1.1 Способы измерений пульсации давления теплоносителя и вибраций оборудования АЭС с ВВЭР реакторами
В первом контуре водо-водяных энергетических реакторов (ВВЭР) существует множество элементов, способных стать причиной нестабильности и колебаний потока теплоносителя. Поскольку первый контур является разветвленной гидравлической системой трубопроводов, то в нем встречаются элементы, обладающие сложной гидродинамической системой потока, примером которых являются входные патрубки зоны реактора и опускного кольцевого канала, расположенного между корпусом реактора и оболочкой шахты. Поток, изменяя свое направле¬ние при входе в реактор на 90 градусов, в то же время значительно снижает скорость теплоносителя. Диффузионный эффект в сочетании с данным резким поворотом вызывает турбулизацию и формирование в потоке отрывов. Во входной части активной зоны гидродинамические возмущения приводят к резкому повороту потока на 180 градусов в нижней части реактора, что сопровождается значительным ростом количества пульсаций скорости и давления, которые, вызывают вибрации трубопроводов и оказы¬вают непосредственное воздействие на их прочность, Описанные процессы также воздействуют на прочность опор и относящегося к ним прочего технологического оборудования [16].
Заметные колебания давления в трубопроводах нередко вызываются за счет функционирования питательных и циркуляционных насосов. Возмущения потока проявляются даже в элементах циркуляционной петли, таких как коллекторы парогенераторов, задвижки и прочие компоненты. Появление колебаний давления в теплоносителе является следствием возникающих акустических явлений, а именно продольных и поперечных волн, появляющихся в процессе распространении возмущений в среде теплоносителя [1]. Скорость распространения таких волн является функцией плотности теплоносителя и его упругих свойств. При движении частиц теплоносителя в процессе колебаний наблюдается изменение давления и формируется волна давлений. Теплоноситель помимо упругости, обладает инерцией, следовательно, изменение плотности в непосредственной близости от источника возмущений проявляются сгущения и разряжения, которые чередуются в пространстве и передаются в направлении трубы со скоростью звука. Таким образом порождается упругая волна. В данном случае акустическое поле эквивалентно полю давлений. Именно формирование стоячих волн колебания давления в теплоносителе является тем фактором, способным вызвать чрезвычайно высокое давление в трубопроводах энергетических установок.
Для любой, самой совершенной РУ, на гарантирована абсолютная надежность ее элементов оборудования, а решения, которые принимаются эксплуатационным персоналом к сожалению, не могут быть абсолютно безошибочными вследствие человеческого фактора. Следовательно, любая РУ, выступая сложной технической системой, при эксплуатации всегда будет сопровождаться «малыми инцидентами». В следствие этого в ходе эксплуатации необходима способность обнаруживать подобные события, чреватые в своем развитии воздействием на работоспособность РУ. Таким образом встает вопрос об актуальности и востребованности систем «ранней диагностики». Решение поставленной диагностической задачи нашло свою техническую реализацию в виде локальных систем диагностики.
Для РУ типа ВВЭР используются нижеперечисленноые локальные системы [4]:
виброшумовой диагностики;
диагностики арматуры;
диагностики ГЦН;
диагностики роторного оборудования;
диагностики СУЗ приводов.
контроля перемещения оборудования вследствие изменения температуры теплоносителя;
обнаружения слабозакрепленных и освободившихся компонентов;
поиска протечек теплоносителя по различным физическим полям (акустической эмиссии, радиоактивности, влажности и др.);
штатных и нештатных сигналов для оценки остаточного ресурса оборудования;
Виброшумовая диагностика РУ происходит путем определения вибрационного состояния ВКУ, КР, ТВС и основного оборудования ГЦК посредством общей аналитики сигналов разнообразных датчиков вибраций и флуктуирующих компонентов реакторных сигналов в условиях эксплуатации. Для виброшумой диагностики созданы наукоемкие программно–технические комплексы, такие как системы вибродугового контроля (СВШК), виброшумовой диагностики (СВШД). Они существенно отличаются тем, что СВШД ставит диагноз в автоматическом режиме, а СВШК лишь генерирует для пользователей определенную совокупность функциональных и числовых статистических оценок на основе измеренных сигналов.
