Контроль и регулирование расхода теплоносителя через технологический канал

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Московский Государственный Технический Университет имени Н.Э. Баумана

Отчёт об эксплуатационной практике на Смоленской АЭС

Контроль и регулирование расхода теплоносителя через технологический канал

Выполнил: Лазарев С.А.

Руководитель: Скворцов Д.Н.

г. Десногорск, 2003

Содержание

1. Введение

2. Средства контроля и регулирования параметров теплогидравлического режима реактора

2.1 Система регулирования расходов теплоносителя в ТК реактора

2.2 Система контроля расхода в ТК реактора

2.2.1 Краткое описание системы

2.2.2 Систематическая температурная погрешность расходомеров ШТОРМ-32М

2.3 Средства контроля и регулирования режима работы ГЦН

2.4 Оперативный контроль параметров теплогидравлического режима средствами СЦК СКАЛА

3. Обеспечение безопасности теплогидравлического режима реактора

3.1 Запас до кризиса теплообмена

3.2 Регламентные ограничения параметров теплогидравлического режима реактора

3.3 Основные принципы профилирования расходов теплоносителя по тк реактора

4. Предельные значения уставок СРВ и ПРВ

5. Порядок корректировки теплогидравлического режима при работе реактора на мощности

5.1 Изменение зоны профилирования расходов в ТК при перегрузке топлива

5.2 Изменение зоны профилирования расходов в ТК в процессе выгорания топлива

5.3 Корректировка теплогидравлического режима при отклонении параметров в отдельных тк и при срабатывании аварийных защит реактора

5.3.1 Снижение расхода теплоносителя в ТК

5.3.2 Повышение расхода теплоносителя в ТК

5.3.3 Снижение запаса до кризиса теплообмена в ТК

5.3.4 Отключение одного из двух ТГ

5.3.5 Отключение одного из трех работающих ГЦН в любой насосной

1. Введение

Смоленская АЭС- одно из ведущих энергетических предприятий Северо- Западного региона России, ежегодно выдает в энергосистему страны около 20 млрд.кВт. часов электроэнергии, что составляет примерно седьмую часть всей электроэнергии, вырабатываемой 10-ю атомными станциями России. Смоленская АЭС расположена недалеко от западной границы России, в Смоленской области. Десногорск - город, построенный для обслуживающего персонала АЭС на берегу живописного искусственного водохранилища, созданного на реке Десна. Расположен он в 3 км от АЭС.

На Смоленской АЭС эксплуатируются три энергоблока с реакторами РБМК-1000. Проектом предусматривалось строительство двух очередей, по два блока с общими вспомогательными сооружениями и системами в каждой, но в связи с прекращением в 1986 году строительства четвертого энергоблока вторая очередь осталась незавершенной.

Первая очередь САЭС относится ко второму поколению АЭС с реакторами РБМК-1000, вторая очередь - к третьему. Замедлителем нейтронов в ректорах этого типа служит графит, в качестве теплоносителя используется химически очищенная вода.

Все энергоблоки оснащены системами локализации аварий, исключающими выброс радиоактивных веществ в окружающую среду даже при самых тяжелых предусмотренных проектом аварий, связанных с полным разрывом трубопроводов контура охлаждения реактора максимального диаметра. Все оборудование контура охлаждения размещено в герметичных железобетонных блоках, выдерживающих давление до 4,5 кгс/см2. Для конденсации пара в аварийных режимах в составе системы локализации аварий предусмотрен бассейн - барботер, расположенный под реактором, с запасом воды около 3000 м3. Специальные системы обеспечивают надежный отвод тепла от реактора даже при полной потере станцией электроснабжения с учетом возможных отказов оборудования. Для нужд технического водоснабжения на реке Десна было создано искусственное водохранилище площадью 42 км2, для обеспечения населения хозяйственной и питьевой водой используются подземные воды. Теплоснабжение промплощадки и города в нормальном режиме обеспечивается от любого энергоблока через специальный промежуточный контур, исключающий попадание активированных веществ.

Энергоблоки с реакторами РБМК-1000 одноконтурного типа. Это означает, что пар для турбин вырабатывается из воды, охлаждающей реактор. В состав каждого энергоблока входит: один реактор мощностью 3200 МВт (т) и два турбогенератора мощностью по 500МВт(э). Турбогенераторы установлены в общем для всех трех блоков турбинном зале длиной около 600 м, каждый реактор расположен в отдельном здании.

2. Средства контроля и регулирования параметров теплогидравлического режима реактора

2.1 Система регулирования расходов теплоносителя в ТК реактора

Система регулирования расходов в ТК предназначена для дистанционного регулирования расхода, а также для отключения ТК от РГК при выполнении различных ремонтных работ на оборудовании и трубопроводах реактора и КМПЦ.

Система регулирования расхода включает в себя комплект устройств регулирования расхода в каждом ТК. Устройство регулирования состоит из ЗРК, привода и указателя положения.

ЗРК устанавливаются в помещении ВК на групповых раздаточных коллекторах на входе в трубопроводы водяных коммуникаций, по которым осуществляется подвод теплоносителя в каждый канал. С помощью привода клапан соединяется с указателем положения, установленным на бетонном перекрытии пола помещения указателей положения клапанов, откуда специальным ключом осуществляется изменение степени открытия ЗРК с визуальным контролем:

по шкале оборотов с помощью ползуна ведется отсчет числа полных оборотов открытия ЗРК (каждый оборот составляет 6 мм хода штока);

по шкале лимба отсчитывается дополнительная степень открытия на последнем неполном обороте привода (каждое оцифрованное деление соответствует 1 мм хода штока, одно малое деление - 0,2 мм хода штока).

