大型核电站启动电锅炉选型优化分析

2020-06-24顾先青刘加合包桓铭

中国核电 2020年2期

顾先青，刘加合，包桓铭,刘驰

(上海核工程设计研究院有限公司，上海 200233)

当前世界上已投运或在建的核电站中，大型压水堆核电站占75%以上。一座核电站会设计启动锅炉，为核电站启动阶段提供汽源，用于加热主给水及供给汽轮机轴封系统、暖通系统和其他蒸汽用户等；对于北方地区，还要考虑厂区供暖热负荷。当堆功率上升到一定平台,如5%后，可以稳定提供核(主)蒸汽后，电锅炉就会被置于热备用状态。因为电锅炉启动快捷、环保，国内外核电站大多数都设计了电锅炉，但其缺点是造价较高[1-2]。

核电站启动电锅炉热用户类型多，涉及专业多，涵盖核安全、暖通、动力、供暖等标准；还存在南方与北方厂址差异、机组容量差异、用户需求差异等因素，往往导致电锅炉选型容量存在较大差异。一般一个核电站至少设计两台启动电锅炉，投资约五千万元。有必要对启动电锅炉的设计选型进行分析，合理分析热用户容量，达到选型合理又能控制造价的目标。

1 启动电锅炉系统及其热用户

图1为某核电站启动电锅炉系统流程简图，该启动电锅炉系统为2×50%的浸没式高压电极蒸汽锅炉。电锅炉分内外筒，内筒形成电场，含有电解质的炉水在封闭电场内导电后产生蒸汽，除自用外，通过联箱向外供汽；外筒的水通过循环水泵进行循环，以保证锅炉内外筒溶液充分混合。每台锅炉设置两台一用一备的给水泵补水，设置一个共用热力除氧器。该锅炉可实现一键启停，每台锅炉均装有电加热器，用于维持热备用状态下的温度。

图1 核电站启动电锅炉系统图Fig.1 System of startup electric boiler of nuclear power plants

启动电锅炉主要功能就是产生蒸汽汇入辅助蒸汽管网，作为辅助蒸汽系统的一路汽源，其主要用户见图2所示。

图2 核电站启动电锅炉蒸汽用户Fig.2 Steam users for the startup electric boiler of nuclear power plants

启动电锅炉蒸汽用户主要有五类，见图2中的*1～*5,其中，*1是除氧器启动加热主给水用汽热负荷Qa1,t/h；*2是汽轮机轴封用汽热负荷Qb2,t/h；*3是厂房内热水加热系统用汽热负荷Qc3,t/h；*4是厂址废物处理设施去污用汽热负荷Qd4,t/h；*5是厂区及厂房外供暖用汽热负荷Qe5, t/h；设计上，这五类热用户的最大热负荷之和为启动电锅炉基本设计热负荷Q0,t/h，作为启动电锅炉设计选型的输入。

2 启动电锅炉设计热负荷计算分析

本节对五类热用户负荷(Qa1、Qb2、Qc3、Qd4、Qe5)进行计算分析，在此基础上，计算出启动电锅炉设计热负荷Q0。

2.1 除氧器加热主给水用蒸汽热负荷Qa1

除氧器加热主给水用汽是在机组冷启动初期，需要通过电锅炉提供辅助蒸汽加热提升主给水温度，一方面使水的氧含量降低，另一方面也减小蒸汽发生器一、二次侧温差，减小热应力。随堆功率的提升，主给水量逐渐增大，除氧器所需的加热蒸汽量也随之增大。

采用热平衡法计算Qa1，按30 ℃的凝结水进入除氧器，经过辅助蒸汽(1.3 MPa 饱和蒸汽，温度196 ℃)加热后，达到115 ℃以上，成为满足核岛蒸发器上水要求的主给水。

