WO2023162419A1 - プラントの信頼性評価システム、プラントの信頼性評価方法、および、プラントの信頼性評価プログラム - Google Patents

プラントの信頼性評価システム、プラントの信頼性評価方法、および、プラントの信頼性評価プログラム Download PDF

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plant
equipment
reliability evaluation
soundness
evaluation system
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剛 伊藤
陽一 和田
忍 大城戸
信之 太田
亮介 清水
尚幸 河野
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日立Ｇｅニュークリア・エナジー株式会社
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    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C17/00—Monitoring; Testing ; Maintaining
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant
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    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y02E30/30—Nuclear fission reactors

Definitions

  • the present invention relates to a plant reliability evaluation system, a plant reliability evaluation method, and a plant reliability evaluation program.
  • Patent Document 1 describes the invention of a facility management support system that can be expected to operate with high convenience by reviewing the contents of the template.
  • ISI in-service inspections
  • ROP Reactor Oversight Process
  • the present invention simultaneously utilizes in-service inspections and operating parameters of nuclear facilities to improve the reliability of not only conventional equipment but also equipment including large structures such as structural materials and welding lines (ER: Equipment Reliability). ) is to be improved.
  • ER Equipment Reliability
  • the plant reliability evaluation system of the present invention includes a detection unit that detects environmental information of a plant in operation, the environmental information in operation, and importance information of equipment that constitutes the plant. and a soundness monitoring unit that constantly monitors the soundness of the equipment that constitutes the plant based on the above.
  • the plant reliability evaluation method of the present invention includes the step of detecting environmental information of the plant in operation by the detection unit, and and constantly monitoring the soundness of the equipment that constitutes the plant based on.
  • a computer configures the plant based on the procedure for detecting environmental information of the plant in operation, the environmental information in operation, and the importance information of the equipment that constitutes the plant. to constantly monitor the health of said equipment. Other means are described in the detailed description.
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a reliability evaluation system for a nuclear power plant
  • FIG. 1 is a configuration diagram of a nuclear power plant
  • FIG. 3 is a hardware configuration diagram of a server
  • FIG. 3 is a hardware configuration diagram of a terminal
  • FIG. 1 is a functional block diagram of a reliability evaluation system for a nuclear power plant
  • FIG. 2 is a diagram showing weld seam reliability and life cycle management in a nuclear power plant
  • 7 is a flow chart showing processing of a regular inspection of a comparative example
  • FIG. 9 is a flow chart showing processing of regular inspection of the comparative example. This periodical inspection process is performed with the operation of the nuclear power plant stopped. The inspector starts the inspection during the periodic inspection (step S40). In the comparative example, structural materials, weld lines, and the like, which are related to the soundness of the reactor, are separately inspected and evaluated. The inspector evaluates the inspection result (step S41) and sets the inspection period (step S42).
  • step S43 the inspector replaces the facility/equipment (step S43) and reflects it in the large-scale repair plan (step S44). Finally, when the inspector evaluates the plant life (step S45), the process of FIG. 9 ends.
  • Fig. 10 is a diagram showing the reliability and life cycle management of equipment in a nuclear power plant of a comparative example, and is based on AP-913 of the American Association of Nuclear Power Operators.
  • AP-913 is a diagram showing processing for managing the reliability of equipment and facilities related to the operation of a nuclear power reactor and the life cycle of the plant.
  • the management system classifies the degree of importance (step S50), and monitors the performance according to this degree of importance (step S51). Then, the administrator continuously improves the reliability of the device according to this importance (step S53). The administrator executes preventive maintenance of facilities/equipment (step S54). Equipment/equipment for which preventive maintenance has been performed is subject to performance monitoring processing (step S51).
  • the administrator takes corrective action for the facility/equipment based on the performance monitoring results (step S52).
  • the results of the corrective action are then fed back to the performance monitoring process (step S51) and the continuous equipment reliability improvement process (step S53).
  • step S53 based on continuous device reliability improvement processing (step S53), corrective action (step S52), and performance monitoring processing (step S51), the administrator executes life cycle management (step S55).
  • FIG. 1 is a diagram showing the reliability and life cycle management of equipment in a nuclear power plant according to this embodiment.
  • the reliability evaluation system S shown in FIG. 2 classifies structures according to their importance (step S10).
  • the importance of structures affects the safety system inside the reactor, the soundness of the fuel inside the reactor, and the release of radioactive materials to the outside of the system. Instead, conventional inspection results, operating conditions, contact fluids, types and concentrations of chemical substances contained in the reactor water of the reactor pressure vessel during operation, etc. are used as influencing factors.
  • the types of structures classified in step S10 include reactor pressure vessels, shrouds, shroud supports, jet pumps, grate plates and other reactor internals and devices related to control rod insertion, turbine casings, and bearings. , condensers, generators and hydrogen supply equipment, heat exchangers in the recovery water system, fuel support plates, main piping that connects equipment with safety importance and power generation importance higher than the threshold.
  • Nuclear facilities include fuel fabrication plants, nuclear fuel cycle plants, and radioactive waste disposal sites.
  • the reliability evaluation system S monitors the soundness of the structure. Health monitoring evaluates the current reliability of the structure from previous inspection results and prior knowledge of plant P operating conditions, maintenance specifications, standards, papers, and the like. The reliability evaluation system S may also monitor the health of the structure based on the plant P periodic inspection information.
  • the reliability evaluation system S continuously improves the reliability of the equipment (step S13). Specifically, the credibility assessment system S performs inspection and mitigation (step S14). In the inspection, the reliability evaluation system S selects inspection frequency and inspection method that minimize costs while ensuring reliability, based on inspection results, maintenance standards, laws, and periodic inspection processes. In relaxation, the reliability evaluation system S instructs the worker's terminal 6 to relax stress and/or relax the environment (step S14). In response, workers perform stress relief and/or environmental relief on the structure.
  • the reliability evaluation system S takes measures for the operation method based on the results of monitoring the soundness of the structure (step S12).
  • the operation method measures include improvement of plant P operation and operation method, enhancement of sampling, operation change of mitigation technology, and the like.
  • the reliability evaluation system S optimizes the repair plan based on the soundness monitoring results, operation method countermeasure results, and continuous structural reliability improvement results (step S15).
