О.М., Корнієнко К.А., Павлова М.Н. Аналіз забруднення трубчатки ПГ і оцінка межпромивочного періоду методами дифузійних процесів. // Известия Вузів. Ядерна енергетика, 2006.- №1.- с. 12-18.

55. Гулина О. М., Острейковскій В. А. Аналітичні залежності дляоценкі надійності з урахуванням кореляції між навантаженням, і несучою здатністю об'єкта. // Надійність і контроль якості. - 1981. -№2.-с. 36-41.

56. Гулина О.М., Острейковскій В.А., Сальников H.J1. Узагальнення моделей «параметр-поле допуску» і «навантаження-несуча здатність» при оцінці надійності об'єктів .// Надійність і контроль качества.-1982.-№2.-с. 10-14.

57. Ігітою А.В., Гулина О.М., Сальников H.JT. Завдання оптимізації рівня для виявлення розладнання в спостережуваному випадковому процесі .// Известия вузів. Ядерна "енергетіка.- 2009 №1.- с. 25-29.

58. Implementation and Review of Nuclear Power Plant Ageing Management Programme IAEA. Safety Reports Series, # 15. Vienna, 1999, p.35.

59. Methodology for the Management of Ageing of Nuclear Power Plant Components Important to Safety IAEA. Technical Reports Series, # 338. Vienna, 1998..

60. Basic Principles for Nuclear Power Plants, Safety Series No. 75-INSAG-3, International Atomic Energy Agency, Vienna, 1988; INSAG-8.

61. Ковалевич О.М. Продовження термінів експлуатації енергоблоків АЕС .// Атомна енергія, т.88, вип.1, янв.2000.

62. РД-ЕО-0039-95. Нормативно-методологічні вимоги до управління ресурсними характеристиками елементів енергоблоків АС. -М., 1997..

63. РД ЕО "0096-98. Типове положення з управління ресурсними характеристиками елементів енергоблоків АС. М., 1997..

64. Тутнов І.А. Управління процесами старіння АЕС // Атомна техніка за рубежом.-2000.-№4.-с. 10-15.

65. Степанов И.А. Моніторинг залишкового ресурсу обладнання АЕС за показниками корозійно-механічної міцності конструкційних матеріалів // Теплоенергетіка.- 1994.№5.

66. РД ЕО-0085-97. Технічне обслуговування та ремонт систем іобладнання атомних станцій. Нормативна тривалість ремонту ЕБ АС. -М., 1997..

67. РД ЕО 0077-97. Тимчасові методичні вказівки щодо розрахунку робочої потужності енергоблоків атомних електростанцій. М., 1997.

68. Сігал Е.М. Проектний КВВП як показник ефективності використання встановленої потужності АЕС // Атомна енергія.-2003 t.94, вип.2. с. 110-114.

69. IAEA Consultants Report on the Meeting on Nuclear Power Plant Ageing and Life Management // IAEA, Vienna, Austria, August, 1989.

70. Akiyama M. Ageing Research Programme for Plant Life Assessment.// Intern. NPP Ageing Symp., August 30 to Sept. 1, 1988, Bethesda, Maryland, USA.

71. Сігал Е.М. Ранжування відхилень від нормальної роботи обладнання АЕС за ступенем їх впливу на коефіцієнт використання встановленої потужності // Атомна енергія.- 2002.- т. 92, вип. 3.

72. Таратунін В.В., Тюрін М.Н., Єлізаров А.І. та ін. Розробка математичних моделей з розподілу вимог до надійності компонентів енергоблоків. Підготовка обчислювального коду. / Звіт -М .: вндіаес, 2002.

73. Гулина О.М., Жіганшін А.А., Корнієць Т.П. Багатокритеріальна задача оптимізації терміну служби .// Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2002.-№4.- с. 12-15.

76. РФ, державним комітетомРФ по будівельної, архітектурної та житлової політики № ВК 447 від 21.06.1999 р, М. Економіка 2000.

77. Комісарчік Т.Н., Грибов В.Б. Методика аналізу порівняльної економічної ефективності альтернативних інженерних рішень при проектуванні енергоджерел .// Теплоенергетіка.-2000. * - №8.- с. 58-62.

78. Карху А.Н. Основи ринкової економіки. Фіанфонд, М., 1994.

79. Казачковскій О.Д. Основи раціональної теорії вартості. М .: Вища школа, 2000..

80. Казачковскій О.Д. Розрахунок економічних параметрів АЕС // Атомна енергія.- 2001.- т.90, вип.4.

81. Карху А.Н. Економічна оцінка пропозицій по будівництву АЕС // Атомна техніка за рубежом.- 2002.- №2.- с. 23-26.

82. Гулина О.М., Жіганшін А.А., Чепурко В.О. Розробкам критерію оптимізації терміну служби енергоблоку .// Вісник ОНУ. Ядерна енергетіка.- 2001.-№2.- с. 10-14.

83. Гулина О.М., Жіганшін А.А., Михальця А.В., Цикунова С.Ю. Проблема оцінки терміну служби обладнання АС в умовах старіння // Ядерні технології та ізмеренія.- 2004.-№1.- с.62-66.

84. Карху А.Н. Рівноважний ціноутворення в енергетиці на основі поточної вартості. Препринт № IBRAE-98-07, М., 1998.

85. О. Gulina, N. Salnikov. Multicriterion Problem of NPP Lifetime Management // PSAM 7 ESREL 04 International Conference on Probabilistic Safety Assessment and Management, June 14-18, 2004, Berlin, Germany.

86. Лихачов Ю.І., Пупко В.Я. Міцність тепловиділяючих елементів ядерних реакторів / М .: Атомиздат, 1975.

87. Сальников Н.Л., Гулина О.М., Корнієнко К.А., Фролов С.А. і ін. Оцінка надійності парогенератора методами суммірованіяповрежденій (проміжний за договором № 2004 / 4.1.1.Г.7.7 / 9224) // Звіт по НІР.- Обнінськ: ІАТЕ, 2004.- 71 с.

