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核电厂辅助蒸汽系统汽源的优化分析

2023-08-01 109 上传者：管理员

摘要：M310核电机组使用蒸汽转换系统提供辅助蒸汽。三代压水堆核电机组选择主蒸汽减压后的蒸汽作为辅助蒸汽系统的汽源，但会造成蒸汽品位的降低。在核能综合利用的大背景下，为了提升机组二回路效率，从高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源的角度，进行了经济性、反应堆衰变热影响和运行方式调整的分析，确定高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源的经济性和可行性，为后续核电机组效率提升改造或设计提供参考或方案。

关键词：
主蒸汽
反应堆衰变热
轴封蒸汽
辅助蒸汽
高压缸排汽
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在“双碳”目标指引下，核能在发电、供热、海水淡化、制氢等方面有着广阔的发展前景[1]。海阳核电先后建成投产我国首个核能供热商用示范工程、世界首个水热同传、水热同产同传项目[2]。正常反应堆功率和发电机功率基本匹配，如果开发核能综合利用会占用一部分反应堆功率，发电机无法以额定功率运行，所以提升核电机组二回路效率成为一个重要的研究课题。核电机组主蒸汽为湿蒸汽，常规火电机组主蒸汽为过热蒸汽，所以核电机组和常规火电机组在辅助蒸汽汽源选择上有所区别。

当前核电厂辅助蒸汽系统及用户的汽源优化主要从汽源选择经济性进行考虑[3,4],本文从辅助蒸汽系统汽源用户汽源选择和可行性进行分析，为核电机组辅助蒸汽汽源优化和选择，提升核电机组二回路效率提供参考或方案。

1、国内核电机组辅助蒸汽主要汽源设计现状

M310堆型核电机组设置蒸汽转换系统。减压后的主蒸汽作为蒸汽转换系统一次侧加热汽源，蒸汽转换系统二次侧采用除盐水作为水源，产生1.2MPa、188℃的低压辅助蒸汽作为辅助蒸汽系统的主要汽源[5]。设置蒸汽转换器系统的目的是隔离辅助蒸汽与二回路的直接接触，防止放射性污染。不考虑热损耗的情况下，如果取消该系统，不增加任何设备，两台核电机组可节约建设成本500万元。由于蒸汽转换器系统故障率较高，同时为了降低运行和维护成本，法国和德国共同研发的欧洲压水堆(EPR)也明确取消蒸汽转换器系统[6]。三代压水堆核电机组辅助蒸汽系统目前均采用主蒸汽减压后的蒸汽作为辅助蒸汽的主要汽源[7,8]。

2、辅助蒸汽汽源选择

以国内某三代核电机组辅助蒸汽系统为模型，对辅助蒸汽系统汽源选择进行分析。

2.1辅助蒸汽系统概述

辅助蒸汽管网流程如图1所示。

图1辅助蒸汽管网流程图

核电机组辅助蒸汽用户的用汽需求见表1。除氧器、轴封蒸汽和热水加热系统为单台机组各自配备。厂区内换热器、SRTF和BOP消耗为两台机组共用，正常由一台机组供汽，另外一台机组作为备用汽源。热水加热系统和厂区内换热器只在供暖期供汽，非供暖季停运。

表1辅助蒸汽用户

注：厂区内换热站、BOP/SRTF是由两台机组的辅助蒸汽系统公共管网带载。

(1)除氧器

在反应堆功率小于5%前，使用辅助蒸汽加热除氧器，使压力达到定压运行的压力0.07MPa(温度约115℃),并维持在该压力下。在反应堆功率小于20%前，随着给水流量增加，辅助蒸汽用汽量逐渐增加。当反应堆功率大于20%后，除氧器的加热汽源由辅助蒸汽切换至高压缸排汽。

(2)轴封系统

在机组启动期间，凝汽器抽真空前，使用辅助蒸汽为轴封蒸汽提供汽源，保证凝汽器真空。当一回路冷却剂平均温度达到292℃时，轴封汽源切换为主蒸汽。当汽轮机功率达到15%时，高压缸可以实现自密封，但低压缸轴封还需要被持续供汽。

