AP1000核电厂核能供热系统热工建模及瞬态分析.pdf

652023.5期区域供热AP1000核电厂核能供热系统热工建模及瞬态分析顾先青，庄亚平？，张真？，叶成，王晨晨，王岳，姜旭东（1.上海核工程研究设计院有限公司，上海200233;2.山东核电有限公司，山东烟台265116)摘要：某核电厂一期投运的两台AP1000机组，率先实现核能供热（热电联产）试点，在提升了核电厂热效率的同时，也减少了排放到环境中的乏热。随着一期工程450万平方米市政供热工程的投运，有必要结合核电厂、首站及市政管网系统，开展仿真分析，为核电厂供热运行提供指导。采用APROS热工软件，建立了基于全厂级的负荷预测算法的核电厂供热模型，并进行了跳双泵、加热器隔离等瞬态工况分析，保证当前核电厂供热系统安全运行。关键词：AP1000核电厂；核能供热；APROS；瞬态分析DOI 编码:10.16 6 41/11-3241/tk.2023.05.009Thermal modeling and transient simulation analysis of nuclearenergy heating system in AP1000 nuclear power plantGU Xianqing,ZHUANG Yaping,ZHANG Zhen,YE Cheng,WANG Chenchen,WANG Yue,JIANG Xudong(1.Shanghai nuclear engineering research&design institute Co.,Ltd.,Shanghai 200233,China;2.Shandong nuclear power company Ltd.,Yantai 265116,China)Abstract:The two AP1000 units put into operation in the first phase of a nuclear power planttook the lead in realizing the pilot of nuclear energy heating(Combined heat and power production),which not only improved the thermal efficiency of the nuclear power plant,but also reduced the wasteheat discharged into the environment.With the commissioning of the 4.5 million spuare metersmunicipal heating project of the first phase,it is necessary to carry out simulation analysis incombination with the nuclear power plant,the first station and the municipal pipe network system toprovide guidance for the heating operation of the nuclear power plant based on a plant-wide.In thispaper,APROS software is used to establish a nuclear power plant heating model based on loadprediction algorithm,and to analyze transient conditions such as doublepump jumping and heaterisolation,to ensure the safe operation of the current nuclear energy heating system.Keywords:AP1000 nuclear power plant;nuclear energy heating;APROS;transient analysis662023.5期区域供热0引言核能供热是响应国家“推进北方地区冬季清洁取暖”，响应党的打赢蓝天保卫战的重大决策；节约能源法第3 9 条明确国家鼓励发展推广多能联供，提高热电联产机组能效，发展热能梯级利用技术。