Das KKW Kola ist das nördlichste Kernkraftwerk Europas. Fotos des PGU-Bedienpanels Blockpanel

Werfen wir einen genaueren Blick auf das Bedienfeld des Aggregats – die Hauptschalttafel, von der aus das Aggregat gesteuert wird.

Die Struktur des Kontrollraums hat sich im Zuge der Entwicklung der Kernenergie deutlich verändert. Mittlerweile sieht es so aus.

Die Leitwartenausstattung besteht aus einem oder mehreren Informationstafeln, einem Bedienpult und Bedienarbeitsplätzen bzw. Bedienpulten. Die Panels zeigen allgemeine Informationen an: ein Gedächtnisdiagramm der Einheit, technologische Parameter, Alarme. Einige Informationen und Hauptsteuerelemente befinden sich auf dem Bedienfeld.

Der Kontrollraum ist üblicherweise in zwei Zonen (zwei Kreise) unterteilt: Betriebszone, das Informationstools und Geräte zur Steuerung der Hauptgeräte im Normal- und Notfallbetriebsmodus sowie Geräte zur Überwachung von Sicherheitssystemen beherbergt, und nicht betriebsbereite Zone, in dem alle Kontrollen und Mittel zur Bereitstellung von Informationen konzentriert sind, sodass nicht betriebsbereites Personal, das keine Bediener-Technologen sind, alle erforderlichen Maßnahmen zur Wartung der Software und Hardware des automatisierten Steuerungssystems durchführen kann, ohne den Bediener zu beeinträchtigen. Technologe, der die Einheit leitet. In neuen Projekten ist die Schaffung einer dritten Zone geplant – eines Überwachungskreises, der es ermöglicht, nicht betriebsbereites, „unterstützendes“ Personal ohne Eingriff mit Informationen über den Betrieb der Einheit und die Struktur technischer Kontrollobjekte zu versorgen mit den wichtigsten Betreibern. Eine frühere Version der Gesamtansicht und des Plans des Kontrollraums ist in Abb. dargestellt. 12, Perspektive in Abb. 13.

Nachfolgend sind die allgemeinen Strukturen von Schalttafeln und Kontrollposten für ein Kraftwerk mit einem WWER-1000-Reaktor aufgeführt.

Reis. 12. Gesamtansicht der Blockschalttafel und Anordnung der technischen Geräte:

1-8 – Steuer- und Kontrolltafeln des Reaktorraums, 9-16 – Überwachungs- und Kontrolltafeln des Turbinenraums, 17 – Sammeltafel, 18-19 – Sicherheitsüberwachungs- und Kontrollmonitore, 20 – Tastatur, 21 – automatisierter Arbeitsplatz SIUR, 22 – steuert individuelle Fernsteuerung, 23 – Sicherheitstafeln, 24 – Kontrollmonitore, 25 – Arbeitsplatz des stellvertretenden Schichtleiters der Station, 26 – Arbeitsplatz der SIUT, 27 – Arbeitsplatz eines Krisensituationsspezialisten.

Der Aufbau der betrieblichen Regelkreise der Hauptwarte ist wie folgt.

Der automatisierte SIUR-Arbeitsplatz befindet sich vor den Überwachungs- und Steuertafeln, die die Subsysteme der automatischen Steuerungssysteme, Steuerungssysteme und Blinddiagramme mit den wichtigsten thermischen Messungen versorgen. Direkt am Arbeitsplatz befinden sich Fernbedienungen für das CPS, vier Farbmonitore und ein Sicherheitsmonitor, Alarmquittierungstasten für das Gedächtnisdiagramm und eine Sammelanzeige sowie eine Notfallkommunikationsausrüstung.

Der automatisierte Arbeitsplatz des CIUT verfügt über Steuer- und Fernsteuerungstastaturen, vier Farbmonitore und einen Sicherheitsmonitor, Alarmbestätigungstasten, Gedächtnisdiagramme und öffentliche Anzeigetafeln sowie Notfallkommunikationsgeräte.

Der ZNSS-Arbeitsplatz ist mit Informationsdisplays und einem Sicherheitsdisplay sowie Tastaturen zur Anzeige von Informationen ausgestattet.

Die Verwendung einer Blockanordnung der Hauptausrüstung führte zum Übergang zu neuen Prinzipien der Steuerung von Aggregaten. Diese Grundsätze bestehen darin, ein einheitliches zentrales Steuerungssystem für Geräteeinheiten zu schaffen, dessen Elemente sich alle auf dem Gerätesteuerpult (MCC) befinden.

Das Anlagensteuerungssystem umfasst Steuerungs-, Automatisierungs-, Alarm- und Fernbedienungsgeräte. Der Kontrollraum kommuniziert auch mit Arbeitsplätzen und der zentralen Leitstelle. Darüber hinaus befinden sich im Kontrollraum Steuerungs- und Informationsrechenmaschinen, sofern deren Installation im Projekt vorgesehen ist.

Alle Elemente des Steuerungssystems befinden sich auf Bedienfeldern und Bedienfeldern. Auf der Blockplatine befinden sich auch die Schalttafeln der Generator-Transformator-Einheit, Prozessschutztafeln, Reglertafeln, Leistungstafeln, Zentralalarmtafeln und eine Reihe anderer nicht betriebsbereiter Tafeln. Die Bedienfelder enthalten Fernbedienungsschlüssel für Ventile und Elektromotoren, die das Starten, Stoppen und den normalen Betrieb des Geräts ermöglichen. Das Vorhandensein eines Gedächtnisdiagramms und von Alarmtafeln erleichtert die Arbeit des Bedienpersonals sowohl im Normal- als auch im Notfall. Auch der Generator wird im Parallelbetrieb von der Leitwarte aus eingeschaltet.

Nach gängiger Praxis erfolgt die Steuerung zweier Einheiten in einem Kontrollraum. Dadurch können Sie den Kontrollbereich erweitern, ohne die Betriebssicherheit zu beeinträchtigen (Abb. 1-3).

Es ist zu beachten, dass es derzeit keine einheitliche Anordnung von Bedienfeldern und Konsolen gibt, auch nicht für Geräte desselben Typs. Dies erklärt sich aus der Suche nach der bequemsten und rationellsten Anordnung der Bedien- und Bedienelemente des Gerätes. In Abb. 1-4 zeigt den Leitwartenplan für 200-MW-Einheiten. Hier wird für Konsolen und Bedienfelder eine geschlossene Layoutoption mit einer spiegelbildlichen Anordnung der Bedienfelder jedes Blocks übernommen. Auf einem Block sind neun Betriebsschalttafeln installiert: 01 – Generatortafeln, 02 – Hilfstransformatortafeln, 03–06 – Turbinentafeln, 07–09 – Kesseltafeln. Die restlichen Panels gehören zum nicht betriebsbereiten Stromkreis.

Durch den Einsatz von Blockschalttafeln war es möglich, die gesamte Steuerung der Einheit an einem Ort zu konzentrieren, was den Betrieb der Geräte insbesondere in Notfällen effizienter machte. Diese Lösung des Problems wurde durch einen hohen Automatisierungsgrad moderner Geräte, Messgeräte und Fernbedienung sichergestellt. Mit der Einführung zentraler Managementmethoden werden sichere Arbeitsbedingungen durch die Abschaffung dauerhafter Arbeitsplätze in der Nähe von Betriebsmitteln verbessert. Schalldämmung des Kontrollraums, gute Lichtverhältnisse und Klimaanlage schaffen günstige hygienische Bedingungen für das Bedienpersonal.

