运行技术不同点培训

1、防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训本训标准为防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点专项培，以岭澳核电站二期 CPR1000 压水堆机组为参考电站，重点描述防城港核电厂 1、2 号机组在岭澳核电站二期的基础上实施的技术改进及其对机组运行的影响。本共六章，第一到第四章是防城港核电厂 1、2 号机组对比参考电站岭澳核电站二期的技术改进，分为专项技术改进、核岛、常规岛和电气1、2 号机组 SOP、DCS、KSN 第六章为 PF 改进项。此四个板块；第五章对防城港核电厂和总体程序的改变做了总体介绍； 囊括了对比大亚湾核电站、岭澳核电站一期 M310 机组的技术改进，因此，对于从大亚湾核电

2、基地分流执照参与该的培训同样适用。编写的是运行部的系统，由于编者经验、能力的局限性或受限于编写时上游文件的质量，本免有疏漏、错误之处，欢迎各位读者批评指正。难作为防城港核电厂 1、2 号机组执照。准备的专项培训和学习2防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训目录专项改进技术不同点6第一章采用 18换料技术不同点61.2.3.4.5.6.7.8.9.10.采用“全 M5”AFA3G组件8首循环采用含钆可燃毒物组件10RIS006VP 出口管段与RRA015VP 出口管段连接改进12RRA 进口死管段改进14EAS、RIS 地坑加装宽量程水位计改进19RRI 与 SEC 热交换器运行方式改进

3、专项21LHP/Q 柴油机设备换型专项技术不同点23直流电和不间断电源专项改进27消防整体技术不同点专题32技术不同点. - 42 -第二章核ASG 系统技术不同点 42 DVN 系统技术不同点 53 EAS 系统技术不同点 56 ETY 系统技术不同点 60 EUF 系统技术不同点62EUH 系统技术不同点65PTR 系统技术不同点68RAM 系统技术不同点74REA 系统技术不同点77RGL 系统技术不同点80RCP 系统技术不同点89RCV 系统技术不同点93RIC 系统技术不同点96RPR 系统技术不同点98RRA 系统技术不同点102RRI 系统技术不同点104TEG 系统技术不同点

4、114TEU 系统技术不同点1181.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.14.15.16.17.18.19.20.一回路放射性自动外流管线改造126VVP 系统技术不同点129第三章常规技术不同点1311. ABP 系统技术不同点1312. ACO 系统技术不同点1343. ADG 系统技术不同点1364. AHP 系统技术不同点1395. APA 系统技术不同点1426. ARE 系统技术不同点1453防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训CET 系统技术不同点148CEX 系统技术不同点151CVI 系统技术不同点153GCT 系统技术不同点155GSS 系统

5、技术不同点158GGR 系统技术不同点160GTH 系统技术不同点163GFR 系统技术不同点166GHE 系统技术不同点168GST 系统技术不同点172GRV 系统技术不同点176GRH 系统技术不同点181GME 系统技术不同点185GRE 系统技术不同点188GSE 系统技术不同点191GEX 系统技术不同点194SEN 系统技术不同点196SRI 系统技术不同点198DCL 系统技术不同点200DCA 系统技术不同点204DVD 系统技术不同点207DVM 系统技术不同点209DEL 系统技术不同点211JDT 系统技术不同点214JPD 系统技术不同点215JPH 系统技术不同点2

6、18JPL 系统技术不同点220JPP 系统技术不同点2237.8.9.10.11.12.13.14.15.16.17.18.19.20.21.22.23.24.25.26.27.28.29.30.31.32.33.34.电气技术不同点226第四章CFI 系统技术不同点226CRF 系统技术不同点228CGR 系统技术不同点230SAP 系统技术不同点233SEC 系统技术不同点237SED 系统技术不同点240SEP 系统技术不同点242SER 系统技术不同点244LG*系统技术不同点246LL*系统技术不同点249LLS 技术不同点251GEV 系统技术不同点254DVP 系统技术不同点2

7、561.2.3.4.5.6.7.8.9.10.11.12.13.4防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训第五章 专题介绍2581. 防城港核电厂 1、2 号机组 SOP 专题介绍2582. 防城港核电厂 1、2 号机组 DCS 专题介绍2613. 防城港核电厂 1、2 号机组 KSN 专题介绍2714. 防城港核电厂 1、2 号机组总体启动专题介绍278第六章 PF 改进项2821. ASG 系统 PF 改进2822. 6.6KV 移动式应急电源改进2863. 380V 移动式应急电源改进2894.应急设施与燃油补给中心（AJ 厂房）改进2925.乏水池应急补水改进2946.严重事故下

