核电汽轮机通流能力分析及优化

余 炎，李 杨(上海电气电站设备有限公司汽轮机厂， 上海 200240)

为了继续增加我国非化石能源的消费比重，安全发展核电，推进沿海核电建设是我国电力规划的举措之一。截至2016 年7 月， 我国已建成核电机组33台，在建核电机组21台，装机容量53 613 MW[1]，已接近2020年的装机目标。根据中国核能行业协会发布的数据，截至2017年6月底，我国已投入商业运行的核电机组共计36台，运行装机容量达到34 718.16 MW，分布于秦山、大亚湾、岭澳、田湾、宁德、红沿河、阳江、福清、方家山、昌江、防城港等11个核电基地。

自秦山一期300 MW等级核电机组于1991年成功投运以来，中国核电汽轮机的设计开发已经走过了20多个年头[2]，在机组设计、制造、运行方面积累了大量的经验。随着我国核电机组比重逐步提升，单机容量不断增加，如何更加高效地运行，提高核电厂的发电效率，是需要关注的问题。国内核电机组基本采用定压节流运行，从已投运机组的运行数据来看，普遍存在调门开度小，节流损失大的现象，由此引发了人们对汽轮机通流能力设计问题的关注。本文将对此进行分析和计算，为提高核电厂运行效率提供参考。

1 核电汽轮机的运行特点

对于压水堆核电机组，蒸汽发生器的热平衡方程式为：

P=kF(Tavg-TSG)

式中：P为蒸汽发生器产生的热功率；k、F为蒸汽发生器的传热系数和传热面积；Tavg为反应堆冷却剂平均温度；TSG为蒸汽发生器内蒸汽温度[3]。从该方程式可以看出，蒸汽温度TSG越低，热功率P越大。 图1为大亚湾核电站蒸汽发生器的各典型温度。

图1 大亚湾核电站蒸汽发生器各典型温度

由于蒸汽发生器出口为饱和蒸汽，蒸汽温度与压力相对应，因此新蒸汽的压力随着热功率增加而降低，如图2所示。而根据汽轮机原理，当通流面积不变时，级前压力随着负荷的增加而升高，与蒸汽发生器的压力特性相反。

图2 主蒸汽压力、热负荷与汽轮机电负荷的关系

对于低负荷工况，火电机组可以降低主汽压力，采用滑压运行，即“炉跟机”，或在汽轮机高压部分设置调节级，在负荷降低时通过改变通流面积来提高进汽压力，即“机跟炉”。而对于核电机组，为了满足蒸汽发生器的负荷特性，进汽压力采用“机跟堆”的运行模式。同时，由于核电机组主要带基本负荷，为了提高设计工况的通流效率，核电汽轮机普遍采用无调节级设计，机组运行时采用节流调节。这时，汽轮机级前压力p1与主汽门前压力p0的匹配度将直接影响高压缸效率及汽轮机性能。

2 核电汽轮机的通流面积设计裕量

核电机组燃料成本低，定期换料，无温室气体排放，原则上来说，核反应堆与汽轮机的容量匹配为“零裕量”，目的是让其“物尽其用”地多发电[4]。所谓“零裕量”，就是在反应堆额定功率下，汽轮机阀门全开运行，无任何裕量，效率最优。但考虑到业主的要求和机组实际运行情况，汽轮机仍然要有一定的通流面积裕量，主要包括以下几个方面：

1)目前的汽轮机招标书要求供货商保证阀门全开(VWO) 工况的进汽流量，即假设核岛能供应足够的蒸汽(一般是额定流量的1.03倍)，汽轮机需要有能力承受，这就要求汽轮机通流面积至少有3%的设计裕量。

2)国内核电机组要满足电网调峰、调频的需求，为此汽轮机在各个负荷下都有较好的调节性能。图3是典型阀门的升程与流量特性曲线，当阀门达到一定开度后，即使继续加大升程，流量增加也很小，无法满足调节性能。通常认为，汽轮机级前压力p1(即阀门后压力)与阀门前压力p0的压比为0.95～0.98时，即认为阀门已全开[5]。因此通流设计时，需要留有一定的面积裕度，保证阀门在汽轮机全负荷范围内始终处于有效控制升程。

图3 典型阀门升程与流量特性曲线

3)汽轮机叶片的实际通道面积与加工、装配的精度有关。随着制造水平的不断提升，目前叶片喉宽的公差可以控制在±2%以内。在通流面积设计时，需要考虑1%～2%的裕度。

4)机组老化裕度约为2%。

综合以上几点，核电汽轮机不可能做到真正的“零裕量”，汽轮机的实际通流能力比给定的蒸汽发生器额定流量大3%～5%，在所有负荷下阀门均处于节流状态。

3 已投运核电机组的主汽压力偏差

笔者跟踪了多台300 MW、1 000 MW等级核电机组的运行参数，发现在额定流量下，主汽门前蒸汽压力均比设计值高2%～5%。初步分析认为主要原因有以下两点：

1)核岛反应堆和蒸汽发生器留有一定裕量。在设计蒸汽发生器传热面积时，需要考虑运行后期换热管破损及外壁结垢等不确定因素，因此设计堵管裕量为10%，污垢系数选取经验值[6]。当机组新投运时，堵管率和污垢系数都远小于设计值，因此在达到额定流量时需要的热负荷比设计值小，主汽压力上升，见图2。