Ein Nachteil eines zentralisierten Kontrollsystems besteht darin, dass dem Bedienpersonal die Möglichkeit zur visuellen Überwachung der Betriebsausrüstung entzogen wird, da regelmäßige Rundgänge durch diensthabende Inspektoren eine systematische Beobachtung nicht ersetzen können. Dieses Problem kann durch den weit verbreiteten Einsatz von Fernsehanlagen gelöst werden, deren Kameras sich an den kritischsten Stellen des Blocks befinden. Mit einem Fernsehbildschirm kann der Bediener über einen speziellen Schalter ein Bild aller für ihn interessanten Knoten und Objekte empfangen. Dieses System ist in den USA weit verbreitet. Beachten Sie, dass der Hauptkontrollraum von 300-MW-Blöcken über einen solchen verfügt, um eine gewisse visuelle Übersicht über die Ausrüstung zu gewährleisten

Eine Glaswand mit Blick auf den Maschinenraum.

Die Verwendung zentraler Steuertafeln schließt die Verwendung lokaler Steuertafeln, die an den kritischsten Stellen (Förderpumpen, Entgaser usw.) installiert werden, nicht aus. Auf diesen Platinen sind alle notwendigen Überwachungs- und Steuerungsgeräte für das eine oder andere Element der Einheit installiert.

Lokale Bedienfelder werden beim Anfahren der Einheiten sowie zur Überwachung des Gerätebetriebs bei Rundgängen eingesetzt.

Das Bedienfeld (CR) ist ein technisches Mittel zur Anzeige von Informationen über den technologischen Ablauf des Betriebs von Kraftwerken und enthält die notwendigen technischen Mittel zur Steuerung des Betriebs einer elektrischen Anlage (Instrumente, Geräte und Steuertasten, Signalisierung und Steuerung). Geräte). Das Bedienfeld (Bedienpult) dient der Steuerung des Betriebs aller Geräte der Einheiten und der koordinierten Betriebsführung. Leitende Bediener und Anlagenbediener in den Räumlichkeiten der Leitwarte sorgen für den normalen Betrieb der Stationseinheiten.

Der Kontrollraum wird verwendet, um Turbinen zu starten, einen Generator zu starten, ihn mit Strom zu versorgen, Generatoren zu synchronisieren, Sicherheitssysteme fernzusteuern und auch Hilfssysteme einzuschalten.

Die Schalttafel befindet sich im Hauptgebäude des Kraftwerks. Früher waren Schalttafeln mit vertikalen und geneigten Schalttafeln ausgestattet, auf denen sich Steuer- und Überwachungsgeräte befanden. Diese Konsolen und Panels sind zur besseren Sichtbarkeit bogenförmig angeordnet. Rechts und links von den Konsolen könnten sich außer Betrieb befindliche Schalttafeln mit Schutzvorrichtungen für Kessel, Turbine und Generator befinden.

Die Schalttafel eines Kernkraftwerks hat ihre eigenen Eigenschaften. Da sich das Betriebspersonal eines Kernkraftwerks nicht vor Ort mit dem Zustand der radioaktiven Kreislaufausrüstung vertraut machen kann, ist der Umfang der technologischen Informationen in Kernkraftwerken umfangreicher als in thermischen Kraftwerken.

Der Schaltschrank eines Kernkraftwerks besteht aus betriebs- und nichtbetriebsfähigen Teilen. Im Betriebsteil befinden sich Konsolen, Bedienfelder mit Bedienelementen, Fernbedienung und Regelung. Im nicht operativen Teil gibt es Panels für periodische Kontrolle, elektronische Regelung, logische Kontrolle und technologischen Schutz.

Haupt-, Zentral- und Blockschalttafeln werden in speziellen Räumen installiert, die den Anforderungen an eine bequeme Platzierung und Wartung genügen müssen. Blockschalttafeln, die Steuer- und Überwachungsgeräte nicht nur für elektrische, sondern auch für technologische Geräte enthalten, befinden sich in der Regel im Hauptgebäude des Bahnhofs. Um normale Arbeitsbedingungen für das diensthabende Personal zu gewährleisten, sind im Kontrollraum Klimaanlagen vorhanden.

Haupt-, Zentral- und Blockschalttafeln nehmen in der Regel einen speziellen Raum ein, der vielfältigen Anforderungen gerecht werden muss, sowohl im Hinblick auf die Bereitstellung komfortabler Arbeitsbedingungen für das diensthabende Personal als auch im Hinblick auf die rationelle Anordnung der Schalttafeln.

Auf dem Bedienfeld (MCR) werden Lichtsignale für den Gerätestatus angezeigt. Das Erscheinen von Lichtsignalen wird von einem akustischen Prozessalarm begleitet.

Die Schaltzentralenräume sind schallisoliert und mit klimatisierter Luft versorgt.

Die Blockzentralen bieten außerdem einen Notfall-Prozessalarm, der die diensthabende Person benachrichtigt.

In Kraftwerken wie Blockheizkraftwerken erfolgt die Steuerung der Hilfselektromotoren über lokale Schalttafeln (Einheit, Werkstatt): in der Kesselabteilung – über die Kesseltafel, in der Turbinenabteilung – über die Turbinentafel usw. Die Hauptelemente des Hauptstromkreises sind Generatoren, Transformatoren, Hochspannungsleitungen und Hilfsstromversorgungselemente, die vom Hauptschaltpult des Hauptkontrollraums aus gesteuert werden.

In Blockkraftwerken sind IES mit Blockschalttafeln (MCC) und einer Zentralschalttafel (CCC) ausgestattet. Die Leitwarte steuert die elektrischen Anlagen eines oder zweier benachbarter Kraftwerke einschließlich ihres Eigenbedarfs sowie die Steuerung und Überwachung des Betriebsmodus von Kesseleinheiten und Turbinen.

Die zentrale Schalttafel steuert Hochspannungsleistungsschalter, Ersatzhilfstransformatoren und Ersatznetze und koordiniert auch den Betrieb der Kraftwerksaggregate.

Die Steuerung in Wasserkraftwerken erfolgt hauptsächlich von der Leitwarte aus. Viele Wasserkraftwerke werden von einem Netzverteiler mittels Telemechanik gesteuert.

In Umspannwerken mit vereinfachten Schemata (ohne Hochspannungsschalter) sind keine speziellen Bedienfelder vorgesehen. Die Umschaltung in solchen Umspannwerken erfolgt teilweise oder vollständig von Leitstellen aus mittels Telemechanik. Komplexe Einsätze werden von einem Operational Field Team (OTB) durchgeführt.

In leistungsstarken Umspannwerken ab 110 kV werden nach Schemata mit Hochspannungsschaltern allgemeine Umspannwerkskontrollpunkte (SCU) gebaut, von deren zentralem Schaltpult aus Transformatoren, Leitungen ab 35 kV, die Batterie und der Betrieb gesteuert werden Hauptelemente des Umspannwerks werden gesteuert. Die Steuerung der 6-10-kV-Leitungen erfolgt über die 6-10-kV-Schaltanlage. Lokale Bedienfelder werden in der Nähe des gesteuerten Objekts installiert. Für sie werden geschlossene Schalttafeln oder 0,5-kV-Schaltanlagen verwendet.

Die Haupt- und Zentralschalttafeln moderner Kraftwerke befinden sich in einem speziellen Raum im Hauptgebäude auf der Seite des Festendes oder in einem speziellen Gebäude neben der Hauptschaltanlage (bei einem Wärmekraftwerk) oder in der Nähe offener Schaltanlagen ( in einem Kraftwerk).

Die Lage der Konsolen und Schalttafeln, die Beleuchtung, die Lackierung, die Temperatur des Schaltraums, die Lage und Form der Instrumente sowie die Bedientasten werden so ausgewählt, dass die besten Arbeitsbedingungen für das Bedienpersonal geschaffen werden.

Kernkraftwerke sind mit Blockkontrollräumen (Hauptkontrollraum), Backup-Kontrollräumen (Kontrollräumen) und zentralen Schalttafeln (Zentralkontrollräumen) ausgestattet.

Jede Reaktoreinheit benötigt einen Kontrollraum, der für die zentrale Steuerung der Hauptprozesseinheiten ausgelegt ist. Hauptprozessausrüstung während der Inbetriebnahme, des Normalbetriebs, der geplanten Abschaltung und in Notfallsituationen. Der Kontrollraum steuert die Schalter von Generatoren und Transformatoren. n., Notstromeingänge mit. N. 6 und 0,4 kV, Schalter für Elektromotoren. Leistungseinheiten, Generatoranregungssysteme, Dieselgeneratorsätze und andere Notstromquellen, Feuerlöschgeräte für Kabelräume und Leistungstransformatoren.

