核电厂汽轮机热力系统分析与评审

2014-12-03王世勇胡友情徐大懋

热力透平 2014年1期

王世勇，徐乔，胡友情，徐大懋

(深圳中广核工程设计有限公司，深圳 518057)

汽轮机热力系统是电站经济性的集中体现［1］，通常由汽轮机供货商提供。根据以往经验，电站项目前期由汽轮机供货商提供的热力方案可能会存在各种问题，如参数选取不正确或疏水级段的焓值计算方法不正确;级段效率计算过大或过小;热力计算过程未考虑疏水的影响等。某些国外供货商可能从商业利益考虑，参数选择不太合理，尤其对非供货范围内设备，选择对其有利的修正性能参数，如选取小抽汽管道压损、非常低的加热器端差和循环水流量等。这些不正确的或未优化的热力方案，会影响机组的净出力，最终将影响电站的经济性。所以，非常有必要在电站项目前期对汽轮机供货商提供的热力方案进行计算与分析。

本文通过对在运核电机组的热力方案进行计算和分析，提出了相应的改进措施。

1 汽轮机热力系统性能计算及性能分析评审内容

为提高在湿蒸汽下核电站汽轮机本体的通流效率，所采取的去湿措施，将分离出的水排入相应的加热器。核电站与常规火电站热力系统设备的不同特点，使得核电站汽轮机热力系统的计算和分析相对火电来说更加复杂。

1.1 汽轮机热力系统性能计算及分析内容

汽轮机热力系统计算的主要目的是确定热力系统各部分蒸汽或水的热力参数，以及机组功率和热耗率、汽耗率等热经济性指标。主要内容包括以下几方面:

(1)机组各级段功率、效率，各缸、全机功率和效率;(2)通流面积的匹配性;(3)回热、再热系统热平衡计算，换热效率计算，加热器端差、抽汽管道压损取值合理性校核;(4)疏水热平衡计算;(5)凝汽器热力方案计算等。

汽轮机各级段效率:

所谓的级段由若干个透平级构成，也可以是一个级，级段内对外没有热量和质量交换。分三种情况计算汽轮机各级段效率:级段无疏水情况;级段有疏水的抽汽情况;级段纯疏水情况。图1所示为核电汽轮机级段焓－熵示意图。

图1 级段焓熵示意图

1)级段无疏水情况:

如级段为过热蒸汽，则级段效率计算公式为:

式中:h 为有效焓降;hs为等熵焓降。

2)级段有疏水的抽汽情况:

核电站汽轮机高、低压缸抽汽段在通常情况下热平衡图上抽汽点的焓是疏水后的焓，要精确计算上一级段的效率需通过公式(2)先求得该级段疏水前的蒸汽焓，再由公式(1)计算该级段的效率。

式中:i 为某级段蒸汽焓;q 为某级段疏水量与该级段流量的比值。下标:n、n +1 分别表示前后相邻2 个抽汽级段;1、2、w 分别表示级段进口、出口蒸汽及疏水。

3)级段纯疏水情况:

如核电站汽轮机低压缸两个抽汽级段间的疏水。热平衡图中提供了疏水量qn及疏水焓in，w，但疏水前后的蒸汽焓in，2、i(n+1)，1均未知。先假设上一级段效率ηn，然后利用公式(2)求出疏水后的焓i(n+1)，1，再利用公式(1)计算下一级段效率ηn+1。假设上一级段效率ηn不变，并不影响最后功率的计算，原因是i(n+1)，2已确定。

利用推导公式(2)，可计算得到湿蒸汽级段疏水前或疏水后的蒸汽焓值，精确计算汽缸或全机效率。

级段干效率:

不考虑蒸汽湿度情况下的级段效率被称为级段干效率。核电站汽轮机大部分级段工作在湿蒸汽条件下，公式(1)所计算的效率不能真实表达供货商汽轮机的设计水平。通过公式(3)可计算级段干效率，用来评定级段、缸或通流效率计算是否合理。

缸或通流效率［2］:

通常计算汽轮机、各缸或通流效率均采用焓降效率，即各级或级段的有效焓降的和与理想焓降的和的比值再乘以汽缸或全机热重获系数。功率效率定义为各级或级段有效功率的和与各级或级段理想功率和的比值再乘以汽缸或全机热重获系数。通过计算分析比较，功率效率比焓降效率更精确，更能真实地反映机组性能。

