浅谈核电站常规岛技术方案

关键词： 接地 变电站 浅谈 分析

浅谈核电站常规岛技术方案（精选9篇）

篇1：浅谈核电站常规岛技术方案

浅谈核电站常规岛技术方案

经初步研究，常规岛部分可供选择的国外主要设备潜在供货商有：英法公司、美国西屋公司、日本三菱公司、美国公司等。到目前为止，公司已同中国东方集团公司进行合作，形成一个联合体；美国西屋公司已同上海核电设备成套集团公司合资，组成西屋上海联队。其它公司到目前尚未进行合作。

根据公司、西屋公司、三菱

公司和公司等核电设备制造商所提供的资料，按照堆型的不同和一回路的不同，可以形成四类技术方案：

方案一——三环路改进型压水堆核电机组；

方案二——的系统型压水堆核电机组；好范文版权所有

方案三——日本三菱公司的四环路压水堆核电机组；

方案四——先进型沸水堆核电机组。

下面就各类技术方案分别进行分析。

三环路改进型压水堆核电机组

此方案的一回路为标准的一个环路的三环路压水堆。此类方案包括中广核集团公司提出的、欧洲公司包括、、推出的和西屋上海联队推出的三种压水堆核电机组。

与核电机组

由中广核集团提出，以大亚湾核电站为参考站，并借鉴美国西屋公司和公司的部分先进的设计，有选择地吸收了用户要求文件的要求，形成以一条环路的技术方案。常规岛部分，汽轮发电机组选用的型汽轮发电机组。

由欧洲制造商、、根据法国核电计划及大亚湾核电站、岭澳核电站等工程的设计、制造、安装、运行及维修中积累起来的经验推荐给中国的核电机组。常规岛部分的汽轮发电机组也以型汽轮发电机组作为推荐机组。

由于和的常规岛部分的汽轮发电机组均为型，所以实际上为同一类核电机组。

在总结台第代汽轮发电机组的运行经验基础上，组合出了型汽轮发电机组，参考电站为台机组已分别于年月月投入运行。

型汽轮发电机组的主要技术数据

最大连续电功率：；

转速：；

机组效率：；

末级叶片长度：；

排汽面积：；

背压：；

凝汽器冷却面积：；

发电机额定输出功率：；

发电机视在输出功率：；

发电机额定功率因数：；

发电机额定端电压：。

型汽轮发电机组的主要特点

缸体结构：三缸四排汽×，汽轮机采用高中压组合汽缸并直接和个双流低压缸相连接，含有流向相反的高压和中压蒸汽流道。低压缸为双流式，低压外缸体支承在冷凝器上面，不是直接装在汽机基础上，轴承座和内缸体直接座于汽机基础上；

由于末级叶片比较长，具有较大的排汽面积，可使蒸汽膨胀过程加长，减少余速损失，提高机组效率；

由于蒸汽在高／中压缸中膨胀过程是以干蒸汽单流方向进行，另外，在高、中压排汽口加装抽汽扩散器以增加效率，所以，型汽轮机的高中压膨胀效率相对比较高；

发电机采用水氢氢冷却方式，励磁系统采用无刷励磁方式。

核电机组

由西屋上海联队推出，由上海市核电办公室牵头，组织上海核工程研究设计院、华东电力设计院、西屋公司等单位联合展开概念设计工作，并于年月份完成。

是建立在西屋公司成熟的、经过设计、工程实践验证的技术上，以西班牙的Ⅱ为参考电站该电站已有以上的高利用率的运行业绩，结合西屋先进型压水堆机组技术，并进行适当改进而来。

汽轮发电机组主要技术数据

汽轮机型式：单轴、四缸、六排汽、凝汽式、二级再热装置；

转速：；

主蒸汽门前蒸汽压力：；

主蒸汽门前蒸汽温度：℃；

主蒸汽门前蒸汽流量：；

主蒸汽门前蒸汽湿度：；

回热抽汽级数：级级高压加热器级除氧器级低压加热器；

给水温度：℃；

平均冷却水温度：℃；

末级叶片长度：；

排汽压力：；

净热耗率：；

机组最大保证功率：；

发电机功率因数：；

短路比：；

冷却方式：水氢氢；

励磁系统：静态励磁系统。

汽轮发电机组结构特点

汽轮发电机组采用个双流式高压汽缸及个双流式低压汽缸串联组合，汽轮机末级叶片长度为，六排汽口，配置台一级汽水分离以及两级蒸汽再热的汽水分离再热器。

相对于Ⅱ的主要改进

核电机组最大保证出力由改为；

主汽门前蒸汽参数由、℃改为、℃；

平均冷却水温度由℃改为℃；

末级叶片长度由改为；

汽轮机旁路容量由额定汽量改为；

汽轮机回热系统由不设除氧器改为带除氧器；

发电机电压拟由改为；

凝汽器压力由改为；

汽轮机净热耗率由降到以下；

加大凝结水精处理装置容量；

常规

篇2：浅谈核电站常规岛技术方案

摘 要 根据国内外有关核电设备制造厂所提供的资料，形成四类可供我国将来核电站选择的常规岛技术方案，并对四类技术方案进行了分析。

核电站的设备选型和供货商的选择，应采用国际竞争性招标方式，在技术、经济、自主化、国产化等方面进行深入分析比较，来选定供货商和机型。国外制造商必须选择国内设备制造厂作为合作伙伴，转让技术、合作生产，逐步全面实现自主化和设备国产化。

经初步研究，常规岛部分可供选择的国外主要设备潜在供货商有：英法GEC-ALSTHOM公司、美国西屋公司、日本三菱公司、美国GE公司等。到目前为止，ALSTHOM公司已同中国东方集团公司进行合作，形成一个联合体；美国西屋公司已同上海核电设备成套集团公司合资，组成西屋-上海联队。其它公司到目前尚未进行合作。

