автореферат диссертации по энергетике, 05.14.14, диссертация на тему:Прогнозирование ресурса и надежности теплообменного оборудования электрических станций

На правах рукописи

ДЕРИЙ ВЛАДИМИР ПЕТРОВИЧ

ООЗ166003

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕСУРСА И НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Специальности

05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты

05.14.03 - Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 7 Мар 20ПЙ

Иваново 2008 и°

003166003

Работа выполнена на кафедре атомных электрических станций ГОУВПО "Ивановский государственный энергетический университет имени В И Ленина" и в организации'Атомтехэнерго"

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Семенов Владимир Константинович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Кукушкин Александр Николаевич

кандидат технических наук, доцент Короткое Александр Николаевич

Ведущая организация

«Научно-производственное объединение по технологии машиностроения НПО ЦНИИТМАШ»

Защита состоится 10 апреля 2008 года в 1100 часов на заседании диссертационного совета Д 212 064 01 при Ивановском государственном энергетическом университете по адресу 153003, г Иваново, ул Рабфаковская, 34, корпус "Б", аудитория 237

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью, просим присылать по адресу. 153003, г Иваново, ул. Рабфаковская, 34, Ученый Совет ИГЭУ Тел. (4932)38-57-12 E-mail- uch sovet@,ispu m. факс (4932)38-57-78

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ивановского государственного энергетического университета

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертацион д-р техн наук, профессор

А В Мошкарин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Решение проблемы энергообеспечения страны ставит ряд задач перед энергетикой К важнейшим из них относятся повышение эффективности действующих энергоблоков, их модернизация, продление сроков службы стареющих электрических станций, ввод в эксплуатацию законсервированного оборудования и сооружение энергоблоков нового поколения Опыт эксплуатации ТЭС и АЭС показывает, что большинство случаев простоя станций связано с выходом из строя теплоэнергетического оборудования Причем, это касается не только ведущего оборудования (парогенераторов, турбин), но и вспомогательного оборудования, в частности, теп-лообменных аппаратов Эта группа вспомогательного оборудования оказывает существенное влияние на результаты работы ТЭС и АЭС Неисправности в работе конденсаторов, аппаратов системы регенерации и подогрева сетевой воды являются одной из причин снижения экономичности и надежности работы паротурбинных установок В свете сказанного, повышение эффективности и надежности теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС является чрезвычайно актуальным

Надежность оборудования обеспечиваются жестким соблюдением технологического режима, техническим обслуживанием и ремонтом оборудования Техническое обслуживание и ремонт оборудования базируются на системе планово-предупредительных ремонтов (ППР) Эта система основывается на среднестатистических данных обследования состояния оборудования При этом не учитываются различие в условиях эксплуатации оборудования, его исходное состояние и износ В особенности это касается оборудования, вводимого в эксплуатацию после длительной консервации Поскольку теплоэнергетическое оборудование является чрезвычайно дорогим, то назначение одинаковых сроков ППР для оборудования с различным износом приводит к совершенно неоправданному расходу материальных ресурсов На повестке дня стоит внедрение более совершенной системы обслуживания и ремонта оборудования в зависимости от его технического состояния Разработка новой методологии требует организации прогнозирования состояния каждого индивидуального аппарата на основе имеющейся о нем информации Только на основе прогноза технического состояния аппарата можно принять правильное решение о выводе его в ремонт, продлении срока службы или снятии с эксплуатации В первую очередь это относится к теплоэнергетическому оборудованию, введенному в эксплуатацию после длительной консервации и хранения, когда стартовое состояние аппаратов очень сильно отличаются от состояния новой аппаратуры

Особенно остро названная выше проблема стоит для парогенераторов, коррозионная повреждаемость которых определяется водно-химическим режимом и представляет большую проблему для АЭС В последние годы стали

массовым явлением аварии и отказы, обусловленные растрескиванием коллекторов и разгерметизацией теплообменных трубок (ТОТ) Образование трещин в стенках трубчатки приводит к радиоактивному загрязнению турбо-установки Повреждение ТОТ требует срочного ремонта с заглушкой трубок, либо замены ПГ Когда число заглушённых трубок составит порядка 15%, мощность блока должна быть снижена, что отрицательно скажется на его экономичности Замена ПГ требует трудоемких и дорогостоящих работ со значительными дозовыми нагрузками на персонал Продолжительность простоев при замене ПГ может составлять порядка 300 дней и более при стоимости замены порядка 100-200 млн долларов. Для сокращения сроков выполнения работ заблаговременно необходимо провести соответствующую подготовку Опыт эксплуатации показал, что технические состояния отдельных парогенераторов даже в пределах одного блока могут сильно отличаться друг от друга

Таким образом, разработка математических методов и организация индивидуального прогноза сроков химических промывок и количества поврежденной коррозией трубчатки теплообменного оборудования ТЭС и АЭС, являются актуальными

Цель работы заключается в разработке математических моделей, позволяющих построить функции прогноза сроков химической промывки и числа поврежденных ТОТ отдельных аппаратов с учетом их состояния и условий эксплуатации

Поставленная цель достигнута путем решения следующих задач

• разработка стохастической математической модели процесса глушения трубчатки теплообменных аппаратов,

• разработка математической модели стохастического процесса роста числа коррозионных отложений на теплообменной поверхности аппаратуры,

• определение параметров идентификации функций прогноза состояния трубчатки теплообменных аппаратов на основе результатов их обследования

Научная новизна работы заключалась в следующем

1 Впервые предложена стохастическая математическая модель прогноза числа заглушённых теплообменных трубок Модель позволяет определить не только среднее число заглушённых ТОТ, но и их флуктуации Для ряда конкретных аппаратов ТЭС и АЭС разработаны пакеты прикладных программ и выполнены численные эксперименты по прогнозу среднего числа заглушённых труб и их флуктуаций

2 Впервые разработана стохастическая математическая модель прогноза количества коррозионных отложений на теплообменных поверхностях парогенераторов Модель позволяет построить функции прогноза не только для средних величин коррозионных отложений, но и для их флуктуаций

3 Предложена математическая модель оценки надежности теплообменного оборудования ТЭС, учитывающая зависимость интенсивности восстановления аппарата от времени ремонта

Достоверность основных результатов базируется на использовании основных законов физической кинетики, физической химии и верификации результатов прогноза на основе обследования состояния аппаратуры

Практическая значимость работы В результате выполненной работы разработаны научные основы для прогноза количества коррозионных отложений на теплообменных поверхностях аппаратов, сроков их химической промывки, прогнозирования числа заглушённых теплообменных трубок и сроков достижения трубчаткой критического состояния

• Выполнено прогнозирование состояния трубчатки сетевых подогревателей ТЭС Для старых станций метод может использоваться как вспомогательный, тогда как для новых станций его можно использовать самостоятельно

• Проведена оценка надежности теплообменного оборудования ТЭС

• Приведены результаты численных экспериментов по прогнозированию роста количества коррозионных отложений и сроков химической промывки конкретных ПГ АЭС

• Для действующих АЭС предложено введение электронного паспорта прогноза состояния каждого парогенератора, в который зашита программа по прогнозу количества коррозионных отложений и числа заглушённых ТОТ В течение срока эксплуатации ПГ результаты прогноза корректируются на основе вновь поступающей информации о состоянии аппарата Полученные результаты рекомендованы для использования на действующих АЭС

Личное участие автора Автором сформулирована задача паспортизации состояния трубчатки теплообменных аппаратов, собран и обработан обширный материал по накоплению в них различных дефектов С участием автора разработаны математические модели и программы, на основе которых выполнены расчеты по прогнозированию состояния трубчатки теплообменных аппаратов и их надежности

На защиту выносятся следующие положения и результаты:

1 Математические модели стохастического процесса накопления коррозионных отложений на трубчатке парогенераторов и стохастического процесса глушения теплообменных трубок парогенераторов

2 Полуэмпирические уравнения для скорости роста коррозионных отложений, скорости роста количества заглушённых теплообменных трубок и методы реализации этих уравнений

3 Численные эксперименты по построению функций прогноза по состоянию трубчатки парогенераторов с различным стартовым состоянием и результаты верификации функций прогноза

4 Структура паспорта состояния трубчатки парогенератора

Апробация результатов работы и публикации. Основные положения

диссертации докладывались и обсуждались на следующих конференциях и симпозиумах

1 X международная конференция "Безопасность АЭС и подготовка кадров - 2007", Обнинск, 2007 г ,

2 Международная научно-технической конференция "XIV Бенардосов-ские чтения", Иваново,2007 г

3 Научно-техническая конференция "Перспективные энергетические технологии Экология Экономика, безопасность и подготовка кадров" Екатеринбург, 2006 г,

4 Научно-практическая конференция "Состояние и перспективы строительства и безопасной эксплуатации Волгодонской АЭС", Волгодонск, 2007г,

5 Научно-технический совет "Атомтехэнерго" 2005-2007 г Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы и приложения Объем диссертации составляет 199 страницы основного текста, включая 85 рисунков, 15 таблиц и 56 страниц приложения Список литературы содержит 148 наименований

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи работы, ее научная новизна, практическая ценность, а также основные положения, выносимые на защиту

В первой главе выполнен литературный обзор по накоплению различных дефектов в теплообменном оборудовании ТЭС и показано, что основными видами работ, проводимых на станциях для восстановления работоспособности теплообменных аппаратов, являются чистка, заглушка и перепаковка трубчатки

Показано, что прогнозирование коррозионных отложений и количества заглушённых теплообменных трубок на АЭС является важным этапом стратегии и тактики ввода в эксплуатацию и эксплуатации парогенераторов после длительного хранения и консервации Вместе с тем поставленная задача также является актуальной и для вновь вводимого в эксплуатацию теплоэнергетического оборудования

В литературном обзоре проанализированы причины и механизмы коррозионных повреждений трубчатки теплообменных аппаратов ТЭС и АЭС Ответственным за эти повреждения является водно-химический режим и электрохимическая коррозия под напряжением

