浅谈福清核电凝结水泵轴封水管路改造高原

李振振 王伟峰 李毅楠

【摘 要】福清核电1、2号机组凝汽器氧含量经常出现超期望值现象，但并未伴随凝汽器真空恶化现象。经分析，造成该现象的原因为凝结水泵轴封水管线设计不合理致使SER（常规岛除盐水分配系统）水流入凝汽器，对凝汽器轴封水进行了改造后有效地降低了凝汽器溶氧含量，为后续机组溶氧高问题的解决提供借鉴。

【关键词】凝结水泵 轴封水 氧含量 凝汽器

1 概述

福清核电常规岛共有3台凝结水泵，正常运行模式运行2台，备用一台。凝结水泵的密封模式为自密封，即通过泵出口的凝结水来实现密封。当凝结水压力不足时，由SER系统提供密封水。

在福清核电1、2号机组投运以后，2回路凝汽器经常出现氧含量超过期望值（10ppb）甚至超过化学监督指标（20ppb）的现象，但与此同时凝汽器真空度良好，化学部门联氨正常投放。多次针对凝汽器进行氦检漏并处理后，溶氧高的情况并没有得到缓解。

2 对凝结水泵轴封水改造

2.1凝汽器氧含量高的后果及原因分析

凝汽器出口溶氧量超过期望值，会对二回路整体各个泵及换热器造成长期腐蚀，缩短其使用寿命。而凝汽器真空度没有恶化，化学部门联氨正常投放，且多次针对凝汽器氦检漏并消除漏点后其溶氧量并没有实质性的降低，说明氧含量不正常升高的原因并不在系统外部泄漏，而是由于其他系统与凝汽器的边界存在内部泄露致使含氧量高的水或气进入凝汽器，造成凝汽器整体氧含量升高。

与凝汽器相连接的管线中，只有SER水为饱和溶氧水（8000—13000ppb），远大于凝汽器氧含量的期望值10ppb，且采用超声波流量计对相应凝结水泵轴封水SER部分管线进行测量，发现SER水会通过管路漏入系统中。所以造成凝汽器氧含量高的原因确定为SER水。

2.2凝结水泵轴封水管线改造

凝结水泵正常运行为两台50%流量的凝结水泵运行，一台凝结水泵停运备用。凝结水泵的轴封水管路设计为运行的两台泵由凝结水进行自密封，停运的一台为SER水密封。具体的流程简图如图1实线所示。

图1凝结水泵轴封管路改造前后简图

当泵处于运行状态时，泵出口凝结水通过逆止阀2以及节流孔板为凝结水泵提供轴封水，逆止阀1左侧压力高SER水无法进入。当泵停止运行时逆止阀1右侧SER水压力高，SER水通过逆止阀向泵提供轴封水。而正常运行总有一台泵处于停运状态，这时饱和溶氧的SER水通过轴封管线进入系统与凝结水融合，致使凝汽器氧含量超标。

针对此现象，拟定了凝结水泵轴封管线的改造方案。将三台凝结水泵出口的轴封水取水口截断并用盲板堵死，轴封水管线连接到轴封水母管上，而轴封水母管的水由凝泵出口母管提供，如上图虚线所示。

这样在正常运行状态下两台50%流量的凝结水泵正常运行，泵出口凝结水汇集到凝结水母管中被分配到轴封水母管，再由轴封水母管分别对三台泵提供轴封水。这样三台泵的轴封水均由压力较大的凝结水提供，避免了饱和溶氧的SER水进入系统。

实际操作中还应注意的是，管路改造后原节流孔板的孔径大小可能相对较小，造成凝结水通过孔板后压力降低过大，SER水及凝结水一同进入凝结水泵作为轴封水的现象。在改造时将节流孔板孔径适当扩大可以有效避免此现象的产生。

2.3改造后效果

福清核电于101大修时对1号机组凝结水泵轴封水管路进行了改造，机组重新启动后凝汽器溶氧量为2ppb，而改造前机组凝汽器溶氧量一致徘徊在20ppb左右。说明改造效果良好，凝汽器溶氧量大幅降低，已优于期望值。

3 结语

综上所述，造成凝汽器氧含量偏高的原因不仅仅是外漏，系统的内部泄漏或管路设计不合理也可能导致此现象的产生。

凝结水泵轴封水管路的设计决定了轴封水的供应渠道。如果设计不合理会导致SER系统中的饱和溶氧水进入凝汽器造成凝结水溶氧量超标，进而影响二回路设备的使用寿命。对凝结水泵的轴封管路改造后消除了SER水通过轴封进入凝汽器的途径，有效地降低了凝汽器的氧含量。这次改造是一次有效地实践，为以后机组改造及设计提供了良好的借鉴。

参考文献：

[1]范刚.浅析CEX在运行中氧含量超标的问题及解决方案[J].科技创新导报，2014，04：242.

[2]李洪渡.核电站给水氧含量监测数据偏高的处理[J].科技视界.