CPR1000机组蒸汽发生器腐蚀产物沉积预测和治理.pdf

能源研究与管理2023,15(2)能源研究与管理2023,15(2)收稿日期：2023-01-06基金项目：中广核集团首席专家科研专项资助项目（R-2021SZME05TF）第一作者：陈杰（1968），男，正高级工程师，本科，主要研究方向为核电站重大关键设备管理。E-mail：*通信作者院赵清森（1980），男，正高级工程师，博士，主要研究方向为核电站重大关键设备性能评估。E-mail：引用格式：陈杰,刘勇,赵清森,等.CPR1000机组蒸汽发生器腐蚀产物沉积预测和治理J.能源研究与管理,2023,15(2):160-166.摘要：蒸汽发生器传热管二次侧腐蚀产物沉积到一定程度，将引起材料腐蚀、运行水位震荡和传热性能降低等方面的问题。基于统计数据和行业经验，结合不同腐蚀产物治理措施的应用效果，建立了某CRP1000机组55/19B蒸汽发生器60 a寿命周期内沉积物厚度和热力性能的预测模型。结果表明：运行60 a后蒸汽发生器二次侧沉积物厚度将达到95滋m，二次侧蒸汽压力将降低460 kPa。如不进行及时治理，将影响机组发电量。软化学清洗ASCA初次应用后，污垢热阻降低约4.54伊106m2益/W，对应主蒸汽压力升高约60 kPa；硬化学清洗SGCC应用后，污垢热阻值恢复到商运之初的清洁状态值。该模型可为我国CRP1000机组蒸汽发生器安全经济运行评估提供一定指导作用。关键词：蒸汽发生器；腐蚀产物厚度；热力性能；化学清洗中图分类号：TK284.7文献标志码：A文章编号：20967705（2023）02016007CHEN Jie1,LIU Yong2,ZHAO Qingsen2,*,XIA Peng1,PENG Weidi2,TIAN Fujun1,YANG Jie2（1.China Nuclear Power Operation Co.,Ltd.,Shenzhen 518000,Guangdong,China;2.Suzhou Nuclear Power Institute Co.,Ltd.,Suzhou 215004,Jiangsu,China）The corrosion products of CPR1000 units secondary circuit are deposited on the secondary side of steam generator(SG)tubes,which will cause safety and economic problems such as corrosion,water level oscillation and thermal performancedegradation.Based on the historical statistical data and industry experience of CPR1000 units,combined with the applicationeffect of different deposit treatment measures,a prediction model for deposit thickness and thermal performance of CPR1000unit steam generator within the 60-year life cycle is established.The results show that deposit thickness on the steamgenerator secondary side will reach 95 mm after 60 years of operation,and the steam pressure on secondary side will bereduced by 460 kPa.After the first application of ASCA(advanced scale conditioning agent),the thermal resistance decreasedDOI：10.16056/j.2096-7705.2023.02.024CPR1000机组蒸汽发生器腐蚀产物沉积预测和治理陈杰1，刘勇2，赵清森2,*，夏朋1，彭伟頔2，田付军1，杨杰2（1.中广核核电运营有限公司，广东深圳518000；2.苏州热工研究院有限公司，江苏苏州215004）节能技术160窑窑能源研究与管理2023,15(2)能源研究与管理2023,15(2)引言蒸汽发生器（steam generator，SG）是连接核电站一回路和二回路系统的压力边界，承担着屏蔽一回路系统放射性物质进入二回路系统的重任。