內陸核電廠冷端優(yōu)化分析

趙銀亮，李春曦，李達然，郭有

(1. 華北電力大學 能源動力與機械工程學院，河北保定071003；2. 國核電力規(guī)劃設計研究院，北京100095)

內陸核電廠冷端優(yōu)化分析

趙銀亮1，李春曦1，李達然2，郭有2

(1. 華北電力大學 能源動力與機械工程學院，河北保定071003；2. 國核電力規(guī)劃設計研究院，北京100095)

根據內陸AP1 000核電廠冷卻水系統(tǒng)的特點，為了確保在機組整個壽命期內獲得最大效益，綜合考慮機組投資、運行費用及收益等因素，采用年費用最小法，對三缸四排汽雙背壓機組和四缸六排汽三背壓機組進行了冷端優(yōu)化，比較了兩種類型機組經濟性，并分析了冷凝管內流速、冷卻倍率、凝汽器面積、冷卻塔面積和氣象條件等對冷端年總費用的影響。結果表明：四缸六排汽三背壓機組經濟性明顯優(yōu)于三缸四排汽雙背壓機組；兩種類型機組冷端年總費用隨冷凝管流速及冷卻塔面積增加均呈先減后增的趨勢，端差接近2.8 ℃時的凝汽器面積對應的年總費用較低；與南方廠址相比，北方廠址年總費用最小方案的冷卻倍率、凝汽器面積、冷卻塔面積及年總費用均減小。

核電站；冷端優(yōu)化；年費用最小法

0 引言

核電機組因排汽容量較大和帶基本負荷的特點，冷端條件對機組投資及運行經濟性影響較大，因此對核電汽輪機組進行冷端優(yōu)化，選擇合適冷端參數具有非常重要的實際意義。

對于內陸AP1 000核電機組，低壓缸數量和凝汽器型式對機組冷端年費用影響較大。對于單背壓機組，由于端差限制，難以配置大容量凝汽器，并且凝汽器冷卻效率較低，致使其經濟性受限。美國內陸核電站多采用雙背壓或三背壓方案，國內田灣核電、湖南桃花江核電擬采用三缸四排汽雙背壓機組，江西彭澤核電擬采用四缸六排汽三背壓機組。目前，已有學者[1～4]開展了內陸核電廠冷端優(yōu)化研究，分析了不同低壓缸型式、凝汽器參數和冷卻塔型式對機組經濟性的影響。

但對于雙背壓和三背壓兩種機組的冷端配置對比分析，以及氣象條件對冷端配置的影響研究尚不完善。因此，本文根據南方某典型內陸廠址，采用年費用最小法，對雙背壓和三背壓凝汽器型式的AP1 000核電機組進行冷端優(yōu)化，確定合理冷端配置，分析冷凝管內流速、冷卻倍率、凝汽器面積和冷卻塔面積對年總費用的影響；探討不同氣象條件下，冷端配置方案及年總費用的變化，為內陸核電機組確定冷端最優(yōu)方案提供參考。

1 冷端系統(tǒng)優(yōu)化方法

冷端優(yōu)化的目的是結合廠址及機組運行條件，通過對不同低壓缸型式、凝汽器型式和面積、冷卻倍率、循環(huán)水泵配置、供回水管道配置以及冷卻塔型式和淋水面積等冷端參數進行組合，通過水力、熱力和經濟性計算，得出能夠保證機組安全經濟運行，并使機組冷端投資和系統(tǒng)運行費用折算到年費用最小的冷端設備配置方案[5～8]。

內陸核電站冷端優(yōu)化范圍包括汽輪機末端和帶冷卻塔的二次循環(huán)供水系統(tǒng)，主要參數包括汽輪機低壓缸數量NLP、凝汽器型式、最佳背壓pb、冷卻倍率m、凝汽器面積A、冷凝管內水流速vw、冷凝管管長L、冷凝管管徑d、凝汽器端差δt、凝汽器進出口水溫tw1和tw2、冷卻塔數量Na和冷卻塔面積Fa等。冷端優(yōu)化范圍和參數之間的關系如圖1所示。

