核电厂除氧器运行及维护导则编制说明

1、NB/T XXXX20YY核电厂除氧器运行及维护导则编制说明（征求意见稿）（2012年9月）一、 任务来源及计划要求本标准来源于国家能源局2011年下达的能源行业核电标准制修订计划，项目编号：能源2011H094。计划要求编制核电厂除氧器运行及维护导则。该标准由中广核集团苏州热工研究院、中广核工程有限公司组织编制，并计划于2012 年年底前完成报批稿。二、 编制过程（包括编制原则、工作分工、征求意见单位、各阶段工作过程等）2.1 工作组简况2011年12月份启动成立核电厂除氧器运行及维护导则标准课题工作组。工作组的成员分别来自于中广核集团苏州热工研究院、中广核工程有限公司，并外请经验丰富的大亚

2、湾核电运营管理有限公司的给水除氧系统专家担任技术顾问。2.2 编制原则本标准的编制按照GB/T1.1-2009 “标准化工作导则 第1部分：标准的结构和编写”进行编制。本标准是以GB150-2011压力容器、原能源部机电部能源安保1991709号电站压力式除氧器安全技术规定等标准为基础，并结合核电厂除氧器结构特点起草制定的。本导则适用于压水堆核电厂商业运行阶段二回路除氧器运行维护管理，其他堆型核电厂的除氧器可参照执行。2.3 工作分工根据苏州热工研究院、中广核工程有限公司所属工作类型，国内在建核电厂除氧器设计、采购、安装等方面资料由中广核工程有限公司负责收集，国内运行核电厂除氧器运行、维护、改

3、造等方面资料由苏州热工研究院负责收集。苏州热工研究院负责本标准的起草修改工作，中广核工程有限公司负责本标准的审核完善工作。2.4 标准编制方案阶段1、征求意见稿首先，课题组对原能源部机电部能源安保1991709号电站压力式除氧器安全技术规定进行了仔细的研究，该标准即适用于火电厂除氧器，也适用于核电厂除氧器。同时搜集了国内火电厂及核电厂除氧器相关的技术标准和国内核电运营单位的一些管理文件。对比分析了核电除氧器与火电除氧器的主要区别。经课题组多次讨论后，决定主要以电站压力式除氧器安全技术规定标准为编写框架，附以国内核电运营单位的除氧器管理文件为参考依据。2012年5月，课题组于编制完成了本导则的草

4、稿。之后其间多次组织了内部讨论和修改，几易其稿。2012年6月，首先组织了标准编制组和所内部专家的评审，并针对专家意见进行了完善。2012年7月，外请经验丰富的大亚湾核电运营管理有限公司给水除氧系统专家进行评审，再根据专家意见进行完善。三、调研和分析工作的情况3.1 压水堆核电厂二回路水质含氧量要求给水或凝结水中溶解的氧气会对热力设备和管道造成腐蚀。对于压水堆核电厂，运行经验表明，蒸汽发生器传热管破裂是多数核电厂会遇到的麻烦，严格控制二回路水质是减少蒸汽发生器传热管破裂事故发生频率的重要措施。因此，对核电厂二回路水质要求给水氧量不大于5ppb。大亚湾及岭澳核电站二回路运行水质含氧量小于3ppb

5、。3.2 国内除氧器设计、制造、维护调研情况除氧器是火电厂和核电厂中重要的压力容器。表1列出了核电厂蒸汽发生器和火电厂锅炉对给水水质要求的比较。相比而言，核电除氧器必须具有较高的除氧效率，才能满足蒸汽发生器对给水含氧量的要求。在火电厂中，除氧器采用的加热蒸汽为过热蒸汽，其过热度大，有利于汽、水之间的热交换。在压水堆核电厂中，蒸汽发生器供给汽轮机的新蒸汽是饱和蒸汽，汽轮机的大部分处于湿蒸汽状态下工作。目前国内压水堆核电厂的除氧器大多采用高压缸部分排汽加热凝结水进行除氧。采用饱和蒸汽除氧，可使汽轮机充分利用蒸汽的焓降，降低热量系统的汽耗率，但要求除氧器和给水箱的结构设计能适应汽、水温差小这一特点。

6、为此，需要特别关注核电厂除氧器承受两相流体的高速度侵蚀。表1 对给水水质要求的比较给水水质火电厂核电厂自然循环锅炉强迫循环锅炉阳离子导电率（微姆欧）10.200.10总铜量（ppb）1055总铁量（ppb）302010硅（ppb）20205氧（ppb）10105火电厂和核电厂除氧器在除氧原理、结构方面完全一样。国内火电除氧器的设计、制造、检验及验收等遵循以下标准规范：GB150钢制压力容器、JB/T10325-2002锅炉除氧器技术条件、电站压力式除氧器安全技术条件(1991)、国家技术监督局压力容器安全技术监督规程等。目前，在建核电厂除氧器大多数采用国外技术制造，按ASME或HEI标准进行设

7、计、制造、检验与验收，同时接受固定式压力容器安全技术监察规程的监督。3.3 国内核电厂除氧器的类型及结构调研情况目前国内在运及在建核电厂除氧器的类型有淋水盘式、喷雾淋水盘式及一体化鼓泡式。见表2。由表2可知，330MW及650MW核电厂采用卧式喷雾淋水盘式除氧器，均为双体式除氧器。1000MW及以上核电厂多数采用卧式一体化鼓泡管式或卧式一体化淋水盘式除氧器，其中卧式一体化鼓泡管式除氧器数量居多。一体化鼓泡管式与卧式一体化淋水盘式除氧器的简明对比见表3。只有三门核电厂采用双体式淋水盘式除氧器。一体化除氧器和双体式除氧器的简明对比见表4。表2 国内核电厂除氧器结构类型核电厂堆型容量（MWe）除氧器

8、类型启动再循环系统出口氧含量ppb技术数量秦山核电厂PWR1*320卧式喷雾淋水盘式再循环泵7国内2秦山第二核电厂PWR2*650卧式喷雾淋水盘式再循环泵5国内4大亚湾核电厂PWR2*984卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2岭澳核电厂PWR2*990卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2CPR10002*1080卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2田湾核电厂WWER2*1060卧式淋水盘式给水泵10俄罗斯2三门核电厂AP10002*1250卧式喷雾淋水盘式再循环泵5日本三菱2海阳核电厂AP10002*1250卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2阳江核电厂CPR1

9、0004*1080卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK4宁德核电厂CPR10004*1080卧式一体化淋水盘式再循环泵5大连日立2卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2海南核电厂CNP2*650卧式喷雾淋水盘式再循环泵5国内2台山核电厂EPR2*1750卧式一体化鼓泡管式AHD给水泵5法国ALSTOM2红沿河核电厂CPR10004*1080卧式一体化淋水盘式再循环泵5大连日立4防城港核电厂CPR10002*1080卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2秦山核电厂扩建CPR10002*1080卧式一体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2福清核电厂CPR10002*1080卧式一

10、体化鼓泡管式再循环泵5荷兰STORK2表3 一体化喷淋盘式与鼓泡管式除氧器性能对比项目淋水盘式鼓泡管式加热性能因蒸汽直接进入汽空间，可将凝结水充分加热到抽汽压力的饱和温度，有利于提高机组的输出功率和经济效益。因抽汽通过水空间时存在阻力，除氧器内饱和压力一定小于抽汽压力，微量影响机组输出功率和效益。除氧性能可通过增加淋水盘层数等手段提高除氧程度，为此需要相应增加除氧器的直径。可从调整鼓泡管的布置来提高其除氧性能，但要采取措施避免鼓泡管的过度振动。压力稳定性不能利用水空间吸收抽汽压力的扰动，易受加热蒸汽压力的影响，如引入大量旁路蒸汽时会迅速发生超压，引起安全阀起跳排放。可利用水空间良好吸收蒸汽压力

11、的扰动，压力稳定性好，如引入大量旁路蒸汽时刻延迟超压的时间，满足50S内安全阀不起跳的要求。设备安全性因淋水盘的刚度低，对停机过程中的降压速率要求较严。因内部构件的刚度较好，对停机过程中的降压速率要求宽松。维护保养检修保养工作量大检修保养工作量小表4 一体化除氧器和双体式除氧器性能对比项目一体化除氧器双体式除氧器除氧过程在水箱中完成两步除氧：1）初级除氧阶段：凝结水通过 Stork 公司的原装喷嘴进行充分雾化，进行初步除氧；2）深度除氧阶段：蒸汽从液面下的蒸汽分配管喷出，完成最终除氧。在除氧头中完成两步除氧：1）初级除氧阶段：通过喷嘴雾化，去除大部分氧气。2）深度除氧阶段：凝结水一层层交错向下

12、流动，蒸汽从下部进入淋水箱。排汽损失小高除氧启动方式即可冷启动也可热启动冷启动时，先进水，后进汽。管路系统最少的管路系统除氧头和水箱之间，需要接平衡管，管路较长。寿命比较由于没有了除氧头，从而避免了水箱上部大的集中载荷，筒体应力大大减小，降低了产生应力裂纹的可能性。由于有除氧头，水箱上部有比较大的集中载荷，筒体应力大大增加，在运行中将大量产生应力裂纹，从而降低除氧器设备使用寿命。抗震性能由于单容器结构，因此显然具有极佳的抗震能力。由于除氧头焊接在水箱的上部，总体高度较高，并且在除氧头和水箱之间存在应力，因此抗震效果相对较差。系统复杂性系统设计简单系统相对复杂3.4 国内在运核电厂除氧器运行经验

13、反馈及国外反馈国内在运核电厂除氧器的运行经验反馈调研情况见表5。表5 核电厂除氧器运行经验反馈序号核电厂事件原因1秦山核电厂1# MSR分离器疏水箱、热井、除氧器液位异常变化。1# MSR壳体正常疏水调阀）调节失灵2秦山核电厂主控发“二回路直流220V母线接地”报警信号。除氧循环泵控制回路接地3秦山核电厂MSR分离器至除氧器正常疏水调节阀后管道冲刷泄漏汽水两相流冲刷造成4秦山核电厂1#除氧器水位LT4503A变送器故障引起凝结水流量波动。变送器老化导致控制系统输出波动并致使NJS-35V阀位开度波动。5大亚湾核电厂D2ADG003VV（VVP蒸汽调节阀）异常开启，VVP 蒸汽流量及ADG 压力

