Вопросы эксплуатации электростанции

Система управления и защиты реактора (СУЗ) служит для контроля и управления мощностью реактора во всех режимах его работы. СУЗ осуществляет также контроль реактивности, положения исполнительных механизмов, а также автоматический и дистанционный пуск реактора, автоматическую и дистанционную аварийную защиту реактора, контроль нейтронного потока в реакторе.

Автоматизированная система управления турбиной (АСУ Т) выполняет управление турбиной с ее вспомогательным оборудованием.

Система внутриреакторного контроля (ВРК) предназначена для получения информации о состоянии активной зоны реактора во время его работы; она осуществляет контроль тепловыделения, температур и других параметров внутри активной зоны реактора.

Система радиационного контроля (СРК) контролирует радиацию на технологическом оборудовании, в помещении АЭС и на окружающей территории.

Системы контроля герметичности оболочек тепловыделяющих элементов (КГО) и контроля целостности технологических каналов (КЦТК) проверяют качество указанного оборудования на основе анализа данных об активности теплоносителя и других параметров реактора.

Система управления режимом главных циркуляционных насосов (СУ ГЦН).

Система управления перегрузкой топлива предназначена для извлечения из активной зоны тепловыделяющих кассет с выгоревшим топливом, выгоревших кассет СУЗ, некоторых внутрикорпусных элементов и установки на их место новых. Система транспорта топлива управляет всеми механизмами, перемещающими топливо от его поступления на АЭС до отправки на переработку.

Система аварийного охлаждения активной зоны реактора (САО) является частью устройств защиты. САО препятствует расплавлению активной зоны реактора при потере теплоносителя из-за разуплотнения первого контура в аварийных ситуациях.

В начальный период аварии система заливает в активную зону реактора холодную воду, насыщенную бором. В послеаварийный период система отводит остаточные тепловыделения.

САО состоит из трех систем: пассивной части, активной части высокого давления и активной части низкого давления. Пассивная часть состоит из двух гидроемкостей. Активная часть высокого давления (подсистема аварийного впрыска бора) содержит три насоса высокого давления. Борированная вода высокой концентрации подается на вход каждого насоса от своего бака. Активная часть низкого давления является подсистемой аварийного расхолаживания. Она состоит из трех насосов низкого давления. На вход каждого насоса подается раствор борной кислоты от самостоятельного бака аварийного запаса.

Локализующие системы предназначены ограничить распространение радиоактивных веществ при авариях. Это устройства герметизации помещений первого контура, системы охлаждения помещений и снижения давления в герметичных помещениях.

Автономные системы--химическая водоочистка, вентиляция и т.д.

Применение информационно-вычислительной и управляющей системы (УВС) в АСУ ТП энергоблока. УВС в составе АСУ ТП энергоблока молено применять в следующих вариантах:

Выдача советов оператору и персоналу на основе анализа полученных результатов. Такой вариант был предпочтителен на первых этапах внедрения АСУ, когда не было уверенности в отлаженности и надежности технических средств и программного обеспечения. Повышение надежности УВС, а также совершенствование математического и программного обеспечения позволяют переходить от выполнения информационно-вычислительных функций к управляющим.

Воздействия на системы управления, осуществляемые путем изменения заданий локальным регуляторам и локальным устройствам автоматического функционально-группового управления.

Прямое управляющее воздействие на исполнительные механизмы в режиме непосредственного цифрового управления (НЦУ).

Функциональная структура АСУ ТП энергоблока ТЭС с применением УВС представлена на рис. 7.



Рис. 7. Функциональная структура АСУ ТП энергоблока ТЭС

Функции, реализуемые в АСУ ТП энергоблока ТЭС и АЭС с применением УВС, следующие.

Контроль технологических параметров. Индивидуальный контроль наиболее важных технологических параметров выполняют постоянно включенные индивидуальные графические регистраторы.

