CN107939458B - 一种核电功率控制系统及核电功率控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及核电站汽轮机辅助系统的技术领域，提出了一种核电功率控制系统及核电功率控制方法，系统包括汽轮机功率控制系统和反应堆功率控制系统；汽轮机功率控制系统控制汽轮机功能单元的汽轮机有功功率；反应堆功率控制系统通过控制反应堆功能单元的功率棒和温度棒进而控制反应堆功率；反应堆功率控制系统接收来自汽轮机功率控制系统的表征汽轮机控制的关键参数，并利用该关键参数协调反应堆功率控制。控制方法包括汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式和压力限制模式。本发明的技术方案应用在核电站机组，GRE‑RGL控制稳定，没有出现汽轮机甩负荷或者核岛超功率的情况，实现了反应堆‑汽轮机功率瞬态控制稳定以及堆机功率平衡。

Description

一种核电功率控制系统及核电功率控制方法

技术领域

本发明涉及核电站汽轮机辅助系统的技术领域，具体涉及一种核电功率控制系统及核电功率控制方法。

背景技术

汽轮机功率控制系统(GRE，汽轮机调节控制系统，汽轮机调节系统)与反应堆功率控制系统(RGL，反应堆功率棒控制系统)是核电厂功率控制的核心，现有技术的核电站容易发生瞬态控制不稳的事件，例如，国内核电站的汽轮机调节控制系统是参考法国电网设计，引进中国后存在部分设计缺陷，在电网故障瞬态或汽轮机效率瞬态时，易引起控制不稳而导致汽轮机甩负荷，汽轮机升功率而导致一回路过冷、反应堆功率超发等后果。

自国内某核电站二期投运以来，在多次外部电网瞬态时，汽轮机调节控制系统意外降功率或者升功率，反应堆功率也跟随变化，对于电站内部热力系统瞬态，其汽轮机-反应堆控制响应也不符合预期。以下例举了一些影响较大的瞬态瞬态控制不稳事件。

事件1：2013年3月30日，电网进行楚穗直流线路双极闭锁故障试验，试验造成电网5000MW电功率缺额，汽轮机甩负荷，机组有功、无功功率出现大幅波动，有功波动最大至1100MW、最小1070MW，频率最低到49.76Hz，波动持续5s左右。波动期间，L3的参数及部分控制系统模式发生变化，汽轮机转速最低降至1493r/min，其汽轮机调节系统转手动，汽轮机功率从故障前的1086MW下降到1074MW运行，反应堆功率控制系统的功率棒棒位定值下降至605步，棒组实际自动下插至610步。

事件2：2013年11月18日，高压给水加热系统疏水阀故障全开，汽轮机效率下降，为维持电功率，GRE调节阀开度增大，汽轮机进汽压力增大到设定值，随之出现进汽压力波动较大，压力控制器与功率控制器交替控制汽轮机，RGL功率棒(G棒)定值频繁在压力定值与功率定值之间来回切换，威胁G棒的安全运行。如果压力定值低于功率定值，将会使得G棒下插，加剧堆机不平衡及一回路过冷。

事件3：2013年12月24日，电网楚穗直流跳闸，L3发电机有功、无功功率出现瞬态波动，波动持续15s左右。波动期间，GRE进入蒸汽流量限制模式控制，L3的GRE负荷设定值从1091MW自动下降到1082MW，G棒棒位定值由615步降至611步。波动消失后，汽轮机甩负荷10MW运行。

事件4：2014年08月6日，电网从木甲线开关跳闸并自动重合闸成功，引起有功、无功功率出现瞬态波动，波动持续10s左右，波动期间，GRE进入蒸汽流量限制模式和压力限制模式，某机组GRE负荷设定值自动从1072MW上升到1081MW，热功率上升25MWt达到2915MWt。电网故障消失后，汽轮机负荷定值自动提高9MW运行，核岛超功10MW运行，核岛一回路过冷。

事件5：2015年4月28日，电网从直流跳闸，L3发电机有功、无功功率出现波动，波动持续8s左右，波动期间，GRE进入蒸汽流量限制模式和压力限制模式，机组负荷定值自动从1089MW上升到1096MW。波动消失后，汽轮机负荷定值自动提高7MW运行，核岛一回路热功率最高上升到2904MWt。

上述5个事件均是由于瞬态工况下，电网频率波动，汽轮机控制模式由功率闭环控制转为手动控制；或者是电功率波动，汽轮机控制模式由功率闭环控制转为压力控制模式，引起汽轮机功率控制系统控制出现瞬态和反应堆功率控制系统G棒棒位定值改变。

