调试阶段范文

调试阶段范文（精选8篇）

调试阶段 第1篇

图纸专项组根据调试阶段不同, 将运行图纸分为两类进行管理。系统由建安移交至调试后, 调试移交至运行前 (即TOP阶段) , 该阶段图纸统称为调试期图纸。系统调试完毕由调试移交至运行之后 (即TOTO阶段) , 该阶段图纸统称为生产期图纸。相关系统调试完毕后, 相应地调试期图纸经过模板转换并重新编校审批签字后形成生产期图纸。因运行隔离需要, 调试期图纸须在TOP前完成签字生效并分发至运行各工作岗位, 生产期图纸则须在TOTO前完成。两类图纸变更管理流程不尽相同。

1 变更实施流程

AP1000核电站是首次施工建设, 其在设计、建设方面还不成熟, 故施工、调试过程中, 总会发现不合理、有缺陷的情况, 为了完善设计, 就需各方设计院进行设计变更。该类为满足机组正常运行而必须长期存在的设计变更, 称为永久变更。

在系统调试过程中, 通常需要建立临时措施以支持各项调试活动。如建立临时管道连接进行冲洗、安装临时水泵提供动力、端接临时电缆引入临时电源等。该类为满足某项调试活动而短暂存在的临时措施, 称为临时变更。

根据《电业安全工作规程》要求, 临时变更和永久变更实施必须具备工作许可证。工作负责人先发起变更申请, 经过相关部门审核、批准后, 到运行工程师处申请开具实施变更的工作许可证。运行工程师根据变更实施内容评估可能受影响的运行支持文件 (运行规程、运行图纸、设备信息等) , 并触发支持文件修改流程。待相关运行支持文件修改完毕, 运行工程师为变更实施工作策划建立安全环境, 即准备好隔离文件包 (隔离电源、水源、气源等) , 由运行值隔离经理根据隔离文件包操作指令指派现场操作员完成安全隔离措施。安全环境建立以后, 工作负责人才可领取工作许可证实施变更工作。变更工作完工以后, 需经过验收核查, 同样, 修改后的运行支持文件也需再经过现场验证无误后才可生效使用。

2 图纸变更管理

2.1 永久变更图纸处理流程

针对永久变更, 调试期图纸与生产期图纸处理流程完全一致。若运行工程师评估变更会影响运行图纸, 则通知图纸专项组升版图纸。图纸专项组根据变更内容修改好电子版运行图纸, 打印并加盖验证章后交给运行工程师。运行工程师将图纸附在隔离文件包内, 待变更施工完成后, 运行值解除安全隔离措施前进行图纸验证工作, 并将已验证图纸及时反馈至图纸专项组, 由图纸专项组完成图纸生效签字工作, 并将新版图纸分发至生产运行各工作岗位。新版图纸未分发至运行值之前, 不得解除安全隔离措施, 这样保证现有旧版图纸与现场不一致之处仍处在安全可控范围内。这种既保证了变更实施后运行图纸与现场保持一致, 又保证了变更实施安全可控。

2.2 临时变更图纸处理流程

根据WANO《核电厂业绩目标和评估标准》和IAEA《安全标准》对临时变更的管理要求, 临时变更涉及到的文件, 如影响系统运行、隔离和维修工作的流程图、规程和设备手册, 需及时更新。

系统TOP调试阶段, 需频繁实施临时措施以满足各项调试活动。若调试期图纸临时变更处理流程与永久变更一致, 则会导致图纸频繁升版, 且每次升版都必须经过编校审批签字流程。因图纸签字生效流程及分发均需通过人工流转完成, 再考虑到其他不确定性因素, 致使图纸生效分发时效性无法得到保证。图纸若未及时生效分发, 则无法解除安全隔离措施, 将导致不能开展下一步调试工作。因此, 为了避免因图纸因素而影响调试工期, 则需要针对临时变更优化图纸升版流程。

图纸专项组设计了临时变更控制章, 该章由隔离经理和值长两个签字栏及临时变更标识组成。运行工程师评估临时变更会影响运行图纸后, 还需将临时变更相关内容以手绘方式绘制在原生效图纸上, 绘制完成后交由图纸专项组加盖临时变更控制章, 然后将该图纸随相关隔离文件包一并送至运行值。当临时变更现场施工完成后, 运行值验证图纸上手绘部分是否与现场施工一致。若一致, 则由隔离经理和值长在临时变更控制章内签字, 表示图纸上临时变更部分已得到验证无误。随后, 将已验证签字图纸进行复印, 替换运行值各岗位原有图纸, 并可开展相关安全隔离措施解除工作。图纸原件则返回至图纸专项组进行版本控制, 即在图纸原有数字版次后添加字母使其与原图纸版本进行区分。最后, 再将该图纸复印分发至运行其他各工作岗位。这样, 不仅保证了临时变更实施后运行图纸与现场一致, 而且缩短了图纸升版生效所花的时间。临时变更运行图纸升版的及时性、正确性, 为系统调试工作稳步推进提供了有力保障。

系统调试完毕移交至运行后 (即TOTO后) , 表明系统已具备满足机组正常运行的能力, 需要实施临时变更的情况应该很少, 并且目前已TOTO的系统寥寥无几, 因此, 针对临时变更, 目前生产期图纸采用与永久变更一样的处理流程。但是, 随着系统逐渐TOTO, 已TOTO系统可能需要采取临时保养措施、或是临时配合未TOTO系统调试工作、亦或TOTO系统间联合试验等, 这就导致生产期图纸会面临越来越多的变更情况。届时, 就需要根据实际情况重新考虑制定优化处理方案。

