Glava_1

В состав технических средств САКОР входит вычислительный комплекс (ВК) САКОР с пультом.

В состав СКА входят:

-вычислительный комплекс (ВК) СКА с пультом;

-рабочее место (РМ) СКА;

-аппаратно-программный измерительный комплекс (АПИК) в составе:

а) два блока детектирования (БДПН-05) с камерами КНК-17-1 и

соединительным кабелем до коробок соединительных, размещаемые в каналах контроля

нейтронного потока в шахте реактора;

б) две коробки соединительные (КС), размещаемые в приямках каналов

контроля нейтронного потока в шахте реактора;

в) РМ АПИК на базе РМ СКА с встроенным измерительным

преобразователем ИПТ-4 в качестве прецизионного усилителя тока нейтронных камер.

- линии и устройства связи между ПТС.

В состав ЛС СВРК входят коммутаторы ЛС СВРК и линии связи от них до шлюзов связи с СВБУ, коммутаторов ЛС СКУД, до ССДИ и СК-НУ. Конструктивно коммутаторы СВРК входят в состав ВК СВРК. К локальной сети СВРК подключается принтер.В состав ЛС СКУД входят коммутаторы ЛС СКУД и линии связи от них до коммутаторов ЛС СВРК и до ВК ВРШД, ВК и РМ СКА, РМ АПИК, ПТК СКТ, ПТК СКВ, ПТК СОСП, ВК САКОР и ВК СКД.Конструктивно коммутаторы СКУД входят в состав ВК ВРШД и ВК СКА.

СКУД предназначена для работы в следующих режимах энергоблока:

нормальная эксплуатация:

эксплуатация с отклонениями;

предаварийная ситуация;

проектная авария.

В перечисленных выше режимах СКУД функционирует следующим образом. ПТК-З и ПТК-ИУ СВРК осуществляют сбор и обработку информации от датчиков и систем энергоблока. В диапазоне мощности реактора от 20 до 110 % от номинальной ПТК-З обеспечивает автоматическое формирование и передачу в инициирующую часть СУЗ (АЗ, ПЗ) сигналов аварийной и предупредительной защиты активной зоны. Связь между каналами ПТК-З (в пределах одного комплекта) по ЛС НУ обеспечивает обмен между ними информацией, необходимой для надежного и метрологически обоснованного функционирования ПТК-З. На первом этапе (несколько топливных кампаний) защитная функция ПТК-З может реализовываться в виде сигнализации оперативному персоналу.

Полученная и обработанная в ПТК-З и ПТК-ИУ информация, а также обобщенная информация о состоянии технических средств ПТК-З и ПТК-ИУ поступает по сети СВРК через коммутаторы СВРК в ВК СВРК. Здесь выполняются необходимые информационные и вспомогательные функции, формируются пакеты необходимых данных и эти пакеты через шлюзы связи передаются в СВБУ для решения общеблочных задач, хранения в общеблочном архиве, для отображения на БПУ, а также в другие ПТК СКУД для использования в их функционировании. ВК СВРК по команде и под контролем персонала, в том числе оперативного, при необходимости может передавать в ПТК-З через коммутаторы СВРК настроечную информацию. В состав ВК СВРК входят два ВК (сервера), работающие в параллельном режиме. Серверы ВК СВРК через сеть СВБУ получают из других систем АСУ ТП информацию, необходимую для функционирования СВРК. Для обеспечения сервисных и других функций ВК предусмотрена сервисная

станция дежурного инженера (ССДИ). Для контроля функционирования ПТК-НУ в процессе эксплуатации энергоблока и для выполнения сервисных функций ПТК-НУ в период ППР предусмотрена станция контроля нижнего уровня (СК-НУ).

Для отображения информации от СКУД на БПУ предусмотрена двухмониторная рабочая станция АРМ КЭ СУЗ/СКУД. В случае отказа одного из двух мониторов АРМ КЭ СУЗ/СКУД предусматривается комбинированный видеокадр, отображаемый на оставшемся в работоспособном состоянии мониторе и содержащий информацию как по КЭ СУЗ, так и по СКУД. Обмен данными между КЭ СУЗ и СКУД осуществляется циклически, по дублированным каналам передачи данных по сети Ethernet (протокол TCP/IP) от шлюзов связи № 1, 2 в дублированные коммутаторы шкафа ШРСП в составе КЭ СУЗ.