发明内容

根据本申请的第一方面，提供一种核电功率控制系统，其包括汽轮机功率控制系统和反应堆功率控制系统；所述汽轮机功率控制系统通信连接至汽轮机功能单元，所述汽轮机功率控制系统用于控制所述汽轮机功能单元的汽轮机有功功率；所述反应堆功率控制系统通信连接至反应堆功能单元，所述反应堆功率控制系统用于通过控制所述反应堆功能单元的功率棒和温度棒进而控制反应堆功率；所述汽轮机功率控制系统与所述反应堆功率控制系统通信连接，所述反应堆功率控制系统接收来自所述汽轮机功率控制系统的表征汽轮机控制的关键参数，并利用该关键参数协调反应堆功率控制。

根据本申请的第二方面，提供一种核电功率控制方法，其应用于上述核电功率控制系统，其包括汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式：

所述汽轮机功率控制系统采集所述汽轮机功能单元的实测负荷并将目标负荷与实测负荷做比例积分运算，输出与所述汽轮机功能单元的高压缸调节阀阀位具有对应关系的蒸汽流量指令；当实测负荷降低，则所述汽轮机功率控制系统进行比例积分运算并输出增大的蒸汽流量指令，使得所述汽轮机功能单元的高压缸调节阀阀门开大；

将该蒸汽流量指令经所述手自动切换模块转变为上层自动控制负荷设定值；

将该负荷设定值经转速回路及一次调频逻辑进行调整，生成阀位指令；

控制该阀位指令经过隔离转变成用于控制所述汽轮机单元高压缸阀位的模拟量信号。

本发明结合核电厂实际运行要求，提出了改进的技术方案，避免了电网故障时，负荷设定点自动切换到负荷测量值；避免了汽机甩负荷或者核岛超功率，避免了压力控制器本身出现不稳时影响核岛控制。本发明的技术方案应用在核电站机组，历经多次电网瞬态和电站内部热力系统瞬态，GRE-RGL控制稳定，没有再出现类似现有技术的各种事件导致汽轮机甩负荷或者核岛超功率的情况，保证了反应堆-汽轮机功率瞬态控制稳定以及堆机功率平衡。

附图说明

图1为实施例一的核电功率控制系统结构示意图；

图2为实施例一的堆机接口信号简图GRE控制部分；

图3为实施例一的堆机接口信号简图RGL G棒定值切换逻辑部分；

图4为实施例一的汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式流程图；

图5为实施例一的压力限制模式流程图；

图6为电网瞬态发电机功率典型变化示意图。

具体实施方式

下面通过具体实施方式结合附图对本发明作进一步详细说明。其中不同实施方式中类似元件采用了相关联的类似的元件标号。在以下的实施方式中，很多细节描述是为了使得本申请能被更好的理解。然而，本领域技术人员可以毫不费力的认识到，其中部分特征在不同情况下是可以省略的，或者可以由其他元件、材料、方法所替代。在某些情况下，本申请相关的一些操作并没有在说明书中显示或者描述，这是为了避免本申请的核心部分被过多的描述所淹没，而对于本领域技术人员而言，详细描述这些相关操作并不是必要的，他们根据说明书中的描述以及本领域的一般技术知识即可完整了解相关操作。

另外，说明书中所描述的特点、操作或者特征可以以任意适当的方式结合形成各种实施方式。同时，方法描述中的各步骤或者动作也可以按照本领域技术人员所能显而易见的方式进行顺序调换或调整。因此，说明书和附图中的各种顺序只是为了清楚描述某一个实施例，并不意味着是必须的顺序，除非另有说明其中某个顺序是必须遵循的。

本文中为部件所编序号本身，例如“第一”、“第二”等，仅用于区分所描述的对象，不具有任何顺序或技术含义。而本申请所说“连接”、“联接”，如无特别说明，均包括直接和间接连接(联接)。

实施例一：

如图1所示为本实施例的核电功率控制系统，其包括汽轮机功率控制系统10和反应堆功率控制系统20。汽轮机功率控制系统10通信连接至汽轮机功能单元30，汽轮机功率控制系统10用于控制汽轮机功能单元30的汽轮机有功功率；反应堆功率控制系统20通信连接至反应堆功能单元40，反应堆功率控制系统20用于通过控制反应堆功能单元40的功率棒401和温度棒402进而控制反应堆功率。汽轮机功率控制系统10与反应堆功率控制系统20通信连接，反应堆功率控制系统20接收来自汽轮机功率控制系统10的表征汽轮机控制的关键参数，并利用该关键参数协调反应堆功率控制。

汽轮机功率控制系统10包括功率控制器101、压力控制器102和转速控制器103；功率控制器101用于控制汽轮机306有功功率；压力控制器102用于控制高压缸302、中压缸303的压力；转速控制器103用于控制汽轮机306的转速。

进一步地，本实施例的核电功率控制系统还包括反应堆功能单元40和汽轮机功能单元30；在本发明的其它实施方式中，反应堆功能单元40和汽轮机功能单元30也可以作为独立于核电功率控制系统的部分。