Полный ход клапана на открытие или закрытие производится за 4 оборота привода, что соответствует 24 мм хода штока клапана. С учетом допусков на изготовление деталей полный ход штока ЗРК не должен выходить за пределы диапазона (21-31) мм.

2.2 Система контроля расхода в ТК реактора

2.2.1 Краткое описание системы

Система контроля расхода в ТК реактора предназначена для измерения расхода теплоносителя через каждый ТК реактора при включенных в работу ГЦН. Измерительная часть системы состоит из индивидуальных каналов измерения расхода в ТК. Каждый канал измерения расхода включает в себя:

первичный преобразователь расхода ШАДР-32М;

магнитно-индукционный преобразователь расхода, преобразующий частоту вращения шара в электрические импульсы;

измерительный блок ТИБР-32М, преобразующий частотно-импульсный сигнал на входе в сигнал постоянного нормированного напряжения на выходе;

групповой коммутатор на 64 измерительных блока;

групповой нормирующий преобразователь.

Представление информации осуществляется по инициативе оператора на соответствующих технических средствах отображения. В состав технических средств отображения входят:

групповые показывающие приборы с пультами адреса параметров;

показывающий комплект системы централизованного контроля по вызывным характеристикам;

видеокадры библиотеки технологического контроля реактора (в том числе видеокадры “Гистограммы разброса зональных расходов” и “Гидропрофиль”).

В СЦК СКАЛА проводится автоматический периодический опрос всех каналов измерения расхода в ТК, сравнение результатов измерения с заданными уставками СРВ и ПРВ с выдачей сигнализации отклонений за уставки на МТК, установленное на БЩУ-О.

Согласно ТУ 25-02.020921-00 расходомер ШТОРМ-32М имеет диапазон измерения расхода 8-50 м3/ч. Основная погрешность расходомера при температуре воды 20°С не должна превышать от верхнего предела измерения:

±1,5% в диапазоне расходов от 50 до10 м3/ч;

±2,5% в диапазоне от 10 до 8 м3/ч.

Показания расходомера пропорциональны скорости вращения шара датчика ШАДР-32М. При расходе менее 8 м3/ч возникает вероятность остановки шара под действием магнитных сил в катушке МИП, то есть причина остановки шара состоит в снижении скорости его вращения и не зависит от температуры воды.

2.2.2 Систематическая температурная погрешность расходомеров ШТОРМ-32М

Первичные преобразователи расходомеров ШАДР-32М перед поставкой на АЭС проходят калибровку на расходометрическом стенде завода “Староруссприбор” при температуре 20°С. При более высокой температуре, за счет изменения теплофизических свойств воды, показания расходомеров ШТОРМ-32М выше действительного расхода. Погрешность зависит не только от температуры, но и от величины расхода.

В процессе разогрева при температуре теплоносителя 200°С в соответствии с технологическим регламентом производится компенсация систематической погрешности показаний расходомеров ШТОРМ-32М путем вычитания из показаний каждого расходомера одинаковой величины 4,15 м3/ч. В нормальных эксплуатационных режимах при температуре воды на входе в реактор 275±10°С за счет введения поправки “минус 4,15” (см. рисунок 2.1):

показания расходомеров совпадают с действительным расходом в ТК при расходе около 32 м3/ч;

показания расходомеров ТК с расходами больше 32 м3/ч незначительно завышены (на 0-0,2 м3/ч);

показания расходомеров в ТК с расходами в диапазоне 32-20 м3/ч занижены (на 0-0,7 м3/ч);

показания расходомеров в ТК с расходами менее 20 м3/ч заметно занижены (на 0,7-2 м3/ч).

Рисунок 2.1 Погрешность расходомеров ШТОРМ в нормальных рабочих условиях с поправкой “минус 4,15”

Новый способ компенсации систематической температурной погрешности заключается в процедуре преобразования выходных сигналов по формуле: Q = 0,932 U - 2,026 (действует во всем диапазоне температур).

2.3. Средства контроля и регулирования режима работы ГЦН

Для регулирования напора и производительности каждого ГЦН в напорных трубопроводах ГЦН установлены дроссельно-регулирующие клапаны. При пуске ГЦН, разогреве реактора и КМПЦ, подъеме мощности реактора до 2 ступени (700 МВт(т)) гидравлическое сопротивление ТК (активной зоны) мало (6-8 кгс/см2), поэтому основная часть напора ГЦН дросселируется на прикрытых ДРК (11-9 кгс/см2). При подъеме мощности реактора гидравлическое сопротивление активной зоны увеличивается, что компенсируется открытием ДРК ГЦН. На уровнях мощности, близких к номинальному, степень открытия ДРК должна быть по возможности максимальной при регламентном расходе через реактор 46000-48000 м3/ч.

