王東海，趙云馳

(中國核電工程有限公司，北京市 100840)

0 引言

隨著節(jié)能減排要求的提高，核電廠設計優(yōu)化問題越來越受重視。冷端系統(tǒng)是核電廠凝汽式汽輪機的一個重要輔助系統(tǒng)，凝汽器作為該系統(tǒng)的核心設備，其性能直接影響核電廠的安全運行及經(jīng)濟效益［1-3］。目前我國核電廠皆為濱海核電廠，全部配置單背壓凝汽器，其設計、建造和管理國內(nèi)都具有豐富的經(jīng)驗，雙背壓凝汽器尚無使用先例。本文基于不同的廠址條件、投資和運行經(jīng)濟性，分析比較核電廠采用單、雙背壓凝汽器的技術(shù)適應性和經(jīng)濟性。

1 國內(nèi)核電廠凝汽器配置情況及參數(shù)

1.1 凝汽器配置情況

目前我國所有運行和在建的濱海核電廠均采用單背壓凝汽器，其設計、建造和運行管理經(jīng)驗都很豐富，而多背壓凝汽器則尚無應用先例。在擬建的彭澤、咸寧和桃花江3個內(nèi)陸核電廠中，計劃采用多背壓凝汽器。由于擬建項目采用二次循環(huán)系統(tǒng)，循環(huán)水量較大，而且冷卻塔為高位布水，循環(huán)水泵功率較大，冷卻水溫相對較高(設計值為23～24℃)，采用多背壓凝汽器可降低設計背壓，減小循環(huán)水量和冷卻塔面積。

1.2 在建濱海核電廠凝汽器參數(shù)

國內(nèi)在建濱海核電廠凝汽器主要參數(shù)如表1所示。

2 單、雙背壓凝汽器技術(shù)經(jīng)濟比較

2.1 熱力特性分析

大型機組采用三背壓與雙背壓凝汽器，在熱力性能方面沒有明顯差異［4-6］，因此本文主要針對單、雙背壓凝汽器，以實例計算為基礎，從原理上進行對比分析，研究在冷卻水量、凝汽器面積和熱負荷不變的情況下，冷卻水通過單背壓和多背壓凝汽器后，各自背壓值的變化情況。

表1 在建核電廠單背壓凝汽器主要參數(shù)Tab.1 Main parameters of single backpressure condenser in nuclear power plant

2.1.1 單背壓凝汽器

圖1所示為常規(guī)單壓凝汽器的傳熱過程。圖中ITD為初始溫差(initial temperature difference)。溫度為t1的冷卻水流過長為L的冷卻管并吸收熱量Q后，溫度升至t2，凝汽器壓力Ps相應的飽和蒸汽溫度為

式中:ts為飽和蒸汽溫度，℃;δt為凝汽器端溫差，℃，為 ts－t2;△t為冷卻水溫升，℃，為t2－t1;t1、t2為冷卻水溫，℃。

圖1 單背壓凝汽器蒸汽熱負荷與冷卻水溫關(guān)系曲線Fig.1 Relation curves between heat load and cooling water temperature of single backpressure condenser

2.1.2 雙背壓凝汽器

西北電力設計院的水務設計手冊將雙背壓凝汽器描述為:它常用中間隔板隔開，形成2個獨立的汽室，2個汽室的傳熱效果不同，如圖2所示。圖2中的垂直分界線相當于凝汽器的隔壓板，它把整個凝汽器的傳熱過程分成2個獨立的部分，2個汽室內(nèi)的冷卻面積相等。溫度為t1的冷卻水依次流過這2個汽室，各自吸收Q/2熱量后升高溫度△t/2，最后升至t2。冷卻水依次流經(jīng)2個汽室。由圖2可以看出，由于冷卻水是先流經(jīng)左汽室，溫度升高至t1+△t/2后才流經(jīng)右汽室，并且溫度升高至t1+△t/2+△t/2，因此，左汽室內(nèi)蒸汽溫度ts1＜ts，相應的蒸汽壓力Ps1＜Ps，故稱低壓汽室，而右汽室內(nèi)蒸汽溫度ts2＞ts，相應的蒸汽壓力 Ps2＞Ps，故稱高壓汽室［7-10］。

