Glava_1

средствах и по принципам, примененным в УСБ, а информация выводится на монитор системы безопасности или индивидуальные приборы. В некоторых проектах функцию поставарийного мониторинга выполняют на отдельной секции.

АСУ ТП состоит из ряда подсистем выделенных по технологическому или функциональному признаку. Все системы объединяются в единую систему с помощью системы верхнего блочного уровня (СВБУ), которая обеспечивает сбор и обмен информации, дистанционное управление оборудованием, а также реализовывает общеблочные задачи.

В АСУ ТП принят принцип однократного ввода сигнала по параметру с использованием его для всех задач. При этом кратность резервирования датчиков контроля одного параметра определяется исходя из требований надежности. Как правило, для контроля и представления информации применяется один датчик, для реализации управляющих задач - два, а для защит основного оборудования и защит безопасности - три. Сигналы по параметрам, которые измерены в УСБ, могут передаваться в СКУ НЭ для реализации информационных и управляющих задач.

При резервировании датчиков для защит, блокировок и авторегуляторов оператору на монитор рабочей станции предоставляется результирующий сигнал среднего значения исправных датчиков. Исключение составляет предоставление информации по параметрам безопасности на панелях безопасности, которое обеспечивается от одного датчика.

Функциональная структура АСУ ТП это схема, расписанная в функциях с учетом требований по классификации основных подсистем. На рис. 1.3.1 приведена упрощенная функциональная структура АСУ ТП для энергоблока, а на рис. 1.3.2 приводится подробная функциональная схема только для систем безопасности.

Рис. 1.3.2 Функциональная структура АСУ ТП в части контроля и управления системами безопасности

1.4. Структурная схема и основные решения

Структура автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) имеет иерархический принцип построения в соответствии с разделением энергоблока, как объекта управления, на технологические функциональные части.

АСУ ТП предусматривает следующие режимы работы: первоначальный запуск, штатное функционирование, вывод компонентов АСУ ТП из работы и ввод в работу, реконфигурацию при неисправностях. В режиме первоначального запуска осуществляется включение питания и загрузка ПО. При включении системы производится самодиагностика и исключается выдача ложных команд и ложной сигнализации.

Врежиме штатного функционирования АСУ ТП выполняет все функции, включая самодиагностику, а также осуществляет непрерывный и периодический контроль исправности технических и целостности программных средств АСУ ТП. В режиме вывода из эксплуатации элементов АСУ ТП для ремонта или техобслуживания, как в объекте управления, так и в АСУ ТП – ложные команды и информация не формируется. При вводе в работу отдельных устройств выполняется диагностика и обеспечивается задержка на время обновления информации и входа датчиков в диапазон приемлемой точности. Факты нарушений в работе АСУ ТП отображаются, записываются

ихранятся на соответствующих средствах АСУ ТП.

Вотношении влияния на безопасность АСУ ТП функционально делится на:

-системы важные для безопасности;

-системы, не относящиеся к безопасности (системы нормальной эксплуатации).

Системы, важные для безопасности состоят из управляющих систем безопасности (УСБ) и систем нормальной эксплуатации, важных для безопасности (СНЭ ВБ). В свою очередь, УСБ состоят из системы аварийной защиты (АЗ) для останова реактора и управляющей системы безопасности по технологическим параметрам (УСБТ) для отвода тепла от активной зоны и удержания радиоактивных выбросов в при авариях в проектных пределах.

АСУ ТП энергоблока включает следующие подсистемы:

-система верхнего блочного уровня (СВБУ);

-системы управления и защиты реактора и УСБТ (СУЗ-УСБТ)

-системы контроля и управления оборудованием нормальной эксплуатации (СКУ НЭ), включая:

ПТК реакторного отделения (ПТК СКУ РО);

ПТК контроля и управления турбинного отделения (ПТК СКУ ТО);

ПТК системы контроля и управления оборудованием специальной

водоочистки (ПТК СКУ СВО);ПТК системы контроля и управления вентиляционным оборудованием

(ПТК СКУ В);

ПТК системы контроля и управления вспомогательным оборудованием турбогенератора (ПТК СКУ ТГ);

ЭЧСЗ – шкафы собственных защит турбины и генератора;

ЭЧСР - электронная часть системы регулирования турбины ;

датчики технологических параметров систем НЭ;

-система радиационного контроля (АСРК);

-система контроля, управления и диагностики РУ (СКУД;

-система обнаружения течи теплоносителя второго контура (СОТТ-2);

-система контроля и управления противопожарной защитой (СКУ ПЗ);

-система контроля и управления электрооборудованием НЭ (СКУ ЭЧ);

-система контроля вибрации и механических величин и диагностики (АСВД);

-система контроля и управления водно-химическими режимами (СКУ ВХР);

-система регистрации важных параметров эксплуатации (СРВПЭ);

-пункты управления (БПУ, РПУ, МПУ).

