电网瞬态对压水堆机组运行的风险分析

丁卫东，郑建锋

（1.核动力运行研究所，湖北 武汉 430223；2.山东核电有限公司，山东 海阳 265116）

由于各种复杂的原因，操纵员的迟疑或误判断可能会导致核电厂的重大损失，例如三哩岛核事故和切尔诺贝利核事故就是这种情况。在极为复杂和紧张的时刻，操纵员的冷静而正确的判断和对机组的有效控制是至关重要的。

核电机组与其他发电机组一样，向电网提供电能的同时，本身也会受到电网工况的影响。电网发生瞬态时，核电机组除了面临常规电厂所遇到的诸如汽轮发电机应力等问题外，还要面对核安全与运行操作上的问题。文章主要阐述电网发生瞬态时压水堆机组运行的特点、不利因素和运行策略。

1 反应堆的运行特点

反应堆是通过核燃料中的可裂变核素发生裂变反应来产生能量的，由于每次裂变反应所放出的能量都约为200 MeV，所以反应堆的功率Pn（堆功率）取决于单位时间内发生裂变反应的次数，而反应次数又正比于核燃料内的可裂变核素浓度Nf和中子通量 的乘积，即：

其中，可裂变核素浓度Nf在核燃料出厂时已确定，随着运行时间的推移而逐渐降低，但下降速度缓慢，在运行瞬变中可以不考虑其影响；实际上我们通过控制反应堆的中子通量 来控制堆功率Pn。

影响中子通量的因素很多，我们用有效增殖系数Keff和反应性ρ来表征诸多因素对中子通量的综合影响效果：

当Keff＜1（ρ<0）时，说明反应堆处于次临界， 和Pn都在下降；

当Keff=1（ρ＝0）时，说明反应堆处于临界， 和Pn维持不变；

当Keff＞1（ρ>0）时，说明反应堆处于超临界， 和Pn都在上升。

如要增加堆功率时需引入正反应性，反之需引入负反应性，稳定堆功率时则需使反应性为零。

反应堆功率的变化实际上是通过反应性的变化来实现的。在不进行任何其他调节的情况下，二回路功率升高时，堆芯反应性如何使一回路功率升高。

1）t=0时：P10=P20，Tavg=Tavg0，ρ＝0。

2）t=0+Δt时：P1=P2，Tavg将逐渐下降，这是因为反应堆产生的功率小于需求功率，差额表现为摄取一回路热量。因为主冷却剂对反应性的温度系数是负的，Tavg降低时导致反应堆超临界，使P1上升。

3）t=t1时：多普勒效应产生负反应性，抵消慢化剂的温度效应，总反应性将下降。

4）t=t2时：由于P1增加，使Tavg将回升。

5）t=t3时：P1的数值超过P2的新值，反应性ρ趋于零。由于多普勒效应产生的负反应性继续增大，使ρ将变为负值，P1将下降。

6）t→∞ 时，达到新的稳态，P1=P2，但此时Tavg低于原来数值。

由以上分析可知，二回路功率P2（汽轮机加上旁路排放等的负荷）的变化，会影响到反应性，从而引起一回路功率P1（反应堆功率）的变化。

借助反应堆自稳性可以使一回路功率等于二回路功率，但不能保证使一回路平均温度等于控制方案中的平均温度整定值，因此还需要设置其他调节反应性的手段。

核电厂压水堆在堆芯装载时就具有很大的过剩正反应性，运行中用以控制反应性的手段一般有控制棒、可溶硼、可燃毒物等，它们都是强中子吸收体，向堆芯引入反应性。此外核燃料的多普勒效应、慢化剂温度效应、空泡效应、毒物浓度等因素对反应性的影响也很大。

2 核安全对机组运行控制的限制

如前所述，保证核安全是核电厂进行一切生产运行活动的前提，为此制定了经国家核安全局批准的技术规范，规定了核电机组正常运行期间必须采用的技术规则。严格遵守技术规范能保证在发生故障或事故时那些安全重要系统的正确运行，将事故后果限制在可以接受的范围内。我们所讨论的电网瞬态是在必须遵守技术规范的前提下展开的。

为了避免放射性物质对环境的失控排放，在设计上使用了三道独立的实体屏障来包容这些放射性物质，可以说核电厂所设置的安全设施都是为了保障这三道屏障的完整性。核燃料包壳就是其中的第一道屏障，它是一层厚度仅为0.57 mm的锆-4合金，其完整性取决于多种因素，如热应力、包壳与燃料元件之间的相互作用、温度、疲劳损伤等。

