В классе буфер есть массив элементов, названный TCalcValue, в котором содержится информация по результату расчетов значений в буфере.

После того как буфер заполнен, производится расчет линейной аппроксимации методом наименьших квадратов для каждого параметра в буфере. Расчет использует только показания, пришедшие от сервера СВРК с признаком «достоверно». Если для параметра в буфере все значения будут с признаком «недостоверно», то рассчитанное значение также будет с признаком «недостоверно». Рассчитывается среднее значение по формуле (5.1).

,

где - среднее значение k-го параметра на текущем временном интервале, определенное на середине линейной аппроксимации, построенной по методу наименьших квадратов;

- коэффициент наклона линейной аппроксимации;

- начальное значение.

Кроме среднего значения на текущем интервале также рассчитывается погрешность определения среднего и скорость изменения в час.

Проверка достоверности показаний параметров производится один раз в несколько секунд. Периодичность задается константой, записанной в настроечном файле Diagnose.ini в параметре [TimeScheduler] Interval=60, где 60 - время в секундах между проверками. Эта величина может быть изменена на другую. Автор считает, что периодичность один раз в минуту является оптимальной. С одной стороны эта периодичность достаточна для обнаружения недостоверных показаний каналов контроля. С другой стороны данная периодичность позволяет экономить место на жестком диске. За периодичность проверок отвечает класс TTimeScheduler.

В каждом цикле опроса (1 раз в секунду) происходит определение режима работы РУ по алгоритму, описанному выше. Как уже говорилось, если состояние РУ признано неопределенным, то проверки не производятся. Если определено состояние горячее или на мощности, то проверки производятся. Для определения режима разработан класс TNPPUnit. В этом классе описаны параметры, необходимые для описания состояния блока. Перед запуском системы диагностики считывается соответствующий настроечный файл NPPUnit.ini, расположенный в каталоге Files. В этом файле прописаны соответствующие коды KKS параметров, необходимых для определения состояния РУ.

Если объект TNPPUnit определил, что состояние РУ горячее, то проводится проверка температурного контроля и проверка достоверности показаний параметров ПТК-З. Рассмотрим, каким образом производится проверка достоверности показаний параметров ПТК-З. Для этой цели разработан класс TGenTech. Он включает в себя массив из 6-ти элементов типа TPTKZ, который описывают один канал ПТК-З. В классе TPTKZ есть массив элементов TParam, каждый элемент описывает один параметр из канала ПТК-З. В нем есть ссылка на элемент TCalcValue с рассчитанными значениями из буфера TBuffer, описание параметра TDescription содержит булевские поля: достоверность TValid, работоспособность TServiceable, ссылку на элемент TOneCalcParam с информацией по обработке этого параметра. В классе TGenTech главной функцией является выполнение расчета на проверку достоверности Calc. В процедуре проверки Calc выполняется следующая последовательность действий:

- рассчитываются граничные значения в зависимости от текущей мощности РУ.

- проверка, приходят ли от СВРК значения с признаком «достоверно». Если все значения в буфере пришли от СВРК с признаком «недостоверно», то свойству Valid присваивается значение «ложь».

- проверка на работоспособность, заключающаяся в сравнении ошибки определения параметра с допустимой . Если ошибка оказывается больше , то канал контроля считается неработоспособным.

- проверка достоверности. Эта проверка включает в себя два условия: среднее значение параметра должно быть внутри интервала режимных условий, и второе условие: среднее значение отличается от среднего значения параллельных каналов не более . Если хотя бы одно из двух условий не выполняется, то канал контроля признается недостоверным.

Информация с граничными условиями (верхнее и нижнее номинальные значения), допустимое значение ошибки , величина допустимого отклонения от параллельных значений содержится в классе TCalcParams. Эта информация считывается из базы данных MS Access в файле Files\DB_SVRK_2000.mdb. Код датчиков задается маской вида: «11JEC?1CT705XQ01», где вместо знака «?» допускается любой символ. Такая запись позволяет экономить количество строк в базе данных для задания информации по обработке однотипных параметров. Этот способ задания возможен благодаря использованию кодов KKS в проекте НВАЭС-2.

Для проверки температурного контроля разработан класс TTC. Этот класс включает массив из 4-х классов TLoop, описывающих петлевые температурные датчики и массив классов TKNIT, описывающих КНИТ, в котором находятся по 3 ТП, одна на входе и две на выходе. При запуске программы считываются настроечные файлы TLoop.ini, TKNIT.ini, в которых приведено количество датчиков, коды KKS датчиков. В связи с тем, что методика проверки датчиков температурного контроля отличается для горячего состояния РУ и для режима на мощности, в классе TTC реализованы две процедуры по проверке датчиков. При старте программы считываются два настроечных файла: TC_GorSost.ini, TC_power.ini с настройками для обработки датчиков температурного контроля. Эта настроечная информация сохраняется в классе TTC. Если система диагностики определяет состояние «горячее», то производится проверка температурного контроля с параметрами для горячего состояния.

Алгоритм проверки следующий:

- Производится проверка на непревышение ошибки расчета среднего значения на допустимую величину . Если ошибка больше , то канал контроля признается неработоспособным.

- Производится проверка достоверности. Здесь два условия: на попадание среднего значения в граничные условия и на соответствие параллельным значениям. В качестве параллельных значений для датчика в горячих нитках будут все датчики в горячих нитках, кроме рассматриваемого. Для датчика в холодных нитках, соответственно, все датчики в холодных нитках, кроме рассматриваемого. Для датчиков в КНИТ (ТП-3, ТП-1А, ТП-1В) в качестве параллельных будут средние значения в холодных нитках ГЦТ, вычисленные только по всем достоверным.

