核电站DCS范文

核电站DCS范文（精选7篇）

核电站DCS 第1篇

岭澳二期CPR1000机组首次采用了全数字化系统, DCS设备供应商为德国SIEMENS, 包括通用仪控系统的TXP系统, 主要涉及常规控制系统及反应堆控制系统 (RRC) , 和与安全相关的TXS系统, 如反应堆保护系统 (RPS) 及反应堆堆芯控制系统 (CCS) 等。#3机组2010年商运以来DCS系统工作正常稳定。

#3/4机组烟囱流量测量信号 (8DVN001/002MD) 来自户外设备, 采用一套阿牛巴 (差压式) 传感器, 分别连接两套3051变送器。变送器所在的现场仪控箱 (DVN001/012CR) 固定安装在烟囱环护栏上, 标高为53.800m, 仪表和钢结构支架直接与护栏固定在一起。烟囱避雷针下引线与仪表安装所在的烟囱护栏和仪表电缆屏蔽层为同一接地体。8DVN001/002MD为4~20m A电信号, 电压等级24VDC, 采用1E级屏蔽电缆, 屏蔽电缆采用两点接地方式, 分别送两台机组TXS系统, 用于监视和报警。

2012年5月10日19:34, 烟囱周围区域出现多次较强雷电活动, 岭澳3/4号机组主控分别出现3/4DVN651KA、3/4KCS002/003KA、3/4KRT011/012KA、3/4DVN651KA, 闪发3RPA/B136KA等工艺报警, 以及8DVN001/002MD通道故障的I&C报警信息。维修人员检查确认8DVN001/002MD的DCS板件的保险受雷击烧毁, 更换保险后信号恢复正常, 机组异常报警消除。虽然现场仪表与烟囱避雷针下引线为等电位体, 变送器电缆采用两点接地方式对雷电产生的高频干扰有较好的屏蔽作用, 但是雷电流及其产生的电磁干扰入侵DCS, 造成了卡件保险烧毁, 并对机柜内其他信号也产生了一定的干扰。

2原因分析

2.1岭澳二期仪控系统防雷的现状

电磁兼容 (EMC) 是近年来发展很快并受到广泛重视的学科领域, 现代仪控设备的雷电干扰防护是EMC范畴的组成部分。做为干扰源的雷电电流和雷击电磁场主要是通过路和场二种形式耦合干扰仪控系统设备:通过导线传导, 即通过设备的信号线、电源线或屏蔽线等侵入设备, 统称传导干扰;雷击周围空间存在的电场和磁场, 会对邻近设备产生干扰, 叫近场耦合干扰。

岭澳二期仪控防雷设计的基础是接地及屏蔽, 遵循IEC61312-1/2、IEC61000-5-2、IEC 61024-1、IEC61000-1997等IEC、RCC和GB关于建筑物防雷、信息系统防雷及电磁兼容性等相关标准, 通过建筑物防雷保护区、等电位联结网、接地、屏蔽等构成系统防御。其特点和要求:

(1) 建筑物防雷保护:基于防雷保护区 (LPZ) 和防雷保护等级划分, 通过在每个保护区域边界上设置专用设施, 减弱雷击的可能影响。防雷保护区的网形屏蔽结构法拉第笼可以消除或减少雷击时可能产生的电磁场 (由间接雷击产生) 干扰;对于直击雷, LPZ的网形屏蔽结构可以对雷电起到良好的分流作用, 通过在不同LPZ的交界处设置SPD可以避免或减少来自该区域外可能的雷电涌流。

(2) 共用等电位联结网 (CBN) :仪控系统参考电位的多点网形接地;等电位连接其阻抗应尽可能低:电缆截面的选择应确保感应电抗和阻抗足够小。

(3) DCS设备的EMC要求:DCS仪控机柜满足电站的EMC环境要求;所有DCS机柜应就近接至主托盘PEC或CBN接地母排。电子接地系统不应与其他接地系统分开, 而是构成公用的网形接地系统。仪控柜必须可靠地连接到共用等电位联结网上, 如有可能也要连到钢筋上 (底座应连接到钢筋上) , 参考电位M在AC/DC转换柜内不应接地 (以避免接地系统中的涌流) 。

(4) 电缆屏蔽接地:电缆外屏蔽层两端接地, 实现高频保护, 仪控电缆必须在两端及进入LPZ边界处接地;电缆外屏蔽层应与接地装置可靠连接;采用同芯绞线电缆, 减少进入PE线内的涌流。

岭澳二期的防雷及接地、屏蔽系统设计整体上是可靠、有效的, 满足要求的。

8DVN001/002MD变送器所在的011/012CR箱固定安装在烟囱环护栏上, 虽然, 仪表及其钢结构支架直接与护栏固定在一起, 与烟囱避雷针下引线相连, 构成等电位体;信号电缆采用1E级屏蔽电缆, 屏蔽电缆采用两点接地方式, 一端与仪表外壳相连, 另一端在DCS机柜侧接地, 电压等级24VDC;电缆走钢结构线槽下引由户外进入W厂房, 线槽接地。但是并没有在不同LPZ的交界处设置SPD, 即不能有效避免或减少来自户外设备可能引入的雷电涌流能。此时, 雷电流对机柜侧产生的影响主要有两种方式:地环流干扰;机柜内的线路间干扰。

2.2地环流干扰烧毁8DVN001/002MD在KCS机柜的SAA1卡件保险

8DVN001/002MD为双机组共用信号, 其信号走线为8DVN001MD信号送3号机保护3组SAA1卡件采集, 经SVN1卡件分配后送到4号机;8DVN002MD信号送4号机保护2组SAA1卡件采集, 经SVN1卡件分配后送到3号机。8DVN001/002MD信号走向如图1所示。

8DVN001/002MD采取了有效的防雷屏蔽措施, 仪表箱与护栏支架金属设施构成等电位连接、屏蔽电缆双端接地、电缆穿金属线槽等方式有效地限制了雷电产生的电磁场耦合的影响, 然而这些措施并不能阻断雷电流的入侵。雷击发生时, 入地的雷电流与远处大地之间可能产生几百千伏级的电压, 电缆屏蔽层将流过雷电流, 陡度 (di/dt) 和屏蔽金属层的电阻会使芯线与屏蔽层间产生感应电压。地环流干扰示意图如图2所示, 当AB点出现很高共模噪声电压时, 共模电压通过不对称电路可转换成差模电压, 直接影响信号回路。因此, 雷电流经8DVN001/002MD屏蔽层流入机柜地时, 在信号线上感应出较大干扰电流是造成SAA1卡件的保险 (50m A) 烧毁的原因。

