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摘 要：福清1號机组汽轮机热力性能考核试验是以整个二回路热力系统为试验研究对象，对汽轮发电机组的出力进行了考核。由于是以二回路整体为考核对象，所以没有对换热器的性能与汽轮机出力的关系进行研究。该文通过汽轮机考核试验采集的数据对二回路换热器性能进行研究并与设计值进行对比，分析了提高换热器换热能力的方法和其对汽轮发电机组出力的影响，为以后机组运行维护提供了借鉴。
关键词：汽轮机出力 端差 高压加热器 低压加热器 凝汽器
中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）10（c）-0089-02
1 福清核电1号机汽轮发电机组概况
福清核电1号机汽轮发电机组系东方汽轮机厂生产单轴、三缸、四排汽带有汽水分离再热器的半转速、凝汽式、冲动式汽轮机。机组的主要设计参数以及保证值为TMCR（额定）工况出力1 089 MW、热耗率9 599 kJ/kWh，SCR（夏季）工况出力1 070 MW。
2 福清1号机组汽轮机热力性能考核试验简介
2.1 试验概况
试验根据ASME PTC6要求布置测点，共设置了48个压力测点，32个温度测点，6个流量测点，2组电功率测点和2个水位测点。对试验结果影响较大的测点均采用多重测点测量，并隔绝了热力系统图以外的一切补水疏水，以确保试验结果的准确性。
2.2 试验计算与结果修正
2.2.1 试验的修正项目
试验修正项目共有5项，即：主蒸汽压力、主蒸汽湿度、汽轮机排气压力（凝汽器背压）、反应堆热功率和发电机功率因数。
修正方法：
式中：Pc为修正后功率，直接测量得出。
Pnet为修正前功率，经修正后得出。
C1～C5为修正系数，包括以上5项修正，根据实测数据以及修正曲线计算得出。
2.2.2 试验采集的数据及计算结果
两次TMCR以及SCR工况试验采集的相关数据以及计算结果如表1。
试验得出TMCR工况下出力1 102.850 MW，SCR工况出力1 080.602 MW满足设计保证要求。
3 常规岛换热器性能及其对汽轮机出力的影响
3.1 凝汽器性能对汽轮机出力的影响
福清1号机组汽轮机考核试验是以二回路整体为考核对象，对于凝汽器采用的是凝汽器背压（汽轮机排气压力）修正，未将凝汽器本体性能列入考核范围内。
若将凝汽器列入二回路中作为考核对象需要将修正项改为循环水流量和温度修正，其余修正项目不变，则修正项目变为了6项，数据及修正计算如表2。
将凝汽器背压修正改为用循环水流量、温度修正得出的TMCR工况汽轮发电机组出力分别1 100.289 MW和1 100.610 MW，二者平均即汽轮发电机组在TMCR工况下的出力为1 100.450 MW。与之前的1 102.85 MW相比减少了2.4MW相当于保证值的0.22%。
由此可见，在其他条件相同的情况下，将凝汽器性能列入考核范围反而会使汽轮发电机组的理论出力下降，说明目前凝汽器性能较设计值稍差，对整个汽轮发电机组的出力影响是不利的。
3.2 高压加热器性能对汽轮机出力的影响
福清1号机组高压加热器系统主要由两列，每列两台高压加热器组成。由于两次TMCR工况加热器相关性能参数差别不大，现将两次TMCR工况高压加热器相关测量参数平均后与设计值进行对比，其结果如表3所示。
由表中数据可知4台高压加热器的疏水端差均大于设计值，其中以7B高加尤为严重，较之设计值高出2.2 ℃。端差大意味着换热性能不好需要改善否则会影响机组回热性能造成汽机出力下降，修正端差较差的高压加热器至设计值得出的TMCR工况下汽轮发电机组的出力为1 103.57 MW，比之前高0.75 MW。
3.3 低压加热器性能对汽轮机出力的影响
福清核电1号汽轮发电机组共有4组每组两列低压加热器，其中1#、2#为复合式低压加热器镶嵌于凝汽器内部本文不做讨论。
