AP1000核電機(jī)組供熱方案研究及分析

周正道，華志剛，包偉偉，張曉輝，李繼宏，趙金濤

AP1000核電機(jī)組供熱方案研究及分析

周正道１，華志剛１，包偉偉2，張曉輝2，李繼宏2，趙金濤3

（1.國(guó)家電力投資集團(tuán)有限公司，北京 100033；2.國(guó)家電投集團(tuán)中央研究院，北京 102209；3.國(guó)家電投集團(tuán)河南電力有限公司，河南 鄭州 450016）

核電機(jī)組燃料成本低，無(wú)污染物和二氧化碳排放，因此核能機(jī)組供熱能更好滿(mǎn)足我國(guó)社會(huì)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的需要。本文以AP1000三代百萬(wàn)核電機(jī)組為例，對(duì)高壓缸排汽抽汽、再熱熱段抽汽等2個(gè)供熱方案進(jìn)行了對(duì)比分析，并介紹了各抽汽方案對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性、安全性等方面的影響。結(jié)果顯示：高壓缸排汽抽汽方案的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，具有更好的綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。

AP1000；核電汽輪機(jī)；核電機(jī)組；供熱；抽汽；經(jīng)濟(jì)性

與常規(guī)熱電機(jī)組相比，核能供熱由于其低碳清潔、效果顯著、熱成本可控、價(jià)格具有競(jìng)爭(zhēng)力等優(yōu)勢(shì)，成為集中供熱的理想熱源。近年來(lái)，核能供熱逐漸成為行業(yè)內(nèi)研究的熱點(diǎn)，各大電力公司聯(lián)合制造廠(chǎng)、設(shè)計(jì)院、科研院所等已經(jīng)開(kāi)始研究核能供熱的有效方案。目前，國(guó)外有58座核電機(jī)組采取熱電聯(lián)產(chǎn)方式為區(qū)域居民供熱，供應(yīng)建筑面積達(dá)7 000多萬(wàn)m2。自1964年瑞典阿杰斯塔反應(yīng)堆開(kāi)始民用供熱以來(lái)，全球共建設(shè)了200多座池式反應(yīng)堆，積累了1萬(wàn)多堆年的安全運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)。其中，通過(guò)常規(guī)島汽輪機(jī)抽汽實(shí)現(xiàn)供熱的熱電聯(lián)產(chǎn)方案是一個(gè)技術(shù)比較成熟、可行性比較高的技術(shù)方案。海陽(yáng)核電一期工程已經(jīng)確定為百萬(wàn)m2核能供暖示范項(xiàng)目，同時(shí)已經(jīng)開(kāi)展為青島提供5 000萬(wàn)m2核能供熱二期準(zhǔn)備工作和為青島、煙臺(tái)、威海提供1億m2核能供熱三期論證工作。為了比選出經(jīng)濟(jì)可靠的熱電聯(lián)產(chǎn)供熱方案，本文以AP1000核電機(jī)組為例，對(duì)可能實(shí)現(xiàn)的高壓缸排汽（高排）抽汽、再熱熱段（熱再）抽汽等[1-3]2個(gè)抽汽方案進(jìn)行比較，分析各方案對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性、安全性的影響。

1 機(jī)組概況

AP1000是引進(jìn)美國(guó)西屋公司的世界最先進(jìn)的第三代壓水堆核電技術(shù)，浙江三門(mén)一期和山東海陽(yáng)一期核電項(xiàng)目是該技術(shù)的2個(gè)自主化依托項(xiàng)目。2018年9月、10月，AP1000核電技術(shù)的首臺(tái)機(jī)組浙江三門(mén)1號(hào)機(jī)組和第二臺(tái)機(jī)組山東海陽(yáng)1號(hào)機(jī)組分別通過(guò)168 h滿(mǎn)功率連續(xù)運(yùn)行考驗(yàn)，并成功投入商業(yè)運(yùn)行。

AP1000核電機(jī)組常規(guī)島汽輪機(jī)是由哈爾濱汽輪機(jī)廠(chǎng)引進(jìn)日本三菱公司技術(shù)制造的百萬(wàn)kW等級(jí)核電汽輪機(jī)。該機(jī)組為單軸、四缸六排汽、一次中間再熱、反動(dòng)、凝汽式汽輪機(jī)，由1個(gè)雙分流高壓缸和3個(gè)雙分流低壓缸組成，配置2級(jí)汽水分離再熱器（MSR）和7級(jí)回?zé)岢槠鸞4-6]。其中1—4號(hào)低壓加熱器（低加）抽汽來(lái)自低壓缸，5號(hào)除氧器抽汽來(lái)自高排，6、7號(hào)高壓加熱器（高加）抽汽來(lái)自高壓缸。AP1000核電機(jī)組原則性熱力系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 AP1000核電機(jī)組原則性熱力系統(tǒng)

