AP1000电站
AP1000电站（精选11篇）
AP1000电站 第1篇
当今世界, 随着经济的发展, 传统能源供给日趋紧张, 温室气体排放的形势日益严峻。为实现可持续发展, 必须加快实施节能减排, 大力发展清洁能源。世界核电技术发展和运行的实践证明, 核能具有清洁、安全和可大规模提供稳定电力的优势, 日益受到青睐。加快核能和平利用, 日益成为加强环境保护、建设生态文明的必然选择。改革开放30年来, 我国经济社会发展成就巨大。但与此同时, 能源供给仍以煤为主, 清洁能源比重较低。由此带来的环境问题尤为突出。我国政府也将发展核电作为调整能源结构、保护环境、应对气候变化的重要措施之一。
胡锦涛总书记在秦山考察时指出:“核电产业是高科技的战略产业。实践证明, 高科技特别核心技术拿钱是买不来的, 要继续坚持以我为主, 这是发展核电的必由之路。在自主创新的同时, 坚持对外开放, 加强国际技术交流与合作, 学习借鉴国外核电的先进技术和管理经验, 努力提高我国核电的装备技术水平和运行管理水平。”
由此可见, 无论是国际形势还是国内经济发展战略的需要, 先进核电技术的应用都提到了日趋紧迫的日程上来。
目前, 世界上已经大量建成运行的均为第二代及其改进型的核反应堆型。但是, 由于1979年和1986年先后发生在美国三哩岛和前苏联切尔诺贝利核电站的严重事故, 使社会公众对核电安全性产生了疑虑。因此, 总结历史经验教训, 为规范世界范围的核电安全管理, 使核电技术能够健康稳步的发展, 为社会发展实现其积极作用, 国际原子能机构 (IAEA) 在其推荐的核安全法规 (NUSS系列) 中, 明确要求先进的核电技术必须解决以下问题: (1) 进一步降低堆芯熔化和放射性向环境释放的风险, 使发生严重事故的概率减小到极致, 以消除社会公众的顾虑; (2) 进一步减少核废物 (特别是强放射性和长寿命核废物) 的排放量, 寻求更佳的核废物处理方案, 减少对人员和环境的放射性影响; (3) 降低核电站每单位千瓦的造价, 缩短建设周期, 提高机组热效率和可利用率, 延长寿期, 以进一步改善其经济性。
2 非能动安全先进核电站AP1000
AP1000是美国西屋公司开发的满足URD文件的第三代核电技术堆型。采用了可以马上推向市场的成熟技术, 代表了目前国际上最先进的核电技术水平。先后取得美国核管理委员会 (NRC, U.S.Nuclear Regulatory Commission) 颁发的AP1000标准设计的最终设计批准书和设计证书。
AP1000有如下技术特点: (1) AP1000的设计理念。在传统成熟的压水堆核电技术的基础上, 引入安全系统非能动理念, 使核电站安全系统的设计发生了革新的变化;在设计中采用了非能动的严重事故预防和缓解措施;简化了安全系统配置;减少了安全支持系统;大幅度地减少了安全级设备 (包括核级电动阀、泵和电缆等) 及抗震厂房;取消了1E级应急柴油发电机系统和大部分安全级能动设备;明显降低了对大宗材料的需求。由此派生出了设计简化、系统设置简化、工艺布置简化、施工量减少、工期缩短、应急响应时限要求降低等一系列效应。由于采用非能动安全系统, 大大降低了发生人因错误的可能性, 使AP1000的安全性能得到显著提高的同时也提高了经济竞争力。 (2) 安全系统特性。AP1000设计的一个重要目标, 是进一步加强事故预防和缓解的能力, 提高核电站的安全性, 并把堆芯熔化频率 (Core Damage Frequecy, CDF) 不超过1×10-5/堆·年和大量放射性释放频率 (Large Release Frequecy, LRF) 不超过1×10-5/堆·年作为设计的安全目标。AP1000采用非能动安全系统, 利用我们日常生活中几乎每天碰到的自然循环、重力和压缩气体膨胀这样简单的物理现象和原理, 不需要泵、交流电源、1E应急柴油发电机组, 以及相应的通风和冷却水等支持系统, 来实现堆芯冷却和安全壳的热量排出。这不仅极大地简化了系统, 还使操纵员的宽限时间 (Operator Grace Time) 增加到72h (第三代以前的核电堆型技术中操纵员的宽限时间小于30min) 。 (3) 严重事故预防和缓解措施。AP1000进行了严重事故和概率安全评价 (PSA) 的分析, 确定和采取了预防和缓解严重事故后果的措施。PSA分析结果表明, AP1000大量放射性释放频率小于1×10-6/堆·年。这说明, 所采取的预防和缓解措施是有效的。
综上所述:与第二代核电机组相比, 第三代核电技术AP1000吸取了世界400多台核电机组至今积累的12000多堆·年的运行经验, 充分利用几十年的科技进步成果, 按照当前新的核安全法规要求设计, 把严重事故作为设计基准, 考虑了安全壳在严重事故情况下的负载, 安全性和经济性都有很大提高。AP1000在确定论安全分析和概率风险评价 (Probabilistic Risk Assessment, PRA) 中, 结果均满足U R D的安全要求。根据IAEA的有关定义, AP1000堆型进一步明确了防范与缓解严重事故、提高安全可靠性和改善人因工程等方面的要求, 是一种满足要求的创新型第三代核电技术堆型。
3 AP1000堆型与我国核电发展战略
在世界核电复苏大潮汹涌、中国能源结构调整的要求空前加大的背景下, 2006年底, 中国政府审时度势, 果断作出“统一核电发展技术路线”的重大决策:走引进、消化、吸收和再创新的发展道路, 引进目前世界上最先进的第三代核电AP1000技术。
不过, 引进AP1000仅是第三代核电技术自主化征程的第一步, 更关键在于消化吸收和再创新。为此国家专门设立大型先进压水堆核电站重大专项, 目标是在掌握AP1000技术的基础上, 通过再创新, 开发形成具有中国自主知识产权的、功率更大的大型先进压水堆核电技术品牌。为实现上述自主化目标, 国家制定了“三步走”发展战略:第一步, 外方为主, 我方全面参与, 建成自主化依托项目4台AP1000机组, 基本形成AP1000三代核电沿海厂址标准设计;第二步, 我方为主, 外方支持, 形成AP1000内陆厂址的标准设计, 完全具备在沿海和内陆建设AP1000核电机组的能力;第三步, 实现全面自主创新, 形成CAP1400标准设计, 建成CAP1400重大专项示范工程及进行规模化建设, 开展更大装机容量的CAP1700的预研工作。
目前, CAP1400核电站建设已列入国家发展改革委调整后的《核电中长期发展规划》。我国完成了第三代核电技术AP1000内陆核电站标准设计的初步设计和安全分析报告。这标志着中国已在技术上具备了在内陆批量建设AP1000核电站的条件。
可以预见, 在不远的将来, 第三代核电技术AP1000堆型及在其基础上的全面自主创新CAP1400技术, 将为推进中国由“核电大国”转变成“核电强国”的自主化发展, 实现国家经济发展的重大战略目标发挥重要作用。
摘要：本文介绍了目前世界上最先进的第三代核电技术AP1000的发展背景、主要技术特点, 及其在我国核电与经济发展战略中的重要作用。
AP1000电站 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电站 第3篇
220KV倒送电是核电厂建设过程中的一个重要里程碑节点，所谓的倒送电就是通过厂区辅助变压器，把电网的高压电变成厂内可用的中压电，从而满足核电厂建设施工和调试用电的需要。三门核电1号机组采用美国西屋电气公司AP1000型压水堆，是国家三代核电自主化依托项目，机组控制系统采用数字化仪控系统Ovation平台。三门核电1号机组作为世界首堆，设备商普遍缺乏新设备的制造经验，相关部件到厂时间出现了延误。而控制系统在设计、仪控机柜供货方面也出现了滞后，为了保证220KV倒送电节点的顺利完成，于是采用了永临结合（移动测试站MTS+永久仪控机柜）的方案，搭建了一套临时DCS监视系统，用来监视220KV倒送电期间辅助变压器以及电气系统受电过程。
1、220KV倒送电简介
1.1倒送电步骤
三门核电一期项目ATP时间节点为2007-12-31，FCD时间节点为2009-03-31，倒送电里程碑时间为ATP+48，倒送电仅涉及220KV系统倒送电，不考虑500KV倒送电情况，受电过程主要分为两个阶段，第一阶段：220KV开关站送电和1号机组辅助变4A/4B及低压侧共箱母线送电。第二阶段：CI厂房内的四段中压母线及以下各段低压母线受电和NI厂房内的两端中压母线及以下各段低压母线受电。
1.2倒送电涉及系统说明
倒送电开始前，倒送电范围内的电气一次、二次设备安装调试结束，并经验收合格，具备倒送电条件，倒送电涉及的系统如下：
1）ZBS系统：电网至220KV开关站以及220KV开关站的操作送电；2）ZAS系统：架空小母线、两台辅助变（RAT-4A、RAT-4B）及共箱母线的监视；3）ECS系统：CI和NI厂房内的6段10.5kV母线（ES-01、ES-02、ES-03、ES-04、ES-05、ES-06）及以下低压母线受电电的监视；4）EDS系统：为PLS系统以及开关柜所需的直流电源、交流电源，以及调试仪器、设备所需的工作电源。
2、倒送电监控方案分析
2.1临时方案背景介绍 根据三门核电1号机组一级进度计划以及当时DCS的实际设计情况，为保证倒送电的里程碑能按期实现，对倒送电相关的控制系统采取临时措施。通过与西屋公司协商，首批用于支持倒送电和早期工艺系统调试的33个仪控机柜分别通过空运和海运发至现场。空运的为12个机柜（支持倒送电）和4台MTS，海运的机柜为21个（支持其余早期工艺系统调试）。倒送电涉及的12个仪控机柜，其中4个DPU机柜布置附属厂房的计算机间，8个RIO机柜布置在核岛和常规岛厂房，由于厂房施工进度滞后，计算机间不满足DPU机柜的安装条件，因此采用了以MTS替代DPU机柜的“永临结合”的方案，启用正式的RIO机柜，在MTS#1内灌入临时的调试软件。RIO机柜为永久机柜，机柜安装、电缆端接等采用正式方案。MTS作为为临时设备，替代DPU机柜，电缆端接采用临时电缆，以便执行对倒送电的监控。
2.2临时设备介绍 倒送电过程中采用的关键临时设备是移动测试站（mobile test station，MTS），移动测试站是Emerson公司生产的一个可移动的Ovation控制系统。移动测试站不仅仅是缩小的Ovation控制机柜而是一个缩小的Ovation系统，除了配置标准的Ovation控制机柜硬件，还配置有数据库服务器、交换机、媒体转换器、显示屏、键盘、鼠标等设备。移动测试站集Ovation机柜、操作员站和工程师站的功能于一身，并在服务器中安装有齐全的Ovation组态软件和应用软件。因此可以在MTS测试站的服务器上建立Ovation站点、配置I/O以及进行其它系统配置，以及建立控制逻辑图和工艺流程画面，并可以通过MTS执行标准的操作员监视功能。
2.3临时监视系统介绍 用于支持三门核电1号机组倒送电的首批机柜共包含四台MTS，其中MTS#1位于附属厂房的计算机室（临时主控室），MTS#2位于辅助厂房，MTS#3位于汽机厂房，分别与各自厂房内的首批机柜连接，MTS#4机动备用。此外在计算机房还布置有1台EWS（Drop200）、3台OWS、1台打印机和1台根交换机，首批机柜与就地设备之间的电缆是永久电缆，首批机柜与MTS之间的电缆用的是Cat5e网线；MTS#2和MTS#3与Root Switch之间的电缆是光纤。每台测试小车中可以安装4条支线，其中A、B支线每条安装有4个标准I/O基座可容纳8个I/O卡件，C、D支线每条可容纳4-5个I/O卡件。I/O卡件作为控制器与现场仪表信号的接口，将仪表信号输入给Ovation控制器使用，并将控制器产生的信号输出到就地设备。此外MTS还配置有一对冗余的电源模块，为MTS 控制器、I/O卡件、现场仪表提供电源。在MTS发货前，每个MTS都下装有同样的Ovation软件配置。在本方案中第一批到货的设备不包含有服务器，同步到货的只有3台操作员站，因此将MTS#1配置成Drop200，作为软件服务器、数据库服务器、域名控制器和历史站。
