Размещено на http://www.allbest.ru/

АО "Атомтехэнерго"

УДК 621.311.25:621.039:621.181.61

Введение

На современных АЭС с ВВЭР одной из основных систем, обеспечивающих контроль условий эксплуатации ядерного топлива, а также важнейших параметров, связанных как с безопасностью, так и с экономичностью эксплуатации реакторной установки в целом является система внутриреакторного контроля [1-5]. Надежность выполнения СВРК важнейших эксплуатационных задач во многом зависит от достоверности входной информации, поэтому диагностика состояния и контроль достоверности показаний измерительных каналов является одной из важнейших штатных функций первичной обработки в СВРК.

В соответствии с нормативными требованиями к системам нормальной эксплуатации важным для безопасности [6] при эксплуатации энергоблока проводятся периодические регламентные проверки и испытания СВРК с расширенным анализом показаний каналов контроля СВРК, сложность и громоздкость которого определяется как большим количеством каналов контроля, входящих в современную СВРК (порядка одной тысячи штук), так и используемым методам проверки показаний на достоверность, включающем ряд «ручных» операций. При этом очевидно, что в период между регламентными проверками и испытаниями имеется вероятность функционирования системы с неявными и развивающимися дефектами, которые не выявляются штатными функциями диагностики. Именно поэтому в настоящее время фактически уже определены требования к использованию на АЭС технологий диагностики в режиме реального времени (OLM) для технического обслуживания систем контроля и управления [7, 8]. Исходя из этого, ведутся работы и предлагаются разные способы и методы реализации технологий OLM на АЭС [9], в том числе и для СВРК на АЭС с ВВЭР [10].

Одной из главных функций СВРК является расчет средневзвешенной мощности РУ [11,12], знание которой необходимо оперативному персоналу для управления реактором. В последних проектах СВРК появилась функция выдачи сигналов аварийной защиты по локальным параметрам активной зоны [13,14]. Сигналы АЗ выдаются СВРК при уменьшении запаса до кризиса теплообмена (DNBR) меньше допустимой величины, а также при превышении уставки по линейному энерговыделению (Ql). Для выдачи сигналов аварийной защиты используются датчики энерговыделения в активной зоне и датчики, необходимые для расчета расхода теплоносителя через активную зону реактора.

Как расчет достоверной средневзвешенной мощности РУ, так и расчет достоверных запасов до достижения уставок срабатывания аварийной защиты в СВРК возможен при достоверных показаниях датчиков. В случае использования недостоверных показаний при расчете мощности РУ возможно получение ошибочного значения мощности. В случае завышенной мощности РУ относительно действительной получим недовыработку электроэнергии из-за ограничений на значение средневзвешенной мощности РУ, указанное в регламенте безопасной эксплуатации энергоблока [15]. В случае ошибочной заниженной мощности РУ получим небезопасную эксплуатацию топлива ввиду возможных превышений допустимых пределов его эксплуатации. В случае использования недостоверных показаний датчиков при расчете запасов до уставок срабатывания защит возможно либо ложное срабатывание сигналов ПЗ/АЗ, либо пропуск их срабатывания при формировании действительных превышений допустимых пределов, что грозит ядерной аварией. В этих условиях задача проверки достоверности показаний датчиков СВРК приобретает особую важность.

Необходимость проверки достоверности показаний датчиков СВРК установлена в регламенте проверок и испытаний систем и оборудования энергоблока [16]. До настоящего времени проверки проводились путем анализа показаний датчиков СВРК «ручным» способом, включавшим следующие операции:

- определялось состояние, в котором находится реакторная установка: в горячем или на мощности, а если на мощности, то уровень мощности;

- оценивалась стабильность текущего режима, необходимая для корректного расчета средних значений и СКО. Стабильность оценивалась по таким признакам, как скорости изменения температуры первого контура и мощности реакторной установки, тенденция изменения аксиального офсета;

- копировались данные из СВРК на персональный компьютер длительностью около получаса. На интервале стабильного режима производился расчет средних значений измеряемых величин, определялись СКО и доля выбросов показаний;

- проводилась проверка соответствия полученных значений текущему состоянию реакторной установки путем сравнения со значениями, характерными для данного режима работы РУ.

