调峰运行对核电机组主汽轮机的影响分析

史香锟，杨均勇，杨 鹏，钱建华，赵剑刚

（中广核研究院有限公司，广东 深圳 518120）

0 引言

近几年来，随着国民经济的发展和人民生活水平的提高，电网运行的峰谷差越来越大。而与此同时，核电机组的投运数量逐年攀升，发电份额日益增大，因此所面临的调峰运行压力也越来越大[1-2]。国家发展和改革委员会、国家能源局曾在发改运行[2015]518号文件中对核电机组作如下表述，“核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电”。基于这种新情况，以前按照基本负荷模式设计并商运的核电机组，如今均难以保证基荷运行，必须考虑调整自身设备特性以应对调峰压力，并尝试逐步参与调峰运行。

然而，目前国内投运的核电机组均未参与过长期调峰运行，缺乏可供借鉴的实践经验或评估体系，近几年来新投运的CPR1000等机组也同样存在这种情况。根据理论分析可知，参与调峰运行的机组，其运行参数偏离设计值，机组的效率和各零部件的受力、热膨胀、热变形等情况均会发生变化，影响其经济性和安全性。主汽轮机是二回路系统中最主要的转动设备，直接关系到机组的发电效率和经济性。调峰运行过程中任何参数（功率、流量、压力、温度等）的变化都会直接影响到主汽轮机本体的运行状况，同时也影响到下游系统、设备乃至整个电站的安全稳定运行。因此，在正式参与调峰运行之前，需要有针对性地分析调峰运行对主汽轮机的潜在影响。

目前仅有法国的核电机组直接参与过调峰运行，而且尽管具备日调峰能力，但基于经济性和安全性的考虑，还是尽量保持基荷运行[3]。美国、日本、韩国、加拿大和西班牙等国的核电机组一般不参与调峰运行，仅通过大修方式参与电网季节性调峰[4]。国内仅有部分核电机组在国庆、春节等特殊节日参与过短期降功率调峰运行[5]。另外，目前的文献中仅简单地论述了核电机组参与调峰运行的可行性和必要性[6-10]，缺少对核电机组受调峰运行影响的深入分析，更缺少对主汽轮机受调峰运行影响的系统评估。

本文以核电机组主汽轮机为研究对象，分析调峰运行对它的影响。首先，假定核电机组的调峰运行模式为日负荷跟踪运行，并分析相应蒸汽参数的变化情况；其次，根据蒸汽参数的变化情况，定性评估调峰运行对主汽轮机的主要影响；最后，结合国内外核电机组和火电机组的调峰运行经验反馈数据，对上述分析和评估予以论证。调峰运行对核电机组主汽轮机的影响分析是一个系统、博大的工程，本文的研究工作仅为后续分析提供初步参考。

1 调峰运行模式及蒸汽参数变化

参考文献[7-8]中关于核电机组调峰运行的设想，假定调峰运行模式为“12-3-6-3”日负荷跟踪模式，低功率水平为50%FP（满功率），且为了便于分析暂不考虑一次调频或二次调频。即在负荷高峰时带12 h满出力100%FP，负荷下降时用3 h线性减负荷至50%FP，在50%FP低功率平台下维持运行6 h，最后用3 h线性加负荷至满出力100%FP，其功率变化曲线如图1所示。

图1 功率变化曲线

汽轮机的功率表达式为：

式中：P为汽轮机发电功率；G为蒸汽流量；ΔHt为理想比焓降；η为相对电功率。当主汽轮机的负荷发生变化时，通常采用流量调节的方式进行调节，汽轮机进口蒸汽参数基本保持不变，即ΔHt基本保持恒定。当P变化范围不大时，η的变化较小，则G与P之间近似成直线关系[9]。

根据弗留格尔格式，压力和流量的关系式为：

式中：G和G′为负荷变化前后的蒸汽流量；p和p′为负荷变化前后各级前的压力。当主汽轮机的负荷发生变化时，各级的流量和压力按正比关系变化。由于主汽轮机各级大多在湿蒸汽区工作，当压力发生变化后，其温度等于对应压力下的饱和温度，也随之发生变化。

以英国通用电气公司设计的某一典型二回路热力系统[11]中的高压缸参数为例，依据式（1）、式（2）计算降功率至50%FP时蒸汽流量、温度和压力等参数的变化情况，如表1所示。

表1 不同功率下某高压缸主要参数对比

由表1可知，当汽轮机按“12-3-6-3”模式进行日负荷跟踪运行时，蒸汽流量、压力、温度等参数均发生变化，其中高压缸进口蒸汽的温差可达41.89℃。这些参数的变化会不可避免地影响到主汽轮机的运行状况。

