Модный на сегодняшний день термин "управление требованиями" специалистами-предметниками и специалистами по информационным технологиям (ИТ) понимается по-разному. Специалисты-предметники понимают под этим термином инженерную кропотливую работу по анализу собранных требований, их переработке и формированию конечных детализированных требований для использования проектантами и конструкторами. ИТ- специалисты часто сводят все к своим ИТ процессам формирования базы данных (БД) требований, их хранения и формирования ссылок на проектные документы, подтверждающие выполнение требования. При этом за бортом остается основная работа над контентом требований (предметным содержанием), которую должны выполнять специалисты-предметники по каждому направлению.
Управление требованиями не заканчивается утверждением технического задания (ТЗ), корректировка требований и их дальнейшая детализация проводятся в течение всего жизненного цикла изделия, только интенсивность работы над ними может быть разной. На стадии эксплуатации проводится сбор и анализ требований эксплуатации, а также анализ технических решений, принятых на стадии эксплуатации для использования в новых проектах. Этот анализ также является базой для разработки требований к модернизации и продлению срока службы.
Почему появились информационные системы управления требованиями? На западе была аналогичная практика разработки ТЗ, как текстового документа. Увеличение сложности объекта, когда суммарно ТЗ на авианосец в бумажном виде занимало комнату, привело к созданию специальных информационных систем поддержки процессов сбора, анализа и формирования конечных требований.
Информационные системы помогают собрать все требования от стейкхолдеров (заинтересованных сторон) и позволяют упорядочить работу с ними. Исключение ошибок в требованиях позволяет экономить значительные средства, так как ошибка в проекте или неучет каких-либо требований на ранней стадии может вылиться в 1000-кратные потери на конечной стадии проектирования и строительства. Информационные системы управления требованиями предоставляют шаблоны и удобный интерфейс их обработки, структуризации и дают возможность привязывать требования к конкретной проектной документации для облегчения последующей проверки его выполнимости.
Как поступают разработчики обычного текстового технического задания (ТЗ)? Они берут за основу ТЗ энергоблока-прототипа и пытаются его корректировкой создать ТЗ на новую установку. С одной стороны это разумный подход, так как чаще всего в требованиях на новую установку есть требование преемственности технических решений. Однако, в том и особенность этого процесса, что в самом начале стадии проектирования он предопределяет будущее видение установки и должен выработать определенный компромисс между требованием преемственности технических решений, которое в идеале гласит, что ничего менять не надо, и потребностями заказчика, которого уже не удовлетворяют параметры старой установки, и он выработал новые требования, которые необходимо учесть. А также надо учесть требования других заинтересованных сторон (приграничные государства и население требуют большей безопасности, администрация местности, где предполагается площадка, требует мероприятий по сохранению природы и т.д.). Поэтому взять один к одному старое ТЗ не удается.
Наилучший вариант - загрузить старое ТЗ в информационную систему управления требованиями и наравне со всеми новыми требованиями искать компромисс в процессе работы с требованиями. Но это, не одно и тоже, как взять текстовый документ старого ТЗ и из него сделать новое. Объемы данных требований превышают возможности человека держать все в голове. Кроме этого очень многие вещи не были прописаны в старом ТЗ, так как проектанты их просто держали "в уме", и эти факты будут вскрываться все чаще и чаще по мере старения коллективов и выхода специалистов на пенсию и перехода к настоящему проектированию, а не "калькированию".
Прежде всего, в объеме всех требований необходимо выделить ту часть, которая формирует системную архитектуру. "Системная архитектура - это организация системы, включающая основные компоненты, связи между ними, как они взаимодействуют для удовлетворения системных требований, и принципы их проектирования и развития".
Системная архитектура включает в себя все наиболее важные пропитывающие весь проект стратегические проектные и реализационные решения, изобретения, инженерные компромиссы, допущения и их соответствующие логические обоснования того, как система будет удовлетворять системным требованиям, все основные логические, физические, статические и динамические структуры, альтернативные архитектурные решения, изобретения, компромиссы, допущения и обоснования. Как соотносятся системная архитектура и проектные работы? В таблице 1 перечислены основные отличительные свойства. [1]
Таблица 1. Отличия системной архитектуры от проекта
Системная архитектура
Проект
Стратегический подход, пропитывающий весь проект (Группа компонентов)
Локальный подход (простые компоненты)
Стратегические решения и изобретения
Тактические решения и изобретения
Высоко-уровневые решения для системы
Низко-уровневые решения для системы
Громадное влияние на качество, стоимость и график работ
Слабое влияние на качество, стоимость и график работ
Движущая сила для проекта и интегрального тестирования
Движущая сила для реализации и тестирования на уровне компонентов
Управляется требованиями и высоко-уровневой архитектурой
Управляется требованиями, системной архитектурой и проектом более высокого уровня
Зеркало организации высокого уровня команды разработчиков (Закон Конвея)
Нет влияния на организацию высокого уровня команды разработчиков
Разработка на базе требований системной архитектуры энергоблока дает некие реперные точки проектных данных, ключевые параметры установки, которых надо придерживаться при проектировании. Без определения таких ключевых параметров процесс проектирования осуществляется вслепую, и сохраняется вероятность значительных переделок, когда вскроется, что установка не удовлетворяет заявленным требованиям. Определение ключевых параметров довольно сложный процесс, определенное искусство по поиску неявных связей системных требований к выявленному системному ключевому параметру.
