关于核电汽轮机若干问题的探讨摘要:本文介绍核电汽轮机的现状,分析核电汽轮机与火电汽轮机的区别、核电汽轮机的选型、指出核电汽轮机的发展战略。
关键词:核电汽轮机问题探讨1前言核电站是利用动力反应堆产生的热能来发电或发电兼供热的动力设施。
在核电站基本上都采用汽轮机作原动机,汽轮机是核电站的重要设备。
2我国现有核电汽轮机的概况2.1秦山一期核电310MW汽轮机我国第一座核电站秦山核电站1991年12月正式投运(压水堆型)。
该机组由STC设计、独立制造的全速单轴、饱和蒸汽、反动式凝汽式汽轮机,机组由1只高压缸和1只低压缸组成,具有外部去湿和再热装置(MSR)。
各汽缸和发电机串联,汽水分离再热器布置于汽轮发电机平台上的低压缸两侧。
高、低压缸均采用积木块设计。
高、低压缸均为双流,高压缸每流9级,对称布置;低压缸每流7级,末二级为扭叶片,其余均为高性能的直叶片。
2.2秦山一期2×642MW汽轮机秦山一期1996年开工建设,共2台压水堆全转速642MW机组,分别于2002年、2003年投入运行。
核电汽轮机由哈汽提供,汽水分离再热器由STC提供。
2.3秦山二期2×728MW汽轮机秦山二期核电站是我国和加拿大合作建造的我国第一座重水堆核电站,汽机岛由日立公司提供,装有2台半转速的728MW汽轮发电机组,1998年开工,2003年全面建成投产。
2.4广东大亚湾全速2×984MW汽轮机广东大亚湾核电站是我国引进国外资金、设备和技术的第一座商用核电站,由原英国GEC公司设计制造,装有2台压水堆的984MW汽轮发电机组,均于1994年投运。
2.5广东岭澳全速2×1000MW汽轮机广东岭澳核电站是以大亚湾核电站为原型,在取得运行实践的基础上作了30项技术改进,以提高安全性和可用率。
核反应堆供应商仍是法国法玛通公司,常规岛主设备由Als-tom供应,国内参与部份分包。
1997年开工,2003年建成投产。
汽轮机与大亚湾机组基本相同。
东汽参与制造分包,国产化率约为17%。
2.6江苏田湾全速2×1000MW汽轮机田湾核电站位于江苏连云港,由俄罗斯LMZ工厂制造,末级动叶系由钛合金制成。
安装2台从俄罗斯引进的压水堆1000MW机组,1999年开工建设,2套机组2006年投入运行。
6家核电厂汽轮机的主要技术参数见表1。
表1已建各类型核电汽轮机主要技术参数表3核电汽轮机与火电汽轮机的对比分析核电汽轮机在热力参数、结构特性、设计细节与材料选用、运行维护方面具有一定的独特性。
主要表现在:3.1核电汽轮机热力设计参数的独特性3.1.1基本热力参数的差异核电机组与火电机组相比初参数低得多且湿度大。
主蒸汽为略带湿度的饱和蒸汽(压力一般在5～7MPa、湿度为0.25～0.5%)。
核电机组总焓降约为同功率火电机组的2/3,有效焓降为常规火电汽轮机的50%左右。
汽耗显著增加,相应疏水量随之增大。
同等容量核电汽轮机的进汽量是火电机组的2倍,容积流量则为4～6倍。
蒸汽的容积流量增大要求核电机组的通流面积要大于火电机组。
表2列举了哈汽公司为秦山二期核电站设计的核电650MW汽轮机和为沁北电厂生产的超临界600MW火电汽轮机的热力参数对照表。
表2核电与火电基本热力参数对比表(额定工况)3.1.2蒸汽热力过程的差异火电汽轮机蒸汽大部分处于过热状态,只有在低压缸末几级处于湿蒸汽状态下。
核电汽轮机只有低压缸前几级处于过热状态,其余部分都处于湿蒸汽状态。
图1表示了蒸汽在汽轮机中的膨胀过程。
图中线段abcdef表示进汽压力24.2MPa 的常规超临界中间再热机组的热力过程线。
