1 Современное состояние теории прогнозирования и оценивания характеристик надежности оборудования АС.

1.1 Управление ресурсом оборудования КПТ АЭС: концептуальный подход.

1.2 Эксплуатационная надежность элементов второго контура.

1.2.1 Общая характеристика оборудования второго контура.

1.2.2 Эксплуатационная надежность конденсатора.

1.2.3 Эксплуатационная надежность ПНД и ПВД.

1.2.4 Эксплуатационная надежность ПГ.

1.3 Статистический и физико-статистический подходы к оценке ресурса оборудования.

1.4 Анализ методов управления ресурсом.

1.5 Выводы по первой главе.

2 Прогнозирование срока службы энергоблока АЭС.

2.1 Анализ методических и руководящих материалов по оценке технического состояния и остаточного ресурса элементов ЭБ АЭС.

2.2 Задача оптимизации уровня для обнаружения разладки в наблюдаемом случайном процессе.

2.3 Проблемы безопасности и развития атомной энергетики России.

2.4 Разработка экономического критерия.

2.5 Марковская модель эксплуатации.

2.6 Выводы по второй главе.

3 Прогнозирование ресурса оборудования второго контура методами суммирования повреждений.

3.1 Критерии предельного состояния и модели накопления повреждений в материале оборудования второго контура.

3.2 Разработка модели каплеударной эрозии.

3.3 Расчет характеристик надежности пароводяного оборудования

АЭС в условиях каплеударной эрозии.

3.4 Модель линейного суммирования повреждений в теплообменных трубках ПГ.

3.5 Модель нелинейного суммирования повреждений.

3.6 Влияние точности измерения основных показателей водно-химического режима на результаты расчетов.

3.7 Выводы по третьей главе.

4 Прогнозирование ресурса теплообменных трубок ПГ методом линейной стохастической фильтрации Калмана.

4.1 Анализ эксплуатационных данных и постановка задачи.

4.2 Построение фильтра Калмана для прогнозирования ресурса ПГ на основе модели суммирования повреждений.

4.3 Алгоритм фильтра Калмана для процесса роста трещины вТОТПГ.

4.4 Принцип построения оптимального алгоритма управления ресурсом трубчатки ПГ на основе фильтра Калмана.

4.5 Выводы по четвертой главе.

5 Разработка метода оптимизации объемов и периодичности контроля элементов оборудования АЭС, подверженных эрозионно-коррозионному износу.

5.1 Проблема ЭКИ оборудования АЭС.

5.2 Метод прогнозирования ЭКИ.

5.3 Модель процесса ЭКИ.

5.4 Разработанные алгоритмы обработки данных первичного контроля.

5.5 Результаты обработки данных первичного контроля на

5.6 Результаты обработки данных первичного контроля на

5.7 Результаты обработки данных первичного контроля на БлкАЭС.

5.8.Результаты обработки данных первичного контроля на КолАЭС.

5.9 К обоснованию методики расчёта допустимых толщин стенок.

5.10 Выводы по пятой главе.

6 Нейросетевая модель оценки и прогнозирования работоспособности элементов оборудования атомнйгх электростанций, подверженных эрозионно-коррозионному износу.

6.1 Обзор методов прогнозирования интенсивности ЭКИ.

6.2 Обоснование применения аппарата нейронных сетей для прогнозирования интенсивности процесса ЭКИ.

6.3 Алгоритмы обучения и модели нейронных сетей.

6.4 Концептуальная схема интеллектуальной системы для задачи прогнозирования ЭКИ.

6.5 Выводы по разделу 6.

Рекомендованный список диссертаций

• Управление ресурсом элементов конденсатно-питательного тракта энергоблоков ВВЭР на основе анализа эксплуатационных данных 2007 год, кандидат технических наук Корниенко, Константин Арнольдович

• Прогнозирование ресурса и надежности теплообменного оборудования электрических станций 2008 год, кандидат технических наук Дерий, Владимир Петрович

• Диагностика и контроль эрозионно-коррозионного износа трубопроводов и теплообменного оборудования атомных электростанций 2000 год, кандидат технических наук Немытов, Сергей Александрович

• Систематизация и разработка моделей прогнозирования ресурса оборудования энергоблоков атомных станций 2004 год, кандидат технических наук Жиганшин, Ахмет Аббясович

• Повышение надежности и эксплуатационного ресурса энергетического оборудования, работающего в двухфазных и многокомпонентных потоках 2003 год, доктор технических наук Томаров, Григорий Валентинович

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Физико-статистические модели управления ресурсом оборудования второго контура атомных электростанций»

Безопасность АЭС в большой степени определяется надежной работой системы генерации пара и системы внешнего охлаждения, состоящей из конденсаторов паровых турбин и системы регенерации.

Безопасная эксплуатация энергоблоков АЭС и мероприятия по продлению срока службы невозможны без тщательного соблюдения норм и правил эксплуатации и обслуживания, анализа действенности тех или иных управляющих воздействий, развития методов вероятностного прогнозирования ресурсных характеристик оборудования, а также внедрения современных процедур обработки данных контроля. Этим вопросам посвящены обзоры И.А. Тутнова, В.И. Бараненко, А.И. Аржаева, С.В. Европина, работы А.Ф. Гетмана, В.П. Горбатых, Н.Б. Трунова, А.А. Тутнова и др.

Но на работу энергоблока кроме условия безопасности накладывается и условие экономической эффективности эксплуатации. Эти проблемы рассматриваются и развиваются в работах А.Н. Кархова, О.Д. Казачковского и др. Экономичность производства электроэнергии в значительной степени зависит от времени простоя блока, связанного с проведением профилактики или с устранением причин отказов оборудования АС. Классификация оборудования, важного с точки зрения влияния на безопасность, выполненная в разных странах, развивающих ядерную энергетику, обозначила основные типы оборудования, которые следует учитывать при принятии решения о продлении срока службы. Эти вопросы содержательно рассмотрены в документах МАГАТЭ, в работах Е.М. Сигала, В.А. Острейковского и др. Влияние выбранного оборудования на КИУМ ЭБ обусловлено простоями из-за ненадежности этого оборудования. Одной из основных задач в связи с этим является прогнозирование характеристик надежности оборудования и оценка эффективности управляющих мероприятий на основе моделей процессов старения, ограничивающих его ресурс. В большом числе работ, посвященных развитию теоретических моделей этих процессов, представленные модели достаточно сложны и содержат большое количество специфических данных, что затрудняет использование таких моделей при прогнозировании ресурса.

Актуальной в настоящее время является проблема оптимизации срока службы энергоблока с учетом эффектов старения металла оборудования и стоимости мероприятий модернизации. Особенностью задачи оптимизации срока службы ЭБ является то, что это задача индивидуального прогнозирования, поэтому требуется организовать сбор и обработку исходной информации, обосновать выбор экономического критерия, сформулировать принцип оптимизации с учетом экономической обстановки в течение эксплуатации конкретного ЭБ.

Оборудование второго контура в этом плане играет особую роль, т.к. оно подвержено разным процессам старения, работает в различных условиях, назначенный ресурс, как правило, соизмерим с ресурсом блока, замена имеет достаточно высокую стоимость.

Процессы старения материалов оборудования второго контура, как и вообще оборудования АЭС, объективны, и для своевременного эффективного управления ресурсом требуется проведение оценки технического состояния оборудования во время эксплуатации и широкого использования программ диагностики и неразрушающего контроля. Эти данные должны быть своевременно и качественно обработаны и использованы при прогнозировании ресурсных характеристик оборудования.

Поэтому необходимость разработки подходов, методик и алгоритмов постановки и решения задачи оптимизации срока службы ЭБ, разработки методов прогнозирования ресурса с учетом различных факторов, природы процесса старения и его вероятностного характера, а также применения вычислительных процедур, позволяющих получить эффективные оценки, определяют актуальность диссертационной работы.

Условия, заложенные в проекте и определяющие технико-экономические и временные аспекты проектного срока, могут существенно отличаться от реальных во время эксплуатации. Более того, их можно улучшать за счет ослабления повреждающих факторов в результате технического обслуживания и модернизации и, следовательно, управлять сроком службы.

В основе концепции управления сроком службы (УСС) AC (Ageing Management Programme - AMP) лежит положение о сохранении проектных показателей и функций, важных для безопасности, через взаимосвязанную систему мероприятий по техническому и диагностическому обслуживанию, своевременному ремонту и модернизации. К модернизации следует отнести также и внедрение новых технологий эксплуатации и ремонта, в том числе и по управлению АЭС, позволяющих уменьшить скорость деградации свойств и параметров оборудования, инженерных систем конкретных блоков .

Активные работы по теме продления срока службы, (ПСС) с акцентом на механизмы старения и меры по снижению их влияния привели к появлению термина «управление старением», что подчеркивает регулируемость процесса и возможность активного воздействия < со стороны эксплуатирующей организации.

Управление сроком службы (УСС) атомных станций - это интегрированная практика обеспечения социально-экономической эффективности и безопасной эксплуатации, включающая программы управления старением.

С экономической точки зрения УСС является одной из существенных частей общей методологии и практики оптимизации затрат в целях достижения максимальной прибыли при сохранении конкурентоспособности на рынке производителей электроэнергии и обеспечения безопасности. С технической точки зрения УСС есть комплекс мероприятий по поддержанию или повышению безопасности АЭС, обеспечению работоспособности и долговечности основных элементов (систем) и блока в целом при минимизации эксплуатационных затрат. Условия подготовки и реализации управления сроком службы должны создаваться на всех этапах жизненного цикла энергоблока.

Краткий анализ программ государств-членов МАГАТЭ и общая методология решения проблемы продления срока службы (ПСС) приведены в докладе IAEA «Старение АЭС и продление сроков эксплуатации». Все программы классифицируются следующим образом :

Оценка срока службы оборудования, которое не может быть заменено;

Продление сроков службы или планируемые замены основных элементов, которые целесообразны по экономическим соображениям;

Планирование капитального ремонта и замены оборудования в целях обеспечения безопасности и надежности работы.

Основными теоретическими разработками в данной области должны быть:

Методы оценки надежности;

Методы оценки безопасности;

Методы оценки экономической эффективности;

Методы прогнозирования старения в зависимости от времени.

Объект исследования - оборудование второго контура АЭС. Предметом исследования является оценка ресурсных характеристик оборудования.

Цель и задачи исследования - разработка теоретических основ и прикладных моделей оценки, прогнозирования и управления сроком службы оборудования второго контура АЭС на основе статистической" обработки данных по эксплуатации и учете механизмов процессов старения. Для достижения этой цели решаются следующие задачи. 1. Анализ и систематизация данных эксплуатации с точки зрения воздействия физических процессов на процессы старения материалов оборудования второго контура и обоснование применения физико-статистических моделей для индивидуальной оценки, прогнозирования и управления сроком службы оборудования второго контура АЭС.

2. Разработка методов прогнозирования ресурсных характеристик оборудования второго контура в условиях накопления повреждений от действия различных процессов старения материала с учетом их вероятностного характера.

3. Разработка методов и алгоритмов оптимизации срока службы энергоблока на основе экономического критерия, учитывающего разновременность затрат и результатов, характеристики надежности оборудования блока и стоимость ремонтов и замен оборудования в течение эксплуатации.

4. Разработка методов решения задачи достижения предельного состояния элементами оборудования АЭС.

5. Оптимизация объемов и периодичности контроля технического состояния оборудования второго контура АЭС, подверженного эрозионно-коррозионному износу.

6. Разработка метода прогнозирования интенсивности процесса ЭКИ элементов оборудования АЭС, изготовленных из перлитных сталей, на основе теории нейронных сетей.

Методы исследований. Работа базируется на использовании и развитии методов безопасной эксплуатации АЭС, теории надежности, теории вероятностей и математической статистики, с использованием которых проведены:

Анализ действующих факторов, ограничивающих ресурс оборудования АЭС;

Анализ статистических данных о работоспособности оборудования АЭС;

Моделирование процессов старения на основе физики процессов, экспериментальных данных и данных периодического контроля.

Научная новизна работы состоит в том, что, в отличие от существующих подходов к определению срока службы энергоблока, предложенная концепция использует постановку задачи с учетом эффектов старения оборудования АЭС, а также в том, что разработаны методы прогнозирования ресурсных характеристик оборудования, использующие модели физических процессов старения, больший объем информации о параметрах эксплуатации и проведенных мероприятиях по управлению сроком службы оборудования второго контура атомных электростанций. При разработке методов оценки и прогнозирования ресурсных характеристик получен ряд новых теоретических результатов: значимость факторов, определяющих интенсивность процессов старения в материале, необходимая для управления ресурсом конкретного оборудования АЭС;

Вероятностная модель прогнозирования ресурса теплообменных трубок парогенератора на основе методов линейного и нелинейного суммирования повреждений с учетом параметров эксплуатации и вида основного процесса старения; асимптотические методы решения задачи достижения элементами оборудования предельного состояния: в модели каплеударной эрозии в условиях двухфазных потоков теплоносителя, в методах суммирования повреждений в задаче оценки ресурса ТОТ ПГ;

Метод прогнозирования ресурса трубчатки парогенератора на основе линейной стохастической фильтрации Калмана, позволяющий учесть большой объем эксплуатационных данных, данных контроля и результатов исследований на основе математических моделей процессов повреждения и проводимых профилактических мероприятий, что приводит, в отличие от известных методов, к повышению достоверности прогноза и возможности качественно управлять ресурсом трубчатки на основе сформулированного принципа оптимального управления;

Метод оптимизации объемов и периодичности контроля толщин элементов оборудования АЭС, подверженных эрозионно-коррозионному износу, базирующийся на предложенной методике обработки данных контроля и определении элементов, принадлежащих группе риска по ЭКИ, расчете допустимых толщин стенок и ранжировании элементов по степени износа и скорости ЭКИ, основанный на впервые выполненном анализе большого числа замеров на Кольской, Калининской, Балаковской, Нововоронежской, Смоленской АЭС;

Нейросетевая модель оценки и прогнозирования работоспособности элементов оборудования, подверженного эрозионно-коррозионному износу, на базе наблюдаемых параметров, определяющих интенсивность процесса ЭКИ, и данных контроля, которая в отличие от существующих статистических и эмпирических моделей позволяет оценить взаимное влияние всех факторов, выделить существенные свойства поступающей информации и, в конечном итоге, улучшить точность прогноза без определения всех зависимостей между множеством факторов, обуславливающих процесс ЭКИ; метод оптимизации срока службы энергоблока на основе экономического критерия, учитывающего разновременность затрат и результатов, характеристики надежности оборудования блока и стоимость ремонтов и замен оборудования в течение эксплуатации.

Достоверность научных положений подтверждается строгим обоснованием моделей, описывающих процессы работоспособности оборудования второго контура с корректной формулировкой определений предельных состояний оборудования, методов и положений, а также соответствием ряда результатов эксплуатационным данным. Положения, выносимые на защиту 1. Значимость факторов, влияющих на процессы старения металлов и необходимых для индивидуального применения физико-статистических моделей оценки и управления сроком службы оборудования второго контура.

2. Физико-статистические модели оценки, прогнозирования и управления ресурсом оборудования второго контура АЭС, основанные на методе суммирования повреждений, вызванных различными процессами старения, для проведения вариационных расчетов и обоснования значений параметров, позволяющих управлять ресурсом оборудования.

3. Асимптотические методы решения задач оценки ресурсных характеристик элементов оборудования АЭС, основанные на Центральной Предельной Теореме (ЦПТ), и их применение к накопленному в материале оборудования повреждению в условиях каплеударной эрозии гибов трубопроводов с двухфазным теплоносителем и в условиях коррозионного растрескивания под напряжением теплообменных трубок парогенератора.

4. Метод прогнозирования ресурса трубчатки парогенераторов атомных электростанций на основе теории стохастической фильтрации.

5. Метод оптимизации объемов и периодичности толщинометрии элементов оборудования АЭС с учетом их категорийности по скорости ЭКИ.

6.Нейросетевая модель обобщенного учета факторов эксплуатации для прогнозирования скорости ЭКИ в элементах оборудования атомных электростанций.

7. Метод оптимального управления сроком службы энергоблока с учетом разновременности затрат и результатов.

Практическая ценность результатов работы заключается в том, что на основе указанных выше теоретических положений и методов разработаны алгоритмы и инженерные методики, позволяющие обосновать значения технологических параметров для управления ресурсом оборудования. Проведенные по разработанным методам расчеты позволили получить оценку ресурсных показателей оборудования второго контура АЭС с реакторами ВВЭР-1000, ВВЭР-440 и РБМК-1000 Кольской, Смоленской, Калининской, Балаковской АЭС и выработать рекомендации по управлению ими.

Область применения результатов - управление ресурсом трубчатки ПГ, теплообменных конденсаторных трубок, элементов трубопроводов, изготовленных из перлитных сталей.