Одним из таких параметров для энергоблока АЭС с ВВЭР является соотношение объема рабочего пространства компенсатора давления к общему объему теплоносителя в первом контуре и мощности. Этот параметр определяет динамические процессы установки, связанные с изменением средней температуры теплоносителя первого контура. Заказчик не будет прямо указывать, какой объем компенсатора давления (КД) требуется для установки, это требование должен выработать проектант, а вернее системный архитектор на базе различных требований Заказчика, например, мощность энергоблока, участие в режимах маневрирования мощностью 100% - 20% - 100% от номинальной мощности, давление второго контура и режимы поддержания давления второго контура, режимы управления мощностью, скорости снижения и набора мощности и т.д. Должны быть рассмотрены режимы работы РУ совместно с турбиной, при которых наблюдается максимальное изменение средней температуры теплоносителя первого контура. Можно предположить, что таким режимом может быть срабатывание стопорных клапанов турбины без срабатывания аварийной защиты (АЗ) по уровню в КД. При этом рассчитанный с запасом объем рабочего пространства КД должен скомпенсировать снижение объема теплоносителя за счет уменьшения средней температуры теплоносителя до температуры насыщения при давлении во втором контуре парогенератора (ПГ). Объем рабочего пространства КД должен скомпенсировать снижение объема теплоносителя за счет уменьшения средней температуры теплоносителя первого контура и объем испарившейся в КД воды на компенсацию снижения уровня в КД и поддержание номинального давления в КД.
Vкд=Vo*(1-v"2/v"1)*(1+(v"2+v"1)/(2*v"2)) (1)
где: Vкд - объем рабочего пространства воды в КД (диапазон изменения объема теплоносителя 1 контура в номинальных и переходных режимах)
Vo - объем первого контура без КД
v"1 - удельный объем воды при средней температуре теплоносителя, соответствующей 100% от номинальной мощности
v"2 - удельный объем воды при средней температуре теплоносителя, соответствующей 0% от номинальной мощности
v"2 - удельный объем пара при средней температуре теплоносителя, соответствующей 0% от номинальной мощности
Для проекта ВВЭР-1000 (проект 2 очереди Балаковской АЭС) эта компенсация вводится законом снижения уровня в КД от 8170 мм при 100% от номинальной мощности до 5100 мм при 0% от номинальной мощности, что соответствует 21,7 м3. Если посчитать по формуле (1), то получится примерно 21,5 м3, что укладывается в погрешность расчета, так как формула (1) чисто оценочная, и для дальнейшего уточнения необходимо применять коды улучшенной оценки для расчета требуемого рабочего пространства КД.
Проект ВВЭР-1000 проекта В-320, разработанный еще в советские времена, доказал сбалансированность выбранных параметров длительной практикой эксплуатации. В то же время новые проекты на базе ВВЭР-1000 повышенной мощности [2] не могут пока похвастать опытом эксплуатации. Выбор повышенной мощности по сравнению с ВВЭР-1000 требует пересмотра многих системных параметров. Одним из этих системных параметров является соотношение объемов компенсатора давления и первого контура к мощности реактора и влияние увеличения мощности на динамику уровня в КД.
Реактор ВВЭР-1000 имел преимущество по этому фактору перед PWR, можно сказать, что экономия в PWR сыграла злую шутку, и им пришлось реализовать режим управления мощностью реактора при сохранении средней температуры первого контура константой. Это сгладило ошибку, но имело другие недостатки. Системные архитекторы Westinghouse при проектировании реактора АР1000 учли этот просчет и в новом проекте увеличили объем КД, а в проекте IRIS соотношение объема КД к объему первого контура и мощности было еще более увеличено. Важно еще понимать, что для устойчивости динамического процесса важен не общий объем КД, а именно объем в рабочем диапазоне изменения уровня, не приводящего к срабатыванию АЗ. При увеличении мощности энергоблока, объема первого контура и повышении перепада температур на активной зоне необходимо выставить и требование повышения объема КД. Не надо забывать также, что для ВВЭР-1000 (В-320) не предъявлялись требования по участию в маневренных режимах энергосетей, в то время, как это является одним из основных требований новых проектов (100%-20%-100% для суточного регулирования новых блоков). Это означает, что диапазон изменения уровня воды в КД при различных уровнях мощности должен покрывать уровень мощностей 100%-20% и обеспечивать динамику процесса без срабатывания аварийной защиты по уровню в КД. Уменьшенное соотношение объема КД к мощности заставляет искать другие пути преодоления неустойчивости в динамических режимах: повышенное давление второго контура при уменьшении мощности и внедрение режима регулирования мощности при постоянной средней температуре первого контура. Приведет ли это к повышению динамической устойчивости энергоблока? Необходимо просчитать все возможные режимы, так как в новых проектах увеличен срок службы до 60 и более лет, а значит экономия одной копейки на стадии проектирования, например, использование старого КД, может вылиться в рублевые потери на стадии эксплуатации.
Другое важное соотношение - объем первого контура к мощности играет большую роль для безопасности в режимах течи первого контура и полной потере электропитания, включая аварийные источники. По этому соотношению чемпионом остается ВВЭР-440. В АР1000 к этому объему необходимо приплюсовать гидроемкости полного давления. Больший объем первого контура - это и больший запас теплоносителя, и более длительные времена до оголения активной зоны при тяжелых авариях.
Следующим важным фактором является соотношение запаса воды в парогенераторах к мощности реактора. Здесь чемпионом остается опять же ВВЭР-440, а другие наши энергоблоки с горизонтальными ПГ имеют преимущество перед PWR. Больший запас воды в ПГ позволяет опять же мягче проходить тяжелые аварии, иметь более длительные времена до оголения активной зоны и иметь запас по времени. Вспоминается случай на Армянской АЭС, когда при полной потере электропитания за пять часов персонал сумел пробросить кабель резервного электропитания с другого энергоблока и спасти аварийный энергоблок. Но не каждый проект может похвастать тем, что за эти пять часов не произойдут катастрофические изменения в активной зоне. Справедливо было бы отметить, что повышенное соотношение объема воды в ПГ в некоторых режимах (ускоренное расхолаживание при незакрытии БРУ-А) может играть и отрицательную роль.
