Разработка и анализ структурной схемы автоматической системы управления на АЭС

- правильности установки «масок» ПКП и ПСУ, определяющих принадлежность ОР к той или иной группе;

- контролю работоспособности вентиляторов охлаждения;

- индикацию состояния отдельных каналов ПКП, ПСУ, ПГИУ, ППК3 на дисплеях модулей микропроцессоров соответствующих устройств;

- непрерывный контроль, отображение и регистрацию состояния технических средств СГИУ-М (сигнализацию отказов, проверку правильности контроля положения ОР, контроль сопротивления верхней и нижней катушек датчиков положения ОР, регистрацию времени падения ОР, выдачу обобщенного сигнала неисправности на БЩУ).

Подсистема силового управления (рисунок 2.6) предназначена для выполнения следующих функций для каждого ОР СУЗ:

~ формирование необходимых циклограмм токов для электромагнитов ТМ, ЗМ, ФМ привода I”V в режимах движения и стоянки ОР;

~ прием и мажоритарную обработку сигналов АЗ по принципу “2 из 3”;

~ прекращение движения ОР при поступлении сигналов КВ или КН из GRG$

~ формирования импульсов шаг +, шаг - для организации точной индикации в ПКП;

~ формирования сигналов “Неисправность 1ч31 ПСУ” для ПД;

~ Удержание ОР в крайних и промежуточных положениях при исчезновении силового питания 144В;

~ Обесточивание электромагнитов привода СУЗ при поступлении сигналов АЗ;

Подсистема силового управления состоит из 61 автономных каналов, расположенных в панелях 1ч31 ПСУ.

Панель силового управления ПСУ состоит из двух независимых каналов, каждый канал предназначен для управления одним приводом ОР СУЗ и включает:

а) блок питания A1204S1 - 1 шт.;

б) блок коммуникации D3602S2 - 1 шт.;

в) блок интерфейса D8206S2 - 1 шт.;

г) блок аварийных команд D3001S1 - 2 шт.;

д) блок микропроцессора D8211S2 - 1 шт.;

е) блок гальванической развязки A5212S2 - 1 шт.;

ж) блок выпрямителей BZ2.2 - 3 шт.;

з) блок резервного питания ME5.2 - 2 шт.;

и) блок вентиляции VJS164.1 - 1 шт.;

к) модуль питания вентиляции - 1 шт.



Рисунок 2.6 - Структурная схема подсистемы силового управления

Сопротивление изоляции панели ПСУ указаны в таблице 2

Таблица 2 - Сопротивление изоляции панели ПСУ

Электрическая изоляция	Сопротивление изоляции (не менее)	Прочность изоляции (не менее)
Между силовыми цепями, между силовыми цепями и другими цепями, и между силовыми цепями и корпусом (металлическими нетоковедущими частями)	50 МОм	2500 В
Между не силовыми токоведущими цепями, а также между не силовыми токоведущими цепями и корпусом	10 МОм	500 В

Значения сопротивления изоляции указаны для условий при рабочих значениях температуры и относительной влажности.

Под прочностью изоляции подразумевается максимальное значение сопротивления изоляции, при котором изоляция выдерживает без пробоя и перекрытия в течение одной минуты приложение испытательного напряжения указанной величины при температуре до и относительной влажности до Напряжение питания ПСУ трехфазное: напряжение 220В, 50Гц; ток потребления не более 1А.

2.4.2 Программно-технический комплекс АРМ, РОМ, УПЗ

Назначение ПТК АРМ-РОМ-УПЗ

ПТК РОМ-УПЗ-АРМ предназначен для выполнения следующих основных функций в составе СУЗ:

- группа функций АРМ: автоматическое регулирование мощности реактора в режиме поддержания заданного значения плотности нейтронного потока или давления в главном паровом коллекторе, либо в режиме ограничения мощности в зависимости от давления в главном паровом коллекторе;

- группа функций РОМ: снижение тепловой мощности реактора до уровня, который автоматически устанавливается в зависимости от состояния основного технологического оборудования энергоблока - главных циркуляционных насосов (ГЦН), турбопитательных насосов (ТПН), стопорных клапанов турбины (СКТ) и выключателя генератора;

- группа функций УПЗ: формирование и выдача сигналов ускоренной предупредительной защиты при неплановых отключениях основного технологического оборудования.

ПТК является элементом информационно-управляющих систем.

Состав ПТК АРМ-РОМ-УПЗ

В состав ПТК входят следующие автономные изделия:

-три идентичных устройства сбора и обработки данных, каждое из которых образует один из независимых взаимно резервирующих каналов ПТК; -выходное устройство, осуществляющее формирование выходных сигналов и фиксацию первопричины срабатывания УПЗ;

-два устройства отображения и регистрации данных, осуществляющие архивирование и отображение информации для оперативного персонала БЩУ и эксплуатационного персонала участка СУЗ;

-пульт управления и сигнализации автоматического регулятора мощности (ПУС АРМ);

-пульт сигнализации разгрузки и ограничения мощности (ПС РОМ);

-ключ выбора режимов автоматического регулятора мощности «АР/ОТКЛ»;

-ключи управления «УПЗ», «Взвод УПЗ», «Съем первопричины УПЗ».

Каждое устройство сбора и обработки данных содержит:

-четыре нормирующих преобразователя датчиков температуры;

-блок питания датчиков давления;

-источник вторичного питания (преобразователь напряжения ~380/=24В);

-средства сбора, преобразования, обработки данных;

-коммутационные элементы для подключения внешних цепей.

Выходное устройство содержит:

-формирователи выходных сигналов;

-средства фиксации первопричины срабатывания УПЗ;

-источник вторичного питания (преобразователь напряжения ~380/=24В); -коммутационные элементы для подключения внешних цепей.

Устройства отображения и регистрации данных реализованы на базе промышленных персональных электронно-вычислительных машин (ПЭВМ).

В состав ПТК входят кабельные изделия для соединения его автономных составных частей, комплект сервисной аппаратуры (переносные пульты для проверки каждого канала АРМ, РОМ и УПЗ, корректировки уставок и проверки технического состояния ПТК), комплект запасных частей, инструментов и приспособлений (ЗИП).

2.4.2.1 Режимы работы АРМ

Для группы функций АРМ предусмотрены следующие режимы работы:

-АВТОМАТИЧЕСКИЙ (АР): реализует функции регулирования в полном объёме. Выходные управляющие сигналы БОЛЬШЕ и МЕНЬШЕ выдаются в СГИУ-М или СГИУ, которая обеспечивает соответствующее воздействие на рабочую группу ОР СУЗ;

-ОТКЛЮЧЁН (ОТКЛ): выходные управляющие сигналы БОЛЬШЕ и МЕНЬШЕ не выдаются в СГИУ-М или СГИУ в том числе при выключении, перезапуске, отключении кабелей, извлечении составных частей и т.п. При этом остальные функции АРМ выполняются в объёме, предусмотренном для данного режима.

