Рисунок 1.2 - Зависимость предельного числа циклов N0 от Δσ - амплитуды механических напряжений: 1 - при испытаниях на воздухе; 2 - пониженное в 10 раз число циклов для учета влияния контакта с коррозионной средой (согласно нормативных документов) при расчетах; 3 - при испытаниях в контакте с коррозионной средой; 4 - предел выносливости при испытаниях на воздухе.
Именно это обстоятельство делает уязвимыми для критики рекомендации по учету влияния среды с помощью деления на кс =10 предельного числа циклов на воздухе N0 и сам способ - использование единого коэффициента для всех случаев многообразия компонентного состава коррозионных сред. Однако этот прием вполне приемлем, если доказан пренебрежимо малый вклад коррозионных повреждающих процессов в общем процессе повреждения конструкционного сплава.
1.2.2 Выбор обобщающих параметров для описания эффектов водно-химического режима
Наибольший масштаб негативных последствий при реализации локальных коррозионных процессов вызывают хлоридо-кислородное коррозионное растрескивание (ХКР) аустенитных хромоникелевых сталей (АХНС), водородное орупчивание углеродистых сталей перлитного и мартенситного классов и коррозионная усталость. В ГОСТ 5272-68 (Коррозия металлов. Термины и определения) утверждается, что КР – это «коррозия металла при одновременном воздействии на металл коррозионной среды и внешних или внутренних механических напряжений растяжения с образованием межкристаллитных или транскристаллитных трещин». Определение коррозии под напряжением (КПН) интерпретируется в том же документе как «коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и постоянных или переменных механических напряжений». Следует обратить внимание именно на одновременность действия по крайней мере двух независимо протекающих процессов повреждения.
Впервые случай ТКР АНС в публикациях был отмечен в 1920 г. [5]. К настоящему времени число публикаций по проблеме КР близко к 105 с изложением более 50 вариантов моделей, механизмов и математических интерпретаций этого весьма непростого явления природы.
1.2.3 Трубный пучок кипящего теплообменника
Из статистической физики и из экспериментов известно, что распределение отказов однотипных элементов, находящихся в эксплуатации с одинаковыми характеристиками режимов, подчиняется закону нормального распределения (следствие №1 из Центральной предельной теоремы). Следовательно, текущему значению относительного суммарного числа заглушенных теплообменных трубок Pk в парогенераторе будет соответствовать интеграл вероятности Фk на момент наработки tk .
В [6] изложена методика расчета динамики отказов однотипных элементов из стали марки 08Х18Н10Т применительно к трубным пучкам кипящих теплообменников. В этом случае уже вводится критерий отказа уже не для металла, а в целом для теплообменника: его работоспособное состояние продолжается только до исчерпания технологического запаса теплообменных трубок.
В частности, для кинетики числа повреждений стали марки 08Х18Н10Т был выявлен экспериментально и теоретически обоснован нормальный закон распределения. В формулу для вычисления аргумента интеграла вероятности кроме экспозиции входит также концентрация хлорид-иона. Процедура вычисления прогнозируемого числа теплообменных рубок со сквозными повреждениями сводится к следующей последовательности операций.
Относительные величины суммарного числа поврежденных трубок с фиксированными наработками регистрации дефекта рассматриваются как ряд значений интеграла вероятности. Для этого ряда находятся табличные значения аргумента Хi по известным значениям интеграла вероятности Фk. Затем по известным интервалам времени между двумя последовательными отборами проб воды на анализ химического состава, с одной стороны, а также измеренными концентрациями хлорид-иона в каждой пробе формируется система несовместных уравнений типа (1.1)
(1.1)
Эта система решается методом наименьших квадратов относительно средних значений a и b. Прогноз суммарного количества поврежденных трубок парогенератора делается на основе:
- наперед заданного на определенный срок эксплуатации значения концентрации хлорид-иона;
- известных средних значений a и b;
- рассчитанного значения эксплуатационного фактора на дату прогноза
- табличные значения аргумента интеграла вероятности (Фпр)i на дату прогноза.
Полученные коэффициенты a и b используются для построения нового уравнения
(1.1а)
где и – соответственно, интервал времени от даты, когда делается прогноз до даты, на которую желательно знать полное число теплообменных трубок со сквозными дефектами и предполагаемая средняя концентрация хлорид-иона в воде в пределах этого интервала времени.
