МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ Государственное автономное профессиональное образовательное учреждение Мурманской области «Полярнозоринский энергетический колледж» Специальность «Автоматические системы управления»

 

 

 

 

 

 

 

 

Автоматизированные системы управления

технологическими процессами на атомной электростанции

(АСУ ТП АЭС)

 

 

 

 

Руководитель: преподаватель спец. дисциплин ГАПОУ МО «ПЭК»	Ковтун Оксана Геннадьевна
Исполнитель: студентка 3 курса, группы АСУ-3 ГАПОУ МО  «ПЭК»	Чернова Валерия Игоревна

 

 

 

 

 

 

 

 

Полярные Зори

2016

Содержание

 

 

Введение	3
Глава 1.Общие положения	4
1.1.Общие понятия и определения	4
Глава 2.Управление АЭС и энергоблоком	7
2.1. Характеристика АЭС и ЭБ как технологических объектов управления	7
2.2.Уровни управления АЭС и энергоблоком	8
2.3. Функции АСУ ТП АЭС	9
Глава 3. Оборудование СВРК	10
3.1.Система внутриреакторного контроля (СВРК)	10
3.2. Общие сведения о системе	10
3.3. Основные технические характеристики СВРК.	12
3.4. Внутриреакторные преобразователи параметров	14
3.5.Электронная аппаратура СВРК	15
3.6. Особенности проведения пусконаладочных и испытательных работ на СВРК	15
3.7.Исполнительные механизмы	16
3.8. Компьютерная безопасность	17
4. Оператор в АСУ ТП АЭС	17
4.1. Обязанности оперативного персонала	17
4.2. Состав и функции оперативного персонала	19
4.3. Щиты управления АЭС	20
4.4. Средства отображения информации	23
Глава 5. Человеческий фактор в АСУ ТП АЭС	24
5.1. Автоматизированные системы информационной  поддержки операторов АЭС	24
Заключение	25
Список литературы	27

 

 

 

Введение

 

Непрерывное совершенствование технологических процессов, внедрение наукоемких технологий, интенсификация производства сопровождается увеличением экологического риска, значительным усложнением управления технологическим оборудованием. Это характерно для всех отраслей промышленности и особенно остро в атомной энергетике.  Это объясняется сложностью физических процессов, высокими единичными мощностями агрегатов, высокими требованиями по обеспечению безопасности, экологичности и экономичности эксплуатации атомных электростанций. Такая концепция управления при сколько угодно высоком уровне автоматизации предполагает участие оператора в управлении, тем самым определяет класс таких систем как автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).

Современные АСУ ТП являются важнейшей частью системы управления производства и выполняют следующие основные функции:

1.      контроль состояния процессов и оборудования,

2.      измерение параметров,

3.      автоматическое регулирование хода протекания процесса по заданным законам или программам,

4.      защита оборудования,

5.      ввод и вывод резервов,

6.      обеспечение персонала необходимой информацией,

7.      выполнение команд управления от оперативного персонала и обеспечение их выполнения.

Таким образом, можно видеть, что основная задача АСУ – разгрузка операторов при выполнении рутинных действий. Такие системы обеспечивают сбор и регистрацию массовых параметров, обработку информации о состоянии оборудования, сигнализацию о нарушениях режима эксплуатации, осуществляют регулирование, автоматизированный пуск и остановку блока, выдают управляющие воздействия для исполнительных органов систем защиты при аварийных ситуациях. Отсюда видна важность АСУ ТП АЭС в цикле жизнедеятельности атомной станции.

Как будет показано ниже, АСУ ТП является системой «человек – машина». Поэтому данная презентация разделена на два основных раздела: раздел, посвященный «машине», и раздел, посвященный «человеку» - оператору, занятому эксплуатацией энергоблока АЭС.

В данной презентации более подробно рассматривается одна из подсистем внутриреакторного контроля, носящая название СВРК (система внутриреакторного контроля) на реакторах ВВЭР: глаза и уши оперативного персонала. Остальные подсистемы описываются менее подробно: дается назначение подсистемы, ее состав, роль в эксплуатации АЭС.

Глава 1. Общие положения

1.1. Общие понятия и определения

 

Управление – целенаправленная организация того или иного процесса, протекающего в системе. В общем случае процесс управления состоит из:

1.      получения информации о задачах управления,

2.      получения информации о результатах управления,

3.      анализа полученной информации и выработки решения,

4.      исполнения решения, т.е. осуществления управляющих воздействий.

Таким образом, управление есть процесс, включающий:

1.      сбор информации о ходе процесса и передачу ее в пункты накопления и переработки,

2.      анализ поступающей, накопленной и справочной информации,

3.      принятие решения,

4.      выработку управляющего воздействия и доведение его до объекта управления.

Система управления – совокупность взаимодействующих между собой технического объекта управления (ТОУ) и органа управления.

Основные типы задач управления:

1.      стабилизация параметров процесса (частоты, давления, температуры и т.д.),

2.      выполнение программы (простейший бытовой пример – программа работы стиральной машины),

3.      слежение (за полетом самолета, космического объекта и т.д.),

4.      оптимизация (с целью получения максимальной экономической эффективности,  безопасности и т.д.).

Различают следующие виды управления:

Автоматическое управление – это управление без вмешательства человека (хотя за человеком остается или может оставаться возможность отключения управления). Различают следующие виды управления:

1.      автоматическое измерение,

2.      автоматическая сигнализация,

3.      автоматическая защита персонала и оборудования,

4.      автоматическое управление (например, пуск, остановка, переход с одного режима на другой и т.д.),

5.      автоматическое регулирование (например, поддержание параметров – температуры, давления, расхода жидкости на заданных уровнях).

Автоматизированная система управления (АСУ) это система «человек – машина», использующая экономико-математические методы, средства электронно-вычислительной техники и связи и другие принципы для нахождения и реализации наиболее эффективного управления соответствующим объектом или системой.

