AP1000主系统

AP1000主系统（精选3篇）

AP1000主系统 第1篇

三门核电一期工程汽轮机采用日本三菱重工技术, 关键部件进口, 哈尔滨汽轮机厂和三菱联合供货。汽轮机为工作转速1 500r/min、单轴、四缸六排汽的反动凝汽式核电汽轮机, 有2个2级再热的外置式中间汽水分离再热器, 末级动叶片长1 375mm[1]。

汽轮机升速由主汽阀的先导阀控制。先导阀专为汽轮机从静止加速到额定转速而设计, 具有精确调节功能。汽轮机从盘车至额定转速运行, 经历汽轮机复位、EH油自动、升速、关闭所有阀门、摩擦检查、低速暖机、中速暖机和额定转速运行等过程。

1汽轮机复位

汽轮机复位分为机械复位和电气复位。

1.1机械复位

机械复位指的是手动操作复位杆, 机械复位杆在汽轮机前箱, 用于机械超速保护动作后汽轮机复位。杆手动向右掰, 杆带动舌片使机械超速滑阀关闭, 建立高压油, 然后关闭紧急跳机活塞阀, 如4个跳机电磁阀已关闭, 则EH油系统建立紧急跳机油压, 从而实现低压缸再热主汽阀自动开启, 复位杆松手后, 杆自动回到原位, 如图1所示。

1.2电气复位

电气复位在主控室实现。按下汽轮机复位后, 复位电磁阀带电, 带动舌片使机械超速滑阀关闭, 建立高压油, 然后关闭紧急跳机活塞阀。4个跳机电磁阀带电关闭 (若无其他跳机信号) , 则EH油系统建立紧急跳机油压, 实现低压缸再热主汽阀自动开启。此时主汽阀、主调阀和再热主调阀由于没有控制信号而处于全关状态。

2 EH自动

三门核电站汽轮机主蒸汽进汽阀门共20个, 分别是4个主汽阀 (MSV) 、4个主调阀 (GV) 、6个再热主汽阀 (RSV) 、6个再热主调阀 (ICV) 。在进汽阀门油动机类型的选择上, 只有RSV采用了开关控制类型的油动机, 不设置电液伺服阀。 MSV、GV和ICV阀门油动机都采用比例控制类型, 并且每个阀门都装设2个LVDT变送器。

在主控按下【EH Auto】, 其有以下功能: (1) 产生GV偏置开信号 (使GV和ICV全开) ; (2) 允许保持冲转程序 (EH Auto是冲转的必要条件) ; (3) 从控制系统接受汽轮机参考转速 (如发电机没有带负荷并且EH变为非自动, 则将当时的实测转速作为参考转速, 参考转速与实际转速之差作为调节汽门开度的信号之一) ; (4) 允许进行MSV/GV阀门开启/关闭试验, 否则会将试验复位; (5) 使输入到MSV的主汽阀阀门开度信号有效, 允许MSV进行冲转及偏置全开, 否则强制全关; (6) 转速控制监测回路有效; (7) MSV/GV/ICV伺服回路监测有效, 在没有超速保护动作时, 判断伺服回路动作是否正常 (阀位指令与真实阀位差控制在20%以内, 否则将报警) 。

3目标转速和升速率

目标转速有200r/min、400r/min、1 060r/min、1 500r/min 4个 (表1) , 避免在临界转速区停留。目标转速需手动选择, 一次只能选择一个目标转速, 不能同时选择多个, 有逻辑闭锁。系统以最近选择的目标转速为准, 即假如先选择400r/min, 再重新选择200r/min, 则输入到系统的目标转速为200r/min, 原目标转速400r/min被复位。 目标转速200r/min用于摩擦检查, 400r/min和1 060r/min分别用于低速暖机和中速暖机, 从而预防转子中心温度与表面温度之间的温差造成热应力。

在以下任一条件出现时目标转速回路将复位为0r/min: (1) “全关阀门”命令; (2) 阀门转换结束。

升速率有50r/min (慢) 、75r/min (中) 、150r/min (快) 3种。一次只能选择一个升速率, 不能同时多选, 有闭锁。 50r/min和75r/min需手动选择。正常冲转时选择150r/min。

在出现以下任一条件时升速率将自动选择150r/min: (1) 没有选择升速率, 而直接先选择了目标转速; (2) 发电机失去负荷 (0.05s的“MGB open”脉冲信号) ; (3) 自动同期装置退出 (0.05s脉冲信号) 。

