国产化技术在秦一厂320 MW核电汽轮机增容改造中的应用

刘贤圣，齐 涟，贺小忠，叶兴柱

(1.上海电气电站设备有限公司上海汽轮机厂，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核电机组是中国大陆第一座自行设计建造、自主运营管理的核电厂。到2021年年底，电厂将达到其30年的原设计使用寿期。自2011年以来，电厂参照国外大多数核电厂的运营管理经验，适时启动了电厂运行许可证延续20年的专项研究工作。针对电厂配套的常规岛热力系统及发电相关设备中不满足延续运行安全要求的关键设备和部件，提出并制定了实施技术升级和改造的方案，以消除机组运行的安全隐患和性能短板，从而实现电厂延续运行的总体目标。同时，进一步挖掘潜力，提高机组发电能力。

本文基于机组增容改造可行性研究的成果，重点介绍了运用国产化技术实施汽轮机增容改造的方案。通过对国内核电机组首次全通流改造升级的实践和总结，为后续国内其他核电机组的增容改造实施提供借鉴和参考。

1 改造范围确定

原机型为全转速、单轴、三缸四排汽、凝汽式核电汽轮机，由一个双流高压缸、二个双流低压缸组成，如图1所示。低压末级叶片高度为869 mm。原设计通流部分共有46级，其中：34级叶片(高压缸9×2，低压缸4×2×2)为等截面直叶片，12级叶片(低压缸末三级3×2×2)为早期设计的扭叶片，与同类型机组的先进水平相比有明显差距。

图1 原汽轮机组纵剖视图

1.1 整体通流升级改造所涉范围

整体通流改造过程中配合通流改造直接涉及更换：高、低压部分的转子、静叶持环、静叶隔板、内缸和径向及隔板汽封。

同时，需要对进、排汽导流部分进行改造，涉及更换或加工改造：高压进汽导流环、高压前/后汽封、低压排汽导流环和低压外缸(加工改造)。

1.2 其余部件的老化管理

对于不涉及通流改造的外部部件，需要根据部件的老化情况以及其他额外具体要求进行更换或改造，其中包括：高压中分面螺栓及定位件、联轴器螺栓及中间轴、主汽阀及调阀组件、端部汽封、盘车装置、热电偶等。

1.3 原问题处理及改造后可能的新问题预防

机组多年运行后，发现低压轴承油温在夏季运行时会出现报警情况。同时，通流改造后，低压转子重量会有所上升，如采用原轴承及冷油系统，会使轴承油温进一步上升，因此需要对轴承及冷油系统进行改造。

个别类似的主调阀在运行过程中出现了阀盖侧面悬挂的油动机振动过大的情况，如此会加速对油动机内的密封件及位移测量元件的磨损，需要在改造过程中优化。

2 新技术的应用

2.1 高压缸改造技术

由于设计技术的时代局限性，原来的高压缸通流采用2×9级直叶片设计，同时，通流间隙设置得较大，因此汽缸效率较低。

如图2所示，改造前，高压前4级隔板装于高压1号持环上，高压1号持环悬挂支承于高压内缸上。其余2+3级隔板分为2个级组，分别装于2号、3号持环上。汽缸内部零件数量多，拆装维护不易。同时，1号持环与内缸之间设置有密封面，存在漏汽风险。

图2 改造前高压外缸纵剖图

对高压通流采用先进整体通流设计技术重新设计：

1)选用全三维弯扭马刀型动、静叶片，有效减少了二次流损失；

2)叶片采用变反动度的设计原则，以最佳的气流特性决定各级的反动度和级负荷，自动生成叶片几何尺寸，使整体处在最佳的气动状态，提高整个缸的通流效率；

3)叶片全部采用T型叶根，与枞树型叶根相比，彻底消除了叶根轴向漏汽损失；

4)叶片采用整体围带设计，单片铣制、整体围带全切削加工，加工精度高，强度好，动应力低；

5)叶片顶部对应位置均有镶片式迷宫汽封，能有效降低叶顶轴向漏汽损失。

对高压内缸及1号持环采用整体化设计，见图3，取消原持环与内缸的连接，消除配合面漏汽风险；同时，零部件数量的减少，可以简化安装过程，减少现场拆装工作量。

图3 改造后高压外缸纵剖图

2.2 低压缸改造技术

原来的低压缸通流采用2×7级，如图4所示，其中前4级为直叶片设计，末3级为简单的三维弯扭叶片，末级动叶长度为869 mm，通流能力及效率有限。原低压内缸为双层内缸结构，水平中分面连接螺栓众多，如图5所示，检修时拆装不易。

图4 改造前低压缸纵剖视图

图5 改造前低压缸俯视图

对于低压通流，仍采用2×7级通流设计，但除末3级外其余叶片均采用全三维马刀型叶片，减少二次流损失；末级动叶采用905 mm[1]长度成熟新型叶片，并对型线进行优化，根据各级叶片处蒸汽速比设计变反动度叶片，使各级效率最高。末3级叶片整体采用全三元流场CFD技术计算，调整叶片的进、出汽角度或内、背弧线型，优化叶型，提高气动效率。