Спектральная оценка каждого сигнала первичного преобразователя системы вибрационного контроля характеризуется десятками резонансных особенностей. Резонансные особенности несут информацию о техническом состоянии конкретных элементов РУ. В случае когда резонанс характеризуется местом расположения на частотной оси, добротностью, амплитудой, то по каждому приведенному параметру необходимы диагностические пороги, и соответствующие алгоритмы, связывающие каждый выход за порог с соответствующим диагностическим сообщением.
Большая часть разработанных СВШК предназначены только для отслеживания изменений отдельных спектральных диагностических признаков в условиях эксплуатации и не способны к автоматической диагностике.
Таким образом, основная задача СВШД – определение вибросостояния оборудования по постепенно меняющимся параметрам за все время жизни РУ и за межремонтный период по трендам, измеряемым с относительно протяженным шагом во времени [13]. В таких задачах диагностики возникают затруднения при установке порогов по диагностируемым признакам из–за их неопределенности априори. В следствие этого, величины порогов назначаются после достаточно протяженного времени наблюдения за объектом. В результате, подобные системы для виброшумового контроля РУ основаны на косвенных измерениях и, в ряде частных случаев, на показаниях величин сигналов штатных детекторов флуктуирующих компонентов. Большая часть СВШК, например использует комплекс датчиков перемещения, расположенных на корпусе реактора, а также ДПД теплоносителя. и датчиков внутризонного и внезонного нейтронного потока. Примером СВШК служит результат измерений пульсаций давления 4–го энергоблока АЭС «Дукованы» под контролем ДПД системы SU ?S.
Данная система SU ?S впервые внедрена в Чехословакии (Чехия – АЭС Дукованы, Словакия – АЭС в Богунице), а затем на блоках отечественных АЭС – 2 блоках КоАЭС и 2 блоках НВАЭС, с использованием ВВЭР–440 в соответствии с проектом В–230 [23]. Стандартная конфигурация датчиков SU ?S изоб¬ражена на рис. 1.1. Датчики относительных перемещений (ДОП) установлены на основном оборудовании петель (ГЦН, ПГ), ДПД– в холодных и горячих нитках, ДАП– на крышке корпуса реактора.
Программное обеспечение в составе SU ?S выполняет сбор, первичную обработку и сохранение сигналов и некоторых спектральных оценок. Таким образом диагностика на основании данных спектральных оценок не проводится. В начале каждого цикла измерений пользователь должен выбрать одно из двух множеств параметров спектральной оценки и зафиксировать предварительно не более двадцати взаимных характеристик. Далее, в отложенном режиме, на полученных АСПМ, ВСПМ, а также функциях когерентности выбираются резонансы, параметры которых вносятся в электронную таблицу. Таким образом, это ПО позволяет исследовать тренды резонансов по предыстории, накопленной ранее.
Рисунок 1.1–Размещение датчиков системы SUSдля ВВЭР-440: I– ионизационная камера; Р– ДПД; A– ДАП, Т– ДОП в тангенциальном направлении; R– ДОП в радиальном направлении;
Для выборки множества резонансов, необходимо их интерпретировать следующим образом:
узнать о причинах их происхождения;
сделать это множество представительным, обладающим достаточно полной диагностической информацией о значимых узлах РУ с точки зрения безопасности эксплуатации.
Интерпретация резонансов – протяженный во времени исследовательский процесс, в который входят натурные измерения, стендовые эксперименты, а также модельные расчеты. Для интерпретации резонансов необходима совместная работа нескольких групп исследователей.
