秦一厂320 MW核电汽轮机增容改造热力性能试验分析

齐 涟，周昭伟

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

2018年，为了配合秦一厂320 MW核电机组运行许可证延续(OLE)专项工作的开展，实现电厂在达到其原设计寿命30年后，可再安全可靠地延续运行20年，同时为进一步提升机组效率和发电能力，对常规岛主机和部分主要辅机实施了全面的综合升级改造。由于本次改造实施为国内首例，在可行性研究、工程设计、施工调试、试验验证等环节，国内均无可供借鉴的成功经验。本改造工程机组于2018年7月26日首次并网，并于2018年10月29日顺利通过满功率168 h连续运行。

本文基于ASME PTC6-2004美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》和GB/T 8117.3—2014《汽轮机热力性能验收试验规程 第3部分：方法C 改造汽轮机的热力性能验证试验》的要求和方法，对增容改造后汽轮机组热力性能试验的过程和结果进行了分析，以验证改造后汽轮机在各设计工况下的出力和汽轮机热耗率等指标是否达到改造的保证值，同时评估了机组改造前后节能降耗指标情况。通过本文深入的分析，为后续增容改造后核电机组汽轮机的热力性能验证提供参考。

1 机组改造前后技术特点

秦一厂320 MW核电机组原汽轮机是20世纪80年代由上海汽轮机厂通过引进美国西屋公司技术设计制造的全转速单轴饱和蒸汽中间再热三缸四排汽凝汽式汽轮机，型号：HN310-54.5型。主汽阀前蒸汽额定参数5.345 MPa/268.2 ℃/99.5%干度，机组额定工况热耗10 760 kJ/kW·h，发电热效率33.46%，铭牌功率310 MW[1]。2010年实施机组功率提升后，铭牌功率修改为320 MW。

本次增容改造后，主要性能指标如下：

(1)主要设计参数[2]

型号：HN350-5.34型；

型式：单轴、三缸四排汽、中间汽水分离再热、凝汽式汽轮机；

TMCR工况功率：350 MW；

TMCR工况主蒸汽参数：5.34 MPa(a)/268.1 ℃/99.5%；

TMCR工况主蒸汽流量：1955 t/h；

额定/夏季背压：4.8 kPa(a)/8.8 kPa(a)；

回热级数：3高+3低+1除氧；

额定转速：3000 r/min；

给水泵驱动方式：电动；

TMCR工况给水温度：220.4 ℃。

(2)保证值[2]

TMCR工况保证出力：350 MW；

夏季连续运行工况保证出力：332.5 MW；

TMCR工况保证热耗：10 350 kJ/kW·h；

机组发电热效率：34.78 %。

2 热力性能试验方案介绍

2.1 试验目的

改造现役电厂汽轮机不仅需要关注绝对保证指标，还需关注相对保证指标，即不同于新建电厂的汽轮机热力性能绝对保证指标验收试验。因此，相关国家标准对于改造汽轮机机组试验定义为验证试验，它涵盖设备改造前和改造后等各种试验。本次试验目的是对改造后机组功率、汽轮机热耗率和发电热效率等指标的验证。

2.2 改造性能保证值的选择

汽轮机改造项目的难点之一是性能保证值的选择，这是因为改造项目本身存在多种不同的方案组合，如进汽阀门更换、部分叶片或隔板、转子、整体模块的更换等。另外，就汽轮机的改造效果而言，制造商通常关注于改造部件的性能保证，愿意采用反映改造前后变化的相对性能改进保证值，而用户方则更加倾向于选择反映改造后整机性能的绝对性能保证值。可见，汽轮机改造性能考核保证值的选择取决于改造的具体情况和合同各方的协商。但无论如何，恰当的保证值的选择是由其能否准确验证实际性能或性能变化的能力来决定的。

核电汽轮机是典型的湿蒸汽汽轮机，其缸效率的测量受到蒸汽湿度的影响，无法直接进行准确的测量。因此，改造后替换部件的效率采用整机性能来间接确定更加合适。

根据本次增容改造确定的方案，汽轮机高、低压模块的改造采用了整体通流的技术升级和更新，因此，决定选用反映整机性能的功率、汽轮机热耗率和发电热效率等指标作为绝对保证值。

