30万kW核电机组长期低功率运行的风险分析及应对

惠 刚

(中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300)

电网日负荷存在很大的谷峰特点, 季节性负荷也存在着较大变化，特别是电网大幅的调峰或潮流优化总是要有大量的机组参与降负荷，这从技术上要求并网运行的各个发电机组都要有一定的跟踪负荷的性能，随着大型压水堆核电机组逐渐成为电网的主力机组, 电网对核电机组的要求增加，机组日常和节假日期间调峰降功率运行将成为常态。其次, 随着风电、光伏发电等可再生能源在电网中的并网容量增长迅速，各种电源间的联合运行和协调控制成为现代电网运行中的关键问题，参与调峰也变成了发电市场商业化竞争的要求。从概率安全分析角度来看长期非满功率运行是一个比较合适的方案。

1 堆芯运行安全的分析

1.1 堆芯参数的变化

秦一厂30万kW机组于2020 年1月28日至2月26日，降功率至200 MW功率运行，但第二十燃料循环换料设计并未考虑机组长期低功率运行的情况，通过对本次长期低功率运行后的轴向功率分布、慢化剂温度系数、控制棒价值和停堆裕量等参数变化进行分析，可评估本次长时间低功率运行对机组后续运行的影响。

采用实际跟踪将功率运行(降功率工况)和假设不降功率运行(不降功率工况)两种工况进行对比分析。降功率工况按照运行报表跟踪实际运行历史，不降功率工况时假设1月28日至2月26日期间运行的功率水平为0.975，T4 棒组位于250步，其余运行历史与降功率工况保持一致。为计算分析降功率对主要参数的影响，分析时共选取四个燃耗点，分别为恢复到满功率的燃耗点3210 MWd/tU、3500 MWd/tU、4000 MWd/tU 和5000 MWd/tU，计算分析时，功率水平为0.975，棒位为T4棒组位于250步，具体数据见表1～表5。

表1 降功率对AO的影响Table 1 The effect of power reduction on AO

表2 降功率对MTC的影响Table 2 The effect of power reduction on MTC

表3 降功率对HZP工况下控制棒积分价值的影响Table 3 The effect of power reduction on the integral value of the control rod under HZP condition

表4 降功率对HFP工况下控制棒积分价值的影响Table 4 The effect of power reduction on the integral value of the control rod under HFP condition

表5 降功率对停堆裕量的影响Table 5 The effect of power reduction on the shutdown margin

1)轴向功率偏移AO均在技术规格书范围内(技术规格书规定轴向通量偏差的指示值必须保持在通量偏差目标值的±5%的目标带内)。但由于控制棒插入导致的燃耗阴影效应，降功率运行期间，堆芯上部燃耗相对较少，导致恢复功率后堆芯功率偏移AO偏正约+1%；

2)表2至表4分别给出了降功率对MTC、控制棒价值的影响，计算结果显示，本次降功率运行(约15 EFPD)对相关参数的影响不大；在恢复至约满功率运行的前期，上述参数的差异相对较大，随着堆芯的运行和组件燃耗的反馈效应，差异逐渐减小；

3)在低功率运行时，控制棒插入的深度较满功率时更深，可能造成寿期内控制棒的价值减小，这对反应堆的停堆裕量是不利的；另一方面，在同样燃耗水平下，主系统硼浓度相对于满功率运行时较高，这对于反应堆的停堆裕量是有利的。上述两因素将导致在低功率运行时反应堆停堆裕量的变化。从表1中可以看出降功率运行工况下的停堆裕量不仅满足秦山核电厂技术规格书要求的停堆深度-2000 pcm，也满足SLB事故安全评价的要求。[1,2]

通过对实际工况参数和假设工况参数的比较，持续时间15 EFPD的低功率运行对主调节棒价值和慢化剂温度系数等运行参数的影响较小，不会对机组的运行安全产生影响。由于功率水平的降低，慢化剂温度的降低引入了正反应性，因此，循环长度有较大幅度增加，可能导致燃耗超限。如需更长时间运行，可能需要重新计算核实大修开始时间。

1.2 保护系统整定值的分析与应对

堆芯核功率的降低通常提高了运行的安全裕量, 燃料棒热流密度的降低使各点的偏离泡核沸腾比DNBR增大, 在各种事故瞬态(给水丧失、弹棒、全厂停电、冷却剂流失等)下堆芯偏于安全。低负荷下堆芯上部冷却剂温度低, 过冷度增大, 将使堆芯上部DNBR明显增大, 有利于燃料包壳安全；堆芯冷却剂的进出口温差降低, 则堆内构件的热应力也将减小；因冷却剂温度系数为负值,堆芯上下冷却剂温差的减小使功率峰上移, 也意味着功率的轴向分布趋向平坦，这些对堆芯安全都是十分有利的。

