AP1000核电工程

AP1000核电工程（精选10篇）

AP1000核电工程 第1篇

核电工程项目管理是对核电项目的管理, 其不同于通常意义上的企业管理。核电站建设是一项庞大的系统工程, 建设周期长、建设过程复杂, 在设计、采购、施工、调试的各个阶段都存在各种复杂多变的问题和困难, 在核电工程项目管理的过程中借助质量改进、过程改进、流程再造、技术及责任管理等绩效改进的方法, 保证核电工程项目安全, 质量、费用和进度按计划推进, 不断提升核电工程建设管理组织绩效已成为一个新兴领域。

2 绩效改进的基本原理

绩效是组织的使命、核心价值观、愿景和战略的重要表现形式, 也是决定组织竞争成败和可持续发展的关键因素。绩效改进以提高组织绩效为目标, 采用系统化问题解决的方法和程序, 以结果为导向, 运用“执果索因”和“对症下药”的方法解决问题;关注解决方案的经济效益, 追求最佳成本效益比。

3 AP1000自主化依托项目核电工程建设管理面临的挑战和问题

AP1000自主化依托项目是全球首堆建设, 在没有任何示范堆和工程建设经验可供借鉴的情况下, 在组织部署、技术方案、进度控制、施工工艺流程等方面都遇到了一系列未预期的问题, 在项目管理、工程设计与施工、设备制造与采购方面都不可避免的存在挑战和困难。

4 AP1000自主化依托项目核电工程建设管理绩效改进新实践

面对设计文件交付延误、设计变更多、设备到货滞后等诸多挑战和问题, AP1000联合项目管理机构 (JPMO) 外方总经理于2011年6月提出了启动PIP (英文全称是Performance Improvement Plan, 中文含义是组织绩效改进计划) 的管理策划, 并于8月开始正式实施, 全面推行PIP工作。其目的是持续改进JPMO/SPMO日常管理中存在的不足, 提高项目运行效率和组织绩效, 整个策划包括PIP目的、流程、层次、编制和实施, 运行国际先进的理念持续改进项目管理工作。主要特点是信息清晰完整、实施稳步推进、责任落实到人、日期目标明确、证据客观真实、监督持续改进, 主要管理方法是计划滚动管理、赢得值管理、积分卡等。实施后效果良好, 改进领域包含了程序流程、文件移交、风险控制、事项管理等, 达到了预期的效果。

PIP体系的建立和实施包括以下几个方面:

4.1 制定JPMO/SPMO改进计划

PIP目的:其目的在于明确日常JPMO/SPMO运作, 建立专项改进行动以标准化管理, 缓解风险。

PIP流程:PIP的内容包括改进步骤、负责人、目标完成日期、结果以及评估实施改进成功与否的标准。

PIP层次:分为周期相对较短、可实施性及见效快的;规模较大, 要求广泛参与, 长期落实的;以及整体改革, 流程改进, 合同变更等带来长期受益的变更类型。

PIP编制:编制和实施改进提案时, 期望目标是各部门学会流程改进思路中基本的步骤, 将流程改进作为持续改进的例行部分。

4.2 组织机构升级

对组织机构进行了升级, 任命了兼职PIP经理。

4.3 第一批PIP提交

依托项目组织绩效改进运行实施以来, 第一批共收到了提案30余项, 内容包括设备发运后设计变更的管理、供应商文件审查改进、风险管理、质保组织结构调整等, 后续潜在的绩效改进方案仍在不断策划酝酿。

4.4 创建PIP总体情况模板

使用EXCEL表格记录各个绩效改进计划, 将每一个计划分成若个步骤, 列出每个步骤的计划完成时间和实际完成时间, 使用赢得值管理的概念, 列出每个步骤的计划分值和赢得分值以及完成百分比, 并记录每个步骤完成的证据。

4.5 建立赢得值管理概念, 制定分值规则

运用赢得值管理的概念来衡量评估绩效改进计划的完成情况。首先, 要给每个计划1个分值, 分值通过这个公式得出:Score得分值=10× (1+F) =10× (1+F1+F2) , 其中F1是部门接口复杂程度因子, F2是历时长度因子, 即完成该工作的部门接口越多, 时间越长, 则分值越高。

4.6 定义受益类型

包括在设计、采购、施工、项目管理等各个方面的管理提升。

4.7 创建一页纸计划

使用横道图的方式, 在一页纸中显示各个改进计划的计划完成与实际完成的对比情况。

4.8 开始PIP月报

通过PIP月报的发布, 通告各个部门提交的改进计划的执行情况、获得的收益、存在的问题以及潜在的改进计划方案。

5 结语

AP1000依托项目核电工程建设管理绩效改进运行实施以来, 在设计、采购、施工、项目控制、质量监察、信息文档、培训各个方面都取得了显著改进, 提升了资源使用效率, 完善了管理标准化, 缓解了项目风险。AP1000依托项目作为全球首堆建设, 为解决日益复杂的挑战和问题而进行的组织绩效改进新实践, 促进了核电工程建设的高效稳步进行。

参考文献

[1]方振邦, 罗海元.战略性绩效管理[M].北京:中国人民大学出版社, 2011.

[2]刘昕, 曹仰锋.绩效管理[M].北京:中国人民大学出版社, 2011.

[3]刘美凤, 方圆媛.绩效改进[M].北京:北京大学出版社, 2011.

[4]秦杨勇.平衡积分卡与绩效管理-中国企业战略制导[M].北京:中国经济出版社, 2011.

[5]孙仪, 杨生斌.绩效分析与改进[M].北京:中国人民大学出版社, 2010.

AP1000核电工程 第2篇

日前，国家核电技术公司（简称国家核电）召开我国第三代核电AP1000内陆核电厂标准设计及后续项目的初步安全分析报告（PSAR）编制启动会，全面启动包括湖北咸宁大畈核电厂、湖南益阳桃花江核电厂、江西九江彭泽核电厂在内的我国首批AP1000内陆核电厂标准设计的初步安全分析报告的编制工作。我国首批AP1000内陆核电厂建设朝向取得建造许可证（CP）、主体工程全面开工建设的关键里程碑目标又迈出了坚实的一步。

第三代核电AP1000内陆核电厂标准设计的PSAR编制工作，是在AP1000内陆核电厂标准设计的初步设计文件和PSAR支持性材料的基础上，以已经提交的我国第三代核电自主化依托项目（浙江三门核电站一期工程、山东海阳核电站一期工程）PSAR为参考版本，以经专家咨询形成的《AP1000后续项目安全设计原则》作为顶层依据，同时结合第三代核电自主化依托项目许可证条件中确定的要求和技术路线，有效吸收了依托项目的工程经验反馈和设计改进，针对我国内陆核电厂址的条件自主进行的。这也是国家核电为提高应对核电站安全审评能力，有效检验三代核电技术消化吸收成果，确保真正达到弄清搞懂而采取的重要举措之一。

据核电业内专家介绍，核电厂PSAR的编制和与之相关的审评对话，是核电厂设计过程中最为重要的环节之一。核电厂PSAR是由核电厂设计单位负责编制、由核电厂运营单位提交给国家核安全监管部门，专门用于申请《核电厂建造许可证》的重要申请性文件之一。其主要作用是分析论证核电厂设计的可靠性和安全性，以及核电厂为保障厂区人员、公众和环境免遭过量辐射危害而设置的安全措施情况。PSAR的主要描述范围包括核电厂厂址特征、构筑物、部件、设备和系统的设计、反应堆核设计、反应堆冷却剂系统、专设安全设施、放射性废物管理、事故分析、人因工程以及概率安全评价等内容。

长期以来，我国核电发展始终坚持“安全第一，质量第一”的核电建设方针，在核电厂的选址、设计、建造、运行直至退役过程中，均需严格贯彻这一重要原则，并以保障核电厂工作人员和社会公众的健康、保护环境为基础开展各方面工作。采取诸多措施，充分论证和验证项目是否符合保障核安全的要求，也是核电厂工程前期准备工作周期相对较长的重要原因。

按照我国核安全法规和核电项目核准的相关规定，在核电厂选址阶段，核电厂运营单位应向国家核安全局提交《核电厂厂址环境影响评价报告书》、《核电厂厂址安全分析报告》等申请文件，从安全方面说明论证核电厂与所选厂址之间的适宜性，经审评并获得《核电厂厂址审查意见书》后，向国家发改委报送《核电厂可行性研究报告》和《核电厂项目申请报告》，经国务院常务会议核准后方可正式立项。

在核电厂开工建造前的准备阶段，核电厂运营单位须向国家核安全局提交《核电厂建造申请书》、《核电厂初步安全分析报告》及其他有关文件，就核电厂的设计原则和核电厂建成后能否安全运行进行说明、论证。国家核安全局将就此与核电厂设计单位、运营单位开展为期一年左右的核安全设计审评对话，设计方需要对国家核安全局提出的审评问题做出回答、解释或对资料作相应的补充修改。经国家核安全局审核通过后获得《核电厂建造许可证》（CP），才能正式开始核电厂主体工程建造工作（以浇注核电厂核岛筏基的第一罐混凝土为标志）。

据了解，国家核电将在2009年12月31日前基本完成AP1000内陆核电厂标准设计的初步设计和初步安全分析报告（PSAR），从技术上确保我国首批AP1000内陆厂址2010年底具备浇注第一罐混凝土、实现核电站主体工程全面开工建设的条件（按惯例预留了一年的核安全设计审评对话时间）。

国家核电早在2008年就正式启动了我国内陆AP1000核电厂的标准设计工作，开展了完整的AP1000内陆核电站标准设计的项目设计策划，建立并不断完善了包括文件管理、接口管理、文件编写和标识管理在内的四大类项目管理程序，于2008年底完成了AP1000内

陆核电站标准设计的总体设计。

AP1000内陆核电厂标准设计PSAR作为初步设计的一个重要组成部分，其正式启动标志着上海院经过三代核电技术转让的消化吸收、依托项目总体设计和安全审评、AP1000内陆核电厂标准设计的过程，已初步具备了独立开展安全审评的技术条件，为最终形成独立的安全审评能力奠定了基础，也为我国首批AP1000内陆核电厂最终通过安全审评并顺利获得

AP1000核电工程 第3篇

截至2008年12月，国家核电已经完成了AP1000内陆核电站的总体设计、关键系统设计、关键设备的总体设计。该公司专家委员会专家、国家环保部核安全和环境专家委员会委员郁祖盛在接受《中国经济周刊》采访时，指出：“AP1000技术是目前世界上最先进、最安全的第三代核电技术。”

该公司另一位专家、国家环保部核安全和环境专家委员会委员林诚格向《中国经济周刊》披露：“中国在浙江三门新建的APl000核电站机组，第一台在2013年就能并网运行。这将是世界上第一座第三代APl000核电站，比美国提前了两年半。”

为此，郁祖盛感叹道：“世界在翘首看中国。在APl000技术应用上，中国不仅第一个吃螃蟹，而且还第一次就成批量吃了4个‘螃蟹’(同期在建四座AP1000核电机组)。为什么?原因就在于AP1000技术已经很成熟。”

