 ПОЗНАВАТЕЛЬНОЕ
| Системы контроля и управления нормальной эксплуатации турбинного отделения
СКУ ТО обеспечивает контроль и управление оборудованием турбинного отделения энергоблока во всех проектных режимах эксплуатации и позволяет оператору во взаимодействии со средствами управления и представления информации обеспечивать эффективное ведение технологического процесса Турб. Отд. СКУ ТО предназначена для автоматизации технологических процессов систем нормальной эксплуатации машзала и деаэраторного отделения и относится к управляющей системе нормальной эксплуатации (УСНЭ). СКУ ТО по влиянию на безопасность классифицируется как система нормальной эксплуатации, важная для безопасности.
Рис. 1 Структурная схема СКУ ТО на базе ТПТС
К оборудованию нормальной эксплуатации турбинного отделения относится оборудование, предназначенное для осуществления технологических процессов нормальной эксплуатации. Основным оборудованием нормальной эксплуатации турбинного отделения является:
Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1000-60/1500 двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000: Турбина типа К-1000-60/1500-2 разработки и производства ОАО «Турбоатом» (г. Харьков), предназначенная для преобразования тепловой энергии пара, генерируемого в парогенераторах, в механическую энергию вращения ротора и непосредственного привода генератора типа ТВВ-1000-4УЗ. Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат и состоит из ЦВД, трех ЦНД-1,2,3, пяти опор подшипников, ресиверов, органов парораспределения и регулирования, системы маслоснабжения. Турбина обеспечивает отборы для подогрева питательной воды и на турбоприводы питательных насосов, а так же отборы пара на собственные нужды и на подогрев сетевой воды. Турбогенератор синхронный трехфазный типа ТВВ-1000-4УЗ (турбогенератор водородно-водяной, мощностью 1000 МВт, 4-полюсной, климатического исполнения У, 3 категории размещения), предназначенный для выработки электроэнергии в продолжительном режиме работы при непосредственном соединении с паровой турбиной и установкой в закрытом помещении на атомных станциях. У — умеренный климат; ХЛ — холодный климат; УХЛ — умеренный и холодный климат; Т — тропический климат; М — морской умеренно-холодный климат; О — общеклиматическое исполнение (кроме морского); ОМ — общеклиматическое морское исполнение; В — всеклиматическое исполнение.
1 — на открытом воздухе; 2 — под навесом или в помещении, где условия такие же, как на открытом воздухе, за исключением солнечной радиации, атмосферных осадков; 3 — в закрытом помещении без искусственного регулирования климатических условий; 4 — в закрытом помещении с искусственным регулированием климатических условий (вентиляция, отопление); 5 — в помещениях с повышенной влажностью, без искусственного регулирования климатических условий.
Генератор представляет собой неявнополюсную синхронную электрическую машину. Он состоит из неподвижной части (статора), включающей в себя сердечник и обмотку, присоединяемую к внешней сети, и вращающейся части (ротора), на которой размещена обмотка возбуждения, питаемая выпрямленным током.
