Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние вопроса и постановка задач исследования 9
1.1 Измерения и поддержания уровня воды в ПГВ-1000 9
1.1.1 Измерение уровня воды в парогенераторах 9
1.1.2 Определение запаса воды в ПГВ при динамических режимах 14
1.1.3 Поддержание и регулирование уровня в парогенераторах 14
1.2 Особенности регулирования ПГВ-1000 в динамических режимах энергоблока 21
Выводы к главе 1 и постановка задач исследования 26
ГЛАВА 2. Разработка системы прямого измерения расхода пара в паропроводе ПГВ-1000 28
2.1 Основные требования к системе измерения 28
2.1.1 Требования к расходомерному устройству 28
2.1.2 Требования к схеме измерения 29
2.2 Обоснование выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000 31
2.3 Выбор и оптимизация схемы измерения расхода 37
2.4 Выбор конструкции пневмометрической трубки для паропровода парогенератора ПГВ-1000 39
2.4.1 Калибровка пневмометрической трубки 43
2.5 Разработка блока и алгоритма вычисления расхода 48
2.5.1 Функции блока вычисления 48
2.5.2 Разработка алгоритма вычисления расхода пара 52
2.5.3 Калибровочные характеристики блока вычисления 57
ГЛАВА 3. Испытания системы измерения расхода пара на стенде ПСБ ВВЭР 60
3.1 Описание схемы измерения расхода пара 60
3.2 Методика подготовки и проведения испытаний 63
3.3 Методика обработки результатов 66
3.4 Результаты испытаний 68
3.5 Исследование влияния влажности пара на работу измерительной системы 71
Выводы к главе 3 76
ГЛАВА 4. Промышленные испытания системы измерения расхода пара на блоке №3 балаковской АЭС 77
4.1 Цели испытаний 77
4.2 Описание схемы установки пневмометрических трубок и схемы измерений 77
4.3 Методика подготовки и проведения испытаний 81
ГЛАВА 5. Результаты испытания системы прямого измерения расхода пара на блоке №3 балаковской АЭС83
5.1 Испытания в стационарных режимах работы энергоблока 83
5.2 Испытания в переходных режимах работы энергоблока 87
5.3 Испытания в динамических режимах работы энергоблока 93
5.3.1 Режим со срабатыванием аварийной защиты (A3) 93
5.3.2 Режим с отключением одного ГЦН из четырех работающих 95
5.3.3 Режим с подключением одного ГЦН к трем работающим 100
Выводы к главе 5 104
ГЛАВА 6. Использование системы прямого измерения расхода пара от ПГВ-1000 для расчета тепловой мощности реактора 105
Заключение 113
Список литературы 115
- Особенности регулирования ПГВ-1000 в динамических режимах энергоблока
- Обоснование выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000
- Исследование влияния влажности пара на работу измерительной системы
- Описание схемы установки пневмометрических трубок и схемы измерений
Введение к работе
Энергетическая стратегия России на период до 2020 года [1] предусматривает увеличение доли производства электроэнергии на атомных станциях. В Европейской части России эта доля даже при умеренном варианте развития экономики должна возрасти к 2020 году до 32 %. Общая мощность всех АЭС России при этом должна увеличиться до 40 ГВт при среднем КИУМ порядка 85 %.
Основными производителями электроэнергии в атомной энергетике России являются АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК. Так в 2005 г. на АЭС с реакторами ВВЭР было выработано 73829,9 млн.кВт-ч, а с реакторами РБМК и несерийных энергоблоков - 74792,4 млн. кВт-ч.
Увеличение суммарной мощности АЭС может быть обеспечено с помощью решения ряда задач, одной из которых является повышение эффективности выработки электроэнергии на действующих энергоблоках АЭС и увеличение к.п.д. энергоблоков за счет улучшения их эксплуатационных характеристик и режимов работы. Дополнительная выработка электроэнергии при этом на действующих АЭС может составить более 7 млд.кВт-ч в год, что равноценно вводу мощности 1 ГВт при удельных капитальных затратах порядка 200 долл/кВт. Улучшение эксплуатационных характеристик АЭС способствует также повышению их надежности и безопасности [1].
