凝汽器海水泄漏影响及应对优化

卢叶艇，秦建华

(中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300)

目前，国内的核电厂都建造在海边，一般都使用海水作为冷源来冷却凝汽器。由于海水中颗粒物的冲刷，海生物的生长等原因，基本各个核电厂都曾发生过凝汽器的泄漏，凝汽器钛管泄漏会对二回路水质产生污染。凝汽器泄漏发生时，根据凝汽器泄漏导致的SG水质变化情况，可能使机组降功率，甚至停机，2000年以来某电厂由于凝汽器泄漏导致过3次降功率，1次停机的事件。

在没有干预的情况下，凝汽器海水泄漏进入二回路的杂质会最终进入SG，杂质会在SG内发生浓缩、隐藏。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，增加了SG传热管腐蚀破损的风险[1,2]。

为了降低凝汽器海水泄漏的影响，需要对凝汽器取样点的代表性，海水泄漏的监测以及应对行动进行评估和优化。

1 凝汽器海水泄漏量与排污水质之间关系

1.1 凝汽器海水泄漏率的计算

凝汽器的泄漏率计算公式如下：

LRCT=FRCW·(C1/C2)

(1)

式中，LRCT：泄漏率，kg/h；

FRCW：凝结水流量，kg/h;

C1：凝结水钠离子，μg/kg;

C2：海水中钠离子，μg/kg。

当凝汽器发生泄漏的时候，可以根据以上的公式计算出凝汽器的海水泄漏率。

1.2 凝汽器海水泄漏后SG内杂质离子计算

根据SG内盐量增加的计算，即SG内增加盐量 =流入盐量-流出盐量。经过推导，可得出蒸发器某杂质浓度与时间的关系式：

C(t)=C(0)·EXP(-F2·t/V)+

[1-EXP(-F2·t/V)]·(F1·C1/F2)

(2)

式中，F1：给水流量，kg/s；

C1：某杂质离子在给水中的浓度，μg/kg；

F2：排污流量，kg/s；

V：蒸汽发生器的装量，kg；

C(0)：蒸发器原始杂质离子浓度；

C(t)：蒸发器某时段杂质离子浓度。

1.3 蒸汽发生器水质在凝汽器海水泄漏后的变化情况

根据秦山地区海水中钠离子浓度，某电厂机组二回路设计参数，在SG排污量维持在给水流量1.0%，精处理未投运和凝汽器泄漏量不变的情况下，根据公式(2)计算得出凝汽器发生5 kg/h的海水泄漏后，钠离子浓度在排污水中的变化趋势(图1)。从图中可以看出，在泄漏初期，SG中钠离子浓度以爬陡坡的形式快速上升，24 h以后趋于平滑，为了降低凝汽器泄漏时对SG的影响，需要在凝汽器泄漏发生时第一时间响应，投运精处理系统隔断海水进入SG，以确保二回路的水质控制以及机组的经济稳定运行。

图1 海水泄漏5 kg/h时SG钠离子浓度在凝汽器海水泄漏后的变化趋势Fig.1 The variation trend of the SG sodium ion concentration after seawater leakage from the condenser when seawater leakage is 5 kg/h

2 排污水质对机组的影响

某核电厂规定了正常功率运行期间蒸汽发生器水质的运行限制要求，见图2正常功率运行期间SG排污水钠与阳电导率区域图。

图2 二回路热力系统——SG排污水钠与阳电导率区域图Fig.2 The secondary loop thermal system-area map of sodium and anodic conductivity of SG sewage

从SG钠离子浓度在凝汽器海水泄漏后的变化趋势图中可以看出，凝汽器海水泄漏量为0.5 kg/h时，泄漏350 min左右时到达3区。凝汽器海水泄漏量为5 kg/h时，40 min左右进入3区，150 min左右进入4区，进入4区后机组将开始降功率。凝汽器海水泄漏量为10 kg/h时，22 min左右进入3区，80 min左右进入4区，550 min左右进入5区，进入5区机组将立即停堆。由此可见凝汽器泄漏发生较大的泄漏时，SG钠离子进入3区、4区的时间是很短的，所以第一时间投运精处理系统隔断污染的二回路水进入SG是很必要的。

3 凝汽器泄漏监测系统

3.1 凝汽器热阱取样点的布置

由于凝汽器泄漏监测系统的水源来自凝汽器取样系统，凝汽器取样的代表性严重影响对海水泄漏的监测。

3.1.1 1、2号机组凝汽器取样布置

1、2号机组共有3列凝汽器，每个凝汽器分a/b两侧，从图3中可以看出热井取样管线水中布置在凝汽器的前侧和后侧(即对应凝汽器海水冷却的入口和出口)。这个布置只能对凝汽器前后侧的水质进行检测，如中部发生泄漏，凝汽器热井的取样结果无法代表实际的凝汽器水质。

图3 某电厂1、2号机组取样管线流程图Fig.3 The flow chart of the sampling pipeline of unit 1 and unit 2 of certain power plant

