蒸汽發生器水位控制干預失效原因分析與應對研究

張國軍

（中廣核工程有限公司，廣東 深圳 518124）

0 引言

M310 核電廠蒸汽發生器 （Steam Generator， SG）水位控制及瞬態下的干預結果關系到機組運行安全，SG 水位波動是機組聯調試驗階段的常見問題，SG 水位控制失效時還可能觸發停堆保護， 先后已有多個M310 核電機組因蒸汽發生器水位超過停堆保護閾值觸發停堆， 盡管其中一部分事件是由設備故障導致的，但仍有若干起蒸汽發生器水位控制失效是由人工干預不當所致[1-3]。

SG 水位過高將造成其出口蒸汽干度降低， 加劇蒸汽對汽輪機葉片的沖蝕， 嚴重時會導致葉片損壞；還會使SG 水裝量增加，在蒸汽管道破裂事故工況下，對堆芯產生過大冷卻而導致超功率事故發生，如果破裂事故發生在安全殼內，大量的蒸汽將會導致安全殼的壓力、溫度快速上升，危害安全殼的密封性。 SG 水位過低導致倒U 型傳熱管頂部裸露時會造成堆芯余熱導出功能惡化[3-5]。核電廠發生非計劃停堆除了會造成機組停運外，還將觸發執照運行事件，這與機組能力因子、核安全管理期望不符。因此，有必要對蒸汽發生器水位控制失效原因進行分析，研究并制定有效的應對措施，降低同類事件重發的風險。

本研究系統地分析了M310 核電廠SG 水位控制原理，對一起因SG 水位控制干預失效導致機組非計劃停堆的典型案例進行了分析。 研究并給出了SG 水位控制切手動模式進行人工干預的總體策略和應對建議。

1 S G 水位測量與控制原理

1.1 SG 水位測量方案

M310 核電廠的每臺SG 都設計了3 個窄量程水位變送器和1 個寬量程水位變送器。 窄量程水位變送器的0%水位在管板以上的11.3 m 處位于給水進口下方，全量程為3.6 m，具有顯示和保護功能。寬量程水位變送器的下限在管板以上0.43 m，全量程為15.9 m，它不僅可用于監測SG 沖/排水、濕保養以及事故工況等水位大幅度變化時的水位， 而且由于它反映了SG 的水裝量，所以正常運行時，常用它在低負荷或手動控制給水流量調節閥時輔助監視SG 水位變化趨勢。

1.2 SG 水位控制原理

SG 水位控制是由主給水流量調節系統 （ARE）和給水泵轉速調節系統（APA）共同完成的[6-9]。 機組正常運行時通過ARE 和APA 自動控制給水流量保證蒸汽發生器水位與整定值一致，給水流量取決于ARE 給水調節閥開度和閥門前后壓差， 通過使蒸汽母管與給水母管的壓差（以下簡稱汽-水壓差）隨機組負荷變化保持ARE 給水調節閥前后的壓差為常數，實現給水流量在一定范圍內與給水調節閥開度成線形關系的目的。通過調節APA 電動主給水泵（以下簡稱APA 電泵）轉速來保證汽-水壓差滿足設計要求。 為了避免ARE 給水調節閥開度和APA 電泵轉速之間產生不良耦合，汽-水壓差的控制必須足夠快； 當任何一個ARE 給水調節閥開度發生變化時，設計要求通過調節APA 電泵轉速以迅速補償給水母管與蒸汽母管之間的壓差。

ARE 的給水流量自動調節能夠跟隨機組負荷提供 0%～100%FP（Full Power， FP）的全量程覆蓋。 每臺SG 的正常給水回路設置有兩條并列的管線： 主管線上的主給水調節閥用于核功率不低于20%FP 的高負荷運行工況下水位調節；旁路管線上的旁路調節閥則是應用于核功率小于20%FP 的低負荷及啟、 停階段的運行工況下水位調節。

