DCS在海南昌江核电厂的应用

刘中明 冯 骥 周则星

（海南核电有限公司 海南昌江）

随着集散控制技术的日益发展，DCS作为一种综合性的大型自动控制系统以其所具有的开放性、高可靠性、快速性及可操作性逐步被国内外市场所认可。但是由于核电站对核安全的特殊要求，国内大部分核电站都沿用传统的模拟控制系统，DCS系统在核电应用较少或仅在部分系统进行应用，岭澳核电站采用DCS控制常规岛，秦山核电站对循环冷却水系统进行了DCS改造。方福海项目海南核电作为中核大面积DCS系统应用的先行者也必将为以后其他核电DCS的应用提供良好的经验。DCS在核电行业的应用是一种发展的趋势，同时也是有效提高核电站综合自动化水平的必要手段。

一、核电站控制系统设计

核电站控制系统由安全级DCS，非安全级DCS，专用控制系统构成，核电站控制系统的设计应遵循如下原则：单一故障、多样性、独立性、冗余性等。为确保核电站控制系统的安全，核岛控制系统设置了部分硬接线的控制按钮盒显示仪表，同时再数据采集、信号传输方面设计A、B两个系列、4个保护通道，对重要信号执行4取2逻辑。

核电控制系统的多样性主要体现在控制回路中设置了模拟仪表、就地显示仪表以及智能仪表，此种设计可满足操作人员对系统参数现场可见、远程可查的工作需要，同事满足运行维护人员在不同工况下对参考参数的需求，及时排除故障。提高了整个电站运行的安全性。

核电控制系统的冗余性主要体现在供电冗余、控制站冗余、卡件冗余、通道冗余、测量点冗余等多个方面，多层次的冗余设计确保了系统不会因为单点异常事件的发生而导致不该出现的错误动作，极大的提升了系统运行的可靠性。

二、海南核电DCS控制系统设计

海南核电站一期工程参考电站是秦山二期核电站，其中采用数字化分散控制系统（DCS）是较参考电站的重大改进之一。与参考电站不同，采用DCS先进主控室的控制和操作理念给核电站的安全、稳定、可靠的运行提供了有力的保障，也是我国后续在建核电站的趋势。

1.海南核电DCS的主要特点

（1）数字化规程的编写。采用DCS控制，操作规程将采用数字化规程，而针对参考电站是无法直接借用的，并且由于部分主设备的变更，将导致规程的重新编写。打破了原来模拟盘的操作方法，规程与画面的结合需要重新审查。岭澳二期是我国运行核电站首次使用数字化规程的电站，规程的使用采用纸质的还是计算机式的各有优缺点，田湾的一期工期没有采用数字化规程，而是采用了与工艺相结合的大量顺控操作实现工艺运行与规程执行的完美配合。

（2）设备操作计算机化。维护的设备将从模拟盘台上的二次表和按钮转化为工作站、网络的维护和操作。

（3）人机界面（操作画面）操作习惯的改变。需要操纵员和维护人员了解人因分析，了解工艺画面的颜色及图符标识。

2.海南核电DCS结构

海南核电DCS结构根据不同的功能及网络界限由现场设备到信号的采集及指令的发送直至控制室集中管理主要划分为3个层次（图 1）。

0层：工艺系统接口层，又称现场设备层。包括测量设备（传感器，变送器，位置开关等）和驱动器接口设备（先导阀及其附属接口继电器，电动-气动转换器，驱动器，开关柜，电源设备等）。

图1 系统整体结构图

1层：自动控制与保护层。包括负责不同电厂系统监控的信号调制和处理设备。

2层：操作与信息管理层。包括可以使人员能够操作电厂（手动控制和信息手段），能够监督电厂状态并对电厂I&C实施运行服务的常规设备和计算机设备。

此3个层次的划分也是目前国内外DCS系统的主流结构划分，可实现整个系统的监测、控制、数据处理等功能，但其较整个核电厂的管理仍仅作为一个大型控制系统，并未连接纳入进整个电站管理系统之内。因此，基于对整个电厂宏观管理的考虑，目前已经在着手进行更高一层次的实施，即3层——全厂技术管理层。该层次包括支持现场管理应用以及与场外设施通信的计算机设备，将DCS系统与电厂管理系统相连接，可更加直观的将现场情况反映给管理层，极大的提升了核电站事件处理的及时性和有效性。

3.系统1层结构及功能

海南核电DCS1层为自动控制与保护层，其采用美国福克斯波罗公司生产的I/A Series系统。I/A过程控制系统主要由反应堆控制系统、核岛辅助工艺系统过程控制系统、非安全级电气控制系统、常规岛过程控制系统、数据采集和处理系统以及多样化保护系统（ATWT与DS）组成。

