Разработка, создание и применение на АЭС системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов

Для работы МКУ необходимым условием является готовность к работе схемы дистанционного управления. БКУ включается в работу независимо от МКУ и схемы дистанционного управления.

В состав БКУ входят следующие каналы управления:

релейной форсировки;

дифференциатора (Д);

предварительной защиты (ПЗ);

аварийной импульсной разгрузки (АИР);

послеаварийного управления мощностью (ПАУ);

быстродействующего стерегущего регулятора минимального давления.

В состав МКУ входят следующие каналы управления:

регулирования частоты вращения ротора турбоагрегата;

регулирования электрической активной мощности;

регулирования давления свежего пара;

коррекции по давлению свежего пара;

коррекции по отклонению частоты сети;

стерегущего регулятора минимального давления;

после аварийного управления мощностью;

технологических ограничений при отключении оборудования блока.

В стационарных режимах работы блока предусмотрены следующие режимы работы ЭЧСР-М:

РМ - режим регулирования активной мощности;

РДМ - режим регулирования активной мощности с коррекцией по давлению свежего пара;

РМ ± РЧ - режим регулирования активной мощности с коррекцией по отклонению частоты сети;

РД-1 - режим регулирования давления свежего пара в ГПК;

РД-2 - режим стерегущего регулятора минимального давления.

Режимы работы ЭЧСР-М в стационарных режимах работы блока определяются режимами работы АРМ. Информация поступает в виде замыкающихся контактов по двум независимым цепям при работе АРМ в режиме «Т».

При работе АРМ в режиме регулирования давления «Т» ЭЧСР-М должна работать в режиме регулирования мощности «РМ» (с коррекцией или без коррекции по давлению свежего пара и отклонению частоты сети).

При работе АРМ в режиме регулирования нейтронной мощности «Н» или при отключении АР М ЭЧСР-М должна работать в режиме «РМ» («РДМ», «РМ+РЧ») при понижении текущего значения давления свежего пара ниже уставки стерегущего регулятора минимального давления.

Система автоматического регулирования технологических параметров. Задачей автоматического регулирования является непрерывное автоматическое поддержание заданной мощности ЭБ и оптимизация технологических параметров с целью достижения высоких показателей надежности во всех предусматриваемых режимах работы [3,стр. 23 - 36].

Система автоматического регулирования (САР) строится по иерархической структуре. На первом уровне располагаются автоматические локальные регуляторы отдельных параметров. Во второй уровень входят регуляторы, управляющие мощностью основных агрегатов ЭБ реактора и турбины.

Схемы автоматических регуляторов выполняются так, чтобы они функционировали в регулировочном диапазоне, в пусковом и в других необходимых режимах. Таким образом, устройства автоматического регулирования должны быть всережимными.

Система автоматического регулирования в зависимости от назначения выполняет позиционный, пропорциональный (П), пропорционально-интегральный (ПИ) или пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД) законы регулирования.

САР также выполняет контроль исправности датчиков технологических параметров по величине отклонения текущего значения или контроль неисправности электронной части регуляторов и датчиков технологических параметров по длительности импульса.

САР имеет самобаланс на текущее или заданное значение. Схемы самобаланса выполняются на всех САР, находящихся при нормальном режиме работы, в стерегущем режиме. Схемы самобаланса предназначены для уменьшения уровня входного сигнала, с постепенным его наращиванием, при включении САР по командам защит (блокировок).

САР реализована на базе аппаратуры “Каскад-2” на которой используется блочно-модульный принцип построения регуляторов.

Система автоматического регулирования (САР) на базе аппаратуры «КАСКАД-2» выполнена на микроэлектронной базе в приборном исполнении. В качестве основных источников информации использованы первичные преобразователи типа «САПФИР-22» с тензочувствительными элементами.

В предлагаемой структурной схеме САУ АЭУ рассмотрены основные регуляторы машинного зала и реакторной установки.

Регулятор давления в первом контуре УРС01, УРС05 и разности температур в КД, и в горячих нитках петель в режимах разогрева и расхолаживания УРС04, предназначен для поддержания заданного давления над активной зоной во всех эксплуатационных режимах и разности температур в КД и в горячих нитках петель в режимах разогрева и расхолаживания (разность температур равна 55 ?С).

Регулятор давления пара в ПГ БРУ-А и скорости аварийного расхолаживания первого контура предназначен для поддержания заданного значения давления во втором контуре при аварийной ситуации путём сброса избытка пара в атмосферу и для аварийного расхолаживания блока со скоростью 30 ?С в час и 60?С в час.

Регуляторы уровня в КД УРС02 (штатный) и УРС03 (пусковой) предназначены для поддержания заданного уровня в КД во всех режимах. УРС02 поддерживает уровень по программе зависимости от температуры т/н.

Регулятор БРУ-К служит для предотвращения повышения давления пара в ГПК за допустимые пределы путем сброса пара в ГК, поддержания номинального или промежуточного давления в ГПК в режимах пуска блока, для разогрева и расхолаживания блока с заданной скоростью в режиме пуска и останова.

Регулятор производительности ТПН предназначен для поддержания заданного перепада на основных клапанах питания ПГ в соответствии с нагрузкой блока.

