Автоматизированная система управления технологическим процессом работы АЭС

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Автоматизированная система управления технологическим процессом работы АЭС

Содержание

Перечень условных обозначений

Введение

1. Анализ и расчет САУ

1.1 Краткая характеристика объекта управления

1.2 Разработка математической модели объекта управления

1.2.1 Принципиальная схема атомной энергетической установки как объекта управления

1.2.2 Математическое описание процессов в атомной энергетической установке

1.2.3 Математическая модель кинетики ядерного реактора

1.2.4 Математическая модель теплообмена в ядерном реакторе

1.2.5 Математическая модель перемешивания и транспортного запаздывания теплоносителя

1.2.6 Математическая модель внутренних обратных связей в ядерном реакторе

1.3 Проектирование системы автоматического регулирования ядерного реактора

1.3.1 Выбор и обоснование программы управления АЭУ

1.3.2 Система автоматического регулирования мощности ЯР

1.3.2.1 Регулятор нейтронной мощности АЭУ РРН

1.3.2.2 Регулятор давления пара в ГПК РРТ

1.4 Многомерная структурная схема АЭУ с ВВЭР-1000

2. Структурная схема АСУ ТП

2.1 Системы и подсистемы АСУ ТП

2.2 Анализ соответствия АСУ ТП требованиям руководящих документов по безопасности

2.3 Электропитание АСУ ТП. Выбор схемы электроснабжения подсистем АСУ ТП

3. Расчет параметров настройки цифрового БРУ-К

3.1 Назначение и характеристика регулятора БРУ-К

3.2 Описание работы регулятора

3.3 Построение и сравнительный анализ частотных характеристик регуляторов непрерывного и дискретного действия

3.3.1 П-регулятор

3.3.2 И-регулятор

3.3.3 ПИ-регулятор

3.3.4 ПИД-регулятор

3.4 Выбор критериев качества регулятора

3.5 Метод определения параметров настройки регуляторов дискретного действия

3.6 Проверка разработанного метода определения параметров настройки цифровых регуляторов

3.6.1 Выбор метода и разработка компьютерной программы для построения переходной характеристики дискретной САР

3.6.2 Математическая модель САР с цифровым регулятором

3.6.3 Построение переходных характеристик дискретной САР с произвольно выбранными параметрами настройки

3.6.3.1 П-регулятор

3.6.3.2 И-регулятор

3.6.3.3 ПИ-регулятор

3.6.3.4 ПД-регулятор

3.6.3.5 ПИД-регулятор

3.6.4 Построение переходных характеристик дискретной САР с параметрами настройки, рассчитанными по полученным аналитическим зависимостям

3.6.5 Сравнительная оценка переходных характеристик дискретной САР с различными параметрами настройки регуляторов по показателям качества

3.7 Алгоритм определения параметров настройки цифровых регуляторов

4. Техническое обслуживание и ремонт систем и элементов АСУ ТП

4.1 Виды ремонта систем и элементов АСУ ТП

4.2 Определение надежности спроектированной системы и ее составляющих

4.3 Продление срока эксплуатации

5. Технико-экономическое обоснование проекта

5.1 Определение величины и структуры капитальных вложений

5.2 Выработка и отпуск электроэнергии

5.3 Годовые эксплуатационные расходы

5.4 Составляющая себестоимости единицы электроэнергии

5.5 Финансовые показатели проекта

5.6 Оценка экономической эффективности проекта

6. Охрана труда и окружающей среды

6.1 Общая характеристика региона, для которого предназначена проектируемая АСУ ТП

6.2 Стандартные показатели окружающей среды, характеристика возможных загрязнений и их влияние на экологическое состояние региона

6.3 Основные требования безопасности труда и меры по их реализации

7. Гражданская оборона

7.1 Факторы, влияющие на работу объекта

7.2 Оценка устойчивости работы объекта энергетики к воздействию землетрясений и взрывов

7.2.1 Оценка устойчивости объекта к воздействию поражающих факторов

7.2.2 Оценка степени устойчивости объекта к воздействию сейсмической (ударной) волны

7.2.3 Оценка устойчивости ОНХ в условиях землетрясения

Заключение

Список используемой литературы

Приложение

Перечень условных обозначений

АВР — автоматический ввод резерва;

АЗ — аварийная защита;

АЗ — активная зона;

АКНП — аппаратура контроля нейтронного потока;

АКРБ — аппаратура контроля радиационной безопасности;

АРМ — автоматический регулятор мощности;

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

АЦП — аналогово-цифровой преобразователь;

АЭС — атомная электрическая станция;

АЭУ — атомная энергетическая установка;

БКУ — быстродействующий контур управления;

БРУ-К — быстродействующий редукционная установка сброса пара в конденсатор;

БЩУ — блочный щит управления;

ВВЭР — водо-водяной энергетический реактор;

ГК — главный конденсатор;

ГПК — главный паровой коллектор;

И — интегральный;

ИК — ионизационные камеры;

КИП — контрольно-измерительные приборы;

КПД — коэффициент полезного действия;

МК — микроконтроллер;

МКУ — медленнодействующий контур управления;

МУТ — механизм управления турбиной;

МЩУ — местный щит управления;

ОНХ — объект народного хозяйства;

ОР — орган регулирования;

ОС — обратная связь

П — пропорциональный;

ПГ — парогенератор;

ПЗ — предупредительная защита;

ПИ — пропорциально-интегральный;

ПИД — пропорциально-интегрально-дифференциальный;

ППР — планово-предупредительный ремонт;

ППУ — паро-производящая установка;

ПТК — программно-технический комплекс;

ПФ — передаточная функция;

РРН — регулятор нейтронной мощности;

РУ — реакторная установка;

РЩУ — резервный щит управления;

САОЗ — система аварийного охлаждения активной зоны реактора;

САР — система автоматического регулирования;

СБ — система безопасности;

СВРК — система внутриреакторного контроля;

СГИУ — система группового и индивидуального управления;

СУЗ — система управления и защиты реактора;

ТВС — тепловыделяющая сборка;

ТВЭЛ — тепловыделяющий элмент;

ТГ — турбогенератор;

ТН — теплоноситель;

ТКР — температурных коэффициентов реактивности;

ТПН — турбопитательный насос;

УВС — управляющая вычислительная система;

УКТС — унифицированный комплекс технических средств;

ЦАП — цифро-аналоговый преобразователь;

ЦВД — цилиндр высокого давления;

ЦНД — цилиндр низкого давления;

ЩПТ — щит постоянного тока;

ЭБ — энергоблок;

ЭГСР — электрогидравлическая система регулирования;

ЯР — ядерный реактор.