Включение АРМ в режим АВТОМАТИЧЕСКИЙ производится переводом ключа «АР/ОТКЛ» в положение «АР».

Перевод АРМ в режим ОТКЛЮЧЁН производится установкой ключа «АР/ОТКЛ» в положение «ОТКЛ», а также независимо от положения ключа «АР/ОТКЛ»:

- при поступлении входного сигнала ГО-1 от первого или второго комплекта системы АЗ-ПЗ - на всё время действия сигнала;

- при срабатывании РОМ или УПЗ - на всё время срабатывания;

- при поступлении входного сигнала о выводе в режим проверки первого или второго комплекта АЗ-ПЗ - в течение 0,5 с после получения сигнала, и в течение 0,5 с после его снятия (при последующем вводе комплекта АЗ-ПЗ в работу).

Каждый независимый канал АРМ переходит в режим ОТКЛЮЧЁН независимо от положения ключа «АР/ ОТКЛ» в случае обнаружения неисправности при диагностировании.

Установка режимов работы каждого независимого канала АРМ производится в соответствии с правилами синхронизации совместной работы каналов.

2.4.2.2 Рабочие режимы РОМ

Для РОМ предусмотрены режимы:

- РАБОТА: выполняются все предусмотренные функции, при срабатывании РОМ выходные управляющие сигналы выдаются в первый и второй комплекты СГИУ, формируется команда для группы функций АРМ, запрещающая автоматический переход из режима управления Т в Н;

- ГОТОВНОСТЬ: выполняются все предусмотренные функции, за исключением выдачи выходных управляющих сигналов и формирования команды, запрещающей автоматический переход из режима управления Т в Н дли группы функций АРМ.

Каждый независимый канал РОМ автоматически переключается в режим РАБОТА во время набора мощности реакторной установки при одновременном выполнении следующих условий:

- разность температур теплоносителя хотя бы в одной петле первого контура достигла или превысила установленную верхнюю границу (18 С);

- значение плотности нейтронного потока, полученное хотя бы от одного комплекта АКНП, достигла или превысила установленную верхнюю границу (6 %).

Каждый независимый канал РОМ автоматически переключается в режим ГОТОВНОСТЬ во время снижения мощности реакторной установки, при выполнении хотя бы одного из следующих условий:

- разность температур теплоносителя во всех петлях первого контура меньше установленной нижней границы (12°С);

- значение плотности нейтронного потока, полученное от обоих комплектов АКНП, меньше установленной нижней границы (4 %).

При включении или перезапуске канала РОМ, в случае, когда разность температур теплоносителя и/или значение плотности нейтронного потока находятся ниже верхних, но выше нижних границ, устанавливается режим ГОТОВНОСТЬ.

2.4.2.3 Алгоритмы группы функций УПЗ

Управляющие функции УПЗ предусматривают выдачу сигналов СРАБАТЫВАНИЕ УПЗ в первый и второй комплекты СГИУ-М или СГИУ для запуска ускоренной предупредительной защиты с целью быстрого снижения мощности. Управляющие функции УПЗ выполняются при уровне нейтронной мощности РУ более 75% в случаях:

- одновременного отключения 2-х ГЦН;

- отключения одного любого ТПН;

- посадки СК турбины;

- отключения ТГ от энергосистемы;

- получения команды от оператора БЩУ.

Управляющие функции УПЗ выполняются одновременно в каждом из трех независимых каналов.

- Данные о превышении заданного уровня нейтронной мощности РУ 75% поступают на дискретные входы каждого канала УПЗ от первого и второго комплекта АКНП. При выводе в режим поверки одного из комплектов АЗ-ПЗ, дискретный сигнал связанного с ним комплекта АКНП не учитывается при определении условия срабатывания.

2.4.3 Программно-технический комплекс АЗ-ПЗ

Система АЗ и ПЗ реактора предназначена для защиты активной зоны от недопустимых отклонений основных параметров (расход, давление, температура первого контура, уровень нейтронной мощности ЯР) путём своевременного прекращения или замедления цепной реакции деления. АЗ и ПЗ вступают в действие тогда, когда автоматическое регулирование не в состоянии обеспечить нормальное развитие процесса. Система АЗ является составной частью общестанционной системы защиты, которая предназначена для предупреждения аварийных ситуаций, локализации уже возникших аварий и защиты от повреждения общестанционного оборудования.

Система аварийной защиты включает в себя аварийную защиту и предупредительную защиту 1-го и 2-го родов (ПЗ-1, ПЗ-2). При поступлении последовательно или одновременно нескольких аварийных сигналов приоритет имеет более сильная защита. Система АЗ и ПЗ формирует команды, воздействующие на органы регулирования, которые либо прекращают, либо замедляют цепную реакцию деления в ЯР. В цепях надежности система АЗ состоит из двух одинаковых комплектов (АЗ № 1, АЗ № 2). Все комплекты разделены между собой по линиям связи, электропитанию, входным и выходным сигналам и размещены в разных помещениях. Каждый комплект выполнен трехканальным, а выходные команды формируются по мажоритарному принципу «два из трех» ( есть также сигнал «один из двенадцати»).

1. Аварийные сигналы АЗ вызывают падение всех ОР под действием собственного веса до крайнего нижнего положения. Прекращение действия сигнала АЗ не может прервать падение всех ОР до своих крайних нижних положений. Время падения ОР 1,5 - 4 сек.

Сигналы АЗ:

- нейтронный поток в ДП выше заданной уставки;

- нейтронный поток в ДИ выше заданной уставки (3 - 107% N_ном );

- нейтронный поток в ДЭ выше заданной уставки;

- период разгона в ДИ менее 10 секунд;

- период разгона в ДП менее 10 секунд;

- период разгона в ДЭ менее 10 секунд;

- увеличение нейтронной мощности реактора более 107 % N_ном;

- давление 1-го контура над активной зоной более 180 кгс/см²;

- уменьшение разности температуры насыщения теплоносителя 1-го контура и максимальной его температуры в горячей нитке любой петли 1-го контура менее 10 °С;

- давление над активной зоной реактора:

а) менее 140 кгс/см² при температуре теплоносителя в горячих нитках петель более 260 °С;

б) менее 148 кгс/см² при температуре в горячих нитках петель более 260°С и мощности реактора более 75 % N_ном;

- возрастание давления под оболочкой более 0,3 кгс/см² избыточного;

- сейсмическое воздействие на уровне земли более 6 баллов;

- обесточивание двух ГЦН из любого числа работающих при нейтронной мощности более 75 % N_ном (АЗ с задержкой 6 секунд):

а) одновременно;

б) последовательно в течение времени менее 70 секунд.

