沈建永——凝结水精处理系统在核电站中的应用

1、凝结水精处理系统在核电站中的应用沈建永中国华电工程（集团）有限公司摘要：本文介绍了在核电站二回路设置凝结水精处理的必要性，并对设置提出了一些自己的观点。关键词：压水堆核电站；凝结水精处理系统；再生系统一、 背景近年来中国核电事业呈现良好发展态势，截至目前，国务院已核准34台核电机组，装机容量3692万千瓦，其中已开工在建机组达25台，2773万千瓦，是全球核电在建规模最大的国家。岭澳核电站二期工程一号机组顺利投产，秦山二期扩建工程三号机组一次并网成功，结束了连续几年核电装机徘徊不前的局面，标志着我国核电正逐步进入收获季节。本文结合凝结水精处理系统在岭澳核电站二期工程一号机组顺利投产中发挥的作用

2、，阐述凝结水精处理系统在核电站的设置及注意问题。二、 二回路设置凝结水精处理的必要性1. 核电机组二回路对水质的要求1.1 核电机组二回路与火电机组对水质要求的差异n 火电机组对给水质量的要求主要考虑因素是水汽品质对汽轮机设备、锅炉、管道等的影响。n 核电机组对给水质量的要求除考虑对汽轮机设备、管道的影响外，更主要考虑的是对蒸汽发生器的影响，由于蒸汽发生器材料的特性殊，相比火电机组对给水质量的要求更高。我国某1000MW压水堆核电站二回路水汽质量采用的化学与放射化学技术规范与火力发电机组水汽质量采用的火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T121451999）的标准相比，压水堆核电站二回路

3、蒸发器排污水的质量要求是：Na+<3g/kg、Cl-<2g/kg、SO42-<2g/kg，而火力发电机组炉水的质量要求是：Cl-<500g/kg，对Na+和SO42-没有具体要求；压水堆核电站二回路凝结水处理混床出水质量要求是：25氢电导率<0.08s/cm、Na+<0.1g/kg、Cl-<0.1g/kg、SO42-<0.2g/kg，火力发电机组凝结水处理混床出水质量要求是：25氢电导率0.15s/cm、Na+<5g/kg，对Cl-和、SO42-没有具体要求。可见，压水堆核电站二回路水汽质量比火力发电机组要求高得多，尤其是在火力发电机组基本

4、不作要求的Cl-、SO42-等离子，在压水堆核电站二回路水汽系统中都要求也极为严格。1.2 核电站蒸汽发生器热交换管材料的选用早期热交换管材料选用奥氏体不锈钢，例如304不锈钢。由于抗应力腐蚀能力较差，欧美国家开发出镍基合金钢作为热交换管的材料。最早的镍基材料是Inconel-600，后来发现Inconel-600材料抗应力腐蚀的能力仍不理想，因此又开发出Inconel-800 和Inconel-690 材料。目前西欧、日本和美国的核电站都使用镍基合金作热交换管材料，一部分老核电站仍然使用Inconel-600，新核电站已使用Inconel-800和Inconel-690。所以，除了强度和韧性

5、考虑外，热交换管选材有2个原则：（1）抗应力腐蚀；（2）抗材料流失，防止一回路活化产物过多。而蒸汽发生器一旦发生泄漏等故障，由于有放射性问题，无法更换管子，只能堵管，维修的条件非常困难，损坏严重则需更换蒸发器，耗资巨大。所以，对蒸汽发生器排污水的水质要求很高，要尽可能的降低杂质的浓度。1.3 压水堆核电站二回路对水质要求的特殊性核电站蒸汽发生器对给水质量的要求很高，主要是由蒸汽发生器所决定的。蒸汽发生器的管材要兼顾核电站一回路冷却液和二回路除盐水的使用条件，因此，只能采用价格昂贵的合金材料，如镍基合金Inconel-600、Inconel-800或Inconel-690等材料。但是，这种镍基合

6、金对除盐水中的SO42-、Na+ 、Cl等微量离子很敏感，尤其在蒸汽发生器中浓缩的情况下，会引起镍基合金管材的晶间应力腐蚀和管端与管板缝隙处的凹陷损坏。1.4 腐蚀产物在蒸汽发生器的迁移和沉淀分布长期以来蒸汽发生器传热管的腐蚀问题受到很高的重视，主要原因就是核电站发生的事故之中大部分是由于蒸汽发生器传热管的原因导致的。1.5 水质控制主要原则尽量降低与水汽接触设备或材料的腐蚀速度，该腐蚀速度必须能够保证设备材料在设计允许的时期（40年）正常服役；在条件允许的情况下还可以通过水质控制达到延长设备服役期限（60年）的效果。除采用调节一些化学参数，如给水和蒸汽系统采用适当的PH调节剂；在给水系统中添

