汽輪機跳閘反應堆不停堆試驗瞬態分析與設計優化

武 杰，劉 非

（江蘇核電有限公司，江蘇 連云港222042）

1 停機試驗概述

汽輪機事故停機是機組運行期間比較常見的事件，在FSAR事故分析中該工況作為預計運行事故進行了分析。該工況的主要特點在于：汽輪機進汽截止閥迅速關閉后，流向汽輪機的蒸汽流量突然中止，導致蒸汽發生器二次側壓力迅速增加；由于反應堆熱量排出受阻，也導致一回路溫度、壓力、水位瞬時上升。因此，機組調節器的主要工作目標在于排出二回路多余的蒸汽（通過汽輪機旁排或大氣釋放閥），并降低堆功率以恢復一、二回路的平衡穩定狀態。

為驗證機組停機不停堆工況下的綜合響應能力，田灣核電站在1號機組功率啟動調試期間分別在3個功率平臺（50%FP,75%FP,100%FP）進行了停機不停堆試驗。其中50%FP功率平臺的停機試驗又分為兩個試驗：停機時汽輪機旁排動作和停機時汽輪機旁排閉鎖，大氣釋放閥動作試驗。后者在國內其他核電廠一般不做。而2號機組與1號機組相比，取消了75%FP功率平臺的停機試驗。

2 停機試驗的目的與驗收準則

2.11號機組100%FP功率平臺的停機試驗目的

（1）在汽輪機主汽門關閉時，綜合檢查主、輔設備的工作配合情況。

（2）檢查快速預保護APP, 反應堆功率限制系統RUPL, 反應堆功率控制器APC, 汽輪機功率調節器, 汽輪機旁排系統BRU-K, 一回路壓力調節器，穩壓器，蒸汽發生器液位調節器以及其他調節器的工作情況。

（3）獲取調整調節器的試驗數據。

（4）確定一、二回路主要參數偏離正常值的偏離量。

2.2 試驗驗收準則

（1）正常運行設備、預保護、工藝聯鎖的工作正常。

（2）在功率瞬態過程中，獲得了一、二回路參數的偏差量。

（3）通過快速預保護APP（根據觸發信號，6束控制棒自動斷電落入堆芯底部）,反應堆功率限制系統RUPL將核功率降至（35～40）%FP，然后由反應堆功率控制器APC自動維持在此水平。

（4）蒸汽發生器安全閥未動作。

（5）反應堆保護未動作。

（6）運行人員未干預自動調節和保護系統的工作。

3 停機試驗的實施

3.1 試驗準備

主要是試驗的組織管理和試驗技術條件準備。包括：確定試驗方案；分析控制和保護系統可能的響應；確定主要的風險與對策；檢查并確認試驗前組織、技術條件；合理安排人員對主要設備和控制參數進行監控。這些均反映在調試程序與《100%功率平臺下關閉主汽門試驗先決條件、風險分析與對策》中。

3.2 試驗前機組主要狀態

反應堆功率99.29 %；電功率1039.29 MW；一回路壓力15.44 MPa；穩壓器水位8.29 m；主蒸汽壓力6.01 MPa；蒸汽發生器水位2.4 m；旁排閥關閉; 機組主要調節器處于自動模式運行；反應堆功率控制器處于維持主蒸汽集管壓力模式；汽輪機功率調節器處于維持恒定電功率模式。

3.3 試驗前主要系統的可用性確認檢查

要求試驗前24 h內完成：

（1）汽輪機主汽門、調門和部分抽汽止回閥部分行程檢查，以防止試驗過程中供汽與抽汽相關閥門發生卡塞而導致汽輪機超速。

（2）通過試驗檢查汽輪發電機潤滑油泵、密封油泵根據低油壓備用泵啟動正常，以確保汽輪發電機惰轉過程中供油安全。

3.4 試驗主要風險與對策

試驗過程中主要風險與對策如下：

（1）快速預保護APP或者反應堆功率限制系統RUPL拒動，此時操縱員應該手動按下APP或PP1觸發按鈕以降低核功率。

（2）2號低加為混合式加熱器，其液位在功率變化時波動較大，在調試期間曾多次發生因2號低加液位波動導致機組狀態改變的事件，因此每次動態試驗都要給予重點關注。如果在停機試驗過程中發生2號低加液位高導致1級凝泵切除或者液位低導致2級凝泵切除，此時汽輪機旁排被閉鎖，堆操應注意監控大氣釋放閥與預保護PP1（一類預保護，控制棒以2 cm/s速度自動下插，直到觸發信號消失）動作，機操應及時恢復2級凝泵運行。

