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核电厂凝汽器泄漏的探究

2016-04-26陈勇

科技视界 2016年9期
关键词:凝汽器泄漏核电厂

陈勇

【摘 要】凝汽器作为核电厂生产运行的重要设备之一,直接影响汽轮机组运行的经济性和可靠性。运行过程中,凝汽器的泄漏会对机组的正常稳定运行造成重大的影响,严重情况下会导致停机停堆情况的发生。本文对凝汽器泄漏的原因、凝汽器泄漏的危害和影响、凝汽器泄漏的发现进行了重点分析,并且提出了凝汽器泄漏的解决方法和预防措施。

【关键词】核电厂;凝汽器;泄漏

Analysis of Condenser Leakage In Nuclear Power Plants

CHEN Yong

(CNNP Nuclear Power Operations Management Co., Ltd., Haiyan Zhejiang 314300, China)

【Abstract】As one of the most important equipments in the production and operation of nuclear power plant, the condenser has a direct impact on the economy and reliability of the whole unit operation. During operation, the leakage of condenser can have a significant effect on the stability of the operation unit, which might lead to the occurrence of the shutdown. This paper focused on the causes of the condenser leakage, the influence and harm of condenser leakage, the corresponding discovery and preventive measures were addressed.

【Key words】Nuclear power plant; Condenser; Leakage

0 引言

当前,我国核电事业处于蓬勃展中,安全对于核电厂的生产运行至关重要,而目前核电厂的发展方向都朝着更安全、单机容量更大的方向发展,且大多数每天都承担着基本负荷,所以保证核电厂的各项工作、设备完好稳定运行这对核电厂的经济效益是十分可观的。凝汽器作为使低压缸的排汽通过冷却水的冷却而凝结成水并保持真空的重要辅助设备,对于核电厂正常运行发电起着至关重要的作用。但是,凝汽器在经过长时间运行后,会因为各种原因造成冷却管损坏而发生泄漏,从而引起了设备停运,延误了时间,造成了巨大的经济损失(表1)。凝汽器的泄漏将会直接影响凝结水的水质,增加凝结水精处理系统的负担,进而影响蒸汽发生器(SG)和汽轮机的使用寿命,所以发现、处理和防止凝汽器的泄漏是非常重要的。

本文对凝汽器泄漏的原因、凝汽器泄漏的危害和影响、凝汽器泄漏的发现进行了重点分析,并且提出了凝汽器泄漏的解决方法和预防措施。

表1 秦山二期凝汽器泄漏事件

1 凝汽器的结构

秦山二期扩建机组的凝汽器主要由接颈、壳体、热井、水室、排汽接管和接纳汽机旁路的12个减温减压器组成,3台凝汽器(壳体)之间由汽平衡管和水平衡管连通。凝汽器在汽端和电机端的壳体上各设1只本体疏水扩容器(或称背包)。每个凝汽器壳体下部有4个大支撑座和4个小支撑座,每个凝汽器中心设有一个死点座,运行时以死点为中心向四周自由膨胀。(循环)冷却水由进口(前)水室的入口进入凝汽器,与低压缸排汽进行热交换后,从出口(后)水室流出。

图1 凝汽器的结构

2 核电厂凝汽器泄漏的原因分析

2.1 冷凝器冷却管破裂

2.1.1 机械撞击

汽轮机在安装或者对低压缸检修时,在安全措施执行不到位的情况下,很容易将一些物品、工具、零部件等掉落砸伤或者砸穿冷却钛管,从而造成钛管的损伤或者凝汽器的泄漏。

2.1.2 硬物划伤

核电站多建在海边,目的就是为了能用海水作为冷却水。而海水中必然含有大量的贝壳石块和海藻等杂质,当经过装有一、二次滤网的循环水系统中,大部分的杂质会被过滤从而未进入钛冷却管内,通过加氯手段,其中的藻类生物也基本被杀死。但是仍有相当部分的贝壳、泥沙石进入到凝汽器中,卡在钛管管口的锋利的贝壳及砂石在连续大力的水流冲击下,产生较强的振动和位移,从而划穿钛管(壁厚仅为0.5mm)。

2.1.3 抗冲击区钛管厚度不够

凝汽器最上面一、二层的钛管承受大量的蒸汽冲击,设计上我们称之为抗冲击区,通常此区域的钛管厚度要厚一些,当我们的设计厚度不够或者经过长时间的热冲击时,则就会容易造成损害泄漏。

2.1.4 管堵材质选择不当

堵头选材的错误、使用膨胀性能和耐腐蚀性能不好的管堵(黄铜堵、腊木、膨胀不锈钢螺栓堵等、堵头的加工尺寸不合适、堵头松动、脱落、腐蚀、老化等都会使凝汽器钛管产生泄漏。

