辅助锅炉选型方案专题报告讲解Word下载.docx
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2）设计成品质量评语、质量等级由审核人、批准人负责填写签署
3）质量等级在“优、良、合格、不合格”其中一格打“√”。
设计成品校审单（附页）
（QMP-701-R03）
第1页共1页
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（1）对于每一条校审意见,在“执行情况”栏内执行校核意见的划“√”记号,有不同看法需研究的划“?
”记号,属提错的划“×
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凡须有后续行动的,在“执行情况”栏内将理由和结果作简要文字说明。
（2）如果没有发现问题,应在校核栏中填写“无意见”。
（3）第几页共几页系指“设计成品校审单（附页）”。
（4）当设计人对校审意见有异议时,由仲裁人在校审意见栏签署仲裁意见、姓名和日期。
A
2006.11
张大明
尹莹
黄晓东
赵卫民
初版
版本
Rev
日期
Date
状态
Status
编写
Draftedby
校核
Checkedby
审核
Reviewedby
批准
Approvedby
修改—说明
Modification-Observation
DOC.NO
X
7
C
1
D
E
N
Q
3
G
N
题目
TITLE:
参考文件
编码
ReferenceDocument
文件种类
A:
Identical
B:
Modified
C:
New
٧
出版单位：
CNPDC深圳中广核工程设计有限公司
CHINANUCLEARPOWERDESIGNCOMPANY,LTD（SHENZHEN）
ThisdocumentisthepropertyofCNPDCItmustnotbeused、reproduced、transmittedordisclosedwithoutthepriorwrittenpermissionofCNPDC本文件之产权属于中广核工程设计有限公司。
未获本公司书面许可，任何人不得擅自使用、复制、传递或泄露该文件。
工程设计国家甲级：
190620-sj
工程咨询国家甲级：
CNPDC
工程号：
AB
子项号：
VA
设计阶段：
初步设计
深圳中广核工程设计有限公司
2006年11月深圳
批准：
赵卫民
审核：
黄晓东
校核：
尹莹
编制：
2006年11月深圳
文件修改记录
章节
页码
修改范围及依据
首版
2.1第一种方案1
4布置12
1概述
1.1辅助蒸汽用户
辅助锅炉房作为蒸汽转换器系统（STR）系统的后备，在电站启动阶段通过辅助蒸汽分配系统（SVA）系统供给下列用户辅助蒸汽：
1）常规岛ADG给水箱除氧、CET汽机轴封系统、STR除氧器除氧；
2）核岛TEP硼回收系统、TEU废液处理系统、TES固体废物处理系统、ASG除氧器除
氧；
3）锅炉房给水除氧；
4）供热热力站。
1.2蒸汽参数
辅助蒸汽为饱和蒸汽，设计压力为1.2MPa，188℃。
辅助蒸汽生产系统（XCA）设计最大压力1.47MPa，辅助蒸汽分配系统（SVA）设计最大压力1.4MPa。
2设计综述
宁德项目总共设有六台机组，分三期建成，每期各上两台机组。
相应辅助蒸汽锅炉房有两种设计方案：
第一种方案：
按一期工程上两台机组时热负荷需求量设计第一期辅助锅炉房，一、二期工程辅助蒸汽联网，二期工程再上一个较小的辅助锅炉房；
第二种方案：
一、二期工程四台机组热负荷需求量统一考虑，一次上一较大的辅助锅炉房。