Система - множество элементов, находящихся в связях друг с другом и образующих определенную целостность, единство.

Обычно при разработке систем решается следующий круг основных специфических задач:

·         определение общей структуры системы в зависимости от задач, возлагаемых на систему,

·         организация взаимодействия между элементами и подсистемами,

·         учет влияния окружающей среды,

·         выбор оптимальных режимов функционирования системы.

Чем сложнее система, тем большее внимание должно быть уделено этим вопросам.

Простая система может находится в двух состояниях: исправном и неисправном.

Сложная система – это совокупность материальных ресурсов, средств сбора, передачи и обработки информации, операторов – лиц, занятых обслуживанием этих средств, и лиц – руководителей, обладающих правами и ответственностью для принятия решений. При отказах отдельных элементов и подсистем эта система не всегда теряет свою работоспособность, хотя, возможно, уменьшается ее эффективность. Математической основой исследования сложных систем является теория систем. В этой теории большой, сложной, системой большого масштаба называют систему, состоящую из большого числа взаимосвязанных и взаимодействующих между собой элементов и способную выполнять сложную функцию.

Основные признаки больших систем:

·         большое число элементов,

·         их взаимосвязь и взаимодействие,

·         иерархичность структуры управления,

·         обязательное наличие человека, на которого возлагается часть наиболее ответственных функций управления.

·         Взаимосвязь и взаимодействие между элементами.

Если нет взаимодействия, то это совокупность простых систем.

Наличие преимущественных взаимодействий в большой системе позволяет производить расчленение этой системы на элементы и подсистемы. Это – один из первых шагов при описании системы. Подсистемы могут объединять более или менее самостоятельно функционирующие части общей системы. Подсистемы сами могут быть большими системами. Например, одна из подсистем АСУ ТП энергоблока реактора ВВЭР называется системой внутриреакторного контроля (СВРК).

·         Иерархичность.

Управление в больших системах может быть централизованным, децентрализованным и иерархичным. Связи в каждом из этих случаев приведены на рис. 1.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1. Виды управлений

 

Централизованное управление предполагает концентрацию функций управления в одном центре, децентрализованное – распределение функций управления по отдельным элементам. Децентрализация позволяет сократить объем перерабатываемой информации, однако в ряде случаев это приводит к снижению качества управления. Иерархичное управление занимает промежуточное положение, оно является более подходящим для создания сложных систем управления.

·         Наличие человека.

Оно в основном обусловлено:

- необходимостью учета социальных, психологических, моральных, физиологических факторов, которые не поддаются формализации и могут быть учтены в системе управления только человеком,

- необходимостью принятия в некоторых случаях решения на основе неполной информации, для этого нужен человек – оператор с большим опытом работы.

 

Глава 2. Управление АЭС и энергоблоком

2.1.Характеристика АЭС и ЭБ как технологических объектов

управления

 

В настоящее время в России и, частично, в остальном мире работают три типа ядерных энергетических установок (ЯЭУ): корпусные на тепловых нейтронах с водой в качестве теплоносителя и замедлителя (ВВЭР), канальные с водой в качестве теплоносителя и графитом в качестве замедлителя (РБМК) также на тепловых нейтронах, с реакторами на быстрых нейтронах и расплавленным натрием в качестве теплоносителя (БН).

 Все ЭБ атомных электростанций по существу являются тепловыми машинами, в которых происходит машинное (турбинное) преобразование тепловой энергии, вырабатываемой в ядерном реакторе, в электрическую с помощью  агрегата «паровая турбина – электрогенератор». В каждом энергоблоке имеется источник тепла – ядерный реактор. Теплоноситель переносит тепло из ядерного реактора, в конечном счете, к парогенератору. Паровая турбина на одном валу с электрогенератором вырабатывает электроэнергию. В конденсаторе происходит конденсация водяного пара, отработавшего в турбине. Конденсат насосами питательной воды подается в конечном счете в реактор. Кроме того, в энергоблоке имеются циркуляционные насосы (или насос) и другое вспомогательное оборудование. АЭС и ее энергоблоки относятся к станциям, работающим как в базовом, так и в переменном  режимах работы. Соответственно этому должна строиться система регулирования мощности. Кроме того, энергоблоки АЭС допускают работу в аварийных режимах, которые могут возникнуть в  энергосистеме.

Важной составной частью оборудования энергоблоков АЭС являются системы безопасности. Они разделяются по характеру выполняемых функций следующим образом.

·         Системы защитные, предотвращающие или ограничивающие повреждения ядерного топлива, оболочек твэл, оборудования и трубопроводов с радиоактивными средами. К этим системам относятся система АЗ, система аварийного расхолаживания активной зоны.

·         Системы локализующие, предотвращающие и ограничивающие распространение выделяющихся при аварии радиоактивных сред и излучений. К ним относятся герметичные помещения, контейнмент, система фильтрации и очистки сред, выбрасываемых за пределы АЭС.

·         Системы обеспечивающие, предназначенные для снабжения систем безопасности энергией, рабочей средой и создания условий их функционирования (например, дизель-генераторы).

·         Системы управляющие, предназначенные для автоматического включения систем безопасности, для контроля и управления ими в процессе выполнения заданных функций.

Кроме того системы безопасности делятся на активные и пассивные. К активным относятся системы , работа которых зависит от нормальной работы энергоисточников, управляющих элементов и т.д. Функционирование пассивных систем не зависит от работы других элементов, их ввод в действие происходит вследствие изменения параметров работы установки (например, плавкие вставки).

При нормальной работе энергоблока системы безопасности находятся в режиме ожидания. Наряду с автоматическим включением предусматривается ручное включение систем безопасности с помощью ключа, кнопки и т.п.

 

2.2.Уровни управления АЭС и энергоблоком

 

 

Различают два уровня управления АСУ ТП АЭС: общестанционный и энергоблоком.

