Автоматизация энергоблока АЭС с ВВЭР-1000 Содержание Введение Часть 1. Технологическая часть 1.1 Общие сведения 1.1.1 Общие характеристики и типы ПГ АЭС 1.1.2 Требования к ПГ АЭС с реактором ВВЭР-1000 1.2 Прогнозирование повреждений теплообменных трубок парогенератора 1.2.1 Основные положения0 1.2.2 Выбор обобщающих параметров для описания эффектов водно-химического режима 1.2.3 Трубный пучок кипящего теплообменника 1.2.4 Пример для предлагаемой методики 1.2.5 Выводы по разделу Часть 2. Системы теплотехнического контроля и автоматизации II-го контура АЭС с ВВЭР-1000 2.1 Оборудование и технологические системы второго контура 2.1.1 Общие сведения 2.1.2 Описание объекта управления 2.1.3 Регулирование уровня в регенеративных подогревателях 2.1.4 Автоматическое регулирование деаэраторных установок 2.1.5 Приборы и средства теплотехнического контроля параметров II го контура АЭС с ВВЭР-1000 2.1.6 Описание АСУ ТП на базе ТПТС53 2.1.7 Система автоматизации AS 220 EA 2.1.8 Область применения 2.1.9 Структура 2.1.10 Принцип работы Часть 3. Разработка методики прогнозирования повреждений теплообменных трубок парогенератора 3.1 Основные положения 3.2 Особенности эксплуатации ТОТ парогенераторов АЭС с ВВЭР 3.2.1. Объект исследования 3.2.2. Критерии глушения ТОТ 3.2.3 Продление ресурса ТОТ парогенераторов 3.3 Методы контроля 3.3.1 Роль и место методов неразрушающего контроля для обеспечения надёжности и долговечности сложных систем с высокой ценой отказа 3.4 Вероятностный подход к управлению сроком службы ТОТ ПГ 3.4.1 Исходные данные и алгоритм расчета 3.4.2 Сравнительный анализ вероятностных законов распределения для описания длительности безотказной работы ТОТ ПГ 3.4.3 Разработка программы прогнозирования глушения и повреждения теплообменных трубок парогенераторов АЭС 3.4.4 Обработка данных эксплуатационного контроля 3.5 Анализ расчетов для ТОТ ПГ ряда АЭС (Нововоронежской, Калининской, Балаковской) 3.6 Выводы по разделу Часть 4. Эргономический анализ трудовой деятельности оператора АЭС 4.1 Основные положения 4.2 Структура эргономики, основные понятия эргономики 4.3 Психофизиологическая сущность и структура трудовой деятельности 4.4 Факторы деятельности, вызывающие утомление 4.4 Эргономический анализ рабочего места оператора АЭС0 4.4.1 Антропометрический анализ 4.4.2 Физиологические и психофизиологические показатели 4.4.3 Психологические показатели 4.4.4 Социально-психологические требования 4.4.5 Гигиенические требования 4.5 Выводы по разделу Часть 5. Расчет технико-экономических показателей АЭС 5.1 Основные положения 5.2 Капитальные вложения для АЭС 5.3 Годовой расход природного ядерного горючего 5.4 Годовой расход обогащенного урана 5.5 Годовой расход природного урана 5.6 Удельный расход природного ядерного горючего на выработанные кВт∙ч электроэнергии 5.7 Годовые амортизационные отчисления 5.8 Затраты 5.8.1 Годовые затраты на ядерное горючее 5.8.2 Годовые затраты на заработную плату 5.8.3 Годовые затраты на ремонтный фонд 5.8.4 Годовые затраты на прочие расходы 5.9 Определение себестоимости одного отпущенного кВт∙ч 5.10 Годовая выработка и годовой отпуск электроэнергии 5.11 Выводы по разделу Заключение Список использованной литературы Введение Постоянный рост потребности человечества в топливе и электроэнергии, а также уменьшение природных запасов органического топлива способствует росту ядерной энергетики. Увеличение единичной мощности реактора, унификация оборудования, совершенствование топливного цикла, частичная перегрузка топлива без остановки реактора, улучшение конструкции тепловыделяющих элементов и всей активной зоны, размещение всего радиоактивного контура в специальной камере и многие другие усовершенствования способствуют снижению стоимости электроэнергии, вырабатываемой на АЭС, повышению надежности и безопасности. Технологический процесс на АЭС определяется рядом факторов: - необходимо координирование работы десятков основных и вспомогательных агрегатов и систем; - ограниченная доступность ряда помещений; - большая единичная мощность агрегатов; - интенсификация процессов. Современный этап развития промышленного производства характеризуется переходом к использованию передовой технологии, стремлением добиться предельно высоких эксплуатационных характеристик как действующего, так и проектируемого оборудования, необходимостью свести к минимуму любые производственные потери. Все это возможно только при условии существенного повышения качества управления промышленными объектами, в том числе путем широкого применения автоматизированных систем управления. Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) - это АСУ для выработки и реализации управляющих воздействий на технологический объект управления в соответствии с принятым критерием управления. Автоматизированной системе управления свойственны следующие признаки: - АСУ ТП - это человеко-машинная система, в которой человек играет важнейшую роль, принимая в большинстве случаев содержательное участие в выработке решений по управлению; - существенное место в АСУ ТП занимают автоматические устройства (в том числе вычислительная техника), выполняющие трудоемкие операции по сбору, обработке и предоставлению информации оператору-технологу; - цель функционирования АСУ ТП - оптимизация работы объекта путем соответствующего выбора управляющих воздействий. Кроме того, АСУ ТП осуществляет воздействие на объект в том же темпе, что и протекающие в нем технологические процессы, обеспечивает управление технологическим объектом в целом, а ее технические средства участвуют в выработке решений по управлению. Имеющийся опыт разработки и эксплуатации автоматизированных систем показывает, что оптимальное решение вопросов автоматизации достигается только при условии рационального соотношения между уровнем автоматизации и совершенством технологического оборудования и средств автоматики. Иными словами, автоматизация целесообразна для высоконадежного технологического оборудования с применением высококачественной аппаратуры автоматики. Все это требует автоматизации высокой степени, позволяющей небольшому количеству персонала осуществлять оптимальное управление работой АЭС. Часть 1. Технологическая часть 1.1 Общие сведения 1.1.1 Общие характеристики и типы ПГ АЭС Производство рабочего пара на АЭС осуществляется в специальных теплообменных установках — ПГ. В ядерных реакторах помимо теплофизических и физико-химических процессов, свойственных обычным теплообменным установкам, протекают и нейтронно-физические процессы, обусловливающие специфичность этих агрегатов и выделяющие их в особый класс теплообменных аппаратов. Одновременное рассмотрение сочетаний реактор — ПГ и теплообменные устройства — ПГ нецелесообразно. Однако следует иметь в виду, что основные закономерности теплофизических и физико-химических процессов, протекающих при производстве пара, идентичны как для кипящих реакторов, так и для собственно ПГ. Для кипящих реакторов необходимо уточнение влияния на эти процессы весьма высоких тепловых потоков, больших скоростей теплоносителей и ионизирующего излучения. Под ПГ АЭС понимают теплообменный аппарат, служащий для производства рабочего пара за счет тепла, вносимого в него охладителем реактора. ПГ — один из основных агрегатов двухконтурных АЭС. Однако в первый период развития ядерной энергетики он входил в состав и одноконтурных АЭС. Основные характеристики ПГ АЭС, так же как и ПГ ТЭС: паропроизводительность, параметры пара и температура питательной воды. Важным показателем является чистота пара (а для цикла с насыщенным паром — влажность). В общем случае ПГ АЭС также состоит из подогревательного (водяной экономайзер), испарительного (испаритель) и пароперегревательного (пароперегреватель) элементов. Эти элементы могут быть совмещены в одном теплообменном аппарате, а могут быть и самостоятельными теплообменниками, включенными последовательно в контуры обоих теплоносителей. Нагреваемый теплоноситель (вода, пароводяная смесь, пар) носит название рабочего тела. Греющий теплоноситель (охладитель реактора) называют первичным теплоносителем. Движение рабочего тела в экономайзере и пароперегревателе всегда однократное и принудительное. По способу организации движения рабочего тела испарители делят на три группы: с естественной циркуляцией, с многократной принудительной циркуляцией и прямоточные. В соответствии с этим различают и типы ПГ в целом. Парогенераторы с естественной циркуляцией характеризуются многократным движением воды в испарителе за счет естественного напора, возникающего из-за разности масс столбов жидкости в опускной системе и пароводяной смеси в подъемной. Испаритель представляет собой в этом случае замкнутый контур. Парогенераторы с многократной принудительной циркуляцией также имеют многократное движение воды в замкнутом контуре испарителя вследствие напора, создаваемого циркуляционным насосом, который включен в опускную систему. Прямоточные ПГ характеризуются включением всех элементов в одну последовательную цепь с однократным принудительным движением в них рабочей среды вследствие напора питательного насоса. По виду первичного теплоносителя ПГ делят на две группы: с жидкими теплоносителями и с газообразными. Движение теплоносителя — принудительное. В дипломном проекте рассматриваются парогенераторы с жидкостным теплоносителем – водой. Показатель, характеризующий тепловую экономичность ПГ — КПД. В ПГ имеет место только один вид потери тепла — в окружающую среду, но он невелик — 1—2% тепловой мощности ПГ. 1.1.2 Требования к ПГ АЭС с реактором ВВЭР-1000 Теплообменные аппараты широко применяются во многих отраслях промышленности: энергетике, химической и нефтеперерабатывающей промышленности и др. Поэтому целесообразно рассмотреть требования, предъявляемые к ПГ АЭС. Основные требования к ПГ АЭС. Схема ПГ и конструкция его элементов должны обеспечить необходимую производительность и заданные параметры пара при любых режимах работы АЭС. Выполнение этого требования предусматривает наиболее экономичную работу станции как при номинальной, так и при переменных нагрузках. Единичная мощность ПГ должна быть максимально возможной при заданных условиях. Это требование связано с улучшением технико-экономических показателей при укрупнении мощности единичного агрегата. Рис. 1.1- Схема поверхностного рекуперативного теплообменника: 1 - корпус теплообменника; 2 - поверхность теплообмена; 3 - камеры (подводящая и отводящая один из теплоносителей); 4 - трубные доски; 5 - патрубки 3. Все элементы ПГ должны обладать безусловной надежностью и абсолютной безопасностью. Поверхность теплообмена в ПГ выполняется из большого количества труб малого диаметра, т. е. в ней сосредоточивается большое количество соединений труб первого радиоактивного контура. В связи с этим надежность работы АЭС в значительной степени определяется надежностью работы ПГ. Необходимо правильно решать вопросы радиационной защиты ПГ и обеспечивать прочность всех элементов конструкции. Соединения элементов и деталей ПГ должны обеспечивать плотность, исключающую возможность перетечек из одного контура в другой. Сколько-нибудь существенное попадание теплоносителя в рабочее тело недопустимо, так как паротурбинный контур не имеет биологической защиты. Проникновение рабочего тела в первый контур может привести к аварийной ситуации в реакторе. Возможность интенсификации коррозионных процессов должна быть исключена. Здесь имеется в виду как снижение надежности ПГ, так и загрязнение теплоносителя продуктами коррозии. Чрезмерное их попадание в первый контур приведет к повышению радиоактивности теплоносителя и отложению радиоактивных продуктов коррозии в первом контуре. Наиболее опасны отложения продуктов коррозии на тепловыделяющих элементах. В этом случае может произойти резкое уменьшение теплоотвода. ПГ должен вырабатывать пар необходимой чистоты, что обеспечит надежность высокотемпературных пароперегревателей, а также надежную и экономичную работу турбины. Конструкция элементов ПГ должна быть проста и компактна, должна обеспечивать удобство монтажа и эксплуатации, возможность обнаружения и ликвидации повреждений, возможность полного дренирования. Поверхностные теплообменники, в свою очередь, делят на регенеративные и рекуперативные. В регенеративных теплообменниках теплоноситель и рабочее тело попеременно проходят через теплопередающую поверхность. Во время омывания поверхности теплоносителем она аккумулирует тепло, которое затем передается рабочему телу. Попеременное омывание одной и той же поверхности теплоносителем и рабочим телом, практическая невозможность достижения необходимой плотности разделений контуров приводят к попаданию одной среды в другую, что недопустимо для двухконтурных паротурбинных АЭС. В рекуперативных теплообменниках (рисунок 1.1) обе среды одновременно омывают поверхность теплообмена, и тепло от первичного теплоносителя передается рабочему телу через разделяющую их стенку. Такой способ передачи тепла дает возможность разработать