摘 要
汽轮机是以蒸汽为工质的旋转式热能动力机械，它具有单机功率大，效率较高，运转平稳和使用寿命长等特点。在现代化石燃料电站和核电站中，都采用以汽轮机为原动机的汽轮发电机组，其发电量约占总发电量的80%左右。本文通过确定机组发电能力评价原则和机组发电能力统计模型，保证了对机组出力能力评定的有效性，并建立机组出力故障智慧树，有效的对影响机组出力能力的各项重要因素做了定性分析。建立了核电二回路热效计算模型，并通过对机组变工况的实例计算，验证了该模型的有效性。利用该模型重点对基准热功率测量系统、冷凝器性能维护、重要阀门查漏等已经实施改进措施，进行了定量分析，验证了这些改进措施的有效性。结合缸效率模型验证了高压缸隔板改造的可行性，同时，结合汽水分离再热器模型，证明了在对汽水分离再热器系统新蒸汽进行节流改造，可以降低低压缸进汽温度，提高整体功率。
关键词 核电站，汽轮机，可行性，模型，热力系统
Abstract
The turbine is steam as the working substance rotary heat power machinery, it has a stand-alone power, high efficiency, running smooth and long service life. Modern fossil fuel power plants and nuclear power, have adopted the turbine as the prime mover turbine generator, generating about 80 percent of the total generating capacity. In this paper, by identifying the assessment principle of generating capacity and model of the statistical generating capacity to ensure that the crew assessed the effectiveness of our efforts and contribute to fault intelligence unit set up he tree and effective efforts to influence the capacity of generating units of the important factors that make a qualitative analysis . Build up a nuclear power plant thermal efficiency calculation of secondary-loop model, and calculated the different variable conditions of units to verify the validity of the model. The focus of the model using the baseline measurement of thermal power system, the condenser performance maintenance, leak detection of important valves have been implemented to improve the measures to carry out a quantitative analysis, proved the correctness of these improvements. Combined with the efficiency of model-cylinder proved the feasibility of the transformation for high-pressure cylinder, at the same time, combined with separator re-heater model demonstrated that it is effective to improve the overall power, reducing the new stream pressure to reduce the stream temperature of low-pressure cylinder.
Key Words nuclear power station，steam turbine, feasibility , model, thermal system
目 录
摘 要................................................................................................................................................ I
Abstract.......................................................................................................................................... II
第一章 引言................................................................................................................................... 1
1.1 背景概述........................................................................................................................... 1
1.2 国内外发展现状................................................................................................................ 1
1.2.1 国内发展现状......................................................................................................... 1
1.2.2 国外发展现状............................................................................................................. 2
1.3 课题研究的意义............................................................................................................... 3
第二章 核电汽轮机组特点........................................................................................................... 4
2.1 系统与设备特点............................................................................................................... 4
2.1.1 蒸汽发生器.............................................................................................................. 4
2.1.2 汽轮机...................................................................................................................... 5
2.1.3 汽水分离再热器...................................................................................................... 5
2.2 参数与运行特点................................................................................................................ 5
2.2.1 新蒸汽..................................................................................................................... 5