3 结语

目前, 海阳核电两台机组正处于调试阶段, 运行人员主要工作之一就是配合支持调试工作。每一项调试工作开展前的安全隔离措施均是由运行工程师策划审查, 运行值实施完成, 运行人员保障着调试活动安全进行。运行人员作为机组生产运行工作的执行者, 其每一项工作都关系到机组安全运行, 即使机组处于调试阶段。核电无小事, 任何一个环节的失误都可能成为事故发生的隐患, 对于掌控机组安全命脉的运行人员, 更是经不起任何的失误。运行图纸作为运行人员最基础的工作支持文件, 其正确性必须得到有效控制。面对频繁地变更实施, 不仅要保证运行图纸时刻与现场保持一致, 还要在保证图纸正确性的前提下提高时效性, 这就需要一套完善地变更控制流程。为了更有效的支持调试工作, 为了早日迎来海阳核电生产投运, 图纸专项组仍需不断努力、思考、进取, 将运行图纸管理工作做细、做好。

摘要：运行图纸主要包括电气单线图及工艺系统流程图, 其作为基准技术支持文件、生产运行人员唯一有效工作支持图纸文件, 须时刻与电站现场布置保持一致, 以保障运行、调试工作安全有效进行。目前, 海阳核电处于调试高峰期, 机组调试过程中会实施大量临时变更以满足各项调试活动要求, 或是发现设计缺陷时申请实施永久变更。该文旨在介绍机组系统调试期间变更实施过程中, 运行图纸如何管理以保证其正确性、实时性, 从而满足机组安全调试、运行要求。

关键词：运行图纸,临时变更,永久变更,TOP,TOTO

参考文献

[1]中华人民共和国行业标准.电业安全工作规程[S].北京:中国电力出版社, 1991.

[2]世界核电运营者协会 (WANO) .核电厂业绩目标和评估标准[S].2版.莫斯科:世界核电运营者协会 (WANO) , 1999.

服务中心氨氮调试阶段性工作报告 第2篇

自3月6日到服务中心站点至今日，此项工作已进行恰两周时间，根据所做初步工作计划，于3月7日至3月13日对系统各单元水质进行监测，在测定的COD、BOD、PH、DO、NH4—N的各项指标中发现COD进水整体偏低，各单元去除率良好，各单元均有明显的去除率，出水良好。NH4+—N除活性炭过滤器外，其余各单元去除率几乎为零。各单元PH均维持在7.5~8，数值正常。由于采用的是间歇曝气，溶解氧浓度数值梯度偏大。曝气时溶解氧数值偏大，停止曝气时溶解氧衰减较快。根据上述数据分析结合脱氮原理，判定脱氮过程中的硝化反应未能正常进行，导致氨氮没有去除率。根据原理，影响硝化反应的几项主要因素有，进水水质、温度、PH、DO、C/N、污泥龄等。进水水质根据监测结果波动不大，温度属不可控因素，PH在正常范围内。排除这三项外，就只有DO、C/N及污泥龄三项。硝化反应的主力军是硝化细菌和亚硝化细菌，由于硝化细菌和亚硝化细菌硝化属于好氧细菌，硝化反应必须在好氧条件下正常进行，根据目前情况间歇曝气不能满足这一条件。又由于硝化细菌属于化能自养型细菌，即仅利用无机碳源，故在低负荷下运行效果较好，故目前系统的低C/N理论上影响不大。最后一项为污泥龄，由于硝化细菌的世代周期较长于其他种类细菌，故对系统污泥龄也有较长要求。

经过对比，系统的氨氮的去除率问题，最主要的问题应该是溶解氧和污泥龄的问题。主要去除单元在好氧1池和好氧2池。3月13日对之前测定的溶氧曲线进行分析做出曝气调整计划，3月13日晚首先对曝气做出调整，但由于当时风机故障，未能按原计划从试验2（低溶解氧连续曝气）开始，只能暂从试验1（高溶解氧连续曝气）开始进行。调整后继续监测各单元的COD、NH4+—N数值，并对两好氧池SV30、SVI、MLSS进行检测，并做污泥镜检。观察变化，监测四天天后，从好氧池的各项指标，及污泥镜检结果分析，曝气量仍然过高，故3月18经过维修人员的帮助，将曝气量调小，近两日仍做各项指标监测，由于硝化细菌的世代周期在5天左右，故至少五天才能观察到变化。调整后的氨氮测定已有原来的每日一次改为一日两次。

这是以上最近一段时间的工作内容，目前COD、NH4+—N测定由DR5000测定，COD测定存在明显偏差情况，且次数较多。采用手动滴定法进行复核，但由于电炉有限还不能代替仪器测定，等电炉采购回可进行全面复核。从而保证数据的精准性。这是以上最近一段时间的工作内容。

由于微生物本身的世代周期及自身生长特点，外部条件调整后需要有一定的调整期，故此项工作不能做到立竿见影，此外，没有大量的数据做支持，我们不能轻易下结论。若如此，即使是达成最终的结果，也这是单纯的此项试验，对以后没有借鉴意义，在此还请领导能给予我们充分的时间，我们会全力以赴做好这件事情。

南莎莎

数控机床调试阶段的故障处理案例 第3篇

(1) 远程I/O DX111所管理的全部输入信号检测不到。

全部信号检测不到肯定有一固定因素起作用。远程I/O DX111是较少使用的模块类型, 其输出为源型接法, 即负载的公共端为DC 24+, 如果接错就会没有信号甚至烧毁模块。检查负载公共端的电源极性, 果然是配线错误, 改正接线后故障消除。

(2) 发出某一指令后, 有一外部继电器快速连续启闭, 发出连续的“哒哒哒”声, 随后数控系统发出Z55 (远程I/O未连接) 报警, 即数控系统中从基本I/O到远程I/O通信不能正常执行, 发生了通信故障。

检查PLC程序没有问题, 判断为外部接线故障, 卸下该继电器所带的负载, 数控系统运行正常, 重新正确接线后故障消除。该故障表明继电器快速连续启闭产生的电磁波对数控系统中的通信产生干扰, 即使接地良好也不能完全屏蔽干扰。关键是要消除干扰源。