Введение

В наше время стремительное развитие атомной энергетики, популяризация использования радиоактивных веществ и источников ионизирующих излучений в промышленности, что основано на желании получения безопасным образом электрической энергии, привело к внедрению стратегии развития ядерной энергетики до 2030 г.

Стратегией развития ядерной энергетики планируется поддержка на протяжении 2006 — 2030 гг. части производства электроэнергии АЭС на уровне, достигнутому в 2005 году (то есть, около половины от суммарного годового производства электроэнергии в Украине). Это решение обосновывается, в первую очередь, мировыми тенденциями в энергетике, развитием инновационных ядерных технологий, наличием собственных сырьевых ресурсов урана и циркония, а также — стабильной работой АЭС, потенциальными возможностями страны относительно создания энергетических мощностей на АЭС, имеющимися техническими, финансовыми и экологическими проблемами тепловой энергетики.

Строительство новых мощностей АЭС в период до 2030 года определяется количеством в настоящее время действующих энергоблоков, которые могут находиться в этот период в эксплуатации с учетом продолжения срока их эксплуатации на 15 лет. До 2030 года в эксплуатации, будут находится 9 действующих энергоблоков АЭС: 7 энергоблоков с продленным сверх проектного сроком эксплуатации — № 3, 4, 5, 6 ЗАЭС; № 3 РАЭС; № 1 ХАЭС; № 3 ЮУАЭС, и 2 энергоблока, которые введены в эксплуатацию в 2004 году — № 2 ХАЭС и № 4 РАЭС. Таким образом, для обеспечения задания стратегии относительно объема производства электроэнергии необходимо ввести до 2030 года в эксплуатацию около 20,5 ГВт замещающих и дополнительных мощностей на АЭС.

Для практического воплощения стратегии необходимо повысить эффективность использования ядерного топлива путем завершения перехода на 4-летний и последующего перехода на 5-летний топливный цикл, сократить длительность планово-предупредительных ремонтов путем оптимизации периодичности их проведения и повышения качеств работ. Необходимо выполнить мероприятия по модернизации и реконструкции основного оборудования и систем АЭС, выполнить в полном объеме мероприятия по продлению срока эксплуатации, прежде всего, элементов, замену которых сделать невозможно или крайне дорого. Необходимо обеспечить эффективное снятие c эксплуатации энергоблоков АЭС на этапе завершения их жизненного цикла и своевременное сооружение новых мощностей на дополнение и замену тех, что снимаются из эксплуатации.

Данная отрасль энергетики — атомная энергетика — развивается высокими темпами, она играет революционную роль в научно-техническом прогрессе. Ядерная энергетика стала крупной отраслью народного хозяйства, без которой невозможно представить его дальнейшее развитие.

В настоящее время нет никакой серьезной альтернативы ядерной энергетике. Пока еще не найдены технически эффективные и экономически выгодные пути использования неисчерпаемых запасов солнечной энергии. Что касается органического топлива, то его запасы неуклонно сокращаются и находятся на грани полного истощения. Наряду с этим органическое топливо экологически вредно. При сжигании в топках тепловых электростанций каменного угля, нефти или газа потребляется много кислорода, выбрасывается в атмосферу значительное количество пыли, сажи и сернистого газа. Органическое топливо приходится добывать в труднодоступных районах, что удорожает их стоимость.

Ядерная энергетика имеет большую энергоемкость. Это говорит о том, что объем необходимого ядерного топлива на единицу мощности в несколько десятков тысяч раз меньше.

Однако энергия атома вызывает у ряда людей опасение и недоверие, несмотря на то, что с момента создания атомной промышленности вопросам безопасности уделялось и в данное время уделяется особое внимание. Несмотря на это произошла авария на Чернобыльской АЭС, которая считалась практически невероятной. Это показывает, что даже самая совершенная и проверенная техника не абсолютно надежна. При грубых ошибках персонала возможны серьезные аварии и в этой области человеческой деятельности.

Атомная электрическая станция с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР) и сами реакторы этого типа имеют много важных физических и инженерно-технических достоинств:

безопасность и надежность в эксплуатации, сравнительная простота сооружения, наладки и ввода в эксплуатацию, доступность и отработанность технологии воды, являющейся одновременно замедлителем, теплоносителем, биологической защитой и охлаждающей средой при перегрузках топлива;

большая единичная и удельная мощность;

возможность перегрузки топлива под слоем воды, глубокое выгорание топлива при небольших начальных обогащениях;

высокая степень устойчивости вследствие отрицательно — плотностного эффекта реактивности.

Исходя из выше указанного, можно сделать вывод, что корпусной водо-водяной энергетический реактор представляет собой компактную, сравнительно простую и удобную в эксплуатации энергетическую установку, что и определяет высокие перспективы развития реакторов этого типа в будущем.

1. Анализ и расчет САУ

1.1 Краткая характеристика объекта управления

В качестве проектируемой АЭУ выбрана двухконтурная схема с реактором корпусного типа на тепловых нейтронах и турбине на насыщенном паре. За прототип взята АЭУ третьего энергоблока ЮУ АЭС. Для данного типа АЭУ в качестве теплоносителя используется обессоленная вода под давлением, а в качестве рабочего тела — насыщенный пар.

АЭУ АЭС состоит из паро-производящей установки, паротурбинной установки и генератора электрической энергии. Теплота, выделяющаяся в реакторе, передается теплоносителю. Теплоноситель, поступая в парогенератор, часть своей энергии передает рабочему телу. Получаемый таким образом насыщенный пар из парогенератора поступает на турбину, где тепловая энергия рабочего тела преобразуется в механическую энергию вращения ротора турбины, который приводит в движение ротор генератора электроэнергии, где, в свою очередь, происходит процесс преобразования механической энергии в электрическую.

