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AP1000汽轮机非核蒸汽冲转实践研究

2020-08-28 627 上传者：管理员

摘要：AP1000汽轮机非核蒸汽冲转是在热试阶段正常温度、压力平台开展的一项涵盖核岛、常规岛系统的综合性试验，是机组并网前的一次预演。分别从非核蒸汽冲转的目的、冲转过程及冲转相关主要参数等方面对非核蒸汽冲转试验进行了介绍、分析；为后续AP1000及同类型的汽轮机非核蒸汽冲转提供借鉴。

关键词：
AP1000
冲转
分析
汽轮机
非核蒸汽
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汽轮机非核蒸汽冲转试验就是在热态功能试验的NOT/NOP平台，利用反应堆一回路主冷却剂泵和稳压器底部电加热器运行所提供的能量使一回路系统升温、升压，在蒸汽发生器二次侧产生饱和蒸汽并冲转汽轮发电机组至额定转速。

AP1000核电厂是第三代先进非能动型压水堆核电厂，核岛采用美国西屋公司的AP1000先进型压水堆。AP1000反应堆冷却剂系统由反应堆和两条环路组成，每条环路有一台蒸汽发生器、两台屏蔽电动机驱动的主冷却剂泵、两根冷段主管道和一根热段主管道构成；屏蔽泵立式倒立安装在蒸汽发生器底部。

常规岛汽轮发电机组为哈动-三菱联合体提供的百万核电机组，汽轮机为单轴、中间再热、反动式、四缸、六排汽凝汽式半速汽轮机，有两个两级再热的外置式汽水分离再热器；汽轮机有1个高压缸、3个低压缸。汽轮机本体阀门由4个高压主汽阀、4个高压调节阀、6个再热主汽阀和6个再热调节阀组成。高压主汽阀为带预启阀的调节阀，启动初期的转速由主汽阀控制，当转速达到额定转速1500r/min时再将主汽阀控制切换为调节阀控制。AP1000核电采用全数字化集散式仪控系统，汽轮机的控制系统MTC采用电液控制系统DEH，具备汽轮机转速控制、负荷控制以及阀门管理等功能。

本文就AP1000汽轮机非核蒸汽冲转过程及主要参数变化趋势进行了深入分析，为后续AP1000同类型机组非核蒸汽冲转提供参考。

1、AP1000非核蒸汽冲转试验的目的、意义

汽轮机非核蒸汽冲转试验是为了验证汽轮机设计、制造及安装质量，及早暴露和发现问题，从而及时采取相应的纠正处理措施，为核电站的并网发电做准备。其主要目的具体表现为以下几点：

(1)检验汽轮机TOS的启动操作功能；

(2)检验汽轮机启动曲线的合理性；

(3)检验汽轮机各主要部件的热膨胀；

(4)检验汽轮发电机组轴系的振动水平；

(5)检验核岛与常规岛的协调性。

AP1000机组进行的汽轮机非核蒸汽冲转是汽轮发电机组的首次冲转，该项试验是核电站调试过程中一项具有里程碑性质的综合性试验，是核燃料装载前核岛与常规岛系统协调运行的大练兵。

2、AP1000非核蒸汽冲转过程

AP1000机组利用热试NOP/NOT平台组织实施了非核蒸汽冲转试验，从首次挂闸冲转到机组试验完成打闸停机共用时5小时18分。非核蒸汽冲转共分两次进行，第一次冲转至1060r/min，暖机1h，全面检查机组状态；第二次冲转至额定转速1500r/min，执行预定的TOP/COP停运、调节阀GV/主汽阀MSV切换、注油及汽轮机打闸等相关汽轮机试验工作。

2.1 非核蒸汽冲转的初始状态

(1)一回路侧系统状态

核岛侧蒸汽发生器与稳压器的液位分别提高至80%和90%的初始液位，稳压器四组加热器投运，四台主冷却剂泵100%转速运行；一回路压力15.4MPa，稳压器喷淋阀投入自动控制。

