核電廠甩廠外負荷試驗重要參數響應分析與典型風險及對策

龐 偉

(中國中原對外工程有限公司，北京 100044)

1 試驗簡述及過程分析

1.1 試驗目的

本試驗的目的是驗證在97%FP迅速降負荷到廠用電期間或之后，驗證電廠控制系統維持和恢復主要參數在正常運行范圍的能力(通常該試驗在機組50%FP及97%FP各進行一次，本文針對97%FP平臺試驗進行描述。50%FP平臺該試驗參數變化及風險分析與本文描述類似)。試驗應滿足相應運行準則要求。

1.2 試驗過程分析

本試驗通過斷開500 kV高壓斷路器，高壓斷路器打開觸發生成最終功率整定值，并生成Tref(參考平均溫度)值。高壓斷路器斷開后，汽機不跳閘，實現汽輪發電機帶廠用電運行。

瞬態發生后，一回路功率通過溫度調節棒(R棒)和功率補償棒(G棒)的自動控制來匹配二回路負荷，并實現一回路平均溫度穩在Tref值上。二回路功率通過TSC(汽機旁路排放控制系統)排放閥開啟，排出一回路熱量并最終穩定在最終功率整定值。

機組帶廠用電運行一段時間后，重新與外電網并網，之后升功率并穩定運行。

2 試驗中主要控制系統響應分析

2.1 汽機數字電液控制系統

在500 kV斷路器斷開后，DEH(汽機數字電液控制系統)甩負荷識別模塊立即識別出帶廠用電運行工況(500 kV斷路器斷開和負荷快速降低)，立即切換至“轉速控制模式下的負荷運行”邏輯，以實現汽輪發電機組帶廠用電負荷運行并保持轉速的穩定，并在該模式下調節轉速實現試驗結束后的同期并網。

同時，為防止甩負荷瞬間汽機超速，上述邏輯會快關汽機調門，但由于機組出力急劇降低，而調門快關存在一定響應時間(汽機電液系統響應時間+閥門自身快關時間)，會導致汽機轉速急劇上升。隨后由于進汽量的減小而迅速下降，在調門快關指令消失后，調門在DEH轉速回路的自動調節下將汽機轉速穩定在1500 r左右(半轉速汽輪機)，負荷為廠用電負荷，約70 MW。

2.2 TSC系統

旁排系統(溫度模式)控制基于Tavg(一回路平均溫度)與Tref之間的溫差ΔT來控制旁排閥的開啟模式(快開/調節開)及開啟數量。在機組滿功率甩廠外負荷瞬態時，汽機調門快關引起汽機沖動級壓力急劇降低，由汽機沖動級壓力換算而來的反映機功率的參考平均溫度也急劇降低，ΔT產生并較高，并觸發全部旁排閥(三組共12個)快開，為核蒸汽供應系統提供假負荷。

隨著功率調節系統的作用(詳見2.3描述)，反應堆核功率逐漸降低，一回路平均溫度也逐漸降低。DEH轉速控制穩定后，汽機沖動級壓力也穩定在較低的水平，Tref也相應維持在較低水平。ΔT仍為正值，但會持續降低，旁排閥也陸續關閉(快開消失、調節關閉)，所提供的的假負荷逐漸減少，實現一、二回路的平衡。

2.3 反應堆功率調節系統

反應堆功率調節系統同樣是基于ΔT對控制棒下插及棒速進行調節。瞬態發生時，R棒和G棒以較快棒速下插，堆功率也以較快的速度下降(大約30%FP/min)。這也會引起Tavg的持續下降。

上段描述的過程不會持續較長時間，為保證堆功率調節不會產生較大超調，控制棒下插速率會降低，核功率下降速率也會降低，并穩定在最終功率定值附近。

2.4 主給水調節系統

試驗前及試驗過程中，主給水控制由大閥調節[若最終功率穩定在較低水平，則可能發生大小閥切換，可能造成SG(蒸汽發生器)水位波動，應盡量避免此種情況發生]。

瞬態后，主蒸汽壓力會產生短時間的上升和下降(旁排閥開啟前后)，SG背壓的短時較快的變化會導致SG二次側給水發生收縮和膨脹，產生SG虛假水位。大閥也會由于SG虛假水位的原因產生相應的動作，但虛假水位會很快消失，大閥也會恢復至接近試驗前開度。此過程中虛假水位的產生是不可避免的，通常只要旁排閥能夠正常快開，SG背壓也能夠較快恢復正常，虛假水位也隨之消失。

