史進淵，齊 漣，楊 宇，汪 勇，鄧志成，山雪峰，徐佳敏

(1. 上海發(fā)電設備成套設計研究院有限責任公司，上海 200240；2.中核核電運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300)

秦一廠核電機組1991年12月15日并網發(fā)電，2004—2006年，開展了秦一廠核電機組一回路關鍵設備的實際老化狀態(tài)評估，結果表明秦一廠核電機組一回路的壓力容器、蒸汽發(fā)生器、安全殼等處于良好狀態(tài)，運行許可證延續(xù)(OLE)階段該核電機組的關鍵設備的結構完整性是有保證的[1]。在秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組的原設計壽期為30年的基礎上，OLE項目再延長使用20年，需要對秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組進行優(yōu)化升級改造。根據秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組優(yōu)化升級改造的技術方案[2]，秦一廠核電機組二回路原設計方案TMCR(供方保證功率)工況與冬季工況的功率為330 MW，對應的主蒸汽流量為2015 t/h；改造方案一TMCR工況與冬季工況的功率為340 MW，對應的主蒸汽流量為1930 t/h；改造方案二TMCR工況與冬季工況的功率為350 MW，對應的主蒸汽流量為1995 t/h。雖然兩個改造方案的二回路主蒸汽流量均小于原設計值，但考慮到優(yōu)化升級改造后汽輪機的通流部分抽汽參數(shù)有所變化，二回路輔助系統(tǒng)的部分設備有可能適應不了改造方案的增容要求。開展秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組二回路的熱交換器、汽水系統(tǒng)管道和水泵進行適應性分析研究，是320 MW核電汽輪發(fā)電機組優(yōu)化升級改造技術方案研究的重要工作。

1 二回路熱交換器的適應性

1.1 二回路熱交換器現(xiàn)狀

秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組二回路熱交換器，包括高壓加熱器、低壓加熱器、除氧器、凝汽器、高壓輸水擴容器、汽水分離再熱器(MSR)等6類。從1991年12月投產以來，除了在1996年1號高壓加熱器與2號高壓加熱器更換為上海電站輔機廠的產品以及3號高壓加熱器更換為東方鍋爐廠的產品之外，總體情況二回路熱交換器的各項指標優(yōu)良，運行穩(wěn)定。在二回路熱交換器中，1號高壓加熱器堵管率為0.14%，1號凝汽器堵管率為0.86%，2號凝汽器堵管率為0.43%，其他二回路熱交換器的堵管率均為零，二回路6類熱交換器的堵管率均比較低。采用兩個改造方案，二回路6類熱交換器的熱負荷或流量發(fā)生了變化，需要開展增容改造后的適應性分析。

1.2 熱交換器適應性分析方法

根據秦一廠320 MW核電汽輪機兩個優(yōu)化升級改造方案的TMCR工況、冬季工況與夏季工況的熱平衡圖[2]，分析秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組在不同工況下二回路6類熱交換器的熱負荷或流量的變化情況，并與原設計方案的TMCR工況、冬季工況與夏季工況的分析結果相比較，可以給出增容改造后二回路熱交換器的適應性分析結果。

對于高壓加熱器、低壓加熱器和凝汽器，采用熱負荷余量來評價改造方案的適應性，高壓加熱器、低壓加熱器和凝汽器的熱負荷Q與熱負荷余量ΔQ的計算公式分別為

Q=Gw(ho-hi)

(1)

(2)

式中：Gw——熱交換器水側流量，kg/s；

ho——熱交換器出口水的焓，kJ/kg；

hi——熱交換器進口水的焓，kJ/kg；

Q1——原設計方案的熱負荷；

Q2——改造方案的熱負荷。

熱負荷余量ΔQ的物理意義，熱負荷余量ΔQ為正值表示換熱面積有余量，不用更換；熱負荷余量ΔQ為負值表示換熱面積不夠。工程上，熱負荷余量ΔQ為負值且其絕對值超10%時，通常需要更換熱交換器[2]。

對于汽水分離再熱器，依據汽水分離器入口流量、一級再熱器管程流量與二級再熱器管程流量等參數(shù)的相對變化量來分析改造方案的增容能力，對于除氧器依據凝結水流量、最高工作壓力等參數(shù)的相對變化量來分析改造方案的適應性，對于高壓疏水擴容器依據高壓疏水擴容器的輸水量的相對變化量來分析改造方案的適應性。熱交換器的流量等某一物理量x的相對變化量Δx的計算公式為:

(3)

式中：x——熱交換器的流量等某一物理量；

x1——原設計方案的流量等某一物理量；

x2——改造方案的流量等某一物理量。

比較改造方案與原設計方案某一物理量x的相對變化量Δx，可以評估二回路熱交換器的適應性。某一物理量x的相對變化量Δx為正值，表示改造方案的同一物理量的數(shù)值小于原設計值，二回路熱交換器對改造方案有良好的適應性。

1.3 熱交換器適應性分析結果

秦一廠320 MW核電機組二回路熱力系統(tǒng)的高壓加熱器、低壓加熱器和凝汽器的熱負荷適應性分析結果列于表1，MSR、除氧器和高壓疏水擴容器的流量適應性分析結果列于表2。從表1知，對于改造方案一，1號高壓加熱器的熱負荷超出原設計值10.19%；對于改造方案二，1號高壓加熱器熱負荷超過原設計值13.22%，建議更換傳熱面積更大的1號高壓加熱器。從表1和表2可知，增容改造后2號高壓加熱器、3號高壓加熱器、1號低壓加熱器、2號低壓加熱器、3號低壓加熱器、凝汽器、汽水分離再熱器、除氧器、高壓疏水擴容器均能滿足機組改造方案的增容要求，具備適應兩個改造方案的增容能力。

表1 高壓加熱器、低壓加熱器和凝汽器的熱負荷適應性分析結果

表2 MSR、除氧器和高壓疏水擴容器的流量適應性分析結果

2 二回路汽水系統(tǒng)管道的適應性

2.1 管道適應性分析方法

根據秦一廠320 MW核電汽輪機的兩個改造方案的熱平衡圖[2]，進行改造后汽水系統(tǒng)管道的適應性分析。適應性分析的內容，包括兩個改造方案的管道流速的變化情況，并與原設計方案管道流速的變化情況相比較。取管道流量最大工況進行流速計算和適應性分析，計算分析的工況包括：主蒸汽系統(tǒng)、旁路系統(tǒng)、給水系統(tǒng)、凝結水系統(tǒng)取夏季工況，抽汽系統(tǒng)的一級抽汽至五級抽汽取夏季工況、六級抽汽與七級抽汽取冬季工況，高加與低加疏水系統(tǒng)的一級加熱器與五級加熱器疏水取夏季工況、六級加熱器與七級加熱器疏水取冬季工況，MSR相關系統(tǒng)取TMCR工況。

2.2 管道適應性分析結果

考慮到秦一廠320 MW核電機組改造方案二主蒸汽流量更大，針對改造方案二的二回路主要汽水管道的適應性分析結果列于表3和表4，表3給出設計流速大于推薦流速，原因在于抽汽系統(tǒng)管道、高加與低加疏水系統(tǒng)管道等部分管道的原設計流速就超過了NB/T 20193—2012推薦流速的上限值[3]。表4給出的設計流速小于推薦流速，表明增容改造后給水系統(tǒng)管道和凝結水系統(tǒng)等管道的流速均能滿足機組優(yōu)化升級改造的技術要求，具備兩個優(yōu)化升級改造方案的適應性。若電廠決策在改造或大修中不予以更換，建議加強金屬監(jiān)督，根據實際的金屬監(jiān)督情況和管道壁厚的減薄速率進行安全性評定，并及時更換不安全的二回路汽水管道以及流動加速腐蝕(FAC)的管道。

表3 設計流速小于推薦流速汽水管道

表4 設計流速大于推薦流速汽水管道

3 二回路水泵的適應性

3.1 水泵適應性分析方法

根據秦一廠320 MW核電汽輪機改造方案的熱平衡圖與優(yōu)化升級改造措施[2]，分析二回路的給水系統(tǒng)、循環(huán)水系統(tǒng)、凝結水系統(tǒng)增容改造后水泵(組)的流量，分析內容包括兩個改造方案的給水泵、循環(huán)水泵、凝結水泵、凝結水升壓泵的流量變化情況。水泵適應性分析的流量取夏季工況的最大流量，并給出改造方案的水泵(組)的適應性分析結果。

對于給水泵，依據給水泵組的設計流量與改造方案的最大流量，來分析改造方案的適應性。對于循環(huán)水泵，依據凝汽器的熱負荷與循環(huán)水泵的配置，來分析改造方案的適應性。

對于凝結水泵和凝結水升壓泵，進行流量摸底試驗。摸底試驗測量的參數(shù)，包括水泵進口和出口的壓力與溫度、水泵的質量流量、水泵電動機的電壓與電流，繪制水泵的揚程曲線，并依據摸底試驗流量開展凝結水泵和凝結水升壓泵的適應性分析[4]。水泵的揚程Hm的計算公式為

(4)

式中：Hm——水泵的揚程，mH2O；

P1，P2——水泵的進口和出口測點的壓力，MPa；

ρ——密度，kg/m3；

g——重力加速度，m2/s；

Z1，Z2——水泵的進口和出口標高，m；

u1，u2——水泵的進口和出口測點的流速，m/s。

3.2 給水泵和循環(huán)水泵適應性分析結果

秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組，配置3臺50%額定給水量的電動定速給水泵， 2臺給水泵組運行，1臺給水泵組備用。給水泵組的適應性分析結果列于表5。秦一廠核電機組的單臺給水泵組泵的設計流量為1075 t/h，原設計工況下兩臺給水泵能提供的流量為2150 t/h。根據秦一廠核電機組二回路原設計的熱平衡圖[2]，給水泵組在最大連續(xù)功率工況下的流量為2015 t/h。給水泵組泵的設計流量和原設計TMCR工況的流量，均大于改造方案一的最大流量1930 t/h和改造方案二的最大流量1995 t/h，表明給水泵組能夠滿足汽輪機兩個優(yōu)化升級改造方案的流量需求。

表5 給水泵組的適應性分析結果

秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組，配置6臺循環(huán)水泵，水源為海水，供2臺凝汽器和二回路其他設備冷卻用水。冬季3臺循環(huán)水泵運行，3臺循環(huán)水泵備用；其他季節(jié)用正常情況下4臺循環(huán)水泵運行，2臺循環(huán)水泵備用。根據凝汽器熱負荷的計算結果，兩個改造方案凝汽器的熱負荷沒有超過原設計值，循環(huán)水泵組能夠滿足兩個改造方案的流量需求。

3.3 凝結水泵和凝結水升壓泵適應性分析結果

秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組配置3臺立式凝結水泵，單臺泵流量為748 t/h，揚程為78.5 kPa(80 mH2O)。原設計方案最大連續(xù)處理工況凝結水流量為1272 t/h，正常情況下2臺凝結水泵運行、1臺凝結水泵備用。

秦一廠320 MW核電汽輪發(fā)電機組配置3臺臥式凝結水升壓泵，單臺泵流量為748 t/h，揚程為127.5 kPa(130 mH2O)。原設計方案夏季工況凝結水流量為1272 t/h，正常情況下2臺凝結水升壓泵運行、1臺凝結水升壓泵備用。

2015年9月完成了秦一廠320 MW核電機組二回路的3號凝結水泵和3號凝結水升壓泵進行了性能摸底試驗[5]，分別進行了810 t/h工況、780 t/h、720 t/h、640 t/h和630 t/h等5個工況的凝結水泵與凝結水升壓泵性能力測試和揚程曲線繪制，由試驗得出3號凝結水泵的揚程曲線如圖1所示，3號凝結水升壓泵的揚程曲線如圖2所示。從圖1和圖2知，凝結水泵和凝結水升壓泵的設計流量對應的揚程低于試驗摸底值，并有一定余量。秦一廠320 MW核電機組凝結水系統(tǒng)的凝結水泵和凝結水升壓泵的改造方案適應性分析結果列于表6，表明凝結水泵和凝結水升壓泵能夠滿足汽輪機兩個優(yōu)化升級改造方案的流量需求。

圖1 凝結水泵的揚程曲線

圖2 凝結水升壓泵的揚程曲線

表6 單臺凝結水泵與凝結水升壓泵適應性分析結果

4 結論

1)秦一廠核電機組OLE項目二回路熱交換器的適應性分析結果表明，2號與3號高壓加熱器、低壓加熱器、除氧器、凝汽器、高壓疏水擴容器、汽水分離再熱器均能滿足汽輪機改造方案的增容要求，具備適應汽輪機兩個改造方案的增容能力。考慮到兩個改造方案的1號高壓加熱器的熱負荷超過原設計值，建議在改造中更換1號高壓加熱器，以增加其換熱面積與熱負荷。

2)二回路汽水系統(tǒng)管道的適應性分析結果表明，給水系統(tǒng)管道和凝結水系統(tǒng)管道均能滿足汽輪機增容改造方案的要求，具備適應兩個改造方案的增容能力。對于流速超限和流速不超限的二回路汽水管道，推薦的應對措施是加強金屬監(jiān)督，定期測量壁厚，并根據壁厚減薄情況，及時用更換減薄部位管段，以保證汽水管道安全運行。

3)二回路水泵組的適應性分析結果表明，給水泵及電動機、循環(huán)水泵及電動機、凝結水泵及電動機、凝結水升壓泵及電動機均能滿足汽輪機兩個增容改造方案的流量需求。凝結水泵和凝結水升壓泵的設計流量對應的揚程，均低于試驗摸底值并有一定余量。

4)秦一廠320 MW核電機組的運行許可證延續(xù)，二回路的熱交換器、汽水管道、水泵組的適應性研究結果表明，在兩個優(yōu)化升級改造方案的主蒸汽流量均小于原設計值的前提下，除了1號高壓加熱器以外，二回路輔助系統(tǒng)的其他主要設備能夠適應優(yōu)化升級兩個改造方案的增容能力。