核电站凝结水精处理系统可去除凝结水中的悬浮杂质和离子性杂质，保证二回路水质达标，从而减少热力系统设备腐蚀和结垢，延长设备使用寿命，在机组启动时可大大减少系统冲洗时间，使机组尽快投入运行并节约除盐水用量；当凝汽器发生一定范围的海水泄漏时，阻止海水中的杂质进入常规岛热力系统，并给运行人员较充裕的时间采取相应措施。
核电站与常规火电厂的凝结水精处理系统组成、功能类似，核电站凝结水精处理系统的处理水量是相同单机容量火电机组的1倍左右，出水水质要求更高，在系统连接上核电站与火电厂差别最大的是旁路系统。
火电厂的凝结水精处理系统串联在凝结水主回路中，系统带1个旁路阀组，旁路阀全关、部分关、全开等状态可使凝结水全部处理、部分处理、不处理，设检修旁路阀，在主旁路自动阀门检修或故障时，人工启闭检修旁路完成相应功能（见图1）。
图1火电厂凝结水精处理系统的旁路示意
为保证核电站二回路的供水安全，其旁路与火电厂有较大差异。核电站凝结水精处理系统并联在凝结水管上，凝结水精处理设备对凝结水进行旁流处理，即主旁路是无阀旁路。除主旁路外，凝结水精处理系统还设置系统内循环旁路、阳床旁路。笔者对核电站凝结水精处理系统的各旁路系统进行详细分析。
1凝结水精处理系统主旁路
如图1所示，火电厂的凝结水精处理系统直接串联在凝结水主回路中，再设置含阀门组的旁路系统。这种连接方式可能存在的风险是凝结水精处理系统发生故障或操作失误停运时，旁路阀错误关闭，造成凝结水断流，酿成严重事故，此类故障在火电厂的运行中已有发生[2]，如同类事故发生在核电站将引发严重后果。核电站的凝结水精处理系统一般采用中压旁流式精处理系统，见图2。
图2核电站凝结水精处理系统旁路示意
凝结水精处理系统是主凝结水管路的旁路装置。凝结水主回路上没有设旁路隔离阀和其他装置，为使凝结水流经凝结水精处理装置，系统设置了升压泵作为系统运行动力。
即凝结水泵输出的凝结水，如不需处理则直接通过凝结水精处理主旁路流至低压加热器；当需要对凝结水进行处理时，如凝结水精处理设备处于热备用状态，则只需启动系统内的升压泵及打开相应阀门，精处理装置即可对主凝结水泵来凝结水进行净化处理，处理后的凝结水流入低压加热器等后续设备。
为保证全部凝结水得到处理，须考虑有5%～10%处理好的净凝结水从主凝结水管回流，随未经处理的凝结水进入精处理装置的入口母管，因此凝结水精处理设备的处理水量也应较凝结水量多5%～10%。
机组运行时，凝结水精处理系统启停、故障等对二回路影响很小，甚至在凝结水精处理系统内发生破口等事故时，也可简单关闭凝结水精处理系统的进出口母管阀门，使其与二回路系统完全隔离，让凝结水直接通过旁路流至下游系统，使二回路供水可靠性不受设备故障的影响，确保不会出现因凝结水精处理系统问题而导致二回路凝结水断流事故。
2内循环旁路
核电站机组运行时，为减轻热力系统腐蚀，凝结水pH控制在9.6～9.8，实际运行时一般维持在9.7，对应凝结水中的氨为3.3mg/L。凝结水精处理系统投运时，凝结水中的氨被阳床完全吸收，造成阳床频繁再生，酸碱耗量、废水排放量增加，另一方面机组加氨量剧增。若精处理系统全流量运行，每台机组每天需加质量分数为25%的氨水1.1t。因此机组二回路水质达标时，运行凝结水精处理系统将增加运行成本及操作工作量，增加低放射性废水排放量。
鉴于上述原因，大亚湾、岭澳一、二期在实际运行时，只有机组启动或二回路水质超标时才投运凝结水精处理系统，正常运行时如各项水质达标，一般不投运凝结水精处理系统。为保证长期停运的凝结水精处理系统设备能在需要时及时投运，要求每隔一定时间凝结水精处理应进行循环运行，确保树脂、设备处于正常状态。
为达到内循环目的，大亚湾、岭澳一、二期凝结水精处理系统在系统进水母管隔离阀后、出水母管隔离阀前设置含1只DN300mm手动阀的内循环管，见图2。此旁路的主要功能是在系统需要内循环运行时，关闭进出水母管隔离门，投运阳床、混床，打开内循环阀，启动升压泵，凝结水精处理系统即可内循环运行，系统内循环运行时与二回路完全隔离，不会对机组二回路正常运行造成任何干扰。
CPR1000核电机组凝结水精处理系统中一般设置3台流量为2000t/h的升压泵（2用1备），三代核电凝结水精处理系统中单台升压泵的流量更大，内循环运行时一般启动1台，设计时应根据泵流量进行内循环管径复核，CPR1000机组内循环旁路口径一般应选DN400mm左右。另外，内循环隔离阀门宜为电动阀，采用程序控制，并设必要的控制连锁，减小人员劳动强度，增加系统自动化水平和可靠性。
凝结水精处理系统内循环时进出口母管隔离阀门关闭，设备管道内储存水量较少，循环运行时水泵机械能转化为大量热能，随循环过程进行系统内水温逐渐升高。因此在系统设计时，程控系统在内循环工况下应具备有效的温度监测、保护功能，并设置最大单次内循环运行时长，避免长时间循环导致系统内水温过高，损坏设备内的离子交换树脂。
3阳床旁路
核电机组主凝结水泵送出的凝结水到达凝结水精处理系统时，先进入前置阳床去除溶解性阳离子杂质及颗粒性杂质，再进入混床，去除阳床漏出的溶解性阳、阴离子杂质、透过阳床的颗粒性杂质。大亚湾、岭澳一、二期凝结水精处理系统都设置了阳床旁路，在阳床故障失效时，通过部分或全部开启阳床旁路阀，使部分或全部凝结水直接进入混床处理。
岭澳一期凝结水精处理系统由3台DN3800mm阳床、3台DN3200mm混床组成，每台阳、混床出力为33.3%，无备用。1台阳床失效时打开33.3%旁路，退出失效阳床，输出失效树脂，传入再生好的备用树脂重新投运阳床，关闭阳床旁路。为保证出水水质，可在所有阳床都不投运状态下单独运行混床。因阳床出水呈酸性，故不能单独投运阳床，系统不设置单独混床旁路。
大亚湾、岭澳二期阳床、混床均设有备用床，大亚湾设置4台DN3800mm阳床，3运1备，岭澳二期设置5台DN3200mm阳床，4运1备，当阳床进出口压降过大（压降≥0.35MPa）、出口电导率升高至规定值、达到设定周期制水量时，则阳床失效。
当1台阳床失效时，备用阳床投运，失效阳床退出运行，失效树脂用水力输送至再生系统，然后将已再生好的备用树脂输送到阳床，阳床冲洗至出水合格后备用。失效阳树脂在再生系统内进行反洗和（或）彻底的化学再生，完成再生后备用。如有2台及以上阳床同时不可用（失效或故障），不可用的阳床退出运行，备用阳床投运，同时阳床旁路门部分打开，部分凝结水直接经旁路进入混床。
从上述运行方式可见，如系统没有备用阳床，要保证凝结水100%处理，阳床故障或失效时必须全部或部分打开旁路，使部分或全部凝结水直接进入混床。系统如设置有备用阳床，正常运行时，当1台阳床运行至失效终点，先投运备用床，失效装置退出运行，再将失效树脂输送至再生系统进行反洗和（或）彻底的化学再生。凝结水精处理系统正常运行时阳床逐台失效再生过程中，无需打开阳床旁路。
1台以上阳床不可用有2种情况：一是1台及以上阳床故障无法运行，又需要处理全流量凝结水，这种事故叠加工况在设计时可不做考虑。大量运行经验也表明，中压凝结水处理设备可靠性较高，设备运行维护良好时出现故障概率小。
即使出现这种极端工况，则全部投运完好设备，部分处理凝结水也不会对机组正常运行产生较大影响。第二种情况是2台及以上阳床同时失效。这种工况可从凝结水精处理系统运行中解决，在系统投运时按一定时间顺序逐渐投运阳床、混床，并控制合理的投运时间间隔，可避免多台床同时失效。
如特殊情况下没能有效避免2台以上阳床同时失效，凝结水又必须全流量处理时，可先投运备用床，退出1台失效床并进行树脂传输、再生，其他失效床继续运行，直到逐台阳床树脂均再生完成。由于阳床出水水质超标时，床内树脂尚存在残余交换容量，继续运行还能去除大部分阳离子，减轻混床负担。
如直接打开阳床旁路，高pH凝结水直接进入混床会导致混床很快失效，因混床树脂的分离、再生复杂，耗时长，如几台混床同时失效将导致整个凝结水精处理系统无法运行。因此在这种工况下，全部退出失效阳床，打开旁路运行反而大幅缩短了凝结水精处理系统的可用时间。
如不打开阳床旁路，让失效阳床继续运行，可充分利用阳床树脂剩余交换容量，延长混床制水周期，在最恶劣工况下也可保证较长时间有部分凝结水得到处理。
大亚湾、岭澳二期核电站都同时设置备用阳床和阳床旁路，自凝结水精处理系统投运至今，没有出现因阳床退出而投运阳床旁路的工况。此外，由于阳床旁路大都采用电动调节蝶阀，阀门调节性能较差，系统调试运行时很难精确控制流过旁路阀的流量，实际运行中几乎无法实现设计期望的部分凝结水流过旁路的功能。
国内新建部分核电站项目中，方家山、福清等CPR1000机组核电站及海阳核电站的AP1000机组，凝结水精处理系统都未设置阳床旁路。
从上述分析可见，凝结水精处理系统设置备用阳床时，阳床旁路系统可以取消。由于阳床旁路阀组为中压大口径阀门，管道为大口径不锈钢管，取消阳床旁路可有效降低系统造价，减小运行维护工作量。
CPR1000、AP1000等核电机组的凝结水精处理系统处理水量大，系统主要母管为大口径（DN600～800mm）管道，为减小系统升压的冲击，除合理设置排气、排水阀外，建议在阳床、混床进出水母管间设置小口径升压阀（如DN25mm），保证系统升压时操作方便，减小水流冲击。
4结论
核电站凝结水精处理系统设置的3个旁路中，主旁路采用无阀旁路，较有阀旁路大幅提高了机组二回路的供水安全及凝结水精处理系统的运行灵活性；内循环旁路使凝结水精处理系统与二回路隔离的状态下进行内循环运行，为系统调试及长时间停运时定期循环运行提供了方便；凝结水精处理系统中如设置了备用阳床，则可以不设置阳床旁路。
原标题：核电站凝结水精处理系统的旁路设置