После этого по таблицам по найденному значению аргумента интеграла вероятности находится соответствующее значение интеграла вероятности (Фпр)i+1. Эта относительная суммарная ожидаемая величина поврежденных теплообменных трубок затем умножается на полное число трубок в парогенераторе.
В итоге получаем суммарное число теплообменных трубок на дату прогноза по наперед заданным наработке и средней концентрации хлорид-иона в воде парогенератора.
Экспозицию до наступления предельного состояния трубной системы парогенератора – исчерпания технологического запаса теплообменных трубок – можно найти, решая (1.5а) относительно τост при заданном значении (CCl- )ост.
(1.1б)
Поскольку в выражение для вычисления эксплуатационного фактора входят экспозиция и концентрация хлорид-иона в виде сомножителей, то одинакового приращения аргумента интеграла вероятности можно достичь их разным сочетанием. Это означает, что на всех этапах жизненного цикла трубного пучка существует возможность управления его ресурсом с помощью направленного воздействия техническими средствами на качество воды: малому содержанию хлорид-иона будет соответствовать более длительная эксплуатация. Это общеизвестно. Однако методика позволяет оценить негативные последствия для технического ресурса факт эксплуатации со ступенчатым изменением качества воды, в том числе и для случаев, например, непреднамеренной эксплуатации парогенераторов (сделанных в СССР) при повышенных концентрациях хлорид-ионов, как это имело место на парогенераторах комбината АЭС «Бруно Лейшнер» в 1982 г.
1.2.4 Пример для предлагаемой методики
Для проведения расчета задается тип парогенератора ПГВ-440 (общее количество теплообменных трубок 5500, технологическая защита 20% - 20%*5500=1100 штук) или ПГВ-1000 (общее количество теплообменных трубок 11000, технологическая защита 12% -12%*11000=1320 штук).
Далее выбирается количество интервалов наблюдения: 4. (Данные для расчета этого расчета задавались преподавателем.)
Число заглушенных теплообменных трубок на каждом интервале, штук: 2; 3; 2; 4.
Средняя концентрация Cl-, мкг/кг: 500; 150; 100; 70.
Продолжительность интервалов, год: 8; 1; 2; 0,5.
Остаточная концентрация Cl-, мкг/кг: 100.
Необходимо рассчитать остаточный ресурс (tост) парогенератора и написать программу для автоматического расчета, в основу которого положен метод приведенный в параграфе 1.2.3.
Блок схема работы разработанной для дипломного проекта программы приведена на рисунке 1.3. Программа разрабатывалась на языке Visual C#.
Рисунок 1.3 - Блок схема работы программы
Описание каждого элемента блок-схемы:
- Начало. Запуск программы.
- Загрузка дынных. При наличии исходных данных для программы их можно подгрузить вручную.
- Сохранение данных. Сохраняет введенные данные для последующих расчетов.
- Количество заглушенных ТОТ, Концентрация Cl-, временной интервал. Вводятся исходные для расчета.
- Выбор типа реактора. Выбирается тип реактора: ВВЭР-440, ВВЭР-1000.
- Выбор типа расчета. Выбирается расчет на указанный период времени (пол года, год…) или расчет оставшегося ресурса ПГ.
- Период расчета и концентрация Cl-. Задаются данные для расчета на указанный период.
- Концентрация Cl-. Задаются данные для расчета оставшегося периода работы, до заглушения всех ТОТ технологической защиты.
Внешний вид программы приведен на рисунке 1.4.
- Нажатие кнопки «Расчет». Производится расчет по указанной выше методике и выводятся результаты.
- Конец. Закрытие программы.
Рисунок 1.4 – Внешний вид программы для расчета
В блок 1 вводятся данные по числу заглушенных ТОТ в штуках, средняя концентрация Cl- в мкг/кг и продолжительность интервалов контроля состояния ТОТ в годах (Рис. 1.5).
Рисунок 1.5 – Исходные данные. Блок 1
В блоке 2 выбирается тип реактора и выбирается тип расчета. Для расчета остаточного ресурса выбирается опция «Оставшийся ресурс» вводится остаточная концентрация Cl-. Для предсказания количества заглушенных ТОТ на определенный период выбирается опция «На указанный период» и вводится концентрация Cl- и период расчета (Рис. 1.6).