Для контроля расхода через каждый ГЦН в напорных трубопроводах ГЦН установлены расходомерные шайбы. Напорные трубопроводы не имеют прямолинейных участков достаточной длины, отвечающих требованиям метрологического стандарта на установку расходомерных шайб. Поэтому показания расходомеров ГЦН имеют большую амплитуду случайных колебаний сигнала: ±500 м3/ч относительно среднего значения расхода 7000-9000 м3/ч. Значения расхода через ГЦН и реактор, заданные в технологическом регламенте, соответствуют средним значениям показаний расходомеров ГЦН.

Комплект расходомера градуируется для нормальных эксплуатационных режимов при температуре воды (275±10)°С. При более низкой температуре показания расходомера больше действительного расхода. На рисунке 2.2 представлены показания расходомера ГЦН в зависимости от температуры воды при действительном расходе 7000 м3/ч.

Рисунок 2.2 Показания узкопрофильного прибора контроля расхода ГЦН при действительном расходе 7000 м3/ч в зависимости от температуры

Зависимость суммарного расхода по расходомерам ШТОРМ через половину реактора при действительном расходе 21000 м3/ч (7000 м3/ч через каждый ГЦН) от температуры представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 Зависимость суммарных показаний ШТОРМ при действительном расходе 21000 м3/ч на половину реактора в зависимости от температуры

Расход в КМПЦ на этапах холодной промывки КМПЦ, профилирования расходов по ТК, разогрева реактора и КМПЦ вплоть до номинальных параметров устанавливается с учетом приведенных на рис 2.2 и 2.3 зависимостей показаний расходомеров ГЦН и просуммированных показаний расходомеров ТК от температуры воды. После достижения номинальной температуры в КМПЦ показания расходомеров ГЦН соответствуют действительным значениям объемного расхода. Сумма показаний расходомеров ШТОРМ всех ТК реактора при номинальной температуре примерно на 2% ниже действительного расхода через реактор.

2.4 Оперативный контроль параметров теплогидравлического режима средствами СЦК СКАЛА

теплоноситель теплогидравлический реактор

1) С помощью СЦК СКАЛА осуществляется контроль следующих теплогидравлических параметров, характеризующих распределение расходов по ТК реактора:

расход через каждый ТК;

суммарный расход через ТК каждой половины реактора;

суммарный расход через все ТК реактора;

коэффициент запаса до кризиса теплообмена в каждом ТК.

2) В СЦК СКАЛА предусмотрены специальные программные средства для сравнения расхода через ТК с заданными уставками СРВ и ПРВ. При достижении расходом в любом ТК значения уставки на МТК БЩУ-О срабатывает сигнализация в ячейке данного ТК.

3) По программе ПРИЗМА в СЦК СКАЛА с периодичностью около 5 минут или по требованию оператора выполняется расчет нейтронно-физических и теплогидравлических параметров реактора с использованием сигналов различных внутриреакторных и внереакторных датчиков, в том числе коэффициентов запаса до кризиса теплообмена в каждом ТК (КЗК). При снижении КЗК в любом ТК до заданной уставки на МТО БЩУ-О срабатывает сигнализация в ячейке данного ТК.

4) С помощью локальных вычислительных сетей СЦК СКАЛА операторы могут пользоваться библиотекой видеокадров технологического контроля реактора. Библиотека ТКР имеет иерархическую структуру, во главе которой расположен одноименный головной (обзорный) кадр, представляющий обобщенную информацию по всей реакторной установке. Далее следуют функциональные группы кадров, осуществляющие поддержку операторов в объеме следующих функций:

контроль распределения энерговыделения;

контроль охлаждения топливных каналов;

контроль охлаждения специальных каналов;

контроль целостности каналов;

контроль температуры металлоконструкций и помещений.

Каждую из групп возглавляет одноименный функциональный кадр с обобщенной информацией следующего, более детального, уровня. На нижних информационных уровнях расположены кадры, отображающие состояние объекта по конкретным параметрам. Оператор имеет возможность задать режимы контроля и индикации, удобные для анализа текущей ситуации.

5) Необходимым условием практического применения данной методики для распределения расходов по ТК реактора и поиска аномальных отклонений расходов от заданных является наличие в составе функции КОТК видеокадра “Гистограммы разброса зональных расходов” (рисунок 2.4) и видеокадра “Гидропрофиль” (рисунок 2.5).

Номер зоны	1	2	3	4	5	6	7
ПРВ	40	35	31	28	24	20	15
Среднезональный расход	35.7	30.9	27.3	23.5	20.1	16.3	12.0
СРВ	32	27	23	19	16	12	8

Рисунок 2.4 Видеокадр “Гистограммы разброса зональных расходов”

Рисунок 2.5 Видеокадр “Гидропрофиль”

3. Обеспечение безопасности теплогидравлического режима реактора

3.1 Запас до кризиса теплообмена

Основным условием теплотехнической надежности работы кипящего канального реактора типа РБМК на энергетических уровнях мощности является обеспечение бескризисной работы топливных каналов активной зоны.

1) Критическая плотность теплового потока для топливного канала реактора РБМК-1000 вычисляется по зависимости:

,

где qкр критическая плотность теплового потока, МВт/м2;

w массовая скорость теплоносителя, кг/(м2с);

dт тепловой эквивалентный диаметр, м;

недогрев теплоносителя на входе в ТК, кДж/кг;

'(z) относительное энерговыделение в сечении с координатой z;

интеграл от относительного распределения энерговыделения от входа до сечения с координатой z.

Ф(z) отнормирована так, что = L, где L длина тепловыделяющей части ТВС.

