方家山核电厂凝汽器海水泄漏对水质影响分析及处理对策

田民顺

方家山核电厂凝汽器海水泄漏对水质影响分析及处理对策

田民顺

（核电运行研究（上海）有限公司，上海 200126）

方家山核电厂自2014年投运以来二回路凝汽器海水泄漏事件时有发生，影响了核电厂的安全、稳定、经济运行。通过建立凝汽器海水泄漏后对二回路水质影响的模型，计算、分析了凝汽器海水泄漏对二回路水质影响趋势及程度，为凝汽器泄漏处理原则的确定提供理论基础。从系统的角度对凝汽器海水泄漏监测的及时性和灵敏性、监测取样的代表性、凝结水精处理系统投运方式和策略、凝汽器泄漏处理的应急演练等方面进行了探索，通过对上述方面的技术改进和人员技能提升，降低凝汽器海水泄漏对机组运行的影响。同时也为核电同行及时发现、处理凝汽器泄漏提供很好的借鉴。

方家山核电厂；凝汽器泄漏；影响；对策

对于采用海水作为冷源的沿海核电站，凝汽器钛管泄漏对二回路水质的污染是一个无法回避的问题。凝汽器发生泄漏后必然会导致机组状态波动、降功率，甚至停机。国内曾出现因凝汽器海水泄漏污染二回路水质，最终导致核电厂停机的事件。图1是国外统计的核电厂凝汽器泄漏发生的次数与电厂电量损失的关系图[1]。在5年时间内共发生84次凝汽器泄漏事件，损失的电量与凝汽器泄漏的次数呈对应关系，5年里损失的电量近2亿度，给电厂带来了重大经济损失。此统计数据包括内陆采用淡水作为冷源的核电厂，当前国内核电厂均位于沿海，采用海水作为冷源，海水的含盐量远远高于淡水，若凝汽器发生海水泄漏，对机组稳定运行的影响更大，给电厂带来的经济损失更严重。表1是方家山核电厂近两年凝汽器发生的泄漏情况，可见凝汽器泄漏对机组的稳定经济运行有严重影响。

图1　凝汽器泄漏发生的次数与电站电量损失

表1　近两年方家山核电凝汽器泄漏情况[2]

除此之外，凝汽器海水泄漏进入二回路的杂质会最终随给水进入蒸汽发生器（SG），杂质会在SG内发生浓缩、隐藏。根据美国电力研究院（EPRI）的研究，在传热管沉积物下的杂质浓缩倍率一般小于104倍，而在传热管—管板（支撑板）缝隙下的杂质离子浓缩倍率可高达到108倍[3]，浓缩区的化学环境将更为恶劣，增加了SG传热管腐蚀破损的风险。

所以核电厂需高度重视凝汽器泄漏带来的影响，优化凝汽器泄漏后的处理对策，降低凝汽器海水泄漏的影响。

1　凝汽器泄漏对蒸汽发生器水质影响

1.1　凝汽器海水泄漏率的计算

凝汽器的海水泄漏率计算公式如下[4]：

CT=CW×(1/2) （1）

式中：CT——凝汽器海水泄漏率，kg/h；

CW——凝结水流量，kg/h；

1——凝结水钠离子浓度，μg/kg；

2——海水中钠离子浓度，μg/kg。

根据公式（1）可以计算出凝汽器的海水泄漏率，为后续凝汽器隔离查漏提供依据。

在进行凝汽器海水泄漏率计算时，应以凝结水的钠离子浓度为依据，不可使用凝汽器热阱内的钠离子浓度计算，因为热阱水室中的钠离子存在混合不均匀和取样代表性的问题，计算的海水泄漏率存在偏差，影响后续凝汽器的隔离和查漏。

1.2　凝汽器海水泄漏后SG杂质离子平衡计算

SG在机组正常运行期间其液位保持相对稳定，此时SG进水、排出蒸汽和排污的物料存在平衡关系。图2是核电厂SG物料平衡示意图。

SG在正常运行时基本不变，此时：1=2+3，SG内某杂质浓度是以时间为自变量的因变量。在SG物料平衡中，SG内增加盐量=流入盐量-流出盐量。经过推导，可得出SG某杂质浓度与时间的微分关系式：

