CN113936830A - 一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备 - Google Patents
一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113936830A CN113936830A CN202111113711.6A CN202111113711A CN113936830A CN 113936830 A CN113936830 A CN 113936830A CN 202111113711 A CN202111113711 A CN 202111113711A CN 113936830 A CN113936830 A CN 113936830A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- fault type
- generator set
- main transformer
- concentration
- loop system
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 103
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 30
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 23
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 95
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 35
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 35
- HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N alpha-acetylene Natural products C#C HSFWRNGVRCDJHI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 34
- 125000002534 ethynyl group Chemical group [H]C#C* 0.000 claims description 34
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 33
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 33
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 33
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 26
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 24
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 24
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 claims description 16
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 13
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 11
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 11
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 claims description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 28
- 238000003672 processing method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 22
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 10
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 8
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 8
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 5
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 5
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 5
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 5
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 4
- 238000012806 monitoring device Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000010891 electric arc Methods 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 230000005684 electric field Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 230000004992 fission Effects 0.000 description 2
- 230000036541 health Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000003763 carbonization Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 230000000644 propagated effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J9/00—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting
- H02J9/04—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source
-
- G—PHYSICS
- G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
- G21D—NUCLEAR POWER PLANT
- G21D1/00—Details of nuclear power plant
- G21D1/02—Arrangements of auxiliary equipment
-
- G—PHYSICS
- G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
- G21D—NUCLEAR POWER PLANT
- G21D3/00—Control of nuclear power plant
- G21D3/04—Safety arrangements
- G21D3/06—Safety arrangements responsive to faults within the plant
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J11/00—Circuit arrangements for providing service supply to auxiliaries of stations in which electric power is generated, distributed or converted
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J9/00—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting
- H02J9/04—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source
- H02J9/06—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source with automatic change-over, e.g. UPS systems
-
- H—ELECTRICITY
- H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
- H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
- H02J9/00—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting
- H02J9/04—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source
- H02J9/06—Circuit arrangements for emergency or stand-by power supply, e.g. for emergency lighting in which the distribution system is disconnected from the normal source and connected to a standby source with automatic change-over, e.g. UPS systems
