АСУ ТП АЭС


М.Н.Арнольдов
Автоматизированные системы управления
технологическими процессами на атомной станции
(АСУ ТП АЭС)
Учебное пособие по курсу «Автоматизированные системы управления
технологическими процессами на атомной станции»
TOC \o "1-4" \h \z \u Введение PAGEREF _Toc178911722 \h 31.Общие положения PAGEREF _Toc178911723 \h 51.1. Общие понятия и определения PAGEREF _Toc178911724 \h 51.2. Виды АСУ PAGEREF _Toc178911725 \h 82. Технические средства автоматизированной системы управления технологическим процессом на энергоблоке и АЭС (АСУ ТП ЭБ и АЭС) PAGEREF _Toc178911726 \h 92.1. Характеристика АЭС и ЭБ как технологических объектов управления PAGEREF _Toc178911727 \h 92.1.1. Особенности энергоблока АЭС как объекта автоматизации PAGEREF _Toc178911728 \h 112.1.2. Методы управления энергоблоком PAGEREF _Toc178911729 \h 132.1.3. Основные требования технических объектов управления (ТОУ) к АСУ ТП АЭС. PAGEREF _Toc178911730 \h 132.2. Управление АЭС и энергоблоком PAGEREF _Toc178911731 \h 142.2.1. Уровни управления АЭС и энергоблоком PAGEREF _Toc178911732 \h 142.2.2. Функции АСУ ТП АЭС PAGEREF _Toc178911733 \h 152.2.3. Особенности структуры систем управления PAGEREF _Toc178911734 \h 162.2.4.Подсистемы АСУ PAGEREF _Toc178911735 \h 162.2.6. Система внутриреакторного контроля (СВРК) PAGEREF _Toc178911736 \h 242.2.6.1. Общие сведения о системе PAGEREF _Toc178911737 \h 242.2.6.2. Основные технические характеристики СВРК. PAGEREF _Toc178911738 \h 282.2.6.3. Оборудование СВРК PAGEREF _Toc178911739 \h 302.2.6.3.1. Внутриреакторные преобразователи параметров PAGEREF _Toc178911740 \h 302.2.6.3.2. Преобразователи параметров основного оборудования PAGEREF _Toc178911741 \h 312.2.6.3.3. Линии связи, кабели, проходки PAGEREF _Toc178911742 \h 332.2.6.3.4. Устройства компенсации температуры холодных спаев термопар PAGEREF _Toc178911743 \h 332.2.6.4.Электронная аппаратура СВРК PAGEREF _Toc178911744 \h 342.2.6.5.Математическое и программное обеспечение СВРК PAGEREF _Toc178911745 \h 342.2.6.6. Математическое обеспечение аппаратуры СВРК PAGEREF _Toc178911746 \h 342.2.6.7. Математическое обеспечение вычислительного комплекса (ВК) СВРК PAGEREF _Toc178911747 \h 372.2.6.8. Программное обеспечение аппаратуры СВРК PAGEREF _Toc178911748 \h 382.2.6.9. Особенности монтажа, пуска, эксплуатации СВРК PAGEREF _Toc178911749 \h 392.2.6.10. Особенности проведения пусконаладочных и испытательных работ на СВРК PAGEREF _Toc178911750 \h 392.2.6.11. Диагностика работоспособности подсистем СВРК в процессе эксплуатации PAGEREF _Toc178911751 \h 412.2.6.12. Особенности СВРК других типов реакторов PAGEREF _Toc178911752 \h 432.2.7. Исполнительные механизмы PAGEREF _Toc178911753 \h 452.2.8. Типовые каналы измерения и управления PAGEREF _Toc178911754 \h 462.2.9. Особенности метрологического обеспечения АСУ ТП PAGEREF _Toc178911755 \h 492.2.9.1. Погрешности ЭВМ PAGEREF _Toc178911756 \h 522.2.9.2. Компьютерная безопасность PAGEREF _Toc178911757 \h 533. Оператор в АСУ ТП АЭС PAGEREF _Toc178911758 \h 543.1. Обязанности оперативного персонала PAGEREF _Toc178911759 \h 543.2. Состав и функции оперативного персонала PAGEREF _Toc178911760 \h 563.3. Щиты управления АЭС PAGEREF _Toc178911761 \h 573.3.1. Блочный щит управления PAGEREF _Toc178911762 \h 593.3.2. Средства отображения информации PAGEREF _Toc178911763 \h 633.4. Человеческий фактор в АСУ ТП АЭС PAGEREF _Toc178911764 \h 643.4.1. Автоматизированные системы информационной поддержки операторов АЭС PAGEREF _Toc178911765 \h 643.4.2. Действия операторов по управлению энергоблоком с ВВЭР-1000. PAGEREF _Toc178911766 \h 66Заключение PAGEREF _Toc178911767 \h 70Список литературы PAGEREF _Toc178911768 \h 71ВведениеНепрерывное совершенствование технологических процессов, внедрение наукоемких технологий, интенсификация производства сопровождается увеличением экологического риска, значительным усложнением управления технологическим оборудованием. Это характерно для всех отраслей промышленности и особенно остро в атомной энергетике. Это объясняется сложностью физических процессов, высокими единичными мощностями агрегатов, высокими требованиями по обеспечению безопасности, экологичности и экономичности эксплуатации атомных электростанций. Такая концепция управления при сколько угодно высоком уровне автоматизации предполагает участие оператора в управлении, тем самым определяет класс таких систем как автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП).
Современные АСУ ТП являются важнейшей частью системы управления производства и выполняют следующие основные функции:
контроль состояния процессов и оборудования,
измерение параметров,
автоматическое регулирование хода протекания процесса по заданным законам или программам,
защита оборудования,
ввод и вывод резервов,
обеспечение персонала необходимой информацией,
выполнение команд управления от оперативного персонала и обеспечение их выполнения.
Таким образом, можно видеть, что основная задача АСУ – разгрузка операторов при выполнении рутинных действий. Такие системы обеспечивают сбор и регистрацию массовых параметров, обработку информации о состоянии оборудования, сигнализацию о нарушениях режима эксплуатации, осуществляют регулирование, автоматизированный пуск и остановку блока, выдают управляющие воздействия для исполнительных органов систем защиты при аварийных ситуациях.
Отсюда видна важность АСУ ТП АЭС в цикле жизнедеятельности атомной станции. Этим же определяется важность курса «АСУ ТП АЭС», читаемого в Обнинском государственном техническом университете атомной энергетики (ОГТУАЭ).
Предлагаемое учебное пособие основано на лекциях, читаемых студентам различных специальностей ОГТУАЭ. К сожалению, в стране нет ни учебника, ни пособия на эту тему применительно к атомным электростанциям, исключая учебные пособия, написанные профессором ОГТУАЭ В.А.Острейковским в 1987 и 1990 годах [1,2]. Вместе с тем существуют две фундаментальные монографии [3, 4], написанные академиком Прангишвили И.В.и Амбарцумяном А.А. и посвященные АСУ ТП АЭС. Имеются также две монографии, написанные сотрудниками кафедры АСУ ТП Московского энергетического института (технического университета) [5, 6], посвященные описанию АСУ ТП тепловых электростанций на органическом топливе. Следует отметить, что АСУ для АЭС и для тепловых станций имеют как много общего, так и много отличий. В ОГТУАЭ выпущен ряд учебных пособий, в которых рассматриваются отдельные вопросы, имеющие отношение к АСУ ТП АЭС, в том числе монография, посвященная вопросам приборов контроля параметров АЭС, являющихся важной составной частью АСУ ТП [7].
Особенностью предлагаемого учебного пособия является описательный характер излагаемого материала, В нем описывается состав АСУ и ее подсистемы, их назначение, функционирование, взаимодействие между собой. Рассматриваются другие элементы АСУ: щиты управления, линии связи, типовые контура измерения и управления, исполнительные механизмы и т.д. Рассматривается роль оперативного персонала в эксплуатации АЭС.
В пособии не рассматриваются теоретические вопросы конструирования и функционирования АСУ. Практически не затрагиваются вопросы электронных устройств, входящих в состав оборудования АСУ и т.д. Все эти вопросы следует изучать по специальным пособиям и учебникам.
Как будет показано ниже, АСУ ТП является системой «человек – машина». Поэтому предлагаемое пособие разделено на два основных раздела: раздел, посвященный «машине», и раздел, посвященный «человеку» - оператору, занятому эксплуатацией энергоблока АЭС.
В ограниченных рамках учебного пособия нет возможности одинаково подробно рассмотреть все подсистемы АСУ. Поэтому более подробно рассматривается лишь одна подсистема внутриреакторного контроля, носящего название СВРК (система внутриреакторного контроля) на реакторах ВВЭР: глаза и уши оперативного персонала. Остальные подсистемы описываются менее подробно: дается назначение подсистемы, ее состав, роль в эксплуатации АЭС.
Отметим также, что в пособии практически рассматриваются в основном вопросы АСУ ТП отдельного энергоблока (ЭБ) АСУ ТП ЭБ. Вопросы, относящиеся к ведению всей АЭС в целом, описываются кратко.
Пособие основано главным образом на описании АСУ для реакторов ВВЭР. Рассматриваются особенности АСУ ТП других типов реакторов (РБМК, БН).
Пособие не является инструкцией по эксплуатации АСУ ТП. Приведенный в нем материал носит в большинстве случаев общий характер. Реальные системы и устройства могут в той или иной степени отличаться от описанных в пособии и по существу и по названию. Автор ставил своей задачей выделить общие и наиболее характерные особенности систем и устройств.
Общие положения1.1. Общие понятия и определенияВ этом разделе приводятся основные общие понятия и определения, относящиеся к теме пособия, помогающие в освоении дальнейшего материала.
Управление – целенаправленная организация того или иного процесса, протекающего в системе. В общем случае процесс управления состоит из:
получения информации о задачах управления,
получения информации о результатах управления,
анализа полученной информации и выработки решения,
исполнения решения, т.е. осуществления управляющих воздействий.
Таким образом, управление есть процесс, включающий:
сбор информации о ходе процесса и передачу ее в пункты накопления и переработки,
анализ поступающей, накопленной и справочной информации,
принятие решения,
выработку управляющего воздействия и доведение его до объекта управления.
Система управления – совокупность взаимодействующих между собой технического объекта управления (ТОУ) и органа управления.
Основные типы задач управления:
стабилизация параметров процесса (частоты, давления, температуры и т.д.),
выполнение программы (простейший бытовой пример – программа работы стиральной машины),
слежение (за полетом самолета, космического объекта и т.д.),
оптимизация (с целью получения максимальной экономической эффективности, безопасности и т.д.).
Различают следующие виды управления:
Автоматическое управление – это управление без вмешательства человека (хотя за человеком остается или может оставаться возможность отключения управления). Различают следующие виды управления:
автоматическое измерение,
автоматическая сигнализация,
автоматическая защита персонала и оборудования,
автоматическое управление (например, пуск, остановка, переход с одного режима на другой и т.д.),
автоматическое регулирование (например, поддержание параметров – температуры, давления, расхода жидкости на заданных уровнях).
Автоматизированная система управления (АСУ) это система «человек – машина», использующая экономико-математические методы, средства электронно-вычислительной техники и связи и другие принципы для нахождения и реализации наиболее эффективного управления соответствующим объектом или системой.
Система - множество элементов, находящихся в связях друг с другом и образующих определенную целостность, единство.
Обычно при разработке систем решается следующий круг основных специфических задач:
определение общей структуры системы в зависимости от задач, возлагаемых на систему,
организация взаимодействия между элементами и подсистемами,
учет влияния окружающей среды,
выбор оптимальных режимов функционирования системы.
Чем сложнее система, тем большее внимание должно быть уделено этим вопросам.
Простая система может находится в двух состояниях: исправном и неисправном.
Сложная система – это совокупность материальных ресурсов, средств сбора, передачи и обработки информации, операторов – лиц, занятых обслуживанием этих средств, и лиц – руководителей, обладающих правами и ответственностью для принятия решений. При отказах отдельных элементов и подсистем эта система не всегда теряет свою работоспособность, хотя, возможно, уменьшается ее эффективность. Математической основой исследования сложных систем является теория систем. В этой теории большой, сложной, системой большого масштаба называют систему, состоящую из большого числа взаимосвязанных и взаимодействующих между собой элементов и способную выполнять сложную функцию.
Основные признаки больших систем:
большое число элементов,
их взаимосвязь и взаимодействие,
иерархичность структуры управления,
обязательное наличие человека, на которого возлагается часть наиболее ответственных функций управления.
Особенность больших систем:
Сложность системы.
Пусть в ней имеется n-элементов, при этом в системе может образовываться n(n-1) попарных связей. Если характеризовать состояние каждой связи наличием или отсутствием определенного взаимодействия, то общее число состояний (самый простой случай) равно 2n(n-1). Для n = 10 число состояний равно 1027. Отсюда видно, насколько сложным может быть взаимодействие даже при ограниченном числе элементов, взаимодействующих только попарно. При взаимодействии между тремя и более элементами, что вполне реально, число состояний существенно увеличивается.
Взаимосвязь и взаимодействие между элементами.
Если нет взаимодействия, то это совокупность простых систем.
Наличие преимущественных взаимодействий в большой системе позволяет производить расчленение этой системы на элементы и подсистемы. Это – один из первых шагов при описании системы. Подсистемы могут объединять более или менее самостоятельно функционирующие части общей системы. Подсистемы сами могут быть большими системами. Например, одна из подсистем АСУ ТП энергоблока реактора ВВЭР называется системой внутриреакторного контроля (СВРК).
Иерархичность.
Управление в больших системах может быть централизованным, децентрализованным и иерархичным. Связи в каждом из этих случаев приведены на рис. 1.

Рис. 1. Виды управлений
Централизованное управление предполагает концентрацию функций управления в одном центре, децентрализованное – распределение функций управления по отдельным элементам. Децентрализация позволяет сократить объем перерабатываемой информации, однако в ряде случаев это приводит к снижению качества управления. Иерархичное управление занимает промежуточное положение, оно является более подходящим для создания сложных систем управления.
Наличие человека.
Оно в основном обусловлено:
- необходимостью учета социальных, психологических, моральных, физиологических факторов, которые не поддаются формализации и могут быть учтены в системе управления только человеком,
- необходимостью принятия в некоторых случаях решения на основе неполной информации, для этого нужен человек – оператор с большим опытом работы.
Далее будет видно, что АСУ вообще и АСУ ТП ЭБ (АЭС) обладает всеми признаками больших систем:
большое количество систем и элементов,
сложность функций, выполняемых АСУ, подчинение единой цели.
сложная многоуровневая иерархическая структура управления,
высокая степень автоматизации,
наличие человека.
1.2. Виды АСУНа схеме (рис. 2) приведен пример соотношения некоторых видов АСУ.