SG的程序水位是汽機沖動級壓力的函數。由于調門開度急劇降低，汽機沖動級壓力降低，SG程序水位也降低。三沖量調節主調節器(水位調節器)最終將SG水位穩定在程序水位附近。

由于主蒸汽流量隨旁排閥的關閉而逐漸降低，給水三沖量副調節器(給水蒸汽流量匹配調節器)將調節大閥開度使給水流量匹配蒸汽流量。

2.5 穩壓器壓力及水位控制系統

一回路壓力及穩壓器水位主要受Tavg變化影響。穩壓器比例噴霧閥及電加熱器將維持穩壓器壓力穩定在15.4 MPa左右；上充流量調節閥將在穩壓器水位控制系統的自動調節下,將穩壓器水位維持在相應Tavg的程序水位上。

在瞬態初期，Tavg將有短暫的小幅上升(詳見3.3節描述)，并引起穩壓器壓力的上升。盡管壓力的上升會引起穩壓器水位的收縮，但反應堆冷卻劑溫升引起的冷卻劑膨脹仍會導致穩壓器水位的短時上升。

3 試驗中重要參數變化趨勢分析

3.1 主蒸汽壓力

根據2.2節描述，試驗中主蒸汽壓力將出現短時上升，在旁排閥快開完成后壓力恢復。并逐漸穩定在試驗穩定后功率水平對應主蒸汽壓力水平下(約30%FP下的主蒸汽壓力)。

3.2 堆功率及一回路平均溫度

根據2.1節描述，試驗中堆功率水平將持續下降并穩定在最終功率穩定值附近，但功率下降速率呈現先快后慢的過程；Tavg的變化趨勢基本與堆功率一致，不同在于瞬態剛發生時，由于蒸汽流量的短時減少，從一回路帶走的熱量減少，Tavg會有短時上升。見圖1。

圖1 甩廠外負荷過程中堆功率及一回路平均溫度變化趨勢示意圖Fig.1 Schematic of the change trend of reactor power and the Tavg during the process of the house load test

3.3 SG水位

根據2.1節描述，試驗中SG水位首先會經歷瞬態后背壓變化引起的急劇收縮(虛假水位)，隨后恢復，并在給水三沖量調節及主給水泵轉速自動調節的控制下，將水位穩定在甩負荷后相應功率水平下的程序水位上，見圖2。

圖2 甩廠外負荷過程中SG水位變化趨勢示意圖Fig.2 Schematic of the change trend of the SG level during the process of the house load test

3.4 一回路壓力及穩壓器水位

根據2.1節描述，試驗中一回路壓力和穩壓器水位都會先經歷瞬態后的短時上升(Tavg上升引起)，隨后穩壓器壓力穩定在15.4 MPa左右，穩壓器水位穩定在相應Tavg對應的程序水位上，見圖3。

圖3 甩廠外負荷過程中一回路壓力及穩壓器水位變化趨勢示意圖Fig.3 Schematic of the change trend of the PRZ pressure and level during the process of the house load test

