某核电厂2台汽轮机机组功率偏差原因分析

王世勇，徐 乔，卜玉兵，徐宗富，赵显国

(深圳中广核工程设计有限公司，深圳 518000)

汽轮机机组热力性能是衡量电厂运行效果的重要指标之一，可通过汽轮机热力性能试验验证。火电汽轮机机组热力性能指标一般为热耗、汽缸效率或机组功率，核电厂汽轮机机组热力性能考核指标通常为机组功率。为保证在相同的热力循环条件下对比机组功率，将试验时的系统、运行参数按汽轮机厂提供的性能曲线修正到设计条件，与合同保证值(如效率、热耗或功率等指标)进行对比，以此判断机组的热力性能是否达标[1]。

国内某核电厂同堆型、同机型2台机组相继投运，在核岛达到满负荷后，按合同约定参照美国机械工程师协会ASMEPTC-6《汽轮机性能试验验收规程》中的简化试验进行热力性能验收，试验结果表明2台机组功率偏差达8.5 MWe。同厂址、同堆型、同机型的机组功率出现这么大偏差，已超出了正常设计、制造及安装等偏差对机组功率的影响，且功率较低的机组严重影响电厂经济运行。

本文基于这2台汽轮机性能验收试验及运行数据，模拟系统运行状态，按文献[2]方法计算得出了2台机组运行工况热平衡图、各设备及系统性能参数，并对2台汽轮机机组进行了性能诊断和分析，排查2台机组功率偏差大的原因，同时提出相应的建议措施，以此尽量消除或减小机组功率间的偏差，提高电厂经济性。

1 影响机组功率的主要因素

CPR1000堆型核电厂广泛采用基本负荷运行模式[3]。在核岛热功率不变的情况下，机组电功率除了受冷端条件的影响外，还受来自蒸汽发生器(Steam Generator,SG)出口的主蒸汽参数、汽轮机及各辅助设备的性能、热力系统运行情况等方面的影响。

1.1 蒸汽发生器

蒸汽发生器是核电厂中的重要设备，主要功能是将一回路冷却剂中的热量传递给二回路的水，产生饱和蒸汽供给二回路动力装置[3]，式(1)为核岛热功率计算公式。

QNI=Go×(I0-Ifw)+

ΔG×(ISG-Ifw)

(1)

式中：QNI为核岛热功率，kW；Go为主蒸汽流量，kg/s；ΔG为蒸汽发生器排污流量，kg/s；I0为主蒸汽焓，kJ/kg；Ifw为主给水焓，kJ/kg；ISG为蒸汽发生器内的饱和水焓，kJ/kg。

对常规岛来说，蒸汽发生器主要热力性能可归纳为蒸汽流量、压力和湿度。蒸汽流量对于机组功率而言至关重要，其流量可通过测量主给水流量间接获取。蒸汽压力受蒸汽发生器换热管传热性能影响，新机投产换热管清洁系数高，相应的蒸汽压力也高。根据文献[4]，在核岛热功率不变情况下，由于主汽轮机已定型，主汽压力在一定范围内的变化对机组功率影响非常小。蒸汽发生器出口蒸汽湿度相对增加1%，机组功率相对降低约0.17%。

1.2 汽轮机

汽轮机热力性能有2项重要指标，即通流能力和效率[5]。

根据文献[6]，汽轮机通流效率采用功率效率，相对传统焓降效率更精确，可更真实地反映机组性能，计算公式详见式(2)至式(5)。

Nn=Gn×hn

(2)

Nns=Gn×hns

(3)

αn=∑hns/Hns

(4)

ηnp=αn×∑Nn/∑Nns

(5)

式中：Nn为级段有效功率，kW；Nns为级段理想功率，kW；Gn为级段流量，kg/s；hn为级段有效焓降，kJ/kg；hns为级段理想焓降，kJ/kg；Hns为缸或整机理想焓降，kJ/kg；αn为缸或汽轮机的热重获因数；ηnp为缸或汽轮机通流效率。

文献[5]基于大量国内外汽轮机的设计和运行数据，对弗留格尔公式进行了改进，提出了汽轮机特征通流面积概念及解析表达式：

(6)

式中：Fπ为汽轮机某级段特征通流面积，m2；G为级段流量，kg/s；v0为该级段进口蒸汽质量体积，m3/kg；p0为该级段进口蒸汽压力，MPa；π为该级段出口与进口蒸汽压力之比。

