核电设备范文篇1

关键词：核电DCS；标准控制逻辑；长信号控制逻辑

中图分类号：TP3

文献标识码：A

文章编号：1009-3044（2017）10-0235-04

1.引言

在核电DCS设计中，一层逻辑与二层画面并非同一个厂家的产品，这就需要双方制定规则，以保证数据通信正确，准确显示所控制设备的状态。但是在最初设计时，往往有一些特殊的信号逻辑未能全面考虑，所以在DCS实施过程中就要灵活处理，以满足设计要求。FOXBORO的I/A系统在核电DCS控制领域得到了广泛应用，经过长时间的积累，其泵、阀、风机等设备的控制逻辑已经形成一整套标准控制逻辑并制作成模板，能适用于大部分控制设备。在项目中经过大量的践发现，这些标准控制逻辑只适用于常见的脉冲型指令控制设备，如遇到特殊的需要长信号控制的设备就要对这些标准控制逻辑上进行改进和优化才能达到理想效果。本文通过与标准控制逻辑比较来阐述长信号控制设备的逻辑设计，为同类逻辑控制设计提供参考。

2.标准控制逻辑设计

2.1标准控制逻辑详细说明

在DCS逻辑组态之前，工程师为不同类型的设备精心设计了大量的标准控制逻辑，这样既可以做到统一管理，也为组态提供了方便，节省时间成本。为了更清楚的说明长信号逻辑与标准逻辑的差异，首先需要介绍一下标准控制逻辑。从控制方式上分，标准控制逻辑中设计了手动控制和自动控制；从优先级上分，保护控制高于手动控制和自动控制，自动控制又高于手动控制。这些控制命令都有个限制条件，也就是开允许和关允许。如图1所示。

一个设备在同一时间只能有一个操作模式，要么手动控制，要么自动控制。从图1中可以看出，在手/自动控制选择逻辑中（B103，B104）使用了一个Rs触发器来实现手/自动控制切换。手动命令需要在系统切换到手动模式下才可以操作，自动命令需要系统切换到自动模式下才能起作用。操作员可以根据实际的运行规程和运行状态来进行操作模式的选择。如启动时先进行手动操作，当设备运行正常时，再投入自动，此时禁止操作员手动干预，设备会通过温度压力等自动连锁信号来执行控制；选择手自动模式时，还可以根据实际状态下的启停条件来设置控制命令的可用性，使其在允许条件存在时手自动启停命令才可以下发。

手动命令有来自于现场就地控制柜的手动信号，也有来自操作员站的控制命令，也就是核电DCS上常说的二层KIC命令。自动命令是根据设备运行的实际工艺需求而设计的连锁启停控制，不需要人为干预。保护命令主要来自于反应堆停堆和安全功能相关指令，因此出于对电站安全保护需求，保护命令优先于手动命令和自动命令。

从启停命令输出来看（B001，B002），输出命令之前的Rs触发器是由开状态和关状态以及开故障和关故障复位的，也就是说当设备完成操作员想达到的状态后自己复位操作命令。不管这个设备启停需要多长时间，最终都会在设备完成动作后复位命令信号，因此可以说这种控制方式就是常见的脉冲控制。

2.2二层KIC画面的显示

以操作员点击启动按钮，到开状态出现并复位开命令为例，二层KIC画面应该收到DCS一层逻辑通过PAKOUT输出块送来的32位编码以显示设备启动成功的状态。如图2所示。

此时INl（开状态）应该是“1”，IN27（开命令）应该是“0”，经与二层KIC设计文件进行查找，可以确认设备状态正确，如表1所示。

3.长信号控制逻辑设计

长信号控制设备所需的控制命令肯定是要长期保持的，这也是区别于脉冲命令控制设备的原因。那么之前介绍的标准控制逻辑是不是就不能使用了，答案是否定的。

长信号控制设备和脉冲信号控制设备都需要设置手伯动控制，也都需要优先级更高的保护控制，这与标准控制逻辑的功能没什么区别，那么我们只需想办法把输出命令（B001，B002）变成长信号即可。前文已经提到之所以输出命令会以脉冲形式输出，是因为输出命令之前的RS触发器被开状态和关状态或开故障和关故障复位掉了，这两组复位信号中我们只能选择屏蔽开状态和关状态来实现把输出命令脉冲信号变成长信号。在实际项目中设计院设计的厨房的排风机逻辑图中明确要求风机控制要使用长信号，如图3所示。

从图3中可以看出开状态和关状态的信号不再送到u块的Bill和B112，u1块的Bill和B112设置为长“0”状态，从而开屏蔽了开状态和关状态复位输出命令的功能。

