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【摘 要】汽轮发电机组的首次冲转是核电站调试过程中一项具有里程碑性质的综合试验，它是利用反应堆冷却剂泵和稳压器电加热器的能量使主系统升温升压，由蒸发器内产生的蒸汽来冲转机组。由于非核冲转较核蒸汽冲转时间大为提前，所以可以较早的暴露和发现汽轮机在安装过程中存在的问题，从而保证汽轮发电机组正常并网发电以及运行安全。本文通过对福清核电1号机组非核冲转的过程和经验进行介绍，希望为后续机组提供一定的经验。
【关键词】非核蒸汽；冲转；核电；福清1号机组
1.前言
2013年12月20日14时45分，福清核电1号机组汽轮发电机组顺利稳定在1500rpm转速平台，冲转过程中各转速平台转子偏心、顶起高度、轴振、差胀、瓦温、润滑油进回温度等汽轮机关键数据满足设计要求，福清核电1号机组“汽轮机发电机组非核冲转”节点顺利完成。该汽轮机是一台单轴、三缸四排汽、带有中间汽水分离再热器的多级冲动式、凝汽式汽轮机，转速为1500rpm[1]，此次非核冲转为国内首台M310百万核电机组实施，并且一次成功，不仅为福清核电一号机组并网发电奠定了坚实基础，更为其他同类项目提供了良好实践。
2.非核冲转目的
汽轮发电机组的非核蒸汽冲转是为了及早暴露和发现汽轮发电机组存在的问题，为核电站的并网发电准备条件，同时也为了保证汽轮发电机组在运行期间能安全正常地工作。冲转试验主要目的是：测量汽轮发电机组在升速过程中各轴承的振动幅值与相位、实测机组临界转速、验证各调节控制和保护联锁装置动作正常。
3.非核冲转所需蒸汽量的计算
非核冲转的试验方案在其他机组上有过成功的经验，但是利用一回路主系统产生的非核蒸汽在M310百万核电机组上实施尚属首次，在技术上有一定的风险和难度，在给定的边界条件限制下能否产生足够的蒸汽来满足试验的要求还需要进一步确认。为了确保非核冲转的可行性，必须试验前对系统进行热平衡计算，从而为具体试验提供理论依据。
计算的出发点是，在保证主回路系统安全运行的前提下，最大限度地设定边界条件，计算出能供给二回路的最大蒸汽量，主要参数如下：
表1冲转边界条件
项目 额定值 安全限值 冲转控制值
蒸汽发生器水位范围 -1.26-0.9m -1.26-0.9m -1.16-0.9m
反应堆冷却剂温度范围 235-291.4℃ 235-293.7℃ 235-293℃
一回路压力 15.5MPa 16.6MPa 15.5MPa
蒸汽发生器二次侧蒸汽压力 7.6MPa 8.5MPa <7.8MPa
稳压器液位范围 20.1%-62.7% 20.1%-62.7% 20.1%-62.7%
低压缸排汽压力 5.1kPa - <5.1kPa
补水温度（除氧器） 180℃
冷却剂泵功率（热态） 5650kW
稳压器功率 1440kW
在此边界限制条件下，委托西安热工研究院有限公司进行了非核冲转热平衡计算，计算结果表明产生的蒸汽量可以满足冲转要求[2]：
3.1系统可产生总的蒸汽流量
系统温度从293℃降低至235℃，系统蓄热、冷却机泵和稳压器总计可产生饱和蒸汽流量146t/h，可以满足汽轮机冲转至1500rpm。
3.2冲转过程
为了减小蒸汽发生器补水对冲转过程的影响，建议冲转过程分两个步骤：1）汽轮机冲转至500rpm后，重新蓄热、维持稳压器和蒸汽发生器高水位；2）汽轮机以50rpm加速，升速至1500rpm，需要20min。
随着系统温度的下降，产生的蒸汽的压力也会降低，蒸汽做功能力会下降，因此要严格控制汽輪机冲转时间，建议加速过程时间不大于20分钟，维持1500rpm时间为6分钟左右。
