秦山一期常規島設備更新設計研究

黃家運，李儒鵬，邱天明，都立國

(中國電力工程顧問集團 華東電力設計院有限公司，上海 200063)

1 概 述

1.1 項目概況

秦山一期300 MW級機組是中國大陸第一座自主開發、自行設計、自行建造和運營管理的核電機組，標志著“中國核電從這里起步”，被譽為“國之光榮”。機組于1985年3月20日正式開工，1991年12月15日首次并網發電，截止到2019年已運行近28年，機組自1991年投運以來各項指標優良，運行穩定，運行業績處于國內外核電機組前列。

秦山一期300 MW級機組原設計壽期為30年，按照國外核電站運行經驗，大多數核電站運行到設計壽命時，經過技術改造可延長使用20年。據此，鑒于機組多年來良好的運行情況，秦山一期300 MW級機組在2014年啟動了運行許可證延續工作，擬將機組運行壽命延長至50年。

作為核電機組配套的常規島熱力系統及其發電相關的主要設備，其設計壽命亦為30年。為滿足核電站運行許可證延續階段的安全可靠運行，在完成部分關鍵設備壽期評估和可行性研究的基礎上，通過堆機參數匹配和優化，采用先進成熟的技術對包括汽輪機、發電機在內的部分常規島主輔設備或部件開展技術升級和更新改造，并對常規島工藝系統配置及基礎結構強度核算，從而為機組運行壽命的延長奠定基礎。參照國外核電站運行許可證延續經驗，秦山核電廠在運行許可證到期前5年(2016年)啟動了秦山一期300 MW級機組常規島設備更新工作，此項目稱之《常規島設備更新項目》。

1.2 項目目標和要求

秦山一期實施常規島設備更新項目，要實現以下三大目標：

1)消除常規島關鍵設備存在的問題、安全隱患和風險，滿足核電站安全、可靠、高效運行的要求;

2)延長汽輪發電機組的運行使用壽命，滿足機組運行許可證延續工作的要求，確保上述設備在達到原設計壽命30年后，更新的設備及其部件(不包括易損件、消耗品)的設計使用壽命滿足延長運行至50年的要求，并適應未來設備老化和過時管理的需要;

3)通過常規島的技術改造，適當提高機組的效率和出力，以實現更好的經濟性。

基于以上目標，常規島設備更新項目的設計方案需滿足機組運行許可證延續和增容改造兩項要求，從而實現改造后機組安全可靠、經濟高效的運行。

2 主要設計方案

2.1 方案關注重點

按照秦山一期常規島設備更新項目需要實現的三大目標，制定切實的設計方案，重點關注以下主要內容:

1)提升機組發電功率，提高機組的經濟性。我國早期設計的核電機組，在核島設計上存在較多的設計裕量，在進行延續運行項目時，通過試驗和評估，在保證安全的前提下，可釋放核島的潛力，并同時對機組冷端部分進行優化，盡可能提升機組的發電功率，提供機組的經濟性;

2)關鍵設備應優選先進成熟技術。通過試驗和壽命分析后，對汽輪發電機組進行更換時，優先考慮先進成熟的技術，并考慮其相關輔助系統的適應性;

3)通過堆機參數深度匹配，優化汽輪發電機組選型。結合試驗和多年運行數據，對反應堆和汽輪機各工況進行優化合理匹配，選擇合適的汽輪機進口主蒸汽參數，確定最優的汽輪機發電機組型式，從而提高機組運行的經濟性;

4)基座結構強度核算，確保機組后續安全運行。對于原汽輪機基座結構設計是否滿足改造后汽輪發電機組的要求，需進行模態分析、動力計算，校核基座強度，提出合適的改造方案，確保機組的安全運行;

5)二回路設備適應性分析，確保運行安全可靠。對常規島二回路主要的加熱器、泵和調節閥等設備要進行壽命評估后，要對于增容后設備參數進行核算，確定二回路主要設備滿足機組增容改造后安全可靠運行的要求;

6)二回路系統壓降及管道規格核算，確保機組高效安全運行。按照新的設計參數，核算主蒸汽和抽汽系統壓降是否滿足新的熱平衡圖的要求，從而確保機組出力達到預定值；同時，對常規島二回路主要汽水管道的規格進行核算，對于流速超限的管道要根據管道現狀，加強金屬監督，定期測量壁厚，對于減薄部位管段要重點監測或更換，確定機組安全運行。

