核電站就地變送器換型及設備管理改進

張 鵬

（秦山核電有限公司，浙江 海鹽 314300）

隨著科技的進步，設備的功率越來越大，目前，核電站的裝機容量、運行參數、系統回路數量也隨之提高，對系統及設備的狀態檢測的要求也越來越高。而這些信號可靠、穩定、精確的測量傳輸主要載體就是現場安裝的一次就地儀表。就地儀表的維修方式也逐漸由讓設備一直運行至故障時才進行故障維修，演變至按照預定的時間間隔或檢修周期進行計劃修理的維修。如今，基于設備可靠性維修原則而觸發的預防性維修成為現今最具價值的維修方式。但是，由于核電站的建造周期較長，一次就地儀表從安裝到正常使用時間跨度長。因此，如何保證儀表的性能就顯得尤為重要。本文著重介紹秦山核電有限公司變送器換型以及前后發生的事例，從測量原理、歷史狀態、換型的起因以及實施過程中發生的事件產生的原因結合現場情況進行分析，并淺談就地儀控設備的管理以及改進。

1 變送器測量原理

秦山核電有限公司的現場就地儀表按測量對象劃分，主要包括壓力、液位、流量、溫度以及部分專用儀控信號的測量。其中的壓力、液位、流量等重要信號主要是采用電容式差壓/壓力變送器測量，其信號送反應堆保護、重要容器液位控制等系統，涉及核電站各類水質、各類溫度壓力，甚至于反應堆壓力邊界。所以壓力變送器是秦山核電有限公司重要的就地一次測量儀表。

變送器的應用最廣泛、最普遍，變送器大體分為壓力變送器和差壓變送器。變送器常用來測量壓力、差壓、真空、液位、流量和密度等。變送器有兩線制和四線制之分，兩線制變送器尤多，有智能和非智能之分，智能變送器漸多。秦山核電有限公司安裝各類電容式差壓/壓力變送器500余臺。1988年開始安裝，精度為±0.25%，安裝方式主要為分體式安裝，此分體式含義為變送器與隔離測量介質的閥組中間用引壓管連接，沒有直接安裝在一起，即不是一體化安裝方式。一般變送器與閥組之間通過腰型法蘭、引壓管、1/4 in NPT接頭連接。以差壓變送器為例，其原理是：來自雙側導壓管的差壓直接作用于變送器傳感器雙側隔離膜片上，通過膜片內的密封液傳導至測量元件上，測量元件將測得的差壓信號轉換為與之對應的電信號傳遞給轉換器，經過放大等處理變為標準電信號輸出。差壓變送器的現場應用通常用以下幾種測量方式[1，5]：

與節流元件相結合，利用節流元件的前后產生的差壓值測量液體流量，如圖1所示。

利用液體自身重力產生的壓力差，測量液體的高度，如圖2所示。

直接測量不同管道、罐體液體的壓力差值，如圖3所示。

圖1 液體流量測量Fig.1 Fluid influx measurement

圖2 液位高度測量Fig.2 Fluid height measurement

圖3 管路間差壓測量Fig.3 Measurement for differential pressure between pipelines

2 變送器的性能管理

2.1 變送器的管理

秦山核電有限公司現場安裝了500余臺電容式差壓/壓力變送器，在核電站運行初期，依據設備維修手冊的技術要求，每個換料循環都對其進行校驗，校驗時將變送器從安裝支架上拆除，工作量大，對設備及接頭等附件損壞概率較高。隨著設備管理體系的完善，制訂了變送器設備臺賬，臺賬中詳細記錄了變送器的型號、參數、安裝方式、生產廠家、出廠時間及編號，對測量重要信號的變送器進行缺陷分析及跟蹤，并根據每臺變送器的測量對象的安全、經濟性分級，優化了檢修計劃，減少了設備維修損耗。

2.2 變送器缺陷分析及結論

2.2.1 缺陷分析

在2007年1月17日03：01：49，秦山核電有限公司凝結水流量從1115 t/h陡降至908 t/h；凝結水壓0.85 MPa→0.89 MPa；凝結水旁路壓差0.14 MPa→0.11 MPa。03:01:53開始,凝結水流量在1011～1060 t/h，凝結水壓在0.86～0.88 MPa，凝結水旁路壓差在0.12～0.14 MPa之間波動。03：03：00凝結水流量從1036 t/h→1094 t/h；凝結水壓從0.88 MPa→0.85 MPa；凝結水旁路壓差0.12 MPa→0.14 MPa，基本回到正常值。當時就地檢查NJS-35V未發現異常。2007年1月19日儀控人員經檢查發現同時參與凝結水流量控制的1號及2號除氧器水位相差約30 cm（理論上二者應相等），儀控檢修人員隨即更換了表現異常的1號除氧器水位LT4503A變送器后凝結水流量恢復正常。水位波動圖如圖4所示。