2.4软件组态 由于采用临时的DCS监视系统，其软件组态需要在MTS#1上进行，首先根据永久机柜的卡件布置在服务器上进行硬件组态，并在数据库中建立相关的测点，并完成报警、量程等信息的组态。画面组态使用服务器中安装的Graphic Builder软件创建倒送电监视画面。逻辑组态根据倒送电相关的技术规格书、P&ID等设计资料进行，完成组态后将逻辑下装到MTS内的Ovation控制器中，并进行必要的试验和测试。
3、对倒送电实施监视
2012年3月23日11时，三门核电一期工程1号机组倒送电里程碑节点顺利完成，使三门核电1号机组获得了可靠的厂外备用电源，为后续系统调试提供了可靠电源，并为机组并网发电提供了有力保障。在倒送电过程中，操作人员通过临时DCS监视系统，对相关电气开关以及辅助变压器的相关功率、电流、油位、绕组温度等测点进行连续性监视，及时发现倒送电过程中的各种报警和异常情况。结果证明，使用永临结合的临时DCS监视系统对倒送电过程的监视是成功的。
4、结束语
220KV倒送电是核电工程建设的一个重大里程碑节点，同时也是比较靠前的工程节点，这时往往正式仪控系统还未投用。在三门核电1号机组倒送电过程中，通过搭建以MTS为核心的临时监视系统，采用永临结合的技术方案，对220KV倒送电全过程进行监视，确保了倒送电节点的顺利完成。该方案具有很强的实用性，后续AP1000机组可以借鉴。
（作者单位：中核辽宁核电有限公司）
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AP1000电站 第4篇
关键词：AP1000电站,安全壳整体泄漏率试验,试验组织方案
安全壳作为核电站的第三道安全屏障, 必须在机组首次投入运行前, 执行一次安全壳整体泄漏率试验, 以确保在严重事故工况下, 外泄到环境中的放射性物质总量不超出公众剂量限值。安全壳的整体泄漏率试验由于试验规模大、具有较大风险, 所以备受关注。本篇文章将以世界首批AP1000项目——海阳核电站1号机组安全壳整体泄漏率试验的良好实践为依据, 简单介绍AP1000电站整体泄漏率试验的组织方案。
1 安全壳整体泄漏率试验简介
AP1000电站安全壳整体泄漏率试验方法与要求符合ANSI/ANS-56.8-1994标准, 即对钢制安全壳加压0.96倍事故峰值压力至安全壳设计压力范围内至少24小时, 验证钢制安全壳的泄漏率小于La (La:即在设计基准事故安全壳压力下, 允许安全壳的最大泄漏率, 其值取安全壳干空气质量的0.1%/day) 。考虑到后续钢制安全壳老化等影响, 首次试验的泄漏率需小于0.75La。
2 海阳核电1号机组安全壳整体泄漏率试验组织机构成立背景
海阳核电1号机组作为AP1000技术首批电站, 在执行安全壳整体泄漏率试验期间, 面临了很多全新的技术问题和管理问题。首先, 由于安全壳气压试验与安全壳整体密封性试验连续进行, 涉及到不同试验责任方, 且试验参与单位较多, 合同关系也较复杂。其次, 海阳核电1号机组安全壳整体泄漏率试验在冬季执行, 必须克服国内其他电站不曾面临的试验温度低于10摄氏度的问题。若试验在原有组织机构下运转, 错综复杂的管理问题以及首批AP1000电站试验面临的全新技术难题, 将严重制约安全壳整体泄漏率试验的推动。所以, 如何成立一个分工明确、运行高效的试验管理组织机构, 是成功完成安全壳整体泄漏率试验的最关键因素。
3 海阳核电1号机组安全壳整体泄漏率试验组织
通过摸索与探讨, 迅速成立了海阳核电1号机组安全壳整体泄漏率试验组织机构, 并在试验的准备、执行过程中起到了极大的推动作用。本篇文章将对试验组织机构的职能与运转进行介绍与阐述。
海阳核电1号机组安全壳整体泄漏率试验组织分为7个领域板块:试验隔离与实施板块;管理程序发布与计划跟踪板块;技术方案确定与技术支持板块;安全质保与应急板块;先决条件与施工临措落实板块;试验检查与维修板块;实物保护与后勤支持板块。这7个领域板块各司其职、相互合作, 在试验总指挥的统一调度之下, 确保试验能够顺利进行。
3.1 试验隔离与实施板块
试验隔离与实施板块是安全壳整体泄漏率试验的核心, 也是试验实施的主体。该板块在试验总指挥与总协调的领导下, 执行安全壳整体泄漏率试验。该板块由三个试验组构成, 每个试验组又由试验总协调, 试验负责人, 现场阀门、风机操作人员, 打压系统操作人员, 数据采集人员等组成。三个试验组通过两班三倒的工作模式, 确保试验24小时不间断执行。该板块主要履行职责如下:
(1) 负责试验前梳理试验先决条件及试验技术条件。由于海阳核电1号机组在冬季执行试验, 而此时海阳的平均气温为1摄氏度, 不满足试验温度要求。试验组通过分析建模, 确定了安全壳保温方案。安全壳保温方案在试验执行中亦得到了验证, 即在安全壳实施保温方案后, 能够保障安全壳的温度满足要求。
(2) 负责安全壳局部泄漏率试验的组织与实施。安全壳局部泄漏率试验是安全壳整体泄漏率试验的重要先决条件, 试验组在整体泄漏率试验前4个月, 便展开了安全壳局部泄漏率试验。
(3) 负责梳理并完成试验相关的隔离。安全壳整体泄漏率试验是验证安全壳能够执行其安全相关功能——即维持安全壳完整性, 防止裂变物质向大气释放。试验期间, 所有的安全壳隔离阀置于《海阳核电厂最终安全分析报告》表6.2.3-1所列的事故后位置。此外, 由于试验期间, 安全壳内部处于富氧环境, 有非常大的火灾隐患。试验组负责梳理并切断壳内所有电气设备电源 (用于控制壳内温度的VCS风机电源除外) 。该项工作的高质量完成, 是试验能够安全、有效执行的基础。
3.2 管理程序发布与计划跟踪板块
管理程序发布与计划跟踪板块, 在试验准备阶段, 发挥了巨大的指引与促进作用。为试验能够如期开始、有条不紊展开, 起到了非常大的推动作用。该板块下辖2个小组:计划制定与协调组, 管理程序发布组。其主要职责如下:
(1) 完成试验相关管理程序的编制与发布。安全壳整体泄漏率试验是一个大型试验, 必须从进度、质量、安全等多方面考虑。为使试验执行有据可循, 必须编制试验相关的管理程序、试验专项计划, 降低试验受不确定因素的影响, 确保各项工作都能有条不紊进行。该板块负责完成了试验相关管理程序的编制与发布。
(2) 跟踪专项计划的落实情况并及时纠偏。通过跟踪计划的落实情况, 即时将偏差情况暴露出来。并对其进行分析, 以获取资源支持, 从而第一时间将消除偏差。
3.3 安全质保与应急板块
安全质保与应急板块主要职责为:检查试验文件合法、合规性, 检查试验人员的培训与授权情况, 并进行现场安全监督与消防评估。该板块下辖两个小组:安全监督组和质量监督组。
(1) 安全监督组。安全监督组职责为依照危害辨识与风险评估表, 组织试验前安全隐患排查, 监督安全措施的落实情况, 并负责试验与操作过程的安全监督, 确保本次试验安全管理体系的有效运转。
(2) 质量监督组。质量监督组的工作分为“试验前监督”和“试验过程监督”两部分。试验前监督重点关注先决条件准备、文件准备、人员培训授权与资质等;试验过程监督以试验质量计划选点验证为主要手段, 并辅以定时定点巡视检查, 以此确保试验质量保证体系的有效运转。
3.4 先决条件与施工临措落实板块
建立一支迅速、高效且执行力强的先决条件与临措实施团队, 对保障试验顺利开始, 起到了非常关键的作用。该板块下辖2个小组:采购协调支持组和先决条件及临措施工组。
(1) 采购协调支持组。该小组主要负责协调购买先决条件及临措实施所需的物资、设备, 其职责如下: (1) 负责协调采购安全壳保温方案实施所需的环廊加热风机、保温材料等; (2) 负责协调采购安全壳局部泄漏率试验备件等。
(2) 临措施工组。该小组负责临措的实施, 其职责如下: (1) 梳理并完成所有试验相关的建安方先决条件; (2) 负责安全壳保温方案的现场实施; (3) 负责试验之前对安全壳内所有不能承受试验压力的设备置于安全状态。
3.5 技术方案确定与技术支持板块
技术方案确定与技术支持板块负责试验技术方案的确定及试验期间非预期事件的技术支持。尤其在处理试验期间的非预期事件, 该模块提供了极大的支持, 保障了试验能够如期顺利完成。该板块下辖2个组:技术方案制定组和技术支持组, 该板块主要职责为:
(1) 组织完成试验前的各项技术准备。该板块根据国内同行安全壳整体泄漏率试验经验反馈, 并结合AP1000电站安全壳实际情况, 进行评估分析, 确定海阳核电1号机组试验需要进行的整改措施。譬如壳内设备保护、壳内清洁方案以及需提前切割阻碍安全壳自由膨胀的支撑等。
(2) 协助完成试验相关技术方案的编制、校核、审批工作。协助试验隔离与实施板块完成试验相关技术方案的编制、校核与审批。尤其在非常短的时间内, 确定了安全壳保温方案, 避免了试验延期的风险。
(3) 试验期间提供技术支持。试验期间, 尤其是在安全壳整体泄漏率试验前执行的安全壳气压试验。该板块对安全壳测点位移超出限制等进行分析、判断, 并给出了安全壳是否继续升压或降压维修的建议。同时, 在安全壳环廊风机投运时机及加压送风温度控制方面, 该板块也做了大量的分析, 提供了具有价值的建议。
3.6 试验期间检查与维修板块
该板块负责在试验期间对安全壳进行检查, 并对试验中出现故障的设备进行抢修。该板块下辖2个小组:试验检查组和试验维修组。其主要职责为:
(1) 负责维修人员与物资的准备。试验前, 该板块梳理了试验期间维修相关工作所需的人力和物资, 并由此完成了所需维修人员和物资的准备, 为试验能够顺利完成进行保驾护航。
(2) 负责贯穿件检查。在安全壳整体泄漏率试验期间, 该板块负责执行贯穿件的检查;此外, 该板块还协助完成了安全壳气压试验的安全壳检查工作, 以提前发现并处理贯穿件出现的问题。
3.7 实物保护与后勤支持板块
实物保护与后勤支持板块, 其主要职责是建立安全壳整体泄漏率试验的隔离区, 明确试验现场管理要求, 并给予后勤支持, 确保试验顺利完成。该板块下辖4个小组:实物保卫房间控制组、通讯保障组、后勤保障组、应急救援组。
(1) 实物保卫房间控制组。该小组主要负责实物保卫房间的管理、控制, 制定试验区域进入规章, 下发不同准入权限的通行证, 确保了各试验区域人员出入都在试验负责人的控制范围内, 排除交叉作业情况和试验无关人员的影响, 确保试验区域的完整性以及试验人员的安全性。
(2) 通讯保障组。安全壳整体泄漏率试验涉及区域广, 布置在厂区的打压设备, 分布在不同辅助厂房需定期检查的贯穿件, 以及需要频繁操作的打压控制阀。这些物项与试验指挥中心都有相当远的距离, 该板块负责保持各个试验检查区域的通讯, 以保障任何非预期事件第一时间汇报给试验指挥中心, 确保任何事件都能得到及时响应。
(3) 后勤保障组。该小组负责试验相关人员的用餐, 并负责试验相关人员的用车, 确保满足试验倒班工作人员需求。
(4) 应急救援组。该小组负责试验期间, 处理现场发生的人员伤害事件, 第一时间进行现场救护工作, 保障人员安全。此外, 该小组协助现场消防队, 负责处理试验期间发生的火灾事件。
4 结束语
海阳核电1号机组安全壳整体泄漏率试验将试验相关单位和部门整合为七个板块, 在组织管理上做了一定的创新。打破了行政组织的藩篱、调动了各方资源, 又充分发挥了各板块的专业能力, 最终保证了试验高质量、高效率完成, 为后续AP1000电站开展安全壳整体泄漏率试验, 提供了宝贵的经验。
参考文献
[1]American Nuclear Society, ANSI/ANS-56.8-1994, "Containment System Leakage Rate Testing Requirements".