圖1 冷端系統(tǒng)簡圖

年費用最小法是指把投資和生產成本及收益結合時間因素進行計算，將各方案的建造和設備投資考慮復利因素，換算成經濟適用年限內，每年年末的等額償付成本，加上每年的運行成本及收益，構成各方案年費用。年費用最小方案為經濟可取方案。

(1)總投資費用

P=∑Pj

(1)

式中：P為總投資現值，萬元；Pj為各項土建和設備投資，萬元。

(2)循環(huán)水泵電費

(2)

式中：μa1為年水泵耗電費用，元；ρ為循環(huán)水密度，kg/m3；g為重力加速度，m/s2；Hi各月循環(huán)水泵總揚程，m；Qi為各月循環(huán)水泵水量，m3/s；ηd為循環(huán)水泵各月運行效率；ηp為電動機效率；Ti為各月循環(huán)水泵運行小時數，h；C1為電廠發(fā)電成本電價，元/kW·h。

(3)機組微增電費

多壓凝汽器的飽和壓力由各汽室飽和蒸汽溫度的平均值來計算，計算遵循以下假設：汽輪機低壓缸排入多壓凝汽器各汽室的蒸汽量相等；各汽室熱負荷相等；各汽室冷卻水溫相等；各汽室冷卻面積相等[9]。

(3)

(4)

(5)

式中：n為多壓凝汽器汽室數量；twi為第i級凝汽器進口水溫，℃；Δt為多壓凝汽器冷卻水溫升，℃；δti為第i級凝汽器端差，℃；tsi為各汽室飽和蒸汽溫度，℃；ts·m為多壓凝汽器平均飽和蒸汽溫度，℃；pk為多壓凝汽器飽和壓力，kPa。

各月水溫變化時需通過調整循環(huán)水泵運行數量來調節(jié)循環(huán)水量，這將改變汽輪機背壓。一般地，假定汽輪機凝汽量和進汽參數不變，進而計算背壓改變引起的機組微增功率的變化。根據汽輪機制造廠提供的背壓對機組功率修正曲線求出機組功率的變化。

汽輪機背壓變化引起的機組微增電費

μa2=-∑ΔNiC2Ti

(6)

式中：μa2為年微增電費，元；ΔNi為各月微增出力，kW；C2為微增電價，元/kW·h；Ti為各月機組運行小時數，h。

(4)年運行費用

(7)

式中：μa為年運行費用，萬元。

(5)年總費用

NF=P×AFCR+μa

(8)

式中：NF為年費用值，萬元；AFCR為年固定費用率。

2 冷端優(yōu)化算例

冷端優(yōu)化計算依托某南方內陸濱河廠址進行，依托廠址規(guī)劃建設4臺AP1000核電機組，采用帶自然通風冷卻塔的二次循環(huán)供水系統(tǒng)，年平均氣溫21.8 ℃，相對濕度78 %，大氣壓100.87 kPa。

2.1 機組參數

圖2和圖3分別給出了主機廠提供的三缸四排汽雙背壓機組和四缸六排汽三背壓機組的背壓—功率變化曲線，表1為機組參數。

圖2 三缸四排汽雙背壓機組背壓—功率變化曲線

圖3 四缸六排汽三背壓機組背壓—功率變化曲線

機組類型三缸四排汽雙背壓四缸六排汽三背壓設計背壓/kPa6.05.2額定功率/MW1239.71253.5額定凝汽量/(t·h-1)3601.003569.08凝汽焓差/(kcal·kg-1)520.290517.935

2.2 冷端優(yōu)化方案

三缸四排汽雙背壓機組與四缸六排汽三背壓機組布置方案均為：一座逆流式自然通風冷卻塔；一座循環(huán)水泵房，內設四臺循環(huán)水泵；兩條循環(huán)水供水母管，兩條回水母管。參與比選的冷端方案如表2和表3所示。

表2 依托廠址雙背壓機組冷端方案組合

表3 依托廠址三背壓機組冷端方案組合

2.3 冷端優(yōu)化結果

分別針對兩種機型的80個冷端組合方案開展冷端優(yōu)化，根據HEI規(guī)定凝汽器端差應不小于2.8 ℃，否則無法滿足凝汽器預期的傳熱性能[10]，排除凝汽器端差小于2.8 ℃的方案，將各自年總費用最小的冷端方案列于表4中。