В новых проектах АЭС с ВВЭР было требование повышения КПД цикла, что привело к увеличению давления в ПГ до 7,0-8,0 бар. Можно сказать, что мы пошли на поводу у французов и начисто проигнорировали обратную тенденцию Westinghous, снизивших давление в ПГ с 7,6 МПа до 5,9 МПа. Уже наверно никто и не вспомнит, почему в свое время в СССР было выбрано значение в 64 атм (6,27 МПа) для проекта ВВЭР-1000. Из учебника Т.Х Маргуловой по атомным станциям все помнят, что кривая зависимости КПД от давления цикла на насыщенном паре выходит на максимум в районе 76-80 атм, по сути на плато, то есть выигрыш в КПД при росте давления от 64 атм до 76 атм незначителен. Выбор параметров ВВЭР-1000 был итогом компромисса между эффективностью цикла и металлоемкостью, а, следовательно, и стоимостью оборудования второго контура. Автор пытался узнать у инженеров Burns&Roe, проектировавших второй контур АР1000, почему было выбрано низкое давление в ПГ в проекте АР1000, однако вразумительного ответа не получил. Оказалось, что это было требование Westinghouse, и инженеры Burns&Roe могли только предположить, что это связано с экономикой ПГ (экономия поверхности ПГ), забывая при этом, что в АР1000 понижена и температура на выходе из активной зоны (аз). По мнению автора, выбор уменьшенного давления в ПГ связан как раз с компромиссом между различными противоречивыми требованиями: повышенным ресурсом в 60 и более лет (повышение надежности), стоимостью оборудования (меньшая металлоемкость) и требуемым КПД. Повышение кпд в проекте АР1000 было обеспечено за счет снижения влажности пара на входе в турбину, улучшенной промежуточной сепарации, предварительной сепарации на входе в СПП и улучшенного перегрева в сепараторе-пароперегревателе (СПП).
Рис. 1. Схема сепаратора Powersep (BALCKE DURR)
Эффект повышения мощности турбины за счет предварительной сепарации перед СПП подтвержден и на наших АЭС. Предварительная сепарация на входе в СПП внедрена практически на всех действующих АЭС с ВВЭР-1000, что привело к повышению КПД и соответственно мощности. Пока не слышно, чтобы это техническое решение, рожденное в процессе эксплуатации, перекочевало на постоянной основе в новые проекты энергоблоков. А это тоже относится к системным решениям, принимаемым как раз на стадии разработки системной архитектуры, так как оказывает существенное влияние на параметр КПД установки.
На рис. 1 и 2 представлен пример сепаратора Powersep фирмы BALCKE DURR, используемого для модернизации АЭС с ВВЭР-1000 на основной паровой линии от цилиндра высокого давления (ЦВД) перед СПП.
Рис. 2 Внутриресиверный сепаратор Powersep (BALCKE DURR)
Есть другие примеры применения предсепарации, например, система внутриресиверной сепарации пара разработки ОАО "ВНИИАМ" (см. рис. 3) эксплуатируется на Кольской АЭС с начала 1990-х годов и предназначена для предварительной осушки влажного пара, поступающего из цилиндра высокого давления (ЦВД) в сепаратор-пароперегреватель (СПП). Она состоит из последовательно установленных по ходу пара в ресиверах турбоустановки пленочного и двух коленных сепараторов, с расходом сепарата - 102 м3/час, эффективностью сепарации - 83%, осушкой влажного пара до 2 % и увеличением нагрева на 8-10 К.
Рис. 3 Внутриресиверный сепаратор ОАО ВНИИАМ
Предварительная сепарация перед СПП применяется и на зарубежных АЭС. Например, фирма Burns&Roe установила подобные устройства на своих АЭС и ТЭС, подсмотрев эту идею у ЭДФ. Предварительно была проведена проверка идеи на тестовой установке. Сам по себе процесс модернизации послужил и безопасности. Burns& Roe при установке обнаружила значительный эрозионно-коррозионный износ (ЭКИ) трубопроводов перед СПП при врезке в них предсепараторов. До аварии было недалеко. Выявленный факт позволил включить указанные трубопроводы в перечень контролируемых с точки зрения ЭКИ.
Попытаемся проанализировать, к чему приведет повышенное давление в ПГ? К увеличению металлоемкости оборудования второго контура, и здесь необходимо просчитать выигрыш, и есть ли он на самом деле. При увеличении давления второго контура мы смещаемся влево по кривой зависимости: Температура-Энтропия, следовательно изотермический процесс течения пара в паропроводе от ПГ к турбине приведет к большему увеличению влажности пара на входе в турбину, по сравнению с ВВЭР-1000 (см. табл. 1) и, возможно, к неустойчивым режимам работы турбины. Из анализа табл. 2 видно, что чемпионом остается АР1000 именно за счет более эффективной системы сепарации пара в вертикальных ПГ и выбора пониженного давления второго контура в ПГ. Системные архитекторы фирмы Westinghouse добились более чем двукратного превосходства в параметре влажности пара на входе в турбину по сравнению с основными конкурентами. Можно предположить, что применение турбины Альстом в новых наших проектах может встретить значительные сложности, так как мы не сможем выполнить требования поставщика по значению влажности на входе в турбину без установки специальных устройств в паропроводы между ПГ и турбиной.