該機(jī)組額定工況下高壓缸進(jìn)汽壓力為5.53 MPa，進(jìn)汽溫度為270.3 ℃，高壓缸排汽壓力為1.0 MPa，凝汽器壓力為4.0 kPa，功率可達(dá)到125萬(wàn)kW。高壓缸效率設(shè)計(jì)值為81%，低壓缸效率設(shè)計(jì)值為76%。機(jī)組的主要技術(shù)規(guī)范見(jiàn)表1。

表1 機(jī)組主要技術(shù)規(guī)范

Tab.1 Main specifications of the unit

與常規(guī)熱電機(jī)組相比，核電機(jī)組的熱力參數(shù)有2個(gè)特點(diǎn)：一是蒸汽品質(zhì)低，比如高壓缸排汽溫度僅179.0 ℃，再熱后蒸汽溫度僅257.0 ℃，再熱后第一次抽汽（4號(hào)低加）溫度僅161.6 ℃；二是主蒸汽流量大，達(dá)到約6 800 t/h，比1 000 MW等級(jí)超超臨界機(jī)組的主蒸汽流量還要高出約4 000 t/h。所以，核電機(jī)組不僅蒸汽參數(shù)更適合采暖供熱，而且單臺(tái)機(jī)組可以具有更大供熱能力。

2 供熱方案

2.1 供熱技術(shù)

常規(guī)熱電機(jī)組一般采用抽汽供熱技術(shù)實(shí)現(xiàn)供熱。抽汽供熱一般有主蒸汽抽汽、再熱冷段（冷再）抽汽、熱再抽汽、中壓缸排汽（中排）抽汽以及乏汽回收等多種供熱技術(shù)。除主蒸汽抽汽和乏汽回收供熱技術(shù)外，其余抽汽供熱技術(shù)均可稱(chēng)為中間抽汽供熱技術(shù)[7-8]?？梢?jiàn)，中間抽汽供熱技術(shù)是目前供熱尤其是采暖供熱最重要的一種供熱技術(shù)。

核電機(jī)組與常規(guī)熱電機(jī)組的熱力參數(shù)雖然有明顯不同，但是熱力循環(huán)的原理相同，因此核電機(jī)組的供熱技術(shù)可以參考常規(guī)熱電機(jī)組的供熱技術(shù)選取。如果直接用主蒸汽進(jìn)行供熱，一定程度上會(huì)對(duì)蒸汽品質(zhì)形成浪費(fèi)，并不經(jīng)濟(jì)；用乏汽回收供熱也可以排除，因?yàn)楹穗姍C(jī)組的排汽量很大，如果為了供熱而提高排汽壓力運(yùn)行，會(huì)對(duì)機(jī)組的出力及效率產(chǎn)生很大的負(fù)面影響：所以，選擇中間抽汽供熱技術(shù)較好。

2.2 抽汽位置

核電機(jī)組采用中間抽汽供熱技術(shù)，與常規(guī)熱電機(jī)組主要區(qū)別在于抽汽位置。根據(jù)核電機(jī)組蒸汽流程，可供抽汽的位置有高壓缸、冷再、熱再以及低壓缸。由于在汽缸內(nèi)抽汽時(shí)，需要布置很大的抽汽口，這將大大增加機(jī)組的結(jié)構(gòu)尺寸。核電機(jī)組的尺寸本來(lái)就很大，如果再布置大的抽汽口，機(jī)組的設(shè)計(jì)難度將增大?？梢?jiàn)，在冷再和熱再管道上抽汽相對(duì)比較可行。AP1000核電機(jī)組抽汽示意如圖2所示，2個(gè)抽汽位置分別對(duì)應(yīng)高排抽汽和熱再抽汽2個(gè)抽汽方案。

圖2 AP1000核電機(jī)組抽汽示意

常規(guī)熱電機(jī)組高排蒸汽進(jìn)入再熱器吸熱，再熱器熱量由鍋爐提供。由高排進(jìn)入再熱器的蒸汽量越多，再熱蒸汽占主蒸汽的份額越高，機(jī)組的平均吸熱溫度就越高，對(duì)應(yīng)的循環(huán)熱效率就越高。因此，常規(guī)熱電機(jī)組如果在冷再抽汽，將對(duì)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生不利影響。核電機(jī)組的蒸汽發(fā)生器沒(méi)有再熱功能，高壓缸排汽進(jìn)入MSR后，由主蒸汽供汽對(duì)其進(jìn)行加熱并除濕。當(dāng)核電機(jī)組在冷再進(jìn)行抽汽供熱時(shí)，MSR供汽流量將減少，實(shí)際進(jìn)入高壓缸的蒸汽流量增加，高壓缸實(shí)際做功增加，反而有利于機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的提高。