（1）I/A过程控制系统功能。I/A过程控制系统在核电厂正常运行情况下执行自动控制与监测任务，且执行事故后的控制与监督；一般情况下，操作员对反应堆的监督与控制是通过KIC（电站计算机信息和控制系统）实现的，当KIC不可用时操纵员需通过后备盘维持一段时间的正常运行，直至安全停堆；I/A过程控制系统分成若干功能区，每功能区通过一个冗余的告诉通信网联系；为满足多样化控制要求，I/A系统中加入了ATWT与DS子系统，以满足反应堆保护系统和粗线共模故障情况下的控制功能要求。

（2）I/A过程控制系统结构。I/A过程控制系统结构主要由FCP270系列主控制器、FBM卡件、MESH控制网络以及I/A应用软件（ OWS）等部分构成（ 图 2）。

图2 I/A控制系统结构

FCP270系列主控制器采用冗余配置，用于完成控制、数据采集、报警灯功能，其与FBM直接相连，且通过光纤连接至MESH网络；FBM卡件作为实现现场仪表、变送器、执行器等与I/A系统连接的接口，可进行信号转换，将0层数据传送至主控制器并输出控制指令去0层；MESH网络由两张独立网络冗余构成，每个网络内以多重路由的方式进行配置，因此MESH网络较普通环网具备更高的可靠性，但其具有诸多优点的同时也存在维护复杂，费用高等不足。图3为主控制器、FBM卡件、MESH控制网络以及I/A应用软件（OWS）间的结构图。

图3 简易网络结构

I/A过程控制系统数据采集处理及控制功能的实现主要通过FBM卡件采集来自0层（现场设备层）的开关量、模拟量信号，并将所采集的信号送至主控制器，通过主控制器内部逻辑运算将结果发送至各应用软件进行显示和操作，同时部分运算结果产生的指令通过FBM卡件发送至0层执行机构，完成对0层现场设备的监测及控制。其流程见图4。

4.DCS系统2层结构及功能

图4 I/A控制指令传输路径

作为操纵员在主控室对电厂运行状态进行监控的重要手段，2层非安全级别的监控采用法国源讯公司（ATOS-Origin）的控制系统（ADACS_N）来实现，各组成部分包括：与1层的通信程序、数据处理程序、实时数据管理程序、历史数据管理程序、人机界面软件、与3层的接口。

DCS系统2层控制系统的硬件包括操纵员站OWP和4种类型的服务器，它们分别是：通信服务器CFR、数据处理服务器CCT、实时数据服务器STR、历史数据服务器SAR。通信服务器CFR1层系统建立通信，在数据处理服务器CCT上对数据进行处理，实时数据服务器STR为人机界面实时显示提供数据，历史数据服务器SAR为人机界面显示提供在线历史数据，支持HMI的趋势和日志；操纵员站上运行HMI软件，为操纵员提供信息监视和控制操作的环境。DCS二层结构示意图如图5所示。

5.后备盘（ BUP）的功能及作用

海南昌江核电站采用了数字化仪控系统的设计方案。正常情况下，操纵员是通过主控室中计算机化的工作站对电站机组进行监视和控制的。尽管计算机化监控系统具有高度的可靠性，为了应对基于软件设计的计算机系统的共因故障，引入了基于常规监视和控制技术的后备盘（BUP）作为以计算机为主的电站计算机信息和控制系统（KIC）失效时的手动后备。

（1）BUP工作模式及主要功能。BUP主要功能包括，监视机组安全功能（特别是自动保护功能的进行）；在不干预时间过后执行相应的事故后安全功能（手动操作）来实现并维持机组在安全状态下；在机组事故后运行期间，监视安全系统的有效性。BUP工作模式主要包括：信息模式、试验模式以及控制模式。其对应状态如表1所示。

表1 BUP工作模式及其对应状态

（2）BUP作用工况。KIC出现＜4 h的失效（故障、维护等），操纵员利用BUP监视机组运行并将机组保持在稳态运行工况下；KIC出现＞4 h的失效（故障、维护等），操纵员利用BUP监视并将机组带入并保持在安全停堆状态下；机组事故工况且KIC失效，不论KIC失效发生在事故工况期间还是发生在事故工况之前（此时BUP已经投入运行），操纵员按照相关的事故规程利用BUP。

三、结论

海南核电DCS系统的应用实现了电厂分级递阶控制，将电厂控制系统垂直分级为0、1、2、3层，可有效提升管理、维修的准确性和时效性；电厂水平方向各个过程控制级之间实现了相互协调的分级，各层级之间可实现数据的传送和接收，同时水平级之间同样可以进行数据交换，有利于电厂各个系统间的协调统一。借鉴参考电站DCS系统应用的经验，海南核电对电厂运行过程中各种工况下的逻辑控制方案进行合理化验证，保证了控制系统功能准确、合理性。