2.2 冷却管和管板胀管处密封不严

凝汽器冷却管和管板的连接形式是影响凝汽器水密性的主要因素,从冷却管和管板连接的角度出发考虑,为了设计出无泄漏的凝汽器,主要从以下两个方面研究考虑:一方面,提高连接强度和密封性从而提高连接接头的可靠性,改进其连接形式,采用封焊连接形式。另一方面,采用双管板结构,双管板结构的采用可有效彻底隔离冷却水和蒸汽空间,因为在双管板的中间空间充有压力较高的除盐水,可有效阻止水室内的冷却水通过管口泄漏。这样,即使连接接头发生了泄漏,冷却水也不至于漏入到凝汽器蒸汽空间中去。此外,同时可通过除盐水水位的变化,从而判断出具体是哪块管板发生泄漏, 以便及时进行检修。

凝汽器钛管一般采用胀管法,通过采用胀管器扩大管口直径,使管子与端头管板紧密接触。在机组的运行中,这种先进的工艺方法能够保持连接处具有高度的严密性,并且在胀管后再用氩弧焊的方法使管端与管板焊接在一起,进一步提高管口的强度和严密性。但是在制造、使用和维护等原因不可避免会产生个别钛管管端与管板焊接部位有缺陷,造成凝汽器微漏。

秦山二期3/4号机组凝汽器的壳体设有4组冷却管束,管子两端胀接在复合管板上,在前后管板间设有多块隔板以支托冷却管束,并使管子和管板紧密接触,以改善管子的震动,避开共振。在前、后管板内侧下方,设有检漏用收集装置,测量凝结水的含盐量,从而可以确定管子的破裂区域。壳体的两端用焊接方式将管板固定在壳体上,并用较薄的钢板作为扰性过渡,用于补偿冷却管和壳体间的热膨胀差。

3 凝汽器泄漏的危害和影响

3.1 凝汽器泄漏对热力系统的影响

凝汽器泄漏是核电厂汽水品质不合格的主要原因。图1为凝汽式发电厂汽水循环系统图,从图1可以看出,凝汽器的泄漏会使整个热力系统的水质都发生变化。图2为凝汽器泄漏后的连锁反应图,从图2可以进一步清晰的看到,凝汽器的泄漏将使整个热力系统的水质都处于不合格的范围内。

图2 凝汽器泄漏后的连锁反应图

图3 凝汽式发电厂水汽循环系统图

3.2 凝汽器泄漏对热力系统设备产生的危害

当凝汽器发生泄漏时,即使少量的海水进入到凝结水中,都将会使凝结水水质严重恶化,海水的进入会造成凝结水中Ca2+,Fe3+,Na+,Mg2+,Cl-, NO3-,HCO3-, SO42-等含盐量的增加,恶化的凝结水水质会造成给水硬度偏高,从而导致管壁的结垢和腐蚀。由于产生水垢后的管壁导热系数很差,形成水垢的化学成分不同,内部的空隙、缝间也都不同,所以产生水垢区域的导热系数都不同,从而造成了极大的传热不均匀,严重的时候会导致热负荷高的区域有爆管的风险。其中,对SG设备的影响尤为严重。秦山第二核电厂的给水流量约4000t/h,排污流量约40t/h,即排污率约1%。压水堆蒸汽发生器的蒸汽干度要求99.75%以上,秦山第二核电厂的干度达到99.9%。若给水中含有0.1ppb(即0.1mg/t)的钠离子,假设C 为蒸汽发生器排污水中的钠离子浓度,它与蒸汽发生器炉水中的钠离子是一致的。以99.75%干度(即湿度为0.25%)进行计算:

4000t/h×0.1mg/t=(4000-40)t/h×0.25%×C+40×C,

计算得到 C=8.0mg/t。

排污水与给水中的钠离子浓度之比为 80,即浓缩倍率达到80倍。若干度以99.9%计算,则浓缩倍率更高,达到90倍。反之,若蒸汽发生器排污水中钠离子控制在1ppb 以下,则给水中的钠离子要求接近0.01ppb,这样的浓度通过常规监测手段已经无法实现。

国外研究表明,在蒸汽发生器的滞流区、沉积物和缝隙内,杂质很容易浓缩,在缝隙内阴阳离子浓缩率甚至可以达到104~105倍以上,因此在缝隙中杂质离子如钠、氯等都有可能达到很高的浓度而使缝隙中发生局部腐蚀现象。因此,一旦发现泄漏问题,必须立即处理,否则会对SG设备造成严重的危害,同时在日常的正常工作运行中,也必须严格控制钠、氯、硫酸盐等杂质的浓度。