下面分别加以设计说明。
2.1第一种方案
按一期工程上两台机组时热负荷需求量设计第一期辅助锅炉房。
辅助蒸汽负荷需求包括电站生产负荷及两台机组停机时的冬季采暖负荷。
由于2台机组同时冷启动出现的几率很小，在热负荷计算时暂不考虑该种工况，核电站需要使用辅助蒸汽的工况有下列几种：
1）一台机组正常运行，一台机组的冷启动；
2）一台机组冷启动，一台机组冷停堆。
辅助蒸汽生产系统（XCA），在下列情况下通过SVA系统给用户提供低压饱和蒸汽：
参考电站岭澳二期，各种运行工况下辅助蒸汽用量和最大辅助蒸汽生产量
工况
用户
两台机组
正常运行
一台机组运行一台机组冷停
一台机组冷启一台机组冷停
一台机组运行一台机组冷启
ADG除氧器
－
20
CET轴封系统
10.8
STR除氧器
5.49
2.28
4.41
6.69
核岛三废处理
18.3
15.8
ASG除氧器
4.32
生产负荷合计
28.11
18.08
51.01
60.11
采暖负荷（冬季）
7.54
5.29
STR提供最大量
35.65
23.37
37
辅助锅炉提供量
56.30
28.40
辅助蒸汽系统在机组正常运行时，一般由STR提供辅助蒸汽，只有在STR不可用或机组启动辅助蒸汽需求量大时，才启动XCA辅助锅炉。
由上可知，在一台机组冷启一台机组冷停（或第一座建成的反应堆冷启动）工况下，XCA系统所需提供蒸汽净负荷最大，约为56.3t/h。
考虑锅炉房给水除氧耗汽，和一定的输送管网损失，辅助锅炉房总设计容量为60t/h，故第一种方案中一期工程选用两台30t/h锅炉。
二期工程再上一个较小的辅助锅炉房。
2.2第二种方案
一、二期工程四台机组热负荷需求量统一考虑，参考电站岭澳二期，各种运行工况下辅助蒸汽用量和最大辅助蒸汽生产量如下表：
各种运行工况下辅助蒸汽用量和最大辅助蒸汽生产量
四运行
三运行，一冷停
二运行，二冷停
三运行，一冷启
二运行，一冷停，一冷启
一运行，二冷停，一冷启
冷停，一冷启
机组耗汽
56.22
46.19
36.16
85.45
79.12
69.09
51.01
采暖负荷
9.79
66.01
53.73
41.45
92.99
74
12.66
37.38
63.49
由上可知，在三台机组冷停一台机组冷启工况下，XCA系统所需提供蒸汽净负荷最大，约为63.49t/h。
考虑锅炉房给水除氧耗汽，和一定的输送管网损失，辅助锅炉房总设计容量为70t/h，故第二种方案选用两台35t/h锅炉。
2.3最终方案
比较上面两个方案，显然第二种方案总投资、管理等方面具有明显优势，故采用第二种方案。
3锅炉房设计方案
目前，宁德项目处于初步设计阶段，设计方案可以部分参考已建成的核电工程。
中广核集团在一核、二核辅助蒸汽生产系统（XCA）中，分别采用了燃油锅炉和电锅炉，对这两种炉型的使用也积累了一定的经验，下面通过各方面的分析比较，并结合近几年来锅炉技术的进步，确定本项目的辅助锅炉房设计方案。
3.1锅炉型式比较
核电站辅助锅炉一般有两种选择型式：
燃油锅炉和电锅炉。
燃油锅炉分为轻油锅炉和重油锅炉，考虑到启动、控制、布置等诸多因素，电站辅助锅炉一般采用轻油锅炉。
电锅炉主要有两种类型：
高电压电极式锅炉和浸没式锅炉。
现阶段浸没式锅炉生产厂家不多，单台锅炉出力也较小，在电站的运用比较少，而电极式锅炉近年来技术进步较多，具有体积小、启动快、运行管理简便和负荷调节范围大的特点，大型蒸汽电锅炉一般均为此炉型。
各种锅炉型式不同，运行原理也不同，其布置方案、运行维修、负荷变化范围等有很大的差别。
作为选型比较的基础，我们分别给出不同辅助锅炉型式的主要参数。
