核电站湿蒸汽汽轮机的特点及全速机与半速机的比较

核电站湿蒸汽汽轮机的特点及全速机与半速机的比较 核电站湿蒸汽汽轮机的特点及全速机与半 速机的比较 ? 58?热机技术 第3期 2006年8月 核电站湿蒸汽汽轮机的特点及全速机与半速机的比较 岭澳核电站2期设计顾问杨汉新 上海交通大学张丁旺 [内容提要]该文就湿蒸汽汽轮机的特点进行一些探讨,并就全速机和半速机的优 劣性进行一些比较. [关键词]湿蒸汽汽轮机特点全速机半速机 2004年以来,国家发布的能源发展长期规划 和报告指出,到2020年核电装机容量要达到 40GW,而且也明确指出统一发展中国未来的核 电站第三代反应堆型为世界核电的主流堆型压 水堆.据世界核能协会2006年3月的数据[1],在 全世界运行的441座和在建的27座反应堆中超 过6O是压水堆,加上9O多座沸水堆,轻水堆堆 型超过8O%.为轻水堆配套的核电站常规岛发 电机组为湿蒸汽汽轮机.本文就湿蒸汽汽轮机 的特点进行一些探讨,并就全速机和半速机进行 一 些比较. 1湿蒸汽汽轮机的主要特点 与常规电站高温过热汽轮机相比,核电站汽 轮机的主要特点有: 1.1蒸汽参数低 压水堆核电厂二回路新蒸汽参数取决于一 回路冷却剂温度.为了保证反应堆的安全稳定 运行,不允许一回路冷却剂沸腾(过冷水).即一 回路冷却剂温度取决于一回路压力,而一回路压 力应按照反应堆压力容器的计算极限压力选取. 因此,压水堆核电站的蒸汽参数普遍要比火电厂 低很多.例如,目前常规电站大型汽轮机的蒸汽 初参数都在16.5MPa,538?以上,一些超临界机 组的蒸汽参数已超过25MPa,600?.而压水堆 核电站汽轮机的主蒸压力通常为6—7MPa,初 温度为260?--285?.这就使得: 1)循环热效率低 最先进的压水堆核电站大功率湿蒸汽汽轮 机的循环热效率可达38,约为先进火电机组的 75左右; 2)理想焓降小 湿蒸汽汽轮机的理想焓降比高参数汽轮机的 小很多.以百万千瓦级别的机组为例,比较如下: 表1百万千瓦级的核电湿蒸汽机组 焓降与常规火电机组焓降比较 压水堆配常规火电常规火电 套湿蒸汽亚临界超临界 机组机组机组 主蒸汽压力,bara64166.7250 主蒸汽温度,?280538600 主蒸汽焓,kJ/kg277333953490 高压缸排汽焙,kJ/kg248630293083 高压缸焓降,kJ/kg287366407 再热蒸汽压力,bara9.436.646 再热蒸汽温度,?269538600 再热蒸汽焓,kJ/kg298735363668 低压缸排汽焓,kJ/kg233123582342 再热蒸汽焓降,kJ/kg65611781326 总焓降,kJ/kg94315441733 3)大多数湿蒸汽汽轮机中没有中压缸; 4)低压缸约产生汽轮机全部功率的2/3,低 压缸相对内效率对机组经济性的影响更大; 5)蒸汽在庞大的进汽机构,外置式分离再热 器等中的压力损失,对机组效率有较大的影响. 1.2容积流量大 由于湿蒸汽汽轮机的参数低,理想焓降小以 及效率较低,因而蒸汽容积流量比同功率的高参 第3期 2006年8月热机技术?59? 数汽轮机大很多.在上述例子中,百万千瓦的湿 蒸汽机组主蒸气进汽量超过5800吨/d,时,而百 万千瓦的常规火电超临界机组主蒸气进汽量约 为2800吨/d,时,不到湿蒸汽机组的一半.由此 导致湿蒸汽汽轮机的下列特点: 1)进汽机构的尺寸庞大; 2)调节级的叶片高度大,故弯曲应力较大, 因此采用部分进汽困难,不宜采用喷嘴调节; 3)低压缸通流量大,因而排汽的余速损失对 热效率有更大的影响. 1.3大多数级处于湿蒸汽区 除在汽水分离再热器后面的几级叶片外,大 多数级处于湿蒸汽区.一般可以近似地认为,平均 湿度每增大1,汽轮机的相对内效率约降低1. 且湿蒸汽膨胀所形成的水分对汽轮机通流部分元 件及其他过流设备会产生冲蚀破坏作用.因此,湿 蒸汽汽轮机高,低压缸中都会采用高效的去湿结构 和防腐措施,而且还需采用外置式分离器. 1.4单排汽口极限功率较小 由于湿蒸汽汽轮机的参数低,理想焓降小, 所以在同样凝汽器压力和相同排汽缸数目下,所 发出的功率较高参数汽轮机低很多.通常可以 采用增大排汽口通流能力(采用更长的末级叶片 及增加排汽口数目),提高排汽压力或增大汽轮 机排汽速度,以及采用半速汽轮机的方法来提高 核电站汽轮机的单机功率. 1.5去湿和防蚀高 湿蒸汽机组的蒸汽参数低,进汽为饱和蒸 汽,除再热后最初几级外,工作段大部分为湿蒸 汽.