压水堆核电站1000MW机组二回路水汽质量的高控制标准
我国某核电站1000MW机组蒸汽发生器的主蒸汽的压力为6.59Mpa，温度为283.4℃，相当于火力发电的高压机组。但是，核电站蒸汽发生器对给水质量的要求却很高，超过了亚临界、甚至超亚临界参数火力发电机组的给水质量的要求。1压水堆核电站二回路水汽系统
压水堆核电站二回路和火力发电机组的水汽系统基本相似，只是蒸汽发生器取代了锅炉：凝结水（补给水）----除氧器----给水泵----蒸汽发生器----汽轮机----凝汽器----凝结水处理装置----凝结水（补给水）。
核电站蒸汽发生器对给水质量的要求很高，主要是由蒸汽发生器所决定的。蒸汽发生器的管材要兼顾核电站一回路冷却液和二回路除盐水的使用条件，因此，只能采用价格昂贵的合金材料，如镍基合金Incone1600、Incone1800或Incone690等材料。但是，这种镍基合金对除盐水中的SO4-2、Na 、Cl–等微量离子很敏感，尤其在蒸汽发生器中浓缩的情况下，会引起镍基合金管材的晶间应力腐蚀和管端与管板缝隙处的凹陷损坏。而蒸汽发生器一旦发生泄漏等故障，由于有放射性问题，无法更换管子，只能堵管，维修的条件非常困难。所以，对蒸汽发生器排污水的水质要求很高，要尽可能的降低杂质的浓度。
为了保证核电站蒸汽发生器的给水质量，除了加强蒸汽发生器的排污外。还要设置凝结水处理装置，以去除凝结水中的悬浮性杂质和溶解性的盐类。
2压水堆核电站与火力发电机组水汽质量的对比
压水堆核电站二回路水汽质量采用的是我国某1000MW压水堆核电站的《化学与放射化学技术规范》；火力发电机组水汽质量采用的是中华人民共和国国家标准《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》（GB/T12145--1999）[1]的规定，且采用汽包炉过热蒸汽压力为15.7—18.3Mpa的水汽质量标准。
2.1对补给水（一级除盐加混床出水）水质的要求
压水堆核电站二回路和火力发电机组补给水（一级除盐加混床出水）质量要求的对比如表1。
表1压水堆核电站二回路和火力发电机组补给水质量的对比
总电导率溶解SiO2总SiO2Na Cl-F-SO42-悬浮物
（μs/cm）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）
（25℃）
压水
堆核期望值<0.1<50<1<2<2<2<50
电站
二回限值<0.2<20<2
路
火力期望值≤0.2
发电
机组标准值≤0.3≤20*
*此处计量单位为μg/L。
2.2对给水水质的要求
压水堆核电站二回路和火力发电机组给水质量要求的对比如表2。
表2压水堆核电站二回路和火力发电机组给水质量的对比
pH值溶解氧联胺氨总电导率悬浮铁
（25℃）(μg/kg)(μg/kg)(mg/kg)（μs/cm）（μg/kg）
(NH4 )（25℃）
压水
堆核期望值9.6—9.8<150~1002~510~18<2
电站
二回限值9.5—10<330~200pH需要量
路
火力期望值≤0.2
发电（氢电导率）
机组标准值9.0—9.5≤7*10~50*≤0.2Fe≤20*
(无铜系统)（氢电导率）
*此处计量单位为μg/L。
2.3对炉水水质的要求
压水堆核电站二回路蒸发器排污水和火力发电机组炉水质量要求的对比如表3。
表3压水堆核电站二回路蒸发器排污水和火力发电机组炉水质量的对比
氢电导率Na pH值氨溶解SiO2悬浮物Cl-SO42-
（μs/cm）（μg/kg）（25℃）(mg/kg)（μg/kg）(mg/kg)（μg/kg）（μg/kg）
压水
堆核期望值<0.5<39.4—9.7pH需要量<40<1<2<2
电站
二回限值视具体视具体9.1—9.8
情况确定情况确定
路
火力期望值
发电
机组标准值<609.0—9.5≤200*≤500*
（总电导率）
*此处计量单位为μg/L。
2.4对蒸汽质量的要求
压水堆核电站二回路和火力发电机组蒸汽质量要求的对比如表4。
表4压水堆核电站二回路蒸发器和火力发电机组蒸汽质量的对比
氢电导率Na Cl-溶解SiO2总铁
（μs/cm）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）
（25℃）
压水
堆核期望值<0.2<0.2
电站
二回限值<10<30<20<10
路
火力期望值≤0.3≤5
发电
机组标准值≤0.3≤10≤20
2.5对凝结水处理混床出水质量的要求
压水堆核电站二回路和火力发电机组凝结水处理混床出水质量要求的对比如表5。
、
表5压水堆核电站二回路和火力发电机组凝结水处理混床出水质量的对比