只要汽轮机通流几何尺寸不变，不论热力参数或工况如何变化，汽轮机特征通流面积都具有保持常数的特点，因而可用于在运汽轮机通流部分的性能诊断[5]。

1.3 再热系统

核电汽轮机机组采用蒸汽中间再热。蒸汽中间再热是将蒸汽从汽轮机高压缸或某级引出至汽水分离再热器，分离湿蒸汽水分，同时用高温蒸汽加热，温度提高后再送回汽轮机继续做功的循环系统，相对降低了低压缸蒸汽排汽湿度，提高了汽轮机效率[7]。影响再热系统热力性能的主要因素包括进出汽水分离再热器的蒸汽压降、再热器端差、扫汽比等。

为了防止再热器上、下管束温差过高，再热器管束设置了扫汽，其主要目的是保证再热器管束安全运行。正常运行条件下，再热器的扫汽及疏水排入相应的加热器，扫汽量一般为加热蒸汽流量的2.5%左右[4,7]。图1为额定热功率下，二级再热器扫汽比对机组功率的影响趋势曲线。

图1 汽水分离二级再热器扫汽比与

图1中横坐标表示汽水分离二级再热器扫汽比，纵坐标表示相对扫汽比为2.5%时机组功率的变化。本文将扫汽比定义为扫汽量与加热蒸汽流量之比。由图1可知，随扫汽比的增加，机组功率也随之降低。扫汽比为25%时，机组功率相对减少5 MWe。新蒸汽漏入高压加热器会减少来自汽轮机的抽汽量，但由于是漏入新蒸汽，因此也会影响机组功率。

1.4 回热系统

回热系统是电厂机组热力系统中最重要、最复杂的系统，对整个机组的安全性和经济性有着重要的影响[7]。回热系统长期处于高压高温状态，运行中会发生机组负荷突变、泵故障、疏水切换等问题，这些都会造成回热系统性能降低或故障[7-8]。影响回热系统热力性能的主要因素包括蒸汽管道压降、加热器端差、疏水状态等。

1.5 凝汽器

凝汽器装置是凝汽式汽轮机装置的重要组成部分，其作用是将汽轮机的排汽凝结成水，形成并保持所要求的真空[8]。凝汽器运行的热力性能对汽轮机机组的运行安全性和经济性影响很大。凝汽器排汽压力、循环冷却水温升变化、凝汽器端差、凝结水过冷度等，这些参数都是凝汽器的主要运行热力性能指标[9]。

凝汽器热力性能可根据机组实际排汽热负荷、冷却水量、冷却水温、凝汽器技术数据(冷却管面积、材料、外径、壁厚、长度、根数)等变工况计算获取，计算公式详见式(7)至式(11)。

Qt=QNI+Gfw×(Ifwp-Icy)+

Ne÷(ηe×ηj)

(7)

(8)

(9)

ts=tw1+Δt+δt

(10)

K=K0×βt×βm×βc

(11)

式中：Qt为凝汽器热负荷，kW；Gfw为主给水流量，kg/s；Ifwp为给水泵后给水焓，kJ/kg；Icy为除氧器下水焓，kJ/kg；Ne为发电机端功率，kW；ηe为发电机效率；ηj为机械传动效率；Δt为循环冷却水温升，℃；Gw为循环冷却水量，m3/s；Cw为循环冷却水比热容，kJ/(kg·K)；δt为凝汽器端差，℃；F为凝汽器冷却管面积，m2；ts为凝汽器饱和水温度，℃；tw1为循环冷却水入口温度，℃；K为总体传热系数，W/(m2·K)；K0为基本传热系数，W/(m2·K)；βt为温度修正系数；βm为材料及壁厚修正系数；βc为冷却管清洁系数。

1.6 系统运行

系统运行偏离设计工况，也会影响机组功率[10]。例如旁路系统阀门泄漏、加热器应急疏水阀关闭不严等。虽然这部分蒸汽或疏水并没有泄漏到系统外，但因为它们没有经过汽轮机做功或与加热器换热，所以也会影响机组功率。

2 机组热力性能诊断与分析

该核电厂建设的2台机组采用CPR1000堆型，汽轮机采用半转速机型，包括1台高压缸和2台低压缸。回热系统采用7级抽汽给水加热器，包括2级双列高压加热器、1级除氧器和4级双列低压加热器。高压缸排出的湿蒸汽经汽水分离再热器除湿、再热后进入低压缸继续做功，再热器采用2级串联，低压再热器的加热蒸汽来自高压缸抽汽，高压再热器的加热蒸汽来自新蒸汽，汽水分离器的疏水、再热器的疏水按压力等级分别排往相应的加热器。

根据该核电厂2台汽轮机性能验收试验及运行数据，计算获取了运行工况热平衡图、汽轮机及各辅助设备、系统的性能参数，以此开展2台机组功率偏差的性能诊断与分析。对于主蒸汽参数，已将运行参数修正到了设计条件，排除了蒸汽发生器热力性能的影响。为便于区分2台机组，将功率相对较低的汽轮机机组称为A，将功率相对较高的汽轮机机组称为B。