Также в работе проведен обзор методов прогнозирования состояния трубчатки и сроков химической промывки аппаратуры Для теплообменного оборудования ТЭС в качестве признаков состояния теплообменных поверхностей используются снижение вакуума в конденсаторах или недогрев воды на выходе сетевых подогревателей Непосредственно прогноз состояния трубчатки не ведется

Для парогенераторов АЭС упор в математических моделях прогноза делается на прогнозирование средних значений дефектов без учета флуктуаций При этом для прогноза средних значений используется та или иная произвольно выбранная функция, удачно аппроксимирующая экспериментальную кривую зависимости числа накопившихся дефектов от времени Если подобрать хорошую функцию не удается, то аппроксимацию ведут по отдельным временным участкам со своими коэффициентами идентификации Вопрос о правомерности и надежности подобного подхода остается открытым Характер закона, которому подчиняется процесс накопления дефектов, в литературе вообще не анализируется Здесь под дефектами понимается количество коррозионных отложений или количество заглушённых теплообменных трубок

Постановка теории прогноза на твердую научную основу и определила цели и задачи настоящей работы

Глава 2 содержит обоснование и реализацию математической модели для прогнозирования ресурса трубчатки теплообменных аппаратов ТЭС и АЭС

Задача прогноза ресурса трубчатки должна заключаться в определении времени достижения числом заглушённых трубок некоторого критического значения

Коррозионные повреждения теплообменных трубок определяются целым комплексом условий накоплением отложений занесенных продуктов коррозии оборудования и трубопроводов второго контура, тепловым и динамическим режимом работы аппарата, внешними механическими воздействиями, наличием химически активных частиц, и пр Поскольку многие причины повреждения трубчатки являются неконтролируемыми, то на процесс старения следует смотреть как на стохастический и исходить из вероятностных представлений В работе используется предположения о том, что процесс глушения трубок является непрерывным во времени и дискретным по числу заглушённых трубок N марковским процессом На основании этого в работе получено уравнение для вероятности Р^ЛГ.Г, ЛГ0,г0,)того, что система, имевшая в момент времени N0 заглушённых трубок, к моменту I будет иметь N заглушённых трубок

I- Р(Н, 0 = Р(Ы -1,-1,0-Р(Ы, 1)<3(М, I) (1)

£Л

Здесь СК^) - средний поток заглушённых трубок в системе

Полученное уравнение в теории марковских процессов называется уравнением чистого размножения и представляет собой частный случай уравнения Колмогорова Для краткости записи аргументы N0 и ^ опущены Заметим, что при N=N0 правая часть уравнения не должна содержать первого слагаемого

Как правило, зависимость ©(Ы) нелинейная, поэтому решение уравнения (1) можно найти только численными методами при помощи вычислительной

техники Между тем, для практики часто достаточно знать, как ведут себя средние числа заглушённых трубок и их флуктуации Для знания этих величин не требуется определения явного вида функции распределения В работе методом моментов при условии малости дисперсии распределения Д=<(>1-<М>)2 >« < N >2 получены уравнения для средних величин <1Ч> и для дисперсии распределения

А =

а<ы> <И

<СК<н>),

д2(<ы>)

<Г(<м0>)

д0+<Г(<н0>) Г

аы

<м0><Г(М)

(2) (3)

На основе анализа механизма повреждения трубчатки в работе предложено полуэмпирическое уравнение для потока заглушённых трубок

<1 < N > ,.ч., <Ы>.

<11

(4)

где ) = Ад + ей + уйг - коэффициент, учитывающий изменчивость условий водно-химического режима и старение аппарата в процессе его эксплуатации Решение этого уравнения имеет вид

<N>=1-0-<N9 >)ехр

2 3

(5)

Здесь <Ы> -нормированное на единицу число заглушённых трубок, а, р и X-коэффициенты идентификации, подлежащие определению на основе результатов обследования ПГ В соответствии с законом роста числа заглушённых трубок дисперсия распределения представляется следующим выражением

(1- < N >)2

Мр (1-<К0>)2

(1- < N0 >)(< N > - < Ы0 >)

(1- < N >)

(6)

При начальном числе заглушённых трубок N0=0 и дисперсии Д0=0 зависимость Б = —имеет вид (рис 1)

Идентификация коэффициентов а, [3 и X проведена на основе регрессионного анализа по методу наименьших квадратов протоколов глушения трубчатки теплообменных аппаратов

м

Рис 1 График зависимости дисперсии распределения от среднего числа заглушённых трубок

В третьей главе приводятся результаты прогнозирования ресурса трубчатки и надежности теплообменного оборудования ТЭС

На основе полученных выражений (1-6) составлены программы в среде МаШСАБ для расчета функций прогноза числа заглушённых трубок и их флуктуаций Программы апробированы на прогнозе числа заглушённых трубок сетевых подогревателей Ивановской ТЭЦ-2 Перепаковка трубчатки сетевых подогревателей производится при достижении числом заглушённых трубок 10% от общего числа трубок Так как время достижения трубчаткой предельного состояния для всех подогревателей оказалось небольшим, то в зависимости квадратичное слагаемое не учитывалось

В качестве примера на рис 2 приведены функции прогноза числа заглушённых трубок для двух сетевых подогревателей Б0350М (индекс 1) и

БО-2СЮ

100

Н

Nl(t)

50

1

+

±_I_I_L

2 3 4 5

6

t

Рис 2 Функции прогноза заглушённых трубок сетевых подогревателей ИвТЭЦ-2

Некоторые результаты расчета коэффициентов идентификации функций прогноза представлены в табл 1 В третьем столбце указано время достижения аппаратом критического состояния, а в последнем- относительная флук-

VI

туация

Таблица 1 Коээфициенты идентификации функций прогноза заглушённых трубок сетевых подогревателей ИвТЭЦ-2_____

Название ^о-Ю5 а-103 Т N(1-) 6

1/год 1/год2 годы - -

БО-2Б 4,9 2,01 5,7 101 0,1

БСВ-1 10 1,22 5,5 130 0 09

БО-5А -7,2 4,3 6 130 0 09

БП-1 -2,34 5,5 4 101 0,1

БП-3 4,3 2,5 5 101 0,1

Из результатов расчета видно, что параметры идентификации функций прогноза для отдельных подогревателей значительно отличаются друг от друга, что определяется водно-химическим режимом, конструкцией подогревателей и материалом трубчатки Условия эксплуатации теплообменного оборудования старых станций таковы, что даже в течение одного года приходится неоднократно выводить в ремонт подогреватели для глушения трубчатки в больших объемах Это обстоятельство с учетом низкого срока службы исследуемой аппаратуры делает малоэффективным прогноз состояния трубчатки на основе математического моделирования Математическое моделирование здесь может рассматриваться как дополнение к основному методу, который основывается на измерении фактического недогрева сетевой воды против расчетной величины

Математическое моделирование может сыграть свою роль на новых станциях с хорошими условиями эксплуатации, когда накопление дефектов происходит медленно В качестве примера на рис 3 приведены данные по распределению заглушённых трубок за десять лет работы подогревателя сетевой воды ПСВ-500-3-23 Прогнозируемое время достижения трубчаткой критического состояния равно 35 годам

20

а

N(1)

-а

10

.-■О о

□

а-.-1

□ о,..о

0

5

10

Рис.3. Функция прогноза состояния трубчатки ПСВ-500-3-23.

В этой же главе приведена математическая модель, позволяющая оценить надежность теплообменного оборудования станций. Отличительной особенностью модели является учет зависимости вероятности восстановления объекта ц от времени его нахождения в ремонте т. Кроме интенсивности /л(т) процесс характеризуется вероятностью отказа аппарата в единицу времени Л, вероятностью Р нахождения аппарата в момент времени I в рабочем состоянии в ожидании исходного случая и плотностью вероятности по времени ремонта т - р(т, Система уравнений имеет вид:

с граничным условием р(т = 0Л) = ЛР(I) . В работе получено стационарное решение уравнений (7-8) и для теплообменного оборудования ТЭС определены вероятности нахождения аппарата в рабочем состоянии (Р) и в состоянии ремонта (Р,). Для расчета указанных вероятностей необходимо знание величин X и среднего времени нахождения аппарата в ремонте <т>. Значения этих величин, полученные на основе усреднения большого количества данных, как по новым, так и по стареющим станциям методом экспертных оценок, взяты из литературных источников. Результаты расчета вероятностей Р и Р( представлены в табл. 2.

= -ШО + I ц(т')р(т', 1)с1т',

(V)

ФСМ) а

(8)

Таблица 2. Оценка надежности теплообменного оборудования ТЭС

Оборудование Л <т> Р Р.

