Разработка и анализ структурной схемы автоматической системы управления на АЭС

Курсовая работа Разработка и анализ структурной схемы автоматической системы управления на АЭС

1 Принципы и режимы управления. Выбор и обоснование программы управления энергоблоком

1.1 Работа энергоблока АЭС в базовом режиме

1.2 Принципы и режимы управления

2 Разработка схемы АСУ ТП ЭБ АЭС

2.1 Унифицированный комплекс технических средств

2.1.1 Технологическая сигнализация

2.1.2 Технологические защиты и блокировки

2.1.3 Управление ЗРА, насосами, пневмоарматурой и предохранительными устройствами

2.2 Технологический и теплотехнический контроль на АЭС

2.3 Регулирование технологических параметров

2.4 СУЗ реактора ВВЭР-1000

2.4.1 Программно-технический комплекс СГИУ — М

2.4.2 Программно-технический комплекс АРМ, РОМ, УПЗ

2.4.2.1 Режимы работы АРМ

2.4.2.2 Рабочие режимы РОМ

2.4.2.3 Алгоритмы группы функций УПЗ

2.4.3 Программно-технический комплекс АЗ-ПЗ

2.4.4 Электропитание СУЗ напряжением 220В

2.5 Система управления турбиной

2.6 Система внутриреакторного контроля

2.7 Система контроля нейтронного потока

2.8 ИВС энергоблока

2.9 Система управления ступенчатым пуском

2.10 Посты управления энергоблоком

3 Регуляторы БРУ-К.

Приложение, А Приложение Б автоматическое управление турбина электропитание энергоблок

ВВЕДЕНИЕ

Стратегией развития ядерной энергетики планируется поддержка на протяжении 2006 — 2030 гг. части производства электроэнергии АЭС на уровне, достигнутому в 2005 году (то есть, около половины от суммарного годового производства электроэнергии в Украине).

Автоматическое управление является более точным, быстродействующим и эффективным по сравнению с ручным управлением, поэтому тенденция его повсеместного внедрения, глубоко оправдана. Автоматизация в промышленности означает дальнейший рост производительности труда, в военном деле — колоссальное повышение эффективности использования боевых и технических средств. Современная автоматизированная система состоит из большого количества вычислительных машин, соединённых в один могучий комплекс управления, в котором координирующее действие и контроль осуществляет человек.

В последнее время атомные электрические станции (АЭС) вышли на уровень производства электроэнергии, соответствующий тепловым (ТЭС) и другими электростанциям, а в некоторых странах (Франция, Япония, Украина) обошли их. Однако вместе с тем ядерная энергетика выдвинула серьезные требования к решению проблем предотвращения аварий (особенно после чернобыльской катастрофы), прогнозирование и профилактика которых тесно связаны с работой систем автоматического управления (САУ).

Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) содержат различные подсистемы, сочетающие в себе централизованные и децентрализованные средства контроля и управления. Они требуют значительного количества и разнообразия средств измерений, обеспечивающих выработку сигналов измерительной информации в форме, удобной для дистанционной передачи, сбора, дальнейшего преобразования, обработки и представления её оператору.

АСУ ТП призвана решать три основные группы функций:

— информационные;

— управляющие;

— вспомогательные.

В информационные функции входят сбор, обработка, распределение и представление информации о работе оборудования и ходе ТП, а также выполнение расчетов, связанных с эффективностью работы технологического оборудования.

К управляющим функциям АСУ ТП относится выработка управляющих сигналов на различные регуляторы, предназначенные для поддержания контролируемых параметров на заданном уровне.

Эти сигналы формируются посредствам сравнения сигнала измерительной информации, характеризующего состояние измеряемой среды, с сигналом — уставкой.

На АСУ ТП возложено огромное количество функций, выполнять которые человек, каким бы он подготовленным не был, просто не в состоянии. Сбой или отказ любого компонента АСУ ТП неизбежно приведет к нарушению работы всего предприятия. Поэтому к элементам АСУ ТП АЭС предъявляются достаточно высокие требования:

— большой срок службы;

— обеспечение возможности проверки работоспособности аппаратуры, а также контроля параметров технологического процесса при подготовке к пуску и при работающем реакторе без его остановки, без нарушений функции системы и работоспособности реакторной установки;

— аппаратура АСУ ТП обеспечивает возможность неоперативного изменения заданных значений параметров настройки, а также уровней срабатывания аварийной защиты и предупредительной сигнализации;

— устойчивость к климатическим и механическим воздействиям и т. д.

Проблемы надежности АСУ ТП предприятий:

— стремление к росту производственной мощности, приходящийся на один технологический агрегат;

— увеличение количества аппаратуры и систем автоматики;

— повышение мощности агрегатов;

— расширение функций, выполняемых аппаратурой автоматики;

— интенсификация производственных процессов;

— рост сложности аппаратуры и систем;

— более медленный рост уровня надежности комплектующих элементов по сравнению с ростом их числа в аппаратуре;

увеличение важности выполняемых функций;

— усложнение условий эксплуатации.

Анализируя обстановку, сложившуюся в настоящее время на крупных предприятиях и особенно на АЭС, становится очевидно, что разработка АСУ ТП является первостепенной задачей при проектировании любого промышленного объекта.

1 Принципы и режимы управления. Выбор и обоснование программы управления энергоблоком

1.1 Работа энергоблока АЭС в базовом режиме

До настоящего времени не решена задача создания достаточно емких электрических аккумуляторов, которые были бы способны накапливать энергию, которая вырабатывается ТЭС или АЭС. Поэтому в современных условиях производство электрической энергии в каждый момент времени должно соответствовать ее потреблению.