Алгоритм проверки датчиков температурного контроля при работе РУ на мощности будет отличаться тем, что граничные условия номинального значения зависят от мощности по формулам (2.3, 2.4). Кроме того, для ТП-1А и ТП-1В проверки на соответствие параллельным значениям не производится. Здесь можно было бы применить расчетные значения на выходе из кассет, определенные по БИПР. Однако система диагностики БИПР в себя не включает.

Для проверки токов ДПЗ разработан класс TIDPZ, в который входит массив из 54 элементов TSVRD, описывающих одно СВРД с 7-ю ДПЗ. При запуске программы этот класс инициализируется кодами KKS для каждого датчика ДПЗ из файла N.ini. Главной процедурой является проверка достоверности показаний токов ДПЗ Calc_Power. Проверка токов ДПЗ сводится к сравнению среднего значения тока каждого ДПЗ с верхней границей режимного значения, которое рассчитано с учетом мощности РУ и формы распределения поля энерговыделения. Расчет верхней границы проводится по формуле (2.13). Предварительно рассчитываются константы, отвечающие за форму распределения по высоте активной зоны (2.14) и обогащение (орбиту симметрии) (2.15). В расчете этих констант используются только токи ДПЗ, имеющие признак «достоверно», присвоенный сервером СВРК.

Для расчета мощности разработан класс TN. В класс TN включены классы TN1, TN2,TNAKNP,TNdpz - описывающие расчет мощности по параметрам первого контура, по параметрам второго контура, по каналам АКНП и по токам ДПЗ, соответственно. При старте программы считывается настроечный файл N.ini, и инициализируется класс TN, описывающий расчет мощности РУ. Расчет мощности разными способами производится по формулам (3.5)-(3.16). Данные для расчета используются те, что рассчитываются на временном интервале, после проверки достоверности. Если какой-то датчик недостоверен, то его значение не учитывается в расчете средних величин. Если в расчете мощности используется единственное значение и оно оказывается недостоверным, то весь расчет мощности оказывается недостоверным. Чтобы рассчитать средневзвешенную мощность, необходимо хотя бы 3 из 4-х достоверных способа расчета. Если расчет средневзвешенной мощности РУ недостоверен или отклонение средневзвешенной мощности в СВРК от средневзвешенной мощности системы диагностики составляет более 2%, то мощность в СВРК признается недостоверной.

При разработке системы диагностики СВРК использовался опыт автора по созданию специальных программ обработки [61] результатов испытаний СВРК.

5.3 Экспериментальное обоснование работы алгоритмов определения состояния РУ

При вводе в эксплуатацию энергоблока №1 НВАЭС-2 было проведено опробование системы диагностики информации СВРК. Система диагностики проверялась в режимах работы РУ: горячее, на МКУ, на мощности [93,96].

В соответствии с алгоритмом определения состояния РУ система диагностики безошибочно относила текущие состояние к одному из возможных: «неопределенное», «горячее состояние», «на мощности до 10%Nном», «на мощности больше 10%Nном». К состоянию «неопределенное» система диагностики относила реализованный режим работы РУ при наборе мощности от 1 до 3 %Nном и при состояниях во время ППР, когда реакторная установка расхолаживалась и была в расхоложенном состоянии. Это полностью соответствует алгоритму определения состояния РУ, реализованному в системе диагностики. Надпись об определенном режиме работ РУ помещается в нижней части главного окна программы. Иллюстрация определения состояний приводится на рисунке 5.7.

Рисунок 5.7. Состояние РУ, определенное системой диагностики

Отнесение реализованного режима работы РУ к стабильному или нестабильному системой диагностики было произведено без ошибок. Согласно алгоритму определение стабильного режима, пригодного для проведения проверок, происходит путем проверки стабильности показаний ряда параметров, входящих в список. В список для проверки стабильности входят параметры:

ѕ температура в холодных нитках ГЦТ;

ѕ среднее давление над активной зоной;

ѕ значение тока ДПЗ;

ѕ положение 12-ой группы ОР СУЗ.

Первые три параметра заданы как аналоговые переменные, а положение 12-ой группы ОР СУЗ задано как дискретная переменная. Для аналоговых переменных задаются допустимые отклонения по скорости изменения в час и допустимое значение погрешности определения среднего значения. В случае если значение скорости изменения и погрешности определения средней величины меньше допустимых величин, то параметр имеет признак стабильности. Для дискретной переменной проверяется, было ли изменение значения на контролируемом интервале времени.

Первоначально в списке параметров для определения стабильного режима не был включен ток ДПЗ. При первых тестах функционирования системы диагностики возникали ситуации, когда каналы контроля токов ДПЗ признавались каналами с недостоверными значениями из-за превышения погрешности значения [50]. Характерное поведение токов ДПЗ в тот момент изображено на рисунке 5.8.

Рисунок 5.8. Поведение тока ДПЗ во время проверок

С целью исключения ложных сообщений по токам ДПЗ в список параметров для определения стабильного режима РУ был добавлен параметр «корректированный ток ДПЗ».

В процессе опробования системы диагностики возникали ситуации, когда частота питания ГЦНА и мощность ГЦНА признавались недостоверными по причине превышения допустимой погрешности измерения. Характерное поведение частоты питания ГЦНА в этот момент изображено на рисунке 5.9.

Рисунок 5.9. Характерное поведение частоты питания ГЦНА

На данный момент частота питания ГЦНА не входит в перечень параметров для определения стабильного режима. Такие параметры как частота питания ГЦНА и мощность ГЦНА не связаны с состоянием реакторной установки. Другими словами, режим работы реакторной установки может быть стабильным даже при нестабильных показаниях частоты питания ГЦНА. По этой причине было принято решение увеличить допустимую величину погрешности определения частоты питания ГЦНА и мощности ГЦНА, но в список параметров для определения стабильного состояния РУ не включать частоту питания ГЦНА.

