关于2015年度下半年核电厂建造和调试质量事件与问题的通报

一、核电厂应急柴油发电机组中冷器紧固件断裂共性问题
 
　　1月29日，红沿河核电厂三号机组在小修期间，发现应急柴油机组19颗中冷器盖与中冷器连接螺栓断裂。根据红沿河核电厂的经验反馈，5月17日，宁德核电厂三号机组检查发现应急柴油机组8颗中冷器盖与中冷器连接螺栓断裂；9月20日，防城港核电厂一号机组检查发现应急柴油机组10颗中冷器盖与中冷器连接螺栓，5颗支架与中冷器连接螺栓发生断裂。

问题的直接原因：螺栓在使用过程中，部分松动螺栓在多向交变载荷作用下，螺栓抗疲劳裕量不足，导致疲劳断裂。

问题的根本原因：防松设计存在不足。安装过程中涂胶不规范可能导致螺栓松动；防松措施不充分，中冷器在热应力和振动环境下，承受多向交变载荷；螺栓抗疲劳裕度不足，最终导致螺栓断裂。

处理措施：将螺栓进行换型改造，提高螺栓抗疲劳性能；采用锁紧垫圈，防止螺栓在使用过程中松动；细化安装规程，规范螺栓安装操作，加强过程控制。

二、核电厂主泵转速机架故障共性事件

3月6日，宁德核电厂三号机组热停堆阶段，转速机架故障处理与核仪表系统（RPN）参数修改叠加触发超温超功率保护，导致落棒停堆运行事件。5月1日，阳江核电厂二号机组处于功率运行状态，3号主泵（Y2RCP003PO）转速机架输出异常，转速指示由1480rpm降为0rpm，30分钟后转速指示自动恢复。在此期间，现场主泵实际运转正常、转速稳定。经核实，岭澳、红沿河、宁德、阳江等核电厂多机组出现过转速机架输出异常问题。其主要表现为输出不连续、指示偏差大、尖峰波动、指示突然降到零等现象。

事件的直接原因：转速机架内部光耦等元器件故障导致转速输出异常；电路布局不合理、输入/输出信号未进行有效的降噪处理。

事件的根本原因：制造过程控制不到位，致使光耦等元器件可能存在制造缺陷；光耦等元器件可能因贮存条件差导致老化失效；输入部分存在设计上的固有缺陷；经验反馈未到位，导致问题多次重发。

处理措施：针对故障机架，使用合格备件进行了更换。同时，鉴于部分元器件已停产，积极开展新型元器件替代品采购工作。另外，对板卡电路进行优化设计，进一步妥善解决该问题。

三、核电厂冷源丧失或安全异常导致反应堆停堆共性事件

7月26日，红沿河核电厂二号机组处于反应堆功率运行模式，由于第一道和第三道拦污网破裂导致大量海生物涌入循环水过滤系统（CFI）取水口，当班值手动闭锁CFI压差“高4”信号。此前，红沿河核电厂一、二号机组运行期间大量水母涌入取水口，导致两台机组停堆。

8月7日，宁德核电厂三号机组处于反应堆功率运行模式，由于大量海地瓜涌入CFI取水口，CFI鼓网出现压差“高4”信号，汽轮机停机，冷凝器真空快速下降触发冷凝器故障信号，叠加P10信号，导致反应堆停堆。期间，循环水泵停运，机组后撤，运行值为控制堆芯轴向功率偏差，提升反应堆功率，并手动屏蔽CFI鼓网压差“高4”信号。

此外，防城港、岭澳、福清、昌江等核电厂在调试、运行期间，也发生过因海生物的影响造成冷源丧失或安全异常，甚至触发自动停堆。

事件的初步原因：核电厂周边海域的海生物风险预估不足；海生物监测预警机制不完善，且应对措施针对性不强；海生物爆发性涌入CFI取水口，导致CFI鼓网堵塞；设计上不合理，CFI鼓网冲洗水回流至取水前池，进一步加剧海生物在鼓网的聚集。目前，我局正在组织开展全面的调查和研究。

处理措施：开展核电厂周围海域海生物产生机理，以及海生物种类、习性、探测技术等方面的研究；加强监测和预警机制，持续监测海生物的运动轨迹及特性，判断其威胁及影响；采取包括消杀、拦截、改变泵运行方式等针对性措施，如结合海生物特性研究拦截、阻挡海生物的临时设施。