圖4 水位波動圖Fig.4 Water-level fluctuation

距1號除氧器水位LT4503A變送器更換后的第3天，凝結水流量再次出現波動，經檢查是新更換上的1號除氧器水位變送器輸出嚴重漂移。該變送器是儀控從庫房里領出2003年11月出廠的上自一廠生產的1151變送器。經調校合格后，于2007年1月19日晚安裝在現場，在2007年1月22日發現該變送器輸出異常，初步檢查為變送器輸出板損壞，廠家在儀控檢修實驗室更換輸出板后，變送器工作正常，經進一步檢測，缺陷出現原因是線路板上一個穩壓二極管出現了故障。針對此故障，借助設備臺賬、缺陷分析以及事故狀態報告管理平臺，對核電站歷來發生的相似缺陷進行了統計、分析，統計情況如下。

（1）ZTBG200603011：2006年2月28日20:10主控發現除氧器液位正緩慢下降，主控和就地檢查3號高加和MSR殼體到除氧器疏水均正常，查看solar機發現，19:35左右凝結水流量突然下降了約20 t/h，之后流量較為穩定，將NJS-35V投“手動”恢復除氧器水位。除氧器水位恢復后，重新將NJS-35V投“自動”，凝結水流量仍然下降，只能將NJS-35V投“手動”維持凝結水流量。23:10儀控人員進廠檢查NJS-35V本體、壓空均正常，分析估計可能是調節卡件問題造成。2006年3月1日儀控人員開票處理NJS-35V自動調節失靈缺陷，依次測量NJS-35V三沖量調節輸入信號：1）除氧器液位；2）除氧器液位平均值；3）凝結水流量；4）遠方定值信號；5）主給水流量。測量后發現凝結水流量I/V卡后電壓超量程（量程范圍：0～10 V，測量值14 V），又赴現場測量凝結水流量變送器輸出信號，確認凝結水流量變送器損壞，開票更換損壞變送器后，該閥自動調節正常。

（2）ZTBG200609012：主控操縱員發現，在此次機組正常運行以來，凝結水調節閥NJS-35V在主控操作器的閥位指示緩慢上升。從2006年7月21日至9月11日NJS-35V閥位由58%上升到71%，而就地指示一直保持在56%左右。9月11日對NJS-35V進行了檢查處理，用機械手段固定閥門開度后，檢查發現其電/氣轉換器輸出氣壓有偏差，因此將電/氣轉換器更換。檢修結束將NJS-35V恢復到三沖量自動調節后，主控顯示閥門開度為68%，而就地閥位指示為53%。

由此可見，以上事件的發生都是由就地信號測量的變送器出現故障，導致控制系統失調，使控制對象的狀態不穩定。那么，這些變送器為什么會出現狀況呢？我們詳細對凝結水流量波動缺陷進行了分析。

（1）通過變送器更換情況，從過程分析，產品使用時間會影響設備性能（見表1）。儀控設備內的電子儀器產品會隨時間的增長，元件老化問題導致變送器性能下降。

表1 變送器的更換情況統計Table 1 Statistics on replacement of transmitter

（2）對測量信號漂移變送器以及損壞的變送器進行線路檢測。信號漂移變送器性能故障的原因是線路板老化以及內部微塵導致其內部差壓測量放大，電路工作不穩定。損壞的變送器的故障原因是電路板上精密基準穩壓管D11（型號1N4571）失效，由原定穩壓值6.4 V降低到2.5 V左右且不穩定，由此造成變送器正負遷移工作部分放大，電路基準工作點電壓發生變化，直接導致變送器電流輸出范圍變小（輸出減小75%），導致正負遷移不能正常進行，輸出異常。

2.2.2 共性分析

通過對以上故障事件的原因分析，發現導致故障出現的原因有幾個相同的地方。

（1）設備老化。頻繁出現問題的變送器出廠時間都較早，參考其他儀控電子儀器產品由于設備設計使用年限（例如：I/P轉換器、SPEC200卡件等），進行更換的事例，說明變送器已到了設備運行壽期或者說是經過長時間運行，其本身故障率增加。意味著核電站內相同狀況的變送器都存在著設備老化的故障隱患。

