王 玺

（中核核电运行管理有限公司，浙江 嘉兴 314300）

本文假想工况为：CP650机组在汽机冲转过程中，此时反应堆核功率为12-14%；停堆棒组处于在堆顶，D棒处于手动；反应堆的产生的蒸汽，一部分直接通过GCT-c排放到凝汽器，此时GCT-c处于压力模式，第一组阀GCT121VV全开、GCT117VV部分开启，另一部分蒸汽用于汽机冲转，最终也排入凝汽器。此时蒸汽发生器由APA供水，ARE水位调节自动控制在程序水位，二回路其他系统的运行方式基本和功率运行状态一致。在此工况下发生一台海水循环冷却水泵跳闸瞬态。

由于2#海水循环冷却水泵即CRF002PO跳闸时，事故演变更为复杂，故下文主要讨论在CRF002PO跳闸时的事故分析。

2#海水循环冷却水泵跳闸，可能出现以下风险：

1）CRF002PO跳闸，会导致凝汽器A列失去冷却水，即导致凝汽器失去一半的冷却能力。如果在满功率状态发生此事故将会导致真空恶化，汽轮发电机组效率迅速下降，核功率上升等一连串的反应。但由于在冲转过程中此时负荷较低，且CP650机组CRF泵设计能力本身偏大，所以这一风险在汽机冲转工况下基本上处于可控状态。

2）2#海水循环冷却水泵跳闸，会对 GCT-c排放产生影响。由于在预想事故下负荷较低对凝汽器真空不会产生大的影响，但2#海水循环冷却水泵对应为凝汽器的A列，正好对应于GCT-C的第一、二组阀门所排放的蒸汽一侧。在设计上考虑到机组在高负荷运行时通过旁路阀排向凝汽器的蒸汽仍然具有较高的压力和温度，在凝汽器内部的减压减温器上安装了多孔节流板和凝结水喷淋减温装置，目的是把GCT-c排放蒸汽的压力降低到凝汽器压力，把温度降低到80℃以下。在汽机冲转过程中（第一组阀门GCT121/117VV均有一定开度），如果CRF002PO跳闸，这部分蒸汽经过GCT-c减温减压后便直接排至凝汽器。而CP650机组GCTC排放蒸汽温度的下降绝大部分是在扩容及喷水减温过程中降低的，钛管冷却仅占总温度下降值的4.9%。因此在GCT-C排放时只要喷淋冷却水投入，汽机低压缸及凝汽器将不会受到高温蒸汽的冲击，从温度角度来讲是安全的。

3）CP650机组设计上为了保证各个凝汽器低压缸之间的温差不至过大而导致变形，要求凝汽器单侧冷却时其排汽温度不能超过54℃。机组在正常工况下有3种对旁排蒸汽的辅助冷却方式：低压缸乏汽冷却、低压缸末级叶片喷淋冷却、凝汽器水幕保护。在汽轮发电机组冲转工况下且汽机转速低于600rpm时，前两种辅助冷却措施不可用。此时凝汽器几乎只存在GCT-c这一唯一的进汽源，这势必导致凝汽器低压缸排汽口温度超过要求值。而凝汽器水幕保护是靠凝汽器温度高 （定值80℃）触发投运的，因此在本预想事故下凝汽器水幕保护也无法投入。基于以上，此工况下凝汽器可能因温差产生的应力过大而导致变形损坏。

4）CRF002PO的跳闸，将对 SEN系统运行产生一系列的影响。如引起SEN系统进气，SRI温度上升。闭式水温度上升将会对整个常规岛系统的运行产生影响（包括CRF系统本身），所以应密切关注其运行情况。此风险在I CRF 001规程中有很好的覆盖，故在本文中不再赘述。

通过对上述4种风险的分析，对于此事件的干预有两种思路：一种是继续冲转并网使GCT-c阀门关闭；另一种是立刻打闸停机并将GCT-c切至GCT-a。由于第一种处理思路存在很多不确定性，另外考虑到保守决策的原则，第二种方案更加稳妥。

考虑到此事故最大的风险是凝汽器变形损坏以及汽轮发电机组的损坏。首先，关注汽轮机是否由于轴承振动高或胀差大而自动跳闸（否则立即手动打闸），一回路操纵员迅速插棒，以降低反应堆功率，减少旁路蒸汽向凝汽器A列的排放。

降低到10%核功率以下，也是为了保证在处理事故的过程中不会由于与P7相与的逻辑信号出现而导致停堆。降功率过程中，二回路密切监视蒸汽发生器水位，及时与一回路操纵员协调，防止由于插棒过快而造成蒸汽发生器水位收缩而停堆，最终将核功率降至2%以下。由于本事故发生在冲转过程中，所以还需要关注的一个重点是，此时汽轮发电机组是否正处于共振区，如果此时处于共振区，再加上一台海水循环冷却水泵跳闸的影响，此时应该迅速做出响应，即立即打闸停机，防止汽机共振损坏。

虽然通过上述分析，在汽机冲转过程中一台海水循环冷却水泵跳闸对GCT-c系统影响可以接受，但是本瞬态工况并未通过试验验证，故基于保守决策的原则，应在第一时间GCT-c系统切至GCT-a系统运行。

而针对前面叙述的第三点风险，建议执行以下操作，即在DCS中通过设置强制信号，人工开启凝汽器水幕保护喷淋阀，保证蒸汽旁排温度满足要求。这一过程中应密切关注凝汽器的真空、汽机振动等参数，尤其需要确认低压缸排汽口温度＜54℃。

其次，根据I CRF 001规程：确认对应SEN入口阀门 SEN002VC自动关闭,对应列抽真空阀门CVI0020406VA关闭，安排现场人员对SEN各泵及其母管进行排气，并关注SRI水温变化。虽然此时汽机可能已经打闸，但是后续的操作必须建立在闭式冷却水系统可用的前提下，所以必要时可对SRI系统进行换水操作，以确保汽轮机等二回路设备安全可靠的停运。

最后，由于本预想事故可能造成凝汽器变形而导致钛管破裂，还需关注二回路水质，特别是蒸汽发生器水化学参数应加强关注，必要时应启动ATE系统进行水质净化。

［1］CP650机组系统手册，核电秦山联营有限公司.

［2］戚屯锋，等，核电厂高级运行，2009年.

［3］丁剑阳.凝汽器单侧冷却下汽机旁排投运分析.