張軍承

(國核工程有限公司，上海 200233)

0 引言

發(fā)電機組突然甩負荷，是一種工況變化十分劇烈的過程。對于核電機組，甩負荷試驗更具特殊性，它不僅考驗核電汽輪發(fā)電機組的動態(tài)調(diào)節(jié)特性，而且對反應堆的安全控制功能也是一種嚴峻考驗，若機組的調(diào)節(jié)控制不合理，就可能導致核電站一、二回路超溫、超壓，甚至導致汽輪發(fā)電機組嚴重超速等事故。

近年來，我國在引進西屋公司AP1000三代核電技術的同時，自主研發(fā)了CP1000，ACPR1000及CAP1400等核電技術。隨著單機容量的不斷擴大，核電機組甩負荷試驗的可控性、安全性也將面臨極大的挑戰(zhàn)。

為了提高核電機組甩負荷試驗的安全性，避免發(fā)生不可控的嚴重事故，有必要嘗試采用測功法進行甩負荷試驗，確保核電機組安全、穩(wěn)定運行。

1 測功法甩負荷試驗原理及特點

在機組與電網(wǎng)解列的情況下，汽輪機軸功率對轉(zhuǎn)子加速，在并網(wǎng)的情況下，汽輪機軸功率對電網(wǎng)做功。汽輪發(fā)電機組轉(zhuǎn)子平衡方程為

式中:ΔM為汽輪機軸功率;Δt為時間;J為轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動慣量;Δω為轉(zhuǎn)速變化;ΔP為有功功率;ω0為額定轉(zhuǎn)速。

將式(1)、式(2)整理后得到

由式(3)可知，某個Δt內(nèi)的有功功率ΔP作為加速功率，可以轉(zhuǎn)換為相應的轉(zhuǎn)速變化Δω，因此，只要能得到有功功率的變化規(guī)律，即可描繪出轉(zhuǎn)速變化的過程。

將式(3)展開，對有功功率進行面積積分，根據(jù)有功功率的記錄曲線求取加速功率并進行能量轉(zhuǎn)換，從而可求得汽輪發(fā)電機組甩負荷后的轉(zhuǎn)速飛升值ω。由式(3)得到

同時，汽輪發(fā)電機組轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動慣量、機組蒸汽容積時間常數(shù)及機組機械損失等，對于同一種機型是相同的。在機組甩負荷過程中，轉(zhuǎn)子上蒸汽力矩的變化，與調(diào)節(jié)汽門的延遲、調(diào)節(jié)汽門關閉時間內(nèi)的進汽、調(diào)節(jié)汽門和抽汽逆止閥的嚴密性等因素有關，而這些因素無論對于常規(guī)法還是測功法都是一樣的。上述兩種方法具有相同的試驗條件，因此，在相同的試驗工況下，測功法可獲得與常規(guī)法相同的試驗結(jié)果。

測功法甩負荷試驗是一種在不與電網(wǎng)解列的情況下，間接測取汽輪機組調(diào)速系統(tǒng)動態(tài)特性(甩負荷工況)的試驗方法。

在測功法甩負荷試驗過程中，機組不與電網(wǎng)解列，不發(fā)生實際超速，提高了試驗的安全性，相應地簡化了試驗過程，而且試驗過程可不分等級，能直接進行100%甩負荷試驗，從而減少試驗次數(shù)及工作量。

2 核電機組甩負荷試驗風險分析

目前，無論壓水堆、沸水堆或重水堆核電機組，也無論額定轉(zhuǎn)速為3000 r/min的全速機，或是額定轉(zhuǎn)速為1500 r/min的半速機，它們的汽輪機工作介質(zhì)皆為飽和蒸汽，溫度約為280℃。

2.1 核電機組裝置結(jié)構(gòu)風險因素

與超臨界、超超臨界汽輪發(fā)電機組相比，對于飽和蒸汽核電汽輪機，其循環(huán)熱效率比較低，約為前者的1/3，因此，在同等功率條件下，核電汽輪機蒸汽容積流量很大，其通流部分結(jié)構(gòu)尺寸也要大很多。

另外，核電汽輪機組的工作介質(zhì)為飽和蒸汽，汽輪機高壓缸及低壓缸末幾級通常工作在濕蒸汽區(qū)。為提高機組效率，減輕濕蒸汽對核電汽輪機通流部分的侵蝕，在高、低壓缸之間配置了大容積的汽水分離再熱器(MSR)，以提高蒸汽除濕能力。

