автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Разработка, создание и применение на АЭС с ВВЭР-1000 системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов

На правах рукописи

003054112

Горбунов Юрий Сергеевич

РАЗРАБОТКА, СОЗДАНИЕ И ПРИМЕНЕНИЕ НА АЭС С ВВЭР-1000 СИСТЕМЫ ПРЯМОГО ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ПАРА В ПАРОПРОВОДАХ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ

Специальность 05.14.03 - «Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Электрогорск - 2007 г.

003054112

Работа выполнена в Электрогорском научно-исследовательском центре по безопасности атомных станций (ФГУП «ЭНИЦ»).

Научный руководитель: доктор технических наук

Александр Григорьевич Агеев

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Вячеслав Иванович Горбуров

кандидат технических наук, Андрей Владимирович Шишов

Ведущая организация: Всероссийский научно-исследовательский

институт атомных

электростанций (ОАО «ВНИИАЭС»)

оз

Защита диссертации состоится _ г 7. 2007 г. в 10 час 30 мин. на

заседании диссертационного совета Д217.040.01 во Всероссийском научно-исследовательском и проектно-конструкгорском институте атомного энергетического машиностроения (ВНИИАМ) по адресу: 124171, Москва, ул. Космонавта Волкова, 6а.

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке института.

Отзыв на реферат, в двух экземплярах, заверенный печатью, просим направить по адресу: 124171, Москва, ул. Космонавта Волкова, 6а, ученый совет ВНИИАМ

Автореферат разослан 2007 г.

Просим принять участие в работе или прислать отзыв на автореферат в одном экземпляре, заверенный печатью организации.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Е.К. Безруков

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Парогенератор реакторной установки (РУ) ВВЭР-1000 является важнейшим элементом энергоблока АЭС. Повышение эффективности, и эксплуатационной надежности работы парогенераторов (ПГ) в значительной степени определяется характеристикой системы поддержания и регулирования уровня воды.

Отклонение уровня воды в парогенераторе от заданного предела приводит, в одном случае, к увеличению влажности пара, в другом, к уменьшению необходимого запаса воды в нем. Изменение этих параметров выше допустимых значений по условию безопасной эксплуатации снижает эффективность реакторной установки, увеличивает вероятность возникновению аварийных ситуаций.

Одним из основных параметров, определяющих поддержание материального баланса пара и питательной воды, а следовательно и качество регулирования уровня воды в ПГ, является расход генерируемого пара.

В настоящее время на энергоблоках АЭС с РУ ВВЭР-1000 для получения сигнала по расходу пара используется не прямое измерение расхода, а косвенное, сформированное по разности температур теплоносителя первого контура (АТ) на входе и выходе из ПГ. Недостатком такого косвенного измерения расхода является большая инерционность (до ~35 сек). Особенно это проявляется при работе блока в динамических режимах с одним или более отключенными главными циркуляционными насосами (ГЦН), так как при этом не учитывается расход теплоносителя через ПГ работающих петель.

Проведенный в диссертационной работе анализ литературных данных показал, что определение расхода генерируемого пара косвенным способом (по ДТ) в динамических режимах энергоблока является недостаточно ненадежным, и необходимо прямое измерение расхода пара. Разработка и создание системы прямого практически безынерционного измерения расхода пара, без недостатков, присущих расходомерным диафрагмам, представляется важным и актуальным направлением по обеспечению надежной и безопасной работы парогенераторов ПГВ-1000.

Целью работы является разработка, создание и применение на АЭС с ВВЭР системы прямого измерения расхода пара, генерируемого парогенераторами ПГВ-1000, для обеспечения надежной и безопасной работы ПГ, и блока в целом.

Научная новизна и значимость работы

1. Выполнено обоснование необходимости использования безынерционного измерения расхода пара от ПГ в стационарных, переходных и динамических режимах работы энергоблока.

2. Разработана системы прямого измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 с использованием пневмометрических трубок специальной конструкции и микропроцессорных блоков вычисления.

3. Проведены испытания основных элементов измерительной системы в лабораторных и стендовых условиях применительно к паропроводам ПГВ-1000. Исследовано влияние влажности пара на измерение расхода с использованием пневмометрической трубки.

4. Проведены промышленные испытания системы прямого измерения расхода пара, установленной на паропроводах ПГВ-1000 блока №3 Балаковской АЭС. Впервые, на серийном энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000 получены опытные данные прямого измерения расхода пара от ПГ в стационарных, переходных и динамических режимах работы энергоблока.

Достоверность и обоснованность исследований

Достоверность основных результатов исследований и выводов диссертации подтверждается результатами испытаний разработанной измерительной системы на теплофизических стендах «ЭНИЦ», метрологической аттестацией Всероссийским научно-исследовательским институтом расходометрии (ВНИИР) и успешным опытом испытаний системы на блоке №3 Балаковской АЭС.

Практическая ценность

Разработанная система предназначена для прямого малоинерционного измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 с целью использования этого измерения для повышения качества и надежности регулирования уровня воды в ПГ особенно в переходных и динамических режимах.

Данная система измерения была установлена на паропроводах блока №3 Балаковской АЭС и прошла опытно-промышленную эксплуатацию. Показания измерительной системы используются в информационной вычислительной системе (ИВС) для вывода показаний на блочный щит управления.

