CPR1000（共7篇）
CPR1000 篇1
摘要：核岛阀门是核电厂重要的系统组成设备,涉及上下游的工作量大而广,其供应及时性对项目进度的有序推进尤为重要,本文针对岭澳二期、红沿河项目一期工程核岛阀门的供应状况进行研究,提出了针对性的进度控制优化策略。
关键词：CPR1000项目,核岛阀门,采购进度控制
0 引言
核岛阀门作为介质输送控制设备,是核电站安全运行必不可少的重要组成部分。一座百万千瓦双机组的核电站有各类阀门约3万台,其中核岛部分约占43%,其所在辅助管路安装工作量占核岛安装工作总量的45%,阀门供货的及时性对于项目总体进度的重要性不言而喻。
1 核岛阀门采购与供应概况
岭澳二期、红沿河项目一期是国内核电发展第二阶段的首要项目,承担着核电设备自主化、国产化的任务,核岛集中采购供货的阀门约15000台,包括安全阀、调节阀、闸阀、截止阀、止回阀、隔膜阀、球阀、蝶阀、疏水阀等九大类。红沿河项目一期核岛阀门的国产化比例有了较大幅度的提升,但部分关键阀门仍有待突破。
核岛阀门采用了分包采购模式。采购分包主要面向供货市场,按照阀门类别及其核级要求进行区分,根据不同项目、市场的具体情况变化可进行动态调整,进行适应性的合并、拆分。
2 核岛阀门采购进度执行状况
核岛阀门采购进度计划制定与控制是一个不断完善的过程。岭澳二期是国内首个自主化CPR1000项目,核岛阀门供货资源相较岭澳一期发生了较大的变化,由于缺乏经验,对设计、制造周期不能够充分掌控,第一罐混凝土开始36个月核岛阀门供货完成率才达到90%。
红沿河项目一期采用集约化采购,采购包的划分及与进度控制针对性进行了优化,核岛阀门交付相较岭澳二期有了较大改观,第一罐混凝土开始27个月核岛阀门供货完成率达到91%。但由于国产化因素,国内制造厂对于核电项目管理尚处于适应期,核岛阀门按期交付的比例仍不容乐观。
3 核岛阀门采购进度控制分析
采购进度管控,是目标管理与过程控制的有机结合。项目二级进度计划由计划管理部门统一制定,设计、采购、安装三级进度计划由各业务部门编制,三级进度计划的合理统筹,是上下游进度接口有效匹配的前提。
3.1 核岛阀门采购进度计划
3.1.1 采购进度计划管理分级
采购进度计划以采购包为单元进行编制,主要分为两个层级:采购二级进度计划是采购与上下游的接口计划。采购三级进度计划是阀门采购与供货的导航计划,制造三级进度计划是采购三级进度计划的组成部分。核岛阀门采购进度计划分级示意图见图1。
3.1.2 核岛阀门采购进度的控制逻辑
采购三级进度计划的编排采用倒推法,核岛阀门按照所在房间移交后1个月到货控制,变更、补充采购阀门按系统移交前6个月进行到货控制。其采购进度控制逻辑如图2所示。
根据采购计划控制逻辑图分析,上游设计单位在设计采购文件出版、设计输入文件的固化、阀门设计提资审查三个环节与下游工作形成交叉,上游设计与采购、制造工作的有序衔接,是阀门交付与安装有效匹配的重要前提条件。
3.2 上游设计输入对阀门采购进度的影响
上游阀门设计输入对于采购进度的影响主要有两方面:一是阀门采购技术规格书与采购清单的出版进度,二是出版文件的固化情况。核电项目整体设计按系统推进,岭澳二期项目采购启动到核岛第一罐混泥土浇筑间(FCD)仅有12月,且核岛阀门采购输入文件的出版进度相对滞后,给阀门设计、制造时间不足,以致较大面积的阀门交货不满足现场安装引入要求。红沿河项目一期吸取岭澳二期项目经验,核岛阀门采购技术规格书与清单分开出版,采购技术规格书的出版进度有所改善,但仍有40%采购包的技术规格书出版延误,依然存在较大的提升空间。
3.3 核岛阀门招投标采购控制情况
核岛阀门采购工作由采购部门控制,采购过程已实现标准化作业,对阀门采购进度的影响较小,本节不再展开分析。
3.4 阀门制造阶段延误分析
3.4.1 制造三级进度计划的有效管控
合同签订后制造单位提交制造三级进度,采购单位审定后实施,但实际运作难以进行有效管控。一方面,制造进度编制的合理性较差,制造单位对于核电市场监管环境、核级设备鉴定、核级材料资源发展与变化把握不充分,特别是国产化制造单位,对于核电工作流程、项目管理尚处于适应期;另一方面,采购单位对核岛阀门制造进度尚未建立准确的衡量依据,缺乏整体的统筹与把控。
3.4.2 阀门设计提资审查问题
阀门专业不设专门的接口交换,合同签订后,阀门设计文件须提交设计单位进行工艺与布置接口审查。采购二级、三级进度计划对于设备提资、设计审查确认进度尚未充分考虑,采购与制造单位往往无法控制,审查确认时间限制了开工时间,对后续制造工作影响较大。
3.4.3 其它制造阶段的进度问题
制造阶段也存在一些其他的进度制约问题,如核级部件采购周期的控制、多项目产能竞争等因素,但随着阀门国产化的适应性调整与发展,设计日趋成熟,阀门产业发展的配套性正在逐步完善。
4 核岛阀门采购进度控制优化策略
针对核岛阀门采购中遇到的进度问题,红沿河以及后续项目推进期间,从采购进度计划管理、设计标准化推进、以及制造进度管理延伸三个方面切入,分阶段、分层次地进行优化实践。
4.1 采购三级进度计划的管理优化
实行供货分级管理。根据核岛区域开工、系统移交进度的需求,针对核岛阀门的采购与供货进行分级控制:
C级:按照进度控制单位确定的交付进度,督促首批供货阀门按期交付;
B级:根据现场系统移交进度,以子系统为单元进行滚动预报,协同安装部门梳理子系统内的设备供货状态与完整性;
A级:系统移交前5个月主动查漏补缺,针对设计遗漏设备,推动项目间资源调用或赶工交付。
建立阀门进度统筹平台。以采购部门工作为依托,建立阀门设计、采购、安装进度控制平台,实现上下游之间的信息实时共享。推动阀门进度控制坚持动态优化原则,由进度管理部门进行上下游进度的统筹,及时将设计变更、设备制造、现场安装信息纳入计划,为阀门设备采购与供应提供合理的计划指导。
4.2 设计管理优化措施
CPCPR1000技术路线采取逐步改进策略,经过第二阶段批量化建设,核岛阀门的可固化范围已基本锁定,从设计管理角度已具备标准化的推进条件。分阶段推动设计标准化的实施,对后续项目有非常积极的意义。
第一阶段,建立标准阀门采购清单。将设计可固化与存在变更因素的阀门区别进行管理,通过改善设计提资加强设计控制。
第二阶段,建立核岛阀门提资平台。由设计单位牵头,采购单位与制造单位协助建立CPR1000核岛阀门提资平台(流程图见图3),实现设计、采购、阀门制造三方的信息共享,将阀门设计审查控制点前移到招投标工作之前,推动设计选型标准化。
4.3 延伸对制造过程的进度控制
4.3.1 制定标准供货周期
总结前期项目的实践经验,结合当前制造资源状况,制定核岛阀门的标准采购供货周期。细化各环节的标准进度要求,明确上游设计交叉工作的周期要求,针对设计变更、补充采购明确了紧急采购指导周期。核岛通用阀门正常供货周期为22个月,高端阀门为26个月,其中设计审查及部件采购约占60%,紧急采购可针对性加强设计审查、及出厂运输环节的控制。
4.3.2 采购与制造单位的进度控制信息对接
目前采购与制造单位均设有项目管理人员,但由于各单位生产管理与信息流转模式的差异,双方存在一定的重复工作,制造进度信息反馈存在一定的滞后。为此,针对合同进度跟踪进行优化,统一信息接口与跟踪模式,建立合同进度信息平台,缩短信息流转环节,实现制造进展信息的实时共享。
5 结语
核岛阀门的采购进度控制是一项系统工程。核岛阀门的供应既不同于单体设备,也不同于大宗材料供应,受上游系统设计影响较大,核岛阀门采购进度计划的管控,必须在充分掌握市场资源状况的基础上,从上下游有效协同的角度科学策划:针对阀门设计变更频繁的特点,从进度分级管控、设计提资标准化、上下游信息共享等方面推动阀门进度管控优化。
参考文献
[1]程平东,孙汉虹.核电工程项目管理[M].北京:中国电力出版社,2006.
