320 MW核电汽轮发电机组优化升级改造技术方案研究

2021-08-25史进渊孔德萍

中国核电 2021年4期

史进渊，孔德萍

(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320 MW核电机组是我国第一台投入商业运行的核电机组，1991年12月15日并网发电，至2015年年底已安全、稳定运行24年。按照国外核电机组的运行经验，当核电机组服役临近原设计寿命时，通常实施运行许可证延续(OLE)。截至2016年3月，美国核管理委员会已经批准了83台核电机组的运行许可证延续[1]。秦一厂320 MW核电机组的原设计寿期为30年，汽轮发电机组经过技术改造通常可延长使用20年。根据国外核电汽轮发电机组运行许可证延续经验，需要提前5年(即在2016年运行25年)确定秦一厂320 MW核电汽轮发电机组优化升级改造的技术方案。考虑到国内缺少核电汽轮发电机组的整体优化升级改造的技术积累和业绩，从2015年起，有关单位合作开展320 MW核电OLE项目的汽轮发电机组优化升级改造技术方案的研究工作。

1 汽轮机与发电机的服役现状分析

1.1 增容与延寿的可能性

秦一厂核电汽轮发电机组原设计铭牌功率为310 MW，供方保证功率(也称最大连续功率TMCR)为330 MW。2007年发电机定子线圈改造后，铭牌功率改为320 MW。秦一厂一回路的安全分析都是建立在反应堆热功率1035 MWt基础上的，电厂试验结果表明，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1025 MWt[2]，秦一厂核岛设备还有一定的功率余量。秦一厂320 MW核电汽轮发电机组的原设计方案，二回路的设计是以汽轮机保证功率达到了330 MW以及阀门全开工况进入汽轮机的蒸汽量为2015 t/h(冷却水温18 ℃)为依据。试验结果表明，汽轮发电机组的功率达到330 MW时，汽轮机的进汽量为1866.46 t/h，小于原设计方案的2015 t/h[2]，二回路也有一定的功率余量。基于以上原因，秦一厂320 MW核电汽轮发电机组具有一定的增容潜力。

随着运行时间增长并超过原设计寿期30年，饱和蒸汽核电汽轮机关键部件累积寿命损伤增大，呈故障集中出现趋势，非计划停运率快速上升。发电机存在绝缘事故频发、发电机线圈绝缘损坏等安全风险。秦一厂核电汽轮发电机组原设计寿期为30年，再延续运行20年风险较大，没有足够的依据。为此，秦一厂320 MW机组的运行许可证延续，有必要对秦一厂320 MW汽轮机和发电机等关键部件进行优化升级改造，使汽轮发电机组的使用寿期再延长20年。

1.2 汽轮机存在的问题

在秦一厂320 MW核电汽轮机的46级叶片(高压缸9×2，低压缸7×2×2)中，高压缸18级叶片(9×2)全部叶片为反动式直叶片，低压缸第1级至第4级叶片共有16级叶片(4×2×2=16)为反动式等截面叶片，低压缸第5级至第7级还有12级(3×2×2)采用早期技术设计的扭叶片，末级叶片高度为869 mm，这些早期设计的汽轮机叶片的级效率比较低。

汽轮机2号轴瓦和3号轴瓦夏季金属温度或回油温度比较高，尤其是夏天海水温度较高的期间，两台冷油器的冷却水流量开到最大，2号轴瓦回油温度短时达到78.1 ℃(汽轮机产品说明书上报警值设置是77 ℃，停机值是82 ℃)，除极限状态天气外，其余时间回油温度均在正常范围内。在夏季高温天气，海水温度达到35 ℃时，冷油器出口温度达到45 ℃，高于设计值38～42 ℃(40±2 ℃)，控制室显示的汽轮机2号轴瓦回油温度为78 ℃，现场表计为80 ℃，超过77 ℃报警值，接近82 ℃停机值。

