李小鳳 李 靜 劉成俊 曾衛(wèi)新 蔣曉煒

（1.中核核電運行管理有限公司 二廠，浙江 海鹽 314300；2.中核集團 海南核電有限公司，海南 ?？?570105）

0 概述

海南昌江核電1、2號機組設計是以秦山二期1、2機組為參考電站，其主泵采用德國KSB公司生產的RSR750型主泵。KSB也是為中國第一座核電站（秦山一期）提供主泵，RSR750型主泵與參考電站所采用的日本三菱100D型主泵在結構、控制原理、輔助系統(tǒng)、聯(lián)鎖控制、保護、安全分析等多方面都有很大區(qū)別。在廠房土建結構、一回路系統(tǒng)、相關輔助系統(tǒng)、運行參數(shù)幾乎與參考電站相同的前提下，本文從運行的角度分析了主泵換型后對運行方面的影響。

1 RSR750型主泵與參考電站主泵重要參數(shù)對比

1.1 設備本體及系統(tǒng)—總體參數(shù)

表1

1.2 設備本體及系統(tǒng)—密封部分

表2

1.3 設備保護停運信號對比

表3

2 主泵換型后對運行可靠性的影響

從上面的對比分析中我們可以看出，主泵的總體性能參數(shù)基本沒有什么大的變化，但由于其內部結構的變化導致其控制邏輯有了較大的變化，最明顯的就是其自動停泵信號增加了很多，這樣勢必會帶來主泵運行可靠性的降低。下面就從這些邏輯變化，來談談對運行可靠性方面的影響:

2.1 主泵可控泄漏流量低低或高高跳泵信號對運行可靠性的影響

KSB RSR型反應堆冷卻劑泵，采用三道密封系統(tǒng)密封泵軸(如圖所示)。通過RCV軸封管線注入密封水。三道流體動力型密封按順序安裝，上部裝有停機密封。反應堆冷卻劑系統(tǒng)壓力通過控制與軸的密封部件一體的旁路系統(tǒng)的泄漏量逐級降低到容控箱的壓力。通過軸封簡圖我們可以看出:海核主泵取消了3#軸封立管；三級密封串級布置，通過節(jié)流孔板減壓形成每級軸封壓力的變化，最終通過3號軸封的可控泄漏和無壓泄漏兩個通道將泄漏流引出（原先參考電站為一級密封引漏至RCV，二級、三級引漏至RPE）。影響主泵可控泄漏流量變化的因素有哪些呢？

圖1

＞RCV088/089VP可控泄漏隔離閥的關閉 (自動關閉信號來自于安全殼隔離信號－CIA）

＞RCV002BA背壓的變化

針對第一中情況，主要發(fā)生在CIA的時候，由于參考電站主泵軸封結構不一樣，未設置軸封泄漏流量異常和溫度高跳泵信號，故在發(fā)生CIA時主泵不會因為回水管線閥門RCV088/089VP的隔離導致主泵的跳閘，只要軸封溫度，注入水流量，主泵振動、軸承溫度等參數(shù)正常，主泵仍可以保持運行。而海核的主泵設置了軸封可控泄漏流量低停泵信號，可以預見的是，若發(fā)生SI時則可能導致兩臺主泵停運，一回路進入自然循環(huán)階段。發(fā)生安注時意味著機組進入了事故工況，主泵的停運勢必對機組狀態(tài)的后撤產生很大的影響（自然循環(huán)狀態(tài)下機組最大只能以28度/小時速率降溫；而有主泵時可以達到56度/小時）。尤其是在發(fā)生SGTR（蒸發(fā)器傳熱管破裂事故）時保持主泵的運行尤為關鍵。根據設計院的資料，按照一根傳熱管剪切斷裂來計算，壓差在7MPa時的泄漏量在100t/h，也就是說在發(fā)生SI后1.75h內不采取任何措施的情況下蒸發(fā)器將被灌滿。從這個數(shù)據可以看出，在發(fā)生傳熱管破裂事故時若不盡快降溫降壓，蒸發(fā)器很容易就被灌滿，一回路放射性很可能被排放到環(huán)境中。

通過上面描述可以看出，由于增加了可控泄漏流量低停泵問題，導致運行人員對機組狀態(tài)的控制發(fā)生了較大變化，因此有必要對此CIA的設置進行優(yōu)化，有幾種方案建議:

＞RCV088VP上游 （殼內）加一個管線 （引至卸壓箱）和閥門***VP，當CIA出現(xiàn)時關閉088、089VP,同時打開***VP保證可控泄漏流量，不會停運主泵。

＞海核現(xiàn)有邏輯保持不變，發(fā)生CIA時只用安全閥RCV252VP來保證可控泄漏流量，保證不停運主泵。

＞按福清的方案延時10min，只在發(fā)生CIB時使用RCV252VP，從而保證主泵的運行。

圖2 福清改造方案邏輯簡圖

針對這幾種方案，我們和設計院進行了討論，并經設計院計算后最終制定了如下方案:參照福清方案，但取消10min延時，理由如下:

1）經 NPIC 計算，主泵停運后 DNBR 值在（要求大于1.45）2.5 左右（余量挺大），對于CIA改成CIB后對堆芯的影響可以不用考慮。由于安全殼噴淋后主泵電機強制運行10min沒有依據，不建議延時10min。

2）軸封回水隔離閥關閉，主泵可運行5min的保證，其前提是環(huán)境溫度正常。若環(huán)境溫度變化，廠家無法保證主泵能正常運行。

針對第二點，容積控制箱RCV002BA背壓的變化影響因素，涉及我們運行的主要的操作有:RCV002 BA吹掃；執(zhí)行PT RPA/RPB016(RIS012/013VP開啟試驗)等。為此，我們應該在這些影響RCV002BA的背壓的操作規(guī)程中增加注意事項，要求操縱員嚴密監(jiān)視主泵可控泄漏流量的變化，操作過程中盡量緩慢，否則存在主泵誤跳閘風險。

2.2 主泵飛輪2取1信號停運主泵信號對運行可靠行的影響

海核主泵增加了主泵飛輪位置異常（2取1信號）信號，產生主泵停運信號。若主泵飛輪供電開關異?；蛳尬婚_關故障等，就容易引起主泵跳泵，從而引發(fā)停堆。2取1這種情況誤動率較高且誤動停泵后不利于反應堆余熱的排出。因此從運行可靠性的角度出發(fā)，有必要對此停泵信號進行改進。

飛輪異常的原因主要是由于主泵轉速超速而引起，根據KSB回函描述:“1E級速度測量表量程為2000rpm，但是飛輪設計在主泵轉速為2500rpm時掉下?！保?E級速度測量表的物理量程為2000rpm，查定值手冊RCP140/141MC實際使用量程為0－1800rpm，那么使用比1800rpm低的一個轉速值（如1750rpm）加到飛輪位置異常邏輯中，這樣即可以防止誤動，又可以防止拒動，提高了主泵運行的可靠性。

因此建議修改為:飛輪位置異常二取一 （RCP120SM(L20)或121SM(L21)異常）與主泵轉速高二取一(RCP140MC或141MC轉速高)同時存在時再跳泵。具體修改邏輯見圖3所示:

圖3

這里的RCP140/141MC可以設定一個比1800rpm低的一個轉速值（如1750rpm）加到飛輪位置異常邏輯中。相當于飛輪位置異常二取一，主泵轉速也是二取一，若這兩個信號同時存在停運主泵。

這樣修改的原因:

1）完全可以避免飛輪位置限位單純故障而引發(fā)的誤動作導致的停堆。另外任何一個限位異常還能觸發(fā)報警，主控操縱員可通過轉速、主泵電流等看飛輪是否異常。

2）飛輪異常的原因主要是由于主泵轉速超速而引起的，所以加入主泵轉速高信號也更能及時準確的反應飛輪是否異常。另外單純轉速高也不會引起誤跳泵。

3）解決了RCP120/121SM需增加不間斷供電的問題。原設計這兩個限位開關由LNE供電，若LNE局部失電就會導致主泵停運，不得不考慮后備的并且是可連續(xù)切換的電源。按此修改后RCP140MC是由LNA供電，而RCP141MC是由LNC供電，即使LNE失電也不會引起主泵停運。

2.3 RRI151/153MD流量高信號對主泵運行可靠性的影響

根據目前的主泵跳閘信號分析，RRI151/153MD產生如下主泵停運信號:

＞RRI側流量高 （26m3/h）隔離高壓冷卻器的 RRI225VN和RCP171/172VP(針對 RCP001PO)信號（無延時）

＞RRI流量高（26m3/h）直接跳主泵信號（無延時）

＞高壓冷卻器設冷水流≤5m3/h，且密封注入水流量≤0.5m3/h

設置高壓冷卻器RRI流量高隔離RRI側和RCP側的目的，主要是針對在發(fā)生高壓冷卻器冷卻盤管有破口時，防止高壓的冷卻器流向RRI側，由于RRI側設計成不承壓管線，為防止大量冷卻劑流失，將兩側流體的閥門實施隔離。跟據參考電站秦山二期實際機組的反饋，在進行RRI泵倒列期間經常會觸發(fā)流量高信號，導致RRI225/226VN關閉（觸發(fā)此高信號是短時的）。針對此問題秦山二期進行了原因分析，儀控反饋可能原因為RRI倒列期間由于兩側壓差短時的變化導致變送器輸出增加。因此秦山二期RRI倒列操作中增加了切換前將RRI225/226VN置于手動的操作，防止閥門誤關閉，倒列完畢后才將RRI225/226VN置于自動。而目前海核的主泵停運邏輯中（以RCP001PO為例）只要RRI151 MD流量高信號觸發(fā)就會導致RRI225VN關閉，RCP171/172VP關閉，主泵會因為可控泄漏流量低或者軸封注水流量低+高壓冷卻器RRI流量低停運?？梢灶A見的是，此停運信號的存導致主泵誤停運的風險大大增加，其運行的可靠性得不到保證。

另外，在參考電站中由于未設置主泵高壓冷卻器的相關保護，所以機組若處于功率運行期間發(fā)生LHA/LHB單母線失電，機組不會因此而停堆。根據參考電站的故障規(guī)程，立即需要操作的是，將失電的應急母線段相關運行設備倒列到有電列，并將充電器進行切換至正常供電段。隨后的穩(wěn)定操作根據應急母線段的恢復時間來決定是否機組是否退防。而在海核機組上由于存在高壓冷卻器的相關保護，若當時RRI和RCV泵處于同列運行且對應的6kV應急母線失電時，則反應堆會因為高壓冷卻器RRI側流量低+軸封注入水流量低信號而停堆。雖然主控操縱員執(zhí)行DEC后可以引導到ILHA/LHB001中，但由于目前的判據中存在主泵運行的判別，則最后操縱員會被引導到I4A/I4B（廠外電源喪失且A/B列柴油機不可用）中，使故障處理復雜化（因為實際是上游LGC/LGD母線是有電的）。

圖4

針對這些情況，從保證設備可靠性的角度出發(fā)，我們建議:

（1）由于參考電站出現(xiàn)流量高信號為短時信號，若在海核的流量高信號中加上適當延時，則可以避免因為儀表故障或者倒列操作時的瞬態(tài)引起的不必要的主泵停運和反應堆停堆。另外根據目前的模擬圖知道RRI151/153MD為NC設備，其供電電源應為LNE供電，可靠性不高，建議將RRI151/153MD改為級別更高的供電電源，保證流量計的可靠運行。

（2）針對在實際的機組運行過程中盡量安排RCV泵的運行列和RRI泵的運行列相反（RCV泵和RRI泵都分為A/B列），換句話說若RRI A列在帶負荷，則安排RCV泵B列運行，實際操作過程中運工可以根據定期切換周期的觸發(fā)時間來錯開安排RCV泵和RRI泵的運行。若期間碰到RRI泵有檢修，RRI會切換到另外一列運行，則運工可以根據實際情況調整RCV泵的運行時間，保證和檢修列同列即可。在此基礎上建議將ILHA001/LHB001規(guī)程的判據進行修改，增加“反應堆是否已?！倍雅袚粢淹６褎t進行停堆確認操作，同時二回路操縱員需增加“是否已停機”判據，若已停機則進行停機后的確認操作。同時上面提到的主泵是否運行判據，個人認為可以取消，否則進入I4A/I4B后規(guī)程只能參考執(zhí)行，不能完全執(zhí)行，增加執(zhí)行難度。

3 結論

通過上面的分析我們可以看出:由于主泵的換型，邏輯的變更，導致主泵運行的可靠性大大降低，給機組的運行帶來很多影響?；谀壳昂：巳蕴幱诮ㄔO階段，一方面，我們需要積極與設計院溝通，從設計上進行優(yōu)化，以提高我們運行的可靠性；另一方面，根據目前主泵相關的設計變更，將我們的運行規(guī)程和事故規(guī)程進行升版，同時針對主泵的設計變更，對操縱員實施專項的培訓和訓練，以達到更好的控制機組狀態(tài)。