В суточном графике электрических нагрузок в энергосистеме (рисунок 1.1) можно выделить базовую, полупиковую и пиковую области. В пределах базовой области, ограниченной сверху ординатой соответствующей минимальной суточной (ночной) нагрузке, потребляемая мощность не меняется в течение суток. Пиковые области соответствуют утреннему и вечернему пикам нагрузки длительностью 3−4 часа и ограниченны снизу ординатой, соответствующей минимальной дневной нагрузке. Между ними располагается полупиковая область протяженностью 16−18 часов.

Рисунок 1.1 — Суточный график нагрузки энергосистемы

Основными показателями, характеризующими графики электрических нагрузок, являются коэффициент неравномерности

представляющий собой отношение минимальной суточной нагрузки Р_min к максимальной Р_max, и коэффициент заполнения

где Р — текущая нагрузка, соответствующая произвольному моменту времени t;

ф — продолжительность суток.

Коэффициент заполнения представляет собой отношение площади под кривой графика нагрузок к площади под ординатой, соответствующей максимальной суточной нагрузке. Последняя из этих площадей характеризует электроэнергию, которая была бы выработана при максимальной нагрузке оборудования в течение суток. Площадь под кривой фактического графика нагрузок характеризует действительно выработанное количество электроэнергии.

1.2 Принципы и режимы управления

Все многообразие эксплуатационных режимов энергоблоков АЭС может быть сведено к трем большим группам: нормальные режимы, режимы с ограничениями технологических параметров и аварийные режимы.

Нормальным режимам эксплуатации относятся все стационарные и переходные режимы энергоблока, с основной технологической задачей энергоблока — выработкой заданного количества энергии, при которых все технологические параметры, определяющие надежность оборудования, находятся в пределах, разрешенных правилами технической эксплуатации и другими нормативными документами. В числе нормальных режимов — пуски энергоблока из разных исходных состояний; стационарные режимы при любом уровне мощности в пределах регулировочного диапазона; переходные режимы, связанные с изменением мощности энергоблока; плановые остановы; расхолаживание реактора; перегрузка топлива. В число стационарных режимов входят режим работы с номинальной мощностью (номинальный режим) и режимы работы с мощностью, меньшей номинальной. Такие режимы называют режимами работы с частичными нагрузками или частичными режимами. Совокупность различных стационарных режимов обычно называют переменными режимами энергоблока. В стационарных нормальных режимах блок может работать неограниченно долге время. В нормальных режимах энергоблок работает подавляющую часть своего срока службы.

В процессе эксплуатации энергоблока (ЭБ) иногда возникают нештатные ситуации, связанные с отказом части входящих в состав блока параллельно работающих агрегатов (например, одного-двух главных циркуляционных насосов — ГЦН) или с такой неисправностью того или иного элемента блока, при которой этот элемент не может работать при каких-либо режимах, но вполне может продолжать функционировать в других режимах. В таких нештатных ситуациях не требуется останов блока, он может продолжать работу с определенными ограничениями мощности или иных технологических параметров. Ремонт же вышедшего из строя оборудования может быть произведен без останова блока или отложен до его очередного планового останова.

Эту группу режимов называют режимами с ограничениями технологических параметров (нештатными режимами). Поскольку причины, вынуждающие ограничивать технологические параметры, различны, эта группа режимов, при сравнительно малом времени работы в них, весьма обширна. Продолжительность непрерывной работы в нештатном режиме обычно не ограничивается.

Аварийные режимы связаны с отказом или повреждениями тех или иных элементов блока, отклонением за допустимые пределы технологических параметров, что создает угрозу безопасности дальнейшей эксплуатации блока. В таких режимах требуется либо немедленный останов блока, либо, в отдельных случаях, немедленное глубокое снижение его мощности до тех пределов, при которых восстановятся допустимые значения технологических параметров, с дальнейшим ограничением разрешенных значений мощности.

Среди многообразия аварийных режимов особое место занимают те режимы и ситуации, которые могут привести к повреждению ядерного топлива или к радиоактивному загрязнению помещений станции, а тем более к радиоактивному загрязнению территории за пределами станции, а также иметь другие последствия, влияющие на ядерную и радиационную безопасность АЭС. К таким режимам относятся, в частности, аварийные режимы, связанные с незапланированным изменением реактивности реактора; режимы работы с аварийным сокращением расхода теплоносителя активной зоной или отдельными технологическими каналами реактора, а также расхода питательной или подпиточной воды; режимы работы с появлением неплотностей, приводящих к большим или малым течам теплоносителя, а также из отдельных технологических каналов; режимы работы с нарушением герметичности оболочек ТВЭЛов и увеличением активности теплоносителя; режимы работы с повреждением главных паропроводов АЭС; режимы работы с потерей электрического питания (обесточиванием) цепей собственных нужд АЭС и другие.

Автоматизированное управление ЭБ может быть организованно на основе следующих основных принципов:

— принцип управления по отклонению регулируемой величины от заданного значения;

— принцип управления по возмущению (принцип компенсации);

— комбинированный принцип управления.

Принцип управления по отклонению

В основу этого принципа положена зависимость между перемещением регулирующего органа и отклонением регулируемой величины от заданного значения.

Регулируемый параметр х (t) сравнивается с заданным у (t) и на основании разности этих величин вырабатывается регулирующее воздействие g (t).

— закон управления по отклонению.

АУУ — автоматическое управляющее устройство;

ОУ — объект управления.

В САР основанной на данном принципе используется обратная связь (ОС), то есть фактическое значение регулируемой величины с выхода подаётся на вход системы для сравнения с заданным значением и формирование регулирующего воздействия.

Достоинства метода: универсальность, простота.

Недостатки: малое быстродействие, ошибка регулирования.

Принцип управления по возмущению

В основу этого принципа положена зависимость между перемещением регулирующего органа и значением возмущающего воздействия.

Сущность принципа состоит в том, что из различных возмущений выбирается одно главное возмущение, на которое и реагирует САР.

— закон управления по возмущению.

Достоинства метода: быстрая реакция на возмущение.

