基于运行事件研究蒸汽发生器水位异常的手动干预

张波 张振华 陈方强 王青松 王承智

【摘 要】近年来国内核电厂多次出现了由于蒸汽发生器水位异常而引发的跳堆事件。操纵员的干预行为在很大程度上促成了事件的发生。以核电厂两个运行事件作为案例，分别进行了探讨。文章总结指出，当发生蒸汽发生器水位异常时，提高对水位异常的认识，建立良好的安全理念做好风险评估、有效判断手动干预时机、选择正确的干预方式、平稳控制干预幅度是避免“蒸汽发生器水位异常触发保护系统动作”相关运行事件发生的有效途径。

【关键词】蒸汽发生器；水位异常；手动干预；运行事件

中图分类号： TL353.13；TP273 文献标识码： A 文章编号： 2095-2457（2018）28-0004-003

DOI：10.19694/j.cnki.issn2095-2457.2018.28.002

【Abstract】In recent years， lots of NPP operation events about the reactor shutdown have happened for the steam generator water level abnormity. Operator behavior is a very important factor. To a great extent， it contributes to the occurrence of operation events. The paper takes two NPP operation events as reference events. Finally， the paper gives some effective ways to avoid the similar operation events of the steam generator water level abnormity that are to improve the understanding of the water level abnormity， establish good safety conception， do enough risk assessment， judge the right manual intervention time， chose reasonable intervention measures， and control intervention amplitude. All these are to ensure that operation meets the nuclear safety requirements.

【Key words】Steam generator；Water level abnormity；Manual manipulation measure；Operation event

0 前言

近年来国内运行核电厂多次出现了由于蒸汽发生器水位异常而引发的跳堆事件。部分事件的诱因归结为机组故障引发的瞬态响应、蒸汽发生器水位调节滞后。另外一些事件，操纵员的蒸发器水位手动干预在很大程度上促成了事件的发生。参考目前国内核电厂的运行规程，尚未文件对蒸发器水位异常情况之下的干预时机及干预方式进行明确，完全取决于操纵员对机组状态的判断和运行经验。而我國现役核电厂操纵员队伍相对年轻，对蒸发器水位手动干预的实践和总结大多数来源于模拟机培训课程，难免有所偏差，经历的实际机组相关异常事件又较少，从而对真实机组的蒸发器热工水力特性缺乏更深层次的认识。另外，在真实机组上发生异常瞬态时，操纵员的心理压力也诱发了如干预时机不当、干预方式欠佳甚至错误等。对运行事件进行评价、归纳和总结，提高操纵员对蒸发器水位干预的技能显得愈来愈重要。

1 典型的蒸汽发生器水位调节

二代及改进型机组是目前我国运行核电厂中数量最多的堆型，其蒸汽发生器水位调节原理类似。以CPR1000型机组为例，给水流量控制系统包括3个调节器：水位调节器、流量调节器和转速调节器。水位调节器将蒸发器水位实测值与整定值比较，输出为流量调节器的整定值。流量失配信号可视为流量测量值。流量调节器改变流量调节阀的位置，以维持蒸汽发生器水位为整定值。

在大于20%的高负荷下，由汽机进汽压力代表的汽机功率、由冷凝器排放信号代表的冷凝器排放功率及由除氧器排放信号代表的除氧器排放功率在加法器中相加，得到代表二回路总功率的信号。函数发生器将二回路负荷转换为水位设定值。将水位实测值与设定值比较产生水位偏差乘以与给水温度相关的修正系数，输入至PID水位调节器。水位调节器的输出信号、流量失配信号同时输入至流量调节器产生流量偏差信号输入至PI流量调节器，从而转化为主给水调节阀（大阀）的开度偏差信号。此时辅助调节阀（小阀）通过函数转换全开。

