岭澳核电站常规岛控制系统的技术特点

岭澳核电站常规岛的生产流程与火电厂的生产流程相似，其汽机控制系统采用了ALSTHOM公司的以微处理机为基础的数字功频电液控制系统；常规岛的控制采用了ALSTHOM公司的P320分散控制系统，实现闭环控制系统（MCS）和顺序控制系统（SCS）功能；数据采集系统（DAS）则采用了SEMAGROUP公司的ALPHASERVER4100计算机系统。为了与核岛控制水平相适应，核电站主控制室保留了常规模拟仪表和常规操作设备作为运行人员的主要监控手段，通过常规仪表盘、数据采集系统的CRT、光字牌报警灯窗和模拟屏（Mimic）进行过程监视。 1　P320分散控制系统 1．1　P320分散控制系统的构成和主要功能 　　 P320分散控制系统主要由C370多功能控制器、CE2000 I／O控制器和I／O模块等组成的Con－trobloc过程控制单元实现闭环控制系统（MCS）和顺序控制系统（SCS）功能。每台机组还配置了现场组态维护工具P4，主要用于Controbloc过程控制单元的现场组态、程序和数据的下载、在线监视、安装和日常维护等功能。 1．2　P320分散控制系统的联锁保护功能 　　常规岛重要的联锁保护功能由两个冗余的独立回路实现。这两个回路，从信号源到保护信号的输出都是互为冗余、相互独立，分布在不同的机柜控制器内，相关的I／O冗余通道也是分布在不同的机柜控制器内。当一个保护回路出现故障或所在的机柜发生故障，另一个保护回路仍在发挥作用，不会影响系统设备保护功能的实现，这种设计十分可　　靠。系统的联锁保护功能设计主要取决于其对汽机联锁保护两个回路（分布在两个不同的控制器里）中任一回路动作，均能使执行机构紧急保护动作，确保系统在事故发生时处于安全位置，这样执行机构不会发生拒动现象。联锁功能的两个回路允许条件必须同时满足时才允许正确启动或停止执行机构，这样，在执行机构正常动作前系统确保了两个联锁回路均处于正常状态，也保证了执行机构不会发生误动。控制开关的动作代表运行人员的人工干涉，也常常设计在两个回路里。 1．3　P320分散控制系统的逻辑控制 　　逻辑控制分为顺序控制、逻辑控制和联锁三部分。常规岛具有顺序控制功能的系统主要有：汽水分离再热系统（GSS）、汽动给水泵系统（APP）、电动给水泵系统（APA）、给水泵汽机疏水系统（APU）和凝汽器抽真空系统（CVI）等。这些系统中有些顺序控制过程还需要人工干涉，如主给水系统。常规岛中的主给水系统和汽机旁路系统比较重要，除了执行驱动级控制在常规岛侧实现外，主要的控制指令来自于核岛。 　　常规岛的大部分逻辑控制功能由P320分散控制系统实现外，重要的保护回路和接口回路还保留了硬接线实现方式，其中包括：汽轮发电机保护和主给水泵保护；电气接口；核岛－常规岛接口；公共辅助系统（BOP）－常规岛接口；主电动阀与其旁路阀间的联锁；主控室操作台的阀门状态指示。 　　常规岛的模拟量控制全部在P320分散控制系统实现（汽机调节系统除外）。P320分散控制系统还用于监测、报警信号的处理。作为运行人员主要监视手段的数据采集系统、顺序事件记录系统和光字牌报警系统的很多信号均来自P320分散控制系统。 2　数据采集系统（DAS） 　　数据采集系统由法国SEMA GROUP公司供货，采用了以太网的分散式计算机系统，它由二级10 Mbit／s标准以太网、2台服务器、6个工作站和7个可编程逻辑控制器（PLC）数据采集站组成。服务器采用COMPAQ服务器，PLC采用美国AB公司的PLC5－80E。数据采集系统数据的采集和处理包括核岛在内的全厂的重要运行参数和设备运行状态，并将处理结果提供给运行人员以判断系统和整个电厂的运行状态，监视电厂设备，监视安全功能，在事故情况下进行故障分析，为操作员、安全工程师提供规程、建议，并为事后分析提供数据。核岛的参数比常规岛重要，其数据采集系统由核岛供应商负责。 3　汽机控制系统 　　汽机控制系统采用了分层结构，在功能和结构上分为基层调节器（BLG）和上层控制单元（UCL）。基层调节器（BLG）分别由14块阀门控制模块组成，每个高压缸主汽阀、高压缸调节阀和低压缸调节阀分别对应有一块独立的BLG阀门控制通道。每个通道是互相独立的，转速信号输往每个通道，每个通道接受控制室基层控制面板指令，并与上层控制单元交换信息。BLG主要完成转速测量、蒸汽需求限制、阀位计算、阀位控制、汽机跳闸、倾斜度调整及频率死区的选择等基本功能。上层控制单元（UCL）分别由一个32位的处理器、基层接口卡、I／O板件和通信卡组成。UCL主要完成与外界接口、汽机升速、并网及带初负荷、闭环负荷控制、应力控制、超速试验、阀门试验（带负荷与不带负荷）、压力控制、最小系统故障检查、阀门偏量、阀门恢复、频率死区调整等高级功能。上层故障不会影响下层工作，汽机的正常运行不受影响。