此时再假设以操作员点击启动按钮开始，到开状态出现为止，二层KIC画面将收到PAKOUT输出块送来的32位编码：INl（开状态）应该是“1”，IN27（开命令）也应该是“1”，同样在二层KIC设计文件中进行查找，但是没有找到这个状态。此时设备处于二层KIC未知的状态，画面上也就不能正确的显示图标。这种设计是不完善的，经过仔细分析，问题出在PAKOUT输出块上，虽然得到了长信号输出，但不应该影响开状态和关状态对送到PAKOUT输出块上的输出命令复位。根据这种设计思想，在PAKOUT输出块之前加入一段逻辑来保证二层KIC显示正确。如图4所示。

新添加的逻辑块中设计了两个RS触发器，开命令（IN27）之前的触发器用开命令置位，用开状态、开故障和关命令复位；关命令（IN28）之前的触发器用关命令置位，用关状态、关故障和开命令复位。这样设计之后下发的命令为长信号，进入二层的数据调整为与标准控制逻辑信号一致，控制逻辑和显示逻辑互不干扰。经过再次用启停设备操作测试，命令下发正常，二层KIC显示也正常，证明组态逻辑优化成功，达到预期效果。

核电设备范文篇2

论文关键词：核电厂,老化管理,电仪设备,筛选

1956年，英国CalderHall核电厂投产，标志着核电正式开始商用。早期的核电厂设计寿命是基于投资回报得出的，通常是30年到40年。然而，实际运行经验表明，超出设计年限后，核电厂主体仍然处于安全可用状态，满足安全运行要求，这就使得原有核电厂的延寿成为可能，从而进一步提升其经济性和环境效益。

核电厂有众多系统、构筑物和部件（SSCs），因使用材料、功能、使用环境等各种因素的差异，部分设施难以达到电厂的设计寿命，更不可能满足延寿要求。为了保证核电厂的安全运行，并为延寿工作提供技术保障，核电厂的老化管理逐渐受到重视。

目前，世界范围内已开展了一些关于核电厂设备老化的研究，其中以美国的研究最为深入。目前比较著名的是GALL（GenericAgeing

LessonsLearned）和IGALL（InternationalGenericAgeingLessonsLearned）。研究的内容既包括老化带来的SSCs的性能下降，也包括技术、标准和管制要求更新带来的改进需求。核电厂中，仅设备就数以万计，如果对所有SSCs均进行老化管理，则工作量十分浩大，既难以执行，也无必要。为保证老化管理工作的有效展开，兼具合理的经济性，需要借鉴分级的思想，对设备进行老化评估筛选，视具体情况采取不同的老化管理策略。

1老化评估筛选

1.1老化管理的基本思想

老化管理，理论上涉及到核电厂的所有系统、构筑物和部件，需要对其定量分析和评价，制定维护、在线监测、试验、监控、运行、技术支持等与老化密切相关的程序和活动。

核电厂在设计之初，为达到安全性和经济性的平衡，广泛采用了以安全为衡量标准的分级思想，根据SSCs对核安全的影响，对其进行核安全分级。这种分级也成为老化评估筛选的主要依据。

在老化筛选中，首先关注安全相关的SSCs，即它们能：（1）保持反应堆冷却剂压力边界的完整性；（2）使反应堆停堆并保持在安全停堆状态；（3）防止或减少向环境释放大量放射性的事故后果。核电厂老化管理重点关注安全级别高，老化效应对电厂运行影响严重的SSCs，如反应堆压力容器、蒸汽发生器等。

对于非安全的SSCs，一般不予考虑。但是一些非安全的SSCs，其失效可能会影响安全功能的执行，即安全重要的非安全相关类，则也应筛选出来。

另外一些重要的专项要求也需要考虑，如影响电厂安全的防火（FP）、环境鉴定（EQ）、预期瞬态未停堆（ATWS）以及涉及全厂断电（SBO）的SSCs也应纳入老化管理的范畴。护理论文

1.2老化评估筛选的步骤

老化评估筛选分为两个步骤和四个判据。第一步是根据系统或构筑物的安全分级筛选，第二步是确定需要开展老化管理研究的设备清单，见图1：

步骤1：根据系统或构筑物的安全分级筛选

列出全厂的系统清单及其安全分级。如果其与核电厂安全无关，则不需要进一步老化评价和筛选。如果其与核电厂安全有关，则保留，以供进一步筛选。

系统的安全功能在设计时已进行了划分，此步骤可直接根据设计成果，筛选出的是一份较短的特定系统清单。

步骤2：确定需开展老化研究的设备和部件清单

根据步骤1筛选出的系统清单，进一步列出组成这些系统的设备和部件。因各设备和部件功能、结构、运行方式以及已有的老化管理方式的不同，并非都需要进一步开展老化研究。为此，总结了3个判据，依次进行详细分析，定量评价，完成进一步筛选。