Апробация и внедрение результатов

Работа выполнена в рамках тем концерна «Энергоатом»

Диагностика, ресурс оборудования, парогенераторы, качество. Технико-экономическое обоснование замены медьсодержащего оборудования КПТ для головного блока ВВЭР-1000 (энергоблок №3 БлкАЭС),

Фундаментальные проблемы вывода из эксплуатации ядерных энергетических установок,

Доработка «Норм допустимых толщин элементов трубопроводов из углеродистых сталей АС» РД ЭО 0571-2006» и «Разработка руководящего документа по оценке технического состояния элементов оборудования и трубопроводов, подверженных эрозионно-коррозионному износу»;

Комплексная программа мероприятий по предупреждению разрушений и повышению эксплуатационной эрозионно-коррозионной стойкости трубопроводов АЭС. № АЭС ПРГ-550 К07 концерна «Энергоатом» на тему «Расчетно-экспериментальное обоснование объемов и периодичности контроля эрозионно-коррозионного износа трубопроводов энергоблоков АЭС с РУ ВВЭР:1000»,

Обработка и анализ результатов толщинометрии элементов трубопроводов 1-3-го блоков Смоленской АЭС.

Материалы диссертации докладывались и обсуждались на следующих международных и всероссийских конференциях: 1. Системные проблемы надежности, математического моделирования и информационных технологий, Москва-Сочи, 1997, 1998.

2. Безопасность АЭС и подготовка кадров, Обнинск, 1998,1999,2001,

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

4. Контроль и диагностика трубопроводов, Москва, 2001.

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

6. Математические идеи П. JI. Чебышева и их приложение к современным проблемам естествознания, Обнинск, 2006.

7. Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики, Москва,

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

9. Проблемы материаловедения при проектировании, изготовлении и эксплуатации оборудования, Санкт-Петербург, 2008. Публикации. По теме диссертации опубликовано 57 научных работ, в том числе 20 статей в научно-технических журналах, 15 статей в сборниках, 22 - в трудах конференций.

В диссертации поставлены методологические вопросы прогнозирования ресурса оборудования второго контура АЭС, разработаны методы на основе физико-статистического подхода и предложены эффективные вычислительные процедуры для расчета ресурсных характеристик.

Основные публикации

1. Гулина О. М. , Острейковский В. А. Аналитические зависимости для оценки надежности с учетом корреляции между нагрузкой и несущей способностью объекта// Надежность и контроль качества. - 1981. - № 2.-с. 36-41.

2. Гулина О.М., Острейковский В.А., Сальников H.JI. Обобщение моделей «параметр-поле допуска» и «нагрузка-несущая способность» при оценке надежности объектов//Надежность и контроль качества.-1982.-№2.-с. 10-14.

3. Гулина О. М., Сальников Н. JI. Построение модели прогнозирования ресурса трубопровода при эрозионном повреждении// Известия вузов. Ядерная энергетика. - 1995. - № З.-с. 40-46.

4. Гулина О.М., Сальников H.JI. Диффузионная модель вероятностного прогнозирования ресурса оборудования ЯЭУ//Известия вузов. Ядерная энергетика. - 1995. - № 1.- с. 48-51.

5. Гулина О. М., Сальников Н. JI. Модель оценки ресурса трубок ПГ в условиях коррозионного растрескивания// Известия вузов. Ядерная энергетика. - 1996. - № 1.- с. 16-19.

6. Егишянц С. А., Гулина О. М., Коновалов Э. Н. Оценка распределения ресурса при суммировании повреждений// Известия вузов. Ядерная энергетика. 1997.-№ 1.- с.18-21.

7. Гулина О.М., Сальников H.JI. Вероятностное прогнозирование ресурса трубопроводов и сосудов давления АС// Известия вузов. Ядерная энергетика. -1998. -№ 1.-С.4-11.

8. Филимонов Е.В., Гулина О.М. Обобщенная интегральная модель прогнозирования надежности трубопроводов АЭС при усталостном нагружении// Известия вузов. Ядерная энергетика. - 1998. -№ З.-с.З-l 1.

9. Гулина О.М. Оценка и прогнозирование ресурса оборудования АЭС. / Научные исследования в области ядерной энергетики в технических вузах России: сб.научных тр.-М.: МЭИ, 1999.-С.201-204.

Ю.Гулина О.М., Сальников H.JI. Расчет ресурсных характеристик оборудования в условиях нелинейных эффектов процессов деградации//Известия вузов. Ядерная энергетика. -1999. -№4. -с.11-15.

11. В. А. Андреев, О.М. Гулнна. Быстрый метод прогнозирования роста трещин в трубопроводах большого диаметра//Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2000.-№3.-с.14-18.

12. Гулина О.М., Жиганшин А.А., Чепурко В.А. Разработка критерия оптимизации срока службы энергоблока// Известия вузов. Ядерная энергетика. -2001. -№2. -с.10-14.

13. Гулина О.М., Жиганшин А.А., Корниец* Т.П. Многокритериальная задача оптимизации срока службы энергоблока АСУ/Известия вузов. Ядерная энергетика. - 2002.-№4.-с. 12-15.

14. Гулина О.М., Жиганшин А.А., Михальцов А.В., Цыкунова С.Ю. Проблема оценки срока службы оборудования АС в условиях старения// Ядерные измерительно-информационные технологии.- 2004. - № 1. - с.62-66.

15. Гулина О.М., Корниенко К.А., Павлова М.Н. Анализ загрязненности трубчатки ПГ и оценка межпромывочного периода методами диффузионных процессов// Известия вузов. Ядерная, энергетика. -2006. -№1.-с. 12-18.

16. Гулина О.М., Корниенко К.А., Политюков В.П., Фролов С.А. Применение метода стохастической фильтрации Калмана для прогнозирования ресурсных характеристик парогенератора АЭС// Атомная энергия. - 2006.-t.101 (4).- с.313-316.

17.Гулина О.М., Сальников H.JI. Методы прогнозирования ресурса теплообменного оборудования АС// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2007.- №3, вып 1.- с.23-29.

18.Бараненко В.И., Гулина О.М., Докукин Д.А. Методологическая основа прогнозирования эрозионно-коррозионного износа оборудования АС методом нейросетевого моделирования// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2008.-№1.-с.З-8.

19. Гулина О.М., Павлова М.Н., Политюков В.П., Сальников H.JI. Оптимальное управление ресурсом парогенератора АЭС// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2008.-№4. - с. 25-30.

20. Игитов А.В., Гулина О.М., Сальников H.JL Задача оптимизации уровня для обнаружения разладки в наблюдаемом случайном процессе// Известия вузов. Ядерная энергетика,- 2009-№1.- с. 125-129.

21.Бараненко В.И., Янченко Ю.А., Гулина О.М., Тарасов А.В., Тарасова О.С. Эксплуатационный контроль трубопроводов, подверженных эрозионно-коррозионному износу// Теплоэнергетика.-2009.-№5.-с.20-27.

Похожие диссертационные работы по специальности «Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации», 05.14.03 шифр ВАК

• Исследование эрозионно-коррозионной стойкости элементов пароводяного тракта котлов-утилизаторов парогазовых установок и разработка методов ее повышения 2010 год, кандидат технических наук Михайлов, Антон Валерьевич

• Характерные особенности расчетного обоснования прочности элементов конструкций ядерных реакторов на стадии эксплуатации и при создании новых установок 2007 год, доктор технических наук Сергеева, Людмила Васильевна

• Модернизация и реконструкция систем парогенераторов АЭС с ВВЭР для повышения надежности 2009 год, кандидат технических наук Березанин, Анатолий Анатольевич

• Методология контроля остаточного ресурса оборудования и трубопроводов реакторных установок ВВЭР с использованием автоматизированной системы 2012 год, доктор технических наук Богачев, Анатолий Викторович

• Автоматизация моделирования каплеударной эрозии лопаточных аппаратов влажнопаровых турбин 2002 год, кандидат технических наук Дергачев, Константин Владимирович

Заключение диссертации по теме «Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации», Гулина, Ольга Михайловна

6.5 Выводы по разделу 6

1. Для оценки периодичности контроля необходимы модели прогнозирования развития процесса ЭКИ. Методы прогнозирования интенсивности процесса ЭКИ можно классифицировать следующим образом:

Методы, использующие аналитические модели;

Методы, использующие эмпирические модели;

Методы прогнозирования с помощью искусственного интеллекта.

2. Аналитические модели, основанные на теоретическом описании физических процессов - отдельных механизмов ЭКИ, - способны обеспечить лишь качественный анализ в силу того, что влияние на общий процесс износа определяется многими факторами: геометрией элемента оборудования, химическим составом металла, типом теплоносителя и параметрами эксплуатации.

3. Статистические модели позволяют оценить общее состояние системы I f или отдельных групп элементов трубопроводов на данный момент. В основе статистических моделей лежат данные эксплуатационного контроля. Методы статистического анализа применяются для оперативного реагирования на сложившуюся ситуацию: выявление элементов, подверженных ЭКИ, оценка максимальной и средней скорости ЭКИ, и т.д., - на основании чего можно оценить объем и примерную дату следующего контроля.

4. Эмпирические модели строятся на основании данных эксплуатационного контроля и результатов лабораторных исследований: статистические, физико-химические и нейросетевые модели. Для t прогнозирования ЭКИ оборудования конкретного блока необходимо выполнить калибровку эмпирической модели, используя данные эксплуатационного контроля этого блока. Модель, полученная в результате калибровки, не может применяться для другого блока без соответствующей адаптации.

5. Большое число параметров, определяющих интенсивность процесса ЭКИ, сложным образом влияют друг на друга. Использование ИНС для решения задачи прогнозирования ЭКИ позволяет оценить взаимное влияние всех факторов, выделить существенные свойства поступающей информации и, в конечном итоге, улучшить точность прогноза без определения всех зависимостей между множеством факторов, обуславливающих процесс ЭКИ. Это позволяет обосновать нейросетевой подход к определению интенсивности процесса ЭКИ в оборудовании конденсатно-питательного тракта АЭС.

6. Приведен обзор методов обучения нейронных сетей и предложено оптимальное сочетание подходов к созданию и обучению искусственной нейронной сети, решающей задачу прогнозирования интенсивности ЭКИ в трубопроводах АЭС. Для повышения достоверности прогноза необходима фильтрация данных, заключающаяся в использовании только информации об утонениях, т.к. процесс ЭКИ связан с утонением стенки, а утолщения обусловлены переносом продуктов коррозии.

7. Исследование выполнено на основе упрощенной искусственной нейронной сети, решающей задачу прогнозирования утонения стенки прямого участка трубопровода с однофазной средой КПТ АЭС с ВВЭР. Упрощенная сеть обучена с помощью алгоритма упругого обратного распространения. Определена область корректного прогноза на временном интервале до 4 лет.

8. Для оптимизации решения задачи прогнозирования скорости ЭКИ с помощью НС предложен алгоритм, включающий

Выполнение кластерного анализа для анализируемых ситуаций с целью разбиения их на кластеры ситуаций со сходными свойствами, при этом точность может быть повышена за счет учета локальных и уникальных для каждого кластера зависимостей и факторов. I

Построение для каждого класса входного множества НС, обученной с помощью алгоритма обратного распространения, которая и будет вычислять утонение стенки трубопровода на прогнозируемый период.

9. Предложенный алгоритм реализован с помощью комплекса нейронных сетей

Репликативной НС;

Самоорганизующейся карты Кохоннена;

НС обратного распространения. t

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основными теоретическими и практическими результатами, полученными в работе, являются следующие.

1. На основе анализа и систематизации данных эксплуатации, особенностей воздействия физических процессов на процессы старения металлов оборудования второго контура обоснована необходимость разработки и применения физико-статистических моделей для оценки, прогнозирования и управления сроком службы оборудования АЭС. Анализ показал определяющее влияние наличия меди в контуре на интенсивность процессов старения металла оборудования второго контура АЭС. Индивидуальный подход к оценке текущего состояния оборудования и разработке прогнозных моделей с максимальным использованием имеющейся информации: данных о повреждениях и их причинах, факторах, интенсифицирующих процессы повреждения, данных периодического контроля технического состояния, параметрах ВХР, а также о мероприятиях, способствующих смягчению условий эксплуатации и снижению интенсивности процессов повреждения, -определяет методы проведения расчетов ресурсных характеристик оборудования.

2. Показано взаимное влияние оборудования конденсатно-питательного и парового трактов, объединенных водным контуром, на техническое состояние друг друга, особенно на техническое состояние и эффективность работы ПГ. Рассмотрены основные процессы старения, характерные для металла оборудования второго контура, а также факторы, влияющие на ресурс конденсаторных трубок, ПНД и ПВД, трубопроводов и теплообменных трубок ПГ. Отмечены мероприятия, позволяющие снизить интенсивность процессов повреждения.

3. Оптимизация срока службы энергоблока производится на основе экономического критерия, учитывающего разновременность затрат и результатов, характеристики надежности оборудования блока и стоимость ремонтов и замен оборудования в течение эксплуатации -чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Критерий оптимизации срока службы - максимум ЧДД.

Структура потока платежей получена с помощью разработанной марковской модели эксплуатации. Предложенная модель расчета стоимости эксплуатации учитывает убыток, связанный с простоем, стоимость произведенной электроэнергии, стоимость замен, стоимость восстановительных работ, стоимость мероприятий модернизации и т.д.

4. Разработаны и исследованы методы прогнозирования ресурсных характеристик оборудования на основе учета накопления повреждений от действия различных процессов старения материала оборудования второго контура АЭС с учетом их вероятностного характера. Для оценки работоспособности оборудования введена стохастическая мера повреждения на основе накопления повреждений в материале от действия тех или иных процессов старения. Ресурс определяется как момент выхода случайного процесса накопления повреждений за установленный уровень.

5. Вероятностные характеристики ресурса получены методами линейного и нелинейного суммирования повреждений - для процессов каплеударной эрозии в двухфазном потоке и коррозионного растрескивания под напряжением теплообменных трубок ПГ - при различных значениях концентраций повреждающих факторов и рассчитаны на основе асимптотических приближений теории вероятностей и математической статистики.

6. Для процесса каплеударной эрозии, характерной для гибов паропроводов, лопаток паровых турбин, входных участков ПСТЭ в ПВД и т.д., за основу взят механизм ударного воздействия капли на твердую поверхность с учетом распределения нормальных скоростей, размеров капель, а также таких параметров, как влажность пара, расход, радиус пятна соударения, температура, давление, плотность жидкости и пара, скорость звука в жидкости, параметры материала.

Для теплообменных трубок ПГ в основу процесса повреждения положен процесс коррозионного растрескивания под напряжением, интенсивность которого существенно зависит от концентраций активаторов коррозии, наличия отложений на теплообменной поверхности, концентраций меди в отложениях, что позволяет путем обоснования значений соответствующих параметров модели управлять процессом старения ТОТ ПГ.

7. Предложен и обоснован подход, использующий стохастическую линейную фильтрацию для учета разнородной информации об объекте при прогнозировании его ресурса, а также для учета мероприятий, проведенных или планируемых для снижения интенсивности процессов старения. Метод стохастической фильтрации Калмана адаптирован для прогнозирования ресурсных характеристик теплообменных трубок ПГ. Разработаны алгоритмы сглаживающего фильтра и предиктора. Используется дополнительная информация в виде данных периодического контроля, местоположения трубки в сборке, погрешностей измерения толщин стенок и т.д. Исходя из требований к темпу процесса старения, молено оценить оптимальный период или оптимальный план последующего контроля. Сформулирован принцип оптимального алгоритма для управления ресурсом ТОТ ПГ.

8. Приведен систематизированный обзор моделей для прогнозирования ЭКИ в элементах оборудования. Разработаны процедуры обработки данных толщинометрии элементов оборудования второго контура АЭС для оптимизации объемов и периодичности контроля. На основе анализа большого объема данных контроля по АЭС с реакторами ВВЭР-1000, РБМК-1000, ВВЭР-440 - КлнАЭС, БлкАЭС, НВАЭС, КолАЭС,

САЭС - разработаны методики и алгоритмы обработки данных толщинометрии, требования к виду и качеству предоставляемой для расчетов информации, введено понятие категории для обозначения группы риска интенсивного утонения. Предложено включать в план контроля элементы, остаточный ресурс которых приближается к дате очередного ППР.

9. Обосновано применение нейросетевого моделирования для решения задачи прогнозирования ЭКИ, позволяющего оценить взаимное влияние всех воздействующих факторов, выделить существенные свойства поступающей эксплуатационной информации без определения всех зависимостей между множеством факторов, обуславливающих процесс ЭКИ. На примере исследования упрощенной сети для прогнозирования утонения стенки прямого участка трубопровода основного конденсата АЭС с ВВЭР, обученной с помощью алгоритма упругого обратного распространения, показана корректность прогноза на временном интервале до 4 лет.

10. Для оптимизации решения задачи прогнозирования скорости ЭКИ с помощью нейронной сети предложен алгоритм, включающий

Фильтрацию данных для обучения;

- «выявление» характерных признаков входного множества и уменьшение на его основе количества входных факторов;

Выполнение кластерного анализа для анализируемых ситуаций;

Построение для каждого класса нейронной сети, обученной с помощью алгоритма обратного распространения.

