黃 俊，齊 漣，葉 成

(1.上海核工程研究設計院有限公司，上海 200233；2.中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300)

秦一廠320 MW核電機組是中國大陸第一座自行設計建造、自主運營管理的壓水堆核電廠。電廠于1985年3月20日正式開工，并于1991年12月15日首次并網投產。截至目前，已累計安全穩(wěn)定運行近30年。其中配套安裝的核島關鍵設備——蒸汽發(fā)生器整體運行狀況良好，仍可繼續(xù)服役。

電廠于2007—2010年、2015—2018年期間，分別實施了兩次增容和重大改造，堆機電匹配工作在其中起到了關鍵和基礎性的作用。通過對二次改造階段堆機電匹配的分析和研究，特別是2015—2018年的“電廠運行許可證延續(xù)常規(guī)島設備更新改造” 項目的實施階段，進一步挖掘利用了320 MW核電機組原有的設計潛力, 在反應堆熱功率滿足原一回路安全分析結果的條件下，實現了電廠發(fā)電能力與運行經濟性的提升。

為實現電廠增容的目標，320 MW核電機組在“電廠運行許可證延續(xù)常規(guī)島設備更新改造” 項目中全面更新了常規(guī)島配套的汽輪發(fā)電機組。由此對核島蒸汽發(fā)生器出口蒸汽提出了新的要求：電廠增容后，蒸汽發(fā)生器的蒸汽出口流量至少達到271.5 kg/s(汽輪機額定主蒸汽流量1955 t/h)，蒸汽出口壓力至少達到5.57 MPa(a)(該壓力要求保證汽輪機主汽閥前壓力～5.34 MPa(a)、安全殼外蒸汽管道壓降～0.2 MPa、安全殼內蒸汽管道壓降～0.03 MPa倒推得到)。因此需要重新計算確定一組新的核島運行參數，確保蒸汽發(fā)生器出口蒸汽參數滿足常規(guī)島增容的總體要求。

1 蒸汽發(fā)生器熱工計算介紹

對核電廠普遍采用的立式U形管蒸汽發(fā)生器而言，其熱工過程如圖1所示。來自反應堆的高溫冷卻劑經一次側入口進入水室封頭，然后進入U形管束，通過U形管束與二次側進行換熱后，通過一次側出口流出蒸汽發(fā)生器。二次側的給水由給水泵輸送至給水接管，通過給水環(huán)分配到下降通道，在下降通道內給水和汽水分離器分離出來的再循環(huán)水混合后，向下流動，在底部經過管束套筒缺口折流向上進入管束區(qū)，在管束區(qū)與一次側流體進行換熱，被加熱至沸騰，產生蒸汽。汽水混合物繼續(xù)上升，進入一級汽水分離器，大部分水在此被分離出來回流至下降通道，其余的汽水混合物繼續(xù)進入二級分離器，經二級分離器分離出的水由疏水管也回流至下降通道，結兩次分離后的蒸汽則由蒸汽出口流出。

圖1 蒸汽發(fā)生器熱工過程

蒸汽發(fā)生器熱工計算除了確認其出口蒸汽參數(蒸汽壓力、流量)滿足常規(guī)島增容要求，還要確認其運行特性(循環(huán)倍率)在可接受范圍內。蒸汽發(fā)生器循環(huán)倍率的定義為蒸汽發(fā)生器內部自然循環(huán)流量/蒸汽流量，如圖2所示。其原理是蒸汽發(fā)生器內部自然循環(huán)的驅動壓頭等于其流動總壓降。循環(huán)倍率是二次側重要的參數之一，循環(huán)倍率對于傳熱管的腐蝕、流動穩(wěn)定性、傳熱性能和分離性能等都有重要影響。循環(huán)倍率的主要影響因素如下。

圖2 蒸汽發(fā)生器二次側循環(huán)

(1)傳熱方面

循環(huán)倍率過低，意味著管束出口處的含氣率大，空泡份額高，傳熱效果差。為了防止局部出現傳熱惡化，一般要求限制管束出口處的蒸汽含量。

(2)流動穩(wěn)定性方面

循環(huán)倍率過低可能導致流動不穩(wěn)定，使流動產生振蕩，這種流動振蕩現象使傳熱能力下降，當流動振蕩幅度過大時，可能引起水和蒸汽流量的大幅波動。工程實踐表明，只要使管束區(qū)的含汽量保持較低的值，就能使流動得到穩(wěn)定。

(3)管材腐蝕方面

傳熱管腐蝕與流動狀態(tài)密切相關，在局部滯留和低流速區(qū)，往往導致污垢沉積。從防止腐蝕的要求角度看，應適當提高循環(huán)倍率，以便提高沖刷流速、降低含氣量，改善這些區(qū)域的熱工水力特性。

