張國軍

（中廣核工程有限公司，廣東 深圳 518124）

0 引言

M310 核電廠蒸汽發(fā)生器 （Steam Generator， SG）水位控制及瞬態(tài)下的干預(yù)結(jié)果關(guān)系到機(jī)組運(yùn)行安全，SG 水位波動是機(jī)組聯(lián)調(diào)試驗(yàn)階段的常見問題，SG 水位控制失效時還可能觸發(fā)停堆保護(hù)， 先后已有多個M310 核電機(jī)組因蒸汽發(fā)生器水位超過停堆保護(hù)閾值觸發(fā)停堆， 盡管其中一部分事件是由設(shè)備故障導(dǎo)致的，但仍有若干起蒸汽發(fā)生器水位控制失效是由人工干預(yù)不當(dāng)所致[1-3]。

SG 水位過高將造成其出口蒸汽干度降低， 加劇蒸汽對汽輪機(jī)葉片的沖蝕， 嚴(yán)重時會導(dǎo)致葉片損壞；還會使SG 水裝量增加，在蒸汽管道破裂事故工況下，對堆芯產(chǎn)生過大冷卻而導(dǎo)致超功率事故發(fā)生，如果破裂事故發(fā)生在安全殼內(nèi)，大量的蒸汽將會導(dǎo)致安全殼的壓力、溫度快速上升，危害安全殼的密封性。 SG 水位過低導(dǎo)致倒U 型傳熱管頂部裸露時會造成堆芯余熱導(dǎo)出功能惡化[3-5]。核電廠發(fā)生非計劃停堆除了會造成機(jī)組停運(yùn)外，還將觸發(fā)執(zhí)照運(yùn)行事件，這與機(jī)組能力因子、核安全管理期望不符。因此，有必要對蒸汽發(fā)生器水位控制失效原因進(jìn)行分析，研究并制定有效的應(yīng)對措施，降低同類事件重發(fā)的風(fēng)險。

本研究系統(tǒng)地分析了M310 核電廠SG 水位控制原理，對一起因SG 水位控制干預(yù)失效導(dǎo)致機(jī)組非計劃停堆的典型案例進(jìn)行了分析。 研究并給出了SG 水位控制切手動模式進(jìn)行人工干預(yù)的總體策略和應(yīng)對建議。

1 S G 水位測量與控制原理

1.1 SG 水位測量方案

M310 核電廠的每臺SG 都設(shè)計了3 個窄量程水位變送器和1 個寬量程水位變送器。 窄量程水位變送器的0%水位在管板以上的11.3 m 處位于給水進(jìn)口下方，全量程為3.6 m，具有顯示和保護(hù)功能。寬量程水位變送器的下限在管板以上0.43 m，全量程為15.9 m，它不僅可用于監(jiān)測SG 沖/排水、濕保養(yǎng)以及事故工況等水位大幅度變化時的水位， 而且由于它反映了SG 的水裝量，所以正常運(yùn)行時，常用它在低負(fù)荷或手動控制給水流量調(diào)節(jié)閥時輔助監(jiān)視SG 水位變化趨勢。

1.2 SG 水位控制原理

SG 水位控制是由主給水流量調(diào)節(jié)系統(tǒng) （ARE）和給水泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系統(tǒng)（APA）共同完成的[6-9]。 機(jī)組正常運(yùn)行時通過ARE 和APA 自動控制給水流量保證蒸汽發(fā)生器水位與整定值一致，給水流量取決于ARE 給水調(diào)節(jié)閥開度和閥門前后壓差， 通過使蒸汽母管與給水母管的壓差（以下簡稱汽-水壓差）隨機(jī)組負(fù)荷變化保持ARE 給水調(diào)節(jié)閥前后的壓差為常數(shù)，實(shí)現(xiàn)給水流量在一定范圍內(nèi)與給水調(diào)節(jié)閥開度成線形關(guān)系的目的。通過調(diào)節(jié)APA 電動主給水泵（以下簡稱APA 電泵）轉(zhuǎn)速來保證汽-水壓差滿足設(shè)計要求。 為了避免ARE 給水調(diào)節(jié)閥開度和APA 電泵轉(zhuǎn)速之間產(chǎn)生不良耦合，汽-水壓差的控制必須足夠快； 當(dāng)任何一個ARE 給水調(diào)節(jié)閥開度發(fā)生變化時，設(shè)計要求通過調(diào)節(jié)APA 電泵轉(zhuǎn)速以迅速補(bǔ)償給水母管與蒸汽母管之間的壓差。

