核電廠蒸汽發生器傳熱管運行維護

張海峰　席前鋒　牟文通　李躍　趙國棟

【摘 要】本文通過對各種可能造成蒸發器傳熱管破損的原因進行分析，討論如何采取相應的防護措施，以盡可能的減少傳熱管破損的事件發生。重點從蒸汽發生器的結構特點、傳熱管材料、水化學等方面分析可能造成破損的原因和形式；從改善水化學特性，進行在役檢查及大修保養三方面采取防護措施，避免壽期內出現傳熱管破損事故。

【關鍵詞】蒸汽發生器；傳熱管；保養；水化學；在役檢查

蒸汽發生器在核電廠中是一個十分重要的裝置。由于在核電廠考慮到要避免放射性泄露和保證堆芯的安全，不能直接使用反應堆的熱量來產生蒸汽，因此，需要一個中間傳熱裝置用于將反應堆的熱量傳遞給二回路給水以產生蒸汽推動汽輪機做功，這個裝置就是蒸汽發生器。蒸汽發生器不僅像火電廠的鍋爐一樣產生蒸汽帶動汽輪機做功，而且是核安全的第二道屏障。蒸汽發生器傳熱管一旦泄露將造成一回路的放射性物質外泄。所以蒸汽發生器的運行維護工作在整個核電站的壽期都很重要，下面就對蒸汽發生器壽期內的運行維護進行討論。

1 蒸汽發生器的功用及傳熱管破裂的危害

首先，表現在電廠效益上，傳熱管破損后必需停機停堆進行處理，在一定時間內不能發電，會造成經濟損失。其次，會造成放射性污染，因為蒸汽發生器傳熱管及管板是一回路壓力邊界，能量通過蒸發器傳給二回路給水，若是傳熱管破損，相當于第二、三道屏障同時失去，一回路帶有放射性的液體就毫無阻礙地進入汽輪機和冷凝器，從而造成這些設備放射性污染。如果不及時終止泄漏，一回路的高壓冷卻劑還有可能使蒸汽發生器安全閥打開，最終通過大氣旁排系統排放，擴散到大氣，對周邊環境造成放射性污染。

2 造成傳熱管破損的原因分析

造成傳熱管破損的一般原因主要有三點：蒸發器結構本體上的原因，一、二回路水化學問題和設備制造過程未消除預應力及選取材料的抗腐蝕性能低。具體如下：

2.1 一次側水應力腐蝕開裂

在U形小彎頭區，由于彎管過程中留下過大的殘余應力還有在脹管過渡區由于脹管時的機械應力未消除，在運行時，受一回路高溫高壓的影響，在溫度較高的內壁出現裂紋。

2.2 二次側晶間應力腐蝕和晶間腐蝕

現在蒸汽發生器二次側水中的雜質濃度已降低到很低水平，但由于蒸發器自身的結構特點和采取自然循環的方式，水被加熱成為蒸汽離開蒸發器，在滯流區、雜質堆積處和縫隙處，不揮發性的雜質會濃縮104～105倍，這樣水中的雜質離子就留在了蒸發器內，就造成蒸發器內離子濃度增高，甚至有些地方因水份蒸發而析出，積沉在管板上或傳熱管與支撐板的縫隙里。還有一些難溶性微粒，如Mg2+、Ca2+離子，本身溶解度就非常低容易析出附著在傳熱管表面上。在這些區域因腐蝕性物質的積累造成二次側晶間應力腐蝕和晶間腐蝕。這些離子可能是給水帶進SG的，也可能是運行前就留在SG內的。

2.3 防振條對管子的微振磨損和松動件對管子的磨損

傳熱管在防振條或支撐板的接觸處產生不允許的磨損，管壁會出嚴重的減薄現象。如果U形彎頭區的防振條離支撐點距離過遠或者管子與防振條之間的間隙太大，都會在U形彎頭區出現微振磨損。引起微振磨損的主要原因是流體流動時管子產生的振動，流體的橫流或順流都會引起管子的振動，并與防振條的距離、剛度、與管子間的間隙等有關。

2.4 耗蝕和均勻腐蝕

所謂耗蝕，即是指傳熱管管壁發生減薄的現象。這是由于可溶性酸性磷酸鹽在局部高度濃縮而對管子產生均勻腐蝕。耗蝕多發生于蒸汽發生器以下幾個部位：

一是，管板上方的管子根部，特別是泥渣堆積區附近容易發生耗蝕；

二是，穿過支撐板的那部分管子表面；

三是，管束的彎頭部位。

3 在蒸汽發生器使用壽期內避免傳熱管破裂應采取的防護措施

秦山二期的蒸汽發生器在結構設計和取材上吸取以往的經驗，通過對蒸汽發生器傳熱管本體抗腐蝕性能的提高，從而在SG結構特點和傳熱管選材及制造過程中的預應力這兩方面降低了發生腐蝕破裂的可能。所以在發電廠的整個運行壽期內應以考慮控制一、二回路的水化學特性為主，還要做好預防性的檢查和維護，從而減少和避免傳熱管破裂的事故的發生。最后在機組大修時，為避免蒸汽發生器傳熱管與空氣直接接觸還必須進行保養。

