CPR1000机组蒸汽发生器裕度问题分析

柴伟东，赵清森



CPR1000机组蒸汽发生器裕度问题分析

柴伟东1，赵清森2

（1.大亚湾核电运营管理有限公司，广东 深圳 518124； 2.苏州热工研究院有限公司，江苏 苏州 215004）

国内新投产的CPR1000机组普遍存在蒸汽发生器（SG）裕度试验不满足验收准则要求的问题，表现为蒸汽发生器出口压力低，已影响到汽轮机出力。对此，本文通过设计分析、试验验证和现场视频检查等手段进行了系统分析。以Framtone公司和Westinghouse公司设计的55/19型、60F型和Δ125型蒸汽发生器为研究对象，利用设计数据搭建数学模型，对传热面积进行了校核计算；考察了堵管率、一回路流量和一回路平均温度对蒸汽发生器出口压力的影响；验证计算了早期及新投产核电厂蒸汽发生器裕度试验数据；最后根据现场对蒸汽发生器的视频检查情况，确定新投产的CPR1000机组裕度考核不合格的根本原因为二次侧的结垢。

CPR1000；蒸汽发生器；传热面积；裕度；结垢；堵管率；流量；出口压力

蒸汽发生器（steam generator, SG）是核电厂的重要关键敏感设备之一，其可靠性影响电站的经济性和安全性。核电站蒸汽发生器的主要功能是作为热交换设备将一回路冷却剂中的热量传给二回路的给水，使其产生饱和蒸汽供给二回路动力装置。蒸汽发生器堵管和结垢会造成总体传热效率降低，出口蒸汽压力降低，汽轮机新蒸汽进汽量受到限制，无法达到额定出力。一般设计时都会为蒸汽发生器留有一定的面积裕量，以提高其总体传热效率，使其出口压力略高于设计值，保证在蒸汽发生器发生堵管或结垢的情况下，汽轮机仍能以额定功率运行。

为验证蒸汽发生器的实际裕度，须进行蒸汽发生器裕度试验[1]。我国CPR1000机组的蒸汽发生器参照法国Framatone公司的55/19型蒸汽发生器设计，其裕度试验的要求是考虑有88×10-7m2·K/W污垢再叠加10%堵管，在满功率情况下验证蒸汽发生器出口压力是否满足≥6.68 MPa（6.71Í(1-0.5%)）的要求[2-3]。然而，目前我国新投产的CPR1000机组普遍存在蒸汽发生器裕度试验结果未达到该验收准则要求的问题，表现为蒸汽发生器出口压力略低，有些机组已影响到发电机出力。

对此，本文以Framtone公司和Westinghouse公司设计的55/19型、60F型和Δ125型蒸汽发生器为研究对象，通过设计分析、裕度试验验证和现场视频检查，寻找蒸汽发生器裕度试验不合格的原因。

1 蒸汽发生器设计分析

1.1 传热面积裕量

设计蒸汽发生器时，一般可增加计算传热面积的8%~10%，这部分增加的传热面就是传热面积裕量。根据相关文献，比布里斯A核电站蒸汽发生器的实际传热面积比计算值大9.5%[4]，Westinghouse设计的秦山二期核电站60F蒸汽发生器实际传热面积比计算值大约5%[5]，其设计的AP1000机组Δ125型蒸汽发生器实际传热面积比计算值大约10%[6-7]。

1.2 污垢系数

通常，在考虑传热面积裕量的基础上，对蒸汽发生器仍需考虑一定的污垢系数。根据相关文献，比布里斯A核电站蒸汽发生器选用的污垢热阻为257.94×10-7m2·K/W[4]，Westinghouse公司设计的AP1000机组Δ125型蒸汽发生器推荐污垢热阻为193.89×10-7m2·K/W[6-7]，Westinghouse设计的秦山二期核电站60F型蒸汽发生器设计污垢热阻为134×10-7m2·K/W[5]；而加拿大B&W公司建议，结合10%的堵管裕量，设计污垢热阻可取为88×10-7m2·K/W，核电站启动时污垢热阻取为35×10-7m2·K/W[8]。