2.2.2 湿度......................................................................................................................... 5
2.2.3 运行......................................................................................................................... 6
2.2.4 热功率限制.............................................................................................................. 6
第三章 核电汽轮机热效模型....................................................................................................... 7
3.1 核电汽轮机组热力系统简化............................................................................................ 7
3.2 核汽轮机热力平衡模型.................................................................................................... 8
3.2.1 系统主线热效率..................................................................................................... 8
3.2.2 系统副线热效率...................................................................................................... 9
第四章 核电机组发电能力分析.................................................................................................. 11
4.1核电汽轮机组发电能力评价原则................................................................................... 11
4.1.1 额定条件下的最大输出电功率............................................................................ 11
4.1.2 机组能力因子........................................................................................................ 11
4.1.3 机组热效率............................................................................................................ 12
4.1.4 机组热耗率............................................................................................................ 12
4.1.5 发电标准煤耗........................................................................................................ 12
4.2 发电能力统计的影响因素.............................................................................................. 12
4.2.1 汽机热力系统影响................................................................................................ 13
4.2.2 机组电功率影响.................................................................................................... 13
4.2.3 热功率修正............................................................................................................ 13
4.2.4 热力系统修正........................................................................................................ 14
4.3 发电能力统计模型的建立.............................................................................................. 14
4.3.1统计工况设定......................................................................................................... 14
4.3.2海水温度修正......................................................................................................... 14
4.4 汽轮机组出力能力故障智慧树...................................................................................... 15
4.5 机组出力能力损失分析.................................................................................................. 15
4.5.1 热力系统影响........................................................................................................ 15
4.5.2 表计故障................................................................................................................ 16
4.5.3 重要旁路阀门内漏................................................................................................ 16
4.5.4 冷凝器总体传热效率及真空................................................................................ 18
4.5.5 加热器损失............................................................................................................ 18
4.5.6 通流能力................................................................................................................ 19
4.5.7 汽封漏汽对汽轮机电功率的影响........................................................................ 19
第五章 核电机组发电能力计算.................................................................................................. 20