теплообменный аппарат, отвечающий всем требованиям, предъявляемым к ПГ АЭС. 1.2 Прогнозирование повреждений теплообменных трубок парогенератора 1.2.1 Основные положения Обеспечение надежной работы теплообменных трубок (ТОТ) парогенераторов (ПГ) является важнейшей задачей для различного типа АЭС как в отечественной атомной энергетике, так и за рубежом. Тонкостенные теплообменные трубы парогенератора являются важной частью границы первого контура и для того, чтобы исполнять функции эффективного барьера, теплообменные трубы не должны иметь сквозных дефектов или дефектов, требующих глушения ТОТ. На ПГ российского производства повреждения теплообменного пучка имеют место в различной степени на всех блоках АЭС и являются в настоящее время основным фактором, определяющим остаточный ресурс ПГ. Одной из важнейших в современной технике можно обоснованно полагать проблему точного знания ее состояния - остаточного и технического ресурса деградирующего металла на данный момент времени. Оценка технического и остаточного ресурсов, обоснование продления срока службы металла оборудования, в том числе – оборудования атомной энергетики, обоснование сроков снятия с эксплуатации - все это положительные производные от решения этой проблемы. Реализация подобной задачи сопряжена как с объективными научно-техническими сложностями, так и с преодолением субъективных, исторически сложившихся подходов и путей ее решения, а именно. Во-первых - методы вероятностного анализа не предназначены для ресурсных оценок. Во-вторых - современные детерминированные методы могут это сделать, однако в пределах, как правило, одного повреждающего процесса. В-третьих - в современных методах расчета на усталостную долговечность и статическую прочность все дополнительно участвующие в повреждении процессы предписано учитывать коэффициентами запаса. В-четвертых - числовые значения упомянутых коэффициентов запаса определяются только экспертным путем, а нормативные методики их расчета отсутствуют. В-пятых - обычно расчеты с использованием экспертных числовых значений коэффициентов удовлетворяют практику, но вместе с тем нередки случаи повреждения задолго до исчерпания назначенного ресурса оборудования, металл которого подвергался во время эксплуатации одновременному воздействию сразу нескольких повреждающих процессов. Безусловно, важнейшее влияние на долговечность конструкционных сплавов оказывает усталость. Уже более 100 лет все конструкции из металла рассчитываются на усталостную долговечность (при условии удовлетворения требованиям статической прочности) [1]. Именно тогда были заложены так называемые коэффициенты влияния на усталостную долговечность коррозионной среды. Причем, числовое значение этого коэффициента не изменялось в течении всех этих лет ( fкс=10). Как правило, влияние рабочих сред на прочностные характеристики металла помимо упомянутых коэффициентов учитываются еще и добавкой к расчетной толщине конструкции (для компенсации убыли металла по причине равномерной коррозии - утонения). Вместе с тем, коррозионные процессы и механизмы их воздействия на служебные свойства металла гораздо разнообразнее, чем это учтено в современных расчетных методах например, коррозия: при постоянном нагружении (КПН); коррозионное растрескивание (КР): транскристаллитное - трещина через тело зерен (ТКР) и межкристаллитное - трещины по границам зерен - коррозионное (МКР) растрескивание; водородное охрупчивание (ВО); коррозионная усталость (КУ) и т.д.. Нередко последствия именно этих локальных процессов и оказывают существенное влияние на долговечность конструкционного сплава в рабочих условиях. В последнее время появились весьма тревожные факты, свидетельствующие о том, что нельзя одним числовым коэффициентом описать все случаи взаимодействия всех типов и марок сплавов со всеми типами коррозионных сред. Так, авария на Аляске с продуктопроводом показала, что коэффициент влияния среды может достигать 3600. Досрочная замена парогенераторов: - за рубежом из-за коррозионного растрескивания (КР) трубных пучков (около 80 единиц) и в СНГ - из-за КР коллекторов (32 единицы ) показала, что коэффициент влияния среды может составлять от 200 до 350. Можно предположить, что одним из перспективных направлений, который приведет к решению обозначенной проблемы является создание математического аппарата, объединяющего частные аппроксимирующие детерминированные методики повреждающих процессов в единый функционал взаимного влияния всех таких процессов без исключения (или их противопоставления друг другу) так, как управление ресурсом есть не что иное, как: Наличие феноменологического описания каждого частного процесса повреждения металла. Выявление физически измеряемого признака повреждения металла по каждому частному процессу повреждения. Выявление физически измеряемого значения критерия предельного состояния металла перед разрушением по каждому частному процессу повреждения. Наличие детерминированной математической модели кинетики роста относительной меры повреждения как отношение текущего значения физически измеряемых признаков повреждения частных по отдельному частному процессу повреждения к значения критерия предельного состояния. Наличие алгоритма вычисления общей относительной меры повреждения металла, объединяющего уравнения кинетики роста относительной меры повреждения по частным процессам повреждения. Факторный анализ и обоснование критерия «отбраковки» - критерия, согласно которому какой либо частный процесс повреждения может быть исключен из рассмотрения. Обоснование новых числовых характеристик конструкции, а также технологических режимов изготовления и эксплуатации для компенсации негативного воздействия на наработку до отказа отдельных факторов по критерию приращения срока безопасной эксплуатации. Обоснование технической осуществимости и экономической целесообразности реализации компенсирующих мероприятий. Реализация конструкторских, технологических и технических мероприятий с целью обоснования: - срока безопасной эксплуатации металла; - остаточного ресурса – остаточного срока безопасной эксплуатации металла; -продолжительности безопасной эксплуатации металла сверх назначенного ресурса; -технических мероприятий для продления безопасной эксплуатации металла сверх назначенного ресурса. Одно из направлений исследования причин повреждений коллекторов парогенераторов типа ПГВ-1000м было сформулировано как разработка концепции «Прочность через долговечность»: металл прочен пока сохраняет сплошность, т.е. долговечен и по условиям протекания локализованных повреждающих процессов [2]. На базе математического аппарата этой концепции удалось теоретически обосновать, экспериментально проверить и реализовать на действующих, проектируемых и изготавливаемых парогенераторах новые технологические мероприятия, которые способствуют продлению ресурса коллекторов. Концепция «Прочность через долговечность» не противопоставляется концепции «Течь перед разрушением». В отличие от вероятностного анализа надежности ее математический аппарат – детерминистские уравнения полифакторных повреждающих физико-химических процессов на границе раздела «металл/коррозионная среда» и в объеме металла, одновременно воздействующих на конструкционный сплав. Суть этого направления состоит как в использовании уже известных подходов, методик и формул расчета ресурса и долговечности, так и в создании недостающих алгоритмов. Во-первых это: - концепция предельного состояния металла (критерий - числовое значение физического признака повреждения металла перед его разрушением - гипотеза академика Российской Академии наук Болотина В.В., изложенная в монографии [2]. - алгоритмы расчета долговечности металла при воздействии отдельных, в том числе и полифакторных, но частных процессов повреждения металла (усталость; ползучесть; радиационная хрупкость). Во-вторых: - создание прикладных инженерных методик прогнозных расчетов технического τtech и остаточного τост ресурсов на основе новой и ранее неизвестной архитектуры функции долговечности при одновременном кооперативном воздействии на металл нескольких повреждающих процессов; - разработка прикладных программных средств «РЕСУРС-К» и «РЕСУРС-Т» применительно к расчетам ресурса коллекторов и трубных пучков парогенераторов типа ПГВ-1000М АЭС на основе алгоритма, детерминированных методик и формул, учитывающих особенности конструкции, технологии изготовления, характеристик технологических режимов эксплуатации (главным образом - типы циклов нагружения по амплитудам термо- и гидро- механических напряжений, а также характеристики водно-химического режима). При контакте подвергаемого усталости металла с коррозионной средой возникает ситуация, известная под названием «коррозионная усталость» (КУ). Это наиболее распространенный в технике пример совместного повреждающего действия на металл двух процессов усталости и коррозии, Причем, коррозии в ее глубоком понимании происходящих физико-химических процессов как на границе раздела «металл/среда», так и в объеме металла. Известно, что КУ не имеет предела выносливости [3] в отличие от усталости на воздухе (рис. 1). Из рассмотрения рисунка 1.2 следует, что при использовании рекомендуемого в нормативных документах [4] приема – понижение в 10 раз предельного числа циклов на воздухе (для учета влияния контакта с коррозионной средой) не формируется главное отличие - сохраняется несуществующий предел выносливости (кривая 2), которого в условиях КУ на самом деле нет (кривая 3). Кроме того, известно, что кривая 3 смещается к оси ординат в более кислой среде и вправо – в более щелочной (относительно водородного показателя pH, для которого построена кривая 3). Рисунок 1.2 - Зависимость предельного числа циклов N0 от Δσ - амплитуды механических напряжений: 1 - при испытаниях на воздухе; 2 - пониженное в 10 раз число циклов для учета влияния контакта с коррозионной средой (согласно нормативных документов) при расчетах; 3 - при испытаниях в контакте с коррозионной средой; 4 - предел выносливости при испытаниях на воздухе. Именно это обстоятельство делает уязвимыми для критики рекомендации по учету влияния среды с помощью деления на fкс =10 предельного числа циклов на воздухе N0 и сам способ - использование единого коэффициента для всех случаев многообразия компонентного состава коррозионных сред. Однако этот прием вполне приемлем, если доказан пренебрежимо малый вклад коррозионных повреждающих процессов в общем процессе повреждения конструкционного сплава. 1.2.2 Выбор обобщающих параметров для описания эффектов водно-химического режима Наибольший масштаб негативных последствий при реализации локальных коррозионных процессов вызывают хлоридо-кислородное коррозионное растрескивание (ХКР) аустенитных хромоникелевых сталей (АХНС), водородное орупчивание углеродистых сталей перлитного и мартенситного классов и коррозионная усталость. В ГОСТ 5272-68 (Коррозия металлов. Термины и определения) утверждается, что КР – это «коррозия металла при одновременном воздействии на металл коррозионной среды и внешних или внутренних механических напряжений растяжения с образованием межкристаллитных или транскристаллитных трещин». Определение коррозии под напряжением (КПН) интерпретируется в том же документе как «коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и постоянных или переменных механических напряжений». Следует обратить внимание именно на одновременность действия по крайней мере двух независимо протекающих процессов повреждения. Впервые случай ТКР АНС в публикациях был отмечен в 1920 г. [5]. К настоящему времени число публикаций по проблеме КР близко к 105 с изложением более 50 вариантов моделей, механизмов и математических интерпретаций этого весьма непростого явления природы. 