Рис. 2. Вариант соотношения различных видов АСУ
Возможны, как это видно из рис. 2, АСУ ТП (технологическими процессами) дискретными и периодическими. Для энергоблока АЭС АСУ производится в одном темпе с процессом. Управление процессом в этом случае не может быть отложено на какое-то время.
АСУ производством для оперативно-диспетчерского управления несколькими взаимодействующими технологическими процессами. Она может осуществлять расчет укрупненных значений технико-экономических показателей (ТЭП), определять сроки ремонта и выполнять другие функции производственно технического характера. Некоторые функции этого характера присущи также и АСУ ТП ЭБ (АЭС).
АСУ предприятия (АСУП), решающая задачи управления в масштабе предприятии в целом (экономика управления, распределение людских и материальных ресурсов и т.д.).
АСУ НИР. Это, по-видимому, разновидность АСУП. Она предназначена для организации конкретного исследовательского процесса.
Из приведенной схемы видно, что АСУ ТП может занимать подчиненное значение в АСУ производством.
Отметим, что из перечисленных видов лишь в АСУ ТП осуществляется управление в одном темпе с процессом. Исходная информация в АСУ ТП поступает от первичных преобразователей (датчиков). В АСУП исходной информацией служит документ. Вместе с тем для АСУ ТП характерны некоторые операции АСУ производством и предприятия: например, расчет технико-экономических показателей, определение срока вывода оборудования в ремонт и т.д. Отметим также, что АСУП может быть системой более высокого уровня, чем АСУ производством. Так, АСУ ТП энергоблока АЭС является подчиненной системой по отношению к АСУ ТП АЭС.
Все АСУ любого типа обладают одним общим свойством – они являются системами управления с обратной связью.
2. Технические средства автоматизированной системы управления технологическим процессом на энергоблоке и АЭС (АСУ ТП ЭБ и АЭС) 2.1. Характеристика АЭС и ЭБ как технологических объектов управленияВ настоящее время в России и, частично, в остальном мире работают три типа ядерных энергетических установок (ЯЭУ): корпусные на тепловых нейтронах с водой в качестве теплоносителя и замедлителя (ВВЭР), канальные с водой в качестве теплоносителя и графитом в качестве замедлителя (РБМК) также на тепловых нейтронах, с реакторами на быстрых нейтронах и расплавленным натрием в качестве теплоносителя (БН).
Все ЭБ атомных электростанций по существу являются тепловыми машинами, в которых происходит машинное (турбинное) преобразование тепловой энергии, вырабатываемой в ядерном реакторе, в электрическую с помощью агрегата «паровая турбина – электрогенератор». В каждом энергоблоке имеется источник тепла – ядерный реактор. Теплоноситель переносит тепло из ядерного реактора, в конечном счете, к парогенератору. Паровая турбина на одном валу с электрогенератором вырабатывает электроэнергию. В конденсаторе происходит конденсация водяного пара, отработавшего в турбине. Конденсат насосами питательной воды подается в конечном счете в реактор. Кроме того, в энергоблоке имеются циркуляционные насосы (или насос) и другое вспомогательное оборудование. Реакторы могут иметь двухконтурную схему (ВВЭР, вода – вода), одноконтурную схему (РБМК, вода), трехконтурную схему (БН, натрий – натрий – вода).
АЭС и ее энергоблоки относятся к станциям, работающим как в базовом, так и в переменном режимах работы. Соответственно этому должна строиться система регулирования мощности. Кроме того, энергоблоки АЭС допускают работу в аварийных режимах, которые могут возникнуть в энергосистеме.
Для более подробного ознакомления с устройством энергоблоков АЭС читатель отсылается к соответствующим учебникам и пособиям.
Важной составной частью оборудования энергоблоков АЭС являются системы безопасности. Они разделяются по характеру выполняемых функций [8] следующим образом.
Системы защитные, предотвращающие или ограничивающие повреждения ядерного топлива, оболочек твэл, оборудования и трубопроводов с радиоактивными средами. К этим системам относятся система АЗ, система аварийного расхолаживания активной зоны.
Системы локализующие, предотвращающие и ограничивающие распространение выделяющихся при аварии радиоактивных сред и излучений. К ним относятся герметичные помещения, контейнмент, система фильтрации и очистки сред, выбрасываемых за пределы АЭС.
Системы обеспечивающие, предназначенные для снабжения систем безопасности энергией, рабочей средой и создания условий их функционирования (например, дизель-генераторы).
Системы управляющие, предназначенные для автоматического включения систем безопасности, для контроля и управления ими в процессе выполнения заданных функций.
Кроме того системы безопасности делятся на активные и пассивные. К активным относятся системы , работа которых зависит от нормальной работы энергоисточников, управляющих элементов и т.д. Функционирование пассивных систем не зависит от работы других элементов, их ввод в действие происходит вследствие изменения параметров работы установки (например, плавкие вставки).
При нормальной работе энергоблока системы безопасности находятся в режиме ожидания. Наряду с автоматическим включением предусматривается ручное включение систем безопасности с помощью ключа, кнопки и т.п.
2.1.1. Особенности энергоблока АЭС как объекта автоматизацииОтметим, прежде всего, потоковую сущность структуры энергоблока. Энергоблок есть множество агрегатов, связанных между собой сетью проводников различных потоков. К ним относятся теплоноситель, электрическая энергия, газы, воздух, смазочные масла, химические реактивы и т.д. Каждый поток характеризуется своими параметрами и своей структурой. Структура потока определяется состоянием исполнительных механизмов – запорной и регулирующей арматурой, движителей различного рода – насосов, вентиляторов, генераторов и пр. Параметры каждого потока – температура, давление, расход, уровень, концентрация, сила и мощность генерируемого и питающего тока и пр. – определяются структурой этого и других потоков.
Перечислим основные особенности энергоблока, определяющие требования к средствам автоматизации.
1-ая особенность – сочетание непрерывного характера основных энергетических потоков (носителей тепловой и электрической энергии) и дискретного характера некоторых вспомогательных потоков (химических реагентов, воздуха, масел и т.д.).
2-ая особенность – значительная единичная мощность всего энергоблока и отдельных агрегатов, составляющих теплотехническую схему. Это усложняет обвязку основных агрегатов вспомогательным технологическим оборудованием (смазка, охлаждение, сбор протечек и т.д.), усложняет весь энергоблок в целом, особенно его дискретную часть.
Отметим, что единичная мощность энергоблока должна быть оптимизирована. Блоки малой мощности менее экономичны при изготовлении, строительстве и эксплуатации, слишком большая мощность блока может привести к значительным экономическим потерям при выходе блока из строя. Пока еще нет выбора обоснованной оптимальной мощности блока.
3-я особенность – высокая опасность энергоблока. Необходимо обеспечение высокой радиационной, ядерной, пожарной, электрической и взрывобезопасности. Это вызывает необходимость в резервировании оборудования, в обеспечении безопасности большинства технологических установок первого контура, установок спецводоочистки и т.д.
4-ая особенность – значительное разнообразие степени влияния различного оборудования на радиационную и ядерную безопасность, широкий диапазон требований по надежности для различного оборудования. Так, требования к неготовности исполнения функций для различных групп оборудования различаются на 4 порядка.
5-ая особенность – сложность технологического процесса. Она отражается в огромном количестве различной арматуры (до 4,5 тысяч единиц), большом разнообразии и количестве измеряемых параметров (около 30 тысяч различных сигналов), и является следствием сложности физических явлений во многих технологических процессах.
6-ая особенность - широкий диапазон частоты использования оборудования – от постоянного использования до 1-2 раза в год и реже. Например, резервное электрическое питание на основе дизельных генераторов при потере электропитания энергоблока может быть задействовано раз в несколько лет (и даже реже). Это создает определенные трудности в контроле состояния оборудования, находящегося в «ждущем» режиме.
7-ая особенность – комбинированный способ задания управления: управление по состоянию (автоматическое логическое управление и регулирование) и событийное управление в экстремальных ситуациях (защита, блокировка) (см. далее).
8-ая особенность – необходимость участия человека – оператора в оценке хода технологического процесса и выборе вариантов его продолжения.
Объем или уровень автоматизации управления энергоблоком должен ориентироваться на возможность полностью автоматического управления энергоблоком и большинством его вспомогательных сооружений при характерных режимах их работы. Необходимость повышения уровня автоматизации управления энергоблоком определяются:
повышением требований к маневренности АЭС,
увеличением мощности энергоблоков, усложнением алгоритмов управления оборудованием и увеличением вероятности ошибочных действий оперативного персонала,
ужесточением требований безопасности и усложнением систем безопасности, сокращение времени ввода их в действие,
ростом энергонапряженности основных элементов оборудования и повышением требований к точности поддержания параметров во всех режимах работы энергоблока, в том числе при пуске и остановке.
2.1.2. Методы управления энергоблокомВ нормальных условиях эксплуатации энергоблока АСУ ТП осуществляет управление основными технологическими процессами с помощью автоматов (регуляторов непрерывного и логического действия). Такое управление носит название управление по состоянию.
При появлении отклонений в нормальном течении процесса или непредвиденного внешнего возмущения (события) управление осуществляется также автоматами, реагирующими только на это событие без связи с общим состоянием. Это управление называется управлением по событию.
Событийные управляющие блоки выполняют функцию «сторожей» в процессе функционирования энергоблока. Параллельно работающие блоки управления по состоянию выполняют функции или регулирования, стабилизации отдельных параметров, или последовательного управления группой исполнительных механизмов в режимах нормальной эксплуатации, пуска и остановки.
2.1.3. Основные требования технических объектов управления (ТОУ) к АСУ ТП АЭС.Надежность АСУ ТП должна быть как минимум на порядок выше надежности самих ТОУ.
АСУ ТП должна обеспечивать работу ТОУ во всех режимах их работы.
АСУ ТП не должна увеличивать пожаро-, взрыво- и электроопасность на постах управления и понижать требования техники безопасности.
Отказы отдельных подсистем или элементов АСУ ТП не должны приводить к аварийной остановке энергоблока или к аварийным ситуациям.
АСУ ТП не должна пропускать ошибочных команд от оператора, которые могли бы привести к возникновению опасных ситуаций.
АСУ ТП должна обеспечивать управляемость АЭС, т.е. ее перевод в любой разрешенный режим работы по заданию вышестоящей системы управления.
АСУ ТП должна обеспечивать управление электростанцией в пределах разрешенных режимов, не создавая дополнительных статических или динамических ограничений.
Любые изменения в АСУ ТП, направленные на ее упрощение или удешевление, не должны понижать надежности и безопасности АЭС в целом.
При возникновении неисправностей АСУ ТП должна вывести энергоблок в безопасное стационарное состояние без участия оператора.
2.2. Управление АЭС и энергоблоком2.2.1. Уровни управления АЭС и энергоблокомРазличают два уровня управления АСУ ТП АЭС: общестанционный и энергоблоком.
На общестанционном уровне управления АСУ ТП АЭС выполняет следующие общие функции:
сбор и обработка информации о работе общестанционных установок и устройств,
обмен оперативно-диспетчерской информацией с энергосистемой,
регулирование общей мощности АЭС, распределение нагрузок между блоками,
неоперативные расчеты по блокам, расчеты показателей и параметров по АЭС в целом, расчеты по административно-хозяйственным задачам,
выполнение всякого рода расчетов оперативных, нормативных, оперативно-плановых и отчетных технико-экономических показателей, выполнение нейтронно-физических расчетов, не связанных с темпом процесса и т.д.,
задачи, связанные с радиационным контролем на АЭС и прилегающей территории.
На блочном уровне АСУ ТП ЭБ АЭС должна обеспечивать:
управление энергоблоком,
выполнение информационных, управляющих и вспомогательных функций.
К вспомогательным относятся также функции диагностики состояния отдельных подсистем и устройств АСУ ТП АЭС с выдачей информации оперативному персоналу.
Обобщая сказанное выше, перечислим основные функции, которые выполняет АСУ ТП ЭБ АЭС:
контроль параметров (более 5 тысяч аналоговых и 18 тысяч дискретных сигналов),
автоматизация процесса поддержания стационарного режима (до 260 контуров управления),
автоматизация пуска и остановки агрегатов (более 100 алгоритмов),
защита процесса в целом и отдельных агрегатов (до 1200 позиций),
поддержка работы оператора,
архивация данных,
поддержание информационной связи энергоблока с вышестоящей системой управления,
обеспечение радиационного контроля на разных уровнях.
Отсюда видно, что АСУ ТП АЭС является сверхсложной системой.
2.2.2. Функции АСУ ТП АЭСРассмотрим функции АСУ ТП подробнее.
Функции АСУ ТП разделяются на управляющие, информационные и вспомогательные.
Управляющие функции заключаются в выработке и реализации управляющих воздействий на технологические объекты АЭС. В общем виде эти функции сводятся к следующему.
Дистанционное автоматическое или ручное управление оператором электроприводами исполнительных устройств различных механизмов и электродвигателей. На АЭС имеется также небольшое количество неэлектрофицированных запорных и регулирующих органов, управление которыми осуществляется вручную обходчиками по указанию операторов.
Автоматическое регулирование, обеспечивающее автоматическое поддержание входных величин объекта на заданном значении.
Автоматическая защита, осуществляющая сохранение оборудование и безопасность при аварийных нарушениях работы агрегатов.
Автоматическая блокировка в целях предотвращения аварийных ситуаций.
Логическое управление для выработки дискретных сигналов управления (типа «да-нет») на основании логического анализа дискретных сигналов, описывающих состояние объекта.
Оптимизация процесса, обеспечивающая экстремальные значения критериев управления, например, минимум себестоимости энергии, вырабатываемой на энергоблоке.
Информационные функции заключаются в сборе, обработке и предоставлении оператору информации о состоянии объекта. В эти функции обычно входят:
контроль и измерение технологических параметров,
сигнализация о состоянии запорных устройств и положения различных регулирующих устройств,
технологическая или предупредительная сигнализация о выходе параметров за допустимые пределы,
диагностика состояния технологического оборудования,
подготовка и передача информации в смежные АСУ,
вычисление величин, обычно прямо не измеряемых, например, тепловой мощности реактора, температуры оболочки твэл, технико-экономические показателей,
регистрация параметров для последующего анализа работы объекта.
Вспомогательные функции, к которым относятся обеспечение собственного функционирования системы: проверка исправности устройств АСУ ТП АЭС и правильности исходной информации, автоматический ввод в действие резервных устройств АСУ при их отказах, информирование персонала об отказах в АСУ ТП.
Далее все эти функции, реализуемые различными подсистемами АСУ, будут рассмотрены подробнее.
2.2.3. Особенности структуры систем управленияВсе технологические системы и оборудование и связанные с ними элементы АСУ ТП делятся на системы и оборудование нормальной эксплуатации и системы обеспечения безопасности. В систему обеспечения безопасности входят защитные системы, предназначенные для предотвращения выхода из строя систем и оборудования нормальной эксплуатации или ограничения масштабов их повреждений, а также системы локализации, предназначенные для ограничения распространения радиоактивных продуктов, появляющихся в результате аварии. В общую систему входят также оборудование, предназначенное для снабжения защитных и локализующих систем средой, энергией и управляющими воздействиями.
Для обеспечения безопасности АЭС элементы АСУ ТП АЭС должны давать возможность осуществлять профилактические противоаварийные мероприятия. Не должно допускаться многоцелевое использование устройств и компонентов АСУ, если не доказано, что совмещение функций не ведет к нарушению требований безопасности. Все системы и устройства АСУ, имеющие значение для обеспечения безопасности, должны подвергаться периодической проверке в течение всего срока службы АЭС, а также после ремонтов, в том числе с помощью специальных приспособлений и устройств.
Подсистемы АСУКак было сказано раньше, большие (сложные) системы для удобства разработки, проектирования, наладки, эксплуатации разделяют на подсистемы. Каждая подсистема обеспечивает управление частью технологического объекта или объединяет технические средства, выполняющие какую-либо одну определенную функцию. В первом случае – это многофункциональная подсистема, во втором – однофункциональная. Обычно подсистемы относительно независимы друг от друга и могут разрабатываться и изготавливаться различными организациями.
На рис. 3 изображена структурная схема АСУ ТП АЭС (ЭБ).