Сложность и громоздкость «ручной» проверки достоверности усугубляется большим количеством датчиков, входящих в современную СВРК (порядка одной тысячи) [17,18].

В соответствии с регламентом [16] такие проверки проводятся периодически один раз в месяц. Однако в связи с появлением в современных СВРК функции по формированию и выдаче сигналов ПЗ и АЗ требования к функционированию СВРК ужесточились. Согласно регламенту безопасной эксплуатации [15] при отказе нижнего уровня СВРК, отвечающего за формирование сигналов ПЗ и АЗ, первоначально для устранения отказа отводится 2 часа, и если по истечении этого срока устранить проблему не удалось, то необходимо снижение мощности РУ до 60% Nном, а если и после 2-х суток устранить проблему не удалось, то необходим перевод РУ в горячее состояние.

Своевременное устранение дефектов, приводящих к недостоверным показаниям каналов контроля, позволяет не допустить возникновения ситуаций, накладывающих ограничение на уровень мощности вплоть до перевода энергоблока в горячее состояние. Таким образом, ввиду важности своевременного выявления недостоверных показаний и обеспечения запаса времени, необходимого для устранения соответствующих дефектов, следует стремиться к реализации функционирования системы диагностики СВРК в режиме реального времени.

Стоит также отметить, что средствами самой СВРК проводится анализ показаний датчиков и их отбраковка в случае обнаружения обрыва линии связи или же слишком быстрых изменений. Алгоритм отбраковки быстрых изменений основан на сравнении текущего показания с предыдущим и в случае, если изменение «значительно», то текущее значение получает признак «недостоверно». Для каждого измеряемого параметра «значительное» изменение задается константой в базе данных, например для перепада давления на ГЦНА изменение считается «значительным» при величине, составляющей 10% от шкалы. Однако такая отбраковка не позволяет выявлять недостоверные показания, которые могут существовать при исправной линии связи и если показания датчика изменяются с допустимой скоростью.

С целью снижения трудозатрат персонала, обеспечения надежности и своевременности проверок достоверности данных СВРК необходимо создать и реализовать методы автоматической проверки с помощью системы диагностики информационно-измерительных каналов СВРК, функционирующей в режиме реального времени и включающей алгоритмы для автоматического определения состояния реакторной установки, для поиска подходящего временного интервала со стабильным режимом РУ, а также алгоритмы функционирования автоматических проверок.

Система диагностики должна обнаруживать действительно недостоверные показания, а достоверные показания не должны признаваться недостоверными. Другими словами необходимо, чтобы вероятность ложных диагностических решений стремилась к нулю.

Объектом исследования данной работы является система внутриреакторного контроля, установленная на современных АЭС с ВВЭР.

Предметом исследования данной работы являются реализованные в системе диагностики СВРК методы:

ѕ автоматического выбора состояния реакторной установки;

ѕ автоматического определения стабильного режима РУ;

ѕ проверки достоверности показаний общетехнологических параметров;

ѕ проверки достоверности показаний датчиков температурного контроля теплоносителя первого контура;

ѕ проверки достоверности показаний датчиков прямого заряда (ДПЗ);

ѕ проверки расчета средневзвешенной мощности РУ.

Целью диссертационной работы является решение актуальной научно-технической задачи разработки методики и системы автоматического контроля и диагностики достоверности информации СВРК с целью повышения надежности и безопасности функционирования АЭС, что имеет существенное значение для атомной отрасли.

Актуальность работы обусловлена необходимостью внедрения методов автоматического контроля достоверности информации СВРК в связи с повышением требований к системе внутриреакторного контроля, как системе, обеспечивающей выдачу сигналов предупредительной и аварийной защит реактора.