5.1 二回路系统效率计算模型.............................................................................................. 20
5.1.1 二回路热平衡方程................................................................................................ 20
5.1.2 二回路系统各处焓值的确定................................................................................ 21
5.1.3 汽轮机的功率方程..............................................................................................................22
第六章 核电机组发电能力改进分析.......................................................................................... 24
6.1 基准热功率测量系统的改进.......................................................................................... 24
6.2 热功率监测与控制系统偏差的缩小.............................................................................. 25
6.3 常规岛阀门内漏检查...................................................................................................... 25
6.4 凝汽器性能的维护.......................................................................................................... 26
结 论.............................................................................................................................................. 27
致 谢.............................................................................................................................................. 28
参考文献........................................................................................................................................ 29
第一章 引言
1.1 背景概述
为了合理的解决能源短缺的问题，核电近几年来因为其诸多优点如发电量大，无污染等被国家重点发展。在研究核电机组安全运行的同时，其经济性研究也很重要。并且在很多情况下，汽轮机发电机组的经济性和安全运行有着密切的联系。从能源角度看，目前核能发电是一大趋势，是针对目前较为安全的压水堆核电站来说，如何能更大空间和更好的利用核能，使其最大化的转化为电力输出也是电能转换过程理论工程实践应用中非常关键的一环。在目前压水堆核电站基本原理和基本构造的基础上，结合目前最新的汽轮机效率计算方法，通过理论分析，从中找出在实际机组上工程可行，效益可行的一些具体的改进措施。这其中最为关键的是：结合目前机组构造先从理论上找到可以提高发电效率的几个突破口，然后还要考虑经济上可行，适用于具体的工程实践。在保证安全的前提下为企业创造尽量大的经济利益。
压水堆核电机组作为目前国内外主要的核电类型，其二回路的热力系统与常规火电机组的热力系统有着明显的不同，主要表现在核电机组二回路汽轮机工作在湿蒸汽区，由于高压缸排气在进入再热器之前要进行汽水分离，而且采用蒸汽再热，回热系统中的高压加热器何处氧气要引入新蒸汽再热器、臭气再热器及汽水分离器的疏水，这种独特的系统连接方式，导致压水堆核电机组二回路热力系统经济性定量分析方法具有独特的特点。其中，基于等效热降理论的核电机组二回路热力系统热经济性定量分析理论具有简洁、方便、概念清晰等特点，在核电机组热力系统热经济性分析领域得到了广泛应用。
1.2 国内外发展现状
1.2.1 国内发展现状
上海汽轮机厂是中国第一家汽轮机厂，在1995年开始与美国西屋电气公司合作成立了现在的STC，1999 年德国西门子公司收购了西屋电气公司发电部， STC 相应股份转移给西门子。哈尔滨汽轮机厂1956年建厂，先后设计制造了我国第一台25MW、50MW、100MW和200MW汽轮机，80年代从美国西屋公司引进了300MW和600MW亚临界汽轮机的全套设计和制造技术，于1986年制造成功了我国第一台600MW汽轮机，目前自主研制的三缸超临界600MW汽轮机已经投入生产。东方汽轮机厂1965年开始兴建，1971年制造出第一台汽轮机，目前的主力机型为600MW汽轮机。北京北重汽轮电机有限责任公司做为后起之秀，以300MW机组为主导产品，它是由始建于1958年的北京重型电机厂通过资产转型在20##年10月份成立的又一大动力厂，目前2台600MW汽轮机也已经在今年投入生产。目前中国四大动力厂以300MW和600MW机组为主导产品。
汽轮机的发展趋势：
1.提高热力循环的热效率
现代大型汽轮机通常采用新汽压力24兆帕，新汽温度和再热温度为535～565℃的超临界参数,或新汽压力为16.5兆帕、新汽温度和再热温度为535℃的亚临界参数。使用这些汽轮机的电站热效率约为40％。
汽轮机的排汽压力越低，蒸汽循环的热效率就越高。不过排汽压力主要取决于冷却水的温度，如果采用过低的排汽压力，就需要增大冷却水流量或增大凝汽器冷却面积，同时末级叶片也较长。凝汽式汽轮机常用的排汽压力为0.005～0.008兆帕。船用汽轮机组为了减轻重量，减小尺寸,常用0.006～0.01兆帕的排汽压力。
此外，提高汽轮机热效率的措施还有，采用回热循环、采用再热循环、采用供热式汽轮机等。提高汽轮机的热效率，对节约能源有着重大的意义。
2.大型汽轮机组的研制是汽轮机未来发展的一个重要方向，这其中研制更长的末级叶片，是进一步发展大型汽轮机的一个关键；研究提高热效率是汽轮机发展的另一方向，采用更高蒸汽参数和二次再热，研制调峰机组，推广供热汽轮机的应用则是这方面发展的重要趋势。
3.在汽轮机设计、制造和运行过程中，采用新的理论和技术，以改善汽轮机的性能，也是未来汽轮机研究的一个重要内容。例如：气体动力学方面的三维流动理论，湿蒸汽双相流动理论；强度方面的有限元法和断裂力学分析；振动方面的快速傅里叶转换、模态分析和激光技术；设计、制造工艺、试验测量和运行监测等方面的电子计算机技术；寿命监控方面的超声检查和耗损计算。此外，还将研制氟利昂等新工质的应用，以及新结构、新工艺和新材料等。
1.2.2 国外发展现状
外汽轮发电机单机容量自70年代中期突破1200 MW(2极和4极)后，由于运行中巨型机组暴露一些问题，加之电力工业对汽轮发电机需量的增长减缓，所以进入80年代后汽轮发电机单机容量的增长基本上停滞不前。最明显的是美国GE公司和西屋公司。在70年代，GE和西屋公司汽轮发电机的年产量都先后突破20000 MW大关，进入80年代后产量就急剧下降，目前更是一蹶不振。欧洲一些公司和苏联‘电力’厂的情况也有些类似。80年代后期，由于国际汽轮发电机市场的萎缩和市场竞争的加剧，一些公司开始进行合并重组。1987年10月，西德KWU公司并入Siemens公司。1988年初，瑞士BBC公司和瑞典ASEA公司合并组成跨国大型电工企业——Asea-Brown Boveri Group(ABB集团)。同年12月，英国GEC公司和法国Slsthom联合成立GEC-Alsthom公司，生产发电设备和电工设备。90年代初，并购重组风潮幅旗息鼓。但到了90年代末期，在世界许多大公司纷纷合并重组的影响下，欧美电气公司的并购、重组的烽烟再起。1998年6月，成立不到10年的GEC—Alsthom公司并入Alsthom公司，并改名为Alstom公司。同年年底，生产发电设备100余年的西屋公司，将其发电设备部投入Siemens公司氅下，更名为西门子西屋发电设备公司。1999年3月，ABB公司和A1stom公司合并，成立ABB-A1stom公司。从70年代起，核电单机容量的增长速度就超过常规机组。进入80年代后，国外许多公司都研制成功1000MW级及以上的核电机组，投运的许多核电机组的单机容量也超过1000MW。相比之下，投运的常规机组中仍以500～600MW级机组为主力机组。但是，目前核电汽轮发电机的发展速度也已减缓，甚至停滞不前。我国汽轮机发展起步比较晚。1955年上海汽轮机厂制造出第一台6MW汽轮机。1964年哈尔滨汽轮机厂第一台100MW机组在高井电厂投入运行；1972年第一台200MW汽轮机在朝阳电厂投入运行；1974年第一台300MW机组在望亭电厂投入运行。70年代进口了10台200—320MW机组，分别安装在了陡河、元宝山、大港、清河电厂。70年代末国产机组占到总容量70%。1987年采用引进技术生产的300MW机组在石横电厂投入运行；1989年采用引进技术生产的600MW机组在平圩电厂投入运行；20##年从俄罗斯引进两台超临界800MW机组在绥中电厂投入运行。