1.2.3 Трубный пучок кипящего теплообменника Из статистической физики и из экспериментов известно, что распределение отказов однотипных элементов, находящихся в эксплуатации с одинаковыми характеристиками режимов, подчиняется закону нормального распределения (следствие №1 из Центральной предельной теоремы). Следовательно, текущему значению относительного суммарного числа заглушенных теплообменных трубок Pk в парогенераторе будет соответствовать интеграл вероятности Фk на момент наработки tk . В [6] изложена методика расчета динамики отказов однотипных элементов из стали марки 08Х18Н10Т применительно к трубным пучкам кипящих теплообменников. В этом случае уже вводится критерий отказа уже не для металла, а в целом для теплообменника: его работоспособное состояние продолжается только до исчерпания технологического запаса теплообменных трубок. В частности, для кинетики числа повреждений стали марки 08Х18Н10Т был выявлен экспериментально и теоретически обоснован нормальный закон распределения. В формулу для вычисления аргумента интеграла вероятности кроме экспозиции входит также концентрация хлорид-иона. Процедура вычисления прогнозируемого числа теплообменных рубок со сквозными повреждениями сводится к следующей последовательности операций. Относительные величины суммарного числа поврежденных трубок с фиксированными наработками регистрации дефекта рассматриваются как ряд значений интеграла вероятности. Для этого ряда находятся табличные значения аргумента Хi по известным значениям интеграла вероятности Фk. Затем по известным интервалам времени между двумя последовательными отборами проб воды на анализ химического состава, с одной стороны, а также измеренными концентрациями хлорид-иона в каждой пробе формируется система несовместных уравнений типа (1.1) (1.1) Эта система решается методом наименьших квадратов относительно средних значений a и b. Прогноз суммарного количества поврежденных трубок парогенератора делается на основе: - наперед заданного на определенный срок эксплуатации значения концентрации хлорид-иона; - известных средних значений a и b; - рассчитанного значения эксплуатационного фактора на дату прогноза - табличные значения аргумента интеграла вероятности (Фпр)i на дату прогноза. Полученные коэффициенты a и b используются для построения нового уравнения (1.1а) где и – соответственно, интервал времени от даты, когда делается прогноз до даты, на которую желательно знать полное число теплообменных трубок со сквозными дефектами и предполагаемая средняя концентрация хлорид-иона в воде в пределах этого интервала времени. После этого по таблицам по найденному значению аргумента интеграла вероятности находится соответствующее значение интеграла вероятности (Фпр)i+1. Эта относительная суммарная ожидаемая величина поврежденных теплообменных трубок затем умножается на полное число трубок в парогенераторе. В итоге получаем суммарное число теплообменных трубок на дату прогноза по наперед заданным наработке и средней концентрации хлорид-иона в воде парогенератора. Экспозицию до наступления предельного состояния трубной системы парогенератора – исчерпания технологического запаса теплообменных трубок – можно найти, решая (1.5а) относительно τост при заданном значении (CCl- )ост. (1.1б) Поскольку в выражение для вычисления эксплуатационного фактора входят экспозиция и концентрация хлорид-иона в виде сомножителей, то одинакового приращения аргумента интеграла вероятности можно достичь их разным сочетанием. Это означает, что на всех этапах жизненного цикла трубного пучка существует возможность управления его ресурсом с помощью направленного воздействия техническими средствами на качество воды: малому содержанию хлорид-иона будет соответствовать более длительная эксплуатация. Это общеизвестно. Однако методика позволяет оценить негативные последствия для технического ресурса факт эксплуатации со ступенчатым изменением качества воды, в том числе и для случаев, например, непреднамеренной эксплуатации парогенераторов (сделанных в СССР) при повышенных концентрациях хлорид-ионов, как это имело место на парогенераторах комбината АЭС «Бруно Лейшнер» в 1982 г. 1.2.4 Пример для предлагаемой методики Для проведения расчета задается тип парогенератора ПГВ-440 (общее количество теплообменных трубок 5500, технологическая защита 20% - 20%*5500=1100 штук) или ПГВ-1000 (общее количество теплообменных трубок 11000, технологическая защита 12% -12%*11000=1320 штук). Далее выбирается количество интервалов наблюдения: 4. (Данные для расчета этого расчета задавались преподавателем.) Число заглушенных теплообменных трубок на каждом интервале, штук: 2; 3; 2; 4. Средняя концентрация Cl-, мкг/кг: 500; 150; 100; 70. Продолжительность интервалов, год: 8; 1; 2; 0,5. Остаточная концентрация Cl-, мкг/кг: 100. Необходимо рассчитать остаточный ресурс (tост) парогенератора и написать программу для автоматического расчета, в основу которого положен метод приведенный в параграфе 1.2.3. Блок схема работы разработанной для дипломного проекта программы приведена на рисунке 1.3. Программа разрабатывалась на языке Visual C#. Рисунок 1.3 - Блок схема работы программы Описание каждого элемента блок-схемы: - Начало. Запуск программы. - Загрузка дынных. При наличии исходных данных для программы их можно подгрузить вручную. - Сохранение данных. Сохраняет введенные данные для последующих расчетов. - Количество заглушенных ТОТ, Концентрация Cl-, временной интервал. Вводятся исходные для расчета. - Выбор типа реактора. Выбирается тип реактора: ВВЭР-440, ВВЭР-1000. - Выбор типа расчета. Выбирается расчет на указанный период времени (пол года, год…) или расчет оставшегося ресурса ПГ. - Период расчета и концентрация Cl-. Задаются данные для расчета на указанный период. - Концентрация Cl-. Задаются данные для расчета оставшегося периода работы, до заглушения всех ТОТ технологической защиты. Внешний вид программы приведен на рисунке 1.4. - Нажатие кнопки «Расчет». Производится расчет по указанной выше методике и выводятся результаты. - Конец. Закрытие программы. Рисунок 1.4 – Внешний вид программы для расчета В блок 1 вводятся данные по числу заглушенных ТОТ в штуках, средняя концентрация Cl- в мкг/кг и продолжительность интервалов контроля состояния ТОТ в годах (Рис. 1.5). Рисунок 1.5 – Исходные данные. Блок 1 В блоке 2 выбирается тип реактора и выбирается тип расчета. Для расчета остаточного ресурса выбирается опция «Оставшийся ресурс» вводится остаточная концентрация Cl-. Для предсказания количества заглушенных ТОТ на определенный период выбирается опция «На указанный период» и вводится концентрация Cl- и период расчета (Рис. 1.6). Рисунок 1.6 – Исходные данные. Блок 2 После нажатия кнопки “Расчет” в блоке 3 выводится результат. Для заданных данных ВВЭР-440 - tост=152,9 года, ВВЭР-1000 - tост=151,2 года. Данный прогноз приведен как пример работы программы. Программа была написана как тренажер, для того что бы показать влияние химического состава воды на долговечность работы ПГ. 1.2.5 Выводы по разделу Приведенные выше сведения позволяют утверждать, что коррозионная среда влияет на долговечность металла не через свои отдельные характеристики непосредственно, а опосредовано, через самостоятельные коррозионные процессы. Именно отсутствие математического детерминистского описания этих коррозионных процессов в подавляющем большинстве случаев и приводит к преждевременному повреждению металла в реальной конструкции. Способствует такому состоянию дел зачастую отсутствие математического аппарата для расчета долговечности при совместном воздействии на металл нескольких повреждающих процессов, включая коррозионные. Поэтому ближайшей задачей в дальнейших исследованиях по проблеме оценки долговечности и проблеме управления долговечностью металла в контакте с коррозионной средой становится разработка детерминистских моделей коррозионных процессов и определение числовых значений критериев предельного состояния по этим повреждающим процессам. Не менее важным и неоднозначным должны быть поиски путей замены так называемого коэффициента влияния коррозионной среды на функцию влияния и построение алгоритма расчета долговечности металла при одновременном повреждающем действии нескольких процессов, включая коррозионные. В свою очередь, локальные коррозионные процессы, как независимо протекающие, уже должны быть описаны именно через характеристики водной среды. Каждый из них, будь то: коррозионное растрескивание аустенитных сталей, динамика коррозионного растрескивания однотипных элементов из аустенитной стали, образование питтингов, накопление водорода в металле, коррозия под напряжением и коррозионная усталость - должны быть описан детерминистской моделью, в которой уже характеристики водной среды входят непосредственно как влияющие независимые фактор-аргументы. Программа, разработанная для дипломного проекта, позволяет производить расчеты по описанной выше методике на ЭВМ. Часть 2. Системы теплотехнического контроля и автоматизации II-го контура АЭС с ВВЭР-1000 2.1 Оборудование и технологические системы второго контура 2.1.1 Общие сведения Второй контур включает в себя турбину К-1000-60/1500-2, генератор ТВВ-1000-4УЗ, систему паропроводов свежего пара, питательной воды, паропроводов низкого давления пароснабжения собственных нужд, систему возврата конденсата и дренажей, парогенератор и т.д. Решение по преобразованию энергии пара базируются на решениях, характерных для классических ТЭС. Пар из четырех ПГ по четырем паропроводам транспортируется в турбоустановку, отработав в цилиндре высокого давления (ЦВД), пар после осушки и перегрева в сепараторах-подогревателях (СПП) поступает в цилиндры низкого давления (ЦНД), а затем в конденсатор. Конденсат из конденсатора, пройдя 100%-ную очистку в блочной обессоливающей установке (БОУ), конденсатными насосами (КЭН) через подогреватели низкого давления подается в деаэратор (0,69 МПа). Из деаэратора двумя питательными турбонасосами питательная вода через подогреватели высокого давления подается в ПГ. Турбина предназначена для преобразования энергии пара, генерируемого в ПГ, в механическую энергию ротора и непосредственного привода генератора, Турбина предназначена для работы в моноблоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 на насыщенном паре. Турбина обеспечивает сверх отборов для подогрева питательной воды и на турбоприводы питательных насосов нерегулируемые отборы пара на собственные нужды и на подогрев сетевой воды. Генератор является основным элементом для выработки электроэнергии и допускает длительную работу с номинальной нагрузкой, а также работу с нагрузкой менее номинальной по активной мощности. Генератор комплектуется выводами с трансформаторами тока и напряжения и бесщеточным возбудителем на одном валу с генератором. Охлаждение обмотки статора генератора осуществляется дистиллированной водой (дистиллятом), а обмотки ротора и активной стали статора -водородом, заключенным внутри газонепроницаемого корпуса. Система питательной воды в номинальном режиме и режимах частичных нагрузок обеспечивает подачу питательной воды, соответствующую паропроизводительности ПГ и величине продувки из них. Подача питательной воды в ПГ производится через их регулирующие клапана питания. При работающей турбине подача питательной воды производится двумя питательными турбонасосами типа ПТ-3750-75 по двум линиям, соединенным в общий питательный коллектор. Система основного конденсата предназначена для транспортировки конденсата из конденсатора турбины через БОУ и подогреватели низкого давления в деаэратор. Подача конденсата из конденсатора на БОУ производится тремя конденсатными насосами 1-ой ступени типа КСВ-1850-95У4 (два рабочих, один резервный) по однониточному конденсатному тракту. Перед БОУ конденсат проходит охладители основных эжекторов и эжекторов уплотнений. После БОУ конденсат поступает на всос трех конденсатных насосов II-ой ступени, в качестве которых используются насос ЦН-1850-170. За конденсатными насосами II-ой ступени подключена линия рециркуляции конденсата в конденсатор через дроссельное устройство, встроенное в блочный расширитель. Далее конденсат последовательно проходит через четыре подогревателя низкого давления (соответственно ПНД 1-4). За ПНД-3 и ПНД-1 дренажными насосами производится подача конденсата греющего пара подогревателей (соответственно ПНД-3,4 и ПНД-1,2) в линию основного конденсата. Система основного конденсата включается в работу ко времени подачи пара на эжекторы уплотнения турбины. 