核电厂100%功率甩负荷至厂用电试验分析

□高 赓

甩负荷到厂用电试验是核电站调试阶段非常重要的一项综合性试验，其目的是在机组转入孤岛运行的瞬态过程中，验证一二回路各主辅系统设备协调工作的能力；验证各主要调节器的调节性能，并获取试验数据以修改、整定主要调节器参数；根据汽轮发电机组带厂用电运行时供电频率和电压的变化情况以验证厂用电供电可靠性。由于该试验失败可能导致机组切换至备用电源供电甚至失去所有厂外电源，因此该项试验一般都置于调试阶段后期进行，通过前面一系列的试验尽可能地找出可能影响该试验的缺陷加以消除，对主要调节器的性能进行优化，保证试验顺利实施。

一、核电机组正常运行方式简述

正常功率运行时，该核电厂有两种运行模式，模式“N”：基本模式或基本负荷运行模式，机跟堆运行模式；模式“T”：调节模式或负荷跟踪运行模式，堆跟机运行模式；负荷控制由两个控制系统实现：反应堆功率控制系统(APC)和汽轮机电液调节和保护系统(DEH)。另外，二回路设置有蒸汽旁路排放系统，作用是在二回路突然甩负荷时可通过将蒸汽旁路汽轮机直接排入凝汽器以防止主蒸汽集管压力不可控升高而导致蒸汽发生器大气释放阀或安全阀动作，正常该系统处于备用状态。

二、试验先决条件

(一)组织准备。试验前对所有参与试验人员已进行安全和技术交底，参与试验的人员与配置符合要求；参加试验人员提前准备好便携式照明工具及其它个人防护用品；确认试验区域通讯系统、应急照明可用；确认可能因为试验导致损坏或数据丢失的系统和设备已退出或已采取有效控制措施；确认消防车、医疗救护车已提前在指定地点待命；少一台辅助锅炉处于热备用状态或者可从相邻机组供应辅助蒸汽。

(二)机组状态准备。机组出线两侧500KV开关同期装置的试验已完成；备用电源处于可用状态；可靠段及应急段母线上的柴油机处于热备用状态；安全系统处于备用工况；一回路容积及硼控系统泵全部可用且系统除气储箱里有足够的一回路冷却剂已补偿功率变化引起的一回路液位变化量；对于可能因全厂断电事故而造成的安全壳误喷淋和蒸汽发生器应急给水误注入的风险，已采取有效措施得以消除；汽轮机相关停机试验已完成；汽轮发电机相关油系统的直流油泵可用；二回路旁路排放系统系统可用，蒸汽发生器大气释放阀可用，二回路各调节器工作正常；仪控相关系统运行正常；为应对可能发生的全厂断电事故，其他相关安措已经完成，如：废水接收系统和地坑液位保持在下限，供电母线及负荷的控制电源已转由不间断电源供电，停运不需连续运行系统的辅助加热蒸汽等。

三、试验过程及数据分析

(一)试验过程。试验当日07:10分，拉开最后一个500kV开关后，机组转孤岛运行。反应堆根据主变高压侧开关断开信号触发快速预保护和反应堆功率限制动作，快速预保护动作后核功率迅速降至52.5%左右，随后功率限制系统通过调节棒组继续降低反应堆功率至40%以下，动作结束后反应堆功率控制系统(APC)投入N模式维持当前功率。汽轮机根据超速预保护信号(OPC)关闭高压主调门和低压主调门，待转速降低后逐渐打开高低压主调门，汽轮机电液调节和保护系统DEH投入自动并维持汽机转速，蒸汽旁路排放系统根据甩负荷信号打开以维持主蒸汽集管压力6.27MPa，机组进入孤岛运行状态后机组各主要性能参数趋于稳定，试验结束。07:24通过500kV同期装置并入电网。接着提升汽轮机功率至蒸汽旁路排放系统阀门关闭，随后按照计划继续提升功率。

(一)数据分析。

1.反应堆功率。在接收500kV开关断开信号后，快速预保护动作，核功率迅速降至52.3%，随后因为功率负反馈核功率回升至56.8%左右，由于500kV开关断开信号存在，限制核功率在40%以下，故功率限制系统继续通过调节棒组降低核功率至40%，降功率速率约为0.36%/s。限功率信号消失后反应堆功率控制系统(APC)自动投入N模式，维持当前功率。热功率下降速度比核功率略慢，经过300秒后基本保持与核功率相当。瞬态过程中，反应堆功率限制系统正确动作，满足设计要求。

2.一回路压力。由于反应堆快速预保护动作使反应堆功率快速下降，一回路压力跟随反应堆功率下降而开始减低，下降的过程中由于功率负反馈和一回路稳压系统电加热器的投入而短暂回升一点，之后继续下降。最低15.31MPa，约600秒后基本回到额定压力。瞬态过程中，一回路压力相关联锁逻辑正确动作，满足设计要求。