3.3 凝汽器泄漏对核电厂机组运行的影响

表2、表3为压水堆核电站二回路和火力发电机组主要化学参数的对比,通过对比发现压水堆核电站二回路水汽系统对水汽质量的要求高得多;同时,二回路的水质的控制对于核电厂机组的稳定运行至关重要。当凝汽器发生较大海水泄漏时,如果精处理系统没有投运,那么海水会很快进入SG,从而导致SG水质恶化。图3为SG水化学的技术规范图,从图中可以看出凝汽器的泄漏量对机组的运行有着很大的影响。当海水的泄漏率约10L/h,一小时内SG水中钠离子含量将达到100ppb以上,则按照运行技术规格书的要求,机组的功率必须降至30%且限定100h运行;当海水的泄漏率约40L/h,那么1h内SG水中钠离子就可以达到500ppb从而要求机组直接停堆。

表2 压水堆核电站二回路和火力发电机组主要化学参数对比(一)

表3 压水堆核电站二回路和火力发电机组主要化学参数对比(二)

图4 SG水化学技术规范图

3.4 凝汽器泄漏对核电厂WANO化学指标的影响

世界核营运者协会 WANO(World Association of Nuclear Operators)拥有着一整套指标体系来对世界各个核电站的运行业绩进行评估,化学指标就是其中重要的一个。不同的堆型,采用不同蒸汽发生器传热管材料的化学指标计算公式也不同,其中最多的是采用Inconel 690/600 材料的压水堆核电厂。WANO 化学指标(CPI)的计算方法(PWR,Inconel 690/600)如下:

CPI

其中 0.8、1.6、1.7、5.0、0.2 分别为目前国际核电业界蒸汽发生器水质中的钠离子、氯离子、硫酸根及给水中的铁和铜含量的平均值。计算时若本电厂的这些参数小于这些平均值,则取平均值进行计算,即WANO 化学指标的最小值为1。只有当功率高于30%后的化学数据才用于计算,一般每月或者每季度计算一次,年度值取季度加权平均值。

可见,WANO 化学指标直接反映了二回路水质特别是蒸汽发生器水质状况。而凝汽器的泄漏会带入各种杂质离子并极大的对SG水质产生影响,从而严重影响了整个核电厂的WANO 化学指标。

4 凝汽器泄漏的发现

凝汽器泄漏的发现通常通过电导率与某些元素的离子浓度来判定。通常凝汽器泄漏后会出现凝结水泵出口母管电导率高报警;高加给水总管阳电导高;蒸汽发生器的电导和钠离子浓度升高等现象。当出现管板密封处泄漏时,凝汽器管板密封取样装置的电导率有可能上升。当蒸汽发生器排污的电导率、Na+以及凝泵出口的Na+、电导率有上升趋势时,则基本判断凝汽器的钛管有泄漏。

对于秦山二期3/4号机组而言,当发现凝汽器海水泄漏时,可以通过对蒸汽发生器、凝汽器、1/6 凝汽器的水质分析来确认在线表的结果,确定是否有海水泄漏。一般凝泵出口钠离子、氯离子大于5ppb,凝汽器热阱发生海水泄漏的那一列中钠离子、氯离子会大于 30ppb,则认为有海水泄漏较大。通过机组有关参数及水质分析结果可以估算海水泄漏率。以 CEX 泵出口母管水质来估算泄漏率:

泄漏率 F= CX×QCEX/ CCRF

其中:CX=凝结水中某物质浓度(钠或氯离子)

QCEX=凝结水流量

CCRF=CRF 海水中某物质浓度(钠或氯离子)

在2015年3月份开始秦山二期发生的凝汽器钛管泄漏中,其中,4 月 8 日出现泄漏,钠含量峰值为 5.5ppb,凝结水流量 2400t/h,CRF海水中钠含量约 3072ppm,从而计算得出峰值时海水泄漏率为 4.3L/h,根据判断,化学人员建议实施查漏工作,经电厂领导和各部门讨论后确定立即实施查漏方案。

5 凝汽器泄漏后的处理

凝汽器钛管海水泄漏对二回路的水质有着非常大的影响,根据二回路水体积和凝结水流量可以估算满功率运行时海水泄漏污染整个给水系统并到达蒸汽发生器所需的时间:

T=系统水量/凝结水流量≈ 800t/(2400t/h)=20min。

因此,对于核电厂而言,当通过阳离子和电导率等分析确定海水已经漏入到凝汽器后,对于及时的查漏处理显得尤为关键,及时处理可有效避免停机停堆情况的发生。我们通常采用以下步骤来进行处理,首先(1)确认发生泄漏事故后,尽可能快的速度将凝结水经ATE阳床和混床进行全流量处理。(2)SG排污水的水质根据技术规范的要求,当水质处于四区时,则根据要求进行降负荷到30%的功率。降低功率导致进入SG的给水流量降低,而APG的排污流量不变,则可降低蒸发器内部的杂质的浓缩倍数,减缓水质的恶化趋势。(3)在增加ATE处理流量的同时,及时确认凝泵出口的Na+、电导率及SG排污的电导率及Na+是否有上升趋势,如上升则基本判断为凝汽器的钛管泄漏。如果凝汽器管板与钛管胀管处泄漏,凝汽器热阱取样的电导率则伴随有上升趋势。(4)在凝汽器钛管确认泄漏后,立即对凝汽器热阱进行逐个取样分析,尽快确认泄漏点所对应的凝汽器(A测或B测),并及时进行隔离。(5)在隔离初步判断的凝汽器之后,立即检查凝泵出口母管Na+,凝泵出口母管的电导率的变化趋势,若这些指标在下降则表明隔离基本正确;若保持不变则隔离错误,需要恢复隔离的列,并重新判断凝汽器泄漏点所在列重复上述操作。

凝汽器查漏的方法多种多样,表4为核电厂常用的凝汽器查漏方法,在日常的泄漏事件中往往也采用复合型查漏方式进行查找,在2015年3月份秦山二期发生的凝汽器钛管泄漏就采用了先对整体钛管进行了氦检漏试验(图 4),确定凝汽器钛管存在泄漏,接着采用薄膜法进行查漏(图 5),发现了一根钛管存在着明显泄漏,然后采用单管氦查漏法对疑似破损钛管进行确认,确认完毕后对凝汽器泄漏钛管进行了堵管操作(图 6),最终再次进行整体氦查漏,确认泄漏已消除。

6 如何避免凝汽器泄漏

6.1 改变腐蚀环境

(1)在使用海水作为冷却剂的过程中,往往带着许多藻类在其中,而附有藻类的钛和钛合金在使用一段时间后,其会产生极强缝隙腐蚀,所以我们尽量避免藻类物质生长在钛管上,通常我们采用加入次氯酸钠的方法消除藻类对钛管的影响。

(2)严格按照相关的标准控制凝结水、给水水质,同时,密切监视相关水质检测结果,时刻发现问题。

6.2 改变腐蚀主体的耐腐蚀性

(1)采用粉刷防腐漆或者防腐涂料等手段加强耐腐蚀性。

(2)不断研究创新发现更加新型的耐腐蚀材料的换热器。

6.3 规范安装,加强监督管理

(1)物体高空坠落砸伤钛管的损伤,在日常的工作中,要严格制定相关程序,防止使用的工具、零部件和相关材料由于管理使用不当落到凝汽器钛管上,从而对凝汽器钛管造成损伤。

(2)海水中的贝壳类硬物、泥沙石等是造成凝汽器钛管划伤的主要原因,为防止这些物体进入到凝汽器钛管,可考虑在凝汽器钛管的入口处安装塑料套管或者二次滤网。

(3)在凝汽器钛管检修时,采用探伤等手段对钛管进行检查,将发现有缺陷的钛管在未泄漏之前就采用管堵进行封闭,并且在汽侧凝结水查找是否有漏点遗漏,将缺陷风险降低至最低。

(4)凝汽器钛管较薄,强烈的震动易造成断裂。因为磨损和震动都有造成泄漏的可能,所以检修及查漏时应该尽量避免强烈震动的发生。

(5)在无氧以及弱酸性溶液的情况下,钛不易因为形成钝化膜而使其电位变负,因此停机时凝汽器应该放水并吹干,从而保证钛管处于富氧状态下停用。

7 结论

本文首先通过对冷凝器冷却管破裂及冷却管和管板胀管处密封不严对核电厂凝汽器泄漏的原因进行了分析;接着从凝汽器泄漏对热力系统的影响、对热力系统设备产生的危害、对核电厂机组运行的影响和对核电厂WANO化学指标的影响四个方面分析了凝汽器泄漏的危害和影响;同时,阐述了通过电导率与某些元素的离子浓度来判定凝汽器泄漏的状况以及发生凝汽器泄漏后的处理步骤;最后,通过如何改变腐蚀环境、改变腐蚀主体的耐腐蚀、规范安装,加强监督管理三个方面提出了凝汽器泄漏的预防措施。

【参考文献】

[1]任彩玲.论凝汽器泄漏对设备的影响及危害[J].山西电力,2007(1).

[2]付冬苗.用Na+确定凝汽器的泄漏率及应用[J].工业水处理,2004,24(1).

[3]黄成.浅谈 N-15320 型凝汽器泄漏原因与预防措施[J].中国新技术新产品,2013(11).

[责任编辑:汤静]

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