群堆运行下核电厂面临冷源风险的机组控制策略

摘要：海生物入侵，影响核电厂取水安全事件越来越频繁，不仅危及机组的安全稳定运行，还危及到电网的安全。原有的系统设计，仅靠循环水过滤系统（CFI）鼓网拦截无法满足机组的取水安全，需要将拦截阵地前移，进行前端防御，在CFI鼓网之前取水口增加拦截系统；当前机组的控制策略仅建立在CFI鼓网压差上，无法满足机组安全和电网安全，建立循环水监测和预过滤系统（CFS）拦截异常为输入条件的机组控制策略，从而实现机组逐一有序的后撤，避免发生跳机跳堆事件，确保三位一体的核安全。此外，建立拦截失效的底线思维的机组控制应对预案。

关键字：海生物入侵；前端防御；控制策略；应对预案

1. 背景

随着全球海洋环境的不断变化，海生物（如毛虾、水母、笔帽螺等）的爆发事件日益频繁，对核电厂的冷源系统构成严重威胁。海生物入侵威胁核电厂的取水安全，不仅存在跳机跳堆风险，还危及到最终冷源重要厂用水系统（SEC)的安全运行，并对电网的安全稳定运行造成威胁。近几年，国内多起滨海核电厂发生取水安全事件，仅建立以循环水过滤系统(CFI)鼓网压差异常为输入条件机组控制策略无法满足三位一体的核安全要求。外部监管要求：各电厂需确立更高工作目标，从被动应对向主动干预转变，不因取水问题导致被动停堆，杜绝多机组同时停运事件发生，确保核安全万无一失，对电网的影响降至最低。探讨海生物入侵的机组控制策略，构建纵深防御的机组控制策略预案，提高核电厂的冷源异常应对能力，保障核安全和电网安全。

2. 正文

2.1. 海生物入侵对电厂的影响

某核电厂六台机组循环冷却水系统共用一个取水口，主要分为两级拦截，前端取水口经循环水监测和预过滤系统(CFS)拦截过滤后流向六台机组的循环水过滤系统（CFI），经循环水过滤系统CFI鼓网过滤后向循环水系统（CRF）和重要厂用水系统（SEC）供水。海生物入侵，尤其是突破前端CFS系统拦截，对机组存在如下影响：

a. 影响机组的安全稳定运行：海生物入侵，导致CFI鼓网压差上涨，当鼓网压差达到H4（0.8m）报警值，触发CRF循环水泵跳闸，如果一列循环水泵跳闸，机组被迫快速降功率，如果两列循环水泵跳闸，机组跳机跳堆。

b. 影响电网的稳定运行：核电机组都是大功率机组，对于多机组共用取水口的电厂，海生物入侵导致多台机组短时间内跳机跳堆，影响的电网的电压和频率稳定性，甚至威胁到电网的安全稳定运行，存在电网甩负荷或者解列风险。

c. 影响电厂最终取水安全：海生物入侵，突破CFI鼓网，造成SEC系统热交换器堵塞风险，导致SEC系统的冷却能力下降，甚至丧失，影响机组的最终取水安全。

海生物爆发具有季节性，突发性和集中性，大量的海生物一旦突破前端CFS拦截系统，直接面对循环水过滤系统，多台机组存在被迫停机停堆、甚至存在触发自动跳机跳堆风险。传统机组控制策略依赖被动响应，存在两大缺陷： 1）预警滞后：鼓网压差参数触发时已接近系统阈值； 2）协同不足：多机组共用取水口场景下缺乏联动控制机制。需要将拦截防线前移，御敌于外，并建立多机组联动机制。

2.2. 海生物的前端防御

电厂取水口的近海建立监测和预警机制，发现大量海生物爆发，提前对电厂冷源小组机构发出预警，提前做出防御措施，提前布置临时拦截网，安排船只和打捞人员。建立海生物的前端拦截设施，泵站取水口前端布置多道拦截网，实现对入侵海生物的前端拦截，防止入侵的海生物威胁到鼔网和SEC的热交换器。前端拦截网的拦截率和清理打捞能力尤为重要，入侵的海生物一旦突破前端多道拦截网，或者拦截网拦截率下降，入侵的海生物直接作用于CFI鼔网，鼔网压差一旦上涨至H4报警定值，机组直接面临停机停堆风险。

