Разработка и обоснование методики определения средневзвешенной мощности реактора энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, кандидат наук Добротворский, Александр Николаевич

• Добротворский, Александр Николаевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Добротворский, Александр Николаевич

Введение.............................................................. 7

Глава 1. Тепловая мощность реактора ВВЭР-1000. Методы определения, обзор

состояния вопроса и постановка задачи ...........................Г5

1.1. Мощность реактора N1K по параметрам теплоносителя первого контура в

петлях ГЦК........................................................Г5

1.2. Мощность реактора N2K по параметрам пара и питательной воды ПГ.30

1.3. Основные факторы, влияющие на погрешность определения мощности

реактора N2K по параметрам пара и питательной воды ПГ.............35

1.4. Мощность реактора ППВД по параметрам пара в ПГ и питательной воды

после ПВД.........................................................49

1.5. Мощность реактора ЦДПЗ по показаниям внутриреакторных нейтронных

детекторов типа ДПЗ...............................................54

1.6. Мощность реактора NAKHn по показаниям ионизационных камер...61.

Выводы и задачи диссертационного исследования.....................66

Глава 2. Температурная стратификация теплоносителя в горячих нитках ГЦК

ВВЭР-1000........................................................70

2.1. Сравнительный анализ температурной стратификации при натурных

измерениях и расчетах.............................................70

2.2. Анализ зависимости температурной стратификации от энерговыделения.. 79

Выводы по главе 2.................................................83

Глава 3. Метод теплового баланса РУ.................................86

3.1. Содержание метода теплового баланса РУ.......................86

3.2. Расчет тепловой мощности реактора по параметрам петель 1-го контура... 88

3.3. Расчет тепловой мощности реактора по параметрам пара в ПГ и

питательной воды на входе в ПГ....................................92

3.4. Расчет тепловой мощности реактора по параметрам пара в ПГ и

питательной воды после ПВД........................................95

3

3.5. Расчет тепловой мощности реактора по параметрам пара в ПГ и

питательной воды после ТПН.......................................96

3.6. Расчет тепловой мощности реактора по параметрам на ТВС .....97

Выводы по главе 3...............................................101

Глава 4. Методика определения средневзвешенной мощности реактора для РУ

ВВЭР-1000..................................................... 102

4.1. Содержание методики определения средневзвешенной мощности

реактора........................................................102

4.2. Уточнение расхода теплоносителя в петлях первого контура...108

4.3. Определение поправок к показаниям температурных датчиков....113

4.4. Определение оптимальных весовых коэффициентов каждого способа

расчета мощности................................................123

Выводы по главе 4...............................................131

Заключение........................................................133

Список использованных источников..................................138

Приложение 1. Исследование температурной стратификации при измерениях

нейтронно-физических характеристик активной зоны при пуске блока №4

Калининской АЭС................................................156

Приложение 2. Результаты расчетов поправок к перепаду на ГЦН при «Уточнении расхода теплоносителя в петлях первого контура».................184

Приложение 3. Результаты применения расчетов тепловой мощности реактора по параметрам на ТВС АТВС .........................................188

4

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

АЗ - аварийная защита

АКНП - аппаратура контроля нейтронного потока

АО - акционерное общество

АРМ - автоматический регулятор мощности

АС - атомная станция

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами

АЭС - атомная электростанция

БПА - блок преобразования аналоговый

БЗТ - блок защитных труб

ВВЭР - водо-водяной энергетический реактор

ВК - вычислительный комплекс

ВКВ - верхний конечный выключатель

ГОСТ - государственный стандарт

ГПК - главный паровой коллектор

ГЦК - главный циркуляционный контур

ГЦН - главный циркуляционный насос

ГЦТ - главный циркуляционный трубопровод

ДПЗ - датчик прямой зарядки

ИК - ионизационная камера

КГС - коэффициент гидравлического сопротивления

КГТН - конденсатный гидротурбинный насос

КИП - контрольно-измерительные приборы

МИ - методика измерений

МКУ - минимально-контролируемый уровень мощности реактора

МТ - методика

МЭК - международная электротехническая комиссия

5

НП - нормы и правила

НРХ - напорно-расходная характеристика

НСХ - номинально-статическая характеристика

НТС - научно-технический совет

ОАО - открытое акционерное общество

ОКБ - опытно-конструкторское бюро

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ОР - орган регулирования

ПВД - подогреватель высокого давления

ПГ - парогенератор

ПНР - пусконаладочные работы

ПО - программное обеспечение

ППР - планово-предупредительный ремонт

ПТК-НУ - программно-технический комплекс нижнего уровня

ПЭЛ - поглощающий элемент

РМГ - руководство межгосударственное

РОМ - регулятор ограничения мощности

РУ - реакторная установка

РФ - Российская Федерация

СВБУ - система верхнего блочного уровня

СВРД - сборка внутриреакторных датчиков

СВРК - система внутриреакторного контроля

СКО - среднеквадратическое отклонение

СКУ - система контроля и управления

СКУД - система контроля управления и диагностики

СНУ ЯЭиП - Севастопольский национальный университет ядерной

энергии и промышленности

СП - санитарные правила

СУ - сужающее устройство

СУЗ - система управления и защиты

6

ТВС — тепловыделяющая сборка

ТВСА — ТВС альтернативная

ТП — термопара

ТПН — турбопитательный насос

ТС — термометр сопротивления

ТЭН — трубчатый электронагреватель

УЗР — ультразвуковой расходомер

УПЗ — ускоренная предупредительная защита

AER — Atomic Energy Research

CFD — Computational Fluid Dynamics

PWR — Pressurized Water Reactor

7

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и обоснование методики определения средневзвешенной мощности реактора энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000»

ВВЕДЕНИЕ

Основу ядерной энергетики в настоящее время составляют АЭС с реакторами на тепловых нейтронах. В нашей стране наибольшее распространение приобрела технология ВВЭР. Это блоки с серийной РУ ВВЭР-1000 типа В-320, малой серии В-338, В-428, В-412, В-446 и проекта АЭС-2006 с усовершенствованными РУ нового поколения ВВЭР-1200 типа В-392М, В-491 [1, 2]. По эксплуатации РУ с ВВЭР накоплен обширный опыт [3, 4], целенаправленное использование которого ведет к повышению экономической эффективности при одновременном обеспечении безопасности. Задачи эксплуатации включают в себя разработку и реализацию технологических процессов работы оборудования в самых разнообразных ситуациях, в том числе направленных на смягчение неучтенных при проектировании физических явлений [5]. Такие задачи становятся еще более актуальными в свете реализации концепции увеличения проектной мощности практически без существенной модернизации оборудования [6].

Одной из важных систем, обеспечивающих безопасность, надежность и эффективность эксплуатации энергоблоков АЭС с ВВЭР, является система внутриреакторного контроля [7-11].

В современной СВРК значительно расширен объем выполняемых задач, который включил новые диагностические и защитные функции [12-15]. Появление защитных функций в СВРК привело к тому, что часть системы по влиянию на безопасность стала относиться к классу 2НУ по НП-001-15 [16] и классу A по МЭК-1226 [17]. Сама же СВРК модернизированных и новых проектов была интегрирована с другими блочными системами контроля и управления и вошла в качестве основной подсистемы в систему контроля, управления и диагностики [18] в составе АСУ ТП блока.

Помимо новых функций современная СВРК получила значительный вычислительный ресурс, позволивший ей увеличить на порядок объем

8

получаемой информации в единицу времени, усложнить применяемые расчетные алгоритмы и снизить межрасчетный период времени [19].

Несомненные позитивные качества, приобретаемые с расширением состава функций СВРК и усложнением программно-технических средств, сопряжены с трудностями, которые без глубокой модернизации невозможно преодолеть. Особенно это касается вопросов, связанных с переходом реализованных точечных моделей к пространственным, которые допускается с некоей неопределенностью применять в виде утвержденных методик оперативной оценки того или иного параметра. Данное обстоятельство становится особенно актуальным в связи с тем, что только СВРК предоставляет оперативную информацию по части важных контролируемых эксплуатационных параметров блока. Таким образом, качество и достоверность выходной информации СВРК снижают вероятность нелогичных действий оператора при управлении реактором, которые потенциально могут вести к нарушениям пределов и условий безопасной эксплуатации или к уменьшению эффективности топливоиспользования.