1/год час - -

Конденсаторы 3,0±0,44 6,6±1,51 0,998 0,002

пвд 2,3±0,43 45,7±9,77 0,988 0,012

пнд 2,1±0,34 16,9+3,24 0,996 0,004

Сетевые по- 1,1±0,20 21,3+3,23 0,997 0,003

догреватели

пег

Сетевые по- 1,1±0,26 18,0±4,2 0,998 0,002

догреватели

(пиковые)

Из приведенных расчетов видно, что все теплообменное оборудование обладает практически одинаковой высокой вероятностью безотказной работы, тогда как частота повреждаемости и время нахождения оборудования в ремонте оказываются разными

Четвертая глава содержит результаты прогнозирования ресурса трубчатки парогенераторов АЭС на примере НВАЭС, верификации функций прогноза, влияния стартового состояния оборудования и разработку паспорта прогноза

Исследования выполнены для парогенераторов третьего и четвертого блоков

В качестве примера на рис 4 приведена функция прогноза числа заглушённых трубок для третьего парогенератора блока№4

Рис 4 Функция прогноза количества заглушённых трубок для ЗПГ блока №4

Идентификация коэффициентов а, р и А. проведена на основе регрессионного анализа по методу наименьших квадратов протоколов глушения трубчатки ПГ Результаты расчета по ПГ блока №3 представлены в табл 3

Таблица 3 Коэффициенты идентификации функций прогноза числа заглушённых трубок_______

№3 ПГ V™3 а МО4 Р'Ю6 Т К(Т) ^Д/<№>

1/год 1/год2 1/год3 год -

ЗПГ-1 -2,85 3,23 -4,1 43,4 776 0 033

ЗПГ-2 1,89 -2,81 11 33 830 0,032

зпг-з 1,64 -1,1 4,77 37 830 0,032

ЗПГ-4 -2,54 1,27 8,06 26 830 0,032

ЗПГ-5 2,38 -3,61 15,9 29,6 830 0,032

ЗПГ-6 0,857 -3,03 15,1 30 830 0,032

Анализ результатов прогноза надежности трубчатки парогенераторов НВАЭС показал, что состояния отдельных парогенераторов даже в пределах одного блока значительно отличаются друг от друга Этот вывод подтверждает высказанное вначале предположение о том, что прогноз ресурса трубчатки нужно вести не по среднестатистическому аппарату, а индивидуально

Такой же вывод можно сделать относительно оборудования, введенного в эксплуатацию после длительной консервации Только на основе индивидуального прогноза может быть внедрена более совершенная и экономичная система обслуживания и ремонта оборудования в зависимости от его технического состояния Старение теплоэнергетического оборудования, введенного в эксплуатацию после длительного хранения, определяется как числом явных дефектов, накопившихся в оборудовании при его хранении, так и числом скрытых дефектов, кумулятивное действие которых проявится во время эксплуатации Поскольку в настоящее время отсутствуют статистические данные по обследованию накопления дефектов в оборудовании, введенном в эксплуатацию после длительной консервации, то определить параметры идентификации функции прогноза надежности не представляется возможным В этих условиях мы можем провести только численные эксперименты по симуляции процесса старения Причем, на данном этапе исследовать можно влияние только явных стартовых дефектов, тогда как о скрытых дефектах ничего сказать нельзя, поскольку они проявятся в ходе эксплуатации

При этом оценить это влияние можно на основе использования в качестве исходных данных результаты обследования реальных аппаратов Варьированию подлежат только начальные условия На основе проведенных численных экспериментов установлено, что изменение начальных данных приводит только к сдвигу по оси ординат кривых зависимости N(t) практически без изменения закона их накопления Этот закон будет изменяться под действием скрытых дефектов, которые проявятся в процессе эксплуатации парогенератора

Другая важная задача, решенная в этой главе, касалась верификации математических моделей С этой целью рассчитывались функции прогноза по части экспериментальных данных, и проводилось сравнение прогноза с более поздними данными, которые не использовались в первоначальном прогнозе Отклонение данных наблюдения от прогнозируемых значений и было мерой достоверности прогноза В качестве примера на рис 5 представлены результаты численного эксперимента по указанной программе Функция прогноза в этом эксперименте составлялась без учета последних 4-5 точек в функциональной зависимости числа заглушённых трубок от времени Функция прогноза, составленная по неполным данным, изображена пунктирной линией, тогда как функция прогноза, построенная по всем имеющимся экспериментальным данным, изображена сплошной линией

3D0

/

200

N(t)

Nl(t) 100

о

о

10

2D

t

Рис 5 Функции прогноза для ЗПГ-З НВАЭС

Некоторые результаты расчета погрешности прогноза Д = последним 5-6 точкам приведены в табл 4

N

Таблица 4 Расчетные погрешности прогноза числа заглушённых трубок ПГ

НВАЭС

№ ПГ А. Д2 Дз Д4 А5 А6

ЗПГ-1 0,2 0,07 0,08 0,12 0,072 -

зпг-з 0,12 0 0 0,022 0,12 0,19

ЗПГ-4 0 0,14 0 0 0,12 0,27

ЗПГ-5 0,26 0,04 0,12 0,21 0,34 0,28

4ПГ-6 0,12 0 0 0,15 0,4 -

Анализ результатов численных экспериментов, показал, что погрешность прогноза для последних пяти-шести экспериментальных точек (прогноз на 5-6 лет) может составлять от нескольких процентов до 30-40%. Поскольку экспериментальные точки снимаются ежегодно и наибольший интерес представляет прогноз на короткий промежуток времени, то полученный результат можно признать вполне удовлетворительным Кроме того, с ростом времени эксплуатации аппарата увеличивается число экспериментальных данных, на основе которых определяются коэффициенты идентификации функции прогноза, а стало быть, и точность прогноза

Для организации обслуживания и ремонта оборудования в зависимости от его технического состояния была разработана форма паспорта прогноза, определяющего ресурс трубчатки индивидуальных парогенераторов

Глава 5 посвящена разработке и реализации математической модели стохастического процесса накопления на трубчатке парогенераторов продуктов коррозии, занесенных из конденсато-питательного тракта

В основу рассмотрения положено предположение о том, что накопление продуктов коррозии является непрерывным во времени и по количеству отложений стохастическим процессом марковского типа В рамках выдвинутого предположения в работе получено стохастическое уравнение роста коррозионных отложений, являющиеся частным случаем уравнения Фоккера-Планка

^Г^ = -¿[А(К)р(Н, I)] + 0], (9)

сл ЭЫ 5Ы

где А^)={Чсо(М,Ч)с1Ч) = (10)

о 2 о

Здесь р(ЫД) - плотность вероятности, т.е р(К,1)сШ - представляет собой вероятность того, что данная система имеет N отложений, лежащих в интер-

вале от N до Ы+сШ N - величина безразмерная, численно равная поверхностной плотности коррозионных отложений ю(Н,я)ск1 - вероятность изменения числа отложений за единицу времени от величины N до N+4 Эта величина определяет поток отложений, а я — число элементарных отложений в системе. Кинетические коэффициенты А(Ы) и В(И) соответственно представляют собой среднее и среднеквадратичное изменение числа отложившихся частиц за единицу времени

Как правило, зависимость со(Ы) нелинейная, поэтому решение уравнения Фоккера-Планка можно найти только численными методами при помощи вычислительной техники. В соответствии с изложенной во второй главе идеологией, здесь получены уравнения для средних величин <И> и для дисперсии распределения

<*<К> ! А(< N >), (11)

А

с1Д А

= 2

с1АЛ

А + 2В(< N >)

(12)

N=<N>

Если А(< N >) В(< N >) зависят от времени одинаковым образом и переменные N и1 разделяются, то вместо времени I можно ввести новую переменную < N >, разделив уравнение (4) на уравнение (3)

ад

■ = А-

с! < N > ё<1Я>

[1пА2«И»]+2В(<К>)

I 4 А ХТ -^Л

А(< N >)

(13)

Полученное уравнение является линейным и интегрируется в квадрату-

рах

А =

А2(<]Ч[>)

А2(<К0 >)

<ы>

До +2А (N0) \

В(И)

dN

<к0>Ал(К)

(14)

На детерминированном уровне описания именно уравнение (11) должно лежать в основе всех теорий накопления отложений в системе В случае линейной зависимости А(Ы) это уравнение становится точным

На основе теоретического анализа механизма адсорбции отложений в работе предложено модельное полуэмпирическое кинетическое уравнение для потока отложений

си

где Я- скорость роста отложений, а к<Ы> - скорость уноса отложений В работе показано, что уравнение (15) может быть приведено к уравнению (4)

с!<К> ,, ч„ <N>4 ,,

——- = Ц1)(1--—), (16)

ск Ыр

где Цг) = Х0 +р12 - коэффициент, учитывающий изменчивость условий водно-химического режима аппарата в процессе его эксплуатации Из физических соображений ясно, что в первый момент времени при 1=0 скорость отложения продуктов коррозии должна равняться нулю, те слагаемое \0 нужно тоже положить равным нулю Коэффициенты аир подлежат определению на основе экспериментальных данных Входящее в уравнение (16) стационарное значение коррозионных отложений Ыр не может быть экспериментально определено, поскольку в условиях эксплуатации парогенераторов на исследуемых интервалах времени стационарное состояние не достижимо Однако нам задано предельно допустимое значение концентрации отложений Ыпр, которое достижимо в указанных интервалах времени Так как выполняется условие Нпр«Кр, то значение Ыр можно определить на основе численных экспериментов методом подбора Критерием правильности выбора этого значения будет совпадение теоретической функции прогноза с экспериментальными данными

На основе предложенной модели и данных обследования парогенераторов КАЭС составлены программы в среде МаЛСАО для расчета коэффициентов идентификации функций прогноза коррозионных отложений и их флуктуации На рис 6 и 7 для сравнения приведены результаты прогноза на основе уравнения (7) и на основе используемого в литературе экспоненциального закона (пунктирные кривые) Сравнение функций прогноза для средних значений показывает их удовлетворительное согласование с результатами обследования Здесь следует заметить, что функция прогноза на основе уравнения рождения и гибели более точно аппроксимирует экспериментальные данные даже на ограниченном временном интервале Что касается флук-туаций коррозионных отложений (рис 7), то прогноз на основе экспоненциального закона нужно признать неудовлетворительным Действительно, если число отложений растет по экспоненте неограниченно, то также неограниченно растут и флуктуации Тогда как из закона (7) следует, что при достижении стационарного состояния флуктуации стремятся к нулю, что, безусловно, согласуется со здравым смыслом Сравнительный анализ исследуемых прогнозов по другим парогенераторам приводит к аналогичным результатам

Результаты расчета по идентификации коэффициентов функций прогноза, периода промывки и флуктуаций числа отложений к моменту промывки для парогенераторов одного блока представлены в табл 5

Таблица 5. Расчетные значения коэффициентов идентификации функций прогно-

Номер ПГ а-104 р-ю4 Т л/§ пР

1/год2 1/год3 год -

ПГ-1 -9,4 6,26 6,1 11,6

ПГ-2 1,6 1,3 8,9 11,6

пг-з -8,5 6,54 5,9 11,6

ПГ-4 1,02 2,53 6,3 11,6

Рис.6. Зависимость среднего количества отложений от времени

5(1) 51(1)