88. Гулина О.М. Аналітичний метод оцінки надійності обладнання в умовах накопичення, .// В зб. наукових праць каф. АСУ "Діагностика і прогнозування надійності елементів ЯЕУ". Обнінськ. - ІАТЕ.-1 998. - № 12. - С.56-59.

89. Gens Gunnars, Inspecta. Overview of Erosion-Corrosion.// Proceeding of FAC-Seminar. Obninsk, Russia "November 6-8, 2007.

90. John Petralik. Liquid Impact Erosion and Cavitation Erosion.// Proceeding of FAC-Seminar. Obninsk, Russia "November 6-8, 2007

91. Богачов А. Ф. Аналіз даних пошкоджуваності підігрівачів високого тискус. к. д. з водяною боку // Теплоенергетіка.-1991.-№7.

92. Шубенко-Шубін JI. А., Шубенко A. JL, Ковальський А. Е. Кінетична модель процесу і оцінка інкубаційного періоду руйнування матеріалів, що піддаються впливу крапельних потоків // Теплоенергетика. 1987. - № 2. - с. 46 - 50.

93. N. Henzel, D.C. Grosby, S.R. Eley. Erosion / Corrosion in Power Plants Single- and Two-Phase Flow Experience, Prediction, NDE Management // p.109-116.

94. Ерозія. Йод ред. К. Прис. М .: Мир, 1982.

95. Kastner W., Hofmann P., Nopper H. Erosion-corrosion on Power Plants // Decision-making Code for Conteracting Material Dragradation VGB Kraftwerktechnik. 1990. - V. 70.- № 11. - P. 806-815.

96. Гулина О.М., Сальников H.JI. Побудова моделі прогнозування ресурсу трубопроводу при ерозійному пошкодженні // Известия вузів. Ядерна енергетіка.-1995 № 3.-С.40-46.

97. Кирилов П. JI. Конспект лекцій з курсу "Тепломасообмін (Двофазні потоки)". Обнінськ: ІАТЕ, 1991.

98. Чудаков М.В. Методи забезпечення надійності трубопроводів АЕС в умовах каплеударной ерозії // Дисс. на здобуття наукового ступеня к.т.н. Санкт-Петербург, 2005 р

99. Кастнер В., Ноппер Х.Ю Реснер Р. Захист трубопроводів від корозійної ерозії // Атомна енергія. 1993. - Т. 75, вип. 4. -С.286-294.

100. Гулина О.М1., Сальников H.JI. Оцінка ресурсних характеристик паропроводів ВВЕР-440 в умовах ерозійно-корозійного ізносаУ / VI Міжнародна конференція "Безпека АЕС і підготовка кадрів". Тези доповідей. Обнінськ, 4-8 жовтня 1999р.

101. Егішянц С. А., Гулина О. М., Коновалов Е. М. Оцінка розподілу ресурсу при підсумовуванні пошкоджень // Вісник ОНУ. Ядерна енергетіка.-1997.- № 1.- с. 18-21.

102. Gosselin S.R., Fleming K.N. Evaluation of pipe failure potential via degradation mechanism assessment.// 5-th International Conference on Nuclear Engineering, May 26-30Д997, Nice, France.

103. Марголін Б.З., Федорова B.A., Костильов В.І. Основні принципи оцінки довговічності колекторів ПГВ-1000 і перспективи по прогнозуванню ресурсу колекторів блоку №1 Калінінської АЕС // Матеріали семінару на Калінінської АЕС, 1618 листопада 1999.- с.61-72.

104. Рассохин Н.Г., Горбатих В.П., Середа О.В., Баканов А.А. Прогнозування ресурсу теплоенергетичного обладнання поусловіям корозійного розтріскування // Теплоенергетіка.- 1992.-№5. с.53-58.

105. Гулина О. М., Сальников Н. JI. Модель оцінки ресурсу трубок ПГ в умовах корозійного розтріскування. // Вісті вузів. Ядерна енергетика. 1996. -№ 1.- С.16-19.

106. Карзов Г.П., Суворов С.А., Федорова В.А., Филлипов А.В., Трунов Н.Б., Бриків С.І., Попадчук B.C. Основні механізми пошкодження теплообмінних труб на різних етапах експлуатації парогенераторів типу ПГВ-1000.

107. Локальна корозія металу теплоенергетичного обладнання. Під ред. Горбатих В. П. М .: Вища школа, 1992.

108. Гулина О.М., Сальников H.JI. Розрахунок ресурсних характеристик обладнання в умовах нелінійних ефектів процесів деградації // Известия вузів. Ядерна енергетіка.-1 999. -№4. -с.11-15.

109. Бараненко В.І., Малахов І.В., Судаков А.В. Про характер ерозійно-корозійного зносу трубопроводів на першому енергоблоці Южно-Української АЕС // Теплоенергетіка.-1996 №12.-с.55-60.

110. Гулина О.М., Корнієнко К.А., Фролов С.А. Розробка і дослідження моделей прогнозування часу життя парогенератора .// 9-а міжнародна конференція «Безпека АЕС і підготовка кадрів». Тез. доп. Обнінськ, 24-28 жовтня 2005 р

111. Надініч Б. Встановлення критеріїв глушіння теплообмінних труб в парогенераторах АЕС з реакторами ВВЕР-440, ВВЕР-1000 // Теплоенергетіка.- 1998.- №2. С. 68-70.

112. Гулина О.М., Корнієнко К.А., Політюк В.П., Фролов С.А. Застосування методу стохастичною фільтрації Калмана для прогнозування ресурсних характеристик парогенератора АЕС // Атомна енергія.- 2006.-t.101 (4) .- с.313-316.

113. Сальников H.JI., Гулина О.М., Корнієнко К.А., Фролов С.А. та ін. Аналіз експлуатаційних даних про технічний стан устаткування КПТ (проміжний за договором № 2004 / 4.1.1.1.7.7 / 9224) // Звіт про НІР.Обнінск: ІАТЕ, 2004.- 68 с.

114. Корнієнко К. А. Управління ресурсом елементів конденсатно-живильного тракту енергоблоків ВВЕР на основі аналізу експлуатаційних даних. Дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук. Обнінськ, 2007.

