核电半速机短时低负荷运行的系统设备可靠性分析

大亚湾核电运营管理有限责任公司 陈杰 彭展业 朱才华

引言

近年来，受各种因素影响，对长期带基础负荷运行的核电机组也提出了短时间或部分时间降负荷运行的要求，本文不对降负荷运行过程中的机组反应性控制方面情况做更多评价，而只侧重从机组的系统设备可靠性方面进行分析,为机组的安全运行提供支持，分析的数据曲线主要来自核电半速机的一次实际运行工况。

本电厂共有4台全速汽轮机和2台半速汽轮机投入商业运行。2017年1次台风来袭，电网要求电厂从运行机组中选择两台机组降负荷至50%负荷，考虑到每台机组的具体情况以及50%负荷堆芯控制困难，电厂经分析最终选择1台半速机从当时已经降到的833MW平台继续降至100MW低负荷运行,台风过后重新升回正常负荷，实际低负荷持续运行时间3.5小时，后面对这个过程进行了参数分析。

1 低负荷下各系统设备运行状况及影响评估

通过全面检查100MW低负荷短时运行的主要系统设备状态和参数情况，对低负荷运行的设备可靠性进行评估分析。

1.1 主汽轮机及其相关系统设备

总体情况：本机组包括1个高中压缸及两个低压缸。短时低负荷运行期间，检查主汽轮机及其相关系统设备运行正常，参数无异常。低压缸振动有轻微波动，但幅值不大。各主要参数情况如下：

高中压缸转子振动无明显异常，但升降负荷期间有轻微波动，见下图：

高中压缸转子振动微波动图

1号、2号低压缸转子振动无明显异常：但升降负荷期间有轻微波动，见下图：

1号低压缸转子振动图

主汽轮机系统设备相关的其他参数评价：高中压缸、1号/2号低压缸、发电机等的轴瓦振动、轴瓦温度及轴承箱回油温度等无明显变化；高中压缸、低压缸体膨胀及胀差、推力瓦温、转子轴向位移、高中压缸以及低压缸的排汽温度、压力等随负荷变化有正常相应变化；低压缸喷淋水无异常，降负荷至20%负荷自动投运，升负荷至20%负荷后自动退出；高中压缸的缸体及法兰温度在降负荷期间可见下降趋势。高压缸调节阀的阀位3.1%，SD=4.3%，中压缸调节阀位48%，阀门开度平稳。但低负荷情况下高中压调节阀油压波动幅度增加，油压脉冲增加，长期低负荷运行增大了高中压调节阀动力油进口软管破裂风险，见下图：

2号低压缸转子振动图

发电机转子振动无异常图

长期低负荷运行软管破裂风险图

润滑油和调节油系统的油压、油温、油位、滤网压差等无异常，未受升降负荷影响。

低负荷下汽水分离再热器系统设备总体运行无明显异常，但各疏水罐液位调节波动比满负荷时略大。另外，由于低负荷下疏水量的不稳定性，疏水的再循环阀开始频繁的开关调节，进一步增加了混合疏水箱液位调节的难度，增大了疏水泵跳闸的风险。汽水分离再热器的壳体、再热器管板的压力、温度无异常；疏水箱压力、温度、液位等无异常，但可见液位调节波动。

CET轴封压力、温度等无异常图

1.2 给水相关系统设备

总体情况：短时低负荷运行期间，检查给水相关系统设备运行正常，参数无异常，但给水泵振动明显上升，因此不建议长期低负荷运行。

低压加热器系统设备运行无明显异常。低负荷运行对低压加热器的主要影响参数是抽汽压力、抽汽流量和给水流量，这些变化都在设计范围内，对低压加热器运行无特别影响。

除氧器系统设备运行无明显异常。低负荷运行时，除氧器压力会降低，给水流量会有所变化，但变化都在除氧器设计范围内，对除氧器运行并无特别影响。

电动给水泵系统设备运行无明显异常。低负荷运行时，泵组处于低负荷状态，偏离最佳设计运行工况，压力级泵振动上升比较明显，有振动值会超过100μm（正常振动值在20～50μm之间），泵长期处于振动高状态下运行会导致泵机封泄漏，泵相关小支管泄漏等异常，严重情况下会导致泵不可用，因此不建议电动给水泵长期处于低负荷运行。

高压加热器系统设备运行无明显异常。本机组高加的应急疏水阀因为原始设计原因存在开启时易卡涩问题，但最近几年停机在低负荷时阀门开启后能正常调节，此情况暂对高加可用性没有影响。低负荷时高加抽汽压力、抽汽流量、给水流量等会有相应的变化，这些变化都在高加设计范围内，对高加运行无特别影响。

1.3 凝汽器及旁路相关系统设备

总体情况：短时低负荷运行期间，检查凝汽器、凝结水泵、真空泵及旁路相关系统设备运行正常，参数无异常。

1.3.1 凝结水抽取系统设备运行无明显异常

低负荷下给水调节阀开度减小，再循环阀开启，凝结水泵出口压力升高，这些变化均在系统设计范围内。但实际由于系统设备的布置等因素，再循环阀在大开度运行时振动略微偏大，长期低负荷运行时可能导致气动头各仪控部件及仪表供气管线接头承受更多的考验。若需低负荷长期运行，则需在系统配置上作一些调整，停运一台凝结水泵，维持单台凝结水泵运行，以降低再循环阀门开度，减少振动影响。