  • optimization of the repair plan means life cycle management, which requires large-scale construction and inspection. Therefore, the reliability evaluation system S performs optimization so as to minimize the cost while ensuring the reliability of the structure based on the long-term periodical inspection process.
  • FIG. 2 is a configuration diagram of a reliability evaluation system S for a nuclear power plant P.
  • the reliability evaluation system S includes a server 5 , a usage environment information sensor 58 , a corrosion potential sensor 4 and a plurality of terminals 6 .
  • the server 5 is a computer that implements the functional units of the reliability evaluation system S.
  • a terminal 6 is an input/output device for accessing the server 5 .
  • the usage environment information sensor 58 is a sensor that detects the usage environment of the equipment that constitutes the plant P.
  • FIG. The corrosion potential sensor 4 is a sensor that detects corrosion environment information of equipment that constitutes the plant P. As shown in FIG.
  • FIG. 3 is a configuration diagram of a nuclear power plant P.
  • the plant P is a boiling water nuclear power plant, and includes a reactor pressure vessel 20, a reactor containment vessel 21, a turbine 22, a recirculation system pipe 23, a reactor cleanup system 24, and a plurality of corrosion potential measuring devices.
  • a reactor pressure vessel 20 installed in a reactor containment vessel 21 has therein a core 25 loaded with a plurality of fuel assemblies (not shown).
  • the two recirculation systems each have a recirculation system pipe 23 and a recirculation pump 26 .
  • a main steam line 27 connected to the reactor pressure vessel 20 is connected to the turbine 22 .
  • a condenser 28 in communication with turbine 22 is connected to reactor pressure vessel 20 by feedwater line 30 after condensate line 29 .
  • An offgas system pipe 31 is connected to the condenser 28 .
  • An offgas system pipe 31 is connected to the condensate pipe 29 , and a dose rate monitor 32 is installed near the main steam pipe 27 .
  • the reactor cleanup system 24 has a pipe connected to the recirculation system pipe 23 and a drain pipe 33 connected to the bottom of the reactor pressure vessel 20, and has a cleanup device (not shown) in the system.
  • the reactor cleanup system 24 is connected to a feedwater pipe 30 .
  • a water quality measuring device 34a is connected to the drain pipe 33 by a sampling pipe 35a, and a water quality measuring device 34b is connected to the reactor cleanup system 24 by a sampling pipe 35b.
  • a water quality measuring device 34c is connected to the feed water pipe 30 by a sampling pipe 35c, and a water quality measuring device 34d is connected to the main steam pipe 27 by a sampling pipe 35d.
  • the corrosion potential sensor 4 is installed at the relevant location of the boiling water nuclear power plant using the local power range monitor outer tube 1 .
  • Corrosion potential sensors 4 are installed at corresponding locations within the lower plenum 36 to measure the water quality within the lower plenum 36 below the reactor pressure vessel 20 .
  • a corrosion potential sensor 4 is installed at a height near the pressure vessel lower mirror 8, and a corrosion potential measurement window is opened at that height (not shown).
  • Corrosion potential measurement using a local power range monitor does not provide a direct correspondence with sampled water quality such as oxygen and hydrogen peroxide.
  • sampled water quality such as oxygen and hydrogen peroxide.
  • reactor water can be sampled using the sampling pipe 35a and measured by the water quality measuring device 34a.
  • the amount of hydrogen injected into the water supply from the off-gas system pipe 31, which is a hydrogen injection device, is adjusted so that the corrosion potential in the lower plenum 36 decreases to the target value.
  • the surplus hydrogen injected into the reactor water in the reactor pressure vessel 20 is exhausted to the offgas system piping 31 via the main steam piping 27 , the turbine 22 and the condenser 28 . Excess hydrogen exhausted to the offgas system pipe 31 is combined with oxygen in a recombiner (not shown) provided in the offgas system pipe 31 and processed.
  • the hydrogen concentration of the water supply is obtained by measuring the water quality sampled by the sampling pipe 35c with the water quality measuring device 34c.
  • a dose rate monitor 32 monitors the dose rate of the main steam pipe 27 during hydrogen injection.
  • a plurality of corrosion potential sensors 4 can be arranged on the local output range monitor outer tube 1, by installing them at a plurality of locations of the boiling water nuclear power plant, stress corrosion of the structural members of the boiling water nuclear power plant can be detected.
  • a corrosive environment in which cracking (SCC: Stress Corrosion Cracking) occurs can be three-dimensionally mapped within the lower plenum 36 .
  • maintenance measures can be provided to ensure the long-term safety, integrity and reliability of nuclear power plants.
  • FIG. 4 is a hardware configuration diagram of the server 5.
  • the server 5 is, for example, a computer installed in a data center.
  • the server 5 includes a CPU (Central Processing Unit) 51 , a storage section 57 , a ROM (Read Only Memory) 52 , a RAM (Random Access Memory) 53 , an operation section 54 , a display section 55 and a communication section 56 .
  • CPU Central Processing Unit
  • ROM Read Only Memory
  • RAM Random Access Memory
  • the CPU 51 is a central processing unit and executes a program 571 stored in the storage section 57 .
  • the program 571 is a program that is executed by the CPU 51 to execute each process shown in FIG.
  • the CPU 61 implements each functional unit shown in FIG. 6 by executing the program 571 . Each process executed by the CPU 61 will be described later with reference to FIGS. 1, 7 and 8. FIG.
  • the storage unit 57 is a large-capacity storage device, and is composed of, for example, a hard disk drive or flash memory.
  • the RAM 53 is a volatile memory and functions as a work area that temporarily stores various programs executable by the CPU 51, input data, output data, parameters, and the like.
  • the ROM 52 is a non-volatile memory and stores, for example, BIOS (Basic I/O System).
  • the operation unit 54 is configured with a keyboard having cursor keys, numeric input keys, various function keys, etc., and a pointing device such as a mouse.
  • the operation unit 54 detects a depression signal of a key depressed on a keyboard or an operation signal from a mouse.
  • the CPU 51 executes various processes based on operation signals from the operation unit 54 .
  • the display unit 55 is configured with a monitor display such as an LCD (Liquid Crystal Display), for example.
  • the display unit 55 displays various screens according to display signals input from the CPU 51 .
  • a touch panel display can also be adopted for the display unit 55 and the operation unit 54 .
  • FIG. 5 is a hardware configuration diagram of the terminal 6. As shown in FIG.