Паропроизводящая установка со всеми системами, обеспечивающими ее работу, расположена в реакторном отделении главного здания АЭС. Паротурбинная установка и генератор электроэнергии, со всеми системами обеспечивающими их работу, расположены в машинном зале главного здания АЭС.

1.2 Разработка математической модели объекта управления

1.2.1 Принципиальная схема АЭУ как объекта управления

Объектом управления является двухконтурная АЭУ, принципиальная схема которой представлена на рисунке 1.1.

Источником энергии в АЭУ является водо-водяной энергетический реактор (ВВЭР). Теплоноситель, циркулирующий с помощью циркуляционного насоса в первом контуре, переносит тепловую энергию из реактора в парогенератор (ПГ) и далее передает ее рабочему телу второго контура, которое, нагреваясь до температуры кипения, испаряется и перегревается. Перегретый пар поступает в турбину, вращающую генератор. После турбины пар направляется в главный конденсатор, в котором превращается в воду. Питательная вода из главного конденсатора подается питательным насосом в ПГ, где вновь нагревается до температуры насыщения, испаряется и превращается в пар [2, стр. 9 — 24].

Качество пара, генерируемого в ПГ, зависит от количества подведенного тепла и расхода питательной воды. Мощность турбины зависит от расхода и качества перегретого пара и тесно связана с мощностью реактора.

Рисунок 1.1 — Органы регулирования АЭУ с ВВЭР

М1 — органы регулирования нейтронной мощности ядерного реактора (регулирующие стержни);

М2 — орган регулирования расхода питательной воды (питательный клапан);

М3 — орган регулирования перепада давления на питательном клапане;

М4 — орган регулирования расхода пара на турбину (паровой клапан);

М5 — предохранительный клапан для случая, когда давление пара превысит допустимое (предохранительный орган регулирования);

М6 — орган регулирования расхода теплоносителя (ТН);

N — нейтронная мощность, %; Pп

Qp — тепловая мощность, ВТ;

Т1 — температура ТН на входе в ядерный реактор;

Т2 — температура ТН на выходе из ядерного реактора;

Тпгвх — температура ТН на входе в ПГ;

Тпгвых — температура ТН на выходе из ПГ;

Pп — давление пара;

нs — температура насыщенного пара при данном давлении;

— расход насыщенного пара;

энтальпия насыщенного пара;

— расход питательной воды;

iпв — энтальпия питательной воды.

Уравнение баланса в АЭУ

,

где Сpm — средняя теплоемкость теплоносителя.

1.2.2 Математическое описание процессов в атомной энергетической установке

Построение математической модели объекта регулирования начнем с описания уравнений нейтронной кинетики. Физическая кинетика — это научное направление, изучающее процессы, возникающие при нарушениях равновесия.

1.2.3 Математическая модель кинетики ядерного реактора

Уравнение и передаточная функция кинетики ядерного реактора без учета запаздывающих нейтронов.

Рассмотрим особенности кинетики реактора без учета запаздывающих нейтронов. Уравнение кинетики в этом случае имеет вид

, (1. 1)

где N (t) — нейтронная мощность; с (t) — реактивность; l — среднее время жизни мгновенных нейтронов.

Уравнение (1. 1) является нелинейным, так как имеет место произведение двух функций N (t) и с (t). Для его линеаризации разложим функцию в ряд Тейлора в окрестности уровня мощности.

В результате линеаризованное уравнение кинетики приобретает вид

Применяя преобразование Лапласа, получим передаточную функцию кинетики ядерного реактора без учета запаздывающих нейтронов

где стационарный (установившийся) уровень мощности реактора;

Структурная схема кинетики ядерного реактора представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1. 2- Структурная схема кинетики ядерного реактора

а — модель деления U-235 без учета запаздывающих нейтронов;

б — структурная схема передаточной функции

Уравнение и передаточная функция кинетики ядерного реактора с учетом запаздывающих нейтронов

Передаточная функция выводится из уравнений кинетики с учетом шести групп запаздывающих нейтронов. Уравнения кинетики с учетом шести групп запаздывающих нейтронов имеют вид

,

где N — число нейтронов в 1 см3; с — реактивность;

в — суммарная доля запаздывающих нейтронов;

вi — доля i-й группы запаздывающих нейтронов;

l — среднее время жизни мгновенных нейтронов;

лi — постоянная распада i-й группы ядер предшественников;

Сi — концентрация ядер предшественников i-й группы.

После линеаризации и преобразования исходных уравнений, согласно структурной схемы кинетики ядерного реактора с учетом шести групп запаздывающих нейтронов, получим передаточную функцию кинетики ЯР с учетом шести групп запаздывающих нейтронов.

Для реакторов ВВЭР суммарная доля запаздывающих нейтронов зависит от количества Pu-239, накапливаемого в активной зоне в процессе выгорания топлива. К концу кампании в несколько уменьшается, что приводит к более сильному влиянию изменения реактивности на изменение нейтронной мощности. В то же время постоянные распада лi и отношения в течении кампании практически не изменяются.

Структурная схема кинетики ЯР с учетом шести групп запаздывающих нейтронов представлена на рисунке 1.3.

Рисунок 1.3 — Структурная схема кинетики ЯР с учетом шести групп запаздывающих нейтронов.

а — модель деления ядра U-235 с учетом запаздывающих нейтронов; б — структурная схема

Передаточная функция кинетики ядерного реактора с одной осредненной группой запаздывающих нейтронов

При описании нестационарных процессов значительной длительности следует учитывать все группы запаздывающих нейтронов. Одним из удобных способов описания кинетики является передаточная функция с одной осредненной средневзвешенной группой запаздывающих нейтронов. Для этого осуществляется осреднение константы.

Передаточная функция кинетики с учетом одной осредненной группы запаздывающих нейтронов при подстановке осредненных констант примет вид

,

где постоянная времени в области низких частот;

постоянная времени в области высоких частот;

КI — коэффициент усиления кинетики.