Рисунок 1.6 – Исходные данные. Блок 2
После нажатия кнопки “Расчет” в блоке 3 выводится результат. Для заданных данных ВВЭР-440 - tост=152,9 года, ВВЭР-1000 - tост=151,2 года. Данный прогноз приведен как пример работы программы. Программа была написана как тренажер, для того что бы показать влияние химического состава воды на долговечность работы ПГ.
1.2.5 Выводы по разделу
Приведенные выше сведения позволяют утверждать, что коррозионная среда влияет на долговечность металла не через свои отдельные характеристики непосредственно, а опосредовано, через самостоятельные коррозионные процессы. Именно отсутствие математического детерминистского описания этих коррозионных процессов в подавляющем большинстве случаев и приводит к преждевременному повреждению металла в реальной конструкции. Способствует такому состоянию дел зачастую отсутствие математического аппарата для расчета долговечности при совместном воздействии на металл нескольких повреждающих процессов, включая коррозионные.
Поэтому ближайшей задачей в дальнейших исследованиях по проблеме оценки долговечности и проблеме управления долговечностью металла в контакте с коррозионной средой становится разработка детерминистских моделей коррозионных процессов и определение числовых значений критериев предельного состояния по этим повреждающим процессам.
Не менее важным и неоднозначным должны быть поиски путей замены так называемого коэффициента влияния коррозионной среды на функцию влияния и построение алгоритма расчета долговечности металла при одновременном повреждающем действии нескольких процессов, включая коррозионные.
В свою очередь, локальные коррозионные процессы, как независимо протекающие, уже должны быть описаны именно через характеристики водной среды. Каждый из них, будь то: коррозионное растрескивание аустенитных сталей, динамика коррозионного растрескивания однотипных элементов из аустенитной стали, образование питтингов, накопление водорода в металле, коррозия под напряжением и коррозионная усталость - должны быть описан детерминистской моделью, в которой уже характеристики водной среды входят непосредственно как влияющие независимые фактор-аргументы.
Программа, разработанная для дипломного проекта, позволяет производить расчеты по описанной выше методике на ЭВМ.
Часть 2. Системы теплотехнического контроля и автоматизации II-го контура АЭС с ВВЭР-1000
2.1 Оборудование и технологические системы второго контура
2.1.1 Общие сведения
Второй контур включает в себя турбину К-1000-60/1500-2, генератор ТВВ-1000-4УЗ, систему паропроводов свежего пара, питательной воды, паропроводов низкого давления пароснабжения собственных нужд, систему возврата конденсата и дренажей, парогенератор и т.д. Решение по преобразованию энергии пара базируются на решениях, характерных для классических ТЭС. Пар из четырех ПГ по четырем паропроводам транспортируется в турбоустановку, отработав в цилиндре высокого давления (ЦВД), пар после осушки и перегрева в сепараторах-подогревателях (СПП) поступает в цилиндры низкого давления (ЦНД), а затем в конденсатор. Конденсат из конденсатора, пройдя 100%-ную очистку в блочной обессоливающей установке (БОУ), конденсатными насосами (КЭН) через подогреватели низкого давления подается в деаэратор (0,69 МПа). Из деаэратора двумя питательными турбонасосами питательная вода через подогреватели высокого давления подается в ПГ.
Турбина предназначена для преобразования энергии пара, генерируемого в ПГ, в механическую энергию ротора и непосредственного привода генератора, Турбина предназначена для работы в моноблоке с водо-водяным реактором ВВЭР-1000 на насыщенном паре. Турбина обеспечивает сверх отборов для подогрева питательной воды и на турбоприводы питательных насосов нерегулируемые отборы пара на собственные нужды и на подогрев сетевой воды.
Генератор является основным элементом для выработки электроэнергии и допускает длительную работу с номинальной нагрузкой, а также работу с нагрузкой менее номинальной по активной мощности. Генератор комплектуется выводами с трансформаторами тока и напряжения и бесщеточным возбудителем на одном валу с генератором. Охлаждение обмотки статора генератора осуществляется дистиллированной водой (дистиллятом), а обмотки ротора и активной стали статора -водородом, заключенным внутри газонепроницаемого корпуса.
Система питательной воды в номинальном режиме и режимах частичных нагрузок обеспечивает подачу питательной воды, соответствующую паропроизводительности ПГ и величине продувки из них. Подача питательной воды в ПГ производится через их регулирующие клапана питания. При работающей турбине подача питательной воды производится двумя питательными турбонасосами типа ПТ-3750-75 по двум линиям, соединенным в общий питательный коллектор.