Недостатки: этот метод не учитывает все возмущения, все возмущения в основном внутренние.

Комбинированный принцип управления

Этот метод объединяет в себе два предыдущих метода.

— закон регулирования комбинированного типа.

1.3 Выбор и обоснование программы регулирования

На блоках с реакторами ВВЭР получили распространение следующие программы регулирования:

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

2) с постоянным давлением во 2-м контуре;

3) компромиссная программа с умеренным изменением обеих величин;

4) комбинированная программа с Р_п=cosnt при малых нагрузках и t_ср^т/н =const при больших нагрузках.

Рассмотрим программы регулирования, которые получили распространение на АЭС в Украине.

Программа t_ср^т/н=const (рисунок 1.5) наиболее благоприятна для 1-го контура. По этой программе для изменения мощности реактора требуется внести наименьшую реактивность (перемещение регулирующих стержней). Кроме того, при работе блока по этой программе объем теплоносителя 1-го контура постоянен, вследствие чего уменьшаются требуемые размеры компенсатора давления и облегчается работа их систем регулирования. Недостатком этой программы является повышение давления пара при снижении мощности. Это вызывает необходимость утяжеления оборудования 2-гго контура.

При этом термический КПД цикла остается низким при всех мощностях, так как на номинальной мощности Р_п, поступающего на турбину, ниже допускаемого по условиям работы 2-го контура, а ан пониженной мощности, когда давление пара велико, КПД также низок из-за незначительного перепада давления на регулирующих клапанах. Указанные недостатки привели к тому, что эта программа уступает место более совершенным. Программа с постоянным давлением во втором контуре Р_п = const (рисунок 1.6) позволяет повысить КПД цикла в номинальном режиме при той же стоимости оборудования второго контура. Кроме того, поскольку во 2-м контуре давление (и температура) постоянны, в оборудовании контура не возникают термические напряжения при изменении мощности. Однако при изменении этой программы для предотвращения закипания теплоносителя в 1-м контуре необходимо повысить его давление примерно на 30 кгс/см² (3,0 МПа). Кроме того, значительные изменения температуры теплоносителя 1-го контура приводят к необходимости изменять реактивность на большую величину, усложняют работу системы компенсации объема, а также при быстрой смене режима могут вызвать нежелательные температурные напряжения в 1-м контуре. Однако, несмотря на это программа регулирования Р_II = const относится к числу наиболее распространенных.

2 Разработка схемы АСУ ТП ЭБ АЭС

АСУ ТП энергоблока с реактором ВВЭР-1000 предназначена для:

— для автоматического регулирования мощности реактора, турбоустановки и внутриблочных параметров при работе блока, как в базовом режиме, так и по заданному диспетчерскому графику;

— автоматического регулирования и дискретного управления при пуске блока из холодного, неостывшего и горячего состояния, планового останова блока с расхолаживанием или без него, изменения состава оборудования, находящегося в работе; автоматическое снижение мощности энергоблока или его останова при возникновении аварийных ситуаций на блоке или в энергосистеме;

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

— включения или автоматической работы системы безопасности;

— автоматического выполнения операций в пределах уставок или отдельных агрегатов;

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

— автоматической регистрации текущих аварийных событий;

— автоматической диагностики как некоторых технологических средств АСУ ТП, так и для выполнения отдельных функций.

При разработке АСУ ТП ЭБ АЭС необходимо учитывать, что:

— работа оборудования происходит в жестких условиях (высокие давления и температуры);

— большая часть оборудования во время работы недоступна для обслуживания;

— работа оборудования связана с быстродействующими ядерными и тепловыми процессами.

С учетом этого система управления должна быть высоко автоматизирована.

АСУ ТП обеспечивает управление технологическими процессами как в нормальном, так и в аварийном режимах. Оператор осуществляет контроль за работой технических средств и управление неавтоматическими процессами. В нештатных ситуациях оператор может вмешиваться в работу АСУ ТП или полностью переключиться на ДУ.

АСУ ТП строиться по иерархическому принципу. На верхних уровнях — ЩУ, затем вычислительные комплексы, осуществляющие обработку информации, и, наконец, локальные подсистемы. Они являются полностью самостоятельными, так как они тесно связаны между собой каналами обмена информацией и командами. Кроме того, в каждой локальной подсистеме можно выделить как её подсистемы, так и отдельные системы регулирования различных параметров (уровень температура и так далее).

Для обеспечения выполнения заданных функций АСУ ТП в настоящее время широко используется вычислительная техника, которая осуществляет сбор и обработку информации, формирование управляющих сигналов.

В состав АСУ ТП энергоблока с реактором ВВЭР-1000 входят следующие структурные системы:

1. Система управления и защиты реактора (СУЗ);

2. Система внутриреакторного контроля (СВРК);

3. Аппаратура контроля нейтронного потока (АКНП);

4. Автоматизированная система управления турбоустановкой (АСУТ);

5. Централизованная информационно-вычислительная система (ИВС) радиационного контроля (АКРБ);

6. ИВС в комплекте с УКТС;

7. Устройство логического управления (ФГУ);

8. Система контроля генератора

9. Система автоматического регулирования на базе аппаратуры «КАСКАД-2», ПТК, микроконтроллеров.

АСУ ТП выполняет следующие функции:

1. Информационные:

— контроль за основными параметрами, то есть непрерывная проверка соответствия параметров процесса допустимым значениям и немедленное информирование персонала при возникновении несоответствия;

— измерение или регистрация по вызову оператора тех параметров процесса, которые его интересуют в ходе управления технологическим объектом;

— информирование оператора (по его запросу) на том или ином участке объекта управления в данный момент;

— фиксирование времени отклонения некоторых параметров процесса за допустимые пределы;

— вычисление по вызову оператора некоторых комплексных показателей, не поддающихся непосредственному измерению и характеризующих качество продукции или другие важные показатели технологического процесса;

— вычисление технико-экономических показателей работы технологического объекта;

— периодическая регистрация измеряемых параметров и вычисляемых показателей;

— обнаружение и сигнализация наступления опасной предаварийной и аварийной сигнализации.

