福清核電2號汽輪發(fā)電機組出力降低原因分析

福清核電2號汽輪發(fā)電機組出力降低原因分析

Summary：核電廠機組出力能力與電廠經濟效益緊密相關。提前識別機組潛在風險，及時消除機組設備缺陷、提高機組運行出力等一直以來都是核電廠的重要技術工作。在出力變化時及時對比分析機組性能，查明原因，對保證機組安全穩(wěn)定運行以及電廠經濟效益有重大意義。文章以福清核電2號機組為例分析機組出力降低原因，明確電廠調停對機組出力造成的影響，對保證和改善機組出力提供建議，為同行電廠提供參考。Keys：機組出力；機組調停；蒸汽發(fā)生器；凝汽器背景

2019年1月1日至今福清4臺機組多次調峰、調停，總體頻度遠高于往年。根據(jù)機組滿功率運行狀態(tài)統(tǒng)計，1-4號機組出力隨海水溫度升高均有所下降，但1、2、4號機組低于2018年相同海水溫度下機組出力，3號機組較同期出力水平良好。4號機組調閥開度為57%，出力仍有提升余量。根據(jù)表2數(shù)據(jù)，2號機組較同期出力下降最多。表1福清1-4號機組出力數(shù)據(jù)表機組號實際出力（MW）熱功率（MW）海水溫度（℃）調閥開度（%）較2018年出力差值（MW）1#1070285928.562.0-42#1071284728.262.0-83#1073288928.162.0+24#1074287528.457.0-5

調研同行電廠同型號機組出力情況，選取海水溫度較為接近的機組數(shù)據(jù)。隨夏季海水溫度升高，機組實際出力均下降至TMCR工況設計出力以下。針對此現(xiàn)象同行電廠通過取消調閥開度限值以提高蒸汽流量及熱功率，從而提升機組出力。同時其海域海水溫度略低于福清海域，故機組出力能力整體高于福清核電。表2同行電廠機組出力數(shù)據(jù)表機組號實際出力（MW）熱功率（MW）海水溫度（℃）調閥開度福清2#1075284727.764.0%某電廠A#1079288426.364.1%某電廠B#1083289727.064.2%機組主要參數(shù)分析機組熱效率熱效率在一定程度上反映機組做功能力，即機組將熱能轉化為機械能的能力，是衡量機組經濟性的重要指標。2018年至2019年6月隨福清海域水溫升高逐漸步入夏季工況，1、3、4號機組熱效率緩慢下降至設計額定TMCR工況以下，但均優(yōu)于SCR工況（夏季工況）熱效率。對比相似海水溫度下參數(shù)數(shù)據(jù)，2019年2號機組熱效率優(yōu)于同期2017、2018年的機組熱效率，且遠大于額定TMCR工況下的效率。2號機組熱效率最優(yōu)。汽輪發(fā)電機組做功能力應不是造成機組出力降低的主要原因。凝汽器性能凝汽器性能直接影響機組出力能力，凝汽器性能越好，機組出力越高。凝汽器背壓是凝汽器的重要參數(shù)，是衡量凝汽器效率的重要指標，在一定范圍內，凝汽器背壓越低，機組出力越好。2號機組近四年海水溫度為30℃時凝汽器背壓均維持在8kPa左右。2019年2號機組凝汽器背壓為7.95kPa，較往年基本持平，對比其余三臺機組背壓曲線變化趨勢一致，與海水溫度呈良好正相關關系，凝汽器效率未見異常。圖1滿功率狀態(tài)機組凝汽器背壓趨勢圖為進一步分析凝汽器性能，選取近年來數(shù)據(jù)對凝汽器端差進行比較。凝汽器端差是凝汽器壓力下的飽和溫度與冷卻水出口溫度之差，其大小與海水進口溫度、低壓缸蒸汽質量、凝汽器換熱管清潔度及海水流量等有關。凝汽器端差可反應凝汽器換熱能力，端差越小，設備換熱能力越好，機組出力越高。2號機組凝汽器端差設計值為4.13℃，表4選取了2016-2019年2號機組海水溫度約為30℃時的凝汽器端差值，近四年均保持在3.3℃左右，凝汽器換熱性能較往年同期變化不大。