上述核電汽輪機組的結(jié)構(gòu)和運行參數(shù)特點，大大加劇了核電汽輪機甩負荷超速的危險性。核電機組甩負荷后，即使在核電汽輪機進汽閥全關的條件下，由于蒸汽容積龐大，大量蒸汽滯留在汽輪機內(nèi)，蒸汽繼續(xù)膨脹做功導致功率不能迅速下降，因此核電機組慣性很大，而且隨著單機容量的不斷增大，機組的容積時間常數(shù)也將更大。甩負荷后，汽輪發(fā)電機組可能存在轉(zhuǎn)速振蕩加劇、轉(zhuǎn)速穩(wěn)定時間會延長的不利情況。

同時，核電汽輪機的多數(shù)級工作在濕蒸汽區(qū)，機組運行時，在通流部分表面覆蓋著幾十甚至幾百微米的水膜，汽輪機甩負荷過程中壓力下降，原處于飽和態(tài)的水膜發(fā)生閃蒸而產(chǎn)生額外的蒸汽，這也增大了汽輪機甩負荷后有害蒸汽的容積。

2.2 熱力系統(tǒng)設計風險因素

汽輪發(fā)電機組在做甩負荷試驗前，要求汽輪機主汽門、調(diào)節(jié)汽門進行嚴密性試驗，并且試驗過程中汽門前蒸汽壓力不低于蒸汽額定參數(shù)的50%。

相對于常規(guī)電站，核電機組的熱力系統(tǒng)進行了部分簡化設計，也因此存在一些問題。

AP1000核電機組采用 HN1251－5.38型，單軸、四缸六排汽、帶中間汽水分離再熱器的反動式凝汽汽輪機。高壓缸是2×10級對稱雙分流結(jié)構(gòu)，3個低壓缸同樣是2×10級對稱雙分流結(jié)構(gòu)。對于汽輪機配汽系統(tǒng)，對稱布置的高壓缸設計4個高壓主汽門與4個高壓調(diào)節(jié)汽門;3個對稱布置的低壓缸設計了6個中壓主汽門與6個中壓調(diào)節(jié)汽門。額定工況下，汽輪機高壓缸及低壓缸入口蒸汽參數(shù):主蒸汽壓力，5.380 MPa;主蒸汽溫度，268.6 ℃;再熱蒸汽壓力，0.832 MPa;再熱蒸汽溫度，257.0 ℃。AP1000核電機組熱力系統(tǒng)如圖1所示，圖中ICV為中壓調(diào)節(jié)汽門，GV為高壓調(diào)節(jié)汽門。

由圖1可以看出，核電機組的主蒸汽系統(tǒng)僅設計了3組并聯(lián)布置的一級大旁路系統(tǒng)(約40%容量)，旁路出口蒸汽分別直接排放至3組獨立的凝汽器系統(tǒng)。這樣的旁路系統(tǒng)設計，使得空負荷工況下進行汽輪機汽門嚴密性試驗時，汽輪機中壓主汽門、中壓調(diào)節(jié)汽門前的蒸汽壓力無法達到額定蒸汽壓力的50%以上，導致機組甩負荷試驗前無法實際驗證汽輪機中壓主汽門、中壓調(diào)節(jié)汽門的嚴密性是否合格，這一潛在隱患增大了核電機組甩負荷試驗的風險。

事實上，對于汽輪機組的主汽門、調(diào)節(jié)汽門，可能由于機械加工工藝不足、安裝工藝水平不足等，或由于熱力系統(tǒng)膨脹、電液調(diào)節(jié)系統(tǒng)閥門零位整定等原因，在機組運行過程中經(jīng)常出現(xiàn)汽輪機調(diào)節(jié)汽門零位漂移等情況，這可能導致汽輪機汽門嚴密性不合格。

圖1 AP1000核電機組熱力系統(tǒng)簡圖

正常甩負荷過程中，核電汽輪機的高、中壓主汽門保持全開，汽輪機進汽量由高、中壓調(diào)節(jié)汽門進行控制。若汽輪機汽門嚴密性不合格，出現(xiàn)汽門漏汽情況，則甩負荷過程中汽輪機轉(zhuǎn)速可能無法安全控制，甚至會導致核電汽輪機組發(fā)生嚴重超速事故。

