汽轮机旁路工况下旋膜除氧器压力分析及改进

汽轮机旁路工况下旋膜除氧器压力分析及改进

汽轮机旁路工况下旋膜除氧器压力分析及改进，介绍核电厂汽轮机旁路系统对旋膜除氧器的要求，分析甩负荷等瞬态工况下喷雾式与淋水盘一体化旋膜除氧器内部压力等参数变化。针对瞬态工况下淋水盘式一体化旋膜除氧器内部压力迅速上升与超压问题，提出了系统优化或设备结构改进方案。
目前国内核电厂常见的旋膜除氧器主要有内置喷雾式旋膜除氧器、淋水盘有头式旋膜除氧器和淋水盘一体化旋膜除氧器。3种型式的旋膜除氧器均是通过喷嘴将凝结水雾化，通过蒸汽加热至旋膜除氧器工作压力下的饱和温度，以析出其中溶解的氧气。区别在于，内置喷雾式旋膜除氧器，蒸汽通过鼓泡管引入水箱下部，水箱中的给水参与换热和除氧过程，而淋水盘有头式旋膜除氧器和淋水盘一体化旋膜除氧器的除氧过程全部在汽空间和淋水盘内完成，水箱中的给水不参与换热过程。
由于内置喷雾式旋膜除氧器和淋水盘一体化旋膜除氧器没有除氧头，可降低设备高度、节约土建成本、避免水箱上部大的集中载荷，筒体应力减小，降低产生应力裂纹的可能等优势，已经成为旋膜除氧器发展的趋势。故以内置喷雾式旋膜除氧器和淋水盘一体化旋膜除氧器进行对比分析。
2核电厂常规岛汽轮机旁路系统
核电机组汽轮机旁路系统分为2部分，当负荷不匹配时，多余的蒸汽分别向凝汽器、旋膜除氧器排放和向大气排放。作为不可用时的应急手段，保证反应堆安全停堆。
旁路排放阀分为4组，总排放能力为主蒸汽流量（1613.4kg/s）的85%。其中前3组共12个旁路排放阀，将蒸汽排向凝汽器，排放量为主蒸汽流量的72.6%；4组有3个旁路排放阀，将蒸汽排向旋膜除氧器，排放量为主蒸汽流量的12.4%。当负荷在下列范围变化时，汽轮机旁路系统需要开启4组旁路排放阀，向旋膜除氧器排放主蒸汽
①由满功率甩负荷至厂用电；
②满功率时，汽轮机脱扣而不紧急停堆；
③满功率时，汽轮机脱扣同时反应堆紧急停堆。
GCTc旁路排放阀受核岛的控制信号控制，核岛控制信号可超越常规岛控制信号，但当常规岛凝汽器或旋膜除氧器不可用时，可闭锁核岛的控制信号。当4组旁路排放阀开启时，向旋膜除氧器排放的主蒸汽通过抽汽管道排入旋膜除氧器，流量为主蒸汽流量的12.4%（约200kg/s），排放时间约为50s。在排放过程中需要考虑旋膜除氧器压力上升的问题。
3旁路主蒸汽排放过程中旋膜除氧器内压力变化
由于淋水盘一体化旋膜除氧器的加热蒸汽由汽空间进入，蒸汽不与水箱中的水进行热交换，而内置喷雾式旋膜除氧器的加热蒸汽由鼓泡管引入水箱下部，能够与水箱中的水进行充分的热交换，故2种旋膜除氧器在4组旁路排放时，内部压力的变化曲线存在很大的差异。
以某核电厂甩负荷到厂用电时为例
（1）旋膜除氧器正常运行绝对压力0.9344MPa，旋膜除氧器设计绝对压力1.45MPa，旋膜除氧器有效容积410m3（正常液面到出水管顶部之间的水容积），总容积为710m3。
（2）0~50s，4组旁路排放阀在核岛控制信号的控制下，在2s内由全关至全开，向旋膜除氧器排放主蒸汽，旁路排放的主蒸汽焓值为2773kJ/kg。
（3）50s后，4组旁路排放阀转由常规岛控制系统调节模式引入主蒸汽，控制旋膜除氧器压力下降速率小于0.25MPa/min，防止给水泵汽蚀，同时将旋膜除氧器绝对压力维持在0.27MPa下稳定运行。
蒸汽发生器（SG）水位控制的要求，汽轮机甩负荷至厂用电时，进出旋膜除氧器的工质流量变化曲线见图1。考虑凝结水在管道内的流动时间（与管道布置密切相关）以及凝汽器到旋膜除氧器之间管道和设备的热容量，汽轮机甩负荷开始前50s进入旋膜除氧器的凝结水温度为165℃,50~180s时间段温度由165℃阶梯降低到35℃,后面时间段一直保持到35℃左右。经过计算，内置喷雾式旋膜除氧器和淋水盘一体化旋膜除氧器在汽轮机甩负荷时压力变化曲线见图2。
由甩负荷时旋膜除氧器内部压力变化曲线可以看出，在核电厂的汽轮机甩负荷工况下，淋水盘一体化旋膜除氧器内压力将迅速上升，5s左右就将达到旋膜除氧器的设计压力，会造成安全阀动作。而内置喷雾式旋膜除氧器压力上升比较缓慢，在整个排放过程中，旋膜除氧器内部压力不会超过设计压力。其原因主要是因为内置喷雾式旋膜除氧器的结构使得旁路排放的主蒸汽能够与水箱中的水进行充分的热交换，当旋膜除氧器压力升高时，原来处于饱和状态的水在新的压力下成为了不饱和水，将吸收大量的主蒸汽热能，从而缓解旋膜除氧器内部压力的上升过程，而淋水盘一体化旋膜除氧器缺少这个吸热过程。计算可知，当410m3的水由旋膜除氧器正常运行压力下的饱和温度加热到设计压力下的饱和温度的过程中，需要吸收的热量为3.2×107kJ，相当于旁路主蒸汽在50s内带入的热量。
4旋膜除氧器设备及系统改进建议
为解决淋水盘一体化旋膜除氧器选型下瞬态工况下旁路系统排放时旋膜除氧器压力瞬态上升及超压的问题，可采取以下2种改进方案。
4.1旋膜除氧器本体结构优化
考虑在淋水盘一体化旋膜除氧器的水箱内布置类似于内置喷雾式旋膜除氧器的鼓泡管结构，将正常加热除氧的蒸汽管道和进行旁路排放的蒸汽管道分开设置正常运行用加热蒸汽仍引入旋膜除氧器汽空间；旁路排放时，利用鼓泡管结构将旁路蒸汽引入水箱内的水中，利用水进行消能，鼓泡管不承担正常运行时的除氧功能。鼓泡管由进汽母管、分配支管、扩散器（消能装置）、防振支架等结构组成。
鼓泡管的设计需要考虑以下几点
（1）合理设计鼓泡管上的开孔数量、开孔直径和孔间距，降低在汽轮机旁路排放时产生的噪声。蒸汽在水下喷注时，噪声主要由2部分组成
①高速蒸汽喷射时产生的湍流喷注噪声；
②由于温度较高的蒸汽与温度较低的工质接触时产生相变而引起的汽液相变噪声。经研究得出3个结论
①喷注噪声的声压A和喷嘴处的汽流速度存在正比关系，即A随蒸汽流量的增加而增大；
②尽管喷嘴孔径对蒸汽喷注噪声大声压影响不明显，但孔径大小可明显改变喷注噪声曲线的形状和大声压级出现的位置；
③较小的孔间距有利于降低蒸汽水下喷注噪声。
图1甩负荷时进出旋膜除氧器的工质流量变化曲线
图2甩负荷时旋膜除氧器的压力变化曲线
（2）鼓泡管在水空间尽量做到均匀布置，以充分利用除氧水箱中水的消能作用，避免因为加热不均出现温度梯度。
（3）鼓泡管需要保证足够的刚度，当设计一端为自由端时，需要考虑在鼓泡管的中下部焊接防振角钢，避免运行过程中产生管道振动。
（4）正常运行时，鼓泡管的水下部分充满了水，当旁路蒸汽进入鼓泡管时，需要先将水从鼓泡管上的开孔中排出。由于水在鼓泡管内流动阻力较大，在旁路排放的初期，鼓泡管内的压力将呈现上升趋势，鼓泡管的设计压力要高于旋膜除氧器的设计压力。
以某核电厂旋膜除氧器为例，旋膜除氧器内装设160根Φ88.9mm的鼓泡管，鼓泡管上共计108800个Φ7mm的开孔，正常工况下液体浸没高度为1800mm，在旁路蒸汽进入时，鼓泡管内压力变化曲线见图3。
图3鼓泡管内压力变化曲线
4.2核电厂中汽轮机旁路系统优化
当汽轮机发电机组采用全速机时，由于压水堆核电厂主蒸汽参数低、流量大，汽轮机的低压缸末级叶片高度为945mm，已经接近当时的材料极限（目前可达到1200mm）。由于排汽面积的限制，当背压降低到一定程度（阻塞压力），汽轮机的排汽损失增大，此时再降低背压，机组的功率反而下降。
当采用半速机后，由于转速降低，低压缸末级叶片的高度可达到1430mm，低压缸具备了更大的排汽面积，此时可通过增大凝汽器换热面积和凝结水流量，降低凝汽器背压，提高机组功率。国内某核电厂采用不同机组的凝汽器换热面积对比见表1。
表1凝汽器换热面积对比
参数名参数值
某压水堆核电厂甲机组乙机组
汽轮机机型全速机半速机
凝汽器背压/kPa7.55.6
凝汽器面积/m25162475770
循环水流量/m3·s1 44 64
采用全速机时，由于凝汽器的换热面积和循环水流量较小，如果将所有的汽轮机旁路蒸汽全部排入凝汽器，在夏季工况凝汽器单边运行时，凝汽器压力将上升到接近70kPa，超过保护阈值（50kPa），触发凝汽器不可用信号，从而闭锁核岛发出的汽轮机旁路排放信号，将引起向大气排放的GCTa排放阀或主蒸汽安全阀动作，这在核电厂的基准设计和运行过程中都是应该避免出现的工况。
当采用半速机时，即使将所有的汽轮机旁路蒸汽全部排入凝汽器，在夏季工况凝汽器单边运行时，凝汽器压力仍低于40kPa。因此在系统设计时可以将所有的旁路主蒸汽全部排向凝汽器，这样不仅可以增加旋膜除氧器运行的安全性，也可以在旋膜除氧器选型时，提供更大的选择空间。当然这样的修改也是满足URD用户文件要求的。
对于淋水盘式一体化旋膜除氧器，虽然在系统正常运行时，性能完全能够满足核电厂的要求，但在汽轮机旁路工况下短时间超压将引起旋膜除氧器安全阀动作。因此，淋水盘一体化旋膜除氧器应用在核电厂中，必须增加类似的鼓泡管结构，利用水箱中的水进行消能。同时，也可以从核电厂系统设计的角度进行优化，将旁路蒸汽全部排放至凝汽器，不仅能够满足核岛反应堆控制和保护的要求，也更有利于保护旋膜除氧器运行安全。