CAP1400自動泄壓系統(tǒng)熱態(tài)排放試驗恢復策略*

國核工程有限公司，上海 200233

1 試驗方法

一回路穩(wěn)定在正常運行溫度和壓力平臺，隔離化學與容積控制系統(tǒng)（CVS）凈化流、隔離蒸汽發(fā)生器排污、給水和蒸汽排放，手動停運主泵，待冷卻劑流量降至0后，停運穩(wěn)壓器電加熱器，手動觸發(fā)ADS1～3級，向IRWST內(nèi)排放。當全部閥門全開后，手動復位ADS并關閉閥門。

2 機組工況分析

2.1 二次側壓力

一回路初始壓力約為15.4MPa，隨著ADS閥門開啟，冷卻劑以汽水兩相流形式向IRWST排放，RCS壓力急劇下降，約120s左右一回路壓力開始低于二次側。此時，為防止SG逆壓差過大，損壞傳熱管，手動控制主蒸汽管道上的大氣釋放閥（PORV）降低二次側壓力。由于一回路壓力下降速率已超出PORV閥的調(diào)節(jié)能力，SG逆差壓逐步增大，在試驗結束時，SG逆差壓約為1MPa。壓力變化趨勢如圖1所示。

圖1 壓力變化趨勢

2.2 一回路溫度

排放帶走大量熱量，一回路溫度劇烈下降。可以看到，RCS兩個環(huán)路溫度變化并不相同，其中一環(huán)路溫度下降得更多，這是因為穩(wěn)壓器位于一環(huán)路熱腿。一回路溫度變化趨勢如圖2所示。

圖2 一回路溫度變化趨勢

由圖2可知，在SG逆差壓的作用下，將產(chǎn)生SG二次側向一回路倒傳熱的現(xiàn)象，這導致兩個環(huán)路分別有5～10℃的溫升。試驗結束時，一回路溫度分布并不均勻，同時冷腿溫度在緩慢上升。另外，SG和穩(wěn)壓器等設備金屬表面溫度下降較為滯后，仍保持較高溫度。

2.3 一回路液位

初始穩(wěn)壓器液位約63%，隨著ADS閥門的開啟，穩(wěn)壓器液位迅速下降。在約115s時，穩(wěn)壓器液位陡增至91%，這是因為SG倒傳熱使得頂部“U”形管內(nèi)首先閃蒸，將水擠壓至穩(wěn)壓器所致；在約255s時，熱腿液位示數(shù)開始出現(xiàn)；試驗結束時，熱腿已完全排空。一回路液位變化趨勢如圖3所示。

圖3 一回路液位變化趨勢

3 恢復策略分析

3.1 構建故障樹

將偏離GOP規(guī)程作為頂事件T，將主要偏離狀態(tài)作為中間事件（用矩形表示）Ai，則A1～A4具體表示的內(nèi)容如下。

（1）A1表示一回路液位過低。與M310不同，AP1000沒有堆芯液位監(jiān)測手段，試驗后一回路液位已降低至熱腿以下，無法準確判斷一回路真實液位。

（2）A2表示一回路溫度分布不均。試驗后整個一回路溫度分布極不均勻，整體而言二環(huán)路溫度較一環(huán)路高，下部堆內(nèi)構件較其他區(qū)域溫度低。

（3）A3表示SG逆壓差。試驗后，由于SG逆差壓的存在，SG二次側為熱源向一回路傳熱，不利于機組恢復。

（4）A4表示一回路處于飽和狀態(tài)。試驗后，一回路充滿了飽和蒸汽，如任由其自然冷卻，可能局部冷凝產(chǎn)生負壓。

針對每個中間事件，將其應對措施或者要處理該事件的先決條件作為事件Bi，自上而下直至找出關鍵措施作為底事件Xi，用圓形表示。菱形表示的事件為當前完全不具備條件的事件，可以認為其概率為0。故障樹模型如圖4所示。

圖4 故障樹模型

3.2 定性分析

經(jīng)過上述分析，能夠清晰地看出核心為盡快投入正常余熱排出系統(tǒng)（RNS），關鍵步驟為CVS補水，同時需應對自然冷凝帶來的局部真空風險。

4 操作要點及風險

4.1 降溫降壓

試驗后，SG存在逆差壓，同時RNS不具備投運條件，也無法建立SG自然循環(huán)，只能通過SG二次側對一回路進行冷卻，通過PORV閥或者旁排來實現(xiàn)?？紤]到試驗前已將主蒸汽隔離，需要進行重新暖管等一系列操作，建議采用前者。

根據(jù)AP1000實踐，手動調(diào)節(jié)PORV閥開度，同步降低SG壓力，為最大程度降低熱瞬態(tài)，需要滿足以下限制條件：（1）SG降壓速率不得超過1MPa/h，兩個SG差壓不超過0.5MPa；（2）SG和穩(wěn)壓器金屬溫度小于204℃前，不允許進行CVS補水；（3）RNS建議投運溫度為135℃以下。

4.2 重建一回路液位

隨著自然冷卻的進行，RCS預期將低于熱腿半管液位（RNS最小運行液位），此結果與模擬機驗證一致，需進行補水以便盡快重建一回路液位。

因SG和穩(wěn)壓器都已排空，在試驗后相當長一段時間，其金屬表面溫度仍然較高。因為沒有下泄流，如通過CVS正常補水流道直接補水，上充流無法經(jīng)再生熱交換器被加熱，將會對SG管嘴和穩(wěn)壓器管嘴造成顯著熱瞬態(tài)，具體應對措施如下：（1）密切監(jiān)視SG、穩(wěn)壓器等金屬表面溫度，并加強相關區(qū)域通風；（2）當表面溫度盡快降低至204℃以下時，利用CVS通過RNS管道進行補水，即建立CVSRNS-二環(huán)路熱腿的流道，以盡可能降低熱瞬態(tài)。

需要注意的是，CVS系統(tǒng)壓力較高，需注意避免RNS安全閥起跳。一旦RNS具備投運條件，則可以停運CVS補水，啟動單臺RNS泵，對一回路進行充分攪勻并逐步冷卻。

4.3 主泵定子腔抽真空（屏蔽泵）

在機組恢復過程中，主泵定子腔內(nèi)氮氣壓力高于大氣壓，因此需要額外關注定子屏蔽套鼓包風險，具體應對措施如下：（1）當RCS溫度低于121℃時，開啟ADS至少1列對空，投入真空破壞閥。根據(jù)AP1000實踐，僅依靠此手段并不足以消除鼓包風險，還需同時開啟穩(wěn)壓器手動排氣閥。（2）一旦安全殼具備進入條件，提前對主泵定子腔進行抽真空操作，可完全消除該風險。為加速安全殼可進入，可以將安全殼冷卻系統(tǒng)投入高速運行模式，并投入控制棒驅(qū)動機構冷卻風機進一步加強冷卻。

5 結論

文章從ADS排放試驗后機組工況入手，利用故障樹分析法，提出了CAP1400 ADS排放試驗后機組的恢復策略，并對恢復過程中的關鍵點進行了分析和闡述，得出了以下結論：（1）盡快實現(xiàn)安全殼可進入，并對主泵定子腔抽真空；（2）恢復策略的核心是盡快實現(xiàn)RNS投運條件；（3）CVS補水應通過RNS流道來進行。