CPR1000核电站常规岛热力系统特点与设计改进

2010-04-03吴家凯

东北电力技术 2010年12期

吴家凯

（广东省电力设计研究院,广东广州 510663）

岭澳核电站二期工程（2×1 000MW）是国内首个自主设计的百万千瓦级核电站,该电站采用的是二代加核电技术CPR1000。本工程汽轮发电机组采用的是东方电气—ALSTOM联合体提供的半速机（1 500 r/min）。目前,3号机于2010年9月20日投产,4号机组处于调试阶段。

1 CPR1000常规岛热力系统的主要特点

CPR1000核电站常规岛热力系统包括两部分：主机（TG）系统和TG以外系统。其主要热力系统包括：凝结水抽取系统（CEX）、低压给水加热器系统（ABP）、给水除氧器系统（ADG）、电动主给水泵系统（APA）、高压给水加热器系统（AHP）、给水流量控制系统（ARE）、主蒸汽管道系统（VVP）、汽轮机旁路系统（GCT）和汽水分离再热器系统（GSS）。

1.1 凝结水抽取系统

其功能是根据除氧器的供水要求,将凝汽器中的凝结水输送到ABP系统。主要特点是：①热井里设置了吸附式滤网,可过滤金属颗粒,因此在凝泵入口可不另设滤网;②轴封加热器采用部分容量,仅15%额定凝结水流经轴加,其他水流经轴加并列管道,可大大减小轴加设备;③精处理装置容量是全容量,其旁路是采用无阀旁路系统,精处理装置投入使用时,装置中的升压泵的流量是110%额定凝结水流量;④凝结水调节阀采用2× 100%配置,但正常运行是2个阀一起调节,1个阀故障另1个单独调节可满足额定流量要求。

1.2 低压给水加热器系统

其功能是利用汽轮机抽汽加热从CEX系统输送来的凝结水后送入除氧器,提高机组的热效率。主要特点是：①采用双列低压加热器,每列通过一半流量,当某列加热器隔离时,另一列加热器维持50%凝结水量;②同一抽汽口抽汽同时向A/B列加热器供汽时,仅在抽汽母管上设置一个气动止回阀,在分支管上不设止回阀;③1号、2号低加和3号、4号低加各配置二级旁路,第一级旁路采用电动旁路,第二级旁路采用弹簧旁路,当第一级旁路阀因故不能及时打开时,压降增大到设定值时,第二级旁路阀自动打开,确保继续供水;④抽汽管道的疏水采用自动疏水器和电动旁路组合型式疏水系统,疏水可靠性高。

1.3 给水除氧器系统

其功能是除去凝结水中的氧气,加热凝结水,收集各路疏水并贮存一定容积的水,可维持3.5 min的紧急供水量。主要特点是：①有一组旁路蒸汽（占12.4%新蒸汽总量）排至除氧器,适当减少去凝汽器的旁路容量（占72.6%新蒸汽总量）;②抽汽管采用两级止回阀,同时在抽汽管至除氧器接口前设置平衡管（主要针对STORK技术除氧器）,防止机组甩负荷工况除氧器中的水流至汽轮机中;③设置启动用除氧器再循环泵,可加快并更均匀地加热除氧器中的水,加快除氧器启动过程。

1.4 电动主给水泵系统

其功能是将除氧器中的水升压后送往核岛蒸汽发生器（SG）。主要特点是：①采用3×50%电动液耦调节给水泵;②备用泵出口隔离阀保持常开状态,在某台运行泵突然跳泵后,可加快备用泵向核岛蒸汽发生器SG供水,尽量减少因跳泵导致SG的失水量;③给水泵本身并不要求设置暖泵系统,为尽量保持备用泵的进出口管道中的水与除氧器中水的温度和水质基本一致,实现在某台运行泵跳泵后备用泵启动后向SG供水的温度可基本保持不变,设置了给水泵暖泵系统;④每台泵的给水再循环管道采用2路,每路上设置开关型调节阀和节流孔板配置来减压。

1.5 高压给水加热器系统

其功能是利用汽轮机抽汽加热高压给水以满足核岛SG要求的给水温度。主要特点是：①采用双列高压加热器,正常运行时每列通流50%流量,但每列高加的最大通流量为65%总流量,旁路容量为35%,这样配置可适当减少因某列高加故障被隔离后主给水的温降幅度,满足核岛SG的最大给水温降要求;②同一抽汽口向A/B列加热器供汽时,仅在抽汽母管上设置一个气动止回阀,在分支管上不设止回阀,可满足汽轮机防进水要求;③高压加热器设置2级旁路,第1级旁路采用电动旁路,第2级旁路采用弹簧旁路,当第1级旁路阀因故不能及时打开时,压降增大到设定值时,第2级旁路阀自动打开,确保供水继续。

1.6 给水流量控制系统

其功能是通过调节给水调节阀组以满足核岛SG的供水流量和压力要求。主要特点是：①每个给水调节阀组包括一个90%容量主调节阀和一个15%容量的旁路调节阀;②每路给水调节阀组对应一个蒸汽发生器,根据对应SG的水量需求调节对应调节阀,但若机组负荷率变化,主给水流量主要是调节给水泵来实现;③当负荷率≤15%时,仅旁路调节阀开启并调节;当负荷率＞15%时,旁路调节阀保持全开,由主调节阀来调节流量;④每路给水管线上设置有文丘里流量计和孔板流量计,前者用于正常运行时的流量测量,后者用于性能试验时的流量测量。