[2]康才品.海阳核电项目工程管理模式选择与实践[D].北京交通大学,2009年.
[3]张清会.EPC模式下的工程项目管理[J].中国电力企业管理,2011(21).
CPR1000 篇2
关键词：试验方法,验收准则
0 引言
安全壳是核电站第三道安全屏障, 能够包容和隔离, 当反应堆发生LOCA (Loss of Coolant Accident即一回路冷却剂丧失) 时, 一回路释放出的大量放射性和高温高压汽水混合物, 以防止其对电站周围环境产生危害。
根据RCC-G (86版) 规定, 安全壳建成后首次装料核燃料前应进行验收性能试验;安全壳试验 (Containment Test) 即CTT, 就是在模拟LOCA事故条件下, 检测安全壳的强度和密封性能是否满足要求, 以确保其满足上述核安全功能。
1 安全壳主要参数
安全壳是一个圆柱形的带密封钢衬里的单层预应力混凝土筒体, 其底部用混凝土筏基封闭, 顶部用准球形的混凝土穹顶封闭。顶部、筒体、底部均用预应力张紧而构成一个整体。安全壳设有为穿过管道所需的机械贯穿件、穿过电缆所需的电气贯穿件、人员和设备进出的闸门、备用贯穿件等四类共168个贯穿件。
安全壳的主要尺寸如下, 整体构造如图1所示:
2 试验方法及验收准则
安全壳试验 (containment test, 简称“CTT”) 包括强度试验和密封性试验两部分, 典型的CTT试验进度表如图2所示。
2.1 安全壳强度试验
安全壳强度试验就是通过在不同压力平台完成安全壳外观检查、安全壳内观检查和EAU (安全壳试验仪表系统) 强度参数测量, 综合评估安全壳强度性能是否满足要求。
2.1.1 安全壳外观检查
用目视检查绘制安全壳混凝土外表面裂缝及缺陷图, 肉眼看不到的地方用高倍望远镜代替, 检查原则如下:
1) 外观检查分三阶段进行:充压开始前、压力峰值期间 (4.83bar.g) 和卸压后;
2) 对大于0.05mm的裂缝和其它缺陷, 如龟裂、蜂窝麻面、腐蚀、锈迹、露筋等作好记录, 并绘制在图纸上;
3) 裂缝宽度应记录平均值和最大值;
4) 要记录测量时的气温和天气情况;
5) 裂缝测量记录的要求是宽度误差小于0.05mm, 位置误差小于10cm, 长度误差小于5cm。
2.1.2 安全壳内观检查
用目视检查钢衬里裂缝、焊缝开裂、油漆脱落等异常情况;用小锤检查是否有空鼓并测量尺寸。检查内容如下:
1) 充压开始前和卸压后, 对钢衬里进行全面检查, 检查包括:
———钢衬里空鼓状况 (确定出现空鼓区域并做标记)
———气闸门、贯穿件周围的钢衬里状况
———油漆状况
———焊缝状况 (所有焊缝目视检查应无异常)
———穹顶、截椎体状况
———衬里上的锚固板状况
———其它各类缺陷
2) 1.05bar.g压力平台, 检查敏感部位 (如气闸门、贯穿件等周围钢衬里) 情况, 检查包括:
———钢衬里空鼓状况
———油漆状况
———焊缝状况 (所有焊缝目视检查应无异常)
———其它各类缺陷
2.1.3 EAU强度参数测量
1) 安全壳混凝土结构局部变形
利用埋设在穹顶、筒体、筏基不同部位的52个振弦应变仪 (ASG) 和相应处的36个热电偶温度计 (TC) 来测量混凝土结构的应变并作温度修正。以筒体为例, ASG与TC布置见图3。
2) 筒体变形
安全壳筒体部分外侧设置4组铅垂线, 相隔约90°, 每组有三套铅垂线测量系统构成, 其上端分别固定在安全壳外壁的三个不同标高 (10m/26m/42m) 。每组铅垂线下端悬挂一重锤, 重锤上部有一中间带孔的读数仪 (同样固定在壳外壁上) , 垂线从孔中穿过, 垂线位置的变动, 直接从读数仪上读出, 进而测量安全壳筒壁的径向弹性变形。铅垂线布置如图4所示。
3) 筏基弹性垂直变形
在混凝土筏基标高-5.80m与-6.10m之间的呈相互垂直布置的方向上埋设了13个水准盒, 每个水准盒与布置在同一标高处的安全壳外壁的参考水准盒相连通。筏基在不同受压条件下, 应用连通器原理测量测量出筏基13个水准盒位置的沉降和筏基的环向变形。水准盒在筏基中布置见图5。
4) 安全壳预应力环廊变形
在-12.5m预应力环廊外侧, 均布了12个地形水准测量标志, 通过精密光学水准仪进行测量不同压力平台下的安全壳相对于大地的沉降和筏基底板相关变形。水准测量标志布置见图6。
5) 预应力钢束张力变化
安全壳筒体是预应力钢筋混凝土结构, 筒体铺设垂直和水平两类预应力钢绞线, 垂直钢绞线套管从预应力廊道上顶部标高-12.50m到+51m, 共144根。垂直钢绞线在预应力张拉完成后在套管内部加压注入膨胀水泥浆以防止空气腐蚀, 仅1号反应堆十字交叉每90度处留出一根被严格控制垂直度的预应力钢缆, 即18号、54号、90号、126号预应力钢缆, 灌注特种油, 然后在每根垂直钢束的下端部 (预应力廊道内) 安装了一个负荷传感器, 以测量其受压时钢束张力的变化。如图7所示。
2.2 安全壳密封性试验
安全壳密封性试验分为整体密封性试验和局部密封性试验。
2.2.1 整体密封性试验
采用“绝对压力法”进行安全壳整体泄漏率测量, 即测量安全壳内干空气压力的变化, 并根据平均温度和湿度变化加以校正。具体方法如下:空压机组把清洁的压缩空气充入安全壳内并加压至安全壳设计压力平台。安全壳内不同位置布置了59个温度测点和9个湿度测点, 以获得其平均温度和平均湿度。通过自动采集设备获取壳内气体压力、温度、湿度参数并根据相应的算法计算出安全壳整体泄漏率。
2.2.2 局部密封性试验 (即安全壳隔离阀密封性试验)
经验表明:数量很大的安全壳贯穿件隔离阀是安全壳泄漏的主要途径。因此, 为确保安全壳整体密封性能, 在执行安全壳整体密封性试验之前, 必须进行局部密封性试验即安全壳贯穿件隔离阀密封性试验且密封性需满足要求。隔离阀密封性试验有两种测量方法:直接测量法和压降计算法。
1) 直接测量法
如图8所示, 被试验阀门为逆止阀C1及手动阀V1。将阀门V1, V2, V3关闭, 打开t1, t2阀门。被试验阀门所在管路的一端通过阀门t1充入压缩空气并通过调节阀使其维持恒定压力Pc (Pc为安全壳设计压力) , 被试验阀门所在管路的另一端t2阀门接一流量计。流量计的读数即为逆止阀C1和手动阀V1的泄漏率。
2) 压降计算法
压降计算基本原理:向试验回路充一定压力的压缩空气, 若被试验阀存在泄漏, 则试验回路中压力将下降。根据压力的变化, 通过计算可得出该阀门的泄漏率。根据隔离阀所在系统的工艺布置不同, 压降计算法又可细分为2A、2B、2C等三种方法。