- H02J9/068—Electronic means for switching from one power supply to another power supply, e.g. to avoid parallel connection
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Emergency Management (AREA)
- Power Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Plasma & Fusion (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- High Energy & Nuclear Physics (AREA)
- Control Of Eletrric Generators (AREA)
Abstract
本申请涉及核电站发电机及其辅助系统技术领域，公开了一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备，通过获取所述主变压器的运行参数；根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，提供了根据运行参数确定主变压器的故障类型的方法，能够快速定位故障类型，有利于加快故障处理的速度。另一方面，通过在电弧故障和热故障两种不同故障类型的情况下，采用不同的故障处理方法，提供了在主变压器发生电弧故障和热故障两类不同故障时，故障处理的操作流程，提高了故障处理的反应能力。
Description
技术领域
本发明涉及核电站发电机及其辅助系统技术领域，涉及但不限于一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备。
背景技术
在百万千瓦压水堆核电站中，可以通过厂用变压器和主变压器将发电机组产生的电能升压或降压，以输送到电网或者输送给用电设备。发电机组正常运行时，发电机组产生的电能经过厂用变压器降压，为发电机厂的厂用设备供电。因为厂用变压器和主变压器无法隔离，所以在厂用变压器或者主变压器发生故障时，都需要将发电机组停运，并将发电机厂的厂用设备切换至由辅变压器供电。
发电机组停运并切换厂用设备供电变压器的操作是一个非常复杂且风险高的操作过程。然而目前缺少主变压器故障类型的判断规则和根据不同的故障类型进行故障处理的操作流程，只能以瞬态干预的形式实现发电机组的停运，并切换厂用设备供电变压器，如此，容易产生运行值考虑不全等问题，从而导致发电机组状态失控、操作耗时较长和操作效率不高等问题。
发明内容
有鉴于此，本申请实施例提供一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备，能够快速确定故障类型，有利于加快故障处理的速度，提高故障处理的反应能力。
第一方面，本申请实施例提供一种核电厂发电机组状态控制方法，所述方法应用于包括一回路系统和二回路系统组成的核电厂供电系统中，所述一回路系统包括压水反应堆、反应堆余热排出系统RRA和蒸汽发生器，所述二回路系统包括汽轮机和发电机组，所述发电机组连接主变压器和辅变压器，所述发电机组通过所述主变压器为目标设备供电，在所述主变压器故障的情况下，通过所述辅变压器为目标设备供电，所述方法包括：获取所述主变压器的运行参数；根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；当所述故障类型为电弧故障类型时，按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断所述一回路系统中所述压水反应堆的核能反应，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器；当所述故障类型为热故障类型时，按照第二速率将所述发电机组的负荷降低至所述第一负荷值，中断所述压水反应堆的核能反应，将所述一回路系统连接至所述RRA，所述RRA用于排出所述压水反应堆的热量，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器，所述第二速率小于所述第一速率。
应理解，所述一回路系统用于将核能转化为热能；所述二回路用于将所述一回路系统的热能转化为动能，并通过二回路系统中的发电机组将动能转化为电能，通过主变压器对产生的电能升压或者降压，为目标设备供电。在主变压器发生故障的情况下，通过辅变压器为目标设备供电。
结合第一方面，在一种可能的实现方式中，所述运行参数包括所述主变压器的油色谱参数，所述油色谱参数包括总烃浓度，所述总烃包括乙炔、乙烯、乙烷和甲烷中的一种或多种，所述根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，包括：当所述总烃浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第一预设值，或者所述总烃中的乙炔浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第二预设值时，判断所述故障类型为所述热故障类型，其中，所述第一预设值大于或等于所述第二预设值。
结合第一方面的上述实现方式，在一种可能的实现方式中，所述油色谱参数还包括：氢气浓度，当所述总烃浓度包括乙炔浓度和乙烯浓度时，所述根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，包括：当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第一预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第二预设范围内时，判断所述故障类型为所述电弧故障类型；当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第三预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第四预设范围内时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
上述技术方案，通过总烃浓度、氢气浓度以及乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值、甲烷浓度与所述氢气浓度的比值，限定了不同浓度范围，或者比值范围对应的故障类型，能够快速定位故障类型，有利于主变压器的紧急停运。
结合第一方面的上述实现方式，在一种可能的实现方式中，所述二回路系统还包括蒸汽旁路排放系统和冷凝器，所述蒸汽旁路排放系统用于将所述蒸汽发生器供给汽轮机后剩余的热能排放至所述冷凝器中，当所述故障类型为电弧故障类型时，在按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值之前，所述方法还包括：按照第三速率将所述发电机组的负荷降低至第二负荷值，所述第三速率大于所述第一速率，所述第二负荷值大于所述第一负荷值；将所述二回路系统中蒸汽旁路排放系统从温度模式切换至压力模式。
上述技术方案，以第三速率降低发电机组负荷至第二负荷值；以第一速率降低发电机组负荷至第一负荷值时，可以在发电机组处于较低负荷的状态下切换发电机组通过所述辅变压器为目标设备供电，且断开主变压器。如此，能够简化降功率步骤只关注核心设备，从而优化并简化倒电步骤，充分减少停运主变压器的时间。
结合第一方面的上述实现方式，在一种可能的实现方式中，当所述故障类型为热故障类型时，当所述故障类型为热故障类型时，在切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器之前，所述方法还包括：降低所述一回路系统的温度和压强；降低所述一回路系统的压水反应堆中所述氢气浓度至第五预设范围内，对所述压水反应堆的冷却剂进行氧化。
上述技术方案，通过降低所述一回路系统的温度和压强；降低所述一回路系统的压水反应堆中所述氢气浓度至第五预设范围内，对所述发电机组中的冷却剂进行氧化，能够实现在主变压器发生故障后，保证运行值能够安全可控的将一回路系统设置在一个稳定状态，实现了在一回路系统低温低压的状态下停止主变压器，减少了快速降低发电机组负荷对发电机组设备带来的损坏，延长设备的使用寿命。
第二方面，本申请实施例提供一种核电厂发电机组状态控制装置，所述装置包括：获取单元，用于获取所述主变压器的运行参数；确定单元，用于根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；第一处理单元，用于当所述故障类型为电弧故障类型时，按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断所述一回路系统中所述压水反应堆的核能反应，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器；第二处理单元，用于当所述故障类型为热故障类型时，按照第二速率将所述发电机组的负荷降低至所述第一负荷值，中断所述压水反应堆的核能反应，将所述一回路系统连接至所述RRA，所述RRA用于排出所述压水反应堆的热量，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器，所述第二速率小于所述第一速率。
结合第二方面，在一种可能的实现方式中，所述运行参数包括所述主变压器的油色谱参数，所述油色谱参数包括总烃浓度，所述总烃包括乙炔、乙烯、乙烷和甲烷中的一种或多种，所述确定单元，还用于当所述总烃浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第一预设值，或者所述总烃中的乙炔浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第二预设值时，判断所述故障类型为所述热故障类型，其中，所述第一预设值大于或等于所述第二预设值。
结合第二方面的上述实现方式，在一种可能的实现方式中，所述油色谱参数还包括：氢气浓度，当所述总烃浓度包括乙炔浓度和乙烯浓度时，所述确定单元，还用于当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第一预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第二预设范围内时，判断所述故障类型为所述电弧故障类型，当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第三预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第四预设范围内时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
