Щит управления аэс. Кольская АЭС — самая северная АЭС Европы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6. Второй реактор введен в эксплуатацию в 1975 году.

7. Чехол для перемещения 349 топливных кассет КАЭС.

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

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

10.

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

12. От такого большого количества элементов управления разбегаются глаза.

13.

14. Модель разреза активной зоны реактора ВВЭР-440.

15.

16.

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

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

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

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

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

22. Протяженность машинного зала составляет 520 метров.

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

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

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

26.

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

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

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

30.

31.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

45. На ферме выращивают радужную форель и ленских осетров.

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

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

49. Свято-Троицкий храм на ул. Ломоносова.

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

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

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

Применение блочной компоновки основного оборудования обусловило переход на новые принципы управ­ления энергоблоками. Эти принципы заключаются в создании единой централизованной системы управле­ния агрегатами блока, все элементы которой размещаются на блочном щите управления (БЩУ).

Система управления блоком включает в себя приборы контроля, автоматики, аварийной сигнализа­ции и дистанционного управления. С БЩУ осуществляется также связь с рабочими местами и центральным щитом управления. Кроме того, на БЩУ размещаются управляющие и информационно-вычислительные ма­шины, если их установка преду­смотрена проектом.

Все элементы системы управле­ния размещаются на оперативных панелях и пультах управления. На блочном щите размещаются также электрические панели блока генера­тор- трансформатор, іпанели техно­логической защиты, панели регуля­торов, панели питания, панели цен­тральной сигнализации и ряд дру­гих неоперативных панелей. На пультах управления размещаются ключи дистанционного управления задвижками и электромоторами, по­зволяющие осуществлять пуск, оста­нов и нормальную эксплуатацию блока. Наличие мнемосхемы и па­нелей аварийной сигнализации об­легчает работу оперативного персо­нала как в нормальных, так и в ава­рийных условиях. С БЩУ произво­дится также включение генератора в параллельную работу.

По установившейся практике в одном помещении БЩУ размеща­ется управление двумя блоками. Это позволяет расширить зону управле­ния без снижения надежности ра­боты (рис. 1-3).

Следует отметить, что в настоя­щее время еще не существует уни­фицированной схемы расположения панелей и пультов даже для одно­типного оборудования. Это объясня­ется поисками наиболее удобной и рациональной компоновки элементов контроля и управления блоком. На рис. 1-4 представлен план БЩУ для блоков мощностью 200 МВт. Здесь для пультов и оперативных панелей принят сомкнутый вариант компо­новки с зеркальным расположением панелей каждого блока. На один блок установлено девять панелей оперативного контура: 01 - панели генераторов, 02 - панели трансфор­маторов собственных нужд, 03- 06-панели турбин, 07-09 - па­нели котлов. Остальные панели от­носятся к неоперативному контуру..

Применение блочных щитов управления позволило сконцентри­ровать все управление блоком >в од­ном месте, что сделало эксплуата­цию оборудования более оператив­ной, особенно в аварийных случаях. Такое решение вопроса обеспечил высокий уровень автоматизации сов­ременного оборудования, измери­тельной техники и дистанционного, управления. С внедрением центра­лизованных методов управления улучшаются условия безопасной ра­боты ввиду упразднения постоянных рабочих мест около работающей* оборудования. Звукоизоляция БЩУ, хорошие условия освещения и кон­диционирование воздуха создают благоприятные санитарные условия для оперативного персонала.

Некоторый недостаток централи­зованной системы управления за­ключается в том, что оперативный - персонал лишен возможности визу­ального наблюдения за работающим оборудованием, так как периодиче­ский обход дежурны­ми-обходчиками систематического наблюдения заменить не может. Эту проблему может решить широкое применение телевизионных устано­вок, телекамеры которых располо­жены в наиболее ответственных ме­стах блока. Имея один телеэкран, оператор может специальным пере­ключателем получать изображение любых интересующих его узлов и объектов. Такая система нашла широкое распространение в США. Отметим, что для обеспече ния определенного визуального об зора оборудования БЩУ блокої мощностью 300 МВт имеют одну за

Стекленную стенку, выходящую в ма­шинный зал.

Применение центральных щитов управления не исключает использо­вания местных щитов управления, установленных в наиболее ответст­венных местах (питательные насо­сы, деаэраторы и др.). На этих щитах устанавливается вся необхо­димая аппаратура контроля и управ­ления тем или иным элементом бло­ка.

Местные щиты управления используются при пусках блока, а также для контроля за работой обо­рудования при обходах.

Оператор взаимодействует не непосредственно с объектом управления, а с его информационной моделью, отображенной в виде совокупности приборов, мнемосхем, табло и других средств отображения информации . 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.

Страница 3 из 61

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Вспомогательные функции.

