AP1000蒸汽發生器自然循環帶熱能力分析*

劉 樂

（三門核電有限公司，浙江 臺州 317112）

蒸汽發生器（SG）是核電廠的關鍵設備之一，AP1000蒸汽發生器是一個立式U形管蒸發器，傳熱管將熱量傳遞給蒸汽系統并把放射性污染物保留在一回路系統內。蒸汽發生器在滿功率運行、預期瞬態工況和自然循環工況下把熱量從反應堆冷卻系統帶走。當發生廠外交流電源喪失事故后，兩臺主泵全停，失去強迫循環時，就可以利用自然循環來帶走反應堆內的熱量（衰變熱和系統或部件的顯熱），避免堆芯發生偏離泡核沸騰（DNB），從而保護燃料元件包殼免遭損壞。文章通過研究AP1000 SG自然循環試驗，驗證SG自然循環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自然循環試驗簡介

1.1 試驗目的

通過SG自然循環冷卻堆芯是反應堆冷卻劑系統（RCS）重要的縱深防御功能。事故工況下，反應堆冷卻劑系統通過自然循環（如圖1所示），將堆芯產生的熱量傳遞給蒸汽發生器系統，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，進行蒸汽發生器自然循環試驗，以驗證堆芯衰變熱（用反應堆功率模擬）能夠通過蒸汽發生器自然循環（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行，試驗期間機組處于模式2。

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

1.3 試驗驗收準則

（1）在自然循環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 蒸汽發生器自然循環示意圖

表1 功率與壓力容器溫差的對應函數

（2）在自然循環穩定工況下，過冷度裕量超過5.6℃。表1中的驗收準則是試驗前根據電廠設計參數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（RCS，包括自然循環）、穩壓器、蒸汽發生器和給水系統響應等，計算各個相關參數，包括蒸汽發生器水位、穩壓器水位、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；其他參數采用最新設計值。

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

2 試驗數據分析

2.1 試驗過程分析及結果評價

根據試驗數據，核電廠在0s時，電廠條件處于穩定狀態，且滿足試驗初始條件（4臺主泵均以100%轉速運行，穩壓器壓力穩定在15.4MPa附近，RCS平均溫度穩定在292℃附近，穩壓器水位穩定在35%附近）。在175s時，操縱員根據試驗規程，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，操縱員通過調節蒸汽排放系統的設置壓力，調節蒸汽排放系統的排放能力，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，蒸汽發生器二次側排熱能力也波動變化，因此一回路系統參數（溫度、壓力、穩壓器水位等）也波動變化。在約1800s時，操縱員判斷RCS建立穩定的自然循環流量，試驗持續至約2400s。此后，操縱員根據試驗規程手動停堆，并將電廠維持在安全狀態。

根據試驗數據，RCS穩定自然循環流動期間（1800～2400s），壓力容器溫差平均值最大約20.45℃。RCS穩定自然循環流動期間，核電廠功率約2.6977%RTP，根據表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。

根據試驗數據，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。根據試驗規程和試驗數據，采用事故分析程序（LOFTRAN程序 15.0.1版）對SG自然循環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根據試驗測量數據，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穩壓器初始水位取試驗測量值。④蒸汽發生器初始水裝量取試驗測量值。⑤穩壓器壓力控制系統有效，且處于自動控制模式。⑥穩壓器液位控制系統有效，且處于自動控制模式。⑦穩壓器輔助噴淋有效。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）試驗數據和程序分析結果比對。根據上述初始和假設條件，采用LOFTRAN程序對SG自然循環試驗進行模擬，并與試驗數據進行比較，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，操縱員根據規程要求穩定機組狀態，在約1800s時，RCS建立穩定的自然循環，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，無論從一回路系統響應（溫度、壓力、流量），還是從二回路系統響應（SG壓力），SG自然循環試驗數據（電廠狀態實際變化趨勢）與LOFTRAN程序分析結果吻合良好，說明AP1000蒸汽發生器自然循環試驗過程中機組狀態響應符合預期。

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自然循環試驗的試驗過程，并通過分析電廠數據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變化趨勢，分析得出如下結論：（1）試驗數據分析表明，AP1000 SG自然循環試驗結果滿足設計要求，堆芯衰變熱能夠通過蒸汽發生器自然循環帶走；（2）LOFTRON程序分析結果表明，AP1000蒸汽發生器自然循環試驗過程中機組狀態響應符合設計預期。

圖6 SG壓力