Пути совершенствования водно-химического режима второго контура АЭС с ВВЭР-1000 Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 621.039.519.2

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ВТОРОГО КОНТУРА АЭС С ВВЭР-1000

А.В. Шутиков, В.Е. Савченко, Ю.М. Виграненко, В.А. Хрусталев

Филиал концерна «Росэнергоатом» «Балаковская АЭС», г. Балаково, Саратовской обл.

E-mail: [email protected]

Показано, что коррекционная обработка рабочей среды второго контура этаноламином, проводимая наряду с другими мероприятиями, может существенно снизить процесс коррозионных повреждений в парогенераторе, приведет к росту тепловыработ-ки в нем и к возможности работы! реактора ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности.

В условиях подготовки к работе энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на повышенном уровне мощности изменение водно-химического режима (ВХР) второго контура должно быть направлено, прежде всего, в сторону снижения скорости эрозионнокоррозионного износа (ЭКИ) теплообменных трубок парогенератора (ИГ).

Коррозионное состояние теплообменных трубок ИГ зависит от количественного и качественного состава отложений на них. Как правило, причиной повреждения теплообменных труб является недопустимый уровень удельной загрязненности отложениями соединений железа и меди (локально до 500...1000 г/м2 при допустимой величине 150 г/м2) [1].

Химические промывки и продувки ИГ приводят к образованию значительных объемов трудно перерабатываемых жидких радиоактивных отходов, требуют дополнительного времени на их проведение, увеличивают дозовые нагрузки персонала, поэтому принятие решения об их проведении должно быть основано на всестороннем анализе состояния поверхностей теплообменных трубок ИГ, их удельной загрязненности и состава отложений.

Сложность поддержания ВХР второго контура связана с применением для оборудования и трубопроводов второго контура различных конструкционных материалов: аустенитные хромоникелевые стали (08Х18Н10Т) углеродистые стали (ст.20, 16 ГС, 10ГН2МФА), медные сплавы (МНЖ 5-1, Л 68). Это не позволяет поддерживать величину рН, соответствующую минимуму скорости коррозии каждого из них, что вынуждает идти на установление «компромиссной» величины и препятствует внедрению перспективных технологий водного режима. Это наглядно видно из рис. 1.

Поскольку в проектах АЭС с ВВЭР первого поколения трубные системы конденсатора турбины и подогреватель низкого давления (ИНД) выполнены из медьсодержащих сплавов, то для второго контура был принят аммиачно-гидразинный ВХР с величиной pH питательной воды 9,0±0,2. Ири таком ВХР особенно сложной задачей является подавление процессов коррозии-эрозии оборудования и трубопроводов конденсатно-питательного тракта (КИТ), изготовленных из углеродистых сталей и работающих в области влажного пара и двухфазных потоков.

Для действующих энергоблоков АЭС с ВВЭР

замена материала трубной системы конденсаторов турбин, подогреватель высокого давления (ИВД) и ИНД на титановые сплавы или нержавеющую сталь является дорогостоящим мероприятием. Однако эти затраты не сравнимы с затратами, связанными с заменой ИГ из-за повреждения теплообменных труб, которые в свою очередь зависят от материала оборудования КИТ и ВХР второго контура. Особенно, если речь идет об обеспечении возможности работы энергоблоков на уровне мощности выше номинальной.

Разработанные и реализуемые в последние годы мероприятия по совершенствованию ВХР второго контура, такие как коррекционная обработка рабочей среды второго контура гидроокисью лития, морфолином, этаноламином, консервация пленкообразующими аминами, наряду с повышением плотности конденсаторов турбин и вакуумной части конденсатного тракта, внедрением автоматического химического контроля могут существенно повлиять на процесс замедления коррозионных повреждений в ИГ.

Рис. 1. Поступление продуктов коррозии железа и меди в питательную воду в зависимости от pH

Начиная с 90-х гг. XX в. на АЭС с PWR США и ряда других стран (Корея, Южная Африка, Япония) наряду с гидразинно-аммиачным и морфолиновым вХр начал широко применяться ВХР с использованием высших аминов (этаноламин, диметиламин и триэтаноламин). В настоящее время ВХР с использованием высших аминов (в основном этаноламина и диметиламина) применяется на более чем 80 % АЭС с PWR США. В табл. 1 приведены сравнительные данные по количеству энергоблоков PWR в США с применением органических аминов.