Расчет передаточной функции кинетики ядерного реактора и частотных построение ее логарифмических характеристик.

Исходные данные:

— среднее время жизни мгновенных нейтронов;

— постоянная распада осредненной группы нейтронов;

— доля запаздывающих нейтронов;

— уровень мощности.

Передаточная функция кинетики ядерного реактора имеет вид

Коэффициент усиления кинетики

Постоянная времени в области низких частот

)

Постоянная времени в области высоких частот

Таким образом, передаточная функция кинетики ЯР примет вид

Структурная схема кинетики представлена на рисунке 1. 4

Построение ЛЧХ кинетики ядерного реактора

Передаточная функция представляет собой совокупность следующих элементарных звеньев:

1. К1 — пропорциональное звено:

дБ;;

2. форсирующее звено 1-го порядка

частота среза с-1;

3. интегрирующее звено; частота среза;;

4. апериодическое звено 1-го порядка;

частота среза с-1.

Графики ЛЧХ кинетики ЯР представлены на рисунке 1.5.

Рисунок 1.5 — ЛЧХ кинетики ядерного реактора

На основании рассмотренных соотношений и графиков сделаем следующие выводы.

1. ПФ кинетики с учетом запаздывающих нейтронов состоит из четырех типовых звеньев: пропорционального, интегрирующего, форсирующего 1-го порядка и апериодического 1-го порядка.

2. Один корень характеристического уравнения равен нулю S = 0 — граница устойчивости.

3. ЛЧХ отражает поведение кинетики реактора в трех областях частот:

· наиболее опасной областью с точки зрения ядерной безопасности является

область низких частот. В этой области характеристика похожа на область ЛЧХ без учета запаздывающих нейтронов. Небольшое высвобождение реактивности вызывает экспоненциальный рост нейтронного потока;

· в области средних частот (участок, параллельный оси абсцисс) не изменяется уровень мощности ни при каких изменениях реактивности. Это спокойная область; в ней отсутствует запаздывание по фазе. Данная область служит для регулирования САР даже в процессе работы установки.

· область высоких частот — это область спада нейтронной мощности по причине влияния инерционности на гармоническое изменение реактивности.

4. Коэффициент усиления ПФ кинетики зависит от уровня мощности. Поэтому переход с одной мощности на другую вызывает неустойчивые нелинейные колебания, обусловленные нелинейными явлениями.

1.2.4 Математическая модель теплообмена в ядерном реакторе

При математическом моделировании теплообмена в ЯР важно оценить возможные погрешности, вносимые упрощенным рассмотрением процесс аккумуляции тепла в материале тепловыделяющего элемента и теплоносителя.

В процессе построения математической модели теплообмена в ЯР будем пользоваться следующими допущениями:

1 Рассматривается Я Р с одним циркуляционным контуром.

2 Теплофизические параметры: теплоемкость, теплопроводность, плотность, коэффициент теплопередачи не зависят от времени и координат.

3 Пренебрегаются перетечками тепла вдоль длины тепловыделяющего элемента по сравнению с потоком тепла в радиальном направлении, а также перетечками тепла в направлении течения ТН за счет теплопроводности.

4 Распределение скорости теплоносителя по сечению канала принимается постоянным.

5 Все тепло выделяется в горючем (в топливе).

6 Не учитывается масса металла корпуса реактора.

7 Рассматривается сосредоточенная математическая модель. Она представляет собой такую модель, которая как бы сжимается в точку, однако, ей присваиваются все характеристики реактора в целом.

Таким образом, активная зона (АЗ) представляет собой канал, внутри которого находится все горючее. На рисунке 1.6 представлена схема теплообмена в реакторе.

Рисунок 1.6 — Схема теплообмена в реакторе (эквивалентное сечение ТВС реактора)

Запишем уравнения теплового баланса для канала (ТВС).

,

где интегральная теплоемкость массы горючего, Дж/град;

интегральная теплоемкость теплоносителя, Дж/град;

с — плотность, кг/м3;

V — объем, м3;

с — теплоемкость горючего, Дж/град;

К — коэффициент теплопередачи;

Сpm — средняя теплоемкость теплоносителя, Дж/(кг•град);

GI — расход ТН, кг/с;

F — поверхность нагрева АЗ, м2;

ИСР — средняя температура блока горючего, 0С;

Т1 — температура ТН на входе в ядерный реактор, 0С;

Т2 — температура ТН на выходе из ядерного реактора, 0С.

Чтобы в динамике ЯР была записана упрощенная математическая модель, используем среднюю температуру ИСР.

Переходя к малым отклонениям от расчетного режима, получим следующие передаточные функции:

,

;

Уравнение динамики теплообмена в АЗ реактора

Передаточная функция характеризует собой изменение температуры ТН на выходе из реактора в зависимости от возмущения температуры ТН на входе в реактор.

Передаточная функция характеризует изменение температуры ТН на выходе из реактора в зависимости от возмущения тепловой мощности; передаточная функция, характеризующая изменение температуры ТН на выходе из реактора как реакция на стандартное тепловое возмущение расходом ТН.

Структурная схема теплообмена в АЗ реактора представлена на рисунке 1. 7

Рисунок 1.7 — Структурная схема теплообмена в активной зоне реактора

Исходные данные:

Т1 = 286 0С;

Т2 = 295 0С;

ТСР = 290,5 0С;

Сpm = 4421 Дж/ (кг•град);

Дж/град;

Дж/град;

;

GI = 84 800 м3/час;

F = 4376,4 м2;

ДGI = 0.

;

К = 3600 Вт/м2;

;

;

с;

с;

;

;

с;

;

1.2.5 Математическая модель перемешивания и транспортного запаздывания теплоносителя

Реактор и парогенератор в составе ППУ первого контура связаны между собой трубопроводами, по которым осуществляется циркуляция ТН.