1.3 课题研究的意义
汽轮机是以蒸汽为工质的旋转式热能动力机械，它具有单机功率大，效率较高，运转平稳和使用寿命长等特点。在现代化石燃料电站和核电站中，都采用以汽轮机为原动机的汽轮发电机组，其发电量约占总发电量的80%左右。因而，如何提高汽轮机组的热经济性，从而提高整个电站效率，是发电设备制造部门、电力部门不应忽视的重要课题，同时也有利于大学校将书本上的东西运用到实践中去，提高学生各方面的素质。
第二章 核电汽轮机组特点
核电站汽轮机通常采用饱和水蒸汽(或微过热蒸汽)作为工质，并由高压汽缸、低压汽缸、汽水分离再热器、回热加热器和凝汽器等辅助设备组成。其工作原理与普通电厂汽轮机相同，结构也大体上相近，唯有新蒸汽初参数较低而已(一般新蒸汽初压在5-7MPa范围内，过热度仅20~30℃左右)。与高初参数的火电厂汽轮机相比，其蒸汽理想焓降仅为后者的65%左右，汽耗率约大1倍，在相同容量和相同背压的条件下，排汽容积流量大致要增大60~70%。按转速高低的不同，有全速和半速汽轮机两种，由于新蒸汽初参数很低，绝大多数核电站汽轮机为获得较大的功率都不得不制成半速(即1500r/min)汽轮机形式，半速机组虽可保持较高的相对内部效率，级数相应减少，但与相同容量的全速机组相比，它的某些线性尺寸(如动叶片高度、叶片间距、叶轮直径等)，必须放大1倍左右，致使整机的体积和重量相应增大。因此汽轮机的制造、运输和安装等都比较困难。当半速汽轮机甩负荷时，如果没有可靠的超速保护装置，汽轮机很容易超速20%以上。目前大多在低压汽掳进口处采用一自动关闭的截止阀来防止超速。此外，广义的核电站汽轮机还包括过热蒸汽汽轮机，这种高效率汽轮机，这种高效率汽轮机适用于快中子堆核电站和高温冷堆核电站。虽然原理相同，但是由于核电机组提供的蒸汽参数远低于火电机组，且核电蒸汽为饱和状态，因而核电汽轮机的叶片的某些线性尺寸(如动叶片高度、叶片间距、叶轮直径等)，比火电汽轮机叶片放大，致使整机的体积和重量相应增大。
2.1 系统与设备特点
与火电站相比，核电站不仅设置了许多安全和冗余设备，在锅炉和蒸汽发生器、汽轮机、汽水分离再热器等主要设备上也有着很多明显区别，其中一些设备是核电站所独有的。
2.1.1 蒸汽发生器
蒸汽发生器（锅炉）都是利用燃料或其他能源的热能把水加热成为热水或蒸汽的机械设备。
众所周知，核电站与火电站最大的区别在于发电燃料不同，核电站使用核燃料进行发电，而火电站利用煤、石油和天然气等化石燃料进行发电。在压水堆核电站中，因其对放射性以及反应性控制的特殊要求，反应堆产生的热量并不直接传递给推动汽轮机做功的工质所在的二回路，而是通过一回路中冷却剂实现核能到二回路蒸汽热能之间的转换。蒸汽发生器就是利用一回路冷却剂中的热能加热二回路中的水产生蒸汽的机械设备。因此，我们也可以将核反应堆及其一回路和蒸汽发生器看作是火电站中的锅炉。
蒸汽发生器与火电站锅炉的不同之处在于不是直接由燃烧产生的高温烟气加热，而是由一回路的高温冷却剂加热，一回路的冷却剂因其压力限制不能太高，这也导致了二回路中蒸汽只能是饱和状态，而不像火电站能将水加热到过热蒸汽状态。这也使核电厂的常规岛与火电厂有许多不同之处。
2.1.2 汽轮机
受新蒸汽参数影响核电厂汽轮机与火电厂汽轮机也有很大差别。火电厂汽轮机一般由高压缸、中压缸和低压缸组成，而核电机组因其蒸汽参数低，可利用理想焓降小，因此只有高压缸和低压缸两部分，且高压缸运行参数也只和火电机组中压缸的参数相近。这使核电机组的大功率只能通过增大蒸汽的流量来得到。因此核电汽轮机的通流面积比火电机组要大得多。且由于核电机组的叶片高度很大，其叶片是沿叶高做成变截面的。
2.1.3 汽水分离再热器
汽水分离再热器是核电机组所特有的设备，其主要作用是除去高压缸排气中的水分，并加热高压缸排气提高低压缸蒸汽温度，降低低压缸蒸汽湿度。
汽水分离器根据惯性原理把蒸汽与水滴分开。大多采用波纹板式。汽水分离器的分离效率对整个核电站的性能影响较大，因此要求分离效率在90％以上。
由于水冷堆核电站汽轮机的功率很大，蒸汽初参数比常规电站的低，高、低压缸的分缸压力一般只有1MPa左右,蒸汽容积流量甚大，连通管很粗。因此,要把高压缸排汽送回反应堆中再次加热是不现实的。只能用新汽或同时用高压缸抽汽在汽轮机旁就地再热。这种再热器是一种管壳式换热器。新蒸汽通常是饱和蒸汽，而高压缸抽汽是湿蒸汽，它们在管内凝结放热。高压缸排出的工作蒸汽在管外横过管束被加热，传热系数很高。为提高管外汽流的传热效果，一般均采用外表带有低肋片的U形管，以缩小整个再热器尺寸。
2.2 参数与运行特点
2.2.1 新蒸汽
核电厂的一回路维持约16MPa的压力,反应堆出口冷却剂一般不超过330℃，这样的冷却剂温度只能在蒸发器中产生压力约6MPa的饱和蒸汽，并且含有一定的湿度。而大型火电机组的新蒸汽压力一般在16MPa以上，温度在535℃以上，处于过热状态。蒸汽参数的差异也导致了核电机组的热效率低于火电机组。且由于核电机组在湿蒸汽状态下工作，机组运行时汽缸、管道和汽水分离器都会分离出大量的水。
2.2.2 湿度
与火电机组的过热蒸汽不同，核电机组的蒸汽是具有一点湿度的。而蒸汽在高压缸做功以后湿度会变得更大。因此需要安装汽水分离再热器来降低蒸汽湿度，提高蒸汽内效率，同时核电机组汽轮机在设计中也考虑各级除湿问题。而火电机组只需使高压缸排气再热提高过热度就能满足要求。
2.2.3 运行
火电机组通常采用定压运行、滑压运行等方式。因为滑压运行方式可以改善火电机组的蒸汽热效率，减少高压缸热应力和降低机组能带的最低负荷，因此在机组带周期性变动负荷或部分负荷时有很多优点。目前国内外火电机组越来越倾向于采用滑压运行方式。
因核电机组采用的是饱和蒸汽，采用滑压运行方式并不经济，因此核电机组一般都采用定压运行方式。在负荷从0%到100%变化过程中，新蒸汽压力仅有很小范围变化。机组的负荷通过调整蒸汽进汽量来调节。核电站的机组一般不参与并网调节，以发挥其大功率机组稳定的优点，因此一般稳定在满功率水平运行。
2.2.4 热功率限制
火电汽轮机设计按THA热耗保证工矿进行设计，并作为名牌功率，考虑夏季、补水和老化等还留有10%裕度；而核电机组受核岛热功率限制，一般热功率不允许超过限制值，这也是核电汽轮机与火电汽轮机的重要区别。大亚湾和岭澳核电站一回路热功率限制最高为2905MW。
第三章 核电汽轮机热效模型
3.1 核电汽轮机组热力系统简化
二回路的热力系统如下图所示。对于1台200MW的汽轮机，其主要热力参数有主气温、主气压、再热气温及排汽压力。这些参数在设计时考虑到各种因素，都做了最佳选择，在实际运行中应尽可能接近设计值，以达到最佳的热经济性，同时也满足安全运行的要求。有的运行人员单纯从安全角度考虑，在参数调节上偏于保守，这样对经济性是很不利的。主气温和再热气温低于额定值，虽然对安全性有好处，不易发生超温。但从热经济性上讲，会造成损失。实际运行热耗和经过以上参数修正后的热耗有一定的差别，这部分修正量各个电厂不同机组之间常不一样，基本上取决于机组的运行情况，而与机组本身的性能关系不大。除了机组主要热力参数对其经济性有影响外，实际运行时热力系统状况对经济性也会产生很大影响。热力系统状况主要涉及减温水流量、各种疏水的泄露量、加热器的端差、抽汽管道的压损等。在这些因素当中，有些是运 行人员无法控制的，如抽汽管道压损等，其他各种因素运行人员一般都能加以控制和调整，如减少系统泄漏、降低补水量、通过调整降低加热器的端差等，这些因素对机组经济性的影响同样不可忽视。
图3.1 汽轮机二回路热力系统
汽轮发电机组的热力系统是一个输入、输出关系十分复杂的系统,基于对热力系统运行机理的分析,将该系统凝练成由“热源”(蒸汽发生器系统) ，“ 系统主线”(汽轮机组及发电机) 和两条“系统副线”(再热器及各抽汽加热器、除氧器组成的“加热除氧系统”和凝汽器) 所组成的总体结构。我们设定
分别为再热蒸汽流量和焓值即各低压缸进汽流量和焓值; 
分别为各低压缸进汽流量和焓值; 
为高压缸排气流量和焓值; 
分别为至再热器的新蒸汽流量和焓值；
分别为除盐水流量和冷凝水焓值; 
分别为主给水流量和焓值; 
为高压缸给再热器的抽汽流量和焓值；
为再热器的疏水流量和焓值；
