Теплоэнергетика, 2021, № 5, стр. 56-62

В соответствии с [1] на энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000, имеющих в своем составе оборудование, изготовленное из медьсодержащих сплавов, предусматривается поддержание во II контуре водно-химического режима с коррекционной обработкой рабочей среды морфолином и гидразин-гидратом (морфолиновый ВХР) либо этаноламином и гидразин-гидратом (этаноламиновый ВХР).

Для энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000, не имеющих в своем составе оборудования, изготовленного из медьсодержащих сплавов, рекомендуется либо аммиачно-этаноламиновый режим с повышенными значениями рН питательной воды (до 9.7) с коррекционной обработкой рабочей среды гидразином, этаноламином и аммиаком, либо аммиачно-морфолиновый режим также с повышенными значениями рН питательной воды (до 9.7) с коррекционной обработкой рабочей среды гидразином, морфолином и аммиаком.

До 2012 г. все действующие энергоблоки АЭС с ВВЭР-1000 были оснащены конденсаторами с трубной системой из медно-никелевого сплава МНЖ-5-1. Присосы охлаждающей воды в конденсаторах турбины составляли в среднем от 10 до 20 дм³/ч на Балаковской, Ростовской и Нововоронежской АЭС и от 200 до 400 дм³/ч на Калининской АЭС. Обеспечить более высокую герметичность конденсаторов на длительный период эксплуатации не удавалось. Мероприятия по поиску и глушению поврежденных трубок конденсаторов требовали много времени, что в свою очередь приводило к необходимости частичной разгрузки энергоблоков. В этих условиях для снижения концентраций солевых примесей (натрия, кальция, магния, хлоридов, сульфатов), поступающих с охлаждающей водой в рабочую среду II контура, блочная обессоливающая установка (БОУ) постоянно находилась в работе.

В настоящее время на энергоблоках № 1, 2 Ростовской АЭС применяется ВХР с дозированием морфолина и гидразин-гидрата, на энергоблоках № 1–4 Балаковской АЭС, на энергоблоках № 1–3 Калининской АЭС и энергоблоке № 5 Нововоронежской АЭС во II контуре используется ВХР с дозированием этаноламина и гидразин-гидрата. На энергоблоках № 3, 4 Ростовской АЭС проектом был предусмотрен аммиачно-морфолиновый ВХР с повышенными до 9.7 значениями рН питательной воды с коррекционной обработкой рабочей среды гидразином, морфолином и аммиаком. На энергоблоке № 4 Калининской АЭС ведется аммиачно-этаноламиновый ВХР с повышенными значениями рН. Нормы качества питательной воды, продувочной воды и диагностические показатели качества конденсата турбин и насыщенного пара ПГ АЭС с ВВЭР-1000 для этаноламинового и морфолинового ВХР в соответствии с требованиями [1] приведены в табл. 1–3.

Концентрации этаноламина и морфолина в питательной воде энергоблоков рассчитаны специалистами ВНИИАЭС при обосновании данных режимов таким образом, чтобы в водяном объеме парогенераторов была обеспечена щелочная среда. Наличие щелочной среды в объеме ПГ подтверждается результатами расчетов значений высокотемпературного ${\text{p}}{{{\text{H}}}_{t}}$ в “солевом” отсеке ПГ при максимальных концентрациях примесей в его объеме. Значения ${\text{p}}{{{\text{H}}}_{t}}$ в продувочной воде ПГ рассчитывались с помощью программы Multeq IPRI.

Ведение этаноламинового и морфолинового ВХР обеспечивает необходимые условия безопасной эксплуатации оборудования ПГ со стороны II контура благодаря устойчивому поддержанию высокотемпературного ${\text{p}}{{{\text{H}}}_{t}}$ в щелочной области.

Присосы охлаждающей воды на энергоблоках Ростовской АЭС в 2019 г. Номера столбиков соответствуют номерам энергоблоков

При ведении этаноламинового и морфолинового ВХР II контура снижается вынос железа с питательной водой в ПГ, уменьшается удельная загрязненность трубной системы ПГ, снижается риск образования зон с ухудшенной циркуляцией водной среды. Перевод энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 на ВХР с дозированием органических аминов позволил снизить поступление продуктов коррозии в объем парогенераторов и уменьшить удельную загрязненность теплообменных трубок (ТОТ) и, как следствие, опасность коррозионных повреждений в результате снижения поступления коррозионно-агрессивных примесей после замены трубной системы конденсаторов. В период с 2010 по 2018 г. концентрация железа в питательной воде ПГ на энергоблоках АЭС находилась в интервале 1.1–3.9 мкг/дм³ при среднем значении 2.3 мкг/дм³.