Рис. 3. Структура АСУ ТП энергоблока
1-14 – подсистемы, (1 - контроля особо ответственных параметров 2 – технологической сигнализации, 3 – дистанционного управления, 4 – автоматической защиты, 5 – автоматического регулирования, 6 – ФГУ, 7 – СУЗ, 8 – АСУТ, 9 – ВРК, 10 – СРК, 11 – КГО и КЦТК, 12 – СУ ГЦН, 13 – подсистемы управления вспомогательным технологическим оборудованием, 14 – управляющая вычислительная система), 15 – операторы блока, 16 – операторы вспомогательного технологического оборудования, 17 – оператор ЭВМ
Не следует ее относить непосредственно к какому-либо конкретному типу реактора. Она имеет общий характер, и реальные реакторные установки различного типа и даже одного и того же типа могут в той или иной степени отличаться от схемы, приведенной на рис. 3, и между собой. Частично эти отличия будут рассматриваться далее.
Из рисунка видно, что имеет место двухсторонняя связь некоторых подсистем с операторами энергоблока и с другими подсистемами, что характерно для сложных, больших систем.
Далее приводятся описания основных подсистем АСУ ТП АЭЧС (ЭБ). Порядок, в котором приведены подсистемы случаен и не отражает важность той или иной системы.
Подсистема сбора и предварительной обработки информации. Средства (устройства) получения и преобразования информации (СППИ) устанавливаются непосредственно на технических объектах управления для сбора информации о параметрах, характеризующих технологический процесс или режим работы оборудования, для преобразования этой информации и передачи ее на соответствующие устройства АСУ ТП. К СППИ относятся первичные и другие преобразователи, включая датчики положения и состояния, устройства распределения, хранения и передачи информации, включая кабельные линии.
СППИ получают сигналы аналоговые, частотно-импульсные, дискретные. Основным носителем аналоговой информации преимущественно является унифицированный сигнал постоянного тока 4-20 мА или 0-5 мА. Источники аналоговой информации, как правило, гальванически отделены от потребителей. В качестве датчиков дискретной информации используются в основном датчики типа «сухой контакт».
Требования безопасности определяют необходимость во многих случаях организовывать взаимное резервирование одноименных датчиков и информационных связей, применение средств аппаратной и программной диагностики. Возможно использование сигналов одного датчика (преобразователя) многими потребителями.
Подсистема контроля особо ответственных параметров реакторной установки предназначена для контроля и измерения минимального количества параметров, которых нужно сохранить при отказе ЭВМ. Информация этой подсистемы может быть использована в других подсистемах.
Подсистема технологической сигнализации. Эта подсистема предназначена для оповещения оперативного персонала об отклонениях технологического оборудования от нормального режима работы и нарушениях в работе АСУ ТП. Она содержит первичные преобразователи, устройства, сравнивающие сигналы с заданными значениями, и устройства подачи звуковых и световых сигналов. Подсистема может не иметь собственных первичных преобразователей, а использовать информацию, например, подсистемы контроля ответственных параметров. Звуковые сигналы различаются по громкости, частоте и тембру в зависимости от характера нарушения (предупредительное или аварийное срабатывание аварийных защит систем обеспечения безопасности). Звуковые сигналы должны восприниматься раздельно разными операторами. Сообщение о нарушениях подаются на световые табло и (или) на электронно-лучевые индикаторы. Действия сигналов должны сохраняться до момента устранения причины, вызвавшей действие сигнализации. Каждый новый сигнал или сообщение должны отличаться от предыдущих сигналов яркостью или миганием и не должен отменять действие предыдущих сигналов. Некоторые дополнительные сведения о устройствах сигнализации приводятся в разделе 3.3.2.
Подсистема дистанционного управления предназначена для дистанционного управления запорными и регулирующими органами, выполняет функции сигнализации состояния управляемых механизмов, автоматических блокировок и ввода информации в ЭВМ о состоянии органов управления. Подсистема может работать тремя способами: 1) с помощью индивидуальных ключей оператора, непосредственно воздействующих на исполнительные механизмы, минуя ЭВМ, 2) оператором через ЭВМ (в частности, если у оператора отсутствуют индивидуальные или вызывные органы), 3) смешанным образом: или первым, или вторым способом. В состав подсистемы входят аппаратура, осуществляющая формирование и передачу команд оператора, силовая аппаратура, предназначенная для реализации команд управления, устройства, обеспечивающие предоставление оператору информации о выполнении команд и о текущем состоянии технологического оборудования.
Подсистема автоматического управления предназначена для формирования команд автоматического управления и выдачи их в подсистему дистанционного управления или в другие подсистемы. Она строится по иерархическому типу и обеспечивает прием и переработку информации и команд, формирование команд по заданным программам, выдачу информации о ходе выполнения программ и о причинах ее задержки или невыполнения. Возможно выполнение как всей программы, так и ее части. При неисправности устройств верхнего уровня иерархии команды должны выполняться устройствами нижнего уровня. Подсистема получает информацию о положении объекта управления, значении технологических параметров, командах оперативного персонала. Управляющие команды выдаются в подсистемы дистанционного управления, сигнализации и автоматического регулирования. В случае потери питания и его последующего восстановления не выдаются ложные команды управления.
Подсистема автоматического регулирования предназначена для выполнения следующих функций:
автоматического изменения по заданной программе технологических параметров или их стабилизация,
изменение по заданной программе структуры контуров регулирования с целью оптимизации режимов работы АЭС (получение экономического эффекта, обеспечение безопасной работы),
Для выполнения этих функций подсистему разбивают на ряд контуров.
В подсистеме предусмотрены аппаратурные и программные средства, обеспечивающие адаптацию характеристик отдельных контуров к изменяющимся свойствам соответствующих частей ТОУ, средства связи с оператором – устройства контроля состояния контуров управления, устройства управления их состоянием, устройства для изменения характеристик. Те контура, которые работают в стерегущем режиме, обеспечиваются условиями их включения в активную работу. Должны быть проработаны средства защиты от ложной работы контуров регулирования.
Подсистема технологических защит служит для автоматического выполнения операцией управления технологическим оборудованием для исключения его повреждения, а также защиты персонала и предотвращения развития аварии при возникновении аварийной ситуации, для управления системами обеспечения безопасности. Работа системы должна сопровождаться выдачей информации оперативному персоналу о причине, вызвавшей включение системы и о действиях защит. Ввод в работу отключенного подсистемой оборудования может осуществляться персоналом только после устранения причин, вызвавших срабатывание защит. В режимах пуска и остановки осуществляется автоматическое отключение защит и ее последующее включение. Средства защиты должны допускать их периодическую проверку во время работы и при остановке без ложных срабатываний защит. При этом не должно быть препятствий действию защит. При неисправности защиты ее действие должно быть направлено на обеспечение безопасности АЭС. В определенных случаях возможно ручное приведение в действие защит. Приведение в действие защит вручную должно осуществляться включением одного органа – ключа или кнопки. Если защитные функции части подсистемы потеряли свою эффективность или заблокированы, на щит управления непрерывно должна поступать соответствующая информация.
Добавим, что эта подсистема не должна иметь свойство «технического эгоизма». Вызванные ее действием отключения не должны приводить к еще большему ухудшению состояния установки. Вспомним о катастрофическом развале энергетической системы в США при внезапном отключении одной электростанции.
Устройства контроля нейтронного потока выполняют следующие функции:
сбор и обработка информации о нейтронной мощности реакторной установки,
предоставление оперативной информации о нейтронной мощности, скорости ее изменения в различных диапазонах мощности,
формирование, сравнение с уставками и выдача в подсистему защит сигналов об уровне нейтронной мощности и скорости ее изменения (периода) в пусковом диапазоне, общем уровне мощности и ее локальных значениях по объему активной зоны.
Работа реактора без системы управления, защиты, автоматического регулирования и контроля реактора (СУЗ) запрещена.
Система радиационного контроля предназначена для сбора, обработки и предоставления оперативному персоналу информации о радиационной безопасности. В отдельных случаях по параметрам радиационного контроля может осуществляться автоматическое управление.
Система состоит из трех основных подсистем:
радиационного технологического контроля,
дозиметрического контроля,
радиационного контроля внешней среды.
Подсистема радиационного технологического контроля обеспечивает контроль герметичности оболочек твэл и технологического оборудования с радиоактивными средами, эффективности работы систем спецводоочистки, радиационного состояния технологических сред, в которых возможно появление радиоактивности, газоаэрозольных выбросов, жидких радиоактивных сбросов с АЭС, систем переработки жидких и твердых радиоактивных отходов и технологического процесса в спецпрачечной. Весь этот контроль осуществляется персоналом, занятым в основном технологическом процессе.
Подсистема дозиметрического контроля следит за радиационной обстановкой в помещениях строгого режима и осуществляет индивидуальный контроль персонала. Оперативный (ежесменный) контроль доз внешнего облучения персонала выполняется с помощью индивидуальных дозиметров. Контроль доз внутреннего облучения персонала осуществляется с помощью спектрометров измерений человека (СИЧ).
Подсистема радиационного контроля внешней среды обеспечивает контроль альфа-излучения на открытой местности, радионуклидов в атмосфере и т.д. Для этих целей предусматриваются выносные пункты контроля или систематические выезды специалистов на местность. Эта же подсистема контролирует загрязнение транспорта и транспортных грузов, выходящих их промплощадки АЭС.
Система радиационного контроля должна быть снабжена необходимыми средствами контроля, их поверки и градуировки.
Система электропитания технических средств. В качестве источников электропитания нормальной эксплуатации технических средств АСУ ТП АЭС используются шины 0,4 кВ. Аварийное электропитание обеспечивается аккумуляторными батареями. По требованиям надежности средства АСУ ТП делятся на две группы. К первой группе относят средства, допускающие перерыв питания не более, чем на доли секунды. К этой группе относят технические средства всех подсистем АСУ ТП, обеспечивающих безопасность АЭС, и некоторые другие средства. Ко второй группе относят средства, не предъявляющие особых требований к надежности электропитания.
Подсистема функционально-группового управления. Многофункциональные подсистемы управления (ФГУ) в отличие от других подсистем, выполняющих отдельные функции по энергоблоку в целом, реализуют совокупность функций по комплексному управлению каким-либо агрегатом или техническим оборудованием. Так, например, для пуска или остановки агрегата, управляющего с помощью ФГУ (главный циркуляционный насос, борное регулирование и т.д.) достаточно подать одну команду, после чего все необходимые операции происходят автоматически.По существу к многофункциональным подсистемам относятся рассмотренные выше СУЗ, подсистема радиационного контроля, автоматизированная подсистема управления турбиной, ВРК, которая будет рассмотрена далее. К этим подсистемам относятся также система управления перегрузкой топлива и его транспортировкой, подсистема контроля герметичности твэл (КГО), контроля целостности технологических каналов и оболочек твэл (КЦТК).
Ряд агрегатов, узлов, устройств объединяются в функциональную группу (ФГ) для выполнения определенной функции. При этом количество связей внутри ФГ превышает, как правило, количество связей ФГ с остальным технологическим оборудованием. Совокупность ФГ и устройства логического управления образуют подсистему функционально-группового управления (ФГУ). Перечень основных ФГ приводится ниже.
1-й контур:
главные циркуляционные насосы,
системы продувки-подпитки и борного регулирования,
система компенсатора объема,
система сжигания водорода.
2 Спецводоочистка
установка очистки организованных протечек,
спецканализация.
3. 2-й контур
продувка парогенераторов.
Турбоустановка
собственно турбина,
конденсатная система,
система уплотнений.
Вспомогательные системы 2-го контура
главные паропроводы,
питательные турбонасосы,
деаэраторы.
Подсистема управления турбоустановкой. Основу этой подсистемы составляет электрогидравлическая система регулирования (ЭГСР). Она состоит из двух частей: гидравлической части, перемещающей органы, регулирующие доступ пара в турбину по сигналам механического регулятора частоты вращения, сигналам защиты и сигналам, поступающим из электрической части ЭГСР и электрической части, формирующей сигналы регулирования в нормальных и аварийных режимах работы турбины совместно с реакторной установкой и энергосистемой. Аппаратура ЭГСР использует средства вычислительной техники для обработки информации и формирования команд управления, она содержит необходимые устройства связи с объектом и оператором.
Устройства диагностики состояния активной зоны и оборудования. Эти устройства составляют важную часть АСУ ТП АЭС. Опыт показал, что отказы элементов систем в основном происходят из-за зарождения и развития повреждений. Накопление повреждений происходит во времени, такие отказы называются постепенными. Внезапные отказы встречаются сравнительно редко. Поэтому, наблюдая за состоянием оборудования, можно фиксировать отклонения в их характеристиках, нарастание эффектов износа, старения задолго до наступления критического состояния. Этому служат системы диагностики на АЭС. Диагностирование состояния оборудования осуществляется средствами ультразвукового и акустического контроля (например, нарастание вибраций вследствие выработки подшипников главного циркуляционного насоса), измерениями и анализом пульсаций давления теплоносителя, нейтронных шумов в активной зоне, измерениями и анализом тепловых перемещений трубопроводов и т.д. Такая система носит название системы виброшумовой диагностики (СВШД). С помощью специальных акустических и других устройств обнаруживаются течи теплоносителя из трубопроводов в атмосферу, из одной полости теплообменника и другую (например, натрия в воду). Весьма важно при этом локализовать место выявленной течи теплоносителя и своевременно информировать оперативный персонал. Такая система позволяет также рационально организовывать обслуживание и ремонт оборудования, определять запасы до критических режимов работы оборудования. Диагностическая система, установленная на реакторе БН-600, позволяет своевременно обнаруживать течь воды из третьего контура во второй натриевый контур. Действие системы основано на обнаружении малейших количеств водорода, появляющихся в натрии при взаимодействии воды и натрия. О диагностике состояния систем термоконтроля и контроля энерговыделения – в разделе 2.2.6.3.1.
2.2.6. Система внутриреакторного контроля (СВРК)Ранее было сказано, что описание системы внутриреакторного контроля (СВРК), являющейся подсистемой АСУ ТП АЭС, будет вынесено в специальный раздел. Это связано с тем, что формат данного пособия не позволяет подробно изложить описание всех подсистем АСУ. СВРК является одной из наиболее важных подсистем АСУ. Это «глаза и уши» оперативного персонала. Поэтому именно этой подсистеме уделяется особое внимание. Описание СВРК, ее структуры, назначения и т.п. будет дано в основном применительно к реакторам типа ВВЭР [9]. Особенности такой системы для реакторов других типов будут также рассмотрены.
2.2.6.1. Общие сведения о системеСВРК является автоматизированной системой, предназначенной для длительной непрерывной работы в оперативном контуре автоматизированного контроля и управления энергоблоком. Основной задачей СВРК является полный контроль активной зоны (АЗ) реактора.
Этот контроль достигается путем расчетного восстановления полей энерговыделения и температуры во всем объеме АЗ по показаниям внутриреакторных преобразователей температуры и нейтронного потока (энерговыделения), расположенных в отдельных точках АЗ. Фактически система реализует трехмерную томографию АЗ в реальном времени протекания технологического процесса. Кроме того, СВРК определяет и контролирует основные теплотехнические и энергетические характеристики 1-го контура и ряд характеристик второго контура.
СВРК обеспечивает контроль энерговыделения в АЗ при работе реактора на уровне мощности от 10 до 110 % от номинального значения.
СВРК является полнофункциональной системой, самостоятельно реализующей все операции сбора и обработки информации, ее контроля и анализа, регистрации и предоставления на блочный щит управления. В то же время, являясь одной из систем контроля и управления энергоблоком, она поддерживает информационный обмен со смежными подсистемами и может передавать данные в общественную сеть для их использования в неоперативном режиме.
Основными пользователями СВРК являются оперативный персонал и инженеры-физики.
Таким образом, основные функции СВРК сводятся к следующему.
Измерение, сбор и обработка информации о контролируемых параметрах АЗ и первого (частично, второго) контура, входящих, а также не входящих в СВРК.
Расчет и предоставление оперативному персоналу информации о распределении по объему АЗ:
потока нейтронов,
тепловой мощности, в том числе, топливных кассет,
температуры топлива и теплоносителя, в том числе, там, где нет термоэлектрических преобразователей,
запаса до кризиса теплообмена при кипении,
выгорания топлива в каждой кассете,
энерговыделения,
накопления шлаков,
коэффициента запаса реактивности,
состояние АЗ реакторной установки в целом,
расхода теплоносителя,
общей энерговыработки.
Выдача сигналов в подсистему автоматического управления и регулирования для автоматического управления распределением энерговыделения в АЗ.
Выдача сигналов в подсистему технологической сигнализации об отклонениях контролируемых параметров, выдача сигналов на мониторы.
Представление информации о текущем состоянии контролируемых частей реакторной установки, в том числе, о степени деградации.
Архивация данных.
Прием и обработка информации от СУЗ, автоматической системы контроля нейтронного потока (АКНП).
Кроме этих функций СВРК выполняет некоторые сервисные и вспомогательные функции:
Прогнозирование режимов эксплуатации АЗ.
Сравнение расчетных и измеренных параметров.
Ввод данных для перегрузки АЗ.
Расчет поправок к показаниям преобразователей температуры.
Контроль соответствия подключения внутриреакторных преобразователей проекту (обнаружение «перепуток»).
Контроль состояния сигнализации об отказе технических устройств.
В обобщенном виде структура СВРК представлена на рис. 4.