所以要采取去湿防蚀措施,以保证机组的安 全,提高机组效率.其主要措施为采用无围带的 动叶片,在级后设置去湿槽,并在回热抽汽中及 时排除因离心力甩出而沉积的水分.汽缸内壁 形状平滑,以避免沉积在壁面上的水分流动到转 折处又被汽流夹带. l_6汽水分离再热器 压水堆蒸汽发生器来的新蒸汽压力仅6— 8MPa,有0.5左右的湿度,在高压缸膨胀作功 后,压力降为1MPa左右,湿度会增加到大于 12,如果继续在低压缸膨胀作功,则其排汽湿 度会超过20,这会使汽轮机效率大为降低,更 重要的是会造成汽轮机内严重的冲蚀和水击,威 胁机组安全,所以湿蒸汽汽轮机设有外部汽水分 离再热器(MSR:MoistureSeparatorandRehea— ter),以强化去湿,提高蒸汽的品质,减少对叶片 的水击冲蚀. 汽水分离再热器通常设置在高压缸后,先由 离心方式去除蒸汽中的水分,然后用中间再热方 式加热,提高蒸汽的品质.再热器通常分为两 段,首先用高压缸抽汽对汽水分离器分离出来的 蒸汽进行再热,然后再用主蒸汽再行加热. 采用汽水分离再热器后,可使排汽湿度降低 到安全所允许的范围内,并使低压缸中的湿汽损 失显着降低,因而使汽轮机的相对内效率和可靠 性都得到很大提高. 汽水分离再热器是一个很大的部件,其外形 尺寸(长度和外径)介于加热器和除氧器之间,百 万千瓦的机组的汽水分离再热器约长25米左 右.汽水分离再热器有立式和卧式两种布置方 式,西门子公司等采用立式布置,阿尔斯通等公 司采卧式布置.笔者的经验是卧式汽水分离再 热器在厂房的整体布置和安装时要相对容易些. 1.7可靠性要求高 核电汽轮机易于超速,由于反应堆安全运行 要求的限制,对汽机负荷变化的适应性较差,因 此是蒸汽机组的调节系统自动化程度更高,反应 更灵敏,保安系统更可靠. 由于核电站汽轮机事故停机时反应堆不能 立即停下来,因而要求其设计时有更大的安全系 数,使用质地更优的材料,尽可能利用经过考验 的叶栅和叶片.提高可靠性最根本的方法是降 低转速,以降低转子部件的工作应力,增大转子 刚度. 2全速和半速湿蒸汽汽轮机的比较 由于核电站的投资成本高,运行费用低,运 行中在电网中大多带基本负荷,因此核电站汽轮 ? 6O?热机技术 第3期 2006年8月 机一般功率大,现在投人运行和在建的核电机组 的最大容量已近1800M-W. 由表1的比较可知,由于湿蒸汽汽轮机组的 焓降小,要发出同样功率,其进汽量就要增加许 多,百万千瓦级的湿蒸汽汽轮机的主蒸汽进汽量 是超临界火电机组的2倍多,而主蒸汽容积流量则 将近4.5倍.在同样转速条件下,湿蒸汽机组的转 子轴径要大很多,动叶片的高度也会增加许多,也 就是叶片的应力会增加很多,降低安全裕量. 因此湿蒸汽汽轮机的大功率机组的设计均 采用半速机.一般认为1o0OMW是湿蒸汽汽轮 机设计的分界点,小于百万千瓦功率的湿蒸汽汽 轮机,采用全速设计有体积小,布置紧凑,运行灵 活性好等明显优点.超过llOOMW,全速机的设 计受到材料许用极限的限制,必须采用半速机设 计.对于IO00MW功率级别的核电站是蒸汽机 组,世界上运行的机组中全速和半速都有,但半 速机占绝大多数,广东电力设计院2000年的统 计数字显示[2],在世界上约200台百万千万级别 的湿蒸汽机组中,只有1O台左右是全速机. 汽轮发电机组的电功率表达式可表示为: P=3600p2c2sina2AH,fg/(7r6) 其中 末级动叶平均圆周速度; C2——汽轮机排汽速度; cr2——末级叶片出汽角; ?Hl——汽轮机理想焓降; ,,—— 汽轮机相对内效率,机械效率, 发电机效率; 汽轮发电机转速; 末级叶片的径高比; —— 汽轮起排汽比容. 由上式可知,在给定初终参数及u和0条件 下,机组的电功率与转速的平方成反比.所以, 在不增加动叶应力的情况下,汽轮机转速减半, 理论上可以使极限功率提高三倍之多.但在实 际上需考虑到机组的稳定运行和容量对电网的 冲击,以及由于半速汽轮机的转子,凝汽器,排汽 管等的构造尺寸太大,制造工艺上难以实现,所 以,实际半速汽轮机的叶片高度和级的平均直径 约可增大5O,相应功率可提高一倍多一些. 与全速汽轮机相比较,半速汽轮机的优越性 如下: 2.1机组的可靠性增强 正是由于实际半速汽轮机的功率并未提高 三倍而只提高一倍多一些,因此,在相同材料时, 其末级叶片的工作更为可靠.