由表4可知，對于依托廠址，四缸六排汽三背壓機組的年固定費用高于三缸四排汽雙背壓機組，但由于三背壓機組可配置較大面積的凝汽器，且三背壓凝汽器冷卻效率高于雙背壓凝汽器，使得四缸六排汽機組運行背壓較低，機組出力較大，最終雙背壓機組年總費用比三背壓機組多出1 546.94萬元。可見，對于依托廠址，四缸六排汽三背壓機組經濟性要明顯優(yōu)于三缸四排汽雙背壓機組。

表4 依托廠址雙背壓機組與三背壓機組年總費用最小方案

2.4 冷凝管內流速的影響

冷凝管內冷卻水流速對凝汽器傳熱性能和阻力特性有很大影響。提高冷凝管內流速一方面可增強換熱效果，但同時也增大了流動阻力，并且有可能引起管端沖蝕；流速過低則會造成懸浮物在管內沉積，導致?lián)Q熱性能變差，并引起腐蝕。不銹鋼管和鈦管，設計流速取值范圍一般為2.1～2.4m/s，依托工程采用不銹鋼管TP316。

圖4為雙背壓機組(冷卻倍率42、凝汽器面積120 000 m2、冷卻塔面積22 000 m2)和三背壓機組(冷卻倍率42、凝汽器面積140 000 m2、冷卻塔面積22 000 m2)兩種類型機組的年總費用隨冷凝管內水流速的變化。

該圖表明，在流速1.8～2.3 m/s范圍內，當凝汽器面積和冷卻管長度不變時，隨流速升高，凝汽器基本總傳熱系數提高，換熱效果增強，由此凝汽器背壓降低、機組出力增大；另一方面，流速升高使得凝汽器水室、管端及冷凝管內水阻變大，循環(huán)水泵功耗增大。當流速提高到2.4 m/s時，凝汽器端差小于2.8 ℃，不再滿足設計要求。由圖4可知冷端年總費用隨流速升高呈先減后增的趨勢，雙背壓與三背壓機組凝汽器經濟流速在2.1～2.2 m/s之間。

圖4 年總費用隨冷凝管內水流速的變化

2.5 凝汽器面積的影響

圖5為雙背壓機組和三背壓機組冷卻塔面積為22 000 m2，不同冷卻倍率下年總費用隨凝汽器面積的變化。

對于雙背壓和三背壓機組，在其他參數確定，僅增大凝汽器面積時：凝汽器造價上升；凝汽器端差減小，背壓降低，年微增電費下降；水阻變大，水泵耗電費用增加。僅冷卻倍率變大時：年固定費用不變；凝汽器端差增大，背壓降低，年微增電費下降；水量變大，水泵耗電費用增加。當凝汽器面積超過一定值，或冷卻倍率小于一定值時，凝汽器端差將小于2.8 ℃，不再滿足設計要求。表5給出了三背壓機組冷卻倍率為42，凝汽器面積變化時的優(yōu)化結果，由此可見，凝汽器面積變化時，年總費用受年微增電費影響較大。

綜合圖5及表5中的結果可知，凝汽器經濟面積與凝汽器型式、冷卻倍率有關，通常是端差接近2.8 ℃時的凝汽器面積對應的年總費用較低。

圖5 不同冷卻倍率下年總費用隨凝汽器面積的變化

凝汽器面積/m2端差/℃年固定費用/萬元年微增電費/萬元水泵耗電費用/萬元年總費用/萬元1300003.245492.892739.284062.8212294.991350002.965547.262561.734112.4412221.431400002.835601.642416.024161.4812179.14

2.6 冷卻塔面積的影響

圖6為雙背壓機組凝汽器面積為12 000 m2、三背壓機組凝汽器面積為14 000 m2，兩種類型機組的年總費用在不同冷卻倍率下隨冷卻塔面積的變化。

圖6 不同冷卻倍率時年總費用隨冷卻塔面積的變化

該圖表明，對于雙背壓和三背壓機組，在其他參數確定時，增大冷卻塔面積，將使冷卻塔造價上升；背壓降低，年微增電費下降；水阻變大，水泵耗電費用增加。表6給出了三背壓機組冷卻倍率為42，冷卻塔面積變化時的優(yōu)化結果，由此可見，冷卻塔面積變化時，年總費用受年固定費用和年微增電費的影響均較大。