5.4 Экспериментальное обоснование алгоритмов определения достоверности каналов контроля

Система диагностики в горячем состоянии РУ во время ППР после проведения испытаний на уровне мощности 100%Nном 03.03.2017 провела расчеты аддитивных поправок к датчикам температурного контроля 1-го контура. Опорная температура составила 285.27 0С. Минимальная поправка к датчикам температурного контроля в петлях составила 0 0С. Абсолютное значение максимальной поправки к датчикам в петлях составило 0.37 0С. Среднее значение поправки к петлевым датчикам составило 0.045 0С. Максимальное значение поправки к зонным датчикам температурного контроля составило 0.1 0С. Столь положительные результаты говорят о правильности выбранной методики проведения тарировки и высоких характеристиках датчиков температурного контроля.

В ходе опробования системы диагностики при работе РУ на мощности была проведена проверка 1152 параметров. Из которых: 102 параметра входят в группу «ПТК-З», 198 параметров - в группу «температурный контроль», 378 параметров - в группу «ДПЗ» и остальные в группу «расчет мощности». Периодичность проведения расчета была установлена один раз в минуту. Эту частоту автор считает достаточной для оперативного обнаружения недостоверных показаний и не слишком частой для экономии места жесткого диска компьютера, на который заносится архив с результатами обработки информации. Опыт опробования системы диагностики показал устойчивость определения недостоверных показаний каналов контроля. При этом отсутствовали ложные сообщения об недостоверных показаниях, которые таковыми не являлись. Также каналы контроля, признанные достоверными, не меняли своей характеристики от одного расчета к другому.

5.5 Результаты опробования системы диагностики

Согласно критериям успешности программы и методики испытаний необходимо было подтвердить результаты, выданные системой диагностики протоколами испытаний СВРК и обрабатываемые «ручным способом». Результаты опробования системы диагностики признаны успешным.

С помощью системы диагностики был обнаружен дефект в СВРК. 30.06.2016 система диагностики определила недостоверными показания перепада давления на ГЦНА-1 по датчику 11JEC10CP802BXQ3. Показания составляли около 0,002 МПа при показаниях остальных датчиков 0,630 МПа (ГЦНА-1 в работе) (рисунок 5.10). 01.07.2016 разработчик СВРК признал показания недостоверными и вывел данный канал контроля из обработки.

Рисунок 5.10. Выявление системой диагностики недостоверных показаний по датчику перепада давления на ГЦНА-1 11JEC10CP802BXQ3

Во время опробования на уровне мощности РУ 50%Nном система диагностики обнаружила недостоверные показания по перепаду давления на ГЦНА-2 во второй стойке первого комплекта ПТК-З. Признание показаний перепада давления на ГЦНА-2 недостоверными было по признаку отклонения показаний больше допустимого от параллельных измерений перепада давления на ГЦНА-2 в других стойках ПТК-З.

Недостоверные показания перепада давления на ГЦНА-2 привели к некорректному расчету запаса до кризиса теплообмена DNBR по этой стойке ПТК-З. Это привело к ложному завышенному значению запаса по DNBR в этой стойке ПТК-З. Также это недостоверное показание использовалось на верхнем уровне СВРК в расчете мощности петли №2 по параметрам первого контура. Что приводило к ошибочной величине мощности петли №2 на 8% больше верного показания. Это в свою очередь приводило к ошибочному завышенному значению средневзвешенной мощности РУ на 0.7%. Естественным образом это приводит к недовыработке электроэнергии из-за ограничений на поддерживаемую мощность РУ, которая контролируется как раз по СВРК.

После обнаружения недостоверных показаний по перепаду давления на ГЦНА-2 была выдана рекомендация по выводу его из расчета на верхнем уровне и продувке импульсных линий с установкой «нуля» на манометре.

Кроме того, при опробовании на уровне мощности 75%Nном система диагностики СВРК обнаружила дефектный ДПЗ. Недостоверные показания были выявлены по признаку «Погрешность выше допустимой величины», т.е. шум датчика ДПЗ был больше допустимого. Это приводит к тому, что расчет мощности РУ по ДПЗ имеет такой же шум и тем самым повышает погрешность расчета мощности РУ как на верхнем уровне, так и в одном из комплектов стоек ПТК-З, куда входят показания с этого дефектного датчика ДПЗ. Шумящий датчик ДПЗ мог привести к недостоверному расчету по линейному энерговыделению (так как используется значение в каждый момент времени) и, соответственно, при определенном стечении обстоятельств, привести к ложному превышению уставки по QL и выработке сигналов ПЗ/АЗ. После обнаружения этого дефектного датчика была выдана рекомендация вывести этот ДПЗ из обработки как на нижнем уровне, так и на верхнем уровне СВРК.

1. При разработке системы диагностики использовался опыт автора по созданию программного обеспечения для автоматизации обработки испытаний СВРК.

2. Программное обеспечение системы диагностики разработано на современном объектно-ориентированном языке программирования высокого уровня.

3. Система диагностики успешно прошла опробование при вводе в эксплуатацию энергоблока №1 НВАЭС-2. Система диагностики используется персоналом ОЯБ Нововоронежской АЭС при эксплуатации энергоблока №6.

4. Положительные результаты использования системы диагностики позволяют предлагать этот продукт для использования на других энергоблоках АЭС с ВВЭР в России и за рубежом.



Заключение

1. Современные СВРК существенно отличаются от своих предшественников по количеству каналов контроля и по функциям. Кроме ранее имевшихся функций по обеспечению безопасности и экономичности эксплуатации, в современных СВРК появились функции безопасности по выдаче сигналов предупредительной и аварийной защит. В связи с этим повышаются требования по контролю достоверности показаний имеющихся каналов контроля.