ПТК-ВРШД получает от ПТК-З переменные составляющие сигналов ДПЗ, проводит их предварительную обработку и передает дальше по сети Ethernet в ВК ВРШД для проведения дальнейшего анализа. Также из ПТК-ВРШД одновременно передаются по проводным линиям связи в каждый ПТК СКВ переменные составляющие сигналов ДПЗ, выбираемых по команде ПТК СКВ. Информация по СВРД, выбранным ПТК СКВ, поступает по сети Ethernet в ВК ВРШД и далее в ПТК-ВРШД.

ВК ВРШД получает через коммутаторы СВРК и СКУД информацию от ВК СВРК и по локальной сети Ethernet информацию от ПТК-ВРШД и ПТК СКВ. Кроме того, обобщенная информация (информация о возможном появлении локального кипения и о неисправностях в технических средствах по результатам самодиагностики) от ВК ВРШД по локальной сети Ethernet поступает в ВК СВРК и далее в СВБУ (через ВК СВРК). Также информация от ВК ВРШД поступает в СКД для использования ее при комплексном диагностировании реактора.

ПТК СКТ (САКТ и СКТВ) получают информацию от собственных датчиков, а также от ВК СВРК и СКД (через сеть СВБУ) от других систем АСУ ТП, необходимую для функционирования СКТ, обрабатывают ее и по результатам обработки формируют сигналы о координате и величине течи

ПТК СКВ получают информацию от ПТК-ВРШД, от собственных датчиков, от АК ВКУ (получение переменных составляющих сигналов от ИК) и информацию от ВК СВРК и СВБУ(через ЛВС СВБУ и СКД), необходимую для функционирования СКВ, обрабатывают ее и осуществляют передачу обобщенной информации об аномалиях в работе оборудования РУ и собственных неисправностях (в виде информационных сообщений) в СКД, в том числе для передачи в СВБУ(через СКД), а также осуществляют передачу в ВК ВРШД (по сети Ethernet) команд выбора двух сборок ДПЗ.

ПТК СОСП получает информацию от собственных датчиков, а также информацию от ВК СВРК и СВБУ(через ЛВС СВБУ и СКД), необходимую для функционирования СОСП, обрабатывает ее и передает обобщенную информацию об обнаруженных аномалиях в работе оборудования РУ и собственных неисправностях (в виде информационных сообщений) в СКД, в том числе для ее передачи в СВБУ(через СКД).

ВК САКОР получает информацию от ВК СВРК и через сеть СВБУ (через ЛВС СВБУ), необходимую для функционирования САКОР, осуществляет ее обработку, отображает информацию по оценке остаточного ресурса основного оборудования РУ.

СКД получает информацию от систем диагностики СКУД (СКВ, СОСП, СКТ), от ВК СВРК, ВК ВРШД, от СВБУ (через ЛВС СВБУ) и от СОТТ-2, необходимую для своего функционирования, обрабатывает ее и после окончания обработки представляет на собственный монитор (по запросу оператора) и передает в СВБУ(через ЛВС СВБУ).

ВК СКА получает от ВК СВРК данные, необходимые для работы программ, установленных на СКА, а также получает информацию от РМ АПИК, проводит по команде эксплуатационного персонала необходимые расчеты и отображает персоналу необходимую (на данный момент) информацию на собственных мониторах СКА (пульт

ВК СКА, РМ СКА). Отображение на форматах оперативной информации о текущем состоянии активной зоны и основного оборудования РУ осуществляется с использованием базы данных ВК СВРК, в режиме «оn-line». РМ АПИК получает информацию от собственных датчиков, производит их первичную обработку и расчёт реактивности, отображает информацию на собственном мониторе, а также передает данные (включая данные о состоянии РМ АПИК по результатам самодиагностики) в ВК СКА и ВК СВРК. Во время работы СКА осуществляется автоматическая самодиагностика ПТС СКА, данные по самодиагностике отображаются эксплуатационному персоналу на РМ СКА, а данные о состоянии РМ АПИК также передаются в СВБУ (через ВК СВРК).