ARE 的給水流量自動調(diào)節(jié)能夠跟隨機(jī)組負(fù)荷提供 0%～100%FP（Full Power， FP）的全量程覆蓋。 每臺SG 的正常給水回路設(shè)置有兩條并列的管線： 主管線上的主給水調(diào)節(jié)閥用于核功率不低于20%FP 的高負(fù)荷運(yùn)行工況下水位調(diào)節(jié)；旁路管線上的旁路調(diào)節(jié)閥則是應(yīng)用于核功率小于20%FP 的低負(fù)荷及啟、 停階段的運(yùn)行工況下水位調(diào)節(jié)。

1.3 ARE 主調(diào)節(jié)通道邏輯分析

ARE 主調(diào)節(jié)通道用于機(jī)組負(fù)荷在20%～100%FP期間的SG 水位調(diào)節(jié)，SG 水位控制系統(tǒng)是一個由蒸汽流量、 給水流量和SG 水位偏差構(gòu)成的3 沖量非線性控制系統(tǒng)， 主調(diào)節(jié)通道用于旁路給水閥全開時的主給水閥調(diào)節(jié)。 一方面，窄量程水位測量通道提供的SG 水位實(shí)測值與根據(jù)蒸汽流量映像計算出的水位整定值進(jìn)行比較，產(chǎn)生水位差值，該差值受給水溫度影響，需要增益修正。 另一方面，給水流量與蒸汽流量比較，產(chǎn)生汽-水流量差值（汽-水失配信號）。汽-水平衡計算結(jié)果與SG 水位控制通道輸出信號產(chǎn)生主給水調(diào)節(jié)閥的控制信號。 ARE 主調(diào)節(jié)通道控制邏輯示意圖見圖1。

圖1 ARE 主調(diào)節(jié)通道控制邏輯示意圖

1.4 ARE 旁路調(diào)節(jié)通道邏輯分析

ARE 旁路通道用于機(jī)組負(fù)荷小于20%FP 時的SG水位調(diào)節(jié)， 這是單沖量控制通道。 機(jī)組負(fù)荷低于20%FP 時，ARE 主給水調(diào)節(jié)閥關(guān)閉， 汽水流量偏差信號因其測量的不確定性，不適用于機(jī)組低負(fù)荷工況，汽水流量偏差信號由蒸汽流量映像信號替代， 蒸汽流量映像信號由汽輪機(jī)調(diào)節(jié)系統(tǒng)（GRE）窄量程進(jìn)汽壓力、汽輪機(jī)旁路排放系統(tǒng)（GCT）的蒸汽排凝汽器閥門（GCT-c）開度、除氧器（ADG）調(diào)節(jié)閥門開度控制信號疊加產(chǎn)生，蒸汽流量映像信號表征機(jī)組總負(fù)荷。 當(dāng)反應(yīng)堆停堆（P4）信號和冷卻劑平均溫度低（Tavg≤295.4 ℃）信號存在，該信號經(jīng)選擇模塊選擇預(yù)設(shè)值作為旁路給水調(diào)節(jié)閥開度指令。ARE 旁路調(diào)節(jié)通道控制邏輯示意圖見圖2。

