/
Author: Шальман М.П. Плютинский В.И.
Tags: общее машиностроение технология машиностроения автоматика системы автоматического управления и регулирования интеллектуальная техника технология управления оборудование систем управления техническая кибернетика ядерная энергетика (атомная энергетика) инженерия автоматизация электростанции аэс атомная энергетика
Year: 1979
Text
М.П.ШАЛЬ MAH, В.И.ПЛЮТИНСКИЙ
КОНТРОЛЬ
И УПРАВЛЕНИЕ
НА АТОМНЫХ
ЭЛЕКТРО-
СТАНЦИЯХ
ЬБК 31.47
Ш 18
УДК [621.311.25:621.039] :681.5
Шальман М. П., Плютинский В. И.
Ш 18 Контроль и управление на атомных электро-
станциях.— М.: Энергия, 1979. — 272 с., ил.
В пер.: I р. 80 к.
В книге освещены вопросы организации контроля и управления
на атомных электростанциях с отечественными реакторами как части
единой автоматизированной системы управления технологическими
процессами АЭС с использованием традиционных средств и средств
вычислительной техники.
Книга предназначена для инженеров, занимающихся проектиро-
ванием и эксплуатацией АСУ ТП АЭС, и студентов высших учебных
заведений.
30315-080
Ш-------------- 26-79. 2304000000
051(01)-79
ББК 31.47
6П2.11
© Издательство «Энергия», 1979 г.
ПРЕДИСЛОВИЕ
Современный этап развития энергетики характеризуется прогрес-
сивно увеличивающейся долей атомных электростанций в производстве
электроэнергии. За короткий исторический срок — около 20 лет —
атомная энергетика прошла большой путь от первой АЭС до блоков
мощностью 1000—1500 МВт и более, став одним из важнейших источни-
ков энергии для многих стран и экономических районов. В процессе
разработки, проектирования и эксплуатации АЭС в СССР накоплен
большой опыт, в том числе по созданию систем контроля и управления
В предлагаемой читателю книге сделана попытка систематизации и об-
общения этих вопросов.
Непрерывное возрастание требований к контролю и управлению,
вызванное необходимостью повышения безопасности и надежности
АЭС, повышением единичной мощности блоков, а также интенсифика-
цией технологических процессов, потребовало широкого применения но-
вых технических средств автоматизации — электронных вычислитель-
ных машин, устройств логического управления — пересмотра принци-
пов организации управления АЭС.
В настоящее время можно говорить о появлении единых автомати-
зированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП
АЭС), включающих различные подсистемы и гармонично сочетающих
в себе централизованные и децентрализованные средства контроля и
управления. Поэтому авторы сочли полезным уделить главное внима-
ние новым решениям в этой области. В книгу также включен ряд све-
дений по АСУ па зарубежных АЭС различных типов.
Некоторые решения в области управления тепломеханическим
оборудованием АЭС близки к применяемым на ТЭС. Поэтому при от-
боре материала, включенного в книгу, авторы отказались от описания
контроля и управления стандартным тепломеханическим оборудовани-
ем, которое читатель сможет найти в литературе, посвященной управ-
лению ТЭС. Не рассматриваются подробно системы управления и за-
щиты реакторов (СУЗ), которые описаны в специальных монографиях.
Не представляется также возможным в рамках данной книги за-
тронуть организацию управления некоторыми вспомогательными систе-
мами АЭС и ряд других достаточно важных тем.
В настоящее время градуировка приборов во всех системах управ-
ления, а также данные оперативной документации АЭС выражаются
в технической системе единиц, поэтому в предлагаемой книге исполь-
зуется эта система. В приложении приведена таблица перевода исполь-
зованных единиц в систему СИ.
При систематизации изложенного материала использован опьи
чтения авторами ряда курсов, посвященных контролю и управлению-
АЭС, в Московском ордена Ленина энергетическом институте.
Главы 2—4, 7 и 8, а также § 1-5 и 1-6 написаны М. П. Шальма-
ном, главы 6, 9 и 10—В. И. Плютинским. Введение и § 1-1—1-4 напи-
саны совместно С. П. Шальманом и В. И. Плютинским. Кроме авторов,
в написании книги принял участие В. М. Котенков, на писавший со
вместно с М. П. Шальманом гл. 5.
Авторы считают своим приятным долгом выразить благодарность
профессору Ю. А. Клушину, прочитавшему рукопись и сделавшему ряд
ценных замечаний. При подготовке рукописи к печати учтены замеча-
ния 10. А. Измайлова, которому также выражается благодарность.
AiHupbi весьма признательны Ю. А. Корневу, v большой тщательно-тью
выполнившему нелегкий труд по научному редактированию руко: ней
Авторы также благодарны многим сотрудникам В Г ПИ ТЭП. ЦНИПКА.
кафедры АСУ ТП МЭИ, ВНИИЭМ и других -ini знизапий. совет ими
к», г-.рых они пользовались при написании книги
Учитывая, что предлагаемая книга является л. щшесгву первым
I).,!- ,i.\! в этой области, авторы будут ппизпагеп-ны та любые за:.ш'ш
пня. соторыс следует направлять по адресу: ’ 1?’!4, Москва M-ili.
Ш (ю'-овая наб., 10, изд-во «Энергия».
Авг,>пы
ВВЕДЕНИЕ
В «Основных направлениях развития народного хозяйства СССР
на 1976 1980 годы», принятых XXV съездом КПСС, уделяется боль-
шое внимание дальнейшему росту производства электроэнергии, кото-
рое будет доведено в 1980 г. до 1340—1380 млрд. кВт-ч. Успешное
решение этой задачи требует совершенствования структуры топливно-
энергетического баланса, в том числе широкого использования атомной
энергии. Из 67—70 млн. кВт установленной мощности >.тскгростапний,
вводимых в депо вне в X пятилетке, немалая до4я ир:.ходится ла
атомные электростанции, в том числе с блоками единичном мощностью
до 1 млн. kBi. О ловчая доля мощностей атомных .кк,рос ганкий
вводится н европейской части СССР, где расширяются дейс-вующие
станши —Ленинградская и Нововоронежская, а также вновь построе-
ны Курская и Чернобыльская АЭС. Развернуто строительство Ровен-
ской п ЮКио-Укр.-шнскон и ряда других электростанций.
Для обеспечения этой широкой программы намечается производст-
во реакторов на тепловых нейтронах и турбоагрегатов к ним единич-
ной мощностью 500 и 1000 МВт; осуществляется разработка комплект-
ного оборудования для атомных энергоблоков на тепловых нейтронах
.мощностью до 1,5 млн. кВт. Таким образом, атомные электростанции
будут играть все возрастающую роль в топливно-энергетическом ба-
лансе, особенно в европейской части СССР.
Основными проблемами при реализации широкой программы
строительства АЭС являются обеспечение безопасности, надежности и
экономичности станций, которые будут решаться за счет создания вы-
соконадежного технологического оборудования и также выполнения
целого ряда мероприятий при проектировании и строительстве АЭС
В качестве одного из важнейших мероприятий в решении поставленных
задач следует назвать дальнейшее, повышение уровня автоматизации
и совершенствования контроля и управления АЭС.
Специфика технологического процесса на атомной электростан-
ции - необходимость координированной работы десятков основных н
вспомогательных агрегатов и систем, ограниченная доступность многих
помещений станции, большая единичная мощность aiperaroB и интен-
сификация процессов — требует высокой степени автоматизации, по-
зволяющей небольшому количеству обслуживающего персонала осуще-
ствлять оптимальное управление объектом. Основной задачей, которой
подчинено проектирование и строительство АЭС, является обеспечение
безопасности, под которой понимается уменьшение вероятности радиа-
ционного поражения персонала АЭС и выброса радиоактивных ве-
ществ в окружающую среду как в нормальных режимах работы АЭС,
так и в аварийных ситуациях. Применение на АЭС специальных уст-
ройств контроля и автоматической защиты будет способствовать поло-
жительному решению задач обеспечения безопасности наряду с други-
ми техническими мероприятиями.
5
Увеличение мощности атомных энергоблоков (до 1—1,5 млн. кВт
и более) требует повышения надежности их работы, так как резерви-
рование таких единичных мощностей даже в условиях крупных энерго-
систем вызывает значительные трудности. Повышение надежности бло-
ка означает:
а) уменьшение вероятности аварийных остановок;
а) возможность сохранения частичной мощности блока при возник-
новении аварий в основном технологическом оборудовании;
в) ускорение набора полной нагрузки после аварийной остановки
или снижения мощности.
На атомных энергоблоках эти задачи решаются развитыми устрой-
ствами контроля, способными предупредить о возможности аварийных
ситуаций задолго до их возникновения, а также автоматическими уст-
ройствами включения резервного оборудования, устройствами снижения
мощности до безопасного уровня при неисправностях в технологическом
оборудовании, а также устройствами, обеспечивающими «мягкое» про-
текание режимов аварийной остановки блока, благодаря чему возможно
сохранить в работе или в состоянии готовности к немедленному пуску
многие системы и агрегаты.
Проблема повышения экономичности АЭС с помощью устройств
контроля и управления имеет два аспекта. Прежде всего, развитие
этих устройств позволяет за счет уменьшения статических и динамиче-
ских погрешностей при управлении интенсифицировать процессы в бло-
ке, т. е. получить на том же технологическом оборудовании большую
мощность. Примерами могут служить увеличение мощности реактора
за счет более качественного выравнивания полей в нем или повышение
допустимой температуры свежего пара (в блоках с перегревом пара)
за счет уменьшения динамических отклонений в процессе регулиро-
вания.
В условиях роста удельного веса атомных электростанций в энер-
госистемах необходимым условием их экономичности становится ма-
невренность. Атомные электростанции требуют больших капитальных
затрат, чем тепловые станции, но имеют более низкие стоимости топ-
ливной составляющей. Поэтому в настоящее время выгоднее распола-
гать атомные станции в базисной части графика нагрузок энергосисте-
мы, поручая задачи регулирования мощности тепловым и гидравличе-
ским. Однако с ростом мощностей АЭС в системе они неизбежно будут
вытесняться в полупиковую и даже в пиковую часть графика нагрузок.
Таким образом, строящиеся в настоящее время станции с реакторами
на тепловых нейтронах окажутся в будущем перед необходимостью
участвовать в регулировании мощности энергосистемы, и поэтому уже
сейчас необходимо предусматривать технологические решения, обеспе-
чивающие работу блоков в таких режимах.
Требования к маневренным качествам энергоблока определяются
необходимостью:
а) изменения мощности в соответствии с плановой составляющей
суточного графика нагрузки;
б) регулирования отклонения частоты вследствие внеплановых из-
менений мощности системы;
в) изменения мощности по сигналам от систем управления выше-
стоящих уровней, вызванных внеплановыми отклонениями параметров
(например, регулирование перетоков мощности по слабым межсистем-
ным связям).
6
Изменение мощности в соответствии с плановой составляющей
графика требует ежесуточной разгрузки блока до 70% номинальной
мощности на ночные часы и в некоторых случаях остановки блока в не-
рабочие дни. Необходимые скорости изменения мощности составляют
при этом 2—3% мин (иногда до 5% /мин). Регулирование частоты про-
изводится путем небольших (до 5%) изменений электрической мощно-
сти турбогенератора с высокими скоростями. Колебания мощности
реактора в режиме регулирования частоты вследствие инерционных
свойств объекта могут протекать с меньшими амплитудами и скоро-
стями. Устройства управления технологическими процессами энерго-
блока должны осуществлять управление переходными процессами та-
ким образом, чтобы способствовать полному использованию возможно-
стей оборудования блока, т. е. реальные скорости изменения
температуры, давления и других параметров должны максимально
приближаться к допустимым. В некоторых случаях, например при рабо-
те блока в маломощной энергосистеме, обеспечение необходимых регу-
лировочных характеристик является первостепенным требованием. Если
маневренные свойства реактора недостаточны для обеспечения регули-
рования, можно организовать сброс части пара в конденсаторы при
уменьшении мощности турбины, а также поддерживать некоторое пре-
вышение мощности реактора над мощностью турбины на случай вне-
запного увеличения энергопотребления. Неэкономичность такого реше-
ния очевидна, и оптимизация системы управления, позволяющая
уменьшить непроизводительные расходы пара, способна в этом случае
принести заметную экономию ядерного горючего.
Сокращение сроков плановых пусков, остановов, перегрузок топли-
ва также повышает экономические характеристики блока. Большая
роль в этом отводится системам управления. В частности, автоматиза-
ция пуска значительно уменьшает время вывода на мощность.;
автоматизация перегрузок топлива в реакторах на быстрых нейтронах
делает возможным проводить эти операции за 50—60 ч, т. е. во время
воскресного провала нагрузки, что сокращает необходимый резерв
мощности системы. Более быстрому проведению перечисленных опера-
ций способствует централизация управления блоком, так как одному-
двум операторам (при автоматическом выполнении вспомогательных
операций) легче скоординировать работу систем и агрегатов блока, чем
многочисленному персоналу.
Кроме технологических требований, при построении систем управ-
ления необходимо учитывать эргономические факторы. Оптимальность
условий взаимодействия в системе человек — машина улучшает усло-
вия труда персонала, а также способствует повышению безопасности,
надежности и экономичности блока, позволяя операторам принимать
правильные и своевременные решения.
Перечисленные требования к системам управления блоков могут
быть выполнены с помощью различных технических средств на основе
разнообразных структурных принципов. Конкретная система должна,
помимо выполнения заданного объема функций, быть простой в мон-
таже, наладке и эксплуатации при высокой надежности и низкой стои-
мости. Следует также учитывать возможность поставки промышленно-
стью требуемого объема и номенклатуры технических средств
в заданные сроки, степень разработанности технологических алгоритмов
управления, наличие подготовленного персонала для эксплуатации но-
вых технических средств и т. д. Большую роль в оптимизации системы
играет правильное распределение функций между централизованными
и локальными устройствами.
Развитие устройств контроля и управления, начиная с первой АЭС
и до настоящего времени, демонстрирует, с одной стороны, непрерывное
расширение и углубление их функций, а с другой, совершенствование
и усложнение технических средств.
Относительно небольшой объем контроля в первых системах по-
зволял осуществлять его с помощью индивидуальных показывающих
и регистрирующих приборов (так называемые «щиты первого поколе-
ния»), Уровень автоматизации был относительно невысоким, дистан-
ционное управление осуществлялось индивидуальными органами. В то
же время реакторы, как правило, снабжались системами автоматиче-
ской стабилизации мощности, большое внимание уделялось автомати-
ческой защите как по нейтронному потоку, так и по теплотехническим
параметрам.
Увеличение единичной мощности и усложнение технологии блоков
привели в середине 60-х годов к необходимости перехода к вызывному
контролю и управлению (щиты «второго поколения»). Кроме того,
часть функций контроля передается вычислительным системам (напри-
мер, ИВ-500, «КАРАТ»), Расширяются функции автоматических регу-
ляторов. Применение бесконтактных элементов в значительной мере
расширило возможности логических систем управления и защиты реак-
торов.
Современный этап характеризуется широким внедрением вычисли-
тельной техники с поручением ей ряда ответственных функций по конт-
ролю, расчету косвенно определяемых показателей и управлению (на-
пример, системы «СКАЛА», «Комплекс — Уран»), Для общения опера-
торов с вычислительной техникой внедряются новые технические
средства (дисплеи). Развивается автоматизация не только нормальных
режимов, но и режимов пуска и останова, а также автоматическое
управление в аварийных режимах. Это достигается, в частности, при-
менением устройств логического управления технологическими функ-
циональными группами. Большое внимание уделяется контролю внутри-
реакторных параметров, управлению распределением поля энерговыде-
ления в реакторе. Отдельные устройства контроля и управления
объединяются в единую автоматизированную систему управления тех-
нологическим процессом (АСУ ТП АЭС).
Параллельно намечается развитие автоматизированных систем
управления более высоких иерархических уровней — АСУ энергосисте-
мы, зональных управляющих центров и т. д. На эти АСУ возлагаются
задача распределения мощности между АЭС, регулирование перетоков
энергии по линиям передач, планирование ремонтов, административно-
хозяйственные задачи. Для атомной энергетики внедрение АСУ высших
уровней имеет особое значение из-за необходимости системного учета
целого ряда долгосрочных технико-экономических факторов, влияющих
на параметры топливного цикла. Эти характеристики должны учиты-
ваться при распределении мощностей между АЭС, определении перио-
дов перегрузок и т. д.
Создание автоматизированных систем управления в атомной энер-
гетике является частью программы ускорения темпов научно-техниче-
ского прогресса и технического перевооружения производства, намечен-
ной XXV съездом КПСС.
8
ГЛАВА ПЕРВАЯ
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
1-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Источником тепла на атомных электростанциях (АЭС) служит
ядерная энергия делящихся материалов, освобождаемая в ядерном
реакторе в результате цепной реакции деления. В качестве делящихся
материалов могут быть использованы природные изотопы урана 235U
и искусственно получаемые изотопы урана 233U и плутония 239Рп. Наи-
большее распространение в качестве топлива получил изотоп 235U,
содержащийся в небольшом количестве (0,7%) в естественном уране.
Для осуществления цепной реакции естественный уран обогащается,
1. с. содержание 23£Н в нем доводится до 2—5% и более.
На большинстве современных АЭС ядерное горючее используется
в твердом виде (металлический уран или его соединения, чаще всего
окислы). Топливо, заключенное в герметичную металлическую оболоч-
ку, называется тепловыделяющим элементом (твэлом).
Группа твэлов объединяется в тепловыделяющую сборку, по-
мещаемую в реактор и извлекаемую из него как одно целое. Сборка
в зависимости от типа реактора называется топливной кассетой,
топливным каналом или топливным пакетом. Та часть
реактора, в которой сосредоточено топливо и происходит выделение,
основного количества тепла, называется активной зоной.
По энергии нейтронов, которые вызывают деление ядер, различают
реакторы на быстрых, промежуточных и тепловых нейт-
ронах. Наиболее освоенными являются последние. Они не требуют
больших обогащений топлива и характеризуются относительно низкими
капитальными затратами. Однако в таких реакторах можно использо-
вать только часть 235П, содержащегося в природном уране. Более пер-
спективными являются реакторы на быстрых нейтронах, в которых
производится переработка неделящегося изотопа 238П (составляющего
более 99% естественного урана) в делящийся изотоп 2з-'Рп; возможна
также переработка широко распространенного в природе тория 233Th
в 233П.
В реакторах на тепловых нейтронах для замедления рождающихся
нейтронов деления до тепловой энергии используются замедлители,
содержащие ядра с низким атомным весом и слабо поглощающие нейт-
роны (графит, обычная вода, тяжелая вода).
Освобождаемая энергия деления ядер превращается в твэлах в теп-
ловую и передается теплоносителю, циркулирующему через тепловыде-
ляющую сборку. В качестве теплоносителя применяются обычная и
тяжелая вода, газы (СО2, Не), жидкие металлы (Na). В некоторых
реакторах вода, охлаждающая твэлы, частично испаряется (реакторы
9
с кипящей водой). Циркуляция теплоносителя через реактор обычно
осуществляется принудительно, однако используется и естественная
циркуляция. Последняя, кроме того, часто используется при аварийном
расхолаживании реактора.
Образовавшиеся осколки деления ядер обычно нестабильны и про-
ходят превращения с испусканием радиоактивных лучей. Энергия, осво-
бождаемая в результате этих превращений, способствует появлению
так называемых остаточных тепловыделений, благодаря которым
в твэлах после полного прекращения цепной реакции еще длительное
время выделяется значительное количество (до нескольких процентов
номинальной тепловой мощности) тепла.
В результате реакции деления ядер количество делящихся изотопов
в реакторе уменьшается. Этот процесс называется выгоранием. В твэ-
лах также накапливаются осколки деления, интенсивно поглощающие
нейтроны (шлакование и отравление). Из-за выгорания, шлакования
и отравления способность реактора к поддержанию цепной реакции
(реактивность) с течением времени падает. Реактивность, кроме
того, может меняться при изменении параметров реактора: мощности,
температуры теплоносителя, расхода, давления и т. д. (так называемые
мощностные, температурные, гидравлические, барометрические эффек-
ты). Для компенсации изменения реактивности в процессе работы реак-
тора служат регулирующие органы. Регулирующий орган представля-
ет собой конструкцию с поглотителем нейтронов или топливом, кото-
рая может перемещаться по высоте зоны. Другим способом изменения
реактивности является введение в теплоноситель растворимого погло-
тителя (борной кислоты), по мере выгорания топлива часть борной кис-
лоты выводится из теплоносителя. Однако возможности любых
устройств поддержания мощности ограничены, и реактор при данной
топливной загрузке может работать только определенное время (кам-
пания реактора), после чего необходима перегрузка топлива, т. е. заме-
на части выгоревшего топлива свежим. При перегрузке может осуще-
ствляться также перемещение топлива внутри реактора с тем, чтобы
обеспечить лучшие условия его выгорания. В зависимости от типа
реактора перегрузка может осуществляться либо при полном снижении
мощности, либо «на ходу».
Накопление интенсивно поглощающего нейтроны изотопа 135Хе, об-
разующегося в результате радиоактивного распада изотопа 1351 (от-
равление), играет роль и в маневренности реактора. В стационарном
режиме концентрация 135Хе остается на постоянном уровне за счет по-
глощения нейтронов и радиоактивного распада. При уменьшении потока
нейтронов (снижении мощности реактора) концентрация 135Хе из-за
уменьшения захвата нейтронов растет ввиду продолжающегося рас-
пада 1351. Это приводит к уменьшению реактивности (так называе-
мая «иодная ям а»). Поэтому быстрое снижение мощности некоторых
реакторов ниже 50% номинальной недопустимо, так как приведет к па-
дению реактивности, которое не может быть компенсировано органами
регулирования.
Рабочим телом термодинамического цикла на существующих АЭС
служит вода (пар); ведутся исследования с целью использования в ка-
честве рабочего тела газов. Водяной пар, поступающий на турбину,
может образовываться непосредственно в реакторе (одноконтурная
схема) или парогенераторе, обогреваемом теплоносителем, охлаждаю-
щим активную зону реактора (двухконтурная схема). В случае приме-
10
нения в реакторе в качестве теплоносителя щелочного металла (Na)
парогенератор обогревается теплоносителем второго, промежуточного
контура; для передачи тепла от первого ко второму контуру служат
промежуточные теплообменники (трехконтурная схема).
Существуют реакторы корпусного и канального ти-
пов. В первых давление первичного теплоносителя держится общим
прочным корпусом; во вторых давление держится каждой топливной
сборкой (каналом).
Турбины на АЭС с водяным (кипящим и некипящим) теплоносите-
лем первого контура обычно работают на насыщенном паре среднего
давления (до 70 кгс/см2). Однако существуют схемы с перегревом све-
жего пара в реакторе (ядерный перегрев) или в пароперегревателе на
органическом топливе (огневой перегрев). При использовании в реак-
торе газового или жидкометаллического теплоносителя свежий пар
имеет высокие параметры (100—140 кгс/см2, 500—550°С).
По своему назначению АЭС может быть чисто конденсационной,
предназначенной только для выработки электроэнергии, или теплофика-
ционной — для выработки электроэнергии и тепла.
1-2. ОБОРУДОВАНИЕ АЭС
Оборудование АЭС весьма разнообразно, подробное его описание
можно найти в специальной литературе. В данном параграфе приво-
дятся лишь краткие сведения об основном оборудовании, применяемом
на отечественных АЭС.
Реакторы. В мировой практике в настоящее время получили на-
ибольшее распространение следующие реакторы на тепловых нейтронах'
а) корпусные, в которых замедлителем и теплоносителем служит
обычная вода под давлением (ВВЭР) или кипящая (ВК);
б) канальные уран-графитовые с водяным кипящим теплоносителем;
в) канальные с тяжеловодным замедлителем;
г) корпусные с графитовым и тяжеловодным замедлителем и газо-
вым теплоносителем.
Отечественная атомная энергетика базируется сейчас главным обра-
зом на корпусных реакторах с водой под давлением (типа ВВЭР) и на
канальных реакторах с графитовым замедлителем и кипящей водой в ка
честве теплоносителя (РБЛ1К)- Одновременно ведутся работы по созда-
нию корпусных реакторов с кипящей водой (типа ВК).
Реакторы с кипящей водой вырабатывают пар, который может не-
посредственно поступать на турбину, что упрощает технологическую
схему блока, однако усложняет эксплуатацию тепломеханического обо-
рудования из-за его радиоактивности. В блоках, использующих реакторы
с водой под давлением, радиоактивность сосредоточена только в преде-
лах первого контура. Кроме того, мощность, которую можно снять с за-
данного объема активной зоны, у реакторов ВВЭР больше, чем у реак-
торов ВК- Однако при одном и том же давлении пара, поступающего
на турбину (например, 60 кгс/см2), реакторы ВВЭР требуют значитель-
но более высоких давлений в корпусе (до 180 кгс/см2), чем реакторы
ВК, у которых давление в корпусе практически равно давлению све-
жего пара. Другим преимуществом реакторов типа ВК является возмож-
ность использования естественной циркуляции теплоносителя первого
контура. Мощность реакторов описанных типов ограничивается предель-
II
ними габаритами корпуса, которые определяются условиями транспор-
тировки.
В реакторах канального типа (РБМК) можно за счет увеличения
числа каналов получить мощность, ограничиваемую только соображе-
ниями надежности и сложности системы коммуникаций, системы конт-
роля за каналами и т. д. Реакторы аналогичного типа могут выполнять-
ся с ядерным перегревом (I и II блоки Белоярской АЭС).
За рубежом получили распространение блоки с реакторами на теп-
ловых нейтронах других типов. В частности, в Англии и Франции рабо-
тает серия АЭС с корпусными реакторами с графитовым замедлителем
и газовым теплоносителем. В ряде стран построены корпусные и ка-
нальные реакторы с тяжеловодным замедлителем.
Кроме реакторов на тепловых нейтронах, в СССР, а также за рубе-
жом разрабатываются и строятся реакторы на быстрых нейтронах
с жидкометаллическими (типа БН), а в последнее время — и с газовыми
теплоносителями. Из-за более полного использования природного урана
энергия, вырабатываемая в реакторах на быстрых нейтронах, будет
иметь низкую топливную составляющую стоимости. Однако сложность
технологической схемы и необходимость высокого обогащения топлива
обусловливают большие капитальные затраты и препятствуют в настоя-
щее время широкому распространению этих реакторов. Построенные и
строящиеся в настоящее время реакторы этого типа следует рассматри-
вать как прототипы будущих серийных аппаратов.
Таблица 1-1
Характеристики реакторов типа ВВЭР
I Показатель ВВЭР-440 ВВЭР-1000 1 Показатель ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Тепловая мощность, МВт Число кассет 1370 349 3000 151 Давление в первом кон- туре, кгс/см2 .... 125 160
Число регулирующих ор- ганов 37 109 Общий расход воды, м3/ч 39-Ю3 80-103
Число твэлов в кассете Диаметр активной з?.ны, м Высота активной зоны, м 126 2,88 2,50 331 3,12 3,50 Температура воды на входе в реактор, °C Температура воды на вы- ходе из реактора, °C 270 300 289 322
Топливная загрузка, г 42 66 Число петель 6 4
Обогащение топлива, % 3,5 3,3—4,4 Диаметр патрубков, мм 500 850
Водо-водяные реакторы (ВВЭР) успешно эксплуатируются в СССР
с 1964 г. и в настоящее время строятся двух типов—для блоков с электрической
мощностью 440 МВт (ВВЭР-440) и 1000 МВт (ВВЭР-1000). Конструктивно реактор
ВВЭР представляет собой вертикальный цилиндрический корпус с эллиптическим дни
щем, внутри которого находятся активная зона и внутрикорпусные устройства. Сверху
реактор герметично закрыт крышкой с установленными на ней приводными механиз-
мами органов регулирования и защиты реактора и патрубками для вывода кабелей
датчиков внутрнреакторного контроля. Крепление крышки к корпусу осуществляется
шпильками. В верхней части корпуса имеются патрубки для подвода и отвода тепло-
носителя (по два патрубка на петлю), а также для аварийного подвода теплоносите-
ля при разгерметизации контура.
Циркуляция теплоносителя через реактор — принудительная. Вода поступает че-
рез напорные патрубки, опускается по кольцевому пространству между активной зоной
и корпусом под активную зону, прокачивается через нее, а затем уходит через отводя-
щие патрубки. Активная зона реактора выполнена в виде выемной корзины, в которой
установлены тепловыделяющие сборки (топливные кассеты), свободно извлекаемые из
корзины. В кассетах находятся цилиндрические твэлы, заполненные слабообогащенной
12
окисью урана. Изменение реактивности осуществляется перемещением органов регули-
рования с твердым поглотителем (управляющие стержни), а также изменением кон-
центрации бориой кислоты в теплоносителе. Перегрузка топлива производится при
снятой верхней крышке после полной остановки реактора.
Реактор устанавливается в бетонной шахте, обеспечивающей биологическую за-
щиту от излучений, надежное закрепление реактора и тепловую изоляцию его наруж-
ной поверхности.
Общий вид реактора ВВЭР-440 показан на рис. 1-1, а основные данные реакто-
ров ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 приведены в табл. 1-1.
Вод о-в одяные корпусные реакторы, с кипящей во-
дой (ВК) по конструкции корпуса и активной зоны близки к реакто-
рам ВВЭР. В СССР работает Ульяновская АЭС в Димитровграде
с реактором ВК-50 и проектируется блок с реак-
тором ВК-100 для атомной теплоэлектроцен-
трали.
Циркуляция теплоносителя в этих реакто-
рах— естественная. Движущий напор создается
за счет разности плотностей пароводяной смеси,
находящейся в активной зоне и в выделенном
над ней тяговом участке, и воды, находящейся
в опускном участке, образованном кольцевым
зазором между активной зоной и корпусом. При
проходе воды через активную зону осуществля-
ется лишь частичное (до 15%) испарение воды
(многократная циркуляция). Насыщенный пар,
образовавшийся в реакторе ВК-50, непосредст-
венно подается на турбину. В реакторе ВК-100
он поступает в промежуточный парогенератор,
где отдает тепло воде второго контура. Образо-
вавшийся в парогенераторе конденсат первого
контура после охлаждения в доохладителях
конденсата возвращается в реактор. Разность
уровней воды в парогенераторе и реакторе обес-
печивает дополнительный напор естественной
циркуляции. Управление реактивностью осуще-
ствляется перемещением поглотителя и топлива.
Основные данные реакторов ВК-50 и ВК-ЮО
приведены в табл. 1-2.
В настоящее время разрабатывается реактор
типа ВК-500 с железобетонным корпусом боль-
шого диаметра.
Канальные реакторы большой мощности
(РБМК) эксплуатируются на Ленинградской
АЭС им. В. И. Ленина, Чернобыльской и Кур-
ской АЭС.
Реактор представляет собой цилиндрическую
графитовую кладку, в отверстиях которой рас-
Рис. 1-1. Общий вид реактора ВВЭР-440.
1 — корпус; 2 — экран; 3 — шахта; 4 — корзина выемная; 5 — кассе-
та рабочая; 6 — кассета автоматического регулирования; 7 — блок
защитных труб; 8 — патрубок для выхода теплоносителя; 9 — кана-
лы системы температурного контроля; 10—нажимное кольцо; 11 —
шпилька; 12 — крышка; 13—верхний блок.
13
Таблица 1-2
Характеристики реакторов типа ВК
Показатель ВК-50 ВК-ЮО Показатель ВК-50 ВК-ЮО
Тепловая мощность, МВт Число кассет Число твэлов в кассете Диаметр активной зоны, м Высота активной зоны, м Обогащение топлива, »/0 150 85 126 2,0 2 380 109 162 2,15 2,0 2,5 Давление в реакторе, кгс/см2 Расход воды на входе в зону, т/ч Паропроизводительность реактора, т/ч .... 30—100 2300 *220 84 5500 710
положены технологические каналы, работающие под давлением тепло-
носителя. Графитовая кладка заключена в цилиндрический кожух и
опирается на металлоконструкцию реактора. Нижняя и верхняя метал-
локонструкции засыпаны защитным материалом и вместе с заполнен-
ными водой баками, окружающими реактор, образуют биологическую
защиту реактора.
Внутренняя полость кожуха и пространство между кожухом и во-
дяными баками заполняется инертным газом. Управление реактивно-
стью производится перемещением твердых поглотителей.
К канальным реакторам относятся также реакторы I и II блоков Белоярской
АЭС и реакторы Билибинской АТЭЦ.
Реакторы Белоярской АЭС, кроме испарительных каналов, имеют пароперегрева-
тельные каналы. В реакторе первого блока пар из испарительных каналов поступает
в парогенератор, где отдает тепло воде второго контура. Образовавшийся насыщенный
пар второго контура проходит через пароперегревательные каналы и при температуре
500°С поступает на турбину. В реакторе II блока парогенератор отсутствует, и на тур-
бину поступает непосредственно перегретый пар первого контура. Циркуляция в кон-
туре осуществляется главными циркуляционными насосами (ГЦН) с электроприводами.
Реакторы Билибинской АТЭЦ разработаны специально для электростанций малой
мощности, работающих в изолированных энергосистемах. Циркуляция в контуре —
естественная, что обеспечивает высокую надежность теплоотвода при исчезновении
электропитания блока. Насыщенный пар из барабана — сепаратора реактора поступает
непосредственно на турбину.
Преимуществом канальных реакторов является возможность пере-
грузки топлива на работающем реакторе. Основные данные отечест-
венных канальных реакторов приведены в табл. 1-3.
Т а б ли ц а 1-3
Характеристики канальных реакторов
Показатель РБМК Белоярская АЭС Показатель РБМК Белоярская АЭС
блок № 1 блок № 2 блок № 1 блок № 2
Тепловая мощность, МВт Электрическая мощность, МВт 3140 1000 286 100 530 200 Топливная загрузка, т Обогащение топлива, % Давление пара на выхо- 180 1.8 65,6 1,8 47,6 3,0
Число каналов В том числе паропере- 1693 998 998 де из реактора, кгс/см2 Температура пара на вы- 73 90 90
гревательных .... Число органов регулиро- вания и защиты . . . 180 268 100 266 ходе из реактора, °C Число ГЦН 280 8 500 2 500
14
Рис. 1-2. Общий вид реактора БН-600.
/ — опорный пояс; 2 — корпус; 3 — насос; 4 —
электродвигатель; 5 — поворотные пробки; 6 —
верхняя неподвижная защита; 7 — теплообмен-
ник; 8 — центральная колонна с механизмами
СУЗ; 9—механизм перегрузки.
Реакторы на быстрых нейтронах. В СССР в настоящее время
эксплуатируются экспериментальный энергетический реактор БОР-60,
опытно-промышленный реактор БН-350 и строится реактор БН-600
(III блок Белоярской АЭС).
Реакторы на быстрых нейтронах относятся к корпусному типу.
Теплоносителем в существующих реакторах служит расплавленный
натрий. Активная зона реактора на-
бирается из шестигранных тепло-
выделяющих сборок (пакетов).
Внутри пакета находятся цилиндри-
ческие твэлы с высокообогащенной
окисью урана. Сверху и снизу от
твэлов активной зоны в пакете рас-
положены твэлы большего диамет-
ра с естественным ураном, которые
образуют так называемые торцевые
экраны. Вокруг активной зоны
расположены пакеты с твэлами,
аналогичными твэлам торцевых эк-
ранов, которые образуют боковые
экраны. В экранах под влиянием
нейтронов, покидающих активную
зону, происходит превращение
238U в 239ри>
Компоновка реактора БН-600,
показанная на рис. 1-2, выполнена
по интегральной схеме, в которой
все основное оборудование первого
контура — активная зона с экрана-
ми, ГЦН первого контура, промежу-
точные теплообменники — заключе-
но в общий бак, заполненный тепло-
носителем первого контура. Такая
компоновка исключает потерю теп-
лоносителя первого контура при
его разрыве. Компоновка реактора
БН-350 выполнена по петлевой схеме, в которой теплообменники и ГЦН
первого контура вынесены из бака реактора. Второй контур у обоих
реакторов имеет обычную петлевую компоновку. Пространство над
теплоносителем в реакторе заполнено инертным газом. Перегрузка
Таблица 1-4
Характеристики реакторов на быстрых нейтронах
Показатель БН-350 БН-60Э Показатель БН-350 БН-600
Тепловая мощность, МВт Электрическая мощность, МВт 1000 350 1470 600 Температура теплоноси- теля на входе в паке- ты, °C 300 377
Диаметр активной зоны, м Высота активной зоны, м 1,06 1,50 0,75 2,05 Средняя температура теплоносителя на вы- ходе из пакетов, °C 500 550
Расход теплоносителя через реактор, т/ч . . 10200 24 000 Число пет ель 6 3
15
топлива осуществляется при полной остановке реактора с помощью
специальной системы, обеспечивающей герметичность реактора при пе-
регрузочных операциях. Управление реактивностью осуществляется
с помощью перемещаемых твердых поглотителей.
Основные характеристики реакторов БН-350 и БН-600 приведены
в табл. 1-4.
Главные циркуляционные насосы (ГЦН). Эти насосы служат для
организации циркуляции теплоносителя в реакторе. Обычно ГЦН уста-
навливаются по одному на каждую циркуляционную петлю. В реакто-
рах РБМК установлено по четыре насоса на каждую петлю. Привод
насосов — электрический. Схема электропитания ГЦН обеспечивает
Таблица 1-5
Характеристики ГЦН
Показатель ВВЭР-440 ВВЭР-1000 РБМК
Мощность электродвигателя, МВт 2000 5300 5500
Подача насоса, м’/ч 7100 20 500 8000
Напор, кгс/см2 3,7 6,75 20
Температура теплоносителя на входе, *С . . . . 270 289 265
Давление теплоносителя на входе, кгс/см2 . . . 125 160 72
Частота врашения вала, об/мин 1500 1000 1000
высокую надежность, однако из-за возможности полного обесточивания
в некоторых типах насосов на валу устанавливается маховик для уве-
личения выбега. Ввиду радиоактивности перекачиваемого теплоносите-
ля предусматриваются уплотнение вала и организованный отвод про-
течек. Насосы снабжаются рядом вспомогательных систем, обеспечи-
вающих смазку, охлаждение двигателя и подшипников, подачу воды
на уплотнения и т. д.
Характеристики ГЦН отечественных реакторов приведены
в табл. 1-5.
Компенсаторы объема. Они предназначены для поддержания дав-
ления в первом контуре водо-водяного реактора при изменении плот-
ности и объема теплоносителя. В реакторах других типов давление
поддерживается за счет парового или газового объема, и специальных
компенсаторов объема не требуется.
В современных реакторах применяются паровые компенсаторы
ооъсма, которые представляют собой вертикально расположенный ци-
линдрический сосуд, в нижней части которого находится вода,
а в верхней — пар. Водяной объем компенсатора соединен с «горячим»
трубопроводом циркуляционного контура. В водяном пространстве на-
ходятся электронагреватели, поддерживающие температуру воды рав-
ной температуре насыщения при заданном давлении. В стационарном
состоянии блока мощность нагревателей поддерживается небольшой
и определяется в основном потерями тепла в окружающую среду и
через соединительный трубопровод. При снижении давления мощность
нагревателей увеличивается, часть воды испаряется, что восстанавли-
вает давление. При повышении давления нагреватели отключаются.
ц.сли этого недостаточно, для восстановления давления производится
впрыск воды, забираемой из циркуляционных трубопроводов на входе
в реактор. При дальнейшем повышении давления открывается клапан,
сбрасывающий пароводяную смесь из компенсатора в барботер.
Парогенераторы. В ядерных паропроизводительных установках
(ЯППУ) с двухконтурными и трехконтурными схемами для производ-
ства сухого насыщенного пара устанавливаются парогенераторы раз-
личного типа (барабанные или прямоточные; горизонтальные и верти-
кальные). Для ЯППУ с реакторами ВВЭР применяются барабанные
горизонтальные парогенераторы, представляющие собой цилиндрический
корпус с расположенной в нем трубной системой, образующей поверх-
ность теплообмена, и сепарационными устройствами. Подвод и отвод
теплоносителя первого контура осуществляются через расположенные
внизу патрубки коллекторов. Основные данные парогенераторов для
реакторов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 приведены в табл. 1-6.
Таблица 1-6
Основные характеристики парогенераторов для блоков с реакторами ВВЭР
Показатель ВВЭР-440 ВВЭР-1000 Показатель ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Паропроизводительность, т/ч Давление пара на выходе, кгс/см2 452 47 1440 64 Температура теплоносителя, °C: на входе на выходе ...... 300 270 322 289
Температура пара на выхо- де, °C 259 278 Поверхность теплообмена, м2 2500 9300
Температура питательной воды, °C 226 220 Внутренний диаметр корпу- са, мм 3200 3600
Давление теплоносителя, кгс/см2 125 160 Длина парогенератора, м 13 13
Парогенераторы реакторов на быстрых нейтронах, кроме испарите-
лей, имеют пароперегревательные поверхности. Испарители парогене-
раторов установки БН-350 работают на естественной многократной
циркуляции; на каждой петле имеется по два испарителя. В прямоточ-
ном парогенераторе установки БН-600, кроме основного пароперегре-
вателя. имеется промежуточный для вторичного перегрева пара после
ЦВД турбины. В петле имеется восемь секций парогенератора, каждая
из которых состоит из испарителя и двух пароперегревателей. Благода-
ря секционной структуре парогенераторов петля может оставаться
в работе при неисправности (течи) в одной из секций, для чего преду-
сматривается специальная отсечная арматура.
Барабан-сепаратор. Для сбора пароводяной смеси, поступающей
из технологических каналов реактора РБМК-ЮОО, и отделения пара от
воды на каждый реактор устанавливаются четыре барабана-сепарато-
ра. Последний представляет собой цилиндрический корпус с эллипти-
ческими днищами длиной более 30 м и диаметром 2,3 м. Внутри бара-
бана расположены сепарационные устройства, а снаружи—патрубки
для ввода пароводяной смеси и питательной воды, а также для отвода
пара. Насыщенный пар с температурой 280°С и давлением 70 кгс/см2
отводится к турбинам по четырем трубопроводам, а питательная вода
подается в питательный узел барабанов-сепараторов.
2—831
17
Основные технические данные сепаратора:
Паропроизводительность..................................... 1450 т/ч
Параметры пара на выходе из сепаратора:
давление ................................................. 70 кгс/см2
температура.............................................. 280°С
влажность................................................. 0,1%
Расход пароводяной смеси .................................. 9375 т/ч
Температура питательной воды............................... 165—169°С
Турбины. Турбины наиболее распространенных в настоящее время
блоков АЭС работают на насыщенном паре и отличаются по своей кон-
струкции от турбин, применяемых на блоках ТЭС.
Во избежание недопустимого повышения влажности на последних
ступенях турбины применяется осушка (в специальных сепараторах)
или перегрев (свежим и отборным паром) пара после первого цилиндра
турбины. Турбины, предназначенные для одноконтурных блоков, кон-
струируются с учетом возможной радиоактивности пара. Конденсаторы
всех турбин рассчитываются на прием значительных расходов острого
пара в случае аварийного закрытия стопорных клапанов или снижения
нагрузки турбин, так как выброс в атмосферу активного пара нежела-
телен.
Турбины имеют систему отборов, подающих пар в регенеративные
подогреватели, в деаэраторы, а также для технологических и бытовых
нужд. Турбины комплектуются рядом вспомогательных систем, в част-
ности системой смазки, а также гидравлической или электрогидравли-
ческой системой управления, рассчитанной на работу в номинальных,
пусковых и аварийных режимах.
Для блоков типа ВВЭР разработаны турбины мощностью 220 МВт
(для ВВЭР-440) и 500 МВт (для блоков ВВЭР-1000), в стадии разра-
ботки находятся турбины мощностью 1000 МВт. Для блоков типа
РБМК — турбины мощностью 500 МВт на 1500 и 3000 об/мин. Для ра-
боты на перегретом паре могут применяться турбины, аналогичные
турбинам ТЭС, с модернизацией, вызванной некоторым изменением
начальных параметров пара и активностью рабочего тела (в однокон-
турных схемах).
Характеристики турбин приведены в табл. 1-7.
Таблица 1-7
Характеристики турбин АЭС
Показатель ВВЭР-440 ВВЭР-1000 РБМК ВК-100
К-220-44 К-500-60/1500 К-1000-60/1500 K-50D-35 /3000' К-500-65/1500 Т-70/120-60
Мощность, МВт .... 220 500 1000 500 500 116* 81,5**
Частота вращения, об/мин 3000 1500 1500 3000 1500 3000
Давление насыщенного пара перед турбиной, кге,- см2 44 60 60 65 65 60
Расход пара на турбину, т/ч 1375 3192 6384 2855 2751 710
* В конденсационном режиме.
** При максимальном отпуске тепла.
Кроме основных турбин, для блоков ВВЭР-1000 разработаны тур-
бины ОК-12А, предназначенные для привода питательных и бустерных
насосов. Турбина работает на паре переменного давления из отбора
главной турбины в диапазоне ее нагрузок от 100 до 30%- При малых
нагрузках подача пара к турбине осуществляется через быстродейст-
вующую редукционную установку (БРУ-ТПН). Номинальная мощность
турбины — 11,6 МВт. Турбина имеет собственный конденсатор. Система
автоматического регулирования позволяет поддерживать частоту вра-
щения ротора в зависимости от потребности в подаче питательной воды.
Характеристика питательного насосного агрегата, приводимого во
вращение данной турбиной:
Подача, м3/ч................ 3760 Потребляемая g мощность в
Давление, кгс/см2: номинальном режиме . . 9200 кВт
на выходе................ 100 Мощность предвключенного
на входе................. 1,7 (бустерного) насоса . . . 2400 кВт
Частота вращения в номи-
нальном режиме........ 3500 об/мин
1-3. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ БЛОКОВ АЭС
На атомных электростанциях с начала их возникновения принята
блочная схема, без поперечных связей между блоками, характерных
для схем некоторых станций на органическом топливе. Каждый блок
АЭС является самостоятельной установкой и связан с другими блоками
только общестанционными системами: химводоочисткой, спецводоочист-
кой, хранилищами радиоактивных отходов и т. д. В блок АЭС входят
один реактор, парогенераторы (в неодноконтурных схемах) и одна или
несколько турбин со своими генераторами, трансформаторами, а также
вспомогательное оборудование. Блочная схема является наиболее эко-
номичной с точки зрения компоновки и протяженности трубопроводов.
Тепловая схема блока АЭС должна обеспечивать работу блока
в нормальных эксплуатационных режимах, разогрев блока при пусках
и его расхолаживание при остановах (в том числе аварийных), а также
предотвращать выбросы радиоактивных веществ во внешнюю среду.
Поэтому схемы блоков АЭС сложнее блоков ТЭС, включают значитель-
ное количество оборудования, арматуры и требует более сложной
системы управления технологическим процессом.
Тепловые схемы машинных залов АЭС с турбинами различных
типов аналогичны друг другу и близки к схемам ТЭС (отличие заклю-
чается в наличии устройств для сепарации и перегрева пара у турбин,
работающих на насыщенном паре, а также в применении оборудования,
предотвращающего радиоактивные выбросы у одноконтурных АЭС).
Также аналогичны многие вспомогательные системы. Однако различие
типов реакторов и применяемого теплоносителя влечет за собой значи-
тельное разнообразие тепловых схем блоков.
В данном параграфе из-за недостатка места приводится краткое
описание только схем, относящихся к тепловому циклу, и наиболее важ-
ных систем, обеспечивающих работу блока. Ниже в качестве примера
рассмотрены тепловые схемы блоков с реакторами ВВЭР-440,
РБМК-1000 и БН-600.
Тепловая схема блока с реактором ВВЭР-440
На рис. 1-3 показана схема, которая включает в себя ЯППУ, две
турбины, вспомогательное оборудование и отдельные технологические
2* 19
Рис. 1-3. Принципиальная тепловая схема блока с реактором ВВЭР-440.
j—реактор; 2 — главный циркуляционный насос; 3—парогенератор; 4 — турбина; 5 —генератор;
6 — конденсатор; 7 — конденсатный насос; 8 — эжектор; 9 — подогреватели низкого давления; 10 —
подогреватели высокого давления; 11 — деаэратор; /2 — питательные насосы; 13 — аварийный пита-
тельный насос; 14 — быстродействующая редукционная установка сброса пара в конденсатор; 15 —
быстродействующая редукционная установка сброса пара в атмосферу; 16 — редукционная уста-
новка собственных нужд; 17 — регулирующий клапан на паропроводах собственных нужд; 18 — ре-
дукционная установка расхолаживания; 19 — технологический конденсатор; 20 — насосы расхола-
живания; 2/— гидроемкость аварийного охлаждения реактора; 22 — компенсатор объема; 23 — се-
паратор-пароперегреватель; 24 — главные запорные задвижки.
системы. ЯППУ состоит из реактора и шести петель, из которых каж-
дая содержит ГЦН, парогенератор, циркуляционные трубопроводы, на
которых установлены главные запорные задвижки, паропроводы, и дру-
гие вспомогательные трубопроводы с арматурой. К вспомогательному
оборудованию относятся, например, питательные насосы, деаэратор,
ПВД, ПНД и др. К технологическим системам (не показанным на схе-
ме) относятся:
а) система продувки — подпитки для постоянного удаления части
теплоносителя из контура с целью его очистки от радиоактивных про-
дуктов и возврата очищенной воды в контур;
б) система чистого конденсата, служащая для заполнения контура
и восполнения утечек теплоносителя в процессе работы;
20
в) система технологических сдувок для удаления и дожигания во-
дорода, образующегося в контуре в результате радиолиза;
г) система приготовления и хранения раствора борной кислоты.
Раствор борной кислоты вводится в первый контур реакторов
с водяным теплоносителем как средство для уменьшения реактивности
в режимах нормальной эксплуатации и особенно при авариях, связан-
ных с разгерметизацией контура и потерей теплоносителя. Часть борной
кислоты выводится из первого контура с продувкой и организованными
протечками. Пройдя очистку, раствор борной кислоты возвращается
в конгур системой подпитки. Запас «борированной» воды на случай по-
дачи ее в активную зону реактора при авариях хранится в специальных
оаках большой емкости.
Имеется также целый ряд и других систем, как-то: технического
водоснабжения, организованных протечек, промконтура, аварийного
охлаждения активной зоны реактора и спринклерные установки (описа-
ние двух последних систем приводится в § 1-6).
Второй контур состоит из паропроизводительной части парогене-
раторов и двух турбоагрегатов с системой регенерации и питательно-
деаэраторной установкой, а также ряда вспомогательных систем. От
парогенераторов каждой петли пар поступает в сборный коллектор
острого пара, откуда отдельными трубопроводами подводится к турби-
нам. При срабатывании стопорных клапанов турбины пар через БРУ
сорасывается в конденсаторы турбин или в атмосферу. Имеются также
РУ для сброса пара при расхолаживании блока и РУ для снабжения
паром собственных нужд АЭС.
Питательная вода для парогенераторов подается питательными
электронасосами через подогреватели высокого давления. Конденсат
турбин подается конденсатными электронасосами в деаэратор через по-
догрева гели низкого давления.
Техническая вода для охлаждения различных систем блока пода-
ется системой технического водоснабжения. Питательные, конденсатные
и циркуляционные насосы не отличаются от таковых для турбоустано-
вок ТЭС. То же самое можно сказать и относительно вспомогательных
систем генератора (охлаждение ротора и статора, смазки и т. п.), и
поэтому здесь они не описываются.
Тепловая схема блока с реактором РБМК
Тепловая схема блока, показанная на рис. 1-4, является однокон-
турной: пар, вырабатываемый в реакторе, поступает в барабаны-сепа-
раторы, откуда подается непосредственно в две турбины мощностью по
bill) МВт каждая. Многократная принудительная циркуляция осуществ-
ляется главными циркуляционными насосами с электроприводом. Кон-
тур циркуляции состоит из двух независимых петель, каждая из кото-
рых обеспечивает теплоотвод от одной половины реактора. В петлях
имеется по два барабана-сепаратора, объединенных по воде и пару, и
по четыре ГЦН (три работающих, один резервный). Вода, забираемая
из барабанов, подается насосами в технологические каналы с тепло-
выделяющими сборками. На входе в каждый канал устанавливается
регулировочный вентиль, с помощью которого производится регулиров-
ка расхода в соответствии с мощностью, выделяемой в канале.
Конденсат турбин электронасосами первого подъема подается из
конденсаторов через охладители эжекторов и конденсатоочистку на
21
всас электронасосов второго подъема и далее через систему регенера-
ции направляется в деаэраторы (по два на каждую турбину). Из
деаэраторов вода подается с помощью питательных электронасосов
(четыре рабочих, один резервный) в общий коллектор, а оттуда через
питательные регулирующие клапаны в барабаны-сепараторы. Кроме
основных, имеются аварийные питательные насосы, работающие от
аизель-генераторов и включающиеся при обесточивании основных.
Рис. 1-4. Принципиальная тепловая схема блока с реактором РБМК-1000.
I — реактор; 2 — барабан-сепаратор; 3 — главный циркуляционный насос; 4 — узел смешения; 5 —
паровая турбина; 6— конденсатор; 7 —генератор; 8 — возбудитель; 9 — сепаратор-пароперегрева-
тель; 10 — конденсатный насос I ступени; 11 — конденсатный насос II ступени; 12—16 — ПНД;
17 — эжектор основной; 18 — эжектор уплотнений; 19 — конденсатоочнстка; 20 — деаэрационная ко-
лонка; 21 — деаэрационный бак; 22 — насос питательный; 23 — аварийный питательный насос; 24 —
БРУ для сброса пара в конденсатор турбины; 25 — БРУ для сброса пара в барботер; 26— барбо-
тер; 27 — технологический конденсатор; 28— конденсатный насос технологического конденсатора;
29 — испаритель; 30 — подогреватель промконтура теплосети; 31 — пусковой эжектор.
22
Предусматривается сброс пара в переходных и аварийных режимах
в конденсаторы турбин через БРУ-К и в барботеры через БРУ-Б,
а также в атмосферу (через предохранительные клапаны). Барботеры
имеют предохранительные клапаны и конденсаторы, предназначенные
для конденсации вторичного пара барботеров. В режимах пуска и оста-
нова сброс пара осуществляется в технологические конденсаторы, кон-
денсат из которых насосами перекачивается в деаэраторы.
Кроме основного контура, блок включает ряд вспомогательных
систем (не показанных на рисунке). К ним относятся:
а) система продувки и расхолаживания, предназначенная для под-
держания солевого режима в реакторе, очистки теплоносителя от про-
дуктов коррозии, а также отвода остаточных тепловыделений при оста-
новке реактора; забираемая системой вода очищается системой
фильтров, охлаждается и возвращается в контур;
б) система охлаждения каналов СУЗ и отражателя, служащая для
поддержания температурного режима этих устройств и состоящая из
замкнутого контура, включающего насосы, баки и теплообменники,
охлаждаемые технической водой;
в) охлаждение воды кольцевого бака биологической защиты реак-
тора осуществляется специальной системой отвода тепла, также вклю-
чающей насосы, баки и теплообменник; аналогично выполнена система
охлаждения бассейна выдержки;
г) газовый контур, предназначенный для подготовки и очистки газа
и заполнения газовой полости реактора;
д) для снижения давления в помещениях реактора при аварийной
разгерметизации контура предусматривается спринклерная система;
-----Теплоноситель 1 контура = ТеплоносительЛконтура ----------Пар--------ВоЗа и конденсат
Рис. 1-5. Принципиальная тепловая схема блока с реактором БН-600.
1 — бак; 2 — активная зона; 3—промежуточные теплообменники; 4 — циркуляционный насос; 5 —
электропривод циркуляционного насоса; 6 — испаритель; 7 — пароперегреватель; 8 — циркуляцион-
ный насос (на холодной ветви); 9— паровая турбина; 10— генератор; 11 — конденсатор; 12—кон-
денсатные насосы; 13— конденсатоочистка; 14 — подогреватели низкого давления; 15 — деаэратор;
16 — питательный насос; 17 — подогреватели высокого давления; 18 — насос расхолаживания; 19 —
редукционно-охладительная установка; 20—охладитель; 21 — насос; 22— фильтр; 23 — сливные
баки; 24—насос перекачивающий; 25— баллоны с аргоном; 26—БРУ сброса пара в конденсатор.
23
е) подача технической виды осуществляется системой технического
водоснабжения.
Тепловая схема блока с реактором БН-600. Отвод тепла от реак-
тора осуществляется по трехконтурной схеме, в которой (рис. 1-5)
первый п второй контур — натриевые, третий — пароводяной. Реактор
имеет интегральную компоновку. Схема блока трехпетлевая. Каждая
петля имеет два промежуточных теплообменника, два циркуляционных
насоса и один парогенератор, состоящий из испарителей и пароперегре-
вателей. Пар от каждого парогенератора, имеющий высокие параметры
(5Ю°С п 140 кгс/см2), поступает в свою турбину. На блоке установле-
ны три серийные турбины типа К-200-130 мощностью по 200 МВт. Теп-
ловая схема машзала не отличается от схем ТЭС, оснащенных анало-
гичными турбинами.
Особенностью схем блоков с реакторами на быстрых нейтронах
является наличие многочисленных вспомогательных систем (не пока-
занных на рисунке), связанных с применением жидкометаллического
теплоносителя. К ним относятся система заполнения теплоносителем,
предназначенная для хранения, очистки и дренирования теплоносителя,
система удаления окислов, поддерживающая низкую концентрацию
окислов в теплоносителе, газовое хозяйстве, которое служит для хране-
ния, очистки и подачи газа (обычно аргона или азота) в газовые поло-
сти жидкометаллических контуров. Кроме того, реактор имеет систему
электрообогрева, которая осуществляет нагрев контуров при останов-
ленном реакторе, препятствуя затвердеванию теплоносителя. Важное
место в технологической схеме занимают также системы, предназначен-
ные для локализации аварийной ситуации и сбора продуктов реакции
натрия с водой, возможной при разгерметизациях поверхностей паро-
генератора. Схема блока включает также систему технического водо-
снабжения.
1-4. КОМПОНОВКИ АЭС
Компоновочные решения АЭС определяются требованиями безо-
пасности, удобства и экономичности ее эксплуатации. Выбор рацио-
нальной компоновки позволяет удешевить строительные конструкции и
инженерное оборудование площадки АЭС, уменьшить протяженность
трубопроводов и кабелей, снизить затраты на отопление и вентиляцию.
Компоновка АЭС в некоторой степени влияет и на общую организацию
управления, определяя размещение постов управления. Компоновка
АЭС должна удовлетворять следующим требованиям: условиям защи-
ты окружающей среды и персонала АЭС от радиоактивных излучений,
пожарной безопасности, удобству эксплуатации и проведения ремонт-
ных работ, комфортности условий для персонала и т. п.
Как правило, сооружения АЭС разделяются на главный корпус и
вспомогательные сооружения. Главный корпус включает в себя реак-
торное и турбинное отделения, распределительное устройство собствен-
ных нужд АЭС (РУСН), центральный и блочные щиты управления, по-
мещения для деаэраторов и другого вспомогательного оборудования
реакторной и турбинной установок, а также вспомогательные помеще-
ния, службы и устройства. Во вспомогательных сооружениях размеща-
ются химводоочистка, спецводоочистка, хранилища радиоактивных от-
ходов, береговые насосные и т. д.
24
Главный корпус АЭС может выполняться сомкнутым или разом-
кнутым. В первом варианте три основных отделения: реакторное, ма-
шинный зал и деаэраторная этажерка — представляют собой конструк-
тивно единое здание. Во втором варианте реакторное отделение выпол-
няется отдельно стоящим зданием. При сомкнутой компоновке длина
трубопроводных и кабельных трасс короче, чем для разомкнутой.
В разомкнутой компоновке лучше решаются вопросы безопасности,
естественного освещения машзала, вентиляции.
В соответствии с «Санитарными правилами проектирования АЭС»
все производственные помещения станции делятся на две зоны:
а) зону строгого режима, где возможно воздействие на персонал
вредного радиационного облучения за счет внешнего гамма-, бета-, аль-
фа- и нейтронного излучения, загрязнения воздушной среды помещений
радиоактивными газами и аэрозолями, загрязнения оборудования и
строительных конструкций радиоактивными веществами;
б) зону свободного режима, где исключается воздействие на пер-
сонал радиационных факторов.
Помещения зоны строгого режима в свою очередь подразделяются
на необслуживаемые, в которых невозможно пребывание людей при
работающем реакторе (боксы парогенераторов, ГЦН и др.), полуоб-
служиваемые, в которых во время работы реактора на мощности допус-
кается периодическое пребывание людей при условии, что за время их
пребывания суммарная доза их облучения не превысит допустимые
уровни (приводы ГЦН, вентиляторов), и обслуживаемые, где возможно
пребывание обслуживающего персонала в течение всей смены при
условии, что суммарная доза их облучения за смену не превысит до-
пустимых уровней, установленных для постоянно обслуживаемых по-
мещений.
В реакторном отделении, относящемся к зоне строгого режима, раз-
мещаются реактор, парогенераторы и ГЦН со вспомогательным обору-
дованием, а также бассейны выдержки отработавшего топлива.
В турбинном отделении располагаются турбины, регенеративные
подогреватели, питательные и конденсатные насосы и вспомогательное
оборудование. Турбинное отделение в одноконтурных АЭС относится
к зоне строгого режима, в двух- и трехконтурных — к зоне свободного
режима. В этажерке, примыкающей во всех компоновках к машинному
залу, располагается тепломеханическое оборудование, а также РУСН и
щиты управления.
Для примера приведем компоновки двух АЭС с реакторами различ-
ных типов.
Компоновка АЭС с двумя реакторами типа ВВЭР-1000 и четырьмя
турбинами по 500 МВт каждая показана на рис. 1-6,6 (план) и
рис. 1-6,а (поперечный разрез). Характерным для данной компоновки,
выполненной по разомкнутому варианту, является защитная цилиндри-
ческая оболочка, в которой размещена ЯППУ. Между двумя реактора-
ми располагается специальный корпус с размещением в нем общестан-
ционного оборудования (спепводоочистки, химводоочистки и др., а так-
же вспомогательного оборудования двух ЯППУ) •
Машинный зал выполнен здесь с поперечным расположением тур-
бин, и к нему со стороны реакторов примыкает этажерка, в которой
помещаются распределительное устройство собственных нужд (РУСН)
и над ним деаэраторы. Блочный щит управления расположен между
указанной этажеркой и спецкорпусом. Для новых АЭС с реакторами
25
ВВЭР прорабатываются также компоновки, в которых к защитной обо-
лочке (реакторное помещение) непосредственно примыкает ряд поме-
щений для вспомогательных систем.
На рис. 1-7,6 (план реакторного отделения) и рис. 1-7,а (попереч-
ный разрез) показана компоновка АЭС с реакторами типа РБМК-1000
и турбинами мощностью 500 МВт, в которой главный корпус выполнен
по сомкнутому варианту.
Реактор размещен в центральной части реакторного помещения,
а с двух сторон реактора и выше его установлены по два барабана-
Рис. 1-6. Компоновка главного корпуса с реакторами ВВЭР-1000.
а —разрез; б — план; 1 — реактор; ! — парогенератор; 3 — главный циркуляционный насос: 4 —
компенсатор объема; 5 —барботер; 6— машина для перегрузки реактора; 7 — кран реакторного
отделения; 8 — гндроемкость САОЗ; 9 — деаэратор; 10 — питательный турбонасос; 11 — турбина;
12 — регенеративные подогреватели; 13 — кран турбинного отделения.
26
сепаратора, размещаются технологические трубопроводы и главные
паропроводы. Ниже сепараторов в отдельных боксах находятся главные
циркуляционные насосы и трубные коммуникации контура непрерывной
циркуляции и трубопроводная арматура. Все оборудование первого
контура (радиоактивного) размещено в «прочном» боксе, разделенном
на две части, в каждой из которых расположена петля контура. Элект-
роприводы ГЦН и арматуры вынесены за пределы прочного бокса.
7диш)
В машинном зале помещаются
ИВ
Рис. 1-7. Компоновка реакторного отде-
ления АЭС с реакторами РБМК-1000.
а — план; б — разрез; 1 — реактор РБМК; 2 —
барабаны-сепараторы; 3 — главные циркуля-
ционные иасосы; 4 — турбины; 5 — сепаратор-
перегреватель; 6 — конденсатор; 7 —• подогре-
ватель низкого давления; 8 — машина для пе-
регрузки реактора: 9— кран мостовой.
spiff
П П П
НПО
четыре турбины, расположенные
продольно главной оси машзала. Поскольку оборудование турбоуста-
новки соприкасается с радиоактивным теплоносителем, оно также раз-
мещено за бетонной защитой. Масляное хозяйство турбины вынесено
за пределы защиты. В деаэраторной этажерке, находящейся между
реакторным помещением и машинным залом, размещены РУСИ и БЩУ.
1-5. ИСТОЧНИКИ РАДИАЦИОННОЙ ОПАСНОСТИ НА АЭС
Атомная электростанция должна быть запроектирована и построе-
на таким образом, чтобы ни при каких обстоятельствах, включая и
аварийные ситуации, не возникла угроза радиационного поражения
персонала и населения, живущего в зоне размещения АЭС.
Наибольшую опасность представляет сам реактор. В результате
деления ядер 235Ц или другого делящегося вещества внутри реактора и
27
вокруг него создаются мощные потоки ионизирующих излучений, основ-
ными из которых являются у-излучения, а- и 0-излучения, быстрые, про-
межуточные и тепловые нейтроны.
Интенсивность потоков излучения, выходящих из активной зоны
реакторов различных типов, характеризуется средними данными, при-
веденными в табл. 1-8.
Таблица 1-8
Интенсивность потоков излучений
Тип реактора Интенсивность потока у-квантов, МэВ/(см2-с) Плотность потока нейтронов, нейтрон/f см2-с)
Водо-водяной 5-1013 1-Ю13
Уран-графитовый 2.1012 (14-2)-10’-
На быстрых нейтронах 1-Ю13 5-1013—1.10»
Вследствие большой проникающей способности нейтронов и у-лучей
за пределами корпуса реактора возникает значительный и опасный для
здоровья и жизни персонала поток. Например, на первой в мире АЭС
потоки излучения за отражателем небольшого по мощности реактора
достигают больших значений: 109 нейтронов/(см2-с). Для реактора
с водой под давлением типа ВВЭР у-излучение на внешней поверхности
корпуса составляет 3,5-109 у-квантов/ (см2-с).
Источниками ионизирующих излучений, кроме реактора, являются:
активный теплоноситель; оборудование и коммуникации, загрязнен-
ные теплоносителем; детали и узлы, находившиеся в активной зоне
реактора, твердые, жидкие и газообразные отходы, образовавшиеся
в результате технологического процесса и ремонтных работ на АЭС.
Активация теплоносителя происходит за счет следующих про-
цессов:
а) захвата нейтронов ядрами, входящими в состав теплоносителя,
при прохождении его через активную зону реактора, в результате чего
оОразуются радиоактивные изотопы;
б) активации ядер, входящих в состав примесей теплоносителя,
включая продукты коррозии конструкционных материалов активной зо-
ны реактора;
в) прямого попадания в теплоноситель продуктов деления из тепло-
выделяющих элементов (твэлов);
г) ядерных реакций на поверхности оболочек твэлов.
Процесс активации ядер различных теплоносителей характеризует-
ся реакциями, приведенными в табл. 1-9.
Ядерные реакции, происходящие в результате облучения нейтро-
нами теплоносителя в активной зоне реактора (обычная вода, тяжелая
вода, СО2) во время его работы, приводят к так называемой кислород-
ной активности. Наибольший вклад в эту активность вносит реакция
16О (/г, р)—>16N. В результате распада радиоактивного изотопа
азота 16N в 16O[16N (0—у)—>16О] с периодом полураспада 7,35 с испу-
скаются у-кванты с энергией 7,1 МэВ.
Кислородная активность на отдельных участках первого контура
ВВЭР-440 характеризуется данными, приведенными в табл. 1-10.
Как видно из данных таблицы, кислородная активность по мере
продвижения теплоносителя от выхода из активной зоны резко снижа-
28
Таблица 1-9
Таблица 1-10
Активация
теплоносителя
Распределение кислородной активности теплоносителя
по тракту первого контура
Тепло- носи- тель Реакция Параметр На выходе из реакто- ра На входе в бокс На входе в пароге- нератор На выходе из пароге- нератора На выходе из бокса
Н2О ц2о со, Na К
р) 14 ... lsO(n' aV’N Время прохождения теп- lsO(n' y)”N доносителя от выхода , 1’0 Из активной зоны, с t ’j’0 нее J Удельная активность, 23Na(n, r)24N Ки/л 41К(п, г)42К 0,65 0,1 2,09 0,0957 3,35 0,086 8,75 0,052 10,5 0,045
ется. Очевидно, что при остановленном реакторе кислородная актив-
ность отсутствует.
Образование радиоактивных изотопов происходит также за счет
захвата нейтронов примесями, содержащимися в теплоносителе. Такими
примесями являются побочные вещества, содержащиеся в теплоносите-
ле и не удаленные при его приготовлении или попавшие в него в ре-
зультате различных физических и химических процессов, происходящих
в реакторе. Часть примесей, таких, как продукты коррозии материалов
активной зоны, могут попасть в теплоноситель уже в активированном
виде. Наиболее характерными примесями теплоносителя являются Na,
Mg, Аг, а продуктами коррозии — Al, Fe, Cr, Со, Ni, Zr и др. Основные
данные по излучениям активированных примесей приведены
в табл. 1-11.
Таблица 1-11
Данные активности примесей теплоносителя
Исходны1'! элемент Активный изотоп Период полурас- пада Энергия излучения, МэВ Реакция
Натрий 23Na 24Na 14,9 ч 2,75 П'<
Магний 2eMg 27Mg 9,6 мин 0,84 ГГ'
Алюминид 27А1 2ЬА1 2,3 мин 1,78 пу
Ванадий 01V 52U 3,8 мин 1,45 пу
Хром 5сСг Ь!Сг 27,8 дня 0,32; 0,62 П(
Марганец 5оМп 5вМп 2,6 ч 2.1; 2,9 пу
Железо =8Fe 5вре 45 дней 1,1; 1,3 п;
Кобальт 39Со 60Со 5,3 года 1,17; 1,33
Никель "4Ni 65Ni 2,56 ч 1,12; 1,49
Медь 63Сц 64Cu 12,8 ч 0,51; 1,34 пу
Цирконий 94Zr 95Zr 65 дней 0,708 пУ
При расщеплении делящихся материалов (235U, 239Pu, 233Th) образу-
ются осколки деления, которые в результате протекающих в них ядерных
реакций обладают высокой радиоактивностью. При нарушении герме-
тичности оболочек тепловыделяющих элементов в результате произ-
водственного брака или во время работы твэлов в активной зоне в ре-
зультате тепловых или радиационных повреждений в теплоноситель
попадают продукты деления, вносящие в общую активность теплоноси-
теля значительный вклад. Характеристика некоторых продуктов деле-
ния приводится в табл. 1-12.
29
Таблица 1-12
Активность продуктов деления
Активный изотоп Энергия^из л учения, Период по- лураспада Активный изотоп Энергия излучения, МэВ Период по- лураспада
135Хе 133Хе 83М1\Г 0,52 0,42 и 0,51 0,150 15 мин 17 мин 4,4 ч 8sKr 8,,Кг, перехо- дящий в > 9Rb 0,191 и 0,240 1,05 и 2,59 2,8 ч 15,4 мин
Выход продуктов деления в теплоноситель возможен еще двумя
путями: первый—это вылет с поверхности топливного элемента за счет
кинетической энергии самих продуктов деления и второй — за счет
диффузии аккумулированных продуктов деления. Первый путь являет-
ся наиболее характерным для короткоживущих активных ядер; вто-
рой — для долгоживущей активности.
Доля активации теплоносителя за счет ядерных реакций делящего-
ся материала, имеющегося на поверхности твэлов или содержащегося
в конструкционных материалах, по сравнению с другими источниками
загрязнения, о которых говорилось выше, пренебрежимо мала.
Рассмотрим источники активности в реакторах различного типа.
Для реакторов с водой под давлением (ВВЭР) основными характерны-
ми источниками излучения являются нейтронные и гамма-излучения
активной зоны, излучение активного теплоносителя первого контура и
активированных продуктов коррозии конструкционных материалов ре-
актора, захватное у-излучение из корпуса реактора и внутрикорпусных
конструкций и излучение продуктов деления урана, попавших в тепло-
носитель.
В реакторах с кипящей водой активность контура обусловлена
в основном изотопом 16N, возникающим при реакции 16О (п, р). Содер-
жание радиоактивных веществ в паре, поступающем из реактора, во
много раз меньше, чем в воде реактора. Некоторое количество актив-
ности обусловлено твердыми частицами, присутствующими в воде, кото-
рые переносятся паром.
В тяжеловодном реакторе в тяжелой воде протекают различные
физические процессы, которые обусловливают возникновение радиоак-
тивных изотопов в D2O.
В реакторах с газовым теплоносителем активность возникает бла-
годаря облучению нейтронами СО2 и присутствующих в нем примесей
(Аг, N) при прохождении теплоносителя через активную зону реактора.
В результате этого образуются радиоактивные изотопы 16N, 19О, 4,Аг
и 13С.
В реакторах с органическим теплоносителем радиоактивное за-
грязнение теплоносителя вызвано в основном неорганическими приме-
сями, имеющимися в теплоносителе в виде ржавчины, окалины и ме-
таллических частиц.
В реакторах с тепловыделяющими элементами без защитных по-
крытий продукты деления попадают непосредственно в поток газового
теплоносителя за счет диффузии осколков деления, которая увеличива-
ется с температурой. Механический износ твэлов приводит также к по-
паданию в теплоноситель осколков деления. Независимо от эффектив-
ности очистки газов от продуктов деления часть их будет нелетучей, и
они будут оседать на поверхности газового контура.
30
Как видно из сказанного, опасность радиационного поражения лю-
дей возникает от работающего реактора, оборудования и коммуника-
ций первого контура. Однако, как будет показано ниже, на АЭС име-
ются устройства (защита), предохраняющие людей от действия вредных
излучений. Серьезная опасность возникает при разгерметизации такого
количества твэлов, на которое защита не рассчитана. В этом случае в
контур теплоносителя попадает большое количество радиоактивных
осколков деления, значительно увеличивающих общую активность теп-
лоносителя. Радиационная обстановка может быть значительно ухуд-
шена в случае возникновения течи из первого контура, особо опасной
при его значительной разгерметизации. В этом случае возникает опас-
ность не только распространения активного теплоносителя и газовой
активности по герметичным помещениям, но и опасность попадания
активности во второй контур (при нарушении герметичности парогене-
раторов).
Следует особо отметить, что большая авария, как, например, раз-
рыв циркуляционного трубопровода, может привести не только к рас-
пространению активного теплоносителя, но, что более важно, к наруше-
нию нормального охлаждения активной зоны реактора, что может
повлечь за собой ее разрушение. Особо опасные аварии могут возник-
нуть при неисправностях в системе управления и защиты реактора,
приводящих к нарушениям ядерной безопасности реактора.
В целях локализации последствий аварии, которые могут произой-
ти, АЭС проектируется, сооружается и эксплуатируется с учетом мер,
обеспечивающих безопасность ее работы.
1-6. ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОЙ РАБОТЫ АЭС
Атомная электростанция считается безопасной в том случае, если
обеспечена защита персонала и населения от внешнего и внутреннего
облучения, а также окружающей среды от загрязнения радиоактивны-
ми веществами как в случае длительной нормальной эксплуатации, так
и в аварийных ситуациях.
Одной из мер по обеспечению безопасной работы АЭС является
снижение потоков вредных излучений до допустимого уровня за счет
устройства независимых сдерживающих барьеров.
Первый барьер — это герметичная оболочка тепловыделяющего
элемента, удерживающая выход продуктов деления в теплоноситель.
Второй барьер — это герметичная система, предотвращающая по-
падание активного теплоносителя за пределы контура активного тепло-
носителя.
Третий барьер представляет собой герметичный объем, выполнен-
ный из бетона или стали для размещения в нем всех элементов реак-
торной установки и не допускающий выход активности во внешнюю
среду.
Эти барьеры построены таким образом, что повреждение первого
барьера не приводит к повреждению второго барьера, а повреждение
данного барьера не должно привести к повреждению третьего барьера.
С точки зрения безопасности АЭС третий барьер играет решающую
роль, поскольку при любых нарушениях он должен приводить к ослаб-
лению радиационных воздействий до предела, обеспечивающего радиа-
ционную безопасность персонала и территории АЭС. Если защитные
функции первых двух барьеров выполняются в основном чисто конст-
31
руктивно исходя из особенностей твэлов и технологической схемы
ядерной энергетической установки, то третий барьер рассчитывается
с учетом всех факторов, которые могут возникнуть в аварийных усло-
виях.
Для уменьшения радиационного воздействия на персонал преду-
сматривается защита как собственно реактора, являющегося основным
источником радиационных излучений, так и оборудования и коммуни-
каций первого контура, содержащего активный теплоноситель. И та
и другая защита должна приводить к ослаблению ионизирующих по-
токов до значений, гарантирующих безопасность персонала АЭС. Для
примера укажем на выполнение защиты реакторов типов ВВЭР-440 и
РБМК-1000.
Защита реактора ВВЭР-440 в вертикальном направлении состоит
из слоя воды над активной зоной толщиной 6 м, стальной крышки
толщиной 250 мм. Верхнее пространство шахты реактора перекрыто
железобетонной консолью толщиной в 250 мм, а пространств между
последней и корпусом реактора в районе расположения патрубков
циркуляционных трубопроводов засыпано смесью из чугунной дроби,
карбида бора и специальной породы. Защита в боковом направлении
осуществляется на уровне активной зоны слоем стали толщиной
в 103 мм, слоем воды в 230 мм, стенкой реактора толщиной 150 мм,
боковой защитой, состоящей из специального бетона толщиной 676 мм
и обычного бетона толщиной 1500 мм.
Защита реактора РБМК в верхнем направлении состоит из графи-
тового отражателя, стальных плит, засыпки ,из смеси специальных
строительных материалов, а также верхнего железобетонного перекры-
тия общей толщиной 4,5 м. Защита в радиальном направлении состоит
из графитового отражателя, кольцевого бака с водой и строительных
конструкций шахты реактора.
Нормальная эксплуатация обеспечивается также надежным охлаж-
дением активной зоны в различных режимах работы реакторной уста-
новки и надежным прекращением цепной реакции при любых аварий-
ных отклонениях в технологическом процессе от нормы. Эти мероприя-
тия дополняются необходимым дублированием и резервированием как
технологического оборудования, так и технических средств систем
управления и электропитания. Эффективность мер обеспечения безопас-
ности постоянно контролируется средствами технологического и радиа-
ционного контроля.
Наряду с устройствами нормальной эксплуатации (активная зона
реактора, органы управления реактивностью, контуры первичного и вто-
ричного теплоносителя и др.) на АЭС предусматриваются защитные
устройства, которые служат для предотвращения выхода из строя
устройств нормальной эксплуатации или для ограничения их повреж-
дения при нарушениях нормального хода технологического процесса
или из-за эксплуатационных ошибок персонала. Сюда входят системы
и устройства аварийного останова реактора, аварийного охлаждения
активной зоны, предохранительные сбросные устройства и т. п. К
устройствам, обеспечивающим безопасность, относятся и локализу-
ющие устройства, которые служат для ограничения распростра-
нения радиоактивных веществ, которые могут в процессе аварии выйти
за предусмотренные эксплуатацией границы. Это—устройства гермети-
зации помещений радиоактивного контура, системы охлаждения и сни-
жения давления в герметичных помещениях и т. п. Как видно из ска-
32
занного выше, защитные и локализующие устройства вступают в
действие при различного рода нарушениях в технологическом процессе
или в состоянии оборудования.
В отличие от АЭС при -возникновении аварийных ситуаций и их
ликвидации на ТЭС не рассматривается совпадение нескольких по-
вреждений или аварий оборудования или систем. Это объясняется в
первую очередь тем обстоятельством, что аварийные ситуации, которые
могут иметь место на ТЭС, в основном связаны с недоотпуском элект-
роэнергии и тепла потребителям. Поэтому учет совпадения нескольких
повреждений привел бы к неоправданному удорожанию резервирую-
щего -оборудования. Что касается АЭС, то некоторые из аварийных
ситуаций могут привести к выходу радиоактивных продуктов за преде-
лы, определяющие их безопасность. Недопустимость указанных по-
следствий является -определяющим фактором при разработке мероприя-
тий по безопасности АЭС.
Если в начальный период представлялось достаточным учитывать
простое совпадение двух аварийных ситуаций и при этом допускалось,
что возможное повреждение в радиоактивном контуре ограничивается
разрывом трубопровода не более Dy 100 мм, то за последнее время
вследствие роста мощности и количества вводимых в строй АЭС, а
также благодаря накоплению опыта по их эксплуатации стало возмож-
ным более четко определить критерии безопасности и понятие режима
максимально .возможной проектной аварии.
Технические меры и средства, предусматриваемые в настоящее
время на АЭС, направлены на обеспечение безопасности при единич-
ном возможном нарушении любого из устройств нормальной эксплуа-
тации, которое может совпасть с длительно не обнаруженным наруше-
нием другого устройства нормальной эксплуатации (например, отказ
АВР и т. п.). При этом одновременно с выходом из строя устройств
нормальной эксплуатации должен рассматриваться выход из строя од-
ного из независимых активных защитных устройств и одного из неза-
висимых активных локализующих устройств.
Под -выходом из строя понимается любое нарушение элементов,
входящих в устройства нормальной эксплуатации, защитные и локали-
зующие устройства, в том числе разрыв трубопроводов (включая тру-
бопроводы максимального диаметра), нарушение плотности арматуры,
незапуск насосов или независимых источников питания и пр„ но не
рассматривается разрыв оборудования (например, корпуса реактора).
Учет этих обстоятельств приводит к необходимости создания на АЭС
как минимум трех независимых систем безопасности, каждая из кото-
рых по своей производительности, быстродействию и прочим факторам
достаточна для обеспечения радиационной безопасности АЭС в любом
из режимов ее работы, включая режим .максимально возможной про-
ектной аварии, связанной с мгновенным поперечным разрывом трубо-
провода петли циркуляционного контура и последующим двусторонним
истечением теплоносителя.
Независимость трех систем безопасности должна быть выполнена
таким образом, чтобы любая аварийная ситуация, которая могла бы
вывести одну из систем безопасности, никаким образом не отражалась
бы на работоспособности остальных двух систем. Это достигается пол-
ной автономностью каждой системы, для чего все ее механизмы, арма-
тура, теплообменники, емкости, источники энерго- и водоснабжения,
системы контроля, сигнализации и управления не должны иметь общих
3—831 33
точек >ни в технологической схеме, ни в электрических цепях. С этой
же целью предусматриваются полное разделение помещений систем
безопасности, а также прокладка по разным трассам трубопроводов
(включая импульсные линии), а также силовых .и контрольных ка-
белей.
Следует учитывать также и то обстоятельство, что часть систем
нормальной эксплуатации может использоваться в аварийных ситуаци-
ях в качестве защитных устройств (например, системы подпиточной
воды, технического водоснабжения и др.). Традиционный подход к вза-
иморезервированию указанных систем по аналогии с ТЭС в данном
случае неприемлем с точки зрения обеспечения безопасности АЭС.
Рабочие элементы аварийных систем должны быть выполнены та-
ким образом, чтобы в процессе их периодической проверки и испыта-
ний для выявления работоспособности не терялось бы их функциональ-
ное назначение. Например, в процессе эксплуатации может быть про-
верена последовательность включения оборудования активных систем,
включая перевод на резервные источники питания, или проверка сра-
батывания отдельных цепей защитных систем без потери их работоспо-
собности. Последнее достигается специальным построением схем техно-
логических защит. Дополнительно к устройствам нормальной эксплуа-
тации, описанным в предыдущих параграфах, на примере энергоблока
с реактором типа ВВЭР-440 приводятся краткие сведения по одной из
важнейших защитных систем—"Системе аварийного охлаждения актив-
ной зоны реактора, а также по локализующим системам.
Система аварийного охлаждения активной зоны
реактора (САОЗ) является составной частью защитных устройств.
Она предназначена для предотвращения расплавления активной зоны
реактора при потере теплоносителя из-за разуплотнения первого кон-
тура. Система обеспечивает залив ее холодной водой, содержащей рас-
творенный бор, в начале аварии и отвод остаточных тепловыделений
в послеаварийиый период. Одновременно снижается реактивность. При
рассмотрении данной защитной системы укажем на .возможные ава-
рийные режимы для реактора ВВЭР с потерей плотности контура ак-
тивного теплоносителя, при которых возможен выброс активности:
а) режим компенсируемой течи, при которой величина течи может
быть скомпенсирована системой подпитки первого контура;
б) режим промежуточной течи определяется разрывом трубопро-
водов первого контура диаметром до 135 мм с двусторонним истечени-
ем теплоносителя; в этом режиме реактор останавливается автомати-
чески по импульсу от снижения уровня в компенсаторе объема ниже
установленного предела, затем срабатывают защитные устройства;
в) режим максимальной течи, характеризуемый разрывом трубо-
провода первого .контура диаметром выше 135 мм.
Наиболее опасным с точки зрения нарушения охлаждения актив-
ной зоны реактора .в этом режиме является разрыв холодной нитки
главного циркуляционного трубопровода.
Выход активного теплоносителя из первого контура может произой-
ти также при разрыве трубок парогенератора. В этом случае активный
теплоноситель попадает во второй контур. Сама авария аналогична
разрыву трубопровода в других местах первого контура.
Система охлаждения активной зоны реактора содержит устройст-
ва двух видов — пассивные и активные.
34
Пассивные устройства предназначены для залива активной
зоны в первое время после появления течи; таких устройств два, каж-
,дое из которых может работать самостоятельно. Устройства состоят из
гидроаккумуляторов необходимой емкости и трубопроводов, соединяю-
щих их с корпусом реактора. В г.идроаккумуляторах содержится рас-
твор борной кислоты под давлением, создаваемым азотной подушкой.
Активные устройства охлаждения активной зоны реактора
состоят из двух установок: установки высокого давления и установки
низкого давления. Первая содержит три насоса высокого давления, по-
дающих «борированную» воду из трех баков аварийного запаса воды
или 'после их опорожнения непосредственно из приямков герметичных
помещений в реактор. Вторая состоит из трех насосов низкого давле-
ния, включенных параллельно соответствующему насосу высокого дав-
ления.
Три группы включенных параллельно насосов высокого и низкого
давления активных устройств охлаждения являются независимыми друг
от друга .в режиме подачи воды из баков или из приямков. Электро-
снабжение и управление этими устройствами выполняют таким обра-
зом, что обеспечивается работа любого из них независимо от состояния
и работоспособности других.
К локализующим системам, призванным ограничить распростране-
ние радиоактивных веществ при авариях, относятся устройства герме-
тизации помещений первого контура, системы охлаждения помещений
и снижения в них давления и т. п.
Устройства герметизации помещений. Все оборудование, коммуникации и устрой-
ства первого контура в целях локализации распространения радиоактивных веществ
при авариях, связанных с разуплотнением первого контура, размещаются в герметич-
ных помещениях.
Герметизация достигается за счет конструктивного выполнения соответствующих
помещений или оболочкой, в которой размещается весь контур теплоносителя, уплот-
нением проходок кабелей и трубных коммуникаций через стены герметичных помеще-
ний и изоляцией помещений друг от друга и от внешней среды. Это достигается сраба-
тыванием изолирующих отсечных клапанов и задвижек, установленных на трубопро-
водах, проходящих через герметичные помещения, и устройством шлюзов.
Герметичность помещений сохраняется как при возможной максимальной аварии,
когда давление в них достигает 1,5 кгс/см2, так и при любом сочетании аварийной
ситуации с природными явлениями (например, землетрясением).
Указанная выше отсечная запорная арматура управляется автоматически по
импульсу повышения давления в помещениях, но может управляться также дистан-
ционно с БЩУ или РЩУ. Автоматическое воздействие не относится к арматуре, уста-
новленной на коммуникациях защитных или локализующих устройств. В нормальных
условиях в герметичных помещениях поддерживается разрежение 5—10 мм вод. ст.
Помещение герметичного объема относится к категории помещений зоны строгого
режима.
Система снижения давления в герметичных помещениях. При возникновении ава-
рии, связанной с разуплотнением первого контура, когда давление в герметичном
объеме повышается за счет быстрого парообразования вытекаемой воды и может пре-
высить пределы прочности герметичного объема (помещений или оболочки), в работу
включаются системы снижения давления в герметичном объеме. Эти системы также
делятся на пассивные и активные. Для АЭС с реакторами ВВЭР-440, сооружаемых
без «оболочки», пассивная система состоит из барботера и газгольдера, а активная
представляет собой спринклерную установку. Образовавшаяся паровоздушная смесь
поступает в барботер, где пар конденсируется, а воздух и газы пз барботера направ-
ляются в газгольдер, что способствует сравнительно быстрому снижению давления
в герметичном объеме.
Спринклерная установка включается в работу по импульсу давления в герметич-
ных помещениях, равному 1,1 кгс/см2, и отключается при снижении давления до
0,8 кгс/см2.
3* 35
Каждая из трех спринклерных установок состоит из группы спринклеров, насоса
подачи воды, водоструйного насоса и бака с раствором гидразингидрата.
Вода первого контура, попавшая в герметичные помещения при авариях, обраба-
тывается после сбора ее в спецводоочнстке с целью максимального удаления радио-
активных веществ.
Описанные выше системы относятся главным образом к энергети-
ческим установкам с реакторами типа ВВЭР. Однако основные поло-
жения, вытекающие из условий обеспечения безопасности, относятся,
естественно, и к АЭС с реакторами других типов. Так, для АЭС с реакто-
рами типа РБМК требования обеспечения безопасности реализуются,
кроме перечисленных выше мер, также конструкцией реактора, исклю-
чающей возможность полного обезвоживания активной зоны, а также
за счет наличия системы контроля целостности технологических
каналов. Для данного типа реактора наиболее серьезной аварией
считается разрыв циркуляционного трубопровода Dy 750 мм и Dy 300 мм
(опускные трубопроводы), но рассматриваются также еще разрыв
раздаточных коллекторов и нижних водяных коммуникаций и разрыв
пароводяных коммуникаций.
Среди мер, обеспечивающих безопасность АЭС, большая роль отво-
дится системам управления и контроля, и к ним предъявляются повы-
шенные требования по надежности и работоспособности. Эти требова-
ния изложены в соответствующих директивных и нормативных докумен-
тах. Коротко эти требования сводятся к следующему:
а) система управления и защиты реактора должна обеспечивать
надежный контроль мощности, управление и быстрое гашение цепной
реакции, а также поддержание реактора в подкритическом состоянии;
для этого должны быть предусмотрены по меньшей мере две независи-
мые системы воздействия на реактивность реактора; при несрабатыва-
нии одной из наиболее эффективных систем воздействия на реактивность
другая должна привести активную зону в подкритическое состояние
при любых эксплуатационных и аварийных условиях;
б) должна быть предусмотрена возможность останова реактора
из другого помещения в случае нарушения условий работы на БЩУ;
в) должна предусматриваться возможность контроля мощности
реактора по нескольким независимым каналам; это требование предъ-
является также к системам автоматического регулирования мощности
и защиты реактора и к системам обеспечения безопасности для того,
чтобы любое единичное повреждение в этих системах не нарушало их
работоспособности;
г) аварийная защита реактора должна обеспечить автоматическое
быстрое и надежное гашение цепной реакции в случаях достижения
аварийной уставки по мощности, по скорости нарастания мощности,
при исчезновении электропитания, при неисправности каналов защиты,
при появлении аварийных технологических сигналов, требующих остано-
ва реактора, и от кнопки АЗ;
д) должна быть обеспечена проверка каналов защиты без остано-
ва реактора;
е) не допускается многоцелевое использование систем и компонен-
тов АЭС, если не показано, что такое совмещение функций не приведет
к нарушению условий и требований ядерной безопасности; это положе-
ние может относиться, например, к многократному использованию
унифицированных сигналов для управления системами безопасности
или в цепях ответственных защит;
36
ж) системы контроля, управления должны обеспечивать выполне-
ние своих функций как в условиях нормальной эксплуатации, так и в
аварийных режимах;
з) системы контроля управления должны быть обеспечены надеж-
ным, резервируемым электропитанием;
и) системы управления, связанные с обеспечением безопасности,
должны быть отделены друг от друга и других систем, чтобы выход из
строя одной системы не отразился на работоспособности другой.
Отдельные требования или мероприятия, касающиеся систем кон-
троля и управления, обслуживающих устройства обеспечения безопас-
ности, будут встречаться и в других параграфах книги, где освещаются
вопросы контроля, защит, щитовых устройств и т. п. Однако следует
особо отметить, что практическая реализация требований по обеспече-
нию безопасности АЭС должна осуществляться на основе официальных
документов.
ГЛАВА ВТОРАЯ
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ АЭС
2-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Как видно из предыдущей главы, оборудование и технологические
процессы на атомной электростанции являются достаточно сложными и
обладающими рядом особенностей, отличающих АЭС с точки зрения
управления от тепловой электростанции на органическом топливе.