通过对两次TMCR工况下3、4号低压加热器参数平均值与设计值的数据进行对比发现其结果与高压加热器类似：4台低压加热器疏水端差大于设计值。其中4B相差最大高出设计值2.1 ℃。修正端差较差的低压加热器至设计值得出的TMCR工况下汽轮发电机组的出力为1 102.873 MW，比修正前高0.023 MW。
3.4 结果分析
由上述论述可知，凝汽器和高、低压加热器本身的性能对于汽轮发电机的出力来说均是不利的，其中凝汽器影响最大，其性能均有待加强。
造成凝汽器换热性能较差的原因可能有以下几个方面：（1）凝汽器换热管结垢;（2）凝汽器汽侧漏入空气;（3）冷却水管道堵塞。
试验阶段凝汽器背压稳定，如果汽侧漏入空气的话会使其背压上升，福清水质良好，泥沙含量小，冷却水管被堵塞的可能性也不大。由于安装调试阶段吹扫不到位，换热管有结垢的可能，且在调试阶段对凝汽器部分换热管进行了堵管可能对凝汽器换热能力造成了部分影响。
造成高、低压加热器疏水端差偏大的原因有以下几点。
（1）加热器运行水位低，导致疏水中带汽，疏水端差增大。
（2）加热器运行中事故疏水动作，导致加热器水位下降。
（3）加热器进水温度降低，导致抽汽量增加，疏水端差增大。
（4）加热器内部汽流隔板损坏，影响蒸汽凝结，疏水段带汽，疏水温度上升，疏水端差增大。
试验过程机组运行稳定，加热器事故疏水已经隔离，高、低压加热器投用时间均不长不考虑内部损坏的可能。所以造成加热器下端差较大的原因为第1条。
4 结论及建议
通过对福清1号机常规岛凝汽器和高、低压加热器的性能进行分析得出以下结论和建议。
（1）凝汽器以及高、低压加热器性能较设计值稍差，影响汽轮发电机组的出力，其性能有待加强。
（2）凝汽器性能低于设计指标的原因可能是传热管有结垢，且堵管影响了整体的换热面积。建议检查凝汽器传热管表面如有结垢及时清理可以改善凝汽器换热性能。改善凝汽器性能至设计值可提高汽机出力约2 MW。
（3）高、低压加热器疏水端差大于设计值，原因可能加热器是运行水位过低，可以适当调高加热器水位，使疏水端差减小。改善高、低压加热器换热性能至设计值可使汽机出力提升约0.773 MW。
参考文献
[1] ASMEPTC6-1996.汽轮机性能试验美国国家标准[S].
[2] 赵劲松.1000MW机组加热器端差对热经济性影响的分析[J].汽轮机技术，2010，52（6）：460-463.
关键词：汽轮机出力 端差 高压加热器 低压加热器 凝汽器
中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）10（c）-0089-02
1 福清核电1号机汽轮发电机组概况
福清核电1号机汽轮发电机组系东方汽轮机厂生产单轴、三缸、四排汽带有汽水分离再热器的半转速、凝汽式、冲动式汽轮机。机组的主要设计参数以及保证值为TMCR（额定）工况出力1 089 MW、热耗率9 599 kJ/kWh，SCR（夏季）工况出力1 070 MW。
2 福清1号机组汽轮机热力性能考核试验简介
2.1 试验概况
试验根据ASME PTC6要求布置测点，共设置了48个压力测点，32个温度测点，6个流量测点，2组电功率测点和2个水位测点。对试验结果影响较大的测点均采用多重测点测量，并隔绝了热力系统图以外的一切补水疏水，以确保试验结果的准确性。
2.2 试验计算与结果修正
2.2.1 试验的修正项目
试验修正项目共有5项，即：主蒸汽压力、主蒸汽湿度、汽轮机排气压力（凝汽器背压）、反应堆热功率和发电机功率因数。
修正方法：
式中：Pc为修正后功率，直接测量得出。
Pnet为修正前功率，经修正后得出。
C1～C5为修正系数，包括以上5项修正，根据实测数据以及修正曲线计算得出。
2.2.2 试验采集的数据及计算结果
两次TMCR以及SCR工况试验采集的相关数据以及计算结果如表1。
试验得出TMCR工况下出力1 102.850 MW，SCR工况出力1 080.602 MW满足设计保证要求。
3 常规岛换热器性能及其对汽轮机出力的影响
3.1 凝汽器性能对汽轮机出力的影响