如图9所示, 被试验阀是V2。关闭V1, V2, V3阀门, 阀门V1和V3之间管路通过t1阀门充入压力为Pc的压缩空气 (Pc为安全壳设计压力) , 然后关闭t1。对V1和V2之间管路加压到相同压力Pc, 记录初始和最终的温度和压力, 然后计算被试验阀门V2的泄漏率。
(2) 2B法
如图10所示, C1是逆止阀, V2是被试验阀。关闭V2, V3阀门。阀门C1和V3之间管路通过t1阀门充入压力为2Pc的压缩空气 (Pc为安全壳设计压力) , 保持t1打开状态。对C1和V2之间管路加压到相同压力Pc, 记录初始和最终的温度和压力, 然后计算被试验阀门V2的泄漏率。
(3) 2C法
如图11所示, 被试验阀是t2。打开V1, V2阀门, 关闭t2阀门, 将缓冲罐及加压设备加在t2上, 将缓冲罐及管路加压至Pc, 记录初始和最终的温度和压力, 然后计算被试验阀门V2的泄漏率。
2.3 验收准则
2.3.1 安全壳强度试验
根据RCC-G (86) 标准, 对于安全壳的机械性能与结构强度, 没有定量的验收准则, 但定性上要基本满足:安全壳应变和形变随壳内压力成线性可逆变化, 残余变形量在正常范围内。安全壳外观无损伤, 裂缝宽度随壳内压力成可逆变化。
2.3.2 安全壳整体密封性试验
根据RCC-G (86) 规定, 在LOCA后24小时内安全壳整体泄漏率须小于0.3%反应堆厂房所含气体质量, 转化到试验条件 (4.2bar.g, 20℃) 下, 安全壳整体泄漏率须小于0.160%安全壳内干空气质量/天 (相当于16Nm3干空气/小时) 。
3 小结
安全壳建成后首次装料核燃料前应进行验收性能试验, 以检测安全壳的强度和密封性能是否满足要求。通过在不同压力平台完成安全壳外观检查、安全壳内观检查和EAU (安全壳试验仪表系统) 强度参数测量, 综合评估安全壳强度性能是否满足要求;通过自动采集设备获取安全壳内不同位置布置的59个温度测点和9个湿度测点, 根据相应的算法计算安全壳泄漏率以评估其密封性能。
安全壳试验项目重大, 本文仅侧重从理论方面对试验方法及验收准则进行了浅析;要运作好此项目需要针对文件、工器具、人员培训、部分专项的外部委托、现场实施环境等进行大量的前期准备;同时试验参与人员多达200人, 涉及内外部众多部门, 需要成立专门的项目组定期召开会议来讨论、协调、决策准备及实施过程中的各项问题以确保试验的正常开展运作。
参考文献
[1]RCCG- (法国) 压水堆核岛土建设计建造法规[Z].法国电力公司, 1986.
CPR1000 篇3
目前, 中国国内运行和在建的核电站所采用的反应堆堆型有CPR1000堆型 (二代改进型) , AP1000堆型 (非能动) 等。广东大亚湾岭澳核电站 (在运行) 和辽宁红沿河、广东阳江、福建福清、福建宁德 (在建) 等项目都属于CPR1000堆型, 它是法国成熟的二代改进型堆型。浙江三门、山东海阳 (在建) 等核电站属于AP1000堆型, 其中三门1#、2#机组是美国西屋公司设计的第三代核电的典型新堆型。虽然CPR1000堆型 (二代改进型) 在世界范围内运行状况良好, 但第三代核电技术对可靠性和安全性做了进一步的改进, 其安全性和经济性都得到很大提高。本文将从进出口接管位置、下封头结构、保温层和堆顶结构等四个方面对AP1000与CPR1000RPV进行对比分析:
1进、出口接管中心轴线位置
1.1结构对比
1.1.1 CPR1000 RPV是三进三出三环路循环结构的压力容器, 进、出口接管在同一水平面上, 接管中心轴线无轴向偏移;其安注接管设置在主管道上。
1.1.2 AP1000 RPV是一个四进两出二环路循环结构的压力容器, 进、出口接管不在同一水平面上, 进口接管中心轴线比出口接管中心轴线高出444.5mm[1], 两个安注接管设置在接管段上, 详细结构 (见图1) 。
1.2特点分析
AP1000 RPV进口接管中心线高于出口接管中心线的目的在于:系统维修时, 如主泵维修, RPV中的水位下降到出口接管 (热管段) 中心线以下, 与进口接管 (冷管段) 连接的主管道及主泵中就没有水了, 但堆芯保持被水淹没。通过安注接管向反应堆注水, 安注接管、堆芯和出口接管组成一个新的循环系统, 此状态为“半管运行”, 此时不需拆卸堆芯, 就可以在余热未完全排除的情况下维修主泵, 节约了维修时间。在此状态下, 安注接管、堆芯和出口接管组成的循环系统, 起到了热交换作用, 将堆芯中产生的热量通过该系统排出。
而CPR1000 RPV在诸如主泵等系统维修时, 需要完全排除压力容器中的水, 且需要拆卸堆芯, 这样不仅需要耗费大量人力、物力, 而且耗费了大量时间;AP1000 RPV接管位置的设置, 使主泵维修时间大大降低。维修时间减少, 反应堆运行的时间增加, 经济效益提高。
URD (美国核电用户要求文件) 中要求:接管的位置应设置在堆芯以上, 并且不应影响换料操作、顶盖区域的维护、压力容器及主管道的在役检查;接管的位置必须保证在系统维护时堆芯保持被水淹没, 并有足够的空间提供给正常运行维护和检查[2]。AP1000 RPV进口接管中心线高于出口接管中心线的设计符合了URD的上述要求, 主泵维修不需拆卸堆芯就可以进行。
2下封头无贯穿孔和顶盖Quickloc仪表接管的设计
2.1结构对比
目前大部分压水堆的堆芯测量通道都设置在下封头, 如CPR1000RPV, 也有一部分压水堆设置在顶盖上, 如AP1000 RPV。
2.1.1 CRP1000 RPV在下封头上共布置了50个中子测量管座, 作为堆芯中子辐照测量仪器的通道, 并且在下封头外壁中子测量管座孔处, 堆焊了直径100mm, 厚度6.5mm的镍基堆焊层 (见图2) , 堆焊层的作用是在下封头出现泄露时, 可以通过该镍基堆焊层进行快速补焊。
2.1.2 AP1000 RPV在下封头上没有设置中子测量管座, 即下封头是一体结构, 无需开任何孔。下封头上减少了堆芯测量管座孔, AP1000 RPV在设计时, 把堆芯测量通道布置到了顶盖, 在顶盖上增加了8个Quickloc仪表接管, AP1000 RPV的设计是让所有的堆芯测量装置从顶盖向下伸入到堆芯, 详细的顶盖Quickloc仪表接管结构 (见图3) 。
2.2特点分析
URD (美国核电用户要求文件) 中要求:堆芯测量贯穿件设计时, 其位置的设置、布置和焊缝的数量应尽量减少, 且应考虑在役检查的难易性[2]。