()=(0)×EXP(-2×/)+

[1-EXP(-2×/)]×(1×1/2) （2）

根据公式（2）的计算，可以推导凝汽器海水泄漏后SG内的水质的变化趋势。

1.3　凝汽器海水泄漏时蒸汽发生器水质变化趋势

根据方家山机组二回路设计参数，在凝汽器泄漏量不变和SG排污量维持在给水流量1.2%的情况下，根据公式（2）计算约4 h后因泄漏引入二回路的杂质会在SG内达到平衡浓度。图3是凝汽器发生10 kg/h的泄漏后，SG排污水中钠离子浓度的上升趋势图。从图3中可以看出，在泄漏初期，SG内的钠离子浓度呈直线快速上升，由此可见在凝汽器泄漏发生后第一时间响应对于二回路水质控制及机组运行是至关重要的。

图2　核电厂蒸汽发生器物料平衡示意图

图2中：

1——给水流量，kg/s；

1——给水中某杂质离子浓度，μg/kg；

2——排污流量，kg/s；

2——排污水中某杂质离子浓度，μg/kg；

3——蒸汽流量，kg/s；

3——蒸汽中某杂质离子浓度，μg/kg（由于蒸汽的携带能力弱，3可以看作为0）；

——蒸汽发生器的装量，kg。

图3　凝汽器海水泄漏率为10 kg/h时SG钠离子浓度上升趋势图

1.4　不同凝汽器海水泄漏率下对SG水质及机组运行的影响

图4至图6分别是凝汽器海水泄漏率为10 kg/h、5 kg/h和1 kg/h下SG钠离子上升趋势图。

泄漏率为10 kg/h：泄漏海水进入SG约1 min后，SG中的钠离子浓度即达到限运行7天的三区，约5 min即限运行24 h的四区，约16 min即达到需要在1 h内开始向停机模式后撤的五区。

图4　凝汽器海水泄漏率为10 kg/h时SG钠上升趋势和对机组运行的影响

泄漏率为5 kg/h：泄漏海水进入SG约1 min后，SG中的钠离子浓度即达到限运行7天的三区，约10 min即限运行24 h的四区，约37 min即达到需要在1 h内开始向停机模式后撤的五区。

图5　凝汽器海水泄漏率为5 kg/h时SG钠上升趋势和对机组运行的影响

泄漏率为1 kg/h：泄漏海水进入SG约5 min后，SG中的钠离子浓度即达到限运行7天的三区，约80 min即限运行24 h的四区，约4 h后SG钠离子达到约143 μg/kg平衡浓度，也就是在泄漏率为1 kg/h下，SG中最钠离子终平衡浓度是不会上升到五区的。

根据方家山机组二回路设计参数，在凝汽器发生泄漏进入海水后，考虑杂质在二回路转移的时间，杂质约12 min进入到SG，开始影响SG水质。图7是凝汽器海水泄漏率为10 kg/h和5 kg/h下对机组运行影响的时序图。

图6　凝汽器海水泄漏率为1 kg/h时SG钠上升趋势和对机组运行的影响

图7　凝汽器海水泄漏率为10 kg/h和5 kg/h下对机组运行影响时序图

从图7并根据方家山压水堆机组SG钠离子浓度规范（见图8），在凝汽器海水泄漏率为10 kg/h时，从泄漏开始约29 min后，SG水质就进入五区，需1 h内停机。

图8　方家山压水堆机组SG钠离子浓度规范

由以上分析可见在凝汽器发生泄漏后响应时间的紧迫性，且随着泄漏率的增大，响应时间越短，如处置不当，机组将很快达到降功率甚至停堆的行动限值。因此在凝汽器泄漏处理上首先要能检测到凝汽器泄漏，其次要建立完备的响应机制和高的设备可靠性来执行因凝汽器泄漏造成水质污染的缓解措施。

2　方家山机组凝汽器泄漏监测及处理系统设计存在的不足

2.1　采用在线阳电导率表监测凝汽器海水泄漏

凝汽器在线检漏、监测系统一般由取样泵、管线、在线分析仪表和显示报警系统组成。方家山凝汽器热阱采用在线阳电导率表来监测凝汽器海水泄漏。由于阳电导率的固有局限性，其在监测凝汽器海水泄漏存在测量值波动大、响应不明显的问题。

2.1.1测量值波动大

图9是凝汽器热阱检漏系统配置阳电导率表在350 min内的测量值，最大值为0.158 6 μs/cm，最小值为0.141 3 μs/cm，波动幅度达到0.017 3 μs/cm。根据摩尔电导率及海水杂质离子浓度，此波动值若换算成钠浓度，对应的钠离子浓度为1.5 μg/kg。若按此水质进入SG，在浓缩80倍下，SG内的钠离子浓度达到120 μg/kg，即达到核电机组限运行24 h的运行限值要求。