2. Проводимые в соответствии с нормативными требованиями периодические регламентные проверки и испытания СВРК на достоверность каналов контроля сложны и громоздки, что определяется как большим количеством каналов контроля, входящих в современную СВРК, так и используемыми методами проверки показаний на достоверность, включающими ряд «ручных» операций. В период между регламентными проверками и испытаниями вероятно функционирование системы с неявными и развивающимися дефектами, которые не выявляются штатными функциями диагностики. В связи с этим автором обоснована актуальность разработки и применения автоматической системы диагностики каналов контроля СВРК, функционирующей постоянно в режиме реального времени.

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

4. Разработаны методы и алгоритмы для автоматизированной проверки достоверности информации СВРК в режиме реального времени, в том числе:

- метод проверки достоверности общетехнологических параметров в автоматическом режиме, в котором при сравнении значения параметра с другими датчиками в качестве опорного вместо среднего используется медианное значение по группе параметров. Величина погрешности медианного значения, определенного таким методом, существенно меньше погрешности среднего значения, что повышает надежность оценки достоверности канала контроля. В предложенном методе учтена зависимость нижнего и верхнего режимного значения от мощности;

- метод проверки каналов контроля энерговыделения с помощью ДПЗ, в котором учитываются зависимости показаний от обогащения, распределения по высоте и уровня мощности РУ;

- для проверки достоверности показаний датчиков температурного контроля теплоносителя первого контура и тарировки этих датчиков при нахождении РУ в горячем состоянии предложен метод определения опорной температуры, относительно которой определяются аддитивные поправки, с использованием алгоритма для определения среднего значения параллельных каналов контроля и медианного значения;

- метод диагностики температурного контроля теплоносителя первого контура на мощности с учетом наличия расслоения теплоносителя в горячих нитках ГЦТ;

- методика проверки и диагностики расчета средневзвешенной мощности РУ на основе использования динамических весовых коэффициентов, полученных на основе результатов работ по определению теплового баланса на разных уровнях мощности РУ;

- метод и алгоритм определения состояния РУ, в зависимости от которого определяются группы каналов контроля, подлежащие проверке. Метод обладает устойчивостью к отказам отдельных каналов благодаря использованию мажоритарной логики и резервирования. Определены каналы контроля, необходимые и достаточные для использования в предложенном методе;

- метод и алгоритм определения стабильного режима РУ, пригодного для статистической обработки показаний каналов контроля. Сформирована группа параметров, достаточных для определения стабильности РУ. Предложены константы, используемые для определения стабильности режима.

5. Разработано программное обеспечение на современном объектно-ориентированном языке программирования высокого уровня и создана система диагностики информации СВРК в режиме реального времени, которая позволяет:

- определять недостоверные показания каналов контроля с датчиками СВРК с доверительной вероятностью 95%;

- выдавать информацию по выявленным недостоверным показаниям;

- вести архив результатов обработки информации.

6. Проведена верификация системы диагностики информации СВРК в режиме реального времени путем ее опробования при вводе в эксплуатацию энергоблока №1 НВАЭС-2. Результаты работы системы диагностики сверялись с результатами «ручной» обработки испытаний СВРК на уровнях мощности 50, 75, 100% Nном. Результаты опробования положительные.

7. Положительные результаты использования системы диагностики позволяют предлагать этот продукт для использования на других энергоблоках АЭС с ВВЭР в России и за рубежом.



Список использованных источников

1. Брагин В.А., Батенин И.В., Голованов М.Н. и др. Системы внутриреакторного контроля АЭС с ВВЭР. - М.: Энергоатомиздат, 1987, - 128 с.

2. ГОСТ 26635-85. Реакторы ядерные электрические с водой под давлением. Общие требования к СВРК. - М.: Госстандарт СССР, 1985 -9 с.

3. АЭС-2006 Нововоронежская АЭС-2 Технический проект АСУ ТП Описание комплекса технических средств Том 14 Книга 1. Описание комплекса технических средств СКУД.

4. Митин В.И., Калинушкин А.Е., Голованов М.Н., Филатов А.П. Основные решения по модернизированной системе внутриреакторного контроля реакторов ВВЭР-1000. // Измерения, важные для безопасности реакторов: Тр. 6-го собр. Междунар. симпоз., Москва, 20-22 ноября 2007 г. - М.: ОАО "Инкор», - ISBN 978-5-91450-013-6.

5. Быков А.В. Реализация концепции модернизации СВРК ВВЭР-1000 АЭС Украины на базе ПО "КРУИЗ" // Измерения, важные для безопасности реакторов: Тр. 6-го собр. Междунар. симпозиума, - Москва, 20-22 ноября 2007 г. - М.: ОАО "Инкор", 2007.

6. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций (НП-001-15). Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору. М. 2015, 74 с.

7. IAEA Nuclear Energy Series. No. NP-T-1.1. On-line monitoring for improving performance of Nuclear Power Plants. Part 1: Instrument channel monitoring. IAEA, Vienna, 2008, 122 p.

8. IAEA Nuclear Energy Series. No.NP-T-1.2. On-line monitoring for improving performance of Nuclear Power Plants. Part 2: Process and component condition monitoring and diagnostics. IAEA, Vienna, 2008, 82 p.

9. Хашемиан Х.М. Техническое обслуживание измерительных устройств на атомных электростанциях. М.: Издательство БИНОМ, 2012, 350 с.

10. Алыев Р.В. Распознавание состояния активной зоны и анализ достоверности информации системы внутриреакторного контроля при эксплуатации топливных загрузок ВВЭР-1000. Автореф. дис. канд. техн. наук. Обнинск, 2013, 22 с.

