核電站甩負荷孤島運行試驗

董毓暉，徐瑩琳

(華能山東石島灣核電廠，山東 榮成 264312)

全甩廠外負荷試驗，又稱孤島運行試驗，是核電廠調試階段中重要的綜合瞬態試驗項目之一，對維護核電機組安全有著特殊意義。50%FP功率水平甩負荷孤島運行試驗是核電機組在功率平臺試驗中開展的第一次甩負荷試驗，也是考驗機組控制棒、旁排閥和OPC在調節系統的作用下共同參與、聯合協調動作的能力。

該試驗目的就是驗證電廠控制調節系統從50%FP功率水平甩負荷到廠用電期間及之后，機組維持及恢復主要參數在其正常運行范圍內的能力［1］;同時也是對反應堆熱工水力設計，一、二回路控制系統設計是否匹配及參數優化結果的綜合檢查，以及為下一步機組進行100%FP功率水平的甩負荷孤島運行試驗提供安全、穩定、可靠的保證，對整體調試進程起著承上啟下的作用。本文對國內某核電機組開展的三次甩負荷至廠用電試驗進行了分析。

1 試驗介紹

該試驗建立在機組已具備初步綜合運行能力的基礎上進行。具體包括反應堆功率調節系統、穩壓器壓力和水位控制系統、蒸發器水位控制系統(包括主給水泵轉速調節系統)、主蒸汽旁路排放系統、大氣釋放控制系統、汽機調節系統(DEH)、發電機勵磁調節系統及其它相關調節系統應在各功率平臺下(15%、30%、50%、75%FP等)進行過穩態和瞬態試驗;機組部分綜合性試驗，如10%FP階躍、5%FP線性變化、停機不停堆、緊急停堆等試驗也應在相應功率平臺下成功實施;另外針對機組的保護，包括保護定值、保護系統的邏輯響應及性能都進行了充分的驗證(如反應堆保護系統、專設安全設施系統、穩壓器安全閥、主蒸汽安全閥、汽輪機超速保護等)。

試驗實施前機組初始工況要求如下:

1)機組穩定在50%FP、100%FP功率水平下運行，反應堆功率、一回路溫度壓力、蒸發器水位和流量等各參數平穩。

2)電廠調節系統，包括反應堆功率調節系統、穩壓器壓力控制系統、穩壓器水位控制系統、蒸發器水位控制系統(包括主給水泵轉速調節系統)、主蒸汽旁路排放系統、大氣釋放控制系統、汽機調節系統(DEH)、發電機勵磁調節系統及其它相關調節系統都處于自動運行方式;汽機保護、發電機保護、反應堆保護和專設安全設施系統正常投入;應急柴油機處于熱備用狀態。

試驗方法:斷開500 kV開關站5032和5033開關，如圖1所示，使機組與外電網失去連接，由發電機自帶廠用電向維持機組運行的廠用設備供電，所帶負荷約占滿功率6%［2］。

圖1 電氣接線簡圖Fig.1 Electrical wiring diagram

在機組甩至廠用電后，運行和試驗人員應確認下列現象是否滿足試驗驗收準則要求。

1)反應堆冷卻劑平均溫度上升，控制棒自動下插，反應堆功率快速下降，直至最終功率整定值20%FP。

2)在失去廠外負荷后，主發電機自帶廠用電，約6%FP。

3)汽輪機轉速上升，OPC動作正常，汽輪機轉速最終穩定在2995～3005 r/min。

4)穩壓器壓力、水位上升，穩壓器噴淋閥開啟，最終穩定在運行區域，瞬態過程不觸發穩壓器壓力或水位停堆保護動作，穩壓器安全閥未動作。

5)主蒸汽壓力上升，汽機旁路排放閥動作(溫度模式)，最終穩定在6%功率水平下的蒸汽壓力(滑壓)，大氣釋放閥、主蒸汽安全閥未動作。

6)其它控制系統，如蒸汽發生器水位控制系統、除氧器水位控制系統、發電機勵磁自動調節系統等響應正常，相應參數控制在運行范圍內。

當機組在帶廠用電工況穩定運行一段時間后，記錄相關參數(核功率、電功率、汽機轉速、控制棒棒位、一回路平均溫度、蒸發器水位、主蒸汽壓力、穩壓器水位和壓力等)，同時檢查系統設備運行狀況，待其穩定后再通過5032/5033開關重新并網，并按計劃提升功率，整個試驗結束。