AP1000电站 第5篇
关键词：AP1000；主泵变频器；安装；经验反馈
AP1000核电技术，是中国核电技术自主化依托项目最终选用技术，于2007年正式确定。首批依托项目4台机组分别落户浙江三门及山东海阳。AP1000技术的关键亮点之一是一回路系统冷却剂主泵采用屏蔽主泵，减少了其他压水堆核电技术上采用的轴密封主泵上可能发生的因轴封损坏造成冷却剂大量泄漏的隐患。
为满足中国50赫兹工频电压供电的要求并减小主泵启动时对厂用电系统和电机的冲击，在主泵供电回路中设计主泵变频器（Variable Frequency Drive，VFD）设备。AP1000主泵变频器额定运行工况输入10.5千伏，50赫兹，输出6.9千伏，60赫兹。VFD主要作用是先通过变频启动主泵并升速后，再通过定频输出60赫兹主泵电源。中国AP1000依托项目的主泵变频器由美国WEC公司采购，德国西门子公司制造。本文通过某滨海核电项目主泵变频器的安装介绍，为后续其他AP1000项目类似设备安装提供良好实践及经验反馈。
1 主泵变频器简介
中国某AP1000核电项目每台机组设置4台主泵，每台主泵配备1台变频器，均布置在核岛与常规岛厂房连接处的常规岛第一跨厂房内。变频器供电从常规岛4段中压母线取电，经变压变频后输出至布置在核岛辅助厂房的主泵断路器。每台变频器由电源输入柜、变压器柜、保护及控制柜、单元柜、电源输出柜、冷却柜、换热器模块等7大组件构成。安装完成后单台变频器最终尺寸12.745米*1.778米*2.921米，总重量为30683千克。
2 主泵变频器运输、存储
VFD设备整体重量大，某滨海核电主泵变频器全部通过海运运输至核电厂重件码头，通过平板拖车运输至存储仓库。为便于运输，将1台变频器分为4个运输子组件，4个运输子组件的带包装尺寸及重量详见表1。由于各组装尺寸大，重量重，因此如果现场不能在设备到货后直接引入安装位置的，必须考虑临时储存仓库的出入与倒运问题。
3主泵变频器现场安装
3.1主泵变频器安装难点
3.1.1 设备重量大，房间内无专用运输吊点，地面有预埋螺栓需要保护，运输难度大。
3.1.2 变频器安装期间对设备安装环境清洁度及温、湿度要求高，需要在建安装较多临时温、湿度控制措施。
3.1.3 设备外形大，对房间内部施工逻辑、土建地面平整度等有较高要求。
3.2 现场安装的施工先决条件
3.2.1 设备安装时的环境温度应控制在0-55摄氏度，空气的相对湿度不高于95%，无凝露，须有温、湿度控制措施。防尘等级根据ASME要求，达到B级清洁度。
3.2.2 设备安装预埋地脚螺栓已施工完毕并经测量复测检查合格（预埋螺栓其中心偏差≤1毫米，顶标高偏差+10毫米～+5毫米）。
3.2.3 安装地面应整洁、平坦、干燥，地面油漆施工完成；具有足够的作业空间（设备安装后柜门可自由开关）。施工临时电源具备，区域照明良好。
3.3 现场安装的施工流程
设备带包装箱引入安装位置→设备开箱检查→设备就位、组装及安装→接地安装→最终检查→成品保护
3.4 变频器设备安装实施
3.4.1 主泵变频器引入前，房间需满足设备提前引入条件。主泵变频器安装房间的屋顶、楼板施工完毕，不得有渗漏。主泵变频器最终安装位置的地面油漆需完成。主泵变频器的吊装及运输路径通畅，无障碍。安装用的预埋螺栓应验收合格。并做好预埋螺栓的成品保护工作。可以根据现场实际情况用木箱盖住预埋螺栓，防止在主泵变频器引入时碰撞预埋螺栓，导致变形。
3.4.2 主泵变频器的运输通道设置
第一跨10.74米层VFD运输通道设在第一跨最终安装位置南侧，在墙体上预留引入孔洞（孔洞尺寸7米*5米，引入后封闭）。
第一跨16米层VFD运输通道设在靠近主厂房侧，在墙体上预留引入孔洞（孔洞尺寸7.5米*6米，引入后封闭）。
3.4.3 主泵变频器的设备吊装、运输应由专门人员指挥，并按照已确定施工方案进行。
3.4.4 主泵变频器引入安装区域后，利用枕木临时存放在设备安装位置的预埋螺栓上方。临时存放期间，设备包装箱外部需用三防布覆盖。并在设备周围设置警示带，悬挂警示牌防止碰撞。严禁把盘柜顶部作为支撑进行其他作业。在盘柜上方作业时需搭设脚手架，并应对盘柜作覆盖隔离防止落物碰击；上方有动火作业时，必须在设备上方覆盖防火布。
3.4.5 组织开箱检查，核对设备的位号、名称、规格型号、装箱号及箱数。根据主泵变频器柜装箱清单清点电源输入柜、变压器柜、充电器柜、蓄电池柜、电源输出柜、冷却剂柜和热交换器柜及其他附件的数量并检查上述部件的完整性并做好保护。
3.4.6 由于主泵变频器房间未设吊装点，经现场核实需采用临时工装进行设备底部包装板拆除及设备吊装就位工作。临时工装采用Q235B 型钢制作，工装外形图详见图1，为适应不同部件尺寸的吊装要求，设计采用两段分开，起吊时连接的方式。
3.4.7 设备安装区域应平整，如设备安装就位后，发现不平整勿强行固定设备，而导致设备支架扭曲变形，柜门无法打开，应使用垫铁调平后，再最终固定设备。
3.4.8 主泵变频器单独柜体间的拼接用螺栓连接（如：变压器柜与蓄电池机柜间），具体的连接方式为前、后、顶部各3个连接孔，分别用3/8″*1-1/4″不锈钢螺栓、大号锁紧垫圈、绝缘锁紧垫圈和螺母进行连接，柜体后部连接需将后盖板拆除方可操作，螺栓连接力矩符合安装技术规范的要求。用螺栓连接的设备单元间需添加垫片或防潮型垫衬，必须保持垫片清洁、无变形；若垫片有缺陷需及时更换。
3.4.9 设备单元间拼接完成后需将设备内所有的Anderson Power ProductTM connector进行连接。
3.4.10 设备安装完成后，按照图纸要求连接柜体内连接母线，连接点应牢固可靠，连接螺栓紧固力矩符合安装技术规范的要求，主泵变频器蓄电池进线柜与变压器柜的母线连接需将设备后盖板拆除进行。
3.4.11 设备安装完成后，按照安装指导书要求将柜体间MATE-N-LOCK 插头、软管、管线、电缆等进行连接，连接点应牢固可靠。
3.4.12 设备安装完成后，施工人员配合厂商服务人员对主泵变频器冷却剂柜与热交换器冷却管道进行组装、管道试压、冷却剂填充工作。
3.4.13 主泵变频器设备接地为两点接地，分别通过变频器电源输入柜体与变频器电源输出柜与厂房接地网进行连接。变频器设备所有柜体间用黄绿接地线连接。变频器中变压器柜接地须按照安装指导书要求执行（变压器中性点不接地）。
3.4.14 主泵变频器组装完成时，检查盘柜、接线箱等电气设备固定螺栓已紧固，将设备内部、设备外壳进行清洁。用三防布将所有电气设备覆盖，保证电气盘柜防水、防潮。
4 主泵变频器安装后的成品保护
主泵变频器安装完成后后，应使用三防布将设备严密包裹。考虑到房间内，尤其是设备上方为保证引入拆除了风管机电缆桥架等需进行恢复，因此需对设备进行五面硬保护，并在设备上挂上设备保护牌（设备保护牌上应包含有相应的设备位号）。设备不允许作为人员施工时的支撑。
在房间内加装通风设施和空调，确保设备所处区域的温、湿度在允许范围内。并根据程序要求做好日常温、湿度巡查及记录。
5 后续设计与施工经验反馈
5.1 考虑到设备运输对地面预埋螺栓的损伤，以及设备安装过程中预埋螺栓安装精度控制与设备螺栓孔之间存在的误差，以及VFD设备的静态属性，建议后续变频器固定螺栓可使用后置预埋螺栓固定，预埋螺栓在设备开箱后、正式就位前根据到货的设备螺栓孔位置进行现场安装。
5.2 后续主泵变频器安装房间内的风管设计、电缆桥架、工艺管道等的设计必须考虑主泵变频器的设备引入通道及安装空间，避免设备引入及安装过程中拆除大量已安装的正式物项。
5.3 因主泵变频器设备存储要求及防尘要求等级较高，建议在设备正式引入前，房间内相关施工物项全部完成，正式通风系统投用，如不能投用，必须安装临时空调及除湿机等对环境温湿度进行控制。
5.4 AP1000主泵变频器设备属于大型电气物项，自身重量较大，在设备运输及安装过程中存在较多起重问题，在正式吊装及运输前必须编制专项方案并进行评审，确保设备吊装时的人员及设备安全。
参考文献：
[1]林诚格.非能动安全先进核电厂AP1000[M].北京：原子能出版社，2008.
[2]王宪坤.AP1000核电站主泵的电气系统分析[J].中国核电，2012，5（3）.