结合第二方面的上述实现方式，在一种可能的实现方式中，当所述故障类型为电弧故障类型时，所述装置还包括：配置单元，用于按照第三速率将所述发电机组的负荷降低至第二负荷值，所述第三速率大于所述第一速率，所述第二负荷值大于所述第一负荷值；切换单元，用于将所述二回路系统中蒸汽旁路排放系统从温度模式切换至压力模式。
结合第二方面的上述实现方式，在一种可能的实现方式中，当所述故障类型为热故障类型时，所述装置还包括：降压单元，用于降低所述一回路系统的温度和压强；氧化单元，用于降低所述一回路系统的压水反应堆中所述氢气浓度至第五预设范围内，对所述压水反应堆的冷却剂进行氧化。
第三方面，本申请实施例提供一种电子设备，一个或多个处理器；存储器；安装有多个应用程序的模块；以及一个或多个程序，其中所述一个或多个程序被存储在所述存储器中，当所述一个或者多个程序被所述处理器执行时，使得所述电子设备执行所述程序时实现上述方法中的步骤。
第四方面，本申请实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机可执行指令，所述计算机可读存储介质中存储有计算机可执行指令，该计算机可执行指令配置为执行上述方法。
第五方面，本申请实施例提供一种计算机程序产品，当所述计算机程序产品在计算机上运行时，使得所述计算机执行上述方法中的步骤。
在本申请实施例中，一方面，通过获取所述主变压器的运行参数；根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，提供了根据运行参数确定主变压器的故障类型的方法，能够快速定位故障类型，有利于加快故障处理的速度。另一方面，通过在电弧故障和热故障两种不同故障类型的情况下，采用不同的故障处理方法，提供了在主变压器发生电弧故障和热故障两类不同故障时，故障处理的操作流程，提高了故障处理的反应能力。
附图说明
在附图(其不一定是按比例绘制的)中，相似的附图标记可在不同的视图中描述相似的部件。具有不同字母后缀的相似附图标记可表示相似部件的不同示例。附图以示例而非限制的方式大体示出了本文中所讨论的各个实施例。
图1是本申请实施例提供的一种核电厂发电机组的组成结构示意图；
图2为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图；
图3A为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的比值坐标示意图；
图3B为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图；
图4为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图；
图5为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图；
图6是本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制的装置示意图；
图7为本申请实施例提供的电子设备的一种硬件实体示意图。
具体实施方式
应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本申请，并不用于限定本申请。用本申请说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本申请的专利保护范围内。
下面结合附图和具体实施例对本申请的技术方案进一步详细阐述。其中，在本申请实施例的描述中，除非另有说明，“/”表示或的意思，例如，A/B可以表示A或B；本文中的“和/或”仅仅是一种描述关联对象的关联关系，表示可以存在三种关系，例如，A和/或B，可以表示：单独存在A，同时存在A和B，单独存在B这三种情况。另外，在本申请实施例的描述中，“多个”是指两个或多于两个。
以下，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。
在介绍本申请实施例的方法之前，先介绍一下相关概念。
1、核发电工作原理
图1是本申请实施例提供的一种核电厂发电机组的组成结构示意图，如图1所示，发电机组由控制棒11、压水反应堆12、稳压器13、汽轮机14、蒸汽发生器15、冷凝器16、给水泵17、主泵18、发电机组19和反应堆余热排出系统20组成。其中，控制棒11、压水反应堆12、稳压器13、蒸汽发生器15、主泵18和反应堆余热排出系统20组成一回路系统；汽轮机14、冷凝器16、给水泵17和发电机组19组成二回路。所述一回路系统用于将核能转化为热能；所述二回路用于将所述一回路系统的热能转化为动能，并通过二回路系统中的发电机组将动能转化为电能，通过主变压器21对产生的电能升压或者降压，为目标设备供电。在主变压器21发生故障的情况下，通过辅变压器22为目标设备供电。
基于图1所示的核电厂发电机组的组成结构，核电厂发电机组产生电能的过程为：压水反应堆12通过核裂变反应将核能转化为热能，通过主泵18使得一回路系统水进入蒸汽发生器15，一回路系统高温水通过蒸汽发生器15将二回路水加热生成水蒸汽，将水蒸汽输入汽轮机14，汽轮机14带动发电机组19转动，产生电能，水蒸汽在汽轮机14内做功后进入冷凝器16，冷凝器16中引入海水，通过海水将水蒸汽冷却成液态水，液态水流入给水泵17后，给水泵17又将液态水输入蒸汽发生器15，在蒸汽发生器15中加热生成水蒸气，通过水蒸气推动汽轮机14转动。在停止发电机组的过程中，压水反应堆12连接反应堆余热排出系统20，将压水反应堆中的热量排出。
在该过程中，当连接上述发电机组的主变压器21发生故障且故障严重时，将会引起发电机组内的汽轮机14、压水反应堆12等发生连锁故障，因此，为了在主变压器发生故障后，能够控制发电机组始终运行在一个安全可控的状态，本申请实施例提供核电厂发电机组状态控制方法。
图2A为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图，如图2A所示，所述方法应用于包括如图1所示的一回路系统和二回路系统组成的核电厂供电系统中，所述一回路系统包括压水反应堆、反应堆余热排出系统RRA和蒸汽发生器，所述二回路系统包括汽轮机和发电机组，所述发电机组连接主变压器和辅变压器，所述发电机组通过所述主变压器为目标设备供电，在所述主变压器故障的情况下，通过所述辅变压器为目标设备供电，所述方法包括：
步骤S201，获取所述主变压器的运行参数；
应理解，在本申请实施例中，所述变压器可以为厂用变压器，用于将发电机组产生的电能降压，为发电机厂的厂用设备供电。例如，可以将发电机组产生的高压电降压至220V供给发电机厂的照明设备。可选地，所述厂用变压器可以为油浸式变压器。当所述厂用变压器为油浸式变压器时，所述运行参数为油色谱参数，所述油色谱参数用于反映主变压器中变压器油溶解各类气体的气体浓度值。
步骤S202，根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；
一种可能的实现方式中，所述根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型至少可以通过大卫三角法实现。根据所述大卫三角法能够通过运行参数，确定对应的变压器故障类型。例如，根据油色谱参数中的甲烷气体、乙烯气体、乙炔气体的比重，确定对应的变压器故障类型。所述故障类型至少包括：电弧故障类型和热故障类型。
一种可能的实现方式中，所述运行参数包括所述主变压器的油色谱参数，所述油色谱参数包括总烃浓度，所述总烃包括乙炔、乙烯、乙烷和甲烷中的一种或多种，所述根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，包括：
当所述总烃浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第一预设值，或者所述总烃中的乙炔浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第二预设值时，判断所述故障类型为所述热故障类型，其中，所述第一预设值大于或等于所述第二预设值。
一种可能的实现方式中，所述第一预设值可以大于或者等于10PPm(Parts PerMillion)，所述第二预设值可以大于或者等于1PPm，由于乙炔为总烃中的一种气体，所以，所述第二预设值小于或者等于10PPm。
示例性的，当所述总烃浓度在连续5天的日增量大于或者等于10PPm，或者所述总烃中的乙炔浓度连续2天的日增量大于或者等于1PPm时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
另一种可能的实现方式中，所述油色谱参数还包括：氢气浓度，当所述总烃浓度包括乙炔浓度和乙烯浓度时，所述根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，包括：
当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第一预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第二预设范围内时，判断所述故障类型为所述电弧故障类型；
示例性的，图3A为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的比值坐标示意图，如图3A所示，当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值大于或等于2.5且甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在(0.1,0.5)范围内，或者，当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在(0.6,2.5)范围内且甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在(0.1,1.0)范围内，判断所述故障类型为所述电弧故障类型。