Во время работы СКА осуществляется автоматическая самодиагностика ПТС СКА, данные по самодиагностике отображаются эксплуатационному персоналу на РМ СКА.

В режимах эксплуатации «холодное состояние», останов для ремонта и перегрузка топлива СКУД не функционирует, в прочих режимах эксплуатации СКУД сохраняет работоспособность. Вывод СКУД из эксплуатации в период между ППР не предусматривается.

Функционирование при отказах

При отказе одного комплекта ПТК-З СВРК обеспечивает формирование сигналов защиты активной зоны по внутриреакторным локальным параметрам с помощью второго комплекта ПТК-З. Так как оба комплекта ПТК-3 гальванически развязаны и находятся в различных помещениях, то отказ одного комплекта ПТК-3 не влияет на работоспособность другого комплекта ПТК-3. При отказе одного канала в комплекте ПТК-З также обеспечивает формирование сигналов защиты с помощью оставшихся в работе каналов ПТК-З одного комплекта. Дефект должен быть устранен в течение не более 8 ч.

При выводе в проверку стойки ПТК-З логика формирования сигналов переходит из «2 из 3» в «2 из 2». При выводе в проверку (режим «Тест») канал ПТК-З продолжает свое функционирование в штатном режиме, с сохранением обмена данными с соседними каналами ПТК-З (в пределах комплекта), но находится не в режиме формирования сигналов защит.

С точки зрения надежности формирования сигналов защиты допускается одновременный отказ (без потери точности расчета локальных параметров в каналах ПТК- З, куда поступают сигналы исправных датчиков) следующих ниже перечисленных датчиков СВРК:

не более одного датчика контроля температуры теплоносителя на каждой из холодных ниток циркуляционных петель первого контура (на каждый комплект ПТК-З);не более одного датчика давления на выходе из активной зоны (на каждый

комплект ПТК-З);не более одного датчика перепада давления на каждом ГЦНА (на каждый

комплект ПТК-З);не более одного датчика частоты питания каждого ГЦНА (на каждый комплект

ПТК-З);

не более одного датчика мощности каждого ГЦНА (на каждый комплект

ПТК-З);

не более одного датчика состояния каждого ГЦНА (на каждый комплект

ПТК-З).

Информация о неисправности датчиков поступает в ЛВС СВБУ.

Отказы перечисленных датчиков (за исключением датчиков контроля температуры и датчиков частоты питания каждого ГЦНА) должны быть устранены в течение 8 ч. Отказы датчиков температуры, а также отказы датчиков частоты питания

каждого ГЦНА должны быть устранены в течение ближайшего ППР. При указанных отказах сигналы защиты в соответствующих каналах ПТК-З не формируются.

Степени «деградации»:

1) первая степень «деградации» - когда по причине уменьшения сопротивления изоляции или выхода из строя ДПЗ (ТП) или возникновения значительного уровня помех на кабельных трассах, или выходе из строя какого - либо элемента аппаратуры ПТК-З, некоторые измерительные каналы не способны выполнять свои измерительные функции с заданной погрешностью, либо по причине выхода из строя ДПЗ неконтролируемый объем составляет не более 13 ТВС при условии отсутствия "локальных неконтролируемых участков".

"Локальным неконтролируемым участком" называется участок активной зоны, в котором у неконтролируемой по причине выхода из строя СВРД ТВС все соседние ТВС также являются неконтролируемыми по причине выхода из строя соответствующих СВРК. ТВС считается неконтролируемой по причине выхода из строя СВРК, если среди шести контролирующих ее СВРК четыре (или более) неисправны. СВРК считается неисправным, если в нем вышло из строя более двух ДПЗ;

2)вторая степень «деградации» – когда по причинам, описанным выше, неконтролируемый объем составляет не более 13 ТВС при условии наличия хотя бы одного «локального неконтролируемого участка»;

3)третья степень «деградации» наступает, когда неконтролируемый объем активной зоны составляет от 14 до 82 ТВС;

4)четвертая степень «деградации» наступает, когда неконтролируемая ДПЗ часть активной зоны составляет от 82 и более ТВС.

