岭澳核电站自主化调试与创新

岭澳核电站自主化调试与创新

郑东山,黄小桁，禹 阳，郑 华

（中广核工程有限公司，广东省深圳市大亚湾核电工地LA楼 518124）

THE SELF-RELIANCE AND INNOVATION ON THE START-UP AND COMMISSIONING

OF LING AO NUCLEAR POWER STATION

ZHENG Dong shang ,HUANG Xiao-heng，YU yang，ZHENG Hu

（China Nuclear Power Engineering Company LTD., Shenzhen 518124 Guangdong Prov.,China）

ABSTRACT: The purpose of nuclear power station start-up and commissioning is to perform overall adjustment and tests on systems and equipments after erections in order to ensure that each equipment and overall performance of the power station satisfy the design requirements and relevant operation rules.The successful practice of Ling’ao Nuclear Power Station (LANPS) is the first have bing self-reliance on overall management and implementation of start-up and commissioning of 1000 MW – class nuclear power station in China. The author summarized the experience and innovation results during start-up and commissiong of LANPS and paved a way for self-reliance start-up and commissioning of nuclear power station in our cuntry.

KEY WORDS: Nuclear Power Station，Commissioning，Self-reliance， Innovation

摘要：核电站调试过程是对核电站设计、设备制造和安装质量的一次全面检查。作为岭澳核电工程自主化管理重要组成部分， 岭澳核电站调试不仅实现了自主化管理，力求在管理中出效益，而且在调试技术方面进行了改进和创新，是我国掌握大型商用核电站工程和运营技术的成功实践，同时也为我国今后自主化建设百万千瓦以上系列的核电站积累了宝贵经验。本文着重描述岭澳核电站调试过程中的主要调试技术、经验和管理创新。 关键词：核电站；自主化；调试；创新

技术创新上都取得了实质性的突破。本文通过总结岭

澳核电站调试准备和调试工作，试图为我国今后的大型商用核电站的调试运行提供借鉴，并为我国核电自主化工程建设积累一些有用的经验。

2 调试自主化管理

2.1 概述

调试工作从其性质及任务上大致可分为三个阶段，即调试准备、单系统调试及联合调试阶段。后两个阶段也称为调试实施阶段。

从1997年10月开始调试队自主编制了“岭澳核电站调试启动手册”共计5卷99份管理程序，在自主化管理方面迈出了坚实的第一步。

调试准备实施过程的关键是抓重点以带全面、抓方法以保质量，抓关键以促效应。为落实上述准备措施，调试准备工作在组织机构、队伍建设、人员培训、技术跟踪、技术后援、人员上岗计划等多方面进行认真充分的前期策划和准备。调试准备工作自97年初开始筹备到99年7月15日首个单系统调试开始经历了两年半的时间。同时作为广东核电滚动发展的经验积累和今后调试准备工作的借鉴，岭澳核电调试队将大亚湾核电站(一核)调试经验教训及时反馈到岭澳核电站（二核）的调试准备和调试实施过程中，确保了高质量、按计划地完成两台机组的调试，实现了“二核比一核好”的目标。 在整个调试过程中，自主化核心内容就是：全面贯彻落实核电建设“安全第一、质量第一”的方针，以“五大控制”为中心，圆满完成调试任务；通过二核的调试实践，摸索出一条适合中国国情的核电调试管理模式，培养一批核电管理与技术人才，推动“核电建设自主化”进程；精心组织，认真调试，密切配合，实现与生产运行的平稳过渡；充分利用

1 引言

调试是核电站工程建设的最后阶段，岭澳核电站自主化调试与创新为岭澳核电站的提前投产作出了突出的贡献，主要体现在调试阶段工程建设进度、质量、技术、安全、投资等“五大”控制方面达到了世界先进水平，尤其是在一号机组临界后非预计停堆次数7次后（美国最好纪录6次），创造出二号机组临界后非预计停堆次数为零次的世界纪录。调试工作圆满地完成各系统设备试验，消除了设备隐患，确保了工程安全、质量和进度，同时在队伍建设、人才培养、

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国内技术力量，形成稳定的调试及生产运行技术后援体系为电站安全满发运行奠定坚实的基础。 2.2 建立调试培训和授权体系

培训工作是调试准备阶段中主要的准备工作之一。调试队在确定组织机构、人员岗位编制、岗位职责以及试验人员管理模式的基础上，制定了调试人员的培训大纲和培训实施办法。

调试授权的目的是确认调试试验人员除了懂得试验的基本知识和技能外，还必须了解试验或工作的危险性，而能在调试现场采取必要的安全保护措施，以确保本人和工作小组以及调试现场周围的人员和设备的安全。调试培训授权体系的建立为确保调试质量和设备、人员安全打下了良好基础，也为核电工程系列培训授权体系的建立提供了有益的经验。 2.3 建立调试技术支持体系 2.3.1 技术后援体系的形成

在调试过程往往会遇到一些技术上的难题，而需要通过分析、论证、计算或采取一定的措施予以解决。在借鉴以往经验的基础上，有必要在国内寻找一些相关的技术力量雄厚的单位，特别是与有良好合作关系的单位建立联系，或者通过签定协议或服务合同，使这种支持、服务和合作关系正规化、规范化。在调试准备阶段，调试队就与沈阳水泵厂，核工业第七研究设计院、西安热工研究院、中国核动力研究设计院、西北调试所、上海电站成套设备研究所等技术科研单位建立了密切的联系。 2.3.2 调试及移交管理信息系统开发与应用

“调试及移交管理信息系统”（Commissioning Handover Management Information System,即CHMIS）软件是基于岭澳核电站计算机网络系统和ORACLE网络数据库开发平台采用DEVELOPER/2000工具由调试队自行开发的。CHMIS的需求分析依据是调试启动手册（L-SUM）中的各有关管理程序。通过CHMIS，利用计算机可以准确及时地收集和统计从调试准备到完成试验并最后移交生产的全过程中产生的各种信息，从而对调试活动的实施进行动态跟踪，有助于控制和管理调试的进度和质量。

调试队从开始准备到调试结束，其间要从外部接纳大量的信息，任何这些信息的丢失或处理不及时都有可能影响调试的进度和质量控制。CHMIS的任务是记录跟踪和管理调试过程中产生的重要信息，通过计算机网络和分布式多用户数据库，基本上实现了CHMIS内的软件系统相互进行数据交换和共享，并利用计算机的唯一性检查、比较和定义，在功能上努力实现对重要文件或报告进度和质量的计算机预测和控制，使调试队管理决策层能及时准确地掌握工程和调试进展情况，为决策提供参考依据。因此，有必要对这些信息进行计算机集中管理，准确及时地提供这些信息是调试工作信息化管理的重要保证。同时在此基础上收集各方面有用的信息，积累经验，为电厂调试后的运行生产以及今后核电工程建设发挥作用。“调试及移交管理信息系统”的开发与应用是岭澳核电站调试管理自主化、规范化和信息化的集中体现。

2.3.3 调试技术和风险控制

(1) 移交控制技术

调试队接口办公室不仅负责调试队对生产部门的接口协调工作，也是工程部对生产部门的联系窗口。从设备安装状态结束报告（EESR）提出、隔离移交（TOB）开始调试到临时运行移交（TOTO）、临时维修移交（TOM），接口办公室起到了非常重要的作用。

在EESR的管理方面，接口办公室使用调试及移交管理信息系统进行了滚动式全过程管理。有力地推动了安装质量和进度，确保了调试进度按计划开展。

在隔离移交（TOB）管理过程中，调试技术控制主要体现在：保证移交隔离边界完整，即确实保证调试区域与安装区域安全分离，以保证安装、调试、运行的正常安全进行。在隔离移交过程中，协调处理、清除、复查遗留项的工作是TOB过程中的主要部分。1、2号机组完成TOB共计1032个。

由于在一些重大控制点释放之前，生产部门要求一些特定系统必须临时运行移交（TOTO）。调试队与生产部门特制订了TOTO移交计划，该计划对各控制点之前所要求的TOTO系统给予了特别说明，以确保要求的系统能在控制点释放之前签字移交。

