(1 Fakultät für Informationswissenschaft und -technologie, Liaoning Universität für Erdöl- und Chemietechnologie; 2 Liaoning Nuclear Power Co., Ltd.; 3 Kernkraftwerk Fushun) Zusammenfassung: Dieser Artikel beschreibt Inhalt und Konfiguration der Nachrüstung des Prozessleitsystems (DCS) für die Blöcke 1–4 des Kernkraftwerks Tongliao und erläutert systematisch Struktur, Funktion und Eigenschaften des HIACS-5000-Systems sowie das grundlegende Designkonzept des koordinierten Regelsystems für die Blöcke. Schlüsselwörter: Kraftwerks-DCS, elektrohydraulisches Regelsystem für Turbinen 1 Überblick Das Kernkraftwerk Tongliao befindet sich in der Stadt Tongliao in der Inneren Mongolei und hat eine Erzeugungskapazität von 4 × 200 MW. Die ersten beiden Blöcke wurden 1985, die beiden anderen 1989 bzw. 1990 in Betrieb genommen. Die Hauptausrüstung der vier Blöcke wurde von der Harbin Electric Corporation hergestellt. Zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme war das Steuerungssystem das zusammengebaute Instrumentierungs- und Steuerungssystem TF900. Von 1996 bis 1999 wurden die vier Blöcke mit DCS- und DEH-Systemen modernisiert. DCS und DEH waren integriert, die Systemhardware basierte auf dem Steuerungssystem HIACS-3000. Da die anfänglichen Modernisierungen der Blöcke 1 und 2 relativ geringfügig waren und nur eine begrenzte Systemfunktionalität aufwiesen, wurden sie 2003 und 2004 mit dem Steuerungssystem HIACS-5000/M weiter ausgebaut. Dies verbesserte die Systemfunktionalität, sodass das DCS-System nun ein analoges Steuerungssystem (MCS), ein Datenerfassungssystem (DAS), ein sequentielles Steuerungssystem (SCS), ein Ofensicherheitsüberwachungs- und -schutzsystem (FSSS), ein elektrohydraulisches Turbinenregelungssystem (DEH) und ein Turbinennotabschaltsystem (ETS) umfasste. Im Laufe der Betriebsjahre traten im DCS-System auch einige Konstruktions- und Hardware-Schwachstellen und Probleme auf. Durch kontinuierliche Systemverbesserungen konnten einige Sicherheitsrisiken behoben und der sichere und stabile Betrieb der Blöcke gewährleistet werden. Die Modernisierung steigerte den Automatisierungsgrad der Produktion im Werk deutlich. 2. Systemstruktur und Funktionen des HIACS-5000-Systems Das HIACS-5000-System ist ein zweistufiges Steuerungssystem: die Überwachungs- und Steuerungsebene sowie die Prozesssteuerungsebene. Die Überwachungs- und Steuerungsebene umfasst Bedienerstationen (POC), historische Datenstationen (HDS) und Druckstationen (PRS). Die Prozesssteuerungsebene besteht aus Prozessleitstationen, Datenerfassungsstationen und Ingenieurstationen. 1) Die Hardware der Bedienerstation der Überwachungs- und Steuerungsebene umfasst einen Computer, einen Trackball, eine dedizierte Tastatur usw. Die Bedienerstation dient als Mensch-Maschine-Schnittstelle und stellt den Bedienern verschiedene Informationen zum Produktionsprozess bereit. Sie überwacht das Anfahren, Abschalten und den Normalbetrieb des Generatorsatzes sowie die Behandlung von Anomalien und Störungen. Die Daten werden über die Konfigurationstools des Systems eingerichtet. Zu den spezifischen Überwachungsfunktionen gehören: Systemablaufdiagramme, Echtzeit-Trendanzeige, Störungsanalyse und -speicherung, Betriebsprotokolle und Überwachung des Anlagenstatus. Die historische Datenstation dient der Berechnung der Leistungseffizienz, der Speicherung und dem Abruf historischer Daten. Zusätzlich verfügt sie über dieselben Überwachungsfunktionen wie die Bedienerstation, jedoch nicht über deren Steuerungsfunktionen. Die Druckstation (PRS) ist ein Netzwerk-Laserdrucker, der für den Druck verschiedener Daten, Statusmeldungen und Berichte sowie für Bildschirmausdrucke zuständig ist. 2) Die Prozessleitstation übernimmt hauptsächlich Steuerungsfunktionen wie Datenerfassung und -verarbeitung, Berechnung der Steuerungslogik und Ansteuerung von Aktoren. Sie überträgt die zu überwachenden Daten über das Netzwerk mittels Systemsteuerung an die Bedienerstation und empfängt und führt gleichzeitig deren Anweisungen aus. Das System bietet umfangreiche Softwaremodule zur Realisierung von Funktionen wie Regelungs-, Binär- und Schutzsteuerung. Jede Prozessleitstation kann anhand ihrer Aufgaben mit verschiedenen Vorlagen konfiguriert werden, darunter Vorlagen für analoge