核電廠大修后凝結水泵出口氧含量高的原因分析及降低策略

□程 軍

氧是一種活波的氧化劑，水中的游離氧的存在是造成金屬材料腐蝕的重要原因，水中溶解氧和氯離子的共同作用是不銹鋼穿晶間應力腐蝕破裂的重要原因，這種腐蝕曾造成蒸汽發生器等主要設備的嚴重破壞。氧最大的危害還在于它和氯和氟的共同作用下造成不銹鋼的應力腐蝕斷裂[1]。系統腐蝕產物的增加和遷移，會導致蒸汽發生器傳熱管積聚的腐蝕產物含量增大，對蒸汽發生器傳熱管造成安全隱患，并影響換熱效率。氧含量高還會使給水系統設備的表面產生均勻腐蝕及點腐蝕，這些腐蝕會在管道及閥門密封面上形成腐蝕點，造成管道管壁減薄發生腐蝕泄漏、閥門閥瓣腐蝕導致關閉不嚴密，介質泄漏，造成熱力損失。雖然這些腐蝕短時不會使設備發生故障，但會緩慢降低設備的使用壽命，使設備提前報廢，縮短使用年限。因此，控制二回路的氧含量是二回路水化學控制非常重要的一個指標。

一、二回路氧含量控制方法

(一)物理除氧。物理除氧包括凝汽器的真空除氧和除氧器的熱力除氧，即利用凝汽器抽真空系統及時將不凝結氣體抽出，另外通過除氧器熱力除氧，利用道爾頓分壓定律和亨利定律，使用輔助蒸汽或者主蒸汽系統的蒸汽對除氧器加熱，排氣通過除氧器頂部排氣管道排向凝汽器，再利用凝汽器抽真空系統將不凝結氣體不斷抽出。

(二)化學除氧。化學除氧采用全揮發處理，通過二回路加藥系統向給水系統注入聯氨(N2H4)。聯氨是一種還原劑，它一方面使Fe和Cu處在非氧化態(Fe3O4，CuO)，另一方面是物理除氧的補充，除去回路中少量殘余氧氣，其化學反應式為：

N2H4+O2→N2+2H2O

聯氨在水中的含量一般控制在30～200μg/kg，控制下限保持足夠的還原能力，保證殘余氧含量非常低；控制上限防止與可能存在或出現的離子發生化學反應，產生的腐蝕產物在蒸汽發生器傳熱管中聚集，對蒸汽發生器傳熱管產生腐蝕。

二、影響二回路氧含量的因素分析及排查

某核電廠大修后機組并網后二回路凝結泵出口氧含量一直維持在9.8ppb，接近控制上限10ppb。因此盡快查出氧含量高的原因迫在眉睫。機組正常功率運行時氧含量偏高的原因以及進行排查的結果如下。

(一)凝汽器負壓系統密封性差。凝汽器正常運行處于負壓狀態，或多或少均會漏入一些空氣，因此凝結水中溶氧的存在不可避免。正常運行時漏入的大部分空氣通過凝汽器抽真空系統及時排出，以減少凝結水中的溶氧。但如果與凝汽器系統相連接的負壓系統密封性較差，漏入的外界空氣較多，真空系統來不及抽走，會導致較多的氧溶于凝結水中。這些泄漏包括汽側泄漏和水側泄漏。包括低壓缸爆破膜、二回路負壓系統相關疏水排氣管道、凝汽器本體結構、凝汽器抽真空系統、凝汽器本體至凝結水泵入口負壓部分，與凝汽器相連的疏水管道、法蘭、閥門、儀表接管等。

對于凝汽器的嚴密性檢查，技術部門有凝汽器真空嚴密性試驗，對于運行部門來說，在凝汽器初始充水完畢建立真空前，利用熱阱充水水位較高時的靜壓差，對凝汽器真空系統熱阱水位以下部分存在泄漏或在線錯誤的閥門進行檢查，檢查是否有水泄漏。