（3）防止除氧器液位過低，當除氧器液位低于1.7 m，操縱員應該手動通過預保護PP1按鈕下插控制棒以降低核功率，直到除氧器液位停止下降并開始回升。

3.5 試驗實施完成

2007年5月14日11:10:41，操縱員從主控室后配盤手動按下停機按鈕，試驗正式開始（該時間設為零時刻，后文中涉及參數變化相對該時刻計數）。隨后一回路依靠快速預保護APP和反應堆功率限制系統R U P L將反應堆降至40%，然后由反應堆功率控制器APC自動維持此功率水平在±1%誤差范圍內。二回路汽輪機旁排根據甩負荷信號立即打開，并最終將主蒸汽集管壓力維持在6.27 MPa。在11:25:00，機組主要參數達到穩定，試驗結束。

試驗參數由儀控系統自動在線記錄，后續數據處理與分析均基于儀控系統自動記錄的數據。

4 試驗瞬態過程主要數據分析

1號機組100%FP功率平臺的停機試驗瞬態過程和主要參數變化如下：

（1）根據汽輪機主汽門關閉信號，快速預保護APP立即動作，讓6束控制棒斷電并落入堆底，堆功率階躍降至54%FP。APP動作之后，在78 s內反應堆功率限制系統RUPL繼續插棒降功率至39.8%F P，降功率速率為0.26%F P/s。反應堆功率控制器APC根據RUPL動作信號立即投入維持核功率模式并暫時閉鎖對控制棒的控制信號。當APP與RUPL動作信號消失，APC立即恢復對控制棒的控制并維持核功率40%FP。之后為補償中毒效應，控制棒開始自動上提，以維持核功率在40%FP。其中核功率與控制棒棒位變化曲線見圖1,圖中APP動作后核功率的小突起是由于核功率快速下降引入的功率虧損，導致核功率又瞬間上升。

圖1 核功率與控制棒棒位變化曲線圖Fig.1 Curve of nuclear power varied with rod position

（2）發電機出口斷路器在6 s時自動斷開。

（3）汽輪機主汽門關閉后，主蒸汽集管壓力瞬間達到最大值6.61 MPa；4組（共8個）汽輪機旁排閥立即根據甩負荷信號打開，8個汽輪機旁排閥的開度2 s內達到74%～92%，并導致主蒸汽集管壓力迅速回落，在42 s，壓力達到最低值6.01 MPa；同時汽輪機旁排閥也迅速開始回關，并最終穩定在31%～38%開度，主蒸汽集管壓力也穩定在6.27 MPa。其中主蒸汽集管壓力與8個汽輪機旁排閥的開度變化曲線見圖2。

圖2 主蒸汽集管壓力與8個汽輪機旁排閥的開度變化曲線圖Fig.2 The curve of8 turbine side delivery valve openings varied with the pressure of main steam header

（4）堆芯壓力受一回路平均溫度影響，在14.3～15.5 MPa內波動，其中壓力第一次的突起陡升是由于汽輪機主汽門關閉后在汽輪機旁排沒有打開之前一回路排熱受阻導致，第二次突起是由于快速預保護APP控制棒組落入堆芯后，核功率迅速下降，由于功率虧損又引起核功率瞬間陡升，這導致堆芯壓力又瞬間陡升。穩壓器電加熱器也根據定值相應自動投、切。在550 s時堆芯壓力達到15.4 MPa。堆芯壓力變化曲線見圖3。

圖3 堆芯壓力變化曲線圖Fig.3 Core pressure variation curve

（5）穩壓器水位在8.4～5.9 m之間變化，400 s時穩定在6.0 m。堆功率快速降低導致一回路冷卻劑溫度降低并發生容積收縮，穩壓器液位開始下降，13 s時備用的小流量上充泵自動投入，上充流量從0.9 kg/s增加到3.4 kg/s。穩壓器液位偏差與化容系統（KBA）上充、下瀉流量見圖4。

圖4 穩壓器液位偏差與化容系統（KBA）上充、下瀉流量變化曲線圖Fig.4 Curve of the charging and letdown flow of chemical and volume control system (KBA)varied with the pressurizer liquid level deviation

（6）1～4號S G液位偏差在+120 m m到-130 mm之間變化，在550 s時1～4號SG液位恢復到接近額定值。核功率降低之后，SG所需給水流量降低，在268 s時3號主給水泵根據給水流量降低自動切除，在450 s時1號主給水泵根據給水流量降低自動切除。液位變化如圖5所示。前20 s的SG液位顯示陡降是由于二回路主蒸汽壓力在關閉主汽門后陡升，SG內汽泡被壓縮形成的虛假液位顯示。