3.1.2 3、4号机组凝汽器取样布置

3、4号机组共有3列凝汽器，每个凝汽器分a/b两侧，从图4中可以看出热井取样管线水中布置在凝汽器的前侧、后侧、中间共计5个取样点。3、4号机组取样点布置方式能代表实际的凝汽器水质。

图4 某电厂3、4号机组取样管线流程图Fig.4 Flow chart of sampling pipeline of unit 3 and unit 4 of a power plant

3.2 凝汽器在线监测系统

国内多数电厂通过在线阳电导的变化来判断凝汽器泄漏，也有部分电厂通过在线钠表进行凝汽器泄漏监测

3.2.1 阳电导凝汽器泄漏监测系统

某电厂在每列凝汽器热井的每一侧取样管线上都安装了阳电导捡漏装置，通过阳电导的变化来监测凝汽器的泄漏。在实践应用中发现使用阳电导率进行监测有一定的局限性，如图5所示，

图5 凝汽器海水泄漏后在线钠表和在线阳电导率表响应趋势Fig.5 Response trend of on-line sodium meter and cation conductivity meter after condenser seawater leakage

在凝汽器泄漏前，阳电导有一定的波动，在发生凝汽器泄漏后阳电导的反应明显滞后，故阳电导率有响应不明显、测量值波动大的问题。某电厂二回路碱化剂采用ETA-氨混合碱化剂协同控制，ETA会分解产生有机酸，二回路整体阳电导率会因为有机酸上升而整体上升。二回路ETA添加浓度会有一定的偏差，有机酸的浓度也会随之发生变化，会增加阳电导率的波动，从而增大了阳电导率监测凝汽器泄漏的难度。

所以采用了阳电导率表来监测凝汽器泄漏，受阳电导率表波动大、响应不明显等问题将影响凝汽器泄漏的及时发现及处理。

3.2.2 钠表凝汽器泄漏系统

鉴于阳电导率表在凝汽器捡漏上的问题，某电厂通过技改对凝汽器热井取样系统上安装了钠表。技改后增加了两个凝汽器热井钠表，分别对应三个凝汽器的a侧和b侧，该改造后大大提高了凝汽器的泄漏监测，但由于三个水室共用一个钠表，当凝汽器发生小泄漏时，泄漏水室只占水量的1/3，钠表上升幅度会大大降低，同时要判断哪个水室泄漏需要人工去现场切换阀门，不利于泄漏凝汽器的及时发现和处理。

4 凝汽器泄漏运行响应流程

某电厂冷凝器海水泄漏程序中规定了从仪表报警开始一直到泄漏凝汽器的隔离的相关步骤，如图6所示。

图6 凝汽器泄漏处理流程图Fig.6 The flow chart of condenser leakage treatment

从凝汽器泄漏处理流程中来看，还有部分改进的地方：

1)通过技改已在凝汽器热井增加了钠表，钠表的响应速度快于阳电导的变化，而流程中无相应的指标；

2)从图中可以看出，在触发SIT100AA(凝泵出口母管阳电导)及SIT102AA(高加出水总管阳电导)后，主控在确认SG排污水的钠、阳电导上升后再进行精处理的投运。根据某电厂二回路设计参数，在凝汽器发生泄漏进入海水后，泄漏海水从凝汽器进入SG大约需要12 min时间，根据SG取样管线长度及SG取样流量，SG中受污染的水到达取样系统还需要18 min，故从凝汽器开始海水泄漏到SG排污水阳电导表出现响应需要半小时的时间，大大延长了凝汽器泄漏的响应时间，而根据根据凝汽器取样管线长度及凝汽器取样流量，从凝汽器热井到其阳电导或钠表监测点大约10 min，所以通过凝结水在线仪表数据的变动来决定凝汽器泄漏将大大缩短判断时间。同时为了缓解海水泄漏对机组运行影响，需要改变凝汽器投运的策略，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、解决凝汽器海水的泄漏,以减少凝汽器海水泄漏后对机组安全平稳运行的危害。

5 总结和建议

通过前文的分析取样代表性、凝汽器泄漏监测可靠性以及凝汽器泄漏后处理流程都对凝汽器海水泄漏的及时处理有很大的关联。建议某核电厂进行以下改进，通过改进降低凝汽器泄漏对二回路水质的影响。

1)1、2号机组凝汽器取样点增加凝汽器中部取样，确保取样的代表性。

2)增加凝汽器钠表数量，做到每个凝汽器水室都有相应的钠表，提高泄漏的有效的判断凝汽器泄漏水室。

3)鉴于阳电导的响应慢且测量波动大，建议不采用阳电导的变化来判断凝汽器的泄漏。

4)升版冷凝器泄漏处理程序，根据"宁可投错,不可不投或缓投"的投运精处理策略，在凝汽器热井或凝泵钠表出现报警时第一时间投运精处理混床。

5)凝汽器在线钠表与凝结水精处理系统连锁，实现凝结水精处理系统在凝汽器泄漏时的自动投运,防止杂质流入SG。