Выполнение всех этих функций обеспечивает своевременное оповещение оперативного персонала и передачу информации в вышестоящие системы.

2. Управляющие:

— стабилизация переменных технологических параметров на некоторых постоянных значениях, определяемых регламентом производства;

— программное изменение режима процесса по заранее заданному закону;

— защита оборудования от аварий;

— формирование и реализация управляющих воздействий, обеспечивающих достижение или соблюдение режима, оптимального по технологическому или

технико-экономическому критерию;

— распределение материальных потоков и нагрузок между технологическими агрегатами;

— управление пусками и остановками агрегатов.

3. Вспомогательные:

— управление функционированием многомашинного комплекса;

— управление функционированием КСО, М-64 и систем ФГУ;

— обслуживание баз данных;

— генерация и коррекция параметров настройки СВЧ;

— диагностика состояния комплекса УВС.

2.1 Унифицированный комплекс технических средств

УКТС предназначен для:

— приёма и обработки команд операторов, технологических защит, блокировок, команд высшей иерархической ступени управления (УЛУ-II) и выдачи команд на исполнительные устройства управления арматурой и механизмами;

— формирования команд технологических защит и блокировок при достижении определённых значений величины технологических параметров;

— автоматического формирования команд управления (АВР, блокировки и т. д.);

— формирования технологической (аварийной и предупредительной) сигнализации и индикации положения исполнительных механизмов;

— сбора, обработки и выдачи дискретной информации в другие устройства;

— приёма и обработки дискретной и аналоговой информации, аналого-дискретного преобразования сигналов.

Реализованные на базе УКТС устройства предназначаются для АСУ ТП и сопрягаются по своим техническим, информационным и другим характеристикам с другими устройствами и подсистемами АСУ ТП.

Блоки УКТС включает в себя базовый шкаф, кроссовый шкаф и шкаф-распределитель тока РТ.

2.1.1 Технологическая сигнализация

Сигнализация предназначена для оповещения персонала об отклонениях параметров технологического процесса от установленных норм, а также о нарушении режимов работы и неисправности технологического оборудования АЭС. На АЭС используются следующие виды сигнализации:

Технологическая предупредительная сигнализация об отклонении параметров технологического процесса за допустимые пределы. Появление предупредительных сигналов требует от персонала особой бдительности и принятия мер по нормализации процесса.

Аварийная сигнализация:

— сигнализация аварийного отклонения важнейших параметров, осуществляющаяся при срабатывании аварийных и технологических защит, фиксирующая действие защит и причину этого действия;

— сигнализация аварийного отключения механизмов и срабатывания АВР.

Вызывная сигнализация:

— Обобщённый сигнал о неисправности отдельных механизмов или агрегатов, обслуживаемых с местного щита без постоянного персонала. Этот сигнал является вызовом персонала к местному щиту.

— Сигнализация нарушения в электропитании технологического оборудования или щитовых устройств (например, обрыв в цепях управления, потеря напряжения и т. п.);

Сигнализация состояния механизмов («ОТКРЫТО», «ЗАКРЫТО», «ВКЛЮЧЕНО», «ОТКЛЮЧЕНО» и т. п.).

Различные виды сигналов отображаются на БЩУ (или РЩУ) с помощью индивидуальных световых табло, лампами со светофильтрами и сопровождаются звуком определённого тона в зависимости от вида сигнализации — звонком для предупредительной и ревуном для аварийной сигнализации.

Аварийная звуковая сигнализация на панелях HY 16−18 (АКНП и СУЗ) имеет переменную тональность и отличается от звуковой сигнализации на других панелях.

Поскольку для звукового сигнала определённого вида сигнализации используется один источник звука, электрической схемой звуковой сигнализации предусматривается повторность действия звукового сигнала, включающегося каждый раз при появлении нового сигнала.

Что касается светового сигнала, то при большом количестве сигналов, которые поступают на БЩУ, появление каждого нового сигнала должно привлекать внимание оператора. Это достигается применением «мигающего света» до момента квитирования кнопкой съема мигания, когда сигнал переводится на ровное свечение. Такой род сигнала эффективен, так как мигание обнаруживается человеческим глазом в 1,5₂ раза быстрее, чем ровное свечение. Обеспечение прерывистого свечения (мигания) достигается соответствующим построением электрической схемы световой сигнализации.

Помимо указанных особенностей электрическая схема сигнализации обеспечивает:

— возможность оперативного опробования отдельных участков;

— ручной съем мигания и звукового сигнала;

— автоматический съём звукового сигнала по истечении установленного времени;

— высокую надёжность в эксплуатации.

В целях повышения надёжности схем, а также повышения ремонтопригодности сигнализация разбивается на отдельные участки. При выводе из работы или неисправности одного участка остальные участки сохраняют работоспособность.

Вызывная сигнализация предназначена для обеспечения вызова персонала к щитам или панелям без постоянного обслуживающего персонала при появлении нарушений в работе оборудования, управляемого с этих щитов или в работе собственно щитов или панелей.

Вызывная сигнализация (рисунок 2.1) осуществляется зажиганием индивидуального или группового табло вызова оператора к тому или иному участку (панели неоперативного контура, БНС, РДС, МЩУ и т. д.) где произошло нарушение режима работы или исчезновение питания оборудования. Вызывная сигнализация сопровождается звонком.

Рисунок 2.1 — Формирование вызывной сигнализации

При прохождении сигнала вызывной сигнализации оператор обязан по оперативной связи или лично выяснить причины нарушения и принять меря для нормализации работы оборудования. При исчезновении причины сигнализации табло гаснет.

