郑军伟，赵东阳，刘东亮

（中广核工程有限公司，深圳 518124）

某压水堆核电机组（TU1）额定功率为1755 MW，常规岛使用HN1755-7.55/291/275.8-H型汽轮机，该汽轮机为饱和蒸汽、单轴、中间再热、冲动凝汽式汽轮机，汽轮机额定转速（n0）为1500 r·min-1。汽轮机超速保护控制（OPC）由超加速度保护（OAP）和预超速保护组成，OAP的触发条件为汽轮机转速不低于额定转速的98%（98%n0）且转子加速度不低于4356 r·min-2，预超速保护阈值为额定转速的107%（107%n0）。

2019年9月17日，TU1处于额定负荷（额定负荷的100%，100%FP）平台稳定运行。20时08分，广东省珠海至中山的500 kV香国乙线发生单相接地故障，电网排除故障后自动1次重合闸成功。电网故障后TU1的负荷从1730 MW瞬时降低了307 MW，机组负荷继续下降到842 MW后快速回升，负荷回升过程中因蒸汽发生器出口蒸汽压强下降速率超过停堆阈值，反应堆保护系统自动触发停堆保护信号，停堆信号连锁触发汽轮机跳闸信号，最终造成汽轮发电机组与电网解列，电力系统频率从50.003 Hz下降到49.913 Hz。从电网故障到汽轮机跳闸前，在约1 s时长内TU1的汽轮机控制系统共采集到3次OPC动作记录，OPC报警信号显示这3次OPC动作均由OAP触发所致。

2004年2月，昆明发电厂受220 kV普吉变电站变压器故障影响，1、2号机组、普吉变110 kV系统及所供近郊负荷与系统解列成为孤立系统，机组发生OPC反复动作［1］。2005年2月，岭澳核电厂1号机组受外部500 kV电网A相接地故障影响发生OPC反复动作并导致汽轮机打闸。2006年7月，贵阳南部电网故障后成为孤网，清镇电厂7、8号机组发生OPC反复动作，最终8号机组跳闸［2，3］。2009年2月，大亚湾核电厂1号机组受外部400 kV电网三相接地故障影响发生OPC反复动作并导致汽轮机打闸［4］。上述发电机组OPC反复动作事件表明机组涉网保护与电网安全自动装置之间的协调配合是保证机组、电力系统安全稳定运行的关键因素之一，源网不协调可能会诱发电力系统或机组运行事故，严重时可能导致事故规模扩大化。

《大型发电机组涉网保护技术规范》规定应考虑OPC动作特性与电网特性的配合，防止OPC反复动作对电网的扰动［5］。核电机组OPC设计方案由汽轮机设计供货方提供，不同技术路线核电机组的OPC控制策略和控制参数存在差异［6］；核电机组OPC设计普遍侧重考虑机组安全，不同厂址、相同技术路线核电机组的OPC设计方案基本相同，但对源网协调分析不足，机组调试启动阶段受试验条件限制一般难以充分验证机组OPC与电网的互相影响。机组远端电网发生单相接地并自动1次重合闸成功属于常见的短时电网故障，受这种较小规模电网故障扰动影响造成停机、停堆与电网安全、核安全管理期望不符。因此有必要对TU1受电网短时故障影响发生OPC反复动作的原因进行分析，研究并给出避免问题重发的处理方案。

1 汽轮机加速度影响因素分析

汽轮发电机组运行时，作用在转子上的力矩包括：蒸汽作用在转子上的主力矩、发电机的电磁阻力矩、摩擦力矩，由于摩擦力矩远小于主力矩和电磁阻力矩，因此转子上的力矩平衡方程为［7-9］：

式中：J——转子的转动惯量，kg·m2；

ω——转子的角速度，rad·s-1；

Mt——蒸汽作用在转子上的主力矩，N·m；

Me——发电机的电磁阻力矩，N·m。

已知转子角速度的计算式为：

式中：n——汽轮机转速，r·min-1。

主力矩和电磁阻力矩计算式为：

式中：Pt——汽轮机内功率，MW；

Pe——机组电功率，MW；

ω——转子的角速度，rad·s-1。

机组从稳定运行状态发生甩负荷后的初始阶段，由式（1）、式（2）和式（3）推导可得汽轮机转速变化率的计算式：

式中：Ji——机组在一定负荷下稳定运行时的转子转动惯量，kg·m2；

ni——机组在一定负荷下稳定运行时汽轮机转速，r·min-1。

TU1汽轮机控制系统的数据采集周期为0.02 s，系统设计的汽轮机加速度计算式为：

式中：a——汽轮机加速度，r·min-2；

nt——当前采集周期测得的汽轮机转速，r·min-1；

nt-1——上一个采集周期测得的汽轮机转速，r·min-1；

Δt——采样周期间隔，0.02 s。

由式（4）可知汽轮机转速变化率与机组甩掉的负荷值成线性正比关系。因此，机组在某一负荷稳定运行工况下发生瞬间甩负荷后，对汽轮机加速度起主要影响作用的是甩掉的负荷值；在甩负荷瞬态的初始阶段（从汽轮机转速开始变化到汽机进汽调节阀门的开度发生明显变化前），汽轮机加速度的初始值与机组甩掉的负荷值成正比。

