岭澳核电站给水泵的暂态分析陈梅（岭澳核电有限公司，广东省深圳市，518124）汽动给水泵单泵容量的大出力由65额定出力提高到75额定出力。为此，FRAMATOME公司和ALSTOM公司分别用计算机对给水泵配置方式及动态特性进行了模拟分析，通过迭代计算完成了给水泵暂态分析，验证了岭澳核电站给水调节系统的给水泵容量配置能达到设计要求。
析，以验证LANPS给水调节系统的给水泵容量配置能达到设计要求，并为将来电站的安全运行提供依据。
1数学模型的建立1.1基本定义1.1.1给水泵工作状况定义2台汽动给水泵和1台电动给水泵有以下3种工作状况：（1）第1种工况：2台汽动给水泵运行时，若1台汽动给水栗跳闸，备用电动给水栗能自动启动；（2）第2种工况：2台汽动给水泵运行时，若1台汽动给水栗跳闸，备用的电动给水栗不能自动启动；（3）第3种工况：1台汽动给水泵和1台电动给水泵运行，运行的汽动给水泵跳闸，另一台汽动给水泵不能用。
电力建设初始负荷为80额定负荷；（2）第2种情况：初始负荷为85额定负荷；（3）第3种情况：初始负荷为90额定负荷；（4）第4种情况：初始负荷为95额定负荷。
1.1.2蒸汽发生器水位定义15NR定义为蒸汽发生器低一低水位。
1.2计算模型的假设用计算机对给水泵配置方式及动态特性进行模拟分析、计算时作了如下的假设：（）在某一扰动发生之前，系统处于稳态；（2）给水管道内介质为不可压缩、粘性的单向流；（3）第2、3种工况下，汽机以200/min的速率从初始负荷降至正常负荷的50. 1.数学模型及程序岭澳核电站给水暂态分析以蒸汽发生器为分界点，分别用FLOWMASTER和CATIA2计算程序进行迭代计算。程序根据反应堆堆芯、压力容器、一回路冷热管道、稳压器、蒸汽发生器（一、二回路）、给水泵、给水控制阀、控制与保护系统等模型进行。
分）时，程序较详细地模拟了给水系统。其功能有给水系统水力计算，蒸汽发生器液位调节，管路和加热器等设备的阻力损失计算汽动泵水力计算汽动泵、电动泵转速调节。该程序考虑了以下的模型：（1）给水泵模型。利用水泵生产厂提供的给水泵特性曲线，建立给水泵压力与流量的关系数组，利用二次插值获得中间值。此外还模拟了电动给水泵启动曲线，汽动给水泵、电动给水泵加速到大控制速度的曲线。（）给水控制阀模型。模型中包括给水控制阀流量曲线，给水控制阀阀位对控制信号的小幅变化的动态响应曲线。
用CATIA2程序计算（系统如实线部分）寸，该程序主要包括以下的模型和调节系统：（1）蒸汽发生器模型。采用轴向模型，即蒸汽发生器动态过程的分段模型，可以较好地描述瞬态过程中二次侧液位和压力的演变。（2）堆芯模型。堆芯模型采用点堆动力学模型和集总参数燃料元件传热模型，可以考虑慢化剂密度反应性反馈、Doppler反馈效应、硼的反应性和控制棒反应性。（3）压力容器模型。程序可模拟如所示的反应堆压力容器，包括容器进出口、环形下降段、下腔室、堆芯、堆芯旁通、上腔室和上封头。（4）稳压器模型。稳压器模型包括简化模型、分层液位模型。可模拟电加热系统、喷淋系统、释放阀与安全阀。（5）调节系统。该程序包括的调节系统如下：一回路平均温度调节（RGL系统）反应堆功率调节；稳压器压力调节；汽轮机旁路自锁；温度模式下的旁路控制；蒸汽发生器液位调节。
岭澳核电站给水泵的暂态分析1.4边界条件计算时，将下列情况作为边界条件：（1）蒸汽发生器（简称SG下同）的给水流率（为时间的函数），SG的给水温度（起始值随汽机初始负荷的变化而变化，温度降低率为0.29*C/s）；（2）汽机压力、汽机负荷及主蒸汽流率变化（降负荷曲线）；3）流入再热分离器及其他辅助设备的蒸汽流率设定为常数：Qaux=16.76kg/s+ 77.25kg/s=94.01kg/s；（4）第2种和第3种工况下，除氧器的压力变化；（5）SG压力及流率变化。
2仿真结果分析2.1瞬态过程描述岭澳核电站给水泵的配置方式为2X 75汽泵与1X50电泵。电站正常运行时，投入2台汽动给水泵，电动给水泵作为备用。