Эта система может быть применена также и для других целей, в частности в системе внугриреакгорного контроля (СВРК) для оперативного определения тепловой мощности реактора.

Результаты работы могут быть использованы в проектах энергоблоков нового поколения (АЭС-2006, ВВЭР-1500) и на энергоблоках РБМК-1000.

Реализация и внедрение результатов исследований.

В результате работы создана и сертифицирована система прямого измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000. Система прошла опытно-промышленную эксплуатацию на энергоблоке №3 Балаковской АЭС.

Апробация работы.

Основные положения и результаты работы докладывались на научно технических конференциях'

- 2-й и 5-й международных научно-практических конференциях по проблемам атомной энергетики «Надежность, безопасность, эффективность теплоэнергетического оборудования АЭС», Украина, Севастополь, СНИЯЭиП, 2003, 2005гг.;

- 4-й международной научно-технической конференции «Обеспечение надежности АЭС с ВВЭР», Подольск, ФГУП «Гидропресс» 2005г.;

- 7-й международном семинаре по горизонтальным парогенераторам, Подольск, ФГУП «Гидропресс» 2006г.

Материалы диссертации обсуждались на НТС ФГУП «ЭНИЦ», технических совещаниях на Балаковской АЭС, Калининской АЭС, в ОАО «ВНИИАЭС», ФГУП «Калининатомтехэнерго».

Личный вклад, участие автора: Автор принимал участие на всех этапах разработки системы прямого измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000.

1. Автором проведен обзор существующих методов измерения расхода пара, на основе которого был выбран метод с использованием пневмометрических трубок.

2. В качестве ответственного исполнителя автор принимал непосредственное участие:

- в разработке функциональной схемы измерения расхода пара. Автором был предложен алгоритм, обеспечивающий вычисление и автоматическую коррекцию выходного сигнала, линейно-пропорционального расходу пара, который был реализован в микропроцессорном блоке вычисления;

- в подготовке и проведении испытаний системы измерения на экспериментальных стендах ФГУП «ЭНИЦ» и на паропроводах блока №3 Балаковской АЭС;

- в анализе и обработке опытных данных и выпуске научно-технических отчетов. При участии автора была разработана техническая документация на измерительную систему («Методика поверки системы измерения расхода пара», «Руководство по техническому обслуживанию измерительной системы», «ТУ на систему измерения расхода пара» и т.д.).

Автор защищает:

- функциональную схему системы прямого измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 на основе использования пневмометрических трубок специальной конструкции и микропроцессорных блоков вычисления;

- результаты испытаний основных элементов измерительной системы в лабораторных и стендовых условиях в диапазоне изменения скорости, давления и влажности пара применительно к паропроводам ПГВ-1000;

- результаты испытаний измерительной системы на паропроводах ПГВ-1000 блока №3 Балаковской АЭС в стационарных, переходных и динамических режимах.

Структура н объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, выводов, библиографического списка и приложения Работа изложена на 145 страницах, содержит 54 иллюстраций и 8 таблиц. Библиографический список содержит 107 источников

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации и, в частности, необходимость разработки метода прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000. Здесь же изложены основные положения, выносимые на защиту, и подчеркнута практическая значимость результатов работы.

В первой главе рассмотрены вопросы регулирования уровня воды в ПГ на действующих АЭС в зависимости от различных параметров и режимов работы энергоблока. Отмечено, что поведение уровня в ПГ определяется характеристикой регулятора уровня ПГ. Регуляторы уровня воды в ПГ поддерживают материальный баланса пара и питательной воды путем воздействия на регулирующий питательный клапан (РПК) соответствующего ПГ с использованием следующих сигналов: уровня в ПГ, расход питательной воды на ПГ, нагрузки ПГ (расход пара). Кроме того, используется корректирующий сигнал по рассогласованию расходов питательной воды и пара.

Первоначально на ранних сериях энергоблоков ВВЭР-1000 (проект В-302, блок №1 Южно-Украинской АЭС) в системе автоматического регулирования (САР) уровня воды в ПГ для измерения расхода пара были использованы стандартные сужающие устройства - расходомерные диафрагмы. Промышленные испытания САР уровня воды в ПГ, выполненные на этапе освоения мощности блока №1 ЮУ АЭС, показали, что наличие сигнала по расходу пара в типовой трехимпульсная схема регулятора питания наряду с сигналами по расходу пара, расходу питательной воды и уровню в ПГ обеспечивает удовлетворительное качество регулирования. Однако установка на паропроводах расходомерных устройств привела к снижается экономичность работы блока вследствие существенных гидравлических потерь и снижения из-за этого давления пара перед турбиной. Поэтому при проектировании унифицированных блоков ВВЭР-1000 с целью уменьшения гидравлического сопротивления парового тракта расходомерные диафрагмы на главных паропроводах были демонтированы. В качестве задающего сигнала в САР уровня воды в ПГ, вместо прямого измерения расхода пара, был использован косвенный сигнал по разности температур теплоносителя первого контура в «горячих» и «холодных» нитках циркуляционных петель (ДТ).

Gn расч. = У, X ДТ (1)

где jп - корректирующий коэффициент; ДТ - разность температур теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ.

