除氧器保压控制策略在宁德核电站的应用

裴振坤

( 中广核工程有限公司，广东省深圳市518124)

除氧器保压控制策略在宁德核电站的应用

裴振坤

( 中广核工程有限公司，广东省深圳市518124)

通过对宁德核电站1号机组除氧器工作原理、内部结构、运行方式的研究，对除氧器保压控制策略的设计目的、适用工况、探测原理及实现方法等进行了深入地分析。总结了调试期间出现的问题及解决方案，在机组进行跳机不跳堆、甩50%负荷至汽轮机额定转速等典型瞬态试验时，对除氧器保压控制策略的响应首次进行了全面验证，结果显示除氧器蒸汽压力控制平稳，相关经验具有一定的借鉴意义。

核电站；除氧器；自动控制；瞬态工况

0 引 言

福建宁德核电站一期建设4台百万kW级压水堆核电机组，采用中广核集团具有自主品牌的CPR1000技术，单机装机容量1 089 MW。工程采用大连日立机械设备公司生产的型号为GC-6000/GS-410淋水盘式单体卧式无头除氧器，除氧器总长48.5 m，内径4.4 m，总容积718 m3，最高工作压力0.86 MPa，最高工作温度178.1 ℃，最低稳定运行压力0.17 MPa，额定出力5 982.5 t/h。机组正常运行时，除氧器蒸汽流量维持在200 t/h，除氧器采取定压与滑压相结合的运行方式。鉴于淋水盘式除氧器的结构特点，为防止损坏内部淋水盘，除氧器要求内部压降速率小于0.2 MPa/min[1]。除氧器保压控制策略可以在机组甩负荷等瞬态工况下快速打开主蒸汽至除氧器压力调节阀，保证除氧器压力控制平稳，并降低由于除氧器压力下降过低造成主给水泵发生汽蚀的风险[2]。

目前国内学者对大容量发电机组的除氧器选型及瞬态过程进行了大量的理论分析及仿真计算，但对核电机组除氧器瞬态工况下压力控制的实际应用、出现问题及解决方案研究较少。本文采用了除氧器压力设定值数字化的计算方法，将给定值直接作为除氧器甩负荷压力控制器的设定值输入，通过设定值的阶跃增加，甩负荷压力控制器快速控制主蒸汽至除氧器压力调节阀的开度，甩负荷压力控制器与正常压力控制器的输出相互跟踪，实现无扰切换。通过宁德核电站1号机组启动试验期间进行的典型瞬态试验，获得了机组的实际瞬态响应数据，对试验情况进行了深入分析，对除氧器保压控制策略在数字化控制系统实现过程中出现的典型问题进行了及时处理。

1 除氧器介绍

1.1 除氧器工作原理

除氧器的基本功能是加热给水并去除给水中的氧和其他不凝结气体，保证向给水泵连续提供含氧量合格的给水，以最大限度减少对蒸汽发生器、汽机及其热力系统中辅机、管道阀门等的腐蚀。除氧器热力除氧的原理是以亨利定律和道尔顿定律作为理论基础的，即任何一个容器内混合气体的总压力等于各种组成气体分压力之和[3]。在一定温度下，溶于水中的气体与自水中离析的气体处于动平衡状态时，单位体积水中溶解的气体量和水面上该气体的分压力成正比[4]。当给水被定压加热时，随着水的蒸发过程不断加强，水面上蒸汽的分压力逐渐升高，相应水面上其他气体的分压力不断降低。当水被加热到除氧器压力下的饱和温度时，水蒸气的分压力就会接近水面上的全压力，水面上各种气体的分压力将趋近于0，从而溶解于水中的气体就会从水中溢出而被除去。

1.2 除氧器正常运行方式

控制除氧器内的压力，一方面可以保证除氧器的除氧效果，为机组连续提供含氧量合格的给水。另一方面可保证主给水泵入口有足够的吸入压头，以防止主给水泵发生汽蚀。为提高经济效益，本机组除氧器采取定压和滑压相结合的运行方式，设计了辅助蒸汽至除氧器压力调节阀、主蒸汽至除氧器压力调节阀、除氧器抽汽逆止阀，2个主蒸汽至除氧器排放阀共同实现正常工况下除氧器的压力调节和事故工况下接受旁路系统排放的蒸汽，除氧器系统流程如图1所示[5]。