Eingänge, Thermoelement-Eingänge, RTD-Eingänge, Impulsakkumulation, Ereignisablaufaufzeichnung, digitale Eingänge, analoge Ausgänge, digitale Ausgänge, Stromausgangssteuerung, Steuerung von Hilfsmaschinenabläufen und Vorlagen zur Erweiterung der Prozess-E/A. Die Datenerfassungsstation ist mit der Prozessleitstation identisch, verfügt jedoch nicht über Ausgabevorlagen zur Ansteuerung von Feldgeräten. Sie erfasst und verarbeitet primär Prozessgrößen, die nicht zur Anlagensteuerung gehören, aber zentral überwacht werden, und überträgt die aufbereiteten Daten über das Netzwerk und den Systemcontroller an die Bedienerstation. Die Ingenieurstation kann direkt mit dem Maschinengruppencontroller oder über das Netzwerk verbunden werden. Sie dient der Logikkonfiguration, dem Programm-Download, der Fehlersuche im Feld und der Wartung. Das Kommunikationsnetzwerk des mACS-5000-Systems umfasst zwei Netzwerke: das Anlagennetzwerk CU-Netzwerk10 und das Systemnetzwerk CV-Netzwerk/E, die über den Systemcontroller HISEC-04M/IXe miteinander verbunden sind. 3. DCS-Systemkonfiguration: Die DCS-Konfiguration der Anlage ist in Abbildung 1 dargestellt. Basierend auf den betrieblichen Anforderungen der Anlage und unter Berücksichtigung der Eigenschaften des HIACS-5000-Systems ist die Überwachungs- und Steuerungsebene des DCS-Systems mit 5 Bedienerstationen, 1 Station für historische Daten und 1 Druckstation konfiguriert. Gemäß den Prinzipien der räumlichen Dezentralisierung und der relativ unabhängigen und vollständigen Funktionen jeder Station ist die Prozesssteuerungsebene des DCS-Systems mit 10 Prozesssteuerungsstationen und 2 Datenerfassungsstationen konfiguriert. Abbildung 1.4 veranschaulicht die Vollständigkeit des DEH-Systems. Das DEH-System ist das elektrohydraulische Regelsystem der Turbine mit einem umfassenden und strengen Funktionsdesign, das nahezu alle wesentlichen Betriebsfunktionen der Turbine umfasst, darunter Drehzahlregelung und -schutz, Lastregelung und -schutz, Online-Tests, Online- (Offline-)Kalibrierung, Ventilmanagement, Ventilschaltung, Ventilkalibrierung und Spannungsberechnung. Nach der Einführung des DCS-Systems traten jedoch auch einige Probleme auf: 4.1 Verbesserung der Signalverarbeitungslogik für die Generator-Netzverbindung und -trennung. Während des Anfahrvorgangs von Block 2 nach der DEH-Modifikation trat folgendes Phänomen auf: Der Block beschleunigte beim Kaltstart ohne Vorwärmung direkt auf 3000 U/min. Die Analyse ergab, dass während des Beschleunigungsvorgangs der Gleichstromschalter der elektrischen Steuerung geschlossen war. Das DEH-System empfing daraufhin vom elektrischen Steuerungssystem ein Generatorabschaltsignal, das fälschlicherweise als Auslösesignal des Ölschutzschalters im Normalbetrieb interpretiert wurde. Die Solldrehzahl wurde automatisch auf 3000 U/min eingestellt. Daher beschleunigte der Block ohne Vorwärmung direkt. Um dies zukünftig zu verhindern, wurden zwei Maßnahmen ergriffen: Erstens wurde die Gleichstromversorgung der elektrischen Steuerung vor dem Turbinenstart eingeschaltet. Zweitens wurde die Steuerlogik so modifiziert, dass die Signale für die Netzanbindung und -abschaltung des Generators gespeichert werden. Die Logik für die Netzanbindung vor der Modifikation ist in Abbildung 2, die modifizierte Logik in Abbildung 3 dargestellt. Der Vergleich der beiden Diagramme zeigt, dass die modifizierte Logik einen FF-Trigger verwendet, um die Signale für die Netzanbindung und die Auslösung des Ölschutzschalters zu speichern. Selbst wenn die Gleichstromversorgung für die elektrische Steuerung nach einer Abschaltung ausfällt, kann die Logik das Generatorabschaltsignal aufrechterhalten. Dadurch werden Signalstörungen im System während des nächsten Stromversorgungsvorgangs und fehlerhafte Steuerbefehle vermieden. 