Диссертация на тему «Исследования радиационного состояния наземных экосистем, необходимые для обоснования экологической безопасности АЭС», скачать бесплатно автореферат по специальности ВАК РФ 05.14.03 — Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

Список литературы

1. Калашников A.A. Особенности и проблематика пусконаладочных работ измерительных каналов теплотехнического контроля энергоблока AЭС / A.A. Калашников, В.В. Люльчак, Д.В. Карев // V Международная научно-техническая конференция «Информационные и управляющие системы AЭС: аспекты безопасности»: материалы конференции. — Харьков, 2022. — С. 139 — 149

2. Калашников A.A. Диагностика гидростатических уровнемеров на AЭС // XI Международная молодежная научно-практическая конференция «Научные исследования и разработки молодых ученых»: сборник материалов. -Новосибирск, 2022. — С. 77 — 85

3. Калашников A.A. Пусконаладочные работы технологических систем AЭС / A.A. Калашников, В.В. Люльчак, ЭА. Иваненко // Международное совещание Industrie CBI по теме: «Вентиляция, трубопроводная арматура (TÜA), измерительные каналы (ИК) и другое оборудование AЭС. Техническое обслуживание и ремонт (ТОиР). Обращение с PAO и ОЯТ»: памятная записка. -Милан, 2022. — С. 92 — 97

4. Царев ЯА. ПНР КИП на энергоблоках ТЭС и AЭС / ЯА. Царев, В.В. Люльчак, И.С. Касаткин и др. // 4-я Международная научно-техническая конференция «Ввод AЭС в эксплуатацию»: сб. тезисов. — М., 2022. — С. 42 — 43

5. Хашемиан Х.М. Техническое обслуживание измерительных устройств на атомных электростанциях / Х.М. Хашемиан; пер. с анг. В.Б. Фортаков, науч. ред. АН. Касилов. — М.: Бином, 2022. — 352 с.

6. Хашемиан Х.М. Датчики технологических процессов: характеристики и методы повышения надежности / Х.М. Хашемиан; пер. с анг. В.Б. Фортаков, науч. ред. АН. Касилов. — М.: Бином, 2008. — 336 с.

7. Subekti M. Development of On-line Monitoring System for Nuclear Power Plant (NPP) Using Neuro-Expert, Noise Analysis and Modified Neural Networks // The 5th International Topical Meeting on Nuclear Plant Instrumentation Control and Human

Machine Interface Technology (NPIC&HMIT 2006): proceeding. — Albuquerque NM, 2006. — P. 112 — 134

8. O’Hagan R.D. Implementation of On-Line Monitoring to Optimize I&C Maintenance: A Case Study. / R.D. O’Hagan, H.M. Hashemian, B.D. Shumaker // The 9th International Topical Meeting on Nuclear Plant Instrumentation, Control and Human Machine Interface Technologies (NPIC & HMIT): proceeding. — Charlotte NC, 2022. — P. 65 — 74

9. Nabeshima K. On-line Reactor Monitoring with Neural Network for RSG-GAS // International conference on Computational Intelligence Methods and Applications (ICSC): proceeding. — Istanbul, 2005. — P. 114 — 121

10. Приймак С.В. Методы и средства метрологического обеспечения измерений температуры в ядерных установках: дис. на соиск. учен. степ. д-ра техн. наук: 05.14.03 / Приймак Степан Владимирович. — Подольск, 2003. — 191 с.

11. ПМ.АТЭ.813.0191-2022. Методы корректировки показаний измерительных каналов давления, уровня и расхода на АЭС с реактором типа ВВЭР. — М.: Атомтехэнерго, 2022. — 105 с.

12. Computer Aided Chemical Engineering series: 7 vol. / V.V. Veverka, F. Madron. Material and Energy Balancing in the Process Industries. From Microscopic Balances to Large Plants. — Amsterdam: Elsevier Science, 1997. — 637 p. — 7 vol.

13. Langenstein M. Power recapture and power uprate in NPPS with process data reconciliation in accordance with VDI 2048 // 14-th International Conference on Nuclear Engineering: proceedings of ICONE 14. — Miami, 2006. — P. 32 — 40

14. NP-T-3.9 Power uprate in nuclear power plants: guidelines and experience. — Vienna: IAEA, 2022. — 106 p.

15. JCGM 100:2008 Evaluation of measurement data — Guide to the expression of uncertainty in measurement. — JCGM/WG, 2008. — 120 p.

16. NP-T-1.1 On-line monitoring for improving performance of nuclear power plants / Part 1: Instrument channel monitoring. — Vienna: IAEA, 2008. — 109 p.

17. Hashemian H.M. Maintenance of Process Instrumentation in Nuclear Power Plants / H.M. Hashemian. — Berlin: Springer, 2006 — 302 p.

18. Improved Instrumentation and Control (I&C) Maintenance Techniques for Research Reactors: the final report of Coordinated Research Project (CRP). — IAEA, 2022. -80 p.

19. Емельянов А.И. Практические расчеты в автоматике / А.И. Емельянов, В.А. Емельянов, С.А. Калинина. — М.: Машиностроение, 1967. — 317 с.

20. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы: учебник для вузов по специальности «Автоматизация теплоэнергетических процессов» / В.П. Преображенский. — 3-е изд., перераб. — М.: Энергия, 1978. — 704 с.

21. Копытов Е. Особенности диагностических систем с элементами искусственного интеллекта / Е. Копытов, В. Лабендик, Н. Кабелев // Computer Modelling & New Technologies. — 2001. — Vol. 5. — №1. — P. 119 — 123

22. Фомин А.Ф. Методы и средства повышения достоверности измерений непрерывных процессов / А.Ф. Фомин, О.Н. Новоселов, A.B. Плющев // Измерения, контроль, автоматизация. — 1981. — №4. — С. 4 — 10

23. Савельев А.Н. Повышение достоверности первичной информации в АСУТП (на примере процесса Клауса): дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.13.06 / Савельев Андрей Николаевич. — Астрахань, 2007. — 191 с.

24. Лункин Б.В. Диагностирование датчиков на объектах контроля и управления / Б.В. Лункин // Автоматика и телемеханика. — 2003. — № 11. — C. 183-194

25. Taymanov R. Metrological Self-Check of Pressure Sensors / R. Taymanov, Y. Baksheeva, K. Sapozhnikova // The Seventh International Conference on Condition Monitoring and Machinery Failure Prevention Technologies: proceedings. -Stratfordupon-Avon, 2022. — P. 12 — 24

26. Каржавин В.А. Влияние термоэлектрической неоднородности на точность измерения температуры термопарами: дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.11.01 / Каржавин Владимир Андреевич. — Обнинск, 2022. — 149 с.

27. Пат. 2245524 РФ, МПК G01K15/00, G01K7/02. Способ поверки термопар / Райлян В.С., Белозеров В.И.; патентообладатель ИАТЭ НИЯУ МИФИ. — № 2002130116/28; заявл. 10.11.2002; опубл. 27.01.2005

28. Пат. 2262087 РФ, МПК G01K15/00, G01K7/02. Способ бездемонтажной оценки достоверности показаний термоэлектрического преобразователя / Белевцев А.В., Каржавин А.В. и др.; патентообладатель ООО «ПК «ТЕСЕЙ». -№ 2004116377/28; заявл. 01.06.2004; опубл. 01.06.2004

29. Лапшин И.О. Диагностика чувствительных элементов и измерительных модулей датчиков давлений и технологий их изготовления: дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.11.14 / Лапшин Игорь Олегович. — Пенза, 2022. — 174 с.

30. Семенов А.С. Метод самодиагностики первичных преобразователей, использующий нелинейные свойства функции преобразования / А.С. Семенов, А.Л. Шестаков // XXIII Нациоанлен Научен Симпозиум с международно участие «Метрология и метрологично осигуряване»: сборник доклади. — Созопол, 2022. -C. 170-174

31. NP-T-1.2 On-line monitoring for improving performance of nuclear power plants / Part 2: Process and component condition monitoring and diagnostics. — Vienna: IAEA, 2008. — 69 p.

32. Бельчанская Е.Н. Интеллектуальная система диагностики информационно -измерительных систем асботехнического производства: дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.11.16 / Бельчанская Елена Николаевна. — Волгоград, 2008. -173 с.

33. Репин А.И. Диагностика информационной подсистемы АСУТП ТЭЦ с использованием технологий искусственного интеллекта: дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.13.06 / Репин Андрей Иванович. — М., 2005. — 170 с.

34. Лунева М.В. Обеспечение метрологической надежности многоканальных измерительных систем сложных технологических процессов: дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.11.15 / Лунева Марина Владимировна. — М., 2007 -186 с.

35. Калишев О.Н. Метод диагностирования измерительных каналов с учетом предыстории // Автоматика и телемеханика. — 1988. — № 6. — С. 119 — 123

36. Захарченко В.Е. Оценка достоверности значений параметров АСУТП с помощью синхронных моделей / В.Е. Захарченко, А.А. Сидоров // Проблемы управления. -2022. — № 2. — С. 39 — 47

37. Hashemian, H.M. On-Line monitoring applications in nuclear power plants // Progress in Nuclear Energy. — 2022. — Vol. 53. — № 2. — P. 167 — 181

38. Усачев В.Б. Проблема теплового контакта в реакторной термометрии/

B.Б. Усачев, С.В. Приймак, Н.Л. Васильева и др. // Ядерные измерительно -информационные технологии. — 2022. — № 4. — С. 27 — 37.

39. Бушуев О.Ю. Анализ возможных неисправностей источников погрешности и выхода из строя тензопреобразователя давления // Вестник ЮУрГУ. — 2022. — Т. 13. — № 4. — С. 118 — 122

40. Грубо Е.О. Алгоритмическое обеспечение повышения метрологической надежности средств измерений: дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.11.16 / Грубо Елена Олеговна. — Санкт-Петербург, 2022. — 163 с.

41. Hashemian H.M. Integrated on-line condition monitoring system for nuclear power plants // Kerntechnik. — 2022. — Vol. 75. — № 5. — P. 231-242

42. Тайманов Р.Е. Достоверность измерительной информации в системах управления. Проблемы и решения / Р.Е. Тайманов, К.В. Сапожникова, А.Н. Пронин // T-Comm: Телекоммуникации и транспорт. — 2022. — Т. 9. — №3. —

C. 32 — 37

43. Тарбеев Ю.В. Новый этап в развитии метрологического обеспечения датчиков / Ю.В. Тарбеев, А.Ю. Кузин и др. // Измерительная техника. — 2007. — № 3. — С. 69 — 72.

44. Taymanov R. Intelligent measuring instruments. Maximum reliability of measuring information, minimum metrological maintenance / R. Taymanov, K. Sapozhnikova // The XVII IMEKO World Congress: proceedings. — Dubrovnik, 2003. — P. 1094 — 1097

45. Ицкович Э.Л. Контроль производства с помощью вычислительных машин / Э.Л. Ицкович. — М.: Энергия. — 1975. — 416 с.

46. Смирнов Н.И. Алгоритм коррекции результатов измерения в программах обработки балансовых испытаний энергетических котлов / Н.И. Смирнов, М.А. Болгов, В.Р. Сабанин и др. // Сб. научн. тр. МЭИ. — М., 1998. — С. 106 — 112

47. Терновых Ю.П. Информационная избыточность и контроль достоверности в системах управления / Ю.П. Терновых, Ю.И. Жамков // Приборы и системы управления. — 1976. — №. 6. — С. 7 — 8

48. Репин А.И. К вопросу о параметрической оптимизации алгоритмов управления и диагностики / А.И. Репин, В.Р. Сабанин, Н.И. Смирнов, // Промышленные АСУ и контроллеры. — 2004. — №12. — С. 27 — 31

49. Абдуллаев П.Ш. Совершенствование методики диагностирования газотурбинных двигателей на основе полетной информации: дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук: 05.22.14 / Абдуллаев Парвиз Шахмурад оглы. — Санкт-Петербург, 2001. — 234 с.

50. Калашников А.А. Справочник по настройке промышленных гидростатических уровнемеров. — М.: Инфра-Инженерия, 2022. — 194 с.

51. Пат. 2575472 РФ, МПК 001Б23/22. Способ измерения уровня жидких сред / Калашников А.А.; заявитель и патентообладатель Калашников А.А. — № 2022122845/28; заявл. 04.06.2022; опубл. 20.02.2022, Бюл. № 5. — 9 с.

52. ГОСТ Р 7.0.11-2022. Диссертация и автореферат диссертации. Структура и правила оформления. — М.: Стандартинформ, 2022. — 12 с.

53. Хансуваров К.И. Техника измерения давления, расхода и уровня жидкости, газа и пара: учеб. пособие для техникумов / К.И. Хансуваров, В.Г. Цейтлин. — М.: Изд-во стандартов, 1990. — 287 с.

54. Калашников А.А. Особенности измерения уровня гидростатическим способом на АЭС // Автоматизация в промышленности. — 2022. — № 11. — С. 7 — 12

55. ГОСТ 22520-85. Датчики давления, разрежения и разности давлений с электрическими аналоговыми выходными сигналами ГСП. Общие технические условия. — переизд. апрель 2003 г. с изм. № 1, 2, 3. — М.: Изд-во стандартов, 2003. — 23 с.

56. СПГК.1529.000 РЭ. Руководство по эксплуатации. Датчики давления Метран 22. — Челябинск: Метран, 2009. — 130 с.

