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摘要：某核电机组高加给水侧管线温度计向外喷蒸汽且泄漏量较大，仪控人员检查后判定高加运行时无法处理。为配合处理该缺陷、防止泄漏变大，运行人员紧急干预并对高加水侧管线泄压。本文将此次运行操作及消缺过程进行总结，为类似情况处理提供参考。
关键词：核电，高加，泄漏，运行操作
一、缺陷发现
某日，某核电机组满功率运行，常规岛现操汇报高加出口水侧管道温度计向外喷蒸汽，且泄漏量较大。该管道内的介质来自主给水泵，压力8.94MPa，温度194℃，属于高温高压介质。为防止人员烫伤，值长安排现场人员拉设隔离警示带，并安排专人在现场监视泄漏情况。机操立即调取曲线，发现该温度计示数从194℃突降至128℃，温度示值明显低于正常值，其他温度测点正常。
二、缺陷响应
值长立即根据相关程序组织人力物力响应：
1、组织仪控和维修人员核实缺陷，制定处理方案;
2、组织搭设脚手架，拆除保温，便于缺陷核实及处理;
3、组织工业安全人员现场监督，避免高温高压介质烫伤人员。
维修和仪控人员反馈高加运行时无法处理。随即值长决定退出LCS系统和高加，将高加隔离降压。组织召开工前会，分析风险如下：
1、LCS泵停运后，LCS水箱介质排向除氧器，会导致除氧器压力快速上涨，可能导致除氧器安全阀动作;
2、满功率停运LCS泵，导致给水泵流量增加并可能过载，引起蒸汽发生器液位波动;
3、停运LCS泵以及退出高加，均会引起给水温度下降，向堆芯引入正反应性;
4、停运LCS泵以及退出高加，均会引起凝结水系统波动;
5、停运LCS泵以及退出高加，部分管线长期无介质流动，可能会影响二回路水质。
运行人员仔细讨论并制订以下方案：
1、降功率至95%，目的一是降低除氧器的压力，二是降低LCS流量，防止LCS排水转除氧器后超压，三是增加主给水泵裕量，防止泵过载;
2、微开LCA26电阀至除氧器压力有下降趋势，确保阀门脱离空行程，以便LCS泵停运后能及时调整除氧器压力;
3、提前检查辅助给水泵备用情况，顺控停运LCS泵过程中，如果单台主给水泵出口流量大于440kg/s时，立即启动辅助给水泵;
4、停运LCS泵;
5、机操调节LCA26电阀开度来控制除氧器压力，如果电阀全开后除氧器压力仍上涨，则启动应急补水泵向除氧器供水降压;
6、二回路稳定后，执行停运高加操作;
7、高加水侧泄压排水，仪控人员焊接堵头处理漏点;
8、整个操作过程中，密切关注一回路功率、反应性变化、凝结水、主给水系统状态、二回路调阀动作情况，必要时手动干预。
三、关键操作分析
1、停运LCS泵
（1）对LCS51管线预热时，由于现场噪音较大，就地手摇阀门后无法通过节流声判断是否有预热流量，可通过测量管线阀座温度上升判断;
（2）顺控停运LCS泵，LCS水箱液位由LCS51调阀维持1000mm，稳定后阀位保证机组95%功率平台运行，且有裕量;
（3）提前打开LCA26电阀四个脉冲使除氧器压力缓慢下降;
（4）LCS泵停运瞬间影响：给水温度下降约7℃，向堆芯引入部分正反应性，一回路功率上升约1.3%。LCS介质排除氧器导致其压力由0.66MPa快速上涨，LCA26电阀共开7个脉冲，控制压力至0.73MPa后趋稳;停LCS泵的2min内，LCS泵出口流量先于LCS泵动力水流量下降，从而导致进入蒸汽发生器的给水减少约55kg/s，导致主给水调阀自动开大，四台主给水泵出口流量分别上涨17/15/15/17kg/s;主给水系统流量波动，导致凝结水系统产生相应波动，但最终趋于稳定。