为了实现御敌于外，除了泵站的CFI鼓网过滤外，取水口建立多道拦截网，每道拦截网配置拦截状态报警信号。某沿电厂建立了循环水监测和预过滤系统（CFS），具有多层拦截过滤、水下监视，拦截网状态报警功能，具体的拦截体系如下图一。CFS系统五道拦截网，前四道拦截网，每道网的孔径基本一致，均为4mm的兜网，第五道为安全拦截网，孔径为100mm，此外还有一些快速布防兜网。

图1：循环水监测和预过滤系统示意图

2.3. 海生物入侵的机组控制策略

某核电厂发生水母入侵事件，拦截网过载，主缆绳出现下沉，两道拦截网相继出现崩塌式失效，大量水母直接作用在CFI鼔网上，造成鼓网压差上涨，多台机组出现停机停堆。以CFI鼓网压差为输入条件的机组控制策略无法满足控制要求。为了确保机组安全稳定运行，确保电网安全和确保核安全，除了构建前端的预警、拦截、清理、打捞机制外，还需建立保守的机组控制策略预案的纵深防御体系，构建以CFS拦截异常为输入条件的机组控制策略预案，同时辅助CFI鼓网压差异常机组控制策略预案和SEC异常的机组控制策略预案，确保机组逐一有序后撤，保证核安全，保证电网安全和能源保供安全。

考虑到各电厂厂址实际冷源风险特征，以及冷源预拦截系统及外海状态作为机组控制干预输入的复杂性和不确定性，将机组控制策略分成两个层级的判断标准：

a. 主控室操纵员的判断准则。将比较明确的，有即时风险，需要操纵员毫不延迟执行的紧急状态参数作为机组判断标准，如：拦截网拉力值、CFI旋转滤网压差、SEC系统热交换器压差及流量等参数；

b. 冷源应急指挥部决策的判断准则。将需要综合判断的状态参数及风险状况等作为机组干预的标准，经过冷源应急指挥部分析和研判后通过操纵员执行的机组干预标准。

本文着重论述机组控制策略的第一层次，主控室操纵员判断准则的机组控制策略。根据电厂循环水冷却系统的流向，从外至内，三个层级探讨机组控制策略预案。

2.3.1. 海生物入侵造成CFS异常的前端机组控制策略

根据上述原则，以国内六台机组共用一个取水口的CPR1000机组为前提，建立机组控制运行策略预案，作为冷源预案纵深防御体系中最后手段，将以CFI鼔网压差为输入条件的机组控制策略进行外移，建立以CFS拦截网缆绳拉力计报警为输入条件的机组控制策略，并以CFI鼔网压差为输入条件的机组控制策略为补充，同时建立多机组联动机制，三维一体的机组控制策略，在电厂受到海生物入侵威胁时，逐一有序后撤，确保机组的取水安全，保证核安全、电网安全和能源保供安全。

根据压差与流量平方成正比关系，12台CRF循环水泵运行情况下，停运CRF循环水泵台数对CFS拦截网压差贡献如下表格1，停用四台CRF循环水泵，CFS拦截网的压差下降将近50%。停运CRF循环水泵降低流速，降低拦截网的拉力，减少对海生物的抽吸，即降低入侵海生物对CFI鼔网和机组的威胁，也为CFS拦截网的清理争取时间，防止拦截网出现崩塌式失效。