57. ТЖИУ.406233.001РЭЗ. Руководство по эксплуатации. Датчики давления ТЖИУ 406-М100-АС. — М.: ВНИИА, 2022. — 83 с.

58. 4ИО.289.004 РЭ. Руководство по эксплуатации. Преобразователи давления измерительные Сапфир 22-МП-Вн. — Рязань: Теплоприбор, 2009. — 95 с.

59. Калашников А.А. Обеспечение достоверности показаний гидростатических уровнемеров на АЭС // Международная научная конференция «Наука. Исследования. Практика»: тематический сборник трудов конференций ГНИИ «Нацразвитие». — Санкт-Петербург, октябрь 2022. — С. 15 — 25

60. Калашников А.А. Метрологический анализ гидростатического метода измерения уровня жидких сред // Международная научная конференция «Технические и естественные науки»: тематический сборник трудов конференций ГНИИ «Нацразвитие» — Санкт-Петербург, декабрь 2022. — С. 71 — 79

61. РМГ 29-2022. ГСИ. Метрология. Основные термины и определения. — М.: Стандартинформ, 2022. — 60 с.

62. Новицкий П.В. Оценка погрешностей результатов измерений / П.В. Новицкий, И.А. Зограф. — 2-е изд., перераб. и доп. — Л.: Энергоатомиздат, 1991. — 304 с.

63. Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: справочник / А.А. Александров, Б.А. Григорьев. — 2-е изд., стер. — М.: Изд. дом МЭИ, 2006. — 164 с.

64. Revised Release on the IAPWS Industrial Formulation 1997 for the Thermodynamic Properties of Water and Steam. — Lucerne: IAPWS, 2007. — 49 p.

65. Александров А.А. Система уравнений IAPWS-IF-97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчетах.

4.1. Основные уравнения // Теплоэнергетика. — 1998. — № 9. — С. 69 — 77

66. Александров А.А. Система уравнений IAPWS-IF-97 для вычисления термодинамических свойств воды и водяного пара в промышленных расчетах.

4.2. Дополнительные уравнения // Теплоэнергетика. — 1998. — № 10. — С. 64 — 71

67. Advisory Note № 4. Advisory Note No. 4 Roles of IAPWS and CIPM Standards for the Density of Water. — Doorwerth: IAPWS, 2009. — 3 p.

68. Revised Supplementary Release on Backward Equations for Specific Volume as a Function of Pressure and Temperature v(p, T) for Region 3 of the IAPWS Industrial Formulation 1997 for the Thermodynamic Properties of Water and Steam. — Moscow: IAPWS, 2022. — 35 p.

69. ТПТК51-03 РТМ2. Руководящий технический материал по применению программно-технических средств ТПТС-Е при проектировании программно-технических комплексов. — М.: ВНИИА, 2009. — 377 с.

70. ТПТК51-05 РТМ2. Руководящий технический материал по применению программно-технических средств ТПТС-ЕМ при проектировании программно-технических комплексов. — М.: ВНИИА, 2022. — 373 с.

71. ТПТК55-01 РТМ2. Руководящий технический материал по применению программно-технических средств ТПТС-НТ при проектировании программно-технических комплексов. — М.: ВНИИА, 2022. — 332 с.

72. Калашников А.А. Корректировка показаний измерительных каналов уровня с датчиками разности давлений на АЭС // Контроль. Диагностика. — 2022. — № 12. — С. 69 — 75

73. Милашенко В.И. Комплексные испытания системы измерения уровня воды в парогенераторах АЭС с ВВЭР-1000 / В.И. Милашенко, А.Б. Злоказов и др. // Атом. электр. ст. — 1991. — № 12. — С. 5 — 12

74. Трунов Н.Б. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР / Н.Б. Трунов, С.А. Логвинов, Е.Г. Драгунов. — М.: Энергоатомиздат, 2001. — 316 с.

75. Демченко В.А. Особенности контроля уровня воды в ПГВ-1000 в режимах разогрева и расхолаживания реакторной установки / В.А. Демченко, А.А. Кормилицын // Тр. Одес. политехн. ун-та. — 1998. — № 1. — С. 210 — 213

76. Штапова А.Г. Моделирование системы автоматического регулирования уровня воды в парогенераторе атомной электростанции / А.Г. Штапова, Ю.А. Мефедова. // Молодой ученый. — 2022. — № 22.5. — С. 53 — 56

77. Демченко В.А. Системы контроля и управления барабанными парогенераторами АЭС с ВВЭР: дис. на соиск. учен. степ. д-ра техн. наук: 05.13.07 / Демченко Владислав Алексеевич. — Одесса, 2001. — 380 с.

78. Дмитриев А.И. Повышение точности измерения массового уровня воды в парогенераторах АЭС / А.И. Дмитриев, Ю.В. Козлов, Баскин В.И и др. // Энергетик. — 1986. — № 1. — С. 16 — 18

79. Демченко В.А. Автоматизация и моделирование технологических процессов АЭС и ТЭС. — Одесса: Астропринт, 2001. — 302 с.

80. Kothare M.V. Level control in the steam generator of a nuclear power plant / M.V. Kothare, B. Mettler, M. Morari // IEEE Transactions on Control Systems Technology. — 2000. — Vol. 8. — № 1. — P. 55 — 69

81. Hamdi. M. Improvement of Water level controller for Nuclear Steam Generator at Low Power Operation / M. Hamdi, H. M. Elsayed, M. Sayed et al // The Online Journal on Computer Science and Information Technology (OJCSIT). — 2022. — Vol. 1. — № 2. -P. 50 — 54

82. Демченко В.А. К расчету гидростатических уровнемеров малой базы парогенераторов АЭС // Труды ОНПУ. — 1997. — № 1. — С. 164 — 166

83. Сааков Э.С. Регулирование и оптимизация ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС: дис. на соиск. учен. степ. д-ра техн. наук: 05.14.03 / Сааков Эдуард Саакович. — Мытищи, 2008. — 281 с.

84. Пат. 2022689 РФ, МПК F22D5/02, G05D9/02. Устройство для измерения уровня воды в парогенераторе атомной электростанции / Козлов Ю.В.; Рябов Г.А.; патентообладатель АО «ВТИ». — № 4950362/06; заявл. 26.06.1991; опубл. 30.05.1994.

85. Федоров А.Н. Модернизация системы измерения уровня парогенераторов ПГВ-1000 (ПГВ-1000М) / А.Н. Федоров, А.В. Некрасов, Н.А. Качалин и др. // 6-й Международный семинар по горизонтальным парогенераторам: мат. семинара. -Подольск, 2004

86. Давыдов Н.И. Исследование и усовершенствование системы измерения уровня воды в барабанах-сепараторах АЭС с РБМК-1000 / Н.И. Давыдов, Ю.В Козлов, Г.А. Рябов // Электрические станции. — 1985. -№ 3. — С. 8 — 11

87. РД ЭО 1.1.2.11.0515-2022. Нормы точности измерений основных теплотехнических величин для атомных электрических станций с водо-водяными энергетическими реакторами. — М.: Концерн Росэнергоатом, 2022. — 23 с.

88. Костюков А.С. Статистическая погрешность ультразвуковых измерений уровня жидкости при изменении состояния ее поверхности / А.С. Костюков, Л.А. Славутский // Вестник ЧГУ. — 2009. — № 2. — С. 37 — 41

89. Вильнина А.В. Современные методы и средства измерения уровня в химической промышленности: учебное пособие / А.В. Вильнина, А.Д. Вильнин, Е.В. Ефремов. — Томск: Изд-во ТПУ, 2022. — 84 с.

90. Ершов М.Н. Методы измерения уровня жидких продуктов: теория и практика / М.Н. Ершов // Известия ТулГУ. — 2022. — № 4-1. С. 49 — 57

91. СТО 1.1.1.03.004.0979-2022. Водно-химический режим второго контура атомных электростанций проекта АЭС-2006 при вводе энергоблока в эксплуатацию. Нормы качества рабочей среды и средства их обеспечения. — М.: Концерн Росэнергоатом, 2022. — 56 с.

92. СТО 1.1.1.03.004.0980-2022. Водно-химический режим первого контура при вводе в энергоблока атомной электростанции проекта АЭС-2006 в эксплуатацию. Нормы качества теплоносителя и средства их обеспечения. — М.: Концерн Росэнергоатом, 2022. — 46 с.

93. Щедрин М.Г. Технологии совершенствования водно-химических режимов и средств контроля в процессе эксплуатации энергоблоков / М.Г. Щедрин, И.А. Колягина // Электротехнические комплексы и системы управления. — 2022. — № 4. — С. 10 — 15

94. Рощектаев Б.М. Водно-химический режим АЭС с реакторами ВВЭР-1000 и РБМК-1000: учебное пособие — М.: НИЯУ МИФИ, 2022. — 132 с.

95. ШПИС.418260.002-16 РЭ. Руководство по эксплуатации. Канал нейтронный измерительный температурный с индикатором уровня теплоносителя СВРД.КНИТУ-5 исп.03. — М.: Инкор, 2009. — 55 с.

96. Пат. 2153712 РФ, МПК G21C17/035, G01F23/22, F22B37/78. Устройство для определения уровня теплоносителя в реакторе / Мительман М.Г., Алешни В.Н., Копылов В.Г. и др.; заявитель и патентообладатель Мительман М.Г. — № 99123447/06; заявл. 12.11.1999; опубл. 27.07.2000

97. Пат. 2161829 РФ, МПК G21C17/035, G01F23/22. Способ определения уровня теплоносителя в реакторе / Мительман М.Г., Дурнев В.Н.; заявитель и патентообладатель Мительман М.Г. — № 2000115586/06; заявл. 20.06.2000; опубл. 10.01.2001

98. Пат. 2046293 РФ, МПК G01F23/24. Термоэлектрический уровнемер для дискретного измерения уровня раздела сред / Залугин В.И.; Савельев В.В.; заявитель и патентообладатель АО «ОКБМ Африкантов». — № 5051367/10; заявл. 08.04.1992; опубл. 20.10.1995

99. Пат. 1157919 СССР, МПК GO1F23/22. Термоэлектрический уровнемер / Рыбаков Ю.В., Прозоров В.К., Лысиков Б.В. и др.; заявитель и патентообладатель Предприятие ПЯ А-7291. — № 3482229/24-10; заявл. 02.07.1982; опубл. 07.12.1986, Бюл. № 45. — 3 с.

100. Пат. 2065579 РФ, МПК G01F23/22. Датчик параметров среды / Ковалев И.В., Лаврухин Н.С.; Прозоров В.К. и др.; заявитель и патентообладатель АО «НИКИЭТ». — № 5061691/28; заявл. 04.09.1992; опубл. 20.08.1996

101. Пат. 492750 СССР, МПК G01F23/22. Датчик уровнемера / Лбов Ж.П.; заявитель и патентообладатель Лбов Ж.П. — № 2035181/18-10; заявл. 24.06.1974; опубл. 25.11.1975, Бюл. № 43. — 2 с.

102. Pat. US7334471 B2 USA. Liquid sensor and ice detector / Maatuk J.; the applicant and the patentee Maatuk J. — № US 11/641,434; stated 18.12.2006; published 28.02.2008

103. Пат. 518633 СССР, МПК G01F23/22. Термопарный дискретный уровнемер / Наумчук Н.М., Тумашов В.Д.; заявитель и патентообладатель Куйбышевский филиал СКБ АНН. — № 2030175/10; заявл. 03.06.1974; опубл. 25.06.1976

104. Калашников А.А. Термоинерционный датчик для оценки достоверности показаний гидростатических уровнемеров на АЭС // Датчики и системы. — 2022. — № 3. — С. 35 — 40

105. Калашников А.А. Конструктивные решения для разработки термоинерционного датчика уровня жидких сред // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. — 2022. — № 9. — С. 19 — 25

106. Калашников А.А. Разработка термоинерционного датчика для оценки достоверности показаний гидростатических уровнемеров // IX отраслевой семинар «Современные программно-технические средства и технологии в АСУТП»: материалы семинара — Обнинск, 2022. — С. 40 — 49

107. Мазо А.Б., Основы теории и методы расчета теплопередачи: учебное пособие для вузов. — Казань: Изд-во КФУ, 2022. — 144 с.

108. Негода Е.Н. Тепловые процессы при сварке. — Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2008. — 125 с.

109. Кузнецов Г.В., Моделирование пространственного теплопереноса в замкнутом объеме с локально сосредоточенными источниками тепловыделения / Г.В. Кузнецов, М.А. Шеремет // Известия ТПУ. — 2003. — Т. 306. — № 6. — С. 69. -72

110. Свешников А.Г. Лекции по математической физике: учебное пособие для вузов / А.Г. Свешников, А.Н. Боголюбов, В.В. Кравцов. — М.: Изд-во МГУ, 1993. — 352 с.

111. Чиркин В.С. Теплофизические свойства материалов ядерной техники: справочник. — М.: Атомиздат, 1967. — 474 с.

112. Лариков Л.Н. Структура и свойства металлов и сплавов: справочник / Л.Н. Лариков, Ю.Ф. Юрченко. — Киев: Наукова Думка, 1985. — 439 с.

113. Зубченко А.С. Марочник сталей и сплавов. — 2-е изд., перераб. и доп. / А.С. Зубченко, М.М. Колосков, Ю.В. Каширский и др. — М.: Машиностроение, 2003. — 784 с.

