Щити управління АЕС. Автоматичне керування та захист теплоенергетичних установок АЕС - функції та підсистеми АСУ тп Щит управління АЕС

Минулого разу ми з вами побували в машинному відділенні Нововоронезької АЕС. Проходячи між складними переплетеннями труб, мимоволі дивуєшся складністю цього величезного механічного організму атомної електростанції. Але що ж ховається за цією різнобарвною мішаниною механізмів? І як відбувається керування станцією?

1. На це запитання нам дадуть відповідь у наступній залі.

2. Терпляче дочекавшись всю групу, ми потрапляємо в справжнісінький ЦУП! Головний пункт керування або Блоковий щит керування (БЩУ). Мозок 5-го енергоблоку Нововоронезької АЕС. Саме сюди стікається вся інформація про кожен елемент великого організму станції.

3. Відкритий простір перед робочими місцями операторів відведено спеціально для проведення таких ознайомлювальних зустрічей. Не заважаючи роботі персоналу, ми можемо спокійно оглянути весь зал. Від центральної панелі розходяться крилами щити керування. Одна половина відповідає за керування роботи атомного реакторадруга за роботу турбін.

4. Дивлячись на пульт управління, доходить до свідомості якого ж монстра приручила людина і міцно тримає в своїх руках! Заворожує неймовірну кількість кнопочок і вогників, що густо покривають блоковий щит. Тут немає зайвих деталей – усе послідовно підпорядковане логічному побудові процесу атомної електростанції. Стройними рядами стоять монітори комп'ютерів, що постійно дзижчать. Очі розбігаються від насиченості і наповненості інформації, що надходить, зрозумілою і осмисленою лише для висококваліфікованих професіоналів - тільки такі люди потрапляють у крісла провідних інженерів.

5. Хоча управління повністю автоматизоване, і оператори здійснюють переважно візуальний контроль, у позаштатній ситуації саме людина приймає те чи інше рішення. Чи варто говорити, яка величезна відповідальність лежить на їхніх плечах.

6. Важкий журнал і безліч телефонів. Кожен хоче сісти на це місце – у крісло начальника зміни 5-го енергоблоку. Не втрималися і блогери, з дозволу працівників станції приміряти під себе відповідальність, що тягне за собою цю посаду.

7.

8. У кожний бік «крил» зали блоку управління відходять довгі приміщення, в яких стрункими рядами стоять шафи релейного захисту. Будучи логічним продовженням панелей, за відповідають за реактор і турбіни.

9. Ось така мрія перфекціоніста за скляними дверима шафи.

11. На цей раз нас ведуть таємними стежками до резервного щита.

12. Зменшена копія головного щита управління, вона здійснює самі основні функції.

13. Звичайно, тут немає повного функціоналу, вона розрахована, наприклад, на безпечне відключення всіх систем у разі відмови основного блоку керування.

14. … І жодного разу не використовувалася за своє існування.

15. Оскільки наш блог-тур на Нововоронезьку АЕС було зроблено з упором на безпеку, неможливо було не розповісти про найцікавішого тренажера. Повноцінною іграшкою та найточнішою копією блочного щита управління.

16. Довгий шлях до посади провідного інженера – оператора у БЩУ, не можливий без повноцінного навчання у навчально-тренувальному пункті (УТП). У процесі навчання та іспиту моделюються різні можливі надзвичайні ситуації на АЕС, а адепт має підібрати грамотне та безпечне рішення у найкоротший час
.

17. Докладна розповідь про роботу УТП поступово звівся до теми, що особливо цікавить всіх блогерів. Великій Червоній Кнопці, яку ми побачили ще в головному блоці управління. Кнопка спрацьовування аварійного захисту (АЗ) – опломбована червоною стрічкою паперу, виглядала жахливо.

18. Тут же із завмиранням серця нам дозволено було її натиснути! Завили сирени, забігали вогники панелями. Це спрацював аварійний захист, який поступово призводить до безпечної зупинки реактора.

19. На відміну від БЩУ на тренажері можна підійти та розглянути все ближче. До речі, блок управління 5-го енергоблока унікальний, як і будь-якої атомної електростанції. Тобто, навчений на цьому тренажері оператор може працювати тільки на цьому блоці!

20. І навчання ніколи не зупиняється. Кожен оператор повинен проходити планові навчання по 90 годин на рік.

21. Постійно повертаючись у наших розмовах з інженерами до аварій на різних АЕС, ми намагаємося зрозуміти, у чому були їхні причини та можливості для їх виникнення. Адже саме тут прокручуються сценарії граничних чи позамежних аварій.

22. … Завивання сирени та відключення світла змушує нас припинити розмови. І звернути увагу на щити управління, усіяні вогниками, що перемигуються. Красиво… Ну, як гарно? Страшно, звичайно, якби це було не у нас на тренажері. Саме цю помилку видав блок управління на Фукусімі під час аварії 2011 року.

23. Для того, щоб таких аварій більше не повторювалося, постійно працюють фахівці найвищого рівня. Проходять безперервні перевірки. Зараз атом і світ невіддільні один від одного. А колись настане час і термоядерній енергетиці.

Кольська АЕС - найпівнічніша АЕС Європи та перша атомна станція в СРСР побудована за Полярним колом. Незважаючи на суворий клімат регіону та довгу полярну ніч, вода поблизу станції ніколи не замерзає. АЕС не впливає на стан навколишнього середовища, цьому свідчить що в районі каналу, що відводить, розміщена рибна ферма, де цілий рік розводять форель.

