压水堆对外供应蒸汽品质提升技术研究

侯平利，付月明，林　润

压水堆对外供应蒸汽品质提升技术研究

侯平利，付月明，林润

（深圳中广核工程设计有限公司，广东 深圳 518172）

以提升压水堆对外供汽品质为目的，以某低温供热堆供汽项目为研究对象，运用核气联合循环原理，以核为主要动力，燃气作为辅助助力，提出了核常联动热力系统方案。在假定输汽距离下，通过GT PRO燃气-蒸汽联合循环系统模拟软件对该系统方案进行了分析，并开展了核常联动系统主机选型，计算结果表明所开发的技术方案不仅可以提升压水堆外供蒸汽品质，还具有提升供汽项目对外供汽量的效果。

低温供热堆；核气联合循环；供汽；热力系统

近年来，核能供热成为国内外核能行业研究开发热点。压水堆蒸汽发生器所产蒸汽为饱和蒸汽，如某型低温供热压水堆蒸汽发生器产生的蒸汽为201 ℃饱和蒸汽。如采用饱和蒸汽进行长距离输送，会有以下问题：

（1）饱和蒸汽湿度太大，在传输中蒸汽中便有液滴或液雾形成，并导致温度与压力的降低，在传输过程中热量损失大，为了保障末端企业用户的蒸汽压力和温度，管道用材及保温材料都需加强；

（2）因管道热损失极易导致冷凝水产生并大量聚集，因此每隔30～50 m就必须布置疏水点，增加初投资，而且高温冷凝水排放会造成热量的大量损失并且对周边环境也会有影响；

（3）饱和蒸汽在输送过程中由于散热，变成凝结水+蒸汽，气液两相易引起管道振动，产生水击现象，水击现象严重时可导致管道剧烈震动、支架脱落，甚至管道破裂引发重大安全事故，若电厂所在地形起伏不定，水击现象更容易形成水锤，对管道的破坏可能性更大；

（4）采用饱和蒸汽直接输送，沿途疏放水、防范水击、输送经济性都无法控制。需增加投资和运行管理费用，输送效果差，还有水锤的影响和破坏。

故此，此型低温供热堆供汽项目应采用过热蒸汽进行长距离输送。采用过热蒸汽输送，沿程热损失更小，更节约能源，同时也更安全。因此，考虑在低温供热堆蒸汽出口处热网设置加热站将饱和蒸汽加热成过热蒸汽，再进行输送。本文首先对现有饱和蒸汽继续过热蒸汽生产工艺进行调查、比选，然后开发适合此型低温供热堆的过热蒸汽生产系统。

1　饱和蒸汽继续过热技术比选

饱和蒸汽过热技术的使用并不广泛，较少的实际应用案例出现于石油化工、钢铁企业[1]，用于副产饱和蒸汽的品质提升，在核能行业，文献[2]提出了一种利用一次侧上游的蒸汽过热器将蒸汽发生器的饱和蒸汽继续过热的技术，由于其过热器存在温度限制，并不适用于本项目。

通常，一个完整的过热蒸汽生产流程包括给水预热、蒸发成饱和蒸汽、蒸汽过热等环节，可以使高温加热介质的温度降低到合理水平。根据热力学第一定律，从一次能源生产开始，经过转化、运输、分配、直到用户用的全过程都是功与能的转换过程。在这个过程当中虽然依据能量守恒，能量总和保持不变，但能量品质和能级可以发生变化。

在集中供热系统中，热电厂、区域锅炉房可作为较大型的热源使用；地热、工业余热、太阳能、地源热泵和直燃机等可作为小型区域供热热源[3]。太阳能供热水工程也采用辅助热源，但热源温度要求较低，仅可以作为参考。由于太阳能间歇性特点，为了保证生活热水的供应质量，辅助热源应根据当地条件，选择城市热网、电、煤、燃气、燃油、工业余热或者生物质燃料等。加热/换热设备选择各类锅炉、换热器和热泵等。温度较高的一般选用电加热、锅炉、热电联产等技术。