分别为高低压缸至给水加热器的各级抽汽流量和相应焓值(对于高压缸抽汽i= 1 ,2，分别对应高压缸两级抽汽；对于低压缸抽汽, i = 3 , 5, 9，分别对应每个低压缸有三级抽汽) ; P 为发电机发电功率。在上述参数中,流量参数是可变参数,而焓值参数取决于相应流体的温度和压力。在某一工况下,可以认为焓值参数为定值。根据能量守恒和流量不变的原则可以得到二回路系统的热力平衡模型。
3.2 核汽轮机热力平衡模型
3.2.1 系统主线热效率
(1) 系统主线能量平衡方程
为将“系统主线”的转换过程进行定量描述，首先需建立“系统主线”的能量平衡方程。引入2个重要参数：
（发电能量转换率）和
（机组空载热耗量）。设Q1和Q2分别为“系统主线”输入的总能量和输出的总能量。
(3-1)
(3-2)
基于能量平衡原理，
得到：
(3-3)
式3-3即为“主线系统”的能量平衡方程，然而和再热力性能试验中无法或难以直接测量，因此需利用热力性能试验中的其他参数，通过回归分析和。
(2) 建立回归模型
设
(3-4)
式3-4中
分别表示再热蒸汽、高压缸排汽何低压缸排气单位流量所等价的主蒸汽流量。
分别表示第i级抽汽单位流量所等价的主蒸汽流量，并称为这些抽汽的“微增率”。
于是式3-3转换为
(3-5)
式3-5中
表示单位发电功率所等价的主蒸汽流量，称为“发电微增率”，并记为
；
表示空载时所需的主蒸汽流量，称为“空载率”，并记为D。引入各类“微增率”及“空载率”的概念后，即可将式3-5所示的“系统主线”能量关系转换成“系统主线”流量和发电功率的转换关系，回归模型
(3-6)
基于实测得到的数组（Rj，Pj）（j=1，2,...m）利用一元线性回归分析方法，即可求得汽轮发电机组性能的两个重要指标与D。与D越小，表明机组的效率越高。
3.2.2 系统副线热效率
在热力系统中，存在着各种流量损耗和能量损失，考虑流量损耗因素取主给水流量为：
(3-7)
其中α为流量损耗率。因为凝结过程中循环水要带走低压排气的一部分热量。系统副线热效率综合分析主要是基于加热除氧系统和蒸汽再热器系统进行的，设Q3和Q4分别为除氧器系统输入和输出的总能量，则：
(3-8)
(3-9)
基于能量平衡，Q3=Q4，有：
(3-10)
对于再热器系统，设Q5和Q6分别为再热器系统的输入和输出的总能量，有：
(3-11)
(3-12)
基于能量平衡，Q5=Q6有：
第四章 核电机组发电能力分析
4.1核电汽轮机组发电能力评价原则
核电机组没有火电机组的锅炉部分, 但它需要更多考虑核安全措施。因此, 在评价核电机组发电能力时,其前提是发电能力的提升不能影响核安全,其反应堆热功率不能超过核电站终安全分析报告和运行技术规范所规定的安全热功率值。同时,应尽可能降低其它相关设备热耗率和厂用电率等,提高机组热效率进而提高机组发电能力。
虽然核电机组与火电机组的热力系统存在一定差异,但大部分考核火电机组发电能力的标仍然可在核电机组中应用。结合核电机组的特点,其发电能力的评价可选择最大连续发电功率、机组热效率和发电折合标准煤耗率等指标,并结合其它经济性指标如发电量、上网电量等一起进行。
核电机组的最大连续发电功率是指在额定条件下,例如额定的反应堆热功率、额定的冷水温度、设备状态稳定等条件下发电机出线端所能连续发出的最大发电功率。它不同于机组设计所给定的额定电功率,而由机组的实际运行状态所确定。
机组热效率是火电机组常用的指标之一。对于核电机组,由于可通过热平衡法测量反应堆热功率,因此热效率定义为机组发电功率与此时机组反应堆热功率
之比,即: 
虽然核电机组与火电机组的热力系统存在一定的差异，但大部分考核火电机组发电能力的指标仍然可以在核电机组中应用。结合核电的特点，核电机组发电能力的评价指标可由额定条件下的最大输出电功率、机组能力因子、机组热耗率、机组热效率和发电标准煤耗等组成。
4.1.1 额定条件下的最大输出电功率
核电机组的额定条件下的最大输出电功率是指在特条件下，例如额定的反应堆热功率、额定循环冷却水温度时的最大电功率。
4.1.2 机组能力因子
机组能力因子（UCF）是世界核运营者协会（WORLD ASSOCIATION OF NUCLEAR OPERATORS，简称 WANO）考核核电机组可用率的指标，其定义为一定时间内机组的可用发电量与额定发电量之比。其计算公式为：
其中，REG 为同一时期内额定发电量，它为机组额定功率与同期小时数的乘积。机组额定功率是指在额定环境条件下（例如机组反应堆热功率、循环水冷却温度等）机组的最大电功率PEL 为同一时期内总的计划能量损失。这些能量损失是由于至少提前4周计划的活动（如换料大修、计划维修或定期试验所引起的停堆或降功率等）所引起的机组停运或降负荷所生的。UEL 为同一时期内总的非计划能量损失。由于非计划活动（例如人因、非计划的设备维修、计划性活动的延长等）所造成的机组停运或降负荷所产生的能量损失均应计算在非计划能量损失中。 但是由于电站管理控制能力范围以外的因素，例如电网、环境温度的变化、燃料循环延长等，所造成的能量损失在计算中不予考虑。
4.1.3 机组热效率
机组热效率（η）是火电机组常用的指标之一。其定义为机组输出功率与外界加入系统的热量之比，即
其中P为发电功率，m为热载体的质量流量，Δh为受热引起的焓升。对于核电机组，由于可以通过热平衡法测量反应堆热功率，因此其热效率的定义为机组发电功率Pe与此时机组反应堆热功率Pth之比，即
4.1.4 机组热耗率
机组热耗率与机组热效率表达了同一目的，其定义为外界加入系统的热量与机组输出功率之比，即为机组热效率的倒数。
4.1.5 发电标准煤耗
在核电站使用该指标主要是为了方便与火电机组的比较。按照火电机组的定义，发电标准煤耗GCCR定义为每发1kWh电能平均耗用的标准煤量，即
其中，GEG为一定时间内的发电量（kWh），CCA为该发电量所消耗的标准煤量（g）。 对于核电机组，应该将每单位核燃料所产生的能量与每单位标准煤所产生的能量进行折算。
4.2 发电能力统计的影响因素
在机组出力能力统计中，将机组的出力能力定义为将实际出力对应的热功率修正到 2905MW 时的出力值，同时考虑机组的 STR（蒸汽转换器系统）/APG（蒸汽发生器排污系统）/APA（电动主给水泵系统）/GSS（汽水分离再热器系统）等系统运行状态及无功对出力值的影响。但机组加热器端差、蒸汽参数、背压与海温度不匹配等不在发电量中考虑，这方面将在机组能力分析中考虑。运行机组发电能力统计需要考虑几个方面，主要包括热力系统、电功率、热功率、海水温度等等，同时需要考虑确定同一热力系统和热功率等。
4.2.1汽机热力系统影响
机组运行期间的热力系统与设计工况不同，而且机组之间还有差异。机组发电能力评价必须在同等工况下进行。机组的出力能力是指将实际出力对应的热功率修正到2905MW 时的出力值，同时考虑机组的 STR/APG/APA/GSS 等系统运行状态及无功对出力值的影响。
4.2.2 机组电功率影响
大亚湾与岭澳机组有多处电功率显示，主要为 9KKO、GME001MW、GME003MW、上位机GRE001UV、主控墙上显示、CIS显示等，各功率的作用性质不同，分别作为监盘依据、统计计算依据、公共信息等。由于各个电功率显示值不尽相同，甚至有些差别较大，直接影响到对机组发电状况的评价。 各功率显示不同是由于各电功率来源不同，其中主要是由于PT/CT的精度不同以及表计不同造成的，但各个电功率显示的误差仍在表计的允许误差范围内。
4.2.3 热功率修正
在机组正常运行时，热功率由于受核岛热功率影响一直是在波动的，在不同运行时段热功率一般也是不同的，有时还与额定热功率差距较大。在进行发电能力统计对电功率应该将其统一修正到额定热功率2905MW时的电功率。 对汽轮机效率来说，当热功率变化不大，即流量变化不大时，效率可以认为是相同的，当热功率与额定热功率差距增大，偏差超过1%，效率开始有变化，差距越大，效率变化越大。 在发电能力统计中热功率测量以 KME（试验仪表系统）为准，当想测量热功率与额定热功率偏差≤1%时，修正后的电功率可直接采用热功率的比值修正。当偏差＞1%时，修正后会产生一定误差，这种修正仅供参考，根据现场数据对比，当热功率与额定热功率差3%时，采用热功率线性修正，修正后电功率误差约5MW，从数值来看对发电能力评价影响较大。
其中
— 核岛热功率MW（2905MW是核岛额定热功率）
Wx — 发电机电功率MW
Wc — 修正到额定热功率下的电功率 MW
由于 RPN、KDO 热功率监测与控制系统均是以 KME 为基础进行调整，要求各 RPN
与KME偏差小于1.5%（RPN不能大于102%），KDO与KME偏差小于0.25%（KDO瞬时热功率不能大于2905MW），为使反应堆热功率的测量更接近安全功率，以提高机组的实际发电，在发电能力统计中记录RPN和KDO数据，保证偏差超过规定及时修改。
4.2.4 热力系统修正
机组运行期间的热力系统与设计工况不同，比如正常情况下APG系统在线（可能流量也不同），STR 由两台机组中的一台带，补水和化学取样也都在线，受这几方面的影响，实际运行机组的出力能力要小于性能验收试验的出力，而且运行机组之间热力系统还有差异。机组发电能力评价必须在同一热力系统和工况下进行，即还考虑机组的STR/APG/APA/GSS等系统运行状态及无功对出力值的影响。但机组加热器端差、蒸汽参数、排汽压力等不在发电量统计中考虑，在机组能力损失分析中考虑。