当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第三预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第四预设范围内时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
示例性的，当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值小于或等于0.2且甲烷浓度与所述氢气浓度的比值大于或等于1时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
步骤203，当所述故障类型为电弧故障类型时，按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断所述一回路系统中所述压水反应堆的核能反应，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器；
可选地，与图1所示的发电机组相连接的主变压器可能会产生电弧故障，所述电弧故障类型可以为以下之一：高能量放电、低能量放电和局部放电。结合导致电弧故障的不同原因，列举以下几种情况：(1)高能量放电在变压器、套管、互感器内均有发生。引起原因通常是线圈匝层间绝缘击穿，过电压引起内部闪络，引线断裂引起的闪弧，分接开关飞弧和电容屏击穿等。所述高能量放电后，电弧使绝缘材料分解并产生大量的故障气体且故障气体产生剧烈、产气量大，来不及溶解于油而聚集到气体继电器引起瓦斯动作，导致轻瓦斯报警。(2)低能量放电一般是火花放电，是一种间歇性的放电故障，在变压器、互感器、套管中均有发生。不同电位的导体与导体、绝缘体与绝缘体之间以及不固定电位的悬浮体，在电场极不均匀或畸变以及感应电位下，都可能引起火花放电。(3)局部放电是指油和固体绝缘中的气泡和尖端，因耐压强度低，电场集中发生的局部放电。所述局部放电不断蔓延与发展，会引起绝缘的损伤，例如，碳化痕迹或穿孔。
可选地，所述第一速率小于或等于20MW/min(兆瓦每分钟)且大于或等于10MW/min，所述第一负荷值小于或等于20MW(兆瓦)。通过第一速率可以缓慢降低发电机组的负荷，当发电机组运行在第一负荷值时，发电机组处于低负荷状态，汽轮机为发电机组提供动能的压力减小，此时，可以解列汽轮机，使汽轮机与发电机组分离，并能够保持可以平衡而又各自同步运行，该过程可以防止事故扩大而造成发电机组中每一部件发生连锁故障。
应理解，所述发电机组的负荷即发电机组的负载，例如，目标设备。所述目标设备是用于将电能转化为其他形式能量的设备。例如，该目标设备可以为发电机厂的照明设备。
应理解，当汽轮机为发电机组提供动能的压力减小时，需要的热能减小，转化为热能的核能也减小，此时，可以在发电机组状态稳定的情况下，中断所述一回路系统中所述压水反应堆的核能反应。这里，中断所述一回路系统中所述压水反应堆核能反应可以通过将压水反应堆控制棒插入压水反应堆实现。将所述控制棒插入压水反应堆后，能够保证足够的负反应性使压水反应堆的核功率迅速下降，减少核能转化为热能。
应理解，在压水反应堆停热后，目标设备供电从主变压器倒换到辅变压器；此时，可以执行倒闸操作停运主变压器。这里，倒闸操作是将主变压器从运行状态转变到停运状态的过程。
步骤S204，当所述故障类型为热故障类型时，按照第二速率将所述发电机组的负荷降低至所述第一负荷值，中断所述压水反应堆的核能反应，将所述一回路系统连接至所述RRA，所述RRA用于排出所述压水反应堆的热量，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器，所述第二速率小于所述第一速率。
一种可能的实现方式中，所述第二速率小于或等于5MW/min。按照所述第二速率降低发电机组的负荷能够保持发电机组运行状态的稳定性，减少快速降低发电机组负荷对发电机组设备带来的损坏，延长设备的使用寿命。
在本申请实施例中，一方面，通过获取所述主变压器的运行参数；根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，提供了根据运行参数确定主变压器的故障类型的方法，能够快速定位故障类型，有利于加快故障处理的速度。
另一方面，通过在电弧故障和热故障两种不同故障类型的情况下，采用不同的故障处理方法，提供了在主变压器发生电弧故障和热故障两类不同故障时，故障处理的操作流程，提高了故障处理的反应能力。
以下介绍在电弧故障和热故障两种不同故障类型的情况下，故障处理的操作流程。
图3B为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图，所述二回路系统还包括蒸汽旁路排放系统和冷凝器，所述蒸汽旁路排放系统用于将所述蒸汽发生器供给汽轮机后剩余的热能排放至所述冷凝器中，当所述故障类型为电弧故障类型时，如图3B所示，所述方法包括：
步骤S301，获取所述主变压器的运行参数；
步骤S302，根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；
一种可能的实现方式中，图5为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图，如图5所示，油色谱在线检测装置检测并记录主变压器的油色谱参数。在所述油色谱参数变化趋势异常的情况下，进行离线色谱分析；在离线色谱分析的过程中，通过三比值法，或者，大卫三角法进行缺陷性质分析；当分析确定油色谱参数在电弧放电故障对应的区域内时，判断主变压器的故障类型为电弧故障类型。
步骤S303，按照第三速率将所述发电机组的负荷降低至第二负荷值，所述第三速率大于所述第一速率，所述第二负荷值大于所述第一负荷值；
一种可能的实现方式中，所述第三速率为大于等于50MW/min的速率值，通过第三速率可以使发电机组的负荷快速降低到低负荷的状态。一种可能的实现方式中，所述第二负荷值为小于或等于100MW的任一发电机组负荷值，例如，80MW。
在实施过程中，按照第三速率将所述发电机组的负荷降低至第二负荷值会同时进行负荷配置的工作。所述负荷配置工作为：在主变压器需要为厂用设备供电的情况下，在主变压器停运前，需要将厂用设备切换到备用电源，通过逐列进行备用电源切换，能够保证对系统的扰动降到最小，在逐列的进行电源切换的过程中，需要进行一定的负荷配置，从而保证停止电源的厂用设备的负荷由其他设备实现，保障系统有序运转。例如，将A列厂用设备的电源切换到备用电源的过程中，需要将A列厂用设备的负荷配置给B列厂用设备。因此，在以50MW/min的速率开始降低发电机组负荷至80MW的同时需要进行倒电前的负荷配置工作。
步骤S304，将所述二回路系统中蒸汽旁路排放系统从温度模式切换至压力模式；
一种可能的实现方式中，所述蒸汽旁路排放系统用于将所述蒸汽发生器供给汽轮机后剩余的热能排放至所述冷凝器中。汽轮机将热能转化为动能，带动发电机组发电，在低功率状态的情况下，发电机组的功率会低于一回路的功率，因此，蒸汽旁路排放系统将多余的热能排放到冷凝器中，由此平衡一回路系统和二回路系统的功率。
蒸汽旁路排放系统的压力控制模式用于发电机组功率15％PN以下且压水反应堆处于手动棒控制状态。应理解，将蒸汽旁路排放系统由温度控制模式切换至压力控制模式，需要一个稳定的状态，因此，需要在发电机组进入低负荷状态下，将蒸汽旁路排放系统由温度控制模式切换至压力控制模式，如此，能够在切换控制模式后，继续降低发电机组的负荷，使得在处理变压器故障的过程中，发电机组的一回路系统和二回路系统的系统状态更加可控。
示例性的，在发电机组进入低负荷的状态下，例如，80MW时，调节一回路系统中压水反应堆温度控制棒的控制模式，使得一回路系统控制棒，维持手动，将蒸汽旁路排放系统(GCT-c)由温度控制模式(Tavg模式)切换至压力控制模式(P模式)。
步骤S305，按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断所述一回路系统中所述压水反应堆的核能反应，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器。
一种可能的实现方式中，中断所述发电机组的核能反应可以通过将控制棒插入压水反应堆，直至压水反应堆停热的方式实现。在中断所述发电机组的核能反应之前，可以在检测压水反应堆功率降低至第三预设值的情况下，停运汽轮机。例如，当压水反应堆功率降低至额定功率的8％(8％Pn)时，停运汽轮机。在停止汽轮机之后，中断发电机组的核能反应能够保证发电机组运行更加安全稳定。
在本申请实施例中，以第三速率降低发电机组负荷至第二负荷值；以第一速率降低发电机组负荷至第一负荷值时，可以在发电机组处于较低负荷的状态下切换发电机组通过所述辅变压器为目标设备供电，且断开主变压器。如此，能够简化降功率步骤只关注核心设备，从而优化并简化倒电步骤，充分减少停运主变压器的时间。
图4为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图，当所述故障类型为热故障类型时，如图4所示，所述方法包括：
步骤S401，获取所述主变压器的运行参数；
步骤S402，根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；
示例性的，如图5所示，当油色谱参数中总烃浓度变化趋势异常时，例如，当所述总烃浓度在连续5天的日增量大于或者等于10PPm，或者所述总烃中的乙炔浓度连续2天的日增量大于或者等于1PPm时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
步骤S403，按照第二速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断所述压水反应堆的核能反应；
示例性的，所述第二速率可以为2-3MW/min，以正常降功率速率2-3MW/min降负荷，20MW后汽轮机打闸(停运汽轮机)。
步骤S404，降低所述一回路系统的温度和压强；
一种可能的实现方式中，在所述步骤S404之后，所述方法还包括：将所述一回路系统连接至所述RRA，所述RRA用于排出所述压水反应堆的热量；执行一回路系统灭气腔操作。
应理解，所述反应堆余热排出(Residual heat Removal，RRA)系统用于排出压水反应堆的热量。在连接反应堆余热排出系统后，RRA连接进入冷却模式。