在双碳行动背景下，燃煤使用带来的污染及高碳排放量问题日益凸显，另外近年来电煤价格波动剧烈，经济性变差。燃油、燃气锅炉及直燃机通常在环保要求高、电力供应紧张的地区使用，由于燃油燃气锅炉的运行费用很高，需根据当地能源供应状况做好经济等多方面分析工作。

《供热工程》[3]一书中指出，从我国目前的能源结构与技术条件来看，应大力发展热电联产集中供热。该文献还指出，电是宝贵的二次能源，并且我国电的来源绝大多数是火电厂，虽然电锅炉的热效率高，但在电厂由煤转化为电的效率则不高，最多是40%，再加上长距离的输送等等中间环节。从能源的转化与利用角度来看，单纯采用电锅炉采暖是极大的浪费行为。电锅炉用于采暖的唯一好处是可以对电网起到削减峰谷差的作用，有利于电厂的平稳运行。切不可直接用电锅炉采暖，必须要有蓄热装置，并在尽可能利用谷价电的情况下才可使用。从该文献的建议可以看出，电加热、蒸汽过热炉（以燃气为燃料）技术都是该书所不推荐的技术。

2016年，由发改委牵头，能源局、财政部、住建部、环保部共同发布了《热电联产管理办法》，明确提出了建设燃气联合循环热电联产项目，实现蒸汽的梯级利用，并规定工业用汽型联合循环项目全年热电比不低于40%的要求。

因此本文推荐采用燃气轮机热电联产作为饱和蒸汽继续过热的技术。在学术界，一般把燃气轮机热电联产与核能耦合的技术称为“核气联合循环”，也可以叫作“核常联供”技术，其利用燃气轮机排烟余热提升小型压水堆蒸发器的蒸汽参数，使低温供热堆在内的小型压水堆满足广泛的工业蒸汽需求。

2　核气联合循环技术简介

压水堆核电系统主蒸汽参数较低，汽轮机工作环境恶劣，循环热效率较低。如果能将化学能有机地嵌入核电厂二回路，温度对口、梯级利用，成为一种协同高效发电的双燃料混合能源电站，正顺应了这样一种时代需求。从1970年以来，企业界及学术界的很多研究者都对燃气轮机联合循环和压水堆核能转换系统结合方案及其经济性进行了研究分析[4-6]。P.E.Florido等人指出[6]，美国印第安角核电厂、意大利加利格里阿诺核电厂、德国林根核电厂等国外核电厂均采用过依靠燃油加热的核电厂二次侧蒸汽再热技术。

图1表示了核气联合循环系统流程。在燃气排气出口添加一台余热锅炉，充分利用燃气轮机排放的热能，利用燃气轮机的高温尾气余热（约580 ℃）对反应堆二回路的饱和蒸汽进行加热，来提高核蒸汽发生器出口蒸汽的温度，从而达到提高水冷堆发电效率的目的。针对大型压水堆的仿真计算表明，联合循环热效率达到了47.11%，相比原核电机组提高了13.24%。

图1　核气联合循环系统流程图

3　核气联合循环技术方案

3.1　方案一

3.1.1系统基本工艺流程

方案一保持核岛部分原设计不变、以供汽为主（见图2）。

该项目方案一分为核岛供汽系统与辅助电厂系统两部分，其中核能供汽系统采用保留原有的一回路、中间回路系统；辅助电厂采用燃气轮机联合循环的方式，其中燃气轮机发电机组主要用来发电，余热锅炉用来吸收燃气轮机尾气余热，产生低压过热蒸汽作为工业用汽，余热锅炉自除氧，不设置外置除氧器。本文假定供汽管道距离为10 km，并国内先进管道企业管道能耗数据选取温降为2 ℃/km，选取20 ℃作为对外供应蒸汽的过热度。余热锅炉利用燃机排气余热，将补水（0.1 MPa，20 ℃）加热到145 ℃饱和水，然后经给水泵升压送入核蒸发器继续加热至饱和蒸汽（1.6 MPa，201 ℃），再送入余热锅炉过热器加热，形成221 ℃过热蒸汽对外供汽。