115. Балакрішнан А.В. Теорія фільтрації Калмана. М .: Світ, 1988.168 с.

116. Ширяєв А. Н., Ліпцер Р. Ш. Статистика випадкових процесів. -М .: Наука, 1974. 696 с.

117. Kastner W., Hofinann P., Nopper H. Erosion-corrosion Power Plants. // Decision-making Code for Conteracting Material Dragradation VGB Kraftwerktechnik. 1990. - V. 70, № 11. - P. 806-815.

118. DASY dokumentiert Wanddichenme | 3 Bwerte von Rohrleitungen Siemens AG Unternemensbereich KWU // Hammerbacherstrabe 12-14 Dostfach 32-80, June 1993. D-91056 Eriangen.

119. Case N-480. Examination Requirements for Pipe Wall Thinning Due Single Phase Erosion and Corrosion. Section XI, Division. P.787-795.

120. Атестаційний паспорт програмного засобу ЕКІ-02. Дата реєстрації 17.03.2003 р, дата видачі 19.09.2003 р

121. Атестаційний паспорт програмного засобу ЕКІ-03. Дата реєстрації 17.03.2003 р, дата видачі 23.06.2003 р

122. Бараненко В.І. Малахов І.В. Судаков А.В. Про характер ерозійно-корозійного зносу трубопроводів на первоменергоблоке Південно-Української АЕС // Теплоенергетіка.- 1996. № 12, - С. 55-60.

123. Бараненко В.І. Гашенко В.А. Полях В.І. та ін. Аналіз ерозійно-корозійного зносу трубопроводів енергоблоку №2 Балаковської АЕС // Теплоенергетіка.- 1999.- № 6.- С. 18-22.

124. Бараненко В.І. Олійник С.Г. Янченко Ю.А. Використання програмних засобівдля розрахунку ерозійно-корозійного зносу елементів трубопровідних систем АЕС // Теплоенергетіка.-2003.- № 11.-С. 18-22.

125. Бараненко В.І. Олійник С.Г. Янченко Ю.А. та ін. Облік ерозійно-корозійного зносу при експлуатації трубопроводів АЕС .// Теплоенергетіка.-2004.- № 11.- С. 21-24.

126. Бараненко В.І. Олійник С.Г. Філімонов Г.Н. та ін. Шляхи підвищення надійності парогенераторів на енергоблоках АЕС з реактором ВВЕР .// Теплоенергетіка.- 2005. № 12. -С. 23-29.

127. Бараненко В.І., Янченко Ю.А. Рішення проблеми зниження ерозійно-корозійного зносу устаткування і трубопроводів на зарубіжних і вітчизняних АЕС // Теплоенергетіка.-2007.-№5.-с.12-19.

128. Типова програма експлуатаційного контролю за станом основного металу і зварних з'єднань обладнання та трубопроводів АЕС з ВВЕР-1000. АТПЕ-9-03. 2003.

129. Типова програма контролю за станом основного металу і зварних з'єднань обладнання та трубопроводів АЕС з РУ ВВЕР-440 при експлуатації. АТПЕ-2-2005.

130. Типова програма експлуатаційного контролю за станом основного металу і зварних з'єднань обладнання та трубопроводів систем, важливих для безпеки, енергоблоків АЕС з РБМК-1000. АТПЕ-10-04. 2004.

131. Типова програма експлуатаційного контролю стану основного металу і зварних з'єднань обладнання та трубопроводів енергоблоку Білоярської АЕС з реакторною установкою БН-600. АТПЕ-11-2006.

132. Типова програма експлуатаційного контролю стану основного металу і зварних з'єднань обладнання та трубопроводів систем, важливих для безпеки, енергоблоків Білібінська АЕС з реакторною установкою ЕГГТ-6. АТПЕ-20-2005.

133. Managing large amounts of erosion-corrosion NDE data with CEMS. // Nucl. Eng. Inter. May 1990. - P. 50-52.

134. Бараненко В.І., Янченко Ю.А., Гулина О.М., Тарасова О.С. Експлуатаційний контроль трубопроводів, схильних до ерозійно-корозійного зносу // Теплоенергетіка.-2009.-№5.-с.20-27.

135. Бараненко В.І., Гулина О.М., Докукін Д.А. Методологічна основа прогнозування ерозійно-корозійного зносу устаткування АС методом нейросетевого моделювання // Известия вузів. Ядерна енергетіка.- 2008.-№1.- с. 3-8.

136. Ф. Уоссермен. Нейрокомп'ютерних техніка: теорія і практика. Переклад на російську мову Ю. А. Зуєв, В. А. точіння, 1992.

137. К.Свінглер «Застосування Neural Networks. Практичний посібник ». Переклад Ю.П. Маслобоева

138. Гулина О.М., Сальников H.JI. Побудова моделі прогнозування ресурсу трубопроводу при пошкодженні // Известия вузів. Ядерна енергетика. 1995.- № 3.- С.40-46.

139. Гулина О.М., Філімонов Є.В. Узагальнена інтегральна модель прогнозування надійності трубопроводів АЕС при втомному навантаженні // Известия вузів. Ядерна енергетика-1998 № З.-с. 3-11.

140. Козин І.О., Островський Є.І., Сальников H.JI. Аналізатор моменту зміни характеристик випадкових низькочастотних процесів. Свідоцтво № 1322330.

141. Тихонов В.І., Хименко В.І. Викиди траєкторій випадкових процесів. -М .: Наука, 1987. 304 с.

142. Гулина О.М., Андрєєв В.А. Швидкий метод прогнозування зростання тріщин в трубопроводах великого діаметру // Известия вузів. Ядерна енергетика. 2000. - № 3.- с. 14-18.

Зверніть увагу, представлені вище наукові тексти розміщені для ознайомлення і отримані за допомогою розпізнавання оригінальних текстівдисертацій (OCR). У зв'язку з чим, в них можуть міститися помилки, пов'язані з недосконалістю алгоритмів розпізнавання. У PDF файлах дисертацій і авторефератів, які ми доставляємо, подібних помилок немає.

