Разработка, создание и применение на АЭС с ВВЭР-1000 системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, кандидат технических наук Горбунов, Юрий Сергеевич

• Горбунов, Юрий Сергеевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Горбунов, Юрий Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Измерения и поддержания уровня воды в ПГВ-1000.

1.1.1 Измерение уровня воды в парогенераторах.

1.1.2 Определение запаса воды в ПГВ при динамических режимах.

1.1.3 Поддержание и регулирование уровня в парогенераторах.

1.2 Особенности регулирования ПГВ-1000 в динамических режимах энергоблока.

Выводы к главе 1 и постановка задач исследования.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ПРЯМОГО ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПАРА В ПАРОПРОВОДЕ ПГВ-1000.

2.1 Основные требования к системе измерения.

2.1.1 Требования к расходомерному устройству.

2.1.2 Требования к схеме измерения.

2.2 Обоснование выбора метода измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000.

2.3 Выбор и оптимизация схемы измерения расхода.

2.4 Выбор конструкции пневмометрической трубки для паропровода парогенератора ПГВ-1000.

2.4.1 Калибровка пневмометрической трубки.

2.5 Разработка блока и алгоритма вычисления расхода.

2.5.1 Функции блока вычисления.

2.5.2 Разработка алгоритма вычисления расхода пара.

2.5.3 Калибровочные характеристики блока вычисления.

ГЛАВА 3. ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПАРА НА СТЕНДЕ ПСБ ВВЭР.

3.1 Описание схемы измерения расхода пара.

3.2 Методика подготовки и проведения испытаний.

3.3 Методика обработки результатов.

3.4 Результаты испытаний.

3.5 Исследование влияния влажности пара на работу измерительной системы.

Выводы к главе 3.

ГЛАВА 4. ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМЫ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПАРА НА БЛОКЕ №3 БАЛАКОВСКОЙ АЭС

4.1 Цели испытаний.

4.2 Описание схемы установки пневмометрических трубок и схемы измерений.

4.3 Методика подготовки и проведения испытаний.

ГЛАВА 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ СИСТЕМЫ ПРЯМОГО ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПАРА НА БЛОКЕ №3 БАЛАКОВСКОЙ АЭС

5.1 Испытания в стационарных режимах работы энергоблока.

5.2 Испытания в переходных режимах работы энергоблока.

5.3 Испытания в динамических режимах работы энергоблока.

5.3.1 Режим со срабатыванием аварийной защиты (A3).

5.3.2 Режим с отключением одного ГЦН из четырех работающих.

5.3.3 Режим с подключением одного ГЦН к трем работающим.

Выводы к главе 5.

ГЛАВА 6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМЫ ПРЯМОГО ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПАРА ОТ ПГВ-1000 ДЛЯ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ РЕАКТОРА.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка, создание и применение на АЭС с ВВЭР-1000 системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов»

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года [1] предусматривает увеличение доли производства электроэнергии на атомных станциях. В Европейской части России эта доля даже при умеренном варианте развития экономики должна возрасти к 2020 году до 32 %. Общая мощность всех АЭС России при этом должна увеличиться до 40 ГВт при среднем КИУМ порядка 85 %.

Основными производителями электроэнергии в атомной энергетике России являются АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК. Так в 2005 г. на АЭС с реакторами ВВЭР было выработано 73829,9 млн.кВт-ч, а с реакторами РБМК и несерийных энергоблоков - 74792,4 млн. кВт-ч.

Увеличение суммарной мощности АЭС может быть обеспечено с помощью решения ряда задач, одной из которых является повышение эффективности выработки электроэнергии на действующих энергоблоках АЭС и увеличение к.п.д. энергоблоков за счет улучшения их эксплуатационных характеристик и режимов работы. Дополнительная выработка электроэнергии при этом на действующих АЭС может составить более 7 млд.кВт-ч в год, что равноценно вводу мощности 1 ГВт при удельных капитальных затратах порядка 200 долл/кВт. Улучшение эксплуатационных характеристик АЭС способствует также повышению их надежности и безопасности [1].

Настоящая работа посвящена проблеме улучшения эксплуатационных характеристик парогенераторов ПГВ-1000 реактора ВВЭР-1000 на основе разработки и внедрения системы измерения расхода генерируемого пара.

Парогенератор реактора ВВЭР-1000 является важнейшим элементом энергоблока АЭС. Повышение эффективности, надежности и безопасности работы парогенератора в значительной степени определяется системой поддержания и регулирования в нем в заданных пределах уровня воды. Особенно это важно в переходных режимах работы энергоблока, когда изменяется мощность реактора, а следовательно, и паропроизводительность (расход пара).

Известно, что изменение уровня воды в парогенераторе может привести к увеличению влажности пара и уменьшению необходимого запаса воды в парогенераторе. Изменение этих параметров выше допустимых значений по условию безопасной эксплуатации, снижает эффективность реакторной установки, увеличивает вероятность возникновению аварийных ситуаций.

