秦山一期常规岛设备更新设计研究

2020-04-30黄家运李儒鹏邱天明都立国

中国核电 2020年1期

黄家运，李儒鹏，邱天明，都立国

(中国电力工程顾问集团华东电力设计院有限公司，上海 200063)

1 概述

1.1 项目概况

秦山一期300 MW级机组是中国大陆第一座自主开发、自行设计、自行建造和运营管理的核电机组，标志着“中国核电从这里起步”，被誉为“国之光荣”。机组于1985年3月20日正式开工，1991年12月15日首次并网发电，截止到2019年已运行近28年，机组自1991年投运以来各项指标优良，运行稳定，运行业绩处于国内外核电机组前列。

秦山一期300 MW级机组原设计寿期为30年，按照国外核电站运行经验，大多数核电站运行到设计寿命时，经过技术改造可延长使用20年。据此，鉴于机组多年来良好的运行情况，秦山一期300 MW级机组在2014年启动了运行许可证延续工作，拟将机组运行寿命延长至50年。

作为核电机组配套的常规岛热力系统及其发电相关的主要设备，其设计寿命亦为30年。为满足核电站运行许可证延续阶段的安全可靠运行，在完成部分关键设备寿期评估和可行性研究的基础上，通过堆机参数匹配和优化，采用先进成熟的技术对包括汽轮机、发电机在内的部分常规岛主辅设备或部件开展技术升级和更新改造，并对常规岛工艺系统配置及基础结构强度核算，从而为机组运行寿命的延长奠定基础。参照国外核电站运行许可证延续经验，秦山核电厂在运行许可证到期前5年(2016年)启动了秦山一期300 MW级机组常规岛设备更新工作，此项目称之《常规岛设备更新项目》。

1.2 项目目标和要求

秦山一期实施常规岛设备更新项目，要实现以下三大目标：

1)消除常规岛关键设备存在的问题、安全隐患和风险，满足核电站安全、可靠、高效运行的要求;

2)延长汽轮发电机组的运行使用寿命，满足机组运行许可证延续工作的要求，确保上述设备在达到原设计寿命30年后，更新的设备及其部件(不包括易损件、消耗品)的设计使用寿命满足延长运行至50年的要求，并适应未来设备老化和过时管理的需要;

3)通过常规岛的技术改造，适当提高机组的效率和出力，以实现更好的经济性。

基于以上目标，常规岛设备更新项目的设计方案需满足机组运行许可证延续和增容改造两项要求，从而实现改造后机组安全可靠、经济高效的运行。

2 主要设计方案

2.1 方案关注重点

按照秦山一期常规岛设备更新项目需要实现的三大目标，制定切实的设计方案，重点关注以下主要内容:

1)提升机组发电功率，提高机组的经济性。我国早期设计的核电机组，在核岛设计上存在较多的设计裕量，在进行延续运行项目时，通过试验和评估，在保证安全的前提下，可释放核岛的潜力，并同时对机组冷端部分进行优化，尽可能提升机组的发电功率，提供机组的经济性;

2)关键设备应优选先进成熟技术。通过试验和寿命分析后，对汽轮发电机组进行更换时，优先考虑先进成熟的技术，并考虑其相关辅助系统的适应性;

3)通过堆机参数深度匹配，优化汽轮发电机组选型。结合试验和多年运行数据，对反应堆和汽轮机各工况进行优化合理匹配，选择合适的汽轮机进口主蒸汽参数，确定最优的汽轮机发电机组型式，从而提高机组运行的经济性;

4)基座结构强度核算，确保机组后续安全运行。对于原汽轮机基座结构设计是否满足改造后汽轮发电机组的要求，需进行模态分析、动力计算，校核基座强度，提出合适的改造方案，确保机组的安全运行;

5)二回路设备适应性分析，确保运行安全可靠。对常规岛二回路主要的加热器、泵和调节阀等设备要进行寿命评估后，要对于增容后设备参数进行核算，确定二回路主要设备满足机组增容改造后安全可靠运行的要求;

6)二回路系统压降及管道规格核算，确保机组高效安全运行。按照新的设计参数，核算主蒸汽和抽汽系统压降是否满足新的热平衡图的要求，从而确保机组出力达到预定值；同时，对常规岛二回路主要汽水管道的规格进行核算，对于流速超限的管道要根据管道现状，加强金属监督，定期测量壁厚，对于减薄部位管段要重点监测或更换，确定机组安全运行。