  • the terminal 6 is, for example, a tablet terminal owned by each worker.
  • the terminal 6 includes a CPU 61 , a storage section 67 , a ROM 62 , a RAM 63 , a touch panel display 64 and a communication section 66 .
  • the CPU 61 is a central processing unit and executes a program 671 stored in the storage unit 67.
  • the program 671 is a browser, for example, and is executed by the CPU 61 to implement input/output processing with the server 5 .
  • the storage unit 67 is a large-capacity storage device, and is composed of, for example, a hard disk drive or flash memory.
  • the RAM 63 is a volatile memory and functions as a work area that temporarily stores various programs executable by the CPU 61, input data, output data, parameters, and the like.
  • a ROM 62 is a non-volatile memory and stores, for example, BIOS.
  • the touch panel display 64 is obtained by superimposing a transparent touch panel on a display such as an LCD.
  • the touch panel display 64 detects a press signal that is pressed on the touch panel.
  • the CPU 61 executes various processes based on operation signals from the touch panel display 64 .
  • the touch panel display 64 displays various screens according to display signals input from the CPU 61 .
  • FIG. 6 is a functional block diagram of a reliability evaluation system S for a nuclear power plant.
  • the reliability evaluation system S includes a detection unit 511 , an importance classification unit 512 , a periodic inspection information reception unit 513 , a soundness monitoring unit 514 , a preventive maintenance unit 515 and a life cycle management unit 516 .
  • the detection unit 511 detects environmental information of the plant P in operation.
  • the environmental information detected by the detection unit 511 includes any of types and concentrations of chemical substances contained in the reactor water of the reactor pressure vessel during operation, types of materials, and construction data during construction.
  • the soundness monitoring unit 514 constantly monitors the soundness of the equipment that constitutes the plant P based on the environmental information of the operating plant P and the importance information of the equipment that constitutes the plant P. In addition, the soundness monitoring unit 514 may constantly monitor the soundness of the equipment that constitutes the plant P based on the periodic inspection information and/or the standard information of the plant P, and is not limited.
  • the preventive maintenance unit 515 instructs preventive maintenance for each piece of equipment based on the soundness evaluation result of the equipment that constitutes the plant P in operation by the soundness monitoring unit 514 .
  • the life cycle management unit 516 draws up a repair plan for the plant P based on the preventive maintenance instructions for equipment corrosion from the preventive maintenance unit 515 and the soundness evaluation results of the equipment from the soundness monitoring unit 514 .
  • the periodic inspection information reception unit 513 receives input of periodic inspection information and/or standards/standards information of the plant P. It should be noted that the periodic inspection information reception unit 513 is not an essential component.
  • the importance classification unit 512 classifies the importance of the equipment that constitutes the plant P. Note that the importance classifier 512 is not an essential component, and the importance of devices may be manually classified.
  • FIG. 7 is a diagram showing the reliability and life cycle management of weld seams in a nuclear power plant.
  • Types of weld lines include reactor pressure vessels, shrouds, shroud supports, jet pumps, lattice plates and other reactor internals and devices related to control rod insertion, turbine casings, bearings, condensers, and generators.
  • There are also structures such as hydrogen supply equipment and heat exchangers in the old condensate system, and joints of pipes.
  • the reliability evaluation system S classifies the weld lines by importance (step S20).
  • the importance of the weld line depends on the safety system in the reactor, the soundness of the fuel in the reactor, whether it affects the release of radioactive materials to the outside of the system, whether it is determined by law, conventional knowledge, welding methods, Type of welding, metal used for welding, factors that affect long-term integrity evaluation in post-processing such as polishing after welding, fluids in contact, chemistry contained in reactor water of the reactor pressure vessel during operation Determined by influencing factors such as substance type and concentration.
  • the reliability evaluation system S monitors the soundness of the weld line (step S21). Specifically, weld seam health monitoring evaluates the current reliability of the weld seam based on previous inspection results and conventional knowledge such as the operational status of plant P, maintenance standards, standards, and papers. is.
  • the reliability evaluation system S Based on the types of weld seams classified in step S20, the reliability evaluation system S continuously improves the reliability of the equipment (step S23). Specifically, the credibility assessment system S performs inspection and mitigation (step S24). In the inspection, the reliability evaluation system S selects inspection frequency and inspection method that minimize costs while ensuring reliability, based on inspection results, maintenance standards, laws, and periodic inspection processes. The reliability evaluation system S then instructs stress relaxation and/or environmental relaxation in relaxation (step S24). The operator then performs stress relief and/or environmental relief on the weld seam.
  • the reliability evaluation system S takes measures for the operation method based on the results of monitoring the soundness of the weld line (step S22).
  • the operation method measures include improvement of plant P operation and operation method, enhancement of sampling, operation change of mitigation technology, and the like.
  • the reliability evaluation system S optimizes the repair plan based on the soundness monitoring results, operation method countermeasure results, and continuous equipment reliability improvement results (step S25).
  • optimization of the repair plan means life cycle management, which requires large-scale construction and inspection. Therefore, based on the long-term periodic inspection process, the reliability evaluation system S performs optimization so as to minimize costs while ensuring the reliability of facilities and equipment.
  • FIG. 8 is a diagram showing reliability and life cycle management of piping in a nuclear power plant.
  • the type of piping includes the type of fluid flowing through the piping, the material, the reactor side, the turbine side, and whether or not the piping is installed in the rad facility.
  • the type of liquid is whether it contains water, steam, or chemical substances.
  • the reliability evaluation system S classifies the piping according to importance (step S30).
  • the degree of importance of piping is classified into whether it affects the safety system in the reactor, the soundness of the fuel in the reactor, whether it affects the release of radioactive materials to the outside of the system, whether it is determined by laws, internal regulations, standards, and whether it is radioactive. It is determined by environmental factors such as concentration of substances, types and concentrations of chemical substances.
  • the reliability evaluation system S monitors the soundness of the piping (step S31). Specifically, pipe health monitoring evaluates the current reliability of pipes from previous inspection results and prior knowledge such as plant operating conditions, maintenance standards, standards, and literature.
  • the reliability evaluation system S Based on the types of weld seams classified in step S30, the reliability evaluation system S continuously improves the reliability of the equipment (step S33). Specifically, the credibility assessment system S performs inspection and mitigation (step S34). In the inspection, the reliability evaluation system S selects inspection frequency and inspection method that minimize costs while ensuring reliability, based on inspection results, maintenance standards, laws, and periodic inspection processes. The reliability evaluation system S then performs stress relaxation and/or environmental relaxation in the relaxation.
