目前,我国核电厂的堆型均为压水堆机组,其水汽系统流程见图1。

　　 图1中可以看出,进入核电厂蒸汽发生器的工质为凝结水和除盐水,水汽系统中的主要杂质为凝汽器渗漏的冷却水和除盐水含有的杂质。

　　 进入蒸汽发生器的水质不合格会引起热力设备的腐蚀、磨蚀、结垢、积盐等现象,从而影响热力设备运行的经济性和可靠性,增加设备维护费用,并会缩短其使用寿命。

　　 二回路水质恶化的原因主要有①除盐水中含有的杂质进入热力系统;②凝汽器冷却水渗漏使杂质进入蒸汽凝结水;③金属腐蚀产物被水流携带;④蒸汽污染即蒸汽携带。

　　 为保证核电机组长期安全稳定经济运行,核电厂对进入蒸汽发生器的水采取的应对措施为:提高除盐水的产水品质,设置凝结水精处理系统净化凝结水,此外,对给水进行一些必要的化学加药处理,防止腐蚀结垢现象的发生,如加联氨处理,消除给水中的残余氧,给水加氨或胺类处理,调节凝结水和给水的pH,还有对进入蒸汽发生器的水进行水质调节—调节pH-磷酸盐处理。

　　 综合起来说对二回路水化学的设计控制要点就是①高品质的除盐水;②凝结水精处理;③通过化学加药维持较高的pH;④通过热力除氧、化学除氧控制溶解氧含量。

　　 对于除盐水系统来说,应根据不同的水源水质特点和用户对除盐水水质的需求制定合理的除盐水处理工艺方案。就一般水质而言,除盐水工艺都会选择反渗透技术。因反渗透技术成熟、可靠,并具有传统离子交换技术无可比拟的优越性,从而得到日益广泛的应用。但是由于反渗透系统水的利用率低,在淡水资源缺乏的地区其应用在一定程度上受到限制。本文着重就除盐水的水质、水量、处理工艺及节水问题进行分析。

　　 不同堆型的核电机组对除盐水水质的要求不同。经不同工艺处理后的除盐水水质指标不同,需根据进水水质及用户对水质的需求,合理制定合适的除盐水工艺以满足用户的需求。

　　 国内现有正在运行的核电站堆型以M310堆型为主,田湾核电站为VVER堆型,正在建设的还有AP1000堆型以及EPR堆型。

　　 上述各堆型的核电机组对除盐水的水质指标要求见表1。

　　 从表1可看出4种堆型对除盐水的水质要求各不相同,AP1000最高、EPR和M310堆型的除盐水水质指标较高,VVER稍次之。

　　 AP1000、EPR、M310堆型都是立式蒸汽发生器。VVER-1000型机组的蒸汽发生器是卧式蒸汽发生器,它避免了二次侧管板上的污垢沉积,因此,它的抗腐蚀能力比立式蒸汽发生器要好。这也是VVER-1000型机组对除盐水的水质要求比其他百万千瓦级压水堆核电机组的水质要求低的原因。

　　 AP1000除盐水水质指标要求高的原因还有AP1000堆型机组60年运行寿期的考量。蒸发器补给水的品质越高,越有利于二回路设备的长期稳定安全运行。美国电力研究院EPRI和西屋公司通过对核电厂水化学工况的长期研究,出于在蒸发器补给水的品质和二回路水化学控制之间的平衡考虑,确定了AP1000的补给水品质。

　　 除盐水处理系统的设计出力应根据核岛、常规岛及其他辅助系统除盐水用量资料经计算确定。

　　 (1)常规岛正常水汽循环损失可取正常蒸发量的1%。

　　 (2)全厂除盐水水量损失包括:常规岛正常水汽循环损失,常规岛闭式冷却水系统补充水,热水生产及分配系统补充水,蒸汽转换器系统补充水,辅助给水系统补充水,发电机定子冷却水系统补充水,化学取样系统损失,核岛正常运行补充水,凝结水精处理系统损失。

　　 已知上述水量的前提下,可计算出除盐水的设计规模,确定设计出力。

　　 《发电厂化学设计规范》(DL 5068-2014)包含了核电厂常规岛化学设计的相关要求,依据该规范并结合我们的设计经验,在用户用水资料不全的情况下,可采取如下的计算方式。

　　 M310、AP1000堆型除盐水设计出力的确定:核电厂正常水汽循环损失可按全部蒸汽发生器连续蒸发量的1.0%计,蒸汽发生器排污量按连续蒸发量的0.1%计(设有蒸汽发生器排污水回收装置的,其水汽损失按一堆考虑),则除盐水的正常补水量为:全部蒸汽发生器连续蒸发量×1%+最大一台蒸汽发生器连续蒸发量×0.1%,再考虑一定的自用水量。最大出力考虑为正常补水量+最大一台蒸汽发生器连续蒸发量的2.0%。

