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【摘要】核电机组系统内清洁度对机组运行安全、设备管道部件使用寿期有重要意义。对于汽侧系统管道，因系统内无在线泵设备，在安装阶段，系统冲洗主要靠重力冲洗进行。方家山常规岛汽侧管道冲洗工作中，采用凝结水泵产生的动力水对汽侧系统管道进行冲洗工作，取得较好效果，可为其他机组汽侧管道冲洗工作采用及借鉴。
【关键词】常规岛;汽侧管道;动力冲洗
1、引言
汽轮机厂房管道系统按通过介质主要分成两类，一类是水系统，如凝结水系统、闭式水系统、给水系统等，介质水在系统内循环由系统在线泵提供动力，另一类是汽系统，如各级抽汽系统、低压加热器疏放水系统、高压加热器疏放水系统、汽水分离再热器系统等，其介质蒸汽运转主要靠介质本身压力差的变化推动。因此，在安装阶段，水系统冲洗工作利用系统在线泵进行开式冲洗或闭式循环冲洗，而汽侧管道因无在线泵，一般只能通过重力开式冲洗及压缩空气吹扫的方法进行。重力冲洗有以下缺点：1.冲洗水流量随时间递减，冲洗无法持续进行;2.一般系统管道走向复杂、多变，采用重力冲洗时，水流只能从高处往低处流动，存在较多的冲洗死角。压缩空气吹扫也有部分缺点：管线较长、冲洗压力较小，会造成吹扫不彻底，导致清洁度无法保证。针对以上缺点，方家山核电常规岛汽侧管道系统（主要为汽水分离再热器系统（GSS）和高压加热器系统（AHP））冲洗工作采用动力冲洗方式进行，并且将GSS系统与AHP合并进行联合冲洗以求更加完整、高效的完成汽系统冲洗。
2、动力冲洗水源及动力泵的选择
方家山汽侧管道动力冲洗采用凝结水泵作为动力泵，凝汽器作为冲洗水储水器。选用以上组合有考虑以下原因：
（1）凝汽器容量足够大，可以满足各系统开式冲洗水量需求;
（2）凝结水泵流量大，且凝泵出口压力适中，可满足各系统开式冲洗流量要求，并不会因过大的压力对系统产生超压损坏风险;
（3）凝结水系统管道分布在厂房大部分区域，可较方便的通过临时管将凝泵出口水引至待冲洗系统。
3、方家山汽水分离再热系统及高压加热器汽侧系统管道动力冲洗
方家山核电工程常规岛共有2台汽水分离再热器（MSR），每台MSR各有一套疏水放汽系统，以保证MSR有效和安全的运行。安装完成后需对管道进行冲洗，以保证管道清洁度。汽水分离再热系统分成三部分，一是对二级再热蒸汽的凝结水疏水，涉及管道及设备有二级再热蒸汽管道、MSR内二级再热器、二级再热疏水箱，二级再热正常疏水至7号高压加热器管道以及二级再热危急疏水至凝汽器管道;二是对一级再热蒸汽的凝结水疏水，涉及管道及设备有一级再热蒸汽管道、MSR内一级再热器、一级再热器疏水箱、一级再热正常疏水至6号高压加热器管道以及一级再热危急疏水至凝汽器管道;三是对汽水分离再热器壳体蒸汽凝结水进行疏水，涉及管道及设备有壳体疏水箱、GSS疏水泵、壳体疏水至低压加热器给水管道。（系统流程图见下图）
GSS一级加热器系统流程图：
GSS二级加热器系统流程图：
高压加热器汽侧系统管道主要包括汽轮机六级抽汽管道、七级抽汽管道、七号高加事故疏水至凝汽器管道，六号高加事故疏水至凝汽器管道，七号高加正常疏水至六号高加管道，六号高加正常疏水至除氧器管道以及高压加热器排气放水管道。汽水分离再热系统通过一二级再热器正常疏水至六七号高加管道相连通。
AHP系统流程图：