“国家核电”伴随“AP1000”而生

提到中国核电发展现状，不能不提到两个词：一是国家核电，二是AP1000。如果说“贾宝玉衔玉而生”的话，那么，国家核电则“衔”着“AP1000”而生。

作为最年轻的央企，国家核电出身名门。从出身之日起，就站到了“央企第一梯队”。注册资本40亿，国务院出资24亿，占60％；其余40％由四大央企各出资10％组建而成。这四大央企分别为中国核工业集团公司、中国电力投资集团公司、中国广东核电集团有限公司和中国技术进出口总公司。

2007年5月22日，国家核电在人民大会堂举行成立仪式，时任国务院副总理曾培炎为其揭牌，并发表讲话指出，国家核电的成立是我国推进核电自主化建设的一项重要措施，也是完善我国核电建设体制机制迈出的重要一步，标志着我国核电事业的发展进入了一个新的阶段。

而国家核电的定位就是代表国家对外签约，受让第三代先进核电技术。通过消化吸收再创新形成中国核电技术品牌的主体，是实现第三代核电技术引进、工程建设和自主化发展的主要载体和研发平台。

中国正在运行的11座核电机组，均属第二代核电技术(专家也称二代堆)。2003年开始，中国处在了一个核电发展的“分水岭”。是继续沿用第二代核电技术，还是选择第三代核电技术?中央决定，要做就做最好，一步就踏上世界核电技术的最前沿。

然而，站在巨人的肩膀上，并不意味着自己就成了巨人。再好的技术，如果不能化为己有，甚至越发展越受制于人，最终也是枉然。

事实上，中国政府在确定发展核电之初，就决定要采用世界上最先进的技术。同时，要通过引进、消化、吸收和再创新，最终形成具有中国自主知识产权的大型先进压水堆核电技术。无论是在招标过程中，还是谈判过程中，都坚持做到牢牢抓住“以我为主”不放松。

中国政府从2003年起，就开始启动了第三代核电技术的招标工作。在诸多国际竞标者中，美国西屋联合体以最先进的第三代先进压水堆核电技术(APl000)胜出。据称，与美国西屋联合体的一系列谈判都是由国家核电(筹)来进行的。

专家介绍，中国购买美国4台先进的APl000核电机组，美方同时转让APl000设计技术、设备制造和成套技术、建造技术等先进的核电技术，中方将完全拥有在引进AP1000核电技术基础上改进和开发的、输出功率大于135万千瓦的、大型非能动核电站的知识产权。

最终，国家核电于2007年7月24日，与美国西屋联合体正式签订了四台APl000机组合同。目前，合同执行情况良好，技术转让工作正有序开展。林诚格相信，“经过四台机组的消化吸收，中国就能实现APl000技术的自主化、国产化。”

AP1000“既安全、又经济”

林诚格指出，AP1000技术是全世界核电发展50年经验和智慧的结晶。

随着科学技术的迅速发展和人类社会的全面进步，进一步保障安全成了世界范围内推进核电发展的第一要义。没有安全保障，核电发展就走进了“死胡同”。特别是1979年美国三哩岛核电厂事故和1986年前苏联切尔诺贝利事故，让人们认识到核电安全标准必须要进一步提高。

郁祖盛向《中国经济周刊》介绍：“核电站安全目标有两个指标，一是反应堆堆芯熔化率(简称堆熔概率)，二是大规模释放放射性物质的概率(简称释放概率)。如果以每核反应堆每年来计算的话，二代堆的堆熔概率为10-4，也就是每堆每年出现万分之一的可能性；而释放概率为10-5，也就是每堆每年有10万分之一的可能会发生核物质大规模释放。两次核电事故后，法规和标准对安全目标的要求又提高了，而APl000的安全目标比前两者更高，具体见附表。”

他给记者举了个例子：“孩子上街，家长一般会说：‘当心路上的车。’但从来没有哪个家长说：‘当心天上掉下来的陨石。’为什么?因为几率太小了。一般概率达到10-6，工程学上就认为可以忽略不计。”

“人类的认识规律总是从简单到复杂再回到简单，核电技术的发展历程也是如此。”在接受《中国经济周刊》采访时，郁祖盛分析道：“在50年代刚开始建设核电站时，比较简单，但后来就越做越复杂。其中，日常发电的设备仅占三分之一。其他三分之二的设备都是备用于安全应急。价格昂贵，但又不能或缺。于是，核电站的安全性与经济性从来就是一对矛盾。要安全就要不惜代价，要降低成本就难以保障安全。这也是困扰核电研究人员多年之久的重要问题。”

如何大幅提升核电站安全性又能大幅降低核电站的建造成本，做到既安全、又经济?“AP1000做到了。”郁祖盛细说其中原委，“关键就在于大幅压缩闲置应急设备。美国西屋电气公司核电研究人员经过20多年研究，他们给出了完整的解决方案，那就是拿掉了应急设备中的泵。我们知道，没有泵，流体是驱动不了的，但他们采用了非能动技术，用高位水箱，靠温差、靠重力，靠气体膨胀来推动流体流动，而使得整个安全设备系统没有一台泵。整个系统就是6个大水箱，加上些管道和阀门，简洁之极，也安全之极。”

郁祖盛的兴奋之情溢于言表。“这种方案真是非常巧妙，AP1000有着技术上的先进性加上经济上的发展潜力。这代表着未来核电的发展方向。中央的这个决策非常英明。”

据林诚格介绍称，AP1000是唯一得到美国核管会最终设计批准的第三代核电站。目前，APl000技术已经在美国本土新建核电站计划中取得了主导地

位，已有12台新建机组确定采用该项技术，而在建机组已经达到了6台。

AP1000建到“中国内陆”

迄今为止，中国所有的核电站都是建在沿海。中国能不能将核电站建在内陆?郁祖盛给记者举出了一个数据：“全世界430个核电站中，70％以上在内陆。前苏联的压水堆型核电站是100％，美国是75.7％。而APl000本来就是为建在内陆而设计的。”

去年初，由于罕见的低温雨雪冰冻灾害，导致电缆被压跨、铁路运输被迫中断、火电厂缺乏燃料被迫停工，令人“触目惊心”。加之，随着我国中西部地区的经济发展和社会进步，能源供应能力和日益增长的需求之间的矛盾不断加剧，以及我国节能减排和保护环境面临的巨大压力，也促使国家下定决心在内陆地区建核电站。目前，江西、湖南、湖北等都在计划之列。

既然核电站要建在内陆，有两个问题必须要解决，一是废水排放问题，二是万一发生放射物泄露，周边居民撤离的问题。

就废水排放问题，林诚格分析认为，一是排放总量，二是排放中放射性物质含量。首先就排放总量而言，第三代AP1000要比二代堆少，其设计量非常保守，每天仅产生不超过7立方米的废水；其次，废水的放射物含量问题，“这不是技术问题，而是利益代价的问题。前苏联因为全是建在内陆，要求废水排放指标达到饮用水标准。只要肯投入，一定能符合要求，技术不存在问题。”郁祖盛坦言。

而放射物泄露问题，就涉及到一个关键设备——泵。AP1000与二代堆不同的地方就在于它采用了特殊的主泵——“屏蔽电机泵”，全密封、无泄露。

这个泵的厂家是权威的美国厂家制造，全世界独一无二。他们设计与制造屏蔽电机泵能做到60年不用任何维修。“做一台就像嫁出一个姑娘，永远不回头。”郁祖盛打趣地说：“当中方提出需要维修大纲时，美国人戏言，‘我们没有维修经验，因为从来没有维修过，也不需要维修’。”

“泵的技术能够转让，得益于中国改革开放，得益于中美两国的友好关系。”郁祖盛不无感慨。而美国专家说“即使发生了核反应堆熔事故，我也可以保证在厂区5公里范围边界放射性含量不超标。”

据了解，美国有103个核电机组，占其总发电量的19％；法国59台机组，占80％；日本核电发电量占总电量的33.3％；韩国占28％……全球核发电量占所有发电量的17％，而我国仅占1.2％。发展核电，已是“时不我待”。

AP1000核电工程 第4篇

AP1000核电工厂化预制、模块化施工、标准化建造理念的指引下, 产生了大量的大型模块。这些大型模块的运输管理对AP1000核电工程的施工安全、质量、进度、节点、成本控制有着重大影响, 对核电建设至关重要。

大型模块的重量近千吨, 外型尺寸庞大, 长度和宽度从20多米至40米, 高度从10几米至30米之间, 现场拼装完成后, 需从组装场地运输至核岛指定吊装位置。整个运输过程对车辆、道路、模块防变形要求极高, 运输难度非常大, 见图1。

2 总体规划

AP1000核电大型模块运输应在工程设计阶段统筹规划, 与模块的组装场地、组装方式、现场码头、运输道路的设计、大型起重机械选型、吊车的行走站位场地设计等一并综合考虑。根据厂址特点、机组的数量、吊车的选型等, 确定模块的组装场地, 设计运输道路。如果各种条件允许, 大型模块可以考虑在吊车的吊装范围内组装, 减少大型模块运输的环节。

在大型模块运输实施阶段, 要对组装区域的运输条件、运输道路条件、核岛指定停放位置的条件进行检查, 进一步验证, 并提出改进、优化建议。

3 运输车辆配置

AP1000大型模块运输使用自行式液压平板车, 液压平板车是按照模块化设计, 可以根据运输大型模块特点的采用不同的组合形式。装载尺寸和重量变化范围很大, 带液压轴补偿和液压转向系统。巨大的650mm轴补偿幅度可以保证车辆在平板高度为1190mm载物行驶时重量能均匀分布在一个支撑体的各个轴上, 防止单轴过载。在调整操作中, 可以通过液压调整装置来使该车平板高度达到合适的位置。

目前国外液压平板车品牌主要有SCHEUERLE (索埃勒) 、COMETTO (科米托) 、GOLDHOFER (哥德霍夫) 、NICOLAS (尼古拉斯) 等, 国内品牌有上海电力环保设备总厂有限公司、郑州大方桥梁机械有限公司等。

4 运输单位资质及人员资质

根据电力大件运输规范规定, 长度大于40米, 宽度大于6米, 高度大于5米, 重量在300吨以上, 即是四级电力大件。而AP1000模块的重量及外型尺寸都远远超出这一规定。

核电电力大件运输应本着安全第一的方针, 承运电力大件运输的企业应具备总承包甲级资质等级, 具备运输四级电力大件的能力。

液压平板车的操作人员, 应持有液压平板车操作的资格证书。

5 运输合同范围

由于大型模块运输通常会涉及承运单位、模块的组装单位、模块的吊装单位、业主、监理、管理单位等多家单位, 各方工作任务均有交叉, 如果合同范围不清、职责不明, 会对施工进展产生较大影响。