汽轮机汽缸通流效率与汽缸效率相比，不包括阀门损失。

汽轮机内效率:

式中:N 为表示功率;G 为表示蒸汽流量;h 为表示蒸汽焓降;H 为表示汽缸蒸汽焓降;α 为表示热重获系数。

下标:n、hp、lp、t 分别表示级段、高压缸、低压缸和汽轮机;s 表示等熵或理想状态。

1.2 其他性能分析指标

汽轮机理想功率、当量流量、理想焓降可用于分析系统完善性，也可用于检查汽轮机供货商提供热力方案的正确性和合理性，分析和消化引进技术。

1)理想功率:

汽轮机各级段流量与理想焓降乘积的和，被称为理想功率，表达式为:

汽轮机理想功率，表示热力系统的完善性，应用理想功率可分析热力系统。对于某一固定进汽参数和排汽参数的系统，理想功率越大，表示系统越完善，其主要体现在以下几方面:(1)再热参数、加热器焓升分布合理;(2)加热器端差小，抽汽管道压损小;(3)给水系统热量利用合理;(4)轴封系统漏汽少，轴封系统用汽量少等。

2)汽轮机理想焓降∑hn，s，表示再热参数的合理性。理想焓降大，表示分缸压力合理，再热压损小等方面。

3)当量流量:

汽轮机理想功率与各级段理想焓降之和的比值，被称为当量流量，表达式为:

1.3 通流面积合理性

相对火电来说，核电具有燃料价格便宜、燃料定期更换，机组常年带基本负荷等特点，堆与机的容量匹配通常为“零裕量”。而常规火电机组用户是根据需要提出机组额定功率的，并要求供货商保证夏季和机组老化后仍能发出额定功率，厂家在设计汽轮机通流时预留5%裕量(锅炉蒸发量留相应的裕量)，有的甚至预留10%裕量［3］。

初步判断一个热力方案的通流是否匹配，可先从主汽阀压损、低压末级排汽余速等方面来判断。对核电站而言，汽轮机额定工况高压调节阀压损在3%～5%范围内，低压末级轴向蒸汽速度在180～300 m/s 范围内，如超出300 m/s，余速损失过大，低压末级叶片效率下降很快。

1.4 回热、再热系统

回热、再热系统是热力系统的重要组成部分，对经济性的影响较大［4］。核电的回热系统与常规火电相比无本质区别，而中间再热系统却差别很大。在常规火电机组中，一般是将高压缸的排汽引入锅炉中再热，而核电机组由于蒸汽发生器产生的是5～7.8 MPa 的饱和湿蒸汽，当蒸汽在汽轮机高压缸内膨胀到0.7～1.5 MPa 时，其湿度已增加到10%～15%，需引入汽水分离再热器，采用一次或两次蒸汽进行除湿再热，使进入中压缸或低压缸的蒸汽具有70～80 ℃过热度，最终排汽湿度控制在10%左右［5］。

核电汽轮机的高压缸分缸压力，即为进入汽水分离再热器的蒸汽压力。高压缸排汽湿度随分缸压力的降低而增大;低压缸排汽湿度则相反，随分缸压力的降低而减小［5］。分缸压力在一定压力范围内对机组效率影响不大，且趋向于取最佳分缸压力范围内的低值。汽水分离再热器设计要求分离效率要高，再热压损、端差要小。分离效率是蒸汽被分离的水分与入口水分之比的百分数。目前在建或在役核电站机组的分缸压力基本在0.7～1.2 MPa 范围内;分离器效率在98%左右，再热压损在3%～5%左右，端差在10 ℃左右。

2 工程应用

2.1 已运行机组热力系统计算与分析

通过对已运行某核电站汽轮机热力系统计算与分析，发现高压缸第一级段通流面积偏大了9%，额定工况时高压调节阀压损为13%(设计值为4.8%)，由调节阀压损大引起1.2%额定功率损失。根据热力系统计算和分析结果，确定高压缸通流改造方案，通过更换隔板来减小通流面积，增加机组出力。目前该电站汽轮机已完成三级隔板改造，改造后机组出力提高约10 MW。