Настоящая работа посвящена проблеме улучшения эксплуатационных характеристик парогенераторов ПГВ-1000 реактора ВВЭР-1000 на основе разработки и внедрения системы измерения расхода генерируемого пара.
Парогенератор реактора ВВЭР-1000 является важнейшим элементом энергоблока АЭС. Повышение эффективности, надежности и безопасности работы парогенератора в значительной степени определяется системой поддержания и регулирования в нем в заданных пределах уровня воды. Особенно это важно в переходных режимах работы энергоблока, когда
изменяется мощность реактора, а следовательно, и паропроизводительность (расход пара).
Известно, что изменение уровня воды в парогенераторе может привести к увеличению влажности пара и уменьшению необходимого запаса воды в парогенераторе. Изменение этих параметров выше допустимых значений по условию безопасной эксплуатации, снижает эффективность реакторной установки, увеличивает вероятность возникновению аварийных ситуаций.
Необходимым элементом системы автоматического регулирования уровня воды в парогенераторе является сигнал по расходу пара. Способ измерения расхода генерируемого пара определяет качество системы регулирования уровня воды в ПГ и поддержание материального баланса «рабочего тела».
Первоначально, в системе автоматического регулирования (САР) для измерения расхода пара были использованы стандартные сужающие устройства - диафрагмы. Исследования динамических характеристик парогенераторов с сигналом по расходу пара, полученные с помощью диафрагм, показали, что типовая трехимпульсная схема регулятора питания с сигналами по расходу
»
пара, расходу питательной воды и уровню в парогенераторе работоспособна и обеспечивает достаточно удовлетворительное качество регулирования при различных видах возмущений. В тоже время эти испытания показали, что вследствие увеличения гидравлического сопротивления из-за установки диафрагм возникают значительные потери давления пара. В результате этого заметно снижалась экономичность работы энергоблока. По этой причине Генеральным проектировщиком было принято решение о демонтаже диафрагм на паропроводах парогенераторов [2].
В настоящее время на действующих АЭС с ВВЭР отсутствует прямое измерение расхода пара, а в качестве сигнала по расходу пара используется разность температур теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ, косвенно отражающий значение расхода пара. Однако этот сигнал имеют ряд недостатков, а именно обладает большой инерционностью (до 30 секунд) и недостаточной надежностью, так как формируется с помощью двух термопар на
один парогенератор. При выходе из строя одной из восьми термопар на регулятор питания будет поступать сигнал, вызывающий его ложное срабатывание, что может привести к аварийному останову блока.
Сравнение результатов испытаний описанных выше систем регулирования показало также, что при использовании сигнала по разности температур отклонение уровня в парогенераторе при переходных процессах на 60 % больше, чем при использовании сигнала по расходу пара. В зависимости от масштаба возмущения это может привести к срабатыванию аварийных защит и останову блока.
Поэтому оптимальным решением, обеспечивающим повышение надежности, безопасности и экономичности работы энергоблоков является возврат к получению прямого сигнала по расходу пара. Однако устройство, обеспечивающее прямое измерения расхода пара в паропроводах парогенераторах ПГВ-1000, должно быть лишено недостатков, присущих сужающим устройствам. Разработка такого устройства, проведение его испытаний на экспериментальном стенде и энергоблоке № 3 Балаковской АЭС является основным содержанием настоящей диссертационной работы.
В данной работе, на основе обзора существующих методов измерения расходов (теплоносителя) делается выбор в пользу использования для измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 пневмометрической измерительной трубки малого диаметра, обладающей незначительным гидравлическим сопротивлением.
Выполненная работа является частью комплекса работ, проводимых в «Лаборатории сепарационных и гидродинамических исследований процессов парогенерирующего оборудования АЭС» ФГУП «ЭНИЦ», направленных на совершенствование системы измерения уровня и запаса воды, а также по улучшению качества регулирования уровня воды в ПГ при переходных режимах энергоблока ВВЭР-1000.
Результаты разработки системы измерения расхода пара внедрены в промышленную эксплуатацию на энергоблоке № 3 Балаковской АЭС.
