Страница 3 из 61

Функция АСУ ТП - это совокупность действий системы, направленных на достижение частной цели управления. Функции АСУ ТП подразделяются на информационные, управляющие и вспомогательные.
Содержанием информационных функций АСУ ТП является сбор, обработка и представление информации о состоянии ТОУ оперативному персоналу, а также ее регистрация и передача в другие АСУ
Рассмотрим информационные функции АСУ ТП.

1. Контроль и измерение технологических параметров, заключающиеся в преобразовании значений параметров объекта (давлений, расходов, температур, нейтронных потоков и т д.) в сигналы, пригодные для восприятия оперативным персоналом или для их последующей автоматизированной обработки. Различают функцию индивидуального контроля, когда вторичные показывающие приборы работают непосредственно от первичного преобразователя или (с переключением от группы первичных преобразователей, и функцию централизованного контроля, осуществляемую с помощью ЭВМ.
2. Вычисление косвенных величин выполняется с помощью ЭВМ и.обеспечивает определение значений параметров, непосредственное измерение которых либо затруднено по конструктивным соображениям (температура оболочек твэлов), либо невозможно из-за отсутствия соответствующих первичных преобразователей (тепловая мощность реактора, технико-экономические показатели).
3. Регистрация величин осуществляется для последующего анализа работы АТК. Регистрация производится на бумажных лентах вторичных регистрирующих приборов (самописцев), в памяти ЭВМ, а также на выходных носителях ЭВМ (бумажные ленты печатающих машинок).
4. Сигнализация состояния запорных органов (задвижек) и механизмов собственных нужд (насосов) осуществляется с помощью цветовых сигналов, соответствующих определенным состояниям задвижек и насосов Различают индивидуальную сигнализацию состояния, при которой каждому органу или механизму соответствует свой сигнал; групповую, при которой сигнал оповещает о состоянии группы органов и механизмов; централизованную, осуществляемую ЭВМ и ее выходными устройствами.
5. Технологическая (предупредительная) сигнализация осуществляется путем подачи световых и звуковых сигналов и привлекает внимание персонала к нарушениям технологического процесса, выражающимся в отклонениях параметров за допустимые пределы. Различают индивидуальную сигнализацию, при которой каждому сигнализируемому параметру соответствует свое устройство сигнализации, снабженное надписью, указывающей характер нарушения, групповую, при которой световой сигнал появляется при отклонении одного из заранее заданной группы параметров, централизованную, осуществляемую ЭВМ и ее выходными устройствами
6. Диагностика состояния технологического оборудования служит для определения первопричины его ненормальной работы, прогнозирования вероятного появления неисправностей, а также степени их опасности для дальнейшей эксплуатации оборудования
7. Подготовка и передача информации в смежные АСУ и прием информации от этих систем. Цели такого обмена информацией рассмотрены в § 1 1.

Содержанием управляющих функций АСУ ТП является выработка и реализация управляющих воздействий на ТОУ. Здесь под «выработкой» понимается определение на основании имеющейся информации требуемых значений управляющих воздействий, а под «реализацией» - действия, обеспечивающие соответствие действительного значения управляющего воздействия требуемому. Выработка управляющих воздействий может осуществляться как техническими средствами, так и оператором; реализация осуществляется при обязательном использовании технических средств.
Рассмотрим управляющие функции АСУ ТП.

1. Функция дистанционного управления заключается в передаче управляющих воздействий от оператора к электроприводам* исполнительных механизмов (открыть-закрыть) и электродвигателям собственных нужд (включить-выключить).

На АЭС также имеется небольшое число неэлектрифицированных запорных и регулирующих органов, управление которыми осуществляется вручную по месту; это выполняется не операторами, а специальными обходчиками по команде операторов.

1. Функция автоматического регулирования заключается в автоматическом поддержании выходных величин объекта на заданном значении.
2. Функция автоматических защит служит для сохранения оборудования при аварийных нарушениях работы агрегатов. Простейшими примерами такой функции может служить открытие предохранительного клапана при повышении давления выше предельно допустимого или автоматическая остановка реактора при аварийном отключении нескольких ГЦН Важной разновидностью этой функции является аварийное включение резерва (АВР), предназначенное для автоматического включения резервного агрегата (например, насоса) при аварийной остановке работающего. В эту функцию входит оповещение о факте срабатывания защит и их первопричине.
3. Функция автоматических блокировок служит для предотвращения аварийных ситуаций, которые могут возникнуть из-за неправильного управления. Она осуществляет технологически обусловленную взаимосвязь между отдельными операциями. Примером блокировок может служить автоматический запрет на пуск насоса при отсутствии смазки или охлаждения, а также автоматическое закрытие задвижек на напоре и всосе насоса при отключении его двигателя.
4. Функция логического управления заключается в выработке дискретных. сигналов управления (типа «да-нет») на основании логического анализа дискретных сигналов, описывающих состояние объекта. Логическое управление широко используется в системах управления регулирующими органами реактора, турбиной и др. Строго говоря, функции аварийных защит и автоматических блокировок также можно считать логическим управлением, однако к логическому управлению обычно относят операции, совершаемые по более сложным законам. Результатом логического управления являются изменения технологической схемы (включение, отключение трубопроводов, насосов, теплообменников) или переключения в контурах автоматических регуляторов.
5. Функция оптимизации обеспечивает поддержание экстремального значения принятого критерия управления. В отличие от функций автоматического регулирования, блокировок, логического управления, которые предназначены для стабилизации выходных параметров объекта или изменения их по заранее известному закону, оптимизация заключается в поиске заранее неизвестных значений этих параметров, при которых критерий примет экстремальное значение. Практическая реализация результатов определения оптимальных параметров может осуществляться путем изменения задания автоматическим регуляторам, осуществления переключений в технологической схеме и т. п. Оптимизация производится для ТОУ в целом (критерий - минимум себестоимости энергии на блоке) или для отдельных его частей (например, повышение КПД нетто турбоустановки путем оптимизации производительности циркуляционных насосов конденсатора).

