滨海核电厂配置单、双背压凝汽器技经分析

王东海，赵云驰

(中国核电工程有限公司，北京市 100840)

0 引言

随着节能减排要求的提高，核电厂设计优化问题越来越受重视。冷端系统是核电厂凝汽式汽轮机的一个重要辅助系统，凝汽器作为该系统的核心设备，其性能直接影响核电厂的安全运行及经济效益［1-3］。目前我国核电厂皆为滨海核电厂，全部配置单背压凝汽器，其设计、建造和管理国内都具有丰富的经验，双背压凝汽器尚无使用先例。本文基于不同的厂址条件、投资和运行经济性，分析比较核电厂采用单、双背压凝汽器的技术适应性和经济性。

1 国内核电厂凝汽器配置情况及参数

1.1 凝汽器配置情况

目前我国所有运行和在建的滨海核电厂均采用单背压凝汽器，其设计、建造和运行管理经验都很丰富，而多背压凝汽器则尚无应用先例。在拟建的彭泽、咸宁和桃花江3个内陆核电厂中，计划采用多背压凝汽器。由于拟建项目采用二次循环系统，循环水量较大，而且冷却塔为高位布水，循环水泵功率较大，冷却水温相对较高(设计值为23～24℃)，采用多背压凝汽器可降低设计背压，减小循环水量和冷却塔面积。

1.2 在建滨海核电厂凝汽器参数

国内在建滨海核电厂凝汽器主要参数如表1所示。

2 单、双背压凝汽器技术经济比较

2.1 热力特性分析

大型机组采用三背压与双背压凝汽器，在热力性能方面没有明显差异［4-6］，因此本文主要针对单、双背压凝汽器，以实例计算为基础，从原理上进行对比分析，研究在冷却水量、凝汽器面积和热负荷不变的情况下，冷却水通过单背压和多背压凝汽器后，各自背压值的变化情况。

表1 在建核电厂单背压凝汽器主要参数Tab.1 Main parameters of single backpressure condenser in nuclear power plant

2.1.1 单背压凝汽器

图1所示为常规单压凝汽器的传热过程。图中ITD为初始温差(initial temperature difference)。温度为t1的冷却水流过长为L的冷却管并吸收热量Q后，温度升至t2，凝汽器压力Ps相应的饱和蒸汽温度为

式中:ts为饱和蒸汽温度，℃;δt为凝汽器端温差，℃，为 ts－t2;△t为冷却水温升，℃，为t2－t1;t1、t2为冷却水温，℃。

图1 单背压凝汽器蒸汽热负荷与冷却水温关系曲线Fig.1 Relation curves between heat load and cooling water temperature of single backpressure condenser

2.1.2 双背压凝汽器

西北电力设计院的水务设计手册将双背压凝汽器描述为:它常用中间隔板隔开，形成2个独立的汽室，2个汽室的传热效果不同，如图2所示。图2中的垂直分界线相当于凝汽器的隔压板，它把整个凝汽器的传热过程分成2个独立的部分，2个汽室内的冷却面积相等。温度为t1的冷却水依次流过这2个汽室，各自吸收Q/2热量后升高温度△t/2，最后升至t2。冷却水依次流经2个汽室。由图2可以看出，由于冷却水是先流经左汽室，温度升高至t1+△t/2后才流经右汽室，并且温度升高至t1+△t/2+△t/2，因此，左汽室内蒸汽温度ts1＜ts，相应的蒸汽压力Ps1＜Ps，故称低压汽室，而右汽室内蒸汽温度ts2＞ts，相应的蒸汽压力 Ps2＞Ps，故称高压汽室［7-10］。

图2 双背压凝汽器蒸汽热负荷与冷却水温关系曲线Fig.2 Relation curves between heat load and cooling water temperature of double backpressure condenser

双背压凝汽器低压室和高压室内的蒸汽温度分别为

式中:ts1、ts2分别为凝汽器低压室和高压室的蒸汽温度，℃;δt1、δt2分别为凝汽器高、低压室端温差，℃。

蒸汽的平均温度计算式为

式中tsm为蒸汽的平均温度，℃。

双背压凝汽器在传热过程中，冷却水温度除了在进、出口处与单背压凝汽器相等外，其他地方均比单背压凝汽器低，因此，双背压凝汽器的传热性能优于单背压凝汽器。单背压凝汽器饱和蒸汽温度与双背压凝汽器饱和蒸汽的平均温度之差为

式中△ts为单背压凝汽器饱和蒸汽温度与双背压凝汽器饱和蒸汽的平均温度之差，℃。

按式(5)双背压凝汽器各汽室的ts1、ts2可分别确定各汽室的压力Pk1、Pk2，但其平均压力不能按Pk1、Pk2的平均值确定，而应按ts1、ts2计算平均温度tsm后，再根据tsm查出饱和压力来确定。当tsm小于单背压凝汽器蒸汽温度ts时，相应的Pkm＜Pk，这正是双背压凝汽器的优越性所在。

2.1.3 实例计算对比

以田湾核电厂(3、4号机组)、方家山核电厂、福清核电厂(1、2号机组)和昌江核电厂4个核电项目为例，对比它们分别采用单、双背压凝汽器的压降变化。对比结果如表2所示。