Система основного конденсата предназначена для транспортировки конденсата из конденсатора турбины через БОУ и подогреватели низкого давления в деаэратор. Подача конденсата из конденсатора на БОУ производится тремя конденсатными насосами 1-ой ступени типа КСВ-1850-95У4 (два рабочих, один резервный) по однониточному конденсатному тракту. Перед БОУ конденсат проходит охладители основных эжекторов и эжекторов уплотнений. После БОУ конденсат поступает на всос трех конденсатных насосов II-ой ступени, в качестве которых используются насос ЦН-1850-170. За конденсатными насосами II-ой ступени подключена линия рециркуляции конденсата в конденсатор через дроссельное устройство, встроенное в блочный расширитель. Далее конденсат последовательно проходит через четыре подогревателя низкого давления (соответственно ПНД 1-4). За ПНД-3 и ПНД-1 дренажными насосами производится подача конденсата греющего пара подогревателей (соответственно ПНД-3,4 и ПНД-1,2) в линию основного конденсата. Система основного конденсата включается в работу ко времени подачи пара на эжекторы уплотнения турбины.
2.1.2 Описание объекта управления
Объект управления представляет собой энергоблок АЭС с реактором ВВЭР-1000, в состав которого входят: корпус ядерного реактора, внутрикорпусные устройства (ВКУ) - шахта, выгородка, блок защиты труб (БЗТ); верхний блок (ВБ); приводы для перемещения ПС СУЗ; каналы нейтронного измерения (КНИ); активная зона (комплект ТВС). Также в состав энергоблока входят: турбина К-1000-60/1500-2 ЛМЗ, предназначенная для работы на насыщенном паре, главные циркуляционные насосы, парогенератор ПГВ-1000. Питательно-конденсатный тракт энергоблока включает в себя конденсатор, 4 подогревателя низкого давления, деаэратор питательной воды, 1 подогреватель высокого давления, парогенератор.
На рисунке 2.1 приведена схема барабанного парогенератора энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.
Рис. 2.1 - Схема барабанного парогенератора АЭС с ВВЭР-1000
В корпусе парогенератора 1 находится вода второго контура. Нагрев воды осуществляется трубчаткой 8, через которую прокачивается горячий теплоноситель первого контура, поступающий в патрубок 9 и отводимый через патрубок 10. Образующийся в корпусе пар сепарируется от влаги в паровом пространстве 7 и по паропроводам 4 направляется на турбину. Питательная вода подается по паропроводу 6.
Подъем уровня воды в парогенераторе может привести к забросу воды в турбину; снижение уровня здесь менее опасно, чем в реакторах, однако оно приводит к оголению верхней части трубчатки, уменьшению поверхности теплообмена и нежелательному повышению температуры воды первого контура на входе в реактор.
Во всех подобных схемах поддержание уровня осуществляется путем изменения подачи питательной воды. В стационарных условиях подача питательной воды должна быть равна расходу пара (если из регулируемой емкости часть воды забирается на продувку, то расход питательной воды должен быть соответственно увеличен). Регулирование в переменных режимах осложняется из-за наличия так называемого «вспухания». Например, если увеличить приток теплоты к жидкости при постоянном расходе питательной воды Dпв, то это приводит к временному подъему уровня, а затем к его падению. В силу того характера изменения уровня, регулирование уровня одноимпульсным регулятором 2 (рисунок 2.2), увеличивающим расход питательной воды при снижении уровня 3 и уменьшающим расход при подъеме уровня, неэффективно.
Рис. 2.2 - Одноимпульсная схема регулирования уровня
Такой регулятор при увеличении тепловой мощности из-за вспухания уровня в первый момент уменьшит расход воды, что через некоторое время приведет к падению уровня, большему чем без регулирования. С другой стороны при возмущении изменением расхода питательной воды (например, при изменении режима работы насосов) сигнал на вход одноимпульсного регулятора придет со значительным запаздыванием, что также ухудшает динамическую точность АСР.
В значительной мере эти недостатки ликвидируются при использовании трехимпульсной схемы регулирования рисунок 2.3.
Рис 2.3. Трехимпульсная схема регулирования уровня.