Рис 1 3. Структура АСУ ТП энергоблока.
1-14 - подсистемы, 1 - контроля особо ответственных параметров, 2 - технологической сигнализации; 3 - дистанционного управления, 4 - автоматических защит, 5 автоматического регулирования, 6 - ФГУ, 7 -СУЗ, 8 - АСУ Т, 9 - ВРК, 10 - СРК U- КТО и КЦТК, 12 - СУ ГЦН, 13 - подсистемы управления вспомогательными технологическими системами, 14 - УВС; 15 -операторы блока, 16 - операторы вспомогательных технологических систем, 17 - операторы ЭВМ

Оптимизация также может касаться параметров самой АСУ ТП, примером чего может служить определение оптимальных настроек регуляторов по критерию точности поддержания регулируемых величин.

* Приводы с другими видами вспомогательной энергии (гидравлические, пневматические) не получили распространения на АЭС (кроме системы регулирования частоты вращения турбины и некоторых типов быстродействующих редукционных установок).

Вспомогательные функции.

АСУ ТП - это, функции, обеспечивающие решение внутрисистемных задач, т. е. предназначенные для обеспечения собственного функционирования системы. К ним относится проверка исправности устройств АСУ ТП и правильности исходной информации, автоматический ввод резервных устройств АСУ ТП при отказах работающих, сообщение персоналу об отказах в АСУ ТП и т. д. Ввиду сложности современных АСУ ТП значение вспомогательных функций очень велико, так как без их выполнения нормальное функционирование систем невозможно.
Для удобства разработки, проектирования, поставки, монтажа и наладки АСУ ТП их условно разделяют на подсистемы. Каждая подсистема обеспечивает управление частью объекта или объединяет технические средства, выполняющие какую-либо одну определенную функцию; в первом случае говорят о многофункциональной подсистеме, во втором - об однофункциональной подсистемы относительно независимы друг от друга и могут разрабатываться и изготавливаться различными организациями с последующей их стыковкой непосредственно на объекте. Рассмотрим основные подсистемы АСУ ТП энергоблоков (рис. 1.3).

1. Подсистема контроля особо ответственных параметров выполняет функцию контроля и измерения. Она реализуется на индивидуальных средствах измерения и содержит датчики, преобразователи, показывающие и самопишущие приборы. Самопишущие приборы также выполняют функцию регистрации. Наличие этой подсистемы связано с необходимостью сохранить минимальный объем контроля при отказе ЭВМ. Информация, получаемая этой подсистемой, может использоваться в других подсистемах АСУ ТП.
2. Подсистема технологической сигнализации выполняет функции индивидуальной и групповой сигнализации. Она содержит первичные преобразователи, устройства, сравнивающие аналоговые сигналы с заданными значениями и устройства подачи звуковых и световых сигналов. В ряде случаев эта подсистема не имеет собственных первичных преобразователей, а использует информацию подсистемы контроля ответственных параметров.
3. Подсистема дистанционного управления обеспечивает дистанционное управление регулирующими, запорными органами и механизмами, выполняет функции сигнализации состояния управляемых механизмов, автоматических блокировок и ввода информации о состоянии органов в ЭВМ.
4. Подсистема автоматических защит выполняет указанную функцию, а также некоторые функции автоматических блокировок. Она состоит из первичных преобразователей, схем выработки аварийных сигналов, исполнительных органов аварийной защиты и устройств светового и звукового оповещения оператора о фактах срабатывания защит и первопричинах аварий. В некоторых случаях исходная информация о значениях параметров поступает из других подсистем. В качестве исполнительных органов могут использоваться устройства других подсистем (например, контакторы электродвигателей насосов).
5. Подсистема автоматического регулирования выполняет регулирование параметров с помощью индивидуальных регуляторов. Кроме того, эта подсистема обеспечивает контроль за положением регулирующих органов и дистанционное управление ими при отключенных регуляторах. Возможности современных средств регулирования позволяют передать этой подсистеме некоторые функции логического управления.

Кроме основных устройств все подсистемы содержат соединительные кабели, панели, на которых размещаются устройства, источники электрического питания и т. д.
Кроме указанных подсистем, предназначенных в основном для выполнения какой-либо одной функции по блоку в целом, имеется ряд многофункциональных подсистем, предназначенных для выполнения комплекса функций по управлению каким-либо агрегатом или технологической системой.
Управление агрегатами осуществляется с помощью устройств, образующих подсистему функционально- группового управления (ФГУ). Для пуска или останова агрегата, управляемого ФГУ, достаточно подать одну команду после чего все операции происходят автоматически.
Многофункциональные подсистемы АСУ ТП блока, управляющие отдельными технологическими системами, обычно называются «системой управления». Это связано с тем, что такие подсистемы разрабатывались и оформлялись до появления АСУ ТП как самостоятельные системы. Они могут иметь в своем составе собственные ЭВМ, и тогда им передаются все функции по управлению соответствующим технологическим оборудованием. При отсутствии собственной ЭВМ часть функций передается ЭВМ АСУ ТП блока (централизованный контроль, вычисление косвенных величин, регистрация некоторых параметров, диагностика состояния технологического оборудования, обмен информацией с АСУ ТП АЭС, оптимизация). К таким многофункциональным подсистемам относятся:

1. система управления, защиты, автоматического регулирования и контроля реактора (СУЗ) для управления мощностью реактора во всех режимах его работы и их вспомогательным оборудованием;
2. автоматизированная система управления турбиной (АСУ Т), предназначенная для управления турбинами и их вспомогательным оборудованием;
3. система управления перегрузкой и транспортом топлива, управляющая всеми механизмами, осуществляющими перемещение топлива от ею поступления на АЭС до отправки на переработку отработанного топлива.

Если это диктуется требованиями технологии, то в состав АСУ ТП могут входить и другие подсистемы Например, на блоках с реакторами на быстрых нейтронах имеются подсистема управления электрообогревом контуров и подсистема управления скоростью главных циркуляционных насосов (СУ ГЦН).
Некоторые из многофункциональных подсистем управляются собственными операторами, работающими под руководством операторов блока
На современных АЭС также имеются многофункциональные подсистемы, выполняющие полный набор информационных функций по контролю однородных массовых параметров. К ним относятся:

1. система внутриреакторного контроля (ВРК), предназначенная для контроля значений тепловыделения, температур и других параметров внутри активной зоны реактора;
2. система радиационного контроля (СРК), предназначенная для контроля радиационной обстановки технологического оборудования, помещений АЭС и окружающей территории;
3. системы контроля герметичности оболочек твэлов (КГО) и контроля целостности технологических каналов (КЦТК), контролирующие состояние (целостность) оболочек твэлов и технологических каналов на основе анализа данных об активности теплоносителя и других параметров реактора.

