海南核電站在大機小網中運行安全的研究和實踐

吳美景,王永明,楊少杰

(海南核電有限公司,海南 昌江 572700)

海南昌江核電站屬于我國自主設計的二代加壓水堆核電站 (CNP650型),始建于2008年,2010年正式開工建設,2015年12月25日1號機組投入商運,2016年8月12日2號機組投入商運。在建設過程中,根據核安全通用標準,增加了福島改進項。設計主要參考了秦山第二核電站,最大的不同是采用了分布式主控制室設計。

海南電網網架結構為環網,核電投產前火電占60%以上,主要分布在海南島西部,電源結構、分布不合理,海南雖已形成環島220 k V主網結構,但部分變電站僅有1臺主變壓器,配網還存在較多的輻射式結構,基礎配網不牢靠,易受臺風等惡劣天氣影響。海南每年強熱帶風暴及臺風多達6～8個,“三高”(高溫、高濕、高鹽)特點十分明顯,容易對海南電網帶來沖擊,也給核電站的運行安全提出了更高的要求。

海南電網與大陸主網連接脆弱,目前僅依靠聯網一回與主網連接。設計最大輸送容量600 MW,主要承擔海南電網事故備用和黑啟動。正常運行時送電功率 (受入或送出)按照不超過海南電網最大負荷3%控制,并滿足核電單機跳閘后聯網一回不超過600 MW。根據目前電網負荷和核電廠運行情況,最大允許送電容量100 MW左右。規劃建設中的聯網二回600 MW預計2018年底可投入使用。

海南統調負荷總量規模小,峰谷差大,調峰能力不足, “大機小網”問題一直存在。 “十二五”前全島最高負荷只有200萬k W,臺風后負荷僅剩80萬k W。2017年統調最高負荷450萬k W,單臺核電機組容量 (滿發65萬k W)將占到全網負荷的15%。目前海南電網在典型日負荷 (β值0.48)特性 (見圖1,圖2)下其最低負荷將在216萬k W左右,單臺核電機組容量占全網負荷的比例將超過30%。在孤網情況下 “大機小網”問題將更為嚴重,加上瓊中抽蓄電站(600 MW)無法同時投產,系統調峰缺口相對于聯網方式有所增加,2015年約73萬k W,2016年約93萬k W,系統面臨極大調峰困難。

圖1　海南電網全社會年負荷特征曲線Fig.1　Curve of gross load capacity of Hainan grid

圖2　海南電網典型日負荷特性Fig.2　Trend of daily load capacity of Hainan grid

根據中華人民共和國國務院令第599號 《電力安全事故應急處置和調查處理條例》,電網負荷5000 MW以上20 000 MW以下的省、自治區電網,減供負荷12%以上16%以下或者電網負荷1000 MW以上5000 MW以下的省、自治區電網,減供負荷20%以上50%以下,就構成較大事故。根據說明,電網負荷是指電力調度機構統一調度的電網在事故發生起始時刻的實際負荷。

海南昌江核電站機組設計上不具備調峰調頻和日負荷跟蹤能力,在電網配套設施尚未建成的情況下,海南核電組織開展機組運行研究,重點研究長期降功率和異常特殊天氣下的運行方式,以保障海南核電機組和電網的運行安全。

海南昌江核電站1、2號機組接入電網評審意見 《關于印發海南昌江核電廠接入電網條件專題報告評審意見的通知》明確要求為確保海南昌江核電廠1、2號機組接入電網后安全穩定運行,海南電網應具備如下系統條件:1)為解決核電投產后的海南電網 “大機小網”問題,海南電網與南方電網主網應建成第二回500 k V聯網工程;2)為解決系統調峰問題,系統應有以下幾種措施之一:①與核電機組投產進度同步建設抽水蓄能等調峰機組 (瓊中抽蓄),抽水蓄能總容量400～600 MW之間,機組數量不少于2臺;②核電機組長期降負荷運行,具備大幅度降出力運行能力;③南方電網主網通過聯網工程給海南電網調峰;④以上三種調峰措施綜合方案[1]。

為確保海南昌江核電站1、2號機組建成后能夠順利安全投運,海南核電通過與電網多次協調和討論研究,決定聯合國內多家設計院積極開展長期低功率運行專題研究工作。

1　長期低功率運行專題研究

通過對國內外核電廠進行多方、多次調研,根據核電機型的運行特征和性能,綜合評估機組投產后所面臨的電網和電力環境,在確保核電和電網安全的前提下,評估核電機組長期低功率運行的能力,分析存在的風險和問題,綜合海南電網的意見,確定了核電機組長期低功率運行方式的兩種方案:

方案一:第一循環采用75%FP(滿功率)長期低功率運行方式,第二、三循環采用100%FP運行;

