主给水流量测量精度及核电站功率提升研究

郭 林，魏华彤，黄树亮，尚雪莲

(中国核电工程有限公司,北京 100840)

0 引言

我国及世界上大部分压水堆核电站的现行设计是参考NRC 10 CFR附录[1]或者RG1.76中的规定。核电站应急堆芯冷却系统(emergency core cooling system,ECCS)安全分析最少要保留2%功率不确定度的分析裕量。因此，必须在大于等于102%的额定功率下执行有关的安全分析[2]。目前，国内核电运行机组的安全分析中，除AP1000机型以外(其使用了超声波流量计设备后降低不确定度至1%)[3]，其他机组的功率不确定度均是按照2%设计考虑的。NRC 10 CFR附录K在2000年10月进行了修订。修订内容中明确允许执照持有者可以在冷却剂丧失事故(loss of coolant accident,LOCA)分析中使用的堆芯功率安全裕量小于2%的不确定度，且必须能确定此不确定度是以实际测量不确定度为依据得出的。故小幅功率提升是通过减少原先2%的功率不确定度裕量，使电厂达到目前额定功率之上的发电功率，从而发出更多的电量，但不影响电厂安全[4]。而附录K的其他要求继续维持了其保守性，因此在万一发生LOCA时仍可确保ECCS的性能有足够的裕量[5]。

1 小幅功率提升的基础

在核电站运行期间，堆芯功率是十分重要的运行参数。若堆芯热功率测量值低于实际值，反应堆将在超设计工况下运行，堆芯存在运行安全隐患；反之，如果堆芯热功率测量值高于实际值，反应堆没有达到其额定运行条件，反应堆释放出的热量以及由此导致的发电量均低于设计值，机组的经济性将受到影响。

目前，世界上大部分压水堆核电站的堆芯功率是由核仪表系统核功率测量中的功率量程量模块测量的。其测量原理主要是通过对反应堆堆外中子通量密度的测量来计算反应堆堆芯的功率。随着堆芯燃耗的加大、燃耗分布的变化，堆外中子通量密度及分布将会发生变化。每次换料后，堆外的中子通量密度与前一燃料循环期间的密度分布也不一样。这会造成核仪表系统测得的反应堆堆芯功率的读数与实际功率经常发生偏差[6]。大部分核电站是在二回路上测量蒸汽发生器给水流量和其他参数，利用试验仪表系统完成整个热平衡计算，从而计算反应堆堆芯功率。其测量结果的精度要比核仪表系统的测量结果高得多[7]。因此，可利用该计算结果对核仪表系统功率量程的参数进行校核，从而保证核仪表系统测量的反应堆堆芯功率数据的正确性。俄罗斯设计的水-水高能反应堆(vodo-vodyanoi Energetichasky reactor,VVER)核电站反应堆功率测量系统包括中子通量测量(neutron flux measurement,NFME)系统和堆内测量系统(incore instrumentation system,ICIS)。反应堆功率计算中使用了四种方法，分别为利用一回路参数计算的反应堆功率N1C、利用蒸汽发生器参数计算的反应堆功率NSG、根据自给能探测器计算的反应堆功率NSPND及根据NFME计算的反应堆功率NNFME。反应堆平均热功率NCORE是利用上述的四种功率通过加权平均来确定的[8]。

主给水流量测量孔板节流装置结构如图1所示。

图1 主给水流量测量孔板节流装置结构示意图 Fig.1 Schematic diagram of main feedwater measurement orifice plates

目前，通过蒸汽发生器热平衡方法计算反应堆堆芯热功率是工程上的常用方法[9]。国际上采用热平衡法测量和计算反应堆热功率的公司有法国电力公司(electricite de franceg，EDF)、美国西屋电气公司(westinghouse electric corporation，WEC)等。我国的M310改进堆型[10]、三代核电华龙一号[11]也是利用试验仪表系统完成整个热平衡试验计算从而获取堆芯热功率的。堆芯热功率的确定是建立在每台蒸汽发生器二次焓平衡的基础上进行的。

以法国电力公司给出的计算分析结果为例，热功率的不确定度有83.18%是由于给水流量测量的不确定度造成的[12]。由此可见，主给水流量测量的不确定度对于热功率计算的重要贡献。故采用更高精度、更高可靠性的主给水流量测量装置进行主给水流量测量，从而减小反应堆功率的计算不确定度、降低与测量相关的不确定度，并在此基础上减少不必要的安全裕度，是核电站功率小幅提升的重要方法，也是小幅功率提升的硬件基础和理论基础。以往项目中使用的主给水测量孔板测量会产生过大的永久压力损失[13-14]。测量装置在长期使用的过程中，随着磨损和环境效应的影响，其测量不确定度还会逐渐变差，且没有有效手段进行补偿和修正[15]。