2.1.2 Технологические защиты и блокировки

Задачей атомной электростанции является превращение энергии, выделяющейся в результате деления атомных ядер горючего, в электрическую. Этот технологический процесс происходит по следующей цепи превращения энергии: энергия деления ядер — тепловая энергия теплоносителя и рабочего тела (пара) — механическая энергия ротора турбины — электрическая энергия, вырабатываемая генератором.

Использование электронных вычислительных машин — ЭВМ, которые вместе с отдельными устройствами объединяются в автоматизированную систему управления технологическим процессом — АСУТП.

Устройства ТЗиБ являются составной частью АСУТП и осуществляют ликвидацию повреждений и ненормальных режимов на технологическом оборудовании и являются важнейшей автоматикой, обеспечивающей надежную и устойчивую работу энергоблоков.

Для обеспечения нормальной работы технологического оборудования энергоблока необходимо возможно быстрее выявить и отделить (локализовать) место повреждения, восстанавливая, таким образом, нормальные условия для работы остальной части оборудования и прекращения разрушения в месте повреждения.

Опасные последствия ненормальных режимов также можно предотвратить, если своевременно обнаружить отклонение от нормального режима и принять меры к его устранению, снизить нагрузку агрегата, отключить поврежденный агрегат и включить резервный (АВР), понизить давление или температуру и т. д. или подать сигнал дежурному персоналу.

В связи с этим возникает необходимость в создании и применении автоматических устройств, выполняющих указанные операции и защищающих оборудование и его элементы от опасных последствий повреждений и ненормальных режимов.

ТЗиБ является основным видом автоматики, без которой невозможна нормальная и надежная работа современных энергетических установок.

ТЗиБ осуществляет непрерывный контроль за состоянием и режимом работы всех элементов энергетических установок и реагирует на возникновение повреждений и ненормальных режимов. При возникновении ненормальных режимов ТЗиБ выявляет их и в зависимости от характера нарушения производит операции, необходимые для восстановления нормального режима, и (или) подает сигнал дежурному оператору.

Основные требования, предъявляемые к устройствам ТЗиБ:

— быстродействие;

— селективность или избирательность;

— чувствительность;

— надежность.

2.1.3 Управление ЗРА, насосами, пневмоарматурой и предохранительными устройствами

На выходном паропроводе каждого ПГ YB10(20,30,40)W01 установлены два ИПУ (контрольный и рабочий), которые предназначены для защиты ПГ от повышения давления больше допустимого (рисунок 2.2).

Рассмотрим работу схемы управления одним ИПУ ПГ. Для семи других она аналогична.

В состав низковольтной (15В) части схемы управления входят блоки БПУ, БЛП, БУД, БКЛ.

В состав схемы управления входит логическая релейная часть, размещённая в панели управления и состоящая из одного 2-х позиционного поляризованного реле РП-8 имеющего два фиксированных положения контактов и нескольких промежуточных реле РП-23 и РП-256. Реле выполняют логические операции в силовой (220В) части схемы управления. Все реле работают на постоянном токе. Управляющие сигналы релейная схема получает от блоков УКТС. Из релейной схемы управляющий сигнал направляется к катушкам электромагнитов, а сигнал, определяющий положение рабочего органа предохранительного устройства — к блокам УКТС и к видеомониторам ИВС. Из-за отсутствия в схеме управления блоков конечных выключателей контакты реле логической релейной части используются, как начальные, элементы схемы сигнализации положения рабочего органа предохранительного устройства.

Рисунок 2.2 — Функциональная схема управления и индикации состояния импульсно-предохранительного устройства ТХ50(60,70,80)S03(S04) парогенератора YВ10(20,30,40)W01

Сигнал на открытие клапана направляется с БЩУ или РЩУ от КУ на входные клеммы БПУ. Так как клапан может управляться с БЩУ и РЩУ, то в схеме используются блоки БПУ выполняющие функции дешифратора правильности приходящих от КУ команд управления. С выходных клемм БПУ сигнал поступает одновременно на блоки БЛП и БУД. С выходных клемм БЛП сигнал передаётся также на блок БУД. Блок БЛП применяется для реализации приоритета прохождения команд на открытие или закрытие импульсного клапана при ручном управлении им от КУ перед командами, поступающими на блок БУД из схемы защит от блока БФК. От блока БУД управляющий сигнал на открытие предохранительного устройства через БКЛ направляется в релейную логическую схему панели управления. Работа релейной логической схемы приводит к обесточиванию (110 В постоянного тока) электромагнитной катушки соленоида закрытия и подаче силового напряжения постоянного тока 220 В на электромагнитную катушку открытия ИК, расположенную над рычагом открытия импульсного клапана. При срабатывании соленоид открытия втягивает вверх (внутрь катушки) свой сердечник. Движение сердечника вызывает в импульсном клапане перемещение вверх жёстко связанного с ним механически золотника от седла. Одновременно с этим обесточенная катушка соленоида закрытия ИК прекращает воздействие на свой сердечник, под воздействием своего веса рычаг закрытия ИК движется вниз, возвращаясь в исходное положение, и вызывает перемещение вниз (в исходное положение) соединённого с ним механически жёстко сердечника соленоида закрытия ИК. Технологическая схема управления ИПУ выполнена таким образом, что после открытия ИК управляющая среда через ИК поступает в ГПК и ГПК открывается (движение сервопривода ГПК вверх от седла). В результате полость ПГ сообщается с атмосферой и прекращается повышение величины давление в ПГ.

При достижении рабочим органом ИК открытого положения катушка открытия не обесточивается. Поэтому при длительном нахождении катушки соленоида открытия под напряжением возможен выход её из строя.