2.3线路串扰引起3RPA/B136KA闪发

导线间的串扰主要通过导体传播, 通过导电介质把一个电网络上的信号耦合 (干扰) 到另一个电网络。传导噪声串扰的机理主要分为电容耦合和电感耦合两种。

电容耦合是在接收导体与地之间诱导出噪声电流。电容耦合与两个导体之间的电容和接收导体与地之间的电容有关。通过调整两个导体的方向、距离、屏蔽等方法可以减少电容耦合。但实际上机柜内部布线走线和距离难以调整, 且导线不能完全屏蔽起来, 端接前有一段电缆需要剥接。所以, 当8DVN001MD屏蔽层的电缆流过雷电流时, 会对周边的导体 (电缆) 耦合出大小不一的干扰电压。

电感耦合是在接收导体上诱导出噪声电压。当一根导线上的电流发生变化, 而引起周围的磁场发生变化时, 若另一根导线在这个变化的磁场中, 则这根导线上会感应出电动势, 于是, 一根导线上的信号就耦合进了另一根导线。

8DVN001/002MD户外电缆进TXS的PIPS机柜 (信号预处理机柜) 进行信号的转换和隔离, 其电缆由机柜上端进线到下部MB902前进线剥线端接, 至上而下贯穿整个电缆线槽, 屏蔽就近接地。本次事件中, 当8DVN001MD屏蔽层的电缆流过雷电流时, 对相邻的温度信号 (毫伏电压等级) 电缆产生干扰, 使得3RCP060MT等产生瞬时波动。受扰信号是参与RPN功率量程高中子变化率的逻辑及报警, 在逻辑中参与微分运算, 所以瞬间微小的波动就可产生较大的逻辑运算输出, 产生3RPA/B136KA, 即反应堆功率量程探头RPN030MA测量中子通量变化率高报警。其逻辑如图3所示。

3影响与后果

(1) 对机组稳定运行的影响。信号受干扰有触发误停堆的风险, 即3RPA/B136KA触发使得四取二跳堆的逻辑信号瞬时降为三取一, 大大增加了误动概率。

(2) 对设备安全的影响。本次雷击仅烧毁了8DVN001/002MD信号采集卡件的保险, 但这佐证了雷电具有直接入侵DCS系统的渠道。

(3) 对核安全的影响:事件引起双机组的随机I02事件, 影响机组的正常运行控制。

4解决措施

(1) 现场仪表及防护箱接地检查。检查发现烟囱及穹顶避雷带接地点存在一些不满足规范的情况, 现场对烟囱避雷带与穹顶导轨接触面进行打磨处理, 并更换生锈垫片, 并对穹顶烟囱避雷带与钢轨进行了焊接, 接触电阻为68.4μΩ (未焊接前为190μΩ) , 以确保永久连接可靠;对24m处接地网进行了检查, 发现个别连接点已松开, 现场进行了压接固定;对排放烟囱及穹顶避雷带进行接地电阻测试检查, 满足标准要求。通过防雷接地网的检查和处理, 确保避雷针接地回路畅通, 降低雷电流干扰及其泄放时间。

(2) 电缆及桥架的屏蔽及接地检查, 增加屏蔽多点接地。对仪表至控制室连接的屏蔽电缆进行了检查, 确认屏蔽电缆双点可靠接地, 且电缆置于封闭金属电缆槽中;检查DCS机柜内部接地及电缆屏蔽接地满足设计要求;现场按设计规范要求增加电缆在24m平台入户前的屏蔽多点接地, 增加电缆槽的就近多点接地, 确保户外仪表及其下引线路与接地网多点有效接地。

(3) 增加防雷端子 (即线路浪涌保护器) , 在防雷端子两侧采用不同接地方式, 以达到两点接地抗高频干扰, 单点接地有利于抗低频干扰的目的。这样既确保现场仪表的等电位体保护, 又最大程度地保护DCS系统, 避免浪涌电流在DCS机柜内产生影响。防雷端子安装如图4所示。

参考文献

[1]高天云.雷电侵害DCS的途径及防范措施[J].中国电力, 2005, (05)

[2]张梦.基于系统干扰谈信号隔离器在工业现场的应用[J].世界仪表与自动化, 2008, (11)

IA系统在核电站DCS中的应用 第2篇

1.1 IA系列DCS简介

IA系列DCS是开放的工业控制系统,它实现了软件,硬件,网络的标准化,并且软硬件独立发展;广泛的应用于电力核电和煤电及其它,冶金采矿和矿石处理,制浆和造纸,食品和制药,水和污水,石油及天然气生产和运输,炼油和石化,化工。IA系统的硬件品种少,减少备件。全系统的容错设计,从人机界面到下位控制器全部采用容错概念,包括所有的总线,所有的I/O模板,所有的控制处理器,所有的网络连接,可以提供提供最高的可靠性,无坏点输出,完善的故障检测,无扰切换。

1.2 核电站DCS系统要求

核电站要求不使用不成熟的和新发展的仪控策略;其DCS设计应简化系统结构,使用标准部件和系统,尽可能基于模块化设计。

按照RCC-P Rev.4(Sept.1991)Modified 1995,系统和设备按照其安全重要性定义为:安全级(1E),非安全级(NC)。

1E级DCS系统执行保护和安全监督功能,包括:1)反应堆保护系统(RPS),主要执行反应堆跳闸,专设安全设施(ESF)及其支持系统驱动功能;2)事故后监测系统(PAMS)

NC级DCS系统执行主要的正常运行功能,包括:1)核岛监控系统;2)常规岛监控系统;3)核辅助厂房控制系统(KSN);4)试验数据采集和处理系统;5)电气监控系统。

有鉴定要求的NC DCS系统用于执行有特殊要求的I&C功能,如:预期瞬态不停堆(ATWT);火灾探测和保护,部分HVAC等。

2 DCS网络架构

整个DCS网络上的任何单一故障不应导致网络和连接系统/设备故障;系统具有开放的网络接口及其相应的应用软件,以支持与电厂其它计算机系统的通讯。

IA系列DCS采用Mesh网络,具有如下特点:

1)100Mb全双工可切换的冗余网络;

2)基于IEEE 802.3u,&802.1w标准;

3)采用商用成熟的Switch产品;

4)Switches间的传送速度可达1G;