Основные регуляторы питания служат для поддержания заданного значения уровня в ПГ в диапазоне нагрузок 30-100 % ном.

Пуско-остановочные регуляторы питания предназначены для поддержания уровня воды в ПГ в режимах пуска и останова блока при нагрузках меньших нижней границы регулирования регулируемого диапазона основных регуляторов питания.

Информационно-вычислительная и управляющая система. Информационно-вычислительная и управляющая система в комплекте с унифицированным комплексом технических средств (УКТС) и устройством логического управления (ФГУ) является составной частью АСУ ТП АЭС. Она состоит из:

четырёх специализированных вычислительных комплексов СМ-2М;

трех комплексов связи с объектом КСО М-64;

6-ти комплексов связи с оперативным персоналом РМОТ-02.

Система технологического контроля. Технологический контроль - это сбор текущей информации о ходе технологического процесса, обработка ее для передачи в другие подсистемы и представления ее обслуживающему персоналу в аналоговой и цифровой форме, а также в виде дискретных сигналов информации от других систем, входящих в АСУ ТП блока;

обработка ее и представление оператору;

технологическая сигнализация отклонения от нормы измеряемых и вычисляемых параметров, а также параметров, вводимых из других систем;

расчет и представление информации по не измеряемым непосредственно технологическим параметрам и характеристикам;

сбор, обработка и представление информации от других датчиков, в том числе и двухпозиционных, регистрация измеряемых, вычисляемых и вводимых из других подсистем параметров;

регистрация очерёдности срабатывания защит и блокировок состояния механизмов и арматуры, действий оператора по управлению блоком, ведение архива аварийных ситуаций.

В основу сбора и распределения информации от первичных преобразователей заложен унифицированный сигнал 0-5 мА постоянного тока. В некоторых случаях сигнал от первичных преобразователей не преобразовывается в унифицированный, так как в этом нет необходимости. Это имеет место в случае передачи информации от термометров сопротивления в УВС или в подсистему РВК.

Применение унифицированного сигнала 0-5 мА даёт возможность многократно использовать его в других подсистемах, подключая их к первичным преобразователям.

Из подсистемы технологического контроля информации передаётся в другие системы, а также предоставляется оперативному персоналу с использованием индивидуальных приборов. В подсистему автоматического регулирования сигнал о параметрах выдаётся в виде унифицированного токового сигнала 0-5 мА или натурального сигнала.

В подсистему АУ и ДУ защит и подсистему технологической и аварийной сигнализации подается информации о достижении параметрами заданных уставок. Для получения такой информации используются аналого-дискретные преобразователи.

В подсистему технологического контроля входит и УВС, и средства представления информации на щитах управления, организация которых изложена в отдельных разделах.

Щиты управления. БЩУ (маркировка НY) предназначен для постоянного оперативного контроля и управления энергоблоком (включая контроль за СБ), схема расположения БЩУ блока ВВЭР-1000 представленная на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2 Схема расположения БЩУ блока ВВЭР-1000

БЩУ находится в обстройке РО, со стороны примыкания к машзалу. БЩУ является: основным средством представления информации оперативному персоналу, отображенной на ЭЛИ УВС, основным принципом управления ФГУ.

Панели БЩУ выполнены в П-образной компоновке, что позволяет максимально сокращать занимаемое ими место в обстройке аппаратурного отделения. Всего по периметру размещено 25 панелей.

На БЩУ имеется три рабочих места:

№1 Рабочее место ВИУР;

№2 Рабочее место ВИУТ;

№3 Рабочее место НСБ.

В случае повреждения БЩУ проконтролировать системы останова, расхолаживания энергоблока и работу систем безопасности можно с РЩУ.

РЩУ (маркировка НР) предназначен для останова реактора и обеспечения безопасности блока, если по каким-либо причинам это нельзя осуществить с БЩУ, схема расположения БЩУ блока ВВЭР-1000 представленная на рисунке 2.3. Так как РЩУ относится к первой категории сейсмостойкости, то он расположен в обстройке аппаратного отделения на отметке 4,2 м. Такое расположение РЩУ обеспечивает его работоспособность при землетрясениях, а также при некоторых внешних воздействиях на здание АЭС.

Рисунок 2.3 Схема расположения РЩУ блока ВВЭР-1000

На РЩУ размещены технические средства контроля и управления, необходимые для вывода ЯР в подкритическое состояние и расхолаживания активной зоны. Для этого на РЩУ размещены системы управления:

реакторной установкой;

подпитки первого контура;

технического водоснабжения ответственных потребителей;

аварийного питания ПГ;

сброса пара в атмосферу;

отсечной арматурой, предназначенной для отключения оборудования, размещённого в гермооболочке;

средства управления дизель-генератором, секционными выключателями.

Управление и контроль по системам нормальной эксплуатации с РЩУ не предусмотрены.

Местные щиты управления (МЩУ) предназначены для местного управления механизмами и арматурой. Схема управления ЭБ сделана так, что при поражении одного из щитов управления, которое может вызвать неисправность в линиях связи и поступление ложных команд, не приводит к произвольным включениям и отключениям механизмов и позволяет вести ДУ с другого щита управления.

На БЩУ размещены панели: НZ, НХ, НY.

На РЩУ размещены панели: НR1-НR15, НR17 и НR51.