主汽调节阀高负荷段存在调节特性不佳问题。主汽调节阀为柱塞式单座阀，共有4个，阀径342 mm(13.438 in)，采用节流配汽，4台阀门同步开启，均由单独油动机控制。4个调节阀油动机的最大物理开度分别为：265 mm、266 mm、268 mm、269 mm。汽轮机功率达到300 MW时，调节阀开度在37%左右，可实现快速动态响应。功率提升至320 MW后，由于进汽量变化，调节阀开度控制在41%左右，一般不超过45%。2014年夏季调节阀开度达到最大值51%，从流量特性曲线来看，不利于汽轮机DEH的控制，影响汽轮机调节阀快速动态响应。

1.3 发电机存在的问题

秦一厂320 MW汽轮发电机，是上海发电机厂生产的第一代双水内冷发电机。秦一厂发电机原设计铭牌功率为310 MW，原设计最大功率为330 MW。秦一厂320 MW汽轮发电机定子额定电压18 kV，低于恰西玛同类核电汽轮发电机额定电压20 kV。由于定子额定电压18 kV偏低，增容后定子线圈电流增大，改造增容的技术难度较大。

发电机和励磁机的风温都超过原设计的40 ℃报警值，后来制造厂修改了报警值，改为45 ℃。再次增容后，又面临风温都超过45 ℃的风险。机座端部表面温度升高，某些地方超过100 ℃，机座端部外表面油漆变色，原因有可能是2007年发电机增容后，局部漏磁增大所致。

1.4 优化升级改造的目标

1)通过汽轮机与发电机的技术改造，秦一厂320 MW核电汽轮发电机组在设计寿命30年的基础上运行许可证再延续20年，累计安全经济运行50年。

2)汽轮机与发电机的技术改造完成后，秦一厂320 MW汽轮发电机组的功率增加至改造方案一340 MW，或改造方案二350 MW。

3)通过优化升级的技术改造，提高秦一厂汽轮机与发电机的安全可靠性，解决汽轮机与发电机存在问题的安全隐患，消除影响机组安全运行的主要风险。

4)汽轮机与发电机的改造部件(不包括易损件与消耗品)的设计使用寿命不少于30年，改造后汽轮机与发电机大修周期不少于6年，质保期内不得出现由于改造原因而导致汽轮机与发电机的强迫停运，汽轮机与发电机除碳刷消耗品外所有经过改造易损件的使用寿命不少于一个大修周期。

2 汽轮机优化升级改造采用新技术

2.1 汽轮机改造方案的热力参数

汽轮机改造方案一，通过对汽轮机高压缸与低压缸的通流部分进行优化升级改造，提高汽轮机的功率，功率由320 MW提升至340 MW/330 MW，即供方保证功率TMCR与冬季工况的功率超过340 MW，夏季工况功率达到330 MW。

汽轮机改造方案二，通过对高压缸与低压缸的通流部分进行优化升级改造，提高汽轮机的功率，功率由320 MW提升至350 MW/340 MW，即供方保证功率TMCR与冬季工况的功率超过350 MW，夏季工况功率达到340 MW。

汽轮机原设计方案热力计算结果列于表1，汽轮机的两个优化升级改造方案的热力计算结果列于表2和表3。在表1～表3中，反应堆热功率Wth估算公式为

表1 汽轮机原设计方案热力计算结果

表2 汽轮机改造方案一的热力计算结果

表3 汽轮机改造方案二的热力计算结果

(1)

式中：G0——主蒸汽流量，t/h；

h0——主蒸汽焓，kJ/kg；

hf——给水焓(kJ/kg)。

2.2 汽轮机优化改造的新技术

通过采用先进的整体通流优化设计技术、高效弯扭叶片设计技术、三维弯扭马刀型动叶片与静叶片、末级905 mm长叶片、低压缸进汽口与排汽缸等汽轮机通流部分优化设计技术，以显著提高汽轮机的效率为主要技术手段来增大汽轮机的功率。采用整体围带叶片、新型整体高压内缸、新型斜撑板低压内缸等成熟结构，简化汽缸内部组件结构，明显改善机组密封性，以提高汽轮机的安全性，有利于加工、安装与检修的质量保障，也有利于电厂现场装配与检修，有效缩短了现场的安装、调试与检修时间。

