海南核电站在大机小网中运行安全的研究和实践

吴美景,王永明,杨少杰

(海南核电有限公司,海南 昌江 572700)

海南昌江核电站属于我国自主设计的二代加压水堆核电站 (CNP650型),始建于2008年,2010年正式开工建设,2015年12月25日1号机组投入商运,2016年8月12日2号机组投入商运。在建设过程中,根据核安全通用标准,增加了福岛改进项。设计主要参考了秦山第二核电站,最大的不同是采用了分布式主控制室设计。

海南电网网架结构为环网,核电投产前火电占60%以上,主要分布在海南岛西部,电源结构、分布不合理,海南虽已形成环岛220 k V主网结构,但部分变电站仅有1台主变压器,配网还存在较多的辐射式结构,基础配网不牢靠,易受台风等恶劣天气影响。海南每年强热带风暴及台风多达6～8个,“三高”(高温、高湿、高盐)特点十分明显,容易对海南电网带来冲击,也给核电站的运行安全提出了更高的要求。

海南电网与大陆主网连接脆弱,目前仅依靠联网一回与主网连接。设计最大输送容量600 MW,主要承担海南电网事故备用和黑启动。正常运行时送电功率 (受入或送出)按照不超过海南电网最大负荷3%控制,并满足核电单机跳闸后联网一回不超过600 MW。根据目前电网负荷和核电厂运行情况,最大允许送电容量100 MW左右。规划建设中的联网二回600 MW预计2018年底可投入使用。

海南统调负荷总量规模小,峰谷差大,调峰能力不足, “大机小网”问题一直存在。 “十二五”前全岛最高负荷只有200万k W,台风后负荷仅剩80万k W。2017年统调最高负荷450万k W,单台核电机组容量 (满发65万k W)将占到全网负荷的15%。目前海南电网在典型日负荷 (β值0.48)特性 (见图1,图2)下其最低负荷将在216万k W左右,单台核电机组容量占全网负荷的比例将超过30%。在孤网情况下 “大机小网”问题将更为严重,加上琼中抽蓄电站(600 MW)无法同时投产,系统调峰缺口相对于联网方式有所增加,2015年约73万k W,2016年约93万k W,系统面临极大调峰困难。

图1　海南电网全社会年负荷特征曲线Fig.1　Curve of gross load capacity of Hainan grid

图2　海南电网典型日负荷特性Fig.2　Trend of daily load capacity of Hainan grid

根据中华人民共和国国务院令第599号 《电力安全事故应急处置和调查处理条例》,电网负荷5000 MW以上20 000 MW以下的省、自治区电网,减供负荷12%以上16%以下或者电网负荷1000 MW以上5000 MW以下的省、自治区电网,减供负荷20%以上50%以下,就构成较大事故。根据说明,电网负荷是指电力调度机构统一调度的电网在事故发生起始时刻的实际负荷。

海南昌江核电站机组设计上不具备调峰调频和日负荷跟踪能力,在电网配套设施尚未建成的情况下,海南核电组织开展机组运行研究,重点研究长期降功率和异常特殊天气下的运行方式,以保障海南核电机组和电网的运行安全。

海南昌江核电站1、2号机组接入电网评审意见 《关于印发海南昌江核电厂接入电网条件专题报告评审意见的通知》明确要求为确保海南昌江核电厂1、2号机组接入电网后安全稳定运行,海南电网应具备如下系统条件:1)为解决核电投产后的海南电网 “大机小网”问题,海南电网与南方电网主网应建成第二回500 k V联网工程;2)为解决系统调峰问题,系统应有以下几种措施之一:①与核电机组投产进度同步建设抽水蓄能等调峰机组 (琼中抽蓄),抽水蓄能总容量400～600 MW之间,机组数量不少于2台;②核电机组长期降负荷运行,具备大幅度降出力运行能力;③南方电网主网通过联网工程给海南电网调峰;④以上三种调峰措施综合方案[1]。

为确保海南昌江核电站1、2号机组建成后能够顺利安全投运,海南核电通过与电网多次协调和讨论研究,决定联合国内多家设计院积极开展长期低功率运行专题研究工作。

1　长期低功率运行专题研究

通过对国内外核电厂进行多方、多次调研,根据核电机型的运行特征和性能,综合评估机组投产后所面临的电网和电力环境,在确保核电和电网安全的前提下,评估核电机组长期低功率运行的能力,分析存在的风险和问题,综合海南电网的意见,确定了核电机组长期低功率运行方式的两种方案:

方案一:第一循环采用75%FP(满功率)长期低功率运行方式,第二、三循环采用100%FP运行;