8、乏度、液位监测改进2987. 严重事故下安全壳内氢气浓度测量改进3028. 一次侧临时注水与安全壳临时喷淋改进3095防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训第一章 专项改进技术不同点1. 采用 18换料技术不同点万笑安1.1 技术不同点描述防城港核电厂 1、2 号机首循环采用 12换料过渡。换料，从第二循环开始快速向 181.2 产生不同点的背景工程风险，防城港核电厂 1、2为了兼顾堆芯设计的先进性、性和号机拟采用 12转 18换料的管理方案，即首循环采用年度换料模式，并采用钆作为可燃毒物，从第二循环开始快速向 18换料过渡。18换料方案中，最主要的变化是在堆芯：通过加大堆芯中铀-23

9、5 的装入量（新组件芯块中铀-235 的富集度从 3.2%提高到 4.45%），以延长间，从而实现换料周期从 1 年延伸到 1 年半的目的。循环率运行时18换料方案将采用内外装料方式，即换料辐照的新组件放在堆芯内区，把内区辐照深度大的组件移到堆芯的最外层。内外装料方式可以减少中子的径向泄漏，增加堆芯的反应性，提高的卸料燃耗。但该装料方式会使堆芯功率分布不平坦性增加，功率峰因子增大，因此，需采用 Gd2O3 作可燃毒物来抑制功率峰。在 18换料方案中组件改用带中间搅浑格架的“全 M5”AFA-3G原件在高燃耗下仍保持良好的性能。组件，包壳材料为 M5 合金，使18换料的优势主要表现在：1提高机组

10、能力因子，延长发电时间。由于平均 18满功率发电天数明显增加，机组能力因提高，发电量增加。才换一次料，每个循环的2性好。通过提高富集度，18换料减少了新组件和乏组件的数量，由此带来新组件费用的降低和乏处理费降低。6防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训3大修性和灵活性大大增加。18换料平均三年两次大修，与年度换料相比毎三年少一次大修，节省了大修费用，同时避免频繁大修导致的安全风险。18换料考虑了长短交替的换料设计，能有效避免夏季用电大修，同论证了 30 个等效满功率天的延伸燃耗运行能力，增加大修安排灵活性。418换料采用完全低泄漏堆芯装载，容器受中子辐照减少，延长。5放射性废物的年平均

11、产生量和排放量降低，减少所受照射剂量。1.3 对系统运行的影响1.3.1 正常运行1.3.1.1 启动无1.3.1.2 监测无1.3.1.3 停运无1.3.1.4 定期试验无1.3.1.5无1.3.2故障或事故运行无1.4 参考文件防城港 18换料改进项论证报告：BLX50000100DRDX03GN1.5 附录无7防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训2. 采用“全 M5”AFA-3G组件2.1 技术不同点描述在防城港核电厂 1 、2 号机组初始堆芯采用“ 全 M5”AFA-3G组件。“ 全M5”AFA-3G组件对比 AFA-3G组件的设计改进在于：结构材料（格架、导向管、仪表管）采

12、用 M5 合金。M5 合金堆内性能好，其辐照生长、蠕变、均匀腐蚀和吸氢量均低于 Zr-4 合金。将其作为结构材料的主要优点为：1） 低的腐蚀和氢化；2） 低的组件生长；3）进一步增加了“全 M5” AFA-3G组件抗弯曲能力。组件是由骨架和 264 根棒组成。骨架由 24 根导向管、1 根仪表管、11 个格架、上管座和下管座组成。2.2 产生不同点的背景由于“全 M5”AFA-3G组件技术更先进，设计公司提出在防城港核电厂 1、2 号机组初始堆芯采用“全 M5”AFA-3G组件。AFA-3G组件和“全 M5”AFA-3G 两种组件在外型结构上完全一致，都具有优秀的热工性能和较高的设计燃耗。但“

13、全 M5”AFA-3G港核电厂 1、2 号机组初始堆芯中采用“全 M5”AFA-3G组件设计燃耗更高，在防城组件，可以为后续循环采用先进、灵活的管理方式作铺垫，有利于在后续循环实施先进的管理方案。2.3 对系统运行的影响2.3.1 正常运行2.3.1.1无启动2.3.1.2无监测2.3.1.3无停运2.3.1.4定期试验8防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训无2.3.1.5无2.3.2故障或事故运行无2.4参考文件采用“全 M5”AFA-3G附录组件可行性论证报告：BL050000001DRDX03GN2.5无9防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训3. 首循环采用含钆可燃毒

