三门核电调试期间主汽轮机系统保养方案分析

摘   要：本文介绍三门核电1号机组调试期间汽轮机、汽水分离再热器（以下简称MSR）和凝汽器内部腐蚀情况，并分析保养方案编制的必要性;重点论述调试期间主汽轮机系统热风保养方案，包括三种保养方案介绍和优缺点对比分析;对热风保养效果进行总结论述;对其他核电机组调试期间汽轮机、MSR和凝汽器的联合保养有较好的借鉴和参考意义。

关键词：汽轮机  汽水分离再热器  凝汽器  保养方案

中图分类号：TM623                                文献标识码：A                       文章编号：1674-098X（2020）06（a）-0087-03

三门核电是首个采用目前世界最先进的第三代压水堆技术的核电项目，厂址坐落于浙江省台州市三门县六敖镇猫头山半岛上。项目一期工程按照两台1251MWe核电机组设计建造，远期规划容量共六台125万kV核电机组。三门核电一期工程常规岛主设备由哈电集团和日本三菱重工联合供货。本文中论述的主汽轮机系统包括高压缸和低压缸，以及与缸体直接连接的主要设备和管道，如MSR、凝汽器、冷再热蒸汽管道和热再热蒸汽管道。

三门核电一期工程1号机组于2009年3月29日完成核岛FCD（浇灌第一罐混凝土）里程碑节点，且随着时间推移，项目建设不断取得新的进展，常规岛主汽轮机系统于2014年10月16日完成安装工作，正式由建安移交调试。但是，由于核岛设计和设备等原因使三门项目工期延长，距离机组商运还有相当长的一段时间，调试期间主汽轮机系统处于并将长期处于停用状态。为了预防和减少设备腐蚀，保证系统和设备正常运行，需要做好系统和设备停运期间的维护保养工作。主汽轮机系统保养方案主要是针对高压缸和低压缸，同时包含与汽轮机直接相连的MSR和凝汽器，以及冷、热再热蒸汽管道。

1  保养必要性

机组在安装和调试阶段，系统和设备不具备机组运行条件，将长期处于停（备）用状态，容易发生腐蚀。设备腐蚀将对核电站造成重大危害和影响，同时威胁电站安全稳定运行。此外，三门现场存在多个设备腐蚀因素，且已发生设备腐蚀事件。为了减少设备腐蚀、延长设备使用寿命和保证系统正常运行，必须重视安装和调试阶段系统和设备的保养工作，及时编制和实施保养方案对系统和设备进行有效保养。

三门核电1号机组汽轮机、MSR和凝汽器在设备检查中都发生过不同程度的腐蚀事件。2012年建安阶段进行MSR现场安装时，在切除MSR管道设备接口包装端盖后，发现B列MSR 壳体顶部区域腐蚀严重[1]。此外，1号机组凝汽器内部检查时，发现凝汽器壳体、壳体支撑以及内部1号低压加热器保护层等都产生不同程度的腐蚀[2]。

2  热风保养方案

关于联合热风保养方案，送风口的选择对方案实施至关重要。根据设备内部机构特点，并结合现场实际情况，有三个送风口可供选择，分别为凝汽器、低压缸和MSR。若从凝汽器送风，热风由下而上自然流动，成本最低，但影响后续调试活动，且开启和恢复的人孔门数量较多，工作量较大;若从低压缸送风，保养效果彻底，而成本最高，此外开启和恢复的人孔门數量多，工作量大，异物进入设备内部风险大;若从MSR送风，热风流向与蒸汽走向一致，对蒸汽实现导流作用，成本也较低，且开启和恢复的人孔门数量少，工作量小。根据分析对比，三门核电1号机组汽轮机、MSR和凝汽器联合热风保养最终采用从冷再管人孔门和MSR壳体封头两侧送风，由高压缸平衡孔和凝汽器喉部人孔出风。

从MSR壳体封头和冷再管人孔门进行送风，则出风口为高压缸平衡孔、凝汽器喉部人孔。一方面，热风从六个冷再管人孔门进入，通过冷再热蒸汽管道流入高压缸，然后从高压缸平衡孔流出;另一方面，热风从A/B列MSR四个封头人孔门进入，通过热再热蒸汽管道进入低压缸，然后向下流动进入凝汽器，最后从A/B/C列凝汽器三个喉部人孔流出。

