2.2 Принципы проектирования усбт.
УСБТ осуществляет автоматическое управление активными элементами технологических систем безопасности в следующих аварийных ситуациях:
потеря теплоносителя 1-го контура;
нарушение теплоотвода со стороны 2-го контура;
превышение уставок давления;
нарушение целостности герметичной оболочки.
УСБТ выполняет следующие функции в отношении систем безопасности и систем нормальной эксплуатации, важных для безопасности:
контроль;
информационные;
защита;
сигнализация;
диагностика.
По функции контроля УСБТ обеспечивает:
контроль текущих значений технологических параметров в диапазонах, соответствующих всем режимам работы энергоблока, их предварительную обработку и сравнение их текущих значений с заданными значениями уставок;
расчет значений сложных параметров и сравнение их с заданными значениями уставок;
контроль дискретных сигналов из СУЗ;
контроль состояния исполнительных механизмов.
По информационным функциям УСБТ обеспечивает передачу информации в СВБУ и представление информации на индивидуальных средствах панелей УСБТ на БПУ и РПУ. В состав информации входят данные:
о контролируемых параметрах;
о состоянии ИМ;
о нарушении пределов и условий безопасной эксплуатации;
о состоянии технических средств;
о работоспособности комплектов аппаратуры каналов УСБТ.
По функции защиты УСБТ обеспечивает реализацию алгоритмов защиты при достижении контролируемыми параметрами соответствующих уставок и формирование команд управления необходимыми исполнительными механизмами, в том числе:
отсечения парогенераторов;
обеспечения целостности гермооболочки (закрытие локализующей арматуры);
аварийного газоудаления (открытие арматуры на линии аварийного газоудаления);
аварийной подпитки 1-го контура;
включения насосов высокого и низкого давления для подпитки борным раствором 1-го контура;
защиты от превышения давления в 1 -м и во 2-м контурах;
запуска дизель генератора и его последовательного нагружения в соответствии с программой ступенчатого пуска;
отключения ГЦН;
включения систем, обеспечивающих жизнедеятельность персонала и - поддержание необходимых условий в помещениях электротехнических, аккумуляторных батарей и кабельных помещениях.
По функции диагностики УСБТ обеспечивает:
диагностику измерительных трактов, начиная от выхода датчика до модуля приема информации;
диагностику технических средств системы с формированием информации сообщений об отказах.
3. Система управления и защиты (суз) для аэс с ввэр нового поколения
Концепция энергоблоков нового поколения базируется на эволюционном пути развития технологии реакторов ВВЭР и предусматривает достижение более высокого уровня безопасности со снижением расчетных частот повреждения активной зоны и аварийных выбросов до более низких значений, чем заложенные в ОПБ-88/97. Это достигается путем:
выполнения основных функций безопасности активными и пассивными системами;
оптимального совмещения системами АЭС функций безопасности и нормальной эксплуатации;
оснащения АЭС локализующими системами безопасности, рассчитанными на выполнение функций безопасности не только при проектных, но и при запроектных авариях.
Отмечаются следующие особенности новых проектов РУ в части обеспечения безопасности:
применение двойных защитных оболочек с контролируемым пространством между ними;
наличие активных и пассивных систем безопасности, причем пассивные системы могут выполнить все функции безопасности без активных систем и без вмешательства оператора, по крайней мере, в течение 24 часов;
возможность обеспечения безопасности активными системами (часть из них выполняет также функции систем нормальной эксплуатации) без вмешательства пассивных систем для наиболее вероятных аварий, не сопровождающихся полной потерей переменного тока на АЭС;
обеспечение останова реактора в случае необходимости как путем введения в активную зону органов регулирования под действием силы тяжести, так и введением в теплоноситель борной кислоты;
наличие для расхолаживания и отвода остаточного тепловыделения в случае аварий, не сопровождающихся значительными потерями теплоносителя 1-го контура, систем пассивного отвода тепла (СПОТ) от парогенераторов;
осуществление при авариях с потерей теплоносителя 1 -го контура (по мере снижения давления) подпитки 1-го контура из гидроемкостей системы аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ). Запасенный в гидроемкостях объем воды (с учетом работы СПОТ от парогенератора) позволяет сохранять активную зону под заливом в течение как минимум 24 часов без ввода в действие активных систем безопасности;
наличие систем для управления запроектными авариями, в том числе технических возможностей удержания расплава в корпусе реактора и "ловушки" расплава, размещенной под корпусом реактора.
Предусматриваются меры по исключению взрывоопасных концентраций водорода и защите контайнмента от превышения давления при тяжелых авариях.
Современные АЭС компонуются моноблоками. Блок состоит из реакторной установки с водо-водяным энергетическим реактором с водой под давлением и турбоустановки. Тепловая схема двухконтурная.
