核电DCS系统方案
核电站数字化仪控DCS
3
核电站数字化仪控系统
深圳中广核工程设计有限公司（CNPDC）
中国核电/仪控系统发展历程
FCD时间
1984
1987.8
1997.5 1999.12
2005.12 2007.8 2008.2 2009
商运时间
秦山一期 大亚湾 1991.12 1994.5
岭澳一期 田湾一期 2003.1 2007.5
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核电站数字化仪控系统
深圳中广核工程设计有限公司（CNPDC）
核电站数字化仪控(DCS) 方案的背景
数字化仪控的应用和发展
计算机技术、网络技术快速发展和广泛应用，已有多种成熟、可靠的DCS 商业产品。国内火力发电机组已成功应用自主知识产权的DCS，国内、国 外DCS产品已形成了竞争的局面。
国内60万和30万火力发电机组已积累了使用DCS系统的经验，秦山一期/三 期，大亚湾/岭澳核电站一期也积累了使用某些数字技术（如数据采集，常 规岛控制）的经验。
常规模拟式仪控系统
岭澳二期 红沿河一期 宁德一期 台山EPR
2010.5
全部数字化仪控自主 化设计/国产化开始
主控室自主化设计
数字化仪控系统
4
核电站数字化仪控系统
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继电器控制机柜—岭澳一期（数量大、检修靠人工）
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Interruptor
核电站数字化仪控系统
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核电站数字化仪控系统
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核电站数字化仪控(DCS) 方案的背景
核电站仪控系统采用数字化已是一种迫切的需要和必然的趋势
法国N4 MCR示意图
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计
随着科技的不断发展，核电站在能源领域中的地位日益重要。
而核电站的控制系统又是保障核电站运行安全稳定的关键因素之一。
如何设计一套高效可靠的核电站控制系统成为了当前核电领域的研究热点之一。
仿真技术在这一领域的应用具有重要意义，本文将介绍基于仿真技术的核电DCS验证系统的设计方法。
一、核电DCS验证系统的定义与意义
核电DCS验证系统是指利用仿真技术对核电站控制系统进行模拟验证的一种系统。
其意义在于可以通过仿真模拟出真实核电站的运行环境，验证核电站的控制系统在各种异常情况下的稳定性和可靠性，为核电站的安全运行提供可靠的保障。
二、核电DCS验证系统的设计原则
1.仿真精度高：核电DCS验证系统的仿真精度要求高，能够模拟出各种异常情况下核电站的实际运行情况。
2.系统可靠性高：核电DCS验证系统本身也必须稳定可靠，能够长时间稳定运行。
3.易操作性好：核电DCS验证系统需要易于操作，方便工程师进行验证和分析。
三、核电DCS验证系统的设计方法
1.确定验证需求：首先需要确定核电站控制系统的需求和验证范围，明确验证的目标和要求。
2.建立核电站模型：利用仿真软件建立核电站的模型，包括热工水力系统、核反应堆系统、辐射防护系统等。
3.建立控制系统模型：利用仿真软件建立核电站的控制系统模型，包括DCS系统、安全系统、控制算法等。
4.仿真验证：对搭建好的系统模型进行仿真验证，模拟各种异常情况下的核电站运行情况，分析控制系统的稳定性和可靠性。
5.优化改进：根据仿真验证的结果，对核电站的控制系统进行优化改进，提高其稳定性和可靠性。
核电厂非安全级DCS系统输入输出(IO)分配方案
核电厂非安全级DCS系统输入输出（I/O）分配方案【摘要】本文对核电厂非安全级DCS系统输入输出（I/O）分配的需求进行分析，结合Foxboro I/A平台提出了非安全级DCS系统的输入输出分配方案，并对实际工作中遇到的问题给出了解决方法。