应理解，在连接反应堆余热排出系统之前，进行一回路系统降温降压操作，因为RRA承温承压能力不高，只有一回路系统处于低温低压状态才能连接RRA。
一种可能的实现方式中，当发电机组处于高温高压状态时，通过稳压器让一回路的压力保持稳定，稳压器达到稳定状态时保持一半水一半气体，通过灭气腔操作，能够将稳压器中的气体变成水实体。
步骤S405，降低所述一回路系统的压水反应堆中所述氢气浓度至第五预设范围内，对所述压水反应堆中的冷却剂进行氧化；
一种可能的实现方式中，通过进行氮吹扫能够降低一回路系统的氢气浓度。
示例性的，当热故障时，首先停运主变压器，然后对一回路系统进行氮吹扫，如此，可以降低一回路系统中的氢气浓度，避免氢氧反应后爆炸。
一种可能的实现方式中，所述第五预设范围为小于或等于100摄氏度下的任一温度值。这里，所述冷却剂用于冷却压水反应堆堆芯，并将堆芯所释放的热量载带出压水反应堆的工作介质，也称载热剂。
应理解，冷却剂中氧浓度的逐渐升高，能够降低所述压水反应堆的放射性。
一种可能的实现方式中，在所述步骤S405，降低所述一回路系统的压水反应堆中所述氢气浓度至第五预设范围内，对所述发电机组中的冷却剂进行氧化之后，还可以通过在一回路系统的温度达到第二温度预设值时，停运一回路系统的主泵进一步降低发电机组的压力。
步骤S406，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器，所述第二速率小于所述第一速率。
在本申请实施例中，通过降低所述一回路系统的温度和压强；降低所述一回路系统的压水反应堆中所述氢气浓度至第五预设范围内，对所述压水反应堆的冷却剂进行氧化，能够实现在主变压器发生故障后，保证运行值能够安全可控的将发一回路系统设置在一个稳定状态，实现了在一回路系统低温低压的状态下停止主变压器，减少了快速降低发电机组负荷对发电机组设备带来的损坏，延长设备的使用寿命。
在百万千瓦压水堆核电站中，可以通过厂用变压器和主变压器将发电机组产生的电能升压或降压，以输送到电网或者输送给用电设备。发电机组正常运行时，发电机组产生的电能经过厂用变压器降压，为发电机厂的厂用设备供电。因为厂用变压器和主变压器无法隔离，所以在厂用变压器或者主变压器发生故障时，都需要将发电机组停运，并将发电机厂的厂用设备切换至由辅变压器供电。
发电机组后撤并进行电源切换的操作是一个非常复杂且风险高的操作过程，然而，这些操作只是在轻瓦斯报警卡进行了操作流程，例如，在判断主变压器油样异常的场景中，如果通过油样在线监测装置判断油样异常，或者，判断油样在线监测装置故障，则首先，通知电网需要快速停机列解，并以50WM/min速率降功率停运发电机组；然后，将发电机组的负荷切换到辅变压器；最后，停运主变压器，并在停运主变压器后，通知电气和化学人员进一步分析和处理故障。可以看出，目前缺少主变压器故障类型的判断规则和根据不同的故障类型进行故障处理的操作流程。在故障发生后，只能以瞬态干预的形式进行发电机组的变压器切换，容易产生运行值考虑不全等导致发电机组状态失控的问题。此外，正常快速停运发电机组切换变压器约需要6小时左右，操作耗时较长且效率不高。
为了在主变压器发生故障后，运行值能够控制发电机组始终运行在一个安全可控的状态，本申请实施例提供了一种核电厂发电机组状态控制方法，提出了主变压器故障类型的判断规则及根据不同的故障类型进行故障处理的操作流程。
本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法，当所述故障类型为电弧故障类型时，所述方法包括：
A)以第三速率降低发电机组负荷至第二负荷值；
一种可能的实现方式中，所述第三速率为大于等于50MW/min的速率值，通过第三速率可以使发电机组的负荷快速降低到低负荷的状态。应理解，所述发电机组的负荷即发电机组的负载，是用于将电能转化为其他形式能量的设备。一种可能的实现方式中，所述第二负荷值为小于或等于100MW的任一发电机组负荷值，例如，80MW。
示例性的，在发电机组的主控监盘在检测到主变压器出现轻瓦斯报警现象；或者，离线色谱取样分析确定主变压器故障类型为电弧故障类型的情况下，通过降低发电机组负荷能够简化降功率的步骤，快速退出停运主变。所述轻瓦斯报警是当油浸式变压器内部发生故障时，由于电弧使绝缘材料分解并产生大量的气体时发出的报警。
在实施过程中，主变压器需要为厂用设备供电，因此，在主变压器停运前，需要将厂用设备切换到备用电源，通过逐列进行备用电源切换，能够保证对系统的扰动降到最小，在逐列的进行电源切换的过程中，需要进行一定的负荷配置，从而保证停止电源的厂用设备的负荷由其他设备实现，保障系统有序运转。例如，将A列厂用设备的电源切换到备用电源的过程中，需要将A列厂用设备的负荷配置给B列厂用设备。因此，在以50MW/min的速率开始降低发电机组负荷至80MW的同时需要进行倒电前的负荷配置工作。
B)调节控制棒的控制模式，将蒸汽旁路排放系统由温度控制模式切换至压力控制模式；
应理解，蒸汽旁路排放系统用于将二回路的部分蒸汽排放至冷凝器，吸收所述蒸汽发生器供给汽轮机后剩余的热能。汽轮机将热能转化为动能，带动发电机组发电，在低功率状态的情况下，发电机组的功率会低于一回路的功率，因此，蒸汽旁路排放系统将多余的热能排放到冷凝器中，由此平衡一回路系统和二回路系统的功率。
蒸汽旁路排放系统的压力控制模式用于发电机组功率15％PN以下且压水反应堆处于手动棒控制状态。应理解，将蒸汽旁路排放系统由温度控制模式切换至压力控制模式，需要一个稳定的状态，因此，需要在发电机组进入低负荷状态下，将蒸汽旁路排放系统由温度控制模式切换至压力控制模式，如此，能够在切换控制模式后，继续降低发电机组的负荷，使得在处理变压器故障的过程中，发电机组的一回路系统和二回路系统的系统状态更加可控。
示例性的，在发电机组进入低负荷的状态下，例如，80MW时，调节一回路系统中压水反应堆温度控制棒的控制模式，使得一回路系统控制棒，维持手动，将蒸汽旁路排放系统(GCT-c)由温度控制模式(Tavg模式)切换至压力控制模式(P模式)。
C)以第一速率降低发电机组负荷至第一负荷值，并解列汽轮机；
一种可能的实现方式中，所述第一速率小于第三速率，用于在发电机组进入低负荷状态下，缓慢降低发电机组的负荷。一种可能的实现方式中，所述第一负荷值小于第二负荷值，对应于较第二负荷值更低的负荷状态。应理解，所述解列汽轮机为汽轮机与发电机组分离，并能够保持可以平衡而又各自同步运行的部分，可以防止事故扩大而造成发电机组中每一部件发生连锁故障。
示例性的，所述第一速率可以为20MW/min，所述第一负荷值可以为20MW，以20MW/min的速率开始降负荷至20MW，解列汽轮机。
D)在检测压水反应堆功率降低至第三预设值的情况下，停运汽轮机。
一种可能的实现方式中，所述第三预设值可以为小于10％的任一值，在压水反应堆功率水平降低到所述第三预设值时，压水反应堆通过核裂变反应将核能转化为热能的速率变低，使得蒸汽发生器产生的蒸汽变少。
在停运汽轮机之前，可以先将汽轮机空载，然后当压水反应堆功率降低至第三预设值时，停运汽轮机。
示例性的，当压水反应堆功率降低至额定功率的8％(8％Pn)时，停运汽轮机。
E)将控制棒插入压水反应堆，直至压水反应堆停热时，停运主变压器。
应理解，将所述控制棒插入压水反应堆后，能够保证足够的负反应性使压水反应堆的核功率迅速下降，减少核能转化为热能，直至压水反应堆停热时，停止运行主变压器。
示例性的，将控制棒插入压水反应堆，可以控制压水反应堆热停。
应理解，在压水反应堆停热后，目标设备供电从主变压器倒换到辅变压器；此时，可以执行倒闸操作停运主变压器。这里，倒闸操作是将主变压器从运行状态转变到停运状态的过程。
在本申请实施例中，以第三速率降低发电机组负荷至第二负荷值；以第一速率降低发电机组负荷至第二负荷值，并解列汽轮机，能够简化降功率步骤只关注核心设备，从而优化并简化倒电步骤，充分减少停运主变压器的时间。
本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法，当所述故障类型为热故障类型时，所述方法包括：
1)对一回路系统进行氮吹扫；
应理解，进行所述氮吹扫能够降低一回路系统中的氢气浓度。需要说明的是，在实际实施过程中，对一回路系统进行氮吹扫可以在一回路氧化操作之前的任一步骤之前进行，此处不做限定。
示例性的，当热故障时，首先停运主变压器，然后对一回路系统进行氮吹扫，如此，可以降低一回路系统中的氢气浓度，避免氢氧反应后爆炸。
2)以第二速率对降低发电机组负荷，当发电机组负荷达到第一负荷值时，停运汽轮机；
一种可能的实现方式中，所述第二速率小于或等于5MW/min。
示例性的，所述第二速率可以为2-3MW/min，以正常降功率速率2-3MW/min降负荷，20MW后汽轮机打闸(停运汽轮机)。
3)将控制棒插入压水反应堆，直至压水反应堆停热；
4)对一回路系统进行降温降压并连接反应堆余热排出系统；
应理解，所述反应堆余热排出系统(RRA)用于排出压水反应堆的热量。在连接反应堆余热排出系统后，RRA连接进入冷却模式(NS/RRA模式)。
应理解，在连接反应堆余热排出系统之前，进行一回路系统降温降压操作，因为RRA承受温度和压力的能力不高，所以，只有一回路系统处于低温低压状态才能连接RRA。
5)执行一回路系统灭气腔操作；
应理解，当发电机组处于高温高压状态时，通过稳压器让一回路的压力保持稳定，稳压器达到稳定状态时保持一半水一半气体，通过灭气腔操作，能够将稳压器中的气体变成水实体。
6)在一回路系统的温度达到第一温度预设值时，进行一回路氧化操作；
一种可能的实现方式中，所述第五预设范围为小于或等于100摄氏度下的任一温度值。这里，所述一回路氧化操作用于将一回路变成氧气环境，使得一回路在维修时能正常接触空气中的氧气。
示例性的，当100摄氏度时，对一回路系统进行氧化操作。
7)在一回路系统的温度达到第二温度预设值时，停运一回路系统的主泵；
一种可能的实现方式中，所述第二温度阈值为小于等于60摄氏度下的任一温度值。应理解，所述一回路系统的主泵给一回路系统提供循环动力，使得一回路系统的水保持循环。主泵需要压力运行，停运主泵能够将一回路系统的压力进一步降低。
示例性的，一回路系统降温至60度后停运三台主泵。
8)切换供电方式并停运主变压器。
示例性的，将供电方式从主变压器切换到辅变压器后，停止运行主变压器。
在本申请实施例中，通过氮吹扫、降低发电机组负荷、压水反应堆停热等操作，能够实现在主变压器发生故障后，保证运行值能够安全可控的将发电机组设置在一个稳定状态，解决了在主变压器发生故障后，缺少根据不同的故障类型进行故障处理的操作流程问题，提供了在主变压器发生热故障时，故障处理的操作流程。