以某1 000 MW核电站为例，5%的堆功率对应主给水流量为212 t/h，辅助蒸汽焓HASS为2 781 kJ/kg，除氧器内115 ℃主给水温度HD为482 kJ/kg，30 ℃的凝结水焓Hn为84 kJ/kg，热平衡计算出Qa1为36.8 t/h。

2.2 汽轮机轴封用蒸汽热负荷Qb2

汽轮机轴封蒸汽是将辅助蒸汽通入汽轮机大轴端部汽封，起到隔离外界空气与凝汽器内部空间的作用,维持凝汽器真空。轴封蒸汽热负荷Qb2作为启动电锅炉的设计输入，可直接采用汽轮机厂家提供的数据，再采用一些经验算法进行适当修正[3]。同样以某1 000 MW核电站为例，汽轮机说明书里接口提资明确要求轴封蒸汽热负荷Qb2为 20 t/h。

2.3 热水加热系统热负荷Qc3

热水加热系统用来为核电站核岛安全壳、辅助、附属、放射性废物厂房和汽轮机厂房采暖、通风和空调系统提供热源，包括空气处理机组加热器和风管热水盘管。

目前，国内核岛核常规岛暖通设计标准体系(如室外气象参数的选取)不统一[4]，核岛一般选用美标、欧标体系，常规岛采用国标，导致即使地理位置接近的核电站，对计算出的暖通热负荷也存在着较大差别。选取外部环境温度后，根据核岛、常规岛及BOP的厂房接口及数据，确定出设计热负荷QY，通过式(1)换算为热水加热系统热负荷Qc3。

Qc3=3.6×QY/HASS

(1)

式中：QY——核电站热水加热系统设计热负荷，kW；

HASS——辅助蒸汽焓。

以某个核电站为例，QY为7 900 kW，按式(1)计算得Qc3约为11 t/h蒸汽。

2.4 厂址废物处理设施去污用蒸汽热负荷Qd4

一个核电站一般设计一个厂址废物处理设施(SRTF)，用于处理高放的废固物/树脂、带有放射性沾染的工器具、防护用品的清洁去污及相关检测维修工作，包括去污设备、热检修车间、去污水槽、热冲淋、热盥洗等正常使用所需的蒸汽。相比前面几个热用户，SRTF用蒸汽热负荷较小，对于国内大型核电站，Qd4通常按1～3 t/h蒸汽量进行选取设计。

2.5 厂区及厂房外供暖热负荷Qe5

厂区及厂房外供暖仅适用于北方严寒厂址，用于办公楼、食堂、检修厂房、员工备班宿舍、车库、仓储等子项，根据建筑维护面积来确定热负荷，按国内标准GB 50019-2015工业建筑供暖通风与空气调节设计规范选取计算。

以北方某1 000 MW核电站为例，暖通专业按厂址、厂房情况，平均传热系数选取6.5 W/m2·℃，建筑维护结构总的统计面积40 000 m2，室内温度18 ℃，室外温度为-5 ℃，核算出核岛厂房外供暖热负荷约为8 000 kW，计算出Qe5约11 t/h。南方厂址无供暖需求，该项为0。

综上所述，按2.1～2.5节的分析计算结果，将上述五类热负荷数据代入式(2)，得出启动电锅炉基本设计热负荷Q0：

Q0=Qa1+Qb2+Qc3+Qd4+Qe5=36.8+20+11+3+11=81.8(t/h)

(2)

对有供暖需求的北方厂址，核电站的启动电锅炉基本设计热负荷为81.8 t/h，对无供暖需求的南方厂址，Qe5=0，则基本设计热负荷为81.8-11=70.8 t/h，因此通过计算，当前启动电锅炉设计容量约为70.8～81.8 t/h，这也与当前国内多数大型核电站实际情况相符。

3 影响启动电锅炉选型的相关因素分析

3.1 主给水泵耗功产热减容ΔQ1

传统设计上，一般不考虑设备运行引入系统的热量，如主给水泵功耗产热，主给水泵是核电站二回路功率最大的设备，机组启动时，至少一台主给水泵已小流量运行持续向核岛供水。在启动阶段，由于主给水流量低，主给水泵功耗就转化为热能储存在水系统中，起到加热除氧器中主给水的作用，其产生热量可以等效掉启动电锅炉提供的部分辅汽量。