CRP1000 RPV下封头上50个管座贯穿件, 50道镍基焊缝, 一方面设置的焊缝增多, 一方面下封头上50个贯穿件, 使核电站现场安装时, RPV底部空间增高, 增加了核电站现场安装的难度。并且, 如果出现下封头泄露情况, 尽管在下封头外壁预堆了镍基堆焊层, 可以通过预堆的镍基堆焊层进行补焊, 但由于镍基堆焊层都位于RPV的底部, 修补难度加大。而AP1000 RPV在顶盖上设置8个Quickloc仪表接管 (除了CRDM驱动机构管座孔) , 把堆芯测量通道从下封头移至顶盖, 一方面焊缝的数量减少了, 一方面焊缝位于顶盖上方, 便于在役检查。
RPV设计时, 将堆芯测量贯穿件设置在堆芯上方, 由于取消了下封头贯穿件, 减少了这些贯穿件泄露的可能性, 因此, 在实际应用中和人们的感受上该结构的安全性都得到加强。
3保温层结构
3.1结构对比
RPV保温层的作用是减少反应堆热损失, 降低环境温度。保温层设置在RPV的外层, 包容了整个RPV。保温层为空气腔金属反射式的。CPR1000 RPV保温层和AP1000 RPV保温层区别仅在于筒体保温层结构上, 顶盖部分的保温层结构类似。
3.1.1 CPR1000 RPV筒体保温层设计时, 仅仅考虑了其保温的作用, 因此, 筒体保温层悬挂在筒体外壁上, 保温层内壁与RPV筒体外壁之间的间隙非常小, 平均间隙为10~20mm, 保温层和筒体外壁基本贴合在一起。
3.1.2 AP1000 RPV筒体保温层设计时, 除了考虑其保温效果外, 还考虑了RPV运行期间超设计基准事故:堆芯熔融的发生。因此, 保温层在设计时, 保温层的厚度保持了与CPR1000 RPV的一致性, 但对保温层的安装进行了改进, AP1000 RPV保温层通过支架安装在RPV地坑混凝土内壁上, RPV筒体外壁和保温层之间的间距约160mm, 这样就形成一个密封环腔。当堆芯熔融事故发生时, 可以将冷却水通过RPV底部的通道注入密封环腔, 从外壁对RPV进行冷却, 能将堆芯熔融物保持在RPV内, 增加了一道保护屏障。在后续的CPR1000 RPV项目上, 设计方对保温层的设计也进行了相应改进。
3.2特点分析
在堆芯熔融的超设计基准事故下, 为防止堆芯熔融物熔穿压力容器和混凝土底板发生反应, AP1000 RPV采用了将堆芯熔融物保持在压力容器内的设计, 简称IVR (In-Vessel Retention) 。在发生堆芯熔融事故时, 将冷却水注入到RPV筒体外璧和其保温层之间, RPV筒体外壁将被水淹没, 此时, RPV相当于一个热交换器, 与RPV外表面的水进行热交换, 可以冷却掉到RPV下封头的堆芯熔融物。由于采用了IVR技术, 可以保证RPV不被熔穿, 从而避免了堆芯熔融物和混凝土底板发生反应。
4一体化堆顶结构设计 (IHP)
4.1结构对比
4.1.1 CPR1000堆型的堆顶机构包括CRDM通风罩组件、CRDM抗震支承组件、顶盖吊具、电缆托架及电缆桥组件等设备, 上述堆顶机构是非集成化的, 拆装都是分部件进行。堆顶机构安装和拆卸时间大大增加, 特别是换料期间, 一拆一装时间增加, 操作人员受辐照暴露的几率大大增加, 安全性降低;同时换料时间增加, 运行时间减少, 经济效益降低。
4.1.2 AP1000堆型的一体化堆顶结构 (Integrated Head Package, IHP由多个独立的设备组成, 即把堆芯测量探头的提升绞盘、屏蔽罩及检查门、起吊三角架、电缆托架及其支承结构、螺栓起吊轨道、CRDM抗震支承和堆芯仪表支承结构、CRDM冷风通道等设备集成一体, 从而简化了反应堆的换料操作。在停堆换料期间, 它通过与RPV顶盖移动联合操作, 减少了停堆时间和个人辐照剂量。另外, 一体化堆顶结构减少了其相关部件在安全壳内的搁置时间[1]。
4.2特点分析
URD (美国核电用户要求文件) 中要求:应将顶盖整体可拆卸性作为一个设计目标, 即顶盖包括相关控制棒驱动机构、保温层、冷却风管、电缆托架可以整体吊装[2]。AP1000 RPV一体化堆顶结构 (IHP) 的设计满足了上述要求, 一体化堆顶机构通过RPV顶盖上的12个IHP支承块与顶盖连成一体, 实现整体吊装, 该结构可以减少装拆时间, 可以进一步减少换料时间和操作人员的辐照暴露, 其安全性和经济性得到提高。
5结论
本文对比分析了CPR1000 RPV和AP1000 RPV结构的不同点, 指出了AP1000 RPV在结构方面的改进, 及AP1000 RPV设计与URD的符合性, 说明AP1000 RPV结构设计使RPV的安全性和经济性得到进一步提高。
参考文献
[1]林诚格主编.非能动安全先进核电厂AP1000[M].北京.原子能出版社.2008.8
CPR1000 篇4
关键词：CPR1000,核岛,低压配电,保护配置,断路器,选择性,电缆
引言
回顾红沿河、宁德等CPR1000核电厂工程建设过程, 现场到货的核岛380V低压开关柜频繁发生抽屉移动改造或重新制作、更换标牌和开关元器件、增加电缆转接箱等变更问题, 导致大量抽屉单元及开关元器件的废弃不可用、电缆重新选型及二次敷设更换, 产生了额外变更成本及较大的现场返工量, 着实对工程建设带来了严重的影响。究其变更产生的原因复杂多样, 如提资反复变化、设计采购及施工等板块之间进度不匹配、设计流程不严谨等方面。借此契机, 本文将结合施工过程中出现的典型技术问题对核岛380V低压配电系统设计作归纳总结以供后续工程借鉴参考。
1 核岛低压配电系统概述
CPR1000核电厂核岛380V低压交流配电系统是为核岛 (核反应堆厂房、核辅助厂房、核燃料厂房、柴油发电机厂房及电气厂房的总称) 低压辅机设备 (如泵、阀门、风机、压缩机、吊车、电梯、整流逆变装置、加热器、照明及检修等) 专设的配电系统。
按照供电负荷等级分类可分为LK*系统和LL*系统, 其中LK*系统接有与核安全、应急停堆无关的一般负荷, LK*系统配电盘主要集中在核岛电气厂房、核辅助厂房及燃料厂房内布置。而LL*系统接有与核安全相关的重要应急负荷, 按照从6.6k V中压应急母线LHA、LHB来的不同电源, LL*系统可分成A列和B列, 布置于核岛电气厂房内两个实体隔离的独立分区。
核岛380V低压系统采用TN-S接地型式, 但N线不配出。
2 已建工程中典型技术问题分析
2.1 配电回路元器件选择及保护整定不合理
(1) 选型时忽略了元器件可调范围与保护设定值之间的配合, 或是保护整定值制定时没有充分考虑保护元器件 (如热继电器) 的可调范围, 出现给定定值与设备元器件可调范围不匹配的情况。
(2) 设计选型不统一, 在满足设计要求的情况下对于同一类型且同等功率水平的负荷回路选择了不同的开关保护元件。
(3) 上下级保护电器的参数选型没有考虑保护协调配合, 不满足上下级保护动作选择性要求。