包壳保护的最终目标是防止其烧毁，即防止包壳温度超过1 204 ℃。但是，包壳温度无法测量，所以必须转而寻找包壳烧毁的原因。研究表明，下列情况下包壳就要烧毁：

1）燃料芯部温度达到熔点2 800 ℃。

2）包壳表面出现沸腾危机（DNB）现象。

由于上述参数不可测量，但可通过有关参数计算后给出超温ΔT和超功率ΔP来表征。这些参数有堆芯进出口温差、热惯性、主泵转速、中子功率轴向偏差、稳压器压力等。这两个保护是极其重要的，它是针对第一、第二道屏障而设置的。

3 研究的参考机组

本文以压水堆（PWR）M310机组为例，分析电网瞬态对压水堆机组运行的影响。反应堆控制系统采用G模式，其特点是设有温度调节棒组（R棒组）和功率补偿棒组（G棒组），通过调节R棒组、调节G棒组和调节硼浓度来协调控制反应性，使电站具有快速跟踪负荷变化的能力。

4 电网瞬态

电力系统瞬态是指电力系统受到大的扰动时，表征系统运行状态的各种电磁参数都要发生急剧变化。引起电力系统的扰动的原因主要有下列几种：

1）负荷的突然变化，如投入或切除大容量的用户等；

2）切除或投入系统的主要元件，如发电机、变压器及线路等；

3）发生短路故障。

本文研究的电网瞬态的选取：有的电力系统的扰动可能会触发自动停机停堆或导致机组孤岛运行，反应堆操纵员就会根据运行规程作出迅速反应，纠正工况偏离，并采取必要的行动来避免或减轻可能产生的后果。有的电力系统的短暂扰动可能不会立即触发自动停机停堆，则故障的正确判断和机组的控制就显得尤为重要，否则，有可能使机组偏离技术要求，进而可能导致机组运行演变过程未必与预定的后续规程相符。以下将对这两类故障加以区分。

核电厂运行规程覆盖了的电力系统瞬态有：厂外主电源丧失（进入I2.1规程），厂外电源完全丧失（进入I2.2规程），厂外电源丧失+LHP不可用（进入I4.A规程），厂外电源丧失+LHQ不可用（进入I4.B规程），电网故障引起的机组甩负荷后孤岛运行（进入I5规程）。

运行规程没有覆盖的电力系统初始瞬态有：电网频率下降或上升，电网自动重合闸动作成功，自动重合闸不成功并造成电网解列，电网低电压故障等瞬态。

文章着重分析运行规程没有覆盖的电力系统瞬态对机组运行的影响，为操纵员提供简单明了、切实可行的操作预案，从而尽量避免忙中出错，减少人因失误。

5 电网频率下降或上升

电网频率下降是由于电网内部分电厂解列造成电网内其他动力设备负荷增加，在各机组出力增加后仍然不能满足电网负荷的需要时，频率就会下降。正常情况下调度会根据当时的频率决定甩掉一些负荷以恢复电网频率，但不排除频率不能很快恢复的可能。

5.1 电网频率下降瞬态的风险分析

电网频率下降时，导致主泵转速下降，一回路流量下降。

在一回路流量逐渐下降期间，在这个瞬态工况的最初时刻，由燃料传送到冷却剂的热量、一回路压力和堆芯入口水温变化不大。结果，堆芯的入口和出口水的焓差与堆芯冷却剂流量成反比变化，因为蒸汽含量上升，并且流量下降。因而临界热流密度下降。出现膜态沸腾的概率增大（烧毁比下降）。于是，就可能出现燃料元件包壳破裂事故，并导致放射性产物释放到一回路冷却剂中。

在一回路流量降低速度很快的情况下，在堆芯所有最热的通道将出现沸腾，并引起压头损失增大，从而导致通过堆芯的流量下降速度更快。此外，在这些工况下，一回路压力将迅速上升，这将可能引起一回路机械损伤。在蒸汽发生器内的传热效率下降，将加剧一回路压力上升。

（1）可能导致C3（偏离泡核沸腾裕量小）信号产生

电网频率下降时，导致主泵转速下降，一回路流量下降，堆芯冷却效果不良，可能导致C3（偏离泡核沸腾裕量小）信号产生，该信号是由一回路冷却剂热、冷段温差超过超温ΔT阈值时产生的，在超温ΔT保护动作前1℃时触发，C3信号闭锁手动和自动提控制棒，且触发汽轮发电机200%Pn/min的速率自动减负荷，每次持续1.5 s，两次中间停28.5 s。目的是限制偏离泡核沸腾比DNBR过小。

