凝汽器真空下降的原因及预防措施

卢 昀 魏佳琪

（中核核电运行管理有限公司，浙江 嘉兴 314000）

1 背景介绍

秦山二期核电厂3、4号机组采用的是哈尔滨凝汽式汽轮机组。其冷凝性能直接影响3、4号机组汽轮机组功率运行时的安全、稳定和效益。因此，在3、4号机组功率运行期间需要保持冷凝器的良好运行条件，以确保冷凝器最有利的真空运行条件。通过分析秦山二期核电厂3、4号机组冷凝器真空下降因素及应对思路，使秦山二期核电厂3、4号机组保持真空系统的稳定运行。

2 影响机组真空因素

2.1 循环水断水或不足

事件：2011年6月，上游新安江水库9孔泄洪带来杂草，大量水草聚集在3、4号机组循环水取水口，造成CRF循环水吸水口滤网及拦污栅堵塞，3号机组循环水泵吸入水位过低，从而使循环水泵进气。被循环水泵吸入的空气沿着循环水管进入冷凝器的钛管，并聚集在冷凝器顶部的钛管中。从而导致冷凝器的热交换面积减小，循环水流量不足，使得机组真空恶化下降，迫使3号机组紧急功率下降事件。

由上述断水事件引起凝汽器真空急剧恶化的主要特征是真空仪表指示为接近零，CRF泵出口压力显示接近为零。断水原因可能有以下几种：

（1）由于循环水吸水口的滤网发生堵塞或杭州湾的海水潮位过低导致吸入水位过低；（2）CRF进口或出口阀门误关；（3）6KV电源、CRF泵或电机发生故障，造成CRF泵跳闸；（4）6个虹吸破坏阀误开。

秦山二期核电厂3、4号机组海水流量低时，真空的表现特征是逐步降低、循环水进口和出口的温度差也会有变大的趋势。由于引起循环水流量低的因素不同，具体表现特性也不同。通过参阅资料，秦山二期核电厂3、4号机组可根据以下特征加以分析，作为真空变化的一个因素。

（1）通过KIT计算机查看循环水进出口压差有变大趋势或CRF泵出口和凝汽器入口水压有明显增大趋势，存在上述两种情况一般怀疑是凝汽器内管板堵塞；（2）通过KIT计算机查看CRF泵出口和凝汽器入口水压有明显减小趋势，一般怀疑是凝汽器循环水出水管部分堵塞；（3）通过KIT计算机查看CRF泵流量有降低的趋势，就地出口压力表不停晃动，同时运行的CRF泵发出异常噪音和冲击声等，这时主控操作员应根据真空降低趋势，执行降负荷操作迅速排除故障，严重时需要执行停机操作。

2.2 循环水温度升高

秦山二厂扩建3、4#机组循环水为杭州湾开式海水，其海水温度受季节影响很大。尤其是在夏季，海水温度的升高会影响冷凝器的热交换效果。当海水的入口温度升高时，单位体积的换热率会降低，这将导致二次蒸汽冷凝温度升高。根据KIT系统的测算，如果海水温度提高5℃，冷凝器的真空度可降低1%左右。可见，海水温度对凝水器真空的影响很大。下图1反映了上年夏季循环水温度的变化对3#机组电功率、真空及SRI水温变化趋势。

图1 循环水温度变化对真空度及电功率影响

2.3 轴封系统的影响

秦山二期核电厂3、4号机组的轴封供汽量降低时，位于大轴真空部位的附近的外部气体通过大轴间隙进入凝汽器中。空气占据换热空间影响传热效果，导致秦山二期核电厂机组凝汽器真空迅速下降。从间隙附近持续的漏空气使高速运转的转子发生严重的收缩变化，胀差负方向偏移。主控操作员发现情况后要检查是否有轴封供汽调阀存在失灵或就地手动操器故障引发，若存在上述情况应通过EN增大调门开度，使轴封汽压力恢复电厂运行的正常值。当系统出现部分轴封压力偏低时，操作员需要重新分配各个轴封的进汽阀门开度。此时主控操作员应检查轴封供汽母管压力值是否在正常运行要求范围以内，若压力偏低应检查供汽汽源是否正常。