(3) X轴回原点故障。执行X轴回原点时观察到X轴在脱开DOG (近点挡块) 后没有在一圈内找到Z相脉冲, 而是运行较长一段距离甚至碰上了极限开关。

这种现象与回原点参数中的参数#2029 (栅格量) 有关, 该参数的含义是每运行#2029 (栅格量) 设定的值就发一Z相脉冲, 一般要求该参数与螺距值相同。参数#2029如果与螺距不相符合, 回原点时脱开挡块后寻找第1个Z相脉冲的距离就显得有些紊乱。修改参数#2029=螺距值, 回原点正常。

(4) 上电后, 用手轮和点动模式驱动X轴运行, 明显观察到X轴抖动。

检查伺服参数中的速度环参数#2205=20 (出厂设置) , 该参数明显过低, 提高#2205=80, 电机运行抖动消除, 但电机出现闷响, 提高#2205=150或降低#2205=50, 电机均出现闷响。出现闷响与机械系统的共振频率有关, 伺服参数中#2238为共振频率, 正确设定共振频率可使系统避开在共振频率区运行。在没有测试仪器的情况下, 可以根据机械部分的大小重量形状摸索设置。在速度环参数#2205=180时进行以下试验:分别设定#2238=100及#2238=200, 电机均出现闷响;设定#2238=300, 电机声音正常。

这说明设定2205=150以上没有问题, 如果电机出现啸叫闷响, 则要先调整#2238。

案例2数控铣床配置三菱E60系统, 驱动器MDS-R-V1-80, 电机HF354-A48。上电后READY灯亮, 表示系统正常, 就绪待机。在手轮模式下驱动X轴, 出现S03 0050及S03 003A报警。不发运动指令信号, 系统不报警, 一发指令信号, 马上报警。

观察伺服电机监视画面, 静止时电机电流在-27%, 一开始运动, 电流迅速上升到200%以上, 然后报警。最大电流238%。有时不发运动指令也报警。在伺服参数设定完毕后, 可以明显听到伺服电机有“沙沙”的电流声, 反复多次上电断电都不能解除该报警。查报警手册, S03 0050为过载报警, S03 003A为过电流, 伺服电机驱动电流过大。现实情况是电机空载 (仅带水平工作台) , 因此不是负载过大, 可能是参数设置不当或相序连接错误的原因。

数控系统上电调试之前, 必须检查电源系统, 即电源等级、相序和接地。检查发现相序接错, 重新正确连接相序后, 故障消除。

案例3专用机床配三菱E60系统, 驱动器MDS-R-V1-80, 电机HF354-A48, 调试正常运行5h后, 出现下列故障现象:

(1) 手轮100%倍率运行, 马上出现S01 0050过载报警。观察伺服电机电流, 停机时为1%~2%, 手轮10%倍率运行时, 电流为70%~80%, 不报警, 点动运行立即报警。

由于已正常工作5h, 说明各参数没有错误, 其现象类似于相序错误, 可能是电源线断相, 碰壳, 破皮。

(2) 机械部分故障。检查电缆, 没有错误;将电机卸下, 单独观察, 结果运行良好。故结论是机械一侧阻力过大, 重新装机后过载解除。这是新机床经过一段时间运行后, 机械系统发生改变, 造成阻力过大。故障现象虽然类似于电气部分的相序接错, 断相, 但原因不同, 属于“同症异病”。这种故障在调试初期经常出现。即使在运行很长时间后也可能发生。

案例4专用加工机床配三菱E60系统, 两个伺服轴, 驱动器MDS-R-V2-808, 电机HF154BS-A48, 编码器A48。上电后, READY绿灯亮0.5s, 随即报警S01 0032 X。

查看伺服电机监视画面X及Z轴都报32。在报警之前, X及Z轴都已经正常运行过一段时间, 后Z轴单独报警, 不能运行, X轴可正常运行。Z轴是垂直运行轴, 带抱闸。更换Z轴电机后, 报警消除。将有故障电机的编码器换到无故障电机上, 上电后不报警, 说明编码器没有问题。

查报警手册, S01 0032为电源模块过电流, 电源模块的过电流保护功能开始工作 (伺服电机内部的动态制动器启动) 。该系统的伺服驱动器为双驱型, 即一个驱动器带两台伺服电机。因此有一台伺服电机出现故障后, 伺服驱动器的电流检测模块检测到过电流并启动保护功能 (动态制动器动作) 发出报警, 所以在监视画面上就是两台电机出现报警。

因此出现S01 0032报警, 必定是主回路出现短路, 电源线破皮、搭壳或电机线圈被烧毁。更换电机后故障排除, 说明故障出在电机上, 在运行一段时间后才出现问题, 可能是运行条件有问题。Z轴电机是有抱闸的电机, 检查线路, 发现插头接触不良, 上电后抱闸没有打开, 致使电机抱闸运行约20~30min, 断电后就出现0032报警, 将电机送修。W11.10-11

作者通联:武汉兴东机电设备工程公司武汉市武昌区武

E-mail:hhhfff57710@163.com[编辑叶允菁]

摘要：介绍了几例配置三菱E60系统数控机床调试阶段的故障现象及排除方法。

核电厂调试阶段采暖凝结水回收利用 第4篇

一在建核电厂拟在冬季采暖期使用已调试完备的辅助电锅炉, 为核岛、常规岛等厂房提供供暖。除辅助锅炉外, 辅助锅炉换热站、辅助蒸汽系统、热水加热系统均需投运。按照原设计, 辅助锅炉换热站和热水加热系统的采暖蒸汽凝结水均回收至汽轮机凝汽器。但现场施工进度中, 凝汽器尚未安装完毕。采暖蒸汽凝结水无法回收, 将浪费大量除盐水工质。所以研究此采暖凝结水回收方案对推进现场冬季顺利供暖, 具有重要意义, 并对后续工程设计具有借鉴意义。