2)管道压损与设计值有偏差。蒸汽发生器出口至汽轮机主汽门前的主汽管道，包括了直管段和一系列阀门、弯头，设计压损按经验公式计算，一般都考虑了工程裕量，而实测压损均小于设计值。这导致蒸汽发生器出口压力与设计值相同时，汽轮机主汽门前压力偏高。

与火电机组不同的是，核电机组通过控制蒸汽发生器的出口压力，来保证核岛反应堆的负荷不超限。以上压力偏差将导致汽轮机调门的开度小于设计值。图4为主汽门前蒸汽压力p0(设计)、p0′(运行)、汽轮机级前压力p1三者与主汽流量关系示意图。在100%主汽流量下，p1/p0≈93%，其中包括阀门约2%的固有压损，以及约5%的通流裕度。而实际运行时，若p0′=1.05p0，则p1/p0′≈88.5%，阀门的压损从约7%增加至约11.5%，蒸汽节流损失较大。

图4 主蒸汽压力、汽轮机级前压力示意图

4 汽轮机通流能力变化对效率的影响

为了确保核电机组寿命期内满发出力，在蒸汽发生器、汽轮机通流叶片以及主汽管道等部件设计时都考虑了裕度，导致在新机组投运时，主汽压力高于设计值。而核电汽轮机采用节流调节，压力较高的蒸汽没有被充分利用。

如果减小汽轮机的通流裕度，提高调节阀后的蒸汽压力，可以增加做功能力，从而提升机组电功率。图5是以CPR1000反应堆为例，汽轮机出力与阀门压损的关系曲线。在主汽压力不变的条件下，阀门压损从7%降低到2%，可提高出力0.7%，每台汽轮机约增加功率7.8 MW。按每年运行7 680 h计算，全年可多发电量5 990万kW·h；按上网电价0.4元/(kW·h)计算，每台CPR1000机组每年可增加发电收入2 396万元，收益相当可观。

图5 主蒸汽压力、汽轮机级前压力示意图

随着我国投入商运核电机组的不断增加，核电容量占比也稳步提升，进一步提升核电机组的运行效率刻不容缓。可根据已投运核电机组的实际运行参数，适当减少各个环节的设计裕度，选取更加合理的汽轮机通流面积，以降低实际运行时的阀门压损，提高核电厂的发电效率。

5 减小汽轮机通流裕度的几点建议

5.1 修正主汽蒸汽管道设计压损

以目前投运台数最多的CPR1000反应堆为例，在额定热负荷下，蒸汽发生器出口的设计压力为6.71 MPa(a)，给定汽轮机主汽门前的设计压力为6.43 MPa(a)，即设计管道压损为4.17%，而机组实际运行的管道压损见表1。

表1 主汽管道实际运行压损

从上表可以看出，除了核电厂一的1号机，其他6台机组的管道压损均比设计值低约1%，这样就需要减小汽轮机调阀开度，以维持蒸汽发生器出口压力不变。在今后的管道设计中，计算压损应参考已投运机组的运行数据进行修正，适当提高汽轮机主汽门前的设计压力，减少阀门的运行压损。

5.2 依据运行周期精确设计通流能力

核电机组需按30年，甚至60年寿命进行设计，很多参数都考虑了全寿命期的裕量，这样在机组投运初期，就会出现蒸汽发生器出口压力偏高的现象。针对常规岛汽轮机部分，尤其是跟通流能力相关的高压前几级叶片，可以按5～10年的运行周期来精细化设计。我国首台1 000 MW等级核电机组在大亚湾电站投运至今已超过20年，积累了大量的运行数据，包括蒸汽发生器的出口压力、热负荷等。可以对运行数据进行整理归纳，根据运行数据的变化情况将机组全寿命期划分成多个运行周期，比如0～5年，5～10年等，把投运前期的数据作为汽轮机的设计参数。

当电厂投运超过一定时间后，蒸汽发生器的出口压力下降，跟汽轮机进汽能力不匹配，此时可以通过小范围的通流改造，如更换高压前2～3级的叶片，或通过修磨叶片高度，改变喉宽等方式，增加汽轮机的通流能力。这样可以大大释放核电机组在投运初期的出力潜力，而电厂投资无明显增加。

5.3 降低电网对核电机组的调峰、调频要求

核电机组具有建设投资高，运营成本低的特点，应该作为电网里的基本负荷，不适合承担调峰、调频功能。而按照目前电力行业标准要求，所有机组必须具有一次调频能力。核电汽轮机为了满足一次调频要求，在额定负荷下所有调门仍留有一定的节流度，折合压损2%～3%，对经济性影响较大。相关电力部门可根据电网容量和运行特性，适当降低对核电机组的调峰、调频的要求。

6 结 论

本文分析了压水堆核电汽轮机通流面积设计时需要考虑的因素，并对比了实际运行下的参数偏差，得出目前核电汽轮机实际运行时调门开度小，节流损失大的原因，同时计算了不同通流能力对机组效率的影响。

根据计算结果，减小核电汽轮机的通流设计裕度可以显著提高机组效率。以CPR1000机组为例，阀门压损从7%降低到2%，每年每台机组可增加发电收入2 396万元，有效提升核电站前10～15年的经济收益。为此，本文提出了几点优化方案，包括：根据电厂实际运行数据修正管道设计压损、以5～10年为间隔精确设计汽轮机通流叶片，以及降低核电机组的调频要求等。而这些措施需要核电业主、汽轮机制造厂，以及电网公司等多方达成共识才能有效推进。希望各方共同努力，进一步提升我国核电机组的运行效率。