核電廠(chǎng)汽輪機性能考核試驗不合格問(wèn)題分析

 

 

國內某核電站采用的是 CPR1000 壓水堆核電機型，汽輪機廠(chǎng)家根據《汽輪機性能試驗規程》（ASME PTC-6）提供性能試驗性能修正項，將試驗測量電功率修正至設計熱力系統和設計參數下，得到汽輪機性能考核試驗結果。在某核電站 A1 機組調試期間，試驗結果為 1075.81MW，低于設計值（1086MW）約 10.19MW，但同類(lèi)型 B1 機組性能考核試驗結果高于設計值。本文通過(guò)對 A1、B1 二回路熱力系統對比分析，明確了機組異常問(wèn)題的分析處理方向，結合現場(chǎng)排查處理驗證情況，#后確定了問(wèn)題的主要原因及建議處理措施。

 

1 汽輪發(fā)電機組性能考核試驗介紹

核電站熱力循環(huán)系統如圖 1 所示。所用的汽輪機為飽和蒸汽、飽和蒸汽、單軸、三缸、四排汽、中間再熱、半轉速核電汽輪機，由 1 個(gè)雙流道高壓缸（HP）和 2 個(gè)雙流道、雙排汽低壓缸（LP）組成。

滿(mǎn)功率運行狀態(tài)下，蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生的飽和蒸汽進(jìn)入高壓缸膨脹做功，從高壓缸流道的第 6 級后抽取部分蒸汽送到 7# 高加和汽水分離再熱器用于加熱給水和 MSR（汽水分離再熱器）一級再熱，從高壓缸流道的第 9 級后抽取部分蒸汽送到 6# 高加用于加熱給水。高壓缸的排汽一部分送往除氧器，大部分排往位于低壓缸兩側的 2 臺汽水分離再熱器，經(jīng)汽水分離后進(jìn)入兩級再熱器再熱，再熱汽源來(lái)自高壓缸抽汽和新蒸汽。從汽水分離再熱器出來(lái)的過(guò)熱蒸汽進(jìn)入低壓缸內繼續膨脹做功。從低壓缸流道第 3 級后、第 5 級后、第 7 級后和第 9 級后抽汽分別送至 4#、3#、2# 和 1# 低壓加熱器進(jìn)行加熱凝結水。低壓缸的排汽排入冷凝器，并被海水冷卻成為凝結水。

 

凝結水由凝結水泵抽出升壓后經(jīng)疏水加熱器和四級低壓加熱器被加熱后，送到除氧器，混合式除氧器通過(guò)高壓缸排汽實(shí)現對凝結水的加熱和除氧作用，主給水泵從除氧水箱底部吸水，將水升壓后經(jīng) 6# 和 7# 高壓加熱器進(jìn)一步加熱，#后通過(guò)給水流量調節閥進(jìn)入蒸汽發(fā)生器二次側，吸收反應堆冷卻劑熱量轉變成飽和濕蒸汽，再進(jìn)入主蒸汽系統，從而完成熱力循環(huán)。電站實(shí)際運行中，各項熱力運行參數偏離設計參數，這種偏離會(huì )對試驗結果產(chǎn)生影響，結廠(chǎng)家給出的修正項，考慮電廠(chǎng)機組出力的考核針對的為常規島汽輪發(fā)電機組整體（含輔機），因此修正項目只需考慮常規島前后的邊界條件，包括功率因數、主蒸汽壓力、主蒸汽濕度、熱功率、循環(huán)水進(jìn)水溫度、循環(huán)水流量等。

 

2 熱力系統運行對比分析

2.1 考核試驗整體對比

采用 A1、B1 單次考核試驗數據對比如表 1，A1 修正性能考核試驗結果較 B1 偏低 27.8MW。根據文獻分析，鑒于主蒸汽壓力對機組功率的修正可能存在偏差，剔除主蒸汽壓力的修正項后，A1 修正后出力比 B1 偏低 22.6MW。由 2 臺機組的修正出力偏差可知，影響#大的為熱功率，主蒸汽濕度、循環(huán)水溫度、流量和功率因素對機組出力影響較小。