1 采暖相关系统简介

该在建核电厂为中国首批引进的第三代核电技术依托工程。其热水加热系统在冬季采暖期为非核安全相关的空调机和附属厂房、汽机厂房等盘管空气加热器提供热水。热水加热系统的蒸汽来自辅助蒸汽系统。从辅助蒸汽系统来的蒸汽经过热水加热系统的换热器, 将热量传递给热水加热系统的循环水。加热蒸汽在换热器内冷凝, 并形成一定液位。换热器凝结水经调节阀排至凝汽器, 当凝汽器不可用时, 则排至排污扩容器。其额定凝结水量约为10 t/h。

辅助锅炉换热站的供热蒸汽也来自辅助蒸汽系统。换热凝结水先回收至凝结水箱, 再由辅助锅炉换热站的2台凝结水泵注入2台机组的凝汽器。换热站凝结水约为20 t/h。

采暖相关系统蒸汽、凝结水流程如图1所示。从除盐水厂房来的除盐水进入辅助锅炉房除盐水箱, 再由补水泵注入辅助锅炉热力除氧器除氧, 由辅助锅炉给水泵将给水注入辅助锅炉产生蒸汽。辅助锅炉产生的蒸汽经厂区管网送至厂区用户及辅助锅炉换热站和汽机房辅汽系统。辅助蒸汽送至热水加热系统参与换热。在辅助锅炉换热站热交换器和热水加热系统热交换器放热凝结的凝结水温度约为80 ℃~95 ℃。如果凝汽器可用, 则均排至凝汽器。

2 凝结水回收方案

热水加热系统和辅助锅炉换热站采暖凝结水量总和约为30 t/h。鉴于凝结水温度约在80 ℃~95 ℃, 具有一定的热能, 将其回收至与其温度差值较小的汽水系统中, 能进一步提高热力系统的经济性[1]。

分析图1的流程简图, 辅助锅炉热力除氧器是比较理想的回收目的地。因为:a) 凝结水回收至除氧器, 可直接减少除盐水用量;b) 辅助锅炉热力除氧器的最大运行温度为110 ℃, 与采暖凝结水的温差较小, 采暖凝结水回收至此, 具有较小的换热损失;c) 进入除氧器的平均水温升高, 从辅助锅炉供给除氧器的除氧蒸汽需求量将减小, 辅助锅炉的运行功率下降, 节省了厂用电。

辅助锅炉换热站的采暖凝结水先回收至凝结水箱。原系统设计有2台将凝结水注入汽机房凝汽器的凝结水泵, 单台泵流量为30 m3/h, 扬程为40 m。该泵组一用一备, 由凝结水箱水位控制凝结水泵的启停。单台凝结水泵流量正好满足辅助锅炉换热站和热水加热系统凝结水回收的要求。

综上, 制定如图2的凝结水回收改造方案。图2中实线为原设计管线, 点化线为凝结水回收改造新增管线, 箭头表示凝结水流向。方案利用了原设计的1条Φ108 mm×4 mm的辅助锅炉换热站凝结水回收至凝汽器的管道, 降低了改造工作的施工量。图2中, DN为公称直径。

方案投运前, 应注意关闭管系与凝汽器、汽机房排污箱的隔离阀及换热站凝结水泵出口去1#、2#机组的隔离阀。将热水加热系统换热器的水位控制连锁和换热站凝结水箱水位控制连锁投自动。调试人员手动调试截止阀V1开度, 使凝结水泵处于相对稳定的运行状态, 避免其根据凝结水箱水位连锁频繁启停。

3 经济性分析

除盐水按照每吨5元的价格[2], 年采暖天数按照116 d。采暖期每小时回收30 t除盐水。则每年仅考虑节省除盐水金额为:116 d×24 h/d×30 t/h×5元/t=42×104元。

单位电价按照0.5元/ (k W·h) 考虑, 回收凝结水温度为85 ℃, 环境温度按20 ℃考虑。则每年仅考虑节能的金额为:116 d×24 h/d×30 000 kg/h× (85-20) ℃×4.2 k J/ (kg·℃) × (0.5/3 600) 元/k J=316×104元。

所以凝结水回收至辅助锅炉除氧器一年可节省约358×104元。同理, 2台机组回收40 t/h, 1 a可节省约478×104元。凝结水回收改造增加管道、阀门等投资约8×104元。所以该改造方案投资低且经济效益可观。

4 结语

针对一新建核电厂建设阶段遇到的冬季采暖凝结水回收问题, 提出了经济可行的方案。从经济性分析可看出该方案带来的经济效益可观, 投资很低。当机组正常运行时, 采暖凝结水全部回收至凝汽器, 仅回收工质, 而不能回收热量。后续工程可进一步考虑回收采暖凝结水热量的方案。比如将采暖凝结水回收至2#低压加热器疏水侧, 其额定工况下的疏水温度为85℃, 采暖凝结水通过加热器加热二回路凝结水, 同时减少了2级抽汽量, 能提高机组的经济性。

摘要：针对一新建核电厂建设阶段遇到的冬季采暖凝结水回收问题, 提出了经济可行的方案。从经济性分析可看出该方案带来的经济效益可观, 投资很低。

关键词：核电厂,采暖凝结水,辅助锅炉

参考文献

[1]赵国凌, 畅哲峰, 高德仁.蒸汽供热系统凝结水回收及其效益测算[J].运行与管理, 2012 (4) :55-59.