2.2 汽輪機更新方案

秦山一期300 MW機組的汽輪機為上海汽輪機廠的902機型的汽輪機，設計壽命為30年，運行到30年壽期，汽輪機葉片、轉子、內缸與隔板等關鍵部件將進入壽命耗損故障期，這些關鍵部件的故障率隨著時間的推移而不斷上升，將會影響秦山一期300 MW級汽輪機的安全經濟運行。

飽和蒸汽核電汽輪機的大多數葉片工作在濕蒸汽區，主要的損傷機理有振動高周疲勞、腐蝕疲勞、應力腐蝕、水蝕等，隨著運行時間增長，累積壽命損耗增大。運行到設計壽命后，呈故障集中出現趨勢，故障率快速上升。根據秦山一期300 MW級核電汽輪機低壓末級葉片已存在水蝕缺損，需要定期對葉片水蝕缺損情況進行檢測與評估，并保證合理的運行方式，才能在一定程度上保障汽輪機安全運行。由于葉片水蝕行為不僅和設計制造措施有關，還依賴于機組運行模式以及不可預估的水蒸氣成分，低壓末級葉片運行到設計壽命，水蝕損傷將會快速發展，影響汽輪機的安全運行。

核電汽輪機轉子主要的損傷機理有啟停低周疲勞、運行高周疲勞、應力腐蝕、腐蝕疲勞等，隨著運行時間增長，累積壽命損耗增大。超設計壽命使用，呈故障集中出現趨勢，非計劃停運率快速上升。

核電汽輪機的內缸與隔板等靜止承壓部件，溫度分布不均勻，熱應力比較大，主要的損傷機理有啟停低周疲勞、應力腐蝕、腐蝕疲勞等，隨著運行時間增長，累積壽命損耗增大。超設計壽命使用，呈故障集中出現趨勢，非計劃停運率快速上升。

根據國內外汽輪機事故統計數據，葉片、轉子等轉動部件的事故次數約占汽輪機事故次數的三分之一，這些轉動部件斷裂的后果都比較嚴重，經濟損失巨大；汽輪機隔板、內缸等部件超設計壽命使用，存在內缸嚴重變形、隔板靜葉脫落等將導致汽輪機動靜碰摩等安全風險。

基于以上原因，在秦山一期常規島設備更新項目中，除汽輪機外缸和軸承座外，對原汽輪機本體進行了整體更換，并保持本體外部管道接口規格不變。更換的汽輪機采用先進通流優化技術(AIBT)的汽輪機，機型由原末級葉片為869 mm的902機型改為末級葉片為905 mm的HN350機型。改造前和改造后的高壓模塊設計方案如圖1和如圖2所示。

圖1 汽輪機高壓模塊(改造前)

圖2 汽輪機高壓模塊(改造后)

2.3 發電機更新方案

秦山一期發電機為上海發電機廠第一代300 MW級發電機，設計壽命為30年。運行到30年壽期，發電機轉子線圈、主勵磁機、副勵磁機等關鍵部件將進入壽命耗損故障期，這些關鍵部件的故障率隨著時間的推移而不斷上升，影響秦山一期300 MW級發電機的安全經濟運行。

發電機的轉子線圈絕緣、定子線圈絕緣、主勵磁機的線圈絕緣、副勵磁機的線圈絕緣，主要損傷機理是電老化、熱老化、冷熱循環老化、振動機械老化等，隨著運行時間增長，累積壽命損耗增大。超設計壽命使用，存在絕緣事故頻發、發電機線圈絕緣燒損等安全風險。發電機機座、定子鐵芯、轉子鐵芯的使用壽命，大于發電機與勵磁機的絕緣壽命，在定子鐵芯絕緣測試與轉子鐵芯無損檢測安全的基礎上，這些部件可以實現超設計壽命的安全運行。

秦山一期運行中出現過發電機端部溫度高、發電機和勵磁機風溫超過原設計報警值、發電機汽側和勵側冷風存在較大溫差等情況。

基于以上原因，在常規島設備更新項目中，將發電機更改為采用成熟的第三代發電技術的雙水內冷發電機，僅保留原定子鐵心和轉子鍛件，勵磁系統也由原來的三機交流有刷勵磁改為靜態勵磁。

發電機通風和定子線圈設計如圖3、圖4所示。

圖3 發電機通風部分

圖4 發電機定子線圈

2.4 堆機參數匹配

秦山一期汽輪發電機組原設計銘牌功率為310 MW，2007年發電機定子線圈改造后，銘牌功率改為320 MW。通過試驗結果表明，原機組汽輪發電機組的功率達到330 MW時，反應堆熱功率小于原設計方案TMCR工況對應的1 025 MW，秦山一期核島設備還有一定的出力余量，因此秦山核電一期核電機組有一定的增容潛力。

