3 丧失压空后各系统响应分析

　　通过事件分析发现常规岛整体丧失压空的可能性还是存在的，而且核电厂并没有针对这种故障的应对规程，所以有必要对常规岛整体丧失压空的风险和应对作分析，以提供在一旦出现这种故障后的机组状态控制方法。在常规岛仪表控制用压缩空气系统设计方面，往往也没有核岛那样严谨保守。当前的设计是，一旦常规岛仪用压空丧失，仅SAR201MP能够触发红报1SAR700AA（常规岛仪表控制用压缩空气压力低），而且其报警压力值仅0.5MPa。一般情况下，气动阀门的控制气源压力在0.6MPa以上尚可维持其功能，但是一旦下降至0.5MPa，阀门的状态会向其安全状态转换。若不采取紧急措施，后果会比较严重。该报警设置的太低，留给主控操纵员排查故障的时间明显不足。下面就常规岛仪用控制用压空供气的用户，根据其重要程度逐步分析，而且假定该执行机构一旦丧失压空就保持在安全位置，气动阀的安全位置分为开、关、保位三种状态。

　　按照昌江核电厂1号常规岛的设计，仪用压空供气的重要用户主要有：两台蒸汽发生器给水调节阀、循环水系统、高压加热系统和低压加热器抽气疏水系统、蒸汽旁路排放系统、汽水分离再热器系统、常规岛闭式冷却水系统、凝结水系统、汽机本体疏水系统、主蒸汽管路疏水、蒸汽发生器排污系统、汽机轴封系统、主给水泵系统、辅助锅炉系统、除盐水生产系统、辅助蒸汽系统、蒸汽转换系统等。

　　常规岛一旦丧失压空，SG的四个给水调节阀会完全关闭（2004年秦山二期1号机组的ARE031VL压空断裂事件导致该阀完全关闭），两台蒸汽发生器主给水流量瞬间丧失，给水流量小于蒸汽流量，从而触发SG汽水失配+SG水位低信号，由该信号产生紧急停堆信号导致控制棒落下反应堆停闭，紧急停堆信号触发后引发汽机紧急停机。

　　汽机停机期间，由于循环水系统虹吸破坏阀失气开启，循泵跳闸逻辑导致两台循泵自动跳闸且无法启动。常规岛辅助冷却水系统无法从循环水泵吸水，导致辅助冷却水泵出口压力低信号触发备用泵自动启动又没有入口压力低紧急停运信号，若不及时干预，辅助冷却水三台泵会发生汽蚀现象而损坏。辅助冷却水系统失去后常规岛闭式冷却水失去冷源，常规岛三回路整体温度在事故初期不可控上升。

　　高低加疏水排气和汽水分离器正常疏水阀关闭，紧急疏水阀自动开启全部排往凝汽器，凝汽器瞬间接受大量的高温高压疏水。但是由于循环水泵停运，热量无法带出，凝汽器内真空迅速上升，低压缸爆破膜有可能会被顶开。在秦山二期1号机组已有低压缸爆破膜因紧急停机被顶开的先例。

　　蒸汽旁排系统通向凝汽器的12个阀门失气关闭，无法对反应堆进行冷却。瞬态期间反应堆的冷却主要依靠GCT-A（排大气）进行。主控操纵员可提前用相关开关手动闭锁GCT-C（排凝汽器）旁路功能，让反应堆能够快速停堆，防止压空气源不稳定造成反应堆过度冷却和凝汽器钛管冲击损坏。

　　闭式冷却水系统热交换器旁路阀保持原开度，温控阀全开，闭式冷却水流量增加，由于失去冷却温度也不可控增加，增加的幅度随气温而定，冬天可坚持较长时间。失气后SRI081VD全开，汽机润滑油温无法自动控制，需要现场人员通过手动阀控制。闭式冷却水补水阀失气开启，SRI001BA（闭式冷却水系统波动水箱）可能会满溢，但考虑到后续可能要补泄冷却，可暂时不理会。后续急需要冷却的话，可以让现场开启部分闭式冷却水管道输水阀进行疏水，通过补泄的方式提供必要的冷却，但是一定要控制好波动箱液位防止闭式冷却水泵气蚀（波动箱液位低无自动跳泵信号）。

