中国电力教育2010年管理论丛与技术研究专刊
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核电站与火电厂汽轮机参数及热力系统的比较分析
王晗丁* 周 涛
（华北电力大学核热工安全与标准化研究所，北京 102206）
摘 要:通过对核电站与火电厂各自的再热郎肯循环，汽轮机的主蒸汽的压力、温度、湿度、流量等参数的比较，分析了在汽轮机设计及结构上，如气缸设置、级效率、末级叶片长度和通流部分冲蚀等的不同点。并分析比较了核电站与火电厂各自的热力系统，且归纳出不同点，提出了在借鉴常规火电热力系统计算时存在的难点，结合火电厂热经济性指标给出核电站发电能力评价指标。为提高核电汽轮机运行效率及核电厂发电效率提供借鉴。
关键词：核电站；火电厂；汽轮机；热力系统；发电效率
基金项目：本文系国家“973”计划项目 (项目编号：2007CB209800)，横向研究课题的研究成果。
*作者简介：王晗丁，男，华北电力大学核热工安全与标准化研究所硕士研究生。
从能量转化角度看，核电站与火电厂都是将热能转换成电能,但核电站是利用反应堆所产生的核裂变能产生热能，这点与火电厂的锅炉不同。核电站一回路维持约16MPa 的压力,反应堆出口冷却剂温度通常不超过330℃，在这样的冷却剂温度下,在蒸汽发生器中产生压力约6MPa 的饱和蒸汽。而火电厂中的锅炉则是在过热器中加热主蒸汽的，蒸汽都处于过热状态，温度达540℃,其压力更是高于核电饱和蒸汽压力，从而使得核电站二回中的汽轮机主蒸汽参数较火电厂要低很多。虽然核电站的汽轮机、凝汽器、加热器等设备与火电厂基本相同，但由于主蒸汽参数等的差异，其汽轮机参数、热力系统及运行方式与火电厂都存在较大差异。
一、热力循环比较
大型火电站都采用蒸汽中间再热系统,其主要目的在于提高中、低压缸前蒸汽参数,从而提高大容量机组的热经济性；而对于压水堆核电站而言,采用再热的主要目的是提高蒸汽在汽轮机中膨胀终点的干度。汽水分离再热器的主要作用是除去高压缸排汽中的水分,并加热高压缸排汽,提高低压缸进汽的温度,使其具有一定的过热度，若不采取任何措施,当蒸汽膨胀至0.0049MPa 时,其湿度将接近30%。
核电机组二回路和火电厂超临界机组再热郎肯循环如
图1、图2所示，图1中的（3—4—5—1）阶段，为冷却剂吸热阶段，它与图2中火电厂工质的吸热阶段（3—4—5—6）相同。
核电二回路的主蒸汽从蒸汽发生器出来后是饱和蒸汽，没有过热阶段，饱和蒸汽在高压缸中做功（1—a 线段），到汽水分离再热器(a—d 线段），然后进行再热（d—b 线段），最后主蒸汽再到低压缸做功（b—2段）。
火电机组的主蒸汽从过热器出来，是过热蒸汽，首先在汽轮机高压缸中做功（1—a 线段），然后经再热器再热（a—b 段），再到中低压缸继续膨胀做功（b—2段）。
为了保障汽轮机组低压缸的安全运行,设置了中间汽水分离器及低压缸级间去湿机构,但末级叶片湿度仍接近20%,因此必须增加蒸汽中间再热装置,将蒸汽加热至过热,使末级叶片的湿度提高到11%。核电汽轮机内效率不单纯受蒸汽起始压力、温度的影响,蒸汽的湿度也会产生影响，湿度增加1%,内效率就要降低1%。表1是核电站与火电厂汽轮机主要参数比较：
表1 几种堆型核电汽轮机参数与超临界火电汽轮机参数对比
参数
单位
AP1000
EPR
大亚湾984MW机组田湾1060MW 机组1000MW超临
界火电机组额定转速r·min -115001500300030003000蒸汽压力MPa 5.537.55 6.75 5.8824蒸汽温度 ℃ 270.3291283.6268.1560蒸汽湿度%0.360.40.250.30.1蒸汽流量t/h 67009216551758702740给水温度℃226.7230226217.6269排气压力kPa 4.4 4.8
5.9 4.9 4.9净热耗率kj/
kw·h
9827.39718
1012810718
7312
末级叶长mm 1250145094512001219
汽缸只数1H+3L 1H+3L
1H+3L
2L+1H+2L 1H+1I+2L
二、汽轮机设计和结构差异
当前压水堆仍是我国核电堆型的重点,它产生的蒸汽压力在6～7MPa,湿度为0.25%～0.5%。由于核电站汽轮机使用了饱和蒸汽,因此参数相对于火电汽轮机来说有
图1 核电站汽水分离再热郎肯循环 图2 火电厂机组再热郎肯循环
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所降低,有效焓降较小,由表2对比知其有效焓降约为同功率火电机组的66%，蒸汽流量较大,是同功率火电机组流量的2.15倍。低压缸进气参数与火电机组低压缸基本相同，因此可采用火电的低压缸模块化设计，通流效率基本相同。其热力参数对比如表2：