Der Kontrollraum jedes Kernkraftwerksblocks befindet sich in einem separaten Raum (im Hauptgebäude oder einem separaten Gebäude).

Für jede Reaktoreinheit eines Kernkraftwerks ist eine Reserveschalttafel (RCR) vorgesehen, von der aus die Reaktoranlage im Notfall abgeschaltet und im Notfall abgekühlt werden kann, während gleichzeitig die nukleare Sicherheit und die Strahlungssicherheit gewährleistet sind, falls dies aus irgendeinem Grund nicht möglich ist Fertig mit dem Kontrollraum. Der Kontrollraum muss vom Hauptkontrollraum isoliert sein, damit nicht beide Panels aus demselben Grund beeinträchtigt werden. Das Bedienfeld steuert Dieselgeneratorsätze und andere Notstromquellen sowie Abschnittsschalter in der 6-kV-Schaltanlage für Hilfsbedarf.

Für Elemente des Sicherheitssystems ist eine doppelte unabhängige Fernbedienung vom Hauptkontrollraum und vom Kontrollraum aus vorgesehen.

Der KKW-Kontrollraum steuert Schalter von Hochspannungsleitungen, Kommunikations-Spartransformatoren, Generator-Transformator-Einheiten sowie Schalter von Backup-Transformatoren. n., einschließlich Sektionalschalter für Backup-Leitungen. Die Feuerlöscheinrichtungen der Kabelräume und Transformatoren des Werks, die von der zentralen Leitwarte aus gesteuert werden, werden von der zentralen Leitwarte aus gesteuert.

Der Kontrollraum befand sich zunächst im Hauptgebäude des ersten Blocks des Kernkraftwerks. Derzeit befindet sich der Kontrollraum in einem separaten Gebäude, getrennt von den Hauptgebäuden der Kraftwerke.

In einem Kernkraftwerk besteht der Kontrollraum aus betriebs- und nichtbetriebstechnischen Teilen. Im Betriebsteil befinden sich Konsolen, Bedienfelder mit Bedienelementen, Fernbedienung und Regelung. Im nicht operativen Teil gibt es Panels für die periodische Kontrolle, die elektronische Regelung und die logische Kontrolle der technologischen Schutzmaßnahmen.

Anforderungen an die Beleuchtung des Bedienfelds

Das Control Panel (CR) überwacht und steuert den Betrieb des Kraftwerks (Umspannwerks). Die Aufgabe des diensthabenden Personals in der Leitwarte besteht darin, die Messwerte von Geräten und Signalen zu überwachen, Vorgänge zum Schalten und Inbetriebnehmen von Einheiten durchzuführen, permanente Aufzeichnungen zu führen usw. Die Messwerte fast aller Geräte müssen über eine erhebliche Entfernung unterschiedlich sein. Während des Einsatzes muss das Kontrollraumpersonal ständig darauf vorbereitet sein, auf Notfälle zu reagieren.

Die Beleuchtung muss im gesamten Raum gleichmäßig sein; Es dürfen keine Blendungen oder Schatten auf den Geräten vorhanden sein. Hochhelle Leuchtflächen, Blendung und scharfe Kontraste in der Helligkeit unterschiedlicher Flächen sollten nicht in das Sichtfeld des Dienstpersonals geraten. Der umgebende Hintergrund und die architektonische Gestaltung des Raumes sollten angemessen sein und die Aufmerksamkeit des diensthabenden Personals nicht ablenken. Die Helligkeit der Leuchtflächen von Beleuchtungsgeräten sollte gering sein. Im Kontrollraum ist es erforderlich, die von den Normen geforderte Ausleuchtung der Horizontalen, insbesondere der vertikalen Arbeitsflächen der Schalttafeln, sicherzustellen.

Je nach Plan des Planers und Lichtingenieurs kann der Kontrollraum durch leuchtende Flächen (Lichtdecke, Lichtband etc.), reflektiertes Licht oder ein System aus der Kombination dieser Geräte beleuchtet werden.

Bei der Beleuchtung mit leuchtenden Flächen oder einer Auflichteinrichtung sind entsprechende Strukturen zur verdeckten Unterbringung von Beleuchtungskörpern und Beleuchtungsleitungen vorzusehen. Es ist sehr wichtig, eine komfortable und sichere Wartung des Beleuchtungsgeräts zu gewährleisten, da sich in den oft recht hohen Kontrollräumen eine große Anzahl von Schalttafeln, kritischen Geräten und Apparaten befindet.

Bei der Wartung von Beleuchtungsgeräten von der begehbaren Techniketage aus werden optimale Betriebsbedingungen geschaffen. Doch die Umsetzung von Beleuchtungsanlagen mit großen Leuchtflächen, bedient von einer begehbaren Techniketage, ist mit komplexeren Strukturen, höheren Kosten und einem erhöhten Energieverbrauch für die Beleuchtung verbunden. Aus diesen Gründen erfolgt die Beleuchtung des Leitwartenraums in Umspannwerken und Kleinkraftwerken mit in die Decke eingebauten Hänge-, Decken- oder Leuchtstofflampen mit Abschirmgittern oder Diffusoren. Ein solches Beleuchtungssystem für das Bedienfeld wird auch dort eingesetzt, wo es baulich nicht möglich ist, komplexe Beleuchtungsgeräte im Raum zu installieren.

Wie oben erwähnt, ist es zur Schaffung normaler Arbeitsbedingungen im Schalttafelraum erforderlich, die Möglichkeit von Reflexionsblendungen auf dem Glas und dem Auftreten von Schatten auf Schalttafelgeräten sowie Reflexionen und Reflexionen an Objekten und Teilen davon auszuschließen die Schalttafelausrüstung. Um bessere Bedingungen für die Beobachtung verschiedener Gerätemesswerte zu schaffen und Ihre Augen nicht zu ermüden, sollten Sie keinen starken Helligkeitsunterschied zwischen verschiedenen Elementen des Raums erzeugen.

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Die Funktion eines automatisierten Prozessleitsystems ist eine Reihe von Systemaktionen, die darauf abzielen, ein bestimmtes Managementziel zu erreichen. Die Funktionen automatisierter Prozessleitsysteme sind in Informations-, Steuerungs- und Hilfsfunktionen unterteilt.
Inhalt der Informationsfunktionen des automatisierten Prozessleitsystems ist die Sammlung, Verarbeitung und Darstellung von Informationen über den Zustand der technischen Anlagen an das Betriebspersonal sowie deren Erfassung und Übermittlung an andere automatisierte Leitsysteme
Betrachten wir die Informationsfunktionen des automatisierten Prozessleitsystems.

