摘要：凝汽器、高低加热气、除氧器、蒸汽发生器（SG）作为二回路侧主要设备，尤其是蒸发器是核电厂一二回路的压力边界，其材料的完整性与电厂核安全、经济直接相关。电厂调试运行期间，通过严格控制二次侧的水化学指标，可降低设备的腐蚀速率。本文介绍调试启动阶段改善二回路化学水控制方法和SG的维护。
关键词：蒸汽发生器；除氧器；高压加热器；水化学
1.引言
蒸汽发生器、高压加热器等主要设备传热管破损，严重影响机组的安全运行。解决该问题的关键在于加强二次侧的水化学控制。尤其在机组调试启动阶段，二回路水质较差，需及时采取措施减少蒸汽发生器内的腐蚀杂质，避免妨碍机组的功率提升。国内二代核电机组在调试期间或历次大修后的机组启动时，总是遇到二回路水质较难控制。二回路及其相应冷却系统使用的水和天然海水含有大量的电解质和溶解氧，尽管对二回路冷却水进行了严格的前期处理，但仍有溶解氧和氯化物保存下来，且在反应堆启动、停止时存在有空气漏入、凝汽器泄漏或海水渗入等问题[1]。因此加强新建核电厂首次启动时的二回路水处理工作显得尤为重要，该工作能保证电厂二回路有良好的水质，防止二回路设备尤其是蒸汽发生器的腐蚀。
2.事件回顾
某核电1号机组VVER-1000蒸汽发生器传热管（Φ16×1.5mm）采用奥氏体不锈钢材质，由于运输、安装期间未对传热管的二次侧表面采取有效保养措施，含高氯离子的海洋性潮湿空气在蒸汽发生器传热管、壳体和底部生成了褐色的含三价铁和氯的附着腐蚀产物。蒸汽发生器安装结束后，供货方根据技术文件要求，采用80℃的除盐水进行冲洗，去除二次侧的防护油（溶解温度40℃）、可溶性杂质和机械杂质。
供货方没有想到，用除盐水冲洗，传热管表面的附着物会发生水解，造成覆盖附着物的传热管表面局部pH值降低，三价铁离子浓度升高，氯离子浓缩，十分容易出现腐蚀。造成了机组冷试期间3台蒸汽发生器（共4台）堵管707根[2]
对于早期核电站，由于电厂运行过程中水质控制不力发生了多起重大的SGTR事故，而导致非预期停堆。国际原子能机构（IAEA）报告指出，由于蒸汽发生器破损迫使机组停堆，外加高额的维修费和部分蒸汽发生器的更换费用，造成巨大的经济损失，目前蒸汽发生器的问题已成为核工业的主要问题之一[3]。
3.二回路水化学控制及腐蚀原理介绍
二回路包括汽轮机、发电机和冷却水三大回路，其中汽轮机循环回路在介质形态变化、做功和流程原理等方面与常规火力发电厂类似，只是由蒸汽发生器代替了锅炉。蒸汽发生器是压水堆核电站热量传输、给水蒸发及高温蒸汽的关键设备，它既是一、二回路的连接枢纽，又是分隔屏障；而蒸汽发生器U型传热管也是二回路中最薄弱的环节，因此，二回路水化学控制的关键就在于蒸汽发生器水化学控制。
腐蚀易造成蒸汽发生器、加热器管束管壁穿孔，尤其对蒸汽发生器易造成放射性泄漏事故。典型的腐蚀有：⑴SG二次侧水中氯离子对传热管产生应力腐蚀，使管子破裂；⑵SG支撑板与传热管管壁缝隙中腐蚀产物堆积，造成传热管凹陷；（3）系统内腐蚀产物的沉积，形成局部微电池，造成传热管孔蚀；⑷补给水中游离CO2和游离酸溶解碳钢表面保护膜，产生均匀腐蚀，使水中含铁量升高，形成的腐蚀产物最终容易堆积在蒸汽发生器中。
4.改造措施
鉴于对蒸汽发生器的腐蚀种类较多，为了延长设备的使用寿命，因此需采取严格措施进行处理和控制.