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

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

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

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

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

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

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

Щиты управления АЭС

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

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

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


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

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

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


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


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

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

Современному человеку сложно представить жизнь без электричества. Мы готовим еду, используем освещение, в быту пользуемся электрическими приборами: холодильники, стиральные машины, микроволновые печи, пылесосы и компьютеры; слушаем музыку, разговариваем по телефону – это лишь единицы вещей, без которых очень сложно обойтись. Все эти приборы объединяет одно свойство – они используют в качестве своего «питания» электроэнергию. В Санкт-Петербурге и Ленинградской области проживает 7 миллионов человек (*по данным Росстата по состоянию на 1 января 2016), это число сопоставимо с населением государства Сербия, Болгария или Иордания. Ежедневно 7 миллионов человек используют электроэнергию, откуда же она берётся?

Ленинградская АЭС является крупнейшим производителем электроэнергии на Северо-Западе, доля поставки электроэнергии за период с января по октябрь 2016 года составила 56,63%. В энергосистему нашего региона электростанция за этот период произвела 20 млрд 530,74 кВт ∙ часов электроэнергии.

ЛАЭС – режимный объект и попасть на него «случайному» человеку не представляется возможным. Оформив необходимые документы, мы посетили основные помещения электростанции:

1. Блочный щит управления

2. Помещение реактора энергоблока

3. Машинный зал.

Санпропускник

Пройдя через систему двухуровневого контроля личности, мы оказались у санпропускника.

Нас экипируют: защитная обувь, белый халат, штаны и сорочка, белые носки и каска. Прохождение санпропускника строго регламентировано. Безопасность – ключевая корпоративная ценность Росатома.

Обязательно выдаётся индивидуальный дозиметр. Он накопительного типа, покидая здание ЛАЭС мы узнаем какую дозу радиации мы получили за время нахождения на электростанции. Окружающий нас естественный радиоактивный фон колеблется в пределах 0,11 – 0,16 мкЗв/час.

Производить съёмку в коридорах на Ленинградской АЭС строго запрещено, лишь специалисты знают, как попасть из помещения А в помещение В. Переместимся в первую точку экскурсии.

Блочный Щит Управления

Управление каждым энергоблоком осуществляется с блочного щита управления (БЩУ). Блочный Щит Управления представляет собой пультовую, в которой происходит сбор и обработка информации об измеряемых параметрах работы электростанции.

Стуканев Денис, начальник смены энергоблока №2 Ленинградской АЭС, рассказывает о работе Атомной Электростанции, установленном оборудовании, «жизни» электростанции.

В помещении находится 5 уникальных рабочих мест: 3 оператора, начальник и зам. начальника смены. Оборудование щита управления можно разделить на 3 блока, отвечающие за: управление реактором, турбинами и насосами.

При отклонении основных параметров за установленные пределы выдаётся звуковая и световая сигнализация с указанием параметра отклонения.

Сбор и обработка поступающей информации производится в информационно-измерительной системе СКАЛА.

Реактор энергоблока.

Ленинградская АЭС содержит в своём составе 4 энергоблока. Электрическая мощность каждого – 1000 МВт, тепловая – 3200 МВт. Проектная выработка составляет 28 млрд. кВт ч в год.

ЛАЭС является первой в стране станцией с реакторами РБМК-1000 (реактора большой мощности канального). Разработка РБМК явилась значительным шагом в развитии атомной энергетики СССР, поскольку такие реакторы позволяют создать крупные АЭС большой мощности.

Преобразование энергии в блоке АЭС с РБМК происходит по одноконтурной схеме. Кипящая вода из реактора пропускается через барабаны-сепараторы. Затем насыщенный пар (температура 284 °C) под давлением 65 атмосфер поступает на два турбогенератора электрической мощностью по 500 МВт. Отработанный пар конденсируется, после чего циркуляционные насосы подают воду на вход в реактор.

Оборудование регламентного обслуживания реакторов типа РБМК-100. Оно использовалось для восстановления ресурсных характеристик реактора.

Одним из достоинств реактора РБМК является возможность перегрузки ядерного топлива на работающем реакторе без снижения мощности. Для перегрузки используется разгрузочно-загрузочная машина. Управляется оператором дистанционно. Во время перегрузки радиационная обстановка в зале существенно не изменяется. Установка машины над соответствующим каналом реактора производится по координатам, а точное наведение с помощью оптико-телевизионной системы.

Отработанное ядерное топливо загружают в заполненные водой герметичные резервуары. Время выдержки отработанных топливных сборок в бассейнах составляет 3 года. По окончанию данного срока сборки утилизируют – отправляя их в хранилища отработанного ядерного топлива.