Таблица 2 Расчетные параметры влажности на выходе из ПГ и входе в турбину
В ВВЭР-1000 достигнутое значение перепада давления на паропроводе от ПГ к турбине 0,39 МПа, что приводит к увеличению влажности на 0,285%. При переходе на давление в ПГ 7,0 МПа и сохранении перепада давления на паропроводе, как на ВВЭР-1000, увеличение влажности составит 0,35%, а следовательно, влажность на входе в турбину составит 0,55%, что превышает требования турбины Альстом 0,35% на 0,2%. При переходе на давление в ПГ 8,0 МПа и сохранении перепада давления на паропроводе, как на ВВЭР-1000, увеличение влажности составит уже 0,39%, и, следовательно, влажность на входе в турбину составит 0,59%, Повышенная влажность пара на входе в турбину "съест" весь выигрыш в КПД цикла за счет повышения давления в ПГ, так как каждые лишние 0,1% влажности пара на 1% уменьшают КПД ступени турбины. По-видимому, не удастся обойтись без специальных сепараторов, установленных в паропроводах перед турбиной. Интересный эффект наблюдали на 1 блоке Волгодонской АЭС. В связи с длительным периодом стройки произошло "проседание" фундамента реакторного здания (контайнмента), что привело к отрицательному углу наклона паропровода, и конденсат стекал по паропроводу в сторону ПГ. Это приводило к гидроударам, что вынудило внедрить специальную систему слива дренажа из паропровода. Этот пример показывает, что в таких сложных системах, как АЭС, мелочей не бывает, и каждое системное требование и соответствующий ему системный фактор вырабатывается многолетним опытом проектирования и эксплуатации и иногда требует существенных дополнительных затрат.
По аналогии с предварительной сепарацией пара перед СПП решение для паропровода между ПГ и турбиной может быть следующим:
- Встроить в выходные патрубки ПГ вихревые сепараторы влаги со сливом конденсата в ПГ под уровень
- Встроить в паропровод перед турбиной вихревой сепаратор влаги с отбором конденсата в конденсатосборник СПП или сливом в деаэратор
Дополнительное осушение пара дает следующие преимущества:
- Уменьшение влажности на 0.1 % дает увеличение кпд ступени турбины на 1%
- Повышение надежности лопаток турбины
- Низкий коэффициент сопротивления
- Выигрыш в мощности
Конечно, требуются специальные исследования возможности использования отработанных сепараторов, так как нет практических случаев использования встроенных сепараторов на паропроводах острого пара, а все вышеописанные случаи касались осушения пара перед СПП.
Еще одним примером системного требования является требование регулирования частоты сети. На этом требовании можно проиллюстрировать вариантные исследования системного архитектора и выбор оптимального решения. Возможны два варианта решения этого требования: использовать для этого сам энергоблок или применить специальные системы аккумуляторов электроэнергии на базе супермаховиков [3]. Есть алгоритм регулирования частоты сети с помощью изменения мощности турбогенератора и соответственно реактора. Но этот режим требует соответствующего исследования, и еще неизвестно, как этот режим подействует на ресурс кассет и рабочей группы СУЗ, так как требует постоянной их работы. Существует другое более экономичное решение. В 2007 году автором в соавторстве с В.Н. Нуждиным в журнале "Атомная стратегия" была опубликована статья [3] о системах аккумулирования энергии, где был приведен пример аккумулирующей станции на 20 МВт на базе супермаховиков разработки фирмы Beacon Power (см рис. 4), основной функцией которой является регулирование частоты энергосети. Идея была развить технологию центрифуг, используемых при обогащении урана, для создания на их базе супермаховиков, как основных элементов аккумулирующих станций. За 5 лет произошли значительные изменения в мире. Построена в США демонстрационная аккумулирующая станция, подтвердившая работоспособность концепции, супермаховики потеснили традиционные аккумуляторы в системах бесперебойного питания, однако проектанты АЭС по старинке оставляют на АЭС в системах энергообеспечения 1 категории химические аккумуляторы.
Рис. 4 Аккумулирующая станция на 20 МВт на базе супермаховиков разработки фирмы Beacon Power.
На стадии создания системной архитектуры должны быть выбраны решения: применить регулирование частоты непосредственно на энергоблоке, или только с помощью аккумулирующей станции, или использовать оба метода. Перенос решения о применении того или иного варианта выполнения системного требования на более поздний срок приведут к изменениям в системной архитектуре энергоблока и , следовательно, к дополнительным затратам на переделку проекта.
В работе [4] описан метод объединения систем двух и более энергоблоков для оптимизации капитальных затрат. Этот вопрос также относится к системным требованиям, так как напрямую влияет на конфигурацию системной архитектуры энергоблока.
Таким образом, к системным факторам относятся технические требования и соответствующие им параметры, которые существенно влияют на эффективность и устойчивость работы энергоблока, стоимость капитальных затрат и выработки электроэнергии, безопасность, экологию, сложность проекта, технологию строительства и монтажа и т.д.
В одной статье невозможно перечислить все системные факторы, влияющие на системную архитектуру энергоблока. Приведены только отдельные примеры и степень их влияния на будущую систему. Подобных факторов могут быть сотни. Но без выделения в проекте всех системных факторов невозможно создать цельную архитектуру. Если какой-то системный фактор будет выявлен на более поздней стадии, чем создание системной архитектуры, то это может повлечь затраты гораздо больших ресурсов на переделку проекта, чем на более раннее выявление всех возможных системных факторов и создание системной архитектуры энергоблока. Можно уже констатировать, опираясь на положительный зарубежный опыт, что гораздо выгоднее на первых этапах проектирования продумать и проанализировать различные варианты, создать полный перечень системных требований и соответствующих им системных факторов, выбрать оптимальный вариант системной архитектуры на базе полного перечня системных факторов, и только после этого приступать к детальному проектированию.
Автор - Александр Просвирнов, ОАО "ВНИИАЭС"
Литература
- А.А. Просвирнов, "Системная инженерия - миф или ключ к эффективности", "Атомная стратегия",07.2011", http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=3130
- В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов, "Ожидания от проекта ''АЭС-2006", "Атомная стратегия",03.2007, http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=895
- В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов, "Новая жизнь центрифуги или аккумулирование энергии", "Атомная стратегия",02.2007, http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=811
- Michael D. Muhlheim, Richard T. Wood, DESIGN STRATEGIES AND EVALUATION FOR SHARING SYSTEMS AT MULTI-UNIT PLANTS, PHASE I ORNL/LTR/INERI-BRAZIL/06-01, Nuclear Science and Technology Division, August 2007
Модный на сегодняшний день термин "управление требованиями" специалистами-предметниками и специалистами по информационным технологиям (ИТ) понимается по-разному. Специалисты-предметники понимают под этим термином инженерную кропотливую работу по анализу собранных требований, их переработке и формированию конечных детализированных требований для использования проектантами и конструкторами. ИТ- специалисты часто сводят все к своим ИТ процессам формирования базы данных (БД) требований, их хранения и формирования ссылок на проектные документы, подтверждающие выполнение требования. При этом за бортом остается основная работа над контентом требований (предметным содержанием), которую должны выполнять специалисты-предметники по каждому направлению.
