某核电高压加热器传热管缺陷问题分析与处理_王保田.pdf

第 39 卷第 4 期电站系统工程Vol.39 No.42023 年 7 月PowerSystemEngineering63文章编号：1005-006X(2023)04-0063-04某核电高压加热器传热管缺陷问题分析与处理三门核电有限公司王保田摘要：高压给水加热器是核电站二回路重要设备，就某核电机组首次大修高加传热管涡流检测发现大量缺陷问题，分别用缺陷机理矩阵分析法和故障树分析法对传热管缺陷原因进行了分析，得出传热管缺陷原因为点蚀腐蚀；并对缺陷传热管堵管准则进行了论述，分析了大比例堵管对机组热力性能的影响，总结了开展长周期检查策略等手段持续监督该加热器传热管完整性的建议。关键词：高压加热器；传热管缺陷；点蚀腐蚀；堵管；机组出力中图分类号：TL3文献标识码：BAnalysis and Treatment of High Pressure Feedwater Heaters Tube WallThinning of Nuclear Power PlantWANG Bao-tian(Sanmen Nuclear Power Plant Co.,Ltd.)Abstract：The high pressure feedwater heaters are important equipment in the second loop of nuclear power plant.Alarge number of defective tubes were found in eddy current inspection of high pressure feedwater heaters heating tubesduring the first overhaul in certain nuclear power plant.The causes of the defective heating tubes were analyzed by meansof defect mechanism matrix analysis and fault tree analysis respectively.The plugging criterion of defective heating tubesare also discussed,analyzes the influence of plugging on T-G thermal performance,and summarizes the continuousmonitoring of the integrity of heating tubes by means of long period inspection strategy,which can be used for referencein dealing with the same type of defects in nuclear power plantsKeywords:high pressure feedwater heater;heating tubes defective;pitting corrosion;tube plugging;T-G output某核电站一期工程采用三代核电 AP1000 技术，建设 2 台核电机组，每台汽轮发电机组额定功率为1251 MW；二回路抽汽加热采用“两高四低一除氧”配置，其中高压给水加热器(下称高加)分为两列：#6A/#7A 高加为一列，#6B/#7B 高加为另一列，并配有 25%容量的高加旁路。高加采用水平布置、双程 U 形管式结构，由壳体、给水进出口接管、管板、水室隔板、人孔、传热管束、管束支撑板、蒸汽入口接管、疏水进出口接管等组成，见图 1。每台高加传热管数量为 3152 根，传热管为有缝管 SA-688TP304L 材质，规格15.881.47 mm(内径12.94)，传热管两端与管板采用胀管连接加密封焊。图 1某电站高加外形图收稿日期：2022-06-12王保田(1975-)，男，研究员级高级工程师。浙江台州，3171121缺陷情况在#2 机组首次 OT201 大修中，依据电站热交换器涡流检测长周期计划对#6A 和#7A 高加进行25%涡流抽检，在执行第一批次传热管检查时即发现#6A高加存在133根、#7A高加存在34根缺陷管。结合已涡流检查缺陷分布规律和大修进度，电站决策对 4 台高加扩大涡流检测范围，扩大检查范围和检测缺陷结果见表 1。表 14 台高加涡流检测结果统计高加传热管总量（全管）原计划检测量（全管）扩检量（半管）扩检后总检测量（半管）缺陷管数量（全管）伤深40%（全管）#6A315279017303310485467#6B3152015721572231228#7A315279066322435452#7B3152015551555189经过对涡流检测信号解析，发现传热管所有缺陷均为外伤而非减薄，外伤缺陷形貌预测为点坑，绝大多数缺陷位于轴向为第 57 管板间、周向为防冲板（轴向宽度 600 mm，扇形总长度 1550 mm）的下沿区域范围，见图 2、图 3。图 2 给出了点坑在某一传热管轴向方向上的分布，图 3 中给出了#6A高加上半出水侧的检测和缺陷情况，其中蓝色点管为计划内涡流检测管，红色框内区域为扩检区域，红色点管为检测出的缺陷管，白色点管为未检测管。64电站系统工程2023 年第 39 卷图 2#6A 高加一传热管缺陷型式图 3#6A 高加传热管缺陷图（上半出水室）根据缺陷管涡流检测信号和分布区域分析，4台高加检查出的传热管缺陷存在如下规律：(1)从缺陷传热管发现的区域看，缺陷绝大多数集中在隔板 57、防冲弧形板四周下沿（自上而下第 2580 管排位置）的一段特定范围内；(2)涡流检测信号显示均倾向于点坑状缺陷；(3)从传热管缺陷管分布形态来看，管束外围传热管受损少，内部管受损多。不符合流体强动力流冲刷、冲击特征，更倾向于静态沥流的一种形态，类似屋檐往下滴沥水状态；(4)没有传热管破裂，尤其是受蒸汽流冲击最大的管束外围区域，也没有传热管壁厚均衡减薄的现象；(5)6A 和 6B 高加传热管缺陷管比例大，分别为 15.39%和 7.33%；7A 和 7B 高加传热管缺陷管比例小，分别为 1.71%和 0.57%。2传热管缺陷原因分析鉴于高加U型传热管不具备抽拔管进行检验的条件或抽拔管代价巨大，故针对该机组首次大修高加传热管出现大比例缺陷的原因，分别采用“降级机理矩阵法”和“故障树法”进行原因分析。2.1降级机理矩阵分析法根据 EPRI（美国电力研究会）相关技术导则13，导致换热器传热管降级的典型机理有 12 种，其与传热管材质和通流介质形成降级机理矩阵，下面针对 12 种降级机理分别进行分析排查：(1)电化学腐蚀（电偶腐蚀）：主要发生在海水环境、湖水冷却等介质，本电站高加传热管通流介质为主给水和蒸汽，因此排除该种降级机理；(2)点蚀：某些腐蚀性物质如氯化物会导致金属表面保护性钝化膜的局部破裂，并加速随后的点蚀生长。点蚀过程开始时，小面积的活性金属（阳极）与相对大面积的被动金属（阴极）之间形成一个电解池，电解池导致相当大的电流流动和快速腐蚀。一旦坑发生，坑内的环境会变得越来越有侵略性（较低的 pH 值和较高的氯化物含量），以自催化方式促进坑的持续生长。当存有氯化物、pH 较低、温度较高、流速停滞或较低时，点蚀敏感性会显著增加。从缺陷形貌和电站建安周期较长的实际情况，该种降低机理不能排除；(3)缝隙腐蚀：金属配合面之间的狭窄间隙易发生，如管板和传热管结合面处。本次缺陷不是发生在缝隙处，排除该种降级机理；(4)应力腐蚀（SCC）：易受影响的材料同时暴露在腐蚀性环境和持续拉应力（残余或施加）下而产生裂纹。SCC 引起的加热器故障主要与铜合金相关，其表现形式为裂纹。