温排水效应对秦山核电厂1号机组的影响及应对措施

陈 望

(中核核电运行管理有限公司，浙江 海盐 314300)

温排水是指大量排入自然水体的，温度高于自然水体水温的水。海水作为电厂的最终热阱，承担着导出电厂余热的功能。秦山核电基地9台机组(秦一厂1台机组、秦二厂4台机组、秦三厂2台机组和方家山核电厂2台机组)的绝大部分余热均由海水冷却并排入杭州湾。由于杭州湾海水潮流以及电厂取、排水口位置等因素所致，随着方家山核电厂1号、2号机组于2015年先后投产，两台机组产生的温排水造成秦一厂机组的海水入口温度随着潮位变化发生较大波动，在夏季期间机组的运行参数随之波动并可能超限，因此被迫频繁调整出力，既影响了经济性，也造成了较大的运行负担。通过对比方家山机组投产前后本机组海水入口温度的变化，分析评估温排水效应的成因以及对电站设计、事故分析及运行的影响，秦一厂采取了积极的措施，有效缓解了温排水效应产生的影响。

1 温排水效应对秦一厂机组的影响

温排水效应对于秦一厂机组的影响，具体表现为在每日涨潮阶段，当潮位上涨至特定区间时(秦山地区潮位的高度区间约为海拔2～10 m，单次涨、落潮的周期约为12 h。温排水效应一般出现在4.5～7 m的潮位区间)，机组的海水入口温度会出现大幅突升，幅度最大可达6～7 ℃(夏季高温时期)，并随着潮位的继续上涨逐渐回落至正常值。每次波动的持续时间约为2 h。在落潮阶段则不存在明显的类似效应。

以2019年8月3日出现的有记录以来的最大波动为例，海水入口温度由31.1 ℃上涨至38 ℃。受影响的相关参数(发电机功率、核功率、凝汽器真空和海水温度等)随潮位波动的变化趋势见图1，具体数值见表1。

图1 受温排水效应影响的相关参数的波动情况Fig.1 Fluctuation of related parameters affected by warm water discharge effect

表1 受温排水效应影响的相关参数的变化情况Table 1 Variation of related parameters influenced by warm water discharge effect

1.1 机组被迫频繁调整出力，影响电厂经济性，并增加运行负担

夏季工况下，秦一厂机组的核功率接近985 MWt的限值。温排水效应带来的海水温度突升，会造成凝汽器真空降低(下降幅度接近20 mmHg)，机组热效率下降。为维持机组出力，汽轮机调门和主蒸汽流量随之增大，导致一回路平均温度下降。为维持平均温度，反应堆核功率会随之上涨(幅度可达2%～3%核功率，约20～30 MW)。为确保反应堆不超功率运行，主控操纵员需提前调硼，并及时降低机组出力(最大幅度约3.5%电功率)，以维持一、二回路平衡，待温排水效应过后再重新提升机组出力。如响应不及时，反应堆控制棒会频繁自动动作，并可能发生因蒸汽流量突增导致汽轮机调门开度超过调门参考的限值，DEH控制系统出系。

当温排水效应过后，如升负荷不及时，同样会因海水温度下降，凝汽器真空上升，汽轮机效率提升，蒸汽流量下降，导致一回路平均温度升高，控制棒动作。温排水效应所导致的机组频繁的变负荷(随着潮位变化，每天至少2次)，既造成了电量损失，影响了经济性，也给操纵员实现对电厂状态的精确控制带来了较大运行负担。2016年夏季工况下秦一厂机组每日出力变动记录见图2(摘录)。

图2 夏季工况下秦一厂机组每日出力变动记录Fig.2 Daily output change record of QS No.1 Power Plant under summer condition

1.2 一回路海水入口温度接近技术规格书规定的运行限制条件

秦一厂原技术规格书规定，在机组运行阶段(4B及以上运行模式)最终热阱水温限制为32.8 ℃(具体见图3)。夏季工况时，虽然海水平均水温未突破限值，但在气温和海水温度最高的时期，由于受到温排水效应的影响，海水入口水温峰值已经高于32.8 ℃。一回路海水相关用户(设冷水系统)温度上升，对核岛相关设备的运行带来不利的影响。