冲洗用水水源来自于除盐水系统，一部分除盐水将凝汽器灌水至运行水位，一部分除盐水将待冲洗系统注满水。
汽水分离再热系统冲洗主要流程如下：
（1）凝泵出水→凝结水减温水→辅助给水管道（该管道接凝结水减温水，位置距离MSR二级再热蒸汽管道流量計较近）→临时管接至流量计处替代短管（冲洗时流量计缓装，用短管短接）→MSR二级再热疏水箱及危急疏水至凝汽器管道（危急疏水管道调节阀缓装，并接临时管至地沟）→地沟;
（2）凝泵出水→凝结水减温水→辅助给水管道（该管道接凝结水减温水，位置距离MSR二级再热蒸汽管道流量计较近）→临时管接至流量计处替代短管（冲洗时流量计缓装，用短管短接）→MSR一级再热疏水箱及危急疏水至凝汽器管道（危急疏水管道调节阀缓装，并接临时管至地沟）→地沟;
（3）凝泵出口→低压加热器给水→MSR疏水泵出口管（出口管调节阀缓装，接临时管至管沟）→临时管至管沟。
汽水分离再热系统各危急疏水管冲洗完毕后，通过一二级再热器正常疏水至六七号高加管道将凝结水泵出口动力水引至高压加热器汽侧，对高压加热器汽侧管道进行动力冲洗，各级高加危急疏水调节阀缓装，并用临时管接至附近地沟进行开式冲洗排水。加热器各排气防水管可在冲洗母管后适时开启阀门进行冲洗。冲洗流程如下：
凝泵出口→汽水分离再热系统管道→汽水分离再热系统疏水箱正常疏水至高压加热器壳侧→高压加热器事故疏水至凝汽器管道（调节阀处用临时管接至排水地沟）→地沟。除氧器可进行人工清理，也可以在重力冲洗的情况下保证系统内清洁度（除氧器下降管管径大、走向简单），因此，接收高加正常疏水管道冲洗水是可行的。高加危急疏水管道冲洗完毕后，高加正常疏水可在凝泵提供的动力冲洗进除氧器。
4、施工技术（安全）要求
冲洗前必须进行安全技术交底，所有参加冲洗试验人员必须对系统有充分的了解，参与试验的系统范围内相关单位应进行系统完善情况检查;
严格执行操作命令、监护制和设备状况挂牌制，试验设备及管路附近设警戒区，非试验人员严禁入内;
与该工作无关的系统必须可靠隔离，并作好标识;
冲洗试验过程中，严禁乱开阀门，严禁在相关管道上开孔、敲打、焊接;
冲洗开始前，所参加的相关系统必须先注满介质，冲洗开始后，所有阀门的切换，必须先开后关，不得让系统承担过高压力;
排放水应引入可靠的排水井或沟中排放管的截面积不得小于被冲洗管截面积的60%，排水时不得形成负压;
管道的排水支管应全部冲洗;
水冲洗应连续进行以排出口的水色和透明度与入口水目测一致为合格;
当管道经水冲洗合格后暂不运行时应将水排净并应及时吹干。
结语：
方家山核电工程低压加热器汽侧系统管道也采用了与汽水分离再热系统及高压加热器汽侧系统管道一样的动力冲洗方法，取得了良好的效果。由凝汽器及凝结水泵提供的连续冲洗水量，使得汽侧系统管道冲洗持续进行，大大缩短了汽侧管道冲洗时间，重力冲洗一次结束后需重新补满水后再次冲洗，且需多次反复，耗时长。采用动力冲洗后，克服了重力冲洗无法到达的死角，大大扩大了汽侧管道有效冲洗范围，且因水流流速更有保证，冲洗效果也比重力冲洗有较大提升。该方案在方家山机组的成功实施，为我国百万级核电常规岛汽侧管道的冲洗，开创了一个新的思路，为我国蓬勃发展的核电事业提供了宝贵的施工经验，对于我国普通电厂建设、核电建设均具有非常重要的借鉴和参考价值。
参考文献：
[1]《电力建设施工及验收技术规范》管道篇DL5031-94
[2]汽水分离再热器系统图及安装图（东方汽轮机厂家图）