（2）元器件單體故障。變送器電路板穩壓管損壞，有可能其他儀表的元器件也會出現問題，應對其他相類似的電子產品的元器件篩選進行調研，共同提高產品的質量。

2.3 結論

核電站的運行要求是安全、經濟、穩定，根據現場就地變送器的實際運行狀況，對現場變送器的管理，不能以缺陷消除為手段，應從設備種類、系列的角度上整體考慮性能管理。對現場設備進行普查，根據普查結果確定管理及解決方法。

3 變送器變更管理及實施

3.1 變送器的變更

根據上述的原因分析及管理思路，對現場變送器進行設備普查，結果是有270臺，兩個品牌，4個系列的變送器已運行10余年。根據設備管理經驗，有必要對此類設備進行更換。同時考慮到設備管理的有效性，需要對部分變送器進行換型。秦山核電有限公司在2007年將變送器改造納入重大改造項目，并成立改造項目組整合全廠資源負責該項目的計劃與實施，該變更號為：J07-002《一、二回路系統部分測量變送器換型》[2]。

由于此次變更涉及系統多，且各測點系統的分布位置各異，設備安全分級也不同，其中部分變送器為核安全級設備。在變更實施前進行了可行性調研，根據目前核電站運行經驗及業績，對變送器行業內的生產廠家進行調研，并了解當今變送器的發展趨勢及主流產品。目前變送器有兩線制和四線制之分，兩線制變送器尤多，有智能和非智能之分，智能變送器漸多。考慮到電站設備管理的需要，設備型號盡量統一，這樣可以優化備件結構，減少庫存閑置設備，提高資金利用率，選擇知名企業作為供貨商，同時在滿足技術要求的前提下，選擇廠家的數量盡可能少，因為這樣可以使設備質量得到有效的控制和保證，同時提高生產廠家售后服務。經過專家討論，確定項目可行，采用電容式差壓/壓力變送器繼續作為更換產品，以設備可靠性為原則，用以替換老化及使用年限超期設備。考慮到設備老化的期限以及浴盆效應的時間跨度，在綜合生產廠家、同行電站以及其他電子設備的管理情況后，確定變送器老化更換時間為15 a。隨即進行細致的設備統計分類、并根據安全要求向相關主管部門提出申請。在各項申請得到批準后進入變更設計、設備采購、驗收及實施過程。

3.2 變更的實施

變送器的更換涉及同型號更換和換型更換，采用預防性維修和設備變更兩條路徑實施。在變更實施過程中，發現很多現場變送器的五閥組有內漏現象。在對變送器進行校準過程中，由于五閥組的內漏，使得很多打壓校準工作難以進行，原有的大部分國產五閥組其材料、密封性能也不是很好，所以變更內容中增加了將變送器五閥組一起更換。

在對變送器和五閥組進行調研的時候，主要考慮了變送器性能穩定性及五閥組的密封性能和應用業績，同時為了解決現場變送器在使用時有一個長期無法克服的問題，就是因變送器校準引入的氣泡無法排除。對于流量變送器而言，引壓管內有氣泡會嚴重影響變送器測量的準確性和穩定性，因此參考其他電站的經驗，決定采用五閥組與變送器一體化安裝方式，盡可能減少引入氣泡的可能。由于設備涉及系統多，施工過程中管線接口變動大，決定部分更換，分步實施。考慮到實施工作量較大，將施工工作外委給安裝公司進行，實施范圍包括變更范圍變送器和預防性維修內同型號更換變送器。

實施過程中，密切跟蹤實施進度，并加強質量管理，制訂了詳細的施工計劃，并要求施工單位制訂施工方案。在設備運抵現場后發現，生產廠家已經配裝好的一體化變送器與現場安裝的正、負壓腔位置正好相反，現場無法安裝。在經過項目小組討論后，決定將已經配裝好的一體化變送器拆開，反向后重新安裝，但此時原配裝中采用的聚四氟乙烯墊圈由于已經壓變形，不能重復使用，而隨一體化變送器一起配套交貨中有一套氟橡膠墊圈（注：目前現場所使用的變送器大都是采用氟橡膠墊圈，而沒有采用過聚四氟乙烯墊圈），故施工負責人決定直接采用變送器原裝的氟橡膠墊圈作為密封材料。在變送器反向安裝完成后，對重新安裝的一體化變送器進行打壓（150 kgf/cm2）試驗均合格后，隨后安裝到現場。變送器安裝圖如圖5所示。