Предложенный алгоритм реализован с помощью комплекса нейронных сетей: репликативной НС; самоорганизующейся карты Кохоннена; НС обратного распространения.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Гулина, Ольга Михайловна, 2009 год

1. РД-ЭО-0039-95. Нормативно-методологические требования к управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблоков 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.Э., Тихонов M.H. Снятие АЭС с эксплуатации: проблемы и пути решения (www.proatom.ru)

4. Агеев А.Г., Корольков Б.М., Белов В.И., Семякин А.А., Корниенко К.А., Трунов Н.Б. Теплохимические испытания парогенератора ПГВ-1000М с реконструированным ПДЛ и модернизированной системой водопитания.// Годовой отчет ЭНИЦ ВНИИАЭС, 1999.

5. Бараненко В.И., Гашенко В.А., Трубкина Н.Е., Бакиров М.Б., Янченко Ю.А. Эксплуатационная надежность теплообменных труб парогенераторов энергоблоков АЭС с ВВЭР// Материалы семинара на Калининской АЭС, 16-18 ноября 1999 г., 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.И., Баклашов C.A. Анализ эксплуатационных повреждений конденсаторов и подогревателей низкого давления. Подготовка план-графика замены оборудования конденсатно-питательного тракта. ВМ.21.02.00.ТО. ФГУПВНИИАМ. 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. Авария на АЭС «Сарри-2»// Атомная техника за рубежом. -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 ЭО 0571-2006. Нормы допустимых толщин элементов трубопроводов из углеродистых сталей атомных станций. 44 с.

17. Бакиров М.Б., Клещук С.М., Чубаров С.В., Немытов Д.С., Трунов Н.Б., Ловчев В.Н., Гуцев Д.Ф. Разработка атласа дефектов теплообменных труб парогенераторов АЭС С ВВЭР. 3-5октября 2006 ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС».

18. Харитонов Ю.В., Брыков С.И., Трунов Н.Б. Прогнозирование накопления отложений продуктов коррозии, на теплообменных поверхностях парогенератора ПГВ-1000М// Теплоэнергетика № 8, 2001,с.20-22.

19. Обеспечение безопасной и надежной эксплуатации парогенераторов ПГВ-1000. Под ред. Аксенова В.И.// Материалы семинара на Калининской АЭС, 16-18 ноября 1999 г., с.78-132.

20. Трунов Н.Б., Логинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатомиздат,2001. - 316 с.

21. Бараненко В.И., Олейник C.j\, Будукин С.Ю., Бакиров М.Б., Янченко Ю.А., Корниенко К.А. Обеспечение эксплуатационной надежности парогенераторов АЭС с ВВЭР// Тяжелое машиностроение.-2001,№8.-с.6-9.2001.- с.71-72.

22. Йовчев М. Коррозия теплоэнергетического и ядерно-энергетического оборудования. М.: Энергоатомиздат, 1988.- 222 с.

23. Анализ эксплуатационных данных по ведению водно-химического режима второго контура на энергоблоках № 1-4 Балаковской АЭС в2005 г.// М., ВНИИАЭС, 2006 г.

24. Анализ эксплуатационных данных по ведению водно-химического режима второго контура на энергоблоках №1-4 БлкАЭС за II квартал2006 г. М., ВНИИАЭС, 2006.

25. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (ПНАЭ Г-7-002-86). -М.: Энергоиздат, 1989.

26. Никитин В.И. Коррозионные повреждения конденсаторов паровых турбин и определение остаточного ресурса их трубной системы.// Теплоэнергетика.- 2001.- №11. с. 41-45.

27. В.И. Бараненко, О.А. Беляков. Прогнозирование срока службы теплообменных трубок конденсаторов энергоблока №2 Калининской АЭС//Научно-технический отчет Д. № 2006/4.15.5/16473 п.26. Электрогорск, 2006.

28. Отчет о НИР. Проверка технологии ремонта и восстановления теплообменных трубок АЭС методом нанесения полимерного покрытия на внутреннюю поверхность теплообменных трубок. М. 2003. Утв. Техн. директор НПО «РОКОР» к.т.н. А.Б. Ильин. -22с.

29. Гулина О.М., Семилеткина И.В. Определение скрытого периода эрозионного разрушения// Диагностика и прогнозирование надежности, элементов ЯЭУ: сб.научных тр.кафедры АСУ.- Обнинск: ИАТЭ.- 1992.- № 8.- с.31-34

30. Гулина О.М. Оценка и прогнозирование ресурса оборудования АЭС// Научные исследования в области ядерной энергетики в технических вузах России: сб.научн.тр. М.: МЭИ, 1999.- с.201-204.

31. Зб.Зажигаев JI. С., Кишьян А. А., Романиков Ю. И. Методы планирования и обработки результатов физического эксперимента. М., Атомиздат, 1978.

32. Антонович А.В., Бутовский JI.C. Влияние повреждений трубной системы конденсаторов на экономичность турбоустановок ТЭС и АЭС // Энергетика и электрификация.,2001. №7. С. 29-34.

33. Нигматулин Б., Козырев М: Атомная» энергетика России. Время упущенных возможностей.// Атомная стратегия. Электронный журнал. Июль 2008 (www.proatom.ru).

34. Черкасов В. Атомная энергетика России: Состояние, проблемы, перспективы.(http://www.wdcb.ru/mining/doklad/doklad.htm").

35. Рассохин Н.Г. Парогенераторные установки атомных электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1987. - 384 с.

36. Бараненко В.И., Олейник С.Г., Будукин С.Ю., Бакиров М.Б., Янченко Ю.А., Корниенко К.А. Обеспечение эксплуатационной надежностипарогенераторов АЭС с ВВЭР// Тяжелое машиностроение.-2001-№8.-с.6-9.

37. Трунов Н.Б., Денисов В.В., Драгунов Ю.Г., Банюк Г.Ф., Харитонов Ю.В. Работоспособность теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР.// Материалы регионального семинара МАГАТЭ «Целостность трубок ПГ», Удомля, 27-30 ноября 2000 г.- с.12-18.

38. Иванисов В.Ф. Проблемы ВТК на Калининской АЭС.// Материалы семинара на Калининской АЭС, 16-18 ноября 1999 г.- с.55-57.

39. Гулина О.М. Оценка и прогнозирование ресурса оборудования АЭС. /Сб. научных трудов "Научные исследования в области ядернойэнергетики в технических вузах России". М.- Издательство МЭИ.-1999г.-с.201-204.

40. Гулина О.М., Сальников H.JI. Вероятностное прогнозирование ресурса трубопроводов и сосудов давления АС.// Известия Вузов. Ядерная энергетика, 1998.-№ 1.-С.4-11.

41. Гулина О.М., Сальников H.JI. Методы прогнозирования ресурса теплообменного оборудования АС// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2007.- №3, выпуск 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.И., Олейник С.Г., Меркушев B.H. и др. Эксплуатационная надежность элементов конструкции парогенераторов АЭС с ВВЭР. Вопросы атомной науки и техники. Сер. Обеспечение безопасности АЭС.- 2003, вып.З.- с.85-100.

44. Антонов А.В., Острейковский В.А. Оценивание характеристик надежности элементов и систем ЯЭУ комбинированными методами. -М.: Энергоатомиздат,1993.-368с.

45. Скрипник В.М., Назин А.Е., Приходько Ю.Г. Анализ надежности технических систем по цензурированным выборкам. -М.: Радио и связь, 1988:-289с.

46. Северцев Н.А., Янишевский И.М. Надежность дублированной системы с нагруженным резервом при проведении3i7предупредительных профилактик резервного элемента. //Надежность и контроль качества, -М.: Радио и связь, 1995.-С.94-100.

47. Таратунин В.В., Елизаров А.И, .Панфилова С.Э. Применение" метода марковских графов в- задачах распределения требований5 к надежности. Технический отчег-М.: ВНИИЭАС, 1997. -48с.

48. В.В.Таратунин, А.И.Елизаров. Вероятностные методы управления надежностью АЭС, энергоблоков; систем: и отдельного оборудования на этапе эксплуатации- и продление назначенного: срока службы. Доклад на НТС.- М.:ВНИИАЭС,1999. -57с.

49. Таратунин В.В:, Елизаров А.И. Вероятностная оценка надежности оборудованиям и: систем! АЭС с учетом старения и действующей системы ТОиР. Технический отчет. Росэнергоатом.-М.:ВНИИАЭС,2000. -100с.

50. РД-ЭО-0039-95. Нормативно-методологические требования^ к управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблоков 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., Политюков В.П., Сальников H.JI. Оптимальное управление ресурсом парогенератора АЭС// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2008.-№4.~ с. 25-30.

54. Гулина О.М., Корниенко К.А., Павлова М.Н. Анализ загрязненности трубчатки ПГ и оценка межпромывочного периода методами диффузионных процессов. //Известия Вузов. Ядерная энергетика, 2006.- №1.- с. 12-18.

55. Гулина О. М. , Острейковский В. А. Аналитические зависимости дляоценки надежности с учетом корреляции между нагрузкой,и несущей способностью объекта. // Надежность и контроль качества. - 1981. -№2.-с. 36-41.

56. Гулина О.М., Острейковский В.А., Сальников H.J1. Обобщение моделей «параметр-поле допуска» и «нагрузка-несущая способность» при оценке надежности объектов.//Надежность и контроль качества.-1982.-№2.-с. 10-14.

57. Игитов А.В., Гулина О.М., Сальников H.JT. Задача оптимизации уровня для обнаружения разладки в наблюдаемом случайном процессе.//Известия вузов. Ядерная"энергетика.- 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. Продление сроков эксплуатации энергоблоков АЭС.//Атомная энергия, т.88, вып.1, янв.2000.

62. РД-ЭО-0039-95. Нормативно-методологические требования к управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблоков АС. -М., 1997.

63. РД ЭО" 0096-98. Типовое Положение по управлению ресурсными характеристиками элементов энергоблоков АС. М., 1997.

64. Тутнов И.А. Управление процессами старения АЭС// Атомная техника за рубежом.-2000.-№4.-с. 10-15.

65. Степанов И.А. Мониторинг остаточного ресурса оборудования АЭС по показателям коррозионно-механической прочности конструкционных материалов// Теплоэнергетика.- 1994.№5.

66. РД ЭО-0085-97. Техническое обслуживание и ремонт систем иоборудования атомных станций. Нормативная продолжительность ремонта ЭБ АС. -М., 1997.

67. РД ЭО 0077-97. Временные методические указания по расчету рабочей мощности энергоблоков атомных электростанций. М., 1997

68. Сигал Е.М. Проектный КИУМ как показатель эффективности использования установленной мощности АЭС// Атомная энергия.-2003.-t.94, вып.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. Сигал Е.М. Ранжирование отклонений от нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния на коэффициент использования установленной мощности// Атомная энергия.- 2002.- т. 92, вып. 3.

72. Таратунин В.В., Тюрин М.Н., Елизаров А.И. и др. Разработка математических моделей по распределению требований к надежности компонентов энергоблоков. Подготовка вычислительного кода. /Отчет -М.: ВНИИАЭС, 2002.

73. Гулина О.М., Жиганшин А.А., Корниец Т.П. Многокритериальная задача оптимизации срока службы.// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2002.-№4.- с. 12-15.

76. РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 447 от 21.06.1999 г., М. Экономика 2000.

77. Комисарчик Т.Н., Грибов В.Б. Методика анализа сравнительной экономической эффективности альтернативных инженерных решений при проектировании энергоисточников.// Теплоэнергетика.-2000.*-№8.- с. 58-62.

78. Кархов А.Н. Основы рыночной экономики. Фианфонд, М., 1994.

79. Казачковский О.Д. Основы рациональной теории стоимости. М.: Энергоатомиздат, 2000.

80. Казачковский О.Д. Расчет экономических параметров АЭС// Атомная энергия.- 2001.- т.90, вып.4.

81. Кархов А.Н. Экономическая оценка предложений по строительству АЭС// Атомная техника за рубежом.- 2002.- №2.- с. 23-26.

82. Гулина О.М., Жиганшин А.А., Чепурко В.А. Разработкам критерия оптимизации срока службы энергоблока.// Известия ВУЗов. Ядерная энергетика.- 2001.-№2.- с. 10-14.

83. Гулина О.М., Жиганшин А.А., Михальцов А.В., Цыкунова С.Ю. Проблема оценки срока службы оборудования АС в условиях старения//Ядерные технологии и измерения.- 2004.-№1.- с.62-66.

84. Кархов А.Н. Равновесное ценообразование в энергетике на основе дисконтированной стоимости. 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. Лихачев Ю.И., Пупко В.Я. Прочность тепловыделяющих элементов ядерных реакторов/М.: Атомиздат, 1975.

87. Сальников Н.Л., Гулина О.М., Корниенко К.А., Фролов С.А. и др. Оценка надежности парогенератора методами суммированияповреждений (промежуточный по договору № 2004/4.1.1.Г.7.7/9224)// Отчет по НИР.- Обнинск: ИАТЭ, 2004.- 71 с.

88. Гулина О.М. Аналитический метод оценки надежности оборудования в условиях накопления повреждений.// В сб. научных трудов каф. АСУ "Диагностика и прогнозирование надежности элементов ЯЭУ". Обнинск. - ИАТЭ.-1998. - № 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. Богачев А. Ф. Анализ данных повреждаемости подогревателей высокого давления с. к. д. с водяной стороны// Теплоэнергетика.-1991.-№7.

92. Шубенко-Шубин JI. А., Шубенко A. JL, Ковальский А. Э. Кинетическая модель процесса и оценка инкубационного периода разрушения материалов, подвергаемых воздействию капельных потоков// Теплоэнергетика. 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. Эрозия. Иод 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. Построение модели прогнозирования ресурса трубопровода при эрозионном повреждении//Известия вузов. Ядерная энергетика.-1995.-№ 3.-С.40-46.

97. Кириллов П. JI. Конспект лекций по курсу "Тепломассообмен (Двухфазные потоки)". Обнинск: ИАТЭ, 1991.

98. Чудаков М.В. Методы обеспечения надежности трубопроводов АЭС в условиях каплеударной эрозии// Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. Санкт-Петербург, 2005 г.

99. Кастнер В., Ноппер Х.Ю Реснер Р. Защита трубопроводов от коррозионной эрозии// Атомная энергия. 1993. - Т. 75, вып. 4. -С.286-294.

100. Гулина О.М1., Сальников H.JI. Оценка ресурсных характеристик паропроводов ВВЭР-440 в условиях эрозионно-коррозионного износаУ/VI Международная конференция "Безопасность АЭС и подготовка кадров". Тезисы докладов. Обнинск, 4-8 октября 1999г.

101. Егишянц С. А. , Гулина О. М. , Коновалов Э. Н. Оценка распределения ресурса при суммировании повреждений// Известия ВУЗов. Ядерная энергетика.-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. Марголин Б.З., Федорова B.A., Костылев В.И. Основные принципы оценки долговечности коллекторов ПГВ-1000 и перспективы по прогнозированию ресурса коллекторов блока №1 Калининской АЭС// Материалы семинара на Калининской АЭС, 1618 ноября 1999.- с.61-72.

104. Рассохин Н.Г., Горбатых В.П., Середа Е.В., Баканов А.А. Прогнозирование ресурса теплоэнергетического оборудования поусловиям коррозионного растрескивания// Теплоэнергетика.- 1992.-№5. с.53-58.

105. Гулина О. М. , Сальников Н. JI. Модель оценки ресурса трубок ПГ в условиях коррозионного растрескивания. // Известия вузов. Ядерная энергетика. 1996. -№ 1.- с.16-19.

106. Карзов Г.П., Суворов С.А., Федорова В.А., Филлипов А.В., Трунов Н.Б., Брыков С.И., Попадчук B.C. Основные механизмы повреждения теплообменных труб на различных этапах эксплуатации парогенераторов типа ПГВ-1000.

107. Локальная коррозия металла теплоэнергетического оборудования. Под ред. Горбатых В. П. М.: Энергоатомиздат, 1992.

108. Гулина О.М., Сальников H.JI. Расчет ресурсных характеристик оборудования в условиях нелинейных эффектов процессов деградации//Известия вузов. Ядерная энергетика.-1999. -№4. -с.11-15.

109. Бараненко В.И., Малахов И.В., Судаков А.В. О характере эрозионно-коррозионного износа трубопроводов на первом энергоблоке Южно-Украинской АЭС// Теплоэнергетика.-1996.-№12.-с.55-60.

110. Гулина О.М., Корниенко К.А., Фролов С.А. Разработка и исследование моделей прогнозирования времени жизни парогенератора.// 9-ая международная конференция «Безопасность АЭС и подготовка кадров». Тез. докл. Обнинск, 24-28 октября 2005 г.

111. Надинич Б. Установление критериев глушения теплообменных труб в парогенераторах АЭС с реакторами ВВЭР-440, ВВЭР-1000// Теплоэнергетика.- 1998.- №2. С. 68-70.

112. Гулина О.М., Корниенко К.А., Политюков В.П., Фролов С.А. Применение метода стохастической фильтрации Калмана для прогнозирования ресурсных характеристик парогенератора АЭС//Атомная энергия.- 2006.-t.101 (4).- с.313-316.