根据ALSTHOM公司、西屋公司、三菱公司和GE公司等核电设备制造商所提供的资料，按照堆型的不同和一回路的不同，可以形成四类技术方案：

方案一――三环路改进型压水堆核电机组；

方案二――ABB-CE的系统80(System 80)型压水堆核电机组；

方案三――日本三菱公司的四环路压水堆核电机组；

方案四――先进型沸水堆(ABWR)核电机组。

下面就各类技术方案分别进行分析。

1 三环路改进型压水堆核电机组

此方案的一回路为标准的300 MW一个环路的三环路压水堆。此类方案包括中广核集团公司提出的CGP1000、欧洲公司(包括EDF、FRAMATOME、GEC-ALSTHOM)推出的CNP 1000和西屋-上海联队推出的CPWR1000三种压水堆核电机组。

1.1 CGP1000与 CNP1000核电机组

CGP 1000由中广核集团提出，以大亚湾核电站为参考站，并借鉴美国西屋公司和ABB-CE公司的部分先进的设计，有选择地吸收了用户要求文件(URD)的要求，形成以300 MW一条环路的CGP1000技术方案。常规岛部分，汽轮发电机组选用ALSTHOM的.Arabelle1000型汽轮发电机组。

CNP1000由欧洲制造商(EDF、FRAMA-TOME、ALSTHOM)根据法国核电计划及大亚湾核电站、岭澳核电站等工程的设计、制造、安装、运行及维修中积累起来的经验推荐给中国的核电机组。常规岛部分的汽轮发电机组也以Arabelle1000型汽轮发电机组作为推荐机组。

由于CGP1000和CNP1000的常规岛部分的汽轮发电机组均为Arabelle1000型，所以实际上为同一类核电机组。

ALSTHOM在总结54台第1代汽轮发电机组的运行经验基础上，组合出了Arabelle1000型汽轮发电机组，参考电站为Chooz B(2台1 450 MW机组已分别于7月11月投入运行)。

1.1.1 Arabelle1000型汽轮发电机组的主要技术数据

a)最大连续电功率：1 051 MW；

b)转速：1 500 r/min；

c)机组效率：36.3%；

d)末级叶片长度：1 450 mm；

e)排汽面积：76.8 m2；

f)背压：5.5 kPa；

g)凝汽器冷却面积：68 633 m2；

h)发电机额定输出功率：1 050 MW；

i)发电机视在输出功率：1 235 MVA；

j)发电机额定功率因数：0.85；

k)发电机额定端电压：26 kV。

1.1.2 Arabelle1000型汽轮发电机组的主要特点

a)缸体结构：三缸四排汽(HP/IP+2×LP94)，汽轮机采用高中压组合汽缸并直接和2个双流低压缸相连接，含有流向相反的高压和中压蒸汽流道。低压缸为双流式，低压外缸体支承在冷凝器上面，不是直接装在汽机基础上，轴

篇3：浅谈核电站常规岛技术方案

CPR1000核电站是我国以法国百万千万级核电机组为基础, 自主研发、生产、安装、运行的大型商用压水堆核电站。由于核电站工作的特殊性和危险性, 它的设备安装具有工艺技术复杂、质量控制严格、安全等级要求高等特点。在核电站诸多设备中, 常规岛内的中低压管道是给水系统及辅助系统的重要组成部分, 负责将高品质水源输送到核电站二回路中的蒸汽发生器, 也是常规岛厂房内用水用气的重要渠道, 对于机组正常运行具有非常重要的影响。本文就是围绕CPR1000核电站常规岛的中低压管道的安装工作进行相关探讨。所谓常规岛的中低压管道是指压力不大于8MPa的管道。由于自身特性的原因, 再热冷段和热段管道不属于这个范畴。其中, 根据管径大小不同, 中低压管道以80mm为界, 口径高于等于80毫米的为大口径管道, 口径低于80毫米的为小口径管道;制造管道的材质种类繁多, 常见的有碳钢、合金钢、不锈钢、衬胶、钢塑和UPVC等多种。

1 中低压管道施工工艺流程概述

CPR1000核电站常规岛中低压管道安装要遵循如下流程进行: (1) 管道的安装。首先要仔细检查安装管道, 确认无异常后将管道吊装到指定位置, 然后对口组合。在管道焊接前, 根据需要决定是否预热。焊接完成后安装支吊架。 (2) 配件的安装。在此基础上, 检查需要安装的阀门, 然后依次进行阀门、反法兰的安装和焊接。完成后详细检查法兰连接情况, 并对所有焊缝进行无损检测, 确保焊缝牢固密封。如果是不锈钢管道, 则要在无损验伤后对焊缝进行酸洗钝化处理。 (3) 验收检查。第一步要对支吊架进行检查。确认支吊架正常后进入管道试压前的联检程序, 检查合格后方可进行管道试压。试压操作要严格按照相关规定进行, 严禁随意改变试验压力。试压完成后, 对常规岛内部分系统的管道进行冲洗, 防止有异物、焊渣存留。以上项目全部完成后, 最后进行验收移交工作。

2 中低压管道安装要点

2.1 大口径管道安装

(1) 合理设计管道安装顺序, 确保符合图纸设计并满足现场施工条件。为确保管道安装有序, 杜绝安装错误的现象, 在安装前, 要对预制好的管道按所在管段进行编号, 并做好相关检查工作。检查的内容包括:管道编号、尺寸、内、外表面和清洁情况等。 (2) 管道封口保护。为防止异物进入, 预制好的管道都在开口处做了密封处理, 直至管道安装对口前方可启封。 (3) 按金属检验专业的现场工作程序进行焊口的无损检测工作。

2.2 小口径管道安装

(1) 在管道或容器上连接复数疏放水管时要保证接入的疏放水管介质相同、压力一致, 以免因为母管或容器内与部分管子的工作压力不同形成压差而影响管子的正常疏放水能力; (2) 做好疏放水的回收使用工作。对于不能回收的疏、放水, 要导入疏、放水总管或排水沟中, 严禁将其随意排至工业水管沟或电缆沟; (3) 管径OD25以上的小口径管道为保证安装后管线棱角分明, 应尽量采用热压弯头; (4) 当管道与管件采用承插焊连接时, 插入管子时要注意保留1.5至2毫米的膨胀空隙。