圖2 雙背壓凝汽器蒸汽熱負荷與冷卻水溫關(guān)系曲線Fig.2 Relation curves between heat load and cooling water temperature of double backpressure condenser

雙背壓凝汽器低壓室和高壓室內(nèi)的蒸汽溫度分別為

式中:ts1、ts2分別為凝汽器低壓室和高壓室的蒸汽溫度，℃;δt1、δt2分別為凝汽器高、低壓室端溫差，℃。

蒸汽的平均溫度計算式為

式中tsm為蒸汽的平均溫度，℃。

雙背壓凝汽器在傳熱過程中，冷卻水溫度除了在進、出口處與單背壓凝汽器相等外，其他地方均比單背壓凝汽器低，因此，雙背壓凝汽器的傳熱性能優(yōu)于單背壓凝汽器。單背壓凝汽器飽和蒸汽溫度與雙背壓凝汽器飽和蒸汽的平均溫度之差為

式中△ts為單背壓凝汽器飽和蒸汽溫度與雙背壓凝汽器飽和蒸汽的平均溫度之差，℃。

按式(5)雙背壓凝汽器各汽室的ts1、ts2可分別確定各汽室的壓力Pk1、Pk2，但其平均壓力不能按Pk1、Pk2的平均值確定，而應按ts1、ts2計算平均溫度tsm后，再根據(jù)tsm查出飽和壓力來確定。當tsm小于單背壓凝汽器蒸汽溫度ts時，相應的Pkm＜Pk，這正是雙背壓凝汽器的優(yōu)越性所在。

2.1.3 實例計算對比

以田灣核電廠(3、4號機組)、方家山核電廠、福清核電廠(1、2號機組)和昌江核電廠4個核電項目為例，對比它們分別采用單、雙背壓凝汽器的壓降變化。對比結(jié)果如表2所示。

表2 4個核電項目分別采用單、雙背壓凝汽器的背壓值對比Tab.2 Backpressure comparison between single and double backpressure condensers in four nuclear power plants

由表2可知，隨著水溫的增高，各核電廠采用單、雙背壓凝汽器的壓差逐步增大，因此有必要對高冷卻水溫核電廠進行單、雙背壓凝汽器經(jīng)濟性比較。

對于同一個電廠，在保持凝汽器面積、冷卻水量和溫升不變的情況下，比較不同冷卻水溫度時，單、雙背壓凝汽器的背壓狀況。以田灣核電廠3、4號機組為例，其背壓、背壓差與水溫變化關(guān)系如表3所示。

表3 田灣核電廠3、4號機組不同水溫時單、雙背壓凝汽器背壓變化模擬計算Tab.3 Backpressure simulation calculation of single and double pressure condenser at different water temperature in Tianwan Nuclear Power Plant No.3 and No.4 units

由表3可以看出，采用雙背壓凝汽器，隨著冷卻水溫的增高，相對于單背壓凝汽器其熱力特性優(yōu)勢越來越明顯。根據(jù)國外多背壓凝汽器的設計運行經(jīng)驗，當冷卻水進口溫度設計值高于21℃，或者1年運行期中多月份冷卻水溫高于21℃時，采用多背壓凝汽器是有利的。

2.2 凝汽器面積和冷卻水量分析

由單、雙背壓凝汽器的熱力特性分析可以看出，采用雙背壓凝汽器可使背壓值下降，在單、雙背壓凝汽器壓力相同的情況下，可以減小凝汽器面積以降低投資，或者減小冷卻水流量以降低運行費用。以田灣核電廠3、4號機組為例，采用雙背壓凝汽器，當其壓力與單背壓凝汽器的相同時，計算凝汽器面積和冷卻水量，結(jié)果見表4。

由表4可以看出，在采用雙背壓凝汽器時，如使其保持與單背壓凝汽器相同的背壓值和冷卻水量，可減少凝汽器面積，進而降低工程投資;如使其保持與單背壓凝汽器相同的背壓值和面積，可減少冷卻水量，進而降低循環(huán)水泵運行費用和相關(guān)水工構(gòu)筑物的投資費用。

表4 單、雙背壓凝汽器在壓力相同時的面積和冷卻水量Tab.4 Area and cooling water flow rate in single and dual backpressure condensers at the same pressure