Возврат импульсного клапана в закрытое положение производится теми же ключами КУ с БЩУ или РЩУ, но поворот ключа производится в обратную сторону. Работа схемы управления аналогична управлению на открытие. Но работа релейной логической схемы приводит к обесточиванию электромагнитной катушки соленоида открытия и подаче силового напряжения постоянного тока 220 В на электромагнитную катушку закрытия ИК, расположенную над рычагом закрытия импульсного клапана. При срабатывании соленоид закрытия втягивает вверх (внутрь катушки) свой сердечник. Движение сердечника вызывает в импульсном клапане перемещение вниз жёстко связанного с ним механически золотника к седлу. ИК закрывается, и управляющая среда прекращает поступать в ГПК. Одновременно с этим обесточенная катушка соленоида открытия ИК прекращает воздействие на свой сердечник, под воздействием своего веса рычаг открытия ИК движется вниз, возвращаясь в исходное положение, и вызывает перемещение вниз (в исходное положение) соединённого с ним механически жёстко сердечника соленоида открытия ИК. Технологическая схема управления ИПУ выполнена таким образом, что после прекращения поступления управляющей среды ГПК закрывается (движение сервопривода ГПК вниз к седлу). В результате полость ПГ отсекается от атмосферы и прекращается снижение величины давление в ПГ.

Следует учитывать, что от выходных клемм БУД сигнал на закрытие одновременно подаётся как на вход релейной схемы (через БКЛ), так и на вход блока БЛВ. Через 5 секунд с выходных клемм БЛВ через БКЛ на вход релейной схемы подаётся управляющий сигнал, который вызывает перефиксацию положения контактов реле РП-8 и из релейной схемы на катушку соленоида закрытия начинает поступать силовое напряжение постоянного тока величиной 110 В. Такая схема включения электромагнитной катушки соленоида закрытия обеспечивает высокую герметичность ИК после его закрытия. Применение пониженного напряжения половинной величины позволяет эксплуатировать электромагнитную катушку соленоида закрытия длительное время. Импульсный клапан может также управляться по блокировкам. Датчиками являются «Сапфир» TX51(52,53)P04 — I СБ, TX51(52,53)P05 — II СБ, TX51(52,53)P06 — III СБ, а сами врезки отбора давления на «Сапфир» выполнены в коллекторе ПГ. Электрический сигнал от датчика поступает на вход блока АДП, от которого через блок БФК управляющий сигнал направляется к блоку БУД при повышении давления в паропроводах ПГ больше 84 кгс/см² (для контрольного ИПУ) и 86 кгс/см² (для рабочего ИПУ) — на открытие импульсного клапана и при понижении давления меньше 70 кгс/см² (для рабочего и контрольного ИПУ) — на закрытие импульсного клапана. Блоки БФК выполняют функцию мажоритирования «2 из 3» как на открытие ИК, так и на его закрытие. Необходимо учитывать реализацию условия приоритета прохождения управляющих команд через блок БУД от БФК.

Одновременно с выходом управляющих команд на катушки соленоидов от контактов реле той же релейной схемы сигналы, указывающие положение предохранительного устройства поступают через установленные в кроссовом шкафу УКТС делители напряжения на БУД. С выходных клемм БУД через БПУ сигнал далее поступает на лампы сигнализации БЩУ и РЩУ. Одновременно с БУД сигнал поступает в ИВС для фиксации на видеомониторе положения рабочего органа импульсного клапана и на панели БЩУ и РЩУ на табло аварийной технологической сигнализации. Во время движения рабочего органа импульсного клапана мигающей сигнализации нет. Исключение составляет случай, когда предохранительное устройство открывается автоматически от воздействия по сигналу датчика давления. Тогда сигнальная лампа с светофильтром зелёного цвета принимает сигнал переменного свечения («мигание»).

Низковольтная (15 В, 24В) часть схемы управления импульсными клапанами (блоки БПУ, БЛП, БУД, БКЛ) получают электропитание в шкафах УКТС систем безопасности. Силовая часть (220 В постоянного тока) схемы управления импульсными клапанами (катушки соленоидов и релейная часть схемы) получают электропитание в панели системы безопасности HV (HW, HX)123. Электрическое питание в панели безопасности HV (HW, HX) 123 подаётся непосредственно из КРУ ЩПТ СБ.

— 1-ая СБ, панель HV 123 — TX60S03, TX70S03, TX50S04

— 2-ая СБ, панель HW 123 — TX80S04, TX50S03

— 3-я СБ, панель HX 123 — TX70S04, TX80S03, TX60S04

Аварийная сигнализация на БЩУ:

— Импульсно-предохранительные устройства парогенератора TX 50 (60, 70, 80) S03 (S04) открыты;

— Вызов в шкаф РТЗО при отключении АП;

— Вызов в шкаф УКТС при отключении АП или БП;

— Вызов в панель управления ИПУ («Неисправность шкафа ИПУ ПГ»).

2.2 Технологический и теплотехнический контроль на АЭС

Технологический контроль — это сбор текущей информации о ходе технологического процесса, обработка её для передачи в другие подсистемы и представление её обслуживающему персоналу в аналоговой и цифровой форме, а также в виде дискретных сигналов информации от других систем, входящих в АСУ ТП ЭБ.

Система технологического и теплотехнического контроля (СТТК) представляет собой сложную систему сбора, обработки и представления информации о технологическом процессе в тепловом цикле энергетической установки.

Она включает в себя датчики, вторичные преобразователи, ЭВМ, программное обеспечение и дисплей оператора.

Основными функциями системы технологического контроля являются:

— контроль основных параметров (уставок);

— сигнализация;

— регистрация и архивация данных о работе ЯР.

Структурная схема СТТК представлена на рисунке 2.3.

В основу сбора и распределения информации от первичных преобразователей заложен унифицированный сигнал 0…5 мA постоянного тока. Но в некоторых случаях сигнал от первичных преобразователей не преобразуется в цифровой, так как это не вызвало необходимости. Это имеет место в случае передачи информации от таких приборов, как термометры сопротивления на УВС или СВРК.

