3.1. Тенденции создания асу тп аэс

Общие положения. Быстрое развитие микроэлектроники, появление мик­ропроцессоров и создание на их основе программно-технических средств (ПТС) низовой автоматики, а также прогресс в технике связи привели к созданию распределенных, интегрированных АСУ ТП с принципиально новыми возмож­ностями, в том числе [1,2, 3]:

возможностью реализации более сложных алгоритмов обработки и управ­ления по сравнению с "жесткой логикой";

упрощением обмена информацией и взаимодействия между различными подсистемами;

большей гибкостью к изменениям структуры и функций системы;

большими возможностями самодиагностики средств;

малыми габаритами и энергопотреблением.

Конфигурирование оборудования облегчается благодаря высокой модуль­ности комплекса. Функциональные модули могут иметь собственные програм­мы. Программирование логических выражений (алгоритмов) осуществляется на языке функциональных диаграмм.

Переход к микропроцессорной технике позволил повысить надежность и гибкость систем, улучшить человеко-машинный интерфейс, расширить воз­можности проверки технологического оборудования, повысить готовность энер­гоблока благодаря раннему предотвращению отклонений от условий нормаль­ной эксплуатации и избежать ненужных аварийных остановов за счет более точного учета текущего состояния управляемого технологического процесса. Все это существенно повышает безопасность и экономичность работы АЭС и эф­фективность системы управления.

Основные идеи, которые могут быть более полно воплощены в системах автоматизации на базе микропроцессоров и распределенных систем, следующие:

гибкость, изменяемость структуры автоматической системы без существен­ных затрат;

возможность постепенного наращивания решаемых задач управления и форм представления информации без изменения архитектуры комплекса;

уменьшение времени восстановления оборудования и восстановление без прекращения процесса;

интеллектуализация приборов, средств и систем контроля и управления;

более полное и простое воплощение идей резервирования, дифференциа­ции отказов и их локализации;

в области диагностики:

более полная диагностика;

переход от диагностики неисправности к диагностике возможного выхода из строя элемента и своевременного предупреждения;

новые методы, вытекающие из новых возможностей, например моделиро­вание процесса в реальном и ускоренном масштабе времени и прогнозирова­ние ситуации, шумовая диагностика, комплексная диагностика по набору при­знаков;

эшелонированная защита с максимальным сохранением работоспособнос­ти АСУ ТП; управление при выходе из строя оборудования и нехватке вычис­лительных ресурсов (с ухудшением качества управления);

оптимизация процессов управления для получения экономических выгод.

В основу повышения надежности и эффективности систем управления со­временных АЭС приняты следующие факторы [1,4]:

функциональная децентрализация системы;

создание распределенных, интегрированных АСУТП с иерархической структурой;

применение в АСУ ТП средств, специально предназначенных для исполь­зования на АЭС;

резервирование программно-технических средств, диагностирование на уровне функциональных модулей;

наличие современной технологии разработки АСУТП;

использование компьютеризированных средств на БПУ;

внедрение в УСБ средств вычислительной техники;

внедрение стандартных способов передачи данных, стандартных протоко­лов, операционных систем, реляционных баз данных.

Функциональная децентрализация предусматривает декомпозицию техно­логических систем энергоблока на функционально-технологические комплек­сы, подсистемы, группы и отдельное оборудование (гл. 5). Общая задача управ­ления технологическим процессом энергоблока содержит комплекс задач, связанных с управлением отдельными функционально-технологическими под­системами и группами, согласованием их работы и обеспечением эффективно­го человеко-машинного взаимодействия [5, 6].

АСУ ТП АЭС объединяет АСУ ТП общестанционной части и АСУ ТП энер­гоблоков и представляет собой интегрированную, иерархической структуры

систему, в которой на высшем уровне иерархии автоматизированная система диспетчерского управления энергосистемы, на следующем уровне АСУ ТП об­щестанционной части и на нижнем уровне АСУ ТП энергоблоков.

В структуре АСУ ТП энергоблока принято разделение на два уровня иерар­хии:

блочный уровень;

нижний уровень (низовая автоматика).

В состав нижнего уровня АСУ ТП входят управляющие и информационные системы, приведенные в главе 2. Указанные системы являются автономными и реализуют конкретные функции контроля и управления в соответствии с де­композицией технологических систем энергоблока. Интеграция СКУ осуществ­ляется средствами блочного уровня.

Иерархия АСУ ТП АЭС приведена на рис. 3.1. На общестанционном уровне решаются вопросы оперативно-диспетчерского управления и управления про­изводственно-технической деятельностью АЭС, а также вопросы управления общестанционными технологическими системами и оборудованием. На уровне энергоблока решаются задачи ведения основного технологического процесса — выработки электроэнергии [7].

Распределенные АСУ ТП по сравнению с централизованными системами имеют преимущество по важнейшим технико-экономическим показателям: надежности, протяженности и загруженности коммуникаций, техническому обслуживанию, способности к функциональному расширению, стоимости.

