核电机组废热回收用于供热的发电功率分析

武心壮，黄晓杰，夏 栓

（1.上海核工程研究设计院有限公司，上海 200233；2.国核示范电站有限责任公司，山东 威海 264312）

0 引言

2012 年10 月，国务院常务会议决定，稳妥恢复核电正常建设，合理把握建设节奏，稳步有序推进；按照全球最高安全要求新建核电项目，新建核电机组必须符合三代安全标准［1］。《北方地区冬季清洁取暖规划（2017—2021 年）》明确提出，“加强清洁供暖科技创新，研究探索核能供热，推动现役核电机组向周边供热，安全发展低温泳池堆供暖示范。”实际上，核能供暖作为一项低碳清洁、安全稳定、经济性好的城市规模化供暖技术，可有效替代部分燃煤锅炉，为地方提供稳定、清洁热源，保障民生工程。2019 年底，山东核电一期工程在国内率先实现了核能供热，对国内商用核电站供热地进一步发展具有重要的推动作用，被国家能源局命名为“国家能源核能供热商用示范工程”。

习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，指出“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和。”李克强总理在十三届人大四次会议上的《政府工作报告》中关于2021 年重点工作里提出“在确保安全的前提下积极有序发展核电。”核电被视作未来“碳中和”的有力资源之一。“十四五”规划和2035年远景目标纲要中，明确提到“开展山东海阳等核能综合利用示范”。核能供热将成为国内学者未来研究的重要课题。

国内学者对火电机组抽汽供热技术进行了大量的研究［2-3］，周正道等人对AP1000核电机组的高压缸排汽抽汽和再热热段抽汽方案进行了研究［4］。随着对低品位热源利用的关注，国内学者们对采用热泵回收余热提升经济性开展了研究，利用热泵技术提取发电厂凝汽器循环水余热的节能方案，得到许多发电企业的重视，成为北方电厂一项重要节能措施，并且进行了工程实践［5-13］。核能供热主要是从核电机组二回路抽取蒸汽作为热源，随着供热需求的增大，抽汽对机组功率的影响也增大，利用废热供热能成为提升经济性的重要手段。

针对AP1000 核电机组，提出采用吸收式热泵提取核岛设备冷却水系统和常规岛闭式冷却水系统的废热，再通过热网加热器进一步加热后提供热水，分析了不同抽汽方式回收废热供热对于机组功率提升的影响，为核能供热的优化方案提供参考。

1 废热回收方案

山东海阳核电一期工程AP1000 核电项目是引进美国西屋公司的第三代先进压水堆核电技术，两台机组分别在2018 年10 月和2019 年1 月商业运行，该机组为纯凝发电机组。第一阶段的供热改造考虑地方的清洁供热需求和时间紧迫性，供热抽汽取自主蒸汽管道的新蒸汽，抽汽供热如图1所示。海阳核能供热项目一期工程第一阶段是通过厂内换热首站向地方热力公司提供热源，再由地方热力换热站、热力管网系统向用户供热，提供70 万m2的供热。2019年11月，国内首个商用核电站供热项目投运，山东省能源局委托第三方评估首季运行情况，结论是清洁、安全、稳定、高效，在技术上取得了核能利用效率的提升，经济上具备了与燃煤供热持平的竞争力，具有大规模推广应用价值。由于供热负荷不大，所以抽汽量很小，对机组的发电功率和核岛一回路的影响也很小，这是一种可接受的抽汽供热方式。

图1 海阳核电一期工程抽汽供热系统

核能供热不仅具有良好的经济效益和社会效益，对碳减排的作用也非常显著，扩大供热规模是必然趋势。随着海阳核电第二阶段供热面积和供热负荷的增大，当前所采用的从主蒸汽管道抽汽的供热方式不符合能源梯级利用总原则，将显著降低汽轮机的发电功率，机组经济性受影响较大，须寻求更经济的抽汽供热和能源利用方式，在满足供热温度的前提下，采用低品质的蒸汽用于抽汽供热，同时尽量回收运行中的废热，提高能源利用率。核电机组正常运行时，旋转机械设备和热交换器等产生大量的废热，需要冷却水将热量带出，最终引入海水。这部分热量以30～40 ℃的热水存在，如果回收利用后用于供暖，满足同等供热负荷的条件下，将减少汽轮机的抽汽量，增加汽轮机发电功率，对机组经济性产生可观的收益。本方案提出在热网系统中增设热泵提取设备冷却水和闭式冷却水的热量，结合热网加热器进一步提升热网水温度达到供热要求。核能供热通过厂内换热首站、市政换热站，最后经市政供热管网将热量传递至最终用户。高压缸排汽作为热泵和热网加热器的驱动汽源，热泵的疏水和热网加热器的疏水合并后引入凝汽器，如图2 所示。同时，对采用主蒸汽和高压缸排汽作为抽汽汽源也进行了对比分析。