开拓核能供热技术推广、核电厂升级实现核能热电联产，可大力提升核电机组热效率，实现企业热电技术高效耦合，为企业可持续发展打下坚实的基础 2 ，具有重要的现实意义。目前，国内核电厂实现供热的机组很少，主要原因是受制于核技术发展水平、公众认知、核安全等，导致大量核电厂余热没有被有效利用，造成了能源的浪费。但国外核电厂热电联产运行已有数十年的历史，积累了丰富的核能供热运行经验。相比火电机组，核电厂一般带基荷运行，不参与调峰调频，运行灵活性较差，实现核电厂热电联产运行需开展相应关键技术和设备可靠性分析评估，如反应堆主回路、湿蒸汽汽轮机、核电厂热电负荷解耦控制策略等。核电厂供热优势是机组单机容量大，潜在供热能力强，单机组就可以实现数千万平方米的供热，对国家实现“双碳”目标意义重大。当前国内多功能小堆、供热堆也发展迅速。同火电厂供热相比，核电厂供热系统、方案、技术要素基本一致，区别在于核电厂运行安全性要求更高，需要对核岛开展一系列安全性评估。需针对核电厂供热运行工况和假设事故开展大量的供热瞬态、事故分析，保证任何供热工况下对核岛的影响都在可接受范围内，同时需充分考虑放射性泄漏隔离保护等。因此，有必要开展核电供热相关技术研发，如供热对核岛侧主设备、主系统及主参数的影响、堆-机-电解耦控制策略、核电机组热电联产运行方式、核电厂抽汽供热瞬态和事故分析等。通过仿真实现核能供热系统动态特性的分析研究，为核电厂-供热首站-长输管道-隔压站-城市热网设计提供指导，是一个几乎不需要投入成本的高效研究方法。1核电厂供热仿真技术1.1核电厂供热仿真必要性近年来，国内外相当数量的火电机组实施了热电联产改造，能满足不同热用户需求，大幅度提升了机组能效。但核能厂供热在国内投人运行的案例极少，可参考的核电厂一热网耦合运行数据也很少，尤其是热网日常运行负荷特性，与当前核电厂日常运行要求有较大差异，因此需利用仿真软件，通过数字“李生 技术，建立核电厂-抽汽-供热首站-热网仿真模型，虚拟运行，实现相关工况数据“可视化”，作为核电厂堆、电、热耦合运行的设计依据。另外，通过核电厂供热系统仿真，研究合理的核电厂电负荷、热负荷解耦控制策略，对保证核电厂抽汽供热系统的可靠性、安全性和经济性都至关重要 3-5 。本文利用APROS仿真分析软件，建立了基于汽轮机抽汽-供热首站-长输管道-城市热网的核能供热模型，并开展相关瞬态仿真分析，就当前系统中“潜在”的运行风险提出规避建议，作为核能供热系统设计、运行依据。1.2APROS仿真计算理论APROS是一个用于工业过程的全范围建模和动态仿真软件，具有电站热工过程和自动控制系统的设计、安全分析和培训仿真系统开发等功能。应用APROS仿真建模时，整个热力系统网络可抽象为容积模块和支路模块组成的流体网络。整个热力系统计算包是建立在质量、动量、能量以及质分率（汽、水质量比）守衡的理论基础之上，遵循常规流体力学相关质量守恒方程、能量守恒方程及动量守恒方程。在求解上述守恒方程时，把模型看成节点和分支所组成的一个热力计算网络，软件中自带的过程组件模型会自动管理这个网672023.5期区域供热供水至热网各换热站核电厂中电华元中继泵站生活区抽汽管道供水旁路热用户：丰源临核反应堆汽轮机首站港.老城区回水管道回水管道凝汽器图1核电厂核能供热方案络，进而生成计算级模型及其对应的属性。对于一个热力节点，其主要状态变量是压力、恰及质分率，管路分支上的主要变量则为流量。