当二回路负荷低于20%时，8.5%Qn的虚拟信号按与给水流量相同的极性输入至汽水失配信号，从而保证大阀关闭，改用小阀控制。此时，仍用水位调节器输出的信号进行闭环水位调节。为了提高调节速度需要纳入开环作用。由于低负荷下蒸汽流量测量不准确，开环调节需要的负荷信号由代表汽机负荷的窄量程汽机进汽压力信号，冷凝器和除氧器排放信号经加法器生成。将闭环信号与开环信号按适当极性相加，偏差经函数发生器转换为小阀的开度信号，经电气转换器控制其开度。

当给水调节阀开度改变时，引起给水泵出口压头变化，破坏了另外两台蒸发器水位调节阀开度与流量的对比关系。为了消除这种不良耦合，避免给水调节阀的频繁动作，改善水位调节系统的工作环境，引入了给水泵转速调节系统，通过调节给水泵的转速使得给水阀的压降在正常的负荷变化范围内维持近似恒定。

2 阳江核电厂1号机给水阀控制优化试验中的跳堆事件

2014年1月10日，阳江核电厂1号机组核功率为19%，仪控人员进行ARE给水阀控制优化过程中，蒸发器水位扰动，操纵员进行手动干预。15：10三号蒸汽发生器水位达0.9m，触发水位高高信号跳堆。事件前的初始状态为：核功率19%Pn，汽水压差0.44MPa，单台蒸汽发生器的蒸汽流量、给水流量约300t/h，蒸发器水位稳定，主给水调节大阀关闭，小阀开度96%，均处于自动控制。与蒸发器水位相关的重要事件序列及分析：

（1）14：58：调试人员执行切换试验，将大小阀切换定值从20%修改为19%。由于蒸发器水位主调节器存在-5.06%的信号输出，大小阀切换后，大阀缓慢开启。15：00大阀开启至12%开度，给水流量增加，蒸汽发生器水位升高，小阀自动关小。

分析：电厂对此事件促成原因解释为小阀流量特性与调节系统参数设置不匹配，即小阀在初始稳态时本应在76%开度（设计流量为300t/h）但实际开度为96.4%。故说明稳态时由于水位偏差而引起的PID调节器的输出贡献开度为20.4%，进而推测初始稳定下水位稳定值并非在19%功率对应的整定值上。然而这并未引起操纵员的重视，从而引起后续的大阀迅速开大（切换大小阀定值后-8.5%Qn迅速切除，但存在初始的水位偏差），小阀自动关小（PID贡献度减小）。

（2）15：05：三号蒸发器水位升高至0.46m，操纵员进行水位干预，手动关闭大阀，此时小阀处于自动状态，跟踪大阀指令迅速关小，蒸发器水位下降。

分析：水位达到0.46m时虽然已接近危险区，但操纵员必须同时关注汽水流量偏差。如果给水流量小于蒸汽流量但水位指示仍然上升，操纵员可不进行干预。即使干预，应该大小阀同时置手动且小阀优先而后大阀。原理可见图2的复制回路。如先将大阀置手动，汽水失配信号通过X开关及1-3开关输入至PID调节器从而旁通水位偏差，此时小阀的自动输出将跟随汽水失配而非水位偏差，大阀开大，汽水失配减小（负极性），小阀跟随开大，反之亦然。对于复制回路的模拟验证结果可如图3所示。初始状态为：机组满功率运行，蒸发器水位0m，给水调节阀置自动，大阀开度42%，小阀开度100%。当将大阀置手动并逐渐关小时，蒸发器水位逐渐下降，与此同时小阀自动逐渐关小至接近全关，反之亦然。本序列的操纵员失误较多，反映了当时的心理压力较大。

