опыт наладки вхр второго контура энергоблоков

ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ВТОРОГО КОНТУРА ЭНЕРГОБЛОКОВ №1 И 2
(ВВЭР-1000) ТЯНЬВАНЬСКОЙ АЭС В КИТАЕ
С.И.Брыков, С.Н.Сусакин, Л.А.Сиряпина
ОАО ОКБ «ГИДРОПРЕСС», г. Подольск, Россия
С.Ф.Ерпылева, Е.В.Кафарова, В.Ф.Тяпков
ОАО «ВНИИАЭС», г. Москва. Россия
Т.А.Кралинова, А.К.Комаринская
ЗАО «Атомстройэкспорт», Представительство на ТАЭС
Li Feng, Wang Xuchu
JNPC, China
Введение
Общеизвестно, что процессы генерации пара сопровождаются накоплением отложений
продуктов коррозии на теплообменной поверхности парогенератора (ПГ) и
концентрированием в них коррозионно-активных примесей, которые в той или иной мере
влияют на коррозионные повреждения теплообменных труб. Степень концентрирования
коррозионно-активных примесей (в основном хлорид-ионов) и скорость накопления
отложений продуктов коррозии во многом определяются водно-химическим режимом (ВХР),
конструкционными материалами оборудования конденсатно-питательного тракта и
эффективностью работы систем очистки второго контура.
Выбор водно-химического режима (ВХР) второго контура энергоблоков №1 и 2
Тяньваньской АЭС проводился специалистами ОКБ «Гидропресс» и ВНИИАЭС в 19972000 г.г. с учетом опыта эксплуатации действующих АЭС с ВВЭР-1000 и зарубежного опыта
нормирования ВХР второго контура АЭС с PWR, исходя из проектного срока службы
парогенераторов (ПГ) 40 лет.
Принципиальным методом управления переносом продуктов коррозии во втором
контуре является регулирование величины рН рабочей среды корректирующими реагентами.
Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации показывают удовлетворительные
результаты при регулировании величины рН аммиаком и гидразином. При этом существенно
снизить содержание железа в питательной воде ПГ можно только повысив величину рН 25
более 9,2 (для референтных энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 России эта величина
ограничена из-за коррозии труб конденсатора турбины и ПНД, изготовленных из
медьсодержащих сплавов) или применять во втором контуре оборудование из коррозионностойких материалов.
Для второго контура энергоблоков № 1 и 2 Тяньваньской АЭС, трубки конденсаторов
турбоустановок которых изготовлены из титана, а ПНД, ПВД, СПП - из нержавеющих
коррозионно-стойких сталей, был выбран гидразинно-аммиачный ВХР с повышенным
амминированием питательной воды (величина рН 9,4-9,6).
Следует отметить, что энергоблоки № 1 и 2 Тяньваньской АЭС - это первые введенные в
эксплуатацию энергоблоки АЭС с ВВЭР-1000 в оборудовании конденсатно-питательного
тракта которых отсутствуют медьсодержащие сплавы, а во втором контуре применено
повышенное амминирование питательной воды. В таблице приведены нормируемые и
диагностические показатели качества питательной и продувочной воды из «солевого» отсека
ПГ при работе энергоблоков на энергетических уровнях мощности.
При работе энергоблока на энергетических уровнях мощности дозирование гидразингидрата осуществляется в напорный коллектор питательных насосов и во всасывающий
коллектор конденсатных насосов второй ступени, аммиака - во всасывающий коллектор
конденсатных насосов второй ступени.
На Тяньваньской АЭС налажен надежный и высокоточный химический контроль всех
технологических потоков второго контура. JNPC применила самое современное
лабораторное оборудование.
Для контроля качества конденсата, питательной и продувочной воды ПГ применяется
система автоматического химического контроля с использованием кондуктометров,
кислородомеров, рН-метров и Na-меров фирмы Siemens и лабораторный контроль с
применением приборов ионной хроматографии, атомно-абсорбционной спектрометрии и
кондуктометрии с высокой чувствительностью.