4.1化学添加物改进：
机组启动阶段，温度变化范围大，介质有相变，液相转化气相，水化学控制起来难度加大。如国内某核电站每台蒸汽发生器大修冲洗出来腐蚀产物达60-100公斤（湿重），这主要是因为目前国内核电站二回路碱化剂大部分采用氨水，氨水的缺点是汽水分配比太大，使得汽水两相系统设备中液相部分pH偏低，使得它们的FAC速度非常大。因此目前国外的核电站大多采用有机胺（乙醇胺）作为碱化剂，国内的核电站也已经开始研究，并逐渐在转化。
4.2冲洗措施和排污位置改进
目前的冲洗方法仅仅能冲洗管板顶部和靠近管板的少量支撑板部位，冲洗出来腐蚀产物有限。因此在泥渣收集器的设计和如何方便冲洗上应做出更大的改进；目前设计的蒸汽发生器（包括最新的AP1000所用Δ125型蒸汽发生器）的排污都设在管板的顶部，在蒸汽发生器汽液分界面区域水质较差，某电站该部位仪表管经常堵塞就是一个很好的例证，如果能以适当的比例增加在该区域的排污，排污效果一定会大大提升。
5.AP1000机组调试各阶段二回路水质控制
调试启动阶段，二次侧水质控制的指标主要有：pH值、溶解氧、氯离子、阳离子电导率、钠离子等
5.1冷态试验期的水质控制
冷态试验期间所进行的多数试验必须在系统充水的情况下进行，如蒸汽发生器二次侧打压，这期间的试验用水由除盐水系统提供。除盐水的水质标准列于表1。
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表1 除盐水的推荐水质标准（取样点：除盐水混合离子交换器出口）
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5.2热态试验期的水质控制
热态功能试验期间，反应堆还未装入核燃料。此时二回路系统水化学控制见表2。
表2 HFT期间二回路系统的水化学控制（推荐值）
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蒸汽发生器二次侧水容积为103.2m3，初装水为除盐水，从启动给水系统的加药口添加化学药品，由启动给水泵打入蒸汽发生器。热态功能试验期间，由于二回路水在不断地循环，原滞留于系统内的杂质会逐渐释放出来，腐蚀产物也将产生，投运凝结水精处理和加药系统，可去除二回路中的腐蚀产物、调节二回路pH值和氧含量。
总结国内核电厂的二次侧水化学调试经验，发现SG二次侧水污染主要有3个来源：蒸汽发生器底部残存部分残渣未完全排出，充入无氧水后逐渐溶解进入SG水中，导致水质变差；蒸汽发生器上部汽侧未进行冲洗，蒸汽冲刷将上部汽侧的钠、硅等杂质进入水侧；蒸发器内温度升高后，U型管上附着杂质逐步释放。为此，AP1000机组热试前若能用启动给水系统对SG进行冲洗能减少第一种污染。升温后的SG水质恶化主要由后两种污染所致，通过连续排污和处理，二回路水质得以净化和回收。
6.结语
二次侧水质的好坏直接影响到SG传热管的腐蚀状况，关系到SGTR的发生频率。核电厂必须长期坚持SG二次侧水质控制，从而充分保证核电厂的安全、稳定、经济性运行。机组调试启动期间，尤其需高度重视对二回路水质的控制，采取严格的预防性措施，防止SG水质在启堆后恶化。
国内二代核电机组调试经验表明，蒸汽发生器二次侧的水质控制相对困难，要实现良好的二次侧水质控制，除保证充水、补水及添加化学物质量之外，还要保证凝结水精处理系统和加药系统尽早投入运行以净化补给水，蒸汽发生器排污系统可正常运行，出现故障应及时维修，以保证浓缩杂质的及时排出。
参考文献：
[1] 沈长斌，高温高压水环境下传热管失效形式及防腐措施研究进展，腐蚀科学与防护技术，第4期，2003.
[2] 张春明，田湾核电站1号机组蒸汽发生器传热管缺陷处理过程的核安全监督，核安全，第2期，2006.
[3] 左军，蒸汽发生器传热管失效分析及防护措施，中国核电，第4期，2012.
[4] Westinghouse，AP1000 Chemistry Manual.
论文作者:赵旭锋
论文发表刊物:《电力设备》2019年第21期
论文发表时间:2020/3/16
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