核電廠區供熱與發電量變化仿真分析

潘宏剛,張益寧,孟昭發,季愛宇,張春利

(1.沈陽工程學院 能源與動力學院,沈陽 110164;2.高捷航空機械(沈陽)有限公司,沈陽 110164;3.遼寧長鑫工程技術有限公司,遼寧 開原 112300;4.沈陽玄科建筑工程有限公司,沈陽 110000)

0 引言

1 供熱方案設計

1.1 供回水溫度

當地所在區域氣候類型屬暖溫帶大陸性季風氣候,年溫適中,四季分明,光照充足,雨熱同季,在我國同緯度帶屬于氣候條件良好的地區。當地年平均氣溫為 13.0 ℃,極端最高氣溫為31.6 ℃,極端最低氣溫為-9.7 ℃。全年平均氣壓為0.1 MPa。根據《城鎮供熱管網設計規范》(CJJ 34—2010)中規定:回水溫度不應高于 70 ℃,為確保二級換熱站及用戶換熱站的換熱溫差,確定回水溫度為60 ℃。當采用以熱電廠或大型區域鍋爐房為熱源時,設計供水溫度可取 110～150 ℃。經驗表明50～60 ℃供、回水溫差能明顯節省投資,確定供水溫度為110 ℃。供回水溫差為60 ℃。供熱管網示意圖如圖1所示。

圖1 供熱管網示意圖

1.2 供熱熱負荷計算

我國采用核能進行供熱處于起步階段,利用核能進行供熱,供熱面積為104 000 m2,供熱系統僅在采暖季投運,年運行時間 136 d。在綜合考慮機組運行的便捷性、廠區布置的統一性等因素下,采用機組汽機房外 7.5 m 層設置一個毗屋和除鹽水廠房南側設置一個供熱首站的布置方案,選取的供熱面積為廠區內建筑進行供熱,設計采用每平方米供熱負荷為5 W,廠區生活區供熱每平方米供熱負荷為9.42 W進行計算,廠區內熱負荷情況如表1所示。

表1 廠區供熱負荷情況

根據《民用建筑供暖通風與空氣調節設計規范》(GB 50736—2012)規定,當地日平均溫度小于等于+5 ℃的天數超過 90 d,屬于集中采暖區。采暖期室外平均溫度ta為0.7 ℃,室外采暖設計溫度toh為-5.8 ℃,室內計算溫度ti取為18 ℃。供熱天數136 d,機組年供熱小時數計算按3 264 h設計。計算得出:

采暖期最大熱負荷為:

Qmax=5 200+10.4×942=15 MW

即54 000 MJ/h;設計熱負荷采用Qs表示。

采暖期平均熱負荷為:

Qs×[(ti-ta)/(ti-toh)]=

54 000×[(18-0.7)÷(18-(-5.8))]=

39 250 MJ/h

采暖期最小熱負荷為:

Qs×[(ti-5)/(ti-toh)]=

5 400×[(18-5)÷(18-(-5.8))]=

29 500 MJ/h

采暖期全部供熱量為:

Classroom scenario design is the creation of impromptu scenarios in the classroom,which can be divided into the following aspects:

Q=39 250×136×24=1.28×108MJ

采暖期設計熱負荷為10.72 MW,即38 600 MJ/h。

采暖期平均熱負荷為:

Qs×[(ti-ta)/(ti-toh)]=

38 600×[(18-0.7)÷(18-(-5.8))]=

28 100 MJ/h

采暖期最小熱負荷為:

Qs×[(ti-5)/(ti-toh)]=

38 600×[(18-5)÷(18-(-5.8))]=

21 100 MJ/h

采暖期全部供熱量為:

Q=28 100×136×24=9.16×107MJ

2 建模分析

熱網加熱器采用汽-水換熱器,采用高溫水作為采暖熱負荷的供熱介質;為隔絕核電站蒸汽與供熱水的接觸,設計采用兩級換熱器,防止因為蒸汽發生器泄露,污染二回路蒸汽,對居民造成輻射,產生傷害。對于104 000 m2廠區供熱,采用最大熱負荷,比較使用輔助蒸汽、主蒸汽和汽輪機抽汽進行供熱,并研究不同供熱方式對于核電站發電量的影響情況。其中供熱前廠區THA工況下主蒸汽流量為6 799 t/h,發電量為1 158.023 MW。采用仿真軟件對于核電進行供熱前仿真建模,如圖2所示。

圖2 供熱前建模示意圖

2.1 輔助蒸汽抽汽供熱

按照AP1000機組設計工況從輔助蒸汽管道上抽取蒸汽,輔助蒸汽參數為1.23 MPa,194 ℃,將輔助蒸汽引入到一級換熱泵中,熱網循環水回水先經熱網除污器排污,通過熱網循環水泵加壓,然后進入熱網加熱器升溫至 110 ℃,送到廠外,再由廠外市政循環水供水母管將此高溫水送至城市二級換熱站,隨后送至居民家中進行供熱。采用輔助蒸汽進行供熱的建模如圖3所示。