但满功率与非满功率时机组效率不一样，低功率Runback(汽轮机快速减负荷)保护可能拒动。降负荷至200 MW时，汽轮机功率与实测核功率偏差超过4%，汽轮机功率大于存储核功率3%与核功率高负变化率产生的Runback保护信号偏离设计值。

为了确保这一保护参数功能正常，需要在机组燃料循环中执行《反应堆保护系统汽轮机功率信号与核功率信号归一化试验》，对汽轮机功率信号和核功率信号进行检查和跟踪记录，必要时对汽轮机功率信号和核功率信号进行归一化调整。

目前归一化试验参数设置如下：使用归一化参数满足汽轮机功率×K-b-实测核功率<-1或汽轮机功率×K-b-实测核功率>1。归一化试验设置为K赋值，b赋值为0。以实际满功率运行中机功率100%，核功率98%为例，K值设置为0.98。低功率运行时，由于机组效率降低，核功率下降的幅度会小于机功率下降幅度。若此时仍采用满功率时的归一化参数，会造成保护系统内的参数设定值(汽轮机功率×K-b-实测核功率)为一个负数，要达到汽轮机功率大于存储核功率3%的设定值，则需要核功率下降幅度远超3%，此时如果发生落棒的价值较小或滑棒，runback可能不动作或动作后不能使汽轮机功率匹配核功率，导致保护可靠性降低。

根据《秦一厂降负荷调峰运行规程》，若降负荷调峰超过十天，则需安排物理人员进行机组热平衡试验，根据热平衡试验的结果，当汽轮机功率与核功率的参数偏差超过规程值时，安排进行归一化试验。

1.3 芯块与包壳相互作用(PCI)的分析与应对

芯块与包壳的相互作用(PCI)包括芯块与包壳机械相互作用(PCMI)和芯块与包壳化学相互作用(PCCI)。锆包壳管在堆内受力，应力主要来源于芯块的变形。当燃耗达到一定值后芯块与包壳贴紧，在反应堆功率循环和功率剧增时，芯块畸变使包壳受到很大的应力，包括包壳管轴向拉应力和切向拉应力，造成燃料棒轴向变形和形成环脊；在高燃耗下，燃料棒内侵蚀性裂变产物如碘、铯、镉、碲等浓度增加会造成应力腐蚀开裂。

燃料芯块在堆芯运行后, 很快因热应力产生裂纹, 继而因辐照密实、后又肿胀。当芯块与包壳接触以后, 如果堆功率提升快且幅度大, 包壳局部可能产生过应力和过应变。因为芯块与包壳的热膨胀不同, 芯块膨胀得更大,包壳受到拉应力。同时, 裂变产物碘可使包壳内壁某些点萌生微裂纹, 在过大的拉应力下这种裂纹会扩展, 可贯穿管壁形成破口。若堆功率大幅下降,则同样因热膨胀不同, 芯块和包壳的间隙又会出现, 运行一段时间之后间隙又闭合, 这时快速提升功率且超过原负荷值时, 包壳更易破裂, 特别是在高燃耗下包壳延展性明显降低时。

为了减轻上述应力集中现象，必须对升功率的速率予以限制。30万kW机组技术规格书中未对升负荷速率有明确要求，只在换料启动阶段规程《核电厂启动——从冷停堆至100%额定功率》及《秦山核电厂运行注意事项及定值》中对反应堆换料后的首次提升反应堆功率有明确要求,功率上升率不超过3%Pn/h(20%Pn以下不受限制)。当反应堆在某一高于20%Pn的功率平台上稳定运行累计时间超过72 h，即可解除此功率及以下平台的升负荷速率限制，但为了防止PCI，功率线性变化速率每分钟不得超过额定功率的3%(3%Pn/min)。

2 二回路系统的运行风险及干预

根据电厂调节系统静态特性曲线，二回路适当提高蒸汽压力和温度, 通过节流减小蒸汽流量的办法降低汽轮机功率。在低负荷下常规岛各主要设备, 如汽轮机、发电机、励磁机、主变、厂用变、高低压加热器以及各泵与电动机等负载降低，实际运行中30万kW机组主要设备在低功率下的运行都在正常区间。