Зависимость справедлива в диапазоне изменения параметров:

давление на выходе из активной зоны от 6,0 МПа до 8,0 МПа,

массовая скорость теплоносителя от 1000 кг/(м2·с) до 4000 кг/(м2·с),

температура теплоносителя на входе в активную зону от 210°С до 270°С.

Средняя квадратичная погрешность формулы составляет 6,7%.

2) Критическая мощность ТК определяется из условия и равна

,

где K коэффициент пропорциональности, обеспечивающий выполнение данного условия.

3) При определении текущего значения критической мощности ТК ее величина консервативно занижается на 3 с учетом погрешностей определения критической и фактической мощности:

,

где NКР критическая мощность ТК, кВт;

NТК мощность ТК, рассчитанная по программе ПРИЗМА, кВт;

DNТК дисперсия определения мощности канала;

DNКР дисперсия определения критической мощности.

Дисперсия мощности ТК определяется как:

,

где п предельная относительная ошибка поддержания мощности реактора автоматическим регулятором;

0 предельная относительная ошибка в определении мощности реактора по тепловому балансу;

1 предельная относительная ошибка определения текущего значения мощности канала.

Дисперсия критической мощности канала рассчитывается по формуле:

,

где предельная погрешность формулы для определения критического теплового потока;

предельная относительная ошибка измерения расхода теплоносителя через канал расходомером ШТОРМ-32М;

предельная относительная ошибка измерения давления в БС;

предельная относительная ошибка измерения температуры теплоносителя на входе в канал (термопара во ВК ГЦН);

А верхнее значение шкалы расходомера ШТОРМ-32М (А=50 м3/ч);

В верхнее значение шкалы манометра, измеряющего давление в БС (В=100 кгс/см2);

С верхнее значение шкалы прибора, измеряющего температуру теплоносителя во ВК ГЦН (С=300°С).

4) Предельные относительные погрешности, используемые для определения критической мощности ТВС РБМК-1000, определяет “Методика теплогидравлического расчета сборок тепловыделяющих элементов ядерных реакторов типа РБМ-К” (РТМ 95 1181-83). Численные значения этих погрешностей приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Обозначение	п	0	1
Величина	0,04	0,08	0,17	0,09	0,03	0,02	0,15

5) Показателем вероятности наступления кризиса теплообмена в топливном канале реактора является запас до критической мощности канала. В применяемой вероятностной методике расчета запасов до критической мощности топливных каналов реакторов типа РБМК используется понятие относительного запаса до критической мощности, которое и является запасом до кризиса теплообмена:

.

В типовом технологическом регламенте по эксплуатации АЭС с реактором РБМК-1000 коэффициент запаса до кризиса теплообмена КЗК=1 принят в качестве предела безопасной эксплуатации. При КЗК=1 вероятность возникновения кризиса теплообмена в топливном канале составляет 0,0013.

6) На энергоблоках, где внедрена СКАЛА-М (СКАЛА-микро), используется новая (вторая) версия программы ПРИЗМА, в которой при расчете запаса до кризиса учитывается текущая форма распределения энерговыделения по высоте активной зоны и на этом основании уменьшен консерватизм, введенный в первую версию программы.

На рисунке 3.1 нанесены точки критической мощности в зависимости от расхода для каждого ТК, полученные по первой и второй версиям программы ПРИЗМА при работе реактора на номинальной мощности (данные получены на энергоблоках первой и второй очереди ЛАЭС).

Рисунок 3.1 Аппроксимация зависимости критической мощности ТК от расхода

Связь коэффициента запаса Кзк, мощности канала Nтк (МВт) и расхода Qтк (м3/ч) на номинальной мощности реактора, определяется по этим данным аппроксимационной зависимостью, которая используется далее при распределении ТК по зонам профилирования расходов, в том числе и в видеокадре “Гидропрофиль”:

где А = 0,59 и В = 5,9 для первой версии программы ПРИЗМА;

А = 0,575 и В = 2 для второй версии программы ПРИЗМА.

3.2 Регламентные ограничения параметров теплогидравлического режима реактора

1) Проектом реактора РБМК-1000 установлено значение максимальной мощности топливного канала, которое составляет 3000 кВт. Данное значение в технологическом регламенте принято в качестве предела безопасной эксплуатации.

2) В процессе выгорания топлива мощность ТК снижается. Минимальное значение мощности топливного канала не ограничивается. На номинальной мощности реактора к концу кампании ТВС (после перехода на уран-эрбиевое топливо кампания ТВС составляет около 1400 эффективных суток) мощность топливного канала снижается до 700-750 кВт.

3) В ТУ 95 2708-97 на ТВС расход теплоносителя через ТК с ТВС ограничен значением 43 м3/ч (при загрузке ТВС в ТК с помощью РЗМ значением 47 м3/ч). Исходя из этого требования, уставка ПРВ в каналах максимальной мощности должна быть не выше 42-43 м3/ч.

4) Расходомер ШТОРМ-32М имеет диапазон измерения расхода 8-50 м3/ч. Исходя из этого, уставка СРВ в каналах минимальной мощности и в каналах с ДП и СВ должна быть не ниже 8 м3/ч без учета введенной в СЦК СКАЛА поправки “минус 4,15”.