2 試驗過程中機組運行特點

國內核電機組大多只帶基本負荷運行，不參加電網調峰，在帶負荷運行工況下，一、二回路之間的相互關系為“堆跟機”控制方式。正常功率運行工況下，反應堆功率隨汽輪發電機組帶基本負荷，保持在相應穩定的功率水平下運行;而對于瞬態工況(如甩負荷工況)，反應堆必須具有一定的響應能力，既要確保反應堆自身的安全運行避免不必要的反應堆保護動作，又要為汽輪發電機組帶廠用電提供匹配的熱功率。

針對100%FP甩廠用電瞬態工況，汽輪發電機功率從100%FP(650 MW)降至6%FP(39 MW)過程中，汽輪機負荷的變化通過汽輪機主調節門的快速調節響應實現，反應堆則通過控制棒的調節實現功率變化，但在瞬間由100%FP功率降到與廠用電對應的核功率是有困難的，因此這些瞬間過剩的熱功率必須通過主蒸汽旁路排放調節系統(GCT－C)進行排放［3］，提供虛假負荷并逐步地下插控制棒使堆功率降至最終功率設定值，完成瞬態響應。其它調節系統在機組甩負荷過程中，隨各相關物理量的變化而產生不同的響應變化，這種變化既是綜合的也是相互關聯的。機組在甩負荷過程中的調節系統的響應如圖2所示。

當電網故障迫使機組處于孤島運行方式時，要盡快聯系電網恢復并網，以避免汽機跳閘導致出現喪失廠內電源、停堆并轉入自然循環等不利工況。

圖2 機組在甩負荷過程中的調節系統響應Fig.2 Regulator system response unit in load rejection process

3 甩負荷試驗出現的問題及處理

1)50%FP下第一次甩負荷孤島試驗。儀表控制裝置某邏輯信號接反，導致無信號輸出，旁排GCT－C(凝汽器旁排)沒有打開，GCT－A(大氣旁排)打開，造成蒸汽母管壓力偏高且流質損失，情況緊急。后經手動打開GCT－C，并手動插棒降功率，避免了超溫停堆，試驗失敗，后經OPC動作9次后將汽機穩定在3000 r/min。

2)50%FP下第二次甩負荷孤島試驗。經更正儀表控制裝置邏輯，在此次孤島甩負荷過程中，GCT－C及時打開，自動插棒降堆功率至20%FP且狀況穩定。但出現OPC動作頻繁，GCT－C閥門突開突關，汽輪機轉速振蕩的情況。后經主控操作員進一步降低核功率，穩定機組狀態，將GCT－C由T模式切換至P模式后機組穩定，然后重新并網并升功率至280 MW。

事后統計，OPC共動作34次，對調門壽命極為不利。OPC油路每動作一次，轉速由3079 r/min降至3020 r/min，2.4 s之后，建立油壓，高調門重新開啟，轉速重新沖至3079 r/min，如此反復。過程曲線如圖3所示。

圖3 過程曲線Fig.3 Process curve

從圖3曲線不難看出，流量請求信號，即調門接收的命令剛開始就不正確，甩負荷瞬間，流量請求信號增大上揚，這與邏輯設計初衷是不符合的。相關控制邏輯如圖4所示。

邏輯設計初衷為斷路器解列后，功率控制回路切換至轉速控制回路，流量請求信號輸出為零，調門關閉，2.4 s后，調門重新接收流量請求信號開始開門，正常情況下，OPC動作兩次就可以穩定轉速。但從實際的動作曲線可以看出，流量請求信號奇怪地上揚，而且并沒有變為零，而是在降至原值70%后重新上揚，導致調門接收較大的開門信號，轉速快速上升邏輯圖中粗線部分是出問題的部分，控制回路切換后流量請求信號為粗線部分輸出值，它先變大且未輸出零值。

