Физико-статистические модели управления ресурсом оборудования второго контура атомных электростанций

• Автор: Гулина, Ольга Михайловна
• Шифр специальности: 05.14.03
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2009
• Место защиты: Обнинск
• Количество страниц: 344 с. : ил.

Содержание
Введение
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 физикостатистический 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 методическтгх 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
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 воднохимического 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
в ТОТ ПГ.
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 эрозионнокоррозионному 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
КлнАЭС.
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 расчта допустимых толщин
стенок.
5. Выводы по пятой главе
6 Нейросетевая модель оценки и прогнозирования работоспособности элементов оборудования атомных электростанций, подверженных эрозионнокоррозионному 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.
Заключение.
Литература


Управлять ресурсом трубного пучка можно через обоснованное расчетами обеспечение значений переменных, в частности концентраций активаторов коррозии, скорости образования отложений меди, скорости накопления усталостной меры поврждения и других. Таблица 1. АЭС о с и 5 й НЗ Я СО 1 2. О. Р Л 5 Ущерб на уровне АЭС , Ущерб на уровне страны, млрд. На один ПГ, млн. Затраты на замену,млн. Утилизация ПГ, млн. Суммарный, млн. РУб. НВАЭС 4 8, . Одним из основных элементов АЭС, определяющих надежную и экономичную работу второго контура, является конденсационная установка . Это связано с тем, что присосы охлаждающей водьт провоцируют коррозионное растрескивание элементов парогенератора и коррозионные повреждения элементов проточной части паровой турбины. Появление отложений на внутренней поверхности трубной системы в зависимости от их характера приводит либо к значительному ухудшению вакуума при карбонатных отложениях, либо к подшламовой питтинговой коррозии при мягких и слизистых отложениях. И то, и другое приводит к снижению коэффициента использования установленной мощности энергоблока и в дальнейшем к необходимости замены трубной системы конденсаторов. Конденсатор типа К0. Площадь поверхности конденсатора
м . Количество конденсаторных трубок 0, длина трубок 0 мм. Диаметр внешних трубок x2 мм 4 шт. Расход циркуляционной воды в первом конденсаторе 0 м3ч, Дф мм скорость воды 2, мс, число водоводов в конденсатор 2. Расход пара в конденсатор тч. Давление пара в конденсаторах Рми0, кгссм2, предельно высокое 0, кгссм2. Влажность пара после ЦНД . Давление воды в трубках конденсаторов 1,3,0 кгссм2. Температура охлаждающей воды 0,5,0 С. Конденсаторные трубки изготовлены из сплава МНЖ ГОСТ 2УЗ, состоящего из Ре 1,,4, Мп 0,,8, ТйСо ,5, примесей менее 0,7, остальное Си. Протечки в паровых конденсаторах увеличивают вынос меди в теплоноситель второго контура, что при периодическом повышении содержания кислорода увеличивает риск разрушения труб из стали ХНТ в парогенераторах, к повреждению другого оборудования КПТ, и, следовательно, к значительным убыткам и снижению безопасности АЭС. Повреждения трубок из сплава МНЖ вызваны образованием сквозных язв, развивающихся со стороны охлаждающей воды. Сплав МНЖ обладает высокой коррозионной стойкостью. Коррозионные повреждения трубных систем КПТ непосредственным образом сказываются на общих параметрах надежности турбоустановок АЭС. Это в свою очередь влечет за собой значительную недовыработку электрической энергии. Данные исследований свидетельствуют, что именно проблемы в работе конденсаторов турбин являются причиной почти всех потерь электроэнергии на АЭС, что сопоставимо с потерями, связанными с неисправностями самой турбины . Большая часть повреждений теплообменных трубок конденсаторов ТТК относится к коррозионному повреждению металла. Этот вид коррозии определяется характеристиками металла и среды и чаще всего
сопровождается образованием сквозных повреждений без видимых признаков силового воздействия рис. Рисунок 1. Качество воды второго контура в значительной степени определяется наличием присосов охлаждающей воды и воздуха в конденсаторах турбин и сильно зависит от химического состава охлаждающей воды. Из анализа данных по БлкАЭС , выполненного в , следует, что значения практически всех показателей качества охлаждающей воды на БлкАЭС существенно увеличились со временем табл. В качестве примера проанализированы временные зависимости показателя жесткости воды, солесодержания и содержания хлора в охлаждающей воде. Таблица 1. Иггсрвалы от 8. Содержание коррозионноактивного элемента хлора в период с г. Эти изменения способствуют повышению коррозионной активности охлаждающей воды. Следовательно, при прогнозировании ресурса КПТ скорость коррозии необходимо оценивать с учетом изменения интенсивности действующих повреждающих факторов со временем. Таблица 1. Волга выше, С г. Волга ниже, иС г. Пруд АЭСЗИФ С г. Подводящий,С г. Рисунок 1. Зависимость Жцжесткости в охлаждающей воде конденсаторов БлкАЭС от времени. Наилучшим образом эти данные аппроксимированы линейными функциями, особенно в случае содержания в охлаждающей воде хлора. Рисунок 1. Зависимость соесодержания в охлаждающей воде
конденсаторов БлкАЭС от времени.