В соответствии с требованиями технологических регламентов безопасной эксплуатации блоков АЭС с ВВЭР [20, 21] тепловая мощность реактора является одним из основных контролируемых параметров, по которым определяются пределы и условия безопасной эксплуатации энергоблоков. Вместе с этим тепловая мощность реактора является и основным параметром для определения технико-экономических показателей работы блока в целом (например, возможности эксплуатации на повышенном уровне номинальной мощности).

Контроль тепловой мощности реактора ВВЭР осуществляется либо по утвержденным методикам теплового баланса [22], либо оперативно с помощью СВРК. Алгоритмами функционирования СВРК [23] предусматривается, как правило, расчет тепловой мощности реактора четырьмя-пятью способами и определение средневзвешенной мощности с учетом весовых коэффициентов по каждому используемому способу. В конечном итоге именно средневзвешенная тепловая мощность служит основанием для тех или иных управляющих воздействий и оценок технико-экономических показателей работы блока. Таким

9

образом, наряду с повышением точности средств прямых измерений параметров, используемых для расчетов тепловой мощности, корректность оперативной оценки весовых коэффициентов с учетом эксплуатационных особенностей представляется важной и актуальной задачей.

По тематике исследования отечественными и зарубежными авторами представлено большое количество разнообразных работ, направленных на достижение улучшенных результатов по отдельным параметрам (температура и расход теплоносителя в петлях ГЦК, расход среды второго контура), однако большинство этих работ направлено на внедрение дополнительных технических средств измерения (измерение расхода теплоносителя 1 контура по наведенной активности, применение ультразвуковых расходомеров и т.п.). В этих материалах отсутствует анализ целесообразности применения этих нововведений с точки зрения финансовых и трудовых затрат, которые могут оказаться неоправданными при сопоставлении с полученным эффектом уменьшения погрешности измерения тепловой мощности. Данный вопрос становится тем более актуальным ввиду увеличения мощности блоков, что усугубляет неопределенности параметров, используемых в СВРК для расчета тепловой мощности реактора, однако новых решений по контролю мощности как для работающих блоков, так и для вновь вводимых практически не применяется. И наоборот, складывается тенденция к уменьшению числа применяемых способов расчета тепловой мощности из-за появления новых технических решений (как, например, применение конденсатного гидротурбинного насоса), внедрение которых приводит к искажению показаний параметров, влияющих на расчет тепловой мощности.

Ввиду этого появилась необходимость определить основные проблемы, которые уменьшают представительность показаний тепловой мощности, и найти минимально затратные способы по их учету в алгоритмах СВРК.

Целью диссертационной работы является решение актуальной научнотехнической задачи по разработке и натурному экспериментальному обоснованию методики определения средневзвешенной мощности реактора энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000.

10

Для решения актуальной задачи необходимо:

1. На основе теоретического анализа и обобщения практического опыта провести систематизацию проблем измерения параметров, и определить факторы, влияющие на расчет тепловой мощности различными способами.

2. Разработать метод расчета тепловой мощности реактора ВВЭР-1000 для оптимизации процесса его поддержания со стороны оператора реактора с целью повышения надежности реактора и его оборудования.

3. По результатам системного анализа выявить наиболее значимую проблему измерения параметров, влияющих на определение тепловой мощности реактора, и провести ее модельное исследование с привлечением натурных экспериментальных результатов.

4. На основании экспериментальных данных, полученных в натурных условиях работы энергоблоков АЭС, обосновать применимость разработанной методики определения средневзвешенной мощности и определить требуемые изменения штатных алгоритмов прикладного программного обеспечения СВРК, которые ведут к уточнению определения тепловой мощности реактора.

Научная новизна положений диссертации, выносимых на защиту, состоит в следующем:

1. Получен обширный натурный экспериментальный материал по параметрам, связанным с определением средневзвешенной тепловой мощности реактора, и выполнена его оценка, в том числе с применением программных модельных кодов.

2. Предложен универсальный алгоритм расчета расхода теплоносителя на выбеге ГЦН, имеющего важное значение как для уточнения определения тепловой мощности, так и для обеспечения запаса до кризиса теплообмена и ядерной безопасности.

3. Определены характер и особенности влияния температурной стратификации теплоносителя в «горячих» нитках петель РУ на точность определения среднемассовой температуры.

11

4. Предложен метод исследования теплового баланса РУ на основе максимально возможного количества способов расчета при использовании независимых точек измерения как СВРК, так и других СКУ блока, что позволяет существенно снизить величину погрешности определения тепловой мощности реактора.

5. Разработана методика для определения среднемассовой температуры теплоносителя первого контура в «горячих» нитках петель ГЦК.

6. Разработан метод определения оптимальных весов каждого способа расчета тепловой мощности в СВРК, включая оценку их влияния на средневзвешенное значение в процессе изменения уровня мощности и выгорания топлива.

Степень достоверности результатов выполненных исследований подтверждается:

1. Применением современных методов постановки, проведения и обработки результатов исследования с использованием физических особенностей технологических процессов, протекающих в РУ, и конструкционных особенностей основного оборудования РУ и используемых средств измерений.

2. Применением математических и статистических методов исследований с использованием современной вычислительной техники.

3. Положительными результатами практического использования разработанных методик.

Практическая значимость результатов:

1. Разработан и введен в действие нормативный документ «Методика. Определение среднемассовой температуры в горячих нитках петель первого контура РУ ВВЭР-1000. МТ 1.2.1.15.002.1030-2015».

2. Предложена систематизация основных проблем измерения параметров, влияющих на показания тепловой мощности реактора, позволяющая выявить наиболее значимые факторы, снижающие точность и достоверность показаний тепловой мощности реактора.

12

3. Отработана методика определения среднемассовой температуры теплоносителя в «горячих» нитках петель ГЦК ВВЭР-1000, позволяющая повысить качество контроля за основными параметрами РУ.

4. Обоснована приемлемость оптимизации весов каждого способа расчета тепловой мощности реактора для определения средневзвешенной мощности в СВРК.

5. Предложен более точный метод оценки весов при определении средневзвешенной мощности в СВРК, учитывающий уровень мощности и изменение энерговыделения в активной зоне.

6. На основе разработанных и предлагаемых методик, а также их верификации на натурных данных даны предложения по изменению алгоритмов функционирования СВРК в части контроля основных параметров РУ.

Автор защищает:

1. Результаты обобщения и исследования методических вопросов, связанных с расчетом тепловой мощности реактора ВВЭР-1000 и его определяющих параметров, оценок погрешностей и неопределенностей их знания.

2. Разработку методики определения средневзвешенной мощности реактора ВВЭР-1000 в СВРК, в том числе среднемассовой температуры в «горячих» нитках ГЦК.

3. Результаты верификации методики определения средневзвешенной мощности реактора ВВЭР-1000 в СВРК на действующих блоках ВВЭР-1000.

4. Метод оценки весов при определении средневзвешенной мощности в СВРК, учитывающий уровень мощности и изменение энерговыделения в активной зоне, а также результаты его верификации.

5. Предложения по совершенствованию и корректировке штатных алгоритмов функционирования СВРК с учетом предложенной методологии.

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

13

- 5-й, 6-й, 7-й и 8-й Международных научно-технических конференциях "Обеспечение безопасности на АЭС с ВВЭР", г. Подольск, ОКБ "Гидропресс", 2007, 2009, 2011 и 2013 гг., соответственно,

- 6-м собрании Международного симпозиума «Измерения, важные для безопасности реакторов», Москва, ОАО "Инкор", 2007 г.,

- 8-й Международной научно-технической конференции «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики», г. Москва, Концерн «Росэнергоатом», 2012 г.,

- 8-й Международной научно-технической конференции по атомной энергетике, Украина, Севастополь, 2013 г.,

- 1-й, 2-й, 3-й и 4-й Международных научно-технических конференциях «Ввод АЭС в эксплуатацию», г. Москва, АО «Атомтехэнерго», 2011 , 2012, 2014 и 2016 гг., соответственно,

- 24-м симпозиуме Международной ассоциации «Исследования по атомной энергии» (AER) в области исследований физики и безопасности реакторов ВВЭР», г. Сочи, 2014 г.,

- 25-м симпозиуме Международной ассоциации «Исследования по атомной энергии» (AER) в области исследований физики и безопасности реакторов ВВЭР», г. Пакш, Венгрия, 2015 г.,

- 26-м симпозиуме Международной ассоциации «Исследования по атомной энергии» (AER) в области исследований физики и безопасности реакторов ВВЭР», г. Хельсинки, Финляндия, 2016 г.,

а также на различных семинарах, совещаниях и заседаниях НТС в:

- АО «Концерн «Росэнергоатом»;

- АО «Атомтехэнерго»;

- НИЦ "Курчатовский Институт";

- АО ОКБ "Гидропресс";

- АО "ВНИИАЭС";

- ООО "СНИИП-АСКУР";

- ООО "ИНКОР";

14

- различных АЭС в России и за рубежом.