2.1.2 Описание объекта управления Объект управления представляет собой энергоблок АЭС с реактором ВВЭР-1000, в состав которого входят: корпус ядерного реактора, внутрикорпусные устройства (ВКУ) - шахта, выгородка, блок защиты труб (БЗТ); верхний блок (ВБ); приводы для перемещения ПС СУЗ; каналы нейтронного измерения (КНИ); активная зона (комплект ТВС). Также в состав энергоблока входят: турбина К-1000-60/1500-2 ЛМЗ, предназначенная для работы на насыщенном паре, главные циркуляционные насосы, парогенератор ПГВ-1000. Питательно-конденсатный тракт энергоблока включает в себя конденсатор, 4 подогревателя низкого давления, деаэратор питательной воды, 1 подогреватель высокого давления, парогенератор. На рисунке 2.1 приведена схема барабанного парогенератора энергоблока АЭС с ВВЭР-1000. Рис. 2.1 - Схема барабанного парогенератора АЭС с ВВЭР-1000 В корпусе парогенератора 1 находится вода второго контура. Нагрев воды осуществляется трубчаткой 8, через которую прокачивается горячий теплоноситель первого контура, поступающий в патрубок 9 и отводимый через патрубок 10. Образующийся в корпусе пар сепарируется от влаги в паровом пространстве 7 и по паропроводам 4 направляется на турбину. Питательная вода подается по паропроводу 6. Подъем уровня воды в парогенераторе может привести к забросу воды в турбину; снижение уровня здесь менее опасно, чем в реакторах, однако оно приводит к оголению верхней части трубчатки, уменьшению поверхности теплообмена и нежелательному повышению температуры воды первого контура на входе в реактор. Во всех подобных схемах поддержание уровня осуществляется путем изменения подачи питательной воды. В стационарных условиях подача питательной воды должна быть равна расходу пара (если из регулируемой емкости часть воды забирается на продувку, то расход питательной воды должен быть соответственно увеличен). Регулирование в переменных режимах осложняется из-за наличия так называемого «вспухания». Например, если увеличить приток теплоты к жидкости при постоянном расходе питательной воды Dпв, то это приводит к временному подъему уровня, а затем к его падению. В силу того характера изменения уровня, регулирование уровня одноимпульсным регулятором 2 (рисунок 2.2), увеличивающим расход питательной воды при снижении уровня 3 и уменьшающим расход при подъеме уровня, неэффективно. Рис. 2.2 - Одноимпульсная схема регулирования уровня Такой регулятор при увеличении тепловой мощности из-за вспухания уровня в первый момент уменьшит расход воды, что через некоторое время приведет к падению уровня, большему чем без регулирования. С другой стороны при возмущении изменением расхода питательной воды (например, при изменении режима работы насосов) сигнал на вход одноимпульсного регулятора придет со значительным запаздыванием, что также ухудшает динамическую точность АСР. В значительной мере эти недостатки ликвидируются при использовании трехимпульсной схемы регулирования рисунок 2.3. Рис 2.3. Трехимпульсная схема регулирования уровня. В такой схеме исполнительный механизм питательного клапана 1 управляется регулятором 2, на вход которого подаются сигналы по уровню 3, расходу пара 4 и расходу питательной воды 5. Знаки сигналов выбираются так, чтобы открытие клапана происходило при снижении уровня и расхода воды и увеличении расхода пара. Коэффициенты усиления каналов по расходу воды и пара берутся равными. Поэтому в стационарном режиме эти сигналы уравновешиваются и нулевой сигнал на входе регулятора будет только при значении уровня, равном заданному. Рассмотрим работу трехимпульсного регулятора при различных возмущениях. При мгновенном изменении расхода питательной воды сигнал на входе в регулятор появляется практически мгновенно и будет отработан регулятором еще до того, как заметно отклонится уровень. Аналогично при возмущении тепловой мощностью на входе в регулятор сразу же появляется сигнал увеличения расхода пара, требующий уже в первый момент увеличения расхода воды. Настройка трехимпульсного регулятора уровня начинается с настройки контура регулирования питательной воды при отключенных сигналах 4 и 5. Оптимальные настройки регулятора 2 в этом режиме сильно зависят от конкретных особенностей объекта (инерции расходомера, люфтов в исполнительном механизме и т.п.) трудно поддающихся расчету. Поэтому обычно этот контур настраивается непосредственно на объекте, без предварительных теоретических расчетов. После определения коэффициента усиления канала по расходу воды устанавливается равный ему коэффициент по расходу пара. Контур регулирования расхода воды мало инерционен, и при определении коэффициента усиления по уровню можно считать, что расход воды мгновенно устанавливается равным суммарному значению расхода пара отклонения уровня. Тогда регулятор 2 при подаваемом ему на вход сигнале 5 можно рассматривать как пропорциональный регулятор, изменяющий расход воды пропорционально отклонению уровня 3 от его заданного значения. 2.1.3 Регулирование уровня в регенеративных подогревателях В регенеративных подогревателях происходит нагрев конденсата и питательной воды паром, поступающим из нерегулируемых отборов турбины. В подогреватели, расположенные дальше по ходу питательной воды, пар поступает от отборов турбины с более высоким давлением, что и обеспечивает постепенный подогрев воды по мере ее продвижения от конденсатора к парогенератору. Дренаж (конденсат) греющего пара либо отводится самотеком в паровое пространство предыдущего по ходу воды подогревателя, либо подается насосом в питательную линию. Снижение уровня конденсата в подогревателях недопустимо, так как при оголении дренажных патрубков в них может появится пар («проскок» пара). Если дренаж подается самотеком в другой подогреватель, проскок снижает термодинамический КПД цикла, так как увеличивается расход пара из отборов более высокого давления. При отводе дренажа насосом появление проскока может вывести насос из строя. При повышении уровня конденсат закрывает часть трубчатки подогревателя, что ухудшает теплообмен. Кроме того, большой запас воды в корпусе подогревателя может вызвать ее вскипание и аварийный заброс пароводяной смеси в паровую турбину в случае, если при резком снижении нагрузки турбины недостаточно быстро закроют клапана на паропроводе отбора. Уровень во всех подогревателях поддерживается регуляторами 1 (рисунок 2.4), получающими импульс от уровнемеров 2 и Бездействующими на регулирующие дроссельные клапаны 3. Динамика этого контура достаточно проста и обычно не вызывает трудностей в настройке. Рис. 2.4 - Регулирование уровня в регенеративных подогревателях 2.1.4 Автоматическое регулирование деаэраторных установок Деаэратор является смешивающим подогревателем и предназначен для деаэрации питательной воды - удаление растворенного в ней кислорода. В нижнюю часть деаэраторной головки, установленной над аккумуляторным баком питательной воды, подводится греющий пар. Поток пара стремясь к выходу в атмосферу, расположенному в верхней части головки, нагревает до температуры кипения движущуюся навстречу ему питательную воду. Выделившийся из воды в процессе кипения кислород вместе с излишками пара сбрасывается в атмосферу или расширитель. Для непрерывного нагрева и удаления кислорода из воды в деаэраторе поддерживается избыточное давление пара Рд соответствующая ему температура насыщения tд = ts и уровень Нд. Регулирование давления в деаэраторах. Оно необходимо для обеспечения нормальной деаэрации питательной воды и правильного режима питательных насосов и осуществляется путем подачи пара в головку деаэратора через дроссельный регулирующий клапан (схема "после себя"). При этом вода нагревается до температуры насыщения и, растворенные в ней газы переходят в пар, удаляемый в выпар деаэратора (деаэрация). Пар на деаэратор подается из отбора турбины, давление в котором при номинальной мощности превышает давление в деаэраторе не менее чем на 40—50% (т. е. при давлении в деаэраторе 0,6 МПа номинальное давление в отборе должно быть не менее 0,8 МПа). Так как давление в отборах турбины пропорционально ее мощности, при снижении мощности до 50—70% номинальной давление в отборе становится недостаточным для питания деаэратора и пар начинает подаваться из другого источника. В качестве такого источника может быть использована магистраль собственных нужд 0,9 или 1,2 МПа. Система регулирования давления, обеспечивающая плавный переход с одного источника на другой как при снижении, так и при увеличении мощности турбины, показана на рисунке 2.5. Нормально магистраль питания деаэраторов 1 снабжается паром из отбора турбины. Давление в магистрали поддерживается регулятором 3, получающим импульс от манометра 4 и Бездействующим на дроссельный клапан 5. Кроме регулятора 3 имеется регулятор 7, получающий импульс от манометра 6 и воздействующий на дроссельный клапан 8. Клапан 8 регулирует подачу пара от магистрали собственных нужд 9. Уставка регулятора 7 выбирается несколько ниже, чем у регулятора 3, поэтому при подаче пара от отбора 2 через клапан 5 давление в магистрали 1 выше уставки регулятора 7 и клапан 8 полностью закрыт. При снижении давления в отборе 2 приблизительно до уставки регулятора 7 он вступает в работу и открывает клапан 8, после чего поддерживает давление заданном уровне (несколько менее номинала). Во избежание обратного перетока пара из магистрали 7 в отбор турбины устанавливается обратный клапан 10. При повышении мощности турбины давление в отборе 2 поднимается, обратный клапан 10 открывается, пар из отбора 2 начинает поступать в магистраль 1 и давление в ней поднимается выше уставки регулятора 7. Регулятор 7 закрывает клапан 8, и система переходит на снабжение паром из отбора. Рис. 2.5 - Регулирование уровня и давления в деаэраторе Регулирование уровня в деаэраторах. Компенсация потерь рабочего тела в пароводяном контуре производится подпиткой химически очищенной водой (ХОВ), которая обычно осуществляется в конденсатор турбины. Сигналом уменьшения массы воды в контуре является снижение уровня в деаэраторе, так как масса рабочего тела поддерживается практически постоянной. Регулятор уровня в деаэраторе 11 (рисунок 2.5.) получает сигнал от уровнемера 12 и воздействует на клапан 73, регулирующий подачу ХОВ в конденсатор турбины. При этом регулирующее воздействие задерживается, так как увеличение расхода ХОВ сначала приводит к увеличению уровня в конденсаторе, что воспринимается регулятором 6 (рисунок 2.5), и только в результате его работы увеличивается подача воды в питательную линию 9. Однако жестких технологических требований к динамическим отклонениям уровня в деаэраторе не предъявляются. Изменение уровня в допустимых пределах происходит за длительное время (даже при полном прекращении подачи питательной воды в деаэратор падение уровня продолжается не менее 5 мин). Поэтому описанная схема регулирования, несмотря на ее невысокое быстродействие, получила всеобщее распространение. Для получения характеристик системы регулирования уровня в парогенераторах ПГВ-1000 необходимо получить вид передаточных функций системы по каналам регулирования «расход питательной воды -уровень в парогенераторе» и «расход пара - уровень в парогенераторе». Для этого необходимо построить математическую модель объекта регулирования по заданным каналам. 2.1.5 Приборы и средства теплотехнического контроля параметров II‑го контура АЭС с ВВЭР-1000 Основными контролируемыми параметрами, рассматриваемыми в проекте являются: давление пара в отборах, давление в деаэраторе, давление питательной воды и конденсата, температура питательной воды, температура конденсата, расход питательной воды, расход пара на турбину, уровень в подогревателях низкого давления, уровень в деаэраторе, уровень в подогревателях высокого давления и уровень в парогенераторе. Для измерения данных технологических параметров применяются различные средства измерений. Для регулирования температуры, используются термопары, имеющие НСХ типа ХК (хромель-капель), диапазон измерения -50..+400 С0. Для измерения давления применяются датчики измерения избыточного давления «Сапфир 22ДИ». Для измерения расхода питательной воды используется диафрагма, совместно с измерительным преобразователем разности давлений «Сапфир 22ДД». Для измерения уровня в парогенераторе, ПНД, ПВД и деаэраторе, применяются стандартные уравнительные сосуды, однокамерные совместно с измерительными преобразователями разности давлений «Сапфир 22ДД». Данное оборудование изготавливается на ЗАО «Манометр», располагающийся в городе Москве. Сигналы от термопар обрабатываются непосредственно Ремиконтом-310. При этом нет необходимости для применение промежуточных преобразователей. Сигналы от датчиков измерения избыточного давления и разности давлений, через преобразователи «Сапфир 22ДД» и «Сапфир 22 ДИ» заводятся в программируемые микропроцессорные контроллеры. Спецификация на средства измерений приведена в Приложении 1. 2.1.6 Описание АСУ ТП на базе ТПТС53 В проекте рассматриваются вопросы АСУ ТП энергоблока на базе ТПТС53 (TELEPERM ME). 