核电厂调试

关键词： 放射性 核电厂 通风 系统

核电厂调试（精选十篇）

核电厂调试 篇1

通风系统是核电厂的重要辅助系统, 它不仅保持室内温湿度、压力在所规定的限值内, 还限制室内气溶胶放射性水平、过滤空气、减少放射性污染物向环境扩散等, 以保证在核电厂各种工况下满足设备和人员所需的工作环境。某核电全厂通风系统分为BOP通风系统、常规岛通风系统和核岛通风系统, 各系统的工艺流程大致相同, 但控制方式不同, 有全新风、全回风、新风+回风三种运行方式。送风机运行时, 风经风口进入风管, 一部分直接经送风口送到房间, 另一部分先经冷却盘管 (电加热器/加湿器) 对空气降温 (升温/加湿) 后再经送风口送到房间, 最后经排风机排出室外或在工艺管线内循环。室内装有温度开关、温度计、压力开关、压力计、湿度计等, 用于监测各厂房内的温湿度、压力, 当超出整定值时, 这些仪表发出报警或联动设备, 提醒监控人员, 保证室内温湿度、压力在设计范围内。风管上装有流量开关和阀门, 当流量异常时, 发出报警或联动设备;当接收到火灾信号或放射性活度信号时, 报警并联动设备, 防止火灾蔓延和放射性污染。该核电厂生产工艺流程如图1所示。

2 通风系统组成及其控制方式

2.1 通风系统组成

通风系统主要由就地仪表、就地控制箱、通风管道、阀门、风机、配电盘、过滤器、电加热器、加湿器、控制系统等组成。

就地仪表有温度开关 (ST) 、压力开关 (SP) 、流量开关 (SD) 、湿度变送器 (MZ) 、温度变送器 (MT) 、就地温度计 (LT) 、就地差压表 (LP) 等类型。温度开关、压力开关、湿度变送器、温度变送器安装在室内;流量开关安装在风管上。

阀门包括防火阀、排烟阀、逆止阀、隔离阀、调节阀、电磁阀、平衡阀等类型。防火阀在火灾发生时自动关闭, 以防止火势蔓延;排烟阀在火灾发生时自动打开, 将着火产生的烟雾排出厂房, 阻止火势蔓延, 保证人身安全;逆止阀一般安装在风机出口, 防止风机反转时气流介质反向。

2.2 通风系统控制方式

该核电厂通风系统的控制系统根据控制方式可分为DCS控制、PLC控制和其它控制。

2.2.1 DCS控制

该核电厂采用全数字化DCS (集散控制系统) 仪控系统, 这也是通风系统的重要控制方式之一。DCS系统按功能分为4个层次:0层为工艺接口层;1层为自动控制和保护层 (KCP) ;2层为操作和信息管理层 (KIC) ;3层为全厂技术管理层。根据所实现的仪控功能的安全等级不同, 整个KCO系统分为KCS和KCP两个子系统。KCP为NC/NC+级 (非安全级) , 采用I/A Series平台;KCS为1E (安全级) 级, 采用Triconex平台。通风系统 (DVC、DVE、DVF、DVL、DVK、DVN、EVR等) 绝大部分控制属于NC/NC+ (非安全级) 部分, 小部分控制属于1E (安全级) 部分。

2.2.2 PLC控制

BOP通风系统采用PLC控制, 分为两种类型:一为CNCS的NicSys1000控制系统 (如DWN) ;二为西门子S7-400H的高可靠性冗余PLC控制系统 (如DVM) 。PLC系统融合了以太网通信、冗余控制、冗余网络等技术, 实现了多种通信技术综合使用、冗余控制和高可靠性功能, 由上位机、下位机及网络等构成。

2.2.3 其它控制

该核电站还有部分系统 (如DWT) 采用传统的继电器+DCS控制。在该类系统中仅部分风机的运行状态信号及阀门的限位信号送到DCS系统, 以便操纵员在二层画面监测系统实时状态, 而其控制部分均由传统继电器来实现, 就地仪表信号也均接到继电器机柜。

3 通风系统整个调试过程

3.1.1设备单体试验

通风系统在调试前需进行设备单体试验, 包括风机试车、就地仪表校验、阀门调试、电加热器及加湿器通电调试。

通过单体试验可验证单体设备的性能, 包括风机震动是否在规定范围内、风机启动电流是否处于规定限值内、就地仪表是否能准确指示及动作、阀门是否可正常动作等。

3.1.2通道试验

通道试验内容包括线缆调校、就地信号反馈和命令传输。通过调校就地设备与控制系统 (或控制柜) 间的通道, 可验证电缆接线、就地信号反馈和命令传输是否正确。下面以DCS控制方式为例介绍通道试验。

(1) 风机运行反馈及命令通道试验。风机有运行、停止、电气故障三种反馈信号送到DCS系统。运行时可在二层画面监测风机运行、停止、不可用 (电气故障) 、启动和停运失败五种状态。另外, 风机有启动和停运两种控制命令 (部分风机控制命令为长命令, 只有一个命令) 。风机的三种反馈信号均为干结点, 且不由风机本体输出, 而由7.00m电气控制间的配电柜输出。

以下为通道正常时试验相应步骤对应的状态。若与此不符, 则需排查故障直至正常。

(1) 当7.00m风机配电抽屉开关处于隔离位时, DCS系统的一层工程师站将显示停运反馈和电气故障;

(2) 将抽屉开关推入, 电气故障消失;

(3) 将抽屉开关打到试验位 (试验位时停运反馈始终存在) , 从DCS系统一层工程师站强制风机启动命令 (风机命令由DCS机柜发出, 在试验开展前, 应确认相应通道的保险已闭合) , 此时7.00m风机配电柜红灯亮、绿灯灭, 表明风机处于运行状态, DCS系统一层工程师站有风机运行反馈;

(4) 从DCS系统一层工程师站强制风机停运命令, 此时7.00m风机配电柜红灯灭、绿灯亮, 表明风机处于运行状态, DCS系统一层工程师站上运行反馈消失;

(5) 拆除停运反馈的信号线 (注意不能拆除公共线) , 此时DCS系统一层工程师站上停运反馈消失, 恢复接线后DCS系统一层工程师站上停运反馈出现。

(2) 阀门限位及命令通道试验。通风系统有防火阀、排烟阀、逆止阀、电磁阀、调节阀等阀门。防火阀一般有开、关两种限位 (个别有25%、75%开度限位) , 有开、关两种命令。排烟阀只有关限位和开命令。逆止阀仅有开限位。电磁阀不得电即失电。调节阀为0~100%开度可调, 由就地控制器控制。

下面以防火阀为例, 介绍试验步骤 (其它阀门通道试验类似) 。

(1) 就地掰动阀门限位开关, 在DCS系统一层工程师站观察阀门状态;

(2) 在DCS系统一层工程师站强制阀门开关命令, 阀门能正常动作;

(3) 若阀门限位开关反馈及动作不正常, 则应排查故障, 直至正常。

(3) 就地按钮及选择开关通道试验。就地按钮及选择开关通道试验验步骤如下:

(1) 就地按下就地按钮, 在DCS系统一层工程师站观察是否有信号传达, 松开按钮后观察信号是否消失;

(2) 就地扭动选择开关, 在DCS系统一层工程师站观察手动、自动或远程、就地是否如常反馈;

(3) 若存在异常, 则应排查故障, 直至正常。

(4) 就地仪表通道试验。就地仪表中温度开关 (ST) 、压力开关 (SP) 、流量开关 (SD) 、湿度变送器 (MU) 、温度变送器 (MT) 等信号接入控制系统, 分为开关量和模拟量。

开关量仪表试验步骤如下:

(1) 就地短接仪表闭合节点, 在DCS一层工程师站观察信号是否送达, 取消短接后信号是否消失;

(2) 若存在异常, 则应排除故障, 直至正常。

模拟量仪表试验步骤如下:

(1) 在二层画面观察仪表对应物理量示值是否正常, 若不正常则二层画面无视值, 反之应排除故障;

(2) 拆除就地仪表接线;

(3) 使用电阻箱等试验器材模拟仪表物理量, 在DCS系统一层工程师站观察对应的示值是否与所加载的信号量一一对应, 若不对应则应排除故障直至正常。

3.1.3 TP09试验

TP 09试验为系统逻辑验证试验, 是全面验证系统控制逻辑正确与否的试验, 其目的是保证系统能按预期的设计要求运行。试验先决条件为控制系统可用、系统通道试验全部完成、系统已隔离、系统机柜保险已闭合。

先决条件具备后, 根据试验规程操作, 在控制系统工程师站上进行信号模拟, 并记录与试验规程有异之处, 排除故障直至满足控制要求。

4 日常缺陷及解决方法

4.1 设备缺陷

例1:1DVE001ST等18块温度开关未到定值即已高报。经核实, 设备未做好保养, 且在安装前未能调校好, 导致故障。拆卸下故障温度开关并在试验室进行重新调校, 若回装现场后仍存在问题, 则需联系供货商返厂修理。

4.2 设备安装缺陷

例1:1DVK003FP/1DVK005FA、9DVN001FP/9DVN-023FA、1DVW001FP/1DVW003FA等预过滤器和高效过滤器差压表引压管安装错误。经核实, 部分引压管未按设计要求安装, 导致部分压力表无读数。在过滤器上预留孔洞, 重新插入引压管后仪表读数正常。

例2:1DVE021SD空气流量报警异常。经核实, 在风管中无风时, 空气流量开关触点闭合, 发出报警, 但在风机启动后, 风管中风量达到定值后, 触点断开, 经查, 该流量开关装反导致了报警异常。重新正确安装流量开关, 问题解决。

4.3 设计缺陷

例:1DVW003ZV/RS逻辑错误。经核实, 正常排风时, 001/002ZV处于停运状态, 003ZV/003RS可在KIC上手动启停;当进行碘排风时, 002ZV优先启动 (若002ZV故障, 则启动001ZV) , 003ZV/003RS自动停运。逻辑不能满足该要求, 且003ZV/003RS在KIC手动启动后不能停运。

5 结束语

通风系统遍布全厂, 设备和控制系统类型多, 调试是在边土建、边安装情况下进行的, 需克服现场环境温度高、调试环境较恶劣、设备故障频发、设备拖期等困难。本文可为后续项目调试提供有益借鉴。

参考文献

崇阳电厂调试总结 篇2

一、魏明臣总经理：与会议代表进行了坦诚的交流，提醒试运期间尤其要注意的三个问题：第一：西门子工作是制约试运最大的问题，要想方设法去引导、去沟通；第二：在试运期间由于人员配置不是很充足，加之人员业务素质较低，被迫进行两班倒让大家都很辛苦，11届员工在定岗考试时正赶上项目过72+24小时试运，由于连续工作使他们考试发挥不好而没定上岗。建议后续项目一定要做好人员配置和培训工作，在进入试运时就进行四班三运行。第三各问题是资金计划，项目一定要早计划、早沟通、早解决。