反应堆功能单元40包括功率棒401、温度棒402和反应堆；反应堆功率控制系统20通信连接至功率棒401和温度棒402，通过控制功率棒401和温度棒402进而控制反应堆功率。

汽轮机功能单元30包括高压缸调节阀301以及与之连接的高压缸302、中压缸303、高压给水系统304、低压给水系统305、汽轮机306；汽轮机功率控制系统10通信连接至高压缸调节阀301并控制汽轮机306有功功率，控制高压缸302、中压缸303的压力状况，控制高压给水系统304、低压给水系统305的给水状况。汽轮机功能单元30通过电网50连通用户端60，一方面保障了自身供电，一方面也实现了为用户提供完善的服务。

如图2至图5所示，以下详细分析应用于本实施例的核电功率控制系统的核电功率控制方法，图中实线传递的信号为模拟量信号，虚线传递的信号为逻辑量信号。

本实施例以反应堆-汽轮机功率信号接口图的形式展示了核电功率控制方法，表明了G模式(GRE-RGL接口控制)接口设计原理，主要分为GRE控制和RGL G棒定值切换逻辑两部分。

G模式在设计上选取了能表征GRE控制特性的参数，并将这些参数送往核岛参与控制，保证堆机功率匹配。参数定义具体如下：

72信号：负荷设定值，产生于GRE，送RGL。自动控制状态时，用于控制汽轮机和核岛功率控制棒。

74信号：汽轮机开度参考值，产生于GRE，送RGL。汽轮机手动控制时，用于产生核岛功率控制棒棒位定值。

76信号：高压缸进汽压力限制值，产生于GRE，用于控制汽轮机高压缸进汽压力不超过限值，防止核岛超功率。

82信号：高压缸进汽流量限制值，产生于GRE，用于在紧急情况下允许操作人员直接操作阀门开度，也可与76信号配合防止核岛超功率。

79信号：第二逻辑量信号，当76信号或者82信号对汽轮机产生限制作用时，79信号触发，触发后，76信号或者82信号经过RGL003GD(反应堆功率控制系统3号程序发生器)或RGL004GD(反应堆功率控制系统4号程序发生器)转换后，参与核岛功率控制棒定值计算。

80信号：第一逻辑量信号，GRE切手动后触发，触发后，74信号参与G棒定值计算。

71信号：第三逻辑量信号，汽轮机负荷速降后触发，触发后，74信号参与G棒定值计算。

本实施例中，汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式是基础。

如图2、图3和图4所示，汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式为：

St1、汽轮机功率控制系统10采集汽轮机功能单元30的实测负荷(具体实现可采用到切换开关，逻辑为0时，按图中标示选择输入；逻辑为1时，切换到另一路输入)；

St2、汽轮机功率控制系统10将目标负荷与实测负荷做比例积分(PI)运算，输出与汽轮机功能单元30的高压缸调节阀301阀位具有一一对应关系的蒸汽流量指令SD；当实测负荷降低时，则汽轮机功率控制系统10进行比例积分运算并输出增大的蒸汽流量指令SD，使得高压缸调节阀301阀门开大；

St3、汽轮机功率控制系统10将该蒸汽流量指令SD经手自动切换模块或切手动逻辑；若手自动切换模块或切手动逻辑未满足切手动指令产生的条件，则手自动切换模块或切手动逻辑跟踪该蒸汽流量指令并将其转变为上层自动控制负荷设定值AC；若手自动切换模块或切手动逻辑满足切手动指令产生的条件，则手自动切换模块或切手动逻辑不再跟踪该蒸汽流量指令，汽轮机功率控制系统10将其转变为上层自动控制负荷设定值AC；

St4、汽轮机功率控制系统10将该负荷设定值AC经转速回路及一次调频逻辑进行调整，生成阀位指令；

St5、汽轮机功率控制系统10控制该阀位指令经过隔离转变成用于控制高压缸阀位的模拟量信号。

该过程中，手自动切换模块或切手动逻辑内部的设置可以保证切换后其输出的负荷设定值AC仍然为切手动前的值不变，从而高压缸调节阀301阀门开度也就保持切手动前的值不变。

图2和图3中，汽轮机功率控制系统10的手自动切换模块或切手动逻辑产生切手动指令的条件包括：汽轮机功能单元30的汽轮机转速突变超过3％，和/或，汽轮机功能单元30的汽轮机负荷降速。

堆机接口信号简图RGL G棒定值切换逻辑部分包括:

St01、当汽轮机功率控制系统10的手自动切换模块或切手动逻辑未满足切手动指令产生的条件时，汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式还包括：汽轮机功率控制系统10产生负荷设定值(72信号)并送反应堆功率控制系统20，从而控制汽轮机单元的汽轮机306和反应堆功率控制系统20的功率棒401(具体实现可采用到或门模块，任意一个输入为1，则输出为1；以及采用到切换开关)；

