CN114420332A - Ap1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略 - Google Patents

Abstract

本发明提供了AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，针对AP1000核电机组独有的启动及除氧特点，确定了一回路RCS除氧与稳压器除氧策略及时间控制，添加联氨的数量和时机，对RCS真空充注、动静态排气、对稳压器除氧、建汽腔、主泵启动、RCS除氧等多个环节的逻辑关系进行融合优化以缩短启动时间，减少放射性废水量的排放，最终制定了AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，形成了机组大修后一回路启动及除氧的标准流程，即采用稳压器建立汽腔后启动主泵的方式。

Description

AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略

技术领域

本发明涉及冷却剂除氧技术领域，具体涉及AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略。

背景技术

对于传统压水堆核电机组，往往具有通用的启动及除氧过程。压水堆核电机组的启动和除氧过程，指压水堆核电机组的启动阶段，在反应堆主冷却剂系统(RCS)完成在线并充水到水实体状态、RCS封闭的初始状态下，开始升温为起点，到RCS除氧合格升温到121℃以上为终点的整个运行过程，其主要流程及节点如下：

1)主系统在线完成，启动化学与容积控制系统(CVS)进行RCS静态充水到水实体状态；

2)利用CVS上充下泄为RCS进行水实体升压和静态排气，需要注意由于水的不可压缩性，水实体时需要投入低温超压保护以防止系统超压，另外静态排气要对系统多个局部高点进行排气以确保排气充分；

3)RCS压力满足主泵启动净正吸入压头(NPSH)要求，一般在2.1MPa至2.6MPa之间，点动主泵动态排气；

4)升压至RCS压力满足NPSH要求后启动主泵，如果之前的静、动态排气未充分完成，将可能导致主泵启动后系统压力下降到NPSH要求以下；

5)调节余热排出系统(RNS)的冷却速率，利用主泵循环加热和堆芯衰变热使RCS升温，RCS温度升至60℃以上时，等待汽腔建成再继续升温；

6)RCS升温同时关闭稳压器喷淋，全投稳压器电加热器升温，在70℃以上向稳压器加入联氨进行除氧；

7)稳压器电加热器加快升温，温度高有利于提高除氧效果，加快除氧进程，但在稳压器除氧合格(氧含量降到100ppb以下)之前，稳压器温度不能超过121℃；

8)稳压器除氧合格后，继续对稳压器升温建立汽腔，期间需要通过CVS下泄排出稳压器中主冷却剂。RCS在温度升到70℃以后加药除氧，边升温边除氧，在除氧合格前温度不高于121℃；

9)RCS继续升温除氧，温度越高除氧效率越高，但需要注意：a)93℃时需要进行机组模式转换，必须确认条件完全满足技术规格书要求才能继续升温进行机组模式转换；b)配合稳压器升温建汽腔，保证稳压器与RCS热腿温差不超过178℃；c)RCS除氧合格(氧含量降到100ppb以下)以后，RCS才能升温到121℃以上；

10)RCS除氧合格，RCS升温到121℃以上，启动及除氧过程结束。

AP1000系列核电机组采用非能动安全系统的设计理念，大大减少了电站泵、管道、阀门、风机等设备，降低了核电厂系统的复杂性，因此与二代及二代加压水堆核电站存在诸多不同点，所以在机组的启动及除氧过程中，方式和特点差别较大，这些特点、差异及其带来的影响使得AP1000系列核电机组的启动及除氧具有如下特点：

1)AP1000核电机组对RCS系统里的气体有严格限制，系统里如果有不凝结性气体，不仅在机组正常运行时可能造成腐蚀、影响堆芯传热，而且会严重影响自然循环，而自然循环是AP1000核电机组事故情况下非能动安全设施的主要运行方式。AP1000核电机组的反应堆主冷却剂系统(RCS)与专设安全系统(PXS)主要设备，包括蒸汽发生器(SG)传热管、堆芯补水箱(CMT)、非能动余热排出热交换器(PRHR)的进出口管线均接在RCS的热腿和冷腿上，为最大限度排出系统里的空气，采取了半管运行模式下对RCS抽真空，然后再进行充注，在充注完成后再进行加压排气；