调试阶段 第5篇

由于核电站有自己独特的设计理念、建造标准、适用规范, 与火电项目相比差别很大, 国内厂家原有的成熟产品并不能直接运用到核电。在国家大力发展核电的背景下, 打破国外对核电关键技术的垄断和制约, 使关键泵类设备国产化已经迫在眉睫。然而推进泵类设备国产化的道路注定是坎坷的, 总会遇到各种各样难以解决的困难与问题。只有在实际运用过程中, 不断总结经验, 发现问题, 并持续改进, 才能顺利实现与加快国产化进程。

1 核级泵数量及厂家统计

1, 2号机组核级泵共69台, 其中核一级泵4台, 核二级27台, 核三级38台, 共有8家供应商, 其中6家为国内厂家, 而主泵和上充泵是国外2个厂家供货, 就设备数量而言国产化率接近74%, 但以合同金额来算, 国产化率还较低, 设备国产化还有很大的提升空间。表1。

2 核级机械设备特点

(1) 设备寿命要求长、可靠性要求高。第一代主要设备设计使用寿命40年;第二代设计使用寿命60年。另外核级泵往往涉及到电站运行技术规范要求, 一旦失效将可能导致核安全水平降低。

(2) 制造工艺复杂、难度大, 试验检验的范围大、要求高。

(3) 工作环境恶劣, 使用的材料有特殊要求, 如耐辐射, 抗酸碱, 耐腐蚀等。

(4) 质量要求高, 质保要求严, 必须建立设备制造的质保体系;制造过程中必须实施严格的质量控制。

(5) 设备制造周期长, 许多关键设备都是专门订制。

(6) 设备样机要进行一系列的质量鉴定试验, 以证明可以满足寿命周期的正常工况和事故环境条件的考验。如抗震试验, 核二级泵还有冷热冲击试验、耐久试验、固体颗粒运行试验等[1]。

3 核级泵安装调试情况[2,3]

(1) 主冷却剂泵问题。 (1) 主泵电机支架安装水平度不合格, 影响主泵支架安装工期; (2) 唇形密封可靠性问题多, 上轴承室唇形密封断裂; (3) 轴瓦温度高及上推力瓦温度偏差大等问题。

(2) 余热排出泵调试期间发生泵侧冷却水流量不足。

(3) 安全壳喷淋泵、低压安注泵组电机振动超标。

(4) 电动辅助给水泵。 (1) 200 h耐久试验过程中发生3次轴承烧毁, 1次轴承过热变色; (2) 安装到现场后1号机组的2台电动泵试车均发生振动大、轴承温度过高现象, 停车后转子盘动卡涩, 小流量试车一直不合格; (3) 设计时未充分考虑现场实际情况, 电机接线盒距离地面太近, 就位后接线盒无法接入电缆。

(5) 重要厂用水泵, 调试过程中发现振动超过标准值。

(6) 硼酸输送泵, 试车前充水, 发现机械密封漏水严重。

(7) 冷冻水循环泵, 试车后盘车卡死。

4 原因分析

设备及电机在供应商制造厂试验台架上进行空载试验都能满足要求, 但是安装到现场后, 试车时往往容易出现振动超标等各种异常情况, 通过分析造成上述情况的因素有2个。

4.1 主要原因

(1) 运输过程中保护不好, 导致设备受损, 特别是轴承部件。由于设备从制造厂运输到核电现场, 路途遥远, 路况复杂, 特别是到某现场, 因采用公路运输更加大了对设备的影响。

(2) 制造、组装工艺把控不严, 质量不过关。如安喷、安注泵电机支撑板下沉量过大, 与电机法兰面接触面积小;主泵在上海试验后解体清洗检查时, 发现一些部件上有磨损, 如电机轴瓦上有较多划痕, 凹坑等缺陷。

(3) 先天设计缺陷。如主泵轴承室无就地液位视窗, 安喷、安注电机固有频率与基础固有频率接近, 电动辅助给水泵出厂前自由端轴承润滑、冷却设计不合理, 导致轴承烧毁。

(4) 安装人员技能低, 经验不足或未按规范施工, 如硼酸补给水泵安装时因无法对中, 则擅自采用抬高泵头的办法, 质量人员在验收过程中又未发现上述问题[3]。

(5) 设备安装后与现场系统实际情况不匹配, 需要重新调整。如主泵轴承室冷却水流量不足等。

(6) 厂家EOMM运行维修手册中, 未考虑核电站的特殊性, 部分规定、要求不合理, 无法执行[6]。如主泵部分部件检查中, 曾出现2周1次的外观检查[4]。

(7) 采购技术规格书未充分考虑现场实际运行工况, 技术要求不到位, 导致厂家制造的设备无法通过现场试车考核。

(8) 不符合国家法律法规, 国外标准与国内标准不一致, 而影响工程进展。如国外供货的设备, 涉及的压力表、百分表等计量器具, 是否需要重新在国内进行标定等。

4.2 缺陷类型所占比例 (表2)

5 改进建议

(1) 逐步建立系统、成熟的国家核级设备的设计、制造规范表2工程缺陷原因统计表与标准。

(2) 加大人才培养力度。以实现: (1) 通过技术引进逐步扩大国产化份额; (2) 对引进设备进行深入地消化和吸收, 能搞深、搞懂和搞透; (3) 掌握关键技术与设计精髓。

(3) 努力提高制造工艺, 加大新材料、核级材料的研发投入力度。

(4) 提高项目管理水平和工作效率, 特别是对质量的把控, 要深入到生产中的每个环节, 尽量做到精益求精。

(5) 做好售后服务及顾客回访, 对存在的技术、质量问题最好能参与处理, 做好原因分析, 以不断优化产品性能。通过经验反馈, 确保产品性能与质量能够得到持续不断地改进和提高。

(6) 做好设备运输的保护措施, 尽量减少运输过程中对设备造成的不良影响。

(7) 提高现场施工管理水平, 严格执行验收规范, 避免程序上的漏洞以及施工过程中的随意性。

(8) 提高设备竣工文件的质量, 以技术规范书为基础, 从客户的实际情况和需求出发, 避免无法参考、实施等情况的发生。

(9) 现场反馈给设计院的改进措施应落实到后续的设计中去, 避免发生上一个项目刚改造完, 到下一个项目时又重复出现的怪圈。

6 总结

由于核三级泵的制造门槛较低, 国内各生产厂家凭借原有的技术与资源储备, 开发出的产品能很好的满足核电厂需求, 安装及调试合格率也很高。而核一级、二级泵因制造工艺要求更高, 材料选择更苛刻, 设计更复杂, 试验项目更多等, 对厂家的设计能力、工艺水平、管理经验均是一个巨大的挑战, 需要解决的问题还很多, 在质量上还有较大地改进和提高空间。同时也要看到, 即便是进口设备也不可盲目迷信, 特别是质量和可靠性方面也需多加注意。总之, 只有生产出可靠性高的设备, 才能保证核安全, 只有在现场安装、调试过程中少出问题, 才能树立品牌, 才能打开市场和赢得客户青睐。

参考文献

[1]袁秀敏.核二级泵热冲击试验台设计与研究[J].大连:大连理工大学, 2013.

