核电厂大修后凝结水泵出口氧含量高的原因分析及降低策略

□程 军

氧是一种活波的氧化剂，水中的游离氧的存在是造成金属材料腐蚀的重要原因，水中溶解氧和氯离子的共同作用是不锈钢穿晶间应力腐蚀破裂的重要原因，这种腐蚀曾造成蒸汽发生器等主要设备的严重破坏。氧最大的危害还在于它和氯和氟的共同作用下造成不锈钢的应力腐蚀断裂[1]。系统腐蚀产物的增加和迁移，会导致蒸汽发生器传热管积聚的腐蚀产物含量增大，对蒸汽发生器传热管造成安全隐患，并影响换热效率。氧含量高还会使给水系统设备的表面产生均匀腐蚀及点腐蚀，这些腐蚀会在管道及阀门密封面上形成腐蚀点，造成管道管壁减薄发生腐蚀泄漏、阀门阀瓣腐蚀导致关闭不严密，介质泄漏，造成热力损失。虽然这些腐蚀短时不会使设备发生故障，但会缓慢降低设备的使用寿命，使设备提前报废，缩短使用年限。因此，控制二回路的氧含量是二回路水化学控制非常重要的一个指标。

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热力除氧，即利用凝汽器抽真空系统及时将不凝结气体抽出，另外通过除氧器热力除氧，利用道尔顿分压定律和亨利定律，使用辅助蒸汽或者主蒸汽系统的蒸汽对除氧器加热，排气通过除氧器顶部排气管道排向凝汽器，再利用凝汽器抽真空系统将不凝结气体不断抽出。

(二)化学除氧。化学除氧采用全挥发处理，通过二回路加药系统向给水系统注入联氨(N2H4)。联氨是一种还原剂，它一方面使Fe和Cu处在非氧化态(Fe3O4，CuO)，另一方面是物理除氧的补充，除去回路中少量残余氧气，其化学反应式为：

N2H4+O2→N2+2H2O

联氨在水中的含量一般控制在30～200μg/kg，控制下限保持足够的还原能力，保证残余氧含量非常低；控制上限防止与可能存在或出现的离子发生化学反应，产生的腐蚀产物在蒸汽发生器传热管中聚集，对蒸汽发生器传热管产生腐蚀。

二、影响二回路氧含量的因素分析及排查

某核电厂大修后机组并网后二回路凝结泵出口氧含量一直维持在9.8ppb，接近控制上限10ppb。因此尽快查出氧含量高的原因迫在眉睫。机组正常功率运行时氧含量偏高的原因以及进行排查的结果如下。

(一)凝汽器负压系统密封性差。凝汽器正常运行处于负压状态，或多或少均会漏入一些空气，因此凝结水中溶氧的存在不可避免。正常运行时漏入的大部分空气通过凝汽器抽真空系统及时排出，以减少凝结水中的溶氧。但如果与凝汽器系统相连接的负压系统密封性较差，漏入的外界空气较多，真空系统来不及抽走，会导致较多的氧溶于凝结水中。这些泄漏包括汽侧泄漏和水侧泄漏。包括低压缸爆破膜、二回路负压系统相关疏水排气管道、凝汽器本体结构、凝汽器抽真空系统、凝汽器本体至凝结水泵入口负压部分，与凝汽器相连的疏水管道、法兰、阀门、仪表接管等。

对于凝汽器的严密性检查，技术部门有凝汽器真空严密性试验，对于运行部门来说，在凝汽器初始充水完毕建立真空前，利用热阱充水水位较高时的静压差，对凝汽器真空系统热阱水位以下部分存在泄漏或在线错误的阀门进行检查，检查是否有水泄漏。

对于热阱水位以上的汽侧系统查漏，主要是真空建立之后检查，通过判断是否有吸气现象来判断漏点。包括低压缸爆破膜、凝汽器抽真空泵、管线、阀门。

凝汽器真空建立之后，在隔离全部真空泵后计算凝汽器背压平均上升值均满足要求(≤0.4kPa/min)。

通过以上原因分析并针对性地逐一检查，均未发现异常有明显漏点。因此可以判断负压系统密封性相对较好，不是氧含量偏高的主要原因。

(二)凝结水过冷度大。凝结水的过冷度是指凝结水温度和低压缸排汽压力对应的水的饱和温度之差，表征凝结水被过度冷却的程度，用温度表示形式为：

△tn=ts-tc

式中△tn——凝结水过冷度；

ts——凝汽器绝对压力下的饱和温度；

tc——凝汽器热井中凝结水温度。

凝结水过冷度太大，说明被循环水带走的热量增加，除了使凝结水的氧含量增大，还会使凝结水回热加热所需的热量增加，从而降低系统的热经济性。一般的凝汽器设计要求过冷度≤0.5℃[3]。根据道尔顿分压定律，过冷度增加，即凝结水温度太低，导致凝结水水面的蒸汽分压力降低，氧气和其他不凝气体分压力增加，导致冷凝水中的溶解氧增加。引起过冷度增加的原因包括凝汽器钛管结构不合理、凝汽器液位太高导致凝结水被过度冷却、凝汽器漏入空气、抽真空系统出力不足、循环水量过大或海水温度太低、低压缸排气温度太高等。

低压缸排气压力即凝汽器绝对压力，通过凝汽器绝对压力对应的水的饱和温度以及凝结水温度趋势，计算凝汽器的过冷度，可以得出凝汽器的过冷度是否满足设计要求，现场通过收集了机组额定功率下的运行数据得出，凝汽器的过冷度满足设计要求(≤0.5℃)，过冷度不是影响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响氧气和其他不凝结气体的抽出效果。影响真空泵效率的因素主要有真空系统管道、阀门泄漏、冷却水温度、流量、吸入口压力、吸入口混合物温度和真空泵转速等。其中最主要的是密封冷却水温度和吸入口压力。影响设备冷却水温的因素又有海水温度，板式热交换器效率、阀门开度变化影响(如板式热交换器入口的海水与设备冷却水侧出水的温差)等。通过切换真空泵的方法对比真空和氧含量变化分析得出，在设备冷却水温基本稳定情况下，凝汽器的真空满足真空泵技术规格书的要求(水温26.8℃/真空7.7kPa(a))[4]，切换真空泵运行对二回路氧含量变化影响很小。

(四)蒸汽发生器排污的取样返回水含氧量高。蒸汽发生器排污水收集地坑是对空的，溶氧大约为8,000～10,000ppb左右，高溶氧的水通过排污管道进入凝汽器背包。根据趋势判断，地坑取样泵约每4h启动一次，启动期间凝结水泵出口氧含量大约上升4ppb，持续时间约1h，因此在功率运行期间蒸汽发生器排污取样返回水导致凝泵出口含氧量超出限值的时间贡献约1/4。因此降低蒸汽发生器排污水收集地坑取样返回水的氧含量对降低凝泵出口氧含量贡献较大，

但排除蒸汽发生器排污取样返回水影响，凝泵出口氧含量仍然较高达9.9ppb，还需排查其他原因。

(五)补水系统漏入。漏入凝汽器的含氧水主要是补水，主要有以下几个方面。

1.补水阀内漏。二回路系统正常或多或少均有泄漏，此部分泄漏通过补水阀根据凝汽器液位变化定期开启，补水进入凝汽器A背包。大流量补水阀，在凝汽器充水和凝汽器大流量泄漏时补水。通过隔离大流量补水阀前后隔离阀以及旁路阀，发现氧含量基本无变化，排除大流量补水阀前后隔离阀泄漏的可能。

2.凝结水泵密封水漏入。凝结水泵的密封水分为两部分，一部分为除盐水提供，用于凝结水泵首次启动前，防止二回路水质不合格导致密封损坏。另外一部分为泵出口母管提供，用于二回路水质合格后时给泵提供密封水。若除盐水供水管线阀门内漏，压力超过自密封水压力，则有可能导致二回路氧含量高。现场通过检查自密封水压力，均保持在正常范围(0.15～0.45MPa)，且除盐水密封水隔离。另外通过切换凝结水泵检查均未发现氧含量有异常变化，排除除盐密封水大量漏入可能。

(六)1、2号低加壳侧积气。1、2号低加为复合式加热器，布置在凝汽器的喉部，其排气系统用于收集并排除加热器内壳侧的不凝结气体，以保证加热器的传热性能，排气有两种，启动排气和运行排气，启动排气排入大气中，运行排气是连续的，每台加热器的不凝结气体独立排向凝汽器。根据经验，对比分析1、2号低加出口给水温度以及疏水温度比上个寿期都要小。将1、2号低加12个排气阀分别打开1～2圈后，凝泵出口氧含量由9.8ppb降到7.3ppb，三列低加出水温度平均由88℃涨到92℃，三列低加疏水温度平均由60℃涨到70℃。说明在1、2号低加壳侧顶部有不凝结气体积聚无法排走，积气影响低加抽汽加热效率，影响低加出水温度，降低二回路效率。

三、结论及建议

(一)将1、2号低加排气阀开度固化。通过以上分析，导致电厂大修后二回路氧含量高的原因为1、2号低加壳侧有不凝结气体积聚。采取措施为在机组启动阶段在线时，将这些阀门开度增加1～2圈开度，确保机组运行时低加壳侧不凝结气体能够不断排出。

(二)蒸汽发生器排污取样返回水技改优化。

1.降低排污泵流量。排污泵根据取样水地坑液位间歇启动，泵出口压力正常约1.5Mpa.a，额定流量为6.5m3/h，降低取样泵流量，可以使取样返回水进入凝汽器后，小流量排污水在经过多孔管喷流后，可以增大喷雾面积，保证氧气及不凝结气体溢出，降低水侧氧含量。

2.调整取样返回水至凝汽器位置。正常运行时，取样水排污管进入凝汽器C侧背包，凝汽器C背包与凝汽器热阱相通。凝汽器水室底部位置为-7.419m，正常运行凝汽器液位为860mm，对应标高为-6.559m。APG排污水进入背包位置标高为-5.49m，距离热阱水位约1.069m，此部分水虽通过多孔管进入，但1.069m的水程不足以导致排污水中的氧气充分溢出。通过提高排污水进入背包位置，保证含氧排污水在凝汽器背包下降过程中，有充分的时间保证氧气析出，降低进入热阱的氧含量。

(三)优化大修期间打压项目。在凝汽器真空建立后，一般通过利用高精度的氦检漏技术，对凝汽器负压部分进行氦检，但氦检成本较高。如在大修期间增加对二回路与凝汽器负压相接的系统管线进行打压试验，则可以在正压状态下通过检漏液等方式方便快捷检查出微小漏点，减少启机后查漏的人力、物力成本，进一步提升凝汽器真空的严密性。