Рис. 4. Обобщенная структурная схема СВРК
Электрические сигналы преобразователей первичных физических параметров (температура, расход, давление, уровень, плотность нейтронного потока и т.п.) поступают по линиям связи в информационно-измерительную аппаратуру (ИИА). В ней осуществляется измерение, предварительная обработка и вывод информации оператору и в вычислительный комплекс (ВК - ЭВМ), в котором производится расчет теплотехнических и ядерно-физических параметров, характеризующих работу активной зоны и реактора в целом, и представление результатов расчета оператору. Работа информационно-измерительной аппаратуры и ЭВМ осуществляется по алгоритмам и программам, которые в совокупности образуют математическое и программное обеспечение (МПО) системы.
На рис. 5 представлена структурная схема СВРК для серийных реакторов ВВЭР-1000.

Рис. 5. Структурная схема СВРК
ВК – вычислительный комплекс, ЭВМ – электронно-вычислительная машина, М – монитор, К, Ка – клавиатура, Д – дисплей, ИИА – информационно-измерительная аппаратура, Пр- преобразователи параметров, САК – система автоматического контроля, СУЗ система управления и защиты, АКНП – автоматический контроль нейтронного потока, ДПЗ - датчики прямой зарядки, ТП – термоэлектрические преобразователи температуры, ТС – термопреобразователи сопротивления
На ней представлены состав системы и ее связи с другими подсистемами. Описание преобразователей параметров, характеризующих состояние активной зоны, будет дано далее.
Информационно-измерительная аппаратура СВРК состоит из двух одинаковых комплектов аппаратуры, состоящих из устройства отображения информации (дисплей) с выносным телевизионным монитором и клавиатурой. Это оборудование размещается в помещении блочного щита управления. Оба комплекта связаны между собой, что обеспечивает (путем дублирования) высокую надежность контроля наиболее важных параметров реактора. Их сигналы заводятся в оба комплекта. Менее важные сигналы заводятся в один комплект.
Вычислительный комплекс включает в себя две ЭВМ, каждая из которых связана с обоими комплектами аппаратуры основным и резервным каналом связи. Резервирование связей повышает надежность работы системы при различных комбинациях отказа ЭВМ и аппаратуры.
В нормальном режиме работы обе ЭВМ осуществляют обработку информации, получаемой от аппаратуры, каждая по основному каналу связи. При отказе одного из комплектов информация в ЭВМ поступает по резервному каналу от другого комплекта аппаратуры.
Возможен режим работы, когда одна из ЭВМ проводит оперативную обработку информации, а другая осуществляет неоперативные расчеты.
Кроме связей, показанных на рис. 5, СВРК связана также с управляющей вычислительной системой АЭС. Эта связь позволяет производить взаимный обмен информацией.
Как видно из схемы рис. 5, СВРК принимает также сигналы внереакторных преобразователей 1-го и 2-го циркуляционных контуров. Эта информация позволяет проводить расчеты обобщенных параметров, характеризующих состояние активной зоны, а также важнейших параметров, характеризующих работу реакторной установки в целом (общая тепловая мощность, расход теплоносителя в зоне и по петлям и т.д.).
Таким образом, по объему контроля и производимых расчетов СВРК фактически выполняет функции системы контроля реакторной установки. Отсюда следует важность роли, которую играет эта система среди других подсистем энергоблока. Поэтому, несмотря на то, что СВРК является информационной системой, ее отказ на время, превышающее 10-30 минут, влечет за собой обязательное снижение мощности энергоблока и даже его остановку.
2.2.6.2. Основные технические характеристики СВРК.Точность измерения и расчета. Вопросы метрологического обеспечения АСУ ТП будут рассмотрены в разделе 2.2.9. Отдельно также будут рассмотрены методы, обеспечивающие требуемую точность измерения температуры и другие вопросы метрологии температурных и других измерений.
Пока отметим, что СВРК измеряет: относительное распределение энерговыделения с помощью датчиков прямой зарядки (ДПЗ) с погрешностью не более 2 %, температуру с помощью термопар с погрешностью не более 1,5 оС, с помощью термопреобразователей сопротивления – не более 0,5 оС, измерение сигналов датчиков общих замеров – не более 0,25 %.
Эти действительно высокие метрологические показатели обеспечиваются техническими и организационными средствами. К ним относятся разработка и применение более совершенных терморадиационностойких кабелей, устройств для компенсации температуры холодных спаев термопар, специально разработанных разъемов с золоченными контактами, применением гальванической развязки измерительных цепей и т.д.
Это позволило обеспечить измерение малых сигналов термопар и термопреобразователей сопротивления с погрешностью не более 0,25 %, несмотря на высокий уровень промышленных помех.
Повышение метрологических характеристик достигнуто также программными методами: фильтрацией больших отклонений измеренных сигналов, калибровкой системы термоконтроля и т.д. Эти и другие методы будут рассмотрены далее.
В процессе эксплуатации регулярно проводится метрологическая поверка компонентов системы. Так, поверка электронной аппаратуры, АЦП низкого уровня проводится метрологической службой АЭС через 12 месяцев. Термосопротивления циркуляционных петель поверяются также каждые 12 месяцев.
Быстродействие системы. Оно частично характеризуется временем обновления информации на экранах дисплей и не превышает 2 секунд. Период опроса нормированных и дискретных сигналов не превышает 0,2 секунды. Период расчета переменных состояния активной зоны не превышает 2 секунд. Смена видеокадра по запросу оператора выполняется не более, чем за 2 секунды.
При этом инерционность первичных преобразователей параметров установки может существенно превышать эти величины. Она составляет несколько минут для термоэлектрических преобразователей и термосопротивлений, а также для датчиков прямой зарядки.
Надежность системы. Она обеспечивается с помощью технических средств и организационных мероприятий.
Число внутризонных преобразователей выбирается, исходя из необходимости обеспечения выявления аномалий в состоянии активной зоны. Если текущее состояние зоны известно, то допускается отказ значительной части этих преобразователей. Точность измерений температуры компенсации в компенсационном устройстве холодных спаев термопар обеспечивается двукратным резервированием термосопротивления.
Электронное оборудование и ЭВМ - наименее надежный элемент СВРК. Для повышения надежности этой части используются:
структурная избыточность, которая заключается в том, что в случае отказа ЭВМ информационно-измерительная аппаратура автоматически переходит в автономный режим работы. При этом аппаратура продолжает работать под управлением собственного процессора и выводит оператору необходимую информацию, рассчитанную по упрощенным алгоритмам, но достаточную для того, чтобы реактор мог работать, по крайней мере, на несколько пониженном уровне мощности. Этот режим удобен во время пусконаладочных работ, когда ЭВМ пока еще не работает или не полностью отлажена.
аппаратурная избыточность на уровне блоков, комплектов аппаратуры и ЭВМ. Из рис. 5 видно, что СВРК располагает двумя комплектами информационно-измерительной аппаратуры, двумя ЭВМ и т.д.
Ремонтоспособность системы. Для быстрого отыскания неисправностей в электронной аппаратуре предусмотрены средства самоконтроля и автоматического поиска неисправных блоков, в том числе, с помощью тестовых испытаний, которые повторяются каждые 10 минут. Автоматически или вручную по запросу оператора контролируется электросопротивление изоляции ДПЗ.
Ремонт аппаратуры осуществляется заменой отказавших блоков.
2.2.6.3. Оборудование СВРК2.2.6.3.1. Внутриреакторные преобразователи параметровИзмерение энерговыделения. Для измерения энерговыделения по объему активной зоны используются датчики прямой зарядки (ДПЗ) с родиевым эмиттером. Их преимущества – малые габариты, отсутствие источника питания, простота конструкции, хорошая воспроизводимость, невысокая стоимость. Их недостатки – малый сигнал (единицы микроампер), большая постоянная времени (около 1 минуты), сильная зависимость чувствительности от выгорания эмиттера и от других причин.
Результирующая среднеквадратичная погрешность определения линейного энерговыделения – около 5 %. Периодическая проверка метрологических характеристик ДПЗ не производится. Существует расчетный метод проверки погрешности ДПЗ, использующий избыточность ДПЗ в активной зоне.
В активной зоне ДПЗ образуют нейтронно-измерительные каналы (КНИ), представляющие собой вертикаль, на которой размещено семь ДПЗ. На серийном реакторе ВВЭР-440 имеется 16 КНИ с разными длинами погружений, на реакторе ВВЭР-1000 – 18 КНИ.
Измерение температуры. Используются два типа преобразователей температуры: термоэлектрический и термопреобразователь сопротивления. Термоэлектрические преобразователи используются для измерений в активной зоне, они менее точны, но значительно более стабильны в условиях облучения и более надежны, чем термопреобразователи сопротивления. Используются термоэлектрические преобразователи градуировки ХА. Остальные типы градуировок или неустойчивы при облучении (платиновые, вольфрамрениевые), или имеют недостаточно стабильные характеристики (хромель-копель и др.). Для измерения температуры вне активной зоны используются платиновые термопреобразователи сопротивления. Они применяются также в устройствах для компенсации температуры холодных спаев термоэлектрических преобразователей, для измерения температуры теплоносителя в циркуляционных контурах и т.д. Они также используются для калибровки всех термоэлектрических преобразователей первого контура.
2.2.6.3.2. Преобразователи параметров основного оборудованияКроме упомянутых выше преобразователей температуры и нейтронного потока в состав СВРК входят преобразователи давления теплоносителя в первом и втором контурах, перепада давления на главных циркуляционных насосах, уровня теплоносителя в парогенераторе, расхода во втором контуре. В состав СВРК входят также сигналы датчиков СУЗ: положение органов регулирования, уровень и период нейтронной мощности по сигналам внекорпусных ионизационных камер и т.д.
Для измерения давления, перепада давления, уровня теплоносителя используются преобразователи типа «Сапфир» различных диапазонов измерения.
Заметим, что непосредственно расход теплоносителя в петлях первого контура реактора ВВЭР не измеряется. Это связано с тем, что отсутствуют возможности размещения в контуре реактора разработанных и стандартизированных расходомеров (переменного перепада давления), удовлетворяющего требованиям стандарта на эти типы расходомеров. Другие типы расходомеров находятся пока в стадии разработки (например, корреляционного типа по шумам активности изотопа N-16 в первом контуре, по температурным шумам). Алгоритм расчета расхода теплоносителя в первом контуре по результатам измерения других параметров приведен далее.
Количество и место размещения основных преобразователей параметров активной зоны и основного оборудования приведено в таблице 1. Все сигналы, приведенные в таблице, кроме сигналов КНИ, дублируются в СВРК. Сигналы с пункта 9 по 15 – по одному на каждую из четырех петель циркуляционного контура.
Приведенные в таблице 1 преобразователи относятся к серийным реакторам. Современные, вводимые в настоящее время реакторы типа ВВЭР (Тяньваньская АЭС в Китае) имеют отличия по количеству и составу преобразователей теплотехнических параметров. Они образуют СВРД – систему внутриреакторных датчиков – и представляют собой измерительные каналы, в которых в различных сочетаниях располагаются преобразователи температуры, энерговыделения и уровня (впервые). Схема каналов показана на рис. 6.
№ Параметр Количество
сигналов Тип
1 КНИ 32 ДПЗ
2 Температура под крышкой реактора 3 ТП
3 Температура на выходе из кассет 95 ТП
4 Температура холодных спаев ТП 28 ТС
5 Температура корпуса реактора 1 ТС
6 Перепад давления на реакторе 1 «Сапфир»
7 Давление над активной зоной 3 «Сапфир»
8 Температура в холодных и горячих петлях 1-го контура 16 ТП
9 Температура холодных спаев ТП по п. 8 4 ТС
10 Перепад давления на ГЦН 4 «Сапфир»
11 Уровень воды в парогенераторе 4 «Сапфир»
12 Давление пара в парогенераторе 4 «Сапфир»
13 Перепад давления на парогенераторе 4 14 Расход питательной воды 4 «Сапфир»
15 Температура питательной воды 4 «Сапфир»
Таблица 1
Основные преобразователи СВРК ВВЭР
Перечень основных преобразователей, входящих в систему СВРК