  • the reliability evaluation system S takes measures for the operation method based on the results of monitoring the soundness of the weld line (step S32).
  • the operation method measures include improvement of plant P operation and operation method, enhancement of sampling, operation change of mitigation technology, and the like.
  • the reliability evaluation system S optimizes the repair plan based on the soundness monitoring results, operation method countermeasure results, and continuous equipment reliability improvement results (step S35).
  • optimization of the repair plan means life cycle management, which requires large-scale construction and inspection. Therefore, the reliability evaluation system S optimizes the equipment so as to minimize the cost while ensuring the reliability of the equipment based on the long-term periodic inspection process.
  • the present invention is not limited to the above-described embodiments, and includes various modifications.
  • the above-described embodiments have been described in detail in order to explain the present invention in an easy-to-understand manner, and are not necessarily limited to those having all the described configurations.
  • a part of the configuration of one embodiment can be replaced with the configuration of another embodiment, and it is also possible to add the configuration of another embodiment to the configuration of one embodiment.
  • Some or all of the above configurations, functions, processing units, processing means, etc. may be realized by hardware such as integrated circuits.
  • Each of the above configurations, functions, etc. may be realized by software by a processor interpreting and executing a program for realizing each function.
  • Information such as programs, tables, and files that implement each function can be placed on recording devices such as memory, hard disks, SSDs (Solid State Drives), or recording media such as flash memory cards and DVDs (Digital Versatile Disks). can.
  • control lines and information lines indicate those considered necessary for explanation, and not all control lines and information lines are necessarily indicated on the product. In fact, it may be considered that almost all configurations are interconnected.
  • S Reliability evaluation system 1 Local power range monitor outer tube 20 Reactor pressure vessel 21 Reactor containment vessel 22 Turbine 23 Recirculation system piping 24 Reactor cleanup system 25 Core 26 Recirculation pump 27 Main steam piping 28 Condenser 29 Condensate pipe 30 Water supply pipe 31 Off-gas system pipe 32 Dose rate monitor 33 Drain pipe 34a-34d Water quality measuring device 35a-35c Sampling pipe 35d Sampling pipe 4 Corrosion potential sensor 5 Server 51 CPU 511 detection unit 512 importance classification unit 513 periodic inspection information reception unit 514 health monitoring unit 515 preventive maintenance unit 516 life cycle management unit 52 ROM 53 RAM 54 operation unit 55 display unit 56 communication unit 57 storage unit 58 usage environment information sensor 6 terminal 61 CPU 62 ROMs 63 RAM 64 touch panel display 66 communication unit 67 storage unit

