核电参与电力辅助服务研究

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　　【摘 要】我国大型压水堆核电站多采用二级再热的MSR系统（汽水分离再热器），以此保证汽轮机排汽干度符合规范要求，这就使得大型压水堆核电汽轮机再热压力的合理选择存在较高必要性。基于此，本文围绕大型压水堆核电站汽轮机、MSR系统构成开展了简单分析，并深入探讨了再热压力的针对性选取，希望由此能够为相关业内人士带来一定启发。
　　【关键词】压水堆核电站;汽轮机;再热压力
　　中图分类号： TM623.3 文献标识码： A 文章编号： 2095-2457（2019）11-0056-002
　　DOI：10.19694/j.cnki.issn2095-2457.2019.11.026
　　【Abstract】Two-stage reheating MSR system （steam separation reheater） is often used in large PWR nuclear power plants in China， so as to ensure that the exhaust dry degree of steam turbine meets the requirements of the specification. This makes the reasonable selection of reheat pressure for large PWR nuclear turbine has a high necessity. Based on this， this paper makes a simple analysis on the structure of steam turbine and MSR system in large PWR nuclear power plant， and probes into the selection of reheat pressure in depth， hoping that it can bring some inspiration for the relevant professionals in the field.
　　【Key words】PWR nuclear power plant;Steam turbine;Reheat pressure
　　1 大型压水堆核电站汽轮机及问题分析
　　1.1 大型压水堆核电站汽轮机
　　大型壓水堆核电站汽轮机具备蒸汽参数低、采用汽水分离再热器、体积流量大、易超速、多采用半转速特点，这是为了保证机组的内效率并应对元件大型化带来的影响，这类特点的存在也使得大型压水堆核电站汽轮机与大型火电汽轮机存在显著区别。
　　1.2 问题分析
　　二级再热MSR系统广泛应用于我国大型压水堆核电站，这是为了避免汽轮机排汽湿度过高情况的出现。大型压水堆核电汽轮机的排汽带有微量湿度，如湿度无法得到有效控制，很容易出现超出末级叶片许用范围、低压缸效率降低问题，可见汽水分离再热器应用的必要性，汽轮机的排汽干度可由此实现长足提升。结合大型压水堆核电机组的主蒸汽流程进行分析不难发现，MSR系统能够将经过单流高压缸膨胀做功后的反应堆出口湿蒸汽转化为干蒸汽，单流中压缸、双流低压缸做功可由此获得较好支持，最终的乏汽会进入凝汽器。
　　2 MSR系统构成及再热压力的针对性选取
　　2.1 MSR系统构成
　　大型压水堆核电站汽轮机应用的MSR系统主要由两部分组成，分别为汽水分离器与再热器，具体构成如下：（1）汽水分离器。MSR系统中的汽水分离器主要负责处理带有一定湿度的蒸汽，处理后的蒸汽可实现汽水分离，且蒸汽的湿度能够逼近饱和蒸汽，即湿度可达到0.5%。（2）再热器。MSR系统中的再热器主要负责饱和蒸汽的加热，由此MSR系统即可将反应堆出口湿蒸汽最终转化为干蒸汽。从理论层面进行分析可以发现，机组循环效率会随着再热器级数的增多而提升，但这种提升的幅度会不断缩小。
　　2.2 再热压力的针对性选取
　　2.2.1 计算思路