2.2 Анализ соответствия АСУ ТП требования руководящих документов по безопасности

Безопасность АЭС - это свойство АЭС при нормальной эксплуатации, нарушениях нормальной эксплуатации, аварийных ситуациях и авариях ограничивать радиационное воздействие на персонал, население и окружающую среду установленными пределами.

Условия безопасной эксплуатации это установленные проектом минимальные условия по количеству, характеристике, состояния работоспособности и условиям технического обслуживания систем (элементов), важных для безопасности, при которых обеспечивается соблюдение пределов безопасной эксплуатации или критериях безопасности.

Безопасность АЭС обеспечивается за счет последовательной реализации концепции глубоко эшелонированной защиты, основанной на применении системы физических барьеров на пути распространения ионизирующего излучения и радиоактивных веществ в окружающую среду и системы технических и организационных мер по защите барьеров и сохранению их эффективности, с целью защиты персонала, населения и окружающей среды.

Система физических барьеров энергоблока АЭС включает топливную матрицу, оболочку ТВЭЛа, границу контура теплоносителя реактора, герметическое ограждение реакторной установки и биологическую защиту.

При эксплуатации АЭС контролируется целостность барьеров на всем пути распространения радиоактивных веществ. При нормальной эксплуатации все барьеры и средства их защиты должны находится в работоспособном состоянии. При выявлении неработоспособности любого из предусмотренных в проекте станции барьеров или средств его защиты согласно условиям безопасной эксплуатации работа энергоблока АЭС на мощности запрещается.

Системы и элементы, важные для безопасности, проектировались в соответствии с нормативными документами, разрабатываемыми в соответствии с изложенными принципами.

Проект соответствует принципам глубоко эшелонированной защиты и предусмотрены системы безопасности, предназначенные для:

аварийного останова реактора, перевода и поддержания его в подкритическом состоянии;

аварийного отвода тепла;

удержание радиоактивных веществ в установленных границах.

Системы и элементы, важные для безопасности, выполняют свои функции в установленном проектом объеме с учетом возможных в районе площадки АЭС воздействий природных явлений (ураганов, наводнений, землетрясений) или внешних техногенных воздействий (взрыв на магистральных продуктопроводах, падение летательного аппарата) или при возможных тепловых, химических, механических, и прочих воздействиях, возникающих в результате проектных аварий.

Система контроля и управления соответствует установленным показателям качества, надежности и метрологическим характеристикам, и обеспечивает контроль, представление и документирование информации о параметрах характеризующих работу РУ и энергоблока в целом во всех возможных диапазонах изменения условий нормальной эксплуатации, дистанционное, автоматизированное или автоматическое управление системами нормальной эксплуатации.

Проектом предусмотрено БЩУ, с которого персоналом осуществляется управление и контроль за РУ и другими системами энергоблока, в том числе за системами безопасности при нормальной эксплуатации и авариях. Проектом предусмотрены средства обеспечения живучести и обитаемости БЩУ при указанных условиях эксплуатации энергоблока. При проектировании БЩУ оптимально решены вопросы взаимодействия системы «человек-машина». Параметры, которые необходимо контролировать на БЩУ, отбираются и отображаются для обеспечения того, чтобы оперативно представлялась персоналу однозначная информация о текущем состоянии безопасности РУ, а также для целей идентификации и диагностики автоматического срабатывания систем безопасности. В проекте предусмотрены средства контроля и управления процессами деления ядерного топлива во всех режимах и условиях в активной зоне при нормальной эксплуатации, в том числе и в подкритическом режиме в процессе перегрузки топлива.

Предусмотрены указатели положения органов воздействия на реактивность, автоматический контроль концентрации растворимого поглотителя и указатели состояния других средств воздействия на реактивность.

Проектом в составе контроля и управления энергоблока предусмотрены системы информационной поддержки оператора, в том числе система оперативного представления обобщенной информации персоналу о текущем состоянии безопасности РУ и энергоблока в целом.

Система контроля и управления имеет в своем составе средства надежной групповой и индивидуальной связи между БЩУ, РЩУ и эксплуатационным персоналом энергоблока, выполняющим работу по месту.

В составе системы контроля и управления энергоблока предусмотрены средства, обеспечивающие сбор, обработку, документирование и хранение информации, достаточной для того, чтобы имелась возможность своевременного и однозначного установления исходных событий возникновения нарушений нормальной эксплуатации и аварий, их развитие, установления фактического алгоритма работы систем безопасности и элементов, важных для безопасности, отнесенных к классам 1 и 2, в том числе систем контроля и управления, отклонений от штатных алгоритмов, действий персонала. Приняты меры, направленные на сохранение оказанной информации в условиях запроектных аварий.

Система контроля и управления энергоблока обеспечивает автоматическую и/или автоматизированную диагностику состояния и режимов эксплуатации, в том числе и собственно технических и программных средств системы контроля и управления.

Система контроля и управления энергоблока построена таким образом, что обеспечивает наиболее благоприятные условия для принятия оперативным персоналом правильных решений по управлению энергоблоком, сводит к минимуму возможность принятия неправильных решений.

Проект системы контроля и управления содержит:

анализ системы управления и контроля РУ и энергоблока на возможные отказы в системе;

анализ надежности функционирования технических и программных средств и системы в целом;

анализ устойчивости контуров управления и регулирования.