图5为本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制方法的实现流程示意图，如图5所示，所述方法包括：
步骤S501，检测主变压器中变压器油的油色谱参数；
一种可能的实现方式中，油色谱在线检测装置检测并记录主变压器的油色谱参数。所述油色谱参数可以为甲烷浓度、乙炔浓度、总烃浓度和乙烷浓度的日增量。
步骤S502，在所述油色谱参数变化趋势异常的情况下，进行离线色谱分析；
应理解，所述离线色谱分析为，根据对油色谱参数中各成分浓度的分析，判断主变压器的缺陷性质和缺陷严重程度。
示例性的，当油色谱参数中总烃浓度变化趋势异常时，例如，当所述总烃浓度在连续5天的日增量大于或者等于10PPm，或者所述总烃中的乙炔浓度连续2天的日增量大于或者等于1PPm时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
步骤S503a，在所述缺陷性质为电弧放电的情况下，根据第一停运方式停运主变压器；
一种可能的实现方式中，所述第一停运方式为高温高压状态下停止主变压器的方式。在所述高温高压状态下停止主变压器时，可以通过50MW/min将所述发电机组的负荷降低至80MW；将GCT-c由模式T切到模式P；以20MW/min的速率开始降负荷至20MW，解列汽轮机；插控制棒至压水反应堆热停；切换发电机组通过辅变压器为目标设备供电，且断开所述主变压器的方式实现。
步骤S503b，在所述缺陷性质为热故障的情况下，根据第二停运方式停运主变压器。
一种可能的实现方式中，所述第二停运方式为低温低压状态下停止主变压器的方式。在所述低温低压状态下停止主变压器时，可以通过对一回路系统进行氮吹扫降低氢含量；以正常降功率速率2-3MW/min降低发电机组负荷，20MW后停运汽轮机；插控制棒至压水反应堆热停；一回路系统降温降压后将连接RRA并进入NS/RRA模式；继续降温，并执行灭气腔操作；在100度时进行一回路系统氧化操作；一回路系统降温至60度后停运主泵；目标设备供电从主变压器倒换到辅变压器；且断开所述主变压器的方式实现。
在一些实施例中，主变压器发生热故障时，采取主变压器监视运行的方式，成立项目组，缩短监控周期，运行临时管理指令(TOI)进行管理。TOI主要内容如下：
A、涉及变压器的相关检修工作，例如，继电器保护、仪器控制、消防、土建等，需报项目组审核；
B、人员进入主变压器区域前确认油色谱在线监测装置的各项参数正常；
C、人员进入主变压器区域需遵守项目组制定的《变压器区域管控临时规定》。现主变压器区域的控制区扩大至三相，并且已更换主变压器区域防火门门锁，可以将钥匙放置在隔离办钥匙箱内。
D、油色谱在线监测装置显示，运维人员20：00到次日9：00每2小时在装置中监测1次油色谱参数并记录，其他时间仍需保持监视跟踪，白天持续跟踪监测；
E、当油色谱参数超过预警值，主控监盘会发出报警，主控监盘操纵员及时查看油色谱数据并通知高压值班人员；检查是否有变压器相关的其他报警出现，如有，及时执行相关报警卡。
F、涉及变压器停运等重大决定，由项目组指定专人通知运行当班值。
G、如果出现主变压器轻瓦斯保护动作或者项目组要求主变压器立即退出运行，主控监盘人员按响应流程响应。
H、如果项目组要求主变压器择机进行后撤，运行按主变压器抢修机组停运规程进行正常后撤，停运主变压器。
结合上述介绍的实施例及相关附图，本申请提供了一种核电厂发电机组状态控制的装置，图6是本申请实施例提供的一种核电厂发电机组状态控制的装置600的示意图。可以理解的是，核电厂发电机组状态控制的装置600应用于包括发电机组、主变压器和辅变压器的系统中，该装置600中各模块或单元分别用于执行上述方法，和/或用于本文所描述的技术的其他过程。装置600包含了执行各个功能相应的硬件和/或软件模块，如图6所示，
装置600可以包括：
获取单元601，用于获取所述主变压器的运行参数；
确定单元602，用于根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；
第一处理单元603，用于当所述故障类型为电弧故障类型时，按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断所述一回路系统中所述压水反应堆的核能反应，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器；
第二处理单元604，用于当所述故障类型为热故障类型时，按照第二速率将所述发电机组的负荷降低至所述第一负荷值，中断所述压水反应堆的核能反应，将所述一回路系统连接至所述RRA，所述RRA用于排出所述压水反应堆的热量，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器，所述第二速率小于所述第一速率。
在一种可能的实现方式中，所述运行参数包括所述主变压器的油色谱参数，所述油色谱参数包括总烃浓度，所述总烃包括乙炔、乙烯、乙烷和甲烷中的一种或多种，所述确定单元602，还用于当所述总烃浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第一预设值，或者所述总烃中的乙炔浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第二预设值时，判断所述故障类型为所述热故障类型，其中，所述第一预设值大于或等于所述第二预设值。
在一种可能的实现方式中，所述油色谱参数还包括：氢气浓度，当所述总烃浓度包括乙炔浓度和乙烯浓度时，所述确定单元602，还用于当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第一预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第二预设范围内时，判断所述故障类型为所述电弧故障类型，当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第三预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第四预设范围内时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
在另一种可能的实现方式中，装置600还包括：
配置单元，用于按照第三速率将所述发电机组的负荷降低至第二负荷值，所述第三速率大于所述第一速率，所述第二负荷值大于所述第一负荷值；
切换单元，用于将所述二回路系统中蒸汽旁路排放系统从温度模式切换至压力模式。
在又一种可能的实现方式中，装置600还包括：
降压单元，用于降低所述一回路系统的温度和压强；
氧化单元，用于降低所述一回路系统的压水反应堆中所述氢气浓度至第五预设范围内，对所述压水反应堆的冷却剂进行氧化。
这里需要指出的是：以上装置实施例的描述，与上述方法实施例的描述是类似的，具有同方法实施例相似的有益效果，因此不做赘述。对于本装置实施例中未披露的技术细节，请参照本申请方法实施例的描述而理解，为节约篇幅，因此不再赘述。
需要说明的是，本申请实施例中，如果以软件功能模块的形式实现上述的方法，并作为独立的产品销售或使用时，也可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本申请实施例的技术方案本质上或者说对相关技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质中，包括若干指令用以使得一台电子设备(可以是智能终端或者共享管理平台等)执行本申请各个实施例所述方法的全部或部分。而前述的存储介质包括：U盘、移动硬盘、只读存储器(Read Only Memory，ROM)、磁碟或者光盘等各种可以存储程序代码的介质。这样，本申请实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。
对应地，本申请实施例提供一种电子设备，包括存储器和处理器，所述存储器存储有可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现上述实施例中提供的方法中的步骤。
对应地，本申请实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机可执行指令，所述计算机可读存储介质中存储有计算机可执行指令，该计算机可执行指令配置为执行所述程序时实现上述实施例中提供的方法。
对应地，本实施例还提供了一种计算机程序产品，当该计算机程序产品在计算机上运行时，使得计算机执行上述相关步骤，以实现上述实施例中的核电厂发电机组状态控制方法。
这里需要指出的是：以上存储介质和设备实施例的描述，与上述方法实施例的描述是类似的，具有同方法实施例相似的有益效果。对于本申请存储介质和设备实施例中未披露的技术细节，请参照本申请方法实施例的描述而理解。
需要说明的是，图7为本申请实施例提供的电子设备的一种硬件实体示意图，如图7所示，该设备700的硬件实体包括：处理器701、通信接口702和存储器703，其中
处理器701通常控制设备700的总体操作。
通信接口702可以使设备700通过网络与其他终端或服务器通信。
存储器703配置为存储由处理器701可执行的指令和应用，还可以缓存待处理器701以及设备700中各模块待处理或已经处理的数据(例如，图像数据、音频数据、语音通信数据和视频通信数据)，可以通过闪存(FLASH)或随机访问存储器(Random Access Memory，RAM)实现。
需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者装置不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者装置所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、物品或者装置中还存在另外的相同要素。
上述本申请实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