二、生产副总经理田加明对电厂过了试运后的问题和与会代表进行了交流

料场方面：崇阳电厂料场施工建设可以说严重滞后，这给试生产带来很多的障碍，首先就是燃料的质量问题，施工的垃圾、石块等很容易混入燃料而进入锅炉，进而带来锅炉下渣不畅，流化不好，负荷带不起来；第二是收料的数量受到制约，干料棚的建设、场地的硬化过程中场地均不能收料，收的料不能堆放等等。现在厂内25亩左右的场地待硬化，4个干料棚待建设，2113破碎机待安装使用，这些都影响了整个料场的统一规划。

建议：料场建设必须要与主体节点同步跟进，纳入到工程节点中。在72+24小时试运行后，料场要至少具备2台破碎机运行、50亩硬化面积以及30亩的干料棚投入使用。

保运方面：72+24小时试运行试运行前，人员必须到位，如：为保证安全运行，运行人员保证能达到四班三倒的人数，检修人员至少要4人以上，其中必须有焊工；基本工器具必须到位，如：焊机、振动仪、测温仪、兆欧表、各类螺丝刀、各类扳手等等，崇阳电厂在这方面做的不理想，希望以后的电厂要注意这一点；另外12名辅助工尽量到位，虽然是辅助工，但工作性质很重要；72+24小时试运后也要安装单位留人保试生产一段时间。

各单位的职责：按照启动会员会的规定、国家有关的规范，做到监理、调试、安装等各个单位的职责明确，分工明确，这中间的关键是在执行、在落实，从接线的对点开始，到单体、分系统、整体启动，形成从点到线，再从线到面，夯实基础，循序渐进才能达到顺利试生产良好的局面。

三、发电部长丛雨滋从人员准备、燃料储备及掺配、外围工作三个方面汇报和交流：

人员准备：崇阳电厂自2011年7月开始积极联系集团公司安排生产运行人员到厂，人员陆陆续续到厂后进行了熟悉设备、熟悉系统等培训，在人员不足的情况下，电厂积极取得公司支持，从南陵电厂借调4人支援我厂运行，生产运行人员在单体调试、分系统调试时按照三班两倒值班，在整体调试以及72+24小时试运行期间，为了保证试运安全、保证人员操作人手充足，我们按照两班两倒值班，72+24试运后按照公司要求机组继续运行，运行人员改为三班三倒，在本月19号才为四班三倒。建议后续项目：在条件具备的情况下，按照安生中心王主任的指示一开始就实行四班三倒值班。装载机司机在试运行上料期间，基本上是没有休息的时间，时时刻刻在开车上料，按照集团公司三定方案中8人的配置，我们认为不能够满足生产需要，原因是上料司机连续作业，对安全生产带来极大的隐患，我厂现在按照五班四倒安排铲车司机上料，即使这样，6小时不停的上

料，劳动强度非常大，建议公司人资中心每值配置2人，另外配置3人在白班堆料、倒运燃料。另外，集团公司给配置了挖掘机，建议增加该司机的配置。外方人员在调试期间，我项目以非常细致的工作态度大力配合，他们经常加班到凌晨，电厂机组调试中积极与外方人员沟通，使得双方都能够理解及支持，在调试过程中配合的非常好。整组调试期间专工每天工作到21:30，机组运行时电厂专工上白班，借调专工上夜班，厂部领导分两班值班一组白班，一组夜班，保证机组在出现异常时，能得到良好的协调处理。

燃料储备及掺配：整体启动前电厂储备燃料碎料约20000吨，以芭茅草、稻壳、边角料为主，竹屑等为辅，整组调试期间按照边角料芭茅草3：稻壳1进行掺配，在燃料潮湿时按照照边角料芭茅草2：稻壳1掺配，化验结果是水分40—45%，热值在1900---2200大卡。威猛破碎机使用情况：碎料保养频繁、费用大。料场硬化在电厂建设中应提前，建电厂首先建料场，崇阳电厂现在未硬化的场地被整料占着，要倒运再硬化，费时、费油、费人力，成本提高。干料棚原设计是4个，后取消2个，经过魏总与公司积极协调，公司已同意再建4个干料棚。

外围工作：外围工作最直接最有效的方法就是积极取得当地开发区、政府的支持，要加强沟通，说明电厂实际情况，争取开发区及政府的配合和支持。但是有些协议证件办理是被另一些协议证件制约着的，所以提醒进行外围工作的同事，做好先后顺序，不要在办理一个证件或协议的时候被另外一个协议证件卡住，我们崇阳电厂在这方面是有过教训的。崇阳电厂办证情况：土地证、工程建设规划许可证、施工许可证、取水证等已经完成，这些证件是前期办理好的，当地政府给予了很多力度的支持，难度不是很大；消防图纸审查从11年4月把图纸送到消防支队，一直到魏总到崇阳电厂，多次与消防支队联系，利用8.1联谊等方式方法，才在11年9月16日拿到通过审查意见书，现在厂内特殊消防已经完成，已经联系消防验收，预计5月能完成；调度协议办理的很顺利，2011年12月12日签订完毕；核准批复：由于机组变更，经公司做了大量工作，直到2011年11月25日省发改委才给予了批复。并网经济协议是经过多次与市供电公司沟通，争取他们的支持，总经理亲自到市公司、省公司协调，2012年2月6日签订。机组并网批复：得到省发改委的批复后，经过咸宁市经信委提请省经信委，2012年2月9日省经信委批复同意机组并网运行；发电许可证：因法人变更，资料重新整理，已经报华中电监局。电价批复：因不影响并网，正在办理中，已经报省物价局。购售电合同：电力股份公司协助人员正在办理，不影响并网，但电费结算的时间可能要滞后一段时间。

四、发电部部长助理杨金伟从试运方面进行了汇报和交流：

崇阳电厂试运概况： 10月25日化水制出合格除盐水，11月26日10kv备用电源送电、12月31日110kv倒送电成功至2012年4月2日机组完成72+24小时试运，共经历近6个月。机组从热态调试至72+24小时完成共点火10次，耗油16T。试运期间，无论是单体还是分系统及整套调试，组织、协调得力，全员团结一致，夯实基础、稳步推进，使得项目整个试运低投入、低消耗、高效率。自烘炉（36.5T）、酸洗(7.2T)、中高温烘炉、吹管71次，放靶板5次(14.3T)、热态调试及72+24小时试运（16T）到试运结束共消耗燃油约74T，燃料约19000T，汽轮机进入热态调试共启动5次后，第4次并网成功。72小时时运期间平均负荷29.29MW，保护投入100%，自动化率91%； 72+24连续运行平稳，发电量283.067万kw.h、平均负荷29.68MW、负荷率98.93%； 炉前燃料平均水分40--45%、平

均灰分6---9.5%、平均热值1820---2091 calg； 运行参数与设计基本符合： 排烟温度156℃、床温780℃～850℃、炉出口烟温830℃左右、主给水温度230℃～238℃、一次风量48000～54000Nm³/h、总风量115000 Nm³/h左右、氧量3%～6%、风室床压12.5Ka～13.5 Ka、炉膛负压-100pa～-200pa、主蒸汽温度527℃～537℃、主汽压力12MPa～13MPa。

西门子合作方面的经验分享：注意细节安置好他们的工作环境，如：安排办公室，解决他们需要（安全、照明、人员配合，小工具、洗手间）等；多沟通交流建立感情，如：一起工作时请教他熟悉的事情，给我们设备的建议等等；关心他们的生活解决他们的后顾之忧；在工作上不要形成对立，要相互配合和协作；加强管理、合理要求；信任他们。

崇阳电厂试运中的教训：

1、电气110kv隔离开关011合闸不同期现象，影响机组试运：2011年12月23日在对升压站设备进行安装调试时发现此缺陷，安装公司调整一直不好，项目部要求厂家到场指导安装调试，厂家始终不派人员到场进行处理，至12月31日正式倒送电时，为了不影响倒送电工作正常进行，项目部专工与华能安装人员进行临时处理后，31日19:30倒送电一次成功，但是隔离开关011合闸不同期缺陷一直存在。在2012年3月27日22:00恢复主变压器时，隔离开关011又出现合闸不同期故障。4月13日机组消缺期间，西安西电高压开关有限责任公司人员到场，对隔离开关011进行处理，目前已经正常。

2、锅炉超温，造成机组停运：3月2日15:20主汽温度高559℃，负荷12MW，西门子专家打闸停机，而后停炉，停炉后主汽温度580℃，15:34恢复正常温度。

3、双减调节门人员误操作，影响真空、使汽轮机跳闸：3月13日 9：57射汽抽气器压力从3.0Mpa开始下降；10：03射汽抽气器压力降至2.1Mpa;调试人员令开大射汽抽气器压力调节阀，10：05射汽抽气器压力调节阀全关，调节阀后压力降为零。调试人员与汽机专工迅速赶往现场，10：07射汽抽气器压力恢复至3.2Mpa。10：05真空由-95.9kpa开始下降，10：06真空降至-79.2kpa，汽轮机跳闸；10：07真空开始恢复，10：10真空恢复正常，检查机组安全无其他隐患后于10：32机组恢复并网。

4、违规退高加液位保护，造成机组跳闸：3月9日锅炉启动，19:14并网成功，在高加刚投入时液位不准，实际液位正常，为了机组安全，将该液位强制，调试人员解除保护，21:36下班人员投入高加液位保护由于虚假信号直接发送使汽轮机保护机动作组跳闸。5、3月27日、28日试运时的辅机故障：3月27日00:30汽包上水至点火水位（-60mm）,2:00启动锅炉引风机变频器，发现变频器不能启动，检查变频器控制面板显示C相C4模块过热、C5、C6模块过压。改工频启动后，引风机1105开关跳闸。经查确认为引风机1105开关故障。更换备用开关后，启动引风机正常。10:51引风机变频器突然跳闸，不能切换为工频运行，导致炉膛正压增大，压火处理。经检查为变频器自带UPS电源不能正常输出，在咨询变频器厂家后，将变频器自带UPS电源甩开后，启动变频器正常。11:20锅炉重新启动，13:00汽机投轴封，13:20主汽压力8.7MP，投射汽抽气器抽真空，发现射汽抽气器减温减压器最大只能调整到1.68MP，不能调整至正常抽汽压力3.5MP，真空不能正常建立。应射汽抽气器厂家要求，提高主汽压力至12MP，但射汽抽气器减温减压器供汽压力只能调整到2.43MP，仍无法满足要求。停机处理。射汽抽气器改造完成后，3月28日04:40依次启动锅炉辅机，04:50锅炉点火。8：00主汽压

力4.3MP，温度275℃，8:30 #2空压机突然跳闸，运行人员迅速启#1空压机，但远方不能启动，远方改启#4空压机正常。9:00汽机投轴封，9:36主汽压力8.86MP，投射汽抽气器抽真空，发现射汽抽气器减温减压器最大仍然只能调整到1.67MP，依旧不能调整至正常抽汽压力，真空无法正常建立。9:03#1给水泵高压侧轴端漏水，切换为#2给水泵运行，发现#2给水泵出口三通逆止门法兰处有轻微泄漏。10:17发现DCS上#2给水泵转速显示突然消失，经检查为测速探头脱落引起。10:18机组被迫停运。