2.3 衬胶、衬塑管道安装

(1) 安装前仔细检查管道, 检查项目包括:衬胶层是否脱层、胶层表面是否有有凹陷和深度超过0.5毫米的外伤或印痕, 是否有裂纹或海绵状气孔等。严禁使用存在上述问题的管道; (2) 管子、管件的衬胶层允许有不破的鼓泡, 公称直径不大于100毫米时每处鼓泡面积不得大于5平方厘米, 公称直径大于100毫米时每处鼓泡面积不得大于10平方厘米。鼓泡凸起高度要求2毫米以下, 鼓泡面积不得高于管道总面积的1%, 法兰边沿及翻边密封面处要平整, 不允许有脱层现象; (3) 进行衬里层绝缘检测。检测标准:3000伏/1毫米衬胶层, 探头行走速度每分钟3至6米, 不得有漏电现象; (4) 做好产品保护。在吊装运输过程中, 衬胶管和管件的法兰端面要加盖塑料盖或橡胶板。在衬胶、衬塑管就位前要安装好对应的托架, 以便于管道就位安装。

2.4 阀门安装

(1) 安装阀门时, 要按照惯例工作介质流向设置阀门流向, 保证阀门介质流向指示标志与设计要求一致。特别是止回阀, 必须注意要使安装后的阀门内介质流向与阀体箭头标示一致, 以保证阀瓣正常工作;对于截止阀等单向流动的阀门原则上按照低进高出的方式安装;旋塞阀、闸阀则没有具体要求, 可以根据现场环境自行设置; (2) 要严格按照设计图纸上确定阀门按照位置, 如果图纸上没有明确要求, 则除了Y型阀门外, 均应安装在水平管道上, 保持阀杆垂直向上; (3) 安装阀门之前, 要检查阀门配件是否齐全、手动操作部件是否灵活; (4) 在阀门焊接对口前, 要重新检查阀门规格并确保彻底清理干净; (5) 焊接阀门根据实际尺寸按图纸对管道进行下料; (6) 对阀门对接焊缝端头进行加热时, 要严格遵守焊接文件相关要求, 严禁超区域加热; (7) 为避免焊接导致阀阀00密密封过热变型, 在焊接阀门时应打开阀门, 待焊接完成温度冷却下来后再关闭; (8) 焊接时严禁将地线搭接到阀体上, 防止电流通过阀体; (9) 根据热处理规范, 切实做好阀门焊接后热处理工艺, 具体标准依照规范中材质和厚度对应的条款执行; (10) 法兰连接的阀门应在关闭状态下安装。为避免焊接时的高温影响垫片质量, 要先进行法兰焊接, 等焊接完成法兰冷却到常温后再安装垫片; (11) 在安装法兰阀门时, 要注意检查法兰是否清洁、垫片的类型和厚度是否合适、螺栓是否做到对角紧固等。

2.5 支吊架安装

(1) 安装前按图清点核对支吊架预制件 (根部) 、管部、连接件; (2) 螺纹连接件要保证有良好的配合度, 严禁存在毛刺、疤痕现象, 花兰螺丝、吊环螺母既要能够在拉杆上灵活转动, 又不能过于松动, 拉杆保持笔直, 螺纹连续完整, 不能使用存在瑕疵的零部件; (3) 支吊架应该与管道同步安装, 交叉施工。在安装管道的同时, 实施支吊架的调整与固定工作。要注意阀门前后支架安装的及时性, 防止因为缺乏支架导致安装好的管道的重量集中在阀体所产生的不良影响。在安装支吊架时, 要确保位置准确, 安装牢固, 支吊架与管道充分固定; (4) 严格保证刚性支吊架的吊杆呈竖直方向, 其与垂线间夹角不得超过3度。施工条件不允许时, 要对偏装值或支吊架根部进行调整。支架滑动时要确保无起伏、无滞涩或脱空现象。导向装置的工作面应平整、无卡涩、无脱空或管部滑动底板越限等现象, 在安装导向装置、限位装置时必须严格按照设计要求设置间隙量。

3 结束语

文章对是CPR1000核电站常规岛中低压管道及相关设备安装的技术研究。我国CPR1000核电机组方案从借鉴国外先进技术开始, 历经多次发展改进, 技术现已基本成熟, 是我国自主程度最高的核电机组方案之一。所阐述的安装方案在制定过程中综合了国内同型号核电机组的相关安装方案的优点, 吸收借鉴了岭澳二期常规岛中低压管道安装工作的相关经验, 更加便于实际操作, 经济效益较好。

参考文献

[1]DL5031-94.电力建设施工及验收技术规范[S].

篇4：核电站常规岛设计管理浅述论文

摘要：设计是龙头，是工程质量、进度、投资的控制基础，在核电站的工程建设中最为关键的基础工作。设计管理贯穿核电站建设的全周期，是对进度、质量、费用及风险的项目管理，也是在工程中建设各方与设计方的沟通管理渠道。

关键词：设计管理;管理方法

设计管理的主要职责有：设计管理程序的编制、修订及发布，跟踪及监督设计计划，设计文件的管理，设计文件的审查及设计文件内问题管理，设计变更和澄清管理，设计文件和设计变更验证的管理，设计交底和图纸会审管理，设计采购接口管理，组织会议及编制报告，技术支持及接口等。通过设计管理，对设计进度、设计图纸审查、设计接口、设计变更、设计交底及会审、竣工图等的管理，促进设计、施工、采购的一致性，支持工程建设顺利完成。

1设计进度管理

进度计划是整个工程项目建设的主线，是项目团队，包括所有参与方，步调一致完成工程项目总目标的统一的纲领，设计进度计划包含有项目二级进度计划的设计部分、设计三级进度计划。设计进度管理主要协调设计方根据二级进度计划编制三级设计进度计划，协调组织设计三级进度计划的评审，跟踪、协调设计三级进度计划评审意见的.落实情况，跟踪、检查设计三级进度计划的实施，组织设计协调会议，协调解决工程建设中与设计及设计进度有关的问题。

2设计图纸审查管理

设计图纸审查是为了保证现场施工活动的顺利进行，使施工图设计文件满足工程建设要求，确保所有相关文件内容保持一致和版本正确，并对设计图纸的技术性、安全性及可施工行进行审查。审查设计图纸并形成审查记录，将审查问题反馈设计方，设计方及时对设计图纸进行完善修改，保证项目顺利实施。设计图纸审查管理要协调工程各参与方及时进行设计图纸审查，在施工前将设计图纸中的问题提前暴露出来，在施工前将问题解决，减少施工时出现的设计与施工的不符合，从而减少施工时设计变更的数量，为施工进行做好充足的技术准备，节约项目费用，节省项目工期，保证项目的顺利推进。