1. Überwachung und Messung technologischer Parameter, die darin besteht, die Werte von Objektparametern (Drücke, Durchflussraten, Temperaturen, Neutronenflüsse usw.) in Signale umzuwandeln, die für die Wahrnehmung durch das Bedienpersonal oder für deren anschließende automatisierte Verarbeitung geeignet sind. Es wird unterschieden zwischen einer individuellen Steuerfunktion, bei der sekundäre Anzeigegeräte direkt vom primären Wandler oder (mit Umschaltung von einer Gruppe primärer Wandler) aus arbeiten, und einer zentralisierten Steuerfunktion, die über einen Computer ausgeführt wird.
2. Die Berechnung indirekter Größen erfolgt computergestützt und ermöglicht die Ermittlung der Werte von Parametern, deren direkte Messung entweder aus konstruktiven Gründen (Brennstoffmanteltemperatur) oder mangels geeigneter Primärwandler nicht möglich ist ( thermische Leistung des Reaktors, technische und wirtschaftliche Indikatoren).
3. Die Registrierung von Werten erfolgt zur anschließenden Analyse des ATK-Vorgangs. Die Registrierung erfolgt auf Papierbändern sekundärer Aufzeichnungsgeräte (Recorder), im Computerspeicher sowie auf Computerausgabemedien (Papierbänder von Schreibmaschinen).
4. Die Signalisierung des Zustands von Absperrkörpern (Ventilen) und Hilfsmechanismen (Pumpen) erfolgt über Farbsignale, die bestimmten Zuständen der Ventile und Pumpen entsprechen. Es gibt einen individuellen Statusalarm, bei dem jeder Körper oder Mechanismus über ein eigenes Signal verfügt ; Gruppe, in der ein Signal über den Zustand einer Gruppe von Organen und Mechanismen informiert; zentralisiert, ausgeführt von einem Computer und seinen Ausgabegeräten.
5. Die technologische (Warn-)Signalisierung erfolgt durch Licht- und Tonsignale und macht das Personal auf Verstöße gegen den technologischen Prozess aufmerksam, die sich in Abweichungen von Parametern über akzeptable Grenzen hinaus äußern. Es gibt Einzelalarme, bei denen jeder signalisierte Parameter über ein eigenes Alarmgerät verfügt, das mit einer Aufschrift ausgestattet ist, die die Art des Verstoßes angibt, Gruppenalarme, bei denen ein Lichtsignal erscheint, wenn einer aus einer vorgegebenen Gruppe von Parametern abweicht, zentralisiert oder übertragen wird von einem Computer und seinen Ausgabegeräten ausgegeben
6. Die Diagnose des Zustands technologischer Geräte dient dazu, die Grundursache für deren anormalen Betrieb zu ermitteln, das wahrscheinliche Auftreten von Störungen sowie den Grad ihrer Gefahr für den weiteren Betrieb der Geräte vorherzusagen
7. Aufbereitung und Übermittlung von Informationen an angrenzende automatisierte Steuerungssysteme sowie Empfang von Informationen aus diesen Systemen. Die Zwecke dieses Informationsaustauschs werden in § 1 1 erläutert.

Der Inhalt der Steuerungsfunktionen des automatisierten Prozessleitsystems ist die Entwicklung und Umsetzung von Steuerungsmaßnahmen am technischen Steuerungssystem. Unter „Entwicklung“ versteht man hier die Ermittlung der erforderlichen Werte von Kontrollmaßnahmen auf der Grundlage verfügbarer Informationen, und unter „Umsetzung“ werden Maßnahmen verstanden, die sicherstellen, dass der tatsächliche Wert der Kontrollmaßnahme dem erforderlichen Wert entspricht. Die Entwicklung von Kontrollmaßnahmen kann sowohl mit technischen Mitteln als auch durch den Betreiber erfolgen; Die Umsetzung erfolgt unter zwingendem Einsatz technischer Mittel.
Betrachten wir die Steuerungsfunktionen des automatisierten Prozessleitsystems.

1. Die Funktion der Fernbedienung besteht darin, Steueraktionen vom Bediener auf elektrische Antriebe* von Stellantrieben (Auf-Zu) und Hilfselektromotoren (Ein-Aus) zu übertragen.

In Kernkraftwerken gibt es zudem eine geringe Anzahl nicht elektrifizierter Absperr- und Regelorgane, die vor Ort manuell betätigt werden; Dies wird nicht von Operatoren durchgeführt, sondern von speziellen Crawlern auf Befehl der Operatoren.

1. Die automatische Steuerfunktion besteht darin, die Ausgabewerte des Objekts automatisch auf einem bestimmten Wert zu halten.
2. Die automatische Schutzfunktion dient dem Schutz der Ausrüstung bei Notfallstörungen im Anlagenbetrieb. Die einfachsten Beispiele für eine solche Funktion sind das Öffnen eines Sicherheitsventils bei Druckanstieg über den maximal zulässigen Wert oder die automatische Abschaltung des Reaktors bei Notabschaltung mehrerer Hauptumwälzpumpen. Eine wichtige Variante dieser Funktion ist die Noteinschaltung einer Reserve (ATS), die dazu bestimmt ist, eine Reserveeinheit (z. B. eine Pumpe) während einer Notabschaltung automatisch einzuschalten. Diese Funktion umfasst die Benachrichtigung über die Tatsache, dass Schutzmaßnahmen ausgelöst wurden, und über deren Ursache.
3. Die automatische Verriegelungsfunktion dient dazu, Notfallsituationen zu verhindern, die durch unsachgemäße Steuerung entstehen können. Es setzt einen technologisch bedingten Zusammenhang zwischen einzelnen Vorgängen um. Ein Beispiel für eine Blockierung ist das automatische Verbot des Startens einer Pumpe bei fehlender Schmierung oder Kühlung sowie das automatische Schließen von Druck- und Saugventilen der Pumpe, wenn ihr Motor ausgeschaltet ist.
4. Die Funktion der logischen Steuerung besteht darin, diskrete zu erzeugen. Steuersignale (vom Typ „Ja-Nein“) basierend auf der logischen Analyse diskreter Signale, die den Zustand des Objekts beschreiben. Die logische Steuerung wird häufig in Steuerungssystemen für Reaktorregler, Turbinen usw. verwendet. Streng genommen können auch die Funktionen des Notfallschutzes und der automatischen Verriegelungen als logische Steuerung betrachtet werden, allerdings umfasst die logische Steuerung normalerweise Vorgänge, die nach komplexeren Gesetzen ausgeführt werden. Das Ergebnis der logischen Steuerung sind Änderungen im technologischen Schema (Ein- und Ausschalten von Rohrleitungen, Pumpen, Wärmetauschern) oder Umschalten in den Schaltkreisen automatischer Regler.
5. Die Optimierungsfunktion sorgt dafür, dass der Extremwert des akzeptierten Regelkriteriums eingehalten wird. Im Gegensatz zu den Funktionen der automatischen Steuerung, der Verriegelungen und der logischen Steuerung, die darauf abzielen, die Ausgangsparameter eines Objekts zu stabilisieren oder nach einem zuvor bekannten Gesetz zu ändern, besteht die Optimierung darin, nach bisher unbekannten Werten dieser Parameter zu suchen wobei das Kriterium einen Extremwert annimmt. Die praktische Umsetzung der Ergebnisse der Bestimmung der optimalen Parameter kann durch Ändern der Aufgabe automatischer Regler, Vornehmen von Änderungen im technologischen Schema usw. erfolgen. Die Optimierung erfolgt für die TOU als Ganzes (das Kriterium sind die minimalen Kosten von Energie auf dem Gerät) oder für einzelne Teile (z. B. Erhöhung des Nettowirkungsgrads von Turbineneinheiten durch Optimierung der Leistung der Kondensatorumwälzpumpen).

Abb. 1 3. Aufbau des automatisierten Prozessleitsystems des Kraftwerks.
1-14 - Subsysteme, 1 - Überwachung besonders kritischer Parameter, 2 - Prozessalarm; 3 - Fernbedienung, 4 - automatischer Schutz, 5 automatische Steuerung, 6 - FGU, 7 - Steuersystem, 8 - automatisches Steuersystem, 9 - Steuerventil, 10 - Steuersystem U-KTO und KCTK, 12 - Steuersystem der Hauptumwälzpumpe, 13 – Hilfssteuersubsysteme technologische Systeme, 14 – UVS; 15 - Blockbetreiber, 16 - Betreiber von Hilfstechnologiesystemen, 17 - Computerbetreiber

Die Optimierung kann auch die Parameter des automatisierten Prozessleitsystems selbst betreffen. Ein Beispiel hierfür ist die Bestimmung optimaler Einstellungen von Reglern auf der Grundlage des Kriteriums der Genauigkeit der Aufrechterhaltung der Regelwerte.

* Antriebe mit anderen Arten von Hilfsenergie (hydraulisch, pneumatisch) sind in Kernkraftwerken nicht weit verbreitet (mit Ausnahme von Tund einigen Arten von Hochgeschwindigkeitsreduzierungseinheiten).

Sekundärfunktionen.