图3 秦一厂原技术规格书规定的最终热阱运行限制条件Fig.3 Limiting conditions of final heat sink operation specified in the original T.S of QS I Power Plant

1.3 部分系统和设备运行温度超过规定限值

常规岛诸多系统的冷源同样是海水。温排水效应对汽轮机润滑油系统、发电机水冷系统、工业水系统、主给水泵油系统的运行均带来较大影响。以润滑油系统为例，因温排水效应，加之润滑油冷却器因设备老化、管侧结垢等因素导致冷却能力下降，2015—2017年夏季，润滑油油温峰值都达到了46 ℃(超出汽轮机运行说明书要求的42 ℃的油温上限)。相应的是，在C16循环中汽轮机2号轴承回油温度高达81 ℃(报警值为77 ℃，达到82 ℃时需手动停机)。在C17循环中3号轴承也出现回油温度高的现象。润滑油温度的升高，会造成汽轮机轴承系统的润滑油膜变薄，冷却能力下降。与此同时，工业水水温、主给水泵润滑油油温、发电机线圈温度、发电机定子铁芯温度、发电机空冷器进风温度、发电机励侧风温等，也频频超出报警值，影响了机组的稳定运行。

2 温排水效应成因分析

2.1 设计排水温升

秦山核电基地9台机组相继投产，9台机组的绝大部分余热均由海水冷却并排入杭州湾，会造成秦山地区海水平均温度的上升。根据2006年《秦山核电厂扩建工程温排水、低放废水排放数值模拟计算和物理模型试验专题报告》的结论，秦山地区机组排水温升为10 ℃(见表2)。由于海水的稀释扩散效应，温排水在排入杭州湾后会被搅匀、冷却。根据秦山核电基地环评报告和遥感测量的结果显示，其温排水效应满足国家《海水水质标准》GB3097—1997要求。

表2 秦山核电基地各机组取排水流量及排水温升Table 2 Water intake and drainage flow and temperature rise of each unit in Qinshan nuclear power base

根据2001年由中国水利水电科学研究院对秦山各期核电工程温排水的稀释扩散进行的物模试验和数模计算的结果表明：相对于基准海水温度，在秦山核电厂、秦二厂和秦三厂7台机组同时运行时，对秦一厂取水口的影响平均温升值变化为0.7 ℃，最高温升不超过1.1 ℃。根据《秦山核电厂扩建项目(方家山核电工程)温排水数模计算和分析》的描述：方家山新增的2台机组对秦一厂取水口的影响平均温升约在1 ℃。综上所述，秦山核电9台机组的温排水，对秦一厂取水温度的影响为约上升2 ℃。

2.2 秦山核电基地各机组取、排水口分布及潮流的影响

杭州湾为世界闻名的强潮海湾。秦山附近海域潮流属于非正规半日浅海潮流，运动形式以往复流为主，流向基本上与岸线走向一致，实测最大涨潮流速1.1 m/s，最大落潮流速0.68 m/s，涨潮历时略大于落潮历时。秦山核电9台机组的取排水口如图4所示。考虑到方家山机组取水口位置及潮位涨落时的流向，方家山机组循环冷却水的排放加大了秦山地区热扩散的压力，在涨潮阶段对秦一、二、三厂的海水温度产生干涉效应。因秦一厂取水口相对更靠近方家山的排水口，受影响更加明显。

图4 秦山地区取排水口分布Fig.4 Distribution of water intake and drainage outlets in Qinshan

从方家山机组投产前后的2014年、2015年7月海水温度、潮位、机组出力等信息的对比(见图5、图6)，结合秦山地区取排水口的分布与涨落潮信息，可以看出，在方家山机组投运前，在潮位升高过程中，秦一、二、三厂海水温度并无明显上升，没有出现温度尖峰。方家山机组投产后，秦二、三厂机组海水温度变动幅度相对平稳，给秦一厂机组带来的影响更为显著。在潮位上涨过程中，方家山、秦一厂机组海水入口温度会显著上升，甚至出现温度尖峰。