系统设备安装结束后和TOB签字后，有一些系统需纳入正常维修管理，同时试验负责人也可以有更多时间准备和执行试验。影响临时维修移交（TOM）的重点是备品备件以及维修手册（EOMM）的完整性，还有现场的一些跑、冒、滴、漏处理以及一些设备故障也影响TOM的移交。调试后期，由于TOM移交进度要求，便将TOM移交同TOTO移交一同处理，取得较好效果。

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因此，在系统调试基本完成并具备初步连续运行条件后，移交控制技术达到了以下效果：

－ 生产部门有完善的运行管理制度，这可保障系统安全运行，日夜24小时有人监管可及时发现问题；

－ 试验负责人可以有时间关注下一步的试验及准备另一台机组的试验；

－ 生产人员及早介入系统运行，对今后的联调及机组稳定运行极为有利。

(2) 调试系统设备状态控制技术

由于系统调试运行时都备有一些闭锁或专用钥匙，当系统TOB以及TOTO和TOM时，应根据系统需要移交部分或全部钥匙给生产部门。为了保证钥匙顺利移交，不发生遗失现象，接口办公室建立了钥匙接收与移交管理系统。

在工作票管理方面，一部分是经接口办公室审查输机后提交给生产运行部门审批，由运行部门现场实施隔离、发票。这种票依照生产部门的管理程序来管理，方法完善，降低了调试工作风险。另一部分工作票由试验负责人负责，经过CHMIS计算机系统进行管理，工作票得到了很好地控制。

对临时控制变更（TCA）、临时装置变更（TSD）的管理，由接口办公室通过生产部门的计算机网络“隔离边界管理CBA系统”，按生产程序进行输机和定期处理。临时装置是为了使调试顺利进行并保护设备免受损坏而必须要临时安装在系统上的设备或接线。如：泵入口管线中的临时滤网；临时安装的排水管线及阀门；为了便于排水而长期使用的临时泵；为了便于调试而安装的临时通讯及数据采集网络等。

由于现场安装调试，不可避免地会有许多的设计变更，为了有效地控制EESR签字后的设计变更单（PECFUS），使现场实际系统状态与文件保持一致，由接口办公室通过“调试及移交管理信息系统”对设计修改进行全过程跟踪，有效保证了现场调试的安全进行，进一步完善了生产部门以设备管理为中心的基础。1、2号机组完成PECFUS共计4916个。

调试期间，系统设备会经常发生一些意想不到的问题，如：设备损坏、现场设计不合理、试验结果不合格等。调试队试验分析工程师分别负责跟踪管理核岛、常规岛、外围系统的问题，并每两周召开协调会议，与设计、供货商、调试等部门研究和推动意外事件单（UES）和设计变更申请（DCR）的处理过程，以确保调试的顺利进行。

(3) 调试风险分析控制机制的形成

为了在调试启动期间最大限度地降低人员受伤及设备损坏的风险，针对在系统调试和机组总体调试启动阶段的各项活动中的风险，调试队在分析调试活动各阶段的特点的基础上编制了规范化的风险分析流程，并编制了“调试队风险分析程序”。 在调试活动风险分析过程中，调试试验负责人根据风险分析程序中提供的风险分析单（Risk Analysis Sheet – RAS）的引导，在需要进行的每一项试验开始之前，进行调试风险分析和填写风险分析单。在试验票或工作票的申请与批准的过程中，调试活动风险分析单已经作为其中的一个部分，运行值人员将对其进行审查并作为风险防范措施的依据。调试过程中系统和设备都是第一次启动，本身就存在很多不确定因素，在总试期间有些试验是模拟事故工况进行的，对系统和设备都有影响，因此风险分析和防范必须做到位。在试验开始前，通过试验前交底会议的形式，试验负责人根据RAS单的内容，逐一地向运行人员介绍风险分析内容和应采取的防范措施。 调试风险分析控制管理的主要内容是：1）调试期间所有的试验票和工作票的申请都必须填写风险分析单；2）对于重大试验活动或有风险的现场工作，试验负责人或工作负责人除填写风险分析单外，在工作开始前，还要召集运行值，主控值班工程师（SSE）及相关人员进行交底碰头会，在会上，负责人要讲明试验或工作的步骤，试验或工作中存在的风险，风险出现时，要求运行值、主控SSE及相关人员应该采取的措施。待所有人员明白自己应该怎么做以后，才能开始试验或工作；3）重大试验活动的风险预想（比如BAS56/57，50%/100%PN平台下的各个瞬态试验等）。对于重大试验活动，试验负责人和运行值要做好充分的风险预想，试验失败会出现哪些情况，如何处理以确保机组不受或少受损害，运行值还应针对这些风险预想在模拟机上进行演练。 在实际操作中，特别是临界后，一些涉及二个及二个以上调试执行处的试验，其风险控制显得特别重要，哪怕是在系统控制和保护柜上一个最简单的操作、接线、发模拟信号等活动，也可能会带来意外跳机跳堆的风险。实践证明，建立完整的调试风险分析控制机制使岭澳核电站在总中国•海南 中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 419

体调试启动过程中，跳机跳堆次数与大亚湾核电站同期过程比较，有了大幅度的降低。1号机组临界后非计划跳堆7次，2号机组更达到非计划跳堆零次。 2.3.4 调试安全质量控制指标体系构成

为按期完成各工程里程碑和按计划实现和两台机顺利投产，经过调试队三年的的工作经验总结和长期思考，提出“调试工作全面创优指标”，包括6项安全指标，8项质量指标，3项进度指标。在一号机组临界后非预计停堆次数7次的情况下（国际水平6次），为实现调试自主化，并达到国际领先水平，针对2号机组增加了一项安全指标（临界后非预计停堆次数小于5次）。

这些创优指标在实施过程中，调试队建立了相关的指标跟踪、报告体系统即在”调试及移交管理信息系统”中建立了安全/质量/进度指标的跟踪模块。实现了调试工作的严格安全管理、层层质量把关，最大限度的降低了人员受伤和设备损坏的风险。建立了重大事件上报及经验反馈交流会制度；实行值班安全工程师的在线安全监督和一票否决权；实施了总体调试期间调试计划组周密的计划制定、24小时计划跟踪协调管理。

1、2号机组各指标统计结果

安全指标

代码 SI1 SI2 SI3 SI4 SI5 SI6 SI7

重大人身伤亡 工业安全事故次数 工业安全未遂事故 人因重大设备损坏事故 火灾事故次数 火灾未遂事故次数 临界后非预计停堆次数

内容

指标 0次 ＜5次/年 ＜50次/年 0次 0次 15次/年 ≤5次

目标 0 ＜3次/年 ＜30次/年

0 0 10次/年 ≤5次

年累计 0 0 0 0 0 0 （7）/（0）

质量指标

代码 QI1 QI2 QI3 QI4 QI5 QI6 QI7 QI8

CFA审查不合格率 调试四级进度计划出版率 发现违反调试程序的次数 人因引起的UES比率 TR审查不合格率

TOM、TOB、TOTO遗留项处理率 移交申请不合格率 TOTO申请时TR完成率

内容

指标 ＜6% ＞80% ＜3 ＜6% ＜10% ＞80% ＜40% ＞60%

目标 ＜3% ＞90% 0 ＜3% ＜5% ＞90% ＜20% ＞70%

实际比率 2.63% 79% 0 0 0 98.61% 0 71%

进度指标

代码 PI1 PI2 PI3

内容

与调试相关工程里程碑按期完成率 与调试相关工程控制点按期完成率

调试队月度目标完成率

指标 ＞95% ＞90% ＞90%

目标 100% ＞95% ＞95%

实际完成 100% 100% 100%

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2.4 调试进度计划控制体系 制定调试进度计划的目的就是在电站调试启动和系统功能分解的基础上对活动、试验作出的一系列时间计划。安排这些日期和工期有以下几个目的：1）确保人员和设备的安全，保证调试质量；按时完成电站的各个系统的单独调试和联合调试。2）更加有效地协调人力资源和物资、工具资源；使各种资源在需要时能充分地加以利用和分配。3）预测在不同阶段电站各个系统、设备间相互可用的先后级别；满足下游系统对上游系统严格的完工时间的约束。 根据工程部调试进度二级计划和调试大纲及试验程序，调试队编写了调试三级、四级进度计划，1、2号机组调试关键路径计划、TOTO计划、试验报告（TR）出版计划、周进度计划，这些计划基本上涵盖了现场调试活动的方方面面，对岭澳核电站调试进度控制起到了很好的指导作用。 调试进度计划（“调试一级进度计划”包含在工程进度总计划中）主要分为以下六个层次：

