多堆热电联供两例技术方案比较

张臣刚

摘 要：在同一热电厂多个核反应堆热电联供的情况下，采用什么样的供热方案对产能影响比较大，本文在相同的供热负荷曲线和相同的PH容量的情况下，对比了6台机组两例技术方案的热电产能，从计算结果可见多台机组的BH及PH互相串联后再接入热网的方式能够明显提高产能，这是因为采用这种方式最大限度地降低了对热源蒸汽的参数要求，使之在用于加热之前可以更多地在汽轮机内做功。

关键词：小型堆 热电联产 多堆 技术方案比较

中图分类号：TK47 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）12（c）-0099-04

进入21世纪以来，小型核反应堆以安全性高、经济性良好和应用灵活的优点[1]，得到了全世界范围内的高度关注，研究和开发小型堆已经成为国内外研究热点并不断取得阶段性成果，小型堆应用于热电联产是其重要的应用方向之一，其安全性可以做到从设计上不用考虑设置事故后的应急响应区，这非常有利于大面积推广使用。核能供热已在许多供热发达国家广泛应用，具有良好的经济效益、社会效益和环境效益[2]。

我国北方城市供暖期最长只有6个月，如果采用单纯供热模式，经济竞争力较差，因此，小型堆供能更适合于采用热电联供的模式[3]。本文以两例技术方案的产能分析和计算，探讨了在多机组布置的情况下如何充分发挥小型堆技术方案灵活的特点。

1 基本条件

6台小型核反应堆机组，单个反应堆核岛热功率为200MWt，每个堆作为热源向基本负荷加热器BH供热，单台尖峰加热器PH的容量为29MWt，在极寒尖峰负荷时候，热网热水/回水温度分别为130℃/30℃，在热网采用分布式热泵回收回水热量的情况下，回水温度为30℃是可以实现的。在机组抽汽供热的情况下，抽汽输送管道压力损失按照8%考虑，热端差为5℃。在没有满负荷供热的情况下，发电能力比满负荷时候的发电能力高，提高的发电能力按照热负荷率线性变化考虑。

计算采用的热负荷曲线如图1所示。

2 方案介绍

2.1 方案一

该方案见图2，PH和每台机组的BH独立连接到热网，采用这种方式在尖峰负荷的时候，PH锅炉需要分流少部分回水，在由基本负荷向尖峰负荷过渡的时候流经BH的回水会有所降低。

在极寒尖峰负荷的情况下，热水最高温度130℃，那BH出口温度也必须要能够达到130℃才能输送到热网中，这样抽汽的饱和温度就应该为135℃，对应的饱和压力为3.13bar，考虑输汽压损后最高抽汽压力需要达到3.38bar；这时经过PH的焓升为420.37kJ/kg，PH总容量为174MWt，那流量为1490.1t/h，经过单台BH的焓升同样为420.37kJ/kg，这样我們根据输出热功率107MWt可以计算出单台BH的流量为916.3t/h，6台为5497.8t/h，回水总流量为6987.9t/h；汽轮机在最大抽汽输出热功率为107MWt时，其发电功率为26.6MWe，非供暖季最高发电功率为48.7MWe。

2.2 方案二

方案二见图3，该方案采用多个BH和PH逐级串联的方式接入到热网。采用这种方式在基本负荷向尖峰负荷切换的时候，PH锅炉直接对BH的输出热水进行加热。

极寒尖峰负荷的时候，热水最高温度130℃，回水温度30℃，在尖峰负荷的时候PH的焓差为89.6kJ/kg，那PH进口的热水温度为108.88℃；BH1直接用回水作为循环水，在回水流量6982.5t/h的情况下出口水温为50.14℃，热功率为163.2MWt，出口焓为210.17kJ/kg，此时的背压为0.15bar，电功率为47.1MWe；BH2温度升高12℃，出口水温62.14℃，出口焓260.36kJ/kg，热功率为97.3MWt，对应的饱和水温为67.14℃，对应的抽汽压力为0.3bar，这时候抽汽流量为155.4t/h，电功率为45.1MWe；BH3温升12℃，出口水温74.14℃，出口焓310.62kJ/kg，热功率为97.5MWt，对应的饱和水温为79.14℃， 对应的抽汽压力为0.494 bar，抽汽流量为152.1t/h，电功率为42.8MWe；BH4温升12℃，出口水温86.14℃，出口焓360.97kJ/kg，热功率为97.7MWt，对应的饱和水温为91.14℃，对应的抽汽压力为0.791bar， 最大抽汽时候的发电能力为41.0MWe；BH5温升12℃，出口水温98.14℃，出口焓411.45 kJ/kg，热功率为97.9MWt，对应的饱和水温为103.14℃，对应的抽汽压力为1.220bar，最大抽汽时候的发电能力为39.0MWe；BH6出口水温108.88℃，温升为10.74℃，出口焓456.77 kJ/kg，热功率为87.9MWt，对应饱和水温为113.88℃，对应的抽汽压力为1.76bar， 最大抽汽时候发电能力为38.4MWe。