Научная новизна:

1. Предложен метод распознавания состояния РУ, в зависимости от которого определяются группы каналов контроля, подлежащие проверке.

2. Предложен метод определения условно стабильного режима РУ, пригодного для статистической обработки показаний каналов контроля. Сформирована группа параметров, достаточных для определения стабильности РУ.

3. Разработан методический подход к автоматизации проверок СВРК на основе разработанного автором специального программного обеспечения, включающий использование предложенного автором набора констант.

4. Предложен алгоритм по определению достоверности показаний канала контроля, включающий процедуры, в которых используются разработанные методы:

- метод сравнения с режимным значением, в котором учтена зависимость нижнего и верхнего режимных значений от мощности;

- метод оценки допустимого отклонения показаний в группах параллельных каналов контроля с использованием медианного значения. Показано, что величина погрешности медианного значения, определенного таким методом, существенно меньше погрешности среднего значения, что повышает надежность оценки достоверности канала контроля.

5. Предложен метод проверки каналов контроля энерговыделения с помощью ДПЗ, в котором учитываются зависимости показаний от обогащения, распределения по высоте и уровня мощности РУ. Предложено выражение, учитывающее эти зависимости.

6. Предложен метод изменения весов в расчете средневзвешенной мощности РУ на основании проведения теплового баланса на разных уровнях мощности, с учетом недостоверности показаний отдельных способов расчета тепловой мощности на определенных уровнях мощности.

7. Предложен метод диагностики температурного контроля теплоносителя первого контура на мощности с учетом наличия расслоения теплоносителя по температуре в горячих нитках ГЦТ.

8. Разработано программное обеспечение системы диагностики СВРК в режиме реального времени, включающее в себя вышеперечисленные методы.

Практическая значимость исследований.

1. Разработанные методы и алгоритмы для автоматической проверки достоверности СВРК доведены до конечного программного продукта, готового к использованию в системе диагностики СВРК.

2. Создана, реализована и верифицирована на вновь введенном в эксплуатацию блоке №6 Нововоронежской АЭС система диагностики СВРК в режиме реального времени.

3. При верификации системы диагностики показана возможность выявления недостоверных каналов контроля СВРК. Обнаружение и выведение из обработки на верхнем уровне СВРК недостоверных каналов СВРК позволило исключить ошибки расчета мощности РУ.

4. Разработанная система диагностики СВРК готова для внедрения ее на других энергоблоках АЭС с ВВЭР.

На защиту выносится:

1. Методика автоматизированной диагностики достоверности СВРК.

2. Разработка и создание системы диагностики СВРК в режиме реального времени, включая разработку программного обеспечения и натурное экспериментальное обоснование системы на действующей АЭС.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на следующих международных конференциях:

5-я Международная научно-техническая конференция "Обеспечение безопасности на АЭС с ВВЭР", г. Подольск, ОКБ "Гидропресс", июнь 2007 г.,

6-я Международная научно-техническая конференция "Обеспечение безопасности на АЭС с ВВЭР", г. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 26-29 мая 2009 г.,

1-я Международная научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию», г. Москва, ОАО «Атомтехэнерго», апрель 2011 г.,

2-я Международная научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию», г. Москва, ОАО «Атомтехэнерго», апрель 2012 г.,

8-я Международная научно-техническая конференция «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики», г. Москва. Концерн «Росэнергоатом», май 2012 г.,

8-я Международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР», г. Подольск, ОКБ "Гидропресс", май 2013 г.,

Международная научно-практическая конференция по атомной энергетике «Безопасность, эффективность, ресурс АЭС с ВВЭР», г. Севастополь, октябрь 2013 г.,

24-й симпозиум AER по физике и безопасности реакторов ВВЭР, г. Сочи, октябрь 2014 г.,

25-й симпозиум AER по физике и безопасности реакторов ВВЭР, г. Балатонгерок, Венгрия, октябрь 2015 г.,

26-й симпозиум AER по физике и безопасности реакторов ВВЭР, г. Хельсинки, Финляндия, октябрь 2016 г.,

9-я международная научно-техническая конференция «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики» г. Москва, Концерн «Росэнергоатом», май 2014 г,

10-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР» г. Подольск, АО ОКБ «Гидропресс», май 2017 г.,

АО "ВНИИАЭС";

различных АЭС в России.