3设计接口管理

设计接口管理是为规范项目设计接口管理，实现标准化、规范化、程序化的接口管理工作，对设计管理接口相关方的工作内容进行监督、管理与协调，接口工作内容的本质是实现对接口间信息的交换进行管理控制的过程，包括对设计进度，设计图纸的质量，土建施工、设备安装要求、必要的现场设计以及法规、标准等进行协调管理和控制。设计接口管理包括与设计方的接口、施工方接口、监理及业主接口、项目管理各部门及各专业间的接口，通过设计接口管理，将各方与设计有关的信息进行交流、交换，保持各方的信息的一致性，保持施工与设计的一致性。

4设计变更管理

设计变更包括设计方提出的设计变更单和施工方提出的设计变更申请，设计变更单是指设计单位依据工程要求对原设计内容开展调整、修改、完善和优化等设计活动而相应出版的文件，设计变更申请单是指项目建设过程中由施工方提出的对设计文件进行变更的建议文件。设计变更管理需要审查施工方发起的设计变更申请单，审查变更发起的必要性、内容描述是否清晰、完整，对变更的施工性、施工工程量、费用和工期等内容进行审查，并提出意见，协调设计方对设计变更申请进行答复。

5设计交底及会检管理

设计交底及会检管理是在项目工程施工前，将设计者的设计意图贯彻给施工方，并将设计文件中的相关问题及早得到解决，做好材料、技术准备等工作，使工程顺利进行。设计交底是设计方对设计主要思路、背景以及主要设计输入资料的介绍，对设计文件中与施工相关的要求，设计文件中没有说明或已说明但施工中需要特别注意的事项的介绍。图纸会审是工程参建的各方对设计文件进行审查，提出与设计施工有关的各种问题、与设计方进行交流的过程。

6竣工图管理

竣工图管理主要是对竣工图及相关的技术文件进行编制、审核、验收及移交的管理。竣工图是建设工程竣工档案的重要组成部分，是真实反映建设工程项目施工情况的图纸，是工程维修、管理、改建、扩建的依据，要确保竣工图的完整、准确、系统。竣工图管理需要协调设计方、施工方及监理方进行编制、审核，并加盖“竣工图章”，协调各方提交编制竣工图的支持性文件，确保设计变更及修改能够反映到竣工图中，保持竣工图的完整性和准确性。

7结语

设计管理就是在满足质量及功能的前提下，尽可能地节约费用，按质、按量、按时、按要求提供设计文件，使项目的质量在符合现行规范和标准的条件下，满足业主所要求的功能和使用价值。在核电站建设中做好设计管理工作，也是核电站核安全文化的一种体现，同时也是质量保证体系的一种体现。

篇5：浅谈核电站常规岛技术方案

高温气冷堆，是指用气体作冷却剂，出口温度高的核反应堆，是目前世界最安全的核反应堆堆型之一。由清华自主研发、我国具有完全自主知识产权的高温气冷堆是国际公认的第四代先进核能系统，具有安全性好、堆芯不会融毁及温度高、用途多等优势。，在山东荣成开工建设了全球首座20万千瓦高温气冷堆核电站示范工程。目前，示范工程已进入到设备安装调试阶段，力争底前后并网发电。此次发布的60万千瓦设计方案，是在山东荣成的示范工程基础上设计的，将具有同样的固有安全性、同样的主设备设计和同样的运行参数。

60万千瓦高温气冷堆核电站采用6个反应堆模块连接1台蒸汽机轮机的`设计方案，与常规压水堆核电站核岛厂房体积和占地面积相当。每个反应堆模块热功率为250兆瓦，机组的热功率将达到1500兆瓦，电功率可达655兆瓦，发电效率43.7%。

国家重大科技专项高温气冷堆核电站示范工程总设计师张作义介绍，设计研发60万千瓦高温气冷堆商业核电站意义重大。

首先，结构更加紧凑和优化，建筑面积显著低于示范工程。根据设计，该核电站的建造成本将接近压水堆核电站。“通过主设备标准化设计和扩大核燃料的生产规模，可以降低核电站的建造和运行成本，从而提高整个核电站的经济性。”张作义说。

“目前我国大部分运行的燃煤电厂是60万千瓦的规模，而高温气冷堆的蒸汽参数与燃煤电厂一致，因此高温气冷堆核电站的常规岛可以很好地利用我国现有成熟的火电技术和建造能力。此外，高温气冷堆可以替代环境敏感区的燃煤及燃气发电。”张作义介绍，高温气冷堆在燃煤替代、热电联产、核能制氢等方面有更广阔的前景。同时，它也是我国核电走出去战略的重要力量。目前我国已与沙特、印尼等国签署了高温气冷堆合作备忘录。

目前我国已突破高温气冷堆的全部核心技术，并有多个世界首创，如世界首个规模化陶瓷包覆颗粒球形燃料元件生产厂、首个电磁轴承主氦风机等。反应堆压力容器、蒸汽发生器等主设备也已完全国产化。

篇6：智能光伏电站解决方案技术白皮书

华为智能光伏电站解决方案是将电站作为面向客户可交付的产品，从电站建设到运维全流程进行优化和创新，将数字信息技术与光伏技术进行跨界融合，实现初始投资不增加的前提下，降低初始投资、降低运维成本，提高系统发电量，增加投资回报率的目的。

智能光伏电站解决方案相比传统的以集中式大机为代表的电站解决方案，设计理念上有三点显著地差异，一是数字化光伏电站，二是电站更简单，三是全球自动化运维。

数字化光伏电站：首先是对现有的光伏发电部分进行智能化改造，使传统的逆变器不仅仅是发电部件，而且是一个集电力变换、远程控制、数据采集、在线分析、环境自适应等于一体的智能控制器，成为电站的神经末梢与区域控制的中心；其次，通过对现有RS485等低速传输通道的升级，使整个电站形成融合语音与视频通信、快速灵活部署、免维护的高速互联网络，铺设电站信息流通的高速公路；最后，收集到的电站完整信息统一上传到云端存储，利用大数据分析与挖掘引擎，实现对电站的智能化管理及电站性能的持续优化。