2.3 试验工况

试验工况、条件及时间如表1所示[3]。

表1 试验工况

2.4 试验标准及基准

(1)试验标准

《汽轮机性能试验规程》(ASME PTC6—2004)；

《汽轮机热力性能验收试验规程 第3部分：方法C 改造汽轮机的热力性能验证试验》(GB/T 8117.3—2014)；

《流量测量》(ASME PTC19.5—2004)；

《用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量 第4部分：文丘里管》(ISO 5167—4:2003)；

水和水蒸汽性质表：国际公式化委员会《工业用水和水蒸汽参数》(IFC公式1967)。

(2)试验基准

负荷与阀位基准。

2.5 试验仪表及测量方法

为了保证试验精度，重要测点采用了双或多重测点，相关测量仪表和测量要求满足ASME PTC6规范要求，其中：1)发电机出线端电功率采用0.1级精度的数字式三相多功能表测量；2)主给水流量采用经校验合格的2套法国进口文丘里管测量装置进行测量，每套流量测量装置有2组取压口，取压用差压变送器精度等级为 0.05 级；3)SG出口蒸汽湿度由电厂严格依据相关试验标准多次测量所得。

2.6 试验主要步骤

1)依据隔离清单的要求进行机组热力系统隔离，并将凝汽器和除氧器水位补至较高位，保证试验期间不向系统内补水，同时检查试验专用数据采集系统和机组各热力系统投入是否正常。

2)机组按DEH自动运行方式投入运行，主要运行参数调整至试验工况要求范围内，并保持稳定运行。试验期间注意保持反应堆冷却剂及其辅助工艺系统稳定运行，同时监视机组真空变化，维持除氧器水箱、凝汽器、MSR水位无大的波动。

3)试验期间禁止一切无关操作，如有涉及安全等问题停止试验，并依据运规执行操作。

4)机组稳定后，开始试验，单个出力试验持续1 h，单个汽轮机热耗率试验持续2 h。每个试验工况结束后，应确认试验期间机组状态是否满足要求，试验数据是否正常采集或记录无误后，该试验工况正式结束。全部试验结束后，依据相关要求进行系统恢复。

2.7 试验主要结果计算

发电机功率由试验专用仪表测量所得，给水流量依据测量差压信号并结合相关标准计算得到，其余主要计算过程如下：

(1)蒸发器出口流量计算：

Gms=Gfw-GSG-blowdown

(1)

式中：Gms——蒸发器出口流量,t/h；

GSG-blowdown——蒸发器排污流量,t/h；

Gfw——测量给水流量，t/h。

(2)蒸发器出口焓值计算：

hs=yshs′+(1-ys)hs″

(2)

式中：ys——蒸发器出口蒸汽湿度；

hs，hs′，hs″——蒸发器出口的蒸汽焓值、饱和水焓值和饱和蒸汽焓值, kJ/kg。

(3)主汽阀前蒸汽干度计算：

(3)

式中：Xms——主汽阀前蒸汽干度；

h1，h1″，h1′——主汽阀前的蒸汽焓值、饱和蒸汽焓值和饱和水焓值，kJ/kg。

(4)(反应堆)热容量计算：

QNSSS=(Gms×h1-Gfw×hfw)/3600

(4)

式中：QNSSS——反应堆热功率, MWt；

hfw——主给水焓值，根据实测给水压力与给水温度求得, kJ/kg。

(5)汽轮机试验热耗率计算：

(5)

式中：HRtest——试验状态下汽轮机热耗率，kJ/(kW·h)；

Ptest——发电机净电功率。

2.8 试验结果修正

机组热力性能试验所要验证的各项保证值代表了汽轮机的性能水平。由于各工况主要边界条件对保证值具有决定性的影响，因此试验时的运行工况应尽可能接近规定的保证工况。如果存在任何试验运行工况偏离保证工况，则试验结果在与保证值进行比较之前需要进行修正。

本试验中，由于试验运行条件与规定的保证工况条件存在差异，因此需要对试验状态下发电机出线端电功率与汽轮机热耗率进行修正计算，修正计算采用制造厂提供的修正曲线进行。修正项目主要包括：1)主蒸汽压力；2)主蒸汽干度；3)(反应堆)热容量；4)给水温度；5)MSR出口温度；6)MSR压降；7)背压。

(1)修正后发电机出线端电功率计算:

Pcorr=Ptest/(1+CPf1+CPf2+CPf3+CPf4+CPf5+CPf6+CPf7)