4 試驗主要風險分析及對策

4.1 汽機停機風險

4.1.1 風險分析

1)試驗甩負荷瞬態，如果發生汽機轉速自動調節失敗、汽機調門機械故障或DEH電液驅動系統故障，則可能導致汽機轉速失控，超速停機；

2)試驗過程中，汽輪發電機組帶較低廠用負荷運行，可能觸發軸振偏高并觸發停機。停機后，機組孤島失敗，且由于試驗切斷主電源，必然停堆。

4.1.2 風險對策

1)試驗前，對DEH控制回路及液壓回路進行檢查，特別是油系統油壓、電磁閥伺服閥狀態、油質及濾網、閥門反饋機構等，防止出現閥門拒動或誤動情況；

2)試驗前，檢查汽機重要儀表參數，確保重要儀表得到準確標定。

4.2 旁排異常閉鎖風險

4.2.1 風險分析

旁排閉鎖風險主要來源于以下幾方面：

1)循環水、凝汽器真空、減溫水異常，造成凝汽器不可用，進而閉鎖旁排；

2)TSC不可用信號觸發，閉鎖旁排；

3)旁排系統內部程序出錯，造成單個或單組旁排閥閉鎖。

4.2.2 風險對策

1)機組臨界前，通過模擬信號模擬一回路平均溫度和參考平均溫度，模擬旁排系統甩負荷工況，確保旁排系統內部軟件程序無問題；

2)試驗前關注循泵運行情況，就地運行人員做好監盤，制定好試驗中循泵停泵的風險預案；

3)實施臨時措施，強制旁排閥隔離閥限位開關狀態為“開”；

4)驗證TSC不可用信號在非安DCS傳輸時間，并確認AB列傳輸信號為硬接線。

4.3 一回路過冷過熱風險

4.3.1 風險分析

試驗中，若功率調節系統最終功率整定值或旁排系統旁排閥最終開度值調整有誤，可能導致控制棒下插位置過大，R棒無法補償調節，一回路、二回路功率不匹配，導致一回路過冷或過熱。

4.3.2 風險對策

1)試驗前檢查功率調節系統及旁排系統參數設置正確；

2)試驗前檢查TSC氣動閥門供氣正常；

3)試驗前確認旁排閥排放能力沒有過大或過小；

4)試驗前，編制旁排閥開度過大或過小引起一回路過冷或過熱的操作票，并在試驗過程中，觀察旁排閥開度是否與預期開度負荷，溫差較大時執行相應典操票。

4.4 蒸發器水位調節失敗風險

4.4.1 風險分析

從3.3節圖2可以看出，甩負荷過程中，SG水位相關的風險點主要有四點：其一，蒸汽壓力驟升引起的虛假水位；其二，旁排快開后虛假水位的恢復；其三，一回路冷卻劑溫度降低引起的SG水位收縮；其四，一回路冷卻劑平均溫度相對穩定后SG水位膨脹+水位超調。在以上風險點中，風險A和風險B主要由旁排系統決定，只要旁排正常動作，則問題不大；風險C視旁排與功調配合情況而定；風險D視給水對蒸汽的匹配情況而定。從歷次甩負荷情況來看，風險D最容易觸發停機，進而觸發停堆，需重點關注。

4.4.2 風險對策

1)試驗前編制針對SG水位的風險預案及典操票，試驗過程中應選擇SG水位控制經驗豐富的運行人員監盤，并在水位失控時及時切制手動控制；

2)試驗過程中，關注一回路最終功率情況，若功率較低，則可能切至小閥控制，應做好應急預案；

3)在機組其他功率平臺進行給水閉環調節試驗時，應充分考慮系統響應是否滿足后續甩負荷等瞬態試驗的需求，并盡可能多地試驗若干套參數，尋求控制系統的最佳控制品質。

4.5 其他風險

除上述風險外，試驗中其他系統及參數的表現也對試驗成功至關重要，在國內外機組調試過程中也發生過試驗失敗的案例，主要如下：

1)除氧器水位：試驗中除氧器水位處于三沖量調節，由凝水流量調節閥調節。除氧器水位變化的速度遠小于SG水位變化速度，但也因此超調恢復的速度更慢。試驗中應加強對除氧器水位的監控，必要時切至手動控制；

2)MSR(汽水分離再熱器)殼側疏水水位：試驗中MSR殼側疏水水位將上升，若疏水調節不及時，可能觸發停機；

3)并網準備不重復風險：試驗在瞬態后約半小時并網，瞬態后電操應立即觀察并網條件，若試驗發生異常也可能提前并網。

4.6 試驗失敗的次生風險

若試驗失敗，機組停機停堆，則會產生其他風險：

1)由于主電源喪失，此時將慢切至輔助電源。應急柴油發電機啟動，如果慢切不可用，安全母線由應急柴油發電機帶載；

2)主泵停泵，機組進入自然循環冷卻，相關風險應參考《自然循環載熱試驗》風險分析并執行。

5 結論

從國內外大量核電機組甩廠外負荷試驗執行情況來看，本試驗技術風險較高，一次性成功難度較大，試驗前需做大量準備工作并制定詳細的風險預案。對于外電網相對不穩定的地區或國家而言，該試驗尤為重要。隨著國內外核電機組電廠自動化控制水平的提升及調試經驗的積累，核電廠甩廠外負荷試驗一次通過率有所提高，但設備設計、設備安裝以及系統設計的差異性對試驗提出了新的挑戰。調試方仍需要廣泛積累相關經驗，并針對試驗涉及的主要系統進行風險分析以及沙盤推演。