通过以上的实施方式的描述，本领域的技术人员可以清楚地了解到上述实施例方法可借助软件加必需的通用硬件平台的方式来实现，当然也可以通过硬件，但很多情况下前者是更佳的实施方式。基于这样的理解，本申请的技术方案本质上或者说对现有技术做出贡献的部分可以以软件产品的形式体现出来，该计算机软件产品存储在一个存储介质(如ROM/RAM、磁碟、光盘)中，包括若干指令用以使得一台终端设备(可以是手机，计算机，服务器，空调器，或者网络设备等)执行本申请各个实施例所描述的方法。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上仅为本申请的优选实施例，并非因此限制本申请的专利范围，凡是利用本申请说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本申请的专利保护范围内。
Claims (10)
1.一种核电厂发电机组状态控制方法，其特征在于，所述方法应用于包括一回路系统和二回路系统组成的核电厂供电系统中，所述一回路系统包括压水反应堆、反应堆余热排出系统RRA和蒸汽发生器，所述二回路系统包括汽轮机和发电机组，所述发电机组连接主变压器和辅变压器，所述发电机组通过所述主变压器为目标设备供电，在所述主变压器故障的情况下，通过所述辅变压器为目标设备供电，所述方法包括：
获取所述主变压器的运行参数；
根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；
当所述故障类型为电弧故障类型时，按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断所述一回路系统中所述压水反应堆的核能反应，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器；
当所述故障类型为热故障类型时，按照第二速率将所述发电机组的负荷降低至所述第一负荷值，中断所述压水反应堆的核能反应，将所述一回路系统连接至所述RRA，所述RRA用于排出所述压水反应堆的热量，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器，所述第二速率小于所述第一速率。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述运行参数包括所述主变压器的油色谱参数，所述油色谱参数包括总烃浓度，所述总烃包括乙炔、乙烯、乙烷和甲烷中的一种或多种，所述根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，包括：
当所述总烃浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第一预设值，或者所述总烃中的乙炔浓度在预设时间段内的日增量大于或者等于第二预设值时，判断所述故障类型为所述热故障类型，其中，所述第一预设值大于或等于所述第二预设值。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述油色谱参数还包括：氢气浓度，当所述总烃浓度包括乙炔浓度和乙烯浓度时，所述根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型，包括：
当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第一预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第二预设范围内时，判断所述故障类型为所述电弧故障类型；
当所述乙炔浓度与所述乙烯浓度的比值在第三预设范围内且所述甲烷浓度与所述氢气浓度的比值在第四预设范围内时，判断所述故障类型为所述热故障类型。
4.权利要求1至3中任一种所述的方法，其特征在于，所述二回路系统还包括蒸汽旁路排放系统和冷凝器，所述蒸汽旁路排放系统用于将所述蒸汽发生器供给汽轮机后剩余的热能排放至所述冷凝器中，当所述故障类型为电弧故障类型时，在按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值之前，所述方法还包括：
按照第三速率将所述发电机组的负荷降低至第二负荷值，所述第三速率大于所述第一速率，所述第二负荷值大于所述第一负荷值；
将所述二回路系统中蒸汽旁路排放系统从温度模式切换至压力模式。
5.根据权利要求1至3中任一种所述的方法，其特征在于，当所述故障类型为热故障类型时，在切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器之前，所述方法还包括：
降低所述一回路系统的温度和压强；
降低所述一回路系统的压水反应堆中氢气浓度至第五预设范围内，对所述压水反应堆的冷却剂进行氧化。
6.一种核电厂发电机组状态控制装置，其特征在于，所述装置包括：
获取单元，用于获取主变压器的运行参数；
确定单元，用于根据所述运行参数确定所述主变压器的故障类型；
第一处理单元，用于当所述故障类型为电弧故障类型时，按照第一速率将所述发电机组的负荷降低至第一负荷值，中断一回路系统中压水反应堆的核能反应，切换二回路系统中所述发电机组通过辅变压器为目标设备供电，且断开所述主变压器；
第二处理单元，用于当所述故障类型为热故障类型时，按照第二速率将所述发电机组的负荷降低至所述第一负荷值，中断所述压水反应堆的核能反应，将所述一回路系统连接至反应堆余热排出系统RRA，所述RRA用于排出所述压水反应堆的热量，切换所述二回路系统中所述发电机组通过所述辅变压器为所述目标设备供电，且断开所述主变压器，所述第二速率小于所述第一速率。
7.根据权利要求6所述的装置，其特征在于，当所述故障类型为电弧故障类型时，所述装置还包括：
配置单元，用于按照第三速率将所述发电机组的负荷降低至第二负荷值，所述第三速率大于所述第一速率，所述第二负荷值大于所述第一负荷值；
切换单元，用于将所述二回路系统中蒸汽旁路排放系统从温度模式切换至压力模式。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，当所述故障类型为热故障类型时，所述装置还包括：
降压单元，用于降低所述一回路系统的温度和压强；
氧化单元，用于降低所述一回路系统的压水反应堆中氢气浓度至第五预设范围内，对所述压水反应堆的冷却剂进行氧化。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：一个或多个处理器；存储器；安装有多个应用程序的模块；以及一个或多个程序，其中所述一个或多个程序被存储在所述存储器中，当所述一个或者多个程序被所述处理器执行时，使得所述电子设备执行如权利要求1至5中任一项所述的方法。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机可执行指令，所述计算机可读存储介质中存储有计算机可执行指令，该计算机可执行指令配置为执行上述权利要求1至5任一项提供的方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111113711.6A CN113936830A (zh) | 2021-09-22 | 2021-09-22 | 一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202111113711.6A CN113936830A (zh) | 2021-09-22 | 2021-09-22 | 一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113936830A true CN113936830A (zh) | 2022-01-14 |
Family
ID=79276578
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202111113711.6A Pending CN113936830A (zh) | 2021-09-22 | 2021-09-22 | 一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113936830A (zh) |
Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DD144183A1 (de) * | 1979-06-06 | 1980-10-01 | Eckhard Braesel | Verfahren zur diagnose von transformatorenstoerungen ! |
| JPS6423733A (en) * | 1987-07-15 | 1989-01-26 | Toshiba Corp | Power system in nuclear power station |
| JPH05244737A (ja) * | 1992-02-27 | 1993-09-21 | Toshiba Corp | 発電プラントの所内電源切替制御装置 |
| JPH10213696A (ja) * | 1997-01-29 | 1998-08-11 | Toshiba Corp | 原子力発電プラントの所内電源設備 |
| US20070151272A1 (en) * | 2006-01-03 | 2007-07-05 | York International Corporation | Electronic control transformer using DC link voltage |
| WO2011050303A1 (en) * | 2009-10-25 | 2011-04-28 | Abb Research Ltd | Method and apparatus for improving the operation of an auxiliary power system of a thermal power plant |
| WO2012075789A1 (zh) * | 2010-12-10 | 2012-06-14 | 中国广东核电集团有限公司 | 核电机组数字化控制系统(dcs)及其信息处理方法和装置 |
| WO2013152748A1 (de) * | 2012-04-10 | 2013-10-17 | Karl Werner Dietrich | Speicherkraftwerk |
| CN104616709A (zh) * | 2015-01-23 | 2015-05-13 | 福建省电力勘测设计院 | 基于核电机组失步振荡的安全稳定控制方法 |