В табл. 2 приведено ожидаемое снижение скорости ЭКИ по сравнению с аммиачным водно-химическим режимом.

Для АЭС с ВВЭР-1000 наиболее привлекательным является ВХР с дозированием этаноламина, так как этаноламин по сравнению с морфолином имеет меньшую молекулярную массу и большую константу диссоциации, и, для получения одинакового значения рН, этаноламина требуется меньше, чем морфолина. К тому же морфолин не производится в России.

Таблица 1. Количество энергоблоков PWR в США с применением органических аминов для коррекции ВХР второго контура

Основная добавка для корректировки рН среды второго контура Дополнительные корректирующие добавки, применяемые в смеси с основной добавкой 1996 1997 2000

Аммиак 13 5 1

Этаноламин 33 26 36

Этаноламин DMA (диметиламин) 1 2 13

Этаноламин МРА (метоксипропиламин) 1 4 3

Этаноламин 5АР (5-аминопентанол) 0 1 0

Этаноламин Морфолин 0 8 1

Морфолин 5 3 3

МРА 6 4 7

DMA Морфолин 3 3 3

МРА Морфолин 0 2 0

ВСЕГО: 62 58 67

Таблица 2. Оценка возможного снижения скорости ЭКИ при этаноламиновом режиме с поддержанием значений рН в питательной воде 9,0 (рН25 - значение при температуре 25 °С, рНт - при текущем значении температуры).

Наименование потока рН25 рНт Снижение скорости ЭКИ, разы

Аммиак Этанола- мин Аммиак Этанола- мин

Сепарат СПП 8,41 9,36 5,88 6,58 4,5

Конденсат греющих паров ПВД 8,78 9,14 5,72 5,92 2,1

тельной воде составляет 6...8 мкг/дм3, концентрация меди - 2...3 мкг/дм3).

Это приводит к:

• образованию отложений на теплопередающей поверхности парогенераторов;

• накоплению шлама в определенных зонах ИГ;

• интенсификации коррозионных процессов в зоне скопления шлама;

• необходимости проведения химических промывок парогенераторов,

а также снижает эффективность работы всех теплообменных аппаратов в конденсатно-питательном тракте, в том числе охладителей генератора.

В табл. 3 приведены данные измеренных концентраций продуктов коррозии по потокам второго контура блока № 2 Балаковской АЭС при гидра-зинно-аммиачном ВХР и расчетных концентраций при переходе на этаноламиновый ВХР.

Даже при достаточно консервативной оценке ожидаемого снижения скорости ЭКИ, можно рассчитывать на 50 % снижение выноса железа в парогенератор. Фактически при испытаниях этанола-минового ВХР на ряде АЭС вынос железа с сепара-том из сепаратора-пароперегревателя (СИИ) уменьшился в десять раз.

Таблица 3. Сравнение измеренных концентраций продуктов коррозии по потокам второго контура блока № 2 Балаковской АЭС при гидразинно-аммиачном ВХР и расчетных концентраций при переходе на этаноламиновый ВХР

Наименование потока Гидразинно- аммиачный ВХР Этаноламиновый ВХР

Fe, мкг/кг

Обессоленный конденсат 3,9 3,9

Конденсат за ПНД-4 5,1 3,6

Питательная вода за деаэратором 6,5 2,9

Питательная вода за ПВД 6,2 2,9

Сепарат СПП 8,9 1,9

В настоящее время подготовлено обоснование возможности и эффективности внедрения ВХР второго контура с дозированием этаноламина на АЭС с ВВЭР-1000, с внедрением этаноламинового ВХР второго контура на энергоблоке № 2 Балаков-ской АЭС.