Особенности регулирования ПГВ-1000 в динамических режимах энергоблока
Характерной особенностью работы уровнемеров при сбросе нагрузки является эффект как бы понижения уровня в ПГ, не соответствующий реальному изменению массы воды в нем. Однако регулятор уровня отрабатывает это понижение, что приводит к увеличению расхода питательной воды с одновременным уменьшением парообразования. В результате этого происходит захолаживания нижней части корпуса ПГВ-1000. В опытах [27] проводимые на V энергоблоке НВАЭС при отключении ГЦН на уровне мощности 70 % от номинальной, максимальный недогрев водяного объема до температуры насыщения отмечен внизу центрального коридора пучка (22 С) и вблизи нижней части «холодного» коллектора (17,5 С). Аналогичный процесс происходит и при срабатывании A3. Некоторая перепитка, возникающая при этом, как показывает практика, не приводит к срабатыванию защит по повышению уровня.
Эффект «захолаживания» нижней части корпуса ПГ может быть уменьшен путем применения безынерционного сигнала по расходу пара вместо перепада температур по петлям, а также введением сигнала на принудительное прикрытие регулирующего клапана в этом режиме.
Проблемой является также то, что в некоторых случаях «провал» уровня вызывает срабатывание защит по снижению уровня в ПГ, что усугубляется «ложным» снижением уровня из-за задержки прохождения импульса давления.
Поведение уровня в ПГ определяется характеристикой регулятора уровня [8]. Основным исходным сигналом для регулятора являются показания уровнемера регулируемого уровня с малой базой измерения, расположенного на «холодном» торце ПГ. Кроме того, используется сигнал по разбалансу расходов питательной воды и пара. В качестве сигнала по расходу пара на серийных блоках ВВЭР-1000 (В-320) используется сигнал по разности температуры теплоносителя между «горячей» и «холодной» нитками, поскольку расходомерные устройства по пару отсутствует. Иногда этот сигнал сочетается с сигналом по перепаду давления на ГЦН, что позволяет уменьшить инерционность. Тем не менее, как отмечено в [21], на практике регулятор не влияет на первоначальное изменение уровня, вызванное снижением паросодержания при отключении ГЦН.
Существуют различные методики определения запаса воды в парогенераторе [21,23]. Одной из них может быть расчет на основе анализа изменения уровня в ПГ при динамических режимах (со сбросом нагрузки и т.д.).
Зная разность между расходами питательной воды и генерируемого пара за время протекания режима, можно найти массу воды при работе энергоблока на мощности [21, 25]. Трудность этого метода состоит в том, что в настоящее время серийные энергоблоки не оснащены системами измерения расхода пара на паропроводах ПГВ-1000.
Попытка анализа упомянутым методом была предпринята авторами [25]. Проблемой данного подхода является необходимость точного учета количества воды, поступающей в ПГ, и генерируемого пара, произведенного за время протекания режима. Кроме того, необходима высокая точность измерения уровня воды в ПГ. Существующие средства измерения не позволяют провести такие измерения с достаточной точностью в первую очередь из-за погрешности расхода пара, которые корректно работают только при расходах близких к номинальным параметрам, что и отмечена в [26].
Для обеспечения нормальной эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР необходима надежная информация об уровне воды в парогенераторах. Согласно требованиям по эксплуатации парогенератора отклонение уровня воды не должно превышать ± 50 мм от номинального значения в статических режимах эксплуатации и ± 75 мм в переходных динамических режимах.