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Abstract

供用期間中検査により機器の信頼性を向上させる。プラントの信頼性評価システム（Ｓ）は、運転中のプラント（Ｐ）の環境情報を検知する検知部（５１１）と、運転中の環境情報、プラント（Ｐ）を構成する機器の重要性情報に基づき、プラント（Ｐ）を構成する機器の健全性を常時監視する健全性監視部（５１４）と、を備える。

Description

プラントの信頼性評価システム、プラントの信頼性評価方法、および、プラントの信頼性評価プログラム
　本発明は、プラントの信頼性評価システム、プラントの信頼性評価方法、および、プラントの信頼性評価プログラムに関する。
　原子力プラント、福島廃止措置及び再処理設備などの原子力設備に向けて、系統及び機器の信頼性をベースとした保全手法が求められている。
　特許文献１には、テンプレート内容の見直しにより、利便性の高い運用が期待できる設備管理支援システムの発明が記載されている。
特開２０１６－１８９０８８号公報
　米国で用いられている手法では、供用期間中検査（ISI：In Service Inspection）の結果を反映した系統及び機器の劣化評価に長期間と大きなリソースが払われるという課題がある。
　震災後に原子炉規制委員会が参照する米国の原子炉監督プロセス（ROP:Reactor Oversight Process）では、原子力発電所全体の健全性を常時監視することが必要となる。４０年を超える運転に向けては、従来の機器だけでなく構造材、溶接線など大型構造物の信頼性の常時監視が必要である。
　そこで、本発明は、供用期間中検査と原子力設備の運転パラメータを同時に活用することにより、従来の機器だけでなく構造材、溶接線などの大型構造物を含む機器の信頼性（ER:Equipment Reliability）を向上させることを課題とする。
　前記した課題を解決するため、本発明のプラントの信頼性評価システムは、運転中のプラントの環境情報を検知する検知部と、運転中の前記環境情報、当該プラントを構成する機器の重要性情報に基づき、当該プラントを構成する前記機器の健全性を常時監視する健全性監視部と、を備えることを特徴とする。
　本発明のプラントの信頼性評価方法は、検知部が、運転中のプラントの環境情報を検知するステップと、健全性監視部が、運転中の前記環境情報、当該プラントを構成する機器の重要性に基づき、当該プラントを構成する前記機器の健全性を常時監視するステップと、を実行する。
　本発明のプラントの信頼性評価プログラムは、コンピュータが、運転中のプラントの環境情報を検知する手順、運転中の前記環境情報、当該プラントを構成する機器の重要性情報に基づき、当該プラントを構成する前記機器の健全性を常時監視する手順、を実行する。
　その他の手段については、発明を実施するための形態のなかで説明する。
　本発明によれば、供用期間中検査と原子力設備の運転パラメータを同時に活用することにより、従来の機器だけでなく構造材、溶接線などの大型構造物を含む機器の信頼性を向上させることができる。
本実施形態に係る原子力発電プラントの機器の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図である。 原子力発電プラントの信頼性評価システムの構成図である。 原子力発電プラントの構成図である。 サーバのハードウェア構成図である。 端末のハードウェア構成図である。 原子力発電プラントの信頼性評価システムの機能ブロック図である。 原子力発電プラントの溶接線の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図である。 原子力発電プラントの配管の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図である。 比較例の定期点検の処理を示すフローチャートである。 比較例の原子力発電プラントの機器の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図である。
　以降、比較例を実施するための形態を図９と図１０を参照して説明し、本発明を実施するための形態を、図１から図８を参照して説明する。なお、以下の説明において、同一の構成については、同一の符号を付して説明を適宜省略する。
《比較例の動作》
　図９は、比較例の定期点検の処理を示すフローチャートである。この定期点検の処理は、原子力プラントの運転を停止して行われる。
　検査者は、定期点検中の検査を開始する（ステップＳ４０）。比較例では、原子炉の健全性に関わる構造材、溶接線などは別途に検査して評価している。検査者は、検査結果を評価して（ステップＳ４１）、検査周期を設定する（ステップＳ４２）。
　次に検査者は、設備／機器を交換して（ステップＳ４３）、大規模な修繕計画に反映する（ステップＳ４４）。最後に検査者は、プラント寿命を評価すると（ステップＳ４５）、図９の処理を終了する。
　図１０は、比較例の原子力発電プラントの機器の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図であり、米国の原子力発電運転協会のＡＰ－９１３に基づくものである。ＡＰ－９１３は、発電用原子炉における運転に関わる機器・設備の信頼性、プラントのライフサイクルをマネジメントするための処理を示す図である。
　最初、管理システムは、重要度を分類すると（ステップＳ５０）、この重要度に応じてパフォーマンスを監視する（ステップＳ５１）。そして管理者は、この重要度に応じて継続的な機器の信頼性の改善を行う（ステップＳ５３）。管理者は、設備／機器の予防保全を実行する（ステップＳ５４）。予防保全が実行された設備／機器は、パフォーマンス監視処理（ステップＳ５１）の対象となる。
　管理者は、パフォーマンスの監視結果に基づき、設備／機器の是正措置を行う（ステップＳ５２）。そして、是正措置の結果はパフォーマンスの監視処理（ステップＳ５１）と、継続的な機器の信頼性の改善処理（ステップＳ５３）にフィードバックされる。
　最後に、継続的な機器の信頼性の改善処理（ステップＳ５３）と、是正措置（ステップＳ５２）と、パフォーマンスの監視処理（ステップＳ５１）に基づき、管理者はライフサイクルマネジメントを実行する（ステップＳ５５）。
《本実施形態の動作と構成》
　本実施形態では、従来のＡＰ９１３の考え方に構造材や大型構造物の健全善性評価を導入し、発電所全体の信頼性を可視化する。
　４０年を超える運転に向けては、従来の機器だけでなく構造材、溶接線など大型構造物の信頼性の常時監視が可能であり、最適な検査、設備交換、修繕の大規模工事に反映して、信頼性を担保しつつコストを最適化することができる。
　図１は、本実施形態に係る原子力発電プラントの機器の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図である。
　図２に示す信頼性評価システムＳは、構造物を重要度で分類する（ステップＳ１０）。構造物の重要度は、炉内の安全系と、炉内燃料の健全性と、放射性物質の系統外への放出に影響する、また構造物の重要度には、法律で決まっているものだけでなく、従来の点検結果や、運転条件において、接触する流体、運転中の原子炉圧力容器の炉水に含まれる化学物質の種類及び濃度などを影響因子とする。
