320 MW核电汽轮发电机组优化升级改造二回路适应性分析研究

史进渊，齐 涟，杨 宇，汪 勇，邓志成，山雪峰，徐佳敏

(1. 上海发电设备成套设计研究院有限责任公司，上海 200240；2.中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300)

秦一厂核电机组1991年12月15日并网发电，2004—2006年，开展了秦一厂核电机组一回路关键设备的实际老化状态评估，结果表明秦一厂核电机组一回路的压力容器、蒸汽发生器、安全壳等处于良好状态，运行许可证延续(OLE)阶段该核电机组的关键设备的结构完整性是有保证的[1]。在秦一厂320 MW核电汽轮发电机组的原设计寿期为30年的基础上，OLE项目再延长使用20年，需要对秦一厂320 MW核电汽轮发电机组进行优化升级改造。根据秦一厂320 MW核电汽轮发电机组优化升级改造的技术方案[2]，秦一厂核电机组二回路原设计方案TMCR(供方保证功率)工况与冬季工况的功率为330 MW，对应的主蒸汽流量为2015 t/h；改造方案一TMCR工况与冬季工况的功率为340 MW，对应的主蒸汽流量为1930 t/h；改造方案二TMCR工况与冬季工况的功率为350 MW，对应的主蒸汽流量为1995 t/h。虽然两个改造方案的二回路主蒸汽流量均小于原设计值，但考虑到优化升级改造后汽轮机的通流部分抽汽参数有所变化，二回路辅助系统的部分设备有可能适应不了改造方案的增容要求。开展秦一厂320 MW核电汽轮发电机组二回路的热交换器、汽水系统管道和水泵进行适应性分析研究，是320 MW核电汽轮发电机组优化升级改造技术方案研究的重要工作。

1 二回路热交换器的适应性

1.1 二回路热交换器现状

秦一厂320 MW核电汽轮发电机组二回路热交换器，包括高压加热器、低压加热器、除氧器、凝汽器、高压输水扩容器、汽水分离再热器(MSR)等6类。从1991年12月投产以来，除了在1996年1号高压加热器与2号高压加热器更换为上海电站辅机厂的产品以及3号高压加热器更换为东方锅炉厂的产品之外，总体情况二回路热交换器的各项指标优良，运行稳定。在二回路热交换器中，1号高压加热器堵管率为0.14%，1号凝汽器堵管率为0.86%，2号凝汽器堵管率为0.43%，其他二回路热交换器的堵管率均为零，二回路6类热交换器的堵管率均比较低。采用两个改造方案，二回路6类热交换器的热负荷或流量发生了变化，需要开展增容改造后的适应性分析。

1.2 热交换器适应性分析方法

根据秦一厂320 MW核电汽轮机两个优化升级改造方案的TMCR工况、冬季工况与夏季工况的热平衡图[2]，分析秦一厂320 MW核电汽轮发电机组在不同工况下二回路6类热交换器的热负荷或流量的变化情况，并与原设计方案的TMCR工况、冬季工况与夏季工况的分析结果相比较，可以给出增容改造后二回路热交换器的适应性分析结果。

对于高压加热器、低压加热器和凝汽器，采用热负荷余量来评价改造方案的适应性，高压加热器、低压加热器和凝汽器的热负荷Q与热负荷余量ΔQ的计算公式分别为

Q=Gw(ho-hi)

(1)

(2)

式中：Gw——热交换器水侧流量，kg/s；

ho——热交换器出口水的焓，kJ/kg；

hi——热交换器进口水的焓，kJ/kg；

Q1——原设计方案的热负荷；

Q2——改造方案的热负荷。

热负荷余量ΔQ的物理意义，热负荷余量ΔQ为正值表示换热面积有余量，不用更换；热负荷余量ΔQ为负值表示换热面积不够。工程上，热负荷余量ΔQ为负值且其绝对值超10%时，通常需要更换热交换器[2]。

对于汽水分离再热器，依据汽水分离器入口流量、一级再热器管程流量与二级再热器管程流量等参数的相对变化量来分析改造方案的增容能力，对于除氧器依据凝结水流量、最高工作压力等参数的相对变化量来分析改造方案的适应性，对于高压疏水扩容器依据高压疏水扩容器的输水量的相对变化量来分析改造方案的适应性。热交换器的流量等某一物理量x的相对变化量Δx的计算公式为:

(3)

式中：x——热交换器的流量等某一物理量；

x1——原设计方案的流量等某一物理量；

x2——改造方案的流量等某一物理量。

比较改造方案与原设计方案某一物理量x的相对变化量Δx，可以评估二回路热交换器的适应性。某一物理量x的相对变化量Δx为正值，表示改造方案的同一物理量的数值小于原设计值，二回路热交换器对改造方案有良好的适应性。

1.3 热交换器适应性分析结果

秦一厂320 MW核电机组二回路热力系统的高压加热器、低压加热器和凝汽器的热负荷适应性分析结果列于表1，MSR、除氧器和高压疏水扩容器的流量适应性分析结果列于表2。从表1知，对于改造方案一，1号高压加热器的热负荷超出原设计值10.19%；对于改造方案二，1号高压加热器热负荷超过原设计值13.22%，建议更换传热面积更大的1号高压加热器。从表1和表2可知，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、凝汽器、汽水分离再热器、除氧器、高压疏水扩容器均能满足机组改造方案的增容要求，具备适应两个改造方案的增容能力。

表1 高压加热器、低压加热器和凝汽器的热负荷适应性分析结果

表2 MSR、除氧器和高压疏水扩容器的流量适应性分析结果

2 二回路汽水系统管道的适应性

2.1 管道适应性分析方法

根据秦一厂320 MW核电汽轮机的两个改造方案的热平衡图[2]，进行改造后汽水系统管道的适应性分析。适应性分析的内容，包括两个改造方案的管道流速的变化情况，并与原设计方案管道流速的变化情况相比较。取管道流量最大工况进行流速计算和适应性分析，计算分析的工况包括：主蒸汽系统、旁路系统、给水系统、凝结水系统取夏季工况，抽汽系统的一级抽汽至五级抽汽取夏季工况、六级抽汽与七级抽汽取冬季工况，高加与低加疏水系统的一级加热器与五级加热器疏水取夏季工况、六级加热器与七级加热器疏水取冬季工况，MSR相关系统取TMCR工况。

2.2 管道适应性分析结果

考虑到秦一厂320 MW核电机组改造方案二主蒸汽流量更大，针对改造方案二的二回路主要汽水管道的适应性分析结果列于表3和表4，表3给出设计流速大于推荐流速，原因在于抽汽系统管道、高加与低加疏水系统管道等部分管道的原设计流速就超过了NB/T 20193—2012推荐流速的上限值[3]。表4给出的设计流速小于推荐流速，表明增容改造后给水系统管道和凝结水系统等管道的流速均能满足机组优化升级改造的技术要求，具备两个优化升级改造方案的适应性。若电厂决策在改造或大修中不予以更换，建议加强金属监督，根据实际的金属监督情况和管道壁厚的减薄速率进行安全性评定，并及时更换不安全的二回路汽水管道以及流动加速腐蚀(FAC)的管道。

表3 设计流速小于推荐流速汽水管道

表4 设计流速大于推荐流速汽水管道

3 二回路水泵的适应性

3.1 水泵适应性分析方法

根据秦一厂320 MW核电汽轮机改造方案的热平衡图与优化升级改造措施[2]，分析二回路的给水系统、循环水系统、凝结水系统增容改造后水泵(组)的流量，分析内容包括两个改造方案的给水泵、循环水泵、凝结水泵、凝结水升压泵的流量变化情况。水泵适应性分析的流量取夏季工况的最大流量，并给出改造方案的水泵(组)的适应性分析结果。

对于给水泵，依据给水泵组的设计流量与改造方案的最大流量，来分析改造方案的适应性。对于循环水泵，依据凝汽器的热负荷与循环水泵的配置，来分析改造方案的适应性。

对于凝结水泵和凝结水升压泵，进行流量摸底试验。摸底试验测量的参数，包括水泵进口和出口的压力与温度、水泵的质量流量、水泵电动机的电压与电流，绘制水泵的扬程曲线，并依据摸底试验流量开展凝结水泵和凝结水升压泵的适应性分析[4]。水泵的扬程Hm的计算公式为

(4)

式中：Hm——水泵的扬程，mH2O；

P1，P2——水泵的进口和出口测点的压力，MPa；

ρ——密度，kg/m3；

g——重力加速度，m2/s；

Z1，Z2——水泵的进口和出口标高，m；

u1，u2——水泵的进口和出口测点的流速，m/s。

3.2 给水泵和循环水泵适应性分析结果

秦一厂320 MW核电汽轮发电机组，配置3台50%额定给水量的电动定速给水泵， 2台给水泵组运行，1台给水泵组备用。给水泵组的适应性分析结果列于表5。秦一厂核电机组的单台给水泵组泵的设计流量为1075 t/h，原设计工况下两台给水泵能提供的流量为2150 t/h。根据秦一厂核电机组二回路原设计的热平衡图[2]，给水泵组在最大连续功率工况下的流量为2015 t/h。给水泵组泵的设计流量和原设计TMCR工况的流量，均大于改造方案一的最大流量1930 t/h和改造方案二的最大流量1995 t/h，表明给水泵组能够满足汽轮机两个优化升级改造方案的流量需求。

表5 给水泵组的适应性分析结果

秦一厂320 MW核电汽轮发电机组，配置6台循环水泵，水源为海水，供2台凝汽器和二回路其他设备冷却用水。冬季3台循环水泵运行，3台循环水泵备用；其他季节用正常情况下4台循环水泵运行，2台循环水泵备用。根据凝汽器热负荷的计算结果，两个改造方案凝汽器的热负荷没有超过原设计值，循环水泵组能够满足两个改造方案的流量需求。

3.3 凝结水泵和凝结水升压泵适应性分析结果

秦一厂320 MW核电汽轮发电机组配置3台立式凝结水泵，单台泵流量为748 t/h，扬程为78.5 kPa(80 mH2O)。原设计方案最大连续处理工况凝结水流量为1272 t/h，正常情况下2台凝结水泵运行、1台凝结水泵备用。

秦一厂320 MW核电汽轮发电机组配置3台卧式凝结水升压泵，单台泵流量为748 t/h，扬程为127.5 kPa(130 mH2O)。原设计方案夏季工况凝结水流量为1272 t/h，正常情况下2台凝结水升压泵运行、1台凝结水升压泵备用。

2015年9月完成了秦一厂320 MW核电机组二回路的3号凝结水泵和3号凝结水升压泵进行了性能摸底试验[5]，分别进行了810 t/h工况、780 t/h、720 t/h、640 t/h和630 t/h等5个工况的凝结水泵与凝结水升压泵性能力测试和扬程曲线绘制，由试验得出3号凝结水泵的扬程曲线如图1所示，3号凝结水升压泵的扬程曲线如图2所示。从图1和图2知，凝结水泵和凝结水升压泵的设计流量对应的扬程低于试验摸底值，并有一定余量。秦一厂320 MW核电机组凝结水系统的凝结水泵和凝结水升压泵的改造方案适应性分析结果列于表6，表明凝结水泵和凝结水升压泵能够满足汽轮机两个优化升级改造方案的流量需求。

图1 凝结水泵的扬程曲线

图2 凝结水升压泵的扬程曲线

表6 单台凝结水泵与凝结水升压泵适应性分析结果

4 结论

1)秦一厂核电机组OLE项目二回路热交换器的适应性分析结果表明，2号与3号高压加热器、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汽轮机改造方案的增容要求，具备适应汽轮机两个改造方案的增容能力。考虑到两个改造方案的1号高压加热器的热负荷超过原设计值，建议在改造中更换1号高压加热器，以增加其换热面积与热负荷。

2)二回路汽水系统管道的适应性分析结果表明，给水系统管道和凝结水系统管道均能满足汽轮机增容改造方案的要求，具备适应两个改造方案的增容能力。对于流速超限和流速不超限的二回路汽水管道，推荐的应对措施是加强金属监督，定期测量壁厚，并根据壁厚减薄情况，及时用更换减薄部位管段，以保证汽水管道安全运行。

3)二回路水泵组的适应性分析结果表明，给水泵及电动机、循环水泵及电动机、凝结水泵及电动机、凝结水升压泵及电动机均能满足汽轮机两个增容改造方案的流量需求。凝结水泵和凝结水升压泵的设计流量对应的扬程，均低于试验摸底值并有一定余量。

4)秦一厂320 MW核电机组的运行许可证延续，二回路的热交换器、汽水管道、水泵组的适应性研究结果表明，在两个优化升级改造方案的主蒸汽流量均小于原设计值的前提下，除了1号高压加热器以外，二回路辅助系统的其他主要设备能够适应优化升级两个改造方案的增容能力。