秦山核電廠孤網運行應急預案及改進措施1）

陳 望

(中核核電運行管理有限公司,浙江 海鹽 314300)

1 核電廠孤網運行介紹

1.1 孤網運行簡介

孤立電網簡稱孤網,是指由于線路故障、自然災害等因素引起線路跳閘后,導致包含一個或幾個電源的區域電網與主電網系統分開,所形成的孤立系統。當孤網內只有一臺發電機組運行時,稱為單機帶孤網運行。孤網內發電機組功率占比遠大于正常運行工況,且機組出力要隨系統內負荷的變化不斷進行較大幅度的調整,因此對機組運行狀態的控制提出了更高的要求,也使得機組面臨較大運行風險。另一方面,在電網發生事故后,如果能夠成功實現發電機組帶孤網運行,將大大縮短系統的恢復時間,減少經濟損失。

孤網系統形成及恢復穩定運行的過程,一般時間很短,主要可分為兩個階段[1]:

1)孤網形成初期。本階段電廠難以了解所處孤網的范圍和相關參數,且發電機功率與網內負荷極不平衡。此時電廠只能通過系統頻率或機組轉速等參數的變化來判斷系統的狀態,并需要及時、快速地實施干預操作,否則會有系統崩潰和機組停機的風險。

2)孤網運行階段。此階段系統運行已經平穩,孤網內負荷規模等參數可通過與調度溝通獲得。此時可根據機組的設計特性,結合調度指令,通過合理設置機組的自動調節裝置進行調節,確保系統穩定。

1.2 電網調頻原理

電網保持供電頻率穩定的機理是利用系統的自平衡能力,和發電機組調速系統的轉速反饋作用(一次調頻),及電網調度系統的轉速反饋作用 (二次調頻)等三種方式,改變發電機組的輸出功率,使功率和用戶負荷處于動態平衡,最終達到保障持續供電的目的。三種調頻方式的原理如下[2]:

1)自然調頻:指調速系統未動作時,僅靠電網自平衡能力來穩定頻率的過程。當出現功率、負荷不平衡后,電網中旋轉機械的動能會隨著頻率的變化而變化,以吸收或釋放部分能量來補償系統能量的變化,同時用電負荷也隨之變化,從而減緩頻率的波動。

2)一次調頻:指在調速系統給定值不變的情況下,在電網頻率按自然調頻過程變化的同時,調節系統探測到機組轉速的變化后,通過轉速反饋作用迅速調整各發電機組的輸出功率,以維持供電頻率穩定。一次調頻依靠原動機調速系統自動完成,其響應時間僅幾秒鐘,無需電網調度進行干預。

3)二次調頻:定義為通過改變調頻機組調速系統的給定值,改變其輸出功率使電網頻率回到額定值。

自然調頻和一次調頻是相繼發生的。在孤網運行方式下,如果一次調頻的靈敏度差,速度跟不上,將會使孤網的頻率發生大幅度波動或振蕩,以至于頻率崩潰。在一次調頻作用后,最終穩定頻率會偏離額定值。需通過調整預先指定的調頻機組的負荷設定值,使各機組的負荷變化量轉移到調頻機組上,同時將頻率恢復到額定值。

2 應對孤網運行工況的現況及行業經驗

相對于常規電廠,我國法律、法規對核電廠安全條件的要求更加嚴格,對核電廠廠內、外電源的要求極高 (具體見 《秦山核電廠技術規格書》)。核電廠的運行必須保證三大安全功能完好,確保不發生放射性外泄事故。一旦發生廠外電源性能降級,甚至電網故障導致核電機組帶孤網運行,將對機組的安全運行帶來極大威脅。因此盡管發生概率較低,對核電機組單機帶孤網運行的研究顯得十分必要。

2.1 220 KV系統運行方式

秦山核電廠共配置三條220 KV輸電線路,分別通過分列運行的兩條220 KV母線 (220 KVⅠ母、Ⅱ母)與浙江電網相連:秦塘2P59線與海塘變聯絡,秦躍2428線與躍新變聯絡,秦立2424線與立峰變聯絡。正常運行時秦塘2P59線、秦躍2428線接于220 KVⅠ母,秦立2424線接于220 KVⅡ母,220 KV母聯開關處于斷開位置。

2.2 應對孤網運行工況的現況

根據秦山核電廠與浙江電網的協議,正常運行工況下,核電廠不承擔系統頻率任務。但在事故情況下,核電廠應按照調度的要求參與系統調頻。秦山核電廠汽輪機數字電液控制系統采用的是上海新華控制工程有限公司的DEH-ⅢA汽輪機數字式電液控制系統。該控制系統是在20世紀80年代初期從美國西屋公司引進的,在我國應用廣泛。從其多年來的運行情況來看,暴露出了一些問題:

1)由于該系統只有一次調頻而沒有二次調頻功能,且其一次調頻功能需手動投入。因此在孤網方式下,系統甩負荷后機組轉速出現較大偏差時,不能快速消除轉速偏差,機組很難穩定在額定轉速下,OPC(汽輪機超速保護控制器)保護會頻繁動作。為確保汽輪機安全,無法限制OPC保護動作。其頻繁動作將成為機組運行較大的干擾源。

2)孤網運行時,系統及機組的自平衡能力較弱,需要良好的一次調頻性能才能維持轉速的穩定,如一次調頻有死區及調整幅度限制則無法實現其功能。秦山核電廠DEH-ⅢA控制系統的一次調頻功能自機組運行以來從未投入,且其設計死區較大 (±1.5 Hz),孤網運行期間無法有效調節汽機轉速。

而且自機組投運以來,僅在調試階段進行過甩負荷帶廠用電運行的試驗,至今未經歷過單機帶孤網運行的工況,缺少相關運行經驗。另外,電廠現有的規程體系,也沒有針對此工況的明確指導。因此在機組運行期間,運行人員一方面應加強機組狀態監控,確保機組穩定運行。還要針對機組面臨的潛在風險和類似的工況進行事故預想和分析,以便故障發生時能更從容的應對。

2.3 行業經驗

2018年3月9日,同樣采用DEH-ⅢA控制系統,也是以秦山核電廠為原型建設的恰希瑪核電廠所在地區電網頻率發生劇烈波動,恰希瑪核電廠4臺核電機組同時甩負荷至帶廠用電運行,但均未成功,導致先后停堆停機并全廠失電。通過本案例,可以對秦山核電廠同類型機組甩負荷帶孤網運行的情況有一個直觀的了解。

C1機組自動甩負荷后,隨后出現凝汽器不可用異常信號,閉鎖蒸汽旁路排放,導致主蒸汽管線壓力急劇升高,SG(蒸汽發生器)水位急劇收縮 (虛假水位),最終觸發SG低低水位停堆,并聯鎖停機。

C2機組自動甩負荷后,汽機瞬間轉速沖到3194 r/min,之后OPC反復動作5次,汽機轉速大幅度震蕩,調節很困難,無法穩定并收斂至3000 r/min左右的正常轉速。期間調門也反復開啟,旁排閥隨之反復動作。最終導致SG液位波動過大,因SG高高液位連鎖停機停堆。

C3機組自動甩負荷后,因運行人員對蒸發器水位干預不當,造成蒸發器水位低水位與汽水失配符合停堆;

C4機組自動甩負荷后,因出現循環水設備缺陷,出現凝汽器不可用信號,并觸發旁排閉鎖,導致蒸發器高高水位停機。

此次事件中,恰希瑪4臺機組甩負荷后孤島運行不成功主要原因為:孤島運行后重要控制、保護系統性能不可靠,以及運行人員技能不足。

3 孤網運行事故分析及應急預案

秦山核電廠所處的浙江電網,有時會根據檢修計劃安排進行線路檢修工作。工作期間,部分區域和線路會成為薄弱環節,一旦發生事故,會造成電廠外電源性能降級,局部區域電網與大電網脫開形成孤立電網,甚至導致電廠失去廠外電源,進入孤島運行。

如在2016年3月10至18日,浙江電網計劃進行興塘2433、嘉塘2434雙線同停檢修工作。期間秦山核電廠保持現運行方式不變,機組保持330 MW滿功率運行。因電網王店變與躍新變間的兩條線路 (王躍4460、店新4463線)有42%同塔架設,為電網最薄弱的環節。期間一旦王躍4460、店新4463線發生故障,可能導致兩條線路同時跳閘。此時因無繼電保護信號自動聯跳秦山核電廠220 KV各線路開關,機組將帶躍新變、海塘變、勤豐變、坎杜變運行,形成四站一廠的孤立電網。浙江電網受雙線同停檢修工作影響的區域見圖1。

圖1 浙江電網受雙線同停檢修工作影響的區域Fig.1 The zone of zhejiang power grid affected by the double-line si multaneous repair wor k

據浙江省調的技術分析,小系統內高峰負荷約50萬k W,發電機出力30萬k W,存在20萬k W的用電缺口。根據2016年浙江電網按頻率減負荷分配方案,地市供電公司按頻率減負荷容量按照2016年各市預計最高負荷的38%左右確定。所以在發生雙線同跳時如低周減載裝置動作正常,能夠成功自動切除20萬k W負荷,系統理論上有穩住的可能。

3.1 事故分析和預想

通過對行業運行經驗和機組性能的綜合分析,秦山核電廠發電機組進入孤網運行時可能出現以下情況:

1)孤網運行期間由于發電機功率、系統電壓、頻率,一回路核功率、平均溫度,SG水位、壓力等參數大幅波動,機組將進入運行瞬態。如故障發生時四站一廠孤立電網內所帶負荷大于機組出力,系統電壓、頻率將瞬間大幅下降,發電機轉速下降,功率可能突增,汽機調門開大。并可能因出現主泵低頻跳閘 (定值為47 HZ)等反應堆保護信號發生停堆、停機。如機組狀態能夠維持,隨著電網40%負荷低周減載裝置動作,電網頻率、電壓逐步恢復,可能出現高頻率、高電壓現象。

反之,若此時小系統內所帶負荷小于機組330 MW的出力,則會造成機組甩去部分負荷,OPC保護可能頻繁動作。蒸發器水位也會隨之大幅波動,可能會造成停機停堆。

2)機組進入孤網運行時過程中,若此時主變母線側2001 M開關、主變2001B開關未自動斷開,則DEH-ⅢA控制系統將繼續保持負荷控制狀態,不能自動或手動切至轉速控制,自動維持機組3000 r/min的正常轉速。若因小系統負荷小于機組當前出力發生甩負荷,汽機轉速會迅速升高。當汽機轉速達到OPC動作保護定值(103%額定轉速,3090 r/min)后,再熱調門、調門自動關閉,以減少汽機進汽,防止超速,待汽機轉速恢復至3000 r/min后調門將重新開啟。在此過程中OPC保護將頻繁動作,直到機組負荷降至與小系統負荷相匹配,孤網系統的頻率將在50～51.5 Hz(對應100%～103%額定轉速)之間頻繁波動。

3)因孤網系統內的用戶負荷是隨時波動的,期間只能根據系統電壓和頻率等參數變化,通過設置DEH-ⅢA控制系統中機功率的目標值進行升、降負荷操作,跟蹤用戶負荷變化,維持系統參數運行在限值以內。如因瞬態過程中DEH-ⅢA汽輪機調門參考超過閥限造成出系,汽輪機目標功率值與給定值存在一定偏差,影響控制的精確性。應在降負荷至目標值左右后由操縱員手動停止降負荷,在調門參考穩定后投入I MP回路、MW回路,并修改閥限至對應值。

4)機組孤網運行期間,由于興塘2433、嘉塘2434和王躍4460、店新4463線均不可用,機組將僅有秦立2424一路廠外交流電源,需執行秦山核電廠技術規格書的相關規定:如在功率運行期間失去一路廠外電源,72 h內不能恢復,需在6 h內降模式至4 A,并在隨后的30 h內降模式至冷停。

如孤網運行期間因機組狀態難以控制,如OPC保護頻繁動作造成蒸發器水位大幅波動、發電機電壓和頻率等參數超限,繼電保護、反應堆保護動作或設備發生故障等原因,造成自動或手動停機、停堆。因此時電廠僅有秦立2424一路廠外交流電源,應按照秦一廠技術規格書,以及 《反應堆啟動》程序的要求,在不具備兩條獨立廠外電源時,不能進行反應堆重新臨界和機組并網的操作。

3.2 事故應急預案

根據以上事故分析和預想,以及省調下達的風險預警單的要求,一旦電網線路檢修期間秦山核電廠當班運行人員發現發電機功率、電壓、頻率等參數發生大幅波動,判斷為因王躍4460、店新4463線發生線路跳閘導致機組進入孤網運行,立即匯報省調,向其確認電網40%低周減載裝置動作及網內負荷切除情況。并根據實際情況執行以下步驟:

(1)機組進入孤網運行后發生停機停堆

如機組進入孤網運行工況后發生自動或手動停機停堆,則立即執行 《停堆或安注》等事故應急運行規程,確保機組安全停堆,廠用電切至啟備變運行。并啟動 《應急瞬態響應》等應急管理程序,根據技術規格書的相關規定,執行相應退防措施。向省調進行及時匯報和溝通。

(2)機組進入孤網運行后能夠保持穩定運行

若機組進入孤網運行,甩去部分負荷后能夠保持穩定運行,則執行以下步驟:

1)立即向省調申請,以最大速率快速降負荷 (10～15 MW/min),直至機組功率與網內實際負荷相匹配 (通過發電機功率大表與汽輪機功率一致,系統電壓、頻率等參數恢復至正常范圍來確認)。降負荷期間當班值注意控制機組狀態,保持一二回路平衡。

2)在機組功率相對穩定后,操縱員根據發電機、系統電壓、頻率等參數變動情況,執行運行規程,手動調節汽輪機轉速及功率,進行系統調頻調壓,保持參數穩定在正常范圍。

3)根據省調指令,經同期裝置合母聯2012開關,將機組所帶小網與浙江大網并列。注意并列前將小系統周波及電壓調節至與大網相近 (允許頻率差不超過0.5 Hz,允許電壓差不超過20%)。并列后控制秦立2424線潮流盡量小。