11. Mitin V.I., Alekseev A.N., Golovanov M.N. et al. Advanced in-core monitoring system for high-power reactors. 16-th Symposium of AER on VVER reactor physics and reactor safety. Slovakia, Bratislava, 25 sept.-29 sept. 2006 - Trnava: VUJE, a.s., Trnava, 2006

12. Kuzil A.C., Padun S.P., Bourian V.I. Development of in-core monitoring system for VVER. 10-th Symposium on VVER reactor physics and reactor safety. Seprember 18-22, 2000, Moscow, Russia.

13. Некоторые оценки работы защитных функций СВРК при вводе в эксплуатацию энергоблоков №1 и №2 Тяньваньской АЭС // Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики: Мат. 6-й междунар. науч.-тех. конф., Москва, 21-23 мая 2008 г. - М.: ФГУП концерн "Росэнергоатом", 2008, с.629-632.

14. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Оценка работы защитных функций СВРК при вводе в эксплуатацию Тяньваньской АЭС // Вопросы атомной науки и техники. Серия "Обеспечение безопасности АЭС". Научно-технический сборник. Выпуск 23. Реакторные установки с ВВЭР. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс", ФГУП НИКИЭТ, 2008. - с. 62-69.

15. Регламент проверок и испытаний систем и оборудования энергоблока №1 Нововоронежской АЭС-2. Р-00002. Версия .1

16. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В., Мусихин А.М. Построение системы диагностики состояния информационно-измерительных каналов СВРК АЭС с ВВЭР в режиме реального времени. Девятая международная научно-техническая конференция «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики». Тезисы докладов. Москва. Концерн «Росэнергоатом», 2014г., с. 90.

17. Система контроля, управления и диагностики РУ В-320. Система внутриреакторного контроля. Общее описание системы. Ростовская АЭС. Блок №3. 08624243.501310.030.ПД. М.: НИЦ «Курчатовский институт». Институт атомных станций, 2013, - 229 с.

18. Шальман М.П., Плютинский В.И. Контроль и управление на атомных электростанциях. - М.: Энергия, 1979, - 272 с.

19. Программа функционирования аппаратуры СВРК-01 для реакторов ВВЭР-1000. Техническое задание. №1.5-001 ПР.- М.: п/я В-2502, 1981, - 38 с.

20. Драгунов Ю.Г., Рыжов С.Б., Мохов В.А. Реакторная установка для АЭС-2006: Состояние на сегодня и ближайшее завтра // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 5-й междунар. науч.-техн. конф., Подольск, 29 мая - 1 июня 2007 г. - Подольск: ФГУП ОКБ "Гидропресс", 2007

21. Рыжов С.Б., Мохов В.А., Подшибякин А.К. и др. О новых проектах реакторных установок ВВЭР на современном этапе развития атомной энергетики // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. науч.-техн. конф., Подольск, 26 мая - 29 мая 2009 г. - Подольск: ОАО ОКБ "Гидропресс", 2009

22. Аминов Р.З., Хрусталев В.А., Духовенский А.С., Осадчий А.И. АЭС с ВВЭР: Режимы, характеристики, эффективность. - М.: Энергоатомиздат, 1990, - 264 с.

23. Шикалов В.Ф. Внутриреакторный контроль на АЭС С ВВЭР. Сб. История атомной энергетики Советского Союза и России. Выпуск 2. История ВВЭР. Под ред. В.А. Сидоренко. М.: ИздАТ, 2009, - 432 с.

24. Митин В.И. Система внутриреакторного контроля (от АЭС "Ловииза" к ВВЭР-1000). Сб. История атомной энергетики Советского Союза и России. Выпуск 2. История ВВЭР. Под ред. В.А. Сидоренко. М.: ИздАТ, 2009, - 432 с.

25. Ю.В. Саунин, А.В. Семенихин. Становление и развитие систем внутриреакторного контроля для АЭС с ВВЭР. Международная научно-техническая конференция «Полувековое обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР в России и за рубежом». Сборник тезисов. Нововоронеж, 2014, с. 34.

26. Мительман М.Г., Дубовский Б.Г., Любченко В.Ф., Розенблюм Н.Д. Детекторы для внутриреакторных измерений энерговыделения. М.: Атомиздат, 1977, - 152 с.

27. Система контроля, управления и диагностики. Система внутриреакторного контроля. РУ BBЭP.1200. Tехничeскoe зaдaние нa сoздaние. 2006.с.131.&.0UJA&&.JBB&&.022.МB, 2009 г.

28. Система контроля, управления и диагностики РУ В-320. Система внутриреакторного контроля. Руководство пользователя. Руководство сопровождающего физика. Ростовская АЭС. Блок №3. 08624243.501310.030.И3.01. М.: НИЦ «Курчатовский институт». Институт атомных станций, 2013, 98 с.

29. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Опыт контроля температуры теплоносителя первого контура на входе в ТВС при вводе в эксплуатацию блока №1 Тяньваньской АЭС. // Измерения, важные для безопасности реакторов: Тр. 6-го собр. Междунар. симпоз., Москва, 20-22 ноябрь 2007 г. - М.: ОАО "Инкор», - ISBN 978-5-91450-013-6.

30. Ю.В. Саунин, А.Н. Добротворский, А.В. Семенихин. Альтернативная методика расчета расхода теплоносителя в петле при выбеге ГЦН. Научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию». Сборник докладов конференции на CD. Москва. ОАО «Атомтехэнерго», 2011.

31. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В., Бордей Б.Н. и др. Отчет о комплексных испытаниях системы внутриреакторного контроля при вводе в эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС. №237. - Нововоронеж: ФГУДП "Фирма Атомтехэнерго", 2007, - 155 с.

32. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Некоторые оценки влияния распределений температуры теплоносителя на выходе из активной зоны на его стратификацию в горячих нитках РУ с ВВЭР-1000. 2-я международная научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию». Сборник тезисов. Москва. ОАО «Атомтехэнерго», 2012, с. 72-73.

33. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Экспериментальная оценка некоторых факторов, определяющих стратификацию теплоносителя в горячих нитках петель 1-го контура РУ с ВВЭР-1000. Восьмая международная научно-техническая конференция «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики». Пленарные и секционные доклады. Москва. Концерн «Росэнергоатом», 2012г., с. 579-585.

34. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Исследование факторов, определяющих температурную стратификацию теплоносителя в горячих нитках петель 1-го контура РУ с ВВЭР-1000. 8-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник тезисов. Подольск. ОКБ «Гидропресс», 2013, с. 84-85.

35. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В., Кулиш Г.В., Абдуллаев А.М. Сравнительный анализ расчетных и экспериментальных данных об объемном распределении температуры теплоносителя в горячих нитках 1-го контура РУ с ВВЭР-1000. Безопасность, эффективность, ресурс. АЭС с ВВЭР: Сборник тезисов 8-й международной научно-технической конференции по атомной энергетике, Украина, Севастополь, 2013 г., с. 9.

36. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Необходимость и практика использования расчетных нейтронно-физических и теплогидравлических кодов при выполнении физических и динамических испытаний. 3-я международная научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию». Сборник тезисов. Москва. ОАО «Атомтехэнерго», 2014, с. 11-12.

37. 2006.B.132.&.0UJA&&.JKA&&.021.CA.0007 392М.06.16 ПЗ Пояснительная записка. Сборка тепловыделяющая ядерного реактора. АЭС-2006. Нововоронежская АЭС-2. 50 л.

38. Отчет № NW2O.T.189.1.0UJA&&.JBB&&.092.HZ.0013 Проверка СВРК в части контроля температуры теплоносителя 1 контура на уровнях мощности 50, 75, 90 и 100%Nном. Энергоблок № 1 Нововоронежской АЭС-2, 2017 г.

39. ПКЕМ.468157.001-14РЭ. Устройство информационно-измерительное. УИ-174Р14. Руководство по эксплуатации. 2011 г.

40. ГОСТ 34.603-92. Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем" (утв. Постановлением Госстандарта СССР от 17.02.1992 N 161).

41. РД153-34.1-35.127-2002. Общие технические требования к ПТК для АСУТП тепловых электростанций.

42. В. Е. Захарченко Контроль достоверности значений параметров в АСУТП. 2015 г.

43. Форрестер Дж. Мировая динамика. М.: Наука, 1978.

44. Х.М. Хашемиан. Датчики технологических процессов. Характеристики и методы повышения надежности, Бином. Москва. 2008 г.

45. Аркадов Г.В., Павелко В.И., Филькель Б.Н. Системы диагностирования ВВЭР. Атомэнергоиздат. Москва. 2010 г.

46. Г.В. Аркадов, А.Н. Калинин, В.И. Павелко и др. Программно-технический комплекс системы виброшумовой диагностики ВВЭР. М. Энергоатомиздат, 2004г.

47. Павелко В.И. Локальные системы диагностирования ВВЭР. Семинар московского центра Всемирной ассоциации организаций, эксплуатирующих атомные электростанции, Хмельницкая АЭС, Украина, 31 января - 3 февраля 2006 г.

48. С.А. Морозов, С.Н. Ковтун, П.А. Дворников и др. Разработка системы влажностного контроля течи водяного теплоносителя (СКТВ). Ядерная энергетика. 208 №2. с. 30-35.

49. С.А. Морозов, С.Н. Ковтун, А.А. Бударин и др. Разработка системы акустического контроля течей. Атомная энергия. 2007. Т.103 №6.

50. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Исследование температуры теплоносителя на входе в активную зону на примере реактора Тяньваньской АЭС (Китай) // Атомная энергия. - 2007. - Т.103. - Вып. 2. (август). с. 93-98.

51. NW2O.B.133.&.&&&&&&.0804&.070.CJ.0001 Технический проект АСУ ТП Описание алгоритмов (проектные процедуры) Том 8 Книга 4.

52. Саунин Ю.В., Цыганова С.В., Шаршов Е Н. и др. Программа "ТК" для обработки результатов испытаний системы контроля температуры теплоносителя первого контура. Руководство оператора. - Нововоронеж: Министерство энергетики и электрификации СССР, ПО "Атомэнергоналадка", 1987, - 62 с.

53. Саунин Ю.В., Боев И.А., Жерехов В.Д. и др. Описание программы "TKIDEN". - Нововоронеж: Министерство энергетики и электрификации СССР, ПО "Атомэнергоналадка", 1987, - 33 с.

54. Саунин Ю.В., Боев И.А., Жерехов В.Д. и др. Описание программы "ENIDEN". - Нововоронеж: Министерство энергетики и электрификации СССР, ПО "Атомэнергоналадка", 1987, - 37 с.

55. Цыганова С.В., Саунин Ю.В., Боев И.А. и др. Описание программы "DIST3", предназначенной для определения высотного распределения энерговыделения в ТВС со сборками ДПЗ и определения энерговыделения в активной зоне реактора ВВЭР-1000. - Нововоронеж: Министерство энергетики и электрификации СССР, ПО "Атомэнергоналадка", 1988, - 55 с.

56. Прикладное программное обеспечение ВРШД. Описание алгоритмов. РНЦ Курчатовский институт. 2010 г.

57. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Разработка и применение специализированного программного обеспечения при проведении комплексных испытаний системы внутриреакторного контроля реакторов ВВЭР // Тяжелое машиностроение. - 2008. - ноябрь 11 - с. 18-22.

58. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Специализированное программное обеспечение для проведения комплексных испытаний системы внутриреакторного контроля реакторов ВВЭР // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 26 мая - 29 мая 2009 г., с. 105. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс".

