核电厂板式热交换器压差高报警的分析与建议

摘要：核电厂运行过程中设备产生的热量通过各种热交换器最终由海水带走。在电站运行过程中，要保证热量正常被海水带走就必须确保热交换功能正常完好，这就要求热交换器无堵塞，压差正常。但由于海水泥沙作用，热交换器频繁出现报警。本文重点分析报警产生的原因并建议通过提高定值、完善维修计划、修改回差、优化管线布置等方法消除报警。

关键字：安全厂用水；板式热交换器；压差

0.概述

秦山核电二厂每台机组设置有安全厂用水系统（SEC），主要作用是把设备冷却水系统（RRI）收集的热负荷输送到最终热阱——海水。RRI 系统也通过换热器在核岛各热交换器和海水之间形成屏障，防止核岛的放射性流体释放到海水中。设备冷却水系统所冷却的部分设备与安全系统相关，如RRA 余热排出热交换器、EAS 安全壳喷淋系统的热交换器等。SEC 系统也是一个重要的安全系统，无论在电站正常运行工况还是事故工况下，该系统都将设备冷却水系统传输的热量带出。

在SEC和RRI之间设置的为板式换热器，其具有换热高效和结构紧凑等优点，广泛应用于机械、化工、石化、冶金和电力等领域【1】。板式热交换器在运行中多出现泄漏【2】、堵塞【3】、腐蚀【4】等问题。秦山核电二厂机组在运行中频繁出现压差高报警。为保证核安全，应对板式热交换器的压差高问题进行分析并提出改进建议。

1. 板式热交换器介绍

秦山核电二厂每台机组设置有4台板式热交换器，换热器均为液-液换热型，热侧为RRI 除盐水，冷侧为SEC 海水。每个热交换器由507片钛板组成，板片之间按照一定间隔排列，板片四周通过密封垫密封，并用夹紧螺栓夹紧，换热面积为932.9m²。

失去热阱是安全厂用水系统的最重大的运行事件，为了监测板式热交换器的运行，每列热交换器装有模拟式敏感传感器监测热交换器的压差，压差异常时提供报警信号供操纵员快速诊断。

（a）出现SEC/RRI热交换器前后低压差信号时，说明是贝类捕集器堵塞或SEC泵失效；

（b）出现SEC/RRI热交换器前后高压差信号时，说明是板式热交换器发生堵塞。

秦山核电二厂压差测量设置如图1所示（以A列为例）

图1 板式热交换器压差监测

如果安装在每个系列的RRI/SEC热交换器的压差测量装置达到异常值（高或低），延时50秒后发出失去热阱的报警，要按照相关规程进行必要操作，进入事故规程。

2. RRI/SEC热交换器压差分析

2.1 热交换器压差缺陷汇总

梳理秦山核电2018年以来有关RRI/SEC热交换器压差缺陷的缺陷单以及状态报告，发现最多的是关于热交换器的压差表SEC049SP/050SP故障缺陷以及热交换器压差高主控报警。对秦二厂四台机组上述缺陷及状态报告进行整理、统计，主要涉及压差4个问题：

①压差表定值漂移

②压差表回差大

③压差表堵塞

④板换压差真实高

SEC049SP为RRI A列两台板换SEC侧进出口压差开关；B列两台板换SEC侧进出口压差开关为050SP。SEC049SP为A列板换压差高报警开关，高报即触发主控室报警SEC013AA，SEC050SP为B列板换压差高报警开关，高报即触发主控室报警SEC014AA。

2.2 热交换器压差缺陷分析及建议

2.2.1 压差表定值漂移分析及建议

2023年9月7日3号机组热交换器3SEC002/004RF进出口压差计3SEC004MP压差显示0.208MPA，低于SEC050SP报警定值0.23MPA，触发3SEC014AA报警。

分析：对于压差表定值漂移问题，SEC049SP运行报警值H：230±3.85 kPa（0.22615MPa∽0.23385MPa)。但是大多时候热交换器压差并未达到报警定值0.23MPA甚至远远低于报警定值的情况下主控也会产生报警，影响主控的报警监视；并且出报警就要采取冲洗的策略消报，也增加了运行人员的操作负担。维修定期试验规程（SEC032/050/052SP设定值与报警检查）验收标准如下，回差约40KPa。计算消报定值约： 0.23MPa.g-0.04MPa=0.19MPa.g，但是由于下限定值的漂移也会使得消报的压差不一定是0.19MPa.g，根据以往的状态报告可能到0.17MPa.g都没消，增加了运行风险。

建议：维修定期试验对压差表会进行校核，但是由于RRI/SEC热交换器压差由于海水潮位变化导致热交换压差一直处于动态变化中，压差表失真漂移的现象可能会增多。建议针对SEC049/050SP设置周期更短的维修计划项目：压力开关的校验及报警通道的检查；也可把该压力校验项目作为维修日常巡检关注事项。

