王世勇，徐 喬，卜玉兵，徐宗富，趙顯國

(深圳中廣核工程設(shè)計(jì)有限公司，深圳 518000)

汽輪機(jī)機(jī)組熱力性能是衡量電廠運(yùn)行效果的重要指標(biāo)之一，可通過汽輪機(jī)熱力性能試驗(yàn)驗(yàn)證。火電汽輪機(jī)機(jī)組熱力性能指標(biāo)一般為熱耗、汽缸效率或機(jī)組功率，核電廠汽輪機(jī)機(jī)組熱力性能考核指標(biāo)通常為機(jī)組功率。為保證在相同的熱力循環(huán)條件下對比機(jī)組功率，將試驗(yàn)時(shí)的系統(tǒng)、運(yùn)行參數(shù)按汽輪機(jī)廠提供的性能曲線修正到設(shè)計(jì)條件，與合同保證值(如效率、熱耗或功率等指標(biāo))進(jìn)行對比，以此判斷機(jī)組的熱力性能是否達(dá)標(biāo)[1]。

國內(nèi)某核電廠同堆型、同機(jī)型2臺(tái)機(jī)組相繼投運(yùn)，在核島達(dá)到滿負(fù)荷后，按合同約定參照美國機(jī)械工程師協(xié)會(huì)ASMEPTC-6《汽輪機(jī)性能試驗(yàn)驗(yàn)收規(guī)程》中的簡化試驗(yàn)進(jìn)行熱力性能驗(yàn)收，試驗(yàn)結(jié)果表明2臺(tái)機(jī)組功率偏差達(dá)8.5 MWe。同廠址、同堆型、同機(jī)型的機(jī)組功率出現(xiàn)這么大偏差，已超出了正常設(shè)計(jì)、制造及安裝等偏差對機(jī)組功率的影響，且功率較低的機(jī)組嚴(yán)重影響電廠經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

本文基于這2臺(tái)汽輪機(jī)性能驗(yàn)收試驗(yàn)及運(yùn)行數(shù)據(jù)，模擬系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)，按文獻(xiàn)[2]方法計(jì)算得出了2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行工況熱平衡圖、各設(shè)備及系統(tǒng)性能參數(shù)，并對2臺(tái)汽輪機(jī)機(jī)組進(jìn)行了性能診斷和分析，排查2臺(tái)機(jī)組功率偏差大的原因，同時(shí)提出相應(yīng)的建議措施，以此盡量消除或減小機(jī)組功率間的偏差，提高電廠經(jīng)濟(jì)性。

1 影響機(jī)組功率的主要因素

CPR1000堆型核電廠廣泛采用基本負(fù)荷運(yùn)行模式[3]。在核島熱功率不變的情況下，機(jī)組電功率除了受冷端條件的影響外，還受來自蒸汽發(fā)生器(Steam Generator,SG)出口的主蒸汽參數(shù)、汽輪機(jī)及各輔助設(shè)備的性能、熱力系統(tǒng)運(yùn)行情況等方面的影響。

1.1 蒸汽發(fā)生器

蒸汽發(fā)生器是核電廠中的重要設(shè)備，主要功能是將一回路冷卻劑中的熱量傳遞給二回路的水，產(chǎn)生飽和蒸汽供給二回路動(dòng)力裝置[3]，式(1)為核島熱功率計(jì)算公式。

QNI=Go×(I0-Ifw)+

ΔG×(ISG-Ifw)

(1)

式中：QNI為核島熱功率，kW；Go為主蒸汽流量，kg/s；ΔG為蒸汽發(fā)生器排污流量，kg/s；I0為主蒸汽焓，kJ/kg；Ifw為主給水焓，kJ/kg；ISG為蒸汽發(fā)生器內(nèi)的飽和水焓，kJ/kg。

對常規(guī)島來說，蒸汽發(fā)生器主要熱力性能可歸納為蒸汽流量、壓力和濕度。蒸汽流量對于機(jī)組功率而言至關(guān)重要，其流量可通過測量主給水流量間接獲取。蒸汽壓力受蒸汽發(fā)生器換熱管傳熱性能影響，新機(jī)投產(chǎn)換熱管清潔系數(shù)高，相應(yīng)的蒸汽壓力也高。根據(jù)文獻(xiàn)[4]，在核島熱功率不變情況下，由于主汽輪機(jī)已定型，主汽壓力在一定范圍內(nèi)的變化對機(jī)組功率影響非常小。蒸汽發(fā)生器出口蒸汽濕度相對增加1%，機(jī)組功率相對降低約0.17%。