若采用燃油锅炉方案，锅炉主要技术参数为：
额定蒸发量35t/h
蒸汽压力1.47MPa（绝压）
蒸汽温度饱和温度（197℃）
锅炉给水温度：
104℃
燃油耗量：
2156kg/h
燃油种类：
0号柴油
锅炉数量：
2台
配套拱顶油罐1000m3
油罐数量：
若采用电锅炉方案，锅炉主要技术参数为：
电功率：
22.7MW
电压：
14.4KV
配套升压变压器6.5kv/14.4kv（若采用浸没电极式锅炉，为6.6KV/10KV）
变压器数量：
3.1.1初投资及运行成本
a）初投资
1）电锅炉方案：
设备（包括升压变压器、锅炉、除氧器、加药装置、排污扩容器等）、建筑、安装等费用初投资总额约为2800万元。
2）燃油锅炉方案：
设备（包括锅炉、除氧器、加药装置、排污扩容器、油泵、拱顶储油罐等）、建筑、安装等费用初投资总额约为2400万元。
两种锅炉方案初投资相差不大。
b）运行成本
参考电站岭澳一期核电站在ATP59.5至68.5调试期间总调试用汽量为45859t，宁德核电站比岭澳一期多冬季采暖负荷，调试期间总用汽量约为51715t，需要耗电3871Kwh，按电价为0.76元人民币计算，总电费为2942万元。
宁德核电站调试期间总用汽量约为51715t，需要耗油3913t，柴油价格按5150元/t计算，总油费为2015万元。
在ATP59.5至68.5调试期间电锅炉方案运行成本比油锅炉方案约高一半。
3.1.2厂房布置
1）电锅炉方案：
电锅炉厂房占地面积小，系统比较简单，升压变压器比邻锅炉房，露天布置，占地面积也较小，管路也比较简单。
油锅炉房除了需要建设锅炉房本体以外，还要设置油罐区，建造油泵房，并且按照防火要求，周围建筑物与之还需保持一定的间距，由于本电站厂区面积比较紧张，布置有一定困难。
3.1.3负荷调节范围
负荷调节范围也是一个比较重要的指标。
在不同的时期核电站辅助锅炉负荷变化也比较大，大的负荷调节范围可以更好地适应这种变化。
1）燃油锅炉方案：
调节范围一般在20%~100%，在低负荷时可能灭火。
2）电锅炉方案：
调节范围很大，可以达到1%~100%。
但在负荷调节时，蒸汽压力波动较大。
3.1.4环保
有烟气排放，烟气排放温度为220℃左右，对周围环境产生废气和废热污染；
并且油泵和风机也产生一定的噪音污染。
不存在废气、废热污染，噪音也较小。
3.1.5安全
油气存在一定的爆炸危险；
若设置日用油箱，还带来一定的隐患（国内有燃油锅炉房由于油箱泄漏造成锅炉爆炸的案例）。
锅炉水位控制失灵，水位过低也可能带来严重的后果（炉子烧坏）。
参考电站大亚湾核电站设置两台26t/h燃油锅炉，其燃油系统储油罐容量考虑为两月的耗油量，选择两台1500m3拱顶罐，总容量为3000m3。
若宁德项目沿用同样设计方法，储油罐总容量将与大亚湾核电站相当，不仅带来布置上的困难，而且存在很大的火灾风险。
不存在炉膛爆炸的危险，也没有水位过低炉子烧坏的问题，没有巨大的危险的储油罐，较安全。
3.1.6启动时间（达到满负荷）
核电站辅助锅炉启动时间长短也比较重要。
启动时间短，可以更快地启动辅助蒸汽，减少核电站机组不发电时间，提高经济效益。
1）燃油锅炉方案：
热启动约30分钟，冷启动约3小时。
2）电锅炉方案：
热启动约1分钟，冷启动时间小于50分钟。
以下为两种锅炉方案综合比较表
对比内容
电极式锅炉
燃油锅炉
环保
好
1.利用水流导电由电流的热效应产生蒸汽。
加热功率为P=U2/R
式中U－电压
R－水流本身电阻
无烟气排放。
2.不需鼓风机，没有机械运动部件，噪声低。
3.无烟囱，保持环境优美。
较差