3а счет новой производственной технологии «монтаж на поверхность» в ТПТС53 реализована самая перспективная структура контроллерных систем - структура «интеллектуальных» модулей. Её смысл состоит в том, чтобы основные функции обработки и управления передать микропроцессорам, установленным в каждом модуле. Фактически, отдельные функциональные модули, обладают способностью принимать и обрабатывать разнообразные сигналы, выдавать как аналоговые, так и дискретные воздействия, и осуществлять автоматическое управление технологическим процессом. Кроме того, обеспечена возможность связи между функциональными модулями через информационные шины в пределах одного шкафа, между шкафами и с внешними устройствами через несколько различных системных шин. Таким образом, ТПТС53 представляет собой многопроцессорную систему с децентрализованным (или распределенным) управлением. Такое построение обеспечивает существенные преимущества перед традиционными централизованными информационно - управляющими системами. Концепция автоматизации характеризуется иерархической структурой обработки информации (рис.2.6) и функциональным (технологическим) разделением устройств автоматизации для обработки измеряемых величин, дискретного управления и регулирования по функциональным зонам. Щит управления подразделяется на две рабочие зоны: 1) управление технологическим процессом (ТП); 2) техническое сопровождение. Техническое сопровождение процесса Рисунок 2.6 - Структура АСУ ТП на электростанции Управление технологическим процессом включает в себя оперативный контроль, управление и мониторинг технологического процесса и устройств автоматизации. Техническое сопровождение охватывает общий контроль за работой установки со стороны начальника смены и инженеров АЭС, обслуживание АСУ ТП и документирование. ТПТС53 включает технические и программные средства для реализации всех функций, необходимых для автоматизации процессов на AЭC: сбора и обработки технологических данных, автоматического регулирования и дискретного управления, защит и блокировок, вычисления и оптимизации, а также для контроля, сигнализации, оперативного управления ТП с использованием мониторов операторских станций и, при необходимости, традиционных элементов управления. В систему заложена возможность проектирования надежности установки. ТПТС53 обеспечивает возможность резервировании аппаратных средств. При этом, в зависимости от предъявленных требований, возможны различные варианты построения резервированных структур. Таким образом, шинная система, системы автоматизации, обслуживания и наблюдения могут быть дополнены резервными системами. Преимущества ТПТС53 перед традиционными контроллерами: - увеличение вычислительной мощности системы пропорционально увеличению числа контролируемых параметров; - наличие микропроцессора в каждом функциональном модуле обеспечивает возможность введения процедур глубокой диагностики модулей и внешних цепей. Таблица 2.1 - Расширение функциональных возможностей АСУ ТП на базе ТПТС53 Существенное повышение объема автоматизации Принципиальное изменение функций оператора Функция Новое качества: Основа. Автоматическое регулирование Полный охват регуляторов. Любой требуемый алгоритм Надежность аппаратуры логическое управление Пошаговая логика и сложные блокировки для всех узлов с эа Диагностика периферии защиты Автоматический ввод – вывод, всесторонний контроль. Сигнализация и регистрация. Диагностика и анализ аппаратных и алгоритмических нарушений Существенное повышение объема автоматизации Принципиальное изменение функций оператора Функция Новое качества: Основа. Контроль и сигнализация Разнообразие и удобство предоставления. Сигнализация и быстрая локализация любого нарушения. Высокоразвитый и разнообразный интерфейс оператора. Дистанционное управление через монитор. Вся эа и привода. Теплотехническое и электротехническое оборудование. Удобство контроля выполнения команд. Блокировка ошибочных действий. Высокоразвитое базовое программное обеспечение Расчеты. Регистрация. Архивы. Протоколы. Быстродействие, точность, широта задач, простота программирования. В оптимально – целесообразном объеме. Стандартизация решений 2.1.7 Система автоматизации AS 220 EA Основной частью (ядром) АСУ ТП на базе ТПТС53 является система автоматизации. AS 220 EA — система автоматизации со структурируемыми автономными функциональными блоками, предусматривающая гибкое резервирование, при этом допускается полное или выборочное резервирование модулей по схеме «1 из 2, горячий резерв». «Горячее» резервирование подразумевает отслеживание состояния основного модуля резервным, проведение взаимной диагностики и безударное переключение на резервный модуль в случае неполадки основного. Все задачи выполняются в AS 220 EA распределёно автономными функциональными модулями, имеющими свои вычислительные возможности. Это позволяет достичь очень высокого коэффициента готовности и живучести системы. Основные свойства системы автоматизации AS 220 EA: - распределённая архитектура системы; - без центрального процессора, - без центральной памяти; - энергонезависимая память; - отсутствие ограничений по «памяти» за счёт использования распределённой обработки; - быстрая обработка за счёт децентрализованной структуры; - высокая готовность вследствие использования горячего резерва по схеме «1 из 2»; - малое число типов модулей; - простота программирования и обслуживания с использованием «технологического» языка; - обеспечение всех функций управления, сбора и обработки информации; - высокая готовность программного обеспечения для решения задач в энергетике. 2.1.8 Область применения Система предназначена для решения следующих задач автоматизации процессов: - измерение и обработка; - управление; - регулирование; - расчет и контроль; - защита и блокировка; - сигнализация. Благодаря гибким схемным решениям система может соответствовать любым требованиям к надежности. Она может быть сконфигурирована как без резервирования, так и с частичным или с полным резервированием. 2.1.9 Структура AS 220 EA конструктивно представляет собой шкаф, в котором расположены каркасы с функциональными модулями (до 48 модулей в одном шкафу), модулями контроллера шины ввода/вывода (EAS), интегрированной шиной ввода/вывода, элементами резервированного питания и защиты, сетевыми компонентами. AS 220 EA может иметь внутреннее резервирование (шины ввода/вывода, питания, EAS) или быть не резервированной. Резервирование осуществляется по схеме «1 из 2, горячий резерв», причем секции шин гальванически развязаны и доступны со стороны обоих модулей EAS. Это обеспечивает доступ к любому из модулей, установленному в AS, и надежную связь с шинами SC и CS 275. Система состоит из: - одного или двух основных каркасов с EAS и 12 слотами для функциональных модулей; - до 6 каркасов расширения. В зависимости от схемного решения могут быть установлены до 108 функциональных модулей. Напряжение питания — 248 постоянного тока, причём предусмотрена возможность его резервирования. 2.1.10 Принцип работы Принцип работы системы автоматизации AS 220 EA определяется функциональными и сигнальными модулями. Все задачи автоматизации решаются распределёно функциональными модулями, работающими автономно. Обмен сигналами между модулями осуществляется через шину ввода/вывода, которая центрально управляется контроллером шины ввода/вывода EAS. Через EAS осуществляется также связь с шиной меж контроллерного обмена SC, которая служит для обмена аналоговыми и дискретными сигналами между AS, а также с резервной шинной системой CS 275. Обмен сигналами структурируется с помощью устройства сопряжения PG 750 или рабочей станции WS 30 на модуле управления шиной ввода/вывода EAS. Данные структурирования записываются в EEPROM данного модуля. Модули EAS соединены между собой через интерфейс и циклически обмениваются тестовой комбинацией, контролируя таким образом друг друга. Конфигурирование модулей AS 220 ЕА осуществляется с помощью графических инструментальных средств GEТ/ТМ и ES 680 или непосредственно на входном технологическом языке с использованием программатора PG. Данные о конфигурации заносятся в EEPROM модулей и сохраняются все время, даже пока отключено питание модулей. Часть 3. Разработка методики прогнозирования повреждений теплообменных трубок парогенератора 3.1 Основные положения Обеспечение надежной работы теплообменных трубок (ТОТ) парогенераторов (ПГ) является важнейшей задачей для различного типа АЭС как в отечественной атомной энергетике, так и за рубежом. Тонкостенные теплообменные трубы парогенератора являются важной частью границы первого контура и для того, чтобы исполнять функции эффективного барьера, теплообменные трубы не должны иметь сквозных дефектов или дефектов, требующих глушения ТОТ. На ПГ российского производства повреждения теплообменного пучка имеют место в различной степени на всех блоках АЭС и являются в настоящее время основным фактором, определяющим остаточный ресурс ПГ. 3.2 Особенности эксплуатации ТОТ парогенераторов АЭС с ВВЭР 3.2.1 Объект исследования Характерными особенностями парогенераторов АЭС с ВВЭР являются [8]: - горизонтальный цилиндрический корпус с расположенными внутри горизонтальными змеевиками теплообменных труб, заделанных в вертикальные коллекторы теплоносителя; - использование верхней части объема корпуса для гравитационной сепарации; - применение в качестве теплообменной поверхности труб размером 16х1,4 мм (для ПГВ-440) и 16х1,5 мм (для ПГВ-1000) из нержавеющей стали. В 2001 году был завершен проектный срок службы энергоблоков первого поколения АЭС с ВВЭР-440, к каким относятся блоки №3,4 НВАЭС и №1,2 КАЭС. Эти энергоблоки находились в работоспособном состоянии, когда решался вопрос о том, что замещающих энергетических мощностей в стране не вводилось, и стал актуальным вопрос продления срока службы незаменяемого оборудования указанных блоков. К такому оборудованию относятся и парогенераторы. Работы по продлению срока службы парогенераторов сверх проектного значения заключались в анализе и оценке их технического состояния по результатам эксплуатационного контроля. 3.2.2 Критерии глушения ТОТ Коррозионное повреждение теплообменных труб парогенераторов является одним из самых важных факторов, влияющих на ресурс парогенераторов. Дефектные трубы подвергаются глушению, а сварные швы могут быть отремонтированы. Трубы с дефектами небольших размеров могут находиться в эксплуатации, если возникшая и зафиксированная межконтурная течь не превышает допустимых регламентных пределов. В последнее время в мире преобладает тенденция установления критерия глушения в зависимости от типа дефекта и его расположения. В России ведется работа по разработке критериев глушения с учетом параметров дефектов. Так при выборе критериев глушения на ПГ-3 блока НВАЭС принимались во внимание следующие браковочные признаки: - величина параметра "нехватка материала" (разъедание материала вследствие коррозионного процесса) при обследовании; - скорость роста дефектов по данным нескольких проверок более 10% за год в диапазоне 60-70 % от толщины стенки; - близкое расположение нескольких дефектов в критичной зоне (до 15 мм между индикациями); - появление и интенсивный рост вновь образовавшихся индикаций в критической зоне, т.е. там, где наблюдается интенсивная деградация. Наиболее часто критерием глушения является предельное значение размера дефекта, определяемое в результате эксплуатационного контроля. Контроль плотности и поиск неплотных теплообменных труб ПГ ВВЭР производится в период планово-предупредительного ремонта (ППР) гидравлическим или пневмогидравлическим аквариумным способами и собственно гидравлическими испытаниями. В последнее время для оценки состояния ТОТ широко используется вихретоковый контроль (ВТК), который является основным источником информации о коррозионном состоянии теплообменных труб ПГ. Данные ВТК позволяют получать численные характеристики, связанные с состоянием каждой теплообменной трубы. Применение систем ВТК для обнаружения дефектов в теплообменных трубах и выборочное глушение дефектных труб позволяет повысить надежность работы парогенераторов и блока в целом. По результатам ВТК производится выборочное глушение дефектных труб, что позволяет избежать во время эксплуатации возможного раскрытия имеющегося дефекта до сквозного и, соответственно, внепланового останова реакторной установки. Для объективной картины состояния теплообменных труб ПГ блоков целесообразно проведение 100%-ного контроля ТОТ каждого парогенератора блока АЭС, в то время как до последнего времени осуществляется проверка лишь части ТОТ ПГ. Минимальный объем контроля не должен быть меньше 10% (560 труб для ПГВ-440 и 1100 труб для ПГВ-1000). При минимальном объеме контроля трубы должны контролироваться на полную длину. На основании полученных данных по дефектам ТОТ ПГ необходимо делать анализ состояния ПГ, оценивать их ресурс или принимать меры, позволяющие оперативно влиять на процесс старения ТОТ ПГ. 3.2.3 Продление ресурса ТОТ парогенераторов Информация о состоянии ТОТ ПГ, полученная с Российских АЭС, собрана в едином банке данных, который регулярно и оперативно пополняется результатами эксплуатационного контроля. Для снижения отложений на поверхности ТОТ осуществляются химические промывки, что приводит к положительному влиянию на состояние ПГ, замедляется процесс возникновения новых дефектов. Как показывает опыт эксплуатации, основным фактором, влияющим на работоспособность трубчатки, является водно-химический режим. Наблюдаются значительные различия фактического состояния трубчатки парогенераторов разных энергоблоков, а в отдельных случаях даже в пределах одного энергоблока. Теплообменные трубы являются основным фактором, определяющим ресурс парогенератора. Продление ресурса парогенераторов выполняется при значительной неопределенности остаточного ресурса теплообменных труб, т.