Недостаток существующего ВХР второго контура заключается в том, что поддержание величины рН питательной воды осуществляется аммиаком, полученным в результате разложения гидразина. Высокая летучесть аммиака, при дополнительном поступлении анионов сильных кислот во второй контур, не обеспечивает величину рНт 5,7...6,0 в объеме парогенераторов. Содержание продуктов коррозии во втором контуре соответствует требованиям нормативной документации, но является достаточно высоким (концентрация железа в пита-

За годичную кампанию скорость накопления отложений продуктов коррозии на поверхности парогенераторов при гидразинно-аммиачном ВХР (при равномерном распределении отложений и без учета заноса теплообменной поверхности продуктами коррозии в периоды пусков) составляет 11,8 г/м2, а при переходе на этаноламиновый ВХР - 4,8 г/м2 (данные Балаковской АЭС).

Расчетные оценки показывают, что переход Ба-лаковской АЭС с существующего низкощелочного гидразинно-аммиачного ВХР на этаноламиновый ВХР позволит:

• выровнять величину рН в потоках второго контура, особенно, в двухфазных средах, и устойчиво поддерживать величину рН питательной воды на уровне 9,0...9,2, а продувочной воды ИГ -на уровне 9,2...9,6;

• снизить процессы эрозии-коррозии оборудования и трубопроводов КПТ, выполненных из углеродистых сталей;

• уменьшить концентрацию продуктов коррозии в питательной воде (до 3 мкг/кг и менее);

• снизить скорость образования отложений продуктов коррозии на теплообменных трубках ПГ;

• снизить повреждаемость теплообменных труб ПГ, что играет решающую роль при обеспечении работы блока на сверхноминальных нагрузках;

• повысить максимальную допустимую мощность генератора по условиям охлаждения (особенно в летний период).

Кроме того, этаноламин гораздо дешевле мор-фолина и, в отличие от морфолина, как уже отмечалось, выпускается отечественной промышленностью.

При величине pH питательной воды 9,0, что допустимо при этаноламиновом режиме, концентрация железа в питательной воде энергоблока № 2 Балаковской АЭС должна снизиться примерно с 6 до 3 мкг/кг. Добиться такого снижения продуктов коррозии в питательной воде с помощью гидразин-но-аммиачного ВХР при существующем наборе конструкционных материалов второго контура невозможно. По опыту применения этаноламиново-го ВХР скорость коррозии медьсодержащих сплавов в присутствии этаноламина не увеличивается.

Расчетная скорость отложений продуктов коррозии на теплообменной поверхности парогенераторов энергоблока № 2 Балаковской АЭС в амми-ачно-гидразинном режиме составляет 1,48 мг/м2-ч, при этаноламиновом - эта величина снизится до 0,6 мг/м2-ч. Соответственно должен возрасти меж-промывочный период парогенераторов и уменьшиться среднегодовой сброс жидких радиоактивных отходов.

Для нержавеющих сталей термическое сопротивление окисной пленки не превышает 1-10-5 м2-К/Вт, т. е. Д1ок<<Д1сп и это сопротивление можно не учитывать (Д?ж и А1сп - перепады температуры на окисной пленке и на стенке трубки, соответственно). Однако существенное влияние на величину А могут оказать отложения на трубах, имеющие большее термические сопротивления. Например, коэффициент теплопроводности отложений, состоящих из «солей жесткости», равен примерно 0,5 Вт/м-К. При толщине отложений 0,2 мм термическое сопротивление такой пленки равно 40-10-5 м2-К/Вт, что в 10...20 раз превышает сопротивление металла труб. При тепловом потоке #=(0,1...0,3)-106 Вт/м2 Д4Ш=40...120 °С, что для ПГ недопустимо (Д^ - перепад температуры на слое отложений).

В случае планирования работы блока с повышенной тепловой мощностью реакторной установки снижение загрязнений поверхностей ПГ может быть использовано для дополнительной годовой

б I, сут

Рис. 2. Процесс регулирования паропроизводительности ПГ при уровнях выше номинальной (а) и ограничения, накладываемые ВХР из-за снижения КПГ по условиям отложения продуктов коррозии на трубках ПГ (б)

выработки энергии. Примем, что процессы регулирования мощности ПГ в с-верхноминальном диапа-з_оне,-например, при 2 = 1,05 проводятся при В ш~2ш~Р т=1,05.рш в случае «чистого» ПГ с ос-редненным коэффициентом теплопередачи К,, а при «загрязненных» поверхностях нагрева ПГ -при значениях К]_а и К3.^а - соответственно по окончании условной годичной кампании с гидра-зинно-аммиачным и этаноламиновым ВХР. Эти процессы представлены на рис. 2 и описаны формулами (1), (2).

