CPR1000蒸汽发生器热力性能分析方法研究

2022-08-19赵清森彭伟頔田付军

动力工程学报 2022年8期

赵清森，陈杰，夏朋，彭伟頔，田付军，杨杰

（1.苏州热工研究院有限公司，江苏苏州 215004；2.中广核核电运营有限公司，广东深圳 518000）

从20世纪80年代到90年代初，压水堆核电站蒸汽发生器（SG）的设计裕度有所减少，再加上积污引起的传热性能下降，进一步降低了蒸汽发生器的换热能力，导致几个核电站的机组出力无法达到额定值，造成严重的经济损失。研究表明，蒸汽发生器的蒸汽压力损失通常可达0.7×105～2.1×105Pa，在某些情况下甚至超过3.4×105Pa［1］。

三维仿真模型可以用来评估蒸汽发生器的热工水力性能，但其更侧重于专项问题分析，诸如蒸汽发生器传热管流致振动评估、支撑板的老化、腐蚀产物沉积位置的预测［2］以及汽水分离器的性能分析［3］等。Kreider等［1］利用污垢热阻法评估了几十个核电站蒸汽发生器的性能，并拟合出各蒸汽发生器内蒸汽压力随时间的变化规律。但不同机组之间污垢热阻变化规律差别较大，不便于机组之间的横向对比。随着我国二代核电站大量投入商业运营，部分电站也出现了蒸汽发生器二次侧出口蒸汽压力降低的现象［4］，同样也采用污垢热阻法进行诊断。Schwarz等［5］综合考虑了污垢热阻、视频检查结果和水化学参数等多种因素，提出了蒸汽发生器评估的工具包fouling index，可用来指导蒸汽发生器的化学清洗和性能评估。fouling index方法建立的基本前提是认为污垢热阻与蒸汽发生器内腐蚀产物的厚度成正比关系，最近的研究表明，污垢热阻除了与腐蚀产物的厚度有关，还与腐蚀产物的结构和形貌有关［6］。

笔者基于蒸汽发生器传热模型，结合蒸汽发生器和汽轮机的匹配裕度，建立了某CPR1000核电站蒸汽发生器百分制热力性能评估模型，并以该核电站1号机组实际运行数据为基础进行了应用分析。

1 蒸汽发生器出口蒸汽压力分析

某CPR1000核电站1号机组蒸汽发生器的出口压力变化如图1所示。在首个燃料循环中，蒸汽压力降低约1×105Pa；在第2～第5个燃料循环中，仍持续在较低的压力位置，有时甚至降低至设计值67.1×105Pa以下。相比商业运行后的初始值，蒸汽压力最大降低了约2×105Pa。在第4个燃料循环后，蒸汽压力有所回升，相比最低值最大回升约1.5×105Pa，但仍低于初始值。值得注意的是，在每次大修后或者机组功率大幅变化时，蒸汽发生器的热力性能也产生了大幅变化的瞬态现象，这与国外机组的类似规律一致［1］。这主要是因为沉积物组分与传热管的材料成分不同，在一回路温度大幅波动情况下，容易引起传热管外包裹的沉积物部分剥落。

图1 蒸汽发生器二次侧出口蒸汽压力的变化Fig.1 Variation of steam pressure at secondary side outlet of steam generator

2 污垢热阻分析

2.1 整体污垢热阻法

蒸汽发生器为U形管换热器，根据传热计算模型［7-9］，传热系数K为：

式中：Q为一次侧传到二次侧的热功率，W；Δtm为传热对数温差，K；A为蒸汽发生器的换热面积，m2；Δtmax、Δtmin分别为一次侧和二次侧两侧的最大、最小温差，K。

污垢热阻变化量的表达式如下：

式中：ΔRf为污垢热阻变化量，（m2·K）／W；K0为设计传热系数或商业运行初期的实际传热系数，W／（m2·K）。

根据上述计算模型，该核电站1号机组蒸汽发生器污垢热阻的变化趋势如图2所示。随着服役时间的增加，蒸汽发生器的污垢热阻也逐渐大于其设计值8.8×10-6（m2·K）／W。第5次大修后，污垢热阻又缓慢降至4.0×10-6（m2·K）／W左右。而技术人员在大修期间并没有做额外的治理工作，污垢热阻的变化为蒸汽发生器传热性能自动变化的结果。笔者所在项目组前期的原因分析工作［4，10］以及机组大修期间的涡流检查和视频检查发现，在冷侧下部和热侧上部均已富集了一定量的泥渣。污垢热阻的变化主要是由二次侧沉积物引起的，而一次侧污垢热阻、冷热腿温度偏差和一次侧热流体热分层等因素对其影响较小。

图2 蒸汽发生器污垢热阻的变化Fig.2 Variation of fouling thermal resistance of steam generator

2.2 沉积物热阻计算

蒸汽发生器设计过程中，通常根据4层热阻计算模型［7-9］计算蒸汽发生器的传热系数K：

式中：α1为管内对流传热系数，W／（m2·K）；α2为管外对流传热系数，W／（m2·K）；Rw为管壁导热热阻，（m2·K）／W；Rf为管外污垢热阻，（m2·K）／W；di，do和de分别为传热管内径、外径和当量直径，m。

来自核电站二回路的腐蚀产物随着给水输送到蒸汽发生器二次侧，这些腐蚀产物在蒸汽发生器内部将保持悬浮状态或者逐渐沉积，也可能通过排污系统去除。排污系统的排污效率通常较低，绝大多数腐蚀产物将在传热管、支撑板和管板上不断累积。通过视频检查、化学清洗、水力清洗、腐蚀产物运输测量以及管子沉积物厚度测量，可以对蒸汽发生器内的沉积物分布进行估算。尽管各核电站之间的差异可能很大，但蒸汽发生器内沉积物质量分布情况大致如下：管束（包含支撑板）占75%，管板占10%，排污占15%［11］。Fe3O4通常占腐蚀产物的90%左右，其余部分是溶解铁、小于0.45μm的胶体铁以及其他溶解性物质。

根据核电站日常运行给水流量参数和给水中Fe含量数据，计算得到蒸汽发生器中集聚的泥渣数据，如表1所示。假设机组一次启动中额外输送12%的腐蚀产物到蒸汽发生器中［12］。

表1 蒸汽发生器中累计腐蚀产物计算结果Tab.1 Calculation results of cumulative deposit in steam generator

该蒸汽发生器从投入商业运行至今6个燃料循环中，前5个大修中其管板上的累计冲洗泥渣量为25.03 kg，根据上述模型计算得到的累计冲洗泥渣量为32.75 kg。实际值比模型计算值偏低，这可能是由于目前常规的水力清洗方式并不能完全将管板上的硬性泥渣冲洗干净引起的。根据计算值，在传热管上已富集约252 kg的腐蚀产物，平均厚度约12.71μm，污垢热阻达到7.63×10-6（m2·K）／W，已接近该型号蒸汽发生器的设计污垢热阻。

沉积物热导率通常直接采用Maxwell模型［13］或Bruggman模型［14］计算，如式（5）和式（6）所示，不同厚度下沉积物污垢热阻计算模型如式（7）所示，计算结果与根据整体污垢热阻法求得的1号机组蒸汽发生器实际污垢热阻进行对比，如图3所示。

式中：kf为沉积物热导率，W／（m·K）；kmg为Fe3O4热导率，W／（m·K）；kv为饱和蒸汽热导率，W／（m·K）；εf为沉积物孔隙率；ef为沉积物厚度，m。

从图3可以看出，2种沉积物模型得到的污垢热阻计算值与蒸汽发生器运行实际值偏差较大，尤其是沉积物厚度小于10μm时。

图3 蒸汽发生器不同沉积物厚度下污垢热阻的对比Fig.3 Comparison of fouling thermal resistance of steam generator with different deposit thickness

Kreider等［1］统计了不同沉积物厚度对污垢热阻分布的影响，如图4所示。可以看出，沉积物厚度不同，对传热性能的影响也不同。同样的沉积物厚度下，其对传热性能的提高可能起促进作用也可能起阻碍作用。沉积物厚度越薄的机组，对传热性能影响的不确定性反而越大。表1所列的该1号机组不同厚度沉积物热阻的实际值如图4中实心圆点所示，可见这些状态点虽然也基本在包络范围内，但由于沉积物厚度较薄，已基本接近最恶化传热曲线的上限。随着沉积物厚度的逐渐累积，可能会逐渐有利于传热。

图4 沉积物厚度与热阻分布图Fig.4 Distribution of deposit thickness and thermal resistance

Hu［6，15］研究发现，在进入蒸汽发生器的给水中，颗粒物与可溶性杂质质量之比较高的核电站，其传热管积垢的不利影响往往较小，甚至有益；而可溶性杂质相对较高的核电站，其传热性能则有所下降。这种差异被认为是沉积物形态不同导致的。具体而言，颗粒物沉积增加了传热管上沸腾成核位点的粒子密度，而可溶性杂质沉淀往往会降低这种粒子密度，但该理论尚没有精确的数学模型。

3 状态因子分析

核电机组常规岛汽轮机多采用节流控制方式，蒸汽发生器在和汽轮机的设计匹配上存在一定的裕度。在裕度范围内，蒸汽压力降低，对机组出力影响较小，即卡诺循环效率降低带来的损失可以通过减少阀门节流来进行弥补。一旦蒸汽压力降低过大，汽轮机调节阀全开（VWO），则蒸汽压力降低的损失将给机组出力带来较大影响。该机组主蒸汽压力对机组电功率的影响如图5所示。由图5可知，在高于蒸汽压力阈值点时，蒸汽压力每升高1×105Pa，机组电功率降低约0.1 MW，而低于阈值点后，蒸汽压力每升高1×105Pa，机组电功率提高约17 MW。值得注意的是，该电功率的大幅变化不是由热效率变化引起的，而是调节阀全开后阀门的通流能力限制了反应堆功率不能满发导致的。