Основные результаты работы опубликованы в 23-х печатных работах, в том числе 6-ми публикациях в ведущих рецензируемых научно-технических журналах и 2-х свидетельствах о государственной регистрации программ, а также в ряде отчетов о работах при вводе в эксплуатацию энергоблоков АЭС с РУ ВВЭР-1000, в программах и методиках испытаний СВРК при вводе в эксплуатацию блоков №№2,3 Ростовской АЭС, блока №4 Калининской АЭС, блоков №5 (после модернизации) и №6 Нововоронежской АЭС.

Личный вклад автора в полученные результаты.

Исследования, представленные в настоящей диссертации, выполнены лично соискателем в процессе научно-исследовательской и практической деятельности. В работы, выполненные в соавторстве, автор внес определяющий вклад в части, относящейся к теме диссертации.

Глава 1. Контроль достоверности СВРК. Обзор предшествующих работ и постановка задачи

1.1 Системы ВРК ВВЭР

Становление и развитие систем внутриреакторного контроля (СВРК) неразрывно связано с ростом требований надежного контроля распределения энерговыделения в активной зоне [19-20]. В свою очередь это требование определялось увеличением удельных нагрузок и геометрических размеров активных зон для повышения единичной мощности реакторов и роста их конкурентоспособности в секторе промышленного производства электрической энергии [12-26]. Рост удельных нагрузок вынуждает до минимума сокращать запасы между текущими и максимально допустимыми значениями основных параметров, характеризующих теплотехническую надежность АЭС. При этом для реакторов с водяным теплоносителем, т.е. и для ВВЭР, существует угроза возникновения кризисных явлений в процессе теплосъема.

Характеристики и структуры комплексов технических средств разных поколений СВРК зависели от соответствующего для конкретного периода состояния измерительной и вычислительной техники [27-28].

СВРК первого поколения (прототипы СВРК)

Для первых промышленных реакторов непременным условием безопасности эксплуатации считалось оснащение всех ТВС средствами для определения мощности теплотехническими средствами, как наиболее развитыми на тот период. Таким образом, можно сказать, что СВРК первого поколения или точнее прототипы СВРК, как правило, представляли собой массовые прямые теплотехнические измерения для определения мощностей и относительных мощностей ТВС без широкого использования специальной измерительной и вычислительной аппаратуры для автоматизации и обеспечения оперативности контроля [24]. Данные системы обладали существенными недостатками: инерционностью, ограниченностью диапазона измерения, отсутствием возможности контроля объемного распределения энерговыделения в активной зоне. Последний недостаток начал частично компенсироваться применением сборок ДПЗ в нескольких ТВС и периодическими специальными измерениями энерговыделения с помощью активационных детекторов.

Так, в конце 60-х - начале 70-х годов прошлого века для первых ВВЭР-440 в СНИИП была разработана активационная система контроля распределения нейтронного потока по высоте и радиусу активной зоны РПН2-04. В этой системе контроль осуществлялся путем активации в вертикальных каналах стальной проволоки, содержащей марганец, при непрерывном контроле плотности потока нейтронов в каждом из этих каналов с помощью ДПЗ-1п [25]. Общее число таких каналов контроля было равно 12. Во внутриреакторном контроле нейтронного потока в реакторах типа ВВЭР использовались только сборки ДПЗ с эмиттерами из различных материалов. Например, для ВВЭР-440 первых проектов использовали ДПЗ-1М с родиевым эмиттером и ДПЗ-4п с ванадиевым эмиттером. Число родиевых ДПЗ варьировалось от 4 до 7, число ванадиевых - от 1 до 2. Всего в реакторе устанавливалось 12 сборок описанного типа. Сигналы от ДПЗ, а также от термопар, размещенных в активной зоне, регистрировались аппаратурой СПН2-01.