к. до настоящего времени отсутствует методика определения ресурса ТОТ ПГ с коррозионными дефектами, учитывающая все эксплуатационные факторы. Так, для продления на 15 лет ресурса парогенераторов НВАЭС и КАЭС по решению Главного конструктора ПГ включено обязательное выполнение следующих требований: - выполнение работ по совершенствованию методики ВТК; - оптимизация критериев глушения, периодичности и объемов контроля; - обеспечение водно-химического режима второго контура, в том числе ограничение присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин и недопущение накопления отложений более 150 г/м2 на любом контролируемом участке теплообменной поверхности; - проведение с участием главного конструктора парогенераторов ежегодного всестороннего анализа (условий эксплуатации ПГ, ведения водно-химического режима второго контура, состояния теплообменных труб и других элементов парогенераторов с выполнением раз в 5 лет расчетно-аналитического обоснования ресурса трубного пучка, выдачей рекомендаций по корректировке условий дальнейшей эксплуатации). Принятая в атомной энергетике стратегия управления ресурсом трубчатки ПГ базируется на вероятностных методах с учетом исследования динамики повреждаемости ПГ действующих блоков. При этом необходим индивидуальный подход к каждому ПГ. Продление срока службы парогенераторов блоков АЭС с ВВЭР сверх проектного значения напрямую зависит от работоспособности теплообменного пучка ПГ. Для реализации действующей стратегии управления ресурсом необходимы следующие подходы: - оптимизации объемов и периодичности контроля; - внедрения мероприятий, направленных на снижение поступления коррозионно-активных примесей в воду парогенератора; - совершенствования водно-химического режима второго контура; - повышение эффективности химических и механических промывок. - совершенствование и соответствующая аттестация систем неразрушающего контроля; - мониторинг и прогнозирование процессов деградации при помощи современных статистических методов; - выработка управляющих рекомендаций, направленных на устранение процесса коррозионного износа и возникновения дефектов ТОТ ПГ. Для управления ресурсом ПГ важной задачей является разработка методов прогнозирования количества поврежденных и заглушенных теплообменных труб парогенераторов для энергоблоков АЭС с ВВЭР. Проблемы, возникающие при разработке алгоритмов управления ресурсом ПГ, а также алгоритма прогнозирования повреждений ТОТ ПГ, определяются следующими обстоятельствами: - имеется ограниченная статистика по количеству заглушенных (поврежденных) труб, которая фиксируется по результатам ВТК ежегодно в период ППР блока ( в среднем 0,2% от суммарного количества ТОТ ПГ); - отсутствуют данные о химических и физических характеристиках среды, способствующей развитию коррозионных повреждений; - отсутствуют данные о видах коррозионных повреждений, включая повреждения, вызванные наличием соединений серы, мышьяка, соединений свинца, комплексного воздействия окружающей среды; - недостатком данных и теоретических исследований о взаимодействии металла с коррозионной средой, содержащей агрессивные элементы. 3.3 Методы контроля Проблема обеспечения максимально возможного срока службы, "замедления" старения парогенераторов, продления их сроков эксплуатации, в условиях жестко ограниченных средств (финансовых возможностей, технических, человеческих ресурсов и др.), является одной из актуальнейших проблем для ученых, экономистов и технических специалистов различных стран. Последствия возникновения отказов, неисправностей или дефектов в ПГ могут приводить к человеческим жертвам, большим финансовым и материальным потерям. Так, затраты на проведение мероприятий по неразрушающему контролю (НК) и связанных с ним работ во время эксплуатации АЭС составляют не менее 50% всех затрат, связанных с эксплуатацией станции, при потерях около 675000 долларов США в случае простоя одного блока1000 МВт в течение эффективных суток. 3.3.1 Роль и место методов неразрушающего контроля для обеспечения надёжности и долговечности сложных систем с высокой ценой отказа 3.3.1.1 Проблемы выявления дефектов и характеристики методов НК При проведении мониторинга технического состояния (ТС) сложных систем и агрегатов одной из наиболее актуальных является задача объективного своевременного обнаружения дефектов различной природы и организация контроля за развитием дефектов из-за старения элементов при эксплуатации. Одним из путей предотвращения нежелательных последствий от эксплуатации изделий с дефектами является систематичное использование методов НК. Дефектом, согласно нормативно-технической документации (НДТ) (ГОСТ 17-102), называется каждое отдельное несоответствие продукции требованиям. Однако в практике применения средств неразрушающего контроля нет полного соответствия понятия "дефект" определению по ГОСТ. Обычно под дефектом понимают отклонение параметра от требований проектноконструкторской документации, выявленное средствами неразрушающего контроля. Связь такого понятия с определением по ГОСТ устанавливается путем разделения дефектов на допустимые требованиям НТД и недопустимые. Обобщая, здесь и далее под дефектом будем понимать физическое проявление изменения характеристик объекта контроля с параметрами, превышающими нормативные требования. По происхождению дефекты подразделяют на производственно-технологические, возникающие в процессе проектирования и изготовления изделия, его монтажа и установки, и эксплуатационные, возникающие после некоторой наработки изделия в результате процессов деградации, а также в результате неправильной эксплуатации и ремонтов. В дальнейшем, говоря о дефектах, выявляемых средствами и методами НК, будем иметь в виду эксплуатационные и производственно-технологические дефекты, не выявленные при изготовлении и сдаче систем в эксплуатацию. Так, например, (в зависимости от объекта) вся совокупность объектов и систем может быть разбита на группы, для которых характерны однотипные дефекты: - силовые металлоконструкции (стрелы грузоподъемных машин, установщиков, несущие форменные конструкции, силовые элементы агрегатов обслуживания); - сосуды, теплообменные аппараты, трубопроводы (сосуды и емкости, влагомасло-отделители и холодильники компрессорных установок, теплообменные аппараты, камеры нейтрализации, магистрали газов и жидкостей и др.); - механизмы и машинное оборудование (гидроприводы, редукторы, насосы, компрессоры, вентиляторы и приводные электродвигатели, дизельные электростанции); - трубопроводы, корпуса систем под давлением, парогенераторы, системы жидко-снабжения; - контрольно-измерительные приборы (КИП) и автоматика, оборудование систем управления; - кабельное оборудование (силовые кабели, измерительные кабели, кабели систем управления, кабели связи); - электронное оборудование; - оборудование электроснабжения (трансформаторы, коммутационная аппаратура); - объекты, содержащие радиоактивные вещества, активность которых определяется без разрушения исходных матриц; - конструкции строительных сооружений. Рассмотрим некоторые наиболее характерные дефекты приведенных систем. Для силовых металлоконструкций характерны литейные дефекты (рыхлота, пористость, ликвационные зоны, дендритная ликвация, зональная ликвация, подусадочная ликвация, газовые пузыри или раковины, песчаные и шлаковые раковины), металлические и неметаллические включения, утяжины, плены, спаи, горячие, холодные и термические трещины); дефекты прокатанного и кованого металла (трещины, флокены, волосовины, расслоения, внутренние разрывы, рванины, закаты и заковы, плены); дефекты сварных соединений (трещины в наплавленном металле, холодные трещины, микротрещины в шве, надрывы, трещины, образующиеся при термообработке, рихтовочные трещины, непровары, поры и раковины, шлаковые включения), дефекты, возникающие при обработке деталей (закалочные и шлифовочные трещины, надрывы); дефекты, возникающие при эксплуатации изделий (усталостные трещины, коррозионные повреждения, трещины, образующиеся в результате однократно приложенных высоких механических напряжений, механические повреждения поверхности). Для сосудов, теплообменных аппаратов, трубопроводов характерны производственно-технологические и эксплуатационные дефекты, аналогично силовым металлоконструкциям. Помимо этого для данной группы оборудования характерны негерметичности соединений, приводящие к утечкам рабочих сред, уменьшение проходных сечений в результате отложений на стенках продуктов коррозии и накипи. Важнейшим параметром, определяющим долговечность и надежность эксплуатации нефтегазовых труб различных диаметров, является толщина антикоррозийного трехслойного полиэтиленового покрытия. Для механизмов и машинного оборудования характерны износ и поломка деталей, повреждение уплотнений, сопровождающиеся утечкой рабочих жидкостей, местным аномальным нагревом частей оборудования, посторонним шумом, повышенной вибрацией. Для КИП и автоматики, оборудования систем управления характерны выход из строя отдельных блоков и приборов, нарушение электрического контакта, уменьшение сопротивления и пробой изоляции. Для кабельного оборудования характерны уменьшение сопротивления изоляции, старение изоляции, обрыв жил кабеля, возгорание изоляции и др. Для электронного оборудования характерны выход из строя блоков и отдельных элементов. Для оборудования электроснабжения характерны залипания контактов, выход из строя концевых выключателей и приводов межсекционных выключателей. Для конструкций строительных сооружений характерны такие дефекты, как трещины, раковины, несплошности бетона, дефекты армирования бетона, разрушение фундаментов и оснований и т.д. Для объектов с радиоактивными веществами под дефектами можно понимать уровни активности, превышающие допустимые нормы. Таким образом, для каждой из групп оборудования можно составить перечень методов НК и перечень приборов и технологий их применения для реализации этих методов. Выбор метода НК должен быть основан помимо априорного знания о характере дефекта на таких факторах, как: - условия работы изделия; - форма и размеры изделия; - физические свойства материала деталей изделия; - условия контроля и наличие подходов к проверяемому объекту; - технические условия на изделия, содержащие количественные критерии недопустимости дефектов и зачастую нормирующие применение методов контроля на конкретном изделии; - чувствительность методов. Достоверность результатов определяется чувствительностью методов НК, выявляемостью и повторяемостью результатов и основана на тщательной калибровке. Чувствительность метода контроля является важной его характеристикой. В таблице 3.1 приведена чувствительность для различных методов определения несплошностей в материале изделий. Таблица 3.1 - Чувствительность методов неразрушающего контроля при определении несплошностей в металле Минимальные размеры выявляемых несплошностей, мкм Метод Ширина Глубина Протяжённость раскрытия Визуально-оптический 5...100 - 100 Люминесцентный 1...2 10...30 100...300 Магнитопорошковый 1 10...50 30 Вихретоковый 0,5...1 150...200 600...2000 Ультразвуковой 1...30 - - Радиографический 100 2...3% толщины изделия - Применение каждого из методов в каждом конкретном случае характеризуется вероятностью выявления дефектов. На вероятность выявления дефектов влияют чувствительность метода, а также условия проведения процедуры контроля. Определение вероятности выявления дефектов является достаточно сложной задачей, которая еще более усложняется, если для повышения достоверности определения дефектов приходится комбинировать методы контроля. Комбинирование методов подразумевает не только использование нескольких методов, но и чередование их в определенной последовательности (технологии). Вместе с тем, стоимость применения метода контроля или их совокупности должна быть по возможности ниже. Таким образом, выбор стратегии применения методов контроля основывается на стремлении, с одной стороны, повысить вероятность выявления дефектов и, с другой стороны, снизить различные технико-экономические затраты на проведение контроля. Однако, несмотря на значительные успехи в развитии методов НК и применяемые меры по контролю ТС различных систем, отдельные дефекты остаются не выявленными и становятся причинами и результатами аварийных ситуаций и больших катастроф. Так, методы и средства НК, применяемые на стадиях производства и предэксплуатационного контроля на АЭС, далеки от совершенства и в результате их применения не выявляется значительное число дефектов технологической природы. 3.3.1.2 Эффективность комплексного применения методов НК Объективный анализ применения различных методов привел к целесообразности применения комплексных систем контроля, которые используют разные по физической природе методы исследования, что, в свою очередь, позволит исключить недостатки одного метода, взаимодополнить методы и реализовать тем самым принцип "избыточности" для повышения надежности контроля систем и агрегатов. Различные методы НК характеризуется разными значениями технико-экономических параметров: чувствительностью, условиями применения, типами контролируемых объектов и т.д. Поэтому при формировании комплекса методов НК разной физической природы возникает проблема оптимизации состава комплекса с учетом критериев их эффективности и затрат ресурсов. Комплексное использование наиболее чувствительных методов не означает, что показатели достоверности будут соответственно наибольшими, а в свою очередь, учет первоочередности технических показателей может привести к противоречиям с экономическими критериями, такими как трудозатраты, стоимость, время контроля и т.