汇总详见表1。

3 联供能力比较

3.1 运行方式

根据图1的热负荷曲线，我们考虑方案一机组的运行方式：在最低基本负荷的时候，1、2、3号机组满负荷供热，随着热负荷的增大，先后由4、5、6号机组逐渐提高供热负荷直到满负荷后下一台机组投入。

方案二机组的运行方式：在最低基本负荷的时候，1号机组和2号机组满负荷供热，3号机组运行于62.1%热负荷；随着热负荷的增大，3号机组提高供热到最大热负荷；接着分别是4、5、6号机组逐渐提高供热热负荷直到满负荷后下一台机组投入。

3.2 供暖季单机满负荷计算

3.2.1 方案一计算结果

（1）1、2、3号机组满负荷的时间为3480h；

（2）4号机组满负荷的时间为2527.7h；

（3）5号机组满负荷的时间为1575.5h；

（4）6号机组满负荷的时间为811h。

3.2.2 方案二计算结果

（1）1、2号机组满负荷的时间分别为3480h；

（2）3号机组满负荷的时间为3151.9h；

（3）4号机组满负荷的时间为2278.9h；

（4）5号机组满负荷的时间为1411.2h；

（5）6号机组满负荷的时间为811h。

3.3 供暖季部分热负荷转换成单机满负荷计算

3.3.1 方案一

计算用图如图4所示。

计算结果如下：

（1）4号机组平均热负荷率为0.5，则等效满负荷时长为1347.5h；

（2）5号机组平均热负荷率为0.5，则等效满负荷时长为1347.4h；

（3）6号机组拐点以下区域平均热负荷率为0.164，则等效满负荷时长528.0h；拐点以上区域平均热负荷率为0.664，则等效满负荷时长579.4h。

3.3.2 方案二

计算用图如图5所示。

计算结果如下：

（1）3號机平均热负荷率为0.811，则等效满负荷时长为336.6h；

（2）4号机平均热负荷率为0.5，则等效满负荷时长为951.6h；

（3）5号机平均热负荷率为0.5，则等效满负荷时长为971.8h；

（4）6号机拐点以下区域，平均负荷率为0.093，等效满负荷时长为183.0h；6号机拐点以上区域平均负荷率为为0.594，等效满负荷时长为502.4h。

3.4 计算结果汇总

3.4.1 方案一

这样我们可以计算出该方案整个供暖季各台机组的发电量（详见表2）。

整个供暖季总发电量为5.10亿kW·h；非供暖季的总发电量为：48.7×6×（365×24-3480）=15.4亿kW·h；假设上网电价0.4元/kW·h，那总发电收入为8.2亿元。

两种方案采用的是相同的负荷曲线，都能够满足供热能力的要求，因此，整个供暖季供热量完全相同，根据图1计算得出供暖季总供热量都为6.42×106GJ，按照热价28元/GJ，可以得到整个供暖季供热收入为1.8亿元，热电年收入为10.0亿元。

3.4.2 方案二

这样我们可以计算出该方案整个供暖季各台机组的发电量（见表3）。

整个供暖季总发电量为7.52亿度；非供暖季的总发电量为：（48.7×5+47.1）×（365×24-3480）=15.3亿kW·h，总发电收入9.12亿元；供暖季供热收入为1.80亿元，热电总年收入为10.92亿元，方案二每年增收9200万元，增收百分比为9.2%。

4 结语

如果多个核反应堆机组用于联供，可以通过热网加热器相互串联的方式连接到热网，本文以两例方案进行了对比，可见方案二可以大幅度增收，这主要是因为方案二是通过BH逐级串联的方式，能够最大限度地降低对热源蒸汽的参数需求，从而使热源蒸汽在用于供暖加热前可以最大幅度地在汽轮机内做功，方案二成功实现了利用1台机组的循环水直接供热，在供暖期这台机组完全没有冷端损失。在多机组供热的情况下，从中挑选整个供暖季绝大部分时间都可以满热负荷运行的机组采用循环水直接供热方案是非常经济的。

参考文献

[1] 杨珏，孙吉良，杨伟国，等.多用途小型堆ACPR100概念设计[J].原子能科学技术，2014，48（10）：1844-1849.

[2] 安江林.论我国核能开发利用的基本阶段、重点领域和安全保障[J].南华大学学报：社会科学版，2016，17（2）：13-20.

[3] 王宏渊.中国核能区域供热面临的机遇和挑战[J].能源与节能，2013（4）：36-38.