14、物组件3.1 技术不同点描述防城港核电厂 1、2 号机组首循环堆芯采用含钆可燃毒物组件，采用 Gd2O3 作为可燃毒物吸收体材料，均匀弥散在 UO2 芯块内，含钆棒富集度均为 1.8%；在部分组件中布置了 8、12 或 16 根含钆棒。由于可燃毒物钆与 UO2 芯块混合制成含钆棒，其在组件中不占用导向管位置，因此首循环堆芯即采用 61 组3.2 产生不同点的背景棒组件。防城港核电厂 1、2 号机组在岭澳二期核电厂的基础上实行“加改进”的技术政策。防城港核电厂一期工程设计以岭澳二期核电厂为参考电站，其在堆芯总体参数以及管理策略方面等均与岭澳二期核电厂相同。在防城港核电厂 1、2 号机组总体设计阶

15、段，依据岭澳二期核电厂的实践情况，首循环拟采用含钆可燃毒物取代硼可燃毒物，以及使用“全 M5” AFA- 3G组件。首循环采用含钆可燃毒物组件，具有性好、不占用组件导向管、经验成熟等优点，前三个循环相比岭澳二期核电厂循环长度总和增加 1EFPD。3.3对系统运行的影响3.3.1 正常运行3.3.1.1 启动由于首循环堆芯即布置 61 组棒组件，对于 RGL 系统的启动操作将做出调整，详见运行程序 S*RGL001 第 3 章“启动”。3.3.1.2 监测受含钆可燃毒物燃耗的影响，首循环中的约 7-11GWD/tU 燃耗段内轴向偏移（AO）为正值，会给反应堆运行及3.3.1.3 停运带来影响。由

16、于首循环堆芯即布置 61 组棒组件，对于 RGL 系统的停运操作将做出调整，详见运行程序 S*RGL001 第 4 章“停运”。3.3.1.4 定期试验首循环对于 RGL 系统的定期试验将做相应改变，详见定期试验程序T*RGL002。3.3.1.510防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训无3.3.2 故障或事故运行无3.4参考文件首循环采用含钆可燃毒物组件论证报告：BL050000002DRDX03GN3.5附录附图 1：防城港核电厂 1、2 号机组和岭澳二期核电厂首循环轴向偏移变化的比较附图 2：首循环堆芯装载及含钆可燃毒物棒数目11防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训4

17、. RIS006VP 出口管段与 RRA015VP 出口管段连接改进4.1 技术不同点描述防城港核电厂 1、2 号机组为了保证 RIS006VP 阀门密封性试验进行了如下改造：布置上调整 RIS006VP 所在水平管线的倾斜角度，并将相关接管的连接角度和位置进行相应的调整；增加 RIS006VP 阀门冲洗管线。防城港核电厂 1、2 号机组采用以下管线冲洗方案，管线冲洗流程为：从 RRA015VP上游管线引出，通过 RIS516/517VP 后连接到 RIS006VP 上游，需要冲洗 RIS006VP 时，开启该的阀门进行冲洗。冲洗RRA001/002RF下游来，经冲洗管线到RIS006VP 上

18、游，对 RIS006VP 冲洗后再返回到一回路。图1 RIS006VP阀门冲洗管线4.2 产生不同点的背景根据大亚湾和岭澳一、二期的运行反馈，由于 RIS006VP 的出口管段布置设计不合理，容易沉积杂质，导致密封性试验经常不，且 2 号机组的不组。概率大于 1 号机研究发现 2 号机组 RIS006VP 管线在设计上比 1 号机组更容易沉积杂质，因此需要对管道进行改进。将 2 号机组 RIS006VP 所在水平管线的倾斜角度进行调整，这样 2 号机组的 RIS006VP 试验不的概率将大大降低。但由于现场条件的限制，管道设计变更并不能完全保证 RIS006VP 的密封性，因此12防城港核电厂

19、 1、2 号机组运行技术不同点培训还需要增加辅助的阀门冲洗管线，以保证阀门的密封性。为避免使用软管带来的患和 TSD 管理的麻烦，本改进项将采用固定管道。大亚湾和岭澳一、二期没有类似的冲洗管道，采用的是通过 RIS003BA 的硼水对RIS006VP 进行冲洗，但这样冲洗容易使一回路超压，因此现在采用木锤敲击法来RIS006VP 的密封性。4.3对系统运行的影响4.3.1 正常运行4.3.1.1 启动对中压安注罐至一回路之间管线进行充水、排气时，增加对 RIS516/517VP 阀门的相关操作，详见 S*RIS0014.3.1.2 监测2.3.1 节和 3.2 节。无4.3.1.3 停运无4.

