内陆核电厂冷端优化分析

赵银亮，李春曦，李达然，郭有

(1. 华北电力大学 能源动力与机械工程学院，河北保定071003；2. 国核电力规划设计研究院，北京100095)

内陆核电厂冷端优化分析

赵银亮1，李春曦1，李达然2，郭有2

(1. 华北电力大学 能源动力与机械工程学院，河北保定071003；2. 国核电力规划设计研究院，北京100095)

根据内陆AP1 000核电厂冷却水系统的特点，为了确保在机组整个寿命期内获得最大效益，综合考虑机组投资、运行费用及收益等因素，采用年费用最小法，对三缸四排汽双背压机组和四缸六排汽三背压机组进行了冷端优化，比较了两种类型机组经济性，并分析了冷凝管内流速、冷却倍率、凝汽器面积、冷却塔面积和气象条件等对冷端年总费用的影响。结果表明：四缸六排汽三背压机组经济性明显优于三缸四排汽双背压机组；两种类型机组冷端年总费用随冷凝管流速及冷却塔面积增加均呈先减后增的趋势，端差接近2.8 ℃时的凝汽器面积对应的年总费用较低；与南方厂址相比，北方厂址年总费用最小方案的冷却倍率、凝汽器面积、冷却塔面积及年总费用均减小。

核电站；冷端优化；年费用最小法

0 引言

核电机组因排汽容量较大和带基本负荷的特点，冷端条件对机组投资及运行经济性影响较大，因此对核电汽轮机组进行冷端优化，选择合适冷端参数具有非常重要的实际意义。

对于内陆AP1 000核电机组，低压缸数量和凝汽器型式对机组冷端年费用影响较大。对于单背压机组，由于端差限制，难以配置大容量凝汽器，并且凝汽器冷却效率较低，致使其经济性受限。美国内陆核电站多采用双背压或三背压方案，国内田湾核电、湖南桃花江核电拟采用三缸四排汽双背压机组，江西彭泽核电拟采用四缸六排汽三背压机组。目前，已有学者[1～4]开展了内陆核电厂冷端优化研究，分析了不同低压缸型式、凝汽器参数和冷却塔型式对机组经济性的影响。

但对于双背压和三背压两种机组的冷端配置对比分析，以及气象条件对冷端配置的影响研究尚不完善。因此，本文根据南方某典型内陆厂址，采用年费用最小法，对双背压和三背压凝汽器型式的AP1 000核电机组进行冷端优化，确定合理冷端配置，分析冷凝管内流速、冷却倍率、凝汽器面积和冷却塔面积对年总费用的影响；探讨不同气象条件下，冷端配置方案及年总费用的变化，为内陆核电机组确定冷端最优方案提供参考。

1 冷端系统优化方法

冷端优化的目的是结合厂址及机组运行条件，通过对不同低压缸型式、凝汽器型式和面积、冷却倍率、循环水泵配置、供回水管道配置以及冷却塔型式和淋水面积等冷端参数进行组合，通过水力、热力和经济性计算，得出能够保证机组安全经济运行，并使机组冷端投资和系统运行费用折算到年费用最小的冷端设备配置方案[5～8]。

内陆核电站冷端优化范围包括汽轮机末端和带冷却塔的二次循环供水系统，主要参数包括汽轮机低压缸数量NLP、凝汽器型式、最佳背压pb、冷却倍率m、凝汽器面积A、冷凝管内水流速vw、冷凝管管长L、冷凝管管径d、凝汽器端差δt、凝汽器进出口水温tw1和tw2、冷却塔数量Na和冷却塔面积Fa等。冷端优化范围和参数之间的关系如图1所示。

图1 冷端系统简图

年费用最小法是指把投资和生产成本及收益结合时间因素进行计算，将各方案的建造和设备投资考虑复利因素，换算成经济适用年限内，每年年末的等额偿付成本，加上每年的运行成本及收益，构成各方案年费用。年费用最小方案为经济可取方案。

(1)总投资费用

P=∑Pj

(1)

式中：P为总投资现值，万元；Pj为各项土建和设备投资，万元。

(2)循环水泵电费

(2)

式中：μa1为年水泵耗电费用，元；ρ为循环水密度，kg/m3；g为重力加速度，m/s2；Hi各月循环水泵总扬程，m；Qi为各月循环水泵水量，m3/s；ηd为循环水泵各月运行效率；ηp为电动机效率；Ti为各月循环水泵运行小时数，h；C1为电厂发电成本电价，元/kW·h。

(3)机组微增电费

多压凝汽器的饱和压力由各汽室饱和蒸汽温度的平均值来计算，计算遵循以下假设：汽轮机低压缸排入多压凝汽器各汽室的蒸汽量相等；各汽室热负荷相等；各汽室冷却水温相等；各汽室冷却面积相等[9]。