114. Дубровский В.Б. Строительство атомных электростанций: учебник для вузов. -2-е изд., перераб. и доп. / В.Б. Дубровский, А.П. Кириллов, В.С. Конвиз и др. -М.: Эенргоатомиздат, 1987. — 248 с.

115. Колпаков Г.Н. Конструкции твэлов, каналов и активных зон энергетических реакторов: учебное пособие / Г.Н. Колпаков, О.В. Селиваникова. — Томск: Изд-во ТПУ, 2009. — 118 с.

116. Тевлин С.А. Атомные электрические станции с реакторами ВВЭР-1000: учебное пособие для студентов вузов. — М.: Изд-во МЭИ, 2002. — 344 с.

117. Рогельберг И.Л. Сплавы для термопар: справочник / И.Л. Рогельберг, В.М. Бейлин. — М.: Металлургия, 1983. — 360 с.

118. Анатычук Л.И. Термоэлементы и термоэлектрические устройства: справочник. -Киев: Наукова думка, 1979. — 385 с.

119. Усачев В.Б. Влияние эксплуатационных факторов на показатель тепловой инерции термопар в каналах термоконтроля теплоносителя на выходе из кассет энергоблока АЭС с ВВЭР / В.Б. Усачев, С.В. Приймак и др. // VIII Международная конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР»: материалы конференции. — Подольск, 2022. — C. 92 — 101

120. IAEA-EBP-WWER-05. Проблемы безопасности атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000/320 и их категории / пер. с анг. АО «ВНИИАЭС». — Вена: МАГАТЭ, 1997. — 255 с.

121. IAEA-EBP-WWER-15. Final report of the program on the safety of WWER and RBMK nuclear power plants. — Vienna: IAEA, 1999. — 218 p.

122. Калашников А.А. On-line мониторинг измерительных каналов уровня с датчиками разности давлений на АЭС. Ч.1. Математическая модель контрольного датчика // Контроль. Диагностика. — 2022. — № 4. — C. 40 — 46

123. МИ 2175-91. ГСОЕИ. Градуировочные характеристики средств измерений. Методы построения. Оценивание погрешностей. — переизд. 1997 г.- Санкт-Петербург: ВНИИМ, 1997. — 55 с.

124. Колчков В.И. Метрология, стандартизация и сертификация: учеб. для студентов сред. проф. образов. — М.: Владос, 2022. — 398 с.

125. ГОСТ 8.586.1-2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств / Ч. 1: Принцип метода измерения и общие требования. — М.: Стандартинформ, 2007. — 43 с.

126. Капля Е.В. Моделирование процессов управления в интеллектуальных измерительных системах / Е.В. Капля, В.С. Кузеванов, В.П. Шевчук. — М.: Физматлит, 2009. — 512 с.

127. Калашников А.А. On-line мониторинг измерительных каналов уровня с датчиками разности давлений на АЭС. Ч.2. Градуировочные характеристики // Контроль. Диагностика. — 2022. — № 5. — C. 31 — 35

128. Ишханян М.В. Математическое моделирование: учебное пособие. — М.: МГУПС (МИИТ), 2022. — 150 с.

129. СТО 11233753-001-2006. Системы автоматизации. Монтаж и наладка. — переизд. январь 2009 г. с изм. — М.: Монтажавтоматика, 2009. — 155 с.

130. ГОСТ 27.002-2009. Надежность в технике. Термины и определения. — М.: Стандартинформ, 2022. — 27 с.

131. Кузнецов В.А. Метрологическое обеспечение и эксплуатация измерительной техники / В.А. Кузнецов, Г.П. Богданов, М.А. Лотонов и др. — М.: Радио и связь, 1990. — 240 с.

132. Цветков Э.И. Основы математической метрологии. — СПб.: Политехника, 2005. -510 с.

Введение

«У любой проблемы всегда есть лёгкое решение — ясное, приемлемое и … абсолютно неверное»

— X. Л. Менкен, «Хрестоматия Менкена».

Важнейшим показателем технического уровня отдельных стран и цивилизации в целом является развитие энергетики. На современном этапе долговременное обеспечение энергоресурсами является для всех стран основой технической политики и политики вообще и, в ряде случаев, основой международных конфликтов, а рачительное использование имеющихся и освоение новых энергоресурсов — основой устойчивого роста благосостояния и могущества государств. До 1986 года большое количество стран мира планировали наращивание энергетического потенциала за счёт АЭС, причём максимум строительства АЭС приходится на 1970 -1979 года, когда в США было введено 80 энергоблоков, в Западной Европе — 74 и в Японии -20 [13]. По прогнозам МАГАТЭ [13] в период с 2005 по 2030 производство электроэнергии в мире должно увеличиться в 1.7 раза, а доля АЭС в этом производстве возрасти до 23%. Но тяжёлая авария в 1979 году на АЭС «Three Mile Island» и авария с тяжелейшими последствиями на Чернобыльской АЭС в 1986 году вызвали такую дискуссию о приемлемости атомной энергетики вообще и такой негативный резонанс, который привёл к пересмотру энергетической политики в ряде стран. В частности, это привело в России к приостановке работ по проектированию и строительству АЭС. Крупные аварии на АЭС и других атомных объектах лишний раз подтверждают житейскую мудрость о том, что скупой платит дважды, ибо только в США введение моратория на эксплуатацию АЭС привело бы к потере 200 млрд. долларов капиталовложений [13], и поэтому затраты на предотвращение аварий значительно более эффективны, чем отказ от АЭС вообще. В настоящее время во всех странах, включая Россию, существует чётко сформулированная концепция «глубоко эшелонированной защиты» (ГЭЗ), которая предусматривает последовательный ряд барьеров на пути возможного распространения радиоактивных веществ и последовательный ряд технических

средств и методов эксплуатации АЭС, обеспечивающих эффективность барьеров и их защиту.

Для обеспечения ГЭЗ на этапе эксплуатации используются пять уровней защиты, а именно [26]:

1. Поддержание энергоблока АЭС в пределах (границах) нормальной эксплуатации;

2. Своевременное обнаружение отклонений от пределов и условий нормальной эксплуатации и предотвращение развития таких отклонений за допустимые эксплутационные пределы;

3. Преодоление аварийных ситуаций в пределах безопасной эксплуатации;

4. Сохранение эффективности уцелевших при аварии физических барьеров безопасности мерами и средствами по управлению авариями в проектных пределах;

5. Принятие мер по защите населения и окружающей среды в случае возникновения тяжёлых (запроектных аварий) путём реализации планов противоаварийных мероприятий по защите персонала и населения в районе размещения АЭС.

Ключевым звеном в данной структуре является 2-й уровень. Действительно, своевременное обнаружение отклонений позволит не допустить развивающуюся аварийную ситуацию. Но весь вопрос в том, какое отклонение и каких параметров следует считать предвестником надвигающейся аварии?

Конечно, существует целый ряд параметров, изменение которых непосредственно влияет на безопасное состояние АЭС (изменение реактивности, давления в первом контуре, активности теплоносителя и др.). Оперативный персонал АЭС в первую очередь ориентирован на восприятие именно этих «глобально» влияющих на безопасность АЭС параметров. На практике, в большинстве случаев, каждой аварии предшествует относительно длительный период незначительного отклонения параметров, напрямую не связанных с параметрами, влияющими на безопасность АЭС (изменения в вибрационных спектрах различных вращающихся машин, незначительное колебание температуры и др.).

Так, например [13]: авария на 1 блоке Южно-Украинской АЭС 20.04.83 (выход из строя ГЦН №4 из-за повреждения нижнего радиального подшипника вследствие его перегрева), авария на АЭС «GÖSSEN» (ФРГ) 06.05.85 (разрыв вала ГЦН), авария на АЭС «GINNA» (США) 25.01.82 (разрушение трубок ПГ из-за наличия постороннего предмета). Во всех этих случаях аварии можно было либо избежать, либо

существенно снизить её последствия при своевременном получении необходимой информации и правильной её оценке.

Поэтому сегодня актуален вопрос оснащения АЭС различными информационными системами (ИС), автоматизирующими процесс обработки информации и выдающими заключение о текущем состоянии АЭС. А наличие ИС на действующих блоках АЭС следует рассматривать как повышение 2 уровня защиты при обеспечении ГЭЗ на этапе эксплуатации.

Осознание этого факта привело к тому, что уже в 1988 г. затраты на эксплуатацию АЭС в США выросли по сравнению с 1987 г. на 24% и достигли 12 млрд. долларов. При этом указанные затраты связаны не только с продлением срока службы АЭС путём замены части оборудования, но и с вводом в эксплуатацию новых и существенной модернизацией старых ИС.

Этот подход также нашёл отражение в «Общих положениях обеспечения безопасности атомных станций» (ОПБ-88/97) [65], введённых в действие с 01.07.98, где в качестве одного из требований к системам нормальной эксплуатации зафиксировано: «…должны обеспечивать автоматическую и/или автоматизированную диагностику состояния и режимов эксплуатации». К сожалению, в бывшем СССР не уделялось должного внимания проблеме обработки технологической информации АЭС. Очень поучительна в этом отношении история становления и развития технической диагностики на Новоронежской АЭС. С 1970 по 1983 год на АЭС работала группа технической диагностики (ГТД) под руководством кандидата технических наук Константина Александровича Адаменкова. За это время были разработаны и опробованы методики определения некоторых видов неисправностей ГЦН [79], регулярно проводились записи вибрации, формировалась база данных (применительно к техническим средствам тех лет). Но, не смотря на успехи, в 1983 году это направление деятельности было закрыто с формулировкой « …в связи с достаточной периодичностью контроля металла и повышением качества ремонта главного оборудования первого контура». Это привело к тому, что многолетний опыт ГТД не был востребован, и коллектив распался.

«Эффект» от смелого решения не заставил себя долго ждать — аварийный останов второго энергоблока Нововоронежской АЭС в 1986 году (сквозная трещина опорного фланца шахты реактора в 1Л общей длины) из-за несвоевременного обнаружения и идентификации дефекта.

В 1991 году на Нововоронежской АЭС заново создаётся лаборатория технической диагностики (ЛТД). Ввиду отсутствия готовых к поставке на АЭС отечественных систем технической диагностики (СТД) было принято решение об их покупке у фирмы «Siemens» (ФРГ). В 1992 году на 3 и 4 блоках Нововоронежской АЭС были смонтированы и введены в эксплуатацию 5 СТД, а именно: две системы контроля свободных и слабозакреплённых предметов KUS (по одной на каждый блок), две системы контроля течей средней величины ALUS (по одной на каждый блок) и система контроля вибрации основного оборудования 1 контура SUS (одна на два блока).

Активная эксплуатация выявила целый ряд недоработок как в программных, так и в технических средствах всех СТД, подробный анализ которых представлен [69, 70]. Для систем KOS и ALIIS, которые настраиваются на выявление какого-либо одного явления (событие ударного типа или увеличение мощности высокочастотного шума), удалось представить конечный результат в бинарном виде, т.е. есть эффект или нет. В случае с SUS такую зависимость получить просто невозможно. Поэтому основное содержание диссертации посвящено решению практических проблем, связанных с обработкой информации системы вибрационного мониторинга Структурно работа разбита на пять глав.

В первой главе изложены основные принципы построения системы вибрационного мониторинга. Кратко рассматриваются составные части, возможности штатного (т.е. поставляемого вместе с системой) программного обеспечения и порядок проведения измерений. Здесь же приводится критика традиционной алгоритмии построения систем данного класса.

Вторая глава посвящена проблемам первичной обработки информации. Это, прежде всего, выбор программных средств реализации. Кратко анализируются возможности языка сверхвысокого уровня АПЛ2 как идеального средства для решения задач макетирования и представления именно «спектральной» информации. Здесь же приведён алгоритм (программная реализация) перекодировки файлов, хранящихся в системе, в формат для работы в среде АПЛ. В документации на систему описание данного алгоритма отсутствует.

В третьей главе анализируются причины появления аномальных спектров. Для каждого типа используемого в системе датчика формулируются критерии, позволяющие судить о спектре как нормальном или аномальном. Здесь же

представлены результаты работы программы автоматической отбраковки спектров на обучающей и контрольной выборках.

Четвёртая глава посвящена решению такой важной проблемы, как выделение пиков в вибрационных спектрах. При всей важности поставленной задачи никто систематически ей не занимался. Исследуются три различных способа выделения пиков, используемых в практике гамма-спектрометрии. Приводятся результаты тестирования методов на обучающей выборке из 90 вибрационных спектров. В результате разработан новый метод, позволяющей выделять пики в вибрационных спектрах наилучшим образом.

В пятой главе представлены результаты эксплуатации системы в 1997 -1998 годах. Приводятся примеры нештатного, т.е. непредусмотренного программным обеспечением (ПО) системы, анализа. В одном случае автору удалось выявить неправильную коммутацию первичных преобразователей на парогенераторах (ПГ) 4 блока. В другом, за 6 месяцев до останова 4 блока Нововоронежской АЭС на ППР была получена важная информация о состоянии подшипниковых опор главного циркуляционного насоса (ГЦН).

Целью настоящей работы является разработка новых методов и алгоритмов для автоматизации процесса обработки информации для типичной системы вибрационного мониторинга, методик для выявления неисправностей различного вида, исследование изменений в вибрационном состоянии основного оборудования первого контура в течении кампании, а также анализ выявленных аномалий. Автор непосредственно участвовал в качестве исполнителя на всех этапах проведения исследований, включая постановку задачи и анализ литературы по проблемам, затронутым в работе, планирование исследований, получение исходных данных, разработку новых методов, обобщение и интерпретацию результатов.