7、加联氨进行除氧，而到达防止或者抑制腐蚀的目的外，可以连续排污，必要时加大排污量，但应尽量防止杂质进入蒸汽发生器系统。为了保证核电站蒸汽发生器的给水质量，除了保证补给水水质，加强蒸汽发生器的排污外，还要设置凝结水净化装置，以去除凝结水中的悬浮性杂质和溶解性的盐类。目前核电站蒸汽发生器的排污率一般控制在12%左右，在一些运行良好且设置凝结水净化系统的核电站，能控制在0.5%以下。2. 压水堆核电站二回路凝结水精处理系统的主要功能凝结水精处理系统隶属于核电站常规岛系统，直接接入核电站二回路，是核电站二回路的重要组成部分，该系统承担的功能包括：l 去除凝结水中的悬浮杂质和离子性杂质、保证二回路水质达到

8、要求及WANO化学指标要求；l 在机组启动时投入凝结水精处理系统减少系统冲洗时间，使机组尽快投入运行，节约除盐水用量；l 在凝汽器发生一定范围的海水泄漏时，阻止海水中的杂质进入常规岛的热力系统，并给运行人员有较充裕的时间采取相应的措施。因此，优良的凝结水精处理系统对提高热力系统水汽品质、延长机组运行寿命和保证热力设备安全、经济运行具有重要意义。 三、 目前国内已建、在建核电站凝结水精处理设置及运行情况1.各核电站凝结水精处理系统的设置1.1 秦山一期核电站秦山一期核电站二回路凝结水精处理系统为低压无前置过滤的混床系统，一套体外再生系统和相应的控制系统，体外再生系统由一个树脂分离兼阳树脂再生塔，

9、一个阴树脂再生塔和一个树脂贮存塔组成。1.2 秦山二期核电站秦山二期核电站二回路凝结水精处理系统设置前置阳床和混床系统，一套体外再生系统和相应的控制系统，体外再生系统采用无锡锅炉厂引进的高塔分离再生工艺。1.3 秦山三期核电站秦山三期核电站二回路精处理系统从加拿大公司成套引进，设置前置阳床和混床系统，采用中抽法分离再生工艺。1.4 大亚湾核电站1.4.1由于各种原因，两台核电机组在建设期均未设置凝水精处理装置，给机组的安全经济运行带来十分严重的影响。a.在机组安装结束，初次启动期间，花了大量的时间进行系统冲洗，如1号机在初次启动时，光冲洗系统至水质合格就花了近一个月时间，而每台机组每少发一天电

10、，就少一百万美元的收入。b.由于凝汽器的泄漏，给机组的安全经济运行带来了很大的威胁。以1号机为例，该机组自1993年8月至1994年4月不到一年的时间内，凝汽器就发生了5次泄漏，其中3次使机组强迫停运，两次降负荷运行。3次停运时间共达39天，其中用于系统冲洗时间为18天，直接经济损失达人民币三亿多元。c.今后每次机组大小修后，若没有凝结水精处理装置，仍将耗费大量时间用于系统冲洗。d.根据法国EDF的规定，为保证蒸汽发生器的安全运行，蒸汽发生器二次侧含Na量应小于5g/L。根据法国的运行经验，其水质应经常控制Na低于lg/1的水平。众所周知，核电站二次回路的水质较大容量高参数火电厂更为严格，因此

11、不设凝水精处理设备是无法保证核电站安全运行的。因此，大亚湾核电站在后来补充设置了凝结水精处理系统。1.4.2凝结水精处理系统从英国Kennicott公司成套引进，设置前置阳床和混床系统，一套体外再生系统和相应的控制系统，体外再生系统采用锥体分离再生工艺。1.5 岭澳一期核电站岭澳一期核电站为大亚湾核电站的翻版, 二回路凝结水精处理系统设置完全一致, 运行状况也一样。1.6 田湾一期核电站田湾一期核电站二回路凝结水精处理系统是由俄罗斯公司成套供货, 采用前置阳床加混床的布置方式，再生采用体外再生中抽法工艺。 1.7 岭澳二期核电站岭澳二期核电站凝结水精处理系统为前置阳床和混床系统，一套体外再生系