（1） 调试二级进度计划。

根据岭澳核电站安装合同的规定，以安装结束状态报告（EESR）签署日期为标志，电站系统或设备按相对的试验回路与调试范围、调试要求的先后时间与逻辑顺序逐步向调试队分块移交调试。在调试队的要求下0-1-9号机组分为549个（公用系统：194个，核岛：242个，常规岛：113个）试验回路；2号机组分为305个（公用系统：24个，核岛：179个，常规岛：102个）试验回路。为此，岭澳核电工程部编制了“安装结束状态报告签署日期计划”即“EESR-Date二级进度计划”和以电站主要系统为基本单元的“调试二级进度计划”，这两项计划为编制和实施三级、四级以致更详细的进度计划打下了一定的基础。

（2） 系统调试三级进度计划。

根据电站的系统功能和调试大纲的顺序要求和

逻辑关系，调试队组织各处编制了以系统试验程序为基本单元的“调试三级进度计划”，各系统开工日期均以EESR签署日期为初始点，逐步展开本系统的试验程序安排，与“EESR-Date二级进度计划”移交签字日期相互联系并保持一致。“调试三级进度计划”的编制首先考虑了各系统间的调试逻辑关系和相互依存、制约的前提条件，基本实现了调试计划控制的实用性、逻辑性和动态性。“调试三级进度

计划”的管理和控制由调试经理部负责。

（3） 系统调试四级进度计划。

该计划是根据“调试三级进度计划”，由各处试验负责人编写、执行的试验计划。主要用于单独一个系统或系统包的计划、检查、移交、准备（人员/文件/工具）、试验和生产、维修移交等调试过程中的重要活动并明确其相互关系。计划的基本结构是以单系统或多系统(联调阶段)或BOP包为基本单位，与“调试三级进度计划”相互联系并保持一致。

（4） 调试关键路径计划。

该计划主要针对核电站调试过程中的重大活动或联调目标而制定的关键路径计划分析，侧重点在于罗列出实现某一重大活动或目标的上下游条件，从而对先决条件和关键路径进行分析，达到动态控制的目的，确保重大调试活动和联调目标按期开始。“调试关键路径计划”共分为12个相对独立的调试项目，分项如下：循环水泵站系统试验、辅助蒸汽系统试验、500KV线路和电源切换试验、冷试前关键系统试验、三废处理系统试验、热试前关键系统试验、安全壳打压及密封性试验、常规岛盘车试验、常规岛冷凝器抽真空试验、常规岛给水系统试验、发电机辅助系统试验、装料前关键系统试验。“调试关键路径计划”的分析和控制由调试经理部直接负责。

（5） 调试周进度计划和调试三天滚动计

划。

“调试周进度计划”从1999年7月15单系统调试开始编制。每周四下午由调试经理部组织调试队各处和运行、维修等部门召开的周计划协调会，主要讨论和协调过去一周完成的试验和目前的调试进展以及下周的主要调试活动，包括了部分重要的运行和维修活动，“调试周进度计划”一直编制到机组装料的前一周，由三天滚动计划所替代。“调试三天滚动计划”分机组在装料前的日计划协调会议（DCM）上编制，会议由调试队主持每天下午召开。计划内容主要反映了调试、运行、维修等各部门的重要活动、工作进展和协调工作。

（6） 机组总体调试三级进度计划

总体调试三级进度计划是“调试三级进度计划”中一个比较特殊的重要内容。总体调试计划编制的主要依据是多系统联调程序（ENS）和运行前联调程序（DEM）程序以及相关的单系统调试、运行和定期试验等程序文件。以岭澳工程一级进度计划（里

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程碑计划）和二级进度计划为基础，综合考虑了工程现场施工二级、三级进度计划、子系统EESR安装交付目标进度计划以及大亚湾电站的同期调试进度计划之后编制的。该计划以核岛主系统冲洗（NCC）准备开始之日作为起始点，结束日期为机组完成性能试验（EPT），其时间跨度为16个月。之所以选择NCC的准备开始之日作为起始点，主要是出于从核岛多系统联合调试阶段向机组总试阶段过渡、从系统调试活动与安装活动的扩展、系统和设备试验范围的扩展及进度逻辑性方面的考虑。

机组总试阶段是指一回路冷态功能试验（CFT）开始之日直至运行试验结束（EPT），这段时间的跨度为14.5个月（1号机组原计划是从2001年4月30日开始至2002年7月15日结束，2号机原计划是从2001年12月30日至2003年3月15日结束）。机组总试阶段执行的试验包括：机组的反应堆主回路冷态功能试验、反应堆开盖冷态功能试验（CFTRVO）、安全壳打压试验、核蒸汽供应系统（NSSS）的热态功能试验（HFT）、反应堆装料、反应堆首次临界及核功率提升试验、汽轮发电机组的冲转及并网试验、机组瞬态试验，性能考核试验，以及与以下各阶段相应的各准备阶段。

编制机组总试三级进度计划就是以各总体功能试验阶段的机组状态为主线，即用压力、温度、功率来描述机组的调试启动的各阶段状态，并在以它们的曲线形成的试验计划平台下设置试验窗口来安排机组的试验和运行操作活动，从而使机组总试活动与机组状态紧密相连。由于机组总试期间的各总体功能试验准备阶段的准备工作（包括反应堆主回路冷态功能试验准备，反应堆开盖冷态功能试验准备，核主回路（NSSS）热态功能试验准备，反应堆装料试验准备和反应堆临界前试验准备）占据工程与调试关键路径，因此，这些总试准备阶段也是机组总试三级进度计划的组成部分。编制时还考虑了系统与设备的安装活动与调试活动之间的接口、子系统EESR安装交付目标进度计划、设备的役前检查计划、保温层安装计划、反应堆大盖开/扣盖活动计划和各总体功能试验开工的先决条件，以及各单系统调试三级进度计划等多种因素。

总之，调试进度计划的特点是依照核电站调试顺序和安全的要求，按层次建立主块、子块和系统调试的上下游接口点或条件，使管理人员能够较为准确地估计完成调试项目所需要的时间及资源数

量，为管理人员提前识别项目与资源的冲突，合理调配人力物力，判断预期目标提供了一个较为合理的决策依据。编制调试进度计划的主要收获是提出了分层、分块、多专业协作的编制原则，理清了思路。在计划编排方面，避免了过多过杂的接口关系，明了清晰，宏观控制与微观管理相结合，既符合安全要求又注重了现场的可操作性。编制人员详细研究、分析参考电站的所有调试资料和计划，在此基础上，以二核试验程序为最小单元进行系统的分块和组合。在这过程中，编制人员不仅学到了技术，也学到了管理。

3 电站核岛调试技术

百万千瓦级大型商用核电站核岛系统的调试活动，是一个十分繁杂庞大的系统工程。以岭澳核电1号机为例，其调试对象为三大部分：A.核岛冷却剂及其辅助和安全回路，约14个系统。B.核辅助及冷冻通风回路，约30个系统。C.核废物处理回路，约8个系统。在上述三大部分的单系统调试活动结束后，主要的调试活动是包括核冲洗（NCC），冷试（CFT），开盖冷试（CFTRVO），热试（HFT），装料准备（ENS24），预临界试验（PCT），等在内的一系列总体试验。除电气仪表各系统外，1、2号机组核岛各系统所涉及的调试程序就有891份。

从2000年7月20日，岭澳核电站1号机组核岛重要厂用水第1个子系统安装结束并中间移交调试开始，至2002年5月28日1号机组投入商业运行，历时仅22个月零8天，比原计划整整提前了48天。按从2001年3月19日该1号机组开盖冷试开始至2002年5月28日1号机投入商业运行计，总体试验周期为14个月零9天，比国外同类机组14个半月的平均调试周期略有缩短（注：国外一般惯例是开盖冷试在冷试之后进行）。

2001年11月3日，2号机完成核回路冲洗；2001年11月12日2号机主变倒送电试验完成；2001年11月29日完成2号机开盖冷试第一阶段试验；2002年1月6日2号机主回路水压冷试完成。2002年4月6日2号机安全壳强度密封性试验开始。2002年4月28日，2号机核岛主回路热试开始。2002年7月15日，2号机装料开始。2002年8月27日，2号机首次达临界。2002年9月14日，2号机实现首次并网。2002年11月20日，2号机性能试验结束。2002年11月21日，2号机完成全部调试试验，创造了机组从首次临界到调试结束无意外停堆的记

