Назначение и состав

Система контроля и управления нормальной эксплуатации (СКУ НЭ) предназначена для контроля и управления оборудованием нормальной эксплуатации соответствующих технологических систем во всех предусмотренных проектом режимах работы энергоблока. СКУ НЭ обеспечивает автоматизацию технологических процессов работы систем НЭ, в том числе и важных для безопасности:

- экономичность и устойчивость технологических процессов;

- защиту оборудования и персонала при нарушениях нормальной эксплуатации, включая отказы оборудования.

Система состоит из:

- ПТК СКУ НЭ;

- датчиков;

- кабелей;

- средств оперативно диспетчерского управления (ОДУ).

Для удобства производства пуско-наладочных работ ПТК СКУ НЭ условно подразделяется на:

- ПТК СКУ РО для контроля и управления оборудованием нормальной эксплуатации реакторного отделения;

- ПТК СКУ СВО для контроля и управления оборудованием спецводоочистки;

- ПТК СКУ ТО для контроля и управления оборудованием машзала, включая защиты турбины;

- ПТК СКУ вентиляции для контроля и управления систем вентиляции реакторного отделения, спецкорпуса и машзала;

- ПТК СКУ ТГ для температурного контроля генератора, контроля и управления оборудованием охлаждения генератора;

- ПТК ЭЧСР для контроля и управления системой регулирования турбины.

ПТК СКУ НЭ реализуется на программно-технических средствах ТПТС-ЕМ, NT в состав которых входят:

- приборные стойки (ПС), оснащенные процессорными модулями и коммутационным оборудованием;

- стойки питания (СП), осуществляющие подачу необходимого напряжения питания на приборные стойки;

- стойки сопряжения (СС), осуществляющие связь ПС с датчиками и исполнительными механизмами;

- коммутаторы OSM/ESM (в составе ПС) для объединения абонентов в единую систему;

- трансиверы (в составе ПС) для подключения удаленных абонентов к шине EN;

- интерфейсные модули для подключения абонентов к шине EN;

- оптоволоконные кабели и промышленные витые пары для передачи данных;

- оптические кроссы для сопряжения оптических кабелей разных диаметров;

- блоки шлюзов сопряжения (БШС) в составе ПС;

- шлюзовые устройства, обеспечивающие связь ПС с информационно-управляющей системой верхнего блочного уровня (СВБУ).

Элементы СКУ НЭ по влиянию на безопасность в соответствии с ОПБ-88/97 (НП-001-97) классифицируются по классу 3Н и 4Н. Классификационное обозначение СКУ НЭ, с учетом категории качества, 3НК3 в соответствии с НП–026-04. В соответствии с НП-031-01 СКУ НЭ относится к 2 категории сейсмостойкости.

На рис. 5.1.1 приведена упрощенная схема подключения управляющей системы нормальной эксплуатации (УСНЭ) в составе общей схемы АСУ ТП энергоблока, а на рис. 5.1.2 приведена схема СКУ нормальной эксплуатации для реакторного отделения. Аналогичным образом построены схемы СКУ для других технологических систем нормальной эксплуатации.

Аппаратура ТПТС связана с датчиками, исполнительными механизмами проводными связями, а со средствами оперативно-диспетчерского управления цифровыми связями. Для связи ПТК с мозаичными панелями БПУ предусмотрены цифровые каналы связи. Цифровые каналы связи реализованы на базе шинной системы «EN» ТПТС и обеспечивают вывод аналоговой и дискретной информации и индивидуальное управление оборудованием из резервной зоны БПУ. Реализация цифровых каналов связи мозаичных панелей БПУ с ПТК на базе ТПТС позволяет значительно сократить объем кабельных связей между БПУ и помещениями, в которых размещены ПТК. Крейты с модулями ТПТС размещаются непосредственно в мозаичных панелях БПУ. Связь панелей с соответствующим ПТК осуществляется по шине «EN». В этих модулях производится преобразование принимаемых от мозаичных элементов сигналов в цифровую информацию, которая передается по шине «EN» в ПТК. Или выдает на мозаичные элементы сигналы, после преобразования информации, полученной по шине «EN». Модули ТПТС, используемые в организации цифровых каналов связи мозаичных панелей БПУ с ПТК, служат для выполнения следующих операций:

- включения (включения/отключения мигания) светодиодов в табло или на мнемознаке оборудования;

- приема дискретных сигналов управления;

- преобразования цифровых сигналов в аналоговые для представления информации на аналоговых приборах панелей.

СКУ НЭ в режиме штатного функционирования осуществляет:

- сбор, обработка информации и формирование сигналов о выходе параметров за установленные пределы;

- непрерывный контроль исправности технических средств системы и периодические, с участием персонала, проверки её функционирования;

- контроль за состоянием технологического оборудования и представление информации оперативному персоналу;

- реализация локальных технологических защит и блокировок нормальной эксплуатации систем с выдачей управляющих воздействий на технологическое оборудование;

- автоматическое регулирование;

- дистанционное управление;

- приём заданий от оператора режима работы резервированных агрегатов и авторегуляторов, ввода и вывода защит.