1.有烟气排放，烟气排放温度较高。
2.燃烧器需鼓风机，噪声大85～90dBA。
3.有烟囱，有碍观瞻。
初投资
较高
较低
运行成本
4
负荷调节范围
无级调节0%～100%
20%～100%
5
启动时间
（达到满负荷）
热启动＜1分钟
冷启动＜50分钟
热启动约30分钟
冷启动＞3小时
6
压力波动
负荷波动较大
负荷波动较小
重量
轻
重
8
外形尺寸
紧凑
庞大
9
安全性能
不存在炉膛爆炸问题
不存在因水位过低而炉子干烧问题。
无消防要求
有炉膛爆炸危险
需设防爆门
燃烧器上设双电磁阀，燃烧器每次启动停炉要前吹扫、后吹扫。
水位过低会产生炉子干烧而烧坏炉子。
锅炉房应设有CO浓度检测装置，CO浓度超标将立即切断燃气供应。
消防方面设泡沫喷淋装置
10
可靠性
可靠性高
可靠性相对较低
11
安装调试
简便
重量轻、属快装锅炉，快速安装到位。
调试时不存在燃烧器调整风/气比不当导致不能正常燃烧等问题。
复杂
重量大、尺寸庞大，安装周期长。
12
维修
除水泵外无机械运动部件，磨损件少，整个炉体各部分温度不超过产生的蒸汽温度，保温层不存在与火焰烟气接触问题，维修量小，需要备品备件少，维修简便易行。
有燃烧器，鼓风机等机械运动部件多，磨损件多，备品备件多。
烟管、炉膛需定期清灰。
燃烧器及烟气阀系统属复杂机械系统易出故障，维修复杂。
13
大修周期
三年一次
一年一次
14
辅助设备
少
多
需设消防设施（泡沫喷淋装置）、烟道、烟囱等。
15
锅炉占地面积
小
大（包括油罐区）
16
运行管理
由PLC实施全自动控制,属“傻瓜锅炉”可做到无人值守
大多须配置司炉人员值班看守
17
锅炉寿命
无烟气侵蚀，无直接发热部件
（发热在水流中产生）
锅炉寿命较长
有烟气侵蚀，
炉体和火焰接触（1300℃）锅炉寿命较短
3.2电蒸汽锅炉蒸汽生产技术的改进
3.2.1辅助蒸汽中Na+浓度的影响
核电站选用电蒸汽锅炉作为辅助锅炉，有较大的优越性，但也有其特有的的问题——Na+含量较高。
基于电极式锅炉的工作原理，需要炉水有一定的导电性，才能在锅炉内部形成电流回路，进而产生蒸汽。
而通常的做法是在炉水加上电介质Na3PO4（或Na2CO3），来改变炉水的导电率，这就造成炉水中含有Na+。
由于Na3PO4为非挥发性物质，当炉水蒸发时，Na+并不进入蒸汽相，但是蒸汽中夹带有水滴，导致Na+随着蒸汽进入辅助蒸汽分配系统（SVA），经主给水除氧器系统（ADG）和汽机轴封系统（CET）进入二回路，影响蒸汽发生器水质。
在机组冷启动和冷态停运过程中，给水除氧系统（ADG）会向蒸汽发生器（SG）水中引入Na+等杂质，给系统带来隐患。
蒸汽发生器（SG）水中Na+超标引起的后果，一方面容易导致SG传热管和结构部件苛性应力腐蚀破裂，影响设备完好性；
另一方面导致必须延长热停堆状态下停留时间，从而推迟机组提升功率运行，降低电站经济效益。
针对这问题，电锅炉生产厂家和相配套的附机生产厂家进行了一系列的技术改进，力图降低蒸汽中Na+含量，并取得一定的进展。
3.2.2核电站辅助蒸汽中Na+浓度限制指标
岭澳一期核电站核岛供货合同中，规定SG给水（APD、ARE系统）中Na+浓度<
5ppb，在机组冷态启动过程中，SG水（即排污水）中Na+浓度<
20ppb。
根据ALSTOM的计算结果，当电锅炉蒸汽中Na+浓度为100ppb，流量为52kg/s时，APD给水中Na+浓度为15ppb，低于岭澳一期核电站核岛供货合同规定值，也低于GNPS中在机组热停堆和热备用至投入ARE系统的工况下，给水中Na+浓度规定值（20ppb）。