參考同類機組運行的巴基斯坦恰希瑪核電站等國際慣例，結合國際電工委員會標準《汽輪機規范》(IEC 60045-1)及國家標準《核電廠常規島設計規范》(GB/T 50958—2013)，改造后取TMCR額定工況下的功率作為機組的銘牌功率，并按此作為汽輪機供貨商的保證功率考核值。

選擇一個合適的TMCR額定工況下的汽輪機進汽參數成為堆機參數匹配的重點，該參數的選擇需滿足在核島設備不變化的前提下，將機組的出力和效率盡可能的提高，同時，在對應機組規定的任何工況運行時，反應堆熱功率均滿足安全分析報告的要求。另外，進汽參數盡可能與供貨商已成熟運行的汽輪機模塊相匹配，從而能夠使汽輪本體的效率達到最優。

通過與核島設計方及汽機供貨商的多次配合和迭代運算，最終確定的TMCR額定工況下汽輪機進汽參數詳見表1。

表1 TMCR額定工況下汽輪機進汽參數

2.5 機組背壓的優化

本次常規島設備更新改造，提高機組出力是三大目標之一。而提高機組出力，除了選擇合適的汽輪機進汽參數外，對機組冷端參數進行優化也是手段之一，優化冷端參數最直接的方法就是優化機組背壓。

而通過壽命分析，本次改造不對凝汽器及冷端循環水系統系統進行改造，因此背壓的優化只能利用已有的運行數據進行分析。

秦山一期機組原設計背壓為4.9 kPa(a)，凝汽器是20世紀80年代設計的，當時基于技術條件所限，計算相對比較保守，因此凝汽器的面積存在較大的裕量。雖然近幾年隨著秦山基地核電機組增加造成的溫排水影響及氣候的變化，循環冷卻水溫度有所上升，但研究發現秦山一期機組實際運行背壓數據基本都低于原設計背壓值。最終，根據秦山一期近三年每天晝夜的運行背壓數據，采用理論分析的方法，并考慮到延續運行至50年壽命等因素，最終將凝汽器TMCR額定工況下設計背壓優化至4.8 kPa(a),從而進一步提高了機組的出力。

2.6 汽機基座結構強度復核

本次增容改造后，機組汽輪發電機組的轉子質量增加，將直接引起汽輪發電機基座上的質量分布改變，由此引起汽輪發電機基座振動擾力值的改變，同時會增大基座的動力響應。為確保改造后的汽輪發電機安全穩定運行，需對原秦山一期設計的300 MW汽輪發電機基座進行動力分析和強度驗算。

通過建立基座模型進行有限元分析(見圖5、圖6)，采用現有資料和原設計混凝土及鋼筋強度，經模態分析和動力計算，機組增容改造后振動線位移滿足規范要求；經強度校核驗算，基座框架柱和框架梁強度計算能滿足原設計時采用的《工業與民用建筑地基基礎設計規范》(TJ 7—74)規范要求。混凝土耐久性需按國標《工業建筑可靠性鑒定標準》(GB 50144—2008)要求進行耐久性檢測；按原設計，混凝土保護層厚度滿足《混凝土結構設計規范》(GB 50010—2010)規范要求。

圖5 汽輪發電機基礎有限元模型

圖6 汽機基座截面

綜上所述，根據計算結果，汽輪發電機基座的動力和強度均能滿足原設計時采用的《工業與民用建筑地基基礎設計規范》(TJ 7—74)規范的要求，僅部分部位的配筋不滿足構造要求，經過研究認為不影響本次改造的功能使用，目前階段無需對原基座進行結構改造。

2.7 二回路加熱器適應性分析

根據堆機匹配后的汽輪機進汽參數和優化后的凝汽器設計背壓，主機廠提供了改造后的熱平衡圖，按照熱平衡圖相關參數，需對二回路相關加熱器進行增容改造后的適應性分析。

通過對二回路加熱器的熱負荷進行分析表明，增容改造后2號高壓加熱器、3號高壓加熱器、1號低壓加熱器、2號低壓加熱器、3號低壓加熱器、除氧器、凝汽器、高壓疏水擴容器、汽水分離再熱器均能滿足機組增容改造后的要求，具備適應改造后的增容能力。但改造后1號高壓加熱器熱負荷超過原設計值10%以上，需要更換傳熱面積更大的1號高壓加熱器；若不更換1號高壓加熱器，給水溫度將有所降低，影響蒸汽發生器的參數和汽輪機的熱耗率，因此本次增容改造確定更換1號高壓加熱器。