化容系统运行，一回路补水自动。

(2)二回路侧系统状态

二回路侧蒸汽发生器的液位提高至90%的初始液位，主蒸汽隔离阀及其旁路阀开启，旁排阀处于自动状态，其中凝汽器A的一个旁排阀开启一定开度，其余处于关闭状态，主蒸汽压力维持在7.47MPa；汽轮机本体疏水、导气管疏水、抽汽逆止阀前疏水器投运正常。

一台凝结水泵运行，至少一台备用。通过关闭#4低加出口隔离门和旁路门断开凝结水向除氧器供水。除氧器供水采用临时补水。低压缸喷淋和凝汽器水幕喷雾处于自动状态。退出凝结水精处理系统，保持凝结水系统置换，直至凝结水中全铁小于500ppb方可投入凝结水精处理系统运行。除氧器通过辅助蒸汽加热，保持一台主给水泵运行，至少一台主给水泵备用状态，通过启动给水管道向SG补水。SFWP处于备用状态，CST水箱水质合格作为SG补水的备用水源。

汽机冲转期间蒸汽发生器排污BDS系统停止排污，非核冲转过程中持续向蒸汽发生器供水。

(3)发电机及其附属系统

断开发电机出口开关及其发电机侧接地刀闸，退出发电机及励磁保护柜、主变及引线保护柜、高厂变保护柜和发变组非电量保护柜关闭汽轮机主汽门的保护压板。

发电机定子冷却水系统退出运行，发电机内部定子冷却水排空，处于真空干保养状态；氢气密封油系统投运正常，氢气冷却器投运，真空处理单元退出运行；发电机膛内进行气体置换，氢气压力维持在0.01～0.02MPa，氢气检漏装置正常投运。

2.2 第一次冲转

对试验初始状态进行检查确认，人员已就位；进行汽轮机就地与远方遮断试验，确认汽轮机停机功能正常。汽轮机第一次冲转，完成1060r/min中速暖机60min。实际冲转过程曲线见图1。

(1)汽轮机挂闸，RSV全开，点击“EHAUTO”按钮后检查ICV和GV全开，汽轮机盘车脱扣，选择升速率50r/min/min，目标转速200r/min，进行汽轮机摩擦检查。检查主控室画面转速显示正常，确认与汽轮机机头转速表和TDM转速显示一致。

图1汽轮机实际非核冲转曲线1

(2)机组选择升速率75r/min/min，转速达到400r/min进行15min低速暖机，机组运行参数正常。

(3)机组继续以升速率75r/min/min升速至1060r/min，进行60min中速暖机。机组转速超过600r/min，确认顶轴油泵联锁停运，低负荷喷水及偏心测量退出。

(4)完成1060r/min转速下的暖机，通过就地停机手柄停机，汽轮发电机组汽门全部关闭，转速开始下降。汽轮发电机组转速低于600r/min，相关设备联锁动作正常。

(5)机组转速降低至500r/min，远方复位汽轮机，RSV正常开启。机组转速降低至400r/min，主控室操作“EHAUTO”按钮，机组转速自动维持在当前转速，机组转速自平衡功能正常。

(6)进行远方遮断试验，汽轮机汽门关闭正常，机组堕走耗时，转速到0r/min后盘车自动投运。

2.3 第二次冲转

重新调整机组状态至非核冲转前的参数。冲转至额定转速，实际冲转过程曲线见图2。

(1)重新汽轮机挂闸，选择升速率75r/min/min升至400r/min稳定3min，检查确认机组各项参数正常。

(2)选择升速率75r/min/min，继续升速，目标转速1500r/min。机组转速高于600r/min，相关设备联锁动作正常。机组转速达到1060r/min，通过“HOLD”按钮保持机组转速，检查确认机组各项运行参数正常。

(3)机组转速达到1500r/min，检查确认主油泵运行正常。手动停运TOP和COP。开始进行汽轮机就地注油试验：两次注油试验均失败。

(4)在额定转速下进行汽轮机阀切换试验，切换过程汽轮发电机组转速平稳。

(5)之后机组转速由GV控制，开始进行GV控制转速升降功能检查。分别进行PLU和LR模式的OPC通道试验，汽轮机调门动作正常，机组转速平稳。

(6)PMS联锁跳汽轮机试验，通知仪控人员解除PMS联锁跳汽轮机保护闭锁。PMS联锁跳汽轮机试验成功，汽轮机跳闸，机组转速开始下降。仪控工程师恢复PMS跳汽轮机逻辑闭锁。机组转速下降至1250r/min，汽轮机重新挂闸升速。