圖5 變送器安裝圖Fig.5 Installation of transmitter

4 變更經驗反饋

4.1 變更中存在的缺陷

在變更實施結束后，進入C11循環，2008年2月5日00:20，主控CB-511火災報警系統發報警，地點為01號18 m主泵上方，01號電視監測系統顯示有蒸汽冒出，容控箱水位快速下降，初步計算主系統泄漏率達860 L/h,PIG/R27輻射監測數據快速上升，01號廠房濕度明顯上升，判斷為01號廠房一回路冷卻劑泄漏，執行《反應堆冷卻劑泄漏》規程，降負荷停堆。

2008年2月5日00:26左右檢修人員接到主控通知后，于2月5日01：00左右檢修人員趕到主控室了解情況后，初步分析泄漏可能是由位于01號廠房18 m平臺的穩壓器噴霧頭差壓變送器Pd0109泄漏造成的，因為該變送器測量的壓力是主系統壓力，且大修中做過變送器更換，安裝部位也在冒蒸汽的位置附近。搶修小組于是準備緊急方案，決定進入01號廠房盡快隔離變送器Pd0109，防止進一步的泄漏。

由于當時01號廠房空氣中的放射性持續上升（PIG-P顯示值在1000 Bq/m3以上），搶修人員沒有立即進入01號廠房，于2008年2月5日11：35，反應堆進入冷停，01號空氣經過凈化處理后，01號廠房人員閘門打開，運行人員和檢修人員進入01號廠房確認了變送器Pd0109泄漏，在隔離了該變送器后，泄漏停止。2月6日在對01號廠房其他變送器全面檢查后未發現有泄漏痕跡。

4.2 缺陷事件產生的原因

造成上述事件及現象的直接原因是因為變送器與五閥組之間的密封墊圈破損產生泄漏，最終導致電站被迫降負荷停機停堆。

但是從其根本上分析原因主要是變送器與閥組一體化安裝時，兩者之間的密封處產生了泄漏，導致主系統內介質從引壓管內流出，引壓管線溫度升高達到主系統溫度，在高溫高壓的情況下，密封墊片徹底損壞，泄漏量增大。詳細分析如下。

4.2.1 密封圈選擇不合適

在2月4日和2月5日連續兩次出現變送器墊圈破損導致的泄漏事件發生后，檢修人員對五閥組與變送器之間的密封結構進行了分析，認為新采用的五閥組墊圈安裝槽與變送器原來配裝腰型法蘭墊圈安裝槽存在深度不同的情況，五閥組安裝槽偏淺（五閥組安裝槽深度約2.1 mm，腰型法蘭槽的深度約2.8 mm）。此時如果安裝變送器廠家配備的氟橡膠墊圈，則墊圈高出安裝槽較多，密封墊圈的尺寸與五閥組的安裝槽不是很匹配，成為導致密封墊圈破損的隱患。后經生產廠家技術人員確認隨變送器廠家配備的氟橡膠墊圈尺寸不適合五閥組與變送器之間的密封。雖然壓力邊界上的密封墊圈經生產廠家技術人員確認，已換成原出廠時的配制聚四氟乙烯墊圈，且目前運行狀況穩定。但由于更換的聚四氟乙烯墊圈的耐高溫性能一般（小于180 ℃），在變送器存有其他滲漏情況下，引壓管內的水流動起來后，溫度會迅速上升，將會導致墊圈受熱而變形，從而產生泄漏隱患。

4.2.2 密封墊圈安裝不規范

在下面的幾種不當安裝情況下，都會造成密封墊圈處泄漏的產生。

（1）墊圈壓得過緊。在緊固五閥組與變送器之間的連接螺栓時，緊固力過大，造成墊圈過壓變形，使得墊圈產生裂紋。

（2）墊圈沒有完全安裝到位。由于氟橡膠墊圈與新五閥組之間配合不緊密，給墊圈安裝造成一定的難度，可能在放置墊圈時沒有完全到位，有部分墊圈從安裝槽內突出，在系統高壓力的情況下，也易造成泄漏。