3.3蒸汽发生器在加速冲转过程中的补水流量
在整个冲转过程（500rpm-1500rpm）汽轮机消耗的蒸汽流量约98.5t/h，需要补水约41t/h。
3.4稳压器补水流量
至冲转结束，反应堆冷却剂降温至278℃，冷却剂体积收缩约8.565m3，稳压器液位从1.35m下降到-3.5m，汽机冲转过程中不需要对稳压器充水。
3.5汽轮机排汽压力
汽轮机排汽压力对蒸汽在汽轮机内的做功能力影响较大，尽量维持汽轮机排汽压力在5.1kPa以下。
4.非核冲转试验介绍
4.1 冲转前准备条件
首先是文件准备，为了确保试验有序、安全的进行，调试队建立了完善的冲转文件体系，包括非核冲转试验分析预案和非核冲转操作单。非核冲转风险分析预案描述了汽轮机非核蒸汽冲转期间可能的潜在风险，并进行风险分析，提出了防范措施，其作为汽轮机非核蒸汽冲转期间的参考文件，指导汽轮机非核蒸汽冲转试验的执行。非核冲转操作单包含非核冲转前提条件确认单、非核冲转实施操作单、单系统启动、在线操作单。
其次是系统准备，调试队完成了非核冲转所需系统的调试，主要包括：1）核岛相关系统的热态功能试验，确保可以投入运行；2）汽轮机部分、仪控部分、发电机部分、电气及BOP部分等常规岛及其它系统的部分试验，确保能够投入运行。
4.2 冲转试验情况
4.2.1 常规岛系统启动
常规岛系统于2013年12月18日正式启动，依次启动SRI、CRF、SEN、CEX、ADG、其中CEX通过小流量管线进行循环，并通过控制SER补水阀以及杂项用户管至SEK阀门控制CEX水温。12月19日日依次启动GGR、CET、CVI、GHE、GRV、GRH，主盘车处于连续运行状态，凝汽器真空建立。12月20日依次进行VVP暖管、GSE主汽门严密性试验，并利用APD由ADG向蒸发器供水，经检查试验结果合格，现场具备冲转条件。 4.2.2 冲转情况介绍
主汽门严密性试验结果合格后，汽轮发电机组正式进行冲转。12月20日13：09挂闸，建立安全油压；12：14开始冲转；13：17转速升至100rpm，保持4min后打闸进行摩擦检查；13：26重新挂闸开始升速，13：31升速至200rpm并在此平台暖机40min；14：09开始升速；14：15升速至500rpm并在此平台上保持5min；14：20开始升速，14：41升速至1500rpm并在此平台上保持8min，此时一回路温度降至253℃，稳压器水位略有下降，蒸汽发生器水位保持稳定，二回路蒸汽压力降至4.1MPa；14：48打闸；16：15转子惰转至8rpm，至此非核冲转结束。
表2冲转前后系统关键参数对比
项目 冲转前 1500rpm时
一回路温度（℃） 293 255
稳压器压力（MPa） 15.4 15.4
一回路温度变化率（℃/min） / 0.75
稳压器水位（m） 1.1 -1.59
主蒸汽压力（MPa） 7.5 4.1
主蒸汽温度（℃） 293 255
蒸发器水位（m） 0.252 0.18
轴瓦垂直方向相对振动（取最大值）（um） 0 27
轴瓦回油温度（取最大值）（℃） 40 53
高压缸胀差（mm） 1.5 -0.2
低压缸胀差（mm） 7.5 3
低压缸排气温度（℃） 0 40.5
高中压缸转子偏心（um） 20 /
高中压缸转子轴向位移（mm） -0.2 0.1
凝汽器压力（KPa） 5.1 5.1
轴封压力（KPa） 5 5
润滑油压（KPa） 210 210
油过滤器差压（KPa） 10 23
润滑油箱油位（mm） 1360 1285
发电机油氢差压（KPa） 55 21
安全油压（MPa） 11 11
支持轴承温度（取最大值）（℃） 45 64
