核电厂除氧器运行和维护导则编制说明文档格式.docx
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同时搜集了国内火电厂及核电厂除氧器相关的技术标准和国内核电运营单位的一些管理文件。
对比分析了核电除氧器与火电除氧器的主要区别。
经课题组多次讨论后,决定主要以《电站压力式除氧器安全技术规定》标准为编写框架,附以国内核电运营单位的除氧器管理文件为参考依据。
2012年5月,课题组于编制完成了本导则的草稿。
之后其间多次组织了内部讨论和修改,几易其稿。
2012年6月,首先组织了标准编制组和所内部专家的评审,并针对专家意见进行了完善。
2012年7月,外请经验丰富的大亚湾核电运营管理有限公司给水除氧系统专家进行评审,再根据专家意见进行完善。
三、调研和分析工作的情况
3.1压水堆核电厂二回路水质含氧量要求
给水或凝结水中溶解的氧气会对热力设备和管道造成腐蚀。
对于压水堆核电厂,运行经验表明,蒸汽发生器传热管破裂是多数核电厂会遇到的麻烦,严格控制二回路水质是减少蒸汽发生器传热管破裂事故发生频率的重要措施。
因此,对核电厂二回路水质要求给水氧量不大于5ppb。
大亚湾及岭澳核电站二回路运行水质含氧量小于3ppb。
3.2国内除氧器设计、制造、维护调研情况
除氧器是火电厂和核电厂中重要的压力容器。
表1列出了核电厂蒸汽发生器和火电厂锅炉对给水水质要求的比较。
相比而言,核电除氧器必须具有较高的除氧效率,才能满足蒸汽发生器对给水含氧量的要求。
在火电厂中,除氧器采用的加热蒸汽为过热蒸汽,其过热度大,有利于汽、水之间的热交换。
在压水堆核电厂中,蒸汽发生器供给汽轮机的新蒸汽是饱和蒸汽,汽轮机的大部分处于湿蒸汽状态下工作。
目前国内压水堆核电厂的除氧器大多采用高压缸部分排汽加热凝结水进行除氧。
采用饱和蒸汽除氧,可使汽轮机充分利用蒸汽的焓降,降低热量系统的汽耗率,但要求除氧器和给水箱的结构设计能适应汽、水温差小这一特点。
为此,需要特别关注核电厂除氧器承受两相流体的高速度侵蚀。
表1对给水水质要求的比较
给水水质
火电厂
核电厂
自然循环锅炉
强迫循环锅炉
阳离子导电率(微姆欧)
1
0.20
0.10
总铜量(ppb)
10
5
总铁量(ppb)
30
20
硅(ppb)
氧(ppb)
火电厂和核电厂除氧器在除氧原理、结构方面完全一样。
国内火电除氧器的设计、制造、检验及验收等遵循以下标准规范:
GB150《钢制压力容器》、JB/T10325-2002《锅炉除氧器技术条件》、《电站压力式除氧器安全技术条件》(1991)、国家技术监督局《压力容器安全技术监督规程》等。
目前,在建核电厂除氧器大多数采用国外技术制造,按ASME或HEI标准进行设计、制造、检验与验收,同时接受《固定式压力容器安全技术监察规程》的监督。
3.3国内核电厂除氧器的类型及结构调研情况
目前国内在运及在建核电厂除氧器的类型有淋水盘式、喷雾淋水盘式及一体化鼓泡式。
见表2。
由表2可知,330MW及650MW核电厂采用卧式喷雾淋水盘式除氧器,均为双体式除氧器。
1000MW及以上核电厂多数采用卧式一体化鼓泡管式或卧式一体化淋水盘式除氧器,其中卧式一体化鼓泡管式除氧器数量居多。
一体化鼓泡管式与卧式一体化淋水盘式除氧器的简明对比见表3。
只有三门核电厂采用双体式淋水盘式除氧器。
一体化除氧器和双体式除氧器的简明对比见表4。
表2国内核电厂除氧器结构类型
堆型
容量(MWe)
除氧器类型
启动再循环系统
出口氧含量
ppb
技术
数量
秦山核电厂
PWR
1*320
卧式喷雾淋水盘式
再循环泵
≤7
国内
2
秦山第二核电厂
2*650
<5
4
大亚湾核电厂
2*984
卧式一体化鼓泡管式
荷兰STORK
岭澳核电厂
2*990
CPR1000
2*1080
田湾核电厂
WWER
2*1060
卧式淋水盘式
给水泵
<10
俄罗斯
三门核电厂
AP1000
2*1250
日本三菱
海阳核电厂
阳江核电厂
4*1080
宁德核电厂
卧式一体化淋水盘式
大连日立
海南核电厂
CNP
台山核电厂
EPR
2*1750
AHD给水泵
法国ALSTOM
红沿河核电厂
防城港核电厂
秦山核电厂扩建
福清核电厂
表3一体化喷淋盘式与鼓泡管式除氧器性能对比
项目
淋水盘式
鼓泡管式
加热性能