图5 2014年7月30日海水温度与潮位分布示意图Fig.5 Distribution of seawater temperature and tide level on July 30,2014

图6 2015年7月18日海水温度与潮位分布示意图Fig.6 Distribution of sea water temperature and tide level on July 18,2015

2.3 其他因素

除温排水效应之外，因全球气候变暖、人类活动增加同样导致海水基准温度的上升。根据政府间气候变化专门委员会(IPCC)的统计，1951—2012年，全球平均地表温度的升温速率为0.12 ℃/10年。另根据在1960—1999年8个海洋站的监测数据显示，我国东海沿岸海水表层温度上升速率为0.09 ℃/10年。综上数据，相对电厂温排水效应，本因素对机组运行的影响基本可以忽略。

3 电厂应对温排水的措施

除了从加强电厂运行管理的方面入手，在夏季工况期间加强对设冷水、发电机水冷、润滑油等系统相关设备的巡检，严密监视相关系统参数，在温排水效应来临之时，通过主系统提前稀释，发电机提前降负荷等措施，抵消温排水效应的影响，实现电厂的精准控制外，在电厂日常运行期间，加强相关系统和设备的老化管理，确保相关换热设备性能满足设计要求。近几个循环以来，秦一厂机组未因温排水效应造成机组设备损坏，或发生瞬态。随着秦一厂机组OLE(运行许可证延续)项目的实施，秦一厂采取了更积极的措施来应对温排水效应。

3.1 通过变更改造，提高系统应对温排水效应的裕度

秦一厂机组原最大出力为330 MW，在2018年第十八次换料大修(OT118)期间实施了常规岛设备更新项目，经过发电机扩容改造、汽轮机和高加等部件的换新，机组出力增加为350 MWe。同时，热效率升高到34.3%，调门开度的裕量增加。当温排水来临时，出现因机组效率下降造成DEH出系的概率大大降低。

为改善润滑油冷却器的冷却能力，秦一厂机组先后进行了多次变更。C17燃料循环，在汽轮机润滑油箱外，临时增加用应急冷冻水作为冷源的旁路冷油器，以加强冷却。并在开式工业水池加冰块，降低润滑油系统冷源水温；在C18燃料循环中，为润滑油冷却器临时加装淋浴系统，通过喷淋降温。上述措施均未收到理想效果。最终在118 大修中，通过实施永久变更，将两台管壳式润滑油冷油器变更为板式冷油器。板式冷油器在其他电厂也有大量成功运行的业绩，传热系数远高于管壳式冷油器，且结构紧凑，占地面积更小，面积余量更大。在变更实施后的C19燃料循环中，秦一厂机组运行期间润滑油油温明显下降。

3.2 调整运行方式，降低设冷水温度，提升温度限值

秦一厂设冷水系统共设置三台设冷热交换器，根据海水温度的变化，运行通过调整设冷热交换器的运行台数来维持热交换器设冷水出口温度在20～32 ℃的范围内。此外，秦一厂安全分析、核安全、运行、技术等专业从电厂历史运行数据，温排水效应成因及对电站设计、事故分析、用户设备影响等方面进行了分析，综合考量系统和设备可接受性，同时考虑秦山地区海水温度未来上升趋势，留有合理的运行裕量，得出最终热阱温度限值可适当提升的结论。通过明确最终热阱温度计算方法、完善最终热阱温度的监测要求、针对原系统设计上存在的不足实施变更、校核设冷热交换器换热能力等手段，确定在满足设冷水系统原设计基准的情况下，最终热阱温度限值可提升至34 ℃。