Использование такого косвенного сигнала, как показали сравнительные испытания САР уровня в ПГ энергоблока ВВЭР-1000 практически не влияют на качество регулирования уровня воды в ПГ в стационарных режимах по сравнению с наличием сигнала от прямого измерения расхода пара. В то же время это различие

существенно проявилось в переходных режимах работы ПГ. Так в режиме отключения ГЦН, отклонение уровня со схемой косвенного измерения расхода пара (по ДТ) происходит примерно на 60%, а в режиме сброса паровой нагрузки в 2 раза больше, чем в ПГ со схемой прямого измерения расхода пара

Таким образом, в переходных процессах с большими возмущениями схема САР уровня в ПГ с косвенным измерением расхода пара по ДТ, уступает по качеству регулирования схеме с прямым измерением расхода пара. Это объясняется, прежде всего, достаточно большой инерционностью схемы с сигналом по ДТ. Кроме этого схема с сигналом по ДТ обладает, также, и меньшей надежностью. Так, при выходе из строя одной из восьми термопар (по две термопары на один ПО на регулятор питания будет поступать сигнал, вызывающий его ложное срабатывание, что может привести к останову блока. К аналогичному результату может привести и «опрокидывание» перепада при отключении петли.

В конце главы подчеркивается актуальность выбранной темы диссертации, а также целесообразность и необходимость применения в качестве задающего сигнала в САР уровня ПГ прямого безынерционного измерения расхода пара.

На основании вышеизложенного были сформулированы следующие задачи исследования:

1. Разработка системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов ПГВ-1000, отвечающей следующим основным требованиям:

- минимальные гидравлические потери давления в паропроводе;

- минимальная инерционность измерения;

- высокая вибрационная и эрозионная стойкость;

- простота конструкции, изготовления и монтажа.

2. Проведение испытаний головного образца системы измерения расхода пара на полномасштабном стенде и подтверждение проектных технических характеристик измерительной системы в требуемом диапазоне изменения скорости и давления пара.

3. Установка системы измерения расхода пара на блоке №3 Балаковской АЭС и проведение опытно-промышленных испытаний ее в различных режимах работы.

4. Анализ результатов опытно-промышленных испытаний системы измерения расхода пара в стационарных, переходных и динамических режимах работы на энергоблоке АЭС с ВВЭР-1000 для обоснования возможности внедрения системы прямого измерения расхода пара в САР уровня воды в ПГ.

5. Разработка рекомендаций по использованию прямого измерения расхода пара в системах контроля и управления энергоблока ВВЭР-1000.

Во второй главе сформулированы основные требования, предъявляемые к оборудованию системы измерения расхода пара (СИРП), обоснование выбора метода измерения

Для обоснования выбора метода измерения расхода пара в паропроводах были рассмотрены различные методы и схемы измерения расходов с учетом параметров

работы парогенератора ПГВ-1000. На основе анализа имеющихся литературных данных по методам измерения расходов различных сред, было установлено, что наиболее подходящим для условий измерения расхода пара в паропроводах ПГВ-1000 является гидродинамический метод с использованием напорных трубок, устанавливаемых в паропроводах.

В промышленности и в лабораторных условиях широкое применение получили напорные трубки типа ЦКТИ и ВТИ с поперечным обтеканием потока Эти трубки выгодно отличаются от предшествующих аналогов (Пито, Прандтля) относительно более легким изготовлением, простотой монтажа и надежностью в эксплуатации. Кроме того, результаты проведенных исследований трубок ВТИ показали, что относительная длина зоны стабилизации потока гораздо меньше, чем для стандартных измерительных устройств. В тоже время следует отметить, что напорные трубки не являются стандартизованными устройствами и требуют предварительной калибровки.

Применительно к паропроводам ПГВ-1000, была выбрана и изготовлена пневмометрическая трубка специальной конструкции (рис.1) отвечающая требованиям минимальных гидравлических потерь, высокой вибрационной и эрозионной стойкости.

( « ея

Рис.1 - Пневмометрическая трубка (датчик расхода)

О, /?, 6 - диаметр, радиус и толщина паропровода, У/ср - средняя скорость потока

1 - паропровод, 2 - пневмометрическая трубка, 3 - датчик перепада давления (ДР), 4 - датчик давления в паропроводе (Р), 5 - блок КТ1, 6 - запорная арматура, 7 - блок питания (БП), 8, 9 - импульсные линии, 10 - отбор давления, г у - горизонтальный участок

Рис.2 - Принципиальная схема

измерительного канала

Трубка выполнена с внутренними кольцевым и цилиндрическим каналами, обеспечивающими необходимый запас воды для надежного измерения перепада давления на ней в переходных режимах работы энергоблока.

Для измерения средней скорости потока отборы давлений пневмометрической трубки были расположены в трубопроводе на расстоянии 0,25x11 от его стенки. В этом случае при определении расхода не требуется введение дополнительных пересчетных коэффициентов.

В главе 2 представлена также структура и работа функциональной схемы измерения расхода пара Подробно описываются основные элементы схемы и алгоритм вычисления расхода пара. Принципиальная схема измерения расхода пара представлена на (рис.2). Измерительная система работает следующим образом. При обтекании турбулентным потоком пара трубки (2) образуется разность давления между ее «лобовой» и «кормовой» областями, которая приблизительно в 2 раза превышает скоростной напор набегающего потока жидкости. Эта разность давления по импульсным трубкам подается к датчику перепада давления (3). Токовые сигналы от датчика (3) и датчика давления (4) поступают в микропроцессорный блок вычисления (5). В блоке (5) производится расчет выходного сигнала, линейно-пропорционального расходу пара в паропроводе.