根据运行和现场发现的情况分析，主要有两大原因：一是两台给水泵均为带病工作，减温减压器不能满足射汽抽气器运行工作要求，是硬性故障，已联系厂家速到现场处理；二是引风机开关、变频器、空压机控制系统运行不稳定，可能是因变频器对工作环境要求高、高压开关故障、变频器质量及控制元件的质量问题。

采取的处理措施：联系厂家速来电厂从根本上解决问题。给后续项目的建议：

严格进行图纸会审，发现设计问题及时更改；

建议多考虑非正常情况下的运行安全，保护设备和人身安全； 锅炉燃料水分超过48%左右时引风机出力不够；

包墙灰斗放灰极不方便不安全，建议加装冷灰器设备； 主给水电动门不方便调节流量、建议加装调节门；

综合水池至超滤装置进水管道应改为不锈钢管道连接，防止铁对超滤膜、反渗透膜的影响；

一体化净水器设计为自动反洗，无法进行强制反洗，长期运行如果不能自动反洗，应考虑强制反洗措施；

就地变送器、压力表等无校验标签，根据校验报告在相应设备上张贴标签，并注明有效期；

汽机操作员站只有一台，需增设一台冗余的汽机操作员站，宜根据运行人员需要优化操作画面；

制定电子设备间巡检及工程师站授权管理制度并严格执行，电子设备间及工程师站宜加装门禁系统；

急停按钮加防护罩；

高压加热器磁翻板液位计热态运行时因温度较高，翻板易变型损坏，在翻板及液位测量筒之间加薄垫片后改善；

需建立热控软件备份管理制度，定期检查DCS、PLC的控制器、操作员站、工程师站软件的备份工作，做到及时备份、存档；

凝汽器液位波动大不能达到西门子外方专家要求，建议使用导波雷达液位计。

崇阳县凯迪绿色能源开发有限公司

总包模式下核电厂调试质量监督研究 篇3

关键词：核电；调试；质量监督

中图分类号：F272 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）29-0167-02

1 概 述

核电厂从萌发建设到寿命结束要经历厂址选择、设计、制造、建造、调试、运行和退役几个阶段，每一个阶段都是不可缺少的重要环节，作为上述工程阶段之一，调试是一个极为重要的阶段。调试过程是对设计、设备制造和安全质量的一次全面检查和验证，验证设备和系统的功能及性能是否符合设计要求，电站总的性能是否符合合同规定的要求，以及电站的安全性能是否符合国家核安全局规定的民用核设施的安全要求，最后将符合各种要求的核电厂移交给营运单位，可以把调试看作是质量检查的活动，所以对调试过程的质量监督也尤为重要，本文针对调试质量监督过程中发现的典型问题及提升的有效性进行探讨，核电厂经历良好的调试才能保证投入运行后设备和系统保持较高的可用率，为核电厂后续的稳定运行奠定基础。

2 宁德核电厂调试阶段质量监督的体系现状及质量 监督发现的典型问题

由于需要调试的设备多，系统庞大，在结构上和功能上又相互密切关联，由于与其它阶段相比较，调试阶段更为活跃多变，动态程度更高，可靠的设备和人身的安全表现更为显著。调试过程是在相关施工队监督下将一个个系统从安装承包商接过来，逐步进行调试，完成一系列调试任务和验证设备可靠性后转交给营运单位。这样，调试过程既与前面的安装过程相联系，又与后面的生产运行过程相衔接。不仅如此，调试过程还与设计、设备供应商有密切的关系。所以说，调试过程显得尤为重要，不管总承包方还是营运单位对调试阶段的质量监督也非常必要。

2.1 宁德核电调试阶段质量监督的体系现状

根据宁德核电项目的总承包方式，调试工作由总承包方所属宁德项目部的调试分部负责，且根据《HAD-003-09核电厂调试和运行期间的质量保证》要求，总承包方和营运单位的质保部门也必须对调试过程进行监督，以验证调试工作与调试试验程序、管理要求、设计等要求相符。这样可以将调试阶段的质量监督分成三部分：一是总承包商方调试分部内部开展的技术性质量控制和过程性质量控制；二是总承包商方后台调试中心质保部门及项目部的质保办对宁德调试项目的质量监督和监查；三是营运单位对调试承包商的质量监督和监查及调试过程的调试监督与见证。

2.2 宁德核电调试阶段质量监督发现的典型问题

宁德核电自2010年1月首个系统（0LBK）开始调试到2016年7月4号机组具备商业运行条件，至今已经有六年多时间，在此期间，宁德核电1-4号机组分别经历了冷试、热试、装料、临界、冲转、并网等一系列调试过程，都顺利实现了商业运行，但在调试过程中通过调试质量监督和见证等发现的典型问题来看，调试过程及质量管理仍需持续改进。

2.2.1 人员培训和授权

人员培训和授权是否满足要求，是调试准备阶段的主要工作之一，尤其是关键岗位人员的准备，在质量监督过程中发现的人员培训和授权问题主要表现为：

部分试验负责人（TS）或试验负责人助理（ATS）未取得相应的调试人员资格授权，却实际从事TS承担的调试工作；

未获得调试质量控制工程师（QE）授权便对质量计划进行审核设点并执行签字。

2.2.2 质量计划的准备与执行

调试质量计划是调试期间试验活动和检查内容的过程文件，用于调试过程质量控制，是实施调试过程质量控制的重要手段之一。质量计划存在的问题主要表现为：

①质量计划的步骤设置过于简单，不能简述该步骤的工作内容，质量计划不具备可操作性；

②部分质量计划控制点的描述与相应试验程序要求不一致；

③质量计划中对质保分级不准确，部分系统应为与质量和安全相关（PQSR），但错误划为成与质量相关（QR）；

④部分涉及有安全准则的试验，相应质量计划没有按照程序要求设置H点或未设点等，暴露出对质量计划的管理要求不清楚；

⑤部分质量计划的签字日期早于试验报告中的试验完成日期；

⑥部分质量计划中报告点（R点）签字不规范，执行者和调试质量控制工程师（QE）签字均由QE执行签字；

⑦部分质量计划中工作已完成但未及时签点；

⑧部分质量计划已关闭，但调试程序中的试验内容尚未完成或TR 报告尚未编制。

2.2.3 试验程序的准备与执行

试验程序是开展调试过程的基础和依据文件，试验程序的质量对调试过程起着很重要的作用，试验程序在准备和执行方面存在的问题主要表现为：

①部分已通过调试审批或正在执行试验程序中安全准则与上游设计文件不一致；

②部分涉及安全准则调试程序中无安全准则内容或将安全准则内容错放入运行准则中；

③部分试验程序需要操作的设备信息错误，程序前后的要求不一致；

④部分技术程序中职责描述错误，所引用的参考文件不是最新版；

⑤个别试验报告中填写的试验工器具有效期信息错误；

⑥部分试验报告中记录的部分试验内容完成日期前后不一致；

⑦个别试验报告中涉及的安全准则内容未在报告中列出；

⑧个别试验报告中的试验数据缺失或试验数据记录错误。

2.2.4 调试设备维护保养管理

设备从安装移交到调试手中经历很长一段时间，一些重要设备和系统为保持其良好状态，必须要定期进行维护和保养，如：泵轴的定期盘转和加油脂防止锈蚀。所以根据设备和系统的重要程度进行必要的维护保养显得尤为重要，设备维护保养管理方面存在的问题主要表现为：

①未按程序要求建立重要成品保护系统、设备的清单并进行重点保护；

②个别系统未按程序要求编制巡检卡、未填写巡检作业记录；

③调试防异物高风险活动未按照管理程序要求编制并实施防异物专项控制方案；

④现场设备维护保养不到位，如：部分转动设备缺油或部分设备存在锈蚀；

⑤调试期间设备维护保养作业和巡检结果，纸质签字记录单保存管理不全。

2.2.5 计量器具管理

计量器具管理包括在线和离线计量器具管理，在线仪器仪表指的是已安装设备上或电站系统上永久设计安装的各类仪器仪表，离线计量器具主要指调试时为获取试验数据，临时安装在电站系统中的工器具及单独或连同辅助设备一起用以进行测量的器具。计量管理器具方面存在的问题主要表现为：

①部分在线仪器超过检定周期未检定，在线仪表信息更新不及时；

②调试过程中使用检定过期的计量器具；

③不合格器具未张贴《禁用证》标识；

④未对退检、不合格计量器具在检定周期内进行的试验活动进行评估；

⑤计量库温湿度连续超标，但未填写《调试库房温湿度超标报告单》。

2.2.6 其它问题

①程序缺少对装料值长的资质及装料过程装料值长变更的规定；

②调试工作票已过期，尚未办理延期手续；

③移交调试后额外工作通知（AWN）填写不规范且施工人员未按工作程序施工；

④意外事件单（UES）分级错误或未按要求开启。

3 核电厂调试阶段质量监督有效性提升措施

目前宁德核电4台机组已全部调试完成并商运，结合宁德核电调试阶段质量监督体系现状及质量监督发现的典型问题，通过总承包方和营运单位对问题的分析，及营运单位对总承包方质量监督的改进方式，制定了有效的改进措施，有效促进了宁德4台机组调试过程质量控制，为后续核电调试机组质量管控和改进提供了优化和改进的建议。

3.1 完善调试人员培训和授权制度

针对调试人员培训和授权问题，制定相应的培训大纲和管理程序，采用“上岗必须授权、授权必须培训、培训必须考核”的原则，按照“全员终身培训制”的要求开展培训管理工作，为了合理、准确地确定满足各岗位要求的培训课程，对《岗位责任与规范书》中岗位职责所描述的主要工作范围和责任要求进行分析、判断完成各项工作任务应具备的能力，结合各岗位基本资格要求，确定相应的培训课程，可以分为授权课程培训和技能培训课程两部分，并根据培训情况，开展有效的理论和实操考核，使调试人员真正领会核安全文化理念及具备实际动手能力。

3.2 优化调试总承包方质量管理体系

完善调试总承包方调试过程质量控制程序，质量控制体系分技术性质量控制和过程性质量控制两类，按照系统试验负责人级和质量控制主管级两个层级执行。技术性质量控制主要是对调试技术文件的审查，包括调试程序、各类变更文件和调试试验报告的审查，以及试验结果的分析评价。试验负责人负责各类技术文件编写的责任，对文件的完整性、准确性、时效性负全责，质控主管对其进行质量审查并按相关规定签字确认。过程性质量控制主要通过质量计划或者现场监督和巡检的方式对现场的调试活动实施监督和质量控制。试验负责人负责质量计划的编制和执行，质控主管负责质量计划的审核和设点，并批准质量计划。质量计划的执行者是系统试验负责人，试验负责人根据质量计划的控制点设置情况提前通知质量控制主管组织现场监督活动。当完成质量计划规定的作业活动后，质控主管负责对这些文件填写的完整性和正确性作一次最终审查，并关闭质量计划。