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录。2号机组于2003年1月8日投入商业运行，比原计划提前66天。

3.1 核岛单系统调试技术

对于核冷却剂回路和核辅助系统回路，调试的主要任务就是以主回路冷态功能试验（水压试验）为控制节点，按照各系统中间交工验收的具体时间及试验程序间的逻辑关系，在时间和空间上全方位交差实施调试活动，全力满足调试进度及控制节点要求的过程。自2000年7月20日1号机重要厂用水系统的第一个子系统进入调试阶段开始，历经7个月28天，其核岛冷却剂回路于2001年3月19日具备了核岛开盖冷试的条件。2号机组重要厂用水系统的第一个子系统进入调试阶段的时间是2001年4月19日，历经6个月27天，其核岛冷却剂回路于2001年11月14日亦具备了开盖冷试的条件。三废处理系统和通风系统在随后的热试和装料阶段的调试亦完成的及时满意，没有影响关键路径的活动。

核岛单系统调试调试活动采用了下列基本调试技术：

1）对于安装缺陷：虽然在EESR检查时，处理过一些安装缺陷，但是有些缺陷只有在调试过程中才能发现，对于这类问题的处理过程是：调试队向安装承包商发出附加工作通知（AWN），写明存在的缺陷及改正措施，安装承包商在接到通知后经技术准备，应立即到调试经理部申请工作票，开展消缺工作。

2）对于设计缺陷：调试队（SUT）通过发设计变更申请（DCR）请设计部门审查并给出最终解决方案。由于设计问题处理起来费时很长，现场通常的做法是：SUT通过分析给出临时解决方案，并通过TCA、TSD等途径在现场临时实施，使后续试验能够继续进行，若SUT不能给出临时解决方案，则分析该问题对后续试验的影响，催促设计部门尽快拿出解决方案。

3）对于设备缺陷或损坏：这是在调试过程中经常遇到的问题。造成设备损坏的原因一般有下述3种：A.设备本身就有问题，B.安装不当，C.调试人员操作不当等。调试队发现有设备损坏，立即在发出意外事件单（UES）的同时发出内部采购申请（IMRF），请采购部门联系供应商重新供货或修复设备。现场寻找备品备件的过程为：首先查阅是否有安装/调试备件（SE），再查阅是否有生产备件（SO），若都没有，再到一核仓库查阅是否有备件，必要时还可以考虑从同类机组上拆卸设备充当备件，以保证调试的进度。

4）试验程序本身缺陷：对于程序的缺陷TS一般在做试验程序准备（CFA）时应考虑修改，并经设计商批准。若在试验进行过程中发现程序错误，试验无法进行，TS应发试验澄清单（TCR）给设计商，指出

程序的错误及解决方法，请设计商确认批准。 3.2 电厂总体试验

对于百万千瓦级的核电机组而言，总体试验一般包括：核回路冲洗；冷态功能试验（主回路水压试验）；开盖冷态功能试验；安全壳密封试验；热态功能试验；装料准备；预临界试验；功率试验；性能试验。1号机组第一个总体试验：核回路冲洗2001年3月5日开始。1号机组最后一个总体试验：性能试验2002年5月11日结束。2号机组第一个总体试验：核回路冲洗2001年10月31日开始。2号机组最后一个总体试验：性能试验2002年12月12日结束。

岭澳核电站一号机从NCC起的联调逻辑在工程一级进度计划中为：核回路冲洗→冷态功能试验（主回路水压试验）→开盖冷态功能试验→安全壳密封试验→…性能试验。调试队参考法国EDF机组调试的经验，考虑到柴油发电机（1LHP）涡轮增压器轴断裂、中间传输轴断裂，导致1LHP／1LHQ不可用，以及500KV线路建设一再拖期等不利因素，经过周详的分析和反复论证，创造性地将一号机联调逻辑调整为：将冷态功能试验（主回路水压试验）调整至开盖冷态功能试验（CFTRVO）之后；开盖冷态功能试验划分线两个阶段；CFTRVOⅠ，主要做低高压安注（LHSI／HHSI）流量验证；CFTRVOⅡ，主要做厂用电源系统（BAS）试验。

这种调整的优点是：NCC结束工况与CFTRVOⅠ开始工况极为接近，大大减少CFTRVOⅠ系统在线工作量，节约调试工期，降低在线错位的风险。保证至少有一台柴油机（1LHQ）对冷态功能试验（CFT）可用，满足CFT供电要求，避免CFT受500KV线路不可用的影响，保证热态功能试验（HFT）以及装料（FLG）等重大工程里程碑按期实现。

电厂总体试验主要取得以下几个成果：

1）对各项活动所需时间的把握更准确。岭澳1号机基本上以大亚湾为参考，但相隔8年，有些技术和方法已经发生了很大的变化，比如控制棒驱动机构的步进试验，在大亚湾调试期间只能人工记录数据，需要6天时间，现在采用计算机记录，不到2天就可以完成，因此2号机的计划可以直接以1号机为参考；

2）对各项活动的条件、方法和逻辑关系的理解更清楚，因而可以进一步节省时间。这方面的例子有很多，往往在1号机上需要反复几次才能完成的试验，由于有了成功的经验，在2号机上可以一次完成。另外，机组控制系统的很多参数可以直接采用1号机的结果，避免了反复调整以及由此产生的意外；

3）对风险的控制更有效，减少了意外事件的发生，因而增加了计划的可控性。比如1号机从临

中国•海南 中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 423

界到50%功率试验期间共发生意外跳机跳堆5次，由于在后续的试验过程中采取了更严格的风险控制措施，从50%到满功率只发生2次意外停堆，而2号机从临界到50%功率试验期间未发生意外停堆事件；

4）通过优化试验安排，提前进行预防性维修等措施，可以大大缩短关键路径上的时间。比如1号机预临界试验期间因主变故障检修和重做TP PTR 20共增加11天，2号机将TP PTR 20安排在热试进行，并在热试后提前对主变进行检修，因此预临界试验的工期比1号机缩短13天。再比如1号机升功率期间多次因二回路水质恶化而影响试验甚至被迫停机，2号机提前对冷凝器钛管进行了探伤，因而在功率试验期间避免了水质的影响。 3.3 机组消缺处理方法

对于机组在调试启动中发现的缺陷项目，其检修工作过程的控制和与其对应的管理程序的开发和编制工作，对岭澳核电机组在总体调试中的系统与设备缺陷的检修工作的管理和实施提供了保证。该程序是实际消缺工作中遇到问题后，我们在管理过程中如何解决问题的经验反馈和总结，以使机组调试启动中消缺工作规范化，明确了消缺工作参与各方的组织、接口、协调、责任、风险控制、分工，为机组的多次消缺的顺利进行创造了条件。

— 辅助给水系统（ 2ASG）的消缺处理和验证过程

在调试过程中发现，用两台电动泵给蒸发器供

水，供水流量小于30m3

/h时，泵的入口管线出现异常振动且伴有较高噪音，调试队即发出异常事件单（UES），要求FRAMATOM公司（简称：FRA）就上述问题进行分析并提供处理方案。

经初步分析后认为，管道系统布置不合理可能是导致上述问题的主要因素，同时认为在入口管泵的最高点没有排气装置将加剧振动和噪声。调试队随即发出设计变更申请（DCR2ASG010），建议增加相应的排气装置。FRA确认并同意了该建议；在完成增加排气装置后，经测量，振动值下降了（由最大值110mm/s降为最大值80mm/s），噪声仍存在，未能根本解决该问题，后经FRA数次测量与诊断，以及苏州热工所和FRA专家的最后一次测量及分析，初步结论为：需改造该系统相关管线和支架。