На общестанционном уровне управления АСУ ТП АЭС  выполняет следующие общие функции:

1.      сбор и обработка информации о работе общестанционных установок и устройств,

2.      обмен оперативно-диспетчерской информацией с энергосистемой,

3.      регулирование общей мощности АЭС, распределение нагрузок между блоками,

4.      неоперативные расчеты по блокам, расчеты показателей и параметров по АЭС в целом, расчеты по административно-хозяйственным задачам,

5.       выполнение всякого рода расчетов оперативных, нормативных, оперативно-плановых и отчетных технико-экономических показателей, выполнение нейтронно-физических расчетов, не связанных с темпом процесса и т.д.,

6.      задачи, связанные с радиационным контролем на АЭС и прилегающей территории.

На блочном уровне АСУ ТП ЭБ АЭС должна обеспечивать:

1.      управление энергоблоком,

2.      выполнение информационных, управляющих и вспомогательных функций.

К вспомогательным относятся также функции диагностики состояния отдельных подсистем и устройств АСУ ТП АЭС с выдачей информации оперативному персоналу.

Обобщая сказанное выше, перечислим основные функции, которые выполняет АСУ ТП ЭБ АЭС:

1.      контроль параметров (более 5 тысяч аналоговых и 18 тысяч дискретных сигналов),

2.      автоматизация процесса поддержания стационарного режима (до 260 контуров управления),

3.      автоматизация пуска и остановки агрегатов (более 100 алгоритмов),

4.      защита процесса в целом и отдельных агрегатов (до 1200 позиций),

5.      поддержка работы оператора,

6.      архивация данных,

7.      поддержание информационной связи энергоблока с вышестоящей системой управления,

8.      обеспечение радиационного контроля на разных уровнях.

Отсюда видно, что АСУ ТП АЭС является сверхсложной системой.

2.3. Функции АСУ ТП АЭС

 

Рассмотрим функции АСУ ТП подробнее.

Функции АСУ ТП разделяются на управляющие, информационные и вспомогательные.

Управляющие функции заключаются в выработке и реализации управляющих воздействий на технологические объекты АЭС. В общем виде эти функции сводятся к следующему.

·         Дистанционное автоматическое или ручное управление оператором электроприводами исполнительных устройств различных механизмов и электродвигателей. На АЭС имеется также небольшое количество неэлектрофицированных запорных и регулирующих органов, управление которыми осуществляется вручную обходчиками по указанию операторов.

·         Автоматическое регулирование, обеспечивающее автоматическое поддержание входных величин объекта на заданном значении.

·         Автоматическая защита, осуществляющая сохранение оборудование и безопасность при аварийных нарушениях работы агрегатов.

·         Автоматическая блокировка в целях предотвращения аварийных ситуаций.

·         Логическое управление для выработки дискретных сигналов управления (типа «да-нет») на основании логического анализа дискретных сигналов, описывающих состояние объекта.

·         Оптимизация  процесса, обеспечивающая экстремальные значения критериев управления, например, минимум себестоимости энергии, вырабатываемой на энергоблоке.

Информационные функции заключаются в сборе, обработке и предоставлении оператору информации о состоянии объекта. В эти функции обычно входят:

·         контроль и измерение технологических параметров,

·         сигнализация о состоянии запорных устройств и положения различных регулирующих устройств,

·         технологическая или предупредительная сигнализация о выходе параметров за допустимые пределы,

·         диагностика состояния технологического оборудования,

·         подготовка и передача информации в смежные АСУ,

·         вычисление величин, обычно прямо не измеряемых, например, тепловой мощности реактора, температуры оболочки твэл, технико-экономические показателей,

·         регистрация параметров для последующего анализа работы объекта.

Вспомогательные функции, к которым относятся обеспечение собственного функционирования системы: проверка исправности устройств АСУ ТП АЭС и правильности исходной информации, автоматический ввод в действие резервных устройств АСУ при их отказах, информирование персонала об отказах в АСУ ТП.

 

Глава 3. Оборудование СВРК

3.1.Система внутриреакторного контроля (СВРК)

 

СВРК является одной из наиболее важных подсистем АСУ. Это «глаза и уши» оперативного персонала. Поэтому именно этой подсистеме уделяется особое внимание. Описание СВРК, ее структуры, назначения и т.п. будет дано в основном применительно к реакторам типа ВВЭР.

3.2. Общие сведения о системе

 

СВРК является автоматизированной системой, предназначенной для длительной непрерывной работы в оперативном контуре автоматизированного контроля и управления энергоблоком. Основной задачей СВРК является полный контроль активной зоны (АЗ) реактора.

Этот контроль достигается путем расчетного восстановления полей энерговыделения и температуры во всем объеме АЗ по показаниям внутриреакторных преобразователей температуры и нейтронного потока (энерговыделения), расположенных в отдельных точках АЗ. Фактически система реализует трехмерную томографию АЗ в реальном времени протекания технологического процесса. Кроме того, СВРК определяет и контролирует основные теплотехнические и энергетические характеристики 1-го контура и ряд характеристик второго контура.

СВРК обеспечивает контроль энерговыделения в АЗ при работе реактора на уровне мощности от 10 до 110 % от номинального значения.

СВРК является полнофункциональной системой, самостоятельно реализующей все операции сбора и обработки информации, ее контроля и анализа, регистрации и предоставления на блочный щит управления. В то же время, являясь одной из систем контроля и управления энергоблоком, она поддерживает информационный обмен со смежными подсистемами и может передавать данные в общественную сеть для их использования в неоперативном режиме.

Основными пользователями СВРК являются оперативный персонал и инженеры-физики.   

Таким образом, основные функции СВРК сводятся к следующему.

1.      Измерение, сбор и обработка информации о контролируемых параметрах АЗ и первого (частично, второго) контура, входящих, а также не входящих в СВРК.