Подсистемы АСУ ТП имеют следующие назначения:

СВБУ - система, выполняющая общеблочные функции и объединяющая все подсистемы АСУ ТП в единую систему управления технологическими процессами энергоблока.

СУЗ-УСБТ - управляющая система, предназначенная для контроля и управления реактором, выполнения нормального и аварийного останова реактора по теплотехническим, нейтронно-физическим параметрам, поддержания его в подкритическом состоянии. В ней выделена система УСБТ - управляющая система безопасности по технологическим параметрам, предназначенная для реализации команд инициирующей части СУЗ-УСБТ, дистанционного управления с целью формирования сигналов на запуск технологических систем безопасности (активных), контроля и управления защитных, обеспечивающих и локализующих системы безопасности, а также реализации защиты и блокировок НЭ.

АСРК – система, предназначенная для контроля радиационных параметров, их обработки и выдачи обработанной информации.

СКУД - система, предназначенная для контроля состояния активной зоны и реакторной установки в целом, формирования сигналов ограничения мощности реактора, управления полем энерговыделения по активной зоне, а также диагностики состояния основного оборудования РУ.

СКУ ПЗ - система, предназначенная для автоматического обнаружения возникновения пожара, сигнализации и запуска систем пожаротушения, а также контроля

иуправления ими, вентсистемами и системами дымоудаления в процессе ликвидации пожара.

СКУ НЭ – система контроля и управления оборудованием НЭ, включая:

ПТК СКУ РО - система, предназначенная для выполнения функций защит и блокировок, дистанционного управления, технологической сигнализации и авторегулирования, применительно к технологическим системам нормальной эксплуатации реакторного отделения.

ПТК СКУ ТО - система, предназначенная для выполнения задач защит и блокировок, дистанционного управления, авторегулирования и технологической сигнализации применительно к технологическим системам турбинного отделения, за исключением задач, решаемых в ЭЧСР и ПТК, ТГ и технологических защит собственно турбины и генератора (ЭЧСЗ).

ПТК СКУ ТГ - система, предназначенная для температурного контроля генератора, а также контроля и управления технологическими системами генератора.

ПТК СКУ СВО - система, предназначенная для автоматизации задач контроля

иуправления системами спецводоочистки I и II контуров энергоблока.

ПТК СКУ В - система, предназначенная для автоматизации задач контроля и управления системами вентиляции энергоблока, включая контроль за обеспечивающими системами вентиляции.

ЭЧСР - система, предназначенная для контроля и регулирования параметров турбоустановки, а также контроля тепломеханических величин, характеризующих работу турбины.

ЭЧСЗ - шкафы (ПТК) собственных технологических защит турбины и генератора;

Датчики технологических параметров соответствующих технологических подсистем, являющиеся интерфейсом с технологическим объектом контроля и управления в части контроля.

СРВПЭ - система регистрации важных параметров при нарушениях нормальной эксплуатации в предаварийных и аварийных ситуациях.

СКУ ВХР – система/задача/ контроля и управления водно-химическими режимами.

АСВД – система вибродиагностики основного оборудования (турбогенератор, ГЦН, циркуляционные насосы и питательные насосы).

АСУ ТП энергоблока представляет собой децентрализованную и пространственно распределенную по функциям и средствам иерархическую структуру. АСУ ТП включает в себя следующие уровни иерархии (рисунок 1.4.1 для технологической схемы с двумя каналами безопасности):

1)Уровень связи с ТОУ (датчики, пусковые устройства) – обеспечивает подготовку и проведение автоматических измерений параметров технологического процесса, контроля состояния оборудования, отработку управляющих команд автоматического и автоматизированного управления и защит (подача силового питания на исполнительные механизмы).

2)Нижний уровень автоматизации – обеспечивает прием и обработку данных автоматических измерений и контроля, обмен информацией с верхним уровнем АСУТП, осуществляет реализацию алгоритмов управления системами безопасности, технологических защит и блокировок, автоматического и автоматизированного (по командам с БПУ и РПУ)

3)Верхний уровень АСУ ТП – обеспечивает обработку информации, ее архивирование, документирование и представление оперативному персоналу БПУ и РПУ, осуществляет формирование команд автоматизированного управления технологическим процессом энергоблока, обеспечивает передачу необходимой информации в сеть АСУП,

всистему верхнего общестанционного уровня (СВСУ) для АРМ начальника смены станции (НСАЭС) и АРМ локального кризисного центра.