4.3 发电能力统计模型的建立
4.3.1 统计工况设定
为简化机组发电能力评价，需要确定运行机组的同一热力系统和工况。简称“同一工况”，规定正常运行时同一工况定义为：热功率修正到 2905MW，不带 STR，给水汽泵运行APG 排污流量为 70T/h，补水和化学取样正常在线，各系统无应急疏水，各加热器正常投运，无功100MVAR时的工况。 APA运行影响机组出力一般在6.5-7.5MW，这需要根据APA的给水流量进行修正。 根据STR设计参数和实际情况最大影响机组出力能力约为7MW，正常运行期间，带STR影响机组出力能力约为1-2MW；在一台机组带STR运行，另一台机组启机期间，需要通过运行STR的机组通过SVA给启动机组的CET（汽机轴封系统）和ADG（给水除气（氧）器系统）供汽，实际影响电功率6-7MW。正常运行期间带STR机组一般按1MW电功率进行统计。 APG排污流量一般为新蒸汽的1%，大亚湾机组一般为60t/h，岭澳机组一般为70 t/h，当单列运行时一般为30-40t/h。同一工况要求修正到70t/h。在正常运行期间，APG 的排污水为蒸汽发生器中的饱和水，通过 APG 换热器排后污水温度一般低于 56℃，排入冷凝器；而冷却水来自于CEX（凝结水收取系统）或RRI（设备冷却水系统），热交换器将水加热到168℃，然后送到除氧器，该温度与除氧器饱和温度相当，这部分减少了除氧器的抽汽量，增加机组出力，但排污流量的存在将使给水流量比新蒸汽流量约大 1%，造成高压缸各级抽汽都增大，严重影响机组出力，两方面综合影响经核算APG排污流量70t/h情况下将使机组出力降低约3MW，根据公式对不同流量进行修正。 当AHP（高压给水加热系统）/GSS（汽水分离再热器系统）/ABP（低压给水加热系统）等疏水为应急疏水时，对机组出力影响较大，在对机组评价中应进行修正到同一工况。 修正到同一工况下的机组出力能力代表了机组在该温度下的出力（现场由于热功率达不到2905MW，一般在2895MW左右，所以实际电功率与该值约有3MW的差距）。
4.3.2 海水温度修正
虽然同一工况下的机组出力能力代表了机组在该温度下的出力，但是由于海水温度不同，还无法比较、判断每天机组出力是否达到相应值，同时我们也需要了解机组在 23℃海水温度下能够达到的出力能力。所以还需要把每天同一工况的出力修正到23℃海水温度。 修正方式是根据机组的海水温度与发电能力曲线得到的二次多项公式进行的，依据为若出力能力发生变化，该曲线仅仅平移，而不发生形状的变化，比如对一台机组无论在海水温度23℃下机组出力是多少，但是，海水温度从23℃升到26℃机组出力能力降低的数值是不变化。
4.4 汽轮机组出力能力故障智慧树
机组在运行中，影响功率变化的因素很多，主要表现在以下三个方面：
1.汽轮机通流部分参数偏离设计工况
2.机组运行终端参数偏离设计工况
3.热力系统运行方式及运行参数偏离设计工况
以上三个方面对电功率的影响又有许多影响因素组成，有的因素相互影响又有关联。这主要涉及到常规岛和核岛两部分，常规岛部分包括热力系统、常规岛主要参数异常、KME的热功率和电功率表计误差、重要旁路阀门内漏、水位波动、汽轮机补水、给水小汽机效率、汽轮机辅机部分（包括冷凝器效率、高低加端差、抽汽压损、再热器效率等等）、汽轮机本体（包括汽封间隙的影响、通流面积的影响）、发电机效率等；核岛部分包括蒸汽发生器效率（影响到新蒸汽压力、湿度）、一回路温度和一回路稳定性，等等。为调查发电能力损失和提高机组出力能力，需要确定影响机组出力能力的各种原因，计算、分析对机组出力能力响的程度，按影响机组出力能力的程度区分主次。为此就需要建立机组出力能力智慧树。按影响机组出力能力确定故障智慧树，为下一步工作打下基础。
4.5 机组出力能力损失分析
影响机组出力能力的因素很多，需要对主要项目进行分析，为查找机组能力损失提供依据，可以根据机组出力能力智慧树进行有效的分析。
4.5.1 热力系统影响
热力系统不同，对机组电功率影响很大，如 APA 运行机组实际电功率增大6.5-7.5MW，需要根据 APA 的流量进行修正，带 STR 一般电功率降低 1MW。重点需要对旁路阀门状态进行记录并修正，有些疏水切换到应急疏水，旁路阀门打开对机组电功率影响很大，如AHP218VL打开，将AHP602RE切至应急疏水机组电功率降低约15MW。 重点关注机组出力能力统计中各项的要求，必要时，也需要关注ASG003PO（汽动辅助给水泵）、LLS001AP（水压试验泵汽轮发电机组）是否运行，这两项对机组出力也有影响。
4.5.2 表计故障
对出力能力影响较明显的表计故障主要包括两方面，热功率和电功率的测量。热功率测量表计故障主要指KME出现测量误差。热功率测量主要包括给水流量测量、给温度和压力测量、主蒸汽压力测量三个部分，从测量误差和表计测量准确性来看，对热功率量计算影响最大的是给水流量测量和给水温度测量。测量误差来自于一次元件、二次仪表和采集板精度三个部分。 KME热功率计算公式为：
其中：Qe为蒸汽发生器二回路给水流量（kg/s）
Qp为蒸汽发生器二回路排污流量（kg/s）
Hv为蒸汽发生器二回路出口湿蒸汽焓（kJ/kg）
He为蒸汽发生器二回路给水焓（kJ/kg）
Hp为蒸汽发生器二回路排污焓（kJ/kg）
现场变送器都是 0.1 级，从热功率公式（4-6）可以分析，蒸汽压力，给水压力及给水温度变送器在假定超差不大的情况下，对热功率最终结果影响较小。板件的精度为0.2‰，假定超差一倍，在理论上对热功率计算影响很小。 影响最重要的是来自于差压变送器和温度探头PT100。差压变速器测量的是给水流量，由于排污流量仅仅是给水流量的1%，给水流量测量影响基本与热功率成比例。假定三个环路的差压变送器超差，精度超差一倍为 0.2%，而且三个正负的方向都是一个方向（尽管现场这种几率很小），将会影响热功率3MW，影响电功率约1MW。 孔板流量计算中孔板内径与流量基本成二次方关系，与流量系数成线性关系。影响很大。 给水温度PT100精度虽然为A级，但是在精度范围内若相差0.5℃将会影响热功率 5MW，影响机组出力达到 1.6MW，这是由于两方面引起的，给水温度升高，给水焓也升高，蒸汽和给水焓差降低，KME热平衡计算热功率减少，同时给水温度升高给水密度降低，给水流量降低，也会引起KME计算热功率降低。
电功率测量的准确性对机组评价相当重要，电功率误差1MW，机组出力能力评价相差 1MW。现在发电能力统计中电功率采用 9KKO 的数据，但是它的 PT/CT 精度为0.5/0.5 级，表计精度也为 0.5 级，可能存在表计精度漂移，所以需要定期对 9KKO进行校验，一般要求在大修后对 9KKO 进行表计校验，并根据标定数据进行电功率修正。特殊情况如机组出力能力在大修前后变化较大的情况下采用 GSY005CR 处外接0.1%电功率测量仪表进行电功率测量比对。必要时，9KKO 的数据需要与网端的上网功率进行比对，9KKO数据扣除A、B辅变耗功再考虑主变功损。一般在额定负荷主变损失大约在0.2%。
4.5.3 重要旁路阀门内漏
根据国内、国外大量电厂的统计，对正常运行机组，一般来说有5-10%阀门有内漏，其中1-2%阀门会引起总泄漏量的70%。一般内漏影响机组出力阀门主要包括各旁路阀门、蒸汽管道疏水至凝汽器的疏水旁路阀门等，在正常运行时，这些阀门处于关闭状态，若这类阀门存在内漏，将会严重影响到机组出力，在核电站，我们提出在现有不改变结构、系统的情况下，通过对机组出力有影响的常规岛重要阀门进行查漏、维修工作，作为提高机组出力能力的重要手段之一。 在大修前对常规岛影响出力的重要阀门的现场查漏结果表明，运行初期核电站现场内漏阀门较多，而且内漏的阀门范围广，对机组出力能力影响很大。 这是由于一方面，大部分内漏阀门背压很低，流动处于临界状态，单位面积的流量很大，直接排入到冷凝器中，所有这些可用能都被循环水带走，直接损失很大；另一方面，由于大量高温蒸汽漏入到凝汽器中，增加冷凝器的热量，将影响到凝汽器的真空，也影响到机组的出力。对于给水加热器的旁路阀门，如果阀门内漏会使进入下一级加热器的温度降低，造成下一级加热器热负荷增加，抽汽量增大，产生功率损失。对高加旁路阀门，会使给水温度降低，总热功率增大，也会产生不经济。所以，内漏阀门的处理是目前核电机组节能的最大潜力所在。 阀门的内漏量一般不可测量，但是一般可以定性说明泄漏量的大小，比如对于排到冷凝器的旁路阀门，阀后温度越高，阀门的内漏越大。我们以汽轮机旁路系统GCT（汽机旁路系统）为例，若阀后2m处温度大于100℃，表明该阀门内漏严重，小于70℃，表明该阀门密封性较好，温度越接近冷凝器温度，阀门密封性越好。 核电站一些阀门内漏对机组出力的影不同，这主要与管道中的介质、管道的直径和内漏到何处有关，可以把它分为A、B、C三类：
A：重大影响的阀门，主要指汽轮机旁路系统GCT的12个旁路阀门，管道粗且是高温蒸汽，对电功率影响很大。
B：一般影响的阀门，主要指管道直径小的高温蒸汽或粗管直径大的高温水管道阀门，仅对电功率有一般的影响。主要包括GSS（汽水分离再热器）/AHP（高加）/VVP（主蒸汽）/ABP（低加）等系统的旁路阀。