Калибровочные испытания пневмометрической трубки были проведены на специальном стенде ЭНИЦ в диапазоне изменение числа Яе (1,5 - 4)хЮ5. Трубка устанавливалась на горизонтальном участке трубопровода Ду 97 мм и длиной 1500 мм. Опыты проводились на воде при температуре от 10 до 95°С и давлении от 1 до 5 кг/см2. Были использованы образцовые турбинные расходомеры с классом точности 0,15 и 0,25% соответственно.

Измерения показали, что коэффициент расхода трубки во всем исследованном диапазоне чисел Яе является постоянным и равным 0,67. Эти результаты хорошо согласуется с известными данными, полученными в опытах ВТИ.

Метрологическая экспертиза по оценке относительной погрешности измерительной системы была выполнена во ФГУП «ВНИИР» и составила 1,5%.

Применительно к паропроводу парогенератора ПГВ-1000 средняя скорость пара определяется соотношением:

где а* - коэффициент расхода трубки для натурного паропровода Ду 580. Для обеспечения функции вычисления расхода пара автором был предложен алгоритм вычисления расхода пара с учетом изменения давления пара в паропроводе, и совместно с ФГУП «НИИФИ» разработан микропроцессорный блок вычисления КТ1. Алгоритм вычисления расход пара для паропроводов ПГВ-1000 представлен на рис 3

(2)

Рис.3 - Блок-схема вычисления расхода пара

Определение расхода пара в паропроводе парогенератора с использованием пневмометрической трубки осуществляется по формулам 2, 3

Оп = 1Уср-Р-рГ,кс1с, (3)

где вп - расход пара; р - средняя скорость потока; АРти - измеренный перепад давления на трубке; площадь сечение паропровода; р" - плотность пара.

В качестве примера ниже приводится описание алгоритма корректировки для сигналов 4-20 мА. Диапазон измерения датчика перепада давления составляет 0 -100 кПа и датчика избыточного давления 0-10 МПа.

Преобразуем формулу (3) через выходной ток датчика перепада давления

вп = а * -29,5 • ■\(1ЬР -4) ■ ^, кг/с (4)

Для обеспечения линейно-пропорциональной связи между выходным током блока КТ1 и значением расхода пара используется стандартная функция блока извлечения корня (БИК) :

¡Е11К _ ,Б11К (М^а)2 (1ЬР ,ЬГ ч.мд С«\

вых - ВЫХгщп + ^р? <Л* вх тт) > МЛ I3-'

где = - выходной токовый сигнал от блока КТ1 (БИК), мА;

- нижний предел изменения выходного токового сигнал (БИК), мА; Ы™ - диапазон изменения выходного сигнала (БИК), мА; Д/1Ч - диапазон изменения входного сигнала, мА;

- текущее значение входного сигнала, мА; '»«»л " нижнее предельное значение входного сигнала, мА.

Формула расчета расхода пара (4) с учетом функции БИК (5) примет вид: -4 i—

Gn = a* ^,кг/с (6)

Для определения плотности пара (р") при изменении давления в ПГ (Я,) и коррекции выходного токового сигнала из блока КТ1 (/„^) использовано то обстоятельство, что отношение плотности пара р"1 р"ы приведенное к номинальному давлению в ПГ (Рм = 64 ama) практически пропорционально отношению давлений Р,/Ри (рис.4).

Рис.4 - График зависимости изменения относительной плотности пара р"/ р"л от давления пара в паропроводе

Далее, отношение Р,!РЫ преобразуется через токовый сигнал датчика давления.

Окончательная формула алгоритма, обеспечивающая линейную зависимость выходного тока блока КТ1 от измеряемого расхода с учетом изменения давления в паропроводе примет вид:

/£,- 4 = 1,25Л/(/£-4)-Л/(С-4),мА (7)

при этом расход пара в паропроводе ПГВ-1000 рассчитывается по формуле:

Оп = а* 41,53•(/£ -4), кг/с (8)

В треть ей главе представлены результаты стендовых испытаний СИРП и приведена оценка точности измерений. Целью испытаний являлись проверка работоспособности измерительной системы в целом, и подтверждение проектных технических характеристик измерительной системы в требуемом диапазоне изменения скорости и давления пара Испытания проводились на специальной экспериментальной установке в стационарных режимах при давлении и скорости пара применительно к паропроводам ПГВ-1000 (рис.5)

Измерительный участок представлял собой трубопровод длиной 1000 мм и внутренним диаметром 40 мм, в котором, на расстоянии 800 мм от входа был установлен датчик измерения расхода пара - пневмометрическая трубка.

Опыты проводились на слабоперегретом пара с температурой на 3-5 °С выше температуры насыщения при давлениях от 5,0 до 8,0 МПа и скорости пара от 7 до 48 м/с применительно к условиям паропроводов ПГВ-1000. В процессе испытаний расход пара в измерительном участке устанавливался с помощью стандартной измерительной диафрагмы (И-38) и сравнивался со значением, измеренным с помощью СИРП.