（3）引壓管安裝不到位。在系統連接完成后，給五閥組造成一定的應力，使得五閥組與變送器之間的墊圈受力不均衡，造成墊圈泄漏。

現場拆下來的密封圈：從上下兩排密封圈對比可以看出，安裝不當與安裝較好的墊圈形變差異明顯，安裝較好的墊圈拆下后截面略呈橢圓形，無明顯壓損痕跡（見圖6）。

圖6 安裝對比圖Fig.6 Comparison of installations

4.2.3 施工方案不合適

施工方案是由承包商編寫，由我公司技術人員進行校驗和審批，而承包商自己沒有相應的審批流程和技術監督。所以在施工人員發現五閥組被安裝反之后，需要對變送器與五閥組進行重新安裝，此時施工增加了一體化變送器拆裝的內容，就需要在施工方案中明確變送器安裝過程中所需要的密封圈材料及各密封螺栓的緊固力矩等關鍵技術要求，但現場發現不能按照原施工方案執行的問題后，并沒有對原施工方案進行補充，也沒有通過施工方案審批流程重新報批。

4.3 缺陷原因因子

變更后除了常規的缺陷消除外，還對缺陷產生的源頭進行分析，即原因因子分析，通過對原因因子的查找，可以從更深層次發現缺陷的起因，并在以后的工作及其他相關工作中作為借鑒。原因因子分析如下。

（1）該變更由于替換后的變送器是將五閥組與變送器組合在一起的一體化安裝方式，該替換項目涉及閥組的變更及變送器安裝方式的變化，沒有將其納入變更管理的范疇，說明安排預維工單的設備管理人員對變更管理制度理解不夠。

（2）檢修人員對于《系統、設備變更管理制度》理解不夠。

檢修人員在工單準備時，沒有認識到更換一體化變送器工作內容中五閥組更換和安裝方式的變化屬于變更范疇，超出預維工單的工作范圍。在實際的操作過程中，設備管理人員和檢修人員在碰到五閥組有變動時，均未意識到這超出了預維項目的工作范圍，需要走變更程序，對“變送器和五閥組合在一起的一體化變送器”與“單體變送器”的區別及安裝方式的差異未引起足夠的重視。

（3）變更中，質量控制人員對于《系統、設備變更管理制度》理解不夠。

質量控制人員在對檢修工作實施過程中超出預防性維修范疇的工作，沒有及時提出疑義并予以制止，對于一體化變送器的更換與檢修人員理解相同，同樣出于對變更管理制度中變更的定義和范圍理解不夠。

（4）實施人員沒有嚴格執行《系統、設備維修或改造質量控制制度》的規定。

實施人員在重新拆裝一體化變送器時，發現墊圈需要更換，沒有根據《系統、設備維修或改造質量控制制度》[3]中“對需要更換的重要零部件必須進行檢查和確認，如檢驗合格證，標志與物項的一致性以及該物項與原物項的互換性等。對自行加工或裝配的重要零部件或組件也必須進行檢查和確認，如加工工藝，檢驗標準，物件與圖紙的一致性等”的要求，來對需要更換的墊圈的互換性進行充分的檢查和確認。檢修人員在發現五閥組裝反時，沒有就維修中發現的影響到維修質量的異常和缺陷及時提交不符合項或QDR，也沒有提交狀態報告和更改施工方案。

（5）設備管理人員在變更設備采購過程中，沒有嚴格按照《生產用備件/重要材料管理制度》進行設備采購，沒有將五閥組、安裝方式變化的設備，納入變更管理程序，為質量控制造成了隱患。

（6）合同執行不到位。

在變送器采購合同中，明確規定“由生產廠商技術人員在現場對變送器安裝進行技術指導”，但在現場發現一體化變送器正負壓腔安裝方式與現場不符的情況下，由于沒有及時通知供貨商派遣技術人員進行技術指導，致使施工人員在使用密封墊片時選擇了不合適的氟橡膠墊圈。

在變送器改造項目中，對外委承包商施工人員的監管不到位。因為在施工過程中發現部分施工人員技術素質偏低、現場經驗缺乏、責任心較差，出現過質量問題，如現場文明施工問題、施工中放射性污染擴散問題、設備損壞、違反安裝要求等。在狀況發生后沒有根據《承包商安全管理規定》[4]采取強硬的手段來管理，沒有控制好施工單位。也沒有依據《系統、設備維修或改造質量控制制度》及時提出停工令或整改通知，也是導致了此類事件發生的原因之一。