应提前对合同关系、合同范围进行梳理, 明确各方职责, 并发布职责分工表, 为施工扫清障碍。

6 大型模块运输的特点

6.1 难度大

大型模块的重量近千吨, 外型尺寸大, 形状不规则, 重心位置不易确定, 变形控制要求高。

6.2 道路要求高

对运输道路的承载力、宽度、平整度及扫空、转弯半径等均有严格要求。

6.3 对现场里程碑节点有重大影响

大型模块吊装通常作为核电建设的里程碑节点, 而能否按计划顺利将大型模块从拼装场地运输至核岛指定位置, 决定着能否如期完成里程碑节点目标。

6.4 安全风险及成本风险大

大型模块运输施工难度大, 作业环节多, 风险性较大。运输受模块组装、天气条件等影响较大, 工期不易控制, 成本风险较大。

6.5 对人员素质、技能要求高

本着安全第一的理念, 首先要确保技术可行, 要确保技术可行, 就要有高水平、丰富的大件运输经验和理论知识的技术人员。同样高水平、经验丰富的操作人员对大型模块运输同样重要。

7 运输工作流程

大型模块运输的工作流程较多, 每一个工序都需要严格管理控制, 才能确保大型模块运输安全顺利的完成。见图2。

8 运输管理

鉴于AP1000大型模块运输工作的重要性, 需在安全、技术、组织实施等各方面不断改进, 使大型模块运输管理更加精细化, 确保运输工作万无一失。

组织大型模块运输工作启动会, 强调其重要性, 明确大型模块运输时间节点, 工作计划, 组织机构, 各参与单位的工作范围及职责分工, 各参与单位的接口人等。

在合同范围、职责分工明确的情况下, 按照大型模块运输工作流程编制大型模块运输准备情况检查清单, 清单的内容涵盖整个运输工作的全部内容, 并对各项准备工作及行动项的责任单位进行明确。检查清单涵盖技术准备、方案审批, 施工前的各项准备工作, 组织机构、人员、机械、材料、运输道路情况, 安全措施, 质量检查等相关准备, 以及施工过程中的各项施工行动项等内容。根据里程碑节点目标, 制定详细的工作计划。

8.1 技术准备

掌握大型模块运输相关图纸及技术规格书, 确保按图纸及规格书施工。在熟悉图纸及规格书过程中, 根据大型模块运输的经验反馈, 认为有需要改进之处, 可以及时与设计方进行沟通。

要求运输操作方编制大型模块运输方案, 并对方案进行审核, 提出建议和修改意见。

按照中华人民共和国住房和城乡建设部“关于印发《危险性较大的分部分项工程安全管理办法》的通知”要求, 大型模块运输需要进行专家评审的, 需由运输总承包单位组织专家论证会进行论证, 专家组成员应当由5名及以上符合相关专业要求的专家组成, 本项目参建各方的人员不得以专家身份参加专家论证会。

通过管理单位的审核及专家组的论证, 确保大型模块运输方案的可行性, 满足防止设备变形的要求。并确保方案按照大型模块运输准备检查清单中的时间批准发布。

8.2 施工组织

在整个施工过程中, 要对施工安全、质量、进度根据需要定期或不定期的组织大型模块运输推进会, 对施工进展情况及施工过程中遇到的问题进行梳理, 并及时协调解决, 推进运输各项准备工作及行动项按计划进行。

通过大型模块运输推进会, 根据大型模块吊装的里程碑节点, 确定模块的运输时间, 并根据模块组装进度, 液压平板车施工准备所需时间确定液压平板车的进厂时间, 与各相关单位一起制定详细的工作计划。

要求各单位按职责分工开展工作, 业主方应使运输道路的承载力、平整度及扫空等条件满足大型模块运输要求。承运单位按要求组织液压平板车进场、组装, 进行同步性试验, 到具备进车条件。液压平板运输车组装完成后, 是否需要做与运输工况相同的同步性试验, 可根据项目的要求自行决定。模块组装单位按计划使模块满足进车条件, 模块吊装单位确保核岛场地具备运输至指定位置的条件。

各单位在管理单位的积极组织下, 密切配合, 严格按方案进行施工。管理单位按照大型模块运输准备检查清单中的运输行动项及计划时间点组织推进, 并及进组织、协调、解决各相关单位在施工过程中出现的问题。

8.3 安全控制

大型模块运输风险较大, 应要求承运单位编制应急预案, 并按照应急预案进行应急演练, 运输前提前准备好各项应急准备。

大型模块运输区域要进行严格的安全控制, 对整个运输线路进行围封, 并给参加运输的相关人员 (大型模块运输不可缺少的人员) 发放专项的证件, 只有持有相关证件的人员才可以进入运输区域, 并设保安人员进行警戒, 无关人员不得进入。

8.4 质量控制

编制大型模块运输ITP (检查试验计划) , 在大型模块运输过程中, 严格按照ITP进行检查控制。只有上一道工序合格后, 才能进行下一道工序施工。

8.5 成本控制

由于大型模块运输需要用大量轴线的液压平板运输车, 而液压平板运输车每天的费用很高, 所以对运输车辆的选用、运输工期的安排, 对运输成本很重要。

在确保安全第一的前提下, 合理确定所需液压平板车的轴线数, 并根据大型模块的结构特点, 选择最优运输方案。

在通知液压平板运输车进厂前, 一定要组织各单位对大型模块吊装里程碑节点、模块组装进度以及其它制约因素等再次进行梳理, 并制定详细的工作计划。液压平板车进场后, 应积极组织协调, 推动各单位严格按照施工计划进行施工。

8.6 经验总结

施工结束后, 组织相关单位进行经验总结, 总结长处与不足, 对施工中遇到的问题及时提出优化、改进建议, 并应用到下一个大型模块运输管理中, 使大型模块运输管理不断完善。

9 结语

核电模块化建设是个必然趋势, 随着核电的发展, 模块的质量和外形尺寸会越来越大, 运输难度和风险性也会越来越大, 对大型模块运输管理提出的要求会越来越高。

AP1000核电CA01、CA20、CV筒体、CV底封头、CV顶封头等大型模块, 根据本文阐述的运输管理模式, 全部成功完成了运输工作。

摘要：由于AP1000核电大型模块重量近千吨, 外型尺寸庞大, 导致现场运输风险高、施工难度大, 防变形要求高。所以大型模块运输管理对核电建设安全、进度、成本控制等有着重大影响。针对AP1000核电大型模块的组装场地、组装方式、运输道路的设计、大型起重机械选型、吊车的行走站位场地设计等施行标准化管理至关重要。

关键词：大型运输,AP1000模块,运输管理

参考文献

[1]DL/T1071-2007.电力大件运输规范

[2]DL5009.1-2002.电力建设安全工作规程 (火力发电厂部分)

[3]建质[2009]87号.关于印发《危险性较大的分部分项工程安全管理办法》的通知

AP1000核电工程 第5篇

关键词：核电站；AP1000；核岛；主管道；安装

引言

AP1000核电技术为目前全球核电市场中最安全、最先进的商业核电技术。其最大的特点就是设计简练，易于操作，而且充分利用了诸多“非能动的安全体系。同时也能显著降低核电机组建设以及长期运营的成本，是国内近年来大力发展的核电技术。核电站主管道作为核岛一回路系统的核心部件，是保证核电站安全最重要的部件之一。

1.AP1000核岛主管道设计特点

AP1000一回路系统设计为两个环路（见图1），主要设备包括：一台反应堆压力容器（RV）、两台蒸汽发生器（SG）、四台主泵以及两个环路主管道。反应堆压力容器、两台蒸汽发生器分别布置在不同的房间内，环路采用厚壁大口径超低碳奥氏体不锈钢316LN整体锻件，通过热弯和热挤压锻造管段。冷段规格为φ688.85×65mm，热段规格为φ952.5×82mm。

主泵直接挂在蒸汽发生器底部，省去了主泵与蒸汽发生器之间的过渡段，减少了主管道焊缝数量，取消了主泵的支撑，简化了主回路结构。

主管道焊口坡口设计为U型坡口，焊口对口间隙小，无法采用手工氩弧焊或手工电弧焊方法焊接。压力容器和蒸汽发生器（含主泵）设备接管嘴坡口已加工，主管道供货长度方向及壁厚有二次加工余量，现场须进行坡口加工。

以往压水堆核电站主管道设计有过渡段，可以用来调整冷段和热段的安装偏差，通过横向和竖向两段调节管段来调整因焊接收缩变形产生的安装偏差。而AP1000核电站主管道在设备之间连接是单根管道，没有过渡段，焊接收缩变形只有在安装焊接过程中采取措施自行平衡。

2.在建AP1000核岛主管道安装方案

目前，AP1000在建的三门核电#1机和海阳#1机主管道已完成安装焊接工作，主管道安装方案一致。两台机组的主要安装思路（以单侧回路为例）为使用激光跟踪仪测量设备接管嘴与主管道，并建立模型，在模型中确定主管道RV侧坡口加工位置，并使用精密的坡口加工机进行切割加工，先进行RV侧组对焊接，过程中监控主管道RV侧的收缩和SG侧的变形，在RV侧完成50%壁厚时，重新测量主管道SG侧数据，更新模型，确定主管道SG侧坡口加工位置并进行坡口加工。然后从CV顶部吊装引入蒸汽发生器，与主管道进行组对焊接至50%壁厚，最后分别完成RV侧和SG侧剩余焊缝焊接，完成主管道的安装工作。该安装方案分别借助了激光跟踪测量仪器、窄间隙自动焊机和精密坡口加工设备等先进的工具来实现。

3.在建AP1000核岛主管道安装方案优缺点

三门、海阳核电站主管道的安装方案经过了实践的检验，说明该方案是有效、可靠的。由于主管道SG側的坡口是在RV侧焊接至50%后进行加工，其优点和缺点都比较明显：

3.1 优点

主管道RV侧焊接至50%后，对主管道SG侧管口进行激光测量，更新模型与SG进行组对，确定主管道SG侧的加工位置，通过精密加工设备配合可以使主管道与SG接管嘴较容易实现组对。

3.2 缺点

（1）SG房间相对比较狭小，需要布置2台管道切割机和2台坡口加工机，加工空间不足，并且坡口加工过程中，激光跟踪仪需不断地对坡口加工情况进行测量，测量难度加大。

（2）SG的吊装引入需等主管道SG侧坡口加工完成后进行，并且两个环路的SG吊装时间间隔较长（根据主管道焊接进度和坡口加工进度确定），吊装准备工作需重复进行。

（3）AP1000实行开顶法施工，SG的吊装就位影响上方环吊和CV顶封头的吊装和安装工作，延长了整个核岛的关键路径。

4.AP1000核岛主管道安装方案优化

为解决上述施工方案中的不足之处，并且同时保证主管道整体安装质量符合技术规格书要求，对此方案进行部分工序调整进行优化。

调整后的安装方案如下（以单侧回路为例）：使用激光跟踪仪测量设备接管嘴与主管道，并建立模型，在模型中确定主管道RV和SG侧坡口加工位置，并使用精密的坡口加工机进行切割加工，吊装引入主管道后，随即吊装引入蒸汽发生器搁置在上部临时支撑上，向外侧作微移避开主管道。先进行RV侧组对焊接，过程中监控主管道RV侧的收缩和SG侧的变形，调整RV侧焊接，使RV侧完成50%壁厚时，SG侧变形与理论数据保持一致，移回蒸汽发生器，蒸汽发生器（含主泵）接管嘴与主管道进行组对焊接至50%壁厚，最后分别完成RV侧和SG侧剩余焊缝焊接，完成主管道的安装工作。

