核电厂蒸汽发生器传热管运行维护

张海峰　席前锋　牟文通　李跃　赵国栋

【摘 要】本文通过对各种可能造成蒸发器传热管破损的原因进行分析，讨论如何采取相应的防护措施，以尽可能的减少传热管破损的事件发生。重点从蒸汽发生器的结构特点、传热管材料、水化学等方面分析可能造成破损的原因和形式；从改善水化学特性，进行在役检查及大修保养三方面采取防护措施，避免寿期内出现传热管破损事故。

【关键词】蒸汽发生器；传热管；保养；水化学；在役检查

蒸汽发生器在核电厂中是一个十分重要的装置。由于在核电厂考虑到要避免放射性泄露和保证堆芯的安全，不能直接使用反应堆的热量来产生蒸汽，因此，需要一个中间传热装置用于将反应堆的热量传递给二回路给水以产生蒸汽推动汽轮机做功，这个装置就是蒸汽发生器。蒸汽发生器不仅像火电厂的锅炉一样产生蒸汽带动汽轮机做功，而且是核安全的第二道屏障。蒸汽发生器传热管一旦泄露将造成一回路的放射性物质外泄。所以蒸汽发生器的运行维护工作在整个核电站的寿期都很重要，下面就对蒸汽发生器寿期内的运行维护进行讨论。

1 蒸汽发生器的功用及传热管破裂的危害

首先，表现在电厂效益上，传热管破损后必需停机停堆进行处理，在一定时间内不能发电，会造成经济损失。其次，会造成放射性污染，因为蒸汽发生器传热管及管板是一回路压力边界，能量通过蒸发器传给二回路给水，若是传热管破损，相当于第二、三道屏障同时失去，一回路带有放射性的液体就毫无阻碍地进入汽轮机和冷凝器，从而造成这些设备放射性污染。如果不及时终止泄漏，一回路的高压冷却剂还有可能使蒸汽发生器安全阀打开，最终通过大气旁排系统排放，扩散到大气，对周边环境造成放射性污染。

2 造成传热管破损的原因分析

造成传热管破损的一般原因主要有三点：蒸发器结构本体上的原因，一、二回路水化学问题和设备制造过程未消除预应力及选取材料的抗腐蚀性能低。具体如下：

2.1 一次侧水应力腐蚀开裂

在U形小弯头区，由于弯管过程中留下过大的残余应力还有在胀管过渡区由于胀管时的机械应力未消除，在运行时，受一回路高温高压的影响，在温度较高的内壁出现裂纹。

2.2 二次侧晶间应力腐蚀和晶间腐蚀

现在蒸汽发生器二次侧水中的杂质浓度已降低到很低水平，但由于蒸发器自身的结构特点和采取自然循环的方式，水被加热成为蒸汽离开蒸发器，在滞流区、杂质堆积处和缝隙处，不挥发性的杂质会浓缩104～105倍，这样水中的杂质离子就留在了蒸发器内，就造成蒸发器内离子浓度增高，甚至有些地方因水份蒸发而析出，积沉在管板上或传热管与支撑板的缝隙里。还有一些难溶性微粒，如Mg2+、Ca2+离子，本身溶解度就非常低容易析出附着在传热管表面上。在这些区域因腐蚀性物质的积累造成二次侧晶间应力腐蚀和晶间腐蚀。这些离子可能是给水带进SG的，也可能是运行前就留在SG内的。

2.3 防振条对管子的微振磨损和松动件对管子的磨损

传热管在防振条或支撑板的接触处产生不允许的磨损，管壁会出严重的减薄现象。如果U形弯头区的防振条离支撑点距离过远或者管子与防振条之间的间隙太大，都会在U形弯头区出现微振磨损。引起微振磨损的主要原因是流体流动时管子产生的振动，流体的横流或顺流都会引起管子的振动，并与防振条的距离、刚度、与管子间的间隙等有关。

2.4 耗蚀和均匀腐蚀

所谓耗蚀，即是指传热管管壁发生减薄的现象。这是由于可溶性酸性磷酸盐在局部高度浓缩而对管子产生均匀腐蚀。耗蚀多发生于蒸汽发生器以下几个部位：

一是，管板上方的管子根部，特别是泥渣堆积区附近容易发生耗蚀；

二是，穿过支撑板的那部分管子表面；

三是，管束的弯头部位。

3 在蒸汽发生器使用寿期内避免传热管破裂应采取的防护措施

秦山二期的蒸汽发生器在结构设计和取材上吸取以往的经验，通过对蒸汽发生器传热管本体抗腐蚀性能的提高，从而在SG结构特点和传热管选材及制造过程中的预应力这两方面降低了发生腐蚀破裂的可能。所以在发电厂的整个运行寿期内应以考虑控制一、二回路的水化学特性为主，还要做好预防性的检查和维护，从而减少和避免传热管破裂的事故的发生。最后在机组大修时，为避免蒸汽发生器传热管与空气直接接触还必须进行保养。

