ГОСТ 34.003-90

Супервизорное управление.

В этой схеме АСУТП используется в замкнутом контуре, т.е. установки регуляторам задаются непосредственно системой (Рисунок 14.7).

Рисунок 14.7 – Схема супервизорного управления

Задача режима супервизорного управления – поддержание ТП вблизи оптимальной рабочей точки путем оперативного воздействия на него. В этом одно из главных преимуществ данного режима. Работа входной части системы, и вычисление управляющих воздействий мало отличается от работы системы управления в режиме советчика. Однако, после вычисленных значений уставок, последние преобразовываются в величины, которые можно использовать для изменения настроек регуляторов.

Если регуляторы воспринимают напряжения, то величины вырабатываемые ЭВМ, должны быть преобразованы в двоичные коды, которые с помощью цифро-аналогового преобразователя превращаются в напряжения соответствующего уровня и знака. Оптимизация ТП в этом режиме выполняется периодически, напр. один раз в день. Должны быть введены новые коэффициенты в уравнения контуров управления. Это осуществляется оператором через клавиатуру, или считывая результаты новых расчетов, выполненные на ЭВМ более высокого уровня. После этого АСУТП способна работать без вмешательства извне в течение длительного времени.

Примеры АСУТП в супервизорном режиме:

1. Управление автоматизированной транспортно-складской системы. ЭВМ выдает адреса стеллажных ячеек, а система локальной автоматики кранов-штабелеров отрабатывает перемещение их в соответствии с этими адресами.

2. Управление плавильными печами. ЭВМ вырабатывает значения уставок электрического режима, а локальная автоматика управляет переключателями трансформатора по командам ЭВМ.

3. Станки с ЧПУ управление через интерполятор.

Таким образом, супервизорные системы управления функционирующая в режиме супервизорного управления (супервизор — управля­ющая программа или комплекс программ, программа-диспетчер), предназначена для организации многопрограммного режима работы ППК и пред­ставляет собой двухуровневую иерархическую систему, обла­дающую широкими возможностями и повышенной надежностью. Управляющая программа определяет очередность выполнения программ и подпрограмм и руководит загрузкой устройств ППК.

В супервизорной системе управления часть параме­тров управляемого процесса и логико-командного управления управляется локальными автоматическими регуляторами (АР) и ППК, обрабатывая измерительную информацию, рассчитывает и устанавливает оптимальные настройки этих регуляторов. Осталь­ной частью параметров управляет ППК в режиме прямого цифро­вого управления.

Входной информацией являются значения неко­торых управляемых параметров, измеряемых датчиками Ду локальных регуляторов; контролируемые параметры состояния управляемого процесса, измеряемые датчиками Дк. Нижний уровень, непосредственно связанный с технологиче­ским процессом, образует локальные регуляторы отдельных технологических параметров. По данным, поступающим от дат­чиков Ду и Дк через устройство связи с объектом, ППК выраба­тывает значения уставок в виде сигналов, поступающих непосред­ственно на входы систем автоматического регулирования.

Глава 5. Человеческий фактор в АСУ ТП АЭС

Эксплуатация 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 (США). Рассмотрим структуру
этой системы, назначение отдельных блоков.

Рис. 14. Структурная
схема системы информационной поддержки оператора

Управления

В 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. 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.

Важной составной частью оборудования энергоблоков АЭС являются системы
безопасности. Они разделяются по характеру выполняемых функций 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.

Уровни управления АЭС и энергоблоком

Различают два уровня управления АСУ ТП АЭС: общестанционный и
энергоблоком.

На общестанционном уровне управления АСУ ТП АЭС  выполняет
следующие общие функции:

1.     
сбор и обработка информации о работе общестанционных установок и
устройств,

2.     
обмен оперативно-диспетчерской информацией с энергосистемой,

3.     
регулирование общей мощности АЭС, распределение нагрузок между блоками,

4.     
неоперативные расчеты по блокам, расчеты показателей и параметров по АЭС
в целом, расчеты по административно-хозяйственным задачам,

5.     
 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.,

6.     
задачи, связанные с радиационным контролем на АЭС и прилегающей
территории.

На блочном уровне АСУ ТП ЭБ АЭС должна обеспечивать:

2.     
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:

1.     
контроль параметров (более 5 тысяч аналоговых и 18 тысяч дискретных
сигналов),

2.     
автоматизация процесса поддержания стационарного режима (до 260 контуров
управления),

3.     
автоматизация пуска и остановки агрегатов (более 100 алгоритмов),

4.     
защита процесса в целом и отдельных агрегатов (до 1200 позиций),

5.     
поддержка работы оператора,

7.     
поддержание информационной связи энергоблока с вышестоящей системой
управления,

8.     
обеспечение радиационного контроля на разных уровнях.

Отсюда видно, что АСУ ТП АЭС является сверхсложной системой.

Функции АСУ ТП АЭС

Рассмотрим 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.

Система
внутриреакторного контроля (СВРК)

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. Особенности такой системы для реакторов
других типов будут также рассмотрены.

Общие сведения о системе

СВРК 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.

1.     
Измерение, сбор и обработка информации о контролируемых параметрах АЗ и
первого (частично, второго) контура, входящих, а также не входящих в СВРК.