此外，汽水分離再熱器的進汽分配管存在局部腐蝕現象和筒體減薄問題，考慮到MSR成本和本次大修周期等因素，暫時不進行改造。建議采取加強金屬監督、在大修中測量管束厚度、根據累計運行時間推算管束減薄速率并預測管束剩余壽命等管理措施，并依據管束的減薄情況、剩余壽命以及管束堵管情況，定期給出安全性分析報告和改進措施；提前依據管束壁厚減薄情況和剩余壽命確定更換時間，從而保證機組的安全運行。

2.8 二回路泵組參數復核

根據改造后的熱平衡圖和管道布置，對二回路給水泵、凝結水泵和工業水泵的流量和揚程進行了復核，從而確定本次改造是否需要更新相關設備。

秦山一期給水系統配置3臺50%容量的電動給水泵，兩用一備，給水泵設計流量為1077 t/h。根據秦山一期原熱平衡圖，在最大連續出力工況下單臺給水泵組的流量為1007.5 t/h，根據改造后最新的熱平衡圖，在額定工況(TMCR)下單臺給水泵組的新流量為985 t/h，給水泵組在最大連續出力工況時的原流量大于改造后額定工況(TMCR)時的新流量，表明給水泵組能滿足改造后給水系統的流量需求；根據泵的揚程曲線，新流量對應的泵揚程大于原流量對應的揚程，表明原給水泵組能滿足改造后給水系統的揚程要求。因此，原給水泵組的選型滿足改造后給水系統的技術要求。

秦山一期凝結水系統配置三臺50%容量的凝結水泵，兩用一備，單臺凝結水泵設計流量為750 t/h。根據秦山一期原熱平衡圖，在最大連續出力工況下單臺凝結水泵的原流量為635.95 t/h；根據現場試驗數據，單臺凝結水泵的最大運行流量為806.69 t/h；按照改造后最新的熱平衡圖，在額定工況(TMCR)下單臺凝結水泵的新流量為629.284 t/h。對比改造前后凝結水泵的流量，凝結水泵的原額定流量和試驗測得的水泵最大流量均大于改造后的新額定流量，表明原凝結水泵能滿足改造后凝結水系統的流量需求；根據泵的揚程曲線，新額定流量對應的泵揚程大于原額定流量對應的揚程，表明原凝結水泵能滿足改造后凝結水系統的揚程要求。因此，原凝結水泵的選型滿足改造后凝結水系統的技術要求。

秦山一期工業水系統配置兩臺100%容量的工業水泵，一用一備。根據《核電廠常規島設計規范》(GB/T 50958—2013)，工業水泵的容量不應小于機組最大冷卻水量的110%。一臺機組所需的最大冷卻水水量為640 t/h，考慮10%的余量，機組所需的工業水量為 704 t/h，小于原工業水泵的設計流量1080 t/h。因此，原工業水泵的選型滿足改造后工業水系統的流量需求。

2.9 主蒸汽系統和抽汽系統管道壓降計算

根據主機廠提供的改造后熱平衡圖，按照原有管道布置情況，計算二回路主蒸汽系統和抽汽系統管道壓降是否滿足熱平衡圖的要求，是保證機組出力達到熱平衡圖要求的一項關鍵工作。

根據《火力發電廠汽水管道設計規范》(DL/T 5054—2016)和《核電廠常規島汽水管道設計技術規范》(NB/T 20193—2012)的規定，對于管道終端與始端介質比容不大于1.6或壓降不大于初壓40%的蒸汽管道壓降。可按下列公式計算：

(1)

式中：ξt——管道總的阻力系數，包括沿程阻力系數和局部阻力系數之和；

ω——管內介質流速，(單位為米每秒)(m/s)；

ν——介質的比容，(單位為立方米每千克)(m3/kg)；當Δp≤0.1p時，可取已知的管道始端或終端比容；當0.1p1<Δp≤0.4p1時，應取管道始端和終端比容的平均值。其中管道總阻力系數可按下列公式計算：

(2)

式中：ξt——管道總阻力系數；

λ——管子摩擦系數；

L——管道總展開長度，包括附件長度(m)；

∑ξ1——管道附件的局部阻力系數總和。

根據核島設計方提供的核島和常規島設計分界處蒸汽參數，對TMCR額定工況及部分負荷工況的主蒸汽管道進行了阻力計算。在TMCR工況時，主蒸汽管道的壓降最大，總壓降為0.2227 MPa,壓降比為4.0%。其中包括安全殼內的主蒸汽管道壓降為0.0227 MPa(a)和安全殼至汽輪機主汽閥前的主蒸汽管道壓降為0.2 MPa(a)。此時主汽閥前主蒸汽的壓力約為5.3473 MPa(a)，與熱平衡圖計算中主蒸汽閥前壓力值5.34 MPa(a)基本一致。