C：轻微影响的阀门，主要指疏水器和疏水器的旁路阀
在电厂的正常运行情况下一般采用直接温度测量法、红外线成像仪法和超声波检测仪法来检测阀门的内漏。对特殊的阀门查漏可以综合采用。 阀门内漏对机组出力的影响可以以 GCT 到凝汽器的旁路阀门内漏进行说明、分析、计算。GCT 系统共有 12 个旁路阀门连接到凝汽器系统。由于反应堆的热功率不能象汽机负荷急剧变化，当汽机负荷锐减时这些旁路阀门能将 72.6％的蒸汽排放到凝汽器，从而与其他设备一起保证核蒸汽供应系统（NSSS）的压力和温度不致升得太快，以保证堆芯安全。但正常运行时，这些阀门应该保持关闭状态。如果正常运行时这些旁路阀门关闭不严而产生内漏，将影响机组真空并严重影响机组的出力。一般来说由于GCT各个阀门关闭，产生的内漏量相对较少，若假定内漏量为主给水量的0.3%，计算结果表明将会引起机组出力降低4.2MW，严重影响机组出力。 要求在大修中对大修前已发现的内漏阀门进行维修，并在大修后进行检查。这在机组出力能力分析中尤为重要。
4.5.4 冷凝器总体传热效率及真空
冷凝器是核电站常规岛的主要设备之一。其性能的好坏，直接影响到机组的热效率和机组的发电能力。它的主要功能是在汽轮机的排汽部分建立低背压，使蒸汽能最大限度的做功，然后冷却下来变成凝结水,并予以回收，这种功能由真空抽取系统（CVI）和循环冷却水系统（CRF）给予配合和保证。 冷凝器真空是表征冷凝器工作特性的主要指标，是影响汽轮机经济运行的主要因素，真空降低使汽轮机的有效焓降减少，会影响汽轮机的出力和机组设备的安全性。影响汽轮机真空的因素比较复杂，主要因素有冷却水温度、冷却水在冷凝器内的温升以及冷凝器的端差。冷却水在冷凝器内的温升主要与冷凝器交换热量、冷却水流量和海水比热有关；冷凝器的端差主要与冷凝器总体传热系数和冷却水流量和海水比热等有关。
其中：
为冷凝器温度
为循环水入口温度
为冷却水温升（试验测量数据计算）
为凝汽器传热端差（试验测量数据计算）
为冷凝器传热量
为海水比热
为冷却水流量
K为冷凝器总体传热系数
冷凝器的传热面积
4.5.5 加热器损失
加热器是热力系统的重要设备之一，它对于机组经济性的影响是不容忽视的，其主要表现在加热器端差（包括运行中水位过低等造成的加热不足）、加热器的压损、散热损失等因素的影响。在主要由面式加热器组成的回热系统中，机组的热经济性随着加热器的端差的增大而降低，蒸汽在加热器的放热量减少，且疏水引至下一级加热器排挤其抽汽量的程度增大，因此降低机组的经济性。加热器端差的存在和增大，虽然没有直接的热损失，但增加了热交换的不可逆性，产生了额外的冷源损失，降低了装置的热经济性。加热器端差增大 0.5℃，将会影响机组出力约 1.3MW。现在岭澳 2号机组高加端差比岭澳1号机组小0.6℃，在相同的抽汽压力下，岭澳2号机组比岭澳1号机组给水温度高0.6℃。
4.5.6 通流能力
若通流能力存在问题，通流面积偏大可能造成效率降低和节流损失增大；通流面积偏小可能造成机组新蒸汽进汽受到限制，从而无法达到额定出力。一般是通过监视汽轮机一级前、一抽和二抽压力并与设计值相比。 岭澳机组高压缸监视段压力比设计值低约 9%，高压缸通流面积偏大约 6%，严重影响到机组的出力能力，造成调节阀门节流损失增加，给水温度比设计值 226℃低 3℃，影响机组出力能力约 11MW。这只有通过高压缸的改造才能够提高机组出力能力和给水温度。 同时岭澳两台机组本身还存在通流偏差，岭澳1号机组一级前压力比岭澳2号机组低1.2bar，影响机组出力约3MW。
4.5.7 汽封漏汽对汽轮机电功率的影响
汽封齿与转子的间隙大，可避免汽封齿与转子轴的摩擦，同时却增加了蒸汽泄漏量，使电功率降低。火电汽轮机汽封间隙对机组出力影响较大。而核电汽轮机汽封间隙对机组出力影响相对较小，这主要是由于核电汽轮机的容积流量大、压力低、焓降小的特点决定的。 汽封漏汽的多少，直接影响到整个机组的热经济性，如果漏汽量大，就会影响到机组出力，其主要表现在以下几个方面：
1．端部汽封的漏汽量对电功率的影响；
2．隔板、围带汽封的漏汽量对电功率的影响；
3．阀门阀杆汽封的漏汽量对电功率的影响；
汽轮机的内功率：
其中：N为汽机内功率
G为汽机通流量
对端汽封而言，由于漏出高品质新汽增加，相应流过高压缸的流量G减少，做功能力显然降低；对隔板及围带汽封而言，汽封间隙增大，增大了漏汽损失，效率η将降低，做功将降低；对阀杆漏汽而言，进入汽轮机的蒸汽量减少，作功降低。增大到较大情况下，对核电机组影响电功率仅为0.2%左右。 核电汽轮机端汽封漏汽主要指第一段来自新蒸汽的汽封，设计流量约为 2kg/s，若汽封间隙增大一倍，漏汽量增大一倍，经核算电功率将降低约为0.5MW。阀杆漏汽增大一倍经核算电功率将降低约为0.3MW。 通流部分高度、面积相对较小情况，围带和隔板轴封漏汽面积的相对值较大，漏汽损失所占的比重就大。随着通流尺寸的逐渐增大，损失逐渐减小。核电汽轮机通流尺寸相对较大，漏汽损失所占比重很小。经核算漏汽增大一倍电功率降低约 0.2%。虽然核电汽轮机各漏汽损失相对较小，但也应该引起充分重视。
第五章 核电机组发电能力计算
5.1 二回路系统效率计算模型
5.1.1 二回路热平衡方程
(5-1)
(5-2)
(5-3)
(5-4)
(5-5)
(5-6)
(5-7)
(5-8)
(5-9)
(5-10)
(5-11)
(5-12)
(5-13)
(5-14)
(5-15)
(5-16)
（5-1）式：No7 高加热平衡方程；
（5-2）式：No6 高加热平衡方程；
（5-3）式：除氧器热平衡方程；
（5-4）式：主蒸汽流量与给水流量的关系式；
（5-5）式：计算汽水分离汽入口流量（高压缸排汽流量）；
（5-6）式：计算汽水分离器出口流量，也即通过一、二级再热器的流量；
（5-7）式：一级再热器热平衡方程；
（5-8）式：二级再热器热平衡方程；
（5-9）式：计算通过No4 低加的凝结水流量；
（5-10 ）式：No4 低加热平衡方程；
（5-11 ）式：No3 低加热平衡方程；
（5-12 ）式：计算通过No3、No2、No1 低加的凝结水流量；
（5-13 ）式：No2 低加热平衡方程；
（5-14 ）式：No1 低加热平衡方程；
（5-15 ）式：计算低压缸的进汽流量；
（5-16 ）式：计算低压缸的排汽流量；
式中F、H 分别代表各流量和焓。在上述方程组中 (5-1) 至 (5-8) 之间存在耦合关系，方程组可联立求解。根据方程 (5-1) 至 (5-8) 求解的结果，可逐项求出各方程的解。
在计算过程中各处的焓值和主蒸汽流量均为已知值，其他的流量通过求解上述联立方程组得到。由于汽水分离器的存在，该方程组各方程之间产生了耦合关系，给求解带来了一定的困难，需要通过迭代或矩阵方法，但是对该方程组的求解并不是我们所研究对象的中心问题。为了减少篇幅，上述方程中未考虑辅助流量，主要是阀杆和轴封的漏汽。
5.1.2 二回路系统各处焓值的确定
5.1.2.1低压加热器水侧焓值的确定
首先通过低压缸排汽压力及凝汽器的设计过冷度得到热井出水温度，再由该温度加上设计的轴封冷却器的温升得到1号低加的进水温度，然后通过加热器的疏水端差得到疏水温度（进水温度加上疏水端差），加热器的出水温度则通过加热器壳侧的饱和温度减去出水端差得到。1号低加的出水温度即为2号低加的进水温度，其出水温度及疏水温度同样通过上述方法确定。通过该方法可依次确定出所有低加部分的水侧温度。得到所有水侧温度后，通过水蒸汽性质表计算出相应的焓值。
对于没有疏水冷却器的加热器来说，其疏水温度可直接等于加热器壳侧的饱和温度。通过壳侧的饱和温度通过加热器的进汽压力求得。即通过以下公式求得：
其中，Td为疏水温度；
Twi为进水温度；
Two为出水温度；
Δtd为入口传热端差；
Δto为出口传热端差；
Tsat=f（Pe），为Pe对应的饱和温度。
5.1.2.2 高压加热器水侧焓值的确定
首先通过除氧器出水温度加上设计的给水泵温升得到6号高加的进水温度，然后再通过5.1.2.1所介绍的方法确定出所有高压加热器水侧的温度，进而通过温度查水蒸汽性质表得到高加水侧的焓值。其中除氧器的出水温度为除氧器的水箱温度，即进汽压力下的饱和温度。
5.1.2.3 各段抽气焓值的确定
根据汽轮机通流部分变工况特性，当通流部分的流量发生变化时，各级段前的压力均会发生相应的变化。因此首先应根据通流部分的流量变化情况（主要指抽汽点后的流量）来确定出相应的抽汽压力，再通过实际膨胀线得到该点的焓值。
当通流面积不发生变化时，流过抽汽点后的蒸汽流量与抽汽点的压力关系如下：
其中： F为级后流量；
P为压力；
v为比容。
对于湿蒸汽汽轮机，由于蒸汽中的水滴对蒸汽的流动的阻碍，上式还应作以下的修正：
其中： M为抽汽口处的湿度。
5.1.3 汽轮机的功率方程
通过二回路的热平衡方程，可得到整个二回路的流量分布情况及各处的焓值。在此基础上通过整机的能量平衡得到汽轮机的输出功率，即进入汽轮机的能量（由主蒸汽带入）减去由于各段抽汽、汽水分离再热器的疏水及汽轮机排入凝汽器等带出的能量。具体计算公式如下：
其中：Nshaft为汽轮机轴功率；
Ne为发电机电功率；
Nloss为机械及电气损失。
第六章 核电机组发电能力改进分析
6.1基准热功率测量系统的改进