圖4 控制邏輯Fig.4 Control logic

經儀控人員對T模塊分析，發現T模塊內部跟蹤速率影響了本模塊的動態特性，直接導致切換跟蹤出現問題。當跟蹤速率為2.5 s時，切換條件具備后，切換模塊輸出值會升至切換前的輸出限值，然后再慢慢下降，最后穩定在正確的輸出值，而保持脈沖只有1 s，模塊輸出還未降至零值。

3)100%FP下第三次甩負荷孤島試驗。在停機小修過程中，進行信號模擬試驗，將模塊內跟蹤速率改為無窮大或將內部跟蹤功能屏蔽后，切換條件具備，該模塊輸出正確。另外，通過實測高壓缸進氣流量，經對比發現某主蒸汽調節閥的閥孔開度與流量請求信號不匹配，經調整后，100%FP下第三次甩負荷孤島試驗成功。

4 甩負荷試驗過程中各參數的響應

甩負荷過程中，許多物理參數根據其固有規律發生變化，但隨后在調節系統的作用下限制了這種瞬態變化的繼續發展，并通過各種收斂的自穩作用使物理參數回歸到正常值或另一穩態［4］。現對100%FP甩負荷過程中一些重要的物理參數變化和調節系統作用下參數的后續變化做簡要分析。各參數變化趨勢如圖5所示，其中趨勢曲線從上至下依次為汽機轉速、發電機有功功率、給水泵轉速、核功率、D棒棒位、主給水流量、OPC動作、穩壓器水位、蒸汽發生器水位、發電機無功功率、發電機電壓、發電機電流。

從圖5中可以看出各參數波動的關聯趨勢。

4.1 汽輪機轉速響應

圖5 各參數變化趨勢Fig.5 Parameters variation trend

操作員手動斷開5032/5033開關后，發電機組與電網斷開，發電機輸出功率由650 MW迅速降到39 MW左右，汽輪機由負荷控制模式轉為轉速控制模式。OPC動作及汽輪機轉速變化如圖6所示，其中從上到下依次是:OPC動作、汽輪機轉速。

圖6 OPC動作及汽輪機轉速變化趨勢Fig.6 OPC action and turbine speed change trend

汽輪機轉速在10s內上升至最高點3100 r/min，即額定轉速的103.3%。經分析，超速的主要原因有調節閥關閉響應時間(毫秒級)、汽水分離再熱器蒸汽存量等，造成了瞬態發電機動力矩大于阻力矩，從而導致發電機升速。

在此過程中，OPC一共動作3次，對應前3次汽輪機轉速下降。第四次汽輪機轉速下降并最終趨于穩定，它完全由PID調節，OPC不再參與。

對于OPC而言，其內部存在功率不匹配的負荷預測邏輯:5032/5033開關斷開后，當＞30%時，直接觸發OPC動作，使調門關閉，減少了調門響應滯后時間，避免了機械超速保護動作。另一方面，在OPC動作后，汽輪機轉速最低降至2950 r/min。此過程中要防止OPC指令恢復過慢觸發6 kV母線的低頻保護動作。(注:該保護基于6 kV母線上帶載電機的過流保護。)

4.2 發電機出口的各參數響應

與電網解列后，并網時采用的PSS(功率穩定系統)自動退出運行。由于汽機帶動發電機轉速發生變化，因此AVR(自動勵磁系統)參與調節。

由于轉速突然升高，發電機出口端電壓有階躍，隨后在 AVR的作用下趨于穩定。同時在汽機的轉速調節作用下，輸出有功功率自動和廠網負荷匹配。發電機輸出功率及出口電壓變化趨勢如圖7所示，其中從上至下依次是發電機轉速、發電機有功無功、發電機出口電壓。

圖7 發電機輸出功率及出口電壓變化趨勢Fig.7 Generator output power and output voltage variation trend

4.3 反應堆功率變化

值得注意的現象是反應堆功率在3 s內略升高2%左右。原因是甩負荷后汽輪機轉速升高，使發電機的頻率上升，主泵轉速跟著上升，導致冷卻劑流量瞬時增大，更多冷水流入堆芯引入正反應性。主泵轉速隨頻率的響應趨勢如圖8所示。