Рис. 6. Схемы сборок внутриреакторных датчиков реактора ВВЭР
Таким образом, заметно расширяется оснащенность активной зоны различными преобразователями, повышается качество диагностики состояния активной зоны и безопасность эксплуатации реактора.
2.2.6.3.3. Линии связи, кабели, проходкиСпециально для СВРК разработан кабель для передачи сигналов от ДПЗ, термоэлектрических преобразователей и термопреобразователей сопротивления. Он имеет повышенную термостойкость (до 150 оС) и радиационную стойкость (до 105 рад). Приняты меры по нераспространению горения, для чего внешняя изолирующая оболочка покрыта луженой медной оплеткой.
Однопарный кабель имеет медную или хромель-алюмелевую, или хромель-копелевую пару проводов диаметром 0,7 мм. Провода свиты, и окружены двумя изолированными друг от друга экранами. Семипарный и двенадцатипарный кабели имеют все медные жилы или одну или несколько пар хромель-алюмель. Пары имеют индивидуальные экраны, которые помещены в общий экран, изолированный от индивидуальных экранов. Общий экран покрыт изолирующей оболочкой.
Для подсоединения кабеля к КНИ и другим устройствам используются специальные соединители с латунными позолоченными контактами.
Проходки через герметичные зоны представляют собой трубку, в которой закреплены и залиты герметиком свитые пары из медного провода.
2.2.6.3.4. Устройства компенсации температуры холодных спаев термопарВ этих устройствах реализуется метод компенсации, основанный на измерении абсолютной температуры свободных концов термопары с помощью термопреобразователя сопротивления. В устройствах обеспечивается изотермическое поле с помощью массивных хорошо теплопроводных пластин, теплоизолированных от внешней среды. Устройства располагаются на патрубках крышки реактора, благодаря чему длина удлинительного провода от преобразователя до устройства компенсации минимальна.
Устройство способно сглаживать изменения температуры во времени (постоянная времени 2 часа). Оно имеет достаточно равномерное температурное поле, разность температур свободных концов термопар не превышает в самом худшем случае 0,25 оС. Температура внутри устройства измеряется двумя платиновыми термосопротивлениями второго класса с индивидуальной градуировкой. Раз в год производится их поверка в метрологической лаборатории.
Устройства выдерживают температуру до 100 оС в пароводяной среде, повышенное давление, нейтронное и гамма-облучение, орошение водой с растворенной борной кислотой.
Электронная аппаратура СВРКЭлектронная аппаратура СВРК – автономно управляемая подсистема, выполняющая следующие функции.
Сбор информации от аналоговых и дискретных преобразователей.
Усиление сигнала до нормированной величины.
Преобразование сигналов в цифровой код.
Запоминание информации, ее арифметическая и логическая обработка.
Предоставление алфавитно-цифровой и графической информации на электронно-лучевом индикаторе.
Обмен информацией с ЭВМ и т.д.
Аппаратура выпускалась и выпускается в нескольких модификациях (для реакторов ВВЭР-440, ВВЭР-1000, модернизированный вариант).
Математическое и программное обеспечение СВРКМатематическое и программное обеспечение (МПО) СВРК условно разделяется на две основные части: МПО аппаратуры СВРК и МПО вычислительного комплекса (ВК) СВРК.
МПО аппаратуры СВРК управляет работой блоков и устройств аппаратуры, обрабатывает информацию по заданным алгоритмам, выводит информацию на внешние устройства по запросу оператора, обменивается информацией с ВК, между комплектами аппаратуры, диагностирует состояние основных блоков и устройств аппаратуры.
МПО ВК осуществляет обмен информацией с обоими комплектами аппаратуры, обрабатывает, регистрирует и архивирует информацию по заданным алгоритмам, выводит информацию на внешние устройства ВК и на дисплей аппаратуры СВРК, обменивается данными с управляющей вычислительной системой.
2.2.6.6. Математическое обеспечение аппаратуры СВРКДля обеспечения оператора необходимой информацией в аппаратуре СВРК реализованы алгоритмы предварительной обработки сигналов, входящих в аппаратуру СВРК, включая опрос сигналов, их предварительную обработку и сглаживание, а также алгоритмы расчета основных контролируемых параметров и сравнение их значений с отбраковочными и режимными уставками. Количество параметров, определяемых в МПО аппаратуры, превышает 40. Среди них мощность электрическая и определяема по параметрам 1-го и 2-го контуров, по сигналам ионизационных камер и ДПЗ, по петлям, расход теплоносителя и т.д.
Предварительная обработка сигнала
Предварительная обработка – отбраковка - сигналов производится в соответствии с формулой
Xjмин Xij Xjмакс,
где Xij – значение j-параметра в i-группе однородных сигналов, Xjмин и Xjмакс - минимальное и максимальное значение для j-группы однородных параметров, которые устанавливают, исходя из максимального диапазона изменения параметров этой группы при любых режимах работы реакторной установки.
Сглаживание прошедших отбраковку сигналов проводят по формуле
(ti) = aK[Xj(ti) - (ti-1)] + (tj-1),
где Xj(ti) и (ti) – измеренное в момент времени ti значение параметра и его сглаженное значение, aK –коэффициент, постоянный для К-группы сигналов, который определяет постоянную времени сглаживания, он может оперативно изменяться.
Алгоритмы расчета физических величин по показаниям преобразователей
и определения основных расчетных параметров
Физические величины (температура по показаниям термоэлектрических преобразователей и термопреобразователей сопротивления, энерговыделения по показаниям ДПЗ) определяются на основании градуировочных характеристик преобразователей. Переход к соответствующим физическим величинам Yj по прошедшим предварительную отбраковку нормированным сигналам Xj производится по формуле
Yj = aj Xj,
где aj – коэффициент, который определяется из паспортных данных соответствующего преобразователя.
Тепловая мощность реактора по параметрам 1-го контура определяется по следующей формуле
N1 = jGj(iгj – iхj) + N,
где Dj, N- постоянные коэффициенты, учитывающие теплопотери и другие факторы, Gj – расход теплоносителя через j-ю петлю (всего – 4 петли) первого контура, iгj и iхj - энтальпии (теплосодержания) в горячей и холодной нитках j-ю петли первого контура. Энтальпия i = СPt, где СР и t – теплоемкость и температура теплоносителя. Энтальпия воды определяется по Таблицам свойств термодинамических свойств воды и водяного пара.
Как было сказано ранее, на реакторах типа ВВЭР расход теплоносителя первого контура непосредственно не измеряется. Поэтому этот расход находится по эмпирическим формулам F1 и F2 с учетом частоты питания f электродвигателя главного циркуляционного насоса (ГЦН) и измеряемого перепада давления ΔP на нем.
Если ГЦН петли работает, то F1(f, ΔP), если ГЦН отключен, то обратный расход теплоносителя Gj = F2(ΔP). Вид функций F1 и F2 определяется в процессе экспериментальных исследований насосов.
Тепловая мощность реактора по параметрам 2-го контура определяется по аналогичной формуле. Ее отличие от формулы для первого контура заключается, во-первых, в том, что учитывается энтальпия не только воды, но и водяного пара, и, во-вторых, расход теплоносителя в петлях второго контура измеряется непосредственно.
N2 = G[i(1-x) + ix - i] + N,
где Pj, N - коэффициенты, определяемые во время пусконаладочных работ, х – весовая доля пара, G- расход питательной воды в j–й парогенератор, i - энтальпия водяного пара на линии насыщения, i- энтальпия воды на линии насыщения, i- энтальпия питательной воды.
Тепловая мощность реактора по сигналам ДПЗ определяется по формуле
NДПЗ = А,
где А – постоянный коэффициент, который постоянно пересчитывается в ВК с учетом изменения градуировочных характеристик ДПЗ, n – общее число ДПЗ, m – число отбракованных ДПЗ, qij – показания отдельных ДПЗ, 7 – число ДПЗ на одном канале, 64 – число каналов.
Оценка тепловой мощности реактора по показаниям ионизационных камер производится по аналогичной формуле со своими численными значениями членов ряда и постоянным коэффициентом.
Аналогичным образом оценивается тепловая мощность топливных кассет, в которых установлены каналы нейтронных измерений КНИ.
2.2.6.7. Математическое обеспечение вычислительного комплекса (ВК) СВРКМатематическое обеспечение (МО) ВК СВРК обеспечивает расчет и предоставление оператору информации о текущем состоянии активной зоны.
МО ВК обеспечивает следующие функции, дополнительные по отношению к МО аппаратуры СВРК.
Повышение достоверности и улучшение метрологических характеристик основных контролируемых параметров.
Архивация оперативной информации за время не более суток.
Восстановление поля энерговыделения по объему активной зоны и определение основных характеристик наиболее напряженных кассет.
Архивированная оперативная информация может быть использована для решения следующих задач: анализ причин возникновения и протекания аварийных процессов, анализ поведения реакторной установки в нестационарных режимах работы, комплексная проверка СВРК и проведения экспериментальных работ по исследованию характеристик активной зоны и реакторной установки.
В целом МО каждого ВК обеспечивает выполнение следующих задач.
Прием от аппаратуры СВРК массивов входных сигналов.
Предварительная обработка информации:
отбраковка сигналов по признаку выхода за допустимые пределы,
расчет линейных энерговыделений в местах размещения ДПЗ,
расчет температур и перепадов температур теплоносителя на кассетах и петлях по сигналам преобразователей температуры,
преобразование сигналов преобразователей общих замеров в соответствующие физические величины (термоэдс в оС и т.д.).
Определение основных параметров:
тепловой мощности реактора по значениям параметров 1 и 2 контуров и по показаниям ДПЗ, ионизационных камер,
определение тепловой мощности всех кассет,
определение энерговыделения по высоте всех кассет,
определение параметров 12 наиболее напряженных кассет, в том числе, запас до кризиса теплообмена при кипении, максимальный коэффициент неравномерности энерговыделения в кассете и его местоположение по высоте и др.
Сравнение контролируемых параметров с допустимыми уставками.
Архивация оперативной информации.
Расчет и передача в аппаратуру СВРК коэффициентов, необходимых для ее функционирования.
Вывод информации на дисплеи и печатающие устройства, обмен информацией со вторым ВК и управляющей вычислительной системой блока.
2.2.6.8. Программное обеспечение аппаратуры СВРКАппаратура СВРК имеет три основных режима работы: рабочий, испытательный, под управлением ЭВМ.В рабочем режиме аппаратура работает под управлением собственного процессора, в общем случае она обеспечивает:
сбор, сглаживание и отбраковку сигналов низкого уровня,
расчет основных параметров реакторной установки,
сравнение с уставками,
предоставление оператору измеренных значений в различном виде,
передачу в ЭВМ измеренных значений сигналов,
прием из ЭВМ меняющихся в процессе эксплуатации установки констант, коэффициентов и уставок,
контроль блоков и устройств аппаратуры и т.п.
В испытательном режиме аппаратура работает под управлением пакета испытательных программ. Этот режим используется для автоматизированной комплексной настройки и проведения приемо-сдаточных испытаний на заводе-изготовителе, а также для проверки работоспособности аппаратуры при пусконаладочных и профилактических работах на площадке АЭС.
Режим работы под управлением ЭВМ включается при отказе блоков группы управления (процессор, ПЗУ, ОЗУ, таймер и т.д.).
2.2.6.9. Особенности монтажа, пуска, эксплуатации СВРКСВРК может быть полностью собрана, налажена и испытана только на площадке АЭС, т.к. соединение составляющих частей СВРК, изготовленных на заводах, возможно только на площадке. Не все элементы СВРК собираются одновременно. Установка КНИ производится перед физическим пуском после того, как закончены наладка, испытания и калибровка подсистемы термоконтроля на этапе горячей обкатки и после того, как загружены топливные кассеты и уплотнены крышки реактора.
Особенности монтажа термоэлектрических преобразователей температуры. Преобразователи предназначены для контроля температуры теплоносителя на выходе из топливных сборок (кассет) активной зоны, а также в верхнем объеме реактора. Преобразователь вводится в канал термоконтроля до упора. После этого производится проверка положения преобразователя в гнезде канала. Для этого производится разогрев всей цепи, в том числе рабочего спая и всего преобразователя импульсом тока. Затем записывается кривая охлаждения спая и сравнение этой кривой со стандартной кривой охлаждения, полученной заранее при качественном положении конца преобразователя в гнезде. Различие кривых (более медленное охлаждение установленного преобразователя) свидетельствует о недостаточном термическом контакте и о недосыле конца преобразователя в гнездо канала. Недосыл конца преобразователя приводит к ухудшению теплового контакта между преобразователем и гнездом, к дополнительному разогреву рабочего спая нейтронами и гамма-облучением и к увеличению погрешности измерения температуры.
2.2.6.10. Особенности проведения пусконаладочных и испытательных работ на СВРК
Эти работы проводятся на энергоблоке по графику соответствующих работ на ядерной паропроизводительной установке в целом.
Пусконаладочные работы СВРК проходят в три этапа:
Приемка оборудования и подготовка к монтажу.
Монтаж оборудования СВРК и послемонтажные проверки.
Испытания СВРК одновременно с испытаниями установки в целом.
Третий этап в свою очередь разбивается на подэтапы: горячая обкатка, физический пуск, энергопуск.
Важной операцией этапа приемки оборудования является входной контроль. В качестве примера приведем особенности этого контроля для термоэлектрических преобразователей, КНИ, электронной аппаратуры.
Термоэлектрические преобразователи. При входном контроле проводится внешний осмотр, проверка фактических геометрических размеров (особенно диаметра в зоне посадки в гнездо канала), отсутствия заусенцев, трещин и т.п. на поверхности преобразователей. Целесообразно проверить герметичность оболочки преобразователя. Проверяются электрическое сопротивление термоэлектродов, тепловая инерция преобразователя. Качество рабочего спая проверяется с помощью рентгенографии.
Калибровка термоэлектрических преобразователей температуры в активной зоне производится при «квазиизотермическом» режиме циркуляции теплоносителя, когда его температура остается стабильной в течение некоторого времени и одинаковой во всем контуре. Калибровка производится путем сличения показаний термоэлектрических преобразователей с показаниями штатных платиновых термопреобразователей сопротивления, расположенных вне активной зоны на первом контуре. Калибровка может также производится путем сопоставления показаний термоэлектрических преобразователей с температурой насыщения циркулирующей воды, которая с большой точностью определяется по измеряемому давлению насыщенного пара по Таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара.
КНИ. Проверяется электрическое сопротивление изоляции, качество контактов, габаритные размеры.
Электронная аппаратура. Производится проверка комплектности, электрических параметров на штатном месте после монтажа. Проверяется сопротивление изоляции. После этого блоки устанавливаются в стойки, производится проверка аппаратуры в соответствии с требованиями технической документации.
Испытания СВРК. Для проверки СВРК и расчета калибровочных коэффициентов предусматриваются следующие режимы на этапе горячей обкатки с постоянной или медленно меняющейся температурой теплоносителя.
Номер
режима Температура,
оС Время
проверки, час Цель проверки
1 100 - 110 1 Проверка правильности показаний ТС и ТП
2 150 - 160 2 Продолжение проверки правильности показаний ТС и ТП. Проверка помехозащищенности подсистемы термоконтроля.
3 200 - 210 2 Калибровка СВРК, оценка погрешности измерения температуры.
4 230 - 240 2 5 280 - 300 2 раза по 2 часа ТС и ТП – термопреобразователь сопротивления и термоэлектрический преобразователь температуры