Основная роль математического описания динамики движения ТН в трубопроводах заключается в обосновании транспортного и инерционного запаздывания при передаче сигнала — температурного фронта в тракте первого контура во времени. Тракт циркуляции теплоносителя представлен на рисунке 1. 8

Как видно из рисунка 1.8 транспортные запаздывания в элементах первого контура происходят из-за протяженности и объемов коммуникаций. Предполагается, что потери тепла от ТН в окружающую среду отсутствуют.

Рисунок 1.8 — Принципиальная схема транспортных коммуникаций

Выведем ПФ транспортного запаздывания на участке «горячего» трубопровода от реактора до парогенератора.

Запишем функцию в виде

(1. 2)

Используя теорему операционного исчисления о смещении аргумента оригинала, получим

Графическая иллюстрация транспортного запаздывания представлена на рисунке 1. 9

Время запаздывания ф5, равное времени переноса ТН в трубопроводе от реактора к ПГ, рассчитывается по формуле

,

где — объем ТН в «горячем» трубопроводе, м3;

средняя плотность ТН на исследуемом участке как функция температуры при данном давлении;

GI — массовый расход ТН, кг/с.

Разложив функцию (1. 2) в ряд Тейлора и пренебрегая высшими членами ряда, за исключением первых двух, получим

Применяя преобразование Лапласа, получим приближенную ПФ

ПФ транспортного запаздывания ТН в трубах парогенератора

с

ПФ транспортного запаздывания ТН в «холодном» трубопроводе

Транспортное запаздывание при исследовании на устойчивость во многих случаях является источником неустойчивости.

Однако, в первом контуре имеет место не только транспортное запаздывание, но и изменение формы сечения трубопроводов, а также включение различных объемов. Именно в этих местах происходит перемешивание ТН. Например, при выходе ТН из «горячего» трубопровода в ПГ элементарные объемы проходят разные траектории. Этот механизм и является причиной перемешивания.

Передаточная функция процесса перемешивания имеет вид

ПФ перемешивания ТН в нижней камере смешения реактора

Передаточная функция перемешивания в верхней камере реактора над АЗ

Передаточная функция перемешивания верхней камеры смешивания

Передаточная функция смешивания в активной зоне ЯР:

1.2.6 Математическая модель внутренних обратных связей в ядерном реакторе

При математическом моделировании функционирования АЭУ различают внешние и внутренние обратные связи (ОС).

К внешним ОС относятся связи, которые происходят от внешнего автоматического управления, то есть регуляторы.

К внутренним ОС относятся такие невидимые связи, которые, например, в реакторе выражаются через изменение реактивности в зависимости от температуры топлива, ТН и замедлителя. Эти связи происходят из так называемых температурных коэффициентов реактивности (ТКР).

Различают три вида ТКР:

1 Температурный коэффициент реактивности при температуре топлива И.

2 Температурный коэффициент реактивности при температуре ТН ТСР

3 Температурный коэффициент реактивности при темп-ре замедлителя ТЗ

Будем считать, сто средняя температура замедлителя равна средней температуре ТН. Поэтому при построении математической модели внутренней ОС будем учитывать 2 температурных эффекта: эффект внутренней ОС по температуре топлива и по температуре ТН.

Уравнение баланса тепловой энергии в реакторе

Учитывая, что, можно пренебречь ТСР.

Применяя преобразование Лапласа, получим

;

;

Таким образом, ПФ внутренней ОС по температуре топлива примет вид

Аналогичным образом выведем ПФ внутренней ОС по температуре ТН. Для этого запишем дифференциальное уравнение теплового баланса

ПФ внутренней ОС по температуре ТН

Структурная схема внутренней ОС в реакторе представлена на рисунке 1. 10

Обратные связи стабилизирует ядерный реактор и защищают от пережога при мгновенных аварийных ситуациях. Для выполнения этих функций, необходимо проектировать АЭУ таким образом, чтобы эти внутренние ОС были отрицательными. При этом всякая аномалия, вызванная эксплуатацией реактора, стабилизируется.

Внутренняя ОС по температуре топлива при ее отрицательном значении является мгновенной, то есть процесс стабилизируется мгновенно. На рисунке 1. 11 показана зависимость реактивности от средней температуры

Рисунок 1. 10 — Структурная схема внутренней ОС в реакторе

Рисунок 1. 11 — Зависимость реактивности от средней температуры

1.3 Проектирование системы автоматического регулирования ядерного реактора

1.3.1 Выбор и обоснование программы управления АЭУ

На блоках с реакторами ВВЭР получили распространение следующие программы регулирования:

1) с постоянной средней температурой теплоносителя в 1-м контуре;

2) с постоянным давлением во 2-м контуре;

3) компромиссная программа с умеренным изменением обеих величин;

4) комбинированная с Рп = cosnt при малых нагрузках и tсрт/н = const при больших нагрузках.

Рассмотрим программы регулирования, которые получили распространение на АЭС в Украине. Программа tсрт/н = const представлена на рисунке 1. 12 наиболее благоприятна для 1-го контура. По этой программе для изменения мощности реактора требуется внести наименьшую реактивность (перемещение регулирующих стержней). Кроме того, при работе блока по этой программе объем теплоносителя 1-го контура постоянен, вследствие чего уменьшаются требуемые размеры компенсатора давления, и облегчается работа их систем регулирования. Недостатком этой программы является повышение давления пара при снижении мощности. Это вызывает необходимость утяжеления оборудования 2-го контура.

Рисунок 1. 12 — Программа регулирования tсрт/н = const

При этом термический КПД цикла остается низким при всех мощностях, так как на номинальной мощности Рп, поступающего на турбину, ниже допускаемого по условиям работы 2-го контура, а ан пониженной мощности, когда давление пара велико, КПД также низок из-за незначительного перепада давления на регулирующих клапанах. Указанные недостатки привели к тому, что эта программа уступает место более совершенным.