2.2 热力系统设计

某北方厂址核电项目需从汽轮机本体中抽80 t/h 蒸汽用于冬季供暖，蒸汽通过换热器后的疏水温度为90 ℃，在系统设计过程中，需确定疏水引入的位置，引入到凝汽器或者引入到相应低压加热器前的凝结水管道。疏水引入位置不同，将会影响到机组发电功率。通过应用本研究方法计算知道，疏水若引入位置不同，将导致机组功率相差910 kW。最后通过综合比较后确定了换热器的疏水方案。

2.3 核电项目前期的热力系统计算与分析

在核电项目前期各汽轮机供货商热力方案计算中被发现的典型问题:

1)为提高机组出力，把方便留给自己，困难甩给了别人。对某核电项目A 供货商的热力方案进行分析时发现:A 供货商对非供货范围内设备，有意提高对其有利的修正性能参数，如取非常小的抽汽管道压损(2%)，非常低的加热器(无蒸汽冷却段)端差(1.2℃)，连续三级低压加热器采用疏水泵疏水等方式。机组出力提高了，但回热系统布置困难，初投资增加，后期运行维护成本增加。

2)热力系统抽汽点焓值错误。如对某核电项目S 供货商的热力方案进行分析时发现:S 供货商的汽轮机热力系统有疏水级段抽汽点的焓为疏水前的焓，不正确，应为疏水后的焓。以该项目汽轮机末级抽汽为例，由于热平衡图上抽汽点蒸汽焓值(疏水前焓)比实际的焓值(疏水后焓)小，使该级段减少了0.72%抽汽量，虽对机组功率影响不大(40 kW)，但不能真实表达级段效率，同时也影响末级段叶片效率计算的正确性。

3)出于商业目的提供对其有利的热力方案。有的汽轮机供货商出于商业目的，提供对其有利的热力方案。即使在相同背压前提下，不同供货商的热力方案，其所选择的冷端参数相差较大。详见表1 某核电项目A 和M 供货商提供的热力方案冷端参数汇总表。

表1 汽轮机A 和M 供货商热力方案汇总表

经济性分析(对1 台机组):虽然A 与M 供货商的热力方案选择的是相同背压，但在A 的方案中凝汽器面积小，循环水流量大。A 相对M 的热力方案，凝汽器初投资费用少2 145 万元，循环水量大增加约1 460 kW·h 厂用电量，一年增加的厂用电费用约410 万元。电站按40年经济运行，厂用电增加的费用约为14 250 万元。经与A 澄清，A 修改其热力方案，把凝汽器面积增加至116 516 m2，循环水流量减少至91.9 m3/s，选择5.88 kPa 额定工况机组背压，为此相对原方案功率增加5.45 MW，年收益将增加约1 335 万元。

4)某内陆核电项目热力方案分析:汽轮机供货商根据其设计理念及经验提供热力系统方案。表2 为某内陆核电项目D、H、S 三家供货商典型的热力系统汇总。

分析如下:

1)H 公司的热力方案与S 公司的相比，相对理想功率、当量流量和理想焓降大，其原因是:H公司的热力系统相当于有8 个抽汽口，其中高压缸1 个抽汽口用于汽水分离再热器的加热汽源，其他7 个抽汽口用于给水加热系统，加热器均设置疏水冷却段;H 公司的高压缸分缸压力低;经汽水分离再热器后的蒸汽压降小。

表2 某内陆核电项目三家汽轮机厂商热力方案计算汇总表

2)H 公司和D 公司的热力方案相比，相对理想功率和当量流量大，其原因是:D 公司采用高中压合缸方案，高中压缸前轴封漏汽量大。H 公司的理想焓降小，原因是背压高。

3)D 公司和S 公司的热力方案相比，当量流量小，其主要原因是:D 公司的热力方案再热蒸汽压力低、压降小，连续三级低压加热器采用疏水泵方式疏水，加热器取端差小，抽汽管道压损小;但D 公司方案的理想焓降大，主要原因是其选取背压低。两个方案的理想功率相当，其主要是:D 公司采用高中压合缸方式，高压缸前轴封漏汽量大，与上述收益相抵消。