20、3.1.4 定期试验安注罐出口逆止阀密封性试验（T*RIS040）修改 RIS006VP 密封性试验方案。4.3.1.5无4.3.2故障或事故运行无4.4参考文件RIS006VP 出口管段与 RRA015VP 出口管段的连接改进论证报告：BLX 50000011DNHX45GN系统流程图：BL117RIS504DNHX45DD4.5附录无13防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训5. RRA 进口死管段改进5.1 技术不同点描述对于 RRA 进口死管段的改进设计方案，岭澳核电站二期基本上是按照大亚湾核电站原设计，基于大亚湾和岭澳核电站 RRA 死管段的改进，具体如图 1 所示：图 1

21、岭澳核电站二期改造后死管段方案防城港核电厂 1、2 号机组改进设计方案主要参考大亚湾和岭澳核电站改造实施方案，具体如图 2 所示：图 2 防城港核电厂 1、2 号机组死管段方案改进方案设置手动阀 RCP354VP，正常运行时保持开启，旁通 RRA 进口第一道阀 RCP212VP，为 RCP212VP 与 RRA001VP 之间主管道进行增压以消除死管段现象。支、下游连接处管座加装 3mm 限流孔。14防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训由于阀门 RCP212/215VP、RRA001/021VP 已经使用一个旁通的阀门，将一回路引入 RRA 进口阀上部腔室，防止阀门出现锅炉效应，所以

22、本改进将不再考虑阀门本体的锅炉效应。冷态工，通过接入专门的试验装置可对阀门RCP212/215VP、RRA001/021VP进行密封性试验（OPERA 试验）。改进方案（图 2）与改造方案（图 1）方案比较，主要区别如下：1)2)3)取消阀 RCP354VP 上游的 3mm 限流孔板 RCP900DI。将RCP212VP 上游支管连接处管座的9.5mm 限流孔修改为3mm限流孔。在阀门 RCP212VP 与 RRA001VP 之间管道与之相连的支管处增加一个带 3mm 限流孔的管座。设置 3mm 限流孔的有 3 个：1)将孔径限制小于 9.5mm，保证在旁路管线发生破裂的情，能通过RCV 系统

23、对反应堆冷却剂系统量进行补偿，而启动安注。2)增加管路阻力，在机组正常运行过程中 RRA 进口 阀（RRA001/021VP）意外开启情出的泄漏量。，尽可能降低从 RCP 系统通过旁路3)为避免在 LOCA 后安全壳喷淋再循环阶段堵塞该限流孔，其孔径选择应大于安全壳地坑滤网孔的最小2.5mm由于第一道阀被旁通，为了及时发现第二道阀过量泄漏，从RRA001/002PO 出口管段表 RRA004MP 引出监督信号并设置值，组运行期间连续监督 RRA 系统的整定值为 30bar.g，通过监督变化情况，RRA 系统的处于安全的变化情况RRA001VP 或 RRA021VP 的泄漏率，保证 RRA 系统

24、和温度范围内。在余热排出泵运行时闭锁该信号。RRA后，RRA004MP 一旦出现员就开启RRA/RCV 低压下泄管线或 RRA/REN信号取样管线对 RRA 系统进行卸压，如果这一持续出现就关闭手动阀 RCP354VP（阀门位置：1#机 R323，2#机 R363）和 355VP（阀门位置：1#机 R323，2#机R363）。RRA004MP整定值设计为 30bar.g，主要考虑下述：1、根据标准运行工况，RRA未启动时该整定值可为防止误最大运行为 29bar.g，在 RRA 接入且 RRA 泵信号产生提供一定设计余量。15防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训2、RRA 安全阀排放整

25、定为 39bar.g，该整定值设计可在 RRA 系统达到安全阀排放前为操作员提供充裕的处理时间。根据计算分析，在考虑 RRA 第 2 道阀的泄漏率（14.42l/h）情，从 RRA004MP到 RRA 安全阀开启前的时间为 32.2 分钟。5.2产生不同点的背景“死管段”是指那些与一回路相连但在机组正常运行情其管内流体不的管段。当一回路升温升压或功率运行过程中，这些管道内的静止流体被一回路加热产生热分层或汽化，并最终导致管道内壁和阀门部件腐蚀。RRA 进口管道（RCP212VP 和 RRA001VP 之间、RCP215VP 和 RRA021VP 之间）就属于“死管段”之一。该现象已经多次导致

