Тепловой расчет конденсатора (стр. 8 )

Общий подход к процедуре продления срока службы оборудования и трубопроводов заключается в разработке технического решения с приложением расчетов на прочность, подтверждающий возможность продления срока службы и акты обследования технического состояния металла, которые выступают в качестве главного условия возможности продления срока службы.

В последние годы активно развиваются новые направления обоснования оборудования и трубопроводов, не нашедшие отражения в нормах, но занимающие важное место при оценке качества проекта с позиции безопасности и надежности. К таким направлениям относят:

-  вероятностные анализы разрушений оборудования и трубопроводов;

-  анализы возможных последствий различных аварий;

-  обоснование применимости концепции безопасности МАГАТЭ.

Главным инструментом, обеспечивающим качество прочностного обоснования, являются программные средства. И в центре внимания на ближайшие годы должны находиться следующие вопросы:

-  верификация и лицензирование программных средств в надзорных органах;

-  разумная отраслевая унификация программных средств;

-  создание баз данных и баз знаний, аккумулирующих опыт и результаты обоснований и позволяющих их оперативное использование;

-  развитие сервисных программных средств, позволяющих автоматизировать и представлять в удобном для использования виде, передачу результатов потребителям.

Таким образом, роль обеспечения прочности в определении технического состояния и безопасности очень велика, требования к объему обоснования в составе проекта также велики и достаточно широко представлены в нормативных документах. Можно утверждать, что элементы реакторной установки и паротурбинной части, прочность которых на стадии проектирования обоснована, эксплуатация которых также отвечает всем требованиям действующих нормативных документов, имеют перспективу на продление срока службы. В критериях и принципах обеспечения безопасности прямо указано, что необходимо: поддержание в исправном состоянии систем (элементов) важных для безопасности, путем своевременного определения дефектов, принятия профилактических мер, замены отработавшего ресурс оборудования и организации эффективно действующей системы документирования.

При системном подходе к решению этих задач процесс управления техническим состоянием в процессе эксплуатации включает [20]:

-  регулярный контроль состояния оборудования и систем АЭС;

-  плановое периодическое или неплановое (при ухудшении состояния) воздействие на оборудование и системы в целях устранения выявленных недопустимых изменений в их состоянии – восстановление их исправности и возобновление ресурса;

-  анализ и оценку эффективности (качества) управления состоянием оборудования и систем.

В рамках работ по оценке технического состояния и остаточного ресурса оборудования предложена методология:

-  выполнение анализа конструкторской и эксплуатационной документации на оборудовании, уточнение режимов и условий эксплуатации;

-  анализ данных о повреждениях, дефектах и отказах оборудования (элементов), определяющих в основном техническое состояние;

-  уточнение механизмов старения (деградации) элементов оборудования на основе результатов контроля и применительно к металлу расчетов на прочность;

-  определение доминирующих механизмов старения (термическая малоцикловая усталость, локальная коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, эрозийно-коррозионный износ и др.);

-  установление определяющих параметров механического состояния (показатели механических свойств, размеры несплошностей в металле или поверхностных повреждений);

-  определение критериев оценки состояния элементов оборудования;

-  подготовка программ контроля технического состояния и выполнение по допущенным к применению методикам;

-  сравнение фактических значений определяющих параметров оборудования с нормативными значениями.

При этом расчет на прочность проводят в следующих случаях:

-  утонение стенок оборудования или трубопроводов за счет общей или местной коррозии превысило прогнозируемые на стадии проектирования значения;

-  хотя бы одно из значений механических характеристик материалов вышло за пределы расчетных значений;

-  нагрузки на оборудование или трубопровод при нормальных условиях эксплуатации (НУЭ) и/или нарушения нормальных условий эксплуатации (ННУЭ) превысило более чем на 10% расчетные значения;

-  фактическое количество режимов НУЭ или ННУЭ или испытаний превысило проектные значения;

-  достигнуто допускаемое нормативное значение циклического повреждения металла в какой-либо зоне оборудования или трубопровода;

-  обнаружены повреждения, превышающие допускаемые размеры.

Изложенный подход к оценке технического состояния оборудования достаточно трудоемкий и применяется, как правило, при комплексном обследовании оборудования энергоблока, но эта методология позволяет корректно оценить техническое состояние. Результаты оценки механического состояния по соответствующим рабочим программам позволят: подготовить материалы для проведения расчетов на прочность (статическую, циклическую устойчивость, сопротивление хрупкому разрушению), исследовать напряженно-деформированное состояние и определить характеристики материалов для получения дополнительной, а также отсутствующей технической документации информации необходимой для установления механизмов повреждений и/или расчетов остаточного ресурса, нормальных и местных напряжениях и деформациях с учетом фактических свойств материалов.

При проведении расчетно-экспериментального подтверждения прочности элементы перечня делятся на группы:

-  элементы энергоблока, находящиеся под высокими эксплуатационными нагрузками, для которых установлены ограничения по циклам нагружения (СПП, подогреватели, главные паропроводы и т. п.);

-  элементы энергоблока находящиеся под воздействием “низких параметров” среды (как по давлению или температуре) или трубопроводы малых диаметров (трубопроводы при температуре среды до 100°С, относительно не высокий типоразмер элементов);

-  элементы, для которых не требуется проведение прочностных расчетов для обоснования работоспособности, (оборудование систем вентиляции, элементы систем пожаротушения, баки запаса технической воды, а также емкости под гидростатическим давлением). Нагрузки на указанные элементы не могут привести к внезапному отказу системы. Кроме того, в большинстве случаев используется их дублирование в системах энергоблока.