Применение унифицированного сигнала 0…5 мA даёт возможность многократно использовать его в других подсистемах, подключая их к первичным преобразователям.

Для измерения температуры используются термометры сопротивления с преобразователями Ш -79 и термопары с преобразователями Ш — 78.

Для измерения расхода, уровня, давления используются измерительные преобразователи типа «Сапфир» различных модификаций. Для измерения расхода также используются расходомеры и суживающие устройства. Уровень, также, измеряется различными типами уровнемеров.

Кроме того, непрерывно ведется измерение геометрических параметров ЯЭУ, таких, как сдвига ротора турбины, относительного расширения ротора турбины; определение состава жидких сред средствами газоанализа. Проводится контроль ядерно-физических параметров реактора при помощи ионизационных камер и датчиков прямого заряда.

Номенклатура первичных преобразователей теплотехнических параметров представлена в таблице 1.

Таблица 1 — Первичные преобразователи теплотехнических параметров

2.3 Регулирование технологических параметров

Для нормальной устойчивой работы энергоблоков АЭС необходимо поддержание целого ряда теплотехнических параметров в заданных пределах. Указанные функции реализуются системами автоматического регулирования теплотехнических параметров, от надежной, эффективной и устойчивой работы которых в значительной мере зависит работа энергоблока в целом.

В общей сложности на одном энергоблоке АЭС насчитывается около 150 локальных систем автоматического регулирования (регуляторов), из которых примерно 30−35 можно отнести к наиболее важным, при отказе которых энергоблок, как правило, отключается защитами (регуляторы уровня в ПГ, деаэраторе, БРУ-СН, давления в I контуре и др.), или происходит снижение нагрузки энергоблока (регуляторы уровня в ПВД).

Поддержание параметров вручную в течение длительного времени сложно, трудоемко и требует определенных навыков у оперативного персонала. Эксплуатация и оперативное обслуживание регуляторов на энергоблоке требует от персонала знания основ теории автоматического регулирования, принципов действия, устройства и аппаратных средств, на которых реализованы регуляторы.

Системы автоматического регулирования используются в тех случаях, когда необходимо в течение длительного времени изменять или поддерживать постоянными какие-либо физические величины, называемые регулируемыми переменными (напряжение, давление, уровень, температуру, частоту вращения и т. д.), характеризующие работу машины, технологический процесс или динамику движущегося объекта.

Устройства, реализующие указанные функции, называют автоматическими регуляторами.

Объектом регулирования является машина или установка, заданный режим работы которых должен поддерживаться регулятором при помощи регулирующих органов. Совокупность регулятора и объекта регулирования носит название — система автоматического регулирования.

Система автоматического регулирования (CAP) на базе аппаратуры «Каскад-2» выполнена на основе микроэлектроники в приборном исполнении.

В качестве основных источников информации использованы первичные преобразователи типа «Сапфир-22» с тензочувствительными элементами, термометры сопротивления и термопары.

Рассмотрим функциональную схему включения блока Д07 при балансе регулятора на текущее значение параметра (рисунок 2.4).

Самобаланс авторегулятора на текущее значение основан на изменении сигнала задания. При положении переключателя «Р» (ручной режим) воздействием на кнопки «Б» (больше) или «М» (меньше) устанавливается задание регулятора.

Рисунок 2.4 — Структурная схема самобаланса авторегулятора на текущее значение параметра При положении переключателя «А» (автоматический режим) выходные команды регулирующего блока Р27 (минус 24В) поступают на входы «» или «» вызывая изменения выходного сигнала блока Д07. При включении регулятора в работу воздействие управляющих импульсов блока Р27 на интегратор прекращается (размыкаются нормально-замкнутые контакты реле БВР) и задание регулятора остается равным значению технологического параметра на момент включения.

2.4 СУЗ реактора ВВЭР-1000

Задачи, которые должна решать система управления и защиты ЯР:

1. Обеспечения изменения мощности или другого параметра реактора в нужном диапазоне с требуемой скоростью и поддержания мощности или другого параметра на определенном заданном уровне, Следовательно, для обеспечения этой функции нужны специальные органы СУЗ. Они получили название органов автоматического регулирования (АР).

2. Компенсация изменения реактивности ЯР. Специальные органы СУЗ, выполняющие эту задачу, называются органами компенсации.

3. Обеспечение безопасной работы ЯР, что может осуществляться ЯР прекращением цепной реакции деления при аварийных ситуациях

СУЗ предназначена:

— для автоматического регулирования мощности ЯР в соответствии с мощностью, отдаваемой ТГ в сеть, или стабилизации мощности на заданном уровне;

— для пуска ЯР и вывода его на мощность в ручном режиме;

— для компенсации изменений реактивности в ручном и автоматическом режиме;

— аварийной защиты ЯР;

— для сигнализации о причинах срабатывания АЗ;

— для автоматического шунтирования некоторых сигналов АЗ;

— для сигнализации о неисправностях, возникающих в СУЗ;

— для сигнализации положения ОР ЯР на БЩУ и РЩУ, а также вызова информации о положении каждого ОР в СВРК ИВС ЭБ.

Управление реактором осуществляется воздействием на ход ЦРД ядер горючего в активной зоне.

В разрабатываемой СУЗ ЯР предусмотрен способ введения твёрдых поглотителей в виде стержней. Наряду с механическими органами управления применяется введение в теплоноситель первого контура раствора борной кислоты. Оперативное управление мощностью осуществляется механическим перемещением исполнительных органов, содержащих твёрдый поглотитель.

Требования к СУЗ:

1. К электрическим параметрам и режимам:

— СУЗ рассчитывается на электропитание не менее, чем от двух независимых источников питания; при исчезновении одного источника работа СУЗ сохраняется;

— при длительном отключении параметров электропитания ложного срабатывания аварийной защиты (АЗ) не происходит и органы регулирования самопроизвольно не перемещаются;

— СУЗ должна обеспечить обмен информацией с разными системами.