1.2 汽輪機(jī)

汽輪機(jī)熱力性能有2項(xiàng)重要指標(biāo)，即通流能力和效率[5]。

根據(jù)文獻(xiàn)[6]，汽輪機(jī)通流效率采用功率效率，相對傳統(tǒng)焓降效率更精確，可更真實(shí)地反映機(jī)組性能，計(jì)算公式詳見式(2)至式(5)。

Nn=Gn×hn

(2)

Nns=Gn×hns

(3)

αn=∑hns/Hns

(4)

ηnp=αn×∑Nn/∑Nns

(5)

式中：Nn為級段有效功率，kW；Nns為級段理想功率，kW；Gn為級段流量，kg/s；hn為級段有效焓降，kJ/kg；hns為級段理想焓降，kJ/kg；Hns為缸或整機(jī)理想焓降，kJ/kg；αn為缸或汽輪機(jī)的熱重獲因數(shù)；ηnp為缸或汽輪機(jī)通流效率。

文獻(xiàn)[5]基于大量國內(nèi)外汽輪機(jī)的設(shè)計(jì)和運(yùn)行數(shù)據(jù)，對弗留格爾公式進(jìn)行了改進(jìn)，提出了汽輪機(jī)特征通流面積概念及解析表達(dá)式：

(6)

式中：Fπ為汽輪機(jī)某級段特征通流面積，m2；G為級段流量，kg/s；v0為該級段進(jìn)口蒸汽質(zhì)量體積，m3/kg；p0為該級段進(jìn)口蒸汽壓力，MPa；π為該級段出口與進(jìn)口蒸汽壓力之比。

只要汽輪機(jī)通流幾何尺寸不變，不論熱力參數(shù)或工況如何變化，汽輪機(jī)特征通流面積都具有保持常數(shù)的特點(diǎn)，因而可用于在運(yùn)汽輪機(jī)通流部分的性能診斷[5]。

1.3 再熱系統(tǒng)

核電汽輪機(jī)機(jī)組采用蒸汽中間再熱。蒸汽中間再熱是將蒸汽從汽輪機(jī)高壓缸或某級引出至汽水分離再熱器，分離濕蒸汽水分，同時(shí)用高溫蒸汽加熱，溫度提高后再送回汽輪機(jī)繼續(xù)做功的循環(huán)系統(tǒng)，相對降低了低壓缸蒸汽排汽濕度，提高了汽輪機(jī)效率[7]。影響再熱系統(tǒng)熱力性能的主要因素包括進(jìn)出汽水分離再熱器的蒸汽壓降、再熱器端差、掃汽比等。

為了防止再熱器上、下管束溫差過高，再熱器管束設(shè)置了掃汽，其主要目的是保證再熱器管束安全運(yùn)行。正常運(yùn)行條件下，再熱器的掃汽及疏水排入相應(yīng)的加熱器，掃汽量一般為加熱蒸汽流量的2.5%左右[4,7]。圖1為額定熱功率下，二級再熱器掃汽比對機(jī)組功率的影響趨勢曲線。

圖1 汽水分離二級再熱器掃汽比與

圖1中橫坐標(biāo)表示汽水分離二級再熱器掃汽比，縱坐標(biāo)表示相對掃汽比為2.5%時(shí)機(jī)組功率的變化。本文將掃汽比定義為掃汽量與加熱蒸汽流量之比。由圖1可知，隨掃汽比的增加，機(jī)組功率也隨之降低。掃汽比為25%時(shí)，機(jī)組功率相對減少5 MWe。新蒸汽漏入高壓加熱器會(huì)減少來自汽輪機(jī)的抽汽量，但由于是漏入新蒸汽，因此也會(huì)影響機(jī)組功率。

1.4 回?zé)嵯到y(tǒng)

回?zé)嵯到y(tǒng)是電廠機(jī)組熱力系統(tǒng)中最重要、最復(fù)雜的系統(tǒng)，對整個(gè)機(jī)組的安全性和經(jīng)濟(jì)性有著重要的影響[7]?；?zé)嵯到y(tǒng)長期處于高壓高溫狀態(tài)，運(yùn)行中會(huì)發(fā)生機(jī)組負(fù)荷突變、泵故障、疏水切換等問題，這些都會(huì)造成回?zé)嵯到y(tǒng)性能降低或故障[7-8]。影響回?zé)嵯到y(tǒng)熱力性能的主要因素包括蒸汽管道壓降、加熱器端差、疏水狀態(tài)等。