2.2 熱功率測量對比

A1 和 B1 試驗熱功率與 KME（熱工儀表測量系統，能夠通過(guò)二次側熱工參數反算一回路熱功率，電廠(chǎng)實(shí)際運行控制參考值）計算方法相同，2 臺機組試驗熱功率與 KME 測量值均存在一定偏差，其中 A1 試驗測量值比 KME 值偏小 9.1MW，而 B1 試驗測量值比 KME 值偏小 4.5MW，通常 1MW 熱功率影響電功率約0.4MW，這可能是由主給水流量孔板差壓不同引起。2 臺機的給水流量差壓分析表明（表 2），B1 機組差壓測量一致性較好，A1 機組二環(huán)路與對側儀表測量數據與 KME數據有 1.83kPa 的偏差，影響熱功率約 9.15MW，影響電功率約 3.66MW。主給水流量采用流量孔板閥測量系統，其測量誤差是 KME 測量誤差的#大來(lái)源�，F場(chǎng)流量差壓變送器（這里的流量差壓變送器其實(shí)就是孔板流量計中配套的智能差壓變送器，以下簡(jiǎn)稱(chēng)流量差壓變送器）、主給水流量孔板安裝前校驗合格，偏差可能與孔板閥測量系統制造、安裝相關(guān)，也與孔板片在運行期間迎面角的磨損、迎面光潔度的變化、孔板結垢、給水管道結垢等因素相關(guān)。

2.3 二回路輔助系統對比

（1）回熱系統熱力性能對比�；責嵯到y能夠確保熱量的有效回收，影響其性能的參數主要包括蒸汽管道壓降、加熱器端差、等給水焓升分配等。抽汽管道壓降增大、加熱器端差增大，相當于抽汽點(diǎn)前移，做功量降低。對比 2 臺機組的回熱系統參數分析表明（表 3），回熱系統性能接近且優(yōu)于設計值，對回熱系統的上下端差進(jìn)行功率修正，A1 修正量為 -0.2MW，而 B1 為 0.8MW，對機組出力的影響不明顯。

（2）再熱系統熱力對比。再熱系統即為汽水分離再熱器及附屬管道，系統主要目的是除濕、再熱，降低低壓缸排汽濕度，提高汽輪機效率。在設計上，要求汽水分離再熱器的分離效率要高，再熱壓損和端差要小，再熱器第四管程掃汽流量合理。

對比表明 2 臺機組再熱系統性能均優(yōu)于設計值（表 4），表現為端差較小，過(guò)熱度大于設計值。且 A1 的過(guò)熱度大于B1，從而對 A1 的低壓缸做功有利。但再熱系統作為整個(gè)熱力系統的一份子，其性能優(yōu)良是以多抽汽為代價(jià)。進(jìn)一步分析發(fā)現，A1 的高再、低再抽汽流量（78.47kg/s、81.30kg/s）均大于 B1（71.20kg/s、78.93kg/s），引起 MSR 出口蒸汽溫度偏高約5.4℃。高壓再熱器和低壓再熱器抽汽量增加，引起高壓缸做功蒸汽量減小，反而降低機組經(jīng)濟性，因此需根據第四管程掃氣溫差調整抽汽流量。

（3）冷凝器熱力性能對比。冷凝器運行性能的優(yōu)劣，主要表現在冷凝器壓力、凝結水過(guò)冷度和凝結水品質(zhì)等。冷凝器循環(huán)冷卻水水質(zhì)、海生物滋生（清潔系數降低）、空氣漏入、換熱管堵管等因素影響，熱力性能下降較快，#終將引起汽輪機排汽壓力升高，機組功率降低。參考冷凝器性能試驗標準計算分析結果如表 5，2 臺機組修正后背壓分別為 6.96kPa 和 6.16kPa，均大于冷凝器計背壓，影響電功率約 9.2MW 和 2.7MW。A1 冷凝器的端差和過(guò)冷度均較 B1 大，A1 清潔系數為 0.55，稍小于 B1 的0.74，顯示 A1 投運后冷凝器性能稍差于 B1。實(shí)際運行工況下二回路溶氧含量在優(yōu)秀值以下，且冷凝器嚴密性試驗結果優(yōu)秀，基本排除真空側泄漏的可能，因此需重點(diǎn)關(guān)注冷凝器鈦管污垢情況。

2.4 汽輪機本體性能對比

根據文獻，汽輪機特征通流面積對比，如表 6，A1 的高壓缸 3 個(gè)通流級段通流面積均較 B1 偏大，#大為第二級段，但相對于設計值偏差不大。A1低壓缸第3、4 級相對于設計值和 B1 均較大，其余幾級偏差不大。通過(guò)對高低壓缸設計文件、制造完工報告核查，確認 2 臺機組設計一致，通流尺寸超差均在允許范圍內。利用大修窗口對高壓缸內部通流進(jìn)行檢查，未發(fā)現中分面有明顯汽流沖蝕痕跡，對前四級喉寬和通流間隙復測確認均符合技術(shù)要求。因此，除低壓缸第 3、4 級段外，汽輪機本體特征通流面積在合理偏差范圍內。

一般來(lái)說(shuō)，核電機組熱功率越高，主蒸汽壓力越低，在熱功率一定情況下，一級前壓力低，可能由于高壓缸通流偏大或實(shí)際熱功率偏低造成。對主調閥前后參數對比如表 7所示，A1 蒸汽發(fā)生器出口壓力及調閥前主蒸汽壓力均高于B1，但調門(mén)開(kāi)度低于 B1，一級前壓力也低于 B1，高壓缸各抽汽口壓力普遍比 B1 偏低。鑒于高壓缸通流偏差不大，懷疑實(shí)際熱功率偏低，即測量熱功率虛高，對比推測 A1 的主給水流量測量存在偏高的可能。

2.5 閥門(mén)、疏水器內漏

試驗數據分析熱力系統不明泄漏率低于 0.026%，符合ASME PTC-6 試驗規程中不明泄漏率不超過(guò) 0.1% 的要求。參考文獻對常規島熱力系統進(jìn)行了內漏檢查，確認 A 類(lèi)閥門(mén)存在 5 個(gè)內漏、B 類(lèi)閥門(mén)疏水器存在 24 個(gè)內漏。此外，系統熱靜力疏水器存在頻繁觸發(fā)高液位報警的情況，報警頻率達到15 ～ 20min/ 次（設計 60min/ 次），VVP107/108SN 甚至長(cháng)期報警無(wú)法復位，這會(huì )導致蒸汽從疏水旁路排放，影響機組效率。

 

3 現場(chǎng)排查處理

基于以上分析，利用合適窗口，進(jìn)行了針對性的排查處理，如下：

（1）針對 ARE 主給水流量壓差左右側偏差較大問(wèn)題，執行了引壓管線(xiàn)對稱(chēng)改造、取壓口毛刺處理、儀表隔離閥解體檢修，左右側壓差偏差降低到 0.5% 以下。

（2）針對主給水流量測量孔板片可能存在的污垢、磨損等問(wèn)題，大修期間執行了解體檢查和更換工作。

（3）針對回熱系統抽汽流量偏大，根據第四管程溫差控制掃氣閥開(kāi)度，降低高再、低再抽汽流量至合理水平。

（4）針對凝汽器傳熱性能偏低，大修期間執行了膠球沖洗，提升了凝汽器傳熱性能。

（5）針對閥門(mén)內漏及疏水器頻繁波動(dòng)，大修期間執行了閥門(mén)、疏水器解體檢查，消除密封面沖蝕、疏水器閥芯夾渣、疏水器旁路閥沖蝕異常，增大了熱靜力式疏水器閥芯行程、優(yōu)化液位開(kāi)關(guān)布置，將閥門(mén)內漏及疏水器波動(dòng)調整到了正常水平。

 

為驗證主給水流量測量的準確性，引入引入 AMAG 公司（Advanced Measurement & Analysis Group Inc.）超聲波流量計對主給水流量進(jìn)行了驗證。其原理是在主給水管道的上下游安裝多組超聲波測量探頭（圖 2），超聲波流量計在 A 和 B 捕捉渦旋信號并計算出 τ，從而計算出流體流量。

式中，qm 為管道流體流量，kg/s；Co 為流型修正系數，無(wú)量綱；A 為管道面積，m2；ρ 為流體密度，kg/m3；L 為上下游長(cháng)度，m；t 為同一個(gè)渦旋信號進(jìn)過(guò) A 和 B 探頭所用的時(shí)間，s。

通過(guò)比較 2 種測量方式測量主給水流量的流量數據，得知 2 環(huán)路流量偏差#大，為 10.44kg/s，其他 2 個(gè)環(huán)路偏差較小且穩定。整體上相比超聲波流量計，孔板測量流量偏高大約 1%。其測量不確定度受管道焊縫、粗糙度、現場(chǎng)噪聲帶來(lái)的流型系數的不確定度影響，修正后 3 個(gè)環(huán)路不確定度分別為 0.40%、0.43%、0.82%，考慮孔板測量流量不確定為0.77% 左右，可以確定二環(huán)路孔板測量流量存在虛高，一、三環(huán)路孔板測量流量存在虛高的可能。

 

4 結語(yǔ)

綜合以上分析排查處理，基本消除了 A1 機組熱力系統存在的內漏和不合理運行狀態(tài)，其發(fā)電能力提升了約 5MW，但與設計值還存在一定偏差。根據超聲波流量計直接驗證及其它參數佐證，已基本鎖定主要原因為主給水流量測量虛高，該虛高可能與孔板閥制造、安裝有關(guān)，受制于現場(chǎng)布置，無(wú)法采用有效的排查手段，后續建議通過(guò)對主給水流量孔板閥采取包絡(luò )性更換，參考孔板流體測量的要求，對拆下孔板閥進(jìn)行進(jìn)一步的檢查，以鎖定根本原因。