答辩论文

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全文刊登，不删减

停机不停堆时蒸发器水位的异常及干预措施分析

贾恩杰

（中核运行 运行二处 浙江省 嘉兴市）

摘要：

对核电机组在停机不停堆时蒸汽发生器水位参数进行分析，结合蒸汽发生器水位控制原理以及机组实际运行的经验数据，得出正确的干预方法。根据分析得出的结论，提出停机不停堆规程的修改意见，进而提高运行人员应对核电机组停机不停堆时的处理水平，降低停堆概率。

关键字：停机不停堆；蒸发器水位控制；停机不停堆规程

SG levelcontrlafter turbine trip but reactor not trip 

Enjie Jia

（CNNC Nuclear Power Operation Management Co. Ltd. Haiyan , Zhejiang）

Abstract:

This paper analyzes the water level parameters of the steam generator when the turbine trip but reactor not trip, and obtains the correct intervention method by combining the water level control principle of the steam generator and the empirical data of the actual operation of the unit. According to the conclusion drawn from the analysis, the revision opinions of the turbine trip but reactor not trip regulations are put forward, so as to improve the handling level of operators when the turbine trip but reactor not trip, and reduce the reactor shutdown probability.

Keywords: turbine trip but reactor not trip; evaporator water level control; turbine trip but reactor not trip procedure

1. 停机不停堆时蒸发器水位控制

1.1 停机不停堆简介

在核电机组中停机不停堆是指由于某种原因，汽轮发电机组由于保护跳机，而反应堆没有停堆的工况。此时多余蒸汽通过蒸汽旁路排放系统排至凝汽器和除氧器。反应堆功率依靠功率棒组控制在最终功率整定值。此时一回路功率等于汽机功率加上旁路排放功率，可以达到稳态。具体控制框图如下图所示：

对于停机不停堆工况的研究对核电厂经济运行具有重要意义。纵观全国核电厂的停机不停堆初始事件，由于蒸汽发生器水位控制出现异常并导致停堆是最有可能发生的，所以研究停机不停堆时的蒸发器水位出现异常时的干预措施显得尤为重要。

1.2蒸发器水位控制原理

1.2.1蒸汽发生器水位调节系统的目的

蒸汽发生器水位过高，将造成蒸发器出口蒸汽含水量超标，造成汽轮机的冲蚀现象。核安全方面，水位过高使得蒸汽发生器内水总装量增加，在蒸汽管道破裂的事故工况下，对堆芯产生过度冷却而导致重返临界事故的发生。如果蒸汽管道破裂事故发生在安全壳内，大量的高温蒸汽将会导致安全壳的压力、温度快速上升，危害第三道屏障安全。

蒸汽发生器水位过低时，将会导致U型管顶部裸露，传热不佳。影响三大核安全功能的堆芯余热的导出功能。

以上功能的实现由水位调节系统与给水泵转速调节系统共同完成。

1.2.2水位调节原理

蒸汽发生器水位的调节是通过控制进入该蒸汽发生器的给水流量来完成的。其调节原理如下图所示。

1.2.3主给水调节回路介绍

从上图可知，主给水调节阀的调节是一个三通量（蒸汽流量，给水流量，蒸汽发生器水位）调节回路，依据二回路蒸汽负荷大小生成蒸汽发生器水位整定值，以满足核安全和热工水力特性的要求。

负荷是指蒸汽发生器的总的蒸汽负荷，它包括三部分：

1，以汽轮机高压缸进汽压力为代表的汽轮机进汽流量；

2，除氧器ADG的新蒸汽流量；

3，旁路排放系统的新蒸汽流量。

1.2.4旁路调节回路

在低负荷时，测量流量的节流装置两端压差太小，使得流量测量不精确。因此在负荷低于20%Pn时，主给水调节阀关闭，只使用旁路给水调节阀。

设计上为了改善低负荷运行工况下调节回路的特性，引入总蒸汽流量作为前馈信号，以总蒸汽流量信号作为参考负荷，给出旁路调节阀的预开度信号，以改善调节回路的特性。而由于旁路调节阀的这个特性，在停机不停堆工况下对蒸汽发生器的水位控制会造成一些困扰，下文会进行重点论述。

1.2.5给水泵转速调节系统

给水泵的转速控制是用给水母管到蒸汽母管的实测压差与根据二回路负荷确定的给定压差相比较，得出一个误差信号（汽水压差），以改变给水泵转速，保证泵的出口压头和流量都随负荷变化而变化。这样不仅能维持给水阀的压降不变。排除三台蒸发器的耦合效应。

 工程实践中这种转速调节方式在正常运行时没有问题，但在特定工况下，由于主给水泵运行时最低转速（3950RPM）的限制，会造成汽水压差过大，无法满足瞬态工况要求，需要运行人员进行干预。下文会重点论述。