Prozessleitsysteme sind Funktionen, die Lösungen für systeminterne Probleme bereitstellen, also die Funktionsfähigkeit des Systems selbst sicherstellen sollen. Dazu gehören die Überprüfung der Funktionsfähigkeit von automatisierten Prozessleitgeräten und der Richtigkeit der Ausgangsinformationen, die automatische Eingabe von Backup-Automatisierungsleitgeräten bei Ausfällen funktionierender Geräte, die Benachrichtigung des Personals über Ausfälle im automatisierten Prozessleitsystem usw. Aufgrund von Aufgrund der Komplexität moderner automatisierter Prozessleitsysteme ist die Bedeutung von Hilfsfunktionen sehr hoch, da ohne sie ein normaler Betrieb der Systeme nicht möglich ist.
Zur Vereinfachung der Entwicklung, Konstruktion, Lieferung, Installation und Inbetriebnahme automatisierter Prozessleitsysteme werden diese üblicherweise in Subsysteme unterteilt. Jedes Subsystem ermöglicht die Steuerung eines Teils eines Objekts oder kombiniert technische Mittel, die eine bestimmte Funktion ausführen; Im ersten Fall spricht man von einem multifunktionalen Subsystem, im zweiten von einem einfunktionalen Subsystem; sie sind relativ unabhängig voneinander und können von verschiedenen Organisationen entwickelt und hergestellt werden, mit anschließender Zusammenführung direkt vor Ort. Betrachten wir die wichtigsten Teilsysteme der automatisierten Prozessleitsysteme von Kraftwerken (Abb. 1.3).

1. Das Überwachungssubsystem für besonders kritische Parameter übernimmt die Funktion der Überwachung und Messung. Es ist auf einzelnen Messgeräten implementiert und beinhaltet Sensoren, Wandler, Anzeige- und Registriergeräte. Aufnahmegeräte übernehmen auch eine Aufnahmefunktion. Das Vorhandensein dieses Subsystems ist mit der Notwendigkeit verbunden, im Falle eines Computerausfalls ein Mindestmaß an Kontrolle aufrechtzuerhalten. Die von diesem Subsystem empfangenen Informationen können in anderen Subsystemen des Prozessleitsystems verwendet werden.
2. Das Prozessalarm-Subsystem übernimmt die Funktionen von Einzel- und Gruppenalarmen. Es enthält Primärwandler, Geräte, die analoge Signale mit vorgegebenen Werten vergleichen, sowie Geräte zur Bereitstellung von Ton- und Lichtsignalen. In einigen Fällen verfügt dieses Subsystem nicht über eigene Primärwandler, sondern nutzt Informationen aus dem Subsystem zur Überwachung kritischer Parameter.
3. Das Fernbedienungssubsystem ermöglicht die Fernsteuerung von Regulierungs-, Verriegelungsorganen und -mechanismen, übernimmt die Funktion der Signalisierung des Zustands gesteuerter Mechanismen, automatischer Verriegelungen und der Eingabe von Informationen über den Zustand von Organen in den Computer.
4. Das automatische Schutzsubsystem führt die angegebene Funktion sowie einige automatische Blockierungsfunktionen aus. Es besteht aus Primärwandlern, Alarmsignalerzeugungskreisen, Notfallschutzorganen sowie Licht- und Tonwarngeräten, die den Bediener über die Fakten der Schutzaktivierung und die Grundursachen von Unfällen informieren. In einigen Fällen stammen erste Informationen über Parameterwerte von anderen Subsystemen. Als Organe können Geräte anderer Teilsysteme (z. B. Schütze von Pumpenmotoren) verwendet werden.
5. Das automatische Steuerungssubsystem führt die Parameterregelung mithilfe einzelner Controller durch. Darüber hinaus ermöglicht dieses Subsystem die Kontrolle über die Position der Regler und deren Fernsteuerung, wenn die Regler deaktiviert sind. Die Fähigkeiten moderner Steuerungstools ermöglichen es, einige logische Steuerungsfunktionen auf dieses Subsystem zu übertragen.

Alle Subsysteme enthalten neben den Hauptgeräten Verbindungskabel, Panels, auf denen sich Geräte befinden, elektrische Stromquellen usw.
Zusätzlich zu den angegebenen Subsystemen, die in erster Linie dazu bestimmt sind, eine Funktion für die Einheit als Ganzes auszuführen, gibt es eine Reihe multifunktionaler Subsysteme, die eine Reihe von Funktionen zur Steuerung einer beliebigen Einheit oder eines technologischen Systems ausführen sollen.
Die Einheiten werden mithilfe von Geräten gesteuert, die ein Fun(FGC) bilden. Um eine von einer FGU gesteuerte Einheit zu starten oder zu stoppen, reicht es aus, einen Befehl zu erteilen, woraufhin alle Vorgänge automatisch ausgeführt werden.
Multifunktionale Teilsysteme des Prozessleitsystems einer Einheit, die einzelne technologische Systeme steuern, werden üblicherweise als „Leitsystem“ bezeichnet. Dies liegt daran, dass solche Subsysteme vor dem Aufkommen automatisierter Prozessleitsysteme als eigenständige Systeme entwickelt und formalisiert wurden. Sie verfügen möglicherweise über eigene Computer, auf die dann alle Funktionen zur Verwaltung der entsprechenden technischen Geräte übertragen werden. In Ermangelung eines eigenen Computers werden einige Funktionen auf den automatisierten Prozessleitrechner der Einheit übertragen (zentrale Steuerung, Berechnung indirekter Werte, Registrierung einiger Parameter, Diagnose des Zustands der Prozessausrüstung, Informationsaustausch mit dem Kernkraftwerksprozess). Steuerungssystem, Optimierung). Zu diesen multifunktionalen Subsystemen gehören:

1. Steuerungs-, Schutz-, automatisches Regelungs- und Überwachungssystem des Reaktors (CPS) zur Steuerung der Leistung des Reaktors in allen Betriebsarten und seiner Zusatzausrüstung;
2. Automatisiertes Turbinensteuerungssystem (ATCS) zur Steuerung von Turbinen und deren Zusatzausrüstung;
3. Brennstoffumlade- und Transportkontrollsystem, das alle Mechanismen steuert, die den Brennstoff von seiner Ankunft im Kernkraftwerk bis zu seinem Versand zur Wiederaufbereitung abgebrannter Brennstoffe transportieren.

Wenn dies durch technische Anforderungen erforderlich ist, kann das Prozessleitsystem auch andere Subsysteme umfassen. Beispielsweise gibt es bei Anlagen mit schnellen Neutronenreaktoren ein Subsystem zur Steuerung der elektrischen Beheizung der Kreisläufe und ein Subsystem zur Steuerung der Drehzahl der Hauptleitung Umwälzpumpen (MCP).
Einige der multifunktionalen Subsysteme werden von ihren eigenen Bedienern gesteuert, die unter der Leitung von Unit-Bedienern arbeiten
Moderne Kernkraftwerke verfügen außerdem über multifunktionale Subsysteme, die umfassende Informationsfunktionen zur Überwachung homogener Massenparameter erfüllen. Diese beinhalten:

1. ein In-Reaktor-Kontrollsystem (IRC), das zur Überwachung von Wärmefreisetzungswerten, Temperaturen und anderen Parametern im Reaktorkern konzipiert ist;
2. Strahlungsüberwachungssystem (RMS) zur Überwachung der Strahlungssituation von Prozessanlagen, Kernkraftwerksgeländen und der Umgebung;
3. Systeme zur Überwachung der Dichtheit von Brennstabhüllen (KGO) und zur Überwachung der Integrität von Prozesskanälen (CCTC), die den Zustand (Integrität) von Brennstabhüllen und Prozesskanälen anhand der Analyse von Daten über die Aktivität des Kühlmittels überwachen und andere Reaktorparameter.