以某1 000 MW核电站为例，一台给水泵耗功换算到辅汽量Qp，t/h，用式(3)计算[5]。

(3)

式中：γ——水的重度,9 810 kg/(m2·s2)；

Qrec，Hrec——主给水泵运行再循环小流量及扬程，分别为0.31 m3/s(1 100 t/h),1 200 m；

η1，ηm——水泵效率、电机效率，分别为0.9，0.98。

计算得出Qp为5 t/h；因此，单台主给水泵功耗产热可以等效5 t/h的辅助蒸汽量，从而减小启动电锅炉设计容量ΔQ1=Qp=5 t/h。

3.2 轴封用汽及除氧器加热用汽切换到核(主)蒸汽顺序减容ΔQ2

经调研，启动电锅炉的两个常规岛蒸汽用户(Qa1、Qb2)存在切换顺序的交替，即除氧器加热用汽和轴封用汽切换在时间上不同步，存在先后次序。对于辅助蒸汽在多少堆功率平台可以将其切换到核(主)蒸汽提供，国内没有统一，有的4%堆功率，有的5%堆功率，这也是导致电锅炉容量差异较大的主要因素之一。一般对于国内核电站，轴封用汽切换到核(主)蒸汽的功率平台(堆功率3%平台前)要早于除氧器加热主给水用汽切换平台(堆功率4%～5%)，也就是说，在堆功率达到3%后，轴封蒸汽用汽Qb2(20 t/h)就可以切换到核(主)蒸汽供给了，这样在堆功率达到4%～5%时，启动电锅炉原本供给轴封蒸汽用汽Qb2(20 t/h)已可以供给除氧器加热主给水使用。考虑上述两个热用户的切换顺序，可以把3%堆功率平台下计算的除氧器加热用汽Qa1作为启动电锅炉容量设计输入，而不是原先4%～5%堆功率下计算的Qa1，这样Qa1就会相应减小；以1 000 MW核电站为例，5%堆功率对应的主给水流量为212 t/h，而3%堆功率对应的主给水流量仅为165 t/h，经热平衡计算，辅助蒸汽的需求量从36.8 t/h下降至25 t/h，相当于启动电锅炉减容ΔQ2=36.8-25=11.8 t/h。目前，已有压水堆核电站在1%堆功率平台就执行完轴封蒸汽切换到核(主)蒸汽的先例，越早完成轴封蒸汽切换，启动电锅炉设计减容就越大。

3.3 热水加热系统设计优化减容ΔQ3

针对南方厂址环境温度高，热水加热系统可以较北方厂址进行优化减容，取消或减低部分空调热水系统热负荷，这样启动电锅炉设计所需容量也会相应降低。如北方厂址单机组热水系统设计热负荷原为7 900 kW，如果同样堆型选址在南方，设计热负荷会大幅降低到减小50%以上，约4 000 kW，带入式(1)，得出启动电锅炉减容量ΔQ3约为5 t/h。

3.4 除氧器蓄热因素ΔQ4

大型核电站除氧器水装量在600 t 左右，容器金属净重达数百吨，体积巨大，具有极强蓄热能力；机组启动时，通过启动电锅炉来提供辅助蒸汽加热，详见2.1节。设计要求除氧器水温至少达到115 ℃才满足蒸发器上水要求(含氧量)，在反应堆功率低且启动电锅炉出力足够时，操纵员一般会将除氧器水温控制在140 ℃以上，较115 ℃的设计温度留有一定裕量。随堆功率缓慢提升，主给水流量也随之缓慢增大，当启动电锅炉出力达到最大致使再无法增加辅汽时，操纵员会发现除氧器水温有下降趋势，但因除氧器蓄热，其温度不至于下降太快。下面通过推导计算出除氧器从水温140 ℃降低到115 ℃变化的时间，分析除氧器蓄热量对启动电锅炉选型容量的影响。