1. Історія Кольської АЕС розпочалася в середині 1960-х років: жителі союзу продовжували активно освоювати північну частину територій, а бурхливий розвиток промисловості вимагав великих енергетичних витрат. Керівництво країни ухвалило рішення про спорудження атомної електростанції в Заполяр'ї, а 1969 року будівельники уклали перший кубометр бетону.

1973 року відбувся запуск першого енергоблоку Кольської атомної електростанції, а 1984 року ввели в експлуатацію останній - четвертий енергоблок.

2. Станція розташована за Полярним колом на березі озера Імандра, що за дванадцять кілометрів від міста Полярні Зорі, Мурманської області.

Вона складається з чотирьох енергоблоків типу ВВЕР-440 встановленою потужністю 1760 МВт та забезпечує електроенергією низку підприємств регіону.

Кольська АЕС виробляє 60% електроенергії Мурманської області, а її зоні відповідальності великі міста, серед яких Мурманськ, Апатити, Мончегорск, Оленегорск і Кандалакша.

3. Захисний ковпак реактора № 1. Глибоко під ним розташований корпус ядерного реактора, який є циліндричною посудиною.
Маса корпусу – 215 тонн, діаметр – 3,8 м, висота – 11,8 м, товщина стінки становить 140 мм. Теплова потужність реактора – 1375 МВт.

4. Верхній блок реактора - конструкція, яка призначена для ущільнення його корпусу, розміщення приводів систем керування, захисту.
та датчиків внутрішньореакторного контролю.

5. За 45 років роботи станції не зафіксовано жодного випадку перевищення природних фонових значень. Але «мирний» атом залишається таким лише
при належному контролі та правильній роботівсіх систем. Для перевірки радіаційного стану на станції встановлено п'ятнадцять постів контролю.

6. Другий реактор введено в експлуатацію у 1975 році.

7. Чохол для переміщення 349 паливних касет КАЕС.

8. Механізм захисту реактора та станції від внутрішніх та зовнішніх факторів. Під ковпаком кожного реактора КАЕС знаходиться сорок сім тонн ядерного палива, яке нагріває воду першого контуру.

9. Блоковий щит управління (БЩУ) - мозковий центрАЕС. Призначений для моніторингу показників енергоблоку та управління технологічними процесамина атомній електростанції.

10.

11. Зміна до БЩУ третього енергоблоку Кольської АЕС складається лише з трьох осіб.

12. Від такої великої кількості елементів керування розбігаються очі.

13.

14. Модель розрізу активної зони реактора ВВЕР-440.

15.

16.

17. Кар'єра фахівця-атомника вимагає серйозної технічної підготовкита неможлива без прагнення до професійної досконалості.

18. Машинна зала. Тут встановлені турбіни, на які безперервно подається пара з парогенератора, розігріта до 255°C. З їх допомогою приводиться у дію генератор, який виробляє електричний струм.

19. Електрогенератор, всередині якого енергія обертання ротора турбіни перетворюється на електрику.

20. Турбіну генератора, зібрану 1970 року на Харківському турбінному заводі, використовують уже 45 років. Частота її обертання становить три тисячі обертів за хвилину. У залі встановлено вісім турбін типу К-220-44.

21. На КАЕС працює понад дві тисячі осіб. Для стабільної роботи станції персонал постійно стежить її технічним станом.

22. Протяжність залу становить 520 метрів.

23. Система трубопроводів Кольської АЕС розтягнулася на кілометри на всій території електростанції.

24. За допомогою трансформаторів електроенергія, вироблена генератором, надходить у мережу. А відпрацьований у конденсаторах турбін пар знову стає водою.

25. Відкритий розподільний пристрій. Саме звідси електрика, яку виробляє станція, надходить до споживача.

26.

27. Станція побудована біля берегів Імандри - найбільшого в Мурманській області та одного з найбільших озер у Росії. Територія водойми – 876 км², глибина – 100 м.

28. Ділянка хімводоочищення. Після обробки тут одержують хімобезсолену воду, необхідну для роботи енергоблоків.

29. лабораторія. Фахівці хімічного цеху Кольської АЕС стежать, щоб водно-хімічний режим на станції відповідав стандартам експлуатації станції.

30.

31.

32. Кольська АЕС має власний навчальний центрта повномасштабний тренажер, які призначені для навчання та підвищення кваліфікації персоналу станції.

33. За учнями спостерігає інструктор, який навчає їх, як взаємодіяти із системою управління та що робити у разі порушення нормальної роботи станції.

34. У цих ємностях зберігають сольовий нерадіоактивний плав, який є кінцевим продуктом переробки рідких відходів.

35. Технологія поводження з рідкими радіоактивними відходами Кольської АЕС є унікальною та не має аналогів у країні. Вона дозволяє скоротити кількість РАВ, які підлягають похованню у 50 разів.

36. Оператори комплексу з переробки рідких радіоактивних відходів стежать за стадіями переробки. Весь процес повністю автоматизовано.

37. Скидання очищених стічних воду відвідний канал, що ведуть до Імандрівського водосховища.

38. Води, що скидаються з АЕС, належать до категорій нормативно чистих, не забруднюють навколишнє середовище, але впливають на тепловий режим водосховища.

39. У середньому температура води в гирлі каналу, що відводить, на п'ять градусів вище температури водозабору.