推力轴承温度（取最大值）（℃） 45 85
从数据中可以看出汽轮发电机组非核蒸汽冲转过程中各关键参数均满足设计要求，系统状态可控，未发生危及安全质量的现象。整个非核冲转期间，一回路温度和压力处于可控状态，温度从293℃降至255℃，满足一回路温降56℃/h的要求，稳压器水位从1.1m降至-1.59m。在二回路侧，蒸汽发生器在0m上下波动，通过控制ARE流量小阀保证蒸汽发生器二次侧水位基本稳定。汽轮机的轴向位移、高中压缸胀差、低压缸胀差值均在正常值范围内，支持轴承瓦温最高升高到64℃，推力轴承瓦温最高升高到85℃，回油温度最高升高到53℃，稳定在1500rpm时轴向相对瓦振最高保持27um，过临界转速时最高瓦振出现在7瓦，为102um[3]。汽轮机在1500rpm平台维持8min过程中，瓦温、瓦振、回油温度均在正常范围值内。
4.3 冲转过程中的主要问题
4.3.1 主盘车无法自动投运
首次主控启动主盘车过程中，主盘车无法自动啮合，主盘车控制柜显示屏报故障，经检查发现以下问题：转速探头P1、P2、P3转速显示不正确、液力耦合器温度开关401ST反馈信号错误、001SM、002SM反馈信号不正确，经过以下处理后：P1、P2、P3参数重新设置；更换401ST探头并调整探头至液力耦合器的距离为0.2mm，调整001SM、002SM探头至主盘车距离为0.17mm，主盘车能够正常投运。
4.3.2 汽轮机非核冲转首次冲转至100rpm未成功
汽轮机挂闸后，转速设定值设定为100rpm，并将KCO126SY置于“on”，但是汽轮机高压调节阀未开启，7s后汽轮机触发跳闸信号，汽轮机控制器故障报警触发。经分析KCO126SY置于“on”后，汽輪机调节系统输出蒸汽流量信号到汽轮机控制器，但是由于汽轮机高压调节阀从接受蒸汽流量指令到开始开启的时间过长，导致蒸汽流量高（3%）延时7S后汽轮机转速仍然低于12rpm，汽轮机控制器故障而跳闸。于是让仪控人员闭锁了汽轮机调节系统来的蒸汽流量高（3%）信号，汽轮机控制器故障未触发从而开展后续的冲转工作。实际上高压调节阀从接收指令到开始开启大约用了80S，高压调节阀阀门动作时间还需调整，需要联系厂家进行修改。
4.3.3 冲转过程中油氢差压逐渐降低
冲转前，由于发电机吹扫压力的要求，发电机内部压力稳定在100KPa，油氢差压稳定在55KPa。在冲转过程中，由于转子转动导致发电机内部空气温度迅速上升，空气压力上升速度较快，而油氢差压阀响应速度较慢以及密封油出口压力值有限（密封油泵未启动，由润滑油直接供油），油氢压差迅速下降，在1500rpm转速平台末期，最低降低到36KPa。在投运一列GRH氢冷器以及开启GRV紧急排氢阀后，压差下降速度明显降低，最终保证在跳机值20KPa以上。后续冲转过程中，需投运GRH以及启动GHE密封油泵，确保发电机内部气体温度以及提供合格的密封油压力，应能够避免发电机压力和油氢差压剧烈变化[4]。
5.总结
非核冲转是对福清1号机组常规岛设备及系统的一次较全面的检验，冲转成功标志着汽轮发电机组及常规岛系统运行正常，各项性能指标达到设计要求，为国内首次M310百万核电机组非核冲转成功，它的成功验证了机组的设计、制造及安装质量，也验证了核岛与常规岛之间的工艺、热工、控制、电气等接口已趋于正常，为后续核电机组的非核冲转提供了宝贵的经验。
参考文献：
[1]罗霞，胡丽萍，刘祥，谢龙飞，1000MW半转速核电汽轮机高中压缸制造技术研究[J]，东方汽轮机，2011，（1）：39-45.
[2]裴东升，福清核电1、2号机组非核蒸汽冲转热平衡计算报告，西安热工研究院有限公司，2013，（12）.
