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dq063高温气冷堆多头螺旋管式蒸汽发生器的设计与计算,毕业设计

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核电站蒸汽发生器的机械清洗和化学清洗 - - 化学清洗 1999 年 10 月 丁训慎 (核动力运行研究所 ,湖北武汉 430074) 摘 要 :核电站蒸汽发生器二次侧的杂质和腐蚀产物会沉积在传热管表面、管板和支撑板的缝隙里 ,导致蒸汽发生器功率降低和杂质积聚区域里管子的腐蚀 .为清洁蒸汽发生器 ,应开发更有效的机械清洗方法 ,以冲洗管板上的泥渣堆 ;化学清洗方法应能清洗包括管子与支撑板缝隙的全部蒸汽发生器 . 关键词 :核电站 蒸汽发生器 机械 清洗 化学清洗 中图分类号 : 421.1 文献标识码 : 收稿日期 :1999-05-24 作者简介 :丁训慎 (1936-),男 ,教授级高工 ,主要从事核电站蒸汽发生器研究和核电站在役检查工作 . 秦山核电站和大亚湾核电站的蒸汽发生器都是立式平管板形管结构 ,这种结构的蒸汽发生器存在着一个严重的问题 ,即随着给水进入二次侧的非挥发性杂质和腐蚀产物会在平管板上沉积成泥渣堆 ,也会积聚在支撑板与管子间的缝隙里和沉积在传热管外壁 .这些沉积物中有许多是化学性质活泼的杂质和氧化物 ,以颗粒的形式 ,或以电离盐的形式积聚于 蒸汽发生器中 ,为传热管的腐蚀提供了环境条件 .蒸汽发生器中蒸汽的产生浓缩了杂质 ,导致杂质对材料更大的腐蚀 .核电站的运行经验表明 ,泥渣堆和缝隙里的离子浓度比二次侧锅水高 1 104 倍 ,因此 ,蒸汽发生器二次侧可能发生传热管的耗蚀、凹痕、点蚀、应力腐蚀和晶间腐蚀 .在过去 10 年中 ,蒸汽发生器传热管的腐蚀破损是造成核电站发电量损失的主要原因 .1993 年 1月 ,美国特洛伊 ( )成为第 1 个因蒸汽发生器事故而永久性停堆的机组 .1993 年 1月 25 日 ,载恩 ( )核电站 2 台机组又因蒸汽发生器的事故而提前停堆 . 1989 年法国的 1300核电站 ,因蒸汽发生器管板上存在着金属微粒 ,运行中被氧化而引起传热管产生凹痕 .根据法国的经验 ,大亚湾核电站采用法国公司的机械清洗装置对管板表面进行水力冲洗 ,并制订了严格的清洗规程和清洁度检查规程 ,确保调试结束前管板的清洁度符合要求 ,并在每次停堆换料时对管板上的泥渣层进行冲洗和清洁度的检查 .秦山核电站在第 4 次停堆换料期间 ,采用德国公司的机械清洗装置进行泥渣冲洗和清洁度检查 . 1 污垢与泥渣对蒸汽发生器的影响 1.1 热功率的损失 长期在传热管上逐渐积 聚的污垢会大大降低传热系数 .另外 ,由于一些管子的堵塞 ,减少了传热面 ,也会导致热功率的降低 .已经测量到 :饱和温度和一次侧平均温度差值下降 2 ,会引起大约 0.2的二次侧饱和蒸汽压力降 .有几个压水堆核电站的蒸汽发生器 ,例如美国的nts京纳 ( )核电站报道了在满功率时出现蒸汽压力下降问题 .