方案二:第一循環采用100%FP疊加75%FP低負荷三個月運行方式,第二循環采用75%FP長期低功率運行,第三循環采用100%FP運行。

研究從核島、常規島和輔助系統三大部分進行綜合分析,以確定選取的方案是否能保證核電的安全可靠運行。核島方面主要進行了燃料管理設計、堆芯功率能力分析、衰變熱及乏池熱負荷分析計算、事故分析評價、事故源項分析評價、燃料棒設計驗證和燃料棒PCI分析等方面的分析論證。常規島主要對主蒸汽和汽輪機旁路蒸汽系統、主給水系統、汽輪機抽汽及加熱器疏水系統、汽水分離再熱器系統和凝結水系統的影響等方面進行了分析。輔助系統主要進行了硼和水補給系統、廢液處理系統、硼回收系統、廢氣處理系統、循環水系統、事故情況下安全殼溫度壓力的影響、氣液態流出物排放源項的影響等方面的分析。

研究表明:方案一、方案二涉及的事故分析結果均可滿足準則要求,所有事故源項不需要重新進行分析,均不影響FSAR(最終安全分析報告)結論;部分事故分析所采用的特定關鍵中子學參數超過了FSAR事故分析采用的值,對這部分事故進行計算分析后發現,如主蒸汽管道破裂——卡軸事故、彈棒事故的計算結果超過了FSAR相應事故分析值,但仍然滿足安全限值,運行時需要加以關注;所有輔助系統不受長期低功率運行兩種方案的影響;硼酸輸送泵、補給水泵的啟動頻率和時間,以及硼酸溶液、除鹽水的用量和廢液的量都會有所增加,增加了相應系統的處理負擔,運行時需要關注;常規島各個系統不受長期低功率運行兩種方案的影響,均可保證安全可靠運行;長期低功率運行會給系統帶來新的問題,如蒸汽和管道疏水系統的振動、不飽和汽水對管道材料的腐蝕等,而且由于各管道及支吊架是按照100%FP狀態進行設計,所以75%負荷長期運行時各管道支吊架荷載及管道位移的變化勢必對支吊架,尤其是彈簧支吊架等產生影響,運行時需予以注意[2]。

綜上所述,這兩種方案沒有超出核電廠最終安全分析報告結論要求,可以在現有最終安全分析報告的條件下執行,方案合理可行。

2　并網安全運行專題研究

在長期低功率運行專題研究工作完成后,聯網二回和瓊中抽蓄進展仍然緩慢,已經確定無法與昌江核電機組同步投運。同時受廣東電網與海南電網結算問題制約,2019年前南方電網通過聯網工程為海南電網調峰的措施也無法實現。因此,海南昌江核電站1、2號機組長期降功率運行研究結果成為機組投運后解決海南電網系統調峰、安全問題唯一可用的措施。

為了確保核電和電網的安全運行,海南昌江核電站于2013年底與海南電網聯合成立工作小組,開展并網安全運行專題研究工作,從防人因失誤,遵守技術規范,特殊與異常天氣下與電網配合等方面深入開展研究工作,將長期低功率運行研究的成果逐一落實,確保海南昌江核電站1、2號機組建成后順利發電。

工作小組開展了調試試驗、機組自身性能、調峰能力、運行方式和事故考核等五個方面的研究工作。最終于2015年完成了 《海南昌江核電廠1、2號并網安全運行專題研究報告》《機組自身性能研究報告》《調試試驗研究報告》《調峰能力研究報告》《運行方式研究報告》和 《電網事故考核研究報告》六份專題研究報告,并用于指導實際運行[3]。

3　運行風險及對策

3.1　運行風險

國內核電機組長期低功率運行沒有先例,分析結論尚未經過實踐驗證,研究考慮因素可能會存在不完善之處。主要存在以下運行風險:

(1)人因問題

運行人員缺少長期低功率運行經驗,運行期間ΔI(軸向功率偏差)控制困難,超出運行控制帶風險增大,需提高監盤頻次,頻繁功率調節還會增加廢液量和操縱員的堆上操作。

(2)設備問題

長期低功率運行情況下汽輪機的蒸汽濕度增加,可能使汽輪機葉片特別是末級葉片受到嚴重的沖蝕,需要慎重考慮汽輪機末級葉片的安全問題;功率偏離正常設計工況,降低了核燃料和設備的可靠性。

(3)管理問題

機組長期低功率運行可能會給正常定期試驗管理帶來影響,包括拉長了試驗周期,首循環可能超過18個月;實際運行曲線因長期低功率可能偏離原設計方案,對后續燃料管理策略的選擇帶來較大的影響。

3.2　應對策略

為應對長期低功率運行可能帶來的這些問題,海南核電從問題著手,提前開展了以下應對工作:

1)為盡量減少核電機組參與負荷調節的時間和次數,確保核電機組設備、燃料等的可靠性,保證反應堆的安全運行,海南核電和海南電網聯合成立調試和運行安全研究專項小組開展專題研究,對試驗執行和日常運行各個階段可能與正常滿功率運行存在差異之處進行分析并給出應對策略。

2)加強運行過程中的監督,并及時與電網保持良好溝通,提高機組運行可靠性,在實際運行過程中盡量減少這種運行方式的時間和次數,確保運行安全。

3)完善首循環的運維計劃,針對降負荷運行組織操縱員進行培訓,編寫機組降負荷期間設備狀態參數監督導則;組織降負荷運行事故處理規程核查,編制降負荷運行防人因失誤對策、長期低功率運行后提升功率規定和壽期初/中/末升降負荷限制要求等。

4)在WANO支持下,組織國際研討會,邀請法國、美國核電專家交流國外長期低功率運行經驗。

5)針對汽輪機末級葉片可能存在的安全隱患,組建專家小組開展跟蹤研究工作,提前采購葉片,并于小修和大修時第一時間處理葉片水蝕問題以確保機組的安全運行。

6)提前開展定期試驗執行應對工作,對首循環定期試驗頻率和執行進行研究,確保試驗的安全和有效,對部分試驗進行加做和調整執行時間。

7)提前開展并完善燃料管理策略,多方案應對可能存在的多種情況。

4　應用成果

基于電網實際狀況和運營情況,海南昌江核電站1、2號機組實際選定方案一作為最終運行方案。

海南昌江核電站1號機組自2015年12月25日商運以來,首循環一直保持75%FP運行,期間經歷一次小修,在春節、臺風和外電網故障情況下短時降功率至50%或者停機;第二循環功率有所提升,初期保持80%FP運行兩個月,后提升至85%FP運行至壽期末,期間因執行滿功率試驗有5天提升至100%FP,在配合電網檢修、電網負荷低谷期和臺風情況下短時降功率至50%、75%或者停機,總體次數與第一循環相比大大減少。海南昌江核電站2號機組自2016年8月12日商運以來,一直保持75%FP運行,期間只有故障處理、臺風、聯網線檢修和電網負荷低谷情況下短時降功率至50%FP或者停機。

海南昌江核電站1、2號機組截至2017年底累計安全穩定運行三個循環,未出現非計劃停機停堆,期間海南電網一直保持安全穩定運營狀態,未發生系統安全或減供負荷等電力事故。

海南昌江核電站1、2號機組大修調整為春節和雨季負荷低谷或者水電高峰期,最大程度減少了對海南電網統調負荷的影響。同時,提升了核電可利用率,提高了海南昌江核電站1、2號機組的經濟性。

海南昌江核電站1號機組運行兩個月后開展小修對汽輪機葉片進行全面檢查,檢查發現3個低壓轉子末級葉片均產生較嚴重的水蝕,整個司太立合金片表面均觀察到均勻的蜂窩狀水蝕狀況。專家根據運行經驗判斷,其水蝕程度相當于參考電站5個運行周期后的狀態。2號機組首次大修檢查結果比1號機組更為嚴重,末級和次末級葉片均產生嚴重水蝕。實際運行表明,長期降負荷運行對汽輪機安全影響較大,海南昌江核電站1、2號機組已經在運行時加強監督。

此外,運行過程中還發現長期低功率運行會帶來的振動加劇問題,包括蒸汽管道、疏水管道和小支管等,海南昌江核電站1、2號機組已經根據實際情況在運行中加強監督和開展加固工作。

5　結束語

海南昌江核電站開展的長期低功率運行專題研究工作確保了1、2號機組如期并網和安全發電,同時也為海南電網的安全運營提供了強力保障。研究結論和應用實踐對其他中小電網和核電機組組合的安全穩定運營具有較大的借鑒意義。

隨著核電裝機在電網的比例進一步提高,國內核電機組不可能長期保持滿負荷運行方式,核電機組的運行方式要具有一定的靈活性才能更好地適應電網的需求,爭取到更好的經濟效益。此外,我國核電的自主國產化進程不斷加快,國產核電機組出口項目也逐漸增多,CNP650核電機組作為出口堆型主要選項,在面臨出口國家或地區的網架結構不完善,電網總負荷較小的情況時,“大機小網”的問題不可避免。專題研究表明:長期低功率運行可作為配套設施不完備時期的過渡運行方案,提高60萬k W機組的適應性,確保核電機組和中小電網的安全穩定運行。

參考文獻:

[1]中國電力顧問集團.關于印發海南昌江核電廠接入電網條件專題報告評審意見的通知 (電顧規劃 [2009]560號)[Z].2009,7.

[2]海南核電有限公司.海南昌江核電廠1、2號機組長期低功率運行專題研究報告 [R].2013,12.

[3]海南核電有限公司.海南昌江核電廠并網運行安全專題研究報告 [R].2015,11.