- обесточивание одного ГЦН из двух работающих с задержкой 1,4 секунды при мощности реактора более 5 % N_ном;

- снижение Др любого из четырех ГЦН с 3 кгс/см² до 2,5 кгс/см² за время менее 5 секунд;

- уменьшение уровня в любом парогенераторе при работающем ГЦН данной петли более чем на 650 мм ниже номинального (с задержкой 5 секунд);

- совпадение следующих сигналов по любому из четырех паропроводов:

а) разность температур насыщения 1-го и 2-го контуров более 75 °С;

б) давление в паропроводе менее 50 кгс/см²;

- увеличение температуры теплоносителя в горячей нитке любой из четырех петель 1-го контура более Т_ном +8°С в горячей нитке;

- уменьшение уровня теплоносителя в КД менее 4600 мм (с задержкой 5 секунд);

- уменьшение частоты на трех из четырех секциях электропитания ГЦН менее 46 Гц;

- увеличение давления в любом из четырех ПГ более 80 кгс/см² при работающем ГЦН соответствующей петли. Сигнал шунтируется через 50 секунд после отключения ГЦН петли;

- исчезновение силового питания 220 В, 50 Гц на двух вводах СУЗ (с выдержкой времени 3 секунды);

- потеря надежного питания на двух из трех вводах 380/220 В, 50 Гц;

- потеря питания 220 В на двух вводах любой ПАК (потеря питания цепей АЗ);

- отключение последнего ТПН при N > 25% N_ном;

- сигнал от ключа АЗ БЩУ;

- сигнал от ключа АЗ РЩУ.

2. Сигналы ПЗ 1-го рода вызывают поочередное движение вниз всех групп ОР (в порядке уменьшения их номеров) с рабочей скоростью 20 мм в сек. Движение ОР вниз прекращается при исчезновении сигнала «ПЗ-1».

Сигналы ПЗ-1:

- увеличение нейтронной мощности реактора в ДП выше заданной уставки;

- увеличение нейтронной мощности реактора в ДЭ выше заданной уставки;

- период разгона реактора в ДИ менее 20 секунд;

- период разгона реактора в ДП менее 20 секунд;

- период разгона реактора в ДЭ менее 20 секунд;

- тепловая мощность реактора для данного количества работающих ГЦН более допустимой (67 % -- для трех; 49 % -- для двух противоположных; 39% -- для двух смежных). Разгрузка реактора производится устройством РОМ;

- давление 1-го контура (над активной зоной) более 172 кгс/см²;

- давление 2-го контура более 70 кгс/см²;

- температура теплоносителя в горячей нитке любой петли более Т_ном + 3°С в горячей нитке;

- обесточивание одного ГЦН из четырех работающих (одного из трех). Разгрузка производится устройством РОМ;

- отключение последнего работающего или одного из двух работающих ТПН. Разгрузка реактора до заданного уровня тепловой мощности (10% N_доп / 49% N_доп) производится устройством РОМ;

- посадка двух из четырех стопорных клапанов турбины. Разгрузка до 39 % N_ном производится устройством РОМ;

- отключение генератора от сети. Разгрузка до 39 % N_ном производится устройством РОМ;

- исчезновение надежного питания СУЗ 220 В, 50 Гц на двух ПФС;

- сигнал от ключа ПЗ-1 БЩУ.

3. Сигналы ПЗ 2-го рода запрещают движение ОР вверх до снятия сигнала «ПЗ-2».

Сигналы ПЗ-2:

- увеличение нейтронной мощности в ДИ выше заданной уставки;

- падение одного ОР СУЗ;

- давление 1-го контура (над активной зоной) более 165 кгс/см²;

- увеличение тепловой мощности реактора для данного числа работающих ГЦН более допустимой. Действие ПЗ-2 осуществляется по сигналам от СВРК и ИВС;

- температура теплоносителя на выходе из отдельных ТВС более допустимой. Действие ПЗ-2 осуществляется по сигналам от СВРК;

- уменьшение допустимого запаса до кризиса кипения на поверхности твэлов. Действие ПЗ-2 осуществляется по сигналам от СВРК и ИВС;

- увеличение локального энерговыделения более допустимого. Действие ПЗ-2 осуществляется по сигналам от СВРК и ИВС;

- открытие одного клапана TK70S11 или TK70S14.

Состав системы:

1. Шкаф формирования сигналов ШФС-1 - 3шт.;

2. Шкаф кроссовый выходной КШВ-1 - 1шт.;

3. Шкаф промежуточных клеммников ШПК-1 - 3шт.;

4. Комплект на рабочую станцию - 1шт.;

5. Комплект на рабочее место технолога - 1шт.;

6. Комплект на рабочее место оператора - 1шт.;

7. Комплект монтажных частей - 1шт.;

8. Комплект оптоволоконных кабелей - 1шт.;

9. Комплект принадлежностей - 1шт.;

10. Кабель соединительный - 54шт.;

11. Блок сейсмодатчиков БСД-1 - 4шт.;

12. Программа “Коммуникационный Сервер” - 1шт.;

13. Программа “Информационный Сервер” - 1шт.;

14. Программа “Монитор” - 1шт.;

15. Программа “Диагностика” - 1шт.;

16. Программа “Оболочка” - 1шт.; Программа “Метрология” - 1шт.

ШФС-1 предназначен для выполнения следующих функций:

- прием текущих значений технологических и нейтронно-физических параметров реактора;

- формирование и выдачу управляющих сигналов A3, ПЗ-1, ПЗ-2 и Р< при выходе контролируемых технологических и нейтронно-физических параметров за пределы установленных граничных значений (уставок);

- формирование и выдачу информационных сигналов для звуковой и световой сигнализации на БЩУ;

- диагностику технических и программных средств ПТК АЗ-ПЗ, предусматривающую непрерывный автоматический контроль работоспособности. Шкаф ШФС-1 состоит из следующих элементов (рисунок 2.7).

1. Субблок обработки сигналов СБС-1 - 1 шт.

2. Субблок релейных выходов A3 СРВ-1 - 1 шт.

3. Субблок релейных выходов ПЗ СРВ-2 - 1 шт.

4. Субблок источников питания датчиков СПД-1 - 1 шт.

5. Источник питания SITOP POWER 10 24 V/10 А - 2 шт,

6. Плата датчика температуры - 3 шт.