2)屏蔽泵的设计，简化了主冷却剂系统，其本身不再需要连续的轴封冷却水，但增加了定子屏蔽套，一方面仍然需要设备冷却水为定子屏蔽套提供冷却；另一方面设计上不允许定子腔室压力超过冷却剂侧压力6.9KPa，否则可能损坏定子屏蔽套；所以，当开始RCS抽真空充注之前，必须先将定子腔室抽成真空，并在RCS抽真空充注期间始终维持定子腔室的真空大于RCS侧真空，一直到RCS充注完成破坏真空后才能开始往定子腔室充氮气；

3)化容系统的净化模块布置在安全壳内，由主泵提供净化驱动压头，由于屏蔽式主泵无连续轴封注水的需求，所以化容系统设计是间断运行；同时CVS设计无容控箱，也无硼回收系统，放射性废液系统(WLS)的排出流暂存箱(EHT)连通大气非封闭设计，这些设计特点产生了如下问题：a)机组启动阶段，在水实体工况下系统升压及维持压力均需要化容系统运行且上充和下泄配合，但由于CVS系统无法建立闭式循环，将产生大量放射性废水；b)机组启动阶段，RCS除氧运行时，因尚在水实体工况下，系统压力同样需要CVS系统上充和下泄来控制，但由于CVS系统无法建立闭式循环，下泄的介质为含氧量小且持续下降的冷却剂，而上充的含氧量较高的含硼水，大大延长了除氧时间；c)机组下行停运阶段，因需要除去主系统里氢气时，受制于无容控箱、稳压器顶部排气阀门开启次数受限、放射性废气系统(WGS)容量较小等原因，导致除氢在机组进入模式4后仍然需要占用主线六七十小时，大大拉长了大修工期；

4)在机组启动过程中存在以下几个因素之间相互约束：a)水实体运行情况下，反应堆冷却剂系统平均温度大于71℃时，至少有一台主泵在运行；b)为保证主泵的净正吸入压头(NPSH)，启动主泵前要求RCS压力维持在2.1-2.6MPa；c)水实体启主泵时，需要CVS泵持续运行，上充和下泄配合进行RCS升压并维持压力；在调试及启动阶段，堆芯无衰变热或低衰变热，不会产生放射性废水，但RCS升温只能依靠主泵运行；在换料大修后启动时，堆芯衰变热可以对RCS升温，但CVS非封闭运行会产生大量放射性废水；d)建汽腔启主泵时，无需CVS系统配合运行；在调试及启动阶段，堆芯无衰变热或低衰变热，RCS升温只能依靠主泵运行，在主泵启动前无法建立汽腔；在换料大修后启动时，堆芯衰变热可以对RCS升温，因为无需CVS配合运行，不会产生大量放射性废水；

5)AP1000核电机组主泵是变频泵，将50Hz，10kV的输入电源转换为60Hz，6.9kV输出电源，使主泵在启动阶段可以在3-60Hz范围内变速运行，设计有0、23.6％、50％、88％、100％共5个转速平台。在机组启动阶段的水实体工况下，一般要对主泵进行两轮23.6％转速点动及静态排气，再升速到50％转速完成一轮点动及静态排气。RCS升温阶段主泵运行在50％速度平台下升温速率约3.3-5.0℃/h，主泵运行在88％速度平台下升温速率约27.8℃/h，但只有当RCS的总含气量小于119cc/kg时，主泵转速才能大于50％。

由以上描述不难得出，AP1000核电机组的启动及除氧过程有着类似传统压水堆电站的过程，但存在独有的显著特点，包括抽真空充注、可以采用水实体启主泵和建汽腔启主泵不同的方式等。因此，对于AP1000核电机组而言，独特的设计与运行启动方式，决定了其无法完全照搬国内外核电站的已有经验，需要结合机组的技术特点进行探索、总结和研究提炼，其中机组一回路(反应堆冷却剂系统，简称RCS系统)启动阶段抽真空充注—主泵启动—一回路除氧这一阶段一般耗费超过40小时，存在较大的优化空间。