Das wichtigste Teilsystem des automatisierten Prozessleitsystems, das die komplexesten Informations- und Steuerungsfunktionen ausführt, ist das Control Computer System (CCS) [oder Control Computer Complex (CCS)]. Im Prozessleitsystem der Blöcke kann das UVS nahezu alle Informations- und Steuerungsfunktionen übernehmen.

KKW-Bedienfelder

Bedienfeld(Kontrollraum) ist ein speziell dafür vorgesehener Raum, der für den ständigen oder periodischen Aufenthalt von Bedienern bestimmt ist und in dem sich Schalttafeln, Konsolen und andere Geräte befinden, auf denen technische Mittel automatisierter Prozessleitsysteme installiert sind und mit deren Hilfe der technologische Prozess abläuft gesteuert. Die KKW-Steuerung wird von mehreren Kontrollräumen aus organisiert.
Die Zentrale Leitstelle (CCR) gehört zum Prozessleitsystem des Kernkraftwerks. Es übernimmt die allgemeine Koordination des Betriebs von Kraftwerken, die Steuerung von Stromverteilungsgeräten und allgemeinen Stationssystemen. Der Kontrollraum ist der Standort des Station Duty Engineer (DIS) oder des KKW-Schichtleiters. In der Nähe des Kontrollraums ist ein Raum für den Standort des automatisierten Prozessleitsystems des KKW vorgesehen. Bei Bedarf wird zur Steuerung einiger allgemeiner Stationsgeräte – spezielle Wasseraufbereitungsanlagen, Kesselräume, Lüftungssysteme – ein Common Station Equipment Panel (CSDU) (oder mehrere SCDUs) organisiert.
Die Hauptsteuerung des technologischen Prozesses der Einheit erfolgt über das Bedienfeld (MCR). Gemäß den Anforderungen der nuklearen Sicherheit wird für jeden Kernkraftwerksblock eine Reserveschalttafel (RCR) eingerichtet, die dazu bestimmt ist, Vorgänge zur Abschaltung des Blocks in Situationen durchzuführen, in denen es nicht möglich ist, diese Vorgänge vom Kontrollraum aus durchzuführen ( zum Beispiel bei einem Brand im Kontrollraum).
Zur Steuerung einiger Hilfssysteme, sowohl allgemeiner Stations- als auch Blocksysteme, werden lokale Bedienfelder (LOC) organisiert. Abhängig von den technologischen Anforderungen sind diese Abschirmungen für die ständige oder periodische Anwesenheit von Betriebspersonal (z. B. beim Betanken von Kraftstoff) vorgesehen. Für lokale Kontrollräume sind häufig keine speziellen Räume vorgesehen, sondern sie befinden sich direkt neben den zu steuernden Geräten (lokale Kontrollräume von Turbogeneratoren befinden sich beispielsweise direkt im Maschinenraum).
Betrachten wir die Organisation des Kontrollraums genauer. Ein modernes Aggregat ist ein komplexes Steuerungsobjekt mit einer großen Anzahl gemessener (bis zu 5-10.000) und gesteuerter (bis zu 4.000) Größen. Jeder Block wird von zwei bis drei Bedienern gesteuert. Eine Erhöhung der Zahl des Betriebspersonals ist aufgrund der Schwierigkeiten, die Arbeit einer größeren Anzahl von Bedienern zu koordinieren, nicht möglich. Darüber hinaus verringert ein Anstieg des Personals die Effizienz von Kernkraftwerken. Natürlich sind die Bediener auch beim Einsatz moderner Steuerungsinstrumente (einschließlich Computer) einer großen geistigen und körperlichen Belastung ausgesetzt. Die Organisation des Kontrollraums, die Auswahl der Geräte und deren Platzierung bestimmen maßgeblich den Komfort der Bediener sowie die Zuverlässigkeit und Sicherheit des gesamten Geräts.
Beim Entwurf eines automatisierten Prozessleitsystems für eine Einheit streben sie danach, die Anzahl der gesteuerten Parameter und gesteuerten Objekte zu reduzieren. Aufgrund der oben erwähnten Besonderheiten der Technologie wird die Anzahl der gesteuerten und gesteuerten Parameter jedoch in die Tausende gehen Und es ist einfach unmöglich, so viele Anzeigeinstrumente und Bedienelemente auf den Einsatzfeldern direkt vor den Bedienern zu platzieren. Moderne automatisierte Prozessleitsysteme nutzen die folgenden Methoden zur Reduzierung von Betriebsfeldern.

1. Anordnung aller Geräte, die keine Kontrolle durch Bediener erfordern (Regler, FGU-Geräte, Relaiskreise von Verriegelungen und Schutzvorrichtungen usw.) auf speziellen nicht betriebsbereiten Schalttafeln, die in separaten Räumen des Hauptkontrollraums platziert sind. Die Wartung dieser Geräte wird von Personal durchgeführt, das für den ordnungsgemäßen Betrieb sorgt, aber nicht direkt an der Steuerung des Geräts beteiligt ist;
2. die Verwendung einer zentralen Steuerung mithilfe eines Computers und die Reduzierung der Anzahl der auf einzelnen Sekundärgeräten gesteuerten Parameter; in modernen automatisierten Prozessleitsystemen beträgt die Anzahl solcher Parameter nicht mehr als 10 % der Gesamtzahl;
3. der Einsatz von Ruf-, Gruppen- und Funktionsgruppensteuerungen, bei denen eine Stelle mehrere Aktoren steuert;
4. Platzierung sekundärer Instrumente und Bedienelemente, die nur für relativ seltene Vorgänge erforderlich sind (Vorbereitung für den Start der Einheit), an Hilfstafeln im Operationssaal des Kontrollraums, jedoch außerhalb des Hauptregelkreises (seitlich oder hinter den Bedienern). Wenn eine große Anzahl von Hilfssystemen vorhanden ist, deren Steuerung nicht direkt mit der Steuerung des Haupttechnologieprozesses zusammenhängt, kann für sie ein spezielles Hilfssystempanel (ASB) eingerichtet werden, das sich in unmittelbarer Nähe des Betriebskreislaufs befindet der Hauptkontrollraum.

Eine weitere Möglichkeit, die Belastung der Bediener zu verringern, besteht darin, die Entschlüsselung eingehender Informationen und das Auffinden der erforderlichen Kontrollen zu erleichtern. Zu diesem Zweck nutzen insbesondere moderne Prozessleitsysteme mnemonische Diagramme. Sie stellen ein vereinfachtes Bild des technologischen Diagramms der Ausrüstung mit symbolischen Bildern der Haupteinheiten (Wärmetauscher, Pumpen) dar. An den Stellen, an denen sich die Bilder der entsprechenden Einheiten befinden, befinden sich neben den Absperrorganen Zustandsmelder (Glühlampen mit Lichtfiltern) und an den Stellen, an denen sich die Bilder der Regulierungsbehörden befinden, Position Indikatoren.


Abbildung 1.4. Ein Beispiel für ein Bild einer Produktionslinie in einem mnemonischen Diagramm
1 - mnemonisches Symbol einer Pumpe mit Statusanzeige, 2 - mnemonisches Symbol eines Ventils mit Statusanzeige, 3 - Positionsanzeige des Regelorgans; 4 - Reservoir-Mnemoniksymbol, 5 - Pumpensteuertaste; 6 – Ventilsteuertaste, 7 – Reglersteuertaste, 8 – Druckabweichungsanzeige, 9 – Niveauabweichungsanzeige, 10 – Rotlichtfilter, 11 – Grünlichtfilter

In einigen Fällen enthält das Gedächtnisdiagramm Geräte, die die Werte von Prozessparametern anzeigen, sowie Geräte, die Abweichungen dieser Parameter von der Norm signalisieren. Befindet sich das mnemonische Diagramm in der Reichweite des Bedieners, sind darauf auch Bedienelemente installiert (Abb. 1 4).

a - mit separater Fernbedienung; b – mit angeschlossener Fernbedienung, 1 – vertikale Paneele, 2 – Fernbedienung; 3 - Tischplatte; 4 – vertikales Paneel, 5 – geneigtes Paneel


Abb. 15. Gestaltungsmöglichkeiten für den Betriebskreis der Leitwarte (Ausschnitt):
Strukturell besteht der Betriebskreislauf des Kontrollraums üblicherweise aus vertikalen Instrumententafeln und einer separaten Konsole (Abb. 1.5, a). Die vertikalen Panels beherbergen große Instrumente sowie Blinddiagramme und selten verwendete Bedienelemente. Wenn sich das Blinddiagramm oben auf der Konsole befindet, ist es normalerweise geneigt, um die Sichtbarkeit zu verbessern. Der Bedienteil der Konsole besteht aus einer geneigten (oder horizontalen) Tischplatte, auf der sich Bedienelemente, Stellungsanzeiger für Absperr- und Bedienelemente sowie Anzeigen für den Status von Hilfselektromotoren befinden.


Abb. 1 6. Gestaltungsmöglichkeiten für den Betriebskreis der Leitwarte (Plan)
a – bogenförmig, b – linear, 1 – Bedientafeln, 2 – Fernbedienung, 3 – Fernbedienungstisch, 4 – Hilfstafeln; I - III - Kontrollzonen jeweils für den Reaktor, die Dampferzeuger und die Turbogeneratoren

In einigen Fällen befinden sich sowohl auf der Tischplatte als auch auf dem vertikalen Konsolenaufsatz Gedächtnisdiagramme. Die von einem Bediener bedienten Konsolen haben eine beträchtliche Länge (bis zu 5 m) und im Übergangsmodus arbeitet der Bediener im Stehen. Im stationären Modus, wenn der Umfang der Steuervorgänge gering ist, kann der Bediener im Sitzen arbeiten. Zu diesem Zweck ist auf der Konsole ein spezieller Arbeitsplatz vorgesehen, in dessen Nähe sich die wichtigsten Bedien- und Bedienelemente befinden. Die Tischplatte dieses Arbeitsplatzes muss frei von Instrumenten sein, damit der Bediener Anweisungen anwenden, Notizen machen usw. Oftmals z Ein Arbeitsplatz ist nicht auf einer Fernbedienung organisiert, sondern auf einem speziellen Fernbedienungstisch, auf dem sich nur das Telefon befindet, und in modernen Systemen - Kommunikationsgeräten mit dem Computer
Hilfspanels (wie lokale Bedienfelder) verfügen in der Regel nicht über separate Konsolen, sondern sind in angebauter Ausführung ausgeführt (Abb. 1.5, b) und arbeiten an solchen Konsolen in der Regel im Stehen.
Grundsätzlich gibt es zwei gängige Gestaltungsmöglichkeiten für den Leitwartenbetriebskreis: bogenförmig und linear (Abb. 1.6). Typischerweise wird die Einheit von zwei oder drei Bedienern über eine, zwei oder drei Konsolen gesteuert. Um den Zugang zu den vertikalen Paneelen zu erleichtern, sind zwischen den Konsolen Lücken angebracht.
Direkt vor den Konsolen befinden sich Bedienpanels, an den Seiten und dahinter Hilfspanels. Typischerweise befindet sich in der Mitte des Kontrollraums eine Schreibtischkonsole für den Schichtleiter (oder leitenden Bediener) der Einheit. Am selben Tisch können Bedienerarbeitsplätze für sitzendes Arbeiten reserviert werden.
Die Platzierung von Instrumenten und Geräten auf den Schalttafeln und Konsolen des Kontrollraums erfolgt nach dem technologischen Prinzip der Reihenfolge, d. h. von links nach rechts, entsprechend dem technologischen Prozess (Reaktor – Hauptumwälzpumpe – Dampferzeuger – Turbogeneratoren). Dementsprechend sind die linken Hilfsschalttafeln für die Steuerung des Reaktors und der Dampferzeuger vorgesehen, die rechten für die Steuerung der Turbogeneratoren.
Im Raum des Betriebskreislaufs des Kontrollraums werden die vorgeschriebene Beleuchtung von Tafeln und Konsolen (200 Lux), Temperatur (18–25 °C) und Luftfeuchtigkeit (30–60 %) der Luft gewährleistet; Der Geräuschpegel sollte 60 dB nicht überschreiten. Kontrollräume werden nach einem speziellen architektonischen Entwurf gebaut, der ästhetische und technische Anforderungen berücksichtigt. Der Kabelzugang zu allen Schalttafelgeräten muss gewährleistet sein. Der Kontrollraum muss den Sicherheitsstandards, Brandschutznormen und Elektroinstallationsvorschriften entsprechen.
Der Betriebskreis der Leitwarte nimmt nur einen Teil aller Leitwartenräume ein. Ein erheblicher Bereich wird von nicht betriebsbereiten Panels eingenommen. Typischerweise befindet sich der Betriebsschaltkreis im zentralen Teil des Kontrollraums, und die nicht betriebsbereiten Schalttafeln befinden sich in Räumen an den Seiten des Operationssaals. Es gibt Grundrisse, bei denen sich nicht-operative Bedienfelder unter dem Operationssaal befinden. Angesichts der erheblichen Anzahl von Kabelverbindungen zwischen dem Betriebskreis des Kontrollraums und dem Computer wird auch angestrebt, den Computerraum näher an den Operationssaal zu bringen.
Das Backup Control Panel (RCC) befindet sich in einem speziellen Raum, der vom Kontrollraum durch einen feuerbeständigen Zaun oder in einiger Entfernung von diesem getrennt ist, so dass der Zugang zu ihm ungehindert und in kürzester Zeit gewährleistet werden kann. Der Umfang der in der Leitwarte installierten Überwachungs- und Steuerungsgeräte muss für die normale Abschaltung der Anlage auch bei Unfällen in der Prozessausrüstung ausreichen, sofern alle Sicherheitsanforderungen erfüllt sind.

Für viele ist es ein unerreichbarer Traum, zu einem in Betrieb befindlichen Kernkraftwerk zu gelangen.
Mehrstufiges Sicherheitssystem, Strahlung und der brodelnde Schlund eines Atomreaktors.
...Willkommen zurück!

1. Kernkraftwerk Smolensk. Desnogorsk.
Eines von 10 in Betrieb befindlichen Kernkraftwerken in Russland.
Ein Kernkraftwerk, das 8 % des Stroms in der Zentralregion und 80 % in der Region Smolensk liefert.
Und einfach ein riesiges Bauwerk, dessen Ausmaß einen beeindruckenden Eindruck hinterlassen wird.

2. Der Baubeginn des Kernkraftwerks wurde 1973 angekündigt.
Und bereits Ende 1982 wurde das Triebwerk Nr. 1 in Betrieb genommen.
Ich werde nicht viel über das Zugangssystem sprechen, weil es unmöglich ist, ich werde nur sagen, dass es mehrstufig ist.
Jede Eintrittsstufe in ein Kernkraftwerk hat ihre eigene Art von Sicherheit. Und natürlich jede Menge Spezialausrüstung.

3. Beim Besuch eines Kernkraftwerks müssen Sie sich zunächst ausziehen.
Und dann alles weiß, sauber anziehen...
Bis hin zu Socken und Mützen.

4. Ein wunderbares Souvenir aus einem Atomkraftwerk. Und es ist kein Kaugummi.
Sie drehen die Orgel und die Ohrstöpsel fallen Ihnen in die Hand.

5. Im Prinzip besteht dafür kein besonderer Bedarf, denn zu Helmen, die auch getragen werden müssen, gehören lärmabsorbierende Kopfhörer.

6. Ja, auch Schuhe sind individuell.

7. Ta-daaam!
Der Krieger des Lichts ist bereit zu passieren!

8. Ein obligatorisches Kleidungsstück ist ein individuelles Summendosimeter.
Jeder erhält einen eigenen, der am Ende des Tages zurückgegeben wird und die kumulierte Strahlendosis zeigt.