图2 热泵回收废热用于供热系统

2 分析方法及结果

AP1000 核电机组汽轮机采用饱和蒸汽作为工质，单机功率大，为单轴四缸六排汽凝汽式汽轮机，由1 个双流道高压缸、3 个双流道双排汽低压缸组成，转速为1 500 r∕min。核岛总功率、汽轮机组主要参数及抽汽口参数如表1 所示［14-15］。采用蒸汽驱动热泵提取机组运行过程中核岛设备冷却水和常规岛闭式冷却水的热量，作为热网加热器进口水的加热热源，热泵及热网加热器的进出水温度设计参数如表2 所示。针对一定的热泵和热网加热器的热负荷分配比，计算供热负荷，并开展不同供热方式下的机组功率计算，得到经济性较优的设计方案。

表1 AP1000核电机组主要参数

表2 抽汽供热主要参数

抽汽负荷和供热总负荷的计算如下：

式中：Q0为供热总热负荷，MW；Qd为抽汽负荷，MW；Qc为设备冷却水热负荷，MW；Qt为闭式冷却水热负荷，MW；COP为热泵热力系数；η为热泵和热网加热器的热负荷分配比；t1为热泵进水温度，℃；t2为热泵出水温度，℃；t3为热网加热器出水温度，℃。

基于热力系统设计参数，可进行汽轮机组输出功率的计算，计算主要步骤为：根据抽汽负荷假设主蒸汽流量，根据一回路特性曲线确定主蒸汽压力，然后进行二回路热平衡计算和一回路热功率计算，直至一回路热功率达到限值，输出汽轮机功率［16］。计算中假设再热压力和温度与纯凝工况一致，汽轮机效率和低压抽汽的干度与纯凝工况一致。

在发电厂中应用的热泵技术主要是溴化锂Ⅰ类吸收式热泵。溴化锂吸收式Ⅰ类热泵的性能系数（Coefficient of Performance COP）大约在1.5～1.7 之间［13］。核电厂中有大量的蒸汽可作为驱动源，本文以溴化锂吸收式Ⅰ类热泵为分析对象，取热泵的COP 为1.7、η为0.5 的参数进行供热负荷和机组功率的计算，在热泵完全回收核岛设备冷却水和常规岛闭式冷却水总热量70 MW 时，需要驱动蒸汽负荷100 MW，根据热负荷分配比，热网加热器的抽汽负荷为340 MW，总的抽汽负荷为440 MW，可实现向热网提供共510 MW 的供热负荷。按照采暖指标平均采暖热指45 W∕m2计算，可实现1 130 万m2的供热面积。

当供热负荷一定时，针对不同抽汽方式及配合废热回收的发电功率进行分析，图3为当总的供热负荷为510 MW 时，采用不同的抽汽供热方式对机组功率的影响。供热负荷比较大时，采用主蒸汽抽汽供热最不经济，功率损失184 MW，不符合能源梯级利用原则。采用主蒸汽抽汽利用废热供热可减少机组功率损失。采用高压缸排汽供热是比较经济的供热方式，如果采用热泵回收70 MW 废热将进一步减少机组功率损失，是最经济的组合供热方式。

图3 不同抽汽供热方式对机组功率的影响

海阳一期工程第一阶段的供热通过主蒸汽供热，从能源梯级利用角度，不是最优的供热方式，以此为对比基准计算从高压缸抽汽供热以及利用热泵回收废热后的机组提升功率，如图4所示。如果采用火电常用的抽汽供热方式，从高压缸排汽抽汽供热510 MW，相比从主蒸汽抽汽供热，可以提升机组功率73 MW，如果利用热泵回收设备冷却水系统和闭式冷却水系统的热量，可继续提升机组功率15.8 MW。

图4 不同抽汽供热方式提升功率对比

3 结语

核电机组供热将是解决北方清洁供暖问题的重要途径，也将在碳达峰和碳中和目标实现过程中发挥重要作用，合理利用废热供热将进一步提升经济性。以海阳核电一期工程AP1000 核电机组为例，介绍了主蒸汽抽汽供热的方案，提出采用吸收式热泵提取核岛设备冷却水系统和常规岛闭式冷却水系统的热量作为热网的第一级加热的方案，用于回收设备运行的废热，提升经济性，再通过热网加热器进一步加热后提供热水。计算分析了不同抽汽方式回收废热供热对于机组功率提升的影响，结果表明采用COP 为1.7 的热泵回收70 MW 热量后，可提供510 MW 的总供热负荷，相比高压缸排汽抽汽直接供热可提升机组功率15.8 MW，相比从主蒸汽抽汽供热可提升的机组功率可达到约89 MW，因此从高排抽汽回收废热用于供热对机组功率具有显著的提升。