5)铜轴电缆或者光纤皆可。

在福清核电站1,2号机组的DCS中,采用了树形拓扑结构的Mesh网络,如图1所示。其可提供多点容错,设备间交替通讯。交换机间的快速生成树算法,自动管理路径连接。

3 DCS主控制器

对每个处理单元而言,根据可用性和可靠性的要求,可以使用主-热备用处理器模式。每对处理器由两个处理器模块组成,每个处理器模块是一个独立自主的系统,其中一个模块在工作状态,而另一个在热备用状态。备用处理器模块应不断更新读取的信息。当工作处理器由于故障退出运行时,应保证毫秒级的切换时间,备用的应自动投入运行,没有扰动,不需要手动干预。一个处理器模块的故障,移除,维修等,不应该影响另外一个的运行。一对冗余处理器模块应可以并行访问系统,并可以由系统同时组态和接收系统的组态修改。当发生一个与核电厂的通信故障时,处理器模块应继续运行。

在福清核电站1,2号机组DCS中,采用FCP270作为主控制器,其性能和特性如表1所示。

4 IO模块及连接终端

4.1 核电站对IO模块的要求

1)DCS系统和设备的故障应尽可能自诊断。

DCS测试设施应能把故障探测定位到最底层的可更换模件。

2)IO模块设计

DCS元件的设计应允许系统集成前对各模块分别进行安装和功能检查。在现场安装前,控制系统机柜和盘台可以单独进行制造,接线和功能试验。

所有的模块应是固态,标准化,模块化,插件式的结构。系统中所有的模块均应支持在线插拔。在通道旁路期间,替换模块不影响系统安全性或可靠性。模块在机柜的任何插槽都应能够工作,而不依赖插槽位置。

DCS在电源恢复时,应该能够“自启动”,而不需要人为干预。在电源恢复和系统重启过程中,不得产生误动作。

所有DCS设备具备固有的抗电磁干扰能力,或采取适当的屏蔽和隔离,以将易受干扰性减少至可接受的水平。DCS设备本身发出的电磁干扰应减至最低。

3)I/O处理系统应是智能化要求

能够执行如扫描,调制,数字化输入输出,线性化,热电偶的冷端补偿,触点质量检测,转换工程单位等功能,尽可能减少控制系统的处理负荷。

I/O处理系统应具备下列信号故障探测功能:开路和短路,接地,热电偶,热电阻和4-20mA的输入信号处于电气和可能的工艺量程范围之外。此探测功能在每次信号扫描时就应执行一次。

4.2 IA系列IO模块的性能

IA系列DCS采用的智能化IO卡件具有如下性能特点,满足核电站对I/O模块的要求:1)封闭的全铝外壳;2)运行温度-20°C--+70°C环境温度,储存为-40°C--+70°C环境温度,湿度5%-95%环境;3)适合与苛刻的、腐蚀性和危险场合低功耗和热耗;4)带有微处理器和内存的智能化组件;5)600VAC一分钟的冲击,保证卡件不损坏;6)模拟量25ms,数字量5ms;快速模拟量10ms,数字量1ms;7)数字滤波4ms,8ms,16ms,32ms可选;8)可以在I/O组件中作组态;9)安装在DIN导轨上;10)光纤通讯;11)全部带有隔离措施

I/O模块采用通道独立的隔离设计,如图2所示:

福清和方家山核电站DCS采用的IO卡件,每个IO模块都对应的应该与一个接线终端(TA)连接。核电站DCS要求IO模块到接线终端之间尽量避免使用普通电缆手工压接,因此FBM背板是通过预制电缆与TA连接的。

5 结束语

该文初步探讨了IA系统应用在核电站DCS系统中的可行性和优缺点,并结合福清和方家山核电站DCS的设计实践,介绍了模块选型和设计方法。为如何利用系统设计后续核电站提供了一种经验方法。

摘要：该文首先论述了核电站对DCS设计的特殊要求,然后详细阐述了IA系统各种模块性能,并结合IA系统在福清核电站中的应用实践,提供了IA系统用于核电站DCS的典型设计方法。

关键词：DCS(Distributed Control System),IA系统,核电站,典型设计

参考文献

[1]杨卿.红沿河核电一期工程DCS系统安装的实践与探索[J].现代企业文化,2009(23).

[2]刘玥,丁长富,王少华,陈科.DCS安全级仪控平台的分析研究[J].自动化博览,2012(1).

[3]向嫄.核电DCS中人机界面软件的验证与确认的探索研究[J].电脑知识与技术,2012,18(8).

[4]刘鹏飞,林萌,侯东,陈智,杨燕华.核电厂DCS系统功能验证工程模拟机研究[J].核动力工程,2009(S1).

核电站DCS 第3篇

福清一期和方家山项目是中核集团旗下的中国核电工程有限公司第一批总承包的项目, 并且采用的是全数字化DCS系统。该项目中DCS平台是由英国INVENSYS公司的安全级TRICON系统、非安全级IA系统和法国ATOS公司的ADACS_N系统构成。

TRICON和IA构成了DCS的一层, 即自动控制和保护层, 负责电厂不同工艺监视系统的信号调制和处理。其中TRCON主要完成与安全相关的功能, 如反应堆跳闸逻辑、专设安全设施驱动等;IA主要完成非安全相关的控制逻辑处理和信号传输;ADACS_N系统构成了DCS的二层, 即操作和信息管理层.使操作员能够操作电厂, 并监督电厂状态。

1 POT对象

方福项目中DCS系统一层和二层是不同厂家的平台, 这样就意味着需要建立两个平台间的数据链接机制, 该项目中这两个平台的数据传输是基于FOXAPI协议。

基于FOXAPI通讯协议的一、二层数据传输是通过工程对象块 (PROJECT OBJECT TYPE, 简称POT) 来完成的, 在项目中有很多种POT类型, 如开关量 (Binary input) 、模拟量 (Analog input) 、手动阀 (Manual valve) 、电动阀 (Block valve) 、执行器 (Binary Actuator) , 调节阀 (Loop control valve) 、电磁阀 (Solenoid valve) 、切换器 (Selector) 、多重命令块 (Multi equipment commands) 等几大类。每一类对象又可以根据具体的特性分为几种小类, 各个类所需要的数据信息以及相应的操作命令是根据相应的系统逻辑图模拟图相关文件来配置定义的。一层送往二层的信息以及二层送往一层的命令都需要通过相应POT对象的配置来传输完成。

