核电厂汽轮发电机组夏季工况出力分析及优化研究

王红福，高钰文，刘爱明，熊树钦

（山东核电有限公司，山东 烟台 265116）

0 引言

电厂常规汽轮机热力性能试验被广泛用于技术改造或运行方式指导，适用于不需要最小不确定度的热力性能指标为目的的场合。通过测量蒸汽、给水和疏水的压力、温度、流量等参数，准确获得汽轮机的热力性能数据，以进行精确的实际热平衡计算。目前国内核电厂汽轮机热力性能试验多采用ASME PTC 6简化规程试验方法。

随着夏季的来临，海水温度逐渐升高，凝汽器冷却能力下降，机组出力会逐渐下降。为响应国家提出的节能减排、降低汽轮机组热耗率水平、提高企业竞争力的号召，有必要对运行机组的出力水平进行分析评价。因此本文采用常规汽轮机热力性能试验方法，对某核电公司1号和2号机组的夏季工况出力进行分析和计算，了解机组当前运行状况，查看机组是否满足设计保证值要求，发现机组运行中存在的异常和故障，为提升机组出力提供优化建议。

1 夏季机组出力现状

提取2019年5月初至7月底每日 14∶00-16∶00的机组运行数据平均值进行统计分析，得到发电机出口电功率、核岛热功率随时间的变化曲线，如图1所示。

从图1可以看出，核岛热功率一直维持在设计值的99.5%～100%之间，但机组出力从5月中旬开始逐渐下降，主要原因为5月中旬循环水温（海水温度）达到17.5℃，凝汽器背压无法维持设计值。随着循环水温进一步升高，凝汽器背压逐渐增大，凝汽器冷却能力下降，最终导致发电机出口电功率逐渐下降。凝汽器背压、循环水温随日期的变化曲线如图2所示。

图1 发电机出口电功率和核岛热功率随日期的变化

图2 机组凝汽器背压和循环水温随日期的变化

从图1和图2中可以看出，发电机出口电功率与循环水温负相关，凝汽器背压与循环水温正相关。通过拟合得到机组出力随循环水温变化的拟合曲线，如图3、图4所示。

图3 1号机发电机出口电功率与循环水温的拟合曲线

图4 2号机发电机出口电功率与循环水温的拟合曲线

将发电机出口电功率测量值的拟合曲线与设计曲线对比，如图5所示。从图5可知，发电机出口电功率与设计曲线变化趋势一致，且实际值均小于设计值。在循环水温较低时发电机出口电功率与设计值偏差较小，随着循环水温逐渐升高，偏差越来越大。

图5 发电机出口电功率随循环水温的变化

2 出力修正计算及分析

2.1 试验方法介绍

核电厂发电过程中的热功转换是通过水蒸气的热力循环来实现的。蒸汽发生器、高压缸、汽水分离再热器、低压缸、凝汽器、低压加热器、除氧器、高压加热器等一些主要设备及其连接管道构成了核电站二回路主循环，如图6所示。

常规汽轮机热力性能试验方法，需要在机组二回路中布置压力、温度、流量等测点，测点位置见图6中标示位置，以保证采集到的试验数据通过计算能够得到所需要的试验结果，且计算结果的精度满足要求。本次试验为常规性能试验，因此较全面性能试验减少了大量试验测点的布置。

图6 核电厂二回路循环简图

2.2 计算公式

机组净出力可用下式计算［1］：

式中：Wnet为机组净出力；Wg为发电机出口电功率；Wexc为励磁变消耗电功率。

计算中修正系数可按下式确定：

式中：Ctotal为总修正系数；Ci为各参数修正系数。

修正后的机组净出力计算公式：

式中：Wcorrected为修正后的机组净出力；Wnet为测量的机组净出力。

2.3 试验计算与分析

为了分析当前夏季工况下机组出力是否满足设计保证值，提取机组正常运行期间试验数据，通过计算修正到设计工况下进行分析［2］。机组设计工况及保证值如表1所示。

通过数据采集得到机组满功率正常运行2 h的数据，通过整理和计算得到热平衡计算所需的机组运行参数，如表2所示。

通过修正曲线，对影响汽轮机性能的运行参数进行修正，包括主蒸汽湿度、凝汽器真空、加热器疏水端差、补水率、老化、蒸发器排污、核岛热功率等。修正系数见表3，修正后的机组净出力见表4。

表1 机组设计工况及保证值

表2 机组各测点运行参数

表3 机组净出力修正系数

表4 机组净出力修正值 （MWe）

从表4中可知，1号和2号机组净出力由运行状况修正到额定工况及夏季工况时，能够满足机组保证值要求。表3中列出1号和2号机组运行参数的修正系数，正值是对机组有利的影响因素，负值为对机组不利的影响因素，修正系数绝对值越大，对机组运行影响越大。其中凝汽器真空、补水率、蒸发器排污率、核岛热功率对机组影响较大，且产生较大的不利影响。