3.1 水化學控制

在蒸汽發生器中，由于蒸發以及高溫使雜質濃縮，因此設計上增加了蒸汽發生器排污系統，排污系統將排污水過濾除鹽后重新排入凝汽器進行循環利用。通過連續排污雖然可降低雜質濃度，但排污率只有42T/H，作用有限。因此，二回路水化學控制要比較嚴格，具體可分為：

3.1.1 對二回路水質處理進行處理

為了防止殘渣的生成，二回路水主要向水汽回路加入揮發性堿性物質：氨水和聯氨，即采用全揮發處理。

氨水是揮發性堿，它既可以調節pH值，減少回路的腐蝕，又避免產生雜質在蒸汽發生器水中濃縮。核電二期凝汽器是采用鈦冷卻管，適當提高給水pH可以減少腐蝕和減少回路中Fe3O4/Fe2O3的產生，pH一般控制在9.3～9.7（25℃）。聯氨作為還原劑，它一方面使Fe和Cu處在非氧化態（Fe3O4，CuO），另一方面，是物理除氣（凝汽器的真空除氧和除氧器的熱力除氧）的補充，除去回路中少量殘余氧氣。

3.1.2 對二回路的化學進行監測

二回路的化學監測必須要連續監測，以便能隨時發現異常現象，同時要求測量靈敏，能判斷出細微的污染引起的數值變化。為了減少化驗人員的工作和手動取樣的頻率以及能及時發現污染，秦山二期主要依賴于化學在線儀表。

機組大修啟動時，有些參數需要手動取樣，比如，二回路打大循環凈化時需要取樣測量鐵離子含量。

3.1.3 必須遵守二回路化學規范：

對于無銅—氨處理，正常運行時蒸汽發生器給水必須保證pH（25℃）9.1以上，排污水必須保證pH≥8.9（25℃）。

對于氧含量的控制要求給水氧含量小于0.005ppm，當功率大于40%FP，抽取的凝結水氧含量小于0.010ppm，當功率小于40%FP，抽取的凝結水氧含量小于0.020ppm，任意一個數值超標，必須查明原因，并避免吸入空氣。

蒸汽發生器必須控制Na離子含量，蒸汽發生器排污水的Na—陽離子電導率要求控制在圖1范圍內：

3.2 傳熱管在役檢查

對于蒸汽發生器傳熱管無論如何控制水質，不腐蝕都是相對的，腐蝕是絕對的，只是時間快慢和程度的問題。所以除了水化學處理外，還要對蒸汽發生器傳熱管進行在役檢查，通過發現前期的可預見性的缺陷，提前采取相應的措施，避免在運行中蒸汽發生器傳熱管破裂的事故的發生。

SG傳熱管在役檢查一般在換料大修期間時執行。在役檢查的結果一般以役前檢查的數據做為對比基準，監督蒸汽發生器傳熱管缺陷在運行中的擴展。檢查的方法一般都采用渦流檢查，通過遙控機械手將探頭插入傳熱管內進行無損檢查。其原理是將交流電送入探頭的細線圈內使其產生磁場，使環繞它的傳熱管壁產生電磁流，從而影響線圈返回的交流信號。當探頭經過傳熱管有缺陷的區域時，如有耗蝕或者點蝕，根據線圈返回信號的變化，可以判別破損的類型及程度。

當傳熱管外徑缺陷超過壁厚的40%即認為傳熱管不可用，所以當出現這種情況和已出現破口就要采取措施。一般有兩種方法：一是，堵管，堵管是非常成熟的方法，但是它只允許有20%以下的堵管率，否則應降低額定功率；二是，襯管，襯管采用焊接或機械脹管為傳熱管增加一個金屬襯管。它的優點是保持了蒸汽發生器傳熱面，不會降低效率，缺點是費用高，只能襯一層，而且襯管的接頭可能先開始腐蝕。

必要時可以對蒸汽發生器進行機械清洗和化學清洗。

3.3 蒸汽發生器保養

在蒸汽發生器停用期間，必須嚴格限制它的含氧量，以防止局部腐蝕。所以必須對蒸汽發生器進行保養，其分為濕保養和干保養，其中濕保養是向蒸汽發生器充注經化學處理的除氧水（溶解氧含量小于0.1ppm）和將系統置于氮氣保護下。而干保養是將蒸汽發生器水疏凈后將蒸汽發生器的空氣抽凈，然后使設備處于氮氣保護下。

4 結語

以上結合秦山二期的實際對有可能造成SG傳熱管破損的原因進行分析和討論如何采取相應的防護措施來加以避免。保證機組的正常運行，提高生產效率。所以不管怎樣，無論采取任何措施都是為了減少和避免SG傳熱管破損的發生，使電廠能順利正常的運行，產生最大的經濟效。

[責任編輯：王楠]