图9　在线阳电导率测量值波动

2.1.2响应不明显、滞后

图10是凝结水泵出口在线钠表和在线阳电导率表在某次凝汽器发生泄漏后监测的钠和阳电导率趋势。在线钠表出现明显上升趋势十多分钟后在线阳电导率才出现上升，阳电导率从0.088 μs/cm上升到0.098 μs/cm，上升值为0.010 μs/cm，其上升量也仅是阳电导率表的正常波动区间。从前述凝汽器海水泄漏率对SG水质及机组运行的影响分析，十多分钟的响应时间对于处理凝汽器泄漏是至关重要的。

图10　凝汽器海水泄漏后在线钠表和在线阳电导率表响应趋势

方家山机组在凝汽器热阱检漏系统设计上采用了阳电导率表，其存在的响应不明显、滞后等问题将影响到凝汽器泄漏后的及时处理，为机组安全稳定运行带来了隐患。根据阳电导率和钠表的检测限值，在凝汽器海水泄漏时钠表的响应比阳电导率高一个数量级[5]。

2.1.3新二回路水化学控制模式下阳电导率监测灵敏度降低

随着核电水化学控制技术的发展，越来越多的核电站改变之前二回路只采用氨作为碱化剂的水化学控制模式，将碱化剂从氨变更为吗啉—氨、ETA—氨等混合碱化剂协同控制后，由于新增的有机碱化剂分解产生有机酸，会使二回路整体阳电导率上升；且随着有机碱化剂浓度的波动，分解产生的有机酸浓度也会变化，将导致阳电导率波动进一步上升，从而降低阳电导率监测凝汽器海水泄漏的灵敏性，这更增加了阳电导率监测凝汽器泄漏的难度。

2.2　凝汽器热阱取样阀门状态制约取样代表性

当凝汽器发生海水泄漏，海水最先进入凝汽器热阱，影响热阱水质。获得热阱内有代表性的样品并在第一时间内给出凝汽器海水泄漏报警，对凝汽器海水泄漏的及时处理至关重要。

在凝汽器单侧热阱内一般布置有3个取样点，分别对应着钛管进口管板、出口管板和总取样点。

图11是方家山核电机组凝汽器单侧热阱取样点布置示意图。

图11　方家山核电厂凝汽器单侧热阱取样点布置图

按电厂运行文件，正常运行期间凝汽器单侧热阱进口管板、出口管板和总取样点取样阀V1、V2、V3均保持在打开状态。由于现场取样管线走向、管长和凝汽器真空度等因素，如果将三个取样点全部打开，不能保证取出的水样是从这三个取样点均匀分配的，个别取样点甚至存在无水样的情况。

2019年的一次凝汽器泄漏中，在凝泵出口钠离子浓度达到6.2 μg/kg的情况下某侧热阱的钠离子取样分析结果始终小于检测限（＜0.1 μg/kg）。后经对热阱取样阀门切换，证实总取样点V2在三个取样点阀门都打开的状态下取不到水样，数据如表2所示。

表2　凝汽器泄漏下单侧热阱和凝泵出口钠浓度

2.3　凝结水精处理系统状态不满足快速投运要求

在凝汽器发生泄漏的情况下，快速投运凝结水精处理系统至全流量净化是避免因SG水质恶化导致机组降功率、停运的唯一手段。方家山核电站正常运行情况下，凝结水精处理系统保持离线状态，只有在凝汽器发生海水泄漏、机组启动或其他异常情况下，凝结水精处理系统才投入运行。同时凝结水精处理系统没有自动投入功能，只能通过操作人员手动投入运行。在离线状态下，凝结水精处理投运及至全流量净化凝结水所需时间长，且由于系统缺陷（如漏水等）甚至出现无法投运的问题。在一次凝汽器泄漏处理过程中，从6时10分接到投运凝结水精处理系统指令，到8时36分才将凝结水精处理系统达到全流量净化，共用时约2.5 h，因凝结水精处理系统投运时间过长，致使该机组被迫降功率，这也和前述海水泄漏对SG水质影响分析相吻合。

3　凝汽器海水泄漏的处理对策

3.1　提升凝汽器海水泄漏及时、准确的监测能力

3.1.1凝汽器检漏系统的在线阳电导率表变更为在线钠表

在凝汽器发生海水泄漏后要求核电站在第一时间内响应，这样才能将因凝汽器海水泄漏造成的影响降至最低。由此可见，凝汽器海水泄漏监测对于凝汽器海水泄漏处理至关重要。根据前述分析，方家山核电厂设计采用的在线阳电导率表存在波动大、与在线钠表相比存在响应滞后等问题，因此为提高凝汽器检漏系统监测的及时性，需将在线阳电导率表更换为在线钠表。