7. Извещатель пожарный «ИГЖ-5» - 1 шт.

Прием входных сигналов и преобразование их в цифровой код рассмотрен в описании следующих блоков:

- блока ввода аналоговых сигналов БВА-1;

- блока ввода дискретных сигналов БВД-1;

- блока ввода сигналов температурных датчиков БВТ-1.



Рисунок 2.7 - Структурная схема одного канала ПТК АЗ-ПЗ

Цифровой код входных сигналов с БВА-1, БВД-1, БВТ-1 передается в БФЗ-1. Диагностическая информация о состоянии этих блоков передается в БДН-1.

В логической структуре APEX БФЗ-1 выполняется формирование в соответствии с алгоритмами формирования защит сигналов срабатывания аварийной и предупредительных защит при выходе контролируемых технологических и нейтронно-физических параметров за пределы уставок.

Для повышения надежности срабатывания, в логическую структуру APEX БФЗ-1 каждого канала по оптоволоконным кабелям через оптоволоконные приемопередатчики HFBR-1412 и HFBR-2412, передаются сигналы срабатывания алгоритмов из БФЗ-1 двух других каналов. Информация о первопричине срабатывания сигналов A3, ПЗ-1, ПЗ-2 и Р< по оптоволоконным кабелям с БФЗ-1 передается в блок сигнализации первопричины БСП-1. Параллельно с этим передается диагностическая информация о состоянии БФЗ-1 в БДН-1. В субблок релейных выходов A3 СРВ-1 каждого канала сигналы A3 и Р< передаются от БФЗ-1 своего канала и двух других каналов. В субблок релейных выходов ПЗ СРВ-2 каждого канала сигналы ПЗ-1 и ПЗ-2 передаются от БФЗ-1 своего канала и двух других каналов. Эти сигналы управляют реле, находящимися в БФС-1, которые включены таким образом, что сигнал на выходе реализуется по принципу «два из трех». Прекращение формирования сигналов A3 и ПЗ-1 в БФС-1 происходит по директиве оператора.

Сигналы с БФС-1 управляют релейными блоками с нормально открытыми и нормально закрытыми контактами. Размноженные сигналы A3, ПЗ-1, ПЗ-2 и Р< с БРС-1, БРС-2 и БРВ-1 передаются на КШВ-1.

На двери ШФС-1 расположена индикация нормальной работы, аварийного состояния и индикация срабатывания A3, ПЗ-1, ПЗ-2 и Р<.

Свечение индикатора «РАБОТА» зеленым светом характеризует нормальную работу ШФС-1.

Мигание индикатора «РАБОТА» частотой мигания 2 Гц происходит в следующих случаях:

- нет питания на одном из вводов;

- не работает хотя бы один из трех датчиков температуры;

- неисправен БДН-1.

Индикатор «НЕИСПР» мигает красным цветом частотой мигания 2 Гц при нарушении работы БВТ-1, БВА-1, БВД-1, БФЗ-1.

Индикаторы «A3», «ПЗ-1», «ПЗ-2» и «Р<» светятся при формировании соответствующих управляющих сигналов.

2.4.4 Электропитание СУЗ напряжением 220В

Электрооборудование электропитания питания ОР переменным током предназначено для ввода от силовых трансформаторов, организации автоматического включения резерва (АВР) между вводами и распределения переменного тока между трансформаторами ТСЗП (трансформатор специальный защищенный питающий). Потребителями переменного тока являются панели силового управления приводами ОР. Структурная схема питания приводов ОР изображена на рисунке 2.8. Силовое электропитание OP переменным током 220В, 50 Гц производится от двух трансформаторов СУЗ мощностью не менее 400 кВА каждый по двум вводам от каждого трансформатора.

Исчезновение напряжения на двух вводах переменного тока одновременно допускается на время не более трех секунд.

Допустимые колебания напряжения , частоты , 50Гц - 8 % кратковременно (до 20 с).

Потребление каждой ПП28 от источников напряжением 220В постоянного тока составляет 1,5 кВА.

Э/о электропитания приводов ОР переменным током 220В размещено на четырех панелях типа ПП28 и четырех панелях типа ПП26.

ПП28 предназначена для размещения э/о ввода силового напряжения переменного тока для питания приводов ОР, организации АВР между двумя вводами и обесточивания всех приводов ОР при сигналах A3. На панели установлены автоматические выключатели, релейно-контактное оборудование, резисторы, диоды, светодиоды. На щите СУЗ размещены четыре панели данного типа.

Напряжение ввода от трансформатора 220В, частота 50 Гц.

Максимальный ток ввода от трансформатора 320А.

Напряжение постоянного тока питания цепей управления 220В.

ПП26 предназначена для размещения э/о коммутации силового напряжения переменного тока. На панели установлены автоматические выключатели. На щите СУЗ 4 панели данного типа. Напряжение ввода переменного тока 220В, 50Гц.

Количество предусмотренных выводов к потребителям -9.

Максимальный ток потребителя не более 80А.

В нормальном режиме работают 2 ввода от трансформатора Т1 с АВР от трансформатора Т2. Одна половина приводов ОР подключена к одному вводу, другая половина - ко второму. Выбор рабочих вводов производится переключателем, установленным на панели 1ПП28.

Рисунок 2.8 - Схема электрическая принципиальная питания цепей управления

2.5 Система управления турбиной

В данной работе производится разработка АСУ ТП энергоблока с турбиной К-1000-60/3000. В качестве системы управления разрабатывается автоматизирования система регулирования турбины АСР. АСР турбины обеспечивает (без вмешательства оператора) в нормальных и аварийных условиях ее эксплуатации решение следующих задач:

автоматическое поддержание частоты вращения ротора турбоагрегата с неравномерностью 4,5 %;

предотвращение повышения частоты вращения ротора турбины до установки срабатывания Р, Б при мгновенном сбросе нагрузки генератора;

точное регулирование давления и мощности в соответствии с заданной статической характеристикой, требуемой для системы вторичного регулирования частоты и активной мощности энергосистемы;

быстрое кратковременное разгружение турбины и быстрое длительное ограничение ее мощности с возможностью нагружения по сигналу системы ПА энергосистемы;

предупреждение недопустимого снижения давления свежего пара перед турбиной;

защита турбины от опасных режимов работы (повышение частоты вращения ротора сверх уставки РБ, чрезмерный осевой сдвиг ротора и т. п.).

АСР выполнена электрогидравлической. Структурно она состоит из электрической (ЭЧСР-М) и гидравлической частей (ГСР). ЭЧСР-М выполнена с применением микроЭВМ и включает датчики частоты вращения ротора турбины, активной мощности генератора, давления пара в промежуточном перегреве, давления свежего пара и управляющего давления в системе регулирования.