Программа с постоянным давлением во втором контуре Рп = const изображенная на рисунке 1. 13 позволяет повысить КПД цикла в номинальном режиме при той же стоимости оборудования второго контура. Кроме того, поскольку во 2-м контуре давление (и температура) постоянны, в оборудовании контура не возникают термические напряжения при изменении мощности. Однако при изменении этой программы для предотвращения закипания теплоносителя в 1-м контуре необходимо повысить его давление примерно на 30 кгс/см2 (3 МПа). Кроме того, значительные изменения температуры теплоносителя 1-го контура приводят к необходимости изменять реактивность на большую величину, усложняют работу системы компенсации объема, а также при быстрой смене режима могут вызвать нежелательные температурные напряжения в 1-м контуре. Однако, несмотря на это программа регулирования РII = const относится к числу наиболее распространенных [3, стр. 9−12].

Рисунок 1. 13 — Программа регулирования Рп = const

1.3.2 Система автоматического регулирования мощности ЯР

Автоматический регулятор мощности АРМ-5 предназначен для поддержания мощности реактора в соответствии с мощностью турбогенератора. Регулятор осуществляет стабилизацию мощности реактора на заданном уровне. Это свойство исходит из условия, что оператор определяет уровень заданной мощности. Кроме того, регулятор АРМ-5 поддерживает мощность турбогенератора в соответствии с мощностью реактора.

В состав АРМ-5 входит регулятор РРН, который служит как для поддержания входной мощности, как в заданном диапазоне, так и в соотношении с мощностью ПГ; регулятор РРТ; регулятор РТ — регулятор мощности турбины.

Функциональная схема регулятора АРМ-5 представлена на рисунке 1. 14. На ней изображены:

— ИК — ионизационная камера;

— РРН — регулятор нейтронной мощности;

— РТ — регулятор мощности турбины;

— М1 — органы регулирования нейтронной мощности ядерного реактора (регулирующие стержни);

— М2 — орган регулирования расхода пара на турбину (паровой клапан).

Рисунок 1. 14 — Функциональная схема регулятора мощности АРМ-5

1.3.2.1 Регулятор нейтронной мощности АЭУ РРН

Регулятор реактора нейтронной мощности АЭУ РРН предназначен для стабилизации нейтронного потока в ректоре на заданном уровне со статической точностью 2% от заданного значения путем перемещения органов регулирования реактора (кластеров). Если регулятор работает в этом режиме, то поддержание давления пара перед турбиной осуществляется автоматически с помощью ЭГСР турбины.

Структурная схема регулятора РРН представлена на рисунке 1. 15.

Рисунок 1. 15 — Структурная схема регулятора РРН

1.3.2.2 Регулятор давления пара в ГПК РРТ

Регулятор давления пара в ГПК РРТ предназначен для стабилизации теплотехнического параметра на заданном уровне со статической точностью 0,5 кгс/см2 путем воздействия на мощность реактора перемещением ОР (режим «Т»). Поскольку основной причиной изменения давления пара перед турбиной являются колебания мощности, данный регулятор поддерживает тепловую мощность реактора в соответствии с требуемой мощностью турбины.

При работе устройства в режиме «С» осуществляется снижение мощности реактора при увеличении значения давления по сравнению с заданным значением. Зона нечувствительности регулятора РРТ для режима «С» +1…1,5 кгс/см2. Увеличение мощности реактора при работе регулятора в этом режиме не производится. Включение АРМ в режим «С» осуществляется только из режима «Т».

Структурная схема регулятора РРТ представлена на рисунке 1. 16

Рисунок 1. 16 — Структурная схема регулятора РРТ

1.4 Многомерная структурная схема АЭУ с ВВЭР-1000

В одномерном объекте происходит лишь один процесс. Вопросы управления им решаются просто. В случае сложного объекта, в котором одновременно протекают несколько процессов, регулирование осложняется за счет применения нескольких систем или контуров, связанных между собой. По каждой из величин конструируется свой канал или контур регулирования. Поэтому рассматриваемая система, в данном случае объект, называется многомерным, многосвязным. Многомерной система называется еще и потому, что в ней имеется несколько входов и выходов.

Многомерная система — это сложный автоматизированный комплекс, в котором регулируются сразу несколько физических величин. Поэтому многомерная система, в отличие от одномерной, имеет более сложную структуру. Характерной особенностью многомерной системы является одновременный автоматизированный контроль за несколькими физическими величинами. Свойство взаимосвязи координат — главный признак многомерной системы.

Рассмотрим многомерную структурную схему АЭУ. При этом рассматривается не вся схема, а только ее тепловая часть, которая представлена на рисунке 1. 17.

Уравнения многомерной системы

Рисунок 1. 17 — Структурная схема ЯППУ (тепловая часть)

Введем обозначения:

;

;

.

Тогда исходная система примет вид

Таким образом, передаточные функции тепловой системы многомерной структурной схемы имеют вид

;

Структурная схема ЯППУ с учетом передаточных функций тепловой системы представлена на рисунке 1. 18.

Рисунок 1. 18 — Структурная схема ЯППУ

2. Структурная схема АСУ ТП

В технологический объект управления «Энергоблок АЭС» входит следующее оборудование:

основное и вспомогательное энергетическое оборудование;

технологическое оборудование общестанционных систем;

общестанционное и общеблочное электротехническое оборудование.

Автоматизированная система управления технологическим процессом АСУ ТП АЭС, показанная на рисунке 2. 1, предназначена для:

автоматического регулирования мощности ЯР, турбоустановки и внутри блочных технологических параметров при работе блока как в базовом режиме, так и по заданному диспетчерскому графику;

автоматического регулирования и дискретного управления при пуске блока из холодного состояния, насыщенного и горячего, плавного останова блока с расхолаживанием или без него, изменения состава оборудования, находящегося в ремонте;

автоматического снижения мощности ЭБ или его останова при возникновении аварийных ситуаций на блоке или в энергосистеме;

автоматического выполнения защитных операций в пределах уставок или отдельных агрегатов;

включения или автоматической работы системы безопасности;

автоматического сбора информации о параметрах и состоянии технологического оборудования и представлении её операторам в удобном для них виде;

автоматической регистрации текущих аварийных событий (последние регистрируются в течении некоторого промежутка времени до и после событий);

автоматической диагностики как некоторых технических средств АСУ ТП, так и выполнение отдельных функций, например, автоматическое опробование защит.