在调试试验程序、质量计划准和执行过程中，充分发挥系统试验负责人和质量控制工程师作用，定期对调试试验程序、质量计划及试验报告进行抽查，对抽查发现的问题进行原因分析，制定有效的改进措施，对其他同类程序、质量计划及试验报告进行普查，从制度上进行完善。

3.3 有效落实计量器具管理

建立调试计量管理程序，对在线计量器具和离线计量器具做好区分和分工，根据《中华人民共和国计量法》和《中华人民共和国计量法实施细则》等法律法规要求，严格开展计量器具的检定和定期检查工作，对退检、不合格计量器具在检定周期内进行的试验活动进行追溯和评估，并对计量器具库房做好计量器具的标识和定期检查工作。

3.4 重视设备维护保养管理

设备从安装承包商移交给调试承包商后，调试承包商应建立调试期间的设备维护保养制度，根据上游EOMM和预防性大纲要求以及设备和系统的重要程度，建立重要成品保护系统、设备的清单及维护保养规划，并根据规划建立调试期间设备维护保养的计划，按计划开展对应的维护保养，使设备处于良好状态，为后续设备和系统的长期可靠运行打下良好基础。

3.5 总承包的质保部门应发挥其监督作用

总承包方调试中心的质保部门及项目质保部门应定期对调试管理和调试过程进行定期监督监查，选取冷试、热试、装料、临界等重要调试节点，提前对其调试过程准备的有效性和符合性进行监督监查，梳理调试过程中存在的不足，有效持续改进调试过程和管理。

3.6 充分发挥调试经验反馈的作用

调试经验反馈的目的是建立起调试经验反馈运作体系，通过意外事件单（UES）、设计变更项（DCR）等形式对在调试活动中及其它基地发生的涉及到的人因事件、职业安全事件、设备故障事件等事件进行深入的分析和反馈，以快速有效地达到避免已经发生事件的重复发生。这就需要建立调试经验反馈有效运作组织，根据事件的重要程度和轻重缓急进行分级，定期对以往发生的调试事件及其它基地发生的事件进行分析，并与宁德基地设备进行对比，包含根本原因、促成因素、扩展行动的对比，从管理上和技术上制定有效的整改行动，避免同类事件的再次发生。

3.7 营运单位持续发挥其监督和见证作用

营运单位虽然将调试项目承包出去，但对公众健康和安全仍负有最终责任，营运单位根据合同和调试质保大纲要求，选取冷试、热试、并网、临界等重要节点对调试总承包方进行监督、监查。

根据调试项目的重要程度，营运单位通过对调试文件审查、调试专项监督和调试进度跟踪等方式进行监督和见证，以验证调试试验程序的适用性、文件准备的充分性及试验项目实施的有效性。

4 结 语

调试过程作为核电厂建设过程中一个重要阶段，调试结果对核电厂后续安全可靠运行起着至关重要的作用，所以做好调试阶段的质量管控和监督，特别是形成一套有效的管理体系和制度尤为重要，本文通过调试阶段质量监督发现的典型问题，总承包方和营运单位通过持续改进形成的有效管理体系，提出针对性的改进措施，为后续其他核电机组调试阶段质量监督和改进提供参考和帮助。

参考文献：

[1] 国家核安全局令第1号，核电厂质量保证安全规定[S].

核电厂开关量仪表安装调试 篇4

开关类仪表是自动控制系统中最经典、最简单的控制元件, 也是最原始的应用, 一般都是通过微动开关等一些机械弹簧、杠杆等机械构件将机械量转换为开关信号。为纯机械形变导致微动开关动作。比如压力开关, 当压力增加时, 作用在不同的传感压力元器件 (膜片、波纹管、活塞) 产生形变, 将向上移动, 通过栏杆弹簧等机械结构, 最终启动最上端的微动开关, 使电信号输出。

核电常用的开关类仪表从原理上常见的包括:波纹管式压力开关、膜片式差压开关、浮子液位开关、温度开关等, 其中温度开关一般也是利用温包内填充气体膨胀使波纹管动作触发开关量信号, 因此与波纹管式压力开关类似。以下以波纹管式压力开关和浮子液位开关作典型介绍。

2 波纹管压力开关

压力开关是一种简单的压力控制装置, 当被测压力达到额定值时, 压力开关可发出警报或控制信号。

从常见的波动管式压力开关内部结构看, 压力的变化转换为波纹管的机械伸缩变化, 由机械杆传递这种变化触动微动开关从而产生压力开关信号。一般的压力开关由外部看可见两个标尺板, 上部为设定值指示板, 下部为回差调节指示板, 无当前温度指示板。值得注意的是, 设定值指示板仅是定性的显示当前定值, 指示误差可能非常大, 不可作为计量的标准。回差一般情况下无需调整。

仪表开关内部的机械结构一般都会有红色封漆禁止未经授权人员调整内部结构, 调试时仅可调节定值和回差调整螺丝, 且一般情况下回差也不需调整, 默认为A位置附近。

3 浮子液位开关

浮子液位开关的工作原理基于简单的浮力原理, 即弹簧被重于液体的浮子加载, 浮子浸没在液体时, 浮力产生变化, 致使弹簧向上移动, 由于弹簧公在液位移动到浮子上时移动, 因此弹簧移动A始终是浮子移动距离B的一小部分, 弹簧上端连接有一个磁套管C, 该磁套管在非磁性的隔离管D的范围内移动, 弹簧移动导致磁套管吸引装在枢轴上的磁铁E, 使位于隔离管外的开关机构F动作, 内置式限位止档可以防止弹簧在液体波动的情况下过度移动。

浮子液位开关定值的调整比较简单, 一般调整开关组件相对内部磁棒的相对位置即可, 但是调整过程必须用液体介质进行标定, 严禁“纸上谈兵”直接用卷尺进行调整。对于定值较大, 悬挂浮子的金属软绳较长, 无法在实验室实现这么高的真实水位, 则可用水位换算法来实现, 如某一液位开关, 定值为高报2m, 但是其悬挂位置距现场基准点4m, 即正常情况下其悬挂绳长有约2m左右, 实验室不可能仿真4m的悬挂高度和2m的水来进行真实校验, 水位换算法具体步骤如下:

a.将牵引浮子的金属绳适当收缩至实验室条件可以模拟的水位值, 比如50cm, 即浮子距仪表头的绳长0.5m左右, 此值无需准确。注意浮子下部多余的金属绳要盘好, 不可与标定设备的底部或侧壁接触。

b.自然悬挂浮子液位开关, 注意必须保证浮子液位开关表头、挂绳、浮子在同一竖直线上。测量无水时浮子顶部距表头的长度为a。

c.注水, 到浮子中部时缓慢注入直到开关的常开点接通, 记录此时浮子顶部距表头的长度为b, 在浮子上用标签笔画出触发报警时浮子上的水位线。

d.排水, 直至浮子的常开点断开, 在浮子上用标签笔画出触发报警消失时浮子上的水位线。

e.浮子安装到就地, 梳理金属牵引绳, 因为报警值为距离标准点2m, 因此调整浮子位置, 把自然状态下浮子上部标画的报警水位线对应对2+ (a-b) 的位置, 即可实现报警值标定。

f.对于多浮子多定值的液位开关, 标定原理类似。

4 开关的接线方法

大部分开关类仪表的接线都有三个接线端子, 一般标记为“NO”、“NC”、“COM”, 分别代表的含义是常开点、常闭点、公共端, 也有仅标记1、2、3标识, 需自己根据内部电线的颜色判断常开常闭点。

所谓常开、常闭点的概念, 初次理解起来可能有些别扭, 一般这种“常”的概念是指正常情况下, 可以理解为“没有被测量介质时的状态”, 如压力开关的常开点, 理解为未接压力时常压下的状态为断开的触点;液位开关的常闭点, 理解为仪表未放在液体系统时状态为闭合的触点。所以, 如果某压力开关测量低报警值, 则正常的接线应接常闭点和公共端, 某液位开关测量高报警值, 则正常接线应接常开点和公共端。

因安装图纸不规范、安装工人经验不足等多种原因限制, 调试过程中, 发现大部分开关量仪表端接错误, 现场修改费时费力。以下摘录几种接线错误的典型案例供学习参考:

4.1 Georgin公司产品 (快速插头)

Georgin是著名的开关量仪表生产企业, 在核电机组有较多应用。

此类仪表一般在表盖后都画有接线示意图, 如这块Georgin压力开关, 其内部端接端子上标识了3、30、31三个字符, 3、30注释为“switch slosed for T<T0 or P<P0”, P0为设定值, 即3、30解释为压力低于设定值时开关为闭合状态, 即常闭点, 相应的3、31为常开点。但是因为快速插头与电缆的连接是现场制作, 所以端接工人培训不够很容易接错, 而且接错后如果改快速插头也会费时费物。

4.2 Georgin公司产品 (普通端接)

与快速插头式Georgin产品不同, 此类压力、温度开关的电缆直接由现场人员接至仪表内部端子上, 不用制作快速插头。但是端接方式与以上类似, 仪表内部标识3、30、31标识清晰, 只需理解3-30为常闭点, 3-31为常开点即能正确按端接图纸接线。

4.3 Baumer产品

该类型仪表主要分布在通风系统, 电缆直接连到仪表端子上, 表盖反面已明显标注端子1, 2, 3作用, 但现场接线箱通常用3, 30, 31表示, 错误率较高, 但现场改正较容易。同样的, Baumer产品也都在仪表盖板背后绘有详细的接线说明。

但是正因为标绘了1、2、3的标识, 反而可能导致现场端接错误, 一般端接人员会想当然的把电缆的1、2、3线芯与1、2、3端子完全对应, 犯了经验主义错误, 系统手册11.5章规定的1号线芯为公共端, 需要将1号线芯接入2号端子, 同样2号线芯需要接入常闭点1端子, 3号线芯需要接入常开点3端子。

4.4 Magnetrol及MIP浮子液位开关

该类型仪表比较多, 分布在核岛各工艺系统, 电缆直接连到仪表端子上, 且端子上已标明3, 30, 31三个点, 错误率较低, 现场改正较容易。Magnetrol及MIP浮子液位开关一般有两种开关组件, 一种是微动开关封闭式, 即整个开关组件像一个封闭的铁罐头, 一种是能看到微动开关的。封闭式微动开关组件上有明显的接线标识, 普通微动开关为1、2、3标识。因为磁杆及微动开关的重力作用, 一般中间接线端子为公共端, 上部为常闭点, 下部为常开点。需要注意的是, 对于多浮子的液位开关, 接线柱的开关组件顺序即浮子的上下顺序。

参考文献

[1]邵文.福清核电厂液位仪表的应用与探索[J].自动化仪表, 2014, 02:40-42+45.

