核電機組真空系統技術改造效果不明顯的分析及改進措施

任明華

【摘 要】在核電機組的運行中，凝汽器的真空受到如凝汽器熱力特性、循環水流量、抽真空系統運行效率等多種因素影響，而凝汽器真空的高低將直接影響機組的熱效率和經濟性。為了提高在運電站經濟效益，本人所在電站曾將抽真空系統的工作水冷源部分改為空調冷凍水進行冷卻，但實施后效果不明顯，本文就此現象進行了理論分析和現實驗證，指出由于冷源僅部分修改為冷凍水后真空泵運行出力不均衡是導致改造效果不佳的主要原因，并給出了改進措施，預期可以達到較好的經濟效益。

【關鍵詞】核電;真空;運行優化;改進措施

【Abstract】During the nuclear power plants operation， the vacuum of condenser is affected by many factors， such as the thermal performance of condenser， circulating water flow， vacuum-pumping system efficiency. The condenser vacuum level will directly affect the thermal efficiency and economy of the plant. In order to improve the economic benefit of power plant in service， The cold source of vacuum system pump had changed to the chilled water for cooling， but the effect is not obvious， this paper analyzes in theory and reality， pointing out that because the cold source is only partially modified for chilled water ， and gives the improvement measures. It can be expected to achieve better economic benefit.

【Key words】Nuclear power; Vacuum; Operation optimization; Improvement measures

0 背景

在運電站的經濟效益的提高，必須研究真空系統運行的優化。只有當真空嚴密性良好和真空泵出力正常時，能夠將漏入凝汽器的空氣量全部抽出，則對凝汽器傳熱系數幾乎不會產生影響。當漏入空氣量增加或真空泵出力不足時，漏入凝汽器的空氣量大于真空泵抽出的空氣量，空氣量將在凝汽器內積聚，空氣濃度增加，使得總體傳熱系數K下降，嚴重影響機組熱效率和發電出力。因此有必要分析影響抽真空系統運行效率的影響因素，并研究改善提高措施。

1 水環真空泵工作原理及運行效率分析

CP650機組采用NASHTC11型水環真空泵作為抽真空設備。水環真空泵憑借著運行經濟、結構獨特、工作安全可靠、壽命長、維修工作量小、操作安全、簡便等優點，被電站廣泛采用。

圖1 水環真空泵的工作原理

Fig. 1 principle of water ring vacuum pump

1-水環;2-吸氣口;3-排氣口;4-泵體;5-葉輪.

1-water ring;2-suction;3-exhaust;4-pump body;5-impeller.

水環真空泵是以泵轉動部分的機械作用排除泵體內的氣體為理論基礎的。其工作原理如圖1：葉輪偏心安裝在注有適量工作水的泵體內，當帶有若干葉片的轉子旋轉時，由于離心力的作用，注入泵體內的水被甩到泵體四周形成水環，葉輪輪轂與水環表面之間也形成月牙形空間。轉子每旋轉一周，轉子上相鄰兩葉片與水環間所形成的密閉空間均做由小到大、由大到小的反復性變化。當空間由小變大時，產生真空，經進氣口吸入氣體：由大到小時，產生壓力，氣體被壓縮并通過排氣口排出。由于每個相鄰葉片與水環所構成的空腔均處于不同的容積變化過程，因此當轉子旋轉時，泵的吸排氣過程均是連續、不間斷過程。

水環真空泵性能的影響因素：

CP650核電機組冷端系統配置的抽氣設備是NASHTC11型水環真空泵，其在P=3.34kPa，工作水溫15℃時對應的抽氣能力為1150-2150ft3/min、64.3-120.2kg/h。其性能曲線如圖2。

圖2 水環式真空泵性能曲線

Fig. 2 Nash hytor performance curve

圖3 實際真空泵性能曲線

Fig. 3 The actual pump performance curve

影響水環真空泵運行性能的因素主要有：工作水進口溫度、吸入壓力、抽汽氣混合物溫度、工作水流量、抽氣介質和真空泵轉速等。當水環真空泵各參數發生變化時，特別是工作水進口溫度和抽氣溫度，真空泵的工作性能將發生極大變化。圖3為實際真空泵的運行性能曲線，可以看出：實際真空泵性能曲線與規定條件下的真空泵性能曲線差別很大，必須對其進行修正。工作水溫度升高、吸入口壓力降低、抽氣溫度升高等都將降低真空泵的抽吸能力，反之亦然，且上述因素之間多相互影響。工作水溫度是影響真空泵性能的主要因素，它不受凝汽器和抽氣設備狀態的影響，只取決于其冷卻系統的工作性能。因此可以通過降低工作水溫度來提高真空泵性能。

2 抽真空系統工作水溫優化運行

CP650核電機組真空系統的真空泵，取自SER水，采用常規島閉式冷卻水SRI對其進行冷卻。在機組運行初期，連續數個循環內冬季工況，凝汽器氧含量超標.具體現象是隨著冬季氣溫的降低，二回路凝結水溶解氧含量呈此續升高的趨勢，氧含量達到了60PPb左右，嚴重偏離技術規范對二回路水質的要求。