在出现以下任一条件时升速率将自动选择0r/min的命令: (1) 发电机带负荷 (MGB close) ; (2) “全关阀门”命令; (3) 自动同期系统投入。自动同期装置投入后, 将由同期装置以150r/min的速率进行转速调整。

升速率50r/min和75r/min主要用于以下情况: (1) 对汽轮机振动进行调整前, 以较低升速率加速汽轮机从而监测汽轮机参数; (2) 进入汽轮机的蒸汽流量受汽轮机启动工况限制; (3) 必须减小汽轮机转子热应力和转子胀差, 如汽轮机冷态启动工况等; (4) 超速跳机试验时精确测量汽轮机超速跳机定值。

4升速控制

在选择了目标转速和升速率后, 在主控按下冲转【GO】命令, 系统根据目标转速和升速率开始计算参考转速Nref (Nref初始值=0, 在汽轮机停机时产生) 。

参考转速分为2种情况: (1) 发电机已带负荷, 转速设定值Nref=1 500r/min; (2) 发电机未并网, t1时刻转速设定值Nref= Nref-t0+程序增量+手动增量+同期装置增量。

程序增量:在主控设定完目标转速和升速率后, 按下 【GO】, 程序增量根据目标转速和升速率自动增加, 直到参考转速与目标转速相等为止。

手动增量:手动按增/减按钮, 提高/降低转速。

同期装置增量:同期装置投运后对汽轮机转速以150r/min的速率进行调整。

参考转速<目标转速时, t1时刻的参考转速Nref-t1=Nref-t0+程序增量 (按取样周期计算, 每个取样周期0.05s) 。当实际转速达到目标转速 (即∣ 目标转速- 参考转速∣ 升速率) , MSV阀位指令=F (Nref) +P (Nref-N实际转速) 。MSV阀开度偏置F (Nref) 由三菱重工根据经验得出, 如图2所示, 目的是为转速控制提供前馈补偿。P (Nref-N实际转速) 为转差增益, 由三菱重工根据经验得出, P值为1.666 7%/ (r/min) 。

此种控制方式可以避免由于积分效应引起的振荡, 加入前馈补偿控制又尽可能消除了偏差, 使冲转到目标转速更快更稳定[2]。

5结论

本文介绍了AP1000核电汽轮机组升速控制, 对升速控制中的重要参数目标转速及升速率进行了详细的分析, 并得出以下结论: (1) 转速控制由主汽阀的先导阀控制, 实现升速过程精确控制; (2) 目标转速有200r/min、400r/min、1 060r/min、 1 500r/min, 这些目标转速避开了临界转速, 使汽轮机实现正常暖机和额定转速运行; (3) 参考转速根据目标转速和升速率得出, 参与汽轮机实际转速控制; (4) 升速逻辑由比例加前馈补偿得出, 这种控制方式可以避免由于积分效应引起的振荡, 又尽可能消除了偏差, 使冲转到目标转速更快更稳定。

参考文献

[1]顾军.AP1000核电厂系统与设备[M].北京:原子能出版社, 2010

AP1000主系统 第2篇

【关键词】润滑油；冲洗；经验反馈

1、汽轮机润滑油系统冲洗概述

三门核电AP1000汽轮机润滑油系统由日本三菱重工设计，由哈尔滨汽轮机厂供货。汽轮机润滑油系统的冲洗进度直接影响汽轮机盘车投运这一重大调试节点目标。三门核电AP1000汽轮机润滑油冲洗方案总体采用日本三菱重工提供的冲洗方案，并且结合国内大型火电厂冲洗经验，采用了大流量冲洗装置。冲洗原计划用时7个月完成，但实际执行较计划有较大偏差。

2、汽轮机润滑油系统冲洗时间及进程

综合分析，影响三门核电汽轮机润滑油冲洗的原因较多，其中有系统移交、设备安装、厂家供货等问题。而冲洗过程总体可分为以下几个方面：正常冲洗；设备缺陷处理；系统限制非正常冲洗；临措安装；配合其他系统调试暂停冲洗。其具体时间分布如图1所示。