而调节阀在所有的过程对象中是比较复杂的控制对象。对于此类对象, 一层往二层送的数据信息有调节器输出值、调节器设定值、控制模式、全开、全关等信息。二层发往一层的命令有开、关、输入设定值、增减、模式选择等操作。而对调节阀的控制操作中, 各个调节模式之间的无扰切换是比较容易出问题的环节。

2 调节阀的控制分析

调节阀的调节模式分为自动模式 (包括了内给定模式、外给定模式) 和手动模式。本文不再详细介绍调节阀的基本控制原理, 重点分析在方福项目中这几种模式的原切换控制方案中的问题和改进后的切换控制方案。

2.1 自动模式切手动模式

1) 原方案:原调节器的控制中, 手动模式下的手动开度输入值无法自动跟踪调节器的输出值。自动模式切为手动模式时, 由于手动输入值跟切换时调节器的输出值不一致, 可能会出现扰动现象;

2) 解决方案:为了能够达到无扰切换的目的, 在调节器的输出侧增加了一个CALCA功能块, 详见图1:

从图中可以看出, RI01 (调节器输出) 和RI02 (手动模式下操作员的输入) 都送到该功能块中。在自动切到手动时, RO01 (功能块的输出) 一直等于RI01 (调节器输出) , 所以阀门的控制信号没有变化, 只有当一层检测到RI02手动模式下操作员的输入信号发生了改变, 即操作员输入了新的手动开度输入值时, 该功能块的输出由RI01变为RI02, 整个过程实现了无扰切换。这里需要说明的是由于此方案的无扰切换是在一层完成, 对二层没有任何修改。

2.2 手动模式切自动模式

2.2.1 手动模式切外给定模式

1) 原方案:原调节器的控制中, 虽然原功能图中由BCALCI/BCALCO引脚实现了跟踪功能。但是由于手动切为自动模式时 (ATOS设计中手动模式下外设定值不能进行修改) , 外设定值还得需要操作员手动输入进行修改, 这样就会造成模式切换瞬间, 调节器先向原设定值进行调节, 在操作员输入目标值后又向目标值调节, 可能会存在扰动现象。

2) 解决方案:为了达到无扰切换, 在调节器输入侧增加了一个CALCA功能块, 详见图2:

此功能块完成的功能是在手动模式下, 外设定值跟踪测量值, 调节器的设定值同时送到二层进行显示。这样由于设定值和测量值是相等的, 当从手动切换到自动模式时, 切换瞬间调节器理论上会保持在原位, 之后操作员可以手动输入目标设定值, 完成调节器的无扰切换。此方案也是在一层完成, 对二层没有任何修改。

2.2.2 手动模式切内给定模式

对于从手动模式到内给定模式的切换, 目标值是不变的, 这就意味着目标值在每次切换前就已经设置好了, 加上图中的BCALCI/BCALCO引脚能够完成跟踪功能, 从手动切到内给定模式可以完成无扰切换。

3 问题及改进方法

虽然经过改进后的方案能完成各个模式之间的无扰切换, 基本满足了运行的要求, 但还存在一些问题。

当对调节阀进行手动/自动模式或自动/手动模式切换时, 需要在操作画面上进行相应的SETPOINT或OUTPUT设定操作, 而这种操作可以用两种方式来实现。

一种是在相应的画面输入框中直接输入需要设定的值。根据上一章内容的分析可以看出采用这种方式没有任何问题, 不会带来扰动问题;

另一种方式是不直接在画面输入框中输入新值, 而是通过直接点击操作面板上的增减按钮对相应的值进行调整。而在Atos的二层对应的调节阀控制界面中, SETPOINT (自动调节的设定值) 输入框和OUTPUT (手动调节的输出设定) 输入框的值在目前在切换过程中并没有实时跟踪调节器的测量值以及调节器的输出。采用此种方式时, 由于二层没有跟踪一层的相应值, 二层的值还维持在原先的值, 此时直接进行增减调整的话是以二层原先的值为基础进行增减, 这样一层接受的值就是以二层原值基础上的增减变化的值, 也就可能带来扰动甚至超调现象的情况。

为了避免这种情况发生, 需要二层也能实时跟踪调节器的值。即SETPOINT (自动调节的设定值) 输入框和OUTPUT (手动调节的输出设定值) 输入框在非激活的情况下能够作为一个readout来显示跟踪的调节器的相应值, 这样在调节器进行手动/自动模式或自动/手动模式切换时, 在操作画面上无论进行哪儿种操作方法, 都能较好的完成无扰切换。但此种方法是否会增加该对象的通讯负担, 影响实时性以及增加测试负责性等还待进一步研究。

4 结论

随着方家山、福清项目的进展, 在提出问题和解决问题的过程, DCS中包括调节阀在内的各个控制功能也在一步一步的完善, 大大增加了系统运行的可靠性和经济性。在后续新项目实施过程中, 可以借鉴方福项目在调节阀等控制中遇到的问题的解决办法, 以及本文中提到的改进建议。

摘要：目前我国核电事业正在高速发展, 与此同时数字化技术也在飞速发展, 鉴于DCS系统 (分散控制系统) 具有模拟量控制系统无法比拟的优越性, 其在核电站中的应用越来越广泛。目前国内在建的百万千瓦级核电站仪控系统都是采用的全数字化DCS系统。而调节阀在DCS系统中属于比较复杂的控制对象, 本文以中核集团承建的福清、方家山项目为背景, 重点介绍了DCS中调节阀无扰切换的控制逻辑和人机接口方案, 同时也提出了方案中存在的突出问题及其改进建议。

关键词：核电站,DCS调节阀,无扰切换

参考文献

[1]王常力, 罗安.集散型控制系统选型与应用.北京:清华大学, 1996.

[2]张建民.压水堆核电厂全数字化控制系统.西安:西安交通大学, 2005.

[3]范新举.DCS系统在核电站中的应用[J].机电信息, 2010 (24) .