Важнейшей подсистемой АСУ ТП, выполняющей наиболее сложные информационные и управляющие функции, является управляющая вычислительная система (УВС) [или управляющий вычислительный комплекс (УВК)]. В АСУ ТП блоков УВС могут выполнять практически все информационные и управляющие функции.

Щиты управления АЭС

Щитом управления (ЩУ) называется специально выделенное помещение, предназначенное для постоянного или периодического пребывания операторов, с расположенными в нем панелями, пультами и другим оборудованием, на котором устанавливаются технические средства АСУ ТП и при помощи которого происходит управление технологическим процессом Управление АЭС организуется с нескольких ЩУ.
Центральный щит управления (ЦЩУ) относится к АСУ ТП АЭС. С него осуществляется общая координация работы энергоблоков, управление электрическими распределительными устройствами и общестанционными системами. ЦЩУ является местом пребывания дежурного инженера станции (ДИС) или начальника смены АЭС. Вблизи ЦЩУ выделяется помещение для расположения УВС АСУ ТП АЭС. В случае необходимости для управления некоторым общестанционным оборудованием - установками спец- водоочистки, бойлерными, вентиляционными системами - организуется щит обще станционных устройств, (ЩОУ) (или несколько ЩОУ).
Основное управление технологическим процессом блока производится с блочного щита управления (БЩУ). По требованиям ядерной безопасности для каждого блока АЭС организуется резервный щит управления (РЩУ), который предназначен для проведения операций по останову блока в ситуациях, при которых осуществить эти операции с БЩУ не представляется возможный (например, при пожаре на БЩУ).
Для управления некоторыми вспомогательными системами как общестанционными, так и блочными, организуются местные щиты управления (МЩУ). В зависимости от технологических требований эти щиты предназначаются для постоянного или периодического пребывания оперативного персонала (например, на время проведения перегрузок топлива). Часто для МЩУ не выделяется специальных помещений, а они располагаются непосредственно у управляемого оборудования (так, МЩУ турбогенераторов располагаются непосредственно в машинном зале).
Рассмотрим более подробно организацию БЩУ. Современный энергоблок представляет собой сложный объект управления с большим количеством измеряемых (до 5- 10 тыс.) и управляемых (до 4 тыс.) величин. Каждый блок управляется двумя-тремя операторами. Увеличение количества оперативного персонала невозможно из-за трудностей координации работы большего числа операторов. Кроме того, увеличение персонала снижает экономичность АЭС. Естественно, что даже при использовании современных средств управления (в том числе ЭВМ) на операторов ложится большая психическая и физическая нагрузка От организации БЩУ, выбора приборов, их размещения в значительной степени зависит удобство работы операторов, а также надежность и безопасность работы блока в целом
При проектировании АСУ ТП блока стремятся к уменьшению числа контролируемых параметров и управляемых объектов Однако из- за особенностей технологии, как сказано выше, число контролируемых и управляемых параметров измеряется тысячами, и размещение такого количества показывающих приборов и органов управления на оперативных полях непосредственно перед операторами просто невозможно. В современных АСУ ТП применяются следующие способы сокращения оперативных полей.

1. расположение всех устройств, не требующих контроля со стороны операторов (регуляторов, устройств ФГУ, релейных схем блокировок и защит и т. п.), на специальных неоперативных панелях, выносимых в отдельные помещения БЩУ. Обслуживание этих устройств производится персоналом, который обеспечивает исправность их работы, но не участвует непосредственно в управлении блоком;
2. использование централизованного контроля с помощью ЭВМ и уменьшение количества параметров, контролируемых на индивидуальных вторичных приборах; в современных АСУ ТП блоков количество таких параметров составляет не более 10% общего числа;
3. использование вызывного, группового и функционально-группового управлений, при которых один орган управляет несколькими исполнительными механизмами;
4. вынесение вторичных приборов и органов управления, необходимых лишь при относительно редких операциях (подготовка к пуску блока), на вспомогательные панели, располагаемые в оперативном помещении БЩУ, но вне основного контура управления (сбоку или сзади операторов). При большом числе вспомогательных систем, управление которыми не связано непосредственно с управлением основным технологическим процессом, для них может быть организован специальный щит вспомогательных систем (ЩВС), располагаемый в непосредственной близости от оперативного контура БЩУ.

Другим способом уменьшения нагрузки на операторов является облегчение расшифровки поступающей информации и поиска нужных органов управления. Для этого, в частности, в современных АСУ ТП используются мнемосхемы. Они представляют собой упрощенное изображение технологической схемы оборудования с условными изображениями основных агрегатов (теплообменников, насосов). В местах расположения изображений соответствующих агрегатов, а также запорных органов располагаются устройства сигнализации состояния (лампочки со светофильтрами), а в местах расположения изображений регулирующих органов - указатели положения.


Рис 1.4. Пример изображения технологической линии на мнемосхеме
1 - мнемознак насоса с сигнализатором состояния, 2 - мнемознак задвижки с сигнализатором состояния, 3 - указатель положения регулирующего органа; 4 - мнемознак резервуара, 5 - ключ управление насосом; 6 - ключ управления задвижкой, 7 - ключ управления регулирующим органом, 8 - сигнализатор отклонения давления, 9 - сигнализатор отклонения уровня, 10 - красный светофильтр, 11 - зеленый светофильтр

В некоторых случаях на мнемосхеме располагаются приборы, показывающие значения технологических параметров, а также устройства, сигнализирующие об отклонении этих параметров от нормы. Если мнемосхема располагается в пределах досягаемости операторов, на ней также устанавливаются органы управления (рис. 1 4).

а - с отдельно стоящим пультом; б - с приставным пультом, 1 - вертикальные панели, 2 - пульт; 3 - столешница; 4 - вертикальная при ставка, 5 - наклонная панель


Рис 15. Варианты компоновки оперативного контура ЩУ (разрез):
Конструктивно оперативный контур БЩУ обычно выполняется в виде вертикальных приборных панелей и отдельно стоящего пульта (рис. 1.5, а). На вертикальных панелях располагаются крупногабаритные приборы, а также мнемосхемы и редко используемые органы управления. При расположении мнемосхемы в верхней части пульта она обычно выполняется наклонной для улучшения обзора. Оперативная часть пульта состоит из наклонной (или горизонтальной) столешницы, на которой располагаются органы управления, указатели положения запорных и регулирующих органов и указатели состояния электродвигателей собственных нужд.