　ステップＳ１０にて分類された構造物の種類には、原子炉圧力容器、シュラウド、シュラウドサポート、ジェットポンプ、格子板など炉内構造物と制御棒の挿入に関連する機器、タービンの車室、軸受け、復水器、発電機及び水素供給設備、旧復水系の熱交換器、燃料支持板、安全重要度、及び、発電重要度が閾値よりも高い設備同士をつなぐ主要配管などがある。なお原子力施設には、燃料加工工場、核燃料サイクル工場、放射性廃棄物処分場などが含まれる。
　ステップＳ１１にて、信頼性評価システムＳは、構造物の健全性を監視する。健全性の監視とは、以前の検査結果とプラントＰの運用状態、維持規格、基準、論文などの従来の知見から、構造物の現在の信頼性を評価するものである。信頼性評価システムＳは更に、プラントＰの定期点検情報に基づき、構造物の健全性を監視してもよい。
　ステップＳ１０にて分類された構造物の種類に基づき、信頼性評価システムＳは、継続的に機器の信頼性を改善する（ステップＳ１３）。具体的にいうと、信頼性評価システムＳは、検査と緩和を実行する（ステップＳ１４）。信頼性評価システムＳは、検査にて、検査結果、維持規格、法律、定期点検の工程を踏まえて、信頼性を確保しつつコストを最小化する点検頻度と、検査手法を選定する。信頼性評価システムＳは、緩和にて、作業員の端末６に対して、応力緩和または／および環境緩和を指示する（ステップＳ１４）。これを受けて作業員は、構造物に対して応力緩和または／および環境緩和を実行する。
　信頼性評価システムＳは、構造物の健全性の監視結果に基づき、運用方法を対策する（ステップＳ１２）。ここで運用方法の対策とは、プラントＰの運転及び運用方法の改善、サンプリング強化、緩和技術の運転変更などをいう。
　信頼性評価システムＳは、健全性の監視結果と、運用方法の対策結果と、継続的な構造物の信頼性改善結果に基づき、修繕計画を適正化する（ステップＳ１５）。ここで修繕計画の適正化とはライフサイクルマネジメントであり、大規模な工事や点検が必要になる。そのため、信頼性評価システムＳは、長期的な定期点検工程を踏まえて、構造物の信頼性を確保しつつ、コストが最小化するように適正化を行う。
　図２は、原子力発電のプラントＰに対する信頼性評価システムＳの構成図である。
　信頼性評価システムＳは、サーバ５と、使用環境情報センサ５８と、腐食電位センサ４と、複数の端末６を含んで構成される。
　サーバ５は、信頼性評価システムＳの機能部を具現化するコンピュータである。端末６は、サーバ５にアクセスするための入出力機器である。使用環境情報センサ５８は、プラントＰを構成する機器の使用環境を検知するセンサである。腐食電位センサ４は、プラントＰを構成する機器の腐食環境情報を検知するセンサである。
　図３は、原子力発電のプラントＰの構成図である。
　プラントＰは、沸騰水型の原子力発電プラントであり、原子炉圧力容器２０、原子炉格納容器２１、タービン２２、再循環系配管２３、原子炉浄化系２４および複数の腐食電位測定装置を備えている。原子炉格納容器２１内に設置された原子炉圧力容器２０は内部に複数の燃料集合体（図示せず）を装荷した炉心２５を配置している。
　２系統の再循環系は、それぞれ、再循環系配管２３および再循環ポンプ２６を有する。原子炉圧力容器２０に接続された主蒸気配管２７が、タービン２２に接続される。タービン２２に連絡される復水器２８が、復水配管２９の後、給水配管３０により原子炉圧力容器２０に接続される。オフガス系配管３１が復水器２８に接続される。オフガス系配管３１が復水配管２９に接続され、線量率モニタ３２が主蒸気配管２７の近傍に設置される。
　原子炉浄化系２４は、再循環系配管２３に接続された配管並びに原子炉圧力容器２０の底部に接続されたドレン配管３３を有し、浄化装置（図示せず）を系内に有する。原子炉浄化系２４は給水配管３０に接続される。
　水質測定装置３４ａがサンプリング配管３５ａによってドレン配管３３に接続され、水質測定装置３４ｂがサンプリング配管３５ｂによって原子炉浄化系２４に接続される。水質測定装置３４ｃがサンプリング配管３５ｃによって給水配管３０に接続され、水質測定装置３４ｄがサンプリング配管３５ｄによって主蒸気配管２７に接続される。
　腐食電位センサ４は、局所出力領域モニタ外筒管１を用いて沸騰水型原子力プラントの該当箇所に設置される。腐食電位センサ４は、原子炉圧力容器２０の下部の下部プレナム３６内の水質を測定するために、下部プレナム３６内の対応する位置に設置されている。この場合は圧力容器下鏡８付近の腐食電位を測定するために、圧力容器下鏡付近の高さに腐食電位センサ４が設置され、その高さに腐食電位測定窓が開孔されている（図示せず）。
　局所出力領域モニタを利用した腐食電位測定では、酸素、過酸化水素などのサンプリングした水質との直接的な対応が得られない。しかし、上記のような圧力容器下鏡８付近の腐食電位測定の場合には、サンプリング配管３５ａを用いて炉水を採取し、水質測定装置３４ａで測定することができる。
　このような腐食電位の測定により、下部プレナム３６内での腐食電位が目標とする値にまで低下するように、水素注入装置であるオフガス系配管３１から給水に注入する水素量を調節する。原子炉圧力容器２０内の炉水に注入した水素の余剰分は、主蒸気配管２７、タービン２２および復水器２８を経てオフガス系配管３１に排気される。オフガス系配管３１に排気された水素の余剰分は、オフガス系配管３１に設けられた再結合器（図示せず）で酸素と結合されて処理される。
　給水の水素濃度は、サンプリング配管３５ｃでサンプリングされた給水を水質測定装置３４ｃで測定することによって得られる。また、水素注入時の主蒸気配管２７の線量率は線量率モニタ３２で監視される。
　この方法では複数の腐食電位センサ４を局所出力領域モニタ外筒管１上に配置できるので、沸騰水型原子力プラントの複数の箇所に設置することによって、沸騰水型原子力プラントの構造部材に応力腐食割れ（SCC:Stress Corrosion Cracking）が発生する腐食環境を下部プレナム３６内で立体的にマッピングすることができる。その結果、原子力プラントの長期的な安全性、健全性および信頼性を確保するための保全策を提供することができる。
　図４は、サーバ５のハードウェア構成図である。
　サーバ５は、例えば、データセンタに設置されたコンピュータである。サーバ５は、ＣＰＵ（Central Processing Unit）５１、記憶部５７、ＲＯＭ（Read Only Memory）５２、ＲＡＭ（Random Access Memory）５３、操作部５４、表示部５５及び通信部５６を含んで構成される。
　ＣＰＵ５１は、中央処理装置であり、記憶部５７に格納されたプログラム５７１を実行する。プログラム５７１は、ＣＰＵ５１によって実行されて、図１に示す各処理を実行するプログラムである。
　ＣＰＵ６１は、プログラム５７１を実行することにより、図６に示した各機能部を具現化する。なお、ＣＰＵ６１が実行する各処理については、図１と図７と図８を用いて後述する。
　記憶部５７は、大容量の記憶装置であり、例えば、ハードディスクドライブ（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリなどで構成される。