Контроль по вызову на цифровые или аналоговые приборы представляет оператору любой параметр, подключенный ко входу УВС. При адресном принципе вызова оператор набирает на специальном наборном поле, расположенном на пульте управления, определенный цифровой или цифро-буквенный код, соответствующий конкретному параметру или группе параметров. При предметном принципе вызова каждому параметру (или группе параметров) соответствует свой орган вызова (кнопка). Предупредительный контроль и сигнализация параметров, вышедших за норму, производятся подсветкой клавиш полей адресного и предметно-группового вызова мигающим светом с одновременной подачей звукового сигнала. Контроль по вызову входных параметров может быть реализован при помощи цифровой регистрации по вызову на цифропечатающих устройствах или при помощи графической регистрации на бумажной ленте.

Оперативный контроль. УВС АСУ ТП энергоблока получает до 4 тыс. аналоговых и до 12 тыс. дискретных сигналов. Отображение оперативной информации о ходе технологического процесса и состояния оборудования осуществляется на современных мощных энергоблоках с использованием цветных электронно-лучевых индикаторов (ЭЛИ) -- дисплеев. Этот вид контроля существенно сокращает габариты блочного щита управления, повышает безошибочность действий оператора предоставлением ему важнейшей информации и является наиболее перспективным. Основная форма информации, выводимой на экраны ЭЛИ, -- участки мнемосхемы, а вспомогательная -- графики, таблицы, картограммы и гистограммы. На мнемосхеме высвечиваются текущие значения измеряемых и вычисляемых параметров, индицируются степени открытия регулирующих органов, состояние механизмов и арматуры. Этапные мнемосхемы показывают состояние объекта в целом, связи между агрегатами и элементами, а также участки с возникшими технологическими нарушениями. Фрагменты мнемосхемы показывают подробную информацию по конкретному участку тепловой схемы с индикацией и сигнализацией (при опасных отклонениях) значений технологических параметров. Перед пуском блока при сборке технологической схемы оператор вызывает на дисплей фрагмент мнемосхемы для контроля состояния арматуры и двигателей.

В ходе растопки для контроля тенденции изменения параметров оператор вызывает на дисплей графики. В режиме нормальной эксплуатации оператор использует таблицы для контроля распределения параметров по технологическим трактам.

УВС вычисляет значения неизмеряемых величин на основании значений непосредственно измеряемых параметров. Алгоритмы ядерно-физических расчетов определяют распределение поля энерговыделения в реакторе и изотопный состав топлива.

Теплофизические расчеты на АЭС определяют температурные условия работы тепловыделяющих элементов реактора, гидравлические сопротивления, паросодержание в каналах, расход и температуру теплоносителя, температуру топлива, оболочки и т. д.

Результаты теплотехнических расчетов на ТЭС и АЭС характеризуют качество работы парогенераторов и турбоустановок с их вспомогательным оборудованием. Внутренние относительные КПД цилиндров турбины показывают состояние проточной части турбины. Расчеты коэффициентов теплопередачи показывают степень загрязнения поверхности теплообменников. Характеристики оборудования, использующие указанные величины, применяются на энергоблоках для изменения режимов работы энергоблоков и планирования оптимальных сроков ремонта оборудования.

Автоматизация расчета энергетических и технико-экономических показателей (ТЭП). Все расчеты проводятся в темпе технологического процесса. В АСУ ТЭС вычисляются фактические и нормативные технико-экономические показатели, а также перерасход (экономия) топлива и показатели технико-экономического анализа работы и состояния котельной и турбинной установок. В последнем алгоритме (анализ работы энергоблока) рассчитывается влияние отдельных параметров на изменение экономичности всего энергоблока.

Исходная информация от аналоговых и дискретных датчиков автоматически вводится в УВС с интервалом в 4-10 с. Параметры, не измеряемые датчиками, вводятся в УВС в виде постоянных и изменяемых констант (например, характеристики топлива и т. д.).

Оперативные показатели, вычисляемые за минимально возможный интервал расчета (15, 30 или 60 мин), анализируются, регистрируются и используются Для управления технологическим процессом.

Сменный интервал работы за 8 ч используется для анализа качества работы оперативного персонала и организации соревнования между сменами. ТЭС отчитывается по экономичности своей работы за месяц перед районным энергоуправлением по форме №3-тех (энерго). Расчет ТЭП сопровождается анализом технологической ситуации по дискретным сигналам, характеризующим состояние эксплуатации соответствующих элементов оборудования (режим работы, количество сжигаемого топлива, состав вспомогательного оборудования и т.п.).