4.1 理论依据

（1）主管道为整体锻件，直径大，壁厚厚，可视为一个刚性物体。刚性物体上所有点的移动轨迹均相同，当RV侧焊接收缩数据可测时，SG侧的移动数据同时也可计算得出。

（2）窄间隙自动焊接工艺和参数相对固定，母材相同，组对数据保持一致时，焊缝收缩量也是一致的。

（3）焊接过程中焊缝轴向局部不均匀收缩可以通过改变焊接起弧和收缩位置、焊接参数调整等方法进行调整。

（4）激光跟踪仪和精密坡口加工机的配合使用，加强过程测量，根据SG侧组对要求设定预警变形量，使整个施工过程处于可控状态。

4.2 实体模拟验证

针对AP1000一回路系统制作1：1实体模拟件进行实体安装模拟，实施结果验证了该方案的可行性。

（1）制作RV、SG模拟件，并根据AP1000房间设置模拟CA01墙体。接管嘴材料使用316LN不锈钢，并与主管道规格一致。

（2）固化组对数据和焊接参数，观察焊缝收缩规律、测量焊缝收缩数据，并计算出主管道RV侧最佳收缩预留值。

（3）制作主管道模拟件，采用三段式组合，两端采用316LN不锈钢，中间采用碳钢替代，管道内部填充铁砂等材料，使整体重量与实际管道一致。管道尺寸按图纸加RV侧预留值制作。

（4）模拟件安装过程RV侧焊口焊接时，每一层焊接结束后均采用激光跟踪仪对SG侧管口进行监测，并通过下一道焊缝的调整使RV侧焊缝均匀收缩，而且主管道SG侧的变形在预警范围内。

（5）当RV侧焊口焊接至50%厚度时，移动SG模拟件与主管道组对，取得成功，一只热段焊口、两只冷段焊口的组对数据均符合要求。

4.3 应注意的事项

（1）激光跟踪测量和建模

激光跟踪测量、建模是主管道安装方案的核心工作，必须保证设备管嘴、主管道及安装基准点的测量准确性。在模型中通过多次拟合，确定主管道最佳的切割位置，并严格按切割位置进行坡口加工。

（2）RV侧组对参数

主管道RV侧焊口的实际组对参数，应以建模的参数为依据，不能随意改变组对参数。

（3）RV侧焊接过程监测和调整

RV侧焊口焊接时，焊接参数应严格执行焊接工艺规程要求，每层焊接结束后，对焊口收缩量和SG侧变形量进行监测，防止SG侧变形量超过预警值。一旦SG侧变形量超出预警范围，应停止施工，确定特殊纠偏措施。

5.结束语

优化调整后的安装方案与原方案相比，将主管道SG侧的坡口加工提前在加工车间内进行，空间宽敞，光线充足，有利于保证坡口加工的准确性。此方案的最大优势是主管道吊装引入后，直接可以进行蒸汽发生器的吊装引入，不影响核岛安装关键路径上的后续工作如环吊安装、CV顶盖安装等工作，从而缩短整个核岛安装周期，为后续项目主管道安装提供借鉴。

AP1000核电工程 第6篇

核电工程项目的设计往往由2个或多个设计责任主体, 通过分工和协作来完成。设计接口可以定义为各不同的设计责任主体因责任分工而形成的工作界面。设计接口信息是指各设计责任主体为完成相关设计工作, 必须在界面之间进行交换的信息, 主要由设计输入的技术接口参数和图纸组成。设计接口管理就是通过对接口交换的原则、内容和时间等进行规范、记录和控制, 从而满足设计相关方的设计输入要求。

设计接口的具体内容和划分则取决于项目合作伙伴的组成以及合同签订方式[1]。就国核工程有限公司所承接的三代核电技术AP1000核电项目的合同方式来说, 其核岛 (Nuclear Island, NI) 和常规岛 (Conventional Island, CI) /电站配套设施 (Balance of Plant, BOP) 的设计, 分别由不同的设计单位来承接。这种合同和工作范围的划分方式, 决定了AP1000项目的设计接口为NI和CI/BOP之间的岛间设计接口。而对于AP1000而言, 它有多个核岛系统的设备布置在CI的汽轮机厂房内, 常规岛设计方需安排核岛设备在汽机厂房的土建布置设计、管线接口和电源接口设计等, 导致AP1000设计接口比以往的核电项目更为复杂。设计是核电工程项目的“龙头”, 设计接口管理的好坏, 会直接影响到项目的设计进展。因此, 有必要研究对设计接口的管理体系、模式、传递渠道和工作流程进行深入研究, 以实现设计接口的有序、高效管控。

1 AP1000设计接口管理的目标

AP1000设计接口管理的目标是实现接口交换的时间和内容满足不同设计方的设计进度和质量要求。接口资料的及时、顺畅交换, 对于各设计方顺利开展设计至关重要。譬如, CI和BOP设计方提供的资料、要求条件经常是NI设计方进行下一步设计的重要设计输入, 会对NI的下一步工作产生影响。同样地, NI设计接口资料是否及时和准确提交, 也将影响CI/BOP的设计工作。接口问题如不事先协调、及时处理, 就可能影响工程进展, 导致工期延误, 严重者甚至影响总体系统功能的发挥。AP1000核电项目的设计接口条目繁多, 内容错综复杂。因此, 成立了专门的接口协调机构来协调、管理岛间的设计接口资料交换活动。AP1000核电项目的设计接口结构关系图如图1所示, 接口协调机构在设计接口交换中承担重要的监督和管理的责任。为了实现设计接口管理的目标, 接口协调机构必须研究NI和CI/BOP之间的接口工作范围和边界划分, 制定接口文件和数据传递的渠道和模式, 并主动监督、协调接口交换活动, 使各设计方彼此协同配合, 以求达到满足设计进度、工程顺利进展的目标。

2 AP1000设计接口的管理体系

AP1000核电项目的设计接口管理体系分为3个层级, 它们分别是第一层:接口管理程序 (Interface Management Procedure, IMP) ;第二层:接口控制手册 (Interface Control Manual, ICM) ;第三层:详细接口文件 (Detailed Interface Document, DID) 。IMP是顶层文件, 目的是为了有序地控制接口交换, 它由业主颁布, 并获得各方批准后实施。它规定了各设计方接口交换的原则, 是管理接口交换过程的强制执行程序。作为第二层文件的ICM是接口管理的工具, 它是一份包含上千条接口条目的动态清单, 而每个接口条目又包括接口编码、描述、交换方、所属专业和系统、类别、参考文件、交换时间等基本信息, 并对接口信息的交换状态进行动态跟踪。值得说明的是, ICM本身并不包含具体的设计接口数据。作为设计接口底层文件的DID, 则是一份信息量巨大的接口设计文件, 它包含了NI和CI/BOP之间机械、电气、仪控、土建等各专业接口边界划分, 以及详细的设计接口参数。

3 AP1000设计接口管理模式

归纳中国几个核电工程项目的经验, 设计接口管理的主要模式有三种:

a) 协调会制度模式, 通过会议进行设计单位的接口协调管理方式;

b) 由设计承包方建立明确的外部接口与内部接口方式, 这是以设计院为主导的一种管理方式;

c) 由业主或核电总承包单位建立接口控制手册ICM方式。由业主或核电总承包单位负责根据设计分工和进度计划, 编制动态的ICM, 内含接口的交换方、涉及的系统或构筑物、接口信息、交换的时间进度要求等信息, 以手册的形式发布供各相关方执行和跟踪协调。

与大亚湾、岭澳核电项目相似, AP1000核电项目采用了ICM模式来进行设计接口的整体控制和把握。该模式具有许多的优点:

a) ICM是一个处于不断更新和完善中的动态数据库 (总体院每月更新ICM) , 它从整体上呈现、控制着项目本阶段中存在的所有设计接口, 使接口交换处于受控状态, 为工程进展提供了指引;

b) ICM加强了工程设计中的进度控制。因为每个接口的交换时间和交换内容已经按照工程设计的逻辑顺序进行了设置, 并且, 接口交换的时间通过多次会议得到了各方认可, 且满足设计二级进度和三级进度的要求。接口协调机构可以根据规定的信息交换时间来检查NI和CI/BOP设计进度的进展情况并进行协调;

c) 通过ICM能够方便地进行接口信息检索, 并得到相关支持文件;

d) ICM的管理模式可以很好地借鉴和移植于后续项目中[2]。

4 AP1000设计接口的传递渠道

在AP1000核电项目中, 具体的设计接口参数和图纸的交换, 通过接口信息交换单来进行, 而接口信息交换单往往是作为正式信函的附件来传递。由于走正式函件这一途径需要通过多道审查程序, 比较耗时, 需要以非正式的通讯渠道作为补充, 以提高沟通的效率。必要时, 接口协调机构还需组织各设计方, 召开设计接口协调会, 来协调各方及时获取解决问题或分歧的方案。

4.1 接口信息交换单

为了便于管理, 接口管理程序 (IMP) 规定, 接口数据必须通过接口信息交换单来传递。同时, IMP程序对其编码和格式进行了约定。接口信息交换单分为索取单、提资单和确认单三种, 分别用于接口资料的索取、提交和确认 (关闭) 。接口信息交换单包含此次交换所涉及接口编号、接口内容、接口交换的阶段, 以及具体的提资内容等信息。这些信息能够和ICM的条目一一对应, 便于各方进行状态跟踪, 也便于ICM的编制方总体院进行归档和更新工作。

4.2 正式信函

接口信息交换单需要通过正式信函来传递。正式信函分为收函与发函两大类, 并有相应的分发和审批流程。每封信函都有独立的编码, 并被上传电子文档管理系统中, 便于下载、查询和跟踪。

4.3 非正式渠道

正式信函的途径虽然具有正式、便于追溯的优点, 但需经过层层审查, 效率较低, 所以需要以非正式的通讯渠道 (如电话、电子邮件等方式) 作为补充, 以提高沟通的效率, 减少正式信函的往来。而对于重要的问题, 当通过非正式渠道传递资料或澄清问题后, 仍须补发正式函件来做记录和跟踪。

4.4 设计接口协调会

接口交换的关键是要满足设计进度的要求。由于NI设计方和CI/BOP设计方根据不同的合同关系制定了各自三级进度, 导致一些接口信息的交换时间无法达成一致。接口交换双方也可能对接口资料的提交范围和深度存在分歧。当NI和CI/BOP之间存在反复无法达成一致的接口项时, 或存在影响设计进度的重大接口问题时, 接口协调机构须及时组织各方召开设计接口协调会, 探求解决问题或分歧的方案, 通过协商以促成一致意见。同时, ICM本身因为条目繁多, 亦需定期召开多方会议进行状态梳理。