当主透平节流阀和蒸汽及给水系统的热功率无法再补偿这种压力降时 ,就会导致热功率的损失 .德国报道了一些计算结果 ,这些计算表明 :压力降是由于管子表面沉积的污垢而造成的 .加拿大 1983 年在皮克灵核电站蒸汽发生器上通过手孔作 目视检查 ,发现传热管上的污垢约有 0.5厚 ,并随着热侧中心而逐渐增厚 .利普利奥角、根蒂莱 2 和布鲁斯核电站均发现一回路堆入口温度升高 2 3 ,这是由于传热管结垢的结果 . 1.2 传热管的腐蚀 1.2.1 泥渣沉积区 在蒸汽、冷凝水和给水的系统内产生并沉积在蒸汽发生器内的腐蚀产物 ,沉积量为 150600 / ,为纯四氧化三铁及四氧化三铁的混合物和含铜量达 70%的氧化铜的混合物 .因热工水力特性使腐蚀产物沉积在管板的滞流区里 .滞流区面积与设计有关 ,以美国西屋公司 51型蒸汽发生器为例 ,滞流区为每台蒸汽 发生器 3000根管子中的 1000根 ,51型蒸汽发生器设计了流量分配板 ,受滞流影响的管子数减至约 300 根 .长期运行后 ,管板上的泥渣层可高达 400 ,并具有下列影响 : 1)把管子与起冷却作用的二次侧介质隔离开 ,提高了管壁的平均温度 ,增加一次侧的应力腐蚀倾向 .如果沿管壁周向温度升高不对称 ,会引起纵向应力 ,产生周向裂纹 . 2)有利于杂质的浓缩 ,产生二次侧的腐蚀 .支撑板缝隙处管子裂纹如不超出板厚 ,主蒸汽管道破裂事故中 ,支撑板对管子能起支撑作用 .而在泥渣层里 ,管子破裂后 ,裂纹沿管子轴向扩展 ,泥渣层对 管子不能起到支撑作用 .因此 ,对泥渣层里的二次侧腐蚀 ,堵管准则很严格 ,要求相当多的管子退役 . 1.2.2 支撑板缝隙 如果支撑板与管子的通道为圆孔时 ,汽水混合物流过缝隙时 ,就有杂质局部积聚的可能 ,对管材为因科镍 600 的管子会产生晶间应力腐蚀 .如果支撑板为碳钢时 ,对管子会产生凹痕 .美国北安娜核电站的蒸汽发生器上 ,发现因支撑板区的凹痕 ,使管子紧紧固定在最高 1块支撑板的孔内 ,引起管子振动频率的变化 ,发生了 1 根管子的断裂 . 1.3 水位不稳 支撑板缝隙内的泥渣沉积会降低循环倍率 ,严重时会造成水位不稳 ,影响电站运行 ,迫使降功率运行 .加拿大布鲁斯核电站蒸汽发生器三叶形支撑板堵塞引起两相流动的不稳定 ,水位发生振荡 .为了防止水位振荡 ,1 号堆功率降到了 72%,2 号堆降到了 76%. 2 清洗方法 2.1 机械清洗 2.1.1 常规的泥渣枪水力清洗 大亚湾核电站蒸汽发生器机械清洗采用了法国公司的机械清洗装置 ,为管廊型常规泥渣枪水力清洗 ,如图 1 所示 .从泥渣枪喷出的旋转高压水 (8或 20 )以一定的冲洗步数、摆动速度和摆次数 ,喷向管间的泥渣层 ,水流将泥渣喷松并将其带到外环廊 ,中压水(1.5 )在外环廊将喷松的泥渣带到吸出口 ,两台文丘利型真空装置抽吸出口处的泥渣 ,nts然后用隔膜泵把它排往过滤器 ,在那里泥渣就被截留在高性能的过滤器元件内 ,水就回到储水箱 ,由高压和中压泵再进行循环 . 常规泥渣枪把高压水从中间管廊喷出 ,其清洗效果随距离增加而迅速下降 ,射流不能有效地到达全部管束区 .清洗方向垂直于中间管廊 .