1.3 ARE 主調節通道邏輯分析

ARE 主調節通道用于機組負荷在20%～100%FP期間的SG 水位調節，SG 水位控制系統是一個由蒸汽流量、 給水流量和SG 水位偏差構成的3 沖量非線性控制系統， 主調節通道用于旁路給水閥全開時的主給水閥調節。 一方面，窄量程水位測量通道提供的SG 水位實測值與根據蒸汽流量映像計算出的水位整定值進行比較，產生水位差值，該差值受給水溫度影響，需要增益修正。 另一方面，給水流量與蒸汽流量比較，產生汽-水流量差值（汽-水失配信號）。汽-水平衡計算結果與SG 水位控制通道輸出信號產生主給水調節閥的控制信號。 ARE 主調節通道控制邏輯示意圖見圖1。

圖1 ARE 主調節通道控制邏輯示意圖

1.4 ARE 旁路調節通道邏輯分析

ARE 旁路通道用于機組負荷小于20%FP 時的SG水位調節， 這是單沖量控制通道。 機組負荷低于20%FP 時，ARE 主給水調節閥關閉， 汽水流量偏差信號因其測量的不確定性，不適用于機組低負荷工況，汽水流量偏差信號由蒸汽流量映像信號替代， 蒸汽流量映像信號由汽輪機調節系統（GRE）窄量程進汽壓力、汽輪機旁路排放系統（GCT）的蒸汽排凝汽器閥門（GCT-c）開度、除氧器（ADG）調節閥門開度控制信號疊加產生，蒸汽流量映像信號表征機組總負荷。 當反應堆停堆（P4）信號和冷卻劑平均溫度低（Tavg≤295.4 ℃）信號存在，該信號經選擇模塊選擇預設值作為旁路給水調節閥開度指令。ARE 旁路調節通道控制邏輯示意圖見圖2。

圖2 ARE 旁路調節通道控制邏輯示意圖

1.5 APA 電泵轉速調節通道分析

每臺SG 擁有獨立的水位調節系統， 通過改變ARE 給水調節閥開度以實現改變給水流量，從而達到控制水位的目的。 3 臺SG 的給水母管是共用的，如果只是單獨采用水位調節方式，當任意1 臺蒸汽發生器的水位偏離整定值而需要改變ARE 給水調節閥開度以改變給水流量時， 都將會引起給水母管壓力的改變，而此時另外2 臺蒸汽發生器的給水調節閥開度并沒有改變，這將導致這2 臺蒸汽發生的給水流量因給水母管壓力的變化而產生變化， 受此影響這2 臺SG會發生汽水流量失衡，最終造成SG 水位波動。為了避免發生這種單臺SG 水位調節對另外2 臺SG 水位控制帶來的干擾，避免ARE 主給水調節閥頻繁動作，提高SG 水位控制的穩定性，機組設計了APA 電泵轉速調節系統，其轉速調節通道控制邏輯示意圖見圖3。

圖3 電動主給水泵轉速調節通道控制邏輯示意圖

2 案例分析

某M310 核電機組將核功率提升至14.4%FP 后執行并網操作， 并網后汽輪發電機組電功率上升至80 MW 造成核島一回路過冷，操縱員發現SG 水位快速上漲后將ARE 給水流量調節回路、APA 電泵轉速調節回路切手動后試圖通過人工干預的方式控制SG水位，干預過程中觸發緊急停堆信號，導致機組發生非計劃停堆事件。

2.1 并網前機組狀態

并網前機組運行狀態穩定， 核功率為14.4%FP，核島一回路冷卻劑平均溫度為294.7 ℃， 主蒸汽壓力7.248 MPa；汽輪機轉速為 1 500 r/min；GCT-c 處于壓力控制模式、 有效輸出為6.44%；ARE 給水調節處于自動控制模式，主調節閥開度為0，旁路調節閥開度為56.76%；APA 兩臺電泵處于自動運行模式，電泵轉速指令為4 474 r/min，實際轉速為4 490 r/min；汽-水壓差為 0.417 MPa；ADG 調節閥開度 10.37%；SG 水位測量值為-0.215 m。