Выход на номинальную мощность после процедуры перегрузок или останова с разуплотнением реактора допускается только при наличии системы, обеспечивающей эффективный контроль активной зоны, и при наличии не менее 90 % работоспособных СВРК с условием отсутствия второй степени деградации по ДПЗ.

При выходе из строя внутриреакторных датчиков необходимо:

при достижении второй степени «деградации» необходимо снизить мощность до 90 % от номинальной;

при достижении второй степени «деградации» и одновременно с этим появлением каких-либо признаков переходного режима, необходимо снизить мощность до 85% от номинальной;

при достижении третьей степени «деградации» следует снизить мощность до уровня 80 % от номинальной;

при достижении третьей степени «деградации», и одновременно с этим появления каких-либо признаков переходного режима, следует снизить мощность до уровня 70 % от номинальной;

при достижении четвертой степени «деградации» реактор должен быть переведен в «горячее» состояние.

При выходе из строя отдельной стойки ПТК-З на время более двух часов следует оценить степень «деградации» и, при необходимости, выполнить действия, перечисленные выше.

- ТВС с ВИК (54 шт.)

- ТВС с ОР (121 шт.)

Рис. 6.3.2. Картограмма размещения датчиков СВРК и ОР СУЗ в активной зоне ВВЭР-1000

Рис. 6.3.3. Схема датчика СВРК

ГЛАВА 7 Система контроля и управления электрической частью (СКУ ЭЧ)

7.1. Назначение, функции, состав СКУ ЭЧ энергоблока и его собственных нужд (СКУ ЭЧ) предназначена для

реализации функций контроля и управления электротехническим оборудованием посредством выполнения следующих основных функциональных задач:

1)задачи контроля:

прием информации от объекта контроля и управления;

прием информации от микропроцессорных устройств релейной защиты

(МПРЗ) и устройств связи с объектом (УСО);

обработка принятой информации;

передача обработанной информации в СВБУ для их отображения на РС

СВБУ;

передача обработанной информации на мозаичные панели БПУ;

представление обработанной информации на рабочих станциях диагностики и

обслуживания электротехнического оборудования и программно-технических средств релейной защиты (РЗ) и СКУ ЭЧ;

2)задачи управления:

прием команд оперативного персонала от СВБУ и мозаичных панелей БПУ;

передача команд в программно-технические средства релейной защиты и

устройства связи с объектом для их выдачи на электротехническое оборудование.

Вместе с выполнением основных функциональных задач контроля и управления электротехническим оборудованием, ПТК СКУ ЭЧ обеспечивает:

поддержание единого астрономического времени в микропроцессорных устройствах системы, а также устройствах МПРЗ и УСО;

представление диагностической информации о состоянии микропроцессорного оборудования РЗ и СКУ ЭЧ на рабочей станции диагностики и обслуживания;

сбор осциллограмм от микропроцессорных устройств РЗ;

представление осциллограмм на рабочей станции диагностики и

обслуживания;

архивирование информации, поступающей на рабочую станцию диагностики

иобслуживания;

выдачу информации в смежные системы.

Задачи контроля и управления электротехническим оборудованием энергоблока и его собственных нужд выполняются следующим оборудованием.

а). ПТК СКУ ЭЧ ЭБ в составе:

центральные координирующие устройства;

шлюз сопряжения;

серверы;

шкафы сетевого оборудования

b). Мозаичные панели электрической части БПУ с контроллерами мозаичного щита (КМЩ), спараметрированными для нужд СКУ ЭЧ;

с). Рабочие станции СВБУ (входят в состав СВБУ);

d). Рабочие станции диагностики и обслуживания электротехнического оборудования и программно-технических средств РЗ и СКУ ЭЧ; е). Принтер диагностики и обслуживания.

Техническими средствами релейной защиты и СКУ ЭЧ реализуются функции:

релейной защиты;

измерений электрических параметров;

автоматики ступенчатого пуска дизель – генераторов;

осциллографирования токов и напряжений в нормальных и аварийных

режимах;

регистрации событий;

архивирования событий и осциллограмм;

контроля и отображения режима (электрических параметров) и схемы коммутации оборудования;

контроля и отображения информации о нарушениях нормального режима работы электротехнического оборудования;

контроля и отображения информации о неисправностях оборудования систем;

выполнение команд дистанционного управления коммутационным оборудованием и другими переключениями;

связи с АСУ ТП блока или АЭС;

поддержания единого астрономического времени;

самодиагностики.