Научная новизна представленной работы заключается в том, что впервые в условиях действующей АЭС:

1. Выбраны критерии, описывающих различные неисправности измерительных каналов системы вибрационного мониторинга (СВМ), на основе которых автором создан алгоритм для автоматической отбраковки вибрационных спектров.

2. Обоснованы преимущества использования языка сверхвысокого уровня АПЛ-2 для обработки вибрационных спектров.

3. Разработан принципиально новый метод для автоматического выделения пиков в спектрах, более эффективный, чем использующиеся в настоящее время в гамма-спектрометрии.

4. Обоснована и экспериментально доказана возможность диагностирования состояния подшипниковых опор ГЦН по амплитуде «масляного вихря».

Положения, выносимые на защиту:

1. Критерии, созданный на их основе алгоритм и компьютерная программа для автоматической отбраковки вибрационных спектров.

2. Результаты исследования по определению эффективности методов выделения пиков, использующихся в практике гамма-спектрометрии применительно к вибрационным спектрам.

3. Критерии, принципиально новый алгоритм и компьютерная программа для автоматического выделения пиков в вибрационных спектрах.

4. Результаты исследования изменения вибрационного состояния основного оборудования первого контура в течение кампании для 3 и 4 энергоблоков Нововоронежской АЭС.

5. Методика определения состояния подшипниковых опор ГЦН.

Практическая значимость работы заключается в том, что разработано и внедрено законченное программное обеспечение, так как поставленное на Нововоронежскую АЭС с СВМ фирмой «Siemens» штатное ПО производит только сбор и хранение поступающей информации, а обработка и анализ осуществляются оператором. Разработанные программные продукты существенно расширяют возможности штатного ПО СВМ. При использовании программных модулей вся первичная обработка поступающей информации (т.е. отбраковка спектров, выделение пиков) происходит без участия оператора и в реальном масштабе времени, что существенно повышает скорость получения заключения о состоянии контролируемого оборудования первого контура АЭС, а самое главное — его достоверность, что в конечном итоге способствует повышению безопасности действующих энергоблоков.

Произведённое автором исследование эффективности различных критериев для выделения пиков, а также созданный новый алгоритм открывают новые возможности для использования полученных данных в других областях (например, гамма-

спектрометрии). Разработанная методика по определению состояния подшипниковых опор ГЦН-310 является универсальной и может быть использована на всех АЭС России.

Апробация работы.

Разработанные автором алгоритмы для первоначальной обработки вибродиагностической информации были проверены на реальных данных и в настоящее время активно используются персоналом ЛТД в повседневной работе в виде законченных программных продуктов при анализе данных с системы вибрационного мониторинга.

Реализация методики по определению состояния подшипниковых опор позволила сократить время при проведении ремонтных работ на ГЦН 3 и 4 энергоблоков Нововоронежской АЭС во время проведения ППР-97,98.

Основные результаты работы изложены в 3 опубликованных работах и докладывались на международной конференции «The Array Processing Language Conference» в Риме (июль 27-31, 1998).

Автор непосредственно участвовал в качестве исполнителя на всех этапах проведения исследований, включая постановку задачи, анализ литературы по проблемам, затронутым в работе, планирование исследований, получение исходных данных, разработку новых методов, обобщение и интерпретацию результатов. Автор приносит искреннюю благодарность своим научным руководителям -кандидату технических наук Скоморохову Александру Олеговичу и кандидату технических наук Морозову Славию Алексеевичу за весьма долгую и плодотворную совместную работу в очень непростых экономических условиях. В обсуждении полученных результатов активное участие принимал старейший сотрудник ГТД, затем ЛТД Нововоронежской АЭС, Уваров Виталий Васильевич. Сделанные им замечания способствовали улучшению представленной работы.

1. Описание системы вибрационного мониторинга SUS.

Локальные системы вибродиагностики реакторных установок (РУ) приобретают статус штатных систем эксплуатации АЭС. Эти системы в обязательном порядке закладываются в проекты новых блоков АЭС, а блоки, находящиеся в эксплуатации, дооснащаются ими. Но прежде, чем локальные системы вибродиагностики будут действительно вносить существенный вклад в достижение безопасной эксплуатации АЭС и давать экономический профит, предстоит решить множество задач, начиная от поиска оптимального детекторного оснащения и кончая совершенствованием способов получения того или иного диагноза.

Эксплуатирующаяся на 3 и 4 блоках Нововоронежской АЭС система вибрационного мониторинга (vibration monitoring system) SUS не свободна от недостатков, свойственным всем системам данного класса. В качестве недостатков в работе будут анализироваться проблемы, связанные только с обработкой и представлением информации, чисто технические аспекты подробно изложены в [69, 70].

Ввиду того, что фирма «Siemens» поставляет SUS на АЭС с РУ различных типов (BWR, PWR), в каждом конкретном случае используется строго индивидуальный набор первичных преобразователей. Рассмотрим более подробно конфигурацию системы, реализованную на Нововоронежской АЭС.

1.1. Архитектура системы вибрационного мониторинга SUS.

Система вибрационного мониторинга Si!/S (SchwingungsÛberwachungsSystem), далее по тексту система, является чисто информационной, то есть данные, получаемые ею, не вызывают никаких автоматических действий в управлении установкой, но после их детального анализа могут быть использованы для останова ЯЭУ или проведения технических мероприятий в период планового предупредительного ремонта (ППР).

Для выполнения своих функций система имеет первичные преобразователи различного типа, аппаратуру обработки сигналов и средства для представления полученной информации пользователю. Вся вторичная аппаратура размещена в двух стойках, находящихся в «чистой зоне» (помещение ЛТД). В зоне «строгого режима» находятся датчики и станция предварительного усиления.

На рисунке 1.1- представлена схема установки датчиков для 3 энергоблока Нововоронежской АЭС, а на рисунке 1.1ё — для 4 энергоблока, типы регистрируемых вибраций и места установки датчиков сведены в таблицу 1.1. В качестве первичных преобразователей система имеет в своём составе:

4 датчика абсолютных перемещений (ДАП); =е> 24 датчика относительных перемещений (ДОП); => 4 датчика пульсации давления (ДПД).

1.1.1. Измерительные каналы датчиков абсолютных перемещений.

Датчики абсолютных перемещений (ДАП), обозначенные на схемах как А1-А4, предназначены для регистрации колебаний корпуса реактора в вертикальном направлении. Общий вид ДАП приведён на фотографии (см. рисунок 1.2), а схематическое устройство показано на рисунке 1.3.

Главной составной частью ДАП является сейсмическая масса (СМ), подвешенная на двух плоских пружинных подвесках (мембранах). Разгрузка мембран от веса СМ осуществляется магнитным полем, формируемым мощными катушками. Эти катушки питаются постоянным током.

Перемещение СМ по вертикали ограничивает специальный механический упор, выполняющий одновременно функции как верхнего, так и нижнего ограничителя. При изменении силы тока на катушках можно переместить СМ с верхнего крайнего положения к нижнему, и наоборот. СМ жёстко связана с сердечником индуктивного преобразователя. Идеальным состояниям для проведения измерений является центральное положение СМ. Питание преобразователя осуществляется при помощи усилителя несущей частоты. Перед началом кампании ДАП устанавливается на нажимное кольцо РУ при помощи трёх шпилек. После закрытия реактора защитным колпаком обслуживающий персонал доступа к ДАП не имеет.

Принцип действия ДАП основан на следующем: при динамическом перемещении реактора в вертикальном направлении происходит смещение корпуса ДАП, так как система реактор-корпус ДАП жёстко связана. СМ из-за инерционности не может сместиться мгновенно вслед за корпусом датчика. При этом возникает изменение положения между СМ и корпусом. Так как внизу СМ находится сердечник индуктивного преобразователя, то любое перемещение вызывает изменение индуктивности.

ЗПГ-З ЗПГ-4

4ПГ-4 4ПГ-3

автор: Слепое Михаил Тимофеевич

Номер Сигнал Место измерения Направление измерения Направление положительного

перемещения

1 А1 Ось1 Вертикальное Реактор верх

2 А2 Ось2 Вертикальное Реактор верх

3 АЗ ОсьЗ Вертикальное Реактор верх

4 А4 Ось4 Вертикальное Реактор верх

5 РА ПГ1 Осевая Против часовой стрелки

6 РВ ПГ1 Поперечная К реактору

7 КС ПГ2 Осевая Против часовой стрелки

8 РЮ ПГ2 Поперечная К реактору

9 РЕ ПГЗ Осевая Против часовой стрелки

10 РР ПГЗ Поперечная К реактору

11 БЮ ПГ4 Осевая Против часовой стрелки

12 РН ПГ4 Поперечная К реактору

13 Ш ПГ5 Осевая Против часовой стрелки

14 Ш ПГ5 Поперечная К реактору

15 РК ПГ6 Осевая Против часовой стрелки

16 Р1_ ПГ6 Поперечная К реактору

17 РМ ГЦН1 Поперек трубопровода По часовой стрелке

18 КМ ГЦН1 Вдоль трубопровода От реактора

19 КО ГЦН2 Поперек трубопровода По часовой стрелке

20 РР ГЦН2 Вдоль трубопровода От реактора

21 140 ГЦНЗ Поперек трубопровода По часовой стрелке

22 ГЦНЗ Вдоль трубопровода От реактора

23 КБ ГЦН4 Поперек трубопровода По часовой стрелке

24 РТ ГЦН4 Вдоль трубопровода От реактора

25 ри ГЦН5 Поперек трубопровода По часовой стрелке

26 РУ ГЦН5 Вдоль трубопровода От реактора

27 [ЧЛ/ ГЦН6 Поперек трубопровода По часовой стрелке

28 РХ ГЦН6 Вдоль трубопровода От реактора

29 Р1 ГЦТ-1гор. Нет При увеличении давления

30 Р2 ГЦТ-4хол. Нет При увеличении давления

31 РЗ ГЦТ-4гор. Нет При увеличении давления

32 Р4 ГЦТ-5гор. Нет При увеличении давления

Таблица 1.1. Места установки датчиков системы и типы регистрируемых вибраций.

Рисунок 1.2. Внешний вид датчика абсолютных перемещений (ДАП).

Катушки разгрузки

Сейсмическая масса (СМ)

Механический упор

Мембранная подвеска

Мембранная подвеска

Катушки преобразователя

Сердечник преобразователя

Рисунок 1.3. Схематичное устройство датчика абсолютных перемещений (ДАП).

Эти изменения индуктивности подаются на усилитель несущей частоты, где происходит их демодуляция и преобразование в сигнал напряжения в диапазоне -10 / 10 В. ДАП имеет линейную амплитудно-частотную характеристику в диапазоне 5 200 Гц. (отклонения не более 0.4 %). Для устранения нелинейности в низкочастотной области сигналы ДАП после усилителя несущей частоты подают на корректирующий усилитель, который компенсирует указанную нелинейность

мВ

характеристики. Чувствительность ДАП составляет 50-.

В х мм

Как видно из представленного выше краткого описания принципа работы перемещения корпуса РУ воспринимаются непосредственно датчиком. Для его работы не требуется фиксировать датчик относительно неподвижных конструкций АЭС, поэтому все измеряемые им перемещения являются перемещениями корпуса РУ, т.е. абсолютными, что и отражено в названии.

Перед проведением измерения оператор системы SUS должен убедиться в правильной настройке ДАП, т.е. в том, что СМ расположена в центре. Для этого он должен, плавно изменяя питающий ток катушек, убедиться, что сейсмическая масса перемещается с нижнего крайнего положения к верхнему. Отслеживать перемещение необходимо с помощью табло на лицевой панели усилителя несущей частоты. Для исправного датчика перемещение составляет от -12000 до 13000 (условные единицы). Затем остановить СМ, примерно, в центре (0 — по показанию на табло).

1.1.2. Измерительные каналы датчиков относительных перемещений.

Датчики относительных перемещений (ДОП), обозначенные на схеме RA-RX, изготовлены российской стороной (ВНИИАЭС) и поставлены на НВАЭС совместно с системой SUS. Общий вид ДОП представлен на фотографии (рисунок 1.4), а устройство схематично изображено на рисунке 1.5. ДОП как и датчики абсолютных перемещений работают, по принципу преобразования перемещения в изменения индуктивности, которое в усилителе несущей частоты преобразуется в колебания напряжения. Единственным отличием ДОП является то, что измерение перемещения осуществляется относительно неподвижного объекта. Корпус ДОП крепится к неподвижным конструкциям АЭС, а чувствительные элементы упираются в специальные площадки работающего оборудования (ПГ или ГЦН). Поэтому

Рисунок 1.4. Внешний вид датчика относительных перемещений (ДОП).

Чувствительный элемент

Пружина

Рисунок 1.5. Схематичное устройство датчика относительных перемещений (ДОП).

вибрационные перемещения измеряются относительно неподвижных конструкций, что и отражено в названии датчика.

мВ

Чувствительность ДОП составляет 1-6—-, и имеет практически линейную

В х мм

амплитудно-частотную характеристику (отклонения не более 1 %) во всём рабочем диапазоне ДОП ~1 — 200 Гц.