电厂主要电气设备的调试方法探析 篇5

任何事物都不是一成不变的,都有从产生、发展、壮大、衰落到最后消亡的过程,电气调试工作也是一样,在过去的几十年里,经过国内外的调试专家及前辈们的大量研究及实际的经验积累,形成了一套比较完善的电气设备的调试方法,这些电气调试方法在现在的试验中仍然占据主导地位，然而,由于现场的电气试验与一般的常规预防性试验有一定的区别,且受到现场环境条件及设备的限制,许多试验项目在运用传统试验方法时可能比较麻烦,这样就得要求寻找一些方便、可靠且实用得新方法来代替原有方法。

近年来,出现了许多新的设备,这些设备与原来的设备相比不只是外观及大小的改变,更重要的是许多设备都采用了新原理(特别是二次设备,其设备的更新速度很快)或者是电压等级及容量的增大,正是由于这些新型设备的出现,也给我们老的试验方法带来了挑战,必须采用新的试验方法才能实现对装置的试验。比如现在的继电保护装置都是微机型的原理,许多功能都是靠软件实现,这也将使得原来老的继电保护测试方法很难实现对现有保护的调试(主要是调试重点的转移)。

2 电厂电气设备的主要调试项目

2.1主要电气设备调试项目

电气设备调试项目清单如下表所示:

2.2分系统及整套启动调试

在以上的单体调试完成后,接下来就是进行分系统调试,在设备分系统调试前,将检查了解各单体辅机分部试运情况,协助安装单位处理试运出现的问题,参加、配合单机的试运行工作及签证验收工作。

电气分系统调试:电力变压器系统调试(包括主变、厂变、备变);发电机保护及故障录波、发电机出口断路器调试;发电机励磁系统调试;同期系统调试;封闭母线系统调试电气专业整套启动调试:发电机变压器组启动调试(包括发电机的进相试验); 励磁调节器系统调试; 发电厂厂用电源系统调试

3 主要一次设备的调试方法

3.1 发电机的调试方法

测量定子绕组的绝缘电阻。在发电机出线套管、电流互感器安装结束,定子处于冷态,且定子吹干的情况下进行。采用2500V兆欧表,测量l0min,记录15sec, lmin和l0min的绝缘电阻值,吸收比应大于1. 6,极化指数跟出厂值比较应无明显差别,各相绝缘电阻的不平衡系数不应大于2。绝缘电阻测试结束,应进行充分放电。

测量定子绕组的直流电阻。在冷态下测量,同时测量并记录绕组温度,绕组温度与环境温度的差值应在3℃的范围内。使用双臂电桥或变压器直流电阻测试仪测量。各相直流电阻的相互差别不应超过最小值的2%;换算至同温度下,与出厂值相比,其差值不应大于2%。

3.2 变压器的调试方法

测量绕组连同套管的直流电阻。在各分接头的所有位置上进行,采用双臂电桥或变压器直流电阻测试仪测量。测量直流电阻的同时记录绕组温度。各相测得值的相互差值应小于平均值的2%,线间测得值的相互差值应小于平均值的1%。变压器的直流电阻,与同温下出厂实测值相比,变化不应大于2%。由于变压器结构等原因,差值超过上述标准时,可只与出厂值相比较。

检查所有分接头的变压比。正确计算变比,使用QJ35型变比电桥或全自动型变比测试仪进行测量。试验时,被试变压器的出线端与外界应无任何连接。试验前,应首先确认变压器的接线组别,并认真检查接线的正确性,防止高、低压绕组反接。对于QJ35型变比电桥还应区分试验电源的火线与零线。所有分接头的变压比,与制造厂铭牌数据相比应无明显差别,且应符合变压比的变化规律;对于电压等级在220kV及以上的电力变压器,其变压比的允许误差在额定分接头位置时为0.5%，

3.3 互感器的调试方法

检查引出线极性。将1.5-3V直流电池经开关接在一次侧端子上,在互感器的二次侧端子上接一个指针式直流微安表或毫伏表。电池和表计的同极性端接绕组的同极性端。若合上开关瞬间指针顺偏,断开开关瞬间指针反偏,则互感器为减极性;反之,为加极性。

检查变比。一次绕组通入大电流,测量二次绕组的电流,记录一次侧和二次侧的电流。使用0. 2级的电流互感器和0. 2级的电流表,一次绕组应尽量加至额定电流。试验时应断开二次绕组接线端与外部的连接,并短接非被试绕组,防止开路。

测量励磁特性。测量保护级二次绕组的励磁特性,测量并记录电流与电压的关系曲线。开关柜出厂时,内部接线已完成,试验时应断开二次绕组接线端与外部的连接;并将接地点拆除,否则,在试验回路中加一台隔离变压器。电流表内接和外接时测的得结果有较大差别,应采用相同的接线方式进行试验,以便于数据比较, 一般采用电流表外接法进行测量。

4 主要二次设备的调试方法

4.1 继电保护装置的调试方法

一般性检查。由于装置出厂经过长途运输,路途中难免发生颠簸,可能造成某些松动,为使装置能安全运行,对一些松动部件进行紧固。

绝缘电阻测量。在保护屏的端子排处将所有外部引入的回路及电缆断开,确认无交流、直流电源引入屏内,分别将电流、电压、直流控制信号回路的所有端子各自连接在一起。

保护出口、ECS及FR信号联调。分别模拟保护的各种保护动作信号,检查相应的出口回路并在ECS画面及FR上检查是否收到这些报警信号。

逻辑检查。按设计院要求检查发电机保护出口逻辑应正确。

4.2 同期装置的调试方法

外观及接线检查。同期装置的外形应端正,无明显损坏及变形现象。

装置内部信号测试。将装置的测试电缆各航空插头与装置各航空插座作相应连接,利用装置内独立的测试模块进行检测。

同期系统接线及继电器检验。按照设计原理图检查装置外部各回路(包括同期装置外部各插头引出线)应全部正确。亦应无寄生回路。

装置外部信号测试。取下装置的测试电缆,断开测试电缆各航空插头与装置各航空插座间的连接;断开装置试验电源。

5 整套启动调试方法

转子交流阻抗及损耗测试;额定转速下发电机定子绕组三相短路时的试验;发电机定子三相绕组开路时测量发电机的空载特性;发电机空载励磁调节系统的调整试验,励磁改为自励方式;发电机带主变零起升流试验;在额定负荷下测定发电机的轴电压;在系统允许的情况下,进行零功率切机试验.

6 小结

本文首先对电厂电气设备的主要调试项目进行了简单的介绍,并列出电厂电气分系统调试及整套启动调试的主要项目。其次介绍了电厂主要一次及二次设备的调试方法,包括发电机、变压器、电力互感器、继电保护装置及同期装置等。最后对电厂整套启动电气调试方法进行了比较详细的分析介绍,主要涉及发电机特性试验、发变组保护校验、励磁调节器性能试验及厂用电源快切试验等。通过对电厂主要电气设备调试项目及方法的介绍,可以对电厂电气设备的调试工资有个大体的认识。

参考文献

[1]梁建雄,电流互感器变比的测试方法,山西电子技术,.

[2]王维俭,电气主设备继电保护原理与运行,中国电力出版社,.

火电厂直流系统的调试技术研究 篇6

关键词：火电厂；直流系统；调试

火电厂的直流系统是为给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源的电源设备。直流系统是一个独立的电源，它不受发电机、厂用电及系统运行方式的影响，并在外部交流电中断的情况下，保证由后备电源——蓄电池继续提供直流电源的重要设备。

对直流系统进行调试，是保证集控室直流系统运行参数正常的重要手段，调试过程中要确定直流系统各保护参数、告警信号手否正确，确认均流特性是否符合厂家设计要求。

调试应由工程师及以上资格的调试人员负责，或具有调试同类装置经验的助理工程师负责。为保证试验数据的准确性和可靠性，同时为了安全考虑，应组成两人以上试验小组完成试验。

1.系统初调

1.1调试前准备

确定机柜内部无短路，用万用表检查交流输入端子，确定各端子之间无短路，否则必须查明原因并排除故障；初始化各开关状态，确定监控模块开关为断开状态，交流输入空气开关、模块交流输入空气开关、电池熔芯、控制回路和合闸回路空气开关均为断开状态；测算电池参数。

1.2初调交流电

通交流电，测三相电压并作记录，交流电压应在380±15%的范围内，如果超过范围，应先调整交流电；上电，看交流监视模块灯是否亮。

1.3系统模块送电

蓄电池充电时，合上蓄电池组充电，这时蓄电池组的电压表将会显示此时蓄电池组电压值。

2.直流电源微机监控系统调试

2.1控系统上电

当监控系统第一次上电时，系统开始自检，查询各功能模块的工作状态，传递初始化参数，显示当前时间及软件版本信息等。

2.2显示界面组成

显示界面由上电自检画面、主运行画面及多个参数设定显示画面构成。主运行画面主要显示运行时各主要参数状态，如整流器输出电压、电流，当前电池组容量，电池组输出电压、电流，电池组温度，母线电压，母线绝缘等。

2.3参数设定及显示画面

正常运行后，通过操作面板上按键，可直接弹出系统操作主菜单，并通过上下键选择各功能项，按“确认”键后进入各级子菜单，进行参数设定或修改操作。

3.参数设定

3.1电池运行参数设定

在系统设定菜单项中设定监控系统基本的控制参数，包括：电池容量、电池类型、单体数量、均充电压、浮充电压、转换电流、均充时间、自动均充、均充周期、充电限流、温度补偿、补偿系数。

3.2系统报警参数设定

在“报警参数”项设置系统运行时告警参数的上下限定值及报警是否允许标志；过报警标志允许时，当报警参数越限时系统告警。告警参数包括：电池电量、交流电压、合母电压、控母电压、电池电压、绝缘电阻。

4.整流模块调试

4.1开机前准备

检查电源的各条连线是否正确，接地线是否安全可靠，检查交流输入电源是否正常。

4.2开机试运

确认手动1QS1、1QS2开关在整流器位置，给系统模块供电，给微机监控系统供电，给HY-DC2000型直流系统微机检测装置供电，电源开关置于开位置，电源指示灯亮。

4.3输出电压调节

电源模块面板上设有输出电压装置，可根据需要自动/手动调整输出电压。

5.均充、浮充电

该装置单母线分段，把转换开关1QS1和1QS2置于#1蓄电池位置，微机监控器可自动对蓄电池根据亏容情况进行恒流均充电或浮充电并且自动转换。

6.电源柜运行程序调试

正常浮充电运行状态时，电网事故停电，这时充电浮充电装置停止工作，蓄电池通过自动跟踪电压，不间断地向二次控制母线送电。

交流电源恢复送电运行时，微机控制充电浮充装置自动进入恒流充电状态运行，当蓄电池电压达到整定值时，微机控制充电浮充电装置自动转入恒压充电运行，当充电电流小于整定值时，微机开始计时，微机控制充电浮充电装置自动转入浮充电状态运行。

7.参数监测功能调试

验证系统的监控模块监测到的参数是否正确。

7.1充电柜参数

查看交流输入电压值，与实测值比较。查看电池电压和电流值，与实际值比较。

7.2馈电柜参数

查看合闸母排电压、控制母排电压和总电压，与实测值比较。

7.3模块参数

查看模块输出电压电流、限流点、控制状态。

8.报警功能调试

8.1模块通信

断开模块空气开关，监控模块显示此模块通信中断。

8.2直流回路跳闸故障

合上任一控制母排或合闸母排空气开关，轻触其试验触点，空气开关跳闸，监控模块报警。

8.3试验电池熔断信号器

按下电池熔断信号器试验触点，监控模块报警正确。

8.4交流过、欠压报警

将交流过、欠压的报警点设置到当前值以下或以上，监控模块报警。

8.5直流过、欠压报警

将控制或合闸母排的过、欠压报警点设置到当前值以上或以下，监控模块报警。

8.6绝缘监测

在任一支路对机壳接一个小于绝缘整定值的大功率电阻（一般5k10W），合上该支路开关，绝缘监测装置应能监测到绝缘故障，并发出报警信号。

9.整体联调

9.1所有设置恢复正确值

将调试过程中修改了的设置值全部恢复正确的值，并仔细检查核对。

9.2参数一致性确认

确认系统在不同位置监测的同一个参数是否正确。主要有：电池电压与合闸母排电压，总电流与馈电柜电流。

9.3绝缘监测

在绝缘监测装置监测到绝缘下降并发出报警时，监控模块应能接收到该报警信号并纪录，以及发出高层次的报警。

參考文献：

[1]火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996）.