1.3停机不停堆时，蒸发器水位控制和干预

这里结合2021年10月7日某电厂2号机组由于励磁系统故障跳闸而发生的停机不停堆事件来具体分析。

1.3.1经过概述

2021年10月7日某电厂2号机组满功率运行，9：32，主控室发发电机“励磁系统故障跳闸”、“汽机保护遮断”等报警，汽轮机停机，反应堆功率降至30%。现场检查2LAB（常规岛220V直流系统）绝缘检测装置烧毁，励磁机定子线圈对地绝缘为0，判断为励磁定子线圈绝缘击穿，机组进入小修模式。

停机后约10分钟，SG水位开始上涨，经决策，停运一台主给水泵，随后SG开始下降并趋于稳定。

1.3.2事件过程与具体操作：

汽轮机跳闸瞬间，主蒸汽母管压力由6.66MPa快速上涨至7.12MPa，汽水压差下降，主给水泵转速由4400RPM上升至4642RPM，之后逐渐降低收敛于4000RPM，满足控制需求。

蒸汽发生器水位最初由于主蒸汽母管压力快速升高，汽泡压缩而产生虚假水位，最低降低至-0.265m，随后波动回升，最高至0.127m(1号SG)，随后有锯齿状波动，最后稳定在0m左右。停机瞬态初期，SG蒸发器水位控制系统响应正常（如下图所示）。另：该处锯齿状波动的原因经分析，并非除氧器排放阀ADG003VV的频繁开关导致，与教材不符，后文会详细论述。

主给水泵最低转速限制造成的影响分析：

汽轮机停机约10分钟后，9时41分至49分，发现3台蒸汽发生器液位开始上涨，1号蒸汽发生器液位上涨至0.231m且无拐头趋势。汽水压差2ARE433KM上涨后基本稳定在0.66MPa高于整定值（0.48MPa），由于以下原因：

1，主给水调节系统中主调节阀已全关；

2，旁路调节阀由二回路蒸汽负荷整定在100%开度；

3，主给水泵转速控制系统精调控制器（2APA001/002/003KU）已降低到0%（对应主给水泵转速3950RPM）。

此时由于主给水泵最低运行转速限制，无法调小汽水压差，造成主给水的流量已没有负向调节的能力。

当汽水压差2ARE433KM再次出现上涨趋势时，为避免蒸汽发生器水位进一步上升导致停堆（停堆保护定值0.9m），当班值决策立即将1号主给水泵降速停运，保持2号主给水泵单独运行。

1号主给水泵降速过程中汽水压差最高上升到0.68MPa后开始下降，整个降速过程中，尽量控制汽水压差接近整定值0.48MPa，当实际值大于整定值时降速，当实际值小于整定值时保持，待2号主给水泵转速上升汽水压差实际值恢复后再继续执行1号主给水泵的降速操作。

停运1号主给水泵后，2号主给水泵转速控制精调2APA002KU输出恢复到5-10%之间自动调节，主给水调节阀开度恢复到5-10%自动调节，汽水压差稳定在整定值0.48MPa，蒸汽发生器水位控制系统响应正常。1号主给水泵停运前后参数趋势变化如下图所示。

此时主给水旁路调节阀仍是全开状态，接下来探讨主给水旁路调节阀的控制。

如上图，为了改善低负荷运行工况下调节回路的特性，主给水旁路调节阀控制中引入总蒸汽流量作为前馈信号，其中包括：窄量程汽轮机入口压力信号，有效的旁路排放信号和除氧器排放信号。此时旁路排放阀由于二回路总的蒸汽流量信号整定在100%开度，没有关小的趋势。经同行电厂运行事件报告的经验反馈中可以得出，停机不停堆时，在蒸汽发生器水位上升到0.5m时，主给水旁路调节阀由于水位偏差和蒸汽前馈的综合作用，才会开始从100%开始关闭，此时水位已经很高，离停堆定值0.9m太近。

1.3.3同行电厂相近原因下瞬态分析

下图为同行电厂由于发电机励磁故障导致停机后蒸发器水位图：

由上图可以看出：汽轮机停机后汽水压差波动并逐渐降低到0.45MPa后开始快速增大（最大达到0.63MPa），运行的两台主给水泵转速降低到3966rpm（低限值）后无法继续下降，主给水压力基本不再变化，主蒸汽压力降低造成汽水压差升高。

由于一回路核功率为22%Pn左右，汽水压差整定值约为0.432MPa，汽水压差实际值始终高于整定值。

由于两台运行的APA泵已达最低转速，无法再减小蒸发器给水流量，主给水调节阀开度很小，随着蒸汽发生器水位升高，主给水调节阀逐渐关闭，蒸汽发生器水位只通过旁路给水调节阀来控制。

旁路给水调节阀的开度由二回路总蒸汽流量作为前馈，蒸汽发生器水位偏差信号作为辅助调节来实现水位闭环控制。因二回路总蒸汽流量高于旁路给水调节阀100%开度对应的整定值，旁路给水调节阀保持全开。