【关键词】核电厂；非安全级DCS系统；输入输出（I/O）分配Nuclear Power Plant Non-safety DCS I/O Loading【Abstract】This paper analyse the requirement of I/O Loading for Nuclear Power Plant Non-safety DCS system. I/O loading scheme is proposed.【Key words】Nuclear Power Plant；Non-safety DCS system；I/O Loading 0引言核电站非安全级系统承担着核电厂日常运行的功能，主要包含：电气系统监控、核岛监控、常规岛监控等等。
I/O分配一直是DCS系统工程中的一个重要课题，分配不当将降低DCS系统的性能，例如可靠性、可用性、响应时间等等。
本文分析了核电厂对非安全级DCS系统I/O分配的需求，采用了Foxboro I/A 平台实现控制方案，归纳了I/O分配的原则。
然后以海南昌江核电厂电气系统监控的I/O分配设计过程为例，分析I/O分配遇到的问题，并提出改进方法。
1分配原则1.1核电厂非安全级DCS系统I/O分配需求核电厂非安全级DCS系统I/O分配需求主要包括对机组、核岛/常规岛、安全等级、供电列、功能分区和分组、回路分区等原则的区分。
●机组——区分1、2、9号机组；●核岛/常规岛——区分NI（核岛）和CI（常规岛）；●安全等级——区分NC或NC+，NC+需要满足抗震要求，相应的采集机柜需要做抗震鉴定；●供电列——区分供电列（AB列），要求控制系统的供电列要与工艺系统的供电列相一致，A，B列设备之间是实体和电气隔离的。
第三代核电机组DCS 网络搭建
2021.5(上)第13期 总第556期37管理纵横MODERN ENTERPRISECULTURE第三代核电机组DCS 网络搭建张家铭 马宁 中国核电工程有限公司华东分公司摘 要 DCS 是核电厂的中枢神经，是核电厂安全的重要保障。
DCS 可用是指通过主控室操作站对就地部分设备进行控制或者参数显示功能。
文章基于华龙一号首堆DCS 系统与福清1-4号机组差异并结合华龙一号现场实际施工问题，设计出DCS 部分可用网络搭建，既保证了工程节点的顺利实现，也为后续其他华龙一号机组提供重要参考价值。
关键词 DCS 网络搭建中图分类号：TL364 文献标识码：A 文章编号：1674-1145（2021）13-037-02福清某机组DCS 采用CASS 联队产品，与福清1-4号机组有一定的差异，但都是通过人机界面来监视和控制整个机组的状态。
由于现场因土建、安装等实际问题导致施工进度与专项计划存在偏差，通过对华龙一号首堆DCS 整体架构进行分析，设计出DCS 部分可用平台搭建的相关需求及搭建方案。
文章按照DCS 可用具体设备范围划分，设计了三种平台搭建方案，现场可以结合实际工作进展情况及后续所需工期合理选取。
一、工程制约根据三级进度计划，对上游设计、采购到货、现场施工以及相关配套专业施工逻辑等方面存在的风险因素进行分析。
在实际工程中存在的制约主要有：DCS 二层及一层非安全级部分设备到货时间推迟；DCS 系统电缆路径清单、电缆端接文件发布时间滞后；核岛6.6kV 可用时间靠后，制约DCS 机柜上电；厂家需要对OM 系统、SCALANCE、UCP 软/硬件库进行升级；DCS 系统相关电缆敷设率、端接率较低，敷设端接全部完成工作量大。
二、DCS 整体架构DCS 主要由IIC、IPP、IPS、IMC、IRS 等系统构成，系统网络为两层网结构，上层网络为Terminal Bus，下层网络为Plant Bus，通讯介质为光纤，通过光缆及通讯设备传递数据。
某核电厂DCS(IA)系统概述
某核电厂DCS（IA）系统概述摘要：本文主要论述了某核电厂DCS（IA）的软硬件结构，并简单介绍了IA系统中重要设备的作用、功能和特点。
同时说明了IA系统和其他系统的外部接口、IA系统和1E tricon系统信号处理过程等。
关键词：IA DCS系统；核电厂；FBM；Mesh网1 某核电厂DCS现状某核电厂一层DCS用的是INVENSYS公司的IA平台（NC/NC+）和tricon（1E）平台，其中DAS和ATWT是依据IA平台搭建的。
DCS二层有Atos和TCN共同完成，TCN负责画面，Atos负责画面组态。
一二层有API服务器连接。
本文主要论述IA平台。
2 硬件一层IA DCS 设备有IO机柜、gateway机柜、服务器机柜、DAS机柜、Mesh网交换机及一层工作站等。
2.1 DCS控制机柜IA控制柜按安全级别可分为NC及NC+机柜，全部采用G12套装，控制柜尺寸800×800×2000。
内部控制器使用FCP270，IO卡件使用FBM200系列，内部供电采用冗余的电源模块，有220V AC、48V DC、24V DC三种类型，FBM及FCP采用24V DC供电。