[2]电力安装工程电气设备交接试验标准（GB50150-91）.

[3]王启南.浅谈火电厂直流系统蓄电池组的安装管理[J].华中电力.2013.11.

[4] 鲁庆初 等.变电站及电厂直流系统的讨论[J].电源技术与应用.2012.05.

作者简介：

核电厂气动调节阀调试方法总结 篇7

1.1气动调节阀的分类

1.1.1按作用方式分类

按照气动调节阀的作用方式可以将其分为正作用式和反作用式两种方式。

正作用式:当执行机构内失去空气压力时弹簧力促使阀瓣上升, 阀门开启;通入压缩空气, 执行机构内的空气压力克服弹簧压力使阀瓣下降, 从而关闭阀门。这类气动调节阀也叫气关型调节阀。

反作用式:当执行机构内失去空气压力时, 在弹簧力的作用下促使阀瓣下降, 阀门关闭;通入压缩空气, 执行机构内的空气压力克服弹簧压力使阀瓣上升, 打开阀门。这类气动调节阀也叫气开型调节阀。1.1.2按动作方式分类

按照气动调节阀的动作方式可以将其分为直行程和角行程两种方式。

直行程式调节阀是通过上下运动的方式来获得阀笼对流量的调节;角行程式调节阀是通过阀体的转动实现对流量的调节。

1.2气动调节阀的结构

气动调节阀的结构主要包括阀体、执行机构和附属装置三部分。执行机构属于核心部分, 它将输入的控制信号转化为作用于阀体的推力, 从而控制阀体开或者关, 实现调节功能;阀体是调节阀的动作部分, 它与被控制的介质相接触, 在执行机构的作用下改变阀芯与阀座之间的流通面积, 从而实现对流量的有效控制;附属装置则是为实现不同的功能要求, 而选用的各类装置或设备, 以实现阀门的快开、快关、输出大力矩、失效保位等功能, 如BOOSTER、定位器, 电气转换器等统称为附属装置 (由于笔者均为仪控专业人员, 故下文相关论述均从仪控角度出发) 。

1.2.1电-气转换器 (图1)

电-气转换器用一个将电流信号转换成气压信号的转换装置。它根据调节器输出的4-20m A电流信号, 产生对应的气压信号 (0.02~0.1MPa) , 输出到执行机构产生相应的动作, 以控制阀体开度、达到对调节流量的目的。

电-气转换器通常由电路、磁路、气动平衡部分等组成。调节器输出4~20m A的电流信号进入测量线圈, 根据电磁感应定律将产生电磁力, 使得平衡杠杆平衡。电-气转换器从而实现把4~20m A的电流信号变成对应的0.02~0.1MPa气压信号。

1.2.2阀门定位器

阀门定位器是一种将电气信号转化为压力信号的装置。按力矩平衡原理, 它将阀杆位移信号作为输入的反馈测量信号, 以控制器输出作为设定信号进行比较, 当两者有偏差时, 改变其到执行机构的输出信号, 建立了阀杆位移与控制器输出之间的对应关系。

气动阀门定位器主要可分成位移平衡式、力 (力矩) 平衡式和智能式三大类。

(1) 位移平衡式气动阀门定位器 (如图2) :工作原理:当调节器来的控制信号增大时, 波纹管1就相应伸长, 并推动拖板2以反馈凸轮6为支点作逆时针偏转, 于是挡板3就靠近喷嘴4, 喷嘴背压升高。

此背压经放大器5放大后, 输出压力迅速上升并送入气动调节阀的膜头9, 使阀杆8向下移动, 带动反馈杆7和反馈凸轮6绕支点0顺时针偏转, 反馈凸轮6的偏转使拖板以波纹管1为支点作逆时针方向偏转, 于是挡板3离开喷嘴4, 使输出压力下降, 即阀杆8向下移动引起的效果是负反馈作用。此时, 一定的信号压力就对应于一定的阀门位置。

福清核电大量使用的FISHER 3572型定位器就属于上述类型。

(2) 力 (力矩) 平衡式气动阀门定位器 (图3) :工作原理:它是按力矩平衡原理工作的, 当通入波纹管1的信号压力增加时, 使主杠杆2绕支点15转动, 挡板13靠近喷嘴14, 喷嘴背压经功率放大器16放大后, 通入到执行机构8的隔膜室, 因其压力增加而使阀杆向下移动, 并带动反馈杆9绕支点4转动, 反馈凸轮5也跟着作逆时针方向转动, 通过滚轮10使副杠杆6绕支点7转动, 并将反馈弹簧11拉伸, 弹簧对主杠杆2的拉力与信号压力作用在波纹管1上的力达到力矩平衡时仪表达到平衡状态。此时, 一定的信号压力就对应于一定的阀门位置。

福清核电厂REA016VD、RRI155VN等阀门使用的Masoneilan7800定位器即为力矩平衡式。

(3) 智能式定位器:智能式定位器直接接受调节器输出的4-20m A标准电流信号, 经过定位器运算处理后, 输出和输入信号成比例的气压信号, 从而控制阀门的开度。对于智能式定位器, 4-20m A标准电流控制信号既是阀门的控制信号, 又是定位器的工作电源。智能定位器种类繁多, 在福清核电厂基本都应用于常规岛部分, 在此不作研究。1.2.3空气过滤减压器

空气过滤减压阀用于净化来自空气压缩系统的气源, 除去空气中的灰尘、杂质, 并将压缩空气系统来的气源压力调整到所需的压力值。1.2.4放大器

有些阀门要求开关时间比较短, 而且这些阀门的气动执行机构膜片尺寸很大, 就需要在气动执行机构和阀门定位器之间安装一个Volume booster来改善阀门的动作情况, 其作用就是增加气动执行机构的进/放气量。

1.2.5手轮

手轮机构与气动调节阀配套使用。气源 (信号) 压力故障、执行机构的隔膜、弹簧以及密封件损坏时, 可采用手轮机构操作阀门, 维持调节阀的调节功能。

2福清现场气动阀调试过程遇到的问题及解决方案

2.1典型案例一:中性点位置影响阀门开关

1ARE033VL完成阀门初次整定后, 工艺试验过程中多次出现阀门无法调节到位的情况。机械用手轮均能正常开关阀门, 再排除阀门卡涩的基础上, 仪控专业多次整定电气转换器与定位器后 (每次记录的定位器在各个信号下的输出值均有变化) , 依然多次出现阀门在使用过程中出现无法动作到位的情况。

分析过程:在多次调节阀门的过程中发现, 电气转换器均为出现漂移现象, 每次均是电气转换器重新调整且每次定位器在定位器输出一定的情况下均需要调整进入到阀门膜腔压力才能使阀门开、关到位。在现场多次跟踪后仪控方面发现由于工艺在每次试验过程中的挂锁、解锁阀门操作均会影响到阀门手轮位置。在和机械商讨后认为阀门中性点位置影响阀门开关可能较大。

解决方法:仪控阀门校验单中加入阀门手轮距离阀门本体基座位置条件, 记录数据, 在阀门手轮位置一定的情况下调解阀门定位器。试验过程中对阀门手轮位置进行调整, 调整到与阀门定位器校验时一致, 后续未出现阀门无法动作到位的情况。

2.2典型案例二:放大器旁通调节螺丝影响阀门稳定性

1RCV030VP调试过程中, 完成首次调整定电气转换器与定位器后, 阀门能够在自动信号的控制下正常工作。但在RCV系统试验过程中, (阶跃性) 手动给出一定开度后现场观察阀门, 阀门能够快速到达给定开度, 但出现阀门有“喘”的现象。

分析过程:仪控初步怀疑为进气压力过大, 导致每次进入膜腔的气过多, 在定位器完成位移平衡的过程中进气过多导致无法平衡。在机械配合下现行由机械调整后, 重新标定进气压力, 发现进气压力与初次标定的情况基本一致。排除过滤减压器进气压力过大后, 进一步分析:在研究后依然将此现象的根本原因定位为阀门进气过多, 在多次研究阀门气路图后判定为放大器旁通调节过小导致阀门出现“喘”的现象。

解决方法:增加放大器旁通螺丝开度, 减小最终进入阀门膜腔内的气的流量。

在完成放大器旁通螺丝调节后重新标定阀门定位器, 后续试验阀门“喘”的现象再无出现。

2.3典型案例三:定位器反馈凸轮方向问题

1RRA013VP调试过程中, 出现了定位器波纹管损坏的情况发生。领用备件更换后出现无法通过调节定喷嘴与喷嘴挡板的位置, 使阀门在对应信号下到达对应全关 (或全开) 位置。

分析过程:阀门在调节过程有出现信号与之前相反的情况, 即原给出4m A电流电气转换器输出3PSI气后阀门应处于全关位置, 但在更换新的定位器后阀门更加接近全开位置, 强行调节喷嘴与喷嘴挡板位置均无法使得阀门到达正确位置。

初步怀疑为定期器型号问题——备件领用错误, 但在多次核实后认定型号备件型号为相同型号, 但备件为通用型备件, 即备件不为1RRA013VP的专用备件。

将已损坏坏的定位器与备件定位器对比后发现, 两定位器的凸轮方向相反, 半圆盘正对的情况下原损坏定位器凸轮为上大下小, 而备件定位器凸轮为上小下大。

解决方案:将备件定位器的凸轮拆下, 倒转90°后重新用弹簧固定。后续重新整定定位器, 阀门能够实现正常功能。

3结论

调试阶段发现气动调节阀故障率较大, 通过对故障分析、处理方法和经验的总结, 有效利用经验反馈工具, 及时共享交流, 可以快速有效的解决调试故障, 提高阀门的可靠性, 最终达到缩短调试工期, 加速调试进度的目的。

