AP1000蒸汽发生器自然循环带热能力分析*

刘 乐

（三门核电有限公司，浙江 台州 317112）

蒸汽发生器（SG）是核电厂的关键设备之一，AP1000蒸汽发生器是一个立式U形管蒸发器，传热管将热量传递给蒸汽系统并把放射性污染物保留在一回路系统内。蒸汽发生器在满功率运行、预期瞬态工况和自然循环工况下把热量从反应堆冷却系统带走。当发生厂外交流电源丧失事故后，两台主泵全停，失去强迫循环时，就可以利用自然循环来带走反应堆内的热量（衰变热和系统或部件的显热），避免堆芯发生偏离泡核沸腾（DNB），从而保护燃料元件包壳免遭损坏。文章通过研究AP1000 SG自然循环试验，验证SG自然循环功能能够带走堆芯衰变热，保证堆芯的安全，评估电厂的设计功能是否能否达到预期效果，这对于论证AP1000设计的有效性和可靠性至关重要。

1 AP1000 SG自然循环试验简介

1.1 试验目的

通过SG自然循环冷却堆芯是反应堆冷却剂系统（RCS）重要的纵深防御功能。事故工况下，反应堆冷却剂系统通过自然循环（如图1所示），将堆芯产生的热量传递给蒸汽发生器系统，以避免非能动余热排出热交换器的启动。反应堆冷却剂系统需要在核电厂首次临界及低功率物理试验完成后，进行蒸汽发生器自然循环试验，以验证堆芯衰变热（用反应堆功率模拟）能够通过蒸汽发生器自然循环（主泵停运）带出。

1.2 试验方法

机组工况：试验在低功率物理试验完成后执行，试验期间机组处于模式2。

试验内容：提升反应堆功率到大约3%RTP，主控室停运所有主泵，自然循环开始建立。自然循环建立期间，同时保持功率稳定在1%～3%RTP，调节蒸汽旁排设置压力（目标冷段温度对应的饱和压力值）来维持RCS冷段温度稳定。

1.3 试验验收准则

（1）在自然循环工况下测得压力容器平均温差（ΔT）等于或小于对应堆芯功率下的设计预测限值，压力容器温差（试验）如表1所示。

图1 蒸汽发生器自然循环示意图

表1 功率与压力容器温差的对应函数

（2）在自然循环稳定工况下，过冷度裕量超过5.6℃。表1中的验收准则是试验前根据电厂设计参数在不同的功率水平条件下采用安全分析方法计算预测值，计算时采用的初始和假设条件等可能与实际条件不同，因而在试验结束后，需根据试验条件，采用相同的分析方法，对验收准则重新开展分析，以验证表1中的验收准则的有效性。采用LOFTRAN程序（15.0.1版）重新开展验收准则分析。程序模拟了中子动力学、反应堆冷却剂系统（RCS，包括自然循环）、稳压器、蒸汽发生器和给水系统响应等，计算各个相关参数，包括蒸汽发生器水位、稳压器水位、RCS平均温度、RCS冷热段温度、RCS流量和SG压力等。分析时采用的主要初始和假设条件如下：根据试验测量值设置试验的初始条件，比如RCS压力、流量等；其他参数采用最新设计值。

根据上述条件，重新计算验收准则可得到压力容器温差（验证），可以看到，根据试验实际条件以及更新后的设计参数重新计算的结果与原验收准则相当且略偏小（更严格），考虑根据新的验收准则来分析判断SG自然循环排热能力是否满足要求。

2 试验数据分析

2.1 试验过程分析及结果评价

根据试验数据，核电厂在0s时，电厂条件处于稳定状态，且满足试验初始条件（4台主泵均以100%转速运行，稳压器压力稳定在15.4MPa附近，RCS平均温度稳定在292℃附近，稳压器水位稳定在35%附近）。在175s时，操纵员根据试验规程，手动停运4台主泵，RCS流量迅速下降，SG排热能力下降导致RCS温度上升，稳压器压力和水位也同步上升。在停泵的同时，操纵员通过调节蒸汽排放系统的设置压力，调节蒸汽排放系统的排放能力，使得RCS冷段温度在初始值附近变化，SG压力也在初始值附近变化，由于RCS丧失强迫流动，压力容器进出口段温差增加。由于蒸汽排放系统间歇打开/关闭，为了维持SG水位，启动给水流量波动变化，蒸汽发生器二次侧排热能力也波动变化，因此一回路系统参数（温度、压力、稳压器水位等）也波动变化。在约1800s时，操纵员判断RCS建立稳定的自然循环流量，试验持续至约2400s。此后，操纵员根据试验规程手动停堆，并将电厂维持在安全状态。

根据试验数据，RCS稳定自然循环流动期间（1800～2400s），压力容器温差平均值最大约20.45℃。RCS稳定自然循环流动期间，核电厂功率约2.6977%RTP，根据表1，采用插值法推算该功率水平对应的验收准则值为20.69℃。因此，试验结果满足验收准则的要求。

根据试验数据，试验期间RCS过冷度最小值为30.3℃。因此，试验结果满足验收准则的要求。同时，对比验收准则要求值（5.6℃）可以看出，安全裕量比较大，可有效保障机组的安全性。

2.2 LOFTRON程序分析评估

（1）分析方法和初始假设条件。根据试验规程和试验数据，采用事故分析程序（LOFTRAN程序 15.0.1版）对SG自然循环试验进行整体模拟分析，分析时采用的主要初始和假设条件如下：①根据试验测量数据，核电厂功率维持在约2.6977%RTP。②RCS压力、温度、流量等采用试验测量值。③稳压器初始水位取试验测量值。④蒸汽发生器初始水装量取试验测量值。⑤稳压器压力控制系统有效，且处于自动控制模式。⑥稳压器液位控制系统有效，且处于自动控制模式。⑦稳压器辅助喷淋有效。⑧启动给水有效，用于维持SG水位。给水流量基于试验测量值简化输入。⑨蒸汽旁排有效，且处于压力控制模式。

（2）试验数据和程序分析结果比对。根据上述初始和假设条件，采用LOFTRAN程序对SG自然循环试验进行模拟，并与试验数据进行比较，如图2～图6所示，分别为RCS热段温度、RCS冷段温度、RCS压力、RCS流量和SG压力。实际试验过程中，在主泵停运后，操纵员根据规程要求稳定机组状态，在约1800s时，RCS建立稳定的自然循环，试验在约2400s时结束，试验结束后，操纵员手动停堆。由于分析时没有考虑操纵员手动停堆后的操作，因此图2、图3和图4中的对比仅关注反应堆停堆前阶段。通过对比图分析，无论从一回路系统响应（温度、压力、流量），还是从二回路系统响应（SG压力），SG自然循环试验数据（电厂状态实际变化趋势）与LOFTRAN程序分析结果吻合良好，说明AP1000蒸汽发生器自然循环试验过程中机组状态响应符合预期。

3 结论

图2 RCS热段温度

图3 RCS冷段温度

图4 RCS压力

图5 RCS流量

文章通过分析SG自然循环试验的试验过程，并通过分析电厂数据对试验结果进行评价，同时对比采用LOFTRAN程序计算的电厂参数变化趋势，分析得出如下结论：（1）试验数据分析表明，AP1000 SG自然循环试验结果满足设计要求，堆芯衰变热能够通过蒸汽发生器自然循环带走；（2）LOFTRON程序分析结果表明，AP1000蒸汽发生器自然循环试验过程中机组状态响应符合设计预期。

图6 SG压力