1.3.2 真空抽取系统设备运行无明显异常

低负荷下凝汽器真空将趋好，凝结水抽取系统氧含量逐渐升高，短期运行对二回路系统设备运行影响较小，但长期运行可能增加二回路腐蚀。本次低负荷运行时，由于海水温度较高，二回路氧含量最高仅到6ppb左右。凝汽器固有特性决定了当海水温度较高时氧含量相对较低，故海水温度较低时氧含量上涨幅度较大，如冬季低负荷运行，则氧含量甚至可能达到20ppb，此时若长期低负荷运行，则可能对二回路设备腐蚀控制方面带来不良影响。

1.3.3 汽轮机旁路系统设备运行无明显异常

低负荷下可能需要开启旁路阀门，通过旁路排放平衡一回路和二回路负荷。低负荷运行状态属于系统正常设计范围，理论上长期低负荷运行对汽轮机旁路系统无影响，但由于本机组的凝汽器设计存在先天性不足，蒸汽流速过大或流场恶化可能改变钛管的振动形态，增加钛管断裂风险。旁路长期蒸汽排放对钛管的影响难以准确评估，根据电厂运行经验来看，不建议长期维持旁路排放。另外，低负荷持续运行时可以通过调整反应堆负荷使一、二回路达到匹配。

1.4 循环水及冷却水相关系统设备

总体情况：短时低负荷运行期间，检查循环水、循环水过滤系统及冷却水相关系统设备运行正常，参数无特别异常。

循环水系统设备运行无明显异常。低负荷不影响循环水量，循环水系统运行不受低负荷影响。

循环水过滤系统设备运行无明显异常。系统不受负荷变化的影响。

辅助冷却水系统设备运行无明显异常。由于流量不变，系统不受负荷变化影响。

常规岛闭路冷却水系统设备运行无明显异常。低负荷导致用户阀门开度减小，冷却水需求量减小，再循环调节阀自动对冷却水量进行调整，保证泵出口压力及系统总流量不变。目前，再循环阀在低负荷下的调节裕量足够，对系统影响较小。

1.5 发电机、发电机辅助系统及变压器

总体情况：短时低负荷运行期间，检查发电机、发电机辅助系统及变压器相关系统设备运行正常，参数无异常。

发电机定子线棒温度、定子线棒出水温度、转子温度、氢气温度都相应降低，发电机转子振动基本保持稳定，期间所有参数均保持正常范围。

发电机辅助系统中的定子冷却水系统、发电机密封油系统、发电机氢气冷却系统以及发电机氢气供应系统中除了定子冷却水系统的冷却水调节阀在低负荷下开度小对调节稳定性有影响外，其他无明显异常。

变压器在机组低负荷运行期间主厂变顶层油温、绕组温度等各项参数均正常，现场未见跑冒滴漏现象。变压器低负荷运行对变压器寿命有利。但对于密封材料而言，因受温度变化影响导致压缩量的变化，可能会导致变压器漏油。

1.6 一回路主设备

总体情况：短时低负荷运行期间，检查一回路主设备相关系统设备运行正常，参数无异常。

1.6.1 主泵运行无明显异常

降负荷期间，一回路进行多次换水及压力控制，三台主泵轴封注入流量增加0.3m3/h左右，一号密封室水温下降1.3℃左右，三台主泵一号密封泄漏流量 由520/489/551L/h上 涨 至590/545/640L/h左右，其他主泵参数基本稳定。

主泵设计在一回路压力25bar以上运行，降负荷与满负荷运行时一回路压力均为155bar，因此降负荷运行满足主泵运行条件。降负荷期间一回路的操作会影响主泵一号密封泄漏流量，当主泵一号密封泄漏流量达到1.2m3/h时报警，达到1.4m3/h时自动停泵，在降负荷后需要加强对主泵一号密封泄漏流量的监视。

1.6.2 稳压器运行无明显异常

机组降负荷及升负荷需要投退稳压器加热器，此时需要稳压器喷淋阀自动调节开度来控制一回路压力，设计上对喷淋阀动作次数没有明确限制。检查本次降负荷后喷淋阀开度频繁变化，一方面可能损坏喷淋阀最小开度限位挡块，另一方面可能导致喷淋阀盘根泄漏增大导致一回路泄漏率增加。因此，虽然降负荷短期内不会对机组造成影响，但从保证设备长期稳定运行方面考虑，应尽量保持稳定正常负荷运行。

1.6.3 主蒸汽隔离阀运行无明显异常

查询降负荷前后阀门各参数均在合格范围内，降负荷对主蒸汽隔离阀的参数没有特别影响。

1.6.4 主蒸汽安全阀运行无明显异常

机组降负荷后，主蒸汽压力及流量会出现相应的变化，当机组降负荷至100MW平台时，主蒸汽压力上升到了7.21MPa，此次降负荷并未发现有主蒸汽安全阀出现前泄的异常，设备运行情况正常。

