田湾核电站失去两路厂外电源试验实施及方案优化

2011-05-23武杰，刘非

中国核电 2011年1期

关键词：给水泵断电阀门

武杰，刘非

（江苏核电有限公司，江苏连云港 222042）

1 失去两路厂外电源试验方案简介

田湾核电站1、2号机组带功率调试阶段失去两路厂外电源试验为重大风险试验，2台机组的试验均获得一次成功。

田湾一期工程的试验方案与国内其他核电厂相比有一定区别：

（1）国内大部分核电厂是先做失去一路主外电源试验，此时自动停堆、停机，机组转为备用外电源供电，部分正常运行负荷（例如常规岛闭式冷却水等）依靠备用外电源供电保持运行，等机组状态稳定后再切除备用外电源，此时才失去全部厂内正常交流电源，而此前反应堆已停堆、汽轮发电机已停运，风险较小。

（2）田湾一期工程的试验方案是两路厂外电源同时刻失去，停堆、停机、失去正常运行系统都是同时发生，工况比较恶劣，它比较全面地模拟了真实的失去两路厂外电源事件，从而能够全面检验机组在此工况下的动态响应性能。

试验具体方案：在堆功率25%FP，汽轮发电机已并网后进行。试验前先闭锁220 kV备自投，试验模拟发电机过电压保护动作，导致汽轮机跳机、发电机解裂、厂用负荷失电；随后反应堆根据4台主泵中切3台延时1.4 s跳堆。而6台柴油机（包括4台应急柴油机，2台机组柴油机）根据所在母线的断电信号，启动并自动分级加载。

试验主要目的是检查6台柴油机能否自动启动并加载、堆芯自然循环能否稳定建立，主泵惰转情况以及汽轮发电机组在失去供油冷却水、真空急剧恶化条件下的惰转和相关调节器的工作情况。

2 失去两路厂外电源试验前期准备工作简述

2.1 文件准备

最初俄方发布的1号机组失去两路厂外电源试验调试程序A版存在诸多问题：模拟主变瓦斯保护的试验方案不合理（造成停电面积过大，不易恢复），验收准则不明确，试验前机组状态要求过于简单，试验风险分析不够，缺乏必要的安全措施，试验的组织不够明确，分工不细。

面对这种状况，中方成立了专项组专门准备该试验，广泛研究了国内外类似试验和失去两路厂外电源事故工况处理的经验、教训，分析机组现有设备缺陷对试验的影响，决定在尽可能真实模拟断电工况的基础上应该采取必要的安全措施，以便试验既达到全面验证机组在此工况下响应性能的试验目的，又能确保机组安全。在与试验各方广泛交流的基础上，专项组完成了一系列文件准备工作。

专项组细化试验方案，编制完成可操作性较强的试验细则《1号机组断电试验工作文件包》。加强和完善风险分析，编制完成《1号机组断电试验风险分析与应对措施》。明确试验先决条件，编制完成《1号机组断电试验先决条件检查与确认》。细化试验的组织，编制完成《1号机组断电试验组织机构图》和《1号机组断电试验中方各主要岗位工作流程与接口关系》。重视试验后机组状态的恢复，编制了《1号机组断电试验后恢复机组状态程序》。

2.2 人员组织和培训

（1）试验专项组多次组织运行值进行讨论和试验交底，吸收运行人员的建议，并多次安排模拟机演练。

（2）细化试验的组织，将任务具体落实到人，对各参与试验人员之间的接口关系、接口方式、联系电话给予了明确规定。

（3）试验参与各方在模拟机和机组上实施了失去两路厂外电源试验演习，让各方熟悉本部门及本人在断电试验期间的任务和相互接口。

（4）组织参与试验的运行人员进行了两次失去两路厂外电源试验方面的口试，以保证试验的主体——运行人员切实掌握试验操作细则，熟悉试验进程。

2.3 预备性试验和检查

为了降低试验过程中各个环节的风险，确认各个局部的响应正常，专项组协调各部门对参加试验的设备提前进行检查：柴油机分级加载、一回路液位和压力控制、蒸汽发生器给水、二回路压力控制以及汽轮发电机各辅助系统等，以确保整体试验的成功。