圖2 ARE 旁路調(diào)節(jié)通道控制邏輯示意圖

1.5 APA 電泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)通道分析

每臺SG 擁有獨(dú)立的水位調(diào)節(jié)系統(tǒng)， 通過改變ARE 給水調(diào)節(jié)閥開度以實(shí)現(xiàn)改變給水流量，從而達(dá)到控制水位的目的。 3 臺SG 的給水母管是共用的，如果只是單獨(dú)采用水位調(diào)節(jié)方式，當(dāng)任意1 臺蒸汽發(fā)生器的水位偏離整定值而需要改變ARE 給水調(diào)節(jié)閥開度以改變給水流量時， 都將會引起給水母管壓力的改變，而此時另外2 臺蒸汽發(fā)生器的給水調(diào)節(jié)閥開度并沒有改變，這將導(dǎo)致這2 臺蒸汽發(fā)生的給水流量因給水母管壓力的變化而產(chǎn)生變化， 受此影響這2 臺SG會發(fā)生汽水流量失衡，最終造成SG 水位波動。為了避免發(fā)生這種單臺SG 水位調(diào)節(jié)對另外2 臺SG 水位控制帶來的干擾，避免ARE 主給水調(diào)節(jié)閥頻繁動作，提高SG 水位控制的穩(wěn)定性，機(jī)組設(shè)計了APA 電泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)系統(tǒng)，其轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)通道控制邏輯示意圖見圖3。

圖3 電動主給水泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)通道控制邏輯示意圖

2 案例分析

某M310 核電機(jī)組將核功率提升至14.4%FP 后執(zhí)行并網(wǎng)操作， 并網(wǎng)后汽輪發(fā)電機(jī)組電功率上升至80 MW 造成核島一回路過冷，操縱員發(fā)現(xiàn)SG 水位快速上漲后將ARE 給水流量調(diào)節(jié)回路、APA 電泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)回路切手動后試圖通過人工干預(yù)的方式控制SG水位，干預(yù)過程中觸發(fā)緊急停堆信號，導(dǎo)致機(jī)組發(fā)生非計劃停堆事件。

2.1 并網(wǎng)前機(jī)組狀態(tài)

并網(wǎng)前機(jī)組運(yùn)行狀態(tài)穩(wěn)定， 核功率為14.4%FP，核島一回路冷卻劑平均溫度為294.7 ℃， 主蒸汽壓力7.248 MPa；汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速為 1 500 r/min；GCT-c 處于壓力控制模式、 有效輸出為6.44%；ARE 給水調(diào)節(jié)處于自動控制模式，主調(diào)節(jié)閥開度為0，旁路調(diào)節(jié)閥開度為56.76%；APA 兩臺電泵處于自動運(yùn)行模式，電泵轉(zhuǎn)速指令為4 474 r/min，實(shí)際轉(zhuǎn)速為4 490 r/min；汽-水壓差為 0.417 MPa；ADG 調(diào)節(jié)閥開度 10.37%；SG 水位測量值為-0.215 m。

2.2 跳堆前主要干預(yù)時序記錄

（1）06:13:34 目標(biāo)轉(zhuǎn)速 1 501.8 r/min， 執(zhí)行并網(wǎng)操作。

（2）06:13:58 并網(wǎng)初始電功率為 61 MW，SG 水位瞬時上漲到-0.121 m，GCT-c 有效輸出快速關(guān)閉指令、閥門全關(guān)；電功率從61 MW 開始自動升高，2min后電功率穩(wěn)定在80 MW；ARE 旁路調(diào)節(jié)閥開度從并網(wǎng)前的56%快速開大到82.51%， 并在電功率穩(wěn)定在80 MW 后開始回調(diào)。

（3）06:18:07 操縱員將機(jī)組目標(biāo)負(fù)荷手動設(shè)定為80 MW 后投運(yùn)GRE 閉環(huán)控制， 隨后又將目標(biāo)負(fù)荷設(shè)定為55 MW。