2 半速汽轮机的设计要求

本半速机低负荷运行是设计要求的工况之一，机组设计应满足该工况运行要求。

本半速机主汽轮机设计基准及安全准则如下：对冲转启动的次数有限制，但对低负荷运行的时间及次数无明显限制。此外，对负荷快速变化也有次数限制，比如在2小时内100%负荷快速下降至50%负荷或50%负荷快速提升至100%的次数限制为15000次。

机组低负荷运行时，考虑低压缸末级叶片的鼓风效应，可能导致低压缸末级叶片超温，设计要求20%负荷下进行末级叶片喷淋冷却。同时，在小容积流量下运行时，在叶片根部及顶部产生涡流区，将产生强烈的漩涡损失，使级效率进一步下降，并且会使叶片产生强烈的振动，导致动应力增加，对叶片存在不利影响。

3 本电厂及外部机组运行经验反馈

机组实际的运行经验往往是有重要参考价值的，从本电厂两台半速机的调试历史及此前遇到台风的短时降负荷运行的历史情况看，机组短时低负荷运行未见即时明显异常。本电站3、4号机组调试期间，带厂用电负荷水平连续运行时间超过此次降负荷运行时间。

本电站4号机曾在2016年4月的1次停机降负荷过程中有振动表现异常的情况，在降负荷到150MW左右时开始出现转子振动上升趋势，导致解列后机组比计划提前打闸。大修中进行针对性检查、测量及分析，并对汽缸位置进行了调整，大修启机振动良好，后续启机及停机均未见异常。

其他电厂的半速机也有振动高问题的类似反馈，原因基本是比较清楚的，有一些是系统控制问题，有一些是瞬态对设备状态产生影响没有及时消除导致后果扩大问题，但总体讲比本电厂全速机的低负荷运行表现要稳定。

4 总体评价

从本次核电半速机的短时低负荷运行实际表现、设计要求以及内外部的经验反馈情况来看，机组系统设备的调节性能及反应总体是良好的，是满足短时低负荷运行要求的，各系统设备参数变化总体上都在可接受范围内。

但从机组系统设备特性来说，部分系统设备长期低负荷运行时性能可能受到影响，部分系统设备可能需要调整运行方式以改善设备的运行状态。比如，低负荷情况下高中压调节阀油压波动增加，油压脉冲增加，长期低负荷运行可能增大高中压调节阀动力油进口软管破裂风险；电动给水泵组处于低负荷状态，偏离最佳设计运行工况，压力级泵有振动上升问题；稳压器喷淋阀频繁动作，可能损坏喷淋阀最小开度限位挡块和导致喷淋阀盘根泄漏增大问题等。

在低负荷运行中需要重点考虑主汽轮机的振动问题。从理论上讲，半速机转子较全速机转子更重，转动惯量更大，更不易于被激起振动；从机组运行经验来看也是如此，半速机低负荷振动性能表现较全速机优良。但实践也证明，半速机振动一旦被激起则干预起来较全速机要困难。半速机组振动高问题出现后，较难通过运行方式调整等非停机检修手段进行干预消除。从实际运行数据来看，短时低负荷运行机组总体振动情况良好。

在低负荷运行中也需要重点考虑低压缸末级叶片的影响。低负荷运行时蒸汽参数偏离设计值，流量变小，在末级叶片的根部易出现汽流脱离，形成涡流区，汽流反向冲击叶片根部部分，因半速机末级叶片较长，低负荷运行时其汽流分离的相对高度大, 形成的涡流区也较大。

另外，低负荷运行时，末级动叶片根部区域的涡流形成的激振频率极可能倍数于某一末级叶片的固有频率, 形成共振，使叶片出现自激振动而动应力突增, 造成叶片的破坏。实际运行暂未见异常，但因存在时间累积效应，故影响较难定量分析。

5 小结及建议

从短时低负荷运行系统设备运行情况看，机组系统设备未见即时明显异常，短时间低负荷运行是允许的。但考虑低负荷运行期间，常规岛系统的调节不稳定以及低负荷运行期间蒸汽特性对汽轮机末级叶片的不利影响，对核岛一些设备状态的影响，以及本文没有分析的对反应性控制方面的不利影响等方面因素，不建议机组经常低负荷运行及长时间低负荷运行。

在特殊情况下，考虑机组保持低负荷运行还是解列重新并网甚至汽机打闸重新冲转并网时，鉴于解列重新启动并网对系统设备的考验及影响，则建议尽量选择短时低负荷运行。在台风等恶劣气候下，保证机组的电源可靠性将至关重要，在配合电网调整负荷时，还需要兼顾机组的安全性、重大设备的可靠性和控制方式的灵活性。

综合各方面考虑，建议今后在遇到台风等恶劣天气时，当电网要求电站进行深度降负荷而没有其它机组负荷适合调整时，可考虑将半速机短时降功率至对外界异常进行响应的低负荷状态运行，再根据台风过后的天气状况及电网负荷需求及时进行机组控制方式的调整，尽早恢复机组的正常运行状态。