КИа,т А

Рис.5 - Принципиальная схема измерительного участка.

1 - измерительный участок; 2 - пневмометрическая трубка, 3 - датчик перепада давления «Метран-22ДД», 4 - датчик избыточного давления, 5 - блок КТ1, 6 - термопара хромель-копель; 7 - ЭВМ, 8 - импульсные линии, 9 - запорная арматура, И-38 стандартная измерительная диафрагма

Было проведено 15 стационарных режимов и получена хорошая сходимость значений расхода пара, измеряемых стандартной измерительной диафрагмой (И-38) и предлагаемой измерительной системой (рис.6). Разность показаний системы СИРП и стандартной диафрагмой И-38 составила не более 2,5 % во всем диапазоне измерений.

МПа с;, юг/с 10 20 —

Рис.6 - Зависимость величины расхода пара, измеренная стандартной диафрагмой И-38 и СИРП.

Рис.7 - Калибровочная характеристика системы СИРП.

В результате испытаний подтверждена линейная зависимость выходного сигнала системы СИРП от расхода пара (рис.7) Эта зависимость является единой для давлений от 5,0 до 8,0 МПа, как это было заложено в алгоритм блока вычисления.

В паропроводе после парогенераторов блока ВВЭР-1000 нормируемое значение влажности пара составляет не более 0,2 % при стационарном режиме эксплуатации и до 1,0% кратковременно (например, при сепарационных испытаниях). В переходных режимах возможно увеличение влажности пара и более 1,0%. С этой целью были проведены специальные исследования влияния влажности пара на работу измерительной системы при изменении влажности в диапазоне от 0 до 9 %. Результаты измерений представлены на рис 8 в виде зависимостей относительных расходов влажного и насыщенного пара Осм/О" от влажности ш для пневмометрической трубки и расходомерной диафрагмы. На этом же рисунке приведена зависимость относительных расходов от влажности пара, рассчитанная для гомогенной модели движения влажного пара.

Осм

в"

- Расчетная зависимость по гомогенной модели

X Диафрагма И З.Ч □ Пневчомгтричссюя трубка

Рис.8 - График зависимости отношения расходов влажного и насыщенного пара от изменения влажности.

Из сравнения результатов видно, что отношение расходов влажного и насыщенного пара для пневмометрической трубки, хорошо согласуется с расчетной зависимостью, во всем исследованном диапазоне, а также с данными по диафрагме И-38 при значениях влажности пара до 2,5 %. Отличие в показаниях пневмометрической трубки и диафрагмы возрастает с ростом влажности пара рис.8. Результаты испытаний подтвердили возможность использования предлагаемой системы для измерения расхода влажного пара

В четвертая главе представлена методика подготовки и проведения опытно-промышленных испытаний системы измерения расхода пара на блоке №3 Балаковской АЭС. Испытания системы прямого измерения расхода пара осуществлялось на всех 4-х парогенераторах блока №3. Трубки были установлены на прямых горизонтальных участках паропроводов Ду 580 с учетом требований,

исключающих влияние местных возмущений потока. Принципиальная схема измерения расхода пара в паропроводах блока №3 Балаковской АЭС (рис.9) включала в себя:

— пневмометрическую трубку (2), установленную в паропроводе (1);

— импульсные линии (4) с запорной арматурой (3);

— датчики перепада давления (5) и статического давления (6);

— блок обработки данных - корректор тока КТ1 (7);

— аппаратура регистрации, записи и обработки показаний (АСУТ / УВС).

,1

Рис.9 - Принципиальная схема измерения расхода пара блока №3 Балаковской АЭС.

1 - паропровод, 2 - пиевмометрияеская трубка, 3 — запорная арматура, 4 - импульсные линии, 5 - датчик перепада давления «Сапфир-22ДД», 6 - датчик избыточного давления «Сапфир-22ДИ»; 7 - блок вычисления КТ1.

В пятой главе изложены результаты промышленных испытаний системы прямого измерения расхода пара в стационарных, переходных и динамических режимах работы блока №3 Балаковской АЭС.

Испытания в стационарных режимах работы энергоблока

Испытания в стационарных режимах имели своей целью уточнение коэффициента расхода пневмометрических трубок и проверку работоспособности всей измерительной системы в целом при мощности работы энергоблока от 75 до 100 % Кн.

Результаты испытаний представлены на графиках (рис. 10) для ПГ-2, 3 в виде сравнения опытных данных прямых измерений расхода пара с помощью пневмометрических трубок с рассчитанными по разности температуры теплоносителя первого контура на входе и выходе из ПГ и с расходом питательной воды. Как видно из этих графиков, для ПГ-2,3, прямые измерения расхода пара достаточно хорошо согласуются с расчетным расходом пара.

Аналогичные испытания системы прямого измерения расхода пара были проведены, также, при уровнях мощности энергоблока 50, 60 и 75 %

а) ПГ-2 6) ПГ-3

Рис.10 - Зависимость изменения расходов пара и питательной воды в ПГ-2, 3 блока №3 при №л=1000 МВт (архив АСУТ).