Деаэрационная установка предназначена для удаления из питательной воды коррозионно-активных газов (кислород, двуокись углерода) и образовавшихся при термическом разложении бикарбонатов и карбонатов; создания рабочего резерва питательной воды в баках-аккумуляторах; подогрева питательной воды в регенеративном цикле турбоустановки; подачи пара на уплотнения турбины. Принцип работы основан на зависимости растворимости газов от температуры воды. В состав деаэрационной установки входят: 2 бака-аккумулятора, 4 деаэрационные колонки, 12 предохранительных клапанов, насос подпитки деаэраторов, основной и пусковой регуляторы уровня в баках-аккумуляторах на подаче основного конденсата, пусковой и 2 основных регулятора давления в деаэраторах на подаче греющего пара. Конденсационная установка предназначена для конденсации отработавшего в турбине пара. Процесс конденсации осуществляется при постоянном давлении за счет нагрева охлаждающей воды, температура которой ниже температуры насыщения пара. Конденсационная установка поставляется с турбоустановкой и состоит из трех двухходовых конденсаторов, воздухоудаляющего устройства, конденсатных насосов (три конденсатных насоса 1-ой ступени и три конденсатных насоса 2-ой ступени) и водяных фильтров. Конденсаторы располагаются поперечно относительно оси турбоустановки. Турбо-питательный насосный агрегат разработки и производства ОАО «КТЗ» (г. Калуга) предназначен для подачи питательной воды из деаэраторов в парогенераторы и состоит из бустерного насоса, главного насоса и приводной паровой турбины. На энергоблоке установлено два ТПН. Сепаратор-пароперегреватель СПП-1000 с комплектующим оборудованием предназначен для обеспечения допустимой влажности в последних ступенях турбины и повышения КПД путем осушки и последующего двухступенчатого перегрева пара, поступающего после ЦВД турбины. СПП-1000 включает: 4 вертикальных сепаратора-перегревателя, сепаратосборник, 4 конденсатосборника, 8 предохранительных устройств, 4 пленочных сепаратора, центробежный сепаратор и 2 насоса слива сепарата. Подогреватели низкого давления предназначены для подогрева основного конденсата в регенеративной схеме турбоустановки К-1000-60/1500 за счет охлаждения и конденсации пара нерегулируемых отборов турбины (соответственно седьмого, шестого, пятого и четвертого). Четыре типа подогревателей соединены последовательно. ПНД-3 и ПНД-4 выполнены однокорпусными, ПНД-2 - в двух корпусах, а ПНД-1 - в трех. Корпуса ПНД-1 и ПНД2 включены между собой параллельно по пару, основному конденсату и дренажу греющего пара. Подогреватели высокого давления предназначены для подогрева питательной воды парогенераторов за счет охлаждения и конденсации пара, отбираемого из промежуточных ступеней турбины. Подогреватели высокого давления поверхностного типа. Два типа подогревателей соединены последовательно (ПВД-6 и ПВД-7). Подогреватели размещены каждый в двух корпусах, включенных между собой параллельно по пару, питательной воде и дренажам и объединены в две группы.
СКУ ТО в составе АСУ ТП реализует следующие функции: управляющие; информационные; вспомогательные.
---------------------------------------------- К управляющим функциям относятся: а) дистанционное управление оборудованием оператором с пультов и панелей управления; б) автоматизированное логическое управление; в) автоматическое управление; г) автоматическое регулирование.
К дистанционному управлению относятся: - индивидуальное управление исполнительными механизмами или их группами и коммутационными аппаратами с панелей и пультов БЩУ, МЩУ; - ввод/вывод отключаемых блокировок (программ управления); - ввод/вывод (санкционированный) технологических защит накладками (если таковые предусмотрены проектом); - изменение режимов работы АВР основных механизмов; - изменение режимов работы регуляторов оператором (в случае отсутствия действия защит и блокировок); - дублирование действий технологических защит и блокировок при отказе соответствующих функций; - изменение заданного значения регулятора оператором (если для регулятора проектом предусмотрена возможность изменения заданного значения).
Как мы рассматривали ранее:
При подаче команды «открыть» («закрыть») алгоритм управления запорной арматуры сохраняет выходную команду до ее полного выполнения или поступления команды «стоп» (команды оператора противоположного направления) или команды противоположного направления от ТЗБ (тех. защит и блокировок). --------------------------------------------------- Предусмотрена диагностика и стандартная сигнализация обо всех характерных нарушениях нормальной работоспособности запорной арматуры (двигателя): а) срабатывании автомата защиты; б) превышении контрольного времени хода; в) несоответствии ее (его) состояния; г) неисправность схемы управления; д) неисправность цепей командных выходов; е) аварийный момент в процессе хода запорной арматуры. При управлении исполнительным механизмом регулирующего органа оператор имеет возможность включить его соответствующим переключателем в режим «Автоматическое управление» или «Дистанционное управление». В режиме «Дистанционное управление» оператор имеет возможность подать соответствующие команды кнопками «Больше» или «Меньше», при условии отсутствия сигналов технологических защит или блокировок, запрещающих выполнение дистанционных команд. Оператор, при необходимости, санкционировано имеет возможность изменять заданное значение регулируемого параметра, при этом текущая величина заданного значения передается и фиксируется в ИВС. Алгоритм управления регулирующим органом отличается от алгоритма управления задвижкой тем, что команда «открыть» («закрыть») на выходе существует только во время существования соответствующей команды дистанционного или автоматического управления на входе. Команда сохраняется до полного открытия (закрытия) регулирующего органа только при действии технологических защит и блокировок и при условии наличия соответствующего инициирующего сигнала. ---------------------------- Предусмотрена диагностика и стандартная сигнализация обо всех характерных нарушениях нормальной работоспособности регулирующего клапана: а) срабатывание автомата защиты; б) неисправность схемы управления; в) неисправность цепей конечных выключателей; г) недостоверность сигнала регулируемого параметра; е) недостоверность сигнала датчика положения; ж) аварийный момент в процессе хода. Регулирующие клапаны совместно с исполнительным механизмом в пределах всего регулировочного диапазона имеют рабочие характеристики близкие к линейным (различающиеся по крутизне во всех точках не более чем в 1,5 раза) и не имеют люфтов, превышающих 2 % полного хода. ------------------------------ Ламповая сигнализация состояния механизмов и арматуры обеспечивает индикацию: 1) для запорной арматуры: состояния «открыто»; состояния «закрыто»; хода в направлении открытия (мигание); хода в направлении закрытия (мигание); промежуточного положения; неисправности. 2) для регулирующих органов: режима работы «автоматический»; режима работы «дистанционный»; режима работы «стерегущий» (режим работы «автоматический» при наличии запрета на открытие/закрытие РО); команд от регулятора «Больше» и «Меньше»; неисправности; степени открытия регулирующего органа по индикатору положения. 3) для механизмов: состояния «отключено»; «включено»; неисправности.
К автоматизированному логическому управлению относится функционально-групповое управление, предназначенное для осуществления пуска/останова оборудования или изменения режимов его работы. Функционально-групповое управление (ФГУ) воспринимает обобщенное задание оператора и развертывает его в последовательность дискретных команд управления, которые переводят основное и вспомогательное оборудование СКУ ТО в заданный режим. Алгоритмы программы ФГУ представляют собой последовательность элементарных операций (шагов программы), которую необходимо выполнить для решения заданной технологической задачи. ----------------------------------- Программа ФГУ обеспечивается: 1) возможностью выбора дистанционного и автоматического режима управления функциональной группой; 2) возможностью выбора программы «Пуск» или «Останов» ФГУ; 3) проверкой условий выполнения шага программы; 4) сигнализацией о превышении времени ожидания условий перехода к следующему шагу; 5) возможностью перехода к выполнению следующего шага без выполнения условий предыдущего шага по дистанционной команде оператора. --------------------------------- Алгоритмы программ ФГУ отвечают следующим требованиям: - прием входных дискретных и аналоговых сигналов; - формирование последовательности (шаги) выходных команд для управления исполнительными механизмами в соответствии с заданными технологическими алгоритмами; - формирование последовательности выходных команд для управления алгоритмами более низкого уровня в соответствии с заданными технологическими алгоритмами; - для каждого шага программы предусматривается возможность установки необходимого контрольного времени, при превышении которого выдается сигнал для представления оператору; - для каждого шага программы предусматривается возможность установки необходимого времени ожидания начала проверки условий перехода к следующему шагу; - формирование информации о выполнении шага программы; - при невыполнении команды шага программы, обеспечивается возможность выполнения этого действия по команде оператора, если это необходимо, без перевода программы в дистанционный режим управления; - выходная команда шага активна только в течении времени действия шага, при переходе на другой шаг команда снимается; - предусматривается возможность проверки