润滑油系统冲洗分为三个阶段，第一、二阶段冲洗采用冲洗专用油，且冲洗油不进入轴承，直接经轴承箱回油管道流入主油箱，冲洗动力源来自临时装置-大流量冲洗装置；第三阶段冲洗采用系统运行时正式用油，且冲洗油进入轴承，冲洗动力源为系统设计三台泵：交流润滑油泵，事故直流油泵，控制油泵。具体冲洗过程如图2示。

3、汽轮机润滑油系统冲洗问题总结

3.1建安及设备问题

总体来说，建造安装以及设备问题影响汽轮机润滑油系统冲洗进程较大，其原因或为供货问题，或为现场安装原因，现就主要问题进行介绍及分析，为后续调试提供经验反馈。

3.1.1顶轴油管道内部焊瘤問题。汽轮机顶轴油管道内部清洁度直接关系汽轮机轴瓦的完全，润滑油冲洗过程中，使用内窥镜对顶轴油管道内部检查，发现管道焊接质量较差，局部存在焊渣，以及较大焊瘤，如图3、图4所示。

顶轴油管道为制造厂随汽轮机轴承箱统一供货，管道直径8mm，不经仔细检查很难发现内部焊接问题。且顶轴油管道分布各个汽轮机轴承箱内，需要打开轴承箱盖处理，管道较细，处理耗时费力，极大影响冲洗进度。综合考虑，三门核电现场处理措施最终采用现场拆下管道打磨，然后使用压缩空气吹扫，最终耗时21天处理完成。

3.1.2套装油管道焊缝问题。润滑油冲洗第二阶段，长时间冲洗之后，清洗滤网收集杂质中仍持续出现硬质金属颗粒，导致冲洗迟迟不能达标。经过细致全面的系统检查，最终发现套装油管道下部内壁的焊接部位有黑色焊瘤，轻微触摸即掉落黑色硬质颗粒，焊缝根部有氧化现象。见图5。

润滑油套装油管道采用不锈钢材料，为半成品供货，制造厂发货后，现场焊接拼装。此次检查发现的问题焊缝属于现场焊接。对比安装记录和设计方的现场焊接规范，发现现场建安方焊接时，未遵守焊接规范要求的不锈钢第一层焊接必须TIG焊接，且现场需使用氩气作为保护气体。导致焊缝质量不佳。基于现场施工条件和工程进度，最终处理方案选择将套管下半部焊缝打磨、清理及补焊。最终处理完成耗时20天。

3.1.3润滑油冷油器内部清洁问题。润滑油冲洗第三阶段的验收阶段，冲洗中断断续续出现圆球形金属颗粒。鉴于前期冲洗阶段出现过类似情况。首先，对套装油管道进行检查，清洁度较佳；其次，通过人孔检查各轴承箱内部清洁度，没有发现有硬质金属颗粒，经过对冲洗路径的分析，润滑油系统冷油器壳体内部存在积存杂质的可能较大，遂决定对冷油器抽芯清洗。具体示意如图5：检查发现，冷油器壳体内部，焊缝处积存较多杂质，仔细分析有圆球形金属硬质颗粒存在。如图6：

冷油器抽芯清洗过程复杂，涉及吊装、化学清洗等作业内容，处理过程耗费约30天工期，较大延误冲洗进程。

3.2系统移交问题

3.2.1系统移交尾项过多。由于三门核电现场工程进度，汽轮机润滑油系统建安向调试移交时，在移交尾项较多情况下，即接收了移交。这些尾项的处理，包括电气仪控相关尾项的处理，直接打断润滑油冲洗进程。调试过程中需分出较大精力协调冲洗时间窗口，协调建安方处理尾项问题。这扰乱了润滑油冲洗的专项计划，直接延迟了润滑油冲洗的达标。

4、总结

汽轮发电机润滑油系统冲洗过程中，发现较多建造安装问题，以及设备本身问题，都极大影响了冲洗的按时达标，拖慢工程进度。这些问题大部分可以在设备供货阶段，以及安装阶段避免。现场系统冲洗时采用的处理方法都是发现问题后的补救措施，而提前介入提前解决，严格把关供货质量以及建造安装，将会为有效加快后续系统冲洗进程。

参考文献

AP1000主系统 第3篇

主变压器是核电站最重要的电气设备之一。在长期的运行中,主变压器受到电动力、热辐射和化学反应的共同作用,其绝缘材料的机械和电气性能将发生衰减,产生绝缘老化现象。如果运行维护不良,将导致主变压器老化严重,一旦发生事故,会给核电站和电网带来重大的损失。

在正常条件下,变压器的预期设计寿命通常为20 a～40 a[1],而AP1000核电站变压器的设计寿命为60 a,能否使AP1000主变压器的寿命达到其设计值?这个问题值得思考。因此,尽早开展AP1000主变压器老化和寿命的研究很有必要。目前三门核电主1号机组主变压器尚未投运,本文提出的措施可以作为AP1000核电站主变压器运行和维护的参考。

1 影响变压器运行寿命的因素

1.1 热老化

工作温度越高,变压器绝缘材料的化学反应进行得越快,机械强度和电气强度丧失得越快,相对老化率越大,变压器的运行寿命就越短。

根据研究结果,油浸式电力变压器的绕组热点温度在80℃～140℃范围内时,绕组温度每增加6℃,变压器的相对老化率增加1倍,寿命减少1半。因此,过热是大型电力变压器寿命缩短的主要因素之一。

1.2 电老化

一般认为局部放电是变压器绝缘老化最主要的原因[2]。近年来,虽然变压器制造工艺水平得到了很大的提升,但是仍然不能避免在变压器油和其它绝缘材料中留有气隙或气泡。气体的介电常数比变压器油和其他绝缘材料小,介电常数越小,电场强度越大,所以气隙和气泡处的场强更强,而气体的击穿场强比变压器油和绝缘材料低,因此很容易首先在气泡中发生局部放电。变压器油中存在微量水分和杂质,在电场的作用下,也容易出现局部放电。另外,由于变压器设计不合理,某些部位的场强比其他位置高,变压器内部连接不良等原因都会引起局部放电。局部放电不断发展,最终导致绝缘击穿,影响变压器的寿命。

1.3 水分

在变压器的制造过程中,制造厂严格控制产品的水分。一般变压器要经过煤油气相干燥、真空注油、热油循环等除水工艺,但仍然会残留一定的水分。后期运行,尤其是吊罩大修,也不可避免地侵入一部分水分,同时变压器油热老化后也会分解出水分。变压器中的水分主要积聚在绝缘纸板和绝缘油中,它会恶化变压器油及绝缘纸板的电气性能,使其耐电强度降低,击穿强度随着含水量增加而急剧下降。水分还会与绝缘材料发生降解反应,加速绝缘材料的老化。研究表明,湿度为2%的绝缘纸的老化速度是湿度为0.3%的11倍。

1.4 变压器油老化

变压器油在电、热和氧气的作用下会逐渐老化。变压器油老化后,油的吸气性增强,聚合度也增强,导致油中气体增多、运动黏度增大。气体增多将造成油的绝缘击穿电压下降,运行黏度增大影响循环对流和传热能力,不能适应变压器的运行工况,并形成恶性循环,严重影响变压器的运行寿命,甚至造成设备事故[3]。

1.5 外界自然力的影响

狂风、暴雨、大雪、冰雹和地震等外界因素也会对变压器的寿命造成影响,应根据实际情况加以防范,必要时需停电。

2 判断老化程度的方法

2.1 统计法

对同型号的变压器进行统计,计算出变压器的平均寿命,用计算结果来评估老化情况和剩余寿命。这种方法实施起来简单,且成本低。但AP1000主变压器容量大,第一台AP1000主变尚未投入运行,没有同型号的变压器可以参考,所以这种方法无法实施。

2.2 测量绝缘纸的抗张强度

测量绝缘纸的抗张强度可以判断绝缘纸老化程度,若绝缘纸的抗张强度低于初始值的50%,可以判定变压器老化已经很严重,应考虑退出运行。绝缘纸抗张强度直接反映了变压器的老化程度,但测量绝缘纸抗张强度的前提是停电吊芯,在生产运行中不易实现,可以在运行10 a～15 a后大修时视情况进行。

2.3 CO和CO2检查

变压器绝缘纸的主要成分是纤维素,在O2、水分和温度等因素的作用下纤维素会发生解聚,长链分子断链变成短链分子,最终生成H2O、CO和CO2。绝缘纸的老化程度和解聚程度成正比。因此,变压器油中CO和CO2的含量在一定程度上反映变压器绝缘纸老化情况。在现场,一般采用气相色谱测量CO和CO2的含量,此方法简便易行。

根据GB/T 7572-2001变压器油中溶解气体分析和判断导则,当变压器故障涉及到固体绝缘时,也会引起CO和CO2含量明显增长。而且,变压器从空气中吸收的CO2基值较高,通常把CO和CO2含量仅作为评估变压器绝缘纸老化程度的参考。