Таблица
Нормируемые и диагностические показатели качества питательной и продувочной воды
ПГ из «солевого» отсека при работе энергоблока на энергетических уровнях мощности
Питательная вода
Наименование показателя
 50%Nном
Продувочная вода из
«солевого» отсека
Уровень мощности
> 50%Nном
> 50%Nном
 50%Nном
Значение
Удельная электрическая проводимость
Н-катионированной пробы, мкСм/см, не более
0,31)
Величина рН, ед.рН
9,0-9,62)
3
Концентрация кислорода, мкг/дм , не более
101)
3
Концентрация натрия, мкг/дм , не более
Концентрация хлорид-ионов, мкг/дм3, не более
3
Концентрация сульфат-ионов, мкг/дм , не более
Концентрация меди, мкг/дм3, не более
Концентрация железа, мкг/дм3, не более
202)
Концентрация гидразина, мкг/дм3, не менее
102)
Концентрация аммиака, мкг/дм3
300-20002)
1) Нормируемый показатель.
2) Диагностический показатель.
0,151)
9,4-9,62)
101)
12)
102)
202)
1000-20002)
4,01)
8,0-9,52)
2001)
1001)
1001)
-
1,51)
8,2-9,52)
1001)
501)
501)
-
Система очистки турбинного конденсата (LD) включает в себя пять фильтров
смешанного действия (ФСД) LDF и пять предвключенных катионитовых фильтров LDB,
выполняющих соответственно функцию ионообменных и механических фильтров. Фильтры
загружаются ионообменными смолами фирмы Purolite с достаточно высокой степенью
разделяемости (катионит SGC 650 H и анионит SGA 550 OH). В работе находятся четыре
фильтра LDB и LDF, по одному фильтру LDB и LDF находятся в резерве.
Весь поток продувочной воды ПГ после расширителя продувки проходит очистку на
фильтрах системы LCQ40(50), состоящей из двух групп H+-H+-OH-- фильтров. При этом
первый катионитовый фильтр по ходу движения продувочной воды выполняет функцию
механического фильтра. Катионитовые фильтры загружаются катионитом марки SGC
100*10/2374 Н, а анионитовый фильтр – анионитом марки SGА 600 ОН также фирмы
Purolite.
Для увеличения фильтроцикла фильтров системы LD проектом была предусмотрена
работа фильтров LDB в NH4 -форме, а LDF (ФСД) - в NH4  OH  -форме. Однако, из-за
отсутствия технологии разделения ионитов при регенерации до величины перекрестного
загрязнения 0,1 %, как это требуется для работы фильтров NH4  OH  -форме, и отсутствия
технологии регенерации ионитов для глубокого удаления хлорид-ионов, от указанного
режима пришлось отказаться, так как было превышено допустимое содержание хлорид-иона
и иона натрия в ионитах после регенерации.
Пуско-наладочные работы на энергоблоке №1 начались в ноябре 2003 г. - подэтап А-2
«Гидравлические испытания и циркуляционная промывка первого контура». «Горячая
обкатка» (подэтап А-5) проводилась с 24.02.2004 г. по 28.04.2004 г. Этап В «Физический
пуск реактора» проводился в период с 18.10.2005 г. по 04.02.2006 г.
Этап С «Энергетический пуск и освоение номинальной мощности» проводился в период
с 05.02.2006 г. по 10.05.2007 г.
С 02.06.2007 г. начата 2-х годичная гарантийная эксплуатация энергоблока №1 на
номинальной мощности.
Пуско-наладочные работы на энергоблоке №2 начались в декабре 2005 г. - подэтап А-2
«Гидравлические испытания и циркуляционная промывка первого контура». «Горячая
обкатка» (подэтап А-5) проводилась с 02.05.2006 г. по 24.06.2006 г. Физический пуск
реактора осуществлен 01.05.2007 г.
Этап С «Энергетический пуск и освоение номинальной мощности» начат с 11.05.2007 г.
С 12.09.2007 г. начата 2-х годичная гарантийная эксплуатация энергоблока №2 на
номинальной мощности.
Российскими специалистами совместно со специалистами JNPC был проведен комплекс
работ, позволивших решить проблему организации и ведения ВХР второго контура.
Было установлено дополнительно два бака объемом 650 м3 каждый для приема
регенерационных и отмывочных вод и смонтирован малый байпас системы LD,
позволяющий байпасировать 30% расхода конденсата турбины (предварительно
специалистами ОАО «ВНИИАЭС» были выполнены расчетные оценки).
Опробованные варианты регенерации ионитов из фильтров LDB и LDF показали, что
проектная схема регенерации в доступных для Тяньваньской АЭС условиях (изменение
концентрации реагентов, расхода, температуры, более тщательное разделение смол) не
позволяет достичь глубокой очистки от хлоридов - для этого требуется применение другого
оборудования и технологий.
