低压加热器启机阶段疏水不畅的问题分析及解决措施薛向科

低压加热器启机阶段疏水不畅的问题分析及解决措施薛向科

薛向科

（核工业工程研究设计有限公司北京101300）

摘要：核电站ABP系统为常规岛低压给水加热系统，对汽轮机组的保护和机组的热力循环起着至关重要的作用。本文基于低压加热器疏水不畅问题的原因分析，通过对比改造方案，最终确定解决措施，以保证核电站ABP系统以及汽轮机组二回路热力系统的正常运行。

关键词：核电站；低压加热器水；疏水；液位

1．引言

常规岛低压给水加热系统（ABP）的主要功能是利用汽机低中压缸抽汽加热给水，提高机组热力循环的效率。而ABP401/402RE两台低压加热器为ABP系统的第4级加热设备，抽汽来源于中压缸，在启机阶段ABP401/402RE壳侧因疏水不畅液位异常上涨触发警报，严重影响设备正常运行。本文通过对ABP系统的研究，分析疏水不畅造成液位异常上涨的原因，根据系统功能和现场空间选取几种改造方案，通过方案比选最终确认增加一条疏水管线来解决低加启机阶段疏水不畅的问题，保证核电站ABP系统和汽轮机组二回路热力系统的正常运行。

2．常规岛ABP系统简介

2.1常规岛ABP系统介绍

为了提高汽轮机热力循环的热利用效率，降低给水吸热温差，核电站对给水进行抽汽回热加热，即汽轮机抽汽对给水加热。CPR100电厂共采用7级加热，其中4级低压加热、2级高压加热和1级除氧器混合加热。ABP系统主要由4级低压加热器及其疏水系统和连接管路、阀门组成。低压加热器设备整体构造详见图1。

图1：低压加热器设备构造图

2.2常规岛ABP系统流程

低压加热器（ABP401/402RE）加热蒸汽来源于汽轮机中压缸抽汽，抽汽加热给水后凝结，因低压加热器有疏水冷却段，所以设有调节阀109/209VL控制低加液位，根据003/004MN液位信号将疏水排往疏水接收箱，对应的疏水无阀门控制靠重力自流。正常运行情况下疏水箱通过两台疏水泵301/302PO将疏水提升到低压加热器之间的给水管道，而在升功率的低负荷阶段，疏水泵未启动，疏水箱疏水通过102/202VL应急疏水阀排往冷凝器，ABP系统流程详见图2。

3．常规岛ABP系统疏水不畅原因分析

3.1低压加热器疏水不畅事件背景

汽机冲转阶段，ABP402RE壳侧因疏水不畅液位异常上涨，触发液位报警；ABP401RE壳侧液位也异常上涨，在并网前达到最高液位477mm，触发液位报警。另外，该电厂其他机组在大修冲转阶段也多次出现低压加热器疏水不畅，液位异常上涨的问题。

该疏水结构优点明显，疏水冷却段增加了给水入口的换热面积，充分利用疏水预热，提高给水温度，减少换热器的下端差，增加换热器的回热效率。CPR1000电厂低加带疏水冷却段的换热器均采用此结构。

3.3低压加热器启机阶段疏水不畅原因分析

针对低压加热器疏水不畅问题，经现场排查以及大修期间设备解体检查造成疏水不畅的原因有以下几种可能，详见表4低压加热器疏水不畅原因分析。

根据低压加热器疏水不畅原因分析，疏水阀全开时液位仍持续上涨，另外正常功率运行时疏水正常，可以排除疏水管线堵塞、U型管泄露以及低压加热器虚假液位可能性。MN在大修期间已进行修正，而SN存在拒动现象因此不存在SN误动。从设备结构角度分析，可以确认空载或低负荷时疏水压差不足导致疏水不畅。

启机阶段分为两种工况，分别为空载和低负荷运行。在汽轮机空载时抽汽压差为0.0157bar（ABP401RE低加抽汽压力0.1318bar，ABP402RE低加抽汽压力0.1161bar）相当于160mm水柱，而根据虹吸式疏水结构，在不考虑流动阻力的情况下，上下游必须有259mm水柱的压差才能进行疏水；在汽轮机低负荷运行时，汽轮机做功来源于高压缸，低中压缸抽汽压力基本接近凝汽器背压，在背压越低的情况下，低加抽汽间的压差越小，从而导致压差不足，液位异常上涨，疏水仍不能建立。

