论文部分内容阅读
【摘要】本文介绍了岭澳二期核电厂汽轮机甩负荷试验时出现的高压加热器解列情况，并对解列原因进行分析，对疏水管道通行能力进行了计算，提出了布置的优化方案，减少高压加热器解列的次数以提高机组运行的安全性和经济性。
【关键词】高压加热器；疏水设计
一、岭澳二期核电厂高压加热器解列
岭澳二期核电厂调试阶段进行汽机甩负荷瞬态试验时，当汽轮机功率降负荷到420MW时，由于抽汽压力下降导致#6高压加热器和除氧器壳侧压力分别降低至0.925MPa和0.503MPa，而除氧器布置在高位（标高31.50m），高压加热器壳侧压力不足以把疏水送进除氧器。紧急疏水阀自动打开，疏水排向凝汽器。但是很快高压加热器达到第三水位，给水隔离阀自动关闭，高压加热器解列。
二、岭澳二期核电厂高压加热器疏水不畅分析
1、高压加热器疏水系统介绍
高压加热器为表面式换热器，二回路给水从管侧通过，壳侧为来自汽轮机抽汽的蒸汽。给水被加热达到规定的出口温度后排出。蒸汽被冷凝放热后变成压力较高的热水。岭澳二期高压加热器的解列发生在#6高压加热器，因此介绍与#6高压加热器相连的疏水系统。
#6高压加热器外来疏水两路：#7高压加热器逐级自流疏水和汽水分离再热器疏水箱来的疏水。外来疏水与#6高压加热器自身产生的疏水汇集后从一根母管排出，一路前往除氧器（正常疏水，常开），一路前往凝汽器（紧急疏水，常闭）。详见下图：
2、疏水不畅的初步分析
高压加热器设有高一、高二和高三水位，分别为+38mm、+88mm和+138mm。高一水位时设备报警，高二水位时紧急疏水阀自动打开，高三水位时关闭给水进口阀，高压加热器解列。甩负荷试验时，高压加热器达到高二水位紧急疏水阀自动打开，但是一段时间后水位才达到高三水位。因此疏水不畅的原因可以排除阀门故障和控制逻辑等因素。以下从系统设计和布置方案两方面进行分析。
3、疏水系统分析
3.1正常疏水管径验算分析
根据岭澳二期核电厂高压给水加热器系统（AHP）设计手册，正常工况下#6高压加热器疏水流量168.55kg/s，温度176.08℃，比容为0.00112m3/kg。根据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》（以下简称《管规》）
3.1.1管道内径计算公式：=594.7 （2-1）
推导出：w=594.72×Gv/Di2 （2-2）
：管道内径，mm； G：介质质量流量，t/h；
V：介质比容，m3/kg； w：介质流速，m/s；
可得管道介质流速为1.19m/s，满足《管规》疏水管道调节阀前介质流速1～2 m/s的要求。
疏水调节阀前后按绝热工况考虑，即焓值不变。调节阀前饱和水温度176.08℃，焓值745.90kJ/kg，比容0.00112m3/kg；根据汽机厂资料，调节阀后管道末端压力为P=0.30MPa，饱和水焓561.46kJ/kg，比容0.00107m3/kg，饱和蒸汽焓值2724.89kJ/kg，比容0.6058m3/kg。根据阀前高温热水与阀后汽水混合物焓值相等联立方程：745.9×1=561.46×（1-X）+2724.89×X，可求得蒸汽干度X=0.08525，阀后汽水混合物比容0.05262。
阀后根据式2-2可计算出介质流速为48m/s，满足《管规》中疏水管道调节阀后介质流速20～100m/s的要求。
3.2正常疏水运行但出现破管时管径的验算分析
破管流量的确定：
根据《管规》8.3.6要求，紧急疏水流量应在下列两项中取较大值，并加10%的余量。
（1）不小于最大负荷下管侧给水流量的10%。