后续行动是将该DCR已关闭，UES升至C版，分析及诊断仍在继续，作为临时方案，要求该泵禁止在危险流量下运行（即要求泵必须运行在出口流

量为30m3

/h以上）。跟踪UES的关闭情况，直至FRA

最终从根本上解决该问题为止。

— 反应堆水池和乏燃料水池冷却处理系统（2PTR）的消缺处理和验证过程

调试阶段未发现2PTR002PO泵轴承温度超标（限值为75℃），在通过临时监盘指令（TSI）交给运行后，发现连续运行3天后其温度达到90℃。

由于是新泵，按照经验需有较长时间的磨合期，需进一步监测温度的变化趋势，确定其最终的稳定温度。调试队重新对该泵进行了监测和记录，其温度稳定在78℃，超过试验程序规定的可接受值75℃，调试队发出UES－2485，要求FRA给出评价及处理方案。法方认为可能是油品型号不对所致，调试队与安装公司确认后，油品是与运行维护手册（EOMM）要求一致，但怀疑可能油品含有杂质，为寻求根本原因，还是更换了新油，在运行后待温度稳定时，测得其值仍超过限值，达到92℃。FRA又给出临时指令，可以在100℃以下连续运行，并由调试队连续监测及记录温度变化情况，温度稳定在82-83℃。

4 电站常规岛调试技术

4.1 常规岛首次核蒸汽冲转与并网

岭澳核电常规岛较之大亚湾核电站常规岛有一些改动，这些变化预示了在一定程度上岭澳核电常规岛汽机的调试和运行将与大亚湾核电站常规岛有所不同，特别是高压缸通流部分的改进对汽机是否能顺利通过冲转乃至升负荷过程将是一个严峻考验。为此，当初有关技术人员曾经讨论过是否采取在核岛热试期间使用主泵运行所产生的热量加热二回路蒸汽提前试冲转汽轮机以考验其设计、制造和安装性能。但考虑到调试进度，经过认真分析和研究，果断采取直接在核岛临界以后对汽轮机进行首次冲转。

从2001年3月5日常规岛开始汽机润滑油系统冲洗至2002年5月28日机组投入商业运行，1号机组常规岛主体调试共历时14个月23天，相继完成了各系统单体调试、凝汽器热态抽真空试验、汽轮机蒸汽旁路试验、常规岛给水系统冲洗试验、除氧器制水试验、给水泵性能试验、汽轮机启动手动调节试验、汽轮机启动自动调节、汽机超速、试验汽轮机动平衡试验、发电机励磁机试验等以及各种瞬态工况下的降负荷、停机及带厂用电试验和最后的性能考核试验。在机组整组启动过程中，据统计共进行了23次汽机冲转，总停机次数为22次，其中非计划停机10次，占总停机的45.5%，造成非计划停机的因素属设备设计方面的有4次，人因2

424 中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 中国•海南

次，水质问题2次，其他2次。其中设备设计因素中严重影响调试进度的一项是GRE软件故障复位后跳机。水质恶化也是造成非计划停机重要因素。通过对1号机组汽机冲转和整组启动试验，一方面验证了岭澳核电常规岛的设计性能和运行能力，另一方面也锻炼了调试队伍，积累了经验。 二核取消了启动锅炉临时冲转的试验窗口，而采纳直接引入核蒸汽完成汽机的机械试验，是并网发电里程碑按期完成的重要环节。由于精心准备、周密计划，调试队先后完成了：1）汽轮发电机组首次冲转及机械测试（汽轮发电机组首次启动方式为冷态启动、汽机调节系统控制器(MICROGOVERNOR)上位机手动设定目标台阶转速与升速率，发电机充额定氢压5bar.g）机械测试结束后停机记录转子惰走时间，转子静止状态下连接发电机与励磁机转轴部分联接，并进行微机调节器内部参数优化。2）汽轮发电机组应力模式自动升速及电气试验（该阶段汽轮发电机组在应力模式下自动启动，设定目标负荷3000rpm，设定升速率300rpm/min自动升速，由MICROGOVERNOR根据转子与汽缸温度场计算出应力阈度，自动控制升速速率，运行检查项目除轴系的振动测试外，重点检查微机调节器升速功能及应力控制性能。汽机空负荷试验结束后进行电气试验。3）汽轮发电机组并网试验（汽轮发电机组首次并网是岭澳1号机组联调进度中的重要里程碑，标志着机组具备了发电的能力，并网前完成发电机相序检查及假同期试验后，通过发电机出口断路器或500KV超高压开关的进行手、自动并网试验，带初负荷检查全厂设备的运行状况）。4）汽轮发电机组升负荷至满功率100%MCR（根据反应堆升功率情况，选择目标负荷及升负荷速率，各功率平台完成分系统调试项目；当负荷带至30%额定负荷时检查汽机疏水系统及加热器疏水阀联动逻辑；当负荷带至50%额定负荷前进行给水加热系统运行检查及汽侧冲洗；检查除氧器、高低加热器水位自动调节装置投运正常，动作正确）。 反应堆及汽机停运后进行全面消缺工作，包括高压主汽阀前临时滤网更换成永久滤网，汽水分离器(ＭＳＲ)与凝汽器内部清洁检查，给水流量试验孔板更换等。停机工作结束后反应堆再次临界与升功率，汽机启动至额定负荷至此转入机组商业运转。 4.2 联调阶段分系统主要试验实施窗口

常规岛联调程序（GTA TP）实施过程为各分系统提供了试验窗口，以保护系统调试有序地进行。各分系统调试程序中主要内容的试验窗口安排（见表3）。

表3 常规岛联调各系统试验窗口的安排

试验内容 程序 POWER:100% SPEED:3000 (rpm) 0% KEY DATA 发电机定冷水泄露试验 发电机铁芯监测仪的调试 测量回路泄漏电流 发电机氢气泄漏率试验 发电机氢压降低试验 主油泵切换试验与油压调整 真空系统泄漏试验 蒸汽转换器投入试验 发电机氢冷器隔离试验 励磁机空冷器隔离试验 汽机轴封系统自密封试验 MDFWP的自启动试验 MDFWP满出力与转速优化 转速曲线 负荷曲线 15% GTA51 试验窗口安排 GTA52 GTA53 GTA54 GTA55 50% 0 GSTT50 GRVT50 GRVT50 GRVT50 GRVT50 GGRGHE CVIT50 STRT50 GRHT50 GRHT50 CETT50 ATOT50 ATOT50 ▲首次冲转 ▲首次并网 ///// / / / / / / ////////中国•海南 中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 425

ATO系统控制阀门控制优化 ATO瞬态工况下的响应试验

ATOT50 ATOT50 ATOT50 ATOT51 SRIT50 APPT50 GSST50 GSST50

/

给水泵跳闸的Runback试验 高、低压加热器的隔离试验 SRI供水流量与性能试验 APP最大转速与出力试验 MSR一、二级加热器隔离试验 MSR阀门切换与控制性能

/ / ////////

/ /

4.3 汽轮发电机组调试启动先决条件确认

表4 汽轮发电机组启动前的检查项目清单

编号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33

确认汽轮发电机组安装结束，竣工报告经供货商审核通过 确证发电机与励磁机转轴电气连接已拆除 机组冷态参数已记录

试验仪器与工具准备齐全（听针、转速表、振动表及测温仪） 全厂通知机组启动及相应告示以提示风险 确证运行通道与试验区域清洁与畅通

确证电站火警探测与消防设施可用，油室、运转平台等另设必备消防器材 确证GRE/GSE蒸汽阀门特性试验结果符合制造厂要求 调节系统冲转前模拟升速试验合格，投入后无异常报警信号 汽机监测系统GME调校结束，KIT显示数据正确 汽轮发电机保护试验GSET11经验证合格 发变组保护GPA50调试结束

冲转前发电机励磁调节器试验GEXT11结束 集控室KSA无危及电站安全运行的报警显示 对集控室常规显示仪表最终确认

常规岛系统控制回路微动开关与保险在线检查完毕 确证定子冷却水系统投入运行，多普勒流量试验合格 发电机绝缘符合规范要求

工作许可，联调试验已批准执行且汽机冲转程序已生效 汽轮发电机组充氢至额定压力，SGZ储备充足CO2 汽轮机组盘车，真空建立小于120mbar 高压汽缸上下缸金属温差在正常范围内