Прочностные расчеты проводятся с учетом прогноза состояния металла (значений характеристик механических свойств, геометрических размеров) на конец предполагаемого срока эксплуатации энергоблока при принятой модели эксплуатации оборудования. Для части оборудования проводятся обоснования возможности эксплуатации за пределами 30 летнего срока службы путем поверочных расчетов при воздействии эксплуатационных нагрузок.

Структура общего объема работ по продолжению срока эксплуатации оборудования может быть представлена в двух составляющих: универсальной и специфической. Если универсальная составляющая заключается в развитии научно-технической, технологической и нормативно-технической базы обеспечивающей реализацию управления сроком службы оборудования, то специфическая составляющая заключается в реализации мероприятий на конкретном энергоблоке АЭС. Сложность специфической проблемы состоит в оценке остаточного ресурса оборудования энергоблока и связана с тем, что необходим прогноз предельного состояния оборудования на десятилетия вперед с учетом особых требований по безопасности с достаточным (но не излишним) консерватизмом и точностью.

Основа универсальной составляющей предусматривает:

-  безусловное поддержание надежности элементов оборудования и обеспечение безопасной эксплуатации энергоблока;

-  сравнение затрат на снятие элементов оборудования с эксплуатации и их замену на новые с затратами на продление срока службы, включая затраты на проведение дополнительного контроля технического состояния элементов и анализа старения (деградации) под воздействием реальных повреждающих факторов;

-  учет наличия на энергоблоке как элементов оборудования со сроками службы, равными сроку эксплуатации энергоблока АЭС, так и элементов, срок службы которых предполагает их замену за время эксплуатации энергоблока;

-  максимальное использование существующей нормативно-методической базы, касающейся вопросов контроля, оценки, прогнозирования и управления ресурсными характеристиками элементов оборудования.

Для значительной части систем и оборудования АЭС отсутствуют какие-либо существенные технические проблемы при продлении срока эксплуатации. Так для электротехнического оборудования, оборудования АСУТП, КИПиА, кабельной продукции отдельных видов тепломеханического оборудования восстановление ресурса (надежности эксплуатации) производится независимо от срока службы энергоблока в процессе эксплуатации путем профилактической работы, результатам планового технического обслуживания, ремонта, замены на аналогичные элементы с увеличенным назначенным сроком службы (15 лет и более) в соответствии с техническими условиями и документацией завода изготовителя. В этом случае требуется разработка и согласование рабочих программ, учет и контроль наработки, лицензирование (по необходимости).

Существенной проблемой является обеспечение надежности оборудования, имеющего большую номенклатуру и большее количество единиц элементов, например, арматура 15000 единиц на блок и некоторые элементы теплотехнического оборудования. Из общего количества зарегистрированных неплановых остановов энергоблоков АЭС, порядка 80% неплановых остановов напрямую или косвенно связаны с арматурой. Это оборудование дает 26,3% отказов, где абсолютными лидерами является запорная и регулирующая арматура. Самые распространенные дефекты: течи сальников и не закрытие (не открытие). Основные причины достаточно хорошо изучены и носят в основном ремонтный характер (40%), эксплуатационный (30%) и проектномонтажный (40%). По несовершенству конструкции и качеству поставки комплектующих приходится порядка 10%.

По теплотехническому оборудованию существует проблема дефектов подшипников качения, из них обкатывание наружного кольца – 51%, износ наружного кольца – 26%, раковины на наружном и внутреннем кольце – 23%, износ тел качения и сепаратора, дефект смазки по 10%, другие дефекты не превышают (5-6)%.

Предупреждение возможных серьезных повреждений и отказов оборудования систем, важных для безопасности, при работе блока на мощности дают системы оперативной диагностики, что позволяет объективно оценить техническое состояние оборудования, качество ремонта или модернизации.

Главной проблемой существующего положения с внедрением систем оперативной диагностики является то, что ни одна система до настоящего времени не введена в промышленную эксплуатацию и соответственно не включены в технические проекты, и как следствие этого:

-  не введены в действие разработанные методики и алгоритмы диагностирования;

-  не регламентированы действия персонала АЭС при регистрации диагностических событий;

-  системы оперативной диагностики “оторваны” от технологического регламента.

Методы диагностирования должны определяться, исходя из поставленных задач определения технического состояния, в рамках управления ресурсом оборудования и должны включать:

-  диагностическую модель изделия;

-  алгоритм диагностирования и программное обеспечение;

-  правила измерения диагностических признаков;

-  правила определения структурных параметров;

-  правила анализа и обработки диагностических и структурных параметров (информации) и принятие решения.

Вопросы организации и внедрение систем оперативной диагностики основного оборудования энергоблока АЭС весьма актуальны в проблеме управления ресурсом и требуют немедленного решения в системе организации информационных потоков о техническом состоянии оборудования.

Для АЭС наиболее эффективный путь решения ресурсных задач состоит в следующем:

-  максимально обобщить накопленный опыт эксплуатации и опыт решения ресурсных задач, подходов, совершенствование имеющихся методов, технологий, технических средств и нормативных документов;

-  максимально использовать положительные достижения при конструировании оборудования, материаловедческих организаций, в том числе на заводах изготовителях;

-  рассматривать проблему ресурсоспособности основного оборудования как часть проблемы безопасности и поддержания надежности эксплуатации АЭС.

