核电站数字化仪控系统简介
核电站数字化仪控DCS
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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）
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
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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）
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
深圳中广核工程设计有限公司（CNPDC）
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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
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
核电站数字化仪控系统(DCS)介绍
目前已经在电力、石油、化工、制药、冶金、建材等众多行业得到了广泛的应用，特别是 电力、石化这样的行业。
• 我国发电厂仪控专业发展的历程基本分为三个阶段：
– 发电厂热工控制（简称“热控”） – 发电厂热工自动化（简称“热自”） – 发电厂综合自动化（数字化、信息化阶段）
• Westinghouse：WDPF
系统构成及特点
• 局域网络
• 多功能现场控制站
• 增强型操作站
• 系统管理站
• 主计算机 • 网络连接器 • 引入LAN作为系统骨干 • 摆脱仪表，靠近计算机
• 增加顺序控制、逻辑控制 • 可以实现优化控制和管理功能
• 显示技术得到提高，出现光标操 作
第三代：1987－ （扩展期） 典型DCS系统 • Foxboro：I/A Serise • Honeywell：TDC-3000UCN • Yokogawa：Centum-XL，µXL • Bailey：INFI 90
➢ FCS－Fieldbus Control System
第六页，共39页。
1.2 DCS的发展历史
第一代：1975～1980 （初创期） 典型DCS系统：
• Honeywell：TDC-2000
• Yokogawa：Yawpark • Foxboro：Spectrum • Bailey：Network 90 • Kent：P4000 • Siemens：Teleperm M • Toshiba：TOSDIC 系统构成与特点：
✓ 红沿河、宁德、阳江、防城港等CPR1000系列核电项目也全部采用数字化仪控系统（安全级
DCS采用三菱MELTAC平台，非安全级DCS采用和利时公司的HOLLiAS平台）。 ✓ 在建三代EPR和AP1000核电站也将全部采用数字化仪控系统。
方家山核电站数字化仪控系统浅析
方家山核电站数字化仪控系统浅析摘要：文章总结了核电厂仪控技术的历史和发展，以在建的方家山核电厂数字化仪控系统为例，结合核电站数字化仪控系统的设计标准和准则，对当代核电厂数字化仪控系统的特点、结构、功能和优势进行了阐述。
关键词：数字化仪控系统；Triconex；I/A核电站从工程设计、设备制造、工程管理、工程建设、直至安全运行和退役无一不体现高端技术，数字化仪控就是其中一项重要的组成部分。
同时也是最近几十年发展和更新换代最快的一个领域。
其设计和设备除了要保证高可靠性、高可用性，还要确保整个电站寿期内的升级和改造，是现代化大型核电站体现其先进性的技术之一。
1核电站仪控系统的历史和现状核电站仪表和控制系统发展基本上经历了三个时代：第一代仪控系统采用模拟技术，采用常规仪表和继电器来进行控制；如我国大亚湾核电站2×980 MW主控制系统采用Baily9020系统。
其特点是模拟量仪表采用小规模集成电路运行放大器为基础的元件来控制逻辑仪表，采用继电器等硬逻辑电器来控制。
第二代仪控系统采用了开关量及集成电路技术；如我国秦山二期和秦山二期扩建工程就属于这一范畴。