5) Для снижения динамического воздействия потока теплоносителя, обеспечения работоспособности сборки ДП и трубы канала и снижения утечки в РП в случае аварии с разгерметизацией канала расход через канал с ДП и СВ ограничен и должен составлять 10-12 м3/ч. Исходя из этого, в технологическом регламенте значение уставки ПРВ в каналах с ДП и СВ установлено равным 15 м3/ч.

6) С целью исключения ошибочного закрытия ЗРК в процессе проведения подрегулировок расхода в ТК привод ЗРК оснащен ограничителями хода ЗРК на закрытие. Технологический регламент устанавливает положение ограничителей хода ЗРК, которое исключает:

закрытие ЗРК менее 3 мм хода штока для ТК с ТВС;

закрытие ЗРК менее 2-3 мм хода штока для ТК с ДП и СВ.

С момента вывода реактора в критическое состояние на весь период его работы на мощности снятие ограничителей хода ЗРК на закрытие запрещается.

7) С целью исключения ошибочного открытия ЗРК в ТК с ДП и СВ в процессе корректировки расхода привод ЗРК каналов с ДП и СВ оснащен ограничителями хода ЗРК на открытие. Технологический регламент устанавливает положение ограничителей хода ЗРК на открытие для каналов с ДП и СВ, которое исключает открытие ЗРК более 9 мм хода штока.

При работе реактора на мощности загрузка ТВС в ТК со СВ (или после выгрузки ДП) разрешается в том случае, если положение ограничителя хода ЗРК на закрытие составляет не менее 3 мм хода штока на открытие. Ограничитель хода ЗРК на открытие в этом ТК должен быть снят.

8) Технологический регламент ограничивает производительность ГЦН в зависимости от величины недогрева воды до кипения на входе для обеспечения необходимого запаса до кавитации. В процессе холодной промывки КМПЦ, профилирования расходов по ТК реактора, последующего разогрева реактора и КМПЦ до номинальных параметров и подъема мощности реактора до 700 МВт(т) производительность ГЦН не должна превышать 7000 м3/ч.

3.3 Основные принципы профилирования расходов теплоносителя по тк реактора

1) Главным критерием безопасности теплогидравлического режима реактора является запас до кризиса теплообмена. В соответствии с проектом в технологическом регламенте указано, что снижение запаса до кризиса теплообмена в любом ТК до значения менее 1,0 является нарушением предела безопасной эксплуатации.

2) Мощность топливного канала зависит от геометрического расположения ТК в плане активной зоны относительно ее центра, выгорания ядерного топлива и расстояния от стержня СУЗ. Задача распределения расхода теплоносителя по ТК реактора состоит в соблюдении соответствия расхода в каждом ТК его мощности при сохранении во всех режимах запаса до кризиса теплообмена не менее 1,0. Это соответствие достигается с помощью ЗРК, установленных на входе в каждый канал.

3) В режиме непрерывных перегрузок топлива на номинальной мощности реактора спектр фактических мощностей ТК обычно лежит в диапазоне 2800-700 кВт. Компенсация стержнями СУЗ выгорания и перегрузок топлива постоянно изменяет картину распределения мощности по ТК, что необходимо учитывать при профилировании расходов за счет создания избыточного запаса до кризиса теплообмена.

4) Каждый ТК реактора должен быть отнесен к одной из 7 зон профилирования расходов: 6 зон для ТК с ТВС и 1 зона для ТК с ДП и СВ. В каждой зоне поддерживается приблизительное соответствие расхода и мощности ТК, которое обеспечивает необходимый минимум запаса до кризиса. Основной характеристикой зоны профилирования является степень открытия ЗРК, которая устанавливается и поддерживается одинаковой для всех ТК данной зоны. Степень открытия ЗРК в каждой зоне должна подбираться такой, чтобы минимальный запас до кризиса был во всех зонах примерно одинаковый.

5) Для каждой зоны профилирования в СЦК СКАЛА назначаются свои уставки СРВ и ПРВ, которые отличаются от среднезонального расхода на 4-5 м3/ч. Величина отклонения уставок от среднезонального расхода определена с учетом нормального разброса расходов в ТК данной зоны по случайным причинам, а также разброса расходов в ТК в зависимости от их мощности и ее изменения в процессе поддержания с помощью стержней СУЗ требуемого регламентом распределения энерговыделений по объему активной зоны. В случае, когда расход в канале максимальной мощности данной зоны равен уставке СРВ, запас до кризиса теплообмена в этом ТК должен быть больше 1,0.

6) Уставки СРВ и ПРВ являются эксплуатационными пределами изменения расхода в ТК. Достижение расходом этих уставок не является нарушением режима нормальной эксплуатации, но предупреждает о приближении к установленному пределу. Технологический регламент не допускает работу реактора на мощности с сигналами СРВ или ПРВ в ТК и требует устранения этих сигналов путем подрегулировки расхода с помощью ЗРК. Если причиной наличия сигнала СРВ или ПРВ является нарушение нормальной эксплуатации, регламент требует установить и устранить причину нарушения или выполнить действия, компенсирующие последствия нарушения, вплоть до останова реактора.