图2　方案一系统流程图

余热锅炉侧具体的汽水流程如下：20 ℃除盐水作为余热锅炉的补水，进入锅炉补水加热器。为防止尾部受热面低温腐蚀，补水加热器设置补水循环泵，从补水加热器出口抽取加热后的热水循环到补水加热器的进口，以提高补水加热器进口受热面内的水温；补水经补水加热器加热后，进入除氧器除氧，考虑到本项目核岛整体的汽水流程，本项目低压锅筒兼具除氧锅筒的功能（除氧一体化式）；除氧水通过水泵送入核蒸汽发生器加热后，进入余热锅炉过热器加热成过热蒸汽外供。

3.1.2联合循环主机选型及性能分析

根据与低温堆联合供热所需的燃气余热量可以反推匹配的燃气轮机机型，目前国内外市场上与低温堆热力参数相匹配的燃气轮机机型有GE LM6000PF、Hitachi H25、SGT-700，均需少量燃气补燃。本节从以下几个评价指标：设备投资、燃机参数、热力系统热平衡性能等对三种机型进行对比分析。

各机型的燃机电厂设备投资对比如表1所示。

表1　燃机电厂设备投资

续表

考虑到本项目核岛热量综合利用系统方案要求，分别选择燃机发电功率30 MW（燃机型号为SGT700和H25）及42 MW（燃机型号为LM6000PF）的燃机对本系统进行模拟布置。三种燃机的燃机参数如表2所示。

表2　燃机电参数

利用Thermoflow公司的GT PRO燃气-蒸汽联合循环系统模拟软件建立计算模型开展三种燃机的热力系统热平衡性能仿真。从系统模拟结果得出，为实现整个系统的参数要求，采用以上三种燃机均需要在余热锅炉入口烟道内布置补燃器，用以调高余热锅炉的产量。

表3给出了几种机型的性能对比。由表可见，几种机型的净工艺热均保持一致，约为53 MW，烟气排放温度尽量考虑低温充分利用余热并且兼顾酸露点对烟道的腐蚀影响，基本都在90 ℃左右。其中，LM6000PF机型的发电总热耗最低，因此，在满足工艺用热、设备总投资差异较小（见表 1）前提下，考虑到机组需要长期运行发电供热，从节能角度，该机型为本方案选取机型。

表3　性能对比

表4给出了选用LM6000 PF燃机的核气联合循环热力系统仿真结果，其可以作为热力系统辅机选型的依据。表2、表3的计算结果表明，除燃机排气热量外，还需要0.316 t/h的补燃天然气；为了保护传热管，锅炉省煤器需配置再循环管线，再循环流量为141.3 t/h；与锅炉集成的除氧器可以使系统更加紧凑、降低成本，用于除氧器加热的循环流量为6.51 t/h。表4给出了工作介质热力参数。

表4　工作介质热力参数

综上，与200 MW低温供热堆对应的主机选型配置结果如表5所示。

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表5　主机配置

3.1.3方案一远期调整分析

由于下游工业用户设施设计寿期与核动力厂设计寿期存在匹配性差异，以及工业用户设施本身因技术进步等原因转型升级的不确定性，有必要对核常联动技术方案进行适应性调整分析。考虑远期下游用户需求不足情况下，拟减少对外供汽，多余出来的一部分蒸汽用于小汽机发电，燃气轮机不需调整，余热锅炉需进行改造调整。改造分析图如图 3所示。

