壓水堆核電機(jī)組抽汽改造

莊亞平,張 真,程 昭,姜 軒

(山東核電有限公司，山東 海陽 265100)

在我國北方，每年冬季區(qū)域集中供熱主要來自于燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)或燃煤鍋爐，是霧霾形成的重要因素之一。隨著環(huán)保問題日益突出，特別是霧霾天氣的持續(xù)增多，清潔供熱能源的替代需求愈發(fā)強(qiáng)烈。核能由于其低碳清潔、能量密度大、熱成本可控、價格具有競爭力等優(yōu)勢，成為清潔供暖理想熱源。

核電是中國能源結(jié)構(gòu)主要的組成部分，目前主要是作為基荷發(fā)電。2017年國家能源局發(fā)布了《北方地區(qū)清潔取暖規(guī)劃(2017—2021)》，鼓勵加強(qiáng)清潔供暖科技創(chuàng)新，研究探索核能供熱，推動現(xiàn)役核電機(jī)組向周邊供熱。核電機(jī)組與常規(guī)熱電機(jī)組的熱力參數(shù)不同，但是都遵循朗肯循環(huán)原理，本文參考火電抽汽供熱改造的經(jīng)驗，探討壓水核電機(jī)組抽汽供熱改造技術(shù)。

1 改造方案

1.1 核汽輪機(jī)組的特點(diǎn)

主泵推動一回路高壓冷卻水在堆芯和蒸汽發(fā)生器之間循環(huán)，將堆芯核燃料裂變反應(yīng)放出的熱量通過蒸汽發(fā)生器傳給二回路。二回路的水在蒸汽發(fā)生器內(nèi)被加熱沸騰并產(chǎn)生蒸汽，蒸汽推動汽輪機(jī)發(fā)電，再經(jīng)過冷凝器和回?zé)崞鬟M(jìn)入蒸汽發(fā)生器。壓水堆一回路溫度與一回路壓力密切相關(guān)，一回路壓力受承壓邊界限制，二回路新蒸汽參數(shù)受一回路溫度限制，一二回路耦合。壓水堆核電機(jī)組與火電機(jī)組汽輪機(jī)的主要區(qū)別：

核電機(jī)組主蒸汽為飽和蒸汽，在高壓缸膨脹做功后，蒸汽壓力和溫度逐級降低，濕度增大。壓水堆核電汽輪機(jī)主要工作在濕蒸汽區(qū)；與火電機(jī)組相比，理想焓降約小一半，蒸汽壓力低，耗汽率比常規(guī)電廠高約一倍，容積流量比相同功率火電機(jī)組汽輪機(jī)大60%～90%。因此，壓水堆更適合采暖供熱，而且單臺機(jī)組可以具有更大供熱能力[1]。核電廠址一般6～8臺機(jī)組，可以提供穩(wěn)定、大量的供熱蒸汽。

飽和蒸汽在高壓缸做功，高壓缸末級的排汽濕度可達(dá)14%左右，如果該蒸汽仍被送往低壓缸，將對低壓缸產(chǎn)生汽蝕、水錘，大大縮短汽輪機(jī)組的使用壽命。火電機(jī)組高排蒸汽進(jìn)入鍋爐再熱器吸熱，提高平均吸熱溫度和循環(huán)熱效率。核電機(jī)組的蒸汽發(fā)生器沒有再熱功能，而是高低缸之間設(shè)汽水分離再熱器，其作用是去除高壓缸排汽中的絕大部分水分，并通過加熱器對循環(huán)蒸汽進(jìn)行加熱獲得過一定過熱度，以減少低壓缸葉片的水蝕，提高機(jī)組運(yùn)行效率。MSR設(shè)置兩級再熱器。第一級再熱器加熱蒸汽來自高壓缸抽汽，第二級加熱蒸汽來自于主蒸汽。

1.2 改造方案

1.2.1 基本原則

安全是核電首要關(guān)注的問題，機(jī)組抽汽供熱改造的基本原則是不挑戰(zhàn)核安全分析的結(jié)論；另外，改造應(yīng)盡量減少對已建機(jī)組的實體變更和對運(yùn)行的影響，不抽汽運(yùn)行時機(jī)組性能保持不變。