2.2 跳堆前主要干預時序記錄

（1）06:13:34 目標轉速 1 501.8 r/min， 執行并網操作。

（2）06:13:58 并網初始電功率為 61 MW，SG 水位瞬時上漲到-0.121 m，GCT-c 有效輸出快速關閉指令、閥門全關；電功率從61 MW 開始自動升高，2min后電功率穩定在80 MW；ARE 旁路調節閥開度從并網前的56%快速開大到82.51%， 并在電功率穩定在80 MW 后開始回調。

（3）06:18:07 操縱員將機組目標負荷手動設定為80 MW 后投運GRE 閉環控制， 隨后又將目標負荷設定為55 MW。

（4）06:18:32 3 臺 SG 中水位上漲到+0.4 m 左右，且呈繼續上漲趨勢，為了降低水位，操縱員在未檢查蒸汽流量和給水流量的情況下，將兩臺APA 電泵轉速切為手動控制模式， 先后分兩次將泵轉速從4 474 r/min降低到4 083 rpm，ARE 主給水流量減小。

（5）06:18:43 機組在GRE 控制下跟蹤目標負荷、開始降負荷。

（6）06:19:18 3 臺蒸汽發生器水位上漲到+0.45 m后開始下降；ARE 旁路調節閥開度已回調到60.72%；一回路冷卻劑溫度下降到最低值288.1℃后開始回升。

（7）06:21:01 主給水流量降低到125 t/h，因其低于5%額定流量， 主給水流量的顯示與控制功能均自動切除，操縱員在這種狀態下無法觀察、獲知主給水流量數值。

（8）06:24:16 3 臺 SG 水位繼續下降，SG 水位接近-0.7 m， 一回路操縱員同時提高兩臺APA 電泵轉速，二回路操縱員手動開啟ARE 主給水調節閥（開度為 20%～30%）。

（9）06:24:50 兩臺APA 電泵的轉速分別達到為5 000 r/min 和4 820 r/min， 主給水流量快速上漲到1 457 t/h，給水流量遠大于蒸汽流量。 3 臺SG 水位從-0.8 m開始快速上漲， 一回路操縱員開始降低APA 電泵轉速，二回路操縱員手動關閉ARE 主給水調節閥。

（10）06:26:16 1 號 SG 水位率先達到+0.9 m 的高/高水位停堆閾值，觸發跳堆。

2.3 干預措施合理性分析

該機組額定負荷1 119 MW， 設計并網初始負荷為5%～10%FP， 并網初始負荷取決于并網瞬間GRE計算出的蒸汽需求量（Steam Demand， SD），此次并網目標轉速1 501.8 r/min， 并網后實際轉速1 501.5 r/min，故并網后為了補償0.3 r/min 的頻差，機組蒸汽需求量在設計給定基礎上略有增加。 因此，本研究分析認為機組并網后初始電功率為61 MW， 隨后自動升高并穩定在80 MW 屬于合格的并網結果。 機組并網瞬間蒸汽需求量的計算式為：

式中：SDg是并網瞬間所需蒸汽需求量；SDd，并網最小負荷設計蒸汽需求量（給定值5%）；SDi是維持汽輪機空載運行的蒸汽需求量（給定值4%）；SDf是頻率偏差修正后的蒸汽需求量。

時序（3）中操縱員將目標負荷設置為80 MW 是由于并網后GRE 目標負荷默認為100%FP，GRE 需要經過120 s 作用才能將目標負荷自動下調到實際電功率值，這一干預操作目的是為了防止機組電功率發生異常升高，避免加劇一、二回路擾動，因此這一干預行為是恰當的。 并網后電功率穩定在80 MW 時，一回路冷卻劑平均溫度仍在緩慢下降，SG 水位處于上漲過程中，機組實際尚未達到穩定狀態。 因此，時序（3）中操縱員在將目標負荷設定為80 MW 后的短時間內又將目標負荷調低到55 MW，該干預操作給一、二回路造成了新的擾動，因此這一干預操作的時機選擇不當。