表1：CRF循环水泵运行台数和CFS拦截网压差关系表

基于海生物入侵的复杂性和不确定性，操纵员干预的标准遵循参数明确、不需要复杂的判断原则，同时又要考虑误报警对操纵员的影响。基于CFS拦截网的监控手段，如拉力计，声呐监控和水下摄像头监视，选择了拉力计报警作为机组控制策略的输入条件。CFS系统每道拦截网主绳设置合理的拉力计报警，表征拦截网拦截量，从轻到重，设置多级报警，制定以CFS拦截网拉力计为输入条件的机组控制策略（如图2），

考虑到CFS系统四道拦截网的孔径基本相同，同时为了避免因为浪涌和受力不均等因素影响导致的误报警，选择第一道拦截网的一级报警作为机组控制的输入条件。一旦出现海生物入侵威胁到第一道拦截网的安全，机组主动后撤停运一台CRF循环水泵，降低流速，防止第一道拦截网出现坍塌式失效，也给专业清理兜网争取时间。选择第一道拦截网作为停运CRF泵的机组控制策略输入条件，同时基于台风、雷暴等恶劣天气，无法进行海面作业考虑。

第二道拦截网和第三道拦截网出现拉力计二级及以上拉力报警，说明专业的网兜清理无法应对爆发的大量海生物入侵，或者第一道或者第二道拦截网已经被突破，机组主动逐一有序后撤,停运CRF泵的台数相应增加，以免大量的海生物突破四道拦截网，直接面对CFI鼓网，从而产生跳泵、停机、停堆信号。

第四道拦截网为四道拦截网最后一道拦截网，第四道拦截网一旦失效，大量的海生物直接作用于CFI鼓网，基于国内某电厂海生物入侵事件反馈，几分钟内，多台机组相继触发CFI鼓网压差高4报警而发生自动跳机跳堆，第四道拦截网触发拉力计一级报警，六台机组逐一有序后撤至热停堆状态，停运六台CRF循环水泵。

基于冷源异常的复杂性和不确定性，冷源指挥部掌握的信息比主控室操纵员更为全面，冷源指挥部在海生物入侵触发机组后撤报警之前，对取水口周围海洋海生物状态进行监测和预判，冷源指挥部决策提前进行预防性减载，停机、停堆，将机组置于安全状态。

图2 CFS前端拦截机组控制策略

2.3.2. 海生物入侵造成CFI鼓网压差异常的机组控制策略

除了前文所述的以CFS拉力参数为输入的机组控制策略外，循环水过滤系统CFI鼓网压差组合表作为单机组状态最直接、准确的判断依据，同时作为海生物入侵时，保证重要厂用水SEC系统安全的重要机组控制手段，避免机组发生自动停机和停堆事件发生。海生物入侵导致单机组鼓网压差出现异常后，按如下表要求控制机组，主动降功率后撤，停运CRF泵，保证SEC系统安全和电网安全。CFI鼓网压差异常的机组控制策略执行顺序优先于CFS拉力计异常报警的机组控制策略。

2.3.3. 海生物入侵造成SEC参数异常的机组控制策略

重用厂用水SEC系统最为电厂最终冷源，保证SEC系统功能是保证核安全的重中之重，海生物入侵期间，主控连续监视SEC泵运行情况，包括泵电流、压力、流量，制定SEC系统流量和热交换器突破技术规格书前的预报警，一旦SEC系统流量和热交换器压差达到制定的预报警，第一时间响应SEC系统参数异常的机组控制策略。增加SEC系统贝类捕集器反冲洗频度，必要时启动持续反冲洗模式。专业加强SEC系统的监视及SEC热交换器效率的评估，做好海生物捕集器的清理准备。

a. 若一列SEC运行异常，进行倒列切换，立即安排清理热交换器清理，尽快恢复SEC可用。SEC清理期间，若SEC运行参数出现异常，停运对应列的CRF泵。

b. 若鼓网压差H4保护报警而对于CRF循环水泵没有自动停运，立即手动停运CRF泵；

c. 当CFI鼓网后水位下降至危及SEC最低取水安全预报警时，执行机组减载操作，停运SEC运行对应列CRF循环水泵；当CFI鼓网后水位下降至危及SEC最低取水安全报警时，立即停运SEC运行对应列CRF泵，以保证SEC取水安全。

d. 当多机组出现SEC冷源异常（系统流量和热交换器压差达到制定的预报警）时，多机组联动主动后撤，停运对应的CRF泵，降低取水口的流速，减少对海生物的抽吸（如图3）。一旦SEC系统流量和热交换器压差突破技术规格书要求可用性要求时，执行技术规格书要求，按技术规格书要求将机组置于安全状态。