В такой схеме исполнительный механизм питательного клапана 1 управляется регулятором 2, на вход которого подаются сигналы по уровню 3, расходу пара 4 и расходу питательной воды 5. Знаки сигналов выбираются так, чтобы открытие клапана происходило при снижении уровня и расхода воды и увеличении расхода пара. Коэффициенты усиления каналов по расходу воды и пара берутся равными. Поэтому в стационарном режиме эти сигналы уравновешиваются и нулевой сигнал на входе регулятора будет только при значении уровня, равном заданному.
Рассмотрим работу трехимпульсного регулятора при различных возмущениях. При мгновенном изменении расхода питательной воды сигнал на входе в регулятор появляется практически мгновенно и будет отработан регулятором еще до того, как заметно отклонится уровень. Аналогично при возмущении тепловой мощностью на входе в регулятор сразу же появляется сигнал увеличения расхода пара, требующий уже в первый момент увеличения расхода воды.
Настройка трехимпульсного регулятора уровня начинается с настройки контура регулирования питательной воды при отключенных сигналах 4 и 5. Оптимальные настройки регулятора 2 в этом режиме сильно зависят от конкретных особенностей объекта (инерции расходомера, люфтов в исполнительном механизме и т.п.) трудно поддающихся расчету. Поэтому обычно этот контур настраивается непосредственно на объекте, без предварительных теоретических расчетов. После определения коэффициента усиления канала по расходу воды устанавливается равный ему коэффициент по расходу пара. Контур регулирования расхода воды мало инерционен, и при определении коэффициента усиления по уровню можно считать, что расход воды мгновенно устанавливается равным суммарному значению расхода пара отклонения уровня. Тогда регулятор 2 при подаваемом ему на вход сигнале 5 можно рассматривать как пропорциональный регулятор, изменяющий расход воды пропорционально отклонению уровня 3 от его заданного значения.
2.1.3 Регулирование уровня в регенеративных подогревателях
В регенеративных подогревателях происходит нагрев конденсата и питательной воды паром, поступающим из нерегулируемых отборов турбины. В подогреватели, расположенные дальше по ходу питательной воды, пар поступает от отборов турбины с более высоким давлением, что и обеспечивает постепенный подогрев воды по мере ее продвижения от конденсатора к парогенератору. Дренаж (конденсат) греющего пара либо отводится самотеком в паровое пространство предыдущего по ходу воды подогревателя, либо подается насосом в питательную линию.
Снижение уровня конденсата в подогревателях недопустимо, так как при оголении дренажных патрубков в них может появится пар («проскок» пара). Если дренаж подается самотеком в другой подогреватель, проскок снижает термодинамический КПД цикла, так как увеличивается расход пара из отборов более высокого давления. При отводе дренажа насосом появление проскока может вывести насос из строя. При повышении уровня конденсат закрывает часть трубчатки подогревателя, что ухудшает теплообмен. Кроме того, большой запас воды в корпусе подогревателя может вызвать ее вскипание и аварийный заброс пароводяной смеси в паровую турбину в случае, если при резком снижении нагрузки турбины недостаточно быстро закроют клапана на паропроводе отбора.
Уровень во всех подогревателях поддерживается регуляторами 1 (рисунок 2.4), получающими импульс от уровнемеров 2 и Бездействующими на регулирующие дроссельные клапаны 3. Динамика этого контура достаточно проста и обычно не вызывает трудностей в настройке.
Рис. 2.4 - Регулирование уровня в регенеративных подогревателях
2.1.4 Автоматическое регулирование деаэраторных установок
Деаэратор является смешивающим подогревателем и предназначен для деаэрации питательной воды - удаление растворенного в ней кислорода. В нижнюю часть деаэраторной головки, установленной над аккумуляторным баком питательной воды, подводится греющий пар. Поток пара стремясь к выходу в атмосферу, расположенному в верхней части головки, нагревает до температуры кипения движущуюся навстречу ему питательную воду. Выделившийся из воды в процессе кипения кислород вместе с излишками пара сбрасывается в атмосферу или расширитель. Для непрерывного нагрева и удаления кислорода из воды в деаэраторе поддерживается избыточное давление пара Рд соответствующая ему температура насыщения tд = ts и уровень Нд.
Регулирование давления в деаэраторах.