本次缺陷表现为点坑状，基本可排除该种降级机理；(5)微生物影响腐蚀：微生物的存在会引起或加速腐蚀，一些微生物可以浓缩氯化物和卤化物，会对不锈钢产生严重的局部腐蚀，其表现的形式通常为沉积物、结节或点坑。本项目建设周期长达近10 年，高加现场储存时间长，尽管传热管上微生物生长的可能性极低，但无法完全排除该降级机理；(6)污垢：使用河水冷却的换热器比较典型。本电站高加传热管传送介质为主给水，排除该种降级机理；(7)脱合金（选择性浸出）：合金中的一个或多个成分被选择性的浸出，铜合金材质传热管易发，本次缺陷高加属于不锈钢传热管，排除此种降低机理；(8)凝结腐蚀：也称氨腐蚀，在蒸汽冷凝水中含有高浓度的氨和溶解氧的位置在排风段可以产生。本次高加缺陷传热管位置并不在高加的排气口，因此排除此种降低机理；(9)侵蚀腐蚀：蒸汽冲击、液滴或固体颗粒冲击，可发生在加热器湿蒸汽、夹带水滴高速撞击传热管面；初始阶段管子表面呈现抛光的外观，逐渐变得粗糙并最终导致管壁穿孔，首先是外围传热管，逐渐向内。本次高加管束外围受损小，管束内部受损多，且缺陷形貌不符合固体颗粒或高速水滴造成的粗糙现象，因此排除此种降低机理；(10)空化腐蚀：液体中充满蒸汽的空腔或气泡在剧烈湍流条件下形成和迅速崩塌形成空化腐蚀。高加汽侧不存在这种运行工况，排除此种降级机理；(11)疲劳/振动/微振磨损：振动通常发生在管束外周，因为那里的流速最高；传热管和管板之间第 4 期王保田：某核电高压加热器传热管缺陷问题分析与处理65小振幅的振动称为微振磨损，缺陷表现为传热管表面粗糙、轴向性或直线型断口。本次高加管束外围传热管受损小，管束内部受损多，且缺陷形貌不符合粗糙、断口等现象，因此排除此种降低机理；(12)氢损坏：换热管中残留的氢元素引起氢脆、开裂。奥氏体不锈钢不存在此机理，因此排除此种降级机理。本电站高加传热管材质为奥氏体不锈钢 304L，从传热管材料类型、涡流检测缺陷形貌、降级机理及典型症状、缺陷管分布规律等方面，使用上述“降级机理矩阵分析法”分析后，不能排除点蚀和微生物腐蚀两种机理，但总体上本电站高加引入微生物及其生存环境的可能性不大，因此推断点蚀腐蚀是该高加传热管缺陷最可能的降级机理。2.2故障树分析法本电站一期工程自开工建设至投产历时 10 余年，建设周期较长，下面分别从设计、制造、安装、调试、生产五个阶段对缺陷原因进行分析和查找。(1)设计原因该类型加热器属于设计制造方生产制造的成熟产品，有大量设计、制造和运行经验，从未出现过类似问题；两台机组中另一台机组的高加在首次101 大修涡流检测中并没有发现此类缺陷；加热器传热管材料 304L 为成熟选材。如果是抽汽导致了冲蚀，应该是迎流挡板管束外围传热管最先受害，一般表现为壁厚减薄或断裂，但从图 3 可以看出，缺陷传热管绝大多数并不位于外侧，因此由于设计原因造成蒸汽冲击或冲蚀，导致传热管缺陷的可能性可以排除。(2)制造原因查阅 4 台高加加工制造报告，从管材材质、尺寸、检验、涡流检测等均符合规范要求；加热器整个生产过程中，电站派驻了专业人员进行制造监督和质量见证，各质量点符合要求；制造过程中所使用的辅材均是严格控制的；高加出厂时已将高加吊起倾斜一定角度，充分排水并使用烘干机烘干，然后抽真空干燥后充氮保养进行运输，以此杜绝加工制造后残留水份的存在。结合缺陷管处于特定区域的分布规律和制造过程记录的排查结果，可排除制造阶段缺陷的可能性。(3)建安原因该机组自 FCD 至发电建安过程历时近 10 年，高加自制造厂出厂至发现缺陷时已历经 9 年，见表2 统计的该机组 4 台高加在现场的时间节点。根据追溯建安期间记录文件，无法完全排除保养方面的因素，尤其是抽汽管道酸洗并安装后，由于空气湿度大和潮湿原因，管道内部冷凝水带着酸洗残留物（盐酸氯离子），从位于高加上方的抽汽管道进入高加自防冲板滴沥而下，污染防冲板周边下部的传热管，造成氯离子腐蚀；或抽汽管道和高加在水压试验后，由于水质原因或内部存水长时间滴沥，造成氯离子聚集腐蚀。表 24 台高加建安期间工作时间节点设备6A 高加6B 高加7A 高加7B 高加到货时间2012