因蒸汽直接进入汽空间,可将凝结水充分加热到抽汽压力的饱和温度,有利于提高机组的输出功率和经济效益。
因抽汽通过水空间时存在阻力,除氧器内饱和压力一定小于抽汽压力,微量影响机组输出功率和效益。
除氧性能
可通过增加淋水盘层数等手段提高除氧程度,为此需要相应增加除氧器的直径。
可从调整鼓泡管的布置来提高其除氧性能,但要采取措施避免鼓泡管的过度振动。
压力稳定性
不能利用水空间吸收抽汽压力的扰动,易受加热蒸汽压力的影响,如引入大量旁路蒸汽时会迅速发生超压,引起安全阀起跳排放。
可利用水空间良好吸收蒸汽压力的扰动,压力稳定性好,如引入大量旁路蒸汽时刻延迟超压的时间,满足50S内安全阀不起跳的要求。
设备安全性
因淋水盘的刚度低,对停机过程中的降压速率要求较严。
因内部构件的刚度较好,对停机过程中的降压速率要求宽松。
维护保养
检修保养工作量大
检修保养工作量小
表4一体化除氧器和双体式除氧器性能对比
一体化除氧器
双体式除氧器
除氧过程
在水箱中完成两步除氧:
1)初级除氧阶段:
凝结水通过Stork公司的原装喷嘴进行充分雾化,进行初步除氧;
2)深度除氧阶段:
蒸汽从液面下的蒸汽分配管喷出,完成最终除氧。
在除氧头中完成两步除氧:
通过喷嘴雾化,去除大部分氧气。
凝结水一层层交错向下流动,蒸汽从下部进入淋水箱。
排汽损失
小
高
除氧启动方式
即可冷启动也可热启动
冷启动时,先进水,后进汽。
管路系统
最少的管路系统
除氧头和水箱之间,需要接平衡管,管路较长。
寿命比较
由于没有了除氧头,从而避免了水箱上部大的集中载荷,筒体应力大大减小,降低了产生应力裂纹的可能性。
由于有除氧头,水箱上部有比较大的集中载荷,筒体应力大大增加,在运行中将大量产生应力裂纹,从而降低除氧器设备使用寿命。
抗震性能
由于单容器结构,因此显然具有极佳的抗震能力。
由于除氧头焊接在水箱的上部,总体高度较高,并且在除氧头和水箱之间存在应力,因此抗震效果相对较差。
系统复杂性
系统设计简单
系统相对复杂
3.4国内在运核电厂除氧器运行经验反馈及国外反馈
国内在运核电厂除氧器的运行经验反馈调研情况见表5。
表5核电厂除氧器运行经验反馈
序号
事件
原因
1#MSR分离器疏水箱、热井、除氧器液位异常变化。
1#MSR壳体正常疏水调阀)调节失灵
主控发“二回路直流220V母线接地”报警信号。
除氧循环泵控制回路接地
3
MSR分离器至除氧器正常疏水调节阀后管道冲刷泄漏
汽水两相流冲刷造成
1#除氧器水位LT4503A变送器故障引起凝结水流量波动。
变送器老化导致控制系统输出波动并致使NJS-35V阀位开度波动。
D2ADG003VV(VVP蒸汽调节阀)异常开启,VVP蒸汽流量及ADG压力均有波动,并引起ADG水位波动,引起R棒上提半步,导致反应堆短时超功率2min(2911MW)。
D2ADG001CT(控制板件)输出出现大幅波动。
6
L1APPB泵检修结束后启动,在L1APA卸载过程中L1APPB泵和L1APA小流量阀切换时,L1ADG002MN从61%最低下降到40%,并引起L1CEX025/026VL调节大幅波动。
由于抽汽加大以及冷水效应,热循环效率下降,引起机组热功率上涨。
KDO中显示,一回路热功率最高达到2924MWth,R棒由220步自动上提到224步。
主给水泵切换时取水位置变化、小流量回流导致ADG水位短时扰动。
7
2CEX003RC(2CEX025/026VL控制器)自动切至“手动”导致ADG水位低。
2KRG201AR/RACK4/9模拟量输出板(AS112)工作不稳定。
国外核电厂除氧器运行经验反馈见表6。
表6国外核电厂除氧器运行经验反馈
法国SAINTLAURENTB电站
在一次巡检过程中,运行人员发现在第四抽气管路上的1ADG008VV阀门处的保温层下部漏水。
拆卸下该区域的保温层后发现,主管道上的一个疏水接头的倒圆(角焊)焊缝处存在一处裂纹。
该裂纹在焊缝边缘形成后,便沿着管道纵向扩展。
因为存在裂纹会继续扩展并突然破裂的风险,电站对汽机厂房人员进行了疏散,并决定机组后撤进行维修。
目视检查和探伤检查显示该现象很可能与设备震动疲劳有关。
故障原因可能与疏水管线的支撑装置缺陷有关。
法国PALUEL电站1号机组
在对ADG001BA水箱进行例行检查时,Paluel电站在役检查处(SIR)对连接从GSS疏水管线(CS007B和008B)进到ADG水箱的管道的管接头的焊缝进行了内部目检,在在役检查计划中这些管线曾被识别为对腐蚀敏感设备。
