AP1000蒸汽發(fā)生器自然循環(huán)帶熱能力分析*

劉 樂

（三門核電有限公司，浙江 臺州 317112）

蒸汽發(fā)生器（SG）是核電廠的關鍵設備之一，AP1000蒸汽發(fā)生器是一個立式U形管蒸發(fā)器，傳熱管將熱量傳遞給蒸汽系統(tǒng)并把放射性污染物保留在一回路系統(tǒng)內(nèi)。蒸汽發(fā)生器在滿功率運行、預期瞬態(tài)工況和自然循環(huán)工況下把熱量從反應堆冷卻系統(tǒng)帶走。當發(fā)生廠外交流電源喪失事故后，兩臺主泵全停，失去強迫循環(huán)時，就可以利用自然循環(huán)來帶走反應堆內(nèi)的熱量（衰變熱和系統(tǒng)或部件的顯熱），避免堆芯發(fā)生偏離泡核沸騰（DNB），從而保護燃料元件包殼免遭損壞。文章通過研究AP1000 SG自然循環(huán)試驗，驗證SG自然循環(huán)功能能夠帶走堆芯衰變熱，保證堆芯的安全，評估電廠的設計功能是否能否達到預期效果，這對于論證AP1000設計的有效性和可靠性至關重要。

1 AP1000 SG自然循環(huán)試驗簡介

1.1 試驗目的

通過SG自然循環(huán)冷卻堆芯是反應堆冷卻劑系統(tǒng)（RCS）重要的縱深防御功能。事故工況下，反應堆冷卻劑系統(tǒng)通過自然循環(huán)（如圖1所示），將堆芯產(chǎn)生的熱量傳遞給蒸汽發(fā)生器系統(tǒng)，以避免非能動余熱排出熱交換器的啟動。反應堆冷卻劑系統(tǒng)需要在核電廠首次臨界及低功率物理試驗完成后，進行蒸汽發(fā)生器自然循環(huán)試驗，以驗證堆芯衰變熱（用反應堆功率模擬）能夠通過蒸汽發(fā)生器自然循環(huán)（主泵停運）帶出。

1.2 試驗方法

機組工況：試驗在低功率物理試驗完成后執(zhí)行，試驗期間機組處于模式2。

試驗內(nèi)容：提升反應堆功率到大約3%RTP，主控室停運所有主泵，自然循環(huán)開始建立。自然循環(huán)建立期間，同時保持功率穩(wěn)定在1%～3%RTP，調節(jié)蒸汽旁排設置壓力（目標冷段溫度對應的飽和壓力值）來維持RCS冷段溫度穩(wěn)定。

1.3 試驗驗收準則

（1）在自然循環(huán)工況下測得壓力容器平均溫差（ΔT）等于或小于對應堆芯功率下的設計預測限值，壓力容器溫差（試驗）如表1所示。

圖1 蒸汽發(fā)生器自然循環(huán)示意圖

表1 功率與壓力容器溫差的對應函數(shù)

（2）在自然循環(huán)穩(wěn)定工況下，過冷度裕量超過5.6℃。表1中的驗收準則是試驗前根據(jù)電廠設計參數(shù)在不同的功率水平條件下采用安全分析方法計算預測值，計算時采用的初始和假設條件等可能與實際條件不同，因而在試驗結束后，需根據(jù)試驗條件，采用相同的分析方法，對驗收準則重新開展分析，以驗證表1中的驗收準則的有效性。采用LOFTRAN程序（15.0.1版）重新開展驗收準則分析。程序模擬了中子動力學、反應堆冷卻劑系統(tǒng)（RCS，包括自然循環(huán)）、穩(wěn)壓器、蒸汽發(fā)生器和給水系統(tǒng)響應等，計算各個相關參數(shù)，包括蒸汽發(fā)生器水位、穩(wěn)壓器水位、RCS平均溫度、RCS冷熱段溫度、RCS流量和SG壓力等。分析時采用的主要初始和假設條件如下：根據(jù)試驗測量值設置試驗的初始條件，比如RCS壓力、流量等；其他參數(shù)采用最新設計值。

根據(jù)上述條件，重新計算驗收準則可得到壓力容器溫差（驗證），可以看到，根據(jù)試驗實際條件以及更新后的設計參數(shù)重新計算的結果與原驗收準則相當且略偏?。ǜ鼑栏瘢?，考慮根據(jù)新的驗收準則來分析判斷SG自然循環(huán)排熱能力是否滿足要求。

2 試驗數(shù)據(jù)分析

2.1 試驗過程分析及結果評價

根據(jù)試驗數(shù)據(jù)，核電廠在0s時，電廠條件處于穩(wěn)定狀態(tài)，且滿足試驗初始條件（4臺主泵均以100%轉速運行，穩(wěn)壓器壓力穩(wěn)定在15.4MPa附近，RCS平均溫度穩(wěn)定在292℃附近，穩(wěn)壓器水位穩(wěn)定在35%附近）。在175s時，操縱員根據(jù)試驗規(guī)程，手動停運4臺主泵，RCS流量迅速下降，SG排熱能力下降導致RCS溫度上升，穩(wěn)壓器壓力和水位也同步上升。在停泵的同時，操縱員通過調節(jié)蒸汽排放系統(tǒng)的設置壓力，調節(jié)蒸汽排放系統(tǒng)的排放能力，使得RCS冷段溫度在初始值附近變化，SG壓力也在初始值附近變化，由于RCS喪失強迫流動，壓力容器進出口段溫差增加。由于蒸汽排放系統(tǒng)間歇打開/關閉，為了維持SG水位，啟動給水流量波動變化，蒸汽發(fā)生器二次側排熱能力也波動變化，因此一回路系統(tǒng)參數(shù)（溫度、壓力、穩(wěn)壓器水位等）也波動變化。在約1800s時，操縱員判斷RCS建立穩(wěn)定的自然循環(huán)流量，試驗持續(xù)至約2400s。此后，操縱員根據(jù)試驗規(guī)程手動停堆，并將電廠維持在安全狀態(tài)。

根據(jù)試驗數(shù)據(jù)，RCS穩(wěn)定自然循環(huán)流動期間（1800～2400s），壓力容器溫差平均值最大約20.45℃。RCS穩(wěn)定自然循環(huán)流動期間，核電廠功率約2.6977%RTP，根據(jù)表1，采用插值法推算該功率水平對應的驗收準則值為20.69℃。因此，試驗結果滿足驗收準則的要求。

根據(jù)試驗數(shù)據(jù)，試驗期間RCS過冷度最小值為30.3℃。因此，試驗結果滿足驗收準則的要求。同時，對比驗收準則要求值（5.6℃）可以看出，安全裕量比較大，可有效保障機組的安全性。

2.2 LOFTRON程序分析評估

（1）分析方法和初始假設條件。根據(jù)試驗規(guī)程和試驗數(shù)據(jù)，采用事故分析程序（LOFTRAN程序 15.0.1版）對SG自然循環(huán)試驗進行整體模擬分析，分析時采用的主要初始和假設條件如下：①根據(jù)試驗測量數(shù)據(jù)，核電廠功率維持在約2.6977%RTP。②RCS壓力、溫度、流量等采用試驗測量值。③穩(wěn)壓器初始水位取試驗測量值。④蒸汽發(fā)生器初始水裝量取試驗測量值。⑤穩(wěn)壓器壓力控制系統(tǒng)有效，且處于自動控制模式。⑥穩(wěn)壓器液位控制系統(tǒng)有效，且處于自動控制模式。⑦穩(wěn)壓器輔助噴淋有效。⑧啟動給水有效，用于維持SG水位。給水流量基于試驗測量值簡化輸入。⑨蒸汽旁排有效，且處于壓力控制模式。

（2）試驗數(shù)據(jù)和程序分析結果比對。根據(jù)上述初始和假設條件，采用LOFTRAN程序對SG自然循環(huán)試驗進行模擬，并與試驗數(shù)據(jù)進行比較，如圖2～圖6所示，分別為RCS熱段溫度、RCS冷段溫度、RCS壓力、RCS流量和SG壓力。實際試驗過程中，在主泵停運后，操縱員根據(jù)規(guī)程要求穩(wěn)定機組狀態(tài)，在約1800s時，RCS建立穩(wěn)定的自然循環(huán)，試驗在約2400s時結束，試驗結束后，操縱員手動停堆。由于分析時沒有考慮操縱員手動停堆后的操作，因此圖2、圖3和圖4中的對比僅關注反應堆停堆前階段。通過對比圖分析，無論從一回路系統(tǒng)響應（溫度、壓力、流量），還是從二回路系統(tǒng)響應（SG壓力），SG自然循環(huán)試驗數(shù)據(jù)（電廠狀態(tài)實際變化趨勢）與LOFTRAN程序分析結果吻合良好，說明AP1000蒸汽發(fā)生器自然循環(huán)試驗過程中機組狀態(tài)響應符合預期。

3 結論

圖2 RCS熱段溫度

圖3 RCS冷段溫度

圖4 RCS壓力

圖5 RCS流量

文章通過分析SG自然循環(huán)試驗的試驗過程，并通過分析電廠數(shù)據(jù)對試驗結果進行評價，同時對比采用LOFTRAN程序計算的電廠參數(shù)變化趨勢，分析得出如下結論：（1）試驗數(shù)據(jù)分析表明，AP1000 SG自然循環(huán)試驗結果滿足設計要求，堆芯衰變熱能夠通過蒸汽發(fā)生器自然循環(huán)帶走；（2）LOFTRON程序分析結果表明，AP1000蒸汽發(fā)生器自然循環(huán)試驗過程中機組狀態(tài)響應符合設計預期。

圖6 SG壓力