2.1 汽轮机热力性能

表1为试验工况下计算获取的A、B 2台汽轮机高压缸、低压缸及整机效率。

表1 汽轮机通流效率对比表

由表1可知，机组A通流效率比B低约0.91%。不考虑系统内外泄漏的影响，经计算，机组A、B通流效率偏差对机组功率影响约为9 MW[4,6]。

图2为试验工况下2台汽轮机各级段特征通流面积与设计值的对比。高压缸按抽汽分为3个级段，标示为HP1至HP3，低压缸按抽汽分为5个级段，标示为LP1至LP5，其中低压缸最后3段抽汽压力测量偏差较大，且对机组功率影响相对较小，LP3至LP5级段特征通流面积在此不展开对比分析。

图2 汽轮机各级段特征通流面积与设计值对比

由图2可知，A、B 2台汽轮机特征通流面积基本相当，与设计值略有偏差。

为便于了解A、B 2台汽轮机运行情况，分析了试验工况下2台机组进汽、抽汽口参数，详见表2。

表2 汽轮机进、抽汽口参数对比

由表2可知，核岛供给2台机组的主蒸汽流量基本相同，机组A的主汽调节阀开度低于机组B，且机组A的主汽调节阀后压力比机组B低，相应各缸抽汽口压力也低。若2台汽轮机高压缸通流面积相同，则进入机组B高压缸的蒸汽量应比机组A高约0.74%。主蒸汽在进入机组A前可能有泄漏，如主蒸汽通过旁路调节阀泄漏至凝汽器，汽水分离再热器扫汽进入7号高压加热器或凝汽器等。

根据汽轮机厂商提供的A、B 2台机组高压缸通流叶片喉部尺寸测量数据，在机组A大修期间对高压缸进行开缸检查，未见高压缸通流面积、间隙等有异常，因此可初步排除汽轮机高压缸本体设计制造偏差对机组功率的影响。

根据汽轮机热力特点，各级段间压力比值(简称压比)基本不随工况变化[6,11]。通过对比A、B 2台汽轮机的级段压比，可判断各级段通流面积的差别。表3为A、B 2台汽轮机各级段压比情况。

表3 汽轮机各抽汽级段压比

由表3可知，A、B 2台汽轮机各级段间的压比偏差非常小，说明2台汽轮机通流面积相差不大。

综合以上分析，认为A、B 2台汽轮机通流面积略有偏差。核岛供给A、B 2台机组的主蒸汽流量基本相同，但主汽调节阀开度、阀后蒸汽压力及通流效率均超出了正常偏差范围，说明A机组可能存在内漏。

2.2 再热系统热力性能

A、B 2台机组再热系统热力性能主要对比情况详见表4。考虑再热器的疏水水位变化较大，暂取测量值相对稳定的加热蒸汽流量开展分析。加热蒸汽为可压缩流体，且测量装置精度有限，测量的蒸汽流量可能与机组实际情况偏差较大。

表4 再热系统热力性能对比表

由表4可知，机组A、B的汽水分离再热器性能相近，机组A的2级再热器加热蒸汽量比B高约12%。根据运行反馈，机组A的二级再热器管束温差过小，扫汽量可能过大，部分新蒸汽在再热器内未进行热交换就进入了7号高压加热器或凝汽器，对机组功率的影响可参照图1计算。若这部分蒸汽漏入凝汽器，对机组功率影响为1∶1的关系。进入汽轮机的蒸汽流量相对减少，主汽调节阀开度也相对减小。

机组A再热器扫汽比过大，可通过调整扫汽阀开度，将再热器管束温差控制在厂商的推荐范围内，将扫汽比控制在设计值左右。

2.3 回热系统热力性能

A、B 2台机组回热系统热力性能对比情况详见表5。试验时缺少1、2号低压加热器抽汽口压力，暂取设计值，考虑其对机组功率影响较小，在此不进行对比分析。

表5 回热系统热力性能对比表

由表5可知，A、B 2台机组的回热系统热力性能均在正常范围内。

2.4 凝汽器热力性能

经变工况计算的A、B 2台机组凝汽器热力性能对比情况详见表6。

表6 凝汽器热力性能对比

按机组A、B运行工况的热负荷、循环水温度、循环水量及清洁系数(0.9)，凝汽器压力的计算结果应为3.4 kPa、7.1 kPa，机组B的凝汽器热力性能优于A。

按汽轮机功率背压特性曲线对汽轮机试验测量背压进行修正后，对比了A、B 2台机组的功率，凝汽器的性能不影响汽轮机性能。在接近设计海水温度条件下，针对机组A的凝汽器进行专项性能试验，找出了性能偏低的原因，减少了冷源损失。