Для наиболее полного понимания процессов в оборудовании первого контура важны четкие представления, об источниках корней пиков автоспектров в показаниях датчиков. Для этого одним из наиболее важных моментов выступает анализ поведения теплоносителя, заключающийся в сопоставлении величин пиков пульсаций давления в разных точках ГЦТ.
При создании картины поведения теплоносителя в первом контуре используется разделение пульсаций давления на собственные акустические колебания теплоносителя и на колебания, возбуждаемые посредством ГЦН. В следствие совместного воздействия вышеописанных факторов строится картина поведения теплоносителя, которая регистрируется различными ДПД.
Чтобы определить собственные акустические частоты теплоносителя в контуре, которые связанны с возникновением стоячих волн в теплоносителе, применяют методику расчета собственных акустических колебаний теплоносителя.
На рисунке 1.2 представлены диапазоны частот, где доминируют разные типы колебаний ТВС, одинаковы для трех разных конструкций немецких PWR [4].
Рисунок 1.2 - АСПМ сигналов внутризонных (а) и внезонных (б) ИК
на трех PWR (Германия)
Мы можем предположить, что они совпадают с диапазонами частот вибраций ТВС ВВЭР-440, представленными в таблице 1.1
Таблица 1.1.
Диапазон колебания тепловыделяющей сборки (ТВС)
Нижний порог диапазона, Гц Верхний порог диапазона, Гц Наблюдаемый процесс
1,5 3,0 вибрации тепловыделяющей сборки ТВС с одним закрепленным концом
4,0 6,0 вибрации тепловыделяющей сборки с 2 закрепленными концами
8,0 12,0 Второая мода колебаний тепловыделяющей сборки с 2 закрепленными концами
Далее мы приходим к выводам, подтверждаемым исследованиями на Кольской АЭС и АЭС Paks. Диапазоны частот колебаний внутрикорпускных частей реактора и его корпуса для ВВЭР – 440 приведены в таблице 1.2:
Таблица 1.2.
Диапазоны колебаний корпуса реактора и внутрикорпусных частей
Диапазон, Гц Наблюдаемые процессы колебаний корпуса
6,6 вынужденные колебания, вызванные АСВ
8,5 вертикальные колебания совместно с ВКУ ГЦН, «холодными» трубопроводами, ПГ на частоте АСВ
11,5 - 13,5 маятниковые колебания
16,0 - 17,0 вертикальные колебания
14,2 колебания шахты реактора с двумя закрепленными концами
4,9 колебания корпуса и шахты реактора (совместно)
5,8 колебания корпуса и шахты реактора (совместно)
В таблице 1.3 представлены колебания, возбуждаемые, вследствие работы насоса
Таблица 1.2.
Колебания, вызванные работой насоса
Диапазон, Гц Колебания возбуждаемые работой насоса
25 частота насоса оборотная
50 удвоенная оборотная частота насоса
Представленные в таблицах 1.1-1.3 данные приводятся в соответствии с исследованиями Проскурякова К. Н.
Виброшумовые исследования ВВЭР-1000 в условиях эксплуатации в разное время были проведены на следующих АЭС: Балаковской, Запорожской, Калининской, Нововоронежской, Хмельницкой и др [7].
По данным ОКБ Гидропресс РОСАТОМА на текущий момент для энергоблоков с реакторами ВВЭР проведены измерений вибраций ВКУ и ТВС и выявлены частоты характерных АСВ в теплоносителе для номинального режима. Но имеющихся данных недостаточно для точного прогноза резонанса вибраций оборудования с упругими волнами теплоносителя в предусмотренных технологическими регламентами эксплуатации энергоблока режимах [27].
Для прогноза таких режимов работы, когда возникает резонансное усиление вибраций и разработки предотвращающих воздействий, нужно разработать вибрационный паспорт оборудования, ВКУ реакторной установки (РУ) а также акустический паспорт теплоносителя для любых режимов, в соответствии с технологическими регламентами эксплуатации энергоблока. Таким образом, становится актуальной задача создания виброакустического паспорта энергоблока или сокращенно ВАП [27].