（4）06:18:32 3 臺 SG 中水位上漲到+0.4 m 左右，且呈繼續(xù)上漲趨勢，為了降低水位，操縱員在未檢查蒸汽流量和給水流量的情況下，將兩臺APA 電泵轉(zhuǎn)速切為手動控制模式， 先后分兩次將泵轉(zhuǎn)速從4 474 r/min降低到4 083 rpm，ARE 主給水流量減小。

（5）06:18:43 機(jī)組在GRE 控制下跟蹤目標(biāo)負(fù)荷、開始降負(fù)荷。

（6）06:19:18 3 臺蒸汽發(fā)生器水位上漲到+0.45 m后開始下降；ARE 旁路調(diào)節(jié)閥開度已回調(diào)到60.72%；一回路冷卻劑溫度下降到最低值288.1℃后開始回升。

（7）06:21:01 主給水流量降低到125 t/h，因其低于5%額定流量， 主給水流量的顯示與控制功能均自動切除，操縱員在這種狀態(tài)下無法觀察、獲知主給水流量數(shù)值。

（8）06:24:16 3 臺 SG 水位繼續(xù)下降，SG 水位接近-0.7 m， 一回路操縱員同時提高兩臺APA 電泵轉(zhuǎn)速，二回路操縱員手動開啟ARE 主給水調(diào)節(jié)閥（開度為 20%～30%）。

（9）06:24:50 兩臺APA 電泵的轉(zhuǎn)速分別達(dá)到為5 000 r/min 和4 820 r/min， 主給水流量快速上漲到1 457 t/h，給水流量遠(yuǎn)大于蒸汽流量。 3 臺SG 水位從-0.8 m開始快速上漲， 一回路操縱員開始降低APA 電泵轉(zhuǎn)速，二回路操縱員手動關(guān)閉ARE 主給水調(diào)節(jié)閥。

（10）06:26:16 1 號 SG 水位率先達(dá)到+0.9 m 的高/高水位停堆閾值，觸發(fā)跳堆。

2.3 干預(yù)措施合理性分析

該機(jī)組額定負(fù)荷1 119 MW， 設(shè)計并網(wǎng)初始負(fù)荷為5%～10%FP， 并網(wǎng)初始負(fù)荷取決于并網(wǎng)瞬間GRE計算出的蒸汽需求量（Steam Demand， SD），此次并網(wǎng)目標(biāo)轉(zhuǎn)速1 501.8 r/min， 并網(wǎng)后實(shí)際轉(zhuǎn)速1 501.5 r/min，故并網(wǎng)后為了補(bǔ)償0.3 r/min 的頻差，機(jī)組蒸汽需求量在設(shè)計給定基礎(chǔ)上略有增加。 因此，本研究分析認(rèn)為機(jī)組并網(wǎng)后初始電功率為61 MW， 隨后自動升高并穩(wěn)定在80 MW 屬于合格的并網(wǎng)結(jié)果。 機(jī)組并網(wǎng)瞬間蒸汽需求量的計算式為：

式中：SDg是并網(wǎng)瞬間所需蒸汽需求量；SDd，并網(wǎng)最小負(fù)荷設(shè)計蒸汽需求量（給定值5%）；SDi是維持汽輪機(jī)空載運(yùn)行的蒸汽需求量（給定值4%）；SDf是頻率偏差修正后的蒸汽需求量。