根据流体压力、恰以及质分率，通过物性函数来计算其他参数，如密度和运动粘度等。节点以及分支的状态量会被系统整理成为矩阵方程，通过方程求解器可以求解大型非线性方程组，使得系统能够快速实时地进行仿真计算。2核电厂供热方案及建模过程2.1核能供热方案供热系统按功能划分，一般分为源侧和网侧两大部分，源侧是提供热能的装置：包括热电厂、核电厂、锅炉和其他形式热源，网侧是城市热力拓扑管网，包括首站、二级站、区域换热站等。某AP1000核电厂核能供热方案见下图1，具体包括：反应堆、汽轮机（热力循环）抽汽管道、供热首站，各级隔压站（包括核电生活区站、中电华元站、中继泵站、丰源临港到老城区等数十个换热站），以及长输供水管道、供水旁路和回水管道等。核电厂抽汽点为汽轮机高压缸排汽，首站包括两列汽水换热器及热网循环水泵4台，中继泵站（中继供水泵、回水泵各5 台）。热网中各个供热站、隔压站，按目标城市供暖规划图进行建模，信息包括站点坐标、走向、管径、标高、站点供热面积、热负荷及站点名称等，保证管网节点参数、循环水管道内水装量、系统瞬态与设计值保持一致。各个换热站点主要参数有：供回水温度、压力、流量、换热器台数及热负荷等。核电厂供热运行参数：各个机组运行出力，循环水泵参数、汽轮机抽汽量、供回水温度、接人市政热网的循环水流量及温度等。该核电厂一期45 0 万平方米供热负荷分配见表1，热负荷包括核电生活区和老城区，通过11个热力站，向各自辖区内的热用户供暖。表1目标城市45 0 万平方米热负荷分配标高供热面积热负荷序号热负荷分区站点/m万平方米/MW1核电生活区分支4.36104.52中电华元分支8.701.50.7丰源热力-临港325.6933.6815.2热源分支丰源热力-度假区424.2532.8614.8热源分支5龙山街道分支4.1800.0丰源热力-开发区68.4528.9113.0热源分支7宏峰热源-海盛站52.0511.95.48宏峰热源-海龙站37.3981.7536.89宏峰热源-银河站32.4973.132.9DN500宏峰热源1031.79102.6346.2新兴站丰源热力-老城区113660.7427.3热源分支合计43719745，实际值按环境综合热指标/Wm-2温度选取2.2核电厂供热建模过程根据2.1节，核能供热系统各子项的功能，各个子项的物理建模原理及过程如下。68区域供热2023.5期2.2.1反应堆点堆模型反应堆点堆模型见图2（图中RPV-反应堆压力容器；1D-1维），核功率3 40 0 MW，燃料棒41448 根，控制棒价值和棒速参照AP1000核电机组第3 次换料后的燃料循环中期燃耗情况，将按棒组有效先导棒位按中间值（约12 5 步，总步数为2 6 2)，控制棒组积分微分价值1.3 pcm（十万分之一）、微分价值按180pcm进行选取，实际仿真时可以微调 6 O2.2.2汽轮机抽汽及首站汽水换热器模型汽轮机抽汽模型见图3 所示，主蒸汽进人高压缸人口，依次经过一级再热、7#抽汽、6#抽汽、高压缸排汽，高压缸排汽作为核电厂供热抽汽口。高压缸调节级后人口压力为5 0.6 MPa，主蒸汽流量为18 3 2 kg/s，各级抽汽流量分别为 9 0 kg/s、10 8.7 k g/s、9 2.7 k g/s、115.5 7 k g/s,RPVRPV_RIPO5RC_INRO11DRPVRPV_RIPO03图2反应堆点堆模型误差小于1%，并将实际运行过程中抽汽包含疏水导致的本级抽汽恰小于进人下级汽轮机人口烩值考虑在内刀。