ВАП обеспечит уже на стадии проектирования возможность прогнозирования и предотвращения возникновения виброакустических резонансов в оборудовании АЭС на всех этапах эксплуатации, а также даст обоснования продления срока эксплуатации работающих энергоблоков [27].
Актуальность разработки ВАП энергоблоков для сейсмоопасных регионов многократно возросла после аварии на АЭС Фукусима в Японии, спровоцированной землетрясением. При проектировании данной АЭС не была учтена вероятность наложения сейсмонагрузок на и без того аномально высокие уровни вибраций оборудования, возбуждаемых в условиях ВАР [27].
На основании имеющегося виброакустического паспорта для реакторной установки АЭС могут быть заранее предусмотрены методы и средства предотвращения условий возбуждения резонанса вибраций оборудования и пульсаций рабочего тела в различных режимах, как эксплуатационных, так и аварийных. Для определения таких методов нужно обеспечить рассогласование пиков спектральных характеристик сигналов от датчиков пульсаций давления рабочей среды и сигналов от различных датчиков: вибраций, перемещений, динамических напряжений, т.е. добиться несовпадения данных пиков [27].
В ходе экспериментов на Калинской АЭС по данным Финкеля Б.М. по комплексу амплитудных, фазовых, гармонических и многомерных авторегрессионых признаков были выявлены следующие вибрации, которые представленны в таблице 1.4.
Частоты акустических стоячих волн и частота вращения главных циркуляционных насосов также сопровождаются субгармоническими рядами частот, что доказывает соударения ВКУ, включающих соударения дистанционирующих решеток тепловыделяющей сборки, соударения внутришпоночных соединений шахты активной зоны [24]. Законченная картина совместных колебаний всех основных элементов реакторной установки, а именно парогенератора, главных циркуляционных насосов, трубопроводов, корпуса реактора, внутрикорпусных устройств, тепловыделяющей сборки может быть получена только с переходом на качественно новый уровень технических средств СВШД. ?
Таблица 1.2.
Диапазоны вибраций экспериментально выявленные в эксперименте на Калинской АЭС по данным Б.М.Финкеля
Диапазон, Гц Наблюдаемые процессы колебаний корпуса
~ 2,6 Коллективные вибрации тепловыводящей сборки с типом колебаний, по низшей моде колебаний стержня с двумя закрепленными концами
~ 7,6 Вторая мода вибраций тепловыводящей сборки.
Вибрации несут нелинейный характер, поскольку частота коллективных вибраций тепловыводящей сборки сопровождается гармоническим рядом частот
~ 4,8 Низшая мода маятниковых колебаний, что возможно при некотором износе виброгасителей. Данная частота соответствует собственной частоте колебаний шахты АЗ
~ 0,6;
~ 6,1;
~8,6;
~12,8;
~14,5;
~ 17,5 Низшие частоты АСВ 1-ого блока в номинальных условиях (для КаАЭС). На данных частотах возбуждаются вынужденные вибрации внутри корпусных устройств.
Низшие частоты АСВ 1-ого блока в номинальных условиях для серийных блоков ВВЭР-1000
~0,6; АСВ, зависящая от теплогидравлических параметров КД
~ 6,8 1-ая петлевая АСВ с нулем амплитуды (узлом) в пределах корпуса реактора и экстремумами (пучностями) в петлях
~9,3; 1-ая корпусная АСВ с узлами в петлях
~13,2;
~15,5
~ 20,0 2-ая корпусная АСВ с пучностью в пределах корпуса реактора.
В первую очередь для таких средств СВШД должно быть увеличено количество измерительных каналов: требуется многоканальный (не менее 60-ти каналов) программно-аппаратный комплекс, способный регистрировать по максимуму шумовые сигналы ДАП, ДОП, ДПД, ИК, ДПЗ [7].