通过上述分析导致低压加热器启机阶段疏水不畅的根本原因为对应工况下低加疏水的前后压差较小，不能克服疏水冷却段的虹吸高差和沿程阻力，使疏水不能正常排出从而达到警戒液位触发警报。

4．解决疏水不畅的措施

4.1方案的选择

由于导致低压加热器启机阶段疏水不畅的根本原因为对应工况下低加疏水的前后压差较小，不能克服疏水冷却段的虹吸高差和沿程阻力。因此根据系统功能和现场空间，解决低压加热器启机阶段疏水不畅问题的可行性方案有三种：方案一是在现有的低压加热器设备底部增加危急疏水口，危急时打开疏水口排出疏水；方案二是提高4号低压加热器抽汽压差，增加低加疏水的前后压差；方案三是新增一条疏水管线，在低功率和疏水无法建立时启用。

4.1.1方案一

在设备底部新增危急疏水口以应对压差小不能克服疏水冷却段阻力的问题，当触发液位警报或水位异常上涨时开启危急疏水口将加热器中的水排放至正常水位线以下。联系设备厂家确认其可行性，厂家确认该问题属于设备缺陷，后建核电项目中厂家在设备设计和制造过程中会设置危急疏水口。危急疏水口布置详见图5。

图5：低压加热器危急疏水口布置

4.1.2方案二

图6：中压缸至低压加热器流程图

在汽轮机空载时抽汽压差为0.0157bar，相当于160mm水柱，在不考虑流动阻力的情况下，上下游必须有259mm水柱的压差才能进行疏水，因此提高4号低压加热器抽汽压差使压差大于259mm水柱就能建立正常的疏水需求。中压缸至低压加热器流程详见图6。

4.1.3方案三

在低压加热器（ABP401/402RE）底部排水管线上增加至ACO301BA疏水罐的分支，由于ABP401RE和ABP402RE改造内容相似，以ABP401RE为例。ABP401RE设备底部新增疏水管线，这条疏水管线仅在低功率且疏水压力无法建立虹吸的情况下投入使用，排除低压加热器内的疏水。经核实，ABP401RE到SEK的排水管线用于大修时壳侧排空，且从ABP401RE设备底部引出，在隔离阀ABP478VL上游新增疏水管线接到原疏水管线上，改造之后ABP401RE的疏水在重力作用下直接从ABP401RE设备底部排出，新增疏水管线流程布置详见图7。

图7：新增疏水管线流程布置图

4.2方案的比选

方案一改造在现有设备上重新增加危急疏水口的难度很大，因该设备属于重大敏感设备（CCM）因此改造需要对设备吹扫、探伤、局部防腐、金相分析，且相应后果和影响还没有进行如此大改造的必要性。

方案二改造需对低压加热器上下游阀门进行调试以满足相应压差，但阀门调试工作由运行专业管控，阀门定值修改后对应的手册需修订升版，在大修期间很难找到实施窗口，且调试周期长，有影响大修关键路径风险。

方案三改造在设备底部排水管线上增加至ACO疏水罐的分支管线，此项工作施工难度低，周期短。对设备本体没有性能伤害风险系数低，无需运行、文件、维修专业介入，减少部门间工作量。

通过三种方案的比较，为解决低压加热器疏水不畅的问题，优选方案三用于现场实施改造。

5．改造方案疏水能力分析与计算

计算假设，空载时低压缸抽气压力基本接近凝汽器背压，为保守起见，本次计算不计压差。

5.1最大疏水量计算

汽轮机空载时产生的最大疏水量=低压壳侧液位的最大上升速率×高三液位时壳侧疏水横截面积

低压壳侧液位最大上升速率：疏水无法排出主要因为空载时抽气压力不足，空载时ABP壳侧液位003/004MN在不同时间节点上升的速率如图8，通过观察选取上升速率较大的液位004MN，计算上升速率如下：

5.3计算结果分析

ABP壳侧低压加热器正常水位和新增管线出口的高度差最小为564.5mm水柱，该值大于357.2mm水柱（满足当前排放能力的最小高度），所以改造方案所新增的管线有足够的排放能力排出疏水。

6．结论

本文通过对低压加热器启机阶段疏水不畅原因分析以及各个方案的比对，最终确定新增一条疏水管线来解决疏水不畅的问题。经过疏水能力分析与计算新增疏水管线有足够的排放能力排出疏水。通过本文的实例分析，希望可以为电厂同事在遇到此类问题时提供参考，共同为电厂的健康持续运行做出应有的贡献。

参考文献：

[1]压水堆核电站系统和设备

[2]DLT5054-2016火力发电厂汽水管道设计规范