抽汽管道及首站汽水换热器模型见图4所示 8 ，核电厂抽汽点为高压缸排汽，参数：高压缸建模主蒸汽TU01TU02TU03TU04PO01PIPO1PO03PQ02PO06PO07PO09供热抽汽口PIPO2PIPO3PIP04PIPO5一级再热7#抽汽6#抽汽PO04PO05PO081PO10T高压缸排汽图3汽轮机抽汽模型COVO1汽轮机抽汽COV04ACOV04BCOHO1COHO2福TOHO1TOH02首站-换热器COVO3ACOVO3BCOVO2ACOVO百图4汽轮机抽汽及首站汽水换热器模型692023.5期区域供热177、0.9 4M Pa，通过抽汽控制阀C0V01抽汽，抽汽量：2 8 0 t/h；首站有两列汽水换热器COH01和COH02及疏水冷却器TOHO1和TOHO1,蒸汽放热后的冷凝水通过疏水调节阀COV02A、B回收到凝汽器，加热器进出口配置保护功能的电动隔离阀JCOV03A/B和C0V04A/B，热网首站设计压力13 5 m。2.2.3首站热网循环水泵模型本核电厂一期45 0 万平方米核能供热工程首站共配置了4台循环水泵，正常运行3台或4台（供热高峰期无备用），热网循环水泵模型见图5 所示，采用典型调速泵模块建立4台泵并列运行模型，循环水泵设计额定流量为8 0 0 t/h，扬程115 m。正常运行情况下，维持泵转速在9 6%运行，对应单泵流量720t/h，热网回水管道在循环水泵人口设置定压点，压力定值为3 5 m。循环水泵组图5首站热网循环水泵模型中继泵站中的中继泵模型与首站循环水泵建模方式相同，中继泵站配置了5 台中继供水泵和5 台中继回水泵，一期工程保持2 3台中继供水泵运行，中继回水泵暂不运行。中继泵设计额定流量为9 5 0 t/h，设计扬程为55m。2.2.4热网站点模型热网侧站点建模包括若干个区域集中分支站、二级换热站、社区换热子站等，以核电生活区换热站为例，其热网站点模型见图6，选用板式换热器模块，建立基于负荷预测算法的供热模型，热负荷可以随用户需求变化任意扩展，按城市热网实际规划平面图、布置图建模，保证水力特性、水装量和流阻特性真实性，以提高仿真精度。该核电生活区站点供热面积10 万平方米，热负荷4.5 MW，分别通过源侧流量控制阀和用户侧流量控制阀实施仿真板式换热器两侧的流量，实现热网站点的动态仿真，2.2.5热负荷预测动态算法模型针对网侧热负荷分布情况，建立基于热负荷预测的动态算法模型，实现针对不同室外温度、气候变化情况，设定合理的、随时间动态变化的供热指标，实现对热负荷动态变化仿真，控制原理如图7 所示，通过热网侧供热面积、供热指标、供回水温度、热负荷需求及大数据预测算法，通过用户供热指标与现场环境温度的拟合，实时采集或基于前一天气象预测，计算出用户热负荷对应的汽轮机抽汽量9后续实际热网运行中，根据城市热负荷需求信息，对核电厂热负荷进行合理调度，从而规划核电厂热电联产科学运行。根据实时热负荷预测，结合城市热力中心热负荷调度需求，根据环境温度实时预测热#1用户#2用户用户侧流量控制阀供水源侧流量控制阀出水图6核电生活区热网站点模型70区域供热2023.5期负荷/MW供暖面积/万平方米包热指标/Wm-2口供温理论流量/th-l回温源侧流量控制阀图7热负荷预测动态算法模型负荷，并与历年实际数据比对，拟合出热负荷调度曲线，指导核电机组运行及城市智慧供热控制。通过历史运行数据挖掘，拟合外部环境变化、供热指标变化及未来供热面积规划等曲线，实现热负荷需求动态预测，优化核电机组运行方式；基于该模型，可开展不同工况下核电机组与热网耦合运行特性研究，为未来大规模热电联产优化比选提供技术支撑。3瞬态工况分析建立包含反应堆-汽轮机抽汽-首站-热网这4部分子项的核能供暖模型后，可开展热负荷调度、瞬态分析、事故分析、大规模热源切换仿真分析，尤其对供热系统影响较大的瞬态工况，开展热工水力特性仿真，在系统投运前仿真得出瞬态工况下各个主要参数的变化趋势，制定针对性的应对措施，从而指导核能供热系统的运行。3.1“两台热网循环泵同时失电跳闸”瞬态工况工况描述：初始为额定工况，两台热网加热器、四台热网循环泵在额定转速的9 6%下运行，热循环泵A、B、C、D 初始流量约为720t/h（热循环泵额定流量8 0 0 t/h，设计最大流量10 5 0 t/h），热网供水温度9 0 12 0，进核电厂回水温度40 7 0。瞬态：因失电导致其中任意两台热网循环水泵同时跳停，该两台泵的出口电动阀连锁关闭。