11.2 Концепция продления ресурса работы АЭС зарубежных стран

Проектный (назначенный) срок службы АЭС назначался исходя из экономических соображений, возможности строительства замещающих мощностей и подтверждался научно-техническим обоснованием с наличием консервативного подхода. Кроме того, проектный срок эксплуатации АЭС назначался в условиях недостатка научных знаний в период проектирования АЭС, невозможностью поставить крупномасштабный эксперимент, недостатка опыта и времени эксплуатации.

В развитых странах, владеющих атомной энергетикой, работы по анализу возможности продления ресурса энергоблоков АЭС проводится с конца 70-х годов. В результате исследований сделан вывод, что для атомных энергоблоков технически возможно и экономически целесообразно продление срока службы на 40 и даже 50 лет. Обозначились два подхода, две концепции продолжения срока эксплуатации АЭС: американская и европейская.

Суть американской концепции заключается в том, что необходимо доказать, что приняты все необходимые меры, компенсирующие эффекты деградации, старения оборудования, систем и конструкций АЭС. Обоснована возможность продления эксплуатации энергоблока АЭС с учетом фактического технического состояния элементов оборудования АЭС. Это означало, что пролонгирование лицензии на продолжение эксплуатации АЭС не будет обусловлено необходимостью доведения более “старых” АЭС до уровня требований, предъявляемых к современным АЭС. В США разработали окончательную редакцию правил, определяющих порядок продолжения эксплуатации, позволяющий эксплуатировать энергоблок АЭС на последующие 20 лет на той же основе, что и при выдаче лицензии при назначении срока службы.

Европейская концепция заключается в предпосылке, что “старые” АЭС должны быть доведены до уровня безопасности и надежности новых АЭС, который достигается путем разработки и внедрения организационно-технических мероприятий, модернизации, реконструкции, стратегии ремонтных работ и инспекций, технического обслуживания и профилактики, замены оборудования выработавшего ресурс в процессе эксплуатации.

В результате нет ограничения на время эксплуатации энергоблока АЭС в виде назначенного (проектного) срока, но каждые 10 лет (в Японии ежегодно) выполняется глубокая инспекция и оценка безопасности эксплуатации АЭС, на ближайшую перспективу и разработка мероприятий на стратегическую перспективу.

В стратегическом плане следует ориентироваться на сложившийся подход к продолжению срока эксплуатации АЭС и управлению ресурсом оборудования энергоблока АЭС в странах, владеющих атомной энергетикой (Россия, Франция, США, Германия, Япония, Корея). Общая схема подхода заключается в следующем:

1. Предварительный анализ и технико-экономическое обоснование о принципиальной возможности и экономической целесообразности продолжения эксплуатации энергоблока АЭС на 10-15 лет или вывода из эксплуатации.

2. Продолжение работ по продлению срока эксплуатации, завершение мероприятий по модернизации или замене оборудования и подготовка отчета по углубленной оценке безопасности.

3. Определение технических обоснований и технических решений по продолжению эксплуатации энергоблока АЭС, а также документов для представления в регулирующий орган для получения лицензии на дальнейшую эксплуатацию/снятие с эксплуатации.

Если первое предполагает, что форма деятельности не изменяется, то требуется пролонгирование лицензии на основе углубленного обоснования безопасной эксплуатации и проведении комплексного обследования оборудования энергоблока. Приемлемый уровень безопасности для подтверждения регулирующими органами должен составлять не хуже, чем 10-4 событий/год (для основного оборудования первого контура).

На основе указанных принципов разрабатывается концепция продолжения срока эксплуатации энергоблока АЭС, как система взглядов в нормативно-правовом пространстве, которая содержит:

-  стратегию реализации направлений по продолжению эксплуатации и вывод из эксплуатации энергоблока АЭС;

-  основные подходы к подготовке энергоблоков АЭС к продолжению срока эксплуатации;

-  определяет методологию, технологическую последовательность реализации мероприятий по продолжению срока эксплуатации;

-  устанавливает критерии приемлемого уровня безопасности в период подготовки, продолжения и снятия с эксплуатации энергоблоков АЭС;

-  определяет способы реализации необходимых средств и ресурсов.

В развитых странах, владеющих атомной энергетикой, управление сроком службы (старением, подавление деградации), продолжение эксплуатации признано в качестве базового концептуального подхода на стратегическую перспективу и приоритетное направление практической деятельности в области использования атомной энергии.

11.3 Концепция продления ресурса работы блоков АЭС Украины

Атомные станции являются капиталоемкими объектами, поэтому они должны обладать достаточно продолжительным сроком службы. Установленный в проектах 30-летний срок эксплуатации действующих АЭС отражает консерватизм принятой ранее расчетной базы для его обоснования, а не фактический физический износ. Это позволяет пересмотреть ранее установленные сроки
службы энергоблоков АЭС и сроки снятия с эксплуатации, которые сопровождаются повышением конкурентоспособности в условиях ужесточения экологических требований к теплоэнергетическому комплексу.

Значительное число энергоблоков АЭС, выработавших более половины назначенного срока эксплуатации и необходимость их вывода после достижения назначенного срока службы, усиливают необходимую потребность в интегрированном подходе на базе унифицированных технических, технологических мероприятий и информационных технологий. Ставится задача обеспечения продолжения эксплуатации действующих энергоблоков АЭС по истечении назначенного срока службы с последующим выводом из эксплуатации как единый непрерывный процесс.