安全评估的内容包括以下四个方面，即：设冷水用户设冷水供水温度校核、停堆冷却能力评估、海水/设冷水用户运行安全性评估及原事故分析有效性评估。

1)设冷水用户设冷水供水温度校核。

根据设冷热交换器技术参数、工况参数等，运用HTRI软件分别对以下各工况下海水进口水温34 ℃时的用户设冷水供水温度进行了校核：设冷双热交换器投运(正常运行)、设冷单热交换器投运(正常运行)、停堆4 h、LOCA(冷却剂丧失事故)。

2)停堆冷却能力评估，评估了以下6种工况。

余排系统2台停堆冷却热交换器和2台停堆冷却泵投入运行，主系统冷却到70 ℃后停运主泵(满足FSAR规定)，当海水温度分别为25 ℃、32.8 ℃、34 ℃时，评估将主系统分别冷却到93 ℃、60 ℃的时间。

余排系统一台停堆冷却热交换器和一台停堆冷却泵投入运行，主系统冷却到99 ℃后停运主泵(满足FSAR假设)，当海水温度分别为25 ℃、32.8 ℃、34 ℃时，评估将主系统冷却到93 ℃的时间。

3)海水/设冷水用户运行安全性评估，评估对象包括所有一回路海水/设冷水用户。清单如下。

应急柴油发电机系统：套管式水冷器；

设备冷却水系统：设备冷却水泵、设冷热交换器；

余热排出系统：停堆冷却热交换器、停堆冷却泵；

化学和容积控制系统：下泄热交换器、过剩下泄热交换器、轴封回流热交换器、上充泵；

反应堆冷却剂系统：主泵；

取样系统：高压取样热交换器、中压取样热交换器；

乏燃料池冷却系统：乏燃料池热交换器；

废气系统：废气压缩机、废气前冷却器、废气后冷却器；

硼回收系统：冷凝器、凝水冷却器、排气冷凝器、浓硼酸卸放箱；

应急堆芯冷却系统：安全注射泵、安全壳喷淋系统、喷淋泵；

辅助给水系统：辅助给水泵、蒸发器排污系统、排污冷却器；

疏排水系统：反应堆冷却剂疏排水冷却器；

废液系统：冷凝器、凝水冷却器、取样冷却器、残液扬液器、排气冷凝器；

安全壳消氢系统：氢复合器、消氢风机。

经评估，设备冷却水相关用户及应急柴油发电机系统均可接受最终热阱温度限值的提升，且其水温上升对事故分析结论无影响，不会因限值提升而触发系统报警或导致运行设备损坏，所以FSAR第六章、第十五章事故分析仍然有效。同时，单序列余热排出系统将主系统冷却到93 ℃的时间为36 h，满足停堆冷却时间要求。国家核安全局对秦一厂最终热阱温度修改申请、相关技术说明和支持性材料进行审查后，同意秦一厂将最终热阱温度TS限值修改为34 ℃。

4 结论

因温排水效应是由于电厂的设计、建造，以及取、排水口的位置，加之杭州湾潮流的影响所致，有其固有特性。电厂积极探索应对温排水效应的手段，通过变更改造，增加相关用户的冷源，或进行换热器的扩容，提高系统应对温排水效应的裕度。除从运行角度，还可以结合温排水效应的成因，用工程手段，从源头解决该问题。可根据秦山地区不同季节、不同潮汛与潮位下海水温度场的分布，对电厂取、排水进行变更改造，或通过构筑堤坝等方式，对方家山、秦一厂的温排水进行拦截，阻止其对方家山、秦一厂的取水形成干涉效应，削弱方家山核电排放温升对秦山地区机组出力的影响。

通过分析温排水效应给秦一厂带来的影响，也可给其他新建电厂带来一定启示。核电厂在建造的时候，需要充分考虑当地水源条件。应通过核电界的运行经验反馈，将经验教训及时反馈给新建电厂，加强新电厂的取排水口设计改进，从不同方向取水和排水，或构筑堤坝对取水和排水进行有效隔离，从而减少排水温升对取水温度的影响，以取得最大效益。