В связи с этим режим работы фильтров LDB и LDF был принят в H  OH  - форме. При
этом был изменен алгоритм отключения фильтров LD на регенерацию:
- фильтры LDB отключаются при удельной электропроводности более 1,0 мкСм/см;
- фильтры LDF отключаются при достижении проводимости 0,1 мкСм/см, концентрации
хлорид-ионов в продувочной воде ПГ из «солевого» отсека 20 мкг/дм3 и по количеству
пропущенной воды, не допуская превышения 3000 тыс. м3.
Аналогичные работы были проведены и на энергоблоке №2.
В настоящее время при работе системы очистки турбинного конденсата с 30 %
байпасированием регенерация фильтров LDB осуществляется через каждые 6-8 дней, LDF
(ФСД) – один раз за кампанию.
Регенерация фильтров системы очистки продувочной воды ПГ (LCQ40) выполняется два
раза за кампанию.
Приемлемые межрегенерационные периоды для фильтров LDB и LDF, работающих в

H  OH  -форме, достигаются только при байпассировании части конденсата минуя
систему очистки турбинного конденсата. При этом поддержание ВХР второго контура в
пределах установленных норм возможно только при высокой плотности конденсатора.
Проектная допустимая протечка охлаждающей воды в конденсаторе турбин – 0,36 л/ч.
На этапе освоения мощности энергоблока №1 из-за проектных недоработок несколько
раз происходило повреждение труб конденсатора турбины, которые приводили к появлению
присосов охлаждающей воды в конденсате:
- с 28.03.2006 г. по 30.03.2006 г. Концентрация натрия в конденсате перед системой LD
повышалась до 608 мкг/дм3 (контролируемый уровень не более 2 мкг/дм3), удельная
электрическая проводимость Н-катионированной пробы повышалась до 8,7 мкСм/см
(контролируемый уровень не более 0,2 мкСм/см).
- с 16.04 2006 г. по 28.04.2006 г. Концентрация натрия в конденсате перед системой LD
повышалась до 4570 мкг/дм3, удельная электрическая проводимость Н-катионированной
пробы - до 50,5 мкСм/см. В конденсаторе турбины было заглушено сначала 2 трубки, а затем
были заглушены 2 верхних ряда труб.
- 10.05.2006 г. зафиксирован присос 300-400 л/ч (норма не более 0,36 л/ч). Концентрация
натрия в конденсате перед системой LD повышалась до 429000 мкг/дм3, удельная
электрическая проводимость Н-катионированной пробы повышалась до 14,95 мкСм/см.
После проведенной реконструкции конденсатора повреждения трубок конденсатора не
наблюдается.
В настоящее время фактическая величина протечки охлаждающей воды в конденсаторе
турбин близка к нулю.
Следует отметить, что при всех вышеприведенных случаях присосов охлаждающей воды
в конденсаторах турбины фильтры системы LD и грамотное действие оперативного
персонала JNPC обеспечили требуемое качество питательной воды и не привели к
отклонениям качества продувочной воды ПГ. И это, несмотря на то, что охлаждающей водой
конденсаторов турбин энергоблоков является вода Желтого моря с высоким
солесодержанием (концентрация хлорид-ионов около 15 г/дм3).
Предусмотренные проектом схема и алгоритм продувки ПГ обеспечивают поддержание
качества продувочной воды ПГ значительно ниже нормируемых значений.
Результаты ведения ВХР второго контура энергоблоков №№1 и 2
На рис. 1 - 16 приведено изменение нормируемых показателей качества питательной и
продувочной воды парогенераторов JEA10(20,30,40)AC001 энергоблока №1 в период
октябрь 2006 г. - декабрь 2008 г. и энергоблока №2 в период май 2007 г. – декабрь 2008 г.
Эти периоды охватывают окончание пуско-наладочных работ и гарантийную эксплуатацию
энергоблоков №1 и 2 на номинальной мощности.
Как видно из рисунков на этапе пуско-наладочных работ ВХР второго контура
характеризовался нестабильностью показателей качества питательной и продувочной воды
ПГ. Отмечался значительный разброс показателей качества, особенно величины рН и
удельной электрической проводимости Н-катионированной пробы питательной и
продувочной воды, концентрации железа питательной воды.
Меньший разброс наблюдался по коррозионно-активным примесям продувочной воды
(хлорид-, сульфат-ионы, натрий).