根据目前华龙一号示范工程中堆芯热平衡计算中不确定度的计算公式，以孔板节流装置测量主给水流量为例进行分析。

主给水流量不确定度与对应堆芯热平衡不确定度之间的对应关系如表1所示。

由表1可以得到以下结论。

①主给水流量测量不确定度的无限提升对降低堆芯热平衡不确定度的贡献越来越小，故无需无限制提升主给水流量测量不确定度；同时，要兼顾设备选型的经济性。

②目前，主给水文丘里管或者特殊标定的孔板的不确定度也能达到0.5%，但是在运行过程中对不确定度的变化无有效监测手段。文丘里管或者特殊标定的孔板，长期运行后由于磨损等问题不确定度将会降低。由于其无自诊断功能，无法实现不确定度变化显示和超差的及时提醒。故选用不确定度低的设备，同时还需要考虑其设备在运行期间的可靠性。

③根据核蒸汽供应系统热平衡试验导则[16]中的附录B不确定计算要求，假设堆芯功率是n个独立变量的函数，功率不确定度可以用标准表示法计算如下:

(1)

式中:W对应Qcore为堆芯功率，其不确定度分解为其中各项独立变量的不确定度平方和后再开方根的可能极限误差的计算。

在本文中，仅仅是把主给水流量测量设备从节流装置孔板更换为超声波流量计，其不确定度计算的差异主要体现在给水流量测量不确定度的计算中。但是由于每个电站的堆型不同，其不确定度涉及到的各项独立变量的不确定度不同，比如蒸汽发生器排污、主泵带来热量、不确定度计算时的功率水平基础等，故最终的堆芯功率测量不确定度也不同。

2 小幅功率提升的实施原则

2.1 给水流量测量技术和功率量测的不准度

详细描述给水流量测量技术针对本电厂的实施细节以及由此带来的功率提升的报告。报告描述应包括以下项目。

①经批准的专题报告，即采用给水流量测量技术的报告。

②应有一个安全监管机构批准过的、采用同样给水测量技术的应用作为参考。

③报告需对专题报告和安全评估(安全评估批准了给水流量测量技术的专题报告)中的内容实施于本电厂的情况进行讨论。

④在实施给水流量测量技术时，安全监管人员指出的标准应加以强调(如安全监管人员对该技术的批准所包含的标准)。

⑤电厂功率测量不确定度的计算报告。报告需明确确定所有相关的参数以及它们各自对功率测量不确定度的影响情况或者贡献。

⑥专门阐述维护标定、控制软件和硬件的配置、执行校正操作、向制造商报告缺陷的程序、接收和解释制造商缺陷报告的程序方面的信息。这些信息是与所有影响热功率计算的仪表有关的标定和维护程序。

⑦建议的仪表允许停用时间(指在不确定度超标时到电厂必须要采取后续措施的时间)，以及选择该时间的技术基础。

⑧如果超出允许的停用时间，建议采取降低功率等级的措施，并对建议运行在较低功率等级的技术基础的讨论。

2.2 运行事故和瞬态分析

对电厂更新的最终安全分析报告(final safety analysis report,FSAR)中(针对华龙一号为第15 章节)包含的瞬态和事故分析加以阐述；此外，还要阐述为促进电厂获得许可而要求申请者提交的其他分析报告(即放射性影响、自然循环冷却、安全壳性能、未能紧急停堆的预期瞬态、全厂失电、确定环境参数所需的分析、安全停堆火灾分析、乏燃料池冷却、水淹等)。

①确定瞬态或事故状态分析。

②确认并明确描述申请提升的功率等级仍然在该电厂已有的分析范围内；分析是根据安全监管批准，或是采用安全监管已经批准的方法或步骤得出的。

③确认边界事件的确定仍然有效，功率提升未导致超出之前界定的边界事件。

④提供上述第②项提及的安全监管批准过的文件参考。

2.3 功率提升补充运行事故和瞬态分析

这部分涵盖了电厂 FSAR 中(针对华龙一号是第15 章节)包含的瞬态和事故分析，以及为促进电厂获得许可而要求申请者提交的其他分析报告(即放射性影响、自然循环冷却、安全壳性能、未能紧急停堆的预期瞬态、全厂失电、确定环境资质参数所需的分析、安全停堆火灾分析、乏燃料池冷却、水淹等)。

安全监管批准的该电厂换料方法中包括的分析，对执照申请者有以下要求。

①明确该分析包含的瞬态/事故。

②在执行功率提升之前，提供一个明确的重新分析瞬态/事故的保证，且必须与换料方法保持一致。

③在提升的功率等级运行前，如果按照10CFR50.59标准规定，认为有必要经过安全监管审核的话，需明确保证，提交分析报告供安全监管审核。

④提供一个安全监管批准过的电厂换料方法的参考。

对于电厂换料方法中没有涵盖的相关分析，申照者应为每个分析提供一份详细的讨论。讨论项目如下。

①明确该分析包含的瞬态/事故。

②明确重要的分析输入项和假设项(包括它们的值)，并明确标出由于功率提升导致改变的值。

③确认事件界限的确定对受分析的瞬态或事故仍然有效。

④确定用于进行分析的方法，并对这些方法中的任何改变加以描述。

⑤提供第④条中安全监管批准的方法的参考。

⑥确认采用的分析遵照了安全监管批准的所有限制和约束。

⑦描述事件的次序，并确定那些可能因为功率提升而发生改变的次序。

⑧描述和证明所选的单一故障的假设。

⑨提供重要参数的数据表，并明确确定由于实施功率提升可能造成改变的参数。

⑩对支持功率提升分析所需的设备能力的任何改变加以讨论。例如：水供应容量、阀门泄放能力、水泵的泵出流速、最大压头、要求的和可用的净正吸上压头/汽蚀余量(net positive suction head,NPSH)，以及阀门密封能力等。