为此，需要根据AP1000非能动安全系统和变频屏蔽主泵的特点，设计考虑水实体启动主泵、建汽腔启动主泵两种不同方式。在机组启动阶段，首先在热腿半管运行时对RCS抽真空，再进行RCS充注，满水后破坏真空，接着采取水实体或者建汽腔后二者选一的方式启动主泵，在不同温度平台先后完成稳压器和RCS的除氧，才能将RCS温度升高到121℃以上。这个过程逻辑复杂，制约因素较多，为此需要结合机组的技术特点进行探索、总结和研究提炼，总结两台AP1000核电机组在热态功能试验(无放射性、无衰变热)、启动阶段(有放射性、低衰变热)等不同工况下的多次实践经验，提炼出一套针对后续循环(有放射性、高衰变热)的标准的一回路启动及除氧策略，以形成标准化的大修后机组启动及除氧流程，在确保安全的前提下，缩短机组启动时间和大修工期，同时尽量减少放射性废水排放。

发明内容

鉴于现有技术中存在的问题，本发明提供了AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，针对AP1000核电机组独有的启动及除氧特点，确定了一回路RCS除氧与稳压器除氧策略及时间控制，添加联氨的数量和时机，对RCS真空充注、动静态排气、对稳压器除氧、建汽腔、主泵启动、RCS除氧等多个环节的逻辑关系进行融合优化以缩短启动时间，减少放射性废水量的排放，最终制定了AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，形成了机组大修后一回路启动及除氧的标准流程，即采用稳压器建立汽腔后启动主泵的方式。

为达此目的，本发明采用以下技术方案：

本发明的目的在于提供AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，包括如下步骤：

S1、确定初始条件：一回路处于半管液位，余热排出系统冷却一回路；

S2、对主泵定子腔室抽真空；

S3、反应堆冷却剂系统真空充注至稳压器液位达到90％；

S4、反应堆冷却剂系统充水到水实体并建立水实体控制；

S5、反应堆冷却剂系统压力边界静态排气；

S6、稳压器升温到105-120℃除氧至合格，后升温至220-230℃，压力升至2.1-2.6MPa建立汽腔；调节余热排出系统进行余热排出，通过衰变热使反应堆冷却剂系统升温至66-90℃；

S7、启动主泵保持50％以上转速连续运行；

S8、反应堆冷却剂系统升温到93℃时，AP1000核电机组进入模式4；

S9、反应堆冷却剂系统升温至105-120℃除氧至合格；

S10、利用化学与容积控制系统建立净化回路，反应堆冷却剂系统升温至121℃以上，启动及除氧过程结束。

值得说明的是，本发明所述的策略，意指方法、工艺或者工艺方法。

作为本发明优选的技术方案，步骤S1包括：AP1000核电机组处于模式4，反应堆冷却剂系统在线完成，主系统封闭，堆芯处于半管运行，反应堆冷却剂系统热管段液位在70-80％之间。

作为本发明优选的技术方案，步骤S2包括：对四台主泵定子腔室抽真空至压力小于8KPa；此外，如果有必要，可以间断启动真空泵维持压力。

作为本发明优选的技术方案，步骤S3包括依次进行的步骤S3a和S3b，具体内容如下：

S3a、打开A列自动泄压阀通过喷射器对反应堆冷却剂系统抽真空，注意余热排出泵的运行防止泵汽蚀堆芯失去冷却，直到根据反应堆冷却剂系统温度、设备冷却水系统温度及余热排出流量确定合适的反应堆冷却剂系统真空度为止；

S3b、通过化学与容积控制系统进行反应堆冷却剂系统充注，期间主要操作包括退出反应堆冷却剂系统降低水装量运行，P-12(稳压器液位低于16％)信号消失、PRHR HX(非能动余热排出换热器)充注并投运、稳压器电加热器送电、停运抽真空关闭A列自动泄压阀系列阀门、投入下泄压力控制模式、投入低温超压保护。

作为本发明优选的技术方案，步骤S4包括：利用化学与容积控制系统上充下泄为反应堆冷却剂系统进行水实体升压，并在水实体时投入低温超压保护。

值得说明的是，在步骤S4中，因为水的不可压缩性，水实体时需要投入低温超压保护，防止系统超压。

作为本发明优选的技术方案，步骤S5包括：投入下泄压力控制模式，进行反应堆冷却剂系统继续静态充水到水实体状态并升压到0.35MPa，对反应堆冷却剂系统和稳压器进行取样，并对局部高点进行排气。