2 OPC反复动作原因分析

2.1 OPC逻辑分析

TU1的OPC触发后，汽轮机控制系统会产生-150%额定蒸汽需求量，触发汽轮机高压和中压进汽调节阀门（以下简称汽机调阀）快速关闭指令，通过快速关闭汽机调阀实现平衡转子力矩、快速稳定汽轮机转速的目标。OPC逻辑优先于正常的转速控制逻辑，OPC触发汽机调阀快速关闭指令可以避免汽轮机转速上升到跳闸阈值造成汽轮机停机，使得机组能够带厂用电或部分负荷继续运行。TU1的OPC逻辑图如图1所示。

图1 OPC逻辑图Fig.1 The logic diagram of OPC

2.2 OPC触发原因分析

TU1在额定负荷平台甩空载开始前，机组实际负荷为1716 MW（约97.78%FP），甩空载过程中最高转速为1617.50 r·min-1（约107.83%n0），甩空载开始后的前0.5 s内的试验曲线如图2所示。本文根据试验开始后1.0 s内的汽轮机转速值绘制甩空载试验初期的转速变化曲线，如图3所示。

图2 额定负荷平台甩空载试验曲线Fig.2 Curve of load rejection to no-load test on rated power platform

图3 额定负荷平台甩空载试验汽轮机转速曲线Fig.3 Turbine speed curve of load rejection to no-load test on rated power platform

我们由图3可知甩空载试验开始后不同时间段的汽轮机加速度存在差异，使用式（5）计算得出机组从97.78%FP甩空载试验开始后1.0 s内转子加速度大于OAP超加速度保护阈值且持续时间不小于0.02 s的数据见表1。

表1 额定负荷平台甩空载试验数据Table 1 Data of load rejection to no-load test on rated power platform

取表1中额定负荷平台甩空载试验初始阶段汽轮机平均加速度最大值（第0.10～0.14 s的加速度平均值，计算结果为28388.5 r·min-2）为加速度基准值（a0），假设TU1从额定负荷平台稳定运行工况下发生瞬间甩负荷，可用下式计算甩负荷初始阶段的汽轮机加速度：

式中：ai——机组从额定负荷平台瞬间甩负荷初始阶段的汽轮机加速度，r·min-2；

a0——28388.5 r·min-2；

ΔPi——机组从额定负荷平台瞬间甩掉的负荷值，%；

ΔP0——97.78%。

TU1在此次事件过程中汽轮机转速最高值为1501.86 r·min-1（100.12%n0），转 速 最 低 值 为1485.93 r·min-1（99.06%n0），二者均高于OAP转速判断阈值。使用式（6）计算TU1从1730 MW（约98.58%FP）瞬时甩掉307 MW（17.49%FP）负荷所产生的汽轮机加速度为5078.8 r·min-2，该值大于TU1的OAP超加速度保护阈值（4356 r·min-2），所以TU1在此次事件过程中瞬间甩掉307 MW负荷足以造成OAP触发，进而触发OPC动作。事件过程中第1次OPC动作是由汽轮机转速高于OAP转速判断阈值且机组瞬间甩掉307 MW负荷所产生的汽轮机加速度超过OAP超加速度保护阈值所致。

2.3 OPC反复动作原因分析

根据TU1的OPC设计方案，当汽轮机转子加速度恢复到OAP的加速度保护阈值以下时，OAP延时0.04 s自动复位，在汽轮机负荷控制回路处于自动控制模式前提下，因机组目标负荷仍为OPC动作前的数值，机组蒸汽需求量会自动恢复到OPC动作前的值，汽机调阀响应机组蒸汽需求量后自动快速开启，直至汽机调阀开度恢复到与机组蒸汽需求量相匹配的值。此次电网故障消除后，TU1的目标负荷依然是故障发生前的1730 MW，汽机调阀响应机组蒸汽需求量自动快速开启。汽机调阀快速开启前，汽轮机转子的主力矩和电磁阻力矩尚未达到平衡，汽轮机转速尚未调整到稳定值，汽机调阀快速开启后主力矩瞬时增大，转子加速度随之增加，导致0.18 s内（图4中的0.828～1.008 s）连续两次触发OAP，从而造成机组发生OPC反复动作。因此，OPC反复动作的直接原因是OAP反复触发。电网扰动期间TU1的OAP触发记录如图4（图4中的时间用于指示OAP触发后的持续时间及OAP触发的间隔时间）所示。

图4 OAP触发记录Fig.4 Trigger record of the OAP

3 处理方案制订与实施

3.1 OPC设计合理性分析

当前压水堆核电机组OPC动作定值普遍由汽轮机设计单位给出，而汽轮机设计方在OPC定值选择过程中通常侧重考虑对汽轮机发电机组的保护，缺少与机组的核岛控制保护系统和外部电网的协调［10-12］。OAP的非预期触发对处于稳态工况运行的核电机组而言是一种干扰，从有利于机组运行安全和经济性角度考虑，我们应提高OAP的抗干扰性能，避免OPC的不必要触发。

汽轮机转子飞升时间常数的计算式为：

式中：Ta——转子飞升时间常数，s；

n0——额定转速，r·min-1；

a——转子加速度，r·min-2。

TU1汽轮机的转子飞升时间常数的设计分析值为10.33 s，据此使用式（7）计算机组从额定负荷甩空载的转子加速度为8712.49 r·min-2。OAP的加速度保护阈值为4356 r·min-2，使用式（6）计算可知该保护阈值对应的工况是机组从额定负荷甩掉50%FP所对应的加速度，即设计期望的OAP动作工况应为机组从额定负荷瞬间甩负荷不少于50%FP所对应的瞬态。由此可知TU1在此次事件过程中甩掉17.49%FP造成OAP触发，进而导致OPC动作是超出设计预期的。OAP的加速度保护阈值是由汽轮机设计单位根据具体机型的参数计算后给出的，出于安全考虑，在工程应用环节一般不予修改。

此次事件过程中汽轮机转速最高值仅为额定转速的100.12%，距离预超速保护阈值（107%n0）、转速跳闸阈值（110%n0）还有较大的安全裕量。因此，TU1的OAP转速判断阈值设计不合理，OAP转速判断阈值偏小。

3.2 OAP转速判断阈值调整可行性分析

按照TU1的汽轮机控制逻辑，甩厂用电信号触发后汽轮机的蒸汽需求量立即被强制为10%，甩空载信号触发后汽轮机的蒸汽需求量立即被强制为3%，额定负荷对应的高压调节阀门开度为80.9%，由蒸汽需求量偏差（负荷偏差）产生的高压调节阀门关闭指令将导致高压调节阀门的快速关闭动作。根据TU1在额定负荷平台试验数据，OAP在甩厂用电开始后第0.10 s触发，OAP在甩空载开始后第0.12 s触发。甩厂用电、甩空载信号先于OPC触发汽机调阀快速关闭指令，从而抑制转速过度飞升。

TU1在额定负荷平台甩厂用电、甩空载试验开始后第0.12 s汽机调阀开度发生实质关闭，第0.14 s出现第1个转速峰；结合试验期间OAP触发时间可知，甩厂用电、甩空载发生后汽轮机第1个转速峰与OAP触发时间无直接关系。OPC触发后产生汽机调阀快速关闭指令，有助于进一步抑制汽轮机转速飞升；因此，OAP在瞬态过程中的第1个转速峰到达之前触发便可以实现在额定负荷甩空载等瞬态下预先控制转速飞升速率和幅值的设计目标。由此可知，我们可以提高TU1的OAP转速判断阈值。

3.3 处理方案

假设在某一时间段内汽轮机加速度恒定并已知的前提下，可使用下式计算在加速度作用一段时间后的汽轮机转速：

式中：na——加速度作用一段时间后的汽轮机转速，r·min-1；

n0——额定转速，r·min-1；

a——转子加速度，r·min-2；

ta——汽轮机受加速度作用的持续时间，s。

假设TU1从额定负荷瞬间甩掉50%FP，瞬态发生前汽轮机转速为额定转速，基于TU1从97.78%FP的甩空载试验数据，本文使用式（6）计算得出机组从额定负荷甩掉50%FP所产生的初始加速度为14516.52 r·min-2；由汽轮机高压调节阀门特性曲线可知：在此瞬态过程中汽轮机控制系统将根据负荷偏差产生一个-56.6%的高压调节阀门关闭指令，高压调节阀门开度将快速关小。本文取瞬态发生后的第0.14 s计算瞬态过程中的第1个转速峰值，使用式（8）计算得出第1个转速峰对应的汽轮机转速为1533.87 r·min-1，即额定转速的102.26%。TU1的汽轮机高压调节阀门特性曲线见图5。

图5 高压调节阀门特性曲线Fig.5 High pressure control valve characteristic curve

为了满足OAP能够应对机组从额定负荷瞬间甩掉不少于50%FP所产生的瞬态，TU1的OAP转速判断阈值应小于额定转速的102.26%。《核电厂汽轮机仪表和控制技术条件》规定汽轮机调节系统应达到DL/T996的性能和指标要求［13］，DL/T996—2019《火力发电厂汽轮机控制系统技术条件》规定机组并网后，汽轮机转速超过限值时（按当地电网要求）OPC能动作［14］。参考上述行业标准和机组所在电网要求，保守原则下将TU1的OAP转速判断阈值最终修改为额定转速的102%。

4 结语

部分在建的华龙一号（HPR1000）核电机组、国和一号（CAP1400）核电机组使用的汽轮机与TU1的汽轮机属于相同技术路线，OPC的保护控制逻辑基本相同（参数略有差异），在机组设计、调试启动阶段可参考本文给出的分析方法和处理方案对OAP的控制保护参数进行优化，防止因OAP控制保护参数设置不合理造成OPC非预期反复动作，降低机组受外部电网短时故障干扰发生非计划停机、停堆事件的风险。