圖8 主泵轉速隨頻率的響應趨勢Fig.8 Trend of main pump speed with frequency response

在圖8中，從上至下依次是發電機頻率、主泵轉速1和2。

4.4 一回路的參數變化

試驗開始后，由于汽機調門瞬時關閉，此時GCT－C尚未打開，加上反應堆功率瞬時升高，導致Tavg在15 s內上升至最高值。隨后在調節系統的作用下，一回路溫度最終穩定在與廠用電功率對應的參考平均溫度Tref上。一回路溫度壓力的變化趨勢如圖9所示。

圖9 一回路溫度壓力的變化趨勢Fig.9 Change trend of temperature and pressure of a loop

圖9中從上至下依次是汽機轉速、一回路溫度、穩壓器水位、一回路壓力。

4.5 控制棒位的超調恢復

由于存在一、二回路功率失配前饋信號，調節棒組先以最大速度(72步/min)進行快插，隨后插入速度減慢，核功率超調引起調節棒自動提升。甩負荷后1h內的參數響應及恢復情況如圖10所示，從上至下依次為甩負荷時刻點、D棒測量棒位、核功率、一回路壓力、穩壓器水位、一回路平均溫度。

圖10 甩負荷后1 h內參數響應Fig.10 Parameters response within 1 hours after load rejection

由圖10可見，穩定后一回路壓力不變，而穩定后的穩壓器水位和一回路溫度則對應到20%FPR。

4.6 二回路參數變化

OPC動作使調門關閉，氣源減少，汽輪機進氣壓力會略有下降，2.4 s后調門打開，汽輪機進氣壓力回升。通過分析歷史庫數據，發現汽輪機進氣壓力變化曲線與汽輪機轉速變化曲線一致，其主要原因在于甩廠用電后，汽輪機調節處在轉速控制狀態。二回路的參數變化如圖11所示，從上至下依次為汽機轉速、SG水位1和2、主蒸汽母管壓力、主蒸汽流量、SG給水流量1和2。

圖11 二回路的參數變化Fig.11 Variation of two loop parameters

由圖11可見，OPC動作瞬間，主蒸汽流量大幅減小，主蒸汽母管壓力增加，SG內氣泡被壓縮，其水位反而略有所下降。由于給水調節閥是“蒸汽流量－SG水位－給水流量”的三沖量調節，因此給水流量減少，極大地避免了水位波動情況。

4.7 主蒸汽旁路排放閥的響應

主蒸汽旁路排放系統GCT－C共分為3組12路，總設計排放量為85%FP，設快開和調節開啟兩種方式，開度閾值各不相同。此時為高功率下的Tavg控制模式(低功率下為P控制模式)。GCT－C的Tavg(平均溫度)開度控制模式如圖12所示，從上至下依次為汽機轉速、GCT1＆12開度、蒸汽母管壓力。

圖12 GCT－C的Tavg(平均溫度)開度控制模式Fig.12 GCT－C Tavg(average temperature)opening control mode

由圖12可見，主蒸汽母管參數略有升高，這與壓水堆的折中運行方式相吻合。隨著一回路平均溫度的下降，GCT－C依次關閉。

5 結論

1)反應堆控制棒、汽機調門、旁排閥是完成一、二回路負荷匹配的重要手段，它們之間可采用Tavg和Tref作為關聯信號。

2)核電機組在100%FP工況下和外電網解列后，反應堆、汽輪發電機及相關輔助熱力系統均能做出合理響應，未觸發停堆、停機、一/二回路安全閥開啟、大氣釋放閥開啟。

3)電廠調節系統反應迅速，僅通過3次OPC動作，就能夠及時有效地限制瞬態發展，并最終將機組穩定在帶廠用電工況下運行。

［1］ 張志勇.汽輪發電機組的甩負荷試驗及其經驗［J］.華北電力技術，1997(10):1014.ZHANG Zhiyong.Load rejection test of turbines and its experience［J］.North China Electric Power，1997(10):10 14.

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