李潜蛟

（大亚湾核电运营管理有限责任公司化学环保部，广东 深圳 518124）

1 引言

目前，国内核电站均采用还原性全挥发处理（以下简称“AVT（R）”），控制二回路水质，以缓解二回路系统设备材料的腐蚀程度，减少二回路腐蚀产物向蒸汽发生器迁移，从而提高电厂安全运行性能，确保核电机组在设计寿期内，能够稳定高效地运行。而国内在现阶段主要利用世界核营运者协会（以下简称“WANO”）制定的压水堆核电机组化学指标评价二回路水质控制的优劣，即选取几个影响蒸汽发生器性能的关键指标，利用公式，计算出WANO值，WANO值越接近1：0，表明电厂在运行过程中，二回水质控制得越好，二回路系统发生影响设备部件安全性能腐蚀机理的可能性就越小[1]。本文则根据水化学控制与二回路系统设备腐蚀之间的关系，通过大修检查获得的二回路腐蚀产物数据，对运行过程中二回路水化学处理控制效果进行评价。

2 二回路系统腐蚀产物分布

图1 二回路系统流程图

图1为核电站二回路主要系统流程图，二次侧的水经蒸器发生器加热，变成饱和水蒸汽，经高压缸和低压缸做功后，由凝汽器冷凝成液态水，通过凝结水泵进入低压加热器进行预热，再由除氧器除氧加热后，通过给水泵进入高压加热器加热，最后进入蒸器发生器内，重新接受一回路的热量加热变成水蒸汽，重复上述过程。

为确定各主要设备的腐蚀产物分布情况，对各设备进行了目视检查，如图2所示。凝汽器热阱至除氧器设备的内部形貌为红色，且腐蚀产物较多，容易收集，如图2（左）（中）所示。而高压加热器腐蚀产物附着较少，不易收集，且颜色呈浅红色或黑色如图2（右）所示。高压缸至低压缸的转子叶片沉积物均较少，其中汽水分离再热器筒体表面附着的产物为黑色。经检测，二回路凝汽器至蒸汽发生器的主要腐蚀产物为赤铁矿（Fe2O3）和磁铁矿（Fe3O4）。

造成腐蚀产物如此分布的原因，是由于机组运行过程中，水中绝大多数的溶解氧经凝汽器至除氧器之间的设备管线时，被消耗完，而生成金属腐蚀产物，运行数据显示，在机组正常运行情况下，电厂给水末端监测到的氧含量小于7μg/L。另从蒸汽发生器出来的蒸汽携带能力不强，蒸汽所携带盐类及金属腐蚀产物相对较少[2-3]。因此，在凝汽器至除氧器之间设备管道附着的腐蚀产物较多，蒸汽发生器也由于蒸汽携带盐类的能力较少，而出现泥渣沉积现象。

图2 凝汽器热阱内部形貌（左）、除氧器内部形貌（中）和高压加热器（右）

而二回路腐蚀产物多少与水化学工况控制情况有关。根据铁的电位-pH图可知，当水的pH越高，或电位足够低（即氧含量很小时），金属处于免蚀区，即不发生明显的腐蚀，如图3所示。因此，运行过程中，二回路水化学工况控制得越好，则二回路腐蚀产物的量则越小，设备表面的产物附着量则越少。因此，评价核电站在机组运行过程中AVT（R）是否控制得当，可通过大修时，设备表面附着的腐蚀产物量来进行判断。

根据相关报道，并结合核电站二回路腐蚀产物的分布规律，可以用凝汽器中的磁性过滤器、除氧器筒体内部及蒸汽发生器泥渣沉积量作为水质控制优劣的评价依据[4]。现以某核电站为例，对凝汽器磁性过滤器、除氧器筒体及蒸汽发生器的沉积物进行分析评价。