40. У районі відвідного каналу КАЕС озеро Імандра не замерзає навіть узимку.

41. Для виробничого екологічного нагляду на Кольській АЕС використовують автоматизовану систему контролю за радіаційною обстановкою (АСКРО).

42. Пересувна радіометрична лабораторія, що входить до складу АСКРО, дозволяє проводити гамма-зйомку місцевості за відведеними маршрутами, виконати відбори проб повітря та води за допомогою пробовідбірників, визначити вміст радіонуклідів у пробах та передавати отриману інформацію в інформаційно-аналітичний центр АСКРО по радіоканалу.

43. Збір атмосферних опадів, відбір проб ґрунту, снігового покриву та трави виробляють у 15 постійних пунктах спостереження.

44. Є у Кольської АЕС та інші проекти. Наприклад, рибний комплекс у районі скидного каналу АЕС.

45. На фермі вирощують райдужну форель та ленських осетрів.

47. Полярні Зорі – місто енергетиків, будівельників, педагогів та лікарів. Заснований у 1967 році при будівництві Кольської АЕС, розташований на березі річки Нива та озера Пін-озеро, за 224 км від Мурманська. Станом на 2018 рік у місті проживає близько 17 000 осіб.

48. Полярні Зорі є одним із найбільш північних міст Росії, а зима тут триває 5-7 місяців на рік.

49. Свято-Троїцький храм на вул. Ломоносова.

50. На території міста Полярні Зорі розташовано 6 дитячих дошкільних закладівта 3 школи.

51. Система озер Іокостровська Імандра та Бабинська Імандра має стік у Біле море через річку Нива.

52. Біле море - внутрішнє шельфове море Північного Льодовитого океану, в європейській Арктиці між Кольським півостровом Святий Ніс та півостровом Канін. Площа акваторії – 90,8 тис. км², глибини до 340 м.

Застосування блокового компонування основного обладнання зумовило перехід на нові принципи керування енергоблоками. Ці принципи полягають у створенні єдиної централізованої системиуправління агрегатами блоку, всі елементи якої розміщуються на блочному щиті керування (БЩУ).

Система управління блоком включає прилади контролю, автоматики, аварійної сигналізації та дистанційного управління. З БЩУ здійснюється також зв'язок із робочими місцями та центральним щитом управління. Крім того, на БЩУ розміщуються керуючі та інформаційно-обчислювальні машини, якщо їх встановлення передбачено проектом.

Усі елементи системи управління розміщуються на оперативних панелях та пультах управління. На блочному щиті розміщуються також електричні панелі блоку генератор-трансформатор, іпанелі технологічного захисту, панелі регуляторів, панелі живлення, панелі центральної сигналізації та ряд інших неоперативних панелей. На пультах управління розміщуються ключі дистанційного керування засувками та електромоторами, що дозволяють здійснювати пуск, зупинку та нормальну експлуатацію блоку. Наявність мнемосхеми і панелей аварійної сигналізації полегшує роботу оперативного персоналу як і нормальних, і у аварійних умовах. З БЩУ проводиться також включення генератора в паралельну роботу.

За практикою в одному приміщенні БЩУ розміщується управління двома блоками. Це дозволяє розширити зону керування без зниження надійності роботи (рис. 1-3).

Слід зазначити, що нині ще немає уніфікованої схеми розташування панелей і пультів навіть однотипного устаткування. Це пояснюється пошуками найбільш зручної та раціональної компонування елементів контролю та управління блоком. На рис. 1-4 представлений план БЩУ для блоків потужністю 200 МВт. Тут для пультів та оперативних панелей прийнято зімкнений варіант компонування із дзеркальним розташуванням панелей кожного блоку. На один блок встановлено дев'ять панелей оперативного контуру: 01 – панелі генераторів, 02 – панелі трансформаторів власних потреб, 03 – 06-панелі турбін, 07-09 – панелі котлів. Інші панелі відносяться до неоперативного контуру.

Застосування блокових щитів управління дозволило сконцентрувати все управління блоком в одному місці, що зробило експлуатацію обладнання оперативнішою, особливо в аварійних випадках. Таке вирішення питання забезпечило високий рівеньавтоматизації сучасного обладнання, вимірювальної техніки та дистанційного управління. З використанням централізованих методів управління покращуються умови безпечної роботи через скасування постійних робочих місць біля працюючого обладнання. Звукоізоляція БЩУ, гарні умовиосвітлення та кондиціювання повітря створюють сприятливі санітарні умови для оперативного персоналу.

Деякий недолік централізованої системи управління у тому, що оперативний - персонал позбавлений можливості візуального спостереження працюючим устаткуванням, оскільки періодичний обхід черговими-обхідниками систематичного спостереження замінити неспроможна. Цю проблему може вирішити широке застосування телевізійних установок, телекамери яких у найбільш відповідальних місцях блоку. Маючи один телеекран, оператор може спеціальним перемикачем отримувати зображення будь-яких вузлів і об'єктів, що його цікавлять. Така система знайшла стала вельми поширеною США. Зазначимо, що для забезпечення певного візуального огляду обладнання БЩУ блокої потужністю 300 МВт мають одну за

Скляну стінку, що виходить у машинний зал.

Застосування центральних щитів управління не виключає використання місцевих щитів управління, встановлених у найбільш відповідальних місцях (поживні насоси, деаератори та ін.). На цих щитах встановлюється вся необхідна апаратура контролю та управління тим чи іншим елементом блоку.