在后续机组调试过程中需要优化气动调节阀校验模板, 加入更多的参数的记录, 例如, 调节阀门定位器时阀门手轮距离阀座位置、阀门零、满、50%点死区、等参数。并针对气动阀门建立数据库, 让每次校验阀门的数据均能为下次阀门解体再校验服务, 为后续机组的调试维修提供更好的数据服务。

摘要：气动调节阀是核电厂重要的执行机构, 对于机组的安全、经济运行有着不可或缺的作用。依据其他电厂的运行经验, 气动调节阀影响系统效率的事例举不胜举, 故调试阶段做好调节阀的调试工作尤其重要。气动调节阀的调试往往需要多专业配合, 特别是引入DCS控制后, 阀门的调试需要掌握的知识更为多样化。为应对现场阀门的调试工作, 首先需了解和掌握气动调节阀的原理和组成。

关键词：核电厂,气动调节阀,调试方法

参考文献

核电厂调试 篇8

核电厂中压电动机采用6.0k V电压等级, 其功率多为200k W及以上。核电厂中压电动机所带的泵或风机等负荷大多数涉及到核电机组电能的正常生产, 有些负荷属于核电厂专设安全常用设备, 用来防止、限制、减少放射性物质的泄漏, 所以保障中压电动机的可用性至关重要。

中压电动机的电气保护装置主要为SPAM150C, 保护装置连续测量装置的三相电流及中性点电流, 根据所测量的值计算电动机热的状态, 检测网络状态故障, 提供报警信号或使断路器跳闸。SPAM150C的保护功能包括热过负荷单元、启动监测单元、高整定过流单元、接地故障单元、相不平衡单元、不正确相序单元以及低电流单元, 可以对电动机的各类故障进行保护。

2 保护装置调试

SPAM150C继电器的校验项目包括对热过载单元、高定值单元、启动监视单元、相电流不平衡单元以及接地故障单元的校验。其中热过载单元主要校验6倍热过载时间, 高定值单元主要校验其动作电流和动作时间, 启动监视单元主要监视其启动电流及其动作时间, 相不平衡单元校验在整定的不平衡度相电流下的动作时间以及在逆相序下继电器的动作时间, 接地故障单元校验其动作电流及其动作时间。

2.1 热过载单元

热过载单元校验之前需先向保护装置输入设定值:满负荷电流、负荷权重P、报警水平θa、禁止再起动水平θi以及冷却时间常数Kc, 同时还须将控制字SGF5设置为0, 因为在做试验时是分相做的, 将产生不平衡电流, 相不平衡单元将误动。

t6x即为输入电流为6倍Iθ时保护装置的动作时间。用继电保护测试仪输出6倍Iθ电流, 测量保护装置的动作时间, 如Iθ=0.76, 则试验时输入的电流为4.56, 三相依次验证其动作时间。在试验过程中, 可以看到保护装置上的报警指示信息依次显示3、1、2, 其含义分别为热再启动禁止级被超过, 启动时间计数器满或外部禁止信号被激活、热量值已超过设定的优先报警级、热元件已跳闸。

再启动禁止节点74-75作为电动机再启动回路中的一个节点, 当SG4/2设置为0且没有再启动禁止信号, 则该节点导通, 再启动回路导通, 允许电机再启动, 当有再启动禁止信号时则该节点断开, 不允许电机再启动。

在试验时需注意:每做完一次必须将继电器重置一次 (方法:将综保断电→同时按下综保上的“RESET STEP”和“PROGRAM”键并保持按下→给综保上电→装置开始自检后松开“RESET STEP”和“PROGRAM”键) 以强制清除热继电器的热积累。

2.2 高定值单元

在进行高定值单元之前需将启动监视单元中的启动电流IS的整定值调大以防在进行高定值过流试验时误动 (一般启动监视电流为4倍In左右, 而高定值单元的动作电流为7倍In左右) 。如果定值为7.12, 则其动作电流为7.12A (In一般为1A) , 该试验的误差要求动作电流≤±3%, 动作时间≤±4%。

2.3 启动监视单元

进行启动监视单元校验之前应先恢复之前更改的启动电流IS的整定值。在定值中SG4=4, 说明在启动监视单元中IS级的起动信号直接发送到输出SS1, 即继电器D, 同时也说明启动情况被定义为该处相电流从一个少于0.12数值在少于60ms之内增加到超过1.5的数值, 当相电流在多于100ms时间内相电流跌到小于1.25时启动情况终止。

该试验的试验方法采用定时限校验动作电流, 反时限校验动作时间 (定时限或反时限是由控制字SGF7决定的, 整定值表中该控制字为1, 即采用热应力监测方式, 决定于IS2×ts;但在做试验时需先将该控制字改为0, 即采用定时过流方式监测, 决定于IS和ts) 。

完成动作电流的校验后在测量动作时间时, 其测试仪输出的电流必须严格按照动作电流的大小来, 如三相动作电流Is分别为4.54、4.57、4.56, 则在做三相动作时间时必须用继电保护测试仪依次对三相输入4.54、4.57、4.56A然后测试其动作时间。

2.4 相不平衡单元

试验前须将控制字SGF5定义为1, 即投入该保护功能, 在前述的试验中均为分相试验, 为防止相不平衡单元误动, 所以未将该保护功能投入。该试验的主要目的是验证在整定的相电流不平衡度下的动作时间, 不平衡度△I=100%× (ILmax-ILmin) /ILmax, 例如相不平衡单元的整定值I△为20%IL, 所以在试验时可设置保护测试仪的三相输出分别为0.8、1、1三相不平衡度可通过保护装置上的寄存器5来读取, 若三相不平衡度偏离20%, 则需要调整三相输出电流后重新做, 直至其不平衡度为20%, 然后测量在该不平衡度下的动作时间。该保护的动作时间标准是根据说明书中给定的曲线确定, 分别由不平衡度和t△确定 (t△为基本动作时间:可整定的最低启动值10%的动作时间) 。

2.5 逆相序保护

逆相序保护的动作时间可接相不平衡单元后校验, 试验时用继电保护测试仪输出三相1A电流, 其相角设置为0°、120°、-120° (正常相序为0°、-120°、120°, 即交换了B、C两相的相位) , 逆相序的动作时间要求小于600ms, 一般其动作时间为500~600ms。

2.6 接地故障单元

接地故障的动作电流整定值为额定电流的百分比, 一般其整定电流为0.2A, 整定时间为0.05s (小于75ms即可) , 在校验其动作时间时, 如果继电保护测试仪的输出为0.2A, 则动作时间可能较长, 有时甚至超过0.1s, 不满足要求, 为使其动作时间减小, 可将输出电流调大一些, 其动作时间大约在50~70ms之间。在做该试验前不仅需要改电流的输入端子, 还需更改继电保护测试仪的返回接点, 在之前的所有试验中选取TS2:65-66作为返回接点, 而在该试验中选取SS2:80-81作为返回接点 (在SPAM150C保护中, 除接地故障保护动作出口可通过SGR1/8选择是否作用于跳闸外, 其他保护动作后均作用于跳闸继电器TS2) 。

3 结束语

核电厂中压电动机的保护与核电厂的安全稳定运行息息相关, 正确的调试方法能够保证各保护功能的正确实现。在调试热过载单元、启动监视单元以及相不平衡单元时的部分步骤没有正确操作将影响试验结果, 通过本文对各保护单元调试步骤的详细阐述可以在后续的机组大修保护校验时进行参考, 保证电动机保护功能的正确实现。

参考文献

[1]任玉琴.厂用电系统[C].中核集团海南核电有限公司维修处.电气检修岗位必读.海口, 2013:90-91.

核电厂调试 篇9

核电厂建造周期为5年, 包括如下四个阶段:厂房基建、设备安装、调试投产, 运行生产。这几个阶段的工作各有特点, 分别由不同的管理模式和工作流程支撑完成, 需满足国家核安全局监管要求[1,2], 电厂也形成了各阶段工作的质保大纲。调试工作是对系统和设备功能的测试和验证, 特别是反应堆装料后, 与运行生产阶段类似, 也需有保障核安全和设备安全的质保体系。两个阶段如何在管理程序、机组管控、运维方式、遗留项、做到无缝平稳切换, 是新建核电厂的重要课题。福清核电厂一次规划6台机组, 分期建设, 1、2号机组为一个生产单元。1号机组已经商运, 2号机组正在商运投产前的调试关键阶段。两台机组的调试管理模式不同, 1号机组在机组装料后, 由生产计划处牵头, 完全按照运行核电厂管理模式开展机组调试和运维工作;2号机组由调试管理处牵头, 按照调试启动项目组和调试管理模式工作, 生产计划处和各部门负责正常运维。两种管理模式对机组调试的安全、质量、工期、切换到运行生产等均有不同的优缺点, 文章对其优缺点进行了分析研究, 提出了一个计划、统一管理的管理模式建议。

1 1、2号机组调试启动管理模式

福清核电1、2号机组采用联合调试队管理模式, 责任是总承包单位, 业主人员负责投产商运后的运行维护, 但需参与联合调试队参与调试活动, 同时为后续的移交接产做准备。

1、2号机组调试活动均使用总承包单位的信息系统平台, 计划管理、工作流程、隔离办公室均是调试独立执行。定期试验、预防性维修、消缺等工作使用业主的信息系统平台, 计划管理、工作流程、隔离办公室均是业主投产运行生产后的管理模式。总包商调试与业主生产管理人员形成联合办公组, 共同配合, 开展机组调试启动试验工作。调试隔离办公室和运行隔离办公室分别对调试计划和生产计划负责, 管理分界点为系统和设备是否已完成临时运行移交。

1、2号机组调试启动试验和接产工作的不同点如下:1号机组由业主生产计划处牵头组织, 调试、维修等人员配合, 完全使用核电厂运行后的生产管理模式和工作组织过程, 业主各部门行使电厂赋予的职责和权利, 提前验证电厂生产准备的管理流程和模式。2号机组由联合调试队牵头组织, 形成专项组, 专项组内包括业主电厂各部门领域人员, 负责机组调试启动主线工作的推进和管理, 电厂定期试验和运行维护等非调试主线工作由业主生产计划处组织开展。

2 优缺点对比

1号机组调试启动工作由业主生产计划处牵头组织时, 优点如下: (1) 业主各职能和监管部门全面参与调试工作, 提前验证和优化电厂各类人财物资源, 为电厂最终接产提前做好了准备; (2) 业主人员工作积极性高, 易形成合力; (3) 电厂业主人员全面参与, 使调试活动质量控制无死角, 有利于接产后的运维管理工作开展, 机组总体安全水平较高; (4) 业主生产人员提前得到了锻炼。缺点如下: (1) 总包商调试职责和责任弱化, 业主提前投入并消耗了更多人财物; (2) 因业主牵头组织, 调试人员积极性相对不足。

2号机组调试启动工作由承包商调试队牵头组织, 优点如下: (1) 专项组对调试主线工作掌控更有力; (2) 充分发挥调试工程师及其调试各专业组的主动性。缺点如下: (1) 调试启动专项组虽然内含消缺组, 但设备消缺比较依赖于业主维修人员, 业主维修人员有责任不清的问题; (2) 未能充分发挥工业安全等监管部门的职能; (3) 因并非全部电厂生产人员参与了调试工作, 特别是主线工作, 后续移交接产和验收工作可能会存在死角, 不能充分暴露机组隐藏缺陷。