Количество органов регулирования (ОР) системы управления и защиты реактора (СУЗ) увеличено по сравнению с проектом В-320 с 61 до 121. В этом случае их эффективности достаточно (с учетом застревания одного органа регулирования), чтобы остановить реактор и выполнить расхолаживание его до температуры 20— 100°С без ввода борной кислоты.
К основным контролируемым параметрам реактора относятся (см. рис 1.2 и табл. 1.3):
- плотность потока нейтронов в активной зоне;
- плотность потока нейтронов в пусковом и рабочем диапазоне, при перегрузке;
- период изменения нейтронного потока;
- давление над активной зоной;
- концентрация борной кислоты на входе в активную зону;
- температура теплоносителя на входе и выходе ТВС;
- уровень теплоносителя в реакторе и др.
К основным регулируемым параметрам реакторной установки относятся:
- мощность реактора;
- давление в I контуре;
- скорость разогрева I контура;
- уровень теплоносителя в компенсаторе давления:
- уровень воды в парогенераторе;
- скорость разогрева компенсатора давления;
- скорость расхолаживания компенсатора давления:
- скорость расхолаживания I контура.
Основные контролируемые параметры по парогенератору и II контуру приведены на рисунке 1.3 и в таблице 1.4.
Таблица 1.3. Перечень контролируемых параметров по реактору
Номер позиции по схеме |
Наименование измеряемого параметра |
Величина |
Колич-во точек контроля |
|
|
|
номинальная |
min max |
|
1. |
Контроль заполнения реактора |
- |
- |
1 |
2. |
Температура воздуха на выходе из верхнего блока, °С |
100 |
0 120 |
3 |
3. |
Температура теплоносителя под крышкой реактора, °С |
325 |
0 350 |
3 |
4. |
Температура бетона в консоли, °С |
60 |
0 150 |
3 |
5. |
Температура наружной поверхности корпуса реактора, °С |
325 |
0 350 |
1 |
6. |
Температура наружной поверхности корпуса реактора, °С |
325 |
0 350 |
1 |
7. |
Каналы нейтронно-физических измерений |
- |
- |
52 |
8. |
Плотность потока нейтронов в диапазоне (10 -7 -120)%NнOM, н/см2*с |
|
10 1010 |
6 |
9. |
Плотность потока нейтронов при загрузке (перегрузке) активной зоны, н/см с |
|
0,8 5*105 |
6 |
10. |
Период изменения нейтронного потока, с |
|
500 10 |
6 |
11. |
Температура теплоносителя на входе в ТВС, °С |
295 |
0 350 |
163 |
12. |
Температура теплоносителя на выходе из ТВС, °С |
325 |
0 350 |
163 |
13. |
Отбор пробы теплоносителя на входе в активную зону для системы подготовки проб, г НзВОз |
5,6 |
0 12 |
1 |
14. |
Отбор пробы теплоносителя на входе в активную зону для системы подготовки проб, г Н3ВОз |
5,6 |
0 12 |
1 |
15. |
Уровень теплоносителя в реакторе, мм |
- |
0 10000 |
1 |
16. |
Уровень теплоносителя в реакторе, мм |
- |
0 10000 |
1 |
17,18,19 |
Давление над активной зоной, МПа |
15,68 |
0 19,3 |
21*3 |
20,21 |
Перепад давления на реакторе, МПа |
0,144 |
0 0,196 |
2 |
Продолжение таблицы 1.3
Номер позиции по схеме |
Наименование измеряемого параметра |
Величина |
Колич-во точек контроля |
||||
|
|
Номиналь-ная |
min max |
|
|||
22,23,24 |
Давление над активной зоной, МПа |
15,68 |
0 19,3 |
14*3 |
|||
25. |
Давление над активной зоной, МПа |
15,68 |
0 19,3 |
21 |
|||
26. |
Температура металла опорной фермы, °С |
70 |
0 250 |
3 |
|||
27. |
Контроль плотности главного разъема реактора, МПа |
0 |
0 24.5 |
2 |
|||
28. |
Контроль плотности фланцевых разъемов верхнего блока |
0 |
0 1.0 |
121 |
|||
29. |
Температура поверхности чехлов СУЗ. °С |
60 |
20
|
121 |
|||
30 |
Температура строительного бетона, ºС |
60 |
0 150 |
3 |
|||
31. |
Уровень теплоносителя в реакторе, мм |
- |
0 6300 |
3 |
|||
32. |
Концентрация водорода, % |
0 |
0 5 |
3 |
|||
33. |
Активность паров йода, Бк/м3 |
- |
18,5*105 3,7*1011 |
3 |
|||
34. |
Давление в контайменте, МПа |
0,089 |
0 0,5 |
6 |
|||
Совместно с механической системой СУЗ действует система борного регулирования реактивностью реактора.
Органы регулирования СУЗ объединены в 10 групп, из которых одна группа - рабочая, управляемая автоматическим регулятором мощности.