Місцеві щити керування використовуються при пусках блоку, а також для контролю за роботою обладнання під час обходів.

Сторінка 3 з 61

Функція АСУ ТП - це сукупність процесів системи, вкладених у досягнення приватної мети управління. Функції АСУ ТП поділяються на інформаційні, керуючі та допоміжні.
До інформаційних функцій АСУ ТП є збір, обробка та подання інформації про стан ТОУ оперативному персоналу, а також її реєстрація та передача в інші АСУ
Розглянемо інформаційні функції АСУ ТП.

1. Контроль та вимірювання технологічних параметрів, що полягають у перетворенні значень параметрів об'єкта (тисків, витрат, температур, нейтронних потоків тощо) у сигнали, придатні для сприйняття оперативним персоналом або для їхньої наступної автоматизованої обробки. Розрізняють функцію індивідуального контролю, коли вторинні прилади, що показують, працюють безпосередньо від первинного перетворювача або (з перемиканням від групи первинних перетворювачів, і функцію централізованого контролю, що здійснюється за допомогою ЕОМ.
2. Обчислення непрямих величин виконується за допомогою ЕОМ і забезпечує визначення значень параметрів, безпосередній вимір яких або утруднено з конструктивних міркувань (температура оболонок твелів), або неможливо через відсутність відповідних первинних перетворювачів (теплова потужність реактора, техніко-економічні показники).
3. Реєстрація величин здійснюється для подальшого аналізу роботи АТК. Реєстрація проводиться на паперових стрічках вторинних реєструючих приладів (самописців), у пам'яті ЕОМ, а також на вихідних носіях ЕОМ (паперові стрічки друкувальних машинок).
4. Сигналізація стану запірних органів (засувок) та механізмів власних потреб (насосів) здійснюється за допомогою колірних сигналів, що відповідають певним станам засувок та насосів Розрізняють індивідуальну сигналізацію стану, при якій кожному органу чи механізму відповідає свій сигнал; групову, при якій сигнал сповіщає про стан групи органів та механізмів; централізовану, що здійснюється ЕОМ та її вихідними пристроями.
5. Технологічна (попереджувальна) сигналізація здійснюється шляхом подачі світлових та звукових сигналів та привертає увагу персоналу до порушень технологічного процесу, що виражаються у відхиленнях параметрів за допустимі межі. Розрізняють індивідуальну сигналізацію, при якій кожному сигналізованому параметру відповідає свій пристрій сигналізації, з написом, що вказує характер порушення, групову, при якій світловий сигнал з'являється при відхиленні одного із заздалегідь заданої групи параметрів, централізовану, що здійснюється ЕОМ та її вихідними пристроями
6. Діагностика стану технологічного устаткування служить визначення першопричини його ненормальної роботи, прогнозування ймовірної появи несправностей, і навіть ступеня їх небезпеки подальшої експлуатації устаткування
7. Підготовка та передача інформації в суміжні АСУ та прийом інформації від цих систем. Цілі такого обміну інформацією розглянуті в § 11.

Змістом керуючих функцій АСУ ТП є вироблення та реалізація керуючих впливів на ТОВ. Тут під «виробленням» розуміється визначення виходячи з наявної інформації необхідних значень керуючих впливів, а під «реалізацією» - дії, що забезпечують відповідність дійсного значення керуючого впливу необхідному. Вироблення керуючих впливів може здійснюватися як технічними засобами, і оператором; реалізація здійснюється за обов'язкового використання технічних засобів.
Розглянемо керуючі функції АСУ ТП.

1. Функція дистанційного управління полягає у передачі управляючих впливів від оператора до електроприводів* виконавчих механізмів (відкрити-закрити) та електродвигунів власних потреб (включити-вимкнути).

На АЕС також є невелика кількість неелектрифікованих запірних та регулюючих органів, управління якими здійснюється вручну за місцем; це виконується не операторами, а спеціальними обхідниками за командою операторів.

1. Функція автоматичного регулювання полягає у автоматичному підтримці вихідних величин об'єкта на заданому значенні.
2. Функція автоматичних захистівслужить задля збереження устаткування при аварійних порушеннях роботи агрегатів. Найпростішими прикладами такої функції може бути відкриття запобіжного клапана при підвищенні тиску вище гранично допустимого або автоматична зупинка реактора при аварійному відключенні декількох ГЦН. працюючого. У цю функцію входить сповіщення про факт спрацьовування захистів та їхню причину.
3. Функція автоматичних блокувань служить для запобігання аварійних ситуацій, які можуть виникнути через неправильне управління. Вона здійснює технологічно обумовлений взаємозв'язок між окремими операціями. Прикладом блокувань може бути автоматична заборона пуску насоса за відсутності мастила або охолодження, а також автоматичне закриття засувок на напірі та всосі насоса при відключенні його двигуна.
4. Функція логічного управління полягає у виробленні дискретних. сигналів управління (типу «так-ні») виходячи з логічного аналізу дискретних сигналів, описують стан об'єкта. Логічне управління широко використовується в системах управління регулюючими органами реактора, турбіною та ін. Строго кажучи, функції аварійних захистів та автоматичних блокувань також можна вважати логічним управлінням, проте до логічного управління зазвичай відносять операції, які здійснюються за складнішими законами. Результатом логічного управління є зміни технологічної схеми(увімкнення, відключення трубопроводів, насосів, теплообмінників) або перемикання у контурах автоматичних регуляторів.
5. Функція оптимізації забезпечує підтримку екстремального значення прийнятого критерію керування. На відміну від функцій автоматичного регулювання, блокувань, логічного управління, які призначені для стабілізації вихідних параметрів об'єкта або зміни їх за наперед відомим законом, оптимізація полягає в пошуку заздалегідь невідомих значень цих параметрів, при яких критерій набуде екстремального значення. Практична реалізація результатів визначення оптимальних параметрів може здійснюватися шляхом зміни завдання автоматичним регуляторам, здійснення перемикань у технологічній схемі і т.п. турбоустановки шляхом оптимізації продуктивності циркуляційних насосів конденсатора).