2.2 汽轮机更新方案

秦山一期300 MW机组的汽轮机为上海汽轮机厂的902机型的汽轮机，设计寿命为30年，运行到30年寿期，汽轮机叶片、转子、内缸与隔板等关键部件将进入寿命耗损故障期，这些关键部件的故障率随着时间的推移而不断上升，将会影响秦山一期300 MW级汽轮机的安全经济运行。

饱和蒸汽核电汽轮机的大多数叶片工作在湿蒸汽区，主要的损伤机理有振动高周疲劳、腐蚀疲劳、应力腐蚀、水蚀等，随着运行时间增长，累积寿命损耗增大。运行到设计寿命后，呈故障集中出现趋势，故障率快速上升。根据秦山一期300 MW级核电汽轮机低压末级叶片已存在水蚀缺损，需要定期对叶片水蚀缺损情况进行检测与评估，并保证合理的运行方式，才能在一定程度上保障汽轮机安全运行。由于叶片水蚀行为不仅和设计制造措施有关，还依赖于机组运行模式以及不可预估的水蒸气成分，低压末级叶片运行到设计寿命，水蚀损伤将会快速发展，影响汽轮机的安全运行。

核电汽轮机转子主要的损伤机理有启停低周疲劳、运行高周疲劳、应力腐蚀、腐蚀疲劳等，随着运行时间增长，累积寿命损耗增大。超设计寿命使用，呈故障集中出现趋势，非计划停运率快速上升。

核电汽轮机的内缸与隔板等静止承压部件，温度分布不均匀，热应力比较大，主要的损伤机理有启停低周疲劳、应力腐蚀、腐蚀疲劳等，随着运行时间增长，累积寿命损耗增大。超设计寿命使用，呈故障集中出现趋势，非计划停运率快速上升。

根据国内外汽轮机事故统计数据，叶片、转子等转动部件的事故次数约占汽轮机事故次数的三分之一，这些转动部件断裂的后果都比较严重，经济损失巨大；汽轮机隔板、内缸等部件超设计寿命使用，存在内缸严重变形、隔板静叶脱落等将导致汽轮机动静碰摩等安全风险。

基于以上原因，在秦山一期常规岛设备更新项目中，除汽轮机外缸和轴承座外，对原汽轮机本体进行了整体更换，并保持本体外部管道接口规格不变。更换的汽轮机采用先进通流优化技术(AIBT)的汽轮机，机型由原末级叶片为869 mm的902机型改为末级叶片为905 mm的HN350机型。改造前和改造后的高压模块设计方案如图1和如图2所示。

图1 汽轮机高压模块(改造前)

图2 汽轮机高压模块(改造后)

2.3 发电机更新方案

秦山一期发电机为上海发电机厂第一代300 MW级发电机，设计寿命为30年。运行到30年寿期，发电机转子线圈、主励磁机、副励磁机等关键部件将进入寿命耗损故障期，这些关键部件的故障率随着时间的推移而不断上升，影响秦山一期300 MW级发电机的安全经济运行。

发电机的转子线圈绝缘、定子线圈绝缘、主励磁机的线圈绝缘、副励磁机的线圈绝缘，主要损伤机理是电老化、热老化、冷热循环老化、振动机械老化等，随着运行时间增长，累积寿命损耗增大。超设计寿命使用，存在绝缘事故频发、发电机线圈绝缘烧损等安全风险。发电机机座、定子铁芯、转子铁芯的使用寿命，大于发电机与励磁机的绝缘寿命，在定子铁芯绝缘测试与转子铁芯无损检测安全的基础上，这些部件可以实现超设计寿命的安全运行。

秦山一期运行中出现过发电机端部温度高、发电机和励磁机风温超过原设计报警值、发电机汽侧和励侧冷风存在较大温差等情况。

基于以上原因，在常规岛设备更新项目中，将发电机更改为采用成熟的第三代发电技术的双水内冷发电机，仅保留原定子铁心和转子锻件，励磁系统也由原来的三机交流有刷励磁改为静态励磁。

发电机通风和定子线圈设计如图3、图4所示。

图3 发电机通风部分

图4 发电机定子线圈

2.4 堆机参数匹配

秦山一期汽轮发电机组原设计铭牌功率为310 MW，2007年发电机定子线圈改造后，铭牌功率改为320 MW。通过试验结果表明，原机组汽轮发电机组的功率达到330 MW时，反应堆热功率小于原设计方案TMCR工况对应的1 025 MW，秦山一期核岛设备还有一定的出力余量，因此秦山核电一期核电机组有一定的增容潜力。

参考同类机组运行的巴基斯坦恰希玛核电站等国际惯例，结合国际电工委员会标准《汽轮机规范》(IEC 60045-1)及国家标准《核电厂常规岛设计规范》(GB/T 50958—2013)，改造后取TMCR额定工况下的功率作为机组的铭牌功率，并按此作为汽轮机供货商的保证功率考核值。

选择一个合适的TMCR额定工况下的汽轮机进汽参数成为堆机参数匹配的重点，该参数的选择需满足在核岛设备不变化的前提下，将机组的出力和效率尽可能的提高，同时，在对应机组规定的任何工况运行时，反应堆热功率均满足安全分析报告的要求。另外，进汽参数尽可能与供货商已成熟运行的汽轮机模块相匹配，从而能够使汽轮本体的效率达到最优。

通过与核岛设计方及汽机供货商的多次配合和迭代运算，最终确定的TMCR额定工况下汽轮机进汽参数详见表1。

表1 TMCR额定工况下汽轮机进汽参数

2.5 机组背压的优化

本次常规岛设备更新改造，提高机组出力是三大目标之一。而提高机组出力，除了选择合适的汽轮机进汽参数外，对机组冷端参数进行优化也是手段之一，优化冷端参数最直接的方法就是优化机组背压。

而通过寿命分析，本次改造不对凝汽器及冷端循环水系统系统进行改造，因此背压的优化只能利用已有的运行数据进行分析。

秦山一期机组原设计背压为4.9 kPa(a)，凝汽器是20世纪80年代设计的，当时基于技术条件所限，计算相对比较保守，因此凝汽器的面积存在较大的裕量。虽然近几年随着秦山基地核电机组增加造成的温排水影响及气候的变化，循环冷却水温度有所上升，但研究发现秦山一期机组实际运行背压数据基本都低于原设计背压值。最终，根据秦山一期近三年每天昼夜的运行背压数据，采用理论分析的方法，并考虑到延续运行至50年寿命等因素，最终将凝汽器TMCR额定工况下设计背压优化至4.8 kPa(a),从而进一步提高了机组的出力。

2.6 汽机基座结构强度复核

本次增容改造后，机组汽轮发电机组的转子质量增加，将直接引起汽轮发电机基座上的质量分布改变，由此引起汽轮发电机基座振动扰力值的改变，同时会增大基座的动力响应。为确保改造后的汽轮发电机安全稳定运行，需对原秦山一期设计的300 MW汽轮发电机基座进行动力分析和强度验算。

通过建立基座模型进行有限元分析(见图5、图6)，采用现有资料和原设计混凝土及钢筋强度，经模态分析和动力计算，机组增容改造后振动线位移满足规范要求；经强度校核验算，基座框架柱和框架梁强度计算能满足原设计时采用的《工业与民用建筑地基基础设计规范》(TJ 7—74)规范要求。混凝土耐久性需按国标《工业建筑可靠性鉴定标准》(GB 50144—2008)要求进行耐久性检测；按原设计，混凝土保护层厚度满足《混凝土结构设计规范》(GB 50010—2010)规范要求。

图5 汽轮发电机基础有限元模型

图6 汽机基座截面

综上所述，根据计算结果，汽轮发电机基座的动力和强度均能满足原设计时采用的《工业与民用建筑地基基础设计规范》(TJ 7—74)规范的要求，仅部分部位的配筋不满足构造要求，经过研究认为不影响本次改造的功能使用，目前阶段无需对原基座进行结构改造。

2.7 二回路加热器适应性分析

根据堆机匹配后的汽轮机进汽参数和优化后的凝汽器设计背压，主机厂提供了改造后的热平衡图，按照热平衡图相关参数，需对二回路相关加热器进行增容改造后的适应性分析。

通过对二回路加热器的热负荷进行分析表明，增容改造后2号高压加热器、3号高压加热器、1号低压加热器、2号低压加热器、3号低压加热器、除氧器、凝汽器、高压疏水扩容器、汽水分离再热器均能满足机组增容改造后的要求，具备适应改造后的增容能力。但改造后1号高压加热器热负荷超过原设计值10%以上，需要更换传热面积更大的1号高压加热器；若不更换1号高压加热器，给水温度将有所降低，影响蒸汽发生器的参数和汽轮机的热耗率，因此本次增容改造确定更换1号高压加热器。

此外，汽水分离再热器的进汽分配管存在局部腐蚀现象和筒体减薄问题，考虑到MSR成本和本次大修周期等因素，暂时不进行改造。建议采取加强金属监督、在大修中测量管束厚度、根据累计运行时间推算管束减薄速率并预测管束剩余寿命等管理措施，并依据管束的减薄情况、剩余寿命以及管束堵管情况，定期给出安全性分析报告和改进措施；提前依据管束壁厚减薄情况和剩余寿命确定更换时间，从而保证机组的安全运行。

2.8 二回路泵组参数复核

根据改造后的热平衡图和管道布置，对二回路给水泵、凝结水泵和工业水泵的流量和扬程进行了复核，从而确定本次改造是否需要更新相关设备。

秦山一期给水系统配置3台50%容量的电动给水泵，两用一备，给水泵设计流量为1077 t/h。根据秦山一期原热平衡图，在最大连续出力工况下单台给水泵组的流量为1007.5 t/h，根据改造后最新的热平衡图，在额定工况(TMCR)下单台给水泵组的新流量为985 t/h，给水泵组在最大连续出力工况时的原流量大于改造后额定工况(TMCR)时的新流量，表明给水泵组能满足改造后给水系统的流量需求；根据泵的扬程曲线，新流量对应的泵扬程大于原流量对应的扬程，表明原给水泵组能满足改造后给水系统的扬程要求。因此，原给水泵组的选型满足改造后给水系统的技术要求。

秦山一期凝结水系统配置三台50%容量的凝结水泵，两用一备，单台凝结水泵设计流量为750 t/h。根据秦山一期原热平衡图，在最大连续出力工况下单台凝结水泵的原流量为635.95 t/h；根据现场试验数据，单台凝结水泵的最大运行流量为806.69 t/h；按照改造后最新的热平衡图，在额定工况(TMCR)下单台凝结水泵的新流量为629.284 t/h。对比改造前后凝结水泵的流量，凝结水泵的原额定流量和试验测得的水泵最大流量均大于改造后的新额定流量，表明原凝结水泵能满足改造后凝结水系统的流量需求；根据泵的扬程曲线，新额定流量对应的泵扬程大于原额定流量对应的扬程，表明原凝结水泵能满足改造后凝结水系统的扬程要求。因此，原凝结水泵的选型满足改造后凝结水系统的技术要求。

秦山一期工业水系统配置两台100%容量的工业水泵，一用一备。根据《核电厂常规岛设计规范》(GB/T 50958—2013)，工业水泵的容量不应小于机组最大冷却水量的110%。一台机组所需的最大冷却水水量为640 t/h，考虑10%的余量，机组所需的工业水量为 704 t/h，小于原工业水泵的设计流量1080 t/h。因此，原工业水泵的选型满足改造后工业水系统的流量需求。

2.9 主蒸汽系统和抽汽系统管道压降计算

根据主机厂提供的改造后热平衡图，按照原有管道布置情况，计算二回路主蒸汽系统和抽汽系统管道压降是否满足热平衡图的要求，是保证机组出力达到热平衡图要求的一项关键工作。

根据《火力发电厂汽水管道设计规范》(DL/T 5054—2016)和《核电厂常规岛汽水管道设计技术规范》(NB/T 20193—2012)的规定，对于管道终端与始端介质比容不大于1.6或压降不大于初压40%的蒸汽管道压降。可按下列公式计算：

(1)

式中：ξt——管道总的阻力系数，包括沿程阻力系数和局部阻力系数之和；

ω——管内介质流速，(单位为米每秒)(m/s)；

ν——介质的比容，(单位为立方米每千克)(m3/kg)；当Δp≤0.1p时，可取已知的管道始端或终端比容；当0.1p1<Δp≤0.4p1时，应取管道始端和终端比容的平均值。其中管道总阻力系数可按下列公式计算：