Локальная вычислительная сеть низовой автоматики (ЛВС НА, сеть нижнего уровня) принимает и передает в ПТК нижнего уровня автоматизации команды дистанционного управления из СВБУ, позволяет ПТК нижнего уровня автоматизации обмениваться командами защит и блокировок. К ЛВС НА подключены средства низовой автоматики: СКУ РО, СКУ ТО, СКУ В, СКУ ТГ, ЭЧСР, ЭЧСЗ, СКУ СВО, СКУ ПЗ, СКУ ВХР, а также система УСБТ и инженерная станция (ИС ТПТС) для оперативной настройки и диагностики оборудования ПТК НЭ.

К ЛВС СВБУ подключены:

-элементы, относящиеся к СВБУ;

-система регистрации важных параметров эксплуатации (СРВПЭ);

-ПТК СКУ следующих систем: СКУД (системы диагностики, СВРК, САКОР), АСРК, СКУ ПЗ, СКУ ЭЧ, КЭ СУЗ, инициирующая часть СУЗ-УСБТ;

-шлюзы СКУ НЭ, соединяющие ЛВС СВБУ и ЛВС НА.

Сеть верхнего блочного уровня (сеть СВБУ) принимает сигналы от систем нормальной эксплуатации (СНЭ) и систем безопасности (СБ) через сеть дублированных шлюзов (коммутаторы НЭ и коммутаторы СБ1, СБ2), далее обрабатывая полученную информацию средствами СВБУ, архивирует ее и предоставляет персоналу АЭС посредством АРМ СВБУ.

Для отображения информации, поступающей из 1 и 2 каналов СБ, в структуре АСУ ТП предусмотрены рабочие станции: АРМ СБ БПУ и АРМ СБ РПУ, которые подключены по цифровому, оптическому каналу связи через коммутаторы систем безопасности к сети инициирующей части СУЗ-УСБТ и исполнительной части УСБТ. Данные рабочие станции включают серверную функцию и независимы от других серверов СВБУ

В процессе эксплуатации предусматривается возможность внесения санкционированных изменений для систем нормальной эксплуатации в следующем объеме:

-уточнение уставок по защитам и блокировкам и сигнализации по величине параметра;

-уточнение уставок задержек по времени, коэффициентов настроек регуляторов

ивремени демпфирования сигналов.

Технологическая сигнализация на энергоблоке реализуется:

традиционным способом на индивидуальных табло с подсветкой для части важнейших сигналов, связанных с безопасностью;

на мониторах рабочих станций для всех сигналов (аварийных, предупредительных, вызывных и неисправностях в АСУ ТП) в виде упорядоченных в хронологическом порядке протоколов событий.

Концепция обеспечения безопасной эксплуатации энергоблока с АСУ ТП в проекте АЭС-2006 базируется на следующих положениях:

–выполнения требований НД;

–оснащения энергоблока УСБ, состоящей из независимых каналов;

–оснащения энергоблока БПУ и РПУ, последний из которых предназначен для аварийного останова и контроля подкритичности РУ;

–выполнения ряда технических решений, препятствующих возникновению нарушений в технологическом процессе, а при их возникновении - перерастанию в аварию;

–обеспечения приоритета действий защит безопасности над всеми другими командами с сохранением возможности за оператором вмешательства в этот процесс;

-оснащение энергоблока комплексом аварийного КИП

Аппаратура систем нормальной эксплуатации, единичные неисправности в которых могут привести к необходимости снижения блока, как правило, дублируется для основного оборудования, механизмов с АВР и регуляторов.

В ряде систем АСУ ТП реализованы задачи диагностики технологического оборудования, такие как:

–остаточный ресурс оборудования РУ;

–течей I и II контуров;

–вибродиагностика роторного основного оборудования (ГЦН, турбогенератора, циркнасосов и пр.);

–мониторинг вибрации основных механизмов систем безопасности и механизмов, размещенных в гермообъеме;

–сбор и передача информации по электрическим параметрам работы арматуры для ее последующей обработки с целью определения состояния арматуры.

Основной режим работы оператора - контроль и управление с мониторов рабочих станций. При этом осуществляется контроль и управление, как системами нормальной эксплуатации, так и системами безопасности. При работе защит безопасности накладывается запрет на управление с мониторов рабочих станций оборудованием систем безопасности.

На операторов возлагаются задачи ввода в работу и вывода из работы систем и отдельного оборудования (при изменении режима блока), контроля за работой блока, задания режимов работы оборудования, регуляторов, АВР, ФГУ и периодического опробования СБ, а также автоматизированного дистанционного контроля и управления оборудованием при аварийных режимах работы (при необходимости такого управления) и

вусловиях, когда может потребоваться автоматизированное дистанционное управление.