Управление требованиями не заканчивается утверждением технического задания (ТЗ), корректировка требований и их дальнейшая детализация проводятся в течение всего жизненного цикла изделия, только интенсивность работы над ними может быть разной. На стадии эксплуатации проводится сбор и анализ требований эксплуатации, а также анализ технических решений, принятых на стадии эксплуатации для использования в новых проектах. Этот анализ также является базой для разработки требований к модернизации и продлению срока службы.
Почему появились информационные системы управления требованиями? На западе была аналогичная практика разработки ТЗ, как текстового документа. Увеличение сложности объекта, когда суммарно ТЗ на авианосец в бумажном виде занимало комнату, привело к созданию специальных информационных систем поддержки процессов сбора, анализа и формирования конечных требований.
Информационные системы помогают собрать все требования от стейкхолдеров (заинтересованных сторон) и позволяют упорядочить работу с ними. Исключение ошибок в требованиях позволяет экономить значительные средства, так как ошибка в проекте или неучет каких-либо требований на ранней стадии может вылиться в 1000-кратные потери на конечной стадии проектирования и строительства. Информационные системы управления требованиями предоставляют шаблоны и удобный интерфейс их обработки, структуризации и дают возможность привязывать требования к конкретной проектной документации для облегчения последующей проверки его выполнимости.
Как поступают разработчики обычного текстового технического задания (ТЗ)? Они берут за основу ТЗ энергоблока-прототипа и пытаются его корректировкой создать ТЗ на новую установку. С одной стороны это разумный подход, так как чаще всего в требованиях на новую установку есть требование преемственности технических решений. Однако, в том и особенность этого процесса, что в самом начале стадии проектирования он предопределяет будущее видение установки и должен выработать определенный компромисс между требованием преемственности технических решений, которое в идеале гласит, что ничего менять не надо, и потребностями заказчика, которого уже не удовлетворяют параметры старой установки, и он выработал новые требования, которые необходимо учесть. А также надо учесть требования других заинтересованных сторон (приграничные государства и население требуют большей безопасности, администрация местности, где предполагается площадка, требует мероприятий по сохранению природы и т.д.). Поэтому взять один к одному старое ТЗ не удается.
Наилучший вариант - загрузить старое ТЗ в информационную систему управления требованиями и наравне со всеми новыми требованиями искать компромисс в процессе работы с требованиями. Но это, не одно и тоже, как взять текстовый документ старого ТЗ и из него сделать новое. Объемы данных требований превышают возможности человека держать все в голове. Кроме этого очень многие вещи не были прописаны в старом ТЗ, так как проектанты их просто держали "в уме", и эти факты будут вскрываться все чаще и чаще по мере старения коллективов и выхода специалистов на пенсию и перехода к настоящему проектированию, а не "калькированию".
Прежде всего, в объеме всех требований необходимо выделить ту часть, которая формирует системную архитектуру. "Системная архитектура - это организация системы, включающая основные компоненты, связи между ними, как они взаимодействуют для удовлетворения системных требований, и принципы их проектирования и развития".
Системная архитектура включает в себя все наиболее важные пропитывающие весь проект стратегические проектные и реализационные решения, изобретения, инженерные компромиссы, допущения и их соответствующие логические обоснования того, как система будет удовлетворять системным требованиям, все основные логические, физические, статические и динамические структуры, альтернативные архитектурные решения, изобретения, компромиссы, допущения и обоснования. Как соотносятся системная архитектура и проектные работы? В таблице 1 перечислены основные отличительные свойства. [1]
Таблица 1. Отличия системной архитектуры от проекта
| Системная архитектура | Проект |
| Стратегический подход, пропитывающий весь проект (Группа компонентов) | Локальный подход (простые компоненты) |
| Стратегические решения и изобретения | Тактические решения и изобретения |
| Высоко-уровневые решения для системы | Низко-уровневые решения для системы |
| Громадное влияние на качество, стоимость и график работ | Слабое влияние на качество, стоимость и график работ |
| Движущая сила для проекта и интегрального тестирования | Движущая сила для реализации и тестирования на уровне компонентов |
| Управляется требованиями и высоко-уровневой архитектурой | Управляется требованиями, системной архитектурой и проектом более высокого уровня |
| Зеркало организации высокого уровня команды разработчиков (Закон Конвея) | Нет влияния на организацию высокого уровня команды разработчиков |
Разработка на базе требований системной архитектуры энергоблока дает некие реперные точки проектных данных, ключевые параметры установки, которых надо придерживаться при проектировании. Без определения таких ключевых параметров процесс проектирования осуществляется вслепую, и сохраняется вероятность значительных переделок, когда вскроется, что установка не удовлетворяет заявленным требованиям. Определение ключевых параметров довольно сложный процесс, определенное искусство по поиску неявных связей системных требований к выявленному системному ключевому параметру.