Рис 1 6. Варианты компоновки оперативного контура БЩУ (план)
а - дугообразный, б - линейный, 1 - оперативные панели, 2 - пульт, 3 - стол-пульт, 4 - вспомогательные панели; I - III - зоны управления соответственно реактором, парогенераторами и турбогенераторами

В некоторых случаях как на столешнице, так и на вертикальной приставке пульта располагаются мнемосхемы. Пульты, обслуживаемые одним оператором, имеют значительную длину (до 5 м), и при проведении переходных режимов оператор работает стоя. В стационарных режимах, когда объем операций по управлению невелик, оператор может работать сидя. Для этого на пульте " выделяется специальное рабочее место, около которого располагаются наиболее важные органы контроля и управления. Столешница этого рабочего места должна быть свободной от приборов, чтобы оператор мог пользоваться инструкциями, вести записи и т. п. Часто такое рабочее место организуется не на пульте, а за специальным столом-пультом, на котором располагается только телефон, а в современных системах - и устройства связи с ЭВМ
Вспомогательные панели (как и панели МЩУ) обычно не имеют отдельно стоящих пультов, а выполняются в приставном варианте (рис. 1.5, б), работают за такими пультами, как правило, стоя.
В основном распространены два варианта компоновки оперативного контура БЩУ: дугообразный и линейный (рис. 1.6). Обычно блоком управляют два-три оператора с одного, двух или трех пультов. Для удобства прохода к вертикальным панелям между пультами делаются разрывы.
Непосредственно перед пультами располагаются оперативные панели, сбоку и сзади - вспомогательные. Обычно в центре оперативного зала БЩУ располагается стол-пульт начальника смены блока (или старшего оператора). За этим же столом могут выделяться рабочие места операторов для работы сидя.
Размещение приборов и устройств на панелях и пультах БЩУ подчиняется последовательно-технологическому принципу, т. е. слева направо, в соответствии с технологическим процессом (реактор - ГЦН - парогенераторы - турбогенераторы). Соответственно левые вспомогательные панели отводятся для управления реактором и парогенераторами, правые - турбогенераторами.
В помещении оперативного контура БЩУ обеспечивается заданная освещенность панелей и пультов (200 лк), температура (18-25°С) и влажность (30-60%) воздуха; уровень шума не должен превышать 60 дБ. БЩУ выполняются по специальному архитектурному проекту, в котором учитываются эстетические и инженерно-технические требования. Должен быть обеспечен подход кабельных потоков ко всем щитовым устройствам. Помещение БЩУ должно удовлетворять нормам техники безопасности, противопожарной безопасности и правилам устройства электроустановок.
Оперативный контур БЩУ занимает только часть всех помещений БЩУ. Значительную площадь занимают неоперативные панели. Обычно оперативный контур находится в центральной части БЩУ, а неоперативные панели располагаются в помещениях по бокам оперативного зала. Встречаются компоновки, в которых неоперативные панели размещаются под оперативным залом. Учитывая значительное число кабельных связей между оперативным контуром БЩУ и ЭВМ, помещение ЭВМ также стремятся приблизить к оперативному залу.
Резервный щит управления (РЩУ) размещается в специальном помещении, отделенном от БЩУ огнестойким ограждением или отстоящем от него на некотором расстоянии но так, чтобы доступ к нему мог быть обеспечен беспрепятственно и за минимальное время. Объем установленной на РЩУ аппаратуры контроля и управления должен быть достаточным для нормальной остановки блока даже при наличии аварий в технологическом оборудовании при выполнении всех требований по обеспечению безопасности.

Щит управления (ЩУ) является техническим средством отображения информации о технологическом процессе работы энергоблоков на электрических станциях и содержащее необходимые технические средства для управления работой электроустановки (приборы. аппараты и ключи управления, приборы сигнализации и контроля). Щит управления (ЩУ) служит для контроля над работой всего оборудования блоков и согласованного управления работой. Находящиеся в помещениях ЩУ старшие операторы и операторы блоков обеспечивают нормальную работу блоков станции.

С ЩУ ведутся пуск турбин, пуск генератора, выведение его на мощность, синхронизация генераторов, дистанционное управление системами обеспечения безопасности, а также включение вспомогательных систем.

Щит управления размещают в главном корпусе электростанции. Щиты раньше были оборудованы вертикальными панелями и наклонными пультами, на которых размещены приборы управления и контроля. Эти пульты и панели расположены по дуге для лучшей обозреваемости. Справа и слева от пультов могли находится панели неоперативного контура с приборами защит котла, турбины, генератора.

Блочный щит управления АЭС имеет свои особенности. Поскольку на АЭС оперативный персонал не может ознакомиться с состоянием оборудования радиоактивного контура на месте, то объем технологической информации на АЭС получается более обширный, чем на ТЭС.

Блочный щит управления АЭС состоит из оперативной и неоперативной частей. В оперативной части находятся пульты, панели с органами контроля, дистанционного управления и регулирования. В неоперативной части расположены панели периодического контроля, электронного регулирования, логического управления, технологических защит.

Главные, центральные и блочные щиты управления устанавливают в особых помещениях, которые должны удовлетворять требованиям удобного размещения и обслуживания. Блочные щиты управления, которые содержат аппараты управления и контроля не только электрического, но и технологического оборудования, размещают обычно в главном корпусе станции. Для обеспечения нормальных условий работы дежурного персонала на БЩУ предусматривают установки кондиционирования воздуха.

Главные, центральные и блочные щиты управления занимают, как правило, специальное помещение, которое должно удовлетворять разносторонним требованиям как в отношении обеспечения дежурного персонала комфортабельными условиями работы, так и в отношении рационального расположения панелей.

На блочный щит управления (БЩУ) выведены световые сигналы состояния оборудования. Появление световых сигналов сопровождается звуковой технологической сигнализацией.

Помещения блочных щитов управления выполнены звуконепроницаемыми и обеспечены подачей кондиционированного воздуха.

На блочных щитах управления предусматривают еще аварийную технологическую сигнализацию, извещающую дежурный персона.

