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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Оценка срока службы оборудования, которое не может быть заменено;

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

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

Основными теоретическими разработками в данной области должны быть:

Методы оценки надежности;

Методы оценки безопасности;

Методы оценки экономической эффективности;

Методы прогнозирования старения в зависимости от времени.

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

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

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

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

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

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

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

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

Анализ действующих факторов, ограничивающих ресурс оборудования АЭС;

Анализ статистических данных о работоспособности оборудования АЭС;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Апробация и внедрение результатов

Работа выполнена в рамках тем концерна «Энергоатом»

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

Фундаментальные проблемы вывода из эксплуатации ядерных энергетических установок,

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

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

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

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

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

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

4. Контроль и диагностика трубопроводов, Москва, 2001.

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

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

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

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

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

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

Основные публикации

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.5 Выводы по разделу 6

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

Методы, использующие аналитические модели;

Методы, использующие эмпирические модели;

Методы прогнозирования с помощью искусственного интеллекта.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

9. Предложенный алгоритм реализован с помощью комплекса нейронных сетей

Репликативной НС;

Самоорганизующейся карты Кохоннена;

НС обратного распространения. t

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Фильтрацию данных для обучения;

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

Выполнение кластерного анализа для анализируемых ситуаций;

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

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

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

2. Data Collection and Record Keeping for the Management of Nuclear Power Plant Ageing IAEA. Safety Practices Publications. #50-P-3, Vienna, 1997.

3. Муратов О.Э., Тихонов M.H. Снятие АЭС с эксплуатации: проблемы и пути решения (www.proatom.ru)

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

5. Бараненко В.И., Гашенко В.А., Трубкина Н.Е., Бакиров М.Б., Янченко Ю.А. Эксплуатационная надежность теплообменных труб парогенераторов энергоблоков АЭС с ВВЭР// Материалы семинара на Калининской АЭС, 16-18 ноября 1999 г., с.133-158.

6. Methodology for the Management of Ageing of Nuclear Power Plant Components Important to Safety IAEA. Technical Reports Series, #338. Vienna, 1998.

7. Бараненко В.И., Баклашов C.A. Анализ эксплуатационных повреждений конденсаторов и подогревателей низкого давления. Подготовка план-графика замены оборудования конденсатно-питательного тракта. ВМ.21.02.00.ТО. ФГУПВНИИАМ. М., 2003.

8. Chexal V.K. (Bind), Horowitz J.S. Chexal-Horowitz Flow-Accelerated Corrosion Model-Parameter and Influences. Current perspective of Inter. Pressure vessels and Piping: Codes and Standard. Book No. 409768. -1995.-P. 231-243.

9. Авария на АЭС «Сарри-2»// Атомная техника за рубежом. -1987.- № 10. -с.43.

10. Secondary Pipe Rupture at Mihama Power Unit 3. Mr. Hajime Ito.// The Kansai Electric Power Co., Inc. Conf. WANO. 2005. 15 p.

11. T. Inagaki. IAEA activities related to ageing management and safe long term operation including FAC// Seminar on Erosion-Corrosion and Flow Assisted Corrosion 6-8 November 2007, Obninsk, Russia.

12. Jens Gunnars. Overview of Erosion-Corrosion// Seminar on Erosion-Corrosion and Flow Assisted Corrosion 6-8 November 2007, Obninsk, Russia.

13. John Pietralik. FAC Seminar: Theoretical Backgrounds// Seminar oni

15. Pipe Break causes deaths at Surry. // Nucl.Eng.Inter., 1987 v.32. p.4.

16. РД ЭО 0571-2006. Нормы допустимых толщин элементов трубопроводов из углеродистых сталей атомных станций. 44 с.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

42. John Petralik. Liquid Impact Erosion and Cavitation Erosion.// Proceeding of FAC-Seminar. Obninsk, Russia„November 6-8, 2007.

43. Бараненко В.И., Олейник С.Г., Меркушев B.H. и др. Эксплуатационная надежность элементов конструкции парогенераторов АЭС с ВВЭР. Вопросы атомной науки и техники. Сер. Обеспечение безопасности АЭС.- 2003, вып.З.- с.85-100.

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

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

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

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

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

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

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

51. N. Davidenko, S. Nemytov, К. Kornienko, V. Vasiliev. The Integrity of the Elements of VVER Steam Generators of Concern Rosenergoatom//

52. Proceedings of IAEA Regional Workshop on «Steam Generator Degradation and Inspection», Saint Denis, France, 1999. Vienna: IAEA, 1999.

53. Гулина O.M., Павлова M.H., Политюков В.П., Сальников H.JI. Оптимальное управление ресурсом парогенератора АЭС// Известия вузов. Ядерная энергетика.- 2008.-№4.~ с. 25-30.

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

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

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

57. Игитов А.В., Гулина О.М., Сальников H.JT. Задача оптимизации уровня для обнаружения разладки в наблюдаемом случайном процессе.//Известия вузов. Ядерная"энергетика.- 2009-№1.- с. 25-29.