В АСУ ТП АЭС нового поколения УСНЭ ВБ и УСНЭ разрабатываются на основе средств микропроцессорной техники. Высокие требования к надежнос­ти ПТС явились причиной осторожного подхода разработчиков к внедрению средств микропроцессорной техники в УСБ. Однако уже имеется опыт созда­ния УСБ на средствах вычислительной техники для АЭС N4 (Франция), АЭС "Temelin" (Чехия), Тяньваньской АЭС (Китай).

Рис. 3.1. Иерархия АСУ ТП АЭС

АСУ ТП АЭС с ВВЭР-1000 (АС-92). Основным способом управления техно­логическим процессом является дистанционное управление с АРМ оператив­ного персонала БПУ.

АСУ ТП выполнена на базе ТПТС и устройств "жесткой логики" [14].

Исходными предпосылками для выбора структуры АСУ ТП являлись:

расчетная загрузка сетей энергоблока и локальных вычислительных сетей (ЛВС) не должна превышать 40 % от их технических возможностей;

суммарное количество абонентов в сети СВБУ не должно превышать 100 ед.;

конфигурация системных шин низовой автоматики объединяет до 9 от­дельных секций (сегментов);

загрузка каждой секции системной шины ТПТС рассчитана на поток из 3000 аналоговых сигналов и 5000 дискретных.

Структурная схема АСУ ТП приведена на рис. 3.4.

В АСУ ТП предусмотрены четыре автономных канала УСБ. Каналы УСБ физически отделены друг от друга и от систем нормальной эксплуатации.

В состав УСБ входят:

два комплекта аварийных и предупредительных защит СУЗ, действующих незави­симо по логике "один из двух" на останов реактора;

четыре устройства запуска систем безопасности УСБИ, обеспечивающих формиро­вание команд УСБТ;

четыре комплекта УСБТ.

СУЗ, УСБИ и УСБТ строятся по логике "два из трех" с индивидуальными датчика­ми. В УСБТ реализуются задачи управления по командам УСБИ, командам из БПУ, РПУ, а также по сигналам локальных блокировок.

Подсистемы АЗ-ПЗ и УСБИ реализованы на элементах "жесткой логики".

УСБТ вырабатывает команды управления механизмами системы безопасности и реализована на ТПТС.

В качестве ПТС низовой автоматики контроля и управления оборудованием приняты

средства ТПТС. Сопряжение ТПТС с объектом управления и связь с силовыми устрой-

'ствами управления выполнены с помощью реле развязки и гальванического разделения.

Система контроля, управления и диагностики представляет собой децентрализо­ванную систему, состоящую из автономных подсистем, объединенных общей задачей контроля, управления и диагностики реакторной установки.

СВБУ реализует информационные, управляющие, сервисные и вспомогательные функции АСУ ТП. В качестве ПТС СВБУ приняты средства индустриальной платформы Compact PCI, в качестве процессоров— Intel Pentium III с частотой не ниже 700 МГц для серверов и 500 МГц для рабочих станций.

Основными элементами СВБУ являются АРМ оперативного персонала, серверы, локальная вычислительная сеть. Взаимодействие СВБУ с ПТК АСУ ТП осуществляется через шлюзы.

Автоматизированные рабочие места оперативного персонала БПУ реализуются на основе рабочих станций.

Для использования потенциальных возможностей по скорости обмена данными, обеспечиваемых стандартом IEEE 802.3, а также для возможности дальнейшей модер­низации и развития сети основные концентрирующие узлы сети реализованы на основе коммутаторов.

ЛВС СВБУ разделяется на две подсети — основную и резервную. Обе подсети рав­ноправны, симметричны и отличаются лишь местоположением части абонентов и логи­ческими адресами абонентов.

На основании результатов рассмотрения ряда проектов АСУ ТП АЭС с ре­акторными установками ВВЭР можно подчеркнуть следующее:

1. АСУТП АЭС создаются как интегрированные, распределенные, иерархи­ческой структуры вычислительные системы. АСУ ТП АЭС обладают общностью в части топологии и представляют собой локальные вычислительные сети (ЛВС). Архитектура, принципы построения, аппаратура ЛВС приведены в [15, 16, 17].

2. В основе АСУ ТП — унифицированные микропроцессорные ПТС, что позволяет сократить затраты на проектирование, изготовление и эксплуатацию СКУ отдельных систем.

3. При создании управляющих систем безопасности имеют место следую­щие подходы:

комбинированный с использованием элементов "жесткой логики" и про­граммируемых средств (АЭС с ВВЭР-640, АЭС с ВВЭР-1000);

разработка УСБ (СУЗ, УСБТ) на базе программируемых средств (АЭС "Темеlin");

применение принципа разнообразия оборудования (АЭС "Temelin"), прин­ципа функционального разнообразия (АЭС с ВВЭР-640).

4. При создании средств низовой автоматики (УСНЭ, УСНЭ ВБ) имеют место:

внедрение микропроцессорных функциональных модулей; применение модулей, обеспечивающих решение задач программно-логи­ческого управления (Teleperm ХР, ТПТС).

5. Имеют место нестандартные интерфейсы (например, шина CS-275). Со­ответственно, сопряжение ПТК с СВБУ осуществляется с помощью шлюзов.