Рис.7. Зависимость флуктуаций отложений от времени 5 = 71

Проведенный расчет показывает, что даже в пределах одного блока для парогенераторов с одинаковым стартовым состоянием коэффициенты идентификации функции прогноза значительно отличаются друг от друга, тогда как сроки промывки отличаются незначительно Это различие, безусловно, связано с условиями водно-химического режима аппаратов

Проведенный анализ также говорит об ограниченности имеющейся информации для построения функции прогноза технического состояния парогенераторов Для повышения надежности прогноза нужно иметь большее количество экспериментальных точек Поскольку математическая модель разработана для парогенератора с сосредоточенными параметрами, то количество экспериментальных точек можно получить не только в ходе ППР, но и во время работы, измеряя концентрацию примесей на входе и выходе из парогенератора Наличие такой информации позволило бы более достоверно определить параметры идентификации функции прогноза и тем самым сделать прогноз более надежным

В этой же главе представлены результаты численных экспериментов по установлению общих закономерностей, определяющих роль стартового состояния оборудования Поскольку в настоящее время отсутствуют базы данных по обследованию ПГ с различным стартовым состоянием, то на основе численных экспериментов можно оценить лишь роль явных дефектов Вопрос о роли скрытых дефектов остается открытым Из полученных результатов следует, что стартовые условия слабо влияют на коэффициенты идентификации функций прогноза Более существенно их влияние сказывается на прогнозе сроков промывки, которые можно без значительной погрешности определить по сдвигу функций прогноза по оси ординат на величину стартовых значений коррозионных отложений

Для организации обслуживания и ремонта оборудования в зависимости от его технического состояния была разработана форма паспорта прогноза, содержащего информацию по отслеживанию и прогнозу роста коррозионных отложений на трубчатке парогенераторов

В принципе предлагаемый прогноз количества коррозионных отложений может использоваться для любого теплообменного оборудования АЭС и ТЭС, но для теплообменного оборудования ТЭС в настоящее время количество коррозионных отложений не регламентируется и их учет не ведется Для теплообменного оборудования ТЭС наличие коррозионных отложений устанавливается косвенно по ухудшению эксплуатационных параметров технологического процесса

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1 Впервые предложена стохастическая математическая модель глушения трубчатки теплообменных аппаратов ТЭС и АЭС Наряду со средним числом

заглушённых трубок модель позволяет рассчитать флуктуации числа заглушённых трубок На основе анализа механизма деградации теплообменных трубок сформулировано полуэмпирическое уравнение, позволяющее определить поток заглушённых трубок По результатам обследования состояния теплообменных поверхностей аппаратуры ТЭС и АЭС определены параметры идентификации функций прогноза отдельных теплообменных аппаратов Ввиду малого времени жизни трубчатки теплообменных аппаратов старых ТЭС прогноз может использоваться в качестве дополнения к основному методу определения состояния аппарата

2 Предложена математическая модель оценки надежности теплообмен-ного оборудования В отличие от известных моделей она учитывает зависимость вероятности восстановления объекта от времени ремонта Модель апробирована на оценке надежности теплообменного оборудования ТЭС

3 Впервые предложена полуэмпирическая математическая модель стохастического процесса накопления коррозионных отложений, занесенных из конденсато-питательного тракта на теплообменную поверхность парогенераторов Модель позволяет определить не только зависимость от времени среднего количества коррозионных отложений, но и их флуктуации Прогноз осуществляется на основе установленного в работе закона накопления коррозионных отложений, учитывающего изменение водно-химического режима работы аппарата На примере результатов обследования парогенераторов блока №1 Калининской АЭС определены параметры идентификации функций прогноза и рассчитаны межпромывочные периоды

4 Проведено исследование влияния стартового состояния парогенераторов АЭС на параметры идентификации функций прогноза Установлено, что явные дефекты слабо влияют на коэффициенты идентификации, вследствие чего результаты прогноза можно получить параллельным сдвигов функций прогноза по оси ординат Учет влияния скрытых дефектов в настоящее время не возможен, вследствие отсутствия необходимых экспериментальных данных

5 Анализ статистических данных и определенных на их основе параметров идентификации функций прогноза показал, что прогнозирование сроков промывки и количества заглушённых теплообменных трубок должно проводиться для каждого аппарата индивидуально

6 Результаты верификации функций прогноза по неполным данным показали, что на срок 5-6 лет погрешность прогноза может составлять от нескольких процентов до 30-40% Для поставленной задачи такой результат является вполне удовлетворительным Разработана форма паспортов прогноза сроков химической промывки и состояния трубчатки индивидуальных парогенераторов

Основные публикации по теме

Статьи, опубликованные по списку в изданиях ВАК

1 Дерий В П Некоторые результаты прогнозирования ресурса и надежности теплообменных аппаратов ТЭС /В П ДериЙ //Вестник ИГЭУ - Иваново -2007 - №4 - С 6-8.

2 К вопросу прогнозирования надежности и ресурса трубчатки АЭС с ВВЭР /В П Дерий, В К Семенов, В С Щебнев //Изв вузов "Ядерная энергетика"- 2007 -№2 -С 58-63

3 Опыт строительства и ввода в эксплуатацию энергоблока №1 Ростовской АЭС./А.В. Паламарчук, А.Ю. Петров, В П Дерий и др. //Теплоэнергетика,-2005 -№5 - С. 4-8

4 Метод прогнозирования ресурса теплообменных трубок парогенераторов АЭС с ВВЭР /В К Семенов, В С Щебнев, В П Дерий //Вестник ИГЭУ. -Иваново -2004 -№4 -С 8-11

5 К теории флуктуаций отложения продуктов коррозии на теплообменных поверхностях парогенераторов АЭС с ВВЭР / В К. Семенов, В С Щебнев, В П Дерий, В Ф. Степанов //Вестник ИГЭУ -Иваново, 2004, -№5 -С 1316

6 Испытания регенеративного теплообменника подпитки-продувки 1 контура при вводе в эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС./ С И. Рясный, В П Дерий, В.М. Козловцев, В.Ф Терешин //«Тяжелое машиностроение»,-2006 -№2 -С. 10-14.

Другие публикации автора

7 Особенности ввода в эксплуатацию энергоблока № 1 Ростовской АЭС после длительной консервации /Э С. Саков, В П Дерий, С И. Рясный // В кн "Атомные электрические станции России Полувековой юбилей" Росэнергоатом, Москва, 2004. -С/ 124-129

8 Задачи оптимизации при испытаниях оборудования и сооружений реакторных установок в период ввода в эксплуатацию /СИ Рясный, Э С. Сааков, В П Дерий // В кн. "20 лет. Атомные электрические станции после аварии на Чернобыльской АЭС" Москва, Росэнергоатом, -2006

9 К вопросу прогнозирования надежности и ресурса трубчатки парогенераторов АЭС с ВВЭР / В П Дерий, В К Семенов, В С Щебнев //Сб "Перспективные энергетические технологии Экология Экономика, безопасность и подготовка кадров Екатеринбург 2006 - С 84-85.

10 Прогнозирования надежности и ресурса трубчатки парогенераторов АЭС с ВВЭР / В К Семенов, ВС Щебнев, В.П Дерий, В.Ф Степанов// Материалы международной научно-технической конференции "XIV Бенардосовские чтения", Иваново, 2007 - С 200

11 Метод прогнозирования надежности и ресурса трубчатки парогенераторов АЭС с ВВЭР / В.К Семенов, В.С Щебнев, В П Дерий, В.Ф Степанов //Материалы X Международной конференции "Безопасность АЭС и подготовка кадров - 2007", -Обнинск, 2007, -С 109

12 Прогнозирование отложения продуктов коррозии на теплообменных поверхностях парогенераторов АЭС с ВВЭР / В К Семенов, В С Щебнев, В П Дерий, В Ф Степанов //Материалы X Международной конференции "Безопасность АЭС и подготовка кадров - 2007", -Обнинск, 2007, -С 114

13 Прогнозирование отложения продуктов коррозии на теплообменных поверхностях парогенераторов АЭС с ВВЭР / В К. Семенов, В С Щебнев, В П Дерий, В Ф Степанов //Материалы международной научно-технической конференции "XIV Бенардосовские чтения", Иваново,2007 г С 201.

14 К вопросу прогнозирования ресурса теплоэнергетического оборудования тепловых и атомных электрических станций / В К Семенов, В П Дерий, В С Щебнев, В Ф Степанов, //Вестник ИГЭУ Иваново 2007, -№2 - С. 30-33

ДЕРИЙ Владимир Петрович

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ РЕСУРСА И НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Лицензия ИД № 05285 от 4 июля 2001 года

Подписано в печать Формат 60х84"16

Печать плоская_Услпечл 1,35_Тираж /4) & Заказ №

Ивановский государственный энергетический университет

Отпечатано в РИО ИГЭУ

153003, г Иваново, ул Рабфаковская, 34

ВВЕДЕНИЕ. 4

ГЛАВА 1. 10

НАКОПЛЕНИЕ ПРОДУКТОВ КОРРОЗИИ И ПОВРЕЖДАЕМОСТЬ ТРУБЧАТКИ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ: СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА

1.1. Состояние и анализ причин повреждаемости теплообменного оборудования стареющих ТЭС.10

1.2. Физико-химические процессы на трубчатке теплообменной аппаратуры АЭС.16

1.3. Некоторые сведения из теории электрохимической коррозии.22

1.4. Повышение надежности и долговечности трубчатки теплообменных аппаратов ТЭС и

АЭС.30

1.5. Особенности ввода и последующей эксплуатации теплоэнергетического оборудования АЭС с ВВЭР после длительной консервации.35

1.6. Известные математические модели прогнозирования ресурса трубчатки теплообменной аппаратуры и количества коррозионных отложений. Постановка задачи исследования.41

ГЛАВА 2.45

РАЗРАБОТКА ОБЩЕЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕСУРСА ТРУЧАТКИ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

2.1. Вывод стохастического уравнения для вероятности глушения теплообменных трубок.45

2.2. Полуэмпирическое уравнение для среднего числа заглушённых трубок.50

2.3. Вычисление дисперсии распределения.51

Выводы по главе.