图3:多机组SEC异常机组控制策略

2.3.4. 多机组联动后撤控制策略

对于多机组共用一个取水渠的电厂，一旦海生物入侵，属于共模威胁，为了实现多机组联动有序的控制，建立多机组联动方案。硬件上，将CFS系统参数和各个机组的CFI鼓网参数建立统一的画面，便于多机组之间的信息共享，使当班值和冷源指挥部第一时间准确获得全面信息，第一时间做出快速的响应。多机组联动后撤原则如下：

a. 若多机组需要执行后撤操作，根据电厂定期发布的机组减载顺序表执行，或者根据电厂冷源指挥部决策执行；

b. 若需要多台机组后撤至热停堆状态：优先已减载至中间功率平台的机组，其余按 电厂定期发布的减载停机顺序表执行，或者按电厂冷源指挥部决策执行。

c. 若同一单元机组的两台同时后撤至模式3的热停堆，辅助给水系统除气塔（ASG001DZ）两机组共用，ASG001DZ无法同时满足两台机组补水需求，考虑将一台机组先后撤至RRA连接的模式 4，另一台机组置于标准热停堆状态，在模式3可根据机组状态选择主给水系统（ARE）或者辅助给水系统（ASG） 进行供水。

d. 后撤至余热导出系统（RRA ）连接的模式4的机组，综合考虑以下几个因素确定从热停堆状态后撤至RRA连接的模式4 的机组：

² 优先安排寿期末（硼浓度小于 200ppm）机组后撤（寿期末停堆后再启动困难）；

² 优先安排泵站进口处海生物威胁程度相对严重（如压差相对较大且持续时间长、现场实际海生物数量相对较多）的机组后撤（清理难度相对较大）；

² 优先安排辅助蒸汽生产系统（STR）不具备快速启动条件（如处于隔离检修状态）的机组后撤；优先安排在停机瞬态中产生影响重新启机的重大设备缺陷的机组后撤。

² 优先选择RRI/SEC系统设备无异常，不影响其可用性的机组后撤。

2.4. 常规岛冷源失去后的对机组控制影响及应对策略

CRP1000机组常规岛闭式冷却水系统（SRI）冷却水自于CRF循环水泵，冷源异常使CRF泵循环水泵全停，常规岛冷源全部失去。常规岛冷源失去，影响常规岛转动设备的持续运行，进而影响ARE供水。尤其是单元机组全部CRF循环水泵停运情况，ASG001DZ不具备同时向两台机组补水能力，如果机组转水至ASG供水，机组将无法维持在热停堆状态。如果两台机组同时执行向RRA冷却状态后撤，ASG的补水资源和REA硼酸资源将会受到严重的挑战，极端情况下，甚至存在无辅助蒸汽（SVA）可用局面，影响后续机组的启动。

2.4.1. 硼酸容量对单元机组后撤的影响分析

机组后撤至模式4和模式5所需硼酸估算如下（根据核电厂运行图册参数，冷停堆硼浓度数据粗略估算，具体硼化量以实际计算结果为准）：

机组由功率运行状态后撤至RRA连接冷却的状态（汽液两相，170℃，冷停堆最小硼浓度1800/1400/900ppm），寿期初/寿期中/寿期末，硼化和补偿收缩量所需的7350ppm硼酸分别约26/27/31m³。

机组继续后撤至90°C以下，灭汽腔所需硼水量和补偿降温收缩量，硼酸需求量更大，所需硼酸估算如下：灭汽腔时，稳压器液位以-4m计算，汽腔空间约32m³，170°C降温至90°C，收缩约22m³，寿期初/寿期中/寿期末所需增加7350ppm硼酸分别是13/10/7m³。