Схема технологической системы питания ПГ с реакторной установкой ВВЭР-1000 головного моноблока включает в себя [29]. - основную систему питания, состоящую из двух параллельно включенных деаэраторов ДП-3200, двух питательных турбонасосных агрегатов (ПТН) ПТ 3750-100, двух групп подогревателей высокого давления (ПВД), пускового и основного узлов питания ПГ, трубопроводов питательной воды (по одной нитке на каждый ПГ); - аварийную систему питания, состоящую из трех баков аварийного запаса обессоленной воды, трех аварийных питательных электронасосов (АПЭН), узла аварийного питания ПГ, трубопроводов аварийного питания ПГ. Основным источником питания приводных турбин ПТН является пар, отработавший в цилиндре высокого давления (ЦВД) главной турбины и отбираемый после сепараторов-пароперегревателей (СПП) с постоянной температурой 248 С. Давление отбираемого пара переменное и зависит от текущего значения нагрузки турбины. Его значение в рабочем диапазоне нагрузок 1000-500 МВт изменяется от 1,0 до 0,45 МПа. Каждый ПТН в рабочем диапазоне обеспечивает примерно 50% текущей нагрузки энергоблока, поскольку номинальное значение мощности приводных турбин при работе от СПП достигается только при номинальной мощности главной турбины. Система автоматического регулирования питания парогенераторов включает в себя регулятор производительности ПТН и регуляторы питания ПГ. Регулятор производительности турбопитательного насоса поддерживает заданный перепад давлений между коллекторами с точностью ±0,01 МПа. Для улучшения качества регулирования в динамических режимах на регулятор производительности ПТН, кроме описанного сигнала по перепаду давления на регулирующем питательным клапаном (РПК), поступают следующие сигналы.
Обоснование выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000
Расходомерные оборудование предназначено для измерения расхода острого пара с целью получения сигнала управления для регулирования уровня воды в парогенераторе [74]. Этот сигнал должен заменить используемый в настоящее время сигнал по разности температур теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ, который характеризуется очень большой задержкой (около 30 с). Этот сигнал будет использован для системы регулирования уровня.
Основанием для разработки системы измерения являлось техническое решение концерна «Росэнергоатом» «О прямом безинерционном измерении расхода пара, генерируемого парогенераторами ПГВ-1000 блока ВВЭР-1000» №6-1-16/842 от 22.04.1996 г. и решение концерна «Росэнергоатом» «О модернизации автоматических регуляторов уровня питательной воды в парогенераторах для 1 - 4 энергоблоков Балаковской АЭС» (программа TACIS; проект R1.02/94Y). 1. Расходомерные устройства должны отвечать требованиям, изложенным в выводах главы 1 настоящей работы. 2. Расходомерное устройство для измерения расхода должны быть установлены в трубопроводе, отводящим острый пар из парогенератора на участке между парогенератором и патрубками до предохранительных клапанов. Трубопровод острого пара расположен в промежуточном зале между реакторным зданием и турбинным залом. В соответствии с требованиями ПНАЭ ГЧ-011-97 (ОПБ-88/97) [33] трубопроводам острого пара присвоен класс безопасности 2, и отнесены к группе «В», а в соответствии с методами контроля качества сварных соединений - к категории Ша. (Вышеотмеченная классификация «2В» Ша означает следующее: расчетное давление превышает 5,0 МПа, арматура, отнесенная к классу безопасности 2 согласно ОПБ-88/97 (группа 2 в соответствии с «Правилами для ядерных энергетических установою)), работающая в контакте с теплоносителем (активность менее чем 10 ) и надежна в процессе эксплуатации). 3. Расходомерное устройство должно быть изготовлено и зафиксировано на трубопроводе таким образом, чтобы отсутствие механического резонанса было гарантировано во всем диапазоне измерений. 4. Расходомерные устройства должны быть изготовлены так, чтобы обеспечить работоспособность в диапазоне расхода от 0 до 1540 т/ч с требуемой точностью (см. п.п. 2.1.2). 5. Конструкция внутренних и наружных поверхностей расходомерных устройств должна позволять полное удаление отложений, продуктов коррозии, пыли и других примесей. 6. Расходомерное устройство должно быть установлено в паропроводе таким образом, чтобы могла быть легко удалено и вновь установлено. Патрубок расходомерного устройства должен соединяться с паропроводом сварным швом только со стороны зондового ответвления.