На электростанциях типа ТЭЦ управление электродвигателями собственных нужд производится с местных (агрегатных, цеховых) щитов: в котельном отделении - со щита котла, в турбинном отделении - со щита турбины и т. п. Основные элементы главной схемы - генераторы, трансформаторы, линии ВН, питающие элементы собственных нужд - управляются с главного щита управления ГЩУ.

На блочных электростанциях КЭС предусматривают блочные щиты управления (БЩУ) и центральный щит управления (ЦЩУ). С БЩУ производятся управление электроустановками одного или двух смежных энергоблоков, включая их собственные нужды, а также управление и контроль за режимом работы котельных агрегатов и турбин.

С центрального щита производится управление выключателями повышенных напряжений, резервных трансформаторов собственных нужд, резервных магистралей, а также координируется работа энергоблоков электростанции.

Управление на ГЭС производится в основном с ЦЩУ. Многие ГЭС с помощью средств телемеханики управляются диспетчером энергосистемы.

На подстанциях по упрощенным схемам (без выключателей ВН) специальных щитов управления не предусматривается. Переключения на таких подстанциях частично или полностью производятся с диспетчерских пунктов с помощью средств телемеханики. Сложные операции производятся оперативно-выездной бригадой (ОВБ).

На мощных подстанциях 110 кВ и выше по схемам с выключателями ВН сооружаются общеподстанционные пункты управления (ОПУ), с центрального щита которого производится управление трансформаторами, линиями 35 кВ и выше, аккумуляторной батареей и контролируется работа основных элементов подстанции. Управление линиями 6-10 кВ осуществляется из РУ 6-10 кВ. Местные щиты управления устанавливаются вблизи управляемого объекта. Для них используются панели закрытого типа или КРУ 0,5 кВ.

Главные и центральные щиты управления на современных электростанциях размещаются в специальном помещении в главном корпусе со стороны постоянного торца или в специальном здании, примыкающем к ГРУ (на ТЭЦ), или вблизи открытых распределительных устройств (на КЭС).

Расположение пультов и панелей, освещение, окраска, температура помещения щита, расположение и форма приборов, ключей управления выбираются, исходя из создания наилучших условий труда оперативного персонала.

На АЭС предусматриваются блочные (БЩУ), резервные (РЩУ) и центральный (ЦЩУ) щиты управления.

На каждый реакторный блок необходим БЩУ, предназначенный для централизованного управления основными технологическими установками и. основным технологическим оборудованием во время пуска, нормальной эксплуатации, планового останова и аварийных ситуаций. С БЩУ производится управление выключателями генераторов, трансформаторов с. н., вводами резервного питания с. н. 6 и 0,4 кВ, выключателями электродвигателей с.н. энергоблоков, системами возбуждения генераторов, дизель-генераторными установками и другими аварийными источниками, устройствами пожаротушения кабельных помещений и трансформаторов энергоблоков.

БЩУ каждого энергоблока АЭС располагается в отдельном помещении (главном корпусе или отдельном здании).

Для каждого реакторного блока АЭС предусматривается резервный щит управления (РЩУ), с которого можно аварийно остановить реакторную установку и аварийно расхолодить ее с обеспечением ядерной и радиационной безопасности, если по каким-либо причинам этого нельзя сделать с БЩУ. РЩУ должен быть изолирован от БЩУ, чтобы по одной и той же причине не были поражены оба щита. С РЩУ производится управление дизель-генераторными установками и другими аварийными источниками, а также секционными выключателями в РУ 6 кВ собственных нужд.

Для элементов системы безопасности предусматривается дублированное независимое дистанционное управление с БЩУ и РЩУ.

С ЦЩУ АЭС производится управление выключателями линий повышенного напряжения, автотрансформаторов связи, блоков генератор - трансформатор, а также выключателями резервных трансформаторов с. н., включая секционные выключатели резервных магистралей. С ЦЩУ производится управление устройствами пожаротушения общестанционных кабельных помещений и трансформаторов, управляемых с ЦЩУ.

Первоначально ЦЩУ располагали в главном корпусе первого блока АЭС. В настоящее время ЦЩУ размещают в самостоятельном здании, отдельно от главных корпусов энергоблоков.

На АЭС БЩУ состоит из оперативной и неоперативной частей. В оперативной части находятся пульты, панели с органами контроля, дистанционного управления и регулирования. В неоперативной части расположены панели периодического контроля, электронного регулирования, логического управления технологических защит.

Требования к освещению щита управления

С щита управления (ЩУ) осуществляются контроль и управление работой электростанции (подстанции). Работа дежурного персонала в помещении БЩУ заключается в наблюдении за показаниями устройств и сигналами, производстве операций по переключению и вводу в действие агрегатов, ведении постоянных записей и т. д. Показания почти всех устройств должны различаться на значимом расстоянии. Во время дежурства персонал БЩУ должен быть постоянно готов к ликвидации аварий.

Освещение обязано быть равномерным по всему помещению; не должно быть бликов либо теней на устройствах. В поле зрения дежурного персонала не должны попадать светящие поверхности большой яркости, блики, а также резкие контрасты яркости разных поверхностей. Окружающий фон и архитектурное оформление помещения должны быть размеренными, не отвлекающими внимание дежурного персонала. Яркость светящих поверхностей осветительных устройств должна быть небольшой. В помещении БЩУ нужно обеспечить требуемую нормами освещенность на горизонтальных, в особенности на рабочих вертикальных поверхностях панелей щитов.

В зависимости от плана конструктора и светотехника помещение ЩУ может освещаться светящими поверхностями (световой потолок, полоса и др.), отраженным светом, также системой, сочетающей эти устройства.

При осуществлении освещения светящими поверхностями либо устройством отраженного света должны быть предусмотрены надлежащие конструкции для скрытого размещения осветительных приборов и осветительной проводки. Очень принципиально обеспечить комфортное и неопасное обслуживание осветительного устройства, потому что в помещениях ЩУ, имеющих довольно часто значительную высоту, расположено огромное количество панелей щитов, ответственных устройств и аппаратов.