ГЛАВА 3.53

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕСУРСА ТРУБЧАТКИ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭС И ЕГО НАДЕЖНОСТИ

3.1. Результаты обследования теплообменников ТЭС. 53

3.2. Прогноз ресурса трубчатки теплообменников ТЭС. 55

3.3. Обсуждение результатов прогноза.65

3.4. Прогноз надежности теплообменной аппаратуры ТЭС.68

Выводы по главе.

3.1. Результаты обследования теплообменников ТЭС. 53

3.2. Прогноз ресурса трубчатки теплообменников ТЭС. 55

3.3. Обсуждение результатов прогноза.65

3.4. Прогноз надежности теплообменной аппаратуры ТЭС.68

Выводы по главе.

ГЛАВА 4. 74

РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РЕСУРСА ТРУБЧАТКИ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ АЭС

4.1. Результаты обследования парогенераторов АЭС с ВВЭР.74

4.2. Прогноз ресурса трубчатки АЭС с ВВЭР и анализ результатов 77

4.3. Верификация результатов прогноза.88

4.4. Влияние стартового состояния оборудования на прогноз ресурса трубчатки. 93

4.5. Разработка паспорта прогноза количества заглушённых теплообменных трубок. 96

Выводы по главе. 97

ГЛАВА 5. 99

РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ НАКОПЛЕНИЯ ПРОДУКТОВ КОРРОЗИИ НА ТРУБЧАТКЕ ТЕПЛООБМЕННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

5.1. Стохастичность процесса накопления коррозионных отложений. Вывод кинетического уравнения.99

5.2. Метод моментов для кинетического уравнения. 102

5.3. Обоснование полуэмпирического закона динамики роста коррозионных отложений. 105-109*

5.4. Идентификация кинетических коэффициентов на основе результатов обследования парогенераторов

АЭС с ВВЭР. Обоснование закона накопления. 110

5.5. Влияние стартового состояния оборудования на динамику коррозионных отложений. 119

5.6. Разработка паспорта прогноза межпромывочного периода и рекомендации по применению модели для теплообменников ТЭС. 121

Выводы по главе.

Актуальность темы

Решение проблемы энергообеспечения страны ставит ряд задач перед энергетикой. К важнейшим из них относятся повышение эффективности действующих энергоблоков, их модернизация, продление сроков службы стареющих электрических станций, ввод в эксплуатацию законсервированного оборудования и сооружение энергоблоков нового поколения. Опыт эксплуатации ТЭС и АЭС показывает, что большинство случаев простоя станций связано с выходом из строя теплоэнергетического оборудования. Причем, это касается не только ведущего оборудования (парогенераторов, турбин), но и вспомогательного оборудования, в частности, теплообменных аппаратов. Эта группа вспомогательного 1 оборудования оказывает существенное влияние на результаты работы ТЭС и АЭС. Неисправности в работе конденсаторов, аппаратов системы регенерации и подогрева сетевой воды являются одной из причин снижения экономичности и надежности работы паротурбинных установок (ПТУ). В свете сказанного, повышение эффективности и надежности теплоэнергетического оборудования ТЭС и АЭС является чрезвычайно актуальным.

Для энергооборудования стареющих ТЭС, выработавшего свой ресурс или находящегося на последней стадии своей отработки, затраты5 на техническое обслуживание неуклонно возрастают, а эффективность падает из-за многочисленных аварийных простоев. В таких условиях необходимо организовать непрерывное отслеживание и прогнозирование состояния оборудования. Этот подход позволит вовремя предпринять необходимые меры по поддержанию состояния теплоэнергетического оборудования на должном уровне. Задачу непрерывного контроля нагрузок и анализа их влияния на состояние оборудования штатная АСУ ТП выполнить не может, т.к. она ведет непрерывный мониторинг параметров технологического процесса. Эти параметры являются только косвенными свидетельствами старения и износа оборудования, и могут характеризовать полностью его состояние только когда оно становится неработоспособным и появившаяся аномалия перерастает в аварийную ситуацию. Для систематического отслеживания процессов старения и износа оборудования необходимо создание дополнительной к АСУ ТП системы, задачей которой является сбор данных об истории нагрузок данного объекта и прогнозирование его состояния в режиме реального времени. Старение и износ теплообменных аппаратов ТЭС связаны с процессами электрохимической коррозии, стимулированной загрязнением внутренней поверхности теплообменных трубок. Поэтому организация прогноза состояния трубчатки теплообменников ТЭС является чрезвычайно актуальной.

В третьем тысячелетии резко выросли масштабы потребления электроэнергии, и как следствие этого потребления резко возросли масштабы антропогенного воздействия на природу. Эмиссия оксидов серы, азота, парниковых газов может стать причиной завершения эры огневой энергетики еще до момента исчерпания запасов нефти, газа, угля и пр. Альтернативой огневой энергетики является ядерная энергетика. Решение проблемы энергообеспечения страны ставит ряд задач перед ядерной энергетикой. К важнейшим из них относятся повышение эффективности действующих энергоблоков, их модернизация и продление сроков службы, ввод в эксплуатацию законсервированного оборудования и сооружение энергоблоков нового поколения. Опыт эксплуатации АЭС с реакторами ВВЭР показывает, что большинство случаев простоя станций связано с выходом из строя теплоэнергетического оборудования, преимущественно парогенераторов. Поэтому решение поставленных задач требует повышения надежности теплоэнергетического оборудования АЭС. Надежность оборудования обеспечиваются жестким соблюдением технологического режима, техническим обслуживанием и ремонтом оборудования. Техническое обслуживание и ремонт оборудования базируются на системе планово-предупредительных ремонтов (ППР). Эта система основывается на среднестатистических данных для идентичного оборудования. При этом не учитываются различные стартовые условия эксплуатации оборудования, его исходное состояние и износ. Это в особенности касается оборудования, вводимого в эксплуатацию после длительной консервации. Поскольку теплоэнергетическое оборудование является чрезвычайно дорогим, то назначение одинаковых сроков ППР для оборудования с различным износом приводит к совершенно неоправданному расходу материальных ресурсов. На повестке дня стоит внедрение более совершенной и экономичной системы обслуживания и ремонта оборудования в зависимости от его технического состояния. Разработка новой методологии требует организации прогнозирования состояния каждого индивидуального аппарата на- основе имеющейся о нем информации. Только на основе прогноза технического состояния аппарата можно принять правильное решение о выводе его в ремонт, продлении срока службы или снятии с эксплуатации. В первую очередь это относится к теплоэнергетическому оборудованию, введенному в эксплуатацию после длительной консервации и хранения, когда стартовое состояние одинаковых аппаратов очень сильно отличаются от новой аппаратуры.

Особенно остро эта проблема стоит для парогенераторов (ПГ),. коррозионная повреждаемость которых определяется водно-химическим режимом и представляет большую проблему для АЭС. В последние годы, стали массовым явлением аварии и отказы, обусловленные растрескиванием коллекторов и разгерметизацией теплообменных трубок (ТОТ). Образование трещин в стенках приводит к радиоактивному загрязнению турбоустановки. Повреждение ТОТ требует срочного ремонта с заглушкой трубок, либо замены ПГ. Когда число заглушённых трубок составит порядка< 15%, мощность блока должна быть снижена, что отрицательно скажется на его экономичности. Замена ПГ требует трудоемких и дорогостоящих работ со значительными дозовыми нагрузками на персонал. Продолжительность простоев при замене ПГ может составлять порядка 300 дней и более при стоимости замены 100-200 млн. долларов. Для сокращения сроков выполнения работ в нужное время необходимо провести соответствующую подготовку. Опыт эксплуатации показал, что техническое состояние отдельных парогенераторов даже в пределах одного блока может сильно отличаться друг от друга.

Так как старение и износ теплообменного оборудования ТЭС и АЭС обусловлены одними и теми же физико-химическими процессами, то разработка математических методов и организация индивидуального прогноза количества коррозионных отложений и поврежденных коррозией теплообменных трубок являются чрезвычайно актуальными.

Цель работы заключалась в разработке математических моделей, позволяющих построить функции прогноза количества коррозионных отложений и числа поврежденных ТОТ для отдельных теплообменных аппаратов ТЭС и АЭС со своими условиями эксплуатации и стартовым состоянием.

Основные задачи. Для достижения поставленной цели необходимо:

1. разработать стохастическую математическую модель процесса глушения трубчатки теплообменных аппаратов;

2. разработать математическую модель стохастического процесса роста числа коррозионных отложений на теплообменной поверхности аппаратов;

3. на основе собранных и обработанных экспериментальных данных для различных аппаратов ТЭС и АЭС провести регрессионный анализ по определению параметров идентификации функций прогноза;

4. на основе численных экспериментов провести верификацию математических моделей, разработать программу и паспорт прогноза технического состояния трубчатки отдельных аппаратов.

Научная новизна работы заключалась в следующем:

1. Впервые предложена стохастическая математическая модель прогноза числа заглушённых теплообменных трубок. Модель позволяет определить не только среднее число заглушённых ТОТ, но и их флуктуации. Для конкретных аппаратов ТЭС и АЭС разработан пакет прикладных программ и выполнены численные эксперименты по прогнозу среднего числа заглушённых трубок и их флуктуаций.

2. Впервые разработана стохастическая математическая модель прогноза количества коррозионных отложений на теплообменных поверхностях парогенераторов. Модель позволяет построить функции прогноза не только для средних величин коррозионных отложений, но и- для их флуктуаций.