СВРК второго поколения

Полноценные СВРК, т.е. автономно управляемые специализированные комплексы программно-технических средств разных модификаций (с особенностями для конкретных реакторов), начали включать в проекты серийных энергоблоков (В-213) с реакторами ВВЭР-440 и в первые проекты ВВЭР-1000 (В-187, В-302, В-338) с конца 70-х годов прошлого века [26,27]. В это время разработчиками и изготовителями (ИАЭ им. И.В. Курчатова, СНИИП, Приборный завод "Тензор") на основе магистрального канала связи ВЕКТОР-КАМАК, получившего широкое распространение в СССР и за рубежом, была создана унифицированная электронная аппаратура СВРК-01 "Гиндукуш". Эта аппаратура позволяла (с учетом конкретных проектов реакторов типа ВВЭР и дальнейшей их модернизации) изменять технические характеристики и программы путем добавления новых или замены старых устройств без изменения структуры системы в целом. Кроме этого, данная аппаратура обеспечивала возможность работы системы в автономном режиме, т.е. без внешней ЭВМ, хотя это и ограничивало частично функциональные возможности.

В качестве внешней ЭВМ для вычислительного комплекса СВРК, обеспечивающего полное восстановление поля энерговыделения в объеме активной зоны и расширяющего другие функциональные возможности, была использована ЭВМ типа СМ-2М. Выбор типа внешней ЭВМ для СВРК определялся ориентацией на технические средства линии СМ2, принятые для блочных информационно-вычислительных комплексов всех АЭС с ВВЭР-1000. Функционирование вычислительного комплекса СВРК обеспечивалось внешним математическим программным обеспечением, которое для серийных ВВЭР-1000 получило название "Хортица".

Таким образом, можно сказать, что наибольшее развитие данные системы получили для проектов серийных энергоблоков (В-320) с реакторами ВВЭР-1000. Расширение функций СВРК, а также увеличение номенклатуры и количества сигналов датчиков, установленных на серийных реакторах ВВЭР-1000, потребовало введения в состав аппаратуры СВРК дополнительного оборудования и соответствующей модернизации программного обеспечения. С другой стороны, быстрое развитие микроэлектроники, появление новых микросхем большой интеграции, в том числе микропроцессорных, позволяло провести модернизацию ряда основных блоков аппаратуры, существенно повысив ее технические характеристики и надежность. Учитывая эти факторы, в 1983-1985 гг. была проведена модернизация аппаратуры СВРК-01. На многих энергоблоках данные системы работают и по настоящее время.

СВРК нового поколения

Состав современной СВРК можно описать на примере структурной схемы СВРК блока №6 Нововоронежской АЭС, приведенной на рисунке 1.1 [29]. Так как СВРК выдает сигналы аварийной защиты, то в ее составе имеется 2 комплекта по 3 стойки ПТК-З, что позволяет иметь двукратное резервирование и реализовать мажоритарную логику (2 из 3-х) выдачи сигналов защит. Также в ее составе имеется 2 стойки ПТК-ИУ, предназначенные для реализации информационно-управляющих функций.

В состав СВРК входят: локальная сеть нижнего уровня, предназначенная для обмена информацией между стойками комплекта ПТК-З; клеммные шкафы, обеспечивающие ввод сигнальных кабелей от датчиков СВРК в ПТК-З; клеммный шкаф для размножения сигналов, поступающих в ПТК-ИУ; станция контроля нижнего уровня (СК-НУ), предназначенная для поддержки эксплуатации ПТК-НУ; сервисная станция дежурного инженера (ССДИ), предназначенная для выполнения сервисных функций ВК СВРК.