图1 除氧器系统流程简图

(1)机组启动初期无负荷期间，除氧器采用辅助蒸汽作为加热汽源，控制除氧器压力在0.143 MPa；

(2)机组低负荷运行期间，采用主蒸汽经调节阀减压后作为除氧器的加热汽源，压力控制在0.17 MPa；

(3)机组高负荷运行期间，机组功率在270 MW时除氧器抽汽逆止阀前压力超过0.17 MPa，主蒸汽至除氧器压力调节阀逐渐关闭，在机组功率超过300 MW时，主蒸汽至除氧器压力调节阀完全关闭，至此除氧器由定压运行转入滑压运行，除氧器蒸汽压力随机组负荷在0.17至0.83 MPa之间变动。此时系统能允许发生最大为10%负荷的阶跃下降而不需利用新蒸汽来保持除氧器的压力[6]。

1.3 除氧器快开控制及闭锁

当机组发生汽机跳闸等瞬态工况时，除氧器保压控制策略生效，主蒸汽至除氧器压力调节阀迅速开大，有效减小除氧器压力的下降速率。主蒸汽至除氧器排放阀作为旁路系统的第4组阀门，下列任一条件满足时将受旁路系统快开信号的控制：

(1)反应堆跳堆且一回路温度比设定值高20 ℃；

(2)机组功率<50%、旁路系统处于温度控制模式、当发生短电网故障(2 min内机组功率下降超过15%)未跳堆且一回路温度比设定值高14.9 ℃；

(3)机组功率<50%、旁路系统处于温度控制模式、当核功率>40%时发生跳机未跳堆且一回路温度比设定值高14.9 ℃。

为防止反应堆一回路过冷或排放蒸汽时高温导致除氧器损坏，当下列任一条件触发时，主蒸汽至除氧器压力调节阀及主蒸汽至除氧器排放阀将被闭锁打开，主蒸汽至除氧器阀门的闭锁指令优先于阀门快开指令及正常调节指令[7]：

(1)反应堆跳堆延时50 s后；

(2)一回路温度<284 ℃；

(3)除氧器水位≥0.8 m；

(4)凝汽器到除氧器的给水丧失。

2 除氧器保压控制策略实现

2.1 保压控制策略的意义及原理

机组在300 MW以上高负荷运行期间，除氧器处于滑压运行状态，除氧器压力跟随机组负荷的变化而变动。除氧器滑压运行带来的主要问题是：机组负荷变动时除氧器内水温的变化滞后于除氧器压力的变化。在负荷骤升时，除氧器压力较温度上升速度更快，导致除氧效果恶化。在负荷骤降时，高压缸排汽压力迅速下降，除氧器压力较温度下降速度更快，有损坏除氧器淋水盘的风险，并容易导致主给水泵汽蚀[8]。在除氧器选型、安装高度、主给水泵选型均已确定情况下，解决上述问题行之有效的办法就是快速投入新汽源，阻止除氧器压力持续下降。但仅靠主蒸汽至除氧器压力调节阀正常的PID调节已不能迅速将阀门开大维持除氧器压力在0.17 MPa，除氧器压力将发生较大下降。通过检测除氧器抽汽逆止阀前压力下降速率的大小可准确判断机组是否处于甩负荷工况, 逻辑如图2所示。

图2 除氧器保压逻辑简图

2.2 除氧器压力设定值的形成

当控制系统检测到除氧器抽汽逆止阀前压力下降速率大于0.003 MPa/s时，机组处于甩负荷工况，触发除氧器保压模式生效。此时记忆除氧器压力，延时45 s后，在此基础上增加0.36 MPa的偏置作为初始设定值。除氧器压力设定值在偏置生效后即以0.1 MPa/min的速率下降，当设定值下降为0或除氧器抽汽逆止阀前压力比除氧器压力高0.016 MPa时复位除氧器保压模式。除氧器压力设定值形成逻辑见图3。除氧器压力设定值的时间函数是根据机组热平衡图并通过瞬态仿真计算所得，见图4。通过对除氧器压力设定值的定量计算，计算结果直接作为甩负荷时除氧器压力控制器的设定值输入，可快速控制主蒸汽至除氧器压力调节阀打开一定开度，使新蒸汽快速进入除氧器，在满足现有除氧器压力控制系统基本性能要求的基础上，提高了除氧器压力控制的响应速度及控制精度。