其特点是核岛系统仍采用小规模集成电路运算放大器为基础的模拟量元件来控制，常规岛和BOP系统参照常规火电厂采用数字化仪控系统。
第三代就是现今国际上广泛应用的以微处理技术和信息技术为基准的数字化控制技术，也称集散控制系统（DCS）。
如我国的田湾核电站采用西门子公司的TXS+TXP 数字化仪控系统，以及在建的方家山核电机组同样拟采用英维斯数字化仪控系统。
2方家山核电厂采用全数字化仪控系统的设计准则及特点2.1方家山仪控系统的平台分级方家山仪控系统的平台分级如图1所示，方家山#1、2号机组仪控平台使用了完整的控制和信息系统的设计，包括以下系统。
①Level 1。
1E 安全级系统：英维斯Triconex硬件平台；NC+ 安全相关系统：Triconex硬件平台和安全级I/A硬件平台；NC 非安全级系统：英维斯Foxboro 数字化仪控系统I/A平台。
核电站数字化仪控系统简介
ECP 命令、ESFAS 命令、多样化系统（如果有）命令、来自 后备盘或安全VDU的1E 级单个手动（如果有）命令高于NC 级命令。
优先功能取决于I&C 的安全功能分级，并依照相应的可靠性进 行设计和实施。
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可试验性
保护系统：
（1）反应堆紧急停堆 RTS （2）专设安全设施 ESFAS 安全监测系统: （1）事故后监测系统 PAMS
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紧急停堆
系统结构及功能
紧急停堆所需自动监测的变量： 中子注量率
反应堆冷却剂温度 反应堆冷却剂系统压力（稳压器压力） 稳压器水位 反应堆冷却剂流量和反应堆冷却剂泵断路器断开 反应堆冷却剂泵转速 蒸汽发生器给水流量 蒸汽发生器水位 汽轮发电机运行状态（保护流体低压信号和低压缸截止
设计准则
系统自检：自检应包括但不限于RAM 和ROM 故障检查、运算处理单 元故障检查、数据链接存储器检查、CPU 看门狗定时器复位检查、通 讯状态检查、IO 模块和接线检查、外围模件检查等。
定期试验：试验范围应覆盖DCS 系统的如下部分：保护和安全监测系统、 ATWT 系统及其他有特殊要求的NC 系统，并且应进行全通道试验，从探 测器至驱动器。遵守IEC 60671。
在反应堆装置运行时以及停堆后一定时间内，由于辐 射的原因，对大部分设备来说人员是不能接近的；
系统安全性、可靠性要求高，运行质量直接与仪控系 统性能相关；
控制和监测核燃料裂变链式反应及堆芯状态监测的必 要性；
大量核物理、热工、水力及其它一些直接测量无法得 到的参数计算多，且精确性和实时性要求高。
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核电数字化仪控远程智能运维系统的应用分析
核电数字化仪控远程智能运维系统的应用分析摘要：数字化仪控系统在核电厂中的应用，为核电厂工作人员提供了更加精准的电路信息，从而促进了核电厂的正常运行。
在核电厂数字化仪控系统中，通信网络系统占据核心地位，为控制系统的建立和各个控制站间的数据交互提供可实现的基础前提。
本文主要分析了当前我国常见的几种核电厂数字化仪控系统中的通信网络，并对各类型通信网络进行了性能对比，探讨在核电厂数字化仪控系统中适用性最强的通信网络。
关键词：核电厂；数字化仪控系统；远程智能运维引言现阶段，我国核电厂的仪控系统已经开始逐步应用全数字化的仪控系统，而在数字化仪控系统中，通信网络系统占据重要地位，为建立控制系统和提高各控制站间的数据交互质量提供了重要基础。
在核电厂仪控系统中，有安全级与非安全及两种系统，前者需要具有执行紧急堆停、安全壳隔离等核安全功能，因此对仪控系统性能和仪控设备的安全可靠性有着较高的要求。
通信网络系统作为数字化仪控系统的核心，在安全级数字化仪控系统中的重要地位更加凸显。
因此，保证通信网络设计具有功能冗余性、独立性以及多样性，满足单一故障准则和故障安全准则等，是确保通信网络安全可靠的设计原则。