3. Структура АСУ ТП енергоблока.
1-14 - підсистеми; 1 - контролю особливо відповідальних параметрів; 2 - технологічної сигналізації; 3 - дистанційного управління, 4 - автоматичних захистів, 5 автоматичного регулювання, 6 - ФГУ, 7 -СУЗ, 8 - АСУ Т, 9 - ВРК, 10 - СРК U-ХТО та КЦТК, 12 - СУ ГЦН, 13 - підсистеми управління допоміжними технологічними системами, 14 – УВС; 15-оператори блоку, 16 - оператори допоміжних технологічних систем, 17 - оператори ЕОМ

Оптимізація може стосуватися параметрів самої АСУ ТП, прикладом чого може бути визначення оптимальних налаштувань регуляторів за критерієм точності підтримки регульованих величин.

* Приводи з іншими видами допоміжної енергії (гідравлічні, пневматичні) не набули поширення на АЕС (крім системи регулювання частоти обертання турбіни та деяких типів швидкодіючих редукційних установок).

Допоміжні функції.

АСУ ТП - це функції, що забезпечують вирішення внутрішньосистемних завдань, тобто призначені для забезпечення власного функціонування системи. До них відноситься перевірка справності пристроїв АСУ ТП і правильності вихідної інформації, автоматичне введення резервних пристроїв АСУ ТП при відмовах працюючих, повідомлення персоналу про відмови в АСУ ТП і т. д. Через складність сучасних АСУ ТП значення допоміжних функцій дуже велике, тому що без них виконання нормальне функціонування систем неможливе.
Для зручності розробки, проектування, постачання, монтажу та налагодження АСУ ТП їх умовно поділяють на підсистеми. Кожна підсистема забезпечує керування частиною об'єкта або об'єднує технічні засоби, що виконують одну певну функцію; у першому випадку говорять про багатофункціональну підсистему, у другому - про однофункціональну підсистему відносно незалежні один від одного і можуть розроблятися та виготовлятися різними організаціями з подальшою їх стиковкою безпосередньо на об'єкті. Розглянемо основні підсистеми АСК ТП енергоблоків (рис. 1.3).

1. Підсистема контролю особливо відповідальних параметрів виконує функцію контролю та вимірювання. Вона реалізується на індивідуальних засобахвимірювання і містить датчики, перетворювачі, що показують та самопишучі прилади. Самописні прилади також виконують функцію реєстрації. Наявність цієї підсистеми пов'язані з необхідністю зберегти мінімальний обсяг контролю за відмові ЕОМ. Інформація, одержувана цією підсистемою, можна використовувати інших підсистемах АСУ ТП.
2. Підсистема технологічної сигналізації виконує функції індивідуальної та групової сигналізації. Вона містить первинні перетворювачі, пристрої, що порівнюють аналогові сигнали із заданими значеннями та пристрої подачі звукових та світлових сигналів. Нерідко ця підсистема немає своїх первинних перетворювачів, а використовує інформацію підсистеми контролю відповідальних параметрів.
3. Підсистема дистанційного керування забезпечує дистанційне керування регулюючими, запірними органами та механізмами, виконує функції сигналізації стану керованих механізмів, автоматичних блокувань та введення інформації про стан органів в ЕОМ.
4. Підсистема автоматичного захисту виконує зазначену функцію, а також деякі функції автоматичних блокувань. Вона складається з первинних перетворювачів, схем виробітку аварійних сигналів, виконавчих органіваварійного захисту та пристроїв світлового та звукового оповіщення оператора про факти спрацьовування захисту та першопричини аварій. У деяких випадках вихідна інформація про значення параметрів надходить з інших підсистем. Як виконавчі органи можуть використовуватися пристрої інших підсистем (наприклад, контактори електродвигунів насосів).
5. Підсистема автоматичного регулювання виконує налаштування параметрів за допомогою індивідуальних регуляторів. Крім того, ця підсистема забезпечує контроль за положенням регулюючих органів та дистанційне керування ними при відключених регуляторах. Можливості сучасних засобівРегулювання дозволяють передати цій підсистемі деякі функції логічного управління.

Крім основних пристроїв, всі підсистеми містять з'єднувальні кабелі, панелі, на яких розміщуються пристрої, джерела електричного живлення і т.д.
Крім зазначених підсистем, призначених в основному для виконання будь-якої однієї функції блоку в цілому, є ряд багатофункціональних підсистем, призначених для виконання комплексу функцій з управління яким-небудь агрегатом або технологічною системою.
Управління агрегатами здійснюється за допомогою пристроїв, що утворюють підсистему функціонально-групового управління (ФГУ). Для пуску або зупинки агрегату, керованого ФГУ, достатньо подати одну команду, після чого всі операції відбуваються автоматично.
Багатофункціональні підсистеми АСУ ТП блоку, що керують окремими технологічними системами, зазвичай називаються "системою управління". Це з тим, що такі підсистеми розроблялися і оформлялися до появи АСУ ТП як самостійні системи. Вони можуть мати у своєму складі власні ЕОМ, і тоді їм передаються всі функції з управління відповідним технологічним обладнанням. За відсутності власної ЕОМ частина функцій передається ЕОМ АСУ ТП блоку (централізований контроль, обчислення непрямих величин, реєстрація деяких параметрів, діагностика стану технологічного устаткування, обміну інформацією з АСУ ТП АЕС, оптимізація). До таких багатофункціональних підсистем відносяться:

1. система управління, захисту, автоматичного регулювання та контролю реактора (СУЗ) для управління потужністю реактора у всіх режимах його роботи та їх допоміжним обладнанням;
2. автоматизована системауправління турбіною (АСУ Т), призначена для управління турбінами та їх допоміжним обладнанням;
3. система управління перевантаженням і транспортом палива, що керує всіма механізмами, що здійснюють переміщення палива від нею надходження на АЕС до відправки на переробку відпрацьованого палива.

Якщо це диктується вимогами технології, то до складу АСУ ТП можуть входити й інші підсистеми. Наприклад, на блоках з реакторами на швидких нейтронах є підсистема керування електрообігрів контурів і підсистема управління швидкістю головних циркуляційних насосів (СУ ГЦН).
Деякі з багатофункціональних підсистем управляються власними операторами, які працюють під керівництвом операторів блоку
На сучасних АЕС також є багатофункціональні підсистеми, що виконують повний набір інформаційних функцій контролю однорідних масових параметрів. До них відносяться:

1. система внутрішньореакторного контролю (ВРК), призначена для контролю значень тепловиділення, температур та інших параметрів усередині активної зони реактора;
2. система радіаційного контролю (СРК), призначена для контролю радіаційної обстановки технологічного обладнання, приміщень АЕС та навколишньої території;
3. системи контролю герметичності оболонок твелів (КГО) та контролю цілісності технологічних каналів (КЦТК), що контролюють стан (цілісність) оболонок твелів та технологічних каналів на основі аналізу даних про активність теплоносія та інших параметрів реактора.

Найважливішою підсистемою АСУ ТП, що виконує найскладніші інформаційні та керуючі функції, є керуюча обчислювальна система(УВС) [або керуючий обчислювальний комплекс (НВК)]. В АСУ ТП блоків УВС можуть виконувати практично всі інформаційні та керуючі функції.

Щити управління АЕС

Щитом управління(ЩУ) називається спеціально виділене приміщення, призначене для постійного чи періодичного перебування операторів, з розташованими в ньому панелями, пультами та іншим обладнанням, на якому встановлюються технічні засоби АСУ ТП та за допомогою якого відбувається керування технологічним процесом. Управління АЕС організується з кількох ЩУ.
Центральний щит управління (ЦЩУ) відноситься до АСУ ТП АЕС. З нього здійснюється загальна координація роботи енергоблоків, керування електричними розподільчими пристроями та загальностанційними системами. ЦЩУ є місцем перебування чергового інженера станції (ДІС) або начальника зміни АЕС. Поблизу ЦЩУ виділяється приміщення розташування УВС АСУ ТП АЕС. У разі потреби для керування деяким загальностанційним обладнанням - установками спец- водоочищення, бойлерними, вентиляційними системами - організується щит загальностанційних пристроїв (ЩОУ) (або кілька ЩОУ).
Основне управління технологічним процесом блоку проводиться з блокового щита управління (БЩУ). За вимогами ядерної безпеки для кожного блоку АЕС організується резервний щит управління (РЩУ), який призначений для проведення операцій із зупинення блоку в ситуаціях, за яких здійснити ці операції з БЩУ неможливо (наприклад, при пожежі на БЩУ).
Для управління деякими допоміжними системами як загальностанційними, і блоковими, організуються місцеві щити управління (МЩУ). Залежно від технологічних вимог ці щити призначаються для постійного чи періодичного перебування оперативного персоналу (наприклад, час проведення перевантажень палива). Часто для МЩУ не виділяється спеціальних приміщень, які розташовуються безпосередньо біля керованого устаткування (так, МЩУ турбогенераторів розташовуються у машинному залі).
Розглянемо докладніше організацію БЩУ. Сучасний енергоблок є складним об'єктом управління з великою кількістю вимірюваних (до 5- 10 тис.) і керованих (до 4 тис.) величин. Кожен блок управляється двома-трьома операторами. Збільшення кількості оперативного персоналу неможливе через труднощі координації роботи більшої кількості операторів. Крім того, збільшення персоналу знижує економічність АЕС. Природно, що навіть при використанні сучасних засобів управління (у тому числі ЕОМ) на операторів лягає велике психічне та фізичне навантаження. Від організації БЩУ, вибору приладів, їх розміщення значною мірою залежить зручність роботи операторів, а також надійність та безпека роботи блоку
При проектуванні АСУ ТП блоку прагнуть зменшення числа контрольованих параметрів і керованих об'єктів Однак через особливості технології, як сказано вище, кількість контрольованих і керованих параметрів вимірюється тисячами, і розміщення такої кількості показувальних приладів і органів управління на оперативних полях безпосередньо перед операторами просто неможливо . У сучасних АСУ ТП застосовуються такі методи скорочення оперативних полів.