2.      Расчет и предоставление оперативному персоналу информации о распределении по объему АЗ:

·         потока нейтронов,

·         тепловой мощности, в том числе, топливных кассет,

·         температуры топлива и теплоносителя, в том числе, там, где нет термоэлектрических преобразователей,

·         запаса до кризиса теплообмена при кипении,

·         выгорания топлива в каждой кассете,

·         энерговыделения,

·         накопления шлаков,

·         коэффициента запаса реактивности,

·         состояние АЗ  реакторной установки в целом,

·         расхода теплоносителя,

·         общей энерговыработки.

3.      Выдача сигналов в подсистему автоматического управления и регулирования для автоматического управления распределением энерговыделения в АЗ.

4.      Выдача сигналов в подсистему технологической сигнализации об отклонениях контролируемых параметров, выдача сигналов на мониторы.

5.      Представление информации о текущем состоянии контролируемых частей реакторной установки, в том числе, о степени деградации.

6.      Архивация данных.

7.      Прием и обработка информации от автоматической системы контроля нейтронного потока (АКНП).

Кроме этих функций СВРК выполняет некоторые сервисные и вспомогательные функции:

1.      Прогнозирование режимов эксплуатации АЗ.

2.      Сравнение расчетных и измеренных параметров.

3.      Ввод данных для перегрузки АЗ.

4.      Расчет поправок к показаниям преобразователей температуры.

5.      Контроль соответствия подключения внутриреакторных преобразователей проекту (обнаружение «перепуток»).

6.      Контроль состояния сигнализации об отказе технических устройств.

В обобщенном виде структура СВРК представлена на рис. 4.

 

 

Рис. 4. Обобщенная структурная схема СВРК

 

3.3. Основные технические характеристики СВРК.

 

Точность измерения и расчета. Отметим, что СВРК измеряет: относительное распределение энерговыделения с помощью датчиков прямой зарядки (ДПЗ) с погрешностью не более 2 %, температуру с помощью термопар с погрешностью не более 1,5 ^оС, с помощью термопреобразователей сопротивления – не более 0,5 ^оС, измерение сигналов датчиков общих замеров – не более 0,25 %.

Эти действительно высокие метрологические показатели обеспечиваются техническими и организационными средствами. К ним относятся разработка и применение более совершенных терморадиационностойких кабелей, устройств для компенсации температуры холодных спаев термопар, специально разработанных разъемов с золоченными контактами, применением гальванической развязки измерительных цепей и т.д.

Это позволило обеспечить измерение малых сигналов термопар и термопреобразователей сопротивления с погрешностью не более 0,25 %, несмотря на высокий уровень промышленных помех.

Повышение метрологических характеристик достигнуто также программными методами: фильтрацией больших отклонений измеренных сигналов, калибровкой системы термоконтроля и т.д. Эти и другие методы будут рассмотрены далее.

В процессе эксплуатации регулярно проводится метрологическая поверка компонентов системы. Так, поверка электронной аппаратуры, АЦП низкого уровня проводится метрологической службой АЭС через 12 месяцев. Термосопротивления циркуляционных петель поверяются также каждые 12 месяцев.

Быстродействие системы. Оно частично характеризуется временем обновления информации на экранах дисплей и не превышает 2 секунд. Период опроса нормированных и дискретных сигналов   не превышает 0,2 секунды. Период расчета переменных состояния активной зоны не превышает 2 секунд. Смена видеокадра по запросу оператора выполняется не более, чем за 2 секунды.

При этом инерционность первичных преобразователей параметров установки может существенно превышать эти величины. Она составляет несколько минут для термоэлектрических преобразователей и термосопротивлений, а также для датчиков прямой зарядки.

Надежность системы. Она  обеспечивается с помощью технических средств и организационных мероприятий.

Число внутризонных преобразователей выбирается, исходя из необходимости обеспечения выявления аномалий в состоянии активной зоны. Если текущее состояние зоны известно, то допускается отказ значительной части этих преобразователей. Точность измерений температуры компенсации в компенсационном устройстве холодных спаев термопар обеспечивается двукратным резервированием термосопротивления.

Электронное оборудование и ЭВМ - наименее надежный элемент СВРК. Для повышения надежности этой части используются:

1.      структурная избыточность, которая заключается в том, что в случае отказа ЭВМ информационно-измерительная аппаратура автоматически переходит в автономный режим работы. При этом аппаратура продолжает работать под управлением собственного процессора и выводит оператору необходимую информацию, рассчитанную по упрощенным алгоритмам, но достаточную для того, чтобы реактор мог работать, по крайней мере, на несколько пониженном уровне мощности. Этот режим удобен во время пусконаладочных работ, когда ЭВМ пока еще не работает или не полностью отлажена.

2.      аппаратурная избыточность на уровне блоков, комплектов аппаратуры и ЭВМ. Из рис. 5 видно, что СВРК располагает двумя комплектами  информационно-измерительной аппаратуры, двумя ЭВМ и т.д.

Ремонтоспособность системы. Для быстрого отыскания неисправностей в электронной аппаратуре предусмотрены средства самоконтроля и автоматического поиска неисправных блоков, в том числе, с помощью тестовых испытаний, которые повторяются каждые 10 минут. Автоматически или вручную по запросу оператора контролируется электросопротивление изоляции ДПЗ.

Ремонт аппаратуры осуществляется заменой отказавших блоков.

 

3.4. Внутриреакторные преобразователи параметров

 

Измерение энерговыделения. Для измерения энерговыделения по объему активной зоны используются датчики прямой зарядки (ДПЗ) с родиевым эмиттером. Их преимущества – малые габариты, отсутствие источника питания, простота конструкции, хорошая воспроизводимость, невысокая стоимость. Их недостатки – малый сигнал (единицы микроампер), большая постоянная времени (около 1 минуты), сильная зависимость чувствительности от выгорания эмиттера и от других причин.