根据除氧器热平衡方程，假设每小时有恒定流量q,焓值为hn的凝结水进入蓄热水当量为定值Q，存水焓值为hd的除氧器，假设此时启动电锅炉达到最大出力无法对该部分凝结水进行加热，则除氧器的存水焓有dhd的降低,得出式(4):

Qdhd=-(hd-hn)×qdt

(4)

按除氧器最初焓值为hd2(140 ℃)，最终焓值为hd1(115 ℃)，得出除氧器饱和水温度hd计算式(5):

hd=hn+(hd2-hn)e-qt/Q

(5)

式中：hn——凝结水焓，进入除氧器30 ℃凝结水焓，84 kJ/kg；

hd2，hd1——假设的除氧器在140 ℃、115 ℃的饱和水焓，分别为589 kJ/kg、483 kJ/kg；

Q——除氧器蓄热当量饱和水装量，为1 500 t(定值，考虑储水量、容器金属重量及汽水参数等因素选取)；

q——每小时进入除氧器的凝结水量，35～50 t/h，(考虑给水量流量计测量精度及操纵员响应时间)。

根据式(5)推出式(6)，近似计算出除氧器饱和水焓从hd2下降至hd1的时间t2-1，

(6)

通过式(6)计算得出当每小时35～50 t/h凝结水进入除氧器后，除氧器温度从140降低到115 ℃的所需时间t2-1约为7.08～10.1 h，期间，当操纵员会发现除氧器温度下降，需尽快将启动电锅炉提供的辅汽切换到核(主)蒸汽供给；经调研，一般辅汽切换完成时间仅需20 min，7.08～10.1 h足够让操纵员在无任何压力下完成辅汽切换操作。

按凝结水流量q为 35～50 t/h，参照2.1节的热平衡计算，计算得辅汽约6～8 t/h。因此，利用除氧器蓄热能力，同样可以等效部分辅汽加热,使启动电锅炉设计减容ΔQ4为6～8 t/h。当然，上述除氧器蓄热仅凭经验数据计算，难以准确量化作为设计输入，保守建议ΔQ4取值为5 t/h(小于6～8 t/h)。

4 启动电锅炉选型优化分析

根据第2节得启动电锅炉设计容量Q0在70.8～81.8 t/h，减容考虑第3节的四种因素：主给水泵功耗产热、轴封蒸汽及除氧器加热用汽切换到核(主)蒸汽顺序、针对南方厂址的热水加热系统设计减容、除氧器蓄热能力因素等因素，启动电锅炉可以进行优化减容设计，启动电锅炉优化减容设计热负荷Q0′在49～65 t/h，建议选型宜单炉25～35 t/h，一用一备，实行标准化设计。具体计算汇总过程见表1。

表1 启动电锅炉设计热负荷Q0优化计算 (t/h)

注：Q0=Qa1+Qb2+Qc3+Qd4+Qe5；Q0′=Qa1+Qb2+Qc3+Qd4+Qe5+ΔQ1+ΔQ2+ΔQ3+ΔQ4，t/h；

ΔQ0=Q0-Q0′=-(ΔQ1+ΔQ2+ΔQ3+ΔQ4)，其中，表中ΔQ3仅针对南方厂址，南方厂址与北方厂址参照国家或地方供暖相关法规标准执行，“-”号代表容量减少

根据表1，启动电锅炉设计优化后降低容量ΔQ0达到16.8～21.8 t/h，降幅达20%～30%。建议后续设计，先对启动电锅炉热用户进行分级，优先保证机组启动及核级物项；用户分级较低如供暖、热水，研究其短时(几小时以内)停运或降负荷的可行性，挖掘启动电锅炉使用潜力，弹性设计，达到即满足机组启动需求，又最大限度控制造价、降低运维费用的目标。