在1998年7月9日的F/G接口协调会上，ALSTOM还提供了当机组启动时APD给水中Na+浓度的计算结果，数据表明，即使在低APD流量（13.9kg/s）下，APD给水中Na+浓度为10.5ppb，从而证实了，只要SVA蒸汽中Na+浓度≦100ppb，在任何APD工况下，APD给水中Na+浓度将≦15ppb。
基于以上规定和分析，我们进一步要求辅助蒸汽中Na+浓度限制为<
50ppb。
3.2.3电锅炉蒸汽Na+浓度控制措施
一般电极式锅炉炉水的电导率在700-2200mho之间，正常运行时为1700mho左右，此时炉水Na+浓度为590ppm，考虑电极蒸汽锅炉蒸汽含水量为0.07%，因此蒸汽中Na+浓度为590×
0.07%×
1000≈413ppb，这个数值显然不能满足我们的要求
为此，近年来，电极式蒸汽锅炉生产厂家推出了各种方案，以降低蒸汽Na+浓度。
下面加以综述。
1）在锅炉蒸汽出口设置一级汽水分离器：
这是比较通常的做法。
由于Na+是随着蒸汽中夹带的水滴进入辅助蒸汽分配系统（SVA），经主给水除氧器系统（ADG）和汽机轴封系统（CET）进而进入二回路的，故通过在锅炉蒸汽出口设置汽水分离器，减少蒸汽中夹带的水滴，可以有效降低蒸汽Na+浓度。
岭澳一期核电站采用电锅炉生产辅助蒸汽，在锅炉蒸汽出口设置汽水分离器，分离出最小为大于等于3微米液体颗粒和固体颗粒，经过实测，数据表明锅炉出口蒸汽Na+浓度为50ppb，小于100ppb限制。
为了进一步提高蒸汽品质，选用能分离出最小为大于等于0.3微米液体颗粒和固体颗粒的汽水分离器，将大大减少蒸汽含水量，降低Na+浓度，锅炉出口蒸汽Na+浓度将大大低于50ppb。
2）设置两级汽水分离器：
即在靠近用户端设置第二级汽水分离器，分离掉随蒸汽输送沿途凝结的水滴（水滴的核心为前级汽水分离器未分离掉的小水滴，Na+浓度较高），进一步降低蒸汽中Na+浓度，经过两级汽水分离器，和沿途疏水，蒸汽Na+浓度将小于20ppb（下一步督促厂家给出详实的实验数据）。
3）通过对现在已经在一核使用的锅炉类型负荷曲线分析，我们知道，生产同样的蒸汽量，若选择较大的锅炉型式，生产低于其锅炉额定出力的蒸汽量，即用“大马拉小车”的方法，其炉水电导率需求值将按比例下降（当然电导率下降量是有限的），这也能降低蒸汽中Na+浓度。
但这种方法设备投资将增大。
但这种方法将要求增大电极锅炉出力，提高电极锅炉出口压力，增加不少设备投资，是否实用还尚待进一步论证。
4）随着技术上的进步，现国外已有电极锅炉厂家的产品，其生产的蒸汽不须经过汽水分离器，其锅炉蒸汽出口处Na+浓度低于5ppb，品质已经完全满足Na+浓度限制要求。
另有一家国外厂家生产的浸没电极式锅炉，借助于浸没在炉水中的高压电极直接给具有导电性的炉水通电加热产生蒸汽，它只在起动初期短时间对炉水进行化学加药处理，因此正常运行时不需要对炉水进行加药处理，故蒸汽Na＋含量极低，完全满足核岛SG对Na＋的浓度要求，并且，现在浸没电极式锅炉的生产厂家已经能够做到单台容量达到70MW，能够满足本项目的工程需要。
3.3结论
综上所述，油锅炉和电锅炉方案均能满足核电站的蒸汽需求，两者各有其优缺点。
根据大亚湾、岭澳一期、秦山二期及国外核电站的运行经验反馈，由于核电站属于安全程度极高的工程，并且电站一旦投入运行，使用辅助蒸汽的时间极少，因此衡量哪种方案更符合本核电站的具体情况，更重要的还是其安全性能、启动时间、厂房布置、操作方便等因素。
因此，本工程拟选用电锅炉方案，这样，辅助蒸汽生产系统将不再设置VB油罐区。
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