值得说明的是，本发明所述局部高点包括辅助喷淋管线、ADS管线、反应堆冷却剂系统顶盖、堆芯补水箱、非能动余热排出热交换器、主泵外置热交换器、相关仪表等。

作为本发明优选的技术方案，步骤S6包括：关闭稳压器喷淋，投运电加热器对稳压器进行升温至105-120℃之间，从辅助喷淋管线添加联氨进行除氧，将稳压器的温度控制在105-120℃之间，在高温下可以提高除氧效率，待含氧合格后，继续升温到121℃以上；待稳压器除氧合格继续升温建汽腔，加大下泄排出，温度升至220-230℃，压力升至2.1-2.6MPa建立汽腔；调节余热排出系统的冷却速率，利用堆芯衰变热使反应堆冷却剂系统升温到66-90℃范围内，并加入联氨除氧。

优选地，稳压器添加的联氨量为溶解氧的2-3倍，例如2倍、2.1倍、2.3倍、2.5倍、2.7倍、2.8倍或3倍，但并不仅限于所列举的数值，上述数值范围内其他未列举的数值同样适用。

优选地，反应堆冷却剂系统添加的联氨量为溶解氧的1.5-2倍，例如1.5倍、1.6倍、1.7倍、1.8倍、1.9倍或2倍等，但并不仅限于所列举的数值，上述数值范围内其他未列举的数值同样适用。

值得说明的是，联氨除氧一般主要集中在66-82℃、小于93℃、110-120℃三个温度段进行，且当温度在90-120℃范围内联氨除氧的反应速率最快，除氧效果最好。对稳压器建汽腔后启主泵的方式，应先向稳压器添加联氨，由于稳压器的放射性相对堆芯小，其分解促进作用有限，联氨量可以按照2-3倍溶解氧添加，加药后先进行稳压器升温并除氧。稳压器除氧合格后，建立稳压器汽腔，满足主泵启动条件。主泵启动并计划升温后再向RCS添加联氨，避免联氨提前添加在放射性的影响下发生过多的分解。联氨添加量按照1.5-2倍溶解氧添加。

优选地，步骤S6还包括同时进行的如下内容：如果有必要，可以利用建汽腔这段时间点动主泵：建立一回路“闭式循环”，启动化学与容积控制系统补水泵及上充下泄配合水实体升压至2.1-2.6MPa，采用主泵点动排气。

作为本发明优选的技术方案，步骤S7包括：反应堆冷却剂系统压力满足主泵启动净正吸入压头要求2.1-2.6MPa，启动四台主泵到23.6％转速，然后同步方式升转速到50％。

作为本发明优选的技术方案，步骤S8包括：调节余热排出系统的冷却速率，利用主泵循环加热和堆芯衰变热使反应堆冷却剂系统升温至90℃以上继续除氧，保证稳压器液相和汽相温度差低于临界值，所述临界值即温差较大存在不凝结性气体对应的最小值，此时需要对稳压器汽腔进行排气；待反应堆冷却剂系统升温超过93℃时，AP1000核电机组进入模式4，需要提前进行模式转换检查单的检查和确认、安全壳关闭及SG二次侧给水水质合格。

作为本发明优选的技术方案，步骤S9中，反应堆冷却剂系统的氧含量降到100ppb以下，则视为除氧至合格。

值得说明的是，反应堆冷却剂系统温度升至110-121℃之间，继续进行除氧；温度高有利于提高除氧效果，加快除氧进程；但在反应堆冷却剂系统除氧合格之前，主系统温度不能超过121℃；反应堆冷却剂系统除氧合格(氧含量降到100ppb以下)，反应堆冷却剂系统才能升温到121℃以上，启动及除氧过程结束。

与现有技术方案相比，本发明至少具有以下有益效果：

(1)本发明所述技术方案采用对比试验的方法，对AP1000多台机组、多种运行工况下(热试、有料低衰变热、有料高衰变热等)一回路启动及除氧过程进行试验和研究，对比分析了水实体下启动主泵、稳压器建立汽腔后启动主泵方式下的特点、适用工况及启动逻辑图，确定了一回路RCS除氧与稳压器除氧策略及时间控制，添加联氨的数量和时机，对RCS真空充注、动静态排气、对稳压器除氧、建汽腔、主泵启动、RCS除氧等多个环节的逻辑关系进行融合优化以缩短启动时间，减少放射性废水量的排放，最终制定了AP1000核电机组一回路启动及除氧策略，形成了机组大修后一回路启动及除氧的标准流程，即采用稳压器建立汽腔后启动主泵的方式；