113. Сальников H.JI., Гулина О.М., Корниенко К.А., Фролов С.А. и др. Анализ эксплуатационных данных о техническом состоянии оборудования КПТ (промежуточный по договору № 2004/4.1.1.1.7.7/9224)// Отчет о НИР.Обнинск: ИАТЭ,2004.- 68 с.

114. Корниенко К. А. Управление ресурсом элементов конденсатно-питательного тракта энергоблоков ВВЭР на основе анализа эксплуатационных данных. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Обнинск, 2007.

115. Балакришнан А.В. Теория фильтрации Калмана. М.: Мир, 1988.168 с.

116. Ширяев А. Н., Липцер Р. Ш. Статистика случайных процессов. -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. Аттестационный паспорт программного средства ЭКИ-02. Дата регистрации 17.03.2003 г., дата выдачи 19.09.2003 г.

121. Аттестационный паспорт программного средства ЭКИ-03. Дата регистрации 17.03.2003 г., дата выдачи 23.06.2003 г.

122. Бараненко В.И. Малахов И.В. Судаков А.В. О характере эрозионно-коррозионного износа трубопроводов на первомэнергоблоке Южно-Украинской АЭС// Теплоэнергетика.- 1996. № 12,- С. 55-60.

123. Бараненко В.И. Гашенко В.А. Полях В.И. и др. Анализ эрозионно-коррозионного износа трубопроводов энергоблока №2 Балаковской АЭС// Теплоэнергетика.- 1999.- № 6.- С. 18-22.

124. Бараненко В.И. Олейник С.Г. Янченко Ю.А. Использование программных средств для расчета эрозионно-коррозионного износа элементов трубопроводных систем АЭС//Теплоэнергетика.-2003.- № 11.-С. 18-22.

125. Бараненко В.И. Олейник С.Г. Янченко Ю.А. и др. Учет эрозионно-коррозионного износа при эксплуатации трубопроводов АЭС.// Теплоэнергетика.-2004.- № 11.- С. 21-24.

126. Бараненко В.И. Олейник С.Г. Филимонов Г.Н. и др. Пути повышения надежности парогенераторов на энергоблоках АЭС с реактором ВВЭР.//Теплоэнергетика.- 2005. № 12. -С. 23-29.

127. Бараненко В.И., Янченко Ю.А. Решение проблемы снижения эрозионно-коррозионного износа оборудования и трубопроводов на зарубежных и отечественных АЭС// Теплоэнергетика.-2007.-№5.-с.12-19.

128. Типовая программа эксплуатационного контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов АЭС с ВВЭР-1000. АТПЭ-9-03. 2003.

129. Типовая программа контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов АЭС с РУ ВВЭР-440 при эксплуатации. АТПЭ-2-2005.

130. Типовая программа эксплуатационного контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов систем, важных для безопасности, энергоблоков АЭС с РБМК-1000. АТПЭ-10-04. 2004.

131. Типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов энергоблока Белоярской АЭС с реакторной установкой БН-600. АТПЭ-11-2006.

132. Типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов систем, важных для безопасности, энергоблоков Билибинской АЭС с реакторной установкой ЭГГТ-6. АТПЭ-20-2005.

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

134. Бараненко В.И., Янченко Ю.А.,Гулина О.М., Тарасова О.С. Эксплуатационный контроль трубопроводов, подверженных эрозионно-коррозионному износу//Теплоэнергетика.-2009.-№5.-с.20-27.

135. Бараненко В.И., Гулина О.М., Докукин Д.А. Методологическая основа прогнозирования эрозионно-коррозионного износа оборудования АС методом нейросетевого моделирования// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2008.-№1.- с. 3-8.

136. Ф. Уоссермен. Нейрокомпьютерная техника: теория и практика. Перевод на русский язык Ю. А. Зуев, В. А. Точенов, 1992.

137. К.Свинглер «Применение Neural Networks. Практическое руководство». Перевод Ю.П. Маслобоева

138. Гулина О.М., Сальников H.JI. Построение модели прогнозирования ресурса трубопровода при повреждении// Известия вузов. Ядерная энергетика. 1995.- № 3.- с.40-46.

139. Гулина О.М., Филимонов Е.В. Обобщенная интегральная модель прогнозирования надежности трубопроводов АЭС при усталостном нагружении// Известия вузов. Ядерная энергетика-1998.-№ З.-с. 3-11.

140. Козин И.О., Островский Е.И., Сальников H.JI. Анализатор момента изменения характеристик случайных низкочастотных процессов. Свидетельство № 1322330.

141. Тихонов В.И., Хименко В.И. Выбросы траекторий случайных процессов. -М.: Наука, 1987. 304 с.

142. Гулина О.М., Андреев В.А. Быстрый метод прогнозирования роста трещин в трубопроводах большого диаметра// Известия вузов. Ядерная энергетика. 2000. - № 3.- с. 14-18.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ
И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ
ЭНЕРГИИ "ТРЕБОВАНИЯ
УПРАВЛЕНИЮ

В соответствии со статьей 6 Федерального закона от 21 ноября 1995 г. N 170-ФЗ "Об использовании атомной энергии" (Собрание законодательства Российской Федерации, 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), подпунктом 5.2.2.1 пункта 5 Положения о Федеральной службе по экологическому, , утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 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. 1343; N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108; N 35, ст. 4773; 2015, N 2, ст. 491; N 4, ст. 661), приказываю:
Утвердить прилагаемые федеральные нормы и правила в области использования атомной ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения" (НП-096-15).

Руководитель
А.В.АЛЕШИН

Утверждены
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 15 октября 2015 г. N 410

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА

К УПРАВЛЕНИЮ РЕСУРСОМ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ
АТОМНЫХ СТАНЦИЙ. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ"
(НП-096-15)

I. Назначение и область применения

1. Настоящие федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии "Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения" (НП-096-15) (далее - Основные положения) разработаны в соответствии со статьей 6 Федерального закона от 21 ноября 1995 г. N 170-ФЗ "Об использовании атомной энергии" (Собрание законодательства Российской Федерации, 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), постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 1997 г. N 1511 "Об утверждении Положения о разработке и утверждении федеральных норм и правил в области использования атомной энергии" (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 49, ст. 5600; 1999, 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. Настоящие Основные положения устанавливают требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций, отнесенных в проектах блоков атомных станций (далее - АС) в соответствии с федеральными нормами и правилами в области использования атомной энергии к элементам 1, 2 и 3 классов безопасности.
3. Настоящие Основные положения применяются при проектировании, конструировании, производстве, сооружении (включая монтаж, наладку, ввод в эксплуатацию), эксплуатации (в том числе и при продлении срока службы), реконструкции (модернизации), ремонте и выводе блока АС из эксплуатации.
4. Используемые термины и определения приведены в приложении N 1 к настоящим Основным положениям.

II. Общие положения

5. Действие настоящих Основных положений распространяется на управление ресурсом следующих оборудования и трубопроводов АС:
все единицы оборудования и трубопроводов, отнесенные в проекте блока АС к элементам 1 класса безопасности;
все единицы оборудования единичного и мелкосерийного производства и референтные единицы трубопроводов и оборудования АС, отнесенные в проекте блока АС к элементам 2 класса безопасности;
отдельные, отнесенные в проекте блока АС к элементам 3 класса безопасности, единицы оборудования и трубопроводов в порядке, установленном эксплуатирующей организацией по согласованию с разработчиками проектов реакторных установок (далее - РУ) и АС.
6. В проекте блока АС для оборудования и трубопроводов должны быть обоснованы и назначены сроки их службы.
7. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть установлены и обоснованы ресурсные характеристики и критерии оценки ресурса. Для оборудования и трубопроводов АС, сконструированных до ввода настоящих Основных положений в действие, а также в случаях прекращения деятельности разработчика оборудования или трубопроводов, обоснование и установление ресурсных характеристик оборудования и трубопроводов АС должны быть выполнены эксплуатирующей организацией.
8. Управление ресурсом оборудования и трубопроводов АС должно основываться на:
а) соблюдении требований федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, нормативных и руководящих документов, инструкций по изготовлению, монтажу, наладке, эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту, оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС;
б) поддержании оборудования и трубопроводов АС в исправном (работоспособном) состоянии путем своевременного выявления повреждений, осуществления профилактических мер (обследований, ремонтов), замены выработавших ресурс оборудования и трубопроводов АС;
в) установлении механизмов образования и развития дефектов, способных привести к разрушению или отказам оборудования и трубопроводов АС;
г) выявлении доминирующих (определяющих) механизмов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов АС;
д) постоянном совершенствовании мониторинга процессов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов АС;
е) результатах контроля технического состояния и оценки выработанного и остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС по результатам контроля;
ж) смягчении (ослаблении) процессов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов посредством технического обслуживания, ремонта, модернизации, использования щадящих режимов эксплуатации, замены (при исчерпании ресурса и невозможности или нецелесообразности ремонта);
з) разработке и актуализации программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.
9. Эксплуатирующая организация должна обеспечить разработку и согласование с разработчиками проектов РУ и АС программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС на стадии их эксплуатации и осуществлять ее выполнение.
10. Программа управления ресурсом оборудования и трубопроводов на основе установленных конструкторскими (проектными) организациями критериев оценки ресурса должна быть ориентирована на предупреждение повреждений оборудования и трубопроводов АС из-за деградации и негативных эффектов старения конструкционных материалов и самих конструкций при их эксплуатации.
11. Программа управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС должна содержать:
а) перечень оборудования и трубопроводов АС, ресурс которых подлежит управлению, а ресурсные характеристики мониторингу, с указанием контролируемых параметров для каждой единицы оборудования и трубопроводов;
б) способы мониторинга процессов накопления повреждений в материалах и элементах конструкций оборудования и трубопроводов АС вследствие старения, коррозии, усталости, радиационного, температурного, механического и иных воздействий, влияющих на механизмы старения, деградации и отказов оборудования и трубопроводов АС;
в) порядок учета технического состояния оборудования и трубопроводов АС, фактических характеристик материалов, параметров нагружения и условий эксплуатации и порядок корректировки рабочих программ эксплуатационного контроля технического состояния оборудования и трубопроводов АС;
г) порядок принятия и реализации мер, направленных на устранение или смягчение повреждающих факторов;
д) порядок учета выработанного и оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС;
е) порядок корректировки регламента технического обслуживания и ремонта (далее - ТОиР) с целью упреждения необратимых проявлений механизмов старения и деградации оборудования и трубопроводов АС.
12. Рабочие программы эксплуатационного неразрушающего контроля состояния металла оборудования и трубопроводов АС и регламенты технического обслуживания и ремонта оборудования и трубопроводов АС должны учитывать положения программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.
13. Эксплуатирующая организация должна обеспечивать сбор, обработку, анализ, систематизацию и хранение информации в течение всего срока службы оборудования и трубопроводов и вести базу данных по повреждениям, их накоплению и развитию, механизмам старения, отказам и нарушениям в работе, а также по режимам работы, включая переходные режимы и аварийные ситуации, в соответствии с программой управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

III. Подготовительные мероприятия к управлению
ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций
при проектировании и конструировании

14. На стадии проектирования и конструирования оборудования и трубопроводов АС разработчиками проектов АС и РУ должна быть разработана методология управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС в виде комплекса организационных и технических мер, основанных на прогнозировании механизмов повреждения конструкционных материалов оборудования и трубопроводов АС, мониторинге ресурсных характеристик и выявлении доминирующих механизмов старения и деградации на стадии эксплуатации, периодической оценке фактического состояния оборудования и трубопроводов АС и их остаточного ресурса, корректирующих мерах по устранению или ослаблению механизмов старения и деградации, формулировании требований к базам данных, обеспечивающих выполнение программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.
15. Конструкторскими (проектными) организациями должны быть предусмотрены меры и средства для поддержания значений ресурсных характеристик в пределах, обеспечивающих назначенный срок службы оборудования и трубопроводов АС.
16. При выборе материалов оборудования и трубопроводов АС должны учитываться механизмы повреждения и деградации материалов (мало- и многоцикловая усталость, общая и локальная коррозия, межкристаллитное и транскристаллитное растрескивание, охрупчивание, термическое старение, деформационные и радиационные повреждения, эрозия, износ, изменение физических свойств), проявление которых возможно в течение проектного срока службы оборудования и трубопроводов АС, а для незаменяемых оборудования и трубопроводов АС - в течение срока эксплуатации АС.
17. В случаях, если незаменяемые оборудование и трубопроводы АС должны функционировать при выводе АС из эксплуатации, должны быть дополнительно учтены механизмы повреждения в период времени, включающий вывод АС из эксплуатации. Остаточный ресурс таких оборудования и трубопроводов АС должен быть достаточным для обеспечения вывода АС из эксплуатации.
18. Для вновь проектируемых АС в конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть определены перечень незаменяемых оборудования и трубопроводов АС, методы и средства мониторинга параметров и процессов, влияющих на ресурсные характеристики оборудования и трубопроводов АС.
19. Для оборудования и трубопроводов АС вновь проектируемых блоков АС конструкторская (проектная) документация на оборудование и трубопроводы АС должна содержать:
а) перечень проектных режимов, включая режимы нормальной эксплуатации (пуск, стационарный режим, изменение мощности реактора, останов), режимы нарушений нормальной эксплуатации и проектные аварии;
б) расчетное количество повторений всех проектных режимов за назначенный срок службы оборудования и трубопроводов АС;
в) условия эксплуатации и нагрузки на оборудование и трубопроводы АС;
г) перечень потенциальных механизмов повреждений и деградации материалов оборудования и трубопроводов АС, которые могут влиять на их работоспособность в процессе эксплуатации (мало- и многоцикловая усталость, общая и локальная коррозия, межкристаллитное и транскристаллитное растрескивание, охрупчивание под воздействием температуры, нейтронного или ионизирующего излучения, термическое старение, ползучесть, деформационные повреждения, эрозия, износ, образование и рост трещин с учетом влияния среды и ползучести, изменение физических свойств);
д) результаты расчетов прочности и ресурса оборудования и трубопроводов АС, обоснования срока их эксплуатации. Ресурс незаменяемых оборудования и трубопроводов АС должен быть обеспечен на срок службы блока АС и на период вывода блока АС из эксплуатации.
20. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны учитываться накопленный опыт эксплуатации блоков АС, а также опыт изготовления, монтажа, ввода в эксплуатацию, эксплуатации и вывода из эксплуатации оборудования и трубопроводов АС и результаты научных исследований.
21. Для вновь проектируемых блоков АС в конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть предусмотрены системы и (или) способы контроля необходимых параметров, определяющих ресурс оборудования и трубопроводов АС в течение всего срока их службы, из следующего перечня:
температура;
скорость разогрева или расхолаживания;
градиенты температур по толщине стенки;
давление и скорость повышения или сброса давления теплоносителя или рабочих сред;
вибрационные характеристики;
температура и влажность в помещении, в котором расположено оборудование и (или) трубопроводы;
интенсивность освещенности;
степень окисления смазки;
скорость потока теплоносителя или рабочих сред;
количество циклов нагружения;
изменения толщин стенок;
радиационное воздействие;
интенсивность электромагнитного поля в местах расположения оборудования и (или) трубопроводов;
перемещения контрольных точек оборудования и трубопроводов АС при разогреве или расхолаживании, а также при внешних и (или) внутренних воздействиях;
характеристики внешних воздействий;
выходные сигналы электронных блоков.
Для сооружаемых и находящихся в эксплуатации АС должен быть установлен порядок дооснащения оборудования и трубопроводов АС системами и (или) способами контроля необходимых параметров из приведенного выше перечня.
22. Устанавливаемые при конструировании толщины стенок оборудования и трубопроводов АС должны учитывать возникающие при эксплуатации процессы коррозии, эрозии, износа, а также результаты прогнозирования изменения механических характеристик материалов вследствие старения к концу срока службы оборудования и трубопроводов АС.
23. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должна быть предусмотрена возможность их осмотра, технического обслуживания, ремонта, периодического контроля и замены (за исключением незаменяемого оборудования и трубопроводов АС) в процессе эксплуатации.
24. Конструкции и компоновка оборудования и трубопроводов АС не должны препятствовать осуществлению контроля, проверок, испытаний, отбора проб с целью подтверждения прогнозируемых значений и скоростей изменений ресурсных характеристик, связанных с механизмами старения и деградации конструкционных материалов во время эксплуатации оборудования и трубопроводов АС.
25. Конструкторскими (проектными) организациями должны быть разработаны методы оценки и прогнозирования остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС. В проектах РУ и АС должны быть предусмотрены методы и технические средства эксплуатационного контроля и диагностирования состояния оборудования и трубопроводов АС, технического обслуживания и ремонта, позволяющие при эксплуатации своевременно обнаруживать проявления механизмов старения и деградации конструкционных материалов.
26. Для проектируемых и сооружаемых АС ресурсные характеристики и методология управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС должны быть отражены в конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС и отчетах по обоснованию безопасности.