图2汽轮机实际非核冲转曲线2

(7)机组转速再次达到1500r/min，开始执行汽轮发电机组DAS跳闸操作，DAS跳汽轮机成功，汽轮机汽门全部关闭，机组转速开始下降。机组转速下降至1090r/min时，TOP联锁启动，润滑油压为0.089MPa。机组转速下降至876r/min时，COP联锁启动，高压油压为0.74MPa。机组转速下降至600r/min，各设备联锁动作正常。汽轮机堕走时间为104min,0转速时盘车自动投运正常。

3、AP1000非核蒸汽冲转试验数据分析

3.1 一回路运行数据分析

非核蒸汽冲转期间，一回路补水采用间断补水，最大补水量13.9m³/h；一回路压力在第一次冲转过程基本不变，稳定在15.4MPa；稳压器水位在冲转前补至高位90%，两次非核蒸汽冲转过程中稳压器水位最低降至34.33%，高于最低限值20%，稳压器水位在两次非核蒸汽冲转过程中变化趋势见图3。

图3稳压器水位变化趋势图

3.2 二回路运行数据分析

(1)蒸汽发生器SG水位变化情况

二回路蒸汽发生器SG补水来自除氧器，水温113.6℃，采用连续补水，补水阀V255A/B开度约12.9%。SG水位在冲转前补至高位80%，两次非核蒸汽冲转过程中最低降至49.64%，远高于非核蒸汽冲转终止试验要求的限值29%;SG水位变化情况详见图4。

(2)蒸汽发生器SG压力变化情况

蒸汽发生器压力在非核蒸汽冲转过程中处于降低状态，两次汽轮机冲转期间，蒸汽发生器压力最低降至3.75MPa，高于非核蒸汽冲转终止试验要求的压力限值3.1MPa，蒸汽发生器压力变化情况详见图5。

图4蒸汽发生器SG水位变化趋势图

图5蒸汽发生器压力变化趋势图(MPa)

(3)除氧器液位变化情况

由于非核蒸汽冲转期间，凝结水系统与主给水系统隔离开，补水通过临时措施将除盐水分配系统的水引至除氧器，以确保非核蒸汽冲转期间水位正常。在非核蒸汽冲转前将除氧器液位补至0.8m处，除氧器液位在非核蒸汽冲转期间变化情况见图6。

图6除氧器液位变化趋势图

通过除氧器液位变化趋势图可知，除氧器液位在完成两次非核蒸汽冲转后稳定在0.11m，满足冲转要求。

3.3 汽轮发电机组振动情况

非核蒸汽冲转期间的汽轮发电机组的振动情况详见表1。机组各轴承振动X/Y方向的双幅振动值远小于预期的振动标准：升速阶段小于100μm，额定转速小于50μm。汽轮发电机组厂家的振动报警值为大于175μm，优秀值小于75μm。

通过机组各轴承振动情况统计表可以看出机组稳定状态下最大振动为29μm，达到优秀水平。

汽轮发电机组在非核蒸汽冲转过程中通过临界转速时，振动无明显变化。详见表2。

表1机组各轴承振动情况统计表（μm)

表2临界转速实测值

4、结论

非核蒸汽冲转期间，核岛、常规岛一、二回路各参数维持在预期运行限值之内，汽轮发电机组轴振瓦振、轴向位移、高低压缸胀差、轴瓦温度等参数运行正常；机组相关连锁试验及自动调节功能正常，AP1000核电机组非核蒸汽冲转达到了预期目标。非核蒸汽冲转的成功表明AP1000机核岛、常规岛之间的工艺系统、仪控等接口工作正常。

AP1000核电机组非核蒸汽冲转为后续AP1000及同类型机组的冲转提供了很好的借鉴意义和经验反馈。

参考文献：

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