圖3 輔助蒸汽供熱建模示意圖

采用輔助蒸汽進行抽汽供熱,供熱參數如表2所示。

表2 輔助蒸汽供熱參數

2.2 主蒸汽抽汽供熱

從主蒸汽管道上抽汽,其蒸氣參數為5.38 MPa,268.6 ℃。采用主蒸汽抽汽蒸汽品質好,利用系數高,適用于進行大面積居民供熱的情況。采用主蒸汽抽汽供熱,蒸汽具有品質好,焓值高的優點。主蒸汽抽汽供熱建模如圖4所示。

圖4 主蒸汽抽汽供熱建模示意圖

使用主蒸汽抽汽供熱,供熱蒸汽熱參數如表3所示。

表3 主蒸汽供熱參數

2.3 汽輪機抽汽供熱

采用汽輪機抽汽供熱,將供回水引入到凝汽器中,根據供熱面積選擇汽輪機第一級進行抽汽,汽輪機第一級抽汽進行供熱改造時對于汽輪機本體結構影響較小,同時相比于高壓缸其他位置進行抽汽,采用第一級抽汽高壓缸末級機械效率更高。抽汽建模如圖5所示。

采用汽輪機高壓缸抽汽供熱,供熱蒸汽熱參數如表4所示。

表4 汽輪機供熱蒸汽熱參數

3 仿真結果分析

3.1 輔助蒸汽廠區供熱

由輔助蒸汽提供采暖加熱蒸汽,由主蒸汽進行減溫減壓,供熱面積為104 000 m2時抽汽量為25.453 t/h。在蒸汽發生器出口主蒸汽量不變的條件下,進入汽輪機高壓缸主汽流量由供熱前的 6 603.872 t/h減少為6 578.418 t/h,采暖供熱會導致進入汽輪機做功的蒸汽流量減少,進而使得汽輪機出力減小。汽輪發電機的功率減少2.222 MW,減少的發電量為原一臺機額定發電量的 0.19%。

3.2 主蒸汽廠區供熱

在蒸汽發生器出口主蒸汽量不變的條件下,采用主蒸汽抽汽供熱104 000 m2時,單臺機組承擔 100%熱負荷時,需從主蒸汽排汽管道上抽取 33.982 t/h 的汽量,根據仿真模擬,在蒸汽發生器出口主蒸汽量不變的條件下,進入汽輪機高壓缸主汽流量由供熱前的6 603.872 t/h減少為6 569.890 t/h,采暖供熱會導致進入汽輪機做功蒸汽流量減少,進而導致汽輪機出力降低。發電機出力與供熱前相比降低4.22 MW,此抽汽量下因供熱減少的發電出力為原額定發電出力的 0.36%。

3.3 高壓缸抽汽廠區供熱

采用汽輪機高壓缸抽汽供熱,供熱面積為104 000 m2,從高壓缸第一級抽汽量為31.893 t/h。根據仿真模擬,進入汽輪機高壓缸主汽流量保持不變,從高壓缸第一級進行抽汽導致進入低壓缸的蒸汽量和焓值分別降低了5.749 t/h、10.317 kJ/kg,汽輪機低壓缸做功蒸汽流量、焓值減少,進而導致汽輪機出力降低。發電機出力降低13.558 MW,此抽汽量下因供熱減少的發電出力為原額定發電出力的 1.17%。

綜上所述分別采用輔助蒸汽、主蒸汽和汽輪機抽汽進行廠區供熱對于核電站發電量和因為供熱減少的發電量占原本發電量的變化率曲線如圖6所示。

圖6 供熱對于發電量影響曲線

4 結論

若機組一直處于滿功率發電,為104 000 m2的廠區內部供熱,通過仿真建模結果比較分析得出:采用輔助蒸汽抽汽供熱減少的發電量最少,為2.222 MW,減少的發電量為原一臺機額定發電量的 0.19%。若機組一直處于滿功率發電,不參與調峰的狀態下,在供熱期間將減少發電量7.25×106kW·h;采用主蒸汽供熱,根據仿真模擬,機組出力降低4.22 MW,此抽汽量下因供熱減少的發電出力為原額定發電出力的 0.36%。若機組一直處于滿功率發電,不參與調峰,采暖季將減少發電量1.377×107kW·h。根據仿真模擬,采用高壓缸抽汽機組出力降低13.558 MW,此抽汽量下因供熱減少的發電出力為原額定發電出力的 1.17%。若機組一直處于滿功率發電,不參與調峰,采暖季將減少發電量4.43×107kW·h。綜上所述,采用AP1000機組進行廠區供熱時,采用輔助蒸汽進行供熱對供熱期間的發電量影響最小。