ГЧСР состоит из регулятора скорости (РС), регулятора безопасности (РБ), промежуточных усилителей и исполнительных механизмов (ИМ) -- гидравлических сервомоторов регулирующих и стопорных органов.

Для передачи воздействий ЭЧСР на ИМ ГСР служат быстродействующие (ЭГП, ЗПЗ) и относительно медленнодействующие (МУТ) устройства, преобразующие электрические сигналы в гидравлические.

Объект регулирования и регулирующие органы для ЭЧСР и ГСР общие. Регулирующими органами являются РК ЦВД и регулирующие заслонки ЦВД и ЦНД, сбросные клапаны

При отказе ЭЧСР турбина остается в работе, лишь несколько ухудшаются статические и динамические характеристики регуляторов. При отказе ГСР турбина должна быть остановлена.

ЭЧСР-М предназначена для управления турбиной во всех режимах работы блока. Воздействуя на РК турбины, ЭЧСР-М позволяет в зависимости от режима работы выполнять регулирование следующих параметров:

частоты вращения ротора турбоагрегата (частоты сети);

электрической активной мощности турбогенератора;

давления свежего пара в ГПК.

ЭЧСР-М функционально подразделяется на два основных контура автоматического управления: медленнодействующий и быстродействующий. Кроме МКУ и БКУ в состав ЭЧСР-М входит схема дистанционного управления МУТ.

Для работы МКУ необходимым условием является готовность к работе схемы дистанционного управления. БКУ включается в работу независимо от МКУ и схемы дистанционного управления. В состав БКУ входят следующие каналы управления:

релейной форсировки;

дифференциатора (Д);

предварительной защиты (ПЗ);

аварийной импульсной разгрузки (АИР);

послеаварийного управления мощностью (ПАУ);

быстродействующего стерегущего регулятора минимального давления. В состав МКУ входят следующие каналы управления:

регулирования частоты вращения ротора турбоагрегата;

регулирования электрической активной мощности;

регулирования давления свежего пара;

коррекции по давлению свежего пара;

коррекции по отклонению частоты сети;

стерегущего регулятора минимального давления;

послеаварийного управления мощностью;

технологических ограничений при отключении оборудования блока.

На базе каналов управления БКУ и МКУ в ЭЧСР-М реализованы алгоритмы управления для использования их в различных режимах работы блока и энергосистемы.

Режимы работы ЭЧСР-М

В стационарных режимах работы блока предусмотрены следующие режимы работы ЭЧСР-М:

«РМ» -- режим регулирования активной мощности;

«РДМ» -- режим регулирования активной мощности с коррекцией по давлению свежего пара;

«РМ±РЧ» -- режим регулирования активной мощности с коррекцией по отклонению частоты сети;

«РД-1» -- режим регулирования давления свежего пара в ГПК;

«РД-2» -- режим стерегущего регулятора минимального давления.

Режимы работы ЭЧСР-М в стационарных режимах работы блока определяются режимами работы АРМ-5. Информация поступает в виде замыкающихся контактов по двум независимым цепям при работе АРМ в режиме «Т».

При работе АРМ-5 в режиме регулирования давления «Т» ЭЧСР-М должна работать в режиме регулирования мощности «РМ» (с коррекцией или без коррекции по давлению свежего пара и отклонению частоты сети).

При работе АРМ-5 в режиме регулирования нейтронной мощности «Н» или при отключении АРМ-5 ЭЧСР-М должна работать в режиме «РД-1».

Уставка по активной мощности регулируется в микроЭВМ программным задатчиком плановой мощности (ЗПМ), состоящим из задатчика конечного значения плановой мощности, и задатчика темпа ее изменения. На выходе ЗПМ в заданном темпе формируется текущее значение плановой мощности N_пл турбогенератора, величина которой контролируется.

Скорость отработки заданной уставки по N_пл в ЭЧСР-М формируется задатчиком «Уст. dN_пл/dt».

В режимах ЭЧСР-М, не связанных с регулированием мощности, уставка по мощности постоянно балансируется (отслеживает текущее значение мощности). При переходе в режимы, связанные с регулированием мощности, уставка по мощности устанавливается равной текущей мощности на момент перехода- Дальнейшее изменение уставки производится оператором с помощью ключа «Прибавить-Убавить». В режиме «РМ±РЧ» к обычному регулятору мощности ЭЧСР-М добавляется корректирующее воздействие по сигналу отклонения частоты сети от номинального значения в соответствии с заложенной характеристикой.

Включение в режим регулирования мощности происходит безударно за счет выполнения балансировки ОТЗ, при которой на его выходе до включения ЭЧСР-М в режим «РМ» устанавливается сигнал задания, соответствующий значению текущей мощности блока с учетом сигнала корректора частоты. Этот же сигнал автоматически устанавливается на выходе ЗПМ.

Канал БРФ предназначен для подачи в систему регулирования форсирующего сигнала на закрытие РК при отключении генератора от сети.

Канал дифференциатора предназначен для выработки сигнала, закрывающего РК турбины при появлении положительного углового ускорения ротора турбины, свидетельствующего о большом мгновенном сбросе нагрузки генератора.

Канал блока НКН служит для улучшения приемистости турбины в целях компенсации вредного влияния пара, аккумулированного в промперегреве (коррекция начальной неравномерности). Канал предварительной защиты предназначен для подачи в систему регулирования и защиты форсирующего сигнала на закрытие СК и РК в случае, если при сбросе нагрузки частота вращения ротора по каким-либо причинам превысит заданный уровень, зависящий от первой производной частоты вращения.

Канал послеаварийного управления мощностью предназначен для ограничения мощности турбины до необходимого значения в послеаварийных режимах работы линий электропередач и включается по сигналу станционных устройств противоаварийной автоматики. ПАУ выдает многократно усиленный сигнал превышения текущей мощности турбины над величиной заданной мощности, выработанной устройствами ПА в зависимости от типа аварии. В ПАУ включен динамический контур, улучшающий устойчивость регулирования. Режим поддержания давления и мощности

Режим поддержания давления и мощности (РДМ) предназначен для поддержания заданного значения нагрузки с коррекцией по изменению давления в ГПК в соответствии со статической характеристикой «давление-мощность». Статизм 80%, то есть изменение давления в ГПК на 1 кг/см² соответствует изменение нагрузки турбины на 20 МВт.

Режим РДН может включаться только вручную при работе АРМ реактора в режиме «Т».

Режим регулирования давления и мощности (РДМ) предназначен для регулирования мощности турбины и, совместно с АРМ-5С, мощности энергоблока в стационарном режиме, а также при плановых и внеплановых изменениях мощности.

В режиме РДМ ЭГСР осуществляет регулирование электрической мощности турбогенератора по компромиссной программе на уровне уставки заданной оператором и скорректированной по давлению пара в ГПК согласно статической характеристики "мощность - давление пара в ГПК".

Несинхронное изменение тепловой мощности АРМ-5С и электрической со стороны ЭГСР приводится в соответствие в режиме РДМ с точностью, определяемой статизмом по давлению в ГПК. Базовое значение статизма установлено 80% (изменение давления в ГПК на 48кгс/см², что соответствует 80% от номинального, воспринимается ЭГСР как изменение Nэл. на 100%).

Включение режима РДМ производится вручную, при отсутствии сигналов о состоянии АРМ или работе АРМ в режиме "Т", нажатием кнопки "РДМ" ячейки L3 панели В210.

Работа ЭГСР в режиме РДМ запрещается при:

а) включении регуляторов БРУ-К на регулирование давления;

б) отказе или потере питания датчиков давления пара в ГПК;

в) достижении электрической мощности ТГ уровня собственных нужд;

г) автоматическом включении режима с большей иерархией.

В этом случае автоматически включается режим "РМ" или режим с большей иерархией.

Включение режима РДМ индицируется:

а) ровным светом индикаторной лампочки РДМ ячейки L3 панели В210.

б) на кадре 071 ПЭВМ АСУТ и панели HY 36.

Уставки поддержания давления пара и мощности формируются в ЭГСР равными соответственно величине давления пара в ГПК и текущей электрической нагрузке ТГ (а при "отказе" датчиков мощности - по положению регулирующих клапанов Nрк) в момент включения режима.

Величина текущего давления и уставки индицируется на кадре 071 ПЭВМ АСУТ (Pгпк и Pпр соответственно) и на индикаторах ячеек L5,6 и M5,6 с подсветкой транспарантов "P кгс/см²", "P кгс/см²". Максимальное значение уставки ограничивается величиной 65кгс/см².

Величина текущей мощности и уставки индицируется на индикаторах ячеек L5,6 и M5,6 с подсветкой транспарантов табло "N МВТ" и "N МВТ". Величина текущей мощности "Nтг+" индицируется на кадре 071 ПЭВМ АСУТ.

Изменение мощности энергоблока в режиме РДМ осуществляется:

а) с панели В210. Для изменения величины уставки необходимо, нажатием кнопки "N" ячейки N6 панели В210, вызвать на цифровые индикаторы ячеек L5,6 панели В210 величину уставки по мощности, на индикаторы ячеек M5,6 панели В210 величину текущей электрической мощности ТГ (в ячейках L7, M7 подсвечиваются соответствующие табло "N МВТ" и "N МВТ"). Воздействием на кнопку "ПРИБАВИТЬ" или "УБАВИТЬ" ячейки N4, измененить уставку мощности в нужном направлении. Темп изменения уставки 5 МВт/сек. Скорость приведения электрической нагрузки к уставке зависит от выбранного темпа в ячейках M8, N8 панели В210;

б) от ключа управления турбиной 1SE61S01. Воздействием на ключ в строну "ПРИБАВИТЬ" или "УБАВИТЬ" приводит к изменению программного значения электрической мощности со скоростью 20 МВт/с при этом на панель HY26 выдается световая и звуковая сигнализация "РУЧНОЕ УПРАВЛЕНИЕ". Нагружение ТГ от ключа блокируется при ограничении мощности от ПА и ТЗ.

Независимо как изменяется уставка по мощности (от ключа 1SE61S01 или с панели В210), уставка по давлению остается неизменной - равной величине давления в ГПК в момент включения РДМ

2.6 Система внутриреакторного контроля

На рисунке 2.9 представлена подробная структурная схема системы ВРК для серийных реакторов ВВЭР-1000, раскрывающая ее состав и связи с другими системами.

Информацию о распределении энерговыделения получают с помощью детекторов прямой зарядки (ДПЗ), на основе сигналов которых проводят восстановление поля энерговыделения во всем объеме активной зоны. Семь детекторов, располагающихся на одной вертикали, конструктивно объединены в нейтронный измерительный канал (КНИ) при помощи герметичного чехла. Чехол и его уплотнение на крышке корпуса реактора рассчитаны на рабочее давление теплоносителя. КНИ устанавливается в центральную трубку тепловыделяющей кассеты.

В серийном реакторе ВВЭР-1000 устанавливают 64 КНИ, распределенных таким образом, чтобы получать информацию о распределении энерговыделения по всему объему активной зоны. Сигналы детекторов КНИ по терморадиационностойким кабелям передаются в информационно-измерительную аппаратуру. Часть кабеля, находящаяся внутри шахты реактора, имеет на концах разъемы, позволяющие отсоединять его во время перегрузки топлива. Передача сигналов через оболочку реакторной установки осуществляется с помощью проходки, рассчитанной на предельное давление, возникающее при аварийной ситуации.

Информация о распределении температуры на выходе из топливных кассет получается с помощью 95 термоэлектрических термометров (термопар ТП), расположенных над частью тепловыделяющих кассет (рисунок 2.10). Кроме того, имеются три термопары, расположенные в верхней части корпуса реактора. При выходе из корпуса термопары группируются в 14 пучков, каждому из которых соответствует патрубок ТП, рассчитанный на рабочее давление реактора. На патрубках ТП установлены устройства компенсации температуры холодных спаев термопар, принимающие по семь ТП; от них сигналы ТП по терморадиационностойкому кабелю с медными жилами передаются к информационно-измерительной аппаратуре. По трассе прохождения кабеля ТП аналогично кабелю ДПЗ имеются разъемы и проходки.

Рисунок 2.9 - Структурная схема CВРК и систем 1-го контура (ГЦН, арматура ПГ)



Рисунок 2.10 - Расположение КНИ и термопар в ТВС серийного реактора ВВЭР-1000

Температура теплоносителя в холодных и горячих нитках циркуляционных петель измеряется с помощью термопар и восьми термометров сопротивлений (ТС). Холодные спаи термопар холодной и горячей нитки данной петли заводятся в общее компенсационное устройство, от которого сигналы термоконтроля передаются по кабелю в информационно-измерительную аппаратуру.

Аналоговые сигналы нормированного уровня 0-5 мА получают от соответствующих датчиков с нормирующими преобразователями связанных кабелями с информационно-измерительной аппаратурой. Аналогично по кабелям в аппаратуру заводятся дискретные сигналы, характеризующие состояние оборудования и систем I контура (главный циркуляционный насос ГЦН, арматура парогенератора и др.). От системы СУЗ и аппаратуры контроля нейтронного потока (АКНП) в систему ВРК вводятся как аналоговые, так и дискретные сигналы. Информационно-измерительная аппаратура состоит из двух одинаковых комплектов аппаратуры, в каждый из которых входит устройство отображения информации (дисплей) с выносным телевизионным монитором и клавиатурой (расстояние от аппаратуры не более 50 м). Мониторы и клавиатуры размещаются в помещении БЩУ. Оба комплекта связаны между собой кабелем. Дублирование аппаратуры позволяет обеспечить высокую надежность контроля наиболее важных параметров реактора, сигналы которых заводятся в оба комплекта. Менее важные сигналы заводят в какой-либо один комплект. Наличие связи позволяет комплектам обмениваться данными для восстановления в каждом из них полного объема информации.

Вычислительный комплекс (ВК) системы ВРК включает в себя две ЭВМ типа СМ-2М, каждая из которых связана с обоими комплектами аппаратуры по основному и резервному каналам. Резервирование связей позволяет повысить надежность работы системы при различных комбинациях отказов ЭВМ и аппаратуры. Вывод информации из ЭВМ к оператору на БЩУ осуществляется через дисплеи аппаратуры, связанные с ЭВМ кабелем.

В основном режиме обе ЭВМ работают одновременно в реальном масштабе времени, осуществляя оперативную обработку полученной от аппаратуры информации и вывод ее на дисплей. При этом, когда оба комплекта аппаратуры функционируют, информация в каждую ЭВМ поступает из комплекта, с которым она связана по основному каналу. При отказе одного из комплектов (или обрыве его основного канала связи) информация в ЭВМ поступает по резервному каналу от другого комплекта аппаратуры.

Кроме того, возможен режим работы, при котором одна из ЭВМ проводит оперативную обработку информации, а другая осуществляет фоновые неоперативные расчеты.

Помимо показанных на структурной схеме связей с другими подсистемами (СУЗ и АКНП), система ВРК связана также с УВС и СППБ энергоблока. По этому каналу из ЭВМ СВРК в УВС может быть передан весь массив собранной первичной информации и расчетных данных или его часть, и наоборот, информация, необходимая для работы СВРК, может быть получена из УВС.

Как видно из рассмотрения структурной схемы, система ВРК на реакторах ВВЭР помимо сигналов внутриреакторных датчиков принимает также значительное количество сигналов от датчиков 1-го и 2-го циркуляционных контуров. Эта информация необходима в системе ВРК для проведения расчетов обобщенных параметров, характеризующих состояние активной зоны. Наличие в СВРК информации от основных общестанционных датчиков совместно с информацией от СУЗ и АКНП обеспечивает возможность расчета и контроля важнейших параметров, характеризующих работу реакторной установки в целом (общая тепловая мощность, расход теплоносителя в зоне и по петлям и т.д.). Таким образом, по объему контроля и производимых расчетов система ВРК фактически выполняет функции системы контроля реакторной установки. Отсюда вытекает важность роли, которую играет система ВРК среди других систем энергоблока. Несмотря на то, что СВРК является информационной системой, ее отказ на время, большее определенное в «Технологическом регламенте», влечет за собой обязательное снижение мощности энергоблока или даже его останов.

Датчики контроля энерговыделения

Для измерения распределения энерговыделения по объему активной зоны в системе ВРК используются детекторы прямой зарядки (ДПЗ) с эмиттером из родия (рисунок 2.11). По сравнению с другими типами нейтронно-чувствительных детекторов ДПЗ обладают следующими преимуществами:

1. Малые габариты позволяют разместить в реакторе большое количество детекторов, необходимое для получения детальной картины распределения энерговыделения по объему активной зоны;

2. ДПЗ не требуют внешнего источника питания, имеют достаточно высокую надежность, срок службы не менее одной кампании реактора, их чувствительность мало изменяется в процессе эксплуатации, и эти изменения можно скорректировать расчетным путем;

3. ДПЗ просты по конструкции, технологичны при изготовлении, имеют хорошую воспроизводимость параметров (разброс чувствительности не более ± 1%) и невысокую стоимость.

Наряду с этим ДПЗ присущи и некоторые недостатки:

-небольшой выходной сигнал (в реакторах ВВЭР на номинальной мощности их выходной ток составляет единицы микроампер);

- сравнительно большая постоянная времени (порядка 1 мин);

-зависимость чувствительности ДПЗ от различных параметров, характеризующих состояние активной зоны (выгорание, обогащение ближайших ТВЭЛ, концентрация борной кислоты, температуры теплоносителя и т.д.), и от выгорания эмиттера ДПЗ.

Конструкция ДПЗ состоит из эмиттера и коллектора, между которыми находится изолятор. При облучении нейтронами эмиттер излучает электроны, которые через изолятор попадают на коллектор и образуют во внешней цепи электрический ток. По кабелю выходной сигнал ДПЗ выводится за пределы корпуса реактора.

Рисунок 2.11 - Структурная схема ДПЗ

В применяемых на реакторах ВВЭР детекторах типа ДПЗ-1М эмиттер представляет собой родиевую проволочку диаметром 0,5 и длиной 200 мм. Изолятор изготовлен из кварцевой трубки, коллектор -- из нержавеющей трубки диаметром 1,3 мм. В качестве линии связи используется двухжильный кабель типа КТМС с изоляцией из окиси магния.

Существует составляющая сигнала ДПЗ обусловленная током, образующимся в линии связи при воздействии на нее внутриреакторных излучений. Этот так называемый фоновый компонент пропорционален длине линии связи, находящейся в активной зоне. Для ДПЗ-1М ее доля может доходить до 10% общего выходного сигнала. Чтобы скомпенсировать ее влияние, в кабеле связи ДПЗ-1М предусмотрена вторая (фоновая) жила, вырабатывающая фоновый ток, который в измерительной аппаратуре должен быть вычтен из тока основной жилы.

Выходной сигнал ДПЗ пропорционален плотности нейтронного потока в месте его расположения, который в свою очередь связан с энерговыделением в ближайших ТВЭЛ.

Восстановление поля энерговыделения по сигналам ДПЗ осуществляется на основе коэффициентов пропорциональности, зависящих от многих факторов, в том числе от обогащения топлива и его выгорания, концентрации борной кислоты, температуры теплоносителя и т.д. Значения этих коэффициентов находят расчетным путем. При нахождении коэффициентов учитывают также и выгорание материала эмиттера ДПЗ.

Результирующая погрешность определения линейного энерговыделения с помощью родиевого ДПЗ складывается из следующих основных составляющих: погрешности определения коэффициента перехода от сигнала эмиттера к энерговыделению (~4%); не идентичности чувствительности ДПЗ (±1%); погрешности учета фонового тока линии связи (до 2%); погрешности учета термотоков (1%); погрешности измерения сигналов ДПЗ (1%). Поскольку вырабатываемый электрический сигнал ДПЗ -- источник тока, то входное сопротивление измерительного прибора желательно выбирать возможно меньшим по следующим соображениям: поскольку выходное сопротивление ДПЗ зависит от напряжения на нем, желательно, чтобы это напряжение было минимально, так как экспериментально установлено, что в процессе эксплуатации ДПЗ-1М его сопротивление изоляции падает; погрешность измерения будет тем меньше, чем меньше сопротивление нагрузки ДПЗ.

При эксплуатации ДПЗ необходимо следить за тем, чтобы его цепь была либо подсоединена к измерительному прибору, либо замкнута накоротко. В противном случае ток ДПЗ может зарядить линию связи до большого напряжения, в результате чего может наступить пробой в ДПЗ или линии связи.

В активной зоне ДПЗ, расположенные на одной вертикали, конструктивно объединяются в нейтронно-измерительный канал (КНИ). КНИ серийных реакторов ВВЭР-1000 состоит из защитной арматуры, детекторной части и миниатюрного разъема типа PC-19.

Арматура предназначена для защиты ДПЗ от механических воздействий и контакта с теплоносителем первого контура и обеспечивает герметизацию первого контура.

В состав детекторной части входят семь детекторов ДПЗ-1М, равномерно размещенных по высоте активной зоны с шагом 437,5 мм, защитный экран, узел уплотнения и семь линий связи, для которых использован кабель КТМС. Каждая линия связи кроме сигнального проводника содержит фоновый проводник.

Защитный экран предназначен для уменьшения фонового тока, возникающего в линии связи под воздействием -излучения эмиттеров ДПЗ. С этой целью все семь детекторов располагают по одну сторону экрана, а их линии связи -- по другую сторону.

Узел уплотнения расположен в верхней части КНИ и предназначен для обеспечения герметичности первого контура при появлении течи в защитной арматуре.

Разъем типа PC-19 обеспечивает подсоединение КНИ к линиям связи с целью передачи сигналов ДПЗ к аппаратуре СВРК.

Датчики контроля температуры

В СВРК используются термодатчики двух типов -- термопары ТП и термосопротивления ТС (рисунок 2.12). По сравнению с ТС ТП обладают следующими преимуществами:

1. Большая надежность работы;

2. Лучшие метрологические характеристики;

3. Они более стабильны при облучении.

ТП не требуют внешнего источника питания, просты по конструкции и технологичны при изготовлении. В то же время ТП обладают и рядом существенных недостатков: меньшая по сравнению с ТС точность измерения и меньший выходной электрический сигнал; необходимость компенсации температуры холодного спая ТП, что увеличивает погрешность измерения.

Рисунок 2.12 - Датчики контроля температуры

В связи с этим в системе ВРК ТП используют для работы в тяжелых условиях внутри корпуса реактора для массовых измерений температуры теплоносителя на выходе из топливных кассет, а также температуры теплоносителя в общем объеме. ТС применяют для проведения точных измерений в менее тяжелых условиях. Например, по ТС, установленным на холодных и горячих нитках циркуляционных петель, осуществляют калибровку всех ТП первого контура.

Если в системах термоконтроля первых реакторов типа ВВЭР использовались ТП градуировки хромель-копель, то в системах ВРК серийных реакторов ВВЭР-1000 используются ТП градуировки хромель-алюмель, градуировочная характеристика которых меньше зависит от дозы радиационного облучения, несмотря на то, что эти ТП обладают вдвое меньшей чувствительностью.

Работа ТП основана на термоэлектрическом эффекте, т.е. возникновении термо-ЭДС в замкнутой цепи из двух разнородных проводников при наличии разности температур между холодным и горячим спаями проводника. При измерении температуры с помощью ТП ее горячий спай помещают в точку измерения, а в разрыв холодного спая включают измерительный прибор. Поскольку термо-ЭДС зависит от разности температур холодного и горячего спаев, для получения абсолютного значения температуры необходимо внести поправку на температуру холодного спая (так называемая компенсация температуры холодного спая).

ТП системы ВРК изготовляют из термопарного кабеля КТМС, представляющего собой хромелевый и алюмелевый провода, помещенные в оболочку с порошком окиси магния. Со стороны горячего спая провода сваривают друг с другом и с оболочкой (ТП типа К). Со стороны холодного спая кабель заделывают специальным герметиком, чтобы обеспечить герметичность ТП в целом.

Для измерения температуры теплоносителя внутри корпуса реактора применяют термопары типа ТХА-2076. В них использован кабель КТМС 1 диаметром 1,5 мм, армированный для увеличения жесткости чехлом из нержавеющей трубки диаметром 4х1 мм. Горячий спай ТП заделан в специальный наконечник диаметром 4 мм, который сопряжен по размерам с посадочным гнездом в сухом канале блока защитных труб реактора для получения наилучшего теплового контакта. Тепловая инерция ТП не более 20 с. Средний срок службы - не менее 6 лет; средний ресурс - не менее 25000 ч.

Погрешность измерения ТП обусловлена следующими факторами:

-разбросом градуировочной характеристики ТП вследствие несовершенства технологии ее изготовления;

-влиянием распределения температуры по длине ТП;

-неточностью компенсации температуры холодного спая ТП; погрешностью измерительной аппаратуры;

--разогревом "горячего" спая и влиянием эмиссионного тока в проводах ТП.

Кроме того, в процессе эксплуатации внутриреакторных ТП под воздействием радиационного облучения происходит медленное изменение градуировочной характеристики ТП, связанное с радиационными превращениями элементов, входящих в состав электродов ТП.

Большинство этих погрешностей можно скомпенсировать путем проведения калибровки подсистемы термоконтроля на малых уровнях мощности реактора, когда подогревом теплоносителя в зоне можно пренебречь. При этом во всех точках I контура устанавливается практически одинаковая температура и можно прокалибровать все ТП по образцовым ТС на циркуляционных петлях. Индивидуальные поправочные коэффициенты для каждой ТП заносятся в память аппаратуры и автоматически учитываются в последующем при работе реактора на мощности Дополнительная погрешность, которая может возникнуть за счет радиационного подогрева термопар, не превышает 0,75⁰С.

Устройства компенсации холодных спаев термопар

Поскольку термопара измеряет, разность температур между горячим и холодным спаями (в данном случае холодный спай -- это свободные концы термопар), для получения абсолютного значения температуры горячего спая необходимо знать температуру свободных концов термопары.