9. Das ist es. Wir sind drinnen.
Dies ist ein kontrollierter Zugangsbereich. Vor uns liegt der Reaktor...

10. Durch Gänge, Galerien, durch Sicherheitssysteme gelangen wir hinein...

11. Und wir befinden uns im Schaltschrank des Kernkraftwerks.
Das ist das Gehirn der Station.
Von hier aus wird alles gesteuert...

12. Die Anzahl der Tasten, Schaltkreise, Lichter und Monitore blendet die Augen ...

13. Ich werde Sie nicht mit komplexen technischen Begriffen und Prozessen langweilen.
Aber hier werden zum Beispiel die Reaktorstäbe gesteuert.

14. Wechsel der Steuereinheit – 4 Personen. Sie arbeiten hier 8 Stunden lang.
Es ist klar, dass die Schichten rund um die Uhr stattfinden.

15. Von hier aus werden sowohl der Reaktor als auch der Block selbst und die Turbinen des Kernkraftwerks gesteuert.

16. Auch hier ist es kühl, ruhig und gelassen.

17. Ein ernstzunehmender Schlüssel ist AZ – „Notfallschutz“.
Die Sicherheit von Kernkraftwerken hat oberste Priorität. Das gesamte System ist so perfekt, dass es den Einfluss von außen auf das Management ausschließt.
Automatisierung kann im Notfall alles ohne die Beteiligung von Menschen erledigen, aber nicht umsonst sind hier Profis im Einsatz.
Das Abschalten des Reaktors, falls etwas passiert, ist übrigens kein Zwischenfall, sondern ein kontrollierter technologischer Vorgang.
Zur vorbeugenden Wartung wird auch der Reaktor abgeschaltet.

18. In den 32 Betriebsjahren des Kernkraftwerks wurde hier kein einziger Notfall oder Anstieg der Hintergrundstrahlung verzeichnet.
inkl. und über dem Nullniveau (Mindestniveau) auf der internationalen INES-Skala eingestuft.
Das Schutzniveau der Kernkraftwerke in Russland ist das beste der Welt.

19. Und wieder – lange Reihen von Kippschaltern, Monitoren und Sensoren.
Ich verstehe nichts...

20. Fachleute besprechen mögliche Notfallsituationen.

21. Und jemand macht ein Selfie an einem Ort, der für den Normalbürger unerreichbar ist ...
Ist Ihnen aufgefallen, dass alle ohne Helm unterwegs sind? Damit sie nicht versehentlich auf irgendetwas fallen...

22. Lass uns nach oben gehen.
Sie können den Aufzug nutzen oder zu Fuß über Stufen mit speziellem Strahlenschutz in die 8. Etage gehen.
Sieht aus, als wäre es lackiert...

23. Hoch..

24. Nochmals - mehrere Schutzkordons.
Und hier ist die zentrale Halle des Kraftwerksblocks 1.
Im Kernkraftwerk Smolensk gibt es drei davon.

25. Die Hauptsache hier ist der Reaktor.
Es selbst ist riesig – unten, aber hier sieht man nur sein Sicherheitsplateau. Dies sind Metallquadrate - Baugruppen.
Sie sind eine Art Stopfen mit Bioschutz, der die technologischen Kanäle des Reaktors blockiert, die Brennelemente enthalten – Brennelemente mit Urandioxid. Insgesamt gibt es 1661 solcher Kanäle.
Sie enthalten Brennelemente, die durch eine Kernreaktion starke Wärmeenergie freisetzen.
Dazwischen sind kontrollierte Schutzstäbe eingebaut, die Neutronen absorbieren. Mit ihrer Hilfe wird die Kernreaktion kontrolliert.

26. Es gibt so eine Be- und Entlademaschine.

27. Ihre Aufgabe ist es, Brennstoffzellen zu ersetzen. Darüber hinaus ist dies sowohl bei gestopptem als auch bei laufendem Reaktor möglich.
Riesig natürlich...

28. Während niemand sieht...

29. AAA! Ich stehe!
Es gibt ein Summen und Vibrieren unter den Füßen. Das Gefühl ist unwirklich!
Die Kraft eines Siedereaktors, der Wasser augenblicklich in Dampf verwandelt, lässt sich nicht in Worte fassen ...

30. Tatsächlich mögen es Kernkraftwerksarbeiter nicht wirklich, wenn sie über das Plateau laufen.
„Niemand tritt auf Ihren Schreibtisch…“

31. Wirklich positive Menschen.
Sehen Sie, wie sie leuchten. Und zwar nicht aus Strahlung, sondern aus Liebe zu meiner Arbeit.

32. In der Halle gibt es ein Schwimmbad. Nein, nicht zum Schwimmen.
Abgebrannter Kernbrennstoff wird hier bis zu 1,5 Jahre unter Wasser gelagert.
Und auch Stände mit fertigen Brennelementen – sehen Sie, wie lang sie sind? Bald wird ihr Platz im Reaktor sein.

33. In jedem Röhrchen (TVEL) befinden sich kleine zylindrische Tabletten aus Urandioxid.
„Man kann mit frischem Brennstoff im Arm schlafen“, sagen die Arbeiter von Kernkraftwerken ...

34. Brennstoff bereit zum Laden in den Reaktor.

35. Der Ort ist zweifellos beeindruckend.
Aber die Frage der Strahlung schwirrt mir ständig durch den Kopf.

36. Sie riefen einen Spezialisten an – einen Dosimeter.
Das Echtzeitdosimeter im Zentrum des Reaktors zeigte einen etwas höheren Wert an als auf den Straßen Moskaus.

38. Leistungsstarke Umwälzpumpen versorgen den Reaktor mit Kühlmittel – Wasser.

39. Hier ist das Grollen schon am stärksten
Ohne Kopfhörer geht es nicht.

40. Gönnen wir unseren Ohren beim Übergang etwas Ruhe.

41. Und wieder mit lautem Lärm – die Turbinenhalle des Kernkraftwerks.

42. Nur eine riesige Halle mit unglaublich vielen Rohren, Motoren und Aggregaten.

43. Der aus dem Wasser freigesetzte Dampf, der den Reaktor kühlt, gelangt hierher – zu den Turbogeneratoren.

44. Turbine – das ganze Haus!
Dampf dreht seine Klingen mit einer Geschwindigkeit von genau 3000 Umdrehungen pro Minute.
Dadurch wird thermische Energie in elektrische Energie umgewandelt.

45. Rohre, Pumpen, Manometer...

46. ​​Der Abdampf wird kondensiert und dem Reaktor in flüssiger Form wieder zugeführt.

47. Die Wärme aus dem Abdampf wird übrigens auch für die Stadt genutzt.
Die Kosten einer solchen Wärmeenergie sind sehr gering.

48. Strahlungskontrolle ist ein völlig separates Thema.
Ein mehrstufiges Wasserfiltersystem, Sensoren im gesamten Kernkraftwerk, in der Stadt und in der Region, ständige Sammlung von Analysen und Proben aus der Umgebung und ein eigenes Labor.
Alles ist transparent – ​​Berichte können in Echtzeit auf der Rosenergoatom-Website eingesehen werden.

49. Es ist auch nicht einfach, die kontrollierte Zugangszone zu verlassen.
Hier gibt es dreimal eine vollständige Strahlenkontrolle, bis Sie wieder in Ihrer Unterhose sind.

50. Nun, nach verantwortungsvoller Arbeit und imaginären Erlebnissen können Sie ein herzhaftes Mittagessen einnehmen.

51. Das Essen hier ist köstlich.
Im Kernkraftwerk arbeiten übrigens etwa 4.000 Mitarbeiter, der Durchschnittslohn liegt bei etwa 60.000 Rubel.

52. Nun, was soll ich sagen – ich habe keine Angst mehr.
Es gibt viel Kontrolle. Überall herrscht Ordnung, Sauberkeit, Arbeitsschutz und Sicherheit.
Schließlich ist der Mensch ein großartiger Mann – so etwas zu erfinden und zu nutzen ...

Ein Atomkraftwerk besichtigen – FERTIG!
Vielen Dank an Rosenergoatom Concern für diese unglaubliche Gelegenheit.