На фотографиях виден эффект Черенкова-Вавилова, при котором происходит свечение, вызываемое в прозрачной среде заряженной частицей, которая движется со скоростью, превышающей фазовую скорость распространения света в этой среде.

Это излучение было открыто в 1934 г. П.А. Черенковым и объяснено в 1937 г. И.Е. Таммом и И.М. Франком. Все трое за это открытие удостоены Нобелевской премии в 1958 г.

Машинный зал

Один реактор РБМК-1000 снабжает паром сразу две турбины мощностью 500 МВт каждая. В состав турбоагрегата входит один цилиндр низкого давления и четыре цилиндра высокого давления. Турбина - самым сложный агрегат после реактора в составе АЭС.

Принцип действия любой турбины схож с принципом действия ветряной мельницы. В ветряных мельницах воздушный поток вращает лопасти и совершает работу. В турбине пар вращает лопатки, расположенные по кругу на роторе. Ротор турбины жестко связан с ротором генератора, который при вращении и вырабатывает ток.

Турбогенератор ЛАЭС состоит из турбины насыщенного пара типа К-500-65 и синхронного генератора трехфазного тока ТВВ-500-2 с числом оборотов 3000 в минуту.

В 1979 году за создание уникальной турбины К-500-65/3000 для Ленинградской АЭС коллектив харьковских турбостроителей был удостоен Государственной премии Украины в области науки и техники.

Покидая ЛАЭС…

Основные помещения ЛАЭС рассмотрены, мы вновь у санпропускника. Проверяем на себе наличие источников излучения, всё чисто, мы здоровы и счастливы. Находясь на Ленинградской АЭС накопленная мною доза излучения составила 13 мкЗв, это сопоставимо перелёту на самолёте на расстояние в 3000 км.

Вторая жизнь ЛАЭС

Проблема вывода из эксплуатации энергоблоков является очень актуальной темой, в связи с тем, что в 2018 году истекает срок эксплуатации энергоблока №1 Ленинградской АЭС.

Руслан Котыков, заместитель начальника отдела по выводу из эксплуатации блоков ЛАЭС: «Выбран наиболее приемлемый, самый безопасный и финансово выгодный вариант немедленной ликвидации. Он подразумевает отсутствие отложенных решений и выдержки по наблюдениям после останова блока. Сам опыт вывода из эксплуатации реакторов РБМК будет тиражироваться на другие АЭС.»

В нескольких километрах от действующей Ленинградской АЭС проходит «стройка века». В России реализуется масштабная программа развития атомной энергетики, предполагающая увеличение доли атомной энергетики с 16% до 25-30% к 2020 году. Для замещения мощностей выводимой из эксплуатации ЛАЭС создаётся атомная электростанция нового поколения с реактором типа ВВЭР-1200 (водоводяной энергетический реактор) проекта «АЭС-2006». «АЭС-2006» - это типовой проект российской атомной станции нового поколения «3+» с улучшенными технико-экономическими показателями. Цель проекта - достижение современных показателей безопасности и надежности при оптимизированных капитальных вложениях на сооружение станции.

Николай Кашин, начальник отдела информации и общественных связей строящихся энергоблоков рассказал про создаваемый проект ЛАЭС-2. Данный проект отвечает современным международным требованиям по безопасности.

Электрическая мощность каждого энергоблока составляет 1198,8 Мвт, теплофикационная – 250 Гкал/ч.

Расчётный срок службы ЛАЭС-2 – 50 лет, основного оборудования – 60 лет.

Главная особенность реализуемого проекта - использование дополнительных пассивных систем безопасности в сочетании с активными традиционными системами. Предусмотрена защита от землетрясения, цунами, урагана, падения самолета. Примерами усовершенствований являются двойная защитная оболочка реакторного зала; «ловушка» расплава активной зоны, расположенная под корпусом реактора; пассивная система отвода остаточного тепла.

Вспоминаются слова Владимира Перегуды, директора ЛАЭС: «Проект энергоблоков с реакторами ВВЭР-1200 обладает беспрецедентными многоуровневыми системами безопасности, в том числе пассивными (не требующими вмешательства персонала и подключения электропитания), а также защитой от внешних воздействий.»

На строительной площадке новых энергоблоков Ленинградской АЭС продолжается монтаж оборудования насосной станции потребителей здания турбины, установлены и забетонированы три корпуса циркуляционных насосных агрегата. Насосные агрегаты являются основным технологическим оборудованием объекта и состоят из двух частей - насосов и электродвигателей.

Выдача мощности в энергосистему от энергоблока №1 ЛАЭС-2 будет осуществляться через комплектное распределительное устройство с элегазовой изоляцией (КРУЭ) на 330 кВ, от энергоблока №2 ЛАЭС-2 предполагается на напряжение 330 и 750 кВ.