1.5 凝汽器

凝汽器裝置是凝汽式汽輪機(jī)裝置的重要組成部分，其作用是將汽輪機(jī)的排汽凝結(jié)成水，形成并保持所要求的真空[8]。凝汽器運(yùn)行的熱力性能對汽輪機(jī)機(jī)組的運(yùn)行安全性和經(jīng)濟(jì)性影響很大。凝汽器排汽壓力、循環(huán)冷卻水溫升變化、凝汽器端差、凝結(jié)水過冷度等，這些參數(shù)都是凝汽器的主要運(yùn)行熱力性能指標(biāo)[9]。

凝汽器熱力性能可根據(jù)機(jī)組實(shí)際排汽熱負(fù)荷、冷卻水量、冷卻水溫、凝汽器技術(shù)數(shù)據(jù)(冷卻管面積、材料、外徑、壁厚、長度、根數(shù))等變工況計(jì)算獲取，計(jì)算公式詳見式(7)至式(11)。

Qt=QNI+Gfw×(Ifwp-Icy)+

Ne÷(ηe×ηj)

(7)

(8)

(9)

ts=tw1+Δt+δt

(10)

K=K0×βt×βm×βc

(11)

式中：Qt為凝汽器熱負(fù)荷，kW；Gfw為主給水流量，kg/s；Ifwp為給水泵后給水焓，kJ/kg；Icy為除氧器下水焓，kJ/kg；Ne為發(fā)電機(jī)端功率，kW；ηe為發(fā)電機(jī)效率；ηj為機(jī)械傳動(dòng)效率；Δt為循環(huán)冷卻水溫升，℃；Gw為循環(huán)冷卻水量，m3/s；Cw為循環(huán)冷卻水比熱容，kJ/(kg·K)；δt為凝汽器端差，℃；F為凝汽器冷卻管面積，m2；ts為凝汽器飽和水溫度，℃；tw1為循環(huán)冷卻水入口溫度，℃；K為總體傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；K0為基本傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；βt為溫度修正系數(shù)；βm為材料及壁厚修正系數(shù)；βc為冷卻管清潔系數(shù)。

1.6 系統(tǒng)運(yùn)行

系統(tǒng)運(yùn)行偏離設(shè)計(jì)工況，也會(huì)影響機(jī)組功率[10]。例如旁路系統(tǒng)閥門泄漏、加熱器應(yīng)急疏水閥關(guān)閉不嚴(yán)等。雖然這部分蒸汽或疏水并沒有泄漏到系統(tǒng)外，但因?yàn)樗鼈儧]有經(jīng)過汽輪機(jī)做功或與加熱器換熱，所以也會(huì)影響機(jī)組功率。

2 機(jī)組熱力性能診斷與分析

該核電廠建設(shè)的2臺(tái)機(jī)組采用CPR1000堆型，汽輪機(jī)采用半轉(zhuǎn)速機(jī)型，包括1臺(tái)高壓缸和2臺(tái)低壓缸?；?zé)嵯到y(tǒng)采用7級抽汽給水加熱器，包括2級雙列高壓加熱器、1級除氧器和4級雙列低壓加熱器。高壓缸排出的濕蒸汽經(jīng)汽水分離再熱器除濕、再熱后進(jìn)入低壓缸繼續(xù)做功，再熱器采用2級串聯(lián)，低壓再熱器的加熱蒸汽來自高壓缸抽汽，高壓再熱器的加熱蒸汽來自新蒸汽，汽水分離器的疏水、再熱器的疏水按壓力等級分別排往相應(yīng)的加熱器。

根據(jù)該核電廠2臺(tái)汽輪機(jī)性能驗(yàn)收試驗(yàn)及運(yùn)行數(shù)據(jù)，計(jì)算獲取了運(yùn)行工況熱平衡圖、汽輪機(jī)及各輔助設(shè)備、系統(tǒng)的性能參數(shù)，以此開展2臺(tái)機(jī)組功率偏差的性能診斷與分析。對于主蒸汽參數(shù)，已將運(yùn)行參數(shù)修正到了設(shè)計(jì)條件，排除了蒸汽發(fā)生器熱力性能的影響。為便于區(qū)分2臺(tái)機(jī)組，將功率相對較低的汽輪機(jī)機(jī)組稱為A，將功率相對較高的汽輪機(jī)機(jī)組稱為B。