　　凝结水系统两个去除氧器的调节阀在丧失压空后保持原位无法进行控制，而且此时还保持着满功率下的大开度。在除氧器不再向SG供水的情况下，除氧器水位会不可控上升，主控操纵员应该及时关注除氧器水位，尽早关闭上游电动隔离阀控制好水位。后续控制除氧器水位，可用间断开启旁路电动阀的方式进行。一定要防止除氧器溢流阀因除氧器液位高而自动开启，以避免大量高温除氧水直接流入凝汽器造成背包损坏。机组瞬态初期，由于凝汽器和低压缸温度较高，减温水、水幕保护、喷淋水气动阀失气打开，大量冷却水的投入可能会导致凝结水备用泵的自动启动。凝结水泵小流量阀由于具有保位功能，可能会由于丧失压空而无法开启，凝结水泵失去小流量保护，轴封冷却器失去正常冷却，凝泵小流量只能通过喷淋水的流量实现。操纵员应立即手动停运一台凝结水泵。派现场操纵员开启小流量旁路阀进行控制。同时严密监视凝结水泵的运行情况。凝汽器失去补水功能，关注凝汽器水位，不过停机后凝汽器一般运行在较高水位。

　　两台SG的排污仍在继续，凝结水冷却排污的管线还在继续供水，除氧器水温还会不断上升，排污水自动切至地坑，操纵员在必要时可以隔离蒸发器排污。若SG液位低低引发辅助给水泵自动启动，则排污会自动隔离。

　　汽机轴封进汽阀由于失气全开，导致大量高压主蒸汽不可控地进入汽机轴封蒸汽母管，必然对轴封产生巨大冲击，轴封系统所有安全阀会开启，高温高压蒸汽从0米厂房（安全阀排放口对空）和8米厂房的轴封处泄漏。蒸汽弥漫导致现场工作环境恶劣，人员受伤风险加大。

　　主给水隔离后，主给水泵已不向SG供水，主给水泵依靠小流量阀提供保护，停机后蒸汽发生器主要依靠辅助给水泵供水，已无运行必要，应及早停运。

　　辅助锅炉系统有4 个气动阀将受到仪用压缩空气（SAR）系统丧失的影响，其中三个气动阀（蒸汽出口阀0XCA001VV、锅炉给水阀0XCA001VL、除氧器蒸汽增压阀0XCA003VV）将关闭，除氧器水位控制阀将因失灵而打开。在这种情况下，锅炉将继续加压，蒸汽不会流向辅助蒸汽系统。除氧器将注满除盐水（SER）直到它达到溢流管口。超出的水将流向排放系统，并且除氧器压力和水温将降低。锅炉压力将有所升高，直到控制系统使锅炉关闭到最小输出。当SAR 压缩空气恢复时，无需操作人员系统将自动继续运行。失气期间无法向相邻机组提供辅助蒸汽，相邻机组无法启动还会影响扩建机组运行，三废系统也无法正常运行。可及时切换压空后重新投运锅炉。

　　SDA除盐水生产系统在丧失压空后无法正常生产，生产用水主要依靠水箱存水提供，若长时间无法恢复压空会影响机组生产和运行，应先考虑隔离生活用水。气源切换后能够恢复除盐水的生产。

　　9ASG除气器若在运行，丧失压空后会自动转为打循环状态，除气器无法正常运行。在辅助给水供水的工况下，辅助给水箱液位持续降低，若无法及时补水会降低至技术规范要求限值，机组控制难度增加，一回路状态面临进一步后撤。若通过相邻机组补水，需要手动开始ASG161VD或162VD，但是按照以往的经验，手动开启这两个阀门，单单依靠运行人员的力量有难度，应尽快联系机械配合。