Для контроля и управления СВРК в ее составе имеется пульт СК-НУ и пульт ССДИ. Кроме того в состав СВРК входят 2 стойки ПТК-ВРШД, предназначенного для предварительной обработки переменных (шумовых) составляющих сигналов ДПЗ, вычислительный комплекс (ВК) ВРШД. Для осуществления связи между устройствами верхнего уровня используется дублированная локальная сеть СВРК типа Ethernet с сетевыми устройствами (включая шкафы кроссовые оптические для коммутации цифровой информации). Также в состав входят 2 стойки вычислительного комплекса (ВК) СВРК с сетевыми устройствами. Для связи с внешними системами используются 2 шлюза связи с ЛВС СВБУ (коммутаторы СБ) и АРМ комплекта электрооборудования СУЗ/СКУД. Кроме того, в состав СВРК входит ВК ВХР с пультом, имеющий связь с рабочим местом ВХР (рабочее место персонала химического цеха), предназначенный для контроля химических параметров технологического процесса первого контура.

Рисунок 1.1. Структурная схема СВРК блока №6 Нововоронежской АЭС

Общими принципиальными характеристиками СВРК нового поколения [29,30] являются:

- существенное расширение количества обрабатываемой цифровой и аналоговой информации за счет подключения большого объема новых каналов контроля, обмена информацией с другими блочными системами и наличие подсистемы контроля и управления для обеспечения комплексного анализа текущего состояния и прогнозирования развития процессов в активной зоне реактора и РУ в целом;

- повышение быстродействия за счет применения более совершенных функциональных блоков обработки сигналов и специального программного обеспечения для устранения эффектов запаздывания;

- повышение точности за счет использования как первичных преобразователей, так и измерительной аппаратуры более высокого класса точности, а также усовершенствованных алгоритмов обработки;

- повышение надежности за счет выполнения аппаратуры в соответствии с требованиями, предъявляемыми к системам защиты, применения надежных операционных систем и введения развитых процедур самодиагностики;

- расширение функциональных возможностей, включая защитные и управляющие функции;

- более совершенные системы архивации и представления оперативной информации на устройствах отображения информации;

- интеграция СВРК в общеблочные АСУ ТП или СКУ.

1.2 Датчики СВРК

Состав и особенности датчиков СВРК приведены на примере СВРК блока №6 Нововоронежской АЭС. Эта СВРК имеет следующие датчики [31]:

ѕ Датчики прямого заряда (ДПЗ), установленные в сборках внутриреакторных детекторов (СВРД) по 7 штук в каждой, равномерно распределенные по высоте и по сечению активной зоны. Поскольку СВРД имеется в количестве 54 штуки, обеспечивается контроль энерговыделения в 378 точках активной зоны реактора.

ѕ Термопары (ТП) на входе в активную зону (50 штук) и на выходе из активной зоны в 2 слоя (ТП-1А и ТП-1Б) по 50 штук.

ѕ Термометры сопротивления (ТС), расположенные в холодных и горячих нитках ГЦТ, равномерно распределенные по сечению трубопровода 2*4*6 штук.

ѕ Датчики для расчета расхода через петли ГЦК: перепад давления на ГЦНА 4*6 штук, мощность ГЦНА 4*6 штук, частота питания ГЦНА 4*6 штук.

ѕ Датчики для расчета мощности по параметрам второго контура, такие как расход питательной воды в ПГ (4 шт.), давление питательной воды в ПГ (4 шт.), температура питательной воды (4 шт.), расход продувки ПГ и т.д.

Картограмма размещения СВРД для блока №6 НВАЭС приведена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2. Картограмма активной зоны блока №6 НВАЭС с номерами СВРД

Расположение СВРД выбирается таким образом, чтобы в каждой орбите симметрии находился хотя бы один СВРД. В каждой орбите симметрии может быть от одной до четырех СВРД. Это условие выполняется для всех ТВС, кроме центральной. В центральной ТВС отсутствует СВРД. В каждом СВРД установлено по 7 ДПЗ, равномерно распределенных по высоте (рис. 1.3). Однако на практике высота установки каждого СВРД имеет различное значение. Величина смещения варьируется от минус 5 до 45 мм. Эта техническая особенность вынуждает учитывать в расчетах различные смещения. Таким образом обеспечивается контроль энерговыделения по объему всей активной зоны.