Для расчета на УВС термодинамических функций состояния воды и водяного пара (энтальпии, удельного объема и энтропии) применяются специально составленные уравнения состояния. Эти уравнения соответствуют требованиям точности в расчетных зонах.

В настоящее время применяются «Типовой алгоритм расчета ТЭП для мощных конденсационных энергоблоков» и «Типовой алгоритм расчета ТЭП мощных отопительных ТЭЦ».

При расчете ТЭП АЭС вычисляются общие эксплуатационные показатели АЭС и энергоблоков (КПД отдельных агрегатов и блока брутто и нетто), проводится анализ тепловой экономичности энергоблока при изменении внешних условий, а также определяются показатели ЯППУ энергоблока (средняя тепловая мощность реактора, параметры теплоносителя на входе и выходе из реактора и т.д.).

Расчет экономичности ТЭС и АЭС проводится также для режимов пуска и останова энергоблока (вычисление тепловых и электрических потерь).

Актуальными являются проблемы повышения точности расчета ТЭП для ТЭС и АЭС, а также автоматизация расчета погрешностей определения ТЭП.

Энергетические характеристики энергоблоков ТЭС и АЭС нужны для составления нормативных расходных характеристик. В этих расчетах используются исходные данные и показатели расчета ТЭП. Энергетические и нормативные расходные характеристики используются в АСУ ТЭС и АСУ АЭС для выбора состава оборудования, распределения нагрузки, топлива и построения оптимальных режимных карт, а также для оценки эффективности работы оборудования.

Регистрация аварийных и предаварийных ситуаций (РАС). Первопричина аварий не всегда может быть определена в аварийных ситуациях традиционными методами регистрации и сигнализации параметров. Информация о предаварийном режиме работы энергоблока, о причинах возникновения и ходе развития аварий, о действиях персонала и автоматических устройств в аварийной ситуации записывается в запоминающее устройство УВС. Число запоминаемых параметров, вызывающих срабатывание аварийной защиты, колеблется в различных системах от 100 до 500, время, запоминания предыстории составляет от 10 до 20 мин в зависимости от динамических характеристик объекта, а цикл записи устанавливается от 10 до 50 с. Аварийный сигнал прекращает запись предыстории, останавливает стирание старой информации и записывает в запоминающее устройство значения параметров с частотой более высокой, чем при регистрации предыстории. В аварийной ситуации регистрации подлежат положения двухпозиционных и регулирующих органов, моменты срабатывания аварийных защит и блокировок, значения технологических параметров.

Кроме функций РАС на энергоблоках ТЭС и АЭС можно выделить следующие виды регистрации.

Периодическая регистрация (например, результаты расчетов ТЭП) выполняется на бланках алфавитно-цифровых печатающих устройств и выводится по запросу на экран ЭЛИ. Регистрация по вызову оператора (цифровая и графическая) применяется в режимах наладки, пуска, останова, при нарушениях режима эксплуатации. Система отклонений выявляет отклонившийся параметр, а также печатает значение параметра, время, знак отклонения и его значение.

Регистрация результатов диагностики применяется для анализа состояния оборудования и системы управления при обнаружении нарушений в их работе. Регистрация действий оператора состоит в записи в запоминающее устройство УВС информации о воздействиях оператора на запорные и регулирующие органы и другие объекты управления. Для анализа действий оператора эта информация может быть выведена на печать.

Функция регистрации переходных процессов (РПП) используется для регистрации параметров при исследованиях динамических характеристик оборудования, а также при режимных испытаниях. РПП осуществляется на основе запоминания и отображения параметров во времени.

Анализ действия защит (ЛДЗ) основан на использовании информации, полученной в аварийной ситуации энергоблока после срабатывания защиты, и содержит данные о первой сработавшей защите и обо всех отклонениях от заданного алгоритма выполнения операций по останову или разгрузке энергоблока.