Одним из таких параметров для энергоблока АЭС с ВВЭР является соотношение объема рабочего пространства компенсатора давления к общему объему теплоносителя в первом контуре и мощности. Этот параметр определяет динамические процессы установки, связанные с изменением средней температуры теплоносителя первого контура. Заказчик не будет прямо указывать, какой объем компенсатора давления (КД) требуется для установки, это требование должен выработать проектант, а вернее системный архитектор на базе различных требований Заказчика, например, мощность энергоблока, участие в режимах маневрирования мощностью 100% - 20% - 100% от номинальной мощности, давление второго контура и режимы поддержания давления второго контура, режимы управления мощностью, скорости снижения и набора мощности и т.д. Должны быть рассмотрены режимы работы РУ совместно с турбиной, при которых наблюдается максимальное изменение средней температуры теплоносителя первого контура. Можно предположить, что таким режимом может быть срабатывание стопорных клапанов турбины без срабатывания аварийной защиты (АЗ) по уровню в КД. При этом рассчитанный с запасом объем рабочего пространства КД должен скомпенсировать снижение объема теплоносителя за счет уменьшения средней температуры теплоносителя до температуры насыщения при давлении во втором контуре парогенератора (ПГ). Объем рабочего пространства КД должен скомпенсировать снижение объема теплоносителя за счет уменьшения средней температуры теплоносителя первого контура и объем испарившейся в КД воды на компенсацию снижения уровня в КД и поддержание номинального давления в КД.
Vкд=Vo*(1-v"2/v"1)*(1+(v"2+v"1)/(2*v"2)) (1)
где: Vкд - объем рабочего пространства воды в КД (диапазон изменения объема теплоносителя 1 контура в номинальных и переходных режимах)
Vo - объем первого контура без КД
v"1 - удельный объем воды при средней температуре теплоносителя, соответствующей 100% от номинальной мощности
v"2 - удельный объем воды при средней температуре теплоносителя, соответствующей 0% от номинальной мощности
v"2 - удельный объем пара при средней температуре теплоносителя, соответствующей 0% от номинальной мощности
Для проекта ВВЭР-1000 (проект 2 очереди Балаковской АЭС) эта компенсация вводится законом снижения уровня в КД от 8170 мм при 100% от номинальной мощности до 5100 мм при 0% от номинальной мощности, что соответствует 21,7 м3. Если посчитать по формуле (1), то получится примерно 21,5 м3, что укладывается в погрешность расчета, так как формула (1) чисто оценочная, и для дальнейшего уточнения необходимо применять коды улучшенной оценки для расчета требуемого рабочего пространства КД.
Проект ВВЭР-1000 проекта В-320, разработанный еще в советские времена, доказал сбалансированность выбранных параметров длительной практикой эксплуатации. В то же время новые проекты на базе ВВЭР-1000 повышенной мощности [2] не могут пока похвастать опытом эксплуатации. Выбор повышенной мощности по сравнению с ВВЭР-1000 требует пересмотра многих системных параметров. Одним из этих системных параметров является соотношение объемов компенсатора давления и первого контура к мощности реактора и влияние увеличения мощности на динамику уровня в КД.
Реактор ВВЭР-1000 имел преимущество по этому фактору перед PWR, можно сказать, что экономия в PWR сыграла злую шутку, и им пришлось реализовать режим управления мощностью реактора при сохранении средней температуры первого контура константой. Это сгладило ошибку, но имело другие недостатки. Системные архитекторы Westinghouse при проектировании реактора АР1000 учли этот просчет и в новом проекте увеличили объем КД, а в проекте IRIS соотношение объема КД к объему первого контура и мощности было еще более увеличено. Важно еще понимать, что для устойчивости динамического процесса важен не общий объем КД, а именно объем в рабочем диапазоне изменения уровня, не приводящего к срабатыванию АЗ. При увеличении мощности энергоблока, объема первого контура и повышении перепада температур на активной зоне необходимо выставить и требование повышения объема КД. Не надо забывать также, что для ВВЭР-1000 (В-320) не предъявлялись требования по участию в маневренных режимах энергосетей, в то время, как это является одним из основных требований новых проектов (100%-20%-100% для суточного регулирования новых блоков). Это означает, что диапазон изменения уровня воды в КД при различных уровнях мощности должен покрывать уровень мощностей 100%-20% и обеспечивать динамику процесса без срабатывания аварийной защиты по уровню в КД. Уменьшенное соотношение объема КД к мощности заставляет искать другие пути преодоления неустойчивости в динамических режимах: повышенное давление второго контура при уменьшении мощности и внедрение режима регулирования мощности при постоянной средней температуре первого контура. Приведет ли это к повышению динамической устойчивости энергоблока? Необходимо просчитать все возможные режимы, так как в новых проектах увеличен срок службы до 60 и более лет, а значит экономия одной копейки на стадии проектирования, например, использование старого КД, может вылиться в рублевые потери на стадии эксплуатации.
Другое важное соотношение - объем первого контура к мощности играет большую роль для безопасности в режимах течи первого контура и полной потере электропитания, включая аварийные источники. По этому соотношению чемпионом остается ВВЭР-440. В АР1000 к этому объему необходимо приплюсовать гидроемкости полного давления. Больший объем первого контура - это и больший запас теплоносителя, и более длительные времена до оголения активной зоны при тяжелых авариях.
Следующим важным фактором является соотношение запаса воды в парогенераторах к мощности реактора. Здесь чемпионом остается опять же ВВЭР-440, а другие наши энергоблоки с горизонтальными ПГ имеют преимущество перед PWR. Больший запас воды в ПГ позволяет опять же мягче проходить тяжелые аварии, иметь более длительные времена до оголения активной зоны и иметь запас по времени. Вспоминается случай на Армянской АЭС, когда при полной потере электропитания за пять часов персонал сумел пробросить кабель резервного электропитания с другого энергоблока и спасти аварийный энергоблок. Но не каждый проект может похвастать тем, что за эти пять часов не произойдут катастрофические изменения в активной зоне. Справедливо было бы отметить, что повышенное соотношение объема воды в ПГ в некоторых режимах (ускоренное расхолаживание при незакрытии БРУ-А) может играть и отрицательную роль.