К этим особенностям относятся:
а) работа оборудования в условиях высокой степени радиации,,
больших давлений и температур, при наличии быстропротекающих
ядерно-физпческих и тепловых процессов;
б) недоступность большей части оборудования во время работы
установки и в течение некоторого времени после ее останова из-за суще-
ствующей опасности радиационного поражения персонала;
в) необходимость обеспечения безопасности АЭС как при нормаль-
ной эксплуатации, так и при авариях.
Все эти особенности делают АЭС весьма сложным объектом управ-
ления, требующим высокой степени автоматизации оборудования и
централизации управления, применения современных средств вычисли-
тельной техники, высоконадежной и эффективной системы управления.
Современная система управления технологическими объектами яв-
ляется автоматизированной системой (АСУ). Это человеко-машинная
система, в которой функции управления распределены так, что с по-
мощью технических средств осуществляется автоматическое управление
основными технологическими процессами в нормальных и аварийных
режимах, а функции контроля за работой технических средств, их ре-
зервирования и управления неавтоматизированными операциями и в не-
запрограммированных ситуациях выполняются персоналом. При реше-
нии задач управления технологическими процессами автоматизирован-
ная система управления призвана обеспечить наиболее эффективную
и безопасную работу АЭС.
Наряду с управлением технологическими процессами на автомати-
зированную систему управления могут быть возложены оперативно-
37
диспетчерское управление, управление производственно-технической
или хозяйственной деятельностью и управление ремонтами. Указанные
задачи решаются на основе экономико-математических методов с ис-
пользованием средств вычислительной техники с целью обеспечения
энергетикой, а именно —
2-1.
струк-
Рис.
тура
Иерархическая
автоматизированной си-
стемы упоавления отраслью
энергетики — ОАСУ «Энергия».
наилучшего использования технических, материальных и трудовых
ресурсов для производства электроэнергии. Однако большая часть этих
задач решается не на станции, а на более высоком уровне управления
на уровне управления энергосистемой, а на
АСУ АЭС возлагается управление техноло-
гическими процессами АЭС, включая неко-
торые функции оперативно-диспетчерского
и производственно-технического управле-
ния, имеющие прямое отношение к техно-
логическим процессам на АЭС. Сюда отно-
сятся такие функции, как распределение
мощности между блоками, регулирование
мощности и частоты, а также осуществле-
ние необходимой обработки информации и
расчетов по активным зонам реакторов,
связанных с оперативной работой персона-
ла блоков, и некоторые другие.
Таким образом, автоматизированная
система управления АЭС по своему харак-
теру может быть отнесена полностью к ин-
тегрированной АСУ ТП. На атомной электростанции АСУ ТП является
двухуровневой, т. е. включает общестанционный уровень управления и
уровень управления энергоблока.
На первом уровне решается вопрос оперативно-диспетчерского
управления и управления производственно-технической деятельностью,
а также вопросы управления в необходимом объеме общестанционными
устройствами (ХВО, СВО и др.).
На втором уровне решаются задачи, связанные с управлением
энергетическим блоком как автоматизированным объектом управления.
В иерархической структуре автоматизированной системы управления
отраслью энергетики—ОАСУ «Энергия», как видно из рис. 2-1, АСУТП
АЭС является самой нижней ступенью /, над которой располагаются
АСУ энергосистем 2, зональные управляющие центры 3 и Главный
управляющий центр ОАСУ «Энергия» 4.
Автоматизированная система управления технологическими про-
цессами АЭС призвана решать две основные группы функций — инфор-
мационные и управляющие. В информационные функции
входят сбор и обработка, распределение и представление информации
о работе оборудования и ходе технологического процесса, а также вы-
полнение расчетов, связанных с эффективностью работы энергетиче-
ского блока и АЭС в целом-
Управляющие функции АСУ ТП осуществляются в виде
дистанционного и автоматического управления агрегатами и механиз-
мами, автоматического регулирования, технологических защит и опти-
мизации технологического процесса. •
Реализация указанных функций осуществляется подсистемами
АСУ ТП. С целью создания наиболее четкой организационной структу-
ры АЭС и эффективного использования технических средств целесооб-
разно выделять подсистемы АСУ ТП по функциональным и технологи-
ческим признакам. Так, например, контроль всех теплотехнических
величин по всем технологическим системам блока можно осуществлять,
в одной подсистеме — подсистеме теплотехнического контроля и т. д.
(рис. 2-2).
В отдельных случаях в силу сложившегося порядка по разработке,
изготовлению и поставке основного оборудования в составе АСУ ТП
могут иметь место локальные или вспомогательные системы управле-
ния с многоцелевыми функциями (контроль, регулирование, защита).
Такими локальными системами на АЭС являются, например, система
управления и защиты реактора (СУЗ), система внутриреакторного
контроля реактора (ВРК), система управления турбиной (ЛСУТ) и др.
Однако эти системы не являются самостоятельными, поскольку они
связаны с другими подсистемами каналами обмена информации и ко-
манд.
j Как видно из сказанного выше, информационные функции АСУ ТП
осуществляются тремя подсистемами — ядерно-физического контроля
(в качестве локальной системы сюда входит система внутриреакторно-
го контроля — ВРК), теплотехнического контроля и технологического
радиационного контроля. В задачу я д е р н о-ф и з и ч е с к о г о кон-
троля входят получение информации о всех изменениях мощности
реактора и внутриреакторных процессах (энергонапряженности, распре-
делении энерговыделения в активной зоне и др.), а также производство
оперативных расчетов параметров активной зоны реактора.
К теплотехническому контролю относятся сбор инфор-
мации и соответствующие расчеты по тепловому циклу технологическо-
го процесса (давление, температура, расходы и т. п.), а татеже о со-
стоянии оборудования (вибрация, тепловые перемещения) и качестве
воды и пара (содержание химических компонентов).
Технологический радиационный контроль пред-
назначен для получения оперативной информации о состоянии отдель-
ных узлов блока и мест их повреждения с точки зрения радиационной
безопасности (герметичность радиоактивного контура, активность сред
и т. п.).
С целью наиболее рационального распределения получаемой ин-
формации по постам управления блока контролируемые параметры
разделяются по степени важности на три группы.
1. Наиболее ответственные параметры, постоянный контроль которых обеспечивает
безопасность работы установки и характеризует протекание основных технологических
процессов в нормальных и переходных режимах. К этой группе параметров относятся
уровень мощности реактора, скорость ее изменения, основные параметры теплоносите-
ля, мощность, отдаваемая генератором в сеть, а также параметры, связанные с систе-
мами безопасности и технологическими защитами и т. п.
2. Это параметры, отражающие качественные показатели работы блока и необхо-
димые для оптимизации технологического процесса и оперативного управления блоком.
Сюда относятся распределение энерговыделения и температурный контроль по актив-
ной зоне реактора, отдельные параметры теплоносителя и данные о работе оборудова-
ния второго контура (частично и по первому контуру), параметры работы вспомога-
тельных устройств.
3. В эту группу входят параметры, контроль которых необходим для отчетности,
расчетов технико-экономических показателей и накопления статистических данных для
изучения установки и оптимизации эксплуатационных режимов.
На подсистемы, осуществляющие информационные функции, возлагаются сбор
данных от первичных источников информации, установленных на оборудовании и тру-
бопроводах, преобразование сигналов в вид информации, удобный для представления,
выдача информации в другие подсистемы, регистрация данных, расчеты, относящиеся
39
Рис. 2-2. Структурная схема автоматизированной
системы управления технологическими процессами блока АЭС.
к эффективности работы блока, представление информации для визуального восприя-
тия оператором.
Для выполнения таких широких задач привлекается комплекс раз-
нообразных технических средств (1\ТС), куда входят первичные приборы,
преобразователи, вторичные показывающие и регистрирующие прибо-
ры, электрифицированные пишущие машинки, электронно-лучевые
индикаторы и другая контрольно-измерительная аппаратура, а также
электронные вычислительные машины. Последние применяются в виде
комплектных устройств, составляющих информационно-вычислительные
(ИВК) или управляющие вычислительные (УВД) комплексы (подроб-
но см. гл. 9).
Подсистема технологической сигнализации вклю-
чает в себя устройства приема и представления информации о наруше-
ниях в режиме технологического процесса, в работе агрегатов или тех-
нологических систем, а также устройств контроля и управления при
помощи светового или звукового сигналов. Сигнализация должна
привлечь внимание персонала к нарушению режимов работы объекта
или к аварийной ситуации, обеспечить понимание причины происходя-
щего и способствовать исключению грубых ошибочных действий, при-
нятию правильного решения для действий в сложившихся условиях.
На АЭС применяется сигнализация двух видов — технологическая
и аварийная. Технологическая сигнализация служит для предупрежде-
ния персонала об отклонении рабочих параметров от установленных
пределов и нарушении режима технологического процесса, а также для
сигнализации состояния механизмов и положения арматуры. Аварий-
ная сигнализация выдает персоналу информацию о срабатывании
защит, аварийных остановах, включениях резерва и аварийном откло-
нении технологических параметров.
В условиях наличия различных видов сигнализации, когда необхо-
димо обеспечить привлекающий эффект того или иного сигнала, должна
быть решена задача правильного кодирования поступающих сигналов.
Поэтому схемы сигнализации выполняются так, что они обеспечивают
прерывистое свечение (мигание) каждого вноь появившегося сигна-
ла нарушения. Такой род сигнала является весьма эффективным,
так как мигание обнаруживается человеческим глазом в 1,5—2 раза
быстрее, чем ровное свечение. Усиление эффекта достигается дублиро-
ванием светового сигнала звуковым сигналом соответствующего тона.
Подсистема дистанционного и автоматического
управления служит для воздействия на электрифицированные при-
воды механизмов и запорно-регулирующей арматуры, расположенные
в различных местах энергетического блока, дистанционно с поста управ-
ления или автоматически по заданным логическим программам. На
АЭС дистанционное управление достигло высокой степени централиза-
ции, когда почти 100% приводов задвижек и механизмов ядерной
энергетической установки управляется с блочных щитов управления
(БЩУ). Для АЭС является также характерным наличие дистанционного
управления некоторыми приводами механизмов и арматуры с двух
мест — БЩУ и РЩУ (резервный щит управления).
Дистанционное управление может быть индивидуальным, изби-
рательным или групповым. Индивидуальное дистанционное управление
характеризуется наличием коммутационного аппарата для каждого
электропривода для подачи команды на пуск или останов. При значи-
тельном количестве электроприводов, которыми приходится управлять
41
с одного поста, целесообразно применять избирательное управление.
Схемы избирательного управления выполняются таким образом, что
операция включения или останова механизма осуществляется в две
стадии: выбор объекта при помощи специальных коммутационных
аппаратов (номеронабирателей) и подача команды аппаратом, общим
для группы объектов. Такая система позволяет резко сократить пло-
щади пультов, занятых коммутационной аппаратурой, а также свести
до минимума вероятность ошибочных действий персонала благодаря
выполнению операции в два приема и возможности проверить правиль-
ность выбора объекта управления на мнемосхеме. Групповое управле-
ние предусматривает либо подачу команды одновременно на ряд
приводов (например, несколько задвижек на параллельных трубопро-
водных трактах), либо подачу команды на один привод группы функ-
ционально связанных механизмов с дальнейшим развитием команды
по определенной программе.
В подсистеме формируется информация о положении приводов
механизмов и арматуры с целью ее представления персоналу, а также
осуществляется прием команд и информации от других подсистем.
На АЭС можно встретить описанные выше виды дистанционного
управления, выполняемые в оптимальном сочетании.
Дальнейшее развитие группового управления приводит к автомати-
ческой системе управления, построенной по функционально-групповому
признаку, так называемое функционально-групповое управление
(ФГУ). Функциональная группа (ФГ) представляет собой часть блоч-
ной установки, выполняющую вполне определенную функцию, в которой
работа отдельных агрегатов и механизмов связана жесткой программой
(или несколькими программами).
Задачей ФГ является реализация процессов пуска и останова
отдельных групп технологического оборудования блока. Для выполне-
ния этой задачи должны быть реализованы функции: информационные,
управляющие и защитные. Информационные функции состоят в подаче
сигналов обслуживающему персоналу о состоянии и готовности уст-
ройств, входящих в ФГ, к выполнению программы, о ходе выполнения
программы, а также о всех неполадках, препятствующих выполнению
программы. Управляющие функции состоят в последовательном вклю-
чении или отключении отдельных элементов группы в соответствии
с программой управления данной группы. Защитные функции состоят
в непрерывном контроле технологических параметров и воздействии
сигналов отклонения на отключение оборудования. Эти функции выпол-
няются независимо от основной программы управления ФГ.
В состав ФГ входят не только элементы основного оборудования,
но и устройства автоматического управления в режимах пуска и остано-
ва, автоматического регулирования, автоматического ввода резерва
(АВР), технологических защит и блокировок, сигнализации положения
и аварийных состояний. Таким образом, в ФГ реализуются все виды
автоматизации.
Функциональная группа представляет собой иерархическую структуру, имеющую
в общем случае несколько уровней управления. Низшим уровнем управления является
уровень исполнительных механизмов. Этот уровень, помимо автоматического воздей-
ствия от вышестоящего уровня, включает в себя дистанционное управление электро-
приводами, а также защиты и необходимые блокировки. Вторым уровнем является
уровень, в рамках которого решаются все вопросы, связанные с непосредственным
управлением механизмами и арматурой; при этом реализуются две программы — про-
грамма пуска и программа останова. Этот уровень называется уровнем управления
42
подгруппами. Основой управления подгруппами является последовательность (поэтап-
ность) действий, выполняемых по заданной программе. В иерархической структуре
управления ФГ над подгруппами расположен уровень управления группой. На этом
уровне решаются вопросы управления подгруппами (или агрегатами), входящими в со-
став данной ФГ в зависимости от режима работы блока. Реализация программы
осуществляется на основе информации о работе блока и о состоянии подгрупп (или
агрегатов). При двухуровневой структуре, показанной па рис. 2-3, уровень подгруппы
отсутствует.
Высшим уровнем иерархического управления блоком является
надстройка над уровнем функциональных групп. Такой надстройкой
может быть в перспективе специализированная ЭВМ либо сочетание
Высшие уровни
управления
тз
Логическая часть
системы управления ФГ(ЛСУ)
иг
Условные обозначения
—--- Команды управления
« ° Команды оператора.
— Дискретная информация
о*— Дискретная информация оператору ,
□ Блоки управления
□ Устройства коммутации
—Исполнительные механизмы
АР — Автоматические регуляторы
-.ТЗ - Технологические защиты
I
т
Л «
Рис. 2-3. Структурная схема функционально-группового управления.
ее с другими средствами при руководящей пли пассивной роли операто-
ра. Реализация системы управления блоком на основе функциональных
групп требует оптимальной группировки оборудования блока в функ-
циональные группы п разработки логических программ.
В подсистему дистанционного и автоматического управления входят
устройства системы управления и защита реактора (СУЗ), предназна-
ченные для управления регулирующими органами реактора [СУЗ мо-
жет быть выделен также в самостоятельную (локальную) систему].
Подсистема автоматического регулирования, яв-
ляясь одной из важнейших частей системы управления, поскольку она
создаст основу для автоматизации производственных процессов, выпол-
няет четыре основные функции:
а) поддержание определенных параметров на заданном уровне
(стабилизацию параметров);
б) поддержание соответствия между двумя зависимыми величинами
(например, мощностью турбогенератора и мощностью реактора);
43
в) изменение регулируемой величины во времени по определенному
закону (программное регулирование); примером может служить про-
граммное расхолаживание реакторной установки;
г) поддержание оптимального значения регулируемой величины
(функция оптимизации).
В соответствии с этими функциями в подсистеме осуществляются
прием информации о технологических параметрах, формирование зако-
нов регулирования и управляющих воздействий, выдача информации
о работе регуляторов. В схемах автоматического регулирования энер-
гетических объектов могут быть выделены четыре основные группы
регуляторов.
1. Первая группа включает в себя особо ответственные регуляторы, обеспечиваю-
щие надежность работы агрегатов. Функции таких регуляторов не могут быть заме-
нены ручным воздействием оператора, а выход их из строя влечет за собой, как пра-
вило, останов агрегата (например, регулятор скорости турбины).
2. Ко второй группе относятся режимные регуляторы, обеспечивающие нормаль-
ное ведение процесса (например, регуляторы питания и т. п.). Отключение нх ие вызы-
вает обычно останова агрегата, так как регулирование, хотя и менее экономично,
может вестись вручную.
3. К третьей группе относятся пусковые регуляторы, обеспечивающие поддержа-
ние необходимых параметров в процессе пуска агрегата. Эти регуляторы не принимают
участия в работе оборудования при нормальном режиме.
4. И, наконец, местные регуляторы, обеспечивающие регулирование вспомогатель-
ных процессов, например уровня воды в деаэраторах, подогревателях и т. п., состав-
ляют четвертую группу.
Подсистема технологических защит применяется для
сохранения оборудования от повреждений и предупреждения аварий.
На электротехническом оборудовании (электродвигателях, генерато-
рах, трансформаторах) применяется защита от перегрузки, перенапря-
жения, токовая, грозовая и другие виды защиты.
Средствами технологической защиты оснащается все основное
технологическое оборудование АЭС. Получая информацию о состоянии
оборудования и технологических параметрах, устройства защит дейст-
вуют при глубоких нарушениях технологического процесса или неис-
правностях оборудования, грозящих вызвать аварийную ситуацию. При
этом автоматически осуществляются отключение отдельных неисправ-
ных агрегатов, снижение нагрузки или полный останов блока. Количе-
ство защит и сложность их электрических схем во многом зависят от
конструктивных особенностей и надежности основного оборудования.
К подсистеме технологических защит можно условно отнести блокиров-
ки, назначение которых часто приводит и к защитным действиям, хотя
наряду с ними осуществляют и автоматическое управление отдельными
элементами технологического оборудования. Подсистема технологи-
ческих защит может включать в себя устройства защиты системы уп-
равления и защиты реактора (СУЗ).
Подсистема связи необходима для передачи команд и ин-
формации между оперативным персоналом. Для этого служат следую-
щие виды оперативной связи:
а) двусторонняя связь дежурного инженера станции или начальни-
ка смены с подчиненным оперативным персоналом;
б) двусторонняя связь операторов БЩУ с подчиненным персоналом
(обходчиками оборудования);
в) общестанционная и блочная командно-поисковая связь.
44
Оперативная двусторонняя связь осуществляется комбинирован-
ной: телефонная и громкоговорящая. Эти виды оперативной связи мо-
гут дополняться промышленными многоканальными телевизионными
установками. Дежурный инженер станции, кроме того, имеет возмож-
ность ведения циркулярной связи и подключения магнитофона. На щи-
тах управления устанавливаются комбинированные коммутаторы
громкоговорящей и телефонной связи.
Первые атомные электростанции имели системы управления, соот-
ветствующие измерительной технике и аппаратуре контроля и управ-
ления того периода. Уровень автоматизации этих АЭС характеризуется
значительной централизацией управления и контроля, а также оснаще-
нием их в основном общепромышленными средствами дистанционного
управления, автоматического регулирования и защит в объеме, достато-
точном для уверенного управления блоком в нормальном режиме дву-
мя-тремя операторами с блочного щита управления. При этом обеспе-
•чиваются непрерывный визуальный контроль, графическая регистрация
и сигнализация отклонения основных параметров, контроль по вызову
вспомогательных параметров, а также регулирование в нормальных
режимах, дистанционное управление и защита оборудования блока. На
долю же персонала приходится значительный объем операций, особен-
но по пуску и останову блока.
Развитие атомной энергетики, увеличение единичной мощности,
повышение параметров ядерных энергетических установок и интенси-
фикация технологических процессов поставили перед системами управ-
ления новые задачи- Эти задачи заключаются главным образом в полу-
чении большого объема информации, в том числе и расчетной,
представлении ее оператору в уплотненном виде, в дальнейшем повы-
шении степени автоматизации пусковых операций и т. п. Реализация
этих задач потребовала привлечения наряду с традиционными средст-
вами контроля и управления средств вычислительной техники и новой
аппаратуры для обработки и представления информации, а также для
управления.
Для дальнейшего совершенствования АСУ ТП и достижения высо-
кого уровня автоматизации энергоблоков АЭС в настоящее время на-
метились два основных пути — создание централизованных и децент-
рализованных систем управления технологическими процессами АЭС.
Централизованная система предполагает использование
электронной вычислительной машины (ЭВМ) в качестве центрального
органа сбора и обработки информации, а также для осуществления
программного управления и регулирования.
Принципиально ЭВМ позволяет выполнять все без исключения
•функции, возлагаемые на систему управления блоком. Однако это вле-
чет за собой необходимость применения сложной ЭВМ с большой
емкостью запоминающих устройств, высокой скоростью опроса и обра-
ботки данных, что неизбежно приводит к понижению ее надежности при
высокой стоимости. Выход из строя ЭВМ будет вызывать полный оста-
нов блока. К сказанному следует добавить, что обслуживание сложной
ЭВМ, корректировка программ и поддержание машины в состоянии
постоянной работоспособности требуют значительного количества ква-
лифицированного персонала.
В децентрализованной системе управления функции
управления и контроля осуществляются автономными устройствами
(например, ФГУ). Независимый децентрализованный характер управ-
45
ления обеспечивает удобство эксплуатации и ремонта, так как повреж-
дение систем управления и контроля отдельных устройств локализует-
ся в пределах этих устройств и не распространяется на другие элемен-
ты управления установкой. При этом обеспечивается возможность,
поэтапного осуществления комплексной автоматизации АЭС, требуется
более простое, чем при использовании централизованных систем, про-
граммное обеспечение и создаются условия для наименьших изменений
рабочих программ при наладке и в период освоения оборудования.
При использовании положительных качеств описанных выше систем
может быть получена «гибридная» система управления,
которая, если учитывать все изложенные выше соображения относитель-
но подготовленности основного оборудования, математического обеспе-
чения и надежности средств, может оказаться оптимальной для блоков
большой мощности на ближайший обозримый отрезок времени. Струк-
турная схема такой системы управления была показана на рис. 2-2.
В этой системе централизованы сбор, обработка и представление ин-
формации. Эти функции выполняются ЭВМ, а управление децентрали-
зовано и осуществляется по функционально-групповому принципу.
Вопрос надежности ЭВМ в данном случае не стоит так остро, как в слу-
чае выполнения ею функций управления, однако для повышения «живу-
чести» системы ЭВМ дополняется небольшим количеством индивиду-
альных аналоговых приборов.
В рассматриваемой системе на ЭВМ возлагается следующее: цик-
лический опрос первичных приборов, первичная обработка данных
(масштабирование, линеаризация шкал, различные преобразования и
т. п.), контроль параметров по вызову на ЭЛИ, сигнализация отклоня-
ющихся от нормы параметров, регистрация отклонений и регистрация
текущих значений параметров по вызову, регистрация предаварийных
ситуаций, срабатывания защит и действий персонала, вычисление ядер-
но-физичсских данных, технико-экономических показателей и отчетных
данных по блоку, их регистрация, подготовка данных для передачи
в вычислительную машину более высокого уровня, а также оптимиза-
ция процесса. При помощи же аналоговых средств осуществляются гра-
фическая регистрация и визуальный контроль главнейших параметров
блока и параметров, связанных с обеспечением его безопасности.
Управление организуется по иерархическому принципу, в основу
которого положены функциональные группы. При таком построении
управления достигается автоматизация пускоостановочных операций
на блоке, значительно облегчается работа оператора, уменьшается
число ошибочных действий персонала. Наряду’ с функционально-груп-
повым управлением с БЩУ предусматривается дистанционное управ-
ление каждым механизмом, что создает удобство при наладочных и
ремонтных работах. Этим обеспечивается также управление блоком
в случае отказа каких-либо устройств управления функциональных
групп.
В качестве примера можно привести некоторые функциональные группы.
а) По реакторной установке:
главный циркуляционный насос;
главный циркуляционный контур (или отдельная петля);
питательная установка парогенератора;
система продувки — подпитки.
б) По турбоустановке:
система автоматического пуска турбины;
м аслохозяйство;
46
вакуумно-уплотнительные устройства;
конденсатные насосы ПНД и ПВД;
блочная обессоливающая установка;
подогреватели высокого давления.
в) По генератору:
система охлаждения генератора;
система возбуждения генератора;
система синхронизации.
В состав системы входят также подсистемы автоматического регу-
.лирования и технологических защит, локальные системы внутриреак-
торного контроля и управления и защиты реактора. В системе учитыва-
ются требования по обеспечению безопасности и осуществляются
необходимые меры по надежному электропитанию всех устройств
АСУ ТП.
Принципы построения описанной выше АСУ ТП положены в основу
АСУ ТП для блоков с реакторами типа ВВЭР-1000.
2-2. ЩИТЫ УПРАВЛЕНИЯ
Основными постами управления на АЭС служат:
центральный щит управления (ЦЩУ);
блочные щиты управления (БЩУ);
щит общестанционных устройств (ЩОУ).
Вспомогательные посты управления организуются на резервном
щите управления (РЩУ) и местных щитах управления (МЩУ).
Центральный щит управления служит для управления эле-
ментами связи АЭС с энергосистемой и общестанционными установка-
ми. С него осуществляются:
а) контроль линейных и шинных разъединителей всех распредели-
тельных устройств высших напряжений и автотрансформаторов связи
между распредустройствами (РУ) высших напряжений и управле-
ние ими;
б) ручная синхронизация на шинных аппаратах и выключателях
автотрансформаторов связи между РУ высших напряжений;
в) управление отдельными общестанционными устройствами.
На ЦЩУ сосредоточивается информация о работе блоков, сигна-
лизация о неисправности оборудования общестанционных устройств,
нс имеющих постоянного ^персонала, сигнализация от всех элементов,
управляемых с ЦЩУ, а также сигнализация о положении коммутацион-
ных аппаратов. ЦЩУ является местом пребывания дежурного инженера
станции (ДНС) или начальника смены станции (НС АЭС).
Блочный щит управления служит для управления энергетиче-
ским блоком. С этого щита осуществляются пуск реактора, выведение
его па мощность, пуск турбин, синхронизация генераторов и ввод
в действие вспомогательных систем, необходимых для перечисленных
выше операций, и дистанционное управление системами обеспечения
безопасности. С БЩУ ведется управление блоком в нормальном режиме,
в аварийных ситуациях, а также плановый и аварийный останов реак-
тора и турбины п расхолаживание реакторной установки.
Со щита общестанционных устройств осуществляется
управление общестанционным оборудованием — установками спецводо-
очистки, бойлерной, некоторыми вентиляционными системами. Следует,
однако, отметить, что необходимость ЩОУ должна в каждом конкрет-
ном случае обосновываться, и при возможности управления указанными
установками с других щитов от ЩОУ следует отказываться.
47
Резервный щит управления предназначен для проведения
операций по останову блока в ситуациях, при которых осуществить эти
операции с БЩУ не представляется возможным.
Местные щиты управления могут выполняться для общестан-
ционных систем (ХВО, СВО и др.) с постоянным пребыванием на них
обслуживающего персонала, а также для отдельных технологических
установок без постоянного персонала.
Ниже рассматриваются различные типы БЩУ АЭС, а также при-
водятся основные характеристики резервного щита управления.
Блочный щит управления. БЩУ является одной из наиболее важных
частей АЭС, так как на нем сосредоточивается вся информация о рабо-
те энергетического блока и с него обеспечивается управление всеми
его элементами. БЩУ является местом, где осуществляется связь
между подсистемами АСУ ТП, оператором и объектом управления.
БЩУ разрабатывается на основе эргономических и эстетических фак-
торов, а также исходя из технологических особенностей объекта управ-
ления. Если учесть, что энергетический блок, например, с ядерным ре-
актором ВВЭР-1000 имеет около 5000 точек измерения и около 1000
управляемых элементов, вопрос психической и физической нагрузки
оператора является одним из наиболее важных при определении струк-
туры, числа рабочих мест за пультом управления, конструктивных
особенностей БЩУ.
Блочный щит управления на АЭС подобен щитам управления
блоков котел — тубина — генератор на обычных тепловых электростан-
циях. Различие здесь состоит в том, что на обычной тепловой электро-
станции обслуживающий персонал может ознакомиться с состоянием
оборудования на месте, а на АЭС этого сделать нельзя, во всяком слу-
чае в отношении оборудования первого контура. Здесь вся информация
о работе оборудования должна осуществляться устройствами дистан-
ционного контроля и сигнализации. Это обстоятельство выдвигает
дополнительные требования к устройствам контроля и управления: во-
первых, должна быть обеспечена максимальная надежность этих
устройств; во-вторых, устройства контроля должны обеспечить возмож-
но широкую информацию о, различных сторонах протекающих процессов
и о работе оборудования, а средства управления должны позволять
производить все главнейшие операции дистанционно при отказе автома-
тики, при этом организация контроля и управления на БЩУ должна
вместе с тем допускать управление установкой минимальным количест-
вом персонала.
БЩУ представляет собой комплекс щитовых устройств — пультов
и панелей, на которых размещается вся контрольно-измерительная и
коммутационная аппаратура. Исходя из конструктивных особенностей,
габаритов и функционального назначения приборов и аппаратуры стало
традиционным размещение аппаратуры главным образом на панелях
и пультах и только в отдельных случаях — на специальных стендах.
В соответствии с этим БЩУ состоит из панелей регуляторов, контроль-
но-измерительных приборов, реле различного назначения и другой
электроаппаратуры и пультов, на которых размещаются все командно-
коммутационные аппараты и средства представления оперативной ин-
формации.
Для отечественных АЭС стало обычным применение электронной
аппаратуры и электрических исполнительных механизмов. Поэтому
панели и пульты представляют собой чисто электротехнические устрой-
48
ства без какой-либо трубной разводки для гидравлики или пнев-
матики.
Большое количество операций, выполняемых с блочного щита,
требует такого взаимного размещения всей аппаратуры и приборов,
которое обеспечило бы удобное обозрение и пользование всем необхо-
димым для управления, при этом следует исходить из того, что управ-
ление блоком поручается в настоящее время двум-трем операторам,
а в перспективе — одному. Вместе с тем надо иметь в виду, что при
большом объеме контроля и управления, который необходим для эк-
сплуатации блока, перед оператором нужно разместить только те прибо-
ры и командные аппараты, которые необходимы ему для управления
блоком в нормальном режиме или особо опасных ситуациях, а также
аппаратуру, относящуюся к системам обеспечения безопасности. Вся
остальная аппаратура контроля, регулирования и управления, включая
и ту, которая связана с подготовительными операциями пуска и остано-
ва, может быть вынесена из зоны постоянного действия оператора.
Таким образом, возникает возможность выполнения БИТУ из двух
основных частей — контуров — оперативного и неоперативного. На
оперативной части щита сосредоточены приборы и органы управ-
ления, при помощи которых обеспечиваются управление и безопасная
работа энергоблока. На неоперативной — управление вспомога-
тельными участками и приборы второстепенной информации. На опе-
ративных панелях реакторной установки размещаются основные при-
боры теплотехнического контроля, такие, как измерители температуры
теплоносителя на входе и выходе реактора, давления в первом конту-
ре, перепада давления в активной зоне, расхода и давления в системе
подпитки, расхода теплоносителя по циркуляционным петлям, перепада
давления на главных циркуляционных насосах или газодувках, темпе-
ратуры теплоносителя, а также устройства отображения массового кон-
троля (например, температур каналов активной зоны), указатели по-
ложения регулирующих стержней и т. п. Кроме того, мля реакторов
с водой под давлением на панелях устанавливаются приборы измерения
уровня в компенсаторах объема, а для реакторов с кипящей водой —
приборы уровня воды в корпусе, а также ряд других приборов, связан-
ных с особенностями конструкции реактора.
На пульте реакторной установки сосредоточены основные приборы
пуска, управления и останова реактора, главнейшие из которых сле-
дующие: индикаторы пуска, задатчики мощности, измерители периода,
измерители мощности. На пульте располагаются также ключи управ-
ления регулирующими органами реактора, ограничителями мощности,
регуляторами давления в первом контуре, кнопки аварийной защиты
и ряд других органов управления, а также сигнальные табло и элек-
тронно-лучевые индикаторы (ЭЛИ). Для управления циркуляционными
пятлями и системой подпитки на пульте располагаются также органы
управления главными циркуляционными насосами, задвижками, подпи-
точными насосами и другим вспомогательным оборудованием, относя-
щимся к реакторной установке. Управление парогенераторами (питание
их водой, продувка, главные паровые задвижки и система регулирования
температуры перегрева) может быть отнесено к турбинной части щита
или совмещено с управлением реакторной установкой.
Турбинная и генераторная части щита управления АЭС не отлича-
ются от аналогичных частей щитов управления обычных тепловых элек-
тростанций. На турбинной части БЩУ размещены приборы контроля
4—831 49
механических величин — числа оборотов, теплового расширения ротора
и корпуса турбины, а также теплотехнического контроля — вакуума
в конденсаторе, давления масла в системе смазки и регулирования,
температуры подшипников и частей турбины. Генераторная часть БЩУ
служит для управления генераторами и трансформаторами собственного
расхода.
Конструктивно оперативный контур БЩУ обычно выполняется
в виде вертикальных приборных панелей и противостоящего пульта,
за которым находится оператор. Такая компоновка имеет условную
формулу «панель — пульт — оператор». На вертикальных панелях раз-
мещаются крупногабаритные приборы и в некоторых случаях мнемо-
схема. Пульт выполняется чаше всего с вертикальной приставкой, на
которой располагаются приборы небольших габаритов в одни-два ряда
по высоте и ЭЛИ.
Рис. 2-4. Блочный щит управления блока с ВВЭР (о); фрагмент блочного шита управ-
ления (6).
В неоперативном контуре БЩУ можно выделить два рода пане-
лей— панели с приборами вспомогательного назначения (например,
температурный контроль металлоконструкций агрегатов — реактора и
турбины), которые доступны для оператора, и панели с регуляторами,
коммутационной и вспомогательной аппаратурой, размещаемые за пре-
делами оперативного зала в специальных помещениях. Наиболее рас-
пространенной является компоновка, при которой приборные неопера-
тивные панели первого рода установлены в непосредственной близости
от оператора, справа или слева от оперативного контура. В ряде ком-
поновок можно встретить размещение неоперативных панелей за спи-
ной оператора. Следует отметить, что деление панелей на оперативные
и неоперативные является чисто условным.
Размещение БЩУ следует рассматривать как с точки зрения сов-
мещения БЩУ нескольких блоков в одном помещении, так и по терри-
ториальному расположению БЩУ относительно основного оборудова-
ния. На атомных электростанциях можно встретить как индивидуаль-
ный БЩУ для каждого блока, так и размещение БЩУ двух блоков
в одном помещении («парное» расположение БЩУ).
Преимуществами первого варианта являются относительная безо-
пасность в пожарном отношении БИТУ одного блока при пожаре на
50
БЩУ другого и удобство при строительстве АЭС очередями. К недо-
статкам такого решения следует отнести некоторое увеличение опера-
тивного персонала БЩУ по сравнению с «парным» расположением
БЩУ, позволяющим персоналу совмещать обслуживание обоих БЩУ.
Примером индивидуального размещения БЩУ может служить БЩУ
для блока с ВВЭР-440 АЭС Ловииза (Финляндия).
Как видно из рис. 2-4,а, на котором показана компоновка БЩУ указанной АЭС,
в центре оперативного зала расположен пульт управления 1 па два рабочих места.
Левая часть и половина средней части пульта служат для управления реактором п
циркуляционными петлями, а вторая половина средней части и вся правая часть
пульта — для управления двумя турбинами и генераторами. На приставке средней
части пульта размещаются пять электронно-лучевых индикаторов, па которых пред-
ставляется информация о работе блока (рис. 2-4,6). Эта информация дополняется
данными небольшого количества миниатюрных показывающих приборов, установлен-
ных как на приставке, так и на столешнице пульта вместе с органами управления
ФГУ и основными механизмами. Перед пультом находится ряд оперативных- панелей
БЩУ 2. Соответственно секциям пульта располагаются панели управления реактором
и турбинами, а правая часть отведена для управления и контроля второго контура.
На этих панелях установлены как показывающие, так и самопишущие приборы и орга-
ны управления отдельными механизмами.
Слева от пульта имеются панели 3 для управления системами обеспечения
безопасности, узлами и агрегатами первого контура неоперативного назначения. Сзади
пульта установлены неоперативные панели 4 различного назначения: для приборов
радиационного контроля, управления контуром герметичности, пожарной сигнализа-
ции, генераторов и т. п.
Между пультом и задним рядом панелей находится стол-пульт 5 руководителя
блока со средствами связи. В правой части зала находятся панели электроустройств 6,
печатающие машинки 7 и стол 8. Средства информации дополняются значительным
количеством табло сигнализации и упрощенными мнемоническими схемами отдельных
узлов блока. Описанный БЩУ. несмотря на большое количество установленных в опе-
ративном зале панелей, является вполне современным как по компоновке, конструк-
тивному выполнению, так и по установленной на нем аппаратуре.
На отечественных АЭС приняты индивидуальные БЩУ, расположенные в отдель-
ных для каждого блока помещениях.
«Парное» расположение БЩУ двух блоков в одном помещении часто встречается
на зарубежных АЭС. Так, например, на АЭС Сарри (США) с блоками мощностью
855 МВт и реакторами типа PWR (с водой под давлением) БЩУ двух блоков разме-
шаются в одном помещении. Как видно из рис. 2-5, пульты 1 и 1а и панели 2 и 2а
образуют оперативные контуры БЩУ обоих блоков, независимые друг от друга. Боль-
шинство самых необходимых для эксплуатации блока приборов и регуляторов, а так-
же средства управления, которыми необходимо пользоваться в аварийных условиях,
устанавливаются на пульте по соответствующим группам. При этом управление си-
стемами обеспечения безопасности сосредоточивается на отдельных секциях. Самопи-
шущие и показывающие приборы установлены на вертикальных панелях по функцио-
нальным признакам.
Для управления вспомогательными системами блоков (например, системой удале-
ния отходов, контроль радиационной обстановки и др.) установлены неоперативные
панели 3 н -/ обоих блоков, ЭВМ 5 и 5а выделены в отдельные помещения, а их
пульты 6 и 6а находятся рядом с оперативными пультами БШУ и столом операто-
ра 7. В отдельном помещении расположены пусковые панели 8 и 8а. «Парный» щит
АЭС Сарри, несмотря на то, что оба оперативных контура выполнены независимыми,
приспособлен для управления двумя блоками одним оператором.
Другим примером «парных» БЩУ может служить АЭС Данджипесс (Англия)
с двумя блоками мощностью по 660 МВт с газовыми реакторами. Эта АЭС имеет
весьма высокую степень автоматизации и централизации управления с помощью ЭВМ.
Как видно из рис. 2-6, оперативные панели обоих БЩУ не образуют общего контура
обслуживания, а пульты 1 и 1а и пульт-панели 2 и 2а каждого БЩУ располагаются
самостоятельно в углах оперативного зала. Только электрическая часть 3 двух блоков
объединена общим контуром. Для руководителя двух блоков имеется отдельно стоя-
щий пульт 4. Особенностью данной компоновки являются специальные пульты для
установки па них ЭЛИ и пульт-панели, представляющие собой комбинацию пульта
с неширокой столешницей и высокой приставкой. На пульт-панелях размещаются как
приборы, так и органы управления механизмами.
4* 51
Основным преимуществом «парной» компоновки является возмож-
ность сокращения числа оперативного персонала БЩУ. К недостаткам
же следует отнести некоторое увеличение протяженности кабельных
трасс по сравнению с индивидуальным БЩУ. Выбор вариантов
в смысле совмещения нескольких БЩУ или их индивидуального разме-
щения является предметом проектных проработок и технико-экономи-
ческих сравнений.
Территориальное размещение БЩУ относительно оборудования
блока имеет значительное количество вариантов, зависящих от взаим-
ного расположения реакторного
отделения и машинного зала,
наличия деаэраторной этажерки,
расположения турбин в машин-
ном зале (продольное или попе-
речное) и т. п. В отечественной
практике наиболее часто встре-
чаются следующие варианты тер-
риториального расположения
БЩУ:
а) между реакторным и ма-
шинным залами в дедэраторном
•пролете. Такое расположение бы-
ло принято на первых блоках Но-
воворонежской АЭС и представ-
ляется наименее удобным, так как
деаэраторная этажерка ограни-
чивает размеры оперативного за-
па, создает замкнутое простран-
ство, лишенное дневного света,
не обеспечивает необходимой ги-
дроизоляции и т. п.;
б) в торце реакторного зала.
По этому варианту выполнены
все последние БЩУ на АЭС с ре-
акторами ВВЭР-440; в этом слу-
чае благоприятно решаются во-
просы вентиляции, дневного осве-
щения и геометрии БЩУ, хотя
некоторое удаление БЩУ от
к увеличению кабельных трасс;
Рис. 2-5. Блочный щит управления
двух блоков PWR.
Рис. 2-6. Блочный щит управления двух
блоков с газовыми реакторами.
основного оборудования приводит
в) для АЭС с реакторами ВВЭР-1000 БЩУ может быть располо-
жен над распредустройством собственных нужд; этот вариант создает
предпосылки для объединения БЩУ двух блков в одном помещении.
В зарубежной практике также встречаются различные варианты
территориального расположения БЩУ. Так, например, на АЭС Библис
(ФРГ) БЩУ расположен в отдельном корпусе над помещениями элек-
тротехнических устройств собственных нужд. При выборе места распо-
ложения помещений БЩУ следует руководствоваться соображениями
доступности БЩУ в условиях нормальной эксплуатации и в аварийных
ситуациях, безопасности персонала от радиационного поражения,
удобств эвакуации персонала при особо опасных ситуациях, удобств
транспортных связей с другими обслуживаемыми помещениями АЭС и
52
особенно с РЩУ, минимальной протяженностью кабельных трасс меж-
ду объектами управления и контроля и БЩУ и комфортностью. Необ-
ходимо также учитывать, что устройства ЭВМ должны размещаться
в непосредственной близости от оперативного зала БЩУ в условиях
отсутствия запыленности и вибрации. Большая часть перечисленных
условий может быть выполнена при размещении БЩУ в помещениях,
вынесенных из пределов главного корпуса в отдельно стоящие здания.
Взаимное расположение средств информации и управления на
панелях и пультах определяется структурным построением БЩУ. На
распределение средств информации и контроля между оперативным и
неоперативным контурами БЩУ указывалось выше. Здесь будет рас-
смотрена структура собственно оперативного контура.
Структура оперативного контура БЩУ связана прежде всего с ор-
ганизацией управления блоком, определяющей количество рабочих
мест БЩУ. Количество операторов, управляющих блоком, зависит от
степени и объема автоматизации, централизации управления, сосредо-
точенного на БЩУ, технических средств, применяемых для представле-
ния информации и управления, степени уплотнения информации, полу-
чаемой оператором, а также от организационной структуры админи-
стративного управления АЭС.
В практике эксплуатации АЭС встречаются в основном две струк-
туры административного управления — бесцеховая и цеховая. Первая
организуется по принципу эксплуатации блока в целом одним подраз-
делением, вторая предусматривает эксплуатацию оборудования по
функциональному признаку специализированными цехами. На отечест-
венных АЭС принята цеховая структура управления с цехами: реактор-
ным (или реакторно-парогенераторным), турбинным и электрическим
или реакторно-турбинным и электрическим.
Влияние структуры административного управления сказывается как
на компоновке БЩУ, так и на количестве и функциях оперативного
персонала. В условиях беспеховой структуры БЩУ может компоно-
ваться из расчета работы на нем одного-двух операторов, управляю-
щих всем блоком. При цеховом делении компоновка БЩУ при прочих
равных условиях должна удовлетворять условиям работы на нем всех
представителей эксплуатационных цехов, что приводит к некоторому
увеличению количества персонала по сравнению с бесцеховой струк-
турой.
Таким образом, сопоставлением всех указанных факторов при раз-
работке БЩУ намечается прежде всего количество операторов для
управления блоком и количество рабочих мест БЩУ и выбирается его
структура. Из наиболее часто встречающихся на АЭС могут быть на-
званы две основные структуры, условно названные централизованной
и последовательно-технологической.
Первая предназначается для работы за пультом управления одно-
го оператора, а вторая для нескольких. Для эффективного действия
одного оператора в центре оперативного контура сосредоточиваются
главнейшие средства управления и представления информации, позво-
ляющие оператору уверенно осуществлять управление блоком в нор-
мальных режимах, а вся остальная аппаратура размещается на пери-
ферии и используется при нестационарных процессах и в аварийных
ситуациях не только оператором, но и его помощниками (из числа
обходчиков).
53
При последовательно-технологической структуре все средства
информации и управления размещаются на панелях и пультах опера-
тивного контура в последовательности, характеризующей технологиче-
ский процесс, без выделения особо важных в какой-либо части контура.
В этом случае оперативный контур БЩУ выполняется трехсекционным,,
одна из секций которого предназначена для аппаратуры контроля и
управления реактором, вторая — для турбоустановок и третья — для
электрической части блока. При этом управление блоком осуществля-
ется тремя операторами, из которых каждый соответственно управляет
реакторной установкой, турбоустановкой и электрической частью (ге-
нератор, собственный расход, резервное питание и т. п.). Можно встре-
тить также такие структуры БЩУ, в которых электрическая часть
блока вынесена за пределы оперативного контура на отдельно стоящие
панели. Такая структура имеет преимущества для «парных» БЩУ, где
электрическая часть обоих блоков объединяется общим контуром и
обслуживается одним оператором.
Следует отметить, что в отечественной практике применяется в ос-
новном последовательно-технологическая структура БЩУ, при этом
средства управления и контроля систем обеспечения безопасности
размещаются на отдельных пультах и панелях оперативного контура.
Конструктивное решение БЩУ заключается в выборе геометрии
оперативного контура, взаимного расположения оперативного и неопе-
ративного контуров, размеров и профилей пультов, способов подсоеди-
нения кабелей и проводов к аппаратуре, в обосновании наличия мнемо-
схемы и в решении ряда чисто конструктивных 'вопросов, влияющих на
интерьер оперативного зала.
Геометрия оперативного контура БЩУ встречается самая разнооб-
разная, но в основном распространены три варианта расположения па-
нелей и пультов: линейный, трапециевидный и дугообразный. Встреча-
ются также комбинации перечисленных вариантов. Следует отметить,,
что при достаточно протяженных оперативных контурах БЩУ мощных
энергоблоков линейное расположение панелей и пультов, как это вы-
полнено на АЭС Библис, создает несколько худший обзор приборов и
требует наличия на БЩУ нескольких операторов. Взаимное размеще-
ние оперативных и неоперативных панелей диктуется удобством обзо-
ра средств представления информации и пользования органами управ-
ления механизмами и технологическими системами.
Профиль и поперечные размеры пультов выбираются исходя из
применяемых средств контроля и управления, удобства доступа к ним
для ухода и ремонта, размеров коммутационной аппаратуры и эстетиче-
ских и комфортных факторов. Современный пульт представляет собой
сложное техническое изделие, и его разработка должна вестись специ-
алистами в области эргономики, эстетики, аппаратуры и технологии
АЭС. Один из пультов для БЩУ мощного энергоблока АЭС показан
на рис. 2-7. На пульте, рассчитанном на два рабочих места, установле-
ны цветные электронно-лучевые индикаторы, узкопрофильные прибо-
ры, а также значительное количество коммутационной аппаратуры для
вызова информации на ЭЛИ и органов управления.
С целью облегчения работы оператора па БЩУ может быть вы-
полнена мнемосхема, приближенно отображающая оборудование и
технологический процесс блока. Мнемосхема может быть расположена
на пульте управления, иа плоскостях вертикальных панелей или над
панелями. В первом случае (рис. 2-8) мнемосхема отображает только
54
главные технологические контуры (например, циркуляционные петли)
и основное оборудование (реактор, ГЦН, парогенератор). При этом
в местах мнемосхемы, где изображены агрегаты или механизмы, име-
ющие электроприводы, располагаются командные органы (ключи,
кнопки) и сигнальные устройства (лампы со светофильтрами), харак-
теризующие состояние объекта. На мнемосхеме размещены некоторые
важные приборы небольших габаритов Пульты с расположенными на
них мнемосхемами удобны для работы, особенно в аварийных ситуа-
циях, и часто встречаются на зарубежных АЭС.
Рис. 2-7. Пульт управления блоком Б11-600.
На отечественных АЭС мнемосхемы в виде отдельных фрагментов
изображаются па вертикальных панелях, как эго видно на рис. 2-9,
где изображена часть оперативного контура Б'ИУ блока с реактором
типа ВВЭР-440. На данной мнемосхеме отображаются положения
запорных органов и механизмов, а также сигнализируются отклонения
параметров. В этом случае мнемосхема пслуч • ic щзочшо сушен-
ной различной информацией и может применятся при 01су;ствии
таких средств, как ЭЛИ.
Мнемосхемы, расположенные над панелями, могут более полно
представить схему технологического процесса и служат главным обра-
зом для отображения положения механизмов и запорных органов. На
БЩУ АЭС широко применяются мнемотабло, отображающие активную
зону реактора, на которых фиксируется положение регулирующих кас-
сет (стержней), а также осуществляется сигнализация об отклонениях
массовых параметров, характеризующих состояние активной зоны.
Такие мнемотабло видны как на рис. 2-9 (БЩУ ВВЭР ПО). так и па
рис. 2-10, па котором изображена часть оперативною .. нгг.р. Б'ТУ
блока с РБМК-1000.
55
Рис. 2-8. Фрагмент
При конструировании БЩУ обращается внимание на удобный до-
ступ к приборам и аппаратуре, обеспечивающий быструю замену эле-
ментов, надежную укладку проводов и подводящих кабелей, а также
на удобство перекоммутации при испытаниях и наладке. Для этих
целей применяются штепсельные разъемы, подъемные крышки пуль-
тов и т. п.
Особых мер требует установка аппаратуры для управления систе-
мами обеспечения безопасности. Необходимо, чтобы исключалось одно-
временное повреждение как технических средств разных систем обеспе-
чения безопасности, так и взаиморезервирующих технических средств,
принадлежащих к одной системе. В связи с этим должны предусматри-
ваться разделение взаиморезервирующих технических средств (напри-
мер, приборов защиты) на различные панели, выделение управления
взаиморезервирующими системами обеспечения безопасности на от-
дельные панели и пульты или как минимум размещение командной
аппаратуры управления этими системами на пульте на определенном
расстоянии друг от друга и заключение их в защитные кожухи. С целью
повышения надежности в последнем случае укладка проводов в пане-
лях и пультах для разных систем обеспечения безопасности должна
выполняться изолированно друг от друга и от других потоков проводов.
56
мнемосхемы на пульте.
Выше шла речь главным образом об оперативном контуре БЩУ,
составляющем по числу щитовых устройств не более 12—15% общего
количества панелей и пультов, необходимых для управления блоком,
которое достигает нескольких сотен единиц. К этому числу следует
добавить от 30 до 50 шкафов различных габаритов, относящихся к уст-
ройствам ЭВМ. Большинство щитовых устройств для обеспечения нор-
мальных условий эксплуатации размещается в специальных помещени-
ях. Помещения блочных щитов управления, в которых необходимо
постоянное пребывание обслуживающего персонала, как правило, дол-
жны размещаться в зоне свободного режима.
Общая площадь, необходимая для размещения всех устройств
БЩУ, характеризуется следующими средними данными: для блока
с ВВЭР мощностью 440 МВт — 400; для 1000 МВт — 500 м2. Выделение
указанных площадей для БЩУ в пределах одного помещения или одной
отметки представляет известные трудности при компоновке главного
корпуса, и поэтому необходимая площадь для БЩУ может быть рас-
пределена не только между несколькими помещениями на одном уров-
не, но и на нескольких этажах.
Наиболее распространенной компоновкой устройств БЩУ являет-
ся размещение оперативного контура в центральной части помещения
57
Рис. 2-9. Фрагмент БЩУ блока с ВВЭР-440.
БЩУ, а неоперативных панелей (панели регуляторов, защиты, ФГУ и
др.) в помещениях, расположенных по бокам оперативного зала.
Встречаются компоновки, в которых неоперативные панели размещают-
ся под оперативным залом, причем между этажами предусматривается
место для прокладки кабелей. Следует иметь в виду, что неоперативные
щитовые устройства, относящиеся к разным системам обеспечения
безопасности (панели с аппаратурой, участвующей в автоматиче-
ском запуске этих систем), размещаются территориально в трех раз-
ных местах, иногда совместно с электротехническими устройствами этих
систем. Также в разных местах устанавливаются и панели со взаимо-
резервирующими средствами защиты реактора.
Особое помещение площадью 200—220 м2 отводится под устрой-
ства ЭВМ, климатические условия в которых должны быть достаточно
высокими. Кроме постоянной температуры и влажности, в этом поме-
щении необходимо обеспечить чистоту воздуха (отсутствие пыли и
вредных паров), а также жесткие требования по вибрации, которая
не должна превышать 100 мкм.
58
Рис. 2-10. Фрагмент БЩУ блока с РБМК-1000.
Оперативный зал имеет несколько большую высоту, чем другие
помещения БЩУ, и в нем организованы соответствующие освещение
и кондиционирование. Освещение должно обеспечить высвечивание в
основном приборных панелей и пультов с освещенностью 200 лк при
общей освещенности 100 лк. При этом должно быть обеспечено отсут-
ствие бликов на приборах. Кондиционирование в оперативном зале
призвано обеспечить постоянную температуру не более 25°С и влаж-
ность воздуха, равную 60—30%. Что касается помещений с неопера-
тивными панелями, то там также должны соблюдаться определенные
климатические условия (температура не выше 30°С и влажность до
60%).
Как правило. БЩУ должен выполняться по специальному архитек-
турному проекту, в котором учитываются как эстетические, так и ин-
женерно-технические требования, обеспечивающие нормальную работу
персонала и оборудования. Должен быть обеспечен также удобный
подход кабельных потоков ко всем щитовым устройствам. Особое вни-
мание уделяется противошумным мероприятиям, если учитывать, что
величина шума в оперативном зале БЩУ не должна превышать 60 дБ.
Помещение БИТУ должно удовлетворять нормам техники безопасно-
сти, противопожарной безопасности и правилам устройства электро-
установок.
Резервный щит управления. Принимаемые на БЩУ меры проти-
вопожарной охраны и радиационной безопасности сводят к минимуму
возможность того, что создадутся условия, при которых операторы не
смогут находиться в помещении БЩУ и нормально управлять блоком.
59
Однако общие условия безопасности АЭС требуют того, чтобы в слу-
чае необходимости блок мог быть остановлен и с другого пункта
управления. С этой целью на АЭС создается резервный Щит управле-
ния (РЩУ), с которого должны быть осуществлены следующие основ-
ные операции:
а) останов реакторной установки и обеспечение ее безопасности;
б) отвод остаточного тепла из активной зоны.
Эти операции должны выполняться как в условиях нормальной
остановки блока, так и при остановке его в условиях максимальной
аварии при выполнении всех требований по обеспечению безопасности.
Для реализации указанных операций на РЩУ требуется установка
определенного объема аппаратуры контроля и управления. Так, на
РЩУ упоминавшейся выше АЭС Сарри предусматриваются приборы
для контроля за уровнем в парогенераторах и компенсаторах объема
и давления в первом контуре и др. С РЩУ может при необходимости
осуществляться управление насосами и арматурой питательной систе-
мы парогенераторов, подачей раствора борной кислоты в активную
зону реактора, подогревателями компенсатора объема, клапанами
сброса пара из главного паропровода в атмосферу и некоторыми дру-
гими механизмами и арматурой.
Для блока с ВВЭР-1000 предусматривается контроль с РЩУ около 100 пара-
метров, главнейшие из которых:
значение нейтронного потока;
уровень в компенсаторе объема;
давление в реакторе над активной зоной;
давление в емкостях системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ);
уровень в емкостях САОЗ;
уровень в баках запаса концентрированной борной кислоты;
уровень в баках запаса борной кислоты;
расход подпиточной воды;
уровень в парогенераторах;
давление в парогенераторах;
давление в главном паровом коллекторе;
давление и температура под оболочкой.
Информация представляется с помощью индивидуальных приборов. С РЩУ воз-
можно индивидуальное управление следующим оборудованием: компенсатором объема,
циркуляционными петлями с ГЦН, защитными и локализующими системами обеспече-
ния безопасности, продувкой — подпиткой (насосами н арматурой), системой органи-
зованных протечек, газовых сдувок, чистого конденсата (насосами и арматурой) и др.
Необходимо отметить, что по мере накопления опыта эксплуата-
ции АЭС с новым оборудованием объем контроля и управления с РЩУ
будет уменьшаться.
РЩУ размещается в специальном помещении, отделенном от БЩУ
огнестойким ограждением или отстоящим от него на некотором рас-
стоянии, однако так, чтобы доступ к нему мог быть обеспечен беспре-
пятственно и за минимальное время.
2-3. ОРГАНИЗАЦИЯ УПРАВЛЕНИЯ НА АЭС
Организация управления на АЭС предопределяет взаимодействие
оперативного персонала с технологическим объектом и техническими
средствами контроля и управления. В основе организации управле-
ния на АЭС лежит структура административного управления АЭС,
объем функций, выполняемых подсистемами АСУ АЭС, степень авто-
матизации основного и вспомогательного оборудования, наличие и
60
объем вспомогательных технологических процессов. Организацией
управления АЭС определяются:
а) степень централизации управления и сбора информации;
б) количество постов управления и местных щитов для отдельных
агрегатов или систем;
в) объем функций и взаимодействие оперативного персонала;
г) число рабочих мест на БЩУ для управления блоком;
д) организация связи и сигнализации между отдельными постами
и местными щитами управления;
е) объем и направление потоков информации и способы представ-
ления информации, а также ряд других факторов, вытекающих из
особенностей конкретной АЭС.
Для примера приведем описание наиболее современной организа-
ции управления на некоторых проектируемых и действующих АЭС
с реакторами различных типов.
Нововоронежская АЭС
Блок с реактором ВВЭР мощностью 1000 МВт и двумя турбинами
типа К-500-60/1500 мощностью 500 МВт каждая. На этом блоке пред-
усматривается автоматизированная система управления, в состав кото-
рой входят все подсистемы и локальные системы, приведенные в дан-
ной главе (§ 2-1).
Информационные функции подсистем теплотехнического контроля,
ядерно-физнческого контроля и технологической сигнализации реали-
зуются комплексом технических средств, состоящим из первичных
приборов—источников информации с унифицированным сигналом,
управляющего вычислительного комплекса (УВК «Комплекс —
Уран В» (см. гл. 9), средств для сбора и первичной обработки данных
по внутриреакторному контролю (ВРК) и вторичных индивидуальных
приборов.
Отметим, что для данного блока с помощью этого УВК будут осу-
ществляться:
сбор, обработка и представление информации о непосредственно
измеряемых параметрах блока;
сбор, обработка и представление информации от двухпозиционных
датчиков;
сигнализация отклонений измеряемых и вычисляемых параметров;
регистрация измеряемых и вычисляемых параметров;
регистрация очередности срабатывания защит и состояния обору-
дования в предаварийный период и в процессе развития аварии;
диагностика технологических ситуаций и состояния оборудования
с сигнализацией неисправностей;
расчет и представление информации о ядерно-физических и тепло-
технических параметрах и характеристиках, включая и расчеты по
ВРК, а также о технико-экономических расчетных показателях;
расчет оптимальных режимов и выдача операторам рекомендаций
по управлению блоком;
обмен информацией со станционным уровнем АСУ ТП АЭС;
регистрация действий оператора по управлению блоком.
Основным средством представления информации приняты элект-
ронно-лучевые индикаторы с цветным изображением. ЭЛИ предназна-
61
чены для отображения на экране оперативной информации в виде
фрагментов мнемосхем с индикацией и сигнализацией отклонения тех-
нологических параметров и индикацией состояния арматуры и меха-
низмов, картограмм, таблиц, графиков, текстов-советов оперативному
персоналу. Вызов на экран ЭЛИ необходимых данных производится
клавиатурой, расположенной на пульте управления, причем принцип
вызова принят предметный. Контроль на ЭЛИ дополняется вызывным
контролем на многошкальные приборы типа ПИМ и цифровые и реги-
стрирующие приборы, входящие в состав УВК.
Учитывая необходимость обеспечения повышенной надежности
АСУ ТП, а также случай выхода из строя устройств «Комплекс —
Уран В», предусматривают установку на БЩУ значительного количе-
ства показывающих и регистрирующих приборов, используемых глав-
ным образом для контроля параметров первой группы важности, а
также и для технологических защит. Наличие индивидуальных прибо-
ров позволит нормально остановить блок или работать с пониженной
нагрузкой непродолжительное время без УВК-
Управляющие функции АСУ ТП будут осуществляться подсистема-
ми дистанционного и автоматического управления, автоматического
регулирования и технологических защит. Управление реактором осу-
ществляется устройствами локальной системы управления и защиты
реактора (СУЗ).
Дистанционное управление выполнено в основном по избиратель-
ной системе, а в части турбины и генератора — по функционально-
групповому принципу.
Для обеспечения маневренности, быстрого изменения мощности
и пуска турбины из любого теплового состояния имеется локальная
электрогидравлическая система регулирования (ЭГСР), а также ло-
кальные системы непрерывного (СНУ) и дискретного (СДУ) управле-
ния. ЭГСР и СНУ выполняют регулирование прогрева паропроводов,
разворот и нагружение турбины, регулирование температуры пара за
пароперегревателями, регулирование частоты, регулирование мощно-
сти турбины, регулирование давления пара перед стопорно-регулпрую-
щимп клапанами, ограничение мощности турбины, комбинированное
регулирование частоты и мощности, стабилизацию давления в гидрав-
лической части системы, автоматический переход на гидравлическую
систему, регулирование частоты в случае отказа в электронной части
ЭГСР. СДУ выполняет все логические операции управления по задан-
ным программам следующими функциональными группами: предтолч-
ковым прогревом трубопроводов; управлением турбиной при пуске
турбины на скользящих параметрах; конденсационной группой и ваку-
умной системой.
Что касается оборудования первого контура, то функционально-
групповое управление будет внедряться на нем по мере разработки
программ управления и освоения блока. С этой целью для всего блока
предусматриваются новые аппаратурные решения для первого уровня
управления.
Управление блоком предусмотрено с индивидуального для данно-
го блока БЩУ, расположенного над этажеркой с электроустройства-
ми. Оперативный контур БЩУ состоит из 20 панелей и 15 пультов,
располагаемых в технологической последовательности. На БЩУ преду-
смотрено три рабочих места для операторов. Из общего числа панелей
и пультов три панели и три пульта отведены под приборы и аппарату-
62
ру управления системами обеспечения безопасности. Кроме резервного
щита управления, предусмотрены также местные щиты вентиляцион-
ных, бойлерной, компрессорной и других установок.
Курская АЭС
На первой очереди Курской АЭС осуществляется установка двух
блоков мощностью по 1000 МВт каждый, состоящих из реактора типа
РБМК-1000 и двух турбин мощностью по 500 МВт каждая. Особенно-
стью блока с уран-графитовым реактором канального типа является
значительное количество контролируемых параметров (до 20 000) и до
2000 механизмов, агрегатов и запорно-регулирующих органов, требую-
щих управления. В этих условиях от организации управления требует-
ся выбор такой степени централизации управления, структуры блочно-
го щита управления и технических средств, которые обеспечили бы
эффективное управление блоком минимальным количеством оператив-
ного персонала.
В основу организации управления блоком заложены следующие
принципы:
а) контроль массовых параметров осуществляется главным обра-
зом путем сигнализации отклонения параметра от нормы и вызова
отклонившегося от нормы параметра при помощи вызывной системы
на прибор;
б) в качестве технических средств для контроля массовых пара-
метров приняты устройства централизованного контроля, обеспечиваю-
щие сигнализацию отклонений, вызов параметра, а также сигнализа-
цию дискретных сигналов;
в) для приема и- расшифровки поступающих сигналов в условиях
сложной технологической схемы блока применена мнемосхема с сигна-
лизацией состояний механизмов, положений запорно-регулирующих
органов и отклонившихся параметров;
г) оперативный контур БЩУ выполнен по принципу технологи-
ческой последовательности и предназначен для работы на нем трех
операторов;
д) управление механизмами и запорно-регулирующими органами
осуществлено по избирательным схемам, позволяющим максимально
сократить места для органов управления на пультах БЩУ.
В качестве устройства централизованного контроля на этом блоке
принята специально разработанная информационно-вычислительная
система «Скала», в функции которой входят контроль теплотехнических
и ядерно-физических величин, контроль состояния оборудования, вклю-
чая положение приводов механизмов и задвижек, сигнализация, реги-
страция событий, необходимые расчеты и оптимизация процессов.
Информация представляется на показывающих и регистрирующих
приборах, на люминесцентной мнемосхеме, сигнальных табло, а также
на печатающих устройствах. «Скала» обеспечивает вызов параметра
при помощи кнопочных устройств. Ввод аналоговой и дискретной ин-
формации осуществляется через каналы группового и индивидуального
приема информации.
Обработка части информации (например, поканального расхода
воды) производится в вычислительной части комплекса, состоящего
из двух процессоров.
63
Блочные щиты каждого блока изолированы друг от друга. Цент-
ральная часть 12-метрового пролета занята оперативным контуром, а
боковые помещения отведены под неоперативный контур. Оборудование
«Скалы» размещается между БИТУ двух блоков в том же пролете.
Оперативный контур БИТУ состоит из панелей и пультов, расположен-
ных по дуге. Шесть пультов отведено для аппаратуры управления и
контроля реактора, пять пультов — для барабанов-сепараторов, ГЦН
и других узлов реакторной установки и семь пультов—для управления
и контроля турбин, генераторов и собственных нужд. Панели оператив-
ного контура расположены соответственно пультам. Две панели реак-
торной части заняты под мнемотабло активной зоны, две — под указа-
тели положения стержней, одна панель занята устройствами сигнали-
зации о превышении мощности, периода, регистраторами, другие
панели заняты блоками мнемосхемы и приборами.
Мнемосхема представляет собой набор ячеек-люминофоров, кото-
рые при подаче на них напряжения сигнализируют свечением положе-
ние задвижек и механизмов и отклонение параметров.
Следует отметить, что другим путем для решения задач контроля
и управления блоком с указанным типом реактора может явиться
более широкое применение вычислительной техники для сбора, обра-
ботки и представления информации.
Несколько электронно-лучевых индикаторов может заменить гро-
моздкую мнемосхему, так как ЭЛИ позволяют осуществлять вызов на
свои экраны любых участков технологической схемы с сигнализацией
положения запорных органов и значениями параметров.
Функционально-групповое управление значительно упростит дей-
ствия операторов, а оба указанных технических решения приведут к
сокращению размеров БЩУ и улучшению работы на нем.
АЭС Ловииза
АЭС Ловииза оснащена всережимной автоматизированной систе-
мой управления, обеспечивающей необходимые функции при пусках и
остановах, в нормальных режимах, при изменениях нагрузки п в ава-
рийных ситуациях. Данная система включает в себя все основные под-
системы, входящие в АСУ ТП, о которых упоминалось в § 2-1.
Для информационных функций применяются две резервирующие
друг друга ЭВМ и значительное количество индивидуальных приборов.
Представление основной массы оперативной информации осуществля-
ется пятью электронно-лучевыми индикаторами, установленными на
пульте операторов. На ЭЛИ может быть получена информация в виде
таблиц, графиков, мнемосхем с индикацией значений параметров и
сигнализацией положения механизмов. Осуществляются регистрация
событий и ведение эксплуатационного протокола. Показывающие ми-
ниатюрные приборы размещены в основном на панелях в соответствии
с мнемосхемами технологических систем. Имеется развитая подсистема
предупредительной сигнализации об отказах автоматики, блокировок,
схем управления и первичных приборов. Сигналы поступают на табло,
расположенные также соответственно мнемосхемам технологических
систем, индивидуально о конкретном повреждении пли в виде обобщен-
ного сигнала с последующей расшифровкой на неоперативных панелях.
Особенностью АСУ ТП данной АЭС является наличие подсистемы,
предназначенной для автоматического управления оборудованием и
64
технологическими системами, обеспечивающими отвод тепла от реак-
тора и предотвращающими распространение радиоактивности за пре-
делы защитной оболочки в аварийных условиях. В подсистеме произ
водится циклический контроль пепей формирования критериев, приво
дящих к срабатыванию защитных систем, с сигнализацией отказов.
На АЭС Ловииза предусмотрена автоматизация значительного
объема дискретных операций, осуществляемая системой дискретного
управления (СДУ). СДУ построена по функционально-групповому
принципу, имеющему иерархическую трехуровневую структуру.
Первый — это индивидуальное управление механизмами, второй —
управление функциональными группами и третий — осуществляет
сбщеблочное управление. Устройства управления второго уровня
обеспечивают программное управление за счет логических свя-
зей между условиями управления либо путем пошагового выполне-
ния заданной программы. Для сложных программ предусмотрено
деление функциональной группы на подгруппы. Например, ФГУ трех
конденсатных насосов подразделяется на три подгруппы, каждая из
которых состоит из одного насоса с принадлежащей ему арматурой
и оснащается своим устройством управления. Высшую ступень иерар-
хии образуют общеблочные устройства, координирующие работу авто-
матики. На АЭС Ловииза устройства общеблочного уровня представ-
лены регулятором мощности реактора и устройством регулирования
турбины. Остальные функции по координации работы автоматики воз-
лагаются на оператора.
Связь оператора с технологическим объектом управления осуще-
ствляется через БЩУ с расположенными на нем средствами контроля
и управления, описание которого дано в предыдущем параграфе. Для
связи оператора с устройствами ФГУ на БЩУ установлены блочки
управления, при помощи которых имеется возможность включения и
останова программ, включения и отключения СДУ всех уровней и
перевода на дистанционное управление оборудованием. Те же блочки
управления представляют информацию в пределах каждого уровня о
выполнении произведенных операций, а также о выполнении программ
и об отказах. Выполнение пошаговой программы фиксируется на таб-
ло световыми сигналами.
Как видно из сказанного выше, на данной АЭС использованы со-
временные технические средства обработки и представления информа-
ции (ЭВМ, ЭЛИ) и компактная командно-коммутационная аппарату-
ра. Осуществлено децентрализованное автоматическое управление уз-
лами и системами установки на основе функционально-группового
управления, обеспечивающего высокую готовность и маневренность
блока. Системы обеспечения безопасности оснащены надежными
устройствами автоматического управления. Управление блоком осуще-
ствляется с БЩУ, выполненного на щитовых устройствах современной
конструкции (мозаичные пульты).
Следует добавить, что при отказе ЭВМ блок может продолжать
работу в базовом режиме на пониженной мощности.
831
65
ГЛАВА ТРЕТЬЯ
ЯДЕРНО-ФИЗИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ
3-1. КОНТРОЛЬ МОЩНОСТИ РЕАКТОРА
Основными параметрами, характеризующими работу реактора,,
являются его мощность, скорость ее изменения (период) и распределе-
ние энерговыделения в активной зоне. Для обеспечения нормальной,,
экономичной и безопасной работы реактора все указанные выше пара-
метры должны постоянно контролироваться и анализироваться эксплуа-
тационным персоналом АЭС. На основании полученной информации
определяются ядерпо-физические параметры и устанавливаются наибо-
лее экономичные режимы работы установки.
Мощность энергетического блока с реактором определяется по
ваттметрам, измеряющим электрическую мощность, вырабатываемую'
турбогенератором (/’брутто), а также электрическую мощность, отдавае-
мую в сеть (/’нетто)- Однако /брутто и /’нетто не характеризуют мощно-
сти ядерного реактора, так как в тепловом цикле блока имеют место
потери тепла с охлаждающей конденсатор турбины водой, с продувкой,,
в окружающую среду и т. п. Мощность реактора определяется количе-
ством тепла, которое генерируется непосредственно в реакторе в едини-
цу времени, и носит название тепловой мощности реактора. Измерение
мощности реактора может быть осуществлено двумя способами:
а) по количеству тепла, отводимого из реактора теплоносителем;
б) по плотности нейтронного потока в активной зоне реактора.
Определение мощности реактора по первому способу основано на
теплотехнических измерениях и может быть осуществлено путем изме-
рения расхода теплоносителя и разности его энтальпий на выходе и
входе реактора. Этот способ обладает существенными недостатками:
значительным запаздыванием, ограниченностью диапазона измерений и
недостаточной точностью измерения.
Запаздывание происходит вследствие большой теплоемкости как
самого реактора, так и всего контура теплоносителя, вследствие чего-
изменения мощности реактора могут не совпадать по времени с показа-
ниями приборов. Большое значение имеет также и транспортное запаз-
дывание. Ограниченность диапазона измерения определяется тем, что-
при малых уровнях мощности слишком мала разница температуры те-
плоносителя на входе и выходе реактора, вследствие чего данный спо-
соб измерения мощности реактора эффективно может быть использован
лишь для высоких уровней мощности. Что касается точности измерения,,
то известно, что измерение расхода теплоносителя практически приме-
нимыми методами дает достаточно большую погрешность — около 2—
2,5%• Кроме того, измерение энтальпий теплоносителя непосредственно*
невозможно, а ее определение по непосредственно измеряемым пара-
метрам (давлению, температуре) также вносит погрешность.
Таким образом, измерение тепловой мощности реактора указанным
выше методом может быть использовано лишь для расчетов технико-
экономических показателей, но не для управления реактором. Анало-
гичные результаты дает расчет мощности по параметрам теплосилового*'
цикла турбоустановок. Следует отметить, что применение ЭВМ для це-
лей контроля несколько повышает эффективность измерения мощности,
данными методами.
66
В случае отвода тепла из активной зоны водой под давлением (ре-
актор ВВЭР) по нескольким петлям измерение мощности осуществляет-
ся по каждой петле отдельно. Она будет пропорциональна произведе-
нию расхода теплоносителя на разность энтальпий теплоносителя в го-
рячей и холодной ветвях петли. Тепловая мощность реактора опреде-
ляется как сумма тепловых мощностей всех петель установки.
Измерение расхода теплоносителя (в данном случае воды) может
быть осуществлено наиболее часто применяющимся методом измерения
перепада давления на сужающем устройстве (например, сопло, рис.
4-19) при помощи дифференциального манометра. Однако на практике
возникает ряд затруднений, препятствующих осуществлению этого из-
мерения (трудности изготовления сужающего устройства, отсутствие
прямых участков трубопровода необходимой длины, необходимость та-
рировки устройства измерения на специальном стенде и др.).
Измерение расхода теплоносителя другими
известными методами затруднено отсутствием со-
ответствующих приборов. Такое положение вы-1
нуждает определять тепловую мощность реакто-
ра методом обратного баланса по теплоносите-
лю второго контура. В этом случае измеряется
тепло пара и питательной воды парогенераторов,
конденсата турбин с учетом всех потерь (про-
дувка, потери конденсата и т. п.). Естественно,
что точность определения тепловой мощности
будет несколько ниже по сравнению с пря-
мым измерением тепла, гейерируемого реак-
тором.
Второй способ измерения мощности позволя-
ет измерять мощность реактора от «нулевой» до
номинальной. Так как уровень мощности реак-
тора пропорционален числу нейтронов в актив-
ной зоне, то измерение мощности реактора по
этому способу состоит из измерения плотности
нейтронного потока в активной зоне реактора.
В отличие от любой другой силовой установки
даже остановленный ядерный реактор продол-
Рис. 3-1. Диапазоны ней-
тронных детекторов.
1 — диапазон источника; 2 —
диапазон промежуточный;
3 — диапазон энергетиче-
ский.
жает некоторое время, как указывалось выше, вырабатывать опреде-
ленное количество тепловой энергии. Пуск реактора также начинается
с весьма низкого уровня мощности, поэтому измерение мощности
в ядерном реакторе должно вестись в широком диапазоне от самого
низкого уровня до уровня, несколько превышающего номинальную мощ-
ность. Диапазон измерений зависит от типа реактора; в тяжеловодных
реакторах измерения производятся в диапазоне пяти порядков, а в гра-
нитовых •—около 10. Охват измерений в таком широком диапазоне
•одним прибором невозможен. Поэтому используется несколько измери-
тельных приборов различной чувствительности, каждый из которых
должен перекрывать часть общего диапазона и которые при нарастании
мощности подключаются последовательно. На рис. 3-1 показано при-
мерное распределение диапазонов, а ниже перечислены первичные из-
мерительные приборы (детекторы), применяемые для различных зна-
чений мощности реактора.
Для диапазона источника — камера деления, для диапазона про-
межуточного— токовая ионизационная камера с компенсацией и для
.5* 67
диапазона энергетического — токовая ионизационная камера без ком-
пенсации.
Детекторы нейтронного потока располагаются за пределами корпу-
са реактора по его периметру и на различной высоте активной зоны, что
позволяет охватить измерениями все области активной зоны. Детекторы
находятся в специальных каналах в биологической защите, охлаждае-
мых до температуры, обеспечивающей нормальную работу детекторов,
и снабжены подъемно-опускными устройствами, позволяющими уста-
навливать их в нужной зоне.
Одним из основных показателей работы реактора является его пе-
риод, характеризуемый временем, за которое мощность реактора изме-
няется в е раз (е=2,718).
Для измерения плотности потока тепловых нейтронов и скорости
изменения потока нейтронов (периода), а также для формирования
сигналов о превышении установленных уровней потока нейтронов или
периода реактора применяется специальный комплекс аппаратуры
(АКПН). В этот комплекс входят приборы, обеспечивающие представ-
ление информации в аналоговой или цифровой форме, сигнализирую-
щие о превышении установленных пределов как по плотности потока
нейтронов, так и по скорости его изменения. В комплекс входят также
устройства для перемещения детекторов по высоте активной зоны и
контроля за их положением. Вторичные приборы, входящие в комплекс
аппаратуры контроля нейтронного потока, размещаются на БЩУ и
РЩУ. К ним относятся самописцы для записи мощности и периода ре-
актора. Для показания тех же параметров применяются цифровой из-
меритель мощности и периода, а также электронно-лучевой индикатор.
На щитах располагаются также органы управления системой — пере-
ключатели диапазонов, выбора канала на измерение, указатели поло-
жения блоков детектирования, ключи для их перемещения, а также
устройства сигнализации.
3-2. ВНУТРИРЕАКТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ
Системы внутриреакторного контроля (ВРК) предназначены для
получения информации о состоянии активной зоны реактора во время
его работы. Эта информация позволяет определять наиболее оптималь-
ные режимы работы активной зоны с целью интенсификации процес-
сов. Состояние активной зоны может быть характеризовано в основном
распределением плотности нейтронных потоков по сечению и высоте
активной зоны, а также температурой теплоносителя в отдельных час-
тях активной зоны реактора. Поэтому основными функциями систем
ВРК являются получение и обработка информации по указанным двум
параметрам. Для эффективной реализации полученной информации
с целью выполнения ядерно-физических расчетов по активной зоне ре-
актора наряду с указанными данными необходимо располагать также
целым рядом данных, характеризующих работу реакторной установки
в целом.
Системы ВРК состоят из двух основных частей:
а) первичных приборов внутриреакторного контроля, к которым
относятся нейтронные преобразователи и измерители температуры;
б) вторичной части, состоящей из аппаратуры преобразования, вы-
числения и представления информации.
68
Для измерения плотности потока нейтронов могут быть использо-
ваны активационные индикаторы, ионизационные камеры деления,
электронно-эмиссионные преобразователи прямой зарядки и т, и. В на-
стоящее время предпочтение отдается последним по конструктивным
соображениям, а также благодаря возможности их длитель'його исполь-
зования в активной зоне. Измерение температуры теплоносителя произ-
водится специальными термоэлектрическими термометрами и электри-
ческими термометрами сопротивления. Вторичная часть ВРК представ-
ляет собой электронную аппаратуру, включающую вычислительную
технику, которая осуществляет обработку и представление информации.
Коротко функции системы ВРК можно сформулировать следующим
образом:
-а) прием, нормализация и преобразование сигналов;
б) сравнение сигналов с уставками и сигнализация отклонений па-
раметров от уставок; V
в) автоматический или по запросу оператора вывод информации
на вторичные приборы, печать или электронно-лучевой индикатор
(ЭЛИ);
г) ввод информации в вычислительную часть, обработка и вывод
полученных результатов на внешние устройства (ЭЛИ, печать, перфо-
карту и т. п.);
д) автоматическая калибровка измерительного тракта;
е) контроль линий связи с датчиком и т. п.
Структура системы ВРК зависит от ряда условий, основными из
которых являются тип реактора, мощность энергетической установки,
общая структура и организация контроля и управления на АЭС и др.
Системы ВРК, как и другие системы реактора, прошли определенный
путь развития и достигли современного состояния благодаря непрерыв-
ному росту единичных мощностей реакторов и увеличению энергона-
пряженности активной зоны. На первых отечественных и зарубежных
энергетических реакторах распределение энерговыделений по ‘активной
зоне, а также контроль за ее состоянием во время работы реакторй
осуществлялись по косвенным показателям — по температуре й'расхо-
ду теплоносителя в тепловыделяющих сборках (ТВС) активной зоне!.
Контроль температуры ТВС косвенно характеризует ’ распределение
нейтронов по сечению активной зоны. Всякого рода тёмперйТу)рные пе-
рекосы, выявленные системой температурного контроля, указывают на
несоответствие распределения нейтронов расчетным данный.- Кроме
того, данный контроль дает представление о температурном' режиме
тепловыделяющих элементов, что обеспечивает постоянной -Наблюдение
за ними во время работы реактора. ' 1 ' ' riJi 1
Из-за неравномерных температурных напряжений моЗкет-произойти
искривление твэлов, в результате чего может увеличиться гидравличе-
ское сопротивление технологического канала и уменьшится1 расход тё:-
плоносителя через него, что в свою очередь приведет'к уййлйчению тем-
пературы теплоносителя на выходе из канала. Вследс'тййё' того, что
температура твэлов неодинакова по высоте реактора, ‘же'лйтёл’ь’йо изме-
рение его температуры в наиболее напряженной точке. Однако непо*
средственный контроль температуры твэлов или их об'бл'очкй 'во всех
сборках реактора чрезвычайно сложен и мог бы зйтруднйть эксплуата-
цию реактора. Трудности организации такого контроля1 (заключаются
в том, что тепловыделяющие элементы, температура1 которых* должна
контролироваться, периодически заменяются новыми.'Кроме тоТо, изме1
69
Рис. 3-2. Узел вывода первичного преобразователя темпе-
ратурного контроля реактора ВВЭР-210.
I — резервное уплотнение; 2 — нажимный фланец; 3 — крышка па-
трубка; 4 — прокладка; 5 — патрубок с трубной доской; 6 — крышка
реактора; 7 — защитный чехол; 8 — первичный преобразователь.
рение температуры поверхности, омываемой теп-
лоносителем, представляет известные трудности
вследствие необходимости осуществить хороший
контакт термоэлектрического термометра с обо-
лочкой, избежать искажения потока и теплоотда-
чи и устранить отвод тепла. Поэтому обычно кон-
тролируется не температура оболочек, а темпе-
ратура теплоносителя на выходе из сборок.
В первых уран-графитовых реакторах ка-
нального типа электрический термометр сопро-
тивления помещен в корпусе выходного клапана
технологического канала. На этих же каналах
измеряется и расход воды при помощи дифма-
нометров или ротаметров с дистанционной пере-
дачей показаний.
Контроль температуры воды на выходе из
кассет в первых реакторах типа ВВЭР осуще-
ствляется электрическими термометрами сопро-
тивления, установленными в крышке реактора над местом выхода воды
из кассет. Электрический термометр сопротивления представляет собой
чувствительный элемент, заключенный вместе с выводными проводами
в трубку из нержавеющей стали. Термометр помещается в защитный
чехол, который через специальные патрубки в крышке реактора, как
показано на рис. 3-2, позволяет вывести соединительные провода за
пределы крышки реактора, не нарушая его герметичности. При нару-
шении герметичности защитных чехлов температурного контроля выход
теплоносителя преграждается резервным уплотнением.
В процессе эксплуатации реакторов ВВЭР Нововоронежской АЭС
на них было в экспериментальных целях дополнительно установлено
несколько измерителей плотности нейтронного потока. Измерительный
канал в пределах активной зоны представляет собой трубку из нержа-
веющей стали внешним диаметром 8 мм, проходящую внутри централь-
ной трубки рабочей кассеты или топливной части компенсационной кас-
сеты. В измерительном канале размещаются малогабаритная камера
деления или преобразователи прямой зарядки, перемещаемые по высоте
активной зоны, или активационные детекторы.
По мере роста единичной мощности энергоблоков АЭС вопросы
интенсификации процессов, повышения экономичности и надежности
оборудования и особенно оборудования ядерной энергетической уста-
новки становятся наряду с проблемами обеспечения безопасности глав-
ными в работе АЭС. С этой целью на реакторных установках вводится
внутриреакторный контроль в объеме, обеспечивающем получение пол-
ной информации о работе активной зоны реактора. В этом случае одно-
го температурного поканального контроля, представляющего лишь кос-
венные показатели энерговыделения, становится недостаточно, и он
70
Рис. 3-3. Сухой канал для размещения преобразователя измерения
энерговыделения.
/— выводная труба; 2 — фланец; 3 —штуцер с фланцем; 4 — шпилька; 5 —
уплотнение; 6— крышка реактора; 7 — трубка.
является только частью общей системы ВРК- Ниже при-
ведены краткие сведения о системах ВРК для реакторов
ВВЭР и РБМК.
Система внутриреакторного контроля реактора ти-
па ВВЭР. Реакторы типа ВВЭР имеют сравнительно не-
большие размеры активной зоны, характеризуемой бо-
лее равномерным по сравнению с другими типами реак-
торов распределением энерговыделения. Опыт эксплуа-
тации реакторов этого типа показал, что при существую-
щей системе внереакторного измерения нейтронного по-
тока, наличии системы управления и защиты и покас-
сетного температурного контроля теплоносителя обеспе-
чивается нормальная и безопасная работа энергетиче-
ской установки. Однако стремление к увеличению еди-
ничной мощности реакторов ВВЭР, повышение энерго-
напряженности активной зоны требуют оперативного
контроля состояния активной зоны и действий персона-
ла по повышению эффективности эксплуатации АЭС.
С этой целью в активной зоне реактора размещаются нейтронные
измерительные каналы, которые представляют собой сборку из четырех
коротких преобразователей прямой зарядки (ППЗ) с эмиттером из ро-
дия и одного интегрального преобразователя с эмиттером из ванадия.
Родиевые ППЗ размещаются на разных уровнях активной зоны реак-
тора, а ППЗ с эмиттером из ванадия — по всей ее высоте. В качестве
линии связи между датчиком и вторичной частью служит жаропрочный
кабель, состоящий из нержавеющей трубки, медных проводов и изоля-
ционной массы.
Сборка для измерения энерговыделения размещается в так называемом «сухом»
канале, располагаемом в специально выполненной для этой цели кассете. На рис. 3-3
изображена верхняя часть «сухого» канала. Кабель от преобразователя выводится за
пределы реактора при помощи трубки через штуцер, приваренный к крышке реактора.
Штуцер заканчивается фланцем, к которому при помощи ответного фланца и шпилек
присоединяется выводная труба. В месте фланцевого соединения выполнено уплотне-
ние, обеспечивающее герметичность кабельного вывода.
Количество нейтронных измерительных каналов для реактора
ВВЭР-440 составляет 36 и 31 для реактора ВВЭР-1000.
Контроль температуры теплоносителя на выходе из кассет осуще-
ствляется кабельными термоэлектрическими термометрами. Число кон-
тролируемых кассет составляет 210 для реактора ВВЭР-440 и 151 для
реактора ВВЭР-1000.
Кабельные термоэлектрические термометры устанавливаются в чехлах и выво-
дятся за пределы реактора через крышку, как показано на рис. 3-4. Вывод термомет-
ров с чехлами, собранными в пучок, заключенный в гильзу, осуществляется через шту-
цер с фланцем, приваренный к крышке реактора. Выход гильзы уплотнен при помощи
ответного фланца, шпилек и уплотнительного материала. Повторное уплотнение ка-
бельных выводов осуществлено при помощи уплотнительной муфты, на выходе из ко-
торой кабели размещаются в кожухе и подсоединяются к штепсельным разъемам.
71
Рис. 3-4. Вывод кабельных термоэлектрических термо-
метров.
/ — штепсельный разъем; 2 — кабельный термоэлектрический
термометр; 3 — кожух; 4 — уплотнительная муфта, 5 —уплотни-
тельный материал; 6 — шпилька; 7 — фланец; 8 — штуцер; 9~
чехол; 10— гильза; // крышка реактора.
первичную обработку
Вторичная часть системы ВРК предна-
значена для выполнения следующих функций:
сбора информации от датчиков аналого-
вых и дискретных сигналов;
преобразования собранной информации
в цифровой код;
выполнения арифметических и логиче-
ских операций;
регистрации информации на цифропеча-
тающем устройстве или с помощью перфо-
ратора;
представления буквенно-цифровой и гра-
фической информации на собственной элек-
тронно-лучевой трубке;
ввода информации с перфоленты;
обмена информацией с ЭВМ.
Для реализации этих функций вторичная
часть системы ВРК включает в себя следую-
щие устройства (рис. 3-5):
устройства ввода информации;
устройства вывода информации;
устройство накопления и обработки ин-
формации;
устройство управления; ‘
постоянное запоминающее устройство;
устройство связи с ЭВМ;
пульт управления.
Таким образом, система ВРК представ-
ляет собой функционально законченную си-
стему централизованного контроля ядерно-
физических и теплотехнических параметров,
характеризующих состояние активной зоны
реактора. При работе в автономном режиме
(без ЭВМ) система ВРК осуществляет лишь
получаемой информации и отображение ее на
собственных средствах. При работе системы ВРК совместно с ЭВМ
становится возможным определение ряда очень важных параметров
в активной зоне, которые можно получить только расчетным путем
(•например, Дщ^ас' До кризиса кипения, запас до кризиса плавления,
в.ыгоранир т0ДЛЦваЛ накопление шлаков).
Что^касаетця- включения системы ВРК в структуру АСУ ТП АЭС,
то здесь могут’быть различные решения. Например, в систему ВРК мо-
жет быть включена собственная ЭВМ, выполняющая только те функции,
72
которые связаны с внутриреак-
торным контролем и соответст-
вующими ядерно-физическими
расчетами. В этом случае систе-
ма получается достаточно доро-
гой, но она представляет значи-
тельные удобства при наладке и
эксплуатации как система, не
связанная с работой других си-
стем, особенно в период пуска
блока. При работе системы ВРК
с ЭВМ, входящей в состав АСУ
ТП АЭС, при некоторой деше-
визне системы возникают недо-
статки организационного порядка.
Выше указывалось, что для
системы ВРК требуется получе-
ние информации о некоторых
общеблочных параметрах. Эти
данные могут быть получены ли-
бо от специально установленных
для системы ВРК первичных пре-
образователей, либо от подсисте-
мы теплотехнического контроля
путем размножения унифициро-
ванного сигнала, либо в обрабо-
танном виде от информационно-
вычислительного комплекса АСУ
Рис. 3-5. Структурная схема вторичной ча-
сти системы ВРК.
ТП АЭС. Выбор источников ин-
формации зависит от алгоритма
обработки данных системы ВРК.
Отображение информации от системы ВРК может производиться
либо на ее собственных средствах, либо в случае работы системы ВРК
совместно с ЭВМ информационно-вычислительного комплекса АСУ ТП
АЭС на средствах информационно-вычислительного комплекса. В по-
следнем случае средства отображения информации системы ВРК будут
являться резервными и смогут отображать информацию о непосред-
ственно измеряемых параметрах активной зоны реактора при отказах
информационно-вычислительного комплекса.
Внутриреакторный контроль реактора РБМК
Контроль за распределением энерговыделения в реакторе РБМК
осуществляется путем измерения радиоактивных излучений специализи-
рованной системой, в задачу которой входят сбор, обработка и пред-
ставление оперативной информации оператору блока о состоянии ак-
тивной зоны реактора.
В качестве основного параметра, характеризующего энерговыделе-
ние, принята плотность потока нейтронов. Система контроля состоит из
комплектов первичных и вторичных приборов и линий связи для кон-
троля энерговыделения по радиусу и высоте активной зоны реактора,
вспомогательных устройств для тарировки системы, а также вторичной
части.
73
Для контроля энерговыделения по радиусу реактора равномерно но
сечению активной зоны в 117 тепловыделяющих сборках устанавлива-
ются нейтронные преобразователи прямой зарядки. Преобразователь
состоит из чувствительного элемента, предохранительного чехла и ка-
беля для передачи сигнала, возникающего в результате облучения се-
ребра нейтронами, во вторичную часть системы. Чувствительный эле-
мент, длина которого равна высоте активной зоны, выполнен в виде жа-
ропрочного кабеля с оболочкой из нержавеющей стали, заполненной
магнезиальной изоляцией с расположенной в ней центральной жилой из
серебра (эмиттер).
Для контроля энерговыделения по высоте реактора применяется 12
сборок, выполненных каждая в виде гильзы из алюминиевого сплава,
внутри которой на разной высоте размещено семь секций нейтронных
преобразователей прямой зарядки. Каждая секция представляет собой
спираль из кабеля описанной выше конструкции. Вывод сигнала от
каждой секции во вторичную часть производится жаропрочным кабелем
со стальной жилой.
Вторичная часть системы выполнена в виде отдельных функцио-
нальных блоков, в которых осуществляются последовательный опрос
датчиков, нормализация сигналов, сравнение их с заданными уставка-
ми и сигнализация отклонений. Предусмотрена также регистрация от-
клонений и связь системы с информационно-вычислительным комплек-
сом для производства необходимых расчетов.