При разработке АСУ ТП необходимо учитывать ряд специфических особенностей, связанных с эксплуатацией атомной энергетической установки, которые сводятся к следующим:

работа оборудования подвергается высоким уровням ионизирующих излучений, высоким давлениям и температур;

большая часть оборудования во время работы недоступна для непосредственного контроля и обслуживания;

работа оборудования связана с быстропротекающими ядерными и тепловыми процессами.

С учетом этого система управления таким объектом должна быть в значительной степени автоматизирована. В системе управления функции отдельных ее элементов распределены так, что обеспечиваются управление основными технологическими процессами как в нормальных, так и в аварийных режимах, то есть обеспечивается поддержание заданного режима работы как при возникновении внешних возмущений (обычно это изменение нагрузки в энергосистеме), так и при возникновении внутренних возмущений. Важно отметить, что появление внешних возмущений и последующего реагирования на них энергоустановки сопровождается также появлением внутренних возмущений — изменение параметров сред, обеспечивающих энергопотоки в элементах установки.

Автоматизированная система управления технологическим процессом строится по многоуровневому принципу. На верхних уровнях находится щиты управления, далее идут вычислительные комплексы, осуществляющие обработку информации для щитов управления. Далее идет ряд локальных подсистем. Они не являются полностью самостоятельными, так как они тесно связаны между собой каналами обмена информацией и команд. Это объясняется тем, что элементы атомной энергетической установки связаны между собой взаимообусловленными потоками энергии и изменения в режиме работы одного элемента непосредственно сказываются на работе другого элемента. Кроме того, в каждой локальной подсистеме управления можно выделить как ее подсистемы отдельные системы регулирования тех или иных параметров (уровня, давления, температуры и тому подобное).

Система автоматического регулирования отдельных параметров энергоблока как составные части соответствующих систем управления выполняют следующие функции:

поддержание соответствующих параметров на заданном уровне;

поддержание соответствия между взаимосвязанными величинами;

изменение регулированной величины во времени по определенному закону.

Для обеспечения выполнения заданных функций в составе автоматизированной системы управления технологическим процессом в настоящее время широко используется цифровая вычислительная техника, которая привлекается как для сбора и обработки информации, так и для формирования управляющих сигналов.

Автоматизированная система управления технологическими процессами энергоблока выполняет следующие виды функций:

Информационные:

— сбор и обработка технологической информации и представление ее в различные функциональные подсистемы и оперативному персоналу;

— распределение информации о работе оборудования и о ходе технологического процесса;

— выполнение расчетов связанных с эффективностью работы энергоблока.

Управляющие — формирование управляющих воздействий на оборудование энергоблока. Эта функция осуществляется в виде дистанционного и автоматического управления механизмами и арматурой, автоматического регулирования и технологических защит.

Вспомогательные обеспечивают собственную жизнеспособность системы. Они реализуются на следующих вспомогательных подсистемах:

— система перегрузки топлива;

— система пуско-наладочных измерений реакторной установки;

— система обнаружения дефектов сборок ТВЭЛ;

— система испытания гермооболочки;

— система экспериментального контроля турбины;

— специализированный комплекс для проведения наблюдений при пуске ядерного реактора и другие системы.

2.1 Системы и подсистемы АСУ ТП

В состав автоматизированной системы управления технологическими процессами разрабатываемой энергоустановки входят следующие системы и подсистемы [4, стр. 8 — 65]:

· системы управления и защиты реактора (СУЗ);

· программно-технический комплекс аппаратуры контроля нейтронного потока (АКНП);

· система внутриреакторного контроля (СВРК);

· централизованная система радиационного контроля (АКРБ);

· информационно-вычислительная и управляющая система в комплекте с унифицированным комплексом технических средств (УКТС);

· система контроля технологических параметров турбогенератора;

· автоматизированная система управления турбиной (ЭЧСРМ);

· система автоматического регулирования на базе аппаратуры «Каскад-2», ПТК, микроконтроллеров.

Система управления и защиты ядерного реактора. Система управления и защиты ядерного реактора предназначена для:

регулирования мощности ядерного реактора в соответствии с мощностью отдаваемой турбогенератором в энергосистему;

изменение мощности ядерного реактора в требуемом диапазоне и поддержания ее на заданном уровне;

пуска ядерного реактора и вывода его на мощность при ручном управлении;

компенсации изменения реактивности в ручном и автоматическом режимах;

аварийной защиты ядерного реактора;

прекращение или замедление цепной реакции деления ядерного топлива;

сигнализации о причинах срабатывания аварийной защиты;

автоматического шунтирования некоторых сигналов аварийной защиты;

сигнализации о неисправностях возникающих в системе управления и защит;

индикации положения органов регулирования в активной зоне на блочном и резервном щитах управления;

выдачи информации о положении каждого органа регулирования в УВС и ИВК СВРК.

Система управления и защиты ядерного реактора должна решать следующие основные задачи:

обеспечение изменения мощности (либо другого параметра) реактора в нужном диапазоне с требуемой скоростью или поддержание мощности (или другого параметра) на определенном заданном уровне. Следовательно, для обеспечения этой функции нужны специальные органы СУЗ. Они называются органы автоматического регулирования;

компенсация изменений реактивности реактора. Специальные органы СУЗ, выполняющие эту задачу, называются органами компенсации;

обеспечение безопасной работы реактора, что может осуществляться прекращением цепной реакции деления ядер, при возникновении аварийных условий. Если выполнение этой функции возлагается на специальные органы СУЗ, то они называются органами аварийной защиты реактора.

Система управления и защиты ядерного реактора состоит из следующих функциональных систем:

программно-технический комплекс аварийной и предупредительной защиты (ПТК АЗ-ПЗ);

программно-технический комплекс системы группового и индивидуального управления (ПТК СГИУ);

программно-технический комплекс АРМ- РОМ-УПЗ;

электрооборудования электропитания системы управления и защит.

Программно-технический комплекс АКНП. Программно-технический комплекс АКНП предназначен для работы в системе управления и защиты (СУЗ) энергетического реактора АЭС.