Непосредственным доказательством порождения акустическими эффектами всех основных резонансов в спектральных характеристиках сигналов ИК, служит функция когерентности сигналов ДПД и ИК, которая показана на рисунке 1.2. Ее форма близка к форме функции когерентности сигналов для 2-х ИК, кроме того частоты самых мощных резонансов для указанных двух функций совпадают [23].
АСПМ ДПД показанная на рисунке 1.4 значительно отличается от АСПМ ИК представленной на рисунке 1.3.
максимальная амплитуда в АСПМ ДПД достигается на частоте 1-й петлевой АСВ 6,1 Гц (в АСПМ ИК она практически не обнаруживается),
I-я корпусная АСВ в АСПМ ДПД едва различима (в АСПМ ПК она доминирует), а ниже по частоте присутствует множество локальных максимумов, обязанных своим происхождением вибрациям оборудования петель
Если в АСПМ ДПД наблюдаются такие особенности (см. резонансы 1,6, 3,4 3,9 Гц на рис. 8.3) а в сигнал ИК вносят свои вклад вибрации корпуса реактора, ВКУ и ТВС, то во взаимных характеристиках ДПД-ИК должны наблюдаться совместные колебания элементов петель, корпуса, ВКУ и ТВС. [4].
Сигналы четырех типов датчиков, показанные на рисунке 1.3, традиционно применяемых в СВШК ДАП И К, ДПЗ, ДПД — чувствительных к колебаниям корпуса ВКУ и ТВС впервые на ВВЭР-1000 в одной много канальной записи удалось зарегистрировать в ходе шумового эксперимента на блоке III БалАЭС [4].
Рисунок 1.3 - Мгновенная АСПМ сигнала ИК (а), АСПМ того же сигнала, регистрировавшегося с периодичностью 1 ч (б), мгновенная когерентность сигналов ИК- ИК (в), когерентность полученная по периодическим измерениям (г)
Рисунок 1.4 - Мгновенная АСПМ сигнала ДПД (а), АСПМ того же сигнала, регистрировавшегося с периодичностью 1 ч (б), мгновенная когерентность сигналов ИК—ДПД (в), когерентность, полученная по периодическим измерениям (г).
Резонанс компенсатора давления (?АСВ?_КД,f? 0,6 Гц) сущеcтвенным образом не влияет ни на вибрации корпуса реактора, ни на вибрации шахты
(см. пик 1 на рисунке 1.5, а и нулевые когерентности ДПД—ДАП на рисунке 1.5, г, д и ДАП—ИК на рисунке 1.5, е).
Рисунок 1.5 - АСПМ ?ДПД?_г(а). АСПМ ДАП (б). АСПМ ИК (в), функции когерентности сигналов ?ДПД?_г—ДАП (г). ?ДПД?_х—ДАП (д), ДАП—ИК (е):
I - ?АСВ?_КД? 0,6 Гц; 2 - ?АСВ?_1Д?6,8 Гц; 3 — ?АСВ?_1К?9,3 Гц; 4 -?АСВ?_2К?13,2Гц (блок III Бал АЭС).
Все АСПМ сигналов ДАП, ИК, ДПЗ содержат резонанс корпусной АСВ (f? 9,3 Гц) (см. пики, обозначенные цифрой 3, на рисунке 1.5, б, в). В сигналах нейтронных датчиков (ИК, ДПЗ) он обусловлен совместным действием плотностного эффекта реактивности и эффекта вынужденных вибрации. С одной стороны, флуктуации сигнала нейтронного детектора появляются из-за модуляции акустической волной плотности теплоносителя в объеме активной зоны. С другой стороны, такая акустическая стоячая волна вызывает механические колебания корпуса. Таким образом, в активной зоне, вследствие этого модулируется поток быстрых нейтронов утечки при изменении толщины водяного зазора в опускном участке. Похожее воздействие на корпус реакторной установки, но меньшее по мощности, оказывает ?АСВ?_2К с частотой 13,2 Гц. Соответствующие ей резонансы на рисунке 1.5. обозначены цифрой 4, а-в.
