650 MW核电汽轮机组热力性能考核试验探讨

陈 侠

（海南核电有限公司 海南昌江）

汽轮机发电机组热力性能考核试验作为机组在商运后验证机组热耗率和最大连续出力是否能达到制造厂保证值的试验，其试验结果作为机组性能验收的依据，并为电厂今后经济运行提供原始资料。由于汽轮机性能的全面考核试验需要加装大量测点，成本较高，逐渐不为各电站接受。随着近年来测量技术的发展，满足高精度要求而又费用较低的简化试验逐渐在机组投产后得到广泛应用。简化试验仅精确测量计算热耗率所必须的物理量，通过修正曲线计算得到机组的各项考核指标。因此，建议将该方法应用在昌江核电1#、2#机组的热力性能考核试验中，以期缩减成本，提高效率。

一、650 MW核电汽轮机组简介及考核指标

1.机组设计参数

650 MW汽轮机组主要设计参数见表1。其中TRL工况功率、TMCR工况功率和THA工况热耗率为汽轮机订货合同所约束的参数值，也是汽轮机热力性能考核试验验证的参数值。

TRL工况称为铭牌功率工况，其条件为：汽轮机低压缸排汽压力为11.8 kPa，补水率为3%，回热系统正常投入，主蒸汽流量3902 t/h，主蒸汽干度99.5%，主汽门前额定压力6.41 MPa，最末级高加出口给水温度230.6℃。TMCR工况称为最大连续功率工况，其条件除汽轮机低压缸排汽压力为5.39 kPa，补水率为0%外与TRL工况一致。THA工况称为热耗率验收工况，其条件为：排汽压力为5.39 kPa，补水率为0%，回热系统正常投入，发电机输出功率为650 MW，发电机效率98.9%，额定功率因数0.9。

表1 机组主要设计参数

2.考核指标

考核汽轮发电机组在热耗率验收（THA）工况下发电热耗率是否达到制造厂的保证值10037.1 kJ/kWh。

考核汽轮发电机组最大连续出力（TMCR）工况能否达到制造厂的保证值695.99 MW，一般考虑电厂安全性，反应堆功率不可能达到该工况下的设计值，通过一系列系统参数及老化修正，将反应堆功率运行时的试验结果修正到TMCR热平衡图对应的反应堆功率从而得到最大连续出力。考核汽轮发电机组在铭牌（TRL）工况下出力是否达到制造厂的保证值652.833 MW，由TMCR工况的试验结果修正到3%补水、11.8 kPa背压下得到。

二、试验组织及实施

1.试验内容

汽轮机热耗率试验：验证机组在热耗率验收（THA）工况下的热耗率；验证机组在50%、75%工况下汽轮机的热耗率。汽轮机出力试验：分别验证在铭牌（TRL）工况和最大连续出力（TMCR）工况下汽轮机的出力。

2.参考标准

机组性能考核试验执行标准：美国机械工程师协会ASME PTC6-1996《汽轮机性能试验规程》。水和水蒸汽性质参数：采用国际水和水蒸汽性质协会1997年发布的水和水蒸汽性质工业公式IAPWS-IF97。流量的测量和计算采用:国标GT/T 2624-2006标准《流量测量节流装置用孔板、喷嘴和文丘里管测量充满圆管的流体流量》。

3.试验实施

（1）系统条件。试验前机组运行足够长的时间，并已达到稳定工况，即反应堆冷却剂及其辅助工艺系统稳定运行；真空系统严密性符合要求；汽水分离再热器水位维持稳定，除氧器水箱及凝汽器热井水位缓慢变化，无较大波动；试验期间不对机组进行有可能影响试验精度的其他操作。试验期间主机、辅机、管道和阀门没有异常泄漏。系统不明泄漏率不超过满负荷运行时主蒸汽流量的0.1%。如果不明泄漏率不满足要求，参与试验的各方应协商确定不明泄漏率的允许值。

（2）隔离要求。热力系统严格按照设计热平衡图所规定的热力循环运行。任何与该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量都必须进行隔离。以下是试验时典型的系统和管线的隔离要求。①主蒸汽系统、抽汽系统的管道和阀门疏水。隔离状态。目的是防止高温高压的水和水蒸气直接流入低一级能效系统，如主蒸汽疏水阀门，阀门开启时蒸汽和疏水会进入高压扩容器后流入凝汽器，从而此部分热量遭到损失，降低机组效率。关闭主蒸汽疏水阀门，汽轮机有进汽湿度高的风险，但试验时间较短，风险可控。主蒸汽旁路、加热器紧急疏水及主给水泵、凝结水泵旁路及再循环管线。②正常运行期间即为关闭，试验前检查阀门的密封性。③低压、高压加热器壳侧放气和除氧器放气、溢流阀：隔离。④汽轮机辅助蒸汽及轴封供汽系统。试验期间机组轴封改为机组自供状态。⑤水和蒸汽取样。试验期间停止取样工作。⑥补水。隔离。试验前，将凝汽器水位补充至相对高的位置，试验期间禁止补水操作。⑦蒸发器排污系统：隔离。