其正常运行时将反应堆产生的热量带出，推动汽轮机做功；停堆和事故工况时，将快速导出反应堆的衰变热，使得反应堆安全停堆。作为核电厂第二道屏障，是一回路系统中最大和最薄弱的压力边界，同时也是一个矛盾的综合体。作为换热设备，希望SG传热管尽可能薄，以提高传热性能；同时作为核安全设备，希望其设计安全裕度尽可能大。SG设计必须在性能、安全和使用的便利性上寻求最大的平衡1-2。我国多台CRP1000机组商运后出现了蒸汽发生器二次侧腐蚀产物沉积导致主蒸汽压力缓慢降低的现象，在首循环蒸汽压力降低100150 kPa3，部分机组的主蒸汽压力降低已影响到汽轮机出力，造成核电站严重经济损失。邵会福等4介绍了新建CRP1000机组168 h示范运行期间SG裕度试验方法。柴伟东等5搭建SG热力性能计算模型，指出蒸汽发生器二次侧腐蚀产物沉积导致的污垢热阻增加使得主蒸汽压力下降，也是SG裕度试验不合格的原因。赵清森等3对SG和汽轮机匹配性进行研究，指出汽轮机主蒸汽调节阀的匹配性也是其中关键一环。众多研究者们对核电站商运初期的SG裕度试验开展了多角度研究，但对于核电站60 a寿命周期内SG传热管二次侧腐蚀产物累计及热力性能预测，尤其是化学清洗等治理措施对SG热力性能的影响预测，尚未见报道。本文根据CPR1000机组SG统计数据和行业经验，建立了某CRP1000机组55/19B蒸汽发生器沉积物厚度和热力性能的评估和预测模型，并对核电站60 a寿命周期内变化规律进行分析。1蒸汽发生器性能设计基准早期西屋公司设计的SG污垢裕度比较大，达到(3.525.28)伊105m2益/W，约等效于主蒸汽压力裕度500800 kPa。20世纪7080年代，蒸汽发生器供应商将污垢裕度降低至(8.817.6)伊106m2益/W，此时仅约等效于蒸汽压力裕度130260 kPa。中国广核集团的M310和CPR1000机组均配置了55/19B型蒸汽发生器，其污垢热阻裕度8.8伊106m2益/W是由美制单位50 uhft2Btu1转换得来，也是较小的。20世纪8090年代，随着SG裕度的降低，行业内陆续关注到了SG出口主蒸汽压力降低的情况，通常主蒸汽压力降低70210 kPa，有的核电厂甚至降低了340 kPa6。CRP1000机组商运后首循环降低了100150 kPa3。我国3种主要类型SG设计污垢因子如图1所示。图1中纵坐标设计污垢因子01.76为低裕度区，1.763.52为中等裕度区，3.535.28为高裕度区；横坐标运行污垢因子1.760.50为增强换热到少量积污，0.52.0为中等积污，2.005.28为大量积污。由图可知，法国FRAMATOME公司设计的55/19B型污垢系数小于美国Westinghouse公司设计的60F型和驻125型。当设计污垢因子和运行期间实时污垢因子相等时，SG的设计污垢裕量被消耗完毕，此时对应汽轮机调节阀将全开。当主蒸汽压力降低幅值小于设计压力裕度时，主蒸汽压力降低，对机组出力影响较小，即卡诺循环效率降低带来的损失，通过降低阀门节流损失得到了弥补。一旦蒸汽压力降低幅值过大，汽轮机主调节阀全开后（VWO），蒸汽压力降低的损失将给机组带来较大的影响。主蒸汽压力和电功率的关系曲线如图2所示。by about 4.54伊106m2益/W,the corresponding steam pressure increases by 60 kPa.After the application of SGCC(steamgenerator chemical clean),the thermal resistance returns to the clean state value at the beginning of commercial operation.This model provides guidance for safe and economic operation of CPR1000 steam generators in China.steam generator;deposit thickness;thermal performance;chemical cleaning图 1蒸汽发生器裕量、污垢和发电能力的关系Fig.1Relationship between SG margin,fouling and powergeneration capacity1.76运行中污垢因子/(10原5m2窑 益 窑 W原1)5.2801.763.525.2801.763.52节能技术161窑窑能源研究与管理2023,15(2)能源研究与管理2023,15(2)以某CPR1000核电机组为例，当主蒸汽压力在高于汽轮机阈点压力为6 237.1 kPa时，蒸汽压力变化是100 kPa，机组电功率变化约0.1 MW；当主蒸汽压力低于阈点压力后，蒸汽压力变化100 kPa，机组电功率变化约17 MW；可见主蒸汽压力低于阈值点后，将对机组经济性造成重大影响。