汽机连续盘车四小时以上,转子晃动度小于0.04mm，高中低压转子偏心度正常 GGR与GFR油样化验符合规范要求

汽轮发电机辅助设备已按照运行规程启动，无制约主机安全启动的因素 SKH系统恢复至随时可供油至GGR主油箱状态,且备有充足的润滑油 汽机润滑油油位、油温与油压正常，单侧冷油器投入运行 汽机就地轴承回油温度指示正确且回油正常 检查与记录主控和KIT上汽机轴承金属温度正常 检查与记录主控和KIT上汽机轴振与轴承座振动正常 检查与记录汽缸整体膨胀与胀差数据显示正常 汽轮机组冲转前定期试验合格（GGR/CAR/GHE/GSE） 验证汽机置位后的就地与远方停机按钮动作可靠

检查项目

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汽机置位后GSE继电器柜内无掉牌

汽机首次冲转前与当值人员进行技术交底及风险分析 运转平台及集控室应控制人数及人员的进出，并保持通道畅通 中国•海南

37 汽机首次冲转人员已安排就位

38

汽机运转平台.油室与集控室建立必备的通讯设施

4.4 首次冲转实际调试进度与一核机组的对比

进行了岭澳实际调试计划与实际进度的对比后，我们再横向比较与一核大亚湾同型两台机组调试进度对比，如下图所示

大亚湾常规岛首次冲转试验方案与二核略有不同，一核采用了启动锅炉临时冲转以提前考核汽机本体机械性能，而二核取消了该试验方案，直接采用核蒸汽冲转，不仅仅节省了调试工期两天时间（仅仅冲转周期，不含临时设备的拆除工期），而且节省了临时冲转人力与物力资源。

大亚湾1号机组因核岛设备因素致使并网发电后升功率至50%Pn工期延长了一个多月时间，所以调试总工期相应延长，该阶段的工期对比无参考意义。

CI联调工期是以汽机首次冲转开始，GTAT55调试项目全部完成为终止时间计算。

4.5 常规岛重要设备故障验证及处理技术

（1）11号轴承温度高处理

2002年2月16日，当汽轮发电机组首次达3000rpm时，11号轴承温度上升至86°C，触发轴承温度高报警，报警值为85°C。当转速因励磁试验而升高到3180rpm时，11号轴承温度上升至88.5°C; 3月20日，当机组冲转到2210rpm时，11号轴承温度最高上升至98°C，超过跳机值95°C。2月19日前出现的轴承温度高，结合一核当时调试时出现该问题时处理的经验，分析认为问题的主要原因是11号轴承供油节流孔板孔径太小，导致分配到11号轴承的冷却油量太少。根据此原

因，2月19停机检修期间，将11号轴承供油节流孔板由φ12扩孔至φ16，再起机至3000rpm后，11号轴承温度降至80°C以下。

2002年3月20日再次出现温度高现象，且情况比2月19日处理前还严重。原因是由于3月14日至3月19日停机检修期间，对11号轴承瓦块不正确的修刮造成的。由于不正确的修刮，导致11号轴承下部2瓦块出现局部高点，瓦块与轴径的接触不再是均匀的面接触，而是只有局部的个别点接触，冲转时瓦块的高点处与轴径发生摩擦或油膜太薄，导致瓦块温度上升。处理办法是根据ALSTOM的要求将不合格的瓦块用备用瓦块代替。再起机后及以后的带满负荷运行过程中，最高温度为83°C（此时环境温度较高，滑油供油母管温度42°C），低于报警值。

（2）转速在约390rpm时机组10号轴承出现振动高报警处理

当机组冲转至390rpm左右时，机组10号轴承出现振动高报警，轴振0.130 - 0.140mm，当振动超过其报警值0.135mm时触发报警。此时其瓦振0.06mm，接近其报警值0.064mm。

在ALSTOM公司的有关设计资料中，并未说明390rpnm附近转速为临界转速，但根据一核调试时出现该问题的经验及振动测量分析结果说明，该转速为发电机的亚临界转速。故在该转速下出现振动高应是正常的。在冲转升速时注意不要在此转速下停留。

（3）8号轴承左侧轴振高处理

2002年2月17日机组第二次手动控制升速到3000rpm过程中，8号轴承左侧轴振数值出现大幅度波动，最大值为0.135mm，达到其0.135mm的报警值而触发振动高报警；最小值只有0.050mm。该轴承的瓦振及其右侧轴振没有异常变化，9号及7号轴承振动也没有异常变化。

根据9号、7号轴承振动情况及8号轴承其它振动探头的振动情况，在出现该现象时就分析断定该振动高信号为假信号。后经仪控人员停机检查证

中国•海南 中国科协2004年学术年会电力分会场暨中国电机工程学会2004年学术年会论文集 427

明是振动测量信号线松动所致，经处理后在整个调试期间没有再出现该问题。

（4）顶轴油泵、盘车在250rpm时不能正常投运

按照设计逻辑要求，顶轴油泵、盘车应在机组转速降至小于250rpm时应自动投入运行，并最终使转子稳定的37rpm的盘车转速。而在调试过程中，顶轴油泵、盘车多次不在250rpm左右投入运行，主要问题如下：

·顶轴油泵及盘车自启停逻辑中转速信号设定值与设计偏差大；

·顶轴油泵、盘车投入瞬间，还出现频繁起停现象，并因此导致盘车马达开关保险烧熔及触点损坏、顶轴油泵开关触点烧熔现象；

·曾出现顶轴油压力低报警，但备用泵不联动。 关于顶轴油泵、盘车在机组转速降至高于250rpm时自动投入运行及出现频繁起停现象，经分析认为其主要原因是由于转速测量探头安装间隙过大，在冲转时，由于转子与轴瓦相对位置的变化，测速齿与探头之间间隙瞬间出现超出探头测量极限，导致探头有时探测不到转速，此时控制系统误认为转速低于顶轴油泵及盘车启动转速而发出启动顶轴油及盘车指令，而当探头又重新探测到转速且高于顶轴油泵及盘车停运转速时，又发出停顶轴油泵及盘车指令，如此来回反复，导致顶轴油泵、盘车在高于250rpm时投入且频繁起停。根据此原因，将测速探头安装间隙进行了调整。

关于顶轴油泵、盘车远低于250rpm投入运行只在首次冲转时出现过一次。在以后的运行中加强监视，出现该现象时再进行检查处理。

出现顶轴油压低报警，且备用泵未联动。导致该问题的原因有两个：一是顶轴油泵逻辑问题，导致顶轴油压低时，备用泵不能联动。二是相应压力开关复位定值超出单台顶轴滑油泵运行时的最大油压值，只有两台泵同时运行时，才能使其复位。第一个原因处理是修改了逻辑。第二个原因需要更换压力开关。

（5）二回路水质多次恶化的处理 2002年3月2日，负荷为125MW，核功率15%Pn时，第一次出现电导率超标现象（蒸发器电导率超过7µs/cm），于是根据规定机组降负荷，并投入凝结水处理系统，水质合格后重新开始升负荷。此后，至4月12日，又多次出现二回路水质恶化现象（蒸发器电导率超过7µs/cm，钠含量最高超过300μ

g/l），并因此导致多次反复升降负荷，直至4月12日才分析出是冷凝器钛管漏海水。

化学取样系统中专门配有一套凝结水取样系统，用来在运行中监视凝结水水质情况，一旦冷凝器出现泄漏，就可以通过凝结水取样系统及时检测出。但由于该取样系统存在取不到样的缺陷（其真正原因是在联调结束后停机小修时才发现的），导致在整个联合调试期间该系统不可用，失去了凝结水水质监视的功能，使冷凝器泄漏的缺陷没有能够及时被发现及确定。另一个误导水质恶化原因分析的因素是凝结水处理系统上下游的水质检测化学取样管接反（即示意图13中取样管1接表2，取样管2接表1），根据这两个表的结果，将处理后水质合格误认为冷凝器凝结水水质合格，由此判断冷凝器不泄漏，从而影响调试及运行人员对事故正确的判断和处理。

后经反复检查和试验，最终确认冷凝器泄漏，4月12日机组停机进行冷凝器查漏。首先采用了常规的蜡烛查漏方式进行检查，但没有发现漏点。于是采用了氦气查漏的方式再次进行检查，最终于4月14日查到冷凝器B列一根钛管漏，位置为B列入口水室看第8排（从上往下数）的第1根（从左往右数）。

处理方式是将泄漏钛管两端堵死。经处理后，在凝结水处理系统运行的情况下，机组负荷可以顺利的带到100%功率而未再出现蒸发器水质超标现象。

商运前停机小修期间，对有可能出现问题的冷凝器钛管再次进行了涡流检查，发现有60根钛管存在不同程度的缺陷，其中10根有可能泄漏，将可能漏的10根钛管做了堵管处理。再起机带满负荷运行证明，凝结水质进一步得到改善，且凝结水处理系统在机组正常运行时不再需要运行。