58. Implementation and Review of Nuclear Power Plant Ageing Management Programme IAEA. Safety Reports Series, #15. Vienna, 1999, p.35.

59. Methodology for the Management of Ageing of Nuclear Power Plant Components Important to Safety IAEA. Technical Reports Series, #338. Vienna, 1998.

60. Basic Principles for Nuclear Power Plants, Safety Series No. 75-INSAG-3, International Atomic Energy Agency, Vienna, 1988; INSAG-8.

61. Ковалевич О.М. Продление сроков эксплуатации энергоблоков АЭС.//Атомная энергия, т.88, вып.1, янв.2000.

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

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

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

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

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

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

68. Сигал Е.М. Проектный КИУМ как показатель эффективности использования установленной мощности АЭС// Атомная энергия.-2003.-t.94, вып.2. с. 110-114.

69. IAEA Consultants Report on the Meeting on Nuclear Power Plant Ageing and Life Management// IAEA, Vienna, Austria, August, 1989.

70. Akiyama M. Ageing Research Programme for Plant Life Assessment.// Intern. NPP Ageing Symp., August 30 to Sept. 1, 1988, Bethesda, Maryland, USA.

71. Сигал Е.М. Ранжирование отклонений от нормальной работы оборудования АЭС по степени их влияния на коэффициент использования установленной мощности// Атомная энергия.- 2002.- т. 92, вып. 3.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

84. Кархов А.Н. Равновесное ценообразование в энергетике на основе дисконтированной стоимости. Препринт № IBRAE-98-07, М., 1998.

85. О. Gulina, N. Salnikov. Multicriterion Problem of NPP Lifetime Management// PSAM 7 ESREL 04 International Conference on Probabilistic Safety Assessment and Management, June 14-18, 2004, Berlin, Germany.

86. Лихачев Ю.И., Пупко В.Я. Прочность тепловыделяющих элементов ядерных реакторов/М.: Атомиздат, 1975.

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

88. Гулина О.М. Аналитический метод оценки надежности оборудования в условиях накопления повреждений.// В сб. научных трудов каф. АСУ "Диагностика и прогнозирование надежности элементов ЯЭУ". Обнинск. - ИАТЭ.-1998. - № 12. - с.56-59.

89. Gens Gunnars, Inspecta. Overview of Erosion-Corrosion.// Proceeding of FAC-Seminar. Obninsk, Russia„November 6-8, 2007.

90. John Petralik. Liquid Impact Erosion and Cavitation Erosion.// Proceeding of FAC-Seminar. Obninsk, Russia„November 6-8, 2007

91. Богачев А. Ф. Анализ данных повреждаемости подогревателей высокого давления с. к. д. с водяной стороны// Теплоэнергетика.-1991.-№7.

92. Шубенко-Шубин JI. А., Шубенко A. JL, Ковальский А. Э. Кинетическая модель процесса и оценка инкубационного периода разрушения материалов, подвергаемых воздействию капельных потоков// Теплоэнергетика. 1987. - № 2. - с. 46 - 50.

93. N. Henzel, D.C. Grosby, S.R. Eley. Erosion/Corrosion in Power Plants Single- and Two-Phase Flow Experience, Prediction, NDE Management// p.109-116.

94. Эрозия. Иод ред. К. Прис. М.: Мир, 1982.

95. Kastner W., Hofmann P., Nopper H. Erosion-corrosion on Power Plants// Decision-making Code for Conteracting Material Dragradation VGB Kraftwerktechnik. 1990. - V. 70.- № 11. - P. 806-815.

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

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

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

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

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

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

102. Gosselin S.R., Fleming K.N. Evaluation of pipe failure potential via degradation mechanism assessment.// 5-th International Conference on Nuclear Engineering, May 26-30Д997, Nice, France.

103. Марголин Б.З., Федорова B.A., Костылев В.И. Основные принципы оценки долговечности коллекторов ПГВ-1000 и перспективы по прогнозированию ресурса коллекторов блока №1 Калининской АЭС// Материалы семинара на Калининской АЭС, 1618 ноября 1999.- с.61-72.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

116. Ширяев А. Н., Липцер Р. Ш. Статистика случайных процессов. -М.: Наука, 1974. 696 с.

117. Kastner W., Hofinann P., Nopper H. Erosion-corrosion Power Plants. // Decision-making Code for Conteracting Material Dragradation VGB Kraftwerktechnik. 1990. - V. 70, № 11. - P. 806-815.

118. DASY dokumentiert Wanddichenme|3 Bwerte von Rohrleitungen Siemens AG Unternemensbereich KWU// Hammerbacherstrabe 12-14 Dostfach 32-80, June 1993. D-91056 Eriangen.

119. Case N-480. Examination Requirements for Pipe Wall Thinning Due Single Phase Erosion and Corrosion. Section XI, Division. P.787-795.

120. Аттестационный паспорт программного средства ЭКИ-02. Дата регистрации 17.03.2003 г., дата выдачи 19.09.2003 г.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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