СУЗ обеспечивает предупредительные и аварийные защиты реактора:
УПЗ - ускоренную предупредительную защиту при определенном составе работающего оборудования и значений параметров реакторной установки посредством сброса одной наперед заданной группы с понижением мощности реактора до 50% NHом;
ПЗ-1 - предупредительную защиту 1-го рода при достижении контролируемыми параметрами соответствующих уставок или разгрузку и ограничение мощности реактора посредством снижения мощности реактора поочередным движением вниз групп органов регулирования, начиная с рабочей;
ПЗ-2 - предупредительною защиту 2-го рода при достижении контролируемыми параметрами соответствующих уставок, а также при несанкционированном падении любого органа регулирования посредством запрета на движение органов регулировании вверх;
A3 - аварийную защиту реактора путем обесточивания всех приводов органов регулирования и падения их под действием собственного веса до крайнего нижнего положения
Примеры срабатывания УПЗ:
обесточивание 2-х ГЦН из 4-х работающих;
закрытие 2-х из 4-х стопорных клапанов;
отключение энергоблока от энергосистемы (сброс нагрузки до холостого хода).
Примеры срабатывания ПЗ-1:
период изменения потока тепловых нейтронов в пусковом (рабочем) диапазоне менее 20 с;
мощность реактора в рабочем диапазоне при 4-х работающих ГЦН больше 102% Nном;
отключение одного из работающих ГЦН;
давление над активной зоной более 16,7 МПа.
Примеры срабатывания ПЗ-2:
давление над активной зоной более 16,2 МПа;
падение одного органа регулирования СУЗ.
Примеры срабатывания A3:
период изменения потока тепловых нейтронов в пусковом (рабочем) диапазоне менее 10с;
мощность реактора в рабочем диапазоне более 107% NHом;
давление над активной зоной более 17,5 МПа;
уровень в компенсаторе давления менее 4000мм.
Схема размещения точек контроля по реактору ВВЭР-640
\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\
\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\\
Лекция 15 Семестр 1 06.12.2014
Управляющие системы АЭС фирмы Siemens (Германия).
Примерно к 1995 г фирма Siemens разработала и начала внедрять два новых семейства программно-технических средств – TELEPERM XS (TXS) и TELEPERM XP (TXР), которые явились результатом эволюции предшествующих платформ, прежде всего, ISKAMATIC и TELEPERM ME.
Технические средства TELEPERM XS ориентированы на выполнение функций безопасности, а TELEPERM XP - на выполнение функций нормальной эксплуатации [8]. Оба семейства спроектированы на общей технической базе при использовании международных стандартов и стандартизированных компонентов.
Наиболее масштабное совместное применение семейства TELEPERM XS и TELEPERM XP нашли в составе системы контроля и управления (СКУ) Тяньваньской АЭС с двумя энергоблоками типа ВВЭР-1000 [9]. Эта АЭС построена в Китае по российскому проекту. Взаимно дополняя друг друга, цифровые системы TELEPERM XS, TELEPERM XP и цифровая техника российских поставщиков могут обеспечить решение всех задач автоматизации работы АЭС.
Рис. Система защиты реактора на базе ПТК TELEPERM -XS
Обобщенная структура системы контроля и управления Тяньваньской АЭС представлена на рис.
Рис. Обобщенная структура системы контроля и управления Тяньваньской АЭС
Российский проект АСУ ТП энергоблока АЭС БУШЕР с реактором ВВЭР-1000.
Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) представляет собой распределенную в пространстве, по функциям и средствам систему, укрупненная структура которой представлена на рис.7.
АСУ ТП состоит из ряда подсистем, выделенных по технологическому или функциональному признаку. При проектировании принято дублирование средств системы верхнего блочного уровня (СВБУ), кроме рабочих станций [10].
В соответствии со структурой систем безопасности предусмотрено четыре автономных канала управляющих систем безопасности (УСБ), которые физически отделены друг от друга и от систем нормальной эксплуатации. УСБ в основном реализованы на "жесткой логике", в том числе цепи прохождения команд аварийных защит и защит аварийного расхолаживания реакторной установки. Исключение составляет применение средств ТПТС для реализации задач дистанционного управления арматурой и механизмами, а также выдачи информации на индивидуальные приборы контроля за основными параметрами безопасности и технологической сигнализации.
В качестве основных средств низовой автоматики СКУД для реализации задач внутриреакторного контроля и формирования команд и информации принят комплекс "Гиндукуш-М", модернизированный с учетом эксплуатационного опыта и новых задач по управляющим функциям. В качестве средств вычислительной техники СКУД приняты средства из состава средств СВБУ.
В качестве технических средств низовой автоматики управляющих систем нормальной эксплуатации принят комплекс на базе ТПТС.
Рис.
7. Укрупненная структура АСУ ТП энергоблока
АЭС БУШЕР