GSS汽水分离再热器的疏水从回收管线经过GSS301和302BA水箱,由GSS311和312PO泵传送到ADG001BA。
这些管线已经在BRT-CICERO软件中建立腐蚀模型,因此受到软件预计的腐蚀速度监测。
SIR进行的目检表明在2个接头变径处的焊缝有腐蚀现象。
这个目检发现后从外壁测量了壁厚,这是为了了解这些接头因减薄而造成降级的状况。
名义上的厚度和测量的剩余厚度的对比证实了在每个缩径接头处都有明显的管壁减薄。
剩余厚度和BRT-CICERO软件肯定的管壁减薄的数据之间的比较,表明了对1号机组的腐蚀预计低估了腐蚀减薄的真实状况。
鉴于厚度测量的结果,已经更换了1号机组CS007B和CS008B管线的2个缩径接头。
1号机组的腐蚀预计低估了腐蚀减薄的真实状况
3.5本标准编制思路
《电站压力式除氧器安全技术条件》于1991年8月29日发布实施,涵盖的内容包括除氧器设计、制造、安装、运行、维护、检修等方面,适用于火电厂单机容量为25MW(供热式机组)~600MW机组或额定工作压力P≥0.10MPa表压力的热力除氧器,对于凝汽式25MW及以下汽轮机组的大气式热力除氧器和PWR核电站二回路除氧器可参照执行。
目前,该标准还在继续使用。
随着国外除氧器先进技术的引进、国内压力容器相关标准的不断修订、国内核电厂运营经验的持续积累以及国内大容量核电机组的不断发展,一直未修订的《电站压力式除氧器安全技术条件》中运行及维护等方面的有关规定已不适用于目前的除氧器。
需要与时俱进,结合国内核电厂除氧器自身特点,参考国内外核电厂除氧器运行及维护经验反馈以及国内压力容器最新的技术标准,以《电站压力式除氧器安全技术条件》为编制框架,更新编写适用于核电厂除氧器运行及维护方面的技术标准。
四、主要技术内容的说明
4.1本标准内容概述
本标准规定了核电厂二回路除氧器在商运阶段运行及维护的管理原则,其内容主要包括除氧器的运行准备和启动、除氧器的运行、除氧器运行事故处理、除氧器的停用和保养、除氧器的检修及安全管理。
4.2本标准技术内容说明
Ø
除氧器安全状况等级评定主要参考《锅炉压力容器使用登记管理办法》
除氧器的定期检验周期要求主要参考《压力容器定期检验规则》
除氧器的维修改造要求主要参考《特种设备制造安装改造维修许可鉴定评审细则》
除氧器的无损检测方法主要参考《承压设备无损检测》
除氧器维修机构及维修人员资格要求主要参考《特种设备检验检测机构管理规定》
五、与现行法律、标准的关系
除氧器作为压力容器,遵循国家压力容器现行有关标准规定,包括:
《压力容器》、《锅炉压力容器使用登记管理办法》、《压力容器定期检验规则》、《特种设备制造安装改造维修许可鉴定评审细则》、《特种设备检验检测机构管理规定》、《承压设备无损检测》等。
六、实施标准的要求和措施的建议
无
七、参考资料
[1]GB150—2011压力容器
[2]原能源部机电部能源安保[1991]709号电站压力式除氧器安全技术规定
[3]JB/T10325-2002锅炉除氧器技术条件
[4]DL612-1996电力工业锅炉压力容器监察规程
[5]DL647-1998电力工业锅炉压力容器检验规程
[6]TSGR7001-2004压力容器定期检验规则
[7]TSGR0004-2009固定式压力容器安全监察规程
[8]TSGR3001-2006压力容器安装改造维修许可规则
[9]JB/T4730-2005承压设备无损检测
[10]DL439-2009火电厂金属技术监督规程
[11]国质检锅[2003]207号锅炉压力容器使用登记管理方法
[12]国质检锅[2003]249号特种设备检验检测机构管理规定
[13]国质检锅[2003]248号特种设备无损检测人员考核与监督管理规则
[14]TSGZ0005-2007特种设备制造安装改造维修许可鉴定评审细则
[15]EJ/T345-2005压水堆核电厂水化学控制
[16]Z6001-2005特种设备作业人员考核规则
[17]国质检锅[2001]202号特种设备作业人员培训考核管理规则
[18]DL/T1025-2006核电厂金属技术监督规程
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