让电站更简单：无逆变器房、直流汇流箱等系统多余设施，无熔丝、风扇等易损部件，实现电站的简洁化、标准化交付，电站所有部件能够满足风沙、盐雾、高温高湿、高海拔等各种复杂环境，25年免维护、可靠运行的质量要求，建设与运维更加简单，最大程度保护客户投资。

全球自动化运维：除了对初始投资和发电量的关注，随着电站存量规模的增加，电站分布范围越来越广，25年寿命周期内的电站运维的重要性逐步提高。智能光伏电站解决方案借助数字化光伏电站平台，提供面向全球的、一体化的，全流程的自动化管理和运维手段，提升运维效率，降低运维成本，使全球化海量运维成为可能，充分发挥规模运营效应。

通过全数字化电站、让电站更简单、自动化运维等创新理念，打造“智能、高效、安全、可靠”的智能光伏电站解决方案，最终实现电站持有和运营客户的价值最大化。智能光伏电站解决方案的技术特点与客户价值 相比传统的以集中式大机为代表的电站，智能光伏电站具有不增加系统投资，更高的投资收益率和可用度等一系列优势，具体表现在以下几个方面：

1、不增加初始投资。智能光伏电站由于采用简洁化设计，无直流汇流箱和直流配电柜，无土建机房，部件安装简单等特点，初始投资成本不高于传统光伏电站。同时，由于智能光伏控制器（组串式逆变器）体积小、重量轻、标准化，可以通过自动化流水线进行大规模制造，人工成本占比较小，具有明显的规模优势。

2、智能光伏电站的内部收益率IRR相比传统电站提升3%以上。由于采用多路MPPT、多峰跟踪等先进技术，有效降低了组件衰减、阴影遮挡、施工安装不一致、地形不一致、直流压降等光伏阵列损失的影响，系统PR（Performance Ratio）值达到82%以上，相比传统方案平均发电量提升5%以上，内部收益率IRR提升3%以上。3、25年的系统可靠运行免维护设计。智能控制器采用IP65防护等级，实现内外部的环境隔离，使器件保持在稳定的运行环境中，降低温度、风沙、盐雾等外部环境对器件寿命的影响；系统无易损部件，无熔丝、风扇等需定期更换器件，实现系统免维护；借鉴华为通信基站产品全球海量发货及部署的设计和质量管理经验，从器件到系统实现25年可靠性设计及寿命仿真，加上严格的验证测试，保证系统部件在整个生命周期内无需更换，可靠经济运行。

4、光伏电站装机容量的实际利用率高。智能光伏电站年平均故障次数少30%，系统故障对发电量的影响只有传统方案的十分之一，质保期外的维护成本只有传统方案的五分之一。传统的光伏电站本质上是一个串联系统，直流汇流箱、直流配电柜、机房散热及辅助源供电设备、逆变器大机等任何一个部件的故障均会造成部分或者全部光伏整列发电损失，由于需要专业人员维护，修复周期长，成本高。而智能光伏电站结构简单，本质上是一个分布式的并联系统，单台逆变器的故障不影响其它设备运行，而且由于体积小、重量轻、现场整机备件，易安装维护，大大提升了系统的可用度。

5、组串级的智能监控及多路MPPT跟踪技术，确保电站“可视、可信、可管、可控”。智能光伏电站对输入的每一路组串进行独立的电压电流检测，检测精度是传统智能汇流箱方案的10倍以上，为准确定位组串故障，提高运维效率奠定了基础。多路MPPT技术，降低遮挡、灰尘、组串失配的影响，平坦地形下发电量提升5%以上；在屋顶、山地电站中降低不同朝向、阴影遮挡的影响，发电量提升8-10%；与跟踪系统的配合使用，跟踪控制与控制器集成，能够实现对支架的独立跟踪，提升发电量，智能控制器和跟踪支架成为最佳的伴侣。

6、智能光伏电站“可升级、可演进”。当组件技术进步，运行环境发生变化时，利用智能控制器的软件可远程在线升级，后向兼容设计等特性，无需更换网上运行设备，通过算法升级就能够享受最新的技术成果，最大化复用现有设备。

7、智能主动电网自适应技术实现电网友好。利用智能控制器的高速处理能力、高采样和控制频率、控制算法等优势，主动适应电网的变化，更好实现多机并联控制，更佳的并网谐波质量，更好地满足电网接入要求，提高在恶劣电网环境下的适应能力。

8、主动安全。降低直流传输的距离，实现主动安全。直流的安全传输与防护是重点，也是难点。智能光伏电站采用无直流汇流设计，组串输出的直流电直接进入逆变器逆变为交流电进行远距离传输，主动规避直流传输带来的安全和防护问题，降低直流拉弧带来的安全隐患，使电站更加安全。

9、安全规避PID效应。PID导致的组件功率衰减会极大的影响投资收益，通过智能控制器自动检测组件电势，主动调整系统工作电压，使电池板负极无需接地的情况下，实现对地正压，有效规避PID效应；由于电池板负极无需接地，加上逆变器内部的残余电流监测电路，能够在检测到漏电流大于30毫安的情况下，150ms内切断电路，实现了主动安全。

10、智能高效运维。全球化、分层部署的电站管理与运维系统，使部署在不同位置的电站在逻辑上当做一个电站进行管理。总部能够全局掌握各个电站的运行情况和收益对比，为考核及管理改进奠定基础。分布在各地的电站，可通过无人机实施大范围的巡检，一线人员通过定制化的运维智能终端，实现与总部专家运维团队的视频、语音、位置与故障信息的实时互动，实现前后方远程协同运维，降低一线运维人员的技能要求，最大化的复用总部专家资源，实现人员的最优化配置，提高系统的维护效率。