（6）11号轴承轴振偏高的处理

当机组冲转至3000rpm时，机组11号轴承左侧轴振最高值达108mm，虽小于报警定值0.135mm，但超过合同规定的验收标准，即负荷小于50%时验收值为0.080mm。

11号轴承左侧轴振高是由于转子动平衡度不够引起，经与ALSTOM讨论确定后,在西安热工所振动专家在现场的指导下，分别进行了两次动平衡处理。

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2002年5月11日进行了第一次动平衡，在励磁机11瓦侧风扇环平衡槽加重139g/80°，在12瓦侧风扇环平衡槽加重139g/260°。在随后的机组运行中11号轴承轴振明显改善，空载3000r/min工况下11号轴承左侧轴振由加重前的振动由108μm左右降至70μm左右。

为进一步降低11号轴承左侧轴振，利用机组停机消缺机会对平衡重量做适当调整。具体方案为将原加重量调整为：励磁机11瓦侧风扇环200g/110°，励磁机12瓦侧风扇环200g/290°。现场实际加重励磁机11瓦侧风扇环200g/107°，励磁机12瓦侧风扇环200g/290°。

处理后，11号轴承左侧轴振得到很大改善,在小于50%负荷时振动最大值为0.058mm，小于0.080mm的合同验收值；在满功率稳定运行时其振动值只有0.038mm,远小于0.070mm的合同验收标准。

（7）高压缸负胀差高处理

2002年3月5日当1号机组首次升负荷至164MW后，高压缸负胀差达到-1.92mm，超过了ALSTOM最初给出的报警值1.90mm，此后随负荷的升高负胀差值越来越大，在满功率时其最大值为-3.30mm，大于ALSTOM最初规定的跳机值-2.2mm。 出现负胀差原因与核电机组特点有关（一般常规电厂为正胀差）。一是主汽参数低，压力只有约65bar，属中压机组，对汽缸的强度要求相对比较低，汽缸壁厚就相对比较薄。二是单台机组功率大，由此导致转子设计尺寸相对较大。这样在启动时机组汽缸膨胀比转子膨胀快，出现负胀差。隔板套进汽侧轴向前伸尺寸相对较大，使汽缸温度高于同一位置的转子温度的尺寸较长，这样在稳定运行时机组汽缸膨胀量比转子膨胀量大，出现负胀差。 由于一核机组存在同样的问题，因此在冲转之前ALSTOM结合一核的经验给出了新的负胀差定值，即报警值为-2.1mm，跳机值为-2.5mm。为了满足升负荷调试的需要，ALSTOM经过详细计算后，在保证机组安全的情况下，最终给出的报警定值为3.3mm，跳机值为3.6mm。机组在新的定值标准下提升负荷至满功率。

负胀差的最终处理是在商运前停机小修期间进行的。小修期间将高压缸向发电机方向移动1.6MM，与最终安装数据记录比较实际只推移了1mm，而0.6mm是补偿在推缸之前复查时发现数据

与安装最终安装数据不符，即高压缸实际位置比最终安装数据向机头方向偏移了0.6mm。推缸后胀差定值修改如下表。并根据新定值修改了汽机控制系统的控制定值。

5 电气仪表调试技术

5.1 一号机冷试电源方案论证和实施

由于500KV线路的施工进度以及柴油机供货质量问题的解决进度不能满足工程进度的要求。核岛冷试期间，特别是反应堆带压力试验运行期间，为了防止一回路因失去电源而产生压力瞬态，必须确保两路独立电源，而且要求两路电源同时失去的风险概率要满足核电站运行技术规范的要求。此外，500KV线路不可用造成核岛主泵的供电电源仅能由220KV辅助电源供电，而220KV辅助电源的供电容量不能实现三台主泵同时运行的联合动态排气。针对上述两个难题，工程部要求调试队牵头攻关。经过反复论证，利用岭澳有两列220KV外电源的有利条件，调试队制定了辅助电源系统分为A、B两列相互独立的外电源，而B列柴油机作为一列厂内电源的冷试电源组态方案，该组态的同时失电风险概率满足了核电站运行技术规范的要求。为确保万无一失，岭澳核电调试队还在直流不间断电源运行组态的选择上进行了大量的研究、论证，使之比正常运行组态更可靠。对于辅助电源容量不足以同时运行三台主泵的问题，则通过安排间歇式联合排气的方法解决。1号机的冷试证明了上述方案是行之有效的。

5.2 安全壳整体密封性试验

安全壳整体密封性试验是对核岛土建工程的最终考核试验。它具有参与部门及人员众多、接口繁杂、协调难度大、技术要求高，有人员伤亡及重大设备损坏风险等特点。为确保试验成功，精心准备了《安全壳试验导则》，其中包括所有规范化的准备工作单、执行工作单、停工待检单、状态移交单，使各项活动都能安全有序、受控地进行。另根据状态设置程序编制了详细的系统设备状态设置单及临时设施清单，并且针对试验期间火灾风险及伤亡风险专门编写了火灾消防运行指令和在1BAR压力下人员进入安全壳内的应急安全措施，高效有序地完成了这一重大试验。在2号机试验时，根据大亚湾地理环境湿度高的特点，增加了一台100％全流量干燥器、降低了充压空气湿度，缩短了各平台关键路径的时间。最终试验结果优良，实现了无

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人员伤亡，无重大设备损坏，以理论工期完成该试验的目标。

5.3 全厂电源联锁试验

全厂电源联锁试验（BAS/COC）包括电源保护及联锁试验以及失电状态下的设备保护及联锁试验，是对电站安全功能的总体验证之一，几乎涉及电站系统的所有设备，是一项风险高，异常艰难复杂的试验。鉴于该项试验的特殊性，岭澳核电调试队自2001年初即成立了以有经验的外方负责人为技术负责人的准备组对该项试验进行了详细的准备。准备内容包括试验规程的审查、修改、所涉及系统的设置、试验前设置、试验中检查、试验后恢复的操作单。其中仅开盖冷试二阶段的BAS53／55试验的操作单就有333个。

BAS和COC试验执行风险最大阶段是热试期间的试验，调试队成立了包括运行工程师在内的试验准备和协调小组，通过对机组状态和试验过程的详细分细找出风险并制定相应的预防措施，然后对试验值的运行人员和试验人员进行专门培训以及预先上模拟机进行培训等方法来确保试验万无一失。在执行10％PN台阶的全厂电源系统切换试验前，试验小组和相应的运行值在模拟机上进行了三次预演。BAS／COC试验的成功执行是充分而有效准备的结果。

5.4 机组性能及考核试验

机组并网后就进入了约三个月的物理启动、控制系统调整、瞬态试验以及性能试验阶段。为了满足电网调试要求，树立可行、稳定运行的机组形象，向电网输送高质量的电力，在调节系统的整定中岭澳核电调试队充分吸取大亚湾两台机组调试运行的经验，争取一次整定到位；在瞬态试验阶段，对试验条件、试验步骤和试验风险进行详尽的分析，争取试验的一次成功；在性能考核试验前对试验进行长期的分析和准备工作，力求在确保试验成功的前提下避免机组的状态转换。例如，按FRA／ALSTOM的试验程序给水流量孔板在试验期间要使用236MM的试验孔板，而机组正常运行使用的是270MM孔板，这样，在性能考核前后各需近一个星期的停机时间窗口更换孔板。为了缩短关键路径，经过反复分析、论证可在性能试验中采用正常运行尺寸孔板，试验结果证明该决定是正确的。