Наиболее подходящие условия для эксплуатации создаются при обслуживании осветительных устройств с проходного технического этажа. Но выполнение осветительных установок с большими светящими поверхностями, обслуживаемых с проходного технического этажа, связано с усложнением конструкций, повышением издержек и с завышенным расходом электроэнергии на освещение. По этим причинам на подстанциях и небольших по мощности электростанциях освещение помещения ЩУ осуществляется навесными, потолочными или встроенными в перекрытие люминесцентными светильниками с экранирующими сетками либо рассеивателями. Такая система освещения щита управления принимается и в тех вариантах, когда конструктивно не получается расположить в помещении сложные осветительные устройства.

Как уже говорилось выше, для создания обычных условий работы в помещении щита управления нужно устранить возможность возникновения отраженных бликов на стеклах и появления теней на щитовых устройствах, также отблесков и бликов на предметах и деталях оборудования щита управления. Чтобы создать лучшие условия наблюдения за разными показаниями устройств и не утомлять глаза, не следует создавать резкого перепада между яркостями разных элементов помещения.



Кольская АЭС - самая северная АЭС Европы и первая атомная станция в СССР построенная за Полярным кругом. Несмотря на суровый климат региона и длинную полярную ночь вода вблизи станции никогда не замерзает. АЭС не влияет на состояние окружающей среды, этому свидетельствует что в районе отводящего канала размещена рыбная ферма, где целый год разводят форель.

1. История Кольской АЭС началась в середине 1960-х годов: жители союза продолжали активно осваивать северную часть территорий, а бурное развитие промышленности требовало больших энергетических затрат. Руководство страны приняло решение о сооружении атомной электростанции в Заполярье, а в 1969 году строители уложили первый кубометр бетона.

В 1973 году состоялся запуск первого энергоблока Кольской атомной электростанции, а в 1984 году ввели в эксплуатацию последний - четвертый энергоблок.

2. Станция расположена за Полярным кругом на берегу озера Имандра, что в двенадцати километрах от города Полярные Зори, Мурманской области.

Она состоит из четырех энергоблоков типа ВВЭР-440 установленной мощностью 1760 МВт и обеспечивает электроэнергией ряд предприятий региона.

Кольская АЭС вырабатывает 60% электроэнергии Мурманской области, а в её зоне ответственности крупные города, среди которых Мурманск, Апатиты, Мончегорск, Оленегорск и Кандалакша.

3. Защитный колпак реактора № 1. Глубоко под ним расположен корпус ядерного реактора, который представляет собой цилиндрический сосуд.
Масса корпуса - 215 тонн, диаметр - 3,8 м, высота - 11,8 м, толщина стенки составляет 140 мм. Тепловая мощность реактора - 1375 МВт.

4. Верхний блок реактора - конструкция, которая предназначена для уплотнения его корпуса, размещения приводов систем управления, защиты
и датчиков внутриреакторного контроля.

5. За 45 лет работы станции не зафиксировано ни одного случая превышения природных фоновых значений. Но «мирный» атом остается таковым только
при должном контроле и правильной работе всех систем. Для проверки радиационной обстановки на станции установлено пятнадцать постов контроля.

6. Второй реактор введен в эксплуатацию в 1975 году.

7. Чехол для перемещения 349 топливных кассет КАЭС.

8. Механизм защиты реактора и станции от внутренних и внешних факторов. Под колпаком каждого реактора КАЭС находиться сорок семь тонн ядерного топлива, которое нагревает воду первого контура.

9. Блочный щит управления (БЩУ) - мозговой центр АЭС. Предназначен для мониторинга показателей энергоблока и управления технологическими процессами на атомной электростанции.

10.

11. Смена в БЩУ третьего энергоблока Кольской АЭС состоит всего из трех человек.

12. От такого большого количества элементов управления разбегаются глаза.

13.

14. Модель разреза активной зоны реактора ВВЭР-440.

15.

16.

17. Карьера специалиста-атомщика требует серьезной технической подготовки и невозможна без стремления к профессиональному совершенству.

18. Машинный зал. Здесь установлены турбины, на которые непрерывно подаётся пар из парогенератора, разогретый до 255°C. С помощью них приводится в действие генератор, который вырабатывает электрический ток.

19. Электрогенератор, внутри которого энергия вращения ротора турбины превращается в электричество.

20. Турбину генератора, собранную в 1970 году на Харьковском турбинном заводе, используют уже сорок пять лет. Частота её вращения составляет три тысячи оборотов в минуту. В зале установлено восемь турбин типа К-220-44.

21. На КАЭС работает больше двух тысяч человек. Для стабильной работы станции персонал постоянно следит за её техническим состоянием.

22. Протяженность машинного зала составляет 520 метров.

23. Система трубопроводов Кольской АЭС растянулась на километры по всей территории электростанции.

24. С помощью трансформаторов электроэнергия, выработанная генератором, поступает в сеть. А отработанный в конденсаторах турбин пар снова становится водой.

25. Открытое распределительное устройство. Именно отсюда электричество, которое вырабатывает станция поступает к потребителю.

26.

27. Станция построена у берегов Имандры - самого большого в Мурманской области и одного из крупнейших озер в России. Территория водоема - 876 км², глубина - 100 м.

28. Участок химводоочистки. После обработки здесь получают химобессоленную воду, необходимую для работы энергоблоков.

29. Лаборатория. Специалисты химического цеха Кольской АЭС следят за тем, чтобы водно-химический режим на станции соответствовал стандартам эксплуатации станции.

30.

31.

32. У Кольской АЭС есть собственный учебный центр и полномасштабный тренажер, которые предназначены для обучения и повышения квалификации персонала станции.

33. За учениками наблюдает инструктор, который обучает их, как взаимодействовать с системой управления и что делать в случае нарушения нормальной работы станции.

34. В этих ёмкостях хранят солевой нерадиоактивный плав, который представляет из себя конечный продукт переработки жидких отходов.

35. Технология обращения с жидкими радиоактивными отходами Кольской АЭС является уникальной и не имеет аналогов в стране. Она позволяет сократить количество РАО, которые подлежат захоронению в 50 раз.

36. Операторы комплекса по переработке жидких радиоактивных отходов следят за всеми стадиями переработки. Весь процесс полностью автоматизирован.

37. Сброс очищенных сточных вод в отводящий канал, ведущих к Имандровскому водохранилищу.

38. Воды, сбрасываемые с АЭС, относятся к категориям нормативно чистых, не загрязняют окружающую среду, но оказывают влияние на тепловой режим водохранилища.