Контроль работы функционально-группового управления (ФГУ). УВС осуществляет сбор информации от устройств логического управления функциональными группами, анализирует информацию по программе контроля и по вызову, выдает на ЭЛИ преобразованную информацию для оператора. Оператор энергоблока получает общую характеристику состояния функциональных групп и конкретные характеристики неисправности (наименование двухпозиционных органов, не выполнивших заданные команды). Оператор осуществляет контроль выдержки времени (например, хода задвижки).

УВС осуществляет контроль достоверности важнейших входных каналов измерения в интервале 15 мин с заменой недостоверных данных. Входной параметр сравнивается с другими параметрами, поступающими от дублирующих датчиков, а также со сходными параметрами, полученными на основе косвенных вычислений или априорной информации. УВС производит диагностику (контроль достоверности расчета) следующих оперативных показателей на ТЭС: КПД парового котла (нетто), удельный расход теплоты нетто на турбоустановку и расход условного топлива на отпущенную электроэнергию. Выход любой из указанных величин за допустимые значения говорит о том, что все результаты и исходные данные рассматриваемого интервала считаются недостоверными и не используются для накопления в последующих интервалах.

Контроль достоверности показателей служит для защиты массивов, накопленных за сменный, суточный и месячный интервалы, от попадания недостоверной информации.

Обмен данными с АСУ ТЭС (АСУ АЭС) производится для передачи и приема информации, участвующей в расчете и анализе ТЭП электростанции, составления отчетной документации. Оперативный персонал получает благодаря взаимодействию АСУ ТП энергоблока и АСУ электростанции информацию о состоянии оборудования и ходе технологических процессов.

Оптимизация процесса горения в топке на ТЭС основана на использовании экстремальной зависимости КПД парового котла от коэффициента избытка воздуха в топке n_п.к = =f (a_T ). Система экстремального регулирования служит для поддержания максимального значения КПД парового котла в различных режимах нормальной эксплуатации и использует значение КПД из расчета ТЭП. Управляющее воздействие осуществляется путем воздействия на расход воздуха, подаваемого в топку.

Автоматическая оптимизация давления свежего пара на ТЭС основана на поддержании соотношения между оптимумом давления пара перед турбиной и положением регулирующих клапанов турбины. Оптимальное соотношение устанавливается воздействием на клапаны турбины. Оптимизация давления свежего пара используется в схеме регулирования мощности энергоблока. Система оптимизации давления свежего пара перед турбиной способствует повышению экономичности эксплуатации энергоблока.

Оптимизация вакуума в конденсаторе турбины (для ТЭС и АЭС) состоит в определении оптимального расхода циркуляционной воды на турбоустановку для схемы водоснабжения от индивидуальных циркуляционных насосов, имеющих устройства изменения подачи (изменение угла разворота лопастей или изменение частоты вращения насоса). Оптимальным считается режим максимальной разности между мощностью, развиваемой турбиной, и мощностью, потребляемой на привод циркуляционных насосов. Система оптимизации вакуума выдает оператору энергоблока совет в виде параметров оптимального режима (частоты вращения насосов, давления воды на напорной стороне насосов, мощности двигателей и др.) и способствует повышению экономичности эксплуатации турбоустановки.

Автоматизация пуска энергоблока. Цель оптимального управления при пуске состоит в том, чтобы набрать заданную нагрузку за наименьшее время, выдержав ограничения на темп прогрева металла турбоустановки и на скорость изменения параметров.

Пуск энергоблока разбивается на пять этапов:

подготовка к пуску и розжиг парового котла;

подъем параметров пара до предтолчковых значений;

толчок и разворот турбогенератора;

синхронизация генератора с сетью;

нагружение энергоблока.

Этап нагружения для блоков с прямоточными котлами состоит из трех частей: нагружения на скользящем давлении пара, перехода на прямоточный режим и нагружения при номинальном давлении пара. При пуске неблочной турбины автоматизируются два этапа-- разворот и нагружение турбоагрегата.

Алгоритм автоматизированного пуска энергоблоков основан на последовательном выполнении технологических операций, предусмотренных заводскими инструкциями по пуску энергооборудования.

В разработанных и внедренных к настоящему времени отечественных системах подготовительные операции, а также розжиг парового котла не автоматизируются и выполняются обслуживающим персоналом.