图3 除氧器压力定值形成回路

图4 除氧器压力设定值的时间函数

2.3 除氧器给水控制策略

结合机组的实际运行特性，机组在大于50%功率平台发生甩负荷或跳机不跳堆等工况50 s后机组的给水温度将大幅下降，除氧器水位采用单回路控制的响应较慢将导致大量低温给水进入除氧器，使除氧器内压力迅速下降，大幅降低主给水泵的汽蚀余量。为配合除氧器保压控制策略的成功应用，保证主给水泵的安全运行[9]，除氧器给水控制设计了除氧器水位控制与给水流量控制双模式控制策略，除氧器保压模式生效时处于流量控制模式，可快速实现对除氧器供水的限制。正常运行时处于水位控制模式，可保证除氧器水位稳定，2种控制策略可以自动实现无扰切换。除氧器给水调节采取双阀控制，可由操纵员通过开关来选择参与控制的阀门，给水流量控制模式的逻辑见图5。在符合设计的瞬态工况发生时，除氧器给水调节自动切换为流量控制模式，被调量为低加出口流量。

由机组热平衡图和除氧器动态模型的仿真计算结果可知，流量设定值为流量模式触发时间的函数[10]，流量模式触发350 s后，即流量设定值从3 924 t/h逐步减小为2 520 t/h时，自动切换为水位控制模式，给水流量设定值时序见图6。机组发生甩负荷等工况55 s后，给水温度大幅降低时通过迅速减少除氧器给水流量设定值保持除氧器压力稳定，为主给水泵提供足够的安全汽蚀余量[11]。

图5 除氧器给水流量控制模式逻辑简图

图6 给水流量设定值时序图

3 问题分析及解决方案

(1)二次保压失败。模拟除氧器保压试验过程中，在进行第2次保压试验时保压模式被提前复位，导致保压控制失败。经分析发现，在第1次保压试验成功后，除氧器压力设定值的时间函数输出保持为负值，除氧器保压模式压力设定值≤0。当再次启动保压控制时，由于DCS信号采集、逻辑运算需一定周期[12]，保压模式生效第1个运算周期内除氧器压力设定值的偏置尚未计算为0.36 MPa，除氧器保压模式的压力设定值仍≤0，导致保压模式被提前复位，保压控制失败。因此，在除氧器保压模式压力设定值≤0复位保压模式的逻辑中增加了1 s的延时模块，有效规避了DCS运算周期带来的时间差[13]，确保了除氧器保压控制的正确动作。

(2)除氧器压力变送器、除氧器抽汽逆止阀前压力变化率的量程设置不满足现场需求。机组在满功率运行时除氧器抽汽逆止阀前压力为0.83 MPa，该平台发生甩负荷工况，根据保压逻辑在45 s后设定值将在原基础上自动增加0.36 MPa，设定值瞬间可以达到1.19 MPa，而除氧器压力变送器量程设置为0～1 MPa，不满足现场需求，后将量程变更为0～1.2 MPa。除氧器抽汽逆止阀前压力变化率的量程原设置为0～1.2 MPa/s，实际发生甩负荷工况时除氧器抽汽逆止阀前压力将迅速下降，变化率为负值，原量程无法满足控制需求。将除氧器抽汽逆止阀前压力变化率量程修改为-0.05～0.05 MPa/s，经验证可满足现场需求。

(3)保压模式被频繁触发。汽轮机冲转期间由于除氧器抽汽逆止阀前压力波动导致除氧器保压模式被频繁触发，主蒸汽至除氧器压力调节阀不断开大，致使除氧器压力、温度持续升高，间接提高了备用主给水泵机械密封水的出口温度，有造成主给水泵失去备用的风险，也不利于除氧器的安全运行。为防止变送器波动导致除氧器保压逻辑误触发，对除氧器抽汽逆止阀前压力增加了1 s的一节惯性环节再进行变化率判断。由于机组在270 MW及以下负荷运行时，除氧器抽汽逆止阀前压力<0.17 MPa，除氧器蒸汽尚未由高压缸排汽供应。此时保压模式的生效对除氧器压力控制无益，建议后续可在除氧器保压模式生效逻辑中增加机组低负荷时的闭锁条件。

(4)存在模式切换失败的风险。除氧器给水控制由水位控制模式切换为流量控制模式的判断条件之一为瞬态工况发生前机组功率>50%，该条件未设置后延时功能，在控制系统采集到汽机跳闸或甩负荷信号时机组功率可能已降低至50%以下，存在模式切换失败的风险。因此，在机组功率>50%条件后增加了3 s的后延时模块，及时记忆了机组跳闸前的功率水平，确保了除氧器给水控制模式切换的动作准确。