(2)

式中：ξt——管道总阻力系数；

λ——管子摩擦系数；

L——管道总展开长度，包括附件长度(m)；

∑ξ1——管道附件的局部阻力系数总和。

根据核岛设计方提供的核岛和常规岛设计分界处蒸汽参数，对TMCR额定工况及部分负荷工况的主蒸汽管道进行了阻力计算。在TMCR工况时，主蒸汽管道的压降最大，总压降为0.2227 MPa,压降比为4.0%。其中包括安全壳内的主蒸汽管道压降为0.0227 MPa(a)和安全壳至汽轮机主汽阀前的主蒸汽管道压降为0.2 MPa(a)。此时主汽阀前主蒸汽的压力约为5.3473 MPa(a)，与热平衡图计算中主蒸汽阀前压力值5.34 MPa(a)基本一致。

根据主机厂提供的改造后热平衡图中各抽汽管道的压力、温度及流量数据，对秦山一期的各级抽汽管道阻力进行了计算。一级抽汽管道的总压降为0.1265 MPa，压降比约为4.79%，小于汽机厂热平衡图中的计算压降值0.1325 MPa，满足汽机厂热力计算对一级抽汽管道压降的要求。二级抽汽管道的总压降为0.0383 MPa，压降比约为2.26%，小于汽机厂热平衡图中的计算压降值0.0849 MPa，满足汽机厂热力计算对二级抽汽管道压降的要求。三级抽汽管道的总压降为0.0128 MPa，压降比约为1.61%，小于汽机厂热平衡图中的计算压降值0.0401 MPa，满足汽机厂热力计算对三级抽汽管道压降的要求。四级抽汽管道的总压降为0.0184 MPa，压降比约为5.28%，小于汽机厂热平衡图中的计算压降值0.0349 MPa，满足汽机厂热力计算对四级抽汽管道压降的要求。五级抽汽管道的总压降为0.0037 MPa，压降比约为2.70%，小于汽机厂热平衡图中的计算压降值0.0045 MPa，满足汽机厂热力计算对五级抽汽管道压降的要求。

2.10 二回路主要汽水管道规格复核

根据改造后热平衡图中各管道的压力、温度及流量数据，需对秦山一期现用主要汽水管道的规格和流速进行核算，从而确保机组运行的安全性。

通过流速计算和规格复核，除旁路阀后管道、一级抽汽管道、一级高加冲洗管道、给水泵再循环管道、1号低加危急疏水管道外，二回路其他汽水管道均未超过《核电厂常规岛汽水管道设计技术规范》(NB/T 20193—2012)所要求的推荐流速上限，管道的材质也在规范要求的范围内。

对于流速超限的旁路阀后管道、一级抽汽管道、一级高加冲洗管道、给水泵再循环管道、1号低加危急疏水管道，考虑改造周期及目前管道情况，建议对相应管道(特别是管线中的阀门、节流孔板、弯头、三通、大小头等结构突变区域)进行金属监督和定期测量壁厚等措施，必要时及时更换减薄部位管段(特别是当壁厚减薄到最小壁厚时，必须及时更换)，从而保证管道安全运行。另外，对于与海水接触的冷却水管道，除了采取上述措施，还建议加强海水腐蚀监督，定期检查涂料和阳极块的完整性，如发现内涂料脱落和阳极块缺失，应及时填补涂料和更换阳极块，从而保证管道安全运行。

3 结论

作为秦山一期运行许可证延续工作的一部分，目前常规岛设备更新项目已实施完毕，项目完成了堆机参数匹配、汽轮发电机组本体设备更新、1号高压加热器的更换、基座结构强度复核算、二回路主要设备的寿命评估和参数复核、主蒸汽和抽汽管道压降复核、二回路主要汽水管道的规格核算等工作。

改造后的机组额定工况下的出力增至350 MW，机组于2018年10月29日通过了350 MW连续168 h试运行，并已完成励磁系统建模、发电机进相、PSS参数正定、机组热力性能等相关试验，试验结果表明，机组在TMCR额定工况下能在350 MW负荷连续稳定运行。改造后的机组达到了常规岛设备更新项目的目标，消除了常规岛关键设备存在的问题、安全隐患和风险，延长了机组运行使用寿命，提升了机组的出力从而提高了机组运行的经济性。