(3)热水加热器系统

辅助蒸汽作为热水加热系统的唯一汽源，主要为机组通风处理单元提供热水，供暖季维持厂房或房间温度。

(4)厂区内换热站

根据供暖区域，厂内设置辅助锅炉房换热站和二号换热站，供暖季为全厂供暖。换热站的汽源取自辅助蒸汽系统。

2.2热经济性分析

核电机组额定工况下反应堆功率3415MW,汽轮发电机出力1253MPa,蒸汽发生器产汽量6799t/h。主汽阀前蒸汽参数、辅助蒸汽参数、高压缸排汽参数见表2。

表2二回路蒸汽参数

表2中热再热段抽汽为高压缸排汽进入汽水分离再热器后的再热蒸汽，由于蒸汽焓值较高，不考虑作为辅助蒸汽的汽源使用。高压缸排汽和辅助蒸汽压力和温度参数接近，所以只对主蒸汽减压和高压缸排汽两个辅助蒸汽汽源进行对比分析。根据公式：

Pel=D0Δhtmacηel3.6 (1)

式中，Pel为增加的发电机出线端的发电机功率，kW; D0为辅助蒸汽平均消耗量，t/h;Δhtmac为节省的理想比焓降，kJ/kg;ηel汽轮发电机组相对电效率，取87%。

考虑辅助蒸汽系统用户使用、运行疏水、冬季供热等因素，根据表1,按照两台机组每个换料周期平均辅助蒸汽消耗量15t/h估算，使用高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源，发电机可增加功率为917.125kW。一个换料周期可提高发电量12.1×106kW·h。

2.3高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源可行性分析

(1)蒸汽品位差异性分析

主蒸汽减压后的辅助蒸汽和高压缸排汽的辅助蒸汽存在蒸汽品位的差别。主蒸汽减压后的蒸汽品位高且湿度低，但高压缸排汽品位低且湿度高。对于加热汽源的用户，如除氧器、热水加热系统、换热站等无影响。

轴封蒸汽对温度有限制要求，部分电厂使用电加热器组件提高轴封供汽温度[9],但会引起厂用电增加。常规要求任何情况下轴封蒸汽的过热度≥14℃。轴封蒸汽压力为0.13MPa,对应的饱和温度为107.11℃,如果过热度为15℃,则对应焓值为2717.81kJ/kg。参见表2,高压缸排汽给轴封供汽不满足轴封蒸汽的品位要求。

为了保证汽轮机轴封汽源满足要求，由主蒸汽减压后的蒸汽提供轴封蒸汽。根据图1,当汽轮机停机或停堆，主汽阀关闭，高压缸排汽作为主要汽源的辅助蒸汽系统汽源中断，需将辅助蒸汽系统汽源切换至相邻机组或辅助锅炉供汽。根据核电机组运行规程要求，反应堆停堆时也需要把轴封系统汽源切换至辅助蒸汽供汽，如果相邻机组供汽也采用高压缸排汽方式，会使供汽汽源无法满足轴封要求。当反应堆停堆后，根据图1,通过停堆机组的主蒸汽减压后的蒸汽向轴封系统提供汽源。针对该种情况，需分析反应堆停堆后对主蒸汽的影响。

(2)停堆后对主蒸汽供应的影响

为分析机组停堆后对主蒸汽供应的影响，以该机组某个换料循环EFPD(等效满功率天),反应堆停堆后的衰变热变化为例，根据公式[10]:

Pd=ms(hs−hw) (2)

式中，ms为产生蒸汽量，t/h; Pd为一回路衰变热，MW; hs为主蒸汽焓值，kJ/kg; hw为主给水焓值，kJ/kg。

当停堆时间达到35h,堆芯衰变热约为16.8MW。反应堆热态零功率下，不考虑15MW主泵运行产生的热量及散热损失，利用反应堆衰变热可产生约26.6t/h的蒸汽流量，反应堆衰变热可提供反应堆达临界前机组启动期间的轴封系统的蒸汽供应。反应堆停堆1s后堆芯衰变热随时间变化趋势如图2所示。

图2反应堆停堆1s后衰变热变化趋势

机组停堆后的乏燃料衰变热计算方法主要包括ANS-5.1、NB/T 20056、ISO 10645、ORIGEN程序计算等方法[11,12,13,14]。文献[15]利用ORIGEN-2程序对给定工况下停堆后堆芯总衰变热随停堆时间的变化进行分析，寿期初与寿期末之间在差别在7%。随着停堆时间的增加，衰变热的大小与堆芯运行时间呈正相关。