26、EDF 核电站以及大亚湾和岭澳核电站的这些阀门阀座产生腐蚀，并影响了这些阀门的密封性，特别是岭澳核电站2RCP215VP 阀座在机组才刚刚运行一个循环后就发现下游阀座已严重腐蚀，并经过多次研磨也无法完全消除腐蚀坑。这一问题已经威胁了机组的安全稳定运行。将逆止阀 RCP354/355VP 改为的手动阀，意味着 RCP212/215VP 被旁通，这样如果 RRA001/021VP 出现内漏，就可能会造成 RRA 系统升高和 RRA系统的过热。1)升高：通过 RRA004MP 进行监测 RRA 系统的，并加装 RRA，设定值为 30bar.g。一旦出现 RRA系统高高，就开启 RRA-RCV 低压下

27、泄管线进行 RRA 系统的卸压，如果这一持续出现则进入安全壳手动关闭阀 RCP354VP 或 RCP355VP。2)过热：通过监测 RRA 系统升高梯度来监督 RRA001/021VP 内漏率，进而监督和RRA 系统的温度，使之不超过 180。旁路若将逆止阀修改为气动阀，在需要进行时，操作员可在控制室进行操作，从而减少进入反应堆厂房导致的辐射剂量。但气动阀体积大，布置。本改进中设计为手动阀，主要从以下几方面考虑：1)FRA 在对大亚湾和岭澳一期核电厂 RRA 死管段改造的分析报告中指出，根据经验反馈，RRA 进口阀出现由于阀门失效引起的泄漏率突然增加的可能性极低，一般概率为 1×10

28、-8 次/h。采用手动阀门是考虑需要进行这些阀门关闭操作，RRA 进口162)阀防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训（RRA001/021VP）的密封试验在机组功率运行前进行，在一回路启动时，此时2530 巴，因此，运行进去进行该项操作没有问题。该类阀门的设计特点为上下游压差越大，阀门的密封性越好。因此，若试验阶段其泄漏量满足相关要求，随着反应堆冷却剂系统的升温升压，阀门密封性能得到很好保障。如果在一回路启动阶段没有出现RRA001/021VP 密封性问题，在运行期间也进行手动阀门的操作。有问题，因此也不需要3)由于下游阀座擦伤或 RRA后阀门未完闭，可能出现小泄漏量情况，但大的突然

29、泄漏几乎不可能发生，因此设置手动阀即可。5.3对系统运行的影响5.3.1 正常运行5.3.1.1 启动在 S*RRA004（RRA 系统的、充水和排气）程序 2.3.1 节中增加对RCP354/355VP 的5.3.1.2 监测操作。通过 RRA004MP 进行监测 RRA 系统的，并加装 RRA 系统高RRA518KA，设定值为 30bar.g，一旦出现 RRA高，就按卡要求开启 RRA/RCV 低压下泄管线或 RRA/REN 取样管线对 RRA 系统进行卸压，如果这一持续出现则进入安全壳手动关闭阀 RCP354VP（阀门位置：1#机 R323，2#机 R363）和 RCP355VP（阀门位

30、置：1#机 R323， 2#机 R363），详见 S*RRA002（余热排出系统停运）程序 6.2 节。5.3.1.3 停运无5.3.1.4 定期试验无5.3.1.5系统考虑设备的可靠。5.3.2故障或事故运行RRA 系统设计自带保护系统，有卸压阀 RRA115VP 等 4 个阀，在系统17防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训超过 40bar.a 开启；通过 RRA004MP 进行监测 RRA 系统的，并加装 RRA 系统，就开启 RRA-RCV高，设定值为 30bar.g。一旦出现 RRA高低压下泄管线进行 RRA 系统的卸压，如果这一阀 RCP354VP 或 RCP355VP。持

31、续出现则进入安全壳手动关闭5.4参考文件防城港 RCP 系统流程图：BL117RCP501DNHX45DD 防城港 RRA 系统流程图：BL117RRA501DNHX45DD防城港 RRA 进口死管段改进论证报告：BL050000007DNHX03GN防城港 RRA 系统手册：BLX37RRAAA1DIYK45SS5.5附录无18防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训6. EAS、RIS 地坑加装宽量程水位计改进6.1 技术不同点描述岭澳核电站二期原设计中 EAS/RIS 地坑没有宽量程水位计，改进后增加了EAS003/004MN。防城港核电厂 1、2 号机参考岭澳核电站二期同样增加E

32、AS003/004MN， 该仪表为 1E 级仪表，用于安全壳喷淋后在主控室监视安全壳地坑水位，属于事故后监测仪表（PAMS）。EAS003/004MN 测量的地坑水位信号分别送往 SIPP、P 机柜，测量范围：-3.4-1 米，输出 4-20mA 模拟信号，最终信号送到 KIC 计算机和信息系统。新增 003/004MN 后流程图：6.2 产生不同点的背景依据国标 GB/T13627-2010核电厂事故监测仪表准则的要求，安全壳地坑水位是B 类变量，即为评价执行和维持重要安全功能的过程，向室运行提供信息所需要监测的那些变量。其为事故后监测 1 级变量，是保持反应堆冷却剂系统完整性的一个测量变量

