寿期管理在核电厂凝汽器中的应用研究
2023-11-20余桐泉吕方明马谷剑
余桐泉,吕方明,马谷剑,陈 平
(1.中核武汉核电运行技术股份有限公司,湖北 武汉;2.福建福清核电有限公司,福建 福清)
寿期管理整合了老化管理和经济计划,在保障安全性和性能的前提下,优化设备的运营、维修和服役寿命,实现核电厂投资收益最大化[1]。美国EPRI 较早成立了寿期管理技术组,研究了LCM 技术在核电厂的应用。目前美国绝大多数机组开发了专项设备的寿期管理计划[2],为机组营运带来了可观的经济效益。
近年来,为了提高机组营运的经济性,中国核电持续推进寿期管理在各电厂的应用,旗下机组均开展了不同程度的寿期管理工作,建立了设备寿期管理的能力。大亚湾核电早期也理解消化了寿期管理技术,应用在了给水加热器等设备上[3]。
凝汽器是核电厂的关键敏感设备,一旦故障,机组可能要降功率甚至停机来修复,会造成发电损失。在长期运维过程中,维护成本、故障修复费用、机组发电损失之间存在一个平衡点,此时经济性最佳。本文以某核电厂凝汽器为寿期管理对象,评估其在服役过程中遇到的技术问题,为其制定合理的运维方案,对比分析经济指标,决策出最优的维护计划。
1 核电厂凝汽器基础信息
某核电厂凝汽器为双壳体、单流程、单背压表面式凝汽器。由喉部、壳体、水室、热阱等组成。喉部与低压缸排汽口刚性连接,热阱底部与混凝土基础刚性支撑。
2 维护活动评估
2.1 老化效应/机理评估
凝汽器部件在服役过程中会降质,参考美国核电厂通用老化经验[4]分析老化效应,结合行业运维经验,审查电厂管理措施,结果见表1。基于审查结果,提出以下维护活动建议:
表1 老化管理审查结果
(1) 增加活动:对抽汽管道测厚、周期为2C。
(2) 增加对抽空气管道汽侧不可达位置的腐蚀检查、抽空气管道与水室壳体接触处的密封检查活动,但电厂尚不具备实施该活动的能力,建议开展相关的技术研究。
2.2 部件故障后果评估
预防性维修活动不足导致部件故障频率高,频率过高导致部件维护成本高。审查维护活动的有效性,提出优化建议,达到前期投入和故障后果两者间的平衡。审查凝汽器维修/检查报告,提出以下活动建议:
(1) 传热管涡流检测比例提高到20%。传热管通过涡流检测来跟踪壁厚损伤情况,损伤严重时堵管。抽检比例为12.5%时,可能无法及时检测。参考同行电厂的抽检比例,提出将涡流检测比例提高到20%,以减轻传热管泄漏问题。
(2) 传热管堵头更换周期缩短至4C。堵头脱落后,破损传热管会再次泄漏。电厂更换堵头的周期为6C,国内相同凝汽器结构的电厂堵头更换周期为4C。堵头价值不高、安装简单,但一旦脱落,若造成传热管泄漏,带来的维修费用和机组发电损失可能远超堵头更换费用,因此建议将堵头更换周期缩短至4C。
3 部件寿命评估
传热管和水室衬胶是影响凝汽器运行的重要部件,其寿命决定了改造更换决策。
3.1 传热管
运行维护手册要求:破损冷却管数量多达每个管束管数的5%时,需考虑换管。
该机组有2 台凝汽器,每台有2 组管束。每组管束的传热管总数为16 052,换管阈值为802。传热管涡流检测结果形成了检测时间、堵管数的数据对。经多种函数拟合,选用精度最高且符合堵管数增长趋势的对数模型作为预测函数[5]。4 个管束的堵管情况见图1。可见,40 年寿期末各管束的堵管数不会超过阈值,可不考虑换管。注意,上述堵管预测结果基于当前的涡流检测结果,随着服役时间延长,堵管数据会更丰富,建议定期更新堵管预测结果,使其更符合实际服役情况,从而制定更精确的换管计划。
图1 堵管预测结果
3.2 水室衬胶
凝汽器水室壳体为碳钢,内侧涂敷天然橡胶和氯丁橡胶,设计寿命为20 年,不足以服役至机组寿期末。
国内机组水室衬胶有氯丁橡胶、高固态环氧防腐涂层等,翻新经验见表2。还形成了水室衬胶老化状态检测的指标和剩余寿命评估的依据[6-7]。
表2 水室衬胶翻新经验
结合行业水室衬胶维护经验,建议对水室衬胶实施以下维护活动:
(1) 到期实施水室衬胶翻新。双层橡胶按设计寿命20 年翻新,单层橡胶按行业寿命15 年翻新,高固态防腐涂层按行业寿命8 年翻新。
(2) 定期开展水室衬胶的老化状态评估和剩余寿命预测工作,以硬度、抗拉强度等为评价指标,结合评价标准给出剩余寿命。
4 长期运维方案制定与评估
该机组运行许可证期限至2054 年,在2021 年至2054 年制定运维方案。
4.1 长期运维方案
以老化管理审查和部件寿命评估结果为基础,制定了三种运维方案,即:
(1) 方案1A:①维持原来的维护活动;②2034年和2049 年,翻新8 个水室的衬胶,材料为单层橡胶。
(2) 方案1B:①2024 年开始,新增“低压加热器抽汽管道的壁厚测量,周期为2C”的活动;②2024 年开始,钛管涡流检测的抽检比例由12.5%提高至20%;③2021 年开始,钛管堵头定期更换的周期由6C缩短至4C;④2034 年和2049 年,翻新8 个水室的衬胶,材料为单层橡胶。
(3) 方案1C:①2024 年开始,新增“低压加热器抽汽管道的壁厚测量,周期为2C”的活动;②2024 年开始,钛管涡流检测的抽检比例由12.5%提高至20%;③2021 年开始,钛管堵头定期更换的周期由6C缩短至4C;④2034 年、2042 年和2049 年,翻新8 个水室的衬胶,材料为高固态环氧防腐涂层。
4.2 经济评估指标
为比较4.1 节中各方案经济性的优劣,提出以总费用C 和收益投资比BIR 两个参数指标作为评估依据,即:
式中:CPM为预防性维修费用;CRR为更换费用;CCM为纠正性维修费用;CLPG为机组发电损失;CHPG为机组发电效益。
考虑通货膨胀率和折现率,将计算年份的费用值折算到基准年,公式如下:
式中:Cj为第j 年的费用;k 为通货膨胀率;d 为折现率;tNPV为基准年。
4.3 经济评估结果
利用维护活动的费用和部件故障后果,得到了各运维方案的经济指标,见表3。由此可知:
表3 运维方案的经济指标
(1) 与方案1A 相比,方案1B 加强了预防性维修活动,预防性维修费用增加,纠正性维修费用和发电损失减少。
(2) 与方案1B 相比,方案1C 改变了翻新后的水室衬胶材料。一方面方案1C 的水室衬胶材料相较于方案1B 破损频率高,另一方面服役寿命短,需要采取更多次翻新,每次翻新会延长机组预期大修时长,因此方案1C 相对于方案1B 更换费用、纠正性维修费用和发电损失均有增加。
(3) 从总费用来看,三种方案的优先级由高到低为:1B、1A、1C。从收益投资比来看,三种方案的优先级由高到低为:1B、1A、1C。综合总费用和收益投资比,三种方案的优先级从高到低为:1B、1A、1C。
5 结论
通过本文的研究,得出以下结论:
(1) 抽空气管道汽侧不可达位置的腐蚀检查、抽空气管道与水室接触位置的密封性检查是凝汽器长期维护的短板,应开展必要的技术研发,降低部件失效风险。
(2) 现有检查数据表明,机组寿期末不会超出凝汽器堵管阈值。建议根据每次大修的现场堵管数据定期更新堵管预测模型,基于堵管预测值更新换管决策。
(3) 本文的分析结果显示方案1B 的经济性最佳,建议电厂增加“低压加热器抽汽管道的壁厚测量,周期为2C”的活动、将钛管涡流抽检比例由12.5%增加到20%、将堵头更换周期由6C 缩短至4C。