（7）產品驗收控制不全面。

由于在對Rosemount公司供貨的一體化變送器驗收時，沒有要求供貨商提供對變送器與五閥組配裝的技術條件，所以施工人員在施工過程中完全憑個人經驗，導致部分密封墊圈壓得過緊而損壞，雖然經過短暫的打壓試驗沒有發現泄漏，但是在長期經受高壓力情況下，密封墊圈出現滲漏進而導致破損加劇，最終發生泄漏。由于之前一直認為變送器更換是同類產品更換不涉及變更，因此沒有驗收大綱。驗收的主要內容是變送器數量、型號、材料和密封性試驗，沒有考慮到密封圈和正負壓腔反向的問題。

（8）項目小組缺乏儀表機械密封知識的專業指導。

施工負責人在工作準備過程中，發現供貨商提供的一體化變送器使用的墊圈與更換前現場變送器安裝大量采用的墊圈有差異，沒有對此變化產生警覺，而是按照個人的經驗做出選擇；項目小組也沒有對變送器安裝技術條件進行詳細討論，在審核施工方案時沒有提出安裝力矩要求，單純認為打壓試驗是檢驗機械密封的有效方法，說明項目小組缺乏相應的儀表機械密封知識的現場專業指導。

4.4 設備及變更管理改進

盡管變送器變更改造目前分步實施的第一階段順利完成，但是通過整個過程的總結，認為依據現場設備性能、設備管理的要求，在后續階段還需要注意并改進。

4.4.1 針對目前的現場設備

盡管現場更換了與Pd0109泄漏存在共性問題的變送器密封圈，更換非壓力邊界的一體化變送器墊圈，使用的是符合廠家的設計要求的聚四氟乙烯墊片，但是其耐溫指標低于某些事故情況的要求，從深層防御的要求來看，應盡量提高該處密封墊片的技術性能。與廠家聯合，進行材料調研，尋找有耐高溫特性的墊圈進行更換，進一步提高設備性能。

4.4.2 設備管理改進

盡管變送器變更改造目前分步實施的第一階段順利完成，但是通過整個過程的總結，認為還有以下工作在后續階段以及其他設備管理中需要注意并改進。

（1）針對變更涉及的專業，在施工前，對相應的文件審查應安排相關專業技術人員進行會審，避免知識點盲區，保證施工的質量以及設計的正確性。

（2）嚴格審查施工人員的資質。壓力/差壓電容式變送器在電站應用廣泛，加之安裝、使用、維護人員專業技術性強，因此對現場儀表維護人員的技術水平要求高。只有資質合格、有經驗的施工人員才能進行設備安裝。例如：變送器與閥組之間的密封墊片的檢查、安置；閥組與引壓管之間的接頭連接、密封，都需要有相關豐富的工作經驗。

（3）對于設備安裝要求高的設備，應在設備選型、出廠驗收等階段對相應的安裝方法、安裝標準、安裝手冊、工具要求等信息進行考慮并收集完善。使設備的安裝、檢查都有相應程序，以便質量控制及檢查，保證在施工過程中有章可循。

（4）加強核電站管理制度的理解學習，并在使用執行中落實。例如此次故障的發生，很重要的原因就是閥組及安裝方式的變化，沒有納入變更管理的范疇，以至在實施過程中缺少了程序管理，為缺陷產生埋下了隱患。

（5）設備管理人員加強對設備的學習，深入了解設備技術要求，盡可能全面了解相關專業知識。了解設備至關重要。只有對設備了解，在設備管理以至改造中才能針對設備要求有的放矢。例如：設備安裝位置、設備安全、重要性、設備安裝方式，了解了這些才能在改造方案決策、施工計劃安排、出廠驗收時抓住重點。針對現場要求將工作做在實施前，為下一步工作打好基礎。設備管理還需全面的專業知識，因為現在的設備不僅僅是單一屬性的機械、電氣或儀控設備，設備性能的保證是在各領域技術緊密配合下才能達到的。例如：引壓管接頭的制作標準、配合公差等在設備驗收及安裝時都非常重要，雖然單項設備驗收合格，但是配裝是由于加工公差傾向不一致，使設備安裝還是不能達到密封要求。

（6）應加強設備老化管理。核電站建造周期長，投入大，為了提高電站經濟性，要求設備可用率較高，電站主設備設計壽命長，而與之配套的設備卻不能達到電站全壽期使用要求，而為了到達其可用率，在電站服役期間，部分配套設備必然需要更換。所以應加強設備老化管理，引入以可行性維修為目標的管理手段，充分利用預防性維修了解維護設備，優化維修計劃，合理變更方案。充分挖掘設備潛力，提高電站安全性和經濟性。