前后柜门各装有一个报警指示灯，在以下三种情况下，报警灯会亮：a.机柜门开。
不管机柜正面门开还是机柜背面门开，两个指示灯都会亮。
b.机柜温度高。
在每个机柜内设有温度传感器，温度设定值在0～60℃可调，若机柜环境温度高于设定值，便会触发机柜报警。
因此，保持机柜内温度在可接受范围内，是机柜正常、长期可靠工作的重要条件之一。
c.电源故障。
每个机柜都有220V AC及24V DC两种电源，部分机柜存在48V DC。
三者之一出现故障，机柜报警灯就会亮。
2.2 Field Control Processor 270-FCP270FCP是机柜的核心处理单元，一般成对的出现，可实现连续控制、梯形逻辑控制、顺序控制等功能，完成数据采集、检测、报警和传送信息的功能，是机柜的大脑中枢。
核电站DCS系统调试方法探究
核电站DCS系统调试方法探究摘要：目前国内外新建核电站都采用分布式控制系统（DCS）DCS的功能和性能直接关系到核电厂的安全性与经济性。
因此，核电厂DCS系统投入使用之前，需要进行大量的现场调试工作，以确保DCS系统功能及性能满足核电厂要求。
传统的DCS系统调试方式是根据测试规程，通过短接线或信号发生器手动为I/O模块注入输入信号，然后查看I/O模块输出信号。
此种方式每次只能完成单个通道的测试，无法测试完整的设备联锁控制逻辑以及DCS机柜整体的性能，而且核电厂DCS系统的I/O规模基本都在10000点以上，采用传统调试方式，需要大量的人员和时间，而且容易引入人因失误。
本文针对核电站DCS系统调试方法进行探究。
关键词：核电站；DCS 系统；调试方法引言对于国内核电技术的发展和核安全的保障具有重要的意义。
本文的核电DCS系统调试装置已投入实际工程应用，但对实际工程应用中需要的功能如快速端接替换、测试场景的适用性、可操作性等方面考虑不够充分，随着依托项目的进行，将会逐步完善这些功能，本装置也将会在核电厂现场DCS调试中发挥更大的作用。
1、DCS系统1.1 研制流程本装置的研制包含了各种硬件的选型、集成，应用软件开发，主要开发流程如下：1）开发电厂工艺过程模型和仿真DCS一层。
2）选取待测试的系统，整理该系统的I/O清单。
3）根据选择系统的I/O信息，配置硬件I/O板卡，制作便携式调试箱。
4）开发接口。
5）根据清单配置I/O板卡，整理出配置文件。
6）开发IOMAP软件。
7）编写测试用例及规程。
根据测试规程，选取工作模式一和工作模式二，对比关键参数的曲线和逻辑响应。
1.2 系统工作原理在本装置的研制及使用过程中，电厂模型与DCS一层有两种连接模式，系统架构如图1所示。
模式一（DCS一层采用仿真方式）：电厂工艺模型和DCS一层仿真系统在服务器内通过接口程序构成闭环。
模式二（DCS一层采用混合模式）：一部分DCS一层逻辑在DCS仿真系统中，通过接口程序与工艺系统模型构成闭环；另外一部分待测试系统（或机柜）的DCS一层逻辑在DCS一层机柜中，经I/O通讯板卡，通讯协议传递给测试系统（或机柜）对应的电厂工艺模型；使DCS一层逻辑与电厂模型构成闭环2、核电站 DCS 系统调试方法2.1 单体调试技术一般情况下，在仪表调试中应该做到：第一，在调试方法选择中，应该注意各类仪表编制的调试程序，规定仪表的调试方法以及调试流程，整个调试过程应该由有经验的人员进行，以保证仪表调试的合理性。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计随着科技的不断发展，核电站已经成为我国能源结构中不可或缺的一部分。
核电站是以核能为能源的发电站，其核心部件是核反应堆。
核电站的运行涉及到多个系统的协调工作，其中最重要的就是核电站的控制系统。
而核电站的控制系统中，DCS（分布式控制系统）则是至关重要的一环。
DCS是核电站的核心控制系统之一，它负责监测、控制核电站各个子系统的运行状态，保证核电站的安全运行。
目前，国内外对于核电站DCS验证系统的研究与开发已有较为成熟的技术，但是在核电站的运行实践中，DCS验证系统的技术难题依然存在。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计成为一个不可忽视的重要课题。
本文将重点讨论基于仿真技术的核电DCS验证系统设计，包括其意义、技术原理、具体设计方案以及未来发展方向。
核电DCS验证系统的设计和研发，对核电站的安全性至关重要。