時序（3）中操縱員將目標(biāo)負(fù)荷設(shè)置為80 MW 是由于并網(wǎng)后GRE 目標(biāo)負(fù)荷默認(rèn)為100%FP，GRE 需要經(jīng)過120 s 作用才能將目標(biāo)負(fù)荷自動下調(diào)到實(shí)際電功率值，這一干預(yù)操作目的是為了防止機(jī)組電功率發(fā)生異常升高，避免加劇一、二回路擾動，因此這一干預(yù)行為是恰當(dāng)?shù)摹?并網(wǎng)后電功率穩(wěn)定在80 MW 時，一回路冷卻劑平均溫度仍在緩慢下降，SG 水位處于上漲過程中，機(jī)組實(shí)際尚未達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)。 因此，時序（3）中操縱員在將目標(biāo)負(fù)荷設(shè)定為80 MW 后的短時間內(nèi)又將目標(biāo)負(fù)荷調(diào)低到55 MW，該干預(yù)操作給一、二回路造成了新的擾動，因此這一干預(yù)操作的時機(jī)選擇不當(dāng)。

事后分析發(fā)現(xiàn)SG 水位升高到+0.4 m 時ARE 旁路調(diào)節(jié)閥開度已回調(diào)到65%左右，SG 水位上漲趨勢已呈現(xiàn)出變緩趨勢， 但操縱員在將APA 電泵切為手動控制前并未檢查蒸汽流量、給水流量；如果此時的蒸汽流量大于給水流量， 可判斷出SG 水位為虛假水位，如果給水流量大于蒸汽流量，則應(yīng)該對給水流量及時進(jìn)行干預(yù)。因此，時序（4）中操縱員在未檢查蒸汽流量、給水流量的情況下，僅基于SG 水位數(shù)值和當(dāng)時觀察到的上漲現(xiàn)象就將APA 電泵轉(zhuǎn)速切手動控制，并通過調(diào)低電泵轉(zhuǎn)速降低給水流量，這種干預(yù)方法是不正確的。

時序（7）階段因主給水流量低于5%額定流量，按照ARE 小流量控制邏輯設(shè)計方案， 系統(tǒng)自動切除了主給水流量的顯示和控制功能， 這對操縱員干預(yù)SG水位造成了不利影響。

時序（8）中操縱員觀察到SG 水位快速下降到-0.7 m左右后，一、二回路同時干預(yù)給水流量，這種干預(yù)方式導(dǎo)致SG 水位控制更加復(fù)雜， 干預(yù)幅度未經(jīng)過嚴(yán)格計算分析， 從已知M310 核電廠SG 水位干預(yù)經(jīng)驗(yàn)反饋和控制理論角度分析， 這種措施無法實(shí)現(xiàn)對SG 水位的有效干預(yù)；SG 水位在這一階段實(shí)際已經(jīng)失去了控制。時序（9）階段的干預(yù)效果與時序（8）階段的干預(yù)效果類似，無法有效控制SG 水位變化。

最終1 號機(jī)SG 水位迅速達(dá)到+0.9 m 時觸發(fā)產(chǎn)生SG 水位高/高報警 （P14） 信號， 疊加核功率大于10%FP（P7）允許緊急停堆信號，最終導(dǎo)致機(jī)組發(fā)生非計劃停堆。

2.4 事件原因分析

停堆原因?yàn)? 號SG 水位上漲到+0.9 m 時觸發(fā)P14 信號，P14 信號疊加P7 信號觸發(fā)緊急停堆信號。分析得出機(jī)組存在兩項技術(shù)缺陷，分別是汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速引入的頻差造成并網(wǎng)后電功率從并網(wǎng)初始值上升了19 MW，加劇了機(jī)組一、二回路間的熱力不平衡程度，造成一回路過冷， 增加了低負(fù)荷工況下SG 水位控制難度。 ARE 小流量下切除給水流量顯示和控制功能，對操縱員判斷機(jī)組狀態(tài)造成了干擾。

分析得出干預(yù)失效原因?yàn)椋?/p>

（1）并網(wǎng)成功后，在機(jī)組尚未達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)的情況下將目標(biāo)負(fù)荷由80 MW 調(diào)整到55 MW， 干預(yù)時機(jī)選擇不當(dāng)。