表6 冷卻塔面積變化時優(yōu)化結果

上述結果表明：冷卻塔經濟面積與冷卻倍率關聯(lián)度較低，隨冷卻塔面積增加，年總費用呈現先減后增的變化趨勢。

2.7 不同氣象條件的影響

氣象條件的變化將影響冷卻塔性能，進而改變冷端最小年總費用及其組合方案。表7給出了北方某廠址(年平均氣溫12.3 ℃、相對濕度72 %、大氣壓力101.47 kPa)冷端優(yōu)化的計算結果。

對比表4和表7可以看出：對于南方和北方廠址，雙背壓機組年總費用比三背壓機組分別高出1 546.94萬元和1 576.23萬元，兩者相差很小，可見，四缸六排汽三背壓機組的經濟性明顯優(yōu)于三缸四排汽雙背壓機組，并且兩種類型機組年總費用差值受南北方氣象因素影響較小。

表7 北方廠址雙背壓機組與三背壓機組年總費用最小方案

雙背壓和三背壓機組年總費用最小的冷端配置方案中，北方廠址與南方廠址相比，兩種類型機組的冷卻倍率、凝汽器面積和冷卻塔面積均下降，年固定費用下降；年平均背壓均下降約1.3 kPa，機組出力增大，并且循環(huán)水系統(tǒng)水阻下降、水量減少，水泵耗電費用減少，使得年運行費用減小，最終兩種類型機組年總費用均減少約4 300萬元。

3 結論

(1) 四缸六排汽三背壓機組經濟性明顯優(yōu)于三缸四排汽雙背壓機組，兩種類型機組年總費用差值受氣象因素影響較小。

(2) 冷凝管內流速對機組經濟性有一定影響，冷端年總費用隨流速升高呈先減后增的趨勢，雙背壓與三背壓機組凝汽器經濟流速為2.1～2.2 m/s。

(3) 對于雙背壓和三背壓機組，凝汽器經濟面積與凝汽器型式、冷卻倍率有關，通常是端差接近2.8 ℃時的凝汽器面積對應的年總費用較低。冷卻塔經濟面積與冷卻倍率關聯(lián)度較低，隨冷卻塔面積增加，年總費用呈現先減后增的趨勢。

(4) 對于氣象條件差異較大的廠址，年總費用最小的冷端配置方案將發(fā)生變化，與南方廠址相比，北方廠址年總費用最小方案的冷卻倍率、凝汽器面積、冷卻塔面積及年總費用均減小。

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Optimization of Cold-end System in an Inland Nuclear Power Plant

Zhao Yinliang1，Li Chunxi1，Li Daran2，Guo You2

(1.School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China; 2.State Nuclear Electric Power Planning Design & Research Institute, Beijing 100095,China)

Considering the characteristics of the cooling water system in an inland AP1 000 nuclear power plant and the elements of investment, operating cost and benefit, the cold-end systems of the nuclear steam turbine using three-cylinder four-exhaust, double back pressure and four-cylinder six-exhaust, triple back pressure were optimized with minimum annual expense method. The system is considered to be able to ensure the maximum benefit during the wholelife of the unit.The economy of the two types of the units was compared and the effects of flow velocity inside the condenser tube, cooling rate, condenser area, cooling tower area and meteorological condition on the annual expense were investigated. The results show that the economy of the steam turbine unit with four-cylinder six-exhaust, triple back pressure is much better than that with three-cylinder four-exhaust, double back pressure. Both of the annual expenses of the two types of the units decrease at the early stage and then increase with the increase of the flow velocity inside the condenser tube or cooling tower area. The annual expense of the condenser area with the terminal temperature difference close to 2.8 ℃ is relatively low. In the scheme suggested by minimum annual expense method, the cooling rate, condenser area, cooling tower area and total annual expense in a northern power plant are less than those in a southern power plant.

nuclear power plant; optimization of cold-end system; minimum annual expense method

2015-07-25。

中央高校基本科研業(yè)務費專項基金(13MS98)。

趙銀亮(1988-)，男，碩士研究生，主要研究方向為電站熱力系統(tǒng)及設備，E-mail：zhaoyinliang30@163.com。

TK264.1

A

10.3969/j.issn.1672-0792.2015.09.003