1

1

1 Йш Й

а +Л+а 1п|1+

Др

А!..

Qp = ^г = С‘рт • °рв ■Д!р1

(1)

(2)

В формулах (1), (2): а, ап - коэффициент теплоотдачи от реакторной воды к внутренней поверхности трубок ПГ и от наружной их поверхности котловой воде ПГ, кВт/м2-град; Ям, Яъ - коэффициенты теплопроводности металла стенки трубок ПГ и слоя отложений продуктов коррозии на трубках, кВт/м-град; 8М, 8Ъ - осредненная толщина стенок трубчатки ПГ и слоя отложений, м; ¥ш - поверхность ПГ, м2; Др - подогрев реакторной воды в активной зоне, град; Д/м - минимальный температурный напор в ПГ, град; Ов - расход (нерегулируемый) реакторной воды, кг/с; С‘рп - средняя массовая изобарная теплоемкость воды в процессе подогрева в активной зоне, кДж/кгтрад.

Из уравнений (1), (2) и ¡-д диаграмм теплообмена в ПГ (рис. 2) следует, что при ухудшении со временем Ксг11Т из-за постепенных отложений на внешней поверхности его трубок, выносов продуктов ЭКИ из конденсатно-питательного тракта, могут наблюдаться ограничения максимальной паро-производительности парогенераторов.

Формулы (1), (2) можно упростить к виду, более удобному для анализа

Qпг =- 1 ”

1

к,

= кз

• Епг -А^ = к:-а

Епг •АС-

Отсюда, к концу годичной кампании

Д£

= Qпг / Епг • К

= & Епг

ДК-а = / Епг

ки = а

1

(3)

(4)

(5)

:------+

0 X

г-а

з

г-а

В формулах (3)-(5): - средняя температура

реакторной воды в активной зоне (а.з.), град.; ¡П -температура насыщения котловой воды в ПГ, град; К3э_а, Ц_а - средние коэффициенты теплопередачи к концу «условной» годичной кампании с учетом

загрязнений и отложений на внешних стенках при этаноламиновом и гидразинно-аммиачном ВХР.

Таблица 4. Характеристики теплообмена в ПГ при разных ВХР в начале и конце годичной кампании (приближенный оценочный расчет)

Температуры воды и насыщенного пара и расчетные формулы Условно «чистый» ПГ при любых ВХР ПГ в конце годичной кампании <=1,05 при ВХР:

<3=1,0 <=1,05 Гидразинно- аммиачный Этаноламино- вый

Коэффициент теплопередачи, кВт/м2трад 5,0* ~5,0 4,72 4,88

Температура на входе в активную зону, в 291 295,15 296,85 295,85

Температура на выходе из активной зоны, 321 326,65 328,35 327,35

Средняя температура в активной зоне С"=( -и)/2 306,0 310,9 312,6 311,6

Обеспечиваемые давление и температура в ПГ: ( р, Па 278,4 281,9 281,9 281,9

63 66,05 66,05 66,05

Средний арифметический ДЪр=?р^ 27,6 28,98 30,7 29,69

Примем: еш<328,0 °С

1. Число суток годичной кампании до достижения 4=328 °С, Тк - - 294 сут. 365 сут. (нет ограничений)

2. Допустимый уровень мощности при гг=328,0 °С в конце кампании (ЪпГ=НрПГ)) - - <=1,04 <=1,05 (нет ограничений)

Примем: вш<327,0 °С

1. Число суток годичной кампании до достижения 4=327 °С, Тк - - 82 сут. 191 сут.