氢电导率Na Cl-溶解SiO2SO42-悬浮固体
去除率
（μs/cm）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）（μg/kg）
（25℃）
压水
堆核期望值<0.08<0.1<0.1<2.0<0.2≥90
电站
二回限值<0.2<5
路
火力期望值≤0.15
发电
机组标准值≤0.20≤5*≤15*
*此处计量单位为μg/L。
从表1~表5可以看出，压水堆核电站二回路水汽系统的温度、压力等参数比火力发电机组低得多，但是，它们对水汽质量的要求却高得多。尤其是在火力发电机组基本不作要求的Cl-、SO42-等离子，在压水堆核电站二回路水汽系统中都要求也极为严格，补给水、给水、蒸汽发生器排污水、蒸汽等水汽中的Cl-、SO42-离子浓度的期望值要小于1~2μg/kg。
3压水堆核电站二回路水汽质量的保证
从压水堆核电站二回路水汽系统来看，要保证这个系统的水汽质量，主要是要保证补给水处理和凝结水处理混床出水的质量。
3.1补给水处理除盐水质量的保证
补给水处理采用的是工艺成熟的一级除盐加混床，选用了优质的离子交换树脂，所以，制取的除盐水可以满足压水堆核电站二回路水汽系统对补给水的水质要求。
3.2凝结水处理混床出水质量的保证
凝结水处理系统的条件就比较复杂。
3.2.1凝结水所含的杂质
凝结水含有锅炉给水、炉水加入的NH4OH等化学药品；水汽系统热力设备金属腐蚀产物；凝汽器泄漏时进入凝结水的冷却水；锅炉补给水带入的悬浮物和含盐量等各类杂质。尤其是为了调节给水pH值而加入的NH4OH，使凝结水中含有较高浓度的NH4OH，其[NH4 ]含量为0.5~3mg/L=0.029~0.176mmol/L；而凝结水中除OH-外，其余总阴离子约0.41μmol/L,可见NH4OH的浓度是其他盐类的70~429倍。
为了使凝结水处理混床正常运行，可在混床前设置前置RH型阳床，先将NH4OH和其他阳离子去除，剩余的阳离子和阴离子则由混床去除，以保证混床出水水质。
3.2.2凝结水混床树脂的溶出物[2][3]
凝结水的温度一般都在35℃左右，比补给水处理的水温高，对离子交换树脂的运行会产生不利的影响，尤其是高温可能会使树脂中的溶出物增加，例如以TOC为代表的有机物和SO42-等无机离子的溶出，影响混床的出水水质。
为了尽量降低凝结水处理混床出水中以TOC为代表的有机物和SO42-等无机离子，通过对离子交换树脂的筛选，选择出溶出物小的离子交换树脂。
3.2.3凝结水混床破碎树脂的泄漏
凝结水混床树脂在运行和再生的反复进行过程中，难免产生破碎树脂。这些破碎树脂一旦进入热力系统，在高温高压的作用下，必然会分解出以TOC为代表的有机物和SO42-等无机离子，从而影响混床的出水水质。
为了降低破碎树脂进入热力系统的可能性，首先要选择强度高的离子交换树脂；同时，在混床后装设可靠的树脂捕捉器。
3.2.4凝结水混床树脂的混合[4][5]
凝结水混床树脂再生混合后，送到混床内投入运行。但是，由于强碱阴树脂湿真密度比强酸阳树脂的湿真密度小，因此，混合后的树脂往往是上部主要是强碱阴树脂、下部主要是强酸阳树脂。
解决两种树脂混合，一是将树脂在混脂塔充分混合；二是在将树脂输送到混床时，混床底部的排水阀要全开，混床内不要留存水，并从混床底部通入压缩空气，使树脂不再二次分层。
3.2.5凝结水处理混床树脂失效后的分离[4][5]
凝结水混床树脂失效后采用的是体外再生，如果二种树脂分离不彻底，就会发生严重的交叉污染，混入强酸阳树脂的强碱阴树脂会转为RCl型，混入强碱阴树脂的强酸阳树脂会转为RNa型。这不仅降低了树脂的再生度，而且会导致混床出水水质下降。
为了解决凝结水混床树脂失效后的分离问题，可采用高塔分离法、锥体分离法、“顶、底双锥体分离法”和采用均粒树脂等方法，使树脂较彻底的分离。
4结论
压水堆核电站蒸汽发生器的管材必须采用价格昂贵的镍基合金Incone1600、Incone1800或Incone690等材料。这种镍基合金对除盐水中的SO42-、Na 、Cl–等微量离子很敏感，易产生腐蚀。而且蒸汽发生器一旦发生泄漏等故障，维修的条件非常困难。所以，对蒸汽发生器的给水水质要求很高，也即对补给水和凝结水的水质要求很高。
为了保证蒸汽发生器的给水水质，除了保证补给水的水质和加强蒸汽发生器排污外，主要可通过对凝结水处理树脂的筛选和对凝结水处理系统的运行、再生、分离等设备的选用，来达到蒸汽发生器的给水水质要求，从而达到压水堆核电站二回路系统水汽质量的要求。 ?????????????????? 貌似懂核电化学的不多啊~~~ 我略知一二，呵呵
谢谢楼主分享 学习学习。谢谢 学习了，呵呵 好像有点用，谢谢！！
页:
[1]