Для подготовки продолжения эксплуатации энергоблока за пределами назначенного срока службы проводится модернизация, техническое перевооружение и реконструкция после соответствующего инженерного обследования и квалификации оборудования, а иногда и конверсия энергоблока, а в случае вывода из эксплуатации – захоронение или ликвидация. Наиболее важной и содержательной стадией оправдывающей все предшествующие этапы, является эксплуатация, именно этот процесс обеспечивает не только прибыль, но и средства на покрытие эксплуатационных расходов, поддержание приемлемого уровня безопасности, последующий вывод из эксплуатации, а также создание замещающих мощностей. Поэтому основные положения концепции управления сроком службы АЭС ориентированы на получение рентабельных эксплуатационных показателей энергоблока АЭС с учетом возможного изменения длительности эксплуатации.

Управление сроком службы энергоблока АЭС предусматривает комплекс мероприятий, призванных содействовать реализации целевой функции процесса эксплуатации при обеспечении приемлемого уровня безопасности, которая связана с оптимизацией соотношения затраты – безопасность при поддержании или повышении уровней рентабельности и безопасности действующих энергоблоков АЭС. Из-за комплексности и многофакторности проблемы реализации стратегии управления сроком службы целевая функция формируется как достижение оптимального соотношения затраты – безопасность – выгода при выполнении программ реализации концепции управления сроком службы.

Способ и последовательность использования средств и ресурсов, направленных на достижение целевой функции управления сроком службы энергоблока АЭС вплоть до его вывода из эксплуатации, определяют стратегию, хронологический перечень мероприятий по ее реализации представляет собой программу управления сроком службы. В основе стратегии в качестве связывающего звена между этой программой и концепцией лежит методология оптимального планирования управления сроком службы. Следует отметить, что стратегия управления сроком службы отдельного энергоблока АЭС и многоблочной АЭС в целом могут существенно отличаться различными подходами к уровням оптимизации показателей: в первом случае на уровне энергоблока, во втором – на уровне площадки АЭС в целом. Стратегия включает две части, одна из которых является обеспечивающей и имеет отношение к тактике управления сроком службы, а другая функциональной, позволяющей достичь его целевую функцию в результате определенным образом проведенных мероприятий. Долговременной и основной целью стратегии является поддержание и/или повышение уровней рентабельности, безопасности, работоспособности, долговечности эксплуатации оборудования энергоблока АЭС.

Основные задачи стратегии управления сроком службы сводятся к следующему:

-  повышение энергетической, экономической и экологической безопасности Украины в результате эффективной и безопасной эксплуатации АЭС;

-  обеспечение приемлемого уровня безопасности действующих АЭС благодаря их техническому перевооружению, реконструкции, модернизации и поддержание этого уровня в процессе продолжения эксплуатации за пределами назначенного срока службы;

-  оптимизация сроков вывода из эксплуатации энергоблоков и ввод новых генерирующих мощностей;

-  повышение работоспособности энергоблоков АЭС, максимальное содействие возврату инвестиций в продолжение эксплуатации и накоплению средств, для затрат вывода из эксплуатации;

-  решение социально-экономических проблем региона с учетом развития атомной энергетики.

При реализации управления сроком службы особое внимание обращается на первоочередные краткосрочные (тактические) и долговременные (стратегические) цели. Выполнение тактических целей предусматривает и обеспечивает возможность полномасштабного осуществления долговременных целей, являясь неотъемлемой частью общей стратегии. Обеспечение управления сроком службы становится тактическим средством поддержки общей стратегии и включает в себя планирование развития научной, методической, технологической, нормативно-технической и программно-информационной базы данных. Непосредственно стратегические цели формируются в системе комплексного планирования как траекторные (устанавливающие направления к заданным целевым нормативам) и точечные, определяющие достижение известных целевых показателей, которые характеризуют степень приближения к нормативам по заданной траектории. Разработка программ выполнения стратегии осуществляется на основе устанавливаемых заранее целевых показателей. Так для действующих энергоблоков, выработавших половину и более назначенного срока службы, целевым нормативом управления срока службы является поддержка и/или повышение уровней безопасности, работоспособности, долговечности и рентабельности для реализации эксплуатации энергоблока АЭС в течение назначенного срока службы и продолжения срока эксплуатации за его пределами в течение (10-15 лет).

Стадия эксплуатации энергоблока характеризуется существенным недоиспользованием назначенного срока службы. Программа, направленная на реализацию управления сроком службы включает полномасштабный комплексный набор мероприятий, обеспеченных нормативно-методическими руководствами. Он включает: плановую подготовку энергоблока АЭС к продолжению эксплуатации (обследование оборудования, квалификация, внедрение системы мониторинга и диагностики, экспертно-аналитические наработки по металлу оборудования и др.), осуществление эксплуатации и технологических процессов по техническому обслуживанию, ремонту, модернизации, техническому перевооружению, реконструкции для достижения эффективного выполнения необходимых мероприятий в зависимости от коньюктуры энергорынка, связанных с продолжением эксплуатации, либо ее прекращением.

Под продолжением (продлением) назначенного срока службы/ресурса понимают комплекс работ, заключающихся в обосновании возможности эксплуатации оборудования энергоблока за пределами первоначально установленных в технических условиях (технических требованиях), либо других нормативных документах, значений ресурса/срока службы, разработке и реализации мероприятий, обеспечивающих надежную эксплуатацию оборудования в течение времени, на которое продлевается назначенный срок службы/ресурса, и по результатам которых устанавливаются значения показателей долговечности. Лицензия на дополнительный срок эксплуатации энергоблока должна быть обоснована углубленным анализом безопасности эксплуатации и комплексом организационно-технических мероприятий по установлению остаточного ресурса оборудования энергоблока.

