百萬千瓦級核電站蒸汽發(fā)生器水位控制特性仿真研究

李海寧,楊 宵,楊勇勇,方華建

(中核武漢核電運行技術(shù)股份有限公司，湖北 武漢 430074)

蒸汽發(fā)生器是核電廠一、二回路之間重要換熱設(shè)備，它將堆芯產(chǎn)生的熱量傳遞給二回路系統(tǒng)給水，并產(chǎn)生蒸汽驅(qū)動汽輪機做功發(fā)電。同時，由于一回路冷卻劑流經(jīng)堆芯具有放射性，蒸汽發(fā)生器承擔了防止二回路被污染的生物防護屏障[1]。在實際運行過程中，蒸汽發(fā)生器水位過低將使管束傳熱惡化，導致U型管的頂部裸露，甚至可能導致給水出現(xiàn)水錘現(xiàn)象。反之，如果其水位過高，不僅因蒸汽的品質(zhì)而影響汽輪機正常工作和壽命，更易因事故工況下過大的冷卻而導致反應性事故發(fā)生。在機組啟動和停機過程中，水位異常引發(fā)機組跳堆通常占核電跳堆總數(shù)的70%左右[2]。因此將蒸汽發(fā)生器水位控制在安全范圍，對于壓水堆核電站安全、可靠、經(jīng)濟的運行，具有重要意義[3]。

目前，國內(nèi)外學者針對壓水堆蒸汽發(fā)生器水位控制研究頗多，主要集中在模型預測的控制技術(shù)及模糊控制技術(shù)：Ambos 等設(shè)計了基于H∞范數(shù)的非線性水位控制器解決了被控對象非線性問題，陳瑩瑩采用不確定系統(tǒng)Riccati二次鎮(zhèn)定方程將不確定系統(tǒng)魯棒H∞控制問題轉(zhuǎn)化為線性時不變的標準H∞控制問題并對結(jié)果進行分析[1]；何道俠著重分析了操縱員在低功率下對蒸汽發(fā)生器水位瞬態(tài)干預及手動調(diào)節(jié)要領(lǐng)，提出蒸汽發(fā)生器水位風險控制建議[4]；鄧天等基于傳統(tǒng)PID控制技術(shù)利用模糊控制技術(shù)構(gòu)成模糊自整定PID控制器優(yōu)化蒸汽發(fā)生器水位控制設(shè)計[5]。楊柳拓展了由M. G. Na.提出的模型預測的控制方法對水位進行控制并與多變量 PID 控制作對比[3]。

本文的研究立足于工程實際，根據(jù)國內(nèi)在建機組蒸汽發(fā)生器的水位控制策略，即在高功率下(大于等于18%滿功率)采用復合串級三沖量PID控制器，由主給水閥控制蒸汽發(fā)生器水位；在低于18%滿功率時由旁路調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)給水流量維持蒸汽發(fā)生器水位，此時相當于單沖量的水位開環(huán)控制系統(tǒng)。

1 蒸汽發(fā)生器水位控制系統(tǒng)

本文利用已開發(fā)完全某型百萬千瓦級先進壓水堆核電機組全范圍模擬機(FSS)開展對蒸汽發(fā)生器水位特性的相關(guān)仿真研究。該全范圍模擬機中，電廠工藝系統(tǒng)采用中核武漢核電運行技術(shù)股份有限公司自主開發(fā)新一代仿真平臺Rinsim 2.0開發(fā)，非安全級DCS采用全仿真的方式，安全級采用全模擬的方式，DEH采用翻譯的方式?；谠揊SS教員可開展反應堆各工況模擬培訓考試、典型瞬態(tài)測試、實際機組DCS驗證及優(yōu)化設(shè)計等工作。該FSS可模擬參考機組不同工況下蒸汽發(fā)生器水位特性。由于低功率模式下水位控制為開環(huán)系統(tǒng)，本文只對閉環(huán)PID控制下水位進行仿真研究，以此論證該控制系統(tǒng)整定參數(shù)的性能優(yōu)劣。

1.1 影響因素

蒸汽發(fā)生器是一、二回路傳熱紐帶，二回路給水通過傳熱管吸收冷卻劑熱量，在上升通道依次經(jīng)過過冷、飽和、蒸發(fā)、汽水分離等多種換熱形態(tài)，一、二回路中任何影響蒸汽發(fā)生器汽水質(zhì)量平衡、換熱及自然循環(huán)的因素都將影響蒸汽發(fā)生器水位，進而對蒸汽發(fā)生器水位控制造成擾動[4]。本文以某百萬千瓦級核電機組模擬機的各功率平臺為初始條件，通過在二回路冷卻劑施加給水流量擾動、蒸汽流量擾動及給水溫度變化等手段實現(xiàn)蒸汽發(fā)生器水位控制特性研究。

1.2 調(diào)節(jié)控制要求

蒸汽發(fā)生器水位控制系統(tǒng)的任務是在正常運行的各種工況下將水位維持在設(shè)定值的某一誤差范圍內(nèi)，一般技術(shù)要求為[6]：

1)在穩(wěn)態(tài)功率運行工況下，維持蒸汽發(fā)生器水位在設(shè)定值上，穩(wěn)態(tài)偏差小于5%；

2)水位控制系統(tǒng)能承受±10%的給水流量，蒸汽流量階躍變化，水位最大超調(diào)量在±300 mm之內(nèi)；

3)在滿功率運行時，能承受-50%負荷的階躍變化，保證系統(tǒng)穩(wěn)定運行。

2 蒸汽發(fā)生器水位數(shù)學模型及控制方案

2.1 SG水位數(shù)學模型

(1)

式中：H——SG水位，單位為mm；

S——拉普拉斯算子；

kp、k2——穩(wěn)態(tài)增益；

τ1、τ2、τ3——時間延遲，單位為s；

T1、T2、T4——時間常數(shù)。

式(1)各項意義如下：

第一項：SG給水流量變化導致蒸汽發(fā)生器水位變化，考慮了蒸汽發(fā)生器質(zhì)量容量，從而引起的容積效應；

第二項：表示蒸汽發(fā)生器中蒸汽質(zhì)量變化引起的水位變化；

第三項：表示虛假水位的強度，T4為蒸汽發(fā)生器中混合物收縮/膨脹速率，在給水或蒸汽流量發(fā)生變化的短期內(nèi)，水位與長期趨于穩(wěn)定時的變化方向相反。

2.2 PID控制方案

在變工況或者低負荷下，主控制器的微分作用會導致主給水閥門閥位頻繁波動，響應滯后，系統(tǒng)穩(wěn)定性差且靜差較大。同理，副控制器作為前饋調(diào)節(jié)，一旦主控制器輸出稍有變化，主給水調(diào)節(jié)閥也將大幅變化，這些對控制不利。因此主副控制器去掉微分環(huán)節(jié)，均選擇PI控制策略，如圖1所示。

3 蒸汽發(fā)生器水位動態(tài)特性分析

核電站功率運行、啟動、熱備用、安全停堆直至正常預熱系統(tǒng)投入運行，SG水位控制均必須處于可用狀態(tài)，以維持蒸汽發(fā)生器水位在安全區(qū)間范圍內(nèi)。本文在該全范圍模擬機上，分別在各穩(wěn)態(tài)功率平臺上觀察蒸汽發(fā)生器水位在給水流量、蒸汽流量及給水溫度等因素變化下的動態(tài)響應。

圖1 蒸汽發(fā)生器水位控制系統(tǒng)框圖Fig.1 The block diagram of the steam generator water level control system

3.1 給水流量擾動時水位動態(tài)響應

在FSS上運行各穩(wěn)態(tài)功率平臺，1 min后在主調(diào)閥下游安全殼內(nèi)逆止閥上游加入10%給水流量階躍。將各功率臺階下的響應曲線疊加(見圖2)，由圖可知，隨著運行功率臺階提升，由于10%給水流量階躍增大，進入蒸汽發(fā)生器給水流量也逐漸增大，降低了蒸汽發(fā)生器壓力，從而主蒸汽流量降低，然而此時水位“收縮效應”不明顯，因而給水流量增加導致蒸汽發(fā)生器水位陡增；此后由于汽水不平衡及實際水位走高，引起主控制器動作，主給水閥門開度降低，直至達到新的平衡。仿真結(jié)果表明，在高負荷時由于引入主蒸汽流量作為前饋控制，對于克服“虛假水位”具有較好效果；在低負荷下，給水階躍擾動疊加給水溫度低導致水位響應更為復雜多變。

圖2 給水流量+10%擾動Fig.2 The positive 10% disturbance of the feedwater flow

圖3 給水流量-10%擾動Fig.3 The negative 10% disturbance of the feedwater flow

同理在主給水逆止閥上游插入破口，破口大小相當于10%給水流量階躍。由圖3可知，故障插入后，由于給水流量向外泄露，水位呈現(xiàn)下降趨勢，隨后由于汽水流量不平衡及實際水位持續(xù)走低，主給水閥逐漸增大，給水流量逐漸增大以彌補從破口流出的流量，直至穩(wěn)定到一個新的平衡狀態(tài)。由圖可知，隨著機組功率增大，10%給水擾動引起水位偏差越大，偏差峰值“左移”，100%FP時水位最低到-282 mm；在100%FP負荷時，水位過渡持續(xù)時間較短，25%FP重新穩(wěn)定到0水位需要7～8 min,持續(xù)時間最長。

3.2 蒸汽流量擾動時水位動態(tài)響應

在FSS上運行各穩(wěn)態(tài)功率平臺，插入TSA(Turbine By-pass System-A)大氣旁排閥誤開故障，開度大小定為當前功率下10%額定流量，相當于施加+10%蒸汽流量擾動。由圖4可知，各功率平臺下蒸汽發(fā)生器水位呈現(xiàn)先上升后下降并逐漸穩(wěn)定于0水位現(xiàn)象；隨著負荷增大，水位偏差的峰值越大并且越快到來，這主要由于負荷較大時蒸汽流量擾動及蒸汽發(fā)生器壓力變化對蒸汽發(fā)生器水位影響更為劇烈。水位初期增加蒸汽發(fā)生器“水位膨脹”現(xiàn)象，發(fā)生在給水閥調(diào)節(jié)動作之前，水位瞬間上升；然后由于蒸汽流量大于給水流量，蒸汽發(fā)生器水位開始下降，蒸汽發(fā)生器水位控制作用，閥門逐漸增大，給水流量增加，水位最后重新穩(wěn)定于程序整定0水位。由于高負荷時虛假水位膨脹強度影響，100%FP蒸汽發(fā)生器水位偏離較大，需要調(diào)節(jié)兩個振蕩周期完成調(diào)節(jié)；其他負荷時一個振蕩周期完成調(diào)節(jié)，調(diào)節(jié)質(zhì)量較好。

圖4 蒸汽流量+10%擾動Fig.4 The positive 10% disturbance of the steam flow

圖5 蒸汽流量-10%擾動Fig.5 The negative 10% disturbance of the steam flow

同樣，在主蒸汽母管上游施加-10%蒸汽流量擾動。由圖5可知，在施加擾動后，各功率平臺下蒸汽發(fā)生器水位呈現(xiàn)先下降后上升然后逐漸穩(wěn)定于0水位，水位變化與正擾動相反；隨著負荷增大，水位“收縮”現(xiàn)象越明顯。這是由于負荷減少，蒸汽發(fā)生器壓力升高，下降通道中循環(huán)流量及再循環(huán)流量減少導致水位下降。該過渡過程之后，隨著主給水閥開始調(diào)節(jié)逐步增大，主給水流量大于主蒸汽流量，水位逐步上升。

3.3 給水溫度擾動時水位動態(tài)響應

在高壓給水加熱器系統(tǒng)仿真模型中通過改變換熱器傳遞到給水側(cè)的熱量，以此觀察給水溫度變化對蒸汽發(fā)生器水位影響。由于施加擾動在高加處，給水溫度變化傳遞到蒸汽發(fā)生器需要90 s左右，對水位影響是個逐步過程。滿功率時，主給水溫度為226 ℃，以此為分界點分別考察218 ℃、222 ℃、230 ℃給水溫度變化對蒸汽發(fā)生器水位影響。由圖6可知，隨著給水溫度增加，120 s左右時蒸汽發(fā)生器水位在226 ℃上下分別呈現(xiàn)“膨脹”和“收縮”現(xiàn)象。這是由于當溫低于226 ℃時，給水溫度降低使得下降通道過冷度增加，密度增大，水位降低，呈現(xiàn)“收縮”現(xiàn)象；另外上升通道中由于過冷度增加沸騰區(qū)減小，沸騰減弱，含汽量減小，導致兩相流動加速，水位也會降低；含汽量減小使得再循環(huán)流量降低，使得水位進一步降低[7]。隨后由于水位降低，給水調(diào)節(jié)閥開度逐步開大，水位重新穩(wěn)定在零水位。當溫度高于226 ℃時的蒸汽發(fā)生器此時瞬態(tài)現(xiàn)象正好與“收縮”時的現(xiàn)象相反，蒸汽發(fā)生的水位呈現(xiàn)為“膨脹”。

圖6 給水溫度變化對水位影響Fig.6 The effect of feedwater temperature change on the steam generator water level

4 結(jié)論

本文從工程實際出發(fā)，利用國內(nèi)在建工程設(shè)計資料開發(fā)的百萬千瓦級先進壓水堆核電機組全范圍模擬機(FSS)，采用常規(guī)的PID控制方案組態(tài)，從分析蒸汽發(fā)生器水位影響因素入手蒸汽發(fā)生器水位動態(tài)特性仿真，并對仿真結(jié)果進行機理解釋。仿真結(jié)果表明：

1)在蒸汽發(fā)生器水位閉環(huán)控制時，該機組模擬機能承受±10%給水流量和蒸汽流量階躍，水位最大超調(diào)量不超過283 mm；系統(tǒng)能較好的克服“虛假水位”現(xiàn)象，滿足蒸汽發(fā)生器水位控制技術(shù)要求。

2)驗證了蒸汽流量階躍較給水流量階躍變化引起的“收縮”和“膨脹”現(xiàn)象更為強烈；給水擾動時“虛假水位”峰值隨著負荷增大“左移”趨勢，這取決于給水流量擾動大小及蒸汽發(fā)生器壓力變化速度；低負荷時給水流量擾動導致蒸汽發(fā)生器水位過渡過程更長，調(diào)節(jié)也更為復雜。

3)給水溫度變化，引起蒸汽發(fā)生器呈現(xiàn)“收縮”和“膨脹”現(xiàn)象；給水溫度過冷將增加低負荷時水位調(diào)節(jié)難度。