朱达睿，李豪杰

（中国核电工程有限公司，浙江 嘉兴 314300）

核电机组在正常运行期间二回路通过汽轮机做功实现一回路热量的持续导出。当二回路无法向汽轮机做功时，通过向环境排放蒸汽来降低一回路温度，此时需要持续向蒸汽发生器注水，以保证设备安全。在超基准事故二回路丧失补水的情况下，一回路热量无法有效排出，导致重要设备受损甚至放射性物质外泄。作为ACP1000非能动安全系统的一部分，二回路非能动余热排出系统（PRS）便是为应对上述工况而设计，系统通过闭式循环实现在持续放热的同时维持蒸汽发生器的水装量，有效提高了机组安全性。由于该系统的运行不需要外部动力，通过介质的物理特性可自持运行，有较高的可靠性。

1 试验介绍

二回路非能动自然循环试验作为PRS系统的功能试验，其目的为验证PRS系统是否能够发挥设计换热功能。为降低试验风险，减小试验对机组的影响，自然循环试验选择在非核条件下执行。由于试验要求一回路能持续、稳定地向二回路传热，试验安排在机组热态性能试验期间的热停堆平台开展。

1.1 试验方案介绍

本试验采用手动开启凝水管线电动隔离阀的方式投运PRS系统，进行自然循环能力验证。为匹配热试期间一回路向二回路的传热量及避免一回路降温速率过快，选取一条沿程阻力最大的环路进行试验。为简化热量计算，提高换热量计算准确性，自然循环试验期间通过停止二回路的一切补水及蒸汽排放来屏蔽外部扰动。试验实施方案如下：①将机组控制在标准热停堆状态且3台主泵持续运行；②热阱初始温度为环境温度；③蒸汽排放阀自动控制在关闭状态，且在不超过安全阀动作定值的情况下尽可能调高所设定的压力；④屏蔽二回路余热排出系统的自动启动信号，并采用物理手段避免PRS系统向蒸汽发生器意外补水；⑤终止蒸汽发生器排污及蒸汽发生器补水；⑥开启PRS系统一列中的单个凝水管线隔离阀，投运PRS系统进行自然循环；⑦调节一回路上充、下泄流量，维持一回路水装量；⑧当一回路平均温度降低到一定限值时关闭凝水管线隔离阀，停止PRS自然循环。

1.2 试验风险控制分析

由于本试验的试验机理为利用介质的重位压差和蒸汽冷却收缩产生的抽吸现象实现连续自然循环，试验期间不能人工干预循环进程，对机组一回路和二回路均具有一定风险。下面将对自然循环试验存在的重大风险及相应的管控措施进行介绍。

1.2.1 一回路压力上升，有安全阀动作风险

风险成因：二回路正常热量导出方式丧失，试验初期PRS导热量小于一回路产热，若此时稳压器水位上升，将导致一回路压力升高，可能导致稳压器安全阀动作。

管控措施：密切监视一回路压力，试验过程中应控制一回路温度稳定，从而控制稳压器水位稳定，避免由于稳压器水位变化引起压力变化。适当地通过电加热器、稳压器来控制稳压器水位，从而控制压力，使一回路压力平稳。

1.2.2 蒸汽发生器液位波动

风险成因：由于PRS系统导热相对滞后，蒸汽发生器压力会先上升，然后下降。若蒸汽发生器压力达到大气释放阀设定值时，排出大量蒸汽导致水位降低。

管控措施：试验前分析蒸汽发生器安全水位，试验期间尽可能缩短PRS系统的投入时间。若蒸汽发生器液位接近低液位，终止试验并手动干预蒸汽发生器液位。

1.2.3 稳压器液位降低，导致加热器烧毁

风险成因：由于试验期间一回路温度参数持续降低，一回路介质体积收缩，导致稳压器液位降低。

管控措施：密切关注稳压器水位，通过调节上充、下泄流量维持稳压器水位稳定。

2 试验结果分析

将自然循环试验计划通过试验得出的PRS系统换热量曲线与设计计算得出的最小换热量曲线进行比对来判断试验是否合格。

2.1 换热量趋势分析

从自然循环流量变化角度可将试验分为2个阶段：①PRS凝水管线隔离阀开启至自然循环完全建立；②自然循环完全建立至试验终止。

通过前期热工模拟计算结果可知，PRS自然循环流量从零迅速增大到极大值，在极大值稳定一段时间后开始缓慢减小；蒸汽发生器压力在自然循环完全建立前有一定的上升，在自然循环建立后迅速下降但在后期下降趋势变缓；凝水温度在自然循环完全建立前从室温升至130℃左右，并在后续换热期间温度基本保持稳定[1]；由于蒸汽发生器产汽为饱和蒸汽，当蒸汽压力下降时，蒸汽饱和温度也同步下降。基于上述4项参数的变化趋势可得出以下结论：①在第一阶段，PRS系统的放热量持续增大，且变化速度较快；②在第二阶段，PRS系统的放热量缓慢减小，并在换热后期趋于稳定。

2.2 试验数据偏差原因及对试验结果的影响

本试验的试验数据偏差主要受蒸汽品质的影响，具体可分为以下2个方面。

2.2.1 由蒸汽湿度引入的计算偏差

核电厂蒸汽发生器产生的蒸汽为欠饱和蒸汽，由于现场无法实际测量蒸汽湿度，只能用设计要求的蒸汽发生器出口处的蒸汽湿度（0.25%）来代入计算流体焓值，公式如下：

本试验初始时一回路平均温度为2ΧΧ.Χ℃，终止条件为一回路平均温度降低2Χ℃，对应蒸汽饱和压力分别为7.ΧΧΧ MPa.a 和5.ΧΧΧ MPa.a。蒸汽从蒸汽发生器引入PRS换热器这段管道还存在冷凝，蒸汽进入PRS换热器时其湿度应大于蒸汽发生器出口处的蒸汽湿度。由图1可以看出，蒸汽品质不同，在各个压力平台下欠饱和蒸汽和饱和蒸汽的焓差在压力降低的过程中逐渐变大，且伴随着蒸汽湿度的增大，焓差进一步变大。这一现象将导致试验数据在计算过程中由于缺少蒸汽湿度的实际数值而使得换热量计算值与实际值发生偏差。鉴于蒸汽焓值均在2 750 kJ/kg以上，在蒸汽湿度较低的条件下，该项偏差对试验结果的影响较小（量级为 10-3）。

图1 不同湿度条件下蒸汽与饱和蒸汽焓差

2.2.2 与饱和蒸汽参数不一致引入的偏差

在电厂实际运行期间，湿蒸汽温度并非所在压力下的饱和蒸汽温度。在焓值计算过程中，这种温度和压力不对应的现象也会导致换热量计算值与实际值发生偏差。本试验计划通过采用压力对应的饱和蒸汽焓值与压力、温度对应的非饱和水焓值相结合的方式来作为流体焓值代入计算，使计算换热量更贴近实际换热量。

3 结论

本文对PRS系统自然循环试验的试验方法进行了介绍，分析了可能产生严重试验风险的成因并提出了相应的管控措施。针对试验结果进行了定性分析并讨论了蒸汽品质和现场实际参数与理想状态的偏差这两方面对试验结果的影响。