（3）15：06：操纵员手动开启大阀至10%开度后置自动，此时小阀开度为14%，给水流量小于120t/h，蒸汽流量为300t/h。

分析：此时的三号蒸汽发生器水位尚未稳定，仍然在手动干预期，操纵员应该克服心理压力集中精力调节水位，不能将极不稳定的水位再次转为自动，更易引起超调。

（4）15：07：三台蒸汽发生器水位同时下降，操纵员提高汽水压差至0.94MPa，给水流量未明显增加。

分析：三台蒸发器水位同时下降，说明一、二号蒸发器已经受到三号蒸发器自动超调的影响，依据模拟数据，一、二号蒸发器水位可以自动调整，缓慢衰减至正常范围内。一般情况下，主给水泵转速手动调节适用于三台蒸发器水位相近及趋势一致的情况下，但此时三号蒸发器水位与另外两台偏差较大，转速切换至手动也仅能缓解一时，后期极易陷入更加被动的局面。

（5）15：09：三号蒸发器水位降低至-1m，操纵员手动调节大阀开度至30%，小阀跟踪大阀迅速全开，给水流量增加至1462t/h。15：10三号蒸汽发生器水位上升至0.9m，反应堆自动停堆。

分析：在给水泵转速手动、三台蒸发器水位不一致，且一台已达到-1m时，机组已达到无法缓解的局面。

3 红沿河核电厂1号机冲转并网时发生的跳堆事件

2013年2月24日，红沿河1号机按计划提升核功率至14.4%，执行冲转并網，并网后电功率上升至80MW，引起GCTc全关和一回路过冷，蒸发器水位波动，操纵员手动控制蒸发器水位时，产生一号蒸发器水位高高信号导致跳堆。事件前的初始状态：核功率14.4%，控制棒置手动，二回路冲转至额定转速，GCTc为P模式开度6.33%，主给水泵转速置自动，大阀自动全关，小阀自动维持蒸发器水位0.2m。与蒸发器水位相关的重要事件序列及分析：

（1）06：13：34执行并网操作。06：13：58GCTc全关，电功率61MW且呈上升趋势，2分钟后最终稳定在80MW。06：18：07发电机目标负荷降至当前负荷后二回路操纵员投运GRE闭环控制，随后将目标负荷设定为55MW，06：18：43开始降负荷。

分析：为应对冲转并网期间消耗的大量蒸汽，并满足技术规格书要求，一般选择在核功率12%至15%之间冲转并网，GCTc的P模式排放量为6.33%开度，满足并网要求。并网过程其实并未消耗过量蒸汽，并网后的基本负荷也接近在55MW左右。而机组并网后功率迅速上升达到80MW，GCTc的P模式全关，实为异常。建议核查GRE系统设置是否正确，或者GCTc的P模式排放仪控参数是否异常。另外即使负荷已稳定至高位80MW，GCTc全关，操纵员再次降负荷至55MW的操作对后续的蒸发器水位剧烈波动有着必然联系。

（2）06：18：32三台蒸汽发生器水位达到0.4m，且仍呈快速上涨趋势，为降低水位，一回路操纵员将运行的两台主给水泵转速设为手动，并分两次从4474RPM降至4083RPM，主给水流量减少。06：19：18三台蒸发器水位涨至0.45m开始下降。

分析：水位达到0.4m时虽然已接近危险值，但操纵员首先应该关注的是蒸汽、给水的实际流量。如果给水流量小于蒸汽流量，可暂判断为水位上升为虚假水位。如果给水流量大于蒸汽流量，二回路应该及时做出干预，必要时可委托一回路操纵员。而事件中出现的一回路操纵员提前干预是否恰当，值得反思。

（3）06：21：01主给水流量降至125t/h，显示与控制功能均被切除，大阀自动开启至22.63%。06：21：28一回路操纵员开始逐渐提高一台主给水泵转速。06：22：51电功率降至55MW，GCTc的开始开启，最高达到6.1%。06：22：57二回路操纵员手动关闭ARE主阀。

分析：关于主给水流量降至低位时的显示与控制功能切除，的确是目前众多机组仪控系统的设计缺陷，为操纵员在低负荷下的蒸发器水位手动控制带来影响。在此序列中，汽机负荷变动、主给水泵转速手动、给水流量监视的盲区，在如此复杂环境下水位调节已经接近失控。而后续二回路操纵员将大阀切为手动，导致了一、二回路操纵员同时控制水位。且二回路操纵员同时控制三个大阀而行动相对迟缓，使得已接近失控的机组更为复杂。操纵员应避免为保暂时的安全裕度而将机组带入恶劣局面当中。