1. розташування всіх пристроїв, що не вимагають контролю з боку операторів (регуляторів, пристроїв ФГУ, релейних схем блокувань та захисту тощо), на спеціальних неоперативних панелях, що виносяться в окремі приміщення БЩУ. Обслуговування цих пристроїв проводиться персоналом, який забезпечує справність їхньої роботи, але не бере участі безпосередньо в управлінні блоком;
2. використання централізованого контролю за допомогою ЕОМ та зменшення кількості параметрів, контрольованих на індивідуальних вторинних приладах; у сучасних АСУ ТП блоків кількість таких параметрів не перевищує 10% загального числа;
3. використання викликального, групового та функціонально-групового управлінь, при яких один орган керує декількома виконавчими механізмами;
4. винесення вторинних приладів та органів управління, необхідних лише при відносно рідкісних операціях (підготовка до пуску блоку), на допоміжні панелі, що розташовуються в оперативному приміщенні БЩУ, але поза основним контуром управління (збоку або позаду операторів). При великій кількості допоміжних систем, управління якими пов'язано безпосередньо з управлінням основним технологічним процесом, їм може бути організований спеціальний щит допоміжних систем (ЩВС), розташований у безпосередній близькості від оперативного контуру БЩУ.

Іншим способом зменшення навантаження на операторів є полегшення розшифровки інформації, що надходить, і пошуку потрібних органів управління. Для цього, зокрема, у сучасних АСУ ТП використовуються мнемосхеми. Вони є спрощеним зображенням технологічної схеми обладнання з умовними зображеннямиосновних агрегатів (теплообмінників, насосів) У місцях розташування зображень відповідних агрегатів, і навіть запірних органів розташовуються пристрої сигналізації стану (лампочки зі світлофільтрами), а місцях розташування зображень регулюючих органів - покажчики становища.


Рис 1.4. Приклад зображення технологічної лінії на мнемосхемі
1 - мнемознак насоса з сигналізатором стану; 2 - мнемознак засувки з сигналізатором стану; 3 - покажчик положення регулюючого органу; 4 - мнемознак резервуара; 5 - ключ управління насосом; 6 - ключ управління засувкою, 7 - ключ управління регулюючим органом, 8 - сигналізатор відхилення тиску, 9 - сигналізатор відхилення рівня, 10 - червоний світлофільтр, 11 - зелений світлофільтр

У деяких випадках на мнемосхемі розташовуються прилади, що показують значення технологічних параметрів, а також пристрої сигналізують про відхилення цих параметрів від норми. Якщо мнемосхема знаходиться в межах досяжності операторів, на ній також встановлюються органи управління (рис. 14).

а - з окремим пультом; б - з приставним пультом; 1 - вертикальні панелі; 2 - пульт; 3 – стільниця; 4 - вертикальна приставка, 5 - похила панель


Рис 15. Варіанти компонування оперативного контуру ЩУ (розріз):
Конструктивно оперативний контур БЩУ зазвичай виконується у вигляді вертикальних приладових панелей і пульта, що окремо стоїть (рис. 1.5, а). На вертикальних панелях розташовуються великогабаритні прилади, а також мнемосхеми і органи управління, що рідко використовуються. При розташуванні мнемосхеми у верхній частині пульта вона зазвичай виконується похилою поліпшення огляду. Оперативна частина пульта складається з похилої (або горизонтальної) стільниці, на якій розташовуються органи управління, покажчики положення запірних та регулюючих органів та покажчики стану електродвигунів власних потреб.


Рис 1 6. Варіанти компонування оперативного контуру БЩУ (план)
а - дугоподібний, б - лінійний; 1 - оперативні панелі; 2 - пульт; 3 - стіл-пульт; 4 - допоміжні панелі; I - III - зони управління відповідно реактором, парогенераторами та турбогенераторами