2 调峰运行对主汽轮机的影响

由于调峰运行时蒸汽的流量、压力、温度等参数发生变化，汽轮机的运行状况会受到直接影响。这些影响主要分为以下几种类型：热疲劳；振动；侵蚀；动、静部件间的碰磨；运行次数增多导致的设备或人因故障。以下将对这几种主要影响类型进行简单地分析评估。

2.1 热疲劳

由上述分析可知，调峰运行时蒸汽温度随功率水平的变化发生频繁波动，导致汽轮机通流部件表面产生循环的抗拉、抗压热应力，消耗材料的疲劳寿命，并产生表面裂纹。由表1可知，流道内进口蒸汽的温差可达41.89℃，因此这种低周疲劳损伤难以忽略，势必给汽轮机部件的强度、使用寿命等带来不可逆转的危害。

2.2 振动

当汽轮机负荷发生变化时，调节阀的开度发生改变，导致主蒸汽的流量也随之发生变化。流量扰动会产生汽流激振，对叶片形成强烈的瞬态冲击，导致叶片和转子的振动加剧。尤其是当调节阀开度不同步时，由此导致的汽流不均匀性更加明显，振动现象更加严重。对于低压缸末级叶片，低负荷时可能在叶片根部形成回流，汽流扰动急剧恶化，极易导致叶片颤振。

2.3 侵蚀

低负荷时蒸汽品质下降、湿度增大，汽缸和叶片发生腐蚀的可能性增大。末级叶片因摩擦损失和鼓风损失产生额外的热量，通常采用水喷淋的方式进行冷却，但长期喷淋会增大对末级叶片的冲蚀，频繁处于干湿交替的状态也会促进叶片的应力腐蚀开裂。另一方面，负荷发生频繁变化时，控制阀的冲蚀和磨损程度也会相应增大，而且蒸汽参数的频繁波动会促进汽流中固体或液体颗粒物的产生，加大对阀门、叶片等流通部件的侵蚀程度。

2.4 动、静部件的碰磨

当汽轮机负荷发生变化时，转子和汽缸都会发生热膨胀，但转子通常比周围固定部件对温度变化的响应更加敏感，如果机组的温升率控制不当，有可能在动、静部件间形成胀差，导致碰磨发生。另一方面，随着负荷的变化，汽流的扰动加剧，对转子及叶片等部件的冲击加强，会促进旋转部件在径向或轴向上发生位移波动，在局部间隙较小的位置产生碰磨现象。

2.5 运行次数增多导致的设备或人因故障

调峰运行过程中，某些调节或控制部件随功率水平的变化而变化，相比于基荷运行，其运行次数大幅增加，由此导致某些设备故障发生的可能性也随之增大。以调节阀为例，在调峰运行时，调节阀的开度随着功率的变化而变化，因此发生阀门卡涩等故障的可能性也相应增大。同理，相比于基荷运行，调峰运行时人为因素介入的程度也大大增加，由此发生故障的风险也相应增大。

3 经验反馈

3.1 国内外核电机组的调峰运行经验

目前仅有法国的核电机组具有长期调峰运行经验，国内和其他国家的核电机组仅参与过短期的调峰运行。由于受到保密和技术出口的限制，目前难以获取法国核电机组详细的调峰运行经验反馈数据，仅有的资料显示表明，调峰运行对汽轮机进汽阀、低压缸末级叶片等部件均具有直接影响，其中又以低压缸末级叶片最需要引起关注。末级叶片处的蒸汽回流不仅发生在叶片底部，同时也会发生在叶片顶部，强烈的回流现象导致叶片严重自热，并加剧叶片的颤振乃至断裂；又由于引入了喷水减温装置，因此对叶片的冲击和水蚀也更为严重。

美国核动力研究院曾公开过一份关于核电站向灵活功率运行过渡方法的技术报告，报告中表明：灵活功率运行会造成更加频繁的热力和机械瞬态工况，对主汽轮机的影响主要体现在汽轮机转子振动增加、效率下降、叶片腐蚀开裂、阀门磨损增加、末级叶片侵蚀加剧等方面，并提出了加强监测、改进材料、建立故障高发的功率隔离区等解决措施。

图2 变负荷运行期间的汽轮机故障类型统计

国内核电机组仅有少量的短期降功率调峰运行经验，本文对国内部分核电机组近5年来变负荷运行期间的故障案例进行了梳理，主要关注变负荷运行对主汽轮机的影响。依据梳理的结果绘制了变负荷运行期间的汽轮机故障类型统计图，如图2所示。