Система управления и защиты обеспечивает надежный контроль мощности (интенсивной цепной реакции), управление и быстрое гашение цепной реакции, а также поддержание реактора в подкритическом состоянии.

В качестве исполнительных органов СУЗ применяются дистанционно управляемые устройства: поглощающие стержни и растворы, подвижные тепловыделяющие сборки, детали отражателя и т. п.

При проектировании СУЗ предусмотрены, по меньшей мере, две независимые системы воздействия на реактивность, основанные на различных принципах действиях.

По крайней мере, две из предусмотренных независимых систем воздействия на реактивность способны независимо одна от другой привести реактор из любого рабочего состояния в подкритическое состояние, поддерживать его в этом состоянии при рабочей температуре теплоносителя и замедлителя.

При пуске реактора его подкритичность после взвода органов АЗ с введенными остальными органами СУЗ должна быть не менее 0,01 в состоянии реактивной зоны с максимальным эффективным коэффициентом размножения.

Предусмотрена возможность остановки реактора из другого помещения в случае нарушения доступа в помещение пульта управления (пожара).

Для контроля мощности реактор оснащен каналами контроля таким образом, что процессе пуска и на любом уровне мощности, начиная с МКУ, контроль осуществляется как минимум:

тремя независимыми между собой каналами измерения уровня мощности с показывающими приборами;

тремя независимыми между собой каналами измерения скорости изменения мощности с показывающими приборами.

По крайней мере, два из трех каналов контроля мощности оснащены записывающими приборами.

Все механические исполнительные органы СУЗ имеют указатели положения и конечные выключатели, срабатывающие, по возможности, от исполнительного органа.

СУЗ рассчитана на электрическое питание не менее чем от двух независимых источников надежного питания. При исчезновении питания одного из источников питания параметры электрического питания сохраняются. При длительных отклонениях параметров электропитания от номинальных значений не происходит ложного срабатывания АЗ и самопроизвольного перемещения ОР.

Схема СУЗ исключает введение положительной реактивности с помощью исполнительных органов АР, РР и КО, если исполнительные органы аварийной защиты не взведены.

При использовании в СУЗ жидкостного регулирования предусмотрены подача раствора поглотителя в активную зону не менее чем по двум независимым трактам и систематический контроль за концентрацией поглотителя в реакторе и емкостях, содержащих раствор поглотителя.

СУЗ справляется с таким единичным нарушением работы, как, например, незапланированное извлечение одновременно работающих органов регулирования или одного самого эффективного органа, не допуская увеличения мощности реактора, которое могло бы привести к превышению допустимых пределов повреждения ТВЭЛов.

Техническая документация СУЗ содержит анализ реакций системы на возможные неисправности: короткие замыкания, потерю качества изоляции, падения и наводки напряжения и т. п. До пуска реактора СУЗ должна пройти проверку на выявление опасных и ложных реакций.

Система автоматического регулирования мощности реактора оснащена двумя независимыми каналами автоматического регулирования с автоматическим резервированием друг друга.

Каждый автоматический регулятор имеет свои исполнительные органы, система автоматического регулирования обеспечивает автоматический переход с работающего АР на резервный при достижении исполнительными органами работающего АР, заранее установленных положений.

При включении нескольких однотипных измерительных каналов на вход системы АР предусмотрено устройство для получения сигнала, равного среднеарифметическому значению сигнала от всех каналов, чтобы отключение одного из этих каналов не вызывало изменения мощности реактора системой АР.

При работе системы автоматического регулирования автоматически исключается увеличение мощности реактора с периодом менее 30 секунд.

В СУЗ предусмотрена быстродействующая аварийная защита, обеспечивающая автоматический останов реактора при возникновении аварийной ситуации. Сигналы и установки срабатывания аварийной защиты обоснованы в проекте.

АЗ реактора спроектирована таким образом, чтобы в процессе пуска реактор на любом уровне мощности начиная с МКУ обеспечивается защита, как минимум, по следующим каналам:

тремя не зависимыми между собой каналами по уровню мощности;

тремя не зависимыми между собой каналами скорости нарастания мощности.

Для уменьшения числа ложных срабатываний допускается срабатывание исполнительных органов АЗ при совпадении сигналов от любых двух каналов данного типа. При неисправности или отключения для проверки или ремонта одного из трех каналов наличие сигнала от любого из двух работающих каналов приводит к срабатыванию исполнительных органов АЗ.

Любое единичное повреждение в системе АЗ не нарушает ее защитных функций. При этом многочисленные повреждения, являющиеся результатом какого-либо единичного события, действия или повреждения, рассматриваются как единичное повреждение.

АЗ в такой мере отделена от устройства контроля и регулирования, что повреждение или вывод из работы любого элемента этих устройств не влияет на способность АЗ выполнять защитные функции.

Система АЗ имеет не менее двух независимых групп исполнительных органов.

Количество, расположение, эффективность и скорость введения исполнительных органов АЗ определены и обоснованы в проекте РУ, показано что при любых аварийных режимах исполнительные органы АЗ без одного наиболее эффективного органа обеспечивают:

скорость аварийного снижения мощности реактора, достаточную для предотвращения возможного повреждения ТВЭЛов сверх допустимых пределов;

приведение реактора в подкритическое состояние и поддержание его в этом состоянии с учетом возможного увеличения реактивности в течении времени, достаточного для введения других более медленных органов СУЗ;

предотвращение образования локальных критических масс.