(2)本发明所述技术方案通过对AP1000多台机组、多个运行工况下一回路启动及除氧过程试验和研究，对AP1000独有的启动及除氧特点进行逻辑梳理，对水实体启主泵、真空充注建汽腔后启主泵两种方式的适用性和优缺点等分析研究，对RCS除氧与稳压器除氧策略的分析研究以及对RCS真空充注、动静态排气、建汽腔、主泵启动、RCS除氧、稳压器除氧等多个环节的融合优化，确定了机组一回路启动及除氧策略，建立了机组大修后启动及除氧的标准流程，从根本上解决了后续机组大修后如何实施一回路启动及除氧。

附图说明

图1是本发明所述AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略的流程图；

图2是本发明实施例1所述AP1000核电机组HY201大修后启动对应的RCS除氧趋势图；

图3是本发明实施例1所述AP1000核电机组HY201大修后启动对应的PZR除氧趋势图；

图4是对比例1所述AP1000核电机组启动及除氧策略的流程图。

具体实施方式

下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。

为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，本发明的典型但非限制性的实施例如下：

实施例1

本实施例提供了AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，如图1所示，包括如下步骤：

S1、确定初始条件：AP1000核电机组处于模式4，反应堆冷却剂系统在线完成，主系统封闭，堆芯处于半管运行，反应堆冷却剂系统热管段液位在70-80％之间；

S2、对四台主泵定子腔室抽真空至压力小于8KPa；

S3、反应堆冷却剂系统真空充注至稳压器液位达到90％，步骤S3包括依次进行的步骤S3a和S3b：

S3a、打开A列自动泄压阀通过喷射器对反应堆冷却剂系统抽真空，注意余热排出泵的运行防止泵汽蚀堆芯失去冷却，直到根据反应堆冷却剂系统温度、设备冷却水系统温度及余热排出流量确定合适的反应堆冷却剂系统真空度为止；

S3b、通过化学与容积控制系统进行反应堆冷却剂系统充注，期间主要操作包括退出反应堆冷却剂系统降低水装量运行，P-12信号消失、PRHR HX充注并投运、稳压器电加热器送电、停运抽真空关闭A列自动泄压阀系列阀门、投入下泄压力控制模式、投入低温超压保护；

S4、反应堆冷却剂系统充水到水实体并建立水实体控制，利用化学与容积控制系统上充下泄为反应堆冷却剂系统进行水实体升压，并在水实体时投入低温超压保护；

S5、反应堆冷却剂系统压力边界静态排气，投入下泄压力控制模式，进行反应堆冷却剂系统继续静态充水到水实体状态并升压到0.35MPa，对反应堆冷却剂系统和稳压器进行取样，并对局部高点进行排气；

S6、关闭稳压器喷淋，投运电加热器对稳压器进行升温至105-120℃之间，从辅助喷淋管线添加联氨进行除氧，联氨量为溶解氧的2-3倍；待稳压器除氧合格继续升温建汽腔，加大下泄排出，温度升至220-230℃，压力升至2.1-2.6MPa建立汽腔；调节余热排出系统的冷却速率，利用堆芯衰变热使反应堆冷却剂系统升温到66-90℃范围内，并加入联氨除氧，联氨量为溶解氧的1.5-2倍；

如有必要，可以利用建汽腔这段时间点动主泵：建立一回路“闭式循环”，启动化学与容积控制系统补水泵及上充下泄配合水实体升压至2.1-2.6MPa，采用主泵点动排气；

S7、启动主泵保持50％以上转速连续运行，反应堆冷却剂系统压力满足主泵启动净正吸入压头要求2.1-2.6MPa，启动四台主泵到23.6％转速，然后同步方式升转速到50％；

S8、反应堆冷却剂系统升温到93℃时，AP1000核电机组进入模式4；调节余热排出系统的冷却速率，利用主泵循环加热和堆芯衰变热使反应堆冷却剂系统升温至90℃以上继续除氧，保证稳压器液相和汽相温度差低于临界值；待反应堆冷却剂系统升温超过93℃时，AP1000核电机组进入模式4；