值得注意的是，此时电功率的大幅变化不是机组热效率降低引起的，而是调节阀全开后，限制了机组反应堆功率不能满发导致的。从设计污垢因子看，55/19B和60F处于低裕度区，驻125处于中等裕度区。某CPR1000核电站机组经过调试进入商业运行时5，污垢因子已达到6.9伊106m2益/W，SG在调试阶段已存在一定积污。AB1机组运行期间主蒸汽压力和汽轮机调节阀开度趋势如图3所示。主蒸汽压力逐渐降低，对应汽轮机主蒸汽调节阀开度逐渐增加。1个循环运行后，调节阀开度为64%，已到达汽轮机调节阀线性调节临界点。机组商运初期主蒸汽压力、调节阀开度对比见图 2主蒸汽压力和机组功率修正曲线Fig.2Correction curve of main steam pressure and unit power主蒸汽压力/(103kPa)5001040302010606.56.46.36.26.16.05.95.86.66.7机组运行情况反应堆热功率/MW电功率/MWSG出口蒸汽压力/MPa(a)污垢因子/(m2益W1)调节级压力/MPa(a)调节阀开度/%主蒸汽流量/(kgs1)CPR10002 9051 086.06.718.80E-066.07650.001 613.40商运初期2 8781 088.76.856.91E-066.19054.401 600.88首循环后2 8901 079.06.721.39E-056.21063.231 616.78表 1CRP1000 机组运行首循环后热力参数对比Table 1Comparison of thermal parameters after the first cycle of CRP1000 unit operation表1。机组商运之初SG虽然存在6.9伊106m2益/W的污垢，主蒸汽压力仍大于设计保证值0.14 MPa。主蒸汽调节阀开度为54.4%，大于设计值50%。首循环后SG污垢因子已消耗完毕，但主蒸汽调节阀图 3主蒸汽压力和主蒸汽调节阀开度变化趋势Fig.3Trends of steam pressure and main steam control valve opening日期节能技术162窑窑能源研究与管理2023,15(2)能源研究与管理2023,15(2)命末期，蒸汽压力降低约170 kPa，此时机组仍要求能够满功率运行，且不出现主蒸汽调节阀晃动问题。该设计的实现，与调节阀流量特性密切相关。AB1机组和AN1机组主蒸汽调节阀流量特性曲线如图4所示，由图可知，华龙堆型的AN1机组流量调节特性相比CPR1000类型的AB1机组，在整个流量调节范围内，曲线斜率明显变缓，更有利于机组流量控制。SG设计的寿命初期裕度决定了机组商运之初的热力性能，是核电站热力性能监督的基准。值得注意的是，华龙机组寿命初期SG裕度稍低于CRP1000机组，在机组调试和商运过程中，需加强对其二回路裕度消耗情况的监督，如关注日常运行期间二回路腐蚀产物沉积，以及大修期间二回路保养等，或者采用高级胺替代现有pH值控制剂7。此外，也要关注满功率条件下主蒸汽调节阀设计开度与实际开度符合性。主蒸汽调节阀全开后，应及时考虑各种清洗等措施对SG脏污情况进行治理8-9。2腐蚀产物富集的预测通常SG的裕度是基于设计的考虑，决定了机组商运初期的热力性能。SG实际热力性能状况，尤其是随着运行时间变化规律，则主要与SG二次侧不断富集的腐蚀产物相关6。腐蚀产物对污垢因子的影响，主要取决于二回路给水中铁含量和沉积物的性质10，其中包括化学成份、孔隙率、密度和外层增强效果等。2.1腐蚀产物厚度预测建立腐蚀产物污垢热阻预测模型，首先需要获得沉积物厚度与服役时间的函数。沉积物的厚度依次取决于二回路给水铁的预期进入速率、沉积物组成成份和孔隙率。在20世纪7080年代，压水堆核电机组稳态运行中二回路给水铁含量通常为10滋g/kg，甚至更高。在20世纪90年代和21世纪初，行业内共同努力减少SG内腐蚀产品的积累，给水中含量低于开度并没有达到100%。单纯讨论SG的裕度，尚不完全准确，需要结合汽轮机主蒸汽调节阀性能进行综合评价。提出核电机组蒸汽压力裕度公式如式(1)所示。=试验VWO(1)式中：为核电机组蒸汽压力裕度，kPa；试验为机组裕度试验期间SG出口主蒸汽压力，kPa；WO为主蒸汽调节阀阀门全开工况时SG出口蒸汽压力，kPa。该核电机组商运后SG裕度为210 kPa，与SG设计污垢热阻对应的蒸汽压力值130 kPa不符。公式(1)更能反映核电机组整体实际运行状况，在压水堆核电机组SG裕度匹配设计中可以借鉴此方法。某华龙机组AN1设计中，对汽轮机和SG的裕度匹配采用分阶段考虑的方法。