2、停运高加
（1）提前闭锁高加液位高跳机保护，以防高加调阀卡涩;
（2）为防止停运高加过程中水质恶化，提前对疏水管线冲洗，同时将精处理系统转为“1”模式，确保净化流量;
（3）停运高加时，关注高加疏水调阀工作情况，避免曲线发散;脉冲关闭高加抽汽阀门，密切关注高加系统压差变化，保证疏水逐级自流;脉冲打开高加旁路阀至脱离关限位，冲洗管线10min，观察给水水质没有明顯的变化后，长脉冲开启高加旁路阀10S并观察2min，确认水质无异常后，再次操作直到高加旁路阀全开;在整个过程中，给水温度降低会向堆芯引入反应性，反应堆操纵员密切关注核功率变化，监视功率自动控制器工作正常，控制棒动作正常;
（4）停运高加瞬间影响：由于正常运行时高加旁路管线无介质流动、水温为厂房温度，高加旁路阀打开过程中，四台蒸汽发生器给水温度从约210℃分别下降至183℃/182℃/199℃/195℃，给水温度下降最大达到28℃，当高加旁路管线中冷水全部进入蒸汽发生器后，给水温度逐渐回升并至194℃/192℃/206℃/198℃并稳定;高加退出后，二回路汽水循环效率降低，在一回路功率保持95%的情况下，电功率下降约20MW;由于高加疏水由除氧器转凝汽器，为维持除氧器液位，这部分疏水流量需要通过凝泵送入除氧器，导致凝结水系统波动。
3、缓慢提升功率
高加退出后，一回路热功率约95%，除氧器压力维持0.73MPa，LCS51管线通流能力仍有较大裕量，值长决定缓慢提升机组功率，并要求机操密切关注LCS51调阀阀位以及LCS水箱液位变化。最终一回路缓慢升至99%功率，由于LCS泵停运以及高加退出，二回路汽水循环效率略有下降，电功率维持在1030MW左右。LCS51调阀开度约92%，除氧器压力上涨至0.75MPa。
4、隔离高加水侧并泄压
高加水侧降压是通过主控电动开启高加水侧电动疏水阀，现场开启一组高加水侧手动疏水阀90°，保证水侧降压速率不大于规程要求的0.5MPa/min，随着压力下降需逐步开大疏水阀，但由于该组阀门卡涩，高加水侧压力下降至1.1MPa后不再下降。值长紧急联系维修人员来将卡处理涩疏水阀，但处理好卡涩全开阀门后高加水侧压力依然无下降趋势，怀疑高加水侧边界阀门关闭不严，维修人员对高加水侧出入口电阀手动加关，同时现操再打开剩余手动疏水阀，高加水侧压力才最终下降至0.2MPa、介质温度下降至140℃。
由于高加水侧泄压疏水量大，导致常规岛疏水收集箱及设备冷却水系统温度上升，需要及时手动调节冷却水系统水温，防止常规岛其他设备参数偏离。本次排水过程中设备冷却水温由32.7℃上涨至40.6℃，疏水收集箱水温从36.1℃上涨至53.8℃。
四、经验总结
1、机组满功率运行，停运LCS泵，为防止除氧器超压提前降5%功率，同时将LCA26电阀打开4个脉冲使除氧器压力稍降，利于操纵员停运LCS系统后对除氧器压力的控制，LCA26电阀打开7个脉冲就能将除氧器压力维持在0.73MPa;
2、机组满功率运行时，主给水泵出口流量裕量小，停运LCS泵时，主给水泵出口流量会上涨，可能会导致主给水泵过载，蒸汽发生器给水调阀限流，引起蒸汽发生器液位大幅波动。根据此次经验，建议在停运LCS泵之前，通过降功率或提前启动辅助给水泵来保证每台主给水泵有20kg/s以上的流量裕量;
3、LCS51管线和调阀的通流能力能满足满功率时LCS水箱介质全部排往除氧器的需要;
4、凝结水波动时，若一级凝泵出口集管压力降到0.90MPa，建议手动启动第三台一级凝泵;