S9、反应堆冷却剂系统升温至105-120℃除氧至合格，反应堆冷却剂系统的氧含量降到100ppb以下，则视为除氧至合格；

S10、利用化学与容积控制系统建立净化回路，反应堆冷却剂系统升温至121℃以上，启动及除氧过程结束。

稳压器建汽腔后启主泵的启动方式，仅适用于首循环后期及后续循环等堆芯衰变热较高的机组启动工况，具有诸多特点：1)不需进行静态和动态点动主泵排气，大大缩短启动时间；2)不需先通过CVS补水泵和上充下泄来进行RCS水实体升压和维持压力，不会产生放射性废水；3)由于稳压器为汽腔工况，一回路压力波动很小，通常不会造成压力波动，不会引起主泵跳闸或CVS泵跳闸；4)稳压器建汽腔启主泵时，需严格控制一回路温度在合适范围。

根据分析，对于AP/CAP系列新建核电机组来说，在首燃料循环后期及后续循环高衰变热工况，相对于水实体启主泵方式，采用稳压器建汽腔后启主泵的启动方式不仅缩短机组启动及除氧时间，而且不会产生大量废水。为此机组大修后启动及除氧的标准流程采用了以下稳压器建立汽腔后启动主泵的标准流程。

有益效果：

AP1000核电技术国内外尚未先例，需要完全自主开发，加上机组启动阶段的逻辑复杂，制约因素较多等特点，通过对AP1000多台机组、多种运行工况下一回路启动及除氧过程进行试验和研究，合理优化安排大修后机组启动时的一回路除氧、稳压器汽腔建立、主泵启动、RCS排气工作，形成AP系列核电机组一回路启动及除氧标准策略，随后在两台机组大修期间(HY101/HY201)对标准流程进行了验证并取得了预期的效果，目前本技术成果具备国内外领先技术，HY201大修后启动对应的RCS除氧趋势图如图2所示，HY201大修后启动对应的PZR除氧趋势图如图3所示。主要实施效果如下：

(1)经济效益方面

经过两台机组首次大修验证，HY101/201启动环节分别为39.5/36.5小时，除去设备缺陷等原因停留等待的时间，实际启动及除氧时间分别小于22/20小时，使两台机组的该阶段的启动时间由启动实验期间的40小时减少至小于22/20小时，使每次换料大修能缩短机组启动主线时间约18小时，增加收益约900万元。

(2)项目推广方面

由于AP/CAP系列核电厂一回路设计基本相同，因此AP1000核电机组一回路启动及除氧策略的研究成果对于AP/CAP系列核电厂具备通用性和推广价值，适用于该系列核电厂的热试、启动调试以及大修后启动阶段，其中AP/CAP系列核电厂至少包括山东海阳、浙江三门、国核示范、国核湛江、广西白龙等核电厂。

(3)环保效益方面

采用稳压器建立汽腔后启动主泵相比水实体下启动主泵的方式不需先通过CVS补水泵和上充下泄来进行RCS水实体升压和维持压力，不会产生放射性废水排放；减少了静态和动态点动主泵时的疏水排气，也对放射性废水排放的降低产生了一定的贡献。因此对环保方面产生一定收益，从放射性排放角度做到ALARA(合理可行尽量低)。

(4)安全效益方面

由于确定了采用稳压器建立汽腔后启动主泵的方式作为机组大修后启动及除氧的标准流程，这样大大减少了水实体工况下一回路压力波动造成主泵跳闸的非预期设备跳闸事件的发生，减少了反应堆操作人员为调整一回路压力而增加的工作负荷，为机组安全运行提供了一定的收益。

(5)其他效益

本技术成果可为后续AP或CAP系列机组启动及除氧提供标准策略，研究成果还可以作为AP1000运行人员的培训材料。

后续循环启动方式的优化分析

对于AP/CAP系列新建核电机组来说，在首燃料循环后期及后续循环，系统存在高衰变热，一回路有放射性，CVS数值为下一循环运行数值。所以在此阶段，除了考虑温度和联氨浓度对除氧的影响外，还要考虑放射性对联氨除氧的促进作用。相对于水实体启主泵方式，采用稳压器建汽腔后启主泵的启动方式更为合适，结合理论分析及首循环前期的机组小修经验，主要可优化环节有：