4)后續根據省調試送王躍4460線、店新4463線以及進行嘉塘2434線、興塘2433線復役的情況,執行技術規格書相關規定。如在72 h內王躍4460線、店新4463線或嘉塘2434線、興塘2433線有一路恢復運行,則按照省調指令要求,將秦塘2P59線倒至220 KVⅡ母運行、秦立2424線倒至正母運行后,分開母聯2012開關,恢復兩路廠外交流電源的正常供電方式。同時應注意同省調溝通,向其確認躍新變、海塘變、勤豐變負荷控制以及相關預案的執行情況。

5)如在72 h內王躍4460線、店新4463線或嘉塘2434線、興塘2433線均無法恢復運行,則執行技術規格書運行限制條件3.8.1,向省調申請,機組降功率、解列并執行退防操作。直至后續外部條件滿足后機組重新啟動、并網。

4 改進建議

從行業經驗反饋看,新華公司也已經意識到了DEH-ⅢA系統的不足,并改進了控制方案,但從應用效果看不理想。本文綜合現有行業經驗,簡要介紹秦山核電廠發電機組在面臨孤網運行風險時應采取的改進措施[4]。

4.1 自動裝置設置

孤網運行時,當負荷量比發電機組最大出力多時,僅僅依靠發電機組的調節性能,不能使孤網穩定,需要低頻減載裝置動作切除部分負荷來抑制頻率的下降。當低頻減載全部動作后,仍然不能抑制頻率的下降,可通過低頻解列裝置動作,使孤網穩定。該方案要求機組解列后所帶的負荷比發電機組發出的功率小一些,整定值要比孤網內的低頻減載的最低值小,以便于頻率的恢復。制定解列區域時,要盡量避免在解列區域內進行低頻減載,免得在形成孤網時的解列點處的負荷被過多切除,加重功率的不平衡。

4.2 一次調頻設置

根據一次調頻的工作原理以及綜合其他電廠的先進運行經驗,在孤網運行期間投入一次調頻并設定合適的參數,是有利于對電網和機組的狀態控制的。為提高一次調頻投入后的控制精度、靈敏度及穩定性,針對具體情況,提出以下改進措施:

1)減小調差系數,以增強機組一次調頻能力。較小的調差系數能有效減少頻率的超調量和穩態頻率偏差,有利于避免因頻率變化過大引起OPC動作,導致頻率大幅振蕩。

2)增大調頻限幅,以抑制頻率上升。為避免機組超速,充分發揮一次調頻功能,在加負荷方向上可設置適當的限制,必要時可取消一次調頻限幅。

3)減小調頻死區,以改善頻率的動態響應。過大的一次調頻死區會降低頻率的穩定性,可在形成孤網時將調頻死區設置為零。當孤網運行穩定后,適當增加系統的一次調頻死區,如恢復到與正常運行的值,以避免因頻率波動導致調節系統反復動作。

4)修改超速保護限制。因OPC保護 (定值為103%額定轉速)的超速限制功能易引發系統振蕩,甚至造成全網停電,可適當提高OPC動作定值,降低動作頻度。

4.3 加強人員培訓

由于秦山核電廠自機組投運以來,僅在調試階段進行過甩負荷帶廠用電運行的試驗,至今未經歷過單機帶孤網運行的工況,缺少相關運行經驗。電廠現有的規程體系,也沒有針對此工況的明確指導。因此應加強對運行人員對相關技術資料和運行經驗反饋的培訓,利用全范圍模擬機等技術手段,模擬事故場景,練習控制瞬態下機組狀態的操作,促進運行人員不斷提高應對孤網運行工況的技能和操作水平,掌握操作要點,以便故障發生時能更從容的應對。

5 結 論

浙江電網進行線路檢修工作期間,秦山核電廠320 MW機組廠外電源運行可靠性下降,機組面臨進入孤網運行的風險。單機帶孤網運行時,系統及機組的自平衡能力較弱,需要良好的一次調頻性能才能維持轉速的穩定。而秦山核電廠汽輪機DEH-ⅢA的一次調頻功能自機組運行以來從未投入,且設計死區較大 (±1.5 Hz),孤網運行期間無法通過該功能有效調節汽機轉速。而且缺少相關運行經驗。因此應結合行業經驗,針對秦山核電廠汽輪機DEH-ⅢA控制系統的不足,采取進行DEH系統改造,投入一次調頻并設定合適的參數等措施,提高機組應對孤網運行的能力。同時應加強培訓,督促相關人員學習相關技術資料和運行經驗,利用全范圍模擬機等技術手段,模擬事故場景,安排運行人員練習控制機組狀態的操作,促進運行人員不斷提高應對孤網運行工況的技能,在故障發生時能更從容的應對。