На этапе физического пуска при мощности около 0,01 – 0,05 % от номинальной завершается проверка подсистемы термоконтроля и оценка ее погрешности при температуре, близкой к рабочей. При этой мощности проверка работоспособности КНИ не имеет смысла из-за практического отсутствия сигнала. Возможна лишь проверка сопротивления изоляции ДПЗ.
Начиная с мощности в 10 % и далее вплоть до 100 %, проверка систем СВРК производится в полном объеме.
2.2.6.11. Диагностика работоспособности подсистем СВРК в процессе эксплуатацииОдин из способов обеспечения надежной работы СВРК – периодическая диагностика состояния электронного оборудования и диагностика качества предоставляемой оператору информации, то есть диагностика функционирования СВРК в части обеспечения ее основных функций – термоконтроля и контроля энерговыделения в активной зоне.
Диагностика подсистемы термоконтроля. Диагностика осуществляется при выполнении ряда условий: влияние помех сведено к минимуму путем усреднения по нескольким измерениям, электронное оборудование проверено и функционирует правильно, осуществлена шестикратная симметрия активной зоны.
В начале процедуры проверяется стабильность показаний термопреобразователей в течение 3-6 минут, сравниваются показания термоэлектрических преобразователей и термопреобразователей сопротивления. Разница между их показаниями не должна превышать 1,5 оС (обычно 0,4 – 0,8 оС). Проверяется разброс температур в холодных нитках первого контура, отклонение от среднего значения не должно превышать 0,5 оС.
В силу симметрии активной зоны показания термопреобразователей в группе симметричных точек должны быть близки друг к другу. Для каждой группы точек находят среднее значение и отклонения температуры в каждой точке от среднего значения - Δtkm. Здесь m – канал, k – группа. Среднее квадратичное значение отклонений должно быть не более 1,5 оС:
М = 1,5 оС.
где М – общее число точек термоконтроля, g – число точек, исключенных из анализа по тем или иным причинам.
Опыт показывает, что при нормальных условиях эксплуатации, при правильной наладке систем измерения М 1 оС. Значение 1оС М 1,5 оС свидетельствует об ухудшении метрологических показателей. Наиболее вероятными причинами этого являются изменение токов питания термосопротивлений, ухудшение метрологических характеристик АЦП и коммутаторов, повышение уровня помех. При М 1.5 оС подсистема термоконтроля требует ремонта.
Наглядным критерием качества подсистемы термоконтроля является гистограмма распределения Δtkm. В правильно функционирующей системе гистограмма должна быть близка к нормальному распределению. Нормальное распределение температур вообще характерно для температурных измерений и в других случаях.
Диагностика подсистемы контроля энерговыделения. Диагностика заключается в следующем.
Не реже одного раза в месяц измеряется электросопротивление изоляции ДПЗ. Оно должно быть не меньше 105 Ом. Это связано с тем, что ток, генерируемый в ДПЗ, имеет весьма малые значения, поэтому важно иметь сопротивление изоляции на минимальных приемлемых значениях.
Не должно быть резкого роста числа отбракованных ДПЗ в процессе эксплуатации.
Не реже одного раза в месяц проверяется отсутствие недопустимых флуктуаций сигналов ДПЗ.
Диагностика исправности электронного оборудования. Контроль исправности большей части блоков осуществляется с помощью аппаратных и программных средств.
2.2.6.12. Особенности СВРК других типов реакторовЭти особенности определяются в основном конструкциями реакторов, а также некоторыми другими факторами. Здесь будут рассмотрены еще два типа реакторов (кроме ВВЭР), действующих на территории России.
Реактор РБМК.
АЭС с реакторами этого типа имеют ряд особенностей, отражающихся на АСУ ТП. К ним относятся:
Канальная конструкция реактора этого типа позволяет производить непосредственные измерения расхода и температуры теплоносителя в каждом технологическом канале, количество которых достигает 2000. Для измерения расхода используются шариковые расходомеры. В результате на этом реакторе необходимо контролировать в несколько раз больше параметров, чем на реакторе ВВЭР. Кроме температуры и расхода в каждом канале контролируются мощность, запас до кризиса теплообмена и т.д. Общее количество аналоговых сигналов достигает 7 тысяч, дискретных – 4 тысячи.
Существенно более жесткие требования к контролю пространственного распределения энерговыделения в активной зоне. Это связано с особенностями канальных реакторов, в частности, с динамическими характеристиками зоны.
Замедлителем нейтронов является графит, срок службы которого совпадает со сроком службы реактора, т.к. он не подлежит замене все время эксплуатации реактора. Имеются ограничения на максимальную температуру графита для того, чтобы не допустить его загорания. Поэтому имеется достаточно развитая система измерения этой температуры. Кроме того, производятся обширные измерения температуры других узлов и оборудования реактора (см. таблицу 2).
У этого реактора нет подсистемы с названием СВРК. Аналогичные функции исполняет подсистема с названием «Система контроля, управления и диагностики» (СКУД). В рамках СКУД имеется система ВРК, функции которой практически совпадают с функцией СВРК реакторов типа ВВЭР.
Реактор БН. Как известно – это единственный в мире действующий быстрый энергетический реактор БН-600 с охлаждением активной зоны расплавленным натрием.
Таблица 2
Перечень точек температурного контроля реактора РБМК
№ Местоположение Количество Интервал, оС
1 Графит 17 каналов (всего 85 термопар) До 800
2 Верхние тракты каналов 56 200-300
3 Верхняя плита схемы «Е» До 300
4 Нижняя плита схемы «Е» До 300
5 Засыпка схемы «Е» До 350
6 Катковая опора До 200
7 Компенсаторы До 300
8 Нижние тракты каналов 200-300
9 Ребро 300, 200
10 Верхняя плита схемы «ОР» До 350
11 Нижняя плита схемы «ОР» До 300
12 Балка До 270
13 Опора До 270
14 Кожух До 350
15 Засыпка в схеме «ОР» До 350
16 Вода на выходе из каналов СУЗ 6 До 100
17 Дренаж из каналов СУЗ 126 100-250
18 Вода на выходе из КОО 156 До 100
19 Вода схемы «Л» 16 До 100
20 Газовая смесь в импульсных трубках системы КЦТК 2044 До 100
21 ТВЭЛ 16 каналов (всего 64 термопары) До 600
22 Сервопривод СУЗ 223 До 60
23 Бетон в помещении НВК До 65
24 Вода во всасывающем колене ГЦН 4 До 260
КОО – канал охлаждения отражателя, КЦТК – контроль целостности технологических каналов
Его особенности заключаются в следующем.
Как и реакторы типа ВВЭР этот реактор имеет баковую конструкцию. Контроль температуры в активной зоне ведется с помощью преобразователей температуры градуировки ХА, расположенных, как и в реакторе ВВЭР, в надзонном пространстве над головками тепловыделяющих сборок твэл. Однако их количество существенно ниже, чем в реакторе типа ВВЭР, и составляет 22 штуки.
Также как и в реакторе ВВЭР отсутствуют штатные устройства для непосредственного измерения расхода натрия. Расход оценивается по перепаду давления на насосе и скорости вращения вала центробежного насоса.
Особенности натрия как металла представляют уникальные возможности по созданию практически безынерционных средств измерения температуры с помощью термопар «натрий-сталь». Экспериментальные устройства с такими термопарами применялись для исследования переходных режимов работы реактора БН-600. Такие термопары предусмотрены в зарубежных проектах экспериментальных быстрых реакторов с натриевым охлаждением. На натриевом теплоносителе могут быть созданы электромагнитные расходомеры, отличающиеся простотой конструкции и обслуживания, удовлетворительной точностью. Они практически безинерционны. Из-за отсутствия устройств для их градуировки они не используются в качестве штатных реакторных средств измерения расхода натрия. Однако экспериментальные образцы этих расходомеров использовались на экспериментальном натриевом реакторе БОР-60 и на реакторе БН-600.
Реакторы БАТЭЦ. Это канальный графитовый реактор, подобный РБМК. Однако из-за существенно меньшей мощности система для внутриреакторного контроля у этих реакторов заметно упрощена.
2.2.7. Исполнительные механизмыВажнейшими элементами АСУ ТП являются исполнительные механизмы. Именно с их помощью осуществляется дистанционное и автоматическое управление и регулирование энергоблоком. От надежности их работы зависит безопасность и экономичность работы атомной электростанции. Под исполнительными механизмами следует понимать собственно механизмы (арматура) и их станции управления – низковольтные комплексные устройства (НКУ). Их количество на среднестатистическом блоке велико - около 4500 исполнительных механизмов и 600 шкафов НКУ. Статистика показывает, что более 40 % отказов, вызывающих остановку энергоблока, приходится на отказы оборудования исполнительных механизмов. Поэтому совершенствованию исполнительных механизмов уделяется большое внимание.
Существуют следующие разновидности исполнительных механизмов: работающие с постоянной скоростью в непрерывном режиме (вентиляторы, насосы, компрессоры), работающие в кратковременном режиме (запорная арматура), работающая в повторно-кратковременном режиме (регулирующие клапаны).
Одной из причин, вызывающих отказ исполнительных механизмов мощных регулирующих клапанов, является неоптимальный режим их работы. Их работа требует частых коротких включений электродвигателя (600-1000 в час), что заставляет их работать постоянно в пусковых режимах с токами, в 8-10 раз превышающими номинальные значения. Это требует выбора более мощных двигателей, увеличения массы их подвижных частей, объема шестерен, передач редукторов и т.д. Увеличение механических нагрузок на исполнительные механизмы являются причинами поломок подвижных частей: шестерен и винтовых передач. Поэтому особое внимание должно уделяться разработке эффективных средств исполнения команд регулирующих и управляющих устройств.
Для управления отработкой команд электроприводам исполнительных механизмов всех разновидностей предназначены исполнительные автоматы. На них возлагаются функции сбора информации об исполнительных механизмах, приема команд включения, отключения, изменения направления и частоты вращения, защиты от токов короткого замыкания, выдачи информации, контроля работоспособности исполнительных автоматов и исполнительных механизмов.
2.2.8. Типовые каналы измерения и управленияИзмерительный канал включает в себя преобразователь-модуль ввода сигнала от объекта в устройство связи с объектом (УСО), систему связи с потребителями информации, процессорный блок. Примеры схем простых измерительных каналов приведены на рис. 7. На нем УСО – устройство связи с объектом. В нем сигнал датчика Д проходит первичную обработку – фильтрацию, линеаризацию, масштабирование, контроль достоверности. В функциональном процессоре ФП обработанному сигналу присваивается отметка времени. Через сетевой процессор сигнал попадает к внешнему потребителю.

Рис. 7. Схема измерительных каналов
а) простой канал, б) с увеличенной надежностью, в) с полным дублированием
В УСО сигнал от преобразователя проходит всю первичную обработку: фильтрация, линеаризация, масштабирование, контроль достоверности. В функциональном процессоре (ФП) обработанному сигналу присваивается отметка времени. Через сетевой процессор (СП) сигнал поступает к внешним потребителям (блочный, резервный щиты управления и др.).
Каналы управления в общем случае включают в себя средства приема сигналов, их обработки, выработки команд и выполнения команд (передачи их на привод). Основные типы каналов управления: защита, логическое управление, автоматическое управление, дистанционное управление по команде оператора. Соответственно этому в каждом канале управления выделяются две части: 1) прием сигналов, их обработка, формирование команд, 2) передача команд, их обработка путем коммуникации силовых цепей приводов. Первая часть канала реализуется по схеме измерительного канала. Основным средством реализации исполнительной части являются исполнительные автоматы. Примеры схем каналов управления разного назначения приведены на рис. 8. На этих схемах ПК - программируемый контроллер, ИА – исполнительный автомат, СП – сетевой процессор, ИМ - исполнительный механизм. Вариант а) на этом рисунке применяется в простейшем случае, когда нет особых требований по надежности управления для второстепенных объектов, в том числе для дистанционного управления. Вариант б) рекомендуется при управлении через

Рис. 8. Схемы каналов управления
а – нерезервированный вариант, б – д – резервированные варианты
обычные контактные средства или управления включением маломощных приводов постоянного тока. Вариант в) применяется для канала автоматического логического управления (например, для системы борного регулирования). Вариант г) применяется в управляющих системах нормальной эксплуатации, не участвующих в функциях обеспечения безопасности. Вариант д) применяется в управляющих системах нормальной эксплуатации, участвующих в функциях обеспечения безопасности. Вариант е) используется в управлении системами безопасности.
2.2.9. Особенности метрологического обеспечения АСУ ТПКак и любой технический процесс, автоматизированное управление технологическим процессом на энергоблоке АЭС должно быть метрологически обеспечено (обосновано). Понятие о метрологии, как о науке об измерениях, методах и средствах обеспечения их единства измерений и способах достижения требуемой точности, дано в соответствующих курсах, читаемых в ОГТУАЭ. Эти курсы обычно не рассматривают особенности метрологического обоснования работы АСУ ТП и ограничиваются рассмотрением метрологических характеристик отдельных средств измерений и измерительных каналов.
АСУ ТП АЭС должны оснащаться наряду с преобразователями основных параметров также и вспомогательными средствами измерений, служащими для ремонта, наладки и градуировки измерительных каналов и пр. Метрологические характеристики должны нормироваться для каждого измерительного канала.
В АСУ ТП результаты измерений получают в процессе обработки многократных прямых и косвенных наблюдений на различных временных интервалах. Каждый из этих интервалов может потребовать своего метрологического подхода к оценке достоверности получаемой информации. Кроме того, измерительные каналы АСУ ТП формируются на объекте в процессе монтажа, поэтому многие метрологические приемы и методы, разработанные для отдельных средств измерения и измерительных каналов, нуждаются в существенных изменениях или в разработке новых. В этом состоит специфика метрологического обеспечения АСУ ТП.
Поскольку измерительная информация и результаты ее автоматизированной обработки в АСУ ТП используются для контроля технологического процесса и состояния оборудования, оперативного управления, обеспечения безопасности эксплуатации АЭС, вопросы метрологического обеспечения АСУ ТП АЭС играют важную роль.
Отдельные разделы обеспечения единства измерений на АЭС, а именно, вопросы погрешности измерения некоторых параметров, характеризующих состояние оборудования и процессов (температура, энерговыделение), рассматривались в разделе, посвященном СВРК. Поэтому в этом разделе будут кратко рассмотрены вопросы, относящиеся к погрешностям, источниками которых являются измерительно-вычислительные комплексы, измерительно-информационные системы, ЭВМ, входящие в состав АСУ ТП.
Как сказано ранее, АСУ ТП АЭС не монтируется целым блоком на площадке АЭС, т.к. линии связи между компонентами АСУ могут быть установлены только во время монтажа. Кроме того, преобразователи энерговыделения (датчики прямой зарядки – ДПЗ) – важнейший элемент АСУ ТП АЭС - устанавливаются в активной зоне реактора непосредственно перед физическим пуском реактора. По этим причинам АСУ как единое целое не имеет нормированные (исходные) метрологические характеристики, она не проходит предварительно государственные метрологические испытания.
Одним из эффективных путей получения достоверных метрологических характеристик измерительных каналов АСУ ТП АЭС является организация «встроенного» контроля каналов [10]. Такой контроль может быть организован, например, путем подачи тестовых сигналов на входе в канал. Однако такой метод исключает из контроля сам первичный преобразователь, например, преобразователь температуры или энерговыделения. В этом случае достоверность показаний этих преобразователей контролируется отдельно. Например, организуя специальные градуировочные – «квазиизотермические» режимы работы первого контура (см. раздел 2.2.6.11.) для калибровки термоэлектрических преобразователей температуры.
В монографии [10] описан ряд других методов уменьшения погрешности измерения с помощью измерительных каналов на энергоблоке. В основном они основаны на использовании избыточности измерений – временной или структурной или комбинированной временно-структурной. Суть временной избыточности состоит в том, что за определенный период времени, в течение которого измеряемая величина практически не изменяется, выполняют ряд измерений. Это позволяет уменьшить случайную погрешность результата измерения. Суть структурной избыточности состоит в том, что измерения одной физической величины производят несколькими методами или средствами измерения. Примером является развиваемый в настоящее время метод измерения тепловой мощности реакторной установки, основанный на одновременном измерении этой мощности по показаниям теплотехнических параметров первого и второго контуров, преобразователей энерговыделения, установленных в активной зоне, показаний ионизационных камер, установленных вне зоны.
Подразделением, отвечающим за метрологическое обеспечение измерений на АЭС, является служба (отдел, лаборатория) главного метролога АЭС. Схема этого отдела приведена на рис. 9. Как видно, в рамках этого отдела существует отдельная группа, занимающаяся АСУ ТП. Вопросами обслуживания АСУ ТП занимается также цех тепловой автоматики и измерений (ТАИ).
Главный инженер АЭС
Лаборатория
организации метрологического обеспечения
Подразделения АЭС, выполняющие отдельные функции метрологического обеспечения
Подразделения АЭС, выполняющие отдельные функции метрологического обеспечения
Рис. 9 Типовая структура метрологической службы АЭС
Отдел металлов
Отдел качества
Цех централизованного ремонта
Отдел ядерной
безопасности
Электроцех
Химцех
Отдел радиационной безопасности
Цех теплотехнических автоматических измерений
Лаборатория измерительных систем и АСУ ТП, радиотехнических измерений
Лаборатория измерения ионизирующих излучений
Участок ремонта эталонов и поверочного оборудования
Лаборатория
теплотехнических измерений
Лаборатория электротехнических измерений
Начальник отдела-
главный метролог
ОТДЕЛ МЕТРОЛОГИИ
Группа аттестации, методик выполнения измерений, метрологической экспертизы

2.2.9.1. Погрешности ЭВМАвтоматизированная обработка информации осуществляется в информационно-измерительных системах, представляющих собой совокупность функционально объединенных измерительных, вычислительных и других технических средств для получения измерительной информации, ее преобразования и предоставления потребителю в требуемом виде. Упрощенная схема информационно-измерительной системы представлена на рис. 10.