По результатам контроля удельной загрязненности имеющиеся отложения на ТОТ ПГ на действующих энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000 составили от 20 до 80 г/м² (предельное нормируемое значение 100 г/м²). Скорость роста отложений составляет от 4 до 8 г/(м² ∙ год).

Расчетная удельная загрязненность ТОТ ПГ, вычисленная по количеству продуктов коррозии, вымытых из ПГ при химических промывках, близка к загрязненности, определенной путем отбора проб отложений. Оба метода имеют погрешность, но по результатам визуального и телевизионного контроля можно считать, что реальные отложения на ТОТ не превышают полученных расчетных значений.

Результаты токовихревого контроля (ВТК) и количество заглушенных ТОТ подтверждают повышение уровня эксплуатации парогенераторов. Внедрение ВХР с дозированием органических аминов позволило значительно снизить поступление продуктов коррозии конструкционных материалов в объем парогенераторов, уменьшить скорость коррозионно-эрозионного износа трубопроводов и оборудования конденсатно-питательного тракта, а также стабильно поддерживать высокотемпературный ${\text{p}}{{{\text{H}}}_{t}}$ в щелочной области [2]. При этом отсутствуют условия, приводящие к упариванию коррозионно-агрессивных примесей в отложениях.

В табл. 4 приведены концентрации нормируемых солевых примесей в продувочной воде ПГ на энергоблоках при дозировании этаноламина и морфолина в 2012–2013 гг. Значения концентраций получены до замены конденсаторов, при повышенных присосах охлаждающей воды и очистке от 25 до 50% потока турбинного конденсата на БОУ. В этой таблице представлены также значения электрической проводимости, pH при комнатной температуре, данные расчета высокотемпературного ${\text{p}}{{{\text{H}}}_{t}}$ и концентрации неопределяемых анионов в пересчете на ацетаты.

При очистке до 50% потока турбинного конденсата массовая концентрация хлорид-ионов в продувочной воде ПГ была ниже 100 мкг/дм³, а концентрация сульфат-ионов превышала 100 мкг/дм³.

Повышенная концентрация натрия в продувочной воде ПГ в указанный период обусловлена вымыванием натрия из катионита фильтров смешанного действия (ФСД) после перевода его в морфолиновую или этаноламиновую форму. Насыщение катионита морфолином или этаноламином происходит через 8–10 сут работы. Таким образом, концентрация натрия на выходе ФСД превышала ее значение на входе на протяжении практически всего фильтроцикла ФСД. Следует отметить, что эффективность очистки по хлорид- и сульфат-ионам при этом оставалась удовлетворительной. Значения высокотемпературного ${\text{p}}{{{\text{H}}}_{t}}$ продувочной воды ПГ близки или равны нейтральному значению 5.61 при температуре 300°С.

В период с 2012 по 2016 г. на всех энергоблоках с ВВЭР-1000 была выполнена замена трубной системы конденсаторов на трубы из нержавеющей стали TP 316L или титановые сплавы ВТ1-0. Применяемые при реконструкции трубных систем конденсаторов титановый сплав или нержавеющая сталь имеют меньшую теплопроводность, чем исходный медьсодержащий сплав. В связи с этим ожидаемое ухудшение вакуума в конденсаторах было компенсировано уменьшением толщины стенки теплообменных трубок с 1 мм для сплава МНЖ5-1 до 0.5 мм для титанового сплава и нержавеющей стали, а также снижением парового сопротивления в новых трубных пучках, спроектированных по современным технологиям. Присосы охлаждающей воды в конденсаторах турбин на энергоблоках Балаковской АЭС и энергоблоке № 1 Ростовской АЭС составили от 1.0 до 2.5 дм³/ч. На энергоблоках Калининской АЭС стабилизировать присосы охлаждающей воды на минимальном уровне пока не удается (табл. 5).