В систему контроля энерговыделения в реакторе входит вспомога-
тельная система контроля энерговыделения, назначение которой — пе-
риодические измерения энерговыделения по радиусу и высоте активной
зоны реактора, необходимые для нахождения метрологических харак-
теристик системы в целом. В вспомогательной системе для измерения
энерговыделения по радиусу активной зоны используются преобразо-
ватели для измерения у-активности внутри тепловыделяющей сборки
при остановленном реакторе. Имеется также устройство для тарировки
первичных преобразователей контроля энерговыделения по высоте ре-
актора, в котором осуществляется измерение у-активности специально-
го стального троса, располагаемого по высоте активной зоны.
Для оценки основных метрологических характеристик системы, по-
лучения некоторых зависимостей величины сигнала датчика от выгора-
ния топлива в ТВС, положения стержней СУЗ и т. д. в реакторе преду-
смотрена возможность измерения мощности 60 реперных технологиче-
ских каналов, снабженных датчиками паросодержания, расхода и
температуры.
ГЛАВА ЧЕТВЕРТАЯ
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
4-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Информация о теплотехнических параметрах работающей энергети-
ческой установки является измерительной информацией.
На АЭС контролируются в основном те же теплотехнические вели-
чины (расход, давление, температура и др.), что на ТЭС, поэтому мето-
ды измерений, за исключением специфических измерений (например,
расход жидкого металла), те же, что и на ТЭС. Эти методы достаточно
74
хорошо освещены в специальной литературе. Что касается контрольно-
измерительной аппаратуры, то по сравнению с ТЭС на АЭС применя-
ется более широкая номенклатура приборов и более разнообразное их
конструктивное выполнение, что требует дополнительного освещения
в данной главе.
Для теплотехнического контроля на АЭС используются следующие
средства измерения:
а) первичные преобразователи (датчики), для преобразования из-
меряемой величины в другую физическую величину;
б) нормирующие преобразователи, унифицирующие выходные сиг-
налы первичных преобразователей;
в) первичные приборы с отсчетным устройством для непосредст-
венного наблюдения измерительной информации;
г) первичные приборы, снабженные передающим преобразовате-
лем, с унифицированным выходным сигналом (взаимозаменяемые) для
дистанционной передачи унифицированного сигнала измерительной ин-
формации;
д) первичные приборы, снабженные передающим преобразовате-
лем (не взаимозаменяемые) для дистанционной передачи сигнала изме-
рительной информации;
е) вторичные приборы (показывающие, самопишущие или комби-
нированные) для работы в комплекте с первичными приборами или пре-
образователями, измерительные устройства, состоящие из первичных и
вторичных приборов и преобразователей, а также измерительные уста-
новки (машины централизованного контроля, ЭВМ) для централизо-
ванного сбора, обработки и представления информации.
Основой современной организации теплотехнического контроля яв-
ляется унифицированный выходной сигнал преобразователей и первич-
ных приборов (входной сигнал вторичных приборов). Унификация
сигналов обеспечивает взаимозаменяемость первичных и вторичных при-
боров. Применение унифицированного сигнала позволяет в значитель-
ной мере упростить вторичную аппаратуру — вместо сложных автоком-
пенсаторов использовать простейшие миллиамперметры, отличающиеся
только содержанием шкалы прибора для различных параметров, упро-
щается номенклатура приборов авторегулирования, обеспечивается
ввод в устройства вычислительной техники, и, что наиболее важно, воз-
можно многократное использование сигнала одного первичного прибора
для нескольких целей. При распределении токового сигнала от одного
первичного прибора между несколькими вторичными устройствами
используются распределители, которые обеспечивают работу вторичных
устройств при обрыве цепи одного из них.
В соответствии с ГОСТ 14853-76 установлены следующие диапазоны
изменения унифицированных сигналов: пневматического 0,2—1 кгс/см2,
электрического 0—5, 0—20 и 0—100 мА, 0—10 В постоянного тока и
частотного 1500—2500 Гц. Унификация выходных сигналов первичных
преобразователей и приборов осуществляется либо за счет комбинации
их с независимыми нормирующими преобразователями, либо путем кон-
структивного объединения первичных и передающих преобразователей
с нормирующими.
Теплотехнический контроль на АЭС реализуется в основном на ба-
зе государственной системы промышленных приборов и средств авто-
матизации (ГСП).
75
При выборе конкретного прибора (или комплекта приборов)
в оценке его качеств и свойств пользуются метрологическими и надеж-
ностными характеристиками средств измерения.
Обобщенной метрологической характеристикой средств измерения
является их класс точности, который определяется пределами допуска-
емых основной и дополнительной погрешностей и другими свойствами
средств измерения, влияющими на их точность. Необходимо иметь в ви-
ду, что класс точности средств измерения не определяет еще точности
измерений, выполняемых с помощью этих средств.
Как известно, под основной погрешностью понимается погрешность, свойственная
средству измерения при нормальных условиях его применения. Нормальные условия —
это такие условия, при которых влияющие величины (температура окружающего воз-
духа, барометрическое давление, влажность, напряжение питания, частота тока н т. п.)
имеют нормальные значения (например, температура окружающей среды 20±5°С).
К нормальным условиям относится также отсутствие вибрации, внешнего электрическо-
го и магнитного поля, агрессивных газов и т. д. Нормальные значения влияющих
величин устанавливаются в стандартах или технических условиях для каждого вида
измерительных устройств. Так как рабочие условия применения средств измерения,
как правило, отличаются от нормальных, то в стандартах и технических условиях на
измерительные приборы устанавливается также расширенная область значений влияю-
щей величины (например, температура окружающего воздуха от 5 до 50°С), в преде-
лах которой изменение показаний (дополнительная погрешность) не должно превы-
шать установленного (нормированного) значения.
На атомных электростанциях имеется значительное количество
факторов, вдпящщих на точность измерительных устройств, к которым
относится наличре зон со значительным тепловыделением и влагосодер-
жанием, высоких магнитных, электрических и радиационных полей,
вибрации и др. При проектировании теплотехнического контроля сле-
дует предусматривать условия работы средств измерения, близкие
к нормальным. Для этого в местах расположения большого количества
приборов, (например, БЩУ) предусматривают кондиционирование воз-
духа, организуют отвод тепла, выделяемого работающими приборами,
принимают меры против передачи вибрации от оборудования к конст-
руктивным элементам помещений, в которых размещаются щиты с при-
борами, избегают установки местных приборных щитов в зонах высоких
температур, стабилизируют напряжение питания особо ответственных
приборов, экранируют кабели и т. п. Все эти мероприятия позволяют
уменьшить погрешности, обусловливаемые условиями измерения. Одна-
ко получить результат измерения, полностью избавленный от искаже-
ний, не представляется возможным.
Погрешности 'измерения в зависимости от характера причин, вызвавших их, могут
быть случайными, систематическими и динамическими. Случайные погрешности могут
быть обнаружены лишь при многократных измерениях одной и той же величины, что
при технических измерениях не имеет места, и поэтому они в данном случае не рас-
сматриваются.
Систематические погрешности, представляющие собой статические погрешности,
постоянные илп изменяющиеся по определенному закону, имеют следующие разновид-
ности: инструментальные, методические, установки, субъективные и метода. Инструмен-
тальные погрешности вызываются конструктивными особенностями средства измерения
и учитываются только при точных измерениях путем введения поправки. Методические
погрешности связаны с определенными условиями измерения какого-либо параметра на
объекте измерения и не зависят от точности применяемого средства измерения. Они
могут быть вызваны, например, дополнительным столбом жидкости при измерении дав-
ления жидкости или пара при установке прибора ниже трубопровода или условиями
теплообмена между тёрмоприемником и средой при измерении температуры и т. д. По-
грешности установки связаны с выполнением требований монтажных и эксплуатацион-
ных инструкций на конкретные средства измерения. Нарушение строго вертикальной
76
(или горизонтальной) установки прибора приводит к соответствующим изменениям
точности показаний.
Из всех систематических погрешностей только методическая по-
грешность учитывается при технических измерениях.
В отличие от точных измерений при технических измерениях, вы-
полненных рабочими средствами измерения, поправкой к показаниям
прибора не пользуются. Показания прибора принимаются за оконча-
тельный результат с точностью, оцениваемой пределом допускаемой
основной погрешности, суммарной дополнительной погрешностью и по-
грешностью, обусловленной условиями измерения, т. е. методической
погрешностью.
Для большинства технических измерений на АЭС пользуются об-
щепромышленными приборами. При выборе приборов необходимой точ-
ности исходят из условий обеспечения безопасности работы оборудова-
ния, определения экономичности работы установки и эксплуатационной
необходимости. Точность приборов для обеспечения безопасности часто
регламентируется соответствующими правилами, нормами или техниче-
скими условиями. Так, например, по существующим правилам Госгор-
технадзора манометры, устанавливаемые на парогенераторах и пита-
тельных линиях, должны иметь класс точности не ниже;
Класс точности Давление, кгс/см3
2,5 До 23
1,5 23—140
1,0 >140
Измерительные устройства, участвующие в подсистеме технологи-
ческих защит или в формировании импульсов для СУЗ, а иногда и
в блокировках, должны выбираться с повышенной точностью.
Для определения технико-экономических показателей оборудова-
ния необходимы первичные и вторичные приборы повышенной точности.
Так, например, для вычисления удельного расхода тепла на выра-
ботанный 1 кВт-ч электроэнергии необходимы усредненные значения
таких величин, как давление, температура пара и определяемая по этим
данным энтальпия, а также расход пара. Точность результата вычис-
лений будет тем большей, чем с большей точностью будут измерены
отдельные величины, входящие в расчетные формулы.
Следует иметь в виду, что предельная допустимая погрешность из-
мерительного комплекта определяется как геометрическая сумма пре-
дельных допустимых погрешностей отдельных средств измерения.
Для теплотехнических измерений (температуры, давления, расхода
и других параметров), осуществляемых в реакторных энергетических
установках, наряду с общепромышленными приборами применяются
специально сконструированные и изготовленные приборы. Все приборы,
служащие для различных измерений в контурах с радиоактивными те-
плоносителями, должны удовлетворять следующим основным требова-
ниям:
конструкция первичных преобразователей должна обеспечивать их
герметичность во избежание утечек радиоактивного теплоносителя;
исключается применение приборов с жидкостным или газовым за-
полнением;
по условиям недоступности оборудования приборы должны быть,
как правило, с дистанционной передачей показаний;
приборы должны обладать достаточно большой точностью, быстро-
действием и надежностью в работе;
77
части приборов, размещаемых в активной зоне реактора, должны;
быть выполнены из материалов, обладающих определенными физико-
химическими свойствами: сохранением прочности при облучении п при,
высоких температурах, малым поглощением нейтронов, малой наведен-
ной активностью при поглощении нейтронов, сохранением метрологиче-
ских характеристик при облучении нейтронами и у-излучением;
части приборов, соприкасающиеся с активным теплоносителем или,
другими активными средами, должны допускать обмывку дезактивиру-
ющими составами;
должна обеспечиваться длительная работоспособность в условиях,
размещения приборов в герметичных объемах, где климатическая и ра-
диационная обстановки могут значительно отличаться от нормальной;
для жидкометаллического теплоносителя, помимо механической
прочности, материалы должны обладать устойчивостью против эрозии—•
истирающего действия теплоносителя, а также против растворимости
отдельных составляющих материала в теплоносителе при определенных
температурах.
Таблица 4-1-
Условия работы первичных приборов под оболочкой реакторной
установки с реактором ВВЭР-1000
Параметры под оболочкой Режимы
нормальный нарушение теплоотвода из герметичной сболочки малая течь болы ая течь
Абсолютное давление, кгс/см2 Температура, °C Относительная влажность воздуха, % Активность, Ки/л 1,008 60 До 90 2-10-6 1,2 60 До 90 2-Ю-6 1,7 До 90 Парогазовая смесь 5-Ю-6 5,0 До 150 Парогазовая смесь От 1,25-Ю-2 до 1,25
В табл. 4-1 приведен пример условий работы первичных приборов,
на АЭС при различных режимах реакторной установки с ВВЭР-1000.
4-2. ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК
Теплотехнический контроль ядерных энергетических установок,
представляет собой сложную систему сбора, обработки и представления
информации о технологическом процессе в тепловом цикле энергетиче-
ской установки и о состоянии оборудования. Эта система отличается от
обычных тепловых энергоблоков прежде всего количеством измерений,,
которое на блоке с ядерным реактором в несколько раз больше по срав-
нению с блоком такой же мощности на органическом топливе. Так, на
блоке с реактором ВВЭР-1000 с двумя турбинами общее количество
только непосредственных измерений превышает 4000, причем (как вид-
но из табл. 4-2) около половины измерений приходится на реакторную-
установку и ее вспомогательные системы. На блоке с реактором РБМК
количество точек контроля составляет около 20000, из них по реактор-
78
Таблица 4-2
Количество точек непосредственных измерений по блоку
с реактором ВВЭР-1000
Показатели Установки блока Всего
реактор- ная вспомога- тельные системы I контура турбины и генераторы вспомога- тельные системы II контура
Температура 352 413 729 260 1754
Давление 178 430 541 373 1522
'Перепад давлений 27 72 16 32 147
Расход 16 172 54 112 354
Уровень 46 223 163 93 525
Химконтроль 8 35 18 6 67
Всего 627 1345 1521 876 4369
ной установке — более 2500 (остальные в основном по вспомогательным
системам).
Таким образом, объем теплотехнического контроля зависит глав-
ным образом от типа реактора. Что касается турбины, генератора и их
вспомогательных устройств, то объем контроля для них мало чем от-
личается от такового на ТЭС. Поэтому здесь будет рассмотрен лишь
теплотехнический контроль, связанный с реакто-
ром и оборудованием первого контура.
Реактор с водой под давлением. Для реакто-
ров типа ВВЭР теплотехнический контроль охва-
тывает основные установки и
тор, циркуляционные петли,
ляционный насос, компенсатор
продувки — подпитки первого
аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ),
систему промконтура и некоторые вспомога-
тельные системы. Для собственно реактора ха-
рактерным является контроль технологических
параметров, контроль состояния конструктивных
элементов и контроль состояния опорных и огра-
ждающих конструкций и среды, окружающей
реактор. Рассмотрим основные измерения по
указанным трем группам на примере реактора
ВВЭР-440, данные по которому приведены
в табл. 4-3, а размещение точек контроля пока-
зано на рис. 4-1.
К первой группе измерений относятся главным образом режимные
параметры — давление и температура теплоносителя, концентрация
борной кислоты, а также уровень воды (при заполнении) и перепад
давления в реакторе и др.
Измерение перепада давления в реакторе производится с целью
постоянного контроля за состоянием активной зоны реактора. Его ги-
дравлическое сопротивление характеризуется перепадом давления и из-
79
/4
системы: реак-
главный цирку-
объема, систему
контура, систему
-я»
^5
сг5
Г~Ргз
iPjf-rfl
ДЗ
iz
пге
'К
Рис. 4-1. Схема тепло-
технического контроля
реактора ВВЭР-440.
Ря
меряется дифманометрами-перепадомерами. Измеряется средняя тем-
пература теплоносителя над активной зоной.
Многократное измерение давления необходимо не только для кон-
троля, но и для формирования сигналов, поступающих в аварийную за-
щиту реактора или воздействующих на технологические системы обес-
печения безопасности.
Основные измерения на реакторе ВВЭР-440
Таблица 4-3
№ точки ь:а рис. 4-1 Показатель Значение Количест- во точек измерения
А Разрежение воздуха под колпаком, кгс/.м2 20 1
А Контроль протечек фланцевого уплотнения чехлов 0 1
СУЗ, кгс/см2
Температура, °C:
tz поверхности чехлов приводов СУЗ 100 37
^4 воздуха под колпаком 70 1
поверхности крышки 280 2
нажимного кольца 280 4
h фланца корпуса 280 1
h бетона в консоли 75 3-
^9 воздуха на выходе из шахты 45 2
^11 бетона в шахте 70 3-
^12 ^14 бетона сухой защиты 115 9
поверхности корпуса 280 6
^20 в каналах ионизационных камер 50 3.
^22 теплоносителя на выходе из кассет 300 216
^25 ШПИЛЬКИ 280 3.
til Средняя температура теплоносителя на выходе из 300 G
реактора, °C
Давление, кгс/см2:
Pl9 азота в коллекторе каналов ионизационных ка- 0,5 1.
мер
Psi P^ в I контуре 125 19
Ph Ptz в I контуре в режиме расхолаживания 10 3'
PiZ Контроль плотности главного уплотнения, кгс/см2 0 2
Ры Контроль плотности выводов температурного кон- 0 12
троля, кгс/см2
bPzi—bPzo Перепад давления в реакторе, кгс/см2 2,35 4
Ao Разрежение в шахте, кгс/м2 20 1
nu Уровень воды в реакторе, мм вод. ст. 1900 2
£16 £18 Содержание борной кислоты в реакторе, г/кг 0—16 3
C44 Концентрация водорода под колпаком, % 4 1
Измерения температуры теплоносителя на выходе из кассет исполь-
зуются в системе внутриреакторного контроля.
Контроль за концентрацией борной кислоты в продувочной воде
реактора осуществляется с целью поддержания ее необходимой концен-
трации в первом контуре.
Для первой группы параметров характерным является многократ-
ность измерений одного и того же параметра для различных целей —
для контроля, регулирования, защиты, а также для резервирования ка-
налов получения информации. Учитывая ответственный характер каж-
дой из указанных функций для этих параметров, относящихся к первой,
группе важности, принцип многократного использования унифицирован-
ного сигнала может быть применен только после тщательного анализа..
80
Ко второй группе относится главным образом контроль температу-.
ры собственно корпуса реактора, нажимного кольца, фланца и других
узлов, имеющий большое значение, особенно в период разогрева реак-
тора при пуске, так как от скорости прогрева массивных частей реакто-
ра зависят долговечность и надежность его работы.
К третьей группе измерений относится температурный контроль за
состоянием бетонной защиты, являющейся ограждающей и опорной
конструкцией реактора, поскольку прочность бетона в определенной-
мере зависит от температуры. Бетон нагревается как в результате те-
плоотдачи корпуса реактора, так и вследствие воздействия нейтронного,
и гамма-излучения. Распределение температуры в бетоне показано на
рис. 4-2. Как видно из графика, точка максимальной температуры ле-
жит в толще бетонной защиты, что должно быть учтено при установке,
соответствующего термометра.
Рис. 4-3. Схема теплотехнического контроля циркуляционной петли реактора ВВЭР.
/ — реактор; 2 — парогенератор; 3 — главный циркуляционный насос; 4 — компенсатор объема;
5 — главные запорные задвижки; р — давление; t — температура; G — расход; Н — уровень; Ар —
перепад давлений; /ср — средняя температура теплоносителя; А/-—перепад температур в горячей
и холодной нитках.
Рис. 4-2. Изменение температуры в бетонной защите реактора,
/-—без тепловой защиты; 2- с тепловой защитой.
Рис. 4-3.
Контролю подлежат температура и давление воздуха в шахте, по,
которым можно судить о герметичности корпуса, так как с появлением -
в шахте пара температура и давление (разрежение) будут отличаться
от нормы.
На циркуляционной петле, как это видно из рис. 4-3, осуществля-_
ются основные измерения, характеризующие режим работы ядерной
паропроизводительной установки (ЯППУ). К ним относится темпера-
турный контроль теплоносителя в горячей и холодной нитках петли,
позволяющий контролировать не только температуру воды на входе и.
выходе реактора, но и формировать сигналы по средней температуре
теплоносителя (Тер) и разности температуры воды в горячей и холод-
ной нитках петли (АО-
Измерение средней температуры теплоносителя производится для,
контроля за системой регулирования, осуществляющей ту или иную
программу регулирования (например, Tcp=const, см. гл. 6), а также
в целях контроля реактивности, если иметь в виду наличие для реак-
торов типа ВВЭР отрицательного температурного коэффициента реак-
тивности, зависящего от Тср.
6—831
81>
Важным измерением является перепад давлении на ГЦН, который
характеризует работу не только самого насоса, но гидравлический ре-
жим всей ЯППУ. Контролируется также давление первого контура
в холодной нитке каждой петли. Установка приборов на каждой петле
необходима для контроля во время разогрева и подключения к контуру
отдельной петли.
В парогенераторе особо важное значение имеет измерение уровня
воды в нем. Измерение уровня осуществляется в различных точках па-
рогенератора дифманометрами-уровнемерами. Контролируются также
расход, температура и давление питательной воды. На петле, как и на
реакторе, значительное количество измерений резервируется для
использования сигналов в схемах защиты. Если учитывать большое
количество измерений для температурного контроля, в целях уменьше-
ния числа сверлений трубопроводов применяются многоканальные
(тройные) термоэлектрические термометры (§ 4-3). Измерение расхода
насыщенного пара затрудняется отсутствием соответствующей аппа-
ратуры.
На главном циркуляционном насосе имеется значительное количе-
ство измерений, наблюдение за которыми обеспечивает нормальную ра-
боту агрегата. По приводному двигателю
ГЦН измеряются температура обмотки ста-
тора, охлаждающего воздуха и подшипни-
ков, уровень масла в ваннах двигателя. По
самому насосному агрегату контролируют-
ся температура в подпятнике, подшипни-
ках, а также температура, давление и коли-
чество организованных протечек. По мас-
лоспстеме агрегата измеряется давление
масла после маслонасосов, в общей маги-
страли (участвует в защитах), до и после
масляных фильтров, уровень в маслобаке.
Измеряются также количество, темпера-
тура и давление запирающей воды системы
уплотнения насоса. Последний параметр
также участвует в защите насоса.
Измерения по компенсатору объема
для реактора ВВЭР-440 показаны на
рис. 4-4. Следует обратить внимание на
измерение уровня в компенсаторе объема,
которое необходимо производить как в ра-
бочем диапазоне (Н3—Н$), так и для пол-
ного заполнения всего объема (Hi и HU)- Уровнемеры рабочего диапа-
зона участвуют в схеме включения аварийного охлаждения активной
зоны по схеме «два из трех», и поэтому их устанавливают три комп-
лекта. Как видно из рисунка, как корпус компенсатора объема, так и
подводящие трубы контролируются по температуре поверхности кон-
струкции, что весьма важно с точки зрения обеспечения прочности
корпуса (1/9—Лб)> особенно при разогреве, контролируются также тем-
пературы пара (te) и воды (^—t3). Измеряется также давление в ком-
пенсаторе (pie)-
Контроль систем аварийного охлаждения активной зоны реактора
охватывает следующие узлы: баки запаса борной кислоты, гидроакку-
муляторы и насосы аварийного впрыска бора, насосы аварийного рас-
82
от подпиточных
насосов | К барботеру
Горячая нитки
Холодная н..
Рис. 4-4. Схема теплотехни-
ческого контроля компенса-
тора объема реактора
ВВЭР-440.
1—корпус; 2 — нагреватель; р —
.давление; t — температура; fi—
уровень.
холаживания, спринклерные насосы и теплообменники. Соответственно,
характеру оборудования и технологической схеме в аварийной системе
контролируются уровни в емкостях раствора бора и в гидроаккумуля-
торах, расходы растворов, подаваемых к реактору и к спринклерам,,
давление в гидроаккумуляторах до и после насосов, температура воды
до и после теплообменников. Следует также контролировать концентра-
цию борной кислоты как в баках, так и в гидроаккумуляторах и в ма-
гистралях, подающих раствор в реактор.
Значительное количество измерений занимает контроль температу-
ры подшипников насосов.
В системе продувки — подпитки контролируются элементы само-
го подпиточного насоса в соответствии с требованиями завода-изготови-
теля, расход продувочной и подпиточной воды при разных режимах,
продувки, содержание бора в продувочной воде, концентрация водо-
родных ионов и О2 в подпиточной воде, а также давление и температура
подпиточной воды и уровни в деаэраторах.
По системе промконтура контролируются расход воды на охлади-
тели ГЦН, организованные протечки, температура воды после охлади-
телей промконтура, общий расход воды промконтура и давление в раз-
личных точках технологической схемы.
Важное место в контроле реакторной установки занимает контроль
течей в первом контуре. Этот контроль осуществляется как по прямому
обнаружению влаги специальными приборами, так и по ряду косвенных
показателей.
Течь в первом контуре может быть обнаружена:
а) по падению уровня в компенсаторе объема;
б) по небалансу расходов подпиточной воды и организованных протечек;
в) по контролю уплотнений разъемных соединений оборудования первого контура;,
г) по температуре и давлению внутри герметичных помещений и оболочки;
д) по появлению воды в нижних точках герметичных помещений и оболочки;
е) по концентрации радиоактивных газов и аэрозолей в герметичных помещениях
и оболочке;
ж) по активности теплоносителя второго контура, промконтура, технической воды
п т. п. (за теплообменниками, связанными с теплоносителем первого контура).
В каждом конкретном случае выбирается соответствующий метод
контроля течи.
Общее состояние герметичности контура теплоносителя оценивает-
ся по совокупности ряда показателей.
Теплотехнический контроль реактора с кипящей
водой корпусного типа мало чем отличается от аналогичной системы
для реактора с водой под давлением. Специфическим здесь является'
постоянный контроль уровня воды в реакторе, измеряемого дифферен-
циальными манометрами. В качестве дублирующего устройства для-
контроля уровня могут применяться также водомерные стекла, наблю-
дение за которыми ведется при помощи телевизионной установки. При
наличии в установке сепаратора последний оборудуется уровнемером
с дистанционной передачей показаний. Контролируются также расход,
воды, поступающей в реактор, и расход пара, выходящего из него, при
помощи дифференциальных манометров, измеряющих перепад давлений-
на соплах, встроенных в трубопроводы (с коррекцией по влажности
пара). Давление пара на выходе из реактора контролируется маномет-
ром с дистанционной передачей показаний.
Реактор типа РБМК- Как было видно из описания оборудования и
тепловой схемы АЭС с реакторами типа РБМК, количество основных и
6» 83.
От групповых коллекторов
Рис. 4-5. Схема теплотехнического контроля реактора
РБМК.
1 — активная зона; 2 — бак биологической защиты; 3 — техноло-
гический канал; 4 — канал СУЗ; 5 — канал охлаждения отра-
жателя; р — давление; t — температура; G — расход; X — паро-
содержание.
вспомогательных систем для АУС достаточно велико, и рассмотреть все
•с точки зрения теплотехнического контроля не представляется возмож-
ным. Поэтому остановимся только на важнейших из них: собственно
реакторе и контуре принудительной циркуляции.
Характерными для уран-графитового реактора с водяным теплоно-
сителем канального типа являются массовые измерения параметров по
технологическим каналам и внутрикорпусным устройствам реактора.
На рис. 4-5 пред-
ставлена схема основ-
ных измерений указан-
ного типа реактора. Ра-
бота активной зоны ре-
актора, помимо ядерно-
физических парамет-
ров, характеризуется
также некоторыми теп-
лотехническими вели-
чинами. Одной из них
служит расход тепло-
носителя по каждому
из 1693 технологиче-
ских каналов (G2),ко-
торый характеризует
распределение тепло-
носителя в соответст-
вии с тепловыделением
в различных участках
активной зоны. Этот
контроль осуществля-
ется тахометрическими
расходомерами, описа-
ние которых приведено в § 4-3. Другим параметром, подлежащим
контролю, является паросодержапие среды па выходе из технологи-
ческого канала (Х2), которое измеряется специальным устройством,
устанавливаемым на небольшой части технологических каналов
(60 контролируемых каналов). И, наконец, контролируется темпе-
ратура среды на выходе из технологических каналов G. Этот кон-
троль также проводится на 60 каналах. Важное значение для нор-
мальной работы реактора имеет контроль температуры кладки реакто-
ра, в которой выделяется более 7% всего тепла, генерируемого в актив-
ной зоне реактора. Измерение температуры производится сборками мно-
гозонных термоэлектрических термометров, установленных в различных
частях графитовой кладки /з; /4; /5 по высоте и радиусу активной зоны.
Контролируются расход (G3; G4; G5) и температура /2 и tis охлаждае-
мой воды каналов охлаждения отражателя и каналов СУЗ.
Контроль целостности технологических каналов выделен в специ-
альную систему (КИТК), в задачи которой входят контроль влажности
газа в графитовой кладке (Xi), определение течи технологического ка-
нала или канала СУЗ и локализация влаги в районе повреждения ка-
нала. Контроль влаги осуществляется специальным устройством, для
чего осуществляется отбор проб буферного газа из каждого технологи-
ческого канала при помощи автоматического отборного устройства, со-
стоящего из 26 групп клапанов по 81 клапану в каждой группе. Груп-
84
новая проба газа контролируется датчиком влаги, а определение по-
врежденного канала в группе, где обнаружена влажность, производится
по температуре газа в каждом канале. По газовому контуру контроли-
руются температура п давление нейтрального (буферного) газа, запол-
няющего графитовую кладку реактора и предохраняющего ее от окис-
ления кислородом воздуха.
В данном реакторе, имеющем массивные конструктивные элемен-
ты, выполненные из металла и бетона, а также бетонную защиту реак-
тора, контролируется их температура в различных точках, что необхо-
димо по условиям сохранения прочности установки при различных ре-
жимах работы. Предусматривается также контроль температуры воды
в баке биологической защиты.
По контуру принудительной циркуляции, куда входят барабаны-
сепараторы, ГЦН н коммуникации, соединяющие технологические кана-
лы с этим оборудованием, как
видно из рис. 4-6, измеряются
в основном общий расход, давле-
ние и температура теплоносителя
на каждой петле. На барабане-
сепараторе важнейшим измере-
нием является уровень воды, так
как от достоверности данного па-
раметра зависит надежность ра-
боты турбины, если иметь в виду
возможность уноса в турбину
воды при уровне, превышающем
допустимые пределы. Отбор им-
пульса для измерения уровня осу-
ществляется в нескольких точках
по длине барабана-сепаратора
для измерения уровня в несколь-
ких диапазонах — от ±50 мм до
1400 мм. Особое внимание уде-
ляется месту и правильности
— Пар----------Питательная вода
—— Теплоноситель первого контура
установки уравнительных сосу-
дов. Контролируются давление
в барабанах-сепараторах и тем-
пература металла. Осуществля-
ется контроль давления и расхо-
да пара из барабанов-сепарато-
Рис. 4-6. Схема теплотехнического контро-
ля контура принудительной циркуляции ре-
актора РБМК.
1 — реактор: 2 — активная зона; 3 — технологиче-
ский канал; 4 — барабаны-сепараторы; 5 — глав-
ные циркуляционные насосы; р— давление; t —
температура; G — расход; Н — уровень.
ров к .турбинам. Особенностью
последнего измерения является необходимость установки сужающего
устройства для насыщенного пара, в силу чего не может быть обеспе-
чена достоверность показаний. Что касается ГЦН, то, кроме указан-
ных выше измерений расхода и давления теплоносителя после ГЦН,
контролируются давление на всасе, расход и давление уплотняющей
воды, а также некоторые параметры по масляной системе.
По питательной воде производятся традиционные измерения — рас-
хода, давления и температуры.
Реакторы с газовым теплоносителем
В реакторах с газовым теплоносителем (СО2), как видно из рис.
4-7, контролируются температура графита, газа на входе и выходе ре-
85
реакторов.
основных
измерении по
АР
Пар высокого
давление к турбине
Д, Б t „ , „
? I I Пар низкого давле-
—1 —1 —'-кия к турбине
= Теплоноситель первого контура .„
— Пар
—Питательная Вова
Рис. 4-7. Схема теплотехнического контроля уран-
графитового реактора с газовым теплоносителем.
1—реактор; 2— парогенератор; 3 — сепаратор высокого дав-
ления; 4 — сепаратор низкого давления; 5 — газодувка; 6 —
технологический конденсатор; 7 — питательный насос высо-
кого давления; 8— питательный насос низкого давления; 9—
газовая емкость; 10— конденсатный насос; р— давление:
Др — перепад давлений; t — температура; G — расход; Н —
уровень; п — число оборотов; Лг — анализ газов; Лв — ана-
лиз воды; Лп — анализ пара.
БРА-
GApt
Б
10
с
актора, давление в контуре теплоносителя, его расход и химический со-
став, перепад на газодувке и ее число оборотов, а также утечки тепло-
носителя. Контроль температуры газа по рабочим каналам осуществля-
ется установками массовых измерений.
Теплотехнический контроль парогенераторов для установок с газо-
вым теплоносителем несколько более сложен, чем для других типов
газу, пару и воде, каждый
парогенератор имеет так-
же детекторы утечек, по-
зволяющие определять,
повреждение трубок в
секциях высокого и низ-
кого давлений парогене-
раторов. В зависимости
от давления теплоносите-
ля и давления пара в сек-
циях низкого и высокого,
давления применяются
два или один детектор.
В том случае, когда теп-
лоноситель имеет давле-
ние, промежуточное меж-
ду высоким и низким дав-
лением пара, один детек-
тор определяет содержа-
ние водяных паров в теп-
лоносителе, образованных
в результате утечек из
секции высокого давле-
ния, а другой определяет
содержание СО2 в паре низкого давления. Так как давление теплоноси-
теля изменяется с его температурой, то утечки теплоносителя из конту-
ра не могут быть обнаружены путем измерения статического давления
в контуре. Для обнаружения внезапных утечек применяется система,
измеряющая скорость изменения давления в контуре. Это достигается
путем использования прибора, измеряющего разность давлений на дрос-
селе, расположенном в трубопроводе, соединяющем специальную ем-
кость с главным контуром теплоносителя. Когда в контуре быстро пада-
ет давление, газ должен течь из емкости в контур. В результате на
дросселе возникает перепад давления, который и является сигналом для
срабатывания в случае необходимости аварийной защиты реактора.
На холодильниках и выпарных установках, связанных с приготов-
лением теплоносителя (СО2) и его хранением, используется ряд обыч-
ных приборов, таких, как манометры, термометры, расходомеры. При-
меняются также газоанализаторы, определяющие присутствие окиси
углерода в двуокиси, для поддержания необходимых условий, обеспечи-
вающих минимальную коррозию конструктивных узлов или эрозию-
графита в реакторе.
Реактор типа БН-600 с жидкометаллическим теплоносителем
Из рис. 4-8 видно, что характер теплотехнических измерений для
ядерной энергетической установки с реактором на быстрых нейтронах,,
охлаждаемым жидким металлом, в общем виде такой же, как и для
86
других типов реакторов. Измеряются температура и расход жидкого
металла по первому и второму контурам, перепад на ГЦН, уровень
жидкого металла в буферной емкости. На третьем — пароводяном —
контуре осуществляются все традиционные измерения по свежему и
вторично перегретому пару и по питательной воде.
Особенностями данного типа реактора являются специальная конст-
рукция приборов, выполненных для работы в условиях особой среды —
Рис. 4-8. Схема теплотехниче-
ского контроля реактора с
жидкометаллическим теплоно-
сителем.
1 — реактор; 2 — пром ежу точны и
теплообменник; ? —буферная ем-
кость; 4 — пароперегреватель: 5 —
промежуточный пароперегреватель:
6 — испаритель; 7 — насос первого
контура; 8 — насос второго конту-
ра; 9 — питательный насос: р -
давление; Др — перепад давлений;
t — температура; G — расход: II -
уровень.
жидкого металла и высоких температур, а также некоторые техниче-
ские меры, принимаемые при установке приборов. Например, для пред-
отвращения застывания металла в отборах, импульсных линий и самих
приборах применяется электрообогрев. Описание некоторых приборов
дтя контроля параметров жидкого металла приводится в § 4-3.
Высокотемпературный реактор
В качестве примера рассмотрим высокотемпературный реактор, где
твэлы выполнены без металлических герметичных оболочек, а в качест-
ве теплоносителя служит газ — гелий. Парогенератор расположен в од-
ном корпусе с активной зоной. С целью предохранения от проникнове-
ния радиоактивности за пределы корпуса последний помещен в особую
оболочку, и пространство между корпусом реактора и оболочкой за-
полнено гелием, представляющим собой уплотняющий газ, давление
которого несколько выше внутреннего давления газа-теплоносителя.
Помимо контроля обычных параметров, для такого реактора особое
значение имеет контроль плотности корпуса.
Конструкции контрольно-измерительных приборов выполнены та-
ким образом, чтобы их установка на корпусе не нарушала его плотности.
Так как большинство преобразователей соприкасается с радиоактивной
средой, то к их конструкции предъявляются повышенные требования —
стойкость к радиоактивным излучениям и особая надежность в экс-
плуатации.
В рассматриваемом реакторе к контролируемым величинам относятся:
а) давление охлаждающего газа, которое контролируется главным образом для
того, чтобы иметь возможность своевременно обнаружить протечки парогенератора;
при выходе большей части содержимого парогенератора в корпусе создается давление,
превышающее рабочее давление охлаждающего газа; измерение давления осуществ-
ляется специальным датчиком;
б) разность давлений между теплоносителем и уплотняющим газом контролирует-
ся в целях обнаружения неплотности корпуса реактора; так как нормально давление
уплотняющего газа несколько выше давления теплоносителя, то уменьшение разности
давлений будет указывать па неплотности корпуса; этот контроль герметичности систе-
мы осуществляется также специальным прибором;
в) температура теплоносителя, измеряемая в нескольких точках на входе в па-
рогенератор; установка термопар (см. рис. 4-12) для этой цели представляет большие
87
трудности вследствие необходимости обеспечения плотности в местах вывода проводов,
материалом для термопар служат сплавы никеля с хромом и никель, так как сплавы
с содержанием никеля довольно устойчивы в зоне высоких температур в присутствии
графита.
Кроме температуры газа, для реакторов этого типа имеет большое значение
контроль температуры различных конструктивных элементов, особенно граничащих
с активной зоной. Очень важно также измерение средней температуры теплоносителя
в активной зоне, поскольку по ней судят о динамическом состоянии реактора и темпе-
ратурном коэффициенте реактивности. Большое количество измерений производится
за пределами активной зоны — в биологической защите, газодувках, в установке для
очистки газа и его дезактивации.
Анализ состава теплоносителя осуществляется в целях обеспечения необходимой
чистоты газа, концентрация примесей в котором должна быть минимальной. Контроль
чистоты газа необходим также и потому, что по его результатам можно судить о про-
течках парогенератора. Вода будет реагировать с графитовой пылью, в результате
чего при высокой температуре образуется С+Н2О—>-СО+Н2. При низкой температуре
может быть и другая реакция С+2Н2О—>-СО2+2Н2. В активной зоне может проте-
кать также следующая реакция: С+СО2—>2СО, а в зоне парогенератора 2СО—>-С-(-
+СО2. Наличие в теплоносителе N2 характеризует проникновение воздуха в активную
зону через загрузочное устройство для твэлов. Необходимо также измерение на со-
держание в теплоносителе О2. Следует отметить, что многие общеизвестные методы
анализа на содержание СО, СО2, N,2 и др. здесь могут оказаться непригодными из-за
радиоактивности анализируемого газа, что вынуждает применять специальные кон-
струкции аналитических приборов и специальные материалы для их выполнения.
Контроль качества воды и пара. Водный режим АЭС
с реакторами всех типов должен обеспечить оптимальные физико-хими-
ческие показатели качества воды, циркулирующей в контурах энергети-
ческого блока. Качество воды, пара и конденсата в различных участках
пароводяного тракта АЭС должно соответствовать установленным нор-
Та блица 4-4
Нормы водного режима первого контура для АЭС
с реакторами ВВЭР-1000
Нормируемые показатели Первый ког.тур Подпиточ- ная вода
Значение pH Концентрация, мг/кг: 5,7—10,2 —
аммиака ^>5 50—60
калия, натрия 2,5—12 —
хлоридов <0,1 <0,1
кислорода продуктов коррозии (в пересчете на железо): <0,01 0,02
в переходом режиме <1,0 —-
в установившемся режиме <0,2 —.
гидразингидрата — 5
борной кислоты, г/кг <16 16
водорода, мл/кг 30—60 —
мам и обеспечивать работу оборудования без повреждений и снижения
экономичности, вызванных образованием накипи и отложений на по-
верхностях, соприкасающихся с водой и паром, и коррозией внутренних
поверхностей оборудования. Наличие примесей в водном теплоносителе
обусловливает также уровень радиоактивности среды и оборудования.
Для примера приведены нормы качества воды для реакторов типа ВВЭР
(табл. 4-4).
К основным показателям качества воды второго контура относятся
электропроводность, характеризующая общее содержание растворенных
минеральных примесей (не нормируется), величина pH, характеризую-
88
щая концентрацию водородных ионов, содержание ионов натрия, хло-
рид-ионов, ионов и соединений железа, а также кислорода и водорода.
До настоящего времени химический контроль за водным режимом
первого контура осуществляется в основном ручным способом, длитель-
ным по времени и не лишенным субъективности. Оперативный контроль
за основными показателями качества теплоносителя, воды и пара вто-
рого контура с помощью автоматических приборов позволит своевре-
менно устранять отклонения этих показателей от установленных норм,
предупреждать возможные нарушения водного режима н связанные
с этим ненормальности в работе оборудования. Система контроля каче-
ства воды и пара разрабатывается для каждой конкретной АЭС в за-
висимости от типа реактора, а средства химического контроля прини-
маются из числа выпускаемых промышленностью. Описание некоторых
из них приводится в § 4-3.
4-3. СРЕДСТВА ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ
В данном параграфе приводятся краткие сведения о приборах, при-
меняемых на АЭС, имеющих специфические характеристики и конст-
руктивные особенности, отличающиеся от общепромышленных прибо-
ров, а также о некоторых приборах новых разработок.
Приборы контроля температуры
Как видно было из предыдущего параграфа, измерения температу-
ры представляют собой значительный объем в общей системе теплотех-
нического контроля ядерной энергетической установки (ЯЭУ). Основ-
ными первичными приборами для измерения температуры на АЭС слу-
жат термоэлектрические термометры и электрические термометры со-
противления. По условиям работы на АЭС их можно разделить на три
группы.
Первая группа — приборы, работающие в условиях высоких темпе-
ратур и значительных нейтронных потоков и у-излучений. К ним отно-
сятся термопреобразователи, размещаемые в активной зоне или вблизи
нее, применяемые для измерения температуры твэлов, теплоносителя на
выходе из кассет, графитовой кладки, буферного газа, а также конст-
рукционных элементов реактора.
Ко второй группе измерителей температуры относятся приборы,
устанавливаемые в контуре с активными средами и подвергающиеся
у-облучению (например, в теплоносителе первого контура).
В третью группу входят приборы для измерения температуры в не-
активном контуре (техническая вода, питательная вода и др.).
Для первой группы используются в основном термоэлектрические
термометры, пригодные для измерения практически всех диапазонов
температур ЯЭУ, отвечающие условиям работы как по механической
прочности, так и благодаря разнообразию конструктивного выполнения.
Следует, однако, иметь в виду, что термоэлектрический термометр при
работе в условиях радиационного облучения изменяет свои характери-
стики. Значительную роль при этом играют не только интенсивность
•облучения, но и материалы, из которых термометры выполнены. Влия-
ние облучения на термоэлектродные материалы выражается в измене-
нии термо-э. д. с. После облучения потоком 1020 нейтрон/см2 термоэлек-
трический термометр, выполненный из хромель-алюмелевых термоэлек-
тродов, дает занижение показаний температуры на 1—1,5%. Для тех же
89
Рис. 4-9. Кабели и кабельные термоэлектри-
ческие термометры.
а—термопарный кабель типа КТМС; А—одно-
жильный; Б — двухжильный; В — чстырехжиль-
ный; б — виды рабочих спаев: А—заземленный
спай; Б — изолированный, В —открытый; в — про-
фили рабочих участков: А. Б — овальный (пло-
ский) с заземленным и изолированным спаями;
В — полукруглый; г — профильный термоэлектри-
ческий термометр переменного сечения: 1 — обо-
лочка; 2 — изоляция; 3 — термоэлсктрод; 4 —
втулка; 5 — компаунд.
Рис. 4-10. Термоэлектрический термометр
для внутриреакторного контроля.
/ — наконечник защитного чехла; 2 — защитный
чехол; 3—оболочка; 4—изоляция; 5 — термо-
электроды.
условий платина-платинородие-
вый термоэлектрический термо-
метр дает ошибку примерно в-
5% из-за большого сечения за-
хвата, каким обладает родий.
Конструкция термоэлектриче-
ских термометров и электриче-
ских термометров сопротивления
этой группы, как правило, специ-
фическая и зависит от их назна-
чения. Для измерений температу-
ры теплоносителя внутри корпуса
реактора типа ВВЭР применяют-
ся кабельные, а для измерения
температуры графитовой кладки
реактора типа РБМК — много-
зонные термоэлектрические тер-
мометры (термопарные сборки);
для контроля температуры кон-
структивных элементов — поверх-
ностные термоэлектрические тер-
мометры.
Кабельный термоэлектриче-
ский термометр, различные кон-
струкции которого показаны на
рис. 4-9, представляет собой два
термоэлектрода, имеющих горя-
чий спай и заключенных в труб-
ку (оболочку) из нержавеющей
стали диаметром от 1 до 7 мм и
длиной до 50 м. Трубка заполне-
на изоляционным материалом,
в качестве которого служат по-
рошки окиси магния или алюминия, а для высоких температур — окиси
циркония. Следует отметить, что изоляционные свойства этих материа-
лов теряются при попадании в оболочку влаги.
Таблица 4-5
Основные размеры термопарных кабелей
Число и сечение жил, мм2 Диаметр термо- электродов, мм Толщина изо- ляции, мм Толщина обо- лочки. мм Наружный диа- метр кабеля, мм Максимальная строительная дли- на кабеля, мм
2X0,02 0,15 0,13 0,15 1,0 100
2X0,06 0,27 0,15 0,25 1 >5 100
2X0,3 0,65 0,33 0,35 3,0 100
2X0.5 0,85 0,40 0,55 4,0 50
2X0,6 0,90 0,63 0,65 5,0 30
2X0.9 1,08 0,71 0,85 6,0 20
4X0,44 0,75 0,61 0,35 4,6 25
4X1,13 1,20 0,94 0,55 7,2 10
90
Для внутриреакторного тем-
пературного контроля реакторов
ВВЭР применяется термоэлек-
трический термометр, конструк-
ция которого показана на рис.
4-10. В целях защиты оболочки
•от разрушения термометр внутри
реактора помещается в защитный
чехол из нержавеющей стали...
Вывод термоэлектродов за пре-,
делы корпуса реактора осуще-
ствляется тем же кабелем, из ко-
Рис. 4-11. Сборки термоэлектрических тер-
мометров.
а — свободно подвешенный термоэлектрический
термометр с фарфоровой изоляцией; бив —
с трубчатым чехлом, с фарфоровыми бусами и
открытым горячим спаем; гид — с графитовыми
втулками; 1— графитовая кладка; 2 — элемент
несущей или защитной конструкции; 3 — термо-
электрический термометр; 4 — направляющее
устройство; 5 — графитовая втулка; 6 — прижим-
ное устройство; 7 — пыж.
торого выполнен термоэлектриче-
ский термометр. Технические ха-
рактеристики термопарных ка-
белей приведены в табл. 4-5.
Для измерения температуры
графита в активной зоне реакто-
ров РБМК применяются сборки,
представляющие собой один или
несколько термоэлектрических
термометров, укрепленных на об-
щей несущей конструкции, поме-
щенной в графитовую кладку.
Конструктивное выполнение раз-
.личных сборок показано па
рис. 4-11. На рис. 4-12 показана
Рис. 4-12. Термоэлектрический термометр
для высокотемпературного реактора.
1— горячий спай; 2— вывод; 3—чехол защит-
ный; 4 — трубка; 5 — стержень; 6 — корпус термо-
метра; 7 — выводной штуцер; 8 — крышка корпу-
са термометра; 9 — крышка выводного штуцера;
10 — стенка корпуса реактора; //—стенка защит-
ной оболочки реактора.
конструкция термоэлектрическо-
го термометра для измерения
температуры газового теплоноси-
теля (гелия) высокотемператур-
ного реактора.
Первичные приборы второй
труппы устанавливаются, как пра-
вило, на трубопроводах, емкостях и другом оборудовании. Основной осо-
бенностью их установки является обеспечение герметичности контура
с активной средой, удобство эксплуатации и высокая надежность из-за
ограниченности доступа. Из этих соображений, а также для уменьшения
числа сверлений трубопроводов наряду с одноэлементными применяют
многоэлементные термометры. Конструкция одного из таких термоэлек-
трических термометров типа ТХК-0705, устанавливаемых на главном
циркуляционном трубопроводе реактора ВВЭР-440, показана на
рис. 4-13. В этой конструкции все три пары термоэлектродов, каждый
Рис. 4-13. Термоэлектрический термометр тройной.
/ — термоэлектроды с изоляцией; 2— наконечник защитного чехла; 3— защитный чехол; 4 — тер-
моэлектроды; 5 — головка; 6 — штепсельный разъем.
91
в своей изоляции, помещены в общий защитный чехол, а выводы осу-
ществлены на общий штепсельный разъем, размещенный в головке.
Для реактора типа РБМ1\ наиболее употребительными являются
термоэлектрические термометры, приведенные в табл. 4-6.
Электрические термометры сопротивления (ЭТС) широко приме-
няются на АЭС для измерения температуры сред и конструктивных эле-
ментов, не превышающей 500°С. По сравнению с термоэлектрическими
термометрами они обладают большей инерционностью, но зато и
большей точностью измерения. При применении электрических термо-
метров сопротивления в условиях облучения необходимо также учиты-
вать изменение характеристики чувствительного элемента в результате
облучения. Так, например, при интегральном потоке 2-1019 нейтро-
нов/см2, при температуре 100°С ЭТС завышают показания: никелевый—
на 2,6°С, платиновый — на 3,7°С.
По своим конструктивным особенностям ЭТС различаются в зави-
симости от назначения. Для измерения температуры среды в трубопро-
водах первого контура применяются ЭТС платиновые с защитными чех-
лами из нержавеющей стали, устанавливаемые с помощью приварки
к трубопроводу. Для этих целей применяются также ЭТС специальные,
обеспечивающие максимальную герметичность контура. В конструкции,
показанной на рнс. 4-14, корпус термометра укреплен во втулке, вва-
ренной в трубопровод, с обваркой стыкуемых поверхностей. При по-
вреждении защитного чехла чувствительного
элемента герметичность конструкции обеспечи-
вается сваркой разъемных частей корпуса и
уплотнением выхода проводов в колодке го-
ловки. Для контроля температуры поверхно-
сти оборудования применяются ЭТС как
в обычном исполнении, помещаемые в специ-
Рис. 4-14. Электрический термометр сопро-
тивления.
/ — головка; 2 — гильза; 3 — втулка; 4 — монтаж-
ный блок; 5 — чувствительный элемент; 6 — свар-
ка; 7*—геликоидальная вставка; Sуплотняю-
щая сварка; 9— керамические изоляторы; 10 —
сварка; 11 — круглое кольцо; 12 — колодка за-
жимов.
Рис. 4-15. Электрический термометр сопро-
тивления поверхностный.
1 — чувствительный элемент; 2 — жаропрочный
кабель; 3 —головка; 4 — сальник; 5 — колодка;
6— прижимное устройство; 7— шпилька; 8—
контролируемая поверхность.
92
Таблица 4-6-
Характеристики термоэлектрических термометров
Тип термометра Г радуировка Измеряемая температура, СС Место измерения
Блок термометров ХА 400—800 Графитовая кладка
Поверхностный ТХКП-551 хк До 400 Металлоконструкции реакто-
Кабельный ТХА-1449, d=8 мм, /=30 м ХА 400 ра Металлоконструкции реакто- ра
Кабельный ТХА-1439, d=5 м, /=30 м ХА 60 Трубопроводы с теплоносите- лем
альные карманы, привариваемые к месту измерения температуры, так
л поверхностные (рис. 4-15) с чувствительным элементом, выполненным
в виде «лепешки», прикрепляемой к поверхности оборудования специ-
альным прижимным устройством.
Измерение температуры по второму контуру осуществляется ЭТС
в обычном общепромышленном исполнении.
Приборы контроля давления
Для измерения давления в контуре активного теплоносителя при-
меняются первичные приборы с дистанционной передачей показаний
с унифицированным выходным сигналом 0—5 мА, освоенные промыш-
ленностью в последние годы. Манометры этого типа выпускаются двух
модификаций — мембранные для избыточного давления от 1,6 до
25 кгс/см2 и пружинные на давления от 25 до 600 кгс/см2 класса 1,0,
а также манометры абсолютного давления. Эти приборы рассчитаны
для работы при температуре окружающего воздуха от 0 до 60°С при
относительной влажности до 80% (при температуре от 35 до 60°С) и
до 95% (при температуре от 0 до 35°С). Исполнение приборов пылеза-
шпщенное. Принцип действия манометров основан на преобразовании
перемещения чувствительного элемента под действием измеряемого
(избыточного) давления в унифицированный токовый выходной сигнал
с помощью преобразователя с компенсацией магнитных потоков.
В отдельных случаях на вспомогательных общестанционных тех-
нологических системах могут быть применены более дешевые прибо-
ры— взаимозаменяемые с дифференциально-трансформаторной схемой,
которые выпускаются для измерения как давления, так и вакуума клас-
са 1,0.. Для непосредственных измерений и получения дискретных сиг-
налов применяются контактные манометры.
Перечисленные типы приборов применяются для жидких и газовых
сред, неагрессивных по отношению к материалам соприкасающихся
с ними деталей. Это обстоятельство затрудняет дезактивацию приборов
при их ремонте, и поэтому в отдельных случаях может потребоваться
замена измерительного блока или чувствительного элемента при ремон-
те прибора.
Для измерения давления в контуре, где теплоносителем служит
жидкий металл с температурой до 600°С, указанные выше типы прибо-
ров могут применяться только в случае установки их после разделитель-
ных камер, одна из которых показана на рис. 4-16. Камера состоит ив
93;
корпуса, имеет две полости, разделенные мембраной. Нижняя полость
соединена при помощи штуцера с трубопроводом или емкостью, в кото-
рых находится жидкий металл, а верхняя камера, заполненная специ-
альной жидкостью, через трубку, уплотненную в корпусе сальником,
соединяется с измерительным прибором (например, манометром). Дав-
ление жидкого металла передается через разделительную мембрану,
заполняющую жидкость и манометрическую пружину манометра. Дру-
гим типом разделителя является двухсильфонный разделитель, пока-
занный на рис. 4-17, все детали которого выполнены из нержавеющей
стали. Под давлением металла, входящего в нижнюю камеру, сильфон
Рис. 4-16. Разделитель-
ная камера.
/1 — разделительная мембра-
на; 2 — корпус; 3 — штуцер;
•4 — трубка; 5 — защитная
-трубка; 6 — сальник; 7 —
уплотнитель.
Рис. 4-17. Двухсильфонный
разделитель.
1 — нижняя камера; 2 — шток;
3 — верхняя камера; 4 — штуцер
для заполнения камеры; 5 —
манометр; 6 — сильфоны; 7 —
трубка импульсная.
Рис. 4-18. Манометр для ди-
станционной передачи по-
казаний.
/ — мембрана; 2 — якорь; 3 —
индукционная катушка; 4—
стержень; 5 и 6 — фланцы; 7 —
труба; 8 — штуцер; 9 — сальник;
10 — уплотнение; 11 — вывод
проводов.
растягивается и перемещает шток. Перемещение штока передается
сильфону верхней камеры, заполненной через штуцер маслом. Сжатие
этого сильфона повышает давление в верхней камере, которое измеря-
ется обычным манометром. В данной конструкции должен сохраняться
неизменным рабочий объем верхней камеры во избежание значительной
погрешности. Кроме того, возникает температурная погрешность, вызы-
ваемая расширением масла в верхней камере и удлинением штока и
стягивающих болтов. При учете всех этих обстоятельств можно, однако,
обеспечить класс точности комплекта, равный 2,5.
-94
Поскольку разделители вносят дополнительную погрешность при
измерении давления жидкого металла, для этих целей применяют при-
боры специальной разработки.
Так, для дистанционной передачи показаний может служить прибор, показанный
на рис. 4-18. Мембрана из специальной стали зажимается между фланцами. Нижний
фланец первичного прибора приваривается непосредственно через трубку к контуру.
Из-за малого расстояния до основной трубы этот прибор не требует специального обо-
грева. Такие приборы используются на контурах с натрием при температуре до 450°С
и давлении до 10 кгс/см2. Ненадежным местом приборов этого типа является мембра-
на, которая не защищена от перегрузки и выходит из строя в случае частых гидрав
лнческих ударов в контуре.
Приборы контроля расхода и уровня
На АЭС осуществляется измерение расхода теплоносителя —
жидкости, газа и жидкого металла, циркулирующего в контуре; пара,
вырабатываемого реактором или парогенераторами; жидкости или газа,
идущего на подпитку первого контура; воды, поступающей в парогене-
раторы; теплоносителя, поступающего в рабочие каналы или кассеты
реактора, и в ряде других мест.
Одним из наиболее часто применяющихся
методов является измерение расхода по перепа-
ду давлений на сужающем устройстве, помещен-
ном в соответствующем трубопроводе. Этим ме-
тодом пользуются для измерения расхода тепло-
носителя по петлям и в некоторых случаях для
измерения расхода теплоносителя в рабочих ка-
налах, как это сделано на первой в мире АЭС, и
в кассетах реактора с водой под давлением па
АЭС Шиппингпорт (США). В качестве сужаю-
щих устройств применяются сопла и диафраг-
мы. В целях обеспечения герметичности контура
сужающие устройства должны ввариваться в
трубопровод, как это показано на рис. 4-19.
В специально выполненных патрубках, между
которыми установлен дроссельный орган, выта-
чиваются уравнительные кольцевые камеры, из
которых осуществляется отбор давлений при по-
мощи вваренных в патрубки импульсных трубок.
Рис. 4-19. Вварное су-
жающее устройство.
1 — сопло; 2 — патрубки с
кольцевыми камерами; 3 —
места отбора импульса; 4 —
наплавка из твердого ма-
териала.
Для измерения перепада давления на сопле или диафрагме служат
дифманометры. В настоящее время применяются два типа дифманомет-
ров: взаимозаменяемые с дифференциально-трансформаторной схемой и
с унифицированным выходным сигналом 0—5 мА, выполняемые на=
принципе магнитной компенсации. Класс точности 1—1,5. Свойство вза-
имозаменяемости позволяет выполнять схемы контроля расхода по вы-
зову, в которых к одному вторичному прибору подсоединяется несколь-
ко дифманометров. Узел преобразования перемещения плунжера в ве-
личину тока дифманометров с унифицированным сигналом с магнитной
компенсацией имеет тот же принцип действия, что и манометры. В ка-
честве чувствительного элемента применяются сильфоны или мембран-
ные коробки. Технические характеристики дифманометров-расходомеров-
с выходным сигналом 0—5 мА приведены в табл. 4-7.
Для измерения небольших расходов жидкости или газа применя-
ются ротаметры. Эти приборы благодаря своим небольшим размерам
95>
пригодны для измерения расхода теплоносителя по рабочим каналам
активной зоны. Ротаметры выполняются с дифференциально-трансфор-
маторными преобразователями и могут работать как со вторичными
электронными приборами, так и с установками массовых измерений
расхода. Для измерения расхода теплоносителя — жидкости или газа —
применяются также тахометрические расходомеры. Принцип работы та-
кого расходомера заключается в следующем: поток жидкости или газа
приводит во вращение ротор с лопастями, частота вращения которого
Таблица 4-7
Основные данные дифманометров-расходомеров
с унифицированным сигналом
Наименование Тип Предельный номинальный перепад давления Максимальное рабочее давле- ине, кгс/см2 Класс точности
кге/м2 кгс/см2
Дифманометр-расходомер сильфонный электрический ДСЭР 100—400 0,25 1,5
Дифманометр-расходомер мембранный электричес- кий - . . ДМЭР 400—2500 0,4—6,3 400 1,5
пропорциональна объемному расходу рабочего тела. В корпус расходо-
мера вмонтированы постоянный магнит и катушка из медной проволо-
ки. При вращении ротора, лопасти которого выполнены из ферромаг-
нитного материала, меняется сопротивление магнитной цепи. При этом
в обмотке катушки генерируется переменный электрический ток, часто-
та которого соответствует частоте вращения ротора и, следовательно,
пропорциональна расходу жидкости или газа. Применяются также рас-
ходомеры, в которых вместо ротора в корпусе прибора под влиянием
потока жидкости вращается шарик. Такие приборы (типа «Шторм»)
применяются для измерения расхода теплоносителя в технологических
каналах РБМК с параметрами /=270°С и Р=88 кгс/см2. Характеристи-
ка этих приборов следующая: пределы измерения 8—50 м3/ч; выходной
сигнал 9—50 мВ.
Для измерения расхода электропроводных сред применяются индукционные рас-
ходомеры. Работа расходомера основана на явлениях, возникающих при движении
токопроводящей среды в неподвижном магнитном поле, создаваемом полюсами элек-
тромагнита, питаемого переменным током.
Электродвижущая сила, возникающая в потоке,
E=nBv dk,
(4-1)
где В — индукция между полюсами магнита: d — диаметр трубопровода; и — угловая
частота; k — коэффициент, определяемый конструкцией расходомера; v — скорость
потока.
Для жидкостей с электропроводностью не менее 10-3 См/м и параметрами
^150°С и р^25 кгс/см2 выпускаются расходомеры типа ИР-51, предназначенные для
непрерывного автоматического измерения расхода на следующие пределы измерения:
G, м'ч........... 0,32—2,5 0,8—6 2—16 5—40 8—60 20—160 До 2500
Z)y, мм.......... 10 15 25 40 50 80 300
Расходомер (преобразователь расхода), схема которого показана на рис. 4-20,
состоит из электромагнита и узла трубы, которая изготовлена из нержавеющей не-
магнитной стали. На внутреннем диаметре трубы вделаны два электрода из стали, тп-
96
тана илн платины, которые изолированы от стенки трубы и сигнал от которых по-
ступает на измерительный блок. Труба размещена между полюсами электромагнита
так, чтобы электроды находились в центре магнитного поля. Узел трубы с электромаг-
нитом заключается в кожух из ферромагнитного материала. Питание от сети перемен-
ного тока 220 В, 50 Гц. Основная погрешность ±(1,0—1,5)%. Выходной сигнал
О—5 мА. Расходомер работает в комплекте с серийным вторичным прибором.
Подобные расходомеры могут быть
использованы и при измерении расхода
жидкого металла. Однако вследствие высо-
ких температур среды (до 600°С) затруд-
нен подбор конструкционных материалов
для трубы и электродов, так как поток
жидкого металла не должен образовывать
с металлом трубы термопары и вызывать
коррозию. Электрические контакты должны
постоянно охлаждаться. Стабильность по-
казаний индукционного расходомера зави-
сит главным образом от качества материа-
ла магнита, его способности сохранять маг-
нитные свойства при высокой температуре.
Главной погрешностью индукционных рас-
ходомеров является погрешность, обуслов-
ленная непостоянством дополнительных
Рис. 4-20. Индукционный рас-
ходомер.
1 — электромагнит; 2 — труба; 3 —
электроды; 4 — измерительный
блок; 5 — потенциометр.
э. д. с., основной из которых является э. д. с., индуктируемая в контуре,
составленном из двух электродов, жидкости между ними и выводов.
Дополнительная э. д. с. может возникнуть также как результат вихре-
вых потоков в жидкости при неоднородности магнитного поля, а также
в результате влияния емкости между витками электромагнита.
Измерение уровня жидкостей производится во многих узлах и уста-
новках АЭС: в реакторах типа ВВЭР и ВК, в парогенераторах, бараба-
нах-сепараторах, компенсаторах объема, емкостях систем безопасности,
баках биологической защиты и различных емкостях. Для измерения
уровня применяются дифманометры-уровнемеры с унифицированным
выходным сигналом 0—5 мА, выбираемые на соответствующее статиче-
ское давление и необходимые пределы измерения.
В тех случаях, когда по условиям доступности невозможно обслуживание пер-
вичного преобразователя типа дифманометра, применяются буйковые уровнемеры
с электрической дистанционной передачей показаний типа УБ-9 со следующими тех-
ническими характеристиками:
Пределы измерения..........................- .
Класс точности ...............................
Выходной сигнал...............................
Температура измеряемой среды . . •............
Предельное рабочее давление ..................
Температура окружающей среды..................
Материал деталей прибора, соприкасающихся с
измеряемой средой.....................• . . .
От 0—20 до 0—16 000 мм
1; 1,5
С—5; 0—20 мА
От —40 до +200°С
64 н 100 кгс/см2
От—50 до 4-50°С
стали Х18Н9Т, 36НХТЮ
Преобразователи нормирующие
Для преобразования э. д. с. термоэлектрических термометров и
электрических термометров сопротивления в унифицированный сигнал
О—5 мА применяются нормирующие преобразователи, серийно выпус-
каемые заводом «Энергоприбор» (Москва).
7—831 97
Приборы химического контроля воды и пара
Современные физико-химические методы контроля, а также дости-
жения электроники и автоматики позволяют, используя свойства тех
или других примесей в воде, определять их количественное содержание-
и преобразовывать измеряемые неэлектрические величины в электриче-
ский сигнал. В настоящее время для количественного анализа водных
сред в энергетике получили наибольшее распространение кондуктомет-
рический, потенциометрический и оптический методы инструментально-
го контроля. На базе указанных методов разработаны и осваиваются
промышленностью приборы, приведенные в табл. 4-8.
Таблица 4-8-
Автоматические приборы контроля водного режима
(основные характеристики)
Наименование Х!рибора Тип прибора Единица из- мерения Диапазон измерения Основная по- грешность, % Параметры контролируемой среды
давление, кгс/см» темпе- ратура, СС расход прсбы, л ч
рН-метр pH-201 ед. pH 4—14; 6,5— 11,5 ±2 6,0 25—100 —
Кондуктометр АК-310 мкСм/см 0—1; 0—10; 0—100 ±5 1,0 30—40 До 30
Кислорэдомер АК-300 мкг/кг 0—30 + 6 0,5—1,5 20—40 3
Анализатор содер- жания кремния в воде АВ-211 мкг/кг 0—60; 0—500 ±7 Атмос- ферное 20—40 До 30
Анализатор жест- кости воды АВ-210 мкг-экв/кг 0—30 +7 0,1—1 35+5 за
Иономерный анали- затор жидкости pNa-201 мкг/кг 0,1—100 — — 35+5 40
Водородомер АВ-201 мкг/кг 0—20 ±5 — 35+5 До 30
Следует отметить, что указанные в таблице приборы пригодны для
химического контроля водного режима лишь второго контура, так как
вода первого контура содержит такие компоненты (например, борная
кислота), которые своим присутствием в воде искажают показания
основных контролируемых параметров. Кроме того, пробоотборные
устройства этих приборов не отвечают правилам обращения с радиоак-
тивными средами. В настоящее время ведется подготовка к разработке
приборов химического контроля для первого контура. Ниже приводится
описание новых приборов для контроля качества воды, которые начи-
нают внедряться на ТЭС и АЭС.
Для контроля концентрации водородных ионов (pH) среды служат
автоматические электронные pH-метры. Принцип действия прибора основан на свой-
стве стеклянного электрода изменять свой потенциал в зависимости от степени кислот-
ности раствора. Электродвижущая сила электродной пары (чувствительных элементов),
возникающая при ее погружении в контролируемый раствор, после усиления в высо-
коомном устройстве подается на вход вторичного прибора, предназначенного для изме-
рения и регистрации pH среды. Чувствительные элементы pH-метра типа pH-201 в за-
висимости от назначения могут быть погружного типа, т. е. имеющие арматуру для
погружения в технологические аппараты стеклянного и вспомогательного электродов,
и магистральные, имеющие камеру со стеклянным и вспомогательным электродами,,
приспособленную для монтажа в технологических трубопроводах. Детали, соприка-
сающиеся с измеряемой средой, для различных модификаций чувствительных элемен-
тов выполняются из нержавеющих сталей и титана.
98
Рис. 4-21. Принципиальная схема кнслоро-
домера АК-300.
1— предвключенный фильтр; 2 — таллиевая ко-
лонка; 3 — фильтр поглощающий; 4 — электроли-
зер; 5, 6, 7 — кондуктометрические ячейки; 8—
ротаметр; 9— измерительный преобразователь;
/О — нормирующий преобразователь; // — вторич-
ный прибор; 12 — прибор для проверки; 13 — блок
питания.
Для непрерывного автоматического измерения проводимости, обусловленной
содержанием растворенных в питательной и обессоленной воде, паре и конденсате
турбин солей, служит кондуктометр типа АК-310. Прибор состоит из чувствительного
элемента, измерительного преобразователя н микроамперметра. Чувствительный эле-
мент служит для измерения проводимости контролируемой воды, величина тока в ко-
тором прямо пропорциональна ее проводимости. Проводимость зависит в свою очередь
от концентрации в воде солей. Чувствительный элемент состоит из корпуса, в котором
размещены коаксиальные электроды, постоянно находящиеся в проточной воде, и тер-
мосопротивления, служащего для температурной компенсации. Корпус имеет входной
и выходной штуцера для непрерывного протока контролируемой воды. Для разных
диапазонов измерения электропроводимости служат различные чувствительные элемен-
ты. Для отделения примесей (аммиака, гидразина и др.), могущих влиять на проводи-
мость воды, но ие характеризующих со-
лесодержания, в комплект прибора вхо-
дит ионообменный фильтр. Блок чув-
ствительного элемента устанавливается
вблизи пробоотборного устройства,
а блок преобразователя монтируется на
щите вместе с показывающим микроам-
перметром на расстоянии от блока чув-
ствительного элемента не более 100 м.
Для контроля за со-
держанием растворенного в
питательной воде парогенерато-
ров кислорода может быть
применен кислородомер АК-300.
Принцип работы кислородомера
основав на окислении металличе-
ского таллия высокой чистоты
кислородом, растворенным в во-
де, с образованием гидроокиси.
При этом удельная электропро-
водность контролируемой воды изменяется пропорционально количеству
образовавшейся гидроокиси, которое в свою очередь пропорционально
содержанию растворенного в воде кислорода. Приращение удельной
электропроводности воды определяется по разности электропроводности
в кондуктометрических ячейках до п после таллиевой колонки, через
которую проходит контролируемая вода.
Кислородомер типа АК-300, принципиальная схема которого показана на рнс. 4-21,
•состоит из первичного преобразователя, блока чувствительных элементов измеритель-
ного преобразователя, нормирующего преобразователя и вторичного прибора. Первич-
ный преобразователь содержит таллиевую колонку и две кондуктометрические ячейки.
Блок чувствительных элементов состоит из одной кондуктометрической ячейки и одно-
го электролизера узла генератора кислорода.
Прибор работает следующим образом: контролируемая вода после пробоотборного
устройства поступает на предвключенный обессоливающий фильтр для устранения
влияния имеющихся в воде растворенных солей и аммиака на показания кислородоме-
ра. Пройдя таллиевую колонку, в которой кислород, растворенный в воде, поглощается
таллием, вода проходит через фильтр, поглощающий гидрат таллия, с тем, чтобы
в сбрасываемой воде не было этого токсичного вещества. Электропроводность воды
измеряется в кондуктометрических ячейках до и после таллиевой колонки, сигналы
от которых поступают в измерительный преобразователь. После нормирующего преоб-
разователя такой сигнал, пропорциональный содержанию кислорода в воде, поступает
на вторичный прибор. Кондуктометрическая ячейка служит для контроля работы тал-
лиевого фильтра, а ротаметр позволяет установить при помощи вентиля нужный рас-
ход контролируемой воды (3 л/ч). Для проверки работоспособности прибора служит
электролизер, с помощью которого в таллиевую колонку подается эталонное количе-
ство кислорода, контролируемое по току от блока питания прибором. Техническая ха-
рактеристика прибора приведена в табл. 4-8. Для контроля содержания кремнекислых
соединений в процессе подготовки воды для питания парогенераторов может быть
использован анализатор содержания кремния в воде типа АВ-211.
7*
99
Действие прибора основано на фотоэлектрическом принципе. Прн взаимодействию
кремнекислых соединений, находящихся в анализируемой воде, с реагентами цвет про-
бы меняется в зависимости от содержания SiO2. Вследствие изменения оптической
плотности воды происходит изменение освещенности фотопреобразователя и фототока,
пропорционально которому изменяется напряжение на сопротивлении. Таким образом,
указанное напряжение изменяется пропорционально содержанию SiO2 в контролируе-
мой воде. Анализатор конструктивно состоит из двух узлов: первичного преобразова-
теля и измерительного прибора. Первичный преобразователь в свою очередь состоит
из блоков гидравлического, фотометра, управления, потенциометра, нормирующего
преобразователя и стабилизатора напряжения. Гидравлический блок состоит из доза-
торов, бачков для реагентов и смесителя. Блок фотометра содержит оптическую си-
стему, источник света, кюветы для контролируемого раствора, фотоприемное устрой-
ство, систему оптического компенсатора для коррекции нулевого сигнала. Блок управ-
ления предназначен для управления дозаторами, системой оптической коррекции и
первичным преобразователем.
Контроль концентрации борной кислоты
Выше упоминалось об использовании раствора борной кислоты для
поддержания требуемой реактивности реактора ВВЭР. Наиболее эф-
фективно борное регулирование может быть использовано при наличии
оперативного контроля за концентрацией борной кислоты в теплоноси-
теле первого контура, а также в системах продувки— подпитки и при-
готовления борной кислоты. Для этой цели все большее распростране-
ние получают приборы, в которых используется нейтронно-абсорбцион-
ный метод анализа, поскольку бор относится к числу элементов с высоким
сечением поглощения тепловых нейтронов. В отечественном анали-
заторе бора типа НАР-Б имеются основной и компенсационный датчи-
ки, которые содержат по два счетчика нейтронов (рабочий и резерв-
ный) . В основной датчик помещен изотопный источник нейтронов.
В компенсационном датчике, предназначенном для компенсации ней-
тронного фона, который может образоваться за счет распада I7N, ней-
тронного источника пет. Датчики могут быть установлены на наружной
стороне трубопроводов с анализируемой жидкостью (датчики навесно-
го типа) или размещены в емкостях с раствором борной кислоты (дат-
чики погружного типа).
Анализатор бора имеет три рабочих диапазона: 0—10; 0—20 и 0—
50 г/кг. Определение концентрации борной кислоты производится ана-
логовым вычислительным устройством и при необходимости регистри-
руется на самопишущем потенциометре.
Вторичные приборы
На атомных электростанциях наибольшее распространение получи-
ли автоматические электронные приборы — самопишущие типа КС с га-
баритами по фланцу 160X200 и 240X320 мм и показывающие типа КП,
размером 160X200 мм. Самопишущие приборы предназначены для за-
писи на диаграммной ленте температуры (потенциометры типов КСП-1
и КСП-2, уравновешенные мосты переменного тока типов КСМ-1 и
КСМ-2), давления, расхода и уровня (с дифференциально-трансформа-
торной схемой КСД-1 и КСД-2 и с унифицированным входным сигна-
лом КСУ-1 и КСУ-2), а также для специальных измерений (солесодер-
жания, вибрации, перемещения и других величин). Класс точности этих
приборов—1,0. Показывающие приборы (соответственно КПП, КПМ,
КПД и КПУ) применяются для визуального наблюдения перечислен-
ных выше величин. Класс точности их — 0,5 (кроме типа КПД, который
имеет класс, равный 1,0). Наряду с указанными достаточно широкое:
100
применение на АЭС могут получить узкопрофильные приборы серии
АСК- Особенностями этих приборов являются небольшие габариты (на-
пример, 160X30 мм), позволяющие их установку непосредственно на
пультах, световой отсчет вместо общепринятого стрелочного, высокая
точность. Прибор имеет литой корпус, внутри которого размещены из-
мерительный механизм, оптическая система и элементы измерительной
схемы. Сигнализирующие приборы снабжены двумя цветными свето-
фильтрами-шторками (зеленого и красного цвета), расположенными За
шкалой таким образом, что световой указатель при выходе измеряемой
величины за установленные пределы изменяет свой цвет. Положение
светофильтров устанавливается снаружи прибора.
Перечисленные в данном параграфе приборы не исчерпывают всего
многообразия аппаратуры, применяемой для теплотехнического контро-
ля на АЭС. Сюда входят группы приборов механического контроля тур-
бин и насосов, химического контроля среды, охлаждающей генераторы,
и т. п. Их описание можно найти в соответствующей литературе.
4-4. СИГНАЛИЗАЦИЯ
Назначение сигнализации — оповещение персонала об отклонениях
параметров технологического процесса от установленных норм, а также
о нарушениях режимов работы и неисправностях технологического обо-
рудования АЭС. На АЭС приняты следующие виды сигнализации:
а) технологическая предупредительная сигнализация об отклонении
параметров технологического процесса за допустимые пределы; появ-
ление предупредительных сигналов требует от персонала особой бди-
тельности и принятия мер по нормализации процесса;
б) сигнализация аварийного отклонения важнейших параметров,
требующая от персонала в ряде случаев останова отдельных механиз-
мов, агрегата или блока в целом;
в) сигнализация срабатывания защит, фиксирующая действие за-
щит и причину этого действия;
г) обобщенный сигнал о неисправности отдельных механизмов или
агрегатов, обслуживаемых с местного щита без постоянного персонала;
этот сигнал является вызовом персонала к местному щиту.
д) сигнализация нарушения в электропитании технологического
оборудования или щитовых устройств (например, обрыв в цепях управ-
ления, потеря напряжения и т. п.);
е) сигнализация состояния механизмов (открыто—закрыто и т. п.).
Перечисленные виды сигналов отображаются на БЩУ (или РЩУ)
с помощью индивидуальных световых табло, лампами со светофильтра-
ми и сопровождаются звуком определенного тона в зависимости от вида
сигнализации — звонком для предупредительной и сиреной для аварий-
ной сигнализации. Поскольку для звукового сигнала определенного вида
сигнализации используется один источник звука, электрической схемой
звуковой сигнализации предусматривается повторность действия звуко-
вого сигнала, включающегося каждый раз при появлении нового сигна-
ла. Что касается светового сигнала, то при том большом количестве
сигналов, которое поступает на БЩУ, появление каждого нового сигна-
ла должно привлекать внимание оператора. Это достигается примене-
нием «мигающего света» до момента квитирования, когда сигнал пере-
водится на ровное свечение. Обеспечение прерывистого свечения (мига-
ния) достигается соответствующим построением электрической схемы
световой сигнализации.
101
сигнализации
и
шмт
-ШСТ
+111СГ
2РЗВ
_РРТ_ _
I ~рпТ ~
тг Т1
кем
гтсс
К другим сигналам Г участка
псе
Для примера рассмотрим схему технологической сигнализации. По-
мимо указанных особенностей электрической схемы сигнализации, она
должна обеспечить возможность оперативного опробования отдельных
устройств схемы, автоматический съем звукового сигнала по истечении
установленного времени, а также высокую надежность в эксплуатации.
В целях повышения надежности схем, а также в целях лучшей ремон-
топригодности сигнализации последняя разбивается на отдельные участ-
ки, включающие в себя до 80 точек сигнализации. Питание цепей тех-
нологической сигнализации осуществляется постоянным (выпрямлен-
ным) током от шин надежного питания первой категории. Применение
постоянного тока облегчает контроль изоляции, позволяет использовать
малогабаритные реле, обеспечивает надежную работу реле импульсной
стремлением повысить надежность
питания от аккумуляторной ба-
тареи других ответственных по-
требителей. Участки сигнализа-
ции систем обеспечения безопас-
ности питаются от «системных»
источников питания.
На рис. 4-22 показана схема одно-
го участка технологической сигнализа-
ции применительно к табло типа ТСС-66
со встроенными двумя реле и вспомога-
тельной аппаратурой, нашедшая широ-
кое применение на АЭС за последнее
время. Схема работает следующим об-
разом. В нормальном режиме обе лампы
Л\ и Л2 параллельно подключены к от-
рицательному полюсу источника пита-
ния — шинке ШСТ. При замыкании
контактов источника сигнала 1КДС сра-
батывает реле 1РП и подключает лампы
к шинке «мигания» ШМТ, на которой
с частотой 1—2 Гц появляется плюс
источника питания. В результате лампы
начинают «мигать», и табло светится
прерывистым светом. Одновременно
с этим реле 1РП подготавливает цепь
включения реле 2РП. Кроме того, при
замыкании контактов 1КДС по цепи,
образованной размыкающим контактом
реле 2РП и сопротивлением Аз, протека-
ет ток через первичную обмотку транс-
форматора Тр реле импульсной сигнализации РИС. В момент появления тока в пер-
вичной обмотке трансформатора Тр на его вторичной обмотке возникает импульс
тока, который усиливается транзистором Т1 и вызывает срабатывание поляризован-
ного реле РП-7. При этом якорь поляризованного реле перебрасывается и замыкает
контакт, включающий звуковой сигнал.
Одновременно с включением звукового сигнала замыкаются контакты реле 2РЗВ
в центральной части схемы технологической сигнализации, подается напряжение на
вторую обмотку реле РП-7, и якорь этого реле переходит в исходное положение. Тем
самым реле РИС и звуковая сигнализация оказываются подготовленными к включе-
нию при появлении следующего сигнала. Если контакты 1КДС разомкнутся до съема
звукового сигнала оператором, то возникающий при этом в трансформаторе Тр
импульс тока, усиленный транзистором Т2, также вызовет включение второй обмотки
реле РП-7, возврат якоря этого реле в исходное положение и отключение звукового
сигнала.
После того как вновь появившийся и выделенный «миганием» световой сигнал
обнаружен, оператор нажимом кнопки КСМ снимает мигание, в результате чего вклю-
чается реле 2РП. При этом реле 1РП отключается, но отпадает с некоторой задерж-
кой благодаря тому, что параллельно его обмотке подключен конденсатор С. Эта
[02
Тр
4-22. Принципиальная схема техноло-
гической сигнализации.
задержка обеспечивает надежное срабатывание реле 2РП по цепи, образованной кон-
тактом 1КДС и замыкающим контактом реле 2РП. Отключение реле 1РП и вклю-
чение реле 2РП приводят к переключению ламп с шинки «мигающего» света + ШМТ
на шинку + ШСТ, в результате чего табло начинает светиться ровным светом. Вклю-
чение реле 2РП приводит также к прекращению протекания тока через сопротивление
7?з и первичную обмотку трансформатора в реле РИС. Благодаря этому постоянный
ток протекает через первичную обмотку трансформатора ограниченное время. Величи-
на сопротивления R?, выбрана такой, чтобы при появлении сигнала обеспечить четкое
срабатывание реле РП-7, а насыщение трансформатора наступает при. протекании
через него тока от 18—20 табло одновременно. Так как после каждого съема «мига-
ния» происходит отключение табло от реле РИС, трансформатор практически не насы-
щается и реле РИС оказывается всегда готовым к работе.
При исчезновении причины, вызвавшей появление сигнала, контакты 1КДС раз-
мыкаются, в результате чего отключается реле 2РП, размыкается его контакт в цепи
лампы, и свечение табло прекращается. При этом замыкается также контакт 2РП
в цепи реле 1РП, и табло оказывается готовым к приему сигнала.
Опробование ламп сигнальных табло осуществляется с помощью переключателя
опробования 770. При повороте рукоятки этого переключателя из положения «рабо-
та» в положение «опробование» в каждом из табло, связанных с этим переключате-
лем, лампы Л1 и Л2 соединяются последовательно и подключаются к обоим полюсам
источника питания. Опробование реле РИС и звуковой сигнализации производится
кнопкой опробования звукового сигнала КОЗ, при нажатии которой первичная обмот-
ка трансформатора реле РИС через резистор R подключается к источнику пита-
ния схемы.
Сигнализация действия технологических защит осуществляется схемой конкретной
защиты контактами одного из реле схемы.
Сигнализация положения механизмов реализуется схемами дистанционного управ-
ления. В этих схемах осуществляются следующие виды светозвуковой сигнализации:
положения объектов — лампами положения (красной и зеленой); вызова объекта при
избирательном управлении — лампой вызова белого цвета; аварийного отключения при-
вода — сиреной или звонком резкого тона и миганием красной лампы положения;
автоматического включения резерва — звонком среднего тона и миганием зеленой лам-
пы положения; неисправности схемы управления — световым табло и звонком сред-
него тона.
ГЛАВА ПЯТАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАДИАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ
5-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Радиационный контроль на АЭС представляет собой развитую си-
стему, в которой с помощью специальных первичных преобразователей,
вторичных приборов и средств сигнализации ведутся постоянное наблю-
дение за радиационной обстановкой в районе размещения АЭС и опо-
вещение о всякого рода отклонениях в ней от установленной нормы.
Основная цель радиационного контроля — не допустить переоблучения
персонала АЭС или окружающего населения от вредных воздействий,
могущих возникнуть вследствие нарушений в эксплуатации АЭС.
Район размещения АЭС делится на три зоны: наблюдаемую, сани-
тарно-защитную и контролируемую. Наблюдаемая зона охватывает
территорию, на которой дозы облучения проживающего населения мо-
гут превысить установленные для него пределы. Санитарно-защитной
зоной является территория, на которой запрещается строительство ка-
ких-либо сооружений, не относящихся к АЭС. Размеры наблюдаемой и
санитарно-защитной зон устанавливаются в зависимости от мощности
АЭС, расчетной величины возможных радиоактивных выбросов в вен-
тиляционную трубу, рельефа местности, метеорологических условий,
расположения населенных пунктов.
103
В контролируемую зону входят территория и помещения АЭС, где
доза облучения персонала может достигнуть 0,3 от годовой предельно
допустимой. К этой зоне относятся все помещения, в которых распола-
гаются оборудование первого контура, спецводоочистка, спецпрачечная
и ряд других сооружений. Как указывалось в гл. 1, основными источни-
ками радиационной опасности при нормальной эксплуатации в контро
лируемой зоне являются в основном реактор и технологические системы
первого контура (для одноконтурных АЭС — также турбина и ее вспо-
могательное оборудование), а также системы организованных протечек,
трапные воды и воды спецпрачечной, спецводоочистки, спецгазоочистки,
хранилище жидких и сухих отходов, отработанное топливо. Основным
фактором радиационного воздействия на персонал является внешнее
Р—у-облучение, а при ремонтных работах или в аварийных ситуациях—
и радиоактивные вещества в виде аэрозолей, в том числе и как внутрен-
ние источники облучения.
Радиационный контроль осуществляется в следующих направле-
ниях:
а) контроль радиационной обстановки;
б) радиационный контроль персонала;
в) технологический радиационный контроль.
Контроль радиационной обстановки охватывает помещения контро-
лируемой зоны, внешний радиационный контроль и контроль населения.
Этот вид контроля производится во всех трех зонах.
Радиационный контроль персонала производится в санптарно за-
щитной и контролируемой зонах и имеет своей целью определение экс-
позиционных доз облучения персонала АЭС. В функции технологиче-
ского радиационного контроля входят наблюдение за активностью тех-
нологических сред и герметичностью технологического оборудования,
а также определение эффективности систем очистки и вентиляции, ин-
формация о работе которых поступает в основном оператору на БЩУ.
Как следует из сказанного, технологический радиационный контроль
тесно связан с технологическим процессом АЭС и поэтому рассматри-
вается как составная часть — АСУ ТП.
Осуществление радиационного контроля на АЭС возлагается на
службу радиационной безопасности (СРВ), которая состоит из трех
основных групп: группы внешнего контроля, группы внутреннего кон-
троля и группы поверки и градуировки.
На группу внутреннего контроля возлагаются: плановый и опера-
тивный контроль в производственных сооружениях АЭС, контроль ак-
тивности технологических сред и герметичности оборудования; контроль
эффективности систем очистки технологических сред; контроль за со-
блюдением норм выбросов радиоактивных сред за пределы АЭС; кон-
троль обслуживающего персонала и учет поглощенных доз.
На группу внешнего контроля возлагаются определение экспозици-
онных доз в контрольных постах и измерение мощности дозы у-фона на
местности для учета годовой дозы облучения населения, обслуживание
контрольных постов наблюдения за радиационной обстановкой в на-
блюдаемой зоне; обработка отобранных проб лабораторными методами.
На группу проверки и градуировки возлагаются градуировка дози-
метрической и радиометрической аппаратуры; выдача и хранение пере-
носных источников ионизирующего облучения; аттестация аппаратуры;
прием и проверка аппаратуры после ремонта.
104
Выполнение работ по обработке и измерению различного рода проб
для нужд внутреннего радиационного контроля возлагается на обще-
станционную лабораторию, включающую отделение приготовления проб,
радиохимическое, радиометрическое и спектрометрическое отделения.
Обеспечение правильной и бесперебойной работы аппаратуры и обору-
дования систем радиационного контроля, а также радиометрической и
спектрометрической аппаратуры, имеющейся па АЭС в других цехах,
осуществляется специальными лабораториями, входящими в состав це-
ха обслуживания и ремонта контрольно-измерительной аппаратуры.
5-2. КОНТРОЛЬ РАДИАЦИОННОЙ ОБСТАНОВКИ
В ПОМЕЩЕНИЯХ
В процессе нормальной эксплуатации АЭС не происходит превы-
шения расчетных допустимых доз облучения персонала и загрязнения
радиоактивными веществами помещений. Однако, как показывает опыт
эксплуатации АЭС, по мере накопления радиоактивных веществ в те-
плоносителе первого контура происходит изменение радиационной об-
становки в помещениях, где размещено оборудование первого контура.
Некоторые нарушения в нормальной работе технологического оборудо-
вания (протечки оборудования, аварийные ситуации, ошибочные дейст-
вия операторов) могут привести к появлению радиоактивных веществ
в необслуживаемых помещениях АЭС, следовательно, появляется по-
тенциальная опасность распространения радиоактивных веществ и в пе-
риодически обслуживаемые и обслуживаемые помещения. Поэтому
в процессе эксплуатации на станции необходимо осуществлять радиа-
ционный контроль, который дает возможность своевременно выявить
ухудшение радиационной обстановки вследствие появившихся неисправ-
ностей оборудования.
Анализ изотопного состава технологических сред и опыт эксплуа-
тации АЭС показывают, что контроль за радиационной обстановкой
в помещениях контролируемой зоны должен включать в себя следую-
щие виды измерений:
а) измерение потока нейтронов в районе размещения реактора;
б) измерение мощности дозы у-излучения;
в) измерение концентрации радиоактивных газов и аэрозолей
в воздухе помещений;
г) измерение поверхностной загрязненности радиоактивными веще-
ствами оборудования и помещений.
Расчетные параметры, характеризующие примерную обстановку
в помещениях АЭС с реактором ВВЭР, приводятся в табл. 5-1.
Таблица 5-1
Расчетные значения активности в помещениях АЭС
Категория помещения Мощность дозы у-излучения, мкР/с Концентрация р-актив- ных газов, Ки/л Концентрация ₽-актив- ных аэрозолей, Ки/л
Герметичные необслуживае- мые Необслуживаемые Полуобслуживаемые .... Обслуживаемые Реакторный зал 3—104 3—103 0,7—100 0,3—10 0,3—106 ел ел о о о х X д д д?? о о о <£> ОС 1 1 1 1 1 о о о о о 1 1 1 1 1 со м а о о о о о ! I । । I । м м м м м I иц о о о о о 1 1 1 1 1 w а и со ->
105
Рис. 5-1. Схема воздухоотбора радиацион-
ного контроля воздуха помещений и вен-
тиляционных систем.
1 — контролируемые помещения и вентиляцион-
ные системы; 2 — фильтр; 3 — расходомер; 4 —
блок детектирования газов; 5 — блок детектиро-
вания аэрозолей; 6 — газодувка.
зал опыт эксплуатации, достаточно
Контроль радиационной обстановки осуществляется с помощью
аппаратуры, обеспечивающей дистанционную передачу показаний и
автоматическую предупредительную сигнализацию, а также переносны-
ми приборами и лабораторными методами.
Анализ изотопного состава технологических сред показывает, что
в основном на АЭС газовая активность определяется наличием изотопов
Кг и Хе, а аэрозольная — дочерними продукта^ми распада изотопов Кг и
Хе, изотопами J в виде аэрозолей и паров и частично аэрозолями кор-
розионного происхождения. Наличие радиоактивных газов и аэрозолей
в помещениях АЭС имеет место в случае протечек радиоактивных сред
и в аварийных ситуациях. Поэтому контроль газовой активности осуще-
ствляется в основном в необслуживаемых помещениях и выполняет роль
технологического контроля по обнаружению протечек технологического
оборудования. Наибольшую представительность для определения ради-
ационной обстановки в контролируемой зоне по газоаэрозольной загряз-
ненности воздуха дают измерения величин концентрации р-активных
газов, аэрозолей и паров йода в вытяжных вентиляционных системах.
Данные постоянного дистан-
ционного контроля многоканаль-
ными установками и стационар-
ными приборами дополняются
данными, получаемыми с по-
мощью измерений переносными
приборами, что позволяет опре-
делять точные значения мощно-
сти дозы у-излучения в конкрет-
ном месте. Такая организация
контроля мощности дозы у-излу-
чения позволяет персоналу
службы радиационной безопасно-
сти дистанционно наблюдать за
общим у-фоном в помещениях
контролируемой зоны и своевре-
менно выяснять причины увели-
чения уровня излучения. Измере-
ние потока нейтронов, как пока-
осуществлять периодически с по-
мощью переносного прибора в районе расположения реактора. По
данным проведенных измерений нейтронного поля составляются кар-
тограммы для разных режимов работы реактора. Измерение концен-
трации p-активных газов и аэрозолей осуществляется дистанционно,
постоянно и периодически.