7. Если сварные соединения имеются на самих патрубках и на расходомерном устройстве, то необходимо проведение гидравлических испытаниях на прочность, контроле методами проникновения магнитных частиц и рентгенографию сварных швов. 8. Для каждого расходомерного устройства в качестве первичного измерительного преобразователя перепада давления в электрические сигналы установлены по три преобразователя разности давления (требования о трех независимых каналах измерения). 1. Конструирование, изготовление, проведение испытаний, эксплуатация и обслуживание системы измерения расхода пара (СИРП) должно осуществляться в соответствии с требованиями и критериями, установленными следующими стандартами (ПНАЭ Г - Правила и нормы для атомной энергии, ГОСАТОМНАДЗОР, Российская Федерация) [32,33]. Согласно требованиям ПНАЭ Г-1-011-89 (ОПБ-88/97) системе измерения присвоен класс безопасности 3, согласно требованиям ПНАЭ Г-7-008-89 присвоена группа «С». 2. Точность всего комплекта оборудования для измерения расхода должна быть в пределах 4-х % от полной шкалы 3. Измерение величины расхода в зависимости от изменения давления в системе СИРП должно осуществляться с помощью компьютера с использованием блока обработки данных. Блок обработки данных должен соответствовать требованиям комплекта конструкторских документов согласно ОТТ 08042462, ГОСТ 12997, ОСТ 92-0400, а именно: - блок обработки данных должен размещаться, и устанавливаться в помещениях технических средств автоматизации, периодически обслуживаемых, и относится к 5 группе по размещению в соответствии с «Общими техническими требованиями, Приборы и средства автоматизации для атомных станций. ОТТ 08042462»; - блок обработки данных относится к III группы исполнения по устойчивости к помехам и должен обеспечивать надежную эксплуатацию в электромагнитной обстановке средней жесткости согласно ГОСТ Р 50746-2000; - блок обработки данных относится ко II категории сейсмостойкости по НП-031-01 и должен сохранять технические характеристики после сейсмического воздействий до 6 баллов по шкале MSK.-64; - обработка данных по свойствам воды и пара в этом блоке должна соответствовать справочникам термодинамическим свойствам указанных сред [34,35]; - в рабочем интервале выходной токовый сигнал должен имеет линейную зависимость от расхода пара. С целью обоснования выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000 были рассмотрены различные существующие методы и схемы измерения расходов теплоносителя.
Исследование влияния влажности пара на работу измерительной системы
Срабатывания A3 при нормальной эксплуатации блока на номинальных параметрах относится к режимам с нарушением условий нормальной эксплуатации энергоблока [105]. Данное нарушение может обуславливаться разными причинами, например, обесточиванием секций и панелей A3, потерей питания панелей щита СУЗ, ложными сигналами в цепях аварийных защит, а также действиями персонала (ошибочными).
При срабатывании A3 тепловая мощность реактора падает до уровня остаточных тепловыделений. Контроль уменьшения нейтронной мощности ведется и регистрируется аппаратурой АКНП и УВС.
Изменения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 блока №3 Балаковской АЭС проводились в режиме срабатывания A3 при начальной тепловой мощности реактора равной 10-И2% от номинальной [85, 99]. Для этого режима, на рис.5.12, показаны графики изменений во времени расходов пара и питательной воды для ПГ-1. В качестве параметра, характеризующего тепловую мощность, подводящую к парогенератору, на графике показано изменение разности температур теплоносителя первого контура на ПГ.
Как видно из графика (рис.5.12), при срабатывании A3 и снижении при этом тепловой мощности расход пара, измеренный с помощью системы СИРП, практически сразу начинает уменьшаться, в то время как снижение расчетного (по AT) расхода пара и расхода питательной воды (Gne), подаваемой в ПГ происходило только через 60 с. Максимальное отклонение измеренных значений расходов питательной воды (Gne) и пара (Gn) для всех парогенераторов при срабатывании A3 составляет примерно «плюс» 125 т/ч (рис. 5.13).
Расход питательной воды начинает снижаться тогда, когда расход пара практически равен нулю. Данный результат свидетельствует, прежде всего, о безынерционности сигнала прямого измерения расхода пара и об его преимуществе в этом, по сравнению с расчетным (по AT) расходом пара (см. формулу 1.4), уменьшение которого происходить через 30 с.