Рис. 10. Упрощенная схема информационно-измерительной системы
Сигнал xi поступает на ЭВМ с погрешностью Δxi , которая может быть оценена по методикам, излагаемым в курсе «Метрология» и частично приведена в предыдущих разделах. Эта погрешность имеет математическое ожидание M [Δxi], дисперсию 2 [Δxi] и интервал, в котором она находится с заданной вероятностью.
Погрешность Δy информационно-измерительной системы в общем случае зависит от свойств измеряемых параметров хi, погрешностей их измерения Δxi, алгоритма обработки информации, схемных и конструктивных особенностей ЭВМ. Погрешность Δy находится в интервале
M [Δy] - k [y] Δy M [Δy] + k [y],
где обозначения даны выше, k – квантильный множитель, зависящий от вида распределения Δy и заданной вероятности Р.
Погрешность разделяется на две составляющих: инструментальную Δyинстр и методическую Δyметод. Инструментальная погрешность обусловлена несовершенством ЭВМ, методическая зависит от особенностей обработки информации в ЭВМ.
Перечислим эти погрешности, специфичные именно для ЭВМ [10].
Погрешность квантования связана с преобразованием аналогового сигнала, поступающего в ЭВМ. Для восьмиразрядных АЦП эта погрешность составляет 0,06 %, для шестнадцатиразрядных АЦП – 0, 00022 %. Видно, что эта погрешность незначительна и ею в практических расчетах можно пренебречь.
Погрешность аппроксимации связана с преобразованием математических выражений (показательная, логарифмическая, дифференцирования, интегрирования и т.д. функции).
Погрешность округления зависит от формы представления двоичных чисел: с фиксированной или с плавающей запятой. Для шестнадцатиразрядной ЭВМ эта погрешность составляет 7.10-5 %, для восьмиразрядной – 0,017 %. Видно, что при выборе соответствующей ЭВМ эта погрешность также может принимать малые значения.
Погрешность ввода констант связана с необходимостью ввода в алгоритм расчета некоторых постоянных величин (констант). Например, при вычислении функции y = exp x по формуле y = 1 + x + x2/2! + x3/3! + x4/4!.. в память машины необходимо ввести константы 1, 1/2!, 1/3!, 1/4!. При этом относительные погрешности ввода двух последних констант составляют 0,78 и 3,1 %. Отсюда видно, что ввод констант может сопровождаться значительной погрешностью. Поэтому этой процедуре и методам уменьшения погрешности, связанной с ней, нужно уделять большое внимание.
2.2.9.2. Компьютерная безопасностьВ настоящее время компьютерные системы управления энергоблока АЭС связаны сетями с системой станции, а через нее с системами вышестоящего уровня – диспетчерами электросетей, концерном «Росэнергоатом», с сетью Интернета и т.д. Эти соединения создают опасность вирусных и других атак. Отмечается [11], что в январе 2003 года компьютерный червь проник в компьютерную сеть АЭС в штате Огайо (США) и вывел систему контроля безопасности на 5 часов, несмотря на то, что по мнению персонала система была надежно защищена. К счастью, АЭС в это время не работала и реальная опасность не возникла. Специалисты в области компьютерной безопасности считают, что главную опасность представляют не террористы, а компьютерные вирусы.
Для предотвращения подобных инцидентов рекомендуется [11]:
выделить специалиста, занимающегося вопросами компьютерной безопасности и отвечающего за них,
провести ревизию существующих мер компьютерной безопасности и принять соответствующие меры, провести анализ риска для более полной идентификации слабых мест,
осуществить программу управления компьютерной безопасностью, интегрировав ее в системы управления безопасностью.
Для более эффективного управления этим процессом Министерство энергетики США планирует создать Национальный стенд для испытаний компьютерных систем в целях выявления уязвимых мест.
3. Оператор в АСУ ТП АЭС3.1. Обязанности оперативного персоналаРанее указывалось, что признаком больших (сложных) систем, к которым принадлежит АСУ ТП АЭС, является присутствие в ней человека – оператора.
Роль оперативного персонала в обеспечении безопасности атомного энергоблока велика. Даже когда управление энергоблоком полностью автоматизировано, оператор может отключить автоматическую систему обеспечения безопасности (как это было на ЧАЭС и АЭС ТМА). С другой стороны, когда по какой-либо причине автоматическая система окажется не в состоянии управлять процессом, вмешательство оперативного персонала может обеспечить безопасность блока.
Роль оператора велика и в предотвращении перехода объекта из нормального режима эксплуатации в аварийный.
Функции оператора многогранны и зависят от режима работы энергоблока АЭС.
При нормальном режиме работы энергоблока оператор обязан:
следить за работой энергоблока и обнаруживать малейшие отклонения в работе энергоблока,
оценивать последствия, которые могут наступить при отклонениях от нормального режима работы,
уметь анализировать работу отдельных систем, систем контроля и управления и в первую очередь систем безопасности, технологических процессов, тепловой баланс энергоблока, энергетический баланс станции и др.
При возникновении аварийно опасной ситуации оператор обязан:
контролировать систему безопасности.
определить возможность возникновения и развития аварийной ситуации и степень безопасности энергоблока,
вмешиваться в работу систем контроля и управления системы безопасности при отказе технических средств и систем безопасности,
определить инструкции, которыми необходимо пользоваться на основании информации о состоянии энергоблока.
Роль человеческого фактора в эксплуатации АЭС все еще достаточно велика. Значительная часть аварийных ситуаций возникает на АЭС из-за ошибок оперативного персонала. Поэтому ставится задача уменьшения зависимости безопасности АЭС от человеческого фактора на стадиях разработки, проектирования, изготовления и эксплуатации АЭС за счет совершенствования программных и технических средств и введения интеллектуальных систем поддержки оператора.
В разных странах роль и обязанности оперативного персонала оценивается различно. В США человек рассматривается не как виновник, а как источник ошибок, причины которых кроются в недостатках технических решений, проектировании средств управления без учета человеческого фактора, в недостатках программы обучения и т.д. В США, также как и в ФРГ и в Швеции отмечается, что чем серьезнее событие, тем больше требуется участие персонала в поддержании безопасности АЭС. Во многих странах было принято правило, согласно которому в первые 30 минут после начала аварии вмешательство оперативного персонала должно быть исключено. За это время персонал должен осмыслить сложившуюся ситуацию, принять взвешенное решение и претворять его в жизнь.
Однако, это правило подвергается критике из-за уникального характера большинства аварийных ситуаций, несмотря на рост вероятности ошибок оператора после начала аварии.
Приводятся обобщенные оценки, %, инцидентов, произошедших по разным причинам:
Данные МАГАТЭ Данные INPO (США)
Ошибка персонала 17,5 46
Недостатки проекта 18,5 33
Недостатки эксплуатации 18,3 12
Отказы оборудования 19,5 Ошибки при монтаже 8 Внешние причины 8
Из данных INPO следует, что 80 % ошибок допущено обученным персоналом. Из всех ошибок 47 % связано с неправильными действиями персонала, 11 % - с недостатками в обучении, 11 % - с неспособностью следовать указаниям инструкции.
Опыт эксплуатации реакторов ВВЭР показывает, что основными причинами инцидентов являются: течи различных сред, которые, как правило, приводят к остановке энергоблока, нарушения работы систем энергоснабжения, нарушения в системе управления, нарушения оперативным персоналом режима эксплуатации и технических норм и т.д.
Из изложенного видно, что роль оперативного персонала в поддержании безопасного режима эксплуатации атомного энергоблока велика.
3.2. Состав и функции оперативного персоналаОперативный персонал предназначен для несения круглосуточного дежурства на всех основных постах управления технологическими процессами и оборудованием АЭС [8]. Этот персонал делится на смены. Состав и структура оперативной смены зависит от конкретной АЭС: числа и мощности энергоблоков, типа реактора и т.д.
Упрощенная структура смены АЭС приведена на рис. 11.

Рис. 11. Упрощенная схема смены АЭС
Оперативное руководство эксплуатацией АЭС осуществляет начальник смены АЭС. Его основная задача – координация работы всех подразделений и энергоблоков АЭС, а также руководство действиями персонала при различного рода происшествиях и нарушениях в работе АЭС.
Начальнику смены АЭС подчиняются начальники смен энергоблоков. Их задача - оперативное руководство эксплуатацией энергоблока в соответствии с заданным графиком нагрузки. Они руководят операциями по пуску, остановке и изменению режимов работы блока. На некоторых блоках функции начальника смены выполняет заместитель начальника смены станции (ЗНСС).
Начальник смены блока – один из основных операторов АЭС. Его рабочее место – блочный щит управления (БЩУ). На этом щите вместе с ним дежурят еще два других основных оператора – старший (на некоторых блоках - ведущий) инженер по управлению реактором – СИУР (ВИУР) и старший (ведущий) инженер по управлению турбиной – СИУТ (ВИУТ). Задача СИУР – оперативное управление ядерным реактором с блочного щита управления энергоблоком. В случае угрозы безопасности СИУР вправе самостоятельно остановить реактор, перевести его в глубоко подкритичное состояние. Соответственно СИУТ также с БЩУ осуществляет оперативное управление турбоагрегатом и его системами.
Для управления энергоблоком в аварийный период привлекается специалист-физик по безопасности.
Значительная часть технологического оборудования и помещений подлежит регулярному осмотру и, при необходимости, текущему обслуживанию. Эти функции исполняет средний технический персонал – старший оператор и оператор реакторного отделения и старший моторист и моторист-обходчик турбинного отделения.
При возникновении аварийных ситуаций главным координатором всех работ до прибытия руководства является начальник смены АЭС. После прибытия руководства и группы технической поддержки они берут на себя углубленный анализ аварийной ситуации и радиационной обстановки на АЭС.
3.3. Щиты управления АЭСОператор взаимодействует не непосредственно с объектом управления, а с его информационной моделью, отображенной в виде совокупности приборов, мнемосхем, табло и других средств отображения информации [8]. От того, как и в каком виде эта информация будет представлена оперативному персоналу, как размещена, насколько удобна в использовании и насколько достоверна, зависит в итоге правильность действий оператора. Для решения этой задачи создаются щиты управления технологическим оборудованием и технологическими процессами.
На АЭС, состоящей из нескольких энергоблоков, имеется от 9 до 13 основных щитов управления и значительное количество щитов местных. Здесь рассматриваются основные, наиболее значимые щиты.
Центральный щит управления (ЦЩУ). Этот щит относится к АСУ ТП АЭС, с него осуществляется общая координация работы энергоблоков, общестанционных систем. На ЦЩУ распределяется нагрузка между энергоблоками, производится управление электрическими устройствам, осуществляется контроль радиационной безопасности АЭС. Щит располагается в административно-хозяйственном корпусе. Это место пребывания начальника смены АЭС. У него имеется информационный щит, который создает комплексную картину всех событий, происходящих на станции.
Блочный щит управлении (БЩУ). Этот щит является основным местом, с которого ведется управление энергоблоком во всех проектных режимах, включая аварийный. Предназначен для контроля за работой реактора и турбинной установкой и основного оборудования, управления основными технологическими процессами в нормальных и аварийных условиях эксплуатации. Он является центральным постом операторской деятельности. Через этот щит осуществляется связь человека и машины. По этой причине именно этому щиту далее будет уделено особое внимание. Щит расположен в обстройке реакторного отделения со стороны машинного отделения на отметке + 6,6 м (для реактора ВВЭР). На нем постоянно присутствуют начальник смены энергоблока, старшие (ведущие) инженеры управления реактором и управления турбиной.
Резервный щит управления(РЩУ). С помощью этого щита осуществляется остановка и перевод энергоблока в безопасное расхоложенное состояние, а также длительный отвод тепла от активной зоны, когда это невозможно сделать с БЩУ, например, из-за пожара, взрыва и даже гибели персонала и т.д. Щит расположен отдельно от БЩУ, но в зоне реакторного отделения на отметке – 4,2 м (для реактора ВВЭР), чтобы одна и та же причина не вывела из строя оба этих щита. Щит не предназначен для управления системами нормальной эксплуатации, не связанными с обеспечением ядерной и радиационной безопасности. Средства отображения информации и органы управления на панелях и пультах РЩУ должны соответствовать их расположению на БЩУ. Постоянное присутствие персонала не предусматривается.
Местный щит управления (МЩУ). Предназначен для управления некоторыми технологическими установками и общестанционными системами, а также в период пусконаладочных или ремонтно-профилактических работ. Их количество достигает восьми и более. К ним относятся МЩУ для СУЗ, РК, химического контроля (ХК), вентиляционной системы (ВС) и др. Постоянное присутствие персонала на них не предусматривается.
Щит общестанционных устройств (ЩОУ). Предназначен для управления общестанционными установками – системой спецводоочистки, вентиляционными системами и т.д.
Щит дозиметрического контроля (ЩДК) или щит радиационного контроля. На нем собирается информация о радиационной обстановке на каждом энергоблоке и АЭС в целом, а также в спецкорпусе. Расположен в переходе из чистой в грязную зону.
Кроме этих щитов на АЭС имеются щиты СУЗ, вторичных КИП, электропитания, распределительных устройств и т.д.
3.3.1. Блочный щит управленияРассмотрим 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.

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
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 [3]. Перспективная версия плана БЩУ приведена на рис. 13. На рис. 14 приведена схема связи БЩУ с программно-техническими комплексами (ПТК). Здесь принята следующая аббревиатура: СКД-Б – система контроля и диагностики, важная для безопасности, АРМ – автоматизированное рабочее место, УСНЭ-Б – управляющая система нормальной эксплуатации, важная для безопасности.
Ниже приводятся общие структуры щитов и постов управления энергоблоком с реактором ВВЭР-1000.
Блочный щит управления
Оперативные контуры управления
Зоны операторского интерфейса
Контроля безопасности Общей оценки ситуации Детализованной оценки ситуации и реализации решений
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
Резервный щит управления
Оперативные контуры управления
Зоны операторского интерфейса
Аварийного управления Детализованной оценки ситуации и реализации решений
Панели безопасности АРМ специалиста по безопасности
Местный щит управления
Оперативные контуры управления
Зоны операторского интерфейса
Детализованной оценки ситуации и реализации решения
Структура оперативных контуров управления БЩУ выглядит следующим образом.
АРМ СИУР
Зона Средства Выполняемые функции
Общей оценки ситуации 1. Дисплей безопасности
2. Дисплей отображения информации Общая сигнализация, индикация измерений и сообщений
Детализованной оценки ситуации и реализации решений 1. Командно-коммутацион-ные органы управления реактором
2. Приборы контроля и ключи управления стержнями
3. Дисплей контроля и управления
4. Клавиатура управления Дистанционный контроль, индивидуальное и избирательное управление
АРМ СИУТ
Зона Средства Выполняемые функции
Детализованной оценки ситуации и реализации решений 1.Индивидуальные ключи управления турбогенераторной установкой (командно-коммутационные органы).
2. Приборы контроля турбогенераторной установкой (наиболее важные)
3. Дисплей контроля и управления
4. Клавиатура управления Детализованный контроль, индивидуальное и избирательное управление
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.
Рис. 13. Схема БЩУ АЭС с ВВЭР-1000 нового поколения
1 – дисплеи с графиками параметров реакторного отделения, 2 – цветная информационная панель, 3 – дисплеи турбинного отделения и электрической части, 4 – консоль инженера управления реактором, 5 – консоль инженера управления турбиной, 6 – контроль за пуском и перегрузкой, панель безопасности, пожарная сигнализация, 7 – температурный контроль генератора, управление турбиной, пожарная сигнализация, 8 – консоль кризисной бригады, 9 – консоль начальника смены блока, 10 – рабочее место неоперативного управления, 11 – управление вспомогательными системами
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.