Преимуществом представляемых датчиков является то, что кроме измерения вибрационных перемещений они способны измерять смещения, вызванные термическим расширением главного циркуляционного контура АЭС. Так, например, в 1993 году совместно с ВНИИАЭС на Нововоронежской АЭС впервые за всю историю эксплуатации были проведены измерения перемещения всего основного оборудования первого контура на различных этапах разогрева контура и подготовки его к пуску. Более подробные сведения об этом можно получить из источника [70].

1.1.3. Измерительные каналы датчиков пульсации давления.

Датчики пульсаций давления (ДПД), в отличие от ДАП и ДОП, имеют чувствительный пьезоэлектрический элемент. На схеме ДПД обозначены как Р1 -Р4. Активный элемент заварен герметично в корпус. Колебания давления теплоносителя формируют зарядовый сигнал, который усиливается, преобразуется в стандартный диапазон напряжения в станции предварительного усиления (СПУ), находящейся в «зоне строгого режима». Чувствительный элемент выполнен из высокотемпературной керамики (максимальная температура 350 °С) и прямого контакта с теплоносителем 1 контура не имеет, т.к. отделён специальной мембраной. Общий вид датчика изображён на фотографии (см. рисунок 1.6), схематическое устройство на рисунке 1.7. Исполнение датчика позволяет выполнить монтаж через уплотненное кольцом фланцевое соединение.

пКл

Чувствительность датчика составляет 1UD —— при линейной амплитудно-

частотной характеристике в рабочем диапазоне 5 200 Гц. (отклонения не более 0.3 %).

После СПУ аналоговые сигналы ДПД поступают на блок центральной электроники, где происходит их фильтрация фильтром нижних частот и полосовым фильтром. Кроме этого, центральная электроника обеспечивает питание СПУ. Важной частью

Рисунок 1.6. Внешний вид датчика пульсации давления (ДПД).

Разделительная мембрана

Рисунок 1.7. Схематическое устройство датчика пульсации давления (ДПД).

системы является калибровочный генератор, используемый для калибровки и проверки измерительных цепей ДПД на участке СПУ — центральная электроника.

1.1.4. Обработка сигналов и представление информации пользователю.

Блок-схема системы изображена на рисунке 1.8. Сигналы ДАП и ДОП попадают на усилитель несущей частоты, где происходит их демодуляция и преобразование в стандартный диапазон напряжения (-10/ 10 В.). Сигнал ДАП после усиления несущей частоты подаётся на корректирующий усилитель, который производит выравнивание амплитудно-частотной характеристики датчика в низкочастотной области (до 5 Гц.).

Фильтрация сигналов, аналого-цифровое преобразование (АЦП) и быстрое преобразование Фурье (БПФ) производится в специальном сигнальном процессоре MOSIP. Аналоговая фильтрация осуществляется фильтром Баттерворта с частотой среза 200 Гц. Для устранения эффекта взвешивания при построении спектров применяется функция Ханнинга. Частота дискретизации составляет 1024 Гц. Автоспектры рассчитываются в диапазонах 0 — 50 Гц., 0 — 200 Гц и записываются на жёсткий диск персонального компьютера системы (IBM PC AT 386), где ведётся дальнейшая обработка данных.

Управление компьютером осуществляется оператором при помощи манипулятора типа «мышь», а ввод необходимых данных осуществляется с клавиатуры. Всю записанную информацию можно просмотреть на мониторе системы и, при необходимости, распечатать на лазерном принтере. Для длительного хранения данных предусмотрена возможность копирования на стример. Другой возможности переноса или копирования информации в системе не предусмотрено. В силу того, что система была поставлена на Нововоронежскую АС в 1992 году, её программное обеспечение построено на основе продуктов, активно использовавшихся в начале 90 годов и в настоящее время являющихся давно устаревшими. Прежде всего, сказанное относится к операционной системе, представляющей собой симбиоз DOS 3.30 и Windows 3.0. Работа с данными организована при помощи макросов табличного процессора Excel 2.1. и модулями графики на Си.

С =3 Qi

Ils

о

СО ‘ • о

о SS ‘ Р

Q; О) Э С СО Ф

su о а

СО О) О

v сл œ О

2 S

§ г-

0

1

I

■О ф

0}

I -§

$

s

а> 3 § ?

ф -э

э

о

Qi §

О О

® -8-

С ф

Г- Ф

ï ®

^ с

^ 42 О -о

3 -Э

оз S ï ® S 3

о 03

Ï *

2 & 2 оз о ï

со «

о ï

I

о-

X

— -Э Ф тз

о §

5 ® о t с< с

Ci) Р

о я;

0 С

1 ф

§

0) §

N3

со

/ | Цифровой сигнал ‘ад Питание катушек ДАП Сигнал управления

Рисунок 1.8. Блок-схема системы вибрационного мониторинга SUS.

1.2. Работа системы в штатном режиме.

После проведения очередного ППР энергоблока и вывода его на номинальный уровень мощности оператором системы проводится измерение, относительно которого в дальнейшем будут производиться все оценки. Именно поэтому оно называется базовым измерением.

После проведения базового измерения оператор, полагаясь исключительно на свой опыт и рекомендации, изложенные в системной документации, формирует таблицу контролируемых частот. В данную таблицу заносятся, прежде всего, дискретные частоты пиков, изменение которых необходимо отслеживать. Кроме этого, для каждой дискретной составляющей определяется диапазон возможного её изменения с указанием верхней и нижней критических частот. В итоге для анализа после базового измерения доступны:

=> спектры вибрации (автоспектральная плотность мощности) для каждого канала системы;

=> передаточные функции (фаза, когерентность); => временные реализации сигналов.

Все последующие измерения сравниваются с базовым. Для выявления различий в вибрационных спектрах базового измерения и текущего оператор системы обязан сформировать специальные графики с указанием того, какие спектры будут сравниваться. В результате сравнения (осуществляемого штатным программным обеспечением системы) оператор имеет следующую дополнительную информацию (графики):

=> тренд частот пиков (выбранных заранее и жёстко установленных);

=> графики отношения спектров базового и текущего измерений (отслеживают

изменение амплитуд пиков). Если выявлено отклонение частоты или амплитуды пика больше установленных пределов, то это говорит о недопустимых уровнях вибрации контролируемого оборудования и возможном наличии дефекта.

Данное условие налагается разработчиками системы. В качестве допустимых пределов персонал ориентирован только на стандарты, используемые фирмой «Siemens» для немецких АЭС, что само по себе является некорректным условием для определения неисправностей ввиду различного оборудования.

Кроме этого, опыт эксплуатации системы показывает, что не всякое отклонение частоты или амплитуды говорит об аномальности происходящих событий. Например, при сопоставлении спектров вибрации оборудования первого контура, полученных при симметричном и несимметричном несении нагрузки турбогенераторами, выявлены существенные отклонения, подробнее об этом будет изложено в главе 5. Но эти отклонения сигнализируют о больших различиях в вибрационных режимах во время проведения измерений, а не об аномальности происходящих событий на энергоблоке, что, в свою очередь, необходимо учитывать при дальнейшем анализе.

1.3. Критика традиционной алгоритмии системы, формулировка основных проблем.

Опыт эксплуатации системы в течение 6 лет на Нововронежской АЭС показал, что помимо чисто технических недоработок, связанных с особенностью конструкции, существует целый ряд нерешённых до конца проблем представления информации и извлечения знаний из данных.

Строго говоря, фирма «Siemens» не поставляет алгоритмы диагностики. Имеющееся штатное программное обеспечение осуществляет сбор, хранение, первичную обработку сигналов и некоторые спектральные оценки.

Собственно диагностика, которая строится по этим спектральным оценкам, отсутствует. Нереализованные в полной мере имеющиеся возможности системы дискредитируют саму идею вибродиагностики РУ в эксплутационных условиях.

Подход, . реализованный в системе, предполагает обязательное присутствие эксперта для проведения анализа, что является закономерным при работе системы в ФРГ по перечисленным ниже причинам:

• фирма-изготовитель (в нашем случае «Siemens») гарантирует не только сервисное обслуживание (т.е. ремонт, настройка, калибровка оборудования), но и экспертное сопровождение системы.

• малый объём обрабатываемой информации (по руководящим документам за всю кампанию необходимо провести всего три измерения: в начале, в середине и в конце).

Условия же работы системы на российских АЭС существенно отличны от работы на немецких станциях.

Существующий отраслевой Центр неразрушающего контроля и диагностики «Диапром» (ЦНК и Д «Диапром»), созданный для централизованной обработки диагностической информации, ведения единой базы данных по дефектам оборудования АЭС и т.д., не в полной мере выполняет возложенные на него функции. Причина, конечно же, в тяжёлой экономической ситуации как в стране в целом, так и на каждой АЭС в частности. Это ведёт к тому, что вся полученная информация должна обрабатываться на месте, т.е. персоналом подразделений технической диагностики. Ввиду того, что невозможно, да и нецелесообразно, держать на каждой станции квалифицированного эксперта, необходимо разработать алгоритмы, существенно упрощающие процедуру первичной обработки и предоставляющие оператору для анализа только необходимые данные. Следующей важной особенностью работы систем является их практически непрерывная работа. Вместо трёх измерений за кампанию производится порядка 100 и более измерений. Общее количество спектров для анализа составляет примерно 3200. Никакой пользователь не в состоянии обработать и оценить такое огромное количество информации для извлечения полезных данных. Таким образом, для работы системы на российских АЭС её штатное программное обеспечение нуждается в модернизации.

Рассмотрим более подробно проблемы, мешающие нормальной эксплуатации системы на Нововоронежской АЭС.

1.3.1. Проблема переноса информации.

В процессе эксплуатации системы часто возникала необходимость в обработке имеющейся информации другими методами, отличными от тех, что заложены в штатное программное обеспечение (ПО). Для этого необходимо предоставить пользователю возможность простого переноса информации на другие компьютерные платформы. К сожалению, разработчики системы не предусмотрели (или не захотели предусмотреть) наличие этой функции в ПО.

Как было сказано выше, оператор может осуществлять только архивацию информации на штатный стример, причём в специальном формате, что делает невозможным её перенос на другие компьютерные платформы посредством использования стримера.

автор: Слепое Михаил Тимофеевич

Кроме этого, работая в оболочке системы, оператор не может обращаться непосредственно к утилитам Windows (например, File Manager), т.к. эти функции изначально блокированы разработчиками и, следовательно, он лишен возможности копировать файлы с исходными данными. Поэтому единственно возможным методом для доступа к файлам является полная перезагрузка системы в режиме MS-DOS.

Но даже в этом случае оператор получает файлы, содержащие только набор бинарных чисел. В достаточно подробной документации на систему (23 тома) нет ни слова об используемой системе кодирования информации, хранящейся в файлах. Поэтому «слепое» копирование файлов с исходными реализациями в данном случае неприемлемо.

Создаётся впечатление, что фирма Siemens преднамеренно скрывает от эксплуатирующих организаций любые вопросы, так или иначе связанные с возможностью переноса информации с системы на другие компьютеры для её анализа другими средствами, отличными от возможностей штатного ПО. Решение указанной проблемы было достаточно трудоёмким и будет изложено более подробно в главе 2.

1.3.2. Проблема проверки информации, поступающей по измерительным каналам, на достоверность.

Данная проблема связана с получением однозначного и достоверного ответа на вопрос относительно технического состояния самой системы. Общеизвестно, что в процессе эксплуатации как датчики, так и линии передачи данных могут выходить из строя, изменять свои свойства.

При проведении анализа данных «в ручном» режиме, т.е. предусматривающем обязательное присутствие оператора (эксперта), эта проблема стоит не так остро. Действительно, когда объём рассматриваемой информации сравнительно мал, эксперт, опираясь на свой опыт, проводя анализ, сразу выделит те данные, которые вызывают у него сомнения в своей достоверности, и, следовательно, для принятия решения экспертом они использованы не будут.

И, наоборот, при проведении анализа «в автоматическом» режиме, т.е. требующим минимальное участие (или полное отсутствие участия) эксперта, данная проблема выходит на первый план.

В этом случае даже при наличии абсолютно надёжных алгоритмов извлечения полезной информации пропуск всего одного недостоверного «фрагмента» для анализа может сильно исказить действительную ситуацию и, как следствие, вызвать неверные ответные действия эксплутационного персонала АЭС. Не следует думать, что данная проблема надумана. В течение 6 лет эксплуатации неоднократно выявлялись различные нарушения в работе измерительных каналов системы.

В качестве наиболее распространенной причины появления аномальных спектров следует назвать выход из строя соединительных линий, причём отмечались случаи как чисто механического повреждения, так и разрушение пайки вследствие воздействия высокой температуры.

Более подробно об аномальных спектрах, причинах их появления, а также о методах отбраковки будет рассказано в главе 3.

1.3.3. Проблема автоматического выделения пиков в вибрационных спектрах.

Основными данными, используемыми для анализа экспертом, являются спектры вибрации основного оборудования первого контура. Всю информацию о колебательных процессах можно получить, анализируя локальные максимумы в спектрах (пики).

Штатное ПО системы, как видно из приведённого выше краткого описания, позволяет оператору лишь промаркировать пики, требующие, по его мнению, наблюдения в течение кампании. Такой подход явно не рационален. Во-первых, при заполнении списка нельзя предвидеть заранее, какие пики в спектрах будут меняться, а включение в список всех пиков во всех спектрах приводит к анализу явно избыточной информации.

Во-вторых, при автоматическом выделении пиков возможно их выявление на самой ранней стадии, когда они практически не заметны «на глаз».

В-третьих, автоматизация процесса выделения пиков из спектра позволит проводить анализ намного быстрее и качественнее, так как большинство пиков являются производными от основных частот (оборотная частота ГЦН), а их положение в спектре легко рассчитывается по формулам, представленным в литературе по вибрации, например, в источнике [93].

автор: Слепое Михаил Тимофеевич

Таким образом, автоматизация процесса выделения пиков в вибрационных спектрах позволила бы эксплуатировать систему с большим эффектом. Анализ поставляемых в последнее время на рынок систем вибрационного мониторинга позволил автору сделать вывод, что большинство из них имеют абсолютно аналогичные недостатки ПО, что и ПО БОв.

Поэтому поднятые в данной работе проблемы следует считать типичными для большинства эксплуатируемых и вводимых в эксплуатацию систем, а их решение необходимо рассматривать как обязательное для всех систем данного класса,

что в конечном итоге будет способствовать повышению безопасной эксплуатации АС в целом.

1.4. Основные выводы по содержанию главы 1.

1.4.1. Используемая в настоящее время на Нововоронежской АЭС система вибрационного мониторинга БОБ является типичной для данного класса систем как по набору первичных преобразователей, так и по возможностям обработки информации, которые предоставлены штатным ПО.

1.4.2. В качестве выявляемых аномальных событий разработчиками системы заложены следующие:

=> выход амплитуды контролируемых пиков за жёстко установленные границы;

=> смещение по частотной оси контролируемых пиков за установленные пределы; Однако, опыт эксплуатации системы показывает, что не всякое отклонение говорит об аномальности происходящих событий, что необходимо учитывать при дальнейшем анализе.

1.4.3. Главными недостатками штатного ПО системы (и, следовательно, большинства систем данного класса) следует считать:

=> отсутствие возможности экспорта исходных реализаций;

=> отсутствие процедуры проверки исходной информации на

достоверность;

=> отсутствие процедуры автоматического выделения пиков в вибрационных спектрах.

2. Первичная обработка информации системы вив.

Как было сказано ранее, алгоритмы обработки информации, поставляемые со штатным ПО системы, не могут удовлетворить конечных пользователей. В предыдущей главе были рассмотрены лишь основные недостатки, выявленные во время эксплуатации системы на 3 и 4 блоках Нововоронежской АЭС. Но прежде, чем приступить к решению назревших проблем, необходимо ответить сначала, как минимум, на два важных вопроса, а именно:

=> Какие из известных программных средств наилучшим образом подходят для

решения сформулированных задач? => Какой формат имеют данные, хранящиеся в системе?

2.1. Выбор средств реализации.

В качестве средства программной реализации выбран язык сверхвысокого уровня АПЛ2. Язык АПЛ2 является мощным средством для решения большого круга инженерно-технических, научных и экономических задач. Программирование на компьютере никогда не было и никогда не будет лёгким, потому, что при программировании всё должно быть строго. С другой стороны, цель любого пользователя — сделать выполнение своей работы настолько простым, насколько это возможно. Сейчас целью многих программных продуктов является сделать компьютер более полезным и дружественным (из-за этого желания сегодняшние программные продукты не слишком уж дружественны). Мы видим ярлыки, окна, кнопки и т.д. как средство сделать использование компьютера легким и максимально эффективным. Однако, никакой пользовательский интерфейс не исполнит всё, что пожелает пользователь.

АПЛ2 разработан как язык, который побуждает своего пользователя больше думать в терминах решения задачи, чем в терминах поведения компьютера. Изначально АПЛ2 был задуман именно как средство мышления с использованием компьютера. Краткость и строгость языка АПЛ2 делает его прекрасным орудием как для мышления, так и для разработки прикладных программ.

Наличие имеющихся только у этого языка возможностей, а прежде всего уникальная возможность целостной обработки массивов данных (подробнее об этом будет

автор: Слепое Михаил Тимофеевич

рассказано в 2.1.3), сделало однозначный выбор в пользу использования именно АПЛ.

2.1.1. Что такое АПЛ?

История языка программирования АПЛ (от английского «А Programming Language»), началась в 1962 году, когда доктор математики К. Айверсон опубликовал книгу с одноимённым названием. В ней он предложил новый способ записи алгоритмов обработки информации. Предложенная запись позволяла очень компактно описывать самые сложные алгоритмы. Одним из главных её преимуществ было то, что она не содержала никаких словесных описаний и по внешнему виду напоминала математические формулы.

АПЛ как язык программирования родился в 1966 году в Калифорнии в одном из научных центров фирмы IBM. IBM официально объявила АПЛ своим стратегическим интерактивным языком [30].

Позднее был разработан новый АПЛ — АПЛ2. Не смотря на то, что АПЛ2 есть логическим продолжением «классического» АПЛ, он является языком качественно новым, поддерживает более изощрённые структуры и содержит более мощные функции и операторы.

Среди многих других языков программирования АПЛ2 выделяется следующими характерными особенностями:

=> правила программирования очень просты;

=> АПЛ обрабатывает совокупности данных как единое целое, массивы являются фундаментальной единицей вычислений; => АПЛ включает в себя огромный набор функций;

=> позволяет сосредоточиться на решении непосредственно прикладной проблемы, а не на том, как найти решение;

=> имеются операторы, которые модифицируют функции, образуя некоторым способом целые семейства родственных функций.

2.1.2. АПЛ — язык исследователя.

Практически во всех областях техники при реализации технически сложных проектов создаются макеты — относительно дешёвые прототипы будущих конструкций. Так и в программировании, прежде чем писать любую программу, целесообразно убедиться

в правильной и корректной работе заложенных в её основу алгоритмов. К

автор: Слепое Михаил Тимофеевич

тема: «Разработка методов и интерпретация данных применительно к системам 31

шумовой диагностики реакторных установок Нововоронежской АЭС»

сожалению, в этой сфере человеческой деятельности макеты почти не используются, т.к. применение традиционных языков программирования делает макеты очень дорогими, а на их реализацию уходит почти столько же времени, что и на создание конечного продукта.

АПЛ неоднократно и с успехом использовался для построения прототипов больших и сложноформализуемых алгоритмов. АПЛ позволяет создать макет за несколько часов или дней, в крайнем случае, недель. При этом, в лице одного конечного пользователя, использующего АПЛ, слиты воедино специалист узкого профиля (постановка задачи, возможные пути решения проблемы, соответствие полученных результатов с реальностью и т.д.) с квалифицированным программистом (алгоритмизация задачи, её программная реализация). При использовании традиционных языков программирования такой плодотворный симбиоз просто не мыслим.

Так, например, автор работы не является и не претендует на звание программиста-профессионала в общепринятом значении этого понятия, но, не смотря на это, разработанные и написанные им программные модули являются идеальным «черновиком» для программиста-профессионала со всеми исправленными ошибками, проверенным идеальным учителем — практикой. Используя любой самый современный язык, ему не составит большого труда написать хорошо работающую программу по уже опробованным в конкретной работе алгоритмам. Что же касается решения чисто исследовательских задач, отвечающих на вопросы типа: «А что, если… ?», то здесь у АПЛ просто нет серьёзных конкурентов. Компилирующие языки просто не пригодны из-за непомерно большого времени реализации программ, а интерпретирующие языки не обладают необходимой мощностью и гибкостью. Мобильность в сочетании с мощностью делают АПЛ мощным оружием исследователя.

При анализе любых данных успех приходит и часто зависит от того или иного способа, которым они обрабатываются. При использовании традиционных языков программирования бывает трудно, а подчас и невозможно, внести незначительные изменения в уже работающую программу для незначительной модификации заложенных в её основу алгоритмов. В этом случае основное время и усилия пользователя тратяться на преодоление трудностей в стиле «Как это запрограммировать?», в отличие от АПЛовского «Что ещё запрограммировать?».

автор: Слепое Михаил Тимофеевич

Возвращаясь к конкретному случаю выбора критериев отбраковки спектров (подробнее об этом будет рассказано в главе 3), нелишне будет упомянуть о таком факте. Прежде чем были отобраны 7 самых информативных критериев, прошли тестирование около 30 простых и сложных в реализации критериев примерно для 1000 (!) спектров датчиков разного типа. Использование любого другого языка, кроме АПЛ, не позволило бы решить задачу в сжатые сроки и с максимальным эффектом.

2.1.3. Представление вибрационных спектров в АПЛ.

АПЛ лучше других языков приспособлен для программирования процессов обработки именно массивов данных. В АПЛ разрешено делать всё (и даже сверх того), что допустимо делать в линейной алгебре. Так, например, хорошо известное и часто встречающееся в практике матричное умножение является частным случаем «внутреннего произведения» АПЛ, которое позволяет строить около 400 различных скалярных произведений. Не говоря уже о том, что матричное деление программируется в АПЛ одним (!) символом, что позволяет сразу реализовать аппроксимацию экспериментальных значений любой сколь угодно сложной математической функцией по методу наименьших квадратов (МНК). Но самым главным преимуществом применения АПЛ является уникальная возможность целостной обработки массивов с составляющими переменной (или совершенно разной) размерности.

В вибрационных спектрах главными объектами анализа являются пики, т.е. локальные максимумы, несущие информацию о состоянии как всего контролируемого агрегата, так и его составных частей. В данном конкретном случае преимуществом АПЛ является возможность организации одномерного вектора с вложенными в него массивами, содержащими амплитуды всех точек пиков. В дальнейшем указанный вектор может быть, подвергнут обработке как единое целое независимо ни от количества вложенных в него массивов (пиков), ни от размерности самих вложенных массивов (количества точек, на которых лежат пики).

Данная уникальная особенность АПЛ позволяет применить одновременно ко всем пикам одного спектра произвольную сколь угодно сложную функцию обработки. В свою очередь организация вложенного массива из произвольного количества

спектров даёт исследователю возможность использовать разработанный им алгоритм для обработки всех пиков всех спектров одновременно^).

2.2. Перекодировка исходных данных, хранящихся в файлах системы, в формат, используемый в АПЛ.

После проведения очередного измерения оператор имеет на жёстком диске компьютера системы набор файлов, содержащих значения автоспектральной плотности мощности. Так как в системе задействовано 32 измерительных канала, то помимо служебных файлов на жёстком диске имеется 32 файла, содержащих закодированные значения 32 спектров (k01ap50.dat, k02ap50.dat, …, k32ap50.dat), объёмом по 1600 байт.

Для разработки алгоритма перекодировки информации необходимо разобраться со структурой содержащихся в файлах данных. С этой целью была сформирована выборка из 7 спектров. В выборку вошли дефектные спектры, для которых характерны нулевые значения амплитуды во всём диапазоне за исключением 3 4 первых точек. На рисунке 2.1 представлен фрагмент файла с дефектным спектром (шестнадцатеричное представление). Хорошо видно, что ненулевые значения имеют только первые 16 шестнадцатеричных чисел. Следовательно, 1 точка в спектре кодируется 4 шестнадцатеричными числами, что составляет 4 байта (32 бита). Косвенно это подтверждается объёмом файла: 400 точек по 4 байта составляют исходный размер файла в 1600 байтов.

На рисунке 2.2 для сравнения представлен файл с бездефектным спектром. Использование именно дефектных спектров для разработки алгоритма перекодировки позволило существенно снизить объём обрабатываемой информации.

2.2.1. Алгоритм перекодировки.

После многочисленных проверок удалось разобраться с кодировкой информации. Разработанный алгоритм выглядит следующим образом.

Для исходных 4 байтов Хь Х2, Хз, Х4 (в качестве примера будем анализировать первое число, изображённое на рисунке 2.2, а именно /=7 4В 85 30) необходимо сделать следующее:

1. Исходное число Р7 4В 85 30 (рисунок 2.3. шаг 1).

о° 00

О ю

□

л со

О

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Федеральный Закон «Об использовании атомной энергии» (с изменениями и дополнениями) от 21 ноября 1995 г. № 170-ФЗ // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.docs.kodeks.ru/doc.

2. Федеральный Закон «Об охране окружающей среды» от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.consultant.ru/popular/okrsred/

3. Федеральный Закон «О Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом» от 1 декабря 2007 г. N317 — ФЗ // «Российская газета» Федеральный выпуск. — 2007. — №5. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.rg.ru/2007/12/05/zakon-doc.html

4. Федеральный Закон «Основы государственной политики в области обеспечения ядерной и радиационной безопасности РФ на период до 2022 года и дальнейшую перспективу» от 4 декабря 2003 г. № ФЗ-2196. // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.rg.ru/2003/05/07/zakon-doc.html

5. Федеральная целевая программа «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007 — 2022 годы и на перспективу до 2022 года» от 6 октября 2006 г. № 605 // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.atomic-energy.ru/documents/9372

6. Адамчик С. Безопасность можно регулировать. Атомные технологии в энергетике требуют новой законодательной базы // НГ-Энергия. — 2007. -№11. -С. 11-13.

7. Адамов Е.О. Роль ядерной энергетики в крупномасштабной энергетике России XXI века / Е.О. Адамов, Б.А. Габараев, В.В. Орлов // Атомная энергия. -2004. — №2.-С. 83-91.

8. Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии («АТС») / Раскрытие информации // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.atsenergo.rn/ats/information/

9. Андреев Л. Об экономике российской ядерной электроэнергетики / Доклад объединения Ве11опа 2022 // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.bellona.ru/filearchive/fil_economy_05_BW_obl.pdf

10. Андрианов А. Н. Атомная энергетика в топливно-энергетическом комплексе России: вызовы для развития / Аналитический обзор // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.minprom.gov.rU/ministry/dep/energy/review/0

11. Анищенко Н. Г. Топливно-энергетический комплекс и атомная энергетика: учеб. пособ. / Н. Г. Анищенко. — Дубна: Международный ун-т природы, общества и человека «Дубна», 2004. — 362 с.

12. Андрюшин И.А. Укрощение ядра. Страницы истории ядерного оружия и ядерной инфраструктуры СССР / И.А. Андрюшин, А.К. Чернышёв, Ю.А. Юдин. — Саратов: Красный октябрь, 2003. — 481 с.

13. Артюгина И.М. Экономика ядерной энергетики: учеб. пособ. / И.М. Артюгина. — СПб.: Знание, 2006. — 326 с.

14. Асланян Г. Как нам обустроить саммит / Г. Асланян, С. Молодцов // Деловой журнал «Мировая энергетика». — 2006. — №3. — С. 53-61.

15. Асмолов В. Г. Атомная энергетика: реалии настоящего и взгляд в будущее //Ядерное общество России. — 2004. — №3-4. — С. 16-22.

16. Архангельский И. А. Система международного контроля за мирным использованием атомной энергии. — М.: Энергоатомиздат, 2006. — 261 с.

17. Байков Н.М., Гринкевич Р.Н. Прогноз развития отраслей ТЭК в мире и по основным регионам до 2030 г. — М.: Институт мировой экономики и международных отношений РАН, 2009. — 82 с.

18. Барсуков О. А. Основы атомной физики. — М.: Науч. мир, 2006. — 152 с.

19. Башмаков И. Опыт оценки параметров ценовой эластичности спроса на энергию // Электронный ресурс. — [Режим доступа]: http://www.cenef.ru/file/BpaperlOO.pdf

20. Безопасность России: правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Энергетическая безопасность (ТЭК и государство). — М. : МЕФ «Знание», 2000. — 304 с.

21. Бендиков М.А. Высокотехнологичный сектор промышленности России: состояние, тенденции, механизмы инновационного развития / М.А. Бендиков , Н.Э. Фролов. — М. : Наука, 2007. — 251 с.

22. Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира. — М. : Нефть и газ, 2006. -421 с.

23. Будущее атомной энергетики. Междисциплинарное исследование Массачусетского технологического института / под. ред. Stephen Ansolabehere, John Deutch etc. // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.seu.ru/programs/atomsafe/books/FAE 1 .pdf

24. Валеев Р. М. Международное ядерное право. — Казань: изд-во Казань, 2003.- 198 с.

25. ВВП — на душу населения (по ППС) 2022 г. // [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://iformatsiya.ru/tabl/897-vvp-na-dushu-naseleniya-po-pps-2022.html

26. Гайдар Е. Государственная нагрузка на экономику // Вопросы экономики. -2004.-№9.-С. 4-23.

27. Глобализация мирового хозяйства / под ред. М.Н. Осьмовой, A.B. Бойченко. — М.: Инфра-М, 2006. — 376 с.

28. Глобальное испытание для ядерного ренессанса // Ядерный ренессанс : еженедельное PDF-изд. — 2008. — № 5. // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.nuclear.ru.

29. Головнин И. С. Атомная энергетика и реакторы на быстрых нейтронах. -М. :МИФИ, 2004.-165 с.

30. Груздев А. Мировая энергетика // Финансы. — 2007. — №11. — С. 24-28.

31. Данилов-Данильян В.И., Лосев К.С. Экологический вызов и устойчивое развитие: учеб. пособ. — М.: Прогресс-Традиция, 2000. — 416 с.

32. Данилов-Данильян В.И. Устойчивое развитие — будущее Российской Федерации. Россия на пути к устойчивому развитию. — М. : ВИНИТИ, 2006. -105 с.

33. Денискин A.B. Влияние либерализации и децентрализации рынка электроэнергии на перспективу ядерной энергетики за рубежом / A.B. Денискин. — Обнинск : ФЭИ, 2022.- 185 с.

34. Договор к Энергетической Хартии и связанные с ним документы / Правовая основа для международного энергетического сотрудничества / [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.newsby.org/document/energeticheskaia_hartiia.pdf

35. Договор к Энергетической Хартии / Секретариат Энергетической Хартии / [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://solex-un.ru/sites/solex-un/files/ECT_Guide_RUS_putevoditel.pdf

36. Дрождинина А.И., Гетманов В.В. Роль России в обеспечении глобальной энергетической безопасности // Вестник МГТУ (том 1). — №2. — 2008. — С. 343347.

37. Дубров A.M. Многомерные статистические методы / A.M. Дубров, В.С.Мхитарян, Л.И.Трошин. — М.: Финансы и статистика, 1989. — 607 с.

38. Елисеева И.И., Юзбашев М.М. Общая теория статистики / под ред. чл.-корр. РАН И.И. Елисеевой. — М. : Финансы и статистика, 2000. — 480 с.

39. Желтиков В.П. Экономическая география и регионалистика. — М. : Дашков и К., 2008. — 273 с.

40. Жизнин С.З. Основы энергетической дипломатии / С. 3. Жизнин. — М.: МГИМО, 2003.-318 с.

41. Зайцев К. Атомная отрасль продолжает демонстрировать уверенный рост // Regnum. — 2022. — №12. — С. 8-15.

42. Зеркалов Д.В. Энергетическая безопасность. — Киев: Основа, 2009. — 359 с.

43. Иванов A.C. Глобальная энергетическая безопасность — проблема всего мирового сообщества // Мировая экономика. Российский внешнеэкономический вестник. — №9. — 2007. — С. 59-70.

44. Иванов А. Мировой энергетический рынок в 2009 — I полугодии 2022 гг./ А. Иванов, И. Матвеев // Мировая энергетика. — 2022. — №8 (67). — С. 18-26.

45. Исследование глобальных тенденций формирования тарифной политики в области электроэнергетики за рубежом и в России // Национальный институт конкурентоспособности / [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http: //www.naco.ru/pdfs/electrotarif.pdf

46. Исследование планетарных проблем обеспечения безопасности жизнедеятельности человека на современном этапе развития мирового сообщества. Этап 1. Проблемы обеспечения энергетической безопасности на современном этапе / Б. П. Ивченко, И. Н. Малышев. — СПб.: Российская академия государственной службы при президенте РФ, 2007. — 48 с.

47. Кауров Г. Международная энергетическая безопасность и атомная энергия / Г. Кауров, В. Стебельков // Бюллетень по атомной энергии. — 2006. -№2.-С. 7-12.

48. Ким Дж.-О. Факторный, дискриминантный, кластерный анализ / Ким Дж.-О., Мюллер Ч. У., Клекка У. Р. — М. : Финансы и статистика, 1989 г. -316 с.

49. Кириенко C.B. Атомный ренессанс — это сегодня уже не мечта, а реальная действительность // Бюллетень по атомной энергии. — 2022. — №11. — С. 36-38.

50. Клебанова Т.С. Сравнительный анализ уровня социально-экономического развития регионов / Т.С.Клебанова, А.Ш.Талащенко, JI.C. Гурьянова // Статистика. — 2009. — №3. — С. 57 — 60.

51. Клименко В. В., Терешин А. Г. Мировая энергетика и климат планеты в XXI веке // История и современность. — №2. — 2008. — С. 87-94.

52. Кобаненко В. М. Методы и модели оценки инвестиционных проектов модернизации объектов атомной энергетики : Автореф. … канд. экон. наук : 08.00.13 : Москва, 2004. — 162 с.

53. Кокошин А.А. Международная энергетическая безопасность. — М.: Европа, 2022. — 80 с.

54. Колесов В.П. Международная экономика: учебник / В.П. Колесов, М.В. Кулаков — М. : Инфра-М, 2004. — 474 с.

55. Колесов В. П., Осьмова М.Н. Экономика зарубежных стран // Мировая экономика. — 2000. — С. 16-23.

56. Конопляник А.А. Россия и Энергетическая Хартия: учеб. пособ. — М.: РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, 2022. — 80 с.

57. Конопляник А. Развитие энергетических рынков, глобальная энергетическая безопасность, Россия и Энергетическая Хартия. — М.: GLOBE (Global League of Breakthrough Elite), МГИМО (У) МИД РФ, 2009. — 40 с.

58. Корнеев А.В. Энергетическая стратегия США // США Канада. — 2022. — № 10 (442).-С. 21-35.

59. Кузнецов В.М. Российская и мировая атомная энергетика / В.М. Кузнецов, Х.Д. Чеченов — М.: Моск. гуманитар, ун-т, 2008. — 764 с.

60. Кухаркин Н. Е. Атомная наука, энергетика, промышленность. — М.: ИздАТ, 2006.-271 с.

61. Леонтьев Г. Россия и Евросоюз: к новым принципам сотрудничества // Мировая энергетика. — 2008. — № 10 (58). — С. 26-29.

62. Литвак В.Г. Управленческие решения / В.Г. Литвак. — М. : ЭКМОС, 1998.-248 с.

63. Ломакин В.К. Мировая экономика: 2-е изд., перераб. и доп. — М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2008. — 395 с.

64. Магнус Я.Р. Эконометрика / Я.Р. Магнус, П.К. Катышев, A.A. Пересецкий. — М. : Дело, 2007. — 504 с.

65. Мазур И.И. Глобальная энергетическая безопасность // Век глобализации. -№1.-2008.-С. 57-69.

66. Макаров A.A. Диверсификация энергетического комплекса, как средство повышения энергетической безопасности России. Методические вопросы надёжности больших систем энергетики. — Сыктывкар: 2009. — 185 с.

67. Макаров A.A., Митрова Т.А., Кулагин В.А. Долгосрочный прогноз развития энергетики мира и России // Экономический журнал ВШЭ. — №2. -2022.-С. 172-204.

68. Макаров A.A. Мировая энергетика и Евразийское энергетическое пространство. -М. : Энергоатомиздат, 2008. — 149 с.

69. Макаров A.A. Системный анализ перспектив развития энергетики // Известие РАН. Серия «Энергетика». — 2004. — № 1. — С. 42-44.

70. Макаров A.A. Энергетика в XXI веке // Экология и жизнь. — №5(90). -2009.-С. 16-23.

71. Максаковский В. П. Экономическая и социальная география мира: учеб. / В. П. Максаковский: 12-е изд., испр. и доп. — М. : Просвещение, 2004. — 384 с.

72. Маленво Э. Статистические методы в эконометрии. — М.: Наука, 1976. -120 с.

73. Манаев О.Т. Контент-анализ — описание метода / Научный журнал // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://psyfactor.org/lib/kontent.htm

74. Мандель И.Д. Кластерный анализ / И.Д. Мандель. — М. : Финансы и статистика, 1988. — 176 с.

75. Международное сотрудничество России в области атомного надзора с ЕЭС, МАГАТЭ, ЕврАзЭС, СНГ / Федеральный портал // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.protown.ru/information/hide/7919.html

76. Международный индекс по защите прав собственности — информация об исследовании // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://gtmarket.ru/ratings/international-property-right-index/info

77. Международный центр по обогащению урана // [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://www.iuec.ru/about/

78. Меньшиков В.Ф. Атомная энергетика сегодня: Россия в окружающем мире (Аналитический ежегодник). / Под общ. ред. Н. Н. Марфенина, С. А. Степанова. — М.: Модус-K Этерна, 2022. — 320 с.

79. Мировая энергетика и ядерные технологии нового поколения урана // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://slivmail.com/attachments/lazarev/63 8 81 /0 .pdf

80. Мировая энергетика: состояние, проблемы, перспективы / под ред. проф. В.Ш. Бушуева. -М.: ИД «Энергия», 2007. — 664 с.

81. Мирсияпов И.И. Российская атомная энергетика: современное состояние и перспективы // Вестник Института экономики РАН — 2009. — №3. — С. 19-29.

82. Мишарин В. Н. Мирное использование атомной энергии: правовые вопросы / В. Н. Мишарин. — М.: МГИМО, 2006. — 328 с.

83. Многомерный статистический анализ в экономике / под ред. В.Н. Тамашевича. -М.: ЮНИТИ, 1999. — 598 с.

84. Муратов О. Э. Российский ядерный топливный цикл и региональная инфраструктура в северо-западном регионе России / МЦЯО НИЯУ МИФИ // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://icne.mephi.ru/?p=518

85. Новый экономический и юридический словарь / А.Н. Азрилиян. — М.: Инт новой экономики, 2003. — 1088 с.

86. Ожегов С. И. Толковый словарь русского языка: РАНИ н-трус. яз. им.В.В. Виноградова / С.И.Ожегов. — М.: Азбуковник, 1999. — 944 с.

87. Оксфордский толковый словарь (англо-русский) / М. Уилер. — М.: «Весь мир», 1997.-414 с.

88. Отчет Комитета Государственной думы РФ по энергетике // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.komitet2-13.km.duma.gov.ru/site.xp/052049124053056052.html

89. Переслегин С.Б., Переслегина Е.Б. Дикие карты будущего, или портрет инженера в интерьере. — СПб.: Terra Fantastica, М.: ACT, 2022. — 163 с.

90. Перспективы развития атомной энергетики. Инвестиционные возможности в возрождающемся секторе — региональный аспект // Ernst&Young. — 2022. — С. 1-36.