当汽轮机功率控制系统10的手自动切换模块或切手动逻辑满足切手动指令产生的条件时，汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式还包括：汽轮机功率控制系统10触发第一逻辑量信号(80信号)，产生汽轮机开度参考值(74信号)并送反应堆功率控制系统20，从而汽轮机开度参考值参与反应堆功率控制系统20的功率棒401定值计算，进而产生功率棒401棒位定值。

St02、若汽轮机负荷速降，则汽轮机功率控制系统10触发第三逻辑量信号(71信号)，从而使得74信号参与G棒定值计算(具体实现可采用到切换开关)。

核电功率控制方法中，压力限制也是一个闭环调节。如图2、图3和图5所示，压力限制模式为：

S1、汽轮机功率控制系统10采集汽轮机功能单元30的压力测量值并将压力定值与压力测量值做比较(具体可采用到比较器实现，输出两输入值之差)；

S2、若压力测量值低于压力定值，则汽轮机功率控制系统10控制其压力控制器102不工作，其产生跟踪其功率控制器101的输出，结束；

S3、若压力测量值高于压力定值，则汽轮机功率控制系统10控制其压力控制器102工作，其输出压力限制值(具体实现可利用到阈值模块，若两输入值差值小于0，则输出逻辑1，后续开关切换到另一路信号；利用切换开关，逻辑为0时，按图中标示选择输入，逻辑为1时，切换到另一路输入)；

S4、汽轮机功率控制系统10利用取小模块对该压力限制值与流量限制值取小，作用于负荷控制器上限，以限制高压缸阀门开大(取小模块用于输出输入值中的较小值)；

S5、汽轮机功率控制系统10利用取小模块对压力限制值、流量限制值、负荷速降参考值三者取小；

S6、汽轮机功率控制系统10利用取小模块对压力限制值、流量限制值、负荷速降参考值三者取小的值与负荷设定值进行比较，产生限制生效信号；

S7、汽轮机功率控制系统10将限制生效信号送往核岛进行控制。

堆机接口信号简图RGL G棒定值切换逻辑部分包括:

S01、汽轮机功率控制系统10产生高压缸进汽压力限制值(76信号)，用于限制汽轮机功能单元30的高压缸进汽压力不超过限值，从而防止反应堆功率控制系统20核岛超功率；76信号经RGL003GD转换。

S02、汽轮机功率控制系统10产生高压缸进汽流量限制值(82信号)，用于在紧急情况下允许操作员直接操作阀门开度，和/或，与高压缸进汽压力限制值(76信号)配合防止核岛超功率；82信号经RGL004GD转换。

S03、76信号经RGL003GD、82信号经RGL004GD转换后取小(具体实现可采用到取小模块)。

S04、当高压缸进汽压力限制值(76信号)或者高压缸进汽流量限制值(82信号)对汽轮机306产生限制作用时，汽轮机功率控制系统10触发第二逻辑量信号(79信号)，控制高压缸进汽压力限制值(76信号)经RGL003GD转换或者高压缸进汽流量限制值(82信号)经RGL004GD转换并参与反应堆功率控制系统20核岛功率控制棒定值计算。

S05、76信号经RGL003GD、82信号经RGL004GD转换后，以及74信号经过取小的过程后，三者共同完成核岛功率控制棒定值计算(具体实现可采用到取小模块)。

改进前的核电功率控制系统中，GRE负责控制汽轮机有功功率，RGL通过控制G棒和温度棒402(R棒)控制反应堆功率，为维持一、二回路功率平衡，防止一回路过冷或者超功率，设计G模式将表征汽轮机控制的关键参数送往RGL，用于协调一、二回路的功率控制；G模式接口设计中，采用反应堆跟随汽轮机功率的运行方式；RGL通过控制G棒跟踪汽轮机功率，通过R棒精确控制一、二回路功率平衡。GRE在不同控制模式下，RGL功率棒定值也会跟随改变。GRE功率自动闭环控制时，RGL功率棒401定值跟随72信号。GRE切手动时，负荷设定值AC保持切手动前的值不变，因此阀门开度保持切手动前瞬间的开度不变，此时，RGL功率棒定值跟随74信号。压力限制时，汽轮机效率下降导致高压缸调节阀301阀门开大，当汽轮机进汽压力实测值比压力定值大时，激活压力定值的限制功能，压力定值与压力实测值做PI运算，输出负荷参考值，作用于功率控制回路输出上限，使得SD降低，阀门开度减小，限制蒸汽流量从而达到限制核岛热功率的目的，此时，RGL功率棒定值跟随76信号。流量限制时，二回路效率下降导致实测功率降低，功率控制回路会自动增大SD，开大高压缸调节阀301，以恢复功率，如果SD增大到流量限制值，则SD保持为SD限制值不变，阀位也保持SD限制值对应的阀位不变，以防止功率控制回路过度开大阀门导致核岛超功率，此时，RGL功率棒定值跟随82信号。因此，在GRE控制模式改变时，如果G模式相关信号出现不匹配，则可能引起堆机功率不匹配，一回路温度偏离设定值。