通过对核电站控制系统进行仿真验证，可以提前排除系统漏洞和问题，在核电站的实际运行中减少系统故障和事故的发生。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计具有重要的意义，对核电站的运行安全具有重要的推动作用。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计，其技术原理主要涉及核电站控制系统建模与仿真技术、核电站控制系统验证方法等方面。
核电站控制系统建模与仿真技术。
在进行核电DCS验证系统的设计过程中，需要首先对核电站控制系统进行建模。
这个模型既包括硬件的模型，也包括软件的模型，同时还需要考虑到控制系统在运行时可能会产生的各种异常情况。
然后，利用仿真技术对控制系统进行仿真，验证其在各种情况下的运行情况。
通过仿真验证，可以有效降低实际验证过程中的风险和成本。
核电站控制系统验证方法。
在进行核电DCS验证系统设计时，需要结合核电站的实际情况，确定可行的验证方法。
这些验证方法应该包括常规的实际验证、虚拟验证、模拟验证等多种验证手段，以确保核电站控制系统的可靠性和安全性。
搭建核电站控制系统的模型。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计核电是目前世界上主要的清洁能源之一，其在能源产业中有着极其重要的地位。
而核电站的控制系统是其中关键的组成部分，它对于核电站的安全稳定运行具有重要的作用。
随着科技的不断发展，仿真技术开始广泛应用于核电控制系统的研究和开发中。
本文将基于仿真技术，设计一个核电DCS验证系统。
1.系统建模首先，需要对核电站控制系统进行建模，以便于后续的仿真分析。
建模主要分为两个部分：控制系统模型和物理过程模型。
控制系统模型是指对控制系统的各个组成部分（如控制器、执行器等）进行建模，以模拟控制系统的逻辑行为；物理过程模型则是指对核反应堆、蒸汽发生器、汽轮发电机等物理过程进行建模，以模拟物理过程的运行和响应。
2.仿真环境为了进行仿真分析，需要构建一个仿真环境。
仿真环境应该尽可能地接近真实环境，以便于提高仿真结果的准确性。
在核电控制系统的仿真中，需要选择一种适合的仿真软件，如MATLAB/Simulink等。
同时，需要选择合适的物理模型库和控制模型库，以便于快速构建系统模型.3.仿真分析基于系统建模和仿真环境的构建，可以进行仿真分析。
仿真分析可以帮助验证控制系统的正确性和可靠性，优化控制算法的设计和测试控制策略的有效性。
在仿真中，可以对系统的各个方面进行测试和评估，如控制算法的性能、温度、压力和流量等物理参数的变化情况，以及系统的响应速度和时延等。
4.结果分析和验证仿真分析的结果需要进行分析和验证。
首先需要对仿真结果进行定量分析，评估控制系统的性能和鲁棒性。
其次，需要将仿真结果与实际情况进行对比，以验证仿真系统的准确性和可靠性。
最后，需要对仿真系统进行完善和优化，以提高仿真结果的精度和实用性。
总之，基于仿真技术的核电DCS验证系统设计，可以有效地提高控制系统的开发效率和质量，为核电站的安全稳定运行提供有力保障。
核电站数字化仪控
计算机化的核电厂专用设备产品开发与应用。诸如：核测系统、堆芯仪表系 统、棒控系统。
安全系统的软件研制、开发、鉴定已有相应的标准可使用并有多家公认的权 威认证机构 。
核电站数字化仪控(DCS) 方案的背景
核电站仪控系统采用数字化已是一种迫切的需要和必然的趋势
安全控制区
电厂概 貌
辅助控制区
主控制区
监视与交流区
田湾核电站主控室
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核电站数字化仪控(DCS) 方案的背景
核电站仪控系统采用数字化已是一种迫切的需要和必然的趋势
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核电站数字化仪控(DCS) 方案的背景
一、仪控系统 前言 中国核电仪控发展历程 核电站数字化仪控(DCS) 方案的背景 二、先进控制室
三、数字化仪控关键技术
1
一、仪控系统
2
前言
大型先进压水堆核电厂的数字化仪控系统是以计算机、网络通讯为基础 的分布式控制系统的系统，它进一步引入和开发面向状态的诊断技术、智能 化报警技术、数据库技术、符合人因工程要求的人机界面、先进的主控室等 现代技术，并采用系统化的控制室功能分析和分配、操纵员作业分析等设计 技术，以及面向核电厂运行安全状态的操作员支持系统包括智能诊断与智能 报警为基础的计算机化操作规程等。