ДТ - разность температур теплоносителя на ПГ по первому контуру, Оп расч - расчетный расход пара по ДТ, Сп - расход пара измеренный системой СИРП, Спв - расход питательной воды

Испытания в переходных режимах работы энергоблока Испытания измерительной системы в переходных режимах работы энергоблока проводилось при увеличении и снижении мощности РУ в диапазоне от О до 100% Ын Характерные изменения расходов пара и питательной воды в переходных режимах показаны для ПГ-2 при подъеме и снижении мощности (рис.11). Уровень воды в ПГ при этом поддерживался постоянным.

МВт О, тУн

ЮЮ

X

вреыа, мнн

а) подъем мощности блока 6) снижение мощности блока

Рис.11 - Зависимость изменения расходов пара и питательной воды в ПГ-2 при подъеме и снижении мощности блока №3.

№л - электрическая мощность блока, Спв - расход питательной воды, Оп - расход пара измеренный (СИРП)

Из рассмотрения этих графиков, видно, что во всех парогенераторах значения расходов пара, измеренные с помощью пневмометрических трубок, практически совпадают с измеренными значениями расходов питательной воды Некоторые рассогласования наблюдаются в начальный период увеличения мощности, что вероятно связано с большой погрешностью измерений при относительно малых расходах пара и воды.

Испытания в динамических режимах работы энергоблока

1. Режим срабатывания аварийной защиты (АЗ).

Измерение расхода пара из парогенераторов при срабатывании АЗ осуществлялось при начальной тепловой мощности РУ равной 10- 12% Мн. Для этого режима в качестве примера, на рис.12 показаны изменения во времени расходов пара и питательной воды для ПГ-2. В качестве параметра, характеризующего тепловую мощность, подводимую к парогенератору, на графике показано изменение разности температур теплоносителя первого контура Как видно из этого графика при срабатывании АЗ и снижении при этом мощности расход пара практически, сразу начинает уменьшаться. При этом снижение расхода питательной воды, подаваемой в парогенератор происходит только через ~ 60 с, когда расход пара близок к нулю.

время, мин.

Рис. 12 - Изменение во времени расходов пара и питательной воды ПГ-1 при срабатывании АЗ на уровне мощности 10-12 %№.

ДТ - разность температур теплоносителя в петле, Спв - расход питательной воды, Оп - расход пара измеренный системой СИРП; Оп расч - расчетный расход пара по ДТ

Данный результат свидетельствует, прежде всего, о практической безынерционности прямого измерения расхода пара и ее преимуществе в этом по сравнению с расчетным (по АТ) определением расхода пара. Аналогичные результаты изменения расходов пара и питательной воды при срабатывании АЗ были получены так же и для других парогенераторов блока №3.

2. Режим с отключением одного ГЦН из четырех работающих.

Отключение одного ГЦН осуществлялось на петле № 2 при тепловой мощности блока равной 30 % от номинальной. В испытаниях, на всех ПГ, кроме прямого измерения расхода пара, измерялись также расходы питательной воды (Опв) и расчетного (по ДТ) расхода пара (Оп.расч.).

Из графиков (рис.13 ) видно, что практически сразу после отключения ГЦН-2 расход пара, измеренный помощью пневмометрической трубки начинается резко

снижаться и в течении 30 с уменьшается от 350 до ~ 10 т/ч. Через одну минуту после отключения ГЦН расход пара из парогенератора практически прекращается. В отличие от измеренного расхода пара, расход питательной воды, перепад температур (ДТ) и расчетный (по ДТ) расход пара начинается снижаться только через 35 40 с после отключения ГЦН, т.е. тогда, когда расход пара упал практически уже до нуля. Это свидетельствует о том, что показания этих измерений осуществляется со значительным запаздыванием по сравнению с прямыми измерениями расхода пара с помощью пневмометрической трубки. Максимальное отклонение расходов питательной воды и пара ПГ-2 при отключении ГЦН-2 для этого уровня мощности составляет «плюс» 300 т/ч.

время, мин

Рис. 13 - Изменение во времени параметров ПГ-2 при отключении ГЦН-2 на уровне мощности 30 % №.

ДТ - разность температур теплоносителя в петле, Сшв - расход питательной воды, Сп - расход пара измеренный системой СИРП, Оарасч - расчетный расход пара по ДТ, Т|, т2 - время запаздывания сигналов ДТ и Спв

Отключение ГЦН-2 привело к прекращению генерации пара в ПГ-2. Это в свою очередь, привело к перераспределению расходов питательной воды, а следовательно, к генерации пара на остальных парогенераторах ПГ-1, 3, 4. Как следует из графиков (рис.14) суммарные расходы, питательной воды и пара по этим парогенераторам увеличились в среднем на 15 + 20 %.

вп, т/ч

Опв, т/ч

время, мин

-О- ПГ-1 ---о----ПГ-2 -V- ПГ-3 -Л- Г1Г-4

Рис.14 - Изменение во времени параметров ПГ при отключении ГЦН-2 на уровне мощности 30 % №.

Он - расход пара измеренный системой СИРЛ, Олв - расход питательной воды; Нпг - уровень в ПГ по уровнемеру с базой 1000 мм

3. Режим с подключением одного ГЦН к трем работающим Режим с включением ГЦН-2 так же как и его отключение осуществлялось на уровне тепловой мощности РУ равной 30 % от номинальной. Характерные кривые изменения расходов пара, питательной воды и уровня для всех парогенераторов в этом режиме показаны на рис.15. Как видно из этих графиков расход пара в ПГ-2, измеренный с помощью пневмометрической трубки возрастает и достигает постоянного значения, близкого к величинам расходов пара из других парогенераторов в течение ~ 30 с.