从调试工期上看, 去除特殊设备和原因导致的工作停滞因素外, 1、2号机组在不同的管理模式下, 工期大致相同, 安全和质量相当。

3 第三种方案建议

对临时运行移交角度看, 福清核电1、2号机组均由两个计划 (调试计划、生产计划) 、两个隔离办公室 (调试隔离办、运行隔离办) 组织一个机组上的活动。因机组系统多, 移交活动一般在机组投产运行前才能全部完成, 而机组整体工作需要各个子系统配合运行, 这就易于出现机会不协调统一的情况发生, 两个隔离办也导致在移交边界上的工作控制变得比较复杂, 降低了各领域人员的效率, 不利于机组值长整体控制机组状态, 比如进入运行技术规范规定的运行限值指标控制。

电厂可在目前1、2号实践经验的基础上, 过度到一个计划、一个隔离办的管理方法, 即:调试部门负责组织牵头制定机组调试启动计划 (包括定期试验、机组定期运维工作) , 运行部门统一负责机组运行管理, 负责机组隔离工作实施, 从调试工作开始起, 直到机组调试完成投产为止。即保障机组管控安全, 又避免两个计划因协调不足导致计划冲突的情况出现。这种管理模式可在电厂3号机组上进行实践和优化。

4 结束语

福清核电1、2号机组使用不同的调试计划管理模式, 均实现了机组调试投产和向运行的平稳切换。但其中的管理模式各有优缺点, 文章通过对比分析, 提出了一种新的管理模式, 为后续机组和国内其他核电厂调试工作提供了思路和方法。

参考文献

[1]国家核安全局.HAF103核动力厂运行安全规定[S].2004.

核电厂调试 篇10

1.1 循环水系统的功能

循环水系统 (CRF系统) 通过两条没有联通管的管道向凝汽器 (以保持核电站性能) 和辅助冷却水系统 (SEN系统) 提供必需的冷却水流量, 循环水系统不属于安全相关系统, 因此不具备安全功能。循环水系统还有一个作用:配合SEC将出水排入大海。因为SEC的出水走的是CRF的出水通道 (在CC2处汇合) , 因CRF出水通道截面积较大, 而SEC的水流量较低 (正常运行时两台SEC泵的流量只有6 000 m3/h左右) , 为防止泥沙淤积在出水通道, 必须在CRF至少运行一台泵的情况下SEC出水才能通过正常排水管道排水, 因此在刚开始调试SEC系统的时候通过临时排水管道将SEC排水排至大海, 以后在机组大修时应在CC2将需要停运机组的CRF通道用闸门封闭。

1.2 循环水系统的组成

循环水 (海水) 通过取水头部 (包括和SEC系统共用的闸门) 、输水隧道进入PX泵房, 在PX泵房内经过闸门、格栅和鼓型滤网后到达循环水泵, 经循环水泵加压后通过GD沟供给凝汽器和辅助冷却水系统, 然后通过排水渠、CC2井、跌落井、排出口闸门井排入海水中。

2 循环水系统的调试

2.1 调试简介

CRF系统的调试和CGR系统 (循环水泵润滑油系统) 是连在一起进行的。按照“调试提前介入安装”的原则, 在CRF系统安装的过程中调试即开始进行现场跟踪, 包括跟踪设备安装情况、设备安装过程中的缺陷、安装公司进行的逻辑通道试验、转动设备的运转试验, 并且在系统计划移交前一个月每周绘制一次安装进度图给调试管理组。另外, 分设备 (包括格栅除污机、鼓型滤网和二次滤网) 的干式试验和系统的逻辑试验是在移交前实施的, 需向安装公司开工作票, 要求安装公司组织人员配合。循环水系统的调试共包括13本规程, 这些试验的实施是有相关的逻辑顺序的, 具体如下:循环水系统安装现场跟踪→静态逻辑试验→二次滤网、格栅除污机和鼓型滤网的干式试验→密封排水泵试验→PX泵房CRF系统进水→鼓型滤网差压计试验 (仪控) 、闸门试验 (机械) 和格栅除污机、鼓型滤网进水试验→反冲洗水泵试验→CRF泵启动试验→二次滤网进水试验→CRF泵高低速切换试验→二次滤网隔离试验、各功率平台参数记录。

2.2 循环水泵的初次启动

根据“重大设备首次启动由调试处牵头、安装公司和设备厂家配合、监理公司见证”的原则, 首次启动CRF泵是在调试处的组织下进行的。在安装公司完成循环水系统的安装后 (注:循环水系统涉及厂房较多, 故涉及的安装单位也较多, PX泵房内的安装是23公司负责的, 循环水泵出口管是土建负责的, 常规岛内是浙江火电公司负责的, 常规岛出来的部分包括GD井、CC2跌落井是5公司负责的) , 监理公司见证允许启动循环水泵后, 由调试牵头具体负责CRF泵的首次启动。然而, CRF泵的首次启动并不顺利。尽管逻辑试验已经验证CRF的机架没有问题, 但是CRF和CGR系统的现场仪表问题很多。这些仪表大多是厂家自带的, 安装公司安装时由于缺少图纸并未按照图纸正确接线, 在打通道时也只是打仪表接线箱至机架的通道 (调试打通道与此相同) , 造成在启动循环水泵前发现几乎所有的压力开关等的接线都是错误的或者压力开关损坏, 需要重新进行校表、验证接线而耽误很长时间;后来在启动循环水泵后出现几分钟不明原因跳闸、止推轴承温度异常上涨停泵, 最后认为无异常后启动循环水泵CRF002PO, 但最终因下油箱无油下轴承烧毁, 将泵停运。后来再启动循环水泵时, 严格准备文件, 安装公司、监理、厂家、调试机电仪和工艺组全部检查没有问题, 签字完整后再组织启动, 确保了循环水泵启动正常, 其后未再发生重大事故。

3 循环水系统在调试过程中实施的主要改进

3.1 鼓型滤网反冲洗水泵逻辑修改

在原来的设计逻辑中存在停运的鼓型滤网反冲洗水泵在接到运行泵出口压力低信号后自动启动。由于反冲洗水泵为深井泵, 同时海水中泥沙量较大, 在启动之前需要手动盘车, 否则可能造成其长轴断裂, 因此取消备用泵的自动启动功能, 并将停运泵的电源拉出, 在主控增加运行泵故障的报警。

3.2 循环水泵的轴封水管线改造

循环水泵的轴封水和轴承冷却水管线的布置作了修改。改造前泵下油箱冷却水和泵的盘根漏水一起排入顶盖, 通过顶盖排水泵排出, 由于其流量较大, 加大了顶盖排水泵损坏后污水进入油箱使油质乳化的风险, 因此增加排水管线, 将泵下轴承冷却水排至SEO地坑中。改造前泵轴封水通过一条管道引入SEO地坑, 但由于轴封水大部分会直接进入泵壳内随循环水一起排走, 只有少部分会通过盘根漏水流出, 因此直接将其随盘根漏入泵的顶盖内, 通过顶盖排水泵排出。

3.3 鼓型滤网的油箱改造

原来鼓型滤网的油箱很小, 上边的玻璃管液位计也只有一小段, 且液位计上部未与油箱上部通气, 使液位计根本无法正常显示。为了满足鼓型滤网正常运行所需的润滑油, 减少加油次数, 对鼓型滤网的油箱进行了改造, 将油箱加大很多, 并且单独设计了油位计, 便于运行人员及其他人员对油箱油位进行监视。

3.4 鼓型滤网内增加检修平台的改造

鼓型滤网的运行不是稳定的, 经常需要检修, 并且大修的时候也要对其进行检修。为了维修人员的检修安全, 在鼓型滤网上部增加了检修平台, 使检修人员在鼓型滤网内检修时更安全和方便, 减少了单独使用安全带等工具带来的风险。

3.5 二次滤网轴封水改造

二次滤网的轴封处做工比较精细, 进入异物容易造成轴封损坏而出现漏水等问题, 需要使用轴封水将含沙量较高的海水压在轴封下面而不会进入轴封。二次滤网本身设计了轴封水管线接口, 但没有轴封水来源, 因此设计增加了SEP水源作为轴封水;同时, 二次滤网的轴封水压力不能过高, 因此在轴封水管线上设置一个减压阀, 用于控制轴封水压力在0.2~0.3 MPa.g。

4 循环水系统运行中的注意事项

(1) 循环水过滤部分的格栅除污机是由PLC逻辑控制的, 长时间断电后会程序失效, 因此在重新送电后要对PLC程序重新设置时间 (启动时间间隔、底部停留时间、卸污时间等) , 以免造成格栅除污机无序启动, 导致设备损坏。 (2) 格栅除污机的运行故障率比较高, 设备运行不稳定, 需要加强巡检, 发现异常及时处理。 (3) 鼓型滤网的运行可能出现的意外:在鼓型滤网备用电机启动时不能将005、006CC置于自动状态, 否则在停运备用电机的时候可能会将低速电机启动。 (4) 对于循环水泵, 巡检应关注泵的顶盖水位 (目前顶盖排水泵只有一台, 但其自动启停是正常的) , 关注润滑油的油压[130 k Pa (1.3 bar) 启动电动辅助油泵, 100 k Pa (1.0 bar) 跳循环水泵]等。 (5) 由于循环水泵的出口阀门取消, 则在启动第一台循环水泵时会造成另一台循环水泵因入口水被抽吸、出口水倒流而反转, 可能导致在其上工作的人员受到伤害;为防止意外, 应首先确认另一台泵无人工作后才可启动第一台泵;同时, 此种情况在低潮位发生的概率比较大, 在高潮位时另一台泵基本不会反转, 并且在高潮位启动循环水泵对泵本身的运行也有好处, 所以最好在高潮位时启动循环水泵。 (6) 鼓型滤网的销子在启动和运行过程中很容易断裂, 造成电机空载运转、鼓型滤网无电机驱动运行 (鼓型滤网会因循环水泵的抽吸继续旋转) , 或鼓型滤网停运并因循环水泵抽吸而变形。因此, 应加强巡检, 保证鼓型滤网的正常运行。

5 结语

循环水系统为凝汽器提供了必需的冷却水流量, 保证了核电站的性能, 它在核电厂的运行中发挥着重要作用。本文对循环水系统的功能、组成、运行及调试进行了简要介绍, 希望对同行有所帮助。

摘要：介绍了核电站循环水系统的功能及组成, 并对其调试过程和改进项目进行了分析, 最后从运行的角度提出了几点注意事项。

关键词：循环水,调试,改进,注意事项

参考文献

[1]中国核电工程有限公司.循环水系统系统手册[Z], 2009.

[2]中国核电工程有限公司.循环水泵润滑系统系统手册[Z], 2009.

[3]E-CMM-000秦山第二核电厂3号、4号机组调试大纲[Z], 2007.