[3]王乃斌，王宝玉，白石，汽轮机组突发性振动故障的诊断与处理[J]，发电与空调，2012，（01）.
[4]刘贞慧，汽轮机运行中的故障诊断[J]，科技传播，2012，（14）.
【关键词】非核蒸汽；冲转；核电；福清1号机组
1.前言
2013年12月20日14时45分，福清核电1号机组汽轮发电机组顺利稳定在1500rpm转速平台，冲转过程中各转速平台转子偏心、顶起高度、轴振、差胀、瓦温、润滑油进回温度等汽轮机关键数据满足设计要求，福清核电1号机组“汽轮机发电机组非核冲转”节点顺利完成。该汽轮机是一台单轴、三缸四排汽、带有中间汽水分离再热器的多级冲动式、凝汽式汽轮机，转速为1500rpm[1]，此次非核冲转为国内首台M310百万核电机组实施，并且一次成功，不仅为福清核电一号机组并网发电奠定了坚实基础，更为其他同类项目提供了良好实践。
2.非核冲转目的
汽轮发电机组的非核蒸汽冲转是为了及早暴露和发现汽轮发电机组存在的问题，为核电站的并网发电准备条件，同时也为了保证汽轮发电机组在运行期间能安全正常地工作。冲转试验主要目的是：测量汽轮发电机组在升速过程中各轴承的振动幅值与相位、实测机组临界转速、验证各调节控制和保护联锁装置动作正常。
3.非核冲转所需蒸汽量的计算
非核冲转的试验方案在其他机组上有过成功的经验，但是利用一回路主系统产生的非核蒸汽在M310百万核电机组上实施尚属首次，在技术上有一定的风险和难度，在给定的边界条件限制下能否产生足够的蒸汽来满足试验的要求还需要进一步确认。为了确保非核冲转的可行性，必须试验前对系统进行热平衡计算，从而为具体试验提供理论依据。
计算的出发点是，在保证主回路系统安全运行的前提下，最大限度地设定边界条件，计算出能供给二回路的最大蒸汽量，主要参数如下：
表1冲转边界条件
项目 额定值 安全限值 冲转控制值
蒸汽发生器水位范围 -1.26-0.9m -1.26-0.9m -1.16-0.9m
反应堆冷却剂温度范围 235-291.4℃ 235-293.7℃ 235-293℃
一回路压力 15.5MPa 16.6MPa 15.5MPa
蒸汽发生器二次侧蒸汽压力 7.6MPa 8.5MPa <7.8MPa
稳压器液位范围 20.1%-62.7% 20.1%-62.7% 20.1%-62.7%
低压缸排汽压力 5.1kPa - <5.1kPa
补水温度（除氧器） 180℃
冷却剂泵功率（热态） 5650kW
稳压器功率 1440kW
在此边界限制条件下，委托西安热工研究院有限公司进行了非核冲转热平衡计算，计算结果表明产生的蒸汽量可以满足冲转要求[2]：
3.1系统可产生总的蒸汽流量
系统温度从293℃降低至235℃，系统蓄热、冷却机泵和稳压器总计可产生饱和蒸汽流量146t/h，可以满足汽轮机冲转至1500rpm。
3.2冲转过程
为了减小蒸汽发生器补水对冲转过程的影响，建议冲转过程分两个步骤：1）汽轮机冲转至500rpm后，重新蓄热、维持稳压器和蒸汽发生器高水位；2）汽轮机以50rpm加速，升速至1500rpm，需要20min。
随着系统温度的下降，产生的蒸汽的压力也会降低，蒸汽做功能力会下降，因此要严格控制汽輪机冲转时间，建议加速过程时间不大于20分钟，维持1500rpm时间为6分钟左右。
3.3蒸汽发生器在加速冲转过程中的补水流量
在整个冲转过程（500rpm-1500rpm）汽轮机消耗的蒸汽流量约98.5t/h，需要补水约41t/h。
3.4稳压器补水流量
至冲转结束，反应堆冷却剂降温至278℃，冷却剂体积收缩约8.565m3，稳压器液位从1.35m下降到-3.5m，汽机冲转过程中不需要对稳压器充水。