饱和线上方为过热蒸汽区,下方为湿蒸汽区。
图中仅有低压缸中(ef段)末几级叶片处于饱和线以下的湿蒸汽区工作,其余均在过热区。
线段ABCDE表示进汽压力6.41MPa的饱和蒸汽的膨胀过程曲线。
AB表示蒸汽在高压缸中的膨胀,在高压缸作功后排入汽水分离再热器进行去湿再热后达到过热点C,然后进入低压缸膨胀线段CE,图中仅有低压缸中(CD段)前几级处于过热蒸汽状态,大部分处于饱和线以下的湿蒸汽区工作。
从核电与火电热力过程线中,可以看出两者间热力参数的差别。
蒸汽膨胀过程表明核电汽轮机基本是在湿蒸汽状态下工作,缸的效率低,热耗比火电机组大。
见表3。
表3核电与火电湿度、效率参数对照表图1蒸汽在汽轮机中的膨胀过程3.1.3调节方式的差异喷嘴调节配汽方式对变工况运行比较频繁的火电机组是最佳的配汽方式。
对带基本负荷的核电汽轮机普遍采用节流调节。
3.2核电汽轮机热力系统构成的独特性核电站热力循环增加了蒸汽的汽水分离再热循环,首先起到汽水分离的作用。
其次可以提高蒸汽的循环经济性,避免多级去湿需要对蒸汽进行中间再热。
核电机组设计汽水分离系统作为中间再热提升低压缸进汽的温度,既提高机组效率又保障设备安全。
3.3核电汽轮机通流设计的独特性目前各大公司广泛应用可控涡流设计和全三元流设计等方法进行通流部分和动、静叶片的设计,尤其是低压缸的通流部分和末级长叶片的设计。
在气动设计方面核电和火电机组设计理念几乎完全相同,在强度设计、两相流设计和通流结构设计上有些不同。
3.3.1动叶片强度设计方面核电汽轮机叶片在设计中采用了更好的材料和更严格的标准。
为了保证叶片安全可靠运行,动叶片和转子轮缘静应力必须限制在较低水平。
对于工作温度较低的动叶片,许用应力是依据屈服应力数据确定。
由于核电汽轮机运行时的湿度比火电汽轮机大更易造成应力腐蚀裂纹,动叶的叶根及叶根槽的许用应力根据实际运行经验确定。
对不调频叶片,要计算叶轮槽倒角半径处的峰值应力。
根据经验在低压过渡区小调频叶片的许用安全系数大约是火电机组的2～3倍。
调频叶片大部分安全系数核电与火电一样,因为对于应力腐蚀敏感的区域发生在上游小调频叶片区。
3.3.2两相流的影响在汽轮机低压缸中,有些级在饱和线以下的湿蒸汽区工作。
蒸汽从过热膨胀进入饱和区时要释放能量,会出现剧烈的过冷现象。
蒸汽中出现第一次成核和第二次成核,并在凝结核表面产生剧烈的凝结。
两相流对核电机组低压缸的影响要比常规火电大得多。
在动叶片设计时要重点考虑两相流的影响。
3.3.3核电汽轮机湿度大为了减少湿蒸汽对叶片的影响必须采取必要的去湿结构。
3.4核电汽轮机结构的独特性(1)汽缸设计的特点。
由于蒸汽初参数低和容积流量大,相同容量的核电汽轮机需要较大的通流能力和排汽面积。
核电汽轮机设计多采用1个高压缸(或高中压合缸)加2～3个低压缸的结构且汽缸的尺寸和重量比常规火电要大些,尤其对半转速核电汽轮机汽缸的尺寸和重量更大。
核电汽轮机高压缸一般都是双流程结构形式且在材料选择上必须用抗腐蚀的材料,在结构设计上要充分考虑高压缸的湿气损失与高压缸出口蒸汽的湿度,防止出现拉丝及水刷侵蚀,对高压缸必须采取特殊的除湿防腐措施。
基于核电汽轮机低压转子重量大的特点在低压缸设计上要充分考虑到轴承座的刚性因素。
核电汽轮机与火电汽轮机相比,高压缸排汽口、低压缸进汽口数量要多,与汽缸连接的管道口径大,对汽缸的稳定性要求比火电机组严格。
(2)阀门设计特点。
由于新蒸汽压力低,比容明显高于常规汽轮机。
