许 强，宋慧斌，田立国

（三门核电有限公司运行处，浙江 台州 318000）

AP1000 循环水系统是构成核电站汽水循环的重要系统，通过冷却在凝汽器中建立真空，以支持汽轮机和旁路排放系统的运行。一旦其发生故障甚至全部丧失，将对整个核电站产生重要影响。三门核电循环水系统的相关逻辑配置与国内其他电站有所不同，一旦发生丧失循环水事件，电站的响应也与其他电站不同。本文从这些差异入手，结合机组实践经验，通过模拟验证，分析我厂在丧失所有循环水泵时的响应，以期在电站发生故障时为机组提供最佳应对策略和建议。

三门核电在设计建造时接口较多，核岛由西屋设计，常规岛由三菱设计，设计院也参与设计，接口多导致未完全统筹考虑。

1 循环水系统配置

AP1000 循环水系统采用单元制直流供水系统，循环水取自三门湾海水，经过凝汽器后排入三门湾。每台机组设有2 台50%容量的循环水泵，没有设置备用水泵。

为了保护循环水泵和电机，系统设置了如下自动停泵保护：循环水泵出口电动隔离阀非预期关闭，循环水泵密封水流量低，电气故障。

2 主要系统联锁

循环水系统作为众多系统的支持系统，一旦发生故障将影响其他系统的运行，为了提供相应保护，设置如下主要逻辑联锁：

（1）汽轮机停机：在发电机并网状态下，2 台循环水泵停运，自动联锁跳汽轮机。

（2）闭锁蒸汽旁路排放系统：当2 台循环水泵停运时，凝汽器可用信号（C9）消失，在PLS 侧产生旁排闭锁信号，闭锁旁排阀开启。

这2 个保护没有设置延迟环节，在失去全部循环水泵后立刻联锁停机和闭锁蒸汽旁路排放系统，第一时间切断排往凝汽器的蒸汽，有利于汽轮机末级叶片和凝汽器传热管的保护。但由于AP1000 停机不停堆的设计，在丧失凝汽器热阱后反应堆依然保持运行，对机组形成挑战。

3 丧失循环水响应分析

功率运行时，若2 台循环水泵因故障同时跳闸，将触发汽轮机停机，同时闭锁蒸汽旁路排放系统向凝汽器的排放。本文以模拟机验证结果分析不同功率下同时丧失全部循环水时的电站响应，反应堆的功率水平决定了故障发生后堆芯热量积聚的速度，功率水平越高，热量积累越快。功率水平的高低，也决定了故障发生后快速降功率系统是否动作。

为了验证不同功率水平下发生故障时电站的响应，在模拟机上对各个功率平台进行了故障模拟。各功率平台时2 台循环水泵跳闸的数据（硼浓度778 ppm）见表1。

表1 不同功率水平验证数据

通过对验证数据分析可以发现：

（1）当核功率大于70%平台时，由于快速降功率系统动作，汽轮机停机时反应堆功率瞬时下降，故障不会引起反应堆自动停堆，但主蒸汽安全阀将打开。

（2）当核功率在50%～70%平台时，由于快速降功率系统不动作，此时反应堆功率足够高，瞬态后RCS 系统压力迅速上升，在主蒸汽压力达到安全阀打开定值前触发反应堆自动停堆（稳压器压力高3）。停堆后核功率迅速下降，主蒸汽安全阀不动作。

（3）当核功率在40%及以下平台时，由于功率水平较低，故障不会引起反应堆自动停堆，但主蒸汽安全阀将打开。

4 其他类型机组逻辑配置

4.1 美国标准AP1000 和三菱逻辑配置

4.1.1 美国标准AP1000（vogtle 电厂）配置

美国标准AP1000 在常规岛的配置与三门项目有很大差别。在丧失全部循环水泵后，没有设置直接跳汽轮机和闭锁旁路排放系统的逻辑，而是随着凝汽器真空的下降，依据凝汽器低真空联锁跳汽轮机和闭锁旁路排放系统。根据2017 年某电厂在满功率时2 台循环水泵同时跳闸的数据，丧失全部循环水泵39 s 后凝汽器真空降至跳机定值，触发汽轮机保护系统动作自动停机；88 s 后真空降低导致凝汽器故障，旁排阀闭锁。不同机组在具体动作时间上可能存在差别，但相差不大。

标准AP1000 没有直接联锁停机和闭锁旁排的逻辑，这就导致在真空低汽轮机停机后，旁排系统仍可以继续带出一回路热量，此时一回路快速降功率系统动作，控制棒由于一回路温差继续下插进一步降低一回路功率。功率的降低也将延后主蒸汽安全阀的开启，运行人员有较充裕的时间分析瞬态和采取行动，根据规程手动停堆，避免主蒸汽安全阀开启。