图3　方案一系统流程图

3.1.4静态投资回收期经济性核算

表6对引入燃机电厂后的新增投资，新增对外供汽能力进行了经济性核算。考虑到其他费用较低，现阶段不予详细考虑，仅作静态投资回收期计算。计算结果表明，本技术方案经济性较好。

表6　天然气发电、供热新增投资经济性核算

3.2　方案二

方案二考虑从中间回路取一部分高压热水用于提供辅助燃机电厂一部分热能，中间回路循环水流量很大，为3 892.15 t/h，考虑与其配套的辅助电厂规模，一般可取300～600 t/h热水用于辅助电厂，其余中间回路热水仍然流向蒸发器，三回路与方案一基本一致。由于热水焓升较低，该技术方案新增投资经济性主要取决于新增辅助燃机电厂。

方案二的主要优势在于可以提供高于1.6 MPa的中压汽机抽汽经换热站对外供汽。该方案的详细热力学计算分析，本文不做深入介绍。

4　结论

本文比选了用于低温供热堆在内的压水堆饱和蒸汽继续过热的技术方案，仿真分析结果表明核气联合循环技术可以满足对外蒸汽品质提升要求，采用核常联动技术方案为低温供热堆供汽项目带来以下益处：

（2）冷水补水加热不再依赖核热能，对外供汽量大大提升；

（3）运行灵活性提升。

燃气轮机通常被用作电网调峰，启停灵活快捷。配备了联合循环后，可以通过燃机功率调节、汽机抽汽调节来调整对外的供汽量。

压水堆核能可以提供大量汽化潜热使水变成饱和蒸汽，所以低成本初级升温是它的优势，后面利用成本高的天然气为饱和蒸汽提供显热，主要用于提升品质后的长距离运输，所以核能与天然气构成了优势互补。

以输汽距离10 km及温降2 ℃/km为例，为产生满足用户需要的蒸汽参数，使用的天然气能量与核能之比为53:200，值得指出，由于采用天然气烟气余热取代核能对除盐水除氧，项目产汽能力还提升24.23%。计算结果表明，项目投资回收期较短，整体技术经济性较好。

［1］ 张晓东，等．低压饱和蒸汽过热技术的探讨与应用，化学工程与装备［J］．2017，10：161-163．

［2］ 郝文涛，等．过热蒸汽生产系统及过热蒸汽生产方法［P］，中国，CN201910969853．9，2019-10-12

［3］ 贺平，等．供热工程4版.［M］．北京：中国建筑工业出版社，2009．

［4］ Darwish M. A. et. al. Combining the nuclear power plant steam cycle with gas turbines．Energy［J］．2010，35：4562-4571．

［5］ Forsberg C W，Conklin J C. A nuclear-fossil combined- cycle power plant for base-load and peak electricity［J］．Transactions- American Nuclear Society，2007，96：683-684．

［6］ Florido P. E. et.al. Economics of combined nuclear–gas power generation［J］．Nuclear Engineering and Design，2000，195：109–115．

Study on the Steam Superheat Enhancement Technology of Pressurized Water Reactor

HOU Pingli，FU Yueming，LIN Run

（China Nuclear Power Design Co.，Ltd.，Shenzhen of Guangdong Prov. 518172，China）

Taking a steam supply project of the low-temperature heating reactor as case study, in order to improve the superheat of the external steam supply by the low-temperature heating reactor, a thermal system scheme of the nuclear-gas combined cycle is proposed. The system scheme is analyzed by the thermal system simulation software known as GT PRO. The calculation results provide the basis for the selection of the main engine of the nuclear-gas combined system. The developed technical scheme cannot only improve the steam supply, but also improve the external steam supply.

Pressurized water reactor; Nuclear-gas combined cycle; Steam supply; Thermal system

TL364+.4

A

0258-0918（2022）02-0255-07

2020-08-17

中广核集团2020小堆专项研发项目

侯平利（1976—），男，安徽蚌埠人，研究员级高级工程师，博士，现主要从事核能综合利用方面研究