Основной целью управления СКУ НЭ в режимах с нарушением условий нормальной эксплуатации является возврат энергоблока в нормальные условия эксплуатации системами нормальной эксплуатации важными для безопасности без необходимости работы систем безопасности, выявление отклонений от нормальной работы и их устранение, сохранение работоспособности систем и оборудования. При возникновении нарушений нормальной эксплуатации по сигналам о выходе за установленные пределы параметров или отключении оборудования или иных событиях СКУ НЭ реализует следующие функции:

- по инициирующим сигналам о положении оборудования и параметрам формирует управляющие воздействие на исполнительные механизмы;

- реализует необходимые приоритеты действий автоматики и оператора;

- при срабатывании защит, блокировок и т.п. выдаёт сигналы на табло и в СВБУ для всех задач, включая представление информации на мониторах и регистрации;

- осуществляет контроль за выполнением заданных функций;

- при необходимости, дистанционное управление.

Для преодоления нарушений условий нормальной эксплуатации формируются соответствующие программы автоматического управления, направленные на локализацию нарушения и недопущение перерастания предаварийных ситуаций в аварию. В случаях отказа СВБУ перевод энергоблока в состояния «Горячий останов», «Холодный останов» возможен с резервной зоны управления и контроля БПУ. При возникновении аварийных ситуаций по сигналам из УСБ возможно отключение оборудования НЭ в объеме заданном алгоритмами.

Для уменьшения вероятности возникновения возможных сбоев в работе системы, элементы СКУ проектируются с использованием принципа резервирования. Резервирование применяется для защит такого основного технологического оборудования как, например, турбина, ГЦН, регулирующие клапаны. В соответствии с НП-026-04 предусмотрены средства для вывода неисправных защит в ремонт. Для этих целей предусмотрены так называемые «накладки». Накладки предусматриваются для следующего оборудования:

- ГЦН

- турбина;

- защиты по внутренним параметрам КЭН;

- защиты по внутренним параметрам насосов неответственных потребителей;

- защиты по насосам подпитки обессоленной водой;

- защиты по системе продувки-подпитки.

Вывод защиты предусматривается воздействием на виртуальную кнопку в ²окне² управления рабочей станции СВБУ, подав команду ²вывод². При этом действие защиты блокируется, а сигнализация сохраняется. Ввод в работу обеспечивается подачей команды на виртуальную кнопку ²ввод² в упомянутом окне. Все действия по вводу и выводу защит регистрируются и архивируются.

Информация о состоянии защит отображается на видеокадрах защит РС СВБУ. На видеокадрах кроме текущего состояния каждой защиты отображается:

- защита введена/выведена;

- защита сработала;

- накладка защиты введена, выведена;

Предусмотрены виртуальные кнопки для ввода/вывода защит и для проведения операций по обслуживанию и проверке. Алгоритмы защит позволяют выполнять проверки (опробование) защит согласно действующим нормативным документам, как на остановленном оборудовании, так и на действующем оборудовании. На действующем оборудовании опробование защит производится без воздействия на исполнительные устройства - защита срабатывает на сигнал или механизмы и арматура находится в испытательном положении. На остановленном оборудовании опробование защит производится с воздействием на исполнительные устройства.

Автоматические регуляторы обеспечивают поддержание основных технологических параметров блока в допустимых пределах или изменение их по заданному закону в процессе регулирования. В стационарных режимах регуляторы обеспечивают поддержание регулируемых параметров в заданных пределах с заданной точностью. В схемах управления регулирующей арматурой предусмотрена возможность ручного регулирования. В схемах регуляторов предусмотрена возможность перенастройки параметров регуляторов в процессе эксплуатации. В случае возникновения неисправностей в регуляторах (отключение автомата питания, неисправности параметров регулирования) управляющее воздействие от регуляторов на исполнительные механизмы отключается, регулятор переходит в дистанционное управление. При этом в СВБУ формируется соответствующий сигнал неисправности регулятора. В СВБУ оператору от регуляторов поступает следующая информация о работе регуляторов:

- уставки (заданное значение) и текущее значение контролируемого параметра;

- положение исполнительного механизма (регулирующего органа).

На входе регуляторов для приема аналоговых сигналов предусмотрены фильтры для сглаживания высокочастотных колебаний и исключения ложных срабатываний регуляторов.

Проектом предусматриваются следующие способы сигнализации:

- традиционный способ на индивидуальных табло;

- на мониторах рабочей станции;

- на экране коллективного пользования.

Сигнализация подразделяется на технологическую и сигнализацию неисправности средств АСУ ТП. Задачей технологической сигнализации является обеспечение привлечения внимания оперативного персонала с помощью светозвуковых сообщений к:

- заранее заданным отклонениям в технологическом процессе;

- срабатыванию защит;

- неисправности оборудования (технологического и электротехнического).

Технологическая сигнализация подразделяется на:

- аварийную;

- предупредительную;

- вызывную.

На табло выводится аварийная сигнализация. На рабочие станции выводится аварийная, предупредительная и вызывная сигнализация. Для сигналов формирования условий срабатывания технологических защит или блокировок установлены коды важности.