5.5 发电机联调阶段的电气试验

1、2号机发电机联调试验都取得了一次通过、未发生任何重大设备及人员损伤事故的好成绩，很重要的一个原因是试验前调试队对一核发电机联调期间采取的一些好的方法及发生的问题进行了认真分析与总结并反馈到每一个试验步骤中。主要的反馈内容包括；1） 由中方富有发电机整套启动调试经验及权威的人员担任总指挥，这样便于协调指挥运行操作员、电网调度员，试验组成员执行试验。2） 针对ALSTOM联调试验期间执行的程序均为单项试验程序，不连贯、无先后逻辑顺序这一问题，编制了较为清晰的整套启动试验流程图，将全部试验有序、合理的串在一起。3） 岭澳核电站发电机短路试验短路点设在发电机出线端，一核设在主变高压侧。针对这一不同点调试队制定了一系列特殊的试验方案，包括发电机出线端短路排要承受大的短路电流，因此增加了冷却水及风扇等强制冷却设备，同时还在短路排上安装20个温度探头连续监测短路排各部位温升情况；改造发电机差动保护CT回路，使得短路试验期间发电机差动保护可以正常工作。4） 发电机同期并网前的假并试验，包括通过主变倒送电进行负荷开关两侧的PT一、二次核相；模拟同期并列开关合闸，测量合闸提前角与同步区域。5） 一核首次并网时由于逆功率保护延时不够，并网后主汽门打开速度跟不上，造成逆功率保护动作跳发电机。为此在岭澳核电站发电机首次并网前，临时将发电机逆功率保护延时定值调至30秒，在验证了主汽门打开时间后再恢复至原定值。

5.6 典型事件的分析及处理技术 (1) 柴油发电机调试中发现的部件损坏分析及处理

2001年3月20日，柴油发电机1LHP开始性能考核试验。2002年3月25日凌晨1时18分，柴油发电机处于满功率运行状态，突然负荷甩到3800KW，同时试验人员听到声音异常，立即进行手动减载，发现无响应，即刻紧急停运发电机。对相应部件进行解体检查发现：1LHP002MO的涡轮增压机驱动侧（涡轮机侧）轴断裂、外壳破裂，空气／水冷却器801RF有水漏出，紧靠冷却器的两个汽缸进水。2001年4月17日，处理涡轮增压机损坏事件的修复工作完成后，进行“磨合”试验。10时51分，柴油发电机输出功率为4800KV，出现超速信号跳闸，同时伴有噪音，试验中止。初步检查发现：中间齿轮轴断裂，部分齿轮的齿损坏。经过分

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析有以下几个原因：

— 涡轮增压机损坏经过制造厂分析，部件材料成分、金属结构和材料性能没发现任何问题，对涡轮机排气壳体进行的水压试验发现，排气壳体水套有贯穿性裂纹。进一步的检查证实，该贯穿性裂纹是由于水套排气侧表面的铸造缺陷（针眼）所引起。此裂纹导致冷却水进入排气腔，并且接触到涡轮机、涡轮机进气侧壳体、涡轮机侧推力轴承以及涡轮机侧主轴，从而有可能：1）造成推力轴承润滑油膜破坏。2）对转子产生不平衡力，导致轴颈和推力轴承轴向和径向过载。3）导致部分部件变形，影响涡轮增压机热端的间隙和定位。

— 中间齿轮轴断裂后将断轴返回制造厂分析，对材料成分、金属结构和材料性能进行的分析发现，材料成分符合规范要求，但断裂处金属组织中存在游离铁素体，拉伸强度低于规范要求。进一步的分析证实，断轴是由于高周疲劳，是转角处硬度低、高频淬火深度深、转角处表面加工粗糙各方面因素造成的后果，而这些问题的原因为制造顺序和制造工艺的改变。同时，对中间齿轮轴受力情况进行了计算分析，发现远远低于屈服极限，但不能排除瞬时突然过载的可能性。疲劳试验也证明了这一点。

事件发生后，根据技术人员的分析和专家建议，要求供货商进行深入的分析并与大亚湾柴油发电机同样部件进行比较对照。对于部件的制造，业主要求供货商提交新的制造规范，并按照制造规范重新进行了工艺评定，评定报告提交给业主审查。对于现场的修复工作，业主要求供货商提交了更换部件清单、进度安排和质量文件包，审查认可后开始现场的修复工作。修复完成后，根据讨论确定的方法进行考核试验，经调试验证合格。

(2) 一号机降压变A瓦斯保护误动分析及处理 一号机降压变A在运行期间曾三次发生瓦斯保护误动跳高压侧电源开关事件，通过反复跟踪、检查，最终发现误动的原因为瓦斯继电器无法躲过冷却油泵启、停过程中产生的油流涌动。为此在冷却油泵控制回路中增加了一套SMC—2型软启、软停装置，并将原定值为1.0m/s的瓦斯继电器更换为2.0m/s的瓦斯继电器。改造后经冷态与热态条件下的冷却油泵启、停及断电试验，未发生瓦斯继电器油流涌动现象。

(3) 一号机发电机逆功率保护误动分析及处理 在一号机首次并网30秒后，发电机逆功率保护动作跳开发电机。经检查发现发电机实际发出的为正向功率，逆功率保护为误动。其原因是由于逆功率保护CT二次回路设计错误，极性端定义错误造成CT极性接反。

(4) 一号机发电机失灵保护误动分析及处理

在进行发电机差动保护试验时，按试验程序要求只退出差动保护出口。当模拟发电机区内故障差动保护动作时，触发发电机出口断路器失灵保护动作跳开主变高压侧断路器。经检查跳闸逻辑，发现当发电机差动保护动作经延时若未跳开发电机出口断路器，则将启动失灵保护出口。在试验程序中只要求退出差功保护出口而未要求退出失灵保护出口，这是造成失灵保护误动的根本原因。 (5) 一号机主变A相乙炔超标分析及处理

经检查为有载调压开关仓与变压器主油箱之间“0”型密封圈在安装期间因从定位槽中滑出，在结合面坚固力作用下造成断裂，有载调压仓内含乙炔的油（分接开关已带负荷操作过）溢至主油箱，造成主变油中出现乙炔含量。经与变压器制造厂讨论，此问题有可能为共模问题，经检查其余两相及#2主变三相变压器发现确实存在同样问题，全部更换已断裂的“0”型密封圈,问题解决。 (6) 降压变A总烃超标分析及处理

1、2号机降变A在带负荷运行一段时间后，取油样进行色谱分析，均出现总烃超标现象（大于150ppm, 在160-180ppm之间）。经分析基本可以判断为变压器内部裸金低温过热所致，现通过改变油冷却系统运行方式，即调整冷却系统油温返回定值由65℃降至40℃以延长冷却系统运行时间，起到加强冷却效果。在改变油温返回定值后，变压器油的总烃含量已趋于稳定。

(7) 二号机降压变A瓦斯保护误动分析及处理

2002年12月7日，#2机一号循环水泵在启动过程中因马达两相接地短路，循环水泵马达差动保护动作跳开循环水泵。同时，循环水泵马达上游电源降压变A瓦斯保护动作跳开主变高压侧断路器，厂用电源自动切至辅变供电。经分析及验证试验，初步判断为在降压变A区外发生短路故障时，由于瓦斯继电器油管的固定支架设计不合理，短路电流产生的电力使得油管产生强烈振动，引起瓦斯继电器误动。现已用一核备用变压器上的瓦斯继电器（定值高于原继电器，且型号不同）更换误动的继

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电器。更换瓦斯继电器后进行振动试验，未再发生误动现象。 6 结束语

岭澳核电站调试队在设计、制造、安装良好的基础上，采取了优化方案、周密计划、精心组织、积极协调、规范操作，对发现问题准确定性、及时处理等积极措施，成功地消除了设备隐患,为岭澳核电站工程的成功建设做出了卓越贡献。在调试阶段，工程建设的“技术、质量、安全、进度、投资”等五大控制方面达到了较高水平，尤其创造出二号机组临界后非计划停堆次数为零次的核电站调试世界最好纪录。岭澳核电站自主化调试与创新所取得的成功实践与成果为岭澳核电站投产后两台机组的连续安全稳定运行做出了直接的贡献，也为我

国百万千瓦级核电站自主调试闯出一条成功之路，为我国核电自主化工程建设积累了宝贵的经验。

参考文献

[1] 《岭澳核电工程实践与创新》调试启动卷（I）（II）原子能出版社

2003 作者简介：

黄小桁 （1962－ ）广东揭西人，正研究员级高级工程师，华中科技大学在职博士生，1984年毕业于中国电力科学研究院研究生院电力系统及其自动化专业，现从事核电工程项目管理工作。

禹 阳（1959－ ）四川省南充人，高级工程师，现从事核电工程项目调试管理工作。

郑 华（1962－ ）广东中山人，副译审，现从事核电工程项目调试管理工作。