　　 VVER-1000型除盐水设计出力的确定:除盐水设计出力为蒸汽发生器连续蒸发量的1%+25m³/h(25m³/h为启动、事故时所造成的平均损耗)。最大出力为最大一台蒸汽发生器连续蒸发量的3.0%。

　　 除盐水水箱的设定:除盐水箱的调节容积应配合除盐水的总出力,满足最大一台机组启动工况的最高用水量。

　　 对于以海水淡化为水源的除盐水工艺,因一级反渗透产水TDS<350mg/L(水源为我国海域范围内),产水TDS为中等含盐量水,与一般淡水水源采用的除盐工艺类似,为二级反渗透+一级除盐+混床。

　　 分析上述核电厂除盐水处理工艺,由于进水水质的不同,采用的处理工艺也不尽相同。

　　 岭澳核电站由于水源水质好,含盐量低,COD低,采用传统的离子交换除盐工艺,就能得到满足水质要求的除盐水;相比较而言,秦山二期扩建工程、福建福清核电厂一期、田湾3号及4号机组的除盐水生产系统工艺都采用了反渗透+离子交换的工艺。

　　 综合考虑进水含盐量、进水有机物和产水TOC选择反渗透作为除盐水工艺。

　　 秦山三期扩建工程、福建福清核电厂一期、田湾3~4号机组工程的进水含盐量都在200~500mg/L,但作为除盐水生产系统的原水,如直接进入离子交换进行后续处理,阳、阴床运行1~3d就需再生,如采用反渗透系统预脱盐后再接离子交换进行处理,由于反渗透(RO)装置能将给水的含盐量降低到原水的1/20~1/10,离子交换除盐设备的漏过率减小,提高了除盐水的产水品质,阳、阴床运行周期可延长至7~10d,混床运行周期可延长至15~20d。

　　 传统的离子交换除盐系统不能深度去除有机物,而反渗透系统在去除原水中95%以上的阳、阴离子的同时还能除去有机物。这一条也是至关重要的。

　　 在地表水日益恶化的今天,反渗透装置的采用可以确保除盐设备的长期稳定运行。田湾一期为VVER堆型2台百万千瓦级机组,除盐水对TOC指标的控制为<200μg/L,采用离子交换工艺可以满足水质要求。M310堆型除盐水TOC控制指标不能超过100μg/L,AP1000堆型TOC不能超过50μg/L。当除盐水的工艺仅采用离子交换处理时,其出水的TOC不能满足M310、AP1000堆型百万千瓦级机组对水质的要求。

　　 事实证明,除盐水工艺采用反渗透系统,产水水质在含盐量和TOC的控制上都达到了一个较高的水平。否则,当产水TOC超过100μg/L时,以此作为M310堆型机组二回路热力系统的补给水时,在高温、高压下,会使蒸汽发生器中水的pH偏低,不呈碱性,从而引起蒸汽发生器二回路侧的腐蚀和腐蚀产物结垢等故障。在不采用凝结水精处理系统的核电厂或电厂凝结水精处理系统不运行时,除盐水补给水对蒸汽发生器内水的品质尤为重要,若TOC不合格,有机物随除盐水进入蒸汽发生器,严重时会引起爆管事故或汽轮机内部腐蚀。

　　 资料显示,秦山一期、秦山二期的除盐系统不能满足WANO(世界核营运者协会)化学性能指标(CPI)^[2] 。WANO化学指标定义为在机组核功率水平超过30%的情况下,将所选择的化学指标(杂质和腐蚀产物)含量的季度平均值与各自相应的“限值”进行比较所得的数值。它是评价机组二回路水质状况的重要指标,利用其可深入分析二回路的水质,总结水质控制经验,制定改善水质措施。为保证出水水质,后进行技改,在离子交换前增加了反渗透装置。

　　 秦山一期300MWe机组原除盐水主要工艺为:过滤+阳、阴、混床,上世纪80年代末期投入制水。秦山一期发电后,在OSART(运行安全评审)、WANO的评审过程中,电站的化学指标明显低于国外电站,经分析除水汽系统的泄漏、腐蚀外,除盐水补给水水质不高也是主要因素。因此在1999~2000年进行了除盐水系统的改造。

　　 现经过10余年的运行,除盐水水质良好,除盐水的化学指标在每个循环运行周期中有2/3时间达到中值水平。改造后的系统减轻了运行人员的工作量,提高了系统的管理和控制水平,并取得了良好的经济效益。

　　 秦山一期除盐水系统改造前后离子交换器运行周期的比较见表4。

　　 综上所述,采用反渗透工艺具有以下优点:①后续离子交换设备运行周期长,再生次数少;②再生酸碱耗量低,运行成本低;③废水排放量少,保护环境;④占地面积小,工作人员劳动强度低;⑤提高了水处理装置运行的灵活性和可靠性。