保留原有汽轮机外缸，两个改造方案的相同部分包括：汽轮机优化升级改造的部件包括高压转子、高压静叶片与动叶片、高压内缸、低压转子、低压静叶片与动叶片、低压内缸、低压轴承、DEH系统等。汽轮机改造方案二和改造方案一的主要区别是，改造方案二还更换了主汽调节阀、外缸轴封、高低压转子联轴器螺栓、低压转子的联轴器等部件。

2.3 汽轮机问题的消缺措施

针对秦一厂核电汽轮机320 MW负荷附近高压调节阀调节特性不佳问题，通流改造后高压调节阀进汽量增加后调节阀特性会进一步恶化的问题，高压调节阀的改造方案一是替换阀芯部分，以改善高压调节阀密封性；高压调节阀的改造方案二是更换两个高压主汽调节阀。结合汽轮机DEH控制系统的改造，给出综合的解决方案。

针对到夏季高温天气发生的汽轮机2号轴瓦回油温度超过报警值的问题，推荐采用32号润滑油、采板式换热器、提升工业水泵功率(流量)等三条消缺措施。考虑到2016年与2017年夏季的高温，2号轴瓦回油还有可能超过报警值，不能等到2018年改造中再解决这些问题，建议在下一次大修中安排相关项目，实施改进措施，以保证汽轮机的安全运行。

3 发电机优化升级改造采用新技术

3.1 发电机改造方案基本参数

发电机改造方案一，通过更换转子线圈、护环、励磁系统、空气冷却器、水系统以及监测系统等易损件，定子线圈导线截面不变，转子线圈导线截面放大，转子线圈绝缘减薄，提高发电机功率，适当提高功率因数，发电机具备增容到340 MW的能力。

发电机改造方案二，在改造方案一的基础上，再更换定子线圈，定子与转子线圈导线截面均放大，定子与转子线圈绝缘均减薄，提高发电机功率，发电机增容到350 MW。更换定子线圈后，秦一厂核电汽轮发电机改造后功率可以达到350 MW。

发电机原方案基本参数列于表4，发电机两个优化升级改造方案的基本参数列于表5。

表4 发电机原设计方案基本参数

表5 发电机两个优化升级改造方案基本参数

3.2 发电机优化改造的新技术

秦一厂320 MW双水内冷汽轮发电机属于第一代大型汽轮发电机，1000 MW火电与核电汽轮发电机技术属于第三代汽轮发电机。改造方案二定子线圈的绝缘设计，采用成熟的18 kV汽轮发电机定子绝缘三代新技术，线圈绝缘工作场强由原来的2.0 kV/mm提高到2.5 kV/mm；开发新型线圈内屏蔽结构和防晕结构，提高定子线圈绝缘及电气性能。通过对发电机端部固定绝缘方式的研究, 开发发电机定子整机防晕结构。采用低、中、中高、高阻带相结构的高电压防晕结构，以降低温升。更换上下层定子线圈，采用第三代发电机技术，调整定子线圈空、实心导线尺寸，定子线圈导线截面积增加约9.3%。应用1000 MW核电汽轮发电机技术，定子线棒上下层连接采用球型接头技术，并采用绝缘盒灌胶固化代替手包云母带绝缘结构，绝缘可靠性更好，免去了端部电位外移法测量绝缘表面电位。应用1000 MW火电汽轮发电机技术，定子线圈端部采用了整体灌胶固定结构，减小端部线圈受到应力，提高端部线圈防晕能力以及端部线圈整体性和阻尼系数，并可以防止异物进入、提高端部防水、防灰能力。