Для дистанционного контроля концентрации газов и аэрозолей ис-
пользуются многоканальные установки и переносные приборы. Блоки
детектирования p-активных газов устанавливаются в специальном бес-
фоновом помещении. С целью обеспечения отбора проб воздуха на кон-
троль предусматривается специальная воздухоотборная система, схема
которой показана на рис. 5-1. Надежность работы системы достигается
100%-ным резервированием воздуходувок и автоматическим включени-
ем резерва.
Управление работой воздуходувок осуществляется дистанционно со щита радиа-
ционного контроля, В качестве воздуходувок могут использоваться ротационные газо-
дувки, производительность которых выбирается с учетом количества одновременно
106
включенных точек пробоотбора и обеспечения необходимого расхода воздуха по каж-
дой точке. Величина разрежения, создаваемая воздуходувкой, выбирается на основа-
нии расчета потерь в пробоотборных линиях по самому нагруженному трубопроводу,
при этом регулирование расхода воздуха в пробоотборной линии осуществляется
с помощью установленного на линии расходомера. Для правильной организации отбора
проб воздуха необходимо стремиться к минимальной длине пробоотборной трубки от
места отбора пробы до фильтра-накопителя или блока детектирования.
Измерительные приборы и элементы управления средствами кон-
троля радиационной обстановки в помещениях устанавливаются на
щите радиационного контроля, оборудованного также устройствами
предупредительной сигнализации.
5-3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАДИАЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ
АЭС с реакторами типа ВВЭР
Подсистемой технологического радиационного контроля охватыва-
ются основные технологические контуры с радиоактивными средами.
Исходя из требований радиационной безопасности эксплуатации АЭС
на этот вид контроля возлагаются определение величин радиоактивно
сти технологических сред, герметичности технологического оборудова
ния, работоспособности специаль-
ных очистных систем и контроль!
радиоактивности сред, удаляе-!
мых с АЭС.
Контроль за величиной ак-
тивности теплоносителя первого
контура реакторов ВВЭР позво-
ляет судить о состоянии активной
зоны реактора. Для получения
наиболее достоверной информа-
ции теплоноситель контролирует-
ся по нескольким радиационным
Рис. 5-2. Схема расположения точек радиа-
ционного контроля теплоносителя блока
с реактором ВВЭР.
/ — реактор: 2—парогенератор: 3—главный цир-
куляционный насос; 4 — регенеративный теплооб-
менник продувки; 5 — доохладитель продувки
первого контура; 6 — фильтр.
параметрам, указанным на схеме
рис. 5-2.
В точке 1 — по запаздываю-
щим нейтронам (87Вг), что по-
зволяет получить информацию
о случаях разрушения тепловы-
деляющих элементов, близких к
состояниям активной зоны; для
время доставки пробы от активной зоны до блока детектирования
должно составлять не менее 100 с.
предельно допустимым и аварийным
обеспечения правильности измерения
По удельной активности 88Кг (точка 5), позволяющей получить
информацию о состоянии оболочек тепловыделяющих элементов на ста-
дии появления газовых неплотностей, можно следить за динамикой их
развития; блок детектирования может быть установлен непосредствен-
но над трубопроводом, но при этом необходимо, чтобы кислородная
активность в месте установки практически равнялась нулю.
Удельная активность 132J (точка 2) дает возможность прогнози-
ровать радиационную опасность при протечках теплоносителя в по-
мещении и состояние оболочек тепловыделяющих элементов; отбор
пробы к блоку детектирования осуществляется за катионообменным
фильтром спецводоочистки, что позволяет уменьшить вклад мешающих
контролю изотопов. В точке 4 измеряется также суммарная у-актив-
107
ность теплоносителя, позволяющая получить информацию о качестве
работы спецводоочистки, увеличении содержания продуктов коррозии
и динамике разрушения тепловыделяющих элементов. Отбор пробы
к блоку детектирования осуществляется с задержкой времени до не-
скольких минут с целью исключения влияния на измерение короткожи-
вущих у-излучающих изотопов.
Кроме измерения радиационных параметров, осуществляется изме-
рение концентрации борной кислоты (точка 5) в теплоносителе первого
контура нейтронно-адсорбционным методом, которое необходимо для
ведения борного регулирования и уточнения показаний блоков детекти-
рования запаздывающих нейтронов.
С целью проверки работоспособности фильтров установки спецво-
доочистки теплоносителя первого контура (СВО-1) контролируется
суммарная активность теплоносителя до фильтров установки и после
них (точка 4).
Рис. 5-S. Рис. 5-4.
Рис. 5-3. Схема расположения точек радиационного контроля промежуточного контура
блока с реактором ВВЭР.
/ — теплообменник организованных протечек; 2 — теплообменник барботажного бака; 3 — теплооб-
менник охлаждения чехлов СУЗ; 4 — теплообменник главных циркуляционных насосов; 5 — доохла-
дитель продувки первого контура; 6 — насос.
Рис. 5-4. Схема расположения точек радиационного контроля второго контура блока
с реактором ВВЭР.
/ — парогенератор; 2— расширитель; 3 — теплообменник; 4 — эжектор; 5 —турбина; 6 — конден-
сатор.
Диапазон измеряемых величин активности выбирается от 10~6 до
0,1 Ки/л, а по мощности дозы у-излучения от 0,1 до 104 мкР/с. Все
блоки детектирования активности теплоносителя СВО-1 устанавлива-
ются в специальном помещении, что облегчает их обслуживание и по-
зволяет наиболее качественно выполнить все технические требования
по проведению измерений радиационных параметров.
Контроль герметичности (целостности) теплообменников промежу-
точного контура (рис. 5-3) осуществляется для предупреждения радио-
активного загрязнения оборудования в случае образования течи между
охлаждаемой и охлаждающей средами. Водой промежуточного контура
охлаждаются теплообменники барботажного бака, системы организо-
ванных протечек, доохладителя продувки первого контура, системы
охлаждения главных циркуляционных насосов, системы охлаждения
чехлов приводов СУЗ реакторов ВВЭР-440. Наиболее ответственным
является контроль доохладителя продувки первого контура, так как
охлаждаемая среда находится под давлением первого контура, а вода
промконтура находится под давлением до 10 кгс/см2, поэтому появле-
ние даже малой течи может привести к серьезным последствиям. При
108
этом контроль осуществляется постоянно в общем коллекторе промкон-
тура (точка 1) и за доохладителем продувки первого контура (точ-
ка 2). За остальными же теплообменниками промконтура достаточно
•осуществлять периодический контроль поочередным подключение,м про-
боотборных линий к одному блоку детектирования в точках 3—6. Бло-
ки детектирования устанавливаются в отдельном помещении или нело-
-средственно в помещении оборудования промконтура с соответствую-
щей защитой. Диапазон измерения от 10~9 до 10-5 Ки/л.
Контроль второго контура (рис. 5-4) осуществляется постоянно ди-
станционно и дополняется периодическим отбором проб, что позволяет
получить информацию о протечках первого контура во второй более
300 л/ч, т. е. о ситуации, близкой к аварийной. Блоки детектирования
устанавливаются непосредственно на паропроводе (точка 1). Диапазон
измерения от 10-2 до 100 мкР/с. Контроль p-активных газов в паровоз-
душной смеси на выхлопе из основных эжекторов турбины (точка 2)
позволяет обнаружить протечки около 0,005 л/ч. Блоки детектирования
устанавливаются непосредственно у эжекторов и подключаются к воз-
духоотборной системе контроля вентиляционных систем или устанавли-
ваются непосредственно в выхлопные трубопроводы эжекторов. Диапа-
зон измерения от 10_ 10 до 10-5 Ки/л. Измерение активности продувоч-
ной воды парогенераторов (точка 5) позволяет обнаружить протечки
•около 0,001 л/ч. Блок детектирования устанавливается в отдельном по-
мещении или непосредственно в помещении оборудования продувки
парогенераторов. Отбор пробы осуществляется за счет перепада давле-
ния на фильтре установки очистки продувочной воды. Диапазон изме-
рения от 10~10 до 10-7 Ки/л.
В спецводоочистке с применением выпарных установок для очист-
ки воды с целью определения их герметичности измеряется активность
конденсата греющего пара. Для спецводоочисток с фильтрами на осно-
ве ионообменных смол организуется контроль мощности дозы на трубо-
проводах гидроперегрузки смол из корпусов фильтров в баки хранили-
ща жидких отходов и полноты удаления смол из фильтров. Блоки де-
тектирования спецводоочисток размещаются в отдельных помещениях
или по месту. Отборы проб осуществляются за счет перепадов давле-
ний на технологическом оборудовании (фильтре, теплообменнике, насо-
се). Диапазон измерения от 10~2 до 10~9 Ки/л. Блок детектирования
активности греющего пара с диапазоном измерения от 10-7 до
10-10 Ки/л устанавливается по месту. Блок детектирования гидропере-
грузки с диапазоном измерения от 1 до 103 Р/ч устанавливается над
трубопроводом гидроперегрузки. Блок детектирования удаления смолы
из корпуса с диапазоном измерения от 0,1 до 103 Р/ч устанавливается
непосредственно в помещении фильтров.
Контроль воды бассейна выдержки осуществляется постоянно ди-
станционно с целью получения информации о величине активности воды
{точка 1) и концентрации борной кислоты (точка 2). Блоки детектиро-
вания располагаются в отдельном помещении или по месту установки
оборудования системы охлаждения. Отбор пробы осуществляется за
счет перепада давлений на теплообменнике. Диапазон измерения от
Ю 9 до 10~6 Ки/л. Схема расположения точек контроля показана на
рис. 5-5.
Контроль спецгазоочистки осуществляется постоянно дистанционно
с целью определения степени очистки технологических сдувок при раз-
личных режимах работы установки, а также определения вклада сдувок
109
в суммарную величину радиоактивных газоаэрозольных сред, удаляе-
мых в атмосферу через вентиляционную трубу. Постоянный контроль
выполняется отбором проб на фильтры-накопители радиоактивных аэро-
золей и паров йода с последующим измерением в лаборатории. Схема
контроля показана на рис. 5-6. Контроль ведется на входе и выходе
установки по следующим параметрам: p-активным газам (точки /)
в диапазоне от 1() 9 до 10“* Ки/л, p-активным аэрозолям (точки 2)
в диапазоне от 10-9 до 10~13 Ки/л и по йоду (точки 5) в диапазоне от
10~8 до Ю-11 Ки/л. Блоки детектирования и фильтры-накопители уста-
навливаются в отдельном помещении. Отбор пробы осуществляется
Рис. 5-5. Рис. 5-6.
Рис. 5-5. Схема расположения точек радиационного контроля бассейна выдержки.
1 — бассейн выдержки; 2 — бассейн перегрузки; 3 — насос контура охлаждения; 4 — теплообменник.
Рис. 5-6. Схема расположения точек радиационного контроля спецгазоочистки олока
с реактором ВВЭР.
Фильтры; 1 — иодный; 2— угольный; 3 — цеолитовый; 4—аэрозольный; 5 — вентилятор
с помощью воздухоотборнои системы контроля вентиляционных систем.
Постоянный контроль дополняется ручным периодическим отбором проб-
(точки 4).
Контроль вытяжных вентиляционных систем (рис. 5-7) осуществля-
ется периодически дистанционно с целью получения информации о эф-
фективности работы фильтров и вкладе каждой отдельной системы
Рис. 5-7. Схема расположения точек радиа-
ционного контроля вытяжной вентиляцион-
ной системы.
Фильтры: / — с тканью Петрянова; 2 — угольный;
3 — вентилятор.
в суммарную величину выброса
радиоактивных газоаэрозолеп в
вентиляционную трубу. Контроль
позволяет оценить общее состоя-
ние технологического оборудова-
ния с точки зрения его герметич-
ности. Постоянный контроль р-
активных газов (точка 3) ведет-
ся на напоре воздуходувок в диа-
пазоне от 10-9 до 10-4 Ки/л;
а—p-активные аэрозоли (точки
2) и наличие йода (точки 1) кон-
тролируются до и после филь-
тров. Блоки детектирования и фильтры-накопители устанавливаются
в отдельном помещении и по месту. Отбор пробы осуществляется с по-
мощью специальной воздухоотборной системы, описанной выше, а пе-
риодический отбор проб производится в точках 4.
В связи с тем, что с АЭС запрещены какие-либо сбросы активных
сред, за исключением газоаэрозольных выбросов в вентиляционную*
1 10
трубу, осуществляется радиационный контроль всех возможных путей
распространения радиоактивных веществ во внешнюю среду. Поэтому
радиационному контролю подлежат газоаэрозольные выбросы в венти-
ляционную трубу, сбросы воды из
венно-фекальная канализация,
техническая охлаждающая вода
после потребителей АЭС, грунто-
вые воды на территории АЭС.
Контроль активности газо-
аэрозольных выбросов в атмосфе-
ру через вентиляционную трубу
(рис. 5-8) осуществляется посто-
янно дистанционно с целью полу-
чения информации о сбрасывае-
мой в атмосферу суммарной ве-
личине радиоактивности по кон-
центрации p-активных газов (точ-
ка <?) , р—у-активных аэрозолей
(точка 2) и паров йода (точка/).
Изотопный состав выбросов про-
веряется периодически с по-
мощью отбора проб (точка 4).
Аппаратура позволяет проводить
измерения величин активно-
сти газоаэрозольных выбросов,
включая максимально допусти-
мые:
контрольных баков (СВО), хозяйст-
Рис. 5-8. Схема организации радиационного
контроля газоаэрозольных выбросов в вен-
тиляционную трубу.
I — вентиляционная труба; 2 — конденсатосбор-
ник; 3 — фильтр.
сумму йодов до 0,1 Ки/сут;
сумму р—у-активных аэрозолей до 0,5 Ки/сут;
сумму р—у-активных инертных газов до 3500 Ки/сут.
Блоки детектирования и фильтры-накопители устанавливаются
в отдельном помещении. Отбор пробы осуществляется непосредственно
из выбросного вентиляционного короба с помощью специальной возду-
хоотборной системы. При отборе пробы воздуха, особенно на блоки
детектирования аэрозолей и йодов, соблюдаются условия изокинетич-
ности отбора и минимальной длины пробоотборных труб от места отбора
до блока детектирования. Контроль воды в контрольных баках СВО
осуществляется периодически лабораторным методом с чувствитель-
ностью не хуже 1СН1 Ки/л непосредственно перед сбросом воды в си-
стему канализации. Контроль охлаждающей технической воды осуще-
ствляется постоянно дистанционно по суммарной p-активности воды.
Блок детектирования устанавливается в машинном зале в линии пробо-
ютбора от сбросного коллектора технической воды после потребителей
АЭС. В некоторых случаях блок детектирования устанавливается не-
посредственно в сбросном канале. Чувствительность измерения должна
быть не хуже 0,5- 10~10 Ки/л.
Измерительные приборы системы технологического радиационного
контроля располагаются на панелях БЩУ, а также на щите радиацион-
ного контроля. Информация об изменении технологических радиацион-
ных параметров записывается самопишущими приборами, что помогает
впоследствии провести анализ причин изменения радиационных пара-
метров.
111
Технологический радиационный контроль атомных электростанций
с другими типами реакторов в основном выполняет те же функции,
что и на АЭС с реактором типа ВВЭР. Отметим, однако, некоторые осо-
бенности, связанные с типом реактора.
АЭС с реакторами типа ВК
Пар, полученный в реакторе, поступает в обычную турбоустановку,
конденсируется и возвращается в реактор. Перенос этим паром боль-
шой радиоактивности может привести к значительным осложнениям
в обслуживании турбоустановки. Вода в реакторе содержит раство-
Рис. 5-9. Схема расположения точек радиа-
ционного контроля блока с реактором ки-
пящей водой.
1 — реактор; 2 — турбина; 3 — конденсатор; 4 —
эжектор; 5 — насос; 6 — фильтр; 7 — сепаратор;
8 — бак биологической защиты; 9 — теплообмен-
ник; Ю — вентнляцнониая труба.
ренные и взвешенные загрязне-
ния и продукты диссоциации, ак-
тивированные нейтронным пото-'
ком реактора. Уходящий с кипя-
щей поверхности пар уносит ча-
стички воды и летучие вещества,
обладающие значительной радио-
активностью. Поэтому перенос
радиоактивности должен быть
сведен к минимуму. Выходящий
из сепарационных устройств ре-
актора пар попадает в турбину,
где могут происходить отложе-
ние уносимых твердых частиц и
адсорбция летучих веществ. Про-
дукты коррозии вносят в пар до-
полнительные загрязнения. Пар
попадает в конденсатор, откуда
некоторые летучие загрязнения,
как радиоактивные, так и инертные, удаляются эжекторами. В конден-
сат же попадают новые загрязнения в виде продуктов коррозии конден-
сатора и подсоса охлаждающей воды, после чего он возвращается
в реактор в качестве питательной воды. В результате происходит слож-
ный процесс переноса активированных продуктов во внешнее оборудо-
вание— турбоустановку. Однако при правильно выбранных конструк-
ционных материалах, обработке питательной воды реактора и хорошей
сепарации отложение активности на узлах оборудования может быть
сведено до размеров, обеспечивающих нормальную эксплуатацию.
В установке с «кипящим» реактором, как показано на рис. 5-9, кон-
тролируются активность пара (точка 1), воды после сепаратора (точ-
ка 2), конденсата турбины (точка 3), выхлопа из эжекторов (точка 4),
воды после фильтров на конденсате (точка 5). Производится также
контроль работы систем очистки воды первого контура (точки 6—8),
активности в контуре охлаждения биологической защиты (точки &
и 10), воздуха в системах вентиляции (точка 11).
АЭС с реакторами канального типа РБМК
Установки с уран-графитовыми реакторами канального типа имеют
одноконтурную схему, в результате чего на турбины поступает пар, ра-
диоактивность которого в основном обусловлена газообразными про-
дуктами деления в отличие от АЭС с реактором типа ВК, где . актив-
112
ность пара, поступающего на турбину, обусловлена как газообразными,
так и твердыми продуктами деления. На АЭС с реакторами типа РБМК
осуществляются следующие виды контроля: радиоактивности воды,,
пара, поступающего на турбину, дренажей из кладки реактора, сдувок,
из эжекторов и выпаров из деаэраторов, а также контроль р-активных.
газов на входе и выходе установки подавления активности, р-активно-
сти аргона в гелиевом контуре, контроль радиоактивности организован-
ных протечек радиоактивных вод, радиоактивности воздуха вытяжных
вентиляционных систем и контроль герметичности теплообменников.
АЭС с реакторами с газовым теплоносителем
В уран-графитовых реакторах с газовым теплоносителем органи-
зация радиационного технологического контроля предусматривает уста-
новку контрольных приборов главным образом по газовому и паровому
трактам, а также по системе газоочистки, дренажей и технических
выбросов воды и газа. Протечки газа за пределы контура циркуляции-
всегда связаны с опасностью радиоактивного поражения обслуживаю-
щего персонала и окружающего населения. Утечки газа могут проис-
ходить из корпуса реактора, парогенераторов и их трубопроводов.
Одновременно с измерением общей радиоактивности теплоносителя
производится контроль радиоактивности воздуха, отсасываемого из за-
щитных кожухов парогенераторов. В случае протечек в этом воздухе
будут содерх<аться радиоактивный аргон (41Аг) и другие активные изо-
топы. Если учитывать возможность попадания радиоактивного газа теп-
лоносителя в пар низкого давления из-за разности давлений между га-
зом п паром, последний также контролируется системой радиационного
технологического контроля. В реакторах с газовым теплоносителем,
в которых применяются тепловыделяющие элементы без герметичной
оболочки, отсутствует первый, сдерживающий барьер, и поэтому на ра-
диационный технологический контроль возлагается особенно ответствен-
ная задача — своевременное обнаружение протечки теплоносителя-газа
из корпуса реактора. Для этого типа реакторов технологический радиа-
ционный контроль в основном сводится к обнаружению негерметично-
сти между газовым (первым) контуром и водяным (вторым) контуром.
При применении в качестве замедлителя тяжелой воды осуществляется
контроль за величиной активности трития.
Для осуществления технологического радиационного контроля требуются разме-
щение первичных преобразователей в различных местах, установка их на различных
контролируемых объектах. Конструктивное выполнение этой установки зависит от
характера контролируемой среды (газ, жидкость), интенсивности излучения контро-
лируемой среды и характера излучений, способов транспортирования или хранения
контролируемой среды (трубопровод, емкости и т. п.), параметров контролируемой
среды (давление, температура), внешнего радиоактивного фона, типа применяемого
преобразователя.
Для контроля активности газовых сред первичный преобразователь помещается
в так называемый счетный объем, через который прокачивается определенное коли-
чество контролируемого газа в единицу времени. На подводящем газ трубопроводе
устанавливаются ротаметр и регулирующий вентиль. Для контроля сред с большой
интенсивностью излучения (например, кубового остатка спецводоочистки) первичный
преобразователь располагается в защите, имеющей отверстие, направленное в сторону
измерения, как показано на рис. 5-10,а. При контроле среды со средней активностью
первичный преобразователь может быть расположен непосредственно на объекте изме-
рения, как это видно из рис. 5-10,6, и, наконец, для контроля слабоактивных сред
первичный преобразователь помещается непосредственно в контролируемой среде
(рис. 5-10,в). В том случае, когда контролируемая жидкость имеет температуру, пре-
8—831 113-
вышающую допустимую для данного первичного преобразователя, последний помещает-
ся в чехол с двойными стенками, между которыми циркулирует охлаждающая вода.
Прн наличии большого радиационного фона, когда не представляется возможной уста-
новка прибора непосредственно на трубопроводах с активной средой, таковой прибор
устанавливается на отводах (рис. 5-10,а) в других помещениях. Первичные преобразо-
ватели должны быть защищены от другого оборудования, могущего создавать радиа-
ционный фон, оказывающий влияние на точность измерений.
Рис. 5-10. Схема установки первичного преобразователя контроля воды высокой актив-
ности (а), средней активности (б), низкой активности (в).
У — измерительная камера; 2 — измерительный первичный преобразователь; 3— компенсационный
преобразователь; 4— защита; 5 — трубопровод; 6 — расходомер; 7— дроссельное устройство.
5-4. КОНТРОЛЬ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБОЛОЧЕК
ТЕПЛОВЫДЕЛЯЮЩИХ ЭЛЕМЕНТОВ
Контроль герметичности оболочек (КГО) твэлов является частью
общего радиационного контроля на атомной электростанции. Его зада-
чами являются своевременное обнаружение повреждения оболочек теп-
ловыделяющих элементов, предупреждение о повреждении и наблюде-
ние за ними до замены дефектных элементов. Устройства КГО должны
быть надежны в работе, автоматически регистрировать и сигнализиро-
вать повреждения твэлов. обладать высокой чувствительностью и точ-
ностью показаний. Повреждение оболочки твэла и нарушение ее гер-
метичности характеризуются выходом продуктов деления через по-
врежденное место в оболочке. Поэтому появление продуктов деления
в теплоносителе означает повреждение оболочки твэла. Это обстоя-
тельство используется во всех известных устройствах КГО твэлов.
Обнаружение поврежденных оболочек твэлов основано на детектирова-
нии активности проб теплоносителя, отбираемых из контролируемых
топливных сборок активной зоны. В зависимости от типа реактора, вида
теплоносителя, конструктивных особенностей установки и технико-эко-
номических факторов могут быть применены следующие методы обнару-
жения поврежденных оболочек твэлов:
детектирование в пробах запаздывающих нейтронов;
детектирование общей у-активности пробы;
детектирование активности выделенных из пробы газообразных
продуктов деления (например. 135Хе, 138Хе);
детектирование активности осажденных из проб твердых (дочер-
них) продуктов деления (например, 88Rb, 137Cs).
Контроль герметичности оболочек твэлов, основанный на методе
обнаружения запаздывающих нейтронов, может быть применен для
реакторов с водой под давлением, с кипящей водой и с газовым тепло-
носителем. В устройствах КГО пробы теплоносителя, отбираемые из
топливных сборок, контролируются на присутствие запаздывающих ней-
114
тронов, носителями которых являются 87Вг и I37J с периодами полурас-
пада 56 и 22 с соответственно. В качестве детекторов могут применять-
ся ионизационные камеры для регистрации нейтронов, сцинтилляцион-
ные и другие счетчики. Достоинством этого метода контроля является
значительное уменьшение влияния общего радиационного фона на чув-
ствительность устройств. При этом необходимо иметь в виду, что чувст-
вительность, кроме зависимости от величины и стабильности фоновой
активности теплоносителя, будет зависеть также от уровня внешнего
нейтронного фона, чувствительности детекторов и стабильности элек-
тронной аппаратуры. Данному методу присущи недостатки, снижающие
его эффективность. К ним относятся малое число запаздывающих ней-
тронов по сравнению с у-квантамп, невысокий эффект детекторов по
запаздывающим нейтронам и малое время жизни запаздывающих ней-
тронов, требующее точного выбора места установки детекторов. Несмо-
тря на эти недостатки, по сравнению с другими методами этот метод
для реакторов с водой под давлением является более предпочти-
тельным.
Метод детектирования общей у-активности пробы является наибо-
лее простым и может быть применен для реакторов любого типа. Одна-
ко наличие в теплоносителе делящихся элементов, входящих в состав
основных конструкционных материалов активной зоны, а также радио-
активных продуктов коррозии и примесей теплоносителя создает зна-
чительный радиоактивный фон, снижающий эффективность данного
метода. Способность устройств к обнаружению небольших повреждений
резко снижается также при длительной работе реактора и значитель-
ном загрязнении контрольных коммуникаций радиоактивными отложе-
ниями. Применение дифференциального (разностного) метода измере-
ний у-активности пробы из каждой топливной сборки и у-активности
в общей части контура хотя и улучшает несколько данную систему кон-
троля, но не избавляет ее от основного недостатка — изменения чувст-
вительности со временем. В качестве детекторов у-излучений могут
быть применены высокочувствительные ионизационные камеры.
Устройства контроля, основанные на методе выделения инертных
радиоактивных газов из пробы с дальнейшим детектированием р—у-
излучений, могут быть применены для реакторов с водой под давлени-
ем, кипящих и тяжеловодных. Однако эти устройства получаются гро-
моздкими и достаточно дорогими вследствие большой сложности
устройства для выделения инертных газов. Установка должна состоять
из расширителя, в котором происходит испарение пробы воды, конден-
сатора для охлаждения пара и эжекторов, которые отсасывают из кон-
денсатора газы, в том числе и радиоактивные. При большом числе кон-
тролируемых каналов требуется несколько десятков таких установок,
что приводит к дороговизне и неудобству в обслуживании. Положитель-
ным качеством этого метода является почти полная независимость от
величины внешнего радиоактивного фона и активности теплоносителя.
Системы КТО, в которых используется метод осаждения твердых
(дочерних) продуктов деления на осадителях с дальнейшим детектиро-
ванием их, нашли широкое применение в реакторах с газовым теплоно-
сителем. Этот же метод может быть использован в уран-графитовых
реакторах с водяным теплоносителем, имеюшим заполнение кладки
аппарата буферным газом. В качестве осадителей применяются элек-
тростатические осадители или специальные фильтры, а в качестве де-
текторов — счетчики.
8*
115
Для обнаружения псгсрметичных твэлов в водо-водяном реакторе
используется наряду с другими методами черепковское излучение.
В этом случае регистрируются кванты видимого и ультрафиолетового
света, возникающего при торможении в воде высокоэнергичных р-ча-
стиц, испускаемых некоторыми осколками деления. В качестве детекто-
ра используется сцинтилляционный счетчик.
В основе всех систем контроля герметичности оболочек твэлов ле-
жит контроль проб теплоносителя или вспомогательного газа на при-
сутствие в этих пробах продуктов деления. Количество твэлов, запол-
няющих активную зону, обычно составляет несколько тысяч штук, и,
конечно, не представляется возможным осуществить таким способом
контроль каждого твэла. Так как твэлы собраны в топливные сборки
по нескольку десятков штук, то контроль осуществляется для тепловы-
деляющей сборки в целом. Однако даже при такой системе контроля
число пробоотборных устройств остается достаточно большим — от не-
скольких сотен до нескольких тысяч. Существует несколько систем от-
бора проб, главнейшие из них следующие:
а) система индивидуального постоянного отбора;
б) система индивидуального периодического отбора;
б) система группового отбора.
Все системы отбора проб обладают тем недостатком, что требуют
вывода за пределы реактора большого числа пробоотборных трубок,
что не может не отразиться на герметичности и прочности стенок кор-
пуса или крышки и надежности работы установки.
В настоящее время в результате накопленного опыта эксплуатации
атомных электростанций с реакторами ВВЭР считается, что проведение
непрерывного контроля герметичности оболочек целесообразно выпол-
нять в общей части контура, так как покассетный контроль во время пе-
регрузки позволяет отбраковать дефектные топливные сборки (кассеты)
и заменить их свежими. Для проведения покассетного контроля герме-
тичности твэлов для ВВЭР в бассейне перегрузки стационарно уста-
новлены специальные пеналы, от которых отведены пробоотборные
трубки к блоку насосов. После помещения кассет в пеналы пробоотбор-
ный контур заполняется чистым конденсатом, и с помощью насосов
в пробоотборном контуре создается циркуляция конденсата, а затем
отбирается проба. Отобранная проба обрабатывается полуавтоматиче-
ским устройством радиохимического выделения изотопов, и приготов-
ленные мишени обмеряются радиометрическим прибором. По получен-
ным данным измерения делаются выводы о состояния оболочек твэлов.
Для реактора РБМК перегрузка топливных сборок (каналов) про-
изводится без останова реактора. Устройство контроля герметичности
оболочек твэлов здесь основано на измерении активности теплоносите-
ля на выходе из технологических каналов. Установка для контроля
твэлов имеет передвижную тележку с расположенными па ней первич-
ными преобразователями, перемещающуюся над пароводяными труба-
ми и поочередно «опрашивающую» все каналы на активность, появив-
шуюся в результате нарушения герметичности оболочек твэлов.
5-5. АППАРАТУРА РАДИАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ
В настоящее время в связи с развитием электроники, накопившимся опытом
эксплуатации АЭС и постоянным повышением требований к безопасности работы АЭС
аппаратура радиационного контроля вообще и технологического радиационного кон-
троля в частности претерпевает значительные изменения, направленные как па кон-
116
структивное улучшение аппаратуры, так и на повышение ее функциональных возмож-
ностей. Однако новая аппаратура находится еще в стадии доработки и проверки. По-
этому здесь будут приведены лишь краткие сведения о стационарной аппаратуре,
получившей распространение на отечественных АЭС, к которой относятся многоканаль-
ная установка радиационного контроля, которая с помощью выносных первичных пре-
образователей позволяет вести непрерывное дистанционное измерение и светозвуковую
предупредительную сигнализацию в 50—250 контрольных точках по следующим пока-
зателям:
а) у-излучеппю в диапазоне от 5-10 2 до 10е мкР/с;
б) p-активным газам в диапазоне от 5-10-10 до 10-5 Ки/л;
в) P-активным аэрозолям в диапазоне от 10-13 до 10-1® Ки/л;
г) a-активным аэрозолям в диапазоне от 10~14 до 10~и Ки/л;
д) потокам тепловых нейтронов в диапазоне от 104 до 108 нейт/см2.
Радиометры для измерения:
а) удельной объемной активности теплоносителя первого контура в диапазоне
10-5—10-2 Ки/л;
б) удельной объемной активности воды в диапазоне 5-10“10—5-10~7 Ки/л;
в) активности выбросов:
P-активных аэрозолей в диапазоне 3-10-14—3-10-10 Ки/л;
у-активных паров молекулярного l3;J в диапазоне 3-1О13—3-10-10 Ки/л;
P-активных газов в диапазоне 4-10-8—4-10 '4 Ки/л.
Для вновь строящихся АЭС используется специальный комплекс аппаратуры
радиационного контроля, в состав которого входят:
централизованная информационно-измерительная система;
комплект индивидуальных стационарных приборов;
комплект носимых радиометров;
комплект оборудования и аппаратуры внешнего радиационного контроля;
комплект оборудования и аппаратуры для ремонта и настройки.
Новая централизованная информационно-измерительная система
радиационного контроля (ЦНИИСРК) обеспечивает непрерывное изме-
рение контролируемых параметров с передачей информации на пост
радиационного контроля и БЩУ. Централизованная информационно-
измерительная система состоит из следующих основных элементов:
первичных преобразователей, устройств распределения и преобразо-
вания информации, устройств накопления и обработки информации,
устройств предоставления информации, устройств контроля работо-
способности измерительного тракта. Все устройства ЦИИСРК кон-
структивно и схемно унифицированы, что в значительной степени облег-
чает их эксплуатацию. Эта система позволяет осуществлять следующие
виды измерений: поток нейтронов, мощность дозы у-излучения, концен-
трацию p-радиоактпвных газов, концентрацию p-радиоактивных аэро-
золей, концентрацию радиоактивных веществ в технологических средах,
концентрацию радиоактивных веществ, сбрасываемых с отходами
(жидких и газообразных), степень загрязненности радиоактивными
веществами тела, одежды, транспортных средств и поверхностей обо-
рудования и помещений. Первичные преобразователи предназначаются
как для измерения радиоактивности воды в диапазоне 10~н—КН Ки/л,
так и для измерения концентрации p-радиоактивных газов и аэрозолей
в диапазоне 10~10—10~2 Ки/л (для газов), 1(Н2—КН Ки/л (для аэро-
золей) и 10-13—10-7 Ки/л (для йода), а также для измерения мощно-
сти дозы у-излучения от 0,01 до 105 мкР/с. Информация от первичных
преобразователей с помощью каналов связи может быть представлена
на БЩУ и щитах радиационного контроля на следующих устройствах
отображения: показывающие и самопишущие приборы, оперативные
электронно-лучевые индикаторы (ЭЛИ), цифровые индикаторы, печа-
тающие устройства, табло световой сигнализации и устройства зву-
ковой сигнализации.
117
ГЛАВА ШЕСТАЯ
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС
6-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Многочисленность факторов, которые должны учитываться при син-
тезе автоматических систем регулирования (АСР) атомных энергобло-
ков, крайне затрудняет формальный синтез таких систем. При проекти-
ровании АСР обычно пользуются методом вариантных разработок
с проведением всестороннего расчетного и экспериментального анализа
и последующим выбором того варианта, который (на данном уровне
изучения) представляется наиболее предпочтительным по сравнивае-
мым параметрам. Ниже рассмотрены основные факторы, которые необ-
ходимо учитывать при синтезе АСР.
К ним относятся прежде всего тип применяемой ядерной паропро-
изводнтельной установки, физические и теплофизические характеристи-
ки реактора, мощность блока, режимы работы энергосистем, соотноше-
ние топливной и капитальной составляющих в стоимости электроэнер-
гии, существующий уровень технических средств автоматизации. Так,
например, системы регулирования мощности блоков с корпусными реак-
торами с кипящей водой, характеризующимися большим саморегулиро-
ванием, при относительно низких (по сравнению с другими типами
АЭС) капитальных затратах могут быть выполнены с ограниченным
набором функций. В частности, на малых блоках может полностью от-
сутствовать автоматическое регулирование мощности реактора. Некото-
рое снижение эффективности функционирования блока при отсутствии
такого регулирования компенсируется снижением стоимости и повыше-
нием надежности системы управления, а главное, сокращением эксплуа-
тационного и ремонтного персонала. С другой стороны, для мощных
установок с высокими капитальными затратами усложнение системы
регулирования и связанное с этим удорожание ее начальной стоимости
и эксплуатации могут оказаться целесообразными, так как при большой
мощности блока даже незначительное увеличение его коэффициента
готовности п коэффициента полезного действия может дать значитель-
ный экономический эффект. Хотя точные методики таких оценок в на-
стоящее время отсутствуют, тенденция расширения функций АСР по
мере увеличения мощности и усложнения технологической схемы атом-
ных энергоблоков достаточно определенно просматривается в разра-
ботках АЭС различных типов.
Важную роль при выборе структуры АСР энергоблока играет ана-
лиз режимов его работы в энергосистеме. В настоящее время в СССР
атомные электростанции работают, как правило, в базисном режиме.
Однако, как было указано во введении, по мере роста доли АЭС в энер-
госистемах они будут нести частично или полностью функции регулиро-
вания частоты системы.
При работе блока АЭС в базисном режиме роль АСР достаточно
проста: она сводится к снятию возмущений, поступающих со стороны
энергосистемы, а также внутренних возмущений, возникающих в обору-
довании блока.
При работе в полупиковой части графика заданная мощность бло-
ка может дважды в сутки меняться оператором в соответствии с зара-
нее установленной характеристикой — диспетчерским графиком систе-
мы. Задачей АСР в этом режиме, так же как и в базисном, является
118
компенсация внутренних и внешних возмущений. Отличие в функциях
АСР заключается лишь в том, что если в базисном режиме заданное
значение мощности блока — основной регулируемой переменной — оста-
ется постоянным в течение длительного времени (вплоть до конца кам-
пании), то при регулировании по диспетчерскому графику заданное
значение мощности является функцией времени (с периодом, равным
суткам). Исходя из существующих данных по скоростям изменения по-
требления электроэнергии скорость набора (или снижения) мощности
АЭС, работающей в полупиковом режиме, в часы утреннего набора и
вечернего сброса мощности должна составлять 0,4—0,5 % /мин, что
соответствует скоростям, допускаемым современным оборудованием
АЭС.
Если по каким-либо причинам в данной энергосистеме регулирова-
ние мощности системы станциями других типов нежелательно или не-
возможно, АСР энергоблока АЭС должна быть спроектирована так,
чтобы менять мощность блока в соответствии с потребностями системы.
При этом принципиально возможны два режима регулирования —
статический и астатический. В первом изменение мощности реактора и
блока в целом после окончания переходного процесса пропорционально
изменению частоты энергосистемы, во втором изменение мощности бло-
ка происходит до тех пор, пока отклонение частоты от заданного зна-
чения не сведется к нулю. Очевидно, что АСР, предназначенная для
базисного режима, должна существенно отличаться по своей структуре
ют АСР, осуществляющей регулирование частоты. Структура последней
зависит, кроме того, от принятого закона регулирования частоты (ста-
тического или астатического).
Хотя, как отмечалось выше, задачи АСР при работе в базисном
и полупиковых режимах относительно просты, к ним и в этом случае
предъявляются достаточно жесткие требования по динамической точно-
сти управления мощностью и другими параметрами блока. Это объяс-
няется рядом факторов. Прежде всего практически все АЭС должны
•быть способны к временным (порядка минуты и более) изменениям
мощности турбогенераторов при возникновении больших отклонений ча-
стоты в энергосистеме для облегчения режимов работы блоков, регули-
рующих частоту. Эти изменения, как правило, производятся за счет
аккумулирующей способности тепловых контуров без изменения мощ-
ности реактора. При авариях в энергосистеме, например выходе из
строя блоков, регулирующих частоту, или нарушениях межсистемных
связей может оказаться необходимым перевести часть АЭС из базис-
ного в регулирующий режим (статический или астатический).
Другим важным аспектом, влияющим на .выбор структуры АСР,
является единичная мощность отдельного атомного энергоблока. Мощ-
ность современных блоков уже достигла 1 млн. кВт и в ближайшее
время будет возрастать. Внезапный полный выход из строя такого
мощного блока может привести к нежелательным последствиям даже
в самых крупных системах. Поэтому требуется, чтобы отказы важней-
ших агрегатов (главных циркуляционных и питательных насосов, тур-
бин и т. д.) подобных блоков не приводили к необходимости их пол-
ной остановки. Кратковременность и внезапность протекающих при
этом процессов в большинстве случаев исключают возможность ручно-
го управления в таких .режимах, и эти функции управления также воз-
лагаются на АСР (работающую совместно с системой защит и блоки-
ровок) .
119
Существуют и другие факторы, вытекающие из характеристик
энергосистемы и диктующие определенные требования к АСР энерго-
блока. Например, необходимость сокращения резерва энергосистемы
предъявляет к АСР требование уменьшения времени снижения и набо-
ра мощности блока для нужд 'Перегрузки.
При определении круга задач, возлагаемых на АСР. необходимо
также учитывать возможность реализации алгоритмов с помощью су-
ществующих технических средств. При построении систем регулирова-
ния на базе средств второго поколения (РПИБ) их задачи неизбежно
сводились практически только к стабилизации регулируемых парамет-
ров в отдельных режимах. Внедрение современных высоконадежных
агрегатирован.ных систем («Каскад», АКЭСР) позволяет значительно
расширить функции систем (см. § 6-11). Дальнейшее совершенствова-
ние реализуемых АСР алгоритмов связано с использованием управля-
ющих вычислительных систем (изменение задания регуляторам, пере-
ключение контуров, автоматический контроль исправности контуров,
вычисление оптимальных настроек и т. д.).
6-2. СТАТИЧЕСКИЕ ПРОГРАММЫ ИЗМЕНЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМЫХ
ПАРАМЕТРОВ ЭНЕРГОБЛОКА
При создании АСР энергоблока прежде всего следует решить во-
прос о статической программе изменения параметров. Под статической
программой изменения параметров понимается желаемая зависимость
основных параметров установки (расходы, температуры, давления) от
ее мощности в установившихся режимах. Выбор программы произво-
дится на основании анализа физических, конструктивных, технико-эко-
номических особенностей установки, режимов ее работы в энергосисте-
ме и других факторов. Вообще для энергетических агрегатов, характе-
ризующихся переменной нагрузкой, проблема выбора программы стоит
более остро, чем для технологических агрегатов других отраслей про-
мышленности с (непрерывными технологическими процессами, работаю-
щих в основном на постоянной (номинальной) нагрузке. Особенное
значение эта задача приобретает для блоков атомных электростанций
из-за их сложной, часто многоконтурной технологической схемы и боль-
шего количества взаимосвязанных основных параметров.
Для блоков ТЭС, работающих на органическом топливе, основны-
ми параметрами являются только температуры и давление пара, по-
ступающего в турбину (расход пара при заданных его параметрах
однозначно определяется мощностью), и соответственно существуют два
вида программ — с постоянными и скользящими параметрами пара.
Блоки АЭС дают в этом смысле значительно большее разнообразие
возможностей. Еще раз подчеркнем, что понятие «программа» относит-
ся к установившемуся режиму работы блока. В реальных переходных
режимах значения параметров могут отклоняться от своих статических
величин и уходить от характеристик, задаваемых программой. Главное
условие, которому должна удовлетворять статическая программа
атомного энергоблока,—физическая реализуемость, т. е. программа
должна быть такой, чтобы при выбранных значениях основных пара-
метров соответствующее количество теплоты могло отводиться от реак-
тора, передаваться от одного теплоносителя к другому и т. д. Напри-
мер, мощность N, уносимая однофазным теплоносителем от реактора,
120
может быть вычислена по уравнению
--GCp (/вых---/вх) ,
(6-1)
где G — расход теплоносителя; /вх, /вых— средняя температура тепло-
носителя на входе и выходе реактора соответственно; ср— средняя теп-
лоемкость теплоносителя в интервале температур /вх, /ВЬ1Х.
В современной атомной энергетике приняты схемы как с постоян-
ным (не зависящим от мощности) расходом теплоносителя, так и с пе-
ременным (зависящим от мощности) расходом. Практически все совре-
менные водо-водяные реакторы имеют постоянный расход теплоноси-
теля; реакторы с газовым охлаждением — переменный; реакторы с
жидкометаллическими теплоносителями выполняются как с постоян-
ным, так и с переменным расходом.
Если принять допущение, выполняемое практически для всех при-
меняемых в атомной энергетике теплоносителей, о постоянстве средней
теплоемкости в рабочем диапазо-
не температур теплоносителя, то
уравнение (6-1) показывает, что
у реактора с постоянным расхо-
дом теплоносителя изменение
температуры в зоне /ЕЫХ—/вх яв-
ляется линейной функцией мощно-
сти. Таким образом, при выбран-
ном законе изменения одной из
температур и вто-
Рис. 6-1. Статические программы изменения
температур на входе и выходе реактора.
а — при постоянном расходе теплоносителя; б —
при переменном расходе теплоносителя;----------
программа с постоянной температурой теплоноси-
теля на выходе;--------— программа с постоян-
ней температурой теплоносителя на входе;
— ---------программа с переменными темпера-
турами теплоносителя на входе и выходе:
— -----— компромиссная программа.
рая определяется однозначно и
не может задаваться произволь-
по. В то же время уравнение
(6-1) определяет только раз-
ность /вых ’/вх; ДЛЯ ПОЛНОГО
определения хода температур
требуются дополнительные сооб-
ражения. На рис. 6-1,а пока-
заны зависимости /ВХ(А) и /вых(^) в схемах с постоянным расходом
теплоносителя при различных законах изменения tBX и /вых. Для удоб-
ства сравнения принято, что при номинальной нагрузке (М=100°/о)
значения температур /вх и /ВЫх для всех анализируемых программ
должны совпадать. В зависимости от технологических особенностей
блока могут быть выбраны программы с достоянной температурой
теплоносителя на выходе реактора (/BBIX=const), с постоянной темпе-
ратурой на входе (/ЕХ = const), а также программы, в которых меняет-
ся как входная, так и выходная температура. Могут оказаться целесо-
образными компромиссные программы, в которых в одном диапазоне,
например, сохраняется /BX=const, а в другом — /BbIX = const.
При переменном расходе теплоносителя обычно принимается
G/GU^N/Nu,
(6-2)
т. е. относительный расход теплоносителя, приведенный к номинально-
му значению, пропорционален (или почти пропорционален) мощности.
В этом случае, как следует из (6-1), /ВЫх—/BX^const, и изменение тем-
пературы в зоне постоянно. При этом закон или /BX(/V) по-
прежнему может выбираться произвольным. Примеры зависимостей
t(N) для G/GH=M/7V„ показаны на рис. 6-1,6.
121
Законы теплопередачи определяют взаимный ход температур грею-
щих и обогреваемых сред теплообменников. Так, в парогенераторах
блоков с реакторами ВВЭР передаваемая тепловая мощность N одно-
значно определяется температурным напором, т. е. разностью средней
ii и температурой насыщения второго контура t2. Поэтому при задан-
ной мощности N можно произвольно выбрать только одну из этих тем-
ператур; вторая определяется из расчета теплопередачи.
Аналогично в прямоточных парогенераторах, применяемых на АЭС
с газовыми и жидкометаллическими теплоносителями, а также в про-
межуточных теплообменниках трехконтурных АЭС при заданной пере-
даваемой тепловой мощности (N) и заданных расходах греющей и обо-
греваемой сред (Gi, G2) можно произвольно выбрать только одну из
четырех температур, определяющих режим работы (две входные и две
выходные). Остальные три определяются уравнениями теплопередачи
и теплового баланса.
Учет приведенных выше соображений, обусловливающих физиче-
скую реализуемость программы, необходим, но еще далеко недостато-
чен для ее построения. Прежде всего остается открытым вопрос, вы-
брать ли схему с постоянным или переменным расходом теплоносителя
через реактор. Кроме того, как для схем с постоянным, так и для
схем с переменным расходом теплоносителя можно задавать произволь-
но закон изменения по крайней мере одного из основных параметров
блока. Мы ограничимся здесь лишь указанием на основные технико-
экономические факторы, которые должны учитываться при таких со-
поставлениях, тем более, что эти вопросы обычно подробно рассматри-
ваются при проектировании основного оборудования блока.
От выбора программы, в частности, зависит соотношение между
капитальной и топливной составляющими себестоимости электро-
энергии. Например, если при снижении мощности блока температура
пара перед турбиной снижается, то это приводит, очевидно, к ухудше-
нию термического к. п. д. и повышению топливной составляющей. Уста-
новка специальных систем для поддержания постоянства температуры
может вызвать усложнение оборудования, а следовательно, увеличе-
ние капитальных затрат. При взаимном сравнении этих вариантов при-
дется учитывать не только абсолютную величину изменения стоимости,
но и количество часов, которое блок будет работать на сниженной мощ-
ности. Если блок в основном будет работать в номинальном режиме,
очевидно, следует предпочесть вариант, не связанный с увеличением
капитальных затрат. Если ожидаются частые снижения мощности, мо-
жет оказаться рентабельным удорожание оборудования.
Выбор программы также в значительной степени определяет мо-
бильность блока. При переменном расходе изменение температур кон-
туров, как правило, меньше (ср. рис. 6-1,а и б). Поэтому в этом случае
при той же допустимой скорости изменения температуры пуск или оста-
нов блока может быть произведен быстрее. Возможность регулирования
расхода также способствует уменьшению температурных напряжений
при экстренном снижении мощности блока (например, при срабатыва-
нии аварийной защиты), так как при синхронном изменении расхода и
мощности можно добиться практического постоянства температур
теплоносителя в этих режимах. Приведенные соображения особенно
важны для реакторов, характеризующихся большим подогревом тепло-
носителя в активной зоне (примерно 200°С), т. е. с газовыми и жидко-
122
металлическими теплоносителями, для которых обычно выбираются
схемы с переменным расходом.
На выбор программы влияют и физические особенности реактора.
Например, большое изменение температуры теплоносителя (одновре-
менно являющегося и замедлителем) в водо-водяных реакторах может
привести к необходимости компенсации больших изменений реактив-
ности, что усложнит систему управления и снизит безопасность эксплуа-
тации реактора.
Наконец, большую роль играют и чисто технические моменты. Так,
на первых этапах развития атомной энергетики стремление использо-
вать для водо-водяных реакторов программы с постоянной средней тем-
пературой (а следовательно, и с постоянным объемом) теплоносителя
первого контура в значительной степени объяснялось недостаточной
проработкой систем компенсации объема. В других типах реакторов
программа с резко повышающейся при уменьшении мощности темпера-
турой на входе в реактор (рис. 6-1,а) может быть отвергнута из-за не-
приспособленности ГЦН к работе при высокой температуре теплоно-
сителя и т. д.
Реализация выбранной программы производится управляющими
воздействиями. Такими воздействиями являются перемещение регули-
рующих органов (клапанов турбин, питательных клапанов, регулирую-
щих кассет реактора), изменение числа оборотов циркуляционных,
питательных и подпиточных насосов, изменение мощности электронагре-
вателей компенсаторов объема и т. д.
В статических режимах многие из перечисленных воздействий! ока-
зывают идентичное влияние на объект. Так, перемещение регулирую-
щего питательного клапана и изменение числа оборотов питательного
насоса следует расценивать по существу как одно воздействие, так как
физически они приводят к изменению одного и того же параметра —
расхода питательной воды. Аналогично для статики управления не
играет существенной роли, почему изменяется мощность реактора — за
счет перемещения регулирующих органов в активной зоне или же за
счет изменения концентрации бора в теплоносителе. Поэтому при ана-
лизе программ регулирования параметры, отклонения которых приво-
дят к одним и тем же изменениям в объекте, следует рассматривать
как один физических вход.
Однако с точки зрения динамики регулирования, а также техниче-
ской реализации такие воздействия могут быть далеко неравноценны-
ми. Например, увеличение реактивности может быть достигнуто доста-
точно быстро за счет перемещения регулирующих органов в реакторе,
в то время, как уменьшение концентрации борной кислоты в теплоно-
сителе требует значительного времени. Поэтому при конкретной реали-
зации системы управления для обеспечения быстрого подъема мощно-
сти следует воздействовать на регулирующие органы, а не на
концентрацию бора.
Выбирая схему регулирования подачи питательной воды в паро-
генераторы, следует иметь в виду, что хотя принципиально возможно
регулирование расхода воды во всем требуемом диапазоне с помощью
регулирующих дроссельных клапанов, работа клапана на малых рас-
ходах и больших перепадах давления на нем нежелательна как из-за
ухудшения его регулировочных характеристик, так и из-за быстрого
износа в подобном режиме. Именно эти соображения часто заставляют
усложнять техническую схему установки, применяя питательные
123
насосы переменной скорости с тем, чтобы система управления могла
осуществлять как «тонкое» регулирование воздействием на клапан, так.
и «грубое» — воздействием на обороты насосов. В некоторых случаях
бывает необходимо установить параллельно несколько регулирующих
клапанов с различными проходными сечениями с тем, чтобы при боль-
ших расходах управление осуществлял один, а при малых —другой
с соответствующей перестройкой схемы. Однако во всех описанных спо-
собах управление ведется одним и тем же физическим параметром —
расходом питательной воды.
Обычно выбор и техническая реализация регулирующих воздей-
ствий разрабатываются при проектировании основного технологическо-
го оборудования блока. При синтезе системы управления следует про-
анализировать статическую и динамическую реакции объекта на изме-
нение соответствующего входа и разработать схему, осуществляющую-
управление этим объектом. Следует иметь также в виду, что число не-
зависимо задаваемых параметров установки не может быть больше
числа независимых регулирующих воздействий. В практике проектиро-
вания систем регулирования часто бывают случаи, когда обнаружива-
ются недостаточность числа независимых регулирующих воздействий,
необходимость увеличения их быстродействия и т. д. Это может приве-
сти к необходимости изменения технологической схемы блока.
6-3. РЕГУЛИРОВАНИЕ МОЩНОСТИ ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРОВ
Несмотря на разнообразие типов и конструкций реакторов, к струк-
туре и техническим средствам их систем регулирования предъявляются
общие требования: высокая надежность, необходимость значительного-
усиления малых (несколько десятков микроампер) сигналов датчиков
нейтронного потока, необходимость управления исполнительными орга-
нами с помощью сигналов с особыми характеристиками и т. д. Сово-
купность этих требований приводит к тому, что технические средства,
применяемые для управления реакторами, обычно отличаются от обще-
промышленных средств, применяемых для регулирования других агре-
гатов АЭС. Системы регулирования реакторов достаточно подробно
описаны в ряде специальных руководств, и здесь мы рассмотрим толь-
ко те их характеристики, которые существенны с точки зрения построе-
ния общей системы регулирования блока.
По способу формирования сигнала мощности системы регулирова-
ния реакторов можно разделить на следующие системы:
регулирования плотности нейтронного потока;
регулирования тепловых параметров;
комбинированные.
По способу регулирования пространственного распределения мощ-
ности системы регулирования реакторов можно разделить на системы:
регулирования интегральной (средней) мощности реактора;
регулирования локальной мощности;
комбинированные.
Рассмотрим сначала системы регулирования интегральной мощно-
сти реакторов различных типов.
В системах регулирования, основанных на измерении плотности
нейтронного потока, датчиком нейтронного потока является одна или
несколько ионизационных камер, ток через которые пропорционален
нейтронному потоку в районе камер. Если физические характеристики
124
реактора таковы, что нейтронный поток в районе камеры с достаточной
степенью точности пропорционален энерговыделению в активной зоне,
можно ограничиться одной камерой, в противном случае следует вос-
пользоваться несколькими размещенными в различных точках реактора
камерами, суммарный ток которых будет точнее отображать среднюю
по объему мощность реактора. Существуют также схемы, в которых
в качестве сигнала мощности выбирается наибольший из нескольких
сигналов камер, что исключает необоснованный подъем мощности ре-
гулятором при отказе одного или нескольких датчиков.
Упрощенная структурная схема системы регулирования плотнос-
ти нейтронного потока показана на рис. 6-2,а.
Рис. 6-2. Схемы регулирования мощности ядерных реакторов.
а— регулирование плотности нейтронного потока; б— регулирование тепловых параметров; в —
комбинированная каскадная схема; г — комбинированная объединенная схема.
Сигнал от ионизационных камер 1 через сумматор пли селектор
максимального сигнала 2 поступает в задатчик 3 (в случае, если систе-
ма работает от одной камеры, устройство 2 отсутствует). В задатчике5'
вырабатывается сигнал, пропорциональный относительному отклонению-
мощности:
—-1 (6-3)
^3 «3 ’
где I, /3— действительный и заданный токи камеры; п, п3 — действи-
тельный и заданный нейтронные потоки.
Такая зависимость сигнала задатчика от заданного значения не-
обходима вследствие того, что коэффициент усиления реактора прибли-
зительно пропорционален мощности. Введение в задатчик закона по-
уравнению (6-3) позволяет иметь коэффициент усиления разомкнутой
системы объект—регулятор приблизительно постоянным на всех уров-
нях мощности, что обеспечивает близкое к оптимальному качество пере-
ходных процессов в различных режимах. Сигнал вида (6-3) может быть,
получен либо делением сигнала отклонения в задатчике на /3, либо по-
дачей на задатчик сигнала логарифма тока ионизационных камер.
В последнем случае при малых отклонениях / от /3 в задатчике выраба-
тывается сигнал
logo / — loga /3 = 10ga .
125.
Разбаланс с задатчика поступает в усилитель 4, где усиливается
до мощности, достаточной для перемещения двигателя 5 исполнитель-
ного механизма 6. В зависимости от конструкции реактора регулятор
может управлять одним или несколькими исполнительными органами.
Для обеспечения необходимого качества переходных процессов в регу-
ляторе, как правило, имеется цепочка обратной связи 7, на вход кото-
рой подается либо сигнал скорости исполнительного органа, либо на-
пряжение на выходе пли в промежуточной точке усилителя и т. п.
Описанные схемы имели широкое распространение на первых ядер-
ных реакторах. Однако в современных высоконапряженных установках
от них часто отказываются, так как в процессе работы реактора могут
возникнуть значительные отклонения коэффициента пропорциональнос-
ти между мощностью реактора и током ионизационной камеры. Такое
несоответствие может наступить как вследствие изменения характерис-
тик самой камеры (ток изменяется при том же потоке нейтронов вместе
ее установки), так и вследствие изменения распределения энерговыде-
ления в реакторе, благодаря чему при том же потоке в районе камеры
интегральное энерговыделение в реакторе изменится. При этом регуля-
тор, поддерживая постоянный ток ионизационной камеры, будет менять
мощность реактора.
Системы регулирования, построенные на принципе регулирования
тепловых параметров, лишены указанного недостатка. Если применя-
ется однофазный теплоноситель, его температура на выходе из реактора
(при заданных расходе и температуре на входе) достаточно точно от-
ражает изменение мощности реактора и может быть использована
в качестве входного сигнала регулятора. В качестве такого сигнала
может быть выбрана также разность температуры теплоносителя на
входе и выходе реактора, причем во многопетлевых установках исполь-
зуются как сигнал суммарного (среднего) перепада, так и (из сообра-
жений безопасности) сигнал от петли с максимальным перепадом. В не-
которых системах в качестве теплового параметра используется сигнал
средней температуры теплоносителя в контуре.
При охлаждении реактора кипящей водой в качестве входного сиг-
нала регулятора может использоваться давление теплоносителя, изме-
нение которого свидетельствует о небалансе между производством и
потреблением энергии. В двухконтурной установке входным сигналом
регулятора мощности может служить давление пара перед турбиной.
Схемы, использующие любые из перечисленных параметров стро-
ятся в соответствии с рис. 6-2,6. Они включают первичный преобразо-
ватель 8 регулируемого параметра (выходной или средней температу-
ры, давления), задатчик 9, собственно регулятор с усилителем 10, а так-
же двигатель 5 и исполнительные механизмы 6. Обладая лучшими
статическими характеристиками по сравнению со схемами рис. 6-2,а,
схемы рис. 6-2,6 медленнее отрабатывают возмущения по реактивнос-
ти, так как эти возмущения, практически мгновенно сказываясь на от-
клонении тока ионизационных камер, со значительным запаздыванием
регистрируются преобразователями тепловых параметров. Кроме того,
при регулировании тепловых параметров обычно оказывается затрудни-
тельным обеспечить оптимальное качество переходных процессов во
всех режимах работы установки без изменения настроек регулятора.
Указанных недостатков лишены комбинированные схемы, исполь-
зующие как сигналы нейтронного потока, так и сигналы тепловых па-
раметров. На рис. 6-2,в изображена каскадная комбинированная схема,
123
состоящая из контура регулирования нейтронного потока, аналогично-
го изображенному на рис. 6-2,а, на задатчик которого 3 действует регу-
лятор теплового параметра 10. При этом возмущения по реактивности
практически мгновенно регистрируются камерой 1 и отрабатываются
регулятором, а медленные отклонения вызванные, например, наруше-
нием пропорциональности между мощностью реактора и током камеры,,
компенсируются благодаря изменению сигнала задатчика 3. Из сообра-
жений безопасности максимальная скорость перемещения задатчика 3
обычно ограничивается величиной 0,1—1,0%/с, что является достаточ-
ным для регулирования мощности реактора в нормальных режимах, но
уменьшает мобильность установки в некоторых аварийных режимах,
связанных с необходимостью быстрого изменения (как правило, сни-
жения) мощности. Кроме того, для возможности точного поддержания
температуры регулятором 10 необходимо иметь малую зону нечувстви-
тельности в регуляторе 4, что приводит к частым срабатываниям ис-
полнительного двигателя. Хотя способность этой схемы быстро менять
мощность может быть улучшена путем подачи неограниченного по ско-
рости, но ограниченного по величине сигнала от регулятора 10 непо-
средственно на усилитель 4 (см. § 6-6), в современных установках чаще
применяют объединенную схему регулирования, пример которой пока-
зан на рис. 6-2,г.
Схема состоит из контура регулирования, аналогичного рис. 6-2,6,
но в регулятор 10 через дифференциатор 11 заводится дополнительный,
сигнал от ионизационной камеры 1. Поскольку на высоких частотах
реальный дифференциатор по своим динамическим характеристикам
близок к усилительному звену, динамика отработки быстрых возмуще-
ний этой системой аналогична схемам рис. 6-2,а и в, а медленные коле-
бания тока камеры не влияют на работу системы. Отработка возму-
щений по тепловым параметрам производится за счет сигнала от пре-
образователя 8, причем в этой схеме ограничения по быстродействию,
связанные с максимальной скоростью перемещения задатчика 3
(рис. 6-2,в), отсутствуют. Наличие в контуре регулирования теплового-
параметра и исчезающего сигнала по нейтронному потоку (сигнал из
промежуточной точки) облегчает динамическую настройку системы, по-
зволяя без перенастройки регулятора получить на различных уровнях
мощности реактора переходные процессы, близкие к оптимальным.
В реакторах с переменным расходом однофазного теплоносителя описан-
ная схема часто дополняется импульсом по расходу 12, который вводит-
ся в регулятор 10 через дифференциатор И. Этот импульс является
опережающим, и нейтронный поток будет приближенно следовать за
изменениями расхода еще до того, как появится отклонение, фиксируе-
мое преобразователем 8.
Кроме описанных, предложены более сложные варианты объеди-
ненных и каскадных комбинированных схем. Так, сигнал производной
мощности может подаваться в регулятор только при возрастании мощ-
ности, препятствуя ее быстрому подъему. В некоторых схемах вводится
автоматическое ограничение мощности, зависящее от режима работы
блока (например, числа включенных ГЦН).
Остановимся на способах изменения мощности реактора при при-
менении систем регулирования различных типов. В схеме рис. 6-2,а
мощность меняется воздействием на задатчик 3. В схемах
рис. 6-2,6 — г — воздействием на задатчик 9 (воздействие на задатчик 3'
в схеме рис. 6-2,в не приведет к изменению мощности, так как регуля-
127
тор 10 возвратит задатчик 3 в прежнее положение) или же (при
однофазном теплоносителе) изменением расхода теплоносителя при
неизменном положении 9 (задатчик 3 в схеме рис. 6-2,в при этом авто-
матически переместится за счет временного изменения температуры).
Существенным для качества регулирования является выбор эффек-
тивности исполнительных органов. Очевидно, что стремление ускорить
отработку возмущений приводит к необходимости увеличения скорости
перемещения регулирующих стержней. Однако подключение к регуля-
тору стержней с большой эффективностью и высокой скоростью пере-
мещения противоречит требованиям ядерной безопасности, так как при
отказе регулятора возможен быстрый ввод положительной реактивнос-
ти, большей, чем доля запаздывающих нейтронов (5.
Поэтому при необходимости быстрого изменения реактивности
в реакторе выделяется несколько стержней, обладающих малой эффек-
тивностью, но высокой скоростью перемещения (органы автоматического
регулирования—АР). Поскольку эффективность этих органов меньше
J3, даже их полное перемещение из одного крайнего положения в дру-
гое не создает опасности неконтролируемого разгона. Для компенса-
ции значительных изменений реактивности в процессах пуска, останова,
при выгорании и т. п. необходимо участие более «тяжелых», но медлен-
но действующих органов (компенсирующих стержней, компенсирующих
пакетов—КС, КП). Простейшей схемой взаимодействия регулирующих
ш компенсирующих органов может быть следующая. При достижении
регулирующим стержнем определенной точки в верхней части рабочего
хода включается движение вверх одного или нескольких компенсирую-
щих органов. Из-за повышения мощности регулирующий стержень дви-
гается вниз до достижения средней точки своего хода, после чего ком-
пенсирующий стержень останавливается. При достижении регулирую-
щим стержнем нижней точки рабочего хода процессы повторяются
в обратном порядке. Выбор компенсирующих стержней, двигающихся
при данном включении вверх или вниз, осуществляется либо с помощью
автоматических устройств по заранее заданной жесткой программе,
либо вручную оператором.
В последних конструкциях реакторов наблюдается тенденция к от-
казу от выделения специальных регулирующих органов. Для регулиро-
вания используются компенсирующие органы, подключаемые к авто-
матическому регулятору. Если скоростная эффективность этих органов
меньше, чем обычно выбираемая эффективность стержней АР, такое
решение приводит к некоторому увеличению времени отработки
возмущений, однако достигаемая при этом скорость регулирования
мощности обычно удовлетворяет технологическим требованиям. Кроме
того, экстренное снижение мощности на значительную величину может
быть произведено организацией движения вниз при соответствующем
сигнале регулятора всех или большей части компенсирующих органов.
Поскольку при такой схеме возможен быстрый ввод только отрицатель-
ной реактивности, требования ядерной безопасности не нарушаются.
Кроме рассмотренной выше задачи регулирования интегральной
мощности, в современных больших реакторах возникает необходимость
регулирования локального распределения энерговыделеиия, так как
в отсутствие такою регулирования в реакторе возможна пространствен-
ная нестабильность энерговыделения, при которой мощность в отдель-
.ных зонах значительно превышает допустимую величину при сохране-
нии заданной интегральной мощности реактора.
.128
Одним из способов регулирования пространственного распределе-
ния является разбиение реактора на ряд зон, мощность каждой из кото-
рых регулируется отдельным регулятором (регулирование локальной
мощности). В качестве сигнала локальной мощности может быть ис-
пользована средняя температура теплоносителя на выходе из каждой
зоны. Регулирование мощности в каждой зоне осуществляется по схе-
ме на рис. 6-2,6. Пример системы регулирования локальной мощности
приведен в § 6-8. Следует отметить, что применение такой системы тре-
бует тщательного выбора параметров настройки регуляторов, так как
нз-за взаимного влияния регуляторов через объект система может
оказаться неустойчивой даже при достаточном запасе устойчивости
каждого отдельно связанного регулятора.
Наибольшее распространение получили комбинированные схемы
регулирования пространственного распределения, сочетающие в себе
регулирование интегральной и локальной мощности. В некоторых из
комбинированных схем регулирование интегральной мощности осуще-
ствляется обычным регулятором, воздействующим на свои регулирую-
щие органы. Регулирование распределения поля осуществляется воз-
действием на компенсирующие органы по сигналам тех или иных
датчиков энерговыделения в отдельных зонах реактора вручную или
автоматически. Для автоматического воздействия часто используется
УВМ. Другим способом является подключение к регулятору одного
стержня (или группы стержней) при выдаче регуляторам интегральной
мощности сигнала «вверх» и другого стержня (или группы стержней)
при выдаче регулятором сигнала «вниз». Очевидно, что вверх должны
двигаться стержни в зонах с относительно низким потоком, а вниз —
с высоким. Выбор исполнительных органов, предназначенных для дви-
жения вверх и вниз, может быть осуществлен вручную или автомати-
чески (также часто с помощью УВМ). При применении УВМ послед-
ний способ несколько безопасней, так как при неправильных сигналах
УВМ произойдет только увеличение перекоса энерговыделения, но не
увеличение интегральной мощности реактора.
Описанные схемы могут служить для выравнивания лишь радиаль-
ных и азимутальных неравномерностей поля. Для выравнивания акси-
альных неравномерностей необходимо использование специальных регу-
лирующих органов, например «укороченных» стержней, длина которых
составляет 1/3—' Д высоты активной зоны. Перемещая такой стержень
по высоте в зону с максимальным энерговыделением, удается добиться
уменьшения аксиальной неравномерности. Управление такими стержня-
ми осуществляется независимо от регулятора интегральной мощности.
При проектировании систем регулирования мощности ядерных
реакторов уделяется большое внимание их надежности. Надежность
достигается как за счет повышения надежности устройств (применение
полупроводников, интегральных схем, бесконтактных усилителей мощ-
ности), так и введением резервирования. Одним из способов резерви-
рования является наличие двух независимых (от первичных преобразо-
вателей до исполнительных механизмов) каналов регулирования, один
из которых находится в работе, а другой в «горячем» резерве. Исправ-
ность рабочего регулятора непрерывно автоматически контролируется,
и в случае его неисправности осуществляется автоматическое переклю-
чение на резервный канал. Для «безударного» перехода, т. е. для того,
чтобы мощность реактора нс изменилась при переходе с одного регу-
лятора на другой, в резервном регуляторе осуществляется непрерывное
9—831 129
слежение его задатчика за действительным значением мощности. Конт-
роль исправности регулятора может быть активным и пассивным. При
активном контроле на вход регулирующего канала подаются периоди-
ческие кратковременные импульсы, появление которых на выходе конт-
ролируется специальным устройством; отсутствие импульсов на выходе
означает неисправность канала. Недостатком такого метода является
то, что обычно контролируется не весь тракт (в частности, затруднен
контроль исправности исполнительных механизмов). При пассивном
методе сигналом неисправности служит величина разбаланса на входе
в регулятор. При таком методе контролируется весь канал регулирова-
ния. Однако для того, чтобы сработала схема контроля, должно по-
явиться значительное возмущение, и возможна длительная работа
с неисправным каналом и некоторым отклонением мощности, не фик-
сируемым схемой контроля. Кроме того, возможны ложные срабатыва-
ния схемы контроля при больших возмущениях, когда исправно рабо-
тающий канал не успевает отработать разбаланс. Этих недостатков
лишена комбинированная схема, использующая как активный, так и
пассивный методы контроля. Ложных срабатываний при больших воз-
мущениях можно избежать, если учесть, что большие возмущения, как
правило, связаны с определенными аварийными ситуациями (отключе-
нием одной из турбин, главных циркуляционных насосов); при появле-
нии таких ситуаций можно временно (на несколько десятков секунд)
автоматически блокировать пассивную схему контроля. Вероятность
появления отказа, не контролируемого активной схемой контроля, за
такой малый промежуток времени крайне мала. Применение автомати-
ческого переключения на резервный канал позволяет при периодическом
(раз в смену или сутки) ручном опробовании схемы контроля и пере-
ключения поднять среднее время наработки на отказ системы регулиро-
вания с 103—104 ч (при одноканальном варианте) до 5-Ю4—5-Ю6 ч
(в двухканальном варианте).
Другим способом резервирования, применимым в основном при
импульсном управлении исполнительным органом,является одновремен-
ная работа нескольких (например, трех) регулирующих каналов, выход
которых объединен мажоритарной схемой (например, схемой «два из
трех»). В этом случае отказ любого из каналов не отражается на рабо-
те системы. Ремонт одного нз каналов также может быть произведен
«на ходу» (при условии исправной работы двух оставшихся). Для
успешной работы такой системы необходимо обеспечить синхронное
появление импульсов на выходе всех каналов. Поэтому при формиро-
вании закона регулирования с помощью обратной связи сигнал с выхо-
да регуляторов должен подаваться на вход только при появлении со-
ответствующих сигналов на выходе мажоритарной схемы.
В качестве примера конкретных реализаций схем рассмотрим две
модификации регуляторов мощности, разработанные ВНИИЭМ для
реакторов типа ВВЭР. На рис. 6-3,а показана схема одного канала
регулятора АРМ-4, установленного на блоках Кольской, Армянской и
некоторых других АЭС. Сигнал давления пара второго контура от мано-
метра 1 поступает в измерительный блок 2, где сравнивается с сигна-
лом заданного давления от задатчика 5. Сигнал разбаланса подается
в усилитель 7 непосредственно и через интегратор 4. Кроме того, на
усилитель 7 через логарифматор 6 поступает сигнал тока ионизацион-
ных камер 5. Наличие сигнала на выходе усилителя 7 вызывает сраба-
тывание релейного блока 8, выход которого при совпадении сигналов
130
двух независимых каналов управляет регулирующими органами реак-
тора через мажоритарную схему. В случае отклонения давления от
заданного изменение мощности реактора благодаря наличию интегра-
тора пропорционально как величине отклонения, так и интегралу от
отклонения (ПИ-закон регулирования). При равенстве действительно-
го давления заданному происходит замыкание ключа 9 и на интегра-
тор 4 подается обратная связь с выхода сумматора 7; поэтому медлен-
ные изменения тока камер компенсируются сигналом интегратора 4,
п регулятор реагирует только на быстрые изменения мощности, форми-
руя фактически сигнал по относительной скорости ее нарастания.
В случае необходимости ограничения мощности (отключения одного из
ГЦН) на усилитель 7 подается дополнительный сигнал от устройства
•ограничения мощности 11, при этом переключатель 10 отключает канал
регулирования давления, и схема начинает работать как регулятор ней-
тронного потока, понижая мощность до допустимого уровня.
Рис. 6-3. Структурные схемы регуляторов мощности реакторов ВВЭР.
а — регулятор АРМ-4; б—регулятор АРМ-5.
На рис. 6-3,6 показана схема одного канала регулятора АРМ-5,
установленного на АЭС Ловииза и намечаемого к установке на ряде
других блоков. Сигнал отклонения давления пара второго контура от
заданного формируется манометром 1, измерительным блоком 2, задат-
чиком 3 и поступает в релейный блок 8, вырабатывающий сигнал на
перемещение регулирующих органов. Одновременно на релейный блок 8
через усилитель 7 поступает сигнал от ионизационной камеры 5. Уси-
литель 7 охвачен отрицательной обратной связью через интегратор 4
и ключ 9, который размыкается при появлении сигнала («больше» или
«меньше») на выходе блока 8. Сигналы с блока 8 вместе с сигналами
других каналов поступают на мажоритарную схему. В описываемом
регуляторе также приближенно реализуется ПИ-закон регулирования
давления за счет введения обратной связи через объект и блоки 7 и 4,
выполняющие роль реального дифференциатора. При отсутствии откло-
нения давления медленный дрейф тока камер, как и в предыдущей
.схеме, не вызывает срабатывания блока 8. Разгрузка реактора при ава-
рийном отключении ГЦН осуществляется самостоятельным регу-
лятором.
6-4. РЕГУЛИРОВАНИЕ ОСНОВНЫХ АГРЕГАТОВ АЭС
Несмотря на существенную разницу в технологических схемах бло-
ков с реакторами различных типов, в них можно выделить ряд агрега-
9* 131
тов, выполняющих аналогичные функции, к системам регулирования
которых предъявляются сходные требования.
Схемы регулирования многих агрегатов АЭС (деаэраторы, РОУ,
подогреватели и т. д.) не отличаются от схем регулирования этих агре-
гатов на ТЭС, и они здесь подробно не рассматриваются.
Регулирование уровня в корпусах реакторов, барабанах-сепараторах и
парогенераторах барабанного типа
Задача регулирования уровня возникает в реакторах с кипящей
водой (канальных и корпусных), работающих по одноконтурной схеме,
и в парогенераторах барабанного типа. Схемы регулирования уровня
в реакторах и парогенераторах аналогичны схемам барабанных паро-
генераторов на органическом топливе, однако регулирование уровня
в реакторах выдвигает ряд специальных требований. Прежде всего —
это необходимость большей статической и динамической точности под-
держания уровня, вызванная опасностью нарушения циркуляции и
режима ГЦН при его понижении. Другим отличием является больший
объем пара под зеркалом испарения, приходящийся на единицу пло-
щади зеркала. В связи с этим сильнее проявляется эффект «вспуха-
ния», выражающийся в кратковременном подъеме уровня при увели-
чении мощности и снижении уровня при уменьшении (при постоянном
расходе питательной воды). Кроме того, в кипящих реакторах для уве-
личения недогрева на входе в активную зону питательная вода обычно
подается непосредственно в опускной участок контура циркуляции. По-
этому при увеличении расхода питательной воды возрастает экономай-
зерный участок активной зоны, что приводит к уменьшению паросодер-
жания и кратковременному понижению уровня; при уменьшении
расхода наблюдается его кратковременное увеличение. Эти эффекты
затрудняют динамическую настройку регуляторов уровня.
Необходимость длительных режимов разогрева, пуска и расхолажи-
вания реакторных установок делает желательным автоматическое регу-
лирование уровня и в этих режимах, существенно отличных от номиналь-
ных как по динамическим свойствам объекта, так и по технологической
схеме. На многих АЭС в барабанах-сепараторах и парогенераторах
имеется несколько параллельно работающих барабанов, сложным обра-
зом объединенных паровыми и водяными коммуникациями, что также
должно быть учтено при проектировании систем регулирования уровня.
Расчеты, проектные проработки, а также опыт эксплуатации ряда
систем показали, что обычные трехимпульсные схемы удовлетворитель-
но выполняют задачу поддержания уровня по крайней мере в нормаль-
ных эксплуатационных режимах. Пример такой схемы приведен на
рис. 6-4,о. Сигналы от расходомеров пара 5, воды 6 и уровнемера 3, из-
меряющего уровень в барабане-сепараторе /, поступают на регулятор 7,
управляющий клапаном 8. Клапан 8 установлен на питательной магист-
рали, подающей воду в циркуляционный контур 2. В барабанах-сепара-
торах усиление эффекта «вспухания» вызывает необходимость некоторо-
го увеличения коэффициентов, с которыми подаются в регулятор
сигналы расходов воды и пара, по сравнению со схемами регулирования
парогенераторов на органическом топливе. Если используемые преобра-
зователи расходов воды и пара имеют квадратичную характеристику,
то при снижении мощности, а следовательно, и расхода указанные ко-
эффициенты уменьшаются. Это, однако, не приводит к ухудшению пере-
132
ходных процессов, так как при
малых мощностях эффект «вспу-
хания» проявляется слабее.
В мощных реакторах пар из
барабана отводится не по одно-
му, а по нескольким трубопрово-
дам. Питательная вода может
также подаваться в барабан по
нескольким трубопроводам, каж-
дый из которых снабжается сво-
им регулирующим клапаном и
расходомером. В этом случае
в регулятор подаются суммар-
ные сигналы по расходу пара и
воды от всех расходомеров. В за-i
висимости от примененных тех-
нических средств и количества
расходомеров суммирование мо-
жет осуществляться либо непо-
средственно в регуляторе, либо
в отдельных сумматорах. Регуля-
тор питания может действовать
как на все клапаны одновремен-
но (с помощью синхронизирую-
щих устройств), так и на один из
клапанов (остальные устанавли-
ваются дистанционно в положе-
ния, при которых клапан, под-
ключенный к регулятору, нахо-
дится около середины своего
хода).
При наличии нескольких ба-
рабанов для одного реактора или
парогенератора раздельное регу-
лирование уровня в них часто бы-
вает нецелесообразным или даже
невозможным. Например, из со-
ображений компоновки паропро-
водов в некоторых схемах замер
расхода пара может быть осу-
ществлен только после объеди-
нения потоков от нескольких
Рис. 6-4. Схемы регулирования уровня.
а — регулирование уровня в бара бане-сепараторе
канального реактора с кипящей водой; б— регу-
лирование уровня в параллельно работающих ба-
рабанах с выравнивающими перемычками; в —
регулирование уровня в параллельно работаю-
щих барабанах с выравнивающими клапанами.
барабанов; циркуляция пароводяной смеси может быть организована
таким образом, что подача питательной воды в один из барабанов при-
водит к изменению уровня одновременно в нескольких и т. д. Эти особен-
ности исключают применение трехимпульсной схемы для каждого
барабана в отдельности, и поэтому целесообразно регулировать уровень
одновременно в объединенных таким образом барабанах, используя
суммарные сигналы расходов воды и пара. В качестве сигнала уровня
может использоваться уровень в одном из барабанов или, что предпоч-
тительней, суммарный (средний) уровень всех объединенных барабанов.
Следует подчеркнуть, что из-за разверки гидравлических характеристик
водяных и паровых коммуникаций возможны значительные (до несколь-
133
ких метров) перекосы уровня в параллельно работающих барабанах.
Для предотвращения таких перекосов между барабанами должны быть
предусмотрены перемычки по воде 14 и пару 15 (рис. 6-4.6). Сопротив-
ление этих перемычек должно выбираться достаточно малым, чтобы при
всех возможных перекосах режимов барабанов разность уровней нахо-
дилась в допустимых технологических пределах. Другим возможным
решением является установка на линиях, подводящих питательную воду
к каждому барабану, дроссельных клапанов (рис. 6-4,в). Управление ими
может производиться вручную или автоматически. В последнем случае
регулятор 7 работает по сумме импульсов от уровней. Регулятор 16 —
по сигналу разности уровнен, перемещая один из клапанов /7; второй
клапан 17 находится в своем крайнем верхнем положении. При дости-
жении работающим клапаном верхнего положения регулятор 16 авто-
матически или вручную переключается на второй клапан, который при
той же полярности сигнала разности уровней перемещается в сторону
закрытия.
В некоторых случаях, если необходима длительная работа на ма-
лых (15% и менее) мощностях, целесообразно установить специальную
систему регулирования уровня, прежде всего вследствие ухудшения
регулировочных характеристик основных питательных клапанов при
малых открытиях. Для этого прокладывается байпасная линия с уста-
новленным на ней регулирующим клапаном (12, рис. 6-4,о), пропускаю-
щим при полном открытии небольшую часть (10—25%) номинального
расхода питательной воды, и с расходомером 10, также рассчитанным
на частичный расход. Стабилизирующий регулятор 11 по сигналу от
расходомера 10 воздействует на клапан 12, поддерживая заданный рас-
ход в байпасной линии. При закрытой задвижке 9 клапан 12 определяет
расход питательной воды в парогенератор. Задание стабилизирующему
регулятору 11 устанавливается регулятором уровня 13, работающим от
уровнемера 4. Трехимпульсная схема регулирования для регуляторов
уровня в режимах малой мощности обычно не применяется, так как пар
отводится по главным паропроводам, и измерение его расхода с по-
мощью дроссельных шайб, предназначенных для работы в номинальном
режиме,, затруднительно. Кроме схемы, изображенной на рис. 6-4,о, ре-
гулирование уровня на малой мощности может производиться путем
непосредственного воздействия регулятора 13 на клапан 12. Очевидно,
что эта схема хуже отрабатывает возмущения по расходу питательной
воды, чем схема со стабилизирующим регулятором. Ввиду малой ско-
рости изменения уровня на частичной мощности достаточное качество
регулирования можно также получить при работе одного регулятора 11
с ручным периодическим воздействием на его задание.
Регулирование параметров прямоточных парогенераторов
Основной отличительной чертой парогенераторов атомных блоков
являются высокие коэффициенты конвективной теплопередачи при от-
носительно малых температурных напорах между теплоносителем и
рабочим телом. Вследствие этого их статические и динамические харак-
теристики существенно отличаются от характеристик прямоточных па-
рогенераторов, работающих на органическом топливе при больших
температурных напорах, а на некоторых поверхностях — и с радиацион-
ным теплообменом. Например, в парогенераторах АЭС температура
134
перегретого пара слабо зависит от его расхода через пароперегрева-
тель (коэффициент усиления 0,1—О,2°С/°/о и менее, в парогенераторах
на органическом топливе 1—1,5°С/о/о), с другой стороны, в парогенера-
торах АЭС наблюдается сильное влияние расхода пароводяной смеси
на температуру теплоносителя на выходе из парогенератора (1—2°С/%).
Кроме того, в парогенераторах АЭС температура перегретого пара
принципиально не может подняться много выше номинального значения,
что исключает необходимость применения пароохладителей. Указанные
особенности обусловливают различие в построении схем регулирования
парогенераторов атомных и обычных энергоблоков.
Рис. 6-5. Схемы регулирования прямоточных парогенераторов.
а — регулирование уровня в сепараторе; б— регулирование температуры пара за испарителем;
в — регулирование температуры теплоносителя на выходе из парогенератора; г — регулирование
давления пара перед турбиной.
Прямоточные парогенераторы атомных энергоблоков эксплуатиру-
ются в двух режимах: сепараторном и бессепараторном.
В сепараторном режиме (рис. 6-5,о) из испарительной части пароге-
нератора 1 выходит пароводяная смесь со значительной (до 5%) влаж-
ностью. Эта смесь сепарируется в сепараторе 3, причем влага отводится
через специальную линию, а сухой насыщенный пар поступает в паро-
перегреватель 2. Слив влаги из сепаратора обычно постоянен и опреде-
ляется открытием сливного дроссельного клапана 4. Задачей регулиро-
вания питания является обеспечение расхода влаги на выходе из
испарительной части, равного расходу влаги из сепаратора, что дости-
гается поддержанием постоянного уровня в сепараторе или (в зависи-
мости от конструкции) в его мерном сосуде. Для этого используется
трехимпульсная схема, аналогичная применяемой в барабанных паро-
генераторах.
Регулирование осуществляется регулятором уровня 9, получающим
импульсы от уровнемера 5 и расходомеров воды 6 и пара 7 и воздейст-
135
вующим на питательный клапан 8. При необходимости изменить задан-
ную влажность смеси на выходе из испарителя воздействуют на кла-
пан 4. Например, при его закрытии уровень в сепараторе повышается,
вследствие чего регулятор 9 уменьшает расход питательной воды, что
при том же количестве тепла, передаваемом в испарителе, увеличит
сухость поступающей в сепаратор пароводяной смеси. Сепараторы пря-
моточных парогенераторов имеют малую рабочую поверхность, потому
небольшие изменения расхода питательной воды вызывают существен-
ные отклонения уровня. Это приводит к необходимости иметь значитель-
ные коэффициенты усиления сигналов по воде и пару (по сравнению
с коэффициентами по уровню). При этом, однако, следует иметь в виду,
что уровень, поддерживаемый регулятором, зависит от заданного расхо-
да отсепарированной влаги, причем эта зависимость увеличивается
с ростом коэффициентов усиления сигналов пара и воды. В случае, если
неравномерность по уровню недопустима по технологическим соображе-
ниям, она может быть скорректирована путем изменения заданного
значения уровня при изменении величины открытия клапана 4.
В сепараторном режиме при заданных входных параметрах тепло-
носителя (расходе и температуре на входе в парогенератор) и расходе
влаги из сепаратора температура перегретого пара и температура тепло-
носителя на выходе из парогенератора однозначно определяются ста-
тическими характеристиками парогенератора.
В бсссепараторном режиме питательная вода целиком испаряется
внутри парогенератора. Обычно процесс испарения полностью заканчи-
вается в испарительной части, на выходе которой получается слабо
перегретый пар. В некоторых конструкциях применяемые стали таковы,
что недопустимы как высокие температуры в испарителе, так и попада-
ние влаги в пароперегреватель. В этом случае температура пара за
испарителем должна поддерживаться в жестких пределах. Если таких
ограничений не ставится, то, меняя подачу питательной воды в пароге-
нератор, можно добиваться (при постоянной входной температуре и
расходе теплоносителя) существенных изменений температуры теплоно-
сителя на выходе парогенератора при практически постоянной темпера-
туре пара. При этом соотношение длин экономайзерного, испарительно-
го >н пароперегревательного участков будет переменным. Выбор
регулируемого параметра (температура пара за испарителем или тем-
пература теплоносителя на выходе из парогенератора) зависит от режи-
ма работы блока, конструкции парогенератора, типа реактора, циркуля-
ционных насосов и многих других факторов.
В некоторых установках, работающих в регулирующем режиме, ре-
гулирование подачи питательной воды используется для поддержания
давления пара перед турбиной. В этом случае для стабилизации темпе-
ратурного режима в парогенераторе необходимо предусматривать до-
полнительные системы регулирования, воздействующие на температуру
и расход теплоносителя.
Схемы регулирования бессепараторного режима прямоточного паро-
генератора показаны на рис. 6-5,6—г. Все они включают стабилизирую-
щий регулятор расхода питательной воды 10, на задание которому дей-
ствуют (в зависимости от выбранного регулируемого параметра) регуля-
торы температуры пара за испарителем (11, рис. 6-5,6), температуры
теплоносителя на выходе из парогенератора (12, рис. 6-5,в), давления
пара перед турбиной (13, рис. 6-5,а). При регулировании температуры
пара за испарителем часто ставится задача поддержания не абсолютной
136
температуры t, а перегрева пара t—ts. В этом случае на регулятор 11,
кроме сигнала температуры 15, подается сигнал давления 16 (рис. 6-5,6).
Регулируемой величиной в этом случае будет:
(64)
где р, р0 — действительное и номинальное давления; ts — температура
насыщения.
Одним из требований, предъявляемых к системам регулирования
параметров парогенераторов, является уменьшение температурных
напряжений в переменных режимах. В прямоточных парогенераторах
наиболее опасными в этом отношении элементами являются участки
на выходе из испарителя и на входе в пароперегреватель, где происхо-
дят наибольшие изменения температуры. Для снижения скорости из-
менения температуры в этих элементах в стабилизирующий регулятор
может быть подан исчезающий импульс по температуре через диффе-
ренциатор 14 (рис. 6-5,в, г).
Следует отметить, что во всех приведенных на рис. 6-5,6 — г схемах
отсутствует импульс по расходу пара. Это связано с тем, что в отличие
от сепараторного режима расход пара в статике равен расходу пита-
тельной воды. Из-за малой емкости парогенераторов, применяемых на
АЭС, это равенство приближенно сохраняется и в динамических режи-
мах. Поэтому импульсы по воде и пару во всех режимах компенсиро-
вали бы друг друга и не способствовали бы отработке возмущений ни
по нагрузке турбины, ни по расходу питательной воды.
В установках с переменным расходом теплоносителя через паро-
генератор программа изменения параметров обычно выбирается такой,
что расходы теплоносителя и питательной воды во всех статических
режимах должны быть пропорциональными друг другу. Для быстрей-
шей обработки возмущений по расходу теплоносителя возможна пода-
ча на регулятор 10 дополнительного импульса по расходу теплоносите-
ля 17. В этом случае регулятор 10 при изменении расхода теплоноси-
теля сразу же устанавливает требуемый расход питательной воды, а
сигналы регуляторов 11—13 служат лишь для коррекции режима.
Кроме описанных схем со стабилизирующим регулятором, сущест-
вуют также схемы с непосредственным воздействием регуляторов 11,
12 или 13 на питательный клапан 8. В режимах пуска и останова, а
также в экспериментальных установках малой мощности часто приме-
няются схемы только со стабилизирующим регулятором 10, задание
которому устанавливается оператором вручную.
Как отмечалось выше, пароохладители в парогенераторах АЭС не
применяются, а влияние расхода питательной воды на температуру
острого пара мало. Поэтому регулирование перегрева острого пара
в необходимых случаях осуществляется за счет изменения температу-
ры теплоносителя на входе в парогенератор (воздействием на мощ-
ность реактора или расход теплоносителя). В тех парогенераторах,
где имеется промежуточный пароперегреватель, температура пара
промперегрева близка в силу особенностей теплообмена к температуре
острого пара и специальное регулирование пара за промперегревателем
не производится.
Необходимость работы в широком диапазоне нагрузок приводит
к значительному изменению перепада на питательном клапане как
барабанных, так и особенно прямоточных парогенераторов. Для об-
137
Легчення работы клапана на мощных блоках используется регулиро-
вание числа оборотов питательных насосов в основном с помощью
гидромуфт. Методы управления гидромуфтами аналогичны применяе-
мым на тепловых электростанциях. Число оборотов питательных турбо-
насосов может также изменяться за счет перемещения дроссельного
клапана, управляющего пропуском пара в приводную турбину.
Регулирование давления пара перед турбиной
Регулирование давления пара осуществляется путем:
изменения расхода пара на турбину;
изменения генерации пара;
сброса пара в конденсаторы и другие сбросные устройства.
Первый способ регулирования может быть применен только при
работе турбины на мощную энергосистему (частота которой практиче-
ски не зависит от мощности, вырабатываемой данной турбиной) и осу-
ществляется путем воздействия регулятора давления на синхронизатор
турбины.
Как известно, система регулирования частоты вращения турбины
является статической, т. е. каждому значению частоты вращения тур-
бины (частоты сети) соответствует свое положение регулирующих кла-
панов. Воздействуя иа синхронизатор, можно смещать характеристи-
ку зависимости положения клапанов от частоты, добиваясь таким
образом изменения расхода пара на турбину при неизменной частоте
сети. Это позволяет отрабатывать как внешние (по частоте сети), так
и внутренние (по мощности реактора) возмущения. Действительно,
если, например, увеличивается частота сети, регулятор частоты враще-
ния турбины прикрывает регулирующие клапаны, вызывая тем самым
уменьшение расхода пара на турбину и ее мощности. Отсутствие балан-
са между генерацией пара и его потреблением приведет к увеличению
давления пара перед турбиной, что заставит регулятор давления пере-
мещать синлре-дпзатор турбины в сторону, соответствующую открытию
клапанов, возвращая расход пара и мощность турбины к прежнему
значению, но уже при новой частоте. С другой стороны, например, при
увеличении мощности реактора, а следовательно, и генерации пара
будет происходить повышение давления, и регулятор давления будет
с помощью синхронизатора открывать клапаны турбины при той же
частоте системы При выборе параметров настройки регулятора давле-
ния не следует во всех случаях добиваться максимального быстродей-
ствия, так как временное изменение мощности турбины при отклонении
частоты сети облегчает работу регуляторов мощности энергосистемы,
обеспечивающих соответствие между производимой и потребляемой
в сети энергией. Однако чрезмерное уменьшение быстродействия регу-
лятора давления нежелательно, так как при этом увличпваются откло-
нения давления и, главное, возрастают возмущения, поступающие на
реактор. Выбор оптимальных требований к переходным процессам
должен производиться на основании анализа конкретных условий ра-
боты энергосистемы и конструкции блока.