39. В среднем температура воды в устье отводящего канала на пять градусов выше температуры водозабора.

40. В районе отводного канала КАЭС озеро Имандра не замерзает даже зимой.

41. Для производственного экологического надзора на Кольской АЭС используют автоматизированную систему контроля радиационной обстановки (АСКРО).

42. Передвижная радиометрическая лаборатория, которая входит в состав АСКРО позволяет проводить гамма-съемку местности по отведенным маршрутам, выполнить отборы проб воздуха и воды с помощью пробоотборников, определить содержание радионуклидов в пробах и передавать полученную информацию в информационно-аналитический центр АСКРО по радиоканалу.

43. Сбор атмосферных осадков, отбор проб почвы, снежного покрова и травы производят в 15 постоянных пунктах наблюдения.

44. Есть у Кольской АЭС и другие проекты. Например, рыбный комплекс в районе сбросного канала АЭС.

45. На ферме выращивают радужную форель и ленских осетров.

47. Полярные Зори - город энергетиков, строителей, педагогов и врачей. Основан в 1967 году при строительстве Кольской АЭС, расположен на берегу реки Нива и озера Пин-озеро, в 224 км от Мурманска. По состоянию на 2018 год в городе проживает около 17000 человек.

48. Полярные Зори являются одним из самых северных городов России, а зима здесь продолжается 5-7 месяцев в году.

49. Свято-Троицкий храм на ул. Ломоносова.

50. На территории города Полярные Зори расположено 6 детских дошкольных учреждений и 3 школы.

51. Система озер Иокостровская Имандра и Бабинская Имандра имеет сток в Белое море через реку Нива.

52. Белое море - внутреннее шельфовое море Северного Ледовитого океана, в европейской Арктике между Кольским полуостровом Святой Нос и полуостровом Канин. Площадь акватории - 90,8 тыс. км², глубины до 340 м.

Рассмотрим подробнее блочный щит управления энергоблоком – основной щит, с которого осуществляется управление энергоблоком.

Структура БЩУ за время развития атомной энергетики претерпела заметные изменения. К настоящему времени она выглядит следующим образом.

Оборудование БЩУ составляют одна или несколько информационных панелей, пульт управления и рабочие места или консоли операторов. На панелях отображается информация общего пользования: мнемосхема блока, технологические параметры, сигнализация. Часть информации и основные органы управления расположены на пульте управления.

Помещение БЩУ обычно разделено на две зоны (два контура): оперативная зона , в которой располагаются информационные средства и аппаратура для управления основным оборудованием в нормальном и аварийном режимах работы, а также аппаратура контроля за системами безопасности, и неоперативная зона , в которой сосредоточены все органы управления и средства предоставления информации, позволяющая неоперативному персоналу, не являющемуся операторами-технологами, осуществлять все необходимые действия по техническому обслуживанию программных и технических средств АСУ, не мешая оператору-технологу управлять блоком. В новых проектах планируется создание третьей зоны – супервизорного контура, позволяющего обеспечивать неоперативный, «поддерживающий» персонал информацией о работе блока и структуре технических объектов управления, не мешая основным операторам. Более ранняя версия общего вида и плана БЩУ приведена на рис. 12 , перспективная на рис. 13.

Ниже приводятся общие структуры щитов и постов управления энергоблоком с реактором ВВЭР-1000.

Рис. 12. Общий вид блочного щита управления и план размещения технических средств:

1-8 – панели контроля и управления реакторного отделения, 9-16 – панели контроля и управления турбинного отделения, 17 – табло коллективного пользования, 18-19 – мониторы контроля и управления безопасности, 20 – клавиатура, 21 – АРМ СИУР, 22 – органы дистанционного индивидуального управления, 23 – панели безопасности, 24 – мониторы контроля, 25 – АРМ заместителя начальника смены станции, 26 – АРМ СИУТ, 27 – АРМ специалиста по кризисной ситуации.

Блочный щит управления
Оперативные контуры управления
Контроля безопасности	Общей оценки ситуации
АРМ-О СИУР, СИУТ
Неоперативные контуры управления
Зоны операторского интерфейса
Аварийного управления	Общей оценки ситуации		Детализованной оценки ситуации и реализации решений
Панели безопасности	Мнемосхема	Табло коллективного пользования	АРМ ЗНСС и специалиста по безопасности, панели контроля и управления по агрегатно-технологическому признаку

Структура оперативных контуров управления БЩУ выглядит следующим образом.

Автоматизированное рабочее место СИУР размещено перед панелями контроля и управления, обслуживающими подсистемы АКНП, СУЗ и мнемосхемы с наиболее важными теплотехническими замерами. Непосредственно на АРМ размещены органы дистанционного управления СУЗ, четыре цветных монитора и один монитор безопасности, кнопки квитирования сигнализации мнемосхемы и табло коллективного пользования, аппаратура аварийной связи.

АРМ СИУТ имеет клавиатуры контроля и дистанционного избирательного управления, четыре цветных монитора и один монитор безопасности, кнопки квитирования сигнализации мнемосхемы и табло коллективного пользования, аппаратура аварийной связи.

АРМ ЗНСС оборудовано информационными дисплеями и дисплеем безопасности, клавиатурами вывода информации.

Попасть на действующую атомную электростанцию - недостижимая мечта многих.
Многоуровневая система безопасности, радиация и бурлящее жерло ядерного реактора.
...Добро пожаловать!

1. Смоленская АЭС. г.Десногорск.
Одна из 10 действующих АЭС в России, .
АЭС, которая дает 8% электроэнергии в Центральном регионе и 80% - в Смоленской области.
И просто огромное сооружение, масштабы которого не могут не впечатлять.

2. Начало строительства АЭС было объявлено в 1973 году.
А уже в конце 1982 был сдан энергоблок №1.
О пропускном режиме много говорить не буду, ибо нельзя, скажу только, что он многоуровневый.
На каждом этапе прохода в АЭС свой вид охраны. Ну и конечно, много спецтехники.

3. Первым делом, посещая АЭС, нужно раздеться.
А затем одеть всё белое, чистое...
Вплоть до носков и чепчиков.

4. Прекрасный сувенир с АЭС. И это не жвачка.
Крутишь шарманку, а тебе беруши в руку падают.