11、大数据分析引擎和专家运维系统的引入，及时发现潜在缺陷，挖掘收益提升空间。通过数据实时采集、云存储和在线专家分析系统，电站可自动体检，给出基于收益最大化的维护建议，如清洗建议、部件更换和维护建议等，实现预防性维护；积累长期运营数据，综合分析自然环境，如温度、辐照量等环境因素，通过对智能控制单元算法在线调整或软件升级，使电站在不同环境下系统部件运行在最佳匹配状态，实现收益的最大化。

篇7：浅谈核电站常规岛技术方案

关键词：110 k V,接地地网,电阻,原因分析,处理措施

1概述

为了保证人身与设备的安全, 变电站的接地是至关重要的, 在变电站内为了将不同用途和各种不同电压的电气设备接地, 我们使用一个总的接地系统。因电流值与接地电阻的大小成反比, 总的接地系统的接地电阻需能满足接地电阻最小的电气设备要求。此接地系统就构成了变电站接地地网。

2变电站接地地网电阻确定

2.1变电站电阻计算

现在110 k V变电站接地网敷设一般采用以水平接地体为主, 垂直接地极为辅且边缘复合式接地网, 接地电阻的计算可看成是接地网导体的电阻与接地网相对于无限远处的无限大电极间大地土壤的电阻的串联。

式中:ρ为土壤电阻率, Ω·m;S为接地网面积, m2;R为地网接地电阻, Ω。

根据公式可知当ρ一定时, 接地电阻基本上由接地网面积决定, 地网面积确认后, 其接地电阻也就基本确定。如果地网面积无法向外扩展, 其接地电阻是很难降低的[1]。

2.2变电站接地电阻要求

接地的实质是在变电站产生接地时, 故障点电位升高, 接地主要是为了保护设备及人身的安全, 起到作用的是电位并不是电阻。接地电阻是衡量地网合格的一个比较关键的参数, 而不是唯一的参数。工频接地电阻见下表:

2.3降低接地电阻的一般方法

2.3.1设置接地深井

深井式垂直接地极是在水平接地网的基础上向大地纵深寻求扩大接地面积。深井接地极的布置要合理, 为避免垂直接地极相互的屏蔽作用, 根据规程要求, 垂直接地极的间距不应小于其长度的2倍, 一般将深井接地极布置在接地网四周的外缘[2]。同时为减小深井接地极地表的跨步电压, 应埋设帽檐形辅助均压带, 改善深井接地极地面上的电位分布。

2.3.2使用降阻剂

采用其他方法已无法使接地电阻满足要求时, 可考虑使用降阻剂, 但降阻剂会污染水源, 故慎用降阻剂。

3 110 k V接地地网常见问题

由于地网属隐蔽工程, 埋于地下后不易检查、修复, 故应在施工过程中尽量排除问题。

3.1主接地网与避雷针独立地网距离不足

《交流电气装置的接地》 (DL/T621-1997) 中对此部分有具体的规定:构架避雷针敷设的集中接地装置与独立避雷针不得少于2处与主接地网连接, 避雷针与主接地网的地下连接点至变压器、35 k V及以下电压等级设备与主接地网连接点沿接地极的地下长度不得小于15 m。对于独立避雷针不能保证15 m要求, 独立避雷针地网可与主接地网不连接, 但是要保证地中距离至少大于3 m的要求[3]。

根据经验, 由于变电站内35 k V及以下配电装置区避雷针与设备距离很近, 虽然避雷针周围5 m范围内无配电设备, 但避雷针地网半径一般按照3 m考虑, 且考虑变电站施工人员施工过程中不能够严格按照设计施工, 故在35 k V及以下配电装置区独立避雷针不建议与主接地网连接, 而采取保证地中距离满足至少大于3 m要求的做法。当地中距离满足不了要求时, 可以采用沥青或者沥青混凝土做隔离层。

3.2人工接地网外边缘拐弯半径不足

《交流电气装置的接地》 (DL/T621—1997) 规定:变电站接地网的外缘应闭合, 且外缘各角应作成圆弧形, 圆弧底半径不宜小于均压带间距的一半 (均压带间距不宜小于5 m) 。在实际施工过程中容易由于施工人员不认真造成满足不了要求。故实际施工中应接地网敷设完成后, 在回填泥土之前, 施工单位必须请设计、监理、运行等单位进行中间验收。

3.3对于技改工程新做地网与原地网连接不可靠

由于原地网随着时间的推移和自身的腐蚀, 可能造成原地网不可靠, 在技改过程中新做地网与原地网连接时, 施工单位不排查就接入原地网, 造成技改工程接地电阻满足不了规范要求[4]。故在接入原地网时施工单位应对原地网测量接地电阻值是否满足要求, 并增加多点接入原地网, 防止接入不可靠。

4结语

在工程建设中, 设计人员在设计过程中综合考虑各个因素, 合理选用接地方案, 防止接地网满足不了运行要求, 也避免不必要的投资。施工人员在做变电站接地网时严格按照设计要求施工, 不清楚时及时沟通, 防止造成不必要的损失和返工。监理人员在做变电站接地网时对施工单位施工质量和施工是否按照设计施工进行监督。建设单位人员应在施工过程中进行适时监督监理人员与施工人员并在接地网布置完成回填土之前组织设计人员、监理人员、运行人员对施工质量进行验收。尽量避免由于各个因素造成的施工质量问题。

参考文献

[1]戈东方.电力工程电气设计手册第一册[M].北京:中国电力出版社, 2012.

[2]汤福贵, 杜梦林.深井式垂直接地装置对主地网降阻改造的作用[J].高电压技术, 1996 (22) :67-68.

[3]陈家斌.接地技术与接地装置[M].北京:中国电力出版社, 2003.