(3)

(4)

(5)

式中：n为多压凝汽器汽室数量；twi为第i级凝汽器进口水温，℃；Δt为多压凝汽器冷却水温升，℃；δti为第i级凝汽器端差，℃；tsi为各汽室饱和蒸汽温度，℃；ts·m为多压凝汽器平均饱和蒸汽温度，℃；pk为多压凝汽器饱和压力，kPa。

各月水温变化时需通过调整循环水泵运行数量来调节循环水量，这将改变汽轮机背压。一般地，假定汽轮机凝汽量和进汽参数不变，进而计算背压改变引起的机组微增功率的变化。根据汽轮机制造厂提供的背压对机组功率修正曲线求出机组功率的变化。

汽轮机背压变化引起的机组微增电费

μa2=-∑ΔNiC2Ti

(6)

式中：μa2为年微增电费，元；ΔNi为各月微增出力，kW；C2为微增电价，元/kW·h；Ti为各月机组运行小时数，h。

(4)年运行费用

(7)

式中：μa为年运行费用，万元。

(5)年总费用

NF=P×AFCR+μa

(8)

式中：NF为年费用值，万元；AFCR为年固定费用率。

2 冷端优化算例

冷端优化计算依托某南方内陆滨河厂址进行，依托厂址规划建设4台AP1000核电机组，采用带自然通风冷却塔的二次循环供水系统，年平均气温21.8 ℃，相对湿度78 %，大气压100.87 kPa。

2.1 机组参数

图2和图3分别给出了主机厂提供的三缸四排汽双背压机组和四缸六排汽三背压机组的背压—功率变化曲线，表1为机组参数。

图2 三缸四排汽双背压机组背压—功率变化曲线

图3 四缸六排汽三背压机组背压—功率变化曲线

机组类型三缸四排汽双背压四缸六排汽三背压设计背压/kPa6.05.2额定功率/MW1239.71253.5额定凝汽量/(t·h-1)3601.003569.08凝汽焓差/(kcal·kg-1)520.290517.935

2.2 冷端优化方案

三缸四排汽双背压机组与四缸六排汽三背压机组布置方案均为：一座逆流式自然通风冷却塔；一座循环水泵房，内设四台循环水泵；两条循环水供水母管，两条回水母管。参与比选的冷端方案如表2和表3所示。

表2 依托厂址双背压机组冷端方案组合

表3 依托厂址三背压机组冷端方案组合

2.3 冷端优化结果

分别针对两种机型的80个冷端组合方案开展冷端优化，根据HEI规定凝汽器端差应不小于2.8 ℃，否则无法满足凝汽器预期的传热性能[10]，排除凝汽器端差小于2.8 ℃的方案，将各自年总费用最小的冷端方案列于表4中。

由表4可知，对于依托厂址，四缸六排汽三背压机组的年固定费用高于三缸四排汽双背压机组，但由于三背压机组可配置较大面积的凝汽器，且三背压凝汽器冷却效率高于双背压凝汽器，使得四缸六排汽机组运行背压较低，机组出力较大，最终双背压机组年总费用比三背压机组多出1 546.94万元。可见，对于依托厂址，四缸六排汽三背压机组经济性要明显优于三缸四排汽双背压机组。

表4 依托厂址双背压机组与三背压机组年总费用最小方案

2.4 冷凝管内流速的影响

冷凝管内冷却水流速对凝汽器传热性能和阻力特性有很大影响。提高冷凝管内流速一方面可增强换热效果，但同时也增大了流动阻力，并且有可能引起管端冲蚀；流速过低则会造成悬浮物在管内沉积，导致换热性能变差，并引起腐蚀。不锈钢管和钛管，设计流速取值范围一般为2.1～2.4m/s，依托工程采用不锈钢管TP316。

图4为双背压机组(冷却倍率42、凝汽器面积120 000 m2、冷却塔面积22 000 m2)和三背压机组(冷却倍率42、凝汽器面积140 000 m2、冷却塔面积22 000 m2)两种类型机组的年总费用随冷凝管内水流速的变化。

该图表明，在流速1.8～2.3 m/s范围内，当凝汽器面积和冷却管长度不变时，随流速升高，凝汽器基本总传热系数提高，换热效果增强，由此凝汽器背压降低、机组出力增大；另一方面，流速升高使得凝汽器水室、管端及冷凝管内水阻变大，循环水泵功耗增大。当流速提高到2.4 m/s时，凝汽器端差小于2.8 ℃，不再满足设计要求。由图4可知冷端年总费用随流速升高呈先减后增的趋势，双背压与三背压机组凝汽器经济流速在2.1～2.2 m/s之间。