图3 铁的电位-pH平衡图

该核电站采用氨+联氨的AVT（R）控制二回路水质，给水末端控制的氧含量小于1μg/L，pH=9.6～9.9。停机前，通过向二回路加入大量的氨和联氨，以保证二回路pH尽可能接近11.0，停机后及时向二回路各主要开孔设备通压缩空气保证湿度小于40%，对整个二回路设备进行保养，以防止回路发生停用腐蚀。为掌握整个二回路的腐蚀状况，该核电站还编制有指导大修腐蚀检查的规程，规程中规定了凝汽器-磁性过滤器、除氧器等设备沉积物的取样方法。

3 腐蚀产物分析

3.1 凝汽器—磁性过滤器

图4 凝汽器磁性过滤器吸附量与燃料周期关系曲线

凝汽器磁性过滤器位于凝汽器钛管下方，是凝汽器汽侧的重要组成部分，其主要作用是吸附水汽中的铁磁物质。在大修期间，按电厂腐蚀检查规程，对凝汽器磁性过滤器进行取样，并对所取样品进行烘干称重处理。

将当前大修凝汽器磁性过滤器沉积物的重量与历次进行比对，如图4所示。图4中横坐标为机组大修周期，纵坐标为磁性过滤器吸附总量和日均吸附量。图4表明，随着机组的不断运行，磁性过滤器吸附量总量和日均吸附量在整体上呈现不断减少的趋势，经计算，第11次大修的吸附量总量和日均吸附量分别为第2次大修时吸附量的0.35倍和0.26倍，这表明在现行的水化学工况下，二回路腐蚀产物不断减小。

3.2 除氧器沉积物

热力除氧器的主要功能是利用物理方法（道尔顿分压定律和享利定律）对给水进行除氧，同时加热给水。根据电厂腐蚀检查规程规定，对除氧器筒体进行取样，样品经过烘干处理，利用公式，换算成单位面积沉积率，计算出电厂在本次燃料循环周期的单位面积沉积率为3.17g/（m2.y）,根据电厂检查规程规定，轻微沉积＜30g/（m2.y），而本次单位面积沉积率3.17g/（m2.y）＜30 g/（m2.y），因此除氧器在本次燃料周期的沉积程度较轻。

3.3 蒸汽发生器沉积物

蒸汽发生器是核电站的关键设备，其性能好坏直接关系到电厂的安全运行，而蒸汽发生器中泥渣沉积会浓缩二次侧水中的离子浓度，有的甚至达到104倍以上，如氯离子，能增加传热管和其他管段上发生晶间应力腐蚀、点蚀的概率，从而影响蒸汽发生器的使用寿命[4-5]。因此，国内电厂普遍采取水力冲洗的办法，在大修期间，对蒸汽发生器二次侧泥渣进行冲洗，以避免泥渣大量堆积，危及蒸汽发生器安全运行的情况。

利用蒸汽发生器冲洗下来的泥渣，进行烘干处理，得到对应燃料周期的泥渣量，并将该泥渣量与历次大修泥渣冲洗量进行对比，如图5所示。图5表明，单个蒸汽发生器泥渣冲洗量及残渣总量的泥渣量，变化趋势整体平稳，未出现较大的沉积物变化。且日均沉积量也表明，泥渣沉积量较平稳，且有一定的减少趋势。

4 水质控制效果评价

通过综合凝汽器-磁性过滤器、除氧器沉积物及蒸汽发生器泥渣量腐蚀产物的分析，认为该核电站现有状态下二回路腐蚀程度较轻，腐蚀状态控制良好。分析结果表明，核电站目前采用氨+联氨的AVT（R）参数控制范围及运行过程中的控制效果良好，满足现状态下，该核电站的水质运行要求。

图5 某核电站历次大修SG冲洗残渣趋势图

5 结论

在停机大修过程中，利用二回路几个腐蚀产物主要分布的设备，对核电站二回路系统运行过程中腐蚀程度的评估，以此评定电站在运行过程中，采用AVT（R）控制二回路水质效果的方法，很好地结合了大修腐蚀检查数据，更进一步反映了电厂控制水质的实际效果。且大修产生的腐蚀产物评价参数，可为电厂的老化管理评估，提供十分重要的参数，对核电站安全运行具有十分重要的意义。