（7）2號低加液位(根據下部液位計L C C16C L901)在37～1030 m m之間變化，500 s時穩定在485 m m。根據上部液位計LCC16CL903，2號低加液位在1050～1975 mm之間變化，360 s時接近試驗前初始值。2號低加液位低于2級凝泵保護切除整定值100 mm持續了36 s（從12 s到48 s），如果持續60 s，則2級凝泵會保護切除。2號低加上部液位計、下部液位計顯示液位和2號低加液位調閥開度變化曲線如下圖6所示。

（8）除氧器液位從初始值2.5 m降低到1.78 m（369 s）。在該液位穩定了156 s，然后液位開始以2 cm/min的速度回升。在47 s除氧器應急補水泵LCU07AP001根據除氧器液位低于2.3 m自動投入，在除氧器液位低于2.2 m時除氧器應急補水調閥LCU31AA201開始自動打開，隨后截止閥LCU31AA101、LCU31AA102也自動打開開始向除氧器應急補水。除氧器液位、除氧器正常供水調閥開度和應急補水流量曲線見圖7。通過該曲線可以看到，在除氧器液位降低的過程中，除氧器正常供水調閥開度不但沒有增加，反而減小，這時因為除氧器正常供水調閥在2號低加液位低于350 mm時進入保證2號低加液位工況，關小調閥以防止2號低加液位過低導致2級凝泵保護切除（由于除氧器水裝量大，能承受暫時的犧牲），當2號低加液位高于400 mm時再轉而恢復除氧器液位。

圖5 蒸汽發生器液位變化圖Fig.5 Variation of the liquid level of the steam generator

圖6 2號低加上部液位計、下部液位計顯示液位和2號低加液位調閥開度變化曲線Fig.6 Curve of the displayed liquid level of2# upper and lower liquidometers varied with2# liquid level adjustment valve openings

5 歷次停機試驗發現的問題與設計優化方案

圖7 除氧器液位、除氧器正常供水調閥開度和應急補水流量曲線Fig.7 Curve of de-aerator liquid level, opening of de-aerator normal water supply adjustment valve and emergency makeup flow

田灣核電站一期工程的設計與參考電站相比差別很大，并采用了全數字化儀控系統，自動化水平大大提高，工藝控制的許多邏輯都是全新設計，2號低加采用混合式加熱器也是首次，因此許多工藝與邏輯都在調試期間根據試驗驗證的結果進行了設計優化。下面對歷次停機試驗發現的問題與設計優化方案作一介紹。

5.1 2006年5月9日1號機組50%FP停機，旁排動作試驗

（1）發現的問題

由于瞬態過程中2號低加液位問題導致1級、2級凝泵先后切除。其中1級凝泵切除過程如下：主汽門關閉后，2號低加內壓力迅速下降（從-41 kPa降至-70 kPa；此時2號低加出口溫度L C A20C T001從65 ℃降至36 ℃），2號低加內上腔室壓力接近于凝汽器真空壓力（凝汽器真空壓力約為-94 kPa）；使得2號低加上部液位計引壓管線內水發生閃蒸（水此時的閃蒸溫度約為37 ℃），產生虛假液位，示值大于1980 mm，同時2號低加下部液位示值升高并大于950 mm，導致一級凝泵保護切除，聯鎖關閉旁排。主蒸汽壓力升高，導致PP1及大氣釋放閥動作。該故障的根本原因在于：a)2號低加提供的基于差壓的液位測量方式不能在瞬態工況下表征液位的實際狀態；b) 調節器回路LCC16DL901在該瞬態工況下不能完全滿足工藝系統控制要求；c)2號低加有效容積較小，無調節裕度，自穩定特性差，調節困難。

由于打開2級凝泵再循環閥門LCA24AA101的壓力定值回差過小，導致瞬態過程中2級凝泵出口壓力LCA20CP002 從1.93 MPa到1.99 MPa之間變化時再循環閥門LCA24AA101反復開關。

2號低壓加熱器抽汽擋板損壞,2006年9月11日在檢查2號低加狀態時，發現其內部對應的加熱蒸汽進汽口抽汽擋板，管口十字支撐架以及抽汽擋板限位裝置脫落掉入容器內，部分部件掉入系統內。

（2）優化方案

對2號低加液位計進行改造：將上部液位計、下部液位計的負壓側引壓管合并；對上部液位計的正壓側引壓管補水管線增加手動調節閥，實現對引壓管的補水，降低引壓管和測量平衡容器內的水溫；上述措施用于克服閃蒸。

