核電機組中對除氧器的性能要求

劉 熙

（中廣核工程有限公司，廣東 深圳 518124）

1 概 述

目前，600MW以上的國內火電機組中，最常見的除氧器主要有內置噴霧一體式除氧器、淋水盤有頭式除氧器和淋水盤一體化除氧器。

內置噴霧一體式除氧器是將加熱蒸汽通過進口接管，引到蒸汽分配管，然后再分至各蒸汽鼓泡管，加熱蒸汽被引至除氧器水箱下部，蒸汽從鼓泡管上的小孔排出，加熱除氧水箱中的給水。一部分蒸汽在加熱給水的過程中凝結成水，而另一部分蒸汽從液面溢出，與噴嘴噴出的霧狀給水進行熱交換，將給水加熱到對應壓力下的飽和溫度。在除氧器水箱上部汽空間，除去了凝結水中含氧量的70%～80%，然后在水箱下部完成對給水的最終除氧。

淋水盤有頭式除氧器最早出現于上世紀60年代，至今已有幾十年的運行實踐，為 HEI標準《STANDARDS and TYPICAL SPECIFICATION for TRAY YPE DEAERATORS》第七版唯一推薦型式［1］（HEI標準第六版則涵蓋了所有型式的熱力除氧器）。

淋水盤有頭式除氧器是將除氧頭中給水，通過彈簧小噴嘴霧化后，與自下而上的加熱蒸汽接觸，完成初步除氧。然后通過散水裝置進入除氧淋水盤，與自下而上的逆流蒸汽充分接觸完成深度除氧。經過深度除氧的給水，通過除氧頭與除氧水箱之間的接管進入除氧水箱。

淋水盤一體化除氧器出現于上世紀的90年代，基本結構與淋水盤有頭式除氧器相似。

內置噴霧一體式除氧器和淋水盤一體化除氧器沒有除氧頭，降低了設備高度，節約了土建成本，避免了水箱上部因安裝除氧頭而造成的集中載荷，使筒體應力大為減小，降低了筒體產生應力裂紋的可能性，由于具有這些優勢，已成為除氧器的發展趨勢?，F以內置噴霧一體式除氧器與淋水盤一體化除氧器進行對比分析。

2 核電站常規島汽輪機旁路系統

在常規火電機組中，不論采用一級大旁路系統、二級串聯旁路系統，還是三級旁路排放系統，當鍋爐與汽輪機負荷不匹配時，多余的蒸汽都是通過旁路系統排向凝汽器。核電機組的汽輪機旁路系統（GCT）分為兩大部分，分別為向凝汽器、除氧器排放的GCT－c部分和向大氣排放的GCT－a部分。其中的GCT－c部分與常規火電中的一級大旁路系統類似，區別在于部分蒸汽需要排向除氧器，而GCT－a作為GCT－c不可用時的應急手段，從而保證核反應堆的安全停堆。

GCT－c旁路排放閥分為4組，總排放能力為主蒸汽流量（1613.4kg／s）的85%。其中前3組，共有12個旁路排放閥，將蒸汽排向凝汽器，排放量為主蒸汽流量的72.6%，第4組有3個旁路排放閥，將蒸汽排向除氧器，排放量為主蒸汽流量的12.4%。在負荷變化較大時，汽輪機旁路系統需要開啟第4組旁路排放閥，向除氧器排放主蒸汽：

（1）由滿功率甩負荷至廠用電；

（2）滿功率時，汽輪機脫扣而不緊急停堆；

（3）滿功率時，汽輪機脫扣同時反應堆緊急停堆。

GCT－c旁路排放閥受核島控制信號的控制，核島控制信號可超越常規島控制信號，但當常規島凝汽器或除氧器不可用時，可閉鎖核島的控制信號。

當第4組旁路排放閥開啟時，向除氧器排放的主蒸汽通過抽汽管道排入除氧器，流量為主蒸汽流量的12.4%，約200kg／s，排放時間為50s。在排放過程中，需要考慮除氧器內部壓力上升的問題。

3 主蒸汽排入時除氧器內的壓力變化

由于淋水盤一體化除氧器的加熱蒸汽由汽空間進入，蒸汽不是直接接觸水箱中的水進行熱交換，而內置噴霧一體式除氧器的加熱蒸汽由鼓泡管引入水箱下部，能夠與水箱中的水進行充分的熱交換，故2種結構的除氧器采用第2組旁路系統進行排放時，內部壓力的變化曲線存在很大的差異。

以某核電站甩負荷到廠用電時為例：

（1）除氧器的正常運行壓力為0.9344MPa，除氧器設計壓力1.45MPa，除氧器有效容積410m3（正常液面到出水管頂部之間的水容積），總容積為710m3。

（2）0～50s內，第4組旁路排放閥在核島控制信號的控制下，在2s內由全關至全開，向除氧器排放主蒸汽，旁路排放的主蒸汽焓值h＝2773kJ／kg。

（3）50s后，第4組旁路排放閥關閉，常規島控制系統通過調節閥引入主蒸汽，控制除氧器壓力下降速率小于0.25MPa／min，可防止給水泵汽蝕，最終將除氧器壓力維持在0.27MPa下穩定運行。

根據核島蒸汽發生器（STEAM GENERATOR）水位控制的要求，汽輪機甩負荷至廠用電時，進出除氧器的工質流量變化曲線，如圖1所示。

圖1 甩負荷時進出除氧器的工質流量變化曲線

考慮凝結水在管道內的流動時間（與管道布置密切相關），以及凝汽器到除氧器之間管道和設備的熱容量，從汽輪機甩負荷開始，進入除氧器的凝結水溫度變化曲線，如圖2所示。

經過計算，內置噴霧一體式除氧器在汽輪機甩負荷時壓力變化曲線，如圖3所示。

而淋水盤一體化除氧器壓力變換曲線，如圖4所示。

由除氧器壓力變化曲線可以看出，在核電站汽輪機甩負荷的工況下，淋水盤一體化除氧器內壓力將迅速上升，5s左右將達到除氧器的設計壓力，這會造成安全閥動作。內置噴霧一體式除氧器壓力上升比較緩和，在整個排放過程中，除氧器內部壓力不會超過設計壓力。究其原因，主要是內置噴霧一體式除氧器的結構使得旁路排放的主蒸汽能夠與水箱中的水進行充分的熱交換，當除氧器壓力升高時，原來處于飽和狀態的水在新的壓力下成為了不飽和水，將大量吸收主蒸汽的熱能，從而緩解除氧器內部壓力的上升，而淋水盤一體化除氧器缺少吸熱過程。由簡單計算可知，當410m3的水由除氧器正常運行壓力下的飽和溫度，加熱到設計壓力下的飽和溫度的過程中，需要吸收的熱量為3.2×107kJ，相當于旁路主蒸汽在50s內帶入的熱量。

4 設備及系統改進建議

4.1 淋水盤一體化除氧器本體結構優化

可以考慮在淋水盤一體化除氧器的水箱內，布置類似于內置噴霧式除氧器的鼓泡管結構，將正常加熱除氧的蒸汽管道和進行旁路排放的蒸汽管道分開設置，正常運行時，加熱蒸汽仍通入除氧器的汽空間。旁路排放時，利用鼓泡管結構將旁路蒸汽引入水箱的水中，利用水進行消能，鼓泡管不承擔正常運行時的除氧功能。鼓泡管由進汽母管、分配支管、擴散器（消能裝置）、防振支架等結構組成。

在鼓泡管的設計中需要考慮：

（1）合理設計鼓泡管上的開孔數量、開孔直徑和孔間距，降低排放時產生的噪聲。蒸汽在水下噴注時，噪聲主要由兩部分組成，一是高速蒸汽噴射時產生的湍流噴注噪聲；二是由于溫度較高的蒸汽與溫度較低的工質接觸時產生相變而引起的汽液相變噪聲。經研究得出3個結論，（a）噴注噪聲A聲壓級和噴嘴處的汽流速度存在正比關系，即A聲壓級隨蒸汽流量的增加而增大；（b）盡管噴嘴孔徑對蒸汽噴注噪聲的影響不明顯，但孔徑大小可明顯改變噴注噪聲A聲壓級曲線的形狀和最大聲壓級出現的位置；（c）較小的孔間距有利于降低蒸汽水下噴注噪聲。

（2）在水空間均勻布置鼓泡管，以充分利用除氧水箱中給水的消能作用，避免因為加熱不均出現溫度梯度。

（3）鼓泡管需要保證足夠的剛度，當設計鼓泡管的一端為自由端時，需要考慮在鼓泡管的中下部，增焊防振角鋼，可減少運行中管道產生的振動。

（4）正常運行時，鼓泡管的水下部分充滿了水，當旁路蒸汽進入鼓泡管時，強行將水從鼓泡管的開孔中排出。由于水在鼓泡管內流動阻力較大，在旁路排放的初期，鼓泡管內的壓力將呈現上升趨勢，鼓泡管的設計壓力要高于除氧器的設計壓力。

4.2 核電站中汽輪機旁路系統優化

當百萬千瓦級核電機組的汽輪機發電機組采用全速機時，由于壓水堆核電站主蒸汽參數低、流量大的特點，汽輪機的低壓缸末級葉片高度達到了945mm，已接近了當時材料設計的極限（現可達1200mm）。因受排汽面積的限制，當背壓降低到一定程度（阻塞壓力），汽輪機的排汽損失增大，此時再降低背壓，機組的出力反而下降。

當采用半速機后，由于轉速降低，低壓缸末級葉片的高度可達到1430mm，低壓缸具備了更大的排汽面積，此時可通過增大凝汽器換熱面積和凝結水流量，降低凝汽器背壓，提高機組出力。國內某核電站采用不同機組的凝汽器換熱面積對比數據，見表1所示。

表1 不同核電機組的凝汽器換熱面積對比

采用全速機時，由于凝汽器的換熱面積和循環水流量較小，如果將所有的汽輪機旁路蒸汽全部排入凝汽器，在夏季工況里凝汽器單邊運行時，凝汽器壓力將上升至70kPa，超過保護閾值（50kPa），觸發凝汽器不可用的電信號，從而閉鎖核島發出的汽輪機旁路排放信號，將引起向大氣排放的GCT－a排放閥或主蒸汽安全閥動作，在核電站的設計和運行過程中，應盡量避免出現這種狀況。

當采用半速機時，即使將所有的汽輪機旁路蒸汽全部排入凝汽器，在夏季工況里凝汽器單邊運行時，凝汽器壓力仍低于40kPa。因此，在系統設計時，可將所有的旁路主蒸汽全部排向凝汽器，為除氧器在選型時，提供更大的選擇空間。當然這樣的修改也是滿足URD用戶文件［3］要求的。

5 結 語

系統正常運行時，淋水盤一體化除氧器在性能上完全能夠滿足核電站的要求，但工作在汽輪機旁路工況下，將在短時間內引起除氧器超壓，致使安全閥動作。因此，當淋水盤一體化除氧器應用在核電站的回熱系統中，必須增加類似鼓泡管的結構，利用水箱中給水進行消能。同時，從核電站系統設計的角度進行優化，將旁路蒸汽全部排放至凝汽器，能夠滿足核島反應堆控制和保護的要求。

［1］STANDARDS and TYPICAL SPECIFICATIONS for TRAY TYPE DEAERATORS ［S］.Ohio： HEAT EXCHANGE INSTITUTE，2003.

［2］馬憲國，陳之航，趙在三.動力設備中蒸汽噴注噪聲的研究［J］.動力工程，1998，18（2）.

［3］ ADVANCED LIGHT WATER REACTOR UTILITY REQUIREMENTS DOCUMENT ［S］.California：Electric Power Research Institute，1993.