1概述核电数字化仪控系统（Digtal Instrument&Contral System，简称DCS）是整个核电厂的“中枢神经”系统，对保证核电站的安全、可靠、稳定运行发挥着重要作用。
运维作为核电站生命周期的关键阶段，是保证核电站安全、高效、可靠运行的重要手段。
随着新建核电站不断投运，已有的核电站不断升级，核电站目前已经普遍使用数字化仪控系统实现核电站的运行、控制和保护。
数字化仪控系统产品因大规模集成电路等的应用、智能化程度不断提高，核电DCS运维的复杂性和多样性日趋提高。
传统的人员纠正性维修、预防性维修、备件预留库存等方式已经无法满足核电DCS的维护要求，亟待进一步提高运维技术及运维管理水平。
同时，核电站数字化仪控系统产品设备维护需要维护人员介入，在现场维修窗口申请、平台深层次问题分析方面需要投入大量工作，综合成本较高。
TXS详细介绍_20151008
Teleperm XS系统介绍1TXS系统发展历史反应堆控制和限制系统演化步骤：1968年：TELEPERM B系统特点：硬接线逻辑、晶体管；1973年：TELEPERM C系统特点：硬接线逻辑、集成电路；1978年：ISKAMATIC A系统特点：硬接线逻辑、集成电路1981年：TELEPERM ME特点：可编程逻辑1996年：TELEPERM XS系统特点：可编程逻辑、获得KTA、IEC、IEEE认证、自测试和自动化重复测试反应堆保护系统演化步骤：1968年：DM-System/TELEPERM B特点：硬接线逻辑（集成电路）、故障安全、获得KTA认证1981年：EDM-System TELEPERM C 8000R特点：硬接线逻辑（集成电路）、故障安全、获得KTA认证TELEPERM XS系统特点：可编程逻辑、获得KTA、IEC、IEEE认证、自测试和自动化重复测试2TXS系统架构TXS系统是一个分布式、冗余的计算机控制系统。
一般由3或4个独立冗余的数据处理通道，每一通道有2或3个操作层，这些操作层彼此之间不同步。
这样的操作层包含信号采集，数据处理，和驱动信号选择。
这些冗余通道之间利用点对点的光纤通信。
图1-1 TXS系统架构其中L2-bus为Profibus总线（速率为1.5Mbps），H1-bus为以太网总线（速率为10Mbps）。
每一个通道的信号采集层实现了来自核电站现场传感器的模拟、数字信号的采集（如温度、压力等）。
一个信号采集计算机将自己采集到的并且初步处理过的信号分发给下一层的数据处理层。
数据处理计算机实现电站保护功能信号的处理。
如信号在线确认、限定值监控和闭环控制计算等。
数据处理计算机通过处理数据，将输出结果输入到两路独立的优选计算单元。
执行计算机表决过程通常利用最小2值法（或最大2值法）的原则对信号的进行在线确认。
对冗余的测量系统，每一个保护通道使用最小2值法进行测量，并将测量值与设定的最小阈值进行比较，决定局部通道的下限值触发。
浅析核电站安全级数字化仪控系统机柜盘台设计制造及应用
浅析核电站安全级数字化仪控系统机柜盘台1设计制造及应用吕占龙 叶婷（北京广利核系统工程有限公司，北京100094）摘 要：数字化仪控系统（DCS ）是核电站的神经中枢系统。
本文以辽宁红沿河#3#4 CPR1000核电机组安全级DCS 首次使用国产化机柜盘台为背景，系统性总结并阐述了在安全级DCS 机柜盘台国产化进程中从设计、制造到应用过程的若干重要环节，供安全级DCS 机柜盘台设计、采购及外协加工管理、质量保证、质量控制、项目管理相关人员参考。
关键词：数字化仪控系统 DCS 安全级 机柜 盘台 设计 样机 鉴定 量产 1 背 景红沿河核电站为我国东北首个单机百万千瓦核电站，其#3#4机组安全级DCS 使用的机柜盘台由北京广利核系统工程有限公司（CTEC ）进行设计及制造。
单台机组的安全级机柜数量如下表： 1单台机组的安全级盘台数量如下表：1本文中的机柜盘台并不包含机柜盘台内的其它电气及安装设备，即柜盘体本身的机械结构件。
安全级DCS 的机柜盘台，是关键的制造设备，也是DCS 的关键路径。
其顺利制造完毕，可为项目后续的装配、测试的顺利开展提供前提条件。
其从开始设计到量产，直到为核电站供货，期间历时长、质保要求严格、加工难度大、参与接口众多，是个系统工程，最重要的是需要从整体上进行合理规划。