另外在线钠表只需要进行电极标定、过滤器清洗等定期维护，与在线阳电导率表需要进行阳树脂再生、阳树脂柱更换等定期维护量相比，在线钠表的维护工作量小。但凝结水经过在线钠表后水质会被污染，不能再回到凝汽器热阱，这点与原来的在线阳电导率存在差异，变更时需要加以考虑。

3.1.2优化凝汽器热阱取样阀门状态

凝汽器热阱相当于一个水流复杂的水箱，图12是方家山核电厂凝汽器单侧热阱水流及取样点布置示意图。汽轮机低压缸排气经凝汽器冷凝后形成的水流分为三个部分：凝汽器进口管板侧冷凝水、凝汽器出口管板侧冷凝水和中部钛管冷凝水，这三个部分的冷凝水最终都流到集水平台，通过集水盘后汇入热阱。总取样点V2设置于集水盘中，该取样点可以取到该侧热阱所有的冷凝水，如果此侧热阱发生海水泄漏，通过该取样点就可以及时发现并通过电站数据系统给出报警信息。所以在电站正常运行期间应只保持总取样点V2处于打开状态，管板取样点V1和V3保持关闭状态。在发现凝汽器泄漏后，再通过V1和V2阀门的切换来初步定位泄漏点的位置。

图12　方家山核电厂凝汽器单侧热阱水流及取样点布置图

3.2　凝结水精处理系统热备用状态和自动投运

3.2.1凝结水精处理系统热备用

核电厂二回路设计凝结水精处理系统使用离子交换树脂净化凝结水。在正常运行情况下，凝结水精处理系统保持离线状态，即凝结水精处理阳床和混床处于不满水、不带压的状态，此时投运需要对树脂床进行上水、排气、升压等操作，投运时间长，因此需要优化凝结水精处理系统备用时的状态。

带压热备用：在机组正常运行期间，保持凝结水精处理系统进口阀、前置阳床、混床的入口和出口阀门打开，使阳床、混床处于带压热备用状态。在凝汽器发生海水泄漏时，只要启动净凝结水泵，同时连锁打开净凝结水泵出口电动阀，就可以实现凝结水精处理系统投运。

3.2.2凝结水精处理系统自动投运

在方家山核电厂的一次凝汽器泄漏处理中，从凝汽器泄漏到将处于带压热备用的凝结水精处理系统投入运行，耗时30 min，但SG水质仍然到达了五区，机组需要降功率运行。这说明在凝汽器海水泄漏时，通过人下指令、人工投运精处理，即使做到极致也很难避免凝汽器泄漏海水对SG水质的影响，迫使机组降功率。因此在凝汽器发生泄漏时，实现凝结水精处理系统自动投运功能是必要的。

在凝汽器四侧热阱和凝泵出口分别安装有在线阳电导率表和在线钠表，在线监测凝汽器钛管泄漏。可以将凝汽器泄漏在线监测信号与精处理系统自动投运逻辑关连起来，这样只要出现泄漏，凝结水精处理系统就可以在第一时间自动投入运行，阻断海水进入SG。为防止单一测点带来的误启动，可采用凝汽器热阱和凝结水泵出口在线表都出现报警才自动触发凝结水精处理系统自动启动的逻辑。另外在凝结水精处理系统设计时考虑了凝结水精处理系统的旁路管线，该管线上未设置任何阀门，这就意味着不管凝结水精处理系统的状态如何，都可以保证凝泵出口处于畅通状态，同时可以对净凝结水泵设置软启动，最大化地减小精处理系统启动带来的冲击。

另外由于凝结水旁路管线上没有阀门，在投运凝结水精处理系统后仍然存在凝结水旁通精处理系统的可能，所以必须确保净凝结水泵出口流量大于凝结水泵出口流量100 t/h以上，以确保凝泵出口水全部经过凝结水精处理系统净化处理。

3.3　凝结水精处理系统投运策略

凝结水精处理系统是可缓解海水泄漏对机组运行影响的唯一手段，因此凝结水精处理系统的投运策略就直接决定了凝汽器泄漏后响应。考虑到凝结水精处理系统投运对电厂安全运行影响不大，但如果凝结水精处理系统未投运或投运不及时，严重影响电厂的稳定、经济运行。因此在电厂未实施凝结水精处理系统自动投运变更前，应按照“宁可投错，不可不投或缓投”的凝结水精处理系统投运策略来响应、处理凝汽器海水泄漏，降低凝汽器海水泄漏对机组安全稳定运行的影响。