中继泵站保持3 台供水中继泵运行，额定流量9 5 0 t/h，在额定转速9 2%下运行，实际流量9 18 t/h。在该瞬态下，系统流量和压力的变化趋势分别见图8 和图9 中的相关曲线所示。1250-d1-4.1/鲁a-a:热循环泵D流量ab-b：热循环泵C流量bC-C:热循环泵B流量d-d:热循环泵A流量750-Cd-b-a1050100时间/s图8同时跳两台热网循环泵后的流量变化a-a:热循环泵出口母管压力ab-b:中继泵出口母管压力c-c:核电厂出厂界供水压力d-d:中继泵入口压力1.0be-e:老城区热网压力-af-f:进核电厂回水压力C0.75-Cde0.5-e十f-d1050100时间/s图9同时跳两台热网循环泵后的压力变化图8 中，曲线a-a、b-b 为热循环泵D、C 流量，初始流量为7 2 0.2 6 t/h、7 2 0.2 7 t/h，两台泵712023.5期区域供热跳闸后（图中的12 s），流量快速（3 s内）降到O;曲线c-c、d-d 为热循环泵B、A 流量，流量从跳泵前的7 2 0.2 6 t/h、7 2 0.2 5 t/h，急速上升（3 s内)至 1 2 8 1.18 t/h、1 2 8 1.17 t/h。图9 中，同时跳C、D 泵后（图中的12 s），热循环泵出口母管压力（曲线a-a）、中继泵出口压力（曲线b-b)核电厂出厂界供水压力（曲线c-c）、中继泵入口压力（曲线d-d)23 s 大幅度降低，分别从1.2 2 MPa降低到0.9 4MPa、1.02MPa降低到0.9 0 MPa，从0.8 9 MPa降低到0.6 9 MPa，从0.6 2 MPa降低到0.45 MPa。老城区热网压力（曲线ee）从0.5 5 MPa先上升到0.5 8 MPa，再降到0.5 4MPa，进核电厂回水压力（曲线f-f)从0.40 MPa先上升到0.5 6 MPa，后降到0.49 MPa，表明进核电厂回水到热循环泵入口压力波动较大。因此，发生两台泵跳闸瞬态后，剩余的2台泵短时间流量迅速上升增加，存在明显过流现象。另外，热网回水管道压力波动明显，将造成较强的管道冲击。3.2“一台热网加热器切除连锁跳一台热网循环泵”瞬态工况工况描述：初始工况同3.1，保持两列加热器运行，当其中一台加热器故障，如处于高-3 液位，触发关闭该加热器水侧进出口电动阀COV03A/B和COV04A/B、关闭该加热器汽侧进汽阀，水侧疏水阀，在加热器进出口电动阀关闭后，自动触发一台热网循环泵停运，泵停运后再连锁关闭泵出口电动阀。通过设定加热器A液位高出H3整定值，触发加热器A隔离，连锁跳热网循环水泵D，系统流量和压力的变化趋势分别见图10 和图11。图10 中，加热器隔离后（图中的12 0 s），进出口电动隔离阀COV03A、B，热循环泵D跳闸，其流量（曲线c-c)迅速从7 2 0.2 6 t/h降至Oth,其他3 台泵流量（曲线d-d、曲线ee、曲线f-f)从约7 2 0 t/h上升至7 8 0 t/h，核电厂热网供水流量（曲线a-a)、热网回水流流量（曲线b-b)分别从2 8 8 0 t/h降到2 3 40 t/h，达到新的平衡。aa-a:热网供水流量bb-b:热网回水流量2880-a-b1-4.1/鲁C-dd750-ee-ffC-c:热循环泵D流量d-d:热循环泵C流量e-e:热循环泵B流量-Cf-f:热循环泵A流量60300540时间/s图10加热器液位高-高一台热网循环泵跳闸后的流量变化a-a:热循环泵出口母管压力b-b:中继泵出口母管压力C-c:核电厂出厂界供水压力a-ab1.0d-d:中继泵入口压力Ce-e：老城区热网压力-bf-f:进核电厂回水压力0.75-Cd-de0.5-ef-f60300540时间/s图11加热器液位高-3 一台热网循环泵跳闸后的压力变化图11中，瞬态发生后（图中的12 0 s），由于加热器抽汽阀COV01、进出口阀门COV03A/B和COV04A/B关闭，同时联跳一台循环水泵D,系统压力剧烈，持续2 3 min：热循环泵出口母管压力（曲线a-a）从1.2 2 MPa上升到1.45MPa，后缓慢下降至1.0 5 MPa；中继泵出口压力（曲线b-b）从1.0 2 MPa快速降至0.70MPa，后持续缓慢减低，13 min后压力开始发散，表明热网中热水因压力下降产生汽化。