　　考虑到MSR系统出口的温度直接影响大型压水堆核电汽轮机再热压力的选取，而主蒸汽参数则会直接决定该问题，因此最佳再热压力的范围必定会受到不同的反应堆影响，为提升研究的实践价值，本文选择了EPR、CAP1400、CPR1000三种压水堆作为研究对象，并由此针对性构建计算模型。为保证计算取得结果的可靠性，三种压水堆核电机组的计算均围绕机组进汽参数、排汽压力、以及反应堆热功率保持额定值展开，为重新设计压水堆核电汽轮机通流，需严格开展变化再热压力的计算。
　　2.2.2 再热压力与功率关系分析
　　三种压水堆机型的选取不同的再热压力进行计算，但计算建立在汽轮机末级湿度符合标准要求的前提下，由此可得出图1所示的开口向下抛物线形式关系曲线，再热压力与机组功率关系由此得到了直观展示。结合图片进行分析可以发现，抛物线的顶端随着主蒸汽压力升高而不断向右偏移，这说明主蒸汽压力升高会导致再热压力的最佳值不断升高，因此可确定主蒸汽压力与最佳再热压力存在较高相关性。MSR系统的出口温蒂会随着主蒸汽压力提升而升高，这一过程中压水堆核电机组的低压膨胀过程线不断发生右移，这说明压水堆核电机组的中低压可利用焓降处于不断缩短的状态，为保证中低压缸中蒸汽的充分膨胀，再热压力需适当提高，机组循环效率可由此实现长足提升。
　　表1展示了相关参数受再热压力变化影响出现的定性变化趋势。深入分析可以发现，高压排汽湿度会因过高的再热压力而减小，总焓降会同时出现显著降低;可用总焓降会在中低压情况下实现长足提升，但部分级次会受到中低压影响而过早进入湿蒸汽区，效率会因此受到较为负面影响;高压可用的总焓降会因再热压力过低而增大，但高压缸效会因此增大的高压排汽湿度而减小，存在一定上升趋势的中低压效率会伴随着可利用焓降减小。总之，大型压水堆核电汽轮机组的循环效率会因此再热压力的过低或过高而出现显著下降。 　　2.2.3 最佳再热压力范围选取
　　大型压水堆核电汽轮机组的热经济性会直接受到再热压力的选择影响，整個电厂的设计及相关部件的选择也会同时受到较为深远影响。以国产百万等级核电机组的汽轮发电机组布置为例，该机组中的汽轮机本体部件与MSR系统的尺寸基本相当，因此可认为MSR系统已经成为大型压水堆核电站汽轮发电机组的主机之一，再热压力的大小直接关系着再热阀门、再热热段管道、MSR本体、高压排汽管等部件的选择。
　　结合国内外核电工程经验不难发现，早期的部分核电汽轮机在可靠性层面存在严重问题，应力腐蚀则是引发问题的主要原因，这类应力腐蚀主要发生在过热区向湿蒸汽的过渡区。结合大型压水堆核电汽轮机组蒸汽膨胀特点可以发现，其蒸汽膨胀线和饱和线交点明显较高，这说明火电机组过渡区部件的工作温度明显低于核电机组，二者的温差在30℃左右。温度直接影响核电汽轮机的应力腐蚀程度，腐蚀恶化的严重性会随着温度的升高而提升，而为了保证核电汽轮机的应力腐蚀控制在合理区间，再热压力具备的过渡区工作温度控制能力必须得到充分发挥，大型压水堆核电汽轮机组的可靠性可由此得到更好保障。
　　结合上述分析，研究最终得到了图2所示的主蒸汽压力与最佳再热压力范围图，结合该图可以发现，大型压水堆核电汽轮机组的主蒸汽压力一般应控制在13～18%区间。结合相关研究资料可以发现，已完成设计并投运的典型EPR、CAP1400、CPR1000压水堆核电汽轮机组的主蒸汽压力分别设置为7.43MPa、5.38MPa、6.43MPa，再热压力则分别设置为1.15MPa、1.01MPa、0.95MPa，数据均处于最佳再热压力范围，且机组的结构合理、运行中性能较为优异，本文研究的实用性由此得到了较好证明。
　　3 结论
　　综上所述，大型压水堆核电汽轮机再热压力的选择较为关键，本文提及的工程验证则说明了研究中提及的大型压水堆核电汽轮机组最佳再热压力范围的可靠性，因此同类设计的开展必须重点关注这一范围。
　　【参考文献】
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　　[2]曹祥晖.压水堆核电厂汽轮机进汽压力控制的研究[J].山东工业技术，2015（20）：120.
　　[3]史卓忠.新型压水堆核电厂一次调频汽轮机控制探讨[J].中国高新技术企业，2015（10）：81-83.作者简介：杨海林（1979.04—），男，河北沧州人，汉族，本科，工程师，研究方向为核电站运行管理。
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