AP1000电站 第6篇
随着世界能源危机的到来,核电作为清洁能源之一越来越引起全球各国的关注。AP1000是我国引进美国西屋公司的第三代核电技术,也是目前全球核电市场最安全、最先进的商业核电技术之一。AP1000钢制安全壳是核二级设备,它由一个圆柱筒体和上下两个椭圆形封头在现场拼装并焊接封闭而成。由于AP1000安全壳制作精度高,一直是我国核电技术国产化的难点。目前,国内已有一些研究人员[1,2,3]研究核电站及环吊等设施的测量,但针对核安全壳的测量研究报道甚少。本文以AP1000核电站安全壳筒体的测量为研究目标,采用工程测量的方法,对安全壳的筒体进行测量研究,提出了安全壳筒体组装测量的一整套方法,为安全壳的组装及核电站其他相关测量工作提供了可资借鉴的经验。
1 测量对象及目标
1.1 AP1000安全壳筒体简介[4]
AP1000压水堆钢制安全壳是反应堆厂房的屏蔽结构,是核电站建造中的重要装备。安全壳容器内直径为39.624m,容器总高为65.634m。安全壳由下封头、第一环、第二环、第三环和上封头五部分构成,采用分段组焊技术制作。筒体位于安全壳的中部,由第一环、第二环和第三环组成。圆柱筒体共11层,每层由44.5mm规格的12块圆弧钢板焊接而成。
1.2 AP1000安全壳筒体测量目标
以安全壳筒体的对接、横截面半径和垂直度的测量为研究目标,为确保筒体对接时的半径和垂直度符合组装精度要求,拟定的筒体组装焊接质量要求如表1所示[5]。
根据筒体组装焊接的质量要求,筒体焊接时的对口错变量必须控制在3mm之内(A类焊缝),任意横截面的最大、最小直径差须不大于99.3mm,其直径偏差、垂直度偏差分别为±49.6mm和不大于19.4mm。因此在筒体组装时,应优先满足焊接对口的错变量要求,然后再校正横截面直径及壳壁垂直度的偏差。
2 对接模型的建立与分析
筒体对接可理解为两圆的拼接,建立的对接模型如图1所示。
(a)底圆 (b)顶圆
图1a、图1b分别代表对接面上2个不同的圆,其中,图1a为底圆,图1b为顶圆。由于两圆具有不规则性,错变量应不大于3mm。在筒体安装测量时可采用两种方法进行组装。
方法一 两圆分开焊接组装。假设两圆轮廓误差分别为m1、m2,且轮廓误差范围相同,都为Δ1,两圆半径分别为R1、R2,且半径误差相同,都为Δ2,则两圆对接时任意一点的错变量可表示为
S=R1-R2+m1-m2
根据误差范围的基本理论,误差范围可表示为各分量系数的绝对值之和,即
ΔS=Δ1+Δ1+Δ2+Δ2=2Δ1+2Δ2≤3mm
根据实际情况,若假设对接圆轮廓误差范围为Δ1=0.5mm,则半径误差范围为2Δ2≤3-2Δ1=2mm,即Δ2≤1mm。若误差服从正态分布,则要求两圆的半径方差为1/3mm,圆度误差为1mm。
方法二 两圆先“合并”再分开组装,即将筒体上环的第一圈与筒体下环同时进行组装并板焊成一个圆环,其中,上环的第一圈不与下环的顶圈焊接在一起。焊接完毕后,将上环第一圈吊出,作为该环的焊接基准圆进行该环的组装焊接操作,其组装示意如图2所示。此外,筒体错变量精度控制可通过采用壳板拼接夹具及壳板拼接间隙片来实现,必要时可采用工装强行校正壳板错变量。
通过分析两种方法发现:方法一操作简单,但对圆的半径精度要求十分严格,以目前测量仪器的测量精度,达到1/3mm存在一定的困难。方法二操作比较复杂,但可满足圆的对接错变量要求,根据筒体安装的实际情况,本文采用第二种方法实现筒体的对接。
3 筒体半径与垂直度测量方法分析
3.1 测量方法分析
半径测量的常用方法有:样板测量[6]、卡规测量[6,7]、弓高弦长法[8]、平行弦法等,这些方法存在测量精度低的问题,既不符合AP1000核电站核安全壳筒体测量的精度要求,也不适合AP1000核电站核安全壳大型圆端面的测量。滚轮法[9,10]、三坐标机采点法[11]、激光-CCD图像扫描测量系统[12]等方法虽然测量精度高,但测量范围小,也不适合安全壳筒体的测量。
在工程实际中,大型设备垂直度的测量常采用工程测量的方法,故本文选择工程测量的方法来实现筒体半径与垂直度的测量。
3.2 工程测量准备工作
3.2.1 仪器设备准备
测量工作主要以高精度全站仪TPS1201和水准仪NA2+GPM3为主,另外还须配备一台PC机和一套平差软件,以及其他一些相关测量技术资料和辅助测量仪器。所有仪器都应经过校验,且在有效使用期限以内。
3.2.2 依据的规范
(1)GB 50633-2010《核电厂工程测量技术规范》。
(2)GB 50026-2007《工程测量规范》。
(3)ASME规范第三卷。
3.3 测量方法
3.3.1 中心三角形控制网的建立
筒体组装前期,在空旷场地建立中心三角形控制网,如图3所示。中心三角形为等边三角形,各外控顶点距离中心三角形中心点的距离约为50m。各控制点采用强制对中装置[13],其对中精度为0.2mm。
由于中心三角形控制网圆心点不能与筒体实际圆心重合,因此筒体的直径不能由架设在中心点处的全站仪直接测出。以中心三角形控制网中心点作为坐标原点,建立空间直角坐标系,为筒体的测量建立坐标基准,即以中心点为坐标原点,定出0°、90°、180°、270°方位作为安全壳筒体测量的方向基准。
3.3.2 筒体内部与外部测量
(1)筒体内部测量。
通过在中心点架设全站仪测量和控制筒体半径,为筒体的拼装、焊接提供依据。筒体内部测量是通过将全站仪架设于带有强制归心装置的中心点观测墩上对壳体的12块壳板的定位点进行观测来完成的,测量过程应在天气较好、能见度较高的环境下进行。图4为筒体壳板定位点内外部测量示意图。图5为筒体内外部测量示意图。
(2)筒体外部测量。
根据测量要求,筒体垂直度的测量以外壁为基准,因此需建立外控点以对筒体外壁测点进行观测,同时利用外控点对筒体的半径进行测量并与筒体内部测量值相互校验,保证测量的可靠性。
3.3.3 筒体直径、垂直度偏差计算
(1)筒体直径偏差计算。
筒体控制点的坐标含有测量误差,因此计算得出的半径值不能真实地反映筒体半径的大小。由于测量误差属于偶然误差,服从正态分布,可对筒体各横截面测点坐标采用最小二乘法计算出“标准圆”的半径,作为筒体的半径值,进而求出筒体直径的偏差和圆度。
利用最小二乘求出的筒体的半径值相比各测点坐标计算出的半径值精度大大提高,能最大限度地逼近筒体半径的真实值。设点(xi,yi)是圆上各控制测点的坐标,同时假设筒体横截面方程为
(xi-x)2+(yi-y)2=R2
在该模型中,由于各值均不是真值,因此会产生各点均不在同一圆上的现象,其偏差方程为
假设真值x=x0+Δx,y=y0+Δy,R=R0+ΔR,将偏差方程泰勒展开,取一次项,将其化为线性误差,即
式中,B为误差方程系数矩阵;
根据最小二乘原理,若偏差V属于正态分布,则当VTV取最小值时,所得估计值最优。其表达式为
NBB=BTPBW=BTPl
QXX=N-1BB=(BTPB)-1
式中,QXX为协因素矩阵;P为单位权矩阵。
由QXX=N-1BB=(BTPB)-1可知,精度矩阵与误差方程系数矩阵B和权阵P相关。若权阵P为单位阵,则精度矩阵只与误差方程的系数矩阵B相关。观察误差方程发现,在测量各点是等间距,且其误差相同的前提下,系数矩阵B和点的数量有关,其构造具有一定的规律性。图6所示为拟合点数与半径拟合精度的关系,可以看出,拟合的点数越多,拟合的精度越高,但随着拟合点数的增加,拟合精度提高的速度会越来越慢,计算也会越来越复杂,故从实际论,拟合的最佳点数应控制在20～30之间。
(2)垂直度偏差计算。
垂直度偏差可由处于同一垂线上各控制点的坐标计算而得,即通过最小二乘拟合方法得出壳壁最小二乘垂线基准,进而求出壳壁各控制点的垂直度偏差。垂直度偏差最小二乘原理与筒体最小二乘拟合圆原理相同。
4 工程测量精度分析
4.1 全站仪测量精度分析
全站仪TPS1201的距离测量精度为±(1+1.5×10-6D),若测量距离为100m,即D=100m,则全站仪距离测量精度为1.15mm。
全站仪TPS1201角度测量精度为±1″,即若D=100m,则测角精度约产生0.4mm的位移偏差。
由此可见,全站仪TPS1201在短边测量中的边、角测量权值相差较大,故实际测量时,应尽量提高控制网短边的测量精度[14],其间接平差计算应采用Helmert验后方差定权进行计算[15]。
4.2 测量精度分析
筒体的测量分为建立控制网和架设全站仪对控制网点进行观测两个步骤,如图7所示。测量精度为两步骤精度之和。
4.2.1 中心三角形控制网精度
中心三角形测量控制网各控制点采用强制对中装置,控制网三边长约为80m,顶点与中心点的距离约为50m,观测9个角度和3条边长,观测须考虑环境因素的影响,采用间接平差计算,控制点最弱点的点位精度小于1mm。
4.2.2 控制网点测量精度
受施工场地限制,不能采用后方交会法对测点进行测量,只能采用直接测量的方法对测点进行测量。其测量误差为
4.2.3 筒体测量精度
基于上述控制网精度并考虑强制对中精度0.2mm的影响,选择的控制网测量精度为
筒体直径与垂直度采用三维工程控制网进行测量。筒体任意横截面最大、最小直径差应不大于99.3mm,任意横截面的直径偏差为±49.6mm,垂直度偏差不大于19.4mm。经平差计算,工程控制网控制点的点位精度可达1mm,控制网测点点位精度可达1.5mm。测量精度完全满足筒体的测量要求。
5 结论
(1)筒体组装应优先满足错变量要求,其次是满足直径和垂直度偏差要求。
(2)筒体对接采用先“合并”后焊接的方法保证其错变量。
(3)筒体测量需建立三维工程控制网,并采用高精度全站仪进行测量。
(4)控制网采用中心三角形网络,以方便对角度和边长的观测。
(5)控制网测点点位精度可达1.5mm,满足测量要求。
AP1000电站 第7篇
主变压器是核电站最重要的电气设备之一。在长期的运行中,主变压器受到电动力、热辐射和化学反应的共同作用,其绝缘材料的机械和电气性能将发生衰减,产生绝缘老化现象。如果运行维护不良,将导致主变压器老化严重,一旦发生事故,会给核电站和电网带来重大的损失。
在正常条件下,变压器的预期设计寿命通常为20 a～40 a[1],而AP1000核电站变压器的设计寿命为60 a,能否使AP1000主变压器的寿命达到其设计值?这个问题值得思考。因此,尽早开展AP1000主变压器老化和寿命的研究很有必要。目前三门核电主1号机组主变压器尚未投运,本文提出的措施可以作为AP1000核电站主变压器运行和维护的参考。
1 影响变压器运行寿命的因素
1.1 热老化
工作温度越高,变压器绝缘材料的化学反应进行得越快,机械强度和电气强度丧失得越快,相对老化率越大,变压器的运行寿命就越短。
根据研究结果,油浸式电力变压器的绕组热点温度在80℃～140℃范围内时,绕组温度每增加6℃,变压器的相对老化率增加1倍,寿命减少1半。因此,过热是大型电力变压器寿命缩短的主要因素之一。
1.2 电老化
一般认为局部放电是变压器绝缘老化最主要的原因[2]。近年来,虽然变压器制造工艺水平得到了很大的提升,但是仍然不能避免在变压器油和其它绝缘材料中留有气隙或气泡。气体的介电常数比变压器油和其他绝缘材料小,介电常数越小,电场强度越大,所以气隙和气泡处的场强更强,而气体的击穿场强比变压器油和绝缘材料低,因此很容易首先在气泡中发生局部放电。变压器油中存在微量水分和杂质,在电场的作用下,也容易出现局部放电。另外,由于变压器设计不合理,某些部位的场强比其他位置高,变压器内部连接不良等原因都会引起局部放电。局部放电不断发展,最终导致绝缘击穿,影响变压器的寿命。
1.3 水分
在变压器的制造过程中,制造厂严格控制产品的水分。一般变压器要经过煤油气相干燥、真空注油、热油循环等除水工艺,但仍然会残留一定的水分。后期运行,尤其是吊罩大修,也不可避免地侵入一部分水分,同时变压器油热老化后也会分解出水分。变压器中的水分主要积聚在绝缘纸板和绝缘油中,它会恶化变压器油及绝缘纸板的电气性能,使其耐电强度降低,击穿强度随着含水量增加而急剧下降。水分还会与绝缘材料发生降解反应,加速绝缘材料的老化。研究表明,湿度为2%的绝缘纸的老化速度是湿度为0.3%的11倍。
1.4 变压器油老化
变压器油在电、热和氧气的作用下会逐渐老化。变压器油老化后,油的吸气性增强,聚合度也增强,导致油中气体增多、运动黏度增大。气体增多将造成油的绝缘击穿电压下降,运行黏度增大影响循环对流和传热能力,不能适应变压器的运行工况,并形成恶性循环,严重影响变压器的运行寿命,甚至造成设备事故[3]。
1.5 外界自然力的影响
狂风、暴雨、大雪、冰雹和地震等外界因素也会对变压器的寿命造成影响,应根据实际情况加以防范,必要时需停电。
2 判断老化程度的方法
2.1 统计法
对同型号的变压器进行统计,计算出变压器的平均寿命,用计算结果来评估老化情况和剩余寿命。这种方法实施起来简单,且成本低。但AP1000主变压器容量大,第一台AP1000主变尚未投入运行,没有同型号的变压器可以参考,所以这种方法无法实施。
2.2 测量绝缘纸的抗张强度
测量绝缘纸的抗张强度可以判断绝缘纸老化程度,若绝缘纸的抗张强度低于初始值的50%,可以判定变压器老化已经很严重,应考虑退出运行。绝缘纸抗张强度直接反映了变压器的老化程度,但测量绝缘纸抗张强度的前提是停电吊芯,在生产运行中不易实现,可以在运行10 a～15 a后大修时视情况进行。
2.3 CO和CO2检查
变压器绝缘纸的主要成分是纤维素,在O2、水分和温度等因素的作用下纤维素会发生解聚,长链分子断链变成短链分子,最终生成H2O、CO和CO2。绝缘纸的老化程度和解聚程度成正比。因此,变压器油中CO和CO2的含量在一定程度上反映变压器绝缘纸老化情况。在现场,一般采用气相色谱测量CO和CO2的含量,此方法简便易行。
根据GB/T 7572-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则,当变压器故障涉及到固体绝缘时,也会引起CO和CO2含量明显增长。而且,变压器从空气中吸收的CO2基值较高,通常把CO和CO2含量仅作为评估变压器绝缘纸老化程度的参考。
2.4 测量变压器油中糠醛(C5H4O2)含量
绝缘纸中的纤维素大分子随着变压器的老化会发生解聚,生成糠醛,糠醛的分子式为C5H4O2。变压器中除绝缘纸外,其它部件都不会产生C5H4O2,因此可以根据C5H4O2的浓度评估绝缘纸的老化程度。C5H4O2溶于变压器油,现场可以取油样,用高效液相色谱分析仪测出其含量。
根据国外的研究报告和数据统计,预防性维修规程中给出了指导性标准(见表1)。
当测出C5H4O2含量超过表中所示的值时,认为变压器相对老化率不正常,存在隐患,应继续跟踪,定期进行测量,尤其应注意糠醛的增长率。
2.5 测量变压器绝缘纸的聚合度
聚合度是指绝缘纸分子包含纤维素分子的数目,聚合度能直接反映绝缘纸的老化程度。新变压器纸的聚合度一般在1 000左右。运行中纤维素受温度、水分、氧化等共同作用发生降解,大分子逐渐断裂,聚合度降低。一般对绝缘纸老化寿命的判据是:把聚合度250作为绝缘纸是否已丧失机械强度的边界点,聚合度低于250的变压器应退出运行。
3 采取的措施探讨
3.1 加强变压器监造
变压器内部的每一个部件对于整个变压器来说都相当关键,任何1个部件的损坏都可能造成严重的后果。因此要注意变压器油、绝缘纸张、纸板、块木材、绝缘清漆等原材料的选用。同时,任何一道工序未做好都可能影响到变压器的寿命。作为业主方,应加强对变压器的监造,严把质量关。这样可以提高变压器的质量,从源头上延长变压器的寿命。
3.2 防止过负荷运行
变压器过负荷运行会造成温升变大,影响变压器的寿命,为了不影响变压器的寿命,应尽量减少过负荷运行的次数和时间。三门核电1号机组主变压器的容量为1 452 MVA,发电机容量为1 407 MVA,减去部分厂用负荷,主变的容量有一定的裕度。而且一般只有在事故情况下,当系统必须切除部分发电机或线路时,为了防止系统静态稳定破坏,保证连续供电,才容许发电机过负荷运行,从安全角度考虑,核电机组一般不会过负荷运行,因此主变过负荷运行的可能性很小。
3.3 加强预警
运行人员应加强对主变压器的巡检,尤其是油温、绕温等(可定期采用红外测温仪进行检查)。同时,应按标准要求定期取油样进行检查。另外,三门核电主变配置了变压器油在线监测装置,可有效地监测变压器油中的气体。通过这些措施可将主变压器的异常发现于萌芽时期。
3.4 诊断和分析
将现场诊断与趋势分析相结合,可有效地对变压器的绝缘状态进行监测。一般可以将局部放电测量、油色谱、温度测量、糠醛等测试值进行比对和趋势分析。如油色谱发现CO和CO2含量异常时,应测量变压器油糠醛,如果条件允许,应测量纸的聚合度,检查老化情况。综合试验结果和运行参数,做出较为科学的评估,采取有效的措施进行补救。
3.5 采取状态检修
状态检修是根据状态检测提供的变压器状态信息,分析变压器的异常的原因,预测故障,适时安排检修计划。采用传统的定期检修,缺陷检出率不高。据统计,预试发现设备有缺陷不足1%[4]。实施状态检修,可以增强变压器检修过程中的针对性和有效性,避免因过度检修和设备频繁拆卸产生的隐患,提高变压器运行的可靠性,延长变压器寿命。
4 结语
鉴于目前材料和工艺的水平,很难保证AP1000主变60 a的寿命,但是可以采取有效的措施,防止变压器快速老化。在运行过程中,应加强对变压器的检测、诊断和状态维修,保证变压器的安全运行,延长变压器的使用寿命。
参考文献
[1]关建军.大亚湾核电站变压器老化分析、寿命管理及探讨[J].TRANSFORMER,2002(11):42-45.
[2]周均仁.变压器主绝缘老化分析及防范措施[J].电气工程与自动化,2011(21):43-44.
[3]张华蓥,张红艳.浅谈变压器油老化及其防劣措施[J].水电站运营,2008(10):57-59.
AP1000电站 第8篇
关键词：AP1000核电站,焊接质量管理,标准化
1 工程概况
浙江三门核电是全球首座AP1000核电站,一期工程正在建设两台容量125万千瓦机组,是我国第三代核电引进消化吸收再创新的依托项目。三门现场管理机构(SPMO)始终坚持制度创新、管理创新的理念,着力打造我国未来核电建设的样板工程。
2012年,工程建设于进入核岛安装高峰期,大量的核级设备、重要结构需要安装焊接,现有焊接质量管理模式已无法满足现场要求,SPMO焊接专业质量管理小组决定成立专项小组,对焊接质量管理模式进行探索和创新。
1.1 工程建设需要
随着三门核电一期工程建设进入安装工程的高峰期,大量的核级设备、重要结构和大宗材料需要安装焊接,现有的焊接质量管理模式无法满足现场要求。
1.2 公司发展目标
三门核电是全球首座三代核电技术AP1000堆型电站,肩负着我国引进消化吸收第三代核电技术的历史使命。三门项目始终坚持制度创新、科技创新、管理创新,力求成为我国未来核电发展的样板工程。
1.3 新技术现状
AP1000核电站的设计采用美国标准体系,其中规范和标准种类众多,数量巨大。而焊接作为电厂建造过程中最重要的施工方法之一,涵盖土建、结构、模块、管道、设备等各个专业,涉及的美标规范和标准较多。同时,美标规范与国标之间存在明显差异,无论是管理人员,还是具体施工人员都需要重新了解和熟悉。
1.4 管理模式优化和创新
焊接质量管理是AP1000核电技术实践过程中重要的管理板块,需要探索符合“规范化、标准化、程序化、专业化”要求的管理方法和模式。对焊接技术而言,虽然规范和设计要求,依据专业和物项质量等级,内容广,差异大,但从焊接相关的工序和控制要素的分类来看,基本一致,能够开展标准化管理工作,提高管理质量与效率。
2 依托项目1#机组焊接质量管理存在的不足
2.1 物项开工前的技术准备阶段存在不足
在AP1000设计文件中,对焊接技术要求,没有统一和独立的技术规格书;所有焊接和无损检测要求分布在设备、管道、钢结构、模块、通风等专业的规格书和图纸中,有的规格书或图纸间接引用到美标规范条款;因此AP1000设计文件焊接技术要求具有分散性以及频繁间接引用美标规范的特点。
在施工物项开工前的技术准备阶段,由于设计文件的焊接技术要求零散,各单位焊接工程师对美标规范的熟悉程度有限,以及可能对规范条款的理解存在偏差,在编制专项施工方案、特措或工作程序时,出现施工技术文件不满足设计文件或规范要求的情况,导致后续现场物项安装焊接施工完成后,焊接或NDE质量不满足设计或规范要求,产生不符合项,并且返工或返修的难度十分大,可能对工程进度或成本造成巨大影响。
2.2 设计变更易引起物项安装焊接技术要求遗漏或误用
由于AP1000三代核电技术是从美国西屋公司引进,首堆工程施工建设中不断的消化、吸收过程中,设计没有固化,设计变更频繁,造成焊接技术质量管理工作量大、难度大,易发生设计要求遗漏或误解。
2.3 人力资源配置对焊接质量管理的影响
AP1000现场项目管理机构(SPMO)及承包商焊接专业共配置了20~30名工程师,SPMO QC部配置了7~9名专业工程师,以初次参加工作的应届毕业生为主,部分有工作经验的工程师也是接触美标规范较少,应届毕业生缺乏工作经验,有经验的工程师需要在实践中加深对美标的理解。如果没有标准化的焊接质量管理模式,仅依靠工程师个人能力和经验工作,会直接影响工程焊接管理质量。
2.4 工作效率不高
处理技术问题时,对于同一专业或部件的焊接要求,不同工程师往往需要各自搜索一遍,浪费大量时间和精力,工作效率不高。
2.5 现有的焊接质量管理缺乏科学性和系统性