| EP3293852A1 (en) * | 2016-09-13 | 2018-03-14 | General Electric Company | Isolated parallel ups system with fault location detection |
| CN109147976A (zh) * | 2017-06-16 | 2019-01-04 | 苏州热工研究院有限公司 | 一种应用于核电站的安稳装置切机方法 |
| US20190229535A1 (en) * | 2018-01-24 | 2019-07-25 | Bloom Energy Corporation | Selective grounding of grid parallel inverter systems |
| CN113156058A (zh) * | 2021-03-09 | 2021-07-23 | 广东核电合营有限公司 | 核电站变压器轻瓦斯报警响应方法、装置、设备及介质 |
-
2021
- 2021-09-22 CN CN202111113711.6A patent/CN113936830A/zh active Pending
Patent Citations (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DD144183A1 (de) * | 1979-06-06 | 1980-10-01 | Eckhard Braesel | Verfahren zur diagnose von transformatorenstoerungen ! |
| JPS6423733A (en) * | 1987-07-15 | 1989-01-26 | Toshiba Corp | Power system in nuclear power station |
| JPH05244737A (ja) * | 1992-02-27 | 1993-09-21 | Toshiba Corp | 発電プラントの所内電源切替制御装置 |
| JPH10213696A (ja) * | 1997-01-29 | 1998-08-11 | Toshiba Corp | 原子力発電プラントの所内電源設備 |
| US20070151272A1 (en) * | 2006-01-03 | 2007-07-05 | York International Corporation | Electronic control transformer using DC link voltage |
| WO2011050303A1 (en) * | 2009-10-25 | 2011-04-28 | Abb Research Ltd | Method and apparatus for improving the operation of an auxiliary power system of a thermal power plant |
| WO2012075789A1 (zh) * | 2010-12-10 | 2012-06-14 | 中国广东核电集团有限公司 | 核电机组数字化控制系统(dcs)及其信息处理方法和装置 |
| WO2013152748A1 (de) * | 2012-04-10 | 2013-10-17 | Karl Werner Dietrich | Speicherkraftwerk |
| CN104616709A (zh) * | 2015-01-23 | 2015-05-13 | 福建省电力勘测设计院 | 基于核电机组失步振荡的安全稳定控制方法 |
| EP3293852A1 (en) * | 2016-09-13 | 2018-03-14 | General Electric Company | Isolated parallel ups system with fault location detection |
| CN109147976A (zh) * | 2017-06-16 | 2019-01-04 | 苏州热工研究院有限公司 | 一种应用于核电站的安稳装置切机方法 |
| US20190229535A1 (en) * | 2018-01-24 | 2019-07-25 | Bloom Energy Corporation | Selective grounding of grid parallel inverter systems |
| CN113156058A (zh) * | 2021-03-09 | 2021-07-23 | 广东核电合营有限公司 | 核电站变压器轻瓦斯报警响应方法、装置、设备及介质 |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| 关建军;韩庆浩;杨吉成;: "岭澳核电站2号主变压器B相油中出现乙炔气体的原因分析", 核动力工程, no. 1, 30 December 2005 (2005-12-30) * |
| 冯玉辉;高超;代金良;于福洲;: "某核电厂主变压器绝缘油中氢气含量异常的分析与处理", 变压器, no. 09, 25 September 2020 (2020-09-25) * |
| 刘顶印: ""在线监测在智能化变电站中的应用"", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅱ辑》, 15 March 2016 (2016-03-15) * |
| 姜峰: ""红沿河核电站500kV变压器故障监测与诊断"", 《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技Ⅱ辑》, 15 March 2017 (2017-03-15) * |
| 王宏印;吴超群;张甬;刘栋;: "核电站核岛中压配电盘内燃弧故障保护研究", 发电设备, no. 05 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102080579B (zh) | 核电站汽轮发电机组启停控制方法、装置和dcs控制系统 | |
| CN102156449B (zh) | 核电机组总体程序的数字化方法、系统及dcs控制系统 | |
| CN106160202B (zh) | 一种核电厂一回路水压试验的供电方法和系统 | |
| CN109004738B (zh) | 一种核动力船舶一回路应急供电系统及方法 | |
| CN113936830A (zh) | 一种核电厂发电机组状态控制方法及电子设备 | |
| Rexhepi et al. | Monitoring parameters of power transformers in the electrical power system through smart devices | |
| CN110570326A (zh) | 一种用于石油化工装置供电系统lopa保护层的风险分析方法 | |
| Hao et al. | Modeling and simulation of loss of power in nuclear power plant | |
| CN109687582A (zh) | 精准获取调度系统变压器状态切换事件的方法 | |
| CN109085817B (zh) | 核电机组联调阶段cpu离线下装的控制方法及系统 | |
| Duchac et al. | Disturbances in the European nuclear power plant safety related electrical systems | |
| Borysiewicz et al. | Loss of offsite power caused by tornado in Surry NPP: a case study | |
| CN105515043A (zh) | 风电场电网、风机和网络的故障预警方法、装置及系统 | |
| CN112117018B (zh) | 一种用于核电厂控制室人机接口设计的综合功能分析方法 | |
| CN114865607B (zh) | 一种零损耗深度限流方法及限流系统 | |
| Constantin et al. | On-line monitoring of high power substations-A Romanian experience | |
| CN115628141A (zh) | 一种柴油发电机组速度控制电路及系统 | |
| CN210156923U (zh) | 一种发电厂事故保安电源系统 | |
| Popov et al. | Research and Ensuring the Stability of Autonomous Auxiliary Power Supply Systems of Nuclear Power Plants | |
| Dementyev et al. | The reliability of the gas-filled 110–750 kV circuit breaker units of substations | |
| CN118336889A (zh) | 一种核设施控制系统的供电装置及方法、核设施控制系统 | |
| Kazakov et al. | Improving dynamic stability of VVER-1000 plants | |
| CN111063466A (zh) | 核电厂应急柴油发电机组及延长其紧急启动时间的方法 | |
| Brennen | Improving the reliability of Class 1E power distribution to instrumentation and control cabinets on nuclear power plants in the USA. Final report | |
| Cheremisin et al. | Experience in the operation of adjustable electric drives of main circulation pumps of BN-600 reactors |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination |