殷秀峰

【摘 要】通过对核电厂蒸汽发生器水位控制原理的介绍，分析虚假水位的产生机理及影响，结合一些运行实际操作，对影响蒸发器水位变化的主要因素研究和分析，找到对水位控制切实可行的方法。

【关键词】蒸发器;虚假水位;核功率;手动干预

中图分类号： TM623.4 文献标识码： A文章编号： 2095-2457（2019）03-0244-003

DOI：10.19694/j.cnki.issn2095-2457.2019.03.102

1 蒸发器水位控制原理

秦山核电一厂30万机组的两台蒸发器都配有以调节蒸发器水位稳定在程序水位上目的的单冲量调节系统和三冲量调节系统。为克服低功率时主给水调节阀小开度控制上的困难，及给水与蒸汽流量测量上的困难，设置了与主给水调节阀并联的旁路给水调节阀。单冲量调节适用于低功率水平下，主蒸汽流量在18%额定蒸汽流量下的调节，此阶段主给水调节阀全关，由旁路给水调节阀接受单冲量调节器输出进行调节。三冲量调节适用于主蒸汽流量大于18%至满功率，此阶段旁路给水调节阀全关，由主给水调节阀接受三冲量调节器输出进行调节。

由于受测量仪表精度的限制，低功率时，采用单冲量调节器工作，核功率的变化率信号作为单冲量调节器的前馈信号，蒸发器水位信号为反馈信号。当水位改变时，由反馈调节来保证被调水位等于给定值。另一方面当功率变化时，还未等到水位发生变化，前馈量核功率的变化率信号就向旁路给水调节阀给出了动作信号，及时消除了核功率的扰动影响，进而达到快速响应的目的。

三冲量控制是一种稳定的动态响应串级控制系统。三冲量调节系统由主调节器和副调节器组成。主调节器也叫水位调节单元，它的功能是根据水位来改变给水量。副调节器也叫给水调节单元，它的功能是保持给水和蒸汽的质量平衡。三路实际水位中值经一阶惯性环节与程序水位的偏差信号，通过主调节器比例加积分环节，该输出信号作为副调节器比例加积分环节的设定，三路蒸汽流量、给水流量的中值偏差信号作为副调节器比例加积分环节的反馈，通过副调节器的比例加积分环节改变给水量，保持给水与蒸汽质量平衡，实现蒸发器水位保持在程序水位上。

1.1 蒸发器水位控制困难的原因

1.1.1 设计不合理

SG水位很不合理，正常运行时负荷由低至高，程序水位为9.9m～10.4m;而蒸发器水位保护的定值：高高水位停机是10.90m;低低水位停堆是9.31m。正常滿功率运行时水位控制范围仅0.5m，且蒸发器高水位报警定值是10.7m，这就给调节系统出了很大的难题，一旦调节系统出现故障或者机组出现瞬态引起蒸发器水位异常上涨，即便想去切至手动干预，从判断到作出正确响应，存在很大的时间压力。

1.1.2 虚假水位

在瞬态工况或负荷变化率较大时，蒸汽流量的变化会引起蒸发器水位的变化，但这种变化可能会引起的给水流量的变化是反方向的。例如：负荷突然增加时，蒸汽流量增加，蒸汽流量的增加从质量平衡的关系来讲应该增加给水量，但是蒸汽发生器管束的沸腾段产生更多的汽泡，使循环流动的阻力压头增加，循环流量减小，给水将聚积在下降通道的上部环形空间内，水位上升。另外，蒸汽流量增加，被汽水分离器分离出的再循环流量也增加，使水位进一步上升，这种现象称为“水位肿胀现象”（即所谓的虚假液位），它会进而引起给水流量的减小。反之，当负荷突然减小时会出现水位收缩现象”。

而三冲量调节系统能在一定程度上克服虚假水位的影响。利用实际测量的水位信号，经过一阶惯性环节，使水位膨胀期间瞬变信号被延时，而使蒸汽流量——给水流量的偏差信号能够增加给水量，达到正确动作的目的。另一方面是利用水位调节单元输出的流量误差和蒸汽流量信号的变化趋势相反的这一特点来实现消除虚假液位的影响。例如：汽轮机功率上升，一方面蒸汽流量增加，蒸汽流量的信号上升，另一方面由于膨胀作用水位调节单元输出的流量误差信号下降，这两个信号求和的结果是相互抵消，使得给水流量在蒸发器水位“膨胀”期间能保持不变，虽然待“虚假液位”过后，蒸汽流量信号将占主导作用，接受实际的水位信号也起作用。三冲量调节系统并不能很好的在克服虚假水位的影响，无论是应对突升负荷还是突降负荷，给水调节阀的响应还是出现了较大的反向调节，以致使蒸发器水位在虚假水位峰值之后出现了第二次反向峰值。