5 AP1000设计接口管理的工作流程

接口协调机构按照如图2所示的工作流程协调、管理和传递NI和CI/BOP之间的接口数据。

按照图2所示的工作流程管理设计接口的交换活动, 有如下几点经验反馈:

a) 应督促各设计方严格按照ICM具体规定的日期, 提交和确认接口数据, 使接口数据的交换按时进行[3];

b) 及时审查接口数据提供方提交的接口资料是否正确完整, 信息是否出现混淆, 接受方是否进行了确认, 确认是否完备。如有问题及时澄清解决, 并及时起草函件传递接口数据;

c) 定期审查和梳理各专业ICM的状态, 并根据需要召开ICM会议, 更新ICM条目, 对过期或开口的条目制订关闭的行动项, 保持ICM的有效性;

d) 对反复出现、长时间未能解决、影响到采购和施工进度及其它对核电站的安全、费用、质量存在重大影响的热点接口问题, 应主动协调和组织接口协调会议, 加以梳理和澄清, 并加快解决;

e) 对过期信息进行重点管理, 包括对过期会议行动项、过期ICM条目和过期未答复信函的管理, 定期催促责任方完成;

f) 编制设计接口热点接口问题的跟踪报告, 包括以下内容:问题的描述 (包括相关参考文献、函件的梳理) , 问题产生的原因分析, 问题可能产生的后果 (影响采购进度、施工进度, 或影响费用等) 以及建议的解决方案和目前状态等。

6 结语

AP1000核电项目的设计接口管理是一项内容繁多、关系错综复杂的工作。接口管理的好坏, 关系着NI和CI/BOP各设计方的设计进度, 严重时会影响到整个工程的进展。本文研究了AP1000项目的设计接口管理体系、模式、传递渠道和工作流程, 并对AP1000的设计接口管理工作总结了几点经验反馈, 对于高效管理和有序控制设计接口, 提升管理水平和能力提供了指导。由于NI和CI/BOP分岛设计的模式在后续AP1000项目, 乃至其它核电项目中都普遍存在, 本文的研究对于这些项目也具有积极的借鉴意义。

摘要：研究了三代核电技术AP1000工程项目的设计接口管理体系、模式、传递渠道和工作流程, 并对AP1000的设计接口管理工作总结了几点经验反馈, 为高效、有序地管理和控制核电项目NI和CI/BOP之间设计接口交换提供了方法 和思路。

关键词：设计接口,接口协调机构,接口管理,经验反馈

参考文献

[1]程东平, 孙汉虹.核电工程项目管理[M].北京:中国电力出版社, 2006.

[2]林诚格.非能动安全先进核电厂AP1000[M].北京:原子能出版社, 2008.

AP1000核电工程 第7篇

AP1000核电厂作为第三代核电机组, 在传统成熟的压水堆核电技术基础上, 引入安全系统非能动概念, 在设计中采用非能动严重事故预防和缓解措施, 使核电厂安全系统的设计发生了革新的变化, 使核电厂安全性和可靠性显著提高。作为核电厂运行所必需的重要系统, 虽然通信系统本身并不是核安全相关系统, 但与核电厂安全运行和实施核事故应急计划有关, 且提供核电厂运行所必需的全部通信连接, 因此对其系统设计进行研究是十分必要的。

AP1000通信系统 (EFS) 由厂内通信和厂外通信两部分构成。

厂内通信在核电厂事故工况 (除地震情况外) 或异常状态 (包括火灾) 时, 在最大噪声限度条件下为厂内人员提供可靠有效的通信手段;厂外通信在应急工况下, 需保证主控室操作员、远程停堆站操作员、PPS报警站操作员和/或其他特定人员与外界应急机构及核电厂内人员的直通线路。

2 子系统设计

在正常运行、维护、瞬态情况、火灾和事故 (包括失去厂外电源) 状况下, EFS各子系统发挥其功能。子系统包括:无线电话及寻呼系统;呼叫通话系统;声力电话系统;自动电话系统 (PABX) ;应急自动电话系统 (EPABX) ;时钟系统;警报系统。

2.1 无线电话及寻呼系统

AP1000无线电话及寻呼系统将作为核电厂所有区域的主要通信方式。本系统覆盖核电厂内外, 由无线主控单元 (MCU) 、无线电话终端、基站、天线及其他必要设备构成。使用人员携带无线电话终端可在核电厂任何区域进行通话。

2.2 呼叫通话系统

呼叫通话系统作为无线电话及寻呼系统的备用, 使全厂通信系统更加灵活、可靠。本系统以微处理器为基础, 可以播放多声调警报信号和预先录制的语音信息, 同时可用于在电厂范围内的个人寻呼及公共广播, 也可用于普通的语音通信。

2.3 声力电话系统

声力电话系统为某些工作人员提供特定通信手段。本系统可用于电厂检修、仪表校准、燃料更换、停堆检修及电厂停堆操作过程中的工作人员通信。

2.4 自动电话系统 (PABX)

自动电话系统 (PABX) 提供核电厂全厂范围内的语音通话功能, 与厂外通信有接口, 可作为无线电话及寻呼系统备用。

PABX系统由主机、连接电缆、终端 (按键电话) 及其他配套设备构成。

PABX系统提供全双工语音通信。系统具有呼叫转移和电话会议 (最多5个终端用户, 包括无线移动手持机) 功能。

2.5 应急自动电话系统 (EPABX)

应急自动电话系统 (EPABX) 能提供主控室、远程停堆站、技术支持中心和其他关键的操作区域之间的应急通信, 并具有呼叫转移和电话会议功能。

2.6 时钟系统

时钟系统由母钟为核电厂各子项提供统一的时间脉冲, 控制各子钟同步运行, 显示同一标准的时间。本系统可提供精确的基准时间信号, 目的是为ECS主交流电源系统的高等级继电保护及TVS闭路电视系统建立一个顺序的时间记录。PLS电厂控制系统和常规岛有其独立的时钟系统。

2.7 警报系统

警报系统独立于其他通信子系统。由遍布全厂的可发出声、光警报信号的设备组成。一个多音频信号发生器通过警报系统放大器和扬声器发出警报。高噪声区域使用闪烁的指示灯。

警报系统在主控室和远程停堆站发出信号并可进行音调选择。

2.8 通信设备间设计

EFS系统为所有电厂运行人员提供有效可靠的通信手段并可向电厂指定区域人员发出应急警报信号。因此, 除用于换料及停堆的声力电话子系统设置在特定功能区域内, 其他EFS系统设备遍布整个电厂。

PABX自动电话系统、EPABX应急自动电话系统、直通电话系统、无线电话及寻呼系统、呼叫通话系统为两机组共用, 声力电话系统、时钟系统及警报系统为每个机组一套。可选择单个机组或双机组实现呼叫和警报功能。两机组间外部铜缆连接可防浪涌及电位差。

PABX系统交换机、EPABX系统交换机、时钟系统GPS接收装置、多音频警报发生器及呼叫通话系统合并分离柜均设置于附属厂房的通信设备间内。附属厂房通信设备间布置如图1所示。

无线电话主机MCU及呼叫通话系统的合并分离柜分别放置在不同房间或防火分区, 由不同UPS系统供电。任何一个系统的失效不会影响另一个系统的正常运行。

2.9 主控室通信系统设计

主控室操作员需与所有语音通信系统进行通话。这些通信设备需放置在不同位置以避免设备故障导致系统不可用。设备接口位置不能与其他控制和指示设备接口相冲突。接口可连接多条通信线路与多方进行通话而无需更换设备, 多个主控室人员可同时参与对话。正在使用的设备及通信线路识别通过音调和指示灯区分。区别于所有其他主控室能听到的警报音调。设备的音量可调。系统可满足今后核电厂的扩容需求。

3 与M310电站技术要点对比

在设计基准方面存在一致性和差异性。

1) 一致性

AP1000电站及M310电站通信系统均为非安全级系统, 但其中部分系统与核电机组的安全运行和实施核事故应急计划有关。功能均为在核电厂正常运行、事故工况 (不包含地震) 、异常状态 (包含火灾) 时提供厂内外通信手段。

2) 差异性

M310电站通信系统可靠性是通过系统多样设置和冗余度来保证, AP1000电站系统可靠性则是通过多样通信子系统交换机中继链路的互联保证。单一故障, 即使是完全独立的通信子系统丧失造成的故障亦不会影响电厂指定区域之间通信的有效性, 这将提高整个系统的适应性。

AP1000电站与M310电站通信系统子系统设计及功能大体相同, 但子系统设置方式存在较大差异, 主要包括:

(1) 无线电话及寻呼系统

AP1000无线电话及寻呼系统相对M310堆型电站通信系统为新增。并且作为AP1000电站的主要通信手段, 无线电话及寻呼系统无盲区覆盖全厂, 可与自动电话系统和应急自动电话系统实现无缝连接, 作为有线电话网的扩充。

AP1000电站无线电话及寻呼系统在核岛的使用区域广泛, 因此本系统设备对仪表控制设备的电磁干扰问题变得尤为重要, 需要对设备的电磁兼容性提出要求, 符合IEC6100系列标准及NRC RG1.180《对安全相关仪控系统电磁和射频干扰影响的评估导则》要求的设备才能在核岛上述区域使用, 这关系到核电厂的运行安全。

其运行应对电厂其他通信系统无干扰, 反之亦然。

(2) 电磁干扰呼叫通话系统

将M310电站中内部对讲系统和有线广播系统的功能合并为呼叫通话系统。

同时, 呼叫通话系统增加了公共广播切入功能通过拨打公共广播号码, 从任意一台固定电话终端或无线电话终端可通过呼叫通话系统进行广播通知。

(3) 警报系统

AP1000核电厂采用了声光警报系统, 而M310核电厂仅设置声警报系统。频闪灯用于环境噪声过大使得警报声响难以达到高于环境噪声音域5d B, 以及噪声强度大于110d BA的场所。

M310电站声警报系统作为有线广播系统的备用, 设置方式为双机组共用, AP1000电站警报系统独立于其他通信子系统, 每个机组都有一套完整的警报系统用于在机组内启动和发出警报信号。对于全厂应急事件, 授权的机组能将其警报系统与其他机组警报系统合并。

同时增加了应急平台设计, 在应急工况下接入核电厂既有的通信系统, 使应急指挥人员能够通过统一的平台、利用既有通信系统设备的功能快速、简捷、灵活、高效地进行应急处理, 并提供良好的通信保证。系统功能包括各通信子系统的接入、监控、卫星链路、统一的操作界面以及无线网络控制器的备份, 如图2所示。

4 结束语

AP1000电站作为三代非能动安全先进核电厂, 其通信系统设计相对于M310电站亦做出很多优化, 存在其先进性和可靠性。其优势包括:

(1) 无线电话全厂覆盖。

(2) AP1000电站呼叫通话系统集生产调度、通信和广播功能为一体。M310电站需单独设置有线广播系统和内部对讲系统。

(3) AP1000电站采用子系统联网方式保证系统可靠性, 并且在通信设备间设置切换开关, 用于切换直通电话系统、时钟系统、声力电话系统、呼叫通话系统及警报系统在主控室与其他子系统的电路。

(4) 系统供电方面, AP1000电站由非安全相关不间断电源系统 (EDS) 供电。相对于M310电站的主电源失电后由UPS蓄电池组自动切换保证半小时供电。电源可靠性明显提高。

综上所述, AP1000电站通信系统的设计有其先进、可靠、多样、便捷的优点, 同时也要指出通信系统作为非安全级系统, 不保证全厂断电、地震、水淹等事故工况下通信设备正常使用。因此在核事故发生时如何保证应急通信信道畅通还是需要继续研究的课题。

摘要：AP1000电站在传统压水堆核电技术的基础上, 引入安全系统非能动概念, 使核电厂安全系统设计发生了新的变化。本论文首先介绍了系统概述、功能及安全分级, 接着阐述了子系统的设计原则、设备设置、通信设备间及主控室通信系统设计, 同时将AP1000与M310堆型电站设计技术要点进行了对比, 最后得出结论。

关键词：无线电话及寻呼系统,呼叫通话系统,警报系统,应急通信

参考文献

[1]AP1000电站设计准则 (LDX-GTEC-G1-001-B302) .