核电站DCS 第4篇

核电站全数字化仪控系统(DCS)是负责整个核电站运行监控、操作控制和管理的核心装置,是保障核电站运行安全的关键,被喻为核电站的“控制中枢”和“神经中枢”。尤其是其中的安全级DCS系统能够在异常工况下为核电站提供保护功能:在事故工况下能够安全停机,并在事故发生后,能够缓解事故,将事故后果控制在可接受的范围内。

作为供电、信号传输等用途,核电站DCS系统需采用大量的电线和电缆,包括设备与设备之间的连接电线、电缆以及设备内部(DCS盘柜内)所使用的电线、电缆。根据相关法规和标准,从核安全角度考虑,DCS电缆,尤其是安全级DCS系统使用的各类电线和电缆的选型和应用需要满足纵深防御准则,主要考虑因素包括:低烟特性、无卤特性和阻燃特性(简称“低烟无卤阻燃性能”)等直接涉及核电站运行人员人身安全的性能。

根据调查,当前国内电缆厂家所能提供的安全级DCS柜内电缆,成束阻燃等级只能达到IEC60332-3-25(D类)阻燃要求。而国外安全级DCS厂商所提供的低烟无卤柜内电缆一般也只能满足IEC60332-3-24(C类)阻燃要求。

因此研制高阻燃性能安全级DCS盘柜内电缆既是核电站现场的非常迫切的需要,也是对安全级DCS国产化工作的支持。

本文以25芯电缆为例,介绍一种我公司主导研发的能够满足成束阻燃B类燃烧试验的高阻燃核电站DCS柜内用电缆的结构、材料、生产工艺要点、技术创新点及电缆性能检测等内容。

1 结构设计和材料选择

电缆的结构设计和材料选择是决定电缆性能的关键。以核电站安全级DCS柜内电缆用电缆的特性需求为输入,结合我公司核电站用电缆的相关设计经验,对本项目用电缆进行了结构设计和材料选择。

①为了保证电缆的柔软性,导体采用第2种退火绞合软铜导线。②绝缘采用辐照型交联聚乙烯材料。交联聚乙烯具有优异耐老化性能、机械性能和耐环境能力,并保持了优良的电气性能。③缆芯外采用低烟无卤阻燃带重叠绕包,既可稳定缆芯结构,又可适当增加电缆的阻燃性能。④屏蔽采用铝塑复合带绕包+引流丝结构,可有效确保缆芯100%为金属层覆盖,从而达到良好的屏蔽效果。⑤护套采用低烟无卤阻燃聚烯烃材料。该材料具有优异的阻燃性,这也是保证电缆具有高阻燃性能的重要环节。

设计的高阻燃核电站DCS柜内用电缆结构示意图如图1所示。

2 生产工艺及控制要点

高阻燃核电站DCS柜内用电缆的主要生产工艺流程图如图2所示。

对生产过程中的主要工序控制要点如下。

(1)绝缘挤包工序

绝缘挤包时存在以下问题:电缆导体规格小、导体外径比较细,在挤包绝缘时如果校模调整偏心度时间偏长,在模口处导体氧化易拉断;绝缘厚度比较薄,设备出胶量少,材料在机筒内停留时间比较长,材料易出现焦粒,导致绝缘层表面粗糙不光滑的现象。为了解决上述问题,在挤包绝缘时需要严格控制校模时间,避免模口处导体氧化;并需将挤塑机各区温度设置在合理的区间,根据验证,合适的温度区间为100~145℃,螺杆转速与收放线速度的配合亦需控制在较合适的范围内。

(2)辐照交联工序

在绝缘挤出后,采用电子加速器辐照交联,以提高绝缘的物理机械性能和电气性能。辐照时,应根据电缆规格、绝缘厚度来确定电子加速器的高压、穿线道次和束流强度,以达到最好的辐照效果(辐照剂量控制在16~20Mrad可获得较理想交联效果)。辐照后线芯应充分放电(至少应接地24h进行放电),防止绝缘内残存空间电荷,影响绝缘电性能。

(3)成缆工序

成缆时,绝缘线芯按照三层结构绞合在一起,最外层绞向为右向。缆芯的绞合节径比不大于20。为了提高电缆的阻燃性能,缆芯外重叠绕包低烟无卤阻燃带,平均绕包重叠率不小于20%。

(4)金属屏蔽工序

电缆金属屏蔽采用铝塑复合带绕包+纵放引流丝结构,平均绕包重叠率控制不小于15%。

(5)护套挤包工序

护套采用具有高阻燃性能的低烟无卤聚烯烃材料。由于材料阻燃性能高,填充的阻燃剂相对较多,挤出时挤塑机负荷较大,一定要合理调整挤塑机的温度和螺杆转速与牵引速度。特别是挤出温度更需注意控制,因为当挤出温度过低时,护套材料塑化不充分,电缆表面不光洁,当挤出温度过高时,护套材料会因材料分解而产生气孔,既影响机构性能,又影响电缆的阻燃性能。低烟无卤阻燃聚烯烃护套料的比较合适的挤出温度如表1所示。

3 技术创新点

1)相比采用其他交联方式的交联聚乙烯绝缘料,本项目研制的电缆采用的是辐照交联工艺的交联聚乙烯,该交联工艺可以更好地避免绝缘材料在挤包过程中的预交联问题,并且绝缘的耐热性能也较其他方式交联的绝缘高。

2)金属屏蔽采用铝塑复合带绕包+引流丝结构,使电缆既具有良好的屏蔽外界电磁干扰的能力,同时也可以有效降低电缆的重量。

3)通过高阻燃性能的低烟无卤阻燃聚烯烃护套料的选用,并结合合理的结构设计,既满足了电缆机械和电气等性能的要求,也满足了电缆高阻燃等级的要求。

4)合理设计了电缆的等效20年寿命的长期热老化条件。通过绝缘材料活化能数据的检测,并按照阿累尼乌斯公式进行了推导计算,最终确定了合适的热老化试验条件参数(具体参数见表2),并按该条件进行了老化试验。

4 主要性能测试情况

上上主导研制出的该电缆最终通过了国家电线电缆质量监督检验中心的全性能检测,各项性能数据均满足DCS系统控制柜内电缆的性能要求,特别是阻燃性能达到了B类阻燃的要求,有效确保了DCS柜内电缆的高阻燃要求。

电缆样品的主要性能试验结果如表2所示。

5 结束语

希期望通过以上对我公司研发的能够满足成束阻燃B类燃烧试验的高阻燃核电站DCS柜内用电缆的结构、材料、生产工艺要点、技术创新点及电缆性能检测等内容的介绍,能够给同行类似产品的研制提供参考,共同促进核电站用系列电缆的国产化。

摘要：作为核电站中信号和数据传输的重要载体,DCS柜内电缆要求具有良好的电气性能的同时,还要求电缆具有低烟、无卤、无毒和阻燃等性能。本文以25芯电缆为例,介绍了该DCS电缆的结构、材料、生产工艺和性能检测等内容。

关键词：核电站,电缆,阻燃,DCS,柜内

参考文献

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[2]IEC 60332-3-23-2000 Tests on Electric Cables Under Fire Conditions-PART 3-23:TEST FOR VERTICALFLAME SPREAD OF VERTICALLY-MOUNTED BUNCHEDWIRES OR CABLES--CATEGORY B[S].

