漳州核电生产准备期间大修工期优化研究

2022-03-31倪世锋危俊恒刘同康

中国核电 2022年6期

倪世锋，危俊恒，刘同康

(中核国电漳州能源有限公司，福建漳州 363300)

机组大修工期是影响核电厂机组的可用率和综合成本的重要因素，目前国内压水堆的大修经验已经十分丰富，国内电厂在大修工期优化及标准化方面也取得了丰富的经验，但同世界核电行业和美国Exelon等公司对标，在大修工期上仍有差距。

基于优化大修工期的重要性，中国核电在《关于印发大修绩效提升规划的通知》(中国核电安质发(2020)178号)中提出了大修绩效提升目标。2025年：在确保安全质量的前提下，机组年度大修平均工期控制在27天以内，达到国内领先水平；2030年：在确保安全质量的前提下，机组年度大修平均工期控制在24天以内，达到世界先进水平；2035年：机组年度大修平均工期控制在21天以内，大修绩效达到世界卓越水平，成为业内标杆。这对中国核电各机组的大修准备及实施工作提出了更高的要求，大修工期优化势在必行。

“华龙一号”作为我国自主研发的第三代核电品牌，机组的先进性也应在大修工期上体现。但截至本优化研究工作开始时，“华龙一号”示范工程——福清核电5、6号机组首次大修尚未开展，还没有成熟的大修经验与标准。因此，漳州能源在生产准备期间即组织开展对大修进行深入研究，从技术规范应用、系统改进、新技术的采用以及先进大修管理方法等多个方面对大修项目与大修工期进行优化，旨在创造漳州“华龙一号”机组首次大修的良好业绩，有助于“华龙一号”机组在国际上的推广。

1 技术路线及方案

大修优化专项组运用霍尔三维结构的方法论，如图1所示采取“调研分析”“吸收转化”“落地应用”三个时间维步骤，通过“同行电厂经验借鉴”及“漳州系统设备特性挖掘”两个研究方向，集合运行控制、维修优化、试验优化、计划与管理等不同专业维度，对大修各方面工作进行多步骤、多方向、多领域的优化研究。

图1 大修优化工作的“霍尔”三维结构Fig.1 Hall 3D model of overhaul optimization

综合上述思路，主要制定以下技术路线及方案。

(1)调研国内各电厂大修项目最新技术应用及良好实践

目前国内压水堆机组大修项目设置愈加科学，工期也越来越短，其中新技术的应用是大修工期缩短的一个重要原因。因此通过对各电厂大修开展调研，收集同行大修良好实践及新技术，并对新技术及良好实践进行适用性分析，能够恰当的应用到漳州能源“华龙一号” 机组大修中。

(2)调研同行电厂历次大修主线延误原因并制定针对性的优化提升措施

国内各同行电厂在历次大修中积累了大量的宝贵经验，在大修主线延误偏差控制方面尤其值得借鉴。对这些经验进行细致分析并制定针对性的优化提升措施，可以有效提高大修准备质量。

(3)研究“华龙一号”机组大修主线及大修项目

漳州“华龙一号”机组采用融合华龙方案，目前仍处在土建及安装阶段，还没有自己的大修计划及大修标准工期。“华龙一号”作为我国具有自主知识产权的核电工程，其与M310存在很大差异，而系统设备的不同将大大影响大修工作的开展。因此，充分了解“华龙一号”系统设计差异性，合理设置“华龙一号”机组的特有检修项目与逻辑关系尤为关键。在研究过程中，专项组将对系统不同点进行重点分析，编写漳州核电1、2号机组的大修规程及大修逻辑。

(4)通过研究华龙技术规范对大修逻辑进行优化

漳州1、2号机组的技术规格书与M310在体系及使用逻辑上有较大不同，技术规格书的差异将对大修项目及大修逻辑产生重要影响。因此，很有必要对相关影响进行专项研究，把这些不同点转化为优化大修的突破点是研究的重点。其中大修技术规格书与风险监测器的配合使用是大修研究的一个难点，因此需加强与设计院的沟通与交流，保证大修项目合理可靠。