　ＲＡＭ５３は揮発性メモリであり、ＣＰＵ５１で実行可能な各種プログラム、入力データ、出力データ、及びパラメータ等を一時的に記憶するワークエリアとして機能する。ＲＯＭ５２は不揮発性メモリであり、例えばＢＩＯＳ（Basic I/O System）などが格納されている。
　操作部５４は、カーソルキー、数字入力キー、及び各種機能キーなどを備えたキーボードと、マウスなどのポインティングデバイスを備えて構成される。操作部５４は、キーボードで押下操作されたキーの押下信号やマウスによる操作信号を検知する。ＣＰＵ５１は、操作部５４からの操作信号に基づいて、各種処理を実行する。
　表示部５５は、例えば、ＬＣＤ（Liquid Crystal Display）等のモニタディスプレイを備えて構成される。表示部５５は、ＣＰＵ５１から入力される表示信号により各種画面を表示する。また、表示部５５、及び操作部５４は、タッチパネルディスプレイを採用することもできる。
　図５は、端末６のハードウェア構成図である。
　端末６は、例えば、各作業者が有するタブレット端末である。端末６は、ＣＰＵ６１、記憶部６７、ＲＯＭ６２、ＲＡＭ６３、タッチパネルディスプレイ６４及び通信部６６を含んで構成される。
　ＣＰＵ６１は、中央処理装置であり、記憶部６７に格納されたプログラム６７１を実行する。プログラム６７１は、例えばブラウザであり、ＣＰＵ６１によって実行されて、サーバ５との間の入出力処理を実現する。
　記憶部６７は、大容量の記憶装置であり、例えば、ハードディスクドライブ（Hard Disk Drive）やフラッシュメモリなどで構成される。
　ＲＡＭ６３は揮発性メモリであり、ＣＰＵ６１で実行可能な各種プログラム、入力データ、出力データ、及びパラメータ等を一時的に記憶するワークエリアとして機能する。ＲＯＭ６２は不揮発性メモリであり、例えばＢＩＯＳなどが格納されている。
　タッチパネルディスプレイ６４は、ＬＣＤ等のディスプレイ上に透明なタッチパネルが重畳されたものである。タッチパネルディスプレイ６４は、タッチパネルで押下操作された押下信号を検知する。ＣＰＵ６１は、タッチパネルディスプレイ６４からの操作信号に基づいて、各種処理を実行する。そして、タッチパネルディスプレイ６４は、ＣＰＵ６１から入力される表示信号により各種画面を表示する。
　図６は、原子力発電プラントの信頼性評価システムＳの機能ブロック図である。
　信頼性評価システムＳは、検知部５１１、重要度分類部５１２、定期点検情報受付部５１３、健全性監視部５１４、予防保全部５１５、ライフサイクルマネジメント部５１６を備える。
　検知部５１１は、運転中のプラントＰの環境情報を検知する。検知部５１１が検知する環境情報は、運転中の原子炉圧力容器の炉水に含まれる化学物質の種類及び濃度、材料の種類、並びに、建設時の施工データのうち何れかを含む。
　健全性監視部５１４は、運転中のプラントＰの環境情報、このプラントＰを構成する機器の重要性情報に基づき、プラントＰを構成する機器の健全性を常時監視する。なお、健全性監視部５１４は、更にプラントＰの定期点検情報および／または規格基準情報に基づいて、プラントＰを構成する機器の健全性を常時監視してもよく、限定されない。
　予防保全部５１５は、健全性監視部５１４による運転中のプラントＰを構成する機器の健全性評価結果に基づき、各機器に対する予防保全を指示する。
　ライフサイクルマネジメント部５１６は、予防保全部５１５による機器の腐食に対する予防保全指示、および、健全性監視部５１４による機器の健全性評価結果に基づき、プラントＰに対する修繕計画を立案する。
　定期点検情報受付部５１３は、プラントＰの定期点検情報および／または規格基準情報の入力を受け付ける。なお、この定期点検情報受付部５１３は、必須の構成要素ではない。
　重要度分類部５１２は、プラントＰを構成する機器の重要性を分類する。なお、この重要度分類部５１２は必須の構成要素ではなく、機器の重要性は、手作業で分類されてもよい。
　図７は、原子力発電プラントの溶接線の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図である。
　溶接線の種類には、原子炉圧力容器、シュラウド、シュラウドサポート、ジェットポンプ、格子板など炉内構造物と制御棒の挿入に関連する機器、タービンの車室、軸受け、復水器、発電機及び水素供給設備、旧復水系の熱交換器などの構造物や配管の接合部分などがある。
　信頼性評価システムＳは、溶接線を重要度で分類する（ステップＳ２０）。溶接線の重要度は、炉内の安全系、炉内燃料の健全性、放射性物質の系統外への放出に影響するか否か、法律で決まっているか否か、従来の知見、溶接方法、溶接の種類、溶接に用いた金属、溶接後の研磨などの後工程などで長期的な健全性評価に影響を与える因子、接触する流体、運転中の原子炉圧力容器の炉水に含まれる化学物質の種類及び濃度などの影響因子で決定される。
　信頼性評価システムＳは、溶接線の健全性を監視する（ステップＳ２１）。具体的にいうと、溶接線の健全性監視とは、以前の検査結果とプラントＰの運用状態、維持規格、基準、論文などの従来の知見から、溶接線の現在の信頼性を評価するものである。
　ステップＳ２０にて分類された溶接線の種類に基づき、信頼性評価システムＳは、継続的に機器の信頼性を改善する（ステップＳ２３）。具体的にいうと、信頼性評価システムＳは、検査と緩和を実行する（ステップＳ２４）。信頼性評価システムＳは、検査にて、検査結果、維持規格、法律、定期点検の工程を踏まえて、信頼性を確保しつつコストを最小化する点検頻度と、検査手法を選定する。そして信頼性評価システムＳは、緩和にて、応力緩和または／および環境緩和を指示する（ステップＳ２４）。これを受けて作業員は、溶接線に対して応力緩和または／および環境緩和を実行する。
　信頼性評価システムＳは、溶接線の健全性の監視結果に基づき、運用方法を対策する（ステップＳ２２）。ここで運用方法の対策とは、プラントＰの運転及び運用方法の改善、サンプリング強化、緩和技術の運転変更などをいう。
　信頼性評価システムＳは、健全性の監視結果と、運用方法の対策結果と、継続的な機器の信頼性改善結果に基づき、修繕計画を適正化する（ステップＳ２５）。ここで修繕計画の適正化とはライフサイクルマネジメントであり、大規模工事や点検が必要になる。そのため、信頼性評価システムＳは、長期的な定期点検工程を踏まえて、設備と機器の信頼性を確保しつつ、コストが最小化するように適正化を行う。
　図８は、原子力発電プラントの配管の信頼性とライフサイクルマネジメントを示す図である。
　配管の種類には、その配管を流れる流体の種類、材質、原子炉側、タービン側、ラド設備に設置されるか否かが有る。液体の種類とは、水、水蒸気、化学物質を含むか否かである。
　信頼性評価システムＳは、配管を重要度で分類する（ステップＳ３０）。配管の重要度分類は、炉内の安全系、炉内燃料の健全性、放射性物質の系統外への放出に影響するか否か、法律や社内規定、規格基準で決まっているか否か、放射性物質の濃度、化学物質の種類及び濃度などの環境因子などで決定される。
　信頼性評価システムＳは、配管の健全性を監視する（ステップＳ３１）。具体的にいうと、配管の健全性監視とは、以前の検査結果とプラントの運用状態、維持規格、基準、論文などの従来の知見から、配管の現在の信頼性を評価する。