1.2.2 汽側(cè)回路

傳統(tǒng)火電典型抽汽式供熱機(jī)組，在汽輪機(jī)中壓缸與低壓缸連通管道打孔抽汽[2-3]，AP1000核電機(jī)組沒有中壓缸，在高低壓缸之間連通管道抽汽，抽汽管路上設(shè)置氣動逆止閥、快關(guān)調(diào)節(jié)閥，防止汽輪機(jī)超速和進(jìn)水，并起到調(diào)節(jié)蒸汽流量的作用，靠近加熱器的蒸汽管路上設(shè)置關(guān)斷閥，起關(guān)斷隔離作用。抽汽后進(jìn)入低壓缸的蒸汽減小，拉低低壓缸進(jìn)出口壓力?；痣姍C(jī)組一般在低壓缸入口管道增設(shè)蝶閥調(diào)節(jié)抽汽壓力，避免對中壓缸的末級葉片安全造成影響。不同于火電汽輪機(jī)低壓缸一般不設(shè)置調(diào)節(jié)汽門，核電汽輪機(jī)低壓缸設(shè)置再熱調(diào)節(jié)閥，可將該閥門用于抽汽口壓力控制，使得高排壓力始終與純凝負(fù)荷時相應(yīng)流量下的高排壓力相當(dāng)，以保證高壓缸末幾級葉片安全。

劉利等[4]對可調(diào)抽汽和非可調(diào)抽汽進(jìn)行了對比分析，非可調(diào)抽汽方式的最大優(yōu)點(diǎn)是結(jié)構(gòu)簡單、操作方便，弊端是隨著機(jī)組負(fù)荷的變化，抽汽量變化時，抽汽口的壓力隨之變化；可調(diào)抽汽方式，一定負(fù)荷下抽汽量大幅度變化時，抽汽口的壓力波動極小。

1.2.3 抽汽位置

由于AP1000機(jī)組不設(shè)中壓缸，高低壓缸之間設(shè)MSR，因此抽汽的可選位置有MSR前或MSR后。MSR后的蒸汽為過熱蒸汽，用于供熱造成可用能損失加大，MSR前蒸汽為濕蒸汽，與供熱參數(shù)更為接近，因此，抽汽沒有梯級利用的情況下抽汽口設(shè)在MSR前管道對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性有利。

1.2.4 抽汽量

抽汽量是抽汽改造的核心參數(shù)，不僅直接影響核供熱工程的經(jīng)濟(jì)性，還對機(jī)組運(yùn)行可靠性及安全性有一定影響。

機(jī)組投入抽汽運(yùn)行后通過低壓缸流量減少，如果抽汽量過大，可能引起葉片失速顫振而導(dǎo)致葉片動應(yīng)力增大，AP1000采用半速汽輪機(jī)，汽輪機(jī)末級葉片更高，問題更加嚴(yán)重。如降低到鼓風(fēng)工況，排汽溫度升高加熱低壓缸，將直接影響機(jī)組安全。分析指出低壓缸末級容積流量大于低壓缸額定工況的30%，機(jī)組就可以安全運(yùn)行[5]。為了確保安全，抽汽后通過低壓缸的汽流量約為70%。

1.2.5 熱網(wǎng)循環(huán)水回路

放射性物質(zhì)釋放，是核電機(jī)組抽汽供熱必須考慮的問題。從設(shè)計上阻止一回路中的放射性物質(zhì)釋放導(dǎo)熱網(wǎng)的可能性，熱網(wǎng)循環(huán)管路設(shè)計運(yùn)行壓力高于汽側(cè)回路，以起到安全屏障的作用。

2 存在的主要問題

2.1 能級利用不匹配

圖1是不同壓力的飽和蒸汽焓值和汽化潛熱，在相對較低的壓力范圍內(nèi)蒸汽汽化潛熱的變化不大。供熱首站的供水設(shè)計溫度130 ℃，考慮加熱器加熱溫差，140 ℃的抽汽溫度可滿足熱網(wǎng)的要求，對應(yīng)的壓力0.3615 MPa左右。高壓缸排汽壓力0.8～1.0 MPa，對應(yīng)的飽和溫度高于供水加熱所需溫度，換熱的角度分析，雖然大溫差強(qiáng)化了換熱，但是同時也導(dǎo)致了可用能的損失，造成能級利用不匹配，抽汽量越大可用能浪費(fèi)越嚴(yán)重。

圖1 飽和蒸汽特點(diǎn)Fig.1 Character of saturateds team

火電純凝機(jī)組供熱改造也存在能級利用不匹配的問題，戈志華[8]分別針對單機(jī)型和雙機(jī)給出增加背壓機(jī)方案。然而核電機(jī)組高壓缸出口濕度達(dá)14%，不適合采用背壓汽輪機(jī)回收可用能。針對AP1000機(jī)組，如抽汽口改為MSR后，熱網(wǎng)加熱器前可增設(shè)一臺容量匹配的背壓機(jī)，如圖2所示，供熱抽汽先進(jìn)入該背壓機(jī)做功，背壓機(jī)的排汽再進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，實現(xiàn)能量的梯級利用，從而減少高品位能量的浪費(fèi)。供熱負(fù)荷較低運(yùn)行工況不利于背壓機(jī)的安全運(yùn)行，供熱抽汽通過旁路不經(jīng)過背壓機(jī)，直接進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)水，即傳統(tǒng)的抽汽供熱方式[7-8]。