1.1.3 低功率运行期间水位不稳定因素

在正常功率运行期间，系统参数变化平稳，蒸汽发生器内汽水之间的相对稳定，蒸发器水位调节系统能够很好的控制水位稳定。但是在低功率运行期间，由于系统的释热与储热都较低，从而会使核功率、一回路平均温度、给水温度、蒸发器压力、蒸汽流量（大气释放阀、旁排阀动作）等任一参数的稳定性变差，一旦出现某一参数的变化，可能会引起相关参数的连锁变化并相互影响，最终将会使蒸发器内的汽水稳定性变差，水位出现波动;另外，加之单冲量调节的局限性以及低功率期间堆、机操相互配合的合理性等，构成了低功率期间蒸发器水位的众多不稳定因素，给蒸发器水位的控制带来不便。

例如，汽轮机冲转之前，蒸发器水位由单冲量旁阀自动控制，系统从稳定状态开始提升核功率。此时从理论分析来说，核功率升高，系统释热量增加，由于需要控制一次侧平均温度稳定，则需要增加二次侧输热，即加大二次侧蒸发量，如果给水流量不及时跟踪增加，SG水位很快就会呈下降趋势。但实际情况是，由于一次侧温度的增加明显的滞后于核功率的升高，当核功率变化率前馈通道的作用旁路阀开大之后，给水流量将增加，而此时的给水温度只有110℃左右，相对蒸发器内的饱和温度250℃左右，存在较大的温差，增加的较冷的给水进入蒸发器管束，使预热段加长，两相流沸腾段缩短，从而管束中总的流动阻力减小，流动加速，环形区内水位由此而降低;不但如此，由于二次侧给水输出的增加，还会造成一次侧平均温度的降低，温度的负反馈效应又会使核功率进一步增加，加之本身水位的降低，控制系统的输出将进一步要求开大旁阀，这便会造成正发器水位的继续降低。只有待一次侧平均温度升高以后，水位才会出现拐点，但由于之前蒸发器内的实际水装量的增加，即便旁阀自动关小，水位的上涨必然会超调，并在之后出现振荡，只有当核功率、平均温度趋于稳定之后，蒸发器水位才会收敛。当然，最严重的情况也有可能时水位振荡并发散，最终触发相关蒸发器水位保护动作。

纵观电厂早期运行的外报运行事件，蒸发器水位相关的停机停堆事件占了很大的比重，而此类事件多数也发生在低功率运行期间。

1.2 几种情况下蒸汽发生器水位控制的要点分析

1.2.1 汽轮机冲转

汽轮机冲转是一个在较短时间内负荷增加5%左右的过程，加之30万机组调门的严密性问题，汽机复置之后蒸汽流量便会突然增加，冲转过程中蒸发器水位会受到核功率、蒸汽流量、主蒸汽压力、平均温度等众多参数的影响，如果单纯的在转速增加的同时手动提升核功率，旁阀维持单冲量自动调节，那么蒸发器水位很有可能会出现以下现象：首先，随着调门的开大，蒸汽流量增加，主蒸汽压力下降，蒸发器出现“闪蒸”现象，使SG内的蒸发段突然变长，水位迅速上涨;接下来随着蒸发量大于给水量，蒸发器水位呈下降趋势，加之提升核功率（平均温度上涨滞后核功率，平均温度会被快速拉低），给水流量的增加又会给水位带来“冷缩”的效应;只有等到平均温度下降变缓，重新上涨后，蒸发器水位才会再次上涨。这样的水位波动是我们操作过程中不希望看到的，克服上述情况的有效办法就是冲转前保持一个旁路排放阀20%～30%开度，这也是规程中要求在冲转前将反应堆功率提升到5%～8%（45～75MWt）的原因，这样做有利于蒸发器水位控制的原因在于很好的稳定了主蒸汽压力，汽机进汽量的增加是由被导入凝汽器的蒸汽转移过来的。由于旁路蒸汽的调节作用，核功率、给水流量、平均温度、主蒸汽压力等不容易平衡的几个参数，在冲转前后不会发生太大的变化，从而维持了蒸发器内的汽水循环平衡。反应堆操纵员只需在冲转前提升核功率时尽量缓慢（清楚温度变化的滞后效应），冲转过程中根据旁路排放阀的开度适当调节核功率，一般都能将蒸发器水位控制的比较平稳。

1.2.2 并网

对于并网操作的时蒸发器水位控制的原理与冲转是相似，主要都表现为二次侧负荷的快速增加，但是并网后，由于汽轮机DEH带负荷5%～6%，加上厂用汽、汽轮机低功率损耗，机组效率较低，核功率约要13%，而规程要求并网前维持核功率为8～9%额定功率（不产生P7信号，防止并网过程中出现异常触发汽机或发变组保护时不至于联锁停堆），这会造成并网后的机、堆功率失配较大，并上网以后一回路平均温度下降很快，反应堆操纵员为了维持一回路平均温度，必须并网成功后第一时间快速地手动提升核功率并使其稳定在110～120MWt，缓解一回路平均温度的下降。而此时蒸发器水位由于蒸汽流量突增，平均温度快速下降等因素影响，水位的手动和自动控制均有一定难度，需要有经验的操纵员或高操专人监视水位，并与堆操、机操协调一致，适当手动干预蒸发器水位，防止水位振荡触发保护动作。

1.2.3 给水主、旁阀切换

蒸发器给水主、旁调节阀间切换，我厂设计上有自动切换的功能，该切换是通过18%蒸汽流量信号触发一套切换程序来实现的，整个切换过程需2分钟完成。在升、降功率经过18%功率时两阀的切换过程中，给水流量基本保持不变，这是通过切换程序中预置的切换曲线来实现。但是因担心自动切换蒸发器水位不稳定，故实际切换均采用手动切换。关于主旁阀切换的注意事项与操作要点，稳定的工况是保证蒸发器内汽水循环平衡的重要前提，而切换过程中维持给水流量不变尤为关键。但是当蒸发器水位出现波动时，给水流量的调节，应基于给水流量与蒸汽流量的匹配，不能偏差过大，要避免给水流量的大幅度变化，否则蒸发器的虚假水位将难以预计和控制。另外有一个良好的经验反馈，由于宽量程水位的变化超前于窄量程，手动干预蒸发器水位时，通过宽量程水位进行辅助判断，能够有效的减小虚假水位的影响。

1.3 手动干预蒸发器水位的要点

实际运行中，影响蒸发器水位的情况并不止上述几种，启停给水与主给水切换、主给水泵切换、凝汽器失真空及真空快速恢復、蒸发器水位控制系统故障、甩负荷故障等都可能会引起蒸发器水位波动或瞬态，各种参数的变化，最终反映结果主要是蒸发器水位、给水流量、蒸汽流量三个热工参数。结合个人几次机组大、小修期间的操作以及主控前辈的良好经验，总结出以下几个要点：

（1）从能量传递的角度而言，蒸发器水位的变化反应的是系统一次侧与二次侧热量传递平衡的变化，维持这个平衡的核心参数是核功率，任何时候都对当前（或目标）核功率水平下的给水需求量较清楚，手动干预就是围绕这个基准流量进行的。

（2）蒸发器水位对反应堆功率变化十分敏感，尤其是在低功率运行阶段，平稳控制核功率的变化有利于蒸发器水位的控制。

（3）除非蒸发器出现严重的汽水失配现象，一般不允许大幅改变给水流量，从而人为对蒸发器水位造成瞬态。

（4）可以借鉴C2调试期间的经验反馈，手动干预蒸发器水位时，通过宽量程水位曲线进行辅助判断，能够有效的减小虚假水位的影响。

（5）低功率运行或机组发生异常瞬态期间，蒸发器水位需要专人监视，监视蒸发器水位的操纵员需要清楚水位变化的机理，对机操和堆操进行的操作可能给蒸发器水位造成的影响清楚，遇到蒸发器水位振荡较大时，立即停止影响水位变化的任何操作。

1.4 建议

（1）考虑增加主给水流量窄量程信号，克服低功率期间给水流量测量盲区，为干预水位提供可靠依据，避免单一参考水位变化趋势，受虚假水位影响。

（2）对模拟机蒸发器水位相关模块进行必要的改进。总结个人多次担任模拟机教员的经历，发现30万机组模拟机在蒸发器虚假水位的模拟上，与实际比较相差较大，表现为水位控制比较容易。学员通过模拟机培训对各种情况下蒸发器水位变化的机理与虚假水位的影响难以深刻认识。

（3）利用模拟机复训的机会组织专项技术比武，锻炼操作技术的同时，更要提高应对重大操作或异常瞬态的心理素质。

1.5 结论

有效控制蒸汽发生器水位变化与核电厂的安全、经济运行有着直接关系。而设计上蒸发器水位调节范围得不合理性，虚假水位的影响等因素给水位控制带来较大的技术难度与心理压力，虽然电厂调试及较早燃料循环运行期间，曾多次发生蒸发器水位保护动作的停机停堆事件，但随着运行人员经验的积累，对蒸发器水位变化机理和影响因素的清楚认识;运行规程中操作方法、注意事项的完善;实际操作时做到分工明确，把握重点难点，并具备良好的心理素质，实践证明是可以控制好蒸发器水位避免失误而造成非计划停机停堆。

【参考文献】

[1]《CP300核电厂仪表和控制系统/设备及运行》，原子能出版社，2010年.

[2]秦山核电厂《核电厂启动——从冷停堆至100%额定功率》.

[3]秦山核电厂《主给水系统运行规程》.