EPR机组蒸汽发生器出口压力低原因与机理分析

0引言

核电厂蒸汽发生器(SG)是核岛内的三大设备之一,它将反应堆产生的热量传递给蒸汽发生器二次侧,产生的蒸汽经一、二级汽水分离器干燥后推动汽轮发电机发电。

蒸汽发生器是压水堆核电厂一回路、二回路的边界,作为第二道放射性防护屏障,对于核电厂运行的安全性和经济性都具有十分重要的作用。

EpR核电机组SG型号为79/19TE,由法国法马通公司(Framat0me)设计供货,其设计参考法国N4机组73/19TE型SG运行经验反馈进行了改进。与国内CpR1000机组55/19B型SG和华龙一号机组ZH—65型SG相比,79/19 TE型SG设置轴向节能器,可提升SG出口蒸汽压力0.3 Mpa。

表1为79/19 TE型蒸汽发生器在不同运行寿期阶段及一回路设计流量工况下出口蒸汽压力(SG节能器下游)的运行设计值[1]。

1SG出口蒸汽压力低的现象及潜在影响

1.1现象1:SG出口蒸汽压力低于运行设计值

根据1号机组168h试运行期间SG性能考核试验数据,满功率下4台SG出口蒸汽压力平均值为7.533Mpa.a,低于100%额定功率下运行设计值7.620 Mpa.a,也低于核岛设计供应合同保证值7.544 Mpa.a(注:合同保证值为运行设计值7.620 Mpa.a减去1%裕度)。商运初期监测发现4台SG出口蒸汽压力缓慢上升,但仍然低于运行设计值7.620 Mpa.a(图1)。

1.2现象2:SG压力裕度试验结果不合格

EpR核电厂1号机组在168 h试运行期间执行了SG压力裕度试验,试验准则为:在100%Np平台,通过硼化操作降低一回路冷却剂平均温度(ACT)和SG出口压力,当SG出口蒸汽压力降低至目标值7.39 Mpa.a时,额定工况热功率输出(RTO)不小于热功率设计值(4616 MW)的99%,即RTO≥ (4616—46.16)MW。试验过程原理简述为:“硼化操作→ACT下降→SG出口蒸汽压力下降→汽轮机高压缸进汽调节阀(GRE调节阀)开大以维持汽轮机入口压力→GRE调节阀达到全开→继续降温/降压→GRE调节阀开度无法补偿压降→汽轮机入口压力下降→热功率下降→RTO沿性能曲线下降”。

试验过程中,随着5次硼化操作,GRE调节阀开度从86.69%开大至100%,SG出口蒸汽压力降低至7.41 Mpa.a时(目标值为7.39 Mpa.a),额定工况热功率输出(RTO)测量结果已经小于热功率设计值4616MW的99%,不满足试验准则,试验不合格。

1.3 潜在影响

SG出口蒸汽压力持续降低,将导致二回路蒸汽做功能力下降,汽轮机效率降低。

该机组蒸汽压力每下降0.1 Mpa,机组热效率损失0.1%~0.3%,如果SG出口蒸汽压力比设计值降低4%(0.305 Mpa),将导致该机组发电能力降低1%,产生经济性损失。

此外,SG出口蒸汽压力不足还可能导致二回路蒸汽湿度增加,加剧汽轮机叶片侵蚀,对机组安全产生影响[2]。

2 原因分析

针对上述异常问题,先后与核岛设计供应商法马通(Framatome)和常规岛设计方通用电气(GE)进行多轮专题澄清,并组织法国电力公司(EDF)及国内蒸汽发生器、性能试验等领域专家开展多次专题研讨,成功完成原因分析和跟踪验证。

2.1SG出口蒸汽压力低于运行设计值原因分析

经研讨和分析,导致SG出口蒸汽压力低于设计值的原因主要有两点:

1)SG二次侧管板及传热管表面存在泥渣污垢,导致传热管热阻增加,传热效率降低;

2)商运初期SG处于磨合期(Running—in)早期阶

段,根据磨合期特性,机组运行0.1~2年后SG出口主蒸汽压力将逐步回升0.10~0.20 Mpa。

先后通过两项行动措施对上述分析结论进行了验证。

1)在1号机组T100小修期间对4台SG传热管束和管板二次侧进行冲洗,冲洗出泥渣总量为25.89 kg。冲洗结束2个月后,在法马通(Framatome)见证下,分别使用高精度热平衡试验(BIL)仪表和热力性能试验(pER)仪表对SG压力裕度试验进行再验证。

表2中试验数据表明:BIL和pER两种试验仪表测量方法的数据结果相当,SG出口蒸汽压力平均值已回升至7.585 Mpa.a,相较2018年10月168 h试运行期间性能考核试验结果提高约0.05 Mpa.a,高于NI合同值7.544Mpa.a,已满足NI合同保证值的要求。

2)对1号机组商运后的四台SG出口蒸汽压力进行持续监测和跟踪,验证其SG压力变化趋势是否满足磨合期特性。

从图2可以看出,1号机组商运半年后的1个整年时间段内,SG出口压力逐渐上升后稳定在运行设计值7.620 Mpa.a左右,符合磨合期特性。根据外部经验反馈得知,同型号的芬兰奥尔基卢奥托3号EpR机组在投运18个月后,SG压力也回升0.12 Mpa,同样印证了磨合期特性的变化规律。

2.2SG压力裕度试验结果不合格原因分析

根据设计,额定满功率(100%RTO)工况下,核岛(NI)侧输出的SG出口蒸汽压力应能满足汽轮机在GRE调阀全开状态下所需的理论值(7.39 Mpa.a)。在试验期间热功率为99.1%RTO工况时,核岛(NI)侧输出的SG出口蒸汽压力应能满足汽轮机所需7.32 Mpa.a。然而,在SG压力裕度试验期间,满足汽轮机运行特性曲线的对应压力值为7.47 Mpa.a。

当SG出口蒸汽压力分别为7.43Mpa.a和7.21Mpa.a时,GRE调节阀预期开度应分别为50%和100%。

而SG压力裕度试验结果表明,当SG出口蒸汽压力为7.41 Mpa.a时,GRE调节阀开度已经到达100%。只要汽轮机进汽GRE调节阀“全开”运行特性未发生改变,就不可能在该试验范围(99%RTO至100%RTO之间)内将压力降至目标值7.39Mpa.a。

因此,SG压力裕度试验不合格,是由常规岛(CI)侧汽轮机GRE调节阀的开度设计和二回路通流能力设计偏小所致。

3机理分析

通过调研和整理收集国内外核电机组SG运行特性的大量案例后发现[3],SG出口蒸汽压力变化的经典演变规律可以总结为3个阶段。

3.1 磨合期特性阶段

商运初期,SG出口蒸汽饱和压力经过短暂的稳定状态后会进入磨合期,压力出现上升趋势,时间持续0.1~10年。SG寿命初期(BOL)出现的压力上升现象,可归因于“微结垢”现象。这种现象产生的机理,是由于初始清洁状态的传热管外表面沉积颗粒时,传热管表面氧化层逐渐稳定(形成致密Fe2O3保护膜),流动阻力下降,气泡核化点位被激活,而气泡核化点位(空穴)是管壁沸腾的关键。尽管管壁上通常存在大量空穴,但仅有其中小部分能作为有效的气泡核化点位。在表面形成颗粒沉积物造成的微结垢,会使管壁更粗糙、多孔,从而激活了原本不活跃的空穴,增加了有效气泡核化点位的数量。这将有利于增强热交换,其效果等同于结垢系数的下降,从而导致饱和压力上升,即进入磨合阶段,同时振动磨合使支撑板与传热管间隙优化,减少流致振动能量损失,也有利于压力提升[4]。

通过调研国内外核电机组不同型号SG,也发现SG出口蒸汽压力的变化趋势符合上述机理和特征(表3)。

3.2中期结垢阶段

当SG管壁沉积物持续增加时,会形成热阻层,热阻增加后结垢系数增大,从而导致蒸汽饱和压力下降,进入中期结垢(Fouling)阶段。SG出口蒸汽饱和压力逐渐下降的速率取决于电厂长期运行工况中主给水杂质浓度、化学处理差异性、沉积物结构特征等变化因素[5]。

统计数据表明,该阶段一般从第5燃料循环开始,持续时间受磨合期持续时间的影响较大。

通过调研发现,国内外900Mwe核电机组群10年间压力平均下降0.1 Mpa;1 300 Mwe核电机组群10年间压力平均下降0.05~0.1 Mpa;1 450 Mwe(法国N4)机组10年间压力平均下降0~0.11 Mpa。也有少量的特定核电机组可能存在更显著的压力下降,主要取决于电厂的化学调节以及管壁沉积物的类型(包括不同层的类型与厚度、化学成分、堆积密度和骨架密度、孔径分布及比表面积)。

3.3 重启压力损失阶段

核电机组换料大修及停堆后,SG出口蒸汽压力下降,在后续运行过程中将部分恢复。

4结论

1)蒸汽发生器投运初期,由于磨合期特性机理,SG出口蒸汽压力存在上升现象。该现象普遍存在于全球各类核电机组不同型号的SG中。表现特征为:机组运行0.1~2年后SG出口主蒸汽压力将逐步回升0.10~0.20 Mpa。

2)在磨合期结束后,SG管壁沉积层逐渐形成,这将增加一、二回路间的热阻,降低热交换效率,导致SG出口蒸汽饱和压力下降,进入中期结垢阶段。压力平均降幅估算为每十年下降0.1 Mpa。实际下降速率因电厂运行工况而异,存在较大的可变性,主要取决于蒸汽发生器二回路水质的化学管理、对化学控制规程的严格遵守 (连续排污流量保持蒸汽流量的1%,各类化学物质浓度维持在允许区间内)。

3)为预防沉积物累积并显著降低传热效率损失风险,有效控制SG出口压力下降速率,在停堆大修期间通常实施一些清除SG二回路侧沉积物的常用方法[6],包括:定期冲洗管板和管束外壁沉积物;采用高压水射流沿垂直/水平方向连续移动,彻底清除软/硬质泥渣;当传热效率损失过大时,采用EDTA络合清洗或柠檬酸钝化等化学清洗方式清除管板至管束顶部的沉积物。

[参考文献]

[1] TaishanNuclearPowerJointventureCo.,Ltd..EPRTM SteamGeneratorDesignBasis Report[z],2009.

[2] SteamGeneratorIntegrityAssessmentGuidelines.Revision2.FinalReport [z],2006.

[3]steamGeneratorThermalPerformanceDegradationcasestudies.TR—110018.EPRIFinalReport [Z],1998.

[4] 王世勇,姜成仁,胡友情,等.cPR1000堆型机组主蒸汽压力持续降低的原因及影响[J].热能动力工程,2018,33(2):137—141.

[5]丁训慎.核电站蒸汽发生器中的泥渣与污垢及其清洗[J].清洗世界,2006,22(5):27—32.

[6]DispersantsforTubeFoulingcontrol.volume3:QualificationforaLong—TermTrialinaReplacement steam GeneratorTubedwithAlloy690TT.TR—1002774[Z],2002.