Результирующая среднеквадратичная погрешность определения линейного энерговыделения – около 5 %. Периодическая проверка метрологических характеристик ДПЗ не производится. Существует расчетный метод проверки погрешности ДПЗ, использующий избыточность ДПЗ в активной зоне.    

В активной зоне ДПЗ образуют нейтронно-измерительные каналы (КНИ), представляющие собой вертикаль, на которой размещено семь ДПЗ. На серийном реакторе ВВЭР-440 имеется 16 КНИ с разными длинами погружений, на реакторе ВВЭР-1000 – 18 КНИ.

Измерение температуры. Используются два типа преобразователей температуры: термоэлектрический и термопреобразователь сопротивления. Термоэлектрические преобразователи используются для измерений в активной зоне, они менее точны, но значительно более стабильны в условиях облучения и более надежны, чем термопреобразователи сопротивления. Используются термоэлектрические преобразователи градуировки ХА. Остальные типы градуировок или неустойчивы при облучении (платиновые, вольфрамрениевые),  или имеют недостаточно стабильные характеристики (хромель-копель и др.). Для измерения температуры вне активной зоны используются платиновые термопреобразователи сопротивления. Они применяются также в устройствах для компенсации температуры холодных спаев термоэлектрических преобразователей, для измерения температуры теплоносителя в циркуляционных контурах и т.д. Они также используются для калибровки всех термоэлектрических преобразователей первого контура.   

3.5.Электронная аппаратура СВРК

 

Электронная аппаратура СВРК – автономно управляемая подсистема, выполняющая следующие функции.

·         Сбор информации от аналоговых и дискретных преобразователей.

·         Усиление сигнала до нормированной величины.

·         Преобразование сигналов в цифровой код.

·         Запоминание информации, ее арифметическая и логическая обработка.

·          Предоставление алфавитно-цифровой и графической информации на электронно-лучевом индикаторе.

·         Обмен информацией с ЭВМ и т.д.

Аппаратура выпускалась и выпускается в нескольких модификациях (для реакторов ВВЭР-440, ВВЭР-1000, модернизированный вариант).

3.6. Особенности проведения пусконаладочных и испытательных работ на СВРК

Эти работы проводятся на энергоблоке по графику соответствующих работ на ядерной паро-производительной установке в целом.

Пусконаладочные работы СВРК проходят в три этапа:

1.      Приемка оборудования и подготовка к монтажу.

2.      Монтаж оборудования СВРК и послемонтажные проверки.

3.      Испытания СВРК одновременно с испытаниями установки в целом.

Третий этап в свою очередь разбивается на подэтапы: горячая обкатка, физический пуск, энергопуск.

Важной операцией этапа приемки оборудования является входной контроль. В качестве примера приведем особенности этого контроля для термоэлектрических преобразователей, КНИ, электронной аппаратуры.  

 

3.7.Исполнительные механизмы

 

Важнейшими элементами АСУ ТП являются исполнительные механизмы. Именно с их помощью осуществляется дистанционное и автоматическое управление и регулирование энергоблоком. От надежности их работы зависит безопасность и экономичность работы атомной электростанции. Под исполнительными механизмами следует понимать собственно механизмы (арматура) и их станции управления – низковольтные комплексные устройства (НКУ). Их количество на среднестатистическом блоке велико - около 4500 исполнительных механизмов и 600 шкафов НКУ. Статистика показывает, что  более 40 % отказов, вызывающих остановку энергоблока, приходится на отказы оборудования исполнительных механизмов. Поэтому совершенствованию исполнительных механизмов уделяется большое внимание.

Существуют следующие разновидности исполнительных механизмов: работающие с постоянной скоростью в непрерывном режиме (вентиляторы, насосы, компрессоры), работающие в кратковременном режиме (запорная арматура), работающая в повторно-кратковременном режиме (регулирующие клапаны).

Одной из причин, вызывающих отказ исполнительных механизмов мощных регулирующих клапанов, является неоптимальный режим их работы. Их работа требует частых коротких включений электродвигателя (600-1000 в час), что заставляет их работать постоянно в пусковых режимах с токами, в 8-10 раз превышающими номинальные значения. Это требует выбора более мощных двигателей, увеличения массы их подвижных частей, объема шестерен, передач редукторов и т.д. Увеличение механических нагрузок на исполнительные механизмы являются причинами поломок подвижных частей: шестерен и винтовых передач. Поэтому особое внимание должно уделяться разработке эффективных средств исполнения команд регулирующих и управляющих устройств.

Для управления отработкой команд электроприводам исполнительных механизмов всех разновидностей предназначены исполнительные автоматы. На них возлагаются функции сбора информации об исполнительных механизмах, приема команд включения, отключения, изменения направления и частоты вращения, защиты от токов короткого замыкания, выдачи информации, контроля работоспособности исполнительных автоматов и исполнительных механизмов.

 

3.8. Компьютерная безопасность

В настоящее время компьютерные системы управления энергоблока АЭС связаны сетями с системой станции, а через нее с  системами вышестоящего уровня – диспетчерами электросетей, концерном «Росэнергоатом», с сетью Интернета и т.д. Эти соединения создают опасность вирусных и других атак. Отмечается, что в январе 2003 года компьютерный червь проник в компьютерную сеть АЭС в штате Огайо (США) и вывел систему контроля безопасности на 5 часов, несмотря на то, что по мнению персонала система была надежно защищена. К счастью, АЭС в это время не работала и реальная опасность не возникла. Специалисты в области компьютерной безопасности считают, что главную опасность представляют не террористы, а компьютерные вирусы.

Для предотвращения подобных инцидентов рекомендуется:

1.      выделить специалиста, занимающегося вопросами компьютерной безопасности и отвечающего за них,

2.      провести ревизию существующих мер компьютерной безопасности и принять соответствующие меры, провести анализ риска для более полной идентификации слабых мест,

3.      осуществить программу управления компьютерной безопасностью, интегрировав ее в системы управления безопасностью.