汽轮机减负荷对电网频率的稳定更不利，但出于对反应堆的保护考虑，只能闭锁控制棒提升，禁止提棒引入正反应性，同时减少汽轮机负荷以平衡一、二回路功率。

（2）可能触发超温ΔT保护

若上述C3信号未触发或通道故障，由于电网频率下降，主回路流量偏低，有触发超温ΔT紧急停堆保护动作的风险。

当主泵转速下降时，主回路流量偏低，由超温ΔT（与ΔTt比较）提供紧急停堆保护，防止DNBR下降。这样就能保证在任何情况下，都能保持燃料元件处于合适的发热状态和包壳与冷却剂之间有良好的热传导。

（3）可能触发主泵转速低紧急停堆保护

若上述C3信号和超温ΔT保护未动作，且电网频率继续下降，导致主泵转速降至1 365 r/min且P7允许信号同时存在时（P7即反应堆核功率P1＞10%Pn），会触发反应堆停堆。目的是防止堆芯偏离泡核沸腾。

5.2 电网频率上升瞬态的风险分析

电网频率上升时，导致主泵转速上升，一回路流量上升，堆芯冷却效果变好，把超温ΔT保护整定值增加一些，由于温度效应同时会给反应堆引入正反应性。

一回路流量上升，堆芯冷却效果变好，将引起堆内中子通量密度上升，它表现为燃料温度上升。最后，反应堆稳定在大于初始功率的新的功率水平。这个事件本身并不危险，但是，在这些初始条件下发生这种事故所造成的后果可能超过设备的设计值。

5.3 处理预案

（1）电网频率下降

当操纵员发现汽轮机转速及主泵转速下降时，应联系调度查询电网情况，并密切监视机组，必要时根据调度指示协助恢复电网频率，不要擅自开大汽轮机主汽门。如果频率不断下降，操纵员要做好孤岛运行的准备，避免主泵转速降至1 365 r/min时（且P7存在时），导致紧急停堆。由于汽轮机调节系统在频率下降时为维持机组额定转速而将汽门全开，孤岛运行后机组只带了约5%的负荷，汽门关小需要时间，汽轮机转速上升，频率上升，电压升高，操纵员应手动减少汽门开度，直到汽轮机转速恢复正常，自动励磁系统调节发电机电压至额定值。此后汽轮机负荷手动控制，必须加强对机组的监视，并联系电网调度，一旦故障消除，尽快实现并网，汽轮机负荷自动控制。

如果此时机组处于寿期末，则氙毒比较大，而慢化剂温度效应更是寿期初的好几倍，因此氙振荡特别明显，ΔI很难控制，ΔI超出Ⅰ区使得堆芯出现不可控氙振荡的风险增大，可能导致机组的核安全水平严重降低。因此，机组速降负荷至孤岛运行的过程中，操纵员应该注意遵守技术规范关于ΔI的控制。

（2）电网频率上升

汽轮机调速系统处于自由状态时，由于二回路功率变化大，且主泵转速电网频率上升而上升，操纵员要密切注意一回路温度变化，多普勒效应、慢化剂温度效应可能使反应堆核功率上升。

6 电网自动重合闸动作成功

6.1 短电网故障瞬态的风险分析

电网是将许多个“节点”连接起来构成的一个网络，各个电厂和变电站就是其中的“节点”，每两个“节点”是通过高压断路器连接的，在这些连接发生短路或接地时，两端的断路器将自动断开，保护电网其他部分不受影响。同时，这些断路器具有自动重合闸功能，在其保护范围内的线路发生短路或接地时断开，随后进行一次自动重合闸，如果故障在重合闸期间已经消失（雷击引起短路），重合闸成功，电网恢复正常。我们称这种现象为短电网故障。

短电网故障如果发生在与机组相邻的电网线路上，并且机组在自动负荷控制情况下，则故障发生时，机组负荷短时间内将大量减少（视机组负荷在各个电网线路上的分布而定），C7A将出现，GCT-C阀门会打开，汽轮机转速上升，汽轮机调门关小，断路器自动重合闸成功后，机组重新带上刚才的负荷，汽轮机转速下降，GCT-C阀门关闭，汽轮机调门开大。整个过程中，均是通过汽轮机调节系统自动调节实现的。C7A：汽轮机在2 min内甩负荷>15%Pn，允许开启第一、二组阀。

发生短电网故障时，汽轮机调节系统关小汽轮机调门，二回路压力升高，旁路排放系统按厂荷工况开启排放阀。如果电网故障排除，汽轮机调门将重新开大。由于排放阀关闭需要一定时间，可能由于蒸汽流量高和二回路蒸汽压力低，有触发安注及紧急停堆的风险。