直到蒸汽发生器水位偏差信号达到+0.5m左右时，水位闭环控制才能平衡前馈的作用，旁路给水调节阀才开始关小。但为时已晚，水位持续升高最终达到停堆值，继而跳堆。

1.3.4关于停机约17min后蒸汽发生器水位再次出现上涨的原因分析

停机瞬态后一回路温度逐渐降低到296℃左右，凝汽器旁路排放GCT-c总需求逐渐稳定在最终功率整定值对应开度25.18%。此时各大控制系统趋于稳定，导致蒸汽母管压力下降的原因可能是去往除氧器的排放蒸汽量变化。

 组态观察趋势发现，当第四组旁路排放阀2ADG003/007/005VV快速开启信号消失后，除氧器压力由除氧器旁路排放阀2ADG003/007VV自动控制在0.17MPa。   

由于汽轮机停机后供给除氧器的汽机五段抽气失去，当除氧器压力最低降至0.056MPa时，排放阀2ADG003VV全开，2ADG007VV开大到20%左右，主蒸汽母管压力最低降至6.98MPa，造成汽水压差升高，由于水路特性，主给水流量增加，蒸汽发生器水位快速上涨，主给水流量调节阀全关，主给水泵转速控制精调降低到0%,主给水泵达最低转速（3950RPM），即使汽水压差偏高，也无法降低主给水泵的转速。

从事件过程来看除氧器压力波动周期约20分钟，会造成蒸汽发生器水位控制系统在自动控制时有9-10分钟不具备负向调节能力，此时如果水位上涨需要果断手动干预。

除氧器具体参数如下图：

1.3.5关于汽机停机初期蒸发器水位呈锯齿状分析

高级运行教材对从100％Pn甩到厂用电时蒸汽发生器水位的变化的描述中曾提到：瞬态后蒸汽发生器水位呈锯齿状上下波动的原因频繁是由于ADG003VV开—关—开— 关造成的。但经本文分析，2ADG003VV的开关周期约20分钟，和教材描述不符合。

组态一回路温度，功率棒棒位，蒸发器水位，一二回路温度偏差可以得到下图：

由上图可知，蒸汽发生器水位与一回路平均温度高度相关，一回路平均温度的变化是由于功率棒组的下插和暂停导致的。

其中2RGL405KM为温度偏差

当温度偏差大于1.67℃，闭锁功率棒组下插。

当温度偏差小于0.56℃，解锁功率棒组下插。

从偏差上升至1.67℃始到下降至0.56℃止，禁止功率棒组下插。这是由闭环堆功率控制系统（平均温度控制系统）来协调开环堆功率控制系统（反应堆功率控制系统）的一个手段，防止一回路过冷时功率棒继续下插。

1.3.6 与调试报告对比

与调试报告（TP 2 RRC59-1）对比，蒸汽发生器水位最高值、汽水压差最高值等都在停机后20分钟左右出现，波动趋势与调试报告基本一致，蒸汽发生器的水位上升是本机组在停机不停堆时的固有特性。停机不停堆瞬态时，蒸汽发生器水位控制系统可靠动作，但停机后20分钟时需要特别关注蒸汽发生器水位。

2. 结论与改进

2.1结论

1，在停机不停堆瞬态时，由于除氧器五段抽气失去，导致进入除氧器的新蒸汽阀开大，引起蒸汽母管压力的降低进而引起汽水压差升高，而由于实际汽水压差大于汽水压差的给定值，此时主给水泵的转速已降至最低，主给水调节阀全关，主给水旁路调节阀由于蒸汽前馈的作用一时无法调节，处于全开位置，蒸汽发生器水位负向调节能力丧失，此时应加强蒸汽发生器水位监视，如有上涨，则降低一台主给水泵转速，也可在工况稳定时，停运一台主给水泵，以免有意外干扰，造成蒸汽发生器水位失控，增加停堆的风险。

2，蒸汽发生器水位在停机不停堆后十分钟内的锯齿状波动，是因为平均温度偏差大而闭锁了功率棒组的下插导致的。

3，同类型机组在停机不停堆时，蒸汽发生器的水位上升是固有特性。只要满足高功率下停机，除氧器排放阀调制开启，主给水泵存在最低转速的条件下，必然影响汽水压差，此时都应着重关注蒸汽发生器的水位。

2.2改进

结合运行经验对停机不停堆规程进行进一步完善。细化了规程的岗位分工，明确了一二回路的操作和关注参数的优先级。另设第三名操纵员独立监控和调节蒸汽发生器水位，并给出了停运一台主给水泵的原则。

经此修改，规程的适用性有了很大提高，运行人员应对停机不停堆工况的水平也有了很大提升。

参考文献

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[2]车济尧，三门核电站停机不停堆的运行分析，中国核电，2014年，第7卷 第3期：起止页码261页

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