根據(jù)2號機組滿功率狀態(tài)下機組凝汽器端差趨勢圖可以看出凝汽器端差與海水溫度變化趨勢呈負相關，曲線在端差設計值附近來回波動，冬季部分時段高于設計值，凝汽器換熱性能較差。但從2019年1月中旬開始，隨著海水溫度升高，2號機組凝汽器端差值呈下降趨勢，4月24日后下降至設計值以下且低于2018年同期水平，凝汽器換熱能力良好。結合以上指標判斷，凝汽器性能不是造成機組出力降低的主要原因。圖22號機組凝汽器端差趨勢圖蒸汽發(fā)生器性能蒸汽發(fā)生器出口壓力是表征蒸汽發(fā)生器換熱能力的參數(shù)，蒸汽發(fā)生器出口壓力越高，蒸發(fā)器換熱能力越好，機組出力越高。但是隨著機組長時間運行，蒸汽發(fā)生器會出現(xiàn)結垢、清潔度降低，蒸發(fā)器換熱性能變差導致蒸汽發(fā)生器出現(xiàn)出口壓力緩慢下降的現(xiàn)象。蒸發(fā)器在首循環(huán)、次循環(huán)存在磨合期，機組主蒸汽壓力會出現(xiàn)明顯下降，一般為3-18個月。磨合期結束后，主蒸汽母管壓力將自然回升。2016年5月開始，2號機組出力低于同期1號機組，最大相差10MW。經過201、202大修后主蒸汽壓力升回升，機組出力升高，2018年2號機組出力為廠內最優(yōu)。自2019年3月底開始，2號機組主蒸汽出口壓力明顯降低，后4月4日、4月16日經歷兩次調停，主蒸汽壓力趨于穩(wěn)定后較去年同期數(shù)據(jù)下降約0.5bar.g。根據(jù)國內外對大量電廠蒸發(fā)器出口壓力下降原因的分析，機組經歷長時間的停堆熱備或低功率運行，蒸汽發(fā)生器傳熱管外表面有利于傳熱效應的松散沉積物會出現(xiàn)剝離現(xiàn)象，從而導致傳熱管換熱效率的下降，直接體現(xiàn)在主蒸汽母管壓力參數(shù)的下降。而2號機組自2019年1月1日起共經歷了15次調峰、2次調停，長時間處于停堆和低功率運行狀態(tài)，符合上述現(xiàn)象的原因。圖32號機組蒸汽發(fā)生器出口壓力趨勢圖福清核電4臺機組2019年蒸汽發(fā)生器出口壓力發(fā)生多次波動，期間均出現(xiàn)不同程度的下降。選取2018-2019年相近海水溫度時的數(shù)據(jù)比較，1-3號機組蒸汽發(fā)生器出口壓力低于同期水平，蒸發(fā)器換熱能力有所下降。4號機組蒸汽發(fā)生器出口壓力高于同期水平，目前為4臺機組最優(yōu)。1-4號機組蒸汽發(fā)生器出口壓力下降均出現(xiàn)在機組調停、小修后，證實2號機組出現(xiàn)蒸汽發(fā)生器出口壓力降低現(xiàn)象是由于長時間處于低功率運行狀態(tài)導致的。2號機組較同期蒸汽發(fā)生器出口壓力降低最多，蒸發(fā)器換熱能力下降，機組出力受到一定程度影響。表3福清1-4號機組蒸汽發(fā)生器出口壓力數(shù)據(jù)表機組號蒸汽發(fā)生器出口壓力（MPa）較2018年同期差值（bar.g）1#6.63-0.342#6.63-0.503#6.64-0.034#6.76+0.70機組回熱性能機組回熱系統(tǒng)通過汽輪機高中壓合缸、低壓缸抽汽對給水加熱從而提高機組效率。2號機組回熱系統(tǒng)包括1、2號復合型低壓加熱器、3、4號低壓加熱器和6、7號高壓加熱器等。其中對汽輪發(fā)電機組出力影響較大的為高壓加熱器，2018-2019年2號機組高壓加熱器抽汽壓力、給水側進出口溫度和給水流量等都較為穩(wěn)定，上下波動較小，加熱器正常加熱給水，未見異常。