Основные результаты работы опубликованы в 28 печатных работах, в том числе в 5-ти публикациях в ведущих рецензируемых научно-технических журналах (из них 2 в иностранном журнале, приравненном к журналам из списка ВАК), в нормативном документе АО «Концерн «Росэнергоатом» «Методика. Определение среднемассовой температуры в горячих нитках петель первого контура РУ ВВЭР-1000» МТ 1.2.1.15.002.1030-2015, а также в программах и методиках испытаний СВРК при вводе в эксплуатацию ряда энергоблоков АЭС и в большом количестве отчетов о выполнении ПНР при вводе в эксплуатацию энергоблоков ВВЭР-1000.

Личный вклад автора в полученные результаты:

- автором лично и при его непосредственном участии в период с 2007 года и по настоящее время выполнен обширный объем работ, связанных с функционированием СВРК при вводе в эксплуатацию СВРК и при модернизации на следующих блоках: №№3, 4 Калининской АЭС; №№2, 3 Ростовской АЭС; № 5 Нововоронежской АЭС; №1, 2 Тяньваньской АЭС (Китай), №1 АЭС «Бушер» (Иран);

- автором получен обширный материал по работе блоков с ВВЭР-1000 в различных состояниях, включая режимы с неполным количеством работающих ГЦН, исследования с погружениями ОР СУЗ, исследования ксеноновых процессов, что позволило на основе реализованных алгоритмов расчета тепловой мощности реактора в СВРК давать оценку тому или иному физическому процессу и его влиянию на измеряемые величины;

- автором лично и при его непосредственном участии разработаны и обоснованы натурными экспериментами на АЭС методики испытаний СВРК и тепловых балансов, разработаны технические предложения по анализу выходной информации СВРК, усовершенствованию алгоритмов функционирования СВРК.

15

ГЛАВА 1. ТЕПЛОВАЯ МОЩНОСТЬ РЕАКТОРА ВВЭР-1000. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ. ОБЗОР СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

1.1. Мощность реактора N1K по параметрам теплоносителя первого контура в петлях ГЦК

В соответствии со схемой движения теплоносителя в реакторе [24] и петлях ГЦК [25] балансное уравнение для расчета N1K [26, 27] записывается в виде:

W1X = W1K,- = . (/,ГИ - /,ХИ) + (1.1)

где М1Л), МВт - тепловая мощность петли по параметрам теплоносителя первого контура,

Су, м3/ч - расход теплоносителя в петлях ГЦК,

, кг/м3 - плотность теплоносителя в холодных нитках петель ГЦК,

, кДж/кг - энтальпия теплоносителя в горячих нитках ГЦК,

, кДж/кг - энтальпия теплоносителя в холодных нитках ГЦК,

Q1K, МВт - остальные слагаемые мощности, вклад которых менее 0,1 % ^ом (в рамках данной работы не рассматриваются).

Расход теплоносителя С) в СВРК определяется расчетным путем по имеющейся напорно-расходной характеристике главного циркуляционного насоса, измеряемой на стенде завода-изготовителя. Напор ГЦН Н?- измеряется по перепаду давления на всасе и напоре насоса. В СВРК в зависимости от проекта может применяться от 2 до 6 датчиков.

Плотность теплоносителя в холодных нитках петель ГЦК определяется по известным табличным свойствам воды в зависимости от давления и температуры теплоносителя. Давление в холодной нитке ГЦК определяется как сумма давления на выходе из активной зоны (в СВРК применяется от 3-х до 6-ти каналов контроля) и перепада давления на реакторе (один канал). Температура теплоносителя в холодной нитке ГЦК измеряется термометрами сопротивления

16

и/или термопарами. Общее количество термодатчиков в СВРК может варьироваться в зависимости от проекта от 3 до 6.

Энтальпия теплоносителя в холодных й.ХН и горячих ^ГН нитках петель ГЦК, также как и плотность, определяется по известным табличным свойствам воды в зависимости от давления и температуры теплоносителя. Давление в горячей нитке ГЦК устанавливается равным давлению на выходе из активной зоны. Температура теплоносителя в горячей нитке ГЦК измеряется по тому же принципу, что и в холодной нитке.

Погрешность тепловой мощности петли будет определяться по формуле:

/доп2. ЖДҮ2. МДН])2+(ФХН])2

( О ) + ( ДН ) + (ьГН_ьХН)2

Погрешности, вносимые каждым параметром в общую погрешность

мощности, неравнозначны. Рассмотрим каждую составляющую.

1.1.1. Расход теплоносителя в петле

Расход теплоносителя в петле с работающим ГЦН рассчитывается в СВРК по формуле:

б7 = (С;-(Н;)2 + ВгН,- + <4,-)'^

У г ном

(1.3)

где: Я/ = ууу' (ду) , м - напор ГЦН,

Л., Р., С/ - коэффициенты аппроксимации НРХ для температуры

теплоносителя 1 контура 300 °С,

, Гц - частота питания ГЦН,

Д10М, Гц - номинальная частота питания ГЦН (50 Гц),

ДР,-, МПа - измеренный перепад давления на ГЦН,

ДР, МПа - поправка к измеренному перепаду. Ее основной смысл - учесть

различия в гидравлическом тракте и импульсных линиях к измеряемому датчику, которые имеются между стендом завода-изготовителя и в холодной нитке ГЦК

17

РУ проекта ВВЭР-1000. По информации из [28] величина поправки равна 0,04 МПа (для проекта В-320) и 0,0 МПа (для В-338).

м/с2 - ускорение свободного падения.

В соответствие с формулой (1.3) и при использовании положений РМГ 29-2013 [29] и МИ 2083-90 [30] погрешность расхода будет определяться как:

6АТ + [(В,- + 2 • С,- • В,-

(1.4)

Здесь и далее погрешность любого параметра л обозначается 5 [х].

4",-] = •

л

(6[ДР;])2 + (6[6Р])2 (ДРу + ЗР)2

+

(1.5)

, м3/ч - погрешность расхода, связанная с измерениями НРХ ГЦН и

аппроксимацией ее квадратичной зависимостью (1.3).

В документе [28] предлагается считать как удвоенное

среднеквадратичное отклонение аппроксимирующей кривой второго порядка от паспортных значений, в [31] к удвоенному СКО прибавляют погрешности измерения расхода СНРХ и напора RHPX на заводском стенде. В общем случае погрешности измерения расхода СНРХ и напора RHPX на заводском стенде определяются ГОСТ 6134-2007 [32]. При таких подходах не учитываются некоторые составляющие, чей вклад в общую погрешность, по оценке автора, может быть более 50%.

Автор предложил более сложную зависимость, учитывающую и СКО

аппроксимации, и погрешности измерения расхода и напора на заводском стенде, и коэффициентов Лу, Ry, 6) по формуле:

= J(%)2 + (уу)2) • В,НРХ + О[СНРХ])2 (1.6)

ГТ /^ВС_,-НРХ\2 „

где: Оу- = J з '——, м /ч - СКО аппроксимирующей кривой второго

порядка от паспортных точек; при вычислении суммы остаточных квадратов в

18

знаменателе используется значение и-3 вместо и, с целью оценки несмещенного значения дисперсии аппроксимационного выражения (1.3) по заводской НРХ,

+ "J' + (W;)2 • + [(3j + 2'6).' Ң,.) . g[H"pX]]2 (Г7),

м3/ч - погрешность аппроксимирующей кривой второго порядка, учитывающая погрешности измерений при определении НРХ на заводском стенде,

- коэффициент Стьюдента для доверительной вероятности 0,95 (используемой в атомной энергетике) и N паспортных точек измерения. Как правило, количество паспортных точек составляет 8-10 измерений, т.о. значение может колебаться от 2,2 до 2,3, что немного больше, чем применяемое ранее удвоенное значение.

В действующих проектах СВРК напор ГЦН и частота его питания измеряется датчиками с погрешностями, не превышающими 1 % (приведенное значение), поэтому основной вклад в общую погрешность определения расхода дает методическая погрешность, связанная с использованием НРХ (для блока №3 Ростовской АЭС погрешность расхода составляет ~3 %).

1.1.2. Плотность теплоносителя в холодных нитках петель ГЦК

Плотность теплоносителя определяется как функция от его температуры и давления. Вода - слабо сжимаемая жидкость и поэтому погрешностью измерения давления можно пренебречь. В проектах СВРК для ВВЭР-1000 используется несколько датчиков температуры теплоносителя в холодных нитках петель ГЦК: от 3-х (две ТП и 1 ТС) до 7 (6 ТП и 1 ТС), причем в последних проектах все датчики имеют индивидуальные статические характеристики, позволяющие снизить аппаратурную погрешность каналов контроля температуры до 0,5 °С для ТС и 1,0 °С для ТП. Дополнительно к этому, на всех блоках ВВЭР-1000 проводится процедура тарировки датчиков температуры теплоносителя первого контура в СВРК [33, 34]; результатом выполнения такой процедуры является еще большее уменьшение (0,1-0,3 °С) погрешности температурного контроля теплоносителя первого контура в петлях ГЦК [35].

19

Таким образом, погрешность плотности теплоносителя в холодных нитках петель ГЦК незначительная (0,1 %) и практически не оказывает влияния на мощность.

1.1.3. Энтальпия теплоносителя в холодных и горячих нитках петель ГЦК

Что касается измерительной базы, то погрешность для энтальпии теплоносителя в холодных и горячих нитках петель ГЦК не отличается от плотности в холодных нитках петель ГЦК. Но и в этом случае, основываясь на формуле (1.2), уже даже такая высокая точность для датчиков температуры (0,10,3 °С) дает вклад не менее 1 % (для номинальной мощности) при расчете разности энтальпии в горячей и холодной нитке ГЦК.

Однако, как показывает опыт эксплуатации, точность определения температуры в горячих нитках ГЦК в большей степени зависит не столько от того, какие средства измерения применяются, а от физических процессов, происходящих в трубопроводе, имеющем абсолютно неточечные размеры.

Результаты анализа эксплуатационных данных [36, 37] и результаты выполненных исследований в рамках представленной работы [38-41], других исследований в РФ [42] и за рубежом [43-45] показывают, что основным фактором образования существенной погрешности в определении среднемассовой температуры теплоносителя горячих ниток является температурная стратификация теплоносителя в горячих нитках петель первого контура. Это явление проявляется в разбросах показаний температуры, значительно превышающих предельные погрешности измерений, что говорит о разнородности потока теплоносителя, движущегося от реактора к ПГ. Более подробно явление стратификации рассмотрено в главе 2.

Поскольку стратификация теплоносителя определяется характером энерговыделения в активной зоне, а возможности ее учета зависят от размещения температурных датчиков по периметру трубопровода, погрешность определения энтальпии теплоносителя горячих ниток может сильно изменяться. Более того, до сего момента отсутствовали какие-либо рекомендации по ее определению. В рамках данной работы автором была разработана и утверждена методика расчета

20

среднемассовой температуры теплоносителя в горячих нитках ГЦК, по которой величина этой погрешности для номинальной мощности составляет 0,5-0,7 °С (или ~2 % в разнице энтальпии).

В ранее применяемых оценках погрешности температуры в горячих нитках ГЦК использовались различные формулы для учета явления стратификации теплоносителя. Например, в документе [46] предлагалось оценивать погрешность как сумму аппаратурной погрешности и среднеквадратического отклонения среднего значения

Җ-ГН] =

(Х=1^)2

М-(М-1)

здесь Җ - вес датчика в M сомножестве, 7^ - показания температуры по датчику в горячей нитке петли ГЦК.

Такая оценка давала погрешность около 1 °С при разбросе показаний ~3 °С, что ведет к возрастанию погрешности разности энтальпии до 3,8 %. Из такой формулы видно, что чем больше датчиков расположить в горячей нитке, тем меньше будет погрешность. Однако их расположение может быть локальным (например, для блока №3 Калининской АЭС [34, 47] 7 датчиков температуры для СВРК размещены в двух сечениях при перекрытии горячего трубопровода сектором 90°) и в этом случае значение среднемассовой температуры будет малопредставительным.

В программе [48] предложено считать погрешность как сумму аппаратурной погрешности и уполовиненного разброса показаний всех датчиков.

ГН

Х;=1,м(^-з[т;])2 , max^-TT

, А7 .2 + -

-------5----)------

(Х=1^)2 2

(1.8.2)

2

При такой оценке разброс в ~2 °С дает погрешность 1,4 °С (или более 5 % в энтальпии). Видно, что такая оценка не зависит от количества размещенных в горячей нитке датчиков температуры и их расположения и может давать представительные значения среднемассовой температуры, если только показания температур в данных местах сопоставимы с действительной температурой.

21

Проанализировав каждую составляющую тепловой мощности реактора N1K, можно выделить основные факторы, увеличивающие ее погрешность и, как следствие, снижающие ее вклад в средневзвешенную мощность.

1) Отсутствие прямого измерения расхода теплоносителя первого контура в петлях ГЦК.

Отсутствие прямого измерения расхода увеличивает требования к точности измерения НРХ ГЦН. Это сопряжено со следующими необходимыми условиями:

- создания уникального заводского стенда, который бы учитывал все проектные решения по установке ГЦН и его измерительной системы для данного блока;

- перевод испытаний ГЦН в класс 1 по точности измерений характеристик при испытаниях в соответствие с ГОСТ 6134-2007 [32];

- определение НРХ ГЦН в рабочих областях по параметрам теплоносителя.

Естественно, что такие требования слишком затратны, поэтому необходимо искать другие приемлемые решения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Добротворский, Александр Николаевич, 2017 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. 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

2. 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

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

4. Денисов В.П., Драгунов Ю.Г. Реакторные установки ВВЭР для атомных электростанций. - М.: ИздАТ, 2002, - 480 с.

5. Иванов В.А. Эксплуатация АЭС: Учебник для вузов. СПб.: Энергоатомиздат, Санкт-Петербургское отд-ние. 1994 - 384 с.

6. Программа повышения мощности энергоблоков ВВЭР-1000 (В-320) до 104% номинального уровня. № АЭС ВВЭР ПРГ-120КОЧ.

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

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

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

10. Ломакин С.С. Ядерно-физические методы диагностики и контроля активных зон реакторов АЭС. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 120 с.

139

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

12. 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 ноябр. 2007 г. - М.: ОАО "Инкор», - ISBN 978-5-91450-013-6

13. 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 ноябр. 2007 г. - М.: ОАО "Инкор", 2007

14. 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

15. 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.

16. НП-001-15. Общие положения обеспечения безопасности атомных станций. Федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии. -Приказ №525 от 17.12.2015г. Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору - 73 с.

17. IEC Standart 1226-1993. Nuclear power plants - Instrumentation and control systems important for safety - Classification.

18. Калинушкин А.Е., Козлов В.В., Митин В.И., Семченков Ю.М. Система контроля, диагностики и управления для ЯЭУ большой мощности с водо -водяными реакторами. // Атомная энергия. - 2009, т.106, вып.1 (январь), с. 3-8

19. Система контроля, управления и диагностики РУ В-320. Система внутриреакторного контроля. Общее описание системы. Ростовская АЭС.

140

Блок №3. 08624243.501310.030.ПД. М.: НИЦ «Курчатовский институт». Институт атомных станций, 2013, - 229 с.

20. Типовой технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 (В-320). ТРВ-1000-4. - М.: Министерство Российской Федерации по атомной энергии. Концерн "Росэнергоатом", 1997, - 199 с.

21. Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблока №3 Калининской АЭС. 03.--.ПУ.0024.02. - М.:Федеральное агентство по атомной энергии. Концерн "Росэнергоатом", 2004, - 380 с.

22. Методика расчета теплового баланса. 04.--.ПМ.0032.54. - Удомля: Концерн "Росэнергоатом" «Калининская атомная станция», 2011, - 24 с.

23. 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.

24. Отчет по обоснованию безопасности. Глава 4 Реактор. Ростовская АЭС. Блок №3. R3.05751.9.0.11. R3.0000.4020.000.01.00.001. Нижний Новгород: ОАО «НИАЭП», 2013, - 144 с.

25. Отчет по обоснованию безопасности. Глава 5 Первый контур и связанные с

ним системы. Ростовская АЭС. Блок №3. R3.05751.9.0.11.

R3.0000.4020.000.01.00.001. Нижний Новгород: ОАО «НИАЭП», 2013, - 197 с.