圖2 背壓機(jī)抽汽供熱示意圖Fig.2 Scheme of steam extraction and heating by the backpressure machine

蒸汽在背壓機(jī)中先做功，后再對熱網(wǎng)水進(jìn)行加熱，不僅不會影響供熱，反而回收一部分可用能，取得了一定的經(jīng)濟(jì)效益，但結(jié)構(gòu)布置、電廠控制變得復(fù)雜，需增加背壓機(jī)的成本，應(yīng)根據(jù)機(jī)組實際情況合理選擇。

2.2 原調(diào)節(jié)參數(shù)不再適用

反應(yīng)堆一二回路耦合，通過蒸汽發(fā)生器將反應(yīng)堆熱量傳給二次側(cè)，產(chǎn)生蒸推動汽輪機(jī)發(fā)電，有如下關(guān)系式：

P1=G1Cp(Th-Tc)

(1)

Psg=KF(Tav-Ts)

(2)

Tav=(Th+Tc)/2

(3)

P2=G2(HS-Hf)

(4)

式中：P1為反應(yīng)堆功率；Psg為蒸汽發(fā)生器傳熱功率；P2為二回路功率；G1、G2分別為一、二回路循環(huán)流量；Cp為熱容；K為換熱系數(shù)；F為蒸汽發(fā)生器換熱面積；Tav、Tc和Th分別為一回路冷卻劑平均溫度、堆進(jìn)口溫度和堆出口溫度；Ts為蒸汽發(fā)生器二次側(cè)蒸汽溫度；Hs、Hf為二次側(cè)蒸汽焓、給水焓。

一回路穩(wěn)態(tài)特性與主參數(shù)、主設(shè)備的結(jié)構(gòu)選型、反應(yīng)堆控制系統(tǒng)的設(shè)計密切相關(guān)，在概念設(shè)計階段就已確定。反應(yīng)堆穩(wěn)態(tài)功率運(yùn)行，一回路流量和壓力恒定，冷段熱段溫差與堆芯傳熱功率呈線性變化，一回路穩(wěn)態(tài)特性見圖3。

圖3 穩(wěn)態(tài)運(yùn)行特性Fig.3 Property of steady-state operation

AP1000采用平均溫度作為主調(diào)節(jié)參數(shù)，汽輪機(jī)第一級壓力經(jīng)過函數(shù)發(fā)生器轉(zhuǎn)換成程序參考溫度。平均溫度與程序參考溫度的差值是反應(yīng)堆控制系統(tǒng)的主控制信號，通過調(diào)節(jié)控制棒使平均溫度位于程序溫度調(diào)節(jié)帶內(nèi)。

抽汽后，通過高壓缸的蒸汽流量略微增加，根據(jù)弗留格爾公式可知，相對于非抽汽工況，高壓缸進(jìn)出口壓差基本不變，同時可調(diào)整抽汽保證高壓缸出口壓力基本不變，則第一級壓力基本不變，而汽機(jī)發(fā)電出力隨著抽汽的增大而減小，第一級壓力表征的不再是汽輪機(jī)的發(fā)電出力，隨著抽汽量增加，相同汽機(jī)總負(fù)荷工況下第一級壓力較非抽汽工況下升高，如圖4所示。

圖4 汽機(jī)率與第一級壓力曲線Fig.4 Curve of turbine power vs first stage pressure

反應(yīng)堆功率控制系統(tǒng)、蒸汽排放控制系統(tǒng)、穩(wěn)壓器液位控制系統(tǒng)等以一回路平均溫度作為主調(diào)節(jié)參數(shù)，部分專設(shè)系統(tǒng)以一回路平均溫度作為驅(qū)動信號，抽汽投運(yùn)后，不同的運(yùn)行工況反應(yīng)堆控制系統(tǒng)參數(shù)需要相應(yīng)調(diào)整，給運(yùn)行控制增加了難度。

高功率運(yùn)行工況，二回路負(fù)荷由主調(diào)節(jié)閥控制，由此引起蒸汽流量增加使蒸汽壓力降低，反應(yīng)堆控制系統(tǒng)調(diào)節(jié)一回路與二回路負(fù)荷相匹配。飽和蒸汽與溫度是唯一對應(yīng)的，由機(jī)組的穩(wěn)態(tài)特性是確定的，堆功率與一二次側(cè)溫差是線性關(guān)系。因此，主蒸汽參數(shù)可表征二回路總負(fù)荷，可考慮以蒸汽壓力為主調(diào)節(jié)量設(shè)計控制系統(tǒng)。