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核电站数字化仪控(DCS) 方案的背景
数字化仪控的应用和发展
计算机技术、网络技术快速发展和广泛应用，已有多种成熟、可靠的DCS 商业产品。国内火力发电机组已成功应用自主知识产权的DCS，国内、国 外DCS产品已形成了竞争的局面。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计随着科技的不断发展，核电站已经成为人们生活中不可或缺的一部分，而核电站的控制系统则更是整个核电站运行的核心。
为了确保核电控制系统的安全可靠，基于仿真技术的核电DCS验证系统设计应运而生，这一系统将为核电站的稳定运行提供有力保障。
一、系统概述基于仿真技术的核电DCS验证系统是一种利用计算机科学、电子技术、通信技术和控制理论知识，通过对核电站的控制系统进行模拟仿真，以验证和测试核电站控制系统性能的新型系统。
该系统主要包括硬件和软件两个部分，硬件部分包括大型计算机集群、实时控制设备等，软件部分则包括仿真模型搭建软件、控制算法仿真软件等。
二、系统设计1.系统结构基于仿真技术的核电DCS验证系统的结构可以分为三层，分别是仿真层、控制层和监控层。
仿真层主要负责对核电站的控制系统进行仿真模拟，控制层负责实时控制系统的模拟运行，监控层则对系统运行状况进行监控和数据采集。
2.系统功能系统的主要功能包括：仿真模型搭建、控制算法仿真、系统性能验证等。
通过对核电站控制系统的仿真模拟，可以有效验证系统的稳定性、可靠性和安全性，为核电站的实际运行提供可靠的数据支撑。
三、系统工作流程1.仿真模型搭建需要对核电站控制系统的模型进行建模和搭建，包括控制回路、传感器、执行器等部分，并对其进行参数化处理，确保仿真模型的真实性和准确性。
2.控制算法仿真在模型搭建完成后，需要进行控制算法的仿真，包括PID控制、模糊控制、神经网络控制等，以验证控制系统的性能和稳定性。
3.系统性能验证将仿真模型和控制算法进行集成，对整个核电站控制系统进行性能验证，包括系统响应时间、鲁棒性、稳定性等指标。
四、系统特点1.高度仿真该系统采用先进的仿真技术，能够对核电站控制系统进行高度仿真，确保仿真结果的真实性和准确性。
2.多样化验证系统支持多种控制算法的仿真验证，能够适应不同核电站的控制系统需求，提高系统的通用性和灵活性。
3.实时监控系统具有实时监控功能，能够对核电站控制系统的运行状态进行实时监控和数据采集，确保系统的稳定运行。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计传统的核电DCS验证主要通过硬件模拟和实物模拟来进行，但这种方式存在成本高、时间长等问题，同时无法有效应对各种突发情况，不利于系统的快速验证。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计成为必然的趋势。
基于仿真技术的核电DCS验证系统，可以通过建立虚拟的环境和设备来实现对核电DCS的验证，具有成本低、效率高、灵活性强等优势。
本文将从仿真技术的角度探讨核电DCS验证系统的设计，并提出一种基于仿真技术的核电DCS验证系统设计方案。
一、核电DCS验证系统的需求分析1.1 核电DCS验证的目的核电DCS验证的主要目的是验证核电站控制系统的功能和性能是否符合设计要求，以确保核电站的安全、稳定和高效运行。
核电DCS验证需要对控制系统的各个组成部分进行全面的测试和验证，包括控制逻辑、信号传输、人机界面等方面。
核电DCS验证需要满足以下技术要求：首先是系统的可靠性和安全性，核电站是一种特殊的工业设施，对控制系统的可靠性和安全性要求非常高；其次是系统的灵活性和可扩展性，核电站的控制系统需要能够应对各种复杂的运行情况；此外还需要系统的实时性和高性能，以确保能够及时准确地响应各种控制指令。
基于仿真技术的核电DCS验证系统设计具有以下优势：首先是成本低，相比于传统的硬件模拟和实物模拟，基于仿真技术的核电DCS验证系统不需要大量的硬件投入，成本大大降低；其次是效率高，仿真技术可以实现快速、灵活的验证，大大提高了验证的效率；最后是灵活性强，基于仿真技术的核电DCS验证系统可以根据实际需求进行定制，满足不同核电站的需求。
2.1 核电DCS仿真模型的建立核电DCS验证系统的核心是建立核电DCS的仿真模型，该模型需要模拟核电站的各个控制部件、信号传输和反馈等环境。