现有焊接质量管理方法属于“分散式管理”,缺乏科学性和系统性,往往出现问题后才反过来研究焊接技术要求的细节,导致日常工作常常处于被动状态,不利于及时发现设计信息缺失或错误,在焊接技术质量管理和现场技术支持过程中,存在质量风险和隐患。
3 依托项目焊接质量管理标准化研究的方向
3.1 标准化管理目标
探索系统化、标准化的焊接技术质量管理方法,解决现有焊接质量管理存在的不足,提高工程公司现场项目管理机构的焊接质量管理水平,增强专业工程师管理能力,从源头上消除质量风险和隐患。
3.2 标准化管理研究的方向
3.2.1 工作思路及方法的改进
1)主动解决问题
为使三门AP1000依托项目核电工程焊接质量管理具有科学性和系统性,应摈弃前期“走一步看一步”的工作方法,特别应重视物项开工前的技术准备,编制或审核专项施工方案、特措或工作程序时,应具有前瞻性,充分考虑现场应如何满足设计规格书、图纸及规范的要求的同时,主动分析可能出现的质量风险,并在技术准备文件中考虑相应的预防及控制措施,避免出现由于设计原因或现场空间结构受限,而导致施工完成后产品质量无法满足设计要求的情况。
2)建立技术要求网络
针对不同专业、不同物项,分类整理焊接技术要求,形成通用和专用相结合的技术要求网络,同时有预见性地在技术要求网络中发现设计不当、设计错误或信息不明确之处,提前发出技术澄清单或现场沟通解决。建立技术要求网络需要以下步骤:
(1)明确焊接技术管理范围;
(2)建立标准化的技术管理步骤;
(3)建立标准化的文件处理和记录制度;
(4)建立标准化的技术准备制度。
3)系统化整理和跟踪设计信息
在技术准备的基础上,与其他专业工程师密切合作,全面跟踪设计信息;
在文件处理方面,小组成员在执行部门相关程序的基础上,制定了跟踪和记录制度,方便每个组员进行实时更新。
3.2.2 梳理设计文件,形成标准化管理手册
在前述工作的基础上,三门项目现场管理机构(SPMO)焊接专业质量管理标准化研究专项小组向公司申请科研项目《AP1000核岛焊接质量管理手册》立项,编制了《科研项目申请书》《科研项目任务书》及《编制大纲》,按照任务书和编制大纲的要求开展设计文件梳理并逐步形成技术成果。
3.2.3 通过标准化管理保障专业工程师的能力,杜绝焊接技术要求遗漏或误解的质量事件。
4 依托项目焊接质量管理标准化探索
4.1 核电焊接工程焊接质量管理要素标准化管理
分析核电焊接工程建设中必须遵循的基本管理性要求,以管理要素为重点,以各管理要素的流程为导向,编制标准化管理手册,实现焊接质量管理要素标准化管理。管理要素共分八要素,内容包括:焊接材料、设备和器具、持证焊工、焊接工艺评定、焊接过程、焊后热处理、焊接返修焊接数据库的标准化管理。
4.2 技术要求梳理和技术准备标准化管理
在技术要求的梳理和技术准备方面,以标准化为目的,小组成员依次完成了以下工作:
1)焊接通用关键施工步骤的确定,明确了施工过程中,哪些是步骤会影响最终焊接质量,需要明确设计要求,并进行重点跟踪;
2)研究多个常用的美标规范,对每一个关键施工步骤,将不同规范中的具体要求,按统一格式进行汇总和整理,形成了标准化的规范技术要求成果。
3)查阅了各个专业通用技术规格书,对焊接及检验相关的每一个关键施工步骤,将其中的设计技术要求,特别是除了规范要求之外的特殊要求,也按统一格式进行汇总和整理,形成了标准化的设计技术要求成果;
4)对于重要的物项,如主设备支撑、主管道、重要核级管线等,技术准备有必要详细到具体的焊缝,力求精确。
4.3 核岛安装物项的焊接质量管理要点总结和经验反馈,为后续项目标准化管理提供实践范例:
涉及焊接质量管理的核岛安装物项大致包括16类:主管道及波动管安装焊接、管道预制安装焊接、主设备及支撑安装焊接、钢制安全壳拼装焊接、钢穹顶拼装焊接、结构模块拼装焊接、机械模块安装焊接、箱罐拼装焊接、钢结构预制安装焊接、风管预制安装焊接、乏燃料池系统闸门MY06安装焊接、燃料运输通道安装焊接、鼓泡器安装焊接、MY30反应堆永久腔室密封环安装焊接、电气导管及支架预制安装焊接、仪表管安装焊接。
标准化研究小组针对具体的核岛安装物项,专题介绍了大量新的焊接技术的应用及其质量管控,对其逐一进行了技术质量管理总结和经验反馈。
5 依托项目焊接质量管理标准化研究成果
5.1 重要核级物项标准化焊接管理指南
5.1.1 大型结构模块标准化焊接管理指南
AP1000核电站的施工特点是“模块化建造”。“模块”是指由若干型材和/或机械部件组合制造而成的整体单元,。采用了模块化建造技术,其主要过程是将便于运输的子组件在预制厂加工制造,然后运输到施工现场,进行整体组装,最后吊装就位。由于整个模块的预制、拼装以及就位,与核岛其他施工平行开展,优化了施工逻辑,实行土建和安装并行施工大大缩短了工期;同时,大量复杂结构件和物项,如内部设备、管道、风管等,在制造过程中已同步安装,吊装就位时以整体形式一次完成,大大减少了核岛内部,特别是受限空间的施工量,降低了施工难度,进一步缩短了工期和整体成本,同时,在预制厂的工作,改善了施工环境,提高了工程质量。
三代核电自主化依托项目AP1000示范工程中大型的结构模块主要有CA01、CA02、CA03、CA04、CA20、CB20等。本指南主要对三代核电的三门AP1000核电建设现场大型结构模块的整个焊接过程进行总结,为后续AP1000核电堆型的标准化焊接管理提供参考和借鉴。
5.1.2 钢制安全壳标准化焊接管理指南
AP1000钢制安全壳是是独立式的带上下椭圆封头的圆柱形钢制容器,按照ASME规范对金属安全壳的准则制造,是安全壳系统的主要部分。在事故工况下它可以限制裂变产物的释放,它为PCS(非能动安全壳冷却系统)的运行提供换热表面,此外它还支撑PCS的空气导流板,这构成了与安全相关的最终热阱。在发生LOCA(失水事故),蒸汽管道破裂,给水管道破裂后,安全壳内置换料水箱(IRWST)由于非能动余热排出子系统或自动卸压系统起动而引起水分蒸发时,PCS可将热量从安全壳大气中移出。本成果中的钢制安全壳(CV)包括安全壳本体及环形加强筋、吊环梁、设备闸门、人员闸门、贯穿件组件和附件板,本成果通过对安全壳焊接过程的详细描述和焊接技术进行总结,为后续项目的容器标准化焊接管理提供参考和借鉴。
5.1.3 主管道标准化焊接管理指南
AP1000是全球首堆,主管道的焊接质量管理无成功经验可以借鉴,主管道的焊接质量管理与控制存在极大挑战。严格执行工艺规程参数和模拟验证的技术工艺措施,是成功实现U型坡口单面焊双面成型窄间隙自动焊接的保障。目前主管道在各单位的密切配合下已圆满完成安装焊接工作,焊缝质量良好,RT一次检测合格率100%,达到设计预期的质量目标。
本指南论述了主管道焊接施工各阶段控制要点,重点阐述焊接施工过程质量控制,提出了检查要求与控制措施。实践证明通过精心的施工前准备以及严格的过程控制,是能够确保主管道的焊接质量满足设计要求,为后续AP1000项目主管道的焊接质量控制的标准化提供经验。
5.2《AP1000核岛焊接质量管理手册》
三门AP1000核电站一号机组从开工建造伊始,就被赋予了诸多专有名词、特殊光环及使命:世界首堆、中美最大能源合作项目、非能动、模块化建造、国内首个第三代先进压水堆等等,这注定了在AP1000工程的推进过程中,将会面临着诸多已知的、未知的技术上、管理上的困难和艰辛。
焊接,作为一项专业性极强、技术性极高的作业类别,也必将经历一系列的坎坷和挑战。特别是AP1000首堆的焊接工作,面临着大量国内乃至国际新工艺及新技术的挑战。
整过建造焊接过程,若不经过系统性的研究、消化及实践,将无法实现成果固化及创新,也无法提升工程公司整体的EPC焊接管理及技术水平,加上焊接质量管理存在不足,迫切需要开展管理标准化研究。为此,编制本手册的使命即应运而生。
本手册从立项到通过公司专家最终评审,耗时两年多,其研究主要是基于三门AP1000依托项目的理论及实践,同时也参考了海阳依托项目的部分实践成果。
本手册分上下两个分篇,内容各有侧重,其中:
第一分篇主要从焊接质量规范化管理的角度,以“图文并茂”形式展现规范化管理,以达到核电现场焊接管理工作的规范化、标准化。面向核电焊接工作相关的管理、技术人员,推行在核电焊接工程中必须遵循的基本管理性要求,以管理要素为重点,以各管理要素的流程为导向。共分八章,内容包括:焊接材料标准化管理、焊接设备和器具标准化管理、持证焊工标准化管理、焊接工艺评定标准化管理、焊接过程标准化管理、焊后热处理标准化管理、焊接返修标准化管理和焊接数据库标准化管理等。
需要说明的是,由于各参建单位的内部管理形式的不同,本手册所引用的各种表格为推荐性的,但具体的管理要求是强制性的。
第二分篇以质量控制要素和经验反馈为重点,辅助现场施工方案及执行依据,从焊接质量控制的角度对现场AP1000涉及的(主)管道、主设备及支撑、CV、钢穹顶、模块、燃料通道以及乏燃料池水闸门等物项从技术依据、施工方案、施工顺序、质量控制风险工序、质量控制技术要求以及典型案例等方面进行描述。为提升其经验反馈价值,尤其对现场施工过程中出现的设计变更、质量问题以及现场解决措施进行了重点描述。
6 依托项目焊接质量管理标准化应用
研究成果内容基本包括了现阶段AP1000首堆施工过程中的所有问题及经验反馈,为后续AP1000焊接质量控制工作的开展提供了重要参照和索引。
成果编写主要基于依托项目1号核岛的施工活动,初稿编写过程中,已对2号机组进行了良好应用。
研究成果应用于现场项目管理机构(SPMO)新入职的焊接及NDE相关工程师授权培训,对新员工在较短时间内系统地熟悉和借鉴设计要求、规范要求及现场经验反馈起到至关重要的作用,显示出良好效果。
参考文献
AP1000电站 第9篇
AP1000快速降功率系统与二代核电站有很大的不同, 在满功率情况下出现汽轮机故障跳闸时, 通过快速降功率系统动作, 将反应堆功率降低到汽轮机旁排系统和反应堆功率控制系统能够控制的水平, 避免反应堆停堆和主蒸汽安全阀打开。
汽轮机旁排系统为一回路提供一个人为的负荷, 将主蒸汽旁路到凝汽器, 排放能力为40%额定蒸汽流量。反应堆控制系统能够调节10%的阶跃降负荷或负荷每分钟线性变化5%。汽轮机旁排系统和反应堆功率控制系统总共能够满足50%的机组甩负荷。大于50%的阶跃甩负荷或汽轮机在50%负荷以上的跳闸工况, 超过了上述两个系统的调节能力, 会导致一回路过热。这些工况下, 快速降功率系统需要动作, 快速降低核功率, 防止一回路过热。
1 快速降功率系统的触发
AP1000反应堆有69束棒束控制组件, 按功能可分为功率控制棒组 (M棒组) 、轴向偏移棒组 (AO棒组) 和停堆棒组 (SD棒组) 。负荷跟踪时, 反应堆功率控制系统调节M棒组的提升和下插, 保持一、二回路的功率匹配。AO棒组用于调整堆芯轴向功率分布。停堆棒组用于保证反应堆停堆后具有足够的停堆裕度。快速降功率系统也是通过棒束控制组件来实现其功能的, 快速降功率系统动作信号产生后, 释放预先选定的停堆棒组和中心的AO棒。