鉴于近年多个核电厂发生因海生物爆发性涌入CFI取水口导致冷源丧失或安全异常。各营运单位应高度重视冷源安全，开展相关海生物产生机理的研究工作，采取针对性的措施防止冷源失效或安全异常，完善海生物监测和预警体系，杜绝人为屏蔽核安全相关信号，导致核安全降级的行为。

四、核电厂余热排出泵电机轴承温度异常共性问题

9月11日，宁德核电厂四号机组余热排出系统首次联泵试验期间，余热排出泵电机驱动端轴承温度异常，偏高并存在波动现象，且呈上升趋势，期间最高温度达到89.4摄氏度，有超过90摄氏度报警值的趋势。经查，宁德、阳江等多个核电厂存在余热排出泵电机轴承温度异常问题。

问题的直接原因：一是电机驱动轴承室内润滑脂较多引起散热不畅；二是轴承腔与电机轴承外圈的配合较紧，引起温度异常；三是运输转运过程未对电机进行锁轴，造成轴承出现微缺陷，引起轴承温度波动。

问题的根本原因：装配过程监督不到位，造成轴承腔与电机轴承外圈过紧；生产过程控制不严，首次注脂量过多；运输和转运过程中设备保护不到位，未对设备易损部件进行专门的保护措施。

处理措施：经拆检后更换驱动端和非驱动端轴承，复装后温度正常，试验合格。营运单位将该问题反馈厂家，加强装配过程控制，并关注首次注脂量；在运输和转运过程中，严格执行锁轴操作。

五、核电厂厂房被水淹造成安全物项受损事件

（一）福清核电厂二号机组重要厂用水泵组电机被淹事件

5月8日，福清核电厂2号机组处于首次装料准备阶段，在按计划将重要厂用水系统由联通模式改为分列运行模式的疏水过程中，因阀门标识错误，错开排水阀，同时电站污水系统两台潜水泵中一台故障，疏水能力不足，最终导致联合泵房的重要厂用水泵组、电站污水系统潜水泵控制箱、反冲洗水泵组等物项被水淹受损事件。

事件直接原因：打开标识错误的疏水阀，地坑泵不可用，临时排水设施准备时间过长，导致泵坑被淹。

事件根本原因：施工人员错挂阀门标牌，并突破层层屏障；人员技能不足，操作不规范，排水时未考虑排水泵的疏水能力，发现异常未及时关闭疏水阀。

处理措施：对受损设备进行更换或维修，并鉴定合格；纠正错误标牌，并对其他标牌正确性进行普查；对相关人员重新进行培训和授权，提高人员技能水平；完善地坑排水泵定期试验要求。

（二）福清核电厂四号机组燃料厂房-6.7米层水淹事件

7月4日，福清核电厂三号机组处于开盖冷态功能试验阶段，在进行低压安注给高压安注增压试验过程中，启动重要厂用水系统（SEC）B列水泵时，因排水沟（GS）堵塞，导致海水回流至四号机组GS沟，并沿管廊电缆沟进入四号机组燃料厂房（4KX）-6.7米层，最终导致4KX厂房-6.7m层的多个设备、管道、阀门、电缆等物项被海水浸泡受损，GS沟内管道格栅弯曲变形。

事件的直接原因：施工单位GS管沟施工后，脚手架钢管、模板等杂物遗留现场；SEC泵组调试试验前，未对3GS沟进行检查，导致未及时发现问题。

事件的根本原因：施工管理不到位，未做到“工完场清”；系统移交过程控制不到位，在SEC系统安全竣工状态报告（EESR）移交联检过程中，未对GS沟进行全面检查；SEC泵组调试试验规程不完善，泵启动前检查项目中，未包含检查GS沟的内容。

处理措施：现场开启不符合项，对受损设备采取维修或更换处理方式进行处理；对施工单位进行经验反馈，加强施工过程控制和监督，严格按要求做到“工完场清”；加强EESR移交管理，升版竣工报告和移交相关程序，明确职责，并进行宣贯；完善调试规程，在启动泵前检查项目中明确增加检查GS沟；加强监理公司监理人员经验反馈，严格按照要求开展监理过程审查和签字活动。