2.1 汽輪機(jī)熱力性能

表1為試驗(yàn)工況下計(jì)算獲取的A、B 2臺(tái)汽輪機(jī)高壓缸、低壓缸及整機(jī)效率。

表1 汽輪機(jī)通流效率對比表

由表1可知，機(jī)組A通流效率比B低約0.91%。不考慮系統(tǒng)內(nèi)外泄漏的影響，經(jīng)計(jì)算，機(jī)組A、B通流效率偏差對機(jī)組功率影響約為9 MW[4,6]。

圖2為試驗(yàn)工況下2臺(tái)汽輪機(jī)各級段特征通流面積與設(shè)計(jì)值的對比。高壓缸按抽汽分為3個(gè)級段，標(biāo)示為HP1至HP3，低壓缸按抽汽分為5個(gè)級段，標(biāo)示為LP1至LP5，其中低壓缸最后3段抽汽壓力測量偏差較大，且對機(jī)組功率影響相對較小，LP3至LP5級段特征通流面積在此不展開對比分析。

圖2 汽輪機(jī)各級段特征通流面積與設(shè)計(jì)值對比

由圖2可知，A、B 2臺(tái)汽輪機(jī)特征通流面積基本相當(dāng)，與設(shè)計(jì)值略有偏差。

為便于了解A、B 2臺(tái)汽輪機(jī)運(yùn)行情況，分析了試驗(yàn)工況下2臺(tái)機(jī)組進(jìn)汽、抽汽口參數(shù)，詳見表2。

表2 汽輪機(jī)進(jìn)、抽汽口參數(shù)對比

由表2可知，核島供給2臺(tái)機(jī)組的主蒸汽流量基本相同，機(jī)組A的主汽調(diào)節(jié)閥開度低于機(jī)組B，且機(jī)組A的主汽調(diào)節(jié)閥后壓力比機(jī)組B低，相應(yīng)各缸抽汽口壓力也低。若2臺(tái)汽輪機(jī)高壓缸通流面積相同，則進(jìn)入機(jī)組B高壓缸的蒸汽量應(yīng)比機(jī)組A高約0.74%。主蒸汽在進(jìn)入機(jī)組A前可能有泄漏，如主蒸汽通過旁路調(diào)節(jié)閥泄漏至凝汽器，汽水分離再熱器掃汽進(jìn)入7號高壓加熱器或凝汽器等。

根據(jù)汽輪機(jī)廠商提供的A、B 2臺(tái)機(jī)組高壓缸通流葉片喉部尺寸測量數(shù)據(jù)，在機(jī)組A大修期間對高壓缸進(jìn)行開缸檢查，未見高壓缸通流面積、間隙等有異常，因此可初步排除汽輪機(jī)高壓缸本體設(shè)計(jì)制造偏差對機(jī)組功率的影響。

根據(jù)汽輪機(jī)熱力特點(diǎn)，各級段間壓力比值(簡稱壓比)基本不隨工況變化[6,11]。通過對比A、B 2臺(tái)汽輪機(jī)的級段壓比，可判斷各級段通流面積的差別。表3為A、B 2臺(tái)汽輪機(jī)各級段壓比情況。

表3 汽輪機(jī)各抽汽級段壓比

由表3可知，A、B 2臺(tái)汽輪機(jī)各級段間的壓比偏差非常小，說明2臺(tái)汽輪機(jī)通流面積相差不大。

綜合以上分析，認(rèn)為A、B 2臺(tái)汽輪機(jī)通流面積略有偏差。核島供給A、B 2臺(tái)機(jī)組的主蒸汽流量基本相同，但主汽調(diào)節(jié)閥開度、閥后蒸汽壓力及通流效率均超出了正常偏差范圍，說明A機(jī)組可能存在內(nèi)漏。

2.2 再熱系統(tǒng)熱力性能

A、B 2臺(tái)機(jī)組再熱系統(tǒng)熱力性能主要對比情況詳見表4?？紤]再熱器的疏水水位變化較大，暫取測量值相對穩(wěn)定的加熱蒸汽流量開展分析。加熱蒸汽為可壓縮流體，且測量裝置精度有限，測量的蒸汽流量可能與機(jī)組實(shí)際情況偏差較大。