[2]电气系统设计准则 (LDX-GTEC-E1-001-B304) .

[3]安全相关仪控系统的电磁和射频干扰评估导则 (NRC RG1.180) .

[4]核电厂电磁干扰试验导则 (EPRI TR 102323) .

[5]通信系统说明书 (LDX-EFS-E8-C01-B304) .

[6]陈战.AP1000后续核电项目低压接地系统设置探因分析及对策[J].电气应用, 2012, 06.

AP1000核电工程 第8篇

关键词：AP1000核电,给水泵系统,系统设计,系统改进

给水泵在电站辅机中占有重要的地位, 作为二回路的主要动力源, 给水泵的功耗约为机组功率的2%, 其安全可靠运行, 直接影响到整个电站的安全性和可用率[1]。

给水泵的作用是将除氧器的水抽出并升压, 经高压加热器送到蒸发器, 由于系统设置给水泵的作用是使给水获得较高的压力, 以便能进入高加后克服其中受热面的阻力, 在高加出口得到额定压力参数的蒸汽。理论上给水在高加中吸热是一个定压过程, 实际上由于存在压力损失, 所以给水泵出口处是整个系统中压力最高的部位。本文针对海阳核电给水泵系统的改进项目, 探析AP1000核电给水泵系统的设计及改进。

1 电站给水泵系统常用设计及其特点

1.1 给水泵常用配置特点及系统组成

电站给水泵驱动方式主要有小汽机驱动和电动机驱动两种, 配置方式有两汽一电、两电+一备、三电+一备、三电 (无备用) 等。为提高给水泵运行的经济性, 大容量机组都采用变速调节的高速给水泵, 转速为5 000~8 000 r/min。在同样的流量和扬程条件下, 采用高速给水泵, 可以减少泵的体积, 减轻泵的重量, 节省材料, 提高运行可靠性[2,3]。

给水泵传送的流体是高温的饱和水, 发生汽蚀的可能性较大。要使泵不发生汽蚀, 必须使有效汽蚀余量大于必需的汽蚀余量。泵必需的汽蚀余量随转速的平方成正比地改变, 因此, 高速泵所需的汽蚀余量比一般水泵高得多, 其抗汽蚀性能大大下降, 当滑压运行的除氧器工况波动时极易引起汽蚀。为防止给水泵汽蚀, 每台给水泵前都安装一台低速前置泵。前置泵的转速较低, 所需的汽蚀余量大大减少, 加之除氧器仍安装在一定高度, 故给水不易汽化。当给水经前置泵后压力提高, 增加了进入给水泵的入口压力, 提高了泵的有效汽蚀余量, 能有效地防止给水泵汽蚀, 并可大幅度降低除氧器的布置高度[4]。

汽动给水泵系统:汽动给水泵系统比较复杂, 除主设备给水泵汽轮机、主给水泵和前置泵外, 还有高低压供汽系统、润滑油系统、排油烟系统、轴封系统、疏水系统、排汽系统、盘车装置以及一套比较复杂的电液控制系统, 任何一个系统出现故障, 都会影响汽动给水泵的可靠性。系统图如图1所示。

电动给水泵系统:电动给水泵系统则相对简单, 其主要设备为前置泵、电机、主给水泵、齿轮箱 (或液力耦合器) [5], 辅助系统主要是润滑油系统 (如图2所示) 。

1.2 常规火电配置

大机组常规火电给水系统通常配置两台50%容量的汽动给水泵作为经常运行, 一台30%容量的电动调速给水泵作为机组启动和汽动给水泵故障时的备用泵。电动给水泵在机组正常运行期间处于热备用状态, 当汽轮机甩负荷或汽动给水泵突然出现故障时, 电动给水泵能立即投入运行。电动给水泵能够自动跟踪汽动给水泵的运行状态, 并可以与汽动给水泵并列运行[6]。

1.3 其他核电配置

大亚湾、岭澳一期核电:每台机组配置三台主给水泵 (两汽一电) , 正常工况时两台汽动泵运行, 一台电动泵备用, 汽动泵最大容量为65%额定给水流量 (大亚湾) , 汽动泵最大容量为75%额定给水流量 (岭澳一期) 。电泵为30%额定给水流量。岭澳二期核电:每台机组配置三台主给水泵 (三电) , 每台电泵50%额定给水流量, 正常工况时两台电泵运行, 一台电泵备用[7]。

2 海阳核电给水泵系统设计分析

海阳核电一期工程根据AP1000的标准设计, 采用3台33.3%容量的 (额定给水流量2 548 m3/h) 电动定速主给水泵组并列运行, 不设备用给水泵。

2.1 性能要求

每台主给水泵的设计功能为:在前置泵以1 490 r/min和压力级泵以4 750 r/min运行时, 能以7.45 MPa的扬程输送630 kg/s的流量, 因此每台主给水泵的功率为8 100 k W, 主要参数表如表1所示。

其中:工况A对应于100%正常负荷工况;

工况B对应于增加给水需求, 以补充蒸汽发生器的水装量损失;

工况C对应于调节阀全开工况。

2.2 系统组成及描述

主给水泵由前置泵、齿轮箱、电机、压力级泵组成 (如图3所示) 。

来自除氧器的水经过电动隔离阀和临时滤网进入前置泵, 然后进过流量孔板和永久滤网进入压力级泵, 经过压力级泵升压后的给水经过出口逆止阀和电动隔离阀送到高压加热器。

2.3 系统设计特点

(1) 采用电动泵, 而非汽动泵

海阳核电选用电动给水泵的原因主要和主机选型有关。大机组常规火电机组均是全速机组, 参数较高, 新蒸汽全部为过热蒸汽, 由于给水泵汽轮机的效率较高, 长期运行效率可观, 因此采用汽动给水泵作为运行给水泵已基本达成共识。

对于核电机组, 由于蒸汽参数较火电机组低很多, 新蒸汽为带一定湿度的饱和蒸汽, 汽轮机为了考虑蒸汽除湿, 内功率有所降低, 特别是主机采用半速机后, 选用汽动给水泵与电动给水泵在运行经济性方面相差不大。大亚湾及岭澳一期选择汽动给水泵原因是这两个电厂都选用全速机, 由于当时主机末级叶片加工技术无法满足, 因此发电机组的轴系无法太长, 因此限制了汽缸排气面积, 为降低主机排汽损耗, 提高主机低压缸末级效率, 因此选用汽动给水泵。而岭澳二期主机采用的是半速机, 低压缸末级效率得到提高, 因此选择采用电动给水泵。海阳核电汽轮机采用日本三菱与哈动联合供货的半转速 (1 500 r/mim) 凝汽式汽轮发电机组, 型式为单轴、中间再热、四缸六排汽, 因此选用电动给水泵的方案是可行的。

(2) 采用三台电泵, 没有备用泵

根据AP1000的标准设计, 每台机组只设置三台容量分别为33.3%的电动给水泵, 而无需备用。根据AP1000的设计理念, 给水泵设备可用率很高, 且一旦出现单泵跳闸的问题时, 可以通过调整给水调节阀调节SG的水位, 并且与核岛进行连锁后降到70%功率运行。该设计理念对系统设计而言相对简单, 但对给水泵的制造要求大大增加。特别是海阳项目给水泵由上海电力修造总厂与日本三菱联合制造, 对于第一次接触核电项目的国内总承包公司, 风险较大。

(3) 采用齿轮箱, 取代耦合器

采用齿轮箱的定速泵理念, 而非采用耦合器进行调节, 使系统比较简单, 但是在实际的运行工况变化多样, 采用定速泵后或多或少会使流量大于或小于实际的要求, 对系统的经济性影响较大, 但提高了系统运行的简便性和安全性。

2.4 关于最大流量点问题

采用定速泵无备用后, 最大的问题是如何解决单泵跳闸后系统最大流量点的问题, 而该问题又与上述的设计理念有直接的联系。

2.4.1给水调节阀的工作原理

图4为三冲量给水调节示意图。当正常运行期间, 通过装在给水出口管路的给水调节阀开度调节向SG的供水量。

AP1000机组高负荷时, 投入三冲量调节给水调节模式, 通过SG水位、给水流量和蒸汽流量的测量值来控制给水调节阀开度, 保证SG水位在设定范围内波动。

如图5所示, 当单台给水泵跳闸时, 由于蒸汽/给水流量不匹配, 需立即触发Runback快速降至70%负荷, 反应堆控制棒下插, 通过降低功率来减少SG的产汽量。汽机调节汽门快关, 以100%负荷/分钟的速度在18秒时间降负荷至70%。

瞬态初期, 给水流量小于蒸汽流量, 蒸发器水位持续下降。通过三冲量调节, 给水流量调节阀开度将增大, 减小调节阀的节流阻力, 降低运行给水泵出口背压, 克服SG与除氧器间的差压, 来增加给水总量, 缓和SG水位下降。此时两台运行给水泵的水量远大于给水泵额定给水量, 出现了给水泵的最大流量工况点。

单台给水泵跳泵, 给水流量降低, 给水管路沿程阻力降低, 运行泵背压降低, 每台泵供水量略大于额定流量, 为A—>B。

给水调节阀开度增加, 管路阻力迅速降低以进一步增加供水量, 为B—>C, C点处给水泵流量最大, 扬程最低。

待SG水位开始回升, 给水调节阀关小以保证汽水量平衡, 为C—>D。

根据WEC提供的Runback过程给水流量瞬态曲线分析, 两台给水泵处于最大工况点的供水量相当于三台泵总给水量的88.8%。即最大流量工况点每台泵提供44.4%总给水量, 为给水泵额定流量的133.3%。为了满足单泵跳闸Runback瞬态工况下, SG对给水流量的需求, 海阳项目给水泵的流量、扬程和电机功率有足够设计裕量。运行给水泵在瞬态期间的最大工况点流量为额定流量的133.3%, 此时给水泵扬程相对额定流量扬程下降约0.8 MPa, 但可以向SG正常供水。正常运行时, 主给水调节阀为节流运行, 每台给水泵的出口有0.8 MPa消耗在主给水调节阀上。此时, 给水泵的扬程裕量被主给水调节阀节流吸收, 造成潜在经济损失。

3 海阳核电给水泵系统设计的改进

3.1 目前海阳核电给水泵系统存在的问题

由于海阳核电给水泵系统不设置备用给水泵, 假定每年因一台给水泵停运而被迫70%功率运行一天, 损失电量为902万k Wh, 上网电价按0.40元/k Wh计, 损失360万元/年。机组在额定负荷时, 给水调节阀节流运行, 开度仅60%, 阀门阻力在0.89 MPa以上。对应消耗电功率大约2 400 k W (忽略给水节流升温回收的能量) , 按年运行7 000 h, 上网电价0.40元/k Wh计算, 每年因主给水调节阀节流损失2 400×7 000×0.4=672万元/年, 即运行三年的经济损失与一台给水泵组的价格相当。另外, 主给水调节阀节流较大也使阀芯易磨损, 影响寿命。