Расход питательной воды через ПГ-2 при включении ГЦН-2 вначале резко увеличивается от нулевого значения до 200 т/ч, затем немного снижается, а потом опять увеличивается и достигает значений равных расходам питательной воды в других парогенераторах только через 70 с, т.е с запаздыванием на 40 с по сравнению с измеренным расходом пара.

время, мин

-Э- ПГ-1 -0- ПГ-2 -Ч- ПГ-J -А- ПГ-4

Рис. 15 - Изменение во времени параметров ПГ при включении ГЦН-2 блока №3 на уровне мощности 30 % Nt.

Gn - расход пара измеренный системой СИРП. GnB - расход питательной воды. Нпг - уровень в ПГ по уровнемеру с базой 1000 мм.

Результаты промышленных испытания системы прямого измерения расхода пара на блоке №3 Балаковской АЭС показали:

- работоспособность измерительной системы во всем исследованном диапазоне нагрузок, как в статических, так и в динамических режимах работы энергоблока;

- преимущество (безынерционность) прямого измерения по сравнению с расчетным определением расходом пара по ДТ. Это преимущество имеет большое значение для поддержания уровня воды в ПГ.

В главе 6 рассматриваются результаты аналитического исследования использования безынерционного сигнала по расходу пара от ПГВ-1000 в системе внутриреакторного контроля (СВРК) для оперативного определения тепловой мощности реактора, особенно в переходных и динамических режимах работы блока.

Определение мощности реактора теплотехническим способом, основанным на измерениях расхода теплоносителя и приращение его энтальпии, является прямым методом. Однако, он характеризуется достаточно большой инерционностью (несколько десятков минут при погрешности около 2 %) и ограниченным диапазоном измерений, обусловленным малым перепадом температур в базовом режиме и в режимах малых нагрузок.

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

1) по параметрам питательной воды на ПГ

М„к =0,278 Ю-6 ■р..,('пг. -/„.,)--«')] (9)

1=1

2) по параметрам питательной воды на ПВД

где т - количество работающих ПГ, от которых производится отбор пара;

к ~ количество работающих ПВД;

()„,,- расход питательной воды на ПГ, м3/ч;

Япвд! ~ расход питательной воды на ПВД, м3/ч;

Рп,1 > 'п.1 - плотность и энтальпия питательной воды при температуре на входе в ПГ соответственно, кг/м3, кДж/кг.

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

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

=0,278-Ю-6 X Ю'-Одг.Одг,-'..,)+ где йПГ/ - паропроизводительность ПГ, т/ч;

(П)

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

Определение тепловой мощности реактора по прямым измерениям расхода пара выполнено в режимах срабатывания АЗ на блоке № 3 Балаковской АЭС (рис.16).

При срабатывании АЗ тепловая мощность реактора и парогенераторов, определенная по измерениям расходов пара, полученных с помощью системы СИРП, практически сразу снижается, то время как мощность реактора, рассчитанная системой СВРК (Маю) начинается уменьшаться только через ~ 1 минуту.

Здесь следует отметить, что в динамическом режиме (при срабатывании АЗ или отключении ГЦН) при мощности меньше номинальной, становиться проблематичным определение мощности реактора по параметрам теплоносителя первого контура из-за неопределенности теплогидравлических характеристик контура циркуляции. Для этих режимов характерны более значительные изменения расходов теплоносителя между циркуляционными петлями и в самом реакторе.

N1; МВт д3

время, мин.

Рис. 16 - Изменение во времени тепловой мощности реактора и ПГ при срабатывании АЗ на уровне мощности 30 % Ыт.

Ыакз - тепловая мощность реактора (СВРК), Ыпг-1, Ыпг-2, Мпг-з, Мгам - тепловая мощность ПГ (по расход пара измеренного с помощью системы СИРП), £№гм - суммарная тепловая мощность

Для оценки вклада дополнительного способа расчета тепловой мощности реактора по измерениям расходов пара от ПГ, полученных с помощью системы СИРП, выполнены расчеты в соответствие с программой и методикой испытаний РУ В-320 ОКБ «Гидропресс». Расчеты показали, что использование прямого измерения расхода пара в комбинации с другими способами позволяет повысить точность определения тепловой мощности с 2,0 до -0,85 %. Таким образом, при рассмотрении

выше приведенных результатов следует, что наличие прямого измерения расхода пара позволяет оперативно, и более точно определить тепловую мощность реактора особенно в переходных и динамических режимах его работы.

ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

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

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

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

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

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

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

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

Основное положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Ю.С. Горбунов, А.Г. Агеев, Р.В. Васильева, Б.М. Корольков. «Повышение качества регулирования уровня воды в парогенераторах ПГВ-1000 в переходных режимах за счет использования системы безынерционного измерения расхода пара», Сборник научных трудов СНИЯ и П. - Севастополь: СНИЯЭиП, 2003. - Вып. 9, стр 45-50.