福清1号机组汽轮机考核试验是以二回路整体为考核对象，对于凝汽器采用的是凝汽器背压（汽轮机排气压力）修正，未将凝汽器本体性能列入考核范围内。
若将凝汽器列入二回路中作为考核对象需要将修正项改为循环水流量和温度修正，其余修正项目不变，则修正项目变为了6项，数据及修正计算如表2。
将凝汽器背压修正改为用循环水流量、温度修正得出的TMCR工况汽轮发电机组出力分别1 100.289 MW和1 100.610 MW，二者平均即汽轮发电机组在TMCR工况下的出力为1 100.450 MW。与之前的1 102.85 MW相比减少了2.4MW相当于保证值的0.22%。
由此可见，在其他条件相同的情况下，将凝汽器性能列入考核范围反而会使汽轮发电机组的理论出力下降，说明目前凝汽器性能较设计值稍差，对整个汽轮发电机组的出力影响是不利的。
3.2 高压加热器性能对汽轮机出力的影响
福清1号机组高压加热器系统主要由两列，每列两台高压加热器组成。由于两次TMCR工况加热器相关性能参数差别不大，现将两次TMCR工况高压加热器相关测量参数平均后与设计值进行对比，其结果如表3所示。
由表中数据可知4台高压加热器的疏水端差均大于设计值，其中以7B高加尤为严重，较之设计值高出2.2 ℃。端差大意味着换热性能不好需要改善否则会影响机组回热性能造成汽机出力下降，修正端差较差的高压加热器至设计值得出的TMCR工况下汽轮发电机组的出力为1 103.57 MW，比之前高0.75 MW。
3.3 低压加热器性能对汽轮机出力的影响
福清核电1号汽轮发电机组共有4组每组两列低压加热器，其中1#、2#为复合式低压加热器镶嵌于凝汽器内部本文不做讨论。
通过对两次TMCR工况下3、4号低压加热器参数平均值与设计值的数据进行对比发现其结果与高压加热器类似：4台低压加热器疏水端差大于设计值。其中4B相差最大高出设计值2.1 ℃。修正端差较差的低压加热器至设计值得出的TMCR工况下汽轮发电机组的出力为1 102.873 MW，比修正前高0.023 MW。
3.4 结果分析
由上述论述可知，凝汽器和高、低压加热器本身的性能对于汽轮发电机的出力来说均是不利的，其中凝汽器影响最大，其性能均有待加强。
造成凝汽器换热性能较差的原因可能有以下几个方面：（1）凝汽器换热管结垢;（2）凝汽器汽侧漏入空气;（3）冷却水管道堵塞。
试验阶段凝汽器背压稳定，如果汽侧漏入空气的话会使其背压上升，福清水质良好，泥沙含量小，冷却水管被堵塞的可能性也不大。由于安装调试阶段吹扫不到位，换热管有结垢的可能，且在调试阶段对凝汽器部分换热管进行了堵管可能对凝汽器换热能力造成了部分影响。
造成高、低压加热器疏水端差偏大的原因有以下几点。
（1）加热器运行水位低，导致疏水中带汽，疏水端差增大。
（2）加热器运行中事故疏水动作，导致加热器水位下降。
（3）加热器进水温度降低，导致抽汽量增加，疏水端差增大。
（4）加热器内部汽流隔板损坏，影响蒸汽凝结，疏水段带汽，疏水温度上升，疏水端差增大。
试验过程机组运行稳定，加热器事故疏水已经隔离，高、低压加热器投用时间均不长不考虑内部损坏的可能。所以造成加热器下端差较大的原因为第1条。
4 结论及建议
通过对福清1号机常规岛凝汽器和高、低压加热器的性能进行分析得出以下结论和建议。
（1）凝汽器以及高、低压加热器性能较设计值稍差，影响汽轮发电机组的出力，其性能有待加强。
（2）凝汽器性能低于设计指标的原因可能是传热管有结垢，且堵管影响了整体的换热面积。建议检查凝汽器传热管表面如有结垢及时清理可以改善凝汽器换热性能。改善凝汽器性能至设计值可提高汽机出力约2 MW。
（3）高、低压加热器疏水端差大于设计值，原因可能加热器是运行水位过低，可以适当调高加热器水位，使疏水端差减小。改善高、低压加热器换热性能至设计值可使汽机出力提升约0.773 MW。
参考文献
[1] ASMEPTC6-1996.汽轮机性能试验美国国家标准[S].
[2] 赵劲松.1000MW机组加热器端差对热经济性影响的分析[J].汽轮机技术，2010，52（6）：460-463.