当泥渣层坚硬时 ,清洗效果更会受到限制 . 清洁度检查采用美国韦林公司 3 视频检查装置 .清洗前的视濒检查包括外管廊、中间管廊及其邻近区的清洁度检查和外来物的取出 .清洗后的视频检查包括外管廊、中间管 廊及其邻近区 ,管间的清洁度检查和外来物的取出 .视频检查后 ,需由反映检查过程的录像带来验证和确认检查过程的质量状况 .不允许存在漏检、图像不清晰和遗留下能取出的外来物等情况发生 .视频检查不仅要提供管板上表面的清洁度状况 ,还必须根据合格标准得出清洁度结论 . 2.1.2 装置清洗 1986 年 ,福斯特米勒 ( - )公司开始研制装置 (爱迪生检查和清洗一体化装置 ).当时设想如果高压水喷头直接进入管间 ,与视频检查探头配合 ,会更有效地冲洗泥渣及其清洁度的测定 .为了使喷头和探头 一起进入到管束内 ,必须设计如图 2所示的管间型泥渣冲洗和检查装置 .它借助弯曲导向头部来对准所要求冲洗的管间 ,采用齿轮与传送带内孔口相啮合来延伸或收缩弯曲喷射枪 .导向头部能围绕纵向轴转动 ,能改变对管板的入口角度 ,这种设计的优点为 : 1)具有引导到管束内部进行冲洗和检查的能力 ; 2)具有能获得管束内部泥渣的样品 ,测定其物理特性和化学成分的能力 ; 3)具有靠近泥渣堆进行高压水冲洗的能力 . -3 装置具有两个可互换的弯曲喷射枪 .第一个弯曲喷射枪用作冲洗与检查 ,它具有两个高压可弯曲的 金属导管 ,冲洗时水压为 34 ,头部中心装有一个直径为 6抗辐照的视频探头 ,提供高质量的目视观察性能 .为了保持探头镜面的清洁 ,可用压缩氮气来清除镜面上的泥渣和水滴 .喷头可从圆柱体中伸出到所需管间 ,或退回圆柱体内 . 第二个弯曲喷射枪用作泥渣取样 ,装有直径为 6的金钢石钻头来采取泥渣样品 ,还配有 1 个视频探头 .为了提供钻头的润滑 ,配有水源和压缩氮气 . 弯曲喷射枪经检查孔 (手孔 )插入 ,向下倾斜进入中间管廊 ,借助气动支架在中间管廊通道内移动 ,进入或退出任一所选择的管间通道 .另一个气动驱动器可转动 圆柱体 ,使弯曲喷射枪在热侧或冷侧进入管间 . 2.2 化学清洗 尽管机械清洗已有重大进展 ,但仍局限于管板上泥渣堆的冲洗 ,还不能解决如下问题 :(1)清除支撑板上的沉积物 ;(2)清除支撑板与管子缝隙中的沉积物 ;(3)清除管子上的污垢 .上述问题采用化学清洗能得到解决 . 1977 年美国电力研究所 ( )开始实施一项重要研究计划 ,帮助电力公司改善其蒸汽发生器性能 ,确定了发展化学清洗的研究项目 .最初 ,为了解决支撑板处管子的凹痕问题而清除四氧化三铁 .1985 年化学清洗在磨石 2 核电站上应用 ,它通过一系列的 四氧化三铁和铜的溶解步骤 ,来清除管板上的泥渣 . -化学清洗方法在部分充水方式中被用nts来清除管板上的泥渣 ;在完全充水方式中用来清除缝隙中的沉积物和管子上的污垢 .表 1为 -化学清洗方法在核电站应用状况 .磨石 2 和梅恩 -杨基核电站蒸汽发生器需要清除管板上的泥渣堆 ,以便减少在泥渣堆附近引起的点蚀 .奥康尼 1和 2核电站上的直流蒸汽发生器需要清除支撑板孔口上的泥渣 ,以便消除通过支撑板所增加的压力降 . 