выполнения условий и шагов с выдачей или без выдачи команд при выполнении пуско-наладочных работ; - информация о неисправностях и отклонениях от заданной программы, а также информация о текущем шаге предоставляется оператору в удобном для него виде. В СКУ ТО имеется возможность включения/отключения ФГУ, как от оператора, так и командами автоматики, при этом предусматривается возможность запуска ФГУ на пуск или останов приоритетными командами технологических защит. В турбинном отделении энергоблока №2 Ростовской АЭС предусматривается реализация следующего ФГУ: -пошаговые программы пуска/останова маслосистемы и вакуумной системы ТПН-1,2; -пошаговые программы прогрева и разворота ТПН-1,2; -пошаговые программы пуска/останова ПВД-А(Б) по пару; -пошаговые программы пуска/останова ПВДА(Б) по воде; -пошаговая программа пуска КСН; -пошаговая программа пуска/останова вакуумной системы и системы концевых уплотнений турбины; -пошаговая программа пуска турбины; -пошаговая программа пуска/останова конденсатных насосов; -пошаговая программа пуска/останова главных паропроводов; -пошаговая программа пуска/останова СПП; -пошаговая программа пуска/останова деаэратора. К автоматическому управлению относятся: блокировки технологического оборудования, управление которым реализовано в СКУ ТО; технологические защиты СКУ ТО. Блокировки технологического оборудования структурно выполнены в двух видах: неотключаемые (жесткие) и отключаемые. Алгоритм неотключаемой блокировки выполняется прямой (жёсткой) логической связью между сигналами состояния одной группы оборудования и значениями технологических параметров (состояний) и командами на другую группу оборудования, включенную в эту блокировку. Принципиальным является факт неотключаемости этой блокировки, т.е. при определенных условиях на соответствующую группу оборудования будут постоянно действовать команды, не давая оператору возможность изменить состояние оборудования, включенного в данную блокировку. Должен быть предусмотрен механизм исключения действий неотключаемых блокировок для проведения восстановительного ремонта. Возможность отключения отключаемых блокировок обусловлена либо особенностями работы конкретного технологического оборудования, например, во время пусковых операций или в зависимости от мощности энергоблока, либо для обеспечения проведения ремонтных работ на оборудовании. В отличии от неотключаемых блокировок, в этом случае для выдачи команд на подчиненную группу технологического оборудования недостаточно выполнение условий срабатывания блокировки, а необходимо, чтобы сама блокировка имела состояние "ВКЛ", т.е. логика выработки команд от блокировки всегда логически связана (по "И") с состоянием блокировки "ВКЛ". ----------------------------- При работе с отключаемыми блокировками обеспечивается: 1) возможность ее включения/отключения как оператором с панели управления, так и командами автоматики (например, от логики управления более высокого уровня). Кроме этого в ПТК СКУ ТО предусмотрена возможность управления отключаемыми блокировками с АРМ оператора; 2) возможность приоритетного (аварийного) отключения блокировки от логики более высокого уровня с выдачей сигнализации «Принудительно дистанционный режим»; 3) возможность отображения состояния отключаемой блокировки на видеодисплеях ИВС подсветкой соответствующих виртуальных индикаторов и развернутых сообщений. Отдельную группу отключаемых блокировок представляют собой программы управления, которые решают следующие задачи управления: 1) переключения в технологических схемах при изменении условий или режима работы оборудования; 2) осуществление пуска и останова отдельных узлов ТО, не требующее реализации сложных цепочек последовательных операций с контролем хода процесса управления. Особую группу алгоритмов блокировок образуют алгоритмы АВР механизмов. Схема АВР предназначена для автоматического включения резервного агрегата в группе состоящей из 2-х или 3-х механизмов при аварийном отключении двигателя или при недопустимом отклонении технологического параметра. -------------------------------- Логика работы АВР отвечает следующим требованиям: 1) ввод АВР в работу осуществляется оператором переводом ключа выбора режима для основного агрегата в режим «Работа», а ключа выбора режима для резервного агрегата в режим «Резерв», при этом готовность АВР определяется включенным состоянием основного агрегата, отключенным состоянием резервного агрегата, и отсутствием запрета АВР и запрета включения резервного агрегата; 2) срабатывание АВР обеспечивает подключение резервного механизма при отключении основного механизма, либо по логическим условиям, определяемым технологическим процессом; 3) любое срабатывание АВР сопровождается соответствующей световой сигнализацией на видеодисплеях ИВС и/или пультах БПУ; 4) в ПТК СКУ ТО предусмотрена возможность включения/отключения АВР и изменения режимов работы механизмов с АРМ оператора; 5) все команды, которые АВР формирует на включение/отключение механизмов, являются импульсными. Технологические защиты СКУ ТО выполняют операции по автоматическому останову оборудования при недопустимом отклонении параметров технологического процесса и/или работы оборудования. По турбоустановке и турбинному отделению энергоблока №2 Ростовской АЭС предусматривается реализация следующих основных технологических защит: -защиты по температуре за ПСУ; -защита по осевому сдвигу ротора турбины; -защита по давлению масла на смазку подшипников турбины; -защиты по давлению в конденсаторах турбины; -защита по давлению масла на регулирование; -защиты по давлению пара до СПП; -защита по уровню в СС СПП; -защита по давлению пара в ГПК; -защиты по вибрации подшипников турбины; -защиты по уровню в КС СПП; -защиты по уровню в ПВД; -защиты по уровню в деаэраторах; -защиты ТПН; -защита по отключению двух ТПН; -защиты по уровню питательной воды в ПГ. Функция автоматического регулирования предназначена для поддержания величины регулируемого технологического параметра в заданных пределах или для изменения регулируемой величины с заданной скоростью по заранее установленному закону и реализуется средствами ПТК СКУ ТО. По турбоустановке и турбинному отделению энергоблока №2 РоАЭС предусматривается реализация следующих основных автоматических регуляторов: 1) регуляторы температуры пара за пароприемными устройствами; 2) регуляторы уровня в конденсатосборниках I и II ступеней СПП; 3) регулятор уровня в корпусах ПНД №1; 4) регуляторы уровня в корпусах ПНД №3,4; 5) регуляторы уровня в корпусах ПВД №6,7; 6) регуляторы уровня в сепаратосборнике СПП; 7) регуляторы давления в коллекторах уплотнений ЦВД и ЦНД; 8) регуляторы температуры пара после II ступени СПП перед ЦНД; 9) регуляторы температуры металла блока клапанов ВД; 10) регуляторы уровня конденсата в конденсаторе (пусковой и основной); 11) регулятор уровня в расширителях пленочных сепараторов; 12) регуляторы давления в деаэраторах 7 ата; 13) регулятор давления в деаэраторах 7 ата при пуске; 14) регулятор давления пара на подводе от КСН к эжекторам турбины; 15) регулятор давления пара на подводе от КСН к потребителям РО; 16) регуляторы уровня питательной воды в парогенераторах в номинальном и пуско-остановочном режимах; 17) регулятор перепада давления «питательная вода перед РПК – пар в ГПК»; 18) регуляторы разворота и частоты вращения роторов ТПН-1,2; 19) регулятор давления пара в ГПК; 20) регулятор температуры расхолаживания через БРУ-К; 21) регулятор давления пара в КСН; 22) регуляторы температуры прогрева главных паропроводов; 23) регулятор температуры пара за охладителем пусковых дренажей; 24) регуляторы давления на всасе КЭН II ступени; 25) регулятор уровня конденсата в технологическом конденсаторе; 26) регулятор температуры расхолаживания 2 контура через конденсатор; 27) регулятор давления пара в коллекторе перед БРУ-СН; 28) регуляторы перепада давления конденсата на уплотнения ТПН-1,2; 29) регуляторы уровня конденсата в конденсаторах ТПН-1,2; 30) регуляторы уровня в деаэраторе 7 ата (пусковой и основной); 31) регулятор уровня в деаэраторе 7 ата при аварийном снижении уровня ниже номинального; 32) регулятор максимального уровня в деаэраторах; 33) регулятор температуры масла на выходе из маслоохладителей турбины; 34) регуляторы уровня в дренажных баках; 35) регуляторы перепада давления за ВПЭН-1,2; 36) регуляторы давления на напоре ВПЭН-1,2; 37) регулятор уровня конденсата греющего пара в основном ПСВ II ступени; 38) регулятор уровня конденсата греющего пара в пиковом ПСВ; 39) регулятор уровня конденсата в основном ПСВ I ступени; 40) регулятор температуры сетевой воды за пиковым ПСВ; 41) регулятор температуры сетевой воды за основным ПСВ II ступени; 42) регулятор перепада давления «сетевая вода – пар» на пиковых ПСВ; В регуляторах, имеющих стерегущие режимы работы по каким-либо технологическим параметрам, разрешение на их включение формируется при наличии сигнала достоверности данного технологического параметра. Включение стерегущего режима сопровождается выдачей оператору на видеодисплей ИВС соответствующего сообщения в окне сигнализации и регистрацией в протоколе текущих событий. Для обеспечения требуемого качества работы САР на различных уровнях мощности энергоблока и при различном составе работающего оборудования, либо при динамических режимах, предусмотрена автоподстройка параметров настройки элементов САР: коэффициентов усиления, времени интегрирования, времени дифференцирования, длительности импульса, зоны нечувствительности регулятора, как функции от изменения одного или нескольких определяющих технологических параметров. При отказе, приводящем к