IV. Управление ресурсом при производстве
оборудования и трубопроводов атомных станций и сооружении
атомных станций

27. При производстве, транспортировании, хранении и монтаже оборудования и трубопроводов АС или их составных частей предприятия - изготовители оборудования и трубопроводов АС и монтажные организации должны незамедлительно предоставлять эксплуатирующей организации данные, способные повлиять на ресурс оборудования и трубопроводов АС, в том числе:
о наличии или отсутствии отклонений от конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС и технологии их изготовления (при наличии отклонений предоставляется подробное описание отклонений), ремонтах, термообработках, дополнительных испытаниях;
о способах защиты оборудования и трубопроводов АС от коррозии при хранении, эксплуатации и планово-предупредительных ремонтах.
28. В паспортах оборудования и трубопроводов АС должны приводиться их назначенный срок службы и ресурсные характеристики.
29. До ввода блока АС в эксплуатацию эксплуатирующая организация с привлечением разработчиков проектов АС и РУ должна:
а) разработать программу управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС, в которой должна быть отражена методология управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС с учетом схемы, приведенной в приложении N 2 к настоящим Основным положениям.
б) подготовить математическое обеспечение для ведения базы данных по оборудованию и трубопроводам АС, позволяющей на любом этапе жизненного цикла блока АС обеспечить сбор, хранение и возможность сопоставления исходных и фактических значений их ресурсных характеристик, фиксировать и анализировать информацию о способных повлиять на ресурс условиях эксплуатации оборудования и трубопроводов АС;
в) разработать порядок сбора и хранения данных, необходимых для выполнения программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС и оценки их остаточного ресурса, при этом особое внимание должно быть уделено наиболее нагруженным сварным соединениям, зонам с наибольшими напряжениями (в том числе локальным зонам с высокой концентрацией напряжений), местам с наиболее высокой температурой и максимальными градиентами (перепадами) температуры, местам, подверженным наибольшему радиационному охрупчиванию, а также зонам, подверженным вибрации, коррозионному и эрозионному износу.

V. Управление ресурсом оборудования и трубопроводов атомных
станций на стадии эксплуатации атомной станции

30. Ресурс оборудования и трубопроводов должен подтверждаться, поддерживаться и при наличии технической возможности восстанавливаться за счет ТОиР с периодичностью, определенной в программе управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.
31. Результаты проводимого на блоке АС контроля технического состояния оборудования и трубопроводов АС должны учитываться при оценках выработанного и прогнозах остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС с использованием данных по фактическим условиям эксплуатации оборудования и трубопроводов АС в соответствии с программой управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС. В случаях, когда остаточный ресурс оборудования и трубопроводов исчерпан или не определен, эксплуатация таких оборудования и трубопроводов АС не допускается.
32. При выявлении в процессе эксплуатации и при периодическом контроле технического состояния оборудования и трубопроводов АС каких-либо повреждений или отклонений от требований конструкторской (проектной) документации информация о них должна заноситься эксплуатирующей организацией в базу данных для ее последующего использования при управлении ресурсом оборудования и трубопроводов АС, оценке их остаточного ресурса, а также при вероятностной оценке безопасности и периодической оценке безопасности эксплуатации АС.
33. С целью прогнозирования деградации оборудования и трубопроводов АС и их материалов, а также с целью разработки своевременных корректирующих или смягчающих механизмы деградации мер должны проводиться мониторинг и прогнозирование тенденций механизмов деградации. Способы обнаружения проявлений механизмов деградации, периодичность их контроля, а также анализ результатов контроля должны обеспечивать выявление механизмов деградации на ранней стадии их проявления и принятие своевременных мер до возникновения необратимых последствий из-за их развития.
34. При обнаружении не предусмотренных в проектах РУ и АС факторов, способных негативно повлиять на механизмы деградации оборудования и трубопроводов АС и их материалов и привести к ускоренной выработке остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС, эксплуатирующая организация должна предоставить всю необходимую информацию организациям - разработчикам проектов РУ и АС для учета этих факторов в проектах РУ и АС. После получения указанной информации организации - разработчики проектов РУ и АС должны оценить влияние не предусмотренных в проекте факторов на ресурс оборудования и трубопроводов АС, предложить меры по исключению или снижению влияния таких факторов. Указанные меры должны быть учтены в программе управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.
35. Необходимость корректирующих мер при эксплуатации оборудования и трубопроводов АС должна быть установлена эксплуатирующей организацией на основе анализа скоростей их деградации.
36. Назначенный срок службы оборудования и трубопроводов АС должен быть сокращен при обнаружении не предусмотренных в проектах РУ или АС факторов, негативно влияющих на механизмы старения и деградации и приводящих к необратимой и неуправляемой корректирующими мерами ускоренной выработке остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС.
37. Срок службы оборудования и трубопроводов АС может быть продлен, если их ресурс не исчерпан и остаточный ресурс оборудования и трубопроводов АС позволяет продолжить безопасную эксплуатацию блока АС.

VI. Управление ресурсом на стадии продленного срока службы
оборудования и трубопроводов атомных станций

38. Продление срока службы оборудования и трубопроводов АС сверх назначенного допускается только при наличии обоснования, подготовленного эксплуатирующей организацией на основании результатов реализации программы по управлению ресурсом оборудования и трубопроводов АС и согласованного организациями - разработчиками проектов АС и РУ в границах их проектирования.
39. При наличии положительных результатов обоснования возможности продления срока службы оборудования и трубопроводов АС эксплуатирующая организация должна оформить решение о продлении их срока службы и внести необходимые изменения в программу управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС. Для оборудования и трубопроводов АС, ресурс которых исчерпан более чем на 80%, должно быть предусмотрено увеличение объемов контроля технического состояния и (или) уменьшение интервалов между периодическими оценками остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС.
40. Результаты периодических оценок остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС на стадии продленного срока службы должны учитываться в отчетах по обоснованию безопасности.
41. При продлении срока эксплуатации блока АС продление срока службы незаменяемого оборудования и трубопроводов АС должно осуществляться в комплексе работ по продлению срока эксплуатации блока АС в соответствии с требованиями нормативных документов, регулирующих процедуры продления срока эксплуатации блока АС, с учетом данных по реализации программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

VII. Управление ресурсом оборудования
и трубопроводов атомных станций при выводе блока атомной
станции из эксплуатации

42. До вывода блока АС из эксплуатации эксплуатирующая организация должна разработать отдельную программу управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС, в которую включаются только оборудование и трубопроводы оборудования и трубопроводов АС, используемые при выводе блока АС из эксплуатации.
43. Программа управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС на стадии вывода блока АС из эксплуатации должна быть скоординирована с этапами вывода блока АС из эксплуатации и должна учитывать очередность и последовательность демонтажа и утилизации оборудования и трубопроводов АС.
44. Очередность демонтажа оборудования и трубопроводов АС должна быть основана на программе вывода блока АС из эксплуатации.
45. Остаточный ресурс незаменяемых оборудования и трубопроводов АС, используемых при выводе блока АС из эксплуатации, должен быть обеспечен до полного вывода блока АС из эксплуатации.
46. Управление ресурсом незаменяемых оборудования и трубопроводов, используемых при выводе блока АС из эксплуатации, должно продолжаться до завершения их демонтажа в соответствии с этапами и очередностью, предусмотренными программой вывода блока АС из эксплуатации.

Приложение N 1

в области использования атомной
энергии "Требования к управлению
ресурсом оборудования и трубопроводов


службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 15 октября 2015 г. N 410

ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

В настоящих Основных положениях используются следующие термины и определения:
1. Выработанный ресурс - изменение значений ресурсных характеристик оборудования и трубопроводов от начала их эксплуатации до текущего момента эксплуатации (или контроля их технического состояния).
2. Деградация - негативные структурные изменения конструкционных материалов или самих конструкций оборудования и трубопроводов под воздействием механических нагрузок, температуры и/или окружающей среды.
3. Механизмы старения - процессы, приводящие к необратимым изменениям свойств конструкционных материалов при эксплуатации.
4. Назначенный срок службы - установленное и обоснованное в проектах АС и РУ календарное время службы оборудования и трубопроводов (включая периоды технического обслуживания и ремонта).
5. Незаменяемые оборудование и трубопроводы - оборудование и трубопроводы, замена которых в процессе эксплуатации технически невозможна или экономически нецелесообразна.
6. Оборудование - элементы блока АС, отнесенные разработчиками проектов АС и РУ в соответствии с федеральными нормами и правилами в области использования атомной энергии к 1, 2 и 3 классам безопасности по степени влияния на безопасность.
7. Остаточный ресурс - разность между установленным и выработанным ресурсом.
8. Продленный срок службы - календарная продолжительность (период) эксплуатации оборудования и трубопроводов сверх назначенного срока службы.
9. Повреждение - следствие механического, физического или химического воздействия на конструкцию, приводящее к уменьшению ее ресурса.
10. Ресурс - суммарная наработка оборудования и трубопроводов от начала их эксплуатации до момента времени, при котором наступит необратимое нарушение установленных нормативными документами условий прочности или работоспособности.
11. Ресурсные характеристики - количественные значения параметров, определяющих ресурс оборудования и трубопроводов.
12. Референтная единица оборудования - одна или несколько единиц типового оборудования, отобранных для осуществления мероприятий по управлению ресурсом по критериям наибольшей нагруженности и/или наиболее жестких условий эксплуатации.
13. Старение - процесс накопления во времени изменений механических и/или физических характеристик конструкционных материалов оборудования и трубопроводов.
14. Управление ресурсом - комплекс организационно-технических мероприятий, направленных на сохранение или уменьшение темпов выработки ресурса оборудования и трубопроводов в процессе их эксплуатации.

Приложение N 2
к федеральным нормам и правилам
в области использования атомной
энергии "Требования к управлению
ресурсом оборудования и трубопроводов
атомных станций. Основные положения",
утвержденным приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 15 октября 2015 г. N 410

СХЕМА
УПРАВЛЕНИЯ РЕСУРСОМ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ АТОМНЫХ
СТАНЦИЙ НА СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Планирование
┌────────────────────────────────────┐
│2. Выполнение и оптимизация │
│работ по управлению ресурсом │
├────────────────────────────────────┤
│Подготовка, координация, техническое│
│обслуживание и корректировка │
│деятельности по управлению ресурсом:│
Совершенствование │- требования нормативной │
программы по │документации и критерии безопасности│
управлению │- мероприятия, предусмотренные │ Смягчение
ресурсом │нормативной документацией │ ожидаемой
│- описание механизмов координации │ деградации
┌───────────\ │- увеличение эффективности │ ┌─────────┐
│ ┌─────────/ │управления ресурсом на основе │ └───────┐ │
│ │ │самооценки и экспертизы │ │ │
│ │ └────────────────────────────────────┘ │ │
│ │ / \ │ │
└─┘ │ │ \ /
Действия \ / Исполнение
┌──────────────────────────┐ ┌─────────────────────────────────────┐ ┌──────────────────────┐
│5. Техническое │ │1. Изучение процессов старения и │ │3. Эксплуатация │
│обслуживание │ │деградации │ │оборудования │
├──────────────────────────┤ ├─────────────────────────────────────┤ │(трубопроводов) │
│Управление эффектами │ │Информация, положенная в основу │ ├──────────────────────┤
│деградации: │ │управления ресурсом: │ │Управление механизмами│
│- предупредительное │ │- материалы, их свойства и методы │ │деградации: │
│техническое обслуживание │ │изготовления │ │- эксплуатация в │
│- корректирующее │/───\│- нагрузки и условия эксплуатации │/────\│соответствии с уста- │
│техническое обслуживание │\───/│- механизмы и зоны деградации │\────/│новленными процедурами│
│- оптимизация ассортимента│ │- последствия деградации и отказов │ │и документацией │
│запасных деталей │ │- результаты исследований │ │- контроль воднохими- │
│- замена │ │- опыт эксплуатации │ │ческого режима │
│- ведение истории ТОиР │ │- предыстория контроля и технического│ │- контроль окружающей │
│ │ │обслуживания │ │среды │
│ │ │- методы смягчения/замедления │ │- запись параметров и │
│ │ │- текущее состояние, датчики │ │истории эксплуатации │
└──────────────────────────┘ └─────────────────────────────────────┘ └──────────────────────┘
/ \ / \ ┌─┐
│ │ │ │ │ │
│ │ \ / │ │
│ │ Проверка │ │
│ │ ┌─────────────────────────────────────────┐ │ │
│ └───────┐│4. Обследование, мониторинг и оценка │ /───┘ │ Проверка
└─────────┘│технического состояния │ \─────┘ реализации
├─────────────────────────────────────────┤ механизмов
Ослабление эффектов │Обнаружение и оценка эффектов деградации:│ деградации
деградации │- испытание и проверки │
│- предэксплуатационный и эксплуатационный│
│контроль │
│- наблюдение │
│- обнаружение протечек, мониторинг │
│вибраций │
│- оценка работоспособности │
│- поддержка баз данных │
└─────────────────────────────────────────┘

На правах рукописи

УДК 621.039.586

ГУЛИНА ОЛЬГА МИХАЙЛОВНА

ФИЗИКО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ УПРАВЛЕНИЯ РЕСУРСОМ ОБОРУДОВАНИЯ ВТОРОГО КОНТУРА АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Специальность 05.14.03 – ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

А В Т О Р Е Ф Е Р А Т

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Обнинск - 2009

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Обнинский государственный технический университет атомной энергетики »

Официальные оппоненты доктор технических наук Давиденко

Николай Никифорович

доктор технических наук Горбатых

Валерий Павлович

доктор технических наук Гашенко

Владимир Александрович

Ведущая организация

Защита состоится « 23 » _09_ 2009г. в _14 _час_00 __мин. на заседании диссертационного совета Д 212.176.01 при Обнинском государственном техническом университете атомной энергетики Калужская обл ., г. Обнинск, Студгородок, 1, ИАТЭ, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Обнинского государственного технического университета атомной энергетики.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.176.01

д. ф.-м. н., профессор

Общая характеристика работы

Диссертационная работа направлена на решение проблемы эффективного управления сроком службы оборудования второго контура атомных электростанций.

Актуальность работы. Безопасность АЭС в значительной степени определяется надежной работой системы генерации пара и системы внешнего охлаждения, состоящей из конденсаторов паровых турбин и системы регенерации.

Безопасная эксплуатация энергоблоков АЭС и мероприятия по продлению срока службы невозможны без тщательного соблюдения норм и правил эксплуатации и обслуживания, анализа действенности тех или иных управляющих воздействий, развития методов вероятностного прогнозирования ресурсных характеристик оборудования, а также внедрения современных процедур обработки данных контроля. Этим вопросам посвящены обзоры, работы, и др.

Но на работу энергоблока кроме условия безопасности накладывается и условие экономической эффективности эксплуатации. Эти проблемы рассматриваются и развиваются в работах, и др. Экономичность производства электроэнергии в значительной степени зависит от времени простоя блока, связанного с проведением профилактики или с устранением причин отказов оборудования АЭС. Классификация оборудования, важного с точки зрения влияния на безопасность, выполненная в разных странах, развивающих ядерную энергетику, обозначила основные типы оборудования, которые следует учитывать при принятии решения о продлении срока службы. Эти вопросы содержательно рассмотрены в документах МАГАТЭ, в работах, и др. Влияние выбранного оборудования на коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) энергоблока (ЭБ) обусловлено простоями из-за ненадежности этого оборудования. Одной из основных задач в связи с этим является прогнозирование характеристик надежности оборудования и оценка эффективности управляющих мероприятий на основе моделей процессов старения, ограничивающих его ресурс. В большом числе работ, посвященных развитию теоретических моделей этих процессов, представленные модели достаточно сложны и содержат большое количество специфических данных, что затрудняет использование таких моделей при прогнозировании ресурса. Как правило, для прогнозирования используется статистическая информация об отказах и наработках.

Актуальной в настоящее время является проблема оптимизации срока службы энергоблока с учетом эффектов старения металла оборудования и стоимости мероприятий модернизации. Особенностью задачи оптимизации срока службы ЭБ является то, что это задача индивидуального прогнозирования, поэтому требуется организовать сбор и обработку исходной информации, обосновать выбор экономического критерия, сформулировать принцип оптимизации с учетом экономической обстановки в течение эксплуатации конкретного ЭБ.

Оборудование второго контура в этом плане играет особую роль, т. к. оно подвержено разным процессам старения, работает в различных условиях, назначенный ресурс, как правило, соизмерим с ресурсом блока, замена имеет достаточно высокую стоимость.

Процессы старения материалов оборудования второго контура, как и вообще оборудования АЭС, объективны, и для своевременного эффективного управления ресурсом требуется проведение наблюдений и анализа технического состояния оборудования во время эксплуатации и широкого использования программ диагностики и неразрушающего контроля. Данные наблюдений должны быть своевременно и качественно обработаны и использованы при прогнозировании ресурсных характеристик оборудования.

Поэтому необходимость разработки подходов, методик и алгоритмов постановки и решения задачи оптимизации срока службы ЭБ, разработки методов прогнозирования ресурса с учетом различных факторов, природы процесса старения и его вероятностного характера, а также применения вычислительных процедур, позволяющих получить эффективные оценки, определяет актуальность диссертационной работы.