3. Разработан пакет прикладных программ и приведены результаты численных экспериментов по прогнозированию роста количества коррозионных отложений и сроков химической промывки конкретных ПГ АЭС.

4. Выполнены численные эксперименты по выявлению влияния стартового состояния оборудования на параметры идентификации функций прогноза коррозионных отложений и состояния трубчатки.

5. Результаты верификации функций прогноза показали, что на срок 5-6 лет погрешность прогноза может составлять от нескольких процентов до 30-40%.

6. Разработана форма паспортов прогноза сроков химической промывки и состояния трубчатки теплообменных аппаратов.

Достоверность основных результатов базируется на использовании^ основных законов физической кинетики, физической химии и верификации результатов прогноза на основе натурного эксперимента. Практическая значимость работы. В результате выполненной работы разработаны научные основы для прогноза количества коррозионных отложений на теплообменных поверхностях парогенераторов, сроков химической промывки парогенераторов, прогнозирования числа заглушённых теплообменных трубок различных аппаратов ТЭС и АЭС. Для действующих АЭС предложено введение паспорта прогноза состояния каждого парогенератора, в который зашита программа по прогнозу количества коррозионных отложений и числа заглушённых ТОТ. В течение срока эксплуатации ПГ результаты прогноза корректируются на основе вновь поступающей информации о состоянии аппарата. Полученные результаты рекомендованы для использования на действующих ТЭС и АЭС. Апробация результатов работы и публикации. По результатам исследований опубликовано 16 работ [134-146,148], включая 6 статей по списку ВАК [134, 137-139, 145, 148]. Основные положения диссертации докладывались на следующих конференциях и симпозиумах:

1. X международная конференция "Безопасность АЭС и подготовка кадров - 2007", Обнинск, 2007 г.;

2. Международная научно-технической конференция "XIV Бенардосовские чтения", Иваново, 2007 г.

3. Научно-техническая конференция "Перспективные энергетические технологии. Экология. Экономика, безопасность и подготовка кадров". Екатеринбург, 2006 г.;

4. Научно-практическая конференция "Состояние и перспективы строительства и безопасной эксплуатации Волгодонской АЭС", Волгодонск, 2007г.;

5. Научно-технический совет "Атомтехэнерго" 2006-2007 г. Структура и объем работы. Работа содержит 143 страницы основного текста и состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературных источников из 148 наименований и одного приложения объемом 56 страниц машинописного текста.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Впервые предложена стохастическая математическая модель глушения трубчатки теплообменных аппаратов ТЭС и АЭС. Наряду со средним числом заглушённых трубок модель позволяет рассчитать флуктуации числа заглушённых трубок. На основе анализа механизма деградации теплообменных трубок сформулировано полуэмпирическое уравнение, позволяющее определить поток заглушённых трубок. По результатам обследования состояния теплообменных поверхностей аппаратуры ТЭС и АЭС определены параметры идентификации функций прогноза отдельных теплообменных аппаратов. Ввиду малого времени жизни трубчатки теплообменных аппаратов старых ТЭС прогноз может использоваться в качестве дополнения к основному методу определения состояния аппарата. Для новых ТЭС" и для парогенераторов АЭС прогноз имеет важное самостоятельное значение.

2. Предложена математическая модель оценки надежности теплообменного оборудования. В отличие от известных моделей она учитывает зависимость вероятности восстановления объекта от времени ремонта. Модель апробирована на оценке надежности теплообменного оборудования ТЭС.

3. Проведено исследование влияния стартового состояния парогенераторов АЭС на параметры идентификации функций прогноза. Установлено, что явные дефекты слабо влияют на коэффициенты идентификации, вследствие чего результаты прогноза можно получить параллельным сдвигов, функций прогноза по оси ординат. Учет влияния скрытых дефектов в настоящее время не возможен, вследствие отсутствия необходимых экспериментальных данных.

4. Впервые предложена полуэмпирическая математическая модель стохастического процесса накопления коррозионных отложений, занесенных из конденсато-питательного тракта на теплообменную поверхность парогенераторов. Модель позволяет определить не только зависимость от времени среднего количества коррозионных отложений, но и их флуктуации. Прогноз осуществляется на основе установленного в работе закона накопления коррозионных отложений, учитывающего изменение водно-химического режима работы аппарата. На примере результатов обследования парогенераторов блока №1 Калининской АЭС определены параметры идентификации функций прогноза и рассчитаны межпромывочные периоды. Выполнены численные эксперименты по выявлению влияния стартового состояния оборудования на параметры идентификации функций прогноза коррозионных отложений.

5. Анализ статистических данных и определенных на их основе параметров идентификации функций прогноза показал, что прогнозирование сроков промывки и количества заглушённых теплообменных трубок должно проводиться для каждого аппарата индивидуально.

6. Результаты верификации функций прогноза по неполным данным показали, что на срок 5-6 лет погрешность прогноза может составлять от нескольких процентов до 30-40%. Для поставленной задачи такой результат является вполне удовлетворительным. Разработана форма паспортов прогноза сроков химической промывки и состояния трубчатки индивидуальных парогенераторов.

7. Решенные задачи являются важным этапом стратегии и тактики ввода в эксплуатацию и эксплуатации теплоэнергетического оборудования АЭС с ВВЭР после длительной консервации.

1. Штромберг Ю.Ю., Терентьев И.А. Итоги работы энергоблоков ТЭС в период 1993-1997 годов. Электрические станции, 1998, №5, С.11-12.

2. Бродов Ю.М., Мурманский Б.Е., Мительман М.М. и др. Анализ показателей надежности турбоустановок и энергоблоков. Теплоэнергетика, 1997, №1 С.9-14.

3. Бродов Ю.М., Плотников П.Н. Надежность кожухотрубных теплообменных аппаратов паротурбинных установок. Екатеринбург, УПИ, 2001.

4. Копсов А.Я., Балдин H.H., Назаров В.Н. и др. Под ред. Израилева Ю.Л. Живучесть паропроводов стареющих тепловых электрических станций. М.- Иваново, 2000 г.

5. Арансон К.Э., Блинков С.Н., Брезгин В.И. и др. Теплообменники энергетических установок. Екатеринбург, 2003.

6. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Конденсационные установки паровых турбин. М. Энергоатомиздат, 1994.

7. Марушкин В.М., Иващенко С.С., Вакуленко А.Ф. и др. Подогреватели высокого давления турбоустановок ТЭС и АЭС. М. Энергоатомиздат, 1985.

8. Назмеев Ю.Г., Лавыгин Ю.М. Теплообменные аппараты ТЭС. М. Энергоатомиздат, 1998.

9. Бажан П.И., Каневец Г.М., Селиверстов В.М. Справочник по теплообменным аппаратам. М. Машиностроение, 1989.

10. Бродов Ю.М., Арансон К.Э., Бухман Г. Д. и др. Повышение эффективности и надежности теплообменных аппаратов паротурбинных установок. УГТУ, Екатеринбург, 1996.

11. Бергункер В.Д., Трунов Н.Б., Денисов В.В. Анализ состояния ПГ АЭС с ВВЭР по данным ВТК. Шестой международный семинар по горизонтальным парогенераторам, Подольск, март 2004 г.

12. Шплихал К., Отруба, Бурда И. Течь и структурная целостность трубок парогенераторов реактора ВВЭР, 2000 г.

13. Крнцкий В.Г. Проблемы коррозии и водно-химических режимов АЭС. С-Пб. СИНТО, 1996.

14. Герасимов В.В., Касперович А.И., Мартынова О.И. Водный режим атомных электростанций. М. Атомиздат, 1976.

15. Герасимов В.В., Монахов А.С. Коррозия реакторных материалов. Москва, ЦНИИАТОМИНФОРМ, 1994 г.

16. Акользин П.А., Герасимова В.В., Герасимов В.В., Горбатых В.П. Локальная коррозия тепломеханического оборудования, М., Энергоатомиздат, 1992 г.

17. Титов В.Ф., Банюк Г.Ф., Брыков С.И. О повреждениях теплообменных труб в парогенераторах АЭС с ВВЭР. Теплоэнергетика, №1992, №3, с. 61-63.

18. K.Spichal et al. Correlation between steam generator corrosion damage and operational parameters. Proceedings of IAEA Regional Workshop on 'Steam Generator Degradation and Inspection', Saint Denis, France, 1999.

19. Baranenko V.I., Nigmatulin B.I., Gashenko V.A. et al. Deposits in the Steam Generators of WWER-440 & WWER-1000. Steam generators repair and replacement. Proceedings of IAEA. Specialists meeting, Ostrava, Chech Republic, 1996, pp. 132 141.

20. K.Spichal, J.Otruba, J.Burda. Evaluation of steam generator WWER-440 tube integrity criteria. CNRA/NRC International Workshop On Steam Generator Tube Integrity inNPPs. Chicago; USA. 1995, pp. 403-412.

21. K. Spichal, M. Mikus, I. Petrecky. Effect of water chemistry on WWER steam generator corrosion damage. Proceedings of IAEA. Specialists meeting, Ostrava, Chech Republic, 1996, pp. 268-283.

22. Э.С. Сааков, В.П. Дерий, С.И. Рясный. Особенности ввода в эксплуатацию энергоблока № 1 Ростовской АЭС после длительной консервации. Сб. "Атомные электрические станции России.

23. Полувековой юбилей". Сб. ст. под общ. ред. О.М. Сараева. Росэнергоатом, Москва, 2004г.

24. Герасимов В.В. Коррозия реакторных материалов, Москва, Атомиздат, 1980.

25. Титов В.Ф., Банюк Г.Ф., Брыков С.И. О повреждениях теплообменных труб в парогенераторах АЭС с ВВЭР //Теплоэнергетика. -1992. №3. -С.61-63.

26. Воронов В.Н. Влияние водно-химического режима на баланс примесей в основных элементах II контура АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. -1988.-№5.-С.27-30.