这种采取分层的结构具有较高的可靠性。此外，Brush PAS530自动同步单元也安装在汽机调节系统机柜内。自动同步单元提供输出，使发电机断路器或超高压侧断路器闭合前电压、频率、相位正确吻合后自动闭合，实现发电机自动并网。 4　汽机保护系统（GSE） 4．1　汽机保护系统的机理 　　汽机保护系统是在汽轮机或发电机出现故障时能使汽轮发电机组安全停机。所采用的策略是，在充分考虑汽轮发电机组机械故障保护的基础上，把故障的数量限制在可预见事件的范围内。触发跳闸的测量元件的冗余度，充分考虑了设备的误动性和拒动性，以及带负荷试验的需要和设备故障的类型，以确保当汽轮发电机出现故障时能正确停机，保证机组的安全。 4．2　汽机保护系统的故障类型 　　汽机跳闸保护系统与火电站有些差别，跳闸故　　障的分类要严格一些，保护系统的动作机理也有些差异。由于汽机结构的不同，代表汽机已跳闸的表达方式也不一样。 　　常规岛的汽机跳闸故障可分两类，第一类（CLASSⅠ）是当故障出现时，要求汽轮机和发电机高压断路器立即跳闸（断开）；第二类（CLASSⅡ）称电气次要故障，要求汽轮机立即跳闸，而发电机高压断路器或发电机回路断路器则经过低前相功率继电器探测到发电机输出功率降到0．5％额定功率时才断开，主要是防止汽机超速。所有工艺系统的故障均为第二类故障。汽机跳闸条件见表1。 　　从表1可以看出，汽机跳闸信号可来自常规岛工艺系统，也可来自电气系统和核岛，其中的接口关系一定要明确。 4．3　汽机保护系统的特点 　　汽机跳闸保护系统均采用硬接线连接方式，具有双通道保护功能，设计严谨，其中设有汽机内部跳闸继电器（GSE007XD和GSE008XD）和蒸汽阀门主跳闸继电器（GSE003 XD和GSE004XD）。具有双通道的汽机跳闸信号经过汽机内部跳闸继电器GSE007 XD和GSE008XD后，一回路送至电气保护系统的低前相功率继电器，当发电机的输出功率小于0．5％额定功率时断开发电机高压断路器或发电机回路断路器；另一回路直接送至汽机两个紧急跳闸电磁阀GSE001EA和GSE002EA，使汽机立即跳闸。为了更可靠实现汽机保护功能，最后一回路送至蒸汽阀主跳闸继电器GSE003XD和GSE004 XD，这两个继电器发出的信号直接送至汽机两个紧急跳闸电磁阀GSE001EA和GSE002EA，和各个主蒸汽阀（高压缸和低压缸）的跳闸电磁阀，使各个主蒸汽阀关闭。手动紧急停按钮（在主控室）发出的指令分别送至汽机内部跳闸继电器，蒸汽阀门主跳闸继电器和汽机紧急跳闸电磁阀，确保汽机安全停机。而手动正常停机按钮则经过低前相功率继电器后才送至汽机紧急跳闸电磁阀，使汽机正常安全停机。 　　在这个汽机跳闸保护系统中，调节油（液压油、抗燃油）油压低既作为汽机已跳闸的真实反映，同时也是汽机跳闸的保护条件之一。油压正常是下列跳机条件发生作用的前提：发电机氢温高，汽机调速系统故障，低压缸排汽温度高，汽机推力轴承磨损大，汽水分离再热器疏水箱水位高－高，反应堆故障导致汽机跳闸。所以，一旦汽轮机调节油压低，立即使抽汽逆止阀、截止阀关闭，汽机调速系统跳闸，并和低压缸25％的关闭信号一起送至核岛保护系统。为了防止汽机跳闸后跳闸装量的复位，使蒸汽意外漏进汽机，汽机每次跳闸均会使汽机调速系统发出指令，使高、低压缸调节阀关至全关位置。汽机调节油压低也是汽机跳闸的条件之一，它与发电机回路断路器串联，一起成为汽机的跳闸条件。 5　重要仪表和阀门的设计特点 5．1　重要仪表控制的设计特点 　　对于一些用于保护的重要一次仪表，如除氧器、高压加热器、低压加热器水位的开关，都考虑了双重冗余设置，并设有在线试验措施，这是非常必要的，因为正在运行的仪表设备出现故障是不可预测的，只有通过定期的在线试验才能保证其正常运行，提高仪表的可靠性，其具体逻辑关系见图1。 5．2　重要阀门控制的设计特点 　　对于一些重要的需紧急动作的阀门，如汽机抽汽逆止阀，均采用了气动执行机构。这些气动阀是由一系列电磁阀、滑阀组成的气动阀组，其中有两个通气电磁阀001EL和002EL，两个泄气电磁阀003EL和004EL，这四个电磁阀的动作原理满足双通道保护系统设计原理，其管路见图2所示。 　　实际上，测量信号、控制器逻辑处理、保护动作的执行三个环节形成了下面的逻辑关系，见图3。 　　从图3可以看出，测量、控制器处理、执行单元三个环节均进行了交叉冗余设置，只要同一个环节上不同时出现故障，这个保护回路就可以正常工作。这种设计是非常可靠的。在火电厂，只有汽机保护回路才采取这样的配置，所以核电站的设计对控制的可靠性要求比火电厂要高得多。 6　常规岛与核岛的接口信号 　　核电站常规岛与核岛的接口信号较多，比较复杂，核电站的工程设计和建设专门设有接口工程师来协调和处理接口问题。接口信号必须经过专门的中间继电器隔离才分别送至核岛和常规岛。涉及的系统包括