[2]中国核电工程有限公司海南项目部经验反馈月刊[J].

[3]中国核电工程有限公司海南项目部调试日报[N].

调试阶段 第6篇

关键词：变电站,二次接线,调试,技术管理

变电站是具备高度责任的场所,电压等级的变换就是在这里进行。因而它是整个变电系统中最关键的一部分。至此,要做好安全管理首先要做好对现场的管理,在现场要把各项安全措施落到实处。对尤其是对改扩建的工程而言,一边有带电设备在运行,一边有工作人员在施工,要特别注意做好安全隔离措施,切不可走错间隔。要注意现场进行安全教育,要注意安全距离。对于裸露的电缆头金属部分,要通过加装防护套和加强监督来解决。要注意电流回路不能开路、电压回路不能短路,以确保不能让开关误动作。要有针对的安全技术措施做好各项安全预控,尤其做好对现场的监督。要做到统一管理、统一考评、统一指挥,这样一来对现场的管理就有了一个很好的规划。就能使现场的所有员工都能各尽其职,能对他们的工作内容、相应的安全措施以及技术管理在他们心中都有个底。从而使每个环节都得到很好的安全防护意识,因此,变电站的安全技术管理便有了一定的保障。

1 什么是二次接线

变电站中承担输送和分配电能的电路,叫一次电路。一次电路里的所有设备都叫一次设备,如变压器、断路器、隔离开关、电流电压互感器、电容器、避雷器等等。而对一次设备进行控制、检测、保护的设备叫二次设备。例如断路器的操作把手,各种指示仪表、继电器、操作电源等。一次接线与二次接线是有所不同的但是也有一定的联系。一次接线是通过一次设备之间的联系来进行配电亦或是其他需要的一次回路而二次接线则是对一次接线进行一个具体化的调节和保护意识一次接线能顺利的完成。除此之外它还为维护人员提供了帮助,它提供了维护人员所需的信号,运行工况也得到了很好的反应。

2 设备安装阶段的安全技术管理

2.1 二次电缆敷设施工阶段

在敷设二次电缆时,尤其是在已运行的屏柜安装电缆时,电缆头的金属部分容易碰触屏柜带电部位而造成短路。在制作二次电缆终端头时,屏蔽线容易碰触带电端子排或连接片。以上危险点主要通过电缆头套绝缘套和加强监护来解决。

2.2 接线施工阶段

接线施工的危险点主要为错接线造成短路、开路,导致开关误动作。对于接入旧屏的电缆,某些线芯无法立即连接,只能等到调试验收完毕送电前才能接入,例如母差保护的新增电流回路。以上危险点可以通过施工技术措施加以预控。

3 设备调试阶段的安全技术管理

3.1 电流回路升流试验

升流试验时,应首先检查确认该间隔所有电流回路(计量、测量、保护、录波、母差)无开路,电流互感器升流试验时,二次侧开路将产生高压,严重危及人身安全。应将接入母差保护屏的电流线断开并短接,以防止母差保护误动。电力公司规定:“现场施工单位需要在运行的保护设备(比如母差、失灵)及二次回路上进行拆接线工作的,如果拆接线工作存在保护误动、误接线、误碰等危险点,务必在施工前申请将相应保护退出,做好隔离措施,以确保运行设备的安全。”

3.2 失灵启动回路传动

一般220kV及以上电压等级的变电站都配备有失灵保护装置,失灵启动回路是保护回路中最复杂、最主要的保护回路之一。

图1给出了A相跳闸启动失灵保护启动回路的原理示意。失灵保护启动回路一般由断路器辅助保护失灵启动接点SLA-2,第一﹑二套保护A相跳闸接点及跳闸出口压板(TJA1、1LP,TJA2、4LP),及I、II线隔离位置接点1YQJ或2YQJ组成。下面以A相跳闸启动失灵为例,对失灵保护的传动方法做详细介绍。首先将I母刀闸合闸、II母刀闸分闸,使1YQJ处于闭合状态、2YQJ处于断开状态;其次将第一套保护A相失灵启动出口压板投入,断路器辅助保护失灵启动功能压板投入;最后将断路器辅助保护和第一套线路保护的保护电流回路串联,用微机保护校验装置模拟A相永久性故障,但要保证故障电流大于断路器辅助保护失灵启动电流。同时,在失灵保护屏用万用表蜂鸣档位测量01B、024端,正常情况下应发出蜂鸣,从而证明失灵启动回路的完整。此外,还应特别注意新建间隔,只有送电前才能在失灵保护屏接入失灵启动线,并且接线前应保证回路不导通,这样才能保证安全。

3.3 断路器交直流环网回路接入

断路器交直流环网回路接入时,应注意核对相序,如果相序错误或正负接反,将会造成线路短路伤人或者设备不能正常工作的后果。

3.4 三侧电压并列回路

由于增加了II段电压回路,应保证传动回路既要传动到位,又要防止PT反送电。

3.5 电压切换回路

电压切换回路的重点为防止新增间隔在I、II母电压回路接入后传动该间隔。如图2和图3所示,I、II母隔离刀闸同时合闸时,735k、737k刀闸闭合。如果I母带电运行,那么A630就会通过1YQJ1和2YQJ1到达II母,形成二次至一次停运母线的反冲电,容易造成人身伤亡和设备损坏事故,严重危及电网安全运行。所以,应注意事先拆除带电的电压线。