На втором и третьем этапах регулирование осуществляется программными регуляторами. Программы подъема параметров пара и разворота турбогенератора составляют на основе анализа динамики прогрева и ограничений на пуск, имеющихся в инструкциях по пуску основного оборудования, при этом используют разработанные методы оптимального управления.

В качестве входного импульса регулятора разворота используется ЭДС тахогенератора турбины. Операции по синхронизации генератора не автоматизируются и выполняются вручную. При синхронизации остаются в работе регуляторы параметров пара. Этап автоматизации нагружения энергоблока осуществляют регуляторы горения, питания и наружного обогрева фланцев.

При выходе на номинальные параметры пара система регуляторов пуска отключается, и в работу включаются регуляторы нормального режима.

Темп пуска энергоблока из холодного состояния, как правило, определяется турбиной. Режим пуска турбины определяет растопку парового котла. При этом заданный график изменения давления выдерживается путем подачи топлива, а температурный режим--с помощью пароохладителей. При остановке на короткое время (ночь, сутки) задача последующего пуска неостывшего блока несколько усложняется, поскольку его узлы и детали остывают с различной скоростью.

Вибросмещение ротора характеризует качество («мягкость») пуска турбины. Автоматический контроль вибросмещений роторов при пусках показывает нарушения пусковых режимов из-за неравномерного прогрева отдельных элементов турбины.

Автоматизированные системы управления работой ТЭС и АЭС. Структура управления ТЭС и АЭС состоит из двух контуров управления: оперативно-диспетчерского и производственно-хозяйственного.

Оперативно-диспетчерское управление, входящее в АСУ ТЭС и АЭС, выполняет задачу поддержания экономически наивыгоднейшего режима работы ТЭС (АЭС) и энергосистемы, при котором потребители получают электроэнергию по заданному графику нагрузки при наименьших народнохозяйственных затратах.

Производственно-хозяйственное управление работой основных и вспомогательных цехов ТЭС (АЭС) способствует выполнению этих задач с минимальными затратами, а также осуществляет материальное и социальное обеспечение производства.

Основные задачи верхнего уровня АСУ ТЭС (АЭС)

I. Оперативно-диспетчерские распределительные задачи, для выполнения которых вы числяются прогнозируемые энергетические характеристики энергоблоков и оптимальная характеристика режимов ТЭС (АЭС):

оптимизация распределения нагрузки между энергоблоками. Эта система управления реализуется в виде совета оператору или в виде автоматического воздействия на систему управления мощностью энергоблоков. Эффективность данной системы управления составляет около 0,3--0,5% экономии топлива;

распределение видов топлива на электростанции между паровыми котлами (для ТЭС);

выбор оптимального состава работающего энергооборудования по заданному графику нагрузки. Эта задачи относится к АСУ энергосистемы, а также к АСУ ТЭС (АЭС) с оборудованием, различающимся по экономичности.

II. Вычисление и анализ групповых (для нескольких блоков) и общестанционных технико-экономических показателей. Этот комплекс содержит задачи:

распределение тепловой и электрической энергии на собственные нужды по энергоблокам;

определение теплового, электрического и топливного балансов для уточнения ряда блочных показателей;

определение потерь тепловых и электрических, а также перерасходов топлива для повышения эффективности оперативно-диспетчерских распределительных задач. Анализ потерь помогает оперативному персоналу поддерживать оптимальный режим работы электростанции;

соревнование между оперативным персоналом по результатам фактического топливоиспользования;

составление отчета по форме № 3-тех (энерго) о работе электростанции за месяц.

подготовка отчетности для руководящего персонала ТЭС и АЭС.

III. Контроль состояния и диагностика энергооборудования могут быть осуществлены по различным алгоритмам, например по изменению экономичности энергоблока в зависимости от отклонения отдельных параметров тепловой схемы от оптимальных.

Диагностика и прогнозирование состояния тепломеханического оборудования ТЭС и АЭС осуществляются для получения информации о состоянии оборудования, а также о фактической и прогнозируемой экономичности его работы.

Диагностика и прогнозирование состояния оборудования производятся с использованием математических моделей оборудования путем сравнения расчетных фактических характеристик оборудования с нормативными характеристиками.