核电厂出厂界供水压力（曲线c-c）、中继泵人口压力（曲线d-d)，分别从0.8 9 MPa降低到0.6 MPa、0.6 2 M Pa 降低到0.5 0 MPa；老城区热网压力（曲线e-e）从0.5 5 MPa先下降722023.5期区域供热0.45MPa，后稍有上升0.5 8 MPa，随后缓慢下降到0.2 MPa。进核电厂回水压力（曲线f-f)0.40MPa大幅度上升到0.6 MPa，后缓慢降到0.2 MPa，持续2 3 min。曲线e-e/f-f表明在该瞬态下，进核电厂回水到热循环泵人口压力波动较大，会对管道产生较大的冲击载荷，针对该工况，在设计过程中对该段管道力学荷载进行复核，确保管道安全。发生加热器隔离并触发一台泵瞬跳闸瞬态后，热循环泵出口母管压力快速上升至1.45MPa，存在系统超压风险（热网首站设计压力13 5 m）。另外，热网的宏峰热源-海盛站由于标高达到了5 2.0 5 m，见表1,因管网压力的缓慢降低，热水逐渐产生了汽化，产生了汽液两相流，距离海胜站较近的中继泵站，见图1,首先受到影响，在瞬态发生13 min后，中继泵出口母管压力发散，产生汽液两相，表明系统存在水锤风险，该瞬态仿真结束。在发生加热器隔离，应优化中继泵的运行方式，使其能及时跟踪下游管网流量的变化进行流量调节，缓慢恢复系统压力，防止管道中的热水汽化。对于站点标高较高的海胜站，应设置一些稳压保护，在长输供水管道压力骤降时，及时关闭或关小流量控制阀降低流量，延缓压力进一步下降而导致热水汽化，或者配备高位补水定压装置以防止汽化4结论本文在完成核电厂核能供热系统的反应堆、汽轮机抽汽、加热器、循环水泵、长输管道、中继泵、阀门等热工建模基础上，开展相关瞬态工况仿真分析，作为设计运行的指导依据。同时跳两台热网循环泵瞬态发生时，在运的另两台泵短时间流量大幅度提升，产生过流现象，同时系统压力大幅度波动，对核电厂厂区管网产生较大的冲击载荷，应联系网侧各热站点退出部分热负荷，降低供水管网流量，防止泵过流损坏。单列加热器隔离联跳单泵瞬态下，热循环泵出口母管压力快速上升，存在系统超压风险，宏峰热源-海盛站由于标高较高、管网压力降低，热水产生汽化，在该瞬态下，应尽快隔离海胜站。上述两个瞬态工况分析结果：在源侧，建议增加备用泵，减小对系统瞬态影响，并优化备用泵、中继泵运行控制方式，能实现根据管网流量自动调节；在网侧，针对个别网侧站点标高较高、热水容易产生汽化风险，建议增加补水定压装置如气体定压、高位水箱定压等装置。从源侧、网侧两方面入手，来保证核电厂核能供热系统的安全运行。当前，国内核能供热处于试点阶段，供热户荷还较小，抽汽量小，现阶段核电厂供热对反应堆、汽轮机影响也较小，但随着配套热网不断规划建设，核能供热规模也会逐渐扩大，如达到单机组抽汽量10 0 0 t/h时，将通过本模型进一步开展供热工况对核电厂安全影响研究，作为核电厂供热系统设计运行的指导。参考文献1 吴彦廷.“热电协同”提升热电联产灵活性 J.区域供热，2 0 18（1)：3 2-3 8.2居文平供热机组热电解耦技术对比 J.热力发电,2 0 18,47(9)：115-118.3魏来.AP1000堆芯仿真计算建模与精度分析 J.核科学与工程，2 0 19,3 9（3）：13 5-143.4 祈琳池式堆供热系统建模与仿真方法研究 J.原子能科学技术，2 0 19,5 3（6)：13 5-143.5何元雷.CAP1400核电厂设计分析器系统调试研究 J.核科学与工程，2 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