(6)

式中：Pcorr——修正后发电机出线端电功率，kW；

CPf1,CPf2,CPf3,CPf4,CPf5,CPf6,CPf7——主蒸汽压力、主蒸汽干度、(反应堆)热容量、给水温度、MSR出口温度、MSR压降、背压对发电机出线端电功率修正系数。

(2)修正后汽轮机热耗率计算：

HRcorr=HRtest/(1+CHRf1+CHRf2+CHRf3+CHRf4+CHRf5+CHRf6+CHRf7)

(7)

式中：HRcor——修正后汽轮机热耗率，kJ/(kW·h);

CHRf1，CHRf2，CHRf3，CHRf4，CHRf5，CHRf6，CRHf7——主蒸汽压力、主蒸汽干度、(反应堆)热容量、给水温度、MSR出口温度、MSR压降、背压对汽轮机热耗率修正系数。

3 试验结果及分析

机组出力、汽轮机热耗率、发电热效率试验结果列于表2[3-5]。

表2 试验结果对照表

试验严格按照ASME PTC6—2004和GB/T 8117.3—2014规范要求进行。仅以严格控制不明泄漏量为例，现场针对性实施了全面的查漏消缺工作，以使系统泄漏的影响降至尽可能的低。正式试验时，实际的不明泄漏量约为0.095%，达到ASME规范规定的0.1%的要求。

从试验结果可以看出：

1) TMCR-1工况与TMCR-2工况试验值修正至设计条件下的汽轮机热耗率重复性约为0.09%，满足ASME PTC6-2004规范中0.25%的要求。

2)各试验工况下，机组的出力均优于保证值或设计值。其中，TMCR-1工况与TMCR-2工况下，发电机出线端电功率的平均值达到356.978 MW，与改造前相比，机组出力提升8.8%，发电热效率提高约1.6%，增容提效效果显著。

3)TMCR-1工况与TMCR-2工况下，机组热耗率的平均值为10 038.6 kJ/(kW·h)，明显优于设计保证值，较改造前10 501.8 kJ/(kW·h)的热耗率，降低了4.4%，节能降耗效果明显。

4 结论

本文针对秦一厂320 MW机组汽轮机增容改造后热力性能试验的过程和结果进行了分析，得到如下结论：

1)作为国内首台实施增容提效改造的核电机组，实施改造后，机组出力、汽轮机热耗率、发电热效率等指标全面优于设计值或保证值，实现了改造的预期目标。较改造前，机组运行的经济性得到了有效提升；

2)试验结果本身真实反映了机组性能内在联系的规律性，这主要体现在汽轮机热耗优于设计值或保证值的同时，高压缸效率测试结果也优于设计值，两者在实测结果方向的一致性上符合汽轮机热力性能的内在规律。一方面表明试验方法本身的合理性和试验结果的真实、可靠性，同时也表明汽轮机热耗率的改善主要是建立在通流部分效率提升的基础上，印证了改造项目可行性研究阶段制定的兼顾潜力挖掘和效率提升技术路线的合理性和有效性，对于后续核电机组的增容改造具有重要的示范和借鉴意义；

3)本次改造对于方案可行性研究、工程设计、产品制造、安装、调试、运行和试验等各个环节的质量进行了严格把控，通过对改造后的实际主汽流量、主/再热温度和发电热效率等参数进行分析，表明：核电厂一、二回路堆机参数的匹配更趋合理，机组的运行更加经济；

4)热力性能试验对于改造机组的性能验证至关重要，为了确保验证工作的顺利实施，建议试验各方应就保证值边界条件、试验方案中测点布置和系统隔离等问题开展预先规划，达成协议，这点对于核电厂汽轮机尤其重要；

5)考虑到系统隔离对于汽轮机热力性能试验结果的准确度和机组运行安全性影响较大，电厂应在试验前开展全面的系统查漏消缺工作。另外，为了保证汽轮机性能劣化对于机组的性能影响降低到最低程度，改造后热力性能试验应在机组首次带负荷后8周内进行；

本文介绍的热力性能试验方法适用于核电厂汽轮机整体通流改造后的验证。但在更广范围的适用性上，仍需结合具体的改造方案和实施范围，作出细节上的调整，使得验证试验结果更加真实体现机组实际改造情况。