IV. Охрана окружающей среды. На ТЭС осуществляется контроль концентрации газообразных выбросов с учетом требуемой степени очистки газов от золы. Контроль газовых выбросов на АЭС включает:

радиационный контроль воздуха на АЭС;

контроль и нормирование выбросов в атмосферу из труб АЭС;

контроль выбросов и радиоактивного загрязнения среды.

V. Химический контроль на ТЭС и АЭС включает:

химический контроль за питательной водой (с ее составляющими) и котловой водой;

химический контроль за перегретым и насыщенным паром.

Технический эффект от внедрения АСУ ТП теплового энергоблока состоит из следующих составляющих:

повышение экономичности энергоблока за счет снижения расхода топлива на единицу выработанной электроэнергии и уменьшения затрат на собственные нужды;

повышение надежности основного оборудования: уменьшение числа аварий, сокращение длительности аварийных простоев и удлинение периода использования установленной мощности;

увеличение срока службы отдельных элементов блока до их полной замены благодаря диагностике их состояния.

Функция расчета ТЭП с анализом топливоиспользования и состояния оборудования дает все три составляющие. По данным организаций Минэнерго СССР внедрение функции расчета ТЭП (в полном объеме) повышает экономичность работы энергоблока на 1-3%.

Повышение экономичности при автоматизации пусковых режимов происходит за счет сокращения времени пуска (при этом снижаются расходы топлива, электроэнергии, теплоты и других составляющих потерь на пуск). По данным ВТИ автоматизация пуска только по проточной части турбинной установки дает дополнительное повышение КПД энергоблока на 0,2-0,3%.

Распределенные АСУ ТЭС и АСУ АЭС. На ТЭС страны с начала 70-х годов началось внедрение информационно - вычислительных систем, разработанных ЦНИИКА, с использованием средств вычислительной техники (ИВС) типа «Комплекс--АСВТ», а на АЭС -- «Комплекс Уран». Эти системы осуществляли в основном информационные, вычислительные (расчетные) и оптимизирующие функции. Автоматическое регулирование выполняли аналоговые электронные регуляторы.

Централизованные системы, использующие только центральную ЭВМ, обладают следующими недостатками:

недостаточной надежностью (авария в центральном вычислительном комплексе выводит из строя большую часть функций системы);

ограниченной гибкостью (наращивание функций в процессе развития возможно лишь до предела производительности ЭВМ, а затем резко возрастают трудности программирования;

сложностью программирования;

высокой стоимостью линий коммуникации. В централизованных системах стоимость средств передачи данных составляет до 75% стоимости всего оборудования системы.

В настоящее время происходит переход на децентрализованные (распределенные) системы управления, ставший возможным благодаря появлению микропроцессорной техники. Выпуск микропроцессорной техники привел к сокращению трудоемкости изготовления и эксплуатации систем управления, снижению их стоимости, уменьшению габаритов и потребляемой мощности, повышению надежности.

В распределенных системах центральная ЭВМ осуществляет сбор, обработку, расчеты и представление информации на ЭЛИ, а управление децентрализовано и выполняется микропроцессорами по функционально-групповому принципу.

Применение для систем автоматического регулирования программируемых контроллеров с цифровой обработкой информации вместо классических аналоговых регуляторов позволяет ликвидировать наблюдавшееся в течение длительного времени отставание практики от теории регулирования и эффективно использовать любые законы и алгоритмы оптимального регулирования. При этом возможны разработка и использование более сложных оптимальных законов и алгоритмов регулирования.

Микропроцессорный контроллер, функционирующий на основе заложенной в его памяти программы, может заменить 10-30 аналоговых регуляторов. Программируемый регулирующий контроллер позволяет реализовать такие функции, которые невозможно выполнить при использовании обычных аналоговых регуляторов.

Применение программируемых контроллеров вместо аналоговых регуляторов позволяет снизить стоимость системы управления на 15-20%, а также сократить сроки разработки и внедрения.