寿命初期，热工条件下考虑3.52伊106m2益/W污垢热阻，此时0堵管，汽轮机按照此接口压力进行设计，数据参数如表2所示。60 a寿命末期，考虑污垢8.8伊106m2益/W，此时再叠加10%堵管，蒸汽压力降低为6.65 MPa(a)，主蒸汽调节阀开度增加到52.5%，设计上仍在调节特性线性调节范围内。华龙机组AN1寿命初期考虑污垢系数为3.52伊106m2益/W，对应的主蒸汽压力裕度约50 kPa，远低于SG磨合期特性所导致的压降160 kPa3。在寿机组SG出口蒸汽压力/MPa(a)核岛与常规岛分界面压力/MPa(a)主蒸汽压力/MPa(a)调节级压力/MPa(a)调节阀开度/%主蒸汽流量/(kgs1)CPR10006.716.6306.430 06.07650.01 613.4华龙一号(寿命初期)6.826.7586.478 06.15446.21 783.2华龙一号(寿命末期)6.656.398 36.15552.51 781.1表 2CRP1000 机组与华龙机组接口参数对比Table 2Comparison of interface parameters between CPR1000 and Hualong units图 4AB1 机组和 AN1 机组主蒸汽调节阀流量特性曲线Fig.4flow characteristic curve of main steam control valve ofAB1 unit and AN1 unit20流量/%100406080100080604020节能技术163窑窑能源研究与管理2023,15(2)能源研究与管理2023,15(2)3滋g/kg是较为典型的，在许多情况下已经达到了低于1滋g/kg的水平。鉴于我国PWR机组表现出的稳定状态的铁含量范围，结合国内外经验，未来燃料循环中满功率条件下的给水铁含量按照2滋g/kg进行估算11。在所有情况下，假设过去周期循环中，稳态运行期间的平均给水铁含量约为3滋g/kg。来自核电站二回路的腐蚀产物，随着给水输送到SG二次侧。在SG内部将保持悬浮状态或者逐渐沉积，也可以通过排污系统去除。排污系统的排污效率通常较低，绝大多数腐蚀产物将会不断地累积在传热管、支撑板和管板上。尽管各核电站之间的差异可能很大，但SG内沉积物分布大致为：管束，包含支撑板占75%，管板占10%，排污占15%10。运输到SG中的腐蚀产物中有很大一部分来自机组大修后重新启动的过程。考虑到这一经验，在预测未来沉积厚度以及相应的传热热阻趋势时，需要假设这部分沉积物增加的质量。基于行业内的经验，假设机组一次启动中额外运输12%的腐蚀产物到SG中12。通常核电站SG传热管的积垢组成假设为95%的Fe3O4、1%的金属铜、1%的镍铁氧体和3%的其他成份。这种成份被认为是典型无铜的压水堆核电站的情况10。沉积物孔隙度遵循一个典型演化过程，商运初期约为30%，运行10年后则减少为约20%，由于持续的致密化，孔隙度在多年后将下降到约4%13。根据上述假设，对某CRP1000核电机组60 a服役期间SG管束上沉积物厚度进行计算，预测结果如图5所示。点实线为机组正常运行下的典型趋势。随运行时间的增加，腐蚀产物厚度线性增加。运行60 a后，该SG管束二次侧沉积物质量达2 466 kg，平均厚度约95滋m。由软化学清洗（adv-anced scaleconditioning agent，ASCA）趋势线可知，每次应用ASCA后都能将SG内累计的部分沉积物清洗出来，多次应用后，能将SG传热管表面沉积物逐渐全部清除10。硬化学清洗（steam generatorchemical clean，SGCC）能一次性将SG中沉积物全部清除，SG内沉积物恢复至商运初期状况10,14，应用后的沉积物状况如图中的SGCC趋势线所示。2.2腐蚀产物热阻预测沉积物热导率通常采用Maxwell模型计算15如式(2)所示，不同厚度下的沉积物传热热阻计算模型如式(3)所示。f=mg1+3着f/(v+2mg)/(vmg)着f(2)驻ff/f(3)式中：f为沉积物热导率，W/(m益)；mg为Fe3O4热导率，W/(m益)；v为饱和蒸汽热导率，W/(m益)；着f为沉积物孔隙率，无量纲；f为沉积物厚度，m。如果采用ASCA的应用策略（每4次大修间隔应用），每次从SG中将清洗出约317.5 kg的沉积物。基于行业经验，包括日本、韩国和美国的机组的应用16。软化学清洗应用后，短期来说对传热有明显的增强6,16，多次应用情况下，热阻仍能进一步降低，热阻最终将恢复至商运初期清洁状态（热阻变化为0）。典型的全管束SGCC应用后（可在机组运行30a后考虑使用），机组性能回到商运之初的清洁状态值（热阻变化为0）；接下来的循环内热阻显著增加6,16；在后续的几年运行过程中，由于薄的、传热增强沉积层的形成，传热热阻大幅迅速下降，甚至比清洁状态的热阻值更低。