На основании общих технических требований к СКУ НЭ устанавливаются следующие показатели надежности:

- интегральный коэффициент, определяющий недовыработку электроэнергии из-за отказов или ложных срабатываний АСУ ТП;

- средняя наработка на отказ или вероятность безотказной работы или коэффициент неготовности;

- срок службы (назначенный ресурс);

- среднее время восстановления.

Недовыработка электроэнергии из-за отказов или ложных срабатываний средств автоматизации не должна превышать 0,5 % от расчетной выработки в год, начиная со второго года эксплуатации.

Отказом управляющей функции является:

- невыдача команды при наличии условий на ее формирование;

- выдача ложной команды при отсутствии условий на ее формирование, если это приводит к нарушениям технологического процесса, или невыполнению технологической задачи, или поломке оборудования.

Отказом информационной функции является выдача искаженной информации без указания ее недостатка или отсутствие достоверной информации хотя бы на одном из средств поста управления, не позволяющие оператору принять правильное решение или приводящее к ошибке оператора.

Отказом вспомогательной функции является невозможность реализации информационных или управляющих задач в части управления функционированием СКУ НЭ.

Для удовлетворения критерия единичного отказа применяется резервирование (дублирование) элементов (модулей) для обеспечения избыточной способности выполнения ответственных функций. Например: модули управления двигателем, датчики, контроллеры шин, шлюзы сопряжения с СВБУ

При разработке системы анализируются возможные единичные отказы средств и сбои ПО и определяются методы их выявления и исключения накопления, включая:

− самодиагностику;

− тестовую проверку работоспособности;

− автоматизированное периодическое опробование для выявления дефектов, не обнаруживаемых автоматическими средствами.

При автоматическом обнаружении дефектов, предусмотренными проектом средствами выдается информация персоналу.

Для понимания объема оборудования, входящих в СКУ НЭ, в таблице 5.1.1 приводится соответствующий перечень для энергоблока АЭС «Бушер».

Табл. 5.1.1. Объем контроля и управления СНЭ

Наименование	Точки контроля	Запорная арматура	Регулирующая арматура	Механизмы (насосы, вентиляторы)	Количество шкафов ТПТС
Реакторное отделение
Турбинное отделение
Турбогенератор			-
Системы спецводоочистки			-
Системы вентиляции
Системы пожарной защиты			-
Всего

На рис. 5.1.3 представлена схема распределения функций управления и контроля по шкафам ПТК СКУ РО для части объема, приведенного в таблице 5.1.1. Данный рисунок дает представление о распределении по шкафам контроля и управления оборудованием технологических систем реакторного отделения, в дальнейшем, проектируя программным способом, сигналы контроля и управления по модулям, получают, так называемый, фасад шкафа с полным набором конкретного типа модулей. Аналогичным образом компонуются шкафы ПТК для других технологических групп систем, в частности, ниже приведено описание функций ПТК ЭЧСР.

Система регулирования турбины (ЭЧСР)

Электронная часть системы регулирования турбины (ЭЧСР) предназначена для реализации заданных алгоритмов управления турбиной и формирования управляющих воздействий на устройства управления гидравлической части системы регулирования. ПТК ЭЧСР обеспечивает весь комплекс задач регулирования расхода пара в турбину во всех режимах. В этом ПТК формируются управляющие токовые сигналы на электромеханические преобразователи регулирующих клапанов в соответствии с алгоритмами управления и во взаимодействии с регулятором реактора и другими системами контроля и управления энергоблока. ЭЧСР реализуется на базе аппаратуры ТПТС-EM в трех шкафах, входящих в состав СКУ НЭ и подключенных к общей шине обмена СКУ НЭ.

ПТК ЭЧСР выполняет следующие функции:

1) режим дистанционного управления, включающий в себя:

а) изменение оператором режимов работы ЭЧСР;

б) ручное управления РК турбины и РК ГП;

в) ввод заданий регулятора мощности (электрической нагрузки генератора);

г) ввод величин ограничений и темпа роста изменений параметров;

2) режим автоматического управления:

а) автоматическое изменение режимов работы ЭЧСР;

б) автоматическое переключение настроек регуляторов;

в) автоматическое ограничение величин заданий;

г) автоматическая блокировка неправильных действий оператора;

д) автоматическое разомкнутое управление клапанами турбины:

- отработка передаваемых команд «Больше/Меньше» автоматического управления задатчиками регуляторов ЭЧСР;

- аварийная импульсная разгрузка турбины по командам противоаварийной автоматики;

- противоразгонное управление турбиной;

3) автоматическое регулирование обеспечивает поддержание или изменение величины регулируемого технологического параметра в соответствии с сигналом задания по заранее установленному закону с заранее заданной точностью и качеством переходных процессов.

При штатной работе ЭЧСР может работать в двух основных режимах:

- регулирование давления пара перед турбиной;

- регулирование мощности.

Включение турбинного регулятора в режим поддержания мощности может быть только при условии, что давление пара в ГПК поддерживается автоматическим регулятором мощности реактора (АРМР) или регулятором БРУ-К.

Дата добавления: 2015-07-08