В качестве примера на рисунке показаны присосы охлаждающей воды на энергоблоках Ростовской АЭС в 2019 г. Поступление примесей в ПГ с охлаждающей водой (натрия, хлорид- и сульфат-ионов и т.д.) на этой АЭС снизилось в среднем от 8 до 10 раз.

Эксплуатационные данные по качеству продувочной воды ПГ за период эксплуатации с 2016 по 2018 г. представлены в табл. 6.

Значительное снижение присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин позволило:

отключить фильтры ФСД очистки конденсата турбины для снижения поступления солевых примесей с присосами охлаждающей воды;

снизить в продувочной воде ПГ концентрацию коррозионно-агрессивных примесей (хлорид- и сульфат-ионов) до нескольких микрограмм на 1 дм³;

исключить опасность концентрирования (упаривания) агрессивных примесей в зонах с ухудшенной циркуляцией среды;

улучшить условия работы фильтров установки очистки продувочной воды ПГ;

снизить объем сбросных вод в окружающую среду путем сокращения числа регенераций фильтров БОУ.

Уплотнение конденсаторов на энергоблоках с ВВЭР-1000 позволило не использовать блочные обессоливающие установки основную часть времени эксплуатации. Подключение фильтров БОУ выполняется при пусках энергоблоков после ремонтов на 4–5 дней с производительностью, сниженной до 50% проектной, а в отдельные периоды эксплуатации энергоблоков БОУ подключается с производительностью до 25% проектного значения с целью снизить концентрации аммиака, карбонат- и ацетат-ионов. Такой режим эксплуатации ФСД БОУ исключает дополнительное поступление натрия и сульфат-ионов в рабочую среду II контура как с отмывочными и регенерационными водами БОУ, так и путем вытеснения натрия из катионита после его перевода в аминовую форму.

Основной источник попадания сульфатов в конденсат связан с их поступлением с ФСД БОУ по механизму “перекрестного загрязнения” катионита анионитом: при разделении шихты на фильтрах-регенераторах часть анионита попадает в катионит [3].

Анионит, находящийся в катионите, при регенерации катионита серной кислотой полностью переводится в бисульфатную форму. Затем при смешении катионита и анионита в шихте ФСД анионит будет находиться в смешанной гидроксильно-бисульфатной форме. Причем чем хуже произошло разделение, тем больший процент смолы будет иметь бисульфатную форму:

Анионит в бисульфатной форме устойчив только при низких значениях рН. При обработке анионита конденсатом с более высоким значением рН происходит процесс с высвобождением серной кислоты

По мере старения сильноосновного анионита в нем образуются слабоосновные группы (до 20% общего числа обменных групп)

Слабоосновные группы являются анионообменниками только в условиях низких значений рН, т.е. при “перекрестном загрязнении” катионита анионитом в условиях регенерации серной кислотой группы ${\text{O}}{{{\text{H}}}^{ - }}$ замещаются на группы ${\text{SO}}_{4}^{{2 - }}.$ При подключении фильтра в работу при более высоких значениях рН сульфированные слабоосновные группы гидролизуются и выделяют серную кислоту.

Расчетные значения высокотемпературного водородного показателя ${\text{p}}{{{\text{H}}}_{t}}$, приведенные в табл. 6 при низких концентрациях примесей в продувочной воде ПГ, значительно выше полученных до модернизации конденсаторов турбин (см. табл. 4).

При проектировании предполагалось, что при отключенных фильтрах БОУ соотношение массовых концентраций примесей в продувочной воде ПГ будет близко к соотношению этих примесей в охлаждающей воде, приведенных в табл. 7. Однако имеются заметные расхождения в соотношениях примесей в продувочной и охлаждающей воде. При низких концентрациях примесей в рабочей среде II контура незначительные изменения в качестве очищенного конденсата после ФСД БОУ, подпиточной воде, очищенной продувочной воде после установки очистки могут привести к расхождениям в соотношениях примесей в продувочной и охлаждающей воде. Качество продувочной воды ПГ при низких значениях присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин будет определяться качеством очистки водных сред на установках ионообменной очистки технологических сред: БОУ, установке очистки продувочной воды и водоподготовительных установках (ВПУ). Значительные отклонения концентраций примесей в продувочной воде ПГ от аналогичных показателей в охлаждающей воде должны служить поводом для анализа возможного изменения состава охлаждающей воды и эффективности работы водоподготовительных установок.