對于熱阱水位以上的汽側系統查漏，主要是真空建立之后檢查，通過判斷是否有吸氣現象來判斷漏點。包括低壓缸爆破膜、凝汽器抽真空泵、管線、閥門。

凝汽器真空建立之后，在隔離全部真空泵后計算凝汽器背壓平均上升值均滿足要求(≤0.4kPa/min)。

通過以上原因分析并針對性地逐一檢查，均未發現異常有明顯漏點。因此可以判斷負壓系統密封性相對較好，不是氧含量偏高的主要原因。

(二)凝結水過冷度大。凝結水的過冷度是指凝結水溫度和低壓缸排汽壓力對應的水的飽和溫度之差，表征凝結水被過度冷卻的程度，用溫度表示形式為：

△tn=ts-tc

式中△tn——凝結水過冷度；

ts——凝汽器絕對壓力下的飽和溫度；

tc——凝汽器熱井中凝結水溫度。

凝結水過冷度太大，說明被循環水帶走的熱量增加，除了使凝結水的氧含量增大，還會使凝結水回熱加熱所需的熱量增加，從而降低系統的熱經濟性。一般的凝汽器設計要求過冷度≤0.5℃[3]。根據道爾頓分壓定律，過冷度增加，即凝結水溫度太低，導致凝結水水面的蒸汽分壓力降低，氧氣和其他不凝氣體分壓力增加，導致冷凝水中的溶解氧增加。引起過冷度增加的原因包括凝汽器鈦管結構不合理、凝汽器液位太高導致凝結水被過度冷卻、凝汽器漏入空氣、抽真空系統出力不足、循環水量過大或海水溫度太低、低壓缸排氣溫度太高等。

低壓缸排氣壓力即凝汽器絕對壓力，通過凝汽器絕對壓力對應的水的飽和溫度以及凝結水溫度趨勢，計算凝汽器的過冷度，可以得出凝汽器的過冷度是否滿足設計要求，現場通過收集了機組額定功率下的運行數據得出，凝汽器的過冷度滿足設計要求(≤0.5℃)，過冷度不是影響氧含量高的主要原因。

(三)真空泵出力不足。真空泵出力不足直接影響氧氣和其他不凝結氣體的抽出效果。影響真空泵效率的因素主要有真空系統管道、閥門泄漏、冷卻水溫度、流量、吸入口壓力、吸入口混合物溫度和真空泵轉速等。其中最主要的是密封冷卻水溫度和吸入口壓力。影響設備冷卻水溫的因素又有海水溫度，板式熱交換器效率、閥門開度變化影響(如板式熱交換器入口的海水與設備冷卻水側出水的溫差)等。通過切換真空泵的方法對比真空和氧含量變化分析得出，在設備冷卻水溫基本穩定情況下，凝汽器的真空滿足真空泵技術規格書的要求(水溫26.8℃/真空7.7kPa(a))[4]，切換真空泵運行對二回路氧含量變化影響很小。

(四)蒸汽發生器排污的取樣返回水含氧量高。蒸汽發生器排污水收集地坑是對空的，溶氧大約為8,000～10,000ppb左右，高溶氧的水通過排污管道進入凝汽器背包。根據趨勢判斷，地坑取樣泵約每4h啟動一次，啟動期間凝結水泵出口氧含量大約上升4ppb，持續時間約1h，因此在功率運行期間蒸汽發生器排污取樣返回水導致凝泵出口含氧量超出限值的時間貢獻約1/4。因此降低蒸汽發生器排污水收集地坑取樣返回水的氧含量對降低凝泵出口氧含量貢獻較大，

但排除蒸汽發生器排污取樣返回水影響，凝泵出口氧含量仍然較高達9.9ppb，還需排查其他原因。

(五)補水系統漏入。漏入凝汽器的含氧水主要是補水，主要有以下幾個方面。

1.補水閥內漏。二回路系統正?；蚨嗷蛏倬行孤?，此部分泄漏通過補水閥根據凝汽器液位變化定期開啟，補水進入凝汽器A背包。大流量補水閥，在凝汽器充水和凝汽器大流量泄漏時補水。通過隔離大流量補水閥前后隔離閥以及旁路閥，發現氧含量基本無變化，排除大流量補水閥前后隔離閥泄漏的可能。

2.凝結水泵密封水漏入。凝結水泵的密封水分為兩部分，一部分為除鹽水提供，用于凝結水泵首次啟動前，防止二回路水質不合格導致密封損壞。另外一部分為泵出口母管提供，用于二回路水質合格后時給泵提供密封水。若除鹽水供水管線閥門內漏，壓力超過自密封水壓力，則有可能導致二回路氧含量高?，F場通過檢查自密封水壓力，均保持在正常范圍(0.15～0.45MPa)，且除鹽水密封水隔離。另外通過切換凝結水泵檢查均未發現氧含量有異常變化，排除除鹽密封水大量漏入可能。

(六)1、2號低加殼側積氣。1、2號低加為復合式加熱器，布置在凝汽器的喉部，其排氣系統用于收集并排除加熱器內殼側的不凝結氣體，以保證加熱器的傳熱性能，排氣有兩種，啟動排氣和運行排氣，啟動排氣排入大氣中，運行排氣是連續的，每臺加熱器的不凝結氣體獨立排向凝汽器。根據經驗，對比分析1、2號低加出口給水溫度以及疏水溫度比上個壽期都要小。將1、2號低加12個排氣閥分別打開1～2圈后，凝泵出口氧含量由9.8ppb降到7.3ppb，三列低加出水溫度平均由88℃漲到92℃，三列低加疏水溫度平均由60℃漲到70℃。說明在1、2號低加殼側頂部有不凝結氣體積聚無法排走，積氣影響低加抽汽加熱效率，影響低加出水溫度，降低二回路效率。

三、結論及建議

(一)將1、2號低加排氣閥開度固化。通過以上分析，導致電廠大修后二回路氧含量高的原因為1、2號低加殼側有不凝結氣體積聚。采取措施為在機組啟動階段在線時，將這些閥門開度增加1～2圈開度，確保機組運行時低加殼側不凝結氣體能夠不斷排出。

(二)蒸汽發生器排污取樣返回水技改優化。

1.降低排污泵流量。排污泵根據取樣水地坑液位間歇啟動，泵出口壓力正常約1.5Mpa.a，額定流量為6.5m3/h，降低取樣泵流量，可以使取樣返回水進入凝汽器后，小流量排污水在經過多孔管噴流后，可以增大噴霧面積，保證氧氣及不凝結氣體溢出，降低水側氧含量。

2.調整取樣返回水至凝汽器位置。正常運行時，取樣水排污管進入凝汽器C側背包，凝汽器C背包與凝汽器熱阱相通。凝汽器水室底部位置為-7.419m，正常運行凝汽器液位為860mm，對應標高為-6.559m。APG排污水進入背包位置標高為-5.49m，距離熱阱水位約1.069m，此部分水雖通過多孔管進入，但1.069m的水程不足以導致排污水中的氧氣充分溢出。通過提高排污水進入背包位置，保證含氧排污水在凝汽器背包下降過程中，有充分的時間保證氧氣析出，降低進入熱阱的氧含量。

(三)優化大修期間打壓項目。在凝汽器真空建立后，一般通過利用高精度的氦檢漏技術，對凝汽器負壓部分進行氦檢，但氦檢成本較高。如在大修期間增加對二回路與凝汽器負壓相接的系統管線進行打壓試驗，則可以在正壓狀態下通過檢漏液等方式方便快捷檢查出微小漏點，減少啟機后查漏的人力、物力成本，進一步提升凝汽器真空的嚴密性。