91. Перспективы развития атомной энергетики // Институт комплексных стратегических исследований. — 2022. — №4. — С. 1-2.

92. Перспективы энергетических технологий. Сценарии и стратегии до 2050г. // ИСЭМСОРАН // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.iea.org/techno/etp/etp 10/Russian_Executive_Summary.pdf

93. Плюта В. Сравнительный многомерный анализ в эконометрическом моделировании / Веслав Плюта. — М. : Финансы и статистика, 1989. — 174 с.

94. Повестка на 21 век. Конференция ООН по охране окружающей Среды и развитию, Рио-де-Жанейро, июнь 1992 г. Извлечения. — М.: Центр координации и информации Социально-экологического союза, 1997. — 31 с.

95. Пономарев-Степной H.H. Глобальная роль атомной энергетики // Материалы Круглого стола «Культура ядерного нераспространения и ядерной безопасности: от ядерного права и международных соглашений — до инженерных барьеров». — Обнинск, 2022.

96. Пономарев-Степной H.H. Сценарии развития атомной энергетики России в XXI веке // Бюлл. по атомной энергии. — 2001. — № 12. — С. 4-14.

97. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики (утверждены постановлением правительства РФ от 31.10.2006 г. № 530) // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.rg.ru/2006/09/08/energetika-rynki-pravila-dok.html

98. Прогноз развития энергетики мира и России до 2035 года / ИНЭИ РАН // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.eriras.ru/files/inei_rea_finall_0404dlja_sajta.pdf

99. Прогноз свободных (нерегулируемых) цен на электрическую энергию на 2022 г. / Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью (некоммерческое партнерство) // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.np-sr.ru/idc/groups/public/documents/sr_pages/sr_0v021034.pdf

100. Прогнозирование будущего: Новая парадигма / под ред. Фетисова Г.Г., Бондаренко В.М. — М.: Экономика, 2008. — 283 с.

101. Развитие инновационной составляющей экономики России: перспективы и роль экономической политики // Аналитическое исследование Интерфакс -ЦЭА. — 2022. — С. 1-33.

102. Регулирование, энергетические рынки и новые инвестиции: их вклад в экономический подъём, внедрение чистых энергетических технологий и энергетическую безопасность / Заявление регуляторов энергетики «Большой восьмёрки» от 24 мая 2009 г. // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.fstrf.ru/press/releases/301/G8

103. Роль международного сотрудничества в развитии ядерной науки и технологии и международные ядерные организации // [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://icne.mephi.ru/wp-content/uploads/2022/02Z2-71ecture_RU.pdf

104. Росатом инвестирует в НИОКР через госзакупки // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://boi-mt.ru/analytics/2225

105. Смоляр И.Н. Атомная энергетика: аргументы за и против / пер. с англ. под ред. Ф.К. Матгеса. — М.: «Звенья», 2022. — 244 с.

106. Статистический обзор мировой энергетики // [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http://smartmetering.ru/common/upload/documents/REA30.pdf

107. Стрежкова М. А. К вопросу об эффективности инвестиций в развитие инновационной атомной энергетики России // Вестник ЮРГТУ (НПИ). — 2001. -№1. — С. 81-91.

108. Телегина Е.А. Международный транзит энергоносителей в системе энергетической безопасности государства: принципы организации и регулирования. — М.: ИНФРА-М, 2009. — 326 с.

109. Тенденции и основы атомной энергетики (Отчет Корпорации «Институт прикладной энергетики»). — М.: EGC, 2022. — 28 с.

110. Термины атомной энергетики / Выпуск Концерна «Росэнергоатом». -2022. // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.atomenergoprom.ru/nuclear/hist/

111. Тихонов М.Н. Системный взгляд на атомную энергетику и радиацию сквозь призму общественного сознания / М.Н. Тихонов, Э.Л. Петров, О.Э. Муратов // Безопасность жизнедеятельности. — 2004. — № 2. — С. 2-9.

112. Тихонов М. Н. Ядерная энергетика: постижение реальности / М.Н. Тихонов, О. Э. Муратов, Э. Л. Петров // Академия энергетики. — 2008. — № 2. -(10).-С. 17-21.

113. Томас С. Экономика ядерной энергетики // Ядерная энергетика: миф и реальность (Nuclear Power: Myth and Reality by Heinrich Boll Foundation). — №5. — 2005. — C. 1-47.

114. Тренды и сценарии развития мировой энергетики в первой половине XXI века / A.M. Белогорьев, В.В. Бушуев, А.И. Громов, Н.К. Куричев, A.M. Мастепанов, A.A. Троицкий. — М.: Институт энергетической стратегии, ИД «ЭНЕРГИЯ», 2022.-68 с.

115. ТЭК и экономика России: вчера, сегодня, завтра (1990-2022-2030) / под ред. Ю.К. Шафраника. — М.: ИЦ «Энергия», 2022. — 488 с.

116. Уваров А. Американцы пытаются захватить российский рынок ядерного топлива // Мировая энергетика. — 2008. — № 6 (54). — С. 26-30.

117. Урманчеев Э.М. Зарубежный опыт функционирования атомной энергетики // Сборник работ аспирантов «Мировая экономика в XXI веке». -2008. — №2.

118. Урсул А.Д. Переход России к устойчивому развитию. Ноосферная стратегия. — М.: Издательский дом «Ноосфера», 1998 — 500 с.

119. Федоров Д.В. Управление развитием энергетического сектора экономики России (Вопросы теории, методологии, практики): монография. — М.: Издательство «Перо», 2022. — 100 с.

120. Федоров Д.В. Особенности развития энергетического сектора на современном этапе: монография. — Ростов н/Д: Дониздат, 2022. — 100 с.

121. Федосова Ю.В. В чем сила атомной мощи? // [Электронный ресурс]. -Режим доступа: http: // www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=265

122. Хаустова В.Е. Моделирование маркетинговой стратеги на рынках продукции производственно-технического назначения : монография / В.Е. Хаустова, Ю.А. Лидовский. — X. : ИД «ИНЖЕК», 2004. — 176 с.

123. Хижняк В.Г. Осторожно радиация. — Красноярск : Гражданский центр ядерного нераспространения, 2003. — 32 с.

124. Хмелев И.Б. Мировая экономика. — М.: ЭКСМО, 2009. — 360 с.

125. Черкасенко А. И. Атомная энергетика России в мировой системе энергообеспечения — М.: Научная книга, 2008. — 238 с.

126. Черкасенко А. И. Мировая экономика ядерно-топливного цикла. — М.: Научная книга, 2007. — 274 с.

127. Черкасенко А. И. Мировой рынок ядерного топлива и ядерного энергетического оборудования: вопросы участия России // Экономика XXI века.-2008.-№10.-С. 3-9.

128. Шафраник Ю. Мировой энергетический рынок: роль и место России. / РАН ИМЭМО / под ред. О.Н. Быков. — М.: Экономика, 2004. — 284 с.

129. Шевцов А.И. Международное сотрудничество в сфере ядерной энергетики — путь к решению проблем ядерной отрасли // Стратегические приоритеты. — №. 2 (11). — 2022. — С. 10-16.

130. Электронный учебник по статистике [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.statsofit.ru.

131. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.minprom.gov.rU/docs/strateg/l

132. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года от 13 ноября 2009 г. № 1715-р // Министерство энергетики Российской Федерации // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://minenergo.gov.ru/activity/energostrategy/

133. Энергетическая стратегия России: преемственность и развитие в условиях мирового финансово-экономического кризиса: доклад Министра энергетики РФ С.И. Шматко на Всероссийском энергетическом форуме «ТЭК России в XXI веке» // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: www.energyros.ru/files/bp.pdf

134. Ядерная и термоядерная энергетика будущего / Под ред. В.А. Чуянова -М.: Энергоатомиздат, 2002. — 195 с.

135. Ядерная энергетика в мире / Росатом // [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.rosatom.ru/aboutcorporation/ nuclearindustry/nuclearindustry/

136. Яковлев P.M. Решение радиоэкологических и ресурсных проблем ядерной энергетики в стратегии уран-ториевого топливного цикла / P.M. Яковлев, Э.Л. Петров, М.Н. Тихонов, О.Э. Муратов // Материалы межд. ядерного форума. — 2022. — №9. — С. 260-263.

137. Annual Report for 2022 / International Atomic Energy Agency // [Electronic resource]. — Access mode: www-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/Pub2022.pdf.

138. Beaudreau B.C. Energy and Organization: Growth and Distribution Reexamined. -NY. : Greenwood Press, 2008. — 761 p.

139. Berger, John J. Nuclear power The unviable option : A critical look at our energy alternatives. — New York: Laurel ed., 2007. — 194 p.

140. BP Statistical Review of World Energy // [Electronic resource]. — Access mode: http://www.bp.com/en/global/corporate/about-bp/statistical-review-of-world-energy-2022.html

141. Countries and Economies / The World Bank // [Electronic resource]. — Access mode: http://data.worldbank.org/country

142. Climate change and nuclear power / Written by the Planning and economic studies sect. Department of nuclear energy. — Vienna: International atomic energy agency, 2022.-628 p.

143. Clark, Ronald William. The greatest power on earth The intern race for nuclear supremacy / Ronald W. Clark. — New York: Harper & Row, 2008. — 372 p.

144. Cozzi, L. World Energy Outlook Insights: Global Energy Investment Outlook // Economic Analysis Division. International Energy Agency. 2003.

145. Economic freedom rating // [Electronic resourse]. — [Access mode]: http:// www.globalpropertyguide.com.

146. Electricity Production Costs and Components // Nuclear Energy Institute // [Electronic resource]. — Access mode: http: www.nei.org/resourcesandstats/graphicsandcharts/operatingcosts/

147. Emerging Nuclear Energy Countries // [Electronic resource]. — Access mode: http://www.world-nuclear.org/info/infl02.html

148. Energy, Electricity and Nuclear Power Estimates for the Period up to 2022 // International Atomic Energy Agency. — Vienna: IAEA, 2004. — 752 p.

149. Energy Statistics of Non-OECD Countries // IEA Statistics. — 2022. — 770 p.

150. IAEA Annual Report 2022 / International Atomic Energy Agency // [Electronic resource]. — Access mode: http: www.iaea.org/Publications/Reports/Anrep2022/anrep2022_full.pdf

151. IAEA at work / International Atomic Energy Agency // [Electronic resource]. -Access mode: http: // www.iaea.org/Publications/Booklets/iaea_at_work.pdf

152. IAEA Nuclear Safety Standards // [Electronic resource]. — Access mode: www-pub.iaea.org/MTCD/publications/PDF/Pub 1177_web.pdf

153. ITER — The Way to new energy // [Electronic resource]. — Access mode: www.iter.org/

154. International Energy Agency // [Electronic resource]. — Access mode: www.iea.org/

155. Help Wanted: 25000 Skillled Workers for the Nuclear Energy Industry / Nuclear Energy Institute // [Electronic resource]. — Access mode: http://www.nei.org/resourcesandstats/publicationsandmedia/insight/insight-web-extra/help-wanted-25000-skilled-workers/

156. Key World Statistics 2022 / International Energy Agency. — Paris: IEA Publications, 2022. — 1048 p.

157. Megawatts and Megatons: The Future of Nuclear Power and Nuclear Weapon / Georges Charpak, Richard L. Garwin. — University Of Chicago Press. 2002. 428h.

158. Nuclear Energy’s Economic Benefits — Current and Future (NEI) // White Paper. -№12. -2022. -P. 6.

159. Nuclear Knowledge Management (NKM) // [Electronic resource]. — Access mode: www.iaea.org/inisnkm/nkm/index.html

160. Nuclear share figures, 2000-2022 // [Electronic resource]. — Access mode: http://www.world-nuclear.org/info/nshare.html

161. Ramanna Raja. Can nuclear energy claim to be the only source of power in the future? — Bombay: Bhatnagar, 2007. — 285 p.

162. Statistical Review of World Energy // [Electronic resource]. — Access mode: http://www.bp.com/sectiongenericarticle800.do?

category Id=9037128&contentld=7068555

163. Statistical review of world energy full report 2022 // [Electronic resource]. -Access mode: http://www.bp.com/sectionbodycopy.do?categoiyId= 7500&contentld=7068481

164. Strategic Insight of The World Energy Council // [Electronic resource]. -Access mode: www.worldenergy.org/Issues/

165. The Economic Future of Nuclear Power / A Study Conducted at The University of Chicago. — 2022. — №9. — P. 18-21.

166. The International Project on Innovative Nuclear Reactors and Fuel Cycles (INPRO) // [Electronic resource]. — Access mode: www.world-nuclear.org/sym/2001/mourogov.htm

167. The Generation IV International Forum // [Electronic resource]. — Access mode: www.gen-4.org/

168. The World Investment Outlook: New Insights // International Atomic Energy Agency, 2003.

169. World energy investment outlook. — Paris: IEA, 2022. — 1058 p.

170. World energy, technology and climate policy outlook // Community research European Commission Directorate General for Research Energy. — 2022. — №11. — P. 58-71.

171. World Nuclear Power Reactors & Uranium Requirements / World Nuclear Association // [Electronic resource]. — Access mode: http: www.world-nuclear.org/info/reactors.html

172. Transport of Radioactive Materials / World Nuclear Association // [Electronic resource]. — Access mode: www.world-nuclear.org/ho w/default.aspx?id=70&terms=spent nuclear fuel