方案二:第一循环采用100%FP叠加75%FP低负荷三个月运行方式,第二循环采用75%FP长期低功率运行,第三循环采用100%FP运行。

研究从核岛、常规岛和辅助系统三大部分进行综合分析,以确定选取的方案是否能保证核电的安全可靠运行。核岛方面主要进行了燃料管理设计、堆芯功率能力分析、衰变热及乏池热负荷分析计算、事故分析评价、事故源项分析评价、燃料棒设计验证和燃料棒PCI分析等方面的分析论证。常规岛主要对主蒸汽和汽轮机旁路蒸汽系统、主给水系统、汽轮机抽汽及加热器疏水系统、汽水分离再热器系统和凝结水系统的影响等方面进行了分析。辅助系统主要进行了硼和水补给系统、废液处理系统、硼回收系统、废气处理系统、循环水系统、事故情况下安全壳温度压力的影响、气液态流出物排放源项的影响等方面的分析。

研究表明:方案一、方案二涉及的事故分析结果均可满足准则要求,所有事故源项不需要重新进行分析,均不影响FSAR(最终安全分析报告)结论;部分事故分析所采用的特定关键中子学参数超过了FSAR事故分析采用的值,对这部分事故进行计算分析后发现,如主蒸汽管道破裂——卡轴事故、弹棒事故的计算结果超过了FSAR相应事故分析值,但仍然满足安全限值,运行时需要加以关注;所有辅助系统不受长期低功率运行两种方案的影响;硼酸输送泵、补给水泵的启动频率和时间,以及硼酸溶液、除盐水的用量和废液的量都会有所增加,增加了相应系统的处理负担,运行时需要关注;常规岛各个系统不受长期低功率运行两种方案的影响,均可保证安全可靠运行;长期低功率运行会给系统带来新的问题,如蒸汽和管道疏水系统的振动、不饱和汽水对管道材料的腐蚀等,而且由于各管道及支吊架是按照100%FP状态进行设计,所以75%负荷长期运行时各管道支吊架荷载及管道位移的变化势必对支吊架,尤其是弹簧支吊架等产生影响,运行时需予以注意[2]。

综上所述,这两种方案没有超出核电厂最终安全分析报告结论要求,可以在现有最终安全分析报告的条件下执行,方案合理可行。

2　并网安全运行专题研究

在长期低功率运行专题研究工作完成后,联网二回和琼中抽蓄进展仍然缓慢,已经确定无法与昌江核电机组同步投运。同时受广东电网与海南电网结算问题制约,2019年前南方电网通过联网工程为海南电网调峰的措施也无法实现。因此,海南昌江核电站1、2号机组长期降功率运行研究结果成为机组投运后解决海南电网系统调峰、安全问题唯一可用的措施。

为了确保核电和电网的安全运行,海南昌江核电站于2013年底与海南电网联合成立工作小组,开展并网安全运行专题研究工作,从防人因失误,遵守技术规范,特殊与异常天气下与电网配合等方面深入开展研究工作,将长期低功率运行研究的成果逐一落实,确保海南昌江核电站1、2号机组建成后顺利发电。

工作小组开展了调试试验、机组自身性能、调峰能力、运行方式和事故考核等五个方面的研究工作。最终于2015年完成了 《海南昌江核电厂1、2号并网安全运行专题研究报告》《机组自身性能研究报告》《调试试验研究报告》《调峰能力研究报告》《运行方式研究报告》和 《电网事故考核研究报告》六份专题研究报告,并用于指导实际运行[3]。

3　运行风险及对策

3.1　运行风险

国内核电机组长期低功率运行没有先例,分析结论尚未经过实践验证,研究考虑因素可能会存在不完善之处。主要存在以下运行风险:

(1)人因问题

运行人员缺少长期低功率运行经验,运行期间ΔI(轴向功率偏差)控制困难,超出运行控制带风险增大,需提高监盘频次,频繁功率调节还会增加废液量和操纵员的堆上操作。

(2)设备问题

长期低功率运行情况下汽轮机的蒸汽湿度增加,可能使汽轮机叶片特别是末级叶片受到严重的冲蚀,需要慎重考虑汽轮机末级叶片的安全问题;功率偏离正常设计工况,降低了核燃料和设备的可靠性。

(3)管理问题

机组长期低功率运行可能会给正常定期试验管理带来影响,包括拉长了试验周期,首循环可能超过18个月;实际运行曲线因长期低功率可能偏离原设计方案,对后续燃料管理策略的选择带来较大的影响。

3.2　应对策略

为应对长期低功率运行可能带来的这些问题,海南核电从问题着手,提前开展了以下应对工作:

1)为尽量减少核电机组参与负荷调节的时间和次数,确保核电机组设备、燃料等的可靠性,保证反应堆的安全运行,海南核电和海南电网联合成立调试和运行安全研究专项小组开展专题研究,对试验执行和日常运行各个阶段可能与正常满功率运行存在差异之处进行分析并给出应对策略。

2)加强运行过程中的监督,并及时与电网保持良好沟通,提高机组运行可靠性,在实际运行过程中尽量减少这种运行方式的时间和次数,确保运行安全。

3)完善首循环的运维计划,针对降负荷运行组织操纵员进行培训,编写机组降负荷期间设备状态参数监督导则;组织降负荷运行事故处理规程核查,编制降负荷运行防人因失误对策、长期低功率运行后提升功率规定和寿期初/中/末升降负荷限制要求等。

4)在WANO支持下,组织国际研讨会,邀请法国、美国核电专家交流国外长期低功率运行经验。

5)针对汽轮机末级叶片可能存在的安全隐患,组建专家小组开展跟踪研究工作,提前采购叶片,并于小修和大修时第一时间处理叶片水蚀问题以确保机组的安全运行。

6)提前开展定期试验执行应对工作,对首循环定期试验频率和执行进行研究,确保试验的安全和有效,对部分试验进行加做和调整执行时间。

7)提前开展并完善燃料管理策略,多方案应对可能存在的多种情况。

4　应用成果

基于电网实际状况和运营情况,海南昌江核电站1、2号机组实际选定方案一作为最终运行方案。

海南昌江核电站1号机组自2015年12月25日商运以来,首循环一直保持75%FP运行,期间经历一次小修,在春节、台风和外电网故障情况下短时降功率至50%或者停机;第二循环功率有所提升,初期保持80%FP运行两个月,后提升至85%FP运行至寿期末,期间因执行满功率试验有5天提升至100%FP,在配合电网检修、电网负荷低谷期和台风情况下短时降功率至50%、75%或者停机,总体次数与第一循环相比大大减少。海南昌江核电站2号机组自2016年8月12日商运以来,一直保持75%FP运行,期间只有故障处理、台风、联网线检修和电网负荷低谷情况下短时降功率至50%FP或者停机。

海南昌江核电站1、2号机组截至2017年底累计安全稳定运行三个循环,未出现非计划停机停堆,期间海南电网一直保持安全稳定运营状态,未发生系统安全或减供负荷等电力事故。

海南昌江核电站1、2号机组大修调整为春节和雨季负荷低谷或者水电高峰期,最大程度减少了对海南电网统调负荷的影响。同时,提升了核电可利用率,提高了海南昌江核电站1、2号机组的经济性。

海南昌江核电站1号机组运行两个月后开展小修对汽轮机叶片进行全面检查,检查发现3个低压转子末级叶片均产生较严重的水蚀,整个司太立合金片表面均观察到均匀的蜂窝状水蚀状况。专家根据运行经验判断,其水蚀程度相当于参考电站5个运行周期后的状态。2号机组首次大修检查结果比1号机组更为严重,末级和次末级叶片均产生严重水蚀。实际运行表明,长期降负荷运行对汽轮机安全影响较大,海南昌江核电站1、2号机组已经在运行时加强监督。

此外,运行过程中还发现长期低功率运行会带来的振动加剧问题,包括蒸汽管道、疏水管道和小支管等,海南昌江核电站1、2号机组已经根据实际情况在运行中加强监督和开展加固工作。

5　结束语

海南昌江核电站开展的长期低功率运行专题研究工作确保了1、2号机组如期并网和安全发电,同时也为海南电网的安全运营提供了强力保障。研究结论和应用实践对其他中小电网和核电机组组合的安全稳定运营具有较大的借鉴意义。

随着核电装机在电网的比例进一步提高,国内核电机组不可能长期保持满负荷运行方式,核电机组的运行方式要具有一定的灵活性才能更好地适应电网的需求,争取到更好的经济效益。此外,我国核电的自主国产化进程不断加快,国产核电机组出口项目也逐渐增多,CNP650核电机组作为出口堆型主要选项,在面临出口国家或地区的网架结构不完善,电网总负荷较小的情况时,“大机小网”的问题不可避免。专题研究表明:长期低功率运行可作为配套设施不完备时期的过渡运行方案,提高60万k W机组的适应性,确保核电机组和中小电网的安全稳定运行。

参考文献:

[1]中国电力顾问集团.关于印发海南昌江核电厂接入电网条件专题报告评审意见的通知 (电顾规划 [2009]560号)[Z].2009,7.

[2]海南核电有限公司.海南昌江核电厂1、2号机组长期低功率运行专题研究报告 [R].2013,12.

[3]海南核电有限公司.海南昌江核电厂并网运行安全专题研究报告 [R].2015,11.