　　STR若在运行，由于STR005/006VV失气后会保持原位，STR037VL保持原位，补水阀STR012VD和STR017VV关闭，会导致蒸汽转换器失水，同过热后安全阀可能会开启，应手动关闭STR002/004VV手动隔离阀。

　　4 结论

　　综上所述，得出以下结论：在确定常规岛整体丧失压空后，作为常规岛操纵员在确认汽机已经跳闸、电动油泵已启动、发电机已经解列后执行如下关键操作：

　　步骤一：在确认已停堆，通知一回路操纵员后关闭主蒸汽隔离阀以防止高温高压蒸汽不可控的流向轴封系统、汽水分离器、辅助蒸汽转换系统和除氧器系统。

　　步骤二：隔离主给水后，停运两台主给水泵，停运一台凝结水泵，尽量减少常规岛闭式冷却水的热负荷，保证有限的冷却能力提供给汽机润滑油系统和发电机氢气冷却系统，时刻监测SRI水温和GGR油温。确认两台循泵停运后，立即手动停运辅助冷却水泵，防止泵空转损坏。

　　步骤三：隔离凝结水系统向除氧器系统流量控制电动阀，密切监视凝汽器水位、除氧器水位和蒸汽发生器水位。派现场开启凝结水泵小流量旁路阀，尽量保持一台泵运行用于排水和冷却。

　　步骤四：汽机转速一旦下降至2000rmp后，停运所有真空泵，开启真空破还阀CVI009/010VA迅速破坏凝汽器真空，防止大量高温高压蒸汽涌入凝汽器后低压缸爆破膜损坏，两只真空破坏阀给凝汽器提供一定的泄压通道，常规岛现场执行破坏真空后的疏水阀切换操作。这里需要说明一点的是：即使在步骤一中已经隔离了主蒸汽隔离阀，但是由于蒸汽管道空间巨大，在主蒸汽隔离阀关闭后仍有大量余汽和残压，所以在真空降至0后最好还是隔离轴封供汽。

　　步骤五：隔离蒸汽发生器排污。SG水位和一回路平均温度依靠GCT-A和ASG来控制。根据SRI温度，进行补泄降温。汽机将至盘车转速后，啮合装置失气盘车无法自动啮合，需要现场手动啮合后启动盘车。一回路操纵员执行I1规程的相关步骤。联系机械人员协助开启ASG161VD或者ASG162VD随时给辅助给水箱补水。

　　5 建议和改进措施

　　SAR201MP报警定值设置过低（昌江核电厂定值手册定值卫0.5MPa），若要等到常规岛压空压力将至0.5MPa时再进行干预往往已经来不及了。机组正常运行时常规岛压空母管压力SAR201MP一般都在0.78MPa左右，即使执行压空定期试验压力也不会降低到0.62MPa以下，所以建议将报警压力提高至0.6MPa，给操纵员留出足够的干预时间。

　　在常规岛丧失压空通过SAR700AA（常规岛仪用压空压力低）进入报警规程后，无相应的运行故障规程执行来排查故障，建议增加一本应对的该事故的规程ISAR3（该规程已经编制完毕）。除此之外还应该细化报警卡的原因分析和操作内容项，把SAP067VA关闭的风险写进报警卡以提醒操纵员。

　　CRF的虹吸破坏阀的上游建议增加带逆止阀的供气小罐或者直接改成电动阀，尽量推迟循泵的跳闸时间，以减少事故处理的难度，保护凝汽器及低压缸爆破膜不受损坏和防止辅助冷却水泵汽蚀。在昌江核电厂常规岛安装初期向华东院提交技改申请，若实在无法通过设计院修改的方式实现可以在后续厂内技改中增加该项改进。

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