Необходимым элементом системы автоматического регулирования уровня воды в парогенераторе является сигнал по расходу пара. Способ измерения расхода генерируемого пара определяет качество системы регулирования уровня воды в ПГ и поддержание материального баланса «рабочего тела».

Первоначально, в системе автоматического регулирования (САР) для измерения расхода пара были использованы стандартные сужающие устройства - диафрагмы. Исследования динамических характеристик парогенераторов с сигналом по расходу пара, полученные с помощью диафрагм, показали, что типовая трехимпульсная схема регулятора питания с сигналами по расходу пара, расходу питательной воды и уровню в парогенераторе работоспособна и обеспечивает достаточно удовлетворительное качество регулирования при различных видах возмущений. В тоже время эти испытания показали, что вследствие увеличения гидравлического сопротивления из-за установки диафрагм возникают значительные потери давления пара. В результате этого заметно снижалась экономичность работы энергоблока. По этой причине Генеральным проектировщиком было принято решение о демонтаже диафрагм на паропроводах парогенераторов [2].

В настоящее время на действующих АЭС с ВВЭР отсутствует прямое измерение расхода пара, а в качестве сигнала по расходу пара используется разность температур теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ, косвенно отражающий значение расхода пара. Однако этот сигнал имеют ряд недостатков, а именно обладает большой инерционностью (до 30 секунд) и недостаточной надежностью, так как формируется с помощью двух термопар на один парогенератор. При выходе из строя одной из восьми термопар на регулятор питания будет поступать сигнал, вызывающий его ложное срабатывание, что может привести к аварийному останову блока.

Сравнение результатов испытаний описанных выше систем регулирования показало также, что при использовании сигнала по разности температур отклонение уровня в парогенераторе при переходных процессах на 60 % больше, чем при использовании сигнала по расходу пара. В зависимости от масштаба возмущения это может привести к срабатыванию аварийных защит и останову блока.

Поэтому оптимальным решением, обеспечивающим повышение надежности, безопасности и экономичности работы энергоблоков является возврат к получению прямого сигнала по расходу пара. Однако устройство, обеспечивающее прямое измерения расхода пара в паропроводах парогенераторах ПГВ-1000, должно быть лишено недостатков, присущих сужающим устройствам. Разработка такого устройства, проведение его испытаний на экспериментальном стенде и энергоблоке № 3 Балаковской АЭС является основным содержанием настоящей диссертационной работы.

В данной работе, на основе обзора существующих методов измерения расходов (теплоносителя) делается выбор в пользу использования для измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 пневмометрической измерительной трубки малого диаметра, обладающей незначительным гидравлическим сопротивлением.

Выполненная работа является частью комплекса работ, проводимых в «Лаборатории сепарационных и гидродинамических исследований процессов парогенерирующего оборудования АЭС» ФГУП «ЭНИЦ», направленных на совершенствование системы измерения уровня и запаса воды, а также по улучшению качества регулирования уровня воды в ПГ при переходных режимах энергоблока ВВЭР-1000.

Результаты разработки системы измерения расхода пара внедрены в промышленную эксплуатацию на энергоблоке № 3 Балаковской АЭС.

Заключение диссертации по теме «Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации», Горбунов, Юрий Сергеевич

Выводы к главе 5

Проведены испытания системы измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 блока №3 Балаковской АЭС в динамических режимах в диапазоне нагрузок от 0 до 30% от номинальной тепловой мощности РУ. Прямые измерения расхода пара в паропроводах всех ПГ появлялись при минимально фиксируемых значениях тепловой мощности реакторной установки.

Показано, что в исследованных динамических режимах расчетный расход пара, сформированный по разности температур теплоносителя первого контура, имеет ряд недостатков, а именно обладает большой инерционностью (до 35 секунд). Поэтому оптимальным решением, обеспечивающим повышение надежности, безопасности и экономичности работы энергоблоков является использование прямого измерения расхода пара. Эти результаты хорошо согласуется с экспериментальными данными подобных режимов исследованных на блоках №1, 2 Южно-Украинской АЭС, блоке №5 Ново-Воронежской АЭС [2,27,28].

Анализ результатов всех этапов испытаний показывает, что разработанная система измерения расхода пара является полностью работоспособной и может быть рекомендована для ее использования в САР уровня воды в парогенераторах блоков ВВЭР-1000. Концерном «Росэнергоатом» принято решение «О модернизации автоматических регуляторов уровня питательной воды в парогенераторах для 14 энергоблоков Балаковской АЭС» № 06-16/198 от 19.11.2002г. [100]. Это позволит обеспечить требуемое качество регулирования уровня воды в ПГ и необходимый запас воды в ПГ при регулировании в динамических режимах.