高压加热器最大负荷下管侧给水流量为806.70kg/s，806.70×10%=80.67kg/s。
（2）一根加热器管子破裂流出的水量（两个断口）按下式计算：
疏水量Q=22.90×10-2×Di2× （2-3）
Q：一根管子破裂流出的疏水量，m3/h； Di：管道内径，mm；
pt：管侧设计压力，MPa； ps：壳侧设计压力，MPa；
#6高压加热器管侧设计压力为12.2 MPa，壳侧设计压力1.866 MPa，高压加热器换热管外径19.05mm，壁厚1.75mm，根据公式2-3，可得一根管子破裂流出的水量为178.004m3/h，比容为0.00112m3/kg，可得质量流量为44.15kg/s。
取上两项最大值80.67kg/s，并额外考虑10%余量后，质量流量为88.74kg/s。
3.3正常疏水故障同时出现破管的管径验算分析
正常疏水故障同时出现破管应为系统分析中的最不利工况，此时需考虑正常疏水（168.55kg/s）与破管水量（80.67 kg/s）叠加。此时总疏水量249.22kg/s。根据公式2-2算得调节阀前管道介质流速为1.81m/s，满足要求。
阀后根据式2-2可计算出阀后管道介质流速为69m/s，满足《管规》中疏水管道调节阀后介质流速20～100m/s的要求。
综上分析可知，在高压加热器运行中最恶劣工况中，疏水管道内介质流速均满足规程要求，管径大小不是造成疏水不畅的原因。
4、疏水布置方案分析
岭澳二期核电厂#6A高压加热器疏水管道布置图如下：
由上图可知，高压加热器疏水从高压加热器底部流出，经过流量测量装置后通过三通分为两路，一路去除氧器，为正常疏水，所有阀门保持常开；另一路去凝汽器，为紧急疏水，只在正常疏水失效或疏水不畅时运行。
正常疏水去除氧器的管道设有止回阀，用于防止蒸汽倒流，靠近除氧器布置。此时止回阀与三通之间的距离长、落差大，管段总长超过80m。在汽轮机甩负荷至420MW及以下时，由于正常疏水壓头不能把疏水排入除氧器，在止回阀前形成静态立管水柱。
当水位升高到高压加热器第二水位时，紧急疏水阀打开，即疏水管系向凝汽器方向打开了出口。这时，三通点承受来源为壳侧和立管水柱的压力。当壳侧的水向凝汽器方向流动时，它受到立管水柱压力的反制。同样，当立管中的疏水向凝汽器方向流动时，它受到壳侧压力的反制。此时，紧急疏水阀处的压力是壳侧压力和立管压力的压差，它比壳侧压力小得多，因此流向凝汽器方向的流速就很低。随着时间的推移，疏水流向凝汽器，立管水位逐渐降低，两者作用后的压差即紧急疏水阀处压力逐渐增大，疏水逐渐顺畅。
而这个过程需要一定时间，根据高压加热器厂家资料，运行时#6高压加热器壳体内的蒸汽容积为16.2m3，按照正常冷凝速度，90秒内壳侧将超过高三水位，达到解列条件。按照实际布置，止回阀前水平管道长度超过50m，立管水柱超过30m，即使在没有任何干扰的情况下，自流管流速不超过1m/s，相当于介质回流时间接近80s。考虑到三通处流体互相干扰，实际持续时间会大大多于达到高三水位的90s。
综上分析，高压加热器疏水管道在管径选择方面，能满足各种工况要求，造成高压加热器疏水不畅的根本原因在于管道布置的缺陷。
三、结论
岭澳二期核电厂采用的集中疏水方案存在汽轮机低负荷运行时高压加热器疏水不畅的缺陷。
选择分散疏水方案，能避免集中疏水方案的缺陷，在各种工况下都能实现疏水系统安全可靠的正常运转，满足高压加热器的疏水要求。
参考文献
[1]DL/T5054-1996，火力发电厂汽水管道设计技术规定[M].北京：中国电力出版社.
[2]陈向东.高压加热器运行中存在的问题及对策[J].浙江电力，2002（3）：53-55.