Объект исследования – оборудование второго контура АЭС.

Предметом исследования является оценка ресурсных характеристик оборудования второго контура АЭС.

Цель и задачи исследования – разработка теоретических основ и прикладных моделей оценки, прогнозирования и управления сроком службы оборудования второго контура АЭС на основе статистической обработки данных по эксплуатации и учете механизмов процессов старения.

Для достижения этой цели решаются следующие задачи.

1. Анализ и систематизация данных эксплуатации с точки зрения воздействия физических процессов на процессы старения материалов оборудования второго контура и обоснование применения физико-статистических моделей для индивидуальной оценки, прогнозирования и управления сроком службы оборудования второго контура АЭС.

2. Разработка методов прогнозирования ресурсных характеристик оборудования второго контура в условиях накопления повреждений от действия различных процессов старения материала с учетом их вероятностного характера.

3. Разработка методов и алгоритмов оптимизации срока службы энергоблока на основе экономического критерия, учитывающего разновременность затрат и результатов, характеристики надежности оборудования блока и стоимость ремонтов и замен оборудования в течение эксплуатации.

4. Разработка методов решения задачи достижения предельного состояния элементами оборудования АЭС.

5. Оптимизация объемов и периодичности контроля технического состояния оборудования второго контура АЭС, подверженного эрозионно-коррозионному износу.

6. Разработка метода прогнозирования интенсивности процесса ЭКИ элементов оборудования АЭС, изготовленных из перлитных сталей, на основе теории нейронных сетей.

Методы исследований. Работа базируется на использовании и развитии методов безопасной эксплуатации АЭС, теории надежности, теории вероятностей и математической статистики, с использованием которых проведены:

· анализ действующих факторов, ограничивающих ресурс оборудования АЭС;

· анализ статистических данных о работоспособности оборудования АЭС;

Научная новизна работы состоит в том, что, в отличие от существующих подходов к определению срока службы энергоблока, предложенная концепция использует постановку задачи с учетом эффектов старения оборудования АЭС, а также в том, что разработаны методы прогнозирования ресурсных характеристик оборудования, использующие модели физических процессов старения, больший объем информации о параметрах эксплуатации и проведенных мероприятиях по управлению сроком службы оборудования второго контура атомных электростанций. При разработке методов оценки и прогнозирования ресурсных характеристик получен ряд новых теоретических результатов:

Значимость факторов, определяющих интенсивность процессов старения в материале, необходимая для управления ресурсом конкретного оборудования АЭС;

- вероятностная модель прогнозирования ресурса теплообменных трубок парогенератора на основе методов линейного и нелинейного суммирования повреждений с учетом параметров эксплуатации и вида основного процесса старения;

Асимптотические методы решения задачи достижения элементами оборудования предельного состояния: в модели каплеударной эрозии в условиях двухфазных потоков теплоносителя, в методах суммирования повреждений в задаче оценки ресурса ТОТ ПГ;

Метод прогнозирования ресурса трубчатки парогенератора на основе линейной стохастической фильтрации Калмана, позволяющий учесть большой объем эксплуатационных данных, данных контроля и результатов исследований на основе математических моделей процессов повреждения и проводимых профилактических мероприятий, что приводит, в отличие от известных методов, к повышению достоверности прогноза и возможности качественно управлять ресурсом трубчатки на основе сформулированного принципа оптимального управления;

Метод оптимизации объемов и периодичности контроля толщин элементов оборудования АЭС, подверженных эрозионно-коррозионному износу, базирующийся на предложенной методике обработки данных контроля и определении элементов, принадлежащих группе риска по ЭКИ, расчете допустимых толщин стенок и ранжировании элементов по степени износа и скорости ЭКИ, основанный на впервые выполненном анализе большого числа замеров на Кольской, Калининской, Балаковской, Нововоронежской, Смоленской АЭС;

Нейросетевая модель оценки и прогнозирования работоспособности элементов оборудования, подверженного эрозионно-коррозионному износу, на базе наблюдаемых параметров, определяющих интенсивность процесса ЭКИ, и данных контроля, которая в отличие от существующих статистических и эмпирических моделей позволяет оценить взаимное влияние всех факторов, выделить существенные свойства поступающей информации и, в конечном итоге, улучшить точность прогноза без определения всех зависимостей между множеством факторов, обуславливающих процесс ЭКИ;

Метод оптимизации срока службы энергоблока на основе экономического критерия, учитывающего разновременность затрат и результатов, характеристики надежности оборудования блока и стоимость ремонтов и замен оборудования в течение эксплуатации.

Достоверность научных положений подтверждается строгим обоснованием моделей, описывающих процессы работоспособности оборудования второго контура с корректной формулировкой определений предельных состояний оборудования, методов и положений, а также соответствием ряда результатов эксплуатационным данным.

Положения, выносимые на защиту

1. Значимость факторов, влияющих на процессы старения металлов и необходимых для индивидуального применения физико-статистических моделей оценки и управления сроком службы оборудования второго контура.

2. Физико-статистические модели оценки, прогнозирования и управления ресурсом оборудования второго контура АЭС, основанные на методе суммирования повреждений, вызванных различными процессами старения, для проведения вариационных расчетов и обоснования значений параметров, позволяющих управлять ресурсом оборудования.

3. Асимптотические методы решения задач оценки ресурсных характеристик элементов оборудования АЭС, основанные на Центральной Предельной Теореме (ЦПТ), и их применение к накопленному в материале оборудования повреждению в условиях каплеударной эрозии гибов трубопроводов с двухфазным теплоносителем и в условиях коррозионного растрескивания под напряжением теплообменных трубок парогенератора.

4. Метод прогнозирования ресурса трубчатки парогенераторов атомных электростанций на основе теории стохастической фильтрации.

5. Метод оптимизации объемов и периодичности толщинометрии элементов оборудования АЭС с учетом их категорийности по скорости ЭКИ.

6. Нейросетевая модель обобщенного учета факторов эксплуатации для прогнозирования скорости ЭКИ в элементах оборудования атомных электростанций.

7. Метод оптимального управления сроком службы энергоблока с учетом разновременности затрат и результатов.

Практическая ценность результатов работы заключается в том, что на основе указанных выше теоретических положений и методов разработаны алгоритмы и инженерные методики, позволяющие обосновать значения технологических параметров для управления ресурсом оборудования. Проведенные по разработанным методам расчеты позволили получить оценку ресурсных показателей оборудования второго контура АЭС с реакторами ВВЭР-1000, ВВЭР-440 и РБМК-1000 Кольской, Смоленской, Калининской, Балаковской АЭС и выработать рекомендации по управлению ими.

Область применения результатов – управление ресурсом трубчатки ПГ, теплообменных конденсаторных трубок, элементов трубопроводов, изготовленных из перлитных сталей.

Апробация и внедрение результатов

Работа выполнена в рамках тем концерна «Энергоатом»

Диагностика, ресурс оборудования, парогенераторы, качество. Технико-экономическое обоснование замены медьсодержащего оборудования КПТ для головного блока ВВЭР-1000 (энергоблок №3 БлкАЭС),

Фундаментальные проблемы вывода из эксплуатации ядерных энергетических установок,

Доработка «Норм допустимых толщин элементов трубопроводов из углеродистых сталей АС» РД ЭО » и «Разработка руководящего документа по оценке технического состояния элементов оборудования и трубопроводов, подверженных эрозионно-коррозионному износу»;

Комплексная программа мероприятий по предупреждению разрушений и повышению эксплуатационной эрозионно-коррозионной стойкости трубопроводов АЭС. № АЭС ПРГ-550 КО7 концерна «Энергоатом» на тему «Расчетно-экспериментальное обоснование объемов и периодичности контроля эрозионно-коррозионного износа трубопроводов энергоблоков АЭС с РУ ВВЭР-1000»,

Обработка и анализ результатов толщинометрии элементов трубопроводов 1-3-го блоков Смоленской АЭС.

Материалы диссертации докладывались и обсуждались на следующих международных и всероссийских конференциях:

1. Системные проблемы надежности, математического моделирования и информационных технологий , Москва-Сочи, 1997, 1998.

2. Безопасность АЭС и подготовка кадров, Обнинск, 1998, 1999, 2001, 2003, 2005, 2007

3. 7th International Conference on Nuclear Engineering. Tokyo, Japan, April 19-23, 1999 ICONE -7.

4. Контроль и диагностика трубопроводов, Москва, 2001.

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

6. Математические идеи и их приложение к современным проблемам естествознания, Обнинск, 2006.

7. Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики, Москва, 2004, 2006.

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

9. Проблемы материаловедения при проектировании, изготовлении и эксплуатации оборудования, Санкт-Петербург, 2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 57 научных работ , в том числе 20 статей в научно-технических журналах, 15 статей в сборниках, 22 - в трудах конференций.

В диссертации поставлены методологические вопросы прогнозирования ресурса оборудования второго контура АЭС, разработаны методы на основе физико-статистического подхода и предложены эффективные вычислительные процедуры для расчета ресурсных характеристик.

Диссертация состоит из 6 разделов, введения, заключения, списка литературы из 169 наименований, пяти приложений – всего 344 с.

В первой главе рассмотрены основные проблемы, связанные с ненадежностью оборудования второго контура: основные механизмы повреждения, критерии предельного состояния, экономические проблемы , связанные с заменами оборудования. Проведен анализ факторов , ограничивающих ресурс оборудования (показатели водно-химического режима (ВХР) и их динамика, зависимости ресурса от факторов эксплуатации), показан индивидуальный характер старения оборудования в пределах одного блока и на разных АЭС, выполнена оценка технического состояния конденсатора БлкАЭС аналоговым методом. Оценка ресурса выполнена по критерию допустимого глушения 10 % конденсаторных трубок с «нехваткой металла» более 70 % (рис. 1). По оси ординат – доля отбракованных труб от общего количества в %, по оси абсцисс – время проведения ППР минус 1990. Погрешность оценок учтена с помощью доверительного интервала , где - величина доверительного интервала (ДИ), β - доверительная вероятность (β=0,95), n - число измерений (размер выборки), - квантиль распределения Стьюдента, Дисперсия" href="/text/category/dispersiya/" rel="bookmark">дисперсия , . При n =3 когда квантиль t 3, 0,95 равна 2,35, аhttps://pandia.ru/text/78/197/images/image002_31.gif" width="29 height=29" height="29">=0,97.

https://pandia.ru/text/78/197/images/image010_22.gif" width="431" height="269 src=">

Пересечение верхней границы ДИ с допустимым уровнем (в данном случае 10%) дает нижнюю границу ресурса. В приведенном случае нижняя граница ресурса отличается от средней примерно на полгода.

Отмечены закономерности и особенности старения теплообменных трубок (ТОТ) ПГ на различных блоках и разных АЭС. К закономерностям, проявляющимся на ТОТ ПГ в течение эксплуатации, можно отнести старение материала под действием повреждающих факторов, проявляющееся в виде роста дефектов, в основном, под отложениями продуктов коррозии. Основными механизмами повреждений теплообменных трубок ПГ являются язвы, питтинг и коррозионное растрескивание под напряжением. На эти механизмы деградации приходится 68-85% повреждений ТОТ от общего количества повреждений. Зарождению и развитию повреждений ТОТ способствует наличие отложений продуктов коррозии на внешней поверхности ТОТ. Загрязненность поверхности также ухудшает теплообмен между первым и вторым контурами, что уменьшает паропроизводительность. Основные зависимости выявлены между числом заглушенных ТОТ и количеством железа и меди в отложениях, средней удельной загрязненностью поверхности, местоположением ТОТ в сборке. Приведены соответствующие аппроксимации и оценки. Например, зависимость числа заглушенных ТОТ (ЗТОТ) от средней удельной загрязнённости достаточно хорошо описывается линейной функцией (рис. 2).

а)

Рисунок 2. Эмпирическая зависимость количества заглушенных ТОТ от средней удельной загрязнённости для 1ПГ-1 (а) и 1ПГ-3 (б) КлнАЭС.

Индивидуальными являются: интенсивность старения, распределение числа заглушенных ТОТ по высоте трубной решетки, проведенные профилактические мероприятия и их периодичность, техническое состояние оборудования КПТ и их материалы, ВХР, критерии глушения и т. д..gif" width="129 height=38" height="38">.

Зная допустимый уровень загрязненности ТОТ для данного ПГ (критерий предельного состояния), можно оценить время до первого выхода процесса роста загрязненности за допустимый предел. Однако прогноз на основании среднего тренда не является консервативной оценкой. Поэтому необходимо оценить погрешность полученных оценок, построив доверительный интервал.

https://pandia.ru/text/78/197/images/image019_16.gif" width="337" height="232 src=">

Рисунок 3. Аппроксимация загрязненности для 1ПГ-3 КлнАЭС

Расчет с различными начальными значениями остаточной средней удельной загрязненности дает следующие значения нижней границы 95%-ного ДИ для времени выхода за допустимые пределы, указанные в табл. 1.

Таблица 1

Значения межпромывочного периода при различных значениях остаточной загрязненности для 1ПГ-3

Начальное значение, г/м2	Допустимый уровень d , г/м2	Межпромывочный период, тыс. ч

Приведен анализ статистического и физико-статистического подходов к оценке остаточного ресурса оборудования, приведен обзор моделей расчета ресурсных характеристик элементов, проведен анализ эффективности различных мероприятий по управлению ресурсом, что определяет значимость действующих факторов.

Во второй главе рассмотрены основные проблемы, связанные с оптимизацией срока службы ЭБ АС: выбор экономического критерия, ранжирование оборудования, разработка модели потока платежей и т. д.; приведено решение задачи обнаружения разладки в наблюдаемом случайном процессе, связанное с началом старения.

Критерии принятия решения «продление срока службы – вывод из эксплуатации» определяются ежегодными затратами на содержание АЭС, модернизацию и замену оборудования, и количеством выработанной за этот период электроэнергии. При этом гарантирование надлежащих условий безопасности является абсолютным требованием при эксплуатации любой АЭС независимо от ее возраста. Выбор показателя ЧДД (чистый дисконтированный доход) в качестве оптимизационного критерия является логичным и методически обоснованным. Этот интегральный критерий осуществляет соизмерение разновременных показателей путем дисконтирования
, учитывает как экономическую, так и техническую составляющие. Являясь интегральным, т. е. учитывающим всю историю эксплуатации блока, ЧДД отражает истинное соотношение между вложениями в производство электроэнергии (затратами) и стоимостью произведенной электроэнергии (результатом).

Чистый дисконтированный доход определяется как сумма текущих эффектов за весь расчетный период, приведенная к начальному шагу. Математическая постановка задачи определения срока службы по выбранному критерию выглядит следующим образом:

https://pandia.ru/text/78/197/images/image021_16.gif" width="169" height="51">

Q (Т )<QN ,

где k – время в годах (может быть меньше единицы), N – горизонт расчета; CFk – эффект (поток платежей), достигаемый на k -м шаге; ik – коэффициент дисконтирования на шаге k ; Q (T ) – уровень безопасности энергоблока, выражается числом инцидентов в год и в общем случае зависит от времени; QN – нормативный уровень безопасности.

Разработаны основные подходы к созданию процедуры оценки срока службы ЭБ АС – экспресс-метод, основанный на учете интегральных затрат, позволяющий получить оценку срока службы (СС), принимая во внимание как экономическую составляющую эксплуатации, так и техническое состояние ЭБ – и метод оценки СС отдельного оборудования, разработанный в виде марковской модели, включающей стоимости ремонтов, замен оборудования, его характеристики надежности, изменяющиеся в течение эксплуатации, а также стоимость простоя, связанного с обслуживанием данного оборудования. Решение о прекращении эксплуатации блока принимается на основе анализа информации об оборудовании, включенном в группу критических элементов, т. е. важных с точки зрения безопасности.

Формула для вычисления стоимости эксплуатации энергоблока (n типов оборудования) имеет вид

PW (t ) – вероятность того, что оборудование находится в работоспособном состоянии;

CWF – стоимость замененного оборудования или его части,

CFW – стоимость восстановительных работ;

λi (t ) - частота отказов оборудования;

μi - интенсивность восстановления после отказа.

CW =С E × N ×Dt , где N – мощность блока, CE – ежегодный тариф на электроэнергию.

Полученная формула для оценки стоимости эксплуатации энергоблока позволяет оптимизировать его срок службы, принимая во внимание все остальные аспекты эксплуатации.

Для применения этого подхода существенным является вопрос отбора оборудования, его ранжирования по продолжительности простоев, стоимость и значимость мероприятий по управлению ресурсом конкретного оборудования.