Для более эффективного управления этим процессом Министерство энергетики США планирует создать Национальный стенд для испытаний  компьютерных систем в целях выявления уязвимых мест.

4. Оператор в АСУ ТП АЭС

4.1. Обязанности оперативного персонала

 

Ранее указывалось, что признаком больших (сложных) систем, к которым принадлежит АСУ ТП АЭС, является присутствие в ней человека – оператора.

Роль оперативного персонала в обеспечении безопасности атомного энергоблока велика. Даже когда управление энергоблоком полностью автоматизировано, оператор может отключить  автоматическую систему обеспечения безопасности (как это было на ЧАЭС и АЭС ТМА). С другой стороны, когда по какой-либо причине автоматическая система окажется не в состоянии управлять процессом, вмешательство оперативного персонала может обеспечить безопасность блока.

Роль оператора велика и в предотвращении перехода объекта из нормального режима эксплуатации в аварийный.

Функции оператора многогранны и зависят от режима работы энергоблока АЭС.

При нормальном режиме работы энергоблока оператор обязан:

·         следить за работой энергоблока и обнаруживать малейшие отклонения в работе энергоблока,

·         оценивать последствия, которые могут наступить при отклонениях от нормального режима работы,

·         уметь анализировать работу отдельных систем, систем контроля и управления и в первую очередь систем безопасности, технологических процессов, тепловой баланс энергоблока, энергетический баланс станции и др.

При возникновении аварийно опасной ситуации оператор обязан:

·         контролировать систему безопасности.

·         определить возможность возникновения и развития аварийной ситуации и степень безопасности энергоблока,

·         вмешиваться в работу систем контроля и управления системы безопасности при отказе технических средств и систем безопасности,

·         определить инструкции, которыми необходимо пользоваться на основании информации о состоянии энергоблока.

Роль человеческого фактора в эксплуатации АЭС все еще достаточно велика. Значительная часть аварийных ситуаций возникает на АЭС из-за ошибок оперативного персонала. Поэтому ставится задача уменьшения зависимости безопасности АЭС от человеческого фактора на стадиях разработки, проектирования, изготовления и эксплуатации АЭС  за счет совершенствования программных и технических средств и введения интеллектуальных систем поддержки оператора.

В разных странах роль и обязанности оперативного персонала оценивается различно. В США человек рассматривается не как виновник, а как источник ошибок, причины которых кроются в недостатках технических решений, проектировании средств управления без учета человеческого фактора, в недостатках программы обучения и т.д. В США, также как и в ФРГ и в Швеции отмечается, что чем серьезнее событие, тем больше требуется участие персонала в поддержании безопасности АЭС. Во многих странах было принято правило, согласно которому в первые 30 минут после начала аварии вмешательство оперативного персонала должно быть исключено. За это время персонал должен осмыслить сложившуюся ситуацию, принять взвешенное решение и претворять его в жизнь.  

Однако, это правило подвергается критике из-за уникального характера большинства аварийных ситуаций, несмотря на рост вероятности ошибок оператора после начала аварии.

Опыт эксплуатации реакторов ВВЭР показывает, что основными причинами инцидентов являются: течи различных сред, которые, как правило, приводят к остановке энергоблока, нарушения работы систем энергоснабжения, нарушения в системе управления, нарушения оперативным персоналом режима эксплуатации и технических норм и т.д.

Из изложенного видно, что роль оперативного персонала в поддержании безопасного режима эксплуатации атомного энергоблока велика.  

4.2. Состав и функции оперативного персонала

Оперативный персонал предназначен для несения круглосуточного дежурства на всех основных  постах управления технологическими процессами и оборудованием АЭС [8]. Этот персонал делится на смены. Состав и структура оперативной смены зависит от конкретной АЭС: числа и мощности энергоблоков, типа реактора и т.д.

Упрощенная структура смены АЭС приведена на рис. 11.

 

 

Рис. 11. Упрощенная схема смены АЭС

 

Оперативное руководство эксплуатацией АЭС осуществляет начальник смены АЭС. Его основная задача – координация работы всех подразделений и энергоблоков АЭС, а также руководство действиями персонала при различного рода происшествиях и нарушениях в работе АЭС.

Начальнику смены АЭС подчиняются начальники смен энергоблоков. Их задача - оперативное руководство эксплуатацией энергоблока в соответствии с заданным графиком нагрузки. Они руководят операциями по пуску, остановке и изменению режимов работы блока. На некоторых блоках функции начальника смены выполняет заместитель начальника смены станции (ЗНСС).

Начальник смены блока – один из основных операторов АЭС. Его рабочее место – блочный щит управления (БЩУ). На этом щите вместе с ним дежурят еще два других основных оператора – старший (на некоторых блоках - ведущий) инженер по управлению реактором – СИУР (ВИУР) и старший (ведущий) инженер по управлению турбиной – СИУТ (ВИУТ). Задача СИУР  – оперативное управление ядерным реактором с блочного щита управления энергоблоком. В случае угрозы безопасности СИУР вправе самостоятельно остановить реактор, перевести его в глубоко подкритичное состояние. Соответственно СИУТ также с БЩУ осуществляет оперативное управление турбоагрегатом и его системами.

Для управления энергоблоком в аварийный период привлекается специалист-физик по безопасности.

Значительная часть технологического оборудования и помещений подлежит регулярному осмотру и, при необходимости, текущему обслуживанию. Эти функции исполняет средний технический персонал – старший оператор и оператор реакторного отделения и старший моторист и моторист-обходчик турбинного отделения.

При возникновении аварийных ситуаций главным координатором всех работ до прибытия руководства является начальник смены АЭС.  После прибытия руководства и группы технической поддержки они берут на себя углубленный анализ аварийной ситуации и радиационной обстановки на АЭС. 