綜合考慮以上各因素,工程上蒸汽發(fā)生器循環(huán)倍率一般選取在4附近。

2 計算程序

本項目的計算研究采用THETA程序完成。THETA程序為上海核工程研究設計院自主開發(fā)的立式U形管自然循環(huán)蒸汽發(fā)生器一維穩(wěn)態(tài)熱工水力計算分析程序，擁有完整的知識產權。開發(fā)過程中對標美國西屋公司的GENF程序，驗證了程序的計算結果。

THETA程序中關于自然循環(huán)蒸汽發(fā)生器一維模型的基本假設如下：

1)蒸汽發(fā)生器內工質的流動是一維的，工質的熱力學和水力學參數只沿軸向變化，認為同一截面上的工質具有相同的物理量；

2)忽略蒸汽發(fā)生器對外的散熱，忽略一回路、二回路工質的軸向導熱，忽略U形管的軸向導熱；

3)不考慮上升通道流體與下降通道流體間的傳熱，以及其他由于摩擦等因素產生的熱量，認為所有的能量交換僅在管束區(qū)進行；

4)由于一次側流體為單相液體，物性參數對壓力不敏感，因此計算一次側相關物性參數時均采用用戶輸入的一次側參考壓力進行計算。

THETA程序框架如圖3所示。

圖3 THETA程序計算框架

3 計算方法與輸入

蒸汽發(fā)生器的熱工計算采樣通過THETA程序完成。計算研究的總體思路是先通過THETA程序，建立起秦一廠320 MW核電機組蒸汽發(fā)生器熱工水力計算模型，并通過與秦一廠現場實測結果進行對比驗證。之后在校正計算模型的基礎上外推，計算確定常規(guī)島增容后的反應堆運行參數及出口蒸汽參數。

蒸汽發(fā)生器THETA程序模型通過確定一次側和二次側(管側和殼側)關鍵的幾何參數來創(chuàng)建，幾何數據來自秦一廠320 MW核電機組的蒸汽發(fā)生器設計圖冊，校正模型的熱工水力參數取自電廠實際運行參數(見表1)，作為校正計算模型的輸入。

表1 秦山一期實際運行參數(2014年8月9日)

計算過程首先通過調整污垢熱阻，校正蒸汽發(fā)生器THETA模型，使得計算結果與現場實測值匹配，驗證THETA程序計算的正確性。

之后在校正模型基礎上，通過迭代計算，優(yōu)化調整NSSS功率(主要影響出口蒸汽流量)及一回路平均溫度值(主要影響出口蒸汽壓力)并做外推計算，使得常規(guī)島增容后，蒸汽發(fā)生器出口蒸汽流量達到～271.5 kg/s，出口蒸汽壓力達到5.57 MPa(a)。

計算過程中需要考慮以下幾點：

1)綜合考慮主泵做功及RCS系統(tǒng)的散熱損失。為使計算蒸汽流量與現場實測值匹配，NSSS功率取核功率+3.4 MW，經反復迭代調整，增容后NSSS功率取1002 MW，對應的核功率為998.6 MW；

2)按一回路冷卻劑流量不變進行升功率計算；

3)校正計算時，為使THETA計算值與現場實測值匹配，污垢熱阻取0.001 76 m2·℃/kW；增容后考慮核電廠壽期末污垢熱阻增大，污垢熱阻按工程經驗選取保守值0.019 3 m2·℃/kW(導致計算蒸汽壓力偏小)；

4)由于蒸汽發(fā)生器運行至今未發(fā)生堵管現象，增容后壽期末仍按原設計裕量考慮10%堵管的可能性；

5)為滿足出口蒸汽壓力，調整增容后的一回路平均溫度至297 ℃(0堵管)、298.3 ℃(10%堵管)。

4 計算結果

THETA程序的最終計算結果見表2。

表2 計算結果

通過對比表1與表2第2列數據可知，校正的THETA模型計算結果與秦一廠現場實測值大致匹配。由表1第3、4列數據可知，按NSSS功率1 002 MW(對應核功率998.6 MW)，一回路平均溫度297 ℃(0堵管)、298.3 ℃(10%堵管)運行條件下，蒸汽出口參數能夠滿足增容要求，并且蒸汽發(fā)生器的運行性能參數(循環(huán)倍率)良好。

5 結論

本研究通過對秦一廠蒸汽發(fā)生器熱工計算，得到如下結論：

1)基于THETA程序，參數優(yōu)化計算調整后可使SG蒸汽出口參數計算值與現場實測值總體匹配，在此基礎上做外推計算；

2)為滿足升功率后要求，NSSS功率需提升至1002 MW(相應核功率998.6 MW)；

3)為滿足增容后的總要求，0堵管情況下一回路平均溫度的調試預期值約為297 ℃，10%堵管情況下一回路平均溫度的調試預期值約為298.3 ℃；

4)電廠增容后SG的循環(huán)倍率在合理可接受范圍。