核电汽轮发电机组出力提升研究

福建福清核电有限公司 蔡红伟

本文研究方向为百万千瓦级压水堆核电机组，采用ArabelleTM 1000MW 级大型汽轮机，汽轮机控制系统采用ALSTOM公司的P320 V2+控制系统，汽轮机主调阀的比例阀为KHDG5V、伺服卡为EEAPaM581D32。机组运行以来经历多次调峰、调停及大修工作，在相同海水温度情况下，机组在夏季工况下出现机组出力能力不足且成下降趋势。

根据机组运行数据分析：同等调阀开度下主蒸汽体积流量基本不变，蒸发器出口压力降低，调阀前压力降低，比容降低，导致流量降低。同等热负荷下对应的调阀开度要增加；热效率分析，机组热功率支持增大调阀开度而提高电功率；发电机的功率受制于调阀的开度限制，机组功率无法进一步提升（机组调节阀的开度限值为64%。根据阀门流量曲线，蒸汽流量限制值为105%、对应阀门开度为64%）。提高机组出力从以下两方面来进行研究：高压调阀流量曲线优化；增大调阀开度限值。

1 阀门流量曲线优化

在汽轮机控制系统中，阀门流量特性曲线是指蒸汽流量需求指令与阀门开度的特定函数曲线。阀门设计流量曲线是由汽轮机制造厂在通过理论计算及仿真而获得。但在实际运行中，由于阀门的装配、阀门的冷热膨胀及长时间运行对阀体的冲刷等都会对阀门的实际流量与开度的对应关系造成影响。通过现场的调试将阀门流量曲线与实际流量特性尽可能做成一致。在机组运行过程中如出现曲线偏离实际情况，可以根据机组运行情况进行适当的修改，从而改善汽轮机控制系统调节品质，实现机组的稳定、安全运行。

为使阀门流量特性曲线与阀门实际特性相符，在机组运行时，功率稳定在不同功率平台，建立阀门开度与功率的对应关系，依次来调整阀门流量曲线，以使在不同功率平台蒸汽需求值与功率设定值尽可能保持一致，功率控制原理见图1。

图1 功率控制原理图

初始条件：机组并网带负荷，负荷回路闭环投入，二回路及其辅助系统正常疏水投入。阀门原始流量曲线见图2所示。实施方法：在机组带负荷的过程中，观察蒸汽流量需求值与功率设定值变化，在机组稳态时，调整高压阀门流量曲线使GRE414KM和GRE416KM 相近，不大于2%。

图2 优化前阀门流量曲线

图3 优化后阀门流量曲线

优化前，阀门开度在72%（蒸汽流量指令104）以后即开始进入陡增区域（斜率28），此时指令每变化1%阀门动作28%，控制上极易出现振荡，特别是在夏季工况，由于机组效率下降，主调节阀开度将开启到陡变区域；优化后，阀门开度流量曲线与实际曲线一致性较好，不同季节偏差均小于2%，改善了汽轮机调机系统的调节品质，增加了对一次调频和机组其他瞬态工况的应对能力。

2 增大主调阀限值

在一回路热功率允许情况下，调阀开度限值调整后有其优点。在夏季工况下，调阀开度较大，例如63%左右，如果机组出现一个调门或者截止阀故障关闭情况下，根据逻辑关系其他三组调阀快速开启来补偿。但是受制于限值作用则不能响应，自动调节系统无法快速消除偏差。

2.1 限幅修改实施方法

根据图1，汽机蒸汽需求量经调阀流量-开度函数曲线F(x)整定，最终生成调阀开度控制信号，其中UL 为即为流量指令上限阈值，对应的调阀开度即为开度限值。修改流量指令上限后，需注意以下方面对机组运行的影响：阀门可能进入开度-流量曲线的陡变区，振动增大；反应堆一回路热功率、核功率超功率风险。

2.2 阀门流量曲线优化后问题

通过基于机组运行工况进行的调门流量曲线优化，改善了调节系统的控制，但由于原修改逻辑中蒸汽流量指令上限的阈值105%（图1中UL 值），而根据原来的曲线，105%对应调阀开度100%，优化修改后的105%则对应于调阀开度的64%（而100%开度对应的蒸汽流量上限阈值为107%）。根据原有设计流量曲线，设置105%阈值相当于未对阀门开度进行限制，此种设计从实践经验看是不合理的，因为在开度进入陡变区则会产生振动高或者压力脉冲等效应，且阀门在大于70%开度后对流量的贡献很小，不利于机组的安全，设置合理的蒸汽流量指令阈值是有必要的。

电厂优化后主调阀的流量曲线在70%以下斜率较为平滑未出现陡变，70%开度以上随着蒸汽流量增加，则开度突然增加较大幅度进入陡变区。在夏季机组的发电机主要受制于调阀开度64%的限制无法提升电功率，而此时一回路热功率仍有较大裕量，这给增大主调阀限值提供了可支持性。

调节阀油压脉冲风险。若蒸汽流量限值由105%修改为106%后，调节阀的开度限值由64%变为了70%，在64～70%开度之间阀门曲线将从1：4的斜率区间进入1：8的斜率区间。蒸汽流量单位变化引起的开度变化相比于64%开度之前增加一倍。若产生阀门的频繁波动超调现象，则油压脉冲将会增大，GFR 供油回路上的软管可能因油压脉冲波动频繁导致油管疲劳破损或者脉冲超过油管设计压力。因此可根据油动机结构，加装压力测点进行监测油压脉冲波动幅值，匹配对应的金属软管。

一回路超功率风险。蒸汽需求量SD 是动态值，根据机组实际运行参数等与目标负荷参数进行偏差计算，用于调节主调节阀开度，可有效防止堆芯超功率。

3 调阀限幅调整后验证

主调阀限值提升后阀门开度变化情况。机组实施汽机调阀开度限值变更后，在5月份的同参数相比（海水温度为25～26℃左右）时阀门开度变化正常，且已超过64%的历史开度限值，机组出力至少提高约4MW，随着海水温度升高，调阀开度逐步达到70%开度，提升电功率10MW，阀门开度变化满足预期。

主调阀开度大于64%后油腔压力变化情况。对比“已完成主调阀开度限值修改的机组油动机油压状态”和“尚未完成修改的机组”可发现，在已完成修改机组1088MW、主调阀开度67%状态下，油压波动周期约8s，上下峰值持续时间均约3s，波动幅度各油动机略有不同，均约在0.3MPa 左右；尚未修改机组在1087MW、63%～64%主调阀开度下，油压波动周期也为8s，上下峰值持续时间均约3s，波动幅度均约在0.3MPa 左右；两台机组油压波动从周期、峰值、峰值持续时间基本一致，无明显的差异，主调阀开度限值提升对油压稳定的周期性波动无影响。

主调阀开度限值提升后，二回路水、汽参数变化情况。机组出力情况较上一年相同工况下已有较大程度改变，相同24.53℃海水下最高提升约8MWe出力。主给水温度、调阀前压力基本保持不变，综合调阀开度限值变更及大修期间的蒸汽发生器性能提升相关工作的实施，主给水流量较去年相同工况明显提升，整体流量在设计及设备允许范围内。机组主调阀开度限值变更后机组二回路主要汽水参数均处于正常状态，机组出力提升效果明显。

综上，在核电汽轮发电机组在一回路效率有裕度的情况下，通过分析与验证，对汽轮机调阀开度与蒸汽流量曲线进行优化和修改蒸汽流量限值，可有效增加调节阀进气流量，提高电厂的发电能力。