表2 4个核电项目分别采用单、双背压凝汽器的背压值对比Tab.2 Backpressure comparison between single and double backpressure condensers in four nuclear power plants

由表2可知，随着水温的增高，各核电厂采用单、双背压凝汽器的压差逐步增大，因此有必要对高冷却水温核电厂进行单、双背压凝汽器经济性比较。

对于同一个电厂，在保持凝汽器面积、冷却水量和温升不变的情况下，比较不同冷却水温度时，单、双背压凝汽器的背压状况。以田湾核电厂3、4号机组为例，其背压、背压差与水温变化关系如表3所示。

表3 田湾核电厂3、4号机组不同水温时单、双背压凝汽器背压变化模拟计算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，采用双背压凝汽器，随着冷却水温的增高，相对于单背压凝汽器其热力特性优势越来越明显。根据国外多背压凝汽器的设计运行经验，当冷却水进口温度设计值高于21℃，或者1年运行期中多月份冷却水温高于21℃时，采用多背压凝汽器是有利的。

2.2 凝汽器面积和冷却水量分析

由单、双背压凝汽器的热力特性分析可以看出，采用双背压凝汽器可使背压值下降，在单、双背压凝汽器压力相同的情况下，可以减小凝汽器面积以降低投资，或者减小冷却水流量以降低运行费用。以田湾核电厂3、4号机组为例，采用双背压凝汽器，当其压力与单背压凝汽器的相同时，计算凝汽器面积和冷却水量，结果见表4。

由表4可以看出，在采用双背压凝汽器时，如使其保持与单背压凝汽器相同的背压值和冷却水量，可减少凝汽器面积，进而降低工程投资;如使其保持与单背压凝汽器相同的背压值和面积，可减少冷却水量，进而降低循环水泵运行费用和相关水工构筑物的投资费用。

表4 单、双背压凝汽器在压力相同时的面积和冷却水量Tab.4 Area and cooling water flow rate in single and dual backpressure condensers at the same pressure

2.3 经济性分析

虽然双背压凝汽器具有比单背压凝汽器更优的热力特性，也能减少冷却面积或冷却水量，但也有不足之处。双背压凝汽器由于设置了水室隔断或中间水室，其水流阻力也相应增加。根据东方汽轮机厂、哈尔滨汽轮机厂的调研结果，在水量一定的情况下，双背压凝汽器比单背压凝汽器水损增加将近0.8～1倍，因此造成循环水泵扬程增加，进而增加了厂用电费用。对于1000MW级核电机组，其凝汽器额定水损约5 m，由此增加的运行费用也不可小觑。

以田湾核电厂3、4号机组为例，在保持凝汽器面积、冷却水量不变的情况下采用双背压凝汽器，机组运行背压低，微增功率约为1.1 MW;由于双背压凝汽器增加水损约5 m，造成水泵运行功率约增加3.2 MW，功率差值为－2.1 MW。可以看出此时采用双背压凝汽器没有经济优势。

以福清核电厂为例，在保持凝汽器面积、冷却水量不变的情况下采用双背压凝汽器，机组运行背压低，微增功率约为0.73 MW;由于双背压凝汽器增加水损约4.5 m，造成水泵运行功率约增加2.65 MW，功率差值为－1.92 MW。可以看出此时采用双背压凝汽器也没有经济优势。

以昌江核电厂为例，在保持凝汽器面积、冷却水量不变的情况下采用双背压凝汽器，机组运行背压低，微增功率约为1.3 MW;由于双背压凝汽器增加水损约3.0 m，造成水泵运行功率约增加1.24 MW，功率差值为0.06 MW。可以看出此时采用双背压凝汽器经济优势变大。

2.4 单、双背压凝汽器综合比较

在相同的凝汽器面积、冷却水量和温升条件下，基于技术、经济特点，以及对配套设备的影响，对单、双背压凝汽器进行全面的综合对比，如表5所示。

表5 单、双背压凝汽器综合对比Tab.5 Comprehensive comparison between single and dual backpressure condensers

3 采用双背压凝汽器风险分析

目前国内核电厂全部为滨海核电厂，都采用单背压凝汽器。对于双背压凝汽器国内供货商没有成熟的经验。哈尔滨汽轮机厂研发过内陆核电项目的多背压凝汽器，东方汽轮机厂正在研发核电厂大型多背压凝汽器，这些研发课题都已基本完成，但都未进行成果转化。

对于单背压凝汽器，配套的汽轮机设计技术和常规岛布置方式已非常成熟，容易被采用，风险性较小。对于双背压凝汽器，由于缺少设计、建造和运行管理经验，并且对配套的常规岛布置影响较大，要重新规划和设计，有一定的风险。

4 结论

(1)核电厂双背压凝汽器热力特性优良，但技术不成熟，缺少应用经验。

(2)在冷却水温较低的滨海核电厂，单、双背压凝汽器背压差不大，双背压凝汽器在经济上没有明显优势，宜采用单背压凝汽器。

(3)随着冷却水温增高，尤其是大于21℃后，单、双背压凝汽器背压差逐渐增大，双背压凝汽器的经济性优势已经体现，此时可通过详细的单、双背压凝汽器技术经济性比较，来决定取舍。

(4)因目前核电厂双背压凝汽器的研发结果尚不明朗，并且无供货经验，所以在进行技术经济比较时，需考虑采用双背压凝汽器的风险。

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