Аналогичные результаты изменения расходов пара и питательной воды при срабатывании A3 были получены так же и для других парогенераторов блока №3. . 5,3.2 Режим с отключением слш:\ ъ ЛЩ ИЗ четырех работающих Отключение одного из.четыре ІОІ . Ч -ающих ГЦН относится к режимам с ji&pj-їаін&йй условий ,.iiopwajiyiKm -жо- -атации энергоблока и приводит к " частичному снижению расходов тепяжчХ -і! геля через активную зону реактора.
Причиной отключения ,ГЦН ш.гут явиться механические или электрические повреждения самих ГЦН (расцеплением валов электродвигателя и ГЦН, заклиниванием ротора ГЦН), ЕХ вспомогательных систем, нарушения в цепях управления и системах измерения параметров, а также действия персонала, вызванные необходимостью аварийного останова ГЦН. Данная авария приводит к ухудщещю тешюотвода от активной зоны реактора.
В случае, если энергоблок работает на 100%-ном уровне мощности переходный процесс при отключении одного ГЦН из четырех работающих протекает следующим образом [105] - снижает мощность реактора до уровня тепловой мощности 67 % от номинальной. Расход через реактор снижается до уровня, соответствующего числу ГЦН остающихся в работе. Изменение температуры в горячих нитках петель, уровня в КД и давления, незначительные. Расход теплоносителя в петле, с отключившимся ГЦН, снижается до нуля и после выбега ЩН появляется обратная циркуляция теплоносителя в этой петле. В петлях, с работающими ГЦН, расход возрастает. Несимметричное распределение обратного потока через неработающую петлю приводит к неравномерному нагружению работающих петель. Разгрузка блока прекращается после стабилизации тепловой мощности реактора.
Испытания измерительной системы в режиме с отключением ГЦН-2 на блоке №3 Балаковской АЭС осуществлялось при тепловой мощности блока равной 30% от номинальной. В испытаниях на всех парогенераторах измерялись расходы питательной воды (Gne), пара (Gn) и разность температур теплоносителя (AT) [85, 99]. Изменение этих параметров при отключении ГЦН-2 для парогенератора №2, а также расчетного (по AT) расхода пара (Gn.pac4.) представлены на графиках рис.5.14.
В первый период времени, после отключения ГЦН-2, из-за сохраняющийся принудительной циркуляции теплоносителя (выбег ГЦН) разность температур теплоносителя «горячей» и «холодной» ниток, в отключенной петле, меняется незначительно. В начале наблюдается небольшой ее рост, объясняемый падением температуры «холодной» нитки и временным постоянством температуры «горячей» нитки. При этом по истечению времени выбега ГЦН она начинает резко падать.
Из графиков видно, что практически сразу после отключения ГЦН-2 измеренный расход пара начинается резко снижаться и в течение 30 с уменьшается от 350 т/ч до 10 т/ч. В отличие от измеренного расхода пара, расход питательной воды, перепад температур (AT) и расчетный расход пара начинают снижаться только через 35 -ь 40 с после отключения ГЦН, т.е. тогда, когда расход пара упал практически уже до нуля. Это свидетельствует о том, что показания этих измерений осуществляется со значительным запаздыванием, по сравнению с прямыми измерениями расхода пара полученных с помощью системы СИРП.
Отключение ГЦН-2 привело к прекращению генерации пара в ПГ-2. Это, в свою очередь, привело к несимметричному перераспределению расходов теплоносителя по петлям первого контура, а следовательно и генерации пара на остальных парогенераторах ПГ-1,3,4. Как следует из графиков (рис.5.15) суммарные расходы питательно воды (Gne) и пара (Gn) по этим парогенераторам увеличились в среднем на 15 -г- 20 %.
Изменение показаний уровня воды в парогенераторах, при отключении ГЦН-2, показано на рис.5.15. Как видно из графика при отключении ГЦН-2 и снижении расхода пара в ПГ-2 уровень воды в нем, в течении 30с уменьшается на 20 %, а в остальных парогенераторах несколько увеличивается. Далее в работу включается система автоматического регулирования уровня и показания уровней в парогенераторах поддерживается в заданных пределах.
Описание схемы установки пневмометрических трубок и схемы измерений
Этот способ определения тепловой мощности имеет ряд преимуществ по сравнению с другими, а именно он более оперативен и точен. Оперативность метода основана на малоинерционном измерении расхода пара, что особенно важно в динамических режимах работы АЭС.