5、高加水侧泄压排水时关注泄压速度，关注常规岛疏水收集箱及设备冷却水系统温度;
6、操作高加水侧手动疏水阀可能卡涩，提前联系维修人员，节省泄压时间。
关键词：核电，高加，泄漏，运行操作
一、缺陷发现
某日，某核电机组满功率运行，常规岛现操汇报高加出口水侧管道温度计向外喷蒸汽，且泄漏量较大。该管道内的介质来自主给水泵，压力8.94MPa，温度194℃，属于高温高压介质。为防止人员烫伤，值长安排现场人员拉设隔离警示带，并安排专人在现场监视泄漏情况。机操立即调取曲线，发现该温度计示数从194℃突降至128℃，温度示值明显低于正常值，其他温度测点正常。
二、缺陷响应
值长立即根据相关程序组织人力物力响应：
1、组织仪控和维修人员核实缺陷，制定处理方案;
2、组织搭设脚手架，拆除保温，便于缺陷核实及处理;
3、组织工业安全人员现场监督，避免高温高压介质烫伤人员。
维修和仪控人员反馈高加运行时无法处理。随即值长决定退出LCS系统和高加，将高加隔离降压。组织召开工前会，分析风险如下：
1、LCS泵停运后，LCS水箱介质排向除氧器，会导致除氧器压力快速上涨，可能导致除氧器安全阀动作;
2、满功率停运LCS泵，导致给水泵流量增加并可能过载，引起蒸汽发生器液位波动;
3、停运LCS泵以及退出高加，均会引起给水温度下降，向堆芯引入正反应性;
4、停运LCS泵以及退出高加，均会引起凝结水系统波动;
5、停运LCS泵以及退出高加，部分管线长期无介质流动，可能会影响二回路水质。
运行人员仔细讨论并制订以下方案：
1、降功率至95%，目的一是降低除氧器的压力，二是降低LCS流量，防止LCS排水转除氧器后超压，三是增加主给水泵裕量，防止泵过载;
2、微开LCA26电阀至除氧器压力有下降趋势，确保阀门脱离空行程，以便LCS泵停运后能及时调整除氧器压力;
3、提前检查辅助给水泵备用情况，顺控停运LCS泵过程中，如果单台主给水泵出口流量大于440kg/s时，立即启动辅助给水泵;
4、停运LCS泵;
5、机操调节LCA26电阀开度来控制除氧器压力，如果电阀全开后除氧器压力仍上涨，则启动应急补水泵向除氧器供水降压;
6、二回路稳定后，执行停运高加操作;
7、高加水侧泄压排水，仪控人员焊接堵头处理漏点;
8、整个操作过程中，密切关注一回路功率、反应性变化、凝结水、主给水系统状态、二回路调阀动作情况，必要时手动干预。
三、关键操作分析
1、停运LCS泵
（1）对LCS51管线预热时，由于现场噪音较大，就地手摇阀门后无法通过节流声判断是否有预热流量，可通过测量管线阀座温度上升判断;
（2）顺控停运LCS泵，LCS水箱液位由LCS51调阀维持1000mm，稳定后阀位保证机组95%功率平台运行，且有裕量;
（3）提前打开LCA26电阀四个脉冲使除氧器压力缓慢下降;
（4）LCS泵停运瞬间影响：给水温度下降约7℃，向堆芯引入部分正反应性，一回路功率上升约1.3%。LCS介质排除氧器导致其压力由0.66MPa快速上涨，LCA26电阀共开7个脉冲，控制压力至0.73MPa后趋稳;停LCS泵的2min内，LCS泵出口流量先于LCS泵动力水流量下降，从而导致进入蒸汽发生器的给水减少约55kg/s，导致主给水调阀自动开大，四台主给水泵出口流量分别上涨17/15/15/17kg/s;主给水系统流量波动，导致凝结水系统产生相应波动，但最终趋于稳定。
2、停运高加
（1）提前闭锁高加液位高跳机保护，以防高加调阀卡涩;