根據主機廠提供的改造后熱平衡圖中各抽汽管道的壓力、溫度及流量數據，對秦山一期的各級抽汽管道阻力進行了計算。一級抽汽管道的總壓降為0.1265 MPa，壓降比約為4.79%，小于汽機廠熱平衡圖中的計算壓降值0.1325 MPa，滿足汽機廠熱力計算對一級抽汽管道壓降的要求。二級抽汽管道的總壓降為0.0383 MPa，壓降比約為2.26%，小于汽機廠熱平衡圖中的計算壓降值0.0849 MPa，滿足汽機廠熱力計算對二級抽汽管道壓降的要求。三級抽汽管道的總壓降為0.0128 MPa，壓降比約為1.61%，小于汽機廠熱平衡圖中的計算壓降值0.0401 MPa，滿足汽機廠熱力計算對三級抽汽管道壓降的要求。四級抽汽管道的總壓降為0.0184 MPa，壓降比約為5.28%，小于汽機廠熱平衡圖中的計算壓降值0.0349 MPa，滿足汽機廠熱力計算對四級抽汽管道壓降的要求。五級抽汽管道的總壓降為0.0037 MPa，壓降比約為2.70%，小于汽機廠熱平衡圖中的計算壓降值0.0045 MPa，滿足汽機廠熱力計算對五級抽汽管道壓降的要求。

2.10 二回路主要汽水管道規格復核

根據改造后熱平衡圖中各管道的壓力、溫度及流量數據，需對秦山一期現用主要汽水管道的規格和流速進行核算，從而確保機組運行的安全性。

通過流速計算和規格復核，除旁路閥后管道、一級抽汽管道、一級高加沖洗管道、給水泵再循環管道、1號低加危急疏水管道外，二回路其他汽水管道均未超過《核電廠常規島汽水管道設計技術規范》(NB/T 20193—2012)所要求的推薦流速上限，管道的材質也在規范要求的范圍內。

對于流速超限的旁路閥后管道、一級抽汽管道、一級高加沖洗管道、給水泵再循環管道、1號低加危急疏水管道，考慮改造周期及目前管道情況，建議對相應管道(特別是管線中的閥門、節流孔板、彎頭、三通、大小頭等結構突變區域)進行金屬監督和定期測量壁厚等措施，必要時及時更換減薄部位管段(特別是當壁厚減薄到最小壁厚時，必須及時更換)，從而保證管道安全運行。另外，對于與海水接觸的冷卻水管道，除了采取上述措施，還建議加強海水腐蝕監督，定期檢查涂料和陽極塊的完整性，如發現內涂料脫落和陽極塊缺失，應及時填補涂料和更換陽極塊，從而保證管道安全運行。

3 結 論

作為秦山一期運行許可證延續工作的一部分，目前常規島設備更新項目已實施完畢，項目完成了堆機參數匹配、汽輪發電機組本體設備更新、1號高壓加熱器的更換、基座結構強度復核算、二回路主要設備的壽命評估和參數復核、主蒸汽和抽汽管道壓降復核、二回路主要汽水管道的規格核算等工作。

改造后的機組額定工況下的出力增至350 MW，機組于2018年10月29日通過了350 MW連續168 h試運行，并已完成勵磁系統建模、發電機進相、PSS參數正定、機組熱力性能等相關試驗，試驗結果表明，機組在TMCR額定工況下能在350 MW負荷連續穩定運行。改造后的機組達到了常規島設備更新項目的目標，消除了常規島關鍵設備存在的問題、安全隱患和風險，延長了機組運行使用壽命，提升了機組的出力從而提高了機組運行的經濟性。

4 意 義

我國核電從秦山一期300 MW級機組發展到今天，運行機組數量已達到40余臺，在核電設計、建造和運行上也已積累了豐富的經驗，也取得了豐碩的成果。但對于核電機組設計壽命初次到期后的運行許可證延續工作還處于探索階段，作為運行許可證延續工作中的重要部分，常規島設備更新工作也無先例可參照。

本次秦山一期常規島設備更新項目是我國第一次為核電機組延續運行進行的一次全面的常規島更新和復核工作，該項目的成功實施，為我國后續核電機組運行許可證延續進行常規島設備更新提供了一種可借鑒的模式，具有非常重要的示范作用和借鑒意義。