二回路蒸汽压力下降且蒸汽流量增加，一回路平均温度下降。由于压水堆慢化剂的负温度系数，冷却剂温度的降低便引入了正反应性，反应堆核功率会上升。为保证足够的停堆深度，需引入负反应性，故要启动安注且紧急停堆，注入21 000 μg/g的高硼水。

6.2 处理预案

安注启动后，向一回路注入低温的浓硼水，冷却剂温度的急剧降低给一回路主设备的材料带来不利影响。GCT排放系统采取了两项措施避免这种不必要的安注：

1）当汽轮机压力（代表汽轮机负荷）大于50%时，禁止排放功率较大的第3组排放阀开启；

2）电网故障排除后汽轮机负荷增加到50%时开始的数秒之内，禁止1、2、4组排放阀快开。

短电网故障消失后，操纵员要恢复机组稳定，确认汽轮机调节正常，转速维持在3 000 r/min。如果GCT-C阀门已关闭，应复位C7A信号。随后询问电网调度，确认电网恢复稳定。

7 自动重合闸不成功并造成电网解裂

7.1 自动重合闸不成功瞬态的风险分析

当电网某部分发生故障，造成电网甩掉部分负荷时（断路器自动重合闸不成功），电网就变成了“小”电网。在这种情况下，机组处于自动控制，由于实际负荷突然变小，负荷参考值也变小，汽轮机调门快速关小，C7A or C7B出现，GCT-C阀门开启。另外，在控制棒下插、堆功率下降之前，由于汽轮机调节系统自动调节作用存在，虽然汽轮机转速（负荷下降时）的上升要求调门关小，但是由于目标负荷较高以及升负荷速率存在，又会要求调门开大，因此，调门无法在自动的情况下有效调节供汽量，汽轮机转速将不断上升，有触发汽轮机超速保护动作的风险。

7.2 处理预案

操纵员应利用下位机手动降低汽轮机转速到3 000 r/min，然后恢复上位机自动负荷控制AUTO/YES（转自动时上位机自动负荷控制处于HOLD状态），修改目标负荷与当前负荷一致，按RELEASE/YES投上位机自动负荷控制，并在GCT-C阀门关闭后复位C7A or C7B信号。

负荷变化时利用多种手段协同控制反应性，以优化ΔI的控制，使ΔI尽量沿参考线运行。

机组稳定后，操纵员要做的工作是联系电网调度询问电网情况，并在接到电网通知“可以升负荷”时，将机组负荷升至要求负荷。

8 电网电压下降

8.1 电网电压下降瞬态的风险分析

外电网发生低电压故障时，机组在AER自动励磁调节的情况下，会自动提高励磁电流,提高机组的无功输出，如果操纵员不干预，将可能会出现下列现象：

1）出现“发电机组的运行P-Q图超出运行范围”报警，其潜在后果是发电机转子过热。

2）发电机过激磁保护可能会自动动作，自动减励磁。如果10 s后仍然存在过激磁将产生保护动作既自动灭磁的同时跳开发电机的负荷开关，这样对电网来讲是个恶性循环，势必导致电网电压的继续下降，有可能造成整个电网的大范围停电。

3）可能出现发电机转子冷却不足报警,要求操纵员降功率。

4）如果电网电压继续下降,发电机低电压一段保护动作 0.7 Un延时2.5 s产生发电机三级保护动作，机组进入孤岛运行状态。

5）由于电网电压的继续下降将有可能产生下列报警和动作。发电机低电压二级保护可能动作，即在发电机低电压一段保护不能正确动作的情况下发生发电机一级保护动作。

6）由于电网电压的下降导致两台反应堆冷却剂泵转速低+P7允许信号触发反应堆紧急停堆，即机组功率大于10%Pn与两台反应堆冷却剂泵流量低于88.8%。保护的目的：防止一回路流量偏低导致反应堆功率不能及时导出，而引起反应堆燃料和包壳温度上升。

7）一台反应堆冷却剂泵流量低+P8允许信号触发反应堆紧急停堆，即机组功率大于30%Pn与两台反应堆冷却剂泵流量低于88.8%。保护的目的：防止一回路流量偏低导致反应堆功率不能及时导出，而引起反应堆燃料和包壳温度上升。

8）整个发电厂所有的异步电动机的转速下降，将产生热阱冷却方面的异常，如冷凝器的真空，SEC/RRI（重要厂用水系统/设备冷却水系统）的出力不足，SRI（常规岛闭路冷却水系统）的流量受影响一系列的问题。