В 1984 г. на Запорожской АЭС введен в эксплуатацию первый унифицированный энергоблок ВВЭР-1000. Проект АСУ ТП для этого энергоблока разработан Атомтеплоэлектропроектом при участии организаций и предприятий нескольких министерств (ЦНИИКА, ВТИ и др.). Для этого энергоблока организациями и предприятиями Минприбора были созданы:

информационно-вычислительная и управляющая система (УВС) «Комплекс Титан-2» на базе четырехмашинного комплекса СМ-2М и функциональных комплексов связи с объектом (три информационных комплекса М-64) и оперативным персоналом (с широким использованием микропроцессорной техники, цветных и черно-белых дисплеев);

распределенная автоматизированная система, состоящая из двух уровней: 1-й уровень -- комплекс средств автоматического регулирования и комплекс технических средств (УКТС) для реализации дистанционного управления, технологических блокировок, защит тепломеханического оборудования и сигнализации его состояния; 2-й уровень -- комплекс функционально-группового автоматического управления оборудованием блока (ФГУ) на базе микропрограммируемых контроллеров (МПК);

новые высоконадежные датчики, преобразователи, вторичные приборы, а также новый комплекс оперативно-диспетчерского оборудования блочного щита (пункта) управления. АСУ ТП блока № 1 Запорожской АЭС использует шесть мини-ЭВМ типа СМ-2М и четыре типа СМ-1634, а также более 130 микропроцессорных комплексов.

Высокая надежность этой системы обеспечена применением:

децентрализации обработки, управления, распределения автономных средств сбора информации;

дублирования вводов наиболее важных параметров;

одновременного выполнения наиболее важных функций в двух вычислительных комплексах;

резервирования средств представления информации оператору, средств централизованной обработки информации, а также использованием методов мажорирования (многократного резервирования) с логическим выбором для непосредственного цифрового управления и регулирования при реализации функционально-группового управления.

Микропрограммируемые управляющие комплексы (УК) для отдельных функциональных групп (ФГ) оборудования построены на основе устройств логического управления повышенной надежности, выполненных на базе микропрограммируемых контроллеров.

Каждый управляющий комплекс включает в себя три равноценных одновременно функционирующих МПК. Решения по управлению принимаются в результате мажорирования управляющих команд МПК: при совпадении направления и времени действия команд хотя бы двух из трех МПК управляющая команда центраторы, реализуеыме на МПК.

УК и УКТС являются нижним иерархическим уровнем АСУ энергоблока. Они связаны с верхним уровнем блочной УВС через концентраторы, реализуемые на МПК.

Управление и регулирование оборудованием одной ФГ производятся в основном с помощью одного УК (за счет объема принимаемой информации, числа каналов управления, а также объема памяти УК).

Микропрограммируемые управляющие комплексы для отдельных функциональных групп оборудования выполняют следующие задачи:

сбор и первичную обработку информации от аналоговых и дискретных датчиков;

выработку и выдачу УКТС команд на переключение запорной арматуры и механизмов в соответствии с алгоритмами логического управления (алгоритмы шаговые и типа блокировок);

выработку и выдачу в УКТС команд непосредственного цифрового регулирования (НЦР) технологических параметров;

формирование заданий для НЦР и аппаратных регуляторов;

изменение динамических настроек законов НЦР;

управление структурой и включением контуров НЦР;

выработку и выдачу в УКТС команд включения и отключения регуляторов, команд на изменение структуры регуляторов;

формирование информации о режимах работы УК и о несоответствиях положений механизмов и технологических параметров управляемого оборудования заданным программам управления;

обмен информацией с блочными управляющими вычислительными системами УВС.

Реализация всережимных систем управления оборудованием функциональных групп энергоблока 1000 МВт АЭС требует 25-30, а блока 800 МВт ТЭС--15--20 микропроцессорных управляющих комплексов.

Блочный щит управления (БЩУ) служит для управления энергетическим блоком ТЭС и АЭС. С БЩУ ведутся пуск реактора, выведение его на мощность, пуск турбины, синхронизация генераторов, дистанционное управление системами обеспечения безопасности, а также включение вспомогательных систем. С БЩУ ведется управление блоком в нормальном режиме, в аварийных ситуациях, а также плановый и аварийный остановы реактора и турбины и расхолаживание реакторной установки.