Одной из наиболее типичных задач при диагностике технического состояния различного оборудования АЭС является решение задачи о раннем распознавании неисправности оборудования на основе анализа изменения контролируемого параметра. Эффективность системы контроля в существенной степени зависит от алгоритма обработки информации о состоянии контролируемого оборудования. Для получения максимально достоверного решения о наличии разладки процесса предлагается анализировать не сам исходный случайный низкочастотный процесс ξt , а функцию от него:

Весовой коэффициент" href="/text/category/vesovoj_koyeffitcient/" rel="bookmark">весовые коэффициенты . После этого можно подсчитать число пересечений процессом ηt постоянного уровня S на скользящем интервале времени . Поставлена задача оптимизации уровня для обнаружения разладки; впервые получено аналитическое решение для совместной плотности распределения огибающей первого рода и ее производной; впервые аналитически получено выражение для математического ожидания числа пересечений N для первой производной измеряемого случайного процесса https://pandia.ru/text/78/197/images/image026_2.jpg" width="408" height="224">

Рисунок 4. Графическое отображение целевой функции

Третий раздел посвящен вопросам прогнозирования ресурса оборудования второго контура методами суммирования повреждений. Рассмотрены критерии предельного состояния и модели накопления повреждений в материале оборудования конденсатно-питательного тракта.

Старение материала того или иного оборудования АЭС сопровождается накоплением повреждений в материале оборудования, что приводит к сокращению остаточного ресурса. Модель оценки остаточного ресурса разработана на основе метода суммирования повреждения, предложенного в работах

Относительный возраст металла (т. е. накопленные квазистатические повреждения от длительного воздействия медленно меняющихся напряжений, температуры и коррозионной среды) можно определить как сумму отношений продолжительностей работы оборудования в известных условиях ti к рассчитанному максимальному времени наработки до отказа этого оборудования в аналогичных условиях τ i :

где каждое отдельное повреждение соответствует работе оборудования в течение некоторого времени ti с известными эксплуатационными параметрами, от которых зависит время до разрушения τi , а ω(t ) - относительный возраст металла, обусловленный работой на нескольких режимах (где n - число режимов к моменту времени t )

Тогда вероятность безотказной работы (ВБР) можно определить как вероятность невыхода ω(t ) за уровень d =1, т. е. ω(0)=0, а ω(τ )=1.

Для различных процессов старения введена вероятностная мера повреждения. Для тонкостенного оборудования, к которому относятся и теплообменные трубки ПГ, характерны нелинейные эффекты накопления повреждений. Модели нелинейного суммирования повреждений для оценки остаточного ресурса построены на основе работ.

Большинство задач оценки ресурсных характеристик относятся к задаче пересечения уровня стохастическим процессом накопления повреждений. Предложен асимптотический подход к расчету вероятности безотказной работы на основе ЦПТ. Метод применен к накопленному повреждению в гибах паропроводов с двухфазным теплоносителем вследствие каплеударной эрозии и в теплообменных трубках парогенератора в условиях коррозионного растрескивания под напряжением.

Модель каплеударной эрозии построена на основе феноменологического подхода, когда повреждающее воздействие от капель влаги в двухфазном потоке приводит к эрозионному повреждению поверхности в весьма малом объеме. Интенсивность этого процесса зависит от скорости потока, давления, температуры, влажности пара, свойств материала. Микроповреждение, вызванное ударным воздействием одной капли, является, в общем случае, случайной величиной.

стр. 1

стр. 2

стр. 3

стр. 4

стр. 5

стр. 6

стр. 7

стр. 8

стр. 9

стр. 10

стр. 11

стр. 12

стр. 13

стр. 14

стр. 15

стр. 16

стр. 17

стр. 18

стр. 19

1 д к 1» л. »ъ иля е-я г ж с. v

11 о ЭКОЛОI И Ч F.CКОМУ.

ТЕХ1ЮЛОГ1ИИГС1СОМУ и АТОМНОМУ НАДЗОРУ (Р(КТГ.Х1Г^Шзр)

У.ИНИ(^|Р<^0ДО11^И^П^ИПГЛ0Н ФГЛГР"ЦИИ

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО

"" гистрщи^"й *

^ л. /у 4 /;, f J?/ /S,

ЬолерилыпЛх норм тттп

Об > |верж,геннн федерал ьных-норм и привил

в области использовании атомной энергии «Требовании к управлению ресурсом оборудовании и трубопроводов атомных станций. Основные положении»

В соответствии со статьей 6 Федерального закона от 21 ноября 1995 г. -V 170-ФЗ «Об использовании атомной энергии» (Собрание законодательства Российской Федерации. 1995, X® 48, ст. 4552; 1997, № 7, ст. 808; 2001, X® 29. сг. 2949; 2002. X® 1. ст. 2; X® 13. ст. 1180; 2003, X® 46, ст. 4436; 2004, X? 35, ст. 3607; 2006, X® 52, ст. 5498; 2007, X® 7, С т. 834; № 49. ст. 6079; 2008, X® 29, ст. 3418; X® 30. ст. 3616; 2009, № 1, ст. 17; X® 52, ст. 6450; 2011. № 29. ст. 4281; X? 30, ст. 4590, ст. 4596; Х« 45, ст. 6333; X® 48, ст. 6732; № 49, ст. 7025; 2012, X* 26. ст. 3446; 2013, X® 27, ст. 3451), подпунктом 5.2.2.1 пункта 5 Положения о Федеральной службе но экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. X® 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 32. ст. 3348; 2006, № 5. ст. 544; № 23, ст. 2527; X® 52. ст. 5587; 2008, А® 22, ст. 2581; № 46. ст. 5337; 2009. X® 6, ст. 738; X» 33, ст. 4081; № 49, ст. 5976; 2010, X* 9. ст. 960; X® 26, ст. 3350; № 38, ст. 4835; 2011, № 6, ст. 888; X? 14. ст. 1935; X? 41, ст. 5750; № 50, ст. 7385; 2012, .V® 29, ст. 4123; X» 42, ст. 5726; 2013, X® 12, ст. 1343; X® 45, ст. 5822; 2014, X® 2. ст. 108; X® 35, ст. 4773; 2015, X® 2, ст. 491; X® 4, ст. 661), п р и к аз ы в а ю:

Утвердить прилагаемые федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения» (НП-096-15).

Л.В. Алёшин

Руководитель

УТВЕРЖДЕНЫ приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому _ и атомному надзору от « #» о2QSS г. № У/о

Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения»

I. Назначение и область применения

1. Настоящие федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций. Основные положения» (НП-096-15) (далее -Основные положения) разработаны в соответствии со статьей 6 Федерального закона от 21 ноября 1995 г. № 170-ФЗ «Об использовании атомной энергии» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, № 48, ст. 4552; 1997, № 7, ст. 808; 2001, № 29, ст. 2949; 2002, № 1, ст. 2; № 13, ст. 1180; 2003, № 46, ст. 4436; 2004, № 35, ст. 3607; 2006, № 52, ст. 5498; 2007, № 7, ст. 834; № 49, ст. 6079; 2008, № 29, ст. 3418; № 30, ст. 3616; 2009, № 1, ст. 17; № 52, ст. 6450; 2011, № 29, ст. 4281; № 30, ст. 4590, ст. 4596; № 45, ст. 6333; № 48, ст. 6732; № 49, ст. 7025; 2012, № 26, ст. 3446; 2013, № 27, ст. 3451), постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 1997 г. № 1511 «Об утверждении Положения о разработке и утверждении федеральных норм и правил в области использования атомной энергии» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, № 49, ст. 5600; 1999, № 27, ст. 3380; 2000, № 28, ст. 2981; 2002, № 4, ст. 325; № 44, ст. 4392; 2003, № 40, ст. 3899; 2005, № 23, ст. 2278; 2006, № 50, ст. 5346; 2007, № и, ст. 1692; № 46, ст. 5583; 2008, № 15, ст. 1549; 2012, № 51, ст. 7203).

2. Настоящие Основные положения устанавливают требования к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций, отнесенных в проектах блоков атомных станций (далее - АС) в соответствии с федеральными нормами и правилами в области использования атомной энергии к элементам 1, 2 и 3 классов безопасности.

3. Настоящие Основные положения применяются при проектировании, конструировании, производстве, сооружении (включая монтаж, наладку, ввод в эксплуатацию), эксплуатации (в том числе и при продлении срока службы), реконструкции (модернизации), ремонте и выводе блока АС из эксплуатации.

4. Используемые термины и определения приведены в приложении № 1 к настоящим Основным положениям.

II. Общие положения

5. Действие настоящих Основных положений распространяется на управление ресурсом следующих оборудования и трубопроводов АС:

все единицы оборудования и трубопроводов, отнесенные в проекте блока АС к элементам 1 класса безопасности;

все единицы оборудования единичного и мелкосерийного производства и референтные единицы трубопроводов и оборудования АС, отнесенные в проекте блока АС к элементам 2 класса безопасности;

отдельные, отнесенные в проекте блока АС к элементам 3 класса безопасности, единицы оборудования и трубопроводов в порядке, установленном эксплуатирующей организацией по согласованию с разработчиками проектов реакторных установок (далее - РУ) и АС.

6. В проекте блока АС для оборудования и трубопроводов должны быть обоснованы и назначены сроки их службы.

7. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть установлены и обоснованы ресурсные

характеристики и критерии оценки ресурса. Для оборудования и трубопроводов АС, сконструированных до ввода настоящих Основных положений в действие, а также в случаях прекращения деятельности разработчика оборудования или трубопроводов, обоснование и установление ресурсных характеристик оборудования и трубопроводов АС должны быть выполнены эксплуатирующей организацией.

8. Управление ресурсом оборудования и трубопроводов АС должно основываться на:

а) соблюдении требований федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, нормативных и руководящих документов, инструкций по изготовлению, монтажу, наладке, эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту, оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС;

б) поддержании оборудования и трубопроводов АС в исправном (работоспособном) состоянии путем своевременного выявления повреждений, осуществления профилактических мер (обследований, ремонтов), замены выработавших ресурс оборудования и трубопроводов АС;

в) установлении механизмов образования и развития дефектов, способных привести к разрушению или отказам оборудования и трубопроводов АС;

г) выявлении доминирующих (определяющих) механизмов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов АС;

д) постоянном совершенствовании мониторинга процессов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов АС;

е) результатах контроля технического состояния и оценки выработанного и остаточного ресурса оборудования и грубопроводов АС по результатам контроля;

ж) смягчении (ослаблении) процессов старения, деградации и повреждений оборудования и трубопроводов посредством технического обслуживания, ремонта, модернизации, использования щадящих режимов

эксплуатации, замены (при исчерпании ресурса и невозможности или нецелесообразности ремонта);

з) разработке и актуализации программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

9. Эксплуатирующая организация должна обеспечить разработку и согласование с разработчиками проектов РУ и АС программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС на стадии их эксплуатации и осуществлять ее выполнение.

10. Программа управления ресурсом оборудования и трубопроводов на основе установленных конструкторскими (проектными) организациями критериев оценки ресурса должна быть ориентирована на предупреждение повреждений оборудования и трубопроводов АС из-за деградации и негативных эффектов старения конструкционных материалов и самих конструкций при их эксплуатации.

11. Программа управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС должна содержать:

а) перечень оборудования и трубопроводов АС, ресурс которых подлежит управлению, а ресурсные характеристики мониторингу, с указанием контролируемых параметров для каждой единицы оборудования и трубопроводов;

б) способы мониторинга процессов накопления повреждений в материалах и элементах конструкций оборудования и трубопроводов АС вследствие старения, коррозии, усталости, радиационного, температурного, механического и иных воздействий, влияющих на механизмы старения, деградации и отказов оборудования и трубопроводов АС;

в) порядок учета технического состояния оборудования и трубопроводов АС, фактических характеристик материалов, параметров нагружения и условий эксплуатации и порядок корректировки рабочих

программ эксплуатационного контроля технического состояния оборудования и трубопроводов АС;

г) порядок принятия и реализации мер, направленных на устранение или смягчение повреждающих факторов;

д) порядок учета выработанного и оценки остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС;

е) порядок корректировки регламента технического обслуживания и ремонта (далее - ТОиР) с целью упреждения необратимых проявлений механизмов старения и деградации оборудования и трубопроводов АС.

12. Рабочие программы эксплуатационного неразрушающего контроля состояния металла оборудования и трубопроводов АС и регламенты технического обслуживания и ремонта оборудования и трубопроводов АС должны учитывать положения программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

13. Эксплуатирующая организация должна обеспечивать сбор, обработку, анализ, систематизацию и хранение информации в течение всего срока службы оборудования и трубопроводов и вести базу данных по повреждениям, их накоплению и развитию, механизмам старения, отказам и нарушениям в работе, а также по режимам работы, включая переходные режимы и аварийные ситуации, в соответствии с программой управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

III. Подготовительные мероприятия к управлению ресурсом оборудования и трубопроводов атомных станций при проектировании

и конструировании

14. На стадии проектирования и конструирования оборудования и трубопроводов АС разработчиками проектов АС и РУ должна быть разработана методология управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС в виде комплекса организационных и технических мер, основанных на прогнозировании механизмов повреждения конструкционных материалов

оборудования и трубопроводов АС, мониторинге ресурсных характеристик и выявлении доминирующих механизмов старения и деградации на стадии эксплуатации, периодической оценке фактического состояния оборудования и трубопроводов АС и их остаточного ресурса, корректирующих мерах по устранению или ослаблению механизмов старения и деградации, формулировании требований к базам данных, обеспечивающих выполнение программы управления ресурсом оборудования и трубопроводов АС.

15. Конструкторскими (проектными) организациями должны быть предусмотрены меры и средства для поддержания значений ресурсных характеристик в пределах, обеспечивающих назначенный срок службы оборудования и трубопроводов АС.

16. При выборе материалов оборудования и трубопроводов АС должны учитываться механизмы повреждения и деградации материалов (мало- и многоцикловая усталость, общая и локальная коррозия, межкристаллитное и транскристаллитное растрескивание, охрупчивание, термическое старение, деформационные и радиационные повреждения, эрозия, износ, изменение физических свойств), проявление которых возможно в течение проектного срока службы оборудования и трубопроводов АС, а для незаменяемых оборудования и трубопроводов АС - в течение срока эксплуатации АС.

17. В случаях, если незаменяемые оборудование и трубопроводы АС должны функционировать при выводе АС из эксплуатации, должны быть дополнительно учтены механизмы повреждения в период времени, включающий вывод АС из эксплуатации. Остаточный ресурс таких оборудования и трубопроводов АС должен быть достаточным для обеспечения вывода АС из эксплуатации.

18. Для вновь проектируемых АС в конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть определены перечень незаменяемых оборудования и трубопроводов АС, методы и

средства мониторинга параметров и процессов, влияющих на ресурсные характеристики оборудования и трубопроводов АС.

19. Для оборудования и трубопроводов АС вновь проектируемых блоков АС конструкторская (проектная) документация на оборудование и трубопроводы АС должна содержать:

а) перечень проектных режимов, включая режимы нормальной эксплуатации (пуск, стационарный режим, изменение мощности реактора, останов), режимы нарушений нормальной эксплуатации и проектные аварии;

б) расчетное количество повторений всех проектных режимов за назначенный срок службы оборудования и трубопроводов АС;

в) условия эксплуатации и нагрузки на оборудование и

трубопроводы АС;

г) перечень потенциальных механизмов повреждений и деградации

материалов оборудования и трубопроводов АС, которые могут влиять на их работоспособность в процессе эксплуатации (мало- и многоцикловая усталость, общая и локальная коррозия, межкристаллитное и

транскристаллитное растрескивание, охрупчивание под воздействием температуры, нейтронного или ионизирующего излучения, термическое старение, ползучесть, деформационные повреждения, эрозия, износ, образование и рост трещин с учетом влияния среды и ползучести, изменение физических свойств);

д) результаты расчетов прочности и ресурса оборудования и трубопроводов АС, обоснования срока их эксплуатации. Ресурс незаменяемых оборудования и трубопроводов АС должен быть обеспечен на срок службы блока АС и на период вывода блока АС из эксплуатации.

20. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны учитываться накопленный опыт эксплуатации блоков АС, а также опыт изготовления, монтажа, ввода в эксплуатацию.

эксплуатации и вывода из эксплуатации оборудования и трубопроводов АС и результаты научных исследований.

21. Для вновь проектируемых блоков АС в конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должны быть предусмотрены системы и(или) способы контроля необходимых параметров, определяющих ресурс оборудования и трубопроводов АС в течение всего срока их службы, из следующего перечня:

температура:

скорость разогрева или расхолаживания;

градиенты температур по толщине стенки;

давление и скорость повышения или сброса давления теплоносителя или рабочих сред;

вибрационные характеристики;

температура и влажность в помещении, в котором расположено оборудование и(или) трубопроводы;

интенсивность освещенности;

степень окисления смазки;

скорость потока теплоносителя или рабочих сред;

количество циклов нагружения;

изменения толщин стенок;

радиационное воздействие;

интенсивность электромагнитного поля в местах расположения оборудования и(или) трубопроводов;

перемещения контрольных точек оборудования и трубопроводов АС при разогреве или расхолаживании, а также при внешних и(или) внутренних воздействиях;

характеристики внешних воздействий;

выходные сигналы электронных блоков.

Для сооружаемых и находящихся в эксплуатации АС должен быть установлен порядок дооснащения оборудования и трубопроводов АС системами и(или) способами контроля необходимых параметров из приведенного выше перечня.

