核电厂高压给水加热器设备更换的先决条件研究

核电厂高压给水加热器设备更换的先决条件研究

毛昌森，官益豪，涂智雄，陈灵

三门核电有限公司，浙江，317112

摘要：本文综合考虑核电厂高压给水加热器的老化机制和传热管缺陷增长率等因素，采用传热管缺陷的等深增长理论，提出了高压给水加热器剩余寿命预测方法，完成了高压给水加热器更换的先决条件研究，让核电厂可以提前准备设备更换工作，也为其它管壳式热交换器的更换工作提供借鉴。

关键词：高压给水加热器；传热管；剩余寿命；更换；先决条件

一、引言

核电厂高压给水加热器（以下简称“高加”）是实现回热循环、提高机组经济性的重要设备。国内外核电厂都有发生过因高加或类似高加的管壳式热交换器严重降质（如：流量低、传热系数低、换热能力不足）或失效（传热管频繁堵塞、泄漏）而导致机组大幅度降功率、停机的事件[1], [2]，甚至不得不长时间停机等待热交换器管束返修或整机更换。而重新采购和制造高加设备的周期一般需要4年，所以需要设备工程师持续监控并提前预判高加的剩余运行寿命，提前做好设备更换准备。为此，本文以AP1000核电机组高加的设计参数为例，开展了核电厂高加设备更换的先决条件研究。

二、高加设备更换的先决条件研究

2.1 高加设备的老化机制分析

根据国内外核电厂运行和设备维修经验，管壳式热交换器最敏感的部件是传热管，热交换器设备的预期可靠性和寿命主要取决于传热管的使用寿命。

根据设备设计规格书，高加约有5%的多余传热表面积（即：设计堵管裕量）；当10%的传热管被堵管时，高加的换热性能就会受到较大影响，并造成机组发电功率下降，核电厂就需要开始考虑给高加更换传热管管束或更换整台热交换器设备；设计方综合考虑了高加传热管内介质流速、传热管振动和给水压降等设备安全运行相关因素，计算得出高加的最大允许堵管率（含设计堵管裕量）为24%；当传热管实际堵管率＞24%时，则必须立即更换成新的高加设备，否则将影响机组安全稳定运行。

根据上述高加设备老化机制分析，需要定期检查传热管的缺陷状态，并基于合理的堵管准则来计算传热管的剩余使用寿命（堵管期限），由此预测高加传热管达到24%最大允许堵管率的时间（即：高加的剩余运行寿命）。所以本文关于高加设备更换的先决条件研究主要是围绕基于传热管寿命的高加设备剩余运行寿命预测而展开的。

2.2 高加传热管剩余使用寿命的预测方法

基于堵管准则来计算传热管剩余使用寿命的总体思路是：采用等深增长理论作为传热管缺陷的增长率，由此预测计算单根传热管的剩余壁厚达到堵管准则的时间。计算原理如下：

假设第n循环末期为当次大修，上一次和当次大修实测的某一根传热管缺陷深度百分比（单位：%）分别为D n-1_act和D n_act，则第n循环内的传热管缺陷深度增长率为：

，

由此得到第n+i循环末期的传热管剩余壁厚值为：

Xn+i =（1- Dn_act·Kn·i）·δ ，其中δ为：传热管设计壁厚值。

2.3 基于传热管寿命的高加设备剩余运行寿命预测方法

由2.1节关于高加剩余运行寿命的描述，可通过下列公式计算出基于传热管寿命的高加剩余运行寿命，如下：

t =（3152*24%- PT）/ R , 其中：

t：剩余寿命；3152：单台高加传热管总数；24%：最大允许堵管率；PT：当前堵管总数量；R：基于确定损伤机理的堵管数量的增加速率，即：在i个循环周期内的缺陷管达到堵管准则的数量：。

综上，基于传热管寿命的高加剩余运行寿命预测计算公式如下：

，

上式中：Xn+i =（1- Dn_act·Kn·i）·δ ，详见2.2节所述 。

2.4 高加设备更换的先决条件

由2.1-2.3节所述，可总结出高加设备更换的先决条件，主要有两点：

1） 预测设备剩余运行寿命t：

考虑设备运行的安全性和稳定性，以高加传热管堵管率是否≤24%（最大允许堵管率）作为验收标准，并考虑高加的采购周期，按以下要求进行评价：

a)当t＞3C（燃料循环周期）时，该设备可继续运行；

b)当t ≤ 3C时，建议启动高加设备更换工作流程。

2） 评估设备降质对机组出力的影响程度：

从设备更换的经济性角度，建议以“未来高加设备更换后的机组功率提升收益（按1C计算）≥设备更换成本”为评价条件，如图1所示，Tc就是进行设备更换的最经济的时间节点。通过Tc点，就能得出：当机组降功率运行而损失的电功率达到多少MW时,就具备了更换新设备的经济性。计算过程如下：

图1.高加设备更换的最佳时间节点示意图

参考2017年国内某核电厂高加更换的施工实例，现场高加设备更换的施工周期约为：45天；高加更换的直接成本=高加制造费+施工设计费+现场施工费+耗材费≈1400万元。

假设在大修期间实施，大修工期约33天，销售电价为0.42元，机组负荷因子91%，因高加降质造成机组降功率运行而损失的电功率为χMW,则：

设备更换后的机组功率提升收益（按1C计算）≈1000χ×24×[365×1.5-（4

5-33）]×0.42×91%=14000000；

得出：χ=2.85 MW。

即：与AP1000机组发电功率设计值1251MW相比较，当由于高加设备降质造成机组降功率运行而损失的电功率达到2.85 MW时，虽然此时高加的剩余运行寿命或许仍然大于3C，但还是建议按上述2.4节1）b）的要求启动高加设备更换工作流程。

三、结论

综上，认为：

第一，本文2.2节的“高加传热管剩余使用寿命的预测方法”可以预测第n+i循环末期的传热管剩余壁厚值；

第二，本文2.3节的“基于传热管寿命的高加设备剩余运行寿命预测方法”适用于几乎所有核电厂管壳式热交换器的寿命管理；

第三，本文2.4节的高加设备更换的先决条件综合考虑了核电厂机组运行的安全性、稳定性及经济性。

参考文献

[1] Service Water System Problems Affecting Safety-Related Equipment. NRC GL89-13.

[2] 孙玉. 核电厂热交换器污垢及污垢管理的对策[J]. 设备管理与维修，2017，No1，26-28.

作者简介：毛昌森（1981年1月-），男，浙江衢州，高级工程师，硕士，研究方向：核电厂材料

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