На оперативной части щита БЩУ расположены приборы и органы управления, осуществляющие управление реактором и его безопасную работу. На БЩУ размещены современные средства представления информации оперативному персоналу: цветные электронно-лучевые индикаторы, малогабаритные цифровые и аналоговые приборы, устройства цифро-буквенной и графической регистрации, табло сигнализации.

Оператор атомного энергоблока с реактором типа РБМК контролирует на цветном экране ЭЛИ картограмму активной зоны реактора, где в виде многоугольников представлены твэлы. На картограмме видно, какие параметры находятся в норме (зеленый цвет), выше нормы (красный) и ниже нормы (фиолетовый цвет). Для определения численного значения параметра оператор вызывает фрагмент картограммы. Верхний номер на этом фрагменте обозначает адрес параметра, а под ним -- его значение. На оперативных панелях реакторной установки расположены измерители температуры теплоносителя на входе и выходе реактора, давления в первом контуре, перепада давления в активной зоне, расхода и давления в системе подпитки, расхода теплоносителя по циркуляционным петлям, перепада давления на главных циркуляционных насосах или газодувках, температуры теплоносителя, указатели положения регулирующих стержней.

На пульте реакторной установки расположены приборы управления реактором (пуск, управление в нормальном режиме, останов): индикаторы пуска, задатчики мощности, измерители периода, измерители мощности. Здесь находятся также средства управления: ключи управления (регулирующими органами реактора, ограничителями мощности, регуляторами давления в первом контуре), переключатели, кнопки аварийной защиты. На пульте установлены также органы управления ГЦН, задвижками, подпиточными насосами и вспомогательным оборудованием реакторной установки.

Управление парогенераторами (тракт питания водой, продувка, главные паровые задвижки и система регулирования температуры перегрева) совмещается с управлением реакторной установкой или выделяется к турбинной части БЩУ.

Турбинная и генераторная части БЩУ АЭС аналогичны соответствующим участкам ТЭС.

На турбинной части БЩУ установлены приборы контроля механических величин (частот вращения, теплового расширения ротора и корпуса турбины) и теплового контроля (вакуума в конденсаторе, давления масла в системе смазки и регулирования, температуры подшипников и частей турбины). На генераторной части БЩУ сосредоточено управление генераторами и трансформаторами собственных нужд.

Работа оператора БЩУ по эксплуатации энергоблока может быть представлена как статическая (в нормальных режимах) и динамическая. Динамический характер управления относится к взаимодействию оператора с оборудованием в быстропротекающих переходных процессах, а также связан с аварийными отключениями ГЦН и питательных насосов, аварийными срабатываниями защит. Эти процессы развиваются за небольшое время -- от нескольких секунд до десятков минут. Быстрое и правильное решение оператора в этот период имеет большое значение для ликвидации последствий аварийной ситуации.

Опыт эксплуатации АЭС с ВВЭР показывает, что рекомендации УВС оператору по ликвидации аварийной ситуации должны быть основаны на анализе трех групп факторов:

теплового баланса между первым и вторым контурами;

материального баланса рабочего тела первого контура;

материального баланса рабочего тела второго контура.

Среднее время восстановления нагрузки оператором без УВС после отключения турбины составляет до 1 ч, а с учетом УВС -- 15-20 мин.

Включение-отключение всех механизмов ФГ, управляемых микропрограммируемыми управляющими комплексами (УК), производится также с пульта БЩУ.

Каждый блок управляется двумя-тремя операторами и оснащается в соответствии с требованиями ядерной безопасности резервным щитом управления (РЩУ).

Местные щиты управления (МЩУ) предназначены для управления вспомогательными общестанционными и блочными системами и используются для постоянного или периодического пребывания оперативного персонала.

Общая координация работы энергоблоков, управление электрическими распределительными устройствами и общестанцио:нными системами осуществляются с центрального щита управления (ЦЩУ), который является рабочим местом дежурного инженера электростанции.

При невозможности управления общестанционным оборудованием (установками специальной водоочистки, бойлерными, вентиляционными системами) с указанных выше щитов на электростанции устанавливается щит общестанционных устройств (ЩОУ).

Размещено на Allbest.ru

...