2. Допустимый уровень мощности при (/“=327,0 °С в конце кампании - - рП =62,8 бар N=0,996 РпГ =64,9 бар N=1,031

Примем: X - коэффициент теплопроводности (средний) для котловой накипи - 0,5...1,0 Вт/м2-К; удельный вес ~2,0-103 кг/м3 при массе отложений за годичную кампанию 11,8 г/м2 и 4,8 г/м2 при гидра-зинно-аммиачном и этаноламиновом ВХР. Составляющая 83/Я3 по слою отложений понизит к концу годичной кампании исходный К>пт «чистого» ПГ:

^УЯ^-Ю-6 м2-К/Вт; Й^Д^-М-4 м2-К/Вт; при К)=5'103 Вт/м2-К; 1/К0=2.10-4 м2-К/Вт;

К-а=4,72-103 Вт/м2-К; К|_а=4,88-103 м2-К/Вт.

Тогда, реальные с учетом текущего загрязнения поверхности коэффициенты теплопередачи в ПГ:

Рис. 3. Влияние ВХР на ограничения по тепловой мощности парогенератора при работе на исходной нагрузке (-=1,05 в течение «условной» годичной кампании:-----------гидразинно-аммиачный ВХР;------этаноламиновый ВХР

л 28

К- = К -0658• T = к° -а- • T;

К- = Ко -Ш• T = Ко-а- • T , (6)

где Тк - срок в сутках с начала кампании.

В табл. 4 приведены температурные характеристики теплообмена в ПГ для номинального режима и режима повышенной мощности Q=1,05 для ги-дразинно-аммиачного и этаноламинового ВХР. Выбран способ регулирования с обеспечением пропуска пара в турбину пропорциональным ростом давления в ПГ, -2=1,05. рПМ.

При расчете приведенных в таблице параметров были использованы следующие расчетные формулы:

д Ко - Ко •Atcp/(Cn -1 • Ate - С )

T (td°n ) =____________—L_________2__________•

Л в h -л а ’

“'г-а

д Ко - Ко •Ыркс -1 Ate - С )

T (t ) =____________-1_________2__________•

T ('e Л-л а ’

э-а

С = -1 • At - Ко • Ap •

s г-a e 2 e Кг_а ’

На данном частном примере видно, что всякое ограничение роста температурного напора в ПГ в у-словиях тепловой производительности выше 2ПГ=1,0 однозначно способствует реализации сверхноминальных мощностей энергоблока.

По общей выручке из-за роста выработки при эксплуатации энергоблоков на мощности выше номинального уровня эффект от внедрения этано-ламинового ВХР может достигать 180...200 млн р в год при тарифе 600 р/МВт-ч. Это наглядно видно из рис. 3, где линии 1-2 и 1 '-2" соответствуют для выбранного расчетного периода ограничениям по росту температуры воды на выходе из а.з. для сравниваемых ВХР.

В соответствии с данными табл. 4 и ри-. 3 при ¡/""<327,0 °С ограничения на мощность (2=1,05) начинаются для гидразинно-аммиачного на 83 сутки (т. 1), а для этаноламинового ВХР - на 192 сутки (т. 1') со снижением 2 к концу «условной» -одичной кампании в перв_ом случае до 0,996.2„0м (т. 2), а во втором - 1,046.2„0м (т. 2"). При ¡/""<328,0 °С подобные ограничения для этаноламинового режима вообще отсутствуют, а для ги-дразинно-аммиачного ВХР показаны линией Г-2".

Указанный эффект применения этаноламино-вого режима подтверждается ранее сделанным выводом о существенном повышении мощности энергоблоков АЭС с ВВЭР по условиям теплопро-изводительности ПГ при повышении требований к чистоте поверхностей. Однако эффективность этаноламинового режима не ограничивается только ростом тепловыработки ПГ. Пониженные скорости ЭКИ важны для длительных топливных циклов и межпромывочных периодов, особенно, в сочетании с переходом на сверхноминальные нагрузки.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Овчинников Ф.Я., Семенов С.В. Эксплуатационные режимы водоводяных энергетических реакторов. - М.: Энергоатомиз-дат, 1988 г. - 172 с.

2. Горохов А.К., Драгунов Ю.Г., Лунин ГЛ. и др. Обоснование физической и радиационной частей проектов ВВЭР. - М.: Академкнига, 2004. - 494 с.

Поступила 07.12.2006 г.