3.5汽轮机排汽压力
汽轮机排汽压力对蒸汽在汽轮机内的做功能力影响较大，尽量维持汽轮机排汽压力在5.1kPa以下。
4.非核冲转试验介绍
4.1 冲转前准备条件
首先是文件准备，为了确保试验有序、安全的进行，调试队建立了完善的冲转文件体系，包括非核冲转试验分析预案和非核冲转操作单。非核冲转风险分析预案描述了汽轮机非核蒸汽冲转期间可能的潜在风险，并进行风险分析，提出了防范措施，其作为汽轮机非核蒸汽冲转期间的参考文件，指导汽轮机非核蒸汽冲转试验的执行。非核冲转操作单包含非核冲转前提条件确认单、非核冲转实施操作单、单系统启动、在线操作单。
其次是系统准备，调试队完成了非核冲转所需系统的调试，主要包括：1）核岛相关系统的热态功能试验，确保可以投入运行；2）汽轮机部分、仪控部分、发电机部分、电气及BOP部分等常规岛及其它系统的部分试验，确保能够投入运行。
4.2 冲转试验情况
4.2.1 常规岛系统启动
常规岛系统于2013年12月18日正式启动，依次启动SRI、CRF、SEN、CEX、ADG、其中CEX通过小流量管线进行循环，并通过控制SER补水阀以及杂项用户管至SEK阀门控制CEX水温。12月19日日依次启动GGR、CET、CVI、GHE、GRV、GRH，主盘车处于连续运行状态，凝汽器真空建立。12月20日依次进行VVP暖管、GSE主汽门严密性试验，并利用APD由ADG向蒸发器供水，经检查试验结果合格，现场具备冲转条件。 4.2.2 冲转情况介绍
主汽门严密性试验结果合格后，汽轮发电机组正式进行冲转。12月20日13：09挂闸，建立安全油压；12：14开始冲转；13：17转速升至100rpm，保持4min后打闸进行摩擦检查；13：26重新挂闸开始升速，13：31升速至200rpm并在此平台暖机40min；14：09开始升速；14：15升速至500rpm并在此平台上保持5min；14：20开始升速，14：41升速至1500rpm并在此平台上保持8min，此时一回路温度降至253℃，稳压器水位略有下降，蒸汽发生器水位保持稳定，二回路蒸汽压力降至4.1MPa；14：48打闸；16：15转子惰转至8rpm，至此非核冲转结束。
表2冲转前后系统关键参数对比
项目 冲转前 1500rpm时
一回路温度（℃） 293 255
稳压器压力（MPa） 15.4 15.4
一回路温度变化率（℃/min） / 0.75
稳压器水位（m） 1.1 -1.59
主蒸汽压力（MPa） 7.5 4.1
主蒸汽温度（℃） 293 255
蒸发器水位（m） 0.252 0.18
轴瓦垂直方向相对振动（取最大值）（um） 0 27
轴瓦回油温度（取最大值）（℃） 40 53
高压缸胀差（mm） 1.5 -0.2
低压缸胀差（mm） 7.5 3
低压缸排气温度（℃） 0 40.5
高中压缸转子偏心（um） 20 /
高中压缸转子轴向位移（mm） -0.2 0.1
凝汽器压力（KPa） 5.1 5.1
轴封压力（KPa） 5 5
润滑油压（KPa） 210 210
油过滤器差压（KPa） 10 23
润滑油箱油位（mm） 1360 1285
发电机油氢差压（KPa） 55 21
安全油压（MPa） 11 11
支持轴承温度（取最大值）（℃） 45 64
推力轴承温度（取最大值）（℃） 45 85