4 二次设备调试的注意事项

在变电站的二次设备调试中,要做对设备的全面调试。首先要在保证变电站二次设备调试的安全状态,因而不仅仅只是用带有保护装置的进行单个设备的调试。在做升流试验时,要首先检查确认保证该间隔所有的电流回路无开路。以防在升流过程中二次回路产生高电压,对人身和设备产生危害。在对设备的调试过程中,要特别注重变电所内的线路是否带负荷以及变比、极性等变电所内的电气设备的监测和调试。变电所内的电流、电压回路以及信号、通信设备等都应该是调试的重点。要注意申请保护压板的退出,以免产生误跳闸。

结语

安全生产就需要落实好安全责任。这样在措施上的可操作性便能得到增强。变电站中的二次接线和二次调试的安全技术管理要做到全方位全面化。让每个员工积极地参与到工作中加强他们的责任意识和危机意识,以保证每道工序每个环节的正确性和安全运行。从而让变电站的安装调试质量良好,有利于今后的安全可靠运行,促进社会经济得到更好的发展。

参考文献

[1]文锋.发电厂与变电站的二次接线及实例分析[J].机械工业,2008.

调试阶段 第7篇

智能巡检机器人推广项目是国家电网公司重点推广项目, 辽宁500 k V电网分3批进行推广, 其中, 沙岭、徐家、王石、辽阳、南关岭500 k V变电站是首批推广应用单位。

辽阳500 k V变电站智能巡检机器人工程由广州科易光电技术有限公司生产, 于2014年4月28日开工建设。工程包括设计、土建施工、机器人安装、充电小屋安装、无线网桥安装等, 历时1个多月, 敷设磁轨5 000余米, 拍摄照片达上千张。

国网辽宁省电力公司高度重视智能机器人的验收工作, 安排专人编写验收方案, 组织运维人员依据《国网运检部关于印发变电站智能巡检机器人验收细则的通知》和《国网辽宁省电力有限公司巡检机器人管理规定》, 主要采用资料审查、后台系统审查、现场测试等验收方法, 按照设备项目标准进行功能检测与性能评估, 在验收过程中保存记录与图像, 为智能机器人推广积累第一手运维资料。

智能巡检机器人投入使用后, 将代替日常人工巡视, 可有效降低运维成本, 减轻运维人员劳动强度, 提高变电站巡视的自动化和智能化水平, 为变电站实现无人值守奠定坚实的基础。

调试阶段 第8篇

关键词：安全壳喷淋泵,扬程,故障处理

1 背景概述

某核电厂X号机组开盖冷态功能试验期间执行喷淋流量试验 (TP-EAS-50) 时, 发现再循环喷淋工况试验结果 (流量、压力) 不能满足安全准则的要求, 随即在现场展开了一系列特定流量下安全壳喷淋泵扬程问题的研究、分析及试验活动。

2 发现问题

喷淋流量试验 (TP-EAS-50) 是CPR1000核电厂专设安全设施的大型综合性试验之一, 其主要目的为:验证每台安全壳喷淋泵的直接、再循环喷淋流量和对应环管压力, 为核电厂在事故工况下的安全运行提供保障。安全壳喷淋泵性能问题在TP-EAS-50试验过程中发现。

2.1 喷淋流量试验安全准则

直接喷淋阶段 (安全壳绝对压力为0.52MPa) , 喷淋环管流量≥800m3/h;

———在试验条件下, 喷淋环管绝对压力为0.78MPa时, 喷淋环管流量≥816m3/h。

再循环喷淋阶段 (安全壳绝对压力为0.1MPa) , 喷淋环管流量≥972m3/h;

———在试验条件下, 喷淋环管绝对压力为0.48MPa时, 喷淋环管流量≥992m3/h。

2.2 喷淋流量试验数据分析

执行TP-EAS-50中EAS001/002PO直接喷淋试验章节, 试验数据均满足上述安全准则要求, 且压力、流量有一定的裕度。而执行TP-EAS-50中EAS001/002PO再循环喷淋试验章节, 在喷淋环管背压调至准则下限时, 喷淋流量仍不能够达到安全准则要求, 试验结果不合格。

进一步计算分析喷淋泵的流量扬程数据, 并与设备供应商提供的喷淋泵在出厂试验时的流量扬程特性曲线 (H-Q) 进行比对, 发现喷淋泵在同一流量下, 现场试验测算扬程比出厂试验时的扬程要低。譬如3EAS001PO在980m3/h流量下, 扬程折算至额定转速下约为108.9m, 低于出厂性能试验曲线。

3 问题排查

针对安全壳喷淋泵TP-EAS-50期间每个流量点的扬程都要比出厂试验时小的情况, 为排除试验方法或试验台架差异对泵的性能带来的影响, 而最终找到原因并处理, 现场采取了一系列排查措施。

3.1 现场性能试验

问题发生后, 应设备供应商要求, 由供应商代表见证, 在某核电厂3号机组对两台安全壳喷淋泵的性能进行了进一步测试, 测试结果如表1所示。

注①:“封堵小循环”即封堵喷淋泵出口喷射器回路, 详见下文3.3.5节。

由表1可看出泵在各个流量点下的扬程仍比出厂试验H-Q曲线低一些, 特别在EAS002PO封堵了喷射器循环管线后, 再循环工况下的扬程仍与下表的设计规格书要求存在较大偏差。

3.2 与参考机组对比

分析对比参考机组———某核电厂2号机组喷淋泵 (2、3号机组供应商不同) 出厂特性曲线的考核点数据, 发现在850m3h流量下的扬程2号机组低于3号机组, 而1050m3/h流量下的扬程则是2号机组高于3号机组。

对比说明某核电厂3号机组喷淋泵在800m3/h以上大流量下扬程下降较快, 这有可能是导致问题发生的根本原因。

3.3 现场摸排

进一步摸排现场试验过程、试验结果分析各个环节中的误差或错误, 排除现场致因。

3.3.1 泵进出口管线、压力表充水排气不充分

(1) 建议:起泵前通过换料水箱重力压头对喷淋泵及其附属管线、仪表进行静排气, 喷淋泵小流量起泵后进行主要仪表、部分小管的动排气。

(2) 已采取行动:在配合供应商代表进行喷淋泵性能试验时, 已按照其要求在小流量运行时对泵进出口压力仪表进行充水排气, 可以排除。

3.3.2 泵进出口压力表失准

(1) 建议:泵进出口压力表符合设计精度等级要求, 与以往参考电站或机组一致, 读数应能满足试验需求, 从分析问题的角度建议并接临时高精度压力表或变送器, 以排除这一因素。