由于热力参数的不同，从而使核电汽轮机在设计和结构上与火电汽轮机存在以下差异：
（1）核电汽轮机的级数少而不设中压缸，低压缸功率占全部功率的比例增大,约为50%～60%,因此低压缸的经济性对整个汽轮机有重要影响，当功率增大到500～800MW 时高压缸要做成双流的，汽轮机的排汽损失、分离再热器和进、排汽管道的压力损失对汽轮机的经济性影响增大。
（2)汽轮机出口蒸汽容积流量过大，使得末级叶片增高，从而加大汽轮机径向尺寸，并采用多排气口结构，使得汽轮机尺寸增大、重量增加。
（3）核电汽轮机是工作在湿蒸汽环境下的，湿度对汽轮机各级均有影响。大小水滴对汽轮机级的影响主要表现在对通流部分元件的冲蚀破坏作用，因此在汽缸内壁要采取去湿措施，主要有增大轴向间隙、外置式分离器等。
（4)核电汽轮机多为定压运行，因此在蒸汽初、终参数不变的情况下,降低汽轮机的转速,可以显著地提高汽轮机组的极限功率。采用半速机组的优点是：半速机组的叶片较长，叶片端涡流损失影响较小，因此效率比全速机高5%。目前对750～1000MW 的饱和汽轮机组采用3000r/min,而对大于1000MW 的核汽轮机多采用1500r/min。
三、热力系统比较
火电厂超临界锅炉主蒸汽压力为24MPa 左右，温度为560℃，通过主汽阀和调节阀，由导汽管进入汽轮机高压缸，进入高压缸的蒸汽通过双流调节级，流向调端通过冲动式压力级，做功后由高压排汽口排入再热器，再热后的蒸汽压力为4.75MPa，温度为560℃，通过再热主汽调节
联合阀流回到汽轮机双分流的中压缸，通过冲动式中压压力级做功后由中低压连通管流入两个双流的低压缸。蒸汽在通过冲动式低压级后，向下排到冷凝器。蒸汽经循环水冷却后经凝结泵升压后经低压加热器、除氧器、高压加热器，整个给水回热系统共有8级，即：3个高压加热器+1个除氧器+4个低压加热器。热力系统如图4所示：
核电站常规岛的流程与火电厂的流程相似，主饱和蒸汽从蒸汽供应系统的蒸汽发生器(类似锅炉的汽包)出来，进入汽机高压缸做功，汽轮机由高压缸和低压缸组成，高压缸排汽进入并列运行汽水分离再热器(相当于锅炉的再热器)除湿再热，将其中约98%的水分分离出来,然后经过再热器分别用抽汽和主蒸汽进行再热,再热器抽汽来自高压缸的抽汽，然后再进人低压缸做功，做完功的蒸汽排入凝汽器。核电站以大亚湾核电站热力系统为例，大亚湾核电站的热力循环是具有中间再热，七级回热的饱和蒸汽郎肯循环，其热力系统主要由三台蒸汽发生器、两台汽水分离再热器、一台汽轮机（包括一个高压缸和三个低压缸）、三台冷凝器、三台凝结水泵、四级低压给水加热器、一台除氧器、三台主给水泵、两级高压给水加热器组成。热力系统的基本特征是凝汽器兼作真空除氧，经七级回热加热器加热，加热器的输水为逐级自流。回热系统为2级高压加热器+1级除氧器+4级低压回热器。热力系统如图5所示：
从本质上讲，压水堆核电站常规岛的原则性热力系统与普通火电厂的原则性热力系统基本相同，两者之间具有以下几点主要区别：
（1）核电站的汽轮机，在高低压缸之间装有汽水分离器。（2）核电站的再热器，采用高温蒸汽，作为再热热源，其再热过程分两段进行，首先用汽轮机抽气对汽水分离器分出的蒸汽进行再热，然后再用高温主蒸汽再行加热。
（3）根据核电站设计的不同要求，旁路系统容量通常在50%—100%范围内，此值大大高于火力发电厂旁路系统所取得值，说明核电站在安全方面有更高的要求。
压水堆二回路核电机组与常规的火电机组的热力系统存在以上不同,
使得常规火电机组的热力系统计算在核电
图3 核电与火电热力过程线对比
表2 核电站与火电厂汽轮机热力参数对比
功率
600MW 主蒸汽参数总焓降Kj/kg
进气量T/h 排气量T/h 高压缸排气压力和温度MPa/℃再热后压力和温度MPa/℃低压缸进气压力和温度MPa/℃通流
效率循环效率压力MPa 温度℃流量T/h 核电站 6.32703866113038661785 1.06/182.50.99/2650.97/264.80.840.35火电厂16.75501800171018001080 4.13/308 3.83/560 1.04/3690.890.45比值
2.15
0.66
2.15
1.65
0.40/0.59
0.26/0.47
0.93/0.72
0.94
0.76
图4 典型火电厂热力系统图
1.锅炉
2.汽轮机
3.发电机
4.冷凝
5.凝泵
6.净化器
7.低加
8.除氧器
9.给水泵 10.高加
6.净化器
7.低加
8.除
9.给水泵 10.高加