Доминируя в корпусе реактора, АСВ на частоте около 9,3 Гц отличается значительными градиентами амплитуды в «холодных» трубопроводах главного циркуляционного контура и почти не проявляется в горячих трубопроводах, как показано на рисунке 1.5, а) и в). Вследствие этого возбуждение вибраций корпуса реактора на частоте 9,3 Гц возникает со стороны трубопроводов холодных, см рисунок 1.5, г) и д)
Петлевая ?АСВ?_1П (f= 6,8 Гц, резонанс, отмеченный как 2 на рисунке 1.5, а) и, д) слабее по силе воздействия на корпус реакторной установки со стороны волны ?АСВ?_1К (f? 9,3 Гц). Таким образом, резонанс волны ?АСВ?_1П не настолько значителен в функциях когерентности ДПД—ДАП и он не наблюдается в АСПМ ДАП в разрешенном виде. Он же не наблюбается в АСПМ ИК, а также в функции когерентности ИК—ДАП , как показано на рисунке 1.5, е). Эта акустическая стоячая волна внутри КР при изменении азимутальной координаты также изменяет свой знак, и таким образом результирующий плотностной эффект реактивности устремляется к нолю [7].
1.2 Методика расчета гидравлического сопротивления при внезапном расширении потока среды
При внезапном расширении и при внезапном сужении потока, которые показаны на рис. 1.6, местные потери напора hi для неравномерного движения жидкости можно найти из уравнения Д. Бернулли.
Рис. 1.6 Местная потеря напора hi при изменении площади проходного сечения [25]
I – участок увеличения диаметра трубопровода
II – уменьшение диаметра трубопровода
Рассмотрим случай увеличения диаметра трубопровода. Основываясь на [1], запишем уравнение Д. Бернулли для сечений трубопровода до и после расширения (рис .2.6):
Z_a+P_a/?g+(a_a V_a^2)/2g=Z_b+P_b/?g+(a_b V_b^2)/2g+h_l (2.14)
Для горизонтального участка трубопровода можно считать, что Za и b равны, причём ?a=?b=1,0, тогда справедливо следующее выражение:
h_l=(P_a-P_b)/?g+(V_a^2-V_b^2)/2g , (2.15)
Разность показаний пьезометров до и после участка расширения - (P_a-P_b)/?g, м; Vа – средняя скорость потока до расширения участка, м/с; Vв – средняя скорость потока после расширения участка, м/с; ? – плотность теплоносителя, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
Средние скорости жидкости Vа и Vв на участках определяются по расходу жидкости Q, м3/с.
Величина (P_a-P_b)/?g имеет отрицательное значение в случае увеличения диаметра трубопровода, так как при уменьшении скорости на участке расширения, давление возрастет (Vа > Vв, Pа < Pв).
Рассмотрим случай уменьшения диаметра трубопровода. Основываясь на (2.14), составим уравнение Д. Бернулли для участка до и после сужения (рис.2.6). Так как Zс и Zd равны и ?c=?d=1.0, то:
P_c/?g+(V_c^2)/2g=P_d/?g+(V_d^2)/2g+h_l , (2.16)
Тогда:
h_l=(P_c-P_d)/?g+(V_c^2-V_d^2)/2g , (2.17)
Величина (P_c-P_d)/?g для случая уменьшения диаметра трубопровода имеет положительное значение, так как при увеличении скорости на участке сужения давление уменьшается (Vс < Vd Pc > Pd).