2004年4月24日完成热试阶段失去两路厂外电源试验，2006年4月1日完成自然循环试验，2006年5月1日至4日完成6台柴油机的分级加载试验。2006年3月至6月完成电气设备联锁和保护的定值校验、6 kV开关传动试验工作、UPS交直流系统情况检查；应急和正常照明系统、全厂广播通信系统检查和试验；直流润滑油泵启动试验；对全厂仪控系统和自动控制机柜进行了重启，以减少操纵员计算机操作终端（OM）死机概率。这些预备性试验检验了设备的可靠性，也提前发现了潜在隐患，我们得以及时采取纠正措施。

3 试验准备过程中发现并解决的主要设计问题

田湾一期工程的设计与参考电站相比差别很大，并采用了全数字化仪控系统，自动化水平大大提高，工艺控制的许多逻辑都是全新设计，因此一些工艺与逻辑初步设计时有不完善的地方，调试期间，在中俄双方共同努力下，做了不少设计优化。下面对失去两路厂外电源试验准备过程中发现的问题与解决方案作一介绍。

3.1 防止辅助给水泵启动后过载

问题1：机组正常运行时，汽水分离再热器凝结水系统(LCS)的水轮机泵在工作，它是由给水母管供给动力水，并返回除氧器，LCS系统的阀门均由正常段母线供电。辅助给水系统正常运行时处于热备用状态，此时如果失去两路厂外电源并出现蒸汽发生器液位下降0.1 m信号（BD21逻辑），则机组柴油机启动后，辅助给水系统会自动启动，水轮泵的动力水和被驱动水阀门由于是非可靠供电而无法自动关闭，导致辅助给水泵启动后沿着水轮泵动力水及被驱动水管线返回至除氧器，形成循环回路，从而导致辅助给水泵出口压力低过载，且无法向蒸汽发生器供水。

问题2：即使不存在问题1，当出现失去两路厂外电源工况时，由于蒸汽发生器液位主调节阀没来得及关闭，或者由于通过启/停调节阀的流量瞬时过大导致主液位调节阀打开，这会导致辅助给水泵流量过大，由于过载而自动切除；并且辅助给水泵在备用状态时泵出口阀LAH10，20AA102，105处于开位，而LAH10，20AA102的通流能力最大，在辅助给水泵应急启动时也会导致辅泵过载而保护切除。

解决方案：

（1）对LCS50系统进行了正式变更：将LA B51A A601的接点由LCS50A A601与LCS50AA102之间，改为止回阀LCS50AA601之前，靠近L C S泵出口，这样通过止回阀LCS50AA601避免沿被驱动水侧的倒流发生；另外，后来又增加了设计变更，将水轮机泵的动力水与被驱动水侧管线电动阀改为可靠供电，并增加在失去两路厂外电源情况下保护关闭信号。

（2）对S G给水系统进行临时变更：根据5台主给水泵全切信号，发出40 s的脉冲信号关闭LAB10，20，30，40AA111，211和LAH10，20AA102；并且将BD21中LAB10，20，30，40AA212强制开启的信号长度由40 s缩短为20 s。该变更在断电试验中得到了验证，辅助给水泵启动后工作正常，因此该临时变更试验后转为正式设计变更。

3.2 恢复正常运行电源后，防止大量转动设备在非监控情况下重新启动

问题：在断电试验完成后恢复正常供电期间，一旦恢复一段正常母线供电，该母线段上的转动设备的备自投会立即动作（由于全数字化仪控系统设置了大量自动启泵逻辑），瞬间有不少转动设备在操纵员没有准备和监视的情况下立即启动，而此时系统投入的用户数量较多，仍对应断电前功率运行的状态，而工作泵的数量不够（例如平时两台泵运行，而此时另一台泵还没恢复供电），这样会导致启动的泵过载、损坏或者引起正常母线电压大的波动。这一点在原设计中没有考虑，而在1997年巴拉克夫2、3号机组发生失去两路厂外电源事故时就发生了类似事件，恢复供电时由于泵自启导致电机烧毁。

解决方案：试验前实施了设计变更：根据厂内正常供电母线低电压信号，经过一定的延时，自动切除部分不希望自启的6 kV和400 V转动设备的SLC（即解除控制泵自动启动的联锁），以防止设备自动启动。在断电试验期间，这些变更得到了验证，工作正常，没有出现不必要的转动设备自启现象。

3.3 防止在失去两路厂外电源工况下主泵惰转情况失去监视

问题：原设计中主泵诊断系统的供电电源为正常供电，在断电工况下无法工作，有可能导致主控操纵员无法准确判断主泵惰转情况，在恢复正常供电后，启动了惰转异常的主泵而造成主泵进一步损坏。