Остаточный ресурс оборудования устанавливается на основе совокупности информации по его техническому состоянию и прогнозированию по определяющим параметрам достижения предельного состояния.

При прогнозировании остаточного ресурса должно быть показано, что в результате анализа технического состояния оборудования, выполнены одновременно следующие условия;

-  известны параметры технического состояния;

-  определяющие параметры технического состояния выбраны в соответствии с выявленными механизмами повреждаемости;

-  критерии предельного состояния установлены при развитии выявленных повреждений, деградации или старения оборудования.

Наличие запаса между фактическим техническим состоянием объекта и его предельным состоянием (остаточный ресурс) дает возможность с учетом конкретных условий эксплуатации, техническими и экономическими условиями:

-  либо превентивно заменить объект до достижения его предельного состояния;

-  либо отремонтировать для восстановления надежности функционирования (ремонт по состоянию);

-  либо эксплуатировать до предельного состояния с обеспечением мер безопасности (подконтрольная эксплуатация) по остаточному ресурсу.

11.4 Мониторинг, диагностика, техническое обслуживание и ремонт как этапы реализации управления ресурсом оборудования энергоблоков АЭС

Достижение цели продолжения эксплуатации и управления ресурсом оборудования энергоблоков АЭС напрямую связано, и невозможно без реализации и внедрения объективно ориентированной комплексной системы диагностики.

Внедрение этой системы следует рассматривать как этап методологии в поддержании и обосновании функциональной готовности оборудования, как инструмент и способ определения технического состояния, комплексного инженерного обследования оборудования, его квалификации и оценки остаточного ресурса, по информации которых строится система технического оборудования по его техническому состоянию путем ремонтно-восстановительных работ по расписанию.

В современных нормативных документах к системе технических и организационных мер безопасности АЭС предъявляются требования своевременного диагностирования дефектов и выявление отклонений от нормальной работы, а к системе контроля и управления энергоблока АЭС – требование автоматической и/или автоматизированной диагностики состояния и режима эксплуатации. Для обеспечения надежной работы энергоблока необходимо предупреждение отказа элементов оборудования и систем, что требует определения его технического состояния.

Техническая диагностика контролирует текущее состояние всех элементов АЭС, выявляет аномальные состояния (до достижения эксплуатационных пределов), определяет причины их появления, что позволяет оценить ситуации и принять меры по устранению аномалии. Техническая диагностика – это область знаний, в которой разрабатываются методы и средства обнаружения и распознавания дефекта в техническом состоянии оборудования и/или отклонения и распознования дефекта в техническом состоянии оборудования и/или отклонения от нормы протекающего в нем технологического процесса, устанавливаются и изучаются признаки наличия дефектов в оборудовании и его элементах и причины их возникновения. Целью диагностирования является раннее выявление и предупреждение развития дефектов в оборудовании и/или нарушений нормальных процессов, что обеспечивает повышение безопасности и надежности, поддержание работоспособности и готовности оборудования. Основными задачами диагностирования являются распознование технического состояния и прогнозирование в оценке тенденций развития дефектов или нарушения состояния, раннее выявление по наблюдаемым признакам скрытых отклонений от условий нормальной эксплуатации.

Диагностирование аномалий процессов и состояния оборудования следует различать с диагностированием отказов. Аномалий процессов и состояния оборудования могут быть обнаружены по отклонениям параметров от нормы. За норму принимаются те или иные тенденции в поведении параметров или их отсутствие в пределах, установленных проектом и подтвержденных опытом эксплуатации. Скрытые отказы или предотказное состояние проявляются в аномалиях режимов работы оборудования. Их обнаружение осуществляется сравнением с некоторым положительным образом (например, после выхода из ремонта оборудования, которое принимается за эталон), устанавливаемым для каждого вида отказа заранее путем инженерно-логического анализа. Такой предварительный анализ необходим, так как каждой аномалии может быть поставлено в соответствие несколько отказов оборудования, и наоборот, каждому отказу может соответствовать несколько аномалий в режимах работы.

При оснащении энергоблоков АЭС системой технической диагностики применяют следующий системный подход: результаты измерения параметров энергоблока штатной АСУ ТП дают достаточную информацию о режимах работы и состояния оборудования, и для решения задач диагностирования требуется правильно организовать сбор данных и их обработку.

Основные положения концепции построения системы технической диагностики (СТД) энергоблока сводятся к следующему.

СТД должна решать основные задачи диагностики:

-  определение текущего состояния диагностируемого оборудования;

-  прогнозирование изменения этого состояния (построение трендов);

-  определение состояния этого оборудования в прошлом, потому что без этого невозможно будет оценить настоящее и будущее состояние, в том числе аварийное;

-  сопровождение аварии (если это и произошло) и поставарийное состояние.

Стратегия эксплуатации строится на основании:

-  объективных данных о технических системах, оборудовании, трубопроводах, характеристик безотказности и ремонтопригодности;

-  специфических особенностях системы (структуры, характеристик отказов, наличия контроля или диагностики и мониторинга);

-  данных об условиях и порядке (регламенте) эксплуатации оборудования и систем.

Решение задач оптимизации, связанных с поддержанием и восстановлением работоспособности привело к выделению важного и отчасти самостоятельного направления теории надежности – технического обслуживания систем и оборудования. При этом под техническим обслуживанием будем понимать совокупность мероприятий, которые поддерживают и восстанавливают рабочие, функциональные свойства технических систем и оборудования:

1. Комплексная система технического обслуживания и ремонта оборудования АЭС представляет собой дальнейшее развитие технической эксплуатации АЭС и призвана обеспечить исправное состояние и высокую эксплуатационную надежность оборудования при минимальных расходах всех видов ресурсов (времени, труда, средств и материалов) за нормативные сроки службы. По структурно-функциональному построению она является комплексной, непрерывной, планово-предупредительной.