У деяких випадках як на стільниці, так і на вертикальній приставці пульта розташовуються мнемосхеми. Пульти, які обслуговує один оператор, мають значну довжину (до 5 м), і при проведенні перехідних режимів оператор працює стоячи. У стаціонарних режимах, коли обсяг операцій з управління невеликий, оператор може працювати сидячи. Для цього на пульті " виділяється спеціальне робоче місце, біля якого розташовуються найважливіші органи контролю та управління. Стільниця цього робочого місця повинна бути вільною від приладів, щоб оператор міг користуватися інструкціями, вести записи тощо. Часто таке робоче місце організується не на пульті, а за спеціальним столом-пультом, на якому розташовується тільки телефон, а в сучасних системах- та пристрої зв'язку з ЕОМ
Допоміжні панелі (як і панелі МЩУ) зазвичай не мають пультів, що окремо стоять, а виконуються в приставному варіанті (рис. 1.5, б), працюють за такими пультами, як правило, стоячи.
В основному поширені два варіанти компонування оперативного контуру БЩУ: дугоподібний та лінійний (рис. 1.6). Зазвичай блоком керують два-три оператори з одного, двох або трьох пультів. Для зручності проходу вертикальних панелей між пультами робляться розриви.
Безпосередньо перед пультами розташовуються оперативні панелі, збоку та ззаду – допоміжні. Зазвичай у центрі оперативної зали БЩУ розташовується стіл-пульт начальника зміни блоку (чи старшого оператора). За цим столом можуть виділятися робочі місця операторів для роботи сидячи.
Розміщення приладів та пристроїв на панелях і пультах БЩУ підпорядковується послідовно-технологічному принципу, тобто зліва направо, відповідно до технологічного процесу (реактор - ГЦН - парогенератори - турбогенератори). Відповідно ліві допоміжні панелі відводяться керувати реактором і парогенераторами, праві - турбогенераторами.
У приміщенні оперативного контуру БЩУ забезпечується задана освітленість панелей та пультів (200 лк), температура (18-25°С) та вологість (30-60%) повітря; рівень шуму не повинен перевищувати 60 дБ. БЩУ виконуються за спеціальним архітектурному проекту, в якому враховуються естетичні та інженерно-технічні вимоги. Має бути забезпечений підхід кабельних потоків до всіх щитових пристроїв. Приміщення БЩУ має задовольняти норми техніки безпеки, протипожежної безпеки та правила влаштування електроустановок.
Оперативний контур БЩУ займає лише частину всіх приміщень БЩУ. Значну площу займають неоперативні панелі. Зазвичай оперативний контур знаходиться у центральній частині БЩУ, а неоперативні панелі розташовуються у приміщеннях з обох боків оперативного залу. Зустрічаються компонування, у яких неоперативні панелі розміщуються під оперативним залом. Враховуючи значну кількість кабельних зв'язків між оперативним контуром БЩУ та ЕОМ, приміщення ЕОМ також прагнуть наблизити до оперативної зали.
Резервний щит управління (РЩУ) розміщується в спеціальному приміщенні, відокремленому від БЩУ вогнестійкою огорожею або віддаленим від нього на деякій відстані але так, щоб доступ до нього міг бути забезпечений безперешкодно і за мінімальний час. Об'єм встановленої на РЩУ апаратури контролю та управління повинен бути достатнім для нормальної зупинки блоку навіть за наявності аварій у технологічному обладнанні при виконанні всіх вимог щодо безпеки.

Оператор взаємодіє не безпосередньо з об'єктом управління, а з його інформаційною моделлю, відображеною у вигляді сукупності приладів, мнемосхем, табло та інших засобів відображення інформації. Від того, як і в якому вигляді ця інформація буде представлена ​​оперативному персоналу, як розміщена, наскільки зручна у використанні та наскільки достовірна, в результаті залежить правильність дій оператора. Для вирішення цього завдання створюються щити управління технологічним обладнанням та технологічними процесами.

На АЕС, що складається з кількох енергоблоків, є від 9 до 13 основних щитів управління та значна кількість щитів місцевих. Тут розглядаються основні, значні щити.

Центральний щит управління (ЦЩУ). Цей щит відноситься до АСК ТП АЕС, з нього здійснюється загальна координація роботи енергоблоків, загальностанційних систем. На ЦЩУ розподіляється навантаження між енергоблоками, здійснюється управління електричними пристроями, здійснюється контроль за радіаційною безпекою АЕС. Щит розташований в адміністративно-господарському корпусі. Це місце перебування начальника зміни АЕС. У нього є інформаційний щитщо створює комплексну картину всіх подій, що відбуваються на станції.

Блоковий щит управління (БЩУ) . Цей щит є основним місцем, з якого ведеться керування енергоблоком у всіх проектних режимах, включаючи аварійний. Призначений для контролю за роботою реактора та турбінною установкою та основного обладнання, управління основними технологічними процесами в нормальних та аварійних умовах експлуатації. Він є центральним постом операторської діяльності. Через цей щит здійснюється зв'язок людини та машини. Тому саме цьому щиту далі буде приділено особливу увагу. Щит розташований в облаштуванні реакторного відділення з боку машинного відділення на позначці + 6,6 м (для реактора ВВЕР). На ньому постійно присутні начальник зміни енергоблоку, старші (провідні) інженери управління реактором та управління турбіною.

Резервний щит управління (РЩУ). За допомогою цього щита здійснюється зупинка та переведення енергоблоку в безпечний схильний стан, а також тривале відведення тепла від активної зони, коли це неможливо зробити з БЩУ, наприклад, через пожежу, вибух і навіть загибель персоналу тощо. Щит розташований окремо від БЩУ, але в зоні реакторного відділення на позначці – 4,2 м (для реактора ВВЕР), щоб одна і та ж причина не вивела з ладу обидва ці щити. Щит не призначений для керування системами нормальної експлуатації, не пов'язаними із забезпеченням ядерної та радіаційної безпеки. Засоби відображення інформації та органи управління на панелях та пультах РЩУ повинні відповідати їх розташуванню на БЩУ. Постійна присутність персоналу не передбачається.

Місцевий щит керування (МЩУ). Призначений для керування деякими технологічними установками та загальностанційними системами, а також у період пусконалагоджувальних або ремонтно-профілактичних робіт. Їхня кількість досягає восьми і більше. До них відносяться МЩУ для СУЗ, РК, хімічного контролю (ХК), вентиляційної системи (ВС) та ін. Постійна присутність персоналу на них не передбачається.

Щит загальностанційних пристроїв. Призначений для керування загальностанційними установками – системою спецводоочищення, вентиляційними системами тощо.

Щит дозиметричного контролю (ЩДК) чи щит радіаційного контролю. На ньому збирається інформація про радіаційну обстановку на кожному енергоблоці та АЕС загалом, а також у спецкорпусі. Розташований у переході із чистої в брудну зону.

Крім цих щитів на АЕС є щити СУЗ, вторинних КВП, електроживлення, розподільчих пристроїв і т.д.