（2）干預(yù)過程中，機(jī)組運(yùn)行人員對蒸汽流量、給水流量、汽水壓差、SG 水位寬量程測量結(jié)果的關(guān)注度不足，未能根據(jù)上述參數(shù)的變化趨勢正確選擇恰當(dāng)?shù)母深A(yù)時機(jī)和干預(yù)幅度。

3 干預(yù)策略與建議

3.1 總體策略

SG 水位是核電機(jī)組核島一回路與常規(guī)島二回路熱工水力狀態(tài)的綜合反映，不應(yīng)將其視為一個孤立的控制參數(shù)，一回路功率、蒸汽負(fù)荷變化、給水系統(tǒng)狀態(tài)變化等都會對SG 水位造成影響。因此，在執(zhí)行可能會造成機(jī)組負(fù)荷發(fā)生較大變化的操作或瞬態(tài)試驗(yàn)之前，必須保證確認(rèn)SG 水位處于穩(wěn)定狀態(tài)。 如果SG 水位發(fā)生異常變化，應(yīng)及時穩(wěn)定機(jī)組，禁止繼續(xù)執(zhí)行升降負(fù)荷等可能加劇SG 水位變化的操作， 同時需及時判斷水位變化是瞬態(tài)過程中的正常調(diào)節(jié)現(xiàn)場， 還是SG水裝量的真實(shí)變化，這種臨場快速判斷必須基于對機(jī)組一、二回路總體狀態(tài)、信息的充分了解和正確分析。

SG 水位對反應(yīng)堆功率變化十分敏感， 尤其在低功率運(yùn)行階段， 平穩(wěn)控制核功率的變化有利于SG 水位的控制。除非SG 出現(xiàn)嚴(yán)重的汽水失配現(xiàn)象，一般不允許大幅度改變給水流量， 防止人為對SG 水位造成瞬態(tài)。

3.2 干預(yù)陷阱辨識

SG 水位變化主要存在兩個技術(shù)陷阱， 分別是虛假水位造成的SG 水位上漲和冷水效應(yīng)造成的SG 水位下降， 容易造成工作人員對水位變化趨勢產(chǎn)生誤判，從而造成不恰當(dāng)?shù)母深A(yù)[2-10]。

瞬態(tài)工況下蒸汽流量變化引起SG 水位變化，但此時ARE 給水流量的變化方向與SG 水位變化方向可能是相反的。 以負(fù)荷突然增加為例，蒸汽流量增加從質(zhì)量平衡的關(guān)系看應(yīng)該增加ARE 給水流量， 但是蒸汽發(fā)生器加熱管束的沸騰段產(chǎn)生大量氣泡，使得循環(huán)流動的阻力壓頭增加，循環(huán)流量減小，給水將聚壓在下降通道的上部環(huán)形空間內(nèi)，水位上升；此外，蒸汽流量增加， 被汽水分離器分離出的再循環(huán)流量也增加，使水位進(jìn)一步上升，造成SG 虛假水位，將會引起ARE 給水流量減小。

汽輪機(jī)從100%FP 跳閘停機(jī)后，GRE 進(jìn)汽閥門關(guān)閉，SG 蒸汽壓力快速升高，SG 內(nèi)水中的氣泡被迅速壓縮，SG 水位快速降低，隨著 GCT-c 開啟，SG 蒸汽壓力快速下降， 使SG 水位快速恢復(fù)到汽機(jī)跳閘前的水位。 一回路冷卻劑平均溫度下降，ARE 給水因失去抽氣加熱而造成給水溫度降低， 冷水效應(yīng)使SG 內(nèi)水的體積嚴(yán)重收縮，造成SG 水位下降。SG 水位下降后，給水流量增大，給水增多加劇了冷水效應(yīng)的作用，導(dǎo)致SG 水位進(jìn)一步下降。一般在汽輪機(jī)跳閘后30 s 左右，一回路冷卻劑平均溫度下降速率變緩，冷水效應(yīng)隨著時間和SG 內(nèi)水裝量的絕對增加而消失，SG 水位將開始回升。