2 安全级DCS 机柜盘台设计到量产中主要活动1) 取得民用核安全设备设计许可证； 2) 设计研发量产立项及组织确认； 3) 设计研发质保大纲及质量计划发布； 4) 需求分析； 5) 工艺路线确认； 6) 图纸设计及发布；7) 取得民用核安全设备制造许可证； 8) 外协厂选择； 9)鉴定用样品制造；10) 鉴定试验及总体鉴定结论；11) 量产外协厂确定及合同签订前准备工作； 12) 合同签订；13) 外协生产过程的质保大纲及质量计划发布； 14) 制造先决条件审查确认； 15) 量产及进货检验。
3 主要活动中的若干重要环节探讨 3.1 设计开始前的准备工作3.1.1熟悉我国核安全法律法规体系。
AP1000核电厂仪控系统介绍
和设备状态 等数据 的采集 以及对设备 的控制 。
处理层 由安全级 和非 安全级 系统平 台共 同支 持。
系统 控制 器 提 供 处 理 层 的 各种 功 能 ， 括 数 据 采集 、 包 计 算 、 程控 制 和 保 护 功 能 等 。 过
缓解措施 ； 在仪控方面 ， 采用 了数字化仪控 系统和先进 主控制室设计。与以往核 电厂 的建造不 同 ， ＰＯ ０采 Ａ Ｉ０ 用模块化建造技术 ， 从而提高 了建造质量 ， 有利于现场 施工及缩短建造周期 。
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仪控系统优点
基本概念
提高核电厂的安全性。提高仪表精度，增加堆芯安全裕量。指导运行，
提高操纵人员判断和操作的正确性以及处理事故的能力。
提高自动化控制水平与可操作性。扩大了反应堆自动控制的范围，
核电站数字化仪控系统简介
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பைடு நூலகம்
技术工程部 高 峰
1. 基本概念 2. 设计准则 3.工艺流程及主要系统 4. 系统结构及功能
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目录内容
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仪控系统简介
基本概念
仪控系统是核电站的信息神经和控制中枢， 用于监测和控制核电厂热能和电能生产的主要和 辅助过程，在所有运行模式，包括应急情况下， 维持电厂的安全性、可操作性和可靠性，以保证 核电站安全、稳定和经济地运行。
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基本构成
基本概念
控制室： 人（操作员）－机（仪控设备）界面（Man （Human）Machine Interface），具有指示；记 录；报警；手/自动切换；手操（定值设定、启停 开关）等功能。
控制柜： 控制器（控制算法：P、I、D、滞后、超前、延 时；反馈、前馈；最优、自适应、模糊控制等）
反应堆保护系统的ESFAS系统的功能的实现 对于操纵员的操作手段
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独立性
设计准则
独立性是克服部件之间的有害相互作用，实现单一故障原则、实 现在役检验和维修的前提。
（1） 功能隔离：必须使用功能隔离，以减少多重系统或相连接系统中由 正常运行或异常运行，或这些系统中任一部件的故障所引起的设备和部件 间不良相互作用的可能性。 （2） 部件的实体分隔和布置：在系统布置和设计中，必须尽可能采用实 体分隔原则以增强实现独立性的保证，对于某些共因故障尤其如此。 这些原则包括：空间分隔(距离、方位等)和屏障分隔。在岭澳二期项目中， 多采用两种隔离相结合的设计原则。 仪控冗余子系统的独立性是通过物理的分离安装以及环境上的独立实现的， 比如四个保护系统组（IP、IIP、IIIP、IVP）和两列（A、B）。
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多样性
设计准则
多样性原则就是利用不同的设备、不同的原理、不同的系统软件、 不同的控制参数，执行同一个功能（不是采用同一系统或同一设备的 简单冗余），避免冗余系统的共因故障，从而提高某些系统的可靠性 的设计原则。