27. М. Йовчев. Коррозия парогенераторов АЭС/ // Коррозия теплоэнергетического и ядерноэнергетического оборудования. М. ,1988. -С. 123-146.

28. Стырикович М.А., Маргулова Т.Х. К вопросу о надежности работы парогенераторов АЭС с ВВЭР. — Теплоэнергетика, 4, № 9, с.55—57.

29. Улиг Г.Г., Реви. Р.У. Коррозия и борьба с ней, JI-д, Химия, 1989 г.

30. Герасимов В.В., Герасимова В.В. Коррозионное растрескивание аустенитных нержавеющих сталей, М., Металлургия, 1976г.

31. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов, М., Изд. М-Л., 1962.

32. Эткинс П. Физическая химия. Т. 1,2. М., «Мир». 1980

33. Ананьев Е.П., Кружилнн Г.Н. Физические основы нейтрально-кислородного водного режима. Атомная энергия, т.49, в. 1., 1980.

34. Морозова И.К., Громова А.И., Герасимов В.В., Кучеряев В.А, Демидова В. В. Вынос и отложения продуктов коррозии реакторных материалов. М.: Атомиздат, 1975.

35. Ткадлчик П. Целостность труб парогенераторов на АЭС Дукованы. Результаты эксплуатационного контроля, 2000 г.

36. Дожи М., Освальд Ф., Такаш Г. Анализ поврежденных теплообменных труб парогенераторов на АЭС ГГакш, 2000 г.

37. В. Nadinic. Experience in eddy current testing of WWER steam generators. Proceeding of IAEA Regional Workshop on Steam Generator Degradation and Inspection, Staint Denis, France, 1999.

38. Давиденко C.E., Трунов Н.Б. и др. Совершенствование контроля и ремонта теплообменных труб ПГ. Научно-технический сборник «Вопросы атомной науки и техники». 2005 г.

39. Давиденко Н.Н., Корниенко К. А. Реализация мероприятий по обеспечению безопасной и надежной эксплуатации парогенераторов энергоблоков с реакторными установками ВВЭР концерна "Росэнергоатом", 2000 г.

40. Трунов Н.Б., Денисов В.В., Драгунов Ю.Г., Банюк Г.Ф., Харитонов Ю.В. Работоспособность теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР. Материалы семинара МАГАТЭ " Целостность трубок парогенераторов". Удомля, 2000 г.

41. Тендера П. Парогенераторы на атомных станциях Чешской Республики. Текущее состояние, Работоспособность теплообменныхтруб ПГ АЭС с ВВЭР. Материалы семинара МАГАТЭ " Целостность трубок парогенераторов". Удомля, 2000 г.

42. Лахденпера Кари, Эксплуатационная инспекция трубчатки в Финляндии. Работоспособность теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР. Материалы семинара МАГАТЭ " Целостность трубок парогенераторов". Удомля, 2000 г.

43. Шплихал К., Бурда И., Рыбка Р. Коррозионное повреждение и рабочие параметры парогенераторов для реакторов типа ВВЭР. Работоспособность теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР. Материалы семинара МАГАТЭ " Целостность трубок парогенераторов". Удомля, 2000 г.

44. N. Trunov, V. Denisov. Current status of WWER steam generators tube integrity. Proceedings of IAEA Regional Workshop on 'Steam ».Generator Degradation and Inspection', Saint Denis, France, 1999.

45. Garsney R. Boiler Corrosion and the requirement for feed — and boiler water chemical control in nuclear steam generators. Water chemistry of nuclear reactor systems//PNES London, 1978, pp. 1-10.

46. Brozova A. Papp L., Cipra S. Database on chemical regimes and tube damage of horizontal SG. Шестой международный семинар по горизонтальным парогенераторам, Подольск, март 2004.

47. В. Nadinic. Experience in eddy current testing of WWER steam generators. Proceedings of IAEA Regional Workshop on 'Steam Generator Degradation and Inspection', Saint Denis, France, 1999.

48. N. Davidenko, S. Nemytov, K. Koraienko, V. Vasiliev. The Integrity of the Elements of WER Steam Generators of Concern Rosenergoatom. Proceedings of IAEA Regional Workshop on 'Steam Generator Degradation and Inspection', Saint Denis, France, 1999.

49. Румянцев В.В. Трудности, связанные с эксплуатацией и ремонтом парогенераторов на АЭС. // Атомная техника за рубежом. 1991. - №2. - С.14-20.

50. Абрашов В.А., Губин О.И., Шорников В.В. Влияние основных эксплуатационных факторов на работоспособность конструкционных материалов парогенераторов АЭС с ВВЭР // Проблемы надежности и безопасности АЭС. М., 1991. - С.105-108. - (Труды /МЭИ, вып.646).

51. Юрманов В.А. и др. Исследование коррозионной стойкости различных конструкционных сталей в конденсатно-питательном тракте АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. 1991. - №7. - С.28-32.

52. Козлов Ю.В. и др. Исследование распределения солей в водяном объеме парогенератора ПГВ-1000М с модернизированными системами раздачи питательной воды и продувки //Электрические станции. 1991. - №9. - С.30-32.

53. Горбатых В.П. Коррозионный ресурс металла // Теплоэнергетика. -1993. №7. - С.30-33. :

54. Горбатых В.П. Влияние сочетания аммиака и медьсодержащих сплавов на коррозионное растрескивание трубных пучков парогенераторов из аустенитных сталей. Материалы регионального семинара МАГАТЭ. Удомля, 27-30 ноября 2000г.

55. К. Spical et al. Correlation between steam generator corrosion damage and operational parameters. Proceedings of IAEA Regional Workshop on Steam Generator "Degradation and Inspection", Saint Denis, France, 1999.

56. Бакиров М.Б. и др. Отчет "Исследование состояния металла трубопроводов 4 блока Нововоронежской АЭС после 200 тысяч часов эксплуатации" Москва. ВНИИ АЭС, 2002 г.

57. Отченашев Г.Д. Водно-химические режимы второго контура Калининской АЭС// Материалы регионального семинара «Целостность трубок ПГ»(Удомля, 27-30 ноября; 2000 г.). С. 55-63.

58. L.Papp. Feedwater Flow-in to Steam Generator Tube Bundle. Proceedings of fourth international seminar on horizontal steam generators, Lappeenranta, Finland, 1997, 210-216 pp.

59. Румянцев В.В. Опыт эксплуатации парогенераторов на АЭС // Атомная техника за рубежом. 1992. - №2. - С. 10-12.

60. Крицкий В.Г. и др. Миграция хлорпроизводных органических загрязнений воды (хлорорганики) в трактах АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. 1994. - №7. - С. 10-13.

61. Нормы технологического проектирования атомных электрических станций. ВНТП Минэнерго СССР, 1981, с. 52.

62. Справочная серия. «Правила и нормы в атомной энергетике». Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-002-86. М. Энергоатомиздат,1989 г., 525 с.

63. Маргулова Т.Х. 0 дальнейшем развитии парогенераторов АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. 1985. - №12. - С.7-11. ?

64. Кузнецов В.В. Опыт эксплуатации парогенераторов на АЭС. Основные проблемы и пути их решения. // Атомная техника за рубежом. 1992. - №8. - С.23-25.

65. Богоявленский В.А. Коррозия сталей на АЭС с , водяным теплоносителем// М., 1984.

66. Герасимов В. И. и др. Перспективные материалы для трубных систем парогенераторов АЭС // Теплоэнергетика. 1992. - №10. - С.44-48.

67. Н.Г. Рассохин и др. Физико-химические аспекты надежности теплообменных труб из аустенитных хромоникелевых сталей// Теплоэнергетика. 1988. - №12. - С. 19-24.

68. Крутиков П.Г.и др. Физико-химическое состояние внутренних поверхностей второго контура АЭС с реакторами ВВЭР-440 // Теплоэнергетика. 1981. - №2. - С.58-59.

69. Середа Е.В., Рассохин А.Н., Бергман Г.Э. Экспериментальные испытания на коррозионное растрескивание аустенитной хромоникелевой стали// Теплоэнергетика. 1990. - №10. - С.29-31.

70. Н.Г. Рассохин. Парогенераторные установки атомных электростанций. М.: Атомиздат, 1980.

71. Маргулова Т.Х., Титов В.Ф. Повышение эксплуатационной надежности теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР// Теплоэнергетика. 1985. - №1. - С.48-51.

72. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973.

73. Стекольников В.В., Титов В.Ф. Причины повреждения коллекторов теплоносителя и меры повышения надежности парогенераторов ПГВ-1000 // Атомная энергия. 1991. - Т.71, вып.4. - С.312-320.

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

75. Титов В.Ф., Федоров В.Г. Развитие парогенераторов для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами // Теплоэнергетика. 1995. - №5. -С.12

76. Мартынова О.И., Живилова Л.М., Субботина Н.П. Химический контроль второго контура АЭС с ВВЭР. М., 1980.

77. Беляков И.И. 0 водно-химическом режиме парогенераторов АЭС// Электрические станции. 2006. - №5. - С. 15-21.

78. Брусов К.Н. и др. Продукты коррозии в контурах атомных станций -М.: Энергоатомиздат, 1988. 167 с.

79. Мамет В.А., Мартынова О.И. Процессы «хайд-аут» (местного концентрирования) примесей котловой воды парогенераторов АЭС и их влияние на надежность работы оборудования // Теплоэнергетика. -1993.- №7. С.2-7.

80. Рябов М.И., Груздев Н.И. Анализ массопереноса продуктов коррозии в контуре АЭС с кипящим реактором // Атомная энергия. 1986. Т. 60. Вып.6. С.379—382.

81. Морозова И.К., Громова А.И., Герасимов В.В. и др Вынос и отложения продуктов коррозии реакторных материалов. М.: Атомиздат, 1975.

82. Нормы водно-химического режима второго контура парогенераторов ПГВ-440 и ПГВ-1000.8.05-Пр-2298. Атомэнерго-экспорт, 1981.