　　 因此,反渗透系统的设置是非常必要的。

　　 采用反渗透系统的工艺虽然具有如上优点,但水的利用率较低,以淡水水源为原水的反渗透系统,系统回收率只有75%。一般反渗透系统前采用的预处理工艺有两种,一是介质过滤如双滤料过滤器,另一种是超滤(UF)系统。双滤料过滤后的出水SDI<4,超滤出水SDI可达到<2,对反渗透系统运行更有利,可保证反渗透系统持续稳定运行。如前面采用超滤,超滤的回收率约为90%,这样,整个除盐系统的水的利用率就只有60%左右。因此由于水资源紧张而不采用反渗透工艺是得不偿失的,我们可以通过采取回收超滤废水和回收反渗透浓水来增加水的利用率。

　　 超滤系统不添加任何化学药剂的反冲洗水、快冲水,除水中悬浮物较超滤进水高外,其余水质指标均远低于原水的各项指标,可回收到淡水厂的预处理系统,重新处理使用。

　　 反渗透浓水除了盐分较高外,其余水质与预处理产水水质相近,回收反渗透系统的浓水,可用于如下用途:

　　 (1)反渗透浓水在内陆核电厂中可考虑补充到循环冷却水系统,但反渗透浓水的含盐量较高,要考虑结垢的问题。

　　 (2)反渗透浓水可回用于过滤器的反冲洗。

　　 (3)对反渗透浓水进一步脱盐,整个反渗透系统的回收率可达到88.75%~90%。此方案运行安全性好,耐冲击性好,国内运行经验较多。

　　 以某核电厂除盐水设计为例简要进行介绍。

　　 如前所述,某核电厂除盐水设计出力按4台机组考虑,经计算除盐水系统的设计出力为3×160m³/h。因本工程后续2台机组暂定为AP1000堆型,出水水质指标按AP1000进行设计。

　　 某核电厂淡水资源紧张,采用传统的离子交换工艺虽然可以节约用水,一定程度缓解用水紧张的问题,但由于原水有机物含量高,传统的离子交换对有机物的去除率很低,不能满足产水水质需求。

　　 反渗透系统在去除有机物的同时还能除去原水中绝大部分的阳、阴离子。

　　 据此,除盐水的设计方案可采用如下2个:①UF+RO+离子交换;②UF+一级RO+二级RO+EDI。

　　 经济比较见表5,技术比较见表6。

　　 EDI作为新兴技术,在国内业绩相对较少,运行维护可借鉴的经验较少,长期运行的可靠性有待验证,工程投资高,运行电耗高等缺点,建议现阶段不宜采用。

　　 为解决反渗透系统水的利用率较低、缓解淡水资源紧张的问题,考虑采用回收超滤废水和反渗透浓水的方案。以反渗透浓水回收为例,某核电厂除盐水的总投资约2 200万元,反渗透浓水回收部分的投资低于200万元,低于整个除盐水系统设备投资的10%,反渗透浓水回收设备设置后,每列反渗透系统的产水量由160m³/h增至186.65m³/h,日节约淡水640 m³,最高日3列运行,可节约淡水量1 900m³/d。投入产出比高。反渗透浓水未回收前,整个除盐水系统水的利用率为65%;反渗透浓水回收后,整个除盐水系统水的利用率为78%~79%,浓水回收对整个除盐水系统水的利用率贡献是13%~14%。若再回收超滤废水,对整个除盐水系统水的利用率贡献可达20%以上,节水效果非常可观。

　　 设计的除盐水主要工艺流程见图2。

　　 经上述工艺处理的除盐水,出水水质良好,完全满足设计要求。淡水的利用率可达86%,淡水得到充分的利用。同时满足了出水水质和对淡水利用率的需求。

　　 在核电厂的除盐水处理工艺设计中,应充分了解除盐水各用户对水质、水量的要求,并根据淡水资源、原水水质等情况,经过充分论证和技术经济比较后,合理确定除盐水生产系统的规模和除盐水处理的工艺流程,以确保核电厂热力设备在全寿期内的安全、经济、稳定运行。

　　 地下水水中的有机物含量较低,一般经水厂处理后,TOC都可达标,但因地表水水质日趋恶化,建议即使含盐量很低(100~200 mg/L)的情况下,在工艺方案技术经济比较后,综合各方面因素,尽量考虑设置反渗透装置,合理选择制定可行的除盐工艺,以保证整套除盐系统的运行稳定性。

　　 对于较高含盐量和有机物的地表水,建议采用如下的除盐工艺:超滤+反渗透+一级除盐+混床。

　　 对淡水资源缺乏的地区,应考虑采用回收超滤废水和反渗透浓水的方案。对于淡水厂与除盐水厂房布置在一个区域内的,废水和浓水回收至淡水厂方案可行,若淡水厂与除盐水厂房不建在一个区域的,回用需远距离输送,则性价比不合适。而对反渗透浓水进一步脱盐,在提高反渗透系统回收率的同时又节约了淡水资源,减少了废水排放量,并降低了对环境的污染,是较佳的回用途径。