В каждой холодной и каждой горячей нитке ГЦТ установлено по 6 термометров сопротивления [30]. В активной зоне установлены 50 штук КНИТ, в каждом из которых расположены термопара на входе в активную зону ТП-3 и две термопары на выходе из активной зоны ТП-1А, ТП-1В. Таким образом, имеется массив из 198 датчиков температуры.

В качестве петлевых датчиков температуры СВРК в проекте блока №6 НВАЭС установлены термометры сопротивления, расположенные в сечениях Л-Л и Ж-Ж по 3 штуки (рис. 1.4 и 1.5).

Зонные датчики температурного контроля установлены в КНИТ. Расположение ТП в КНИТ показано на рисунке 1.6 [39].

Рисунок 1.4. Схема размещения петлевых датчиков температурного контроля теплоносителя первого контура

Сечения Ж-Ж и Л-Л расположены на расстоянии 350 мм друг от друга. Теплоноситель проходит это расстояние за 0,07 секунды [31,32]. Поэтому для простоты рассмотрения температуры в первом контуре можно считать, что все датчики находятся в одном сечении и равномерно распределены по окружности с шагом 600. Такое расположение датчиков температурного контроля в петлях ГЦТ, примененное впервые в проектах с ВВЭР, позволяет более точно определить средневзвешенную температуру в нитке ГЦТ по сравнению с другими проектами с ВВЭР, в которых датчики по сечению установлены неравномерно [33-38].

В соответствии с пусконаладочным протоколом проверки длин каналов под СВРД на блоке №6 НВАЭС смещение конца КНИТ от нижней границы активной зоны имеет значение от 49 мм до 112 мм, среднее значение составляет 76 мм. Таким образом, ТП-3 расположена в активной зоне с различной глубиной погружения.

Рисунок 1.5. Сечения Ж-Ж и Л-Л трубопровода ГЦТ с датчиками температурного контроля

Рисунок 1.6. Расположение датчиков температурного контроля в КНИТ на НВАЭС-2

Это обстоятельство сказывается на показаниях температуры при работе на мощности в том, что из-за подогрева теплоносителя на твэл от низа активной зоны до положения ТП-3 значения температуры не равняются температуре на входе в активную зону и значительно отличаются друг от друга. Проведенный анализ отличия показаний ТП-З от температуры на входе не показал прямой зависимости от величины смещения КНИТ от границы активной зоны [40]. Вероятными причинами, возможно, является различное обогащение ТВС, и, следовательно, мощность кассет, а также наличие существенной неравномерности потока теплоносителя в области расположения ТП-3. Это обстоятельство не позволяет при проверке достоверности показаний сравнить непосредственно показания ТП-3 с температурой холодных ниток.

На выходе из активной зоны установлена термопара ТП-1А на расстоянии 187 мм от верхней границы активной зоны (по проекту [41]) и выше на 195 мм установлена термопара ТП-1Б. Даже с учетом максимально возможного отклонения от проектной величины по высоте размещения ТП-1А, нижняя термопара все равно оказывается выше нижней границы активной зоны. Это обстоятельство позволяет сравнить показания ТП-1А и ТП-1Б. Однако сравнительный анализ показывает, что между ними существуют отличия в показаниях (рис. 1.7). Подавляющее большинство показаний ТП-1Б выше показаний ТП-1А. Автор считает, что отличие в показаниях обусловливается лучшим перемешиванием теплоносителя в области расположения ТП-1Б в отличие от области расположения ТП-1А.