1.7 主蒸汽管道系统

其功能是将核岛1号、2号、3号蒸汽发生器提供的主蒸汽收集后分配到汽轮机和MSR等处。主要特点是：①3个蒸汽发生器对应4个主汽门,所以需采用蒸汽联箱来收集和分配主蒸汽流量;②由于凝汽器扩散器（DIFFUSER）在凝汽器的循环水进出口两侧,而且CPR1000的旁路容量大（72.6%）,旁路阀数量多（12个）,故采用2根旁路联箱来分配旁路蒸汽量;③由于主蒸汽接近于饱和蒸汽（0.47%湿度）,为满足疏水要求,设置自动疏水器和电动旁路阀组合型式自动疏水,可靠性高。

1.8 汽轮机旁路系统

其功能是将蒸汽发生器产生的比汽轮机进汽量多的蒸汽及时排到凝汽器中,防止SG汽侧超压;主要特点是：①去凝汽器的旁路容量为总蒸汽量的72.6%,共设置了12个旁路阀;②GCT系统的旁路阀分为3组来控制,第1组有3个旁路阀,第2组有6个旁路阀,第3组有3个旁路阀,同一组阀门是同时启闭的,具体打开几组阀门根据机组的运行工况（主要是多余蒸汽的数量）来确定;③常规岛的第4组旁路阀有3个旁路阀,是排至除氧器的,占新蒸汽量的12.4%。

1.9 汽水分离再热器系统

其功能是对高压缸排汽进行除湿和加热,提高汽轮机通流部件的安全性和蒸汽在中低压缸中作功能力。主要特点是：①每台机组采用左右对称的2套MSR除湿和加热系统,并列运行;②每套MSR系统的蒸汽加热包括一级和二级加热。把含湿量约15%的蒸汽加热到超过90℃过热度的蒸汽;③MSR的壳侧疏水经疏水罐收集后由疏水泵打入凝结水系统中,一、二级加热汽的疏水经疏水罐分别收集后自流到高压加热器的汽侧,各疏水箱均设置高水位危急疏水至凝汽器;④MSR有卧式和立式2种型式,但目前国内CPR 1000核电基本采用卧式型式;⑤MSR允许一级加热器隔离后继续运行。

2 CPR 1000常规岛热力系统设计改进项

岭澳核电站二期工程是国内首个自主化设计的CPR1000核电,设计参考电站是岭澳核电站一期工程。但与岭澳一期工程相比,二期常规岛设计已进行了多项重大设计改进,主要如下。

2.1 汽轮发电机组由全速机（3 000 r/min）改进为半速机（1 500 r/m in）

核电站的主蒸汽是带一定湿度（约0.5%）的饱和蒸汽（6.43 MPa,280℃）,由于单位质量蒸汽的作功能力小,所以百万千瓦级核电所需的主蒸汽流量非常大（1 613.4 kg/s）,因此要求汽缸的通流面积比较大。岭澳一期采用的是全速机,由于受动叶叶根应力极限制约,低压缸末级叶片只能采用长945mm的末级叶片,为满足通流面积要求,必须配置3个低压缸。而岭澳二期工程由于采用了半速机,低压缸可采用长达1 430 mm的末级叶片,因此配置2个低压缸就可满足通流要求。此改进可降低叶片的应力水平,提高安全性,同时,可缩短主厂房的一个低压缸长度（约10 m）,节省了土建投资。

2.2 汽动给水泵改进为电动调速给水泵

岭澳一期给水泵配置有2台汽动给水泵和1台电动给水泵,2用1备。二期配置了3台50%调速给水泵。在压水堆核电站中,由于主蒸汽参数低,小汽轮机的效率要比常规火电低,而且核电站电动给水泵功率小,约占发电总功率1%（火电约占2%）,且核电站汽轮机采用半速机后,末级叶片可选用长叶片。低压缸的排汽面积足够大,低压缸的排汽余速损失已大大减小,采用汽动泵的效率优势已不明显。但是,与改进后的电动给水泵方案比较,原方案小汽轮机需配置供汽和排汽管道及润滑和控制用油等配套系统,整个给水系统配置复杂,布置设计占用空间较大。因此,此项设计改进可大大简化给水系统的配置,优化了主厂房布置设计,减少了初投资,提高了给水系统的可靠性。

2.3 主厂房布置由一期的分散多区域小平台改进为大平台布置

岭澳一期各层采用的是分散多区域小平台布置方式,通道弯曲且高低不同,这种布置方式给日常运行巡查和机组检修带来不便。岭澳二期工程采用常规火电大平台设计理念,除个别区域受某个因素制约而必须单独设置一个标高外,零米层、中间层、运转层和除氧器基本都实现了统一大平台布置方式。经现场实际验证,主厂房布置改进后更方便运行和检修,也更整齐美观。

2.4 主机大部分部件和多数辅机已实现国产化

岭澳二期汽轮发电机组主要由东方电气集团公司设计和供货,汽轮机仅低压缸转子、发电机仅转子和励磁系统等部件委托ALSTOM制造;除给水泵和凝结水泵为进口外,多数主要辅机如高低压加热器、除氧器、闭冷水泵、低加疏水泵、辅助冷却水泵和主行车等设备均采用了国产产品;除调节阀和少量高参数隔离阀进口外,多数阀门如闸阀、截止阀、止回阀、蝶阀和隔膜阀等约80%总数量的阀门均为国产阀门;更值得一提的是,岭澳二期主给水和主蒸汽管道采用的新型材料WB36 CN1,以及凝结水管道采用的20+Cr材料都是国内企业新研制成功的,包括这两种新型材料在内常规岛采用的管道和管件全部为国产产品,岭澳二期工程整体国产化率已达70%左右。