在建立核电DCS仿真模型时，需要考虑核电站的实际工作环境、各个控制部件的工作原理和逻辑关系等因素，确保模型的真实性和可靠性。
在建立核电DCS仿真模型时，需要选择合适的仿真软件，以支持核电站控制系统的建模和仿真。
核电厂非安全级DCS系统输入输出(IO)分配方案
2012年8月第24期科技视界SCIENCE &TECHNOLOGY VISION 科技视界Science &Technology Vision0引言核电站非安全级系统承担着核电厂日常运行的功能,主要包含:电气系统监控、核岛监控、常规岛监控等等。
I/O 分配一直是DCS 系统工程中的一个重要课题,分配不当将降低DCS 系统的性能,例如可靠性、可用性、响应时间等等。
本文分析了核电厂对非安全级DCS 系统I/O 分配的需求,采用了Foxboro I/A 平台实现控制方案,归纳了I/O 分配的原则。
然后以海南昌江核电厂电气系统监控的I/O 分配设计过程为例,分析I/O 分配遇到的问题,并提出改进方法。
1分配原则1.1核电厂非安全级DCS 系统I/O 分配需求核电厂非安全级DCS 系统I/O 分配需求主要包括对机组、核岛/常规岛、安全等级、供电列、功能分区和分组、回路分区等原则的区分。
●机组———区分1、2、9号机组;●核岛/常规岛———区分NI(核岛)和CI(常规岛);●安全等级———区分NC 或NC+,NC+需要满足抗震要求,相应的采集机柜需要做抗震鉴定;●供电列———区分供电列(AB 列),要求控制系统的供电列要与工艺系统的供电列相一致,A,B 列设备之间是实体和电气隔离的。
由LLS(柴油机系统)供电的系统,输入输出(I/O)分配应当尽量集中,以减少柴油机功耗。
●功能分区和分组———核电站分为六大功能组分别是:辅助系统(A),主回路系统(B),二回路系统(C),汽轮发电机系统(D),余热导出系统(E)和废物处理系统(F),要根据电站功能结构划分区域和组,尽量减少单一故障对多个功能组的影响。
●回路分区:核电站一般为二环路设计(例如秦山二期)或者三环路设计(例如岭澳二期),为提高系统可靠性,要区分主泵、蒸发器、主给水、主蒸汽系统中的属于不同环路的I/O 点并分机柜布置,防止单一故障导致的系统整体失效。
核电厂DCS系统调试问题及解决方案
核电厂DCS系统调试问题及解决方案摘要: 海南昌江核电项目秦山二期为参考电站，与参考电站最大的区别就是实行了分散式控制系统(DCS)。
相比其他电站，调试阶段出现的问题没有参照性，必须在现场调试摸索。
本文总结了调试阶段出现的一些问题及解决的方案，为后续DCS调试工作提供借鉴。
关键词：DCS调试,发现问题及处理引言本文对DCS系统在调试阶段出现的设备故障、控制组态错误、设计错误三方面进行了问题分析及方案解决。
2. DCS设备故障2.1 保险熔断1）220V电源保险熔断故障现象：KCP412AR主电源合闸之后，下游无电源输出。
故障原因：检查发现电源保险熔断。
故障处理：采用备用路电源保险临时更换。
2）48V输出通道保险熔断故障现象：RRI207VN关指令强制为ON后，现场设备无响应。
故障原因：检查该信号对应的输出通道发现保险熔断。
故障处理：采用备用通道的保险临时更换。
2.2 控制站离线1）KCP531AR CP离线故障现象：在巡检过程中发现KCP531AR CP离线，机柜内通讯指示灯红灯亮（通讯故障），对应交换机通道的通讯状态指示灯未点亮（通讯故障）。
故障原因：检查交换机与Patch Panel（用于控制站与交换机之间的转接）连接错误，交换机的光纤未连接到Patch Panle KCP531AR对应的通道，而连接到一个空的接口，导致通讯不上。
故障处理：连接到正确插口后，控制站上线，通讯工作正常。
2）DCS一层工作站MTK和ALM离线故障现象：MTK与ALM上电后，无法上线，工作站上通讯指示灯未点亮。
故障原因：检查发现两个站对应Patch Panle接口上两根光纤接反（一根为发送信号，一根为接收信号）。
故障处理：将两根光纤进行对换，通讯正常，工作上线。
3）二层服务器离线故障现象：在二层SRV画面上看到CFR显示红色。
故障原因：在机柜核查后发现CFR服务器已经停止工作，初步估计在调试阶段由于通风还没有完全调好，由于服务器达到了温度限值，出现了高温DOWN机。
核电站dcs系统超压保护组态功能的实现及可行性分析