事后分析發現SG 水位升高到+0.4 m 時ARE 旁路調節閥開度已回調到65%左右，SG 水位上漲趨勢已呈現出變緩趨勢， 但操縱員在將APA 電泵切為手動控制前并未檢查蒸汽流量、給水流量；如果此時的蒸汽流量大于給水流量， 可判斷出SG 水位為虛假水位，如果給水流量大于蒸汽流量，則應該對給水流量及時進行干預。因此，時序（4）中操縱員在未檢查蒸汽流量、給水流量的情況下，僅基于SG 水位數值和當時觀察到的上漲現象就將APA 電泵轉速切手動控制，并通過調低電泵轉速降低給水流量，這種干預方法是不正確的。

時序（7）階段因主給水流量低于5%額定流量，按照ARE 小流量控制邏輯設計方案， 系統自動切除了主給水流量的顯示和控制功能， 這對操縱員干預SG水位造成了不利影響。

時序（8）中操縱員觀察到SG 水位快速下降到-0.7 m左右后，一、二回路同時干預給水流量，這種干預方式導致SG 水位控制更加復雜， 干預幅度未經過嚴格計算分析， 從已知M310 核電廠SG 水位干預經驗反饋和控制理論角度分析， 這種措施無法實現對SG 水位的有效干預；SG 水位在這一階段實際已經失去了控制。時序（9）階段的干預效果與時序（8）階段的干預效果類似，無法有效控制SG 水位變化。

最終1 號機SG 水位迅速達到+0.9 m 時觸發產生SG 水位高/高報警 （P14） 信號， 疊加核功率大于10%FP（P7）允許緊急停堆信號，最終導致機組發生非計劃停堆。

2.4 事件原因分析

停堆原因為1 號SG 水位上漲到+0.9 m 時觸發P14 信號，P14 信號疊加P7 信號觸發緊急停堆信號。分析得出機組存在兩項技術缺陷，分別是汽輪機轉速引入的頻差造成并網后電功率從并網初始值上升了19 MW，加劇了機組一、二回路間的熱力不平衡程度，造成一回路過冷， 增加了低負荷工況下SG 水位控制難度。 ARE 小流量下切除給水流量顯示和控制功能，對操縱員判斷機組狀態造成了干擾。

分析得出干預失效原因為：

（1）并網成功后，在機組尚未達到穩定狀態的情況下將目標負荷由80 MW 調整到55 MW， 干預時機選擇不當。

（2）干預過程中，機組運行人員對蒸汽流量、給水流量、汽水壓差、SG 水位寬量程測量結果的關注度不足，未能根據上述參數的變化趨勢正確選擇恰當的干預時機和干預幅度。

3 干預策略與建議

3.1 總體策略

SG 水位是核電機組核島一回路與常規島二回路熱工水力狀態的綜合反映，不應將其視為一個孤立的控制參數，一回路功率、蒸汽負荷變化、給水系統狀態變化等都會對SG 水位造成影響。因此，在執行可能會造成機組負荷發生較大變化的操作或瞬態試驗之前，必須保證確認SG 水位處于穩定狀態。 如果SG 水位發生異常變化，應及時穩定機組，禁止繼續執行升降負荷等可能加劇SG 水位變化的操作， 同時需及時判斷水位變化是瞬態過程中的正常調節現場， 還是SG水裝量的真實變化，這種臨場快速判斷必須基于對機組一、二回路總體狀態、信息的充分了解和正確分析。

SG 水位對反應堆功率變化十分敏感， 尤其在低功率運行階段， 平穩控制核功率的變化有利于SG 水位的控制。除非SG 出現嚴重的汽水失配現象，一般不允許大幅度改變給水流量， 防止人為對SG 水位造成瞬態。

3.2 干預陷阱辨識

SG 水位變化主要存在兩個技術陷阱， 分別是虛假水位造成的SG 水位上漲和冷水效應造成的SG 水位下降， 容易造成工作人員對水位變化趨勢產生誤判，從而造成不恰當的干預[2-10]。