图1 试验测点布置图

（3）数据测量及仪表要求。试验前加装试验仪表，采集试验仪表数据作为原始数据，仪表测点位置详见图1所示。其中压力采用在已有压力测点的引压管上加装三通接口，连接压力变送器测量。确保在不增加管道额外开口点的基础上，不影响试验期间已有压力测点的正常工作。而温度测点为替换在线的温度元件。对试验结果影响较大的测点，如主给水流量、排汽压力，均采用双重或多重测量。下面对各类测点进行一一说明。

①主流量测量。试验以最终给水流量作为基准流量，汽轮机性能考核试验中主流量的测量精度对结果影响最大，为保证该参数的测量精度，以末级高加出口两列给水管路上的文丘里管作为基准流量测量元件，从每一个文丘里管相隔180°的取压孔引出仪表管，分别安装2台高精度差压变送器测量（图2）。

②温度测量。利用现有温度套管，安装高精度的温度变送器，配装A级精度Pt100热电阻温度测量元件进行温度测量（ 图 3）。

③压力测量。采用0.075级高精度压力变送器测量压力。试验前，量取各压力测点和变送器之间的高度差，用以对压力测量值作位差校正，并对正压和差压仪表进行了放气，负压仪表进行疏水，以确保测量准确性。其中低压缸排汽压力绝对值小，测量难度大，因此利用汽轮机排汽装置上的6个网笼探头，加装6台0.075级绝对压力变送器进行多重测量（图4）。

④电功率测量。为避免连接试验等级功率表给运行机组带来的潜在风险，采用运行0.2级功率变送器，信号接入试验数据采集系统测量（图5）。

⑤水位测量。水位的监视和记录通过就地水位计或采用DCS显示数值，主要包括凝汽器热阱水位、除氧器水箱水位。

⑥其他测量。系统明漏量测量：漏出和漏入热力系统的无法隔离的明漏量，由试验人员采用容积法现场测量。

图2 主给水流量测量

图3 高加出口主给水母管温度测量

图4 低压缸排气压力测量

图5 发电机电功率测量及数据采集

（4）试验过程。热力系统严格按照前文描述的隔离要求进行隔离，并检查、确认。向系统补水，调整除氧器水箱水位、凝汽器水位至较高值，维持各加热器水位正常、稳定，停止补水。试验期间，除氧器水箱水位、凝汽器水位稳定变化，避免出现剧烈波动。根据各试验工况的功率要求，调整反应堆热功率，于试验持续时间内保持稳定，记录主蒸汽调节阀阀门开度。试验期间，观察主蒸汽压力，给水温度等运行参数的偏差，确认其波动值符合要求；确认数据采集系统及一、二次仪表工作正常。系统稳定运行0.5 h后，试验记录人员进入指定位置；按统一时间开始试验数据的采集和记录。

THA（热耗率验收）工况在95%核功率情况下进行。TMCR（最大连续功率）工况在100%核功率情况下进行。由于运行背压约5.3 kPa，试验不采用破坏真空的方法达到11.8 kPa左右的背压，因此，TRL工况试验结果通过TMCR工况的试验结果修正到设计背压和补水条件下得到。

在上述三种工况下，采集数据，利用公式分别计算出主给水流量、主蒸汽流量、反应堆热功率、热耗率等参数值。最后运用哈尔滨汽轮机厂有限责任公司提供的修正到规定工况下的修正曲线及老化修正，对试验结果进行修正。

（5）数据处理。热力性能考核简化试验，不需要进行合同条件下的热力系统的热平衡计算来确定是否符合保证值的要求，而是用第一类和第二类修正曲线的方法将功率和热耗率修正到规定工况。

完成数据的采集后，选择至少1 h的连续时间段的数据，进行包括仪表零位、平均值计算等处理；数据处理完成后，通过公式，分别计算出主给水流量、主蒸汽流量、反应堆热功率及热耗率等参数。

三、昌江核电汽轮机考核试验工作开展建议

1.建立精密热力性能档案

国内核电厂汽轮机热力性能考核试验考虑到经济型一般采取ASME PTC6-1996简化规程进行试验，试验过程仅采集少数数据对机组额定（TRL）功率、机组最大设计（TMCR）功率、THA工况热耗率进行计算，然后通过汽轮机厂家提供的性能修正曲线对试验结果进行修正，判断汽轮机厂家保证功率是否达标。此方法没有对汽轮机各级段、回热及再热设备的汽水参数进行精密测量及计算，对汽轮机本体和热力系统的掌握不深入、不透彻，如果机组运行后，出现热力性能下降的情况，很难查找原因。因此，如有可能机组调试期间应该对热力设备的各级参数进行全面、精密的测量，建立精密热力性能档案，方便日后常规岛系统的热力性能监督。

2.75%额定工况按考核试验要求进行试验

此外，由于海南电网“大机小网”以及调峰不足等问题，昌江核电机组将面临着长期低功率运行的境况，且采用75%FP长期低负荷运行方式。一般热力性能试验期间，50%和75%额定负荷工况的热力性能结果均是利用现场在线仪表采集数据进行计算所得。在进行厂汽轮机75%额定工况的热力性能试验时，建议从考核试验现场布置的高精度测点进行数据采集、计算，并对试验中采集到的一系列压力、温度、流量等原始数据予以妥善保存，便于将来机组出现出力不足问题时排查原因。