秦一厂320 MW机组增容改造蒸汽发生器热工计算研究

黄 俊，齐 涟，叶 成

(1.上海核工程研究设计院有限公司，上海 200233；2.中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300)

秦一厂320 MW核电机组是中国大陆第一座自行设计建造、自主运营管理的压水堆核电厂。电厂于1985年3月20日正式开工，并于1991年12月15日首次并网投产。截至目前，已累计安全稳定运行近30年。其中配套安装的核岛关键设备——蒸汽发生器整体运行状况良好，仍可继续服役。

电厂于2007—2010年、2015—2018年期间，分别实施了两次增容和重大改造，堆机电匹配工作在其中起到了关键和基础性的作用。通过对二次改造阶段堆机电匹配的分析和研究，特别是2015—2018年的“电厂运行许可证延续常规岛设备更新改造” 项目的实施阶段，进一步挖掘利用了320 MW核电机组原有的设计潜力, 在反应堆热功率满足原一回路安全分析结果的条件下，实现了电厂发电能力与运行经济性的提升。

为实现电厂增容的目标，320 MW核电机组在“电厂运行许可证延续常规岛设备更新改造” 项目中全面更新了常规岛配套的汽轮发电机组。由此对核岛蒸汽发生器出口蒸汽提出了新的要求：电厂增容后，蒸汽发生器的蒸汽出口流量至少达到271.5 kg/s(汽轮机额定主蒸汽流量1955 t/h)，蒸汽出口压力至少达到5.57 MPa(a)(该压力要求保证汽轮机主汽阀前压力～5.34 MPa(a)、安全壳外蒸汽管道压降～0.2 MPa、安全壳内蒸汽管道压降～0.03 MPa倒推得到)。因此需要重新计算确定一组新的核岛运行参数，确保蒸汽发生器出口蒸汽参数满足常规岛增容的总体要求。

1 蒸汽发生器热工计算介绍

对核电厂普遍采用的立式U形管蒸汽发生器而言，其热工过程如图1所示。来自反应堆的高温冷却剂经一次侧入口进入水室封头，然后进入U形管束，通过U形管束与二次侧进行换热后，通过一次侧出口流出蒸汽发生器。二次侧的给水由给水泵输送至给水接管，通过给水环分配到下降通道，在下降通道内给水和汽水分离器分离出来的再循环水混合后，向下流动，在底部经过管束套筒缺口折流向上进入管束区，在管束区与一次侧流体进行换热，被加热至沸腾，产生蒸汽。汽水混合物继续上升，进入一级汽水分离器，大部分水在此被分离出来回流至下降通道，其余的汽水混合物继续进入二级分离器，经二级分离器分离出的水由疏水管也回流至下降通道，结两次分离后的蒸汽则由蒸汽出口流出。

图1 蒸汽发生器热工过程

蒸汽发生器热工计算除了确认其出口蒸汽参数(蒸汽压力、流量)满足常规岛增容要求，还要确认其运行特性(循环倍率)在可接受范围内。蒸汽发生器循环倍率的定义为蒸汽发生器内部自然循环流量/蒸汽流量，如图2所示。其原理是蒸汽发生器内部自然循环的驱动压头等于其流动总压降。循环倍率是二次侧重要的参数之一，循环倍率对于传热管的腐蚀、流动稳定性、传热性能和分离性能等都有重要影响。循环倍率的主要影响因素如下。

图2 蒸汽发生器二次侧循环

(1)传热方面

循环倍率过低，意味着管束出口处的含气率大，空泡份额高，传热效果差。为了防止局部出现传热恶化，一般要求限制管束出口处的蒸汽含量。

(2)流动稳定性方面

循环倍率过低可能导致流动不稳定，使流动产生振荡，这种流动振荡现象使传热能力下降，当流动振荡幅度过大时，可能引起水和蒸汽流量的大幅波动。工程实践表明，只要使管束区的含汽量保持较低的值，就能使流动得到稳定。

(3)管材腐蚀方面

传热管腐蚀与流动状态密切相关，在局部滞留和低流速区，往往导致污垢沉积。从防止腐蚀的要求角度看，应适当提高循环倍率，以便提高冲刷流速、降低含气量，改善这些区域的热工水力特性。

综合考虑以上各因素,工程上蒸汽发生器循环倍率一般选取在4附近。

2 计算程序

本项目的计算研究采用THETA程序完成。THETA程序为上海核工程研究设计院自主开发的立式U形管自然循环蒸汽发生器一维稳态热工水力计算分析程序，拥有完整的知识产权。开发过程中对标美国西屋公司的GENF程序，验证了程序的计算结果。

THETA程序中关于自然循环蒸汽发生器一维模型的基本假设如下：

1)蒸汽发生器内工质的流动是一维的，工质的热力学和水力学参数只沿轴向变化，认为同一截面上的工质具有相同的物理量；

2)忽略蒸汽发生器对外的散热，忽略一回路、二回路工质的轴向导热，忽略U形管的轴向导热；

3)不考虑上升通道流体与下降通道流体间的传热，以及其他由于摩擦等因素产生的热量，认为所有的能量交换仅在管束区进行；

4)由于一次侧流体为单相液体，物性参数对压力不敏感，因此计算一次侧相关物性参数时均采用用户输入的一次侧参考压力进行计算。

THETA程序框架如图3所示。

图3 THETA程序计算框架

3 计算方法与输入

蒸汽发生器的热工计算采样通过THETA程序完成。计算研究的总体思路是先通过THETA程序，建立起秦一厂320 MW核电机组蒸汽发生器热工水力计算模型，并通过与秦一厂现场实测结果进行对比验证。之后在校正计算模型的基础上外推，计算确定常规岛增容后的反应堆运行参数及出口蒸汽参数。

蒸汽发生器THETA程序模型通过确定一次侧和二次侧(管侧和壳侧)关键的几何参数来创建，几何数据来自秦一厂320 MW核电机组的蒸汽发生器设计图册，校正模型的热工水力参数取自电厂实际运行参数(见表1)，作为校正计算模型的输入。

表1 秦山一期实际运行参数(2014年8月9日)

计算过程首先通过调整污垢热阻，校正蒸汽发生器THETA模型，使得计算结果与现场实测值匹配，验证THETA程序计算的正确性。

之后在校正模型基础上，通过迭代计算，优化调整NSSS功率(主要影响出口蒸汽流量)及一回路平均温度值(主要影响出口蒸汽压力)并做外推计算，使得常规岛增容后，蒸汽发生器出口蒸汽流量达到～271.5 kg/s，出口蒸汽压力达到5.57 MPa(a)。

计算过程中需要考虑以下几点：

1)综合考虑主泵做功及RCS系统的散热损失。为使计算蒸汽流量与现场实测值匹配，NSSS功率取核功率+3.4 MW，经反复迭代调整，增容后NSSS功率取1002 MW，对应的核功率为998.6 MW；

2)按一回路冷却剂流量不变进行升功率计算；

3)校正计算时，为使THETA计算值与现场实测值匹配，污垢热阻取0.001 76 m2·℃/kW；增容后考虑核电厂寿期末污垢热阻增大，污垢热阻按工程经验选取保守值0.019 3 m2·℃/kW(导致计算蒸汽压力偏小)；

4)由于蒸汽发生器运行至今未发生堵管现象，增容后寿期末仍按原设计裕量考虑10%堵管的可能性；

5)为满足出口蒸汽压力，调整增容后的一回路平均温度至297 ℃(0堵管)、298.3 ℃(10%堵管)。

4 计算结果

THETA程序的最终计算结果见表2。

表2 计算结果

通过对比表1与表2第2列数据可知，校正的THETA模型计算结果与秦一厂现场实测值大致匹配。由表1第3、4列数据可知，按NSSS功率1 002 MW(对应核功率998.6 MW)，一回路平均温度297 ℃(0堵管)、298.3 ℃(10%堵管)运行条件下，蒸汽出口参数能够满足增容要求，并且蒸汽发生器的运行性能参数(循环倍率)良好。

5 结论

本研究通过对秦一厂蒸汽发生器热工计算，得到如下结论：

1)基于THETA程序，参数优化计算调整后可使SG蒸汽出口参数计算值与现场实测值总体匹配，在此基础上做外推计算；

2)为满足升功率后要求，NSSS功率需提升至1002 MW(相应核功率998.6 MW)；

3)为满足增容后的总要求，0堵管情况下一回路平均温度的调试预期值约为297 ℃，10%堵管情况下一回路平均温度的调试预期值约为298.3 ℃；

4)电厂增容后SG的循环倍率在合理可接受范围。