（2）为防止停运高加过程中水质恶化，提前对疏水管线冲洗，同时将精处理系统转为“1”模式，确保净化流量;
（3）停运高加时，关注高加疏水调阀工作情况，避免曲线发散;脉冲关闭高加抽汽阀门，密切关注高加系统压差变化，保证疏水逐级自流;脉冲打开高加旁路阀至脱离关限位，冲洗管线10min，观察给水水质没有明顯的变化后，长脉冲开启高加旁路阀10S并观察2min，确认水质无异常后，再次操作直到高加旁路阀全开;在整个过程中，给水温度降低会向堆芯引入反应性，反应堆操纵员密切关注核功率变化，监视功率自动控制器工作正常，控制棒动作正常;
（4）停运高加瞬间影响：由于正常运行时高加旁路管线无介质流动、水温为厂房温度，高加旁路阀打开过程中，四台蒸汽发生器给水温度从约210℃分别下降至183℃/182℃/199℃/195℃，给水温度下降最大达到28℃，当高加旁路管线中冷水全部进入蒸汽发生器后，给水温度逐渐回升并至194℃/192℃/206℃/198℃并稳定;高加退出后，二回路汽水循环效率降低，在一回路功率保持95%的情况下，电功率下降约20MW;由于高加疏水由除氧器转凝汽器，为维持除氧器液位，这部分疏水流量需要通过凝泵送入除氧器，导致凝结水系统波动。
3、缓慢提升功率
高加退出后，一回路热功率约95%，除氧器压力维持0.73MPa，LCS51管线通流能力仍有较大裕量，值长决定缓慢提升机组功率，并要求机操密切关注LCS51调阀阀位以及LCS水箱液位变化。最终一回路缓慢升至99%功率，由于LCS泵停运以及高加退出，二回路汽水循环效率略有下降，电功率维持在1030MW左右。LCS51调阀开度约92%，除氧器压力上涨至0.75MPa。
4、隔离高加水侧并泄压
高加水侧降压是通过主控电动开启高加水侧电动疏水阀，现场开启一组高加水侧手动疏水阀90°，保证水侧降压速率不大于规程要求的0.5MPa/min，随着压力下降需逐步开大疏水阀，但由于该组阀门卡涩，高加水侧压力下降至1.1MPa后不再下降。值长紧急联系维修人员来将卡处理涩疏水阀，但处理好卡涩全开阀门后高加水侧压力依然无下降趋势，怀疑高加水侧边界阀门关闭不严，维修人员对高加水侧出入口电阀手动加关，同时现操再打开剩余手动疏水阀，高加水侧压力才最终下降至0.2MPa、介质温度下降至140℃。
由于高加水侧泄压疏水量大，导致常规岛疏水收集箱及设备冷却水系统温度上升，需要及时手动调节冷却水系统水温，防止常规岛其他设备参数偏离。本次排水过程中设备冷却水温由32.7℃上涨至40.6℃，疏水收集箱水温从36.1℃上涨至53.8℃。
四、经验总结
1、机组满功率运行，停运LCS泵，为防止除氧器超压提前降5%功率，同时将LCA26电阀打开4个脉冲使除氧器压力稍降，利于操纵员停运LCS系统后对除氧器压力的控制，LCA26电阀打开7个脉冲就能将除氧器压力维持在0.73MPa;
2、机组满功率运行时，主给水泵出口流量裕量小，停运LCS泵时，主给水泵出口流量会上涨，可能会导致主给水泵过载，蒸汽发生器给水调阀限流，引起蒸汽发生器液位大幅波动。根据此次经验，建议在停运LCS泵之前，通过降功率或提前启动辅助给水泵来保证每台主给水泵有20kg/s以上的流量裕量;
3、LCS51管线和调阀的通流能力能满足满功率时LCS水箱介质全部排往除氧器的需要;
4、凝结水波动时，若一级凝泵出口集管压力降到0.90MPa，建议手动启动第三台一级凝泵;
5、高加水侧泄压排水时关注泄压速度，关注常规岛疏水收集箱及设备冷却水系统温度;
6、操作高加水侧手动疏水阀可能卡涩，提前联系维修人员，节省泄压时间。