33、，用于功能探测、实施缓解、验证。因此需要增加对地坑水位测量仪表。6.3 对系统运行的影响6.3.1正常运行6.3.1.1启动无6.3.1.2监测无6.3.1.3停运无6.3.1.4定期试验19防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训见 T-KSC-002/T-KPR-0026.3.1.5无6.3.2故障或事故运行EAS、RIS 地坑加装宽量程水位计，事故后地坑水位监视，为分析事故提供信息。6.4参考文件系统手册：BL117EAS501DNHX45DD附录6.5无20防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训7. RRI 与 SEC 热交换器运行方式改进专项徐立业7.1技术不同点描述R

34、RI/SEC 热交换器设置了 RRI081/082MT、SEC001/002MT 用于测量其 RRI 侧出口温度以及 SEC 侧组公共热负荷”的温度。利用 RRI081/082MT 输出“启动备用的 SEC 泵”和“切换两机信号，利用 SEC001/002MT 输出“停运第二台 SEC 泵”信号值。“正常运行”、“冷停堆 20 小时后”这两个工RRI 侧冷端水到 35，意味着电厂需要立即加强核岛冷链系统的冷却能力，要求主控室员迅速“启动备用的 SEC泵”或“切换两机组公共热负荷”，所以 RRI081/082MT信号定为红色，且信号送 RRI系统（KA）及有状态显示（KS）。“第二台 SEC 泵

35、停运”并不要求员立即执行，所以 SEC001/002MT室信号定为黄色，送 SEC 系统，并有状态显示。7.2产生不同点的背景中广核工程设计在开展防城港核电厂厂址 CPR1000 堆型设计期间，由于SEC 系统最终热阱设计温度（T7）达到 33.5，超过了 CPR1000 机组参考电站的厂址设计温度上限，从而造成核岛冷链系统冷却能力不足。此问题如果不有效解决，将影响到防城港核电站核的安全稳定运行。7.3 对系统运行的影响7.3.1 正常运行7.3.1.1 启动RRI/SEC 热交换器的 RRI 侧出口温度测量仪表“RRI081、082MT”的测量值送至 DCS，若测量值35，则发出信号。室员接

36、到信号后根据一下情况执行相关操作：1)若机组处于“正常运行”工况，则启动SEC 系统运行系列的另一台SEC泵。2)若机组处于“冷停堆20 小时后”工况，则由公用机组的负荷至另一机组。室员手动切换RRI21防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训3)若机组处于非上述工况，则室员可不予理会信号。7.3.1.2 监测无7.3.1.3 停运RRI/SEC 热交换器SEC 侧出口温度测量仪表SEC001/002MT 的温度测量值送至 DCS，若温度测量值29，则发出信号。室员接到信号后可参考以下说明执行相关操作：（1）若 CPR1000 机组处于“正常运行”工况，则二台 SEC 备用泵。室员可停运

37、第（2）若 CPR1000 机组处于任何操作。运行”工况，则室员不执行7.3.1.4 定期试验无7.3.1.5无7.3.2 故障或事故运行无7.4参考文件论证报告：BL0040T7001DNHX03GN7.5附录无22防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训8. LHP/Q 柴油机设备换型专项技术不同点8.1 技术不同点描述防城港核电厂 1、2 号机组 LHP/Q 为陕柴生产的 18PA6B 型柴油机， 生产。主要改进项如下：系统由1)改进项 1：LHP/Q 整体参数。LHP/Q 满功率为 6300KW，转速为 1000RPM。2)改进项 2：润滑。LHP/Q 润滑通过柴油机底壳进行储存

38、和循环，容量满足柴油机在额定功率下 7 天的消耗量。润滑油回路中包括预润滑回路，以保证柴油机 10S 的启动时间。3)改进项 3：启动空气子系统。LHP/Q 每台包括两列启动空气系统， 每列启动装置包括一台压缩机 （250CO/251CO），一台干燥器（编号），一个启动空气电磁阀（275VA/276VA），一个空气储罐（250BA/251BA，40bar.g，2m³）以及其它附属设备。空气储罐的范围足以保证无需向空气储罐再补充气体的情连续 5 次启动柴油机，每次在 10S之内。4)改进项 4：发电机励磁子系统。LHP/Q 采用无刷励磁方式，不需要外部电源，电源为 1E 级 48V 直