　ステップＳ３０にて分類された溶接線の種類に基づき、信頼性評価システムＳは、継続的に機器の信頼性を改善する（ステップＳ３３）。具体的にいうと、信頼性評価システムＳは、検査と緩和を実行する（ステップＳ３４）。信頼性評価システムＳは、検査にて、検査結果、維持規格、法律、定期点検の工程を踏まえて、信頼性を確保しつつコストを最小化する点検頻度と、検査手法を選定する。そして信頼性評価システムＳは、緩和にて、応力緩和または／および環境緩和を実行する。
　信頼性評価システムＳは、溶接線の健全性の監視結果に基づき、運用方法を対策する（ステップＳ３２）。ここで運用方法の対策とは、プラントＰの運転及び運用方法の改善、サンプリング強化、緩和技術の運転変更などをいう。
　信頼性評価システムＳは、健全性の監視結果と、運用方法の対策結果と、継続的な機器の信頼性改善結果に基づき、修繕計画を適正化する（ステップＳ３５）。ここで修繕計画の適正化とはライフサイクルマネジメントであり、大規模工事や点検が必要になる。そのため、信頼性評価システムＳは、長期的な定期点検工程を踏まえて、設備の信頼性を確保しつつ、コストが最小化するように適正化を行う。
　米国の原子力発電運転協会（INPO:Institute of Nuclear Power Operations）が規定する機器の信頼性になく、供用期間中検査で行っていた腐食環境、材料組成、材料の劣化データ、検査結果を機器の信頼性に取り込むことで、常時、構造物、機器、系統の劣化状況の監視を行うことが可能になり、プラントＰの健全性の常時監視と、プラントライフサイクルの評価が容易となる。
《変形例》
　本発明は上記した実施形態に限定されるものではなく、様々な変形例が含まれる。例えば上記した実施形態は、本発明を分かりやすく説明するために詳細に説明したものであり、必ずしも説明した全ての構成を備えるものに限定されるものではない。ある実施形態の構成の一部を他の実施形態の構成に置き換えることが可能であり、ある実施形態の構成に他の実施形態の構成を加えることも可能である。また、各実施形態の構成の一部について、他の構成の追加・削除・置換をすることも可能である。
　上記の各構成、機能、処理部、処理手段などは、それらの一部または全部を、例えば集積回路などのハードウェアで実現してもよい。上記の各構成、機能などは、プロセッサがそれぞれの機能を実現するプログラムを解釈して実行することにより、ソフトウェアで実現してもよい。各機能を実現するプログラム、テーブル、ファイルなどの情報は、メモリ、ハードディスク、ＳＳＤ（Solid State Drive）などの記録装置、または、フラッシュメモリカード、ＤＶＤ（Digital Versatile Disk）などの記録媒体に置くことができる。
　各実施形態に於いて、制御線や情報線は、説明上必要と考えられるものを示しており、製品上必ずしも全ての制御線や情報線を示しているとは限らない。実際には、殆ど全ての構成が相互に接続されていると考えてもよい。
Ｓ　信頼性評価システム
１　局所出力領域モニタ外筒管
２０　原子炉圧力容器
２１　原子炉格納容器
２２　タービン
２３　再循環系配管
２４　原子炉浄化系
２５　炉心
２６　再循環ポンプ
２７　主蒸気配管
２８　復水器
２９　復水配管
３０　給水配管
３１　オフガス系配管
３２　線量率モニタ
３３　ドレン配管
３４ａ～３４ｄ　水質測定装置
３５ａ～３５ｃ　サンプリング配管
３５ｄ　サンプリング配管
４　腐食電位センサ
５　サーバ
５１　ＣＰＵ
５１１　検知部
５１２　重要度分類部
５１３　定期点検情報受付部
５１４　健全性監視部
５１５　予防保全部
５１６　ライフサイクルマネジメント部
５２　ＲＯＭ
５３　ＲＡＭ
５４　操作部
５５　表示部
５６　通信部
５７　記憶部
５８　使用環境情報センサ
６　端末
６１　ＣＰＵ
６２　ＲＯＭ
６３　ＲＡＭ
６４　タッチパネルディスプレイ
６６　通信部
６７　記憶部

Claims (11)

  1. 　運転中のプラントの環境情報を検知する検知部と、
    　運転中の前記環境情報、当該プラントを構成する機器の重要性情報に基づき、当該プラントを構成する前記機器の健全性を常時監視する健全性監視部と、
    　を備えることを特徴とするプラントの信頼性評価システム。
  2. 　前記プラントは、原子炉圧力容器を含む発電プラントであり、
    　前記検知部が検知する前記環境情報は、運転中の前記原子炉圧力容器の炉水に含まれる化学物質の種類及び濃度、材料の種類、並びに、建設時の施工データのうち何れかを含む、
    　ことを特徴とする請求項１に記載のプラントの信頼性評価システム。
  3. 　前記健全性監視部による運転中の前記機器の健全性評価結果に基づき、前記機器に対する予防保全を指示する予防保全部を備える、
    　ことを特徴とする請求項１に記載のプラントの信頼性評価システム。
  4. 　前記予防保全部による前記機器の腐食に対する予防保全指示、および、前記健全性監視部による前記機器の健全性評価結果に基づき、前記プラントに対する修繕計画を立案するライフサイクルマネジメント部を備える、
    　ことを特徴とする請求項３に記載のプラントの信頼性評価システム。
  5. 　前記機器は、制御棒の挿入と炉内構造物に関連するものである、
    　ことを特徴とする請求項２に記載のプラントの信頼性評価システム。
  6. 　前記機器は、原子炉圧力容器、シュラウド、シュラウドサポート、ジェットポンプ、格子板、燃料支持板、安全重要度、及び、発電重要度が閾値よりも高い設備同士をつなぐ主要配管の何れかである、
    　ことを特徴とする請求項２に記載のプラントの信頼性評価システム。
  7. 　前記機器は、構造物、溶接線および配管の何れかを含んで構成される、
    　ことを特徴とする請求項２に記載のプラントの信頼性評価システム。
  8. 　前記プラントの定期点検情報および／または規格基準情報の入力を受け付ける定期点検情報受付部、
    　を更に備え、
    　前記健全性監視部は、運転中の前記環境情報、当該プラントを構成する機器の重要性情報、前記プラントの定期点検情報または／および規格基準情報に基づき、当該プラントを構成する前記機器の健全性を常時監視する、
    　ことを特徴とする請求項１に記載のプラントの信頼性評価システム。
  9. 　前記プラントを構成する機器の重要性を分類する重要度分類部、
    　を更に備えることを特徴とする請求項１に記載のプラントの信頼性評価システム。
  10. 　検知部が、運転中のプラントの環境情報を検知するステップと、
    　健全性監視部が、運転中の前記環境情報、当該プラントを構成する機器の重要性に基づき、当該プラントを構成する前記機器の健全性を常時監視するステップと、
    　を実行することを特徴とするプラントの信頼性評価方法。
  11. 　コンピュータが、
    　運転中のプラントの環境情報を検知する手順、
    　運転中の前記環境情報、当該プラントを構成する機器の重要性情報に基づき、当該プラントを構成する前記機器の健全性を常時監視する手順、
    　を実行するためのプラントの信頼性評価プログラム。
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