В период гарантийной эксплуатации энергоблоков №1 и 2 на номинальной мощности
ВХР второго контура, как следует из рисунков, характеризовался стабильностью показателей
качества питательной и продувочной воды ПГ в пределах нормируемых значений.
Питательная вода ПГ.
Величина рН питательной воды обоих энергоблоков практически все время находилась в
диапазоне 9,4-9,6 и в среднем составляла – 9.48.
Концентрация железа в питательной воде обоих энергоблоков была от 9 до менее
1 мкг/дм3, а в среднем составила 3,5 мкг/дм3.
Удельная электропроводность Н-катионированной пробы питательной воды обоих
энергоблоков находилась в интервале 0,05-0,14 мкСм/см, а в среднем составила
0,07 мкСм/см.
Продувочная вода ПГ из «солевого» отсека.
Величина рН продувочной воды энергоблока №1 находилась в пределах 8,4-9,0,
энергоблока №2 – в пределах 8,5-9,2, а среднее значение составило 8,8.
Концентрации коррозионно-активных примесей (хлорид- и сульфат-ионов, натрия)
находились на довольно низком уровне и составили:
– концентрация хлорид-ионов на энергоблоке №1 - в среднем 3 мкг/дм3, на энергоблоке
№2 - 6 мкг/дм3;
- концентрация сульфат-ионов на обоих энергоблоках была около 6 мкг/дм3;
- концентрация натрия на обоих энергоблоках не превышала 20 мкг/дм3, а в среднем
составила 3,5 мкг/дм3.
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы большую часть
времени находилась в диапазоне 0,1-0,7 мкСм/см и в среднем на обоих энергоблоках
составляла 0,3 мкСм/см.
На рис.17 приведено изменение расчетной величины рНт (при 280 оС) продувочной воды
ПГ (на примере парогенератора JEA10AC001) в период гарантийной эксплуатации
энергоблока №1 на номинальной мощности.
Как видно из рис. 17 расчетная величина рНт составляет 5,68 - 5,75 и находится в
слабощелочной области (выше нейтрального значения 5,64).
Рис. 1. Изменение величины рН питательной воды парогенераторов энергоблока №1
Тяньваньской АЭС (октябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 2. Изменение величины рН питательной воды парогенераторов энергоблока №2
Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 3. Изменение концентрации железа в питательной воде парогенераторов энергоблока
№1 Тяньваньской АЭС (октябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 4. Изменение концентрации железа в питательной воде парогенераторов энергоблока №2
Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 5. Изменение удельной электропроводности Н-катионированной пробы питательной
воды парогенераторов энергоблока №1 Тяньваньской АЭС (октябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 6. Изменение удельной электропроводности Н-катионированной пробы питательной
воды парогенераторов энергоблока №2 Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 7. Изменение величины рН продувочной воды парогенераторов энергоблока №1
Тяньваньской АЭС (ноябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 8. Изменение величины рН продувочной воды парогенераторов энергоблока №2
Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 9 . Изменение удельной электропроводности Н-катионированной пробы продувочной
воды парогенераторов энергоблока №1 Тяньваньской АЭС (ноябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 10. Изменение удельной электропроводности Н-катионированной пробы продувочной
воды парогенераторов энергоблока №2 Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 11. Изменение концентрации хлорид-ионов в продувочной воде парогенераторов
энергоблока №1 Тяньваньской АЭС (ноябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 12. Изменение концентрации хлорид-ионов в продувочной воде парогенераторов
энергоблока №2 Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 13. Изменение концентрации сульфат-ионов в продувочной воде парогенераторов
энергоблока №1 Тяньваньской АЭС (ноябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 14. Изменение концентрации сульфат-ионов в продувочной воде парогенераторов
энергоблока №2 Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 15. Изменение концентрации натрия в продувочной воде парогенераторов энергоблока
№1 Тяньваньской АЭС (ноябрь 2006 г. - декабрь 2008 г.)
Рис. 16. Изменение концентрации натрия в продувочной воде парогенераторов энергоблока
№2 Тяньваньской АЭС (май 2007 г. - декабрь 2008 г.)