нарушению нормальной работы САР, ее воздействие на исполнительный механизм прекращается и РО принудительно переходит в режим «Дистанционное управление». При этом на панелях и пультах БЩУ формируется световая мигающая индикация режима «Дистанционное управление», а индикация режима «Автоматическое управление» отсутствует. Квитирование сигнализации производится переводом ключа выбора режима в положение «Дистанционное управление». Кроме этого предусмотрена индикация режимов работы РО и сигнализация об их изменении на АРМ оператора. Обеспечивается следующая приоритетность действия команд управления: технологические защиты; блокировки; дистанционное управление оборудованием; автоматизированное управление; автоматическое логическое управление и автоматическое регулирование. К информационным функциям СКУ ТО относятся: - сбор и обработка информации от ТОУ в объеме, необходимом для реализации управляющих и информационных задач; - определение возникновения нарушений в технологических процессах и оборудовании турбинного отделения по отклонению параметров за заданные границы и реализация сигнализации об этих событиях с помощью индивидуальных световых табло на панелях БЩУ; - представление на панелях и пультах БЩУ и МЩУ аналоговой информации по технологическим параметрам и положению регулирующих органов с помощью индивидуальных или групповых приборов; - представление дискретной информации о текущем состоянии объектов управления на панелях БЩУ и МЩУ с помощью индивидуальных показывающих средств; - передача информации в ИВС для отображения необходимой информации на видеодисплеях ИВС и ведения архива технологического процесса. К вспомогательным функциям относятся: - диагностика собственных программно-технических средств; - диагностика внешних связей между подсистемами АСУ ТП; - представление диагностической информации по СКУ ТО персоналу. Рассмотрим одну из систем управления турбинного отделения на примере ЭЧСР. ---------------------------- ПрогрТехнКомпл ЭЧСР предназначен для управления паровпускными регулирующими органами турбины путём воздействия на исполнительную часть системы регулирования - электрогидравлический преобразователь (ЭГП), механизмы токовой разгрузки (МТР) или механизм управления турбиной (МУТ) в пусковых и эксплуатационных режимах работы турбины.
ПТК ЭЧСР является информационно-управляющим комплексом, рассчитанным на длительное непрерывное функционирование в режиме реального времени и предназначенным для реализации алгоритмов управления нагрузкой турбины и улучшения её динамических характеристик. Управление осуществляется воздействием на исполнительные органы паровой турбины через гидравлическую часть системы регулирования и защиты. Гидравлическая часть системы регулирования и защиты состоит из двух контуров управления: быстродействующего в составе электрогидравлического преобразователя и электромагнитного выключателя предварительной защиты; медленнодействующий - механизм управления турбиной. Электронная часть системы регулирования, реализованная в ПТК ЭЧСР, вырабатывает управляющие сигналы, которые передаются в гидравлическую часть системы регулирования и защиты через исполнительные органы ГСР, а также через индивидуальные гидравлические сервомоторы регулирующих и стопорных клапанов. ЭЧСР обеспечивает: дистанционное управление электродвигателем МУТ; автоматическое регулирование частоты вращения при развороте, мощности (электрической нагрузки генератора), давления пара перед турбиной; контроль термонапряженного состояния металла турбины. Медленнодействующий контур управления (МКУ) обеспечивает автоматическое регулирование частоты и мощности в нормальных режимах работы и в режимах, связанных с технологическими ограничениями. ---------------------------- В медленнодействующем контуре реализованы алгоритмы: а) задания частоты вращения ротора турбины; б) регулирования мощности турбины (электрической нагрузки генератора); в) регулирование давления свежего пара перед турбиной; г) регулирование температуры пара после СПП; д) контроль состояния металла турбины. ----------------------------- В быстродействующем контуре управления (БКУ) реализуются алгоритмы управления турбиной, обеспечивающие: а) удержание сброса нагрузки генератора с отключением и без отключения выключателя сети: б) канал релейной форсировки; в) канал дифференциатора; г) канал предварительной защиты; д) работу в режимах, связанных с технологическими ограничениями на энергоблоке и взаимодействии с противоаварийной автоматикой. Оборудование ПТК ЭЧСР, состоит из приборной стойки, реализующей нижний уровень (НУ), стойки управления двигателем и технических средств шлюза связи с ИВС. В ПТК ЭЧСР реализованы следующие функции: -ввод и обработка информации; -защиты; -автоматическое регулирование; -логическое управление; -дистанционное