Для случая увеличения поперечного сечения потока потери напора в зоне местного сопротивления определяются по формуле Ж. Борда где Va – средняя скорость потока до увеличения диаметра, Vb - средняя скорость потока после увеличения диаметра [25, стр. 186]:
h_l=??(V?_a-V_b)?^2/2g , (2.18)
Vа – ср/ скорость потока для узкого участка трубы, м/с;
Vв – средняя скорость потока для широкого участка трубы, м/с;
Формулу (2.18) можно представить в следующем виде [1]:
h_l=?(V_a/V_b -1)?^2 (V_b^2)/(V_a^2 ) , (2.19)
Для круглых труб
V_a/V_b =S_b/S_a =(d_b^2)/(d_a^2 ) , (2.20)
где Sа – площадь поперечного сечения узкой части трубы, м2; Sв – площадь поперечного сечения широкой части трубы, м2; dа – диаметр узкой части трубы, м; dв – диаметр широкой части трубы, м; Vа – средняя скорость потока в узкой части трубы, м/с; Vв – средняя скорость потока в широкой части трубы, м/с;
Тогда местные потери напора
h_l=((d_b^2)/(d_a^2 )-1) (V_b^2)/(V_a^2 )=?_(в.р) (V_b^2)/2g , (2.21)
Тогда коэффициент местного сопротивления ? при увеличении диаметра трубы круглого сечения [14].
?_(в.р)=?((d_b^2)/(d_a^2 )-1)?^2 , (2.22)
Квадратичная пятая зона гидравлического сопротивления характеризуется данным выражением.
Согласно [1], после подстановки в формулу (2.18) поправочного коэффициента К, численное значение которого больше единицы, получаем следующее выражение:
h_l=K ??(V?_a-V_b)?^2/2g , (2.23)
Поправочный коэффициент К определяется по формуле:
K=1.025+0.0025 S_b/S_a -0.0079d_a , (2.24)
где диаметр dа принимается в см.
При уменьшения диаметра трубопровода круглого сечения для пятой квадратичной зоны можно определить коэффициент местного сопротивления по формуле [1]:
?_(в.с)=0.5(1-(d_b^2)/(d_a^2 )) (2.25)
В справочниках по гидравлике широко представлены таблицы значений для коэффициентов местных сопротивлений.
1.3 Методика расчета акустических параметров теплоносителя, основанная на электроакустических аналогиях
В качестве методики расчета СЧКДТ в данной работе используется методика, основанная на трудах профессора Проскурякова К.Н., фундаментом которой явились электроакустические аналогии, позволившие элементы оборудования представить в виде цепочки последовательно соединенных контуров, каждый контур включает в себя емкостное и реактивное сопротивление показанные на рисунке 1.7[16, 12, 13].
Рисунок 1.7 – Электроакустическая аналогия в
оборудовании первого контура
Электроакустические аналогии позволяют применить формулу Томпсона [1] и определить собственную частоту электрических колебаний в контуре:
f=1/(2?vLC).
Все основные теоретические аспекты разработанной методики приведены во второй главе.
1.4 Выводы по первой главе
При изучении проблем в отрасли атомной энергетики, связанных с теплогидравлическими процессами в теплоносителе и их воздействием на элементы оборудования первого контура АЭС, было определено:
что прогнозирование возникновения акустических резонансов в оборудовании АЭС является актуальной проблемой;
в регламенте пусконаладочных работ не предусматривается определение виброакустических резонансов в режиме пуска и останова энергоблока, не регламентируется их продолжительность и периодичность и, значит данные факторы не учитываются при оценке остаточного ресурса оборудования АЭС;
для определения возможности продления сроков эксплуатации оборудования АЭС и ее обоснования данного продления чрезвычайно важно определить условия, при которых значение уровня вибраций превышает крайние допустимые значения;
необходимы исследования для идентификации источников превышения заложенных в проекте уровней вибрации;
по мере возможностей необходимо обеспечить предотвращение или ограничения их воздействий на оборудование;
существ