ФЕДЕРАЛЬНА СЛУЖБА У ЕКОЛОГІЧНОМУ, ТЕХНОЛОГІЧНОГО
І атомного нагляду

Про затвердження федеральних норм та правил
ЕНЕРГІЇ "ВИМОГИ
УПРАВЛІННЯ

Відповідно до статті 6 Федерального закону від 21 листопада 1995 N 170-ФЗ "Про використання атомної енергії" (Відомості Верховної Ради України, 1995, N 48, ст. 4552; 1997, N 7, ст. 808; 2001, N 29, ст. 2949, 2002, N 1, ст. 2; N 13, ст. 1180; 2003 N 46, ст. 4436; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 52, ст. 5498; 2007 , N 7, ст. 834; N 49, ст. 6079; 2008, N 29 ст. 3418; N 30, ст. 3616; 2009 N 1, ст. 17; N 52, ст. 6450; 2011, N 29 , ст. 4281; N 30, ст. 4590, ст. 4596; N 45, ст. 6333; N 48, ст. 6732; N 49, ст. 7025; 2012 N 26, ст. 3446; 2013, N 27 , ст. 3451), підпунктом 5.2.2.1 пункту 5 Положення про федеральній службіпо екологічному,, затвердженого постановою Кабінету Міністрів України від 30 липня 2004 р N 401 (Відомості Верховної Ради України, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52 , ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009 N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010 N 9, ст . 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012 N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 12, ст. одна тисяча триста сорок три; N 45, ст. 5822; 2014 року, N 2, ст. 108; N 35, ст. 4773; 2015 року, N 2, ст. 491; N 4, ст. 661), наказую:
Затвердити федеральні норми і правила в галузі використання атомної ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій. Основні положення "(НП-096-15).

керівник
А.В.АЛЕШІН

затверджено
наказом Федеральної служби
з екологічного, технологічного
і атомного нагляду
від 15 жовтня 2015 р N 410

ФЕДЕРАЛЬНІ НОРМИ І ПРАВИЛА

До УПРАВЛІННЯ РЕСУРСОМ ОБЛАДНАННЯ І ТРУБОПРОВОДІВ
АТОМНИХ СТАНЦІЙ. ОСНОВНІ ПОЛОЖЕННЯ"
(НП-096-15)

I. Призначення і область застосування

1. Ці федеральні норми і правила в галузі використання атомної енергії "Вимоги до управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій. Основні положення" (НП-096-15) (далі - Основні положення) розроблено відповідно до статті 6 Федерального закону від 21 листопада 1995 N 170-ФЗ "Про використання атомної енергії" (Відомості Верховної Ради України, 1995, N 48, ст. 4552; 1997, N 7, ст. 808; 2001, N 29, ст. 2949, 2002, N 1 , ст. 2; N 13, ст. 1180; 2003 N 46, ст. 4436; 2004, N 35, ст. 3607; 2006, N 52, ст. 5498; 2007, N 7, ст. 834; N 49 , ст. 6079; 2008, N 29, ст. 3418; N 30, ст. 3616; 2009 N 1, ст. 17; N 52, ст. 6450; 2011, N 29, ст. 4281; N 30, ст . 4590, ст. 4596; N 45, ст. 6333; N 48, ст. 6732; N 49, ст. 7025; 2012 N 26, ст. 3446; 2013, N 27, ст. 3451), постановою Уряду Російської Федерації від 1 грудня 1997 р N 1511 "про затвердження Положення про розробку і затвердження федеральних норм і правил в галузі використання атомної е Нерген "(Відомості Верховної Ради України, 1997, N 49, ст. 5600; 1999 року, N 27, ст. 3380; 2000, N 28, ст. 2981; 2002 N 4, ст. 325; N 44, ст. 4392; 2003 N 40, ст. 3899; 2005, N 23, ст. 2278; 2006, N 50, ст. 5346; 2007, N 14, ст. 1692; N 46, ст. 5583; 2008, N 15, ст. 1549; 2012 N 51, ст. 7203).
2. Ці Основні положення встановлюють вимоги до управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій, віднесених в проектах блоків атомних станцій (далі - АС) відповідно до федеральними нормами і правилами в галузі використання атомної енергії до елементів 1, 2 і 3 класів безпеки.
3. Ці Основні положення застосовуються при проектуванні, конструюванні, виробництві, спорудженні (включаючи монтаж, наладку, введення в експлуатацію), експлуатації (в тому числі і при продовженні терміну служби), реконструкції (модернізації), ремонті і виведення блоку АС з експлуатації.
4. Використовувані терміни та визначення наведені в додатку N 1 до цих Основним положенням.

II. загальні положення

5. Дія цих Основних положень поширюється на управління ресурсом наступних обладнання та трубопроводів АС:
всі одиниці обладнання і трубопроводів, віднесені в проекті блоку АС до елементів 1 класу безпеки;
всі одиниці обладнання одиничного і дрібносерійного виробництва і референтні одиниці трубопроводів та обладнання АС, віднесені в проекті блоку АС до елементів 2 класу безпеки;
окремі, віднесені в проекті блоку АС до елементів 3 класу безпеки, одиниці обладнання і трубопроводів в порядку, встановленому експлуатуючою організацією за погодженням з розробниками проектів реакторних установок (далі - РУ) і АС.
6. У проекті блоку АС для обладнання і трубопроводів повинні бути обгрунтовані і визначені терміни їх служби.
7. У конструкторської (проектної) документації на обладнання і трубопроводи АС повинні бути встановлені та обґрунтовані ресурсні характеристики і критерії оцінки ресурсу. Для обладнання та трубопроводів АС, сконструйованих до введення цих Основних положень в дію, а також у випадках припинення діяльності розробника обладнання або трубопроводів, обґрунтування і встановлення ресурсних характеристик обладнання та трубопроводів АС повинні бути виконані експлуатуючою організацією.
8. Управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС повинно грунтуватися на:
а) дотримання вимог федеральних норм і правил в галузі використання атомної енергії, нормативних та керівних документів, інструкцій з виготовлення, монтажу, налагодження, експлуатації, технічного обслуговування і ремонту, оцінки технічного стану та залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС;
б) підтримці обладнання та трубопроводів АС в справному (працездатному) стані шляхом своєчасного виявлення пошкоджень, здійснення профілактичних заходів (обстежень, ремонтів), заміни виробили ресурс обладнання та трубопроводів АС;
в) встановлення механізмів утворення і розвитку дефектів, здатних привести до руйнування або відмов обладнання і трубопроводів АС;
г) виявленні домінуючих (що визначають) механізмів старіння, деградації і пошкоджень обладнання і трубопроводів АС;
д) постійному вдосконаленні моніторингу процесів старіння, деградації і пошкоджень обладнання і трубопроводів АС;
е) результати контролю технічного стану та оцінки виробленого і залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС за результатами контролю;
ж) пом'якшення (ослабленні) процесів старіння, деградації і пошкоджень обладнання і трубопроводів за допомогою технічного обслуговування, ремонту, модернізації, використання сприятливих режимів експлуатації, заміни (при вичерпанні ресурсу і неможливості або недоцільності ремонту);
з) розроблення та актуалізації програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС.
9. Експлуатуюча організація повинна забезпечити розробку і узгодження з розробниками проектів РУ і АС програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС на стадії їх експлуатації та здійснювати її виконання.
10. Програма управління ресурсом обладнання та трубопроводів на основі встановлених конструкторськими (проектними) організаціями критеріїв оцінки ресурсу повинна бути орієнтована на попередження пошкоджень обладнання і трубопроводів АС через деградацію і негативних ефектів старіння конструкційних матеріалів і самих конструкцій при їх експлуатації.
11. Програма управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС повинна містити:
а) перелік обладнання і трубопроводів АС, ресурс яких підлягає управлінню, а ресурсні характеристики моніторингу, із зазначенням параметрів, що контролюються для кожної одиниці обладнання і трубопроводів;
б) способи моніторингу процесів накопичення пошкоджень в матеріалах і елементах конструкцій обладнання та трубопроводів АС внаслідок старіння, корозії, втоми, радіаційного, температурного, механічного та інших впливів, що впливають на механізми старіння, деградації і відмов обладнання і трубопроводів АС;
в) порядок обліку технічного стану обладнання і трубопроводів АС, фактичних характеристик матеріалів, параметрів навантаження і умов експлуатації та порядок коригування робочих програм експлуатаційного контролю технічного стану обладнання і трубопроводів АС;
г) порядок прийняття і реалізації заходів, спрямованих на усунення або пом'якшення факторів;
д) порядок обліку виробленого і оцінки залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС;
е) порядок коригування регламенту технічного обслуговування і ремонту (далі - ТОіР) з метою попередження незворотних проявів механізмів старіння і деградації обладнання і трубопроводів АС.
12. Робочі програми експлуатаційного неруйнівного контролю стану металу обладнання та трубопроводів АС і регламенти технічного обслуговування і ремонту обладнання та трубопроводів АС повинні враховувати положення програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС.
13. Експлуатуюча організація повинна забезпечувати збір, обробку, аналіз, систематизацію та зберігання інформації протягом усього терміну служби обладнання і трубопроводів та вести базу даних по пошкоджень, їх накопичення і розвитку, механізмів старіння, відмов і порушень у роботі, а також по режимам роботи , включаючи перехідні режими і аварійні ситуації, Відповідно до програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС.

III. Підготовчі заходи до управління
ресурсом обладнання та трубопроводів атомних станцій
при проектуванні і конструюванні

14. На стадії проектування і конструювання обладнання і трубопроводів АС розробниками проектів АС і РУ повинна бути розроблена методологія управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС у вигляді комплексу організаційних і технічних заходів, заснованих на прогнозуванні механізмів пошкодження конструкційних матеріалів обладнання та трубопроводів АС, моніторингу ресурсних характеристик і виявленні домінуючих механізмів старіння і деградації на стадії експлуатації, періодичної оцінки фактичного стану обладнання і трубопроводів АС і їх залишкового ресурсу, коригувальних заходи щодо усунення або послаблення механізмів старіння і деградації, формулюванні вимог до баз даних, що забезпечують виконання програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС.
15. конструкторської (проектної) організаціями повинні бути передбачені заходи і засоби для підтримки значень ресурсних характеристик в межах, що забезпечують призначений термін служби обладнання і трубопроводів АС.
16. При виборі матеріалів обладнання та трубопроводів АС повинні враховуватися механізми ушкодження і деградації матеріалів (мало- і багатоциклових втома, загальна і локальна корозія, межкристаллитного і транскристаллитного розтріскування, охрупчивание, термічне старіння, деформаційні і радіаційні пошкодження, ерозія, знос, зміна фізичних властивостей ), прояв яких можливо протягом проектного терміну служби обладнання і трубопроводів АС, а для незамінюваних обладнання і трубопроводів АС - протягом терміну експлуатації АС.
17. У випадках, якщо незамінюваних обладнання і трубопроводи АС повинні функціонувати при виведенні АС з експлуатації, повинні бути додатково враховані механізми пошкодження в період часу, що включає висновок АС з експлуатації. Залишковий ресурс таких обладнання та трубопроводів АС повинен бути достатнім для забезпечення виведення АС з експлуатації.
18. Для проектуються АС в конструкторської (проектної) документації на обладнання і трубопроводи АС повинні бути визначені перелік незамінюваних обладнання і трубопроводів АС, методи і засоби моніторингу параметрів і процесів, що впливають на ресурсні характеристики обладнання і трубопроводів АС.
19. Для обладнання та трубопроводів АС, що проектуються блоків АС конструкторська (проектна) документація на обладнання та трубопроводи АС повинна містити:
а) перелік проектних режимів, включаючи режими нормальної експлуатації (пуск, стаціонарний режим, зміна потужності реактора, останов), режими порушень нормальної експлуатації та проектних аварій;
б) розрахункова кількість повторень всіх проектних режимів протягом призначеного строку служби обладнання і трубопроводів АС;
в) умови експлуатації і навантаження на устаткування і трубопроводи АС;
г) перелік потенційних механізмів пошкоджень і деградації матеріалів обладнання та трубопроводів АС, які можуть впливати на їх працездатність в процесі експлуатації (мало- і багатоциклових втома, загальна і локальна корозія, межкристаллитного і транскристаллитного розтріскування, охрупчивание під впливом температури, нейтронного або іонізуючого випромінювання, термічне старіння, повзучість, деформаційні пошкодження, ерозія, знос, освіту і зростання тріщин з урахуванням впливу середовища і повзучості, зміна фізичних властивостей);
д) результати розрахунків міцності і ресурсу обладнання і трубопроводів АС, обґрунтування терміну їх експлуатації. Ресурс незамінюваних обладнання і трубопроводів АС повинен бути забезпечений на термін служби блоку АС і на період виведення блоку АС з експлуатації.
20. У конструкторської (проектної) документації на обладнання і трубопроводи АС повинні враховуватися накопичений досвід експлуатації блоків АС, а також досвід виготовлення, монтажу, введення в експлуатацію, експлуатації та виведення з експлуатації обладнання та трубопроводів АС і результати наукових досліджень.
21. Для проектуються блоків АС в конструкторської (проектної) документації на обладнання і трубопроводи АС повинні бути передбачені системи і (або) способи контролю необхідних параметрів, що визначають ресурс обладнання та трубопроводів АС протягом усього терміну їх служби, з наступного переліку:
температура;
швидкість розігріву або розхолоджування;
градієнти температур по товщині стінки;
тиск і швидкість підвищення або зниження тиску теплоносія або робочих середовищ;
вібраційні характеристики;
температура і вологість у приміщенні, в якому розташоване обладнання та (або) трубопроводи;
інтенсивність освітленості;
ступінь окислення мастила;
швидкість потоку теплоносія або робочих середовищ;
кількість циклів навантаження;
зміни товщини стінок;
радіаційний вплив;
інтенсивність електромагнітного поля в місцях розташування обладнання і (або) трубопроводів;
переміщення контрольних точок обладнання і трубопроводів АС при розігріві або розхолоджування, а також при зовнішніх і (або) внутрішніх впливах;
характеристики зовнішніх впливів;
вихідні сигнали електронних блоків.
Для споруджуваних і знаходяться в експлуатації АС повинен бути встановлений порядок дооснащення обладнання і трубопроводів АС системами і (або) способами контролю необхідних параметрів з наведеного вище переліку.
22. Встановлені при конструюванні товщини стінок обладнання і трубопроводів АС повинні враховувати виникаючі при експлуатації процеси корозії, ерозії, зносу, а також результати прогнозування зміни механічних характеристик матеріалів внаслідок старіння до кінця терміну служби обладнання і трубопроводів АС.
23. У конструкторської (проектної) документації на обладнання і трубопроводи АС повинна бути передбачена можливість їх огляду, технічного обслуговування, ремонту, періодичного контролю і заміни (за винятком незамінюваних обладнання і трубопроводів АС) в процесі експлуатації.
24. Конструкції і компоновка обладнання і трубопроводів АС не повинні перешкоджати здійсненню контролю, перевірок, випробувань, відбору проб з метою підтвердження прогнозованих значень і швидкостей змін ресурсних характеристик, пов'язаних з механізмами старіння і деградації конструкційних матеріалів під час експлуатації обладнання та трубопроводів АС.
25. конструкторської (проектної) організаціями повинні бути розроблені методи оцінки і прогнозування залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС. У проектах РУ і АС повинні бути передбачені методи і технічні засоби експлуатаційного контролю і діагностування стану обладнання та трубопроводів АС, технічного обслуговування і ремонту, що дозволяють при експлуатації своєчасно виявляти прояви механізмів старіння і деградації конструкційних матеріалів.
26. Для проектованих і споруджуваних АС ресурсні характеристики і методологія управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС повинні бути відображені в конструкторської (проектної) документації на обладнання і трубопроводи АС і звітах по обґрунтуванню безпеки.

IV. Управління ресурсом при виробництві
обладнання та трубопроводів атомних станцій і спорудженні
атомних станцій

27. При виробництві, транспортуванні, зберіганні і монтажі обладнання і трубопроводів АС або їх складових частинпідприємства - виробники обладнання та трубопроводів АС і монтажні організації повинні негайно надавати експлуатуючої організації дані, здатні вплинути на ресурс обладнання та трубопроводів АС, в тому числі:
про наявність чи відсутність відхилень від конструкторської (проектної) документації на обладнання і трубопроводи АС і технології їх виготовлення (при наявності відхилень надається докладний опис відхилень), ремонтах, термообробки, додаткових випробуваннях;
про способи захисту обладнання і трубопроводів АС від корозії при зберіганні, експлуатації та планово-попереджувальних ремонтах.
28. У паспортах обладнання і трубопроводів АС повинні приводитися їх призначений термін служби і ресурсні характеристики.
29. До введення блоку АС в експлуатацію експлуатуюча організація із залученням розробників проектів АС і РУ повинна:
а) розробити програму управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС, в якій повинна бути відображена методологія управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС з урахуванням схеми, наведеної в додатку N 2 до цих Основним положенням.
б) підготувати математичне забезпечення для ведення бази даних по обладнанню та трубопроводах АС, що дозволяє на будь-якому етапі життєвого циклу блоку АС забезпечити збір, зберігання і можливість зіставлення вихідних і фактичних значень їх ресурсних характеристик, фіксувати і аналізувати інформацію про здатних вплинути на ресурс умовах експлуатації обладнання і трубопроводів АС;
в) розробити порядок збору і зберігання даних, необхідних для виконання програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС і оцінки їх залишкового ресурсу, при цьому особлива увага повинна бути приділена найбільш навантаженим зварних з'єднань, Зонам з найбільшими напруженнями (в тому числі локальних зон з високою концентрацією напружень), місцях з найбільш високою температурою і максимальними градієнтами (перепадами) температури, місцями, схильним до найбільшого радіаційного охрупчіванію, а також зонам, схильним до вібрації, корозійного і ерозійного зносу.

V. Управління ресурсом обладнання та трубопроводів атомних
станцій на стадії експлуатації атомної станції

30. Ресурс обладнання і трубопроводів має бути підтверджений, підтримуватися і при наявності технічної можливості відновлюватися за рахунок ТОіР з періодичністю, визначеною в програмі управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС.
31. Результати проведеного на блоці АС контролю технічного стану обладнання і трубопроводів АС повинні враховуватися при оцінках виробленого і прогнозах залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС з використанням даних за фактичними умовами експлуатації обладнання і трубопроводів АС відповідно до програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС. У випадках, коли залишковий ресурс обладнання та трубопроводів вичерпано або не визначений, експлуатація таких обладнання та трубопроводів АС не допускається.
32. При виявленні в процесі експлуатації і при періодичному контролі технічного стану обладнання і трубопроводів АС будь-яких пошкоджень або відхилень від вимог конструкторської (проектної) документації інформація про них повинна заноситися експлуатуючою організацією в базу даних для її подальшого використання при управлінні ресурсом обладнання та трубопроводів АС, оцінці їх залишкового ресурсу, а також при ймовірнісної оцінки безпеки і періодичної оцінки безпеки експлуатації АС.
33. З метою прогнозування деградації обладнання і трубопроводів АС і їх матеріалів, а також з метою розробки своєчасних коригувальних або пом'якшуючих механізми деградації заходів повинні проводитися моніторинг і прогнозування тенденцій механізмів деградації. Способи виявлення проявів механізмів деградації, періодичність їх контролю, а також аналіз результатів контролю повинні забезпечувати виявлення механізмів деградації на ранній стадії їх прояви і прийняття своєчасних заходів до виникнення незворотних наслідків через їх розвитку.
34. При виявленні не передбачених в проектах РУ і АС чинників, здатних негативно вплинути на механізми деградації обладнання і трубопроводів АС і їх матеріалів і привести до прискореного вироблення залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС, експлуатуюча організація повинна надати всю необхідну інформацію організаціям - розробникам проектів РУ і АС для обліку цих факторів в проектах РУ і АС. Після отримання зазначеної інформації організації - розробники проектів РУ і АС повинні оцінити вплив не передбачених в проекті факторів на ресурс обладнання та трубопроводів АС, запропонувати заходи по виключенню або зниження впливу таких факторів. Зазначені заходи повинні бути враховані в програмі управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС.
35. Необхідність коригуючих заходів при експлуатації обладнання і трубопроводів АС повинна бути встановлена ​​експлуатуючою організацією на основі аналізу швидкостей їх деградації.
36. Призначений термін служби обладнання і трубопроводів АС повинен бути скорочений при виявленні не передбачених в проектах РУ або АС факторів, що негативно впливають на механізми старіння і деградації і призводять до незворотної і некерованою корректирующими заходами прискореного вироблення залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС.
37. Термін служби обладнання і трубопроводів АС може бути продовжений, якщо їх ресурс не вичерпаний і залишковий ресурс обладнання та трубопроводів АС дозволяє продовжити безпечну експлуатацію блоку АС.

VI. Управління ресурсом на стадії продовженого терміну служби
обладнання та трубопроводів атомних станцій

38. Продовження терміну служби устаткування і трубопроводів АС понад призначеного допускається тільки при наявності обґрунтування, підготовленого експлуатуючою організацією на підставі результатів реалізації програми з управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС і узгодженого організаціями - розробниками проектів АС і РУ в межах їх проектування.
39. При наявності позитивних результатів обґрунтування можливості продовження терміну служби устаткування і трубопроводів АС експлуатуюча організація повинна оформити рішення про продовження їх терміну служби і внести необхідні зміни в програму управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС. Для обладнання та трубопроводів АС, ресурс яких вичерпано більш ніж на 80%, має бути передбачено збільшення обсягів контролю технічного стану та (або) зменшення інтервалів між періодичними оцінками залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС.
40. Результати періодичних оцінок залишкового ресурсу обладнання і трубопроводів АС на стадії продовженого терміну служби повинні враховуватися в звітах по обґрунтуванню безпеки.
41. При продовженні терміну експлуатації блоку АС продовження терміну служби незамінюваних обладнання і трубопроводів АС повинно здійснюватися в комплексі робіт по продовженню терміну експлуатації блоку АС відповідно до вимог нормативних документів, що регулюють процедури продовження терміну експлуатації блоку АС, з урахуванням даних по реалізації програми управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС.

VII. Управління ресурсом обладнання
і трубопроводів атомних станцій при виведенні блоку атомної
станції з експлуатації

42. До виведення блоку АС з експлуатації експлуатуюча організація повинна розробити окрему програму управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС, в яку включаються тільки обладнання і трубопроводи обладнання та трубопроводів АС, використовувані при виведенні блоку АС з експлуатації.
43. Програма управління ресурсом обладнання та трубопроводів АС на стадії виведення блоку АС з експлуатації повинна бути скоординована з етапами виведення блоку АС з експлуатації і повинна враховувати черговість і послідовність демонтажу і утилізації обладнання і трубопроводів АС.
44. Черговість демонтажу обладнання і трубопроводів АС повинна бути заснована на програмі виведення блоку АС з експлуатації.
45. Залишковий ресурс незамінюваних обладнання і трубопроводів АС, використовуваних при виведенні блоку АС з експлуатації, повинен бути забезпечений до повного виведення блоку АС з експлуатації.
46. ​​Управління ресурсом незамінюваних обладнання і трубопроводів, що використовуються при виведенні блоку АС з експлуатації, має тривати до завершення їх демонтажу відповідно до етапів і черговістю, передбаченими програмою виведення блоку АС з експлуатації.

Додаток N 1

в області використання атомної
енергії "Вимоги до управління
ресурсом обладнання та трубопроводів


служби з екологічного,
технологічного і атомного нагляду
від 15 жовтня 2015 р N 410

ТЕРМІНИ ТА ВИЗНАЧЕННЯ

У цих Основних положеннях використовуються такі терміни та визначення:
1. Вироблений ресурс - зміна значень ресурсних характеристик обладнання та трубопроводів від початку їх експлуатації до поточного моменту експлуатації (або контролю їх технічного стану).
2. Деградація - негативні структурні зміни конструкційних матеріалів або самих конструкцій обладнання та трубопроводів під впливом механічних навантажень, температури і / або навколишнього середовища.
3. Механізми старіння - процеси, що призводять до незворотних змін властивостей конструкційних матеріалів при експлуатації.
4. Призначений термін служби - встановлений і обгрунтоване в проектах АС і РУ календарне час служби обладнання і трубопроводів (включаючи періоди технічного обслуговування і ремонту).
5. незамінюваних обладнання і трубопроводи - обладнання та трубопроводи, заміна яких в процесі експлуатації технічно неможлива або економічно недоцільна.
6. Устаткування - елементи блоку АС, віднесені розробниками проектів АС і РУ відповідно до федеральними нормами і правилами в галузі використання атомної енергії до 1, 2 і 3 класу безпеки за ступенем впливу на безпеку.
7. Залишковий ресурс - різниця між встановленим та виробленим ресурсом.
8. Продовжений термін служби - календарна тривалість (період) експлуатації обладнання і трубопроводів понад призначеного терміну служби.
9. Пошкодження - наслідок механічного, фізичного або хімічного впливу на конструкцію, що приводить до зменшення її ресурсу.
10. Ресурс - сумарне напрацювання обладнання і трубопроводів від початку їх експлуатації до моменту часу, при якому настане необоротне порушення встановлених нормативними документамиумов міцності або працездатності.
11. Ресурсні характеристики - кількісні значення параметрів, що визначають ресурс обладнання та трубопроводів.
12. Референтна одиниця устаткування - одна або кілька одиниць типового обладнання, відібраних для здійснення заходів з управління ресурсом за критеріями найбільшої навантаженості і / або найбільш жорстких умов експлуатації.
13. Старіння - процес накопичення в часі змін механічних та / або фізичних характеристик конструкційних матеріалів обладнання та трубопроводів.
14. Управління ресурсом - комплекс організаційно-технічних заходів, спрямованих на збереження або зменшення темпів вироблення ресурсу обладнання і трубопроводів в процесі їх експлуатації.

Додаток N 2
до федеральним нормам і правилам
в області використання атомної
енергії "Вимоги до управління
ресурсом обладнання та трубопроводів
атомних станцій. Основні положення",
затвердженим наказом Федеральної
служби з екологічного,
технологічного і атомного нагляду
від 15 жовтня 2015 р N 410

СХЕМА
УПРАВЛІННЯ РЕСУРСОМ ОБЛАДНАННЯ І ТРУБОПРОВОДІВ АТОМНИХ
СТАНЦІЙ НА СТАДІЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ

планування
┌────────────────────────────────────┐
│2. Виконання і оптимізація │
│работ з управління ресурсом │
├────────────────────────────────────┤
│Подготовка, координація, техніческое│
│обслужіваніе і коригування │
│деятельності з управління ресурсом: │
Удосконалення │- вимоги нормативної │
програми по │документаціі і критерії безопасності│
управління │- заходи, передбачені │ Пом'якшення
ресурсом │норматівной документацією │ очікуваної
│- опис механізмів координації │ деградації
┌─────────── \ │- збільшення ефективності │ ┌─────────┐
│ ┌───────── / │управленія ресурсом на основі │ └───────┐ │
│ │ │самооценкі і експертизи │ │ │
│ │ └────────────────────────────────────┘ │ │
│ │ / \ │ │
└─┘ │ │ \ /
Дії \ / Виконання
┌──────────────────────────┐ ┌─────────────────────────────────────┐ ┌──────────────────────┐
│5. Технічне │ │1. Вивчення процесів старіння і │ │3. експлуатація │
│обслужіваніе │ │деградаціі │ │оборудованія │
├──────────────────────────┤ ├───────────────────── ────────────────┤ │ (трубопроводів) │
│Управленіе ефектами │ │Інформація, покладена в основу │ ├──────────────────────┤
│деградаціі: │ │управленія ресурсом: │ │Управленіе механізмамі│
│- попереджувальне │ │- матеріали, їх властивості та методи │ │деградаціі: │
│техніческое обслуговування │ │ізготовленія │ │- експлуатація в │
│- коригуючий │ / ─── \ │- навантаження і умови експлуатації │ / ──── \ │соответствіі з уста- │
│техніческое обслуговування │ \ ─── / │- механізми і зони деградації │ \ ──── / │новленнимі процедурамі│
│- оптимізація ассортімента│ │- наслідки деградації і відмов │ │ і документацією │
│запасних деталей │ │- результати досліджень │ │- контроль воднохімі- │
│- заміна │ │- досвід експлуатації │ │ческого режиму │
│- ведення історії ТОіР │ │- передісторія контролю і техніческого│ │- контроль навколишнього │
│ │ │обслужіванія │ │среди │
│ │ │- методи пом'якшення / уповільнення │ │- запис параметрів і │
│ │ │- поточний стан, датчики │ │історіі експлуатації │
└──────────────────────────┘ └─────────────────────────────────────┘ └──────────────────────┘
/ \ / \ ┌─┐
│ │ │ │ │ │
│ │ \ / │ │
│ │ Перевірка │ │
│ │ ┌─────────────────────────────────────────┐ │ │
│ └───────┐│4. Обстеження, моніторинг та оцінка │ / ───┘ │ Перевірка
└─────────┘│техніческого стану │ \ ─────┘ реалізації
├─────────────────────────────────────────┤ механізмів
Ослаблення ефектів │Обнаруженіе і оцінка ефектів деградації: │ деградації
деградації │- випробування і перевірки │
│- передексплуатаційний і експлуатаціонний│
│контроль │
│- спостереження │
│- виявлення протікання, моніторинг │
│вібрацій │
│- оцінка працездатності │
│- підтримка баз даних │
└─────────────────────────────────────────┘

Схожі публікації