управление; -сигнализация. Информация о технологических параметрах и состоянии оборудования поступает в ПТК ЭЧСР от датчиков с унифицированным токовым выходом, датчиков угловой скорости, трансформаторов тока и напряжения, конечных выключателей, датчика частоты сети через клеммные соединители, расположенные в шкафу ЭЧСР. Вывод информации и сигналов управления в ПТК ЭЧСР производится: а) токовым сигналом на ЭГП; б) бесконтактными элементами на исполнительные механизмы; в) дискретными сигналами типа ―сухой контакт. В качестве аналоговых источников информации рассматриваются входные сигналы 4-20 мА, натуральные сигналы термопар и термопреобразователей сопротивления, в качестве выходных — сигналы 4-20 мА, 0-10 В, сформированные в ПТК ЭСЧСР для передачи на индивидуальные приборы или другие подсистемы АСУ ТП. В алгоритме ввода и обработки аналоговых сигналов использованы стандартные функции, предусмотренные в модулях ТПТС а именно: -преобразование аналогового сигнала в цифровой код (АЦП); -питание измерительного преобразователя (при необходимости); -стандартная обработка сигнала; -прикладная (пользовательская) обработка сигнала; -формирование выходного аналогового сигнала (ЦАП); -ввод/вывод сигнала на шину ввода-вывода; -диагностический контроль процессора, -питание цепей датчиков, внешних цепей, -контроль диапазона входного сигнала. Типовой алгоритм обработки аналогового сигнала представлен в виде последовательности процедур обработки, производимой модулем, а именно: 1) аппаратная обработка; 2) математическая обработка; 3) прикладная программная обработка; 4) организация вывода обработанного сигнала. На уровне аппаратной обработки сигнала в модуле выполняется: -преобразование аналогового сигнала в цифровой код (АЦП); -питание измерительного преобразователя; -диагностический контроль. Принцип работы алгоритма аппаратной обработки заключается в следующем: если в канале обработки информации возникает неисправность, то модуль сохраняет последнее, достоверное значение параметра, предшествующее появлению неисправности. При этом в протокол событий выводится сообщение «Неисправность канала измерения» (аппаратный отказ). При математической обработке реализуется коррекция по температуре холодных спаев, показаний термопар, контроль достоверности аналоговых параметров, а также элементарные программы (извлечение квадратного корня, умножение и т.п.). При математической обработке по стандартным алгоритмам предусмотрен ввод дополнительных условий обработки, например, гистерезис, значение отклонений, время демпфирования и т.д. Прикладные программные функции обработки - это пользовательские программы обработки аналогового сигнала, исходя из требований контроля достоверности измерений конкретного параметра. Источниками дискретных сигналов являются сигналы типа «сухой контакт». В общую процедуру обработки входит: аппаратная обработка; программная обработка; вывод дискретного сигнала. В модуле контролируется значение напряжения в цепях дискретных сигналов. При вводе дискретных сигналов входы подключаются к 24В. Диагностический контроль напряжения питания позволяет выявить следующие состояния контактов: -контакт замкнут; -контакт разомкнут; -обрыв цепи датчика; -короткое замыкание на М4; -состояние несоответствия перекидных контактов при 3-х проводной схеме подключения. В данном случае под состоянием несоответствия понимают появление на двух входах одновременно логической единицы или нуля. Передача обработанных дискретных сигналов происходит по событийному признаку: при изменении состояния дискретной переменной с «0» на «1» (появление сигнала) и с «1» на «0» (исчезновение сигнала). Стойка управления двигателем (СУД) предназначена для выполнения двух функций по командам от приборной стойки: управление работой электродвигателя МехУправлТурб; управление электромагнитом предварительной защиты. Управление электродвигателем МУТ осуществляется: в режиме дистанционного управления оператором (подачей команд прибавить, убавить с помощью ключа, размещенного на БПУ; в режиме автоматического управления - управляющим сигналом от приборной стойки. Приборная стойка является центральной стойкой ПТК ЭЧСР и предназначена для: 1) приема аналоговых и дискретных сигналов; 2) обработки принятых сигналов в соответствии с заданными алгоритмами работы ПТК ЭЧСР; 3) выдачи управляющих воздействий в медленнодействующий контур управления турбиной; 4) выдачи управляющих воздействий в быстродействующий контур управления турбиной; 5) выдачи в смежные системы по проводным линиям связи (через кроссовую стойку) и шинам информационного обмена аналоговых и дискретных сигналов для обеспечения работы ЭЧСР в составе АСУ ТП энергоблока; 6) обеспечения взаимодействия с ИВС; 7) обеспечения питанием (24 В) измерительных преобразователей активной мощности генератора.