4.3. Щиты управления АЭС

Оператор взаимодействует не непосредственно с объектом управления, а с его информационной моделью, отображенной в виде совокупности приборов, мнемосхем, табло и других средств отображения информации . От того, как и в каком виде эта информация будет представлена оперативному персоналу, как размещена, насколько удобна в использовании и насколько достоверна, зависит в итоге правильность действий оператора. Для решения этой задачи создаются щиты управления технологическим оборудованием и технологическими процессами.

На АЭС, состоящей из нескольких энергоблоков, имеется от 9 до 13 основных щитов управления и значительное количество щитов местных. Здесь рассматриваются основные, наиболее значимые щиты.

Центральный щит управления (ЦЩУ). Этот щит относится к АСУ ТП АЭС, с него осуществляется общая координация работы энергоблоков, общестанционных систем. На ЦЩУ распределяется нагрузка между энергоблоками, производится управление электрическими устройствам, осуществляется контроль радиационной безопасности АЭС. Щит располагается в административно-хозяйственном корпусе. Это место пребывания начальника смены АЭС. У него имеется информационный щит, который создает комплексную картину всех событий, происходящих на станции.    

Блочный щит управлении (БЩУ). Этот щит является основным местом, с которого ведется управление энергоблоком во всех проектных режимах, включая аварийный. Предназначен для контроля за работой реактора и турбинной установкой и основного оборудования, управления основными технологическими процессами в нормальных и аварийных условиях эксплуатации. Он является центральным постом операторской деятельности. Через этот щит осуществляется связь человека и машины. По этой причине именно этому щиту далее будет уделено особое внимание. Щит расположен в обстройке реакторного отделения со стороны машинного отделения на отметке + 6,6 м (для реактора ВВЭР). На нем постоянно присутствуют начальник смены энергоблока, старшие (ведущие) инженеры управления реактором и управления турбиной.

Рис. 12. Общий вид блочного щита управления и план размещения технических средств

 

Резервный щит управления(РЩУ). С помощью этого щита осуществляется остановка и перевод энергоблока в безопасное расхоложенное состояние, а также длительный отвод тепла от активной зоны, когда это невозможно сделать с БЩУ, например, из-за пожара, взрыва и даже гибели персонала и т.д. Щит расположен отдельно от БЩУ, но в зоне реакторного отделения на отметке – 4,2 м (для реактора ВВЭР), чтобы одна и та же причина не вывела из строя оба этих щита.  Щит не предназначен для управления системами нормальной эксплуатации, не связанными с обеспечением ядерной и радиационной безопасности. Средства отображения информации и органы управления на панелях и пультах РЩУ должны соответствовать их расположению на БЩУ. Постоянное присутствие персонала не предусматривается.

Местный щит управления (МЩУ). Предназначен для управления некоторыми технологическими установками и общестанционными системами, а также в период пусконаладочных или ремонтно-профилактических работ. Их количество достигает восьми и более. К ним относятся МЩУ для СУЗ, РК, химического контроля (ХК), вентиляционной системы (ВС) и др. Постоянное присутствие персонала на них не предусматривается.

Щит общестанционных устройств (ЩОУ). Предназначен для управления общестанционными установками – системой спецводоочистки, вентиляционными системами и т.д.

Щит дозиметрического контроля (ЩДК) или щит радиационного контроля. На нем собирается информация о радиационной обстановке на каждом энергоблоке и АЭС в целом, а также в спецкорпусе. Расположен в переходе из чистой в грязную зону.

Кроме этих щитов на АЭС имеются щиты СУЗ, вторичных КИП, электропитания, распределительных устройств и т.д.

4.4.      Средства отображения информации

 

Основными источниками оперативной информации для операторов БЩУ (и других щитов) являются визуальные средства. К ним относятся:

·         аналоговые и цифровые приборы, назначение которых – в отображении и регистрации непрерывной количественной информации о состоянии оборудования и значениях технологических параметров,

·         индикационные лампы и другие приборы, отображающие дискретные качественные признаки состояния оборудования (типа «включено-выключено» и т.п.),

·         индикационные лампы и табло сигнализации, отображающие дискретную качественную информацию о наступлении событий,

·         компьютерные и другие мониторы с электронно-лучевыми  индикаторами для отображения информации любого характера.

Важную роль играют акустические сигналы, источниками которых служат звонки, гудки, телефоны, переговорные устройства, другие операторы, объект управления.

Оперативный контур БЩУ содержит до 212 показывающих приборов для реактора ВВЭР-440 и до 305 приборов для реактора ВВЭР-1000. К ним относятся стрелочные приборы, приборы со световым зайчиком или столбиком, цифровые приборы, одноканальные и многоканальные самописцы с регистрацией на бумажной ленте.

О положении арматуры (открыта - закрыта), состояния насосов (включен – выключен -  обесточен), регуляторов (включен – выключен - обесточен) и др. сигнализируют лампочки различных цветов и видов свечения. Таких сигналов на БЩУ ВВЭР-1000 выводится до 700 штук.

Изображение на электронно-лучевых  индикаторах состоит из двух составляющих - динамической и статической информации. Статическая информация представляет собой слайды (рисунки), на которые наносятся неизменяемые элементы – чертежи, мнемосхемы, таблицы и др. – всего до 32 рисунков. Элементы изображаются обычно голубым цветом на черном фоне. Динамическая информация представляет собой численные значения параметров, положение регулирующих органов, тексты советов, элементы графиков. Эта составляющая поступает в электронно-лучевой индикатор из управляющего вычислительного комплекса и отображается в трех цветах – зеленом, красным, фиолетовым.

 

Глава 5. Человеческий фактор в АСУ ТП АЭС

5.1. Автоматизированные системы информационной поддержки

операторов АЭС

 

Эксплуатация АЭС требует от оперативного персонала глубокого знания всех процессов, протекающих на энергоблоке, и подсистем, участвующих в управлении этими процессами. В обязанности операторов входит обеспечение безопасности персонала, контроль состояния технологического оборудования и соблюдение технических требований по эксплуатации и обслуживанию.