2.5 系统运行

A、B 2台机组系统运行主要从以下几方面开展分析。

2.5.1 主给水流量

主给水流量是汽轮机热力性能计算的基准，是影响整个机组性能的关键[1]。该核电厂每台机组设置3台SG，每台SG对应的主给水管道上布置了孔板，用以测量主给水流量，每块流量孔板的精度为0.5级。核岛热功率是以主给水流量作为基准，主给水流量测量精度会影响热功率的准确性。极端情况下，3块孔板测量偏差对核岛热功率影响约为0.5%，对机组功率影响约为0.5%。

由于主给水流量孔板测量存在不确定度，根据公式(1)可知，核岛热功率与实际值可能有偏差，这也是引起2台机组功率偏差的原因之一[12-13]。在后续核电项目性能试验的主给水流量测量方面，可考虑采用精度更高的流量测量装置，如低β值流量喷嘴等，以降低主给水流量测量的不确定度，这样也能够保证核电厂更加安全、稳定和高效地运行[1,12-13]。

2.5.2 热力系统阀门严密性

运行中发现机组A旁路调节阀后管道温度偏高，由此可以推断存在新蒸汽内漏到凝汽器的情况。系统阀门查漏可参考国内核电厂的运行经验，将常规岛阀门内漏对机组功率影响的程度分类进行排查[14]。

2.5.3 再热温度

A、B 2台机组再热温度比设计温度高约9 ℃，主要原因是新机组投运，主蒸汽压力高，再热器传热系数相对较大，导致再热器端差小。在冷端条件相同的情况下，再热温度升高，低压缸有效焓降会相对增加，低压缸做功也会相对增加。同时，再热器温升增大，2级再热器换热量相对增大，所需要的加热蒸汽流量也增多，进入高压缸的蒸汽量相对减少，高压缸做功就会相对降低。再热温度偏高对机组功率的影响一正一负[10,15]。

参照国内核电厂类似再热温度偏高的处理方法，调整2级再热器的加热蒸汽压力，使再热温度控制在设计值附近，机组功率会有1～2 MW的微小提升。

2.5.4 低压加热器疏水

该核电厂凝汽器喉部2号低压加热器的疏水通过U型管排入疏水冷却器，经疏水立管扩容后排入凝汽器。1号低压加热器的疏水通过U型管，经疏水立管后排入凝汽器。表7为A、B 2台机组运行工况下低压加热器疏水水位情况。

表7 A、B 2台机组运行工况下低压加热器水位情况

A、B 2台机组的2号低加疏水水位偏差约为6 m，低加出口凝结水温度偏差为5 ℃。低压加热器出口凝结水温度低，进入加热器的蒸汽压力也低。机组A运行一段时间后，低加疏水水位与机组B相差不大，低加出口凝结水温度与机组B基本相同。

机组A的低压加热器水位变化较大，这可能是疏水不畅引起的。疏水水位升至一定高度，就能克服疏水压差，然后排水，水位会迅速降低。建议排查加热器壳体排气阀的运行状态、疏水接入疏水扩容器的位置等。

2.5.5 凝结水过冷度

凝结水过冷度是衡量凝汽器设计性能的主要指标。凝结水过冷，不仅会增加冷源损失，而且还会影响机组的热效率及凝结水品质[9]。机组A的凝结水过冷度达到1.8 ℃，凝结水进入加热器的温度较低，需从汽轮机抽取更多的蒸汽来加热，这也会影响机组功率[8-9]。建议对机组A的凝结水进行长期监测，同时排查过冷度偏大的原因。

3 结 论

本文针对某CPR1000堆型核电厂2台机组功率出现偏差的问题，基于2台机组性能试验数据及运行数据计算的热平衡图，结合系统运行情况进行了诊断分析，认为2台汽轮机通流面积略有偏差。在核岛供给2台机组主蒸汽流量基本相同条件下，主汽调节阀开度、阀后蒸汽压力及通流效率的偏差均超出了正常范围。功率较低的机组再热器加热蒸汽流量大、管束温差小，再热器扫汽比过大。同时发现有些旁路调节阀后管道温度偏高，这说明该机组系统存在内漏，有蒸汽内漏至高压加热器或凝汽器。该电厂运行人员反馈称，在机组A大修期间对可疑的阀门进行了更换或修理，大修后机组功率相对提高了2.5 MWe。

随着在役核电厂的运行，系统或设备将不可避免地出现系统内漏、运行偏离设计值、设备性能下降等问题。本文的研究可为后续核电机组性能诊断、改造或优化运行等提供参考。