如图6所示，对于低压内缸，取消双层内缸结构，设计新型斜撑径向隔板单层内缸结构。倾斜的进汽口侧板和斜撑的径向隔板及低压持环的斜进汽导流面构成3段渐缩型进汽流道，使进汽更加平稳顺畅，减小进汽压损；进、抽汽腔室的径向撑板均为斜置的，与外覆板及内板形成多个平行四边形。在受热变形时，斜置隔板结构利用金属的热膨胀，能使上下半缸的中分面牢牢地贴合在一起，产生自密封效果。

图6 改造后高压外缸纵剖图

同时，简洁的腔室设计，降低了结构的复杂性，有利于制造和检查。其自密封性赋予了减少内缸中分面螺栓数量的可能性，如图7所示，能够减少拆装的工作量，便于设备的维护。

图7 改造后低压外缸俯视图

2.3 阀门改造技术

原主调阀油动机位于主调阀侧面，悬挂安装于阀盖侧伸出的挂板上，如图8所示，油动机活塞杆通过杠杆原理，推动与杠杆中点连接的阀轴运动。如此虽可减小对所需油动机力的要求，但增大了对活塞杆行程的要求；同时由于油动机悬挂安装，当阀门稍有振动时，油动机处的振动将被放大，增加了安全运行风险。

图8 改造前主调阀油动机

对主调阀油动机连接方式进行了优化，如图9所示。油动机装于弹簧箱顶部、应用法兰及螺栓将活塞杆与阀杆直接连接，以取消杠杆式连接方式，大幅简化结构及系统，提高控制的灵活性及响应速度，优化设备维护。

图9 改造后主调阀油动机

2.4 轴系改造

由于机组外缸及轴承座部分不做更换，机组轴承跨距不变，机组轴承大小尺寸受限。随着机组通流改造，轴系重量略有变化。其中，高压转子重量减少近1.4 t，而单根低压转子增加约5.3 t。若轴承不做更改，则4号、5号、6号轴承会接近乃至超过轴承许用比压，夏季运行时轴承环境将更加恶化。

在改造项目中，可在不增大轴径直径及不影响轴承座的其他部件结构及布置的前提下，通过提高轴承的有效宽度，解决轴承承载要求增大及与轴承座匹配的问题。

2.5 汽封改造

汽封齿尖磨损，致使汽封间隙增大，造成通过端部轴封、隔板汽封、叶顶汽封的蒸汽泄漏量增大。有关专家通过研究发现，通常汽封损失增大值是汽轮机总损失的80%，可见，汽封磨损是导致汽轮机运行中效率下降的一个主要原因。为了保证汽轮机在较高的效率下运行，机组端部轴封及低压部分叶顶汽封采用新型的蜂窝汽封，如图10、图11所示。如此不仅保留了疏齿密封节流降压的特点，还可以充分发挥蜂窝带多级密封和宽面密封的结构特性，提高密封性能，加强汽轮机轴端的阻漏效果。试验表明，在相同汽封间隙和压差的条件下，蜂窝式汽封比疏齿汽封具有较小的泄漏量。[3]

图10 端部轴封

图11 低压次末级动叶汽封

2.6 油系统改造

在不改变原冷油器布置空间的条件下，经过对各种型式的换热器进行比较，并结合在其他项目上的应用经验，确定选用换热效果更好，结构紧凑的板式冷油器方案。在同样及更大的热负荷下，其传热系数较原供管壳式冷油器上升约一半，需要的换热面积下降20%，满足换热性能及布置空间的要求。该方案实施后，机组在满负荷下各轴承回油温度均在允许的范围内，运行情况良好。

3 改造效果

改造后，机组在TMCR工况，修正至设计条件下发电机出线端电功率为356.978 MW，高于改造前330 MW；机组在TMCR工况，修正至设计条件下汽轮机发电热效率为35.86%，高于改造前的34.28%；机组各轴瓦平均振动水平低于50 μm，优于相关标准小于76 μm的要求。

改造后主调阀油动机振动表现良好，无明显振动迹象。夏季运行时轴承油温稳定，低于报警值。

4 经验反馈

新旧部件之间如具有重要配合关系，在资金充足的情况下，建议同时更换新旧部件，可有效减少现场加工调整工作量，乃至返厂加工的可能性，极大地缩减改造工期。例如本次改造项目中，高、低压端部汽封仅更换了高压内汽封体及所有汽封环，其余汽封体并未更换。待拆开检查后发现汽封体槽局部有吹蚀情况。同时，新汽封环的定位是由现场测准后，待厂家根据测量数据加工出来的，加大了现场工作量，施工周期长。

由于部分部件不更换，新部件无法在工厂内总装试装，无法确保部件现场安装时不会出现干涉事故。解决的方法之一是严格控制各部件外形尺寸，对个别铸锻件部件，局部位置铸造时需把控尺寸，或铸造后加工一刀，以防止与现场部件干涉。

5 结论

我国从20世纪90年代开始进入核电高速发展期，随着时间的推移，核电汽轮机组逐步达到寿期，对汽轮机组进行改造延寿将逐步被提上日程。同时，随着时代的变革和技术的发展，新的设计理念和技术将会不断尝试应用在新的项目中。

本次在秦一厂320 MW核电汽轮机的增容改造过程中多项国产化先进技术得到了充分应用，取得了圆满成功，为后续核电汽轮机的技术改造提供了参考。