[3]广东核电培训中心.900MW压水堆核电站系统与设备[M].北京：原子能出版社.
【关键词】高压加热器；疏水设计
一、岭澳二期核电厂高压加热器解列
岭澳二期核电厂调试阶段进行汽机甩负荷瞬态试验时，当汽轮机功率降负荷到420MW时，由于抽汽压力下降导致#6高压加热器和除氧器壳侧压力分别降低至0.925MPa和0.503MPa，而除氧器布置在高位（标高31.50m），高压加热器壳侧压力不足以把疏水送进除氧器。紧急疏水阀自动打开，疏水排向凝汽器。但是很快高压加热器达到第三水位，给水隔离阀自动关闭，高压加热器解列。
二、岭澳二期核电厂高压加热器疏水不畅分析
1、高压加热器疏水系统介绍
高压加热器为表面式换热器，二回路给水从管侧通过，壳侧为来自汽轮机抽汽的蒸汽。给水被加热达到规定的出口温度后排出。蒸汽被冷凝放热后变成压力较高的热水。岭澳二期高压加热器的解列发生在#6高压加热器，因此介绍与#6高压加热器相连的疏水系统。
#6高压加热器外来疏水两路：#7高压加热器逐级自流疏水和汽水分离再热器疏水箱来的疏水。外来疏水与#6高压加热器自身产生的疏水汇集后从一根母管排出，一路前往除氧器（正常疏水，常开），一路前往凝汽器（紧急疏水，常闭）。详见下图：
2、疏水不畅的初步分析
高压加热器设有高一、高二和高三水位，分别为+38mm、+88mm和+138mm。高一水位时设备报警，高二水位时紧急疏水阀自动打开，高三水位时关闭给水进口阀，高压加热器解列。甩负荷试验时，高压加热器达到高二水位紧急疏水阀自动打开，但是一段时间后水位才达到高三水位。因此疏水不畅的原因可以排除阀门故障和控制逻辑等因素。以下从系统设计和布置方案两方面进行分析。
3、疏水系统分析
3.1正常疏水管径验算分析
根据岭澳二期核电厂高压给水加热器系统（AHP）设计手册，正常工况下#6高压加热器疏水流量168.55kg/s，温度176.08℃，比容为0.00112m3/kg。根据《火力发电厂汽水管道设计技术规定》（以下简称《管规》）
3.1.1管道内径计算公式：=594.7 （2-1）
推导出：w=594.72×Gv/Di2 （2-2）
：管道内径，mm； G：介质质量流量，t/h；
V：介质比容，m3/kg； w：介质流速，m/s；
可得管道介质流速为1.19m/s，满足《管规》疏水管道调节阀前介质流速1～2 m/s的要求。
疏水调节阀前后按绝热工况考虑，即焓值不变。调节阀前饱和水温度176.08℃，焓值745.90kJ/kg，比容0.00112m3/kg；根据汽机厂资料，调节阀后管道末端压力为P=0.30MPa，饱和水焓561.46kJ/kg，比容0.00107m3/kg，饱和蒸汽焓值2724.89kJ/kg，比容0.6058m3/kg。根据阀前高温热水与阀后汽水混合物焓值相等联立方程：745.9×1=561.46×（1-X）+2724.89×X，可求得蒸汽干度X=0.08525，阀后汽水混合物比容0.05262。
阀后根据式2-2可计算出介质流速为48m/s，满足《管规》中疏水管道调节阀后介质流速20～100m/s的要求。
3.2正常疏水运行但出现破管时管径的验算分析
破管流量的确定：
根据《管规》8.3.6要求，紧急疏水流量应在下列两项中取较大值，并加10%的余量。
（1）不小于最大负荷下管侧给水流量的10%。
高压加热器最大负荷下管侧给水流量为806.70kg/s，806.70×10%=80.67kg/s。
（2）一根加热器管子破裂流出的水量（两个断口）按下式计算：