22. Устанавливаемые при конструировании толщины стенок оборудования и трубопроводов АС должны учитывать возникающие при эксплуатации процессы коррозии, эрозии, износа, а также результаты прогнозирования изменения механических характеристик материалов вследствие старения к концу срока службы оборудования и трубопроводов АС.

23. В конструкторской (проектной) документации на оборудование и трубопроводы АС должна быть предусмотрена возможность их осмотра, технического обслуживания, ремонта, периодического контроля и замены (за исключением незаменяемого оборудования и трубопроводов АС) в процессе эксплуатации.

24. Конструкции и компоновка оборудования и трубопроводов АС не должны препятствовать осуществлению контроля, проверок, испытаний, отбора проб с целью подтверждения прогнозируемых значений и скоростей изменений ресурсных характеристик, связанных с механизмами старения и деградации конструкционных материалов во время эксплуатации оборудования и трубопроводов АС.

25. Конструкторскими (проектными) организациями должны быть разработаны методы оценки и прогнозирования остаточного ресурса оборудования и трубопроводов АС. В проектах РУ и АС должны быть предусмотрены методы и технические средства эксплуатационного контроля и диагностирования состояния оборудования и трубопроводов АС, технического обслуживания и ремонта, позволяющие при эксплуатации своевременно

Управление ресурсом оборудования электростанций как инструмент прогнозирования развития электроэнергетики

А.П. Ливинский

Электроэнергетика, являясь базовой отраслью российской экономики, обеспечивает внутренние потребности народного хозяйства и населения в электроэнергии, а также экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья.

С целью максимально эффективного использования природных топливно-энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для долгосрочного, стабильного обеспечения экономики и населения страны всеми видами энергии Правительство Российской Федерации утвердило Энергетическую стратегию России на период до 2020 года, которая предусматривает:

• - надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнергией;
• - сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграцию с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
• - повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе новых, современных технологий;
• - снижение вредного воздействия на окружающую среду.

В нынешней редакции Энергетической стратегии приняты более умеренные уровни электропотребления, увеличены темпы развития нетрадиционных и возобновляемых источников энергии и в первую очередь гидроэнергетики, приняты более реальные вводы генерирующих мощностей и соответствующие им инвестиции.

В благоприятном варианте развитие электроэнергетики России ориентировано на сценарий, предполагающий форсированное проведение социально-экономических реформ с темпами роста производства валового внутреннего продукта до 5-6 % в год и соответствующим устойчивым ростом электропотребления 2,0-2,5 % в год (рис. 1). В результате потребление электроэнергии достигнет к 2020 г. в оптимистическом варианте 1290, в умеренном - 1145 млрд. кВтч.

С учетом прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при оптимистическом варианте суммарное производство (рис. 2) возрастет по сравнению с отчетным 2002 г. в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд. кВтч) и более чем в 1,5 раза к 2020 г. (до 1365 млрд. кВтч); при умеренном варианте развития экономики соответственно в 1,14 (до 1015 млрд. кВтч) и в 1,36 раза (до 1215 млрд. кВтч).

Рис. 1.

Рис. 2. Производство электроэнергии на электростанциях России (при умеренном и оптимистическом вариантах)

Рис. 3.

Производственный потенциал электроэнергетики России (рис. 3) в настоящее время состоит из электростанций общей установленной мощностью около 215 млн. кВт, в том числе АЭС - 22 и ГЭС - 44 млн. кВт, остальное - теплоэнергетика и линии электропередачи всех классов напряжения общей протяженностью 2,5 млн. км. Более 90 % этого потенциала объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС) России, которая охватывает всю обжитую территорию страны от западных границ до Дальнего Востока.

По принятой Энергетической стратегии в структуре генерирующих мощностей существенных изменений не произойдет: основой электроэнергетики останутся тепловые электростанции; их доля сохранится на уровне 66-67 %, АЭС - 14 %, доля ГЭС практически не изменится (20 %).

В настоящее время основная доля (около 70 %) в структуре генерирующих мощностей приходится на тепловые электростанции, работающие на органическом топливе (рис. 4). Мощность ТЭС на 1.01.2003 г. составила около 147 млн. кВт. Почти 80 % генерирующих мощностей тепловых электростанций в европейской части России (включая Урал) работают на газе и мазуте. В восточной части России более 80 % работают на угле. В России действуют 36 тепловых электростанций мощностью 1000 МВт и более, в том числе 13 мощностью 2000 МВт и более. Мощность крупнейшей тепловой электростанции России - Сургутской ГРЭС-2 - 4800 МВт.

На тепловых электростанциях широко используются крупные энергоблоки 150-1200 МВт. Общее количество таких энергоблоков - 233 суммарной мощностью около 65000 МВт.

Рис. 4.

Значительную долю тепловых электростанций (порядка 50 % мощности) составляют ТЭЦ, которые распределены по всей территории страны.

Основная часть (более 80 %) оборудования ТЭС (котлы, турбины, генераторы) была введена в эксплуатацию в период с 1960 по 1985 год и к настоящему времени отработала от 20 до 45 лет (рис. 5). Поэтому старение энергооборудования становится ключевой проблемой современной электроэнергетики, которая в дальнейшем будет только усугубляться.

Начиная с 2005 года, произойдет нарастание объемов выработавшего парковый ресурс турбинного оборудования (рис. 6). Так, к 2010 г. 102 млн. кВт (43 %) действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает свой парковый ресурс, а к 2020 г. - 144 млн. кВт, что составит более 50 % установленной мощности.

Вывод из эксплуатации вырабатывающего парковый ресурс турбинного оборудования в условиях прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность приведет к образованию дефицита мощности в размере 70 ГВт на уровне 2005 года (30 % от потребности), который к 2010 году составит уже 124 ГВт (50 % от потребности) и к 2020 году - 211 ГВт (75 % от потребности в мощности) (рис. 7).

Рис. 5.

Рис. 6. Прогноз объемов турбинного оборудования, отрабатывающих парковый ресурс

Рис. 7. Динамика сбалансированности России по мощности

Рис. 8.

электроэнергетика турбинный оборудование

Обеспечение прироста потребности в генерирующей мощности возможно за счет следующих основных мероприятий:

продления срока эксплуатации действующих ГЭС, АЭС и значительного количества ТЭС с заменой только основных узлов и деталей;

достройки объектов, находящихся в высокой степени готовности;

сооружения новых объектов в дефицитных регионах;

модернизации и технического перевооружения ТЭС с использованием новых, перспективных технических решений.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления в оптимистическом и благоприятном вариантах вводы генерирующих мощностей на электростанциях России (с учетом необходимости замены и модернизации выработавшего свой ресурс оборудования) за период 2003-2020 гг. оцениваются примерно 177 млн. кВт (рис. 9), в том числе на ГЭС и ГАЭС - 11,2, на АЭС - 23, на ТЭС - 143 (из них ПГУ и ГТУ - 37 млн. кВт), из них вводы новых генерирующих мощностей - около 131,6 ГВт, объем замещения выработавшего ресурс оборудования за счет его технического перевооружения - 45,4 ГВт.

Рис. 9.

Рис. 10.

В умеренном варианте вводы оцениваются примерно 121 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС - 7, на АЭС - 17, на ТЭС - 97 (из них ПГУ и ГТУ - 31,5 млн. кВт).

Вместе с тем суммарные усредненные вводы по России в целом за пятилетку в период с 1991 по 2002 год составили всего лишь 7 ГВт.

Важным фактором развития электроэнергетики является возможность инвестиций для нового энергетического строительства и проведения технического перевооружения действующих электростанций и электрических сетей, включая полную замену оборудования, выработавшего парковый ресурс. Потребность электроэнергетики в инвестициях за период до 2020 года с учетом АЭС в зависимости от варианта развития оценивается в 140-205 млрд. долл. США, в том числе на генерацию 100-160 млрд. долл. (рис. 10). Обеспечение роста капитальных вложений в электроэнергетику с доведением их к 2005 году до 4,0 млрд. долл. в год и к 2010 году до 6,0 млрд. долл. в год (без учета АЭС) возможно за счет введения инвестиционной составляющей в тарифе на электрическую и тепловую энергию, создания благоприятных условий для привлечения иностранных и отечественных частных инвестиций за счет государственных гарантий, налоговых льгот, выделения прямых государственных инвестиций и т.д.

Вместе с тем в 2002 г. объем инвестиций в электроэнергетику с учетом АЭС составил 2,6 млрд. долл. В 2003 г. ожидаемый объем инвестиций составит 3,6 млрд. долл.

В целом суммарные инвестиции по Холдингу за пятилетний период с 1999 по 2003 год составили 9 млрд. долл. США или чуть более 4 % от потребности в инвестициях на период до 2020 года.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей в балансах мощности и электроэнергии на период до 2020 года должна сохраняться значительная доля оборудования, отработавшего свой парковый ресурс (рис. 11): в период до 2010 года объем такого оборудования будет нарастать до 93 ГВт с последующим сокращением к 2020 году до 40 ГВт.

Рис. 11.

Обеспечение прогнозируемого спроса на электроэнергию и мощность требует сохранения работоспособности оборудования после достижения им паркового ресурса.

Это ставит задачу управления ресурсом оборудования электростанций на качественно новый уровень. Решение этой проблемы требует создания банка данных, позволяющего прогнозировать состояние оборудования, разработки системы мероприятий по сохранению работоспособности оборудования и контроля их выполнения, увязки предложений по продлению ресурса оборудования с перспективными балансами мощности и электроэнергии.

На рис. 12 показана сложившаяся к настоящему времени схема организации продления срока службы оборудования.

Рис. 12.

Под парковым ресурсом понимается наработка однотипных по конструкции, материалам и условиям эксплуатации элементов теплоэнергетического оборудования, при которой обеспечивается их безаварийная работа при соблюдении стандартных требований к контролю металла, эксплуатации и ремонту энергоустановок.

К настоящему времени произошел лавинообразный рост мощностей, отработавших парковый ресурс. Требуемые объемы замен оборудования и их узлов не обеспечивались соответствующим финансированием. Возникла необходимость уточнения значений паркового ресурса применительно к конкретному оборудованию путем проведения целого ряда исследований и мероприятий.

В связи с этим было предложено перейти на индивидуальный ресурс, т.е. назначенный ресурс конкретного объекта, определенный с учетом фактических свойств металла, геометрических размеров и условий его эксплуатации.

По истечении проектного срока службы оборудования с учетом ограничений, установленных нормативно-правовыми документами, проводится анализ его состояния, по результатам которого принимается решение о замене или продлении срока службы оборудования до выработки назначенного индивидуального ресурса, который определяется комплексом мер в рамках системы продления ресурса.

Действующая в электроэнергетике система продления срока службы оборудования основывается:

1. На Федеральных законах:

“О промышленной безопасности опасных производственных объектов”;

“О техническом регулировании”;

“О лицензировании отдельных видов деятельности”.

2. На Постановлениях Правительства Российской Федерации:

“О порядке и условиях применения технических устройств на опасном производственном объекте“;

“О порядке организации и осуществления производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте“;

“О мерах по обеспечению промышленной безопасности опасных производственных объектов на территории Российской Федерации“;

3. На нормативных документах Госгортехнадзора России:

“Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов“;

“Правила проведения экспертизы промышленной безопасности“;

“Положения о порядке продления срока безопасной эксплуатации техничес-

ких устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах“;

“Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы ответственных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций“.

Подготовка решения о продлении срока службы с учётом всех вариантов требует серьёзного технико-экономического анализа на основании технического состояния электростанции и перспектив её развития (технического перевооружения).

В соответствии с требованиями Типовых инструкций... и Положений..., АО-энер-го и АО-электростанции самостоятельно или с привлечением организаций осуществляют контроль технического состояния оборудования и проводят исследования прочностных характеристик металла.

Подобные исследования, как правило, проводятся экспертными организациями (рис. 13). Их заключения вместе с решением АО-энерго и АО-электростанции

о продлении срока эксплуатации оборудования направляются, в соответствии

с Типовыми инструкциями..., в ОАО «РАО “ЕЭС России”». Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО “ЕЭС России”» осуществляет с привлечением отраслевых научно-исследовательских организаций анализ представленных материалов, выносит заключение о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации оборудования. На основании решения АО-энерго и АО-электростанции, заключения специализированной организации Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» утверждает (или не утверждает, или утверждает с ограничениями) решение АО-энерго и АО-электростанции о возможности и сроках дальнейшей эксплуатации оборудования.

Рис. 13.

Утверждение ОАО «РАО “ЕЭС России”» решения АО-энерго и АО-электростанции является основанием для Госгортехнадзора России о регистрации заключения экспертизы промышленной безопасности и предоставления электростанции права на дальнейшую эксплуатацию оборудования.

Основные направления совершенствования организации работ по продлению срока службы оборудования (рис. 14) будут связаны:

• - с совершенствованием директивной (определяемой документами Госгортехнадзора России) части этих работ;
• - с приданием экономической заинтересованности в результатах этих работ, в том числе и работ по определению коммерческого ресурса и надёжности электростанции для различных организаций (СО-ЦДУ, АТС, заводы-изготовители оборудования и др.).

Для этого планируется совершенствовать организацию продления в следующем.

1. Контроль состояния металла и оборудования ТЭС поручается аккредитованным в Госгортехнадзоре России испытательным лабораториям и лабораториям неразрушающего контроля. Аккредитация должна проводится с учётом рекомендаций Департамента научно-технической политики и развития ОАО «РАО “ЕЭС России”», в дальнейшем через НП “ИНВЭЛ” (Некоммерческое партнерство «Инновации в электроэнергетике»).

Рис. 14.

• 2. Экспертная организация, рассматривающая материалы по продлению срока службы оборудования и делающая заключение относительно сроков эксплуатации, должна быть независимой и назначаться Департаментом научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» и в дальнейшем НП “ИНВЭЛ”
• 3. Департамент научно-технической политики и развития ОАО «РАО "ЕЭС России"» (в дальнейшем НП “ИНВЭЛ”) должен организовать работу по оценке коммерческого срока и надёжности работы электростанций и определить постоянные организации, заинтересованные в такой информации.

Из представленных материалов видно, что в обозримом будущем в условиях недостатка инвестиций на новое строительство будет расти дефицит генерирующих мощностей. Основным источником его покрытия будет продление срока службы действующего оборудования. Для этого необходимо разработать организационный механизм управления ресурсом, который должен соответствовать новым реалиям, складывающимся в электроэнергетике в связи с ее реформированием. Важными организационными аспектами являются следующие:

совершенствование нормативно-технической документации, обеспечивающей надежную и безопасную эксплуатацию оборудования;

осуществление мониторинга повреждаемости оборудования, подготовка типовых технических и организационных решений по продлению срока службы оборудования (циркуляры, информационные письма);

создание базы данных по его эксплуатации;

снижение затрат на контроль и ремонт оборудования.

Все эти мероприятия позволят усовершенствовать механизм управления ресурсом и сделать его важным инструментом прогнозирования дальнейшего развития электроэнергетики.

Первые шаги в этом направлении уже сделаны. Так, по заданию ДНТПиР ОАО «РАО “ЕЭС России”» Институтом «Теплоэлектропроект» готовятся «Предложения по продлению ресурса оборудования тепловых электростанций сверх паркового», которые включают:

• - прогноз технического состояния тепловых электростанций, отрабатывающих парковый ресурс в период до 2008 года;
• - разработку постанционных предложений о технических мероприятиях, позволяющих продлить ресурс оборудования сверх паркового;
• - оценку финансовых затрат на реализацию мероприятий по продлению ресурса оборудования;
• - организацию управления ресурсом оборудования электростанций в условиях реформирования электроэнергетики.

В рамках данной работы было проведено исследование состояния оборудования всех семи регионов России с установленной мощностью 131,422 млн. кВт. Его результаты используются при разработке пятилетнего корпоративного баланса мощностей энергии на период 2004-2008 гг.

Как показал анализ, к 2008 г. индивидуальный ресурс будет исчерпан на оборудовании установленной мощностью 10,929 млн. кВт, что составляет 9,1 % от установленной мощности ТЭС Холдинга РАО «ЕЭС России». Это потребует значительных инвестиций в работы по продлению ресурса оборудования.

Особенно большой объем работ по продлению ресурса оборудования и затрат приходится на ОЭС Урала, одного из самых энергонапряженных регионов России. За период 2004-2008 гг. стоимость мероприятий по продлению ресурса по этому региону составит 6567,7 млн. руб., объем продлеваемой мощности 5034 МВт, причем пик требуемых инвестиций придется на 2007-2008 гг.

В целом на ТЭС России за период 2004-2008 гг. потребуется провести комплекс мероприятий, обеспечивающих продление ресурса оборудования, на общую сумму, с учетом НДС, 19,58 млрд. руб. (в текущих ценах). При этом удельная стоимость продлеваемой мощности составит 1792,1 руб./кВт (58,8 долл/кВт).

При прогнозировании балансов мощности на более длительный период (10-15-20 лет) следует провести дополнительные исследования, чтобы определить характер изменения затрат на продление ресурса оборудования тепловых электростанций.