39、流电源。LHP/Q 启动后，在转速达到 800RPM 时自动投入励磁。5)改进项 5：应急保护信号。LHP/Q 无法闭锁的跳闸保护包括超速保护（115%）、润滑油压低保护(350KPa.g)、发电机差动保护以及手动停机。超速保护是为了防止柴油机由于失控飞车造成设备损坏或安全问题而设置的一种保护。在设计上，超速保护回路具有最高的优先级，它不受任何条件的限制，只要触发立即跳机。在该信号触发后，必须要求现场确认并复位故障后，柴油机才能再次启动。23防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训超速保护为了确保动作可靠，使柴油机迅速停机。在机械上超速电磁阀280EL 动作，40bar.g 的压缩空气通

40、过该阀门超速滑阀动作，直接切断喷油泵燃油供应，并吹走管道中的燃油，使得柴油机迅速停运。在逻辑上超速保护 115%信号采用 3 取 2 逻辑，350MC、351MC、352MC 三个超速探头任两个探测到柴油机转速超过 1150rpm 时，发出超速保护紧急跳闸信号。润滑油压低保护信号采用 3 取 2 逻辑，157MP/158MP/159MP 任两个变送器探测到的润滑油低于 350kPa.g 时，发出润滑油压低保护紧急跳闸信号。手动紧急停机信号由 001TO 按钮直接产生。发电机差动保护信号由差动保护继电器发出。在无上述紧急跳闸信号时，可通过 002TO 对紧急跳闸记忆复位。6)改进项 6：就地屏。

41、LHP/Q001PP 全部采用就地旋钮，没有集中的电子屏幕显示，（001BV、003BV）显示。通过光字牌7)改进项 7：LHP/Q电源回路。LHP/Q电源回路分为 3 路：1E 级的电源、1E 级的信号电源、N1E 级的和信号电源，这 3源为各相关机柜供电。对于 A 列柴油机 LHP，1E 级电源由 LCA 供电，N1E 级电源由 LNE 经整流器供电；对于 B 列柴油机 LHQ，1E 级电源由 LCB 供电，N1E 级电源由 LNP 经整流器供电。1E 级的主要作用是柴油机起停、励磁回源以及应急保护等功能。N1E 级的主要作用是测量、非应急保护、显示等功能。8.2产生不同点的背景为适应 C

42、PR1000 标准化设计要求，提高设备比例，采用陕柴生产的柴油发电机组，另外现在红沿河、宁德等核电站也都是采用该柴油机设计，它们有成熟的系统设计及供货经验可供借鉴和参考。8.3 对系统运行的影响8.3.1 正常运行8.3.1.1 启动LHP/Q 的模式分为就地和两种，可在就地盘上通过LHP/Q 001CC 进行选择。当 LHP/Q 处于模式时，可在主控通过 LHP/Q 023KG 启动柴油机。24防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训当 LHP/Q 处于就地，可在就地通过 LHP/Q 002CC 启动柴油机。LHP/Q 013KG/TO 为主控室手动紧急启动，无论柴油机模式设置为远程或

43、者就地。该信号由双稳态继电器保持为紧急启动记忆，直至出现复位信号才可将紧急启动记忆消除。具体参照 S 程序 3.1 节自动启动章节与 3.2 节手动启动章节。8.3.1.2 监测具体见 S 程序 5.1 节热备用状态的监视。8.3.1.3 停运LHP/Q 应急启动时，在主控按下 LHP/Q 014KG/TO 后，将 LHP/Q 001CC处于就地模式，待柴油发电机空载后再使 LHP/Q 002CC 处于 STOP 位置，产生正常停机信号。当 LHP/Q 试验启动时，在就地使 LHP/Q 002CC 处于 STOP 位置，产生正常停机信号。具体参照S 程序4.1 节以手动方式启动后的停运、4.2

44、 节自动启动后的停运、4.3 节紧急停运。8.3.1.4 定期试验详见试验程序。T*LHP（Q）001：柴油发电机组低功率试验；T*LHP（Q）002：柴油发电机组满功率试验； T*LHP（Q）003：柴油发电机组厂用电运行情启动检查；T*LHP（Q）005：柴油发电机组日用燃油罐紧急排油试验； T*LHP（Q）006：柴油发电机组低功率试验； T*LHP（Q）007：柴油发电机组与电气盘 LHA（LHB）并网的延迟时间检查。8.3.1.5无。8.3.2故障或者事故运行无。8.4 参考文件25防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训（1）（2）系统手册：BLX17LHP001DEDY45