ГЛАВА 6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМЫ ПРЯМОГО

ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПАРА ОТ ПГВ-1000 ДЛЯ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ РЕАКТОРА

Современное развитие ядерной энергетики все в большей степени характеризуется совершенствованием контрольных и диагностических систем обеспечения безопасной работы ядерных реакторов АЭС. Эти системы, в частности, должны в реальном масштабе времени фиксировать такие важные параметры активной зоны и первого контура реактора, как:

- тепловая мощность, полная и в главных циркуляционных петлях;

- энергораспределение в активной зоне реактора;

- расход теплоносителя по петлям и через активную зону реактора и другие, с погрешностью, несколько процентов (2-5 %).

Разработанная система прямого измерения расхода пара предназначена, в основном, для использования в САР уровня воды в ПГ. Однако эта система может быть применена также и для других целей, в частности в СВРК для оперативного определения тепловой мощности реактора, особенно в переходных, динамических и аварийных режимах работы АЭС.

Как известно [9, 104, 107] существующие методы определения тепловой мощности реактора и ГЦК базируются на измерениях теплотехнических параметров первого и второго контуров энергоблока АЭС: давления, температуры, перепада температур, расходов питательной воды и теплоносителя, на измерениях нейтронно-физических характеристиках активной зоны реактора.

Например, на ВВЭР-1000 Калининской АЭС расчет тепловой мощности проводили следующими методами [107]:

1) По теплотехническим параметрам первого контура:

- по температуре на входе и выходе циркуляционных петель, измеренной с помощью датчиков СВРК, и расходу теплоносителя в «горячих» нитках, определенному по напорным характеристикам ГЦН;

- по параметрам первого контура, определенным с помощью измерительных каналов УВС; по подогреву теплоносителя, определенному с помощью системы СВРК.

2) По теплотехническим параметрам второго контура: по параметрам питательной воды ПГ, определенным с помощью УВС;

- по расходу питательной воды на ПГ, определенному по приборам КИП БЩУ, и температуре питательной воды ПГ;

- по температуре и расходу питательной воды за ПТН, по расходу питательной воды, определенной по приборам КИП БЩУ и температуре питательной воды.

Технологические указания по эксплуатации реакторной установки и ограничения, наложены на режимы работы реакторной установки. Средняя мощность реактора NAk3 определяется в соответствии с заложенным в программном обеспечении СВРК алгоритмом как усредненная по вычисленным разными способами значениям мощности с учетом «веса» каждого способа («вес» - каждого способа обратно пропорционален погрешности расчета по данному способу).

При контроле мощности реактора указанная в технологическом регламенте [106] тепловая мощность действует при обеспечении расчета по двум и более оперативным способам, одним из которых обязательно является контроль по параметрам II контура.

Определение мощности по теплотехническим параметрам в соответствии с [103,107], осуществляется с помощью сведения теплового баланса по первому и второму контурам. Значения тепловой мощности, генерируемой в реакторе NP и переданной второму контуру через парогенераторы, связаны следующими соотношениями:

Np - Nik ~ NUK ~ ^ ГЦН + QopiMpom + Qnpodl + Q«nd.

6.1)

Тепловая мощность, переданная от реактора в парогенераторы, определяется через параметры теплоносителя первого контура по следующей зависимости (6.2.):

N1K =0,278-10■4-%0кШ-р,Ь-1яи) (6.2) i где т - количество петель, из которых производится отбор пара из ПГ (включая петли с работающими и отключенными ГЦН);

Qnemj ~ расход теплоносителя в /-ой петле, м /ч;

Pi - плотность теплоносителя в холодной нитке петли, кг/м ; iXMi, iiopl - соответственно энтальпии теплоносителя в «холодной» и горячей» нитках петли, кДж/кг.

Определение мощности реактора теплотехническим способом, основанным на измерениях расхода теплоносителя и приращения его энтальпии является прямым методом. Однако, он характеризуется достаточно большой инерционностью (несколько десятков минут при погрешности около 2%) и ограниченным диапазоном измерений, обусловленным малым перепадом температур в базовом режиме и в режимах малых нагрузок. Погрешность определения расхода теплоносителя в циркуляционных петлях по напорным характеристикам составляет, как правило, 5 - 6 % [107].

Тепловая мощность, переданная от реактора в парогенераторы ПГВ-1000, через параметры второго контура определяется по следующим соотношениям в зависимости от измеряемой среды.

1) по параметрам питательной воды на ПГ

N„K =0,278-Ю-6-Р^Мпп-Lj-G^An -i')] ( 6-3) м

2) по параметрам питательной воды на ПВД

Мцк = 0,278-Ю"6

О-ПВДУ Рпл. fa nr.} К.е.) ) \Gnpod.n.Mnr.i 0 1

6.4) где т - количество работающих ПГ, от которых производится отбор пара; к- количество работающих ПВД;

Qn tJ - расход питательной воды на ПГ, м3/ч;

Опвд.; - расход питательной воды на ПВД, м3/ч;

P„eJ, i„,j - плотность и энтальпия питательной воды при температуре на входе в ПГ соответственно, кг/м3, кДж/кг.