篇8：浅谈核电站常规岛技术方案

1 常规变电站数字化改造的关键技术研究

变电站数字化架构体系基础是以一、二次系统作为主要应用研究载体, 所以其建立的数字化规模应用通信平台, 必须确保信息共享优势能够切实发挥与体现, 并应保证应用通信平台运营后的安全、稳定、经济适用等要求, 以此才能打造目前先进数字化变电站。

(1) IEC61850技术设备的支持。

目前, 维持数字化变电站运营的投放基础, 应当全面支持以IEC61850标准的自动化设备作为技术改造实施基础。也就是说, IEC61850将会全面取代过去非规模化的其他数字化产品。一方面, 目前电站的站控层与间隔层实施IEC61850标准系统已经初规模, 产品体系技术相对成熟。另一方面, 通过IEC61850标准进行设备改造升级, 能够提供提供良好的服务基础与转换接入模型。即IEC61850作为软件通信平台能够确保其他智能化设施、测控装置等实现规约转换, 构建成自动化、智能化于一体的数字化运营平台。

(2) 智能操作箱控制技术。

过程层中的多数一次设备并不具备完整的数字化应用基础, 所以诸如一些分散的设施基础应当构建一个相对完善的控制单元, 并必须包括断路器、刀闸等设施。为此, 可以运用智能操作箱去构建一个控制单元, 并配套使用GOOSE网去与间隔层IED获得应用关联。

(3) 互感器分散采样技术应用。

变电站互感器构件如果展开全面升级改造, 必然产生的造价费用会非常大, 同时方案执行不能利于实际出发。为此, 对于一些分散的互感器可以采用以IEC61850标准的合并单元作为基础去展开分布采样, 并将采样数据、信息传递给间隔层IED。

(4) 集中式处理。

低压变电站的系统结构相较于规模较大的变电站在实施数字化改造时所付出的精力相对较小一些。即其系统结构、进出回路控制、以及逻辑功能模式也就相对简单。因此, 对于这种低压变电站可以考虑集中分散程度较高站控层设备。将这些站控层的相关设备、设施可以采用构建IEC61850标准的站控层架构模式;对于高压进出线、主变等通过一套或数套支持IEC61850标准的集中式测控保护装置 (每组均需冗余配置) , 可在间隔层实现IEC61850。对于35kV及以下部分, 由于基本采用开关柜形式, 且馈线使用的是常规互感器, 可以采用支持IEC61850标准的间隔层IED对开关柜分散布置。

(5) 策略选择。

常规变电站的电压等级差异性明显。所以, 考虑到当前的自动化高压电气设施技术成熟体系尚未完善, 可以采取分散配置智能操作箱去实现设备、设施的智能化应用, 但是由于其应用发展时间尚处于开发待完善阶段, 这就需要结合实际情况认真架构考虑。与此同时, 电站系统作用、规模较大的220kV或以上的电站, 应当经济适用、相对稳妥的改造模式去运用有把握的改造技术去进行。值得指出注意的是, 对于应用在站控层和间隔层的IEC61850标准系统进行技术改造模式, 并不适用过程层;变电站的以IEC61850标准系统作为实施基础的装置、设施改造应明确改造过程中的改动权限设置。一般而言, 通信层的数字化改造对变电站的改造格局变化影响较小。

对于结构逻辑性简单的110kV以下变电站改造采取的改造原则应当具备有待改进、滚动执行等特点。在具体改造设置上可以采用分散配置智能操作箱、分散配置合并单元, 从而才能在变电站改造阶段确保站控层、间隔层、通信层的IEC61850数字化改造架构模式合理。

2 改造过程中应需考虑的技术问题

数字化变电站固然对指导变电站实现高效营运有着不可替代的重要价值与现实意义, 但在信息资源共享的应用条件下, 常规变电站的改造工作难度也就相应提升了, 所以就更要考虑好关键技术的投放应用。

(1) 模拟量采样控制。

变电站模拟量采样标准与要求一般会根据应用系统的特点、以及业务需求去逐渐完善。但常规变电站的数字化进程改造工作所具备的必要条件就是信息数字化, 实现资源共享, 从而导致模拟量采样能够保证一致、统一, 但必要时还应考虑业务功能的拓展需求而做出改进。

(2) 模拟量采样值的传输。

IEC61850技术标准中, 会将合并单元下的采样输出数据投放到IS0/IEC8802-3中;而合并单元后的数据所占用的流量空间也较高。因此, 如果以100M光纤以太作为宽带网连接时, 必然会导致宽带传输受限。基于此, 经过模拟实践试验得知, 如果采用6-7个标准合并单元, 其数据丢包率并不能维持其正常使用, 而这就需要合理改进传输模拟采样值, 让其满足实际传输需求。

(3) GOOSE应用。

IEC61850的标准实施需要以GOOSE应用作为数字传递基础, 而在IEC61850与GOOSE机制共同运用的过程中, 在很大程度上会轻易完成遥信、遥控、以及包括跳闸报文保护等。所以, 相对于普通变电站的大规模电缆应用, 其传输性能显然要高得多, 要确保GOOSE机制合理妥善运用。

3 结语

变电站数字化改造进程工作对促进电站实现良好运营功能、奠定其发展基础所具备的指导作用和现实价值很大。并且, 在常规的变电站数字化改造过程中, 能够为过程层、一切间隔层、以及站控层提供强大电站应用系统。因此, 在今后的变电站数字化改造升级阶段, 应极力加强对其改造技术的研究与探索, 并按照相关要求作为技术维护工作, 确保变电站高效营运。

摘要：变电站是电力电网重要设施系统中的重要组成部分, 其核心技术水准高低直接关系到国家电网的安全运营与投产效益成果。因此, 世界各国电网产业经济发展都对其极为关注, 努力研究其自动化、数字化关键技术的改造升级问题。基于此, 以常规变电站数字化技术改造作为研究切入视角, 谈及了变电站数字化改造实施的IEC61850标准, 并提出了变电站数字化改造应用IEC61850标准技术实施所需考虑的相关问题探索。

关键词：变电站,电网,数字化,改造

参考文献

[1]周长久.国内领先的数字化变电站技术研究[J].云南电业, 2009, (11) .

[2]丁杰, 黄晓峰, 徐石明, 倪益民, 黄国方.数字化变电站技术特征及架构研究[J]江苏电机工程, 2007, (S1) .

[3]苏桂忠.变电站数字化改造过程中的若干问题[J].中国科技信息, 2007, (23) .