АЗ спроектирована таким образом, что начавшееся защитное действие, как правило, доводилось до конца.

При появлении аварийного сигнала исполнительные органы АЗ приводятся в действие из любого промежуточного положения.

Проверка прохождения аварийных сигналов в системе АЗ, от детекторов до приводов исполнительных органов при работе на мощности приводит к останову реактора. Любые блокировки схем и блоков АЗ из-за неисправности, наладки и вывода в ремонт допускаются только при наличии нескольких однотипных по механизму срабатывания устройств с обязательной выдачей соответствующих сигналов об отключении канала на пульт управления.



2.3 Электропитание АСУ ТП. Выбор схемы электроснабжения подсистем АСУ ТП

На энергетических блоках атомных электрических станциях имеется большое количество различного рода механизмов и устройств, которые для нормальной работы необходимо обеспечить электрической энергией. К ним относятся механизмы собственных нужд, двигатели электроприводов запорных и регулирующих органов, устройства контроля и управления. Для снабжения всех этих потребителей на блоке организуется электрическая сеть собственных нужд. В процессе работы блока возможны различного рода аварии как в сети собственных нужд, так и в сети, в которую выдается энергия. Эти аварии могут привести к перерывам или даже прекращению питания потребителей, что может вызвать серьезные повреждения агрегатов блока вплоть до их полного разрушения. Также недопустимы перерывы в работе устройств, осуществляющих контроль мощности реактора и срабатывание аварийной защиты. Поэтому принимаются специальные меры, задачей которых является организация питания ответственных потребителей собственных нужд таким образом, чтобы исключить возможность их полного обесточения при всех реальных неисправностях в электрических сетях. Для этого наиболее ответственные потребители подсоединяются к автоматизированной резервированной сети надежного питания. От сети надежного питания питаются устройства систем управления. Так как сети надежного питания достаточно сложны и дороги, для снижения их мощности все потребители энергии на АЭС разбиваются на группы в зависимости от требований, которые предъявляются к надежности их электроснабжения. В зависимости от требований надежного снабжения потребителей АЭС они делятся на три группы. Каждая группа питается от своих сетей. Схема электропитания АСУ ТП ЭБ АЭС показана на рисунке 2.4.

Группы механизмов требуют надежного питания для обеспечения безопасности станции (2 группа). В нормальном режиме работает только небольшая их часть, но при аварийном расхолаживании они работают полностью. На станциях установлено 3 системы безопасности. Независимость этих систем обеспечивается по технологической части, а также по питанию, цепям управления.

В них входят 3 системы питания переменного напряжения 6 и 0,4 кВ, постоянного напряжения 0,22 кВ. В состав входят дизель-генератор, аккумуляторные батареи, 2 выпрямительных устройства, 3 автономных полупроводниковых инвертора, понижающие автотрансформаторы 6/0,4 кВ и РУ на эти напряжения.

При перерыве электроснабжения, вызванного повреждением в блоке генератор-трансформатор или повреждением в ОТСН до момента включения РТСН, потребители 6 и 0,4 кВ 2 группы кратковременно обесточиваются.

К первой группе относятся:

потребители, не допускающие перерывов питания ни при каких режимах более чем на доли секунды, даже при исчезновении питания от ОТСН, РТСН;

потребители, требующие при переходных режимах в системе гарантированное питание в течении двух-трех секунд, но требующие питания в режиме обесточения при срабатывании АЗ реактора (КИП и А защиты реактора, приборы технологического контроля реактора, БРУ-А и БРУ-К, часть аварийного освещения, аварийный маслонасос уплотнения вала генератора, электромагнит приводов СУЗ).

Ко второй группе относятся:

потребители, допускающие перерывы питания от десятков секунд до нескольких, но требующие автоматического включения питания при срабатывании АЗ реактора;

потребители допускающие перерывы до 30 секунд, но требующие восстановления питания после срабатывания АЗ реактора в ручную. К таким потребителям относятся механизмы локализации и расхолаживания при аварии, насосы САОЗ, спринклерные насосы, насосы борного регулирования, аварийные, противопожарные и питательные насосы, маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора, системы биологической и технологической дозиметрии.

К третей группе относятся:

потребители, не предъявляющие особых требований. Это обычно мощные потребители станции, допускающие перерывы питания на время автоматического переключения с основного трансформатора на резервный (АВР). Не требуют питания вовремя АЗ - ГЦН с большой инерционностью, КН, ЦН и сетевые насосы, дренажные насосы и насосы воды неответственных потребителей. Благодаря этому удается понизить мощность источников питания наиболее надежных сетей первой и второй групп.

Первая группа получают питание от шины надежного питания 6кВ от инвертора, питающегося от шин постоянного тока 220В. В нормальном режиме шины постоянного тока получают питание через управляемый выпрямитель от шин надежного питания второй группы. Так как они допускают перерывы в питании, то в качестве резервного источника питания используется АБ.

Питание второй группы 6 и 0,4кВ осуществляется от шин надежного питания. В нормальном режиме они получают питание от шин нормальной эксплуатации. В качестве резервного источника питания используется ДГ. Поскольку при срабатывании АЗ требуется питание, ДГ находится в режиме “горячего” резерва и готов к принятию нагрузки через 15 секунд.

Для питания третей группы предусматриваются шины нормальной эксплуатации 6 и 0,4кВ. Питание к этим шинам подводится от рабочего и резервного ТСН. Трансформаторы выполнены с расщепленной обмоткой, для снижения тока к.з. В нормальном режиме питание происходит от ОТСН. При его повреждении или срабатывании защит блочного трансформатора питание переключается на РТСН.

Выбор схемы электроснабжения подсистем АСУ ТП. Схемы электроснабжения потребителей СН нормальной эксплуатации. Обеспечение устойчивости реактора АЭС при к.з. Больше всего влияет на схему ГЦН. От него зависит выбор источника питания. Если ГЦН обладает большой инерционностью, то при кратковременном исчезновении питания оказываются достаточными следующие меры: быстродействующие защиты АВРТ и механизмов СН [6, стр. 19 - 31].

На каждой секции предусматривается ввод резервного питания от магистрали резервного питания. Магистрали резервного питания секционируются через каждые 2-3 блока. В нормальном режиме ВL-BN отключены. При исчезновении питания от основных ТСН с выдержкой времени АВР подключается РТСН.

Основные потребители ВА-ВD: ГЦН, двухскоростные ЦН, КН первой и второй ступени, насосы технической воды неответственных потребителей, насосы контура охлаждения генератора.

BL, BW, BX - магистрали секций надежного питания систем безопасности. BJ, BK - магистрали секций надежного питания общеблочных потребителей. Потребители 0,4кВ нормальной эксплуатации получают питание от шин 6кВ через понижающий трансформатор секции СР1. Мощность трансформаторов 6/0,4кВ ограничивается 1000 кВА, для ограничения токов к.з. Почти все секции 0,4кВ обеспечиваются рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

По функциональному назначению потребители секции 0,4кВ делятся на:

группа секций для питания потребителей реакторного отделения и аппаратуры (СР, СО, СТ). Получают основное и резервное питание от шин нормальной эксплуатации: питание вентилей РО, насосы смазки ГЦН, противодымная защита. К этой же первой группе относится СС и СD - питание нагревателей КО;

группа секций для питания потребителей машзала и общеблочных потребителей (CA, CB, CN, CM). Каждая секция получает питание через свой понижающий трансформатор. В качестве резервного источника питания используется секция СR, которая получает питание от соседнего энергоблока. От этих секций получают питание масляные системы охлаждения турбины, насосы эжекторной машины, насосы подпитки деаэратора, насос водяного охлаждения генератора блока. CG - питание общеблочных выпрямительных агрегатов;

группа секций для питания силовой нагрузки СУЗ (СЕ, CF). Каждая секция получает питание от своей секции нормальной эксплуатации 6кВ.

Схема потребителей надежного питания систем безопасности (САОЗ). Группы механизмов требуют надежного питания для обеспечения безопасности станции (вторая группа). В нормальном режиме работает только небольшая их часть, но при аварийном расхолаживании они работают полностью. На станциях установлено три системы безопасности. Независимость этих систем обеспечивается по технологической части, а также по питанию, цепям управления.

В них входят: три системы питания переменного напряжения 6 и 0,4кВ, постоянного напряжения 0,22кВ; дизель-генератор, аккумуляторные батареи, две выпрямительных устройства, три автономных полупроводниковых инвертора, понижающие автотрансформаторы 6/0,4кВ и РУ на эти напряжения.

От секции BV (BW, BX) 6кВ запитаны потребители второй группы.

Трансформаторы 6/0,4кВ исполняются для потребителей второй группы 0,4кВ. Выпрямитель VS1 исполняется для питания потребителей первой группы постоянным током (ЕЕ). На секцию BV напряжение подается от секции нормальной эксплуатации ВА или от дизель-генератора мощностью 5600кВ, для питания потребителей второй группы используются секции CV (CW, CX). Кроме того, от секции CV1 питается вспомогательный выпрямитель VS2 (служит для поиска земли). Для питания потребителей первой группы постоянного тока предусматривается ЩПТ ЕЕ. В нормальном режиме ЩПТ получает питание от управляемого выпрямителя VS1. Перемычка между секциями в нормальном режиме отключена. Резервным питанием для ЩПТ является аккумуляторная батарея. Потребители переменного тока первой группы питаются от EL (EK, EM). На каждую есть свой инвертор.

Потребители:

для BV: трансформаторы 6,3/0,4кВ, выпрямитель, питающий ЩПТ;

для CV: насос промконтура, насос организованных протечек, насос подачи бора высокого давления, насосы расхолаживания бассейна выдержки, нагрузка каналов СУЗ, АКНП, охлаждение помещений БЩУ, РЩУ, СУЗ, освещение РО и питание КИП и А;

от ЩПТ: цепи управления выключателями ВЭ-6, постоянное аварийное освещение, освещение БЩУ, питание панелей УКТС, инверторы ПТС-125, ПТС-250, аппаратура КИП и А, АКНП.



При перерыве электроснабжения, вызванного повреждением в блоке генератор-трансформатор или повреждением в ОТСН до момента включения РТСН, потребители 6 и 0,4кВ второй группы кратковременно обесточиваются. Потребители первой группы по-прежнему получают питание от инверторов, переключенных на АБ. При подключении к РТСН схема восстанавливается до прежнего уровня.

Рассмотрим электроснабжение САОЗ при авариях в технологической части и аварийном обесточивании АЭС. При исчезновении питания на время большее, чем время подключения РТСН по сигналу отсутствия напряжения на секциях BV (BW, BX) подается команда на запуск дизель-генератора систем безопасности. Время выхода на номинальные обороты 15 секунд. Условием включения BV является надежное отключение от секции ВА. BV подключается к ВА через два выключателя. Так как мощность генератора соизмерима с мощностью электродвигателя, то нагрузка включается ступенями - 7-10. Потребители второй группы 0,4кВ до приема дизелем-генератором нагрузки обесточиваются, потребители первой группы питаются от АБ. После приема дизелем-генератором нагрузки схема питания восстанавливается.

Схема надежного питания общеблочных потребителей. Для обеспечения надежного питания механизмов, обеспечивающих сохранность основного оборудования АЭС современные блоки оснащаются системой надежного питания общеблочных потребителей.

Состав:

две общеблочных секции BJ, BK 6кB, связанные между собой перемычкой с двумя выключателями;

секции надежного питания 0,4 кВ CJ, CK, подключенные к BJ, BK через понижающие трансформаторы. Каждая из этих секций разделена на полусекции;

ЩПТ ЕЕ 04, 05, 06 для питания потребителей первой группы. ЩПТ связаны с BJ, BK через понижающие трансформаторы и управляющие выпрямители. Кроме того, они связаны с CJ, CM и СА;

Шины питания потребителей первой группы на 0,4кВ. В нормальном режиме BJ, BK получают электроэнергию от BA, BD (нормальной эксплуатации), с которой они связаны через два выключателя. Между BJ и BK перемычка отключена. CJ и CK получают питание через понижающий трансформатор от BJ и BK.

При нарушении электроснабжения BJ, BK 6кВ предусматриваются следующие режимы:

при исчезновении питания на одной из секций, включаются перемычки между секциями;

если на двух секциях BJ, BK включаются два дизель-генератора (один на своем и один на соседнем), и если один из них не запускается, то включается перемычка между секциями. Один дизель-генератор рассчитан на два блока;

при нарушении питания CJ, CK предусматривается подача питания от резервного трансформатора 6,3/0,4кВ соседнего энергоблока через CR.

Для ЕЕ АБ являются резервным источником питания.

Потребители BJ, BK: насосы гидростатического подъема ротора, подпиточный насос, вспомогательный питательный насос и трансформатор 6,3/0,4кВ; потребители машзала, нагрузка нормальной эксплуатации фундаментной части РО.

С ЩПТ получает питание УКТС, цепи управления выключателями ВЭ-6, приводы выключателей, инверторы питания потребителей машзала и УВК.

Основные потребители первой группы общеблочных агрегатов бесперебойного питания (АБП) - КИПиА машзала, АСУТ-1000, УВС машзала.

Схема питания СУЗ. Электрооборудование электропитания СУЗ предназначено для приема, преобразования электроэнергии от источников собственных нужд АЭС и распределения ее по потребителям СУЗ.

Электрооборудование электропитания СУЗ является составной частью комплекса электрооборудования СУЗ.

Пять шкафов вводов переменного тока типа ШПВ1 предназначены для приема от источников собственных нужд АЭС электроэнергии переменного тока напряжением 380/220В, 50Гц, с изолированной нейтралью, распределение ее между потребителями СУЗ на уровнях 380В, 50Гц и 220В, 50Гц с защитой отходящих фидеров от перегрузок по току, и является составной частью СВБ - электрооборудования управления приводами СУЗ.

Напряжение на шины питания подается с помощью вводного автомата SF1 (I_н = 12,5А, I_отс = 150А); электроэнергия отпускается потребителям СУЗ по отдельным фидерам, подключенным к шинам питания в шкафу ШПВ1 через предохранители.

Источники питания СН АЭС:

РУСН - 0,4кВ нормальной эксплуатации:

два ввода 220В, 50Гц от секции СЕ;

два ввода 220В, 50Гц от секции СF;

один ввод от аккумуляторной батареи ЕА09 (=110В);

9 вводов от РУСН надежного питания (сборки НG60чНG68).

От первой системы безопасности запитаны ПТК АКНП I комплект, ПТК АЗ-ПЗ I комплект. От второй системы безопасности запитаны ПТК АКНП II комплект, ПТК АРМ-РОМ-УПЗ, электропитание ПТК СГИУ. От третей системы безопасности запитаны ПТК АКНП III комплект, ПТК АЗ-ПЗ II комплект



3. Разработка, создание и применение на АЭС с ВВЭР-1000 системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов

Основными производителями электроэнергии в атомной энергетике Украины являются АЭС с реакторами ВВЭР. Так в 2005 г. на АЭС с реакторами ВВЭР было выработано 73829,9 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.

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 под- держания 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 [14].

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.

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.