(5)制定“华龙一号”机组大修标准

充分吸收参考电厂经验反馈，进行大修调研，将相关成果整合到漳州核电1、2号机组大修方案与大修计划中，确定漳州核电1、2号机组标准化大修工期。

(6)结合漳州核电1、2号机组调试工作对部分成果进行验证

机组的调试过程可对部分大修项目进行验证，通过对漳州1、2号机组调试过程的全程参与，对大修优化项目与前期成果进行相关验证，并根据验证结果进行进一步改进优化。

2 创新成果与应用

第一阶段大修优化专项组重点从“同行电厂经验借鉴”的角度开展大修工期优化的工作，通过收集各同行电厂大修总结及大修优化等相关资料，根据漳州1、2号机组的自身特点进行专项研究，部分成果如下。

2.1 一回路抽真空装置的应用

(1)项目背景

机组大修启动期间，需要对一回路进行排气，其目的是排出一回路空气以保证主泵的正常运行，目前参考电厂主要采用静态排气与动态排气的方式。

“华龙一号”机组三台蒸汽发生器倒“U”形管+水室体积约为99 m3，其内气体在静态排气时不能完全排去，常规排气通过静排气-动排气-联合排气的方式驱赶主系统的空气。其中动排气和联合排气在含气量高的情况下点动主泵，一回路压力下降幅度较大，且多次点动三台反应堆冷却剂泵才能使一回路含气量合格。根据参考电厂大修经验，动排气首次启动5RCS002PO，在手动提高上充流量的情况下，一回路压力仍由2.837 MPa降至2.527 MPa，降幅0.31 MPa；停泵后，在手动减少上充流量的情况下,由2.527 MPa升至2.862 MPa，增幅0.335 MPa。

常规一回路排气方式存在如下缺点：

1)在含气量高的情况下频繁启动主泵排气，增大了轴瓦磨损的可能；

2)启动主泵时一回路为水实体，控制裕量小，压力超一回路P-T图的风险高；

3)整个常规排气过程预计用时10～24 h，工序时间长。

为此，通过 “一回路抽真空”的引入，即在启动主泵前(静排气)保证一回路排气合格，以解决上述问题。

(2)项目方案

通过借鉴同行电厂经验，大修优化专项组制定方案，首次将 “一回路抽真空装置”应用于“华龙一号”机组，通过一回路充水前进行抽真空，可将排气过程压缩至8～12 h，同时避免高含气量下多次点动主泵对主泵的不良影响。

一回路抽真空排气在装料前进行，主要步骤为：

1)在假大盖和稳压器人孔关闭后将一回路水位降至MLO水位；

2)利用抽真空装置将一回路抽至17～20 kPa.a；

3)一回路充水至法兰面水位，保持水位不变，破坏真空至大气压；

4)一回路充水至换料水位，开始装料；

5)压力容器扣盖，稳压器人孔关闭，一回路充水后静排气。

各步骤示意如图2所示。

(3)方案评价及影响

漳州核电选用ZH-65型蒸汽发生器，一次侧倒“U”形管与水室体积之和约为99 m3。根据玻义耳马略特定律：

P0V0=P1V1

式中，P0——采用抽真空方法后蒸汽发生器倒U形管的压力；

P1——标准状态下大气压，取值为0.1 MPa；

V0——蒸汽发生器一次侧倒“U”形管以及水室内空气体积为99 m3；

V1——抽真空后剩余空气体积。

在一回路温度不变的情况下，得到V1=P0V0/P1，抽真空目标不同，剩余气体体积V1也不同。若将一回路抽真空至17 kPa.a，根据计算一回路剩余气体体积为16.83 m3，理论计算通过一回路抽真空排气满足系统含气量要求(标准状态下剩余气体体积<23.255 m3)。

综上，通过一回路抽真空排气的方法，可在启动主泵前保证一回路排气充分，实现如下目标：

1)有效保证主泵启动时的安全运行；

2)降低主泵启动时一回路压力超出P-T图的风险(注：方家山核电抽真空后启动主泵一回路压力微降约0.05 MPa)；

3)减少动排气、联合排气及相关步骤，节约关键路径时间(注：方家山核电抽真空操作耗时约5 h，静排气2 h，总计7 h)。

2.2 一回路运行P-T图限值优化—RHR运行压力上限提升

(1)P-T图简介

一回路运行P-T图坐标为一回路温度及压力，根据不同设计限值绘制不同曲线，由这些曲线组成允许运行范围，即一回路的温度和压力根据机组状态的不同，都应在规定的范围内。由于该图形似大刀，故也称之为“大刀图”，当前漳州能源1、2号机组P-T图见图3。

图2 一回路抽真空流程示意Fig.2 Schematic diagram of primary circuit vacuum pumping process

图3 漳州一回路P-T图Fig.3 Primary circuit P-T diagram of Zhangzhou

图3中红圈区域为大刀图“刀背”。其下限线为主泵运行最低压力，由主泵设计特性决定，漳州1、2号机组为2.1 MPa。上限线为RHR系统最大压力，目前漳州1、2号机组与福清核电M310及华龙机组均为3.0 MPa。

(2)项目可行性分析

漳州1、2号机组、福清5、6号机组、福清M310机组余排运行压力上限均为3.0 MPa，该限值主要受系统设计压力限制，三者相关参数见表1。

表1 RHR相关限值对照

对比可知：漳州核电机组余排设计压力比福清M310机组高1.36 MPa，同时漳州余排安全阀定值低于M310机组，漳州余排有更高的安全裕度，但大刀图中的限值确保持一致，因此具备提高余排运行压力的可行性。

除RHR系统本身外，还需要考虑提高余排运行压力对一回路的影响。参考温度-压力限值报告，在升温速率为28 ℃/h，寿期为60年条件下，不同温度下的许用应力如图4中的红线，对比P-T图，最窄处为(20 ℃，3.83 MPa)，仍存在提升裕量。

图4 漳州一回路许用应力与P-T图对照Fig.4 Comparison between Zhangzhou primary circuit allowable stress and P-T diagram

(3)项目成效

首先，机组上行时汽腔的生成及下行时汽腔的湮灭均在170～180 ℃的范围内，所以，在大刀图的最窄区域一回路为水实体，压力不易控制。由图4可知，模式4、5的高温段为P-T图的最窄处，同时在该区域内，机组通常处于持续的升温或降温过程中，温度变化增加了该阶段压力控制的难度。水实体下启停主泵压力波动大，增大了超出P-T图的风险。

方家山、阳江、红沿河、岭澳等电厂均出现在NS/RRA模式(模式4)水实体阶段升降温过程中超出过 P-T图的情况；2016年9月28日，某核电在停运2号主泵过程中，一回路压力波动至30.3 bar.a而超出P-T图。

其次，提升限值可缩短机组下行时余排连接的工期，执行LCO后撤要求时，机组不必后撤过深。机组下行时，须降温降压到余排可接入的条件下再进行余排的预热。由于余排运行压力区间小，为防止超出P-T图，在接近压力下限时，必须降低降压速率，增加耗时。

根据参考电厂经验，在完成安注逆止阀试验后，共花费约100 min降压到余排可连接的压力平台，若将余排连接压力上限提升3.5 MPa，预计可节省主线时间40 min。

2.3 增设ZBR中储槽至内置换料水箱补水管线

机组换料大修期间，为保证在硼水覆盖防护下进行燃料操作，需要将运行时排空的反应堆换料水池(745 m3)、堆内构件贮存池(1143 m3)及燃料转运仓(343 m3)充满，三个水池总计2231 m3，这部分水主要由内置换料水箱提供(IRWST，有效容积2267 m3)。但是，考虑内置换料水箱水位过低可能导致下游泵气蚀，水箱中的硼水不能全部排出，因此仅利用内置换料的水难以满足上述水池充满的需求，需要考虑其他的硼水来源。

反应堆厂房其他具有储水能力的水池有乏燃料贮存池和乏燃料容器装载井。其中，乏燃料贮存池需保持满水以保证辐照燃料次临界和人员防护，无法提供水源。乏燃料容器装载井在换料大修期间不必充满水，可以提供有效水源，其容积为236 m3。

根据参考电厂经验，在提前将乏燃料容器装载井制满水的情况下，由于内置换料水箱中的硼水无法全部利用，且硼水会随着大修试验的进行而消耗，导致储水量无法满足反应堆水池的充水需求，需要额外使用反应堆硼和水补给系统RBM通过手动补给制硼补给。这种方式制硼效率低，制硼量和制硼窗口有限，运用方式非常不灵活，存在影响工期的风险。因此，有必要另辟蹊径解决以上问题。

考虑到换料大修期间的用硼需求，为增强传水灵活性，专项组调研同行电厂运行及大修经验，在硼回收系统ZBR原有设计基础上，推动中储槽至IRWST的补水管线的增设。由于ZBR中储槽有3个，每个硼水贮存量达到350 m3，传硼流量最高可达100 m3/h，且储槽不受技术规格书限制，能够很大程度提高传水灵活性，避免主线工期延误。ZBR中储槽至内置换料水箱补水管线示意图见图5。