9）发电机组失步保护可能动作，机组进入孤岛运行状态。在电网电压恢复的过程中，由于事先已经做过干预，因此在恢复的过程中如果不做及时的干预将出现机组进相运行，即发电机向电网吸收无功,首先这对大型发电机组是不允许的，将出现一个建议停机的指令，也有可能造成发电机组由于滑极（失步）保护而跳闸。

在电网电压下降的情况下，无论是一个瞬态的过程还是一个缓慢的过程都会引发“发电机组的运行P—Q图超出运行范围”这个报警，因瞬态引发报警的原因是在电力系统稳定器投入的情况下会引起发电机励磁自动调节器AER系统的强励动作，如果电压下降的幅度已经到了相关保护动作，那么机组已经进入孤岛运行状态。缓慢的电压下降会由于AER自动励磁调节的跟踪逐渐增加发电机的励磁电流，由此引起发电机组的运行P—Q图超出运行范围。

8.2 处理预案

根据报警卡的要求，操纵员要使主变的分接头朝向上的方向移动，（关于这一点在理论分析与实际操作上有差别）这样操作的目的是使主变的变比减小以期待电网电压下降对机组的影响程度变小，直到报警消失或P—Q图在允许的范围内即可，可以连续的对主变分接头进行调整,但是应该注意主变分接头调整时现场应该派人检查其三相动作的一致，防止发电机组负序保护动作（主变分接头差三步就会引发）。

如果电网电压仍然持续下降，在调整主变分接头已经无效的情况下发电机的无功仍然无法在P—Q图的正常范围内，可以通过直接减少励磁电流的方式继续将机组控制在P—Q图内运行。这项操作的风险有：如果不密切监督机组相关参数的变化趋势，可能会危机机组安全运行；如果此时电网电压能够恢复还好，如果不能及时恢复而机组出现孤岛运行情况，发电机的出口电压有可能较低，需要手动进行调整。

上述操作的目的是尽量稳定机组，避免机组的保护动作，对电网做一定的贡献，同时保护机组的安全。

在执行电网电压恢复的规程时，操纵员应该及时响应以避免发电机进相运行，此时通过调整励磁电流是缓慢的效应，调节主变的分接头是快速的效应，可以根据电压恢复的速度进行选择，比较现实的可能是电压恢复极快，那么操纵员将不得不采用调整主变分接头的方式来响应，操作的方法是将主变分接头朝与此前相反的方向调整。

在恢复电压的过程中不能轻易地将励磁调节投自动，否则可能会出现发电机进相运行的现象。

以上这些都是我们不希望看到的，因此在电网发生低电压故障的情况下必须采取必要的措施：

1）在发电机组允许的情况下应该尽量提高无功输出，以便对电网电压的恢复提供有益的贡献，这样做对电网非常有利，因为在外电网电压持续下降而无法恢复的情况下，有可能造成整个电网的崩溃，核电机组也不得不进入孤岛运行,甚至停机停堆。

2）在提高无功输出的同时监视好发电机组，因为一旦机组发生跳闸,将导致电网电压下降的恶性循环，连累到另1台机组的安全稳定运行。

3）适当增加另1台机组的无功输出再通过调整主变的抽头来稳定节点电压水平。

4）对机组适当进行减载操作是有意义的，使发电机在同样的定子输出电流的情况下有效增加无功部分的分量，不会因此产生发电机出口过电流和导致发电机定子线圈过热。

无论是在电压下降还是电压在恢复的过程中操纵员都必须在控制台上进行必要的干预，否则都有跳机跳堆的风险。

9 结束语

操纵员首要的任务是确保关键安全功能放在很重要的地位。电网的瞬态虽然种类繁多，所带来的潜在风险究其实质不过是可能导致功率失控和堆芯的冷却能力丧失。电网的某些渐变瞬态或小瞬态也许不能及时诊出，如果等到异常工况演进到比较明显阶段才能为操纵员所察觉，在紧张的情形下可能导致操纵员误判断，使工况进一步恶化。探讨电网瞬态给核电机组可能带来的潜在风险并研究和演练应对措施，提高操纵员在电网发生复杂的瞬态时对机组的控制能力，可以预防或减轻不可预见的事故后果。

操纵员分析和处理机组异常运行的能力直接关系到核电厂的安全，这种能力只有通过不断地培训来保证和维持，应当加强操纵员的安全素养培训、心理培训和技术培训，使他们能随时掌握核电厂的状态，并充分认识自己的任何动作对安全的影响，任何时候都不违背运行规程。还要使他们在任何情况下都能冷静地分析和判断事态，不会被不完全的数据或不正确的思维方向引入歧途。

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