2. А.Г. Агеев, Р.В. Васильева, Т.В. Карпова, Б.М. Корольков, Ю.С. Горбунов «Исследование влияния влажности пара па работу системы измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов блока №3 Балаковской АЭС» ЭНИЦ-2004. Годовой отчет ЭНИЦ. - Электрогорск: ФГУП «ЭНИЦ», 2004. 113-122 с.

3. Ю.С. Горбунов, А.Г. Агеев, Р.В. Васильева, Б.М. Корольков «Разработка и испытания системы малоинерционного измерения расхода пара в паропроводах блока АЭС с ВВЭР-1000», 4-я международная научно-техническая конференция «Обеспечение надежности АЭС с ВВЭР» Тезисы докладов, Подольск ФГУП «Гидропресс» 2005, 180 с.

4. Ю.С. Горбунов, А.Г. Агеев, Р.В. Васильева, Б.М Корольков, A.M. Кацман, С.Г. Чебнев «Испытания системы измерения расхода пара в паропроводах блока ВВЭР-1000 с целью ее внедрения в схеме автоматического регулирования уровня воды в парогенераторах», IV Международная научно-практическая конференция по проблемам атомной энергетики «Надежность, безопасность, ресурс АЭС» Сборник научных трудов СНИЯЭиП. - Севастополь: СНИЯЭиП, 2005. - Вып. 15, стр 6-14.

5. Ю.С. Горбунов, А.Г. Агеев, Р.В. Васильева, Б.М. Корольков «Испытания системы измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов в динамических режимах энергоблока №3 Балаковской АЭС» ЭНИЦ-2005. Годовой отчет ЭНИЦ. -Электрогорск: ФГУП «ЭНИЦ», 2005. 141-149 с.

6. А.Г. Агеев, Р.В. Васильева, Ю.С. Горбунов, Б.М. Корольков «Техническое состояние системы измерения расхода пара в трубопроводах блоков ВВЭР-1000 и перспективы ее внедрения на блоках РБМК», «7-й международный по горизонтальным парогенераторам» Сборник тезисы докладов, Подольск ФГУП «Гидропресс» 2006,94-95 с.

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

Отпечатано в типографии «Мастер Лайн Принт» Адрес: пр-д Энтузиастов, д. 17 Тел.: 744-43-93

Сдано 13.02.2007 г. Тираж 100 экз. Объем 1,5 п.л. Заказ № 1994/02

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Измерения и поддержания уровня воды в ПГВ-1000.

1.1.1 Измерение уровня воды в парогенераторах.

1.1.2 Определение запаса воды в ПГВ при динамических режимах.

1.1.3 Поддержание и регулирование уровня в парогенераторах.

1.2 Особенности регулирования ПГВ-1000 в динамических режимах энергоблока.

Выводы к главе 1 и постановка задач исследования.

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

2.1 Основные требования к системе измерения.

2.1.1 Требования к расходомерному устройству.

2.1.2 Требования к схеме измерения.

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

2.3 Выбор и оптимизация схемы измерения расхода.

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

2.4.1 Калибровка пневмометрической трубки.

2.5 Разработка блока и алгоритма вычисления расхода.

2.5.1 Функции блока вычисления.

2.5.2 Разработка алгоритма вычисления расхода пара.

2.5.3 Калибровочные характеристики блока вычисления.

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

3.1 Описание схемы измерения расхода пара.

3.2 Методика подготовки и проведения испытаний.

3.3 Методика обработки результатов.

3.4 Результаты испытаний.

3.5 Исследование влияния влажности пара на работу измерительной системы.

Выводы к главе 3.

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

4.1 Цели испытаний.

4.2 Описание схемы установки пневмометрических трубок и схемы измерений.

4.3 Методика подготовки и проведения испытаний.

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

5.1 Испытания в стационарных режимах работы энергоблока.

5.2 Испытания в переходных режимах работы энергоблока.

5.3 Испытания в динамических режимах работы энергоблока.

5.3.1 Режим со срабатыванием аварийной защиты (A3).

5.3.2 Режим с отключением одного ГЦН из четырех работающих.

5.3.3 Режим с подключением одного ГЦН к трем работающим.

Выводы к главе 5.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Выводы к главе 5

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

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

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

ГЛАВА 6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СИСТЕМЫ ПРЯМОГО

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

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

- тепловая мощность, полная и в главных циркуляционных петлях;

- энергораспределение в активной зоне реактора;

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

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

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

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

1) По теплотехническим параметрам первого контура:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6.1)

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

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

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

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

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

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

1) по параметрам питательной воды на ПГ

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

2) по параметрам питательной воды на ПВД

Мцк = 0,278-Ю"6

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

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

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

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

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

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

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

Ю3 'DnrAhnЧ i„.eJ) i=1

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

Dnn - паропроизводительность ПГ, т/ч;

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

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

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

Nt, МВт время, мин.

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

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

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

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

Nt, МВт 1500 -т

1200 -

900 -

600 -

300 -откл. ГЦН-2 время, мин.

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

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

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

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

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

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

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

Способ определения мощности реактора Способа расчета Погрешность, % Примечание

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

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

3. По параметрам питательной воды на ПВД 2,35

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

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

6. По показаниям АКНП Np6 5,0 2)

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

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

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

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

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

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

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

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

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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