圖2是全速核電汽輪機ICV嚴密性對甩負荷后汽輪機飛升轉(zhuǎn)速影響的仿真曲線。由圖2可以看出:若汽輪機ICV嚴密，則汽輪機甩負荷后轉(zhuǎn)速飛升至3440 r/min(理論仿真值)后逐漸下降;若汽輪機ICV存在1%的泄漏量，則甩負荷后汽輪機轉(zhuǎn)速可飛升至3600 r/min(理論仿真值)，并且汽輪機轉(zhuǎn)速長時間滯留在高轉(zhuǎn)速區(qū)域，嚴重影響汽輪發(fā)電機組的安全。

圖2 ICV泄漏對汽輪機轉(zhuǎn)速飛升影響仿真曲線

實際上，核電汽輪機組甩負荷后，汽輪機GV與ICV瞬間快速關閉，GV與ICV之間容積內(nèi)的蒸汽被封閉起來，蒸汽壓力維持以前的數(shù)值。由于沒有設計二級旁路排放系統(tǒng)，汽水分離再熱器系統(tǒng)內(nèi)蒸汽壓力無法快速泄壓，該工況下可能會引起汽輪機轉(zhuǎn)速擺動，機組很難維持空負荷穩(wěn)定運行，機組要達到穩(wěn)定轉(zhuǎn)速需要更長時間，甚至會發(fā)生轉(zhuǎn)速振蕩現(xiàn)象。

2.3 反應堆控制風險

核電汽輪發(fā)電機組突然解列甩負荷后，瞬態(tài)工況下反應堆核功率可能升高到108%滿功率狀態(tài)。由于二回路蒸汽流量的突然衰減，將使反應堆一回路的冷卻流量減少，終將導致反應堆一回路溫度升高很多。

核電機組甩負荷后，將考驗反應堆平均溫度調(diào)節(jié)、反應堆功率調(diào)節(jié)、穩(wěn)壓器壓力調(diào)節(jié)、蒸汽發(fā)生器液位調(diào)節(jié)、給水泵轉(zhuǎn)速調(diào)節(jié)、汽輪機旁路調(diào)節(jié)、除氧器壓力、凝結(jié)水再循環(huán)控制等控制系統(tǒng)的調(diào)節(jié)品質(zhì)。尤其是反應堆控制系統(tǒng)，若出現(xiàn)“卡棒”“彈棒”等嚴重事故，后果會很嚴重。

對于AP1000核電機組，在甩負荷后若反應堆控制不合理，出現(xiàn)一回路嚴重超溫、超壓等事故，反應堆將被迫停堆，乃至觸發(fā)自動降壓系統(tǒng)(ADS)動作，甚至隨著惡劣工況的延伸，將被迫投用正常余熱排出系統(tǒng)(RNS)、非能動安全殼冷卻等安全系統(tǒng)，以確保核島處于安全可控狀態(tài)。

3 核電汽輪機組超速保護控制功能

隨著儀表控制軟硬件技術的進步與發(fā)展，核電汽輪發(fā)電機組的保護控制也逐漸融合于核電站分散控制系統(tǒng)(DCS)。

對于AP1000核電機組，全廠控制統(tǒng)一采用美國西屋公司的Ovation控制系統(tǒng)，由于Ovation沒有專門的超速保護控制(OPC)功能控制板卡，因此，AP1000核電汽輪機OPC功能將通過軟邏輯組態(tài)實現(xiàn)(如圖3所示)。

圖3 AP1000核電汽輪機組OPC控制邏輯框圖

從圖3可以看出，當汽輪機超速及負荷不平衡相關的主汽輪機控制系統(tǒng)(MTC)超速預判回路檢測到汽輪機可能超速時，OPC控制回路觸發(fā)，汽輪機高、中壓調(diào)節(jié)汽門關閉，避免汽輪機因超速而跳閘。AP1000核電汽輪機組OPC超速保護控制回路邏輯功能如下:

(1)負荷不大于30%，當汽輪機轉(zhuǎn)速飛升至107.5%及以上時，OPC動作。

(2)甩負荷30%～80%，當汽輪機轉(zhuǎn)速飛升至汽輪機轉(zhuǎn)速與負荷不平衡所設定的線性函數(shù)對應的轉(zhuǎn)速時，OPC動作。

(3)甩負荷大于80%及以上，OPC動作。

(4)負荷不小于30%，若發(fā)電機解列，則OPC動作。

在AP1000核電機組OPC保護回路中，發(fā)電機電流信號表征發(fā)電機功率，是為了在功率變送器出現(xiàn)接地故障時，避免OPC誤動作;發(fā)電機出口電流由電流變送器從發(fā)電機電流互感器的二次側(cè)取信號，轉(zhuǎn)換成Ovation輸入卡件能接受的信號(0～5 V)。日本三菱公司MHI推薦三菱電機生產(chǎn)的響應時間為10 ms的電流變送器。

另外，汽輪機低壓缸入口壓力(ICV后)表征汽輪機機械功率。

由于AP1000核電機組當前設計的OPC電磁閥為220 V直流電磁閥，而Ovation系統(tǒng)最多只能驅(qū)動150 V直流電磁閥，因此需要加裝中間繼電器。當前可采購到的響應時間較快的繼電器(OMRON MKS－X系列)，其響應時間為30 ms。

4 測功法甩負荷試驗方案設計

測功法甩負荷試驗，通常需要利用汽輪機組數(shù)字電液控制系統(tǒng)的OPC對汽輪機組的所有調(diào)節(jié)汽門進行統(tǒng)一管理，在汽輪機組高、中壓調(diào)節(jié)汽門瞬間同時關閉后，測取發(fā)電機有功功率的變化曲線。

AP1000核電汽輪機組，汽輪機調(diào)節(jié)系統(tǒng)為日本三菱重工的MTC數(shù)字電液調(diào)節(jié)系統(tǒng)。為了順利進行測功法甩負荷試驗，利用MTC具有的OPC功能，并對MTC的OPC控制回路做局部變動，以滿足測功法甩負荷試驗的要求。

根據(jù)AP1000核電汽輪機組OPC控制保護邏輯，設計了如圖4所示測功法甩負荷試驗原理圖。

圖4 測功法甩負荷試驗原理

第1路信號接通至OPC高、中壓調(diào)門的快關電磁閥中間繼電器輸入端接點，中間繼電器動作后就地2個電磁閥OPC1和OPC2同時動作，將液壓保安系統(tǒng)的OPC控制油壓卸掉，從而使4個高壓調(diào)門、6個中壓調(diào)門能夠快速關閉。

該回路試驗開關接線沒有直接接通到中間繼電器輸出端接點，是因為機組發(fā)生真實甩負荷后，OPC保護信號需要通過中間繼電器傳遞，才能驅(qū)動OPC超速保護電磁閥，而中間繼電器客觀存在物理延時，若直接連接至繼電器輸出端接點，則中間繼電器延時無法測取，將影響測功法試驗汽輪機轉(zhuǎn)速飛升計算值。同時，出于安全考慮因素，也可避免試驗過程中試驗開關回路接通強電。

第2路信號接通至OPC的高、中壓調(diào)門電液伺服閥控制卡，使控制板卡發(fā)往各調(diào)門電液伺服閥的模擬量控制信號強制置為0V以下，確保4個高壓調(diào)門、6個中壓調(diào)門能夠快速關閉，起到冗余保護作用。

第3路信號接通至試驗數(shù)據(jù)記錄儀，作為測功法甩負荷試驗“開始”信號，即測功法甩負荷試驗計時0點。

這路信號嚴格講并不代表發(fā)電機解列信號，它模擬核電機組甩負荷量超過80%的判據(jù)信號，從而通過邏輯回路觸發(fā)OPC保護動作。因為發(fā)電機解列信號是在發(fā)電機出口主開關動作后，通過存在物理延時的中間繼電器輸出到邏輯控制回路中。實際上，在發(fā)電機出口開關斷開瞬間，發(fā)電機功率瞬間降為0，機組甩負荷超過80%的判據(jù)信號也是瞬間觸發(fā)的，而且甩負荷超過80%的判據(jù)信號理論上比發(fā)電機解列信號更快傳遞到OPC電磁閥控制回路，因為這個信號判斷回路不存在延時環(huán)節(jié)。所以，第3回路的設計更能真實反映發(fā)生實際甩負荷后OPC控制回路的動作響應情況，能夠提高測功法甩負荷試驗結(jié)果的計算精度。

5 測功法甩負荷試驗過程控制

5.1 測功法甩負荷汽輪發(fā)電機組控制

在征詢網(wǎng)調(diào)同意后，按下測功法甩負荷三相試驗開關，觀察核電汽輪機4個GV與6個ICV迅速關閉，發(fā)電機未與電網(wǎng)解列，發(fā)電機功率迅速下降，當發(fā)電機出現(xiàn)逆功率若干秒后，測功法試驗結(jié)束。

測功法甩負荷試驗完成后，可以采取兩種方法對機組的運行狀態(tài)進行處理。

第一，測功法甩負荷試驗完成后，發(fā)電機出現(xiàn)逆功率，延時4 s，核電汽輪機聯(lián)鎖跳閘，觀察汽輪機高中壓主汽門、調(diào)節(jié)汽門全部關閉，再延時1 s，發(fā)電機程跳逆功率觸發(fā)，發(fā)電機出口主開關斷開，發(fā)電機與電網(wǎng)解列。反應堆維持30%以下熱負荷運行，反應堆熱功率通過二回路的3組旁路排放系統(tǒng)進行冷卻，蒸汽排入凝汽器。試驗臨時接線拆除后，汽輪發(fā)電機組重新啟動、并網(wǎng)。

第二，測功法甩負荷試驗完成后，反應堆維持30%以下熱功率運行，發(fā)電機主開關維持“并網(wǎng)”狀態(tài)，將核電汽輪機數(shù)字電液調(diào)節(jié)系統(tǒng)控制方式置于“手動”模式，并手動將4個高壓調(diào)節(jié)汽門、6個中壓調(diào)節(jié)汽門閥位指令置于5%的初始負荷閥位;然后打開測功法甩負荷三相試驗開關，并觀察發(fā)電機有功功率逆功率現(xiàn)象消失，當汽輪機組及發(fā)電機有功功率帶初始負荷穩(wěn)定后，將核電汽輪機數(shù)字電液控制系統(tǒng)(DEH)置于“自動”控制模式，反應堆及汽輪發(fā)電機組按照熱態(tài)啟動曲線進行升溫、升壓、升負荷正常操作。

5.2 測功法甩負荷反應堆控制

當測功法甩負荷試驗開關閉合后，3個單獨布置的旁路蒸汽排放閥(總共40%額定蒸汽流量)全部快速開啟，以釋放主蒸汽壓力，防止主蒸汽超壓。同時，防止反應堆一回路冷卻劑 RCS溫度迅速增加。

對于AP1000核電機組，測功法甩負荷試驗開關閉合后，AP1000反應堆快速降功率棒控系統(tǒng)(RPRRC)觸發(fā)，預先設定的停堆控制棒迅速插入堆芯，反應堆熱功率快速降低到與蒸汽排放控制系統(tǒng)(SDCS)設計容量相匹配的水平。同時，功率控制系統(tǒng)繼續(xù)以受控的方式，插入剩下的控制棒組來繼續(xù)降低反應堆功率，即實現(xiàn)溫度控制通道的Tref與Tavg相匹配，防止反應堆一回路RCS過熱。反應堆的功率最終要降至接近30%額定功率的功率水平。

AP1000反應堆預先選定的停堆棒，根據(jù)堆芯監(jiān)測系統(tǒng)BEACON周期性計算選定用于釋放的控制棒組，并取決于堆芯燃耗和電廠功率水平。

對于法國M310壓水堆系統(tǒng)，當發(fā)生甩負荷后，功率調(diào)節(jié)系統(tǒng)將自動給出30%功率的“最終功率整定值”，反應堆控制系統(tǒng)設定30%功率所要求的溫度調(diào)節(jié)棒R棒、功率補償棒G棒棒位的目標值，溫度調(diào)節(jié)棒(R)以72步/min，功率補償棒(G)以60步/min的最大速度下插;一回路溫度的調(diào)節(jié)整定值直接過渡到296.98℃，旁路排放系統(tǒng)至冷凝器閥門打開，排出多余的反應堆熱量。

當汽輪機甩負荷時，由于反應堆功率變化速度較汽輪機慢，造成一回路功率大于二回路的現(xiàn)象，結(jié)果一回路溫度上升，一回路冷卻劑因溫度升高體積變大而“擠進”穩(wěn)壓器。

由于穩(wěn)壓器液相溫度為飽和溫度(345℃)，而一回路水的溫度約為327.6℃(滿負荷工況)，低于飽和溫度，導致穩(wěn)壓器內(nèi)水溫、壓力下降，穩(wěn)壓器水位也快速下降。為了保持水位穩(wěn)定，需要投入電加熱器。在該工況下，一回路壓力要保持在15.5 MPa左右:當一回路壓力下降時，比例加熱器發(fā)熱功率加大;當一回路壓力上升時，比例加熱器功率減小。

測功法甩負荷過程中，如果達到了安全限值，由穩(wěn)壓器壓力高、穩(wěn)壓器水位高和超溫引起停堆保護動作。

在100%甩負荷后，如果蒸汽旁排閥失效不能開啟，那么大氣釋放閥和主蒸汽安全閥動作，穩(wěn)壓器安全閥和蒸汽發(fā)生器安全閥的設計容量足夠保護反應堆冷卻劑系統(tǒng)和蒸汽發(fā)生器失去負荷時的超壓情況(不超過110%設計壓力)。

6 測功法甩負荷試驗數(shù)據(jù)處理

核電汽輪發(fā)電機組測功法甩負荷試驗過程中，自動記錄反應堆功率、發(fā)電機有功功率、一回路冷卻劑平均溫度、穩(wěn)壓器壓力與水位、二回路蒸汽壓力等參數(shù)隨時間變化情況，繪制響應曲線，并進行試驗結(jié)果及數(shù)據(jù)的計算分析處理。

下面以1臺300 MW亞臨界汽輪發(fā)電機組測功法甩負荷試驗數(shù)據(jù)為例進行分析。XF電廠亞臨界300 MW汽輪發(fā)電機組，汽輪機額定轉(zhuǎn)速3000 r/min，額定功率300 MW。

測功法甩負荷試驗功率變化曲線如圖5所示，從圖5可以看出:汽輪機電液調(diào)節(jié)控制系統(tǒng)的OPC保護動作前一瞬間，發(fā)電機有功功率為301.95 MW，此時汽輪機對應轉(zhuǎn)速為3006 r/min。

圖5 測功法甩負荷試驗功率變化曲線

試驗曲線中信號數(shù)據(jù)轉(zhuǎn)換關系:1～5 V電壓信號對應于0～450 MW功率。測功法甩負荷試驗數(shù)據(jù)記錄見表1。

表1 測功法甩負荷試驗數(shù)據(jù)記錄

根據(jù)測功法甩負荷試驗公式進行計算，汽輪發(fā)電機組運用測功法進行甩負荷試驗結(jié)果為3208 r/min，即運用測功法計算出的汽輪發(fā)電機組轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速最高可飛升至3208 r/min。采用測功法甩負荷試驗計算得到的轉(zhuǎn)子飛升值偏高，需對測功法試驗結(jié)果進行修正。

XF電廠300 MW機組測功法甩負荷試驗過程中，汽輪發(fā)電機組轉(zhuǎn)子飛升轉(zhuǎn)速修正結(jié)果為3173.8 r/min，而運用常規(guī)法進行100%甩負荷試驗，實際測取的汽輪發(fā)電機轉(zhuǎn)子飛升轉(zhuǎn)速為3170 r/min，兩種甩負荷試驗方法所得出的試驗結(jié)果基本相符。

7 結(jié)束語

測功法甩負荷試驗是一種簡單、安全的甩負荷試驗方法。對核電機組技術特點進行分析、研究可知，核電汽輪發(fā)電機組采用測功法進行甩負荷試驗具有很大的技術優(yōu)勢。

我國目前的核電發(fā)展思路是“采用先進技術，統(tǒng)一技術路線”，因此，我國將來的同類型核電機組將會占很大比例，而同類核電汽輪發(fā)電機組，其轉(zhuǎn)動慣量基本一致，因此采用測功法甩負荷試驗具有很大的可操作性。

隨著核電機組單機容量的不斷擴大，核電機組的安全生產(chǎn)及電網(wǎng)安全必將面臨更大的壓力，而測功法甩負荷試驗安全、簡單的特點可以降低核電機組試驗風險，并減小核電機組壽命損耗，因此，測功法甩負荷試驗極具推廣應用價值。

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