59. Семенихин А.В., Добротворский А.Н., Саунин Ю.В. Термополе - программа расчета температурного поля на входе в активную зону реактора типа ВВЭР. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2008613982. Федеральная служба Российской Федерации по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.

60. Семенихин А.В. Dynamics 4.1- Программа для построения и анализа графиков. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2014613720. Федеральная служба Российской Федерации по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам.

61. NW2P.B.120.&.040101.0102&.021.CA.0001 Проект. Раздел 4 Технологические решения. Тепломеханические решения. Основные здания и сооружения. Том 1. Пояснительная записка. Книга 2. 2007.

62. НП-082-07. Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций. Москва 2007.

63. УДК 621.311.25:621.039:621.181.61. Разработка методик комплексных испытаний систем внутриреакторного контроля ВВЭР. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Саунин Ю.В. 2010 г.

64. Кормен, Томас Х., Лейзерсон, Чальз И., Ривест Рональ Л., Штайн, Клиффорд. Алгоритмы. Построение и анализ. 2-е издание. М. Издательский дом «Вильямс», 2005г.

65. Зажигаев Л. С и др. Методы планирования и обработки результатов физического эксперимента, 1978г.

66. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Оптимизация испытаний по проверке соответствия координат датчиков термоконтроля и энерговыделения в активной зоне координатам этих датчиков в ПТК СВРК // Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики: Мат. 6-й междунар. науч.-тех. конф., Москва, 21-23 мая 2008 г. - М.: ФГУП концерн "Росэнергоатом", 2008, с. 625-628.

67. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Оптимизация проверки реального соответствия координат датчиков температуры и энерговыделения в активной зоне координатам этих датчиков в СВРК // Вопросы атомной науки и техники. Серия "Обеспечение безопасности АЭС". Научно-технический сборник. Выпуск 23. Реакторные установки с ВВЭР. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс", ФГУП НИКИЭТ, 2008. - с. 41-47.

68. ПКЕМ.468157.001-14РЭ. Устройство информационно-измерительное. УИ-174Р14. Руководство по эксплуатации. 2011 г.

69. РД ЭО 0515-2004. Нормы точности измерений основных теплотехнических величин для атомных электрических станций с водя-водяными энергетическими реакторами ВВЭР-1000.

70. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Сравнительный анализ перемешивания потоков теплоносителя в корпусе реактора по результатам натурных испытаний при вводе в эксплуатацию энергоблоков Тяньваньской АЭС // 6-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник тезисов. Подольск. ОКБ «Гидропресс», 2009, с. 60-61.

71. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н. Семенихин А.В., Тарасов М.В., Вдовюк В.В., Смирнов С.Е., Ковель А.И., Калинушкин А.Е., Семченков Ю.М. Исследование температуры теплоносителя на входе в активную зону при вводе в эксплуатацию энергоблока №2 Ростовской АЭС. 7-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник тезисов. Подольск. ОКБ «Гидропресс», 2011, с. 50.

72. Ю.В. Саунин, А.Н. Добротворский, А.В. Семенихин. Результаты испытаний по определению температурного поля теплоносителя на входе в активную зону при вводе в эксплуатацию энергоблока №2 Ростовской АЭС. Научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию». Сборник докладов на CD. Москва. ОАО «Атомтехэнерго», 2011.

73. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Опыт проведения и обобщение результатов испытаний по определению температурного поля теплоносителя на входе в активную зону на энергоблоках с ВВЭР-1000. 2-я международная научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию». Сборник тезисов. Москва. ОАО «Атомтехэнерго», 2012, с. 72-73.

74. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Исследование температурных полей теплоносителя на входе в активную зону и его перемешивания в корпусе реактора по результатам испытаний при вводе в эксплуатацию энергоблоков с ВВЭР-1000. Восьмая международная научно-техническая конференция «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики». Пленарные и секционные доклады. Москва. Концерн «Росэнергоатом», 2012г., с. 571-578.

75. Сертифицированный набор программ для вычислений свойств воды/водяного пара, газов и смесей газов "WaterSteamPro"TM, Московский энергетический институт (технический университет), 1999 - 2005. Версия 6.0.

76. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Экспериментальная оценка некоторых факторов, определяющих стратификацию теплоносителя в горячих нитках петель 1-го контура РУ с ВВЭР-1000. Восьмая международная научно-техническая конференция «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики». Пленарные и секционные доклады. Москва. Концерн «Росэнергоатом», 2012г., с. 579-585.

77. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Исследование факторов, определяющих температурную стратификацию теплоносителя в горячих нитках петель 1-го контура РУ с ВВЭР-1000. 8-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник тезисов. Подольск. ОКБ «Гидропресс», 2013, с. 84-85.

78. Saunin Yu., Dobrotvorski A., Semenikhin A., Ryasny S., Kulish G., Abdullaev A. «Numerical and experimental investigation of 3D coolant temperature distribution in the hot legs of primary circuit of reactor plant with WWER-1000». 24th Symposium of AER on VVER Reactor Physics and Reactor Safety. Sochi, Russia, October 14-18, 2014, book of abstracts, p. 41.

79. Saunin Yu., Dobrotvorski A., Semenikhin A., Ryasny S., Kulish G., Abdullaev A.: Numerical and experimental investigation of 3D coolant temperature distribution in the hot legs of primary circuit of reactor plant with WWER-1000. Kerntechnik 80 (2015) 4; page 366 - 372, DOI 10.3139/124.110511.

80. Saunin Yu., Dobrotvorski A., Semenikhin A., Ryasny S., Saakov E. «Methodology for determining of the weighted mean coolant temperature in the primary circuit hot legs of WWER-1000 reactor plants». 25th Symposium of AER on VVER Reactor Physics and Reactor Safety. Balatongyцrцk, Hungary, October 13 -16, 2015, book of abstracts, p. 16-17.