快速降功率系统释放的棒组由操纵员依据BEACON (堆芯核运行最佳评估分析器) 来选定。通过对持续监测的堆芯热功率数据进行汇总得到堆芯的燃耗分布情况, 根据堆芯燃耗分布情况和堆功率水平给出推荐的快速降功率时需要插入堆芯的停堆棒组和中心的AO棒, 经操纵员确认后, 最终选定棒组。
只有在发生阶跃甩负荷超过50%额定功率或汽轮机在50%以上负荷跳机时才会触发快速降功率系统动作, 因此快速降功率系统的触发有两个条件:1) 核功率大于50%额定功率;2) 汽轮机甩负荷超过50%额定负荷 (如图1所示) 。以100%功率时汽轮机跳闸来说明快速降功率系统的运行。该工况下产生保持的快速降功率信号, 系统触发, 将预先选定的棒组断电, 棒组在重力作用下插入堆芯, 迅速将反应堆功率降至50%左右。反应堆功率控制系统根据一回路平均温度Tavg与二回路参考温度Tref之间的偏差信号将M棒组插入堆芯, 反应堆功率逐渐降低。此时由于反应堆有功率存在, 而汽轮发电机组已跳闸, 因此一、二回路热量不平衡。然后判断二回路是否可用, 若二回路不可用, 则需要将反应堆停堆;若二回路可用 (主给水泵在运行, 蒸汽发生器液位维持正常稳定, 汽轮机旁排系统可用, 凝汽器可用等) , 则在各系统的协作下, 导出一回路多余的热量, 维持一回路温度。当反应堆功率下降到低于15%, 反应堆功率控制系统将进入低功率模式, 操纵员设定一个目标功率和速率, 维持反应堆功率在12%~15%之间, 此时热量通过汽轮机旁排系统带走。
2 P-17逻辑和Runback功能
2.1 P-17闭锁逻辑
核功率负变化率高于15%/秒时, 产生P-17信号, 如图1所示。该信号闭锁了M棒组的自动和手动提升, AO棒组的自动下插, AO棒组的自动和手动提升。这样就避免了快速降功率触发时, 由于停堆棒组的落棒导致处于自动状态的M棒组和AO棒组提出。该闭锁信号未闭锁M棒组的自动插棒, 在快速降功率触发后, M棒组将根据一回路平均温度Tavg与二回路参考温度Tref的偏差进行插棒。P-17是一个保持的信号, 若要进行棒的提升操作, 需要手动进行复位。
2.2 Runback功能
汽轮机大的甩负荷工况时, 由于快速降功率系统的动作向堆芯插入了停堆棒组和AO棒, 可能引入过量的负反应性, 使反应堆功率的下降多于汽轮机功率的下降。AP1000的反应堆设计中, 在没有主动控制干预时, 堆芯功率跟随汽机功率运行。一、二回路功率失配引起冷却剂平均温度Tavg增加或降低, 由于负的慢化剂的温度系数, Tavg的改变反过来影响堆芯功率, 直到达到新平衡。也就是说快速降功率系统动作时, 即使引入了过量的负反应性, 堆芯功率最终会恢复到与汽机功率一致, 但是降低了一回路平均温度Tavg。导致一回路过冷。因此在快速降功率系统动作后汽轮机需要Runback。
使用温度/功率失配信号和快速降功率信号来控制汽轮机Runback。如图1所示, 当快速降功率信号出现, 且温度/功率失配信号大于一个带有回环的设定值时, 汽机负荷将会产生Runback, 以一定速率降低汽机负荷。从快速降功率信号出现到Runback有一个延时, 其目的是防止在甩负荷瞬态之初就触发汽轮机Runback。当温度/功率偏差信号小于设定值减去一个回环值后, 汽轮机Runback信号消失。
3 快速降功率系统落棒恢复
3.1 反应性补偿
反应堆功率由100%降到15%过程中, 甩负荷后的反应性由快速降功率棒组和M棒组的下插来补偿。反应堆功率降到15%左右后, 由于氙浓度的积累, 向堆芯引入负反应性。若要使功率稳定在这一水平运行, 应该在快速降功率触发后立即对一回路进行稀释, 降低硼浓度, 以补偿氙毒引入的负反应性。稀释速率取决于稳定在15%功率水平的时间长短, 在0~30分钟内需要的稀释流量是15.67m3/h。落棒恢复过程中, 通过移动M棒组来补偿快速降功率棒组提升引入的正反应性和氙浓度增加引入的负反应性。图2所示为反应堆稳定在15%功率运行1小时后, 进行落棒恢复 (持续2小时) , 一回路硼浓度及氙价值的变化示意图。
3.2 落棒恢复策略
在15%功率水平时, 若要将快速降功率系统动作而掉落的棒组恢复到原先位置, 首先要停止对一回路的稀释。然后通过将控制棒置于单棒控制模式, 手动提升快速降功率棒组中的停堆棒, 在停堆棒的提升过程中, 控制M棒的移动来维持反应堆功率恒定在15%。停堆棒恢复完毕后, 再恢复掉落的AO棒到其原先位置, 当M棒组中的M1棒组接近棒的插入限值时, 就需要进行硼化。一回路硼浓度增加将M棒组赶到需要的位置。
4 总结
AP1000快速降功率系统的设计, 以及与其它一、二回路系统的相互协作, 实现了电站停机不停堆的功能, 从而减少了机组再次投入并网运行的时间, 提高了电站的经济性。引用BEACON系统进行快速降功率系统的棒组选择, 提高了灵活性。由于BEACON在国内核电属于首次应用, 且是一个非安全相关系统, BEACON系统的可靠性将影响快速降功率功能的实现。
快速降功率动作后, 核功率要稳定在15%水平运行, 就要立即进行稀释操作。若操纵员由于耽搁而未能快速响应, 氙浓度的积累将引起反应堆进入次临界。一旦反应堆处于次临界且核功率下降到5%以下, 操纵员就需要停堆。
摘要：分析了AP1000核电站快速降功率系统的设计特点、控制和闭锁逻辑。讨论了该系统在100%额定功率水平下停机不停堆的响应。对停机后核功率在低功率水平稳定运行, 恢复落棒操作, 瞬态开始至落棒恢复的反应性控制方式进行探讨, 以期对电站的运行工作有所帮助。
关键词：快速降功率,AP1000,落棒恢复
参考文献
AP1000电站 第10篇
关键词：总承包项目；费用控制；预算
中图分类号：F285 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2015）15-0132-03
以AP1000系列核电建设工程为代表的第三代核电，突破了传统PMC发包模式，以工程项目总承包管理模式为主体。在保证项目质量、项目进度、实现客户满意的前提下，如何建立费用控制，进行成本管理，获得利润最大化，是企业获得经济效益的重要管理问题。
总承包合同层面的成本管理则是总承包方全部负责的重点工作，不仅直接影响项目成本控制目标的实现，还直接影响到总承包企业的经营业绩。总承包商需要对总承包价进行分解，编制详细费用控制预算，控制立项、承诺、变更、和支付，把总承包合同范围内的成本控制在合同总价以内，并实现盈利。
1 项目费用控制基本理论
一般会计学原理将控制分为事前、事中、事后控制，对于项目工程来说就是项目实施前、实施中、实施后，也即项目的承接、策划、实施和收尾几个阶段。费用控制是指对现金流、资金平衡、费用偏差的计量分析，提前预测可能发生的各项费用，并分析影响这些费用的主要因素，主次分明，同时抓大不放小，在可控制的范围之内，建立项目全周期费用控制预算。
项目全周期预算是根据总承包合同编制本项目的各类费用预算，有效地进行成本控制，包括：项目控制预算、公司控制预算、项目执行预算。
项目控制预算是为了保证项目有效地实施，经总承包公司批准的项目资金使用或项目成本控制预测额度，是项目全周期预算的重要组成部分，是项目部编制项目执行预算的基础。包括：建安预算、采购预算、调试预算、管理预算、风险预算等。
公司控制预算是指项目总承包合同签订后，由公司进行资金控制或费用控制的部分，是全周期预算的重要组成部分。包括公司管理费预算、公司利润、项目风险费、公司统筹基金。
项目执行预算是项目部为了进行项目成本控制，细化公司的项目控制预算目标，编制具体的、可操作的并经公司批准的控制费用预测。
2 项目承接阶段费用控制预算的建立
项目承接阶段是项目的起始阶段，是关系项目能否成功拿到手的关键环节，也是费用控制的起点，主要包括项目的协商谈判以及合同文件的订立。称为项目报价预算，即根据招标文件或业主要求，结合本项目工程范围、所在地区的自然、工程计划进度、施工组织方案及公司资源配置等情况，完成本项目合同范围的收入预测，是承包合同价格洽谈的基础。
2.1 项目报价预算的构成
根据国际原子能机构（IAEA）推出了一套标准的核电总投资成本账户系统。核电工程预算一般参照IAEA的成本账户系统设置预算科目体系。预算科目大致分为三级。其中，一级科目清单及各部分成本比重见表1。报价预算的构成根据合同范围的不同，对科目名称进行调整。
2.2 编制项目报价预算的程序
①熟悉合同范围，确定报价科目及依据《核电建设项目费用项目划分表》明确报价项目名称，规范明确的报价范围。
②根据预算资料深度，选择预算方法，进行成本预算。
③根据投标环境，决策报价方案。
④依据报价方案在预算成本的基础上进行报价计价，形成最终报价。
2.3 报价预算的编制方法及成果文件
在报价预算阶段，一般有别于估算阶段选择确定性费用预算法。该方法的详细程度会因提供数据的详细程度不同而有所不同，通常会根据设计图纸和设计信息进行详细的工程量清单统计并预算。完整的详细费用估算会详细界定所有费用，包括现场直接费、现场间接费、企业管理费以及设备费。因核电项目报价内容繁多，一般报价预算除编制说明外还形成以下附表：
A.核电工程EPC报价汇总表
B.核电工程核岛建筑工程报价表
C.核电工程核岛结构模块报价表
D.核电工程核岛安装工程费分系统报价
E.核电工程核岛安装工程主材费报价表
F.核电工程核岛设备购置费报价汇总表
G.核电工程核岛设备购置费分系统报价表
H.核电工程核岛主设备价格表
I.核电工程核岛开口项设备价格表
J.核电工程核岛BOP工程报价表
K.核电工程工程其它费报价表
L.核电工程项目管理费明细表
M.核电工程项目其它费用明细表
N.核电工程项目风险费计算表
3 项目策划阶段项目全周期预算的建立
项目策划阶段是影响项目费用的主要方面，主要是在签订项目框架协议或总承包合同后，项目控制对框架协议或合同价格进行分解，决定以后的费用花费在哪里，也是总承包项目费用控制预算建立的重点。但由于项目管理费涉及费用多且分散主要由财务部牵头编制本项目的管理费预算，组织人力资源部、安全质量部、计划发展部、建造中心、办公室、信息文档部等相关部门进行编制，并将结果报项目控制部。项目控制部建立项目预算执行台帐，实时监控项目预算执行情况。如项目执行预算已经调整，且已严重影响项目控制预算，项目控制部应及时组织编制项目全周期预算调整方案，并按照项目预算上报的规定审批进行调整。
项目全周期预算由项目控制预算、公司控制预算、项目执行预算组成。且项目控制预算包含公司控制预算、项目执行预算。
3.1 项目控制预算编制流程