（三）昌江核电厂一号机组联合泵房水淹事件

7月21日，昌江核电厂一号机组处于首次装料前准备阶段，在更换紧固件施工过程中，工作票要求作业范围为重要厂用水系统泵出口下游区域，不得对泵上游管道的存水区域进行施工，而施工人员在监理人员未到场的情况下，对工作票范围以外的泵上游存水管道法兰紧固件进行更换作业。更换时，管道内海水冲出法兰流入联合泵房（PX111）房间，最终导致消防水生产系统消防水泵组、循环水过滤系统反冲洗泵组及标高较低的机柜、电缆和仪表等多物项被淹受损。

事件的直接原因：工作负责人和作业人员违规操作，未按照工作票要求实施紧固件的更换工作。

事件的根本原因：现场施工人员违规操作，在未按照流程办理工作票的情况下开始作业；施工管理不到位，隔离经理未按要求将工作注意事项直接传达至工作负责人；监理工作安排不到位，未针对紧固件更换操作安排专项监理。

处理措施：对受损设备采取维修或更换的方式进行处理；对作业人员开展培训，强化工作票管理，明确申请、领取及归还过程管理要求并严格执行。同时，加强施工过程监督管理工作。

（四）昌江核电厂一号机组储罐房间和泵组房间水淹事件

8月5日，昌江核电厂一号机组处于首次装料前准备阶段，当晚现场突降暴雨，雨水沿核辅助厂房楼梯、雨水管接口、未封堵的孔洞进入，其中废液处理系统储罐房间和泵组房间水深数米，废液处理系统化学排水泵组、蒸发器供料泵组以及44台电气仪表、开关等物项被淹受损。

事件的直接原因：核辅助厂房雨水管排水末端因试验被盲板封住，屋面积水沿楼梯间及雨水管接口进入核辅助厂房；部分厂房防水封堵尚未完成，雨水沿孔洞进入地势较低厂房；个别通讯井设计标高偏低与地面平齐。

事件的根本原因：施工过程中的试验方案不完善及审核把关不严，未及时发现试验过程中的风险；现场施工管理不到位，未按要求完成厂房防水封堵；应急体系不完善，未及时预警并组织现场排查和抽水工作；设计考虑不周，个别通讯井设计标高与地面平齐。

处理措施：对受损设备采取维修或更换的方式进行处理；对厂房防水淹封堵等各项措施落实情况进行了排查、整改；对核岛厂房进行防水封堵；完善应急体系，加强恶劣天气下的巡检和隐患排除工作。

（五）红沿河核电厂四号机组循环水系统水淹问题

12月10日，红沿河核电厂四号机组在调试期间，进行重要厂用水系统（SEC）排水时，因设备故障、现场操作人员未及时停止排水及排水流道设计不合理等原因，导致循环水系统泵齿轮箱和下部轴承被淹受损。

问题的直接原因：疏水坑临时泵工作异常无法正常排水，导致积水从溢流管线反流入循环水系统泵齿轮箱所在泵坑，造成设备被淹受损；主控人员发现循环水系统泵盘根处液位高报警后，未能及时停止排水操作，查找原因。

问题的根本原因：对重要厂用水系统排水工作风险分析不足，临时排水装置控制措施不完善；排水路径设计不合理，电站污水系统与循环水系统间溢流管线存在逆流倒灌风险。

处理措施：对故障排水泵进行了返修处理；组织设计单位评估管线改造可行性；加强培训，提高人员风险分析能力。

六、核电厂常规岛设备问题造成停机停堆事件

4月7日，宁德核电厂三号机组处于功率试运行阶段。在执行50%功率平台跳机不跳堆试验时，汽轮机打闸后因轴瓦振动高，人为破坏凝汽器真空，触发凝汽器故障信号，叠加反应堆功率大于10%信号，导致反应堆自动停堆。

5月15日，阳江核电厂二号机组处于168小时满功率试运行阶段。由于发电机励磁机故障及失磁保护动作设计缺陷，发电机失步保护动作，跳开主变高压侧开关，主变失电，触发主泵转速低低信号，同时叠加反应堆功率大于10%信号，导致反应堆自动停堆。

10月21日，福清核电厂二号机组处于正常满功率运行状态，机组励磁系统故障报警，汽轮发电机组跳闸。汽轮发电机组跳闸后运行人员执行相关规程以稳定机组状态过程中，三台蒸汽发生器液位持续上涨至高高水位，叠加反应堆功率大于10%信号，导致反应堆自动停堆。

