王世勇，徐 喬，卜玉兵，徐宗富，趙顯國

(深圳中廣核工程設計有限公司，深圳 518000)

汽輪機機組熱力性能是衡量電廠運行效果的重要指標之一，可通過汽輪機熱力性能試驗驗證?；痣娖啓C機組熱力性能指標一般為熱耗、汽缸效率或機組功率，核電廠汽輪機機組熱力性能考核指標通常為機組功率。為保證在相同的熱力循環(huán)條件下對比機組功率，將試驗時的系統(tǒng)、運行參數(shù)按汽輪機廠提供的性能曲線修正到設計條件，與合同保證值(如效率、熱耗或功率等指標)進行對比，以此判斷機組的熱力性能是否達標[1]。

國內(nèi)某核電廠同堆型、同機型2臺機組相繼投運，在核島達到滿負荷后，按合同約定參照美國機械工程師協(xié)會ASMEPTC-6《汽輪機性能試驗驗收規(guī)程》中的簡化試驗進行熱力性能驗收，試驗結(jié)果表明2臺機組功率偏差達8.5 MWe。同廠址、同堆型、同機型的機組功率出現(xiàn)這么大偏差，已超出了正常設計、制造及安裝等偏差對機組功率的影響，且功率較低的機組嚴重影響電廠經(jīng)濟運行。

本文基于這2臺汽輪機性能驗收試驗及運行數(shù)據(jù)，模擬系統(tǒng)運行狀態(tài)，按文獻[2]方法計算得出了2臺機組運行工況熱平衡圖、各設備及系統(tǒng)性能參數(shù)，并對2臺汽輪機機組進行了性能診斷和分析，排查2臺機組功率偏差大的原因，同時提出相應的建議措施，以此盡量消除或減小機組功率間的偏差，提高電廠經(jīng)濟性。

1 影響機組功率的主要因素

CPR1000堆型核電廠廣泛采用基本負荷運行模式[3]。在核島熱功率不變的情況下，機組電功率除了受冷端條件的影響外，還受來自蒸汽發(fā)生器(Steam Generator,SG)出口的主蒸汽參數(shù)、汽輪機及各輔助設備的性能、熱力系統(tǒng)運行情況等方面的影響。

1.1 蒸汽發(fā)生器

蒸汽發(fā)生器是核電廠中的重要設備，主要功能是將一回路冷卻劑中的熱量傳遞給二回路的水，產(chǎn)生飽和蒸汽供給二回路動力裝置[3]，式(1)為核島熱功率計算公式。

QNI=Go×(I0-Ifw)+

ΔG×(ISG-Ifw)

(1)

式中：QNI為核島熱功率，kW；Go為主蒸汽流量，kg/s；ΔG為蒸汽發(fā)生器排污流量，kg/s；I0為主蒸汽焓，kJ/kg；Ifw為主給水焓，kJ/kg；ISG為蒸汽發(fā)生器內(nèi)的飽和水焓，kJ/kg。

對常規(guī)島來說，蒸汽發(fā)生器主要熱力性能可歸納為蒸汽流量、壓力和濕度。蒸汽流量對于機組功率而言至關重要，其流量可通過測量主給水流量間接獲取。蒸汽壓力受蒸汽發(fā)生器換熱管傳熱性能影響，新機投產(chǎn)換熱管清潔系數(shù)高，相應的蒸汽壓力也高。根據(jù)文獻[4]，在核島熱功率不變情況下，由于主汽輪機已定型，主汽壓力在一定范圍內(nèi)的變化對機組功率影響非常小。蒸汽發(fā)生器出口蒸汽濕度相對增加1%，機組功率相對降低約0.17%。

1.2 汽輪機

汽輪機熱力性能有2項重要指標，即通流能力和效率[5]。

根據(jù)文獻[6]，汽輪機通流效率采用功率效率，相對傳統(tǒng)焓降效率更精確，可更真實地反映機組性能，計算公式詳見式(2)至式(5)。

Nn=Gn×hn

(2)

Nns=Gn×hns

(3)

αn=∑hns/Hns

(4)

ηnp=αn×∑Nn/∑Nns

(5)

式中：Nn為級段有效功率，kW；Nns為級段理想功率，kW；Gn為級段流量，kg/s；hn為級段有效焓降，kJ/kg；hns為級段理想焓降，kJ/kg；Hns為缸或整機理想焓降，kJ/kg；αn為缸或汽輪機的熱重獲因數(shù)；ηnp為缸或汽輪機通流效率。

文獻[5]基于大量國內(nèi)外汽輪機的設計和運行數(shù)據(jù)，對弗留格爾公式進行了改進，提出了汽輪機特征通流面積概念及解析表達式：

(6)

式中：Fπ為汽輪機某級段特征通流面積，m2；G為級段流量，kg/s；v0為該級段進口蒸汽質(zhì)量體積，m3/kg；p0為該級段進口蒸汽壓力，MPa；π為該級段出口與進口蒸汽壓力之比。

只要汽輪機通流幾何尺寸不變，不論熱力參數(shù)或工況如何變化，汽輪機特征通流面積都具有保持常數(shù)的特點，因而可用于在運汽輪機通流部分的性能診斷[5]。

1.3 再熱系統(tǒng)

核電汽輪機機組采用蒸汽中間再熱。蒸汽中間再熱是將蒸汽從汽輪機高壓缸或某級引出至汽水分離再熱器，分離濕蒸汽水分，同時用高溫蒸汽加熱，溫度提高后再送回汽輪機繼續(xù)做功的循環(huán)系統(tǒng)，相對降低了低壓缸蒸汽排汽濕度，提高了汽輪機效率[7]。影響再熱系統(tǒng)熱力性能的主要因素包括進出汽水分離再熱器的蒸汽壓降、再熱器端差、掃汽比等。

為了防止再熱器上、下管束溫差過高，再熱器管束設置了掃汽，其主要目的是保證再熱器管束安全運行。正常運行條件下，再熱器的掃汽及疏水排入相應的加熱器，掃汽量一般為加熱蒸汽流量的2.5%左右[4,7]。圖1為額定熱功率下，二級再熱器掃汽比對機組功率的影響趨勢曲線。

圖1 汽水分離二級再熱器掃汽比與

圖1中橫坐標表示汽水分離二級再熱器掃汽比，縱坐標表示相對掃汽比為2.5%時機組功率的變化。本文將掃汽比定義為掃汽量與加熱蒸汽流量之比。由圖1可知，隨掃汽比的增加，機組功率也隨之降低。掃汽比為25%時，機組功率相對減少5 MWe。新蒸汽漏入高壓加熱器會減少來自汽輪機的抽汽量，但由于是漏入新蒸汽，因此也會影響機組功率。

1.4 回熱系統(tǒng)

回熱系統(tǒng)是電廠機組熱力系統(tǒng)中最重要、最復雜的系統(tǒng)，對整個機組的安全性和經(jīng)濟性有著重要的影響[7]?；責嵯到y(tǒng)長期處于高壓高溫狀態(tài)，運行中會發(fā)生機組負荷突變、泵故障、疏水切換等問題，這些都會造成回熱系統(tǒng)性能降低或故障[7-8]。影響回熱系統(tǒng)熱力性能的主要因素包括蒸汽管道壓降、加熱器端差、疏水狀態(tài)等。

1.5 凝汽器

凝汽器裝置是凝汽式汽輪機裝置的重要組成部分，其作用是將汽輪機的排汽凝結(jié)成水，形成并保持所要求的真空[8]。凝汽器運行的熱力性能對汽輪機機組的運行安全性和經(jīng)濟性影響很大。凝汽器排汽壓力、循環(huán)冷卻水溫升變化、凝汽器端差、凝結(jié)水過冷度等，這些參數(shù)都是凝汽器的主要運行熱力性能指標[9]。

凝汽器熱力性能可根據(jù)機組實際排汽熱負荷、冷卻水量、冷卻水溫、凝汽器技術數(shù)據(jù)(冷卻管面積、材料、外徑、壁厚、長度、根數(shù))等變工況計算獲取，計算公式詳見式(7)至式(11)。

Qt=QNI+Gfw×(Ifwp-Icy)+

Ne÷(ηe×ηj)

(7)

(8)

(9)

ts=tw1+Δt+δt

(10)

K=K0×βt×βm×βc

(11)

式中：Qt為凝汽器熱負荷，kW；Gfw為主給水流量，kg/s；Ifwp為給水泵后給水焓，kJ/kg；Icy為除氧器下水焓，kJ/kg；Ne為發(fā)電機端功率，kW；ηe為發(fā)電機效率；ηj為機械傳動效率；Δt為循環(huán)冷卻水溫升，℃；Gw為循環(huán)冷卻水量，m3/s；Cw為循環(huán)冷卻水比熱容，kJ/(kg·K)；δt為凝汽器端差，℃；F為凝汽器冷卻管面積，m2；ts為凝汽器飽和水溫度，℃；tw1為循環(huán)冷卻水入口溫度，℃；K為總體傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；K0為基本傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；βt為溫度修正系數(shù)；βm為材料及壁厚修正系數(shù)；βc為冷卻管清潔系數(shù)。

1.6 系統(tǒng)運行

系統(tǒng)運行偏離設計工況，也會影響機組功率[10]。例如旁路系統(tǒng)閥門泄漏、加熱器應急疏水閥關閉不嚴等。雖然這部分蒸汽或疏水并沒有泄漏到系統(tǒng)外，但因為它們沒有經(jīng)過汽輪機做功或與加熱器換熱，所以也會影響機組功率。

2 機組熱力性能診斷與分析

該核電廠建設的2臺機組采用CPR1000堆型，汽輪機采用半轉(zhuǎn)速機型，包括1臺高壓缸和2臺低壓缸。回熱系統(tǒng)采用7級抽汽給水加熱器，包括2級雙列高壓加熱器、1級除氧器和4級雙列低壓加熱器。高壓缸排出的濕蒸汽經(jīng)汽水分離再熱器除濕、再熱后進入低壓缸繼續(xù)做功，再熱器采用2級串聯(lián)，低壓再熱器的加熱蒸汽來自高壓缸抽汽，高壓再熱器的加熱蒸汽來自新蒸汽，汽水分離器的疏水、再熱器的疏水按壓力等級分別排往相應的加熱器。

根據(jù)該核電廠2臺汽輪機性能驗收試驗及運行數(shù)據(jù)，計算獲取了運行工況熱平衡圖、汽輪機及各輔助設備、系統(tǒng)的性能參數(shù)，以此開展2臺機組功率偏差的性能診斷與分析。對于主蒸汽參數(shù)，已將運行參數(shù)修正到了設計條件，排除了蒸汽發(fā)生器熱力性能的影響。為便于區(qū)分2臺機組，將功率相對較低的汽輪機機組稱為A，將功率相對較高的汽輪機機組稱為B。

2.1 汽輪機熱力性能

表1為試驗工況下計算獲取的A、B 2臺汽輪機高壓缸、低壓缸及整機效率。

表1 汽輪機通流效率對比表

由表1可知，機組A通流效率比B低約0.91%。不考慮系統(tǒng)內(nèi)外泄漏的影響，經(jīng)計算，機組A、B通流效率偏差對機組功率影響約為9 MW[4,6]。

圖2為試驗工況下2臺汽輪機各級段特征通流面積與設計值的對比。高壓缸按抽汽分為3個級段，標示為HP1至HP3，低壓缸按抽汽分為5個級段，標示為LP1至LP5，其中低壓缸最后3段抽汽壓力測量偏差較大，且對機組功率影響相對較小，LP3至LP5級段特征通流面積在此不展開對比分析。

圖2 汽輪機各級段特征通流面積與設計值對比

由圖2可知，A、B 2臺汽輪機特征通流面積基本相當，與設計值略有偏差。

為便于了解A、B 2臺汽輪機運行情況，分析了試驗工況下2臺機組進汽、抽汽口參數(shù)，詳見表2。

表2 汽輪機進、抽汽口參數(shù)對比

由表2可知，核島供給2臺機組的主蒸汽流量基本相同，機組A的主汽調(diào)節(jié)閥開度低于機組B，且機組A的主汽調(diào)節(jié)閥后壓力比機組B低，相應各缸抽汽口壓力也低。若2臺汽輪機高壓缸通流面積相同，則進入機組B高壓缸的蒸汽量應比機組A高約0.74%。主蒸汽在進入機組A前可能有泄漏，如主蒸汽通過旁路調(diào)節(jié)閥泄漏至凝汽器，汽水分離再熱器掃汽進入7號高壓加熱器或凝汽器等。

根據(jù)汽輪機廠商提供的A、B 2臺機組高壓缸通流葉片喉部尺寸測量數(shù)據(jù)，在機組A大修期間對高壓缸進行開缸檢查，未見高壓缸通流面積、間隙等有異常，因此可初步排除汽輪機高壓缸本體設計制造偏差對機組功率的影響。

根據(jù)汽輪機熱力特點，各級段間壓力比值(簡稱壓比)基本不隨工況變化[6,11]。通過對比A、B 2臺汽輪機的級段壓比，可判斷各級段通流面積的差別。表3為A、B 2臺汽輪機各級段壓比情況。

表3 汽輪機各抽汽級段壓比

由表3可知，A、B 2臺汽輪機各級段間的壓比偏差非常小，說明2臺汽輪機通流面積相差不大。

綜合以上分析，認為A、B 2臺汽輪機通流面積略有偏差。核島供給A、B 2臺機組的主蒸汽流量基本相同，但主汽調(diào)節(jié)閥開度、閥后蒸汽壓力及通流效率均超出了正常偏差范圍，說明A機組可能存在內(nèi)漏。

2.2 再熱系統(tǒng)熱力性能

A、B 2臺機組再熱系統(tǒng)熱力性能主要對比情況詳見表4。考慮再熱器的疏水水位變化較大，暫取測量值相對穩(wěn)定的加熱蒸汽流量開展分析。加熱蒸汽為可壓縮流體，且測量裝置精度有限，測量的蒸汽流量可能與機組實際情況偏差較大。

表4 再熱系統(tǒng)熱力性能對比表

由表4可知，機組A、B的汽水分離再熱器性能相近，機組A的2級再熱器加熱蒸汽量比B高約12%。根據(jù)運行反饋，機組A的二級再熱器管束溫差過小，掃汽量可能過大，部分新蒸汽在再熱器內(nèi)未進行熱交換就進入了7號高壓加熱器或凝汽器，對機組功率的影響可參照圖1計算。若這部分蒸汽漏入凝汽器，對機組功率影響為1∶1的關系。進入汽輪機的蒸汽流量相對減少，主汽調(diào)節(jié)閥開度也相對減小。

機組A再熱器掃汽比過大，可通過調(diào)整掃汽閥開度，將再熱器管束溫差控制在廠商的推薦范圍內(nèi)，將掃汽比控制在設計值左右。

2.3 回熱系統(tǒng)熱力性能

A、B 2臺機組回熱系統(tǒng)熱力性能對比情況詳見表5。試驗時缺少1、2號低壓加熱器抽汽口壓力，暫取設計值，考慮其對機組功率影響較小，在此不進行對比分析。

表5 回熱系統(tǒng)熱力性能對比表

由表5可知，A、B 2臺機組的回熱系統(tǒng)熱力性能均在正常范圍內(nèi)。

2.4 凝汽器熱力性能

經(jīng)變工況計算的A、B 2臺機組凝汽器熱力性能對比情況詳見表6。

表6 凝汽器熱力性能對比

按機組A、B運行工況的熱負荷、循環(huán)水溫度、循環(huán)水量及清潔系數(shù)(0.9)，凝汽器壓力的計算結(jié)果應為3.4 kPa、7.1 kPa，機組B的凝汽器熱力性能優(yōu)于A。

按汽輪機功率背壓特性曲線對汽輪機試驗測量背壓進行修正后，對比了A、B 2臺機組的功率，凝汽器的性能不影響汽輪機性能。在接近設計海水溫度條件下，針對機組A的凝汽器進行專項性能試驗，找出了性能偏低的原因，減少了冷源損失。

2.5 系統(tǒng)運行

A、B 2臺機組系統(tǒng)運行主要從以下幾方面開展分析。

2.5.1 主給水流量

主給水流量是汽輪機熱力性能計算的基準，是影響整個機組性能的關鍵[1]。該核電廠每臺機組設置3臺SG，每臺SG對應的主給水管道上布置了孔板，用以測量主給水流量，每塊流量孔板的精度為0.5級。核島熱功率是以主給水流量作為基準，主給水流量測量精度會影響熱功率的準確性。極端情況下，3塊孔板測量偏差對核島熱功率影響約為0.5%，對機組功率影響約為0.5%。

由于主給水流量孔板測量存在不確定度，根據(jù)公式(1)可知，核島熱功率與實際值可能有偏差，這也是引起2臺機組功率偏差的原因之一[12-13]。在后續(xù)核電項目性能試驗的主給水流量測量方面，可考慮采用精度更高的流量測量裝置，如低β值流量噴嘴等，以降低主給水流量測量的不確定度，這樣也能夠保證核電廠更加安全、穩(wěn)定和高效地運行[1,12-13]。

2.5.2 熱力系統(tǒng)閥門嚴密性

運行中發(fā)現(xiàn)機組A旁路調(diào)節(jié)閥后管道溫度偏高，由此可以推斷存在新蒸汽內(nèi)漏到凝汽器的情況。系統(tǒng)閥門查漏可參考國內(nèi)核電廠的運行經(jīng)驗，將常規(guī)島閥門內(nèi)漏對機組功率影響的程度分類進行排查[14]。

2.5.3 再熱溫度

A、B 2臺機組再熱溫度比設計溫度高約9 ℃，主要原因是新機組投運，主蒸汽壓力高，再熱器傳熱系數(shù)相對較大，導致再熱器端差小。在冷端條件相同的情況下，再熱溫度升高，低壓缸有效焓降會相對增加，低壓缸做功也會相對增加。同時，再熱器溫升增大，2級再熱器換熱量相對增大，所需要的加熱蒸汽流量也增多，進入高壓缸的蒸汽量相對減少，高壓缸做功就會相對降低。再熱溫度偏高對機組功率的影響一正一負[10,15]。

參照國內(nèi)核電廠類似再熱溫度偏高的處理方法，調(diào)整2級再熱器的加熱蒸汽壓力，使再熱溫度控制在設計值附近，機組功率會有1～2 MW的微小提升。

2.5.4 低壓加熱器疏水

該核電廠凝汽器喉部2號低壓加熱器的疏水通過U型管排入疏水冷卻器，經(jīng)疏水立管擴容后排入凝汽器。1號低壓加熱器的疏水通過U型管，經(jīng)疏水立管后排入凝汽器。表7為A、B 2臺機組運行工況下低壓加熱器疏水水位情況。

表7 A、B 2臺機組運行工況下低壓加熱器水位情況

A、B 2臺機組的2號低加疏水水位偏差約為6 m，低加出口凝結(jié)水溫度偏差為5 ℃。低壓加熱器出口凝結(jié)水溫度低，進入加熱器的蒸汽壓力也低。機組A運行一段時間后，低加疏水水位與機組B相差不大，低加出口凝結(jié)水溫度與機組B基本相同。

機組A的低壓加熱器水位變化較大，這可能是疏水不暢引起的。疏水水位升至一定高度，就能克服疏水壓差，然后排水，水位會迅速降低。建議排查加熱器殼體排氣閥的運行狀態(tài)、疏水接入疏水擴容器的位置等。

2.5.5 凝結(jié)水過冷度

凝結(jié)水過冷度是衡量凝汽器設計性能的主要指標。凝結(jié)水過冷，不僅會增加冷源損失，而且還會影響機組的熱效率及凝結(jié)水品質(zhì)[9]。機組A的凝結(jié)水過冷度達到1.8 ℃，凝結(jié)水進入加熱器的溫度較低，需從汽輪機抽取更多的蒸汽來加熱，這也會影響機組功率[8-9]。建議對機組A的凝結(jié)水進行長期監(jiān)測，同時排查過冷度偏大的原因。

3 結(jié) 論

本文針對某CPR1000堆型核電廠2臺機組功率出現(xiàn)偏差的問題，基于2臺機組性能試驗數(shù)據(jù)及運行數(shù)據(jù)計算的熱平衡圖，結(jié)合系統(tǒng)運行情況進行了診斷分析，認為2臺汽輪機通流面積略有偏差。在核島供給2臺機組主蒸汽流量基本相同條件下，主汽調(diào)節(jié)閥開度、閥后蒸汽壓力及通流效率的偏差均超出了正常范圍。功率較低的機組再熱器加熱蒸汽流量大、管束溫差小，再熱器掃汽比過大。同時發(fā)現(xiàn)有些旁路調(diào)節(jié)閥后管道溫度偏高，這說明該機組系統(tǒng)存在內(nèi)漏，有蒸汽內(nèi)漏至高壓加熱器或凝汽器。該電廠運行人員反饋稱，在機組A大修期間對可疑的閥門進行了更換或修理，大修后機組功率相對提高了2.5 MWe。

隨著在役核電廠的運行，系統(tǒng)或設備將不可避免地出現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)漏、運行偏離設計值、設備性能下降等問題。本文的研究可為后續(xù)核電機組性能診斷、改造或優(yōu)化運行等提供參考。