Схема с воздействием регулятора давления на синхронизатор тур-
бины применяется на станциях, работающих как в базисном так и
в регулирующем режимах. В последнем случае задание регулятору
мощности реактора должно меняться в зависимости от частоты сети и
требуемой мощности блока.
138
Так как воздействие регулятора на синхронизатор турбины может
осуществляться только, если турбогенератор работает на энергосистему
в синхронном режиме, должна быть предусмотрена блокировка, отклю-
чающая регулятор давления от синхронизатора при отключении турбо-
генератора от сети. Регулирование давления при этом должно произ-
водиться другими методами (например, с помощью сброса пара, опи-
санного ниже). Этот режим подробнее рассмотрен в § 6-10. Воздействие
регулятора давления на синхронизатор также невозможно при превы-
шении максимально допустимой мощности турбогенератора, так как
при этом срабатывает ограничитель мощности турбины.
Другим способом поддержания давления, применимым только'
в регулирующем режиме работы блока, является воздействие регуля-
тора давления на задатчик мощности (или непосредственно на регули-
рующие органы) реактора. В этом случае изменение частоты сети и
связанное с ним перемещение регулирующих клапанов также приво-
дят к изменению давления, но регулятор меняет не потребление, а ге-
нерацию пара, приводя ее к новому значению, требуемому турбиной.
Крутизна характеристики, т. е. отношение изменения мощности блока
к отклонению частоты системы, определяется настройкой регулятора
частоты вращения турбины. Быстродействие регулятора давления для
облегчения работй энергосистемы должно выбираться максимально
допустимым исходя из предельных скоростей изменения мощности
реактора.
Регулирование давления путем сброса пара в специальные паро-
приемные устройства является наиболее быстродействующим способом
и широко применяется на АЭС в аварийных ситуациях (срабатывание
стопорных клапанов одной из турбин, отключение турбогенераторов
блока от сети). Обычно предусматривается несколько устройств, при-
нимающих пар в этих режимах (конденсаторы турбин, технологические
конденсаторы, барботеры), кроме того, возможен сброс пара в атмос-
феру. Нормально клапаны, управляющие сбросом пара, закрыты и
открываются либо при появлении сигнала об аварийной ситуации, либо
при повышении давления перед турбиной. С помощью этого метода
можно отрабатывать возмущения, связанные лишь со снижением по-
требления пара. Для отработки возмущений, связанных с увеличением
потребления пара при постоянной мощности реактора, необходимо
иметь постоянный сброс пара, уменьшая который можно добиться
быстрого увеличения мощности турбины. Из-за своей очевидной неэко-
номичности этот способ не нашел широкого применения на АЭС и мо-
жет быть рекомендован лишь в исключительных случаях, например
если в связи с необходимостью регулирования частоты системы к мо-
бильности АЭС предъявляются дополнительные требования, превосхо-
дящие возможности реактора. Регулирование сбросом может приме-
няться при пуске турбины, когда генерация пара временно превосхо-
дит потребление его турбиной, пли же при необходимости быстрой раз-
грузки турбины в конце кампании для предотвращения остановок реак-
тора вследствие «йодной ямы».
Система регулирования сброса должна обеспечивать:
высокое быстродействие;
возможность параллельной работы с другими системами регули-
рования давления (воздействующими на мощность турбины или реак-
тора) ;
139-
распределение пара между различными устройствами по заданно-
му закону.
Одним из способов построения системы регулирования давления
сбросом пара является установка нескольких астатических регуляторов,
каждый из которых управляет своим клапаном, изменяющим сброс
в одно из пароприемных устройств. Заданное значение давления этих
регуляторов должно быть выше значения, поддерживаемого основным
регулятором, с тем, чтобы при нормальной работе клапаны сброса были
бы закрыты. Если существует несколько устройств, которые должны
включаться в определенной последовательности, уставки управляющих
ими регуляторов различаются (регуляторы, включающиеся раньше,
имеют более низкое заданное значение давления). Разность между
уставками должна быть такой, чтобы их последовательность сохраня-
лась при возможных погрешностях датчиков и регуляторов (1,5—
3,0 кгс/см2). При большом уменьшении нагрузки сначала будет ра-
ботать основной регулятор; в случае, если повышение давления достиг-
нет уставки первого регулятора сброса (например, в конденсатор тур-
бины), он включится в работу. Дальнейшее повышение давления вызо-
вет срабатывание второго регулятора сброса (например, в барботер).
Если не считать начального периода, сброс пара через клапан второго
регулятора будет происходить только в том случае, если полностью
открытый клапан первого регулятора не может пропустить всего необ-
ходимого расхода. Недостатками такой схемы могут считаться относи-
тельно высокая уставка срабатывания последующих регуляторов и
некоторая задержка в открытии сбросных клапанов, так как они начи-
нают открываться только после того, как давление поднимается на зна-
чительную величину спустя некоторое время после сброса нагрузки.
Управление регулирующими клапанами сброса может также про-
изводиться с помощью статических регуляторов. В этом случае регу-
лятор настраивается так, чтобы относительное открытие клапана (Я)
подчинялось закону:
1
Р~Ро
tip
о
при Р>а + дА
при а<р<а+др;
при
(6-5)
где р— текущее давление; ро и Др — заданные константы.
С помощью обычных регуляторов можно получить П-закон регули-
рования путем подачи на вход измерительного блока сигналов давле-
ния и положения клапана с соответствующими коэффициентами.
Если ро превосходит номинальный уровень давления, в нормальной
работе сбросные клапаны закрыты в соответствии с характеристикой
регулятора. Однако для уменьшения отклонений давления в аварийных
ситуациях целесообразно давление ро выбирать равным (или ниже)
нормальному давлению. Для предотвращения сброса пара через при-
открытый клапан при нормальном давлении последовательно с ним
устанавливается запорная арматура с малым временем перемещения,
открывающаяся при поступлении аварийного сигнала (например, об
отключении турбины). Установка запорной арматуры исключает также
протечки, которые могут быть при полностью закрытом регулирующем
клапане.
140
Обычно расчетная производительность клапанов, осуществляющих
-сброс в конденсатор турбины, превосходит номинальную производитель-
ность конденсатных насосов, и при длительном сбросе пара возможно
переполнение конденсатора. Для предотвращения этого явления вво-
дится коррекция степени открытия клапанов по уровню в конденсато-
сборнике. Также могут вводиться блокировки по ухудшению вакуума
в конденсаторе, падению давления циркуляционной воды, отключению
циркуляционных насосов и т. д. Схемы управления сбросными клапа-
нами выполняются таким образом, что приоритет имеют сигналы, тре-
бующие меньшего открытия (или полного закрытия) клапанов.
Регулирование давления и уровня в паровых компенсаторах объема
Паровые компенсаторы объема предназначены для поддержания
нормального давления первого контура и применяются на всех совре-
менных АЭС с некипящим водяным теплоносителем. Конструктивно они
представляют собой сосуд (рис.
6-6), частично заполненный во-
дой, над которой находится па-
ровая подушка. Для подогрева
воды в компенсаторе до темпера-
туры насыщения и образования
паровой подушки установлены
электрические нагреватели 1. Во-
дяной объем компенсатора соеди-
нен линией с «горячей» ниткой,
по которой нагретый теплоноси-
тель поступает из реактора в па-
рогенератор. В стационарном ре-
жиме мощность нагревателя дол-
жна компенсировать потери теп-
ла в окружающую среду (через
изоляцию компенсатора) и в кон-
тур (через соединительную ли-
нию); для улучшения динамики
регулирования при внезапном
увеличении давления потери теп-
ла в стационарном состоянии мо-
Рис. 6-6. Схема регулирования параметров
парового компенсатора объема.
। ут быть искусственно увеличены путем подачи небольшого постоянного
расхода воды из «холодной» нитки. При изменении объема теплоноси-
теля первого контура (например, нагревании) избыточный теплоноси-
тель поступает в компенсатор, вызывая сжатие и частичную конденса-
цию пара в паровой подушке, что увеличивает давление в контуре. Для
восстановления давления регулятор 4, работающий по сигналу от ма-
нометра 5, через управляющее устройство 6 временно уменьшает мощ-
ность нагревателя с тем, чтобы потери тепла привели к конденсации
некоторого количества пара. В случае, если давление продолжает уве-
личиваться (при больших возмущениях), предусмотрен впрыск воды
из «холодной» нитки петли, по которой теплоноситель поступает из па-
рогенератора в реактор, через клапан 2, управляемый регулятором 7.
Подача воды через клапан в паровую подушку обеспечивается за счет
того, что давление в «холодной» нитке превосходит давление в «горя-
чей» на величину гидравлического сопротивления реактора. При значи-
141
тельных повышениях давления оно восстанавливается путем сброса па-
ра через клапан 3, управляемый регулятором 8, в пароприсмпое
устройство.
Изменение мощности нагревателя может осуществляться либо
плавно (с помощью автотрансформатора), либо ступенчато (переклю-
чением секций нагревателя). Применяется как астатический закон
регулирования (при плавном регулировании), так и статический (мощ-
ность нагревателя задается ступенчатой убывающей функцией давле-
ния), в последнем случае возможна некоторая неравномерность регу-
лирования давления. Настройка регуляторов 7 и 8 должна быть такой,
чтобы открытие клапана 3 происходило после открытия клапана 2.
Другим регулируемым параметром в компенсаторе объема явля-
ется уровень, используемый в качестве сигнала общего количества во-
ды в первом контуре. Регулирование осуществляется позиционным ре-
гулятором уровня 9, получающим импульс от уровнемера 10 и включа-
ющим подпиточный насос 11 (при падении уровня) или открывающим
сливной клапан 12 (при повышении уровня). Задачей регулятора явля-
ется поддержание постоянной массы воды в первом контуре, поэтому-
заданное значение уровня должно меняться в зависимости от средней
температуры теплоносителя. Для реализации этой зависимости в регу-
лятор через сумматор 13 заводятся импульсы по температуре «горя-
чих» и «холодных» ниток трубопроводов. Коэффициент передачи^
импульсов по температуре и уровню на регулятор 9 выбирается таким,,
чтобы при постоянной массе теплоносителя в контуре суммарный сиг-
нал на входе в регулятор был приблизительно, равен нулю при любой
температуре теплоносителя.
Для поддержания уровня в пусковых режимах, когда происходит
разогрев теплоносителя, применяется регулятор 14, воздействующий на
клапан слива 15. Так как задачей регулирования уровня в этих режи-
мах является поддержание постоянного объема, а не массы теплоноси-
теля, коррекция по средней температуре теплоносителя в контуре в этот
регулятор не вводится, однако для повышения точности измерения уров-
ня в широком диапазоне давления первого контура вводится коррекция
по температуре насыщения в компенсаторе объема; регулятор работает
по обычному П- пли ПИ-закону. Воздействие на клапан слива исполь-
зуется п в нормальных режимах при интенсивном борном регулирова-
нии, когда в контур подается постоянный расход борной кислоты; в этом
случае в регулятор 16, управляющий клапаном 17, заводится коррекция
по средней температуре теплоносителя.
Регулирование производительности главных циркуляционных насосов
Регулирование расхода теплоносителя через реактор применяется
в основном в реакторах с большим (150—250°С) подогревом теплоно-
сителя (с жидкометаллическими и газовыми теплоносителями). Дрос-
селирование потока в силу своей неэкономичности и трудности созда-
ния регулирующей арматуры для больших расходов и диаметров не
применяется, и регулирование осуществляется изменением числа оборо-
тов приводных электродвигателей ГЦН или с помощью направляющего
аппарата ГЦН.
Для электродвигателей ГЦН представляют интерес следующие ме-
тоды изменения числа оборотов:
142
изменение тока возбуждения коллекторных двигателей постоянного
тока;
изменение числа полюсов асинхронных двигателей;
изменение частоты питающего напряжения асинхронных двигате-
лей;
изменение тока ротора асинхронных двигателей.
Изменение тока возбуждения коллекторных двигателей постоянно-
го тока представляет собой достаточно простой способ плавного регули-
рования оборотов. Постоянный ток для привода двигателей вырабаты-
вается специальными генераторами, вращаемыми асинхронными двига-
телями. Известные недостатки этого способа — утроение количества
электрических машин и меньшая надежность коллекторных двигате-
лей по сравнению с асинхронными двигателями — ограничивают его
применение установками малой и средней мощности (такими, как
БОР-60).
Изменение числа полюсов является надежным способом изменения
оборотов, однако с его помощью нельзя получить плавное регулирова-
ние. Этот способ применяется в основном для скачкообразного сниже-
ния расхода теплоносителя при срабатывании аварийной защиты, что
позволяет уменьшить температурные напряжения в этих режимах.
Развитие техники сильноточных полупроводниковых приборов про-
будило интерес с созданию мощных статических преобразователей ча-
стоты, а также к разработке двигателей с фазным ротором, управляе-
мым асинхронно-вентильным каскадом. Как статические преобразова-
тели частоты, так и асинхронно-вентильные каскады позволяют плавно,
надежно и экономично регулировать число оборотов двигателей мощ-
ностью до нескольких мегаватт.
Регулирование производительности посредством изменения положе-
ния направляющего аппарата ГЦН получило распространение в уста-
новках с газоохлаждаемыми реакторами.
6-5. РЕГУЛИРОВАНИЕ БЛОКОВ С ВОДО-ВОДЯНЫМИ РЕАКТОРАМИ (ВВЭР)
Водо-водяные реакторы в настоящее время являются наиболее
распространенными на АЭС СССР, США и некоторых других стран.
В процессе развития этих станции, начиная с АЭС Шиппингпорт и I
блока Нововоронежской АЭС, существенно менялись как программы
изменения параметров, так и методы их реализации. Мы рассмотрим
АСР АЭС различных «поколений» с тем, чтобы показать тенденции их
развития.
Технологические схемы АЭС этого типа близки друг к другу и бы-
ли описаны в гл. 1. Во всех современных блоках с реакторами ВВЭР
расход теплоносителя первого контура постоянен (может меняться толь-
ко за счет числа включенных петель). Поэтому подогрев теплоносителя
в реакторе всегда пропорционален тепловой мощности, и для определе-
ния программы изменения параметров (в случае генерации насыщен-
ного пара) следует задать зависимость от нагрузки только одного па-
раметра. На блоках с реакторами типа ВВЭР получили распростране-
ние следующие программы регулирования (рис. 6-7):
а) с постоянной средней температурой (/ср) теплоносителя в пер-
вом контуре (I блок Нововоронежской АЭС);
б) с постоянным давлением и температурой насыщения пара
(ts) во втором контуре (III блок Нововоронежской АЭС);
143
в) компромиссная программа с умеренным изменением обоих ве-
личин (АЭС Палисейдс);
г) компромиссная программа с поддержанием постоянного давле-
ния во втором контуре при малых нагрузках и постоянной средней тем-
пературой теплоносителя первого контура при больших нагрузках (АЭС
Обригейм и Библис).
Программа с постоянной средней температурой наиболее благопри-
ятна для первого контура. По этой программе для изменения мощности
реактора требуется внести наименьшую реактивность (перемещение ре-
гулирующих стержней). Кроме того, при работе блока по этой програм-
ме объем теплоносителя первого контура постоянен, вследствие чего
Рис. 6-7. Программы регулирования блоков с реакторами ВВЭР.
в—О — программы блоков с барабанными парогенераторами (а — /cp=const: б— р2=const; в, г. д —
компромиссные программы); е — программа блока с прямоточным парогенератором.
уменьшаются требуемые размеры компенсаторов объема и облегчается
работа их систем регулирования. Недостатком этой программы явля-
ется повышение давления второго контура при сниженных мощностях.
Для программы, показанной на рис. 6-7,а, это повышение составляет
16 кгс/см2, что вызывает необходимость утяжеления оборудования вто-
рого контура При этом термический к. п. д. цикла остается низким на
всех мощностях, так как на номинальной мощности давление пара, по-
ступающего на турбину, ниже допускаемого по условиям работы второ-
го контура, а на пониженной мощности, когда давление пара велико,
к. п. д. также низок из-за значительного перепада давления на регули-
рующих клапанах. Указанные недостатки привели к тому, что, хотя эта
программа применялась на первых блоках в настоящее время она усту-
пила место более совершенным программам.
Программа с постоянным давлением второго контура, принятая
для реакторов типа ВВЭР-440, позволяет повысить к. п. д. цикла в но-
минальном режиме при той же стоимости оборудования второго конту-
144
ра. Кроме того, поскольку во втором контуре давление (и температура)
постоянны, в оборудовании контура не возникают термические напря-
жения при изменении мощности. Однако при применении этой програм-
мы для предотвращения закипания теплоносителя в первом контуре не-
обходимо повысить его давление (для программы рис. 6-7,6 на
30 кгс/см2). Кроме того, значительные изменения температуры тепло-
носителя первого контура приводят к необходимости изменять реак-
тивность на большую величину, усложняют работу системы компенсации
объема, а также при быстрой смене режима могут вызвать нежелатель-
ные температурные напряжения в первом контуре.
Стремление улучшить условия работы оборудования как первого,
так и второго контуров побудило разработать компромиссные програм-
мы. На рис. 6-7,в показан график зависимости параметров от нагруз-
ки, применяемый на ряде АЭС США. При такой программе с измене-
нием нагрузки давление второго контура меняется медленнее, чем по
программе ZCp=const (рис. 6-7,и), а средняя температура теплоносите-
ля первого контура медленнее, чем по программе с постоянным давле-
нием второго контура (рис. 6-7,6). Соответственно уменьшаются и тем-
пературные напряжения, что допускает скорость изменения нагрузки,
большую, чем при программе рис. 6-7,и и 6.
Другой тип компромиссных программ применяется на ряде АЭС
ФРГ (рис. 6-7,г, д). Из рисунка легко видеть, что предельные измене-
ния параметров при этих программах приблизительно соответствуют
программе рис. 6-7,в. Преимущество программ этого типа заключается
в некотором облегчении условий работы первого контура в наиболее
тяжелых режимах--вблизи номинальной мощности (в этих режимах
блок фактически работает по программе Zcp=const).
Все рассмотренные программы предназначены для блоков, работа-
ющих с барабанными парогенераторами, генерирующими насыщенный
пар. Их особенностью является постоянство поверхности теплообмена
и коэффициента теплопередачи в парогенераторе на всех уровнях мощ-
ности. Именно это обстоятельство вызывает необходимость увеличения
разности tcp—ts пропорционально мощности блока. В прямоточных па-
рогенераторах условия теплообмена в основных зонах — экономайзер-
ной, испарительной и пароперегревательной — существенно различны,
поэтому, меняя соотношение длин этих зон (например, путем изменения
подачи питательной воды в парогенератор), можно менять средний ко-
эффициент теплоотдачи и передавать различные количества тепла из
первого контура во второй при постоянной разности tcp—ts (рис. 6-7,е).
При этом возникает необходимость регулирования дополнительного
параметра температуры перегретого пара или температуры теплоно-
сителя первого контура на выходе из парогенератора.
Анализируя технологическую схему блоков с реакторами ВВЭР,
можно выделить группу параметров, которые не влияют непосредстве-1.-
по на мощность блока. Это—уровни в парогенераторах и компенса-
торах объема, а также давление в первом контуре. Задача регулирова-
ния этих параметров заключается в поддержании их в определенных
пределах, выход за которые может нарушить нормальный ход техноло-
гического процесса в блоке. Регулирование их осуществляется, как пра-
вило, автономными регуляторами, не связанными с системой регулиро-
вания мощности блока. При этом, очевидно, уровень в парогенераторе
должен поддерживаться расходом питательной воды, уровень в компен-
саторах объема — расходом подпиточной воды первого контура, давле-
10—831
145
нпе теплоносителя первого контура — мощностью нагревателей, рас-
ходом воды на впрыски в компенсаторы или сбросом пара из компен-
саторов (см. § 6-4).
Регулирование мощности блока, а также температуры в первом и
давления во втором контурах осуществляется воздействием на два ре-
гулирующих параметра — расход пара на турбину (положение регули-
рующих клапанов турбины) и регулирующие органы реактора. Послед-
нее воздействие может осуществляться различными способами: пере-
мещением одного, группы или всех регулирующих кассет (стержней,
кластеров); изменением концентрации бора в теплоносителе первого
контура. При этом с точки зрения воздействия на полную мощность ре-
актора все эти способы (при одинаковой внесенной реактивности) эк-
вивалентны. Однако они существенно различны, по своему действию
Рис. 6-8. Схемы регулирования блоков с реакторами ВВЭР, предназначенные для ра-
боты в регулирующем режиме.
а — программа р2=const; б— программа ^Cp=const.
на форму поля энерговыделения в реакторе. Кроме того, измене-
ние концентрации бора из-за «грубости» способа и малой скорости вы-
ведения обычно применяется для компенсации медленных изменений
реактивности в процессе кампании реактора. Текущее регулирование
мощности реакторов типа ВВЭР осуществляется за счет перемещения
регулирующих органов, причем собственно регуляторы мощности, как
правило, управляют только полной мощностью реактора. Автоматиче-
ское управление формой поля за счет избирательного управления пе-
ремещением отдельных стержней (или групп стержней) обычно осу-
ществляется с помощью УВМ и рассмотрено в гл. 10.
Для реализации выбранной программы может регулироваться дав-
ление во втором контуре или средняя температура первого контура.
Хотя принципиально возможно использование других параметров (на-
пример, выходной температуры теплоносителя), такие схемы не получи-
ли распространения.
На рис. 6-8 показаны схемы регулирования мощности блоков, пред-
назначенные для работы в регулирующем режиме. На рис. 6-8,а пока-
зана схема, в которой в качестве регулируемого параметра использу-
ется давление пара второго контура, а на рис. 6-8,6 — температура теп-
лоносителя первого контура.
В обеих схемах для управления мощностью реактора применен
каскадный регулятор 2, получающий импульс от ионизационной каме-
ры 1 и воздействующий на приводы регулирующих стержней 3. Задат-
146
чик 4 регулятора 2 управляется регуляторами средней температуры
теплоносителя первого контура 8 или давления пара второго контура 5.
Для приведения в соответствие электрической мощности, вырабатыва-
емой блоком, и мощности, требуемой энергосистемой, используется ре-
гулятор скорости турбины 12, перемещающий регулирующие клапаны
турбины 13 при отклонении частоты от номинального значения. Работа
схем протекает следующим образом. При изменении, например увели-
чении, частоты в энергосистеме клапаны турбины прикрываются, что
вызывает подъем давления второго контура. В схеме рис. 6-8,а изме-
нение давления воспринимается манометром 6 и регулятором давления
5, изменяющим задание регулятору нейтронного потока 2. Последний
перемещает регулирующие органы реактора так, чтобы его мощность-
снизилась. При этом выходная, а следовательно, и средняя темпера-
тура теплоносителя первого контура снижаются, перепад температур-
между первым и вторым контуром уменьшается, что вызывает умень-
шение генерации пара, и давление возвращается к прежнему уровню
при новом положении регулирующих клапанов.
В некоторых схемах регулирования для улучшения динамики пере-
ходных процессов на регулятор 2 заводится импульс по расходу пара
на турбину от расходомера 14, что позволяет при изменении мощности
турбины сразу устанавливать величину нейтронного потока реактора,
приблизительно равную требуемой. Точное приведение в соответствие
мощности реактора и турбины осуществляется за счет наличия интег-
ральной составляющей в законе регулирования регулятора давления 5.
В схеме рис. 6-8,6 повышение давления пара второго контура при-
водит к увеличению средней температуры теплоносителя первого кон-
тура, что воспринимается термометрами 9 и регулятором 8. Регулятор-
8 уменьшает мощность реактора, снижая температуру теплоносителя
на выходе из реактора и возвращая таким образом среднюю температу-
ру первого контура к прежнему значению. Уменьшение температурного
перепада между первым и вторым контурами обеспечивается в уста-
новившемся состоянии за счет того, что увеличивается давление вто-
рого контура.
Описанные схемы обеспечивают статическое регулирование частоты
сети.
Изменение заданной температуры (или давления) производится пе-
ремещением задатчиков 7, 10. Изменение мощности, которая вырабаты-
вается блоком при номинальной частоте сети, производится перемеще-
нием синхронизатора турбины 11.
На рис. 6-9 показаны схемы регулирования, предназначенные для
работы по тем же программам, но в базисном режиме, в котором мощ-
ность блока (в статике) постоянна и не зависит от отклонений частоты
сети. На рис. 6-9,а показана схема, реализующая программу p2=const,
а на рис. 6-9,6 — схема, реализующая программу Zcp=const. Отличие их
от соответствующих схем рис. 6-8 заключается в том, что регулятор
давления 5 или температуры 8 действует не на мощность реактора, а на
расход пара на турбину путем перемещения синхронизатора 11. При
использовании такой схемы возмущения по частоте сети также приво-
дят к перемещению клапанов турбины 13 за счет работы регулятора
скорости 12, что вызывает изменение давления второго контура. В схе-
ме рис. 6-9,а отклонение давления воспринимается регулятором давле-
ния 5, который, воздействуя на синхронизатор 11, перемещает клапаны
в прежнее положение, что приводит к стабилизации давления на преж-
1 о* 147
нем уровне. В схеме рис. 6-9,6 изменение давления второго контура
приводит к изменению средней температуры первого контура, что вы-
зывает реакцию регулятора 8. При этом мощность реактора остается
неизменной. Электрическая мощность генератора в первый момент
после нанесения возмущения несколько изменяется (за счет аккумули-
рующей способности блока), а затем возвращается к прежнему уровню.
Изменение заданной мощности блока производится воздействием на за-
датчик 4, а заданного давления (или заданной температуры)—на за-
датчики 7 или 10.
Рис. 6-9. Схемы регулирования блоков с реакторами ВВЭР, предназначенные для ра-
боты в базисном режиме.
а —программа P2=const; б — программа fcp=const.
Описанные схемы представляют собой наиболее простые варианты
схем регулирования, разработанные и применявшиеся в основном на
ранних стадиях развития АЭС с реакторами ВВЭР и реализующие
«чистые» программы регулирования (Ар—const или p2=const). Даль-
нейшее развитие этих систем шло по следующим направлениям:
использование сложных импульсов (комбинации Ар и р2) Для воз-
можности осуществления компромиссных программ;
исключение регулирования плотности нейтронного потока с непо-
средственным воздействием на регулирующие стержни реактора по
сигналам давления или температуры;
использование сигналов по мощности генератора или частоте сети
для улучшения динамики переходных процессов или возможности осу-
ществления астатического регулирования частоты.
В качестве иллюстрации рассмотрим схему регулирования, приме-
ненную на ряде АЭС ФРГ (Обригейм, Штаде, Библис) и изображен-
ную на рис. 6-10щ. Система имеет регулятор средней температуры 8,
работающий от термометров 9 и непосредственно воздействующий иа
приводы регулирующих стержней 3. Изменения давления пара во вто-
ром контуре воспринимаются манометром 6 и через регулятор 5 с по-
мощью задатчика 10 меняют заданное значение средней температуры,
поддерживаемое регулятором 8, а следовательно, и мощность реактора
таким образом, чтобы восстановить прежнее значение давления. С точ-
ки зрения статики регулирования система при этом работает аналогично
системе, изображенной на рис. 6-8,а, поддерживая постоянное давление
пара второго контура. Однако задатчик 10 имеет ограничение, благо-
даря которому воздействие по давлению передается только при малых
значениях мощности. Начиная с некоторой мощности, регулятор 8 под-
держивает постоянную среднюю температуру, т. е. регулятор давле-
М8
пня 5 фактически выключается из работы, и схема работает аналогич-
но изображенной на рис. 6-8,6 (выбор непосредственной или каскад-
ной схемы регулирования средней температуры оказывает влияние лишь
на динамику переходных процессов). Таким образом, при малых мощ-
ностях система поддерживает p2=const, а на больших — Ap=const, осу-
ществляя компромиссную программу (рис. 6-7,г). Заданное значение
давления второго контура устанавливается задатчиком 7.
Рис. 6-10. Схемы регулирования блоков АЭС, пред-
назначенные для работы по компромиссным про-
граммам в режиме астатического регулирования ча-
стоты.
а — схема, реализующая программу рис. 6-7.г; б — схема,
реализующая программу рис. 6-7,в.
Другой особенностью
системы является нали-
чие регулятора мощности
блока 14, который полу-
чает импульс по мощно-
сти блока, а также им-
пульс заданной мощности
от регулятора мощности
энергосистемы 15 и в слу-
чае их несовпадения пе-
ремещает клапаны турби-
ны 13 с помощью синхро-
низатора 11 и регулятора
скорости 12, приводя
мощность турбогенерато-
ра в соответствие с тре-
бованиями сети, что по-
зволяет осуществлять как
статическое, так и аста-
тическое регулирование
частоты.
Для работы по ком-
промиссной программе,
показанной на рис. 6-7,в,
может быть использована
схема рис. 6-10,6, анало-
гичная схеме рис. 6-8,6, но
отличающаяся тем, что за-
данное значение темпера-
туры, поддерживаемое регулятором 8 и устанавливаемое задатчиком 10,
меняется при изменении мощности блока. Регулятор 8 через задатчик 4
устанавливает задание регулятору плотности нейтронного потока 2,
работающему по сигналу от ионизационных камер 1. Так, в частности,
выполнена схема регулирования АЭС Палисейдс в США, в которой
в качестве пропорционального мощности сигнала использовано давле-
ние 6 за регулирующей ступенью турбины (могут быть также использо-
ваны другие параметры: активная мощность генератора или расход
пара на турбину). В схеме рис. 6-10,6 (как и в схеме рис. 6-10,а) име-
ется регулятор мощности блока 14.
В некоторых схемах регулирования для уменьшения колебаний дав-
ления теплоносителя первого контура в регулятор мощности заводится
дополнительный импульс по производной давления через дифференциа-
тор 16 (рис. 6-10,6).
На рис. 6-11 показана схема многофункциональной системы регу-
лирования блока ВВЭР-440 АЭС Ловииза. Система разработана специ-
алистами СССР совместно с фирмами «Иматран Войма» (Финляндия)
149
и «Сименс АГ» (ФРГ). По условиям энергосистемы Финляндии блок
предназначен регулировать график нагрузки путем изменения мощ-
ности в диапазоне от 50 до 100% со скоростью до 2%/мин, а также для
участия в регулировании частоты и перетоков активной мощности путем
быстрого изменения электрической мощности до 5% номинальной со
скоростью до 20%/мин. Для блока принята программа p2=const, кото-
рая в нормальных режи-
мах осуществляется ре-
гулятором 2 типа АРМ
(см. § 6-3), работающим
по статическому сигналу
от манометра 6 и исче-
зающему сигналу от иони-
зационных камер /, воз-
действующим на приводы
регулирующих стержней
3. Регулятор 2 может так-
же поддерживать (при
отключенном сигнале по
давлению) постоянную-
плотность нейтронного
потока; переключение с
режима на режим осуще-
ствляется вручную опера-
Рис. 6-11. Схема регулирования блока ВВЭР-440
АЭС Ловииза.
тором.
Мощность блока устанавливается регулятором 9, получающим за-
дание от регулятора мощности сети 10 и распределяющим нагрузку
между турбогенераторами блока с учетом относительных приростов
расхода теплоты и имеющихся ограничений мощности блока и скорости
ее изменения. Сигнал ограничения мощности вырабатывается устройст-
вом //на основании данных о числе работающих турбин, питательных
и главных циркуляционных насосов. Сигнал заданной мощности турбо-
генератора р3 поступает из регулятора 9 на электрогидравлическую си-
стему регулирования турбины (ЭГСР) 12, в которой путем сравнения
заданной р3 и действительной мощностей турбогенератора вырабаты-
вается сигнал рассогласования, управляющий гидравлической системой
регулирования 7 положения клапанов 8. Кроме того, в функцию систе-
мы 12 входит ограничение мощности турбины по сигналам ручного
задатчика, давления в камере регулирующей ступени, технологических
защит и других параметров. Быстрое регулирование частоты осуществ-
ляется частотным корректором 13, изменяющим заданную мощность
турбогенератора в зависимости от отклонения частоты сети; корректор
представляет собой статическое звено с регулируемыми зонами нечув-
ствительности и насыщения.
Регулятор 5 поддерживает давление пара во втором контуре пу-
тем воздействия на ЭГСР и включается при работе регулятора 2 в ре-
жиме поддержания постоянной плотности потока нейтронов, при сра-
батывании защитных систем реактора, а также обеспечивает автомати-
ческую разгрузку турбины при снижении давления ниже 40—42 кгс/см2.
При аварийных повышениях давления включается регулятор макси-
мального давления 4, управляющий пропуском пара в конденсатор тур-
бины; открытие клапана пропорционально отклонению давления
[р0=48 кгс/см2, Ар=4 кгс/см2, см. уравнение (6-5)], время его полного-
150
открытия 3,5 с. Пропуск пара в конденсатор используется также в пус-
ковых и некоторых других режимах.
6-6. РЕГУЛИРОВАНИЕ БЛОКОВ С РЕАКТОРАМИ КАНАЛЬНОГО ТИПА,
ОХЛАЖДАЕМЫМИ КИПЯЩЕЙ ВОДОЙ
Опыт пуска и эксплуатации головных блоков этого типа на Бело-
ярской, Ленинградской и Билибинской АЭС показал их конкурентоспо-
собность для станций как очень большой, так и малой мощности.
В СССР строятся и проектируются канальные реакторы с графитовым
замедлителем. Их ядерно-фпзические и теплофизическпе характеристи-
ки существенно отличаются от характеристик корпусных реакторов,
охлаждаемых кипящей водой, что предъявляет специфические требова-
ния к построению их схем управления и регулирования. В частности,
канальные реакторы, как правило, обладают меньшим саморегулирова-
нием. В некоторых случаях они могут обладать положительным паро-
вым коэффициентом реактивности (т. е. при возрастании паросодержа-
ния их реактивность увеличивается). В силу этого схемы, использующие
свойства саморегулирования и получившие большое распространение
на блоках с корпусными реакторами, не применяются для канальных
кипящих реакторов. Кроме того, в больших реакторах уран-графитового
типа уделяется значительное внимание выравниванию полей энерговы-
деления в реакторе, так как (из-за больших размеров) в них возможна
пространственная неустойчивость.
В силу этих соображений для регулирования мощности реакторов
рассматриваемого типа обычно применяется регулятор средней мощ-
ности, работающий по импульсу от одной или нескольких ионизацион-
ных камер и воздействующий на группу регулирующих стержней. Кроме
регулирующих стержней, предназначенных для поддержания сред-
ней мощности, имеется группа стержней, воздействием на которые обес-
печивается подавление аксиальных, азимутальных и радиальных пере-
косов энерговыделеипя. Изменение средней мощности реактора, а сле-
довательно, и блока осуществляется воздействием на задатчик регу-
лятора средней мощности.
К регулированию уровня в барабанах-сепараторах канальных реак-
торов предъявляются достаточно жесткие требования. Наибольшее
распространение получили трехпмпульсные схемы регулирования уров-
ня (см. § 6-4).
Важным регулируемым параметром энергоблоков этого типа явля-
ется давление пара в паровом контуре, так как от стабильности его
поддержания зависит нормальная работа турбины и циркуляционного
контура реактора.
Рассмотрим вначале схемы регулирования блоков, работающих на
насыщенном паре. Эти схемы различаются между собой в зависимости
от режима работы блока в энергосистеме.
Система регулирования, предназначенная для блоков, работающих
в базисном режиме, показана на рис. 6-12,а. Средняя мощность реак-
тора поддерживается регулятором 3, работающим от ионизационных
камер 1 и воздействующим на регулирующие стержни 2. Изменение
мощности реактора производится путем ручного воздействия на задат-
чик мощности 4.
Давление в пароводяном контуре поддерживается регулятором 5,
получающим импульс по давлению в барабане-сепараторе и воздейст-
151
вующим на синхронизатор регулятора скорости турбины 6. Уровень
в барабане регулируется трехимпульсным регулятором уровня 7 (в слу-
чае, если имеются два независимых барабана или две системы бараба-
нов, уровень в них регулируется самостоятельными регуляторами пита-
ния)
На рис. 6-12,6 показана схема регулирования, позволяющая осу-
ществить статическое (первичное) регулирование частоты системы.
Рис. 6-12. Схемы регулирования энергоблоков с реакторами канального типа без пере-
грева пара.
а — схема, предназначенная для работы в базисном режиме: б — схема, предназначенная для ста-
тического регулирования частоты: в — схема, предназначенная для астатического регулирования
частоты путем воздействия на турбину: г — схема, предназначенная для астатического регулиро-
вания частоты путем воздействия на реактор.
Регулирование мощности реактора регулятором 3 и уровня — регу-
лятором 7 осуществляется аналогично рис. 6-12.а. Отклонение частоты
системы воспринимается регулятором скорости турбины 6, перемещаю-
щим регулирующие клапаны, что вызывает изменение давления в па-
роводяном контуре. Регулятор давления 5 воздействует на задатчик
мощности реактора, приводя в соответствие действительную и задан-
ную мощности реактора. Особенностью рассматриваемой схемы регули-
рования давления является наличие двух регуляторов. Один из них
действует на электромеханический задатчик 4 регулятора нейтронной
мощности. Как известно, максимальная скорость таких задатчиков
обычно выбирается достаточно малой (0,1 — 1 % /с) из соображений
152
безопасности. В то же время конструкция реактора и требования ядер-
ноп безопасности допускают небольшие изменения мощности со ско-
ростью, большей, чем максимальная скорость изменения выходного сиг-
нала электромеханического задатчика. Чтобы использовать эту возмож-
ность, параллельно основному регулятору давления 5 установлен до-
полнительный регулятор 8, выходной сигнал которого пропорционален
отклонению давления. Этот сигнал подается непосредственно на эле-
мент сравнения регулятора 3 и сразу меняет заданное значение мощ-
ности. Для повышения безопасности работы схемы сигнал от регуля-
тора давления ограничен по своей величине. Быстрое регулирование
пропорциональным регулятором 8 осуществляется с остаточной нерав-
номерностью. Эта неравномерность постепенно ликвидируется за счет
работы пропорционально-интегрального регулятора 5, перемещающего
задатчик 4. Таким образом, в статическом режиме р=рз, и сигнал па
выходе пропорционального регулятора 8 равен нулю.
В случае необходимости участия блока во вторичном (астатиче-
ском) регулировании частоты может быть применена одна из схем, изо-
браженных на рис. 6-12,в, г.
На рис. 6-12,в изображена схема с воздействием регулятора часто-
ты системы па турбину. Регулирование мощности реактора, давления
и уровня в барабане осуществляется аналогично рис. 6-11,6. Для осу-
ществления регулирования частоты в схему поступает сигнал фактиче-
ской мощности генератора рд от преобразователя 9. Регулятор мощно-
сти системы 10 на основании сигнала частоты системы f вырабатывает
сигнал заданной мощности р3. Для астатического регулирования часто-
ты регулятор 10 должен иметь интегральную составляющую. В случае
наличия только пропорциональной составляющей осуществляется ста-
тическое регулирование частоты аналогично схеме рис. 6-12,6. Разба-
ланс заданной и фактической мощностей воспринимается регулятором
мощности блока 11, который перемещает синхронизатор турбины до
полной ликвидации разбаланса. Для уменьшения отклонения давления
в переходном процессе с регулятора 11 на регулятор 3 может быть по-
дан опережающий импульс через дифференциатор 12, благодаря кото-
ром) мощность реактора начинает изменяться до появления значитель-
ных отклонений давления пара перед турбиной.
На рис. 6-12,г показана схема регулирования мощности путем воз-
действия на реактор. Схема аналогична рис. 6-12,в и отличается от нее
лишь тем, что регулятор 11 воздействует не на синхронизатор, а на ре-
гулятор 3. Положение синхронизатора турбины устанавливается регу-
лятором давления 5. Опережающий импульс от регулятора 11 подается
на регулятор давления 5.
Статические характеристики обеих схем рис. 6-12,в и г одинаковы.
Схема рис. 6-12,г обеспечивает в динамике более точное поддержание
давления. Однако при этом затягивается регулирование частоты, так
как меньше, чем в схеме рис. 6-12,г, используется аккумулирующая
способность парового контура. Кроме того, схема рис. 6-12,г позволяет
легче перейти от регулирующего режима к базисному, так как для это-
го достаточно отключить воздействие регулятора 11 на регуляторы
3 и 5.
Среди канальных реакторов с кипящей водой несколько особое
место занимают блоки с ядерным перегревом пара (1 и II блоки Бело-
ярской АЭС), так как в них, помимо испарительных каналов, сущест-
вуют пароперегревательные каналы, а следовательно, в таких реакто-
153
pax необходимо регулировать также температуру пара. Схема, осу-
ществляющая регулирование основных параметров I блока Белоярской
АЭС, показана на рис. 6-13.
Основные принципы построения этой схемы аналогичны схемам
блоков с канальными реакторами, генерирующими насыщенный пар.
Так как пар, перегреваемый в реакторе и направляющийся в турбин»,
Рис. 6-13. Схема регулирования двухконтурного бло-
ка с ядерным перегревом пара (I блок Белоярской
АЭС).
3, получающим импульс от ионизационных
генерируется не в испари-
тельных каналах, а в па-
рогенераторе (двухкон-
турная схема), необходи-
мо поддерживать уровень
в парогенераторе, что и
выполняется трехпмпуль-
сным регулятором уровня
7. Потери теплоносителя
замкнутого первого кон-
тура незначительны, и для
регулирования количества
теплоносителя в первом
контуре регуляторы не
установлены. Плотность
нейтронного потока ре-
гулируется регулятором
камер 1 и перемещающим
регулирующие стержни 2. Давление второго контура поддерживается
регулятором 5, воздействующим на задатчик 4 регулятора 3 (регули-
рующий режим). Возможна также работа при воздействии этого регу-
лятора на положение синхронизатора 6 турбины (базисный режим).
Давление первого контура не регулируется, так как при заданной
мощности реактора оно однозначно определяется давлением второго-
контура и требуемым для передачи тепла температурным напором. Ре-
гулятор температуры перегретого пара 8 воздействует на его пропуск
в теплообменник регулирования температуры питательной воды 9, что-
при той же мощности реактора приводит к изменению генерации насы-
щенного пара в испарительных каналах 10, а следовательно, и его по-
догрева в пароперегревательных каналах 11.
6-7. РЕГУЛИРОВАНИЕ БЛОКОВ С КОРПУСНЫМИ РЕАКТОРАМИ,
ОХЛАЖДАЕМЫМИ КИПЯЩЕЙ ВОДОЙ
В реакторах типа ВК кипение замедлителя в активной зоне приводит к сущест-
венной зависимости реактивности от мощности, что обусловливает специфику динами-
ческих характеристик этих реакторов. Корпусные реакторы имеют значительное само-
выравнивание (их мощность слабо меняется при воздействии внешних возмущений), но
в то же время склонны к нестабильности, что проявляется, в частности, в высоком
уровне шумов нейтронного потока. В .силу этого в большинстве существующих схем
отсутствуют регуляторы плотности нейтронного потока, и основным регулируемым
параметром является давление.
Изменение мощности реактора, как правило, осуществляется путем перемещения
регулирующих стержней (кассет) реактора. В реакторах, имеющих принудительную
циркуляцию теплоносителя, увеличение мощности может быть достигнуто за счет
увеличения расхода циркуляционной воды (при этом уменьшается паросодержание,
а следовательно, и возрастает реактивность). Однако и в этих реакторах регулирую-
щие стержни необходимы для компенсации выгорания, управления в режимах пуска
и останова реактора, а также для создания необходимой подкритичности при пере-
154
грузках. Возможны схемы с комбинированным воздействием, в которых медленные
колебания нагрузки снимаются регулирующими стержнями, а быстрые — изменением
скорости циркуляции.
При постоянном давлении температура элементов блока, лимитирующих его мо-
бильность (корпус, фланцы, трубопроводы и т. д.), практически не зависит от мощ-
ности, что обеспечивает высокую скорость изменения мощности (до 40%/мин). Это
позволяет применять его для регулирования частоты даже при неблагоприятных харак-
теристиках энергосистемы.
В СССР на реакторе ВК-50 накоплен значительный опыт управления корпусным
кипящим реактором. Реактор строился как опытно-промышленный, поэтому па нем
предусматривался целый ряд экспери-
ментальных систем (в частности, авто-
матический регулятор плотности ней-
тронного потока), от которых было ре-
шено отказаться в процессе эксплуата-
ции установки. На рис. 6-14 показана
схема регулирования, выбранная на
основании как предварительных про-
ектных и расчетных проработок, так и
опыта эксплуатации блока.
При работе блока в регулирующем
режиме давление поддерживается воз-
действием на регулирующие кассеты ре-
актора 1 с помощью регулятора 2. а ре-
гулятор 3 отключен. В базисном режиме
регулятор 2 отключается, а давление
регулируется воздействием регулятора 3
на синхронизатор турбины 4. Кроме то-
го, большое самовыравнивание, прису-
щее реакторам этого типа, позволяет
достаточно эффективно работать и без
автоматического поддержания давления.
Уровень в реакторе поддерживает-
ся трехнмпульсным регулятором пита-
ния 5.
Длительная эксплуатация системы
показала ее высокую надежность не
только в базисном, но и в регулирую-
щих режимах, в том числе в изолиро-
ванной энергосистеме. Для этого прово-
Рис. 6-14. Схема регулирования реактора
ВК-50.
дились специальные эксперименты с от-
ключением энергосистемы, па которую Рис. 6-15. Схема регулирования блока АЭС
работали блок ВК-50 и еще несколько Ойстер-Крнк.
генераторов, от других систем. При от-
ключении одного из этих генераторов
система регулирования реактора ВК-50 достаточно быстро поднимала электрическую
мощность блока, не допуская значительных отклонений частоты системы.
На рис. 6-15 приведена схема регулирования давления и мощности АЭС Ойстер-
'Крик. В этой схеме регулирование осуществляется воздействием на регулятор оборотов
главных циркуляционных насосов 1 главного регулятора 2, получающего импульсы
по частоте системы f и мощности блока Р. Давление в контуре поддерживается регу-
лятором 3, воздействующим на синхронизатор турбины 4. Для уменьшения отклоне-
ний давления при изменении мощности применена опережающая динамическая связь 5,
благодаря которой клапаны начинают перемещаться еще до заметного изменения
давления. При воздействии на привод циркуляционных насосов обычно удается осу-
ществить изменение циркуляции в диапазоне 60—100%, что дает возможность менять
мощность приблизительно на 30% Более глубокие изменения мощности достигаются
путем дистанционного перемещения регулирующих стержней 6 с относительно неболь-
шой скоростью. Такое перемещение может быть осуществлено, например, в соответствии
с заранее известным диспетчерским графиком в те периоды суток, когда ожидается
изменение требуемой мощности.
Регулирование двухконтурных блоков с корпусными реакторами, охлаждаемыми
кипящей водой, имеет некоторые особенности. Прежде всего у блоков этого типа
встает вопрос о выборе программы регулирования, так как возможны программы
с постоянным давлением в первом pi пли втором ра контуре, а также компромиссные
программы. Соответственно этому основным импульсом для регулирования давления
155
может быть выбрано как pi, так и р2. Каждая из этих схем имеет свои преимущества.
В частности, регулирование р2 создает лучшие условия для работы турбины и обору-
дования второго контура, а также обладает лучшими динамическими характеристика-
ми при отработке возмущений, идущих со стороны сети. Регулирование pi обеспечи-
вает постоянство температуры первого контура при любой мощности в энергетическом
диапазоне, а также способствует более быстрой отработке внутренних возмущений
реактора.
По сравнению с блоками с реакторами ВВЭР различие в программах pi = const
и p2=,const с точки зрения статики работы
Рис. 6-16. Программы регулирования двух-
контурных блоков с корпусными реактора-
ми, охлаждаемыми кипящей водой.
а — P2=const; б — = const.
блока меньше, так как из-за высокого ко-
эффициента теплопередачи в парогене-
раторе перепады температур между пер-
вым и вторым контуром невелики
(рис. 6-16,0, б).
Первый контур двухконтурных бло-
ков представляет собой замкнутую си-
стему, потери воды из которой в про-
цессе нормальной эксплуатации очень
малы. Поэтому уровень в реакторе не
регулируется. Однако следует иметь
<в виду, что конструкция первого конту-
ра должна быть выбрана таким обра-
зом, чтобы колебания уровня в реакторе
при различных мощностях, происходящие
из-за изменения паросодержания в ак-
тивной зоне и сопротивления опускных
участков, лежали в допустимых техно-
логических пределах.
На рис. 6-17 показаны варианты схем регулирования двухконтурных установок,
предназначенные для базисного режима.
В обеих схемах мощность блока меняется путем дистанционного воздействия на
регулирующие стержни реактора 1. Уровень воды второго контура в парогенераторе
регулируется трехимпульсной схемой 4. При поддержании р2 регулятор давления 2
получает импульс по давлению пара второго контура и воздействует на синхрониза-
Рпс. 6-17. Схемы регулирования двухконтурных блоков с кипящими корпусными реак-
торами, предназначенные для работы в базисном режиме.
а — программа р2—const; б— программа pi=const.
тор турбины 3 (рис. 6-17,а). При поддержании pi регулятор 2 получает импульс по
давлению в первом контуре и также воздействует на синхронизатор 3 (рис. 6-17,6).
Для ускорения отработки возмущений по частоте системы, проявляющихся в переме-
щении клапанов турбины, в регулятор 2 может быть заведен опережающий импульс по
давлению второго контура через дифференциатор 5. Установка дифференциатора сиг-
нала давления первого контура в схеме рис. 6-17,а нецелесообразна, так как быстрые
изменения мощности реактора практически исключены.
На рис. 6-18 показаны схемы регулирования двухконтурной установки, предназна-
ченные для работы в регулирующем (статическом) режиме (рис. 6-18,а по программе-
156
p2=const, рис. 6-18,6 — по программе pi=const). В обеих схемах регулятор давле-
ния 2 воздействует на приводы регулирующих стержней реактора 1. Для улучшения
устойчивости контура регулирования давления (в схеме рис. 6-18,а) или ускорения
отработки возмущения по частоте (в схеме рис. 6-18,6) заводится исчезающий импульс
через дифференциатор 5. Изменение мощности блока осущес гвляется воздействием на
синхронизатор 3. Работа регулятора питания 4 аналогична рис. 6-17.
Рис. 6-18. Схемы регулирования двухконтурных блоков с кипящими корпусными реак-
торами, предназначенные для работы в регулирующем режиме.
а — программа p2=const; б — программа pi=const.
6-8. РЕГУЛИРОВАНИЕ БЛОКОВ С ГАЗОГРАФИТОВЫМИ РЕАКТОРАМИ
Реакторы этого типа, в которых в качестве замедлителя используется графит,
а охлаждение производится газом, нашли широкое применение в энергетике Велико-
британии и в настоящее время вырабатывают значительную долю всей производимой
там электроэнергии. Хотя в СССР строительство энергетических реакторов этого типа
не планируется, рассмотрение методов управления ими представляет некоторый инте-
рес, так как здесь накоплен значительный опыт, который может быть использован
и при создании систем управлений блоками других типов (в частности, с прямоточны-
ми парогенераторами, генерирующими пар высоких параметров).
Основными технологическими особенностями блоков этого типа, определяющими
структуру их систем регулирования, следует считать:
значительные размеры реактора и возможность появления пространственной не-
стабильности;
высокий уровень температуры теплоносителя первого контура;
регулируемый расход теплоносителя первого контура;
применение прямоточных парогенераторов;
наличие перегрева пара и в некоторых случаях вторичного перегрева;
необходимость участия (из-за большого удельного веса в энергосистеме) в регу-
лировании частоты и мощности.
Программы изменения параметров таких блоков строятся с учетом необходимости
поддержания температуры перегретого пара в широком диапазоне нагрузок (рис. 6-19).
Для этого заданное значение температуры теплоносителя на выходе из реактора /вых
либо слабо растет с ростом нагрузки (с тем, чтобы обеспечить постоянство темпера-
туры перегретого пара tae, рис. 6-19.6), либо в более простых схемах /ВЫх поддержи-
вается постоянной (при этом температура перегретого пара несколько снижается
с ростом мощности, рис. 6-19,а). Расход питательной воды GB при заданной по техно-
логическим соображениям энтальпии рабочего тела на входе и выходе парогенератора
не может выбираться произвольно и обычно приблизительно пропорционален мощности.
Температура на входе в реактор /вх может быть задана в известных пределах
произвольно. При выборе ZBX = const (рис. 6-19,а) зависимость расхода газа Gr or
мощности является линейной. В некоторых случаях выгодно принять более сложный
закон изменения /,1Х. Закон изменения /вх. показанный на рис. 6-19,6, выбран, чтобы
157
Рис. 6-19. Программы регулирования бло-
ков с газографитовыми реакторами.
а — постоянная температура газа на выходе реак-
тора tflBbIX=const); б — постоянная температура
перегретого пара (fne=const).
обеспечить равенство температуры пере-
грева свежего (/Пе) и промежуточного
пара (/Пп) во всем энергетическом диа-
пазоне режимов.
Для обеспечения равномерного по-
догрева теплоносителя в различных ка-
налах реактора весь реактор разбива-
ется на ряд пространственных зон (до
16), каждая из которых снабжается сво-
им регулятором, получающим импульс
по средней температуре газа, выходяще-
го из данной зоны; регуляторы воздей-
ствуют на регулирующий стержень, рас-
положенный внутри соответствующей
зоны. Задание регуляторам температу-
ры может быть постоянным (при реали-
зации программы рис. 6-19,а) или ме-
няться по корректирующему сигналу ре-
гулятора температуры перегретого пара
(при реализации программы -рис. 6-19,6).
Варианты схем регулирования показаны на рис. 6-20. Схема рис, 6-20,а осуществ-
ляет программу рис. 6-19,а. Регуляторы 1 поддерживают температуру газа на выходе
из каждой зоны. Регулятор 2— давление пара перед турбиной воздействием на син-
хронизатор регулятора скорости 3. Температура газа на входе в реактор регулируется
регулятором 6, воздействующим на регулятор питания 5. Изменение мощности блока
производится регулятором мощности S, меняющим задание регулятору расхода тепло-
носителя 7 в зависимости от частоты системы f.
Рис. 6-20. Схемы регулирова-
ния блоков с газографитовыми
реакторами.
а — схема, реализующая програм-
му ^[Вых=СОП5^ б —схема, под-
держивающая давление пара рас-
ходом питательной воды (програм-
ма ^BI}IX=const); в — координиро-
ванная схема, реализующая про-
грамму /пе=const.
158
На рис, 6-20,6 показана схема, предназначенная для статического регулирования
частоты. Регулирование давления осуществляется воздействием регулятора давления 2
на регулятор питания 5. Регулирование температуры газа на входе в реактор произ-
водится путем изменения расхода теплоносителя первого контура. Регулирование
температуры на выходе реактора аналогично рис. 6-20,а. В этой схеме изменение ча-
стоты системы за счет перемещения регулирующих клапанов турбины приводит
к отклонению давления пара. Давление восстанавливается изменением подачи пита-
тельной воды в парогенератор, а следовательно, и расхода пара из него. Мощность
реактора следует за турбиной вследствие работы регулятора температуры 6 и (после
изменения расхода газа) работы регуляторов /.
Более сложная схема изображена на рис. 6-20,в. Основное ее отличие заключает-
ся в характере воздействия регулятора мощности 8 на параметры установки. Регу-
лятор 8 осуществляет координированное воздействие на регулятор расхода теплоноси-
теля 7 и на регуляторы давления 2 и питания 5. Это позволяет менять заданную
температуру газа и давление пара в зависимости от мощности, а также обеспечивать
лучшее качество переходных процессов за счет подачи опережающих импульсов на
регуляторы 2 и 5. Регулятор температуры перегрева 4 поддерживает постоянную
температуру острого пара путем воздействия на задание регуляторов 1. Па регуля-
тор 8, кроме импульса по частоте f, поступает импульс по мощности блока Р, благо-
даря чему можно получать статическое регулирование частоты системы с разной кру-
тизной зависимости мощности блока от отклонения частоты. При наличии промежуточ-
ного перегрева такая схема позволяет получить заданную статическую характеристику
изменения расхода газа, что обеспечивает равенство в установившемся режиме темпе-
ратур свежего пара и пара промперегрева.
6-9. РЕГУЛИРОВАНИЕ БЛОКОВ С РЕАКТОРАМИ
НА БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
Хотя в настоящее время во всем мире эксплуатируется всего не-
сколько энергетических реакторов на быстрых нейтронах и выработка
электроэнергии на них составляет небольшую долю от производства
электроэнергии на АЭС, перспективность этого типа реакторов и свое-
образие их технологии делают необходимым описать их системы регу-
лирования. Поскольку во всех построенных энергетических реакторах
на быстрых нейтронах теплоносителем служит жидкий натрий, мы рас-
смотрим системы регулирования реакторов только этого типа. Можно
указать на ряд специфических ядерно- и теплофизических особенностей
этих реакторов, которые накладывают существенный отпечаток на тре-
бования, предъявляемые к их системам регулирования:
малый объем и высокая теплонапряженность активной зоны;
большой подогрев теплоносителя в активной зоне;
наличие промежуточного контура теплоносителя (трехконтурная
схема);
высокие параметры генерируемого пара (наличие пароперегрева-
теля свежего пара и в некоторых схемах промежуточного пароперегре-
вателя) ;
большие коэффициенты теплоотдачи теплоносителя, способствую-
щие возникновению тепловых ударов в переходных режимах;
опасность реакции натрия с водой при разрыве трубок парогене-
ратора;
опасность охлаждения теплоносителя ниже допустимого преде ia
из-за возможности выпадения окислов натрия.
При рассмотрении статических программ изменения параметров
установок следует иметь в виду, что в большинстве современных схем
осуществляется регулирование расхода теплоносителя по первому и по
второму контуру, а также используются прямоточные парогенераторы.
Однако в некоторых схемах регулирование расхода теплоносителя не
производится. Существуют схемы с барабанными парогенераторами.
159
Мы начнем рассмотрение программ со схемы с нерегулируемыми
расходами и барабанными парогенераторами, примененной на установ-
ке БН-350 в г. Шевченко. При нерегулируемом расходе подогрев теп-
лоносителя в реакторе (а также его охлаждение в парогенераторе)
должен быть пропорционален тепловой мощности блока. Этого можно
достигнуть тремя способами:
при постоянной температуре теплоносителя на выходе из реактора
и падающей с ростом мощности температуре на входе в реактор;
при постоянной температуре на входе в реактор и растущей с мощ-
ностью температуре на выходе из реактора;
при компромиссной программе.
В барабанном парогенераторе поверхность испарителя фиксирова-
на, а температура обогреваемой среды (при неизменном давлении)
постоянна. Поэтому тем-
Рис. 6-21. Программы регулирования блоков с ре-
акторами на быстрых нейтронах.
с — блок БИ-350: б—III блок Белоярской АЭС.
пература теплоносителя
на выходе из испарителя
/2вх практически не зави-
сит от режима работы
установки и незначитель-
но превышает температу-
ру насыщения в бараба-
не. В то же время на-
личие перегрева требует
поддержания температу-
ры пара /лс, а следова-
тельно, постоянной тем-
пературы теплоносителя
на входе в парогенера-
тор ^2вых- Это противоречие может быть разрешено устройством бай-
паса, через который часть теплоносителя пускается мимо парогенерато-
ра. Смешение теплоносителей, прошедших через парогенератор (с тем-
пературой, близкой к 4) и через байпас, позволяет повысить темпера-
туру па входе в промежуточный теплообменник и в реактор, т. е. сни-
зить мощность установки при неизменной температуре пара. Однако
такой способ обладает рядом существенных недостатков. Во-первых,
расход через байпас должен быть весьма значительным (при мощности
блока 25% номинальной расход через байпас превосходит 75%). Это
требует прокладки трубопроводов большого диаметра и, главное, уста-
новки на них регулирующих органов с большим проходным сечением.
Во-вторых, при низких мощностях будет повышаться температура теп-
лоносителя, перекачиваемого ГЦН, что усложняет их работу. Наконец,
устройство камеры смешения потоков теплоносителя с существенно раз-
личной температурой вызывает конструктивные трудности.
Исходя из этого для установки БН-350 было решено отказаться
от поддержания постоянной температуры и перейти на программу со
скользящей температурой пара (рис. 6-21,й). Давление пара в пароге-
нераторе принято постоянным. Температура теплоносителя второго кон-
тура на входе в промежуточный теплообменник /2вх несколько растет
с ростом мощности из-за увеличения температурного напора. Также
несколько увеличивается температура ZiBX на входе в реактор. Задан-
ная температура /1БХ однозначно определяет для каждой мощности тем-
пературу па выходе реактора Лвых- Температуры теплоносителя на вхо-
де в парогенератор /2вых и перегретого пара /Пе растут с ростом мощно-
160
Рис. 6-22. Схемы регулирования блоков с реакторами на быстрых нейтронах.
а —блок БН-ЗБО; б —блок с прямоточным парогенератором (III блок Белоярской АЭС); в —блок
с барабанным парогенератором (Англия).
11—831
161
сти, несколько отставая от Лвых- Снижение температуры пара при
уменьшении мощности допустимо для турбины.
Система регулирования установки БН-350, осуществляющая про-
грамму, изображенную на рис. 6-21,о, показана на рис. 6-22,а. На этом
рисунке не показана турбина, так как пар, получаемый в парогенера-
торах, используется как для производства электроэнергии, так и для
опреснения морской воды, и его распределение осуществляется авто-
номной системой регулирования. Давление в парогенераторе поддержи-
вается регулятором «до себя» 6, действующим на дроссельный клапан.
Таким образом, ядерная паропроизводительная установка практически
полностью защищена от внешних возмущений. Регулирование мощно-
сти реактора осуществляется каскадной схемой, состоящей из регуля-
тора плотности нейтронного потока 3, воспринимающего импульс от
ионизационных камер 1 и перемещающего регулирующий стержень 2,
и регулятора температуры 4, работающего по сигналам от термопар и
перемещающего с постоянной скоростью задатчик регулятора 3. Зада-
ние регулятору 4 осуществляется вручную оператором с помощью за-
датчика 5 и определяет мощность реактора. Остальные температуры не
регулируются и устанавливаются в соответствии со статической харак-
теристикой теплообменников. Питание парогенераторов осуществляется
трехимпульсным регулятором уровня 7.
При регулируемом расходе теплоносителя появляется возможность
иметь постоянный (не зависящий от мощности) перепад температуры
теплоносителя как по первому контуру, так и по второму, по крайней
мере в диапазоне регулирования расходов (обычно от 20—30% номи-
нальной мощности). Кроме того, прямоточные парогенераторы позво-
ляют, как указывалось выше, в некоторых пределах изменять темпе-
ратуру теплоносителя на выходе из парогенератора. Таким образом,
можно выбрать две температуры, которые будут постоянными во всем
диапазоне регулирования расходов.
В установке БН-600 (III блок Белоярской АЭС) по технологиче-
ским соображениям принято, что постоянными должны быть темпера-
тура острого пара (1пе) и температура теплоносителя на выходе из па-
рогенератора. При этом температура теплоносителя на входе в пароге-
нератор должна слабо расти с ростом мощности (для увеличения
температурного напора), так же растут температуры теплоносителя пер-
вого контура на входе в реактор и теплообменник (рис. 6-21,6). Расхо-
ды теплоносителя первого и второго контуров практически пропорцио-
нальны мощности. В диапазоне нерегулируемых расходов теплоносите-
ля (ниже 25% .iVHOM) перепад температур первого и второго контуров
меняется пропорционально мощности. При выбранных программах из-
менения температуры и расхода теплоносителя в парогенераторе ха-
рактеристики его поверхностей теплообмена обеспечивают постоянство
температуры не только острого пара, но и пара промежуточного пере-
грева.
Схема регулирования основных параметров установки БН-600, обес-
печивающая выполнение описанной программы, изображена на
рис. 6-22, б. Для регулирования мощности применен объединенный ре-
гулятор 3, получающий импульс по температуре теплоносителя и воз-
действующий на регулирующий стержень. Для улучшения динамики
переходных процессов в регулятор 3 через дифференциатор 10 заводят-
ся сигналы по плотности нейтронного потока от ионизационной камеры
1 и от расходомера теплоносителя через реактор.
162
Регулирование расхода теплоносителя первого контура осуществля-
ется регуляторами расхода 11, установленными на каждой петле. Зада-
ние этим регуляторам устанавливается либо вручную общим для всех
петель задатчиком 12, либо автоматически — регулятором мощности
блока 13, получающим сигнал об отклонении частоты системы и меня-
ющим расход первого контура в соответствии с заданной крутизной
характеристики. Одновременно с задатчика 12 заводится импульс и на
регулятор 3, благодаря чему при изменении мощности блока меняется
значение выходной температуры теплоносителя. Таким образом, задат-
чик 12 фактически является задатчиком мощности блока.
Регуляторы расхода второго контура 14 получают статические
импульсы по температуре теплоносителя второго контура на выходе
из теплообменника и по расходу второго контура. Соотношение коэф-
фициентов усиления по этим каналам обеспечивает требуемый закон
изменения регулируемой температуры в зависимости от мощности. Для
уменьшения времени переходного процесса при изменении мощности
блока (изменении расхода первого контура) на регуляторы 14 через
динамическую связь 15 поступает опережающий сигнал по расходу пер-
вого контура. Кроме того, на регулятор 14 поступает сигнал от коррек-
тирующего регулятора температуры острого пара 16. При отклонении
температуры пара регулятор 16 изменяет расход и температуру тепло-
носителя, поступающего в парогенератор, и приводит перегрев пара
к заданной величине. Существует принципиальная возможность регу-
лировать температуру пара воздействием на задатчик 4 регулятора 3,
однако описанный способ более предпочтителен при многопетлевой
схеме установки, так как дает возможность независимого регулирова-
ния температуры пара в различных петлях. Последнее особенно важно
из-за возможности перекосов тепловых режимов петель, например, при
отключении секций парогенераторов. При необходимости одновремен-
ной коррекции режимов всех петель это может быть сделано вручную
задатчиком 4. Температура пара промежуточного перегрева не регули-
руется, а, как отмечено выше, поддерживается близкой к температуре
острого пара соответствующим выбором статических характеристик па-
рогенератора.
Питательный клапан парогенератора управляется стабилизирую-
щим регулятором расхода 8, задание которому изменяется корректиру-
ющим регулятором 9, поддерживающим постоянную температуру теп-
лоносителя на вы.ходе из парогенератора. Регулятор давления пара пе-
ред турбиной 6 управляет положением синхронизатора регулятора ско-
рости турбины 7.
Пример схемы регулирования блока с барабанным парогенератором, разрабаты-
ваемой в Великобритании для мощных АЭС на основании опыта, полученного на реак-
торах— прототипах DFR н PFR, приведен на рис. 6-22,в. Регулирование мощности
реактора осуществляется регулятором температуры 3, воздействующим на регулирую-
щие стержни 2. На задатчик 4 регулятора 3 действует регулятор мощности блока 12,
благодаря чему температура теплоносителя растет с ростом мощности, а температура
перегретого пара остается постоянной. Раздельного регулирования температуры пара
по петлям не требуется, так как пар поступает в один турбогенератор, и возможно
поддержание его средней температуры. Расходы теплоносителя первого и второго кон-
туров поддерживаются регуляторами 11 и 14. Задание регулятору 11 устанавливает
регулятор 12, на задание регулятору 14, кроме регулятора 12, действует сигнал от
регулятора температуры теплоносителя на входе в реактор 8. Задание последнему
в зависимости от мощности также устанавливается регулятором 12. Регулирование
уровня в барабане осуществляется трехимпульсным регулятором 1. Давление перед
турбиной поддерживается регулятором 6. воздействующим на синхронизатор 7; для
улучшения регулирования давления предусмотрено воздействие регулятора 6 на зада-
11* 163
иие регулятора расхода второго контура 14. Мощность блока устанавливается вруч-
ную задатчиком 16 или же автоматически в зависимости от отклонения частоты сети.
Вид зависимости мощности блока от отклонения частоты задается регулятором часто-
ты 17.
Аналогичные концепции закладывают при создании перспективных блоков с реак-
торами на быстрых нейтронах, охлаждаемыми жидкими металлами. Так, в США для
АЭС Клинч Ривер спроектирована координированная система регулирования блока,
состоящая из главного регулятора, который получает импульсы по требуемой и дей-
ствительной мощности, температуре и давлению острого пара и температуре натрия на
входе в реактор. Этот регулятор устанавливает задания регулятору температуры теп-
лоносителя на выходе из реактора, регуляторам расходов первого и второго контуров,
а также управляет синхронизатором турбины. Уровень в барабане парогенератора и
давление питательной воды поддерживаются регуляторами, не связанными с главным
регулятором.
Следует отметить, что эксплуатируемые в настоящее время экспериментальные
блоки имеют упрощенные системы автоматического регулирования с возложением мно-
гих операций по управлению блоком на оператора. Так, например, на успешно эксплуа-
тируемой в СССР с 1969 г. установке БОР-60 автоматически регулируются только
следующие параметры установки: плотность нейтронного потока или (в зависимости
от программы экспериментальных работ) температура теплоносителя на выходе из
реактора, давление острого пара (воздействием на синхронизатор турбины) и расход
питательной воды. Поскольку в процессе эксплуатации реактора на нем испытывались
различные типы парогенераторов в различных режимах работы, схемы регулирования
питания осуществлялись в нескольких вариантах: стабилизация расхода воды; поддер-
жание уровня в промежуточном сепараторе, включенном между испарителем и паро-
перегревателем; регулирование температуры слабо перегретого пара за испарителем.
В установке Феникс (Франция), введенной в эксплуатацию в 1975 г., несмотря
на значительную электрическую мощность (250 МВт) и высокие параметры пара
(168 кгс/см2, 512°С), многие операции по управлению блоком также выполняются
вручную. Управление блоком осуществляется следующим образом:
мощность реактора и температура теплоносителя на выходе из реактора поддер-
живается путем ручного воздействия на расход теплоносителя первого контура и
положение регулирующих стержней;
расход питательной воды регулируется автоматически с целью поддержания по-
стоянной температуры пара за испарителем (375°С);
температура острого пара поддерживается путем ручного воздействия на расход
теплоносителя второго контура;
температура пара после промежуточного пароперегревателя «следует» за темпера-
турой свежего пара, несколько уменьшаясь (с 512 до 498°С), согласно статическим
характеристикам парогенератора с падением мощности;
давление пара на выходе из парогенератора автоматически регулируется воз-
действием на клапаны, управляющие сбросом пара в подогреватели высокого дав-
ления.
6-10. РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ В АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЯХ
На первых этапах развития атомной энергетики преобладало мне-
ние о необходимости экстренной остановки реактора при любых, даже
незначительных отказах технологического оборудования. Считалось не-
обходимым как можно быстрее остановить реактор (вплоть до разра-
ботки систем, выстреливающих аварийные стержни в активную зону
с помощью пороховых зарядов). Однако по мере накопления опыта про-
ектирования, расчетов и эксплуатации атомных энергоблоков требова-
ния к количеству аварийных сигналов и к скорости остановки блоков
смягчались.
Исследования в области физики и техники ядерных реакторов пока-
зали, что соответствующие меры безопасности при проектировании и
эксплуатации практически исключают возможность быстрого ввода
больших (сравниваемых с долей запаздывающих нейтронов) положитель-
ных реактивностей. Реально возможные возмущения по реактивности
либо невелики по величине, либо достаточно растянуты во времени
и могут быть компенсированы регулирующими стержнями реактора
164
при умеренных скоростях их перемещения. Значительно облегчает про-
текание аварийных процессов присущее большинству современных энер-
гетических реакторов саморегулирование, заключающееся в появлении
отрицательной реактивности при повышении мощности реактора. Благо-
даря наличию саморегулирования при внесении положительной реак-
тивности мощность реактора не возрастает неограниченно, а стабили-
зируется на некотором постоянном уровне.
В последние годы разработаны расчетные методики, достаточно
точно оценивающие поведение параметров блока в аварийных ситуаци-
ях, границы области стабильной работы и т. д., что уменьшает запасы
при выборе допустимых параметров и расширяет область возможных
режимов. Возросла надежность технических средств и систем управле-
ния. Все это сделало возможным создавать системы управления, позво-
ляющие снижать мощность до безопасной величины вместо полной
остановки блока в целом ряде аварийных ситуаций, а также уменьшать
время простоя при срабатывании аварийных защит за счет оптималь-
ного управления параметрами в аварийных режимах.
В настоящем параграфе мы рассмотрим работу систем регулирова-
ния при некоторых типичных авариях атомных энергоблоков.
Аварийная защита реактора. Как отмечалось выше, не-
обходимость быстрой остановки реактора при любых ненормальностях
режима не подтвердилась опытом, и в современных энергетических
установках сигналы аварийной защиты дифференцируются по степени
опасности и вызывают различную реакцию в системе управления и за-
щиты реактора. В зависимости от характера аварийного сигнала обыч-
но применяются следующие способы воздействия на реактор:
1) падение стержней аварийной защиты и движение вниз всех ре-
гулирующих и компенсирующих органов до нижних предельных поло-
жений с максимальными скоростями (быстрая аварийная защита);
2) движение вниз всех (или части) аварийных, регулирующих и
компенсирующих органов до нижних предельных положений с макси-
мальными скоростями (медленная аварийная защита);
3) движение вниз всех (или части) регулирующих и компенсиру-
ющих органов до исчезновения аварийного сигнала;
4) запрет на движение вверх регулирующих и компенсирующих
органов до исчезновения аварийного сигнала.
Очевидно, что только варианты 1, 2 и иногда вариант 3 приводят
к остановке реактора, причем режим 2 протекает «мягче», с меньшими
температурными ударами. В режиме 3 система защиты работает в ос-
новном как стерегущий регулятор, так как помогает системе регулиро-
вания мощности отработать большие возмущения. В режиме 4 осу-
ществляется запрет на неправильные действия регулятора мощности.
Введение этих режимов аварийной защиты позволяет уменьшить число
остановок блока.
Отключение турбогенераторов от сети производится
электрическими защитами блока (обычно одновременно для всех гене-
раторов) при авариях в энергосистеме (отклонениях частоты или
напряжения). Задачами системы регулирования блока в этом режиме яв-
ляются сохранение в работе турбогенераторов на мощности, соответст-
вующей собственным нуждам блока при нормальных частоте и напря-
жении вырабатываемого тока, и поддержание тепловых параметров в
допустимых пределах.
165
Системы регулирования современных паровых турбин рассчитыва-
ются на то, чтобы при внезапном уменьшении нагрузки (приблизитель-
но на 90%) с номинальной до нагрузки собственных нужд быстро при-
крыть регулирующие клапаны, не допустив больших и длительных от-
клонений частоты вращения турбины и частоты вырабатываемого тока.
При этом расход пара на турбину падает в несколько раз, что при той
же мощности паропроизводигельной установки вызывает быстрое уве-
личение давления пара перед турбиной, компенсировать которое долж-
на система регулирования блока. Если в нормальном режиме работы
давление пара перед турбиной поддерживалось регулятором, воздейст-
вующим на синхронизатор турбины, он должен быть отключен, так как
расход пара на турбину определяется потребностями блока в электро-
энергии для питания собственных нужд. Снижение давления пара за
счет воздействия регулятора на паропроизводительную установку (сни-
жение мощности реактора) принципиально возможно, однако допуска-
емые реакторами скорости снижения мощности слишком малы для эф-
фективного регулирования давления в таких режимах. Поэтому поддер-
жание давления перед турбиной! должно осуществляться системой сброса
пара, описанной в § 6-4 . Мощность реактора может снижаться при
этом оператором вручную. Следует отметить, что системы принимаю-
щие пар, должны быть рассчитаны на длительный период работы, так
как, помимо ограничений скорости снижения мощности, связанных с
температурными напряжениями, для многих реакторов существуют
ограничения скорости снижения мощности из-за так называемой «йод-
ной ямы». Чтобы предотвратить останов, реактор должен значительное
время выдерживаться на уровне мощности, исключающем появление
«йодной ямы». Если системы сброса пара не рассчитаны на длитель-
ную работу, то неизбежна остановка блока в режимах, когда нельзя
достаточно быстро включить турбогенератор в сеть.
Срабатывание стопорных клапанов турбины по ха-
рактеру протекающих процессов близко к предыдущему режиму. При
наличии на блоке нескольких (двух—трех) турбин возмущение будет
меньше (чем при одной турбине), так как обычно отключается одна
турбина. В зависимости от количества турбин, аккумулирующей способ-
ности паропроизводительной установки, допустимой величины отклоне-
ния давления пара перед турбиной, а также принятой на блоке схемы
регулирования давления отработка этого возмущения может произво-
диться либо системой, предназначенной для нормальных режимов, ли-
бо специальной! системой! регулирования. В частности, для реакторов
ВВЭР-440 показана возможность отработки возмущения, вызванного
50%-ным сбросом нагрузки, с помощью регулятора давления, воздей-
ствующего на мощность реактора, при умеренных отклонениях давления
во втором контуре (около 6 кгс/см2) и допустимой скорости снижения
мощности реактора. Если нормально регулятор давления действует на
синхронизатор турбины или же при воздействии на реактор скорость
снижения мощности получается недостаточной, необходимо включение
системы сброса пара. Снижение мощности реактора в этом случае мо-
жет быть произведено оператором.
Отключение главного циркуляционного насоса яв-
ляется одной из самых опасных для реактора аварий, особенно при
малом количестве петель первого контура. Опасность последствий, вы-
званных такого рода авариями, приводила к тому, что отключение ГЦН
на первых реакторах вызывало срабатывание быстрой аварийной защи-
166
ты. С другой стороны, для уменьшения наносимых при отключении
ГЦН возмущений увеличивалось число петель первого контура (вплоть
до 24 в английском реакторе DFR). Очевидно, что ни первое решение
(из-за уменьшения живучести), ни второе( из-за усложнения и удоро-
жания) не пригодны для современных энергетических установок, в ко-
торых стремятся быстро уменьшить мощность реактора без его остз-
нова. .
В случае, если число петель относительно велико, а реактор допус-
кает некоторое повышение температуры теплоносителя и твэлов, отра-
ботка возмущения при останове ГЦН может быть произведена регуля-
тором температуры теплоносителя, предназначенным для управления
в нормальном режиме.
В установках, где нормально мощность реактора регулируется по
импульсу давления пара перед турбиной, которое слабо меняется при
рассматриваемом возмущении, применяют автоматическое ограничение
мощности реактора. Для этого при отключении ГЦН в регулятор мощ-
ности подается сигнал, вызывающий движение регулирующих стерж-
ней вниз до тех пор, пока сигнал от ионизационных камер не станет
ниже заданного ограничения. Нарушения пропорциональности между
мощностью и током камер не являются препятствием, так как большой
точности установки предельной мощности не требуется. При таком
ограничении возможно снижение давления пара перед турбинами (па-
ропотребление турбин сохраняется на прежнем уровне), и для его вос-
становления необходимо ручное или автоматическое воздействие на
синхронизаторы турбин.
В высоконапряженных реакторах для сохранения допустимого
уровня температур приходится ускорять снижение мощности путем под-
ключения к регулятору (на движение вниз) по сигналу об отключении
ГЦН большего числа регулирующих стержней, а также в некоторых
случаях путем сброса в активную зону части стержней аварийной защи-
ты для быстрого снижения мощности на 20—40%.
Укажем, что при отключении ГЦН отклонения температуры не
налагают ограничений на скорость снижения мощности, так как при
большей скорости снижения мощности температура теплоносителя
в реакторе меняется меньше. Требуемые в этих режимах величины сни-
жения мощности, как правило, не приводят к появлению «йодной
ямы».
Аварийная остановка питательного насоса обычно
вызывает включение резервного. Однако при неисправности в системе
блокировок или самого резервного насоса его включение может не про-
зой™, и подача питательной воды снизится. В этом случае необходимо
ограничить мощность реактора. В установках, где мощность петель
регулируется раздельно (путем изменения расхода теплоносителя),
снижается мощность только той петли, в которой отказал насос, для че-
го автоматически ограничивается расход этой петли. Требуемая ско-
рость снижения мощности в этом режиме, естественно, меньше, чем
при отказе ГЦН, и не требуется принимать специальные меры для уско-
рения ввода отрицательной реактивности. Если мощность, на которой
работал блок, меньше допустимой по количеству подаваемой питатель-
ной воды, ограничения не действуют, и регулирование производится
по нормальной схеме.
Регулирование параметров блока при срабатыва-
нии аварийной защиты. Для многих типов реакторов существу-
167
ет ряд параметров, которые наиболее быстро меняются при срабатыва-
нии аварийной защиты, что представляет собой опасность для целост-
ности технологического оборудования. Задачей системы управления
является уменьшение отклонения этих параметров.
В одноконтурных реакторах с кипящей водой такими параметрами
являются давление и уровень в барабанах-сепараторах или корпусе
реактора. При срабатывании аварийной защиты объем пара, находя-
щегося под зеркалом испарения, уменьшается, и происходит резкое па-
дение уровня. Это может послужить причиной нарушения циркуляции
или нормальной работы ГЦН. При регулировании уровня в этих режи-
мах с помощью системы, предназначенной для нормальной работы,
уменьшение уровня вызывает увеличение расхода питательной воды и
последующую «перепитку» (увеличение уровня) реактора. Для улучше-
ния поддержания уровня необходимо либо автоматическое переключе-
ние на систему, специально предназначенную для работы в этом режи-
ме, либо автоматическое изменение структуры и параметров настройки
обычной системы регулирования уровня.
Поскольку при срабатывании автоматической защиты поддержание
давления пара путем изменения паропроизводительности невозможно,
система регулирования давления должна воздействовать на пропуск
пара на турбину или в специальные сбросные устройства методами,
описанными в § 6-4.
Основная опасность, возникающая в режиме срабатывания ава-
рийной защиты в реакторах с большим перепадом температур (с газо-
вым и жидкометаллическим теплоносителем),— возникновение темпе-
ратурных ударов, так как при быстром снижении мощности температу-
ра теплоносителя может снизиться на 100—150°С за несколько секунд.
Единственной мерой, уменьшающей опасность тепловых ударов, явля-
ется снижение расхода теплоносителя путем воздействия на обороты
насосов. Такое изменение может осуществляться по жесткой програм-
ме, вне зависимости от начального уровня температур и расходов, су-
ществовавшего до срабатывания аварийной защиты. Однако при жест-
кой программе в различных режимах может наблюдаться некоторое
падение или возрастание температуры. Лучшее качество поддержания
температуры может быть достигнуто, если управлять расходом с по-
мощью специальной системы регулирования, изменяющей расход в со-
ответствии с действительной мощностью и температурой в реакторе.
Другая задача, возникающая в реакторах этого типа,— обеспече-
ние постоянства температуры теплоносителя на выходе из парогенера-
тора. Во многих случаях системы регулирования этой температуры,
предназначенные для работы в нормальных режимах (см. § 6-4), не
могут обеспечить быстрое снижение расхода питательной воды при сра-
батывании АЗ, и для обеспечения постоянной температуры теплоноси-
теля на выходе из парогенератора требуется принудительно снижать
расход воды по сигналу срабатывания аварийной защиты, не дожи-
даясь появления сигнала отклонения температуры.
6-11. АППАРАТУРА АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
В отличие от систем управления мощностью ядерных реакторов
для регулирования большинства теплотехнических параметров на АЭС
используется серийная общепромышленная аппаратура. В системах,
168
разработанных ранее, использовались регулирующие при оры серии
РПИБ; в настоящее время системы регулирования АЭС стали проекти-
роваться на базе новых приборов серии ГСП (системы «Каскад» и
АКЭСР). Эти системы имеют следующие особенности:
широкое использование в информационных цепях унифицирован-
ного сигнала, обеспечивающее сокращение числа элементов в разви-
тых системах управления за счет многократного использования одного
сигнала;
возможность выполнения вычислительных и логических операций,
нелинейных преобразований, безударного изменения структуры отдель-
ных контуров регулирования, дистанционного управления параметрами
настройки;
унификация конструктивного оформления, габаритных и присоеди-
нительных размеров всех приборов;
высокая надежность устройств, характеризующаяся вероятностью
безотказно?! работы 0,94—0,98 за 2000 ч.
По функциональному назначению блоки аппаратуры «Каскад» и АКЭСР можно
разделить на следующие группы:
1) аналоговые регулирующие блоки;
2) импульсные регулирующие блоки;
3) блоки суммирования и кондуктивного разделения;
4) блоки нелинейных преобразований;
5) блоки логических преобразований;
6) блоки динамических преобразований;
7) блоки управления и задающие устройства;
8) вспомогательные устройства;
9) пусковые усилительные устройства;
10) исполнительные механизмы.
На базе этих устройств путем агрегатирования можно построить разнообразные
системы регулирования и управления технологическими процессами, включая много-
контурные схемы, системы с переменной структурой, автоматической подстройкой ди-
намических параметров. Предусматривается возможность работы этих устройств в мно-
гоуровневых АСУ ТП, в том числе организация их взаимодействия с управляющими
вычислительными машинами.
Конструктивно устройства систем могут выпускаться в приборном или шкафном
исполнениях.
Система «Каскад» выпускается только в приборном исполнении. При этом все
блоки групп 1—6, не требующие размещения в оперативном контуре, заключаются
в индивидуальный корпус, имеющий собственный источник питания и рассчитанный на
щитовой утопленный монтаж. Габариты всех блоков одинаковы — 80X160X508 мм.
Все неоперативные органы управления и настройки блоков располагаются на боковой
стороне шасси, выдвигаемого из корпуса для обслуживания. При этом электрические
связи шасси с колодкой зажимов обеспечиваются гибким кроссовым кабелем, оканчи-
вающимся на стороне шасси штепсельным разъемом. Прн извлечении блока из корпуса
(для ремонта) его отключение производится разъединением штепсельного разъема без
нарушения внешних электрических соединений.
Управляющие, задающие и вспомогательные устройства предназначены для утоп-
ленного монтажа на пультах и щитах в оперативном контуре. Электрические связи
этих устройств осуществляются через штепсельные разъемы, установленные на задней
стенке. Лицевая панель устройств имеет габариты 60X40, 60x60 и 60X80 мм. Малые
габариты лицевой панели особенно важны при размещении блоков па пульте
управления.
Устройства системы АКЭСР разработаны в двух вариантах исполнения: прибор-
ном и шкафном (обозначения блоков имеют буквы П и Ш соответственно). Конструк-
тивы приборного варианта аналогичны блокам серии «Каскад» и также рассчитаны
на щитовой утопленный монтаж. На лицевых панелях устройств АКЭСР, выполненных
в приборном варианте, могут размещаться оперативные органы и средства управления,
контроля и сигнализации. Такое конструктивное решение удобно для построения не-
больших по объему систем управления, так как позволяет уменьшить количество па-
нелей, длину соединительных линий и т. д.
Для построения больших систем управления расположение органов оперативного
управления непосредственно в приборах неудобно, так как требует увеличения пло
169
щади оперативных щитов. В этом случае применяется шкафной вариант конструктив-
ного исполнения. Каждый блок выполняется в виде вставного защищенного субблока
(габариты 60X160X160 мм) унифицированных типовых конструктивов (УТК) ГСП,
предназначенного для установки в блочные вставные каркасы, которые монтируются
затем в навесных контейнерах, кожухах или шкафах, располагаемых в неоперативных
помещениях БЩУ. Оперативные органы управления в шкафных субблоках не преду-
сматриваются. Питание шкафных субблоков осуществляется от групповых блоков пи-
тания, выполненных также в виде вставного субблока с габаритами 100X160X160 мм.
Для целей оперативного управления используются выносные устройства, предна-
значенные для размещения на оперативных пультах и щитах. Они отличаются малыми
габаритными размерами лицевой панели (40X40 или 40x80 мм при глубине 170 мм)
и допускают установку вплотную друг к другу.
В группу аналоговых регуляторов входят регулирующий блок Р12 системы «Кас-
кад» и блоки РБА-П н РБА-Ш системы АКЭСР. Регулирующие аналоговые блоки
формируют на выходе сигналы, связанные с алгебраической суммой сигналов на входе
пропорциональным (П), пропорционально-интегральным (ПИ) или пропорцнонально-
интегрально-дифференциальным (ПИД) законом. Блоки системы АКЭСР могут форми-
ровать также пропорционально-дифференциальный (ПД) закон. Выходной сигнал
блока передается для управления пропорциональным исполнительным механизмом
(позиционером) или же используется в качестве корректирующего сигнала в много-
контурных АСР. На вход аналоговых регулирующих блоков могут подаваться потен-
циальные и токовые нормированные сигналы. Оперативное управление блоками — пе-
ревод с автоматического режима на ручной и обратно, ручное изменение выходного
сигнала н сигнала задания — осуществляется с помощью выносных органов управле-
ния. В блоке РБА-1 органы управления размещаются непосредственно на лицевой
панели.
Импульсные регуляторы Р21 («Каскад»), РПИ-1, РБИ1-П, РБИ2-П,
РБИЗ-П, РБИ1-Ш, РБИ2-Ш, РБИЗ-Ш (АКЭСР) обеспечивают перемещение исполни-
тельных механизмов постоянной скорости в зависимости от сигнала на входе в соот-
ветствии с ПИ («Каскад»)- н ПИ- и ПИД(АКЭСР)-законами. Выходными сигналами
регуляторов являются импульсы постоянного напряжения 24 В, с помощью которых
можно через промежуточные усилители управлять исполнительными механизмами.
Минимальная длительность управляющего импульса регулируется в диапазоне 0,1—
1,0 с. Входные сигналы импульсных и аналоговых блоков аналогичны. Блок РПИ-1
имеет на лицевой панели оперативные органы управления, остальные блоки имеют
выносные органы управления. Блоки РБИ2-П, РБИ2-Ш позволяют производить дис-
кретное (трехступенчатое), а блоки РБИЗ-П н РБИЗ-Ш — плавное изменение пара-
метров настроек по сигналам от внешних устройств.
Блоки ИО4 и АО4 системы «Каскад» осуществляют алгебраическое сум-
мирование четырех токовых сигналов (0—5 мА) с независимым масштабирова-
нием по каждому входу. Блок ИО4 имеет потенциальный выход, АО4 — токовый.
В системе АКЭСР для целей суммирования служат блоки БКР1-П и БКР1-Ш, осу-
ществляющие суммирование трех сигналов постоянного тока. Эти блоки могут также
производить кондуктивное разделение токовых н потенциальных сигналов, а также
демпфирование и дифференцирование потенциальных сигналов. Кондуктивное разделе-
ние и демпфирование по двум каналам одновременно осуществляются также блоками
БКР2-П, БКР2-Ш, БКРЗ-П и БКРЗ-Ш. Блоки БКРЗ-П и БКРЗ-Ш, кроме того, выра-
батывают дискретные сигналы в зависимости от соотношения входных токовых или
потенциальных сигналов.
Операции умножения, возведения в квадрат, деления и извле-
чения квадратного корня производятся блоками А31, А32, АЗЗ («Каскад»)
и БВО-П и БВО-Ш (АКЭСР).
Для воспроизведения сложных нелинейных зависимостей в виде ку-
сочно-линейных функций служат блоки НО4 («Каскад»), БНП-04, БНП-П и БНП-Ш
(АКЭСР).
Логические операции (изменение состояния «сухих» контактов реле, бесконтакт-
ных ключей пли дискретное изменение напряжения при изменении знака линейной ком-
бинации входных сигналов) осуществляются блоками ЛО2 («Каскад»), БСГ-П и
БСГ-Ш (АКЭСР). Другая логическая операция — воспроизведение на выходе наиболь-
шего (наименьшего) из четырех входных сигналов — производится блоками ЛО4
(«Каскад»), БСЛ-П, БСЛ-Ш и БСЛ-04 (АКЭСР). Блоки БСЛ-П и БСЛ-Ш, кроме
того, могут воспроизводить на выходе простейшие нелинейные зависимости (ограниче-
ние, зона нечувствительности и т. п.), а блок БСЛ-04 — осуществлять сигнализацию
номера канала, по которому подается наибольший (наименьший) сигнал.
Блоки динамических преобразований осуществляют дифференциро-
вание, интегрирование и другие операции, необходимые для введения дополнительных
импульсов и перекрестных связей в АСР, автоматического изменения задания регуля-
торам и т. п. К ним относятся блоки Д01 и ДОЗ («Каскад»), БДП-П, БДП-Ш,
БПИ-21, БПИ-П и БПИ-Ш (АКЭСР).
Блоки управления, располагаемые обычно на оперативных панелях, обес-
печивают возможность воздействия оператора на систему регулирования и предназна-
чены для коммутации выходных цепей регуляторов, дистанционного воздействия
оператора на исполнительные органы, а также световой сигнализации состояния цепей.
На оперативных панелях располагаются также задающие устройства, представляющие
собой источники токового сигнала или регулируемые сопротивления, управляемые опе-
ратором, и указатели положения исполнительных органов.