81. Saunin Yu., Dobrotvorski A., Semenikhin A., Ryasny S., Saakov E.: Methodology for determining of the weighted mean coolant temperature in the primary circuit hot legs of WWER-1000 reactor plants. Kerntechnik 81 (2016) 4; page 387-393, DOI 10.3139/124.110710.

82. Iu. Saunin, A. Dobrotvorski, A. Semenikhin, A. Korolev, S. Ryasnyy. «The verification results of Methodology for determining the weighted mean coolant temperature in the primary circuit hot legs of WWER-1000 reactor plants». 26th Symposium of AER on VVER Reactor Physics and Reactor Safety. Helsinki, Finland, 10 -14 October, 2016, book of abstracts, p. 32.

83. Yu. V. Saunin, A. N. Dobrotvorski, A. V. Semenikhin, A. S. Korolev and S. I. Ryasny. Verification results of methodology for determining the weighted mean coolant temperature in the primary circuit hot legs of WWER-1000 reactor plants. Kerntechnik .Vol. 82 №4. sept (2017).; page 436-445. DOI 10.3139/124.110825.

84. NW2P.B.120.&.040101.0101&.021.CA.0001. Нововоронежская АЭС-2 с энергоблоками № 1 и № 2. Проект. Раздел 4 Технологические решения. 4.1 Тепломеханические решения. 4.1.1 Основные здания и сооружения. Том 1 Пояснительная записка. Книга 1. 2007.

85. Использование комплекса программ ATHLET/BIPR-VVER для моделирования эффектов перемешивания теплоносителя в корпусе реактора. С.П. Никонов, М.П. Лизоркин, А.В. Коцарев. РНЦ КИ, Москва. K. Velkov, S. Langenbuch, GRS mbH, Garching, Germany. 2007.

86. Оценка влияния внутрикорпусных характеристик реактора ВВЭР-1000 на точность расчета теплогидравлических параметров. С.П. Никонов, А.В. Журбенко, Ю.М. Семченков РНЦ КИ, Москва, Россия, 2011 г.

87. Отчет № NW2O.T.189.1.0UJA&&.JBB&&.092.HZ.0013 Проверка СВРК в части контроля температуры теплоносителя 1 контура на уровнях мощности 50, 75, 90 и 100%Nном. Энергоблок № 1 Нововоронежской АЭС-2, 2017 г.

88. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В., Рясный С.И., Воронков И.А. Возможности оперативных оценок весовых коэффициентов средневзвешенной тепловой мощности реакторов ВВЭР // 6-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник тезисов. Подольск. ОКБ «Гидропресс», 2009, с. 60.

89. Отчет № NW2O.T.189.1.0UJA&&.J&&&&.073.HZ.0006 о выполнении ПНР «Определение теплового баланса реакторной установки по 1 и 2 контурам на уровнях мощности 50, 75, 90 и 100%Nном». Энергоблок № 1 Нововоронежской АЭС-2. 2017.

90. NW2O.T.189.1.0UJA&&.JBB&&.092.PA.0016 Проверка СВРК в части контроля мощности реактора на уровнях 50, 75, 90 и 100%Nном. Программа и методика испытаний. Нововоронежская АЭС-2. Блок №1. 2015.

91. А.В. Семенихин, Ю.В. Саунин, М.М. Жук «Опробование системы диагностики информации СВРК на блоке №1 НВАЭС-2». Десятая международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Тезисы докладов. Подольск. АО ОКБ «Гидропресс», 2017г., с. 98.

92. А.В. Семенихин, Ю.В. Саунин, М.М. Жук. Опробование системы диагностики входной информации СВРК на энергоблоке №1 Нововоронежской АЭС-2 // Известия вузов. Ядерная энергетика. № 3, 2017, с. 88-95.

93. Баженова Ю.И. Delphi 7. Самоучитель программиста. М. 2003 г.

94. Архангельский А.Я. Программирование в Delphi 7. M. Бином, 2003 г.



Перечень принятых сокращений и обозначений

АЗ Аварийная защита

АКНП Аппаратура контроля нейтронного потока

АРМ Автоматизированное рабочее место

АЦП Аналогово-цифровой преобразователь

АЭС Атомная электрическая станция

БПА Блок преобразования аналоговый

ВВЭР Водоводяной энергетический реактор

ВК Вычислительный комплекс

ВРШД Внутриреакторная шумовая диагностика

ВХР Водно-химический режим

ГЦНА Главный циркуляционный насосный агрегат

ГЦТ Главный циркуляционный трубопровод

ДПЗ Детектор прямого заряда

ЛВС Локальная вычислительная сеть

МНК Метод наименьших квадратов

МКУ Минимально-контролируемый уровень

КНИТ Канал нейтронный измерений и тепловых

НВАЭС-2 Нововоронежская атомная стация-2

ОР Орган регулирования

ОЯБ Отдел ядерной безопасности

ПГ Парогенератор

ПЗ Предупредительная защита

ПТК-З Программно-технический комплекс защит

ПТК-ИУ Программно-технический комплекс информационно-управляющий

РУ Реакторная установка

СВБУ Система верхнеблочного уровня

СВО-5 Специальная водоочистка-5

СВРД Сборка внутриреакторных детекторов

СВРК Система внутриреакторного контроля

СК-НУ Станция контроля нижнего уровня

СКО Среднеквадратичное отклонение

СКУД Система контроля управления и диагностики

ССДИ Станция системного дежурного инженера

СУЗ Система управления и защит

ТВС Тепловыделяющая сборка

ТП Термопара

ТС Термометр сопротивления

DNBR Запас до кризиса теплообмена

Ql Линейное энерговыделение

Nном Номинальный уровень мощности

...