Наличие прямого измерения расхода пара в паропроводах ПГ дает дополнительную возможность определять тепловую мощность реактора следующим образом [103]:

3) по параметрам пара от ПГ (при наличии такого замера) ы

Ю3 'DnrAhnЧ i„.eJ) i=1

6.5) где m - количество работающих ПГ, от которых производится отбор пара;

Dnn - паропроизводительность ПГ, т/ч;

Этот способ определения тепловой мощности имеет ряд преимуществ по сравнению с другими, а именно он более оперативен и точен. Оперативность метода основана на малоинерционном измерении расхода пара, что особенно важно в динамических режимах работы АЭС.

Определение тепловой мощности реактора по измерениям расхода пара в динамических (аварийных) режимах работы было проведено нами по результатам испытаний на блоке № 3 Балаковской АЭС в режимах срабатывания A3 и отключением одно из четырех работающих ГЦН [74].

Результаты расчетов представлены на графике (рис.6.1). На нем отображены изменения во времени мощности реактора и каждого ПГ по параметрам пара (6.5) в сравнении с тепловой мощностью, рассчитанной системой СВРК по теплотехническим параметрам первого контура.

Nt, МВт время, мин.

Рис. 6.1 - Изменение во времени тепловой мощности реактора и ПГ при срабатывании A3 на уровне мощности 10-12 % Nt.

Nakj - тепловая мощность реактора (СВРК); ENnru - суммарная тепловая мощность; Nnr-i, Nnr-2, Nnr-з, Nnr-4 - тепловая мощность ПГ (по расходу пара от ПГ)

При срабатывании A3 тепловая мощность реактора и парогенераторов, определенная по измерениям расходов пара (рис.6.1), практически сразу снижается, то время как мощность реактора, рассчитанная по теплотехническим параметрам первого контура системой СВРК начинается уменьшаться только через ~ 1 минуту. Это различие объясняется, тем, что изменение расхода пара осуществляется практически безынерционно. Кроме того, тепловая мощность реактора, рассчитанная по расходу пара уменьшается практически до «нуля», а по теплотехническим параметрам первого контура Nakj, через одну минуту, она соответствует примерно 350 МВт и далее, медленно снижается.

В режиме отключения одного из четырех ГЦН тепловая мощность, рассчитанная по расходу пара отключенного ПГ-2, сразу снижается, а в остальных ПГ возрастает (рис.6.2). Тепловая мощность реактора, рассчитанная по расходу пара, при этом, практически не изменяется и достаточно хорошо совпадает с мощностью, определенной по нейтронному потоку.

Nt, МВт 1500 -т

1200 -

900 -

600 -

300 -откл. ГЦН-2 время, мин.

Рнс. 6.2 - Изменение во времени тепловой мощности реактора и ПГ при отключении ГЦН-2 на уровне мощности 30 % Nt.

Nak3 - тепловая мощность реактора (СВРК); INnri-4 - суммарная тепловая мощность; Nnr-i, Nnr-2,Nnr-3,Nnr-4 - тепловая мощность ПГ (по расходу пара от ПГ).

Здесь следует отметить, что при отключении одного и более ГЦН на мощности меньше номинальной, становиться проблематичным, определение мощности реактора по параметрам теплоносителя первого контура из-за неопределенности его теплофизических параметров. Для этих режимов характерно более значительное изменение расхода теплоносителя и сложное перераспределение потоков теплоносителя между циркуляционными петлями и в самом реакторе [104].

В настоящее время, на АЭС с реакторной установкой ВВЭР-1000, величина тепловой мощности, переданной от реактора в ПГ, определяется только по параметрам питательной воды на ПГ и на ПВД (6.3, 6.4). Отсутствие недостающего способа расчета тепловой мощности реактора по параметрам пара от ПГ (6.5) приводит к увеличению погрешности определения тепловой мощности. Поэтому, для оценки вклада дополнительного способа расчета тепловой мощности реактора по параметрам прямого измерения расхода пара от

ПГ выполнены расчеты определения погрешности тепловой мощности реактора и «весовые» множители ( Wi,) по каждому способу расчета, включая расчеты по параметрам пара из ПГ (Приложение 2).

Величина тепловой мощности реактора определялась различными способами: по параметрам I и II контура при работе РУ ВВЭР-1000 на четырех ГЦН; номинальной мощности, в соответствии с методикой испытаний реакторной установки В-320 [103] (табл. 6.1).

Табл. 6.1 - Результаты расчетов погрешности различных способов определения тепловой мощности реактора по методике [103].