2.4 测量变压器油中糠醛(C5H4O2)含量

绝缘纸中的纤维素大分子随着变压器的老化会发生解聚,生成糠醛,糠醛的分子式为C5H4O2。变压器中除绝缘纸外,其它部件都不会产生C5H4O2,因此可以根据C5H4O2的浓度评估绝缘纸的老化程度。C5H4O2溶于变压器油,现场可以取油样,用高效液相色谱分析仪测出其含量。

根据国外的研究报告和数据统计,预防性维修规程中给出了指导性标准(见表1)。

当测出C5H4O2含量超过表中所示的值时,认为变压器相对老化率不正常,存在隐患,应继续跟踪,定期进行测量,尤其应注意糠醛的增长率。

2.5 测量变压器绝缘纸的聚合度

聚合度是指绝缘纸分子包含纤维素分子的数目,聚合度能直接反映绝缘纸的老化程度。新变压器纸的聚合度一般在1 000左右。运行中纤维素受温度、水分、氧化等共同作用发生降解,大分子逐渐断裂,聚合度降低。一般对绝缘纸老化寿命的判据是:把聚合度250作为绝缘纸是否已丧失机械强度的边界点,聚合度低于250的变压器应退出运行。

3 采取的措施探讨

3.1 加强变压器监造

变压器内部的每一个部件对于整个变压器来说都相当关键,任何1个部件的损坏都可能造成严重的后果。因此要注意变压器油、绝缘纸张、纸板、块木材、绝缘清漆等原材料的选用。同时,任何一道工序未做好都可能影响到变压器的寿命。作为业主方,应加强对变压器的监造,严把质量关。这样可以提高变压器的质量,从源头上延长变压器的寿命。

3.2 防止过负荷运行

变压器过负荷运行会造成温升变大,影响变压器的寿命,为了不影响变压器的寿命,应尽量减少过负荷运行的次数和时间。三门核电1号机组主变压器的容量为1 452 MVA,发电机容量为1 407 MVA,减去部分厂用负荷,主变的容量有一定的裕度。而且一般只有在事故情况下,当系统必须切除部分发电机或线路时,为了防止系统静态稳定破坏,保证连续供电,才容许发电机过负荷运行,从安全角度考虑,核电机组一般不会过负荷运行,因此主变过负荷运行的可能性很小。

3.3 加强预警

运行人员应加强对主变压器的巡检,尤其是油温、绕温等(可定期采用红外测温仪进行检查)。同时,应按标准要求定期取油样进行检查。另外,三门核电主变配置了变压器油在线监测装置,可有效地监测变压器油中的气体。通过这些措施可将主变压器的异常发现于萌芽时期。

3.4 诊断和分析

将现场诊断与趋势分析相结合,可有效地对变压器的绝缘状态进行监测。一般可以将局部放电测量、油色谱、温度测量、糠醛等测试值进行比对和趋势分析。如油色谱发现CO和CO2含量异常时,应测量变压器油糠醛,如果条件允许,应测量纸的聚合度,检查老化情况。综合试验结果和运行参数,做出较为科学的评估,采取有效的措施进行补救。

3.5 采取状态检修

状态检修是根据状态检测提供的变压器状态信息,分析变压器的异常的原因,预测故障,适时安排检修计划。采用传统的定期检修,缺陷检出率不高。据统计,预试发现设备有缺陷不足1%[4]。实施状态检修,可以增强变压器检修过程中的针对性和有效性,避免因过度检修和设备频繁拆卸产生的隐患,提高变压器运行的可靠性,延长变压器寿命。

4 结语

鉴于目前材料和工艺的水平,很难保证AP1000主变60 a的寿命,但是可以采取有效的措施,防止变压器快速老化。在运行过程中,应加强对变压器的检测、诊断和状态维修,保证变压器的安全运行,延长变压器的使用寿命。

参考文献

[1]关建军.大亚湾核电站变压器老化分析、寿命管理及探讨[J].TRANSFORMER,2002(11):42-45.

[2]周均仁.变压器主绝缘老化分析及防范措施[J].电气工程与自动化,2011(21):43-44.

[3]张华蓥,张红艳.浅谈变压器油老化及其防劣措施[J].水电站运营,2008(10):57-59.