Связь регуляторов с исполнительными механизмами осуществляется через пус-
ковые усилительные устройства. В случае применения электрических
исполнительных механизмов постоянной скорости в качестве таких усилителей могут
использоваться магнитные пускатели (ПРМТ-69-l, ПМРТ-69-2), тиристорные усилите-
ли (У101 и У22), а также магнитные усилители (ПБР).
Для систем «Каскад» и АКЭСР выпускаются два типа электрических исполни-
тельных механизмов, предназначенных для бесконтактного (МЭО-Б) и контактного
(М.ЭО-К) управления. В бесконтактном варианте торможение двигателя при отсутст-
вии управляющего сигнала осуществляется фрикционным тормозом с электромагнит-
ным приводом; в контактном — с помощью электроконденсаторного тормоза, установ-
ленного в пускателе.
Системы «Каскад» и АКЭСР работают от унифицированных сигналов постоянно-
го тока и требуют применения первичных преобразователей с нормированным выхо-
дом либо нормирующих преобразователей. В системе АКЭСР предусматривается раз-
работка блоков, работающих непосредственно от сигналов термоэлектрических термо-
метров.
ГЛАВА СЕДЬМАЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАЩИТЫ И БЛОКИРОВКИ
7-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Основным режимом нормальной эксплуатации АЭС является рабо-
та блоков на мощности, при которой управление реактором, парогене-
раторами, турбоустановками и другими агрегатами блока осуществля-
ется подсистемой автоматического регулирования, поддерживающей
соотношение между отдаваемой в сеть электрической мощностью гене-
ратора и тепловой мощностью реактора и установленные значения
основных параметров технологического процесса. В режимах подготов-
ки блока к пуску, разогрева и вывода блока на мощность, а также оста-
нова блока и его расхолаживания действуют оперативный персонал,
подсистема автоматического управления (в том числе и функционально-
групповое управление) и отдельные контуры автоматического регули-
рования.
В переходных режимах, например, таких, как глубокие изменения
нагрузки, а также при выходе из строя отдельных агрегатов пли меха-
низмов блока, при ошибочных действиях персонала и т. п. может воз-
никнуть необходимость в различного рода переключениях в тепловой
схеме, ввода резервно! о оборудования, остановки каких-либо агрегатов,
разгрузки или полного останова блока. Кроме того, действия опера-
тивного персонала в обстановке, близкой к аварийной или аварийной,
не могут гарантировать ни быстроты, ни правильности их выполнения.
Поэтому управление оборудованием в таких ситуациях поручается авто-
матическим устройствам— технологическим защитам и бло-
кировкам.
Технологические защиты являются последней ступенью автоматиче-
ского управления оборудованием и вступают в работу, когда другие
171
средства (авторегулирование, блокировки) не справились с поддержа-
нием заданного режима работы установки.
Защиты АЭС могут быть подразделены на две основные группы:
защиты, обеспечивающие безопасность АЭС;
защиты обеспечивающие сохранность оборудования.
К первой группе относятся, например, защиты реактора, ко второй
может быть отнесена защита турбины, ГЦН и других отдельных агре-
гатов. Во многих случаях защита первой группы выполняет также функ-
ции защит второй группы, и наоборот. В аварийных режимах, связан-
ных с возможностью нарушения безопасности АЭС, устройства защит
действуют на включение систем охлаждения активной зоны и других
систем обеспечения безопасности.
Устройства защит могут быть общеблочные, т. е. действующие на
все основные устройства блока (например, на останов двух турбин и
реактора), или локальные — действующие только на отдельные агре-
гаты (например, отключение одного ГЦН).
Блокировки предназначены для предотвращения неправильных дей-
ствий оператора по управлению, автоматического включения резервных
механизмов, одновременною управления группой механизмов или
управления группой механизмов в определенной последовательности
одним органом управления и т. п.
В устройствах защит и блокировок используется как информация,
поступающая от подсистемы теплотехнического контроля (контактные
устройства вторичных приборов, аналого-дискретные преобразователи,
электроконтактные приборы), так и информация дискретного характе-
ра от других подсистем (концевые выключатели задвижек, блок-контак-
ты пусковых устройств электродвигателей механизмов и т. п.).
Выполнение заданных программ защит осуществляется логически-
ми устройствами, которые выполняются, как правило, на релейной ап-
паратуре, хотя в заграничной практике используется также и бескон-
тактная техника. Логическая часть аварийной защиты реактора явля-
ется составной частью СУЗ и выполняется на той же элементной базе,
что и аппаратура СУЗ.
Для устройства защиты важнейшим является обеспечение требу-
емой надежности. При этом учитываются показатели надежности как по
отказам срабатывания, так и по ложным срабатываниям. Одним из
путей увеличения надежности является применение нескольких каналов
защиты. В зависимости от тех последствий, к которым может привести
несрабатывание (отказ) или ложное срабатывание защит, выбирается
та или другая схема включения участвующих в защите отдельных ка-
налов.
В настоящее время используется несколько схем формирования сиг-
налов защиты, характеристика некоторых схем приведена в табл. 7-1.
Схема «один из одного» предусматривает использование
одного прибора и является весьма простой. При достижении парамет-
ром, действующим на защиту, предельной величины прибор выдает
сигнал в логическую схему, и защита срабатывает. Надежность защиты
в данном случае зависит в основном от надежности одного прибора.
Подобная схема часто применяется для локальных защит и блокиро-
вок..
Схема «два из двух», в которой контакты двух приборов
включаются последовательно, обеспечивает наименьшее число ложных
срабатываний и применяется в тех случаях, когда ложное срабатывание
172
защит может привести к необоснованному отключению оборудования
и вызвать тяжелые последствия.
Более надежной с точки зрения правильной работы защит явля-
ется схема «один из двух», в которой контакты двух приборов включе-
ны параллельно.
Таблица 7-1
Характеристика схем защит по надежности
Схема формирования сигнала защиты Наименование схемы Вероятность безотказной работы
для случаев отказов в срабатывании для случаев ложных сраба- тываний
„Один из одного” 0,9 0,9
а 6 „Дватиз двух” 0,81 0,99
О || ц --о а
!—11— .Один из двух" 0,99 0,81
6 ~°
11
а 6
Г-ГГ
„Два из трех" 0,997 0,97
1Г^If
Примечание. Буквами „а“, „б" и „в* обозначены контакты приборов разных каналов защиты, при
замыкании которых происходит срабатывание защит.
Схема «два из трех», являющаяся более сложной и требую-
щая для своей реализации большего количества аппаратуры по срав-
нению с описанными выше, оказывается более универсальной и обес-
печивает высокую надежность как по правильным, так и по ложным
срабатываниям. Ввиду того, что данная схема позволяет также произ-
водить проверку аппаратуры при работе энергоблока без отключения
защит и обеспечивает наибольшую живучесть при аварийных ситуаци-
ях на АЭС (благодаря возможности размещения трех каналов в раз-
личных местах АЭС), она получила наибольшее распространение на
отечественных АЭС.
Для большинства защит импульсом, вызывающим действия защи-
ты, является отклонение параметра от предельно допустимого значе-
ния. В ряде случаев защита действует как по понижению параметра,
так и по изменению его в сторону повышения. Для реакторных уста-
новок характерным является участие одного параметра при различных
Т аблица 7-2
Срабатывание аварийной защиты реактора при различных уставках
одного параметра
Род аварийной защиты (АЗ) Уставка, кгс/см2 Направление от- клонения парамет- ра от нормы Род аварийной защиты (АЗ) Уставка, кгс/см2 Направление от- клонения парамет- ра от нормы
АЗ I рода 180 Повышение АЗ II рода 150 Понижение
АЗ I рода 145 Понижение | АЗ III рода 173 Повышение
АЗ I рода 150 АЗ IV рода 165 я
173
своих значениях в защитах разного рода. Так, например, при номиналь-
ном давлении теплоносителя над активной зоной реактора типа
ВВЭР-1000, равном 160 кгс/см2, отклонение в обе стороны (табл. 7-2)
приводит к срабатыванию всех родов защиты реактора.
При формировании сигналов в схемах защит в таких сложных сл’«-
чаях следует иметь в виду, что при использовании для этого вторичных
приборов теплотехни-
ческого контроля мож-
но получить от каждо-
го прибора всего две
уставки — одну в сто-
рону «больше» и одну
в сторону «меньше».
При использовании ана-
лого-дискретных преоб-
разователей (АДП) —
только одну уставку
(либо в сторону «боль-
ше», либо в сторону
«меньше») от каждого
преобразователя. Та-
ким образом, для ука-
занного выше примера
выполнения защиты по
Рис. 7-1. Схема функциональная формирования сигна- схеме «Два ИЗ трех» по-
лов аварийной защиты реактора ВВЭР-1000 по давле- требуется, как ВИДНО
нию теплоноситепя над активной зоной. ИЗ рис. 7-1, минимально
девять вторичных при-
боров с контактными устройствами. Аналогично следует осуществлять
формирование сигналов защиты и в других конкретных случаях.
Схемы защит, кроме своего прямого назначения — выдавать сиг-
налы, действующие на отключение основного оборудования или отдель-
ных механизмов блока, а также на включение систем обеспечения без-
опасности, должны также обеспечивать:
полную отработку алгоритма, заложенного в устройство защиты,
работоспособность при появлении одного отказа (короткого замы-
кания, обрыва провода, «земли», механического повреждения и т. п.);
выполнение этого критерия обеспечивается избыточностью каналов или
элементов системы, экранированием, гальваническими развязками, раз-
мещением каналов защиты в отдельных помещениях и т. д.);
возможность отключения персоналом защит, препятствующих пус-
ку блока до выхода блока на номинальные параметры, если в схемах
защит не предусмотрено автоматическое изменение уставок;
возможность перевода некоторых защит на сигнал;
как правило, одностороннее действие, не восстанавливающее исход-
ное положение механизма при исчезновении причины срабатывания
защиты;
возможность опробования и проверки защит по каждому каналу,
начиная от источников информации и кончая выходными устройствами,
при работе основного оборудования без потери или снижения защитных
функций;
однозначную фиксацию первопричины срабатывания зашиты и вы-
дачу информации о последовательности срабатывания защит;
174
предоставление приоритета действию защит по отношению к дей-
ствиям оператора и остальной автоматики;
ручную подачу команды на срабатывание защит.
Необходимо иметь в виду, что все элементы устройств защиты
должны обладать повышенной надежностью.
В последнее время применяются схемы, производящие автоматиче-
ский ввод защит в работу при достижении параметром, по которому дей-
ствует защита, заданного значения. Применение таких схем должно
быть обосновано расчетом, так как общая надежность схемы, содержа-
щей устройства защиты и устройства ввода защиты, будет меньше на-
дежности каждого из них в отдельности.
Другими словами, применение устройства автоматического ввода
защиты, даже равного по надежности устройству защиты, снижает на-
дежность воздействия защиты на объект. Кроме того, применение по-
добных решений приводит к значительным усложнениям и удорожа-
нию схем автоматизации и к увеличению затрат на их эксплуатацию.
Рассмотрим выполнение защит на блоке с реактором ВВЭР-1000
и двумя турбинами типа К-500-60/1500.
Выше было сказано, что в зависимости от причин, вызвавших ава-
рийную ситуацию, защиты могут осуществить аварийный останов блока,
аварийный останов реактора, аварийный останов одной турбины с раз-
грузкой блока или аварийный останов двух турбин, а также отклю-
чение отдельных агрегатов, например ГЦН.
К аварийному останову блока приводят неисправности в работе
оборудования или недопустимые отклонения в технологическом процес-
се, которые могут привести к тяжелым последствиям — к выходу из
строя оборудования или угрозе безопасности АЭС. Поэтому блок оста-
навливается во всех случаях останова реактора, отключения последней
из работающих турбин или при отключениях генераторов от сети по
причине внутренних повреждений.
7-2. АВАРИЙНАЯ ЗАЩИТА РЕАКТОРА
Из всех защит на атомной электростанции аварийная защита ре-
актора (АЗ) является наиболее ответственной, так как ее действиями
при аварийных ситуациях определяется безопасность АЭС. Система
аварийной защиты реактора осуществляет автоматическое снижение
мощности или полный останов реактора при отклонениях физических
или технологических параметров от установленных пределов, а также
вследствие неисправности оборудования, недопустимого изменения ре-
жимов работы установки.
Система аварийной защиты реактора выполняется таким образом,
чтобы в зависимости от значимости поступившего в АЗ сигнала осу-
ществлялось действие защиты определенной эффективности. Так, для
реактора типа ВВЭР-1000 приняты четыре рода защит:
1) АЗ-1 характерна падением всех поглотителей вниз под действи-
ем собственного веса, которое не прекращается при снятии аварийного
сигнала;
2) АЗ-П осуществляется поочередным падением групп поглотите-
лей под действием собственного веса; при исчезновении сигнала АЗ-П
падение поглотителей прекращается;
3) сигналы АЗ-Ш вызывают поочередное движение вниз групп
поглотителей с рабочей скоростью; при исчезновении аварийного сигна-
ла АЗ-Ш движение вниз прекращается;
175
4) сигналы A3-IV запрещают движение вверх всех поглотителей;
при исчезновении аварийного сигнала запрет снимается.
Ниже приводятся критерии, по которым срабатывает защита реак-
тора ВВЭР-1000.
АЗ-1 (первого рода) срабатывает при:
ум еньшении периода менее 10 с в рабочем (энергетическом) про-
межуточном диапазоне и в диапазоне источника;
по вышении нейтронного потока в промежуточном диапазоне более
140% величины уставки;
по вышении нейтронного потока в рабочем диапазоне более
106% Мгом —для четырех, 80% Мюм —для трех, 54% МГом~для двух
работающих ГЦН;
со впадении сигналов скорости падения давления над активной зо-
ной более 1 кгс/см2 в секунду и давления над активной зоной менее
150 кгс/см2 (большая течь);
падении перепада давлений на любом ГЦН менее 5 кгс/см2;
повышении перепада давлений на реакторе более 3,5 кгс/см2;
неуправляемом движении вверх поглотителя;
закрытии всех стопорных клапанов последней работающей тур-
бины;
исчезновении электропитания на двух из трех или трех из четырех
работающих ГЦН;
повышении давления над активной зоной более 180 кгс/см2;
понижении давления над активной зоной менее 145 кгс/см2.
АЗ-П (второго рода) срабатывает при:
превышении нейтронного потока в диапазоне источника более
140% величины уставки;
понижении давления над активной зоной менее 150 кгс/см2; исчез-
новении питания одного из двух или двух из четырех работающих
ГЦН;
повышении давления во втором контуре более 80 кгс/см2;
наличии сигнала АЗ-Ш более 10—20 с.
АЗ-Ш (третьего рода) срабатывает при:
уменьшении периода реактора менее 20 с в рабочем диапазоне,
20 с в промежуточном диапазоне;
повышении нейтронного потока в промежуточном диапазоне более
110% величины уставки;
повышении нейтронного потока в рабочем диапазоне более 102%
Аном для четырех, 77% Л’ном Для трех и 52% для двух работаю-
щих ГЦН;
повышении давления над активной зоной более 173 кгс/см2;
повышении давления во втором контуре более 70 кгс/см2;
повышении температуры теплоносителя в любой петле на выходе
из реактора более 330°С;
исчезновении питания одного из трех работающих ГЦН.
Для реактора РБМК. предусмотрено пять родов аварийной защиты.
Действие защит производится автоматически по следующим причинам:
АЗ-1 — при неисправности ГЦН в любой из двух насосных групп;
АЗ-П — при останове одной турбины;
АЗ-Ш — при останове двух ГЦН в любой из двух насосных групп;
A3-IV — при изменении уровней в барабанах-сепараторах за уста-
новленные пределы; неисправности регуляторов основного диапа-
зона;
176
A3-V— при повышении мощ-
ности в рабочем диапазоне более
установленного предела; повы-
шении мощности в малом диапа-
зоне более установленного преде-
ла; уменьшении периода реакто-
ра ниже установленного предела;
останове двух турбин; останове
четырех ГЦН одной группы; ис-
чезновении напряжения 6 кВ соб-
ственных нужд; повышении дав-
ления в помещениях барабанов-
сепараторов, прочноплотного бок-
са более 500 кгс/м2; неисправно-
сти двух регуляторов мощности.
При проектировании устрой-
ств аварийной защиты реактора
большое внимание уделяется на-
дежности аварийной защиты, ее
живучести и контролю исправно-
сти цепей аварийной защиты.
В качестве примера рассмо-
трим структурную схему форми-
рования сигналов аварийной за-
щиты реактора ВВЭР-440 по
одному теплотехническому пара-
метру повышения давления над
активной зоной (рис. 7-2).
Согласно ГОСТ 17605-72 устрой-
ства аварийной защиты реактора долж-
ны иметь наработку на отказ не менее
2-105 ч. С целью реализации такой вы-
сокой надежности формирование сигна-
ла защиты производится по принципу
«два из трех». Параметр, по которому
осуществляется защита, контролируется
с помощью трех независимых первичных
приборов Д1—ДЗ, каждый из которых
связан с реактором независимой им-
пульсной линией. С помощью первичных
приборов текущее значение давления
преобразуется в унифицированные токо-
вые сигналы 0—5 мА, и эти сигналы по-
ступают на входы вторичных приборов
П1—ПЗ с контактными устройствами,
в которых сравниваются текущие значе-
ния параметра с заданными уставками.
Реле 1Р1 и 2Р1, 1Р2 и 2Р2, 1РЗ и 2РЗ
размножают соответствующие выходные
контакты приборов П1—ПЗ, от этих же
реле выдаются сигналы в схему ава-
рийной сигнализации. Таким образом,
формирование дискретных сигналов по
отклонению давления от заданного зна-
чения производится в трех группах
устройств, каждая из которой содержит
отборное устройство, импульсную ли-
нию, первичный прибор, прибор с кон-
тактным устройством и размножающие
2—831
I канал АЗ
П канал АЗ
К исполнительным В схему К исполнительным
I канал защиты
Л канал защить'
В схему
управления
электромагнитом
№1
В схему
сигнализации
первопричины
е)
В схему
управления
электромагнитом
№2
Рис. 7-2. Схема формирования сигналов
аварийной защиты.
а — общая часть схемы; б, е — релейная часть
схемы соответственно для реактора ВВЭР-440 и
турбины К-500-60/1500.
177
реле. Питание приборов каждой группы осуществляется от самостоятельного источни-
ка переменного напряжения, а питание размножающих реле — от самостоятельного
для каждой группы источника постоянного напряжения.
Выходные контакты реле 1Р1—1РЗ используются в схеме «голосования» I канала
аварийной защиты, а выходные контакты реле 2Р1—2РЗ — в схеме «голосования»
II канала. В каждом канале контакты выходных реле (в рассматриваемом случае —
реле 1Р1 или 1P1I) соединяются последовательно для каждого рода аварийной защи-
ты и затем используются для управления исполнительными органами защиты. Питание
реле каждого канала осуществляется от самостоятельного источника постоянного на-
пряжения.
Релейная часть рассматриваемой схемы (рис. 7-2,6) аварийной защиты построена
на «нулевом» принципе, т. е. срабатывание отдельных элементов схемы пли всей схемы
в целом происходит при обесточивании реле. Таким образом, при обесточивании груп-
повых реле в какой-либо группе в схему защиты выдаются сигналы, эквивалентные
сигналу по отклонению соответствующего параметра за заданные уставки, а при обес-
точивании какого-либо реле в любом канале происходит срабатывание аварийной
защиты. Другими словами, при потере питания на отдельных релейных элементах схе-
ма автоматически переводится в состояние, обеспечивающее безопасность реактора.
Однако это условие не выполняется в случаях потери питания на первичных и вто-
ричных приборах, поэтому в реальной схеме аварийной защиты предусматривается
контроль питания приборов. При потере питания на этих приборах в схему защиты
выдаются сигналы, эквивалентные аварийным выходным сигналам соответствующих
комплектов приборов. Таким образом, если на первичном приборе Д1 или на приборе
П1 исчезнет напряжение питания, то схема «голосования» по давлению над активной
зоной автоматически превратится из схемы «два из трех» в схему «один из двух»,
и надежность защиты по этому параметру по отказам на срабатывание практически
не изменится.
Рассматриваемая схема аварийной защиты позволяет обеспечить
ее высокую живучесть за счет соответствующего размещения устройств
защиты в помещениях АЭС (здесь под живучестью понимается способ-
ность аварийной защиты эффективно реализовать свои функции при
повреждениях устройств защиты в результате какой-либо одной ава-
рии). С этой целью предусматриваются:
самостоятельные отборные устройства и импульсные линии для
первичных приборов, относящихся к различным группам;
размещение первичных приборов различных групп в отдельных
изолированных друг от друга помещениях датчиков;
размещение вторичных приборов различных групп и соответству-
ющих групповых реле в отдельных изолированных друг от друга щи-
товых помещениях (на резервном щите управления, на блочном щите
управления и в помещении щита промреле);
размещение элементов, относящихся к различным каналам защи-
ты, в различных щитовых помещениях (на резервном щите управления
и на блочном щите управления);
разделение трасс импульсных линий и кабелей, относящихся
к разным группам или каналам аварийной защиты.
При указанном размещении устройств аварийной защиты любая
единичная авария (например, пожар в каком-нибудь помещении) мо-
жет привести к следующим максимальным повреждениям защиты:
превращению схемы формирования сигналов по теплотехническим
параметрам из схемы «два из трех» в схему «два из двух»;
выходу из строя одного канала защиты.
Надежность работы аварийной защиты реактора может быть зна-
чительно увеличена, если производится проверка исправности устройств
аварийной защиты во время работы реактора. Такая проверка может
производиться как автоматически непрерывно, так и периодически
с участием обслуживающего персонала, причем соотношения между
объемами автоматической и периодической проверок должны быть оп-
178
тимальными с точки зрения обеспечения требуемой надежности защиты
и дополнительных затрат на устройства автоматической проверки. Так,
например, за счет построения рассмотренной выше схемы на «нулевом»
принципе исправность релейной части схемы в основном проверяется
автоматически. Нарушения соединительных цепей и контактов, а также
обмоток реле в групповых устройствах приведут к срабатыванию ава-
рийной сигнализации, а нарушения в устройствах каналов — к сраба-
тыванию аварийной защиты. Периодическая проверка исправности схе-
мы состоит из двух этапов. На первом этапе поочередно проверяется
исправность групповых устройств защиты, при этом перед началом
проверки устройств какой-либо группы в схему защиты вручную вы-
даются сигналы, эквивалентные сигналам от этих устройств по откло-
нению соответствующих параметров от заданных уставок. Это превра-
щает на время проверки часть схемы защиты из схемы «два из трех»
в схему «один из двух». Исправность групповых устройств проверяется
путем изменения контролируемого параметра на входе в первичный
прибор. Так, например, в рассматриваемой схеме первичный прибор
давления для этого отключается от реактора и подключается к про-
дувочному коллектору, в котором создается необходимое давление.
Таким путем проверяется исправность групповых устройств, начиная
от первичного прибора и кончая выходными контактами групповых
реле.
На втором этапе производится поочередная проверка исправности
устройств каналов. Для этого предварительно выходные воздействия
проверяемого канала отключаются от исполнительных органов ава-
рийной защиты и переключаются на сигнал, при этом функции защиты
реализуются с помощью второго канала, остающегося в работе.
Срабатывание аварийной защиты по отклонению какого-либо теп-
лотехнического или физического параметра обычно приводит к быст-
рому и глубокому изменению других параметров. Например, сраба-
тывания на реакторе ВВЭР аварийной защиты I, II и III родов приводят
к быстрому падению уровня в компенсаторе объема и давления тепло-
носителя. В такой ситуации наряду с сигналами, вызывающими сраба-
тывание защиты, возможно появление ряда «вторичных» сигналов.
С целью выявления сигнала, вызвавшего действительное срабатывание
защиты, применяется так называемая «схема сигнализации первопри-
чины срабатывания аварийной защиты». Эта схема фиксирует «пер-
вый» сигнал, отображает его на световом табло и блокирует работу
устройств сигнализации от «вторичных» сигналов. В том случае, когда
после срабатывания какой-либо защиты срабатывает более эффектив-
ная защита, схема сигнализации первопричины в качестве сигнала
первопричины будет уже фиксировать первый сигнал, вызвавший сра-
батывание более эффективной защиты.
При ликвидации аварийных ситуаций в короткое время выпол-
няется большой объем операций по управлению механизмами и арма-
турой. Эти операции осуществляются как устройствами автоматиче-
ского управления, так и оперативным персоналом энергоблока, причем
вспоследствии бывает трудно восстановить последовательность и опре-
делить правильность их выполнения. Поэтому в последнее время на
энергоблоках, где применяются информационно-вычислительные комп-
лексы, последние используются для выполнения функций предаварий-
ной и послеаварийной регистрации работы устройств автоматики и
действий персонала по управлению блоком.
179
7-3. ЗАЩИТА ТУРБИН
Турбина является одним из наиболее надежных элементов энер-
гетического блока, бесперебойно работающих длительное время. Вместе
с тем в процессе эксплуатации энергетической установки могут воз-
никнуть как отдельные нарушения в технологическом процессе блока,
так и неисправности в работе самой турбины. Для предотвращения
аварийной ситуации или развития аварии турбина наряду с контролем
и управлением оснащается технологическими защитами. В зависимости
от ситуации действия технологических защит приводят:
к полному останову турбины;
к отключению генератора;
к разгрузке турбины;
к защитным операциям по отдельным механизмам (локальные
защиты).
Применительно к турбине К-500-60/1500 к ее останову приводит сра-
батывание любой из защит, указанных на рис. 7-3. Кроме того, систе-
мой регулирования турбины производится ее останов (закрытие
стопорных клапанов автоматом безопасности) при превышении частоты
вращения ротора турбины на 11—12% сверх номинального. Эта же
система останавливает турбину и при понижении давления рабочей
жидкости в системе регулирования, при этом стопорные и отсечные
клапаны закрываются с выдержкой времени в 6 с.
Защита по осевому сдвигу, осуществляемая от комплекта аппа-
ратуры, поставляемой с турбиной, является единственной на турбине,
которая работает по схеме «один нз одного», и для возможности про-
верки исправности аппаратуры и схемы данная защита на время про-
верки отключается. В защитах по понижению вакуума и понижению
давления в системе смазки турбины и генератора также используются
приборы, поставляемые с турбиной; защиты в этих случаях выпол-
няются по схеме «два из трех».
Защита по понижению давления пара в главном паровом
коллекторе предусматривается с целью предотвращения быстрого рас-
холаживания главного циркуляционного контура реактора в случае
большого небаланса между мощностью, генерируемой реактором, и
мощностью, развиваемой турбинами, и при отказе регуляторов, дей-
ствующих в этом случае на разгрузку турбин. Защита осуществляется
по схеме «два из трех», причем все импульсы формируются с помощью
комплектов приборов, состоящих из манометров с унифицированным
выходным сигналом и автоматических миллиамперметров.
По повышению давления пара на выхлопе из цилиндра высокого
давления до 16 кгс/см2 защита выполняется также по схеме «два из
трех», причем два импульса в эту схему поступают от электроконтакт-
ных манометров, а третий — от комплекта приборов, включающего
манометр с унифицированным выходным сигналом и автоматический
миллиамперметр. При повышении давления после ЦВД также откры-
ваются предохранительные клапаны после сепараторов-пароперегрева-
телей.
В случае отказа защиты ПВД, действующей на отключение группы
подогревателей, и при дальнейшем повышении уровня до второго пре-
дела в любой половине любого ПВД турбина останавливается преду-
смотренной на этот случай защитой. При этом отключается и пита-
тельный насос. Останов турбины вызывается также повышением уровня
180
Рис. 7-3. Структурная схема аварийной защиты турбины К-500-60/1500.
181
в любом ПНД до второго предела (с отключением конденсатных и
питательного насосов) при повышении уровня в сепараторах сверх
установленного предела и при повышении уровня в конденсаторе тур-
бины до второго предела. В последнем случае подается сигнал на
прекращение подачи среды в конденсатор от всех источников. Во всех
перечисленных защитах используются серийные промышленные при-
боры, включаемые по схеме «два из трех».
При уменьшении потока охлаждающей жидкости через обмотки
статора и ротора генератора отключаются как генератор, так и тур-
бина. Включение приборов, контролирующих проток жидкости, так же
как и приборов защиты генератора по понижению уровня масла
в демпферном баке, выполняется по схеме «два из трех».
Срабатывание защит турбины и генератора вызывает ряд пере-
ключений в технологической и электрической схемах энергоблока. Так,
в частности, закрываются обратные клапаны на всех отборах турбины,
закрываются задвижки на отборах пара к деаэратору, турбопитатель-
ному насосу, бойлерам, на собственные нужды и др. При срабатывании
защит турбины (кроме защит по осевому сдвигу, падению давления
масла и понижению вакуума в конденсаторе) с выдержкой времени,
достаточной для закрытия главных паровых задвижек, происходит от-
ключение генератора от сети. При срабатывании защит по осевому
сдвигу, падению давления масла и понижению вакуума в конденсаторе
отключение генератора производится без выдержки времени, причем
при срабатывании первых двух защит с целью быстрейшего останова
турбины срывается вакуум в конденсаторе, закрываются все источники
подачи среды в конденсатор и вводится запрет на их открытие. При
срабатывании защиты по понижению вакуума также закрывается по-
дача всех сред в конденсатор и дается запрет на их открытие.
Глубокая разгрузка блока при действии защит производится
только в случае отключения одной из работающих турбин, причем
отработка снижения мощности осуществляется регулятором мощности
реактора и регуляторами сброса пара через БРУ в конденсатор.
Снижение нагрузки турбины при действии защит происходит в тех
случаях, когда отключается автомат гашения поля (АГП). При вклю-
ченном в сеть генераторе турбина разгружается в этом случае до 40%
номинальной мощности. При снижении температуры пара перед ЧСД
ниже установленного предела (235°С) или при одном работающем
конденсатном насосе происходит разгрузка турбины до 50% номиналь-
ной мощности. При закрытии любого отсечного клапана ЧСД и от-
крытом другом клапане турбина также разгружается до 50% номи-
нальной нагрузки (с выдержкой времени в 20 с).
К локальным защитам относятся защиты, производящие отключение
только отдельных элементов турбоустановки, без воздействия на оста-
нов турбины. 1\ этим защитам можно отнести, например, защиты по
повышению уровня ПВД. При повышении уровня до первого предела
любой половины любого ПВД защита действует на отключение всей
группы ПВД. При этом происходят открытие задвижек на байпасной
линии, закрытие задвижек на подводе пара и ряд других операций.
Защита осуществляется приборами, измеряющими уровень в каждой
половине подогревателя, контактные устройства которых собраны по
схеме «два из трех».
В подавляющем числе случаев сигналы защиты турбины и гене-
ратора формируются по схеме «два из трех». Схема формирования
182
сигналов такой защиты по одному параметру (например, по повыше-
нию давления пара на выхлопе из ЦВД) подобна схеме аварийной
защиты реактора, показанной на рис. 7-2. Отличие заключается в том,
что рассматриваемая схема защиты срабатывает при подаче напряже-
ния на реле. Это вызвано тем, что исполнительные элементы защиты
турбины — электромагниты защитного устройства — также срабаты-
вают в случае подачи напряжения на их обмотки. Схема (см. рис. 7-2)
выполнена с учетом того, что защитное устройство турбины оснащено
двумя электромагнитами и что срабатывание любого электромагнита
приводит к останову турбины. Это позволило выполнить два канала
защиты, каждый из которых действует на «свой» электромагнит. По-
добное построение схемы защиты дает возможность без вывода защиты
из работы проверять ее исправность путем поочередного опробования
элементов в группах и каналах. Перед проверкой канала он должен
быть отключен от соответствующего электромагнита защитного устрой-
ства и переведен на сигнал. Для питания элементов схемы переменным
и постоянным напряжениями используются один источник переменного
напряжения и один источник постоянного напряжения.
7-4. ЗАЩИТЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ АВАРИЙНОЕ ОХЛАЖДЕНИЕ
АКТИВНОЙ ЗОНЫ РЕАКТОРА
Как указывалось выше в гл. 1, для охлаждения активной зоны
реактора типа ВВЭР при значительной разгерметизации главного цир-
куляционного контура предусматриваются технологические системы,
обеспечивающие подачу в реактор раствора борной кислоты. Включе-
ние в работу этих систем и других систем, обеспечивающих безопас-
ность АЭС, должно происходить автоматически за счет срабатывания
устройств защиты по крайней мере по двум управляющим воздейст-
виям. В качестве критериев включения по возможности должны ис-
пользоваться две различные физические величины. Если нет возможно-
сти использовать два различных критерия срабатывания, должна быть
увеличена избыточность соответствующих устройств или элементов.
Подача в реактор раствора борной кислоты активными системами
осуществляется по следующим импульсам: системы высокого давле-
ния— при падении давления в первом контуре со скоростью больше
допустимой и при падении давления в первом контуре ниже ПО кгс/см2;
системы низкого давления — при снижении давления в первом контуре
до 15 кгс/см2.
В указанных случаях надежность включения технологических си-
стем обеспечивается применением схем защиты «два из трех» по каж-
дому критерию. Однако для повышения живучести устройств защиты
они так же, как сами технологические системы обеспечения безопас-
ности, должны быть автономными для каждой из систем, т. е. они
должны быть электрически и физически разделены. Электрическое
разделение состоит в том, что питание электроэнергией устройств за-
щиты каждой системы должно осуществляться от собственных, неза-
висимых от других систем источников постоянного и переменного
напряжения. При этом схемы автоматики, контроля и управления
нигде не имеют общих точек с аналогичными устройствами других
систем. Следствием этого является то, что каждая система имеет свои
собственные приборы для формирования команд на ее автоматическое
включение в аварийных ситуациях. Физическое разделение устройств
183
защиты подразумевает такое территориальное размещение элементов
и устройств, которое в результате одного события (например, пожара)
не привело бы к повреждению более чем одной системы. Следствием
этого являются раздельные отборы импульсов, трассы импульсных
труб и кабелей, раздельное размещение приборов и устройств авто-
матики и др. Для блока с реактором ВВЭР-1000 приборы, входящие
в состав каждой системы, делятся на три группы:
1) приборы, формирующие дискретные команды на автоматическое
включение системы при аварийных ситуациях и команды, необходимые
для автоматической работы системы;
2) приборы, необходимые для представления оперативному персо-
налу БЩУ и РЩУ информации о технологических параметрах системы
при ее работе;
3) приборы, необходимые для сбора информации о работе системы
с целью ее протоколирования и дальнейшего анализа.
Сигналы первой группы формируются либо с помощью приборов
прямого действия с контактными устройствами, либо комплектами,
состоящими из первичных приборов и аналогово-дискретных преоб-
разователей (вторичных приборов). Там, где это возможно, приборы
прямого действия и первичные приборы размещаются в непосредст-
венной близости от технологического оборудования систем, где невоз-
можно — в отдельном для каждой системы помещении. Вторичные
приборы располагаются в отдельном для каждой системы помещении
электрических устройств, где находятся также устройства автоматиче-
ского и дистанционного управления механизмами и арматурой этой
системы.
Выдача оперативному персоналу информации о технологических
параметрах системы производится в основном с помощью комплектов
приборов, каждый из которых содержит первичный прибор с унифици-
рованным выходным сигналом 0—5 мА и два вторичных прибора —
миллиамперметра, один из которых располагается на БЩУ, второй на
РЩУ. Входы вторичных приборов зашунтированы диодными развязка-
ми, так что повреждение входных цепей одного вторичного прибора
не сказывается на показаниях второго. Диодные развязки размещаются
рядом с первичными приборами. Первичные приборы расположены
так же, как первичные приборы первой группы. В некоторых случаях,
например при измерениях температур, применяются раздельные комп-
лекты приборов для БЩУ и РЩУ, каждый из которых состоит из
электрического термометра сопротивления и автоматического уравно-
вешенного моста.
Приборы третьей группы служат только для ввода информации
о работе систем в информационно-вычислительный комплекс (ИВК),
который выполняет функцию протоколирования. Эти приборы получают
питание от того же источника, что и ИВК, и устанавливаются либо по
месту, либо в специальном помещении ИВК.
7-5. ЗАЩИТА ГЛАВНЫХ ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ НАСОСОВ
Главные циркуляционные насосы типа ГЦН-195 являются агрега-
тами, обеспечивающими охлаждение активной зоны реактора типа
ВВЭР-1000 в нормальных режимах его работы, а также съем остаточ-
ного тепловыделения активной зоны после останова реактора.
184
Защиты ГЦН обеспечивают его сохранность при повреждении
уплотнения насоса или уменьшении подачи масла к подшипникам на-
соса и электродвигателя. Сигналом, характеризующим повреждение
уплотнения, служит повышение давления на сливе запирающей воды
до 10 кгс/см2, сигналом по уменьшению подачи масла является падение
давления масла на входе в насосный агрегат до 0,4 кгс/см2. Для уве-
личения надежности защит формирование сигналов по давлению на
сливе запирающей воды и давлению масла производится по схеме «два
из трех».
7-6. БЛОКИРОВКИ
Значительное число операций по управлению блоком осуществляет-
ся блокировками. В функции блокировок входит осуществление связи
между элементами технологической схемы путем автоматического пере-
ключения механизмов в соответствии с заданной программой. Число
и разнообразие блокировок, так же как и число и разнообразие техно-
логических узлов, на которые они действуют, на блоке весьма значи-
тельно начиная от автоматического ввода резерва (АВР) до действия
на группу механизмов в заданной последовательности.
Рис. 7-4. Структурная схема блокировок сливного насоса ПНД.
Логические действия, производимые блокировками, могут быть
проиллюстрированы на следующем примере. На рис. 7-4 показана
структурная схема блокировок для рабочего сливного насоса ПНД-1
турбоустановки. По условиям технологии насос должен включаться
в случаях:
а) когда нагрузка турбины превышает 30% номинальной;
б) при нагрузке турбины ниже 30% и повышении уровня в ПНД
до первого предела.
185
Отключение данного насоса должно происходить:
а) при нагрузке турбины меньше 30%, при открытой задвижке на
сливе в конденсатор и открытии регулирующего клапана на напоре
сливных насосов меньше заданной величины;
б) при снижении уровня в ПНД ниже минимального значения.
Другим примером могут служить блокировки ГЦН-195. Эти бло-
кировки условно можно разбить на две группы. Блокировки первой
группы предотвращают включение ГЦН оперативным персоналом, если
не достигнуто нормальное значение ряда технологических параметров,
а именно если:
давление воды на выходе из гидростатического подшипника ниже
10 кгс/см2;
давление масла на входе в насосный агрегат ниже 0,4 кгс/см2;
уровни масла в верхней и нижней ваннах электродвигателя ниже
60 мм;
температура масла на входе в насосный агрегат ниже 15°С.
Блокировки второй группы служат для автоматического включе-
ния резервного насоса маслонапорной установки, если давление на
напоре работающего насоса упало ниже 3,5 кгс/см2.
Сигналы в схемы указанных блокировок по каждому параметру
формируются контактными устройствами измерительных приборов и
конечных выключателей. Логические схемы блокировок выполняются,
как правило, на релейной аппаратуре.
ГЛАВА ВОСЬМАЯ
ЭЛЕКТРОПИТАНИЕ. КАБЕЛЬНЫЕ И ИМПУЛЬСНЫЕ ЛИНИИ
8-1. ПИТАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Для собственного расхода АЭС характерными являются требова-
ния к надежности питания потребителей электроэнергии, к которым
относятся технические средства и устройства АСУ ТП. В зависимости
от важности потребители могут быть разделены на три категории.
К первой категории относятся:
потребители, допускающие перерыв питания электроэнергией на
время не более, чем доли секунды, и требующие длительное время
надежного питания после срабатывания АЗ реактора;
потребители, допускающие перерыв питания на время не более, чем
доли секунды, но не требующие длительное время питания после сраба-
тывания АЗ реактора:
потребители, допускающие перерыв питания на время не более
2 с (без срабатывания АЗ) и не требующие питания после срабатыва-
ния АЗ реактора;
потребители, требующие при переходных режимах в энергосистеме
гарантированного питания в течение 2 с (для предотвращения сраба-
тывания АЗ), но не требующие питания в режиме обесточивания и
после срабатывания АЗ реактора.
Ко второй категории относятся потребители, допускающие перерыв
питания от 30 с до десятков минут, но требующие кратковременного
или длительного питания после срабатывания АЗ реактора.
И к третьей категории относятся все прочие потребители, не предъ-
являющие особых требований к надежному питанию.
186
Устройства и подсистемы, входящие в АСУ ТП, такие, как регу-
ляторы, приборы контроля реактора, ИВК и некоторые приборы радиа-
ционного контроля, в силу того, что они должны находиться в работе
даже в том случае, когда обслуживаемые ими технологические системы
не работают, не допускают длительного перерыва питания электроэнер-
гией и относятся в основном к первой категории.
На АЭС предусматривается нормальное рабочее и резервное пита-
ние потребителей. Источниками нормального электропитания потреби-
телей являются рабочие и резервные трансформаторы собственных
нужд. В аварийных режимах электропитание части потребителей на-
дежного питания обеспечивается от аварийных источников питания,
к которым относятся аккумуляторные батареи, статические преобразо-
ватели, двигатели-генераторы с питанием от аккумуляторной батареи,
использование выбега генератора, двигатели-генераторы с маховиком
на валу, дизель-генераторы с автоматизированным запуском, а также
газотурбинные установки, ГЭС или другие автономные источники пи-
тания.
Рассмотрим в качестве примера схему электропитания потребите-
лей энергоблока с реактором типа ВВЭР. В соответствии с концепцией
безопасности, учитываемой при проектировании и эксплуатации АЭС,
для питания систем, обеспечивающих безопасность, предусматриваются
три автономные системы аварийного надежного питания с источниками
6 и 0,4 кВ переменного тока и 220 В постоянного тока. Каждая из этих
систем, как это видно из рис. 8-1, состоит из автономных источников —
дизель-генератора, аккумуляторной батареи и преобразователя напря-
жения. (На рис. 8-1 изображена только 1-я система надежного питания.
2-я и 3-я системы надежного питания выполняются аналогично 1-й си-
стеме.)
Потребители первой категории получают питание 0,4 кВ через
статические преобразователи (инверторы) постоянного тока в перемен-
ный ток с частотой 50 Гц, напряжением 380/220 В, при этом часть
устройств системы управления, связанных с обеспечением безопасности,
питается отдельно от двигателей. Потребители первой категории, рабо-
тающие на постоянном токе, получают питание от аккумуляторной
батареи напряжением 220 В.
Для надежного питания цепей постоянного и переменного тока
общеблочных устройств предусматривается отдельная от систем безо-
пасности общеблочная система надежного питания. В указанную си-
стему входят аккумуляторная батарея напряжением 220 В; устройство
Для подзаряда и заряда батареи, питающееся по переменному току от
несистемной секции 0,4 кВ данного блока; статический преобразова-
тель— инвертор, питающий секцию переменного тока 0,4 кВ, предна-
значенную для надежного питания общеблочных нагрузок, в том числе
и устройств АСУ ТП.
Отметим, что питание устройств защиты турбин выполняется по
постоянному току двойными линиями питания с ручным переключе-
нием от общеблочной аккумуляторной батареи, а по переменному
току — одной линией от шин переменного тока общеблочной секции
надежного питания с автоматическим резервированием от другой
линии от шин несистемной секции 0,4 кВ данного блока (на
схеме не показана). В целях увеличения надежности защиты тур-
бины питание оперативным током выходных цепей защиты, дей-
ствующих на два разных электромагнита защитного устройства
187
турбины, производится отдельными линиями от общеблочных шин
постоянного тока. При этом от каждого канала защиты воздействие
осуществляется на один («свой») электромагнит.
КРУ в кВ
надежного
питания
^категории
КРУ 0,4 кВ
надежного
питания
Ткатегории
Шины
надежного
питания
Iкатегории
0,4 кВ
Шины ZZOB
Значительные труд-
ности возникают обыч-
но с организацией пи-
тания ИВК, не допу-
скающей перерыва пи-
тания. На тепловых
электростанциях этот
вопрос решается за
счет установки двух
мотор-генераторов. В
данной схеме питание
ЭВМ. блока предусма-
тривается от обще-
блочной секции надеж-
ного питания с АВР от
несистемной секции
0,4 кВ.
При разработке
схем надежного пита-
ния потребителей АЭС
надо иметь в виду не-
обходимость выполне-
ния некоторых усло-
вий:
не допускать объ-
единения в общей
электрической точке
источников питания по-
стоянного или пере-
менного тока, относя-
щихся к разным систе-
мам безопасности как
по силовым, так и по
оперативным цепям;
Рис. 8-1. Схема надежного
питания потребителей соб-
ственных нужд энергоблока
АЭС с реактором ВВЭР.
1 —• генератор; 2 — блочный
трансформатор; 3 — рабочий
трансформатор СН; 4 и 5 —
трансформаторы 6/0,4 блока 1;
6 — трансформатор СУЗ; 7 —
трансформатор компенсатора
объема; 8 — резервный транс-
форматор; 9— дизель-генератор;
10 — трансформатор дизель-ге-
нератора; 11 — трансформатор
надежного питания; 12 — агре-
гат бесперебойного питания;
13 — устройство бесперебойного
питания первой категории; 14 —
общеблочная аккумуляторная
батарея; 15 — аккумуляторная
батарея первой системы; 16 —
электродвигатель.
188
исключать вводы в один аппарат нескольких оперативных цепей,
принадлежащих источникам разных систем безопасности, даже при
условии отсутствия электрически связанных цепей между ними (ис-
ключение составляет ИВК, во входные устройства которой могут по-
даваться цепи от элементов, относящихся к разным системам);
не допускать АВР между механизмами, относящимися к разным
системам безопасности, по аварийному отключению электродвигателя;
допускается АВР (по аварийному отключению) между механизмами
устройств нормальной эксплуатации, электродвигатели которых по
силовому питанию приключены к секциям систем безопасности, при
условии, что общие цепи АВР питаются от общеблочного источника
оперативного тока.
Выше было приведено описание схемы надежного питания разра-
ботанной институтом «Теплоэлектропроект» для АЭС с реакторами
ВВЭР. Эта схема отвечает условиям обеспечения безопасности, кото-
рые внесли новые требования в обеспечение потребителей надежным
электропитанием. Естественно, что по мере накопления опыта в этой
части в схему питания будут вноситься изменения, направленные на
ее совершенствование и обеспечение надежности.
8-2. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
С ростом единичных мощностей энергетических блоков АЭС в связи
с увеличением количества механизмов собственных нужд, усложнением
защит и автоматики, а также применением информационно-вычисли-
тельных машин количество кабелей на АЭС за последние годы значи-
тельно возросло. При этом если на блоке мощностью 300 тыс. кВт
электростанции на органическом топливе прокладывается примерно
300 км кабелей, то для блока АЭС мощностью 440 тыс. кВт количество
прокладываемого кабеля значительно увеличивается и достигает 700—
800 км.
Надежность систем управления и электропитания потребителей во
многом зависит от правильной организации кабельного хозяйства.
Для основных кабельных потоков предусматриваются специаль-
ные сооружения и помещения (кабельные полуэтажи, туннели, шахты
и т. п.), изолированные от технологического оборудования и исклю-
чающие доступ к кабелям посторонних лиц. Кабельные полуэтажи и
туннели предусматриваются в основном под всеми помещениями цен-
трализованного управления (ЦЩУ, БЩУ, РЩУ), помещениями рас-
пределительных устройств 6 и 0,4 кВ и постоянного тока, релейными
щитами и помещениями информационно-вычислительных машин. Про-
кладка же кабелей в технологических помещениях главного корпуса и
во вспомогательных сооружениях осуществляется непосредственно по
строительным конструкциям (стенам, перекрытиям, площадкам обслу-
живания и т. п.).
В последнее время все более широкое распространение находят
унифицированные кабельные конструкции заводского изготовления
(металлические короба и лотки), что позволяет сократить сроки вы-
полнения монтажа кабелей. При прокладке потоков контрольных ка-
белей в металлических коробах в целях сокращения количества
конструкций и экономии места прокладка ведется в пучках или много-
слойно, а одиночных кабелей — открыто или в трубах, в зависимости
от места прокладки и возможности их повреждения.
189
Кабели и кабельные сооружения выполняются таким образом,
чтобы были обеспечены проходы для монтажа, ремонта и замены ка-
белей, в том числе в местах входа и выхода кабелей из кабельных
шахт. Для удобства обслуживания кабельных потоков предусматри-
ваются специальные площадки и проходы в случае, если кабели рас-
положены выше 5 м от отметки обслуживания. Для небольших потоков
(около 20 кабелей) и одиночных кабелей специальные эксплуатаци-
онные площадки и проходы не предусматриваются. Кабели в этих
случаях прокладываются таким образом, чтобы обеспечивалась воз-
можность производства работ по их ремонту и замене в условиях экс-
плуатации.
На АЭС, так же как и на тепловых электростанциях, при про-
кладке кабелей принимаются меры к тому, чтобы при пожаре была
исключена возможность одновременного повреждения кабелей взаимо-
резервирующих устройств. При этом на АЭС особое внимание уде-
ляется организации потоков кабелей систем обеспечения безопасности.
Поскольку для обеспечения безопасности АЭС предусматривается вы-
полнение трех полностью независимых систем, каждая из которых
рассчитана на 100% производительности, все кабельное хозяйство так-
же разделяется на три самостоятельных участка с полностью незави-
симыми и изолированными друг от друга кабельными сооружениями
с тем, чтобы исключить возможность повреждения кабелей сразу
нескольких систем при возможных повреждениях (пожар и т. п.) в ка-
бельных сооружениях.
Указанное достигается, например, исключением выполнения общих
входов и выходов (даже аварийных) для кабельных сооружений раз-
личных систем, исключением открытой прокладки кабелей одной из
систем по кабельным сооружениям другой системы. При необходимо-
сти выполнения пересечения или прохода кабелей разных систем
в пределах одного кабельного сооружения допускается открытая про-
кладка только кабелей одной системы, а кабели другой системы долж-
ны быть защищены специальными кабельными каналами, лотками и
тому подобными устройствами, обладающими при этом пределом огне-
стойкости не менее 1,5 ч и обеспечивающими надежную защиту кабе-
лей от механических повреждений. Это же относится и к прокладке
кабелей систем безопасности в технологических помещениях.
Кабели устройств нормальной эксплуатации, не обеспечивающих
безопасность АЭС, допускается прокладывать совместно с кабелями
систем безопасности. Поскольку в кабельных полуэтажах блочного и
резервного щитов управления прокладывают контрольные кабели раз-
ных систем, необходимо следить за тем, чтобы кабели разных систем
находились на разных кабельных конструкциях. При этом следует осо-
бо отметить, что должна быть полностью исключена совместная про-
кладка кабелей блочного и резервного щитов управления, кроме слу-
чая, когда эти кабели принадлежат к одной системе и проложены
в пределах ее кабельных сооружений. Однако в этом случае следует
прокладывать указанные кабели по разным кабельным конструкциям
для исключения их одновременного механического повреждения.
Кабельные сооружения (полуэтажи, шахты и т. п.) блочного щита
управления должны быть полностью изолированы от кабельных соору-
жений резервного щита управления аналогично тому, как это имеет
место для кабельных сооружений разных систем безопасности.
190
Кабельные трассы, проходящие в технологических помещениях,
должны быть выполнены таким образом, чтобы исключить их меха-
ническое повреждение из-за возможного передвижения автотранспорта,
механизмов и грузов, а также при ремонте технологического оборудо-
вания.
Особо следует обратить внимание на кабельные трассы, положен-
ные в герметичной оболочке здания реактора или других герметичных
помещениях. В этих помещениях должны быть предусмотрены меры,
исключающие повреждение основных кабельных трасс вследствие меха-
нического повреждения технологического оборудования («летящие»
предметы, струи воды, пара и т. п.). Для защиты кабельных сооруже-
ний от указанных повреждений предусматриваются специальные бе-
тонные экраны, которые служат также биологической защитой персо-
нала при выполнении работ в кабельном хозяйстве.
При проходе кабелей вблизи нагретых поверхностей технологиче-
ского оборудования должны быть предусмотрены меры для защиты
кабелей от перегрева. Кабели, идущие к аварийным источникам энер-
госнабжения (резервной дизель-генераторной станции) и аварийной
насосной технической воды, расположенным на территории АЭС. долж-
ны прокладываться в кабельных каналах или туннелях в зависимости
от местных условий. При этом так же, как и для кабелей систем обес-
печения безопасности, указанные кабели должны прокладываться по
независимым кабельным сооружениям таким образом, чтобы обеспе-
чить работоспособность оставшихся двух систем при повреждении
кабелей или кабельных сооружений одной из систем. Для прокладки
кабелей и перемычек в помещениях ЭВМ устраиваются двойные полы.
8-3. КАБЕЛЬНЫЕ ПРОХОДКИ
Отличительной особенностью кабельного хозяйства АЭС является
наличие герметичных кабельных проходок. Это вызвано тем. что обо-
рудование и трубопроводы, содержащие радиоактивные вещества,
с целью предотвращения распространения последних в окружающую
среду размещаются в герметичных помещениях. Герметичность поме-
щений обеспечивается не только за счет специального выполнения
строительных конструкций, но также и за счет герметичности в местах
прохождения коммуникаций (труб, кабелей). Если обеспечение герме-
тичности трубных проходок достигается довольно простыми способами,
то обеспечение герметичности кабельных проходок представляет зна-
чительную трудность. Это объясняется тем, что, во-первых, количество
кабельных проходок значительно превосходит количество трубных про-
ходок, и, во-вторых, сами кабели не обладают продольной герметич-
ностью, и поэтому уплотнение их в проходке само по себе еще не обес-
печивает герметичности помещений.
С развитием АЭС непрерывно изменялись и повышались требова-
ния по обеспечению их безопасности, и если в первое время допуска-
лись в аварийном случае, связанном с повреждением первого контура
АЭС, сбросы избыточного давления, а следовательно, и активности
в атмосферу, то в настоящее время указанные выбросы запрещены
нормами. Это обстоятельство отразилось на конструкции кабельных
проходок и требованиях, предъявляемых к ним.
Вначале проходка представляла собой отрезок трубы, заложенный
в стену. Кабель после прокладки через такую проходку уплотнялся по
191
отношению к проходке простой набивкой оставшегося пространства
или заливкой эпоксидным компаундом. Затем для облегчения уплотне-
ния кабеля в проходке стали применяться трубные сальники с уплот-
нением при помощи резиновых шайб, прографиченного асбестового
шнура и т. п. Однако оба этих типа проходок не обеспечивали воз-
Рис. 8-2. Сальниковая кабельная
проходка.
1 — кабель; 2 — труба; 3 — съемная
крышка; 4 — сальник; Б — коробка; 6 —
облицовка; 7 — железобетонная стена.
можности контроля за качеством уплотнения как в процессе монтажа,
так и во время эксплуатации. И, кроме того, указанные проходки не
допускали использование индустриальных методов строительства с при-
менением так называемой «скользящей» опалубки при выполнении
бетонирования помещений, поскольку
концы труб выходили за габариты строи-
тельных конструкций. Сами же проход-
ки готовились на месте строительства
силами монтажных организаций.
С целью создания унифицированных
конструкций кабельных проходок, кото-
рые удовлетворяли бы новым требовани-
ям, второе поколение кабельных прохо-
док выполняется, как показано на
рис. 8-2, в виде блоков труб, вваренных
с обеих сторон в коробки со съемными
крышками, в которых устанавливаются
вварные сальники. Такая конструкция
обеспечивает возможность заводского из-
готовления проходок и установку их в стены и перекрытия либо сразу
при выполнении строительных работ, либо позже в специальные прое-
мы, предусмотренные для этих целей. Наличие съемных крышек позво-
лило устанавливать их после завершения строительных работ, что обе-
спечило в свою очередь большую чистоту сальников и, следовательно,
большую надежность уплотнения кабеля. Для контроля за герметич-
ностью проходок указанного типа использовалось пространство внутри
коробок, которое при помощи специального штуцера в крышке проход-
ки можно было по желанию поставить либо под избыточное давление,
либо под разрежение с обеспечением контроля величины утечки при
помощи манометра.
Все описанные выше типы кабельных проходок использовались,
однако, только до тех пор, пока строительные конструкции и сальни-
ковые уплотнения были рассчитаны на избыточное давление до
1 кгс/см2.
В связи с тем, что, как уже отмечалось выше, герметичные поме-
щения стали обеспечивать локализацию аварии даже при разрыве
трубопровода максимального диаметра, давление и температура, ко-
торые могут иметь место внутри герметичных помещений и на которые
должно быть рассчитано все оборудование, включая кабели и ка-
бельные проходки, достигают соответственно 4 кгс/см2 и 150°С. В этих
условиях обычные сальниковые проходки уже не в состоянии обеспе-
чить требуемую плотность. Кроме того, создание кабелей, особенно
с многопроволочными жилами, обладающих продольной непроницае-
мостью (герметичностью) по газам, представляет значительные труд-
ности. Поэтому с целью обеспечения герметичности по кабелю и со-
кращения количества специальных кабелей в последних типах кабель-
ных проходок предусматривается разделение кабелей на две части —
кабели «грязной» зоны, проходящие внутри герметичных помещений,
192
и кабели «чистой» зоны, т. е. обычные кабели, прокладываемые в об-
служиваемых помещениях зоны нормального режима. Герметичность
при этом обеспечивается за счет кабельной проходки.
Проходка для силовых кабелей напряжением 0,4 кВ (рис. 8-3) представляет со-
бой проем в железобетонной конструкции (стене), в котором укреплена металлическая
труба, внутри которой располагаются токоведущие стержни с изоляторами, укреплен-
ными в съемной крышке. Токоведущие
стержни, к концам которых присоединя-
ются жилы кабелей, заливаются специ-
альным раствором, образующим биоло-
гическую защиту и обеспечивающим гер-
метичность проходки.
Для силовых кабелей напряжени-
ем 0,4 кВ проходки рассчитаны на про-
хождение нескольких жил кабелей в од-
ной проходке, а для силовых кабелей
напряжением 6 кВ проходки являются
однофазными.
Кабельные проходки для кон-
трольных кабелей снабжаются с обеих
сторон специальными герметичными
штепсельными разъемами с ответными
частями. Соединение штепсельных разъ-
емов внутри проходки осуществляется
либо жгутами проводов, либо отрезками
кабеля, которые прокладываются с не-
которым запасом по длине для обеспе-
чения монтажа разъемов. Одна проход-
ка рассчитана на прохождение до трех-
четырех кабелей, каждый из которых
Рис. 8-3. Герметичная кабельная проходка
для силового кабеля 0,4 кВ.
1 — токоведущие стержни; 2 — изолятор; 3 — ка-
бель; 4— съемная крышка; 5 — защита; 6 — труба.
имеет самостоятельные разъемы.
Для обеспечения безопасно-
сти АЭС проходки должны со-
хранять свою работоспособность
даже при возникновении режима большой аварии. Поскольку проходки
рассчитываются на весь срок службы АЭС — примерно 30 лет, прини-
мается, что они должны допускать 1 раз за срок службы нахождение
в условиях режима большой аварии примерно 10 ч, а в условиях ре-
жима малой аварии— 15 раз периодами по 5 ч.
Конструктивные материалы проходок должны обеспечить их рабо-
тоспособность в условиях уровня радиации примерно 100 р/ч во время
всего срока службы проходок.
8-4. ПРИМЕНЯЕМЫЕ КАБЕЛИ
Как уже отмечалось выше, наличие герметичных помещений, рас-
считанных на локализацию аварийных ситуаций, налагает специфи-
ческие требования на оборудование и кабели, размещаемые внутри
этих помещений.
Сложность выполнения вентиляции и охлаждения герметичных по-
мещений даже в нормальных условиях работы АЭС приводит к тому,
что если для тепловых электростанций температура в помещениях, где
прокладываются кабели, колеблется от 25 до 40°С, то, например, для
АЭС с реактором ВВЭР-1000 она возрастет до 60°С при относительной
влажности до 90% и наличии радиоактивности до 2-10 6 Ки/л.
При нарушении теплоотвода из герметичной части избыточное дав-
ление внутри помещений возрастает до 0,2 кгс/см2 с сохранением
остальных параметров в указанных выше пределах. Частота возникно-
13—831 193
вения такого режима условно принимается 1 раз в год, при этом реак-
тор и его системы работают в условиях этого режима примерно до 15 ч.
В случае же возникновения режима так называемой «малой течи»,
когда течь, появившаяся в результате разуплотнения контура, компен-
сируется штатными системами, температура возрастает до 90°С, дав-
ление до 0,7 кгс/см2 при наличии в помещениях парогазовой смеси и
повышения активности до 5-10~6 Ки/л. При этом может иметь место
интенсивное орошение раствором борной кислоты с концентрацией
примерно 16 г/кг и содержанием гидразингидрата до 250 мг/кг и едкого
кали до 2 г/кг при температуре раствора до 90°С. Частота возникнове-
ния такого режима условно принимается 1 раз в 2 года, и его продол-
жительность — примерно 5 ч.
При возникновении режима «большой течи» температура в поме-
щениях повышается до 150°С, давление—-до 4 кгс/см2 при наличии
в помещениях парогазовой смеси и активности от 1,25-10-2 до 1,25 Ки/л.
При этом оборудование интенсивно орошается раствором, указанным
для режима «малой течи», но при температуре раствора до 150°С.
Частота возникновения такого режима условно принимается 1 раз
в 30 лет.
Наличие указанных выше факторов существенным образом отра-
жается на конструкции кабелей, прокладываемых в помещениях гер-
метичной части АЭС, поскольку конструкционные материалы, из кото-
рых выполняются обычные кабели, не в состоянии обеспечить их рабо-
тоспособность как в нормальных условиях работы, так и тем более
в режимах «малой» и «большой» течи. Наиболее распространенный
материал для оболочек кабелей — поливинилхлорид — не обладает до-
статочной термостойкостью и, кроме того, подвергаясь воздействию
облучения (особенно гамма-лучами), теряет свою пластичность, стано-
вится хрупким и ломким. Термостойкие кабели с магнезиальной изоля-
цией, выдерживая температуру, гораздо большую, чем 150°С, не
обладают устойчивостью против повышенной влажности из-за значи-
тельной гигроскопичности своей изоляции и поэтому требуют герме-
тичных концевых разделок. Выполнение таких разделок представляет
значительные трудности, так как появление разуплотнения кабеля при-
водит к выходу его из строя.
Наиболее дешевым материалом для оболочек кабеля, позволяю-
щим в значительной мере удовлетворить предъявляемые требования,
является полиэтилен, подвергнутый радиоактивной вулканизации. Если
обычный полиэтилен очень не стоек к воздействию повышенной темпе-
ратуры, легко плавится и, что особенно опасно, является пожароопас-
ным материалом, поддерживающим и распространяющим горение, то
«сшитый» полиэтилен обладает значительной термостойкостью в пре-
делах от —65 до +150°С, а кратковременно — и до +250°С. Это объ-
ясняется тем, что в результате высокоэнергетического облучения соз-
даются поперечные соединения («сшивки») между соседними молеку-
лами в виде связи углерод — углерод, что преобразовывает материал,
состоявший ранее из отдельных молекул, как бы в одну большую моле-
кулу. Для обеспечения же негорючести кабелей с изоляцией из «сши-
того» полиэтилена они выполняются с металлической защитной обо-
лочкой, препятствующей возникновению и распространению горения.
Поскольку за срок службы АЭС режим «малой» течи может иметь
место довольно часто, все кабели, прокладываемые в герметичных
помещениях, должны удовлетворять требованиям эксплуатации в ука-
194
ванных условиях. Только ограниченное количество силовых кабелей
для арматуры и контрольных кабелей должно удовлетворять условиям
сохранения работоспособности в режиме «большой» течи, так как ука-
занные кабели связаны с обеспечением контроля за состоянием реак-
тора и прочих систем внутри герметичной части в случае возникновения
данной аварийной ситуации.
Кроме специальных типов кабелей, на АЭС применяются также
и кабели, используемые на ТЭС и в других отраслях народного хо-
зяйства.
8-5. ЗАЗЕМЛЕНИЕ
Основные кабельные потоки, кабельные конструкции, щиты и тому
подобные электроустановки на АЭС заземляются так же, как и на
тепловых электростанциях. Однако наличие на АЭС чувствительной
к различного рода помехам радиоэлектронной аппаратуры (устройств
внутриреакторного контроля, аппаратуры контроля нейтронного потока
и т. п.) налагает на устройства заземления, а также на организацию
прокладки ряда кабелей специфические требования.
Например, для заземления аппаратуры контроля нейтронного по-
тока создается контур так называемого «спецзаземления». Вблизи
расположения предусилителей ионизационных камер (ИК) для этой
цели прокладывается изолированно от строительных и прочих зазем-
ленных конструкций медная шина, которая при помощи кабеля связана
с аналогично проложенной шиной на щите СУЗ и далее либо со спе-
циальным заземлителем, что предпочтительнее, либо с наружным кон-
туром заземления в одной точке. Такое устройство сети спецзаземления
объясняется тем, что наличие даже незначительной разности потенциа-
лов между различными точками обычной сети заземления может вы-
звать протекание токов, которые, не являясь опасными с точки зрения
обеспечения безопасного обслуживания оборудования, могут, однако,
служить источником помех для работы электронной аппаратуры. Ка-
бели от предусилителей ИК до щита СУЗ вне зависимости от наличия
экранов на жилах следует прокладывать в стальных трубах, которые
в свою очередь также должны быть изолированы от заземленных
конструкций и частей здания и заземляться путем присоединения к сети
спецзаземления. Прп этом трассу следует выбирать таким образом,
чтобы максимально удалить ее от параллельных трасс с силовыми
кабелями, допуская при необходимости только пересечения с указан-
ными трассами в перпендикулярном направлении.
Прокладку контрольных кабелей электронных вычислительных ма-
шин (ЭВМ) следует осуществлять в самостоятельных заземленных
кабельных коробах, при этом необходимо принять меры по исключению
соприкосновения наружных экранов указанных кабелей! с металлокон-
струкциями коробов, например, путем создания специальной дополни-
тельной изоляции внутри последних (покрытие пластикатом, стекло-
пластиком и т. п.).
8-6. ПРОТИВОПОЖАРНЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ
Поскольку от надежности кабельного хозяйства во многом зависит надежность
-работы АЭС в целом, воспросам обеспечения пожарной безопасности кабельных ком-
муникаций и организации скорейшей локализации и подавления возможных очагов
пожаров в них придается большое значение.
13* 195
Пожарная безопасность кабельного хозяйства сильно зависит от правильной орга-
низации кабельных потоков. Как уже отмечалось выше, кабельные сооружения для
кабелей различных систем безопасности должны быть разделены друг от друга строи-
тельными конструкциями с пределом огнестойкости не менее 1,5 ч. То же относится
к кабельным сооружениям БЩУ и РЩУ. В пределах каждой из систем безопасности
кабельные сооружения могут иметь огнестойкость 0,25 ч. Однако, если в кабельных
сооружениях одной из систем безопасности прокладываются кабели другой системы
безопасности, последние должны быть выделены самостоятельными кабельными соору-
жениями с пределом огнестойкости не менее 1,5 ч. Между кабельными сооружениями
различных систем не следует сооружать проходов, даже если эти проходы снабжены
дверями с пределом огнестойкости 1,5 ч. Входы и выходы в кабельные сооружения
различных систем следует выполнять независимо друг от друга — либо с лестничных
клеток и улицы, либо из производственных помещений.
В местах прохода кабелей на одних кабельных туннелей, каналов, шахт и т. п.
в другие кабельные туннели, каналы, шахты и т. и., даже если эти кабели одной си-
стемы, следует предусматривать огнестойкие перегородки с пределом огнестойкости
не менее 1,5 ч. То же относится и к кабельным шахтам, которые должны быть отде-
лены от прочих кабельных сооружений несгораемыми перегородками, а также должны-
иметь перекрытия по верху и низу с пределом огнестойкости не менее 1,5 ч. Такие
же перегородки следует устанавливать в местах пересечения кабельных шахт с пере-
крытиями здания. Места входа кабелей в помещения распределительных устройств
собственных нужд также должны иметь предел огнестойкости не менее 1,5 ч. Кабели
различного напряжения должны разделяться друг от друга и от контрольных кабе-
лей горизонтальными распределительными перегородками с пределом огнестойкости
0,25 ч.
Для быстрейшего обнаружения и подавления пожаров в основных кабельных
сооружениях предусматривается установка средств оповещения персонала о появлении
пожара, а также средств автоматического пожаротушения. В качестве первичных при-
боров средств оповещения и автоматического пожаротушения используются всевоз-
можные датчики, реагирующие на появление дыма, огня и т. п.
Пожаротушение кабельных сооружений может осуществляться при помощи раз-
личных сред (пена, вода и т. п.). Следует, однако, иметь в виду, что в связи с тем,
что в помещениях герметичной части АЭС из-за наличия повышенной влажности в ава-
рийных ситуациях не может быть обеспечена надежная работа устройств оповещения
о появлении пожара, так как в условиях большой влажности, давления и температу-
ры они могут дать ложный импульс на включение средств пожаротушения. Поэтому
для указанных помещений вместо автоматического следует выполнять дистанционное-
включение пожаротушения персоналом с БЩУ или РЩУ, куда подаются сигналы от
средств оповещения. Для пожаротушения в кабельных сооружениях герметичной части
АЭС следует использовать техническую воду, поскольку применение многократной-
пены в условиях орошения водой, которые могут иметь место в аварийных ситуациях
внутри герметичных помещений, невозможно, а применение газообразных веществ за-
труднено, так как установки с последними нуждаются в обслуживании и поэтому не
могут быть размещены в необслуживаемых помещениях герметичной части. Размеще-
ние же указанных установок снаружи герметичной части АЭС потребует выполнения
дополнительных трубопроводов, проходящих через границу герметизации, с отсечной,
арматурой на них, что резко снизит надежность этих установок.
8-7. УСТАНОВКА ПЕРВИЧНЫХ ПРИБОРОВ
Для той части АЭС, в которой оборудование и коммуникации не
содержат радиоактивных веществ (например, второго контура АЭС
с реактором ВВЭР), установка первичных приборов и отборных
устройств в основном осуществляется по тем же правилам и нормам,
что и на обычных ТЭС. Для контуров с активными средами, наличие
которых не позволяет вести постоянное обслуживание устройств конт-
роля, требуется выполнение определенных условий, важнейшие из
которых:
обеспечение герметичности узла установки первичного прибора или
отборного устройства;
применение надежной арматуры, не требующей частой замены и
ремонтов;
196
Рис. 8-4. Установка в трубопроводе защитного
чехла для электрического термометра сопро-
тивления.
/ — защитный чехол: 2 — трубопровод: 3 — сварной шов.
Рис. 8-5. Установка проточных первичных преоб-
разователей pH-метра в трубопроводе.
1 — электрод сравнения; 2 — термокомпенсатор; 3 — стек-
лянный измерительный электрод: 4 — головка; 5 — тру-
бопровод.
высокое качество сварных соединений и монтажных работ;
обеспечение возможности обслуживания тех первичных приборов,
которые в процессе эксплуатации требуют периодической проверки,
продувки и мелких ремонтных работ;
отборные устройства и защитные чехлы первичных приборов тем-
пературы должны быть выполнены из тех же материалов, что основные
трубопроводы или оборудо-
вание, на которых они уста-
навливаются.
Установка термоэлек-
трических термометров и
электрических термометров
сопротивления должна вы-
полняться в защитных чех-
лах, закрепляемых на тру-
бопроводах или оборудова-
нии с помощью сварки, как
это показано на рис. 8-4.
Установка первичных при-
боров в контуре теплоноси-
теля не должна способство-
вать накоплению в местах
установки взвешенных в во-
де радиоактивных продук-
тов коррозии и других при-
месей. С этой целью сле-
дует избегать установки
расходомерных диафрагм,
заменяя их соплами или
трубами Вентури, которые
имеют плавные переходы и
не создают мертвых зон.
Обслуживание первичных приборов, установленных на оборудова-
нии и трубопроводах активных контуров, осуществляется лишь в пе-
риоды производства общих ремонтных работ на этих контурах. Что
касается обслуживания дифманометров и манометров, которые требуют
более или менее постоянного ухода, то это достигается выносом их
в доступную зону, где для их размещения выделяются полуобслужи-
ваемые помещения. В соответствии с нормами обеспечения безопасно-
сти и вытекающим из них разделением кабельных и импульсных ком-
муникаций первичные приборы, обслуживающие различные системы
или относящиеся к взаиморезервирующим каналам измерения, также
разделяются на группы, располагаемые в разных помещениях.
Так, например, для реактора ВВЭР-1000 первичные приборы раз-
биваются на три группы и располагаются соответственно в трех по-
мещениях:
в помещении А — первичные приборы 1-й группы АЗ, индивиду-
альных приборов РЩУ, первой системы обеспечения безопасности;
в помещении Б — первичные приборы 2-й группы АЗ, индивиду-
альных приборов БЩУ, второй системы обеспечения безопасности;
в помещении В — первичные приборы 3-й группы АЗ, информаци-
онно-вычислительного комплекса и третьей системы безопасности.
197
Для других установок с радиоактивной средой первичные приборы
размещены также в специальных помещениях. Эти помещения долж-
ны быть изолированы от смежных помещений, -чтобы при возникнове-
нии аварии исключалось взаимное проникновение парогазовых смесей
и воды, а уровень радиоактивных излучений не превышал допустимых
пределов. На случай нарушения герметичности импульсных трубок или
первичных приборов в помещении должны предусматриваться органи-
зованные сбросы как парогазовой смеси, так и трапных вод. В этих
помещениях дистанционно контролируются температура, давление и
наличие воды.
Рис. 8-6. Стенды установки дифхманометров.
t—металлоконструкция; 2— дифманометры; 3 — вентили запорные; 4 — вентили приборные; 5~
продувочные коллекторы; 6 — вентили продувочные; 7 — короб для кабелей.
Поскольку не допускается применение открытых пробоотборных
устройств для таких приборов, как солемеры, кислородомеры,
pH-метры, газоанализаторы и др., первичные преобразователи этих
приборов должны быть проточного типа, например, как это показано
на рис. 8-5. Датчики должны быть рассчитаны на соответствующее
рабочее давление, при этом все детали, соприкасающиеся с радиоак-
тивной средой, должны выполняться из нержавеющей стали. Разме-
щение пробоотборных устройств, теплообменников, редукторов и дру-
гого оборудования для приготовления проб для химического анализа
активной воды должно осуществляться в технологических помещениях.
На рис. 8-6 показан стенд для установки дифманометров ГСП. На
полках стенда устанавливаются шесть дифманометров, которые кре-
пятся к ним болтами. На вертикальной части стенда располагаются
подводящие импульсные трубки и запорная арматура. Обвязка стендов
для первого контура производится трубами из нержавеющей стали,
для второго контура — трубами из углеродистой стали. Сзади стоек
стенда прокладываются продувочные магистрали, а в передней части
стенда под полкой — кабели. Такой стенд полностью собирается в мон-
тажных мастерских п устанавливается на месте в готовом виде, оста-
ется лишь присоединить трубы и кабели к соответствующим коммуни-
кациям.
Основные условия установки первичных приборов, приведенные
в данном параграфе, относятся ко всем типам реакторных установок.
198
Однако в зависимости от типа реактора могут быть выдвинуты допол-
нительные требования. Так, например, первичные приборы, установлен-
ные на контуре с жидкометаллическим теплоносителем, должны
обогреваться во избежание затвердения в них металла. Вопросы уста-
новки первичных приборов внутри корпуса реактора решаются одно-
временно с разработкой самого реактора.
8-8. ПРОКЛАДКА ИМПУЛЬСНЫХ ТРУБ
От мест отборов импульсов по давлению, перепаду давлений,
расходу, вакууму, уровню и т. п. до места установки первичного при-
бора, преобразующего данный импульс в электрический сигнал, про-
кладываются импульсные линии. Для импульсных линий первого
контура применяются трубы из нержавеющей стали, позволяющей
производить их дезактивацию, а для импульсных линий неактивных
контуров — трубы из углеродистой стали.
Рис. 8-8.
Рис. 8-7. Проходка для импульсных труб герметичных помещений.
/ — рама; 2 — фланец; 3 — трубная доска; 4 — трубы; 5 — сальник; 6 — штуцер; 7 — бетонная стена.
Рис. 8-8. Отключающее устройство.
/ — корпус; 2 — крышка; 3 — золотник; 4 — пружина; 5 — пружина; 6 — втулка; 7 — седло.
Для выполнения требований обеспечения безопасности в соответ-
ствии с размещением трех групп первичных приборов в трех различных
помещениях импульсные линии, связанные с первым контуром и его
системами, прокладываются тремя независимыми потоками, террито-
риально изолированными друг от друга, с тем, чтобы избежать одно-
временного повреждения и выхода из строя устройств контроля и
управления нескольких систем, обеспечивающих нормальную эксплуа-
тацию или безопасность АЭС.
Импульсные коммуникации представляют собой потоки труб зна-
чительных размеров в поперечнике. Прокладка этих потоков в помеще-
ниях сама по себе представляет значительные трудности, а вывод их
за пределы герметичных помещений требует соблюдения определенных
условий, одним из которых является необходимость герметизации
мест прохода трубок через стены и перекрытия герметичных помеще-
ний. Уплотнение в месте прохода должно гарантировать от попадания
через него у-излучений и радиоактивного газа или жидкости.
Для выполнения этой задачи применяется несколько типов уплот-
нений (проходок), описание одной из них приводится ниже.
На рис. 8-7 показан вариант проходки для 2—16 импульсных труб. При строи-
тельстве в бетонную стену с двух сторон закладываются металлические рамы с труб-
199
ними досками и вваренными в них трубами диаметром 28x3 мм. При монтаже
импульсных труб последние пропускаются через упомянутые трубы и уплотняются
сальниками, вваренными во фланец, образующий с трубной доской и рамой простран-
ство, контролируемое на протечки через штуцер. Сальники приварены также к проти-
воположным концам труб.
Более сложная конструкция проходки импульсных труб для герметичных поме-
щений разработана ВТИ. В отличие от проходок с сальниковыми уплотнениями здесь
вся проходка труб выполнена сваркой.
Импульсные линии первого контура благодаря своему количеству
и значительной протяженности создают опасность выхода активной
среды за пределы контура при их повреждении. Мерой, предотвра-
щающей выход активной среды при повреждении трубки, является
установка в месте отбора импульса автоматически действующего от-
ключающего устройства. Им может быть шариковый клапан, в котором
шарик при наличии перепада давлений до и после него закрывает
проходное отверстие, и тем самым прекращается выход активной среды
наружу. Однако имеющиеся конструкции таких отключающих
устройств не отвечают полностью своему назначению главным образом
из-за того, что требуют значительного перепада давления и, следова-
тельно, не отключают импульсную трубку при незначительных течах.
В настоящее время разрабатываются более надежные конструкции
отключающих устройств, одно из которых показано на рис. 8-8.
Отключающее устройство вваривается концами корпуса и крышки
в импульсную трубку. При значительной течи возникает перепад дав-
ления, вследствие которого золотник прижимается к седлу, преодолевая
сопротивление пружины. При продувке импульсной линии в контур
золотник открывается и пропускает продувочную воду в контур. При
этом отходит от своего крайнего положения втулка, имеющая отверстия
для пропуска воды. При кратковременных перепадах золотник не за-
крывается полностью благодаря демпфированию.
Другим средством предотвращения выхода активной среды через
импульсные трубки являются разделительные устройства мембранного
типа, в которых мембрана отделяет активную среду от чистой жидко-
сти, находящейся между мембраной и первичным прибором. Недостат-
ком этих устройств является возможность возникновения значительных
дополнительных погрешностей измерения из-за жесткости мембраны.
Наиболее радикальным средством отключения поврежденной труб-
ки является запорная арматура. Однако установка ее возможна лишь
в обслуживаемых местах, и поэтому она часто устанавливается на
импульсных трубках только перед манометрами и дифманометрами.
Для сохранения герметичности большое значение имеет конструкция
арматуры, устанавливаемой на импульсных, линиях. Применение обыч-
ных вентилей с сальниковой набивкой не может обеспечить нужной
герметичности, и поэтому на АЭС для первого контура применяется
бессальниковая арматура, одна из конструкций которой показана на
рис. 8-9. Шток, на котором укреплен золотник, уплотнен при помощи
сильфона. При открытии клапана, которое происходит вследствие пере-
мещения штока вверх, сильфон сжимается. Перемещение штока осу-
ществляется при помощи маховика и шпинделя, вращающегося по
нарезке во втулке.
Установка арматуры на трубопроводе осуществляется на сварке.
Прокладка импульсных линий первого контура требует выполнения
целого ряда условий. Основные из этих условий следующие. Продувка
импульсных линий должна осуществляться в контур, а не из контура
200
1Z
к
к
15
13
11
в дренажные линии, как это выполняется для неактивного контура.
Продувка осуществляется чистой водой из специального трубопровода
давлением, превышающим давление в контуре. Следует предусматри-
вать уклоны, обеспечивающие слив жидкости при опорожнении труб.
Необходимо избегать всякого рода застойных мест в трубках, могущих
служить местом скопления осадков. Со-
единение труб, арматуры и фасонных
частей в импульсной линии должно осу-
ществляться сваркой, а присоединение
ее к манометрам и дифманометрам —
ниппельными соединениями для возмож-
ности быстрого отсоединения датчика
в случае его ремонта или лабораторной
проверки. Сварные соединения импульс-
ных линий должны обеспечить полную
герметичность последних, что достигает-
ся качественной сваркой и соответствую-
щей проверкой как сварных соединений
в отдельности, так и линий в целом. В за-
висимости от давления среды, наличия
в ней радиоактивных веществ, а также
в зависимости от доступности сварного
соединения для осмотра и ремонта в про-
цессе эксплуатации в соответствии с су-
ществующими правилами1 каждому
сварному соединению присваивается со-
ответствующая категория, которая обо-
значается в проектных материалах. Все
сварные соединения в зависимости от их
категории подвергаются контролю мето-
дами и в объемах, указанных в пра-
вилах.
Для импульсных линий из нержа-
веющей стали применяются фасонные
части, изготовляемые из того же мате-
риала. Сюда входят различные штуце-
ра, переходы, ниппельные соединения,
тройники разных размеров и др. Для им-
пульсных линий из углеродистой стали
применяются фасонные изделия, выпол-
ненные также из углеродистой стали.
Фасонные части изготавливаются из того
Указанные условия выполнения импульсных линий
относятся к АЭС со всеми типами реакторов. Кроме того, импульсные
линии для жидкометаллического теплоносителя в том случае, когда
не применяются разделители, должны быть хорошо защищены от
охлаждения и застывания в них металла.
Рис. 8-9. Вентиль сильфонный
(рр=200 кгс/см2, г=200°С).
1 — золотник; 2 — кольцо набивочное:
3 — маховик; 4 — винт; 5 — шайба; 6 —
сильфон; 7 — шарик; 8 — винт; 9 — шай-
ба; 10 — корпус; 11 — шток; 12 — шпин-
дель; 13 — втулка; 14 — муфта; 15 —
ограничитель; 16 — колпачок.
же материала, что и трубы,
в основном
1 Правила контроля сварных соединений и наплавки узлов и конструкций атом-
ных электростанций, опытных исследовательских реакторов и установок. ПК-1514-72.
201
ГЛАВА ДЕВЯТАЯ
ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОННО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ МАШИН
В АСУ ТП АЭС
9-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Основной тенденцией в построении автоматизированных систем
управления технологическими процессами (АСУ ТП) в различных
отраслях промышленности является широкое использование электрон-
ных вычислительных машин (ЭВМ) с расширением объема передавае-
мых им функций. Атомная энергетика занимает одно из лидирующих
положений во внедрении ЭВМ в системы управления.
Первоначальные попытки использования ЭВМ для целей контроля
технологических процессов в атомной энергетике относятся к концу
50-х годов. Малая производительность и низкая надежность приме-
няющихся тогда ЭВМ второго или даже первого поколения, недоста-
точная изученность автоматизируемых объектов обусловили ограниче-
ние функций этих машин задачами сбора и систематизации
информации и в отдельных случаях определения некоторых расчетных
параметров. Однако уже первые результаты эксплуатации таких систем
на АЭС позволили констатировать эффективность их применения преж-
де всего за счет увеличения объема получаемой информации, столь
необходимой для изучения опыта эксплуатации реакторов-прототипов
и проектирования новых установок. В дальнейшем развитие ЭВМ вто-
рого поколения позволило значительно расширить применение ЭВМ
в АСУ ТП АЭС. В 1968 г. более 40 реакторов имели системы управле-
ния, использовавшие ЭВМ.
Появление во второй половине 60-х годов ЭВМ третьего поколения
еще более расширило сферу их применения в АСУ. Характеристики
современных ЭВМ третьего поколения (быстродействие, память, на-
дежность, габариты, потребляемая мощность, простота обслуживания
и ремонтоспособность) позволяют передавать ЭВМ самые разнообраз-
ные функции не только по контролю, но и по управлению (вплоть до
прямого цифрового управления). В настоящее время необходимость
применения ЭВМ в АСУ ТП АЭС является общепризнанной, и прак-
тически все системы управления проектируемыми и строющимися
блоками включают ЭВМ. По мере накопления опыта эксплуатации
задачи ЭВМ в АСУ непрерывно расширялись. От примитивных функ-
ций сбора, первичной обработки и хранения информации постепенно
переходили к более сложным информационно-вычислительным функ-
циям; расчету характеристик (поля) реактора и теплообменного обо-
рудования, определению изотопного состава и выгорания топлива,
анализу и прогнозированию аварийных ситуаций, расчету технико-
экономических показателей.
На АЭС, введенных после 1969—1970 гг., ЭВМ передаются некото-
рые функции управления. Так, на АЭС Англии Уилфа (1969 г.) ЭВМ
выполняет функции пуска турбин, на АЭС Данженесс Б (1971 г.) —
управление стержнями СУЗ, на АЭС Хартлипул (1973 г.) ЭВМ пере-
даны функции регулирования основных параметров блока (темпера-
туры теплоносителя на входе и выходе из реактора, расхода
теплоносителя и питательной воды). В наиболее полном объеме функ-
ции управления выполняются ЭВМ на канадских АЭС Пикеринг
202
(1969 — 1971 гг.) и Джентплй (1971 г.), что позволило значительно
сократить число операторов на этих станциях. На некоторых АЭС ЭВМ
передаются и функции аварийной защиты, требующие наибольшей
надежности. Так, в частности, решена защита по сигналам попакетного
контроля на французских быстрых реакторах «Рапсоди» и «Феникс».
На АЭС СССР в настоящее время функционирует ряд информа-
ционно-вычислительных систем (ИВС), осуществляющих функции
централизованного сбора информации, сигнализации отклонений, ре-
гистрации параметров, расчетов технико-экономических показателей и
некоторых характеристик реактора. Первой такой системой явилась
ИВС «Карат» II блока Белоярской АЭС, разработанная ВНИИЭМ на
базе вычислительных машин УМ-1-НХ. Впоследствии несколько ин-
формационно-вычислительных машин ИВ-500 было введено на серий-
ных энергетических блоках с реакторами ВВЭР-440. Наиболее
совершенной информационно-вычислительной действующей системой
является пущенная в 1974 г. на I блоке Ленинградской АЭС система
«Скала», построенная на базе ЭВМ ВНИИЭМ-3 и выполняющая боль-
шой объем операций, связанных с контролем режима канального
реактора. Все перечисленные машины относятся ко второму поколению.
В настоящее время разрабатываются системы на базе машин
третьего поколения для энергоблоков различных типов, пуск которых
запланирован на X пятилетку. Этим системам намечается передать
большой объем информационно-вычислительных и после накопления
необходимого опыта эксплуатации управляющих функций. Столь широ-
кое распространение ЭВМ в АСУ ТП АЭС обусловливается тем, что их
применение позволяет повысить эффективность работы 'блока в основ-
ном за счет следующих факторов:
улучшения представления информации операторам о состоянии
управляемого объекта;
оптимизации статических режимов блока (для атомных энерго-
блоков— прежде всего оптимизации полей энерговыделения и выгора-
ния топлива в активной зоне);
сокращения времени пусков, остановов и перегрузки топлива;
улучшения мобильности АЭС, связанной с требованиями системы;
предотвращения и локализации аварийных ситуаций;
облегчения анализа протекания нормальных и особенно аварийных
процессов.
Первоначально в автоматизированных системах управления техно-
логическими процессами использовались универсальные или специально
разработанные для данного объекта вычислительные машины. Освое-
ние промышленностью вычислительных машин, специально предназна-
ченных для АСУ ТП, позволило отказаться от индивидуальных разра-
боток. Современные вычислительные комплексы, как правило, имеют
агрегатированную структуру, что дает возможность приспосабливать
их конфигурацию к потребностям данного объекта. Унификация рангов
связей позволяет использовать в одной системе продукцию различных
заводов-изготовителей.
В настоящее время сложился следующий порядок разработки
вычислительных комплексов для автоматизированных систем управле-
ния технологическими процессами, включающий организации трех
основных профилей. Изготовители технических средств разрабатывают
универсальные агрегатированные средства (в большинстве случаев
без учета особых требований каждого конкретного объекта), обеспе-
203
чивая возможность создания на базе этих средств вычислительных
информационных пли управляющих комплексов различных конфигура-
ций и назначений. Неотъемлемой принадлежностью вычислительных
средств является общее математическое обеспечение (см. гл. 10). Орга-
низации системного профиля на основании технологических особенно-
стей объекта обеспечивают создание из имеющихся средств вычисли-
тельных комплексов, предназначенных для контроля или управления
конкретным объектом пли рядом сходных по технологии объектов. За
рубежом эта стадия работ получила название «интеграции» системы.
В ходе ее часто практикуются сборка и лабораторные испытания
функционирования комплекса и его математического обеспечения. На
этой стадии создаются программы, обеспечивающие функционирование
комплекса как целого, отсутствующие в общем математическом обеспе-
чении (см. гл. 10). В ряде случаев эти организации вырабатывают
требования к необходимым новым техническим средствам или ж общему
математическому обеспечению. Наконец, организации технологического
профиля разрабатывают общие технические тербования к комплексу,
технологические алгоритмы, которые должен выполнять комплекс, непо-
средственную привязку комплекса к объекту.
В реальных условиях такая схема может нарушаться в отдельных
деталях. В качестве различных организаций могут выступать подраз-
деления одной и той же организации; один из этапов (особенно первый
и третий) может выполняться параллельно несколькими организация-
ми; некоторые программы функционирования или технологические про-
граммы могут становиться частью общего математического обеспече-
ния. Однако е общих чертах такая схема создает определенные
удобства и получила широкое распространение.
Хотя общие принципы использования ЭВМ для целей контроля и
управления одинаковы для АЭС с различными типами реакторов и
различными вычислительными машинами, ряд конкретных вопросов не
получил еще однозначного решения. К ним следует отнести организа-
цию взаимодействия операторов-технологов и ЭВМ, оптимальное рас-
пределение функций между ЭВМ, операторами и автономными
устройствами; способы резервирования вычислительных устройств; не-
обходимый объем технологических алгоритмов и программ.
Все многообразие функций, выполняемых.современными ЭВМ при
контроле и управлении атомными электростанциями, можно условно
разбить на четыре группы:
централизованный контроль непосредственно измеряемых пара-
метров;
вычисление и контроль косвенно определяемых показателей;
регистрация состояния объекта и системы управления;
управление объектом (выдача советов и непосредственное управ-
ление) .
Краткий обзор этих функций с некоторыми примерами приведен
в § 9-2—9-5.
9-2. ЦЕНТРАЛИЗОВАННЫЙ КОНТРОЛЬ
Основной функцией, осуществляемой всеми вычислительными си-
стемами, применяемыми в АСУ, является централизованный
сбор информации, который производится путем опроса анало-
говых и дискретных сигналов первичных приборов, подключенных
204
к ЭВМ через устройства связи с объектом (УСО). Сигналы аналоговых
первичных приборов с помощью аналого-цифровых преобразователей
(АЦП) превращаются в кодовые двоичные сигналы и заносятся в па-
мять машины, откуда они могут быть вызваны для обработки всеми
программами. Дискретные сигналы, задаваемые в зависимости от типа
первичного прибора изменениями тока, напряжения или электриче-
ского сопротивления, преобразуются во входных устройствах в стан-
дартные для данной ЭВМ сигналы и также заносятся в память маши-
ны. В современные ЭВМ вводится до 2000 и более аналоговых сигналов
и до 4000 дискретных.
Опрос аналоговых сигналов обычно производится периодически
с циклом от 1 до 10 с. В некоторых системах, учитывая ограниченную
скорость изменения многих параметров, все аналоговые параметры
разбивают на группы с различными циклами опроса (например, 1; 10
и 100 с); это позволяет экономить ресурс входных преобразователей
(если они выполняются контактными) и время машины. Другим спо-
собом экономии ресурса и времени является задание относительно
низкой скорости опроса большинства параметров в нормальных режи-
мах с увеличением ее для выделенной группы параметров в некоторых
(например, аварийных или при проведении специальных эксперимен-
тов) ситуациях.