2.1 二回路汽水平衡

机组降至210 We左右，汽轮机功率低于60%，“汽轮机功率≥60%”指示灯由亮变灭，除氧器水位调节方式由三冲量切换至单冲量调节，直接由凝结水流量控制除氧给水箱水位，控制精度相较三冲调节较低。

在保证凝结水和主给水流量平衡的情况下，凝结水再循环阀开度增大，通过再循环阀直接进入凝汽器热阱的流量变大。常规岛设备更新及汽轮机改造后机组最小出力修改为220 MWe，汽轮机抽汽压力发生变化(尤其是四级抽汽压力上升导致除氧器压力上升)。机组200 MW时，3号高加疏水无法完全通过正常疏水阀疏水至除氧器(208 MW以上后急疏才能全关)。降低功率至220 MW以下，3号高加紧急疏水阀会自动打开至一定开度， 3号高加向除氧器和扩容器长时间同时疏水。

同样随着抽汽压力的下降，将导致1号低加汽侧压力降低，同样的阀门开度下1号低加正常疏水流量会降低，1号低加正常疏水阀会自动增加开度，同时在降功率期间1号低加水位会波动较长时间，紧急疏水阀可能会打开疏水。

为确保二回路汽水平衡，在机功率降至200 MW时，需确认三冲量操作器输出值自动跟踪单冲量的输出，保证除氧器水位稳定。加强对加热器水位和正常、紧急疏水阀门的监视，确认自动液位控制正常(机功率200 MW时3号高加紧急疏水阀约10%，1号低加正常疏水阀约80%)。在进行日常凝结水泵、凝结水升压泵切换时，需要及时对凝结水再循环阀的开度进行调节，防止管道超压。

2.2 化学控制

蒸汽发生器传热管破裂是压水堆核电站频发的事故，各国在蒸汽发生器设计、制造方面采取预防应力腐蚀破裂的措施的同时，在运行管理上，严格控制和管理二回路水质，往往是防止破裂的最重要措施。汽/水集中取样和监测系统的功能是对常规岛系统的凝结水、给水、排污水和蒸汽等样品经冷却后进行连续和定期监测，以保证对二回路汽/水系统实施化学控制。

降低功率运行后，给水和蒸汽流量减少，而经过化水处理的凝结水流量仍未减少。由于各系统的化学加药量是根据取样分析结果来进行调整的，因此将导致化水的加药方式调节存在延后性而过量加药。 同时因为蒸汽流量减少，循环水流量未变，凝节水温度降低，可能导致凝结水氧含量升高。

需加强水质监视，及时调整加药量，重点关注MSR疏水阳电导，蒸汽发生器排污阳电导，如有上涨趋势及时联系化学部门作出分析计算。并通过调整凝结水旁通流量、切换凝水混床使得二回路水质恢复正常范围。

2.3 发电机相关设备

冬季降低功率运行，因主变负荷降低，变压器产生的热量较少，油温较低。此时若处于冬季，室外温度过低，主变冷却器的正常运行方式(两台主变冷却器运行)无法保证主变温度在40 ℃以上，冬天最低主变油温约32 ℃，比冬季满功率运行时的油温要低接近20 ℃。变压器油温过低，由于密封垫圈热涨冷缩，容易导致变压器相关连接部位渗油。

降低功率运行时，发电机负荷较低，产生的热量低于满功率时，发电机风冷、转子冷却水、定子冷却水的热负荷降低，水温及出口风温下降。巡检时需关注转子冷却水、定子冷却水、发电机风温参数，通过调节定子水冷却器、转子水冷却器、发电机空冷器的投运数量来保持在规程要求的范围内，保证发电机良好的工作条件。

3 结束语

通过对30万kW机组为期一个月低功率运行的堆芯数据的分析、二回路设备运行状况及参数的对比，在低功率下30万kW机组能够保持安全运行，并对低功率运行后恢复满功率运行的参数影响较小，由于功率水平的降低，慢化剂温度的降低引入了正反应性，如需更长时间运行，可能影响循环燃耗，需要重新计算核实大修开始时间。

为了对长期低功率运行提供质量和安全保证，还需要进行更多的专业分析论证，论证应包络或涉及的事故范围、主要关注的关键安全参数和运行控制要求，对燃料棒PCI 行为进行了计算和分析,对最大允许低功率运行天数进行限制。