磨石 2核电站采用水位低于下支撑板的部分充水方式 ,而奥康尼核电站则采用完全充水方式 .磨石 2核 电站化学清洗系统如图 3所示 .为了便于装配和切换 ,安装了标准型设备导轨装置 ,该装置由若干分系统组成 : 1)一次侧循环系统 :用来减少加热和冷却时间 ,检测二次侧向一次侧的泄漏 . 2)二次侧循环系统 :包括循环系、加热器、冷却器、调节阀和控制设备 .系统设计考虑了可改变流体的方向 . 3)化学配液和贮存系统 :由一组配液罐组成 ,用于配制和加热溶剂、冲洗水及钝化剂 .配液罐的体积是根据溶液充满循环系统和在蒸汽发生器中具有一定液位来确定的 . 4)废液贮存设备 :废液回收用 8个不锈钢罐 ,其中 2个装用过的铁 溶剂 ,4个装用过的铜溶剂 ,一个装处理过的冲洗废水 ,1 个备用 . 5)气体排放系统 :清洗过程中产生的氨、联氨和氢等气体会影响安全和人体健康 ,收集并处理这些气体 ,使气体排放量低于现场允许释放量 . 6)离子交换系统 :用 6 个离子交换柱来处理冲洗水 ,经处理的水可用作补给水 . 7)腐蚀监测 :在溶剂循环系统和蒸汽发生器中装有用以监测腐蚀的各种试样 ,放在蒸汽发生器中的试样包括支撑板、传热管和焊接件 .在清洗中每隔一段时间要取出试样测定其腐蚀量 . 在 -研究同时 ,德国开始评估化 学清洗方法 ,1985 年采用清洗火电站锅炉的方法 ,以氮川三醋酸 ( )为基础 ,经试验室试验和验证后 ,清洗了内卡韦斯特海姆核电站的 1 台蒸汽发生器 .1986 年清洗了西班牙的阿尔马来兹 1 号堆的 3 台蒸汽发生器 .该方法采用了一个低温 (60 )除铜流程 ,还有一个高温 (150 200 )除铁流程 ,这类似于 -高温缝隙清洗法 .它们的主要区别是使用缓蚀剂 ,试验表明 ,高温使用时需要缓蚀剂 ,但认为在溶剂配方中不需要缓蚀剂 .法国电力公司 ( )为法国核电站开发了另一种化学清洗方法 ,1988 年在蒂昂热 核电站 1 号机组第 1 次使用 .表 2 为和化学清洗方法在核电站应用状况 . 比较上述 3 种化学清洗方法 ,可以发现其优缺点 . -方法使用了高效缓蚀剂 ,因此均匀腐蚀量小 ;方法不含缓蚀剂 ,高温溶解氧化铁 ,漂洗容易 ,不残留有害的含硫缓蚀剂 ;同时 ,高温加速溶解使清洗时间缩短 ;而方法具有上述 2 种方法的优点 ,清洗废液量小 ,但是 ,也残留含硫的缓蚀剂 . 3 分析与讨论 1)在新一代蒸汽发生器中 ,传热管材料采用了因科镍 690,会大大减缓降质速度 ,但腐蚀产物会在滞流区不断沉积 ,形成有杂质浓 缩的泥渣层 .大亚湾核电站和秦山核电站在停堆换料期间进行机械清洗、清洁度检查和外来物的取出 ,这对保证蒸汽发生器的可靠性是必要的 .目nts前 ,应开展化学清洗的研究和工业性试验工作 . 2)机械清洗技术目前以美国的装置为最先进 ,能实现冲洗、检查与外来物取出一体化 ,随着我国核电站运行时间的增长和核电站的增加 ,应开发与研究蒸汽发生器二次侧冲洗、检查与外来物取出一体化装置 . 3)机械清洗和化学清洗是延长压水堆蒸汽发生器寿命的一个有效方法 .对核电