10月25日，防城港核电厂一号机组处于低功率运行模式，在首次并网试验时，由于并网信号继电器工作电压不足，自动稳压器（AVR）无法收到并网信号，励磁机过励磁保护定值未能从空载定值跳转至并网保护定值，以至于在励磁电流增加过程中，AVR过励保护动作，跳开励磁开关，发电机失磁保护动作，导致汽轮发电机组跳机。

11月16日，昌江核电厂一号机组处于功率运行阶段。在执行30%功率平台停机不停堆试验时，因数字化仪控制系统数字量输入卡件采样周期和汽轮机保护系统相关逻辑模块处理时间设置过长，造成汽机旁路系统可用信号产生时间超过1s，同时叠加反应堆功率大于30%和汽机旁路系统不可用信号，导致反应堆自动停堆。

12月9日，阳江核电厂三号机组处于满功率试运行阶段。在执行100%功率平台发电机甩负荷至厂用电试验时，2号低压缸1号调节汽门未能正确响应关闭，卡在98.4%开度位置，汽轮机超速保护动作，发电机出口断路器跳闸，机组丧失主电源，触发主泵转速低低和P7信号，导致反应堆自动停堆。

事件的原因包括汽轮机轴瓦振动高、发电机励磁机故障、励磁机失磁保护动作设计缺陷、并网信号继电器工作电压不足、数字化仪控制系统采样周期和逻辑模块处理时间设置不合理、调节汽门故障等。

处理措施：各营运单位已根据事件特点针对性地采取优化应急预案参数设置、更换或维修故障设备、设计澄清或变更等方式进行了妥善处理。

鉴于近期核电厂常规岛设备故障引起反应堆保护系统动作，导致的停机停堆事件多次发生，各营运单位应加强对常规岛设备的重视程度，积极开展经验反馈工作，完善预案和防控措施，避免类似问题重发。

七、昌江、福清核电厂反应堆压力容器役前检查超标缺陷事件

9月26日，昌江核电厂二号机组役前超声检测发现反应堆压力容器筒体与进出口接管的3个马鞍形焊缝中存在7处缺陷显示，经判定为超标缺陷。其中6处体积型缺陷，1处为平面型缺陷，位置均位于焊缝加强高内。

11月2日，福清核电厂三号机组役前检查发现，在反应堆压力容器出口接管与安全端连接焊缝存在两处间距为11mm夹渣缺陷，经判定为组合超标缺陷。

事件的直接原因：施焊过程中焊道清理及检查不到位，导致焊渣残留在焊缝中；焊接工艺技术交底不充分，未及时识别焊接缺陷风险。

事件的根本原因：制造过程控制不严，焊工施焊过程操作不规范；制造阶段未结合待检部位结构的复杂程度制定针对性的无损检验程序；制造阶段和役前无损检验方式存在差异，致使出厂前未及时识别出超标缺陷。

处理措施：营运单位根据前期类似缺陷的处理经验，在对缺陷位置、大小进行分析后，制定了返修方案，均采取缺陷打磨去除结合力学分析评估的方式进行处理。同时，进一步加强经验反馈工作，避免类似问题重发。

八、防城港核电厂一号机组安全注入系统管线焊缝开裂事件

9月15日，防城港核电厂一号机组在启动安全注入系统（RIS）的低压安注泵进行低压安注管线死管段排气时，发现出口安全阀管段与低压安注管线主管道连接处焊缝开裂。根据运行技术规范要求，现场记录一列低压安注泵不可用的第一组I0，运行技术规范要求在3天内机组开始向维修停堆模式（MCS）后撤。营运单位两次重新焊接，但仍未解决该问题，操纵员在第69小时开始进行机组后撤至MCS模式的操作。

事件的直接原因：焊接残余应力较大导致在管道振动环境下焊接熔合位置疲劳断裂。另外，小流量启泵运行时存在振动、启泵瞬间水流冲击高、焊缝附近母管壁厚偏薄也是事件的促成因素。

事件的根本原因：现场焊接操作过程存在薄弱环节，造成焊缝焊接后结构残余应力较大；核安全文化重视程度不够，在第一组I0存在的情况下，未及时后撤机组状态，存在超时风险。