2.4 机械/结构/材料部件的完整性和设计

本节分析功率提升对电厂主要部件结构完整性的影响。对于现有分析范围内的部件，讨论应包括2.2节中的信息。分析应阐明部件:反应堆压力容器、喷嘴和支撑件；堆芯支撑结构和压力容器内部构件；控制棒驱动机构；核蒸汽供应系统(nuclear steam supply system,NSSS)管路、管路支撑件、分支喷管；NSSS 支持系统、安全相关冷却水系统及安全壳系统；蒸汽发生器接管、二次侧内部支撑结构、外壳和喷管；堆芯冷却泵；稳压器外壳、喷管和脉动管线；安全相关的阀门在应力；累计使用系数；流体产生的振动；温度的变化(功率提升前后)；压力的变化(功率提升前后)；流速的变化(功率提升前后)；高能管线破裂的位置；喷射冲击和推力等方面在功率提升下造成任何变化的评估。

2.5 电气设备设计

对于在已有分析范围内的设备，分析原则应覆盖第2.2节中的信息。对于不在已有分析范围内的设备，需要进行详细的讨论，明确其与功率提升相关的变化及相应的评估。具体地，该讨论应说明:①应急柴油发电机；②全厂失电设备；③电气设备的鉴定；④电网稳定性等方面。

2.6 系统设计

功率提升对电厂主系统影响分析原则，对于已有分析范围内的系统，讨论应覆盖第2.2节中的信息。对于不在已有分析范围内的系统，需要进行详细的讨论，明确其与功率提升有关的变化及相应的评估。具体地，该讨论应说明:①核电站的 NSSS 接口系统(例如，主蒸汽、蒸汽排放、凝结、给水、辅助/应急给水)，如适用；②安全壳系统；③安全相关的冷却水系统；④乏燃料池存储和冷却系统；⑤放射性废水系统；⑥专设安全设施(engineered safety feature,ESF)加热、通风以及空调系统。

2.7 技术规范、保护系统设置及应急系统设置的改变

功率提升针对的电厂的技术规范、保护系统的设置和/或应急系统设置的改变的分析原则:①改变的描述；②受这些改变的影响和/或证实改变的有关分析的确认；③这些改变的验证，包括第2.3节讨论的信息，任何证实改变或受其影响的有关分析的验证。

2.8 其他

其他小幅功率提升的实施原则如下。明确并评估操纵员与功率提升密切相关的行为动作，包括功率提升对操纵员可用操作时间的任何影响的声明。确认在电厂运行的以下几个方面，执照申请者已经明确了与所申请的功率提升相关的所有修改，对于保证操纵员行为动作的改变不会对纵深防御或安全裕度产生负面影响:①紧急和异常规程；②控制室的控制、显示(包括安全参数显示系统)和报警；③模拟机；④操纵员培训大纲。

3 经济效益

以表1中华龙一号项目的计算为例，具体阐述本文研究带来的经济性。由于各个核电站的最终功率提升需要以实际计算不确定度为准，且影响的因素较多，为使得计算结果具有一定参考性，保守估计提升的热功率转换成对应的电功率为1.0个百分点。根据华龙项目单台机组1 000 MW的功率计算，按照7 000 h的年利用小时数，可以得出单台机组年增加发电量为1.0%×1 000 WM×7 000 h=70 000 MWh。上网电价按照0.4元/kWh计算，即400元/MWh。由此可以得出单台机组年增收益额为:70 000 MWh×400元/MWh=2 800万元。

4 结论

发展核电是我国能源战略的重要组成部分。开展核电站功率提升的相关研究，掌握功率提升方法，增加核电机组出力，可以为核电机组的设计优化和核电技术自主创新奠定基础，从而充分发展核电优势，提高核电的竞争力。当前，我国主要仍处于核电建设大国的情况下，但在在役核电改造或者拟建设核电站中的小幅功率提升实施方面，还存在一些现实困难和推动力问题。因此，做好相关的技术研究和技术储备是非常必要的。国外一些核电站发电能力提升的成功经验，为我国核电站的改造或者优化提供了很好的借鉴。对此，应该充分借鉴国际成功经验并吸取失败教训，自主掌握核电站功率提升技术，使得我国从“核电大国”变成“核电强国”。

本文阐述了小幅功率提升的原因背景、理论基础、堆芯功率提升实施原则等内容，充分说明在我国在役核电站的小幅功率提升改造或者新建电站直接运用都是理论可行的。在对核电经济性要求逐步提高的社会背景下，建议在后续新建核电站设计中直接实施小幅功率提升，以提高核电的发电经济性，同时在役电站的延寿中考虑功率提升技术的应用。