83. Мартынова О.И., Мамет В.А. Проблемы выбора ВХР II контура ВВЭР-1000// Теплоэнергетика. 1991. - №7. - С.2-6.

84. Мамет В.А. и др. О подходе к нормированию водного режима второго контура АЭС с ВВЭР-1000. Теплоэнергетика №11, 1998.

85. Монахов A.C., Зверев В.А., Лучкин В.Г., Сотников А.Ф. Обоснование комплексонного водного режима парогенераторов двухконтурных АЭС// Теплоэнергетика, 1984, № 2, с.41—43.

86. Сиряпина Л.А., Маргулова Т.Х. Совершенствование организации очистки продувочной воды парогенераторов АЭС с ВВЭР// Теплоэнергетика, 1983, № 4, с.70—72.

87. Сиряпина Л.А., Маргулова Т.Х. Повышение эффективности продувки парогенераторов АЭС с ВВЭР// Теплоэнергетика, 1984, № 6, с. 59, 60.

88. Казаров Г.И., Горбатых В.П., Сааков Э.С., Шейкин Л.Г./ Оценка коэффициента концентрирования примесей воды в отложениях при кипении// Теплоэнергетика №4,1994 г., с.66-68.

89. Седов В.М., Нечаев- А.Ф., Доильницын В.А., Крутиков П. Г. Химическая технология теплоносителей ядерных энергоустановок // М.: Энергоатомиздат, 1983 г., 364 с.

90. Крицкий В.Г. и др. Подход к нормированию качества продувочной воды парогенераторов АЭС с ВВЭР// Теплоэнергетика. 1993. - №7. -С.21-23.

91. Юрманов В.А., Белоус В.Н. Совершенствование водно-химических режимов на АЭС // Атомная техника за рубежом. 2000. - №1. - С.3-17.

92. Быкова В.В. и др.. Распределение продуктов коррозии в пароводяном тракте энергоблока с ВВЭР-1000 при гидразинном водном режиме // Теплоэнергетика. 1991. - №7. - С.6-9.

93. Ермолаев Н.П., Смыков В.Б., Иванов В.Н. Новая технология эксплуатационной химической промывки парогенераторов ВВЭР / // Теплоэнергетика. 2002. - №7.- С.39-42.

94. С.И. Брыков и др. Опыт применения химических промывок парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 в период планово-предупредительного ремонта // Теплоэнергетика. 1999.- №6. -С.23-25.

95. Архипов О.П. и др. Опыт применения химических промывок парогенератора ПГВ-1000 при расхолаживании реакторной установки // Теплоэнергетика. 2000. - №2. - С.53-56.

96. Н. Штольценберг, Р. Томас. Применение химического способа очистки трубных досок парогенераторов от шлама // Атомная техника за рубежом. -1987. -№11. С.30-33.

97. Маргулова Т.Х., Монахов A.C., Титов В.Ф., Сиряпина JI.A. О нормах водного режима горизонтальных парогенераторов АЭС с ВВЭР// Теплоэнергетика, 1983, № 6, с.49—55.

98. Маргулова Т.Х. Применение комплексонов в теплоэнергетике. 2-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.

99. Balakrishman P.U., Lister D.H. Chemical cleaning of nuclear steam generator // Water chemistry 2. BNES. 1980. P. 417—422.

100. Брыков С.И., Архипов О.П., Сиряпина JI.A., Мамет В.А. Опыт проведения химических промывок парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000 в период 111 IP// Теплоэнергетика. 1999. № 6. С.23—25.

101. Соловьев Б.В., Е.А. Константинов. Предпусковые очистки и промывки оборудования ЯЭУ. М.: Энергоатомиздат, 1984. 160 с.

102. Методика вихретокового контроля теплообменных труб парогенераторов АЭС с реакторами ВВЭР. МВТК-ЭК-2000-01.

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

104. Лукасевич Б.И., Банюк Г.Ф., Денисов В.В., Драгунов Ю.Г., Гетман А.Ф. Анализ возможности безопасной работы парогенератора при значительном количестве поврежденных труб. Материалы регионального семинара МАГАТЭ. Москва ЭНИЦ ВНИИАЭС, 2001 г.

105. Гетман А.Ф., Козин Ю.Н. Неразрушающий контроль и безопасность эксплуатации сосудов и трубопроводов давления. М.: Энергоатомиздат. - 290 с.

106. Б. Надич, Н. Якимч. Глушение теплообменных труб в парогенераторах АЭС с ВВЭР и ВВЭР-1000 / // Теплоэнергетика. -1997. №12. - С.70-71.

107. Олейник С.Г., Беляков O.A., Костюков O.E., Марцинюк JI.C. Использование вероятностных методов при изучении повреждаемости теплообменных трубок парогенераторов на АЭС с ВВЭР // ЭНИЦ-2004. Годовой отчет. 2004. - С. 184-190.

108. 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.20-24.

109. Воронов В.Н., Кириллина И.Е., Краснорядцев И.М. Математическое моделирование процессов массопереноса и баланса продуктов коррозии во втором контуре АЭС с ВВЭР //Проблемы надежности и безопасности АЭС. М., 1991. - С.96-100. - (Труды /МЭИ, вып.646).

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

111. Горбатых В.П., Морозов A.B. Прогнозирование ресурса трубных пучков парогенераторов АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. -2003. № 5. -С.35-40.

112. Середа Е.В. Прогнозирование долговечности теплообменного пучка парогенератора АЭС с ВВЭР по условиям коррозии под напряжением// Теплоэнергетика. 1984. - №11. - С.69.

113. Рассохин Н.Г. и др. Прогнозирование ресурса теплоэнергетического оборудования по условиям коррозионного растрескивания//Теплоэнергетика. 1992. - №5. - С.53-58.

114. Григорьев В.А. и др. Разработка объединенной модели разрушения для анализа надежности оборудования реакторной установки // Вестник МЭИ. -2006. -№2. -С.5-10.

115. Н.Б. Трунов и др. Учет опыта эксплуатации при разработке новых проектов парогенераторов АЭС с ВВЭР // Теплоэнергетика. 2006. -№1. - С.38-42.

116. Клемин А.И. Надежность ядерных энергетических установок. Основы расчета. М.: Энергоатомиздат, 1987.

117. Болотин В.В. Прогнозирование ресурса машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1984.

118. Острейковский В.А. Физико-статистические модели надежности элементов ЯЭУ. М. Энергоатомиздат, 1985.

119. Беляков O.A., Костюков O.E. Влияние физико-химических свойств теплообменных труб и водно\химического режима первого и второго контуров блоков АЭС с ВВЭР на эксплуатационную надежность парогенераторов// ЭНИЦ-2004. Годовой отчет. 2005. - С. 188-192.

120. Беляков O.A., Костюков O.E. Сопоставление прогнозов, выполненных вероятностными методами, и фактического количества заглушённых теплообменных труб ПГ АЭС с ВВЭР// ЭНИЦ-2004. Годовой отчет. — 2005. С.193-196.

121. Лифшиц Е.М., Питаевский Л.П. Физическая кинетика. М.: «Наука», 1979.

122. Баруча-Рид А.Т. Элементы теории марковских процессов и их приложения.- М.: Наука, 1969.

123. Трунов Н.Б., Логвинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М. Энергоатомиздат, 2001.

124. Staele R.W., Gorman J.A. Quantitative assessment of submodes of stress corrosion cracking on the secondary side of steam generator tubing in pressurized water reactors. Corrosion, 2003, Vol 59, №11.

125. Рясный С.И., Дерий В.П., Козловцев B.M., Терешин В.Ф. Испытания регенеративного теплообменника подпитки-продувки 1 контура при вводе в эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС. .«Тяжелое машиностроение». № 2, 2006, с. 10-14.

126. Семенов В.К., Щебнев B.C., Дерий В.П. Метод прогнозирования ресурса теплообменных трубок парогенераторов АЭС с ВВЭР. Вестник ИГЭУ.-Иваново.- 2004.-№4.

127. Семенов В.К., Щебнев B.C., Дерий В.П. К вопросу прогнозирования надежности и ресурса трубчатки АЭС с ВВЭР. Изв. Вузов "Ядерная энергетика",№2, 2007г.

128. Дерий В.П., Семенов В.К., Щебнев В,С. К вопросу прогнозирования надежности и ресурса трубчатки парогенераторов АЭС с ВВЭР. Сб. "Перспективные энергетические технологии. Экология. Экономика, безопасность и подготовка кадров. Екатеринбург, 2006 г.

129. Семенов В.К., Щебнев B.C., Степанов В.Ф., Дерий В.П. К вопросу прогнозирования ресурса теплоэнергетического оборудованиятепловых и атомных электрических станций. Вестник ИГЭУ.-Иваново.2007.-№2.

130. Семенов В.К., Щебнев B.C., Степанов В.Ф., Дерий В.П. Метод прогнозирования надежности и ресурса трубчатки парогенераторов АЭС с ВВЭР. Материалы X Международной конференции "Безопасность АЭС и подготовка кадров 2007", Обнинск, 2007 г. '

131. Паламарчук А.В., Петров А.Ю., Дерий В.П. и др. Опыт строительства и ввода в эксплуатацию энергоблока №1 Ростовской АЭС. Теплоэнергетика, №5, 2005 г.

132. Дерий В.П. Стандарт организации. Пусконаладочные работы на атомных станциях с реакторами типа ВВЭР:

133. СТО 1.1.1.03.003.0690-2006;

134. СТО 1.1.1.03.003.0691 -2006;

135. СТО 1.1.1.03.003.0692-2006;

136. СТО 1.1.1.03.003.0693-2006;

137. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьев А.Д. Математические методы в теории надежности. М. Наука, 1965.

138. Дерий В.П. Некоторые результаты прогнозирования ресурса и надежности теплообменных аппаратов ТЭС. Вестник ИГЭУ.-Иваново.-2007.-№4. С.6-8.