热风先后流经MSR、低压缸和凝汽器，与机组正常运行时蒸汽流向一致，流通性和保养效果好[3];此外，热风自上而下流动，非但不会影响二回路冲洗和蒸汽发生器二次侧水压试验等调试活动，还会对试验期间向上流动的蒸汽实现导流作用，热风和蒸汽一起从凝汽器喉部人孔流出，减少进入低压缸和MSR的蒸汽量，降低腐蚀风险;热风机数量需要6台（冷再管2台，每列MSR 2台），所需风机较少，成本较低;开启和恢复的人孔门数量较少，工作量较小。方案示意图如图1所示。

3  保养效果

3.1 湿度监测

通过监测出风口湿度，可以直观地观察热风保养的效果。2015年3月份连续20d湿度记录表，由于环境湿度较大，热风机实行24h投运。由湿度监测数据可以绘制湿度监测曲线，如图2所示。

从图2可得出如下结论，热风保养效果良好，各个出风口湿度均小于50%，满足保养要求;图中有两天由于热风机上游电源进行负荷切换试验，未能投运;出风口的湿度接近环境湿度，大于50%，无法满足保养要求;通过湿度监测曲线对比可知，无论出风口是高压缸平衡孔还是凝汽器喉部人孔，上午的平均湿度都大于下午。原因是因为夜间环境温度较低，湿度较大，对设备内部的湿度产生影响。

3.2 设备检查

按照保养方案要求，联合热风保养方案实施后，需要定期进入汽轮机、MSR和凝汽器内部检查腐蚀情况，检查结果发现：设备内部干燥无积水，尤其是MSR内部容易积水区域和部件，包括分离器区域、蒸汽走廊、疏水槽、壳体底部等，均无明显积水;设备内部整体情况良好，未发现新腐蚀区域;部分区域设备表面存在的浮锈，腐蚀情况未加剧;之前产生腐蚀并完成除锈的部位，未发现二次腐蚀，如图3所示。

湿度监测表明设备内部湿度得到了有效控制，设备内部检查结果说明热风保养可以预防和减少设备内部腐蚀。综上所述，三门核电汽轮机、MSR和凝汽器联合热风保养方案可行，且保养效果良好。

4  结语

（1）由于设备腐蚀存在较大危害性，且三门现场存在多个腐蚀因素，汽轮机、MSR和凝汽器已发生过不同程度的腐蚀事件，故必须及时编制和实施一份合理完善的保养方案，对汽轮机、MSR和凝汽器进行维护保养，预防和减少设备内部再次腐蚀;

（2）氮气保养方案存在诸多难点和弊端，而热风保养方案可以快速、有效降低湿空气相对湿度，防止湿空气冷凝生成水膜，从而预防和减少设备腐蚀，三门核电1号机组主汽轮机系统采用热风保养方案;

（3）主汽轮机系统保养存在三种方案可供选择，通过对比分析，从MSR送风能够保证热风流向与蒸汽走向一致，对蒸汽实现导流作用，成本也较低，且开启和恢复的人孔门数量少，工作量小。该方案充分考虑有效、合理、易行和经济四个因素，可以采用;

（4）三门核电1号机组主汽轮机系统保养方案已经实施，通过湿度监测数据和设备定期检查结果，证明保养方案可行，且保养效果良好;

（5）三门核电1号机组调试期间汽轮机、MSR和凝汽器联合保养方案已经顺利进行，且方案实施和执行已趋于规范化和标准化，对其他核电机组调试期间汽轮机、MSR和凝汽器的联合保养有较好的借鉴和参考意义。

参考文献

[1] 朱华，王保田. 核电MSR热风保养方案探讨[A].2013年核电厂调试启动研讨会论文集[C].2013.

[2] 屠攀，胡振煜.AP1000核电厂建安阶段设备保养探讨[J].能源与节能，2014（7）：25-26.

[3] 赵东波.三门核电升功率阶段常规岛疏水切换优化措施[J].科技创新导报，2019，16（5）：92-94.