1. Система верхнего блочного уровня (СВБУ) – это главная система, которая объединяет все компоненты АСУ ТП в единую систему управления. СВБУ состоит из ИВС и органов управления БЩУ (РЩУ) и предназначена: · для централизации управления; · для своевременной обработки и визуализации параметров процесса; · для дистанционного управления системами нормальной эксплуатации; · для документирования и информационной поддержки операторов. ИВС предназначена для объединения всех систем автоматизации АЭС в единое информационное пространство.
2. СКУД – система контроля, управления и диагностики предназначена: · для контроля состояния активной зоны и реакторной установки в целом; · формирования сигналов ограничения мощности реактора; · для управления полем энерговыделения по активной зоне; · для диагностики состояния основного оборудования реакторной установки.
3. СУЗ – система управления защитой предназначена: · для контроля и управления реактором; · для выполнения нормального и аварийного останова реактора по теплотехническим и нейтронно-физическим параметрам.
4. УСБТ – управляющая система безопасности по технологическим параметрам предназначена: · для формирования сигналов на запуск технологических систем безопасности; · для контроля и управления системами аварийного расхолаживания реакторной установки; · для локализации гермообъема при аварийных ситуациях; · другие задачи.
5. СКУ РО - предназначена для выполнения функций защит и блокировок, дистанционного управления, технологической сигнализации и автоматического регулирования, применительно к технологическим системам нормальной эксплуатации реакторного отделения.
6. АСРК – автоматизированная система радиационного контроля предназначена для контроля радиационных параметров, их обработки и выдачи обработанной информации в системы верхнего уровня.
7. СВРК – система внутриреакторного контроля предназначена для контроля состояния активной зоны и реакторной установки в целом, включая тепловую мощность и распределение энерговыделения в объеме активной зоны, а также по возможности формирования предупредительной защиты по внутриреакторным, локальным параметрам.
8. СОД – система оперативной диагностики предназначена для выявления возможных аномалий в работе реактора.
9. СКВМ – система контроля вибрации и механических величин роторного оборудования АЭС (главные циркуляционные насосы, турбогенератор, турбопитательные насосы), контроля их вибрационных характеристик, проведения диагностики контролируемого оборудования, для передачи сигналов и результатов измерений на средства отображения информации и в СВБУ.
10. СКУ ПЗ - система, предназначенная для автоматического обнаружения очагов пожара, сигнализации и запуска систем пожаротушения, а также контроля и управления ими, вентсистемами и системами дымоудаления в процессе ликвидации пожара.
11. СКУ ТО - предназначена для выполнения функций защит и блокировок, дистанционного управления, автоматического регулирования и технологической сигнализации применительно к технологическим системам турбинного отделения, за исключением задач, решаемых в СКРТ и СКУВ.
12. СКРТ – система контроля и регулирования турбоустановки предназначена для контроля и регулирования параметров турбоустановки, а также контроля тепломеханических величин, характеризующих работу турбины.
13. СКУ ТГ - предназначена для температурного контроля генератора, а также контроля и управления технологическими системами генератора.
14. СКУ ЭО - предназначена для контроля и управления аппаратурой "собственных нужд" (энергоснабжение).
15. АСХК – автоматизированная система химического контроля предназначена для измерения химических показателей воднохимического режима 1-го и 2-го контуров энергоблока и для информационной поддержки персонала химцеха при решении задач контроля, диагностирования и управления ВХР.
16. САРП – система аварийной регистрации параметров предназначена для сбора и хранения истории изменения важных параметров энергоблока в предаварийный, аварийный и послеаварийный периоды.
|
