齊 漣，周昭偉

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

2018年，為了配合秦一廠320 MW核電機組運行許可證延續(xù)(OLE)專項工作的開展，實現(xiàn)電廠在達到其原設計壽命30年后，可再安全可靠地延續(xù)運行20年，同時為進一步提升機組效率和發(fā)電能力，對常規(guī)島主機和部分主要輔機實施了全面的綜合升級改造。由于本次改造實施為國內首例，在可行性研究、工程設計、施工調試、試驗驗證等環(huán)節(jié)，國內均無可供借鑒的成功經(jīng)驗。本改造工程機組于2018年7月26日首次并網(wǎng)，并于2018年10月29日順利通過滿功率168 h連續(xù)運行。

本文基于ASME PTC6-2004美國機械工程師協(xié)會《汽輪機性能試驗規(guī)程》和GB/T 8117.3—2014《汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程 第3部分：方法C 改造汽輪機的熱力性能驗證試驗》的要求和方法，對增容改造后汽輪機組熱力性能試驗的過程和結果進行了分析，以驗證改造后汽輪機在各設計工況下的出力和汽輪機熱耗率等指標是否達到改造的保證值，同時評估了機組改造前后節(jié)能降耗指標情況。通過本文深入的分析，為后續(xù)增容改造后核電機組汽輪機的熱力性能驗證提供參考。

1 機組改造前后技術特點

秦一廠320 MW核電機組原汽輪機是20世紀80年代由上海汽輪機廠通過引進美國西屋公司技術設計制造的全轉速單軸飽和蒸汽中間再熱三缸四排汽凝汽式汽輪機，型號：HN310-54.5型。主汽閥前蒸汽額定參數(shù)5.345 MPa/268.2 ℃/99.5%干度，機組額定工況熱耗10 760 kJ/kW·h，發(fā)電熱效率33.46%，銘牌功率310 MW[1]。2010年實施機組功率提升后，銘牌功率修改為320 MW。

本次增容改造后，主要性能指標如下：

(1)主要設計參數(shù)[2]

型號：HN350-5.34型；

型式：單軸、三缸四排汽、中間汽水分離再熱、凝汽式汽輪機；

TMCR工況功率：350 MW；

TMCR工況主蒸汽參數(shù)：5.34 MPa(a)/268.1 ℃/99.5%；

TMCR工況主蒸汽流量：1955 t/h；

額定/夏季背壓：4.8 kPa(a)/8.8 kPa(a)；

回熱級數(shù)：3高+3低+1除氧；

額定轉速：3000 r/min；

給水泵驅動方式：電動；

TMCR工況給水溫度：220.4 ℃。

(2)保證值[2]

TMCR工況保證出力：350 MW；

夏季連續(xù)運行工況保證出力：332.5 MW；

TMCR工況保證熱耗：10 350 kJ/kW·h；

機組發(fā)電熱效率：34.78 %。

2 熱力性能試驗方案介紹

2.1 試驗目的

改造現(xiàn)役電廠汽輪機不僅需要關注絕對保證指標，還需關注相對保證指標，即不同于新建電廠的汽輪機熱力性能絕對保證指標驗收試驗。因此，相關國家標準對于改造汽輪機機組試驗定義為驗證試驗，它涵蓋設備改造前和改造后等各種試驗。本次試驗目的是對改造后機組功率、汽輪機熱耗率和發(fā)電熱效率等指標的驗證。

2.2 改造性能保證值的選擇

汽輪機改造項目的難點之一是性能保證值的選擇，這是因為改造項目本身存在多種不同的方案組合，如進汽閥門更換、部分葉片或隔板、轉子、整體模塊的更換等。另外，就汽輪機的改造效果而言，制造商通常關注于改造部件的性能保證，愿意采用反映改造前后變化的相對性能改進保證值，而用戶方則更加傾向于選擇反映改造后整機性能的絕對性能保證值?？梢?，汽輪機改造性能考核保證值的選擇取決于改造的具體情況和合同各方的協(xié)商。但無論如何，恰當?shù)谋ＷC值的選擇是由其能否準確驗證實際性能或性能變化的能力來決定的。

核電汽輪機是典型的濕蒸汽汽輪機，其缸效率的測量受到蒸汽濕度的影響，無法直接進行準確的測量。因此，改造后替換部件的效率采用整機性能來間接確定更加合適。

根據(jù)本次增容改造確定的方案，汽輪機高、低壓模塊的改造采用了整體通流的技術升級和更新，因此，決定選用反映整機性能的功率、汽輪機熱耗率和發(fā)電熱效率等指標作為絕對保證值。

2.3 試驗工況

試驗工況、條件及時間如表1所示[3]。

表1 試驗工況

2.4 試驗標準及基準

(1)試驗標準

《汽輪機性能試驗規(guī)程》(ASME PTC6—2004)；

《汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程 第3部分：方法C 改造汽輪機的熱力性能驗證試驗》(GB/T 8117.3—2014)；

《流量測量》(ASME PTC19.5—2004)；

《用安裝在圓形截面管道中的差壓裝置測量滿管流體流量 第4部分：文丘里管》(ISO 5167—4:2003)；

水和水蒸汽性質表：國際公式化委員會《工業(yè)用水和水蒸汽參數(shù)》(IFC公式1967)。

(2)試驗基準

負荷與閥位基準。

2.5 試驗儀表及測量方法

為了保證試驗精度，重要測點采用了雙或多重測點，相關測量儀表和測量要求滿足ASME PTC6規(guī)范要求，其中：1)發(fā)電機出線端電功率采用0.1級精度的數(shù)字式三相多功能表測量；2)主給水流量采用經(jīng)校驗合格的2套法國進口文丘里管測量裝置進行測量，每套流量測量裝置有2組取壓口，取壓用差壓變送器精度等級為 0.05 級；3)SG出口蒸汽濕度由電廠嚴格依據(jù)相關試驗標準多次測量所得。

2.6 試驗主要步驟

1)依據(jù)隔離清單的要求進行機組熱力系統(tǒng)隔離，并將凝汽器和除氧器水位補至較高位，保證試驗期間不向系統(tǒng)內補水，同時檢查試驗專用數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和機組各熱力系統(tǒng)投入是否正常。

2)機組按DEH自動運行方式投入運行，主要運行參數(shù)調整至試驗工況要求范圍內，并保持穩(wěn)定運行。試驗期間注意保持反應堆冷卻劑及其輔助工藝系統(tǒng)穩(wěn)定運行，同時監(jiān)視機組真空變化，維持除氧器水箱、凝汽器、MSR水位無大的波動。

3)試驗期間禁止一切無關操作，如有涉及安全等問題停止試驗，并依據(jù)運規(guī)執(zhí)行操作。

4)機組穩(wěn)定后，開始試驗，單個出力試驗持續(xù)1 h，單個汽輪機熱耗率試驗持續(xù)2 h。每個試驗工況結束后，應確認試驗期間機組狀態(tài)是否滿足要求，試驗數(shù)據(jù)是否正常采集或記錄無誤后，該試驗工況正式結束。全部試驗結束后，依據(jù)相關要求進行系統(tǒng)恢復。

2.7 試驗主要結果計算

發(fā)電機功率由試驗專用儀表測量所得，給水流量依據(jù)測量差壓信號并結合相關標準計算得到，其余主要計算過程如下：

(1)蒸發(fā)器出口流量計算：

Gms=Gfw-GSG-blowdown

(1)

式中：Gms——蒸發(fā)器出口流量,t/h；

GSG-blowdown——蒸發(fā)器排污流量,t/h；

Gfw——測量給水流量，t/h。

(2)蒸發(fā)器出口焓值計算：

hs=yshs′+(1-ys)hs″

(2)

式中：ys——蒸發(fā)器出口蒸汽濕度；

hs，hs′，hs″——蒸發(fā)器出口的蒸汽焓值、飽和水焓值和飽和蒸汽焓值, kJ/kg。

(3)主汽閥前蒸汽干度計算：

(3)

式中：Xms——主汽閥前蒸汽干度；

h1，h1″，h1′——主汽閥前的蒸汽焓值、飽和蒸汽焓值和飽和水焓值，kJ/kg。

(4)(反應堆)熱容量計算：

QNSSS=(Gms×h1-Gfw×hfw)/3600

(4)

式中：QNSSS——反應堆熱功率, MWt；

hfw——主給水焓值，根據(jù)實測給水壓力與給水溫度求得, kJ/kg。

(5)汽輪機試驗熱耗率計算：

(5)

式中：HRtest——試驗狀態(tài)下汽輪機熱耗率，kJ/(kW·h)；

Ptest——發(fā)電機凈電功率。

2.8 試驗結果修正

機組熱力性能試驗所要驗證的各項保證值代表了汽輪機的性能水平。由于各工況主要邊界條件對保證值具有決定性的影響，因此試驗時的運行工況應盡可能接近規(guī)定的保證工況。如果存在任何試驗運行工況偏離保證工況，則試驗結果在與保證值進行比較之前需要進行修正。

本試驗中，由于試驗運行條件與規(guī)定的保證工況條件存在差異，因此需要對試驗狀態(tài)下發(fā)電機出線端電功率與汽輪機熱耗率進行修正計算，修正計算采用制造廠提供的修正曲線進行。修正項目主要包括：1)主蒸汽壓力；2)主蒸汽干度；3)(反應堆)熱容量；4)給水溫度；5)MSR出口溫度；6)MSR壓降；7)背壓。

(1)修正后發(fā)電機出線端電功率計算:

Pcorr=Ptest/(1+CPf1+CPf2+CPf3+CPf4+CPf5+CPf6+CPf7)

(6)

式中：Pcorr——修正后發(fā)電機出線端電功率，kW；

CPf1,CPf2,CPf3,CPf4,CPf5,CPf6,CPf7——主蒸汽壓力、主蒸汽干度、(反應堆)熱容量、給水溫度、MSR出口溫度、MSR壓降、背壓對發(fā)電機出線端電功率修正系數(shù)。

(2)修正后汽輪機熱耗率計算：

HRcorr=HRtest/(1+CHRf1+CHRf2+CHRf3+CHRf4+CHRf5+CHRf6+CHRf7)

(7)

式中：HRcor——修正后汽輪機熱耗率，kJ/(kW·h);

CHRf1，CHRf2，CHRf3，CHRf4，CHRf5，CHRf6，CRHf7——主蒸汽壓力、主蒸汽干度、(反應堆)熱容量、給水溫度、MSR出口溫度、MSR壓降、背壓對汽輪機熱耗率修正系數(shù)。

3 試驗結果及分析

機組出力、汽輪機熱耗率、發(fā)電熱效率試驗結果列于表2[3-5]。

表2 試驗結果對照表

試驗嚴格按照ASME PTC6—2004和GB/T 8117.3—2014規(guī)范要求進行。僅以嚴格控制不明泄漏量為例，現(xiàn)場針對性實施了全面的查漏消缺工作，以使系統(tǒng)泄漏的影響降至盡可能的低。正式試驗時，實際的不明泄漏量約為0.095%，達到ASME規(guī)范規(guī)定的0.1%的要求。

從試驗結果可以看出：

1) TMCR-1工況與TMCR-2工況試驗值修正至設計條件下的汽輪機熱耗率重復性約為0.09%，滿足ASME PTC6-2004規(guī)范中0.25%的要求。

2)各試驗工況下，機組的出力均優(yōu)于保證值或設計值。其中，TMCR-1工況與TMCR-2工況下，發(fā)電機出線端電功率的平均值達到356.978 MW，與改造前相比，機組出力提升8.8%，發(fā)電熱效率提高約1.6%，增容提效效果顯著。

3)TMCR-1工況與TMCR-2工況下，機組熱耗率的平均值為10 038.6 kJ/(kW·h)，明顯優(yōu)于設計保證值，較改造前10 501.8 kJ/(kW·h)的熱耗率，降低了4.4%，節(jié)能降耗效果明顯。

4 結論

本文針對秦一廠320 MW機組汽輪機增容改造后熱力性能試驗的過程和結果進行了分析，得到如下結論：

1)作為國內首臺實施增容提效改造的核電機組，實施改造后，機組出力、汽輪機熱耗率、發(fā)電熱效率等指標全面優(yōu)于設計值或保證值，實現(xiàn)了改造的預期目標。較改造前，機組運行的經(jīng)濟性得到了有效提升；

2)試驗結果本身真實反映了機組性能內在聯(lián)系的規(guī)律性，這主要體現(xiàn)在汽輪機熱耗優(yōu)于設計值或保證值的同時，高壓缸效率測試結果也優(yōu)于設計值，兩者在實測結果方向的一致性上符合汽輪機熱力性能的內在規(guī)律。一方面表明試驗方法本身的合理性和試驗結果的真實、可靠性，同時也表明汽輪機熱耗率的改善主要是建立在通流部分效率提升的基礎上，印證了改造項目可行性研究階段制定的兼顧潛力挖掘和效率提升技術路線的合理性和有效性，對于后續(xù)核電機組的增容改造具有重要的示范和借鑒意義；

3)本次改造對于方案可行性研究、工程設計、產(chǎn)品制造、安裝、調試、運行和試驗等各個環(huán)節(jié)的質量進行了嚴格把控，通過對改造后的實際主汽流量、主/再熱溫度和發(fā)電熱效率等參數(shù)進行分析，表明：核電廠一、二回路堆機參數(shù)的匹配更趨合理，機組的運行更加經(jīng)濟；

4)熱力性能試驗對于改造機組的性能驗證至關重要，為了確保驗證工作的順利實施，建議試驗各方應就保證值邊界條件、試驗方案中測點布置和系統(tǒng)隔離等問題開展預先規(guī)劃，達成協(xié)議，這點對于核電廠汽輪機尤其重要；

5)考慮到系統(tǒng)隔離對于汽輪機熱力性能試驗結果的準確度和機組運行安全性影響較大，電廠應在試驗前開展全面的系統(tǒng)查漏消缺工作。另外，為了保證汽輪機性能劣化對于機組的性能影響降低到最低程度，改造后熱力性能試驗應在機組首次帶負荷后8周內進行；

本文介紹的熱力性能試驗方法適用于核電廠汽輪機整體通流改造后的驗證。但在更廣范圍的適用性上，仍需結合具體的改造方案和實施范圍，作出細節(jié)上的調整，使得驗證試驗結果更加真實體現(xiàn)機組實際改造情況。