(2) 已采取行动:相关仪表和参考电站一致, 精度能满足要求;为进一步确定压力示数的准确性, 在进行泵性能试验时安装精度等级更高 (0.1级) 的压力变送器, 经过试验和正式压力表所得参数基本一致, 可以排除。

3.3.3 泵进出口压力表在出厂试验时和现场试验时安装位置不一致

按照正式设计, 泵进出口压力表安装在泵进出口管道上, 设备供应商在出厂试验时将压力表安装在泵体法兰上, 相较而言供应商的做法减小了进出口压力表间的沿程阻力损失, 测量读数用于计算更接近扬程真实值。但考虑到沿程阻力损失非常有限, 此处可以忽略。

3.3.4 扬程计算方法错误

(1) 建议:扬程应为泵出口与泵入口的动静压头和之差, 在编制扬程计算软件时需注意, 应对此进行重新核算。例如:吸入端静压头H1=20.351m CL, 排出端静压头H2=175.097m CL, 吸入端动压头V1=0.0253824m CL, 排出端动压头V2=0.1283301m CL, 则扬程H= (H2+V2) - (H1+V1) =154.849m CL。

(2) 已采取行动:按照国标 (GB_T3216-2005) 对计算公式、计算软件进行重新核实, 确认满足国标要求, 此处可以排除。

3.3.5 现场泵进出口压力表之间存在其他阻力件或分流管线

(1) 建议1:协调安装部门拆除泵出口的八字盲板检查, 检验其间隔环侧安装质量, 防止因偏心对流量造成影响。

(2) 已采取行动1:协调安装部门, 在供应商代表的见证下, 对喷淋泵出口八字盲板进行拆检, 未发现偏心等情况, 可以排除。

(3) 建议2:在性能试验时, 对EAS001/002EJ喷射器管线EAS005/006JP进行封堵 (封堵小循环) 。

(4) 已采取行动2:现场在执行EAS002PO相关性能试验时, 将EAS005JP封堵后进行试验, 试验结果见3.1节中注①, 对试验结果未产生根本性影响, 扬程仍低于出厂性能曲线。

(5) 建议3:如果喷淋泵旁路管线上手动截止阀EAS045VB及逆止阀EAS047VB同时存在内漏现象, 泵出口高压流体将通过该路管线倒流回泵入口, 意外增加一条小循环管线, 会对泵的扬程计算产生影响。此种可能性虽然较小, 但建议必要情况下对逆止阀或截止阀进行解体检查并做密封性试验。

已采取行动:核实EAS047VB的结构发现阀门结构为蝶式止回阀, 其密封能力强, 一般不会发生泄漏, 参考电站未发生过泄漏现象;另外, 安装部门在进行水压试验时, 阀门EAS045VB作为压力边界承受1.1MPa·g水压且试验结果合格。据此, 可以排除两个阀门同时泄漏造成的压力损失影响。

综上, 结合参考电站试验经验, 在某核电厂现场进行一系列排查与分析之后, 基本确定现场试验台架、试验方法等不存在问题。随即问题处理及排查方向引向了设备出厂试验台架。

3.4 出厂试验台架检查

在确定现场不存在问题后, 随即在采购部门的协助下, 对设备供应商出厂试验台架进行了排查, 排查主要针对:①就地与远传测量一致性、远传测量通道、差压变送器精度、功率测量方式等测量、计算方法;②流量、压力测量装置重新检定。

在将流量测量装置———文丘里流量计送往第三方检定机构重新标定后, 相比2011年9月5日初始标定结果, 前后两次流出系数存在约5.5%的偏差。

4 致因确定

结合第三方检定机构提供的校准结果, 对比安全壳喷淋泵现场试验及出厂试验数据发现, 在考虑了约5.5%的偏差后, 两者数据十分接近, 这更进一步确定了问题产生的根本原因, 即:设备供应商出厂试验台架文丘里流量计流出系数失准, 致使在设备出厂试验过程中, 喷淋泵的性能出现偏差, 未能达到设计要求;进而导致喷淋泵在现场进行TP-EAS-50试验时, EAS系统再循环喷淋流量不能满足安全准则。

5 问题处理

在确定根本原因后, 即对症下药, 处理方法相对简单直观。设备供应商评估可通过对喷淋泵水力部件进行微修整的方式, 提升泵组性能, 以使其满足设计规格书考核点要求。最终, 某核电厂3号机组按计划在装料前完成安全壳喷淋泵相关调试试验。

6 总结

在某核电厂3号机组安全壳喷淋泵性能问题发生之后, 现场工程技术人员在结合参考电站经验的基础上, 充分研究了出厂性能试验、现场性能试验数据, 详细分析了可能导致问题发生的系统、设备、试验方法等多方面影响因素, 针对各类因素提出了排查方案并付诸实施, 最终确定了泵组性能问题产生的根本原因, 为核电厂核级泵组工程阶段故障诊断, 特别是性能问题的处理积累了经验。

参考文献

[1]《回转动力泵-水力性能验收:1级和2级》 (ISO 9906-2012) [S].2012.

[2]《回转动力泵-水力性能验收试验:1级和2级》 (GB/T3216-2005) [S].2005.

[3]《核电站用能动机械设备的鉴定》 (ASME QME-1) [S].2002.

[4]离心泵故障诊断方法[J].辽宁工程技术大学学报 (自然科学版) , 2002 (02) .

[5]离心泵常见故障的原因及在生产中的应用[J].河北化工, 2008 (06) .

[6]核级泵的鉴定规则分析与研究[J].中国高新技术企业, 2004 (01) .