根据项目控制的组织结构以及全周期预算的编制原则要求，项目控制预算编制流程主要包括：制定计划、申报审查、协调平衡、审核批准、分解下达5个阶段，如图1所示。
3.2 项目全周期预算编制方法
按照工程总预算以及年度预算的特点，考虑到项目建设的连续性，一般采用滚动计划的方式进行编制，在核电工程全周期预算编制过程中，主要采用以下方法：
①关键路径法，是应用网络模型描述工程项目所有活动的内容和顺序关系，据此选择最优方案的一种计划管理方法。利用关键路线法能在网络模型上直观地分析大型工程项目所需时间和费用的关系，找到缩短工程时间节约费用的关键所在。利用关键路径法进行投资安排，主要是通过关键路径分析，安排工程预算。
②相关回归法，是建立项目投资与相关工程计划数据（如工程量）的相关关系，从而进行投资安排的一种方法。如对于某些人力消耗为主的项目，其投资于人力需求之间存在较强的线性关系，可以通过人力需求的相关回归求出投资需求。
③价格计划网络法，是因为核电工程在正式编制工程总预算时，主要设计、设备供应合同均已经签订或谈判结束。按照上述主合同确定的资金需求计划是编制工程预算的重要参考。在编制合同预计支付曲线时，除了参考合同的资金需求流程外，还要重点关注合同支付条件以及合同执行风险等因素，以提高投资需求预测的准确性。
3.3 公司控制预算、项目执行预算的作用及操作
在明确项目控制预算后，相关指标的控制责任要落实到对应的业务团队和项目团队，落实的过程是指标分解的过程。项目控制预算分解过程，如图2所示。
合同执行往往会影响总承包商的利润。如果项目控制预算指标无法调整，风险损失成本将首先用风险准备金补偿。若不够，再用利润补偿，风险损失过高，则造成亏损。
4 项目实施阶段费用控制预算的建立
在项目实施阶段，项目控制预算一经批复下达，项目部就必须认真组织实施，并将指标层层分解成项目执行预算，从纵向、横向落实到所属单位各部门、各环节。项目部定期将项目预算执行情况以报告的形式向项目控制部报告，对于预算执行中存在偏差较大的项目，要作特别说明。而且项目控制部对项目部预算执行情况进行监控，对于异常情况，应及时向项目部核实，必要时向预算实施细则委员会汇报，并采取相应措施，以确保项目预算指标的实现。
在AP1000依托项目是通过PTN及赢得值技术的运用来实现对项目实施阶段的费用控制。
4.1 PTN技术在项目实施阶段费用控制的运用
PTN（Potential Trend Notice）潜在趋势通知。AP1000核电项目管理PTN技术是项目费用系统建立一个与项目执行预算相匹配的项目费用基准、项目进度基准，任何与之偏差引起的工程量、费用、进度和和合同条款的变更，都将发起PTN，并且PTN发起人可以是项目管理部门的任何工程管理人员。通过发起PTN预警，并登录至台账中心统一跟踪管理。PTN经过专业的合同、费用及进度的影响的专项措施，以支持费用控制，以及后续商务问题的处理方案。
为了更有效的进行项目控制，及时预警项目进度/费用偏差，快速制定纠正方案，PTN尽可能及时、快速发布。因此PTN发起可分为两个阶段，第一阶段，PTN分析根据掌握的信息，粗略估算费用影响，一般仅为数量级估算，此阶段的PTN关键在于其时效性，“鸣叫预警”。第二阶段的PTN最重要的是分析偏差并提供详尽的支持性资料提供相应的缓解计划建议，以支持项目决策并解决问题。故PTN提前发现项目进展过程中的潜在问题，收集汇总各种信息，提供索赔依据，是预算控制的预警及记录工具，实现从微观事件上监控预算管理。
4.2 赢得值技术在项目实施阶段费用控制的运用
AP1000核电工程项目建设管理基于赢得值原理和PRISM-Project Mananger软件赢得值管理功能，结合AP1000核电工程建设的特点，根据项目费用分解结构（Cost Breakdown Structure，简称CBS），主要按照以下思路实现对设计者阶段、采购阶段、以及施工阶段的全过程项目赢得值进行分析。
PRISM Project Mananger—当前全球领先的企业级项目管理软件引入到工程项目管理工作中，以实现对项目进展状况的及时跟踪和有效控制。PRISM系统易与其他软件例如进度控制软件P6、物料管理软件ShawTrac、合同管理软件。以及财务管理软件等进行数据交互和数据集成，从而实时跟踪、识别工程项目建设过程中潜在的费用超支、工期滞后等问题，从而有利于项目管理组织及时采取纠偏，实现从宏观数据上监控预算管理。
5 结 语
综上所述，核电总承包项目费用控制预算的建立需要贯穿整个工程的始终，随着新技术及管理方式的不断深化，必将对核电工程建设领域以及中国电力工程建设领域整体项目管理思路的提升、管理方法的发展以及管理能力的提高起到积极的推动作用。
参考文献：
[1] 张伟.EPC工程总承包项目费用控制[J].工程设计与研究，2013，（6）.
[2] 吴小欢.工程总承包（EPC）项目的费用控制[J].中国新技术新产品，2009，（10）.
AP1000电站 第11篇
AP1000压水堆核电站的固体放射性废物主要来源于正常运行和预期运行时间中产生的废树脂、深床过滤器过滤介质、活性炭、废过滤器滤芯、放射性干废物和混合废物。固体废物由放射性固体废物处理系统 (WSS) 暂时贮存, WSS布置于辅助厂房和放射性废物厂房内, 随后全部送往厂址废物处理设施 (SRTF) 进一步处理转化为合格的废物货包, 并在SRTF内暂存后转运至处置场永久处置。
1.1 湿废物
废树脂:包括来自放射性液体废物处理系统、化学和容积控制系统、乏燃料池冷却系统的各类离子交换树脂床的废树脂 (包含WLS深床过滤器过滤介质) , 以及在一回路向二回路系统泄漏时, 需要更换凝结水精处理系统和蒸汽发生器排污系统中受玷污的树脂。
活性炭:来自放射性气体废物处理系统保护床内的活性炭, 延迟床内的活性炭。
废液体过滤器芯:用于除去冷却剂中的固体杂质颗粒, 单堆产量约为0.24m3/a, 比活度较高。
1.2 干废物
干放废物根据接触剂量率进行分类。废物表面剂量率的初步分类为:
极低放射性<50μSv/h
低放射性50~1000μSv/h并无热量生成
干废物包括可压缩干废物和不可压缩干废物, 可压缩干废物包括HVAC废过滤器、地板覆盖膜、鞋套、防护帽等, 不可压缩干废物包括干活性炭和其他固体废物, 如破损的工具和木制品。
通风系统过滤器滤芯:来自电厂供暖、通风和空调系统的废过滤器滤芯, 单堆产量约为8.8m3/a, 比活度较低, 也使用废过滤器滤芯屏蔽运输容器进行更换运输。
2 AP1000 压水堆核电站放射性固体废物处理系统组成
AP1000机组在放射性废物的产生与处理上与一般压水堆存在较大差异, 其采用离堆废物的处理工艺。其整个固体废物处理系统包括放射性固体废物处理系统 (WSS) 和厂址废物处理设施 (SRTF) 。
2.1 固体废物处理系统 (WSS) 的作用
输送和贮存来自放射性液体废物处理系统、化学和容积控制系统、乏燃料池冷却系统的各类离子交换树脂床的废树脂和深床过滤器内介质;提供混合、取样、输送废树脂及深床过滤器介质的手段;收集含有害 (混合) 的放射性废物;分类收集放射性控制区 (RCA) 产生的清洁废物;在包装废物送往厂址废物处理设施前 (运输设备由厂址处理设施提供) 可提供至少6个月的贮存时间;将废液送回放射性液体废物处理系统 (WLS) 进行处理后监测排放。
2.2 厂址废物处理设施 (SRTF) 的主要作用
STRF采用移动式处理装置处理NI侧的放射性废水;采用HIC处理放射性废树脂及过滤器芯;采用预压、超压、水泥固定形式处理电厂各种低放固体废物;洗涤受放射性污染的脏衣服、贮存经处理、整备后的合格废物包装体 (320L成品桶及HIC) 。
3 AP1000 压水堆核电站放射性固体废物处理流程及处理方法
一般对于废树脂和废滤芯最终采用水泥固定的方法进行处理, 暂存一段时间后运往废物处置库进行最终处置。但是对于AP1000压水堆核电站, 采取了不同的办法。海阳核电站对废树脂和废滤芯采用脱水装HIC (高整体性容器) 的方法处理, HIC贮存在SRTF一段时间后运往处置场。
海阳核电站对固体废物的处理主要有三个系统, 即脱水装HIC系统和分拣、压缩、灌浆系统, 洗衣房系统。
3.1 脱水装 HIC 系统
3.1.1放射性废树脂工艺运行特性
用水力方式将除盐器中的废树脂输送至放射性废树脂监测贮槽中。为使管内树脂保持悬浮, 水力冲排量为11m3/h。冲排废树脂的操作持续约30分钟。收集在槽内废树脂的冲排水经贮槽上部的滤网 (溢流管) 溢流至疏排水系统。
由TEU放射性废液处理系统产生的废树脂和活性炭通过除盐水冲洗和气喷直接送HIC容器。废树脂进入安装在HIC容器 (位于混凝土屏蔽容器中) 顶部的脱水头。SEDS系统开始进行HIC容器脱水循环操作, 并在废树脂含水量达到整定值后停止脱水。完成脱水后, HIC屏蔽转运容器转运到HIC作业车间。
3.1.2放射性废过滤器芯子工艺运行特性
过滤设备间中的过滤器芯子用过滤器芯子屏蔽转运容器拆卸并转运。对于低放射性的过滤器芯子, 不需要使用废过滤器芯子转运容器送到HIC容器中。这类过滤器芯子可以手动更换, 废过滤器芯子放入200L钢桶内送技术废物处理厂房压缩、打包、灌浆、固定处理。
拆卸下来的中低放射性过滤器芯子使用放射性屏蔽转运容器转运到过滤器芯子输送通道顶部, 把芯子放入定位在通道下方的废过滤器芯子移动转运容器中, 关闭转运容器顶盖, 使用放射性检测仪器检测顶盖密封情况, 通过远程控制拖车运至HIC作业车间, 将过滤器芯子放入HIC容器中。
HIC容器填满后, 进行脱作水操作, 直到含水量达到整定值后停止脱水循环。之后, 将HIC容器转运到贮存设施内。脱水处理后, 装废树脂和废滤芯的HIC被运送到SRTF的暂存库内暂存。
3.2 分拣、压缩、灌浆系统
分拣、压缩、灌浆系统主要用于处理NPP产生的干固体废物。
废物在核岛内进行一次预分拣, 然后装桶, 运往厂址废物处理设施。
废HVAC过滤器比标准的200L桶稍大, 在装入200L桶之前需要挤压缩小。过滤器需要单独的HVAC过滤器挤压机, 位于大件切割间内, 一次可以挤压1个过滤器使其能装入200L桶。
HRGS可以对废物桶进行无损检测, 对废物类型进行同位素分析。没有异常, 送去超压。如有不可压缩废物, 人工方式送到大件切割间, 随后也用人工方式送到灌浆室。
灌浆站每天可以灌浆4个320L产品桶。灌浆完成后, 320L废物桶被送至废物暂存库贮存一段时间, 送往处置场处置。
3.3 洗衣房系统
洗衣房系统 (LAS) 用于核电站运行和检修期间对核电机组及三废处理的放射性控制区内工作人员使用的衣物包括外衣、内衣、鞋子等进行分拣检测、洗涤去污、烘干、整理、暂存和洗衣废水的监测排放。
AP1000电站
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