核电汽轮机头部必须能通过非常大的蒸汽容积流量,从而使主汽阀和调节阀设计复杂化。
为了减少布置的复杂化,核电汽轮机高压主汽阀一般采用主汽-调节联合阀的结构形式。
无论是尺寸还是重量、阀门口径等都比同容量火电机组大得多,同时阀门必须有足够的稳定性以承受管道的推力。
(3)汽水分离系统设置再热主汽阀和再热截止阀。
在发电机甩全负荷而调节阀正在关闭的过程中,饱和蒸汽汽轮机的转速将增加。
为防止汽轮机超速,一般在汽水分离再热器和低压缸进口之间的连通管上设置再热主汽阀和再热截止阀保证升速限制在允许范围内。
3.5核电汽轮机材料选用的独特性核电汽轮机进汽湿度大,高温、高压的湿蒸汽具有极强的侵蚀性,核电汽轮机选材考虑的主要问题是材料的防侵蚀性能。
(1)高压缸。
各主要零部件材料的选择,考虑到既有足够的强度性能又有足够的抗侵蚀性能。
高压缸要选择防止脆性断裂的材料。
高压内、外缸、进汽导流环采用抗侵蚀性险能优越的ZG15Cr2Mo1,该材料为225Cr-1Mo钢。
隔板套、内、外汽封选用不锈钢ZGOCr13Ni4Mo该材料为12%Cr钢,其侵蚀速率为碳钢的1/500.为225Cr-0.5Mo钢的1/60,为225Cr-1Mo钢的1/15,从而保证这些部件有足够的抗侵蚀性能。
(2)低压缸。
由于进汽参数和常规火电汽轮机差不多,低压缸材料一般选择碳钢。
(3)蒸汽管道。
主汽阀和高压缸之间管道以及低压缸进汽管道蒸汽湿度一般低于0.5%,选用一般碳钢材料;高压缸排汽到MSR的冷段再热管和抽汽管道湿度较大,为了防止水蚀一般选用21/4CrMo合金钢。
表4列出了秦山二期核电汽轮机与火电汽轮机的材料对照,从表中可以看出核电汽轮机选材的独特性。
表4核电汽轮机和火电汽轮机主要零部件材料对照3.6核电汽轮机的启动与运行特点核电汽轮机主蒸汽为带有0.25～0.5%湿度的饱和蒸汽,通流部分绝大多数级处在湿蒸汽区.所以有如下运行特点:(1)对于疏水的控制及运行,核电的要求比火电要高些。
高低压缸和中间汽水分离再热器排出的水量很大,运行时必须保证这部分水正常疏水放掉和用于给水回热加热。
所有疏水管道上应该装有止逆阀门,以防止汽轮机进水的事故,甩负荷时防止水分蒸发使汽轮机转子严重超速。
(2)核电汽轮机与常规火电机组相比增加了汽水分离再热系统,在运行中增加了汽水分离再热器的运行控制要求。
4核电汽轮机的选型分析核电汽轮机的参数选择、结构形式等直接影响核电站的效率、运行安全、成本以及投资回报率,在核电站常规岛建设方案中必须将汽轮机的选型工作放在突出的位置。
反应堆的堆功率和主蒸汽参数等己经确定,影响汽轮机方案制定最主要的因素是汽水分离再热系统的参数、背压、机组转速、机组结构形式。
4.1主要热力参数的选取4.1.1汽水分离再热系统主要参数的选取以湿蒸汽作为工质的核电汽轮机,必需采取去湿措施。
降低蒸汽湿度的有力手段是外部去湿和中间再热。
影响蒸汽最终湿度的主要参数是分缸压力和汽水分离再热器出口温度。
分缸压力值对汽轮机经济性、汽水分离再热器设计参数都有很大的影响。
一般情况下,为了降低蒸汽的最终湿度,分缸压力应该取低些,以简化设计,降低制造成本。
但是分缸压力并不是越低越好。
汽水分离再热系统蒸汽的再热一般通过汽缸中间抽气加热和新蒸汽加热来实现。
目前大容量核电汽轮机汽水分离再热系统普遍采用汽缸中间抽汽和新蒸汽两级再热加热方式。
汽水分离再热系统的选择需要综合考虑分缸压力、再热蒸汽的温度等对汽轮机效率的影响并结合连通管、再热阀门、汽水分离再热器和低压缸等的综合制造成本进行分析比较后确定。