疏水量Q=22.90×10-2×Di2× （2-3）
Q：一根管子破裂流出的疏水量，m3/h； Di：管道内径，mm；
pt：管侧设计压力，MPa； ps：壳侧设计压力，MPa；
#6高压加热器管侧设计压力为12.2 MPa，壳侧设计压力1.866 MPa，高压加热器换热管外径19.05mm，壁厚1.75mm，根据公式2-3，可得一根管子破裂流出的水量为178.004m3/h，比容为0.00112m3/kg，可得质量流量为44.15kg/s。
取上两项最大值80.67kg/s，并额外考虑10%余量后，质量流量为88.74kg/s。
3.3正常疏水故障同时出现破管的管径验算分析
正常疏水故障同时出现破管应为系统分析中的最不利工况，此时需考虑正常疏水（168.55kg/s）与破管水量（80.67 kg/s）叠加。此时总疏水量249.22kg/s。根据公式2-2算得调节阀前管道介质流速为1.81m/s，满足要求。
阀后根据式2-2可计算出阀后管道介质流速为69m/s，满足《管规》中疏水管道调节阀后介质流速20～100m/s的要求。
综上分析可知，在高压加热器运行中最恶劣工况中，疏水管道内介质流速均满足规程要求，管径大小不是造成疏水不畅的原因。
4、疏水布置方案分析
岭澳二期核电厂#6A高压加热器疏水管道布置图如下：
由上图可知，高压加热器疏水从高压加热器底部流出，经过流量测量装置后通过三通分为两路，一路去除氧器，为正常疏水，所有阀门保持常开；另一路去凝汽器，为紧急疏水，只在正常疏水失效或疏水不畅时运行。
正常疏水去除氧器的管道设有止回阀，用于防止蒸汽倒流，靠近除氧器布置。此时止回阀与三通之间的距离长、落差大，管段总长超过80m。在汽轮机甩负荷至420MW及以下时，由于正常疏水壓头不能把疏水排入除氧器，在止回阀前形成静态立管水柱。
当水位升高到高压加热器第二水位时，紧急疏水阀打开，即疏水管系向凝汽器方向打开了出口。这时，三通点承受来源为壳侧和立管水柱的压力。当壳侧的水向凝汽器方向流动时，它受到立管水柱压力的反制。同样，当立管中的疏水向凝汽器方向流动时，它受到壳侧压力的反制。此时，紧急疏水阀处的压力是壳侧压力和立管压力的压差，它比壳侧压力小得多，因此流向凝汽器方向的流速就很低。随着时间的推移，疏水流向凝汽器，立管水位逐渐降低，两者作用后的压差即紧急疏水阀处压力逐渐增大，疏水逐渐顺畅。
而这个过程需要一定时间，根据高压加热器厂家资料，运行时#6高压加热器壳体内的蒸汽容积为16.2m3，按照正常冷凝速度，90秒内壳侧将超过高三水位，达到解列条件。按照实际布置，止回阀前水平管道长度超过50m，立管水柱超过30m，即使在没有任何干扰的情况下，自流管流速不超过1m/s，相当于介质回流时间接近80s。考虑到三通处流体互相干扰，实际持续时间会大大多于达到高三水位的90s。
综上分析，高压加热器疏水管道在管径选择方面，能满足各种工况要求，造成高压加热器疏水不畅的根本原因在于管道布置的缺陷。
三、结论
岭澳二期核电厂采用的集中疏水方案存在汽轮机低负荷运行时高压加热器疏水不畅的缺陷。
选择分散疏水方案，能避免集中疏水方案的缺陷，在各种工况下都能实现疏水系统安全可靠的正常运转，满足高压加热器的疏水要求。
参考文献
[1]DL/T5054-1996，火力发电厂汽水管道设计技术规定[M].北京：中国电力出版社.
[2]陈向东.高压加热器运行中存在的问题及对策[J].浙江电力，2002（3）：53-55.
[3]广东核电培训中心.900MW压水堆核电站系统与设备[M].北京：原子能出版社.