图4 年总费用随冷凝管内水流速的变化

2.5 凝汽器面积的影响

图5为双背压机组和三背压机组冷却塔面积为22 000 m2，不同冷却倍率下年总费用随凝汽器面积的变化。

对于双背压和三背压机组，在其他参数确定，仅增大凝汽器面积时：凝汽器造价上升；凝汽器端差减小，背压降低，年微增电费下降；水阻变大，水泵耗电费用增加。仅冷却倍率变大时：年固定费用不变；凝汽器端差增大，背压降低，年微增电费下降；水量变大，水泵耗电费用增加。当凝汽器面积超过一定值，或冷却倍率小于一定值时，凝汽器端差将小于2.8 ℃，不再满足设计要求。表5给出了三背压机组冷却倍率为42，凝汽器面积变化时的优化结果，由此可见，凝汽器面积变化时，年总费用受年微增电费影响较大。

综合图5及表5中的结果可知，凝汽器经济面积与凝汽器型式、冷却倍率有关，通常是端差接近2.8 ℃时的凝汽器面积对应的年总费用较低。

图5 不同冷却倍率下年总费用随凝汽器面积的变化

凝汽器面积/m2端差/℃年固定费用/万元年微增电费/万元水泵耗电费用/万元年总费用/万元1300003.245492.892739.284062.8212294.991350002.965547.262561.734112.4412221.431400002.835601.642416.024161.4812179.14

2.6 冷却塔面积的影响

图6为双背压机组凝汽器面积为12 000 m2、三背压机组凝汽器面积为14 000 m2，两种类型机组的年总费用在不同冷却倍率下随冷却塔面积的变化。

图6 不同冷却倍率时年总费用随冷却塔面积的变化

该图表明，对于双背压和三背压机组，在其他参数确定时，增大冷却塔面积，将使冷却塔造价上升；背压降低，年微增电费下降；水阻变大，水泵耗电费用增加。表6给出了三背压机组冷却倍率为42，冷却塔面积变化时的优化结果，由此可见，冷却塔面积变化时，年总费用受年固定费用和年微增电费的影响均较大。

表6 冷却塔面积变化时优化结果

上述结果表明：冷却塔经济面积与冷却倍率关联度较低，随冷却塔面积增加，年总费用呈现先减后增的变化趋势。

2.7 不同气象条件的影响

气象条件的变化将影响冷却塔性能，进而改变冷端最小年总费用及其组合方案。表7给出了北方某厂址(年平均气温12.3 ℃、相对湿度72 %、大气压力101.47 kPa)冷端优化的计算结果。

对比表4和表7可以看出：对于南方和北方厂址，双背压机组年总费用比三背压机组分别高出1 546.94万元和1 576.23万元，两者相差很小，可见，四缸六排汽三背压机组的经济性明显优于三缸四排汽双背压机组，并且两种类型机组年总费用差值受南北方气象因素影响较小。

表7 北方厂址双背压机组与三背压机组年总费用最小方案

双背压和三背压机组年总费用最小的冷端配置方案中，北方厂址与南方厂址相比，两种类型机组的冷却倍率、凝汽器面积和冷却塔面积均下降，年固定费用下降；年平均背压均下降约1.3 kPa，机组出力增大，并且循环水系统水阻下降、水量减少，水泵耗电费用减少，使得年运行费用减小，最终两种类型机组年总费用均减少约4 300万元。

3 结论

(1) 四缸六排汽三背压机组经济性明显优于三缸四排汽双背压机组，两种类型机组年总费用差值受气象因素影响较小。

(2) 冷凝管内流速对机组经济性有一定影响，冷端年总费用随流速升高呈先减后增的趋势，双背压与三背压机组凝汽器经济流速为2.1～2.2 m/s。

(3) 对于双背压和三背压机组，凝汽器经济面积与凝汽器型式、冷却倍率有关，通常是端差接近2.8 ℃时的凝汽器面积对应的年总费用较低。冷却塔经济面积与冷却倍率关联度较低，随冷却塔面积增加，年总费用呈现先减后增的趋势。

(4) 对于气象条件差异较大的厂址，年总费用最小的冷端配置方案将发生变化，与南方厂址相比，北方厂址年总费用最小方案的冷却倍率、凝汽器面积、冷却塔面积及年总费用均减小。

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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。

中央高校基本科研业务费专项基金(13MS98)。

赵银亮(1988-)，男，硕士研究生，主要研究方向为电站热力系统及设备，E-mail：zhaoyinliang30@163.com。

TK264.1

A

10.3969/j.issn.1672-0792.2015.09.003