此外，vogle 电厂4 台循环水泵三用一备的设置也减少了丧失全部循环水泵的风险。

4.1.2 三菱设计逻辑配置

三菱设计的逻辑认为，丧失2 台循环水泵作为汽轮机跳机和闭锁旁排的逻辑输入能够为汽轮机和凝汽器提供更佳的保护。但根据三菱为其国内电站的设计，丧失全部循环水停机后逻辑自动停堆，不存在一、二回路功率偏差导致主蒸汽安全阀顶开的情况。

4.2 国内其他类型机组逻辑配置

对于丧失循环水引起的瞬态，国内其他类型机组通常有停机停堆逻辑的自动动作对系统设备实施保护。在停机逻辑上国内典型机组，如M310、华龙等，与美国标准AP1000 一样，都是根据凝汽器的真空联锁停机和闭锁旁排，与循环水泵的运行状态无关；在停堆逻辑上，国内其他类型机组与我厂的设计有所不同，存在丧失循环水瞬态相关的停堆逻辑，国内典型机组的配置见表2。

表2 国内典型机组的停堆逻辑配置

由表2 可见，国内其他类型机组针对丧失循环水故障都有相应的保护联锁停堆，从而避免主蒸汽管线压力上升导致主蒸汽安全阀打开。其中：

秦山一期的逻辑设置最为保守，当P7（核功率大于10%或汽轮机功率大于10%）存在时，汽轮机紧急停机将直接导致反应堆停堆。

M310 机组和华龙一号机组的保护设计比较类似，逻辑上更为复杂，充分考虑了电站的可用性和瞬态后恢复。但复杂的设计也增大了误动的风险。

田湾VVER 的设计另辟蹊径，由主蒸汽管线的压力触发停堆，有效地避免了安全阀打开。由于我厂大气释放阀与安全阀设定值之间的差值（0.32 MPa）较VVER（1.278 MPa）小，这种保护无法在我厂实施。

虽然各厂的具体设计有所不同，但都有保护避免压力上升挑战主蒸汽安全阀，在应对瞬态时我们可以进行参考和借鉴。

5 循环水系统逻辑优化

根据前文分析，当前逻辑下发生丧失循环水的瞬态后，尽快停堆是缓解瞬态的核心。停堆后，反应堆功率快速降低，能够有效避免主蒸汽安全阀打开，优化瞬态处理进程，同时也能有效降低主控室因大气释放阀排汽导致的噪音，有利于瞬态期间主控室人员的沟通和交流。对此，可从逻辑变更方面进行优化。

通过保护逻辑实现自动停，是实现反应堆快速停堆最为有效的手段，一方面能够实现反应堆快速停堆，消除瞬态时人员执行手动停堆时的各种不确定性，有效防止主蒸汽安全阀开启；另一方面也能减轻运行人员的压力和负担，以及误操作的风险。此外，在丧失全部循环水泵后，增加自动停堆逻辑也符合电站设计和事故缓解策略：首先，根据西屋公司的设计，停机不停堆功能的目的是在瞬态发生后，减少电站的不可用时间，提高电站的经济性；同时减少反应堆冷却剂系统的设计瞬态以及电站恢复时运行人员的负担。但停机不停堆的功能仅限于不影响二回路汽水循环的汽轮发电机故障或系统误动，在丧失全部循环水泵后，反应堆无法承受汽轮机停机同时丧失凝汽器排放能力，需要第一时间停堆，然后停机。

参考其他电站的保护逻辑设置，并考虑我厂的设计特点、规程要求及模拟机的数据，建议我厂的停堆逻辑可设置如图1 所示。

图1 自动停堆逻辑

根据逻辑设想，当反应堆功率大于10%时，无论汽轮机是否并网运行，一旦无法向凝汽器排放蒸汽，直接联锁停堆。

发电机并网时，发电机出口断路器合闸，一旦同时丧失2 台循环水泵，汽轮机紧急停机信号、C9 非与上核功率大于10%，反应堆自动停堆。

在发电机出口断路器断开时，同时丧失2 台循环水泵不会产生汽轮机紧急停机信号，此时发电机出口断路器断开信号存在，与上C9 非和核功率大于10%，反应堆自动停堆。

6 结束语

丧失循环水将导致电站产生大的瞬态，若无有效干预，将导致主蒸汽安全阀打开。尽早停堆是缓解机组瞬态、避免主蒸汽安全阀打开的关键。增加停堆保护，通过逻辑实现自动停堆是缓解此类瞬态最有效的手段，同时也可以降低运行人员的压力和负担，消除人员手动干预的不确定性。此外，在变更实施前，作为补偿策略，可以通过规程及其执行规则的优化、加强培训等手段缩短瞬态后停堆时间，避免对主蒸汽安全阀和电站形成挑战。