о
рНт (при 280 С)
6.0
5.9
5.8
5.7
5.6
нейтральное значение рН280
5.5
2008.12.02
2008.11.20
2008.11.08
2008.10.27
2008.10.15
2008.10.03
2008.08.23
2008.08.11
2008.07.30
2008.07.18
2008.07.06
2008.06.24
2008.06.12
2008.05.31
2008.05.19
2008.05.07
2008.04.25
2008.04.13
2008.04.01
2008.03.20
2007.11.17
2007.11.05
2007.10.24
2007.10.11
2007.09.29
2007.09.17
2007.09.05
2007.08.24
2007.08.12
2007.07.31
2007.07.20
2007.07.08
2007.06.26
2007.06.14
2007.06.02
5.4
Рис. 17. Изменение расчетной величины рНт продувочной воды парогенератора
JEA10AC001 в период гарантийной эксплуатации энергоблока №1 на номинальной
мощности
Осмотр теплообменных труб ПГ энергоблоков №№1 и 2 в период плановопредупредительного ремонта в 2008 г. показал, что они практически чистые (рис. 18).
Удельная загрязненность теплообменных труб ПГ энергоблока №1 составила от 0,7 до
7,6 г/м2, энергоблока №2 от 1,8 до 6,2 г/м2. Это соответствует скорости образования
отложений на теплообменных трубах от 1,410-4 до 1,510-3 г/(м2ч).
Рис. 18. Состояние теплообменных труб парогенераторов
Заключение
1 На энергоблоках №№1 и 2 Тяньваньской АЭС во втором контуре применяется
гидразинно-аммиачный ВХР с повышенным амминированием питательной воды.
2 В период гарантийной эксплуатации энергоблоков №1 и 2 на номинальной мощности
ВХР второго контура характеризовался стабильностью показателей качества питательной и
продувочной воды ПГ в пределах нормируемых значений.
Величина рН питательной воды находилась в диапазоне 9,4-9,6 и в среднем составляла –
9.48.
Концентрация железа в питательной воде была от 9 до менее 1 мкг/дм3, а в среднем
составила 3,5 мкг/дм3.
Удельная электропроводность Н-катионированной пробы питательной воды находилась
в интервале 0,05-0,14 мкСм/см, а в среднем составила 0,07 мкСм/см.
Величина рН продувочной воды энергоблока №1 находилась в пределах 8,4-9,0,
энергоблока №2 – в пределах 8,5-9,2, а среднее значение для обоих энергоблоков составило
8,8.
Концентрации коррозионно-активных примесей (хлорид- и сульфат-ионов, натрия)
находились на довольно низком уровне и составили:
– концентрация хлорид-ионов на энергоблоке №1 - в среднем 3 мкг/дм3, на энергоблоке
№2 - 6 мкг/дм3;
- концентрация сульфат-ионов на обоих энергоблоках была около 6 мкг/дм3;
- концентрация натрия на обоих энергоблоках не превышала 20 мкг/дм3, а в среднем
составила 3,5 мкг/дм3.
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы находилась в
диапазоне 0,1-0,7 мкСм/см и в среднем на обоих энергоблоках составляла 0,3 мкСм/см.
3 Поддержание величины рН питательной воды ПГ в пределах 9,4-9,6 при применении
конденсаторов турбоустановок с трубками из титана, а ПНД, ПВД, СПП - из нержавеющих
коррозионно-стойких сталей позволяет обеспечивать концентрацию железа в питательной
воде 3,5 мкг/дм3 и менее, при которой накопление отложений на теплообменных трубках ПГ
за кампанию составляет менее 10 г/м2 (фактическая загрязненность составляет от 0,7 до
7,6 г/м2). При этом межпромывочный период ПГ может быть увеличен как минимум в два
раза по сравнению с предусмотренным проектом.
4 Опробованные варианты регенерации ионитов из фильтров LDB и LDF показали, что
проектная схема регенерации в доступных для Тяньваньской АЭС условиях (изменение
концентрации реагентов, расхода, температуры, более тщательное разделение смол) не
позволяет достичь глубокой очистки от хлоридов - для этого требуется применение другого
оборудования и технологий.
Приемлемые межрегенерационные периоды для фильтров LDB и LDF, иониты которых
работают в H  OH  - форме достигаются только при байпассировании части конденсата
минуя систему очистки конденсата. При этом поддержание ВХР второго контура в пределах
установленных норм возможно только при высокой плотности конденсаторов турбин.
При проектной допустимой протечке охлаждающей воды в конденсаторе турбин
0,36 л/ч, фактическая величина протечки близка к нулю.
Предусмотренные проектом схема и алгоритм продувки ПГ обеспечивают поддержание
высокого качества продувочной воды.