5. В принципе, особой надобности в них нет, ибо каски, которые также нужно надевать, идут в комплекте с шумопоглощающими наушниками.

6. Да, обувь тоже индивидуальная.

7. Та-дааам!
Воин света к проходу готов!

8. Обязательный элемент одежды - индивидуальный накопительный дозиметр.
Каждому выдается свой, который в конце дня сдаётся и показывает накопленную дозу излучения.

9. Всё. Мы внутри.
Это зона контролируемого доступа. Впереди - реактор...

10. Переходами, галереями, сквозь системы безопасности идём внутрь...

11. И попадаем в блочный щит управления АЭС.
Это - мозг станции.
Отсюда управляется всё...

12. От количества кнопочек, схем, огоньков и мониторов рябит в глазах...

13. Я вас не буду утомлять сложными технологическими терминами и процессами.
Но вот здесь, например, ведется управление стержнями реактора.

14. Смена блока управления - 4 человека. Трудятся они здесь по 8 часов.
Понятно, что смены круглосуточны.

15. Отсюда управляются и реактор и сам блок и турбины АЭС.

16. А ещё здесь прохладно, тихо и спокойно.

17. Серьезный ключ - АЗ - "аварийной защиты".
Безопасность АЭС - превыше всего. Вся система настолько совершенна, что исключает воздействие на управление извне.
Автоматика, в случае ЧП, всё может сделать без участия людей, но и профессионалы здесь дежурят не зря.
Кстати, остановка реактора, в случае чего, не происшествие, а контролируемая технологическая процедура.
Для профилактических работ реактор тоже останавливают.

18. За 32 года работы АЭС здесь не было зафиксировано ни одного ЧП или повышения радиационного фона.
В т.ч. и классифицируемого выше нулевого (минимального) уровня по международной шкале ИНЕС.
Уровень защиты АЭС в России - лучший в мире.

19. И снова - длинные ряды тумблеров, мониторов и датчиков.
Ничего не понимаю...

20. Профессионалы обсуждают возможные нештатные ситуации.

21. А кто-то пилит селфи в месте, недостижимом для обычных граждан..
Заметили, что все без касок? Это чтобы они ни на что случайно не упали...

22. Идём наверх.
Можно на лифте, а можно и пешочком на уровень 8 этажа по ступенькам со специальной антирадиационной защитой.
Будто лакированные..

23. Высоко..

24. Снова - несколько кордонов защиты.
И вот- центральный зал 1 энергоблока.
Таких на Смоленской АЭС три.

25. Главное здесь - реактор.
Сам он огромный - внизу, а здесь видно лишь его плато безопасности. Это металлические квадратики - сборки.
Они являются своеобразной пробкой с биозащитой, перекрывающей технологические каналы реактора, в которых находятся ТВС - тепловыделяющие сборки с диоксидом урана. Всего таких каналов здесь 1661.
Именно они и содержат топливные элементы, которые выделяют мощнейшую тепловую энергию за счет ядерной реакции.
Между ними установлены управляемые стержни защиты, которые поглощают нейтроны. С их помощью ядерная реакция и контролируется.

26. Есть вот такая разгрузочно-загрузочная машина.

27. Её задача - заменять топливные элементы. Причем делать это она может как на остановленном реакторе, так и на работающем..
Огромная, конечно..

28. Пока никто не видит...

29. ААА! Стою!
Под ногами гул и вибрация. Ощущения нереальные!
Мощь кипящего реактора, мгновенно превращающего воду в пар словами не передать...

30. Вообще-то работники АЭС не очень любят, когда по плато ходят.
"По вашему же рабочему столу никто ногами не ступает..."

31. На самом деле, позитивные люди.
Видите, как светятся. И не от радиации, а от любви к своей работе.

32. В зале есть бассейн. Нет, не для купания.
Здесь под толщей воды до 1,5 лет хранится отработавшее ядерное топливо.
А еще стенды с готовыми ТВС - видите какие они длинные? Скоро их место будет в реакторе.

33. Внутри каждой трубочки (ТВЭЛ) - маленькие цилиндрические таблетки из диоксида урана.
"Со свежим топливом можно спать в обнимку" - говорят работники АЭС...

34. Готовое к погрузке в реактор топливо.

35. Место без сомнения, впечатляющее.
Но вопрос о радиации постоянно крутится в голове.

36. Вызвали специалиста - дозиметриста.
Дозиметр в реальном времени в центре реактора показал значение чуть выше чем на улицах Москвы.

38. Мощные циркуляционные насосы, подводящие теплоноситель - воду - к реактору.

39. Вот здесь гул уже сильнейший
Без наушников не обойтись.

40. Немного отдохнём ушами в переходе.

41. И снова в сильный шум - турбинный зал АЭС.

42. Просто огромный зал с невероятным количеством труб, двигателей и агрегатов.

43. Пар, выделяемый из воды, которая охлаждающет реактор, поступает сюда - на турбогенераторы.

44. Турбина - целый дом!
Пар вращает её лопасти со скоростью ровно 3000 оборотов в минуту.
Так тепловая энергия преобразуется в электрическую.

45. Трубы, насосы, манометры...

46. Отработавший пар конденсируется и в жидком виде вновь подается к реактору.

47. Кстати, тепло от отработанного пара используется и для города.
Себестоимость такой теплоэнергии очень мала.

48. Контроль радиации - вообще отдельная тема.
Многоступенчатая система фильтрации воды, датчики по всей АЭС, городу и области, постоянный сбор анализов и проб из окружающей среды и своя лаборатория.
Всё прозрачно - отчеты можно посмотреть на сайте "Росэнергоатома" в реальном времени.

49. Выйти из зоны контролируемого доступа тоже просто так не удасться.
Трижды здесь проводится полная проверка на наличие радиации, пока ты снова не окажешься в трусах.

50. Ну а после ответственной работы и мнимых переживаний можно и плотно пообедать.

51. Кормят здесь вкусно.
Кстати, на АЭС трудится около 4000 сотрудников, а средняя зарплата около 60 тысяч рублей.

52. Ну что сказать - мне уже не страшно.
Контроля - много. Везде порядок, чистота, охрана труда и безопасность.
Всё-таки велик Человек - такое придумать и использовать...

Побывать на АЭС - СДЕЛАНО!
Спасибо за эту невероятную возможность Концерну "Росэнергоатом".