2.4 凝汽器水位异常

凝汽器汽侧水位异常导致凝汽器真空下降的原因有：（1）蒸汽侧水位上升后，下部钛管部分被上升的水位淹没，迫使有效的冷却面积减小，造成真空恶化；（2）一旦发生凝结水水位持续上升，或者水位到抽气口的高度时，冷凝器真空度恶化加剧，最终导致凝汽器满水事件发生。

凝结水持续上升到抽气口的过程，从计算机KIT数据上能发现真空恶化的趋势是由小到大的变化过程，具体特征是靠近凝汽器喉部的真空显示下降趋势，CVI泵出口的真空显示上升趋势。

造成秦山二期核电厂3、4号机组凝汽器水位升高或满水的原因可能有：a.运行的CEX泵出现故障后备用泵无法及时启动；b.凝汽器钛管发生破裂后，导致二回路水质发生恶化现象；c.处于备用状态的CEX泵其进出口阀门关闭不严或逆止阀损坏，运行泵出口部分水从备用CEX泵倒流回凝汽器内部；d.凝结水再循环阀门发生误动现象；e.疏水控制出现问题。

2.5 凝汽器传热性能降低

当凝汽器内钛管发生污垢附着时，凝汽器内流体阻有增大趋势，当冷却水流量出现减少趋势时，冷却水入口和出口温度差也随之增加，进而造成凝汽器传热性能降低，造成机组真空下降。冷凝器钛管内壁上附着污垢会加剧钛管管道的腐蚀，严重时可能甚至发生穿孔。由于秦山二厂扩建3、4#机组循环水来自杭州湾，其海水泥沙比较严重，使得设备运行环境十分恶劣。因此监测传热管道腐蚀对影响传热运行要求更为严格。

2.6 凝汽器水侧泄漏

通过资料发现钛管缺陷造成电厂凝汽器的泄漏的原因之一。钛管发生泄漏后将使杭州湾硬度很高的海水进入凝汽器汽侧，使水位升高，真空恶化下降，继而引起二次侧的水质加剧恶化，对系统设备轻者结垢影响通流能力，严重时发生腐蚀穿孔。因此，目前秦山二期核电厂3、4号机组大修后全流量启动ATE系统对二次侧进行净化处理，稳定二次侧的水质。

2.7 抽真空系统的影响

事件：秦二厂3、4#机组常规岛板式热交换器由于出口管道布置问题，导致流向CVI系统冷却水来自板式热交换器B列、C列中间。只有板式热交换器A列、B列处于正洗状态时，去CVI系统的冷却水水温才相对最低。由于SRI系统水温对CVI系统抽真空效率有较大的影响。降低秦二厂3、4#机组常规岛板式热交换器水温，能有效提高了CVI系统工作效率，从而提高了冷凝器真空度。而在板式热交换器C列处于正洗时，板式热交换器A列、B列其中一列在反洗的SRI水得不到充分冷却，使得SRI系统水温相对高，因此日常运行要更加注意CVI系统冷却水温度变化。

图2 板式热交换器运行状态对CVI冷却水温度的影响

上述事件造成真空下变化是由于CVI泵运行机理其工作介子随温度变化而引起自身效率的外在因素。为了防止CVI泵密封水汽化和叶片汽蚀降低CVI泵密封水温度，对此夏季时尽量不安排板式热交换器C正冲运行或建议对管道位置时行调整：将去CVI冷却水管线由原先的板式热交换器B、C中间，调整到板式热交换器C下游。这样调整后的冷却水，将不受板式热交换器A、B、C之间的切换而造成冷却水温变化从而引起真空泵效率变化。