12、统和相应的控制系统，采用先进的高塔分离再生工艺，由中国华电工程（集团）有限公司完全自主设计和成套供货。2. 系统运行情况在上述核电站凝结水精处理系统实际运行当中，运行情况最好的是岭澳二期核电站的凝结水精处理系统，秦山二期核电站的系统次之，其它核电站的凝结水精处理系统在调试期间就出现了较多问题，一些核电站的凝结水精处理系统经过较大改进后有所改观，有些核电站的凝结水精处理系统离设计要求还存在较大差距。2.1秦山一期核电站秦山一期核电站对二回路系统水化学进行了多项改进，其中就包括凝结水精处理系统的优化运行的改进，运行效果才得到较大改观。2.2大亚湾核电站精处理系统自投运以来，只能采用有选择的间断运行

13、方式，主要是系统一投入运行就会导致系统硫酸根严重超标，从而使精处理基本处于待运状态。主要原因是阳床和混床设备结构存在严重缺陷，虽经过更换树脂、改进设备内部结构等重大改进，但效果不明显，所以系统只是在机组启动阶段投入使用，没有发挥系统应有的作用。2.3田湾一期核电站调试期间, 系统出水电导和SiO2在合格范围内, 但在精处理投运后, 发现蒸汽发生器排污水中氯离子总超标。核电站运行人员对出现的问题进行了认真分析，并提出具体整改措施, 包括调整凝结水精处理系统的运行方式由100%全流量处理改为部分旁路运行，使精处理系统能稳定有效运行。2.4岭澳二期核电站在系统设计初期，承包商会同一些单位对现有凝结水

14、精处理系统进行了充分的调研，特别是针对大亚湾、岭澳一期系统存在的问题，对岭澳二期凝结水精处理系统进行了有针对性的重大技术改进，并且实现了设备完全国产化。2.4.1 混床树脂的混和混床设计了二次混脂功能，以消除树脂二次分离，确保制水品质。2.4.2 混床树脂的分离混床树脂再生采用分离效果更好的“Finesep”高塔分离工艺，提高了树脂的分离率。2.4.3 对阳床和混床内树脂扰动的解决前置阳床和混床采用DN3200mm的柱状设备，设备上部进水装置的设计采用固定整体式平板加水帽的布水方式，保证布水均匀，消除了树脂扰动。2.4.4 其它改进工作为了改善前置阳床和混床投运导致蒸汽发生器硫酸根超标问题，还

15、对再生装置和树脂捕捉器进行了改进，进一步减少了碎树脂进入热力系统的可能性。通过以上改进，提高了混床失效树脂的分离率、增加了混床运行树脂的混和效果、解决了树脂的扰动、减少了碎树脂进入热力系统的可能性，确保了系统出水水质，为最终蒸汽发生器的水质指标合格提供了强有力的保障。四、 对凝结水精处理系统设计及设备选型的一些思考1. 系统方案的选择目前国内除秦山一期核电站凝结水精处理系统采用无前置过滤的混床系统外，其它核电站均采用前置阳床加混床系统的设计方案，至于是否有更合适的设置方式，需要在对现有设置方式进行总结的基础上加以研究。再生方式普遍采用的是体外再生，典型的方式有高塔分离再生工艺、锥体再生工艺、中

16、抽法再生工艺，从实际运行的再生效果来看高塔分离再生工艺相比其它工艺效果更好，这也是目前在建核电站凝结水精处理系统基本采用高塔分离再生工艺的主要原因。从核电站新机组启动或大修后机组启动情况来看，启动初期二回路的水质普遍较差，而为进一步缩短机组投运时间，往往在水质未达到系统要求水质的工况下，直接投运凝结水精处理系统，增加了前置阳床树脂“中毒”的机率。在此情况下，可以在系统中增设过滤器，在启动初期，来水首先通过过滤器处理，使水质尽快达标，以顺利投运阳床；在系统正常运行后，可以通过切换阀门将过滤器后置，拦截可能的细小颗粒，如树脂粉末。2. 主要设备、产品的选择和使用岭澳二期凝结水精处理系统实际运行效果良好，出水指标在系统投运初期就达到了化学与放射化学技术规范期望值的要求，得益于建设者能针对以往系统出现的问题进行了多项重大改进，并对改进的措施进行充分的论证和试验，如前置阳床和混床设备采用柱罐而不采用火电机组通常使用的球罐，以发挥柱罐水流流动性好、树脂利用率高、装填树脂高度高、二次混脂高度能得到有效保证等优点；对柱罐上部进水装置进行重新设计，并进行了数模试验，在数模基础上进行1:1设备的中试试验，通过试验对设计参数进行调