Рис.14. Связь БЩУ с программно-техническими комплексами (ПТК)
3.3.2. Средства отображения информацииОсновными источниками оперативной информации для операторов БЩУ (и других щитов) являются визуальные средства. К ним относятся:
аналоговые и цифровые приборы, назначение которых – в отображении и регистрации непрерывной количественной информации о состоянии оборудования и значениях технологических параметров,
индикационные лампы и другие приборы, отображающие дискретные качественные признаки состояния оборудования (типа «включено-выключено» и т.п.),
индикационные лампы и табло сигнализации, отображающие дискретную качественную информацию о наступлении событий,
компьютерные и другие мониторы с электронно-лучевыми индикаторами для отображения информации любого характера.
Важную роль играют акустические сигналы, источниками которых служат звонки, гудки, телефоны, переговорные устройства, другие операторы, объект управления.
Оперативный контур БЩУ содержит до 212 показывающих приборов для реактора ВВЭР-440 и до 305 приборов для реактора ВВЭР-1000. К ним относятся стрелочные приборы, приборы со световым зайчиком или столбиком, цифровые приборы, одноканальные и многоканальные самописцы с регистрацией на бумажной ленте.
О положении арматуры (открыта - закрыта), состояния насосов (включен – выключен - обесточен), регуляторов (включен – выключен - обесточен) и др. сигнализируют лампочки различных цветов и видов свечения. Таких сигналов на БЩУ ВВЭР-1000 выводится до 700 штук.
Изображение на электронно-лучевых индикаторах состоит из двух составляющих - динамической и статической информации. Статическая информация представляет собой слайды (рисунки), на которые наносятся неизменяемые элементы – чертежи, мнемосхемы, таблицы и др. – всего до 32 рисунков. Элементы изображаются обычно голубым цветом на черном фоне. Динамическая информация представляет собой численные значения параметров, положение регулирующих органов, тексты советов, элементы графиков. Эта составляющая поступает в электронно-лучевой индикатор из управляющего вычислительного комплекса и отображается в трех цветах – зеленом, красным, фиолетовым.
3.4. Человеческий фактор в АСУ ТП АЭС3.4.1. Автоматизированные системы информационной поддержки операторов АЭСЭксплуатация АЭС требует от оперативного персонала глубокого знания всех процессов, протекающих на энергоблоке, и подсистем, участвующих в управлении этими процессами. В обязанности операторов входит обеспечение безопасности персонала, контроль состояния технологического оборудования и соблюдение технических требований по эксплуатации и обслуживанию.
Исследования и статистика показывают, что большинство аварий и чрезвычайных ситуаций возникают из-за нарушения биологического суточного ритма в ночную смену. Поэтому важны меры по смягчению влияния таких нарушений путем подсветки, звуковой поддержки (музыка) и т.п.
Психологическая нагрузка на оперативный персонал возникает и по техническим причинам. Персонал несет ответственность за своевременное принятие мер по предотвращению аварийной ситуации. Ему предоставлено право на принятие самостоятельного решения по аварийной остановке энергоблока. С другой стороны персонал несет ответственность за необоснованную остановку энергоблока, т.к. она приводит к экономическим потерям. Грань между этими противоположными требованиями зыбкая, что и приводит к дополнительной психологической нагрузке на персонал.
В условиях повышенной опасности системы предотвращения аномальных и аварийных ситуаций, вызванных ошибочными действиями оперативного персонала, приобретают большое значение. Для этой цели служат автоматизированные системы информационной поддержки операторов, повышающих безопасность и удобство эксплуатации и управления АЭС.
На рис. 15 приведена структурная схема одной из возможных систем информационной поддержки оператора ROSS (США). Рассмотрим структуру этой системы, назначение отдельных блоков.

Рис. 14. Структурная схема системы информационной поддержки оператора
База данных (БД) содержит структурную модель АЭС вместе с детальным описанием всех подсистем и их связей между собой. БД отражает текущее состояние оборудования всех систем АЭС. Оператор может добавлять, исключать или изменять действующие компоненты или системы, интерпретировать технические требования. Блок «Программы контроля предельно допустимых параметров» обеспечивает интерпретацию технических требований к блокам АЭС. При появлении отклонений вырабатываются соответствующие разрешения или указания. Отслеживаются нарушения общего режима работы АЭС, что дает возможность оператору выбирать режим работы АЭС или экстренно менять его. Предполагается выполнение всех функций в режиме прогноза. Блок «Программы автоматизированного контроля …» помогает операторам проводить периодические осмотры оборудования, предусматривают контроль качества технического надзора. Блок «Программы обработки допусков», подтверждающих безопасность компонентов АЭС для персонала, предусматривает регистрацию и распечатку допусков для определения необходимости ремонта или обслуживания.
3.4.2. Действия операторов по управлению энергоблоком с ВВЭР-1000.Работу операторов по управлению энергоблоками АЭС любого типа в основном нормальном режиме их эксплуатации можно отнести к монотонному труду. Как правило, от оператора не требуется непрерывных действий по управлению технологическими процессами, он находится в состоянии недогрузки или «оперативного покоя». Заметим, что это в большей степени относится к реакторам типа БН и в меньшей степени к реакторам типа РБМК. В этих условиях важным показателем надежности человека, как элемента автоматизированной системы управления, является степень готовности к действиям.
Степень загрузки оператора и виды информации, с которой он имеет дело, характеризуются следующими среднестатистическими цифрами.
Из общего потока требований, обращенных к оператору реакторного цеха, 80 % информации относятся к контролю и 20 % - к управлению. Из информационных требований 30 % отображаются на дисплеях, 41 % - на щитах и пультах. Из требований по управлению 92 % относятся к управлению первым контуром. Около 20 % общего потока требований занимают телефонные переговоры – поровну между информационными и управляющими требованиями. Расчетное время выполнения среднего требования по контролю составляет 8 секунд, по управлению – 20 секунд. Вероятность безошибочного выполнения команды равна 0,98. Коэффициент оперативной загруженности составляет 0,2 на два лица.
Простые подсчеты показывают, что за смену оперативный персонал совершает до 300 различных операций. При этом шесть из них являются ошибочными. В основном эти ошибки не являются фатальными, т.к. их не пропускают соответствующие подсистемы АСУ ТП.
Для операторов турбинного цеха характерна следующая информационная загрузка.
80 % информации в общем потоке требований служит для контроля. Половина из них представлена для общего обзора на панелях. 20 % информации необходимы для управления, причем половина из них служит для управления нагрузкой турбин, другая половина – для управления производительностью питательных насосов. 20 % из общего потока занимают телефонные переговоры.
Среднее время для выполнения требований – то же, что и для операторов реакторного отделения. Вероятность безошибочного выполнения требований равна 0,94.
Таким образом, имеет место довольно большой уровень операторских ошибок (0,08 в сумме) и низкая оперативная загрузка.
Как показали исследования, при неблагоприятном сочетании некоторых факторов в критических ситуациях может возникнуть информационная перегрузка и информационная болезнь. К этим факторам относятся: наличие большого количества обрабатываемой информации, нехватка времени на обработку этой информации, большая ответственность за принимаемые решения (информационная триада). В результате возникает нарушение образной памяти человека и выполнение неверных действий не на основе автоматизма.
Исследования показали, что при наличии достаточного времени люди ошибаются редко, они способны при этом на правильные действия даже при недостаточной информации и противоречивых данных. Таблица, приводимая ниже, иллюстрирует, как падает доля неверных решений при росте времени на принятие решения.
Время, с 1 5 30 120
Доля ошибок, % 99,9 90 10 1
Отсюда следует, что при дефиците времени и высокой ответственности за принимаемые решения для сокращения ошибок операторов в критических ситуациях необходимо иметь возможность получать советы электронного советчика-консультатнта. Таким советчиком являются «Экспертные системы» (ЭС), которые способны давать оперативные технические и административные советы, объясняя, что лежит в основе этих советов.
ЭС предназначена для решения слабо формализованных или неформализованных задач, т.е. задач, алгоритмы или методы решения которых заранее неизвестны. Отличие ЭС от обычных компьютерных систем заключается в переходе от обработки данных к обработке знаний, представляющих собой совокупность данных и смысловых связей между ними. ЭС на основе информации, содержащейся в базе знаний, осуществляет неформализованный анализ ситуации и выдает конкретные решения, выступая, таким образом, в роли эксперта.
ЭС как система «человек – машина» осуществляет информационную поддержку операторов АЭС и позволяет лицам, принимающим решения на АЭСЭ использовать данные, объективные и субъективные знания людей – экспертов для оперативного анализа и решения слабо структурированных задач, возникающих на сложных технологических объектах. ЭС в процессе работы должна отвечать на вопросы типа: «Что случилось?, Что делать в данном состоянии?, Сколь эффективны будут действия?, Что будет, если выполнить это действие?».
Схема типичной экспертной системы приведена на рис. 16.

Рис. 15. Схема типичной экспертной системы
ЭС состоит из двух основных элементов: базы знаний и механизм логических выводов или дедуктивную машину.
В базе данных сосредоточена конкретная информация относительно соответствующего предмета: факты, цифры, характеристики, практические правила и условия. Дедуктивная машина – это программы, которые обращаются к базе данных и на основе хранящихся в ней данных вырабатывают совет, рекомендацию или предполагаемое решение поставленной задачи. ЭС должен иметь подсистему сбора знаний, средства обучения, пояснения причин, приведших к данному заключению.
ЭС дают существенные результаты при решении следующих классов слабоструктурированных задач.
Прогнозирование процессов и состояния объектов в заданном интервале времени.
Диагностирование состояния объекта.
Интерпретация.
Проектирование.
Управление и обучение.
Отладка системы.
Ремонт.
ЭС придает АСУ ТП АЭС принципиально новые возможности, некоторые из которых приведены в таблице 3.
Таблица 3
Возможности экспертного советчика
Задача экспертной системы Новые качества в АСУ ТП
Раннее обнаружение нарушений в технологическом процессе или оборудовании Выявление, локализация, предотвращение развития нарушений, предотвращение возникновения аварийной ситуации
Анализ событий на энергоблоке Оперативное выявление первопричин аномалий, оценка правильности реакции системы управления на возникшее нарушение в технологическом процессе или оборудовании.
Прогноз развития нарушений во времени и распространение нарушений по взаимодействующим системам Позволяет снизить в 7-10 раз объем сигналов, выводимых оперативному персоналу БЩУ
Выдача рекомендаций оперативному персоналу Предотвращение неправильных воздействий на объект, выработка эффективных воздействий, автоматический контроль действий персонала в штатных ситуациях, подготовка к дальнейшей возможности включения ЭС в цепи управления, исключения оператора из цепи управления и обеспечение полной автоматизации работы энергоблока во всех режимах работы
Виды основных неисправностей, анализируемых ЭС по первому и второму контурам энергоблока, пока определены в ограниченном масштабе. Они приведены ниже.
По первому контуру:
течь теплоносителя,
отключение или ухудшение характеристик источников расходов, давления,
нарушение проходимости трубопроводов, из-за дефекта арматуры, регулятора управляющего задвижкой или клапаном, постороннего предмета, дефекта технологического объекта по магистрали (теплообменника),
чрезмерный пропуск среды по трубопроводу из-за дефекта арматуры, дефекта регулятора клапана, течи теплоносителя,
дефект системы управления механизмами собственных нужд,
дефект датчиков,
По второму контуру:
течь теплоносителя из корпуса оборудования,
нарушение проходимости (уменьшение или увеличение расхода, пропуск пара в воду или наоборот),
неисправность измерительных каналов,
разрушение элементов оборудования,
вибрация корпуса и опор паропровода турбины.
Примером применения экспертной системы является система для организации оптимальной перегрузки топлива. Для достижения наилучших показателей выгорания такая система предлагает наиболее эффективный сценарий перегрузки с учетом различных состояний активной зоны, но без нарушения предельно допустимых критериев работы твэл. Такая экспертная система использует нейронные сети и генетические алгоритмы.
Таким образом, ЭС в АСУ ТП АЭС увеличивают безопасность эксплуатации за счет улучшения информированности оператора и лиц, принимающих оперативные решения, оптимизации режимов управления АЭС, повышения коэффициентов использования установленной мощности, сокращения времени простоя энергоблока, своевременного обнаружения дефектов оборудования, предотвращения аварии. Вместе с тем роль оперативного персонала продолжает оставаться важной.
ЗаключениеЯдерная энергетика – отрасль, охватывающая предприятия от урановых рудников до химических комбинатов по переработке отработавшего топлива. Важнейшим элементом ядерной энергетики являются ядерные электростанции, объединяющие в единый технологический комплекс разнообразные технические установки, управляемые различными регулирующими устройствами. Преобразование ядерной энергии в электрическую в этих установках сопровождается генерацией радиоактивных продуктов, опасных для жизни обслуживающего персонала и населения. Главная забота проектных и эксплуатирующих организаций обеспечение безопасности ядерных установок, их эксплуатация, исключающая выход радиоактивности из топлива в окружающую среду и распространение ее во внешнем пространстве, угрожающее здоровью населения и состоянию окружающей среды.
Задача управления ядерными установками включает в себя контроль и регулирование состояния многочисленных подсистем в стационарных и переходных режимах, прогнозирование развития технологических процессов и обеспечение безопасности при воздействии внешних факторов, ошибках операторов, при отказах элементов систем. Большое значение имеют также многочисленные задачи оптимизации нормальной эксплуатации – перегрузки топлива, обслуживание оборудования и т.д., влияющих как на экономическую эффективность эксплуатации, так и на безопасность эксплуатации.
На начальном этапе развития ядерной энергетики управление энергоблоком АЭС велось с помощью разнотипных локализованных систем регулирования. Тогда установки управлялись группой операторов, которые получали информацию о состоянии оборудования, об отклонениях от нормальных режимов, и соответственно этой информации управляли процессами.
Позднее с ростом мощностей установок, увеличением числа контролируемых параметров, ужесточением требований к качеству контроля и регулирования систем ядерной энергетической установки для контроля и управления ими были созданы автоматизированные системы управления технологическими процессами АЭС – АСУ ТП АЭС. Их основная задача – разгрузить операторов при выполнении рутинных операций. Эти системы обеспечивают сбор и регистрацию массовых параметров, обработку информации о состоянии оборудования, сигнализацию о нарушениях режима эксплуатации. Они осуществляют регулирование, автоматизированный пуск и остановку энергоблока, выдают управляющие воздействия для исполнительных органов систем защиты при аварийных ситуациях. В последствии эти системы стали выполнять чисто информационные функции – проводить технико-экономические расчеты, вести архивацию и т.д.
Совершенствование безопасности эксплуатации АЭС ведется по следующим основным направлениям: повышение качества оборудования и надежности технологических систем, внедрение систем с внутренними механизмами безопасности и естественной самозащищенностью, создание высокоэффективных систем контроля и управления, поддержание высокого профессионального уровня оперативного и вспомогательного персонала, внедрение систем поддержки принятия решений операторами. Обсуждается необходимость разработки системы интеллектуализированной поддержки оператора. Под интеллектуальными системами принято понимать комплекс технических средств и программного обнспечивания, находящийся в информационном взаимодействии с человеком, способный на базе анализа ситуации и запасенных знаний вырабатывать цель действий и решения для рациональных способов достижения цели.
Список литературыОстрейковский В.А. Автоматизированные системы управления АЭС. Учебное пособие. Обнинск. ИАТЭ. 1987. С. 87.
Острейковский В.А. Автоматизированные системы управления технологическими процессами атомных электростанций с ВВЭР-1000. Учебное пособие. Обнинск. ИАТЭ. 1990. С. 87.
Прангишвили И.В., Амбарцумян А.А. Основы построения АСУ сложными технологическими процессами. М.: Энергоатомиздат. 1994. С. 305.
Прангишвили И.В., Амбарцумян А.А. Научные основы построения АСУ ТП сложных энергетических систем. М.: «Наука». 1992. С. 232.
Плетнев Г.В. Автоматизированные системы управления объектами тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ. 1995. С. 351.
Плетнев Г.В., Долинин И.В. Основы построения и функционирования АСУ тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ. 2001. С. 155.
Трофимов А.И. Приборы и системы контроля ядерных энергетических установок. М.: Энергоатомиздат. 1999. С. 494.
Брагин В.А., Батенин И.В., Голованов М.Н. и др. Системы внутриреакторного контроля АЭС с реакторами ВВЭР. М.: Энергоатомиздат. 1987 г. С. 128
Клюев А.С., Лебедев А.Т., Миф Н.П. Метрологическое обеспечение АСУ ТП. М.: Энергоатомиздат. 1995 г. С. 160.
Компьютерная безопасность в АСУТП. «Датчики и системы», № 10. 2004 г. С. 68-69.
Анохин А.Н., Острейковский В.А. Вопросы эргономики в ядерной энергетике. М.: Энергоатомиздат. 2001 г. С. 344.

Приложенные файлы

  • docx 8829070
    Размер файла: 604 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий