30萬kW核電機組長期低功率運行的風險分析及應對

惠 剛

(中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300)

電網日負荷存在很大的谷峰特點, 季節(jié)性負荷也存在著較大變化，特別是電網大幅的調峰或潮流優(yōu)化總是要有大量的機組參與降負荷，這從技術上要求并網運行的各個發(fā)電機組都要有一定的跟蹤負荷的性能，隨著大型壓水堆核電機組逐漸成為電網的主力機組, 電網對核電機組的要求增加，機組日常和節(jié)假日期間調峰降功率運行將成為常態(tài)。其次, 隨著風電、光伏發(fā)電等可再生能源在電網中的并網容量增長迅速，各種電源間的聯(lián)合運行和協(xié)調控制成為現(xiàn)代電網運行中的關鍵問題，參與調峰也變成了發(fā)電市場商業(yè)化競爭的要求。從概率安全分析角度來看長期非滿功率運行是一個比較合適的方案。

1 堆芯運行安全的分析

1.1 堆芯參數(shù)的變化

秦一廠30萬kW機組于2020 年1月28日至2月26日，降功率至200 MW功率運行，但第二十燃料循環(huán)換料設計并未考慮機組長期低功率運行的情況，通過對本次長期低功率運行后的軸向功率分布、慢化劑溫度系數(shù)、控制棒價值和停堆裕量等參數(shù)變化進行分析，可評估本次長時間低功率運行對機組后續(xù)運行的影響。

采用實際跟蹤將功率運行(降功率工況)和假設不降功率運行(不降功率工況)兩種工況進行對比分析。降功率工況按照運行報表跟蹤實際運行歷史，不降功率工況時假設1月28日至2月26日期間運行的功率水平為0.975，T4 棒組位于250步，其余運行歷史與降功率工況保持一致。為計算分析降功率對主要參數(shù)的影響，分析時共選取四個燃耗點，分別為恢復到滿功率的燃耗點3210 MWd/tU、3500 MWd/tU、4000 MWd/tU 和5000 MWd/tU，計算分析時，功率水平為0.975，棒位為T4棒組位于250步，具體數(shù)據(jù)見表1～表5。

表1 降功率對AO的影響Table 1 The effect of power reduction on AO

表2 降功率對MTC的影響Table 2 The effect of power reduction on MTC

表3 降功率對HZP工況下控制棒積分價值的影響Table 3 The effect of power reduction on the integral value of the control rod under HZP condition

表4 降功率對HFP工況下控制棒積分價值的影響Table 4 The effect of power reduction on the integral value of the control rod under HFP condition

表5 降功率對停堆裕量的影響Table 5 The effect of power reduction on the shutdown margin

1)軸向功率偏移AO均在技術規(guī)格書范圍內(技術規(guī)格書規(guī)定軸向通量偏差的指示值必須保持在通量偏差目標值的±5%的目標帶內)。但由于控制棒插入導致的燃耗陰影效應，降功率運行期間，堆芯上部燃耗相對較少，導致恢復功率后堆芯功率偏移AO偏正約+1%；

2)表2至表4分別給出了降功率對MTC、控制棒價值的影響，計算結果顯示，本次降功率運行(約15 EFPD)對相關參數(shù)的影響不大；在恢復至約滿功率運行的前期，上述參數(shù)的差異相對較大，隨著堆芯的運行和組件燃耗的反饋效應，差異逐漸減小；

3)在低功率運行時，控制棒插入的深度較滿功率時更深，可能造成壽期內控制棒的價值減小，這對反應堆的停堆裕量是不利的；另一方面，在同樣燃耗水平下，主系統(tǒng)硼濃度相對于滿功率運行時較高，這對于反應堆的停堆裕量是有利的。上述兩因素將導致在低功率運行時反應堆停堆裕量的變化。從表1中可以看出降功率運行工況下的停堆裕量不僅滿足秦山核電廠技術規(guī)格書要求的停堆深度-2000 pcm，也滿足SLB事故安全評價的要求。[1,2]

通過對實際工況參數(shù)和假設工況參數(shù)的比較，持續(xù)時間15 EFPD的低功率運行對主調節(jié)棒價值和慢化劑溫度系數(shù)等運行參數(shù)的影響較小，不會對機組的運行安全產生影響。由于功率水平的降低，慢化劑溫度的降低引入了正反應性，因此，循環(huán)長度有較大幅度增加，可能導致燃耗超限。如需更長時間運行，可能需要重新計算核實大修開始時間。

1.2 保護系統(tǒng)整定值的分析與應對

堆芯核功率的降低通常提高了運行的安全裕量, 燃料棒熱流密度的降低使各點的偏離泡核沸騰比DNBR增大, 在各種事故瞬態(tài)(給水喪失、彈棒、全廠停電、冷卻劑流失等)下堆芯偏于安全。低負荷下堆芯上部冷卻劑溫度低, 過冷度增大, 將使堆芯上部DNBR明顯增大, 有利于燃料包殼安全；堆芯冷卻劑的進出口溫差降低, 則堆內構件的熱應力也將減小；因冷卻劑溫度系數(shù)為負值,堆芯上下冷卻劑溫差的減小使功率峰上移, 也意味著功率的軸向分布趨向平坦，這些對堆芯安全都是十分有利的。

但滿功率與非滿功率時機組效率不一樣，低功率Runback(汽輪機快速減負荷)保護可能拒動。降負荷至200 MW時，汽輪機功率與實測核功率偏差超過4%，汽輪機功率大于存儲核功率3%與核功率高負變化率產生的Runback保護信號偏離設計值。

為了確保這一保護參數(shù)功能正常，需要在機組燃料循環(huán)中執(zhí)行《反應堆保護系統(tǒng)汽輪機功率信號與核功率信號歸一化試驗》，對汽輪機功率信號和核功率信號進行檢查和跟蹤記錄，必要時對汽輪機功率信號和核功率信號進行歸一化調整。

目前歸一化試驗參數(shù)設置如下：使用歸一化參數(shù)滿足汽輪機功率×K-b-實測核功率<-1或汽輪機功率×K-b-實測核功率>1。歸一化試驗設置為K賦值，b賦值為0。以實際滿功率運行中機功率100%，核功率98%為例，K值設置為0.98。低功率運行時，由于機組效率降低，核功率下降的幅度會小于機功率下降幅度。若此時仍采用滿功率時的歸一化參數(shù)，會造成保護系統(tǒng)內的參數(shù)設定值(汽輪機功率×K-b-實測核功率)為一個負數(shù)，要達到汽輪機功率大于存儲核功率3%的設定值，則需要核功率下降幅度遠超3%，此時如果發(fā)生落棒的價值較小或滑棒，runback可能不動作或動作后不能使汽輪機功率匹配核功率，導致保護可靠性降低。

根據(jù)《秦一廠降負荷調峰運行規(guī)程》，若降負荷調峰超過十天，則需安排物理人員進行機組熱平衡試驗，根據(jù)熱平衡試驗的結果，當汽輪機功率與核功率的參數(shù)偏差超過規(guī)程值時，安排進行歸一化試驗。

1.3 芯塊與包殼相互作用(PCI)的分析與應對

芯塊與包殼的相互作用(PCI)包括芯塊與包殼機械相互作用(PCMI)和芯塊與包殼化學相互作用(PCCI)。鋯包殼管在堆內受力，應力主要來源于芯塊的變形。當燃耗達到一定值后芯塊與包殼貼緊，在反應堆功率循環(huán)和功率劇增時，芯塊畸變使包殼受到很大的應力，包括包殼管軸向拉應力和切向拉應力，造成燃料棒軸向變形和形成環(huán)脊；在高燃耗下，燃料棒內侵蝕性裂變產物如碘、銫、鎘、碲等濃度增加會造成應力腐蝕開裂。

燃料芯塊在堆芯運行后, 很快因熱應力產生裂紋, 繼而因輻照密實、后又腫脹。當芯塊與包殼接觸以后, 如果堆功率提升快且幅度大, 包殼局部可能產生過應力和過應變。因為芯塊與包殼的熱膨脹不同, 芯塊膨脹得更大,包殼受到拉應力。同時, 裂變產物碘可使包殼內壁某些點萌生微裂紋, 在過大的拉應力下這種裂紋會擴展, 可貫穿管壁形成破口。若堆功率大幅下降,則同樣因熱膨脹不同, 芯塊和包殼的間隙又會出現(xiàn), 運行一段時間之后間隙又閉合, 這時快速提升功率且超過原負荷值時, 包殼更易破裂, 特別是在高燃耗下包殼延展性明顯降低時。

為了減輕上述應力集中現(xiàn)象，必須對升功率的速率予以限制。30萬kW機組技術規(guī)格書中未對升負荷速率有明確要求，只在換料啟動階段規(guī)程《核電廠啟動——從冷停堆至100%額定功率》及《秦山核電廠運行注意事項及定值》中對反應堆換料后的首次提升反應堆功率有明確要求,功率上升率不超過3%Pn/h(20%Pn以下不受限制)。當反應堆在某一高于20%Pn的功率平臺上穩(wěn)定運行累計時間超過72 h，即可解除此功率及以下平臺的升負荷速率限制，但為了防止PCI，功率線性變化速率每分鐘不得超過額定功率的3%(3%Pn/min)。

2 二回路系統(tǒng)的運行風險及干預

根據(jù)電廠調節(jié)系統(tǒng)靜態(tài)特性曲線，二回路適當提高蒸汽壓力和溫度, 通過節(jié)流減小蒸汽流量的辦法降低汽輪機功率。在低負荷下常規(guī)島各主要設備, 如汽輪機、發(fā)電機、勵磁機、主變、廠用變、高低壓加熱器以及各泵與電動機等負載降低，實際運行中30萬kW機組主要設備在低功率下的運行都在正常區(qū)間。

2.1 二回路汽水平衡

機組降至210 We左右，汽輪機功率低于60%，“汽輪機功率≥60%”指示燈由亮變滅，除氧器水位調節(jié)方式由三沖量切換至單沖量調節(jié)，直接由凝結水流量控制除氧給水箱水位，控制精度相較三沖調節(jié)較低。

在保證凝結水和主給水流量平衡的情況下，凝結水再循環(huán)閥開度增大，通過再循環(huán)閥直接進入凝汽器熱阱的流量變大。常規(guī)島設備更新及汽輪機改造后機組最小出力修改為220 MWe，汽輪機抽汽壓力發(fā)生變化(尤其是四級抽汽壓力上升導致除氧器壓力上升)。機組200 MW時，3號高加疏水無法完全通過正常疏水閥疏水至除氧器(208 MW以上后急疏才能全關)。降低功率至220 MW以下，3號高加緊急疏水閥會自動打開至一定開度， 3號高加向除氧器和擴容器長時間同時疏水。

同樣隨著抽汽壓力的下降，將導致1號低加汽側壓力降低，同樣的閥門開度下1號低加正常疏水流量會降低，1號低加正常疏水閥會自動增加開度，同時在降功率期間1號低加水位會波動較長時間，緊急疏水閥可能會打開疏水。

為確保二回路汽水平衡，在機功率降至200 MW時，需確認三沖量操作器輸出值自動跟蹤單沖量的輸出，保證除氧器水位穩(wěn)定。加強對加熱器水位和正常、緊急疏水閥門的監(jiān)視，確認自動液位控制正常(機功率200 MW時3號高加緊急疏水閥約10%，1號低加正常疏水閥約80%)。在進行日常凝結水泵、凝結水升壓泵切換時，需要及時對凝結水再循環(huán)閥的開度進行調節(jié)，防止管道超壓。

2.2 化學控制

蒸汽發(fā)生器傳熱管破裂是壓水堆核電站頻發(fā)的事故，各國在蒸汽發(fā)生器設計、制造方面采取預防應力腐蝕破裂的措施的同時，在運行管理上，嚴格控制和管理二回路水質，往往是防止破裂的最重要措施。汽/水集中取樣和監(jiān)測系統(tǒng)的功能是對常規(guī)島系統(tǒng)的凝結水、給水、排污水和蒸汽等樣品經冷卻后進行連續(xù)和定期監(jiān)測，以保證對二回路汽/水系統(tǒng)實施化學控制。

降低功率運行后，給水和蒸汽流量減少，而經過化水處理的凝結水流量仍未減少。由于各系統(tǒng)的化學加藥量是根據(jù)取樣分析結果來進行調整的，因此將導致化水的加藥方式調節(jié)存在延后性而過量加藥。 同時因為蒸汽流量減少，循環(huán)水流量未變，凝節(jié)水溫度降低，可能導致凝結水氧含量升高。

需加強水質監(jiān)視，及時調整加藥量，重點關注MSR疏水陽電導，蒸汽發(fā)生器排污陽電導，如有上漲趨勢及時聯(lián)系化學部門作出分析計算。并通過調整凝結水旁通流量、切換凝水混床使得二回路水質恢復正常范圍。

2.3 發(fā)電機相關設備

冬季降低功率運行，因主變負荷降低，變壓器產生的熱量較少，油溫較低。此時若處于冬季，室外溫度過低，主變冷卻器的正常運行方式(兩臺主變冷卻器運行)無法保證主變溫度在40 ℃以上，冬天最低主變油溫約32 ℃，比冬季滿功率運行時的油溫要低接近20 ℃。變壓器油溫過低，由于密封墊圈熱漲冷縮，容易導致變壓器相關連接部位滲油。

降低功率運行時，發(fā)電機負荷較低，產生的熱量低于滿功率時，發(fā)電機風冷、轉子冷卻水、定子冷卻水的熱負荷降低，水溫及出口風溫下降。巡檢時需關注轉子冷卻水、定子冷卻水、發(fā)電機風溫參數(shù)，通過調節(jié)定子水冷卻器、轉子水冷卻器、發(fā)電機空冷器的投運數(shù)量來保持在規(guī)程要求的范圍內，保證發(fā)電機良好的工作條件。

3 結束語

通過對30萬kW機組為期一個月低功率運行的堆芯數(shù)據(jù)的分析、二回路設備運行狀況及參數(shù)的對比，在低功率下30萬kW機組能夠保持安全運行，并對低功率運行后恢復滿功率運行的參數(shù)影響較小，由于功率水平的降低，慢化劑溫度的降低引入了正反應性，如需更長時間運行，可能影響循環(huán)燃耗，需要重新計算核實大修開始時間。

為了對長期低功率運行提供質量和安全保證，還需要進行更多的專業(yè)分析論證，論證應包絡或涉及的事故范圍、主要關注的關鍵安全參數(shù)和運行控制要求，對燃料棒PCI 行為進行了計算和分析,對最大允許低功率運行天數(shù)進行限制。