д., что, в свою очередь, может привести к тому, что выбранный комплекс методов НК может оказаться с экономической точки зрения неэффективным. Для реализации различных методов НК разработаны различные приборы: дефектоскопы, толщиномеры, тепловизоры для разных дефектов (трещин, негерметичностей), электронное оборудование (для нахождения ослабления электрических контактов), механическое оборудование, которое имеет различные технико-экономические характеристики и технологии использования для различных типов дефектов и др. Из анализа имеющихся характеристик вытекает необходимость решения задачи выбора состава (комплекса) методов НК как задачи в оптимизационной постановке. Комплексное применение методов НК для диагностики и обнаружения дефектов в агрегатах и системах направлено на обеспечение увеличения эффективности и достоверности контроля, продления работоспособности и ресурса. Задача формирования комплекса различных методов НК для обнаружения совокупности возможных (наиболее опасных дефектов) в системе может быть сформулирована как оптимизационная многоуровневая однокритериальная (многокритериальная) задача дискретного программирования. Решение задачи - оптимальное сочетание различных методов НК, применение которых наиболее эффективно при эксплуатации и анализе ресурса дорогостоящих систем. Актуальными при проведении НК являются также задачи оптимального распределения объемов контроля на всех этапах жизненного цикла объекта, оптимизации мест и параметров контроля, планирования технического обслуживания системы с учетом экономических показателей. 3.3.1.3 Электромагнитные методы неразрушающего контроля оборудования средства Задачи, решаемые применением электромагнитных методов неразрушающего контроля, изготовленное из различных марок сталей, перспективным является применение современных высокопроизводительных магнитных и вихретоковых методов неразрушающего контроля, основанных на анализе взаимодействия электромагнитного поля с объектом контроля. Магнитные методы являются наиболее старыми из методов НК, связанных с применением приборов и дефектоскопических материалов. Первичные преобразователи, применяемые для реализации и магнитных и вихретоковых методов, фиксируют изменение только одной составляющей электромагнитного поля - статического или переменного магнитного поля. В дальнейшем, за исключением случаев, когда необходимо выделить существенные особенности магнитных и вихретоковых методов, будем называть их электромагнитными методами неразрушающего контроля (ЭМНК). Электромагнитные методы неразрушающего контроля обладают такими положительными качествами, как бесконтактность, высокая производительность, получение первичной информации в виде электрических сигналов, простота конструкции и высокая надежность первичных преобразователей, способность работать в экстремальных условиях. Контроль изделий по совокупности изменяемых параметров не встречает затруднений, однако, необходимо применять специальные методы выделения сигнала, характеризующего интересующий показатель качества с одновременным подавлением сигналов от мешающих факторов. Электромагнитные методы применяются для повышения качества и обеспечения безопасной эксплуатации оборудования на всех жизненных стадиях, включая выплавку стали, прокат листа, изготовление, монтаж, диагностику в процессе эксплуатации и прогнозирование остаточного ресурса. Крупногабаритность оборудования для переработки нефти и большая протяженность сварных соединений предопределяют возможность широкого применения высокопроизводительных электромагнитных методов неразрушающего контроля для выявления различных видов нарушения сплошности основного металла оборудования и металла сварных швов. Для дефектоскопии оборудования, изготовленного из ферромагнитных материалов, применяются магнитные методы, позволяющие выявлять поверхностные, подповерхностные и внутренние дефекты. Магнитные методы успешно применяются для дефектоскопии основных деталей аппаратов: монтажных цапф, основных и крепежных шпилек, линз и обтюраторов, труб и фитингов. Для дефектоскопии высоконагруженных резьбовых соединений успешно применяется электромагнитный метод, основанный на регистрации поперечной тангенциальной составляющей магнитного поля, обусловленного дефектом. Для выявления поверхностных дефектов в электропроводящих ферромагнитных и неферромагнитных металлах применяются вихретоковые методы. Вихретоковые методы успешно применяются для выявления в оборудовании, изготовленном из нержавеющих сталей и биметаллов, зон, пораженных межкристаллитной коррозией. Одним из перспективных направлений широкого применения вихретоковых методов является контроль труб теплообменников с помощью внутренних проходных вихретоковых преобразователей. Электромагнитные методы неразрушающего контроля позволяют не только обнаружить дефекты на поверхности или в толще изделия, но и определить их форму и размеры, а также пространственное положение. Кроме решения задач дефектоскопии электромагнитные методы широко используются для структуроскопии материалов и изделий, контроля размеров изделий, измерения толщины стенок, металлических и неметаллических защитных покрытий, измерения зазоров, перемещений и вибраций в машинах и механизмах. При контроле электромагнитными методами ферромагнитных материалов задача состоит в том, чтобы на основе анализа электрических и магнитных характеристик проверяемого изделия определить химический состав, прочность, твердость металла, глубину цементированного и азотированного слоев, количества углерода в слое, степень наклепа, остаточные или действующие напряжения, сортировать стали по маркам и осуществлять контроль качества термической и химико-термической обработки и т.д.. 3.4 Вероятностный подход к управлению сроком службы ТОТ ПГ 3.4.1 Исходные данные и алгоритм расчета В отечественной практике сбора и обработки результатов эксплуатационного контроля состояния ТОТ ПГ блоков АЭС с реакторами ВВЭР отсутствуют какие-либо данные по прогнозированию поведения теплообменных трубок. Необходимость разработки методов прогноза по развитию дефектов ТОТ ПГ обусловлена выработкой соответствующих мер по управлению ресурсом парогенераторов АЭС с ВВЭР. В дипломе за основу исследований принят метод с применением вероятностного подхода к эксплуатационным данным, полученным по результатам ВТК целостности ТОТ ПГ. Использование результатов контроля из формируемой базы данных ВТК позволяет строить экспериментальные функции распределения, обрабатывать их и делать краткосрочный прогноз количества повреждений ТОТ ПГ на различную глубину дефектов, а также прогноз количества ТОТ, подлежащих глушению. 3.4.2 Сравнительный анализ вероятностных законов распределения для описания длительности безотказной работы ТОТ ПГ Длительность безотказной работы энергетического оборудования представляет собой случайную величину, значение которой зависит от большого числа факторов, например, свойств используемых материалов, условий окружающей среды, режимов работы элементов оборудования, водно-химического режима и т.д. Определение вероятностной модели для длительности безотказной работы оборудования и получение оценок ее параметров необходимо для прогнозирования надежности, разработки оптимальной методики начальной приработки, составления календарных графиков ремонта, планирования программ испытаний на надежность и т. д. Рассмотрим возможность описания времени безотказной работы ТОТ ПГ с помощью некоторых наиболее часто используемых законов (нормального, равномерного, экспоненциального, Вейбулла), описываемых соответствующими плотностями распределения [9]: (3.1) где μ , σ, λ, b, tГ , t0 – параметры распределений. Часто имеет смысл рассматривать функцию, дающую вероятность отказа за очень короткий промежуток времени при условии, что до этого момента отказов не было. Эта функция, называемая интенсивностью отказов (ее называют также условной функцией отказов или интенсивностью выхода из строя), имеет вид: (3.2) где F(t) — функция распределения длительности безотказной работы, [1‑F(t)] - вероятность безотказной работы. Интенсивность отказов, свойственная многим явлениям, включая человеческую жизнь, часто имеет «корытообразную» форму. Для начального периода интенсивность отказов h (t) может быть относительно велика вследствие так называемых приработочных отказов, т.е. ранних отказов, зачастую вызываемых производственными дефектами. Затем интенсивность отказов h(t) убывает и остается почти постоянной до некоторого момента времени, после которого она возрастает вследствие появления износовых отказов. Интенсивность отказов, соответствующую определенной плотности распределения, можно найти непосредственно с помощью формулы (3.2) по известным выражениям f(t) (3.1) и F(t). На рисунках 3.1, 3.2, 3.3 приведены графики плотностей распределения, функций распределения и интенсивности отказов для различных законов: нормального (для заданных параметров μ=5, σ = 1); равномерного (на интервале t1=0, t2=10); экспоненциального (с параметром λ=0.1); Вейбулла (с двумя вариантами параметров b и tг : 1) b=5, tг=10, t0=0; 2) b=0.5, tг=100, t0=0). Нормальное распределение может оказаться неприемлемым в качестве статистической модели для времени безотказной работы, поскольку нормально распределенная случайная величина может принимать отрицательные значения; применение равномерного распределения в качестве статистической модели ограничено, поскольку существует определенный верхний предел, до которого должен произойти отказ оборудования (на рисунке 3.3 это время равно 10 лет).; экспоненциальное распределение не позволяет учитывать реальное изменение интенсивности отказов, которая остается постоянной на всем интервале времени. Кроме того, экспоненциальное распределение совпадает с распределением Вейбулла при b=1. Рисунок 3.1 – Плотность распределения длительности безотказной работы для различных законов Рисунок 3.2 – Функции распределения длительности безотказной работы Рисунок 3.3 – Интенсивность отказов для различных законов распределения Из работы [10] на основании экспериментальных данных повреждений теплообменных труб парогенераторов АЭС с реакторами PWR следует, что наиболее приемлемым законом распределения вероятностей для описания времени безотказной работы оборудования является распределение Вейбулла, позволяющее при различных значениях параметров tГ и b учитывать «корытообразную» форму интенсивности отказов, что хорошо видно на рисунке 3.3. Следует отметить, что параметр b - это параметр формы, определяющий наклон функции распределения, а tГ – пространственный параметр или характеристическое время, соответствующее повреждению допускаемого количества ТОТ ПГ (63.2% от общего количества ТОТ). Для распределения Вейбулла справедливы выражения: (3.3) (3.4) Для определения параметров распределения b и tГ запишем выражения функции распределения Вейбулла для двух значений времени безотказной работы t1 и t2: (3.5) (3.6) После преобразования (3.5 и 3.6) и логарифмирования выражения вероятности безотказной работы (1-Fi(ti)) получим: Определим параметр tГ из выражений (3.7) и приравняем их: (3.8) откуда получим (3.9) Для определения параметра формы распределения b прологарифмируем выражение (3.9): (3.10) Из выражения (3.7) для конкретного интервала времени и соответствующего значения F(ti) можно получить параметр tГ с учетом ранее определенного параметра b: (3.11) Воспользуемся выведенными выражениями для параметров распределения Вейбулла b и tГ для статистических данных, приведенных в [10]. На рисунке 3.4 приведены графики вероятности повреждения ТОТ ПГ на АЭС с PWR, где по оси ординат фиксируется оценка вероятности повреждений ТОТ ПГ, рассчитываемая в соответствии с выражением: (3.12) Здесь t - длительность эксплуатации ТОТ ПГ; Nзтот – количество заглушенных ТОТ после эксплуатации в течение t лет; Nсум – суммарное количество ТОТ в парогенераторе. При допущении, что t=tГ и t0=0 получим из формулы 3.3 и: , (3.13) то есть, параметр масштаба представляет собой время, при котором функция распределения достигает значения вероятности 0,632. После преобразования функции Вейбулла (3.13) получим: . (3.14) Двойной логарифм от преобразованной функции распределения Вейбулла: (3.15) представляет собой линейную зависимость от функции времени, зависящую от параметров распределения b и tГ. Выражение (3.15) с учетом рассчитанных по данным ВТК значений F*(ti) и оценок параметров распределения b* и tГ* запишется в виде: . (3.16) Выражение (3.16) используется далее для проверки применимости закона Вейбулла для аппроксимации экспериментальной интегральной функции и определению временного интервала, на котором необходимо определять параметры распределения. Разработан алгоритм формализованного определения оценок параметров b* и tГ* по результатам контроля ТОТ ПГ, используемых далее для прогнозирования поврежденных (заглушенных) трубок [11,12]. Прогноз количества повреждений ТОТ ПГ с использованием распределения Вейбулла сводится к: определению оценок параметров b* и tГ* на интервале времени (t0, t), расчету количества поврежденных (заглушенных) ТОТ ПГ внутри выбранного временного интервала и за его пределами, оценки точности результатов прогноза. Параметры функции распределения Вейбулла можно рассчитать по выражениям 3.10 и 3.11. По найденным параметрам Вейбулла рассчитываются суммарные значения заглушенных или поврежденных ТОТ Nрасч(t) в каждый момент времени ti по формуле: . (3.17) Значения параметров Вейбулла b* и tг* существенно зависят от выбора конкретного интервала времени (t1, t2), входящего в уравнение (3.10). Относительные погрешности отклонения данных эксплуатационного контроля N птот(ti) от результатов аппроксимации с помощью функции Вейбулла N расч(ti) определятся по выражению: . (3.18) Принято допущение, что максимальная погрешность из рассчитанных погрешностей (3.18) не должна превышать некоторого заранее заданного значения. Если это условие не выполняется, то следует скорректировать интервал времени, на котором осуществляется расчет. Предлагаемый подход позволяет в процессе обработки данных эксплуатационного контроля уточнять время отсчета для прогнозирования количества заглушенных или поврежденных труб. Прогноз суммарного количества заглушенных ТОТ ПГ для фиксированного времени эксплуатации ПГ можно рассчитать с использованием ранее обоснованных оценок параметров распределения по выражению (3.17). Критерием точности рассчитанных значений (3.17) является доверительный интервал с шириной ΔN: . (3.19) Рисунок 37 - Общий вид прогнозирования глушения ТОТ ПГ Таким образом, для оценки точности прогноза используется доверительный интервал, ширина которого зависит от ряда факторов (среднего квадратического отклонения, объема экспериментальных данных, заданной доверительной вероятности, закона распределения). 