1.3 传热计算

在蒸汽发生器传热计算中，通常考虑4层传热热阻[9-10]：管内对流传热热阻、管壁导热热阻、污垢热阻和管外沸腾传热热阻。

一次侧热阻值均采用Dittus-Boelter公式计算。管壁热阻与采用的材料相关，55/19型、60F型和Δ125型蒸汽发生器均采用inconel 690材质，因此管壁热阻也应接近。对于污垢热阻，不同公司采用不同的参考值。而对于管外沸腾传热热阻，不同公司采用的二次侧沸腾传热模型有很大不同。根据文献，Westinghouse公司设计的蒸汽发生器采用修正的Jens-Lottes公式[5,7]，而法国Framtone公司则采用Thom公式[1]。通过不同公式计算得到的传热系数偏差较大。通常，采用Thom公式计算得到的传热系数最小，因此计算所需的传热面积最大；Rohsenow公式次之；修正的Jens-Lottes公式计算得到的传热系数最大，因此计算所需的传热面积最小。导致计算结果产生偏差的原因在于不同经验公式选取的系数不同。

3种蒸汽发生器的设计结构参数见表1，利用不同传热模型对3种类型蒸汽发生器进行计算，结果见表2、表3。由表2、表3可知，对于Framtone公司的55/19型蒸汽发生器，采用Rohsenow算法、Thom算法和Jens-Lottes算法得到的传热面积裕量分别为3.35%、0.64%和9.65%，其中采用Jens-Lottes算法得到的传热面积裕量9.65%与蒸汽发生器裕度试验要求的10%裕量和88×10-7m2·K/W污垢热阻相符[3]。不同的算法对应不同的传热面积裕度。55/19型蒸汽发生器在设计中预留了36根传热管的裕度（0.8%传热面积裕量），是基于Thom算法[1]，但在蒸汽发生器裕度试验中，验证10%堵管和88×10-7m2·K/W污垢热阻是基于Jens-Lottes算法[3]。计算中，蒸汽发生器的循环倍率均采用各工况下的设计值。

表1 蒸汽发生器设计结构参数

Tab.1 Design structural parameters of the SG

表2 蒸汽发生器污垢热阻为88×10-7m2·K/W时的计算传热面积

Tab.2 The calculated heat transfer area of the SG when the fouling factor is 88×10-7 m2·K/W

鉴于Westinghouse公司设计的蒸汽发生器均采用修正的Jens-Lottes公式，在本文分析中也采用该公式进行对比计算。3种蒸汽发生器污垢热阻均为0时的计算所需传热面积见表3。由表3可知：采用Jens-Lottes公式计算的55/19型蒸汽发生器传热面积裕量与同时期设计的60F蒸汽发生器相近，分别为17.26%和15.93%；而新型Δ125型蒸汽发生器的传热面积裕量最大，为27.31%。

表3 蒸汽发生器污垢热阻为0时的计算传热面积

Tab.3 The calculated heat transfer area of the SG when the fouling factor is 0

1.4 出口压力

1.4.1 堵管率对蒸汽发生器出口压力的影响

利用上述数学模型对CPR1000机组55/19型蒸汽发生器热工设计工况在不同堵管率与出口压力下进行变工况计算，结果如图1所示。由图1可知：蒸汽发生器堵管率与出口压力基本呈线性关系；蒸汽发生器堵管10%时，热工设计工况出口蒸汽压力为6.72 MPa，满足裕度试验规定的出口蒸汽压力≥6.68 MPa的要求；在热工设计工况下直至堵管率超过12%后，出口蒸汽压力线与保证值线相交，降至保证值线以下。

图1 热工设计工况下蒸汽发生器堵管率与出口蒸汽压力关系

1.4.2 一回路流量对蒸汽发生器出口压力的影响

55/19型蒸汽发生器不同堵管率工况下一回路流量与出口蒸汽压力变化关系如图2所示。图中有污垢指污垢热阻88×10-7m2·K/W。

由图2可知：在流量最小的热工设计工况下，零堵管、无污垢工况，零堵管、有污垢工况，10%堵管、无污垢工况和10%堵管、有污垢工况下蒸汽发生器出口蒸汽压力分别为6.988、6.859、6.867、6.720 MPa，均满足裕度试验规定的SG出口蒸汽压力≥6.68 MPa的要求；而在正常运行工况和机械设计工况下，流量更大，亦能满足裕度试验要求。

1.4.3 一回路平均温度对蒸汽发生器出口压力的影响

在核电站实际运行过程中，一回路平均温度对蒸汽发生器出口压力的影响如图3所示。图中以热工设计工况数据为基准，零堵管、零污垢。

图3 一回路平均温度对出口蒸汽压力的影响

由图3可知，一回路平均温度每变化1 ℃，出口蒸汽压力变化约0.106 MPa，其对出口蒸汽压力的影响较大。在实施蒸汽发生器裕度试验时，须精确计算和控制好一回路平均温度。在实际运行中，当3个环路出口蒸汽压力不均衡时，可首先比对其平均温度是否发生了变化。

2 蒸汽发生器裕度试验验证

2.1 早期核电厂的蒸汽发生器裕度试验计算

利用Thom公式对早期核电厂的蒸汽发生器裕度试验数据进行计算，结果见表4。

由表4可以看出：电厂实际运行过程中，温降为2.88 ℃，通过Thom公式计算得到的温降为2.65 ℃，小于实际温降，说明蒸汽发生器裕度满足要求；若采用Jens-Lottes公式进行计算，考虑污垢和堵管后的温降为2.68 ℃，蒸汽发生器裕度亦满足要求。

表4 早期核电厂蒸汽发生器裕度试验数据计算结果

Tab.4 The SG margin test data of NPP in early stage

2.2 新投产核电厂的蒸汽发生器裕度试验计算

某新投产CPR1000核电厂的蒸汽发生器裕度试验数据见表5。由表5可知：实际温降为2.42 ℃，而采用Thom公式计算，考虑污垢和堵管后的温降为2.74 ℃，即所需温降大于实际温降，说明蒸汽发生器裕度不满足要求；采用Jens-Lottes公式进行计算，考虑污垢和堵管后的温降为1.64 ℃，蒸汽发生器裕度能满足要求。

表5 某新投产CPR1000核电厂蒸汽发生器裕度试验数据

Tab.5 The SG margin test data of a newly built CPR1000 NPP

2.3 方法分析

校核2种计算方法的差异，发现蒸汽发生器裕度试验中管壁热阻的计算方法存在不同。试验程序中规定，蒸汽发生器裕度试验期间，蒸汽发生器为新投产，理论上应该是清洁的，即污垢热阻为0，在计算管壁热阻t时直接利用总体传热热阻减去管内传热热阻和管外传热热阻，如式(1)所示。

而实际上，在蒸汽发生器裕度试验期间，蒸汽发生器已运行一定时间，受机组调试启动期间二回路水质控制的影响，蒸汽发生器可能存在一定的污垢。计算得知，某新投产机组在试验期间蒸汽发生器污垢热阻为69×10-7m2·K/W，该值已相当可观，而早期机组采用该方法结果合格的原因在于调试期间二回路水质控制较好，试验期间污垢热阻仅为33×10-7m2·K/W。

若依照现蒸汽发生器裕度计算方法，则实际上在88×10-7m2·K/W污垢热阻的基础上，冗余考虑了已存在的69×10-7m2·K/W的污垢热阻，实施蒸汽发生器裕度试验不合格。若抛弃现存的69× 10-7m2·K/W的污垢热阻，则计算得到的考虑污垢和堵管后的温降为1.64 ℃，小于实际温降2.42 ℃，即蒸汽发生器的裕度试验合格。

3 蒸汽发生器视频检查验证和处理

早期运行和新投产的CPR1000机组，在蒸汽发生器设计、管束面积和材料等方面是相同的，一些小的改进与蒸汽发生器压力降低无关，上述理论计算分析需要现场检查蒸汽发生器的结垢情况以进行验证和确认。

蒸汽发生器材料、设计和二回路水化学控制工艺不断改进，但蒸汽发生器性能下降仍然一定程度上影响其安全性和热力性能。压水堆核电站立式蒸汽发生器性能缓慢下降的一个主要原因是在其内部关键部位如管束、支撑板和管板上有大量沉积物积聚并结垢，导致沉积物底层腐蚀，蒸汽发生器水位震荡，上升流道堵塞引起碳钢支撑板FAC和高周疲劳引起传热管失效[11-12]。这些沉积物主要来自二回路的腐蚀产物，在机组正常运行或起机过程中不断迁移到蒸汽发生器中。

蒸汽发生器传热性能与时间、给水中颗粒物浓度和溶解性盐类物种浓度相关[13-14]，表现为传热管外侧垢层的厚度和形貌特征各有不同，通常垢层内部致密，外层相对疏松。

蒸汽发生器的传热性能变化可分为3个阶段：热阻快速增加、热阻快速降低和热阻持续缓慢增加（图4）。这些阶段的持续时间不能严格定义，取决于给水中颗粒物的浓度和溶解性盐类的浓度[15-16]。

通常，沉渣沉积在热侧上部，对于U型管区域，越靠上，则沉积越多。冷侧沉积量小于热侧。图5为某核电厂蒸汽发生器泥渣分布，可见腐蚀产物集中在热侧上部和冷侧下部。

图4 理想的蒸汽发生器污垢系数变化趋势

图5 涡流检查泥渣分布

为此，在换料大修中，对蒸汽发生器管板上表面冷、热侧进行视频检查。检查了第1层管板下表面的中心管廊，冷端、热端管间及第9层管板的外围，发现在第1层管板的冷侧管间存在较严重的污垢，传热管部分表面有≥0.3 mm的污垢层，梅花孔已有部分堵塞（图6）。

结合上述热工计算得到的较大的污垢热阻，最终确定二次侧污垢是主蒸汽压力下降的主要原因，也是蒸汽发生器裕度试验不合格的原因。确定根本原因后，电厂采取相应措施，大修后蒸汽发生器的压力得以恢复，已不限制机组出力，后续蒸汽发生器出口压力已逐渐提高。

图6 第1层管板热端、冷端检查结果对比

4 结 论

1）不同公司对蒸汽发生器传热面积裕量的设计值不同，对污垢热阻的选取标准不同，对二次侧沸腾传热计算模型的选取更是不同，直接导致蒸汽发生器传热面积裕量的差异。

2）蒸汽发生器堵管率与出口蒸汽压力基本呈线性关系。热工设计工况下，在堵管率10%时，蒸汽发生器出口蒸汽压力满足裕度试验要求；堵管率超过12%后，出口蒸汽压力降低至保证值线以下。

3）在流量最小的热工设计工况下，是否堵管、有无污垢，均不影响蒸汽发生器满足裕度试验要求。因此，对于正常运行工况和机械设计工况，其流量更大，亦能满足蒸汽发生器裕度试验要求。

4）一回路平均温度对蒸汽发生器出口压力影响较大，实际运行中应控制好一回路平均温度。

5）新投产机组蒸汽发生器裕度试验不合格是由于在计算中认为裕度试验时蒸汽发生器是清洁的，而实际上机组已运行了一段时间，蒸汽发生器存在一定的污垢热阻。去除这部分叠加的污垢热阻，蒸汽发生器裕度试验合格。

6）二次侧污垢是主蒸汽压力下降的主要原因，也是蒸汽发生器裕度试验不合格的原因。

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Research on design margin of steam generator in CPR1000 units

CHAI Weidong1, ZHAO Qingsen2

(1. Daya Bay Nuclear Power Operations and Management Co., Ltd., Shenzhen 518124, China; 2. Suzhou Nuclear Power Research Co., Ltd., Suzhou 215004, China)

The design margin test results of steam generator (SG) does not meet the requirements of acceptance criterion in CPR1000 units in China, the outlet steam pressure of the SG is low, and the low steam pressure has affected the output of steam turbine. Taking the 55/19, 60F and Δ125 steam generators designed by Framtone and Westinghouse as the research objects, a mathematical model was established based on the design data, and the heat transfer area was checked and calculated. The influence of pipe plugging rate, primary loop flow rate and primary loop average temperature on the SG outlet pressure were investigated. The test data of SG margin in nuclear power plant were verified and calculated. Finally, according to the video inspection of SG on site, it found that the root cause for the unqualified SG margin test of new CPR1000 units was the scaling on the secondary side.

CPR1000, steam generator, heat transfer area, design margin, fouling, tube-plugged fraction, flow rate, outlet steam pressure

Peak Plan of China General Nuclear Power Group (012-GN-B-2017-C31-P.T.99-00052)

TM623.9; TK172

A

10.19666/j.rlfd.201807150

柴伟东, 赵清森. CPR1000机组蒸汽发生器裕度问题分析[J]. 热力发电, 2019, 48(3): 126-131. CHAI Weidong, ZHAO Qingsen. Research on design margin of steam generator in CPR1000 units[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(3): 126-131.

2018-07-18

中广核集团2016年尖峰计划项目(012-GN-B-2017-C31-P.T.99-00052)

柴伟东(1967—)，男，工学硕士，高级工程师，主要研究方向为核电厂性能试验及热效率分析诊断，chaiweidong@cgnpc.com.cn。

（责任编辑 李园）