3.4　强化凝汽器泄漏处置的应急演练

凝汽器海水泄漏直接影响到核电厂的稳定运行，且凝汽器泄漏的发生具有突然性，泄漏初期还不易察觉，因此电厂应不定期地组织演练，持续保持电厂人员、文件和设备对于凝汽器泄漏处理的响应能力。演练包括：凝汽器泄漏的判断、凝结水精处理系统的投运、凝汽器热阱泄漏侧的排查、海水泄漏量的计算以及各专业间的信息沟通等。

3.5　凝汽器恢复运行时采取分步满水策略

在凝汽器投运时传热管的环境会发生变化，因查漏不彻底或没有查出的漏点可能重新开始泄漏。所以凝汽器经过查漏处理后，在凝汽器恢复运行时，采用凝汽器海水侧分步满水，确认在满水过程中没有异常后将该侧凝汽器恢复运行。这样可初步定位因查漏不彻底或没有查出漏点的传热管位置，为查漏提供依据。另外，在凝汽器恢复运行前需要凝结水精处理系统投入运行，以防止再次泄漏对二回路水质的影响。

4　结束语

凝汽器海水泄漏给方家山核电厂的安全、稳定、经济运行带来挑战和影响，通过凝汽器海水泄漏对SG水质影响的分析，并结合方家山核电机组设计特点，要将凝汽器海水泄漏对电厂运行的影响降至最低，需要在第一时间监测到凝汽器海水泄漏；通过变更，实现凝结水精处理系统在凝汽器泄漏时自动投运，避免杂质进入SG；上述两步实施后再通过凝汽器检漏系统定位泄漏凝汽器，利用检漏手段查出泄漏传热管并处理；在泄漏凝汽器恢复时再采取分步满水法，避免漏查以确保二回路水质，最大限度地降低因凝汽器泄漏导致的杂质在SG沉积物下、缝隙处杂质浓缩产生腐蚀，最终确保SG的性能和使用寿命[6]。方家山核电属于当前国内主流的M310型核电机组，因此方家山核电厂对凝汽器泄漏处理的对策也可供同类型核电厂参考。

［1］ K Fruzzetti. Pressurized Water Reactor Secondary Water Chemistry Guidelines［R］．Revision 8．2017：C-2．

［2］ 杨高升．中国核电凝汽器泄漏事件专项总结报告［R］．Qinshan China，2019：19-20．

［3］ Samuel Choi．Hideout Return Calculator［R］．CNNP/EPRI Membership Meeting，Qinshan，China，2015：4-5．

［4］ R E Putman．Condenser In-Leakage Guideline［R］．2000：5-4．

［5］ Keith Fruzzetti．Sensitivity Analysis of a PWR Secondary System Condenser Cooling Water In-leakage Event Using Either Continuous Sodium or Cation Conductivity Measurement at the Hotwell［R］．2019：11．

［6］ 游兆金，田民顺，卢叶艇，等．秦山重水堆核电厂蒸汽发生器二次侧腐蚀产物控制研究和实践［J］．核科学与工程，2020，40（6）：918．

Analysis and Countermeasures of Water Quality Affected by Seawater Leakage of Condenser in Fangjiashan Nuclear Power Plant

TIAN Minshun

（Nuclear power operations research institute Co.，LTD，Shanghai 200126，China.）

Fangjiashan nuclear power plant has been in operation since 2014，the leakage of seawater from the condenser in the secondary side also occurs from time to time，which affects the safety，stability and economic operation of the nuclear power plant．By establishing a model for the influence of condenser seawater leakage on the water quality of the secondary side，the trend and degree of the influence of condenser seawater leakage on the water quality of the secondary side are calculated and analyzed，which provides a theoretical basis for the principle of condenser leakage treatment．From the perspective of the system，the timeliness and sensitivity of the condenser seawater leakage monitoring，the representativeness of the sample，the operation mode and strategy of the condensate polishing system，and the emergency drill of the condenser leakage treatment and other aspects were explored．The technical improvement and staff skill improvement in the above aspects can reduce the impact of condenser seawater leakage on the operation of Fangjiashan nuclear power plant，and also provide a good reference for the nuclear power peers to find and handle the condenser leakage in time．

Fangjiashan Nuclear Power Plant；Leakage of condenser；Effect；Countermeasures

TL48

A

0258-0918（2021）03-0605-10

2020-10-30

田民顺（1980—），男，江苏江都人，学士，高级工程师，现主要从事核电厂化学方面研究