3.一回路稳压系统储罐(稳压器)液位。由于反应堆快速预保护动作反应堆功率迅速下降一回路被冷却收缩稳压器液位在试验开始后就快速下降。最低6.39m，约80秒后液位开始逐渐回升，期间一回路容积及硼控系统备用小泵根据根据液位偏差自动启动向一回路补水。瞬态过程中，稳压器液位相关联锁逻辑正确动作，满足设计要求。

4.蒸汽发生器液位。瞬态过程中四台蒸汽发生器液位变化趋势基本一致。开始阶段，核功率下降使主冷却剂泵的载热量降低，蒸汽发生器给水调节阀从73%迅速关闭至55%，期间蒸汽发生器液位略有下降，给水调节阀动作正常。随着主蒸汽集管压力升高，蒸汽发生器液位开始下降，期间给水调节阀根据液位略有波动，经过2分钟的周期性振荡后蒸汽发生器液位恢复稳定。

5.汽机转速变化。断开最后一个500KV开关后第1秒高压主调阀和再热主调阀全部关闭，第3秒汽机转速上升到最高1544rpm，第5秒后转速就开始下降，同时再热主调阀开始打开，随后2号高压主调阀开始缓慢开启，第58秒其他高压主调阀开始缓慢开启，转速在第60秒降到最低点1492rpm，最后稳定在1496rpm。操纵员手动修改转速定值为1503rpm，实际转速即恢复额定值1500rpm。

6.主蒸汽集管压力。试验初始阶段，超速预保护OPC的动作导致主蒸汽集管压力迅速上升，在第1秒时所有旁路排放系统阀门根据汽轮机甩负荷信号投入自动并触发快开动作，所有旁路排放系统阀门均已全开，第7秒快开动作结束，旁路排放系统进入调节模式并逐渐回关到40%左右，但实际的主蒸汽集管压力仍在上升中，经过3秒后旁路排放系统阀门又开始逐渐开大，第14秒主蒸汽集管压力达到最高值6.54MPa，第18秒时所有旁路排放系统再次到达全开，此次全开为正常根据压力调节全开，非快开动作，之后慢慢跟随主蒸汽集管压力的下降最终维持在6.27MPa；瞬态过程中主蒸汽集管最高压力为6.517MPa。

7.除氧器的压力和液位。凝结水出口压力和流量根据降功率过程变化动作正常；试验过程中汽轮机热力机械参数均正常，没有超出报警限值；试验期间汽轮机最大轴承振动是30MKD12CY003，最大转子振动30MAD02CY001，相比正常运行期间无较大变化。

四、核电厂在孤岛运行模式下应注意的问题

(一)当汽轮机甩负荷至孤岛运行时，厂用电负荷设定值与负荷实际值存在偏差。目前汽轮机电液调节和保护系统(DEH)逻辑的设计中，当汽轮机甩负荷至孤岛运行时，汽轮机发电机进入一种特殊的模式：转速模式下的负荷控制方式，负荷设定值自动设置为0，仿真机模拟厂用电负荷为90MW，负荷设定值和负荷实际值之间存在偏差。根据转速不等率计算，此时负荷偏差对应转速偏差为5rpm。DEH逻辑中负荷和转速共用一个PI调节器，由于负荷存在偏差，因此实际转速只能维持在1495rpm，此时需要操纵员手动将转速设定值从1500rpm修改为1505rpm，这样实际转速才能保持1500rpm。另外，孤岛运行重新并网后，需要操纵员通过控制画面上的操作按钮手段将转速模式切换至负荷控制模式。对于目前的控制逻辑，在孤岛运行期间，随着部分设备的启停，负荷将出现波动，如果汽轮机转速不能自动调节，并维持在额定频率，由此引起的频率变化将会对核岛一些重要设备造成影响。所以，整个孤岛期间，在无需操纵员的干预下，汽轮机的转速应能维持在1500rpm，同时在厂用电负荷发生波动时，且无操纵员干预的情况下，汽轮机的转速应自动调节到额定频率。同时，在并网后DEH也应自动切换至负荷模式。故建议在孤岛运行时，将厂用电时的负荷设定值改为跟踪实际负荷，汽轮机转速自动维持1500rpm，同时并网后设置延时自动切换控制模式。

(二)汽轮发电机组孤岛运行时间。汽轮发电机组孤岛运行时间应该是汽轮发电机组的一项性能指标，允许时间越长，对核安全越有利。当然这还与孤岛运行所带的厂用电负荷及核岛蒸汽流量有一定的关系。该核电机组孤岛运行所带的厂用电负荷初步估计为60MW，孤岛运行时由核岛提供的蒸汽流量约为额定功率时的40%，允许通过蒸汽旁路排放系统将多余蒸汽直接排至冷凝器。但让汽轮发电机长时间保持在很低的功率运行，汽轮机的鼓风作用太小，对汽轮机末级叶片的性能指标是一个考验，另外，长时间将30%功率左右的新蒸汽通过旁路排入凝汽器，对凝汽器钛管形成持续冲刷，对其使用寿命也会产生一定影响。