2. Комплексность системы предполагает применение двух основных видов технического обслуживания и ремонта оборудования, технических средств и конструкций (или элементов): по состоянию и расписанию.

Техническое обслуживание и ремонт по состоянию применяется для оборудования, технических средств и конструкций АЭС, состояние которых может определяться без разборки освоенными методами и средствами диагностирования и неразрушающего контроля.

Техническое обслуживание и ремонт по расписанию применяются для оборудования, технических средств и конструкций АЭС, состояние которых невозможно определить без разборки или их разборка обязательна при освидетельствовании определенными службами АЭС.

Для оборудования, технических средств и конструкций АЭС, выходы из строя которых не влияют на безопасность АЭС, безопасность труда, не приводят к остановкам при эксплуатации, прекращению технологических операций, увеличению затрат на восстановление, могут применяться техническое обслуживание и ремонт по отказам.

Соотношение применяемых на АЭС видов технического обслуживания и ремонта меняется в зависимости от наличия средств диагностирования и неразрушающего контроля, надежности оборудования, технических средств и конструкций и опыта обслуживающего персонала.

3. Планово-предупредительность системы предполагает заблаговременное определение восстановлению технико-эксплуатационных характеристик с целью предупреждения интенсивных износов, старения, выходов из строя и, как следствие, повышения эксплуатационной надежности и снижения общих затрат на техническое обслуживание и ремонт.

4. Непрерывность системы предполагает планомерный контроль состояния и выполнение по освидетельствованию и восстановлению технико-эксплуатационных характеристик оборудования, технических средств и конструкций в максимально возможных объемах эксплуатации.

5. Динамичность системы предполагает периодический или непрерывный контроль и прогноз изменения состояния оборудования, технических средств и конструкций АЭС и оперативное планирование (регулирование) на этой основе режимов (сроков, содержания, объемов) технического обслуживания и ремонта, своевременно согласуемых, если они поднадзорны, с соответствующими органами. Применение планового контроля состояния для Планово-предупредительного технического обслуживания и ремонта делает режимы технического обслуживания и ремонта гибкими и эффективными. Эксплуатационно-ремонтные циклы АЭС не остаются, как прежде, постоянными. Они непрерывно регулируются (уточняются и изменяются) по результатам контроля и прогнозам изменения состояния оборудования, технических средств и конструкций АЭС.

Мероприятия по восстановлению являются главными, прежде всего, когда системы подвержены деградации в обеспечение безопасной эксплуатации энергоблока АЭС.

Предупредительные (профилактические) работы проводят в системах, которые еще функционируют, напротив, действия, направленные на восстановление работоспособности относятся к ремонтно- восстановительным. И, соответственно, стратегии технического обслуживания предписывают вид, объем и расписание мероприятий по техническому обслуживанию, не исключая возможности изменения стратегии профилактики на основе информации, которая получена в процессе эксплуатации. Поскольку, вопросы безопасности, идентичности, эффективности функционирования энергоблоков являются первостепенными свойствами эксплуатации АЭС, то одним из путей решения является организация оптимального обслуживания оборудования энергоблока, а в качестве критерия оптимальности обслуживания выбран коэффициент готовности оборудования и рекомендуется планировать мероприятия по восстановлению непосредственно ориентируясь на динамику определенных параметров (износ, вибронагруженность, температура, остаточный ресурс, повреждаемость) – степень деградации оборудования. Подходы по оптимизации физико-технических параметров и экономических критериев достаточно хорошо проработаны.

Предлагаемое к рассмотрению решение задачи технического обслуживания по техническому состоянию оборудования на основе физико-технических параметров требует системного подхода. Применение системного подхода позволяет рассмотреть проблему с единых методических позиций, более четко очертить круг работ, которые надо проводить для решения, дает возможность обоснованно упорядочить и повысить эффективность основных технических мероприятий необходимых для обеспечения системы обслуживания по техническому состоянию.

При этом выделены следующие свойства:

-  функциональность – способность системы достигать поставленную перед ней цель;

-  комплексность – наличие в системе всех элементов, необходимых для достижения цели;

-  совместимость – соответствие и связь системы с другими системами;

-  оптимальность.

Тогда на основе анализа опыта эксплуатации в течение проектного срока и продления назначенного ресурса эксплуатации энергоблока АЭС при условии поддержания показателей безопасности и готовности оборудования АЭС, концептуальными условиями технического обслуживания по техническому и функциональному состояниям оборудования становятся следующие:

1. Наличие системы разрушающего и неразрушающего контроля, регламентных испытаний, мониторинга и диагностики для определения фактического технического и функционального состояний оборудования.

2. Наличие системы управления надежностью оборудования, т. е. знание и управление ресурсными характеристиками оборудования, критериальные оценки готовности оборудования на основе сбора и обработки данных контроля, мониторинга и диагностики.

3. Развитая система профилактического обслуживания и ремонтно-восстановительных работ по характеристикам надежности и прогнозных решений.

4. Система отношений производственных подразделений АЭС, регламентированных нормативно-технической и правовой базой действующей в атомной энергетике.