由图2可知，变负荷运行期间汽轮机故障次数最多的是轴承动静碰磨（共发生4次）和调节阀故障（共发生6次），致使轴承动静碰磨的原因包括负荷变化引起的膨胀不均、蒸汽流量变化引起的冲击扰动等；导致调节阀故障的原因包括负荷变化引起的液滴及颗粒侵蚀加重、热疲劳加剧、运行次数增大导致的设备或人为因素故障概率增大等。调峰运行过程中负荷频繁变化，上述影响更为严重，导致汽轮机部件发生故障的可能性也更大，需要引起技术人员的重视。

3.2 火电机组调峰运行经验

调峰运行虽然在核电机组上的经验反馈较少，但是在火电机组上已有丰富的实践运行经验[12-15]，因此火电机组的调峰运行经验反馈也能对核电机组的调峰运行起到重要的参考作用。本文选取NERC（北美电力可靠性协会）收集的1984—2003年全球数百家火电机组运行数据进行分析，重点关注调峰运行对主汽轮机的影响。

NERC对这些统计数据进行了对比分析，分为前后2个10年周期（1984—1993年、1994—2003年）和2种运行模式（基荷运行、循环运行）的机组，其中，基荷运行指按基本负荷运行的机组，循环运行指按负荷跟踪模式运行或多次启停的机组。分析表明，循环运行对主汽轮机的影响主要体现在汽轮机振动增大和低压缸轴承、再热主汽门、调速系统、润滑油系统、调节阀、主汽门故障增多等方面。图3为NERC统计数据中汽轮机故障类型统计图，分别显示了不同时间周期和不同运行模式机组的汽轮机主要故障类型所导致的停机率[15]。

由图3可知，润滑油系统问题、汽轮发电机振动、低压缸轴承故障、汽轮机再热主汽门故障、汽轮机调速系统故障和汽轮机调节阀故障是循环运行模式下汽轮机停机率较高的几种故障类型。相比于同期基荷运行模式，循环运行模式下的汽轮机振动、低压缸轴承、再热主汽门、调速系统、汽轮机管道等故障所导致的汽轮机停机率更高。这表明，负荷变化对汽轮机的影响不容忽视，应对上述主要故障类型进行深入分析，并提出合理有效的解决措施。

3.3 小结

图3 NERC统计数据中汽轮机故障类型统计

通过已有的经验反馈表明，调峰运行对主汽轮机的影响不容忽视，且这些影响主要集中在汽轮机调节阀、末级叶片、轴承等关键部位。

此外，文中虽然引入了部分火电机组的调峰运行经验反馈数据，但火电机组与核电机组的运行方式和调峰模式有所区别，需要辩证看待。一方面，火电机组汽轮机的蒸汽温度更高，由此导致的热应力和高温蠕变等问题更为突出，而核电机组汽轮机叶片更长、蒸汽湿度更大，由此导致的末级叶片冲蚀、湿汽损失等问题更为严重；并且火电机组多采用滑压运行的方式参与调峰运行，与目前分析中所假定的调峰运行模式有较大不同。另一方面，火电机组和核电机组对安全性方面的要求也有所区别，与火电机组相比，核电机组对安全性的要求更高，因此相应的调峰运行策略要更为保守。

4 结语

本文参考相关文献对核电机组调峰运行的描述，假定调峰运行模式为“12-3-6-3”日负荷跟踪运行，低功率水平为50%FP，分析了该模式下主要蒸汽参数的变化情况，并据此评估了对主汽轮机影响的几种主要类型。然后结合国内外核电机组的调峰运行经验反馈，证明上述影响确实存在，并筛选出主要的影响部件是汽轮机调节阀、末级叶片和轴承等，最后引入火电机组的调峰运行经验反馈对上述分析予以补充。

结论表明：核电机组参与调峰运行时，蒸汽的流量、压力、温度等参数都会发生明显变化，对主汽轮机的影响主要包含热疲劳、振动、侵蚀、动静碰磨、运行次数增多导致的设备或人为因素故障等方面，主要影响部件包括汽轮机调节阀、低压缸末级叶片和轴承等。

调峰运行对核电主汽轮机的影响是一个需要深入论证的问题，本文受限于能力及参考资料的匮乏，仅对相关问题进行了尝试性的研究。为推动后续进一步的分析，有以下2点建议可供参考：首先是建立更加准确的汽轮机调峰运行模型，通过热力系统计算或软件模拟的方法，详细分析负荷变化时蒸汽参数的变化情况，为后续研究提供理论依据。其次是调研更广泛的参考资料和经验反馈数据，通过实际运行数据反映出调峰运行对主汽轮机的影响情况。