45、GN系统流程图：BLX54100001S75A44DDBLX54100002S75A44DD BLX54100003S75A44DD BLX54100004S75A44DD BLX54100005S75A44DD BLX54100006S75A44DD3） 工程公司反馈文件：GB1562003 标准电压EJ/T11342001 压水堆核电厂厂用电系统设计准则DL/50442004 电力工程直设计技术规程8.5附录无26防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训9. 直流电和不间断电源专项改进立9.1 技术不同点描述改进项 1：LA*、LB*、LC*电压等级分别为 220V、110V、48V

46、。核岛直流配电系统组成为 LAA/LBA/LBB/9LBG/LBJ/LBP/LCA/LCB/9LCD。充电器是德国固特（GUTOR）公司。以下是充电器的参数：27直名称充电器型号输入输出LBJSDC 110-125交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：19.1kVA输出电压：110V额定输出电流：125A 浮充电压：116V均充电压：121.2VLBPSDC 110-800交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：122.4kVA输出电压：110V额定输出电流：800A 浮充电压：116V均充电压：121.2VLBBSDC 110

47、-1000交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：153kVA输出电压：110V额定输出电流：100A 浮充电压：116V均充电压：121.2VLBASDC 110-1700交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：148.8kVA输出电压：110V额定输出电流：1700A 浮充电压：116V均充电压：121.2VLAASDC 220-1200交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：358.3kVA输出电压：220V额定输出电流：1200A 浮充电压：231.9V均充电压：242.3V9LCDSDC

48、48-500交流：380V±10%输出电压：48V防城港核电厂 1、2 号机组运行技术不同点培训LAA（LAB）的蓄电池组单体个数为 1.05*220/2.23=104 只；LB*系统的蓄电池组单体个数为 1.05*110/2.23= 52 只。运行参数值如下：LA*系统的浮充电压 231.9V，均充电压 242.3V；LB*系统的浮充电压 116V，均充电压 121.2V。（浮充电压值=N*2.23V，均充电压值=N*2.33V。N 为蓄电池节数）改进项 2：蓄电池放电监测方式采用监视蓄电池放电电流的方式来处于放电状态。蓄电池是否岭澳核电厂二期和防城港核电厂 1、2 号机组的蓄电池

49、沈阳东北蓄电池厂家提供，且铅酸蓄电池。岭澳核电厂二期核岛蓄电池放电设计采用低电压继电器对蓄电池的放电电压进行监视，当电压低于设定值（2.0V/CELL）时触发蓄电池放电报警。该设计存在如下问题：当直流盘失去交流电源使蓄电池从浮充状态（2.25V/CELL）转入放电状态时，放电的时间与放电电流成反比，放电电流越大，放电电压越低，放电越早出现，因此放电时间不固定。当负载较小时，蓄电池要对负载放电至少 1 小时后其出口电压才会跌落到 2.0V/CELL，此时触发蓄电池放电已28频率：50Hz±8%输入功率：35.9kVA额定输出电流：500A 浮充电压：51.3V均充电压：53.6V9LB

50、GSDC 110-1200交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：183.5kVA输出电压：110V额定输出电流：1200A 浮充电压：116V均充电压：121.2VLCBSDC 48-400交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：28.7kVA输出电压：48V额定输出电流：400A 浮充电压：51.3V均充电压：53.6VLCASDC 48-500交流：380V±10%频率：50Hz±8%输入功率：57.4kVA输出电压：48V额定输出电流：800A 浮充电压：51.3V均充电压：53.6V防城港核电厂 1、

51、2 号机组运行技术不同点培训不能真实反映蓄电池的运行状态，对机组运行造成极大风险。防城港核电厂 1、2 号机组采用监视蓄电池放电电流的方式来蓄电池是否处于放电状态。此方式与岭澳核电厂二期相比，能够更加及时并直观地判别蓄电池是否放电。改进项 3：上游 380V 交流电源失去并重新恢复后的充电器状态如下：充电器恢复 380V 交流电源后的状态取决于失电期间蓄电池的消耗情况。充电器在自动运行模式下，如果失电期间蓄电池消耗较少，交流电源恢复后蓄电池限流充电时间小于 3 分钟，即 3 分钟内蓄电池电压能够回到浮充电压，充电器自动恢复交流电源丧失前的运行模式。如果失电期间蓄电池消耗较多，交流电源恢复后蓄电池限流充电时间大于 3 分钟，即 3 分钟后蓄电池电压仍低于浮充电压，充电器进入均衡充电模式。均衡充电的持续时间达到设定时间后，自动返回至浮充电模式。改进项 4：