為了查找凝結水氧含量超標原因，2005年1月運行人員嘗試對CVI泵出口冷卻器溫度進行調節（對分離器進行換水），結果顯示溶解氧出現了較明顯的下降，圖4為1月28日8：45對2CVI泵分離器換水引起的溶解氧變化圖（10：00結束）。圖5為1月28日19：00 1SRI水溫調低（影響CVI泵出力）引起的凝結水溶解氧變化圖。

圖4 2#機凝結水溶解氧變化圖（1/28/2005）

Fig. 4 The unit 2 variations of dissolved oxygen in

condensation water（1/28/2005）

圖5 1#機凝結水溶解氧變化圖（1/28/2005）

Fig.5 The unit 1 variations of dissolved oxygen in

condensation water（1/28/2005）

原因在于真空泵冷卻水最初采用混合以后的閉式冷卻水SRI，在冬季的溫度一般維持在26度左右。通過SRI水冷卻后的真空泵工作水溫度一般是在30度，故真空泵內工作水的溫度大約在33度左右，這樣真空泵吸入口真空僅有5.0kPa。這樣的抽吸能力在夏季凝汽器真空約8-9kPa的工況下不會有問題;但在冬季，凝汽器內由于循環水溫過低導致汽輪機排汽過度冷卻形成的真空值高達2-3kPa，這樣真空泵抽吸不凝氣體的能力就很低，甚至可能導致空氣反向流向凝汽器，最終導致凝汽器內不凝氣體集聚，不凝氣體分壓增加，表現為凝結水氧含量超標。為此實施了技術改造，將真空泵冷卻水改自SRI111VD下游，未經旁路混合（冬季溫度一般為14-15度），這樣真空泵在冬季的工作水溫可降至20度，對應的吸入口真空可達2.3kPa，完全滿足冬季對真空泵不凝氣體抽吸能力的要求。

這雖然解決了冬季凝結水氧含量偏高的問題，但是對于夏季循環水高溫運行工況，由于真空泵熱交換器SRI側入口溫度可達30℃，出口溫度為35℃，工作水溫度一般為38-40℃，其吸入口真空為6.6-7.4kPa，而此時凝汽器真空值一般為8-9kPa，雖然可以滿足要求，但抽吸壓力不足、真空偏低，嚴重影響機組熱效率。

為了進一步改善夏季機組真空偏高問題，工程上的常用方案：使用冷凍水作為冷卻水源、更換冷卻器提高換熱效率等。由于更換熱交換器需論證設備的匹配性，且不易于實施，本文將重點分析使用冷凍水作為冷卻水源的可能性。

表1 技改前后真空泵運行數據

Tab.1 Improved vacuum pump running data

由于機組實際上僅對CVI301PO進行了改造（該項改造現已拆除），從上表數據可以看出，這就帶來了以下問題：

1）2005年2月，2SRI技改尚未實施，CVI301PO使用SES冷卻為7℃（夏季SES正常投運期間溫度略高，為10.5℃）;CVI101PO仍使用混合后的SRI水冷卻（27℃），其運行工況接近夏季運行工況，其吸入口極限壓力為5.26kPa。由于CVI301PO吸入口在工藝回路上處于抽氣總管的最上游，并且其吸入口壓力遠低于另外一臺運行泵，這就使得大量的不凝結氣體和水蒸汽的混合物吸入CVI301PO，幾乎所有的水蒸汽凝結的汽化潛熱釋放到CVI301PO工作水中，301PO熱交換器的溫升達15.1℃，而101PO熱交換器溫升僅為2.2℃。根據上表數據進行計算，可以看出CVI301PO的出力或抽吸效果非常好，K1值達到了3.699，而101PO的K1值為負值，說明其對凝汽器真空的維持并無貢獻，若其吸入口逆止閥故障的話還有可以能反吸空氣至凝汽器。但即使如此，在試驗運行期間，僅單臺泵采取SES冷卻，凝汽器真空仍舊提高了2kPa，凝汽器排氣溫度也降低到30℃左右，這說明降低工作水溫的有效性。

2）查詢系統手冊知SES系統運行參數如下：供水母管壓力為0.32MPa（低于SRI出口0.6MPa的壓力），供水設計流量100T/h，壓縮機組功率2×17kW，夏季載荷一般保持87%，出水溫度10.5℃。在夏季各變風量機組啟動使用SES冷凍水后，直接導致用于抽真空系統的SES冷凍水流量不足（2005年運行期間曾因DVM使用SES冷凍水導致冷凍水流量不足，最終切換回SRI冷卻）。另外，2005年試驗運行期間主要在冬季，凝抽氣中水蒸氣含量遠低于夏季運行工況，夏季凝汽器內乏汽冷凝不足，也使得大量的水蒸氣冷凝在抽吸效果較好的CVI301PO。這兩方面原因導致夏季工況CVI301PO工作水溫持續升高，最終接近另外一臺運行泵，對真空的改善提高作用嚴重下降。

3）在實施真空泵SRI冷卻水切換至111VD下游技術改造后，由于冬季海水溫度較低（最低7℃左右），板式熱交換器后SRI冷卻水溫（約12℃）接近SES冷凍水溫（7-8℃）。故在實施技術改造后，冬季使用SES冷凍水冷卻凝汽器對真空提升效果變得不明顯。由于冷源改造為SES冷凍水的運行經驗僅為2005年冬季，并且目前該改造已經拆除，已也無法確認夏季所有真空泵冷源均由SES冷凍水冷卻對真空提高的效果大小。

4）如三臺真空泵均改為SES冷凍水冷卻，則需計算SES冷卻量和冷卻流量是否足夠。計算如下：當前SES冷凍機組通過四個RC130模塊化單元冷水機組組成，其中每個單元制冷量為 130 kW，共計520kW。當前夏季真空泵運行需要的冷量Q=mC△t=56.25×994.2×4.178×7=454.3kW，SES系統需求冷量為Q=mC△t=100×999.8×4.194×2.5=291.2kW，因此真空泵使用SES冷凍水后為總冷量為Q=Q+Q=745.5kW，已超過當前壓縮機冷量極限，因此需要技改增加壓縮機冷卻量。若保證真空泵冷卻流量需求84.4m3/h，僅余15.6m3/h用于DVM變風量機組運行，假設不進行改造增加SES冷凍水流量將導致DVM變風量機組進出水溫升達到16.03℃（當前溫升為2-3℃），這將導致各通風房間溫度上升12-14℃，嚴重影響常規島配電盤運行，因此同樣需要技改增加SES冷凍水的流量。

5）假設對SES系統實施上述技改后，將三臺真空泵的冷源均切換至SES冷凍水進行冷卻（流量滿足設計要求28.123m3/h），那么可以分析如下：

目前夏季真空泵熱交換器溫升為7℃，假設換熱量變化不大，則切換為SES冷卻后可以計算出熱交換器出口溫度為17.5℃，進而可以計算出真空泵內工作水溫約24℃（對應飽和壓力為2.98kPa）。相比上表中當前夏季機組真空泵約39℃的工作水溫（對應飽和壓力為7.0kPa），工作水溫影響抽吸能力系數分別為、，抽吸能力增加接近五倍。而系數與工作水溫無關。系數只能試驗數據給出，但根據上述理論分析中曲線可知，在6-9kPa范圍內，抽吸氣體為汽氣混合物系數效果明顯。綜合上述分析，理論上應可明顯改善機組真空2-3kPa，進而大幅提高機組熱效率，大大提高機組發電能力。

從上述分析可知，建議在實施SES技術改造增加冷卻流量及制冷量后，將CVI真空泵冷卻水全部切換至SES冷凍水，來驗證其對真空的改善作用。從同類火電機組運行經驗看，一般至少可以提高真空1-2kPa，從而大大提高機組熱效率。

3 結束語

通過上述分析可知，在所有真空泵采用SES冷凍水代替SRI閉式冷卻水對工作水進行冷卻優化方案后，應可提高凝汽器真空1-2kPa左右。大型汽輪機每增加1kPa真空降低汽耗率1.5%，則發電機出力可以提高1-2%，取中間值1.5%，則全年以6個月計算，1.5%×1.5%×650MW=14.625MW，發電量增加63180MWh。由此可以看出，在在運電站實施上述改進措施后，將顯著提高在運核電站機組運行效率，增加發電收益。

【參考文獻】

[1]池志遠，等.核電機組發電能力改善的途徑[J].熱力發電，2007（6）.

[2]鄒征宇，石奇光，王占武.電廠水環式真空泵密封水溫度對單元機組效率的影響[J].華東電力，2006，34（2）：54-57.

[3]周蘭欣，張淑俠，王統彬，等.凝汽器抽氣管道優化研究[J].汽輪機技術，2005，47（5）：352-354.

[4]胡洪華，居文平，黃廷輝.大型電站雙背壓凝汽器優化運行的研究和實踐[J].熱力發電，2003（3）：8-11.

[5]朱信義.真空泵密封水和抽入氣體溫度對機組真空的影響[J].熱力發電，2010，39（8）：93-95.

[6]顧崇廉.汽輪機真空輔助冷卻系統的研究[M].保定：華北電力大學，2009：41.

[7]付昶，武學素.凝汽式汽輪機背壓變化對機組功率影響的研究[J].熱力發電，1999（1）：39-44.

[8]孔令華.雙背壓凝汽器真空系統優化管理[J].華北電力技術，2007（11）：45-46.

[9]付昶，武學素.凝汽式汽輪機背壓變化對機組功率影響的研究[J].熱力發電，1999（1）：39-44.

[10]USA HEI.Standards for Steam Surface Condensers[Z].1984：10-13.

[責任編輯：楊玉潔]