通过状态报告检索系统，查询秦山二期核电厂3、4号机组近年来发生过的泄漏点如下：a.由热应力或腐蚀引起的汽轮机低压缸与凝汽器的连接管段发生漏气；b.汽缸法兰连接部分有间隙导致外部空气漏入；c.CET轴加U型管失去水封覆盖或虹吸破坏阀门关闭不严密；d.相关的液位计、压力仪表在长期功率运行过程中发生接头松动问题，使得外部空气漏入影响真空。检索电厂状态报告数据发现3#机组发生过接在凝汽器上的真空压力表引压管断裂导致真空恶化的事件；e.与真空相关联系统管道结合面、阀门盘根等不严密，特别是CVI真空系统管线上的阀门及法兰连接处不严密等。检索电厂状态报告两台机组多次发生CVI入口阀漏气事件。

3 真空降低的预防措施

3.1 真空降低的预防措施

CVI真空相关的设备现场布置分散且接口也十分复杂。这就导致某些异常因素的影响可能是慢慢地，不易发现的，需要准备真空下降的干预规程。

（1）针对秦山二期核电厂3、4号机组循环水（海水）温度升高引起的真空下降，应提早做好夏季高温天气预案，如夏季高温时可启动第二台真空泵来维持真空度。目前两台机组都有迎峰度夏保电措施；（2）运行时监测凝汽器含氧量及电导参数，避免进一步演化成不合格水质，继而危害机组正常运行。目前外围循环水取水口只添加杀菌的药剂进行除菌藻，可参考加装钛管除垢药剂，防止有机微生物在钛管内壁滋生和无机垢的累积。同时在3、4号机组进行大修时对凝汽器传热管板进行全面清洗；（3）3、4号机组大修期间，编制对冷凝器进行满水查漏方案。消除CVI真空系统存在的漏点。在无法采用满水查漏时，也可通过氦质谱检漏仪查漏。

3.2 真空降低的应对措施

（1）对已知的漏点确定并能够有效隔离，应立即隔离故障部分设备；（2）对人员在线误操作或操作不当而造成真空下降，应立即停止操作并恢复在线；（3）因一台循环水泵跳闸引起的真空下降，应立即降功率到50%并检查跳闸循环水泵对应抽气管线上的电动真空隔离阀关闭（CVI010VA），必要时关闭抽气管线上的手动隔离阀（CVI009VA），若两台循泵（CRF泵）跳闸立即停机；（4）轴封压力不正常造成的真空下降，应检查主、辅助蒸汽供汽是否正常，必要时切换汽源；（5）若一台运行的CET风机故障，需要启动另一台备用风机，U型水封液位，若CET001ZV和CET002ZV都发生故障且短时间内不能恢复时，主控操作员需要做好停机准备；（6）如果CVI系统真空泵运行不正常，当CVI泵跳闸运行后，确认备用CVI泵能够自动启动，否则主控操作员需要立即手动启动，避免真空恶化；（7）真空破坏阀CVI009VA和CVI010VA如果误开启，应立即关闭。正常期间真空破坏阀门应保持行政隔离上锁。

如果不能快速阻止真空下降或者真空下降原因不明，当CVI泵入口压力低于14KPa时,确保备用CVI泵应自动启动，否则手动启泵。由于真空下降会导致循环效率降低，如果真空下降而发电机出力不变，消耗的热能增多会导致核功率升高，可能会导致机组超功率运行。因此在真空有下降趋势时，一方面对真空下降的原因进行查找处理的同时，另一方面需要关注机组的核功率，如果机组核功率过高，应降低发电机的出力，以维持机组正常功率及凝汽器真空。当凝汽器真空低到22.5 KPa时，真空出现3低定值触发报警时,保护动作跳机,如果此时汽轮机未自动停机，则应手动打闸。

4 结语

本文通过查阅文献和电厂3、4#机组近年来发生的事件报告来分析了影响凝汽器真空下降的原因。针对性处理解决生产过程中实际遇到的问题，如循环水温度变化对凝汽器真空影响较为敏感，在日常运行时要更加注意CVI系统冷却水温度变化防止真空变差。希望对核电厂运行人员学习和操作有指导意义。文中在分析的真空下降过程中提及的真空异常特征有利于现场人员对出现真空异常后做出准确判断，根据提出的预防及应对措施，对日常维护真空系统运行稳定和机组安全运行有一定的帮助，保证真空系统运行稳定和机组安全运行。