压水堆核电厂蒸汽湿度测量方法分析与比较

郑 伟， 郑钦原

（1.山东核电有限公司系统设备处，山东 烟台 265116；2.山东核电有限公司大修处，山东 烟台 265116）

0 引言

随着国家大力发展核电政策的实施，各大电力集团都投入到建设核电的浪潮中。近几年开建的核电堆型都是压水堆核电，这也是国际核电发展的趋势。

与同等级燃煤电站的汽轮机相比，压水堆核电站汽轮机的特点是主蒸汽参数低，主蒸汽和抽汽几乎都带湿度，容积流量大[1]。核电站中透平的全部级都在湿蒸汽状态下工作。蒸汽湿度不但会降低汽轮机的效率，还会引起叶片水蚀，使叶片表面变得粗糙，出现凹坑。汽轮机入口蒸汽湿度高，水分夹带的硅酸盐会在汽轮机叶片上形成沉积，这将导致汽轮机振动增大，严重威胁汽轮机的安全运行[2]。由此可见，汽轮机蒸汽湿度测量对于保证核电厂长期稳定运行至关重要。随着核电机组容量设计越来越大，对汽轮机入口湿度要求也越来越严格，核电厂要严格控制蒸汽发生器出口蒸汽的湿度，设计要求不大于0.25%[3]。

1 蒸汽湿度测量方法简介

蒸汽湿度的测量方法主要有以下几种：分别是氯根法、热力学法、光学法、电导率法、放射性化学示踪剂法和非放射性化学示踪剂法。国内压水堆核电厂主要采用的是示踪剂法。示踪剂法的原理是通过向二回路给水中添加示踪剂，根据示踪剂易溶于水不溶于蒸汽的特性，通过测定蒸汽发生器汽水分离界面处示踪剂浓度和饱和蒸汽中水带走的示踪剂含量，经过理论计算就可得出饱和蒸汽湿度。与其他方法相比，示踪剂技术的优点是不需要取得具有代表性的汽水混合样，只需要进行液相取样即可。示踪剂技术关键在于高精度分析设备的应用，以及示踪剂在二回路汽水循环中进行充分混合，在各取样点获得具有代表性的样品。

目前国内压水堆核电厂主要采用非放射性示踪剂（碳酸铯） 法，碳酸铯在取样容器中存在吸附效应，需要向样品中添加硝酸酸化处理，降低样品分析的相对标准偏差[4]。国外核电厂有采用放射性示踪剂24Na 法，但是24Na 的半衰期太短，仅有15 h，且必须有放射性物质持有和使用中所需要的特别许可证明和相应的必要防护及危害处理程序，在实际使用过程中，放射性同位素示踪物质的选用、运输、配置、注入和取样都需要专门的人员和设备，运行成本昂贵[5]。与放射性示踪剂法相比，非放射性示踪剂能够克服放射性示踪剂的不足。非放射性示踪剂法分析、取样方便，分析结果准确，测量精确度较高。蒸汽湿度可表示为

式中：C1为主蒸汽中的示踪剂浓度；C2为蒸汽发生器气液相界面处示踪剂浓度。

用作非放射性示踪剂的化学物质需要具备以下特点：极易溶解于水，基本不溶解于蒸汽；具有不挥发的性质；在二回路汽水循环中化学性质稳定；不在金属材料表面沉积或吸收。

国内二代压水堆核电厂M310 机组采用碳酸铯作为示踪剂，西屋公司设计的三代核电AP1000 机组采用的是高富集度6LiOH 作为示踪剂。本文根据国内压水堆核电厂的湿度测量试验过程，对比这2种试验方法的异同。图1 为蒸汽发生器运行原理图。

图1 蒸汽发生器运行原理图

2 试验前机组状态确认

2 种堆型在试验期间都必须保持机组在100%满功率稳定运行状态。示踪剂注入点的主给水泵和凝结水泵在试验期间要保持稳定运行，不能出现较大的流量波动。蒸汽发生器窄量程液位控制在名义液位。蒸汽发生器排污流需要在线至废水收集系统，不能进行回收，否则将影响示踪剂浓度无法达到平衡状态。通过凝汽器检漏系统确认凝汽器有无泄漏，如果存在微漏，就需要在凝结水处增加取样，在进行最终试验结果计算时，需要扣除海水中的示踪剂对试验结果产生的影响。提前2 h 在各取样点建立稳定取样流，维持取样流速在1.8～2 m/s。