4.2 Änderung des Steuersignals des Drehzahlbegrenzer-Schiebers: Der Drehzahlbegrenzer-Schieber aktiviert sich bei Generatorausfall aufgrund eines Fehlers und schließt das Drehzahlregelventil, um eine Überdrehzahl der Turbine zu verhindern. Er öffnet sich automatisch nach 2 Sekunden, um die Turbine im Leerlauf zu halten. Bei einem Generatorausfall von Block 3 stellte sich heraus, dass der Drehzahlbegrenzer-Schieber nicht ordnungsgemäß aktiviert hatte. Nach Überprüfung und Prüfung funktionierte der gesamte Stromkreis einwandfrei, und der statische Test bestätigte seine Funktion. Es bestand der Verdacht, dass das Generatorauslösesignal nicht gesendet wurde. Nach Überprüfung des Signals durch das Elektropersonal stellte sich heraus, dass der Generatorauslösekontakt vom Generator-Hauptschutzrelais abgegriffen wurde. Da der Generatorausfall durch ein Problem im Netzsystem verursacht wurde, löste die Stabilisierungseinrichtung den Generator aus, und der Generator-Hauptschutz wurde nicht aktiviert. Daher aktivierte sich der Drehzahlbegrenzer-Schieber erwartungsgemäß nicht. Diese Situation könnte jedoch zu einer Turbinenüberdrehzahl führen. Um sicherzustellen, dass das Überdrehzahlbegrenzungsventil unter allen Umständen korrekt funktioniert, haben die Thermoingenieure und Elektrotechniker gemeinsam das vom Überdrehzahlbegrenzungsventil abgenommene Generatorabschaltsignal auf das Generatorabschaltsignal (direkt vom Hilfskontakt des Ölschalters) umgestellt. Dadurch kann das Überdrehzahlbegrenzungsventil unabhängig davon, ob die Generatorabschaltung system- oder generatorbedingt ist, korrekt arbeiten. 4.3 Deaktivierung der Frequenzregelung durch Ventilstellungsregelung Das DEH-System verfügt über vier Regelungsmodi: Drehzahlregelung, Ventilstellungsregelung, Leistungsregelung und Hauptdampfdruckregelung. Die Drehzahlregelung wird nur beim Anfahren der Anlage verwendet. Im Normalbetrieb werden üblicherweise nur Ventilstellungsregelung und Leistungsregelung genutzt. Aufgrund betrieblicher Anforderungen ist es jedoch mitunter erforderlich, von der Leistungsregelung auf die Ventilstellungsregelung umzuschalten. Dieser Wechsel zwischen den beiden Regelungsmodi sollte nahtlos erfolgen. Beim Umschalten von der Leistungsregelung auf die Ventilstellungsregelung trat jedoch eine Laststörung auf. Die Analyse ergab, dass die Störung durch die primäre Frequenzregelungsfunktion unter Ventilstellungsregelung verursacht wurde. Um eine synchrone Netzanbindung zu gewährleisten, muss die Turbinendrehzahl an die Netzfrequenz angepasst werden. Nach dem Netzanschluss wird der Sollwert der Frequenzregelung in der Ventilpositionsregelung auf den Sollwert vor dem Netzanschluss fixiert und bleibt unverändert. Eine Überprüfung ergab, dass der Maximalwert 3014 U/min beträgt, während die Drehzahl der Anlage im Normalbetrieb üblicherweise stabil bei 3000 U/min liegt. Beim Umschalten von der Leistungsregelung auf die Ventilpositionsregelung wird daher die primäre Frequenzregelung aktiviert, was zu einer sprunghaften Störung im Mikroprozessorausgang führt (bei Soll-/Istdrehzahl steigt der Mikroprozessorausgang, was zu einer erhöhten Last führt; bei Soll-/Istdrehzahl sinkt der Mikroprozessorausgang, was zu einer verringerten Last führt). Da die Ventilpositionsregelung ein offener Regelkreis ist, ist ihre Beteiligung an der primären Frequenzregelung des Stromnetzes nicht sinnvoll. Daher wurde die primäre Frequenzregelungsfunktion der Ventilpositionsregelung im DEH-System deaktiviert, um einen reibungslosen Übergang zwischen Leistungs- und Ventilpositionsregelung zu gewährleisten. 5. Fazit Durch kontinuierliche Problemlösung und Verbesserung des DCS-Systems konnte die Anzahl der Fehler im DCS-System in den letzten Jahren jährlich reduziert werden. Das System ist zunehmend vollständiger und stabiler geworden und bietet somit eine gute technische Grundlage für den sicheren und stabilen Betrieb der Anlagenteile. Langfristige Betriebsergebnisse und diverse Tests belegen die Angemessenheit des modifizierten Logikdesigns. Die Steuerungsstrategien und -methoden sind optimal auf die Eigenschaften der Anlagenteile abgestimmt, wodurch der Automatisierungsgrad der Anlagenteile deutlich verbessert und eine zuverlässige technische Grundlage für den sicheren, stabilen und wirtschaftlichen Betrieb der Generatoren geschaffen wird. Dies führt zu einem hohen wirtschaftlichen und sozialen Nutzen. Literatur: 1 Chen Suohong. Application of HIACS-500OM Distributed Control System Subnet in Engineering. Northwest Electric Power Construction, 2004(2). 37-39 2 Yang Zhongda. Configuration and Characteristics of DCS System of Unit 2, Panshan Power Plant. North China Electric Power Technology, 2000,(2). 20-21 3 Lan Zhiyong, He Ye. Probleme und Lösungen des DCS-Systems des Kraftwerks Lianzhou. Electric Power Science and Engineering, 2003(1). 72-74