核电厂蒸汽发生器运行维护的措施

(中核核电运行管理有限公司，浙江海盐 314300)

0 引言

蒸汽发生器是核电站一、二回路的枢纽，一回路冷却剂流经蒸汽发生器一次侧，将热量传递给流经蒸汽发生器二次侧的二回路给水，使之产生饱和蒸汽驱动汽轮发电机组工作，产生电力。由于一回路冷却剂流经堆芯带有放射性，所以蒸汽发生器是压力边界的组成部分，具有防止放射性物质外泄的第二道屏障作用。因此，蒸汽发生器的可靠性对核电站安全、经济运行起着举足轻重的作用。

在蒸汽发生器中，由于杂质浓缩以及泥渣积累，虽然通过排污可降低部分浓度，但排污率低，作用有限；另外，在流动性较差区域，也易发生局部过热，引起蒸汽发生器传热管等设备的腐蚀，造成蒸汽发生器的不可用。据报道国外有相当多的核电站发生过蒸汽发生器事故。

采取各种措施，降低蒸汽发生器的腐蚀，减少腐蚀产物在蒸汽发生器管板、传热管和支撑板上的沉积，降低蒸汽发生器传热管破损风险，保障蒸汽发生器结构的完整性，维持蒸汽发生器运行性能处于良好水平，是核电站蒸汽发生器运行维护的重要工作。

1 蒸汽发生器性能退化的表现形式

随着蒸汽发生器运行时间的增加，受运行温度、压力、辐照等多种因素的影响，蒸汽发生器的运行性能和结构特性不可避免地会发生退化、劣化的现象。

运行性能退化主要是由于蒸汽发生器传热管和支撑板之间的缝隙内积垢及泥渣沉积，导致二次侧给水通道堵塞，由此引起蒸汽发生器运行水位不稳定，出现波动[1]，影响蒸汽发生器的正常运行，且为了恢复稳定，必须降功率运行。另外，由于运行过程中蒸汽发生器传热管二次侧表面腐蚀产物不断积聚，不但阻碍了热量传递，降低了蒸汽发生器的换热效率，引起蒸汽发生器蒸汽压力损失，传热性能下降；而且也会增加流动阻力，加剧流动的不稳定性和水位波动。结构特性退化主要是由传热管的退化导致，由于传热管管壁薄、数量多，占据了整个一回路压力边界的很大部分，传热管的完整性对于蒸汽发生器的安全和性能有着至关重要的作用。受运行过程中侵蚀性杂质离子腐蚀和泥渣堆积的影响，特别在传热管与支撑板、管板的缝隙处，一方面侵蚀性杂质离子浓缩加剧传热管腐蚀；另一方面腐蚀产物等泥渣的不断积累，对传热管挤压，造成传热管凹陷，局部机械变形，甚至导致传热管破裂。蒸汽发生器运行性能和结构特性的退化，轻则降低蒸汽发生器的传热效率；重则导致一回路放射性向二次侧扩散。

2 维护蒸汽发生器性能措施

蒸汽发生器的运行性能退化和结构特性退化问题可以通过有效的预防措施来缓解。对于已运行的蒸汽发生器，在设计和结构材料不能更改的条件下，在运行期间，实施严格的水化学管理，减少进入蒸汽发生器的有害杂质，减轻传热管的腐蚀；换料大修停运期间，对蒸汽发生器实施二次侧泥渣冲洗、内部构件状况检查，条件具备时及时实施保养。此外，对蒸汽发生器性能退化程度即结构完整性进行分析和评估也很重要。

2.1 功率运行期间水化学管理

实施严格的水化学管理是保证二回路系统设备，特别是蒸汽发生器可靠性的关键。据调查，18%的核电厂停堆是由于蒸汽发生器传热管泄漏引起的。所以严格控制进入蒸汽发生器的给水水质，就能较好地从源头上控制运行蒸汽发生器传热管的腐蚀破损。

通过二回路合适的pH控制和杂质控制，减少包括蒸汽发生器在内的二回路系统设备受到腐蚀，并减少腐蚀产物进入蒸汽发生器，保持蒸汽发生器内良好的水化学状态，是功率运行期间维持蒸汽发生器运行性能的唯一手段。

2.1.1 高pH值的水质控制

许多资料表明，二回路系统高pH值运行，有利于系统设备内表面形成保护性氧化膜，减少系统设备腐蚀，特别是流动加速腐蚀(FAC)，从而降低二回路系统中的铁浓度和悬浮物浓度。因为pH值的变化影响了金属溶解的动力学和电极过程，从而影响到金属的稳定性[2-3]。