Технические средства релейной защиты и низовой автоматики размещаются в шкафах комплектных распределительных устройств (КРУ, НКУ и т.п.) или в отдельных шкафах щитовых помещений. Технические средства СКУ ЭЧ размещаются в отдельных шкафах. Технические средства релейной защиты, низовой автоматики и СКУ ЭЧ, объединенные между собой структурно и функционально, образуют единую систему РЗ и СКУ ЭЧ.

Оборудование РЗ и СКУ ЭЧ, в соответствии с НП-001-97, имеет следующие классификационные обозначения:

оборудование РЗ и СКУ ЭЧ энергоблока и собственных нужд нормальной эксплуатации относятся к классу 3Н. Вспомогательное оборудование СКУ ЭЧ, предназначенное для обеспечения дополнительных функций контроля, относится к классу

4;

оборудование РЗ и СКУ ЭЧ общестанционного оборудования относится к классу 4 и имеет классификационное обозначение 4;

оборудование РЗ и СКУ ЭЧ САЭ относятся к классу 2 и имеет классификационное обозначение 2У. Оборудование систем, предназначенное для регистрации быстротекущих процессов, относится к классу безопасности не ниже 3У. Вспомогательное оборудование, предназначенное для обеспечения дополнительных функций контроля, относятся к классу 4.

В таблице 7.1.1 приведен примерный состав оборудования контроля и управления РЗ и СКУ ЭЧ.

Таблица 7.1.1. Состав объектов контроля и управления систем РЗ и СКУ ЭЧ

* объем контроля и управления определяется для каждого вида оборудования; ** в рамках системы РЗ и СКУ ЭЧ реализуются только функции РЗ; контроль и управление реализуются АСУ ТП.

Оперативный контроль и управление электротехническим оборудованием, за исключением оборудования управляемого по месту, осуществляется централизованно посредством технических средств оперативно – диспетчерского управления (ТС ОДУ), которые в свою очередь подразделяются на два вида:

щитовые (мозаичные панели);

дисплейные (рабочие станции).

Каждый из видов ТС ОДУ работает параллельно и независимо. Информация, отображаемая на щитовых ТС ОДУ носит обобщенный характер, на дисплейных – детализированный. Объем управления с каждого из видов ТС ОДУ определяется с учетом требований к функциям управления, возможности их реализации теми или иными техническими средствами и технической целесообразности. Состав и размещение ТС ОДУ для каждой из систем приведены в таблице 7.1.2.

Таблица 7.1.2 Состав и размещение ТС ОДУ

Для предоставления детализированной информации о текущем режиме работы электротехнического оборудования, его состоянии и состоянии технических средств РЗ (при применении МПРЗ) и СКУ ЭЧ в помещении релейного персонала размещаются рабочие станции релейного персонала.

7.2. Структурные схемы и технические средства

РЗ и СКУ ЭЧ представляет собой совокупность программно-технических средств (ПТС) с установленным базовым программным обеспечением (БПО) и комплексом прикладного программного обеспечения (ППО). ПТС преимущественно взаимодействуют посредством межмашинных (интерфейсных) линий связи, также в системе используются проводные (физические) линии связи.

Структурные схемы СКУ ЭЧ для отдельных технологических групп электротехнического оборудования приведены на рис. 7.2.1, 7.2.2, 7.2.3. Системы РЗ и СКУ ЭЧ имеют иерархическую структуру, состоящую из нескольких уровней.

Нижний уровень системы представлен комплектом технических средств, выполняющих функции:

релейной защиты;

низовой автоматики;

сбора и первичной обработки информации для СКУ ЭЧ;

выдачи управляющих воздействий от СКУ ЭЧ на исполнительные органы электротехнического оборудования;

записи осциллограмм.

Элементная база данных технических средств определяется с учетом их классификации по влиянию на безопасность (НП-001-97):

в системах РЗ и СКУ ЭЧ 3 и 4 класса безопасности, по НП-001-97, применяются микропроцессорные технические средства. При необходимости, наряду с микропроцессорными техническими средствами, применяются микроэлектронные технические средства;