选取该机组燃耗初期、燃耗中期及燃耗末期3个时间反应堆停堆后衰变热随停堆时间变化的数据见表3,衰变热变化趋势对比如图3所示。

表3停堆后衰变热变化

图3衰变热变化比较

反应堆停堆后，衰变热随时间变化趋向于稳定值，通过主蒸汽减压可在停堆后的时间段内满足轴封系统的供汽要求，但需关注堆芯衰变热的变化，保证轴封系统正常运行。

(3)运行方式优化

高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源后，辅助蒸汽的汽源可以取自本机组主蒸汽、高压缸排汽、相邻机组辅助蒸汽或辅助电锅炉。

在机组正常运行期间，为了提高效益，使用高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源供给辅助蒸汽系统用户使用。机组除氧器加热汽源使用高压缸抽汽，主蒸汽减压的蒸汽为汽轮机轴封提供蒸汽。

由于高压缸排汽不满足轴封蒸汽的品位要求，在机组启动时，优先使用相邻机组主蒸汽减压后的蒸汽作为辅助蒸汽，为轴封系统、除氧器、热水加热系统、厂区内换热器、SRTF等用户提供蒸汽。在一回路冷却剂平均温度达到292℃时，轴封系统由辅助蒸汽供汽切换为主蒸汽供汽，如图1所示。在机组功率达到5%后，可以由启动机组减压后的主蒸汽作为辅助蒸汽公共管网的备用汽源。当反应堆功率大于20%时，除氧器汽源由辅助蒸汽切换至高压缸抽汽。由于厂区内换热站及热水加热系统等用户无蒸汽参数要求，当机组功率稳定后，可将两台机组的高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源。

当汽轮机停机后，辅助蒸汽系统需切换至主蒸汽减压作为汽源。由于反应堆功率还维持在12%～14%,所以不影响轴封蒸汽的供应，不会因为轴封蒸汽失去导致凝汽器真空破坏。

当反应堆停堆后，通过反应堆衰变热产生热量，主蒸汽可以为轴封系统长时间提供蒸汽。为了避免反应堆停堆时间过长、轴封蒸汽失去，可将相邻机组主蒸汽减压后蒸汽作为辅助蒸汽系统的汽源，并同时作为轴封系统的备用汽源。

另外，在核电机组临界前的调试阶段，由于反应堆内无衰变热，所以还需选择主蒸汽减压或辅助电锅炉提供辅助蒸汽汽源。

2.4反应堆影响分析

压水堆核电机组的反应堆功率控制方式为“堆跟机”,主蒸汽压力是影响堆机匹配的重要参数[16]。汽轮机第一级压力信号会转化为一回路参考平均温度和汽轮机负荷，汽轮机第一级压力影响反应堆功率调节系统、蒸汽排放控制系统和汽轮机负荷调节系统。高压缸排汽抽汽量引起的汽轮机第一级压力曲线偏差需要在安全分析限值以内。

3、其它核电堆型适用性分析

针对不同类型的核电机组，由于高压缸排汽量增加，需要从核电机组设计裕量和设备裕量角度重新评估。

如果核岛用户对汽源品位要求较高，需接近饱和蒸汽，不接受高湿度蒸汽供汽。为了满足高湿度辅助蒸汽的正常供应，可在供汽线路设置汽水分离器，去除蒸汽中的湿度，处理后的蒸汽干度达99.5%,可满足部分用户的要求[17]。

对于部分核电机组，高压缸排汽蒸汽品位相对较高，和火电厂辅助蒸汽系统的配置相似。该类核电机组高压缸排汽的蒸汽品位可以满足汽机轴封蒸汽的供汽品位要求，所以高压缸排汽作为辅助蒸汽系统的主要汽源。主蒸汽减压后的蒸汽作为轴封系统的主要汽源，辅助蒸汽系统可直接作为轴封系统的备用汽源。

4、结论

(1)在满足设计和设备裕量的前提下，核电机组低品位的高压缸排汽作为辅助蒸汽系统的新增汽源是可行的，可提高发电机输出功率，增加发电收益。

(2)对于低品位的核电汽轮机高压缸排汽，选择高压缸排汽作为辅助蒸汽系统汽源，需对运行方式进行调整，保证机组安全可靠启动和停运。

（3）高压缸排汽作为辅助蒸汽汽源，需考虑安全分析限值及辅助蒸汽用户的要求，保证电厂系统的安全稳定运行。

参考文献：

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文章来源：苗壮,李明,张武武等.核电厂辅助蒸汽系统汽源优化分析[J].汽轮机技术,2023,65(04):297-300.

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