1）确定设备失效是否会导致系统安全功能丧失，应考虑以下几个因素：

（1）当部件不能满足其最低限度性能要求（包括所需的安全裕度）时，认为设备和部件失效；

（2）假定性能劣化是由老化造成的；

（3）根据设备和部件对安全功能的重要性分别考虑；

（4）不考虑设备和部件的多重性或多样性。

2）确定老化引起的性能劣化是否可能导致设备失效，应考虑以下几个因素：

（1）将设备和部件的设计寿命作为评价失效可能性的依据；

（2）需考虑当前对设备和部件老化机理的掌握程度；

（3）分析设备和部件失效的工业经验和电厂运行经验。

3）分析目前的运行维修方式是否能及时探测到设备的老化引起的性能劣化，应考虑以下几个因素：

（1）现有的设备和部件工况指标是否适合用于监测老化所致的性能劣化；

（2）现有的技术是否能有效监测这些工况指标；

（3）现有的运行、维护方式是否合适。

步骤2完成后，便完成了设备和部件老化的评估筛选工作，得到了一个量化的用于进一步老化分析的设备清单。

2方家山核电厂电仪设备的老化评估筛选

2.1电仪设备老化评估筛选的方法

电仪设备的老化评估筛选在上述步骤的基础上，进行了进一步细化和补充，从重要性、老化的可能性和难易度三个维度设定了量化评价指标。

2.1.1重要性得分

核电设备范文篇3

关键词：电力系统；新设备；定相；核相

中图分类号：TP274.2文献标识码：A文章编号：1671—7597（2012）0120030-01

0前言

电力系统的新设备在正式投运前必须经过一系列的试验，包括冲击、保护带负荷试验等，为了使设备投运后能实现安全的合环操作，还必须经过定相（位）与核相试验。

1核相序

新新投产设备如结线为单一电源、一段母线、一台变压器的，高低压侧只进行核相序试验，保证在新设备投运后对外输出电源为正相序，才能不致用户三相电机类负载损坏（反转）以及引起的生产逆过程等意外事故发生。

2定相与核相

新建线路、母线、变压器、电压互感器等设备的核相或定相需考虑周全。一般情况下，不形成环路的设备只须核相序，能形成环路的设备必须核相位。如果是二次核相，则相应回路中的电压互感器二次须先定相，然后再核相才有意义。对于不同母线上的电压互感器，一次是同电源，二次须定相（如果参与定相的电压互感器均是新设备，还应先核相序）；一次是不同电源，二次须同电源定相后，才可以对不同电源核相位。

2.1定相、核相示例（见图1）

上图中：110kVI、10kVII段母线上所有设备均为新上设备。

1）母线定相（位）：110kVII段母线上所有设备除压变外全部冷备用，将710开关改运行，110kVI、Ⅱ段压变二次定相即可进行。

2）线路核相（位）：拉开710开关，X2转运行，110kVI、Ⅱ段压变二次核相即可进行。

3）母线定相（位）：10kV定相与110kV定相相同。

4）主变定相：拉开110开关，将710开关改运行，#2B转为运行，通过10kVI、Ⅱ段压变二次定相即可核定#2B相位正确与否。

2.2实例（见图2）

福安变扩建110kVII、10kVII段母线设备，并与瑞达变新建一条110kV联络线路（即110kV福瑞768线）。

新设备具体冲击、试验步骤如下：

启动前方式准各与调整：

1）启动范围内工作全部结束，安措全部拆除并经验收合格，有关传动试验正确，设备主管单位向调度部门提出新设备投运申请。

2）瑞达变10kVI母线转移负荷，腾空110kVI母线。

3）新上变电设备、线路均在冷备用状态。

4）用瑞达变线路1对110kV瑞福线768开关、线路及福安变10kVII段母线设备逐级冲击试验。

5）用福安变110kV福瑞线768开关对Ⅱ段母线及母线设各、#2变压器高压侧开关、变压器本体、变压器10kV侧开关逐级冲击试验。

6）用#2变压器高压侧开关对变压器本体、10kV侧开关、10kVII母线设备逐级冲击试验。

7）冲击试验结束后，福安变110kV福瑞线768开关改冷备用。

8）福安变110kV母联710开关改运行。

9）110kVI、Ⅱ母线压变二次定相，正确后110kV母联710开关改冷备用。

10）福瑞线768开关改运行。110kVI、Ⅱ母线压变二次核相。10kVI、Ⅱ母线压变I、Ⅱ定相、核相与上类同。

11）福达变调整10kVII母线方式，#2变带负荷试验。

以上一次方式调整，二次应作相应调整，并参照各地调度规程中新设备启动原则要求执行。

参考文献：

[1]《江苏电力系统调度规程》，二〇〇五年版。