2.     
Расчет и предоставление оперативному персоналу информации о
распределении по объему АЗ:

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,

коэффициента запаса реактивности,

состояние АЗ  реакторной установки в целом,

3.     
Выдача сигналов в подсистему автоматического управления и регулирования
для автоматического управления распределением энерговыделения в АЗ.

4.     
Выдача сигналов в подсистему технологической сигнализации об отклонениях
контролируемых параметров, выдача сигналов на мониторы.

5.     
Представление информации о текущем состоянии контролируемых частей
реакторной установки, в том числе, о степени деградации.

7.     
Прием и обработка информации от автоматической системы контроля
нейтронного потока (АКНП).

Кроме этих функций СВРК выполняет некоторые сервисные и вспомогательные
функции:

1.     
Прогнозирование режимов эксплуатации АЗ.

2.     
Сравнение расчетных и измеренных параметров.

3.     
Ввод данных для перегрузки АЗ.

4.     
Расчет поправок к показаниям преобразователей температуры.

5.     
Контроль соответствия подключения внутриреакторных преобразователей
проекту (обнаружение «перепуток»).

6.     
Контроль состояния сигнализации об отказе технических устройств.

Рис. 4. Обобщенная
структурная схема СВРК

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:

1.     
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.

2.     
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.

Внутриреакторные преобразователи
параметров

Измерение 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.

Электронная аппаратура СВРК

Электронная 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).

Особенности проведения пусконаладочных и испытательных работ на СВРК

Эти работы проводятся на энергоблоке по графику соответствующих работ на
ядерной паро-производительной установке в целом.

Пусконаладочные работы СВРК проходят в три этапа:

1.     
Приемка оборудования и подготовка к монтажу.

2.     
Монтаж оборудования СВРК и послемонтажные проверки.

3.     
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.

Важнейшими 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.

В 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, 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:

1.     
выделить специалиста, занимающегося вопросами компьютерной безопасности
и отвечающего за них,

2.     
провести ревизию существующих мер компьютерной безопасности и принять
соответствующие меры, провести анализ риска для более полной идентификации
слабых мест,

3.     
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.

Непосредственное цифровое управление.

В НЦУ сигналы, используемые для приведения в действие управляющих органов, поступают непосредственно из АСУТП, и регуляторы вообще исключаются из системы. Концепция НЦУ, при необходимости, позволяет заменить стандартные законы регулирования на т.н. оптимальные с задаваемой структурой и алгоритмом. Например, может реализоваться алгоритм оптимального быстродействия и др.

АСУТП рассчитывает реальные воздействия, и передает соответствующие сигналы непосредственно на управляющие органы. Схема НЦУ показана на рисунке 14.8.

Рисунок 14.8 – Схема непосредственного цифрового управления (НЦУ)

Уставки вводятся в АСУ оператором или ЭВМ, выполняющей расчеты по оптимизации процесса. При наличии системы НЦУ оператор должен иметь возможность изменять уставки, контролировать некоторые избранные переменные, варьировать диапазоны допустимого изменения измеряемых переменных, изменять параметры настройки и вообще должен иметь доступ к управляющей программе.

Одно из главных преимуществ режима НЦУ заключается в возможности изменения алгоритмов управления для контуров простым внесением изменений в хранимую программу. Наиболее очевидный недостаток НЦУ проявляется при отказе ЭВМ.

Таким образом, системы прямого цифрового управления (ПЦУ) или непосредственного цифрового управления (НЦУ, DDC). ППК непосредственно вырабатывает оптимальные управляющие воздействия и с помощью соответствующих преобразователей передает команды управле­ния на исполнительные механизмы.

Режим непосред­ственного цифрового управления позволяет:

– исключить локальные регуляторы с задаваемой уставкой;

– применять более эффективные принципы регулирования и управления и выбирать их оптималь­ный вариант;

– реализовать оптимизирующие функции и адаптацию к изменению внешней среды и переменным параметрам объекта управления;

– снизить расходы на техническое обслуживание и унифицировать средства контроля и управления.

Этот принцип управления применяют в стан­ках с ЧПУ. Оператор должен иметь воз­можность изменять уставки, контролировать выходные пара­метры процесса, варьировать диапазоны допустимого измене­ния переменных, изменять па­раметры настройки, иметь дос­туп к управляющей программе в подобных системах упрощается реализация режимов пуска и останова процессов, переключение с ручного управления на автоматическое, операции переключения исполнительных механизмов. Основной недостаток подобных систем заключается в том что надежность всего комплекса определяется надежностью устройств связи с объектом и ППК, и при выходе из строя объект теряет уп­равление, что приводит к аварии. Выходом из этого положения является организация резервирования ЭВМ, замена одной ЭВМ системой машин и др.

Обязанности оперативного персонала

Ранее 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.

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.

Преимущества автоматизации процессов

Автоматизированные процессы увеличивают скорость выполняемых цикличных операций, обеспечивают их точность и сохранность работоспособности вне зависимости от факторов внешней среды. За счет исключения человеческого фактора сокращается количество возможных ошибок и повышается качество работы. В случае возникновения типичных ситуаций программа запоминает алгоритм действий и применяет его с максимальной оперативностью.

Понятие автоматизации процессов неразрывно связано с глобальным технологическим процессом. Без внедрения систем компьютеризации невозможно современное развитие отдельных подразделений и всего предприятия в целом. Машинизация производства позволяет максимально эффективно повысить качество конечной продукции, расширить линейку предлагаемых видов товаров и увеличить объем выпуска.