2.3 經(jīng)濟性分析

雖然雙背壓凝汽器具有比單背壓凝汽器更優(yōu)的熱力特性，也能減少冷卻面積或冷卻水量，但也有不足之處。雙背壓凝汽器由于設置了水室隔斷或中間水室，其水流阻力也相應增加。根據(jù)東方汽輪機廠、哈爾濱汽輪機廠的調(diào)研結(jié)果，在水量一定的情況下，雙背壓凝汽器比單背壓凝汽器水損增加將近0.8～1倍，因此造成循環(huán)水泵揚程增加，進而增加了廠用電費用。對于1000MW級核電機組，其凝汽器額定水損約5 m，由此增加的運行費用也不可小覷。

以田灣核電廠3、4號機組為例，在保持凝汽器面積、冷卻水量不變的情況下采用雙背壓凝汽器，機組運行背壓低，微增功率約為1.1 MW;由于雙背壓凝汽器增加水損約5 m，造成水泵運行功率約增加3.2 MW，功率差值為－2.1 MW?？梢钥闯龃藭r采用雙背壓凝汽器沒有經(jīng)濟優(yōu)勢。

以福清核電廠為例，在保持凝汽器面積、冷卻水量不變的情況下采用雙背壓凝汽器，機組運行背壓低，微增功率約為0.73 MW;由于雙背壓凝汽器增加水損約4.5 m，造成水泵運行功率約增加2.65 MW，功率差值為－1.92 MW?？梢钥闯龃藭r采用雙背壓凝汽器也沒有經(jīng)濟優(yōu)勢。

以昌江核電廠為例，在保持凝汽器面積、冷卻水量不變的情況下采用雙背壓凝汽器，機組運行背壓低，微增功率約為1.3 MW;由于雙背壓凝汽器增加水損約3.0 m，造成水泵運行功率約增加1.24 MW，功率差值為0.06 MW。可以看出此時采用雙背壓凝汽器經(jīng)濟優(yōu)勢變大。

2.4 單、雙背壓凝汽器綜合比較

在相同的凝汽器面積、冷卻水量和溫升條件下，基于技術(shù)、經(jīng)濟特點，以及對配套設備的影響，對單、雙背壓凝汽器進行全面的綜合對比，如表5所示。

表5 單、雙背壓凝汽器綜合對比Tab.5 Comprehensive comparison between single and dual backpressure condensers

3 采用雙背壓凝汽器風險分析

目前國內(nèi)核電廠全部為濱海核電廠，都采用單背壓凝汽器。對于雙背壓凝汽器國內(nèi)供貨商沒有成熟的經(jīng)驗。哈爾濱汽輪機廠研發(fā)過內(nèi)陸核電項目的多背壓凝汽器，東方汽輪機廠正在研發(fā)核電廠大型多背壓凝汽器，這些研發(fā)課題都已基本完成，但都未進行成果轉(zhuǎn)化。

對于單背壓凝汽器，配套的汽輪機設計技術(shù)和常規(guī)島布置方式已非常成熟，容易被采用，風險性較小。對于雙背壓凝汽器，由于缺少設計、建造和運行管理經(jīng)驗，并且對配套的常規(guī)島布置影響較大，要重新規(guī)劃和設計，有一定的風險。

4 結(jié)論

(1)核電廠雙背壓凝汽器熱力特性優(yōu)良，但技術(shù)不成熟，缺少應用經(jīng)驗。

(2)在冷卻水溫較低的濱海核電廠，單、雙背壓凝汽器背壓差不大，雙背壓凝汽器在經(jīng)濟上沒有明顯優(yōu)勢，宜采用單背壓凝汽器。

(3)隨著冷卻水溫增高，尤其是大于21℃后，單、雙背壓凝汽器背壓差逐漸增大，雙背壓凝汽器的經(jīng)濟性優(yōu)勢已經(jīng)體現(xiàn)，此時可通過詳細的單、雙背壓凝汽器技術(shù)經(jīng)濟性比較，來決定取舍。

(4)因目前核電廠雙背壓凝汽器的研發(fā)結(jié)果尚不明朗，并且無供貨經(jīng)驗，所以在進行技術(shù)經(jīng)濟比較時，需考慮采用雙背壓凝汽器的風險。

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