3.1 水化学控制

在蒸汽发生器中，由于蒸发以及高温使杂质浓缩，因此设计上增加了蒸汽发生器排污系统，排污系统将排污水过滤除盐后重新排入凝汽器进行循环利用。通过连续排污虽然可降低杂质浓度，但排污率只有42T/H，作用有限。因此，二回路水化学控制要比较严格，具体可分为：

3.1.1 对二回路水质处理进行处理

为了防止残渣的生成，二回路水主要向水汽回路加入挥发性碱性物质：氨水和联氨，即采用全挥发处理。

氨水是挥发性碱，它既可以调节pH值，减少回路的腐蚀，又避免产生杂质在蒸汽发生器水中浓缩。核电二期凝汽器是采用钛冷却管，适当提高给水pH可以减少腐蚀和减少回路中Fe3O4/Fe2O3的产生，pH一般控制在9.3～9.7（25℃）。联氨作为还原剂，它一方面使Fe和Cu处在非氧化态（Fe3O4，CuO），另一方面，是物理除气（凝汽器的真空除氧和除氧器的热力除氧）的补充，除去回路中少量残余氧气。

3.1.2 对二回路的化学进行监测

二回路的化学监测必须要连续监测，以便能随时发现异常现象，同时要求测量灵敏，能判断出细微的污染引起的数值变化。为了减少化验人员的工作和手动取样的频率以及能及时发现污染，秦山二期主要依赖于化学在线仪表。

机组大修启动时，有些参数需要手动取样，比如，二回路打大循环净化时需要取样测量铁离子含量。

3.1.3 必须遵守二回路化学规范：

对于无铜—氨处理，正常运行时蒸汽发生器给水必须保证pH（25℃）9.1以上，排污水必须保证pH≥8.9（25℃）。

对于氧含量的控制要求给水氧含量小于0.005ppm，当功率大于40%FP，抽取的凝结水氧含量小于0.010ppm，当功率小于40%FP，抽取的凝结水氧含量小于0.020ppm，任意一个数值超标，必须查明原因，并避免吸入空气。

蒸汽发生器必须控制Na离子含量，蒸汽发生器排污水的Na—阳离子电导率要求控制在图1范围内：

3.2 传热管在役检查

对于蒸汽发生器传热管无论如何控制水质，不腐蚀都是相对的，腐蚀是绝对的，只是时间快慢和程度的问题。所以除了水化学处理外，还要对蒸汽发生器传热管进行在役检查，通过发现前期的可预见性的缺陷，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的事故的发生。

SG传热管在役检查一般在换料大修期间时执行。在役检查的结果一般以役前检查的数据做为对比基准，监督蒸汽发生器传热管缺陷在运行中的扩展。检查的方法一般都采用涡流检查，通过遥控机械手将探头插入传热管内进行无损检查。其原理是将交流电送入探头的细线圈内使其产生磁场，使环绕它的传热管壁产生电磁流，从而影响线圈返回的交流信号。当探头经过传热管有缺陷的区域时，如有耗蚀或者点蚀，根据线圈返回信号的变化，可以判别破损的类型及程度。

当传热管外径缺陷超过壁厚的40%即认为传热管不可用，所以当出现这种情况和已出现破口就要采取措施。一般有两种方法：一是，堵管，堵管是非常成熟的方法，但是它只允许有20%以下的堵管率，否则应降低额定功率；二是，衬管，衬管采用焊接或机械胀管为传热管增加一个金属衬管。它的优点是保持了蒸汽发生器传热面，不会降低效率，缺点是费用高，只能衬一层，而且衬管的接头可能先开始腐蚀。

必要时可以对蒸汽发生器进行机械清洗和化学清洗。

3.3 蒸汽发生器保养

在蒸汽发生器停用期间，必须严格限制它的含氧量，以防止局部腐蚀。所以必须对蒸汽发生器进行保养，其分为湿保养和干保养，其中湿保养是向蒸汽发生器充注经化学处理的除氧水（溶解氧含量小于0.1ppm）和将系统置于氮气保护下。而干保养是将蒸汽发生器水疏净后将蒸汽发生器的空气抽净，然后使设备处于氮气保护下。

4 结语

以上结合秦山二期的实际对有可能造成SG传热管破损的原因进行分析和讨论如何采取相应的防护措施来加以避免。保证机组的正常运行，提高生产效率。所以不管怎样，无论采取任何措施都是为了减少和避免SG传热管破损的发生，使电厂能顺利正常的运行，产生最大的经济效。

[责任编辑：王楠]