此两种模式，电厂技术要求书要求REA硼酸容量大于55m³。硼和水补给系统硼酸贮存箱（REA004BA）的有效容积为80m³，单个REA硼酸灌无法满足机组后撤至90°C以下，即使后撤至170°C的模式4也存在困难，如果两台机组同时后撤，面临硼酸资源不足困难更大。

2.4.2. 辅助给水ASG容量对单元机组后撤的影响分析

辅助给水系统贮水箱（ASG001BA） 有效容积为 1000m3。根据主给水管道破裂、失去厂外电源、失去主给水事故工况的分析，至少需要约 790m3水以使机组达到预热导出系统（RRA）可投入运行的状态。在一回路硼浓度≥COLR规定的冷停堆硼浓度的模式3 或要求蒸汽发生器可用的模式4，技术规格书要求ASG001BA 的水装量＞501m³。在无补水源的情况下，ASG001BA水装量（正常1000m³）无法满足机组按正常程序后撤至RRA 冷却状态。

2.4.3. 常规岛失去CRF冷源的应对策略

1吨20°C水加热至180°C的饱和蒸汽所需热量2.69×106kJ，根据1Kwh=3600000J关系，辅助蒸汽生产系统（STR）的产生为1吨蒸汽所需的热量是747千瓦时。ASG001DZ的用气量4.3吨，热停堆状态的堆芯余热和主泵热量（10MW）足以维持STR蒸汽生产所需热量。

图五

单元机组两台机组的CRF循环水泵因为海生物入侵出现全部停运情况下，常规岛失去冷源，主给水系统（ARE）供水将失去，但ASG供水无法支持两台机组正常后撤，需要尽快展开SRI的换水操作或者通过SEP反向冷却操作，控制SRI水温，确保常规岛所需转动设备冷却，如主给水泵运行和ASG除气塔运行，确保ARE供水可用和ASG制水功能可用。根据冷源入侵情况，制定机组逐一有序后撤方案。

维持一台机组在热停堆，由ARE供水，利用堆芯余热和主泵热量向本机组STR提供生产辅助蒸汽的热源，维持辅助蒸汽可用，以供ASG001DZ和三废使用。ARE供水的机组，利用电动主给水泵的电能和机组余热，维持主给水除氧器（ADG010DZ）除氧功能。为了避免凝汽器水温过高，停运CEX凝结水泵，通过ADG010DZ本体的除盐水系统（SER）补水阀给ADG010DZ的供水。期间密切监视蒸汽向大气排放管线GCTa调节阀开度，确保堆芯不过冷。维持一台机组在热停不但解决了ASG001BA水源问题，也规避了REA硼酸不足问题，另外，也解决机组再次启动三废用汽问题。

根据海生物入侵情况，评估SEC系统的状态，另一台机组切换至ASG供水向RRA冷却状态或者RRA可冷却状态后撤。

3. 结论

构建完善的循环水监测预警和拦截系统，根据CFS系统拦截预警信号，CFI鼓网压差预警信号，SEC流量和压差预警信号，编制纵深防御和多机组联动机制的机组控制策略预案，通过预防性停运CRF循环水泵和主动性停机停堆，可以显著降低海生物入侵对核电厂的影响，避免保护信号触发的跳机跳堆事件发生，确保核安全、电网安全、能源保供安全的“三位一体”安 全落实。

参考文献

[1]张博 核电厂应对海生物入侵冷源取水口机组控制策略，科技经济导刊，2019，27（07）

[2]沈佳宇 海生物爆发对核电厂冷源系统的影响及应对措施，中国设备工程，2020年13期

[3]董奇侠/曾军初 核电厂冷源异常控制研究 应用能源技术，2020年06期

[4]邵迪 渤海沿线核电厂拦污网拉力预警技术研究，自动化应用，2025年09期