图5 主蒸汽压力对机组电功率的修正曲线Fig.5 Correction curve of main steam pressure to unit electric power

对于在运核电站而言，蒸汽压力降低至低于阈值点后，才会对机组的经济性造成重大影响，这是需要极力避免的，需及时关注。目前，通过监测蒸汽压力和污垢热阻的变化趋势均无法给出相应的评估和预测结果，根据沉积物厚度和孔隙率来计算污垢热阻也存在较大的偏差。因此，需要将蒸汽发生器的传热计算与汽轮机设计的裕度结合起来，建立一个综合性评价指标。

根据该核电站1号机组蒸汽发生器的实际运行参数和设计参数，利用蒸汽发生器传热模型［6］获得蒸汽发生器的出口理论蒸汽压力，这代表了蒸汽发生器在没有污垢情况下的最佳传热性能；理论最佳蒸汽压力减去实际蒸汽压力，反映了蒸汽发生器因沉积物污垢带来的压力（传热）损失。实际压力损失除以最大设计压力损失可得到蒸汽发生器传热性能降低对汽轮机出力的影响程度；通过该算法，将蒸汽发生器与二回路汽轮机的热力性能评价联系起来，将蒸汽发生器热力性能降低的程度用量化的百分数统一呈现出来，并结合汽轮机调节阀开度限值的实际运行现状，提出不同的量化区间，以监测和评估蒸汽发生器的运行状态。该评价指标可称为状态因子，具体评估计算逻辑如图6所示。状态因子分值在40%及以下，显示目前SG裕度较大，处于优秀区间；状态因子在＞40%～＜70%时为监视区，显示SG传热性能在一定程度上恶化，需要加强监视；当状态因子分值高于等于70%后处于警示区，显示SG裕度已消耗殆尽，若传热性能再恶化，将严重影响机组发电能力。

图6 蒸汽发生器状态因子计算逻辑Fig.6 Calculation logic of steam generator state factors

该核电站1号机组蒸汽发生器6个燃料循环101～106的状态因子分布如图7所示。从图7可知，状态因子在首循环快速降低，在后续循环进入监视区，在第4个燃料循环中，状态因子数值已接近70%的临界点，若进一步降低蒸汽压力将影响机组电功率。为此，技术人员采用分散剂（PAA）技术和蒸汽发生器全管束反向淋洗（UBF）技术，拟对蒸汽发生器中的沉积物进行处理。在第5和第6个燃料循环中，状态因子有缓慢降低的趋势，尤其是第5个大修期间，核电站并没有做额外的治理工作，而是机组运行的自然结果，根据泥渣沉积和污垢热阻变化理论［1，13-14］，随着运行时间的增加，蒸汽发生器中累积的颗粒物对传热的正向作用逐渐大于溶解物质的负向作用，导致二次侧泡核沸腾传热系数增大，从而提升了蒸汽发生器的出口蒸汽压力，使得其状态因子重新恢复到正常区域。鉴于该机组状态因子已有缓慢向好的趋势，可采用保持现有化学技术规范的方法，但推荐PAA长期在线使用。在通常情况下，采用分散剂能够使污垢热阻降低约1.94×10-6（m2·K）／W（相当于蒸汽压力提高0.21×105～0.28×105Pa）。

图7 蒸汽发生器状态因子趋势Fig.7 Trend of steam generator state factors

根据蒸汽发生器状态因子监测的区间范围，一旦蒸汽发生器状态因子进入监视区，建议立即实施PAA等措施，通过提高蒸汽发生器排污效率，缓解其热力性能恶化的趋势；蒸汽发生器状态因子进入警示区后，将对常规岛机组出力造成一定影响，建议实施ASCA等软化学清洗手段，将蒸汽发生器中沉积物清除一部分，并改善管束沉积物结构，从而使得传热性能小幅提升；应用ASCA后，污垢热阻平均可降低2.99×10-6（m2·K）／W（相当于蒸汽压力提高约0.37×105Pa）。多次应用软化学清洗后，传热热阻仍能进一步降低，如应用软化学清洗3次以后，累计降低传热热阻7.39×10-6～8.8×10-6（m2·K）／W（相当于蒸汽压力提高0.91×105～1.08×105Pa）。在多次应用的情况下，传热热阻最终将恢复至商业运行初期的清洁状态（即传热热阻变化为零）。值得注意的是，电站应慎重采用SGCC等硬化学清洗手段。虽然硬化学清洗效果较好（能将蒸汽压力恢复至商业运行初期状态），但其对蒸汽发生器内组件的腐蚀较为严重，并对机组大修工期延误严重，且硬化学清洗本身成本较高，对核电站的经济性影响较大。