汽机冲转过程中循环水泵跳闸故障分析

汽机冲转过程中循环水泵跳闸故障分析

摘要：循环水系统在电厂二回路运行中起着重要的作用，作为二回路的最终

热井，该系统通过两条带有联通管的管道向凝汽器提供冷却水，带走乏汽热量，

保证凝汽器一定的真空度以满足发电的需要。提供SEN 系统运行所需要的冷却水，带走常规岛设备运转产生的热量。

关键词：冲转；循环水泵；跳闸

汽轮机进行冲转时，机组核功率一般维持在12-14%，控制棒处于手动控制方式。汽机检修完成后，成功并网是检验检修质量的一个重要节点。在冲转并网过

程中如果突发一台循环水泵跳闸故障，将造成机组大的瞬态，影响冲转工作的顺

利进行。

一、汽轮机冲转时CRF002PO跳闸的原因

1、凝汽器钛管损坏。由于我厂安装时的问题，CRF002PO实际上是为凝汽器

A列水室供水，由于CRF002PO跳闸，使凝汽器A列丧失CRF冷却水。此时凝汽器

热阱的热量来源有两个：一个为汽机冲转时进入凝汽器的残余做功蒸汽；另一个

蒸汽旁路系统经喷淋减温后的水或者汽。虽然凝汽器汽侧相连，真空不至于迅速

恶化，仍能靠CVI抽真空来维持（可能会导致备用真空泵启动），但是此时相当

于反应堆产生的热量大部分都进入了没有冷却的凝汽器A列热阱，对凝汽器钛管

造成严重威胁。承受蒸汽或者高温水汽冲击的钛管，由于管壁厚度不够或不均匀，极易造成钛管胀接处损坏或破裂。钛管破裂后必须停机进行检修堵管处理，否则

继续运行一是会造成海水进入二回路，导致二回路水质恶化，对蒸汽发生器和二

回路设备造成苛性腐蚀，损坏设备，机组由于水质条件限制无法满功率运行甚至

停堆；二是会造成热交换效率下降。最终由于机组的停运检修会导致电厂的经济

效益受到影响。汽机旁路系统GCT-c的第一组阀（GCT121V V、GCT117V V、

GCT113VV）和第二组阀（GCT115VV、GCT119VV、GCT123VV）都是排放至凝汽器A 列。在冲转时，GCT-c的第一组阀部分开启以带出一回路的热量，此时经过喷淋

减温的旁路蒸汽进入丧失冷却水的凝汽器的A列。虽可通过关闭第一组蒸汽旁路

系统排放阀前的手动隔离阀来阻止蒸汽的排放，但此时GCT-c处于压力控制模式，第二组阀会自动开启，仍是排放到凝汽器A列，并没有解决对钛管的威胁。GCT-

c压力模式闭锁第三组阀的开启，所以此时凝汽器B列并不能接收旁路排放蒸汽。所以，此时只能通过降低反应堆功率，并将一回路的热量切换至大气排放系统GCT-a进行排放，以阻止对凝汽器和钛管的威胁。