14、均有波动，并引起ADG 水位波动，引起R棒上提半步,导致反应堆短时超功率2min(2911MW)。D2ADG001CT（控制板件）输出出现大幅波动。6岭澳核电厂L1APP B 泵检修结束后启动，在L1APA 卸载过程中L1APP B 泵和L1APA小流量阀切换时，L1ADG002MN 从61%最低下降到40%，并引起L1CEX025/026VL 调节大幅波动。由于抽汽加大以及冷水效应，热循环效率下降，引起机组热功率上涨。KDO 中显示，一回路热功率最高达到2924MWth，R 棒由220 步自动上提到224 步。主给水泵切换时取水位置变化、小流量回流导致ADG 水位短时扰动。7岭澳核电厂2CE

15、X003RC(2CEX025/026VL控制器)自动切至“手动”导致ADG 水位低。2KRG201AR/RACK4/9模拟量输出板（AS112）工作不稳定。国外核电厂除氧器运行经验反馈见表6。表6 国外核电厂除氧器运行经验反馈序号核电厂事件原因1法国SAINT LAURENT B电站在一次巡检过程中，运行人员发现在第四抽气管路上的1 ADG 008 VV阀门处的保温层下部漏水。拆卸下该区域的保温层后发现，主管道上的一个疏水接头的倒圆（角焊） 焊缝处存在一处裂纹。该裂纹在焊缝边缘形成后，便沿着管道纵向扩展。因为存在裂纹会继续扩展并突然破裂的风险，电站对汽机厂房人员进行了疏散，并决定机组后撤进行维

16、修。目视检查和探伤检查显示该现象很可能与设备震动疲劳有关。故障原因可能与疏水管线的支撑装置缺陷有关。2法国PALUEL电站 1号机组在对ADG 001 BA水箱进行例行检查时， Paluel电站在役检查处（SIR）对连接从GSS疏水管线（CS 007 B和 008B）进到ADG水箱的管道的管接头的焊缝进行了内部目检，在在役检查计划中这些管线曾被识别为对腐蚀敏感设备。GSS汽水分离再热器的疏水从回收管线经过GSS 301 和302 BA水箱，由GSS 311 和312 PO泵传送到ADG 001BA。这些管线已经在BRT-CICERO软件中建立腐蚀模型，因此受到软件预计的腐蚀速度监测。SIR进行

17、的目检表明在2个接头变径处的焊缝有腐蚀现象。这个目检发现后从外壁测量了壁厚，这是为了了解这些接头因减薄而造成降级的状况。名义上的厚度和测量的剩余厚度的对比证实了在每个缩径接头处都有明显的管壁减薄。剩余厚度和BRT-CICERO软件肯定的管壁减薄的数据之间的比较，表明了对1号机组的腐蚀预计低估了腐蚀减薄的真实状况。鉴于厚度测量的结果，已经更换了1号机组CS 007 B 和CS 008B管线的2个缩径接头。1号机组的腐蚀预计低估了腐蚀减薄的真实状况3.5 本标准编制思路电站压力式除氧器安全技术条件于1991年8月29日发布实施，涵盖的内容包括除氧器设计、制造、安装、运行、维护、检修等方面，适用于火

18、电厂单机容量为25MW（供热式机组）600MW机组或额定工作压力P0.10MPa表压力的热力除氧器，对于凝汽式25MW及以下汽轮机组的大气式热力除氧器和PWR核电站二回路除氧器可参照执行。目前，该标准还在继续使用。随着国外除氧器先进技术的引进、国内压力容器相关标准的不断修订、国内核电厂运营经验的持续积累以及国内大容量核电机组的不断发展，一直未修订的电站压力式除氧器安全技术条件中运行及维护等方面的有关规定已不适用于目前的除氧器。需要与时俱进，结合国内核电厂除氧器自身特点，参考国内外核电厂除氧器运行及维护经验反馈以及国内压力容器最新的技术标准，以电站压力式除氧器安全技术条件为编制框架，更新编写适用

19、于核电厂除氧器运行及维护方面的技术标准。四、主要技术内容的说明4.1 本标准内容概述本标准规定了核电厂二回路除氧器在商运阶段运行及维护的管理原则，其内容主要包括除氧器的运行准备和启动、除氧器的运行、除氧器运行事故处理、除氧器的停用和保养、除氧器的检修及安全管理。4.2 本标准技术内容说明Ø 除氧器安全状况等级评定主要参考锅炉压力容器使用登记管理办法Ø 除氧器的定期检验周期要求主要参考压力容器定期检验规则Ø 除氧器的维修改造要求主要参考特种设备制造安装改造维修许可鉴定评审细则Ø 除氧器的无损检测方法主要参考承压设备无损检测Ø 除氧器维修机构及维修人员资格要求主要参考特种设备检验检测机构管理规定五、与现行法律、标准的关系除氧器作为