2441、引 言本文所论证的方法目前主要是通过DCS系统的软硬件组态实现超压保护的功能，将就地管道的压力数据反馈给控制系统，以组态的方式在集散控制系统中做一个保护定值，通过之前在逻辑组态中实现的数据预制，并提供自动报警和切断试验以对主回路的压力边界设备进行保护。
同时对该方案提出切实的论证和理论依据。
本方法对电站其他系统承压管路和安注系统的水压试验承压设计有很好的借鉴意义。
2、总体构想该方案是在学习和研究以往电站机组建设过程中的水压试验超压保护方法的基础上，结合DCS集散控制系统的优良特性和强大的数据反馈处理功能实现的创新设计，并且通过对以往项目调试工作的经验总结和技术路线的选择，通过对增加对就地仪器仪表设备的传感数据采集和逻辑组态等方法，改善超压保护功能实现的效果，提高了调试工作的技术水平。
2.1 超压保护相关工作超压保护系统涉及的相关工作包括超压保护系统方案设计与优化，试验准备和仪表及超压保护系统安装，超压保护系统调试，试验边界相关仪表隔离，压力保护定值，仪表检定，超压保护实施等多个方面。
2.2 逻辑组态设计基于宁德核电站DCS集散控制系统平台，采用机组DCS的就地仪器仪表压力传感器和差压传感器和系统作为超压保护方案的硬件工具，通过DCS组态工具分别进行以下工作：2.2.1 DCS 控制站设定选择自身控制负荷较小和对冷态功能试验相关联工艺系统影响较小的DCS控制站点，KCP涉及到的常规岛工艺系统调试工作较晚进行，其中26号站（KCP569/570AR）控制点数比较少，所带负荷也较小，而且该站涉及到的工艺系统调试工作也比较晚，选择此控制点作为试验方案中的控制点对其他涉及调试的工艺系统影响最小，因此，综合考虑，选择26号控制点作为实现逻辑组态超压保护功能的软件平台。
2.2.2 画面组态实现根据超压保护功能实现流程图进行组态设计，画面组态为超压保护装置监控操作界面和主回路承压管路就地仪器仪表设备采集数据信息显示画面。
核电站安全级DCS系统及软件安全分析
核电站安全级 DCS系统及软件安全分析摘要：对于核电站安全级DCS系统来说，除了要监视并控制保护系统工艺参数符合运行要求之外，还要避免安全级DCS系统自身故障导致的保护系统降级或者跳堆。
在核电站的运行水平方面，在保证安全性要求的前提下，系统修复所用的时间越少，则运行经济性越好。
核电站的日常运行维护主要由预防性维护和纠正性维修组成，对于保护系统而言，预防性维护主要包括：机柜报警巡检、保护系统周期试验和数据备份；纠正性维修主要包括硬件故障的应急处理和软件组态修改，将危害和风险消除或控制在可接受范围内，确保核电站安全稳定运行。
关键词：核电站；安全级DCS系统；安全级应用软件；危害分析核电站数字化控制系统是保障核电厂安全运行的核心，尤其是安全级DCS。
结合目前核电站安全级DCS的工程实践，为了提高安全级DCS软件的安全性，根据IEEE1012等相关标准的要求，对安全级DCS应用软件的开发过程进行验证和确认（V&V）活动，对应用软件开发过程中的危险进行分析。
1DCS系统故障1.1故障类型分析根据HAF-102中有关假设始发事件的描述，在核电站运行中需要考虑的故障类型取决于所涉及的系统和部件的类型。
对于DCS系统来说，其故障一般有如下形式：卡件输入/输出异常、信号测量误差大于允许范围、设备装置故障、通讯故障或上述形式的组合。
在数字化反应堆保护系统中，主要的故障类型有：①信号故障：它是故障表征的最小单元（如测量的输入信号或逻辑运算后的输出信号等）；②高级故障：包括硬件模块、计算机设备或数据信息的故障。
这类故障可能会产生多个信号故障。
在进行故障分析时，需要将信号故障和高级故障区分开。
对上述DCS系统故障进行分析，除了考虑故障的产生原因、表现形式之外，还考虑相应的检测方法和标识方式等。
1.2故障级别定义对于同种硬件设备来说，不同情况的故障会给控制系统造成不同影响程度的后果；相反，对于使控制系统无法正常运行的原因，又可能是由不同的设备故障触发的。
论核电DCS系统中一二层接口及实现方案
论核电DCS系统中一二层接口及实现方案摘要：该文以方家山福清核电站为背景，介绍了核电站DCS系统的基本架构和功能。
重点介绍了用于连接一层和二层不同系统平台的一二层接口的基本原理以及实现方式，对现有测试阶段的一二层接口性能进行了分析。
关键词：核电DCS；一二层接口1．核电DCS系统简介根据核电站仪控设备实现的功能要求，电站仪控系统划分为四个处理层：零层--I/O层，过程仪表层；一层--过程控制层；二层--操作监视层；三层--高级应用（信息管理）层[1]。
本文所讨论的DCS系统主要指一层及二层的仪控设备。