Операции, требующие немедленного выполнения при создании соответствующих условий, реализуются автоматически с выдачей оперативному персоналу необходимых сообщений.

На панелях НЭ предусматривается минимальный объем индивидуальных приборов и аппаратов управления системами нормальной эксплуатации для возможности останова блока и сохранения дорогостоящего основного оборудования при отказе СВБУ.

Основной целью управления в режимах нормальной эксплуатации является автоматическое поддержание параметров в условиях экономичной и безопасной выработки электроэнергии, обеспечение безошибочности действий персонала и обеспечение, в максимально возможной степени, информационной поддержки персонала во всех режимах нормальной эксплуатации, включая пуск, останов, работу на мощности, перегрузку топлива.

На энергоблоке предусматриваются следующие посты управления: БПУ, РПУ, ЩРК, ЦТП и МПУ. На БПУ предусмотрено присутствие следующего персонала: НСБ ВИУР и ВИУТ. При этом на БПУ предусмотрены две зоны контроля и управления: оперативный контур и неоперативный. Постоянное присутствие персонала на неоперативном контуре БПУ, а также РПУ, МПУ и ЦТП не предусматривается.

На БПУ предусмотрен контроль и управление всем оборудованием блока за исключением некоторого вспомогательного оборудования управляемого с МПУ. При этом контроль и управление частью оборудования (вентиляция, СВО и пожарная автоматика и пожаротушение) контролируется и управляется с неоперативного контура. Контроль и управление обеспечивающими системами вентиляции дублируется на МПУ, размещенных в помещениях каналов УСБ, а часть, которая связана с оперативным управлением вентиляцией БПУ и РПУ дублируется на панелях безопасности.

Для быстрой оценки всеми операторами текущей ситуации на блоке, БПУ оснащен экраном коллективного пользования (ЭКП). Сюда выводятся технологические видеокадры с составом информации, которая однозначно информирует персонал о режиме работы блока и имеющих место нарушениях. Информация на ЭКП выводится от СКУ НЭ, минуя серверы СВБУ.

Зона безопасности по конфигурации и панели безопасности по наполнению для РПУ выполнены в полном соответствии с решениями по БПУ в этой части. На РПУ предусмотрена рабочая станция для контроля и управления основным оборудованием нормальной эксплуатации, а также аппаратура представления информации и пожаротушения, аналогичная БПУ. На РПУ предусмотрен в каждом канале УСБ переключатель перевода управления с БПУ на РПУ. Указанное обеспечивает персонал необходимыми средствами для останова блока и контроля за его состоянием, а также облегчает адаптацию персонала в случае перехода с БПУ на РПУ.

При выборе средств автоматизации учитывается:

готовность средств автоматизации к выполнению задач подсистемы;

наличие положительного опыта функционирования этих средств или их прототипов на АЭС;

унификация средств разных подсистем.

В проекте АСУ ТП АЭС-2006 используются следующие основные разработчики и изготовители средств автоматизации:

а) платформа TELEPERM XS фирмы АREVA - для управляющих систем безопасности инициирующей части СУЗ-УСБТ;

б) ТПТС-ЕМ ФГУП «ВНИИА» - для исполнительной части каналов УСБТ; в) системы российского производства – для исполнительной части АЗ (шкафов

аварийных команд АЗ), АКНП, ПТК З из состава СКУД; г) средства ТПТС-ЕМ ФГУП «ВНИИА» - для управляющих систем нормальной

эксплуатации (СКУ НЭ); д) программная платформа «Портал» для средств СВБУ;

е) средства ВНИИЭМ – для СГИУ и АРМР из средств СУЗ-УСБТ;

ж) частично средства фирмы Siemens - для АСВД (ФГУП «ФРЯЦ ВНИИИЭФ) и СКУ ЭЧ;

з) средства ОАО «Тензор», сертифицированные для использования в системах пожарной автоматики - реализованы для СКУ ПЗ.

Датчики давления, уровня и перепада давления приняты серии ТЖИУ (ВНИИА) с выходным унифицированным сигналом 4-20 мА. МПУ реализуются на средствах, используемых в системах СКУ НЭ или СКУ ПЗ в зависимости от объема контроля и управления, т.е. ТПТС или шкафы «Дубна», а также на базе традиционных реле. Панели и пульты БПУ/РПУ приняты разработки НИИИС.

Рис. 1.4.1. Структурная схема АСУ ТП для энергоблока с двумя технологическими каналами безопасности