В новых проектах АЭС с ВВЭР было требование повышения КПД цикла, что привело к увеличению давления в ПГ до 7,0-8,0 бар. Можно сказать, что мы пошли на поводу у французов и начисто проигнорировали обратную тенденцию Westinghous, снизивших давление в ПГ с 7,6 МПа до 5,9 МПа. Уже наверно никто и не вспомнит, почему в свое время в СССР было выбрано значение в 64 атм (6,27 МПа) для проекта ВВЭР-1000. Из учебника Т.Х Маргуловой по атомным станциям все помнят, что кривая зависимости КПД от давления цикла на насыщенном паре выходит на максимум в районе 76-80 атм, по сути на плато, то есть выигрыш в КПД при росте давления от 64 атм до 76 атм незначителен. Выбор параметров ВВЭР-1000 был итогом компромисса между эффективностью цикла и металлоемкостью, а, следовательно, и стоимостью оборудования второго контура. Автор пытался узнать у инженеров Burns&Roe, проектировавших второй контур АР1000, почему было выбрано низкое давление в ПГ в проекте АР1000, однако вразумительного ответа не получил. Оказалось, что это было требование Westinghouse, и инженеры Burns&Roe могли только предположить, что это связано с экономикой ПГ (экономия поверхности ПГ), забывая при этом, что в АР1000 понижена и температура на выходе из активной зоны (аз). По мнению автора, выбор уменьшенного давления в ПГ связан как раз с компромиссом между различными противоречивыми требованиями: повышенным ресурсом в 60 и более лет (повышение надежности), стоимостью оборудования (меньшая металлоемкость) и требуемым КПД. Повышение кпд в проекте АР1000 было обеспечено за счет снижения влажности пара на входе в турбину, улучшенной промежуточной сепарации, предварительной сепарации на входе в СПП и улучшенного перегрева в сепараторе-пароперегревателе (СПП).
Рис. 1. Схема сепаратора Powersep (BALCKE DURR)
Эффект повышения мощности турбины за счет предварительной сепарации перед СПП подтвержден и на наших АЭС. Предварительная сепарация на входе в СПП внедрена практически на всех действующих АЭС с ВВЭР-1000, что привело к повышению КПД и соответственно мощности. Пока не слышно, чтобы это техническое решение, рожденное в процессе эксплуатации, перекочевало на постоянной основе в новые проекты энергоблоков. А это тоже относится к системным решениям, принимаемым как раз на стадии разработки системной архитектуры, так как оказывает существенное влияние на параметр КПД установки.
На рис. 1 и 2 представлен пример сепаратора Powersep фирмы BALCKE DURR, используемого для модернизации АЭС с ВВЭР-1000 на основной паровой линии от цилиндра высокого давления (ЦВД) перед СПП.
Рис. 2 Внутриресиверный сепаратор Powersep (BALCKE DURR)
Есть другие примеры применения предсепарации, например, система внутриресиверной сепарации пара разработки ОАО "ВНИИАМ" (см. рис. 3) эксплуатируется на Кольской АЭС с начала 1990-х годов и предназначена для предварительной осушки влажного пара, поступающего из цилиндра высокого давления (ЦВД) в сепаратор-пароперегреватель (СПП). Она состоит из последовательно установленных по ходу пара в ресиверах турбоустановки пленочного и двух коленных сепараторов, с расходом сепарата - 102 м3/час, эффективностью сепарации - 83%, осушкой влажного пара до 2 % и увеличением нагрева на 8-10 К.
Рис. 3 Внутриресиверный сепаратор ОАО ВНИИАМ
Предварительная сепарация перед СПП применяется и на зарубежных АЭС. Например, фирма Burns&Roe установила подобные устройства на своих АЭС и ТЭС, подсмотрев эту идею у ЭДФ. Предварительно была проведена проверка идеи на тестовой установке. Сам по себе процесс модернизации послужил и безопасности. Burns& Roe при установке обнаружила значительный эрозионно-коррозионный износ (ЭКИ) трубопроводов перед СПП при врезке в них предсепараторов. До аварии было недалеко. Выявленный факт позволил включить указанные трубопроводы в перечень контролируемых с точки зрения ЭКИ.
Попытаемся проанализировать, к чему приведет повышенное давление в ПГ? К увеличению металлоемкости оборудования второго контура, и здесь необходимо просчитать выигрыш, и есть ли он на самом деле. При увеличении давления второго контура мы смещаемся влево по кривой зависимости: Температура-Энтропия, следовательно изотермический процесс течения пара в паропроводе от ПГ к турбине приведет к большему увеличению влажности пара на входе в турбину, по сравнению с ВВЭР-1000 (см. табл. 1) и, возможно, к неустойчивым режимам работы турбины. Из анализа табл. 2 видно, что чемпионом остается АР1000 именно за счет более эффективной системы сепарации пара в вертикальных ПГ и выбора пониженного давления второго контура в ПГ. Системные архитекторы фирмы Westinghouse добились более чем двукратного превосходства в параметре влажности пара на входе в турбину по сравнению с основными конкурентами. Можно предположить, что применение турбины Альстом в новых наших проектах может встретить значительные сложности, так как мы не сможем выполнить требования поставщика по значению влажности на входе в турбину без установки специальных устройств в паропроводы между ПГ и турбиной.