然后再以未去除沉积物时相似的速率增加。初始增加和随后减少的幅度主要基于核电站的实际运行状况6。根据上述行业经验，结合CRP1000某机组60 a服役期间SG二次侧管束厚度趋势，建立3种管束积垢管理策略不去除（典型趋势）、每4个循环周期性ACSA应用和服役30 a后应用硬化学清洗的沉积物污垢热阻和蒸汽压力的计算模型，60 a寿命周期内污垢热阻和蒸汽压力趋势如图6和图7所示。图 5SG 管束二次侧沉积物厚度趋势Fig.5Deposits thickness trends of secondary side ofSG tube bundles20燃料循环次数4060801000602010504030图 6SG 管束二次侧沉积物热阻趋势Fig.6Thermal resistance trends of deposits onsecondary side of SG tube bundles节能技术164窑窑能源研究与管理2023,15(2)能源研究与管理2023,15(2)对某CRP1000机组寿命周期内SG中累积的腐蚀产物热阻和主蒸汽压力进行预测，随着运行时间增加，如不进行干预和治理，60 a服役后，管束上将富集沉积物平均厚度约95滋m，对应沉积物热阻增加3.08伊105m2益/W（对应压力降低460 kPa）。ASCA初次应用后，污垢热阻降低约4.54伊106m2益/W（对应蒸汽压力升高60 kPa），这种效果可能来自于腐蚀产物外部垢层促进了沸腾，或者固化成熟的内层变薄，或两者的因素都有。硬化学清洗后短期热阻的激增是来自许多核电厂的行业经验6。虽然硬化学清洗效果最好（能将蒸汽压力恢复至商运初期状态），但对SG内组件的腐蚀较为严重，并对机组大修工期延误严重，且硬化学清洗本身成本较高，对核电站的经济性影响较大17-18。3结论1）SG设计裕度决定了机组商运之初的热力性能，随着运行时间增加，影响核电站出力能力的是机组蒸汽压力裕度。某华龙机组在汽轮机和SG设计匹配中根据不同运行周期的特点进行最佳匹配，既提高机组商运之初出力能力，亦能保证在整个寿命周期内都能实现机组满发，但在运行过程中需加强关注机组蒸汽压力裕度消耗状况。2）对某CRP1000机组60 a寿命周期内SG中累积的沉积物质量进行预测计算，60 a服役后，传热管表面沉积腐蚀产物厚度平均厚度约为95滋m，污垢热阻增加3.08伊105m2益/W（对应压力降低460 kPa）。这将超过了机组二回路设计裕度，机组出力将不能实现满发。3）软化学清洗技术ASCA和硬化性清洗技术SGCC的使用均能有效清洗出SG中沉积物，清洗后SG热力性能得到改善，ASCA多次应用后，沉积物热阻最终将恢复至商运初期清洁状态（热阻变化为0）。硬化学清洗SGCC应用后，沉积热阻返回到商运之初的清洁状态值（热阻变化为0）。ASCA成本低，周期短，产生废液量少，可以多次应用，目前已逐渐成为SG化学清洗的主流技术之一。4）CRP1000核电站可利用该SG二次侧沉积物预测模型，结合核电站实际运行周期和SG性能状况，进一步优化水化学控制工艺，降低二回路腐蚀产物在SG富集速率。综合经济性评估后，选择在合适大修窗口进行沉积物治理，从而减少SG内腐蚀发生，延长传热管寿命，提高SG安全性。参考文献1蒸汽发生器编写组.蒸汽发生器M.北京:原子能出版社,1982.2陶钧,魏文斌,李世伟.秦山核电厂蒸汽发生器的老化管理J.核动力工程,2008,29(6):115-118.3赵清森,王世勇.核电机组蒸汽发生器和汽轮机裕度匹配研究J.核动力工程,2021,42(6):174-178.4邵会福,王建国,凌学会.核电机组蒸汽发生器面积裕度试验计算分析J.发电设备,2018,32(4):281-284.5柴伟东,赵清森.CPR1000机组蒸汽发生器裕度问题分析J.热力发电,2019,48(3):126-131.6 KREIDER M A,VELVET D.MORONEY G A,et al.IndustrySG heat-transfer fouling trends and probabilistic fouling pred-ictionsC.The 6th CNS International Steam Generator Confer-ence.Toronto:Canadian nuclear society,2009:1-37.7 FRUZZETTI K.Pressurized water reactor secondary water che-mistry guidelinesR.Palo Alto,California USA:Electric PowerResearch 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