硬件多样性：不同的设备、不同的计算机。 软件多样性：不同的系统软件，不同设计者用不同软件工具设计的执行 同一功能的应用软件。 系统设计的多样性：
系统结构及功能
反应堆保护系统的逻辑
八个停堆堆断路器（每列四个停堆断路器）的接点组成2/4 逻辑。每个断路器包 括一个得电脱扣线圈（分励线圈）和一个失电脱扣线圈（失电线圈）。手动停 堆指令同时驱动两个线圈，而自动停堆指令只驱动失电线圈。当停堆断路器断 开时（满足2/4 符合逻辑），控制棒驱动电源被切断，控制棒靠重力快速落入堆 芯，从而保证压力和温度在保护限值之内。
电气部分主要系统: GEX 发电机励磁和电压调节系统 GEV 输电系统 GEW 主开关站—超高压配电装置
二回路主要系统: ARE 给水流量控制系统 VVP 主蒸汽系统 GCT 汽轮机旁路系统 AHP 高压给水加热器系统 ADG 给水除气器系统 APP 汽动给水泵系统 GSS 汽水分离再热器系统 GPV 汽机蒸汽和疏水系统 CEX 凝结水抽取系统 CRF 循环水系统 ABP 低压给水加热器系统 ASG 辅助给水系统
保护系统：
（1）反应堆紧急停堆 RTS （2）专设安全设施 ESFAS 安全监测系统: （1）事故后监测系统 PAMS
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紧急停堆
系统结构及功能
紧急停堆所需自动监测的变量： 中子注量率
反应堆冷却剂温度 反应堆冷却剂系统压力（稳压器压力） 稳压器水位 反应堆冷却剂流量和反应堆冷却剂泵断路器断开 反应堆冷却剂泵转速 蒸汽发生器给水流量 蒸汽发生器水位 汽轮发电机运行状态（保护流体低压信号和低压缸截止
T1 试验：仪表通道试验。传感器和模拟输入信号一并测试（输入物理值并 在DCS 输入端读取）。这些DCS 机柜应包括用于模拟输入定期试验的必要 接口。开关量输入可通过在上游系统或DCS 机柜上的模拟进行试验。 T2 试验：处理通道试验。T2 试验的目的是检查由1E 级机柜或特殊要求的 控制机柜所执行的逻辑是否良好运行。 T3 试验：驱动控制通道试验。
设计准则
系统自检：自检应包括但不限于RAM 和ROM 故障检查、运算处理单 元故障检查、数据链接存储器检查、CPU 看门狗定时器复位检查、通 讯状态检查、IO 模块和接线检查、外围模件检查等。
定期试验：试验范围应覆盖DCS 系统的如下部分：保护和安全监测系统、 ATWT 系统及其他有特殊要求的NC 系统，并且应进行全通道试验，从探 测器至驱动器。遵守IEC 60671。
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设计准则
为了确保核电站具有更高的可靠性和安全性，
系统设计采用以下的设计准则： （１）冗余性 （２）防止共因故障 （３）多样性 （４）独立性 （５）设备保护 （６）优先级管理 （ 7 ）可试验性
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冗余性原则
设计准则
冗余性原则的设计是为了提高仪控功能的可靠性，满足单一故障准 则，增强系统连续运行的性能。它采用并列的多个装置同时完成某一个 给定功能，任一个装置的故障不会引起该功能的失效。
在反应堆装置运行时以及停堆后一定时间内，由于辐 射的原因，对大部分设备来说人员是不能接近的；
系统安全性、可靠性要求高，运行质量直接与仪控系 统性能相关；
控制和监测核燃料裂变链式反应及堆芯状态监测的必 要性；
大量核物理、热工、水力及其它一些直接测量无法得 到的参数计算多，且精确性和实时性要求高。
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防止共因故障
设计准则
由于单一的具体事件或原因引起的两个或多个系统、设备同时 故障的现象，称为共因故障。共因故障是不可避免的，它是导致故 障概率增加、可靠度降低的关键因素。