解决方案：

（1）实施设计变更，将主泵诊断系统的供电电源由正常供电改为UPS供电，确保在失去两路厂外电源情况下仍然可以监视主泵惰转情况。

（2）在断电试验期间安排两名专工在主泵诊断间监视主泵惰转情况，有异常时迅速通知主控，以便主控在重启主泵之前对其状态心中有数，避免因启动了惰转异常的主泵而导致损坏。

3.4 防止失去两路厂外电源后化学和容积控制系统下泄流温度超限

问题：在机组失去全部厂外电源后主泵会有90 s左右的惰转时间，导致下泄管线仍然维持一定的流量，而此时上充泵分级加载的时间还未到，从而使下泄流失去上充流的冷却；同时由于核岛设备冷却水系统KAA40泵分级加载的时间还未到，导致下泄后冷却器短暂失去冷却水，这也将导致下泄流失去冷却，此时下泄流温度不可避免地会迅速升高，如果下泄流温度达到60 ℃，将切除KBE并打开KBE旁路，但是这些阀门由机组柴油机供电，断电后15 s左右这些阀门才会带电动作，有可能导致树脂损坏。当下泄流温度达到100 ℃，将触发CE21动作和TXP动作，下泄后冷却器冷却水侧被隔离，下泄管线被完全隔离。随后，当KBA小泵分级加载启动后，上充流恢复，无下泄流加热上充流，会导致上充流温度过低，与一回路冷却剂温差过大，给上充管与一回路主管道的焊口造成大的热冲击。

解决方案：实施临时仪控变更，根据BBA/B/C/D低电压信号（BBA/B/C/D中4段母线中有3段电压低于0.4Un），自动发命令：

（1）立即切除SLC 1KBA14EE001，关闭1KBA10AA101，102。

（2）经过15 s（1X K A50投入后），关闭1KBA14，15，16AA101，1KBA14AA201。

（3）经过25 s投入1KAA10AP001(002)，打开1KBA10AA101，102。

（4）经过60 s投入1KBA51(52，53)AP001，然后打开1KBA14AA101，1KBA14AA201投入自动并打开保持流量1.94 kg/s。

根据试验结果，该临时变更试验后已转为正式设计变更。

3.5 防止安全系统自循环管道上的阀门因管道振动大而反复开关

问题：由于安全系统泵的自循环管道振动大，导致流量波动大，自循环阀门反复打开/关闭，阀门电动头反复动作有可能烧毁，事故期间安注泵启动后，如果由于电动头烧毁导致阀门卡在开位或关位，这会导致一定的安全隐患。

解决方案：

（1）试验时的临时措施：为避免自循环阀门反复打开/关闭，操纵员应该在泵启动后解除控制自循环管线阀门的闭锁，保持自循环阀门处于开位。

（2）最终正式解决措施：一方面公司相关部门采取措施从根本上减轻自循环管道振动，另一方面实施工艺、仪控变更，通过调整关闭自循环阀门的流量定值和增加延时等措施避免了该问题。

3.6 防止两台辅助给水泵因失去冷却水而不可用

问题：阀门LCU32AA101对两台辅助给水泵的可用性有决定性的影响，失去两路厂外电源后，5号柴油机启动合闸后给LCU32AA101供电，该阀立即自动打开，通过该阀给两台辅助给水泵供冷却水，只有当供水流量（PGB25CF001）大于4.4 kg/s时，两台辅助给水泵才有根据分级加载启动的允许条件。如果5号柴油机（XKA50）未启或者LCU32AA101断开故障，将导致失去两台辅助给水泵。

解决方案：鉴于该阀门对两台辅助给水泵能否正常启动具有重要意义，是保证两台辅助给水泵具备启动条件的关键路径。而该阀门仅有一个，并且仅从5号柴油机供电，其失效的可能性很高，因此建议通过将该阀门供电方式由2级供电改为1级供电。或者给LCU32AA101增加一个旁路阀，该旁路阀由6号柴油机供电（这种通过增加冗余性的方案更佳），来提高辅助给水泵冷却水工作的可靠性。由于该设计变更实施需要专门的窗口，因此我们在试验期间采取了让一名现场操纵员就地在LCU32AA101旁边待命，如果LCU32AA101发生开故障，则根据主控命令现操手动打开的临时措施。后来在机组上实施了给LCU32AA101增加一个旁路阀，该旁路阀由6号柴油机供电的设计变更。