3 机组优化建议

根据上述修正计算结果可知，在机组运行期间影响机组发电出力的主要因素有凝汽器背压、补水率、排污率、核岛热功率、阀门内漏等［3］，由此提出优化建议。

3.1 降低凝汽器背压

设计工况下凝汽器背压每提升1 kPa，机组净出力下降12.3 MWe。因此降低凝汽器背压，对于机组功率的提升非常重要。

3.1.1 降低循环水入口水温

循环水入口水温与凝汽器背压成正相关，通过设计曲线可知，循环水温达到20℃时，循环水温增加1℃，凝汽器背压增加0.23 kPa，机组净出力降低2.8 MWe。循环水温达到30℃时，循环水温增加1℃，凝汽器背压增加0.4 kPa，机组净出力降低5 MWe。循环水温越高，降低1℃循环水温可显著增加机组出力。调研发现周边采用深水取水的某电厂循环水温比该核电厂低6℃左右。因此循环水采用深水区取水可显著提高机组出力。

3.1.2 凝汽器真空边界查漏

根据凝汽器的结构，对凝汽器真空边界查漏，找出存在密封不严的位置并进行堵漏。3.1.3 对凝汽器传热管进行冲洗

机组经过长时间运行，凝汽器传热管壁内侧存在一定的积垢及海生物附着，降低传热效率，从而影响凝汽器背压。建议大修期间对凝汽器传热管进行冲洗。

3.2 降低凝汽器补水

设计工况下补水率每提升0.1%，机组净出力下降0.45 MWe。凝汽器补水是由于二回路水泄漏到外部引起，降低二回路的阀门外漏情况，减少跑冒滴漏的发生，可显著降低补水率。建议对二回路的阀门进行查漏，消除明显的阀门外漏，减少二回路水损失。

3.3 提高核岛热功率

设计工况下其他参数不变时，核岛热功率每提升1%，机组净出力上升14 MWe。在保证机组安全的前提条件下，提高核岛热功率可显著提高机组出力。

3.4 降低蒸发器排污

设计工况下，蒸发器排污率每提升0.1%，机组净出力下降0.45 MWe。蒸发器排污流量设计范围为0.061%～0.61%最大蒸汽流量，目前实际排污流量为0.81%，如果排污率减低到0.61%，则机组净出力可提高0.9 MWe；如果排污率减低到最低0.061%，则机组净出力可增加3.4 MWe。建议在满足蒸发器二次侧水质指标要求的前提下，优化蒸发器排污运行方式，降低排污率，提高机组出力。

3.5 降低疏水旁路阀门及凝汽器旁路阀门内漏

疏水旁路阀、凝汽器旁排阀泄漏会使本来用于做功的水及蒸汽直接进入凝汽器中，这部分热量被循环水带走，直接损失很大。另一方面，由于高温水及水蒸气漏入凝汽器中，会增加冷凝器热量，影响凝汽器背压，进而影响机组出力。

3.5.1 降低蒸汽和抽汽管线的疏水器旁路阀泄漏

建议对主蒸汽管线、抽汽管线的疏水器旁路阀进行查漏，降低阀门泄漏量，并消除疏水器液位高误报警信号引起的阀门误开情况。

3.5.2 降低应急疏水旁路阀泄漏率

系统疏水如果走应急旁路进入凝汽器，会使疏水热量未被完全利用就被循环水带走，引起主给水温度降低，从而影响机组出力。建议对低压加热器、高压加热器、汽水分离再热器等主要热力设备的应急疏水旁路阀进行查漏，降低阀门内漏。

3.5.3 降低凝汽器旁排阀泄漏

凝汽器旁排阀管道较粗且介质为高温蒸汽，对电功率影响较大。建议对凝汽器旁排阀进行查漏，降低阀门内漏。该阀门内漏量不容易测量，但一般可以定性说明泄漏量大小，阀后温度越高，阀门内漏越大；阀后温度越接近凝汽器温度，阀门密封性越好［4-5］。

4 结论

本文采用了常规汽轮机性能试验方法，在机组二回路上布置压力、温度、流量等测点，通过采集的数据对汽轮发电机组进行分析和计算。

1）分析了当前机组夏季工况下的实际运行状况，发电机出口电功率与设计值变化趋势一致，但存在一定的偏差。

2）通过修正计算，证明了当前机组运行状况满足保证值要求。并根据修正计算结果，对凝汽器背压、补水率、排污率、核岛热功率、阀门内漏等方面给出了优化建议，为机组出力潜力挖掘提供参考和思路。

第5个全民国家安全教育日活动主题：坚持总体国家安全观，统筹传统安全和非传统安全，为决胜全面建成小康社会提供坚强保障。