对于设计上二回路采用单纯氨作为pH调节剂的机组，由于氨的气液分配特性，氨容易跑到气相中，相对来说水(液)相系统特别是MSR疏水中的氨浓度低，造成二回路水汽系统水相的pH值低，疏水管道易腐蚀，FAC腐蚀风险高。需优化二回路化学控制策略，选择其他碱化剂(如低挥发性胺)或复合碱化剂替代单纯氨水，以提高二回路汽、水两相区域中水相的pH值。目前，世界上已有约60%核电厂采用低挥发性胺(如乙醇胺)代替氨,作为二回路pH控制剂，运行经验表明,该方法可以降低汽、水两相区域铁含量50%,降低二回路给水铁含量20%～30%。国内某电厂二回路使用乙醇胺替代氨的运行结果也表明[4]，能有效降低二回路系统的铁含量和蒸汽发生器泥渣沉积量。

电站在运行期间，应维持较高但能承受的二回路水汽系统pH值，以尽可能地提高疏水的pH值，降低疏水管道腐蚀，减少腐蚀产物向蒸汽发生器的转移，也降低支撑板流孔堵塞。

2.1.2 严格的杂质控制

电站运行期间，二回路补水、化学添加物、除盐床树脂碎片以及凝汽器海水泄漏等都可能引入有害的杂质离子(如钠离子、氯化物、硫酸盐)，且由于蒸汽发生器运行时一次侧压力高于二次侧，使得传热管外表面具有较高拉应力，并且随主给水进入蒸汽发生器的杂质离子始终具有在缝隙内浓缩的倾向，所以二次侧应力腐蚀开裂(ODSCC)的发生不可避免，降低二回路中的杂质离子浓度，只能延缓而不能避免ODSCC[5]。较高的杂质离子含量在增大对系统腐蚀的同时，加大了过多的腐蚀产物转移至蒸汽发生器二次侧沉积以及杂质离子在蒸汽发生器缝隙处隐藏浓缩，也增大了传热管发生晶间应力腐蚀开裂(IGSCC) 和晶间腐蚀(IGA)的风险。另外，像二氧化硅、钙、镁、铝这类杂质，如果浓度高，更容易在管壁上发生沉积，降低传热管的传热效率，也使沉积泥渣变得坚硬，不易除去；同时，铁、铜及其氧化产物也会加速对二回路系统的腐蚀。

因此，需严格控制蒸汽发生器补给水水质，维持杂质离子含量在尽可能低的水平。

2.1.3 摩尔比控制

受蒸汽发生器二次侧缝隙区域形成侵蚀性化学环境的影响，电厂采用尽可能降低杂质含量的措施并不能完全阻止蒸汽发生器传热管的退化[6]。由于在缝隙内阴阳离子很容易发生浓缩，钠离子、氯化物、硫酸盐等主要阴阳杂质离子有可能达到很高浓度，在缝隙中形成酸性或碱性化学环境而发生局部腐蚀现象。为防止发生此类情况，除最大程度地降低蒸汽发生器二次侧水中的杂质离子浓度、以降低缝隙中的浓度外，就是采用阴阳离子摩尔比管理，以调节蒸汽发生器排污水的水化学特性，使得缝隙区域的溶液pH值维持近中性环境，以减少二次侧晶间腐蚀/应力腐蚀破裂。

对蒸汽发生器二次侧水实施摩尔比管理，以控制限流区如缝隙内的pH值，是国外核电站根据多年运行经验而采用的方法。

2.2 停用期间检查保养维护

经过一个运行周期后，蒸汽发生器内(如传热管、管板、管支撑板处)积聚了不少泥渣，这些物质影响到传热管的传热效率，并对蒸汽发生器传热管造成腐蚀。换料大修期间，需开展蒸汽发生器二次侧泥渣冲洗工作，并在冲洗前，对泥渣在管板、传热管束上的分布以及泥渣对支撑板流孔的堵塞程度进行检查，特别是泥渣在传热管上的分布以及支撑板流孔处的泥渣，由于换料大修冲洗时冲洗不到，不能清除，每次大修需进行跟踪、作趋势分析。条件具备时，需及时对蒸汽发生器进行保养。