Оно необходимо для обеспечения нормальной деаэрации питательной воды и правильного режима питательных насосов и осуществляется путем подачи пара в головку деаэратора через дроссельный регулирующий клапан (схема "после себя"). При этом вода нагревается до температуры насыщения и, растворенные в ней газы переходят в пар, удаляемый в выпар деаэратора (деаэрация). Пар на деаэратор подается из отбора турбины, давление в котором при номинальной мощности превышает давление в деаэраторе не менее чем на 40—50% (т. е. при давлении в деаэраторе 0,6 МПа номинальное давление в отборе должно быть не менее 0,8 МПа). Так как давление в отборах турбины пропорционально ее мощности, при снижении мощности до 50—70% номинальной давление в отборе становится недостаточным для питания деаэратора и пар начинает подаваться из другого источника. В качестве такого источника может быть использована магистраль собственных нужд 0,9 или 1,2 МПа.
Система регулирования давления, обеспечивающая плавный переход с одного источника на другой как при снижении, так и при увеличении мощности турбины, показана на рисунке 2.5. Нормально магистраль питания деаэраторов 1 снабжается паром из отбора турбины. Давление в магистрали поддерживается регулятором 3, получающим импульс от манометра 4 и Бездействующим на дроссельный клапан 5. Кроме регулятора 3 имеется регулятор 7, получающий импульс от манометра 6 и воздействующий на дроссельный клапан 8. Клапан 8 регулирует подачу пара от магистрали собственных нужд 9. Уставка регулятора 7 выбирается несколько ниже, чем у регулятора 3, поэтому при подаче пара от отбора 2 через клапан 5 давление в магистрали 1 выше уставки регулятора 7 и клапан 8 полностью закрыт. При снижении давления в отборе 2 приблизительно до уставки регулятора 7 он вступает в работу и открывает клапан 8, после чего поддерживает давление заданном уровне (несколько менее номинала). Во избежание обратного перетока пара из магистрали 7 в отбор турбины устанавливается обратный клапан 10. При повышении мощности турбины давление в отборе 2 поднимается, обратный клапан 10 открывается, пар из отбора 2 начинает поступать в магистраль 1 и давление в ней поднимается выше уставки регулятора 7. Регулятор 7 закрывает клапан 8, и система переходит на снабжение паром из отбора.
Рис. 2.5 - Регулирование уровня и давления в деаэраторе
Регулирование уровня в деаэраторах.
Компенсация потерь рабочего тела в пароводяном контуре производится подпиткой химически очищенной водой (ХОВ), которая обычно осуществляется в конденсатор турбины. Сигналом уменьшения массы воды в контуре является снижение уровня в деаэраторе, так как масса рабочего тела поддерживается практически постоянной. Регулятор уровня в деаэраторе 11 (рисунок 2.5.) получает сигнал от уровнемера 12 и воздействует на клапан 73, регулирующий подачу ХОВ в конденсатор турбины. При этом регулирующее воздействие задерживается, так как увеличение расхода ХОВ сначала приводит к увеличению уровня в конденсаторе, что воспринимается регулятором 6 (рисунок 2.5), и только в результате его работы увеличивается подача воды в питательную линию 9. Однако жестких технологических требований к динамическим отклонениям уровня в деаэраторе не предъявляются. Изменение уровня в допустимых пределах происходит за длительное время (даже при полном прекращении подачи питательной воды в деаэратор падение уровня продолжается не менее 5 мин). Поэтому описанная схема регулирования, несмотря на ее невысокое быстродействие, получила всеобщее распространение.
Для получения характеристик системы регулирования уровня в парогенераторах ПГВ-1000 необходимо получить вид передаточных функций системы по каналам регулирования «расход питательной воды -уровень в парогенераторе» и «расход пара - уровень в парогенераторе». Для этого необходимо построить математическую модель объекта регулирования по заданным каналам.
2.1.5 Приборы и средства теплотехнического контроля параметров IIго контура АЭС с ВВЭР-1000
Основными контролируемыми параметрами, рассматриваемыми в проекте являются: давление пара в отборах, давление в деаэраторе, давление питательной воды и конденсата, температура питательной воды, температура конденсата, расход питательной воды, расход пара на турбину, уровень в подогревателях низкого давления, уровень в деаэраторе, уровень в подогревателях высокого давления и уровень в парогенераторе. Для измерения данных технологических параметров применяются различные средства измерений. Для регулирования температуры, используются термопары, имеющие НСХ типа ХК (хромель-капель), диапазон измерения -50..+400 С0. Для измерения давления применяются датчики измерения избыточного давления «Сапфир 22ДИ». Для измерения расхода питательной воды используется диафрагма, совместно с измерительным преобразователем разности давлений «Сапфир 22ДД». Для измерения уровня в парогенераторе, ПНД, ПВД и деаэраторе, применяются стандартные уравнительные сосуды, однокамерные совместно с измерительными преобразователями разности давлений «Сапфир 22ДД». Данное оборудование изготавливается на ЗАО «Манометр», располагающийся в городе Москве. Сигналы от термопар обрабатываются непосредственно Ремиконтом-310. При этом нет необходимости для применение промежуточных преобразователей. Сигналы от датчиков измерения избыточного давления и разности давлений, через преобразователи «Сапфир 22ДД» и «Сапфир 22 ДИ» заводятся в программируемые микропроцессорные контроллеры. Спецификация на средства измерений приведена в Приложении 1.