核电站的反应堆热功率一般通过热平衡原理利用蒸汽发生器的蒸汽与给水参数进行反推计算。在大亚湾和岭澳核电站, 它是由试验仪表系统(KME) 完成的。KME所测量计算取得的反应堆热功率称作为反应堆基准热功率(KME 热功率) ,其它热功率监测与控制系统均是以其为基础进行调整。因此, 热功率准确性和误差影响到反应堆热功率的调节与控制, 也影响到机组的发电能力。如果能将反应堆基准热功率的测量误差缩小,提高反应堆实际热功率,使其更接近反应堆安全热功率, 则能提高机组的发电能力。大亚湾和岭澳核电站通过应用高精度传感器、采用新标准的给水流量流出系数和水蒸气焓熵表、误差分析等手段有效地缩小了KME的测量误差。
KME热功率测量由蒸汽发生器出口的蒸汽压力,入口的给水温度、压力和流量等参数完成, 因此传感器精度就成为KME测量精度的关键。大亚湾和岭澳核电站近两年来采用了高精度的传感器(仪表精度:压力和流量0.1级,温度A 级),并对传感器与标准进行及时比对,以修正其偏差。以温度传感器为例, 通过试验比对,在相同流量下更换经修正后的温度传感器比原温度传感器温度测量值提高约1.0, 给水比焓值提高4.5 kJ/kg,给水密度降低1.6%,在理论上可提高热功率7.5 MW, 提高发电功率约2.5 MW。
式中:WR为蒸汽发生器传给二回路反应堆基准热功率,MW;Qe为蒸汽发生器二回路给水流量, kg/s; Qp为蒸汽发生器二回路排污流量, kg/s;He为蒸汽发生器二回路给水比焓值,kJ/kg;Hp为蒸汽发生器二回路排污比焓值,kJ/kg; Hv为蒸汽发生器二回路出口湿蒸汽比焓值, kJ/kg。
大亚湾和岭澳核电站的给水流量流出系数原采用ISO5167- 1- 92版的标准, 现在则采用 ISO5167- 2- 03的新标准, 新标准的流出系数降低了约0.11%,KME热功率将降低 0. 11%。这样,在理论上可提高热功率0.11%,发电能力可提高约1 MW。
以往的KME测量随机误差较大。理论证明,随机误差经足够多次数的测量后, 其正向误差和负向误差大体相等, 可用多次测量值的算术平均值来减少随机误差。因此, 大亚湾和岭澳核电站改变了 KME测量的采样时间与周期, 使每一个测量点至少进行100次采集。计算得出 KME 测量与计算误差约为0.5%, 比原设计的误差 1% 有很大的提高, 在理论上可提高机组发电能力约5 MW。
此外,通过利用最新的水和水蒸气计算模型IAP-WS- IF97代替IFC- 67来进行KME热平衡反应堆基准热功率计算后, 使其精度提高了约0. 1%。
6.2热功率监测与控制系统偏差的缩小
大亚湾、岭澳核电站反应堆热功率测量有3种方法,分别为核仪表系统(RPN)、试验数据采集系统(KDO)(它们测量计算获得的反应堆热功率分别称作RPN和KDO热功率)和 KME。RPN 热功率是通过测量中子通量来计算瞬时热功率值,KDO 热功率是采用现场仪表通过测量一回路热工参数计算瞬时热功率值,运行主要依靠这两个系统来保证瞬时热功率不超过规定反应堆安全热功率值。在保证核安全的情况下, 从运行出发提高反应堆热功率监测与控制系统的精度是提高机组出力最主要的手段, 以减少KDO的瞬时热功率波动幅度、缩小KDO、RPN与KME热功率测量结果偏差。
(1)原KDO 热功率显示值波动较大, 以岭澳核电站为例,最大波动达到50 MW, 受其限制使机组实际热功率严重偏低,制约机组实际出力。经分析,该波动的主要原因为反应堆实际物理参数和仪表测量通道引起的测量误差所致。为此, 对 KDO 信号源采样点以及中间计算变量进行了滑动平均处理,改进后热功率的波动由50 MW减小到22 MW, 使实际机组反应堆热功率平均运行值提高了近 30 MW, 提高了近 10MW 的电功率。
(2)KME与 RPN、KDO 热功率测量结果也存在偏差,当偏差加大时会对实际热功率造成影响。因此,核电站对 KME、RPN、KDO 热功率测量偏差进行了严格的控制, 提出的标准是当 KDO 热功率与KME热功率偏差接近0.25%时,对 KDO 热功率按照 KME 热功率进行及时修正。这样既保证了安全,又使机组反应堆热功率保持在较高的水平, 保证了机组出力的较高水平。同样,采取了相应措施及时修正RPN 热功率。
6.3 常规岛阀门内漏检查
根据国内外大量电厂的统计,正常运行机组通常有5%~ 10%阀门内漏, 其中1%~ 2%阀门的泄漏为总泄漏量的70%。发生内漏的阀门主要包括各旁路阀、蒸汽管道至凝汽器的疏水阀等。正常运行时这些阀门处于关闭状态, 若存在内漏,将会严重影响到机组出力。通过近年在大修前对常规岛影响出力的主要阀门查漏表明,核电站早期内漏阀门较多且范围广。(1) 大部分内漏阀门出口压力很低,流动处于临界状态, 流量较大,内漏蒸汽直接排入凝汽器,使高温漏气的可用能都被循环水带走,直接损失较大; (2)高温蒸汽漏入凝汽器, 增加凝汽器热量, 影响凝汽器真空,也影响到机组出力。(3)给水加热器的旁路阀如果发生内漏, 会使进入下一台加热器的温度降低, 造成下一台加热器热负荷增加,抽汽量增大,产生功率损失。内漏阀门的检查与处理是目前核电机组节能潜力之一, 以汽轮机旁路系统(GCT)为例, 微小内漏也会对出力产生重大影响,如果其内漏量为主给水量的 0.3%, 计算表明将会引起出力降低4.2 MW。目前还没有一种测量与计算方法可以准确定量地判断阀门内漏的泄漏率,特别是对于蒸汽泄漏。大亚湾和岭澳核电站将常规岛阀门内漏对机组出力的影响分为A、B、C三类: A 类为有重大影响的阀门, 主要指GCT 的12个旁路阀门,管道粗且通过的是高温蒸汽,对出力影响很大;B类为一般影响的阀门, 主要指管道直径较小的高温蒸汽或直径较大的高温水管道阀门,对出力有一般的影响,例如汽水分离再热器(GSS)、高压加热器(AHP)、主蒸汽( VVP)、低压加热器(ABP)等系统的旁路阀;C类为有轻微影响的阀门, 主要指疏水器及其旁路阀。根据阀门类别的不同, 内漏判别原则也不尽相同。通过对几台机组大修前后出力的数据对比, 表明经过内漏消缺处理后,机组出力提高了(2~ 3) MW。
6.4凝汽器性能的维护
大亚湾、岭澳核电站投入商业运行以来, 对凝汽器已做了多次特性试验, 一般在每个燃料循环末期和初期(即大修前后) 均进行凝汽器特性试验, 并通过对试验结果分析提出改善凝汽器特性的主要措施。
(1)试验数据表明,凝汽器冷却管清洁度从每个燃料循环初期到末期均呈逐渐降低的趋势。经大修清洗后,冷却管清洁度均得到提高, 但每次大修后冷却管清洁度提高的程度不一样。大修期间凝汽器冷却管采用胶球清洗,但胶球反复多次使用后,由于磨损其直径将
逐渐变小,从而降低清洗效果。因此,提出在大修期间使用新的胶球,使清洗效果有了明显的提高, 凝汽器的冷却管清洁度和端差有了明显的改善。
(2)在机组的真空值下降时,对凝汽器真空系统进行氦气检漏,通过氦气的高扩散性,寻找真空系统的泄漏点, 快捷准确。某台机组曾经出现发电功率偏低, 只有978 MW左右,额定功率为984 MW。采用氦气真空查漏,共查出1处真空破坏阀、2处法兰、3处人孔门和5处低压缸防爆门的泄漏量较大,经初步处理后, 凝汽器真空提高了 0.3 kPa,电功率提高了6 MW。经过多年的实践表明, 通过凝汽器的性能试验与参数分析不仅可以监督机组维修质量,同时还保持了机组良好的安全经济运行状态。
结 论
(1) 本文通过对核电汽轮机特点的剖析与常规汽轮机的比较，从此建立了一套发电能力的计算模型和发电能力的评价模型，并对发电能力改进给出了分析，为机组发电能力的评价和出力改进措施提供了理论基础。
(2) 在对核电站汽轮机组热力系统分析中，建立了核电站二回路系统热效率计算模型，为改进措施的理论验证，及提高机组处理能力分析中，提供了理论依据。
(3) 通过对二回路热效率计算并对影响机组发电能力因素的分析例如：基准热功率测量系统、冷凝器性能维护、重要阀门查漏，与实际相符合。同时结合缸效率模型和汽水分离再热器模型对高压缸通流改造项目和再热器过热度改造项目进行了简单的定量分析，从理论上证明了这两项改造措施对机组出力能力的贡献。
致 谢
感谢我的导师们，他们严谨细致、一丝不苟的作风一直是我工作、学习中的榜样；他们循循善诱的教导和不拘一格的思路给予我无尽的启迪。
感谢我的王强老师，这片论文的每个实验细节和每个数据，都离不开你的细心指导。而你开朗的个性和宽容的态度，帮助我能够很快的融入我们这个新的实验室。
感谢我的室友们，从遥远的家来到这个陌生的城市里，是你们和我共同维系着彼此之间兄弟般的感情，维系着寝室那份家的融洽。四年了，仿佛就在昨天。四年里，我们没有红过脸，没有吵过嘴，没有发生上大学前所担心的任何不开心的事情。只是今后大家就难得再聚在一起吃每年元旦那顿饭了吧，没关系，各奔前程，大家珍重。我们在一起的日子，我会记一辈子的。
感谢我的爸爸妈妈，焉得谖草，言树之背，养育之恩，无以回报，你们永远健康快乐是我最大的心愿。
在论文即将完成之际，我的心情无法平静，从开始进入课题到论文的顺利完成，有多少可敬的师长、同学、朋友给了我无言的帮助，在这里请接受我诚挚的谢意！
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