Общее количество датчиков, входящих в современную СВРК, составляет порядка одной тысячи. Методика проверки достоверности требует помимо статистической обработки показаний сравнение показаний с режимными значениями и с параллельными каналами контроля. По этой причине «ручная» проверка показаний всех каналов контроля СВРК представляет собой весьма трудоемкую задачу [33].

Наиболее актуальное значение вопрос о достоверности показаний приобрел при эксплуатации АСУ ТП. В случае недостоверных показаний оператор или автоматика окажет неверное воздействие, которое может грозить аварией. Требование проверки достоверности показаний каналов контроля программно-технических комплексов прописано в ГОСТе 34.603-92 [42]. В области теплоэнергетики существуют руководящие документы для методов контроля достоверности [43].

Рисунок 1.7. Картограмма отклонений показаний ТП-1А от ТП-1Б при 100%Nном на блоке №6 НВАЭС

1.3 Контроль достоверности значений параметров в АСУ ТП

Один из способов автоматизации проверки достоверности каналов контроля в АСУ ТП описывает В.Е. Захарченко [44]. В основе решения лежат принципы системной динамики Форрестера: структуризация объекта; построение системной диаграммы объекта с указанием связей между элементами; определение переменных для каждого элемента и темпов их роста; принятие гипотез о зависимости каждого темпа роста от переменных и формальное описание этих гипотез; процесс оценки введенных параметров с помощью имеющейся статистики [45].

В работах Х.М. Хашемиана рассмотрены возможные дефекты в каналах контроля информации АСУ ТП на атомных электростанциях и их идентификация по характерному поведению показаний [9,46]. Определенные дефекты каналов контроля согласно автору можно выявлять автоматически специально разработанной системой диагностики. Некоторые дефекты, к сожалению, невозможно выявить автоматически из-за сложности алгоритмического описания признаков отклонений.

Гораздо больше исследований было произведено в области диагностирования оборудования АЭС [48 - 51]. Рассматривается контроль состояния трубопроводов на наличие течи по акустическим признакам, контроль наличия течи по влажностному контролю, либо наличие свободных незакрепленных предметов в ГЦТ по виброшумовой диагностике. Однако в этих системах диагностики не рассматривается наличие недостоверных показаний датчиков, которые необходимо выявлять. По этой причине эти системы диагностики не входят в область задачи, решаемой данной работой.

1.4 Проверки достоверности сигналов в СВРК

Задача проверки канала контроля технологического параметра на достоверность, опираясь на его показания, возникла одновременно с появлением приборов для контроля технологического параметра. А необходимость проведения проверок достоверности показаний СВРК существует со времен создания первых СВРК. Ясно, что прибор может давать показания лишь в диапазоне шкалы, на которую он рассчитан. В случае если показания прибора оказываются за границами шкалы, то очевидно, что эти показания недостоверны. Гораздо сложнее оценить достоверность показаний, если они находятся внутри диапазона шкалы. В этом случае можно предложить способ, основанный на том, что контролируемая среда не может изменять свойства с бесконечной скоростью. В нормальном процессе эксплуатации температура теплоносителя может изменяться с какой-то максимальной скоростью [52]. Также надо иметь в виду, что, например, измерение температуры производится реальными датчиками (термопарой либо термометром сопротивления), которые в свою очередь для отображения изменения теплового процесса должны изменить свои физические свойства с конечной скоростью. По этим причинам можно ввести условие достоверности показаний по скорости регистрируемого изменения измеряемой физической величины. Это условие реализуется в СВРК в виде двух проверок показаний для формирования признака недостоверности [53].

Первая проверка проверяет попадание величины сигнала внутрь интервала значений, которые может принимать сигнал:

,

Kнс - коэффициент, который хранится в файле и может неоперативно корректироваться. Для сигнала, который не попадает в заданный диапазон, сбрасывается в ноль признак достоверности сигнала и соответствующего физического параметра, при этом предполагается, что текущее значение сигнала сохраняется как достоверное значение сигнала для предыдущего цикла опроса; 2) для сигналов датчиков термопар