2.1.6 Описание АСУ ТП на базе ТПТС53
В проекте рассматриваются вопросы АСУ ТП энергоблока на базе ТПТС53 (TELEPERM ME). 3а счет новой производственной технологии «монтаж на поверхность» в ТПТС53 реализована самая перспективная структура контроллерных систем - структура «интеллектуальных» модулей. Её смысл состоит в том, чтобы основные функции обработки и управления передать микропроцессорам, установленным в каждом модуле. Фактически, отдельные функциональные модули, обладают способностью принимать и обрабатывать разнообразные сигналы, выдавать как аналоговые, так и дискретные воздействия, и осуществлять автоматическое управление технологическим процессом. Кроме того, обеспечена возможность связи между функциональными модулями через информационные шины в пределах одного шкафа, между шкафами и с внешними устройствами через несколько различных системных шин.
Таким образом, ТПТС53 представляет собой многопроцессорную систему с децентрализованным (или распределенным) управлением. Такое построение обеспечивает существенные преимущества перед традиционными централизованными информационно - управляющими системами.
Концепция автоматизации характеризуется иерархической структурой обработки информации (рис.2.6) и функциональным (технологическим) разделением устройств автоматизации для обработки измеряемых величин, дискретного управления и регулирования по функциональным зонам.
Щит управления подразделяется на две рабочие зоны:
1) управление технологическим процессом (ТП);
2) техническое сопровождение.
Техническое сопровождение процесса
Рисунок 2.6 - Структура АСУ ТП на электростанции
Управление технологическим процессом включает в себя оперативный контроль, управление и мониторинг технологического процесса и устройств автоматизации.
Техническое сопровождение охватывает общий контроль за работой установки со стороны начальника смены и инженеров АЭС, обслуживание АСУ ТП и документирование.
ТПТС53 включает технические и программные средства для реализации всех функций, необходимых для автоматизации процессов на AЭC: сбора и обработки технологических данных, автоматического регулирования и дискретного управления, защит и блокировок, вычисления и оптимизации, а также для контроля, сигнализации, оперативного управления ТП с использованием мониторов операторских станций и, при необходимости, традиционных элементов управления.
В систему заложена возможность проектирования надежности установки. ТПТС53 обеспечивает возможность резервировании аппаратных средств. При этом, в зависимости от предъявленных требований, возможны различные варианты построения резервированных структур. Таким образом, шинная система, системы автоматизации, обслуживания и наблюдения могут быть дополнены резервными системами.
Преимущества ТПТС53 перед традиционными контроллерами:
- увеличение вычислительной мощности системы пропорционально увеличению числа контролируемых параметров;
- наличие микропроцессора в каждом функциональном модуле обеспечивает возможность введения процедур глубокой диагностики модулей и внешних цепей.
Таблица 2.1 - Расширение функциональных возможностей АСУ ТП на базе ТПТС53
Существенное повышение объема автоматизации
|
Принципиальное изменение функций оператора
|
Функция
|
Новое качества:
|
Основа.
|
Автоматическое регулирование
|
Полный охват регуляторов. Любой требуемый алгоритм
|
Надежность аппаратуры
|
логическое управление
|
Пошаговая логика и сложные блокировки для всех узлов с эа
|
Диагностика периферии
|
защиты
|
Автоматический ввод – вывод, всесторонний контроль. Сигнализация и регистрация.
|
Диагностика и анализ аппаратных и алгоритмических нарушений
|
Существенное повышение объема автоматизации
|
Принципиальное изменение функций оператора
|
Функция
|
Новое качества:
|
Основа.
|
Контроль и сигнализация
|
Разнообразие и удобство предоставления. Сигнализация и быстрая локализация любого нарушения.
|
Высокоразвитый и разнообразный интерфейс оператора.
|
Дистанционное управление через монитор.
|
Вся эа и привода. Теплотехническое и электротехническое оборудование. Удобство контроля выполнения команд. Блокировка ошибочных действий.
|
Высокоразвитое базовое программное обеспечение
|
Расчеты. Регистрация. Архивы. Протоколы.
|
Быстродействие, точность, широта задач, простота программирования. В оптимально – целесообразном объеме.
|
Стандартизация решений
|
2.1.7 Система автоматизации AS 220 EA
Основной частью (ядром) АСУ ТП на базе ТПТС53 является система автоматизации.
