快堆蒸发器给水温度控制风险点及解决措施

李蒙

中核霞浦核电有限公司 福建霞浦 355100

1 概述

霞浦核电工程是钠冷快中子反应堆，二回路与三回路之间的热交换器，使用了模块化直流式蒸发器（如图1），蒸发器模块包含蒸发器和过热器。二回路钠在蒸发器模块壳侧流动，三回路给水在管侧流动。给水吸收二回路的热量后产生蒸汽，随后进入汽轮发电机组做功。直流式蒸发器的特点是没有常规蒸发器的水储存空间，给水在管侧流动过程中，随着不断吸收二回路热量，温度逐步升高，在汽水分界面处产生蒸汽。如果给水温度下降，蒸发器内的汽水分界面会向后端移动，出口蒸汽温度下降，湿度增加，严重时蒸汽中会携带大量水分进入汽轮机，导致汽轮机损坏。如果给水温度低于98℃，则可能会导致二回路过冷，金属钠结晶，导致严重安全事故。因此，必须严格控制直流式蒸发器给水温度（过热器投运前进入蒸汽发生器的给水温度要求不低于190℃，过热器投运后不低于195℃）。

图1 蒸发器模块示意图

2 蒸发器给水温度控制简介

启动、正常运行及机组瞬态工况时，除盐水在除氧器水箱内被加热，进入主给水泵组进行升压，经过并联的两列高压加热器后，进入16 台模块化直流式蒸汽发生器。除氧器的加热汽源分别有辅助锅炉产生的加热蒸汽、启动扩容器的闪蒸蒸汽、主蒸汽母管减温减压后的蒸汽以及汽轮机高压缸抽气。（如图2）

3 蒸发器给水温度控制方式

3.1 机组启动时给水温度控制

蒸汽发生器初始启动上水时，完全依靠辅助锅炉产生的辅助蒸汽（2.1MPa(g)、280℃）将除氧器内的除盐水水温加热至190℃。当反应堆功率上升至7%，蒸汽发生器水汽工况转换完成前，辅助锅炉及启动扩容器闪蒸蒸汽共同作为辅助蒸汽汽源，维持除氧器中的给水温度不低于190℃。当反应堆维持在7%功率，蒸汽发生器内水汽工况转换完成后，蒸发器出口管线至主蒸汽母管的联络阀打开，关闭水工况调节阀，辅助蒸汽为主蒸汽减温减压蒸汽，利用启停气动调节阀将除氧器内压力维持在1.298MPa(a)，除氧器中的给水温度不低于191.6℃，考虑给水泵焓升后，至蒸汽发生器的给水温度195℃，满足蒸汽发生器的要求[1]。

图2 蒸发器主给水温度控制简图

随着反应堆功率继续上升，当堆功率达到75%额定功率时，除氧器的加热汽源切换至汽轮机高压缸抽汽，7 号高压加热器投运，维持蒸汽发生器的给水温度195.4℃，满足其要求。

3.2 机组正常运行时给水温度控制

反应堆功率在75-100%额定功率时，除氧器的加热蒸汽为汽轮机高压缸抽汽，除氧器滑压运行，配合7 号高压加热器，确保至蒸汽发生器的给水温度195.4℃-210℃。

3.3 机组瞬态工况时给水温度控制

反应堆功率≥75%额定功率时，汽轮机跳闸或甩负荷至厂用电运行，高压缸抽气隔离阀关闭，保压蒸汽气动阀自动开启，辅助蒸汽供汽维持除氧器压力1.298MPa(a)，除氧器中的给水温度不低于191.6℃。

反应堆功率＜75%额定功率时，汽轮机跳闸或甩负荷至厂用电运行，启停气动调节阀保持调节开启，辅助蒸汽维持除氧器温度和压力，如除氧器压力维持不住，操作人员手动开启保压蒸汽气动阀维持除氧器压力在1.298MPa(a)，除氧器中的给水温度不低于191.6℃。再加上给水泵焓升，至蒸汽发生器的给水温度195℃，满足蒸汽发生器的要求[2]。

4 蒸发器给水温度控制风险点分析

在机组运行的不同阶段，蒸发器给水温度控制方式也发生变化，在控制蒸发器水温的过程中，主要存在以下几个风险点。

4.1 蒸发器启动时上水温度控制

霞浦核电工程蒸汽发生器启动上水温度不能低于190℃，与常规压水堆蒸汽发生器对上水温度的宽松要求不同。在除氧器初始升温时如何操作，以及怎样为蒸发器前面的进水管线暖管，以保证进入蒸发器的水温，是初始启动上水时蒸发器水温控制关键点。

4.2 蒸汽发生器水汽工况转换完成前给水温度控制

这时启动扩容器闪蒸蒸汽与辅助锅炉蒸汽两股汽源共同作为辅助蒸汽的输入汽源，用来控制除氧器温度。随着闪蒸蒸汽量逐渐增多，辅助锅炉将逐渐退出运行。在辅助蒸汽进汽源切换过程，如何消除潜在风险，保持蒸发器进水温度，是本阶段给水温度控制的关键点。

4.3 75%功率平台给水温度控制

当反应堆功率逐步上升到75%功率平台时，除氧器加热汽源从主蒸汽减温减压切换至汽轮机高压缸抽汽，切换前加热蒸汽温度为195℃，切换后为175℃，切换前后除氧器压力和温度台阶式下降，如何保证切换过程中蒸发器给水温度稳定，是本阶段控制的关键点。

4.4 紧急停堆工况给水温度控制

紧急停堆后，辅助锅炉需要在蒸汽发生器汽工况转水工况前投入以保证蒸发器入口水温稳定，需要计算从反应堆停堆到蒸汽发生器汽水转换的时间差，进而确定辅助锅炉启动到投入时长要求。

5 蒸发器给水温度控制风险点解决措施

针对给水温度控制难点，经过系统性分析，制定了下列解决措施，指导示霞浦核电工程三回路调试运行。

5.1 蒸汽发生器启动时上水温度保障措施

启动上水前，通过辅助锅炉产生的辅助蒸汽将除氧器内除盐水逐步加热到190℃。首先打开除氧器对空排气阀，再打开启停气动调节阀，并投入除氧器再循环泵，按照30-40℃/h 的温升速率将除氧器内的水温加热至104℃，当除氧器内水温达到104℃时，开启除氧器运行排气阀，关闭对空排气阀，不凝结气体排至凝汽器。之后，维持升温速率30-40℃/h，除氧器的压力逐步升至1.255MPa(a)。

接着，投入除氧器至高加出口母管之间管系。通过高加出口母管到凝汽器的大旁路冲洗管线，进行管线热态冲洗并完成管内除盐水升温。同时，投入辅助蒸汽对5 号低压加热器加热，以保证进入除氧器的水温不低于100℃。

然后，投入高加出口母管到蒸汽发生器之间给水管系。此部分给水管系较为庞大，内有大量冷水，在蒸汽发生器启动上水前，必须将冷水置换掉。通过打开管系疏水阀，将管系内除盐水排往凝汽器，实现冷热水置换。

当除氧器水温完全达到190℃并且水质合格后，启动主给水泵或启动给水泵，打开蒸汽发生器入口隔离阀，完成蒸汽发生器上水操作，此时给水管系内预热完毕，给水到蒸发器入口处温度不低于190℃。

5.2 蒸汽发生器汽工况前给水温度保障措施

机组启动后，蒸汽发生器汽工况前，蒸发器出口热水经启动扩容器降压扩容后产生蒸汽，输送至高压辅汽联箱。随着反应堆功率升高、启动扩容器闪蒸蒸汽增多，锅炉供汽理论上可相应减少。

但是，考虑到霞浦核电工程机组启动过程复杂，在蒸汽发生器完成水汽工况转换后，还有汽轮机冲转并网、给水升温升压和75%功率平台汽源切换等重要环节。在工程调试阶段，存在各种原因触发停机停堆的风险。而在机组启动阶段较低功率下发生紧急停堆，堆芯余热水平较低，在较短时间内就无法提供满足加热给水所需的蒸汽量，需要锅炉迅速投入补足蒸汽，以保证给水温度不低于190℃。故而，在调试阶段，辅助锅炉宜在机组状态完全稳定（在75%功率平台汽源切换完成）再予停运。此过程中，因锅炉未退出，辅助蒸汽供汽量将超过用户用汽需求量，多余的蒸汽通过旁路排放阀排至凝汽器。

5.3 75%功率平台给水温度保障措施

为了实现该功率平台下除氧器汽源无扰切换，切换过程为：缓慢手动降低除氧器压力至0.834MPa(a)，随着除氧器工作压力的降低，除氧器出水温度降低，此时将7 号高压加热器逐渐投入运行，确保至蒸汽发生器的给水温度高于195℃。接着开启除氧器抽汽隔离阀，缓慢关闭启停气动调节阀，除氧器的加热汽源切换至汽轮机抽汽，除氧器进入滑压运行。

为了防止切换过程中除氧器出现闪蒸和热应力问题，切换过程需缓慢进行，控制除氧器水温变化速率在规定范围内。

根据热平衡图，在75%功率平台，高压加热器抽汽压力为1.549MPa，对应饱和温度为199.8℃，在除氧器切换汽源时投入高压加热器，能够保障高压加热器出口即蒸汽发生器入口给水温度在195℃以上。

5.4 紧急停堆工况给水温度保障措施

紧急停堆后，辅助锅炉需要在蒸汽发生器汽工况转水工况前投入。为确定辅助锅炉启动时间要求，需要评估从反应堆停堆到蒸汽发生器汽水转换之间的时长。在启动阶段低功率下发生紧急停堆，将在较短时间内进入蒸汽发生器汽水转换工况，但考虑到霞浦核电工程长期处于基荷运行，因此按照正常运行期间发生紧急停堆作为基准来确定辅助锅炉启动时间要求[3]。

经过仿真计算，在机组正常运行期间发生紧急停堆，约在第100min 蒸发器出口汽温降为310℃，蒸汽压力为7MPa，此时进行汽水转换。（如图3）

图3 蒸发器降温温度时间曲线图

辅助锅炉须在100min 内完成投入。根据霞浦核电工程燃油锅炉特性，锅炉冷启动时间为2 小时，热启动时间为22 分钟。因此，辅助锅炉在机组运行期间需处于热备用状态，以便发生紧急停堆时能够迅速投入锅炉供汽。

6 结语

蒸发器是霞浦核电工程二回路钠和三回路给水之间唯一的热交换设备，三回路给水温度控制直接影响二回路钠温。本文阐述了三回路给水温度控制过程中的4 个风险点，并针对风险点提出解决措施，对于保障快堆安全稳定运行有着重要意义。