2. К надежности:

— срок службы СУЗ не менее 10 лет;

— наработка на отказ по функциям управления 10⁵ часов;

— коэффициент неготовности по функциям АЗ, требующий останова ЯР, не более, чем 10^-5;

— среднее время восстановления 1 час.

3. К аппаратуре:

— аппаратура СУЗ обеспечивает возможность функциональной проверки, а также параметров СУЗ при помощи средств контроля при подготовке к пуску, при работающем ЯР без его остановки, без нарушения функций системы и работоспособности реакторной установки (РУ);

— линии связи выполнены так, чтобы пожар в одной линии не привел к невозможности выполнять функции.

4. К исполнительным механизмам:

— исключение самопроизвольного перемещения в сторону увеличения реактивности (при неисправности, исчезновении питания и так далее);

— рабочая скорость перемещения 20 ± 2 мм в сек.;

— время введения рабочих органов в активную зону 1,5 — 4 сек;

— время от выдачи сигнала АЗ до начала движения 0,5 сек;

— рабочий ход органа регулирования 3500 мм.

Состав СУЗ

— ПТК СГИУ-М

— ПТК АЗ-ПЗ

— ПТК АРМ-РОМ-УПЗ

— электропитание оборудования.

2.4.1 Программно-технический комплекс СГИУ — М

Программно — технический комплекс СГИУ-М является одной из подсистем СУЗ реактора и обеспечивает:

— силовое управление приводами ОР СУЗ;

— контроль положения ОР СУЗ по высоте активной зоны реактора;

— групповое и индивидуальное управление ОР СУЗ во всех режимах работы РУ;

— диагностику, отображение и архивирование данных о состоянии комплекса.

СГИУ-М состоит из следующих подсистем:

— силового управления приводами ОР СУЗ;

— контроля положения ОР СУЗ;

— группового и индивидуального управления;

— приема и обработки команд АЗ и УПЗ;

— диагностики, отображения и протоколирования.

СГИУ — М включает в себя следующие панели и устройства:

— панель силового управления (ПСУ) типа ESE 248.1 — 31 шт.;

— панель контроля положения (ПКП) типа ESE 249.1 — 16 шт.;

— панель группового и индивидуального управления (ПГИУ) типа ESE 335.1 — 1 шт.;

— панель приема и обработки команд защит (ППКЗ) типа ESE 308.1 — 2 шт.;

— панель диагностики, отображения и протоколирования (ПД) типа ESE 441.1 — 1 шт.;

— панель кроссовых (промежуточных) клеммников (ПКК) типа ESE 344.1 — 1 шт.;

— устройство грубой индикации положения (УГИП) на БЩУ согласно Eр101 610 — 10 шт.;

— устройство грубой индикации положения (УГИП) на РЩУ согласно Eр101 610 — 10 шт.;

— устройство коммуникации и индикации УКИ-А1 типа ESS 73.1 — 1 шт.;

— устройство коммуникации и индикации УКИ-А2 типа ESS 140.1 — 1 шт.;

— блок ручного управления (БРУ) типа ESS 74.1 — 1 шт.;

— блок внешних подключений (БП) согласно Еу 30 740Р — 1 шт.

Структурная схема СГИУ — М и ее вхождение в СУЗ приведено на рисунке 2.4.

СГИУ-М выполняет управляющие функции:

— удержание ОР в крайних или промежуточных положениях;

— индикацию положения всех ОР на БЩУ и РЩУ;

— отработку команд аварийной защиты АЗ (обесточение электромагнитов ШЭМ, вызывающее падение всех ОР под действием собственного веса);

— отрабатывает команды ускоренной предупредительной защиты УПЗ (обесточивает электромагниты привода ШЭМ — М, что вызывает падение, предварительно жестко выбранной для УПЗ, группы ОР СУЗ под действием собственного веса);

— перемещение индивидуально выбранного ОР вверх или вниз по команде оператора;

— перемещение одной жестко выбранной группы ОР вверх или вниз по команде оператора;

— перемещение групп ОР при пуске и останове РУ по команде оператора от ключа Групповое управление в жесткой проектной последовательности движения групп;

— перемещение ОР 5-ой группы по команде оператора от ключа Управление 5-ой группой;

— перемещение групп ОР при автоматическом регулировании мощности от регулятора АРМ в жесткой проектной последовательности;

— перемещение в любом направлении любой (одной) группы ОР по команде оператора от ключа Групповое управление (группа для управления выбирается оператором переключателем Выбор группы);

— формирование команды на последовательное движение вниз групп ОР (начиная с последней извлеченной из активной зоны реактора группы) в жесткой проектной последовательности при поступлении сигнала ПЗ-1;

— формирование программного запрета на любые перемещения групп и индивидуальных ОР вверх при поступлении сигнала ПЗ-2.

Рисунок 2.5 — Структурная схема ПТК СГИУ — М

СГИУ — М выполняет информационные функции:

— отображение и регистрацию команд оператора на перемещение любого заданного ОР, любой заданной группы ОР, а также команд на движение в заданной последовательности групп ОР при пуске или останове реактора;

— отображение команд регулирования;

— отображение в цифровой форме и в виде гистограмм грубого положения отдельного ОР и групп ОР;

— выдачу в систему внутриреакторного контроля СВРК информации в аналоговой форме о положении каждого ОР;

— контроль времени падения каждого ОР.

СГИУ-М выполняет вспомогательные функции:

— автоматизированную проверку работоспособности каналов ПСУ, ПКП, ПГИУ, ППК3, УГИП, УКИ, осуществляемую встроенными средствами самоконтроля;

— контроль работоспособности технических средств осуществляется по:

— контролю наличия питающих напряжений;

— контролю наличия всех модулей в соответствующем канале;