篇9：浅谈核电站常规岛技术方案

1 数字化变电站的构架

常规变电站的数字化改造是根据设备智能化和网络化的设计思路, 以IEC61850为设计标准进行的, 变电站被分为过程层、间隔层, 以及站控层。过程层是由模拟量收集的终端合并单元, 以及开关输入、输出等智能单元构成的。间隔层是由变电站的保护装置, 以及测控装置等构成的。站控层是由监控系统、远动系统, 以及故障信息子系统构成的。

2 常规变电站过程层的数字化改造

2.1 合并单元

常规变电站互感器的数据合并单元通常都是就地安装, 通过交流头来电缆的传送模拟信号就地采样, 而且要将采样的数据经过处理以后, 在通过IEC61850-9-1、IEC60044-8等协议, 然后借助光纤通道, 将其发送到网络交换机中, 最后再由网络交换机给需要进行模拟量保护和数据共享的装置。常规互感器和合并单元的连接如下如所示, 每一台合并单元通常能够完成12路的模拟量采集工作, 其中五路作为保护电流, 三路作为策略电流, 四路作为测量电压。

2.2 智能单元

由于受到传统的变压器制造的局限, 变压器的本体是通过电缆连接来完成非电气量保护和信号传输的, 通过驱动继电器的方式来实现的。在常规变电站的数字化改造中, 数字变电站的过程层与间隔层地通过光纤组网来进行信息的交换的, 根据非电气量独立的特点, 通过对智能单元的采用, 实现有载调压、测控, 以及非电气量保护等的一体化。本体的智能单元是通过常规变电站的方式来实现测控与非电量保护功能的, 通过对光纤网络的借助来实现对信息的传输与装置的共享。

2.3 智能操作箱

智能操作箱是数字化变电站的智能终端, 其有效地解决了一次设备与数字化的接口问题, 将一次设备和测控装置等通过光纤网络来进行连接, 进而完成刀闸与断路器的分合操作。当操作断路器时, 要将分合闸的输出接点与智能操作箱的回路插件相连接, 在通过这个插件来完成断路器的防跳闸、电流保持等功能。

3 常规变电站间隔层的数字化改造

常规变电站的间隔层数字化改造采用的测控和保护装置是IEC61850中的goose标准。常规变电站的间隔层之间是通过以太网来联系的, 而且是双重化的以太网, 每一个间隔层要想实现动作逻辑与间隔之间的闭锁, 就必须要对网络共享的模拟量和开关量来实现, 而开关量和模拟量采用IEC61850中的SMV和GOOSE来完成。

3.1 SMV

数字化变电站中的数据采集系统是通过电气模拟量来进行数据的采集的, GPS通过网络来实现系统的采样同步。对于模拟量的信息是通过SMV的报文形式来进行传送的, SMV为整个变电站的模拟量来提供传输服务, 比传统的变电站有着明显的优势。数字化变电站的采样数字在经过单元合并以后, 使用的是IEC61850-9-2协议来发送到网络交换机的, 进而实现网络保护与测控, 以及录波装置的共享。

3.2 GOOSE

GOOSE的基础是相对较为快速的以太网多播报文, 有效替代了传统的电缆接线的方式。GOOSE主要是用来进行跳闸保护、联锁信息传输的。GOOSE是基于发布、订阅机制的信息交换, GOOSE中的任何一个IEC都能够作为订阅端来进行数据的接收, 当然也能够作为发布端来进行数据的发布, 进而实现IEC之间的数据增加, 使数据更改的难度降低。GOOSE报文采用的是ASN.1语法编码, 采用的机制是变位报文与心跳报文相结合的机制, 实现在以太网链路层的直接传输, 实现了GOOSE服务的灵活性和可靠性。

4 常规变电站站控层的数字化改造

常规变电站的站控层网络是通过网线实现连接的, 网络通常采用的双重化的网络配置, 在间隔层和站控层之间, 要根据报文规范来进行数据交换, 进而实现对变电站的监控。MMS是一套相对独立的国际化的报文规范, 能够通过对网络环境的开发与维护实现IED与计算机之间的数据和信息的交换与监控。MMS具有以下功能:

4.1 上送信号和测量功能

诸如开入、报警等信号数据的上送功能是通过无缓冲报告来实现的, 并且要将其映射到读写和报告服务中, 进而实现遥信的变化、周期的上送, 以及总召和事件的缓存。遥测、保护等测量数据的上送能够是通过有缓冲报告来实现的, 并且映射到报告和读写服务中, 进而实现遥测数据的变化、周期的上送, 以及总召等。

4.2 控制功能

控制功能包括遥控和摇调等, 是通过IEC61850的相关控制数据来实现的, 同时也能够影身到报告与读写服务中去。IEC61850能够提供各种控制类型, 诸如PCS系列装置具有SBOW功能和直接控制功能, 同时还支持检无压、同期, 以及闭锁逻辑检测等功能。

4.3 报告故障功能

报告故障的功能是通过逻辑点的连接来实现的, 同时映射到文件操作与报告的服务中。当产生了录波文件时, 能够通过报告将其送到后台, 实现故障报告功能的充分发挥。

5 结语

随着科学技术发展, 以及数字化技术在变电站中的应用, 数字化变电站得到了前所未有的发展。常规变电站的数字化改造不仅具有常规变电站的功能, 而且搭建起了网络化结构, 数字化变电站与电网达到了有效结合。由于常规变电站的数字化改造还没有达到一次设备智能化的要求, 数据不稳定、场地发热等问题需要得到进一步的解决, 因此加强对常规变电站数字化改造的技术的研究仍然有着一定的迫切性。

摘要：当前, 科学技术飞速发展, 数字化技术在常规变电站中得到了一定的应用, 常规变电站的数字化改造势在必行。常规变电站的数字化改造就是将信息采集、信息传输、信息处理, 以及信息的输出等过程转化为数字信息, 建立起通信网络系统的变电站, 即数字化变电站。数字化变电站具有其突出的特点, 即设备智能化、网络化, 以及自动化。本篇文章就常规变电站数字化改造的关键技术作了进一步的分析与研究。

关键词：常规变电站,数字化改造,关键技术

参考文献

[1]赵学华.基于IEC61850的数字化变电站改造问题分析与应用[J].中国科技纵横, 2012 (13) .

[2]天怡.GE:变电站数字化改造技术[J].电力系统装备, 2010 (5) .

[3]张怡.数字化变电站综合自动化系统改造要点分析[J].科技资讯, 2011 (21) .