增加根據2號低加高液位跳1級凝泵和低液位跳2級凝泵的延時時間。

將打開2級凝泵再循環閥門LCA24AA101的壓力定值回差值從0.01 MPa增加到0.07 MPa。

對于2號低壓加熱器抽汽擋板損壞，經分析，認為在設計上，對瞬態工況下介質的沖擊強度考慮不足，再加上機組的瞬態試驗較多，使得原設計的部件損壞。設計部門立即進行了重新設計并委托中方現場重新制作和安裝了損壞的部件，保證設備的正常運行。

（3）效果評價

通過2006年10月15日重做的1號機組50%FP停機，旁排動作試驗驗證了這些變更，能滿足50%FP甩負荷的瞬態要求。

5.2 2006年8月10日1號機組50%FP停機，旁排不動作試驗

（1）發現的問題

根據SG蒸汽管道壓力大于7.154 MPa發5 s脈沖信號讓大氣釋放閥開啟，在這5 s內大氣釋放閥已全開，導致SG蒸汽壓力迅速下降，隨后大氣釋放閥在維持SG壓力為（6.86±0.05）MPa工況下立即關閉，壓力升高后大氣釋放閥又重新打開，由于大氣釋放閥調壓速度過快，導致SG蒸汽管道壓力上下波動，大氣釋放閥也反復開、關（瞬態過程中共開關了6次），相應造成一回路的溫度、壓力、液位波動，同時也使蒸汽發生器液位、給水流量發生波動，給水調節閥反復開關。

2號低加上部平衡罐式液位計(LCC16CL903)在瞬態初期顯示不準確。

甩負荷后堆芯壓力升的過高，導致穩壓器粗噴淋閥打開，它的打開又導致了隨后壓力降的過低。

（2）優化方案

降低大氣釋放閥調壓的比例因子，由0.4改為0.15。

將2號低加上部平衡罐式液位計換為毛細管式液位計。

為降低穩壓器粗噴淋閥打開的持續時間，根據甩負荷信號讓穩壓器細噴淋閥提前參與堆芯壓力調節。

（3）效果評價

通過1號機組后續動態試驗以及2號機組50%FP停機，旁排不動作試驗驗證了這些變更，工作正常。

5.3 2006年12月22日1號機組75%FP停機，旁排動作試驗

（1）發現的問題

2號低加下部液位計小于100 mm持續了36 s，而如果持續時間達到40 s（當時的邏輯），則會跳2級凝泵。

除氧器液位降的過低，最低至1.43 m。

其中，除氧器液位過低由以下兩個原因導致：

由于除氧器液位調節器在2號低加液位低時強制轉入保2號低加液位工況，導致去除氧器的主調閥關小持續時間過長。

去除氧器的主調閥關小后，導致除氧器主供水調閥向啟/停調閥切換，更減少了向除氧器的供水量。

（2）優化方案

把2號低加下部液位計小于100 mm跳2級凝泵的延時從40 s增加到60 s，此時2級凝泵的汽蝕余量仍有保證。

通過調整比例和積分系數來增加2號低加液位調節器的動作速度。

改變2號低加液位整定值，原額定液位定值為600 mm,現改為520 mm。

優化除氧器液位調節器在2號低加液位低時強制轉入保2號低加液位工況的液位定值，從而減少除氧器的主調閥關小持續時間，來降低對除氧器液位的負面影響。

優化除氧器主供水調閥向啟/停調閥切換條件。改進后的除氧器主供水調閥向啟/停調閥切換邏輯為當同時滿足以下3個條件（原邏輯只需要滿足條件a），并延時2 min動作：a) 去除氧器凝結水流量低于170 kg/s (原定值為200 kg/s); b)除氧器液位高于2.3 m；c)去蒸汽發生器的總給水流量小于250 kg/s。該改進避免了在瞬態流量短時波動降低時，除氧器主供水調閥切換到啟/停調閥，從而導致除氧器供水不足。

（3）優化除氧器應急補水邏輯，通過提高應急補水的動作定值以及引入除氧器液位下降速率的條件，讓應急補水更早動作。

（4）效果評價

這些變更在隨后的1號機組75%FP甩廠用負荷試驗中得到驗證，2號低加與除氧器液位正常。

6 總結

通過對1、2號機組這些停機試驗的數據分析，對調節器進行了一系列優化、調整，尤其是2號低加系統，首次采用混合式加熱器，原設計其有效容積過小，調節裕度小，在瞬態過程中液位波動大，通過對其液位計與控制邏輯的優化，最終成功解決了這一難題，這也為后續其他動態試驗的成功完成掃清了部分障礙。這樣，機組在停機瞬態過程中在沒有任何人為干預的情況下可以自動保持在安全狀態，并自動維持機組主要參數在正常運行限值內，試驗的驗收準則完全滿足。