[3]IEC 60332-3-24-2000 TESTS ON ELECTRIC CABLESUNDER FIRE CONDITIONS--PART 3-23:TEST FOR VER-TICAL FLAME SPREAD OF VERTICALLY-MOUNTEDBUNCHED WIRES OR CABLES--CATEGORY C[S].

核电厂非安全级DCS测试 第5篇

关键词：DCS,测试文件,部件测试,集成测试,系统测试,验收测试

1 引言

核电厂DCS系统要经过严格的测试, 确保软件可以在系统要求的软硬件平台上正常工作, 在满足合同规定的功能和性能要求的同时, 满足核电厂特殊要求, 达到提高核电厂可靠性和可用性的目的[1,2]。核电厂DCS系统按照安全等级可以分为安全级、非安全级和安全相关的非安全级。非安全级和安全相关的非安全级 (以下统称非安全级) 软件主要实现的是核电厂B类和C类功能及其他未分级功能的计算机软件, 经过关键性分析通常确定软件完整性等级为1-3。核电厂非安全级DCS系统一般由采用经过鉴定的商业级DCS平台进行系统集成, 测试涉及到软件验证和确认, 软件测试及核电厂重要仪表和控制系统领域, 目前主要的国际国家和行业标准有IEEE1012, IEEE829, GB/T15532, NB/T20026 (等同采用IEC61513) , NB/T20055 (修改采用IEC62138) [3,4,5,6,7,8,9,10]。早在1999年, 国际原子能机构 (IAEA) 针对核电厂仪控系统软件的验证和确认出版技术报告, 其中对核电厂现有专利软件及可组态软件的验证和确认进行的论述, 针对经过鉴定的商业级DCS软件;而对于新开发软件的验证和确认的论述, 则针对新开发DCS软件, 可以指导这两类核电厂非安全级DCS软件测试的。

巴基斯坦K2K3核电项目是采用我国自主知识产权华龙一号ACP1000核电技术的海外首堆工程, 具有重要的示范作用。该项目非安全级DCS采用经过鉴定的商业级DCS进行工程设计实施。项目采用的三代核电技术ACP1000较二代核电技术工艺有相当大的变化, 对于DCS工程设计实施而言, 只有DCS平台是成熟的, 新的工艺设计实现是没有成熟的经验可以借鉴的, 其正确性等难以保证, 因此DCS测试作为验证和确认的重要活动, 是系统出厂前质量保证的最后一道关卡, 其过程和结果如何能否达到各相关方的要求, 非常值得关注和探讨。

2 核电厂非安全级DCS测试

2.1 测试目的

DCS集成供货商是执行DCS测试的主体, 其目的是通过测试, 确保为买方提供的集成DCS系统满足设计者提供的技术规范书和技术文件的要求, 并确认系统应遵守相关的规范和标准, 以及项目质保大纲的要求。

2.2 验证和确认V模型与测试的关系

核电厂非安全级DCS测试过程是DCS软件验证和确认活动的关键环节[2], 主要涉及到系统生命周期的概念阶段、需求阶段、设计阶段、实现阶段和测试阶段, 对应到验证和确认的V模型中, 即如图1所示。

从图中可以看出, 测试过程贯穿系统软件生命周期的各阶段, 主要有部件测试、集成测试、系统测试和验收测试四个类别的测试。在概念阶段、需求阶段和设计阶段, 虽然不执行任何测试, 但都在不同程度的开展各类别测试策划和准备工作, 包括测试文件的编制 (详见2.4测试文件体系) 等。在实现阶段, 要执行的部件测试, 是唯一一个不在测试阶段执行的测试类别。而在测试阶段, 才执行集成测试、系统测试和验收测试这三个类别的测试[3]。

2.3 测试内容

2.3.1 部件测试

一般计算机软件的部件测试主要测试可独立编译或汇编的程序模块或单元能否正确实现设计说明中的功能、性能、接口和其他设计约束等要求。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 就是测试DCS平台非标准模块, 即为核电厂特殊功能需求专门开发的功能模块, 是否满足设计阶段对软件设计的要求。

在K2K3项目中, 部件测试主要包括一层逻辑功能模块和二层画面图符模版的测试, 表1和表2列出了具体的测试内容。

2.3.2 集成测试

一般计算机软件的集成测试主要测试任意一个软件单元集成到计算机软件系统的组装过程或者任意一份组装得到的软件系统。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 就是在部件测试的基础上, 将部件按照系统设计需求进行集成, 然后针对集成完的一个或多个子系统进行测试, 主要关注信号传输、接口连接等方面的要求, 为系统测试打好基础。

在K2K3项目中, 集成测试主要测试控制器软件与现场设备之间, 以及控制器与实时数据库之间接口的集成, 以确定控制器能够从I/O模块获得数据、进行处理和传输到实时数据库, 同时把来自实时数据库的输出要求转换成信号输出到I/O模块。测试的内容主要包括:

(1) 模拟量输入/输出信号完整性、信号范围和精确度测试;

(2) 开关量输入/输出信号完整性测试;

(3) 输入信号有效性测试。

表3和表4列出了具体的模拟量和开关量测试示例。

2.3.3 系统测试

一般计算机软件的系统测试主要测试完整的、集成的系统, 测试其在真是的工作环境下是否能够正常工作, 并满足系统设计需求。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 就是测试整个DCS系统, 确认其是否满足系统规格书和其他主要设计输入文件中的对于功能和性能方面特性的要求。

在K2K3项目中, 系统测试包括性能测试和功能测试两个部分。从非安全级DCS设计输入 (如表5所示) 中提取出性能和功能方面的指标或要求, 确定出测试项, 然后根据设计输出 (如表6所示) 设计相关的测试。性能测试主要包括: (1) 机柜电源冗余; (2) 电源模块冗余; (3) 控制器冗余; (4) 网络冗余; (5) 机柜故障报警; (6) CPU、网络负荷; (7) 系统响应时间。功能测试则主要包括:一层逻辑功能测试、二层设备信息显示和操作功能测试。