[3]《1MX、2MX汽水分离再热系统（GSS）管道水压冲洗试验方案》
[4]《1MX、2MX高低压加热器汽侧扩大冲洗及水压方案》
[5]《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97
【关键词】常规岛;汽侧管道;动力冲洗
1、引言
汽轮机厂房管道系统按通过介质主要分成两类，一类是水系统，如凝结水系统、闭式水系统、给水系统等，介质水在系统内循环由系统在线泵提供动力，另一类是汽系统，如各级抽汽系统、低压加热器疏放水系统、高压加热器疏放水系统、汽水分离再热器系统等，其介质蒸汽运转主要靠介质本身压力差的变化推动。因此，在安装阶段，水系统冲洗工作利用系统在线泵进行开式冲洗或闭式循环冲洗，而汽侧管道因无在线泵，一般只能通过重力开式冲洗及压缩空气吹扫的方法进行。重力冲洗有以下缺点：1.冲洗水流量随时间递减，冲洗无法持续进行;2.一般系统管道走向复杂、多变，采用重力冲洗时，水流只能从高处往低处流动，存在较多的冲洗死角。压缩空气吹扫也有部分缺点：管线较长、冲洗压力较小，会造成吹扫不彻底，导致清洁度无法保证。针对以上缺点，方家山核电常规岛汽侧管道系统（主要为汽水分离再热器系统（GSS）和高压加热器系统（AHP））冲洗工作采用动力冲洗方式进行，并且将GSS系统与AHP合并进行联合冲洗以求更加完整、高效的完成汽系统冲洗。
2、动力冲洗水源及动力泵的选择
方家山汽侧管道动力冲洗采用凝结水泵作为动力泵，凝汽器作为冲洗水储水器。选用以上组合有考虑以下原因：
（1）凝汽器容量足够大，可以满足各系统开式冲洗水量需求;
（2）凝结水泵流量大，且凝泵出口压力适中，可满足各系统开式冲洗流量要求，并不会因过大的压力对系统产生超压损坏风险;
（3）凝结水系统管道分布在厂房大部分区域，可较方便的通过临时管将凝泵出口水引至待冲洗系统。
3、方家山汽水分离再热系统及高压加热器汽侧系统管道动力冲洗
方家山核电工程常规岛共有2台汽水分离再热器（MSR），每台MSR各有一套疏水放汽系统，以保证MSR有效和安全的运行。安装完成后需对管道进行冲洗，以保证管道清洁度。汽水分离再热系统分成三部分，一是对二级再热蒸汽的凝结水疏水，涉及管道及设备有二级再热蒸汽管道、MSR内二级再热器、二级再热疏水箱，二级再热正常疏水至7号高压加热器管道以及二级再热危急疏水至凝汽器管道;二是对一级再热蒸汽的凝结水疏水，涉及管道及设备有一级再热蒸汽管道、MSR内一级再热器、一级再热器疏水箱、一级再热正常疏水至6号高压加热器管道以及一级再热危急疏水至凝汽器管道;三是对汽水分离再热器壳体蒸汽凝结水进行疏水，涉及管道及设备有壳体疏水箱、GSS疏水泵、壳体疏水至低压加热器给水管道。（系统流程图见下图）
GSS一级加热器系统流程图：
GSS二级加热器系统流程图：
高压加热器汽侧系统管道主要包括汽轮机六级抽汽管道、七级抽汽管道、七号高加事故疏水至凝汽器管道，六号高加事故疏水至凝汽器管道，七号高加正常疏水至六号高加管道，六号高加正常疏水至除氧器管道以及高压加热器排气放水管道。汽水分离再热系统通过一二级再热器正常疏水至六七号高加管道相连通。
AHP系统流程图：
冲洗用水水源来自于除盐水系统，一部分除盐水将凝汽器灌水至运行水位，一部分除盐水将待冲洗系统注满水。
汽水分离再热系统冲洗主要流程如下：