(5)除氧器给水控制由水位控制模式切换为流量控制模式时，给水流量的初始设定值为定值(3 924 t/h)，将导致机组低功率甩负荷时除氧器水位波动较大。因此，可考虑将给水流量的设定值优化为瞬态工况发生前机组负荷的函数，这样有利于降低除氧器水位波动，使除氧器给水流量控制模式更好地适应多功率平台下的瞬态工况。

4 瞬态工况下除氧器保压控制策略的响应

(1)甩负荷扰动试验。机组在50%—15%—50%功率平台进行5%/min负荷线性变化试验时，除氧器抽汽逆止阀前压力变化率为±0.001 MPa/s；机组在30%功率平台进行10%负荷阶跃变化试验时，除氧器抽汽逆止阀前压力变化率为±0.001 MPa/s；机组进行负荷线性变化试验及负荷阶跃变化试验时，除氧器抽汽逆止阀前压力的下降速率均小于0.003 MPa/s，除氧器保压模式未触发，主蒸汽至除氧器压力调节阀未开启，除氧器蒸汽压力控制平稳，满足设计要求。

(2)跳机不跳堆及反应堆跳堆试验。机组在50%功率平台进行跳机不跳堆试验时，除氧器抽汽逆止阀前压力变化率为±0.002 MPa/s。50%功率平台进行反应堆跳堆试验时，除氧器抽汽逆止阀前压力变化率为-0.002～0.003 MPa/s，下降速率均未超过0.003 MPa/s，除氧器保压模式未触发。

(3)甩负荷试验。机组在50%功率平台进行甩负荷至汽轮机额定转速试验，除氧器抽汽逆止阀前压力变化率为-0.015～0.002 MPa/s，小于-0.003 MPa/s，延时45 s后除氧器保压模式自动触发，除氧器蒸汽压力设定值由试验前的0.339 MPa自动增加到0.699 MPa，主蒸汽至除氧器压力调节阀迅速响应开大至35%。随后设定值按0.1 MPa/min的速率自动下降，除氧器压力由除氧器压力保压控制器自动调节，机组甩负荷7min 19 s后，除氧器压力调节由保压控制器自动切换为正常压力控制器。除氧器保压模式触发期间，除氧器压力最高为0.368 MPa，最低为0.207 MPa，下降速率为0.025 MPa/min，远远小于除氧器不高于0.2 MPa/min的要求，有效保证了除氧器和主给水泵的安全运行，具体趋势见图7。

1—机组负荷；2—汽机转速；3—除氧器压力；4—除氧器抽汽逆止阀前压力；5—除氧器抽汽逆止阀前压力变化率；6—除氧器保压模式设定值；7—主蒸汽至除氧器压力调节阀开度；8—除氧器保压模式。

图7机组甩50%负荷至汽轮机额定转速

Fig.7Rejecting50%loadtoratedspeed

5 结 语

通过对除氧器保压控制策略及除氧器给水控制策略的不断调整，除氧器保压模式触发正常，除氧器给水控制模式切换准确。在机组30%、50%功率平台期间进行了负荷扰动、跳机不跳堆、甩负荷至空载、甩负荷至厂用电、反应堆跳堆等多种典型瞬态试验，除氧器压力、水位控制平稳，除氧器压力下降速率为0.025MPa/min，满足除氧器结构的要求，保障了除氧器及主给水泵的稳定运行，为机组的安全运行创造了有利条件。宁德核电站除氧器保压控制策略的成功应用可为后续核电机组的调试起到一定的借鉴作用。

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(编辑：张小飞)

ApplicationofDeaeratorPressureControlStrategyinNingdeNuclearPowerStation

PEI Zhenkun

(China Nuclear Power Engineering Co., Ltd., Shenzhen 518124,Guangdong Province, China)

Through the research on the working principle, internal structure, and operation mode of deaerator in unit 1 in Ningde nuclear power station, this paper deeply analyzed the design purpose, suitable operating mode, detection principle and implementation method of deaerator pressure control strategy, and summarized the problems that appeared in commissioning stage and their solutions. Then, this paper verified the response of deaerator pressure control strategy in typical transient tests, such as turbine trip and rejecting 50% load to rated speed. The results show that the steam pressure of deaerator can be controlled smoothly. The relevant experience has a certain reference value for other nuclear power station.

nuclear power station; deaerator; automatic control; transient condition

TM 623

： A

： 1000-7229(2014)06-0142-05

10.3969/j.issn.1000-7229.2014.06.027

2013-12-24

：2014-02-17

裴振坤(1981)，男，大学本科，工程师，现主要从事核电站仪控调试工作，E-mail:pzk_cn@163.com。