3 安全分析

3.1 設(shè)計瞬態(tài)影響

核電機(jī)組控制系統(tǒng)設(shè)計上有容納±10%負(fù)荷階躍而不停堆的能力。機(jī)組壽期內(nèi)±10%負(fù)荷階躍設(shè)計瞬態(tài)3000次，有較大裕量。改造后的抽汽負(fù)荷小于10%系統(tǒng)誤啟動/退出瞬態(tài)可計被包絡(luò)，不會對反應(yīng)堆安全和機(jī)組壽命造成影響。大于10%負(fù)荷階躍是否可以被原機(jī)組設(shè)計瞬態(tài)包絡(luò)需進(jìn)行復(fù)核。

3.2 抽汽管道斷裂事故

核電廠安全設(shè)計的基本要求，會釋放大量放射性物質(zhì)的事故劃分為極限事故，發(fā)生頻率10-4～10-6/(堆·年)。主蒸汽管道破裂事故在核電廠安全分析中劃分為極限事故，壽期內(nèi)預(yù)期發(fā)生小于1次。概率論角度，增加抽汽管道后，蒸汽管道破裂事故發(fā)生頻率比原來增加3.7×10-5/(堆·年)，不影響主蒸汽管道破裂事故發(fā)生頻率，仍屬于極限事故。

確定論角度，抽汽管道位于高壓缸汽輪機(jī)下游，即時發(fā)生斷裂，對機(jī)組的影響小于主蒸汽管道斷裂，后果可以被主蒸汽管道斷裂事故包絡(luò)。

3.3 放射性

放射性釋放是公眾接受核能供暖焦點(diǎn)之一。核電機(jī)組的二回路系統(tǒng)設(shè)置的放射性監(jiān)測包括三個系統(tǒng)的輻射監(jiān)測儀表。當(dāng)二回路蒸汽中含有放射性時，輻射監(jiān)測儀表能夠及時探測并發(fā)出報警，提醒主控室操縱員及時采取有效措施，防止二回路蒸汽的放射性釋放到環(huán)境中去。

供熱系統(tǒng)正常運(yùn)行時，汽水換熱器的蒸汽側(cè)的壓力低于熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)的運(yùn)行壓力，即使發(fā)生SGTR同時熱網(wǎng)換熱器發(fā)生泄漏，熱網(wǎng)換熱器的泄漏方向是熱網(wǎng)循環(huán)水側(cè)向蒸汽側(cè)泄漏，受輻射污染的蒸汽介質(zhì)也不會進(jìn)入熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)中[7]。

供熱系統(tǒng)熱網(wǎng)循環(huán)水出廠前設(shè)置獨(dú)立的輻射監(jiān)測裝置，用于監(jiān)測熱網(wǎng)循環(huán)水的放射性，當(dāng)檢測到放射性時，輻射監(jiān)測儀表能夠及時發(fā)出報警，利用設(shè)置于廠區(qū)邊界的隔離閥門，有效隔離熱網(wǎng)循環(huán)水，防止熱網(wǎng)循環(huán)水回路的放射性釋放到環(huán)境去。

4 結(jié)束語

基于火電機(jī)組成熟的抽汽供熱改造經(jīng)驗，對壓水堆核電機(jī)組抽汽改造成為的供熱機(jī)組，從機(jī)組安全性、節(jié)能和運(yùn)行角度，討論了改造后面臨的主要問題和優(yōu)化措施，總結(jié)如下:

1)火電機(jī)組抽汽供熱已有大量經(jīng)驗可以借鑒，大型商用核電機(jī)組抽汽供熱改造，在技術(shù)上是可行的。

2)汽輪機(jī)中間抽汽供熱改造，運(yùn)行瞬態(tài)和管道破裂事故可以被已有分析結(jié)果包絡(luò)，即使發(fā)生SGTR疊加加熱器泄漏事件，放射性也不會釋放到市政供熱管網(wǎng)中。

3)核反應(yīng)堆對安全性要求高，抽汽量是改造方案的重要參數(shù)，對于機(jī)組的運(yùn)行和安全有重要影響。商用壓水堆機(jī)組抽汽供熱改造國內(nèi)尚無成熟的經(jīng)驗可以借鑒，應(yīng)循序漸進(jìn)，充分論證核熱電耦合的關(guān)系，并取得運(yùn)行經(jīng)驗后，增大抽汽負(fù)荷。

4)抽汽量大的情況，可考慮增加抽汽背壓機(jī)，回收一部分可用能，提高機(jī)組熱效率。

5)為了減小反應(yīng)堆控制棒的運(yùn)動次數(shù)，抽汽供熱機(jī)組應(yīng)盡量保持在基本電負(fù)荷和基本熱負(fù)荷工況穩(wěn)定運(yùn)行。