（1）凝泵出水→凝结水减温水→辅助给水管道（该管道接凝结水减温水，位置距离MSR二级再热蒸汽管道流量計较近）→临时管接至流量计处替代短管（冲洗时流量计缓装，用短管短接）→MSR二级再热疏水箱及危急疏水至凝汽器管道（危急疏水管道调节阀缓装，并接临时管至地沟）→地沟;
（2）凝泵出水→凝结水减温水→辅助给水管道（该管道接凝结水减温水，位置距离MSR二级再热蒸汽管道流量计较近）→临时管接至流量计处替代短管（冲洗时流量计缓装，用短管短接）→MSR一级再热疏水箱及危急疏水至凝汽器管道（危急疏水管道调节阀缓装，并接临时管至地沟）→地沟;
（3）凝泵出口→低压加热器给水→MSR疏水泵出口管（出口管调节阀缓装，接临时管至管沟）→临时管至管沟。
汽水分离再热系统各危急疏水管冲洗完毕后，通过一二级再热器正常疏水至六七号高加管道将凝结水泵出口动力水引至高压加热器汽侧，对高压加热器汽侧管道进行动力冲洗，各级高加危急疏水调节阀缓装，并用临时管接至附近地沟进行开式冲洗排水。加热器各排气防水管可在冲洗母管后适时开启阀门进行冲洗。冲洗流程如下：
凝泵出口→汽水分离再热系统管道→汽水分离再热系统疏水箱正常疏水至高压加热器壳侧→高压加热器事故疏水至凝汽器管道（调节阀处用临时管接至排水地沟）→地沟。除氧器可进行人工清理，也可以在重力冲洗的情况下保证系统内清洁度（除氧器下降管管径大、走向简单），因此，接收高加正常疏水管道冲洗水是可行的。高加危急疏水管道冲洗完毕后，高加正常疏水可在凝泵提供的动力冲洗进除氧器。
4、施工技术（安全）要求
冲洗前必须进行安全技术交底，所有参加冲洗试验人员必须对系统有充分的了解，参与试验的系统范围内相关单位应进行系统完善情况检查;
严格执行操作命令、监护制和设备状况挂牌制，试验设备及管路附近设警戒区，非试验人员严禁入内;
与该工作无关的系统必须可靠隔离，并作好标识;
冲洗试验过程中，严禁乱开阀门，严禁在相关管道上开孔、敲打、焊接;
冲洗开始前，所参加的相关系统必须先注满介质，冲洗开始后，所有阀门的切换，必须先开后关，不得让系统承担过高压力;
排放水应引入可靠的排水井或沟中排放管的截面积不得小于被冲洗管截面积的60%，排水时不得形成负压;
管道的排水支管应全部冲洗;
水冲洗应连续进行以排出口的水色和透明度与入口水目测一致为合格;
当管道经水冲洗合格后暂不运行时应将水排净并应及时吹干。
结语：
方家山核电工程低压加热器汽侧系统管道也采用了与汽水分离再热系统及高压加热器汽侧系统管道一样的动力冲洗方法，取得了良好的效果。由凝汽器及凝结水泵提供的连续冲洗水量，使得汽侧系统管道冲洗持续进行，大大缩短了汽侧管道冲洗时间，重力冲洗一次结束后需重新补满水后再次冲洗，且需多次反复，耗时长。采用动力冲洗后，克服了重力冲洗无法到达的死角，大大扩大了汽侧管道有效冲洗范围，且因水流流速更有保证，冲洗效果也比重力冲洗有较大提升。该方案在方家山机组的成功实施，为我国百万级核电常规岛汽侧管道的冲洗，开创了一个新的思路，为我国蓬勃发展的核电事业提供了宝贵的施工经验，对于我国普通电厂建设、核电建设均具有非常重要的借鉴和参考价值。
参考文献：
[1]《电力建设施工及验收技术规范》管道篇DL5031-94
[2]汽水分离再热器系统图及安装图（东方汽轮机厂家图）
[3]《1MX、2MX汽水分离再热系统（GSS）管道水压冲洗试验方案》
[4]《1MX、2MX高低压加热器汽侧扩大冲洗及水压方案》
[5]《工业金属管道工程施工及验收规范》GB50235-97