3.1 Измерения и поддержания уровня воды в ПГВ-1000

3.1.1 Измерение уровня воды в парогенераторах

Уровень в ПГ является одним из важных рабочих параметров. От него зависят обеспечение проектной влажности генерируемого пара, условия теплопередачи, циркуляция по второму контуру и коррозионные процессы в верхних рядах трубного пучка, температурный режим работы ряда узлов ПГ, запас воды в ПГ, требуемый по условиям безопасности РУ ВВЭР-1000.

Особенностью горизонтальных ПГ является существенная зависимость влажности генерируемого пара от уровня, что обусловлено горизонтальным расположением корпуса и ограниченной высотой парового объема. Требуемый диапазон поддержания уровня воды составляет ± 50 мм в статике и ± 75 мм в динамике.

Система измерения уровня в ПГ является элементом систем безопасности реакторной установки и должна обеспечивать формирование сигналов на регуляторы подачи питательной воды, на защиты и блокировки, а также управление системами.

В настоящее время в ПГВ-1000, для измерения уровня воды, используется гидростатический метод. Он состоит в измерении разности давления в импульсных линиях, одна из которых отбирает давление непосредственно в ПГ, а другая из ПГ через уравнительный сосуд, значение уровня воды в котором определено конструктивно. Принципиальные схемы установки уровнемеров в ПГ показаны на рисунках 3.1,3.2.

На парогенераторах энергоблоков АЭС с ВВЭР применяются гидростатические уровнемеры с двумя типами конденсационных уравнительных сосудов: однокамерные (УСО) и двухкамерные (УСД). Двухкамерные сосуды имеют малую базу (630-1000 мм), а однокамерные сосуды с большой базой (4000 мм).

Различие конструкций однокамерных и двухкамерных уровнемеров определяет особенности их использования и точность измерения. В однокамерном сосуде точность зависит, в основном, от учета температуры воды на участке «плюсовой» импульсной линии. В двухкамерном сосуде также имеется некоторая температурная погрешность, обусловленная неравномерностью температур по высоте сосуда. Величина погрешности зависит от уровня и давления. Она может достигать 50 мм при максимальном значении уровня и давлении 6,85 МПа [15,16].

В настоящее время, на серийных энергоблоках уровень воды измеряется только в холодном торце ПГ при помощи двухкамерных уровнемеров с базой 1000 мм и однокамерных с базой 4000 мм.

Однокамерные сосуды характеризуют в большей степени массовый уровень в ПГ, а двухкамерные (отбор в торце ПГ) дают значения, действительного уровня и характеризует запас парового пространства. Поэтому, уставки защит и блокировок на понижение уровня задействованы от уровнемеров с базой 4000 мм (однокамерные), а на повышение - преимущественно от уровнемеров с базой 1000 мм (двухкамерные).

УСО-1 УСО-2 УСО-!

Рис. 3.1 Схема обвязки ПГВ-1000 однокамерными уравнительными сосудами



Рис. 3.2 Схема обвязки ПГВ-1000 двухкамерными уравнительными сосудами

Необходимо отметить, что гидростатический метод имеет ряд недостатков, а именно: инерционность (для двухкамерных сосудов); зависимость показаний от температуры импульсных линий; возможность искажения показаний при резких перепадах давления; высокая стоимость и сложность, учитывая большую протяженность импульсных линий трубопроводов.

На показания уровнемеров влияют также процессы, происходящие внутри ПГ. При работе на мощности показания уровнемеров в ПГВ-1000 начинают зависеть как от мощности, так и от расположения уровнемера по периметру ПГ [17-19]. Это объясняется тем, что, во-первых, массовый уровень при работе на мощности не является горизонтальной плоскостью, и в разных зонах ПГ существует различие как физических, так и массовых уровней воды. Во-вторых, и это главное, имеется различное паросодержание по периметру ПГ в зазоре между закраиной погруженного дырчатого листа (ПДЛ) и корпусом.

Большой фактический материал по измерению положения уровня воды в ПГ был накоплен [19-20]. На основе этих данных были построены обобщающие базовые зависимости показаний основных уровнемеров от мощности (рис. 3.3), которые впоследствии использовались при разработке проектных и технических решений по размещению на ПГ уравнительных сосудов.

Необходимо также отметить различие в инерционности показаний однокамерных и двухкамерных сосудов. Наличие дополнительных линий, связывающих камеру переменного уровня двухкамерного сосуда с ПГ, увеличивает время запаздывания его показаний в режимах с изменением уровня. Это свойство является благоприятным с точки зрения работ системы регулирования, но негативно отражается на работе защиты и блокировок по уровню в ПГ.

Рис. 3.3 Зависимость показаний уровнемеров в различных участках ПГ от тепловой мощности РУ

1 - УСД с базой 1000 мм на «холодном» торце;

2 - УСД с базой 1000 мм над ПДЛ;

3 - УСО с базой 4000 мм на «холодном» торце;

4 - УСО с базой 4000 мм на «горячий торец» (до реконструкции системы водопитания).

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 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 АЗ. 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 [19]. 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 [22], на практике регулятор не влияет на первоначальное изменение уровня, вызванное снижением паросодержания при отключении ГЦН.

3.1.2 Определение запаса воды в ПГВ при динамических режимах

...