Выполнение этих условий позволит четко обозначить ранее не видимое техническое состояние оборудования энергоблоков, предотвратить постепенные отказы и аварии, полноценно использовать ресурсы и оборудование, сократить эксплуатационные расходы и потери.

Конкретно это выражается в корректировке графика ремонтов в сторону сокращения сроков (межремонтного цикла), учете расходования ресурса и обоснованного планирования ЗИП, сокращения численности ремонтного персонала, более четкого и осознанного планирования ремонтно-восстановительных работ (средних и капитальных ремонтов). Это означает переход от сложившейся практики экстенсивного характера обслуживания и ремонта оборудования (регламентной формы системы ППР по периодичности) к новой прогрессивной форме технического обслуживания оборудования АЭС по реальному техническому состоянию, в основе которого лежит предположение о возможности оценки и прогнозирования остаточного ресурса, восстановление ресурса путем проведения ремонтно-восстановительных работ, спланированных по результатам анализа эксплуатационных и/или расчетных показателей надежности с учетом реального состояния оборудования АЭС, полученной при проведении диагностического обследования и испытаний, минимизации затрат на ремонты.

Литература

1.Щегляев турбины. Кн. 1, М., Энергоатомиздат, 1993, 384 с.

2. Паровые и газовые турбины. Под. ред. и , Энергоатомиздат,1985, 350с.

3. , Соколов турбины. М., «Высшая школа», 1988, 208с.

4. Установки турбинные паровые стационарные для привода электрических генераторов ТЭС. Общие технические требования. ГОСТ 24 278-89.

5. , , Яцкевич установки электростанций (исследование и расчет низкопотенциальных комплексов ТЭС и АЭС). УМКВО, 1993, - 200с.

6. , , Михайский определения оптимальных сроков чистки поверхностей теплообмена конденсаторов паровых турбин. Вестник национального технического университета «ХПИ», № 5, 2006, с.105-113.

7. , , . и др. Диагностирование состояния и условий эксплуатации энергоблоков ТЭС. – Харьков, ЧП “КиК”, 2006, - 270с.

8. , , и др. Определение и исследование диагностических признаков низкопотенциальных комплексов энергоблоков АЭС. Восточно-Европейский журнал передовых технологий, 6/2(18), 2005, с.149-152.

9. Научно-техническое и инвестиционное обеспечение перспективного развития теплоэнергетики Украины / , . – К.: Энергетическая политика Украины, 2005, с. 58-66.

10. Моделирование и исследование процессов остывания мощных паротурбинных агрегатов / ,  , // Теплоэнергетика. 1980, № 9, с.34–38.

11. Исследование процессов остывания и влияния их на маневренные характеристики мощных паротурбинных агрегатов / , , // Пробл. машиностроения.– 1980.– Вып. 11.– с.48–53.

12. , , Палей турбин АЭС, Энергоатомиздат, 1983, 145с.

13. Переверзев  процессов остывания турбины АЭС типа К–1000–60/1500 /, , // Теплоэнергетика.– 1985.– № 12.– с.26–29.

14. Оптимальное проектирование последней ступени мощных паровых турбин. Шубенко - , А, Антипцев , «Наукова думка», 1980, с. 227.

15. , и др. Газодинамическое совершенствование проточных частей паровых турбин для ТЭС и АЭС . «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования», Сб. науч. тр.- Харьков: ИПМаш НАН Украины.- 2003.- с.51-54.

16. , и др. Некоторые подходы к совершенствованию систем влагоудаления при малозатратной модернизации ЦНД паровых турбин. «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования», Сб. науч. тр.- Харьков: ИПМаш НАН Украины.- 2003.- с.398-405.

17. . Предложения по модернизации и замене турбин ТЭС // Энергетика и электрификация. – 2006. - №7. – с.35-43.

18. и др. Модернизация цилиндра низкого давления турбины 210МВт. «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования», Сб. науч. тр.- Харьков: ИПМаш НАН Украины.- 2000 г., Харьков, с. 187-194.

19. Проспект АО «ЛМЗ». Модернизация паровых турбин мощностью 200 МВт.- 2005г., 8 с.

20. , , ШубенкоА. Л. и др. Продление ресурса теплоэнергетического оборудования энергоблоков АЭС. «Совершенствование турбоустановок методами математического и физического моделирования». Сб. науч. тр.- Харьков: ИПМаш НАН Украины.- 2003 г., Харьков, т.2., с. 431-434.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………

1. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАБОТЫ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК………………………………………………………………………

1.1 Место паровой турбины в схеме преобразования энергии на электростанциях……………………………………………………………………

1.2.Тепловой цикл паротурбинной установки. Учет потерь.................................

1.3.Влияние параметров пара на КПД цикла………………………………………

1.4.Комбинированная выработка теплоты электроэнергии. Регенеративный подогрев питательной воды……………………………………………………….

1.5.Классификация паровых турбин для привода турбогенераторов………….

2. ОСНОВЫ ГАЗОДИНАМИКИ СЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТИ………………

2.1 Уравнения равновесия и движения жидкостей………………………………

2.2 Течение пара через сопла и каналы. Влияние трения……………………….

2.3 Определение размеров сопл при дозвуковых и сверхзвуковых скоростях…………………………………………………………

3. СТУПЕНЬ ТУРБИНЫ …………………………………………………………

3.1 Преобразование энергии в ступени турбины………………………………..

3.2 Расчет и построение треугольников скоростей. Мощность и работа ступени……………………………………………………………………………..

3.3 Относительный лопаточный КПД ступени……………………………………

3.4 Решетки турбин………………………………………………………………...

