核电厂汽轮机控制系统优化改进分析 刘玉廷

核电厂汽轮机控制系统优化改进分析刘玉廷

发表时间：2018-01-06T20:53:43.340Z 来源：《电力设备》2017年第26期作者：刘玉廷

[导读] 摘要：某核电厂#1机组投入商运后，在冬季工况电功率达到额定功率1086MW时，核功率为2885MW，核功率仅为99.3%FP，未达到核岛设计的满功率。

（苏州热工研究院有限公司广东深圳 518124）

摘要：某核电厂#1机组投入商运后，在冬季工况电功率达到额定功率1086MW时，核功率为2885MW，核功率仅为99.3%FP，未达到核岛设计的满功率。为了提高该核电厂#1机组电功率，保证核功率能够达到100%FP，从而对该核电厂的汽轮机控制系统进行优化改进，提高机组整体运行经济性。

关键词：核电厂；汽轮机；控制系统；优化改进

1 工程概况

某核电厂GRE系统（汽轮机控制系统）采用西门子设计方案，GRE系统中汽轮机负荷最大限值GRE0110ND为额定负荷1086MW。根据汽轮机维修手册和热平衡图等文件，汽轮机在VWO工况下运行，负荷可达到1117.2MW。目前该核电厂受限于GRE系统GRE0110ND值（最大负荷限值）的限制，汽轮机负荷最大只能达到额定负荷1086MW。目前存在问题如下：首先，在冬季海水温度低时，汽轮机电功率已达到1086MW时，但核功率约为99.3%FP，理论上核功率100%FP时，还可提升电功率约10MW，汽轮机电功率未达到最佳经济效益。其次，受此最大负荷上限定值的限制，导致核功率无法达到满功率，同时会给核岛满功率相关性能试验带来不便。为充分发挥汽轮机潜能，提高机组整体运行的经济性，需对该核电1、2号机汽轮机GRE系统中负荷最大限值进行修改：将GRE0110ND限值修改为1117.2MW。

2 汽轮机控制系统改进

2.1 汽轮机控制系统改进方案

修改汽轮机最大负荷上限定值，由1086MW修改为1117.2MW。

根据汽轮机目标负荷，详细变更方案如下：1）将GRE AP3/AP1控制器中负荷最大限值修改为1117.2MW，使汽轮机最大目标负荷设定值与汽轮机VWO工况相匹配。

2）GRE控制回路负荷最大限值修改后，RB控制回路相关参数量程需进行同步修改，使之与定值手册文件保持一致。3）TCS与DCS 通讯清单中与负荷设定相关的通讯点量程修改。参考逻辑图文件中负荷参考值72信号生成逻辑的量程设置0-1200及DCS输入信号清单文件中GRE072MY量程0-1200MW，TCS与DCS负荷设定相关通讯点量程需统一修改为1200MW。

1200MW量程的统一还可有效避免非异常工况控制器小选71信号（送RGL负荷限制信号）触发RGL GD输入的负荷参考值72信号切至开度参考值74信号造成RGL不必要扰动。4）DCS/TCS画面描述修改。由于汽轮机负荷最大限值及通讯点量程的修改，DCS/TCS画面描述需进行同步修改，保证画面显示与逻辑设置一致。

2.2 核电厂汽轮机控制系统改进的可行性

2.2.1 轴承振动评估

通过对50%Pn和100%Pn两个功率平台各轴承瓦振和轴振的比较分析可得：两个功率平台各轴承的振动情况非常良好，当汽轮发电机组功率发生变化时，各轴承振动变化不大，且都远小于报警值。因此，该汽轮发电机组电功率提升至1117.2MW时，对汽轮发电机组各轴承的振动基本无影响。

2.3轴承温度分析评估

通过对50%Pn和100%Pn两个功率平台各轴承温度比较分析可得：两个功率平台轴承温度均非常良好，当汽轮发电机组功率变化时，汽轮机轴承温度变化不大，且远小于各轴承温度报警值。因此，#1汽轮发电机组功率提升至1117.2MW时，对各轴承温度基本无影响。

2.2.2 汽轮机低压转子绝对膨胀评估

汽轮机低压转子绝对膨胀测点（GME1401MV）布置在汽轮机4 号轴承座上，根据本机型滑销系统特点，该测点表征的是低压转子的绝对膨胀值。目前低压转子绝对膨胀（GME1401MV）报警值为16.1mm，手动停机值为18.1mm。汽轮机低压转子绝对膨胀受冬季低温环境影响明显，当环境温度和海水温度降低时，低压转子绝对膨胀值（GME1401MV）有增大趋势。鉴于现场的实际运行情况，将低压转子绝对膨胀的报警值调整到17.8mm，打闸值调整到19.1mm，不影响汽机安全运行。

2.2.3 RCV系统运行分析评估

#1机组核功率为99.3%FP时，RCV系统各参数都在设计范围内。如果将核功率提升至100%FP，一回路压力仍维持在15.5MPa时，平均温度将上升至310℃左右。RCV系统下泄温度将会略有上升，主泵轴封泄漏水量也将会略有增加，但都不会超过设计限值。如果该核电厂#1机组由目前的状态提升功率至100%FP后，RCV下泄温度有所上升，其它RCV系统设备和运行参数变化值微小，都在设计范围内，不会影响其设备可靠性和超设计运行。因此，该核电厂#1机组核功率提升至100%FP，化容控制和反应性控制主要功能都能按照设计要求运行。主冷却剂泵的轴封水泄漏量会略有增加，但未超过设计范围，不会导致主泵轴封泄漏量高报警。同时，此变化不会对稳压器的辅助喷淋水产生影响。

2.2.4 CRF系统运行评估

目前，该核电厂#1机组电功率约为1087.53MW，一回路热功率约为2891.85MW，海水温度约12.035℃。考虑极端情况，转化为电能

以外的机组热量全部通过凝汽器由海水带走，该核电厂#1机一回路热功率为2905MW时，凝汽器带走的热负荷将达到1812.72 MW（机组效率目前效率按37.6%计算）。查询设备维修手册，在两台循环水泵投运时，该核电厂凝汽器的设计热负荷约为1821.731，海水温升约为7.526℃。一回路热功率达到2905MW时，凝汽器带走的热负荷小于凝汽器的设计热负荷。该核电厂#1机凝汽器进口海水温度约为12.04℃，出口海水温度18.925℃，凝汽器海水温升约为6.925℃。该一回路功率提升至2905MW时，凝汽器海水温升将增加0.0338℃，达到6.96℃，该数据小于凝汽器的设计海水温升7.526℃。因此，一回路功率提升至2905MW对凝汽器无影响，CRF系统提供的冷却海水量能够满足要求。

2.3改造的效益

本次改造仅对GRE逻辑中相关参数、TCS通讯点量程、DCS/TCS画面及相关文件进行修改，不涉及现场设备的修改，仅涉及设计费用，无其它成本。实施改造后将有效提高汽轮机功率和电站经济效益。

结束语

综上所述，电力系统是我国工业领域的基础设施建设，对我国经济的发展和国民生活质量的保障起到不可替代的作用。而汽轮机控制系统的安全稳定运行直接关系到电厂电力系统的良好性能和经济效益，所以必须根据实际情况对汽轮机控制系统进行优化改造，以不断提高汽轮机机组的运行效益。

参考文献：

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