7) По мере выгорания топлива снижается мощность ТК и, соответственно, увеличивается расход и запас до кризиса теплообмена в ТК. Каналы с наибольшими запасами до кризиса и устойчивыми значениями расхода, близкими к уставке ПРВ, должны быть переведены в зону профилирования с меньшей степенью открытия ЗРК, т.е. с меньшим среднезональным расходом. Такой перевод осуществляется прикрытием ЗРК. В эксплуатационных условиях это достаточно длительная и ответственная операция. Поэтому количество подрегулировок расхода в ТК путем прикрытия ЗРК должно быть не более 2-3 за кампанию ТВС.

8) При загрузке в ТК свежей ТВС или ТВС повторного использования вместо выгоревшей ТВС или СВ (ДП после выгрузки) данный ТК путем приоткрытия ЗРК должен быть переведен в зону профилирования с каналами максимальных мощностей, наибольшей степенью открытия ЗРК и наибольшим среднезональным расходом, то есть в 1 зону профилирования расхода. Наличие в данном ТК устойчивых высоких значений запаса до кризиса и расходов, близких к уставке ПРВ, является основанием для его перевода в зону с меньшим среднезональным расходом.

При выгрузке ТВС из ТК и сохранении канала со СВ или после загрузки ДП данный ТК перевести в 7 зону профилирования расхода.

9) Перед пуском реактора после ремонта проводится прогнозное распределение ТК по зонам профилирования. В качестве базы для прогноза используется массив мощностей ТК на номинальной мощности реактора из последнего перед остановом расчета по программе ПРИЗМА. В соответствии с этим распределением ТК по зонам профилирования расходов выставляются исходные степени открытия ЗРК. По мере подъема мощности уставки СРВ и ПРВ необходимо изменять, отслеживая естественные изменения среднезональных расходов в результате перераспределения расхода через реактор от ТК большей мощности в ТК меньшей мощности. Такой подход позволяет свести к минимуму количество подрегулировок расхода в ТК с помощью ЗРК при подъеме мощности реактора вплоть до номинальной.

10) Гидравлическое сопротивление ТК определяется в основном двумя составляющими: сопротивлением ЗРК и сопротивлением трубопровода ВК, канала с ТВС и трубопровода ПВК. При пуске реактора сопротивление канала с ТВС мало и для дросселирования напора ГЦН используются ДРК. По мере увеличения мощности реактора сопротивление канала с ТВС растет и его рост компенсируется открытием ДРК. Необходимо стремиться к тому, чтобы на уровнях мощности, близких к номинальному, степень открытия ДРК была максимальной. Степень открытия ЗРК должна быть, с одной стороны, минимальной, но, с другой стороны, такой, чтобы при выходе на номинальную мощность увеличение гидравлического сопротивления активной зоны было компенсировано за счет открытия ДРК ГЦН. Выполнение этого принципа профилирования расходов по ТК реактора обеспечивает:

максимальную гидродинамическую устойчивость активной зоны, состоящей из большого числа параллельно включенных каналов;

максимальный резерв ЗРК на открытие;

максимальную разгрузку ДРК от динамических воздействий, что позволяет продлить их ресурс.

4. Предельные значения уставок СРВ и ПРВ

По мере подъема мощности реактора от МКУ до номинальной расход через реактор увеличивается путем открытия ДРК ГЦН от 42000 м3/ч до (46000-48000) м3/ч. На каждой ступени мощности рассчитывается среднезональный расход () и корректируются уставки СРВ и ПРВ как ±5,0 м3/ч. В 7 зоне сохраняются уставки СРВ=8 м3/ч, ПРВ=15 м3/ч. В таблице 4.3 приведены предельные значения уставок СРВ и ПРВ в ТК в процессе подъема мощности реактора и при работе на номинальной мощности.

Таблица 4.3

Номер зоны	Предельные значения уставок, м3/ч	Тепловая мощность реактора, МВт
		МКУ	700	1800	2400	3200
1	ПРВ СРВ	43 10	43 11	43 13	43 32	43 32
2	ПРВ СРВ	42 10	42 11	42 11	39 27	40 28
3	ПРВ СРВ	42 10	42 11	42 11	35 23	36 24
4	ПРВ СРВ	42 10	42 11	42 11	31 19	32 20
5	ПРВ СРВ	42 10	42 11	42 11	27 15	28 16
6	ПРВ СРВ	42 10	42 11	42 11	23 11	24 12
7	ПРВ СРВ	15 8	15 8	15 8	15 8	15 8

5. Порядок корректировки теплогидравлического режима при работе реактора на мощности

5.1 Изменение зоны профилирования расходов в ТК при перегрузке топлива

1) При работе реактора на мощности за счет выгорания ядерного топлива мощность ТК снижается. За кампанию, продолжительность которой составляет около 1400 эффективных суток, мощность ТВС снижается в 3-4 раза. На номинальном уровне мощности реактора максимальный диапазон изменения мощности ТК за кампанию ТВС составляет 2800-700 КВт. По истечении кампании ТВС или в случае обнаружения разгерметизации твэл производится с помощью РЗМ выгрузка из ТК выгоревшей или негерметичной ТВС и загрузка в этот ТК свежей ТВС.

2) При работе реактора на мощности разрешается загрузка ТВС в ТК с исправным расходомером и ЗРК, если положение ограничителя хода ЗРК на закрытие составляет не менее 3 мм хода штока на открытие.