处理措施：更换出口安全阀所在管段，重新实施焊接操作，并进行射线和超声波检验，结果合格；重新评价出口安全阀所在管段相关试验的有效性，试验结果有效；加强核安全文化宣贯，杜绝违规操作。

九、宁德核电厂东护岸沉降问题

宁德核电厂东护岸工程位于厂区东部，由南向北呈线形分段布置，北起排水口南至跳尾岛，全长约1133米，堤顶地面设计标高为10.0米。

为监测东护岸场地及胸墙施工期沉降量，营运单位在东护岸共设置了12个沉降观测点，监测起始时间为2007年7月初，到2011年10月对完工已逾3年的胸墙顶高程进行了复测。结果显示，胸墙顶标高与设计标高存在偏差。

经分析认为，东护岸及胸墙的沉降变形，含施工期护岸堤体固结沉降及下卧层沉降，沉降量较大，但沉淀曲线已呈现收敛稳定的趋势。营运单位根据分析结论提出了胸墙找平方案，即在“补平”已有沉降的基础上，根据沉降量预测再预留后期沉降余量。

问题的直接原因：护岸填石体及下卧土层固结沉降特性所致。土体下部砂层下存在第二海相沉积层，在护岸堆填荷载作用下产生沉降。

问题的根本原因：根据规范要求，斜坡堤胸墙应在抛石堤身和地基沉降基本完成后施工。但工程上考虑到防台需要，东护岸胸墙作为工程防台的重要工程措施之一，提前在沉降稳定（间隔较长时间）之前开始施工，设计考虑有找平层措施。由于厂址条件的特殊性，实际沉降量较大，根据未完全达到沉降稳定的观测数据，实际沉降量超过预留值，导致出现不满足设计标高问题。

处理措施：经专家咨询，目前东护岸结构稳定，沉降收敛，且呈进一步减小趋势，具备竣工验收条件；根据沉降数据分析及预测，预留沉降值可包络设计标高。审评人员认为，东护岸沉降速率虽然在逐步减小，仍有一定的沉降预期，且最大沉降点的标高仅超过设计标高约10厘米，需要持续监测。

十、福清核电厂一号机组控制棒抓具钢丝绳断裂事件

11月8日，福清核电厂一号机组101大修阶段，营运单位在按计划进行乏燃料水池燃料组件倒换过程中，当控制棒组件插入燃料组件约80厘米时，控制棒抓具钢丝绳断裂，控制棒连同抓具头一起在30℃常压静水中自由下落，控制棒组件掉入燃料组件中。

事件的直接原因：在操作过程中，当抓具抓头在高位时，钢丝绳受到横向剪切力最大，导致钢丝绳脱落出导向轮；由于两个导向轮间隙较小，钢丝绳被两个导向轮咬断。

事件的根本原因：抓具结构设计不合理，未考虑在抓具行程的起始和末端，钢丝绳所受的剪切力以及两个间隙较小的导向轮之间的咬合力。

处理措施：设计单位对事件进行分析，此次落棒发生时的环境、高度和重量均小于参考落棒试验，分析表明产生的冲击力小于参考试验值，且均小于分析的热态最大冲击力，不会造成燃料组件及控制棒损伤。现场对燃料组件、控制棒组件和配插的控制棒组件星形架进行了外观检查，未发现损伤。维修人员在更换钢丝绳并验证正常后完成相关组件倒换工作。对控制棒抓具进行改造，并对燃料操作相关规程进行升版。

十一、其他质量问题

下半年，核电厂建造过程中还发生了一些不符合设计要求和标准规范的质量问题，暴露出工程管理和质量控制等方面的不足，相关核电厂营运单位也制定了相应的整改措施，并予以落实。现将相关问题予以通告。

（一）核电厂仪控系统的共性问题。如，福清、昌江核电厂和方家山核电工程计算机信息与控制系统（KIC）异常导致操纵员工作站不可用问题。方家山核电工程、宁德核电厂均出现棒位和棒控系统（RGL）网关及电源模块故障问题。

（二）人员误操作问题时有发生。如，宁德、防城港核电厂因人员误碰触安全壳换气通风系统（EBA）风门，导致风门异常关闭的事件；福清核电厂无工作票作业导致主变跳闸问题等。

（三）多机组出现一回路因个别燃料破损导致放射性活度超标问题。如宁德、阳江、福清等核电厂均发生过碘-131活度值增加的问题。