福清1-4号机组和方家山2台机组所使用的一层自动化系统均由INVENSYS提供的I/A及Tricon系列设备组成。
NC/NC+（非安全级）的系统由I/A系列设备组成，1E（安全级）的系统由Tricon设备组成。
自动化系统根据预先组态并定义的控制规律，自动执行测量数据采集，开环及闭环控制功能，传递结果命令到执行设备，其保护功能在电站故障状态下，自动采取措施，把电站带入安全可控状态。
一层系统的特点：1.可冗余配置的高可能性。
2.高性能的I/O处理模块。
3.内部高度集成，确保快速和详细的故障分析功能。
二层的人机界面系统由ATOS提供的ADACS_N（Advanced Data Acquisition & Control System）产品来实现整个电站的过程控制。
核电DCS系统中的人机界面软件主要是操作员站实时显示核电厂电力生产的工艺流程图，报警，规程等信息以便操作员实时监视机组的运行状况从而做出正确的决策。
二层系统的特点：1.提供清晰和易于理解的流程图；2.基于图形和窗口界面的人机接口。
3.使用在电厂项目的可视化图符。
4.提供用于运行指导的信息。
5.支持大屏显示。
6.具有强大的事件查询，事故分析能力。
2.一二层接口架构由于一层和二层的设备由不同供应商提供，其具有不同的操作平台和运行环境，如何确保一二层之间实现快速、安全、有效的数据传递成为一二层接口设计的核心。
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核电DCS系统方案
1. 引言
核电站的运行对系统的稳定性和安全性有着极高的要求。
核电DCS （Distributed Control System）系统作为核电站的控制中枢，起着重要的作用。
本文将介绍核电DCS系统的概念、架构和关键设计要点。
2. 核电DCS系统概述
DCS系统是一种分布式的控制系统，通常由多个控制单元（控制节点）组成。
核电DCS系统主要用于监测和控制核电站的各个子系统，包括发电机组、输电系统、安全保护系统等。
核电DCS系统需要具备以下特点：
•高可靠性：核电站是高风险的工业场所，系统故障可能导致严重的后果。
DCS系统需要具备高度可靠性，能够及时发现故障并进行故障隔离。
•实时性：核电站的运行需要实时监测和控制，DCS系统需要具备快速响应的能力。
•安全性：核电站的安全是首要考虑的因素，DCS系统需要具备强大的安全保护机制，保护系统免受恶意攻击和非授权访问。
3. 核电DCS系统架构
核电DCS系统通常采用三层架构，包括采集层、控制层和操作层。
3.1 采集层
采集层负责采集核电站各个子系统的数据，并将数据传输到控制层。
采集层通常包括传感器、仪表和数据采集模块等设备。
3.2 控制层
控制层是核电DCS系统的核心部分，负责对采集的数据进行处理和控制。
控制层通常由多个控制节点组成，每个控制节点负责监测和控制特定的子系统。
控制层还包括数据存储和通信模块。
3.3 操作层
操作层负责人机交互，提供给操作员进行监控和控制的界面。
操作层通常包括显示屏、操作台和控制软件等设备。
4. 核电DCS系统设计要点
4.1 可靠性设计
为保证核电DCS系统的可靠性，可以采取如下措施：
•引入冗余系统：通过将系统划分为多个模块，采用冗余设计以提高系统的可用性。
当某个模块发生故障时，其他模块可以继续工作。
•完善故障检测与隔离机制：系统需要具备自动故障检测和隔离能力，能够及时发现故障并进行相应的措施。
4.2 实时性设计
核电DCS系统需要具备快速响应的能力，可以采取以下策略来实现：•优化数据传输和处理：合理设计数据传输和处理的算法，减小数据传输和处理的时间延迟。
•高性能计算：使用高性能计算设备，提高系统的计算能力。
4.3 安全性设计
保证核电DCS系统的安全性至关重要，可以采取以下安全设计措施：•强化网络安全：使用多层防火墙和入侵检测系统等网络安全设备，保护系统免受恶意攻击。
•权限管理：建立严格的权限管理机制，限制对系统的访问权限。
•事件日志记录：记录系统的关键操作和事件，便于对系统进行监控和分析。
5. 总结
核电DCS系统是核电站运行的核心控制系统，具备高可靠性、实时性和安全性是其设计的关键要点。
在设计核电DCS系统时，需要考虑系统的架构以及采集层、控制层和操作层的功能和特点。
此外，通过可靠性设计、实时性设计和安全性设计等措施，可以提高核电DCS系统的性能和可靠性，确保核电站的安全运行。
以上是对核电DCS系统方案的简要介绍和设计要点的阐述，希望能对核电站的DCS系统的设计和实施提供一些参考和指导。