Таблица 2 Расчетные параметры влажности на выходе из ПГ и входе в турбину
В ВВЭР-1000 достигнутое значение перепада давления на паропроводе от ПГ к турбине 0,39 МПа, что приводит к увеличению влажности на 0,285%. При переходе на давление в ПГ 7,0 МПа и сохранении перепада давления на паропроводе, как на ВВЭР-1000, увеличение влажности составит 0,35%, а следовательно, влажность на входе в турбину составит 0,55%, что превышает требования турбины Альстом 0,35% на 0,2%. При переходе на давление в ПГ 8,0 МПа и сохранении перепада давления на паропроводе, как на ВВЭР-1000, увеличение влажности составит уже 0,39%, и, следовательно, влажность на входе в турбину составит 0,59%, Повышенная влажность пара на входе в турбину "съест" весь выигрыш в КПД цикла за счет повышения давления в ПГ, так как каждые лишние 0,1% влажности пара на 1% уменьшают КПД ступени турбины. По-видимому, не удастся обойтись без специальных сепараторов, установленных в паропроводах перед турбиной. Интересный эффект наблюдали на 1 блоке Волгодонской АЭС. В связи с длительным периодом стройки произошло "проседание" фундамента реакторного здания (контайнмента), что привело к отрицательному углу наклона паропровода, и конденсат стекал по паропроводу в сторону ПГ. Это приводило к гидроударам, что вынудило внедрить специальную систему слива дренажа из паропровода. Этот пример показывает, что в таких сложных системах, как АЭС, мелочей не бывает, и каждое системное требование и соответствующий ему системный фактор вырабатывается многолетним опытом проектирования и эксплуатации и иногда требует существенных дополнительных затрат.
По аналогии с предварительной сепарацией пара перед СПП решение для паропровода между ПГ и турбиной может быть следующим:
- Встроить в выходные патрубки ПГ вихревые сепараторы влаги со сливом конденсата в ПГ под уровень
- Встроить в паропровод перед турбиной вихревой сепаратор влаги с отбором конденсата в конденсатосборник СПП или сливом в деаэратор
Дополнительное осушение пара дает следующие преимущества:
- Уменьшение влажности на 0.1 % дает увеличение кпд ступени турбины на 1%
- Повышение надежности лопаток турбины
- Низкий коэффициент сопротивления
- Выигрыш в мощности
Конечно, требуются специальные исследования возможности использования отработанных сепараторов, так как нет практических случаев использования встроенных сепараторов на паропроводах острого пара, а все вышеописанные случаи касались осушения пара перед СПП.
Еще одним примером системного требования является требование регулирования частоты сети. На этом требовании можно проиллюстрировать вариантные исследования системного архитектора и выбор оптимального решения. Возможны два варианта решения этого требования: использовать для этого сам энергоблок или применить специальные системы аккумуляторов электроэнергии на базе супермаховиков [3]. Есть алгоритм регулирования частоты сети с помощью изменения мощности турбогенератора и соответственно реактора. Но этот режим требует соответствующего исследования, и еще неизвестно, как этот режим подействует на ресурс кассет и рабочей группы СУЗ, так как требует постоянной их работы. Существует другое более экономичное решение. В 2007 году автором в соавторстве с В.Н. Нуждиным в журнале "Атомная стратегия" была опубликована статья [3] о системах аккумулирования энергии, где был приведен пример аккумулирующей станции на 20 МВт на базе супермаховиков разработки фирмы Beacon Power (см рис. 4), основной функцией которой является регулирование частоты энергосети. Идея была развить технологию центрифуг, используемых при обогащении урана, для создания на их базе супермаховиков, как основных элементов аккумулирующих станций. За 5 лет произошли значительные изменения в мире. Построена в США демонстрационная аккумулирующая станция, подтвердившая работоспособность концепции, супермаховики потеснили традиционные аккумуляторы в системах бесперебойного питания, однако проектанты АЭС по старинке оставляют на АЭС в системах энергообеспечения 1 категории химические аккумуляторы.
Рис. 4 Аккумулирующая станция на 20 МВт на базе супермаховиков разработки фирмы Beacon Power.
На стадии создания системной архитектуры должны быть выбраны решения: применить регулирование частоты непосредственно на энергоблоке, или только с помощью аккумулирующей станции, или использовать оба метода. Перенос решения о применении того или иного варианта выполнения системного требования на более поздний срок приведут к изменениям в системной архитектуре энергоблока и , следовательно, к дополнительным затратам на переделку проекта.
В работе [4] описан метод объединения систем двух и более энергоблоков для оптимизации капитальных затрат. Этот вопрос также относится к системным требованиям, так как напрямую влияет на конфигурацию системной архитектуры энергоблока.
Таким образом, к системным факторам относятся технические требования и соответствующие им параметры, которые существенно влияют на эффективность и устойчивость работы энергоблока, стоимость капитальных затрат и выработки электроэнергии, безопасность, экологию, сложность проекта, технологию строительства и монтажа и т.д.
В одной статье невозможно перечислить все системные факторы, влияющие на системную архитектуру энергоблока. Приведены только отдельные примеры и степень их влияния на будущую систему. Подобных факторов могут быть сотни. Но без выделения в проекте всех системных факторов невозможно создать цельную архитектуру. Если какой-то системный фактор будет выявлен на более поздней стадии, чем создание системной архитектуры, то это может повлечь затраты гораздо больших ресурсов на переделку проекта, чем на более раннее выявление всех возможных системных факторов и создание системной архитектуры энергоблока. Можно уже констатировать, опираясь на положительный зарубежный опыт, что гораздо выгоднее на первых этапах проектирования продумать и проанализировать различные варианты, создать полный перечень системных требований и соответствующих им системных факторов, выбрать оптимальный вариант системной архитектуры на базе полного перечня системных факторов, и только после этого приступать к детальному проектированию.
Автор - Александр Просвирнов, ОАО "ВНИИАЭС"
Литература
- А.А. Просвирнов, "Системная инженерия - миф или ключ к эффективности", "Атомная стратегия",07.2011", http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=3130
- В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов, "Ожидания от проекта ''АЭС-2006", "Атомная стратегия",03.2007, http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=895
- В.Н. Нуждин, А.А. Просвирнов, "Новая жизнь центрифуги или аккумулирование энергии", "Атомная стратегия",02.2007, http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=811
- Michael D. Muhlheim, Richard T. Wood, DESIGN STRATEGIES AND EVALUATION FOR SHARING SYSTEMS AT MULTI-UNIT PLANTS, PHASE I ORNL/LTR/INERI-BRAZIL/06-01, Nuclear Science and Technology Division, August 2007