Опрос дискретных (кодовых или логических) сигналов также осу-
ществляется периодически с циклом, обычно равным циклу опроса
аналоговых сигналов. Однако при этом отсутствует возможность опе-
ративно (за время около сотых долей секунды) реагировать на появле-
ние аварийных сигналов, что крайне важно для выполнения многих
задач в системе. Требуемое время реакции может быть достигнуто за
счет уменьшения времени опроса дискретных сигналов. При этом ре-
сурс работы входных коммутаторов не уменьшается, так как опрос
дискретных сигналов проводится бесконтактным методом, но непроиз-
водительно расходуется время машины. Более эффективным является
другое решение проблемы — присоединение части дискретных сигна-
лов к так называемым инициативным входам, имеющимся во многих
типах ЭВМ. Изменение состояния сигналов, присоединенных к этим
входам, вызывает быстрое (за время порядка нескольких сотых долей
секунды) прерывание одних и запуск других задач.
Простейшей формой выдачи собранной информации оператору
является представление информации по вызову. Вызов
осуществляется либо по адресному принципу, когда параметру (или
группе параметров) соответствует определенный цифровой или цифро-
буквенный код, набираемый на специальных наборных полях, либо по
предметному принципу, когда каждому параметру (или группе пара-
метров) соответствует свой орган вызова (кнопка), расположенный
на определенном месте мнемосхемы или снабженный соответствующей
надписью. Представление информации осуществляется на цифровых
или аналоговых показывающих приборах и на самопишущих аналого-
вых приборах; в последнее время для представления как цифровой,
так и аналоговой информации стали широко использоваться электрон-
но-лучевые индикаторы (ЭЛИ).
Более сложной, но и более эффективной функцией контроля, осо-
бенно массовых параметров, является представление предвари-
тельно отобранной информации. При осуществлении этой
функции ЭВМ по заданному ей критерию предварительно отбирает из
205
массива параметров массовых замеров те из них, которые являются
наиболее опасными. По требованию оператора ему выдаются эти све-
дения с указанием, в каких именно элементах оборудования (напри-
мер, тепловыделяющих сборках) достигаются наиболее опасные зна-
чения параметров. Такое представление существенно облегчает конт-
роль за состоянием объекта (не надо просматривать все массовые
параметры в поисках «узких мест»). Естественно, что при реализации
данной функции у оператора должна сохраняться возможность про-
смотреть все параметры, относящиеся к массовым замерам.
В условиях большого числа контролируемых на АЭС данных
важное значение приобретает функция сигнализации откло-
нений параметров. При выполнении этой функции периодиче-
ски происходит сравнение значений аналоговых параметров, замерен-
ных или рассчитанных, с допустимыми границами их изменений (устав-
ками). Значения этих уставок могут быть постоянными или изме-
няться автоматически в соответствии с режимами работы объекта.
Факт отклонения представляется оператору с помощью специальных
сигналов на мнемосхеме, подсветкой органов предметного вызова ин-
дивидуальных параметров, изменением цвета или "миганием парамет-
ров на экранах ЭЛИ. Сигнализация может быть индивидуальной, при
которой сигнализируется факт отклонения конкретного параметра, или
групповой, когда сигнализируется факт отклонения хотя бы одного из
параметров, относящихся к данному узлу или агрегату.
Так же как и при выполнении сигнализации традиционными сред-
ствами, световая сигнализация от ЭВМ должна сопровождаться зву-
ковой сигнализацией; предусматривается возможность квитирования
сигнализации оператором. Для исключения мигания сигнализации при
колебаниях параметров вблизи границ допустимых значений в про-
граммах сравнения с уставкой организуется «зона возврата». При
применении в качестве средства представления информации оператору
ЭЛИ сигнализация может осуществляться путем выдачи по инициативе
ЭВМ на экраны ЭЛИ значений отклонившихся параметров. Отклонив-
шиеся параметры выдаются индивидуально с указанием их адресов
(или наименований) или по группам. В последнем случае на экран
выдаются все параметры, характеризующие состояние агрегата, в ко-
тором произошло отклонение.
В последнее время прорабатываются методы активного воздейст-
вия оператора на уставки сигнализации. Оператор имеет возможность
изменять уставки сигнализации по блоку в целом или по интересую-
щему его узлу. При этом появляется возможность определить «узкие»
места в установке еще до того, как значения параметров выйдут за
допустимые границы.
Выполнение функции сигнализации с помощью ЭВМ принципиаль-
но не отличается от сигнализации, осуществляемой с помощью локаль-
ных средств. Однако наличие ЭВМ позволяет увеличить количество
сигнализируемых параметров, автоматически менять уставки сигнали-
зации, усовершенствовать способы сообщения оператору о фактах от-
клонений, а также сократить площадь оперативных панелей. Большим
преимуществом выполнения сигнализации с помощью ЭВМ является
гибкость системы: количество сигнализируемых параметров, форма
представления информации, величины уставок могут быть легко изме-
нены без переделки системы за счет смены программ ЭВМ.
206
9-3. ВЫЧИСЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАБОТЫ АЭС
Большое быстродействие и значительная емкость памяти современ-
ных ЭВМ, используемых в АСУ ТП, позволяют поручать им большие
объемы вычислений. При этом косвенным путем, на основании значе-
ний непосредственно замеряемых параметров, рассчитываются показа-
тели, которые либо вообще не могут быть определены с помощью
каких-либо приборов (к. п. д. блока и отдельных агрегатов, запасы до
кризиса кипения, допустимая мощность реактора, качество работы си-
стем автоматического регулирования), либо измерение которых вызы-
вает значительные технические трудности (энерговыделение в каждом
твэле, изотопный состав топлива во время кампании, паросодержание
в каналах, температурные напряжения в оборудовании). Знание этих
показателей позволяет интенсифицировать работу блока, повысить его
мощность или к. п. д., увеличить мобильность и т. д. Косвенно-опреде-
ляемые показатели на атомных электростанциях .можно разделить на
физические, теплофизические, теплотехнические и технико-экономи-
ческие.
Расчеты физических показателей позволяют определить
такие важные для правильной эксплуатации реактора параметры, как
распределение нейтронных полей различных энергетических групп,
энерговыделение в различных точках реактора, изотопный состав
в твэлах в период кампании. Вычисление этих показателей позволяет
оператору лучше представлять условия работы реактора, оптимизиро-
вать его поле энерговыделения, облегчает последующую радиохимиче-
скую переработку топлива.
Теплофизические расчеты служат для определения темпера-
турных условий работы твэлов, запасов до кризиса кипения в каналах,
паросодержания, гидравлических сопротивлений и расходов теплоноси-
теля. Оперативное вычисление этих параметров позволяет уменьшить
различного рода запасы, закладываемые в конструкцию реакторов,
которые составляют до 10% мощности. В частности, проведение таких
расчетов (с относительно большим циклом в несколько суток) для I
и II блока Белоярской АЭС позволило снизить погрешность определе-
ния полей энерговыделения в реакторе вдвое (до 3—4%). Отметим, что
уменьшение расчетных запасов на 2—3% на современных энергоблоках
позволит окупить затраты, связанные с установкой ЭВМ.
В результате теплотехнических расчетов получаются
показатели, характеризующие работу тепломеханического оборудования
АЭС. В частности, внутренний относительный к. п. д. турбины, рассчи-
тываемый на основании параметров пара на входе и выходе, позволяет
сделать заключение о состоянии ее проточной части; коэффициенты
теплопередачи, вычисленные по температурам и расходам сред в тепло-
обменниках,-— о наличии загрязнений поверхностей; количество тепла,
отводимого от насосов охлаждающей водой,— о состоянии их подшип-
ников; температурные напряжения, рассчитанные по данным о темпе-
ратуре теплоносителя вблизи рассматриваемого элемента конструк-
ции,— о допустимости скорости изменения параметров блока.
На основании этих характеристик делаются заключения о необхо-
димости изменения режима работы АЭС, планируются оптимальные
сроки ремонтов отдельных агрегатов.
Технико-экономические показатели, вычисляемые с по-
мощью ЭВМ, в основном совпадают с показателями, вычисляемыми
207
«вручную» в настоящее время на ТЭС и АЭС в соответствии с дейст-
вующими нормативными документами («форма 3-тех»), Они включают
данные о расходах тепла на выработку электроэнергии и другие нуж-
ды; к. и. д. брутто и нетто отдельных агрегатов, цехов и блока в целом;
учет нормативных коэффициентов снижения эффективности при измене-
нии внешних условий; учет потерь тепла и энергии при пусках, оста-
новах и простоях 'блока. При условии задания стоимости топлива вы-
числяется и себестоимость электроэнергии.
К технико-экономическим показателям относятся также накапли-
ваемые в памяти ЭВМ сведения о времени работы и нагрузке различ-
ных агрегатов АЭС.
Преимуществом выполнения этих функций с помощью ЭВМ явля-
ется большая частота расчетов (значения технико-экономических по-
казателей могут быть получены несколько раз в час), что дает воз-
можность оперативно .использовать данные, возможность хранения
больших массивов информации за длительные сроки (вплоть до всего
периода эксплуатации установки) с легким доступом к необходимым
данным. Косвенно определяемые показатели могут выдаваться опера-
тору периодически или по вызову, а также запоминаться в памяти
машины для последующего анализа. В случае, если выход рассчиты-
ваемой характеристики за допустимые пределы требует срочного вме-
шательства, отклонение может сигнализироваться так же, как и откло-
нения непосредственно измеряемых параметров.
Вычисление косвенно-определяемых параметров может быть ис-
пользовано для оптимизации статических режимов уста-
новки. Такая оптимизация может проводиться в соответствии с зара-
нее заданными режимными картами, в которых указаны значения па-
раметров, обеспечивающих получение максимального к. п. д. блока
или минимальной себестоимости электроэнергии. В других случаях
оптимум находится в результате проведения вариантных расчетов ре-
жима работы оборудования и выбора наилучшего варианта. Расчеты
последней группы могут проводиться в сочетании с известными в тео-
рии управления методами поиска экстремума от функции многих пе-
ременных, при которых экспериментально измеряется зависимость опти-
мизируемого критерия от регулирующего воздействия и делается за-
ключение об оптимальной .величине регулирующего воздействия.
Естественно, что значения оптимизируемых параметров определя-
ются в зависимости от ожидаемых режимов еще на стадии проекти-
рования АЭС и с той или иной степенью точности могут быть выдер-
жаны и без применения ЭВМ.. Однако использование ЭВМ позволяет
учесть значительно большее число факторов и, кроме того, исходить
из реальной ситуации, возникшей на АЭС (например, при оптимиза-
ции поля в реакторе могут быть учтены неплановые перегрузки топли-
ва, «зависание» отдельных органов регулирования и т. д.).
Определение косвенных показателей может также служить и це-
лям диагностики состояния технологического обору-
дования. Под диагностикой понимается определение первопричины
нарушения нормальной работы установки или ее отдельных агрегатов,
определение вероятного места появления неисправностей, а также сте-
пени опасности таких нарушений для дальнейшей эксплуатации уста-
новки. Во многих случаях такая информация не может быть получена
на основании показаний одного или нескольких приборов, а требуются
208
оперативный логический анализ целой совокупности параметров, а так-
же изучение истории развития процесса.
Примерами такого анализа могут служить упоминавшиеся ранее
расчеты по определению внутреннего относительного к. ш. д. турбины,
загрязнений в теплообменниках, выделяемого в подшипниках насосов
тепла. Вычисление массы теплоносителя в первом, замкнутом контуре
блока может выявить наличие неконтролируемых течей. Изучение зави-
симости выноса активности из реактора от мощности и времени дает
возможность определить характер разгерметизации твэлов, прогнози-
ровать дальнейшее изменение активности теплоносителя. Весьма пер-
спективным является участие ЭВМ в диагностике состояния активной,
зоны по шумам различных параметров. Эти методы интенсивно раз-
рабатываются в настоящее время.
Перечисленные способы диагностики относятся к пассивным, так
как они не требуют нанесения специальных тестовых воздействий на
объект. В некоторых случаях /пассивные способы дополняются актив-
ными. В частности, для локализации места выхода активности в тепло-
носитель ЭВМ может выдавать команды на регулирующие органы
реактора (или советы оператору о перемещении регулирующих стерж-
ней) для направленной деформации поля энерговыделення в реакторе.
Анализ корреляции между деформацией поля энерговыделения и актив-
ностью теплоносителя позволяет определить вероятное положение де-
фектного твэла.
Сложность современных АСУ ТП — большое количество контроли-
руемых параметров, объектов управления, контуров регулирования —
выдвигает необходимость контроля с помощью ЭВМ состояния самой,
системы управления. Отчасти эта задача решается аппаратурными
средствами, заложенными в конструкции ЭВМ и ее устройств связи
с объектом, а также путем применения специальных нормирующих
преобразователей, исправность которых может быть проверена ЭВМ.
подачей на них специальной команды и измерением выдаваемого при
этом преобразователями сигнала. Однако исправность многих
устройств не может быть проконтролирована существующими аппара-
турными методами, в то же время имеется возможность проверки их
исправности путем использования функциональной избыточности су-
ществующих систем управления.
Анализ точек замеров, установленных на технологическом обору-
довании, показывает, что между показаниями многих из них сущест-
вует определенная связь. Так, должны быть близки друг к другу по-
казания термопар, установленных на выходе из реактора в различных
петлях; показания термопар, измеряющих температуру пара на выхо-
де из парогенератора и на входе в турбину. Эти зависимости могут
быть заранее вычислены и введены в машину. В случае; если в про-
цессе работы АЭС по какой-либо группе такая зависимость не будет
выполняться, это означает, что по крайней мере один из параметров,
входящих в группу, дает неверные показания. Использование функцио-
нальной избыточности упрощается для параметров, которые по сооб-
ражениям повышения надежности дублируются и вводятся в ЭВМ по
независимым каналам. Сравнение информации, полученной по незави-
симым каналам, позволяет судить об исправности каналов измерения.
При наличии на объекте большого количества контуров регулиро-
вания целесообразно поручить ЭВМ функции контроля их работы. Для
этого используется информация о регулируемых параметрах и поло-
14—831
209'
жении регулирующих органов. С помощью ЭВМ. могут быть диагности-
рованы как 'постепенные отказы (изменения заданных значений регули-
руемых величин или параметров настроек), так и внезапные (прекраще-
ние движения регулирующих органов или движение их в сторону,
усугубляющую отклонение регулируемой величины). При выявлении
постепенных отказов этот факт сообщается оператору, а при выявле-
нии внезапного отказа ЭВМ, кроме того, отключает неисправный
контур.
Результаты диагностических расчетов по технологическому обору-
дованию и системе управления регистрируются на печатающих устрой-
ствах. В случае, если необходимо срочное вмешательство оператора,
предусматривается сигнализация. Развитая диагностика, осуществляе-
мая ЭВМ, позволяет в ряде случаев предотвратить аварии, облегчить
их последствия или сократить время ремонта оборудования за счет
указания конкретных причин неисправности.
Вычисление косвенно-определяемых показателей служит также
для прогнозирования работы АЭС. При этом ЭВМ на основании ана-
лиза режима работы АЭС может заранее рассчитать возможность на-
ступления той или мной нежелательной ситуации и сообщить об этом
оператору. Прогнозы могут также выдаваться в режиме диалога, ког-
да оператор сообщает ЭВМ о воздействиях на объект, которые он
желает провести, и получает от нее информацию об ожидаемом при
этом изменении параметров или допустимости такого режима.
9-4. РЕГИСТРАЦИЯ СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТА И СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
В современных ЭВМ для систем управления технологическими
процессами получили распространение следующие способы регистрации
информации о непосредственно измеряемых и вычисляемых параметрах:
регистрация параметров в аналоговой форме (на лентах самопишу-
щих приборов);
запись в оперативные запоминающие устройства (ОЗУ);
запись на носители внешних запоминающих устройств (ВЗУ) —
магнитные лепты, диски, перфоленты;
регистрация на печатающих машинках.
Очевидно, что только первый и последний способы доступны для
непосредственного восприятия оператором; информация, записанная
вторым и третьим способом, для восприятия оператором должна быть
переведена в доступную форму.
По функциональному признаку можно выделить следующие задачи
регистрации:
периодическая регистрация;
регистрация по вызову;
регистрация отклонений;
регистрация результатов диагностических программ;
регистрация действий оператора;
регистрация предаварийных и аварийных ситуаций;
регистрация истории установки.
В зависимости от характера задачи каждая из них может исполь-
зовать регистрацию информации на одном или нескольких носителях.
Периодическая регистрация осуществляется путем пе-
чати на печатающих устройствах через заданные интервалы времени
величин непосредственно и косвенно-определяемых параметров. Все
210
регистрируемые параметры могут быть разбиты на ряд групп, каждая
из которых печатается со своим циклом. В первых системах существо-
вала тенденция к увеличению количества регистрируемых параметров
и уменьшению циклов печати (до 30—15 мин). Практика показала, что
большие объемы периодической регистрации излишни, и она заменяет-
ся другими способами регистрации. В настоящее время оптимальную
величину цикла печати нельзя считать установленной, однако обычно
принимаются длительные циклы (вплоть до 1 раза в смену). Для кос-
венно-определяемых параметров, вычисляемых реже 1 раза в смену
(например, суточные, месячные показатели), цикл их печати соответст-
венно увеличивается. Количество периодически регистрируемых пара-
метров также принимается не слишком большим и охватывает в ос-
новном технико-экономические показатели и основные параметры, ха-
рактеризующие работу АЭС.
Информация о непосредственно измеряемых параметрах выводится
на печать из ОЗУ. Результаты вычислений могут записываться в ВЗУ
в массивы, к которым в нужные моменты времени обращаются про-
граммы печати.
При выводе информации на печать на бланках печати должны
быть указаны время замера, а также .какой именно параметр печата-
ется. Указание параметра может быть осуществлено адресным спосо-
бом, при котором .в одной строке печатаются условные адреса пара-
метров, а под ними — величины параметров (табл. 9-1).
Таблица 9-1.
Бланк адресной периодической печати
1432 2432 3432 4432 5432 6432 1017 2017 3017 4017 5017 6017
10.09 449.5 452.4 448.3 447.6 448.6 450.7 218.7 253.9 257.5 258.4 257.2 267.7
1432 2432 3432 4432 5432 6432 1017 2017 3017 4017 5017 6017
10.14 450.2 453.0 44Э.6 447.9 449.2 451.0 238.5 219.9 258.0 218.5 237.1 2S8.0
Такой способ не требует сложных программ печати, но затрудняет
расшифровку записей (необходимо запоминать значения адресов или
обращаться к справочникам). Более удобной с технологической точки
зрения является натуральная форма обозначений, когда каждому па-
раметру предпосылаются его наименование и размерность (табл. 9-2).
Таблица 9-2'
Бланк технологической периодической печати
ПАРОГЕНЕРАТОР № 3
СРЕДНИЕ ПАРАМЕТРЫ 12 Ч 00 МИН — 14 Ч 00 МИН
РАСХОД ПАРА Т/Ч 448.3
ДАВЛЕНИЕ ПАРА АТА 46.5
УРОВЕНЬ ММ —62.4
РАСХОД ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ Т/Ч 6495
Т-РА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ НА ВХОДЕ ГРАД 298.2
Т-РА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ НА ВЫХОДЕ ГРАД 269.8
В этом случае параметры удобно группировать по признаку принад-
лежности к определенному технологическому узлу, для которого печа-
таются результаты замеров, состояние запорных и регулирующих
органов и механизмов собственных нужд и в необходимых случаях
вычисленные параметры (печать технологических бланков). Такая
форма печати требует более сложных программ, а также хранения
больших объемов информации (наименований параметров), запоми-
нать которые целесообразно в ВЗУ (на дисках).
14* 211
Периодическую печать массовых параметров, относящихся к ка-
налам реактора (расходов, температур, мощностей), целесообразно осу-
ществлять в виде картограмм, в которых положение .каждого пара-
метра соответствует положению данного канала на поперечном разрезе
реактора (табл. 9-3). Программы печати картограмм также хранятся
в ВЗУ (на дисках).
Таблица 9-3
Бланк печати картограмм (температура теплоносителя
на выходе из кассет реактора)
13 Ч 17 МИН ТЕМПЕРАТУРА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
267.5 269.6 270.9 272.1
268.6 272.1 271.9 280.0 294.5 278.7 281.1
265.3 270.9 272.1 280.0 290.1 300.3 295.6 281.1 280.2 275.4
270.9 282.2 281.1 275.4 300.3 302.5 302.4 298.9 295.6 293.4 291.3
261.9 264.2 280.3 280.5 304.6 303.7 303.5 304.4 295.6 284.4 281.1 275.4
260.8 265.3 295.6 300.3 306.9 306.8 310.0 309.2 305.8 290.1 282.2 277.6 275.4
259.3 280.4 290.6 305.2 315.5 312.1 308.0 309.8 305.7 300.9 290.2 287.4
264.1 265.7 290.5 300.6 305.9 308.1 307.6 308.3 307.9 303.1 297.0 290.1 275.3
264.4 264.9 272.8 278.3 287.4 292.6 306.5 303.1 300.8 290.4 279.6 268.2
268.3 269.1 271.8 275.6 285.7 290.9 299.2 301 7 298.2 297.4 275.6 270.5 268.8
269.6 270.2 270.3 277.7 282.2 289.9 292.3 295.6 291.2 273.8 267.3 263.6
268-3 271.3 272.4 273.5 275.6 281.2 289.8 271.5 265-5 268.3 259.2
265.6 270.4 275.1 280.9 282.3 272.8 268.9 261.0 260.3 258.2
264.6 268.1 270.5 272.3 265.5 261.4 257.9
267.4 266.9 267.1 265.2
В некоторых ЭВМ параметры, отклонившиеся от допустимых зна-
чений,при периодической печати выделяются цветом (обычно красным).
Другой вид регистрации — регистрация по вызову опера-
тора. Она применяется при необходимости подробно ознакомиться
с состоянием какого-либо технологического узла в режимах наладки,
пуска, останова, в экспериментальных целях, при появлении данных
о нарушениях режима. Может осуществляться вызов одиночных пара-
метров пли групп параметров (технологических бланков, аналогичных
используемым при периодической печати). Для вызова параметра или
групп параметров в ЭВМ обычно с клавиатуры печатающего устройст-
ва вводится соответствующий код. Для вызова одиночного параметра
таким кодом может являться его адрес в ОЗУ. Печать массовых пара-
метров, относящихся к каналам реактора, как и в случае периодической
печати, осуществляется в виде картограмм.
Используется однократная и многократная печать по вызову.
В последнем случае задаются цикл печати и требуемое количество
циклов. Отличие многократной печати по вызову от периодической за-
ключается в том, что объемы и циклы печати определяются операто-
ром-технологом. Как и в случае периодической печати, отклонившиеся
параметры могут выделяться цветом печати.
Во многих системах ЭВМ осуществляют также функции регист-
рации отклонений параметров. При этом периодически
(с интервалом от одной до нескольких минут) машина проверяет на-
личие отклонений у параметров и печатает время, код отклонившегося
параметра, его величину, знак отклонения и в некоторых системах
величину уставки или величину превышения уставки. При большом
количестве параметров, у которых определяются отклонения, програм-
мы печати составляются таким образом, что они выводят не все пара-
метры, а в соответствии с заранее заданным машине списком. Про-
212
граммы печати отклонении относительно просты и могут храниться
в ОЗУ ЭВМ.
Для удобства анализов результатов функции периодической печа-
ти, печати по вызову и печати отклонений целесообразно передавать
различным печатающим устройствам. Бели предполагается, что напе-
чатанные данные будут использоваться оперативным персоналом, эти
устройства обычно располагаются вблизи рабочих мест, а для сниже-
ния уровня шума принимаются меры по звукоизоляции печатающих
устройств. Печать параметров, выводимых с большим циклом (смена
и более), может осуществляться на устройствах, расположенных вне
оперативных помещений щитов управления. Печать картограмм из-за
требуемого для лих широкого формата и значительного объема вывода
информации на печать может выполняться на специальных устройст-
вах широкой печати, также располагаемых вне оперативных помеще-
ний щитов управления.
Для сообщения персоналу АЭС данных о состояниях технологиче-
ского оборудования и системы управления служит регистрация
результатов диагностических программ. Программы
этой печати включаются в случае, если диагностические программы
обнаруживают нарушения в работе технологического оборудования или
системы управления. Так как необходимость в этой печати возникает
относительно редко, для ее осуществления могут использоваться пе-
чатающие устройства, одновременно предназначаемые и для других
целей, например печати отклонений.
Регистрация действий оператора заключается в запи-
си в запоминающие устройства ЭВМ информации о воздействии опера-
тора на запорные и регулирующие органы, механизмы собственных
нужд и другие объекты управления. Эта информация первоначально
записывается в ОЗУ, а оттуда периодически переносится в ВЗУ, где
хранится в течение заданного времени (смена, сутки и более). При
необходимости она извлекается из ВЗУ на печать с помощью специ-
альных программ, которые позволяют получить картину действий опе-
ратора за определенный период времени.
Одной из важнейших функций ЭВМ является регистрация
п р ед а'в а р и йн ы х и аварийных ситуаций. Необходимость
такой регистрации вызывается тем, что традиционные методы регист-
рации и сигнализации параметров в аварийных ситуациях далеко не
всегда позволяют определить первопричину аварий, проанализировать
правильность действий персонала и работы аварийных защит. Значи-
тельный интерес представляет изучение поведения технологических па-
раметров в течение некоторого времени (несколько минут) до начала
аварийной ситуации, т. е. срабатывания первой аварийной защиты.
Такое изучение может быть проведено по лентам самопишущих прибо-
ров, однако количество регистрируемых таким образом параметров,
как правило, ограничено. Поведение параметров после срабатывания
защит не может быть восстановлено с необходимой точностью по пока-
заниям самопишущих приборов из-за низкой скорости движения ленты
в них. Кроме того, при этом невозможны анализ последовательности
срабатывания защит и их синхронизация с изменением параметров.
Изучение аварийных ситуаций в полном объеме значительно упро-
щается при использовании для регистрации информации ЭВМ. Для вос-
становления предыстории производится постоянная запись в ЗУ ма-
шины параметров по определенному списку с заданным циклом. Цикл
213
записи обычно устанавливается от 10 до 60 с. Количество запоминае-
мых параметров (п) колеблется в различных системах от 100 до 500;
как правило, запоминаются параметры, вызывающие срабатывание
аварийной защиты или определяющие поведение таких параметров.
Время, в течение которого запоминается предыстория, устанавливает-
ся в зависимости от динамических характеристик объекта обычно от 10
до 20 мин. Запись в память осуществляется по «кольцевому» принципу,
т. е. каждый новый массив параметров, замеряемый в текущий момент
времени, записывается на место самого «старого» массива, зарегистри-
рованного Гмакс времени тому назад. Количество запоминаемых зна-
чений М=(ТМакс/Тц+ 1)п велико, и хранение их в ОЗУ нецелесообраз-
но. Поэтому прибегают либо к специальным способам «сжатия» ин-
формации, либо к хранению ее в ВЗУ, что возможно благодаря доста-
точной надежности и быстродействию современных ВЗУ.
При появлении аварийного сигнала программа регистрации пред-
ыстории прекращает работу, стирание «старой» информации приоста-
навливается, и включаются программы регистрации аварийной ситуа-
ции. Производится запись в специально отведенные массивы ОЗУ зна-
чений параметров с частотой, более -высокой, чем при регистрации
предыстории, по специальным спискам. В зависимости от характера
аварии (например, остановка блока в целом или отключение петли)
эти списки могут различаться. Одновременно регистрируются положе-
ние запорных и регулирующих органов, моменты срабатывания ава-
рийных защит и блокировок, а также действия оператора. К точности
фиксации времени и последовательности срабатывания защит и блоки-
ровок предъявляются особенно высокие требования. Разрешающее,
время фиксации срабатывания защит в современных системах около
0,1 с, т. е. срабатывания, отделенные большим временем, фиксируются
в правильной последовательности. Для обеспечения быстрого (около
0,1 с) включения программ регистрации при возникновении аварийных
ситуаций, а также высокой разрешающей способности необходимо либо
опрашивать дискретные первичные приборы, сигнализирующие об этих
событиях, с высокой частотой (5—10 тыс. точек/с), либо вводить эти
сигналы в ЭВМ как инициативные.
Зарегистрированная информация может быть выведена на печать,
при этом печатается предыстория (изменение параметров с циклом Тц
за время 7м;1Кс до прихода аварийного сигнала), а затем история ава-
рийной ситуации. Поскольку параметры предварительно фиксируются
в ЗУ, время печати может быть значительно больше времени развития
аварийного процесса и не лимитирует количества представляемой
информации.
На головных энергоблоках, где обычно проводится большой ком-
плекс работ по исследованию статических и динамических режимов
работы установки, ’возникает необходимость регистрировать информа-
цию о значениях параметров за длительный отрезок времени, вплоть
до всего периода работы системы. Так, в частности, решена задача
регистрации предаварийных состояний в системе «Скала» первого бло-
ка ЛАЭС.
В этой системе все регистрируемые параметры по степени важно-
сти и скоростям изменения были разбиты на три группы с периодами
регистрации 10 с, 5 мин и 30 мин. Предусматривается уменьшение
цикла опроса параметров первой группы до 2 с в течение 10 мин по
сигналу срабатывания аварийной защиты. Для уменьшения влияния
214
помех в каждом цикле предусмотрены многократный опрос параметра
и фиксация его усредненного значения. .Полученная таким образом
информация регистрируется в течение 6 ч в ОЗУ, а затем переписыва-
ется на магнитную ленту. Предусмотрена внеочередная запись на маг-
нитную ленту в случае переполнения ОЗУ.
Для уменьшения общего объема накапливаемой информации пре-
дусмотрен следующий метод квазиобратимого сжатия текущей инфор-
мации. За каждый цикл регистрации проводится проверка изменения
полученных осредпенных значений и размаха параметра за время
осреднения, и при превышении этими величинами допустимых значений
фиксируются их величина и время опроса.
Для помощи оператору в принятии оперативных решений по
управлению в аварийных ситуациях в некоторых системах (например,
на английских АЭС с газоохлаждаемыми- реакторами) основные пара-
метры, характеризующие аварийный процесс, сообщаются оператору
на экране специально выделенного электронно-лучевого индикатора.
При этом на экране немедленно появляются сообщения о происшедших
событиях. После того как экран заполняется, его содержимое запоми-
нается в памяти ЭВМ, а запись событий начинается на следующую
«страницу», выводимую в данный момент на экран ЭЛИ. Всего запоми-
нается таким образом до 450 событий. Оператор имеет возможность
«перелистывать» страницы назад и вперед, т. е. просматривать те со-
бытия, которые его в данный момент интересуют.
На атомных станциях, особенно на головных блоках, большое зна-
чение имеет регистрация истории установки. Она заключается в записи
в ВЗУ (на диски или ленты) сведений о числе часов и режимах рабо-
ты того или иного агрегата блока и позволяет делать заключения об
их работоспособности, планировать сроки осмотров и планово-преду-
предительных ремонтов и т. д. Особенно эффективна такая функция
для анализа работы массовых элементов —тепловыделяющих сборок.
При этом для каждого элемента фиксируются время его работы на
том или ином уровне мощности, энерговыработка, параметры теплоно-
сителя (температура, расход). Сведения о каждом элементе могут
выводиться на печать.
9-5. УПРАВЛЕНИЕ
Управление с помощью ЭВМ может реализовываться выдачей со-
ветов оператору, воздействием ЭВМ на системы управления низших
иерархических уровней или непосредственно на исполнительные органы.
Управление путем выдачи советов оператору по срав-
нению с прямым управлением позволяет уменьшить вероятность лож-
ных операций на объект из-за сбоев или неисправностей ЭВМ, так как
решения ЭВМ проверяются оператором. Такой способ предпочтитель-
нее на первых этапах .внедрения ЭВМ, когда еще нет полной уверен-
ности в надежности технических средств и математического обеспечения.
Однако в этом случае ограничивается скорость проведения операций
на объекте, а также возникает возможность неправильных операций
из-за ошибок оператора при выполнении советов. Рассмотрим способы
•и формы выдачи советов.
Одной из распространенных форм советов являются инструк-
ции по ведению переходных режимов. Такие советы мо-
гут выдаваться, когда решение об изменении режима принимает опе-
ратор или когда изменение режима происходит вследствие срабатыва-
215
ния аварийных защит и блокировок. В первом случае оператор должен
с пульта (с клавиатуры электронно-лучевого индикатора или печатаю-
щего устройства) сообщить ЭВМ о необходимости провести то или
иное изменение режима объекта, чем запускает соответствующую про-
грамму. Во втором — программа запускается автоматически при 'полу-
чении машиной сигнала о срабатывании защит. Программа выдачи
инструкций анализирует состояние объекта и определяет, какие опера-
ции необходимо провести для перевода объекта в заданное состояние.
Советы выдаются на экранах электронно-лучевых индикаторов, на пе-
чатающих устройствах (советы, не требующие срочной реакции опера-
тора) или путем подсветки табло с заранее нанесенным текстом.
Другой формой выдачи сонетов является проведение опера-
ций под контролем машины, когда оператор запрашивает
ЭВМ о допустимости воздействия на указанный им запорный орган
или механизм собственных нужд. Получив запрос, ЭВМ анализирует
состояние объекта и разрешает или запрещает проведение операций.
При запрете ЭВМ сообщает причины запрета.
В виде советов могут также выдаваться и рассчитанные ЭВМ све-
дения об изменениях режима, необходимых для оптимизации работы
установки.
Как программы выработки советов, так и тексты советов, выда-
ваемые на электронно-лучевые индикаторы, занимают значительные
объемы памяти. Учитывая, что одновременно работает небольшое чис-
ло этих программ, их целесообразно хранить в ВЗУ, вызывая в ОЗУ
программы, необходимые в настоящий момент.
По мере накопления опыта эксплуатации ЭВМ, повышения их на-
дежности и совершенствования математического обеспечения машинам
поручается все более широкий круг функций по непосредствен-
ному управлению объектом. Оно осуществляется путем:
изменения задания локальным регуляторам;
изменения состояния механизмов собственных нужд;
изменения положения регулирующих органов;
изменения состояния запорных органов;
выдачи команд в локальные устройства автоматического управле-
ния (устройства функционально-группового управления);
выбора регулирующих органов реактора, управляемых регулято-
ром мощности;
воздействия па органы аварийной защиты.
При управлении с помощью ЭВМ в режимах с мало меняющейся
мощностью, когда не требуется изменения состояния запорных органов
и механизмов собственных нужд, работа ЭВМ аналогична работе си-
стемы автоматического регулирования, 'выполненной на локальных
регуляторах. Регулирование с помощью ЭВМ позволяет улучшить ка-
чество работы системы за счет совершенствования алгоритмов управ-
ления (изменения параметров настроек и алгоритмической структуры
системы в зависимости от режима работы объекта, реализации много-
связных систем) без усложнения схемы и применяемых технических
средств, т. е. без снижения надежности системы. Надежность совре-
менных средств вычислительной техники такова, что реализация зако-
нов регулирования с помощью ЭВМ оказывается не менее надежной,
чем при использовании локальных регуляторов, что и объясняет исклю-
чение локальных регуляторов в некоторых современных системах.
Однако следует иметь в виду, что при отказе одного из локальных
216
регуляторов выходит из строя только один (или несколько) контур
регулирования, и оператор легко может взять на себя функции управ-
ления. При выходе из строя ЭВМ отказывают одновременно все кон-
туры, и ручное управление будет затруднено, что может повлечь за
•собой необходимость остановки блока. Поэтому передача функций ре-
гулирования ЭВМ возможна, если наработка на отказ вычислительной
системы, применяемой на объекте, превосходит несколько тысяч часов.
Весьма перспективным является использование ЭВМ для управле-
ния установкой при глубоких изменениях режима — пусках, остановах,
отключении и включении петель, значительных изменениях мощности.
Для этого используются алгоритмы, аналогичные алгоритмам выработ-
ки советов, но решения о необходимости проведения операций, полу-
чаемые на основании анализа ситуации на объекте, передаются непо-
средственно управляющим органам и механизмам собственных нужд.
Кроме того, в этих режимах необходимо и регулирование параметров,
которое может осуществляться ЭВМ путем воздействия на регулирую-
щие органы или с использованием локальных регуляторов. В послед-
нем случае ЭВМ используется для изменения задания регуляторам и
для переключений в схемах регулирования.
Запуск программ автоматического управления при проведении
плановых операций осуществляется оператором. Программы проведения
экстренных операций запускаются автоматически после получения
ЭВМ аварийного сигнала.
В некоторых системах управления ЭВМ передаются функции вы-
работки аварийного сигнала и воздействия па органы защиты, чаще
всего по массовым параметрам (поканального контроля реактора). При
•отказе ЭВМ мощность реактора снижается оператором до уровня, при
котором аварийные отклонения параметров маловероятны.
Алгоритмы управления, связанные с изменениями в технологиче-
ской схеме, обычно имеют «шаговую» структуру. Весь процесс пере-
вода объекта из одного состояния в другое разбивается на ряд этапов
(шагов). Окончание каждого шага характеризуется определенным со-
стоянием запорных органов и механизмов собственных нужд, значе-
ниями измеряемых аналоговых сигналов и рассчитываемых параметров,
а также временем, прошедшим с начала шага. После завершения шага
выдаются команды на переход к следующему шагу, т. е. производятся
переключения в технологической схеме, изменяются уставки регулято-
рам и т. д. Алгоритмы осуществляют непрерывный .контроль за пра-
вильностью исполнения команд объектом: если за заданное время после
подачи команды на изменение состояния задвижки (насоса) не посту-
пает сигнал об их переходе в новое состояние или если через заданное
время после начала шага параметры не достигли необходимых значе-
ний, ЭВМ делает вывод о нарушениях в |работе объекта, приостанавли-
вает работу программы управления и сообщает об этом оператору.
Непосредственное управление с помощью ЭВМ используется и для
оптимизации статических режимов установки.
Внедрение непосредственного управления с помощью ЭВМ способ-
ствует ускорению проведения операций, это особенно важно при боль-
шом удельном весе мощности АЭС в энергосистеме.
Передача .воздействий от ЭВМ к объекту осуществляется кодовы-
ми, импульсными и аналоговыми сигналами. В зависимости от типа
ЭВМ и характеристик управляемых устройств сигналы отличаются по
217
своим электрическим параметрам; кодовые сигналы могут выдаваться
контактными или бесконтактными устройствами.
Для управления запорными органами и механизмами собственных
нужд обычно используются кодовые контактные или бесконтактные
сигналы.
Для управления регулирующими органами (мы рассматриваем
наиболее распространенные органы с двигателями постоянной скоро-
сти) необходимо, помимо задания направления движения, задавать и
время перемещения. Это может быть осуществлено кодовыми сигна-
лами, но требует частого обращения к программам управления, так как
в некоторых случаях для .получения необходимой точности установки
регулирующего органа размыкание контакта необходимо производить
через 0,1—0,2 с после его замыкания. Такая частота обращения к про-
граммам не может быть выполнена в некоторых системах математиче-
ского обеспечения и во всяком случае сильно загружает процессор.
Поэтому для управления регулирующими органами предпочтительнее
использовать устройства импульсного управления. После подачи сигна-
ла от ЭВМ они остаются замкнутыми в течение определенного задан-
ного для каждого устройства времени п затем размыкаются без вме-
шательства процессора. Это позволяет без загрузки процессора
получать сигналы какой угодно малой длительности и добиваться
требуемого перемещения регулирующих органов. Отметим, что при этом
снижается эффективная скорость перемещения pci \ пирующего органа,
которая равна:
V —
эф г макс т t
1 ц
где Вмакс — скорость перемещения органа при постоянном сигнале;
Тц — длительность импульса; Тц — цикл обращения к программе управ-
ления. При Тц^>Тп снижение эффективной скорости существенно и
должно учитываться при разработке алгоритмов управления, особенно
в аварийных ситуациях.
Существуют устройства импульсного управления, длительность им-
пульса в которых устанавливается программой (так называемые пре-
образователи код—время). Однако они сложны и не получили широ-
кого распространения.
В некоторых случаях (выдача задания регуляторам, управление
регулирующими органами, снабженными следящей системой) необхо-
дима выдача из ЭВМ аналогового сигнала. Для этой цели служат
цифро-аналоговые преобразователи, преобразующие двоичный код
в аналоговый сигнал тока или напряжения. Иногда для этой цели
используется интегратор локальной системы регулирования, на вход
которого подается кодовый или импульсный сигнал.
При наличии в системе управления локальных устройств автома-
тического управления, управляющих группами органов и механизмов,
собственных нужд, ЭВМ не передает сигналов непосредственно ко всем
объектам управления, а подает сигналы о включении (или выключе-
нии) той или иной функциональной группы. Конкретное выполнение
алгоритмов запуска группы осуществляют локальные устройства, а ко-
ординацию работы различных групп обеспечивает ЭВМ. Разделение
задач между ЭВМ и локальными устройствами, управляющими функ-
циональными группами, представляет собой сложную технико-эконо-
мическую задачу, однозначного решения которой в настоящий (момент
еще не найдено.
218
S-6. СТРУКТУРА ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ КОМПЛЕКСОВ.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ РАБОТЫ ЭВМ
Быстродействие, объемы памяти современных ЭВМ, характеристи-
ки их устройств .ввода — вывода позволяют поручить им практически
все функции по контролю и управлению технологическими объектами.
Однако передача ЭВМ как управляющих, так и информационных функ-
ций (В значительной степени ограничивается соображениями надежно-
сти. Несмотря на большие успехи, достигнутые в последнее время
в повышении надежности средств вычислительной техники, время на-
работки на отказ современных вычислительных .машин (около несколь-
ких сотен часов) недостаточно для выполнения всех функций в АСУ.
Поэтому при разработке АСУ применяются методы, обеспечивающие
создание надежных систем из ненадежных элементов: использование
функциональной избыточности, резервирование, непрерывный самокон-
троль с автоматическим вводом резерва. Требование обеспечения на-
Рис. 9-1. Структура вычислительных комплексов,
и — двухпроцессорный; б — двухмашинный.
дсжности выполнения каждой из основных функций ЭВМ (вычислений,
ввода и вывода информации, выдачи управляющих сигналов) находит
свое отражение в общей структуре вычислительного комплекса.
Для повышения надежности вычислений в современных ЭВМ при-
меняется резервирование. Такое резервирование .может быть выполне-
но путем создания многопроцессорных или многомашинных систем.
Различие этих схем 'иллюстрирует рис. 9-1.
На рис. 9-1,а показана двухпроцессорная схема, характеризую-
щаяся тем, что два процессора Пр1, Пр2 подключены к общей шине
ввода — вывода Ш1 и шине памяти Ш2. К Ш2 подключены оператив-
ные запоминающие устройства ОЗУ, а к шине Ш1 — устройства связи
с объектом У СО, устройства ввода — вывода УВВ, внешние запоми-
нающие устройства ВЗУ. В такой схеме любой процессор может обра-
титься к любому ОЗУ или внешнему устройству. Математическое
обеспечение составлено таким образом, что каждая задача может ре-
шаться как Пр1, так и Пр2. При завершении процессором одной зада-
чи он начинает решать следующую по очереди. Один блок (или не-
сколько блоков) ОЗУ выделяется в резерв и при исправности всех
219
блоков в работе не участвует. При отказе рабочего блока ОЗУ спе-
циальными .программами осуществляется запись в резервный блок не-
обходимой информации, и система продолжает функционировать
с прежней производительностью. При отказе одного из процессоров
оставшийся процессор продолжает решение задач, ранее выполняв-
шихся как Пр1, так и Пр2. Поскольку процессоры могут обращаться
к любому внешнему запоминающему устройству, отказ ВЗУ в случае,
если предусмотрено дублирование информации в них, также не приво-
дит к отказу вычислительной функции. Таким образом, в двухпроцес-
сорной системе отказ многих устройств не снижает (или снижает не-
значительно) производительность комплекса. Однако наличие общих,
хотя и высоконадежных, элементов (шин Ш1 и Ш2) делает вероятным
одновременный отказ всего комплекса с полной потерей функций.
Этого недостатка лишена двухма-
Рис. 9-2. Сравнение коэффициен-
тов готовности вычислительных
комплексов.
------— двухпроцессорный;-------—
двухмашинный.
шинная схема (рис. 9-1,6), состоящая из
двух независимых вычислительных ма-
шин, каждая из которых имеет свои опе-
ративные и внешние запоминающие
устройства. Устройства связи с объек-
том, а также устройства ввода — вывода
могут подключаться к любой ;из машин
через устройства переключения УП. Кро-
ме тою, машины могут иметь индивиду-
альные устройства ввода — вывода и свя-
зи с объектом. При отказе одного из
устройств, необходимых для вычислений
(например, процессора или ОЗУ), неис-
правная машина полностью отключается,
и все необходимые задачи решаются
оставшейся в работе машиной. При этом
переключаемые внешние устройства
(УВВ и УСО) подключаются к исправной машине. В случае, если про-
изводительность одной машины недостаточна для решения всех необ-
ходимых задач, некоторые неоперативные задачи задерживаются до
восстановления нормальной работы комплекса.
Таким образом, в многомашинной схеме полная потеря функции
вычислений может произойти только при одновременном отказе обеих
машин; хотя отказ каждой машины является событием более вероят-
ным, чем отказ общих устройств многопроцессорной схемы, общее вре-
мя наработки на отказ по функции вычислений в двухмашинной си-
стеме больше.
Различие в характере отказов вычислительной функции двухпро-
цессорной и двухмашинной систем иллюстрирует график на рис. 9-2.
На оси абсцисс показано изменение коэффициента готовности Лг (для
наглядности отложена величина log [1—Лг]), а на оси ординат—про-
цент выполняемых вычислительных функций ф (доля решаемых задач
с учетом их сложности). Видно, что отказы отдельных устройств
в двухмашинном комплексе приводят к большему снижению доли вы-
полняемых функций, однако минимальный объем выполняемых функ-
ций у двухмашинного комплекса характеризуется большим коэффи-
циентом готовности. Поскольку общая производительность за длитель-
ный промежуток времени у двухпроцессорных комплексов выше, они
предпочтительнее для управляющих машин, используемых в АСУ П,
220
кратковременная остановка которых не приводит к большим экономи-
ческим потерям.
В АСУ ТП большее 'распространение получили двухмашинные ком-
плексы, однако дальнейшее развитие вычислительной техники, в част-
ности разработка структур с отключаемыми и резервируемыми общими
элементами, может сделать многопроцессорные системы применимыми
и в АСУ ТП.
На рис. 9-3 показаны различные варианты структур многомашин-
ных комплексов, применяемые для контроля управления АЭС.
На рис. 9-3,о изображена схема «две машины на один блок».
Устройство связи с объектом УСО через устройства переключения УГГ
может быть подключено к любой ЭВМ. Резервная машина может на-
ходиться в «горячем» резерве, будучи загружена только диагностиче-
скими программами. Однако это, очевидно, нецелесообразно, и обычно
резервная машина находится в состоянии «нагруженного» резерва, вы-
полняя неоперативные расчеты с большими периодами запуска, задерж-
ка выполнения которых на время устранения неисправности комплекса
не приводит к существенным экономическим потерям. Такими расчета-
ми могут быть неоперативные расчеты полей энерговыделения, расчеты
изотопного состава, различного рода технико-экономические расчеты
и т. д. При такой схеме в случае отказа машины, выполняющей опе-
ративные задачи, УСО переключается на резервную, .в которую с внеш-
них носителей вносятся копии программ оперативных задач, а выпол-
нение неоперативных задач прекращается. При отказе машины, нахо-
дящейся в «нагруженном» резерве, выполнение неоперативных задач
прекращается на время восстановления, а машина для решения опе-
ративных задач продолжает выполнение своих функции. Возможны
также варианты распределения задач, когда при отказе резервной ма-
шины ее функции частично переходят к рабочей. Некоторые наиболее
ответственные программы (например, задачи прямого управления)
могут в нормальном режиме выполняться одновременно в обеих ма-
шинах.
Стремление несколько снизить затраты на вычислительную технику
привело к разработке схемы «три машины на два блока» (рис. 9-3,6).
Такая схема обычно реализуется на АЭС, в которых в одном здании
объединяются два блока. Нормально каждый блок обслуживается
своей ЭВМ, а резервная ЭВМ выполняет неоперативные задачи для
обоих блоков. При отказе любой из рабочих ЭВМ ее функции начинает
выполнять резервная, для чего осуществляется переключение УСО.
221
Для блоков с относительно небольшим объемом задач контроля и
управления может быть применена схема «две машины на два блока»
(рис. 9-3,в), работа которой аналогична работе схемы рис. 9-3,а.
Необходимо отметить, что монтаж, наладка и эксплуатация схем
рис. 9-3,6 и в несколько сложнее, чем схемы рис. 9-3,а, так как удли-
няются кабельные связи, затрудняется отладка системы при последо-
вательном вводе блоков, сложнее профилактика системы при остановке
на ремонт одного нз обслуживаемых блоков. В разрабатываемых для
АЭС отечественных системах принимается схема «две машины на один
блок».
Рис. 9-4. Способы резервирования каналов ввода информации.
а — нерезервированный капал; б — резервирование первичных приборов; в — резервирование кана-
лов с жестким подключением к ЭВМ; г — резервирование каналов с переключением; д — резерви-
рование первичных приборов с независимым вводом в ЭВМ; е — резервирование первичных при-
боров с независимым вводом в ЭВМ и переключением.
Схемы, обеспечивающие повышение надежности ввода исходной
информации в двухмашинный комплекс, показаны на рис. 9-4.
Простейшая схема соответствует рис. 9-4,а. Она включает первич-
ные приборы 7777, коммутаторы К, аналого-цифровые преобразователи
АЦП. Аналого-цифровой 'Преобразователь подключен к ЭВМ через
устройство переключения УП, благодаря чему информация может по-
222
ступать в любую из машин. При нормальной работе информация по-
ступает в одну из машин, выполняющую оперативные расчеты, и при
отказе этой машины переключается па резервную. Возможны схемы
с попеременным вводом .информации в обе машины. В описанной схеме
отказ любого элемента, начиная от первичного прибора до устройства
переключения, лишает систему информации об одном или группе пара-
метров. Некоторое повышение надежности может дать дублирование
аналого-цифрового преобразователя с автоматическим вводом резерва
(на схеме резервный АЦП показан пунктиром). Такое резервирование
может быть применено во всех описываемых схемах.
В схеме рис. 9-4,6 для замера каждого параметра устанавливаются
три первичных прибора, нормированные сигналы которых поступают
в логическое устройство контроля УК, выбирающее средний из трех
сигналов. Таким образом, с высокой вероятностью при отказе любого
из приборов на выходе УК будет сохраняться правильный сигнал.
Этот сигнал может быть подан в ЭВМ, а также направлен в другие
системы (индивидуального контроля, сигнализации, регулирования),
что является преимуществом описываемой схемы. Однако она требует
утроения первичных приборов и установки на каждый резервируемый
параметр УК, что усложняет и удорожает систему. Кроме того, нали-
чие ряда нерезервированных устройств (УК, К, УП) делает недоста-
точной ее надежность в целом.
Большую надежность обеспечивают схемы с резервированными
первичными приборами и независимым вводом в ЭВМ информации от
них. Как показано на рис. 9-4,в, информация от каждого из приборов
поступает в свою ЭВМ по независимому каналу. ЭВМ обмениваются
полученной информацией и путем ее сравнения определяют исправность
каналов. Отказ любого элемента, входящего в один канал измерения,
не прекращает поступления информации в систему по другому каналу.
Однако при постепенном отказе (потере точности) определить, какой
именно из каналов отказал, возможно только по косвенным признакам.
Кроме того, при отказе любой из ЭВМ, входящей в систему, такой
контроль каналов невозможен.
Последний недостаток исключен в схеме рис. 9-4,г, в которой ин-
формация от измерительных каналов может быть подана в любую из
ЭВМ. При отказе машины возможность контроля сохраняется. Так как
устройства переключения обычно надежнее, чем ЭВМ, надежность та-
кой схемы выше, чем предыдущей, хотя надежность каждого канала-
получается несколько меньшей.
В некоторых системах для особо ответственных параметров (на-
пример, параметров, по которым осуществляется непосредственное
управление с помощью ЭВМ мощностью ядерного реактора) применя-
ется утроение числа первичных приборов с независимым вводом ин-
формации от них в ЭВМ (рис. 9-4,6, е). Сигнал от каждого прибора
поступает в устройство размножения УР, откуда подается в два не-
зависимых измерительных канала. Устройство размножения выполня-
ется таким образом, что при обрыве или замыкании в одной из линий
(между УР и К) вторая продолжает нормальную работу. Сравнивая
информацию, поступающую от трех приборов, ЭВМ устанавливает не
только факт неисправности одного из них (как в схемах с дублирова-
нием), но и определяет, какой именно отказал. Ввод информации и
возможность ее контроля сохраняются при отказе любого из устройств,
входящих в канал измерения, или даже нескольких устройств. Каждый
225
.канал может быть постоянно подключен к своей ЭВМ (схема
рис. 9-4,<?) 'или к любой из ЭВМ через УП (схема рис. 9-4,е).
Стремление сделать первичные функции ввода и вывода информа-
ции, сигнализации и регистрации полностью независимыми от работы
вычислительной части 'Системы побудило к разработке специализиро-
ванных информационных систем, способных выполнять эти функции
самостоятельно без участия процессора, с помощью простых и надеж-
ных, в основном аппаратных средств. На ряде отечественных атомных
энергоблоков для ввода и первичной обработки информации применя-
ется система М-60, описание которой приведено в § 9-7.
Поскольку одной из основных задач ЭВМ является предоставле-
ние информации оператору, вопросы надежности вывода ин-
формации также имеют большое значение. В частности, при исполь-
зовании в качестве средства представления информации электронно-
лучевых индикаторов (ЭЛИ) приходится считаться с их относительно
малой надежностью. Существенное повышение надежности может быть
достигнуто при резервировании ЭЛИ и устройств их связи с ЭВМ.
Для этого на каждом рабочем месте оператора устанавливается не-
сколько (минимум два) ЭЛИ. В нормальной 'работе на экраны этих
ЭЛИ может выдаваться различная информация (мнемосхемы, советы,
таблицы и т. д.). При отказе одного из ЭЛИ информация, нормально
выдаваемая на этот индикатор, может быть вызвана на другие инди-
каторы. Это, конечно, несколько затрудняет действия оператора, но не
лишает его полностью информации об объекте.
Схема подключения ЭЛИ к ЭВМ, обеспечивающая такое резер-
вирование, показана на рис. 9-5. Из схемы видно, что имеются четыре
Рис. 9-5. Резервирование каналов выда-
чи информации.
ЭЛИ, две группы цифровых приборов ЦП и нерезервируемые устрой-
ства представления информации (мнемосхема). Указанные устройства
связаны с ЭВМ через устройства переключения УП, благодаря чему
они могут быть подключены к любой из ЭВМ и, в частности, при от-
казе одной из машин подключены к исправной. При отказе одного из
УП ЭЛИ и ЦП, связанные с другим УП, остаются в работе, т. е. функ-
ция выдачи информации полностью не теряется. В случае, если устрой-
ства представления информации предназначены для использования
несколькими (например, двумя) операторами, каждый оператор
должен обслуживаться устройствами, подключенными к различ-
ным УП.
Аналогично может быть выполнено резервирование устройств пе-
чати. Однако к их надежности обычно предъявляются менее жесткие
требования, так как кратковременное или даже длительное прекраще-
ние этой функции обычно не влечет за собой тяжелых последствий.
524
В частности, при отказе устройств печати их переключение может про-
изводиться не автоматически, а вручную.
При наличии самостоятельной информационной системы (М-60)
надежность вывода информации повышается путем использования
имеющихся в ее составе средств (цифровые и аналоговые вызывные
приборы, сигнализаторы, автономные устройства печати).
В современных ЭВМ особенно высокие требования предъявляются
к надежности функции управления, для которой следует
различать отказы типа «нулевой сигнал» и «ложный сигнал». Напри-
мер, в системах, осуществляющих непосредственное управление регу-
лирующими органами реактора, необходимо обеспечить защиту от от-
казов типа «ложный сигнал» при выдаче команд на повышение мощ-
ности и «нулевой сигнал» — на ее понижение, так как очевидно, что
ложное снижение мощности реактора является значительно менее опас-
ной аварией, чем ложное повышение. В зависимости от требований,
предъявляемых к надежности функции, определяется структура систе-
мы выработки и передачи управляющих сигналов.
Повышение надежности выработки команд осуществляется путем
двойного просчета соответствующих программ. Результаты расчета
сравниваются. При необходимости обеспечить защиту от ложных сиг-
налов результат выдается по схеме «И», для защиты от отказа типа
«нулевой сигнал» — по схеме «ИЛИ». Кроме того, при несовпадении
результатов расчета может быть организован повторный запуск про-
грамм. Дублирование расчетов может осуществляться на различных
машинах, входящих в комплекс, или на одной и той же машине. Во
втором случае для каждого расчета используются программы и инфор-
мация, размещенные в различных зонах памяти (целесообразно, если
это возможно, для дублирующих просчетов использовать информацию,
полученную по независимым каналам). При дублировании расчетов на
одной и той же машине между просчетами организуется прохождение
тестовой программы, определяющей исправность процессора, ОЗУ
и других устройств машины. Дублирование расчетов на различных ма-
шинах обеспечивает лучшую защиту от ложных сигналов, но снижает
коэффициент готовности системы, так как для управления требуется
одновременная исправность обеих машин. Сравнение выработанных
команд может производиться программно или (что предпочтительнее)
аппаратно, на устройствах передачи команд от ЭВМ к исполнительным
органам.
Возможные варианты схем организации передачи управляющих
воздействий от ЭВМ к объекту показаны на рис. 9-6. На рис. 9-6,а
показан простейший случай, когда команда от ЭВМ через устройство
переключения УП передается в устройство выработки команд КУ, где
кодовый сигнал машины превращается в электрический сигнал, спо-
собный управлять исполнительным органом ИО. Наличие устройства
переключения УП позволяет вырабатывать сигналы и в случае отказа
одной из ЭВМ. Однако такая схема в случае неисправности устройств,
входящих в канал управления, не обеспечивает защиту ни от ложных,
ни от нулевых сигналов.
На рис. 9-6,6 .показана схема, использующая двойной просчет по
управляющим программам в параллельно работающих ЭВМ. Каждая
ЭВМ управляет своим набором КУ, выходные сигналы которых попар-
но поступают на логические элементы. Команды, требующие большей
защиты от ложных сигналов, объединяются по схеме «И», а команды,
15—831 225
требующие большей защиты от нулевых сигналов,— по схеме «ИЛИ».
Например, через элемент «И» могут проходить команды на подъем
регулирующих стержней реактора, а по схеме «.ИЛИ» — на опускание.
В описанном варианте при отказе одной из ЭВМ теряется возможность
выработки команд, проходящих через схемы «Я».
Схема рис. 9-6,в аналогична предыдущей, но КУ через устройства
переключения могут подключаться к любой из ЭВМ. Благодаря этому
двойной просчет может осуществляться как в двух, так и в одной
ЭВМ-, может применяться и комбинированный способ, при котором
в нормальном режиме просчет осуществляется в обеих ЭВМ, а при
отказе ЭВМ связанные с ней КУ переключаются на исправную, и дуб-
лирование расчетов выполняет одна ЭВМ.
Другой способ повышения надежности выработки команд, основан-
ный на использовании тестовых программ, показан на рис. 9-6,г. При
прохождении периодически запускаемой тестовой программы в специ-
альное устройство контроля УК поступает импульс, в результате чего
на выходе УК на время, равное периоду запуска теста, появляется сиг-
Рис. 9-6. Резервирование каналов выдачи управляющих сигналов.
а — нерезервированный канал; б — схема с двойным просчетом и жестким подключением к ЭВМ;
в —схема с переключением КУ; а —схема с использованием устройств контроля ЭВМ; d —схема
с независимым воздействием на параллельные исполнительные органы.
нал, подаваемый на схемы «Я». На другие входы схемы «И» подаются
сигналы от ЛУ- Если в течение промежутка времени, равного периоду
запуска теста, на вход УЛ не поступает импульс, подтверждающий
исправность ЭВМ, сигнал с выхода УЛ исчезает, и команды от неис-
правной ЭВМ не могут пройти на управление. Выходящие со схем «Я»
сигналы могут поступать непосредственно на исполнительные органы
(ИО1, ИО4) или же для повышения надежности объединяться логи-
ческими схемами «И», «ИЛИ» (ИО2, ИОЗ).
Если для управления каким-либо параметром объекта могут быть
установлены два независимых регулирующих органа (например, управ-
ление мощностью реактора подачей жидкого поглотителя или замедли-
теля), целесообразно выполнение схемы по рис. 9-6,д. Каждая ЭВМ,
входящая в комплекс, связана со своим ИО. В случае неисправности
ЭВМ соответствующий УЛ автоматически (с помощью УЯ) переводит
ИО на дистанционное управление. Даже если в силу совпадения ряда
неисправностей на один из ИО пройдет неправильный сигнал, это вос-
примется исправной ЭВМ, которая будет управлять своим ИО так, что-
бы компенсировать неправильное перемещение другого ИО.
Эффективным .методом повышения надежности всех описанных
схем являются программы, сравнивающие действительные перемещения
исполнительных органов с поданными на них командами и выполняю-
щие, таким образом, диагностику исправности всего канала управ-
ления.
9-7. СРЕДСТВА ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ
Несмотря на разнообразие функций, возлагаемых на ЭВМ в си-
стемах управления атомными электростанциями, анализ существующих
и проектируемых систем показывает, что параметры ЭВМ, применяе-
мых различными фирмами, близки между собой. В табл. 9-4 приведены
основные характеристики ЭВМ третьего поколения, используемые
в АСУ ТП атомных электростанций.
Таблица 9-4
Основные характеристики ЭВМ, применяемых для управления^
атомными энергоблоками
Тип машины Изготовитель, страна Время сложе- ния/умно- жения, мкс Разряд- ность (ра- бочих)/ад- ресность Объем ОЗУ (Келов) Наличие ВЗУ
М-7000 НПО „Импульс”, СССР 2,5/10 16/1 *’16—128 мд, мл
GE/PAC-4050 „Джен ера л электрик США 10/26 24/1 16 МБ, МЛ
IBM-1800 „Интернейшнл бизнес ма- шинз”, США 6/12 16/1 4—32 МБ
ARGUS-500 „Ферранти”, Англия 6/12 24/1 4—16 МБ
М-2140 „Инглиш электрик кор- порейшн”, Англия 6/12 16/1 36 МБ, МЛ
SIEMENS-305 „Сименс”, ФРГ „Вестингауз”, США 3/16 24/1 16—32 МД
PRODAC-250 5/10 16/1 20—64 мд
Примечание.
МД, МЛ, ME—ссстветстге! ео нагслители на
магнитгых дискам, -лентах,барабанах.
15*
227
На основании этой таблицы можно сделать вывод, что быстродей-
ствие современных ЭВМ рассматриваемого типа составляет: по корот-
ким операциям 2,5—10 мкс, по умножению (с фиксированной запятой)
10—25 мкс. Такое быстродействие обеспечивается достаточно коротким
временем цикла обращения к ОЗУ 1,2—5 мкс. Разрядность современ-
ных управляющих ЭВМ обычно невелика: 16—24 разряда (кроме
контрольных). Это объясняется необходимостью хранить большие ко-
личества информации, определенной с небольшой точностью (аналого-
вые параметры), или логической информации. При необходимости
увеличения точности расчетов это может быть достигнуто за счет ра-
боты с двойной длиной слова. Имеется тенденция к увеличению емко-
сти (ОЗУ) ЭВМ (от 4 до 128 Келов) *, вызванная усложнением решае-
мых задач. Кроме того, увеличивается объем внешних запоминающих
устройств: магнитных барабанов (МБ), магнитных дисков (МД), маг-
нитных лент (МЛ).
Отличительной чертой современных ЭВМ является агрегатирован-
ная структура с унифицированными сопряжениями устройств. Это по-
зволяет получать из имеющихся устройств вычислительные комплексы
специальных конфигураций, приспособленные к объектам с различной
технологией. Унификация связей вызывает в некоторых случаях избы-
точность, так как не все устройства требуют полного набора функций,
осуществляемых данным типом связи (часть шин оказывается незадей-
ствованными). Однако в целом такой подход обеспечивает большую
гибкость и широкие возможности в построении комплексов. Управление
устройствами, подключаемыми к унифицированным рангам связей, осу-
ществляется специальными программами (драйверами, см. § 10-2),
которые учитывают конкретные характеристики устройств.
Устройства, входящие в вычислительный комплекс, а также спосо-
бы построения комплексов рассмотрим на примере системы М-7000,
входящей в агрегатированную систему средств вычислительной техни-
ки в микромодульном исполнении (АСВТ-М). Кроме того, в настоящем
параграфе описывается система М-60. Эта система также входит
в АСВТ-М и используется в некоторых автоматизированных системах
управления тепловыми и атомными энергоблоками в качестве информа-
ционной подсистемы для ввода информации в вычислительный ком-
плекс М-7000 (М-6000).
Управляющий вычислительный комплекс (УВК) М-7000
Управляющий вычислительный комплекс УВК М-7000 представ-
ляет собой дальнейшее совершенствование и развитие характеристик
УВК АСВТ-М. По сравнению с ранее разработанным комплексом
М-6000 М-7000 обладает более высокой производительностью, большим
объемом оперативной памяти, развитыми системными возможностями,
повышенной надежностью и улучшенными эксплуатационными дан-
ными.
В комплексе М-7000 предусмотрены полная совместимость по фор-
матам данных и односторонняя (снизу вверх) совместимость с ком-
плексом М-6000 по программному обеспечению. Это .позволяет исполь-
зовать в М-7000 программы, ранее разработанные для М-6000, а также
вести отладку на УВК М-6000 многих программ, разрабатываемых для
* 1 Кслово=210 слов.
228
УВК М-7000. Большим преимуществом УВК М-7000 является наличие
специальной системы, обеспечивающей «закрытие» комплекса при по-
явлении сигнала об исчезновении питающего напряжения (см. § 10-2),
благодаря чему УВК допускает перерывы питания до нескольких се-
кунд без каких-либо серьезных последствий для управляемого
объекта.
Процессор ПР (типа А 131-6) может выполнять операции со словами длиной
16 (основной формат) и 32 (двойной формат) бит. Бремя выполнения основных опе-
раций (совместно с арифметическим расширителем) указано в табл. 9-5.
Максимальная емкость подключаемой к процессору оперативной памяти
ОЗУ на ферритовых сердечниках (А 211-14) составляет 128 Келов с разрядностью
18 бит, в том числе 16 информационных и два контрольных разряда. Цикл обращения
при чтении и записи 1,25 мкс, время выборки 0,6 мкс.
Для адресации 128 Келов памяти необходим 17-разрядный адрес. Увеличение
разрядности адреса достигается введением базовой адресации. Для каждой задачи
назначается своя база, определяющая номер страницы, с которой начинается данная
задача. Размер нулевой страницы 1024 слова, остальных 512 слов. Значения базы вы-
полняемой задачи и базы супервизора хранятся в специальных регистрах процессора.
Абсолютный адрес операнда получается путем сложения относительного адреса (9-раз-
рядного или для пулевой страницы 10-разрядного) со значением соответствующей базы.
Постраничная организация памяти используется также для защиты памяти при
многозадачном режиме. При решении любой задачи (кроме специально выделенных
привилегированных задач) все исполнительные адреса команд анализируются на их
принадлежность страницам, выделенным для данной задачи. Адреса границ выделен-
ного задаче массива во время ее решения постоянно находятся в специальных ре-
гистрах процессора. При попытке изменить содержимое ячейки памяти, не принадле-
жащей данной задаче (в так называемой защищенной области), или выполнить коман-
ду, записанную в защищенной области, происходит прерывание программы.
Таблица 9-5
Время выполнения арифметических операций комплексом М-7000
(при наличии арифметического расширителя)
Операция С фиксированной запятой, мкс С плавающей запятой, мкс
Сложение 2,5 20—50
Умножение 10 35—45
Деление 20 80
Безусловная передача управления 1,7 1,7
Безадресная операция 1,7—2,5 1,7—2,5
Система команд М-7000 состоит из основного набора, реализуемого аппаратными
средствами, и дополнительного, реализуемого в виде микропрограмм, записанных
в универсальном арифметическом расширителе РАУ (А 131-8).
К последним относятся команды:
обработки чисел с плавающей запятой;
обработки чисел двойной точности;
выделения;
анализа отдельных разрядов;
специальные команды, обеспечивающие запоминание состояния процессора, содер-
жимого всех регистров при прерывании программ и т. д.
Дополнительный набор команд при необходимости можно расширить в процессе
эксплуатации комплекса. Кроме того, РАУ обеспечивает начальную загрузку ОЗУ и
тестовый контроль ядра М-7000. Б качестве микропрограммной памяти РАУ исполь-
зуется постоянное запоминающее устройство на ферритовых сердечниках емкостью
2048 18-разрядных слов.
Рассмотрим организацию ввода и вывода информации. Для увеличения произво-
дительности и живучести в М-7000 имеются два канала связи: шины памяти и шины
229
ввода — вывода. Первые из них используются для обмена данными и управляющей
информацией между процессорными модулями (собственно процессорами и канала-
ми прямого до ступа в память — КПДП) и устройствами оперативной памя-
ти, вторые — для обмена информацией между процессорными модулями и различными
периферийными устройствами (терминалами). Последние с целью экономии оборудова-
ния подключаются не непосредственно к магистральным шинам ввода — вывода, а че-
рез расширители ввода — вывода РВВ (А 491-4), которые применяются
также, если один (или несколько) терминал необходимо подключить более чем к одно-
му процессору.
Процессор (как в однопроцессорных, так и двухпроцессорных системах) может
обращаться к любому устройству памяти или терминалу. В системе команд имеются
специальные команды ввода — вывода, по которым процессор может производить опе-
рацию с любым терминалом, подключенным через РВВ или непосредственно. Совокуп-
ность аппаратных и программных средств процессора, обеспечивающих выполнение
операций ввода — вывода информации, называется «программным каналом». Связь
через программный канал не требует дополнительного оборудования и достаточно
универсальна. Однако программный канал имеет невысокое быстродействие (до
70 Кслов/с) и требует прерывания вычислительных операций на время связи с тер-
миналом.
Для обслуживания терминалов высокого и среднего быстродействия целесообраз-
но использование мультиплексных каналов КПДП. При использовании КПДП
(А 152-5) процессор выдает терминалу всю служебную информацию, необходимую
для выполнения операции. Затем процессор задает операцию КПДП (код операции,
адрес терминала, начальный адрес массива п длину массива) и переводит канал в со-
стояние «занят». После этого каналом опрашивается готовность данного терминала и
при получении положительного ответа производится обмен информацией между ОЗУ
и терминалом. КПДП имеет четыре независимых подканала и может обслуживать
одновременно четыре периферийных устройства из общего числа в 48 устройств, под-
ключаемых через РВВ к общей магистрали ввода — вывода. Максимальная скорость
передачи информации 340 Кслов/с.
Количество терминалов, обслуживаемых процессором при использовании односту-
пенчатой адресации, ограничивается числом разрядов, отводимых для адресации тер-
минала в командах ввода—вывода. Имеющиеся в команде шесть разрядов позволяют
подключить к процессору до 56 терминалов (восемь кодов используются для внутрен-
них целей процессора). Непосредственно к процессору можно подключить до восьми
терминалов, остальные 48 подсоединяются через РВВ (до 16 терминалов к каждому).
Количество терминалов можно существенно увеличить при использовании развет-
вителей сопряжения PC (А 151-2), к каждому из которых подключается до
15 терминалов. Разветвители сопряжения присоединяются к РВВ.
Связь между терминалами и центральными устройствами осуществляется через
стандартное сопряжение 2К, унифицированное в АСВТ-М. Сопряжение 2К
снабжено шинами передачи информации н управляющих сигналов к терминалу и ши-
нами приема информации и сигналов (указывающих состояние и режим работы) от
терминала. Сопряжение 2К позволяет вести обмен информацией с различными терми-
налами. Такая универсальность достигается благодаря тому, что сопряжение не тре-
бует строгого порядка обмена информацией в начале и конце операции ввода — вы-
вода; не регламентируются и контрольные функции, возлагаемые на терминалы.
Физически сопряжение 2К состоит нз 48 шин: 24 шины передачи информации
к терминалу н 24 —от терминала. Передача информации осуществляется 16-разрядны-
ми словами, для чего выделяются 32 шины (по 16 в каждом направлении). Четыре
шины отводятся для контроля передаваемой информации (по нечетности). Остальные
шины служат для передачи команд к терминалу и приему от него сигналов состояния.
С помощью описанного сопряжения 2К подключаются терминалы, осуществляющие как
двусторонний обмен информацией, так и односторонний. В последнем случае часть шин
не используется.
Технические и программные средства М-7000 позволяют компоновать однопроцес-
сорные, двухпроцессорные и многомашинные комплексы различной сложности. Пример
компоновки двухпроцессорного комплекса показан на рис. 9-7. На шины памяти ком-
плекса с одной стороны подключаются до двух процессоров и до двух КПДП, с дру-
гой— до восьми ОЗУ общей емкостью 128 Келов. На шины ввода — вывода в системе
с общими периферийными устройствами подключаются с одной стороны до двух про-
цессоров и до двух КПДП, а с другой — до трех РВВ. Все периферийные устройства,
подключаемые через РВВ, могут обслуживаться любым процессором, а быстродей-
ствующие — любым КПДП.
Базовая конфигурация комплекса М-7000 включает процессор и одно ОЗУ на
16 Келов, а также таймер, перфоленточные устройства ввода и вывода н печатающее
230
устройство. Разработаны комплексы более сложных конфигураций, включающие раз-
личные дополнительные устройства и большое количество терминалов.
В качестве внешних запоминающих устройств могут быть использованы нако-
пители на магнитных дисках (НМД, А322-2/4) и кассетные накопи-
тели на магнитной ленте (НМЛ, А311-4). Накопитель на магнитных дисках
построен на базе НМД единой серии ЭВМ — ЕС-5052 (производство НРБ). Запись
производится на сменном пакете, состоящем из шести дисков. Информационная емкость
пакета 7,25 Мбайт. Скорость передачи данных 156 Кбайт/с. Среднее время доступа
60 мс, максимальное — 95 мс. Накопитель на магнитной ленте (НМЛ А311-4) предна-
значен для записи, хранения и воспроизведения больших массивов неоперативной
информации. Емкость одной кассеты — 320 Кбайт. Скорость обмена информацией
400 байт/с. Максимальное время перемотки 90 с
8
Шины памяти
[ рт (
Процессор
М-7ООО
\кпдп\
гк
1
Шины
ввода Вывода
К периферийным до трех РВВ
устройствам ...
АЫ
К периферийным
устройствам
Процессор
М-7000
гк
К периферийным
устройствам
I РВВ I
71 767
К периферийным
устройствам
] РАУ [
1
Рис. 9-7. Структурная схема двухпроцессорного вычислительного ком-
плекса М-7000.
Для обеспечения работы УВК в режиме реального времени служит таймер
(ТМР, А129-2), который совместно с программой супервизора (см. § 10-2) может
выполнять следующие функции:
выдавать значение текущего астрономического времени (например, для регистра-
ции) с погрешностью не более 1,3 с в сутки;
задавать определенные действия в системе в заданные моменты времени или по
истечении заданного промежутка времени;
вести учет времени работы системы и времени решения отдельных задач;
выдавать сигнал при остановке или зацикливании процессора на время бо-
лее 0.5 с;
ограничивать сверху время выполнения задачи (например, для обнаружения за-
цикливаний).
Для выдачи по командам от процессора двухпозицнонных сигналов управления
на исполнительные органы, устройства локальной автоматики и сигнальные устройства
служат бесконтактные и контактные модули кодового управле-
ния (МКУБ-2 и МКУК). Модуль кодового управления МКУБ-2 (А 641-2) содержит
десять бесконтактных ключей (ток нагрузки — до 150 мА, ток утечки — не более 1 мА,
напряжение на нагрузке —до 40 В). Состояние ключа изменяется по команде процес-
сора (время переключения не более 50 мкс) и сохраняется до прихода следующей
команды. МКУБ-2 может подключаться непосредственно к процессору, РВВ пли PC.
При необходимости увеличения числа выходов используется разветвитель связи с объ-
ектом (РСО, А714-1), к которому подключается до 16 МКУБ-2. Модуль кодового
управления МКУК (А 641-5) выдает управляющие сигналы путем замыкания «сухих»
контактов реле РЭС-22, а также может выполнять логические преобразования сигналов
(например, объединения по схемам «И», «ИЛИ»); управляется процессором через
МКУБ-2, обеспечивая запоминание сигнала на выходе до прихода следующего сигнала
от МКУБ-2.
Для выдачи импульсных управляющих сигналов (см. § 9-5) используются моду-
ли импульсного управления МИУ (А 641-4), выдающие по командам про-
231
цессора импульсы тока (до 150 мА) с длительностью (заданной в зависимости от ва-
рианта) от 1,0 мс до 6,3 с; может подключаться к процессору, РВВ, PC или РСО.
Ввод дискретной информации (от контактов реле, тумблеров, конечных выклю-
чателей, источников тока и напряжения) производится через модули ввода дис-
кретной информации МВвДИ (А622-2). К одному модулю подключается до
16 сигналов. Опрос состояния входов осуществляется по инициативе процессора. При
необходимости срочной реакции процессора на изменение состояния входа используют-
ся модули ввода инициативных сигналов МВвИС (А622-4), к каждому
из которых подсоединяются восемь входов. МВвИС выдает в процессор 8-разрядный
Рис. 9 8. Вычислительный комплекс М-6000 (фото).
двоичный код. Помимо этого, МВвИС прерывает работу процессора, когда хотя бы на
одном из его входов произошло изменение сигнала. В зависимости от внутренней ком-
мутации МВвИС выдает сигнал на прерывание при переходе входного сигнала из «0»
в «1», из «1» в «0» или на произвольное изменение входного сигнала. Информа-
ция от МВвДИ и МВвИС выдается не.юсредственно в процессор, на РВВ, PC
или РСО.
Для ввода и вывода информации с цяти- и восьмидорожечных перфолент служат
устройства ввода с перфоленты УВвПЛ и устройства вывода
на перфоленту УВПЛ. Устройство УВвПЛ (А 411-4) построено на базе фото-
считывателя FS-1501 (производство ЧССР) и обеспечивает считывание со скоростью
1500 строк/с. Устройство УВПЛ А 421-2 выводит информацию со скоростью
150 строк/с.
Вывод оперативной и неоперативной информации на печать осуществляется с по-
мощью устройства печати с клавиатурой УПК или устройства пе-
чатающего параллельного УПЧП. Устройство УПК А 531-3 выполнено на
базе печатающей машинки «Консул 260» (производство ЧССР) и фактически представ-
ляет собой два независимых терминала (клавиатуру и устройство вывода на печать),
каждый из которых подключается к отдельному сопряжению 2К. УПК может осу-
ществлять как ввод информации в УВК. так и вывод информации, совмещение этих
функций в различных комбинациях, а также печать информации без ввода в УВК
232
(автономный режим). Печать (русские и латинские прописные буквы, десятичные-
цифры и служебные символы, всего 93 символа) осуществляется на рулонную бумагу
шириной 280 мм. Количество символов в строке — до 106. Скорость ввода — вывода
до 10 зиаков/с. Устройство УПЧП А 522-1 предназначено для скоростной печати боль-
ших массивов информации и выполнено на базе механизма DW-21-1 (производстве
ПНР). Скорость печати- 1100 строк/мин. Количество символов в строке до 128.
Связь по рангу 2К осуществляется кабелями, имеющими длину не более 10 м.
При необходимости увеличения длины кабеля до 50 м терминалы подключаются к PC.
Для обмена информации с терминалами с высоким и средним быстродействием, уда-
ленными от УВК на значительное расстояние до (1000 м), применяются модули
быстрой передачи данных МБПД (А 743-1), обеспечивающие передачу ин-
формации по симметричной паре линий высокочастотного коаксиального кабеля со
скоростью 400 Кбит/с.
Связь с вычислительными системами, имеющими другие ранги сопряжений
(АСВТ-Д, ЕС ЭВМ), осуществляется через согласователь сопряжений СКА
(А 711-1), производящий двусторонний обмен информацией и ее физическое и алгорит-
мическое преобразование со скоростью до 400 Кслов/с.
На рис. 9-8 показано конструктивное выполнение машин серии АСВТ-М (изобра-
жена машина М-6000, конструктивно аналогичная машине М-7000).
Информационный комплекс М-60
Комплекс агрегатных средств вычислительной техники «Комплекс
АСВТ-М» (М-60) предназначен для .использования в информационных,
информационно-вычислительных и управляющих вычислительных ком-
плексах, работающих в реальном масштабе времени в автоматизиро-
ванных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Комплекс М-60 выполнен на элементах микроэлектронной техники,
имеет развитую и гибкую систему связей между устройствами ком-
плекса, а также с объектом управления и обслуживающим его персо-
налом, обеспечивающую широкие возможности использования ком-
плекса в различных вариантах компоновки и режимов работы.
Информационный комплекс М-60 разработан в основном для при-
менения в АСУ ТП мощных тепловых и атомных электростанций в ка-
честве низшей иерархической ступени, работающей совместно с вычис-
лительным комплексом (М-6000, М-7000). Благодаря своей универсаль-
ной и гибкой структуре комплекс может быть использован в качестве
автономной информационной системы, например, для автоматизации
вспомогательных цехов станции. Информационный комплекс может
автономно выполнять функции сбора и первичной обработки информа-
ции в случае отказа управляющего им вычислительного комплекса, что-
повышает жизнеспособность системы.
Информационный комплекс выполняет следующие функции:
опрос первичных приборов с аналоговым выходным сигналом, нор-
мализацию и усиление сигналов и преобразование их в двоичный код,
передаваемый в вычислительный комплекс;
опрос первичных приборов с дискретным выходным сигналом и пе-
редачу информации от них в виде двоичного кода в вычислительный
комплекс;
контроль параметров по вызову оператора (принцип вызова —
предметный) на многошкальных или одношкальных приборах; кон-
троль параметров по вызову оператора (принцип вызова—адресный)
на цифровых приборах;
регистрацию параметров по вызову оператора (принцип вызова-—
адресный) на графических регистрирующих и алфавитно-цифровых
печатающих приборах;
233
световую и звуковую сигнализацию отклонении параметров путем
сравнения параметров с постоянными уставками, хранящимися в ин-
формационном комплексе, или по сигналам, передаваемым из вычис-
лительного комплекса;
передачу в вычислительный комплекс данных об отклонениях па-
раметров от нормы с указанием адреса параметра и знака отклонения;
сигнализацию неисправности комплекса и его устройств.
Сбор аналоговой информации производится устройствами коммутации,
нормализации и преобразования УКНП. Первичные приборы, выдающие
сигналы постоянного тока и напряжения, а также реостатные преобразователи и тер-
мометры сопротивления подключаются непосредственно к УКНП, другие преобразова-
тели — через нормирующие преобразователи. Входные аналоговые сигналы преобра-
зуются в УКНП в десятиразрядный двоичный код. Точность оцифровки нормирован-
ных сигналов постоянного тока и сигналов реостатных первичных преобразователей —
0,25%, точность оцифровки сигналов низкого уровня 0,4—0,5%. Максимальное рас-
стояние от первичных преобразователей до УКНП — 600 м.
В составе УКНП имеются отдельные коммутирующие элементы для подключения
аналогового сигнала первичного прибора к многошкальным показывающим приборам
типа ППМ-2 или приборам типа АСК. Вызов параметров осуществляется с помощью
наборного поля предметного вызова НППВ, которое собирается из однорядных кно-
почных устройств. Количество кнопок в устройстве — шесть или десять, поле может
включать в себя от одного до шести кнопочных устройств, связанных в единый кон-
структив. Всего имеется 20 модификаций НППВ, отличающихся количеством кнопок и
габаритами. Все кнопки кнопочного устройства имеют зависимую механическую бло-
кировку. Между кнопками различных устройств может быть осуществлена электриче-
ская блокировка. При нажатии любой кнопки ранее включенная кнопка отключается.
Рядом с каждой кнопкой расположены табло, предназначенные для сигнализации
отклонившихся от нормы параметров. Возможна организация вызова с помощью кно-
пок, установленных непосредственно вблизи мнемознаков соответствующих парамет-
ров на мнемосхеме (при расположении последней в пределах досягаемости опе-
ратора).
Коммутация аналоговых первичных приборов производится с помощью магнито-
управляемых контактов. В каждом канале предусматриваются два коммутационных
элемента с адресным (для преобразования в двоичный код) или предметным (для вы-
зова па аналоговые показывающие приборы) принципом вызова. Таким образом, при
отказе одного из каналов передачи информации другой канал продолжает функциони-
ровать, что повышает жизнеспособность системы.
Общее количество подключаемых к М-60 аналоговых и 8-разрядных дискретных
первичных приборов — 4096. Скорость опроса—до 1000 точек/с. Одно устройство
УКНП имеет 60 входов. Унифицированные сигналы поступают непосредственно в ана-
лого-цифровой преобразователь АЦП, а сигналы низкого уровня — на измерительный
усилитель, где предварительно усиливаются до величины 5 В. В УКНП имеются че-
тыре контрольных уровня, три из которых служат для проверки линейности измери-
тельного усилителя, а четвертый — для проверки правильности работы АЦП. Сравнение
двоичного кода, полученного от преобразования контрольных сигналов с эталонными
кодами, хранящимися в информационной и вычислительной подсистемах, позволяет
судить об исправности усилителя и преобразователя.
Одновременно с десятиразрядным двоичным кодом УКНП формирует признак
первичного прибора, состоящий из шестиразрядного признака необходимой характери-
стики линеаризации и масштабирования и двух трехразрядных признаков положения
запятой и размерности сигнала. Вместе с четырьмя контрольными разрядами получен-
ный 26-разрядный код поступает для дальнейшего использования в информационном
комплексе.
Сбор дискретной информации осуществляется устройством коммутации
дискретных датчиков УКДД. В качестве источников сигнала могут быть
использованы «сухие контакты» (допускаемый ток 2—5 мА), а также напряжения
низкого (0-^+1 В) или высокого (+24-4—(-27 В) уровня. К одному УКДД может быть
подключено 2048 двухпозиционных сигналов или соответственно 256 восьмиразрядных
кодовых сигналов. Для контроля обрыва линии к каждой паре контактов параллельно
подключается резистор с сопротивлением 10 кОм.
В УКДД предусматривается защита от аварийного попадания в информационные
цепи постоянного или переменного тока 100—220 В (относительно земли).
234
Время установления входного сигнала (при изменении состояния контакта) не
более 0,2 с. Время опроса группы (до восьми контактов) от момента приема адреса
до момента выдачи информации — не более 100 мкс. Схема коммутации — бескон-
тактная.
Для возможности представления оператору аналоговых сигналов на цифровых
приборах и печатающих устройствах, имеющихся в информационном комплексе, не-
обходимы линеаризация, масштабирование и перевод сигналов в десятичный код. Эти
операции выполняются в устройстве линеаризации и масштабирования (УЛМ). Основ-
ная приведенная погрешность линеаризации не превышает 0,1%. Максимальная погреш-
ность масштабирования—1%. Общее время линеаризации и масштабирования одной
величины — не более 500 мкс.
Контроль параметров по вызову на цифровых показывающих или графических
регистрирующих приборах производится с помощью устройства цифрового
контроля и графической регистрации УЦКГР, которое обеспечивает
индикацию или регистрацию любого из параметров, подключенных к М-60, и 256 па-
раметров, вызываемых из ВК. Одно УЦГР обеспечивает управление восемью цифро-
выми индикаторами или графическими регистраторами (в любом наборе). Цифровые
индикаторы и графические регистраторы устанавливаются на щитах управления объек-
том. Цифровой индикатор имеет два ряда табло; верхние четыре показывают четыре
разряда адреса, пижпне — четыре разряда величины параметра и один разряд размер-
ности. Перед каждым разрядом величины может высвечиваться запятая (диапазон
представляемых чисел от 0,0000 до 9999). В качестве графического регистратора
используется прибор КСП-2.
Управление УЦКГР производится со специального клавишного наборного поля
адресного вызова, устанавливаемого на рабочем месте оператора. В устройстве преду-
смотрена возможность переключения шкал графического регистратора с целью растя-
жения диапазонов и смещения начальной точки шкалы с помощью специального пе-
реключателя. Основная погрешность графической регистрации не превышает ±0,2%.
Для осуществления (независимо от вычислительного комплекса) регистрации дан-
ных па печатающих устройствах служит регистрирующее устройство
с адресозад аюшим принципом печати РУАП. В случае, если предусмо-
трена регистрация технологической информации с помощью вычислительного комплекса,
РУАП может быть использовано для вспомогательных целей, а также для автономной
отладки информационного комплекса. Тип печатающего устройства—АПМ-ЗМ. Коли-
чество одновременно регистрируемых значений параметров — 20. Скорость печати —
10 знаков в секунду. Режимы работы РУАП позволяют осуществлять как однократ-
ную, так и периодическую индивидуальную или групповую (массив с последователь-
ными адресами) печать параметров, а также производить автоматическую регистрацию
вышедших из нормы параметров. Задание режима работы устройства и выбор адресов
печатаемых параметров производятся с наборного поля, расположенного рядом с пе-
чатающим устройством.
Для сравнения текущих значений параметров с уставками, хранящимися в по-
стоянном запоминающем устройстве ПЗУ информационного комплекса и выдачи опе-
ратору световых («больше» и «меньше») и звуковых сигналов об отклонении пара-
метров служит устройство выработки н памяти отклонений УВПО.
Кроме перечисленных функций, устройство может передавать сигналы об отклонении
параметров в вычислительный комплекс, а также передавать иа сигнализирующие
устройства информационного комплекса сигналы об отклонениях, полученные от вы-
числительного комплекса. Значения уставок хранятся в ПЗУ в виде девятиразрядного
двоичного кода. Число уровней уставок— по четыре на каждый параметр. Точность
уставок не хуже 0.2% полного диапазона изменения параметра. Максимальное время
обработки информации и выдачи результата сравнения — не более 50 мкс.
Работа устройства может производиться как в автономном, так и в сателлитном
режимах. Работа в автономном режиме целесообразна в тех случаях, когда объект
работает на номинальных параметрах, а также для параметров, заданные значения ко-
торых нс меняются при изменении режима работы объекта. В автономном режиме
выработка признака отклонения производится в УВПО. В сателлитном режиме
в УВПО поступают признаки отклонения « адреса параметров, выработанные в вычис-
лительном комплексе (могут использоваться .программно-изменяемые уставки), а УВПО
служит только для запоминания признака отклонения и управления устройствами сиг-
нализации. Факт отклонения отмечается звуковым сигналом и миганием ламп на
кнопке предметного вызова или на мнемосхеме. Уставки сигнализации и факт откло-
нения данного параметра хранятся в блоках памяти и сигнализации отклонений БПСО.
В одном БПСО может содержаться информация о 128 параметрах. Для квитацип ми-
гания и звука служит кнопка, общая для всех параметров, контролируемых данным
БПСО. Для удобства оператора-технолога каждый БПСО должен контролировать па-
235
раметры, относящиеся к определенному участку технологической схемы. Всего в инфор-
мационном комплексе может быть до четырех БПСО. В устройстве предусмотрена
кнопка контроля целости ламп световой сигнализации, при нажатии которой загорают-
ся все сигнальные лампы.
Связь между информационным и вычислительным комплексами (ВК) осуществ-
ляется через устройство сопряжения с вычислительным комплек-
сом (УСВК). Подключение УСВК к ВК осуществляется по сопряжению типа 2К не-
посредственно к процессору, РВВ, РСО или PC.
Так как вычислительные комплексы, применяемые для автоматизации атомных
электростанций, как правило, содержат две вычислительные машины, в УСВК преду-
смотрена возможность подключения дополнительного модуля разветвления
данных (УРД). УРД позволяет осуществлять как попеременный ввод данных в обе
ЭВМ, так и ввод данных только в одну ЭВМ, осуществляющий оперативную обработ-
ку информации, с переключинием УСВК на связь с резервной машиной при отказе
основной. Расстояние от УРД до УВК (по кабелю) не более 10 м.
Координация работы информационного комплекса осуществляется устрой-
ством управления коммутацией и преобразованием (УУКП). Ма-
ксимальные расстояния 01 УУКП до УКНП — 700 м (с магистральным усилителем)
или 30 м (без магистрального усилителя). Для проведения планово-профилактических
и ремонтных работ предусмотрен пульт информационного комплекса
(ПИК).
9-8. ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛЕКТРОННО-ЛУЧЕВЫХ ИНДИКАТОРОВ (ДИСПЛЕЕВ)
Электронно-лучевые индикаторы (ЭЛИ) являются средством пре-
доставления информации оператору, специфическим для АСУ, исполь-
зующих вычислительные машины третьего поколения. Обслуживание
ЭЛИ требует значительных объемов памяти и большого машинного
времени, поэтому их применение в АСУ с .машинами невысокого класса
нецелесообразно. В то же время преимущества ЭЛИ как средства
предоставления информации при развитой системе математического
обеспечения настолько очевидны, что в последнее время наблюдается
интенсивный процесс вытеснения электронно-лучевыми индикаторами
традиционных средств представления информации: аналоговых пока-
зывающих и самопишущих приборов, цифровых приборов, табло сиг-
нализации. мнемосхем на щитовых панелях.
Основными особенностями ЭЛИ как средства представления ин-
формации являются:
большая концентрация информации (на одном экране ЭЛИ может
быть последовательно представлена вся информация, относящаяся
к объекту);
гибкость и наглядность представления информации (на одном ЭЛИ
может быть представлена информация в различных формах);
возможность редактирования оператором вызываемой информации:,
возможность использования ЭЛИ для ввода данных в ЭВМ;
простота вызова информации.
Электронно-лучевые индикаторы по роду представляемой информа-
ции разделяются на алфавитно-цифровые и графические; по .количеству
цветов — на одноцветные и многоцветные.
К алфавитно-цифровым ЭЛИ относятся устройства СИД-1000,
ДМ-500 и ДМ-2000, разработанные НПО «Импульс», и «Видеотон-340»,
разработанный в ВНР (табл. 9-6).
Эти устройства позволяют выводить на экран тексты (таблицы),
записанные русскими и латинскими буквами и цифрами. В некоторых
аналогичных устройствах за счет расширения ансамбля символов мож-
но строить простейшие графические изображения (мнемосхемы). По-
скольку частота обновления информации на экране велика (50 Гц),
236
Таблица 9-6
Характеристики алфавитно-цифровых ЭЛИ
Показатель СИД-1000 ДМ-500 ДМ-2000 жВвдеотон-340“
Размер экрана, мм .... Число строк Число знаков в стрэке . . 217X288 16 64 100X140 16 32 180X250 24 90 150X200 16 80
в устройствах управления ЭЛИ имеется буферное запоминающее
устройство, куда информация передается с частотой, определяемой
процессором, и откуда она извлекается при регенерации изображения.
Описываемые системы снабжены клавиатурами, с помощью кото-
рых можно записывать информацию .на ЭЛИ, вызывать ее из ЭВМ или
редактировать вызванную информацию. Клавиатура содержит клавиши
набора алфавитно-цифровых символов (в ДМ-2000 и ДМ-500 по
51 клавише), .при .нажатии на которые на экране появляется соответ-
ствующий знак. Для определения .места набора символа служит ука-
затель. перемещаемый по экрану специальной группой клавиш; символ
наносится б то знакоместо, где находится указатель. Кроме того, имеет-
ся группа клавиш, предназначенная для редактирования текста: стира-
ния, сдвига и т. п.
Подобные устройства предоставляют разнообразные возможности
для организации обмена информацией между оператором и машиной,
и конкретная организация такого обмена отличается в различных си-
стемах. В частности, индивидуальный вызов параметров может быть
осуществлен набором на клавиатуре кода операции (например, надпи-
си «инд. вызов») и адресов требуемых параметров. Получив запрос,
ЭВМ выбирает .в соответствии с адресами требуемые параметры и пе-
редает их в буферную память ЭЛИ, откуда они поступают на экран.
При этом в зависимости от требований технологов, заложенных в ма-
тематическое обеспечение системы, могут выделяться отклонившиеся
параметры (миганием или яркостью), сообщаться знаки отклонения,
уставки сигнализации и т. п. Переданная ЭВМ информация периоди-
чески обновляется в соответствии с циклами опроса первичных прибо-
ров. Такой вызов информации с эргономической точки зрения не отли-
чается от адресного вызова на цифровые приборы и требует знания
адресов параметров.
Более полно используются .возможности ЭЛИ при вызове на экран
группы параметров, относящихся к определенному агрегату в виде
фрагмента. В этом случае оператор должен набрать код операции и
условное наименование фрагмента, после чего ЭВМ выдает в ЭЛИ всю
информацию, относящуюся к фрагменту: значения аналоговых пара-
метров, состояние запорных и регулирующих органов, механизмов
собственных нужд с указанием их технологических наименований
(обозначений). Набор кода фрагмента может быть упрощен, если вы-
звать на экран список всех фрагментов и отметить указателем, какой
из фрагментов требуется .в настоящий момент. Указатель также может
быть использован для вывода одного или нескольких параметров в спе-
циально выделенную часть экрана или на специальный экран для того,
чтобы наблюдать за изменением этого параметра после того, как фраг-
мент будет стерт с экрана.
237
Используя возможности редактирования текстов, выведенных па
экран ЭЛИ, оператор может менять уставки сигнализации, заданные
значения регулируемых параметров и т. п. Для этого вызывается фраг-
мент, содержащий нужный параметр, последний выделяется указателем
и производится набор требуемого значения с клавиатуры. Программное
обеспечение при этом должно исключать возможность изменения пара-
метров, пе подлежащих редактированию оператором.
С помощью алфавитно-цифровых дисплеев может быть также осу-
ществлен запуск программ, для чего на экране набирается код опера-
ции (например, «пуск петли»), который расшифровывается ЭВМ и
включает соответствующую программу. Возможны и другие применения
алфавитно-цифровых ЭВМ. Например, может быть организован авто-
матический вызов в специальные зоны экрана (или на специальные
экраны) отклонившихся параметров с их обозначениями, уставками
и т. п. В некоторых случаях целесообразна автоматическая выдача на
экран целого фрагмента при отклонении в нем некоторых важных
параметров.
Несмотря на все преимущества универсальных алфавитно-цифро-
вых ЭЛИ, их использование для контроля процесса в АСУ ТП ограни-
чено в силу ряда факторов. Для многих частей и узлов технологичес-
ких объектов представление данных в виде таблиц затрудняет чтение
информации операторами; более предпочтительным является представ-
ление информации в мнемонической форме, например в виде мнемосхе-
мы с нанесенными на ней значениями параметров. Вызов информации
набором символов на универсальной клавиатуре занимает значитель-
ное время и требует запоминания кодов; предметный принцип вызова
более удобен для операторов-технологов, В некоторых ЭЛИ (ДМ-500,
ДМ-2000) на клавиатуре выделяются специальные «технологические»
клавиши, назначение которых определяет потребитель системы и кото-
рые могут быть использованы для организации предметного вызова.
Однако количество таких клавиш невелико и недостаточно для орга-
низации вызова всех необходимых фрагментов; увеличение числа тех-
нологических клавиш нецелесообразно из-за чрезмерного расширения
клавиатуры. Массивы информации, требуемые для обслуживания алфа-
витно-цифровых ЭЛИ, очень велики и практически не могут быть
размещены в ОЗУ современных ЭВМ (на каждый фрагмент, выводи-
мый на экран, требуется до 1000 байт памяти); размещение этой ин-
формации ча магнитных дисках приводит к снижению надежности
выполнения функций контроля. Существующие алфавитно-цифровые
ЭЛИ представляют одноцветную информацию; применение многоцвет-
ных индикаторов повышает наглядность изображения.
Все эти соображения привели к тому, что в последнее время в АСУ
разрабатываются и внедряются многоцветные ЭЛИ. позволяющие
представлять, кроме алфавитно-цифровой, разнообразную графическую
информацию с упрощенными способами вызова.
Анализ требуемой оператору информации показывает, что для ти-
пичных фрагментов, представляемых на ЭЛИ, оперативная информа-
ция (числовые значения параметров, положение регулирующих и за-
порных органов, состояние механизмов собственных нужд) занимает
не более 20 25% общего числа занятых на экране знакомест. Поэтому
неизменяемую («статическую») часть информации можно вынести из
памяти ЭВМ в устройство отображения информации (УОИ) и хранить
там, например в виде рисунков. Динамическая информация, передавае-
238
мая из процессора в УОИ, на экране ЭЛИ накладывается на статичес-
кую, формируя общее изображение выбранного фрагмента (например,
мнемосхему технологического участка объекта). Такой способ позво-
ляет резко уменьшить требуемый для обслуживания ЭЛИ объем па-
мяти ЭВА1 (для крупного энергоблока до 6-8 Келов), что дает возмож-
ность разместить требуемые массивы в ОЗУ. Кроме того, сокращается
объем и повышается надежность буферного запоминающего устройства
ЭЛИ, необходимого для регенерации изображения, уменьшается время,
затрачиваемое процессором на обмен информацией с ЭЛИ.
А стройство, основанное на описанном принципе и предназначенное
для использования в системах управления различными объектами,
разработано во ЦИНИКА.
Блок-схема устройства представлена на
ческая информация из блока формирования
ходящая из процессора и хранящаяся в бу-
ферном запоминающем устройстве БЗУ.
Статическую часть информации составляют
фрагменты мнемосхем, рисунки, постоян-
ные надписи, таблицы; динамическую —
алфавит, цифры и специальные символы.
Вся статическая информация представляет-
ся одним голубым цветом на темном фоне,
динамическая — тремя цветами (фиолето-
вый, зеленый, красный).
Информация с указанием кода симво-
ла, его цвета и места расположения на эк-
ране поступает из процессора в БЗУ. В со-
ответствии с хранящейся в БЗУ информа-
цией генератор символов ГС формирует
видеосигнал динамической информации.
Узел смены рисунков УР содержит носитель
рисунков, источник света, двигатель и схе-
му управления. Изображение вызванного
рисунка через оптическую систему проек-
тируется на мишень передающей телевизи-
онной камеры ПТК, которая формирует
видеосигнал и передает его в ЭЛИ. Блок с
пие с ЭВМ М-7000 (М-6000). Работа все:
рис. 9-9. На экран ЭЛИ поступает стати-
БФСИ и динамическая информация, при-
Процессор
Рис. 9-9. Блок-схема УОИ.
вязи БС реализует стандартное сопряже-
х блоков синхронизируется устройством
управления (УУ).
Фрагмент информации вызывается на экран ЭЛИ нажатием предметных клавиш,
расположенных в блоке клавиатуры БК. На каждую клавишу наносится надпись, ука-
зывающая название вызываемого фрагмента. Клавиши могут подсвечиваться при откло-
нении параметров, относящихся к соответствующему фрагменту. При нажатии на кла-
вишу с помощью УР производится выбор необходимого рисунка, а в процессор
поступает запрос, содержащий признак требуемой динамической информации.
Для большинства фрагментов одному статическому рисунку соответствует не
один, а несколько массивов динамической информации. Например, на энергоблоках,
имеющих многопетлевую схему, статические части мнемосхем агрегатов, относящихся
к различным петлям, совпадают, а отличаются только динамические части. Аналогично
на одну и ту же мнемосхему активной зоны могут вызываться различные параметры
массового контроля (температура, мощность, расход). Поэтому для уменьшения по-
требного количества предметных клавиш вызов таких повторяющихся фрагментов це-
лесообразно производить двумя клавишами. Одна из клавиш может, например, содер-
жать название участка схемы (определяет статическую часть изображения), другая —
номер петли (совместно с названием участка схемы определяет динамическую часть).
Для повышения надежности работы описанного ЭЛИ блок формирования стати-
ческого изображения дублируется.
Основные технические характеристики описываемого ЭЛИ приведены ниже:
Размер рабочего поля, мм............................................ 310X380
Число строк............................................................. 28
Число знаков в строке................................................... 34
239
Размер символов, мм................................................. 10X8
Максимальное количество рисунков статической информации в одном УР 32
Объем алфавита символов (буквы, цифры, специальные символы) ... 64
Число цветов изображения............................................... 4
Отметим, что в данном ЭЛИ знакоместа заполняют все рабочее поле экрана
в отличие от некоторых алфавитно-цифровых ЭЛИ, имеющих пропуски между строка-
ми. Заполнение всего поля изображения облегчает представление на ЭЛИ мнемони-
ческой информации.
Стандартное математическое обеспечение представления информации на экранах
ЭЛИ разработано как часть общего математического обеспечения ЭВМ М-7000
(М-6000) и программ функционирования вычислительного комплекса (см. § 10-2) и не
зависит от характера объекта управления.
Рис. 9-10. Изображение мнемосхем и картограмм на экране ЭЛИ.
а — технологическая мнемосхема: б— символьная картограмма активной зоны; в — обобщенная
картограмма активной зоны (О — отклонение температуры оболочки, Т — отклонение температуры
теплоносителя); г — картограмма фрагмента активной зоны; 1 — синий цвет; 2 — зеленый цвет; 3 —
красный цвет; 4 — фиолетовый цвет.
На рис. 9-10 приведены примеры изображаемых фрагментов.
Наиболее распространенным способом представления информации яв-
ляются мнемосхемы (рис. 9-10, а). Статическая часть изображения
включает в себя условные обозначения и наименования технологичес-
ких агрегатов, трубопроводов, запорных и регулирующих органов,
обозначений представляемых параметров. На мнемосхему вблизи со-
240
ответствующих мест замера выводятся значения параметров (десятич-
ные числа с заданным форматом -— количеством знаков и положением
запятой).
Отклонившиеся за уставку параметры выделяются красным цве-
том (параметры, не вышедшие за допустимые пределы, изображаются
зеленым цветом), а также миганием; последнее может квитироваться
оператором. Положение запорных органов указывается цветом спец-
символа, располагаемого внутри мнемознака задвижки (открыто —
красный, закрыто — зеленый; движение — мигание спецсимвола цвета
конечного положения). Положение регулирующих органов изображает-
ся двумя десятичными цифрами, расположенными вблизи мнемознака
органа и показывающими степень его открытия (в процентах). Состоя-
ние механизмов указывается цветом спецсимвола, расположенного
внутри мнемознака механизма (красный — включено, зеленый — выклю-
чено). Статическая информация представляется синим цветом.
В случае, если на один статический рисунок может быть вызвано
несколько динамических массивов, в динамической информации, вызы-
ваемой на экран, должен содержаться и признак конкретного массива
например, номер петли, агрегата).
Для контроля массовых параметров по каналам реактора исполь-
зуются картограммы. Применяются три типа картограмм: символьная,
обобщенная и числовая. На рис. 9-10, б показан образец символьной
картограммы, которая представляет собой упрощенный поперечный раз-
рез реактора, каждой топливной сборке которого соответствует символ
с цветом, меняющимся в зависимости от величины изображаемого па-
раметра. Если параметр находится в допустимых пределах цвет сим-
вола зеленый, если ниже допустимой уставки — фиолетовый, выше —
красный. На такую картограмму без изменения статической части мо-
гут вызываться различные измеренные и расчетные параметры сборки
(максимальные температуры теплоносителя, горючего и оболочки;
мощность сборки; расход теплоносителя; паросодержание, запас до
кризиса и др.). Вызов картограммы производится нажатием двух кла-
виш: одной, вызывающей собственно символьную картограмму, и дру-
гой— уточняющей параметр. С помощью символьной картограммы
удобно следить за распределением параметра в реакторе, например,
во время выравнивания энерговыделения движением органов управле-
ния-
Из-за ограниченности числа знакомест на экране с помощью кар-
тограммы можно представить реактор с 400—500 сборками. При боль-
шем числе сборок на символьной картограмме представляется часть
реактора или используются другие способы представления информации.
Таким способом является обобщенная картограмма, также изобража-
ющая поперечный разрез реактора (рис. 9-10, в). Реактор делится на
зоны, и в каждой зоне при отклонении любого из контролируемых па-
раметров (тех же, что и на символьной картограмме) появляются со-
ответствующие символы. Одновременно может быть показана уставка,
при превышении которой появился символ. Ситуация, изображенная на
рис. 9-10,в, соответствует случаю, когда в двух зонах 1 и 4 отклонилась
температура теплоносителя, а в зоне 1—температура оболочки; при
этом указываются уставки для температуры теплоносителя (310° С) и
оболочки (600° С). Вызов обобщенной картограммы осущестляется
одной клавишей; может быть организован ее вызов по инициативе
ЭВМ при опасных нарушениях режима реактора.
1G-831 241
Для представления истинных значений контролируемых массовых
параметров служат числовые картограммы (рис. 9-10,г). Зонам, на ко-
торые разбита обобщенная картограмма, соответствуют отдельные чис-
ловые картограммы, представляющие группу тепловыделяющих сборок
реактора. Каждой сборке на числовой картограмме отводится несколь-
ко знакомест, что позволяет изображать на экране значение параметра
в данной сборке в числовой десятичной форме. Вызов такой картограм-
мы производится нажатием двух клавиш, одна из которых вызывает
данную зону картограммы, а другая — параметр- Для задания пара-
Рис. 9-11. Изображение графиков на экране ЭЛИ.
а — зависимость мощности (0115), температуры теплоносителя на выходе из реактора (0236) и тем-
пературы второго контура (1021) от времени; б — зависимость температуры на выходе из реактора
(0236), средней температуры первого контура (0453) и температуры второго контура (1021) от
мощности (0115); /— синий цвет; 2 — зеленый цвет; 3 — красный цвет; 4— фиолетовый цвет
метров используются те же клавиши, что и для вызова параметров
на символьной картограмме. Исходя из возможностей размеще-
ния параметров на экране, в одной зоне можно разместить информацию
о 50—60 сборках. Таким образом, для разных типов реакторов требу-
ется от 4 до 40 зон. Для выделения на картограмме отклонившихся
параметров используются цвет (красный), а также мигание.
Контроль изменения параметров во времени или в зависимости от
какой-либо другой переменной (например, мощности) удобно осущест-
влять в виде графиков. Пример изображения графиков показан на
рис. 9-11. На рис. 9-11, а на график выводится зависимость парамет-
ров от времени в пусковых режимах. Регистрируются три параметра:
мощность блока, %, температура теплоносителя на выходе из реак-
тора, °C, температура пара второго контура, °C. Машинные адреса
параметров и пределы их изменения по оси ординат показаны вверху
графика. Там же указан момент астрономического времени, относя-
щийся к напальной ординате. Масштаб времени указан внизу графика-
Регистрируемые величины отличаются цветом (красный, зеленый, фио-
летовый соответственно). На рис. 9-11,6 показана пересчитанная по дан-
ным графика 9-11,а зависимость температуры теплоносителя на выхо-
де из реактора и во втором контуре от мощности. Кроме параметров,
зарегистрированных на рис. 9-11,а, а на рис. 9-11,6 выведены значения
242
средней температуры теплоносителя. Машинный адрес и единицы из-
мерения, %, независимой переменной (мощности) указаны внизу гра-
фика.
Кроме мнемонических способов, возможно представление с по-
мощью имеющегося в ЭЛИ алфавита текстовой информации совмест-
но со статической частью (таблицы) или без статической части (со-
веты) .
Активное воздействие оператора на выведенную на экран инфор-
мацию осуществляется с помощью светового маркера-указателя и кла-
вишей маркерных операций.
ЭЛИ описанного типа применены, в частности, в системах управле-
ния энергоблоками АЭС, использующих ЭВМ М-7000.
Помимо ЭЛИ, в которых статическая информация хранится на
рисунках, разработаны индикаторы с хранением статической части
мнемосхем в ЗУ ЭВМ в виде набора кодов и воспроизведением ее на
экране с помощью специальных знакогенераторов. Однако размещение
статической информации в ЗУ требует, как и в случае представления
информации на универсальных алфавитно-цифровых дисплеях, до
20—30 Келов памяти. Кроме того, при электронном способе генерации
на характер изображения налагаются некоторые ограничения. Поэтому
окончательного решения о преимуществах оптического или электронного
способов представления информации в настоящее время еще не приня-
то. Отметим, что наряду с механической сменой рисунков, используе-
мой в описываемом устройстве, разрабатываются методы, позволяющие
ожидать более высокой надежности.
Наглядность информации, предоставляемой на ЭЛИ описанного
типа (в некоторых работах они получили название «мнемоскопы»), а
также удобство вызова любого параметра нажатием всего одной или
двух клавиш имеют очевидные преимущества. Вместе с тем желатель-
но сохранить за оператором широкие возможности диалога с ЭВМ.
Поэтому в некоторых системах мнемоскопы используются совместно
с алфавитно-цифровыми ЭЛИ. Последние служат для организации
запросов оператора, выдачи советов, текстов, технико-экономической
информации, регистрации последовательности событий.
ГЛАВА ДЕСЯТАЯ
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ
КОМПЛЕКСОВ АСУ ТП АЭС
10-1. СОСТАВ МАТЕМАТИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
Появление серийных средств вычислительной техники, специально
предназначенных для АСУ и обладающих высоким быстродействием
и большой емкостью запоминающих устройств, выдвинуло на первый
план проблемы разработки математического обеспечения. Если первые
ЭВМ работали с программами, суммарная длина которых не превыша-
ла нескольких тысяч слов, то для современных ЭВМ суммарная длина
программ исчисляется десятками и сотнями тысяч слов. Стоимость
математического обеспечения головных вычислительных комплексов
сравнима или даже превышает стоимость средств вычислительной тех-
16” 243
ники, и успех внедрения ЭВМ в значительной степени определяется
составом и организацией разработки математического обеспечения.
Каждый вычислительный комплекс создается для решения опре-
деленного круга задач, вытекающих из требований технологии управ-
ляемого объекта. Такие задачи носят название потребительских. Ма-
тематическое обеспечение первых вычислительных комплексов состоя-
ло практически только из потребительских задач, как правило, напи-
санных в кодах машины. Кроме них, в память заносилось несколько
простых программ, предназначенных для служебных целей. Эти про-
граммы также писались в кодах машины. Благодаря малому объему
решаемых задач каких-либо программных средств, предназначенных
для отладки, не предусматривалось. Накопление опыта внедрения как
универсальных, так и информационных или управляющих вычислитель-
ных комплексов показало возможность унификации большого числа
задач, решаемых в самых разнообразных системах, а с другой сторо-
ны, потребовало максимального использования готовых программ при
разработке математического обеспечения новых систем с целью сниже-
ния его стоимости и ускорения сроков разработки.
Первым шагом в этом направлении явилась разработка так назы-
ваемых библиотек стандартных программ, предназначенных для реше-
ния часто встречающихся задач (вычисления математических функций,
численного интегрирования, преобразования чисел из одного формата
в другой и т. д.). Появление систем, предназначенных для одновремен-
ного решения объемного количества задач в заданные моменты време-
ни и с определенными приоритетами, потребовало разработки специ-
альных программ, служащих для организации порядка прохождения
других программ (супервизоров).
В настоящее время все выпускаемые вычислительные машины
снабжаются развитой системой общего математического обеспечения,
программы которого не связаны непосредственно с потребительскими
задачами, но выполняют вспомогательные функции при составлении,
отладке и решении потребительских программ. Общее математическое
обеспечение поставляется обычно изготовителем средств вычислитель-
ной техники. Программы, не относящиеся к общему математическому
обеспечению, составляют специальное математическое обеспечение.
Практика разработки АСУ ТП различных объектов, в том числе
и атомных электростанций, показала, что специальное математическое
обеспечение целесообразно разделить на две группы: математическое
обеспечение функционирования вычислительного комплекса и техноло-
гическое математическое обеспечение.
Выделение из внешнего математического обеспечения программ
функционирования вычислительного комплекса связано с тем, что со-
временные агрегатированные средства вычислительной техники позво-
ляют создавать разнообразные, в том числе многомашинные, информа-
ционные или управляющие вычислительные комплексы (ИВК или
УВК), используя в них средства различных изготовителей. Очевидно,
что поставщик ЭВМ не может предусмотреть всех возможных конфи-
гураций вычислительных комплексов, а также возлагаемых на них
задач и разработать полное математическое обеспечение. В то же
время ИВК или УВК одной и той же конфигурации могут быть при-
менены для автоматизации ряда близких по технологии объектов, на-
пример блоков АЭС различной мощности. Многие программы, исполь-
зуемые в этих вычислительных комплексах, будут совпадать или от-
244
личаться только конкретными списками опрашиваемых параметров,
управляемых объектов и т. п.
Технологическое же математическое обеспечение непосредственно
привязано к объекту и учитывает все его особенности, в частности,
оно должно изменяться при изменении технологической схемы объекта,
исключении пли добавлении новых точек замеров и т. п.
Разделение математического обеспечения на три группы соответ-
ствует описанным в § 9-1 этапам создания АСУ, включающим разра-
ботку технических средств, интеграцию ИВК или УВК и привязку их
к конкретному объекту. Оно является в известной мере условным, так
как по мере типизации систем некоторые программы функционирования
включаются в общее математическое обеспечение, ряд технологических
программ составляется в универсальном виде и переходит в разряд
программ функционирования.
Не имея возможности в рамках данной главы подробно остано-
виться на особенностях построения алгоритмов и программ математи-
ческого обеспечения, что является предметом ряда специальных работ,
мы ограничимся кратким описанием общего математического обеспече-
ния и математического обеспечения функционирования, а также при-
ведем в качестве иллюстрации несколько примеров ядерно-физических,
теплофизических и теплотехнических алгоритмов с тем, чтобы дать
представление о характере возникающих проблем и общих принципах
организации технологических расчетов.
10-2. ОБЩЕЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ.
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ
Общее математическое обеспечение современных вы-
числительных комплексов включает в себя следующие обязательные
программные средства:
загрузчики;
трансляторы;
стандартные подпрограммы;
преобразователи;
отладочные программы;
драйверы;
программы обнаружения и обработки неисправностей;
супервизор реального времени.
Загрузчики предназначены для размещения в памяти машины
других программ. Загрузчики подразделяются на абсолютные и пере-
мещающие. Абсолютные загрузчики загружают программу из заданно-
го устройства ввода в определенную группу ячеек памяти. Какой-либо
модификации программы при этом не происходит. На практике при
составлении программы часто нельзя заранее сказать, какие именно
ячейки памяти будут выделены для нее. Кроме того, жесткая фиксация
адресов потребовала бы переделки всех программ при добавлении или
исключении программ в системе. Поэтому многие программы состав-
ляются в относительных адресах (перемещаемые программы). Загрузка
таких программ производится перемещающим загрузчиком, который,
исходя из имеющегося распределения памяти, отводит каждой програм-
ме определенные ячейки, обеспечивая необходимые перекрестные ссыл-
ки, с тем, чтобы загружаемая программа могла пользоваться данными
других программ и, наоборот, допускать использование своих данных
в других программах.
245
В настоящее время все более или менее сложные программы
составляются не непосредственно в машинных командах, а на универ-
сальных машино- пли проблемно-ориентированных языках. Примене-
ние таких языков значительно сокращает затраты труда при програм-
мировании, уменьшает стоимость математического обеспечения и
облегчает последующую модернизацию программ. Перевод программ,
написанных на таких алгоритмических языках, в программы, записан-
ные в кодах машины, производится автоматически с помощью транс-
ляторов, входящих в общее обеспечение ЭВМ. Транслятор, предназ-
наченный для трансляции программ, записанных в мнемокоде
(машинно-ориентированный язык), обычно называется ассемблером, а
предназначенный для трансляции с языков типа Алгол и Фортран —
компилятором. Трансляция проводится на машинах, которые исполь-
зуются в вычислительном комплексе, но, как правило, не при работе
комплекса, а при его отключении от объекта. Некоторые системы до-
пускают проведение трансляции в качестве фоновой задачи в свободное
от решения основных задач время.
Обычно трансляторы переводят транслируемые программы в про-
граммы, записанные в кодах машины с относительными адресами.
Запись программ на алгоритмических языках приводит обычно к неко-
торому увеличению объемов используемой памяти и времени решения
в ЭВМ. Поэтому простые часто повторяемые программы (программы
ввода и вывода информации, программы сигнализации, обмена инфор-
мации между входящими в комплекс ЭВМ и т. п.) целесообразно
составлять в мнемокоде.
Стандартные подпрограммы составляются для выполне-
ния встречающихся в разнообразных задачах однотипных операций,
таких, как вычисление стандартных математических функций. В систе-
мах, допускающих прерывание одних программ другими, стандартные
подпрограммы делятся на три типа: параллельно-используемые, имею-
щие блок памяти для сохранения информации при прерывании: при-
вилегированные, запрещающие прерывания до окончания работы под-
программы; служебные, требующие копирования и включения их
в качестве составной части в каждую использующую их потребитель-
скую задачу.
Преобразователи используются для преобразования данных
при их переносе с одного носителя на другой или при переходе от
одного формата к другому. Необходимость таких преобразований
объясняется тем, что код, в котором данные хранятся в машине, отли-
чается от кодов, которые выводятся на внешние устройства (например,
устройства печати и дисплеи), а также от кодов, в которых данные
вводятся в ЭВМ с внешних устройств. Примерами таких программ
могут служить преобразователи двоичного кода в восьмеричный, вось-
меричного — в двоичный, буквенно-цифрового — в двоичный и т. д. Про-
граммы-преобразователи обычно оформляются как служебные под-
программы и должны копироваться во всех потребительских задачах,
использующих преобразования форматов.
Кроме упомянутых стандартных преобразователей, может возник-
нуть необходимость в программах, выполняющих преобразования
специальных кодов, используемых в данном вычислительном комплек-
се, например преобразование десятиразрядного двоичного кода, вводи-
мого в ЭВМ с аналого-цифровых преобразователей, в абсолютные
значения соответствующих величин. Поскольку требования к таким
246
преобразованиям могут различаться в различных АСУ ТП, использую-
щих данные ЭВМ, они могут не разрабатываться в составе общего
математического обеспечения, а входить в программы функциони-
рования и разрабатываться при интеграции вычислительного ком-
плекса.
Отладочные программы применяются на стадии отладки
отдельных программ и математического обеспечения в целом. Они слу-
жат для контроля правильности работы отлаживаемых программ
и внесения в них исправлений. Отладочные программы по требованию
оператора осуществляют распечатку выбранных областей памяти, со-
держимого регистров до и после выполнения определенных операций,
останов в контрольных точках по адресу команды или операнда. Воз-
можно также изменение содержимого выбранных областей памяти или
регистров. Для внесения изменений в программы существуют програм-
мы-редакторы. С их помощью можно вставлять, заменять и удалять
отдельные символы или целые записи в программе.
Драйверы представляют собой специальные программы, осу-
ществляющие обмен информацией между процессором и внешними
устройствами. В их функции входят выставление требований на прием
и выдачу информации, проверка правильности передаваемой информа-
ции, а также согласование во времени работы процессора и внешних
устройств. Последняя функция особенно важна в связи с тем, что
внешние устройства, как правило, имеют быстродействие, значительно
меньшее, чем процессор (например, печать массива данных может
занимать несколько десятков минут), при этом каждая пересылка
должна содержать относительно малый объем информации, ограничен-
ный размерами буфера внешнего устройства. Поэтому такие обмены
целесообразно организовывать параллельно с решением процессором
других задач. В этом случае драйвер должен следить за готовностью
внешнего устройства и при получении сигнала готовности прерывать
основную задачу, осуществлять пересылку необходимой информации,
после чего возвращать управление прерванной задаче. Для осуществле-
ния прерываний драйверы имеют специальные зоны, куда заносится
вся информация, необходимая для восстановления прерванной задачи.
В связи с этим, если потребительские программы могут обращаться
к разным, но однотипным устройствам, для каждого из них в системе
должен быть предусмотрен свой (однотипный) драйвер. Это обстоятель-
ство следует учитывать при оценке памяти, занимаемой операционной
системой.
В случае применения в комплексе внешних устройств, не постав-
ляемых изготовителем вычислительной машины, соответствующие
драйверы могут не входить в состав общего математического обеспече-
ния и должны разрабатываться на стадии интеграции системы.
В управляющих вычислительных комплексах из-за тяжелых тех-
нологических последствий, к которым может привести неправильная
выдача информации или управляющих воздействий, особое место за-
нимают программы обнаружения и обработки неисправ-
ностей. Комплекс таких программ включает тест-программы, обнару-
живающие неисправности отдельных устройств или группы устройств;
программы обработки ошибок, в задачу которых входит принятие
определенных мер при обнаружении отказов; диагностические програм-
мы, конкретизирующие неисправность внутри данного устройства, как
правило, с точностью до сменного элемента.
247
Принцип работы тестовых и диагностических программ заключается
в сравнении действительной реакции системы с заранее известной
реакцией. При совпадении действительной и ожидаемой реакций тест
считается выполненным, в противном случае делается заключение
о неисправности проверяемого оборудования. Такие проверки могут
осуществляться на уровне отдельной машины, управляющего комплекса
или АСУ ТП в целом, и соответствующие программы включаются
в общее математическое обеспечение, обеспечение функционирования
комплекса или технологическое обеспечение.
Тестовые программы подразделяются на программы периодического
и эпизодического действия. Периодические программы (экспресс-тесты)
запускаются автоматически через заданные промежутки времени. Обыч-
но они сводятся к проведению некоторого набора операций над слова-
ми, хранящимися в различных областях оперативной памяти. Получен-
ный результат сравнивается с заранее известным значением. Такая
процедура позволяет проверить исправность процессора и ОЗУ. Перио-
дичность запуска тест-программ желательно устанавливать равной
самому короткому периоду запуска потребительских программ (т. е.
1—5 с). Кроме проверки собственно вычислительной машины, тестовые
программы проверяют исправность коммутаторов и аналого-цифровых
преобразователей путем сравнения величины эталонных аналоговых
сигналов, заводимых на некоторые входы, с их известными значениями.
Тестовые проверки могут основываться на свойствах АСУ ТП
в целом. Например, после выдачи сигнала на перемещение некоторого
регулирующего органа система может проверять (по сигналам соответ-
ствующих указателей положения), исполнилась ли команда, и делать
заключение об исправности как цепи ввода и вывода сигналов, так и
самого регулирующего органа. Известные функциональные связи меж-
ду показаниями группы первичных преобразователей могут служить
основой проверки исправности не только устройств ввода, но и самих
первичных преобразователей и т. д.
Выявленные тест-программами сигналы неисправностей являются
основой для работы программ обработки ошибок. Они могут являться
самостоятельными программами или входить в состав других программ.
В частности, во многие драйверы входят блоки, инициализирующие
повторную передачу сообщений от внешних устройств при обнаружении
ошибок передачи. При обнаружении ошибок оцифровки эталонного
сигнала может быть включена программа, отмечающая специальными
метками (например, единицей в отведенном для этой цели разряде)
ячейки ОЗУ, в которых хранится информация, поступающая от данного
устройства; дальнейшая обработка этих ошибок производится потреби-
тельскими задачами, которые при наличии метки о недостоверности
данной информации либо откладывают проведение соответствующих
расчетов, либо сообщают об этом оператору (например, с помощью
символов на экране ЭЛИ), либо заменяют эти данные другими по
специальным алгоритмам.
В состав общего математического обеспечения современных ЭВМ
обычно входят программы, осуществляющие постоянный контроль за
напряжением питающей сети. В случае исчезновения последнего
прерывается работа процессора и производится запись информации,
хранящейся в энергозависимых устройствах памяти (регистрах),
в неэнергозависимые устройства (МОЗУ). Указанные операции успе-
вают выполняться за время, в течение которого напряжение в машине
248
поддерживается на достаточном уровне за счет инерционности блоков
питания. Благодаря переписыванию данных в неэнергозависимые
устройства после возобновления работы система может начать решение
прерванной задачи с момента ее останова.
Наиболее важными функциями тест-программ являются контроль
исправности и включение резерва в двух- и многомашинных вычисли-
тельных комплексах. При этом решение о неисправности данной маши-
ны должно приниматься другой машиной, входящей в комплекс. Это
осуществляется путем периодической прогонки в каждой машине тест-
программ. Если эти программы показывают исправность машины, в дру-
гую машину направляется сигнал. Отсутствие такого сигнала в течение
определенного времени воспринимается как отказ одной машины и ини-
циализирует во второй программу включения резерва, которая переклю-
чает с первой машины на вторую устройства ввода-вывода и вводит
из ВЗУ в ОЗУ необходимые программы. При менее тяжелых неисправ-
ностях, например отказе в одной из машин НМД, соответствующий
сигнал может быть передан в другую машину, которая начинает выпол-
нять все или часть дпек-резидентных задач, нормально решаемых пер
вой машиной.
Тест-программы эпизодического действия запускаются оператором
при наладке комплекса или во время профилактических ремонтов. При
этом осуществляется более тщательная проверка функционирования
устройств, например проверяется работа всех ячеек ОЗУ.
Диагностические программы запускаются после обнаружения неис-
правности и различаются в зависимости от обнаруженной неисправ-
ности.
Главной особенностью математического обеспечения информацион-
ных и управляющих вычислительных комплексов является их работа
в режиме реального времени, т. е. запуск потребительских программ
должен осуществляться в строго определенные моменты; при этом
должна обеспечиваться возможность внеочередного запуска некоторых
программ (прерывание), изменения оператором данных и другие функ-
ции. Для общей организации прохождения программ в машине в со-
став общего математического обеспечения включается супервизор
реального времени.
Для каждой из потребительских задач указывается время между
двумя последовательными выполнениями («интервал»), начальная за-
держка перед первым выполнением («фаза») и степень важности зада-
чи («приоритет»). После выполнения каждой потребительской задачи
для нее устанавливается требуемое время следующего выполнения. Су-
первизор периодически (с интервалами времени от 0,01 до 1 с) сравни-
вает требуемые времена выполнения задач с действительным временем
и включает ту из них, время выполнения которой наступило.
При работе в режиме реального времени как номенклатура реша-
емых задач, так и длительность выполнения каждой из них могут за-
висеть от реальной ситуации в объекте. Поэтому, хотя производитель-
ность системы выбирается такой, чтобы обеспечивать в нормальном
режиме выполнение всех необходимых задач, в экстремальных ситуа-
циях поток задач и их длительность могут возрасти настолько, что
образуется «очередь» из невыполненных задач, время выполнения кото-
рых наступило. Другими словами, внутреннее время системы, т е. дей-
ствительное время выполнения задач, начинает отставать от астрономи-
ческого времени. При наличии такой задержки следующий момент вы-
249
полнения задачи устанавливается супервизором путем прибавления
заданного интервала не к действительному, а к требуемому времени вы-
полнения задачи. Поэтому, если вычислительные возможности системы
позволяют, при последующих обращениях к данной задаче внутреннее
время системы, «догонит» астрономическое, и задержка будет «рассасы-
ваться». Порядок выполнения задач при наличии задержек определя-
ется принятой в супервизоре дисциплиной обслуживания заявок.
При бесприоритетной дисциплине обслуживания после выполнения
данной задачи осуществляется просмотр таблицы задач в порядке воз-
растания их номеров. Таким образом, возврат к выполненной задаче
произойдет только после того, как выполнятся все задачи, время реше-
ния которых наступило. Поэтому при возникновении задержки в систе-
ме наиболее важные задачи (выдача информации, сигнализация) могут
ожидать завершения менее важных, что часто недопустимо.
При дисциплине с относительными приоритетами после выполнения
каждой задачи просмотр таблицы начинается с первого номера. Это
гарантирует прохождение задач с высокими приоритетами, т. е. рас-
положенных в начале таблицы, даже при возникновении очереди за
счет большей задержки в решении задач с низкими приоритетами.
Однако в случае, если решение задачи с низким приоритетом затянется
на время, большее, чем интервал некоторой высокоприоритетной зада-
чи, выполнение последней соответственно задержится. Отчасти- этот не-
достаток может быть ликвидирован введением фоновых задач, которые
выполняются в свободное от решения основных задач время и могут
быть прерваны при наступлении времени решения основной задачи.
При дисциплине с абсолютными приоритетами супервизор преры-
вает решение задачи каждый раз, когда наступает время решения зада-
чи с более высоким приоритетом. Таким образом, в большинстве ситуа-
ций обеспечивается своевременное решение высокоприоритетных задач.
Особенности работы супервизоров с описанными дисциплинами
обслуживания иллюстрирует временная диаграмма, изображенная на
ВС А в А С АВ А ВС А Г
II | । lit III______u____LJ—1I—ii--
0 0.5 1.0 15 Z.O Z,5 3,0 c
a)
A ,-------M — к. Г-Н M I----W
B'--. Л '----1 ,LT'----- T~l T
c, H-'— . '1 _____Г i 4
0 05 1,0 1,5 2,0 25 3,0 с
6}
А w --ни --м м I-।
В'—I. —1 ,____J--'—' "TTL,___lT
с । н 1 ( ' >____1____1----1----1-
О 0,5 1.0 1,5 2,0 2,5 3,0 с
А _ м м1 м ьн
____,ЫХ|—1 н-н-х^-Ч ----!
>гх-х-х—х7-м-х--х—х-^тх-х-7хчг
0 05 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 с
г)
Рис. 10-1. Временная диаграмма прохожде-
ния задач прн различных дисциплинах об-
служивания.
а — поступление требований; б — дисциплина без
приоритетов; в — дисциплина с относительными
приоритетами; г — дисциплина с абсолютными
приоритетами; —----------выполнение задачи;
----— —задержка начала задачи; —X—X—за-
держка из-за прерывания.
рис. 10-1. Принято, что система
должна решать три потребитель-
ские задачи, обозначенные в по-
рядке их приоритетов А, В и С,
и группу фоновых задач F. Ин-
тервал задач 0,6; 0,8 и 1,2 с, вре-
мя решения 0,1; 0,3 и 0,4 с соот-
ветственно. Загрузка процессора
будет составлять при этом 87%.
т. е. все задачи будут решаться,
и останется 13% машинного вре-
мени для решения фоновых за-
дач. Однако эпизодически могут
образовываться задержки в вы-
полнении требований. На диа-
грамме рис. 10-1,а показаны мо-
менты поступления требований
на выполнение задач, а на диа-
граммах рис. 10-1,6—г — факти-
ческие времена их выполнения
и задержки при различных ди-
сциплинах обслуживания. Вид-
250
но, что при дисциплине без приоритетов (рис. 10-1,6) могут возникать
задержки в выполнении наиболее оперативной задачи А (суммарная
задержка пяти заявок на выполнение задачи А — 1,2 с); при дисципли-
не с относительными приоритетами (рис. 10-1 ,в) суммарная задержка
задачи А —0,4 с; с абсолютными приоритетами задача А решается без
задержек, и только 1 раз происходит прерывание задачи В на 0,1 с.
Кроме запуска программ по времени супервизоры предусматрива-
ют возможность запуска по требованию оператора, по прерыванию
от устройства МВвИС (см. § 9-7) и по запросу от другой программы.
Многие супервизоры также предоставляют оператору возможность,
не прерывая работы в реальном масштабе времени, производить про-
верку и коррекцию констант в задачах, а также интервалов их решения.
При выборе интервалов, фаз и приоритетов задач следует иметь
в виду особенности обмена информацией между ними. Например, не-
целесообразно устанавливать для задач выдачи информации на ЭЛИ
интервал меньший, чем интервал опроса первичных приборов; с другой
стороны, фаза этих задач должна быть такой, чтобы информация вы-
давалась на ЭЛИ непосредственно после опроса, что улучшает опера-
тивность предоставления информации оператору.
Кратко остановимся на особенностях математического
обеспечения функционирования комплекса. Как уже
устанавливалось, оно включает в себя программы, аналогичные про-
граммам внутреннего математического обеспечения: преобразователи
специальных кодов; программы диагностики комплекса; обработки оши-
бок п ввода резерва; драйверы специальных устройств ввода — вывода.
Кроме перечисленных, могут быть разработаны другие программы, при-
менимые для управления различными объектами с помощью вычисли-
тельных комплексов аналогичной или близкой конфигурации.
Программы подготовки данных для выдачи опера-
тору. Описанные в § 9-4 бланки печати параметров, как и описанные
в § 9-8 формы выдачи информации на экраны ЭЛИ, являются доста-
точно универсальными и не зависят однозначно от технологических осо-
бенностей объекта. Поэтому может быть составлена программа, подго-
тавливающая, например, массив для выдачи на экран ЭЛИ. По
заданному ей списку параметров такая программа выберет необходи-
мую информацию, преобразует коды, хранящиеся в ОЗУ, в коды,
воспринимаемые ЭЛИ, присвоит значениям параметров в зависимости
от наличия или отсутствия отклонения цвет или мигание, укажет места
размещения информации на экране и т. д.
Выдача подготовленной информации из ЭВМ в ЗУ ЭЛИ в задачу
такой программы не входит и осуществляется драйвером. Непосред-
ственный учет технологической схемы объекта осуществляется зада-
нием тех или иных списков, указывающих адреса параметров, относя-
щихся к данному фрагменту, и их место на экране ЭЛИ; указанные
списки относятся к технологическому математическому обеспечению.
Составление списков может быть поручено специалистам-технологам
без участия программистов; таким образом, можно сказать, что список
представляет собой программу, написанную на проблемно-ориентиро-
ванном специальном языке, для которого программа подготовки данных
является транслятором. Такая программа хранится в ОЗУ в одном эк-
земпляре и при вызове каждого конкретного фрагмента обращается
к нужному списку, количество которых должно соответствовать коли-
честву фрагментов. Аналогично может быть составлена универсальная
251
программа печати технологических бланков, также обращающаяся
к нужным ей спискам.
Изменения технологической схемы объекта, количества параметров
на бланке или фрагменте не требуют смены таких универсальных про-
грамм. Однако замена типа устройств представления информации, из-
менение формы бланка или способа изображения параметров на экране
могут повлечь за собой необходимость разработки новых программ.
Программы сигнализации отклонений параметров
могут быть составлены в достаточно универсальном виде. Привязка их
к технологии объекта заключается в задании списков, включающих
перечни сигнализируемых параметров, их уставки (или способы вычис-
ления переменных уставок), а также номера внешних устройств, на
которые должны быть выданы сигналы отклонений.
Программы автоматического регулирования и
управления могут быть оформлены как программы функционирова-
ния. Например, для осуществления прямого цифрового регулирования
могут быть составлены общие программы, выполняющие законы регу-
лирования, контроль правильности работы устройств отработки команд
и т. п. Конкретные контуры и параметры задаются соответствующими
списками. Более сложные универсальные программы составляются для
осуществления автоматического управления. Технологические условия
включения или выключения оборудования, изменения положения регу-
лирующих органов и т. д. задаются в виде соответствующих списков.
Расчеты физических параметров являются универсаль-
ными и не зависят от особенностей каждой технологической задачи.
В то же время выбор алгоритма расчета таких параметров обусловли-
вается рядом факторов, в том числе и структурой вычислительного
комплекса, так как для данного комплекса могут оказаться более пред-
почтительными алгоритмы, экономящие память или, наоборот, время
машины. Поэтому в состав математического обеспечения целесообразно
включить стандартные подпрограммы расчета параметров, составлен-
ные с учетом как требований технологии (перечень сред, диапазонов
изменения параметров), так и конфигурации комплекса (типы и объемы
ЗУ).
10-3. АЛГОРИТМЫ ЯДЕРНО-ФИЗИЧЕСКИХ И ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
В настоящее время для различных типов реакторов предложено
более сотни задач, реализация которых в ЭВМ способна значительно
повысить эффективность работы АЭС. Мы остановимся на нескольких
примерах таких задач.
Расчеты распределения поля энерговыделения
в реакторе. В зависимости от числа детекторов в зоне, физики реак-
тора, вычислительных возможностей ЭВМ и ряда других факторов рас-
пределение энерговыделения в реакторе может быть определено эмпи-
рическим, расчетно-эмпирическим и расчетным путем. Эмпирический и
расчетно-эмпирический способы предполагают наличие дискретной
системы детекторов в зоне, расчетный способ применяется к реакторам,
не имеющим системы детекторов.
Исходными величинами для определения полей энерговыделения
расчетным методом являются показания (токи) детекторов внутриреак-
торного контроля, причем обычно определяется номированная величина
252
тока детекторов:
I . =
141 ,п ♦
/=1
где /,„ — нормированная величина тока; Л — ток i-ro детектора;
т — число детекторов в реакторе.
Энерговыделение <2„3- в рассматриваемой области (как правило, теп-
ловыделяющей сборке) рассчитывается как линейная комбинация сиг-
налов и детекторов, окружающих данную область:
(ю-1)
;=1
где Qp — измеренная интегральная тепловая мощность реактора.
Коэффициенты Uij вычисляются на основании заданных простран-
ственных корреляционных характеристик энерговыделения в реакторе.
Суммирование в (10-1) должно призводиться для детекторов, отстоящих
от рассматриваемой точки на расстояние не более двух длин корреля-
ций (например, для реактора II блока БАЭС 1,2—1,4 м). Соотношение
(10-1) достаточно просто и не требует большого времени вычисления.
Однако число коэффициентов а;,- велико, и их целесообразно хранить
в ВЗУ.
Чисто расчетный метод определения поля энерговыделения приме-
няется как совместно с эмпирическим, так и, особенно в реакторах
с малым числом детекторов внутриреакторного контроля, самостоятель-
но. Наиболее распространенным способом расчета полей, используемым
в АСУ ТП АЭС, является диффузионное одно- или двухгрупповое при-
ближение, в основе которого лежит решение уравнения
VDft - - ck = 0, (10-2)
где Фь — поток нейтронов k-й энергетической группы в данной точке
реактора; \ —оператор Гамильтона; Dk— коэффициент диффузии
нейтронов /г-й группы; S& — эффективное сечение поглощения и замед-
ления нейтронов k-тл группы; сь — мощность источника нейтронов
А-й группы.
Источник нейтронов сь, определяемый замедлением нейтронов
групп с более высокой энергией, а также рождением нейтронов деления
в данной группе, в общем случае определяется как
т
^ф„).
и=1
где Sfen — сечение перехода из группы п в группу k; суммирование про-
изводится по всем рассматриваемым группам.
Уравнение (10-2) записывается в конечно-разностной форме, в за-
висимости от конфигурации реактора в гексагональной или прямоуголь-
ной геометрии и решается итеративным методом.
Коэффициенты Dk, определяются на основании известного
изотопного состава каждого канала (кассеты) и микроскопических
сечений реакций. При применении малогрупповых приближений микро-
скопические сечения зависят от спектра нейтронов и должны определять-
ся предварительно для группы каналов (эти расчеты могут проводиться
значительно реже, чем оперативные расчеты поля, и выполняться на
253
универсальных ЭВМ по специальным программам). При вычислении
макроскопических сечений в ряде случаев необходимо вводить поправку
на реальный температурный режим зоны. Положение органов регули-
рования (ОР) учитывается расчетом эффективных констант соответст-
вующих ячеек на основании фактического измеренного положения.
Вычисление поля требует значительных массивов данных, которые
хранятся в ВЗУ. Решение задачи проводится в несколько этапов, в каж-
дом из которых из ВЗУ в ОЗУ вызывается только часть данных. Ре-
зультаты расчетов засылаются в ВЗУ и могут быть использованы при
последующих расчетах. Таким образом, несмотря на большой объем
данных, используемых в задаче, выделяемая для нее область ОЗУ мо-
жет не превышать 16 Келов.
Отметим, что при выполнении расчетов в АСУ ТП количество необ-
ходимых для сходимости итераций значительно меньше, чем при кон-
структорских расчетах реакторов, так как значения потоков, хранящихся
в памяти ЭВМ, близки к окончательному результату (если не произош-
ло больших деформаций поля). Поэтому, несмотря на относительно
небольшое быстродействие применяемых ЭВМ, полный цикл таких
расчетов занимает 10—30 мин. При стационарном режиме работы реак-
тора такие расчеты должны проводиться раз в несколько часов.
Величина расчетного энерговыделения Pj в рассматриваемой об-
ласти определяется исходя из значений нейтронных потоков, изотопно-
го состава и микроскопических сечений реакций, сопровождающихся
выходом энергии. В некоторых случаях необходимо учитывать энерго-
выделение за счет поглощения у-квантов. Нормированное расчетное
энерговыделение вычисляется как
(10-3)
где суммирование в знаменателе производится по всему объему
реактора.
Абсолютная величина расчетного энерговыделения в рассматривае-
мой области (Р3) определяется с использованием измеренной полной
мощности реактора (Qp) по формуле
P-QpPhj. (10-4)
В расчетно-эмпирическом методе учитываются как измеренные
показания детекторов, так и резиштаты физического расчета. При
1!спользовании этого метода в ходе физического расчета определяются
также расчетные нормированные показания детекторов Ан{:
2
л *
(10-5)
i k j
где eh — чувствительность детектора к нейтронам £-й группы (большин-
ство детекторов чувствительно только к нейтронам тепловой группы);
Фы — поток нейтронов £-й группы в районе расположения t-го детек-
тора.
Суммирование в знаменателе (10-5) проводится по всем учитывае-
мым детекторам.
254
На основании расчетных и замеренных показаний для каждого
детектора определяется поправка V,-:
V- — ,vi
‘~Аи’
которая интерполируется на произвольную точку реактора методами,
аналогичными применяемым при интерполяции показаний детекторов
в расчетном методе. Тогда мощность в /-й области может быть вычис-
лена по формуле
Л» 2 anv‘
—у (ю-6)
2 рн/2 а/.V/
/ \ /=1
В простейшем случае учитывается поправка только для одного
соседнего с рассматриваемой областью детектора V3- (так называемая
ступенчатая аппроксимация), тогда (10-6) упрощается:
' (,0'6а)
/
Выражения (10-1), (10-4) и (10-6) дают значения макрополя энер-
говыделения, т. е. не учитывают локальных эффектов, связанных
с неравномерностью нейтронного поля по сечению тепловыделяющей
сборки, влиянием близкорасположенных регулирующих органов и т. д.
Полученные значения макрополя энерговыделения могут быть уточнены
введением функции <р(г), учитывающей структуру микрополя:
Р',=Р/<Р(г). (10-7)
Накопленный опыт расчета полей энерговыделения показывает,
что наиболее точным методом является расчетно-экспериментальный.
Так, для реакторов I и II блоков БАЭС среднеквадратичная погреш-
ность составляет при экспериментальном методе 6—7%, при расчетно-
экспериментальном 4—5%; погрешность чисто расчетного метода мо-
жет превосходить 10—15%• По зарубежным данным, внедрение эффек-
тивной системы контроля полей позволяет повысить мощность реакто-
ров некоторых типов на 30—50%. Однако данные расчета полей могут
использоваться для управления только при их высокой надежности.
Поэтому контроль энерговыделения следует осуществлять хотя бы дву-
мя независимыми методами. При этом промахи в измерениях могут
обнаруживаться ЭВМ путем применения статистических критериев
неприятия к расхождениям величин, полученных различными методами;
целесообразно также проводить сравнение величин, полученных в пос-
ледовательные моменты времени.
Определение изотопного состава топлива необходимо
для вычисления макроконстант, а также представляет самостоятельный
интерес для прогноза кампании реактора и при радиохимической пере-
работке облученного топлива. Концентрация изотопов в данной точке
в текущий момент вычисляется на основании значений потока нейтро-
нов, а также концентрации изотопов в предыдущий момент расчета.
Исходными данными расчета является паспортный состав изотопов
255
в сборке в момент загрузки в реактор. Возможно приближенное реше-
ние данной задачи, при котором изотопный состав определяется как
функция энерговыработки сборки на основании предварительно прове-
денных расчетов. Вычисленные значения изотопного состава хранятся
в ВЗУ.
Рис. 10-2. Организация расчетов полей энерговыделения и изотопного состава.
Общая организация описанных ядерно-физических расчетов пока-
зана на рис. 10-2.
Теплофизические расчеты применяются для определения
важнейших характеристик реактора: расхода и температуры теплоно-
сителя, температуры топлива, оболочки, паросодержания в каналах,
запасов до кризиса и г. д.
256.
Рис. 10 3. Организация расчетов тепло-
вого режима тепловыделяющих сборок.
Рассмотрим организацию та-
ких расчетов (рис. 10-3). Для
определения режима тепловыде-
ляющей сборки прежде всего
необходимо знать расход тепло-
носителя. В некоторых типах ка-
нальных реакторов расход заме-
ряется непосредственно, однако
в большинстве реакторов пока-
нального измерения расхода не
производится, и он может быть
вычислен только по косвенным
данным. Наиболее просто расход
через сборку определяется по
измеренному перепаду давления
Др на зоне. В случае, если кипе-
ния в канале нет, расход через
/-Й канал определяется из урав-
нения
(10-8)
где Др3-— перепад на канале
(Др^=Др); Aj и В)~ коэффици-
енты местных и распределенных
гидравлических сопротивлений,
определяемые при гидравличе-
ских испытаниях сборок; G-—
расход через сборку.
При возможности закипания
теплоносителя в канале гидрав-
лическое сопротивление необхо-
димо вычислять в зависимости
от мощности канала и расхода теплоносителя на входе по рекомендуе-
мым для данного типа реактора расчетным эмпирическим зависимо-
стям вида
Ap3-=f(GjBX,Q3), (10-9)
где GjBX—расход теплоносителя на входе; Qj — тепловая мощность
сборки.
Для вычисления перепада по формуле (10-9) предложены как
сосредоточенные, так и более сложные, распределенные модели, в ко-
торых перепад вычисляется в каждом сечении канала в зависимости от
расхода воды и пара в сечении и затем интегрируется по высоте канала.
Определение расхода по формулам (10-8) и (10-9) производится мето-
дом последовательных приближений, при котором задаются расходы
теплоносителя на входе G„ определяют перепад на канале Др, и в слу-
чае несовпадения Др, и Др изменяют величину входного расхода. Ите-
рации проводятся до совпадения Др,- и Др с заданной точностью.
В случае, если известен общий расход через реактор (или через
17—831 2Б7
группу сборок) боб, расчеты по формулам (10-8) и (10-9) могут быть
проверены:
Знание расхода теплоносителя и распределения энерговыделения
по высоте сборки позволяет рассчитать температуру однофазного тепло-
носителя, а также температуру топлива и горючего в различных сече-
ниях. При наличии большого числа твэлов в сборке в такие расчеты
необходимо вводить поправки, связанные с неравномерностью поля
энерговыделения и скорости теплоносителя по сечению сборки, причем
в некоторых случаях требуется дополнительно учитывать перемешива-
ние отдельных струй теплоносителя, теплообмен между ними и другие
эффекты. При наличии контроля температуры теплоносителя на выходе
всех или части кассет замеренная температура сравнивается с рассчи-
танной для выходного сечения, что дает возможность проверить точ-
ность расчетов, а также исправность термометров.
По окончании расчета температур определяются наиболее напря-
женные (с максимальными значениями температур оболочки и топлива)
сборки. Максимальные температуры сравниваются с предельно допу-
стимыми для данного типа реакторов значениями, благодаря чему
определяется возможность дальнейшего подъема мощности; разрешен-
ное приращение мощности может быть выдано оператору в качестве
совета. Определение допустимого приращения целесообразно при рабо-
те блока в базисном режиме. Автоматический выбор напряженных
сборок дает возможность оператору, вызывая специальными командами
параметры этих сборок на устройства связи (дисплеи, печать), более
оперативно контролировать режим реактора, чем при вызове на те же
устройства всех данных с последующим «ручным» анализом состояния.
Схема расчета для случая кипящего теплоносителя аналогична
вышеописанной. Критерием допустимости режима в этом случае явля-
ется запас до кризиса кипения (первого или второго рода). Для опре-
деления запаса рассчитывается по эмпирическим формулам критичес-
кий тепловой поток q^(z)\
Чкр(г)^1(Ов,Сп,р), (10-10)
где GB,Gn— расходы воды и пара; р — давление. Запас до кризиса
определяется как отношение критического и действительного теплового
потока.
Полный расчет температурного режима реактора требует большого
количества исходных данных, хранить которые в ОЗУ нецелесообразно.
Кроме того, расчет занимает значительное время. Для уменьшения
загрузки процессора и устройств связи с ВЗУ эти программы могут
запускаться лишь тогда, когда происходит отклонение параметров ак-
тивной зоны от значений, при которых проводился предыдущий расчет.
Для этого периодически (по сигналу таймера) запускается вспомога-
тельная программа, которая производит сравнение текущих значений
параметров реактора (мощности, расхода теплоносителя, энерговыде-
ления, температуры, положения органов СУЗ) с величинами, хранящи-
мися в памяти. Запуск программы расчета производится при появлении
отклонения. При относительно малых отклонениях может быть произ-
ведён пересчет только режима напряженных пакетов на основании дан-
ных, хранящихся в ОЗУ.
258
10-4. АЛГОРИТМЫ ВЫРАВНИВАНИЯ ПОЛЯ ЭНЕРГОВЫДЕЛЕНИЯ
Используемые для выравнивания (оптимизации) поля алгоритмы
различаются в зависимости от типа реактора, его физических и тепло-
физических характеристик, структуры системы управления и зашиты,
наличия системы внутриреакторного контроля. Алгоритмы этой группы
могут оптимизировать как само поле энерговыделения, так и какой-либо
теплофизический параметр (температуру теплоносителя, оболочки, за-
пас до кризиса кипения). Может проводиться и оптимизация по не-
скольким параметрам одновременно (температуре топлива и оболочек)
В свою очередь как физические, так и теплофизические параметры мо-
гут измеряться непосредственно или же определяться косвенным
путем.
В зависимости от структуры системы управления и зашиты осг-
шествляется непосредственное воздействие УВК на регулирующие орга-
ны реактора, либо воздействие посредством регулятора мощности, либо
выдача советов оператору.
В качестве примера мы рассмотрим алгоритм выравнивания поля, разработанный
ВНИИЭМ для реактора ВВЭР-1000. Этот алгоритм оптимизирует поле температуры
теплоносителя на выходе из кассет реактора (непосредственно замеряемый теплофи-
зический параметр). Воздействие на органы регулирования осуществляется совмест-
ным действием УВК и регулятора мощности реактора. Для повышения надежности
и безопасности управления алгоритм составлен таким образом, что УВК вырабатывает
только сигналы, воздействующие па уменьшение мощности реактора. При выработке
сигналов воздействий учитываются динамические свойства управляемого объекта т. е
во избежание неустойчивости процесса перемещения регулирующих органов за один
шаг управления должны ограничиваться по величине.
Исходной величиной для определения допустимости режима является коэффициент
неравномерности, задаваемый как уставка и хранящийся в памяти УВК, в соответст-
вии с которым рассчитываются заданные значения температуры теплоносителя на
выходе из каждой кассеты (/3Вызс«). Замеренные значения температуры теплоносителя
на выходе из каждой кассеты Аыхт сравниваются с заданными значениями 1’выц. и
в случае, если расхождение At, превышает допустимую величину, включается собствен-
но программа выравнивания поля (рис. 10-4).
Для повышения безопасности управления УВК запрещено выдавать сигналы на
перемещение органов регулирования (ОР) реактора вверх. Поэтому непосредственно
на ОР выдаются команды только в том случае, если температура в соответствующих
кассетах выше заданной. Если же возникает необходимость увеличить мощность
в некоторых кассетах, температура теплоносителя в которых ниже требуемой величи-
ны, это осуществляется путем подключения соответствующих ОР к автоматическому
регулятору мощности (АРМ) реактора, а сигналы от УВК передаются на движение
вниз ОР, соответствующим кассетам, в которых зафиксировано наибольшее значение
температуры, хотя и не превосходящее заданное. Подъем ОР, подключенных к АРМ.
осуществляется при этом по сигналу снижения общей мощности реактора. Перемеще-
ние ОР разрешено только шагами заданной длительности. Величина шага перемещения
выбирается исходя из условий обеспечения устойчивости и безопасности процесса
управления.
Все органы регулирования разбиты на ряд групп, в каждую из которых входят
определенные ОР. Воздействие от АРМ передается на группу ОР, которые подклю-
чаются к регулятору (при отсутствии сигналов от УВК) по очереди.
В зависимости от пространственного распределения кассет с максимальными
отклонениями УВК может управлять индивидуальными ОР, заранее заданными груп-
пами ОР или формировать новые группы.
Для учета этих особенностей управления ОР программа разделяется на три ветви
в зависимости от того, произошло ли отклонение в отдельных кассетах, в зоне, совпа-
дающей с группой ОР АРМ. или в зоне, не совпадающей с такой группой. Каж.-." =
ветвь разделяется на две подветви в зависимости от требуемого направления переме-
щений ОР в кассетах с наибольшим по абсолютной величине отклонением /ВЫх.
Запуск программы осуществляется по времени супервизором. Интервал запуска
должен быть больше времени, необходимого для перемещения ОР и установления
вого температурного режима активной зоны, что составляет не менее нескольких
десятков секунд.
17* 259
( Таймер )
♦ -
Расчет teuxi
i
Расчет
Нет
Есть ли
Да
( Конец )
Нет
Нет
Фиксация зоны
отклонившихся
параметров
Да
Формирование
сигналов
на перемещение вниз
отдельных ОР
Определение
группы ОР в зоне
отклонившихся
параметров
-'Есть ли группа ОР''
в зоне отклонившиха
параметров^’
Нет
кассетах
Движение
ОР вниз
Отклонение
в отельных
Да-
Да
Формирование
сигналов
на перемещение
отдельных ОР
Движение
иР вниз
Да
Нет
Нет
Конец
Рис. 10-4. Блок-схема алгоритма выравнивания температуры теплоносителя на выходе из активной зоны.
Как указывалось, описанная программа выравнивает непосредственно замеряемый
параметр — температуру теплоносителя на выходе из кассет. Если выравниванию под-
лежит какой-либо косвенно определяемый параметр, например, запас до кризиса кипе-
ния в каждой тепловыделяющей сборке, вычисление его сопряжено с большими за-
тратами времени процессора. В таких случаях нецелесообразно производить вычисле-
ние этого параметра при каждом запуске программы, а достаточно производить
сравнение исходных данных (мощности реактора, расхода теплоносителя, показания
датчиков внутриреакторного контроля) в текущий момент и в момент предыдущего
расчета оптимизируемого параметра; если изменения исходных данных малы, это
также означает малое изменение косвенно-определяемого параметра, и весь расчет
можно не повторять (см. рис. 10-3).
Алгоритм выработки управляющих сигналов может быть построен таким образом,
что прн каждом расчете поля перемещение ОР будет производиться не на один шаг,
а число шагов будет устанавливаться
в зависимости от величины отклонения
поля. При этом не требуется произво-
дить повторный запуск программ рас-
чета оптимизируемого параметра до за-
вершения перемещения всех ОР, что
также экономит время процессора. При-
мер алгоритма выработки управляющих
сигналов показан на рис. 10-5. Предпо-
лагается, что один сигнал УВК, напри-
мер от МНУ (см. § 9-7), вызывает пере-
мещение ОР на один шаг. Из сообра-
жений безопасности максимальная ско-
рость внесения реактивности ограничи-
вается, т. е. одновременно в движении
должно быть не более заданного числа
(&накс) органов регулирования.
Программа выравнивания поля
(аналогичная изображенной на рис. 10-4)
определяет для ряда ОР или групп ОР
число шагов тп, на которое должен
переместиться (вниз) каждый ОР (и=1,
2, ...» Имакс; Дмакс—полное ЧИСЛО ОР),
формирует массив и выставляет признак
запуска программы перемещения ОР
(а=1). Программа рис. 10-6, запускае-
мая супервизором с интервалом, равным
времени одного шага движения ОР,
проверяет наличие признака и при с=1
продолжает свою работу. Производится
последовательный опрос всех чисел мас-
сива т-п, и для т„—0 подается сигнал
иа соответствующий МНУ (однозначно
связанный с п). Величина тп при этом
уменьшается на единицу. Одновременно
производится контроль числа включен-
ных в данном цикле ОР (формирование
k). Работа программы заканчивается
Рис. 10-5. Блок-схема алгоритма формиро-
вания сигналов перемещения ОР.
либо при д=Пмакс. т. с. когда опрошены все ОР, либо при £=£макс. т. е. когда
в данном цикле включено предельное число ОР. Если в конце работы программы k 0,
это означает, что ни один ОР не был включен, и дальнейший запуск программы не
нужен (а : =0).
Если существует возможность того, что за интервал запуска программы
(рис. 10-4) все ОР не успеют переместиться на заданную величину, в начало про-
граммы (рис. 10-4) может быть включена проверка на наличие признака а, и при
а= 1 запуск программы откладывается.
Кроме оптимизации полей по текущим значениям параметров, разрабатываются
программы управления реактором на основании прогнозных оценок будущего поведе-
ния активной зоны. Такой подход применен, в частности, на ряде АЭС с реакторами
ВВЭР в ФРГ. Поведение реактора прогнозируется на основании цифровой диффузион-
ной модели. Исходя из заданного графика изменения нагрузки блока во времени и
текущего состояния реактора периодически определяются наиболее существенные со-
ставляющие изменения реактивности: концентрация ксенона, допплер-эффект, выгора-
261
ние. На основании вариантных расчетов такая модель позволяет выработать опти-
мальную программу управления органами регулирования реактора н концентрацией
бориой кислоты в теплоносителе.
Программы, основанные на прогнозных оценках, могут дополняться программа-
ми, периодически осуществляющими более точное выравнивание поля по текущим
значениям параметров.
10-5. АЛГОРИТМЫ РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ И К. П. Д. БЛОКА
В качестве примера рассмотрим алгоритм вычисления тепловой мощности реакто-
ра и к. п. д. блока с реакторами ВВЭР-440, составляющий часть общего алгоритма
расчета техннко-экоиомических показателей блока, разработанного ВТИ и ГПИ «Про-
ектавтоматика» и реализованного в системах, использующих информационно-вычис-
лительную машину ИВ-500. Полный алгоритм включает также расчет тепловых
мощностей по первому и второму контурам и вспомогательному оборудованию, коэффи-
циентов теплопередачи парогенератора, коэффициента готовности, коэффициента эффек-
тивности и др. (всего более ста показателей).
Тепловая мощность реактора Qp определяется исходя из получаемой вторым
контуром в парогенераторах теплоты Qn с учетом потерь в окружающую среду Q(,.c,
с протечками Qnp и с водой промконтура QUK, а также теплоты, вносимой
ГЦН QrIlH:
Qp = + Qrip + Qo.c + Qik — Gnm- (Ю-li)
В свою очередь Qu определяется по тепловому балансу второго контура иа осно-
вании значений расходов питательной и продувочной воды и энтальпий воды и пара
для каждого парогенератора. Расчеты по балансу второго контура точнее, чем по ба-
лансу первого, так как в настоящее время отсутствуют методы точного измерения
расхода первого контура. Потери теплоты с протечками (подпиткой) и с водой пром-
контура вычисляются как произведения соответствующих расходов на разность энталь-
пий уходящей и подаваемой воды, причем в качестве температуры воды протечек,
уходящей из контура, принимается средняя температура воды горячей и холодной
ниток. Теплота, вносимая ГЦН, принимается равной потребляемой им электроэнергии.
Для повышения точности определения передаваемой теплоты алгоритм предусма-
тривает введение поправок в значения расходов и энтальпий сред при отклонении тем-
пературы и давления от номинальных значений. Введение таких поправок позволило
снизить относительную погрешность определения расхода до ±2,3%, а энтальпии
воды — до ±0,2%.
Расчет показателей производится каждый час. В промежутках между расчетами
осредняются измеряемые величины (расходы, температуры, давления, электрические
мощности) по формуле
— X/._f| i (10-12)
где хк — осредненное значение величины после k-ro цикла осреднения; Хь — измерен-
ное значение величины на k-м цикле опроса.
Количество теплоты, идущей на производство электроэнергии фол, определяет-
ся как
Сэл = Цп—Ос.н, (10-13)
где Qc.h — затраты тепловой мощности на собственные нужды.
Последние определяются по тепловому балансу подогревателей горячего водо-
снабжения, сырой и сетевой воды и спецводоочистки.
Значения вырабатываемой электрической мощности Ртг определяются путем
осреднения за час текущей мощности обоих генераторов, отпускаемая электрическая
мощность РОтп равна:
Рош:==Ртг—Рс.в- (10-14)
Электрическая мощность, затраченная на собственные нужды (Рс в), вычисляет-
ся осреднением мощности генераторов и трансформаторов собственных иужд.
262
На осиоваиии этих данных могут быть вычислены средние за период расчета
значения к. п. д. машинного зала (т]м.э.ветто) и к. п. д. нетто блока (т]бл.нетто):
т1ч.з.нетто = р -100%; Жт.нетто ~ ~р •1UOJ-'0; (10-15)
'-‘ЭЛ ** р
где ЕОтп = РотпТ — отпущенная за период расчета Т электрическая энергия; £р =
— Ц$Р— тепловая энергия, выработанная реактором; Еал=ЦзяТ— тепловая энергия,
пошедшая на вработку электроэнергии.
Сдельные расходы тепла на отпущенный q0Tn и выработанный <7ср киловатт-час
вычисляются как
£Р Ер
<?ОТП=£---' '7бр=”ё----- ’ (10-16)
'-ОТП е X- Т[.
где £тг—РтгТ — выработанная генератором электроэнергия.
Описанный алгоритм может быть положен в основу определения технико-экономи-
ческих показателей и при использовании более мощных вычислительных машин
(М-7000), однако широкие возможности последних позволяют увеличить число вычис-
ляемых показателей и повысить статическую и динамическую точность расчетов, а так-
же их оперативность.
Повышение статической точности достигается, в частности, за счет использования
более точных уравнений состояния. Это позволяет вычислять значения расходов и
энтальпий при значительных отклонениях параметров от номинальных значений. Кроме
того, быстродействие ЭВМ позволяет увеличить число циклов первичных осреднений
[величину k в формуле (10-12)], что снижает статистическую погрешность измерения,
вызванную «шумом» параметров. Одновременно можно уменьшить цикл расчетов рас-
хода тепла, повысив точность определения к. п. д. Действительно, средняя тепловая
мощность за цикл расчета в большинстве случаев определяется по формуле
^ = С(1иых---Гвх), (10-17)
где Q— средняя тепловая мощность; G — средний расход теплоносителя; iBx, 1вых—
средняя величина энтальпии на входе и выходе.
В действительности усредняться должны не исходные величины, входящие
в (10-17), а произведение в целом
Q = С('ВЫх-»,«)• (Ю-18)
Анализ этих выражений показывает, что замена в расчетах формулы (10-18) на
(10-17) вносит определенную погрешность, которая растет с увеличением цикла усред-
нения. амплитуды колебаний величин Сиги усилением корреляции между ними.
Оценки этой погрешности, проведенные для блоков на органическом топливе, показа-
ли, что она может достигать нескольких процентов даже при стационарном режиме
работы. Уменьшение цикла расчетов тепловой мощности по формуле (10-17) с 1 ч до
1—2 мни позволяет практически избавиться от этой погрешности, в том числе и в не-
стационарных (не аварийных) режимах.
Другим источником уменьшения погрешности расчетов технико-экономических
показателей в нестационарных режимах (особенно при небольших интервалах расчета)
является учет аккумулированной в контуре теплоты £ак. Действительно, если за цикл
расчета произошло изменение (например, увеличение) мощности реактора, часть вы-
делившейся в реакторе теплоты будет аккумулирована в контуре Эта теплота не
может быть отнесена к потерям, так как полезно используется при снижении мощно-
сти. Поэтому в значения тепловой энергии в (10-15) целесообразно вводить поправки:
71ч.з.нетто= р Р • Ю0°/оJ Чгл.нетто = р р ' 100%. (10-19)
'-‘Эл '-а;: '-р '-ак
Аккумулированная теплота вычисляется на основании значений температур, дав-
лений и других параметров блока в начале и конце интервала расчета. В стационарном
режиме, а также при больших интервалах расчета (смена, сутки) £ак мало по сравне-
нию с другими величинами, и им можно пренебречь.
Для многих целей (например, задач контроля состояния активной зоны) необхо-
димо оперативное (с циклом 30—60 с) вычисление тепловой мощности реактора. Опре-
деление этой величины по балансу второго контура обладает большой инерционностью
и не может служить для быстрого определения мощности; показания ионизационных
камер, так же как и баланс по первому контуру, вносят значительную статическую
263
ошибку. Для оперативного и точного определения мощности целесообразно использо-
вать комбинированные алгоритмы.
Мгновенная тепловая мощность реактора Q'r может быть приближенно опреде-
лена по формуле
Qzp — Qp+C*,
(10-20)
где Qp — мощность, вычисленная по балансу второго контура (10-11); Q— поправка,
вычисленная по показаниям тока ионизационных камер.
Поправка Q на J-м шаге расчета вычисляется по соотношению
=фо@1-1+Ф i М/j.
(10-21)
где I, — усредненный (для снижения флуктуаций) ток ионизационной камеры за цикл
расчета; Л/,-=(/,-—/j-i); k — коэффициент пропорциональности, МВт/мкА; фо, ф| —
постоянные коэффициенты, выбираемые в соответствии с динамическими характеристи-
ками объекта.
Т
В первом приближении ф^1; Фо 1—у— [7Ц— цикл расчета по формуле
(10-21), Ти — постоянная времени, характеризующая изменение мощности второго кон-
тура при изменении мощности реактора].
Выражение (10-21) показывает, что в установившемся режиме, когда Д/, = 0,
ток камер не сказывается на величине вычисленной мощности реактора, и изменение
пропорциональности между мощностью реактора и током камеры не вносит погреш-
ности в определение тепловой мощности. При постоянном дрейфе тока камеры (ДД =
=const) погрешность составит:
~ IM Д/ df
Qi ~ Лт* dT ’
(10-22)
т. е. при реальных скоростях дрейфа, не превышающих 10%/ч, этой погрешностью
можно пренебречь (Ты обычно не превосходит 1—2 мин).
Поскольку расчеты проводятся по осредненным за время 7Ц значениям парамет-
ров, их результаты относятся не к моменту проведения расчетов (70), а к середине
цикла осреднения (То—7ц/2). На рис. 10-6 показаны приращения истинной и вычис-
ленной тепловой мощности реактора при ее линейном изменении за время 1 мин.
Цикл расчета параметров принят 0,25 мин (я) и 0,5 мин (б). Изменение параметров
второго контура принято по экспериментальным данным для реактора ВВЭР-440.
Рис. 10-6. Определение тепловой мощности
реактора в нестационарном режиме.
с —Тц=0,25 мин, О,-Ы ,+0.47(3 б — Т^
—0,5 мин, --------приращение истин-
ной тепловой мощности реактора AQpH— Qp„—Qp0;
О — приращение мощности, рассчитанной по па-
раметрам второго контура AQp=Qp—Qp0; X —
приращение мощности, рассчитанной с поправкой
на изменение тока ионизационных камер AQ'p=
=Q'p—Qp0; v — момент расчета.
отн.еЬ.
1,0 Д?
<и-/.
т
о 1 .2 M.UH3
а)
orm.eS.
1,0 [-/М у х д-д-К-
о 1 .. г минз
0)
Считается, что до момента 7=0 реактор находился в стационарном состоянии Q'P=
=Qp=Qpo. Коэффициент фо=О,47 (при 7ц=0,25 мин) и 0 (при 7ц = 0,5 мин); из
рис. 10-6 видно, что без динамической коррекции отклонения рассчитанной мощности
от истинной доходят до 40% ее приращения. Введение динамической коррекции сни-
жает отклонения определенных значений до 8% (при 7ц = 0,25 мин) или 12%. (при
7ц = 0,5 мин). . .
ПРИЛОЖЕНИЕ
Числовые значения некоторых упоминаемых в тексте внесистемных
единиц измерения, выраженных в единицах СИ
Величина Наименование Обозначение Перевод в едини- цы СИ
Время Минута МИН 60 с
Час ч 3600 с
Частота вращения . . . Оборот в минуту об/мин 0,01666 С"1
Масса Тонна т 1000 кг
Сила Килограмм-сила кгс 9,80665 Н
Давление Техническая атмосфера кгс/см2 9.80665-10“ Па
Расход объемный .... Кубический метр в се- кунду м3/с м3, с
Расход массовый .... Килограмм в секунду КГ/ с КГ/с
Тонна в час т/ч 0,277778 кг с
Работа, энергия .... Киловатт-час кВт-ч 3,6-10е Вт-с
Количество теплоты . . Калория кал 4,1868 Дж
Температура Градус Цельсия °C К
Теплоемкость Ьа юрия на градус Цель- сия кал '°C 4,1868 Дж/К
Тепловой поток ... Коэффициент Тс.ллопере- Килокалория в час на квадратный метр ккал/(м2-ч) 1,1630 Вт'М2
дачи Килокалория в час на квадратный метр на градус Цельсия ккал/(м2-ч-°С) 1,1630 Вт/(м2-К)
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Автоматизация атомных электростанций. Труды ВНИИЭМ, т. 42, 1975, 235 с.
2. Автоматизация крупных тепловых электростанций. Под общей ред. М. П. Шаль-
мана. М., «Энергия», 1974, 240 с.
3. Автоматизированная система управления основными технологическими процес-
сами блока № 3 Белоярской АЭС (АСУ «Комплекс—Уран»),— В кн.: АСУ технологи-
ческими процессами и производствами (на примерах разработок ЦНИИКА). М., 1978,
с. 17—27. (ЦНИИТЭИ приборостроения). Авт.: В. И. Грицков, В. В. Даненбсрг,
В. И. Казачков и др.
4. Автоматизированные системы управления и защиты ядерных реакторов на бы-
стрых нейтронах. — В кн.: Материалы Всесоюзного научно-технического совещания
«Автоматизированные системы управления непрерывными технологическими процес-
сами», секц. 1, II. 1973, с. 14—15 (ЦНИИКА). Авт.: В. И. Грицков, В. И. Казачков,
В. И. Плютинский и др.
5. Автоматизированные системы управления энергоблоками АЭС. — Там же.
с. 17—19. Авт.: В. И. Грицков, В. И. Плютинский, В. И. Казачков и др.
6. Агрегатный комплекс электрических аналоговых средств регулирования АКЭСР
(тематическая подборка). — «Приборы и системы управления». 1977, № 10, с. 25—33.
Авт.: Г. Г. Иордан, А. И. /Кирнов, В. И. Левинсон и др.
7. Архипов В. В., Полохин П. Н. Расходомеры для жидких металлов. — «Приборо-
строение», 1959, № 12, с. 10—15.
8. Атомная электростанция с двумя реакторами мощностью по 440 МВт. — «Атом-
ная энергия». 1968, т. 25, вып. 5, с. 408—416. Авт.: В. В. Стекольников, В. А. Сидо-
ренко, В. П. Татарников и др.
9. Атомные электрические станции. Сб. статей под общей ред. Л. М. Воронина,
вып. 1, М., «Энергия», 1977, 224 с.
10. Батов В. В., Корякин Ю. И. Экономика ядерной энергетики. М., Атомиздат,
1969, 400 с.
11. Беркович В. М., Горохов В. Ф., Татарников В. П. О возможности регулирова-
ния мощности энергосистемы с помощью атомных электростанций. — «Теплоэнергети-
ка-. 1974, № 6, с. 16—19.
12. Бовин В. П., Чулкин В. Л., Шагов С. В. Нейтронно-абсорбционный анализа-
тор бора в теплоносителе первого контура ВВЭР. — «Атомная энергия», 1975, т. 38,
вып. 5, с. 283—286.
13. Букринский А. М. Проблемы безопасности атомных электростанций. — «Теп-
лоэнергетика», 1974, № 2, с. 8—11.
14. Быков В. А.. Тимофеев Б. В., Стефани Е. П. АСУ технологическими процес-
сами и промышленными предприятиями — орудие производства научно-технической
революции на современном этапе. — «Приборы и системы управления», 1976, № 2,
с. 8—12.
15. Вопросы синтеза оптимальных по быстродействию алгоритмов диагностики
неисправностей в ЯЭУ. — «Вопросы атомной науки и техники. Динамика ядерных
энергетических установок», 1975, вып. 2(8), с. 74—78 (ЦНПИАтоминформ). Авт.:
Н. Н. Лебедев, П. А. Гаврилов, Ю. А. Долгов и др.
16. Воронин Л. М., Болдырев В. М. О работе АЭС в системах. — «Электрические
станции», 1974, № 7, с. 7—9.
17. Гильман Г. И., Трахтенберг М. Д., Шальман М. П. Применение информацион-
но-вычислительных машин в системах контроля теплоэнергетических блоков. — «Тепло-
энергетика», 1966, № 3, с. 29—33.
18. Главные контуры регулирования АЭС «Ловииза» в Финляндии. — «Теплоэнер-
гетика», 1976, № 8, с. 16—20. Авт.: П. Салминен, П. Хаапннен, М. Винтер и др.
266
19. Голянд Л. Н. Анализ и синтез систем управления энергоблока с реактором
ВВЭР. — «Вопросы атомной науки и техники. Динамика ядерных энергетических уста-
новок». 1971, вып. 1, с. 91—100 (ЦНИИАтоминформ).
20. Гози М., Кахан Т. Управление ядерными реакторами. Пер. с франц. М.. Атом-
издат, 1960, 174 с.
21. Грачев В. И. Динамика и регулирование кипящих реакторов. -- «Атомная тех-
ника за рубежом», 1969, № 10, с. 10—14.
22. Данеиберг В. В., Шугам Р. А., Молочков В. И. Системы автоматического регу-
лирования атомных электростанций с кипящими реакторами канального типа. — «Во-
просы промышленной кибернетики». Труды ЦНИИКА, М., 1971. вып. 30. с. 12—15.
23. Дементьев Б. А. Кинетика и регулирование атомных реакторов. М.. Атомиздат,
1973, 283 с.
24. Дементьев В. А., Байда В. А., Цейтлии Р. А. Автоматизированная система
управления мощными энергоблоками (АСУ «Комплекс — АСВТ»). — В кн.: Автомати-
зированные системы управления технологическими процессами и производствами (на
примерах разработок ЦНИИКА). М., 1978, с. 7—17 (ЦНИИТЭИ приборостроения).
25. Дискретный контроль распределений энерговыделений в активных зонах ядер-
ных реакторов. — «Атомная энергия», 1973, т. 34, вып. 2, с. 75—81. Авт.: И. Я. Емелья-
нов, В. Н. Ветюков, Л. В. Константинов и др.
26. Емельянов И. Я., Гаврилов П. А., Селиверстов Б. Н. Исследование динамиче-
ских характеристик первого блока Белоярской АЭС. — «Атомная энергия», 1965, т. 19,
вып. 2, с. 131— 136.
27. Емельянов И. Я., Гаврилов П. А., Селиверстов Б. Н. Управление и безопас-
ность ядерных энергетических реакторов. М. Атомиздат, 1975, 280 с.
28. Емельянов И. Я., Константинов Л. В., Постников В. В. Контроль за распреде-
лением энерговыделений в активных зонах ядерных реакторов. — «Атомная энергия»,
1971, т. 30, вып. 3, с. 275- 280.
29. Забелин П. А. Дозиметрический и специальный технологический контроль на
атомной электростанции. М., Госэнергоиздат, 1961, 240 с.
30. Защита от ионизирующих излучений. Под ред. Н. Г. Гусева. Т. II. Защита от
излучений ядернотехнических установок. М., Атомиздат, 1973, 344 с
31. Исследование системы автоматического регулирования атомной энергетической
установки с кипящим реактором. — «Атомная энергия», 1968, т. 25, вып. 6, с. 469—474.
Авт.: В. И. Грпцков, В. А. Афанасьев, Г. А. Санковский и др.
32. Казачков В. И., Клокова Т. Ф. Регулятор температуры теплоносителя реак-
тора БН-350. — «Вопросы промышленной кибернетики», Труды ЦНИИКА. М., 1971,
вып. 30, с. 23—25.
33. Казачков В. И., Плютинский В. И. Принципы построения систем управления
и защиты ядерных реакторов на быстрых нейтронах. — Там же, с. 7—12.
34. Калашников В. К., Голянд Л. Н., Шугам Р. А. Регулирование мощности атом-
ных электростанций с легководяными реакторами. — «Вопросы атомной науки и тех-
ники. Динамика ядерных энергетических установок». 1972, вып. 1(2), с. 13—17
(ЦНИИАтоминформ).
35. Калашников В. К., Шугам Р. А., Ольшевский Ю. Н. Системы управления
атомных электростанций с применением управляющих вычислительных машин. 1971,
вып. 1, с. 53—66 (ЦНИИАтоминформ).
36. Канаев А. А., Ратников Е. Ф., Копп И. 3. Термодинамические циклы, схемы и
энергооборудование атомных электростанций. М., Атомиздат, 1976, 319 с.
37. Комаров А. Н., Артемов А. С. Опыт автоматизации блоков Белоярской АЭС.—
«Электрические станции», 1975, № 3 с. 39—43.
38. Контроль и управление ядерными реакторами и атомными электростанциями.
Доклады 2-й научно-технической конференции стран — членов СЭВ. Варшава, 1973,
тт. I, II, III, Варшава, 1974, 2048 с.
39. Крамеров А. Я-, Шевелев Я. В. Инженерные расчеты ядерных реакторов. М.,
Атомиздат, 1964.
40. Крамер Э. У. Ядерные реакторы с кипящей водой. Пер. с англ. М., Изд-во
иностр, лит., 1960, 510 с.
41. Липаев В. В., Колин К. К., Серебровский Л. А. Математическое обеспечение
управляющих ЦВМ. М., «Советское радио», 1972, 528 с.
42. Липаев В. В. Проектирование математического обеспечения АСУ. М„ «Совет-
ское радио», 1977, 400 с.
43. Майдельман И. К., Ревеико Б. Н., Саркисян Б. Г. Отображение информации
в автоматизированных системах управления. М., «Советское радио», 1972, 296 с.
44. Малютин Ю. М., Куликов Й. Я. Применение ИВМ на ядерных энергетических
установках и анализ выполняемых ими функций. — «Теплоэнергетика», 1972, № 8,
с. 35—39.
267
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ................................................. 3
Введение................................................... 5
Глава первая. Атомные электростанции .... 9
1-1. Общие сведения ..................................... 9
1-2. Оборудование АЭС....................................11
1-3. Тепловые схемы блоков АЭС ... ... 19
1-4. Компоновки АЭС......................................24
1-5. Источники радиационной опасности на АЭС ... 27
1-6. Обеспечение безопасной работы АЭС...................31
Глава вторая. Автоматизированная система управления
АЭС.....................................................37
2-1. Общие сведения......................................37
2-2. Щиты управления.....................................47
2-3. Организация управления на АЭС.......................60
Глава третья. Ядерно-физический контроль ... 66
3-1. Контроль мощности реактора..........................66
3-2. Внутриреакторный контроль...........................68
Глава четвертая. Теплотехнический контроль и сигна-
лизация ................................................: 74
4-1. Общие сведения..................................74
4-2. Теплотехнический контроль ядерных энергетических
установок...........................................78
4-3. Средства теплотехнического контроля.............89
4-4. Сигнализация...................................101
Глава пятая. Технологический радиационный контроль 103
5-1. Общие сведения............................. . . 103
5-2. Контроль радиационной обстановки в помещениях . 105
5-3. Технологический радиационный контроль .... 107
5-4. Контроль герметичности оболочек тепловыделяющих
элементов..........................................114
5-5. Аппаратура радиационного контроля..............116
Глава шестая. Автоматическое регулирование энергобло-
ков АЭС................................................118
6-1. Общие сведения..............................118
6-2. Статические программы изменения регулируемых
параметров энергоблока ........................... 120
6-3. Регулирование мощности ядерных реакторов . . . 124
6-4. Регулирование основных агрегатов АЭС .... 131
6-5. Регулирование блоков с водо-водяными реакторами
(ВВЭР).............................................143
6-6. Регулирование блоков с реакторами канального типа,
охлаждаемыми кипящей водой.........................151
6-7. Регулирование блоков с корпусными реакторами,
охлаждаемыми кипящей водой.........................154
270
6-8. Регулирование блоков с газографитовымн реакторами 157
6-9. Регулирование блоков с реакторами на быстрых ней-
тронах ............................................159
6-10. Регулирование параметров в аварийных ситуациях 164
6 11. Аппаратура автоматического регулирования теплотех-
нических параметров.................................168
Глава седьмая. Технологические защиты и блокировки 171
7-1. Общие сведения....................................171
7-2. Аварийная защита реактора.........................175
7-3. Защита турбин.....................................180
7-4. Защиты, обеспечивающие аварийное охлаждение
активной зоны реактора ........................... 183
7-5. Защита главных циркуляционных насосов . . . 184
7-6. Блокировки........................................185
Глава восьмая. Электропитание. Кабельные и импульс-
ные линии..............................................186
8-1. Питание автоматизированной системы управления . 186
8-2. Кабельные линии .... 188
8-3. Кабельные проходки ... 191
8-4. Применяемые кабели ...............................193
8 5. Заземление....................................... 195
8-6. Противопожарные мероприятия.......................195
8-7. Установка первичных приборов......................196
8-8. Прокладка импульсных труб.........................199
Глава девятая. Применение электронно-вычислительных
машин в АСУ ТП АЭС . .......................202
9-1. Общие сведения.................................. 202
9-2. Централизованный контроль ... ... 204
9-3. Вычисление показателей работы АЭС ..... 207
9-4. Регистрация состояния объекта и системы управления 210
9-5. Управление........................................215
9-6. Структура вычислительных комплексов. Обеспечение
надежности работы ЭВМ . . 219
9-7. Средства вычислительной техники..................227
9-8. Применение электронно-лучевых индикаторов (дис-
плеев) 236
Глава десятая. Математическое обеспечение вычисли-
тельных комплексов АСУ ТП АЭС..........................243
10-1. Состав математического обеспечения...............243
10-2. Общее математическое обеспечение. Математическое
обеспечение функционирования........................245
10-3. Алгоритмы ядерно-физических и теплофизических
расчетов............................................252
10-4. Алгоритмы выравнивания поля энерговыделения . . 259
10-5. Алгоритмы расчета тепловой мощности и к. п. д.
блока ... 262
Приложение................................................264
Список литературы....................................... 266
МАРК ПАВЛОВИЧ ШАЛЬМАН,
ВЛАДИСЛАВ ИВАНОВИЧ ПЛЮТИНСКИЙ
КОНТРОЛЬ И УПРАВЛЕНИЕ НА АТОМНЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Редактор Ю. А. Корнев
Редактор издательства М И. Кузнецова и Т. И. Муишнска
Переплет художника В. Ф. Горелова
Художественный редактор Д. И. Чернышев
Технический редактор Л. В. Иванова
Корректор Э. А. Филановская
ИБ № 1288
Сдано в набор 19.09.78 Подписано в печать 06.02.79 Т-05520
Формат 70ХЮ01/13 Бумага типографская № 1 Гарн. шрифта литературная
Печать высокая Усл. печ. л. 22,1 Уч.-изд. л. 23,83
Тираж 3500 зкз. Заказ 831 Цена 1 р. 80 к.
Издательство «Энергия», 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10
Московская типография № 10 Союзполиграфпрома при Государствен-
ном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной тор-
говли. 113114. Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10