(1)不再安排进行静态排气和动态点动主泵排气，可大大缩短启动时间；采取稳压器建汽腔后启主泵方式，从真空充注完成后可以直接进入RCS/稳压器升温、加联氨除氧环节，在升温前期阶段可以同步安排进行静态排气，简化了静态排气和两轮主泵23.6％点动排气，既减少主泵点动及启动次数，又减少了主线占用时间2-6小时。在某些情况下，换料大修后仍然可以安排主泵点动排气，这些情况包括：a)主泵本体进行了排空后再充水，如定子腔室检查，需要对主泵热交换器进行排气；b)主泵安排过较大的检修项目，如变频器隔离变更换，变频器电气或机械部件进行了大修，尽早点动主泵试运行作为修后试验；

(2)不需要先通过CVS补水泵和上充下泄来进行RCS水实体升压和维持压力，不会产生放射性废水；

(3)可以优化联氨添加时机，使RCS和稳压器的除氧与升温并行，缩短除氧时间。RCS封闭后开始升温，在主泵启动前RCS温度控制在66-90℃，在此期间加入联氨对RCS和稳压器同步除氧，投入稳压器全部电加热器开始升温，在稳压器含氧量低于100ppb之前，温度保持在110-120℃之间以提高除氧效率；当稳压器氧含量合格，继续升温升压建汽腔并排出多余冷却剂，直到稳压器温度达到228℃左右，RCS压力达到2.1-2.6MPa，稳压器窄量程液位降到55％左右，汽腔建立完成。然后启动主泵到50％转速，升高RCS温度以提高除氧效率。这一阶段与水实体启主泵相比，建汽腔后启主泵的方式对启动时间有两方面的影响：一方面受“水实体运行情况下，RCS平均温度大于71℃时，要求至少有一台主泵在运行”条件制约，RCS的升温被迫分成两个阶段，拉长了启动时间；另一方面对RCS和稳压器采取了联氨除氧与升温并行，在升温过程中基本完成了除氧，加上升温是依靠主泵运转和衰变热，相对升温速度也比较高(可达到7-8℃/h)，大大缩短了启动和除氧过程。

对比例1

本对比例提供了另外一种AP1000核电机组启动及除氧策略，如图4所示，包括如下步骤：

T1、确定初始条件：一回路处于半管液位，余热排出系统冷却一回路；

T2、对主泵定子腔室抽真空；

T3、反应堆冷却剂系统真空充注至稳压器液位达到90％；

T4、反应堆冷却剂系统充水到水实体并建立水实体控制；

T5、反应堆冷却剂系统压力边界静态排气；

T6、建立一回路“闭式循环”；

T7、化学与容积控制系统上充下泄配合升压至2.1-2.6MPa；

T8、主泵两轮23.6％转速点动排气，水实体下启动主泵至50％转速动态排气，启动四台主泵保持50％以上转速连续运行；

T9、主泵循环加热一回路升温至66-90℃，向PZR和RCS添加N₂H₄；

T10、PZR升温至110℃左右除氧至合格，PZR升温至220-230℃，压力2.1-2.6MPa建立汽腔，停运CVS补水泵；RCS升温至93℃，机组进入模式4，RCS升温至110℃左右除氧至合格；

T11、CVS建立净化回路，RCS升温至121℃以上。

本对比例属于水实体启主泵的启动方式，适用于AP/CAP系列新机组在热态功能试验、启动阶段以及首循环初期等无衰变热或低衰变热工况，主要特点有以下：a)做好充分排气，通常采用两轮23.6％转速的静态排气和一轮50％转速的动态排气；b)先通过上充下泄进行水实体升压，再启动主泵进行系统升温，然后除氧建汽腔；c)需要CVS系统补水泵及上充下泄的非闭式循环较长时间运行，产生废水量较多；d)尽量避免对一回路压力边界的干扰，防止压力波动造成主泵跳闸或CVS泵跳闸。

综上所述，本发明所述技术方案通过对AP1000多台机组、多个运行工况下一回路启动及除氧过程试验和研究，对AP1000独有的启动及除氧特点进行逻辑梳理、对水实体启主泵、真空充注建汽腔后启主泵两种方式的适用性和优缺点等分析研究、对RCS除氧与稳压器除氧策略的分析研究以及对RCS真空充注、动静态排气、建汽腔、主泵启动、RCS除氧、稳压器除氧等多个环节的融合优化，确定了机组一回路启动及除氧策略，建立了机组大修后启动及除氧的标准流程，从根本上解决了后续机组大修后如何实施一回路启动及除氧。

本发明通过上述实施例来说明本发明的详细结构特征，但本发明并不局限于上述详细结构特征，即不意味着本发明必须依赖上述详细结构特征才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明所选用部件的等效替换以及辅助部件的增加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。

以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合，为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。

此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。

Claims (10)

1.AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，包括如下步骤：

S1、确定初始条件：一回路处于半管液位，余热排出系统冷却一回路；

S2、对主泵定子腔室抽真空；

S3、反应堆冷却剂系统真空充注至稳压器液位达到90％；

S4、反应堆冷却剂系统充水到水实体并建立水实体控制；

S5、反应堆冷却剂系统压力边界静态排气；

S6、稳压器升温到105-120℃除氧至合格，后升温至220-230℃，压力升至2.1-2.6MPa建立汽腔；调节余热排出系统进行余热排出，通过衰变热使反应堆冷却剂系统升温至66-90℃；

S7、启动主泵保持50％以上转速连续运行；

S8、反应堆冷却剂系统升温到93℃时，AP1000核电机组进入模式4；

S9、反应堆冷却剂系统升温至105-120℃除氧至合格；

S10、利用化学与容积控制系统建立净化回路，反应堆冷却剂系统升温至121℃以上，启动及除氧过程结束。

2.根据权利要求1所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S1包括：AP1000核电机组处于模式4，反应堆冷却剂系统在线完成，主系统封闭，堆芯处于半管运行，反应堆冷却剂系统热管段液位在70-80％之间。

3.根据权利要求1或2所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S2包括：对四台主泵定子腔室抽真空至压力小于8KPa。

4.根据权利要求1-3任一项所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S3包括依次进行的步骤S3a和S3b，具体内容如下：

S3a、打开A列自动泄压阀通过喷射器对反应堆冷却剂系统抽真空，注意余热排出泵的运行防止泵汽蚀堆芯失去冷却，直到根据反应堆冷却剂系统温度、设备冷却水系统温度及余热排出流量确定合适的反应堆冷却剂系统真空度为止；

S3b、通过化学与容积控制系统进行反应堆冷却剂系统充注，期间主要操作包括退出反应堆冷却剂系统降低水装量运行，P-12信号消失、PRHR HX充注并投运、稳压器电加热器送电、停运抽真空关闭A列自动泄压阀系列阀门、投入下泄压力控制模式、投入低温超压保护。

5.根据权利要求1-4任一项所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S4包括：利用化学与容积控制系统上充下泄为反应堆冷却剂系统进行水实体升压，并在水实体时投入低温超压保护。

6.根据权利要求1-5任一项所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S5包括：投入下泄压力控制模式，进行反应堆冷却剂系统继续静态充水到水实体状态并升压到0.35MPa，对反应堆冷却剂系统和稳压器进行取样，并对局部高点进行排气。

7.根据权利要求1-6任一项所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S6包括：关闭稳压器喷淋，投运电加热器对稳压器进行升温至105-120℃之间，从辅助喷淋管线添加联氨进行除氧；待稳压器除氧合格继续升温建汽腔，加大下泄排出，温度升至220-230℃，压力升至2.1-2.6MPa建立汽腔；调节余热排出系统的冷却速率，利用堆芯衰变热使反应堆冷却剂系统升温到66-90℃范围内，并加入联氨除氧；

优选地，稳压器添加的联氨量为溶解氧的2-3倍；

优选地，反应堆冷却剂系统添加的联氨量为溶解氧的1.5-2倍；

优选地，步骤S6还包括同时进行的如下内容：建立一回路“闭式循环”，启动化学与容积控制系统补水泵及上充下泄配合水实体升压至2.1-2.6MPa，采用主泵点动排气。

8.根据权利要求1-7任一项所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S7包括：反应堆冷却剂系统压力满足主泵启动净正吸入压头要求2.1-2.6MPa，启动四台主泵到23.6％转速，然后同步方式升转速到50％。

9.根据权利要求1-8任一项所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S8包括：调节余热排出系统的冷却速率，利用主泵循环加热和堆芯衰变热使反应堆冷却剂系统升温至90℃以上继续除氧，保证稳压器液相和汽相温度差低于临界值；待反应堆冷却剂系统升温超过93℃时，AP1000核电机组进入模式4。

10.根据权利要求1-9任一项所述的AP1000核电机组一回路大修后启动及除氧策略，其特征在于，步骤S9中，反应堆冷却剂系统的氧含量降到100ppb以下，则视为除氧至合格。

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