3) В процессе перегрузки выполняются следующие действия по контролю и управлению расходом через перегружаемый ТК:

выгрузить ТВС из ТК, не меняя положение ЗРК;

открыть ЗРК полностью на 15 минут для промывки ТК (расход в этих условиях составит 80-100 м3/ч);

перед началом загрузки ТВС в ТК открыть ЗРК до положения для 1 зоны согласно “Картограмме загрузки реактора”;

перевести данный ТК в СЦК СКАЛА в 1 зону профилирования с соответствующим изменением уставок СРВ, ПРВ и записать новое положение ЗРК в “Журнал положений ЗРК”;

контролировать расход в процессе загрузки ТВС в ТК;

если расход до окончания загрузки ТВС снизился до уставки СРВ 1 зоны, которая должна быть не менее 32 м3/ч согласно таблице 4.3, извлечь ТВС из ТК и повторить промывку в течение 30 минут;

если при повторной загрузке ТВС расход снова снизился до уставки СРВ 1 зоны, увеличить расход в ТК приоткрытием ЗРК до положения не более 15 мм; если этим действием сигнал СРВ не устранен, выгрузить ТВС и оставить ТК со СВ; перевести ТК в 7 зону профилирования;

если по окончании загрузки ТВС в ячейке данного ТК имеет место сигнал ПРВ, прикрытием ЗРК до зонального положения 1 зоны устранить сигнал ПРВ с записью нового положения ЗРК в “Журнале положений ЗРК”; если таким образом сигнал ПРВ устранить не удается, проконтролировать величину запаса до кризиса и перевести ТК в зону профилирования с меньшим среднезональным расходом.

5.2 Изменение зоны профилирования расходов в ТК в процессе выгорания топлива

1) В процессе выгрузки ТВС с отработанным топливом и загрузки ТВС со свежим топливом осуществляется дополнительное открытие ЗРК перегружаемого ТК и его перевод в зону с большим среднезональным расходом, что приводит к постепенному увеличению расхода теплоносителя через реактор. Это увеличение компенсируется переводом ТК с большими запасами до кризиса теплообмена в зоны с меньшими среднезональными расходами путем прикрытия их ЗРК. Таким образом поддерживается расход через реактор в разрешенном технологическим регламентом диапазоне.

2) Разрешается вести подрегулировку с уменьшением расхода только в ТК с исправными расходомерами и ЗРК.

3) Планирование переводов ТК в зоны с меньшим расходом осуществляется с помощью процедуры ПРОФИЛЬ. По мере увеличения расхода через реактор на ~500 м3/ч от исходного проводится корректировка теплогидравлического режима. По процедуре ПРОФИЛЬ рассчитывается распределение ТК по зонам профилирования при имеющем место распределении мощностей ТК и требуемом значении расхода через реактор.

4) На перевод в зону профилирования с меньшим среднезональным расходом намечаются ТК 1-5 зон с наибольшими запасами до кризиса теплообмена и расходами, наиболее близкими к уставке ПРВ данной зоны. При выборе ТК для перевода должна учитываться глубина погружения ближайших к нему стержней СУЗ, поскольку извлечение (погружение) на полную длину соседнего с ТК стержня СУЗ может увеличить (снизить) его мощность в ~2 раза. Выбор зоны, в которую переводится данный ТК, производится так, чтобы после перевода КЗК=1,4-1,5. При этом возможен перевод не только в соседнюю зону, но и в зону с еще меньшим среднезональным расходом.

5) Из числа каналов, требующих перевода в зону с меньшим расходом, выбирается столько, сколько нужно для снижения расхода через реактор на заданную величину. Изменение суммарного расхода вычисляется путем суммирования разностей среднезональных расходов прежней и новой зон каждого ТК, назначаемого на перевод в другую зону. Для автоматического выбора каналов с целью перевода в зоны с меньшим расходом и восстановления требуемого расхода через реактор рекомендуется использовать процедуру ПРОФИЛЬ.

6) Перевод ТК в зону с меньшим среднезональным расходом осуществляется в следующем порядке:

данному ТК в СЦК СКАЛА присвоить признак принадлежности к новой зоне с новыми уставками СРВ и ПРВ (на МТК появится сигнал ПРВ);

снижение расхода в ТК производить путем прикрытия ЗРК до положения ЗРК новой зоны в соответствии с “Картограммой загрузки реактора” ступенями не более 1 мм хода клапана (1/6 оборота привода) с одновременным контролем расхода в ТК;

если расход снизился до среднезонального, прекратить прикрытие ЗРК;

если после прикрытия ЗРК до положения, соответствующего новой зоне, в ТК установился расход выше уставки ПРВ, проконтролировать величину запаса до кризиса и перевести данный ТК в зону профилирования с меньшим среднезональным расходом;

зафиксировать новое положение ЗРК данного ТК в “Журнале положений ЗРК”.

5.3 Корректировка теплогидравлического режима при отклонении параметров в отдельных тк и при срабатывании аварийных защит реактора

5.3.1 Снижение расхода теплоносителя в ТК

При снижении расхода теплоносителя в ТК до уставки СРВ и ниже на МТК БЩУ_О в ячейке данного ТК срабатывает предупредительная сигнализация. Действия персонала определяются технологическим регламентом по эксплуатации в зависимости от:

типа загрузки ТК (ТВС или ДП, СВ);

абсолютной величины снижения расхода относительно значения уставки СРВ;

показаний измерителя-вычислителя параметров шариковых расходомеров ИВПР-01 или осциллографа и системы КГО при отказе расходомера ШТОРМ_32М;

показаний поканальной и пробоотборной частей системы КГО.

5.3.2 Повышение расхода теплоносителя в ТК

При повышении расхода теплоносителя в ТК до уставки ПРВ и выше на МТК БЩУ-О в ячейке данного ТК срабатывает предупредительная сигнализация. Действия персонала определяются технологическим регламентом по эксплуатации в зависимости от:

показаний измерителя-вычислителя параметров шариковых расходомеров ИВПР-01 или осциллографа и системы КГО при отказе расходомера ШТОРМ_32М;

наличия признаков течи трубы ТК, трубопроводов ВК и ПВК.

5.3.3 Снижение запаса до кризиса теплообмена в ТК

При снижении запаса до кризиса теплообмена в ТК до заданной уставки, которая должна быть не ниже 1,0, на МТО БЩУ-О в ячейке данного ТК срабатывает аварийная сигнализация. Действия персонала определяются технологическим регламентом по эксплуатации в зависимости от:

наличия или отсутствия в районе данного ТК аварийных сигналов датчиков контроля энерговыделений по радиусу активной зоны;

наличия или отсутствия в районе данного ТК аварийных сигналов датчиков контроля энерговыделений по высоте активной зоны.

5.3.4 Отключение одного из двух ТГ

В случае останова или сброса нагрузки одним из двух работающих ТГ срабатывает аварийная защита реактора, и его мощность автоматически снижается до 50% от номинальной. За счет уменьшения гидравлического сопротивления активной зоны увеличивается расход теплоносителя через реактор на ~5% (около 2400 м3/ч), то есть расход через каждый ТК увеличивается в среднем на 1,4 м3/ч. По этой причине может иметь место появление множественных сигналов ПРВ в ТК. В этом режиме следует прикрытием ДРК восстановить исходный расход через реактор. После стабилизации режима выставить уставки СРВ и ПРВ 1-6 зон профилирования равными ±5,0 м3/ч. Аналогично действовать при частичной разгрузке энергоблока.

5.3.5 Отключение одного из трех работающих ГЦН в любой насосной

В случае отключения одного из трех работающих ГЦН в любой насосной срабатывает аварийная защита реактора, и его мощность автоматически снижается до 60% от номинальной. На новом уровне мощности:

расход теплоносителя на половине с двумя работающими ГЦН снижается на 12% (около 3000 м3/ч), то есть на 3,4 м3/ч снижается в среднем расход через каждый ТК;

расход теплоносителя на половине с тремя работающими ГЦН увеличивается на ~4% (около 1000 м3/ч), то есть на 1,1 м3/ч увеличивается в среднем расход через каждый ТК.

В этом режиме будут иметь место на половине КМПЦ с отключившимся ГЦН массовые сигналы СРВ. На половине с тремя работающими ГЦН могут появиться сигналы ПРВ в некоторых ТК. СЦК СКАЛА не обладает технической возможностью задавать различные уставки СРВ и ПРВ в одной и той же зоне на левой и правой половинах КМПЦ. В этих условиях следует:

снизить уставки СРВ в 1-6 зонах в соответствии с таблицей 5.1;

на половине с тремя работающими ГЦН прикрытием ДРК восстановить исходный расход.

Таблица 5.1

Номер зоны	1	2	3	4	5	6	7
Уставка СРВ, м3/ч	26	22	18	15	12	10	8

Технологический регламент по эксплуатации требует в течение 30 минут либо включить третий ГЦН на половине с двумя работающими насосами, после чего разрешается восстановление номинальной мощности реактора, либо при невозможности этого остановить один из трех работающих ГЦН на другой половине и продолжать работу на мощности 60% от номинальной. В случае включения третьего ГЦН следует восстановить уставки СРВ и после этого приступить к подъему мощности реактора.

Перечень сокращений

АЭС - атомная электрическая станция;

БС - барабан-сепаратор;

БЩУ-О - блочный щит управления;

ВИУР - ведущий инженер управления реактором;

ВК - водяные коммуникации;

ВсК - всасывающий коллектор;

ВУ - вызывное устройство;

ГЦН - главный циркуляционный насос;

ДП - дополнительный поглотитель;

ДРК - дроссельный регулирующий клапан;

ЗРК - запорно-регулирующий клапан;

КГО - контроль герметичности оболочек;

КМПЦ - контур многократной принудительной циркуляции;

КОТК - контроль охлаждения топливных каналов;

КПР - капитальный предупредительный ремонт;

МИП - магнитоиндукционный преобразователь;

МКУ - минимально-контролируемый уровень;

МТК - мнемотабло каналов;

МТО - мнемотабло отклонений;

НК - напорный коллектор;

ПВК - пароводяные коммуникации;

ППР - планово-предупредительный ремонт;

ПРВ - повышение расхода воды;

РГК - раздаточный групповой коллектор;

РЗМ - разгрузочно-загрузочная машина;

РП - реакторное пространство;

РУ - реакторная установка;

СВ - столб воды;

СПР - средний предупредительный ремонт;

СРВ - снижение расхода воды;

СУЗ - система управления и защиты;

СЦК - система централизованного контроля;

ТВС - тепловыделяющая сборка;

ТГ - турбогенератор;

ТК - технологический канал;

ТКР - технологический контроль реактора.

Размещено на Allbest.ru