3.7 防止LCU32AA101在5号柴油机带载后不打开

问题：原设计中根据断电信号发出长度为0.5 s的脉冲信号来打开LCU32AA101，而断电15 s左右，5号柴油机才会开始合闸供电，此时打开LCU32AA101的命令已消失，导致LCU32AA101不会自动打开，两台辅助给水泵将不具备分级启动条件。

解决方案：作了正式的仪控变更，将打开LCU32AA101的脉冲信号长度由0.5 s改为30 s，该变更在断电试验中得到了验证，LCU32AA101正常打开。

3.8 机组柴油机消防系统误动风险

问题：机组柴油机所在房间的消防感温探头距离柴油机排烟管过近，柴油机启动后产生的高温烟气使得排烟管附近的温度持续上升，导致感温探头易发火灾报警，消防系统会自动喷淋。

解决方案：进行仪控变更，改变消防感温探头距离柴油机排烟管的相对位置，房间的火警控制逻辑改为感温探头和红外火焰探头“与”的逻辑，这作为正式措施后续成功实施，消除了该隐患。但鉴于当时该变更实施需要时间与窗口，因此试验期间先采取了临时措施，试验前将机组柴油机所在房间的消防系统暂时退出自动，以避免误动。

4 试验前的安全措施和注意事项

（1）为防止安全壳喷淋泵分级启动后向安全壳误喷，试验前关闭喷淋泵安全壳隔离阀，如果试验过程中发生安全壳内一、二回路破口，会有自动信号让喷淋泵安全壳隔离阀自动打开，因此不影响执行安全功能。

（2）为防止SG应急给水泵分级启动后误向SG供冷水，从而影响SG寿命，试验前关闭SG应急给水泵安全壳隔离阀，如果试验过程中发生SG失水事故，会有自动信号让应急给水泵安全壳隔离阀自动打开，因此不影响执行安全功能。

（3）试验前将树脂隔离，防止在断电期间因高温损坏。

（4）试验前现场操作员提前就位，断电后及时切断去凝汽器的热源，防止低压缸安全门动作。

（5）由于断电期间，核岛设备冷却水KAA会短时失去，常规岛设备冷却水PGB将完全失去，这将导致一些取样流失去冷却，高温热流直接进入某些仪表，将导致仪表损坏，因此试验前3 h开始隔离这些仪表，试验后当KAA、PGB稳定正常工作后再恢复这些仪表。

（6）试验前要将凝汽器胶球清洗系统停运，否则断电后胶球有流失风险。

（7）试验前对二回路油系统失去常规岛闭式冷却水系统（PGB）冷却水对汽轮发电机的影响给予了高度重视。试验前对这一问题进行了仔细分析，认为汽轮发电机在惰转期间排热量大幅减少，轴承温度不会超限，但是我们保守决策，采取了如下措施：

1）试验前有意降低汽轮发电机润滑油和发电机密封油供油温度至正常运行下限值附近，以提高安全裕量。

2）试验前明确规定了紧急恢复P G B的时机、准则和具体方法。

（8）关于自然循环的建立，给出了明确的稳定自然循环建立成功的判断准则和要求人为打开大气释放阀干预的时机、准则和具体方法。试验前我们考虑：鉴于反应堆运行时间不长，余热会比较小，导致二回路主蒸汽压力上升到大气释放阀动作压力的可能性比较小，仅仅依靠厂用蒸汽减压阀（BRU-SN）向厂用蒸汽集流管排汽即可保证带出一回路余热。试验结果与预测的一致：在12：25：56时操纵员将BRU-SN转为手动，在断电27 min后二回路主蒸汽压力上升到最高值6.71 MPa，随后操纵员开始手动打开BRUSN，将二回路主蒸汽压力控制在6.4～6.6 MPa之间，一回路自然循环也很稳定。

（9）试验前重视柴油机的历史故障资料的分析与反馈，试验专项组收集了TNPS柴油机所有故障历史数据，跟踪缺陷处理，制定了柴油机启动失败的对策；并且试验前组织运行、维修、仪控人员联合对柴油机状态进行检查，确保柴油机处于正常热备用。

（10）试验前一段时间安排对全厂仪控系统和自动控制机柜进行重启，以减少断电试验期间OM-690发生死机的概率。

（11）要重视试验后状态的恢复操作，防止因匆忙行事或情绪不安导致误操作。因此试验前编制了试验后恢复机组状态程序并对运行值进行了相应培训。

（12）试验要有明确、统一的组织指挥，人员分工要细，接口关系要明确。

（13）断电时间、影响范围应该通知及时、准确、到位，甚至试验前值长的全厂广播稿我们都提前一天准备好。