Способ определения мощности реактора Способа расчета Погрешность, % Примечание

1. По параметрам первого контура Npl 1,631} 1) после тарировки ТП и ТС на блоке и

2. По параметрам питательной воды на ПГ 1,66 введения поправки к напору ГЦН

3. По параметрам питательной воды на ПВД 2,35

4. По параметрам пара из ПГ N„4* 1,313

5. По показаниям ДПЗ 5,0 2> 2) по проектным данным СВРК и АКНП

6. По показаниям АКНП Np6 5,0 2)

Юш (Ю 1,2,4 (Ю 1,2.5 1,04 0.87* 1,13 W,=0,284 W2=0,276 W4=0,439

Средневзвешенное значение мощности при использовании комбинации способов: (Ю2.3.4 СN)2,3.5 (N) 1.2.3.4* 1,13 0.94* 1,31 0,815* Wi=0,323 W2=0,323 W4=0,514 Wi=0,2 50 W2=0,2426 W3=0,121 W4=0,386

Как видно из этой таблицы, использование расхода пара для расчета тепловой мощности реактора, как отдельно, так и в комбинации с другими способами позволяет повысить точность определения тепловой мощности. Способ расчета по параметрам пара из ПГ (4) имеет значительный «вес» ( w4) в определении средневзвешенного значения мощности при использовании комбинации способов.

Расчеты показали, что использование прямого измерения расхода пара в комбинации с другими способами позволяет уменьшить погрешность определения тепловой мощности с 2,0 до ~ 0,85 %. Таким образом, из рассмотрения проведенных выше результатов следует, что наличие прямого измерения расхода пара позволяет оперативно (быстрый отклик на изменение состояния реактора) и более точно определить тепловую мощность реактора, особенно в переходных, динамических режимах его работы.

Определение тепловой мощности реактора теплотехническим способом, основанным на измерениях расхода пара от ПГ, по сравнению с другими выше перечисленными способами, является практически безынерционным (несколько секунд при погрешности около ~ 2,7%), и с широким диапазоном измерений, обусловленным большим перепадом давления на пневмометрической трубке в базовом режиме и в режимах малых нагрузок.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проведен обзор и анализ результатов исследований парогенераторов ПГВ-1000 в динамических режимах в части измерения и поддержания уровня воды в ПГ. Обоснована целесообразность применения безынерционного измерения расхода пара от ПГ в стационарных, переходных и динамических режимах работы энергоблока.

2. Разработана система прямого измерения расхода пара в паропроводах АЭС с РУ ВВЭР-1000 на основе использования пневмометрических трубок специальной конструкции и микропроцессорных блоков КТ1. Предложен алгоритм, обеспечивающий вычисления и автоматическую коррекцию выходного сигнала линейно-пропорционального расходу пара, который был реализован в микропроцессорном блоке вычисления.

3. Проведены испытания основных элементов измерительной системы в стендовых условиях, применительно к паропроводам ПГВ-1000. Подтверждена линейная зависимость выходного сигнала блока вычисления КТ1 от расхода пара с учетом изменения давления пара в паропроводах. Результаты испытаний, показали хорошую сходимость значений расхода пара, измеренных с помощью пневмометрической трубки и стандартной диафрагмы.

4. Получены экспериментальные данные по исследованию влияния влажности пара на измерения расхода с помощью пневмометрической трубки. Результатами испытаний подтверждена возможность использования предлагаемой системы СИРП для измерения расхода влажного пара.

5. Разработанная система прямого измерения расхода пара сертифицирована Госстандартом РФ и утверждена, как «тип средства измерений», что разрешает ее применение на энергоблоках АЭС.

6. Система прямого измерения расхода пара была установлена на паропроводах блока №3 Балаковской АЭС и успешно прошла опытно-промышленную эксплуатацию. Впервые на серийном энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000 получены экспериментальные данные изменения расхода пара в паропроводах при в стационарных, переходных и динамических режимах работы энергоблока.

7. Показана целесообразность использования безынерционного сигнала по расходу пара в паропроводах ПГВ-1000 для оперативного определения тепловой мощности реактора, особенно в переходных и динамических режимах работы энергоблока.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Горбунов, Юрий Сергеевич, 2007 год

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года.

2. Испытание и определение динамических свойств основных систем автоматического регулирования оборудования II контура, Южтехэнерго, 1985, Инв. «11795.

3. Повышение точности измерения массового уровня в парогенераторах АЭС /А.И. Дмитриев, Ю.В. Козлов, В.И. Баскин и др.//Энергетик. 1986. №1. С. 16-17/.

4. PGV-1000 level measurements S.A. Logvinov, N.B. Trunov, A.I. Dmitiev et al. //Proceeding of international Seminar of horizontal steam generator modelling. Lappeenranta. Finland, 1991. Vol. I. P.91-99.

5. Исследование гидродинамики парогенераторов АГ-1000 /А.Г. Агеев, Р.В. Васильева, А.И. Дмитриев и др.//Электрические станции. 1987. №6. С. 1923./

6. А.Г. Агеев, Р.В. Васильева «Испытания парогенераторов 5 блока НовоВоронежской АЭС (гидродинамика парогенераторов)». Отчет ЭНИН ОКБ «Гидропресс», 1982г.

7. Горбуров В.И., Зорин В.М. Моделирование на ЭВМ гидродинамики водяного объема парогенератора ПГВ-1000 // Теплоэнергетика. 1994. №5. С. 2229.

8. Демченко В.А. О точности измерения уровня воды в парогенераторах АЭС. //Теплоэнергетика 1999. № 2, С. 56-58/.

9. Эксплуатационные режимы водо-водяных энергетических ядерных реакторов / Ф.Я. Овчинников, Л.И. Голубев, В.Д. Добрынин и др. Изд. 2-е. М.: Атомиздат, 1979.

10. Маргулова Т.Х., Зорин В.М., Горбуров В.И. Совершенствование внутрикорпусных устройств парогенератора ПГВ-1000 //Теплоэнергетика, 1988. №11. С. 43-47./.

11. Циркуляция воды в парогенераторе ПГВ-1000 /В.Ф. Титов, Ю.В. Козлов, А.В. Некрасов и др. //Теплоэнергетика. 1990. №7. С.54-58.

12. Исследование парогенераторов головного блока АЭС с ВВЭР-1000 /Г.А. Таранков, В.Ф. Титов, С.А. Логвинов и др.// Энергетические машиностроение.1986. №5. С. 30-32.

13. Павлыш О.Н., Соколов А.Т., Король Н.А., Таранов С.Н. Испытания и внедрение усовершенствованной системы автоматического регулирования парогенераторов и производительности ПТН на энергоблоке 1000 МВт. Электрические станции, №7,1990, с.30-33.:

14. Э.А. Бабкин «Исследования состояния и рекомендации по совершенствованию системы уровнемеров парогенераторов ВВЭР-1000 блока №1 БалАЭС» отчет БалАЭС, 1986.

15. Н.Б. Трунов, С.А. Логвинов, Ю.Г. Драгунов Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 2001. - 316 е.: ил./.

16. Козлов Ю.В., Колбасников А.В. Расчет сопротивления при движении двухфазного потока в теплообменных поверхностях парогенераторов АЭС// Энергомашиностроение. 1989. N 9. С. 38-40./.

17. Колбасников А.В., Шварц A.JL, Галецкий Н.С. Исследования гидродинамики пароводяной среды в межтрубном пространстве поверхностей нагрева с целью усовершенствования парогенераторов АЭС с ВВЭР// Электрические станции /1991/№ 8/ С. 44-48./.

18. Исследования новой сепарационной схемы для парогенератора серийного блока АЭС с ВВЭР-1000/ А.Г. Агеев, Б.М. Корольков, В.Г. Данц и др.//Электрические станции. 1990. №1. С.29-33/.

19. Tuomisto Н. Secondary side water inventory in the Loviisa steam generators //Proceeding of international Seminar of horizontal steam generator modelling. Lappeenranta. finland, 1991. Vol.1./.

20. Павлыш О.Н., Гарбузов И.П., Концевой А.А. Работа АСР питания парогенераторов головного моноблока 1000 МВт Южно-Украинской АЭС в нестационарных режимах. Теплоэнергетика, №6, 1986, с.34-38.:

21. Пыткин Ю.Н., Лобов В.И., Зверков В.В., Староверов Г.А., Игнатенко Е.И. Экспериментальные исследования переходного режима отключения шести ГЦН при работе реактора ВВЭ-440 на мощности. Электрические станции №8, 1984, с.25-27.

22. ОТТ-87. Арматура для оборудования и трубопроводов АЭС. Общие технические требования.

23. ПНАЭ Г-1-011-89. Правила и нормы, применяемые в атомной энергетике. Общие положения по обеспечению безопасности атомных станций (ОПБ-88/97).

24. СЛ. Ривкин. Термодинамические свойства газа. Справочник. Москва, Энергоатомиздат, 1987.

25. СЛ. Ривкин, А.А. Александров. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. Москва, Энергоатомиздат, 1984.

26. Инструкция по эксплуатации. Парогенератор ПГВ-1000 и система продувки. Энергоблок №3, ИЭ 3.18 Э-РЦ, Бал. АЭС, РЦ-2, 1995.

27. Техническое описание парогенератора 320.05.00.00.000ТО, ОКБ «ГП», 1982.

28. Исходные данные для проведения теплогидравлических расчетов реакторной установки ВВЭР -1000 типа В-320. Отчет ВНИИАЭС № ОЭ -2145.86, Москва, 1986.

29. Бошняк JI.JI. Измерения при теплотехнических исследованиях. Л., «машиностроение» (Ленинград, отд-ние), 1974.448 с.

30. Биргер Г.И., Бражников Н.И. Ультразвуковые расходомеры. М., «Металлургия», 1964.

31. Мороховский А.С, Фикс И.Г. Измерение расхода гидросмесей с неравномерным профилем скоростей электромагнитным методом. В кн.:

32. Материалы к IV Талиискому совещанию по электромагнитным расходомерам Талин, 1970. с 4-12/.

33. Кратеров В.А., Кремлевский П.П. Флуктуационный метод измерения расхода двухфазных сред.- В кн.: Развитие системы метрологического обеспечения измерения расхода и количества вещества. г.Казань: КФ ВНИИФТРИ, 1979, с.20-21./.

34. Кондратец В.А., Гуленко Т.И. Измерения расхода ферромагнитной пульпы. Измерительная техника, 1971, №10, с. 91-92/.

35. Gatland Н.В., Patrick R.J. The application of magnetically induced noise to ironsand mass flow measurement. Automat, and Cjntr., 1978, v. 8, N1, p.26-29./.

36. Ривкин И.Я., Сорокин B.K. Вибрационный массовый расходомер газожидкостных потоков. Приборы и системы управления, 1972, №11, с. 2224/.

37. Камразе А.Н. Тепловой расходомер с вспомогательной жидкостью. -Изв.вузов. Приборостроение, 1968, №5, с. 102-105/.

38. Короткое П.А., Беляев Д.В., Азимов Р.К. Тепловые расходомеры. JI. -М.: Машиностроение, 1969,173 с.

39. Шатиль А.А. Измерение расхода двухфазного потока трубой Вентури.-Измерительная техника. 1961, №9, с. 46-48.

40. Hampel С., Mandrella R. «Massentrommesung transieter Zweiphasen-stromung mittels Drag-Lody. eactortagung Dusseldorf, 1976, Bonn 1976, p.143-146.

41. Кремлевский П.П. «Измерение расхода многофазных потоков». JI., Машиностроение, 1982,214 с.

42. Преображенский В.П. Теплотехнические измерения и приборы. -М.: «Энергия», 1978.-04 е., ил.

43. П.П. Кремлевский «Расходомеры и счетчики количества», Справочние. Изд-е 4-е Перераб. и доп. JI-д. «Машиностроение», Ленинградское отделение 1989.

44. Алексеев А.В., Казанский A.M., Миналенко А.Е. Применение труб Вентури для измерения концетрации жидкой фазы при течении двухкомпонентной смеси Теплоэнергетика, 1973,8, с. 63-65.

45. Д. Чисхолм « Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках». М., Наука, 1986,204 с.

46. James R. «Metering of steam-water two-phase flow by sharp-edged orifices» -Rroc. the Just, of mechanical engeneers, 1965, vol. 180, p.71, №23, p.549-566.

47. П.Л. Кириллов, Ю.С. Юрьев, В.П. Бобков «Справочник по теплогидравлическим расчетам (ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы)». М., Энергоатомиздат, 1990.

48. Л.Тонг «Теплопередача при кипении и двухфазное течение». М., Мир, 1969.

49. Дж. Делайе, М. Гио, М. Ритмюллер «Теплообмен и гидродинамика в атомной энергетике.

50. В.А. Дорошенко «Исследования гидродинамики двухфазных и двухкомпонентных сред в каналах и сопловых устройствах». Автореферат канд.диссертаци, Свердловск, 1975.

51. Д.А. Лабунцов, Р.И. Созиев, Э.А. Захаров, М.А. Хризолитова, «Измерение расхода и фазового состава геотермального теплоносителя». -Статья в Сб. Научно-технические проблемы геотермальной энергетики, М., ЭНИН, 1987.

52. Кружилин Г.Н., Тихоненко Л.К. «Измерение паросодержания потока с помощью дроссельных устройств». Сб.трудов ЭНИН Инженерные проблемы тепловых и атомных электростанций, вып.20, М., 1974.

53. Мэрдок «Измерения расхода двухфазного потока с помощью диафрагм».- Тр. амер.общ. инженеров-механиков Сер.Д., 1962, №4.

54. В.В. Вазингер «Определение теплосодержания с помощью расходомерных устройств». Атомная энергия, т.29. вып.3,1974

55. А.В. Ратнер, А.Г. Зелинский «Определение влажности пара при высоких давлениях». Теплоэнергетика, 1958, №5.

56. В.И. Алексеев, А.Н. Шулепин, А.П. Усачев «Измерение расхода пароводяной смеси стандартными диафрагмами». Камчатскэнерго, 1991.

57. Правила 28-64 измерения расхода жидкостей, газов и паров стандартными диафрагмами и соплами. М., Госстандарт, 1980.

58. Новые приборы и средства автоматизации. Приборы и системы управления, 1976, ;7 с. 20-22.

59. Локшин B.A. «Технические характеристики трубок для измерения расхода жидкости», «Теплоэнергетика», №4,1954 г.

60. Агеев А.Г., Васильева Р.В., Нигматулин Б.И. и др. «Устройство для измерения расхода пара в паропроводах» Полезная модель, свидетельство 6620, опубликовано 16.05.98, бюл. № 5.

61. М.В. Кирпичев, М.А. Михеев, Л.С. Эйгесон «Теплопередача», ГЭМ, Ленинград, 1940г.