ПТК АКНП предназначен для выполнения следующих основных функций:

вычисление и контроль относительной физической мощности, скорости ее изменения и реактивности реактора посредством измерения плотности потока нейтронов в каналах биологической защиты реактора во всех режимах эксплуатации реакторной установки;

формирование дискретных сигналов превышения уставок аварийной и предупредительной защиты, а также уставок регулирования по мощности и периоду для СУЗ и АСУ ТП энергоблока АЭС;

формирование аналоговых сигналов пропорциональных мощности и обратно пропорциональных периоду для СУЗ и АСУ ТП энергоблока АЭС;

представление информации о значениях мощности, периода, реактивности и дискретных сигналов операторам БЩУ, РЩУ и ППМ и обслуживающему персоналу в оптическом и акустическом виде;

непрерывная регистрация текущих значений мощности и периода;

непрерывная диагностика состояния технических средств и представление полученной информации операторам БЩУ и обслуживающему персоналу.

ПТК АКНП имеет независимое структурное построение и состоит из трех комплектов технических средств:

первый комплект АКНП_АПЗ для СУЗ;

второй комплект АКНП_АПЗ для СУЗ;

комплект АКНП_РЩУ для РЩУ.

В состав каждого комплекта входят три независимых канала контроля мощности, периода и реактивности.

Каждый комплект в составе ПТК АКНП состоит из отдельных конструктивно завершенных устройств, соединяемых кабельными линиями связи.

ПТК АКНП обеспечивает:

контроль мощности, периода и реактивности реактора при перегрузке (загрузке) топлива, в процессе пуска и работы на мощности;

поканальное задание уставок защиты по мощности и периоду;

формирование дискретных сигналов аварийной и предупредительной защиты по мощности и периоду для СУЗ;

формирование дискретных сигналов регулирования по мощности и периоду для АРМ;

формирование дискретных сигналов превышения заданных уровней мощности для СУЗ и УПЗ;

формирование дискретных сигналов текущего диапазона для СВРК;

формирование дискретных сигналов исправности и проверки измерительных каналов для СВРК;

формирование индикаторных дискретных сигналов для пульта оператора на БЩУ;

формирование непрерывных аналоговых сигналов, пропорциональных мощности и обратно пропорциональных периоду, для АРМ-РОМ-УПЗ, СРТ и СВРК;

регистрацию на картах энергонезависимой памяти поканальных и усредненных значений мощности и периода;

цифровое и аналоговое, в виде гистограмм и трендов, представление поканальных и усредненных значений мощности, периода и реактивности, а также поканальных уставок мощности и периода;

акустическую сигнализацию уровня нейтронного потока;

автоматический контроль исправности технических средств с формированием поканальных сигналов неисправности;

ручную и автоматизированную проверку каналов контроля мощности, периода и реактивности.

Система внутриреакторного контроля. Система внутриреакторного контроля (СВРК) предназначена для получения информации и осуществления централизованного контроля ядерно-физических (распределения плотности нейтронного потока по радиусу и высоте активной зоны) и теплофизических (температуры теплоносителя в отдельных частях АЗ ЯР) параметров, характеризующих состояние АЗ ЯР. Состоит из двух основных частей:

первичных приборов ВРК, к которым относятся нейтронные преобразователи и измерители температуры (КНИ, ТП, линии связи);

вторичной части состоящей из электронной аппаратуры.

СВРК выполняет следующие функции:

сбор информации от датчиков аналоговых и дискретных сигналов;

нормирование сигналов;

преобразование измеряемых сигналов в цифровой код;

запоминание информации;

арифметическую и логическую обработку информации;

регистрацию на бумажной ленте и перфоленте;

ввод информации с перфоленты;

обмен информацией с ЭВМ;

преобразование буквенно-цифровой и графической информации на УОИ и на цифровых индикаторах.

Аппаратура контроля РБ. АКРБ предназначена для контроля за радиационной обстановкой на АЭС. Она состоит из подсистем контроля:

объемной активности жидкостей, газов и аэрозолей;

плотности потока тепловых нейтронов и гамма-излучения;

мощности экспозиционной дозы;

загрязнения поверхностей;

дозиметрического.

Система контроля технологических параметров турбоустановки. Установка централизованного контроля технологических параметров турбогенераторов предназначена для циклического измерения, сигнализации отклонения от нормы и регистрации текущих значений технологических параметров турбогенератора. Всего контролируется более 200 параметров.

Унифицированный комплекс технических средств (УКТС). УКТС обеспечивает прием команд от оператора или автоматических устройств более высокого уровня, их обработку и выдачу команд на исполнительные органы, а так же прием информации о положении ОУ и выдачу этой информации в другие подсистемы АСУ ТП [5, стр. 12 — 58].

УКТС реализует следующие функции дискретного управления: дистанционное управление, технологические защиты и блокировки, технологическую сигнализацию.

Автоматизированная система управления турбиной. АСР турбины обеспечивает (без вмешательства оператора) в нормальных и аварийных условиях ее эксплуатации решение следующих задач:

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

предотвращение повышения частоты вращения ротора турбины до установки срабатывания РБ при мгновенном сбросе нагрузки генератора;

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

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

предупреждение недопустимого снижения давления свежего пара перед турбиной;

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

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

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

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

ЭЧСР-М функционально подразделяется на два основных контура автоматического управления: медленнодействующий и быстродействующий.

Кроме МКУ и БКУ в состав ЭЧСР-М входит схема дистанционного управления МУТ.

Для работы МКУ необходимым условием является готовность к работе схемы дистанционного управления. БКУ включается в работу независимо от МКУ и схемы дистанционного управления.

В состав БКУ входят следующие каналы управления:

релейной форсировки;

дифференциатора (Д);

предварительной защиты (ПЗ);

аварийной импульсной разгрузки (АИР);

послеаварийного управления мощностью (ПАУ);

быстродействующего стерегущего регулятора минимального давления.

В состав МКУ входят следующие каналы управления:

регулирования частоты вращения ротора турбоагрегата;

регулирования электрической активной мощности;

регулирования давления свежего пара;

коррекции по давлению свежего пара;

коррекции по отклонению частоты сети;

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой