國內(nèi)某核電站采用的是 CPR1000 壓水堆核電機(jī)型，汽輪機(jī)廠家根據(jù)《汽輪機(jī)性能試驗(yàn)規(guī)程》（ASME PTC-6）提供性能試驗(yàn)性能修正項(xiàng)，將試驗(yàn)測量電功率修正至設(shè)計(jì)熱力系統(tǒng)和設(shè)計(jì)參數(shù)下，得到汽輪機(jī)性能考核試驗(yàn)結(jié)果。在某核電站 A1 機(jī)組調(diào)試期間，試驗(yàn)結(jié)果為 1075.81MW，低于設(shè)計(jì)值（1086MW）約 10.19MW，但同類型 B1 機(jī)組性能考核試驗(yàn)結(jié)果高于設(shè)計(jì)值。本文通過對 A1、B1 二回路熱力系統(tǒng)對比分析，明確了機(jī)組異常問題的分析處理方向，結(jié)合現(xiàn)場排查處理驗(yàn)證情況，#后確定了問題的主要原因及建議處理措施。

 

1 汽輪發(fā)電機(jī)組性能考核試驗(yàn)介紹

核電站熱力循環(huán)系統(tǒng)如圖 1 所示。所用的汽輪機(jī)為飽和蒸汽、飽和蒸汽、單軸、三缸、四排汽、中間再熱、半轉(zhuǎn)速核電汽輪機(jī)，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。

滿功率運(yùn)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(cè)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，再熱汽源來自高壓缸抽汽和新蒸汽。從汽水分離再熱器出來的過熱蒸汽進(jìn)入低壓缸內(nèi)繼續(xù)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(jié)水。低壓缸的排汽排入冷凝器，并被海水冷卻成為凝結(jié)水。

 

凝結(jié)水由凝結(jié)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，混合式除氧器通過高壓缸排汽實(shí)現(xiàn)對凝結(jié)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，#后通過給水流量調(diào)節(jié)閥進(jìn)入蒸汽發(fā)生器二次側(cè)，吸收反應(yīng)堆冷卻劑熱量轉(zhuǎn)變成飽和濕蒸汽，再進(jìn)入主蒸汽系統(tǒng)，從而完成熱力循環(huán)。電站實(shí)際運(yùn)行中，各項(xiàng)熱力運(yùn)行參數(shù)偏離設(shè)計(jì)參數(shù)，這種偏離會對試驗(yàn)結(jié)果產(chǎn)生影響，結(jié)廠家給出的修正項(xiàng)，考慮電廠機(jī)組出力的考核針對的為常規(guī)島汽輪發(fā)電機(jī)組整體（含輔機(jī)），因此修正項(xiàng)目只需考慮常規(guī)島前后的邊界條件，包括功率因數(shù)、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(tǒng)運(yùn)行對比分析

2.1 考核試驗(yàn)整體對比

采用 A1、B1 單次考核試驗(yàn)數(shù)據(jù)對比如表 1，A1 修正性能考核試驗(yàn)結(jié)果較 B1 偏低 27.8MW。根據(jù)文獻(xiàn)分析，鑒于主蒸汽壓力對機(jī)組功率的修正可能存在偏差，剔除主蒸汽壓力的修正項(xiàng)后，A1 修正后出力比 B1 偏低 22.6MW。由 2 臺機(jī)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(jī)組出力影響較小。

2.2 熱功率測量對比

A1 和 B1 試驗(yàn)熱功率與 KME（熱工儀表測量系統(tǒng)，能夠通過二次側(cè)熱工參數(shù)反算一回路熱功率，電廠實(shí)際運(yùn)行控制參考值）計(jì)算方法相同，2 臺機(jī)組試驗(yàn)熱功率與 KME 測量值均存在一定偏差，其中 A1 試驗(yàn)測量值比 KME 值偏小 9.1MW，而 B1 試驗(yàn)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(jī)的給水流量差壓分析表明（表 2），B1 機(jī)組差壓測量一致性較好，A1 機(jī)組二環(huán)路與對側(cè)儀表測量數(shù)據(jù)與 KME數(shù)據(jù)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(tǒng)，其測量誤差是 KME 測量誤差的#大來源�，F(xiàn)場流量差壓變送器（這里的流量差壓變送器其實(shí)就是孔板流量計(jì)中配套的智能差壓變送器，以下簡稱流量差壓變送器）、主給水流量孔板安裝前校驗(yàn)合格，偏差可能與孔板閥測量系統(tǒng)制造、安裝相關(guān)，也與孔板片在運(yùn)行期間迎面角的磨損、迎面光潔度的變化、孔板結(jié)垢、給水管道結(jié)垢等因素相關(guān)。

2.3 二回路輔助系統(tǒng)對比

（1）回?zé)嵯到y(tǒng)熱力性能對比�；�?zé)嵯到y(tǒng)能夠確保熱量的有效回收，影響其性能的參數(shù)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(dāng)于抽汽點(diǎn)前移，做功量降低。對比 2 臺機(jī)組的回?zé)嵯到y(tǒng)參數(shù)分析表明（表 3），回?zé)嵯到y(tǒng)性能接近且優(yōu)于設(shè)計(jì)值，對回?zé)嵯到y(tǒng)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(jī)組出力的影響不明顯。

（2）再熱系統(tǒng)熱力對比。再熱系統(tǒng)即為汽水分離再熱器及附屬管道，系統(tǒng)主要目的是除濕、再熱，降低低壓缸排汽濕度，提高汽輪機(jī)效率。在設(shè)計(jì)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(jī)組再熱系統(tǒng)性能均優(yōu)于設(shè)計(jì)值（表 4），表現(xiàn)為端差較小，過熱度大于設(shè)計(jì)值。且 A1 的過熱度大于B1，從而對 A1 的低壓缸做功有利。但再熱系統(tǒng)作為整個(gè)熱力系統(tǒng)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(xiàn)，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(jī)組經(jīng)濟(jì)性，因此需根據(jù)第四管程掃氣溫差調(diào)整抽汽流量。

（3）冷凝器熱力性能對比。冷凝器運(yùn)行性能的優(yōu)劣，主要表現(xiàn)在冷凝器壓力、凝結(jié)水過冷度和凝結(jié)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(shù)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(jī)排汽壓力升高，機(jī)組功率降低。參考冷凝器性能試驗(yàn)標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算分析結(jié)果如表 5，2 臺機(jī)組修正后背壓分別為 6.96kPa 和 6.16kPa，均大于冷凝器計(jì)背壓，影響電功率約 9.2MW 和 2.7MW。A1 冷凝器的端差和過冷度均較 B1 大，A1 清潔系數(shù)為 0.55，稍小于 B1 的0.74，顯示 A1 投運(yùn)后冷凝器性能稍差于 B1。實(shí)際運(yùn)行工況下二回路溶氧含量在優(yōu)秀值以下，且冷凝器嚴(yán)密性試驗(yàn)結(jié)果優(yōu)秀，基本排除真空側(cè)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(jī)本體性能對比

根據(jù)文獻(xiàn)，汽輪機(jī)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(shè)計(jì)值偏差不大。A1低壓缸第3、4 級相對于設(shè)計(jì)值和 B1 均較大，其余幾級偏差不大。通過對高低壓缸設(shè)計(jì)文件、制造完工報(bào)告核查，確認(rèn) 2 臺機(jī)組設(shè)計(jì)一致，通流尺寸超差均在允許范圍內(nèi)。利用大修窗口對高壓缸內(nèi)部通流進(jìn)行檢查，未發(fā)現(xiàn)中分面有明顯汽流沖蝕痕跡，對前四級喉寬和通流間隙復(fù)測確認(rèn)均符合技術(shù)要求。因此，除低壓缸第 3、4 級段外，汽輪機(jī)本體特征通流面積在合理偏差范圍內(nèi)。

一般來說，核電機(jī)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?qū)嶋H熱功率偏低造成。對主調(diào)閥前后參數(shù)對比如表 7所示，A1 蒸汽發(fā)生器出口壓力及調(diào)閥前主蒸汽壓力均高于B1，但調(diào)門開度低于 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、疏水器內(nèi)漏

試驗(yàn)數(shù)據(jù)分析熱力系統(tǒng)不明泄漏率低于 0.026%，符合ASME PTC-6 試驗(yàn)規(guī)程中不明泄漏率不超過 0.1% 的要求。參考文獻(xiàn)對常規(guī)島熱力系統(tǒng)進(jìn)行了內(nèi)漏檢查，確認(rèn) A 類閥門存在 5 個(gè)內(nèi)漏、B 類閥門疏水器存在 24 個(gè)內(nèi)漏。此外，系統(tǒng)熱靜力疏水器存在頻繁觸發(fā)高液位報(bào)警的情況，報(bào)警頻率達(dá)到15 ～ 20min/ 次（設(shè)計(jì) 60min/ 次），VVP107/108SN 甚至長期報(bào)警無法復(fù)位，這會導(dǎo)致蒸汽從疏水旁路排放，影響機(jī)組效率。

 

3 現(xiàn)場排查處理

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(cè)偏差較大問題，執(zhí)行了引壓管線對稱改造、取壓口毛刺處理、儀表隔離閥解體檢修，左右側(cè)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、磨損等問題，大修期間執(zhí)行了解體檢查和更換工作。

（3）針對回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽流量偏大，根據(jù)第四管程溫差控制掃氣閥開度，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(zhí)行了膠球沖洗，提升了凝汽器傳熱性能。

（5）針對閥門內(nèi)漏及疏水器頻繁波動，大修期間執(zhí)行了閥門、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)化液位開關(guān)布置，將閥門內(nèi)漏及疏水器波動調(diào)整到了正常水平。

 

為驗(yàn)證主給水流量測量的準(zhǔn)確性，引入引入 AMAG 公司（Advanced Measurement & Analysis Group Inc.）超聲波流量計(jì)對主給水流量進(jìn)行了驗(yàn)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(jì)在 A 和 B 捕捉渦旋信號并計(jì)算出 τ，從而計(jì)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(shù)，無量綱；A 為管道面積，m2；ρ 為流體密度，kg/m3；L 為上下游長度，m；t 為同一個(gè)渦旋信號進(jìn)過 A 和 B 探頭所用的時(shí)間，s。

通過比較 2 種測量方式測量主給水流量的流量數(shù)據(jù)，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(wěn)定。整體上相比超聲波流量計(jì)，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(xiàn)場噪聲帶來的流型系數(shù)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(jié)語

綜合以上分析排查處理，基本消除了 A1 機(jī)組熱力系統(tǒng)存在的內(nèi)漏和不合理運(yùn)行狀態(tài)，其發(fā)電能力提升了約 5MW，但與設(shè)計(jì)值還存在一定偏差。根據(jù)超聲波流量計(jì)直接驗(yàn)證及其它參數(shù)佐證，已基本鎖定主要原因?yàn)橹鹘o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(xiàn)場布置，無法采用有效的排查手段，后續(xù)建議通過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。