表4 再熱系統(tǒng)熱力性能對比表

由表4可知，機(jī)組A、B的汽水分離再熱器性能相近，機(jī)組A的2級再熱器加熱蒸汽量比B高約12%。根據(jù)運(yùn)行反饋，機(jī)組A的二級再熱器管束溫差過小，掃汽量可能過大，部分新蒸汽在再熱器內(nèi)未進(jìn)行熱交換就進(jìn)入了7號高壓加熱器或凝汽器，對機(jī)組功率的影響可參照圖1計(jì)算。若這部分蒸汽漏入凝汽器，對機(jī)組功率影響為1∶1的關(guān)系。進(jìn)入汽輪機(jī)的蒸汽流量相對減少，主汽調(diào)節(jié)閥開度也相對減小。

機(jī)組A再熱器掃汽比過大，可通過調(diào)整掃汽閥開度，將再熱器管束溫差控制在廠商的推薦范圍內(nèi)，將掃汽比控制在設(shè)計(jì)值左右。

2.3 回?zé)嵯到y(tǒng)熱力性能

A、B 2臺(tái)機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)熱力性能對比情況詳見表5。試驗(yàn)時(shí)缺少1、2號低壓加熱器抽汽口壓力，暫取設(shè)計(jì)值，考慮其對機(jī)組功率影響較小，在此不進(jìn)行對比分析。

表5 回?zé)嵯到y(tǒng)熱力性能對比表

由表5可知，A、B 2臺(tái)機(jī)組的回?zé)嵯到y(tǒng)熱力性能均在正常范圍內(nèi)。

2.4 凝汽器熱力性能

經(jīng)變工況計(jì)算的A、B 2臺(tái)機(jī)組凝汽器熱力性能對比情況詳見表6。

表6 凝汽器熱力性能對比

按機(jī)組A、B運(yùn)行工況的熱負(fù)荷、循環(huán)水溫度、循環(huán)水量及清潔系數(shù)(0.9)，凝汽器壓力的計(jì)算結(jié)果應(yīng)為3.4 kPa、7.1 kPa，機(jī)組B的凝汽器熱力性能優(yōu)于A。

按汽輪機(jī)功率背壓特性曲線對汽輪機(jī)試驗(yàn)測量背壓進(jìn)行修正后，對比了A、B 2臺(tái)機(jī)組的功率，凝汽器的性能不影響汽輪機(jī)性能。在接近設(shè)計(jì)海水溫度條件下，針對機(jī)組A的凝汽器進(jìn)行專項(xiàng)性能試驗(yàn)，找出了性能偏低的原因，減少了冷源損失。

2.5 系統(tǒng)運(yùn)行

A、B 2臺(tái)機(jī)組系統(tǒng)運(yùn)行主要從以下幾方面開展分析。

2.5.1 主給水流量

主給水流量是汽輪機(jī)熱力性能計(jì)算的基準(zhǔn)，是影響整個(gè)機(jī)組性能的關(guān)鍵[1]。該核電廠每臺(tái)機(jī)組設(shè)置3臺(tái)SG，每臺(tái)SG對應(yīng)的主給水管道上布置了孔板，用以測量主給水流量，每塊流量孔板的精度為0.5級。核島熱功率是以主給水流量作為基準(zhǔn)，主給水流量測量精度會(huì)影響熱功率的準(zhǔn)確性。極端情況下，3塊孔板測量偏差對核島熱功率影響約為0.5%，對機(jī)組功率影響約為0.5%。

由于主給水流量孔板測量存在不確定度，根據(jù)公式(1)可知，核島熱功率與實(shí)際值可能有偏差，這也是引起2臺(tái)機(jī)組功率偏差的原因之一[12-13]。在后續(xù)核電項(xiàng)目性能試驗(yàn)的主給水流量測量方面，可考慮采用精度更高的流量測量裝置，如低β值流量噴嘴等，以降低主給水流量測量的不確定度，這樣也能夠保證核電廠更加安全、穩(wěn)定和高效地運(yùn)行[1,12-13]。

2.5.2 熱力系統(tǒng)閥門嚴(yán)密性

運(yùn)行中發(fā)現(xiàn)機(jī)組A旁路調(diào)節(jié)閥后管道溫度偏高，由此可以推斷存在新蒸汽內(nèi)漏到凝汽器的情況。系統(tǒng)閥門查漏可參考國內(nèi)核電廠的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，將常規(guī)島閥門內(nèi)漏對機(jī)組功率影響的程度分類進(jìn)行排查[14]。

2.5.3 再熱溫度

A、B 2臺(tái)機(jī)組再熱溫度比設(shè)計(jì)溫度高約9 ℃，主要原因是新機(jī)組投運(yùn)，主蒸汽壓力高，再熱器傳熱系數(shù)相對較大，導(dǎo)致再熱器端差小。在冷端條件相同的情況下，再熱溫度升高，低壓缸有效焓降會(huì)相對增加，低壓缸做功也會(huì)相對增加。同時(shí)，再熱器溫升增大，2級再熱器換熱量相對增大，所需要的加熱蒸汽流量也增多，進(jìn)入高壓缸的蒸汽量相對減少，高壓缸做功就會(huì)相對降低。再熱溫度偏高對機(jī)組功率的影響一正一負(fù)[10,15]。

參照國內(nèi)核電廠類似再熱溫度偏高的處理方法，調(diào)整2級再熱器的加熱蒸汽壓力，使再熱溫度控制在設(shè)計(jì)值附近，機(jī)組功率會(huì)有1～2 MW的微小提升。

2.5.4 低壓加熱器疏水

該核電廠凝汽器喉部2號低壓加熱器的疏水通過U型管排入疏水冷卻器，經(jīng)疏水立管擴(kuò)容后排入凝汽器。1號低壓加熱器的疏水通過U型管，經(jīng)疏水立管后排入凝汽器。表7為A、B 2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行工況下低壓加熱器疏水水位情況。

表7 A、B 2臺(tái)機(jī)組運(yùn)行工況下低壓加熱器水位情況

A、B 2臺(tái)機(jī)組的2號低加疏水水位偏差約為6 m，低加出口凝結(jié)水溫度偏差為5 ℃。低壓加熱器出口凝結(jié)水溫度低，進(jìn)入加熱器的蒸汽壓力也低。機(jī)組A運(yùn)行一段時(shí)間后，低加疏水水位與機(jī)組B相差不大，低加出口凝結(jié)水溫度與機(jī)組B基本相同。

機(jī)組A的低壓加熱器水位變化較大，這可能是疏水不暢引起的。疏水水位升至一定高度，就能克服疏水壓差，然后排水，水位會(huì)迅速降低。建議排查加熱器殼體排氣閥的運(yùn)行狀態(tài)、疏水接入疏水?dāng)U容器的位置等。

2.5.5 凝結(jié)水過冷度

凝結(jié)水過冷度是衡量凝汽器設(shè)計(jì)性能的主要指標(biāo)。凝結(jié)水過冷，不僅會(huì)增加冷源損失，而且還會(huì)影響機(jī)組的熱效率及凝結(jié)水品質(zhì)[9]。機(jī)組A的凝結(jié)水過冷度達(dá)到1.8 ℃，凝結(jié)水進(jìn)入加熱器的溫度較低，需從汽輪機(jī)抽取更多的蒸汽來加熱，這也會(huì)影響機(jī)組功率[8-9]。建議對機(jī)組A的凝結(jié)水進(jìn)行長期監(jiān)測，同時(shí)排查過冷度偏大的原因。

3 結(jié) 論

本文針對某CPR1000堆型核電廠2臺(tái)機(jī)組功率出現(xiàn)偏差的問題，基于2臺(tái)機(jī)組性能試驗(yàn)數(shù)據(jù)及運(yùn)行數(shù)據(jù)計(jì)算的熱平衡圖，結(jié)合系統(tǒng)運(yùn)行情況進(jìn)行了診斷分析，認(rèn)為2臺(tái)汽輪機(jī)通流面積略有偏差。在核島供給2臺(tái)機(jī)組主蒸汽流量基本相同條件下，主汽調(diào)節(jié)閥開度、閥后蒸汽壓力及通流效率的偏差均超出了正常范圍。功率較低的機(jī)組再熱器加熱蒸汽流量大、管束溫差小，再熱器掃汽比過大。同時(shí)發(fā)現(xiàn)有些旁路調(diào)節(jié)閥后管道溫度偏高，這說明該機(jī)組系統(tǒng)存在內(nèi)漏，有蒸汽內(nèi)漏至高壓加熱器或凝汽器。該電廠運(yùn)行人員反饋稱，在機(jī)組A大修期間對可疑的閥門進(jìn)行了更換或修理，大修后機(jī)組功率相對提高了2.5 MWe。

隨著在役核電廠的運(yùn)行，系統(tǒng)或設(shè)備將不可避免地出現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)漏、運(yùn)行偏離設(shè)計(jì)值、設(shè)備性能下降等問題。本文的研究可為后續(xù)核電機(jī)組性能診斷、改造或優(yōu)化運(yùn)行等提供參考。