设计原则： ――避免仪控功能需求的错误； ――避免错误的设计，系统软件、硬件配置和组态的错误； ――保证设备在适合的环境条件下工作； ――避免错误的维修； ――满足设备需求的独立性； ――对于要求可靠性高的仪控功能，设计时应满足系统多样性原则。
隔离设备用于两个安全级之间，其安全级别与较高的一致。
用于隔离安全系统和非安全系统的隔离设备，应由安全级电源供电。
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系统结构及功能
保护和安全监测系统
保护三大核安全屏障（即燃料包壳、一回路压力边界 和安全壳）的完整性，当运行参数达到危及三大屏障完整 性的阈值时，紧急停闭反应堆和启动专设安全设施。保护 系统必须满足以下要求： （１）能自动触发有关的系统（需要时包括停堆系统）动 作，以保证发生预计运行事件时，核电厂的主要参数不超 过规定的限值； （２）能检测事故工况并触发为减轻这些事故工况后果所 需的系统动作； （３）能抑制控制系统的不安全动作。
提高经济性。减少电缆的敷设用量，减少常规仪表，节省建筑用房，减
少备品备件数量。提高反应堆保护系统的运行裕量，在线和定期试验能力， 缩短试验时间，提高了可用率。采用分散计算机控制系统，具有较好的价格 /性能比。
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工艺流程图
工艺流程
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工艺流程
核电工艺过程的特点
控制对象的工艺流程复杂，监测和控制的参数多而且 各种过程参数联系密切 ；
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主要系统组成
主要系统
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主要系统
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主要系统
核岛主要系统: PTR 反应堆和乏燃料水池冷却
和处理系统 RIS 安全注入系统 RRA 余热排出系统 REA 反应堆硼和水的补给系统 EAS 安全壳喷淋系统 RCP 反应堆冷却剂系统 RCV 化学和容积控制系统
一般由属于更高安全级I&C 功能所产生的驱动命令具有更高 的优先权：
ECP 命令、ESFAS 命令、多样化系统（如果有）命令、来自 后备盘或安全VDU的1E 级单个手动（如果有）命令高于NC 级命令。
优先功能取决于I&C 的安全功能分级，并依照相应的可靠性进 行设计和实施。
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可试验性
设计准则： 保护系统只是作用于涉及到的设备或装置部件，并且不直接影响工艺过程； 来自保护系统的命令优先于开环和闭环控制命令； 保护系统的动作要不影响装置的可用性； 保护系统要有必要的自检功能。
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优先级管理
设计准则
I&C 的结构设计应考虑下列优先级控制： 来自不同安全级功能的驱动命令； 自动和手动启动命令；
增强了负荷自动跟踪能力，由于参与保护和控制的过程参数的一致性，提高 了电厂的运行裕度。实现核电站的自动启停。
提高可维修性与可靠性。全程自动试验，定期试验。自诊断，故障
定位，方便更换组件。模块化，减少备品备件数量，维修旁路。
可扩充性。硬件功能模块可以按要求方便地增加或修改，多路传输数据
通信技术允许将来改变和增加接口，容易实现功能扩展和设备升级。
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仪控系统主要功能
基本概念
仪控系统的主要功能包括： — 在正常运行、预计运行事件和事故工况下，监测电厂
参数和各系统的运行状态，为操纵员安全有效地操纵核电 厂提供各种必要的信息。
— 自动地或通过操纵员手动控制将工艺系统或设备的运 行参数维持在运行工况规定的限值内。
— 在异常工况和事故工况下，触发保护动作，保护人员 、反应堆和系统设备的安全，避免环境受到放射性污染。