2.2.1 二次侧泥渣冲洗

运行期间进入蒸汽发生器的腐蚀产物(俗称“泥渣”)会沉积在管板、管束与支撑板的缝隙中，这些泥渣随着温度和压力变化，会对传热管造成挤压，造成管子凹陷，甚至诱发应力腐蚀。由于刚开始形成的沉积比较疏松，容易清洗除去，时间久后，沉积结垢会变硬，很难除去。因此，趁泥渣疏松时及时清洗，不但成本低，而且也有利于延长蒸汽发生器寿命。目前，国内核电站进行的水力冲洗就是清洗蒸汽发生器管板上疏松沉积物的基本方法，一般每一个燃料循环进行一次泥渣冲洗工作；对于已经硬化、难以除去的沉积物，可采用化学清洗。

2.2.2 传热管在役检查

蒸汽发生器传热管面积占一回路承压边界面积的80%，传热管壁厚约1～1.5 mm，而它却承受着一次侧和二次侧之间较大的温差和压差，以及水力振动、应力和腐蚀，因此传热管也是整个一回路压力边界最容易破裂的地方，故对传热管完整性的检测也成为了核电厂安全可靠运行的重要环节[7-10]。

对蒸汽发生器传热管进行在役检查，通过检查发现可预见性的缺陷，提前采取相应的措施，避免在运行中蒸汽发生器传热管破裂事故的发生。

2.2.3 外来异物检查

外来异物是指不应该在蒸汽发生器二次侧存在的物质，这些物质可能是蒸汽发生器本体某一脱落部件，也可能是运行、维修等原因进入蒸汽发生器的外部物质。外来异物长期留在蒸汽发生器二次侧内部，受机组运行期间水流冲击、振动等因素影响，有可能对传热管等造成磨损或碰撞，从而造成传热管的破损[11]。

发现有外来物，就需对外来物沉积处的传热管、管板有无磨损进行检查，记录检查结果，并在取出前对外来物沉积位置作记录、标记，一方面供以后大修检查比较参考之用；另一方面可以与理论位置作比较，因为小的外来物和泥渣易沉积在蒸汽发生器中流体流速相对较小的区域。另外，需记录外来物的类型、尺寸，以确定外来物的来源，使以后外来物进入的可能最小化。

对于那些取不出的外来物，更需要定位标记，以便在下次换料大修期间进行状态检查，并评估对周围设备材料的影响。

2.2.4 二次侧泥渣及积垢程度检查

二次侧泥渣冲洗后，对于泥渣沉积重的部位要重点进行检查，因为这些部位更容易受到泥渣腐蚀损坏。另外，蒸汽发生器管板上沉积的泥渣以及传热管上的积垢不均匀分布，一次进口侧的管板上面沉积的泥渣一般要比一次出口侧的多，管束上部要比下部积垢多。检查时需照相、标记，供下次检查比较以及作趋势分析之用。

目前，对蒸汽发生器二次侧的检查重点集中在蒸汽发生器管板及传热管上，而对蒸汽发生器各层支撑板的检查较少。随着运行时间的增加，泥渣会在蒸汽发生器传热管支撑板及流孔处积聚，造成流孔堵塞，导致传热管凹陷、腐蚀磨损，甚至泄漏；同时也引起蒸汽发生器水位不稳定，影响到蒸汽发生器的正常运行。传热管涡流检测获得的蒸汽发生器二次侧泥渣分布数据表明[12]，二次侧管板上的泥渣量仅占蒸汽发生器二次侧泥渣总量的不足5%，更多泥渣沉积在流量分配板和支撑板上。

进行支撑板及流孔检查可以了解支撑板表面泥渣沉积以及支撑板流孔堵塞状况，从而了解和掌握支撑板表面清洁度状况及支撑板结构的完整性[13]。

大修期间，支撑板处积聚的泥渣可能冲洗不到，但应尽可能对每一支撑板，特别是流孔处的泥渣进行检查，了解泥渣积聚发展的趋势，以提前对需要采取的清除方法做好准备。

2.2.5 泥渣分析

需对蒸汽发生器内冲洗出来的泥渣进行综合分析，包括泥渣成分、泥渣硬度、泥渣密实(空隙)性等。对泥渣仅进行成分分析是远远不够的，更需要进行泥渣物理结构包括空隙性、硬度、密度等分析，从而了解泥渣的结构特性以及随着运行时间的增加，泥渣成分组成及结构特性的变化趋势。结合泥渣成分组成和物理结构特性趋势变化，可能需要额外检查、优化泥渣冲洗技术，同时这也是优化下一运行周期水化学控制和做好下次换料大修期间蒸汽发生器检查、泥渣冲洗或有必要选择合适冲洗方法的依据。