瞬態工況下蒸汽流量變化引起SG 水位變化，但此時ARE 給水流量的變化方向與SG 水位變化方向可能是相反的。 以負荷突然增加為例，蒸汽流量增加從質量平衡的關系看應該增加ARE 給水流量， 但是蒸汽發生器加熱管束的沸騰段產生大量氣泡，使得循環流動的阻力壓頭增加，循環流量減小，給水將聚壓在下降通道的上部環形空間內，水位上升；此外，蒸汽流量增加， 被汽水分離器分離出的再循環流量也增加，使水位進一步上升，造成SG 虛假水位，將會引起ARE 給水流量減小。

汽輪機從100%FP 跳閘停機后，GRE 進汽閥門關閉，SG 蒸汽壓力快速升高，SG 內水中的氣泡被迅速壓縮，SG 水位快速降低，隨著 GCT-c 開啟，SG 蒸汽壓力快速下降， 使SG 水位快速恢復到汽機跳閘前的水位。 一回路冷卻劑平均溫度下降，ARE 給水因失去抽氣加熱而造成給水溫度降低， 冷水效應使SG 內水的體積嚴重收縮，造成SG 水位下降。SG 水位下降后，給水流量增大，給水增多加劇了冷水效應的作用，導致SG 水位進一步下降。一般在汽輪機跳閘后30 s 左右，一回路冷卻劑平均溫度下降速率變緩，冷水效應隨著時間和SG 內水裝量的絕對增加而消失，SG 水位將開始回升。

3.3 干預時機的判斷

當現場調試或運行過程中發現SG 水位異常上漲或下降時，應盡快確認SG 水位自動控制是否仍有效。當SG 水位下降時，應首先檢查并判斷ARE 給水流量與蒸汽流量的關系， 低負荷工況時還應檢查SG 水位寬量程通道測量結果，如果給水流量大于或呈現出上漲并即將超過蒸汽流量的趨勢，或水位寬量程通道測量結果呈現明顯上漲趨勢，根據SG 的熱工特性，窄量程水位會在瞬態之后上升（這個瞬態的長短取決于機組功率水平）；否則，表明自動調節回路無法有效控制水位，必須及時手動干預。

3.4 干預建議

根據ARE 主調節通道和旁路調節通道邏輯控制特點， 在手動干預時一定要將ARE 主調節閥和旁路調節閥同時切手動，干預后切回自動時先將主調節閥置自動，然后才置旁路調節閥自動。 一般不宜將APA電泵轉速調節切手動控制， 如果確實需要將APA 電泵轉速調節切手動控制，在調節其轉速時必須足夠緩慢，同時密切觀察汽水壓差、給水流量的變化。無論在何種工況下，單獨調節1 臺SG 水位時，必須同時關注另外2 臺SG 水位變化趨勢。

干預的幅度一定要加以控制， 應避免將ARE 給水調節閥開很大或關很小的極端干預方法。 假如在SG 水位下降時將ARE 給水流量調至過高，導致給水流量遠高于超蒸汽流量，受冷水效應影響，會加速SG窄量程測量結果的下降，而且還可能導致給水母管壓力波動，影響另外2 臺SG 的給水。

手動干預SG 水位時， 通過寬量程水位曲線進行輔助判斷，能夠有效地減小虛假水位的影響。 經驗表明， 干預時最好使ARE 給水流量超過蒸汽流量幾十噸（應根據機組工況判斷）或在低負荷時SG 寬量程水位略有上升， 這樣可以保證冷水效應的影響較小，同時避免對另外2 臺SG 水位控制產生過度干擾。

4 結束語

壓水堆核電機組SG 水位控制干預是一個長期存在的技術難題，干預時機、干預幅度和操作細節都會對干預結果產生影響， 恰當地干預可以避免機組因SG 水位達到停堆閾值觸發停堆， 不恰當地干預或應干預時未進行干預可能會觸發非計劃停堆，造成機組能力因子損失，且不利于運行安全。

本研究結合機組調試啟動經驗給出了干預策略，對一起干預失效典型事件過程和原因進行了分析，給出的干預建議可供機組調試或運行人員參考。