3.4.3 Разработка программы прогнозирования глушения и повреждения теплообменных трубок парогенераторов АЭС Описанный выше алгоритм положен в основу программы прогнозирования глушения и повреждения теплообменных трубок парогенераторов АЭС. Блок-схема работы программы приведена на рисунке 3.6. Программа написана на языке Visual C#. В программу вводятся данные о глушении ТОТ (рис. 4, блок 1), год запуска ПГ и общее количество ТОТ (рис 4, блок 2). Далее строятся графики распределения (рис. 4, блок 5) в обычных координатах и в логарифмических (двойной логарифм) согласно формуле 6.11. Выбирается линейный участок для аппроксимации (рис. 4, блок 3) и вводится год, для предсказания глушения ТОТ (рис. 4, блок 4). По предсказанному числу заглушенных ТОТ можно судить о режиме функционирования ПГ (показывает, есть ли необходимость вводить коррективы в работу ПГ). Все введенные данные, графики и расчеты можно сохранить для дальнейшего предоставления отчетов на станции. Программа может быть рекомендована для внедрения на рабочие места операторов АЭС. С помощью программы произведена обработка данных по поврежденным (заглушенным) на разную глубину дефектов теплообменным трубкам парогенераторов. Приведены графики аппроксимации, значения коэффициентов b и tг. Построены доверительные интервалы и дан прогноз на 3 года работы ПГ. Описание каждого элемента блок-схемы: - Начало. Запуск программы. - Загрузка данных из файла. Загрузка раннее сохраненных данных для последующего расчета. - Сохранение данных. Сохранение введенных данных. - Год, Количество заглушенных ТОТ, Временной интервал. Вводятся исходные данные, необходимые для проведения расчета. - Исходные данные > 5 значений. Проверяется минимальное количество значений исходных данных для расчета. - Год начала работы ПГ. Вводится год запуска ПГ. Рисунок 3.6 – Блок-схема программы прогнозирования глушения и повреждения теплообменных трубок парогенераторов АЭС - Год запуска ПГ < минимального значения в исходных данных. Проверка правильности ввода года запуска ПГ. - Nсумм. Вводится суммарное значение ТОТ для ПГ. Для ВВЭР-1000- это 11000 штук, для ВВЭР-440- это 5500 штук. - Нажатие кнопки «Рассчитать». Рассчитываются данные для построения графика функции распределения. - График (Вид 1). Строится график функции распределения. - График (Вид 2). Строится график функции распределения в двойных логарифмических координатах. Это необходимо для выбора линейного участка для аппроксимации. - Начальная точка для аппроксимации. Вводится начальная точка линейного участка для аппроксимации. - Начальная точка > Минимального значения в исходных данных. Выполняется проверка правильности выбора начальной точки для аппроксимации. - Конечная точка для аппроксимации. Вводится конечная точка линейного участка для аппроксимации. - Конечная точка > Максимального значения в исходных данных. Выполняется проверка правильности выбора конеченой точки для аппроксимации. - Нажатие кнопки «Параметры Вейбулла». Запуск расчета параметров распределения Вейбулла. - Расчет B, tг. Производится расчет параметров распределения Вейбулла и вывод их значений на экран. - Год предсказания. Вводится год в формате «количество лет от запуска ПГ», для которого выполняется предсказание на основе распределения Вейбулла при рассчитанных значениях b и tг. - Перевод года предсказания в формат ГГГГ. Переводится год предсказания в формат ГГГГ. (Например, примем год запуска ПГ 1980. Год предсказания 30 лет переводится в формат 2010 год.) - Pдов. Вводится значение доверительной вероятности для дальнейшего построения доверительного интервала. - Нажатие кнопки «Предсказать». Выводится значение количества заглушенных ТОТ на указанный год предсказания, при рассчитанных ранее значениях параметров b и tг. - Нажатие кнопки «Дов. интвервал». Запуск построения доверительного интервала. - Расчет математического ожидания, дисперсии, коэффициента Стьюдента, погрешности в трех последних точках, вывод графика. Рассчитываются параметры необходимые для построения доверительного интервала. Строится доверительный интервал на предсказанное значение. - Конец. Выход их программы. 3.4.4 Обработка данных эксплуатационного контроля В настоящее время существуют базы данных, содержащие информацию по парогенераторам на атомных станциях. В них собираются данные по глушениям, дефектам ТОТ, местам расположения дефектов. Внешний вид такой базы представлен на рисунке 3.6. Рисунок 3.6 - Внешний вид базы данных по парогенераторам АЭС Информация по глушениям предоставляется и в графическом виде. Картограмма для первой петли третьего блока Нововоронежской АЭС представлена на рисунке 3.7. Рисунок 3.7 – Картограмма ПГ-3 для Нововоронежской АЭС В дипломном проекте будут обрабатываться данные по дефектам ПГ на Нововоронежской, Калининской и Балаковской АЭС. 1. Парогенератор ПГ-1 третьего блока Нововоронежской АЭС В таблице 3.4 представлены данные эксплуатационного контроля парогенератора ПГ-1 третьего блока Нововоронежской АЭС в виде суммарных значений заглушенных ТОТ ПГ, а также результаты обработки данных контроля. Рассчитаны оценки параметров Вейбулла, погрешность прогноза. Присутствие случайной погрешности при проведении эксплуатационного контроля по заглушенным и поврежденным ТОТ ПГ является неизбежным фактором любого эксперимента на работающем объекте. Ширина доверительного интервала ΔN (3.19) позволяет учесть случайную погрешность в результатах эксплуатационного контроля. Ширина ΔN зависит от следующих факторов: принятой доверительной вероятности (в расчетах 0,95); среднего квадратического отклонения; средневзвешенного значения суммарного количества заглушенных (поврежденных) ТОТ ПГ на интервале времени (t1, t2). Таблица 3.4 - Статистические данные по отказам ТОТ ПГ-1 блока №3 с реактором ВВЭР Нововоронежской АЭС. Год запуска ПГ 1971 Время t, Год Интервал времени, лет Nзтот, шт 1976 5 2 1977 6 3 1978 7 5 1979 8 7 1982 11 12 1983 12 21 1985 14 23 1986 15 24 1987 16 41 1988 17 50 1989 18 60 1991 20 63 1992 21 79 1993 22 80 1995 24 314 1996 25 321 1997 26 330 1999 28 332 2001 30 349 2002 31 350 2003 32 492 2004 33 516 В программе прогнозирования строим график в двойных логарифмических координатах и выбираем интервал для дальнейшего расчета на интервале 31-33 (см. рисунок 3.8). Количество лет в выбранном интервале времени n=3. Параметры распределения b= 6,51, tг= 46,755 лет. Расчетное значение Nзтот с данными параметрами распределения Вейбулла и погрешность расчета приведены в таблице 3.6, построение доверительного интервала приведено (Pдов=0,95) на рисунке 3.9. Ширина доверительного интервала составляет 55 штук. Рисунок 3.8 – График функции распределения для 3ПГ-1 Нововоронежской АЭС Таблица 3.6 – Расчетное значение Nзтот и погрешность расчета для 3ПГ-1 Нововоронежской АЭС Время t, Год Nзтот, шт Расчетное Nзтот, шт Погрешность, % 1976 2 - - 1977 3 - - 1978 5 - - 1979 7 - - 1982 12 - - 1983 21 - - 1985 23 - - 1986 24 - - 1987 41 - - 1988 50 - - 1989 60 - - 1991 63 - - 1992 79 - - 1993 80 - - 1995 314 - - 1996 321 - - 1997 330 - - 1999 332 - - 2001 349 - - 2002 350 366 4,57 2003 492 446 9,35 2004 516 540 4,65 2005 - 649 - 2006 - 774 - 2007 - 916 - 2008 - 1077 - Рисунок 3.9 – Построение доверительного интервала на данные эксплуатационного контроля для 3ПГ-1 Нововоронежской АЭС 2. Парогенератор ПГ-3 первого блока Калининской АЭС В таблице 3.7 представлены данные эксплуатационного контроля парогенератора ПГ-3 первого блока Калининской АЭС в виде суммарных значений заглушенных ТОТ ПГ, а также результаты обработки данных контроля. Рассчитаны оценки параметров Вейбулла, погрешность прогноза и ширина доверительного интервала. Таблица 3.7 - Статистические данные по отказам ТОТ ПГ-3 блока №1 с реактором ВВЭР Калининской АЭС. Год запуска ПГ 1986 Время t, Год Интервал времени, лет Nзтот, шт 1987 1 10 1988 2 72 1989 3 95 1990 4 113 1991 5 121 1992 6 125 1993 7 129 1994 8 131 1995 9 132 1996 10 136 1997 11 160 1998 12 167 1999 13 175 2000 14 175 2001 15 175 В программе прогнозирования строим график в двойных логарифмических координатах и выбираем интервал для дальнейшего расчета на интервале 11-15 (см. рисунок 3.10). Количество лет в выбранном интервале времени n=5. Параметры распределения b=0,30, tг=13,5∙106 лет. Расчетное значение Nзтот с данными параметрами распределения Вейбулла и погрешность расчета приведены в таблице 3.8, построение доверительного интервала приведено (Pдов=0,95) на рисунке 3.11. Ширина доверительного интервала составляет 19 штук. Рисунок 3.10– График функции распределения для 1ПГ-3 Калининской АЭС Таблица 3.8 – Расчетное значение Nзтот и погрешность расчета для 1ПГ-3 Калининской АЭС Время t, Год Nзтот, шт Расчетное Nзтот, шт Погрешность, % 1987 10 - - 1988 72 - - 1989 95 - - 1990 113 - - 1991 121 - - 1992 125 - - 1993 129 - - 1994 131 - - 1995 132 - - 1996 136 - - 1997 160 162 1,25 1998 167 167 0,00 1999 175 170 2,86 2000 175 174 0,57 2001 175 178 1,71 2002 - 181 - 2003 - 185 - 2004 - 188 - 2005 - 191 - Рисунок 3.11 – Построение доверительного интервала на данные эксплуатационного контроля для 1ПГ-3 Калининской АЭС 3. Парогенератор ПГ-4 Балаковской АЭС В таблице 3.9 представлены данные эксплуатационного контроля парогенератора ПГ-4 третьего блока Балаковской АЭС в виде суммарных значений поврежденных на глубину ТОТ ПГ, а также результаты обработки данных контроля. Рассчитаны оценки параметров Вейбулла, погрешность прогноза и ширина доверительного интервала. Таблица 3.9 - Статистические данные по отказам ТОТ ПГ-4 блока №3 с реактором ВВЭР Балаковской АЭС. Год запуска ПГ 1988 От 71 до 80 От 81 до 90 От 91 до 100 От 71 до 100 1997 61 33 42 136 1999 115 63 52 230 2000 166 89 60 315 2001 304 176 100 580 2002 492 261 136 889 2003 621 306 152 1079 2004 640 329 165 1134 2005 675 340 169 1184 В программе прогнозирования строим график в двойных логарифмических координатах и выбираем интервал для дальнейшего расчета (см. рисунок 3.12). Параметры распределения приведены в таблице 3.10. Расчетное значение Nзтот с данными параметрами распределения Вейбулла и погрешность расчета приведены в таблице 3.11, построение доверительного интервала (Pдов=0,95) приведено на рисунке 3.13. Таблица 3.10 - Параметры распределения для 3ПГ-4 Балаковской АЭС Параметр Повреждения на глубину, % От 71 до 80 От 81 до 90 От 91 до 100 От 71 до 100 b 0,6845 0,8576 1,1500 0,7840 tг 964,24 954,84 625,99 271,42 Ширина доверительного интервала 156 77 32 267 а) б) в) г) Повреждения на глубину в %: а) 70-80, б) 80-90, в) 90-100, г) 70-100 Рисунок 3.12 – График функции распределения для 3ПГ-4 Балаковской АЭС Таблица 3.11 – Расчетное значение Nзтот и погрешность расчета для 3ПГ‑4 Балаковской АЭС       Годы Повреждения на глубину, % От 71 до 80 Погрешность, % От 81 до 90 Погрешность, % ЭК РД ЭК РД Парогенератор ПГ-4 1997 61 - - 33 - - 1999 115 - - 63 - - 2000 166 - - 89 - - 2001 304 - - 176 - - 2002 492 - - 261 - - 2003 621 618 0,48 306 307 0,33 2004 640 645 0,78 329 325 1,22 2005 675 672 0,44 340 342 0,59 2006 - 698 - - 359 - 2007 - 723 - - 376 - 2008 - 748 - - 392 - 2009 - 773 - - 409 - 1997 42 - - 136 - - 1999 52 - - 230 - - 2000 60 - - 315 - - 2001 100 - - 580 - - 2002 136 - - 889 - - 2003 152 149 1,97 1079 1079 0,00 2004 165 161 2,42 1134 1132 0,18 2005 169 172 1,78 1184 1184 0,00 2006 - 184 -