更换发电机转子线圈及其绝缘件、垫块，转子线圈导线截面积增加约5.84%。更换汽侧、励侧护环及护环绝缘，护环材料由原来的18Mn5Cr4WN改为强度更好的1Mn18Cr18N。更换转子主引线、引水拐角、绝缘引水管、密封件等。取消发电机转子励端联轴器，更改轴头。发电机转子励侧新配一套进水管，利用原有刷架底架，新制作一套进水支座，更换新设计的安全型刷架、底架和外罩。

秦一厂320 MW核电汽轮发电机原设计方案，采用三机励磁系统，改造方案一和改造方案二均采用静态励磁系统。通过发电机的励磁系统由三机励磁改为静态励磁，具有轴系缩短、效率提高、运行可靠性提高、励磁系统响应速度提高等优点。增加励磁变压器，若增容至340 MW，励磁变压器容量为3000 kVA，变比18 kV/0.95 kV(考虑8%裕度)；若增容至350 MW，励磁变压器容量为3150 kVA，变比18 kV/0.97 kV(考虑8%裕度)。

采用EPC增容改造服务模式，对秦一厂320 MW汽轮发电机及励磁系统进行技术升级和优化改造。制造商承包所有与发电机相关设备的性能诊断、工程设计、现场改造施工、试验等工作，并提供个性化定制的一条龙服务。

3.3 发电机机问题的消缺措施

通过空冷器改造，满足增容后发电机冷却的需要。用穿片式空气冷却器替代原有的绕簧式冷却器，在空冷器小室位置不变的前提下，提高换热器的换热效率及换热功率，消除夏季发电机风温超过原设计40 ℃报警值以及汽侧和励侧存冷风约有8 ℃的温差等缺陷。

针对现有发电机机座结构，两个改造方案采用了防漏磁设计，预防机座端部温度随增容进一步升高。改造方案二对发电机定子线圈结构进行了重新设计优化，定子端部结构采用1000 MW火电及1000 MW核电汽轮发电机的先进成熟技术，改进定子线圈端部冷却风路设计，以消除发电机机座两端表面温度过高缺陷，降低发电机座端部表面温度。

4 经济效益与社会效益分析

秦一厂320 MW核电汽轮发电机组的优化升级改造之前的机组功率为320 MW，优化升级改造的经济效益与社会效益分析取改造后的平均功率，即改造方案一的平均功率为335 MW，改造方案二的平均功率为345 MW。根据电力可靠性管理中心的统计数据[4]，秦一厂320 MW核电汽轮发电机组的利用小时，取2004年至2013年10年的平均利用小时数TUTH为7744.455 h。秦一厂320 MW核电机组优化升级改造后，每年新增发电量计算公式为

ΔGAG=(NOLE-N0)TUTH

(2)

式中：ΔGAG——发电机组每年新增发电量；

NOLE——发电机组优化升级改造后的功率；

N0——发电机组优化升级改造前的功率；

TUTH——年利用小时数。

分析经济效益时，上网电价近似取浙江省火电机组上网电价范围的下限值0.3853元/kW·h(0.3853～0.4226元/kW·h)[5]。为了简化分析，假定改造前后的厂用电量、核能成本等运营成本与各种税率的变化忽略不计。分析社会效益时，供电煤耗取2019年全国火电机组平均值307 g/kW·h[6]，按晋北烟煤计算,燃用1 t标准煤产生2.804 2 t CO2、0.016 45 t SO2和0.003 729 t NOx[7]。秦一厂320 MW核电汽轮发电机组的优化升级改造方案的经济效益与社会效益的分析结果列于表6。由表6知，两个改造方案的经济效益良好，节能减排社会效益显著，可以为浙江省“技术减煤”做出积极贡献。综合考虑经济与社会效益，改造方案二比改造方案一更优。