高溫氣冷堆核電機組一次調頻控制策略研究

蔡寶玲，馬曉瓏，孟 強，王鵬飛，董 哲

（1.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054；2.華能石島灣核電廠，山東 榮成 264312； 3.西安交通大學核科學與技術學院，陜西 西安 710049； 4.清華大學核能與新能源技術研究院，北京 115003）

隨著國內核電機組發電占比的增加，為實現電網穩定安全運行，核電機組也需參與一次調頻。相較于火電機組，對核電機組一次調頻的研究較少。目前不同核電機組的一次調頻功能和參數設置有明顯區別，且各電網對核電機組一次調頻的要求不統一，作為首臺商業運行的高溫氣冷堆核電機組，華能高溫氣冷堆核電站示范工程（HTR-PM）一次調頻功能的研究也提上日程[1-7]。

1 高溫氣冷堆核電機組概述

HTR-PM采用2個核蒸汽供應系統（nuclear steam supply system，NSSS）模塊驅動1臺汽輪發電機組進行發電的結構形式。核蒸汽供應系統NSSS由1座球床式高溫氣冷反應堆和1臺直流蒸汽發生器（once-through steam generator, OTSG）、主氦風機和氦氣導管等設備構成（圖1）。HTR-PM二回路包括主給水系統、大氣釋放系統和汽輪機及其輔助系統等。

圖1 高溫氣冷堆一回路結構Fig.1 Structural diagram of the high temperature gas cooled reactor primary circuit

該汽輪機為上海汽輪機廠生產的額定功率為211 MW、全速、單軸、雙缸雙排汽、無中間再熱凝汽式核電汽輪機，主蒸汽管道采用“2-1-2”布置方式。設置2套一級大旁路系統，每套通流能力為100%單堆額定熱功率時的蒸汽流量。2座反應堆各設置獨立的啟停堆系統，啟停堆系統的作用是在機組啟停過程中，實現核島蒸汽發生器出口蒸汽參數與汽輪機進口蒸汽參數的匹配。

HTR-PM反應堆尚處于工程試驗階段，高溫氣冷堆機組設計采用“設定負荷”運行方式，不執行負荷的自動跟蹤，即采用“機跟堆”運行方式。操作員根據電網需求設定目標負荷，反應堆實現功率控制，并網后汽輪機側維持蒸發器出口蒸汽壓力13.9 MPa。核島分散控制系統（DCS）與汽輪機數字電液（DEH）控制系統采用一體化方案，常規島控制系統還包括除氧器水位控制、凝汽器壓力控制等輔助控制系統。全廠功率控制與調節系統通過協調熱氦溫度控制系統、核功率控制系統、蒸汽發生器（steam generator，SG）出口蒸汽溫度控制系統、氦氣流量控制系統、輸出熱功率控制系統、給水流量控制系統、旁路控制系統及汽輪機控制系統，使HTR-PM機組能夠穩定運行于設定的功率水平并及時響應負荷波動。

2 高溫氣冷堆核電機組控制方案

2.1 全廠功率控制與調節系統

全廠功率控制與調節系統的被調量、操作變量和執行機構對應關系見表1，全廠功率控制與調節系統各子系統輸入/輸出量見表2。其中，核功率給定值、氦氣流量給定值和給水流量給定值根據操作員設定功率值經對應函數計算得出，相應控制回路投自動時產生其修正量。

表1 被調量、操作變量和執行機構的對應關系Tab.1 Correspondence between the controlled variables, operational variables and actuators

表2 全廠功率控制與調節系統各子系統輸入/輸出量Tab.2 Input/output for each subsystem of the whole power plant power control and regulation system

反應堆串級控制回路由反應堆功率控制系統和熱氦溫度控制系統構成。蒸發器出口蒸汽溫度控制系統與氦氣流量控制系統組成蒸汽發生器串級控制回路。反應堆輸出熱功率控制系統與蒸汽發生器給水流量控制系統組成NSSS輸出熱功率串級控制回路，其中反應堆輸出熱功率控制系統作為該串級控制回路的主回路，給水流量控制系統作為該串級控制回路的副回路。

2.2 汽輪機轉速功率控制系統

HTR-PM“機跟堆”運行模式汽輪機控制原理如圖2所示。汽輪機前主蒸汽壓力與蒸發器出口蒸汽壓力設計壓損為0.5MPa，由圖2可見，主蒸汽調節閥用于保證汽輪機前主蒸汽壓力（蒸發器出口蒸汽壓力）穩定。HTR-PM機組負荷設定值為1號和2號堆目標負荷值之和，當反應堆快速減負荷（RB）發生時即為RB目標負荷值。主蒸汽壓力控制器的前饋輸入由通過機組負荷設定值—主蒸汽調節閥特性函數計算得出，當緊急停堆或給水泵跳閘等RB情況發生時，通過快速減小主蒸汽調節閥開度來保證主蒸汽壓力的穩定。

圖2 HTR-PM“機跟堆”運行模式汽機控制原理Fig.2 Control principle of steam turbine of the HTR-PM in "steam turbine following nuclear reactor" operation mode

2.3 蒸汽旁路與排放控制系統

HTR-PM 機組RB工況包括：當發生單座反應堆緊急停堆或單臺給水泵緊急跳閘時，DEH控制系統采取汽輪機甩負荷實現“停堆不停機”功能；當發生2座反應堆均停堆時，汽輪機緊急停機；當發生汽輪機跳閘或外電網跳閘工況時，通過設置反應堆降功率速度使2座反應堆緊急降功率至50%RFP（reactor full power，RFP），實現“停機不停堆”功能。HTR-PM機組在發生RB工況時，蒸汽旁路與大氣釋放系統直接向凝汽器和大氣排放蒸汽。蒸汽旁路與大氣釋放系統由2個部分組成：

1）蒸汽旁路控制系統 向凝汽器排放蒸汽；在HTR-PM機組穩定負荷運行時，其壓力設定值為主蒸汽壓力設定值基礎上增加0.5 MPa，50%PFP以上穩定運行工況旁路處于關閉狀態，在啟停堆系統運行期間則隨啟停堆系統運行工況而變化。HTR-PM“機跟堆”運行模式蒸汽旁路控制系統原理如圖3所示。

圖3 蒸汽旁路控制系統原理Fig.3 Working principle of the steam bypass control system

2）大氣釋放控制系統 當二回路發生超壓保護時，大氣釋放系統直接向大氣排放蒸汽，超壓保護參數設置見表3。

表3 超壓保護參數設置Tab.3 Settings of the overpressure protection parameters

當2個NSSS模塊處于自動調節方式，且均在50%～100% RFP范圍內運行。全廠功率控制與調節系統保證HTR-PM機組適應正常運行暫態而不引起反應堆停堆、一回路或二回路的安全閥動作以及向冷凝器或大氣排放蒸汽。

3 HTR-PM機組一次調頻控制策略

由于HTR-PM機組采用“機跟堆”運行方式，即主蒸汽調節閥用于保證主蒸汽壓力（SG出口蒸汽壓力）穩定，一次調頻功能投用對HTR-PM機組的穩定運行有一定干擾，一次調頻方案需要考慮核安全。因此，在滿足一次調頻基本功能的前提下需要設置有效功率范圍、手動投入/切除、頻率控制死區和最大調節負荷限制等功能。

在HTR-PM機組低功率運行期間，由于需要進行蒸汽發生器主給水旁路閥切換到給水泵轉速控制的操作，同時考慮到汽水過臨界區參數波動等因素影響，若此階段一次調頻生效，如蒸汽發生器給水流量波動過大，則可能觸發反應堆氦水比失調保護動作。當HTR-PM機組滿負荷工況運行時，若電網頻率降低，一次調頻動作將使高溫氣冷堆核功率繼續增加，堆芯超出功率限值運行將增加反應堆的不安全性。因此，HTR-PM機組的一次調頻應設計有效功率調節范圍，可考慮電功率在30%～90%范圍內允許投一次調頻功能，且當低于30%電功率時閉鎖向下調節，當100%電功率時閉鎖向上調節。

設置一次調頻的手動投入/切除功能，在一些不適合進行一次調頻的工況，如首次啟動后試驗階段，需要人為切除一次調頻功能。

為避免電網頻率較小范圍波動時汽輪機調節閥及控制棒頻繁動作，設置頻率控制死區功能。目的是消除因轉速不穩定（由于測量系統的精度不夠引起的測 量誤差）等因素引起的機組負荷波動及調節系統晃動。頻率控制死區設置應確保避開電網頻率的正常波動。

HTR-PM機組的功率變化設計為：負荷階躍變化不超出±2.5% PFP機組額定功率范圍，負荷線性變化速率不超出±2.5% PFP/min范圍，一次調頻也應遵守此設計要求。調差參數取決于能夠滿足的最大功率變化的速率，目的是為了避免一次調頻動作幅度或速率過快導致HTR-PM機組偏離正常狀態運行，影響核安全。

考慮高溫堆氣冷核電機組運行安全的需求，若電網內非核電機組的調頻能力充足，應適當放寬高溫堆氣冷核電機組的一次調頻死區。暫定轉速死區為±2 r/min（0.033 Hz），轉速不等率為5%。一次調頻計算公式為：

式中：ΔPf為一次調頻量；K為調頻系數，%/(r·min-1)；Δf為頻差信號。因此，對應變化1 r/min轉速差的一次調頻量為1.3 MW/(r·min-1)。

將一次調頻補償量換算為高壓調節閥的總閥位修正量，并疊加在總閥位指令上。當未超過壓力波動允許范圍時，閉鎖DEH壓控回路的反向調節；超過壓力波動允許范圍時，自動釋放閉鎖，閉鎖闕值為蒸發器出口蒸汽壓力與設定值的偏差不大于±0.5 MPa。

一次調頻的投入限定在2個反應堆功率偏差不超過10%運行工況，同時把一次調頻補償量換算成給水流量給定值的修正量，由于2個NSSS模塊堆芯有一定的熱容量，增加或減少給水流量即增加或減少輸出熱功率，以實現汽輪機DEH控制系統快速跟蹤電網頻率，改變汽輪機輸出功率，同時通過全廠功率控制與調節系統使反應堆功率相應變化，最終穩定一次調頻效果[8-11]。

4 HTR-PM核電機組實時動態模型

采用算法開發、數據可視化、數據分析以及數值計算的高級計算語言和交互式環境數學軟件，基于高溫氣冷堆核電機組工藝系統和控制系統設計數據，開發HTR-PM核電機組全范圍實時動態仿真數學模型，如圖4所示。

圖4 高溫氣冷堆核電機組仿真模型框圖Fig.4 Block diagram of simulation model of the high temperature gas cooled reactor nuclear power unit

該仿真模型包含以下模塊：

1）一回路系統模型 包括堆芯、主氦風機、控制棒系統、吸收球停堆系統、蒸汽發生器和冷/熱管段等模塊。

2）二回路系統模型 包括蒸汽發生器、主蒸汽系統、汽輪機本體、凝汽器、低壓給水加熱系統、除氧器系統和高壓給水加熱系統等模塊。

3）控制系統模型 包括全廠功率協調控制系統、汽輪機轉速功率控制系統、蒸汽旁路與排放控制系統及主要輔助控制系統等[12-13]。

5 一次調頻仿真試驗

基于開發的全范圍HTR-PM機組實時動態仿真模型，對電網頻率發生突變時HTR-PM機組參與電網一次調頻過程進行動態仿真試驗，分析一次調頻過程機組的動態響應特性。

仿真假設在孤立電網下運行，二次調頻不起作用，初始運行工況為高溫氣冷堆核電機組75%PFP工況運行。仿真假設1號、2號反應堆同時動作，其反應完全相同，僅以1號反應堆為例進行介紹。

1）電網頻率發生-0.19 Hz階躍擾動 當電網發生-0.19 Hz階躍擾動，HTR-PM機組參與一次調頻的動態仿真過程如圖5所示。

當發生-0.19 Hz階躍擾動（圖5a)），即模擬機組發電負荷小于電網需求，由于一次調頻的作用總閥位快速增加（圖5b)），發電機功率隨汽輪機進汽量的增加而增加（圖5c)）。

圖5 -0.19 Hz階躍擾動時的動態仿真過程Fig.5 Change of the No.1 reactor power with -0.19 Hz step disturbance

因一次調頻補償量換算為給水流量給定值修正量，給水流量亦快速增加（圖5e)）。因給水流量增加提高給水壓力，以及反應堆的負反應性，反應堆功率亦增加（圖5f)）；同時使主蒸汽壓力增 加，這部分作用抵消了閥門開度增加對主蒸汽壓 力的影響，主蒸汽壓力先略增又略降最后趨于 13.24 MPa穩態值，波動范圍+0.068～ -0.02 MPa （圖5d)），滿足運行允許偏差±0.5 MPa的要求。基于全廠功率協調控制及自動調節系統，HTR-PM機組瞬態過程趨于穩定，頻率趨于恢復50 Hz，總閥位、汽輪機功率、核功率及給水流量均有所增加，達到新穩態值運行。

2）電網頻率發生+0.19 Hz階躍擾動 當電網頻率發生+0.19 Hz階躍擾動，高溫氣冷堆核電機組參與一次調頻的動態仿真過程如圖6所示。

圖6 +0.19 Hz階躍擾動時的動態仿真過程Fig.6 Change of the No.1 reactor power with +0.19 Hz step disturbance

當發生+0.19 Hz階躍擾動（圖6a)），即模擬機組發電負荷大于電網需求，由于一次調頻的作用總閥位指令快速減少（圖6b)），發電機功率隨汽輪機進汽量的減少而減少（圖6c)）。因一次調頻補償量換算成給水流量給定值的修正量，給水流量亦快速減少（圖5e)），由于給水流量減少降低給水壓力及反應堆的負反應性，反應堆功率亦減少（圖6f)）；同時使主蒸汽壓力降低，這部分作用抵消了閥門開度減少對主蒸汽壓力的影響，主蒸汽壓力先略降又略增最后趨于恢復13.24 MPa穩態值，波動范圍-0.045～+0.04 MPa（圖6d)），滿足運行允許偏差±0.5 MPa的要求。基于全廠功率協調控制及自動調節系統，HTR-PM機組瞬態過程趨于穩定，頻率趨于恢復50 Hz，總閥位、汽輪機功率、核功率及給水流量均有所減少，達到新穩態值運行。

因此，根據上述頻率±0.19 Hz階躍擾動實時動態仿真曲線（圖5—圖6）可見：基于全廠功率協調控制系統和一次調頻方案，HTR-PM機組通過一次調頻動作可快速減小機組的頻率偏差，反應堆亦能校好地實現對汽輪機負荷的跟蹤，SG出口主蒸汽壓力波動在允許偏差范圍內[14-15]。

6 結 語

本文在對HTR-PM機組控制特性研究的基礎上，提出了一次調頻控制策略。基于開發的HTRPM機組全范圍實時動態仿真模型，針對電網頻率階躍擾動進行了實時動態仿真試驗。試驗結果表明，理論上在一次調頻死區、調差系數及控制邏輯等設置合理的情況下，在允許負荷區間內，該HTRPM機組一次調頻控制策略可以實現輸出功率隨電網頻率變化，同時保證蒸發器出口蒸汽壓力在允許偏差范圍內。該試驗研究為HTR-PM機組一次調頻控制功能實現奠定了一定的理論基礎。