由于核岛低压开关柜技术要求沿用了参考电站设计, 所有馈线回路断路器均选用非选择性热磁塑壳断路器 (只带长延时和瞬时两段保护) , 当上下级馈线断路器额定参数选择相近时基本无法保证保护选择性, 如LKD001TB主配电段 (PC) →MCC段LKL001TB→PMC002TB, 放射式供电网络见图1所示。
图1中主馈线断路器CB1选择为T5N630TMA500型 (回路电流Ijs1=420A) , 分支断路器CB2选择为T5N400TMA400 (回路电流Ijs2=275A) ;电缆L1选择为3×1×400mm2铝芯, 距离L1=180m;电缆L2选择为2× (3×150mm2) 铝芯, 距离L2=50m。
经过简单计算后得出图中K2点三相短路电流近似等于LKL001TB母线三相短路电流I″dk2≈7.8k A。
因PMC002TB下游用户主要为吊装类机械设备, 电动机多采用了绕线式, 则其尖峰电流可按3倍左右的回路计算电流考虑, 即图中PMC002TB上游开关CB2的瞬时动作电流可按Iset3=5×In=2000A整定, 为了实现保护选择性LKL001TB上游开关CB1的瞬时动作电流最大可按I′set3=10×I′n=5000A整定, 尽管如此, 因K2点三相短路电流I″dk2可达7.8k A≥1.3×I′set3=6500A, 则断路器CB1将和CB2同时动作, 无选择性可言。如图1中CB1和CB2均选配电子式脱扣器, 通过整定上下级开关保护动作时间级差即可满足选择性要求。
(4) 在满足设计要求的情况下, 开关元件额定参数选择裕度较小, 当回路负荷用电量稍有变化则需更换元器件。
(5) 接地故障保护灵敏性不符合要求。
如LLA段DSB001AR-50k W应急照明馈线回路, 计算电流Ijs为95A, 保护开关选择热磁脱扣型T3N250TMD125塑壳断路器, 瞬时脱扣器动作值 (不可调) Izd1=10In=1250A;供电电缆选择为YJY-0.6/1k V-3×70mm2铜芯, 电缆敷设长度L=350m。经过简化计算后得出电缆末端单相短路接地电流Idmin=546A, 即有Idmin/Izd1=546/1250=0.44<1.3, 显然所选断路器的瞬时脱扣器不能满足线路单相接地保护灵敏性要求, 需为本回路增设接地故障保护。
2.2 电缆选型不规范问题
(1) 对于部分供电电缆较长的负荷回路, 未进行短路电流计算并校验保护电器的动作灵敏性。
(2) 不同设计人在解读并执行标准规范过程中把握尺度不一致, 对于相互备用的设备有时选用不同规格电缆。
2.3 电缆端接不匹配问题
(1) 设计时电缆截面选择普遍偏大, 而设备生产厂家预留接线端子规格偏小, 双方之间缺少必要的沟通配合, 导致终端用电设备预留电缆进线孔或接线端子太小无法与供电电缆端接。
(2) 现场设备的电缆进线口与接线端子距离较近, 空间不满足电缆弯曲半径要求, 无法实现端接, 往往通过新增电缆转接箱同时更换较小截面电缆加以解决。
3 核岛低压配电系统设计总结
3.1 系统设计流程规范化
从上述典型问题分析可知, 相当部分问题的出现更多是因为设计人过分依赖于参考电站设计所致, 对设计验证计算等必要的环节重视不够, 设计流程亟需规范, 参照有关标准归纳总结典型设计流程如图2所示。
3.2 核岛低压配电系统保护配置原则
根据岭澳、红沿河及宁德等已建或在建CPR1000机组核岛低压系统设计状况以及参考RCC-E1993和《火力发电厂厂用电设计技术规定》 (DL/T5153) 的有关规定, 核岛低压系统的电气保护装置宜按如下配置:
(1) 单向旋转电动机回路
该类回路选用断路器 (或熔断器) -接触器-热继电器组合的保护配置, 其中断路器 (或熔断器) 作短路保护, 热继电器作过载保护, 而且对于断路器宜选用只带瞬时过电流脱扣器的非选择性断路器。当断路器或熔断器相间保护不能满足单相接地故障保护灵敏性要求时, 回路需增设单相接地故障保护措施。
(2) 双向旋转的电动阀门回路
该类回路采用断路器 (或熔断器) -可逆接触器-热继电器组合的保护配置, 其他要求同单向旋转电动机回路。
(3) 电加热器回路
该种回路采用断路器 (或熔断器) -接触器组合的保护配置, 其中断路器或熔断器作为短路保护, 接触器作为操作电器。其他要求同电动机回路。
(4) 馈电回路保护配置
该种回路具体可分两种情况进行保护配置:
(1) 对于连接就地小三箱 (如照明、检修、空调等小动力回路) 的馈线回路可采用配热磁脱扣器的断路器作保护开关;
(2) 对于连接MCC段的馈线回路宜采用带电子脱扣器的塑壳断路器或框架断路器作保护开关以满足保护选择性要求, 但考虑LL*系统开关柜成套设备需通过核级1E鉴定, 在应用带电子脱扣器的断路器时应对供货厂家要求提供必要的型式试验报告证明。
4 结语
核电厂电气系统直接关系着核电厂的安全稳定运行, 这就要求电气工程师在设计时对参考电站设计案例、设计标准和规范逐一研究, 吃透每个技术点, 重视设计过程控制, 同时时刻关注低压电气设备新技术的发展, 并敢于应用创新;此外, 还需加强与采购、施工等板块的沟通, 及时发现和解决问题, 避免把问题集中转移至现场以造成恶劣影响。
参考文献
[1]朱阿富.核电厂电气[M].原子能出版社, 1998, 6.
CPR1000 篇5
1汽轮发电机组主要设备特点介绍
由于核电厂的主蒸汽参数偏低及核安全控制的特殊要求, 核电厂汽轮发电机组的设备特点体现为:1、设备尺寸、重量相对偏大。2、设备质保及质量级别高。3、设备重要性高, 入厂检验及储存要求严格。4、部分设备制造精密, 维护保养难度大。5、比常规火电厂多了一台汽水分离器。
1.1核电厂汽机部分主要分为高压缸系统、低压缸系统、容器及蒸汽管道系统。电机部分分为定子系统、转子系统、励磁系统。
1.2汽轮机组由多个独立的结构组成, 其基本单位为“气缸+轴承座”, 气缸可以为一个整体, 也可以为多层缸体。主要形式为:一级高压 (高中压) 缸或二~三级低压缸组成。
1.3汽轮机组逐步偏向“模块化”施工 (如隔板、汽封等) 并多采取整体供货, 减少了现场拼装及组装工作, 但增加了设备在仓储阶段的检验及维护难度。
1.4为防止水蚀作用, 部分缸体使用合金钢材料制造, 表面未采取油漆等涂装防腐。低压缸部件多采取碳钢材料制造, 表面采取了防腐涂装工艺。蒸汽管道等辅助设备由于同流温度较低, 多采取碳钢材料制造。
1.5转子等精密部件采取全密封包装, 禁止在安装准备阶段进行检查。但现场储存期不能超过六个月。
2汽轮发电机组仓储阶段的质保及清洁度控制要求
汽轮机组的清洁度及质保控制要求既关系到设备的最终储存状态, 又关系到实施过程的技术控制要求。作者结合多年现场经验, 将有关内容汇总如下:
2.1汽轮发电机组属于核电厂的非安全重要物项, 一般以设备的质量分级作为质保级别分类的依据, 与核岛设备有明显的区别。
2.2核电厂汽轮发电机组在安装阶段可以优先执行HAF003质量管理的若干规定, 其次是参考ISO9000系列质量控制体系。
2.3原则上, 汽轮发电机组相关设备的质保分级要比与其对应的整体质量级别高一级或与其质量级别相当。
2.4对于重要物项 (汽轮机、发电机) 除设备本身的有设计规定的质保级别外, 其主要部件有单独的质保级别, 工作中需重点关注及考虑。
2.5不同技术路线机组同类型物项的质保级别不一定相同。
2.6现场验收及维护工作内容可以参考导则HAD003/6<核电厂物项和服务采购中的质量保证>若干要求
2.7设备的清洁度等级一般分为A、B、C三类, 控制严格程度依次降低。汽轮机组设备属于与蒸发器二次侧蒸汽或水接触的表面, 所以设备清洁度等级定义为B级。但根据实际操作经验, 其部分核心设备的清洁度控制等级应大于B级。
2.8对于清洁度等级控制超过B级的设备, 在实际工作中至少应做到: (1) 穿戴清洁的工作服。 (2) 防止一切外来物的污染。 (3) 建立清洁度控制区域, 避免无关人员接触设备。 (4) 必须采取室内或封闭空间存放。
3汽轮发电机组仓储维护工作的技术要求
核电站汽轮发电机组由于以上章节描述的特殊性, 在实际维护工作中, 应首先重点关注技术准备工作, 其次是关注执行过程中的技术问题。通过储存计划的梳理、维护方案的选择, 维护措施的执行, 以确保设备在现场短期储存阶段的良好状态。
3.1设备到货与需求计划的匹配性要求
3.1.1应重视上游三级采购进度计划与现场进度、施工、安装计划的匹配性梳理。需成立专门的机构或组织, 对采购—到货—仓储—安装四个环节计划工作进行衔接, 避免计划工作不准确带来的设备现场长周期储存。
3.1.2供应商的实际到货时间 (ATA) 较预计到货时间 (ETA) 至少应提前一个月以上, 以便给现场留下足够的准备时间。并应关注成套进口设备报关周期不确定性对设备到货计划的影响。
3.1.3建立工厂、采购、现场、物流的计划联动机制, 通过统一平台或系统实现关键设备的物联网功能。以减少或平衡工厂及现场两个终端的仓储压力, 实现设备临时储存及维护工作的全周期动态控制。
3.2设备现场储存条件要求
在主设备到货前一年, 就应启动大型设备直接引入厂房的前提条件梳理。通过提前引入厂房、建立厂房长期储存温控环境、缩短室外临时储存期限等方式, 可以解决室内仓库无法解决大型设备温湿度可调节的难题。
根据电力行业规范及核工业技术标准要求, 对于短期储存的汽轮发电机组主要核心部件 (定子、转子、励磁机、高压缸、叶片、主阀门等) 有明确的温湿度控制要求, 必须采取室内储存的方式。其次这部分设备的体积、重量都偏大, 一般的室内仓库无法解决储存及维护问题。为此, 现场仓储条件的梳理及符合性选择就显得尤为重要。
3.3电力行业标准及维护规范的要求及现场审查工作要求
3.3.1文件审查工作相关要求
3.3.1.1执行核电厂汽轮机组仓储维护保养工作的参考技术文件 (压水堆核电设计建造规范)
3.3.1.2核电厂内部发布的设计文件、采购技术规范、物资维护保养或现场临时储存技术文件
3.3.1.3核行业规范EJ/T564-2006《核电厂物项维护要求》
3.3.1.4电力行业规范DL/T855-2004《电力建设火电设备维护保管规程》
3.3.1.5由供应商发布的典型设备储存维护及保养规范。
3.3.1.6建议各规范或标准的执行优先顺序为:首先为核电站建设标准设计文件 (如RCCM系列、设计文件) , 其次为国家行业规范或标准、采购技术规范、供应商发布的储存规范, 最后为企业制定发布的各类采购技术规范或储存保养程序。
3.3.2现场维护技术审查工作要求
3.3.2.1应结合现场条件 (场地、库房、储存周期、环境温湿度、保养维护措施等) 进行审查, 应采取所有必要措施防止“降级”储存的情况发生。
3.3.2.2应统筹把握到货计划、安装进度、技术控制、方案实施、检查反馈的关系, 以减少设备在现场临时或短期储存的周期。
3.3.3.3对于温湿度控制要求高的设备, 需提前落实温湿度控制措施, 避免设备储存环境差异变化引起的冷凝现象。
3.3.3.4统筹上下游各类标准规范及技术条件, 建立现场临建仓储相关的维护保养措施或执行方案。
3.4汽轮机大件设备仓储维护工作难点介绍
3.4.1用于汽轮机设备的包装类型达到12种 (铝箔纸包装、充氮保护包装、热缩空气枪局部螺栓包装、防锈包装、专用容器包装等) , 为此其设备的储存维护保养及检查工作难度极大。
3.4.2施工现场由于成本控制、技术限制及设备维护操作方法落后, 维护工作往往缺乏可控性及创新性。
3.4.3汽轮机设备由于外形尺寸及实际重量偏大 (最高设备达到8米、最重设备达到500多吨) , 由于其安装引入受限条件多, 以至于在仓储阶段的储存时间偏长, 导致了维护工作的难度增加。
3.4.5汽轮机设备多为碳钢类制品或精密电气类物资, 除锈及温湿度控制投入工作量偏大, 造成维护工作难度增加。
4结语
本篇文章描述了汽轮机设备仓储阶段的部分维护技术方法, 以及作者个人的看法。希望能通过该篇文章为广大核电工程建设者提供一份可参考的建议, 也希望通过该文章加强各方面的沟通与协作, 以达到提高核电大型汽轮机组设备仓储维护工作质量的目的。
摘要：本文拟通过对核电厂CPR1000型汽轮机组主要设备仓储阶段维护工作的介绍, 探讨对重型设备的室外、室内储存及维护管理方法。继而达到对核电厂重要设备的预防性或修正性维护, 减少因设备锈蚀、变质、损坏带来的不利影响。本文的最终目的在于探讨大型机械、电气设备在安装阶段短期 (6个月) 储存期间的维护管理方法及成本控制要求。
CPR1000 篇6
关键词：核电厂,在役检查,可达性
核电站在运行过程中, 设备不可避免的会受到温度、应力、辐照、氢吸附、腐蚀、震动和磨损等多种因素的影响, 引起部件性能的下降[1], 导致设备材料性能恶化, 工件有效承载截面减薄, 各种形式的裂纹萌生并扩展, 从而对设备和系统的正常运行, 甚至核安全产生重大影响。因此, 在定期在役检查 (In-Service Inspection, 缩写符号为ISI) 过程中通过实施适当方法的无损检测, 及时发现设备缺陷, 消除事故隐患, 对于确保机组正常运行及保障核安全意义重大。在役检查工作在实施过程中应该考虑设备或管道在役检查可达性的要求, 如果设备或管道不具备可达性的要求, 将无法实施无损检测, 影响在役检查计划大纲的实行以及实际的工作进度, 进而有可能影响到核电厂的安全运行, 因此有必要针对核电厂在役检查的可达性问题进行深入的研究。本文主要从以下三个方面来探讨核电厂在役检查的可达性。
1 在役检查可达性的标准和规范
目前针对核电厂在役检查可达性的国内外标准和规范主要有:RCC-M Z册附录ZS《压水堆核电厂机械设备结构设计中在役检查的可达性要求》 (2000版+2002补遗, 2007版) [2], NB/T 20191-2012《压水堆核电厂 结构设计 中在役检 查的可达 性准则》[3]。其中标 准NB/T20191-2012《压水堆核电厂结构设计中在役检查的可达性准则》主要参考了RCC-M (2000版+2002补遗) 《压水堆核电站核岛机械设备设计和建造规则》Z册附录ZS节的有关要求, 与之相比, 主要变化体现在RCC-M Z册附录ZS中所引用的RCC-M其他分册要求修改为相应的国内标准。
NB/T 20191-2012《压水堆核电厂结构设计中在役检查的可达性准则》规定了压水堆核电厂核岛系统、设备、部件及其布置的在役检查 (包括役前检查 ) 的可达性设计原则 , 适用于压水堆核电厂核岛系统、设备、部件及其布置的在役检查的设计。该标准规定了设计、制造、安装阶段以及保温层和支架的相关可达性要求, 如在设计阶段应考虑到对系统、设备、部件及其布置所要求的检验和试验的可达性, 并满足专用检验设备的具体要求; 在制造阶段应该充分考虑受检区的范围、相关的标识标记、表面状态、修补要求、标准试块等因素的可达性要求;在安装阶段应考虑到受检区的空间、保健物理措施 (射线防护) 、脚手架、管道的特殊要求等因素。
2 CPR1000 核电站常见不可达
尽管相关的标准和规范对核电厂设备检验的可达性提出了详细的要求, 但在实际过程中会因为现场的各种因素而造成检验的不可达, 下面对国内某核电厂CPR1000型机组在役检查常见不可达实例进行总结, 并分析其不可达原因。
2.1 支撑遮挡
由于支撑遮挡所造成的检验过程的不可达主要集中于渗透检验和射线检验中, 而由于支撑遮挡所造成的不可达现象在很多系统中都存在, 如RCV、ARE、ASG、RRA系统的管道与支撑焊缝, 以及ARE系统的阀门与蒸汽发生器之间的环焊缝等。下面以ASG系统的某管线支撑焊缝的渗透检验为例, 说明其详细的现场情况。如图1所示:
由于支撑的遮挡, 造成总长的50%左右不可达。如图2所示:
2.2 空间狭小
由于空间狭小所造成的检验过程的不可达主要集中于渗透检验和射线检验中, 渗透检验的不可达主要存在于ASG系统的管道与支撑焊缝以及RRA系统的阀门连接焊缝。下面以ASG系统的某管线与支撑焊缝的渗透检验为例, 说明其详细的现场情况。如图3所示:
由于空间狭小, 远小于“NB/T 20191-2012”要求的距受检表面大于600mm的空间, 造成总长的20%左右不可达。
射线检验的不可达主要集中于RCP和RCV系统焊缝, 下面以RCV系统的其它焊缝 (检查高使用因子 (fu>0.4) 或承受热-液压现象的焊缝) 为例, 来说明现场的具体情况。如图4所示:
其由于空间狭小, 造成的不可达区域约为检验区域的30%。
2.3 结构原因
由于结构原因造成的检验过程的不可达主要集中于渗透检验和超声检验中, 常见的结构原因造成的不可达如蒸汽发生器二次侧安全端与主蒸汽管嘴的焊缝的超声检验, RPV顶盖吊耳与封头的焊缝的超声检查、蒸汽发生器支撑腿倒角的渗透检查, 支撑裙等。具体见表1:
下面以蒸汽发生器安全端与主蒸汽出口管嘴的连接焊缝S/C004的超声检查为例, 来具体说明现场的不可达情况。如图5所示。
每台蒸汽发生器二次侧安全端与主蒸汽出口管嘴连接焊缝处出口管嘴侧由于结构原因, 45°、60°超声探头在主蒸汽出口管嘴侧无法检验, 仅在安全端侧进行检验, 存在部分不可达区, 约为50%。
2.4 焊缝自身设计原因
由于焊缝自身设计原因所导致的检验过程的不可达主要集中于ASG管嘴与ARE管嘴焊缝的超声检查 , 蒸汽发生器与主蒸汽管下游第一个弯管或U形弯头管段之间的环焊缝的超声检查, 管板与下封头焊缝 (包括过渡连接区1A) 的超声检查等。下面以ASG管嘴与ARE管嘴焊缝的超声检查为例, 来说明现场的具体不可达情况, 如下图6所示:
即由于ASG与ARE系统连接管座焊缝的特殊几何形状和结构, 使探头在焊缝两侧都无法100%进行扫查, 存在部分不可达区域, 45°探头约为65%, 60°探头约为50%。
2.5 其它不可达原因 。
另外还存在一些其它不可达原因, 如由于螺栓遮挡造成的除主管道以外的核安全一级管道环焊缝的渗透检验的不可达, 由于墙体遮挡造成的RIS系统管道与支撑焊缝的渗透检验的不可达, 由于长度不够2D造成的RCV系统调节阀下游焊缝以及焊缝下游区域的射线检查的不可达等, 在此不再一一详述。
3 对应的解决措施
通过上述CPR1000核电站常见不可达原因的实例的分析, 我们提出如下可供参考的解决措施。
3.1 设计阶段
在设计阶段应考虑到受检件的结构布置需满足在役检查时的检验 (特别是射线检验和超声波检验) 要求。比如:在进行渗透检验时, 应为检验人员留出距受检表面大于600mm的空间, γ射线检验时, 源机到射线源最终位置之间的距离不得超过15m (取决于检验装置到射线源之间的缆管最大长度) 。在焊缝设计时, 应充分考虑实际现场的特殊情况, 特别是管道焊缝的布置应使其具有足够的可达性。同时设计时应考虑到受检区域的接近方法 (平台、人行栈桥、脚手架、操作机构等) , 以及专用检验设备的具体要求 (例如γ射线源的定位) 。正如前面所述的:ASG管嘴与ARE管嘴焊缝的超声检查由于焊缝设计原因, 造成部分不可达。详细的不可达信息参考第2章节描述。
3.2 实施阶段
当现场无法满足在役检查可达性要求时, 可以考虑采用无损检测方法的替代, 如射线检验存在不可达现象时, 在满足检验要求的前提下, 可以考虑用超声检验的方法来替代射线检验。
当一条焊缝的检验不可达时, 可以考虑通过增加其上下游焊缝的检验, 来推断该段设备的运行工况是否正常。
4 结语
核电厂在役检查的可达性问题关系到核电厂的安全运行, 由于现场实际原因如支撑遮挡、结构原因等造成的无损检验实施过程的不可达现象, 在设计及实施阶段应考虑其检验的可达性的要求, 尽量在设计阶段就避免产生不可达的原因。本文从不可达原因出发, 提出了部分可行性建议, 对压水堆核电厂的在役检查工作的顺利实施具有一定的借鉴作用。
参考文献
[1]彭志珍, 李玉龙, 尹芹.压水堆核电站在役检查常见无损检测方法简介[J].科技资讯, 2012, 8:124-125.
[2]RCC-M压水堆核岛机械设备设计和建造规则 (2000版+02补遗, 2007) [S].
CPR1000 篇7
关键词：核电厂,DCS调试,数据库管理
中国从1996年开始在田湾核电站 (俄罗斯VVER-428) 引进数字化仪控系统[1], DCS技术应用于核电领域已比较成熟, 但目前国产化的DCS应用和管理尚属起步阶段。广利核系统工程有限公司的HOLLi AS-MACS VI是国内首个应用于核电站非安全级DCS (简称NC-DCS) 的平台控制国产化软件, 主要完成核岛、常规岛非安全级部分和辅助系统的控制及监视功能[2]。该平台经过多年火电项目及秦山、大亚湾、岭澳、巴基斯坦C2、清华核研究院和401院等项目的技术积累[3], 现已批量应用到国内CPR1000核电项目。非安全级DCS平台日常使用管理、数据库版本维护的总结和优化, 对提高工程质量与机组安全水平起着越来越重要的作用。本文以国内最早使用该DCS平台的某项目为例, 从数据库管理方面进行研究, 探索数据库管理新模式和风险控制方法, 使该平台数据库管理能力大大提升, 并在参考项目建立的CPR1000核电机组系统调试技术管理体系基础上, 形成了一套平台数据库管理方法。
1 CPR1000项目NC-DCS网络结构及功能
CPR1000项目NC-DCS网络分为现场管理级 (LEVEL3) 、操作和信息管理层 (LEVEL2) 、过程自动控制层 (LEVEL1) 、过程接口层 (LEVEL0) [4], 如图1所示。其平台网络结构自上而下可以分为3个层次, 分别为监控网 (MNET) 、系统网 (SNET) 和控制网 (CNET) , 整体上采用双环双网结构 (CNET非环网) ;平台各层网络均采用冗余结构A/B网, A/B网之间不进行数据交换。
LEVEL1层机柜之间通过冗余的系统网SNET连接, LEVEL2层设备之间通过监控网MNET连接。工程师站是查看、使用和修改DCS组态数据库的设备, 同时接入SNET和MNET。工程师站可以通过SNET对现场控制站进行组态修改和下装, 通过MNET对服务器、操作员站进行下装。
CPR1000项目NC-DCS有2台相互冗余的工程师站, 分别连到冗余的SNET和MNET四个环网, 如图2所示。为保证工程版本的唯一性, NC-DCS还设有一台配置服务器用于存放组态数据库文件。需要使用时, 仪控人员在工程师站上通过VSS将工程从配置服务器迁出, 使用完毕后放回配置服务器。另外, MNET上还有一台备份服务器, 连接一台光盘塔, 可实现历史服务器中历史数据的自动刻录存档。仪控调试人员自主研发相关软件后, 也可通过此设备实现组态数据库工程的刻录存档。
2 数据库管理与创新
2.1 NC-DCS数据库版本管理
Visual Source Safe简称VSS, 是微软开发的一个源代码控制系统, 可以保存文件的不同版本, 比较文件的差别和控制不同人对同一文件的修改, 满足了数据库管理的基本需要并非常容易使用, 因此获得了非常广泛的使用。
由于CPR1000项目每台机组有2台工程师站, 为保持组态数据库的唯一性, 现场采用VSS来管理DCS工程数据版本。VSS采用Client/Server (客户机、服务器) 结构[5], 具体到CPR1000项目中, 配置服务器存放工程数据库, 也就是VSS服务器, 而2台工程师站就是VSS的客户端, 如图3所示。通过这种管理方式, 可以保持组态数据库的唯一性, 例如工程师站A机正在使用或修改某台现场控制站的组态时, 工程师站B机就无法迁出和使用该控制站。
2.2 调试自主实施DCS变更的管理创新
现场开始调试后, 由于设计的变化, 或由于调试过程中发现的问题, DCS进行修改变更不可避免, 而在核电厂进行现场修改受到严格控制[6]。在CPR1000项目中, 所有非安全级DCS软件变更均由现场完成, 故数据库管理方面始终以现场数据库作为主数据库。针对这套新的数据库管理软件, 仪控调试人员研究和编制了《NC-DCS VSS 2005使用指南》及《NC-DCS软件数据库版本控制与管理细则》, 从数据库配置、工程师站使用日志记录、数据库签入签出管理、数据库备份与保存、VSS用户管理、设置PRO组态修改权限等方面, 对NC-DCS数据库版本进行规范化管理和控制。
参考电站岭澳二期的调试期间组态变更、数据库升版流程是:厂家提交文件、申请工作票、将已执行变更的数据库和组态现场覆盖下装。参考电站数据库升版的弊端是:1) 增加成本投入;2) 变更周期起不到有效的管理;3) 仪控调试人员对变更文件审查以及变更执行过程无法进行跟踪。
CPR1000项目采取了现场调试人员自主实施NC-DCS DEN (Design Evolution Notice) 现场改造, 不仅大大的节约了成本, 而且缩短了改造工期。CPR1000项目采用现场调试人员控制DCS变更实施的方案, 可以对DCS数据库升级的时间和范围进行有效控制, 避免DCS数据库升级改造长期占用工程调试主线的情况。
2.3 现场数据库下装控制
2.3.1 数据库升级工具介绍
CPR1000项目中NC-DCS数据库修改和下装, 主要是通过HOLLIAS-MACS软件中的工程总控完成的。除去系统画面的修改和现场控制站组态的修改, 其他的步骤都是在工程总控界面完成。现场常用到的功能包括:工程导入、系统设备图生成、IO设备图生成、数据库变量定义、用户名密码定义、域间引用表修改、数据库编译、服务器下装、报警卡下装、操作站下装、通讯站下装等。
2.3.2 现场数据库下装控制创新
参考电站岭澳二期中数据库下装控制方式为:供应商后台控制主数据库, 现场定期采用全覆盖的方式进行下装。由于现场控制站直接影响就地设备的控制指令, 再加上柜间信号在清空下装时的跳变、现场控制站CPU内RS触发器等记忆模块的输出值跳变、现场控制站所采集的就地仪表反馈失效等风险, 故一般下装前需要进行就地实体设备停运隔离。
对于现场调试和功率运行期间来说, 并不是所有设备都可接受停运或隔离的风险。大部分的调试和运行期间, DCS数据库不具备以上这种整体工程升级的窗口, 因此采用参考电站的数据库下装控制方式, 必然会影响工程调试的主线进度。因此, CPR1000项目针对以上问题, 在不同节点采用不同的下装方案。
DCS系统首次上电、冷试前、DCS移交前清扫改造, 以及大修期间等具备DCS整体提盘升级的窗口时, 可以将所有现场控制站的组态文件与数据库通过工程总控进行联编, 然后进行整体下装。下装前, 可以使用专用的调试电脑提前进行数据库和组团文件的修改、编译、排错, 然后再整体替换现场的工程, 以缩短数据库升级所需的时间, 节省现场的工期。此方案与之前岭澳二期相同。而对于机组调试后期, 特别是机组装料之后, DCS不具备整体停盘的窗口, 可以将修改涉及到的现场控制站组态文件和数据库进行联编后, 只清空下装少数几个受影响的控制站, 从而避免大规模隔离设备的风险。
2.4 调试期间临时变更管理创新
调试活动中, 为临时满足试验条件需求或进行纠错类修改, DCS往往需要做一些临时变更。CPR1000项目中, 临时控制变更简称TCA/TCD, 就是采用对控制回路或控制设备实施临时变更, 以改善设备或回路功能的临时措施、方法。比如强制某个信号、修改机柜接线、修改软件组态等。
超过24 h仍需保持的临时控制变更称为TCA, 通过调试管理系统的电子流程规范管理, 申请、实施、取消均需经过审批和验证。而24 h以内, 当天工作结束后即可取消的临时控制变更称为TCD, 现场经申请人现场填写TCD申请单并确认相关风险后, 由仪控人员实施和取消。主要通过主控室纸质单据记录和管理, 不需要有网上流程。对于超出规定时间的TCD, 需由申请人进行关闭申请或转为TCA走网上流程记录。
2.5 DCS柜间电缆管控创新
DCS柜间电缆主要用于不同机柜CPU、不同类型机柜、不同机组机柜之间的重要保护和控制信号传递。由于系统安装期间问题或DCS端图纸升版等原因, 现场DCS柜间电缆会存在遗漏或错误, 为机组的后续安全稳定运行埋下隐患。
CPR1000项目中主要是通过文件版本控制、现场问题记录等方式进行清单管理, 主要流程如图4所示。
2.6 数据库定期备份管理
CPR1000项目中1E-DCS的数据库版本升级主要由供应商完成, 所有现场工程组态均在供应商后台有备份。而NC-DCS则不同, 系统移交调试后, 由于DEN是由现场实施的, 故工程数据库版本的控制也由现场完成, 现场工程即为主数据库。
为加强NC-DCS数据库备份的可靠性和有效性, 现场每周会通过VSS进行NC-DCS数据库的备份, 每月将工程数据库从VSS中迁出并打包备份。且重大节点改造前后, 备份工作也会开展。
经仪控调试人员编写相关软件程序后, 可由工程师站后台直接进行数据库的自动打包备份, 并经光盘塔进行刻盘存档。全程无任何存储介质的接入, 降低了现场DCS系统引入病毒的风险。
2.7 DCS设备管理及人员资质授权管理
为加强CPR1000项目中DCS设备管理, 出版了《DCS操作终端及工程师站使用规定》, 规范了人员操作, 如禁止接入个人存储介质、操作工程师站需填写使用日志等。同时, CPR1000项目建立的DCS调试分级授权制度, 规定了调试期间不同人员的相应授权等级, 分为:
1) DCS操作员可进行画面查看、报表打印等工作。
2) DCS控制工程师可进行组态的修改和下装。
3) DCS系统管理员可进行数据库的版本维护及DCS软件安全管理等。
3 实施效果
在CPR1000项目建设过程中所形成的NC-DCS数据库管理方法体系、VSS数据库调试期间的管理和适用、临时变更控制变更、正式变更实施和验证已经在多个项目中得到应用。新的数据库管理方法, 使新DCS的平台数据库变更管理变得有章可循、有法可依, 平台的版本管理得到了有效控制。
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