AS 220 EA — система автоматизации со структурируемыми автономными функциональными блоками, предусматривающая гибкое резервирование, при этом допускается полное или выборочное резервирование модулей по схеме «1 из 2, горячий резерв». «Горячее» резервирование подразумевает отслеживание состояния основного модуля резервным, проведение взаимной диагностики и безударное переключение на резервный модуль в случае неполадки основного. Все задачи выполняются в AS 220 EA распределёно автономными функциональными модулями, имеющими свои вычислительные возможности. Это позволяет достичь очень высокого коэффициента готовности и живучести системы.
Основные свойства системы автоматизации AS 220 EA:
- распределённая архитектура системы;
- без центрального процессора,
- без центральной памяти;
- энергонезависимая память;
- отсутствие ограничений по «памяти» за счёт использования распределённой обработки;
- быстрая обработка за счёт децентрализованной структуры;
- высокая готовность вследствие использования горячего резерва по схеме «1 из 2»;
- малое число типов модулей;
- простота программирования и обслуживания с использованием «технологического» языка;
- обеспечение всех функций управления, сбора и обработки информации;
- высокая готовность программного обеспечения для решения задач в энергетике.
2.1.8 Область применения
Система предназначена для решения следующих задач автоматизации процессов:
- измерение и обработка;
- управление;
- регулирование;
- расчет и контроль;
- защита и блокировка;
- сигнализация.
Благодаря гибким схемным решениям система может соответствовать любым требованиям к надежности. Она может быть сконфигурирована как без резервирования, так и с частичным или с полным резервированием.
2.1.9 Структура
AS 220 EA конструктивно представляет собой шкаф, в котором расположены каркасы с функциональными модулями (до 48 модулей в одном шкафу), модулями контроллера шины ввода/вывода (EAS), интегрированной шиной ввода/вывода, элементами резервированного питания и защиты, сетевыми компонентами.
AS 220 EA может иметь внутреннее резервирование (шины ввода/вывода, питания, EAS) или быть не резервированной. Резервирование осуществляется по схеме «1 из 2, горячий резерв», причем секции шин гальванически развязаны и доступны со стороны обоих модулей EAS. Это обеспечивает доступ к любому из модулей, установленному в AS, и надежную связь с шинами SC и CS 275.
Система состоит из:
- одного или двух основных каркасов с EAS и 12 слотами для функциональных модулей;
- до 6 каркасов расширения.
В зависимости от схемного решения могут быть установлены до 108 функциональных модулей. Напряжение питания — 248 постоянного тока, причём предусмотрена возможность его резервирования.
2.1.10 Принцип работы
Принцип работы системы автоматизации AS 220 EA определяется функциональными и сигнальными модулями. Все задачи автоматизации решаются распределёно функциональными модулями, работающими автономно.
Обмен сигналами между модулями осуществляется через шину ввода/вывода, которая центрально управляется контроллером шины ввода/вывода EAS. Через EAS осуществляется также связь с шиной меж контроллерного обмена SC, которая служит для обмена аналоговыми и дискретными сигналами между AS, а также с резервной шинной системой CS 275.
Обмен сигналами структурируется с помощью устройства сопряжения PG 750 или рабочей станции WS 30 на модуле управления шиной ввода/вывода EAS. Данные структурирования записываются в EEPROM данного модуля.
Модули EAS соединены между собой через интерфейс и циклически обмениваются тестовой комбинацией, контролируя таким образом друг друга.
Конфигурирование модулей AS 220 ЕА осуществляется с помощью графических инструментальных средств GEТ/ТМ и ES 680 или непосредственно на входном технологическом языке с использованием программатора PG. Данные о конфигурации заносятся в EEPROM модулей и сохраняются все время, даже пока отключено питание модулей.
|