当1台运行的给水泵跳闸后，给水流量突然下降，因而给水流量与蒸汽流量出现不匹配，导致SG液位下降。如果备用泵能够启动，可以补偿液位的下降，使系统恢复正常运行，即保证电站可以满负荷运行；如果备用泵不能启动，则给水能力不足，需要采取降低负荷等措施，以避免由于SG过量失水引起低一低水位等信号触发停堆动作。在上述措施都不能避免反应堆停堆的情况下，只有降低反应堆初始运行功率。下面就3种工况下的瞬态过程作详细的描述。
2.1.1第1种工况瞬态过程2台汽动给水泵运行时，若1台汽动给水泵跳闸，备用的电动给水泵能自动启动时瞬态过程如下：（1）1台汽动给水泵跳闸，该泵流量在2s内下降为0；（2）由于给水母管压力降低，延迟2s后，运行的汽动泵加速，其转速接近大转速5358r/min；（）给水流量减少，SG液位下降，主给水阀开度增大；（）电动给水泵启动，SG的失水量约4 300kg（）给水流量上升并超过名义值，SG液位上升，主给水阀开度减小；（6）给水母管压力升高，2台泵转速降低至额定转速；（）二次侧系统恢复稳定运行，各主要参数重返名义值；（8）在整个过程中，SG压力和蒸汽流量变化很小。
该工况下，SG失水量远低于接口控制手册规定的SG大允许失水量13500kg（适用于满负荷工况运行）2.1.2第2种工况瞬态过程闸，备用的电动给水泵不能自动启动时瞬态过程如下：1台汽动给水泵跳闸，该泵流量在2s内下降为0；（2）汽轮机以200/min的速率降负荷至50FP；（）运行的汽动泵的转速加速并达到大值5358r/min；（4）SG液位下降，主给水阀处于全开；（5）汽轮机旁路系统动作；（6）1台汽动泵大出力运行（5额定出力），SG液位的小值达21NR；（）在调节系统的作用下，机组逐渐稳定在50额定功率水平。
该工况下，SG液位的小值为21 NR，高于15NR的SG低一低液位停堆限值。
2.1.3第3种工况瞬态过程1台汽动给水泵和1台电动给水泵运行时，若汽动给水泵跳闸，另一台汽动给水泵不能用时，瞬态过程与第2种工况相近。
为确定该种工况下反应堆不跳堆的初始负荷值，分别模拟了初始负荷为80FP、85FP、90FP、95FP等4种情况下的瞬态过程。SG的低水位，表1蒸汽发生器的低水位初始负荷蒸发器低水位裕量（相对于蒸发器低一低水位）反应堆跳堆由此可见，第3种工况下，反应堆不跳堆的初始负荷值应设定在85FP到90FP之间。
2.2仿真结果2.2.1第1种工况。2台汽动给水泵运行时，若1台汽动给水泵跳闸，备用的电动给水泵能自动启动，此时反应堆不跳闸，并保持满负荷运行。
2.2.2第2种工况。当电动泵不能用，2台运行汽泵中的1台跳闸，2s后，汽轮机以200/min的速率快速降负荷至50FP，此时反应堆不跳闸。
2.2.3第3种工况。当1台电泵和1台汽泵运行时，若汽泵跳闸，初始负荷须在85FP以下才能保证反应堆不因SG水位低一低而跳闸。
给水泵瞬态分析报告表明：在反应堆初始负荷为100FP时，只有当汽动给水泵单泵容量增加到75时，才能使给水泵在双重故障下，SG不会出现低一低水位，从而避免反应堆跳闸。第1 ~3种工况下蒸发器水位与时间的关系如~4所示。
电力建设（d）初始负荷为95铪定负荷第3种工况下蒸汽发生器水位与时间的关系时间/s明2第1种工况下蒸汽发生器水位与时间的关系3结论3.1由于一回路和二回路之间相互影响较小，通过迭代计算，完成给水泵瞬态分析，确定汽动给水泵的容量，为电站的安全运行及控制系统的设计提供依据。事实证明，该研究方法是可行的。
3.2在第2种工况下，汽轮机以200/min的速率降负荷；第3种工况下，一旦备用电动泵不可用，会有报警产生，汽轮机初始负荷降为85FP等。这2种情况下，反应堆不跳闸。
3.3本计算方法有一些不足：由于所有的瞬态过程是米用不同的程序进行迭代计算完成，不能实现闭环计算；对二回路蒸汽管道和联箱的模拟过于简单模拟精度不够；未能模拟由于汽轮机主汽门快速关闭而产生的压力波，即“汽锤”现象；缺少如汽轮机等重要设备的模型（变化过程以降负荷曲线作为边界条件输入）这些对模拟结果的准确性有一定程度的影响。