Исследования и статистика показывают, что большинство аварий и чрезвычайных ситуаций возникают из-за нарушения биологического суточного ритма в ночную смену. Поэтому важны меры по смягчению влияния таких нарушений путем подсветки, звуковой поддержки (музыка) и т.п.

Психологическая нагрузка на оперативный персонал возникает и по техническим причинам. Персонал несет ответственность за своевременное принятие мер по предотвращению аварийной ситуации. Ему предоставлено право на принятие самостоятельного решения по  аварийной остановке энергоблока. С другой стороны персонал несет ответственность за необоснованную остановку энергоблока, т.к. она приводит к экономическим потерям. Грань между этими противоположными требованиями зыбкая, что и приводит к дополнительной психологической нагрузке на персонал.

В условиях повышенной опасности системы предотвращения аномальных и аварийных ситуаций, вызванных ошибочными действиями оперативного персонала, приобретают большое значение. Для этой цели служат автоматизированные системы информационной поддержки операторов, повышающих безопасность и удобство эксплуатации и управления АЭС.

 

Заключение

 

Ядерная энергетика – отрасль, охватывающая предприятия от урановых рудников до химических комбинатов по переработке отработавшего топлива. Важнейшим элементом ядерной энергетики являются ядерные электростанции, объединяющие в единый технологический комплекс разнообразные технические установки, управляемые различными регулирующими устройствами. Преобразование ядерной энергии в электрическую в этих установках сопровождается генерацией радиоактивных продуктов, опасных для жизни обслуживающего персонала и населения. Главная забота проектных и эксплуатирующих организаций обеспечение безопасности ядерных установок, их эксплуатация, исключающая выход радиоактивности из топлива в окружающую среду и распространение ее во внешнем пространстве, угрожающее здоровью населения и состоянию окружающей среды.

Задача управления ядерными установками включает в себя контроль и регулирование  состояния многочисленных подсистем в стационарных и переходных режимах, прогнозирование развития технологических процессов и обеспечение безопасности при воздействии внешних факторов, ошибках операторов, при отказах элементов систем. Большое значение имеют также многочисленные задачи оптимизации нормальной эксплуатации – перегрузки топлива, обслуживание оборудования и т.д., влияющих как на экономическую эффективность эксплуатации, так и на безопасность эксплуатации.

На начальном этапе развития ядерной энергетики управление энергоблоком АЭС велось с помощью разнотипных локализованных систем регулирования. Тогда установки управлялись группой операторов, которые получали информацию о состоянии оборудования, об отклонениях от нормальных режимов, и соответственно этой информации управляли процессами.

Позднее с ростом мощностей установок, увеличением числа контролируемых параметров, ужесточением требований к качеству контроля и регулирования систем ядерной энергетической установки для контроля и управления ими были созданы автоматизированные системы управления технологическими процессами АЭС – АСУ ТП АЭС. Их основная задача – разгрузить операторов при выполнении рутинных операций. Эти системы обеспечивают сбор и регистрацию массовых параметров, обработку информации о состоянии оборудования, сигнализацию о нарушениях режима эксплуатации. Они осуществляют регулирование, автоматизированный пуск и остановку энергоблока, выдают управляющие воздействия для исполнительных органов систем защиты при аварийных ситуациях.

Совершенствование безопасности эксплуатации АЭС ведется по следующим основным направлениям: повышение качества оборудования и надежности технологических систем, внедрение систем с внутренними механизмами безопасности и естественной самозащищенностью, создание высокоэффективных систем контроля и управления, поддержание высокого профессионального уровня оперативного и вспомогательного персонала, внедрение систем поддержки принятия решений операторами. Обсуждается необходимость разработки системы интеллектуализированной поддержки оператора. Под интеллектуальными системами принято понимать комплекс технических средств и программного обнспечивания, находящийся в информационном взаимодействии с человеком, способный на базе анализа ситуации и запасенных знаний вырабатывать цель действий и решения для рациональных способов достижения цели.

 

Список литературы

 

1.      Острейковский В.А. Автоматизированные системы управления АЭС. Учебное пособие. Обнинск. ИАТЭ. 2011. С. 87. 

2.      Острейковский В.А. Автоматизированные системы управления технологическими процессами атомных электростанций с ВВЭР-1000. Учебное пособие. Обнинск. ИАТЭ. 2011. С. 87.

3.      Прангишвили И.В., Амбарцумян А.А. Основы построения АСУ сложными технологическими процессами. М.: Энергоатомиздат. 2012. С. 305.

4.      Прангишвили И.В., Амбарцумян А.А. Научные основы построения АСУ ТП сложных энергетических систем. М.: «Наука». 2012. С. 232.

5.       Плетнев Г.В. Автоматизированные системы управления объектами тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ. 2011. С. 351.

6.      Плетнев Г.В., Долинин И.В. Основы построения и функционирования АСУ тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ. 2011. С. 155.

7.      Трофимов А.И. Приборы и системы контроля ядерных энергетических установок. М.: Энергоатомиздат. 2012. С. 494.

8.      Брагин В.А., Батенин И.В., Голованов М.Н. и др. Системы внутриреакторного контроля АЭС с реакторами ВВЭР. М.: Энергоатомиздат. 2011 г. С. 128 

9.      Клюев А.С., Лебедев А.Т., Миф Н.П. Метрологическое обеспечение АСУ ТП. М.: Энергоатомиздат 2011 г. С. 160.

10.  Компьютерная безопасность в АСУТП. «Датчики и системы», № 10. 2011 г. С. 68-69.

11.  Анохин А.Н., Острейковский В.А. Вопросы эргономики в ядерной энергетике. М.: Энергоатомиздат. 2011 г. С. 344.

 

12.  Скачано с www.znanio.ru