4. МНОГОСТУПЕНЧАТЫЕ ТУРБИНЫ…………………………………………

4.1 Процесс расширения пара в многоступенчатой турбине……………………

4.2 Выбор конструкции проточной части. Предельная мощность однопоточной турбины……………………………………………………………

4.3 Распределение теплоперепадов между ступенями………………………….

4.4 Осевое усилие на упорный подшипник турбины……………………………

5. ПЕРЕМЕННЫЕ РЕЖИМЫ РАБОТЫ ПАРОВЫХ ТУРБИН……………………………

5.1 Влияние изменения расхода пара на распределение давлений и теплоперепадов по ступеням турбины……………………………………………

5.2 Работа ступени при нерасчетном режиме…………………………………….

5.3 Способы парораспределения и их влияние

на тепловой процесс турбины……………………………………………………..

5.4 Изменение нагрузки турбины способом скользящего давления……………

6. ТУРБИНЫ ДЛЯ КОМБИНИРОВАННОЙ ВЫРАБОТКИ ТЕПЛОТЫ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ……………………………………………………………….

6.1 Турбины с противодавлением…………………………………………………

6.2 Турбины с одним промежуточным регулируемым отбором пара…………..

6.3 Турбины с регулируемым отбором пара и противодавлением……………...

6.4 Турбины с двумя регулируемыми отборами пара…………………………...

6.5 Многоступенчатый подогрев сетевой воды………………………………….

7. Конденсационные устройства……………………………………..

7.1 Назначение и принцип действия……………………………………………...

7.2 Охлаждение циркуляционной воды……………………………………………

7.3 Тепловой расчет конденсатора………………………………………………..

7.3.1 Поверхность охлаждения конденсатора……………………………………

7.3.2 Число и длина конденсаторных трубок…………………………………….

7.3.3 Сетка разбивки трубок в конденсаторе…………………………………….

7.3.4 Размеры трубной доски……………………………………………………..

7.3.5 Выбор диаметра трубок……………………………….….…………………

7.4 Эксплуатационные характеристики конденсатора…………………………….

7.4.1 Переохлаждение и кислородосодержание конденсата……………………

7.4.2 Воздушная плотность конденсатора……………………………………….

7.4.3 Загрязнение поверхности теплообмена конденсатора……………………

8. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ И УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ…………………………….

8.1 Основные системные требования к диагностическому обеспечению энергетических объектов…………………………………………………………

8.2 Основные стадии создания АСКТД…………………………………………

8.3 Общие технические требования к АСКТД…………………………………

8.4 Система диагностирования низкопотенциального комплекса

энергоблоков………………………………………………………………………

9. ПОВЫШЕНИЕ МАНЕВРЕННОСТИ ТУРБИН ТЭС И АЭС………………..

9.1 Анализ работы ТЭС в условиях покрытия переменной части нагрузки ОЭС Украины………………………………………………………………………

9.2 Исследование процессов естественного остывания

турбоагрегата К………………………………………………………….

9.3 Исследование возможностей совершенствования характеристик маневренности турбоагрегата К…………………………………………

9.4 Тепловое состояние турбин АЭС при работе на частичных нагрузках…...

10. варианты РЕНОВАЦИИ турбинного оборудования действующих ТЭС…………………………………………………………..

10.1 Научные аспекты проблемы повышения надежности и эффективности работы турбин ТЭС и АЭС……………………………………………………….

10.1.1 Совершенствование лопаточного аппарата………………………………

10.1.2 Совершенствование надбандажных и диафрагменных уплотнений…..

10.1.3 Совершенствование систем влагоудаления………………………………

10.2 Принципы модернизации и замены элементов турбинного оборудования, исчерпавшего предельный ресурс………………………………………………...

10.3 Основные отечественные технические решения, предлагаемые

для реновации турбинного оборудования………………………………………..

10.3.1 Паровая турбина К–325–23,5……………………………………………....

10.3.1.1 Сравнительные технико-экономические характеристики

турбоустановок К–300–240 и К–325–23,5………………………………………..

10.3.2 Паровая турбина мощностью 200 МВт……………………………………

10.4 Технические решения, предлагаемые для реновации турбинного оборудования зарубежными турбостроительными фирмами…………………..

10.4.1 Комплексная реконструкция блока мощностью 300МВт Змиевской ТЭС………………………………………………………………………………….

10.4.2 Технические предложения по модернизации турбины мощностью 200МВт SKODA ENERGO, Чехия………………………………………………..

10.4.3 Технические предложения по модернизации турбин мощностью 200 МВт АО "Ленинградский Металлический завод", Россия………………………

11. Концепция продления ресурса работы действующих энергоблоков АЭС………………………………..………………………….

11.1 Анализ технического состояния оборудования энергоблоков АЭС………………………………………………………………………………….

11.2 Концепция продления ресурса работы АЭС зарубежных стран…………………………………………………………………………………

11.3 Концепция продления ресурса работы блоков АЭС Украины……………

11.4 Мониторинг, диагностика, техническое обслуживание и ремонт как этапы реализации управления ресурсом оборудования энергоблоков АЭС ….

Литература……………………………………………………………………………......

Монография

Владимир Александрович Кострыкин

Игорь Григорьевич Шелепов

Александр Леонидович Шубенко

ТЕОРИЯ ТЕПЛОВЫХ ПРОЦЕССОВ и

СОВРЕМЕННЫЕ проблемы РЕНОВАЦИИ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

Издана в авторской редакции

на русском языке

Выходные данные……………..Тираж 300 экз.