Определение тепловой мощности реактора по измерениям расхода пара в динамических (аварийных) режимах работы было проведено нами по результатам испытаний на блоке № 3 Балаковской АЭС в режимах срабатывания A3 и отключением одно из четырех работающих ГЦН [74].
Результаты расчетов представлены на графике (рис.6.1). На нем отображены изменения во времени мощности реактора и каждого ПГ по параметрам пара (6.5) в сравнении с тепловой мощностью, рассчитанной системой СВРК по теплотехническим параметрам первого контура.
При срабатывании A3 тепловая мощность реактора и парогенераторов, определенная по измерениям расходов пара (рис.6.1), практически сразу снижается, то время как мощность реактора, рассчитанная по теплотехническим параметрам первого контура системой СВРК начинается уменьшаться только через 1 минуту. Это различие объясняется, тем, что изменение расхода пара осуществляется практически безынерционно. Кроме того, тепловая мощность реактора, рассчитанная по расходу пара уменьшается практически до «нуля», а по теплотехническим параметрам первого контура NAKJ, через одну минуту, она соответствует примерно 350 МВт и далее, медленно снижается.
В режиме отключения одного из четырех ГЦН тепловая мощность, рассчитанная по расходу пара отключенного ПГ-2, сразу снижается, а в остальных ПГ возрастает (рис.6.2). Тепловая мощность реактора, рассчитанная по расходу пара, при этом, практически не изменяется и достаточно хорошо совпадает с мощностью, определенной по нейтронному потоку.
Здесь следует отметить, что при отключении одного и более ГЦН на мощности меньше номинальной, становиться проблематичным, определение мощности реактора по параметрам теплоносителя первого контура из-за неопределенности его теплофизических параметров. Для этих режимов характерно более значительное изменение расхода теплоносителя и сложное перераспределение потоков теплоносителя между циркуляционными петлями и в самом реакторе [104].
В настоящее время, на АЭС с реакторной установкой ВВЭР-1000, величина тепловой мощности, переданной от реактора в ПГ, определяется только по параметрам питательной воды на ПГ и на ПВД (6.3, 6.4). Отсутствие недостающего способа расчета тепловой мощности реактора по параметрам пара от ПГ (6.5) приводит к увеличению погрешности определения тепловой мощности. Поэтому, для оценки вклада дополнительного способа расчета тепловой мощности реактора по параметрам прямого измерения расхода пара от ПГ выполнены расчеты определения погрешности тепловой мощности реактора и «весовые» множители ( Wi,) по каждому способу расчета, включая расчеты по параметрам пара из ПГ (Приложение 2).
Величина тепловой мощности реактора определялась различными способами: по параметрам I и II контура при работе РУ ВВЭР-1000 на четырех ГЦН; номинальной мощности, в соответствии с методикой испытаний реакторной установки В-320 [103] (табл. 6.1).
Как видно из этой таблицы, использование расхода пара для расчета тепловой мощности реактора, как отдельно, так и в комбинации с другими способами позволяет повысить точность определения тепловой мощности. Способ расчета по параметрам пара из ПГ (4) имеет значительный «вес» ( w4) в определении средневзвешенного значения мощности при использовании комбинации способов.
Расчеты показали, что использование прямого измерения расхода пара в комбинации с другими способами позволяет уменьшить погрешность определения тепловой мощности с 2,0 до 0,85 %. Таким образом, из рассмотрения проведенных выше результатов следует, что наличие прямого измерения расхода пара позволяет оперативно (быстрый отклик на изменение состояния реактора) и более точно определить тепловую мощность реактора, особенно в переходных, динамических режимах его работы.
Определение тепловой мощности реактора теплотехническим способом, основанным на измерениях расхода пара от ПГ, по сравнению с другими выше перечисленными способами, является практически безынерционным (несколько секунд при погрешности около 2,7%), и с широким диапазоном измерений, обусловленным большим перепадом давления на пневмометрической трубке в базовом режиме и в режимах малых нагрузок.