3 试验期间系统在线和隔离对比

不同点：一是在AP1000 机组试验期间，将蒸汽发生器排污流量调节至一定流量，并将系统在线至非放废水处理系统；M310 机组需要将蒸汽发生器排污系统隔离。二是M310 机组不需要隔离二回路加药系统；AP1000 机组在试验期间需要隔离二回路加药系统。

相同点：一是将除盐水向凝结水系统的补水隔离，凝结水液位升至高限位；二是将凝结水精处理系统隔离，以保证加入的示踪剂不会被脱除；三是主给水泵和前置泵的疏水已经隔离；四是隔离二回路短循环和长循环，其主要目的是保证二回路汽水循环中的示踪剂浓度在试验期间保持稳定，减少不必要的示踪剂损失，避免引入环境中的示踪剂。

4 试验期间系统加药和取样对比

不同点：第一，加药位置不同。M310 机组通过二回路加药系统向凝结水泵出口管线加注示踪剂；AP1000 机组采用临时加药管线在主给水泵出口加注示踪剂。通过对2 个加药点对比发现，从主给水泵出口加药，可以缩短加药路径，避免示踪剂在管线内由于疏水排气等造成损失，使添加的示踪剂快速地注入蒸汽发生器，缩短示踪剂达到溶解平衡的时间。第二，向二回路添加的药品不同。AP1000 机组加入的化学药品是高富集度的氢氧化锂，M310 机组采用的是碳酸铯。第三，取样位置不同。AP1000 机组在5 个取样点进行取样，分别是2 列蒸汽发生器排污管线，主给水泵入口管线，2 列主蒸汽管线；M310 机组取样位置为2 列蒸汽发生器排污管线，主给水泵出口管线，凝结水泵出口管线。取样位置的不同主要是因为加药位置不同。第四，试验期间在线化学监督。示踪剂都是强电解质，加入二回路后，必然会导致二回路电导率升高，所以试验期间需要密切关注相关化学参数。AP1000 机组在试验期间需要确认蒸汽发生器排污流中Na 离子含量满足化学监督大纲的要求（如图2 所示），示踪剂注入后每隔5 min 需要读取蒸汽发生器排污管线的在线钠表读数，通过跟踪钠表读数的趋势，判断示踪剂已在二回路汽水循环中达到平衡状态，之后可以开展正式取样。M310 机组在试验期间需要关注在线电导表，如果出现超标需要采取措施或停止试验。第五，进行试验样品采集时，M310 机组的取样容器不需要进行额外处理；AP1000 机组需要提前在取样瓶内加入两滴盐酸，用于对样品中氢氧化锂进行固定处理。

图2 AP1000 蒸汽发生器排污在线钠表趋势

5 试验后电厂系统恢复

试验取样完成后，尽快将二回路系统恢复至正常运行模式。第一，将凝结水精处理系统投运，尽快将注入的示踪剂脱除，防止二回路化学参数超过《化学监督大纲》的要求。第二，将蒸汽发生器排污、凝结水补水、二回路长循环和短循环、二回路加药系统和主给水泵及其前置泵疏水恢复在线状态。

6 试验成功的关键因素总结

非放射性示踪剂法具有较高的测量精度，可以满足国内压水堆核电厂对蒸汽湿度测量的要求。根据国内AP1000 电厂蒸汽湿度测量试验的实践经验，总结了试验过程的关键因素。

a） 本试验执行的关键是样品取样时间的一致性，由于各取样管线的长度、管径、管道布置及走向等不一致，导致各取样点取样时间不一致。根据长期工业实践经验，取样管线流量达到1.5 L/min时，即可获得具有代表性的样品。在正式试验开始前，通过清洗管线过滤器和调整减压阀压力，最终使得取样流量满足上述要求。如果经过上述调整之后流量依旧不能满足要求，就需要在取样管线上游取样点处加装临时取样装置，确保获得具有代表性的样品。

b） 向二回路添加氢氧化锂示踪剂的方法是第一次在国内核电厂应用，由于锂的化学性质和钠类似，试验过程中必须密切关注二回路水化学工况，严格控制在运行限值之内。

c） 试验期间需要密切关注机组运行参数，机组状态不能出现大的波动，如果机组出现重大异常，需要立即终止试验。

d） 蒸汽湿度试验都是安排在电厂首次满功率运行期间执行，主要是考虑机组经过几个运行循环后，系统管道内难免会出现结垢等现象，这些多孔性的水垢会吸附示踪剂，将影响试验结果的准确性。如果机组进行大的设计变更，如更换蒸汽发生器，或蒸汽发生器传热管堵管，或汽轮机进行重大改造后，就需要重新进行蒸汽湿度测量试验。