3.2 改进措施

(1) 配置一台备用泵

为了避免标准AP1000核电机组主给水泵配置的缺陷, 采用三运一备给水泵的配置方案。每台给水泵额定给水流量与标准AP1000给水泵相同, 为2 548 m3/h, 3台33.3%容量给水泵运行, 备用泵投联锁作热备用。当单台运行给水泵跳闸时, 备用泵联启, 在7秒后达到额定转速。可以迅速平衡跳泵造成的水量波动, SG水位和机组负荷略有降低后, 逐渐回复稳定。机组在跳泵期间保持稳定, 不需要触发Runback。

(2) 采用液力耦合器调节

采用液力耦合器的调节方式, 使给水泵能针对不同的工况点进行调节, 调节方式较灵活, 能同时满足给水泵最大点流量问题及正常运行工况时的能耗。

3.3 改进措施优缺点分析

(1) 采用备用泵的优势在于: (1) SG水位和机组负荷扰动小; (2) 由于跳泵瞬态期间, 给水量波动减小, 运行给水泵不存在最大工况点, 给水泵设计扬程相对一期给水泵可降低约0.8 MPa, 可大大节省设备初期投资的费用; (3) 在实际运行工况中, 主给水调节阀节流阻力可降低约0.8 MPa, 可节省能耗; (4) 运行每台主给水泵电机容量可降低约700~900 k W; (5) 增加系统的安全性, 一台主给水泵停运不影响机组出力, 机组可以长期满功率运行。

缺点在于: (1) 给水泵和主给水调节阀需重新设计; (2) 常规岛厂房内增加一台给水泵, 影响内部空间; (3) 给水泵主要设备部件与一期原有设备不能互通使用; (4) 单泵跳闸瞬态期间, SG水位的调节过程及对核岛的影响需分析校核。

(2) 采用夜里耦合器的优势在于:调节灵活, 能同时满足最大点运行工况及正常运行工况, 减少正常运行时的能耗。

缺点在于:液力耦合器较齿轮箱结构复杂, 增加一个故障点, 增加了运行维护的工作。

4 结束语

总的说来, 由于AP1000主给水泵系统配置的缺陷, 造成选择的给水泵扬程裕量过大, 上述改进是充分考虑了海阳核电运行的特点提出的。特别是采用三用一备的给水泵系统配置方式, 将大大提高给水泵系统运行的安全性及稳定性, 减少了因给水泵故障所引起的核岛反应堆跳闸及降功率运行的风险, 从而为核电站的安全高效运行提供了技术保证。

参考文献

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AP1000核电工程 第9篇

AP1000作为第三代核电技术中的主导技术, 在当今新建核电厂中广泛应用。在AP1000核电厂中, 时钟系统定位于建立一个精确的时间基准, 为核电厂内电气仪控系统提供准确同步的时间信号。上述电气仪控系统包括继电保护系统、仪控分散控制系统 (Distributed Control System, DCS) 、核运行闭路电视监视系统、辐射监测系统、环境监测系统等, 只有其正常稳定运行, 才能确保核电厂的运行安全稳定。通过建立全厂统一的同步授时网, 并与GPS、北斗等标准时间保持高度一致, 以便保证系统正常运行, 并可为系统的故障的分析和处理提供准确的时间依据[1], 同时也是提高核电厂运行管理水平的必要技术手段[2]。外部时钟信号统一由核电厂时钟系统提供。根据AP1000技术路线中时钟系统的设计现状, 该系统在核电厂核岛通信机房设置主钟[3,4], 给核岛、常规岛和厂区相关厂房中需要时钟授时信号的系统授时, 但目前方案存在可靠性偏低、单点故障问题明显、不方便检修等问题。

1 AP1000时钟授时系统现状

1.1 总体描述

AP1000技术路线时钟授时系统能建立一个精确的时间基准, 为核电厂内电气仪控系统如继电保护系统、仪控DCS系统、核运行闭路电视监视系统、辐射监测系统、环境监测系统等提供准确同步的时间信号, 这些信号包括IRIG-B码、报文、脉冲、NTP[5]等信号。核电厂时钟授时系统主要由母钟、电源等部分组成。时钟授时系统现状如图1所示。

1.2 母钟

母钟是时钟系统的核心部分, 设置在核岛通信设备室中, 主要由卫星信号天线、母钟卫星接收器和时间服务器等组成。在核岛厂房屋顶同时架设2个GPS/北斗[6]双模卫星信号天线, 天线接收卫星信号后分别接入母钟卫星接收器中, 母钟卫星接收器再将时钟信号送入时间服务器处理, 时间服务器具有给下游系统授时的接口, 可发出同步授时信号给位于核岛、常规岛及其他相关厂房的下游电气仪控系统, 满足其对时要求。

1.3 电源

时钟主设备的供电利用核岛内UPS电源, 该电源系统是核岛内所有系统共用, 不只是通信系统本身使用, 后备时间按2 h考虑。

2 时钟授时系统改进方案

2.1 总体改进方案

通过研究分析AP1000时钟系统授时方案现状, 以下分别从异地冗余备份、组网层次、运行维护、供电优化、故障报警等方面论述, 得出时钟系统授时改进方案。改进后系统如图2所示。

2.2 异地冗余备份

AP1000属于第三代核电技术, 在时钟系统现有设计方案中, 已有考虑冗余备份的问题, 在核岛设置了2个GPS/北斗卫星信号天线和2台母钟卫星接收器, 解决了单点故障的问题。

虽然目前的时钟系统设计方案中已考虑冗余备份问题, 但是进一步研究可以发现, 2套母钟设置在同一个建筑物、同一个通信机房, 一旦该通信机房由于地震、火灾、整体失电等原因导致机房整体崩溃, 即使在机房中设置了2套冗余备份的设备, 仍然会造成整个时钟源的丧失, 从这个角度分析, 还是存在单点故障的可能性。

故考虑是否可以将其中一套母钟移出核岛, 放到其他厂房, 实现异地冗余备份。而移到哪个厂房成为下一步重点考虑的问题。500 k V开关站内有大量电气二次涉及电网的系统设备需要授时, 必须随着500 k V开关站的完工而投入使用。而从各厂房的工程建设施工进度的先后顺序看, 500 k V开关站的建设完工时间提前于核岛厂房, 按照现有方案, 由于母钟设备设置在核岛通信机房, 核岛通信机房的建成投用时间晚于500 k V开关站, 这就使得500 k V开关站内的电气二次涉网的保护、调度自动化等设备无法取得外部授时信号。

综上所述, 本文提出一种改进后的异地冗余方案:将原来设置在核岛的2套母钟的其中一套移至500 k V开关站安装, 在不增加时钟主设备的基础上, 将核岛的2套主钟一分为二, 一套设置于核岛通信机房, 另一套设置于500 k V开关站通信机房。位于核岛通信机房、500 k V开关站通信机房内的时间服务器同时从性能实验室和主开关站的时钟源取时钟基准信号, 这样就彻底解决了2套母钟位于同一个机房的单点故障问题。因为将一套时钟源移到了主开关站, 也解决了500 k V开关站内电气二次涉网的保护、调度自动化等设备比核岛母钟先投用的授时问题, 使得该问题不再成为制约倒送电、并网的因素。

2.3 组网层次改进

经过梳理下游系统的授时需求, 发现除了核岛和500 k V开关站内需要授时的设备较多外, 在部分厂房如常规岛的授时需求也较多。若按照原设计方案, 常规岛的下游系统设备是从核岛的母钟取授时信号, 会产生大量的跨岛授时电缆, 增加了电缆敷设的工作量;同时, 核岛对外的电缆出口容量有限, 大量的跨岛授时电缆对本已紧张的电缆出口造成额外的压力。为此, 从组网层次的高度考虑, 假若增加一个层次, 在常规岛增加一个时钟远端模块 (即时间服务器) , 远端模块的上游信号分别通过光缆从核岛和500 k V开关站内母钟引来, 实现类似区域中心的功能, 使常规岛内的授时需求设备直接从常规岛的远端模块取授时信号, 则可以解决常规岛内需授时设备较多的问题。增加了远端模块这个层次后, 整个时钟系统的组网结构变得更加清晰, 后续若其他厂房的授时需求较多, 还可同理在该厂房设置远端模块, 具有良好的扩展性。

2.4 运行维护改进

根据参考电站运行维护的经验反馈, 由于现有设计方案中将从母钟取授时信号的系统都接入到同一个时间服务器, 会对运行维护造成较大不便。如时间服务器上的一块授时板卡可以输出4路信号, 下接4个系统, 当此板卡要检修维护时, 会同时影响4个系统的授时。假如该时间服务器整体需要检修维护, 会影响到所有系统的授时。电气仪控等系统外部授时信号非常重要, 应尽量减少检修维护的影响面, 任何外部信号的中断, 即使是短暂的, 也可能造成难以估计的影响, 对于安全级相关的系统更是如此。

针对此问题, 首先设置多个时间服务器以分担风险, 每个时间服务器下接一部分的下游系统, 设置时间服务器的数量以及设置原则需要确定。每个系统设置一个时间服务器成本太高, 在技术、经济上不合理。考虑到核电厂内各系统是分机组设置的, 分为1号机、2号机和9号机 (两机组共用) 的系统, 因此在设置时间服务器时, 可以按照分机组设置的原则, 为母钟和远端模块各设置3个时间服务器, 分别对应1号机、2号机和9号机, 对于每个机组时间服务器, 又为每个不同的系统配置独立的授时板卡。这样, 某个板卡的检修维护只影响到该板卡下带的系统, 对于其他系统没有任何影响, 即使是检修某个时间服务器, 也只是影响对应机组的系统, 对于时间服务器的检修可在对应机组大修时进行, 当机组大修时, 对应机组的系统一般也处于检修状态, 外部时钟信号允许中断。

2.5 供电优化

给时钟设备供电的电源系统是时钟授时系统能够正常运行的基础, 也是瓶颈所在。在以往的设计中, 电源系统被视为时钟授时系统的辅助系统而被忽略。统计数据表明, 通信系统的故障有近1/3由其电源系统的故障造成, 故提高时钟授时系统的电源可靠性也是提升时钟授时系统整体可靠性的关键。

目前时钟系统的供电利用核岛内的UPS电源系统, 表面上看已经是不间断电源, 可靠性已够高。但此UPS电源是核岛内所有系统共用, 一旦UPS外部电源中断, 需要依靠UPS蓄电池供电时, 蓄电池的电量就会被其他大功率设备迅速耗尽, 造成时钟系统的后备时间只有2 h, 这对于在事故工况下满足安全级系统的授时明显不足。时钟主设备本身的功率非常小, 只有数百瓦, 因此, 考虑为时钟系统单独配置一台专用的小型UPS, 基于时钟主设备本身的功率, 这台小型UPS只需约2 k VA即可满足要求, 投资增加小, 也不会增加太多机房的占地面积, 却可以使时钟主设备供电的后备时间延长到24 h, 大大提高了电源可靠性。上述增配单独UPS的改进只针对核岛母钟, 因为核岛内下游系统有安全级系统, 对于后备时间要求高, 而500 k V开关站内的母钟电源可不考虑增配单独UPS, 主要因为500 k V开关站内需要授时的系统非核安全相关, 按照电网的要求进行后备时间设置即可。

同时, 对于时钟主设备, 其设备本身支持双路电源供电, 因此在设计供电系统时直接为其提供2路电源, 以减少供电的单点故障。

2.6 故障报警改进

在时钟系统目前的设计中, 已设计有本系统的监控终端, 可监视时钟系统的运行状态, 记录故障报警信息, 并就地发出报警信号。但因为通信机房内无人值守, 即使就地发出了报警信号, 也无法第一时间通知值班人员, 可能会造成事故的扩大。因此, 在改进中, 考虑在主控室增加一台监控终端, 使值班人员能及时获知产生的报警信号。同时, 因时钟系统涉及对下游安全级系统的授时, 还可在时钟系统中增配短信MODEM, 当产生报警时主动发出报警短信给值班人员, 以进一步提高故障处理的及时性。

3 时钟授时系统改进应用效果

目前本时钟授时系统改进方案已在在建的AP1000核电厂中得到应用。由于采用了异地冗余备份的组网架构, 大大降低了单台时钟主设备故障或单个通信机房故障导致全厂时钟系统不可用的概率, 大幅度提高了可靠性, 有效防止因外部授时信号故障导致的电气仪控等系统故障, 节约了维修费用, 避免了由于电气仪控等系统故障导致的不可预见的二次扩大损失。

同时, 分机组配置授时模块以及每个下游系统配置一张授时板卡, 使得时钟系统运行维护时可以实现分机组检修, 即在某台机组大修时该机组对应的时钟授时模块也可进行维护, 其余正在运行机组对应的授时模块则不受影响。当某块授时板卡出现故障时, 也仅影响到该授时板卡下带的下游系统, 其余下游系统的正常工作不受影响。这就大大减轻了运行维护的难度和工作量, 节约了运行维护费用。

供电优化使得时钟系统的后备时间大幅延长。在电厂运行中, 曾经出现过通信机房断电的故障, 较长的后备时间使得时钟系统不受供电中断影响继续正常工作至机房正常电源恢复。

故障报警方面的改进使得时钟系统的故障情况能第一时间通知到值班人员, 有效避免了事故的扩大。

4 结语

本文在研究分析了AP1000技术路线时钟系统授时现有方案后, 从异地冗余备份、组网层次、运行维护、供电优化、故障报警等方面提出了改进方案, 并做了详细分析, 并与原方案做了优劣比较。通过本文的研究, 提出一套AP1000时钟系统授时改进方案, 该方案已在新建的核电厂中开始实施, 对于工程建设实际有很强的指导意义, 根据国家的政策规划, 后续新核电项目将会以AP1000技术路线为主导, 因此本时钟系统改进方案具有广阔的前景。

摘要：为了研究AP1000核电厂时钟系统的全厂设计方案改进的必要性和具体方法, 文章通过分析AP1000核电厂时钟系统设计方案现状, 分别从异地冗余备份、组网层次、运行维护、供电优化、故障报警等方面探讨时钟系统设计改进方案。通过多方面研究, 探索出一套改进时钟系统的有效方法, 确保了AP1000全厂时钟系统的稳定性和可靠性, 对于在建AP1000核电厂时钟系统改进和新建核电厂的时钟系统设计有良好的指导意义。

关键词：核电,时钟,改进

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AP1000核电工程 第10篇

全面引进美国西屋AP1000核电技术是国务院于2006年底做出的战略决策,经过浙江三门和山东海阳2个依托项目四台机组几年的工程实践,验证了AP1000技术的先进性和可实现性,世界首堆浙江三门核电厂1号机组已进入设备安装阶段,若能借助AP1000核电项目的建设,适时的开展AP1000核电技术标准体系建设,及时掌握三代核电技术的标准需求,在此基础上结合已有的核电标准建立出一套符合中国工业基础的三代核电标准体系,将会极大的促进我们对AP1000技术的消化和吸收,今后AP1000核电站的批量化建设打下坚实的基础。

1 核电技术标准现状

1.1 国际

世界上主要几个核电发达国家都建立有符合自己国情的、完整配套的核电标准体系,都有利的促进了本国核电事业的发展,核电要发展,标准需先行。

世界上核电标准发展最早、最完整的是美国,其次是法国;日本和韩国参照美国逐步形成了自己的标准,德国和英国虽也有核电标准,但由于其核电发展受限,对外影响不大[1]。

1.1.1 美国

美国核电标准是国际核电标准制定的基础,其核电标准具有较高的权威性和基础性作用,其主要层次结构如下:第一层次是1954年由国会制定和颁布的原子能法;第二层次是美国联邦法规;第三个层次是美国核管理委员会(NRC)制定的管理导则,该导则按照内容不同被划分为10个部分;第四个层次是数量很大的各类核电标准。

1.1.2 法国

法国在70年代初期引进了美国西屋公司的90×104k W级核电机组技术,适时编制了核电厂设计和建造技术系列标准RCC。法国的核电标准数量较少,使用方便、简单明了、内部联系密切,各自可成为1个系统性的整体。

其主要内容分为核岛和常规岛两部分,RCC包括:核岛设计和建造的7个规则,即:RCC-P:法国压水堆核电站系统设计和建造规则;RCC-M:压水堆核岛机械设备设计建造规则;RCC-G:900 MWe压水堆核电站土建设计和建造规则;RCC-I:压水堆核电站防火设计和建造规则;RCC-E:压水堆核岛电气设备设计建造规则;RCC-C:压水堆核电站燃料组件设计和建造规则;RCC-MR:快堆核岛机械设备设计和建造规则。常规岛规则两个,即:RCC-EV:核电厂有关给水和蒸汽系统的设计和建造规则;RCC-TA:核电厂汽轮发电机组的设计和建造规则。

1.2 中国

中国核电标准建设始于20世纪80年代,由于中国核电起步晚,标准技术研究基础薄弱,核电标准从开始至今主要是参照国际上核电发达国家的标准进行编制,到目前已编制有近400项核电标准,包括了从选址、设计建造、到运行退役等各个方面,基本覆盖了30×104k W和60×104k W核电站的建造要求。

秦山一期工程主要参考美国标准,建设期间制定了用于30×104k W压水堆核电厂主要系统和关键设备设计的36项“设计准则”及107项标准;秦山二期建设主要采用法国标准,编制了适用于60×104k W机组的压水堆核电厂标准。这两个核电项目建设过程中建立的标准是中国目前核电标准体系的主要组成部分,而大亚湾、岭澳、秦山三期和田湾核电工程的建设过程中,均采用引进国的标准。

2007年初,由国防科工委牵头,联合几大核电集团,以及建设部、国标委、电力、机械等部门和行业,共同组建了“核电标准建设领导小组”,随后组织制定了《压水堆核电厂标准体系建设“十一五”规划》;2009年10月,国家能源局与国家标准化管理委员会联合发布了《压水堆核电厂标准体系建设规划》;2011年6月,国家能源局对之前下达的应在2011年底前完成的318项标准制修订情况进行了检查[2]。

2 中国现有核电标准体系建设存在的问题

a)标准体系建设缺乏统筹考虑,标准的技术路线不统一,参考资料比较杂乱;b)相当数量的标准技术落后。新的技术未反映到中国的标准中,已不能适应今后发展的需要[3];c)部分标准的适用性差,采标率低。因缺乏国内科研和工程实践的支持,部分标准转化工作不彻底,与中国工业基础的兼容性和协调性差[4];d)标准编制周期长,更新慢。据统计,中国国家标准的平均制定时间为4.5年,平均标龄为10.2年。

3 AP1000技术标准体系建设的建议

过去几十年核电事业的发展,中国在核电标准领域已开展了大量的工作,取得了一定的成果,但是这些成果大部分都是基于二代和二代加技术的。福岛核事故后,社会各界对核电站的安全性提出了更高要求,采用非能动设计理念的AP1000技术将在后续核电项目建设中得到更广泛的应用,为了保障安全高效地发展核电事业,抓紧研究制订三代AP1000核电技术标准体系已成为当务之急,笔者结合参与国家科技重大专项科研课题《中国先进核电标准体系研究》的经历,对AP1000核电技术标准体系的建设给出以下初步建议。

a)加强对现有核电技术标准体系研究。AP1000核电技术标准体系的建设必须充分借鉴国外先进标准体系建设的思路和方法,参考国外已有核电标准体系的建设经验,对不同国家核电技术标准体系的构成、运作机制、层次结构、编制历史进行深入细致的分析比较,并充分利用好中国过去几年在标准化建设方面积累的大量人力资源和实践经验,对AP1000核电技术标准体系的框架进行顶层设计;b)加强对标准体系建设规划的审核力度。AP1000技术标准体系建设规划事关全局,影响深远,应高度重视体系建设规划方案的严肃性,广开言路,汇聚各方智慧,采用自上而下和自下而上两种不同方式反复讨论后确定,顶层设计的时间不宜过短,只有做好顶层设计,把好标准立项关,才有可能产生好的标准;c)AP1000技术标准体系建设应分步实施。大致应分为两步:第一步:开展ASME规范转化研究。AP1000是美国西屋公司自主开发的技术,是以美国的标准规范为基础的,要建立中国AP1000的技术标准体系就必须对作为美国核电机械设计、制造、检测基石的ASME规范进行转化研究,彻底解决好不同工业基础之间标准的衔接问题;第二步:根据工程进展,开展具体的建立在中国工业基础之上的标准编制工作,并随着技术的发展不断完善标准体系的内容;d)建立强有力的组织体系。标准体系建设难,AP1000标准体系建设更难,应建立健全组织领导机构,政府主管部门一把手亲自抓,各相关企业积极参与,统一规划,统一部署,分头实施;e)标准动态管理,形成标准反馈评估机制。任何好的标准都是在实践中不断地修改完善的,AP1000技术目前还处在工程验证阶段,很多技术还不成熟,应坚持成熟一部分,固化一部分的原则,在今后的应用中持续优化。

4 结语

目前,AP1000世界首堆浙江三门核电站1号机组土建工作已进入尾声,逐渐进入设备安装阶段,中国在三代核电技术的应用和创新方面已经走在了世界前列,如果从现在起就高度重视并着手启动AP1000技术标准体系的建设工作,相信在不久的将来,随着AP1000核电工程的建设实践,中国AP1000核电技术标准体系必将在世界核电事业中占有举足轻重的地位。

参考文献

[1]王泽平.中、美、法核电标准比较研究[J].华北电力大学学报,2009(4):1-5.

[2]董瑞林.我国核电标准体系建设的规划和实施[J].核标准计量与质量,2007(4):37-39.

[3]赵伟明.我国核电标准的现状及“十一五”工作展望[J].国防技术基础,2006(10):34-36.