（7）深入學習質保要求，將四個“凡是”落實到實際工作中，項目的執行首先要明確方案、目的，將整個實施工作納入制度管理，認真學習并執行項目相關文件，核電站目前已有完善的制度管理體系，制度中明確了工作的方式、方法，只有理解制度、執行制度，才能使工作有目的、有依據、有監督，盡量避免不可控或沒有控制的情況發生。

（8）對外包項目的選擇應更加規范，同時加強其施工人員的從業資質及水平考核，只有素質良好，技術過關的人員才能將各個規章制度及技術要求落到實處，真正完成工作目的，符合技術標準。

經過總結，根據核電站生產與運作的特點及相關理論[6]，認為如圖7所示的這個程序可以在設備管理中參考。

圖7 設備管理流程Fig.7 Equipment management process

5 結束語

設備是生產企業賴以生存和發展壯大的根本，隨著科技的進步，新技術、新工藝、新材料的廣泛應用，對原有設備經驗及管理也提出新的要求。秦山核電有限公司就地變送器改造，在現場環境復雜、影響設備性能的不確定因素多，設備分級跨度大等問題，依靠專業管理及人員的反復探討和摸索，得到相關領導、專家的關心和技術支持，通過不斷的試驗論證，完成了變更方案設計和實施，經過一個循環的運行檢驗，測量數據快速、準確、穩定，實現了變更目的，效果良好，提高了設備可用率和可靠性。回顧整個過程，對以后工作的意義表現在：

（1）深入了解了就地儀表在核電站中的重要地位，深入了解了設備技術要求及特性；

（2）加深理解了安全與危險的關系；

（3）提高了現場儀表的設備管理水平；

（4）提高了專業人員的知識水平，進一步理解了各工種協同工作的重要性；

（5）加深了現場管理的重要性，也提高了現場實施的管理水平；

（6）對設備維修外包的理解與選擇等方面有了切實的實踐經驗；

（7）變更的實施，對設備老化管理及實施的時間選擇進行了實踐，為以后設備管理積累了經驗。該設備變更與管理也是經驗積累的過程，認真總結分析變更及實施過程中的成功與不足，可以將其工作方法、經驗應用到其他設備的缺陷分析及設備管理當中去。同時根據經驗的反饋在新建核電站的就地儀表的設備選型及設備管理上進行應用。例如：設備信息收集、儀表信息管理、設備選型、設備安裝方式、設備安全分級、設備管理分級、狀態分析等，為新電站管理系統、管理方式的建立以及電站的順利運行打下良好的基礎。

[1]1151變送器技術文件[R].上海自動化儀表一廠，MC00000002.（Technical Document for 1151 Transmitter[R].Shanghai First Automation Instrumentation Plant，MC00000002.）

[2]張鵬.一、二回路部分變送器換型[R].秦山核電公司，Q1.E.GZ113.2-0610-000133，2007.6.（ZHANG Peng.Qinshan Nuclear Power Corporation, Model Changing for Part of Transmitters in the Primary and Secondary Loop[R].Qinshan Nuclear Power Corporation,Q1.E.GZ113.2-0610-000133，June 2007.）

[3]趙志德.系統、設備維修或改造質量控制制度[R].秦山核電公司，QSZ/F/0042002.1.（ZHAO Zhide.QC System for System and Equipment Maintenance or Renovation[R].Qinshan Nuclear Power Corporation，QSZ/F/004，January 2002.）

[4]婁建新.承包商安全管理規定[R].秦山核電公司，QSZ/J/005，2003.10.（LOU Jian-xin.Regulations on Contractor Safety Management[R].Qinshan Nuclear Power Corporation，QSZ/J/005，October 2003.）

[5]丁基敏.國內電容薄膜式壓力變送器發展現狀[R].上海計量測試，SHANGHAI MEASUREMENT AND TESTING，2002.（DING Ji-min.Development Status of Capacitor Thin-film Pressure Transformer[R].Shanghai Measurement and Testing，2002.）

[6]應可福.生產與運作管理[M].北京：高等教育出版社，2003.7.（YING Ke-fu.Production and Operation Management[M].Beijing：Higher Education Press，July 2003.）