只有集成和系统测试全部通过后, 买方才可以开始进行验收测试。

2.3.4 验收测试

一般计算机软件的验收测试主要是以需方为主, 针对完整的、集成的计算机系统, 在真实工作环境下检验完整的软件系统, 是否满足软件需求规定的要求而进行的测试。对于核电厂非安全级DCS软件来说, 应是由买方组织, 对整个DCS及与其他专用仪控系统接口的集成测试, 也是买方确认的全部集成、系统测试的一部分。

在K2K3项目中, 验收测试将由DCS买方抽取集成测试和系统测试中的一个子集进行复测, 同时保留买方编制新的测试用例的权利, 但在执行验收测试前买方应提交自行编制的测试用例供DCS集成供货商进行审查, 以确保测试内容不违背合合同、设计输入及相关法规的要求。

2.4 测试文件体系

测试文件体系主要由测试计划、测试设计、测试用例、测试规程、测试日志、异常报告和测试报告七大类的文件组成。在上一节中提到的每个类别的测试, 均有的一套完整的测试文件。

IEEE 829自2008版开始, 测试文件体系要求发生了变化, 标准中将每个类别的测试降级为分测试, 并提出了总测试计划的概念, 用于对各个分测试活动进行总体策划。此外, 对于有不同完整性等级要求的软件, 可以有选择的合并或删减一部分测试文件, 如表7所示。

在K2K3项目中, 非安全级DCS软件完整性等级按照2级执行, 并将分测试计划合并为一份测试计划, 各分测试将测试设计、规程和用例说明合并为一份测试说明书。选用这样的测试文件体系, 大大减少了项目测试文件管理的工作量, 也避免了多份文件中信息重复和互相参考的问题, 有利于项目测试的准备和执行工作。

3 结语

通过对软件验证和确认、软件测试和测试文件方面的国际、国家标准的研究, 明确了对一般核电厂非安全级DCS, 特别是针对采用商业级DCS平台进行系统集成的DCS的测试, 测试目的、测试类别、各类测试内容及测试文件体系, 并运用到K2K3核电厂非安全DCS项目测试策划工作中, 并在实践过程中进行了简化和优化, 对其他项目具有一定参考价值。

参考文献

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[9]IEC62138-2004 Nuclear power plants-Instrumentation and control important for safety-Software aspects for computerbased systems performing category B or C functions[S].2004.

核电站DCS 第6篇

随着计算机硬件性能的不断提高,计算机软件技术和网络技术的迅速发展,分布式系统已经称为软件技术的研究和应用热点。但在工业软件领域,由于行业差异和业务差异,工业软件一般都采用面对工程的订制的实现方式,软件的扩展性,数据的共享性,网络的安全性都有很大的局限性。在核电站的DCS系统,需要整合整个运行机组的实时数据、历史数据、报警信息、操作信息等重要数据。通过对我国在运行的核电站DCS系统的研究,提出改进后的基于CORBA的分布式核电站DCS系统软件构架,作为核电站DCS系统安全应用的实现方向。

2 分布式DCS系统组成原理

2.1 CORBA的分布式计算架构

分布式系统是若干计算机的集合,这些计算机对于用户来说就像是单个相关系统。分布式系统常常通过一个统一的中间层软件将种类各异的计算机和网络组织起来,将底层组成复杂的多机多环境的系统呈现为单个系统。这个中间层软件位于用户应用程序和操作系统层之间,所以分布式系统又称中间件。针对中间件的实现,对象管理组织(Object Management Group)提出“公共对象请求代理结构“(Common Object Request Broker Architecture),简称CORBA。

CORBA是分布式系统中的一种面向对象技术的编程实现,在实现上采用不同于远程过程调用(remote procedure call,RPC)的通信模型,CORBA采用多层次结构的实现了远程方法调用(remote method invocation,RMI)和面向消息的中间件(message-oriented middleware,MOM)的通信模型,通过定义同一的IDL(interface defined language)编写的对象接口,不同的服务提供不同的对象请求代理(Object Ruquest Broker,ORB),客户端调用相应的对象接口来实现服务器与客户端的通信。CORBA实现的体系结构如图1所示。

2.2 分布式系统的核电DCS结构

DCS软件运行在服务器或者工作站上,DCS按功能区分由数据库服务器、操作员站、工程师站组成,所有的硬件设备接入在一个环形双网上,一个典型的DCS系统结构拓扑图2所示:

数据库服务器:都是实时库服服务器,提供DCS所需要的数据服务,执行采集、转换、发送等数据操作。

历史数据库服务器:对实时数据进行长期档保存,提供相应的查询接口供趋势图、报表等功能模块使用。

对外接口服务器:为DCS提供对上层应用的数据接口,使第三方应用程序能访问DCS的数据信息。

操作员站:将操作员站按职能分配定义各个操作员站。每个操作员站运行同样的客户端软件,只是根据登陆用户的不同权限使用软件不同的功能。

2.3 分布式核电DCS系统软件组成

分布式DCS系统软件的整体架构按功能区分,这些模块分布在不同的服务器或者工作站上。按软件架构分层有功能内核层、服务层、分布式中间件层、代理层、应用层。一个功能模块的功能实现都是基于这些软件层次。功能模块之间的交互在特定的层次上实现,而模块之间的交互层次按具体的事务类型来确定。核电DCS系统的主要软件组成如图3所示:

采用CORBA中间件的DCS系统软件总体以C/S架构(客户端-服务器)实现各个功能,每个功能模块组件通过CORBA组件命名服务机制,可以直接用名字通过ORB自动寻找服务组件,获得组件的引用实现接口对象的调用。内核层提供DCS系统的核心业务的实现,数据服务层利用CORBA中间件对核心业务封装成服务组件,作为接口框架(IDL Skeleton)实现接口的定义,将内核层的业务以服务的形式提供给用户端调用。用户代理层作为接口存根(IDL Stub)为应用层提供接口对象的声明调用。

3 基于CORBA分布式DCS系统的实现

CORBA是一个支持面向消息的中间件框架,业务层的组件之间通信时可以采用消息队列(Message Queue,MQ)模型,但大部分通信都以远程方法调用来实现,每个模块组件都按照业务功能定义组件接口,编写IDL文件,如过需要扩展功能则通过IDL中接口定义的继承方式来实现。DCS软件采用C++程序语言,编译成接口存根和接口框架,形成对应的客户端和服务器端程序源码文件。客户端与数据服务之间利用CORBA封装通信,客户端所有数值数据类型都是使用CORBA封装数据格式,所以普通数据格式中所有的定义数据格式要转换成CORBA对应的数据格式,其中IDL接口定义如下所示:

IDL文件是一个接口定义的描述文件,需要转换为开发语言对应的源码文件,业务层通过引用接口存根的源码文件可以调用服务器端的接口框架,从而实现分布式系统中的远程方法调用,此设计中IDL接口转换为相应的c++定义为:

4 系统特点

以CORBA中间件为实现基础的核电DCS系统与基于socket编程实现的DCS系统有以下明显的优点:

1)分布式系统构架,应用功能的分布可以更加合理可靠,网络负载更均衡

2)组件化的软件组成,简化了系统功能间的耦合性,系统伸缩性较好,可维护性提高。

3)利用中间件的实现,增强了系统容错性、同步性、实时性、可靠性。

4)采取分布式系统的身份认证通信机制,增强DCS系统的数据接入安全性。

5 总结

基于CORBA的分布式系统在工业领域中有广泛的应用,该文针对在运行的核电站控制系统软件应用的研究与总结,提出基于CORBA的分布式控制系统的设计与研究,此设计减少软件实现的复杂度,增强软件功能的可扩展性,实现网络通信的多样性,提高数据通信的实时性和可靠性,不仅丰富完善了DCS系统的设计和应用的手段,而且为核电控制系统的高安全性、高可靠性、高实时性需求的设计和应用增加了实现方式。

参考文献

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[3]张凯,尹洪胜,刘秀荣,等.基于CORBA的煤矿监控系统集成研究[J].煤炭科学技术,2008(2).

核电站DCS 第7篇

关键词：核电,DCS,信号失效

1信号简介

一般来讲, 在信号当中通常包含信号值以及信号的有效性两个部分, 而我们所说的信号的有效性, 其实就是信号的质量。对于信号的处理, 与信号本身的质量可以说是息息相关的。信号质量的好坏, 往往可以代表信号是否具有可靠的有效性, 一般来讲, 如果信号的有效性较高, 我们则称信号的质量为“好”, 而如果信号的有效性比较低, 我们则称信号的质量为“坏”。

目前, 我们认为信号质量的传递需要遵循一定的原则, 由于AI、PI等不同的物理点本身均有一定的信号质量, 且其质量只收通道或者是信号本身的影响, 因此在实际的传递过程当中, 信号的有效性并不会向下一级进行传递, 这是由于信号本身的质量已经经过处理, 而经过处理的数据在下一级别往往能够直接使用。

2过程操作层的信号失效处理

物理信号的失效处理。

2.1输入型模拟量的信号失效处理

不管是什么模拟量, 如果导致信号失效的原因是信号源本身, 那么在这种情况下我们通常会判定信号失效, 在实际的计算过程当中就需要将信号的质量标记为“坏”。

如果信号质量变坏, 通常可以采用默认替代之替代、输出最近好值或者是输出实际采集值3种方法来进行处理, 对于方法的选择应根据实际情况的需求来进行抉择。

一般来讲, 可能会引起AI等信号失效的因素有控制器的网络故障、信号断线等。

在该文的计算方法当中, 对AI等模拟量的月线判断分为两种, 如表1所示。

2.2输出型模拟量的信号失效处理

在该文的计算当中, 任何一个输出的模拟量都能够进行有效地判断, 如果导致其失效的原因是DCS设备的故障或者是信号源的原因, 我们认为该算法当中信号质量为“坏”。

通常在这种情况下, 我们认为DCS系统的硬件设备等处于不可控的状态, 但其算法仍然会根据程序进行逻辑输出。

一般来讲, 会引起其信号失效的原因包括控制器的网络故障、 过载等多种原因。

2.3输入性开光量的信号失效处理

不管是哪种输入开关量, 如果导致其失效的原因是DCS设备的故障或者是信号源, 那么我们认为该信号的质量为“坏”。

如果信号质量变坏, 我们可以采用默认替代值替换或者是输出通道采集值等方法来进行处理, 实际处理方法的选择需要根据实际情况的需求来进行决策。

一般来讲, 模块故障、通道掉电等因素都会导致信号的失效。

对于开关量报警的处理方式则如表2所示。

2.4输出型开关量的信号失效处理

如果信号失效的原因是由于DCS设备的故障或者是信号源的问题, 我们则在实际的计算过程当中, 将信号质量标记为“坏”。

如果信号质量变坏, 我们则认为系统的硬件设备等处于不可控的状态。在这个时候依然需要根据程序逻辑进行持续地输出。 一般来讲, 会引起其信号失效的原因包括控制器网络故障、通道输出故障等。

3中间量点的信号失效处理

3.1分类

(1) 无关点。所谓的无关点, 就是与物理信号不相关的点, 例如PID的比例、积分时间等。

(2) 相关点。相关点的变量通常由源头的信号来进行确定, 所谓的相关点就是经过运算后的物理信号的中间变量。

3.2处理方式

在上文当中, 我们介绍的中间点并没有信号质量, 因此在实际的计算过程当中并不需要实际的失效判断。如果需要对信号质量进行上传, 就需要在算法当中进行单独搭建。

3.3通讯信号的失效处理

(1) 输入型通讯信号的失效处理。通讯信号以及开关量信号都包含在输入性通讯信号的模拟量当中。一般来讲, 能够引起其信号失效的原因包含通讯链路设备的质量等。

(2) 输出型通讯信号失效处理。利用通讯中断等方法可以对通讯输出算法输入值进行有效地输出。

4操作监视层的失效处理

如果出现了信号失效的情况, 则需要完成显示、确认等功能。

4.1模拟量的信号失效处理

如果信号质量发生了表换, 则模拟量显示如表3所示。

表3显示了模拟量信号不同状态的显示情况, 信号失效的情况, 高级故障的原因还有卡件故障等。

如果信号质量发生了变化, 那么其一方面会进行表3当中的图符显示, 另一方面还会在日志当中进行报警记录。

4.2开关量信号的失效处理

如果信号质量变“坏”, 那么则会在日志当中进行报警记录。

4.3服务器、操作员站故障的失效处理

如果出现网络故障的时候, 所有的信号点质量都需要标记为 “坏”, 并会对该信息进行显示。

如果出现了OPS故障的情况, 则所有的信息点都会显示“0”, 并且对OPS失去与服务器的链接进行显示, 其他点则正常显示。

5结语

在实际的信号传输过程当中, 通过对信号的合理判断, 能够对信号的有效性进行良好地确定, 并有效地防止信号故障造成的设备误动等情况。在实际的工作过程当中, 对信号进行失效判断, 能够保证核电厂的科学、安全运行。

参考文献

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