蒸汽发生器中硬积垢的生成，通常表示蒸汽发生器热力性能的下降以及蒸汽压力的损失等。

2.2.6 设备保养

机组换料大修或其他原因使蒸汽发生器较长时间处于停用状态时，需严格控制氧含量，进行必要的保养，以防止停运期间受到腐蚀。保养方式分湿保养、干保养两种。湿保养就是对蒸汽发生器二次侧充入含高浓度联氨的保养液；而干保养则是对蒸汽发生器二次侧水疏干净、充入氮气，压力保持在0.13 MPa以上，或者用热的干燥空气吹干内部表面，然后隔离。

蒸汽发生器二次侧冲洗完泥渣以后，要及时采用氨-联氨保养液进行保养。另外在机组启动时，根据需要对保养液进行部分或全部换水。

2.3 分散剂的应用

机组运行期间进入蒸汽发生器的腐蚀产物或已在蒸汽发生器内沉积的沉积物，如不能及时排出或清除，会随着运行时间的增加，逐步累积并硬质化，变得更加难以去除，导致传热管凹陷甚至破损。美国电力研究院(Electric Power Research Institute，简称EPRI)对应用二回路分散剂降低蒸汽发生器内的沉积，提高蒸汽发生器性能做了许多研究与试验[14]。

添加二回路分散剂，可以改善沉积物的结构，使坚硬的沉积物变得更加疏松，有利于沉积物的去除，降低蒸汽发生器内沉积物量，提高蒸汽发生器传热管的传热性能以及蒸汽发生器结构的完整性。分散剂的应用，可以在机组启动、运行期间以及停机冲洗保养等各阶段。

2.4 隐藏物释放跟踪

正常运行期间，蒸汽发生器二次侧水中的某些盐类(如氯化钠、硫酸钠等)，因溶解度随着温度的升高而下降，或因局部过热产生局部浓缩，导致此类盐析出，沉积在蒸汽发生器管板、支撑板缝隙泥渣等处，使它们在水中的浓度降低而被隐藏。随着机组功率的变化，这些隐藏的盐类将重新溶解释放出来，使它们在水中的浓度又升高。因此，功率变化后蒸汽发生器二次侧水中的杂质离子浓度有所变化是正常的。但如果隐藏物释放浓度过高，一方面说明正常运行期间蒸汽发生器给水质量控制有待改进；另一方面也说明，蒸汽发生器二次侧可能有比较多或厚的泥渣积累。

通过停堆阶段对蒸汽发生器管板、支撑板和传热管上沉积的杂质离子析出到水中的变化趋势跟踪，可评估蒸汽发生器运行期间二回路系统水化学控制状况、蒸汽发生器内腐蚀性化学环境的形成状况以及蒸汽发生器传热管等的腐蚀风险。

2.5 开展蒸汽发生器结构完整性评估

通过正常运行期间蒸汽发生器相关监测指标以及换料大修期间蒸汽发生器相关检查分析得到的数据，对蒸汽发生器性能和结构退化状况进行分析，并进一步进行蒸汽发生器结构完整性评估。开展蒸汽发生器完整性评估，可以及时发现蒸汽发生器内部设备新的老化降质现象或降质增长率异常变化情况[15]，优化蒸汽发生器内部检查间隔和检查策略；还可以监测蒸汽发生器传热管的服役状态，确保蒸汽发生器所有传热管在下一个检查间隔内满足完整性性能准则；可科学地确定维修准则和策略，为延长蒸汽发生器服役寿命提供依据。

3 结语

为了降低蒸汽发生器内腐蚀产物的沉积结垢、预防蒸汽发生器传热管的腐蚀，需严格做好核电站运行期间二次侧水化学管理以及停用期间蒸汽发生器在役检查、设备保养等工作。关注国内外核电领域的研究成果和运行经验,不断优化和完善蒸汽发生器运行维护方式，重点开展传热管及管支撑板处泥渣沉积分布检查、泥渣结构分析、摩尔比控制、分散剂应用以及蒸汽发生器结构完整性评估等薄弱工作的研究与应用，以维持蒸汽发生器结构完整性和运行性能，提高核电站运行的安全性、经济性。