2、辅助冷却水系统SEN泵气蚀导致常规岛闭式冷却水系统SRI失去冷却、

汽机轴承损坏，CRF002PO跳闸后，对应的辅助冷却水系统入口阀SEN002VC会自

动关闭。但是由于SEN002VC动作时间过长（大概2分钟左右），会导致SEN泵

入口大量积气，造成SEN泵出力不足，电流下降，甚至泵气蚀。此时机组冲转若

处于临界转速区附近，极有可能由于CRF002PO跳闸导致凝汽器A列真空环境恶化，汽轮机轴系受力不均，汽机由于轴承振动高或胀差大而跳闸。由于SEN泵出

力不足，会造成SRI水温升高，此时汽机惰转，润滑油得不到足够的冷却，轴承

温度上升，造成轴承损坏甚至烧毁的事故发生。

二、CRF 002PO跳闸后的事故

根据运行规程，每次启机冲转都要经过多次的挂闸打闸，规程PTGSE003 要

求汽机转速在400rpm及600r/min 时分别在主控室和就地做打闸实验。如果冲转

刚好到对应转速则应果断打闸停机，如果不在对应转速，考虑到机组处于低状态，主动打闸相当于多做了一次打闸实验，对机组的影响很小。这个时候保守决策，

应及时打闸停机。打闸后二回路操纵员确认主汽门、主调门、再热主汽门、再热

调门关闭，汽机转速开始下降，到对应转速后检查顶轴油泵、盘车正确投入。同

步确认CRF002PO 跳闸后相关系统自动动作正常，否则及时手动干预。为使蒸汽

旁排阀关闭，一回路操纵员插棒降功率，并由专人密切监视蒸发器水位等参数，

保持与一回路操纵员沟通，防止功率变化过程中水位异常导致停堆。将核功率降

至P10 以下，蒸发器排气切至排大气。这时二回路负荷有除氧器、汽机轴封、管

路散热损失、GCT 排大气等。主控操纵员通过调节控制棒棒位维持核功率在8%Pn，通过GCT-A 控制一回路平均温度。通知检修人员排查CRF002PO 跳泵原因。如果CRF002PO 检修时间较长，则将除氧器及汽机轴封供气切至辅助蒸汽供应，核功

率降2%Pn以下，蒸发器供水切至ASG，等待CRF002PO 重新启动后再升功率冲转。如果仅仅是虹吸破坏阀失气、失电误开导致CRF002PO 跳闸，故障处理简单，则

保持在8%Pn 功率平台，故障处理完成后，及时启泵，再次升功率冲转。

三、汽轮机冲转时CRF002PO跳闸后的运行

干预处理的总原则是保证机组状态稳定，确保设备的安全，避免风险发生。

根据规程将机组状态稳定后进行缺陷的处理。

1）CRF002PO跳闸后主控会出现CRF006AA（CRF002PO跳闸）报警，一名操纵

员根据报警卡AACRF001进行故障的判别和处理；二回路操纵员继续负责监视汽

轮机的运行情况和相关报警，关注低压缸排气温度等凝汽器相关参数；一回路操

纵员监视一回路相关参数无异常。

2）关注汽轮机是否由于轴承振动高或胀差大而自动跳闸（否则立即手动打闸），一回路操纵员迅速插棒，以降低反应堆功率，减少旁路蒸汽向凝汽器A列

的排放。同时降低到核功率10%FP P10（P7）以下，也是为了保证在处理事故的

过程中不会由于与P7相与的逻辑信号出现而导致停堆反应堆共有6个信号与P7

信号相与产生停堆信号。与此同时，二回路操纵员将大气排放阀GCT132/134VV

置于“L”方式，将定值调至当前压力值，并将GCT401RC定值缓慢上调至7.6MPa,由GCT-a带出堆芯热量。

3）按照GS3规程进行打闸后的操作，确认汽轮机交流润滑油泵GGR003PO和

高压密封备用油泵GGR010PO运行正常，顶轴油泵在相应转速正确投运，油温正常，汽机排汽口喷淋系统CAR喷淋阀正常开启，汽轮机惰转至“0”后迅速投入

盘车，停运汽机调节油系统GFR油泵。

4）CR F002PO跳闸后，根据报警卡进入ICR F001规程，检查CRF002PO跳闸

后的自动动作正确，安排常规岛人员迅速对SEN泵进行排气，保证SEN泵的正常

运行。若常规岛人力不足，可从其他岗位调派人手进行支援。若SEN泵已气蚀损坏，应密切关注SRI水温和汽轮机轴承温度及轴承回油温度，必要时对SRI进行

换水操作。若汽轮发电机组任何一轴承瓦块金属温度大于112℃，或轴承回油温

度大于82℃，需立即破坏真空。