从数据中可以看出汽轮发电机组非核蒸汽冲转过程中各关键参数均满足设计要求，系统状态可控，未发生危及安全质量的现象。整个非核冲转期间，一回路温度和压力处于可控状态，温度从293℃降至255℃，满足一回路温降56℃/h的要求，稳压器水位从1.1m降至-1.59m。在二回路侧，蒸汽发生器在0m上下波动，通过控制ARE流量小阀保证蒸汽发生器二次侧水位基本稳定。汽轮机的轴向位移、高中压缸胀差、低压缸胀差值均在正常值范围内，支持轴承瓦温最高升高到64℃，推力轴承瓦温最高升高到85℃，回油温度最高升高到53℃，稳定在1500rpm时轴向相对瓦振最高保持27um，过临界转速时最高瓦振出现在7瓦，为102um[3]。汽轮机在1500rpm平台维持8min过程中，瓦温、瓦振、回油温度均在正常范围值内。
4.3 冲转过程中的主要问题
4.3.1 主盘车无法自动投运
首次主控启动主盘车过程中，主盘车无法自动啮合，主盘车控制柜显示屏报故障，经检查发现以下问题：转速探头P1、P2、P3转速显示不正确、液力耦合器温度开关401ST反馈信号错误、001SM、002SM反馈信号不正确，经过以下处理后：P1、P2、P3参数重新设置；更换401ST探头并调整探头至液力耦合器的距离为0.2mm，调整001SM、002SM探头至主盘车距离为0.17mm，主盘车能够正常投运。
4.3.2 汽轮机非核冲转首次冲转至100rpm未成功
汽轮机挂闸后，转速设定值设定为100rpm，并将KCO126SY置于“on”，但是汽轮机高压调节阀未开启，7s后汽轮机触发跳闸信号，汽轮机控制器故障报警触发。经分析KCO126SY置于“on”后，汽輪机调节系统输出蒸汽流量信号到汽轮机控制器，但是由于汽轮机高压调节阀从接受蒸汽流量指令到开始开启的时间过长，导致蒸汽流量高（3%）延时7S后汽轮机转速仍然低于12rpm，汽轮机控制器故障而跳闸。于是让仪控人员闭锁了汽轮机调节系统来的蒸汽流量高（3%）信号，汽轮机控制器故障未触发从而开展后续的冲转工作。实际上高压调节阀从接收指令到开始开启大约用了80S，高压调节阀阀门动作时间还需调整，需要联系厂家进行修改。
4.3.3 冲转过程中油氢差压逐渐降低
冲转前，由于发电机吹扫压力的要求，发电机内部压力稳定在100KPa，油氢差压稳定在55KPa。在冲转过程中，由于转子转动导致发电机内部空气温度迅速上升，空气压力上升速度较快，而油氢差压阀响应速度较慢以及密封油出口压力值有限（密封油泵未启动，由润滑油直接供油），油氢压差迅速下降，在1500rpm转速平台末期，最低降低到36KPa。在投运一列GRH氢冷器以及开启GRV紧急排氢阀后，压差下降速度明显降低，最终保证在跳机值20KPa以上。后续冲转过程中，需投运GRH以及启动GHE密封油泵，确保发电机内部气体温度以及提供合格的密封油压力，应能够避免发电机压力和油氢差压剧烈变化[4]。
5.总结
非核冲转是对福清1号机组常规岛设备及系统的一次较全面的检验，冲转成功标志着汽轮发电机组及常规岛系统运行正常，各项性能指标达到设计要求，为国内首次M310百万核电机组非核冲转成功，它的成功验证了机组的设计、制造及安装质量，也验证了核岛与常规岛之间的工艺、热工、控制、电气等接口已趋于正常，为后续核电机组的非核冲转提供了宝贵的经验。
参考文献：
[1]罗霞，胡丽萍，刘祥，谢龙飞，1000MW半转速核电汽轮机高中压缸制造技术研究[J]，东方汽轮机，2011，（1）：39-45.
[2]裴东升，福清核电1、2号机组非核蒸汽冲转热平衡计算报告，西安热工研究院有限公司，2013，（12）.
[3]王乃斌，王宝玉，白石，汽轮机组突发性振动故障的诊断与处理[J]，发电与空调，2012，（01）.
[4]刘贞慧，汽轮机运行中的故障诊断[J]，科技传播，2012，（14）.