1 引言

核电机组在正常运行时，汽轮机排汽压力约为0.82~0.84 MPa，凝结水进水温度约为45~60℃。其中，凝结水的进水温度通常为30℃~40℃，而除盐水的进水温度通常为1-50℃。当给水温度较低时，凝结水的进水量和进汽量均较小，同时由于凝结水中含有大量的矿物质，还会使除盐水泵发生严重结垢，从而降低其出力。对于核电机组来说，如果在较低负荷或低给水温度下运行，将导致机组产生较大的热损失，影响机组效率。为保持凝结水进水温度不低于45℃或使其进入除盐间时的温度不低于60℃，除盐水加热器应设在常规岛除盐间。

2 低压加热器的系统配置

2.1 给水加热器的功能

给水加热器的主要功能是：（1）提供除盐水，以保证汽轮发电机组的正常运行；（2）在汽轮机凝汽器冷却剂不能正常供给时，保证凝汽器的热负荷。

目前，在核电领域，有一些机组已经取消了给水加热器，比如，山东石岛湾核电厂1号机组就取消了给水加热器。在国内核电机组中，目前已经投运的核电机组（包括CPR1000）的给水加热器均采用两级结构，即一、二级串联方式。其中，一级式为“H”形，二级为“S”形。

2.2 低压加热器的系统布置方案

2.2.1 蒸汽发生器的布置

（1）蒸汽发生器与凝汽器连成一个系统的方式有以下两种：一是将凝结水泵出口连接至凝汽器入口，即凝结水泵出口通过两台蒸汽发生器联锁切断，在凝汽器出口接出一根疏水管。二是凝结水泵出口连接至凝汽器入口；

（2）蒸汽发生器与蒸汽管道或给水管道相连的方式有两种：一是将蒸汽发生器与蒸汽管道或给水管道串联起来，并通过两台蒸汽发生器联锁切断蒸汽管道或给水管道上的蒸汽，然后在凝汽器出口接出一根疏水管；二是将蒸汽发生器与蒸汽管道或给水管道分开，将蒸汽发生器布置在给水间，在凝汽器出口接出一根疏水管。蒸汽发生器与蒸汽管道或给水管道分开的好处是减少了给水管的压力降，使疏水不会受温度变化的影响。

（3）蒸汽发生器的布置方式有以下几种：一是布置在汽轮机的低压缸上，从汽轮机低压缸的上、下缸引出两根管，直接接到凝汽器出口；三是布置在中压缸的下压内，从下压缸中引出一根管接至疏水总管。

2.2.2 凝结水加热器

凝汽器低压加热器是核电机组中最重要的加热器，它的作用是将进入凝汽器的蒸汽进行加热，同时回收凝结水，保证机组运行经济性。凝汽器低压加热器一般布置在凝汽器的下缸或下缸上，由一根管子与凝结水疏水总管相连。其工作原理是：当低压加热器管束将蒸汽加热到饱和温度后，再通过管道向凝汽器出口管路送出，同时吸收凝汽器出口的热量，并使其温度升高；当凝结水达到一定温度后，凝结水被输送到凝汽器的上缸或下缸上，从而回收凝结水。凝结水从凝结水管道送出后进入疏水总管。在给水管道上设有旁路阀，在低压加热器出口管道上设有减压阀。

凝汽器低压加热器的布置方案主要有以下几种：（1）布置在凝汽器上，将低压加热器串联在凝汽器出口管道上，从凝汽器中引出一根管接至低压加热器入口，由一根管子连接至疏水总管；（2）将低压加热器布置在凝汽器的上缸或下缸上，直接从凝汽器中引出一根管接至疏水总管；（3）将低压加热器布置在凝汽器下缸或下缸下管接至疏水总管；（4）将低压加热器布置在凝汽器下缸或下缸上，从凝汽器下管接至疏水总管；（5）将低压加热器布置在凝汽器下管上，从凝汽器下管接至疏水总管；（6）将低压加热器下管接至疏水总管。

2.2.3 疏水系统

根据某核电项目设计方案，在机组正常运行期间，汽轮机的最小排汽压力为1.86 MPa，最大排汽压力为2.08 MPa。低压加热器采用两台泵同时向凝汽器进水，在满足凝结水质量要求的条件下，如果两台泵的进水压力相同时，两台泵均处于最低运行状态。

如果按照上述设计方案布置的低压加热器布置在凝汽器最高水位下，那么在低水位运行状态下，由于汽轮机抽气作用使抽汽压力降低，两台泵的进水段处于最低运行状态。此时凝汽器进水后进入低压加热器的热段进水口，而凝汽器高水位进水口。

3 高压加热器和除氧器的系统配置

3.1 设置形式

与其他类型核电机组相比，核电机组的高压加热器和除氧器一般设置在汽轮机回热抽汽位置，或与之相邻的排汽位置，并由相应的蒸汽系统来供给。

除氧器设在主蒸汽系统的疏水泵出口附近，在主蒸汽管道上设置旁路调节阀，通过旁路调节主汽压力和温度，保证除氧效果。

当系统布置条件不允许时，可通过增加高压加热器来实现高压加热器与除氧器同时运行，以满足系统设计要求。例如某核电机组设置了两套高压加热器，其中一套高压加热器为独立的加热系统，与一台单轴汽轮机一起运行，另一套高压加热器与凝汽器一起运行；另一套高压加热器作为热网的热源，与两台机组的给水系统联合运行。该核电机组还设置了除氧器作为备用加热系统，当除氧器故障或检修时，可以通过旁路除氧器来加热给水。

3.2 给水的热负荷

机组在带满负荷时，给水系统的热负荷会升高。蒸汽发生器的给水经给水管道进入除氧器，除氧器的给水经过低压加热器和高压加热器进入汽轮机。根据美国核管会的建议，通常给水泵和除氧器的热负荷应为机组额定热负荷的1.1~1.2倍，即机组额定热负荷的0.8~1.0倍。

3.3 凝结水的流量

在汽轮机蒸汽参数变化的情况下，凝汽器的凝结水量也会随之变化。当汽轮机运行时，由于凝汽器内发生蒸汽再压缩过程，从而使凝结水的温度升高；而当凝汽器内发生再压缩过程时，由于凝结水的温度降低，从而使凝结水的流速增加。

凝结水的流速增加，会导致凝汽器内传热系数的降低，使凝汽器的传热效率下降，并使蒸汽的初焓降量减少。凝结水的流速增加会使凝结水过热度增大，凝结水在过热器中停留时间缩短，从而导致凝结水过热度增大。如果凝结水的过热度过大，还会使凝汽器内形成很多水垢，降低凝汽器的传热系数，增大凝结水过热度。当凝汽器的换热系数较小时，还会引起凝汽器内蒸汽压力升高。由此可见，在电厂设计过程中必须合理地设计凝结水的流量及流速，在保证机组安全运行的前提下，尽可能地降低凝汽器换热系数及凝结水过热度。

4 结束语

总而言之，核电厂常规岛给水加热系统是核电机组安全、稳定、经济运行的重要保障，是保证机组效率的重要手段。对于核电机组而言，汽轮机的进汽压力和凝结水进水温度是影响常规岛给水加热系统配置的两个关键因素，应根据汽轮机的进汽压力和凝结水进水温度进行确定。在当前阶段，核电机组大多采用“一机一管”的布置形式，即一个凝结水回路通过一个加热器进行加热。当汽轮机负荷较低（小于50%额定负荷）或凝结水进水温度较低时，应考虑采用双回路给水加热系统。同时，建议核电机组在运行中应严格控制好汽轮机进汽压力和凝结水进水温度，以确保机组的安全稳定运行。

参考文献

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