26. Овчинников В.Я., Семенов В.В. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических реакторов. - М.: Энергоатомиздат, 1988. - 359 с.

27. Установка реакторная В-320. Программа и методике испытаний. Часть 2. Теплогидравлические испытания. 320.00.00.00.000 ПМ1. - ГКАЭ ОКБ «Гидропресс», 1983 - 117 с.

141

28. Анализ отличия условий измерения напора главного циркуляционного насоса на заводском стенде и в петлях реакторной установки. 320-Пр-1124. ФГУП ОКБ «Гидропресс», 2001 - 34 с.

29. РМГ 29-2013. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Основные термины и определения. М.: Стандартинформ, 2014 -60 с.

30. МИ 2083-90. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешностей. М.: НПО «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева», 1989, - 7 с.

31. Расчет точности определения средневзвешенного значения тепловой мощности активной зоны. Методика. Ростовская атомная станция. Волгодонск, 2012 - 26 с.

32. ГОСТ 6134-2007. Насосы динамические. Методы испытаний. М.: Стандартинформ, 2008 - 100 с.

33. Установка реакторная В-320. Испытания системы ВРК. Типовая программа и методика испытаний. 320-40-КА.ПМ21. - М.: Министерство атомной энергетики СССР, ПО "Атомэнергоналадка",1987, - 160 с.

34. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н. Комплексные испытания модернизированной системы внутриреакторного контроля при вводе в эксплуатацию блока №3 Калининской АЭС. // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 5-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 29 мая -1 июня 2007 г. - Подольск, ФГУП ОКБ "Гидропресс". - 2007. 133

35. Протокол комплексных испытаний по тарировке датчиков термоконтроля теплоносителя 1 -го контура на этапе физического пуска. Ростовская АЭС Блок №3. 03.РО.СВРК.ЦТАИ/К.КИ.п-6702 от 15.12.14. Волгодонск, 2014 - 37 с.

36. Техническая справка о выполнении мероприятий программы работ № АЭС АЭСПРГ-89К(04-06)2012 по повышению точности определения среднемассовой температуры теплоносителя в горячих нитках петель. Ростовская атомная станция, г. Волгодонск, 2014 - 31 с.

142

37. Технический отчет о выполнении на КлнАЭС мероприятий, направленных на реализацию программы по повышению точности определения среднемассовой температуры теплоносителя в горячих нитках петель. Калининская атомная станция, г. Удомля, 2013 - 81 с.

38. 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 научнотехническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2013, с.213-217.

39. 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 трудов 8-й международной научно-технической

конференции по атомной энергетике, Украина, Севастополь, 2013 г.

40. 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.

41. 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.

42. Дерий В.П., Шестаков Н.Б., Арутюнян А.Х. Уточнение НРХ ГЦН, определение аддитивных поправок петлевого термоконтроля на номинальной мощности (определение среднемассовой температуры теплоносителя в петлях ГЦК) для точного расчета тепловой мощности РУ по параметрам 2 контура. // Сборник трудов. ОАО «Концерн «Росэнергоатом», г. Москва, 2014, с.112-116.

143

43. Кулиш Г.В., Абдуллаев А.М., Слепцов С.Н. Трехмерное распределение

температуры теплоносителя в ГЦТ реактора энергоблока №2 Южноукраинской АЭС. // 8-я международная научно-техническая

конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2013, с.161-167.

44. Hashemian H.M. Maintenance of Process Instrumentation in Nuclear Power Plants. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 2006.

45. Chiang J.S.C. at al. Pressurized Water Reactor (PWR) Hot-leg Streaming. Part 1: Computation Fluid Dynamics (CFD) Simulations, Nuclear Engineering and Design. Vol. 24, Issue 5, 2011.

46. Испытания по исследованию теплового баланса по 1 и 2 контурам на уровнях мощности 40, 50, 75, 90 и 100 % Нном. Программа и методика. Ростовская АЭС Энергоблок №2. ПМ.2.ЭПОМ.ОЯБ/1564. Волгодонск, 2010, - 33 с.

47. Отчет о комплексных испытаниях системы внутриреакторного контроля при вводе в эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС. №237. -Нововоронеж: ФГУДП "Фирма Атомтехэнерго", 2007, - 155 с.

48. Исследование теплового баланса по первому и второму контурам в процессе освоения мощности на этапе опытно-промышленной эксплуатации. Программа и методика. Ростовская АЭС Энергоблок №3. ПМ.3.ОПЭ.ОЯБиН/2089. Волгодонск, 2015, - 75 с.

49. Сааков Э.С., Дерий В.П., Шестаков Н.Б., Арутюнян А.Х. Возможное использование результатов прямых измерений расходов теплоносителя в петлях ГЦК, расходов питательной воды ПГ и определения расходных характеристик циркуляционных насосов с помощью ультразвуковых расходомеров (УЗР). // 8-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2013, с.155-160.

144

50. Отчет по испытаниям СВРК при пуске блока. Энергоблок №4 Калининской АЭС. 04.БЛ.46.СВРК.ОТ.К.1.Г-1-0. - Удомля: ОАО " Атомтехэнерго", 2012, -241 с.

51. Кебадзе Б.В., Шурупов В.А., Хрячков В.А., Хромылева Т.А. Корреляционная система измерения расхода в первом контуре ВВЭР и пути ее совершенствования. // 8-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2013, с.164-166.

52. Кузьмин В.В., Богачек Л.Н., Алыев Р.Р. Корреляционные измерения расхода теплоносителя первого контура по активности 16N на Калининской АЭС. // 9-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2013, с.334-346.

53. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Анализ алгоритмов для оперативного определения в системе внутриреакторного контроля расхода теплоносителя в петлях 1-го контура при выбеге ГЦН. // 8-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2013, с.218-234.

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

55. Главный циркуляционный насосный агрегат ГЦНА-1391. АЭС-2006.

Пояснительная записка. 2006.B.207.&.0UJA&&.JEB&&.021.CA.0002. 171400-0001 ПЗ1. ОАО «ЦКБМ», 2011 - 211 с.

56. Терешонок В.А, Питилимов В.А., Степанов В.С., Воронков И.А. Методика измерения расходов теплоносителя в петлях ГЦК и через реактор в переходных режимах при отключении ГЦН. 6-ая международная научнотехническая конференция "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР". Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2009, с.144-152.

145

57. Васин В.М., Еремеев С.А., Коноплев Н.П., Подшибякин М.А. Результаты проверки усовершенствованного алгоритма расчета расхода теплоносителя в СВРК энергоблока №2 Ростовской АЭС. // 7-ая международная научнотехническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР»: Сборник трудов. ОКБ "Гидропресс", г. Подольск, 2011, с.200-213.

58. Отчет по обоснованию безопасности. Глава 7 Контроль и управление. Книга 3. Ростовская АЭС. Блок №3. R3.05751.9.0.11. R3.0000.4020.000.01.00.001. Нижний Новгород: ОАО «НИАЭП», 2013, - 253 с.

59. Отчет по комплексным испытаниям СВРК в части функций контроля состояния РУ и достоверности выходной информации. Энергоблок №3 Ростовской АЭС. 03.РО.СВРК.ЦТАИ/К.КИ.о-5597. - Волгодонск: АО " Атомтехэнерго", 2015, - 161 с.

60. 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.

61. 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.

62. Термопреобразователь сопротивления повышенной точности. Формуляр 5963.000 ФО. М.: НИЦ «Курчатовский институт», 2013, 21 с.

63. ГОСТ 6651 -94. Термометры сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний. Минск: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 1998 - 31 с.

146

64. Отчет по кроссверификации прикладного программного обеспечения

программно-технического комплекса защиты в части реализации защиты по запасу до кризиса теплообмена. Система контроля, управления и диагностики. АЭС-2006. Нововоронежская АЭС-2.

NW2O.B.132.&.0UJA&&.&&&&&.021.HN.0001 392М.17 Д10. Подольск:

ОКБ «Гидропресс», 2012, 183 с.

65. ГОСТ 8.568.1-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 1. Принцип метода измерений и общие требования. Минск: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 2007 - 40 с.

66. ГОСТ 8.568.2-2005. Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 2. Диафрагмы. Технические требования. Минск: Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, 2007 - 40 с.

67. Узел питания парогенераторов. Главный корпус. Турбинное отделение. Схемы автоматизации (PI-диаграммы). Ростовская АЭС блок 3. R3.0200.3025.033.01.00031. // Нижний Новгород, ОАО «НИАЭП», 2011 - 1 с.

68. Хансуваров К.И. Техника измерения давления, расхода, количества и уровня жидкости, газа и пара : Учебное пособие для средних специальных учебных заведений по специальности "Электротеплотехнические измерения" - М: Издательство стандартов, 1989. - 287 с.

69. Регуляторы 2 контура: учебное пособие. УМ.04.46.11.--.19. Энергоблок №4 Калининской АЭС// Удомля: Калининская АЭС, 2011, - 76 с.

70. Гоноровский И. С. Радиотехнические цепи и сигналы: Учебник для вузов — М.: Радио и связь, 1986. — 512 с.

71. Горбунов Ю.С., Агеев А.Г., Корольков Б.М.. Совершенствование систем контроля и управления безопасной работы реактора установки ВВЭР-1000 за счет использования дополнительного способа определения тепловой

147

мощности реактора по параметрам пара от парогенераторов. Материалы 6-й международной научно-технической конференции "Безопасность, эффективность и экономика атомной энергетики". Москва, ФГУП концерн "Росэнергоатом", 21 - 23 мая 2008 г.

72. Болтенко Э.А., Корольков Б.М., Басов А.В и др. Определение расхода пара в паропроводах АЭС датчиками скорости. // 9-ая международная научнотехническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР»: Сборник трудов. ОКБ "Гидропресс", г. Подольск, 2015, с.200-210.

73. РД ЭО 0515-2014 Нормы точности измерений основных теплотехнических

величин для атомных электрических станций с водо-водяными энергетическими реакторами ВВЭР-1000. М: ОАО «Концерн

«Росэнергоатом»», 2014, 21 с.

74. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Возможности применения методологии моделирования при проведении физических и динамических испытаний при вводе в эксплуатацию энергоблоков АЭС с ВВЭР. 8-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник тезисов. Подольск. ОКБ «Гидропресс», 2013, с. 79-80.

75. 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.

76. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В., Королев А.С. Основные проблемы определения тепловой мощности реактора по параметрам 2-го контура при проведении ПНР на энергоблоке №3 Ростовской АЭС. 4-я Международная научно-техническая конференция «Ввод АЭС в эксплуатацию». Сборник тезисов. Москва. АО «Атомтехэнерго», 2016, с. 67.

148

77. Реакторное отделение. Герметичная часть. Трубопроводы питательной воды II контура Рр>2,2 МПа. Ростовская АЭС Блок 3. R3.TX41.3001.011.00.001// Нижний Новгород: ОАО «НИАЭП», 2010, 109 с.

78. Реакторное отделение. Негерметичная часть. Трубопроводы питательной воды II контура Рр>2,2 МПа. Ростовская АЭС Блок 3. R3.TX41.3018.011.00.001// Нижний Новгород: ОАО «НИАЭП», 2010, 27 с.

79. Главный корпус. Турбинное и деаэраторное отделение. Трубопроводы питательной воды от ПВД до РО. Ростовская АЭС Блок 3. R3.RL71.3001.012.00.001// Нижний Новгород: ОАО «НИАЭП», 2010, 138 с.

80. In-core instrumentation system. Tianwan NPP Unit No2. Test of the reactor plant state monitoring function and validity of output data at power 100 % Nnom. Test report. LYG-1-JKS.TP-G013/09-TR-01. Lianyungang: Tianwan NPP, 2007 - 52 p.

81. ПВД. Главный корпус. Турбинное отделение. Схемы автоматизации (PI-диаграммы). Ростовская АЭС блок 3. R3.0200.3025.033.01.00.030. // Нижний Новгород, ОАО «НИАЭП», 2011 - 1 с.

82. Техниче^ое решение №03.РО.ЦТАИ.СВРК.0333.27 «Об изменении проектных точек ТТК в СВРК по системе питательной воды 3RL для расчета тепловой мощности реакторапо параметрам за ПВД». Ростовская АЭС Энергоблок №3. Волгодонск: Ростовская атомная станция, 2015 - 4 с.

83. Агрегат насосный КГТН 850-400А-1. Технические условия. ТУ 6938-07505762252-2008. СПб.: ОАО «НПО «ЦКТИ»», 2008 - 74 с.

84. Шлемензон К.Т., Павлов П.Г. Опыт использования насосов с гидротурбинным приводом на энергоблоках АЭС. XIII Международная научно-техническая конференция «Гервикон-2011». Энергия. Насосное оборудование: сайт. URL: http:// http://www.mnz.ru/stat-i/opit-ispol-zovaniya-nasosov-s-gidroturbinnim-privodom-na-energoblokach-aes.

85. Волков Е.А. Численные методы: Учеб. пособие для вузов. - М.: Наука, 1987. -248 с.

149

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

87. Шикалов В.Ф. Исследование детекторов прямой зарядки и развитие методов их использования на ядерных реакторах. Научная библиотека диссертаций и авторефератов disserCat. http://www.dissercat.com/content/issledovanie-detektorov-pryamoi-zaryadki-i-razvitie-metodov-ikh-ispolzovaniya-na-yadernykh-r#ixzz41Z1clR00.

88. Мильто Н.В., Мильто В.А., Липин Н.В. Основные решения и опыт эксплуатации функции защиты по локальным параметрам реакторов ВВЭР-1000. // 9-ая международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР»: Сборник трудов. ОКБ "Гидропресс", г. Подольск, 2015, с.228-241.

89. Сборки внутриреакторных детекторов. Руководство по эксплуатации. ШПИС.418260.002 РЭ. М.: ООО «ИНКОР», 2015 - 85 с.

90. Постников В.В., Якунин И.С. Контроль распределения энерговыделения в активной зоне: Учебное пособие. - М.: НИЯУ МИФИ, 2012 - 92 с.

91. Investigate the RP thermal balance when reaching the design Unit power (At 75% of power Pnom. Tianwan NPP Unit No2. Test of the reactor plant state monitoring function and validity of output data at power 100 % Nnom. Test report. LYG-1-000.TP-L011/2-TR-1. Lianyungang: Tianwan NPP, 2006 - 18 p.

92. Система контроля, управления и диагностики РУ В-428. Пояснительная записка. 08624243.501310.003.П2. М.: РНЦ «Курчатовский институт». Институт ядерных реакторов, 2003 - 116 с.

93. Устройство информационно-измерительное. УИ-174Р16. Руководство по эксплуатации. ПКЕМ.468157.001-16 РЭ. М.: НИЦ «Курчатовский институт», 2011 - 115 с.

94. Исходные данные по формированию уставок предупредительной защиты второго рода по линейному энерговыделению для блока №2 Ростовской АЭС. 320-Пр-955. - Подольск: ОКБ «Гидропресс», 2009 - 17 с.

150

95. Уточнение нейтронно-физических констант СВРК для корректного учета изменения значения коэффициента нагрузки твэл, окружающих трубку с СВРД, в зависимости от перемещения ОР СУЗ. Отчет о научноисследовательской работе. Инв. №32/1-7-306 от 12.07.06г. М.: РНЦ «Курчатовский институт». Институт ядерных реакторов, 2006 - 122 с.

96. 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.

97. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н. Определение температурного поля теплоносителя на входе в активную зону на этапе физического пуска блока №1 Тяньваньской АЭС. // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 5-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 29 мая - 1 июня 2007 г. -Подольск, ФГУП ОКБ "Гидропресс". - 2007

98. 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.

99. Карначук В.И. Системы автоматического выравнивания нейтронного потока в ядерных реакторах: учебное пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. - 221 с.

100. Аппаратура контроля нейтронного потока. АКНП-25Р. Руководство по эксплуатации. РУНК.501319.077 РЭ. М.: ЗАО «СНИИП-СИСТЕМАТОМ», 2012. - 151 с.

101. Соколов И.В., Лужнов А.М., Костицин А.Р, Маленкин Д.А., Стефаницкая Л.О. Контроль энергораспределения в активной зоне ВВЭР-1000 аппаратурой АКНП-АКЭ. // 7-ая международная научно-техническая конференция

151

«Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР»: Сборник трудов. ОКБ "Гидропресс", г. Подольск, 2011, с.247-262.

102. Дружаев А.А. Интегрированные математические модели активных зон ядерных реакторов для контроля распределения энерговыделения в режиме реального времени: дис. ... канд.тех.наук: 05.14.03. М., 2015. - 118 с.

103. Каналы измерений параметров, управления и безопасности ядерного реактора «МИРАЖ МБ». Государственный реестр средств измерений. Регистрационный номер 31993-06. М.: ФГУП «ВНИИФТРИ», 2006. - 5 с.

104. Санитарные правила проектирования и эксплуатации АС (СП АС-03). СанПин 2.6.1.24-2003. М.: Министерство здравоохранения РФ, 2003. - 36 с.

105. Smith B.L. Assessment of CFD codes used in nuclear reactor safety simulations. // Nuclear Engineering and Technology. Vol. 42, No. 5, Aug. 2010

106. Кулиш Г.В. .Расчет распределения потока теплоносителя в активной зоне энергоблока №3 ЮУ АЭС в 21-ю - 24-ю топливные кампании. // CN-LFD-08-07, Редакция 0, ЦПАЗ, 2007.

107. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В. Исследование температуры теплоносителя на входе в активную зону при вводе в эксплуатацию энергоблока №2 Ростовской АЭС. // 7-ая международная научно-техническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР»: Сборник трудов. ОКБ "Гидропресс", г. Подольск, 2011, с.214-229.

108. Протокол испытаний СВРК по определению температурного поля на входе в активную зону теплоносителя 1 -го контура на этапе физического пуска. №04.РО.54.СВРК.П.К.1.КО.Б-1-0.Н от 11.11.11 года. - Удомля, Калининская АЭС, 2011, 15 с.

109. 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 // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й международной научно-технической конференции, Подольск, 26 мая - 29 мая 2009 г. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс".

152

110. 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.

111. 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 научнотехническая конференция «Безопасность, экономика и эффективность атомной энергетики». Пленарные и секционные доклады. Москва. Концерн «Росэнергоатом», 2012г., с. 571-578.

112. 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 ноябр. 2007 г. - М.: ОАО "Инкор

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

114. Физические эксперименты на этапах энергетического пуска и опытнопромышленной эксплуатации энергоблока №4 Калининской АЭС (ядерно-опасная работа). Программа и методика. П4.01^ОПМ.1768.54. - Удомля, Калининская АЭС, 2010, 135 с.

115. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. ГСССД Р-776-98. М.: Издательство МЭИ, 1999 - 168 с.

153

116. РМГ 43-2001. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрология. Применение «руководства по выражению неопределенности измерений». М: ИПК Издательство стандартов, 2002 - 28 с.

117. Бай В.Ф., Богачек Л.Н., Лупишко А.Н., Тимофеев А.Е. и др. Опыт эксплуатации термоконтроля ВВЭР-1000 и повышения надежности контроля условий работы ТВС (энергоблоки 1 -й очереди Калининской АЭС). Труды 2го собрания международного симпозиума "Измерения, важные для безопасности реакторов". Москва, РНЦ "Курчатовский институт", 10 - 12 сентября 2002, с. 27.1-27.4

118. Абдуллаев А.М., Кулиш Г.В. и др. Расчетный анализ ПЭЛ-эффекта в смешанной активной зоне ВВЭР-1000. // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 26 мая - 29 мая 2009 г. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс".

119. Пахолков В.И., Романов А.И., Самойлов О.Б. и др. Опыт промышленной эксплуатации ТВСА с улучшенным контролем температуры теплоносителя на выходе из сборок в составе активных зон Калининской АЭС. Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 5-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 29 мая - 1 июня 2007 г. - Подольск, ФГУП ОКБ "Гидропресс". -2007. - ISBN 978-5-94883. - Том 2. - ISBN 978-5-94883-076-6

120. Кууль В.С., Пахолков В.И., Романов А.И. и др. Модернизированная головка ТВСА с улучшенным термоконтролем. Стендовая отработка конструкции и результаты реакторных испытаний. Труды 3-й научнотехнической конференции "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР", г.Подольск, 20-30 мая 2003 г.

121. В.Ф. Бай, Л.Н. Богачек, С. В. Макаров, В.М. Чапаев, Е.В. Федоровых. Результаты опытной эксплуатации СВРД.КНИТ2Т-5 на блоке 3 Калининской АЭС в течение 5, 6, 7 топливных кампаний. // 9-я международная научнотехническая конференция «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». Сборник трудов. ОКБ «Гидропресс», г. Подольск, 2013, с.215-225.

154

122. 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. Balatongyorok, Hungary, October 13 -16, 2015, book of abstracts, p. 16-17.

123. 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.

124. 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.

125. 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. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс".

126. Методика. Определение среднемассовой температуры в горячих нитках петель первого контура РУ ВВЭР-1000. МТ 1.2.1.15.002.10-2015. ОАО "Концерн Росэнергоатом". М., 2015.

127. ГОСТ Р 8.565-2014. Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечении эксплуатации атомных станций. Основные положения. М.: Стандартинформ, 2015. - 20 с.

128. ПР 50.2.006-94. Государственная система обеспечения единства измерений. Правила по метрологии. Порядок проведения поверки средств измерений. М.: Госстандарт России, 1994 - 9 с.

129. Саунин Ю.В. Разработка методик комплексных испытаний систем внутриреакторного контроля ВВЭР: дис. ... канд.тех.наук: 05.14.03. Мытищи-Нововоронеж, 2010. - 172 с.

155

130. Комплексные испытания СВРК в части проверки и тарировки температурного контроля теплоносителя 1 контура на этапе физического пуска. Программа и методика. Ростовская АЭС Энергоблок №3. ПМ.3.СВРК.ЦТАИ/600. Волгодонск, 2013, - 31 с.

131. Комплексные испытания СВРК по проверке функций контроля состояния реакторной установки и достоверности выходной информации на этапе опытно-промышленной эксплуатации. Программа и методика. Ростовская АЭС Энергоблок №3. ПМ.3.СВРК.ЦТАИ/2090-н. Волгодонск, 2015, - 94 с.

132. Алыев Р.Р. Распознавание состояния активной зоны и анализ достоверности информации системы внутриреакторного контроля при эксплуатации топливных загрузок ВВЭР - 1000: дис. . канд.тех.наук: 05.14.03. Обнинск, 2013. - 124 с.

133. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов измерений. Л., Энергоатомиздат, 1985, с.248

134. Приймак С.В. Методическая погрешность измерения температуры теплоносителя ВВЭР. - Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. - №5, 2000 г. с.71-74.

135. Олейников П.П., Приймак С.В. О точности измерений температуры теплоносителя АЭС с ВВЭР. Труды 4-й научно-технической конференции "Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР", г.Подольск, 23-26 мая 2005 г.

136. Жук М.М., Казакова Н.В., Худяков А.М. и др. Отчет. Расчетные погрешности измерительных каналов УВС и СВРК, определение точности поддержания параметров реакторной установки в стационарном режиме работы по ВМПО "Хортица". №1056 ОТ. - Балаково: Фирма "Атомтехэнерго", 1993, -59 с.

137. 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 // Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР: Сб.тр. 6-й междунар. научн.-технич. конф., Подольск, 26 мая - 29 мая 2009 г. - Подольск, ОАО ОКБ "Гидропресс".

156

138. Саунин Ю.В., Добротворский А.Н., Семенихин А.В., Рясный С.И. Метод оценки весовых коэффициентов при определении средневзвешенной тепловой мощности реакторов ВВЭР // Тяжелое машиностроение. - 2008. -ноябрь 11 - С. 13-17.

156

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕМПЕРАТУРНОЙ СТРАТИФИКАЦИИ ПРИ ИЗМЕРЕНИЯХ НЕЙТРОННО-ФИЗИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК АКТИВНОЙ ЗОНЫ ПРИ ПУСКЕ БЛОКА №4 КАЛИНИНСКОЙ АЭС

2 600 -

2 550 -

2 500 -

2 450 -

2 400 -

2 350 -

306.0 - --

2 300 -

2 250 -

305.0 4-

2 200 -

2 150 -

2 100 -

30S.5 - -

306.0 - --

307.5

307.0 - -

306.5-F

305.5 - -

304.5

304.0 - --

303.5---

Время

16:40

-160

-160

у 140

-120

-100 ГтП

:

СЭ

-60 п

CD

-60

ZE

У 40

;20

-0

--20

---40YAR11CT073XQ01 -------2YAS11C"371AXQ1 -----42YAS11CT071BXQ1 ------------------------------------------------ 42YAS11 СТС 71CXQ1 ----------------------------43YAS11 СТО 72AXQ1 ---------43YAS11 СТО 72BXQ1 ------------------------------------------------ 43YAS11CTC72CXG1 -------------------------------С /SCCFG5CCXCC2 --СХ ------------------------------------------------4CYVSCCFG9C9XQC2

Рисунок П1.1.1 Изменение температуры горячей нитки петли №1 по показаниям ТП и ТС при погружении 10 и 9 групп ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75%№юм

CD

2 600 -

2 550 -

2 500 -

2 450 -

2 400 -

2 350 -

2 300 -

2 250 -

2 200 -

2 150 -

2 100 -

----40YAR21C^073XQ01 -2YAS21CT071AXD1 42YAS21C*071BXQ1 ----42YAS21 СТС 71CXQ1 43YAS21 СТО 72AXQ1 43YAS21 СТО 72BXQ1 ----43YAS 21 СТС 72СХП1 С VS С С FG:С С"С С 2 -I ' СЧС С FXC ' <СС ' ----40YVS00FG&0&XQ02

Рисунок П1.1.2. Изменение температуры горячей нитки петли №2 по показаниям ТП и ТС при

погружении 10 и 9 групп ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

157

2600-

2 550-

2E00-

2 450-ш 2 400-

^ 2 350-cz

z: 2 300-

2250-

2200-

2150-

2100-

О

Q_

30E.0+-

303.0 --

306.04

307.E

307.0

306.E +

306.0

304.E--

304.0 -1

303.E--

-120

-100

tn >.

CJ

4

' ' I ' I ' ' ' I ' ' ' I ' I ' ' ' I ' ' ' I ' I ' ' ' I ' ' ' I ' " I ' ' ' I ' ' ' I ' I ' ' ' I ' '

о

16

40 16:4E 16:E0 16:EE 17:00 17:0E 17:10 17:1E 17:20 17:2517:30 17:3E 17:40 17:4E 17:E0 17:5513:00 Время

---40YAR31CT073XG01 ------L2YAS31C"071AXQ1 -------42YAS31CT071BXG1

---42YAS31 CTO 71CXQ1 ----43YAS31 CTO 72AXQ1 -----43YAS31 CTO 72BXQ1

----43YAS 31 CTO 72CXG1 --Y&C C F G 5 0 0 <C 0 2 --*QF'' "C' --------------------------------------------------40YVS00FG&0&XQ02

Рисунок П1.1.3. Изменение температуры горячей нитки петли №3 по показаниям ТП и ТС при погружении 10 и 9 групп ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

2600-

2ЕЕ0-

2Е00-

2 450-

Й 2 400-м' 2 350-

cz

ч

^ 2 300-

2250-

2200-

2150-

2100-

----10 YAR41 СТО 73ХО 01 ^2YA S-1С"Э 71AXQ1 42YAS -1 СТО 71BXQ1 ----42YAS41 СТС 71CXQ1 43YAS41 СТО 72AXQ1 43YAS41 СТО 72BXQ1 ----43YAS -1 стс 72СХ01 с vs с с ғ G: с схс с 2 сғ..:- ic: -----40YVS00FG90&XQ02

Рисунок П1.1.4. Изменение температуры горячей нитки петли №4 по показаниям ТП и ТС при

погружении 10 и 9 групп ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

158

Петля № 1 Петля №2

Петля №3 Петля №4

Рисунок П1.1.5. Изменение приведенного к номинальной мощности подогрева ГЦК (°C) при расчете температуры горячих ниток как

1) средней по показаниям 7-ми термодатчиков или как 2) средневзвешенной от расположения по сечению трубопровода в зависимости от радиального офсета (%) в процессе погружения 10 и 9 групп ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

159

Горячая петля Ма1

А-А

Б-Б

В-В

Горячая петля 1Һ2

тмв

Т*)6 !?)А

Т0№

7 ' J 306.7

Рисунок П 1.1.6. Показания температуры горячих ниток №№1 и 2 ГЦК по СВРК и СВБУ в процессе погружения 10 и 9 групп ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм (перед опусканием)

160

Горячая

петля №3 А-А

Б-Б

В-В

Горячая петля №4

Рисунок П 1.1.7. Показания температуры горячих ниток №№3 и4 ГЦТ по СВРК и СВБУ в процессе погружения 10 и 9 групп ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм (после опускания)

161

2E60-

2 E20 -

2 430-

2 440-^ 2 400 -o7 2 360-cz

2 320 -

22&0-

2 240-

2 200-

2160-

---40YAR11CT073XQ01 -----^2ҮА611С"071АХО1 -----42YAS11CT071BXQ1 -----42YAS11CTC71CXO1 ---------------------------------------------------------------------43YAS11 CTO 72AXQ1 43YAS11 CTO 72BXQ1 43YAS11 СТС 72CXQ1 .6Lt = 65LL'<2C2 ---------------------------------------------------------------------4 0 ^QRC С г X'?'? "CO 40 YVS 0 C F C $C $X0 C 2

Рисунок П1.2.1. Изменение температуры горячей нитки петли №1 по показаниям ТП и ТС при погружении 9-й группы ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

2 400 -

2 360-

2 320-

о.

2Е60-

2 Е20 -

2 430-

2 440-

2 230-

2 240-

2 200-

2160-

07:ЗЕ 07:40 07:4Е

07:Е0 07:ЕЕ 03:00 03:0Е 03:10 03:1Е 03:20 03:2Е 03:30 ОЗ:ЗЕ 03:40

>.

CL

О

Время

---40YAR21CT073XQ01 -----^2YAS21C"071AXQ1 -----42YAS21CT071BXQ1 ------42YAS21CTC71CXQ1

----43YAS21 СТО 72AXQ1 --43YAS21 СТО 72BXQ1 ---43YAS 21 СТС 72CXQ1 ----- С " . '3 С С F С i С С С 2 ------------------------------------------------------------------------4С С - ХСС -40 YVS0 0 FG М &XQ02

Рисунок П1.2.2. Изменение температуры горячей нитки петли №2 по показаниям ТП и ТС при

погружении 9-й группы ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

162

---40YAR31CT073XQ01 -----^2YAS31C"071AXD1 -----42YAS31CT071BXQ1 -----42YAS31CTC71CX01 ---------------------------------------------------------------------43YAS31 CTO 72AXQ1 43YAS31 CTO72BXQ1 43YAS31 СТС72CXQ1 ' ''2Lt = G 5 СC'<СC2 ----------------------------------------------------------------------'I "QC..;г py.?.? - vrr - -40YVSO0 FG M&XQ02

Рисунок П1.2.3. Изменение температуры горячей нитки петли №3 по показаниям ТП и ТС при погружении 9-й группы ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

2 400 -

2 360-

2 320-

2Е60-

2 Е20 -

2 430-

2 440-

2 230-

2 240-

2 200-

2160-

гп

>.

О

CL

О

---40YAR41CT073XQ01 -----^2YAS^1C"071AXD1 -----42YAS^1CT071BXQ1 ------42YAS41CTC71CXQ1

---43YAS41 СТО 72AXQ1 ---43YAS41 СТО 72BXQ1 ---43YAS 1 СТС 72CXG1 ------ С 'SC С F G 5 С С С 2 — 4С с с хсс — 40Yvso о ғс м &хао2

Рисунок П1.2.4. Изменение температуры горячей нитки петли №4 по показаниям ТП и ТС при

погружении 9-й группы ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

Петля №1

163

Петля №2

Петля №3

Петля №4

33.3 -Г

30.9 —*—Ср-взвеш.

"Средн ее

29.6 -

* 1 \ ' У ' Й' it

/ Л J L / W У

^93 гг

v = 9.325x1 29.57

28.4 -- N У = 3.931x1 29.39

-б.39 -4.93 -3.99 0.03 3.33 4.33 5.33 8.93 10.03 13.93 14.33 16.33

Рисунок П1.2.5. Изменение приведенного к номинальной мощности подогрева ГЦК (°C) при расчете температуры горячих ниток как

1) средней по показаниям 7-ми термодатчиков или как 2) средневзвешенной от расположения по сечению трубопровода в зависимости от радиального офсета (%) в процессе погружения 9-й группы ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм

164

Горячая петля №1

А-А

Б-Б

Б-Б

В-В

Т04В

В-В

Рисунок П1.2.6. Показания температуры горячих ниток №№1 и2 ГЦТ по СВРК и СВБУ в процессе погружения 9-й группы ОР СУЗ при освоении уровня мощности 75 % №юм (перед опусканием)

165

Горячая

петля №3 А-А

А-А

Б-Б

В-В