加熱器端差是衡量加熱器傳熱效果及經濟運行的重要參數(shù)，可作為判斷汽輪發(fā)電機組加熱器性能的指標，端差越小，加熱器性能越好。根據(jù)2號汽輪發(fā)電機組熱力性能試驗結果，低壓加熱器端差對機組出力影響較小，選取6、7號高壓加熱器端差進行趨勢分析。6號高壓加熱器上、下端差設計值分別為5.0℃、7.0℃，7號高壓加熱器上、下端差設計值分別為2.1℃、5.9℃。2018-2019年7號高壓加熱器上端差A、B列始終低于設計值，下端差A、B列均維持在8~8.5℃左右，高于設計值。同理對6號高壓加熱器端差分析，2018-2019年其上端差與設計值基本一致，曲線趨勢平緩，較為穩(wěn)定，下端差維持7.5~8℃左右，高于設計值。整體看來高壓加熱器性能略差，對6、7號高壓加熱器端差修正至設計值可使汽輪發(fā)電機組出力分別提高約160kW和250kW。但2019年機組加熱器性能較往年未發(fā)生明顯變化，所以機組回熱性能不是機組出力降低的主要原因。機組再熱性能機組再熱系統(tǒng)采用兩級式汽水分離再熱器，在除去蒸汽中水份的同時通過主蒸汽與高壓缸抽汽對高壓缸出口蒸汽加熱，保證進入中壓缸的蒸汽為過熱蒸汽，提高蒸汽品質，降低對中壓缸的沖蝕。2018-2019年2號機組汽水分離再熱器A、B列出口壓力穩(wěn)定維持在0.92MPa左右，一、二級抽氣量穩(wěn)定，出口溫度隨設備長時間運行呈緩慢下降趨勢，A、B列下降范圍為0.5~1.5℃左右，最低約為273.7℃，高于設計值268.8℃，設備運行狀態(tài)良好。通過計算汽水分離再熱器端差對其換熱性能進行分析，汽水分離再熱器一級端差設計值為11℃，二級端差設計值為11.3℃。2號機組汽水分離再熱器端差趨勢圖如圖8所示，2018-2019年2號機組一、二級端差值均出現(xiàn)小幅度波動，但整體趨勢較為穩(wěn)定。一級端差維持在9.5~10℃左右，二級端差在7~8.2℃之間波動，均低于設計值，汽水分離再熱器換熱性能良好。結合以上信息判斷機組再熱性能不是造成機組出力下降的主要原因。圖42號機組汽水分離再熱器端差趨勢圖結論影響機組出力因素包括很多方面，文中挑選部分主要參數(shù)對機組出力影響進行分析。通過機組內及機組間數(shù)據(jù)橫縱向對比，2號機組熱效率、凝汽器性能、機組回熱及再熱系統(tǒng)較同期均未發(fā)生明顯變化，不是造成機組出力降低的主要原因。2019年2號機組多次參與調峰、調停，滿功率運行后蒸發(fā)器出口壓力明顯降低，導致蒸發(fā)器換熱能力下降，從而造成機組出力能力低于去年同期值。根據(jù)福清核電機組運行情況并結合同行電廠經驗反饋，蒸汽發(fā)生器換熱能力是可以改善的。一方面，機組長時間穩(wěn)定運行會在蒸汽發(fā)生器傳熱管上生成松散沉積物，可以提高其換熱效率。如：福清3號機組2019年調停后主蒸汽母管壓力明顯降低，但隨著機組長時間穩(wěn)定運行主蒸汽壓力已緩慢回升，接近同期水平。另一方面，對蒸汽發(fā)生器傳熱管進行化學清洗和物理沖洗可一定程度上提高蒸發(fā)器清潔度，有利于設備傳熱，但其效果視實際情況而定。如：福清4號機組401大修通過蒸發(fā)器管板正反向沖洗，主蒸汽壓力明顯提升了1bar.g。以上均是通過實例驗證過可以改善蒸汽發(fā)生器換熱能力的方法。建議機組長時間穩(wěn)定運行可在一定程度上提高蒸汽發(fā)生器換熱效率，而機組頻繁參與調峰、調停會造成蒸發(fā)器傳熱能力降低影響機組出力，此類現(xiàn)象大多發(fā)生在調停后。電廠應盡量避免機組長時間處于停堆及低功率運行狀態(tài)；核電廠通常設有蒸汽流量限值、壓力限值等對反應堆進行多重保護。電廠可通過設置蒸