同时由于叶片在 湿蒸汽中侵蚀程度与轮周速度的二次方,三次方 甚至四次方成正比.采用半转速,可使叶片的抗 侵蚀能力和可靠性大大提高.另外,从叶片振动 特性考虑,低速汽轮机的运行可靠性也更高. 2.2汽轮机的经济性 有关不同额定转速对汽轮机组效率影响的 研究表明,虽然半速机组在高压部分带来一些附 加损失,但低压部分的效率将得到更多的提高. 由于湿蒸汽汽轮机主要焓降在低压缸中实现,因 此半速机的经济性明显优越于全速机. 然而由于半速机机组的尺寸加大导致造价 提高.在相同功率下,由于半速机组的转速是全 速机组的一半,因此,它的外形尺寸和重量都增 加,汽轮机的造价也相应增加. 但由于半速机的经济性好,安全可靠性高, 机组的可用率会提高,因此在寿命期间内总体的 经济性是优越的. 我国已建成运行的百万千瓦级的大亚湾和 岭澳1期核电站和即将竣工的田湾核电站是采 用全速汽轮机.在建的岭澳2期核电站采用半 速汽轮机.岭澳1期和2期核电站的主蒸汽参数 相同,表2就全速机和半速机的作一些比较,在 考虑到给水泵驱动方式的差异后,半速机的经济 优越性依然明显.尽管半速级末级叶片的最大 直径接近为全速机的1.6倍,但相应应力水平仍 可降低4O以上. 表2全速机与半速机的比较 LAILA? 主蒸汽压力,bara64.364.3 主蒸汽温度,?280.1280.1 第3期 2006年8月热机技术?61? LAILA? 主蒸汽湿度0.470.47 主蒸汽流量,1'g/s1613.41613.4 机组额定功率(TMCR), 9901087 MW 蒸汽总热功率,MW29042904 设计冷却水温度,?2324 凝汽器压力,bara0.0750.056 抽汽级数7.7 除氧器压力,bara7.59.3 给水温度,?226226 , 2×75汽泵给水泵组成 3×50%电泵 1×65电泵 汽机本体结构1HP+3LPIHP/IP+2LP 末级叶片长度,ITlnl9451430 参考文献 [13世界核能协会WNA2006年3月统计数据. [23王兵.CGPIO00汽轮发电机和相关系统的设计和改进.院士 行文集.原子能出版杜.2000年9月.ISBN7—5O22—22O8— 1/TM613--53. 小资料 大亚湾核电站(2×98.4万千瓦)自1994年5月6日建成 后,已连续安全运行12年,达到国际先进水平.在法国电力公司 (EDF)组织的同类机组安全运行挑战赛中,1999—2003年,大亚 湾核电站两度获得"核安全第一名,两次获得"辐射防护与"工 业安全第一名}2004年,大亚湾核电站,岭澳核电站四台机组取 得"核安全,"工业安全和"辐射防护三项第一名.截至2006 年1月31日,大亚湾核电站I号机组实现安全运行1379天的优 秀纪录. 岭澳核电站一期(2×99万千瓦)2003年1月8日提前66 天全面建成,投产以来,运营业绩优良.2004年2月17日,1号 机组连续安全运行592天,创造自商运以来连续两个燃料循环无 非停机停堆的纪录.2005年8月21日,2号机组创造了自 首次临界及商运起无非计划停堆安全运行935天的新机组最好 纪录.2005年2月20日,岭澳核电站一期实现自投产以来连续 无工业安全事故超过1000天. 岭澳核电站二期(2×101万千瓦)主体工程已于2005年 12月15日开工,两台机组将于2010年至2011年投入商业运 行. 大亚湾和岭澳一期常规岛承包商是阿尔斯通公司,阿尔斯通 公司在岭澳2期项目中向东方电气集团和广东电力设计院提供 技术支持和咨询服务.阿尔斯通公司在全球的核电的总装机容 量超过1IOGW,超过3O. 什么是洁净煤技术? 简单地说,洁净煤技术就是通过一系列的现代科技手段,通过对煤炭进行洗选,脱 硫,碳捕捉和碳埋存,液化,气化, 煤化工,多联产等技术,在煤炭转化为电力,油,气的同时,产生更多的化工产品和工 业产品,并把废弃物资源化. 洁净煤技术除了能够最大限度地减少二氧化硫和温室气体的排放外,它作为替代能源技术的另一大亮点就是煤基 多联产.而所谓多联产就是将煤气化,化工合成,发电等单元进行有机的结合,从而达到高效,灵活,洁净,经济的目的. 今年7月3日和4日召开的中国一欧盟能源环境项目《中国洁净煤发展技术国际研讨会》上,来自国内外的能源专 家以及企业代表们为我们勾勒出了一幅洁净煤技术未来发展的美丽画卷.预计2010至2020年将是我国煤化工业产业 化的主要发展时期,到2020年我国有可能形成3000至5000万吨的石油替代能力.