（4）06：24：16三台蒸发器水位继续下降，一回路操纵员同时提高两台APA泵转速，二回路操纵员手动开启ARE主阀至20%-30%。06：24：50三台蒸发器水位达到-0.8m后开始迅速回升，一回路操纵员开始降低APA转速，二回路手动全关ARE大阀。06：26：16一号蒸发器水位达到高高水位跳堆。

分析：一、二回路操纵员同时控制水位，且低流量监视盲区，极易引起干预幅度过大，流量超调，最终导致了跳堆事件的发生。

4 对蒸汽发生器水位手动干预的几点建议

（1）对水位异常的认识

勿将蒸发器水位异常看作孤立的现象，一回路温度变化、二回路蒸汽负荷变化、给水系统状态变化等都要影响蒸发器水位。如果蒸发器水位异常需要干预时，尤其要及时稳定一、二回路的负荷，避免对手动干预造成额外的影响。

（2）判断干预时机

何时采用手动干预最为恰当？这是业内探讨较多的问题。一般来说，首先应确认自动调节是否有效。如当蒸发器水位下降时，要观察给水流量是否大于或即将大于蒸汽流量。如果是，根据热工特性，窄量程水位会在瞬態虚假水位之后上升，而这个瞬态长短则取决于当时的冷却剂温度、负荷水平、给水温度、扰动类型等，务必做到沉着冷静判断。当判断确实存在给水流量变化严重滞后，水位下降至危险区间且不能出现拐点时，必须果断及时做决定，切勿瞻前顾后，优柔寡断。

（3）掌握干预方式

由于三台蒸发器公用给水母管和蒸汽母管，外界大部分扰动瞬态将造成三台蒸发器水位变化方向一致，且大小相近。此时应考虑通过调节给水泵转速干预，且务必做到所有运行给水泵都置手动。当扰动造成单台蒸发器水位相对于其它两台偏差较大时，则考虑将此台蒸发器对应的大小阀都置手动。并且低功率（小于20%）时，大阀优先置手动；高功率（大于20%）时，小阀优先置手动。切勿顺序颠倒，切勿一个手动一个自动，避免复制信号带来的干扰。在调节单台蒸发器水位时，将会对另外两台蒸发器造成一定扰动，但只要控制好干预幅度不造成震荡发散，另外两台蒸发器水位都能自动衰减至正常。另外要避免给水泵转速与大小阀同时手动调节，此种状态往往无法缓解，极易造成震荡发散。

（4）控制干预幅度

无论手动控制转速或者手动控制阀门开度，干预的幅度要加以控制，注意给水流量、蒸汽流量、汽水偏差及蒸汽给水母管压差。避免急躁情绪，瞬时开过大或者关过小，造成震荡发散。另外在接近跳堆值时需要考虑冷水效应。例如当水位下降至-1m时，如给水流量增加过快，则会由于冷水效应加速窄量程水位的下降，从而引发跳堆。

（5）建立安全理念

良好的安全理念是保证蒸发器水位的重要屏障。任何可能引起蒸发器水位异常的重大操作要提前预知，做好风险分析和策略管理。处理紧急瞬态时要克服心理障碍，勇于承担，切勿患得患失，丧失良机。

【参考文献】

[1]国家核安全局核电厂经验反馈平台.

[2]阳江核电厂1号机组三号蒸发器水位高高叠加P7信号导致反应堆自动跳堆运行事件报告.

[3]红沿河1号机组SG1号蒸汽发生器水位高高叠加P7信号导致反应堆自动停堆运行事件报告.

[4]陈永伟等.核电站蒸汽发生器水位控制主/旁路阀切换改进与优化[J].原子能科学技术，2015，49（3）：523-528.