通过多次GRE-RGL瞬态事件分析，现有技术最核心的问题是GRE能否正确响应，其次是要保证在汽轮机控制系统瞬态响应时，汽轮机-反应堆控制参数的一致性。本实施例为解决现有技术核电控制的缺陷，对RGL003GD与RGL004GD进行重新设定，即重新设置汽轮机-反应堆接口参数，使得压力定值对应的功率始终高于负荷设定值(72信号)，确保汽轮机功率控制系统10和反应堆功率控制系统20两边控制参数一致。对GRE切手动逻辑部分，删除“转速偏离额定值0.4％"时GRE切手动逻辑的设置。

另外，现有技术的控制方法中，GRE部分还单独设置了负荷设定值自动切换到实际负荷逻辑，GRE切手动时会使得负荷设定值切换到实际负荷，这样可以保证负荷控制器偏差输入为零，保证负荷控制器不再计算。当限制生效信号出现且目标负荷大于负荷设定值AC两个条件满足后，也会使得负荷设定值自动切换到实际负荷。而本实施例针对GRE负荷定值自动切换，删除负荷定值自动切换逻辑，在压力限制模式中，增设特定条件，即反复投退预设的N次后，延时到预设时间T将汽轮机功率控制系统10切手动。

本实施例针对现有技术的核电站功率控制的三类问题做出了改进并达到了非常理想的效果，以下具体针对第一类(事件1)、第二类(事件2)、第三类(事件3-5)做详细分析。

对于第一类问题，现有技术中，电网瞬态工况下，GRE切手动逻辑不合理，引起的反应堆-汽轮机接口控制出现不稳定，事件1属于此类。GRE切手动后，阀门保持电网故障时的开度，此开度由于电网瞬态时自动调节，已经偏离故障前的正常阀位。一旦电网故障消失后，则汽轮机要么升功率，要么降负荷。同时核岛G棒定值跟随阀门开度参考值，引起G模式控制不稳定。

在并网情况下，汽轮机转速由电网频率决定。如果发生电网故障，汽轮机输出机械功率与发电机电磁功率出现偏差，汽轮发电机组出现不平衡转矩，汽轮机加速或者减速。现有技术中，采用转速偏离定值0.4％信号作为电网故障判断信号。

在事件1中，电网甩负荷，网频大幅下降到49.76Hz，汽轮机转速下降到1493r/min，触发了“转速偏离定值0.4％(6r/min)”的条件，因此GRE切手动。此事件由于网内其他机组的一次调频响应快速升功率，L3功率波动持续5s左右。波动消失后，由于GRE切手动，阀位保持切手动前的较低值，导致汽轮机甩负荷。同时，G模式中，80信号触发，G棒定值跟踪74信号，该信号比故障前低，因此G棒下插。

电网故障GRE切手动逻辑最大的危险在于，由于电网波动的快速性，在切手动时阀门保持切手动瞬间的开度。当电网故障判断条件满足时，汽轮机阀位开度可能升高也可能降低，因此GRE切手动后汽轮机的阀门开度是随机的，既可能甩负荷(阀位降低)，也可能升功率(阀位开大)，导致一回路过冷。这种随机的状态显然不是控制系统所希望的控制结果，故本实施例提出了优化方案。

现有的设计方案来源于欧洲电站，按照欧洲电网设置要求，一次调频死区是±1r/min，电网故障判断条件是±6r/min。这样设计的意图是使电网出现故障时网内各个机组按照并网协议调节机组负荷维持电网频率，如果网频波动继续扩大，就要切手动，增强一次调频的作用，防止功率闭环调节造成干扰。

由于电网容量巨大和故障切除速度快，电网故障造成的功率扰动持续时间短，一般在5～15s。根据并网协议，如果电网频率波动在电站调频死区内，则电站无需响应。某核电站调频死区是-37.5～4.5r/min，但电网故障判断条件仍然保持±6r/min，因此引入了设计错误。按照原设计，电网故障判断条件应该大于调频死区，由于国内电网其他火电机组调频死区一般是±2r/min，电网故障判断条件设置太大毫无意义，起不到稳定电网的作用。

在调频动作之前切手动不仅引入了反应堆超功的风险，还引入了反调的风险，即电网功率缺额时各个成员电站升功率，但此逻辑却导致功率下降。因此，GRE切手动逻辑不合理，电网瞬态切手动逻辑需要删除，故针对第一类问题，本实施例删除了原设计方案中的“转速偏离额定值0.4％时GRE切手动逻辑”，从而避免了该类事件的发生。

对于第二类问题，现有技术中，满功率时，正常情况汽轮机是功率控制，堆机平衡；异常情况即瞬态工况下，GRE转入压力模式时，反应堆G棒跟踪的定值反调，此时压力定值对应的G棒棒位可能会低于功率定值棒位，事件2属于此类。当汽轮机消耗的热功率大于一回路功率时，一回路温度自动下降，此时R棒上提以恢复一回路温度，增大一回路热功率，维持堆机平衡。如果在事件刚开始时G棒定值由功率定值切换到压力定值，压力定值比功率定值低，G棒下插，额外引入负反应性，堆功率降低，加剧了堆机不平衡，加剧了一回路温度过冷。

G模式接口设计参考法国电站，原设计中，汽轮机可以单独使用压力控制器控制机组：在汽轮机侧，压力定值设置比功率定值小，因此压力定值控制汽轮机。同时，在G模式接口中，76信号小于72信号，经过取小逻辑后，76信号作为G棒定值。同理，汽轮机也可单独使用功率控制器控制机组，功率定值设置压力定值小，功率定值(同时也是72信号)同时控制汽轮机和G棒。

现有技术的核电站采用反应堆功率跟踪汽轮机功率的控制方式。参照原设计和机组实际运行状态，72信号同时控制汽轮机和核岛G棒，76信号在GRE侧比72信号大。在RGL侧，76信号经过RGL004GD转换成电功率也要比72信号大，这样，76信号才不会干扰72信号控制汽轮机和G棒。

具体到事件2，该事件中汽轮机效率下降，在功率控制器自动控制下，汽轮机进汽压力增大到压力设定值，压力控制不稳，GRE压力模式和功率模式交替运行。79信号频繁触发和退出，76信号频繁参与G棒定值运算，则G棒定值频繁在76信号和72信号之间切换。在满功率运行时，G棒一直在堆顶，因此不会再往上提，如此时由于设置上的不当，76信号经过RGL004GD转换成电功率比72信号小，则G棒定值频繁上提和下插。

该设置不当最大的风险在于，当汽轮机进汽压力增大进入压力模式时，汽轮机消耗的热功率必然增加，一回路温度自动下降以提供反应性增大一回路热功率，一回路处于偏冷状态。核岛G棒下插带来额外负反应性，加剧了一回路过冷现象，R棒可能超出调节带，影响核岛调节。

实际上，即使压力控制器控制稳定，GRE从功率模式转为压力模式时，如果76信号低于72信号，就存在G棒定值反调的风险。

因此，该事件的根本原因是RGL004GD设置不合理，GRE进入压力模式时，G棒定值反调。在汽轮机侧，76信号设置比功率定值72信号高，但经过RGL004GD转换成电功率后，却比功率定值72信号低，导致两边控制系统控制参数不一致。

针对第二类问题，在本实施例中，对RGL004GD以及RGL003GD进行了改进的重新设置，设置压力定值对应的功率始终比负荷定值高；或者设置压力定值对应的棒位始终大于功率定值对应的棒位，确保满功率进入压力模式时G棒非预期下插。

对于第三类问题，现有技术中，电网瞬态工况下，GRE进入压力模式，GRE负荷定值切换到随机的功率测量值，G棒定值也跟随负荷定值改变，事件3、4、5属于此类。此类事件使得在电网故障消失后，由于电网故障时功率测量值大幅偏离原功率设定点，要么汽轮机甩负荷，要么核岛超功率，反应堆G棒也跟随波动，影响电站经济效益和安全运行。

此3项问题均是压力模式下，GRE和RGL控制不稳。

具体分析事件3-5，该类事件中，电网出现瞬态，引起发电机出口功率剧烈变化，功率典型变化如图6所示。从图中可看出，功率变化相当剧烈，但时间比较短暂，一般维持在10s内。在此瞬态下，GRE进行负荷调节，参考图2功率闭环调节和负荷定值切换逻辑。

某次采样时采到一个较低功率点，因此自动闭环调节下，高压缸阀位上涨，进汽压力上升到压力定值，进入压力模式，“负荷限制生效”条件满足。

同时由于负荷的快速波动，采样到一个较高的功率，自动闭环控制下，“负荷设定值AC”迅速降低。“负荷设定值AC<目标负荷”条件满足。

因此，负荷设定值两个切换条件都同时满足。负荷定值进行切换，切换到一个随机的功率测量值。此测量值远远偏离原设定点，造成汽轮机甩负荷，或者核岛超功率。核岛G棒定值在76信号和72信号之间切换，同时72信号本身也有大幅波动，造成G棒控制不稳。

现有技术的负荷定值切换逻辑如下：

(1)SD限制值<负荷设定值AC(即进入SD限制模式)，且SD定值<目标负荷，则负荷定值切换到实际负荷。

(2)压力模式生效，且压力定值<目标负荷，则负荷定值切换实际负荷。

由于限定了SD定值/压力定值<目标负荷的关系，如不考虑设计偏差，正常运行时，汽机处于功率闭环控制下，SD定值/压力定值应该永远大于目标负荷。因此，不管是外部电网波动还是汽机效率下降等瞬态进入压力模式或者SD模式，负荷定值都不会切换。

只有在紧急情况下，操作员手动降低SD定值或者压力定值控制机组，机组从负荷闭环控制模式切换到SD/压力控制模式，定值切换的条件才会同时满足，负荷定值才跟踪实际负荷，负荷控制器PI输出不变，最终由于被限制，负荷控制器跟随SD/压力限制器的输出。

在简化设计中，负荷定值切换到实际负荷的设计被修改成如下：

(1)负荷限制生效；

(2)负荷设定值AC<目标负荷；

该设计也能实现原设计的意图，即操作员手动降低SD定值或者压力定值控制机组时，负荷定值切换到实际负荷，功率控制器101PI输入为0，不再计算，防止干扰压力控制器。

但是，该设计没有考虑到电网故障时功率剧烈波动，负荷设定值AC也在波动，电网瞬态时负荷定值自动切换的逻辑可能被激活，一旦激活，由于电网故障时功率测量波动剧烈，此时负荷定值切换将使得汽轮机甩负荷，或汽轮机意外升功率，核岛超功率，同时G棒定值也更随72信号变化。

电厂运行在功率控制模式，压力定值和流量定值主要用来防止核岛超功率。这一点与参考电站不一样，参考电站机组可长期运行在压力模式。由于运行模式的不一样，因此，本实施例采取的方式为删除限制模式时负荷防止切换逻辑。

另外，考虑到极限情况，如果电网瞬态持续较长，功率波动也持续很长一段时间，在功率控制下，尽管负荷定值不再切换，但功率闭环控制仍然在快速响应电网波动，GRE阀门开度频繁波动，高压缸进汽压力波动，GRE压力模式反复投退。高压缸进汽压力波动同时会影响主蒸汽管道压力和核岛温度调节棒的温度定值。这种情况下GRE不需要通过功率闭环调节的方式响应电网故障，需要优先稳定GRE控制。

因此，经过综合研究，为避免控制系统无效响应而影响堆机功率控制系统，针对第三类问题，本实施例做出的改进方案为：

(1)删除负荷定值切换逻辑。具体地，即删除电网故障时，负荷设定点自动切换到负荷测量值逻辑。

(2)增加逻辑：压力模式反复投退N次后(N可在0～5之间在线修改)，延时到T(T可在0～20s之间在线修改)将GRE切手动。N与T的设置根据实际应用情况以及历史经验即可。为优化压力控制器102PI参数，同时增加逻辑，例如可以设置电网故障时，进入压力模式后，若压力模式反复投退多次或者功率波动超过10％将汽机控制系统切到手动控制，稳定汽机控制，避免压力控制器本身不稳定带来的影响。

本实施例结合核电厂实际运行要求，提出了改进的技术方案，避免电网故障时，负荷设定点自动切换到负荷测量值；避免汽轮机甩负荷或者核岛超功率，避免压力控制器本身出现不稳时影响核岛控制；该技术方案已应用在核电站多台机组中，历经多次电网瞬态和电站内部热力系统瞬态，GRE-RGL控制稳定，没有再出现类似上述三种事件导致汽轮机甩负荷或者核岛超功率的情况，保证了反应堆-汽轮机功率瞬态控制稳定以及堆机功率平衡。

以上应用了具体个例对本发明进行阐述，只是用于帮助理解本发明，并不用以限制本发明。对于本发明所属技术领域的技术人员，依据本发明的思想，还可以做出若干简单推演、变形或替换。

Claims (6)

1.一种核电功率控制方法，其特征在于，核电功率控制系统包括汽轮机功率控制系统（10）和反应堆功率控制系统（20）；

所述汽轮机功率控制系统通信连接至汽轮机功能单元（30），所述汽轮机功率控制系统用于控制所述汽轮机功能单元的汽轮机有功功率；

所述反应堆功率控制系统通信连接至反应堆功能单元（40），所述反应堆功率控制系统用于通过控制所述反应堆功能单元的功率棒和温度棒进而控制反应堆功率；

所述汽轮机功率控制系统与所述反应堆功率控制系统通信连接，所述反应堆功率控制系统接收来自所述汽轮机功率控制系统的表征汽轮机控制的关键参数，并利用该关键参数协调反应堆功率控制；

所述核电功率控制系统还包括反应堆功能单元（40）和汽轮机功能单元（30）；

所述反应堆功能单元包括功率棒（401）、温度棒（402）和反应堆；

所述反应堆功率控制系统通信连接至所述功率棒和所述温度棒，通过控制所述功率棒和所述温度棒进而控制反应堆功率；

所述汽轮机功能单元包括高压缸调节阀（301）以及与之连接的高压缸（302）、中压缸（303）、高压给水系统（304）、低压给水系统（305）、汽轮机（306）；

所述汽轮机功率控制系统通信连接至所述高压缸调节阀并控制所述汽轮机有功功率，控制高压缸、中压缸的压力状况，控制高压给水系统、低压给水系统的给水状况；

所述汽轮机功率控制系统包括功率控制器（101）、压力控制器（102）和转速控制器（103）；

所述功率控制器用于控制所述汽轮机功能单元的汽轮机有功功率；

所述压力控制器用于控制所述汽轮机功能单元的高压缸、中压缸压力；

所述转速控制器用于控制所述汽轮机功能单元的汽轮机的转速；

所述核电功率控制方法包括汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式：

采集所述汽轮机功能单元的实测负荷并将目标负荷与实测负荷做比例积分运算，输出与所述汽轮机功能单元的高压缸调节阀阀位具有对应关系的蒸汽流量指令；若实测负荷降低，则进行比例积分运算并输出增大的蒸汽流量指令，使得所述汽轮机功能单元的高压缸调节阀阀门开大；

将该蒸汽流量指令经手自动切换模块或切手动逻辑；若所述手自动切换模块或切手动逻辑未满足切手动指令产生的条件，则所述手自动切换模块或切手动逻辑跟踪该蒸汽流量指令并将其转变为上层自动控制负荷设定值；若所述手自动切换模块或切手动逻辑满足切手动指令产生的条件，则所述手自动切换模块或切手动逻辑不跟踪该蒸汽流量指令，将其转变为上层自动控制负荷设定值；所述手自动切换模块或切手动逻辑是指切换后输出的所述负荷设定值仍然为切手动前的值不变，以保证所述高压缸调节阀的阀门开度保持切手动前的值不变；

将该负荷设定值经转速回路及一次调频逻辑进行调整，生成阀位指令；

控制该阀位指令经过隔离转变成用于控制所述汽轮机功能单元高压缸阀位的模拟量信号。

2.如权利要求1所述 的方法，其特征在于，所述汽轮机功率控制系统的手自动切换模块或切手动逻辑产生切手动指令的条件包括：汽轮机功能单元的汽轮机转速突变超过3%，和/或，汽轮机功能单元的汽轮机负荷降速；

当所述汽轮机功率控制系统的手自动切换模块或切手动逻辑未满足切手动指令产生的条件时，汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式还包括：产生负荷设定值（72）并送所述反应堆功率控制系统，从而控制所述汽轮机单元的汽轮机和所述反应堆功能单元的功率棒；

当所述汽轮机功率控制系统的手自动切换模块或切手动逻辑满足切手动指令产生的条件时，汽轮机功率控制系统功率闭环控制模式还包括：触发第一逻辑量信号（80），产生汽轮机开度参考值（74）并送所述反应堆功率控制系统，从而汽轮机开度参考值参与所述反应堆功能单元的功率棒定值计算，进而产生功率棒棒位定值。

3.如权利要求1所述 的方法，其特征在于，还包括压力限制模式：

采集所述汽轮机功能单元的压力测量值并将压力定值与压力测量值做比较；

若压力测量值低于压力定值，则控制压力控制器不工作，产生跟踪功率控制器的输出；

若压力测量值高于压力定值，则控制压力控制器工作，输出压力限制值；对该压力限制值与流量限制值取小，作用于负荷控制器上限，以限制高压缸阀门开大；对压力限制值、流量限制值、负荷速降参考值三者取小，与负荷设定值进行比较，产生限制生效信号并送往核岛进行控制。

4.如权利要求3所述 的方法，其特征在于，所述压力限制模式还包括：

由所述汽轮机功率控制系统产生高压缸进汽压力限制值（76），用于控制所述汽轮机功能单元的高压缸进汽压力不超过限值，从而防止所述反应堆功率控制系统核岛超功率；

由所述汽轮机功率控制系统产生高压缸进汽流量限制值（82），用于在紧急情况下允许操作员直接操作阀门开度，和/或，与高压缸进汽压力限制值（76）配合以防止核岛超功率。

5.如权利要求4所述 的方法，其特征在于，所述压力限制模式还包括：

当高压缸进汽压力限制值（76）或者高压缸进汽流量限制值（82）对所述汽轮机功能单元的汽轮机产生限制作用时，触发第二逻辑量信号（79），控制高压缸进汽压力限制值（76）经反应堆功率控制系统3号程序发生器转换或者高压缸进汽流量限制值（82）经反应堆功率控制系统4号程序发生器转换并参与所述反应堆功率控制系统核岛功率控制棒定值计算。

6.如权利要求3-5任一项所述 的方法，其特征在于，反应堆功率控制系统3号程序发生器与反应堆功率控制系统4号程序发生器的设置中，设置压力定值对应的功率高于负荷设定值（72）；或者设置压力定值对应的棒位始终大于功率定值对应的棒位；

所述压力限制模式还包括：

反复投退预设次数次后，延时到预设时间将所述汽轮机功率控制系统切手动。

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