2.2.2 压差表回差大分析及建议

2023年3月10日3号机组3SEC049SP报警触发定值为0.23MPa（复位值最高约0.18MPa）,由于杭州湾潮差大，系统正常运行压差随着潮位在0.17-0.22MPa之间波动。

（1）随着潮位增加，系统流量增大，热交换器两端增加，可能会真实触发高报（0.23MPa）,若此时对热交换器冲洗后，将压差降低到要求值范围内，但是压差也很难降低到复位值（0.18MPa以下），报警无法消除。为了消除报警（调整到复位值0.18MPa以下），现在一般在冲洗板换后，对热交换器部分旁通，这样会导致SEC泵超流量（不利于离心泵的运行）。

（2）在执行定期试验，或者切换操作期间，两台泵联合运行期间，系统热交换器压差会增大（系统正常增大）超过报警定值0.23MPa，报警出现。但是当恢复到一台泵运行后，系统压力恢复正常压力，但未到复位值（约0.18MPa）,导致报警不能自动消失。此时需要就地将热交换器临时旁通，将压差调整到复位值（0.18MPa）以下，才能将报警消除。总之3SEC049SP等因回差过大，且叠加杭州湾潮差大，导致热交换器压差高报警长期触发，且不能及时复位报警，严重干扰主控值班，增加运行人员负担。

分析：对比秦山核电二厂四台机组RRI 系统A 列/B列板换压差近一月来的变化趋势，分析结论：

（1）1/2号机组每次RRI倒列（板换进行冲洗状态切换）后，板换压差会出现明显下降，切换完成后，随着运行时间的延长板换压差总体趋势逐渐上升至或超过高报定值（0.23MPa.g）。 3/4号机组每次RRI倒列（板换进行冲洗状态切换）后，板换压差无明显下降的趋势。

（2）从趋势看，只要处于高潮位工况下， 3/4号机组板换压差实际值已接近或超过了报定值（0.23MPa.g）。并且查看1/2号机组，在处于高潮位工况下，板换压差实际值均较多时间存在接近或超过了报定值（0.23MPa.g）。

（3）由于SP维修试验定期规程中回差在40KPa，并且存在定值漂移问题，所以可能在热交换器冲洗操作中到0.18MPa以下才能消报，但是冲洗效果可能没那么好，导致报警一直挂着。

建议：（1）根据四机组压差趋势图分析，结合杭州湾海水较为恶劣工况：建议调高当前RRI/SEC板换压差高报定值，就不会再频繁出现报警。

（2）建议同厂家商议修改回差校验定值或者更换使用回差更好的SP传感器已解决SP回差大的问题。

2.2.3 SP堵塞分析及建议

分析：3/4号机组SP堵塞缺陷率明显高于1/2号机组，与SP/MP 引压管线冗长，水平段冗长有关；具有简化引压管线的优化空间。

3/4号机组SP的正负压腔根阀出口有一定弯度，与1、2号机组根阀路径垂直走向存在差异，此弯度管线会引发堵塞，具备优化空间。

建议：（1）3/4号机组049SP/050SP引压管线参照1/2号机组实施简化布置；消除SP正负压腔根阀出口弯度。

        （2）增加SP疏通仪表管线的PM项目，并且周期要缩短。

2.2.4 板换压差真实高分析及建议

分析：由于杭州湾携带泥沙多，SEC系统真实含沙量多，在经过RRI/SEC热交换器时会真实的出现泥沙堵塞热交换器或者SP的情况发生，这是不可避免的。为此SEC系统在板换前还设置了鼓网、贝类捕集器等设备已防止泥沙堆积。

建议：（1）在发生板换压差高真实报警时，要及时对板换进行冲洗操作。

（2）建议增加对板换的定期反冲洗日常操作。

3. 结论

通过对热交换器缺陷的梳理，发现RRI/SEC热交换器缺陷主要集中在压差表定值漂移、压差表回差大、压差表堵塞、板换压差真实高四个方面。通过对这四个方面的分析，总结以下建议：

（1） 对SP及其管线增加或设置周期更短更精确的PM项目；

（2） 调高当前RRI/SEC板换压差高报定值；

（3） 对3/4号机组049SP/050SP引压管线参照1/2号机组实施简化布置；消除SP正负压腔根阀出口弯度；

（4） 对SP换型或者修改回差定值。

参考文献

[1] 沙拉, 塞库利克著. 程林译. 换热器设计技术[M]. 北京: 机械工业出版社, 2010. 1～4.

[2] 赖平, 孟铭强, 张乐福. 核电厂板式热交换器的泄漏原因[J]. 腐蚀与防护, 2017, 38(7): 499～502+525.

[3] 杨帅, 梅宁, 袁瀚. 海水板式换热器微生物污垢特性的实验研究[J]. 化工进展, 2013, 32(12): 3026～3031. 

[4] 苗学良, 康晓军, 张维, 等. 核电厂板式热交换器钛板穿孔分析[J].腐蚀科学与防护技术, 2013, 25(5): 442～444.