3.3 干預(yù)時機(jī)的判斷

當(dāng)現(xiàn)場調(diào)試或運(yùn)行過程中發(fā)現(xiàn)SG 水位異常上漲或下降時，應(yīng)盡快確認(rèn)SG 水位自動控制是否仍有效。當(dāng)SG 水位下降時，應(yīng)首先檢查并判斷ARE 給水流量與蒸汽流量的關(guān)系， 低負(fù)荷工況時還應(yīng)檢查SG 水位寬量程通道測量結(jié)果，如果給水流量大于或呈現(xiàn)出上漲并即將超過蒸汽流量的趨勢，或水位寬量程通道測量結(jié)果呈現(xiàn)明顯上漲趨勢，根據(jù)SG 的熱工特性，窄量程水位會在瞬態(tài)之后上升（這個瞬態(tài)的長短取決于機(jī)組功率水平）；否則，表明自動調(diào)節(jié)回路無法有效控制水位，必須及時手動干預(yù)。

3.4 干預(yù)建議

根據(jù)ARE 主調(diào)節(jié)通道和旁路調(diào)節(jié)通道邏輯控制特點(diǎn)， 在手動干預(yù)時一定要將ARE 主調(diào)節(jié)閥和旁路調(diào)節(jié)閥同時切手動，干預(yù)后切回自動時先將主調(diào)節(jié)閥置自動，然后才置旁路調(diào)節(jié)閥自動。 一般不宜將APA電泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)切手動控制， 如果確實(shí)需要將APA 電泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)切手動控制，在調(diào)節(jié)其轉(zhuǎn)速時必須足夠緩慢，同時密切觀察汽水壓差、給水流量的變化。無論在何種工況下，單獨(dú)調(diào)節(jié)1 臺SG 水位時，必須同時關(guān)注另外2 臺SG 水位變化趨勢。

干預(yù)的幅度一定要加以控制， 應(yīng)避免將ARE 給水調(diào)節(jié)閥開很大或關(guān)很小的極端干預(yù)方法。 假如在SG 水位下降時將ARE 給水流量調(diào)至過高，導(dǎo)致給水流量遠(yuǎn)高于超蒸汽流量，受冷水效應(yīng)影響，會加速SG窄量程測量結(jié)果的下降，而且還可能導(dǎo)致給水母管壓力波動，影響另外2 臺SG 的給水。

手動干預(yù)SG 水位時， 通過寬量程水位曲線進(jìn)行輔助判斷，能夠有效地減小虛假水位的影響。 經(jīng)驗(yàn)表明， 干預(yù)時最好使ARE 給水流量超過蒸汽流量幾十噸（應(yīng)根據(jù)機(jī)組工況判斷）或在低負(fù)荷時SG 寬量程水位略有上升， 這樣可以保證冷水效應(yīng)的影響較小，同時避免對另外2 臺SG 水位控制產(chǎn)生過度干擾。

4 結(jié)束語

壓水堆核電機(jī)組SG 水位控制干預(yù)是一個長期存在的技術(shù)難題，干預(yù)時機(jī)、干預(yù)幅度和操作細(xì)節(jié)都會對干預(yù)結(jié)果產(chǎn)生影響， 恰當(dāng)?shù)馗深A(yù)可以避免機(jī)組因SG 水位達(dá)到停堆閾值觸發(fā)停堆， 不恰當(dāng)?shù)馗深A(yù)或應(yīng)干預(yù)時未進(jìn)行干預(yù)可能會觸發(fā)非計劃停堆，造成機(jī)組能力因子損失，且不利于運(yùn)行安全。

本研究結(jié)合機(jī)組調(diào)試啟動經(jīng)驗(yàn)給出了干預(yù)策略，對一起干預(yù)失效典型事件過程和原因進(jìn)行了分析，給出的干預(yù)建議可供機(jī)組調(diào)試或運(yùn)行人員參考。