62. Альтшуль А.Д., Киселев П.Г. «Гидравлика и аэродинамика», Москва, 1975 г.

63. Ю.С. Горбунов, А.Г. Агеев, Б.М. Корольков, Р.В. Васильева «Разработка, создание и применение на АЭС пневмометрических трубок для измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов», Электрические станции, №3,2007.

64. Техническое задание «Блок вычисления расхода пара» ЭНИЦ, Электрогорск, 2000г.

65. Технические условия измерителя расхода КТ1 СДАИ.411531.043 ТУ.

66. Нигматулин Б.И, Блинков В.Н., Агеев А.Г., Васильева Р.В., и др. Патент на изобретение «Устройство для измерения расхода пара в паропроводе», RU 2243508 С2,27.12.2003.

67. Система измерения расхода пара. Технические условия ТУ 6934-00100130292-2003 (СДАЙ 41153.002), 15.01.2003., Элекгрогорск.

68. Б.М. Трояновский. Турбины для атомных электростанций. М., «Энергия», 1973.

69. АКТ №015/003 от 28.01.2004г. Приемочные испытания преобразователей измерительных расхода КТ1, представленных ФГУП «НИИФИ» (г. Пенза).

70. Протокол испытаний преобразователя измерителя расхода КТ1 на соответствие требованиям электромагнитной совместимости, регламентированным ГОСТ Р50746-2000, Per. № 354-041/ИЦ ЭМС 03 ПИ, от 17.12.2003, ИЦ ЭМС ФГУП «НИИИТ» Москва.

71. Корректор тока КТ1. Руководство по эксплуатации. СДАИ.411531.0011. РЭ.

72. Программа и методика исследовательских испытаний ПСБ ВВЭР. 375.00.00.13.ПМ, г. Электрогорск, 2003г.

73. АКТ испытания головного образца системы измерения расхода пара в магистрали острого пара на стенде ПСБ ВВЭР в ЭНИЦ ВНИИАЭС в рамках проекта TACIS R1.02/94Y по контракту № NSP-049-BAL-009 от 14.08.2002г., г.Электрогорск.

74. Свидетельство об аттестации МВИ № 101605-02 от 25.02.2002г. «Методика выполнений измерений расхода пара парогенераторами энергоблоков АЭС».

75. Сертификат об утверждении типа средства измерения «Система измерения расхода СИРП», RU.E29.006.A №17177/1 от 08.08.2005г.

76. Экспертное заключение № ДНП-5-471-2003 от 13.03.2003г., на Программу приемо-сдаточных испытаний системы прямого измерения расхода в магистрали острого пара после ПГ на энергоблоках Балаковской АЭС, ДНП Госатомнадзора России, Москва, 2003г.

77. Рабочая программа приемочных испытании системы измерения расхода пара СИРП на блоке №3 Балаковской АЭС № РП.З.ТХ.ЦТАИ/282, г. Балаково.

78. Проект №210015.0983335.40003.601 АТ.01 «Установка расходомерных устройств на паропроводах ПГ» от 26.08.04г., Атомэнергопроект, г.Москва.

79. АКТ № ТАИ-2544 от 19.10.2004г. «О реализации проекта TACIS на энергоблоке № 3 Балаковской АЭС» г. Балаково.

80. АКТ №ТАИ-2516 от 11.10.2004г. «О вводе в опытную эксплуатацию расходомерных устройств на паропроводах» г. Балаково.

81. Протокол технического совещания по вопросу внедрения расходомерных устройств в паропроводах ПГ на энергоблоке №3 Балаковской АЭС в соответствии с проектом TACIS R1.02/94Y» №ЦТАИ-1-12/14 от 22.10.04. г. Балаково.

82. АКТ № ЦТАИ-646 от 26.09.2005г. «О подготовке системы измерения расхода пара из ПГ на энергоблоке № 3» г. Балаково.

83. Техническое решение «О модернизации автоматических регуляторов уровня питательной воды в парогенераторах для 1-4 энергоблоков Балаковской АЭС (программа TACIS R1.02/94Y) № 06-16/198 от 19.11.02г.

84. Техническое решение № ТР.З.ТХ.ОТ/5245 от 06.09.2004г., «Об установке расходомерных устройств на паропроводах ПГ энергоблока № 3», г.Балаково.

85. Рабочая программа «Измерения расхода пара из ПГ в режимах отключение и включения одного ГЦН» РП.З.УБ.ОТ/ЗО.

86. Установка реакторная В-320. Программа и методика испытаний. Часть 1-320.00.00.00.000 ПМ 1,ОКБ «Гидропресс», 1988.

87. Технологические регламент безопасной эксплуатации 5-го блока НВ АЭС № 23-АЭС, 2000г.

88. Радиационные методы измерения параметров ВВЭР/ С.А. Агапов, В.В. Лысенко, А.И. Мусорин, С.Г. Цыпин. -М.: Энергоатомиздат, 1991.- 136 е.: ил.