2.3 抽汽量

該機(jī)組低壓末級(jí)葉片長(zhǎng)度為1 375 mm，排汽面積為17.8 m2，每個(gè)低壓缸需要的最小冷卻流量為350 t/h。低壓部分有3個(gè)低壓缸，總的最小冷卻流量為1 050 t/h。在額定工況下，該機(jī)組高壓排汽量為3 500 t/h。因此，理論上最多可以從高排抽出約2 450 t/h蒸汽。但是抽汽量過(guò)大時(shí)會(huì)對(duì)高壓部分產(chǎn)生很大的影響，比如高壓排汽壓力降低、高壓末級(jí)的焓降增加、排汽濕度增加等?？紤]到抽汽對(duì)高壓末級(jí)葉片的影響，并結(jié)合目前核電市場(chǎng)對(duì)采暖抽汽量的要求，該機(jī)組高排處的最大抽汽量以1 000 t/h為宜，對(duì)應(yīng)的供熱量約為600 MW。按50 W/m2熱指標(biāo)考慮，可滿(mǎn)足約1 200萬(wàn)m2的供熱面積。

3 抽汽方案比較

由于高排抽汽（方案1）和熱再抽汽（方案2） 2個(gè)方案的抽汽參數(shù)不同，因此供熱特性也必然不同。對(duì)上述2個(gè)方案在600 MW供熱量下的抽汽參數(shù)、機(jī)組出力、抽汽管道口徑等進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 抽汽方案對(duì)比

3.1 抽汽參數(shù)

一般來(lái)說(shuō)，抽汽位置越靠近主蒸汽，抽汽的參數(shù)越高，反之則越低。抽汽參數(shù)是衡量蒸汽品質(zhì)的一項(xiàng)重要指標(biāo)，如果抽汽參數(shù)過(guò)高，則容易造成浪費(fèi)；反之，則達(dá)不到要求。采暖供熱需要的抽汽壓力一般以0.2 MPa左右為宜，不宜過(guò)高。

由表2可知：在相同抽汽量下，方案1的抽汽壓力為0.764 MPa，比方案2高0.040 MPa；抽汽溫度為168.5℃，比方案2低91.2 ℃；抽汽焓為 2 489.3 kJ/kg，比方案2低484.6 kJ/kg。可見(jiàn)，方 案1的抽汽參數(shù)明顯高于方案2。對(duì)于水蒸氣而言，較高的壓力和較低的溫度，對(duì)應(yīng)著較小的比體積。因此，方案1的抽汽比體積小于方案2。根據(jù)水蒸氣熱力性質(zhì)可以得到，方案1、方案2的抽汽比體積分別為0.217 4、0.331 6 m3/kg。方案1的抽汽比體積只有方案2的約65.6%。這就說(shuō)明，在相同抽汽量下，方案1所需的抽汽口內(nèi)徑和抽汽管道內(nèi)徑都會(huì)小于方案2，這更有利于抽汽口開(kāi)口及管道排布。

3.2 機(jī)組出

受核島堆功率限制，核電機(jī)組總吸熱量基本保持不變。抽汽量和冷端損失帶走的熱量越少，留在汽輪機(jī)內(nèi)部做功的熱量就越多，機(jī)組出力越大[9-10]。

由表2可知，方案1抽汽剩余的熱量為 1 183.1 MW，比方案1多12.8 MW；機(jī)組出力為 1 141.4 MW，比方案2多10.1 MW；發(fā)電效率為33.35%，比方案2高0.22百分點(diǎn)；綜合效率為41.43%，比方案2高0.43百分點(diǎn)?？梢?jiàn)，方案1機(jī)組剩余的用于做功的熱量多，機(jī)組出力高，發(fā)電效率和綜合效率高，經(jīng)濟(jì)性更優(yōu)。

3.3 抽汽管道口徑

對(duì)于抽汽方案來(lái)說(shuō)，抽汽管道的口徑也是一個(gè)比較重要指標(biāo)，涉及管道的布置、成本等多方面問(wèn)題。一般抽汽管道的流速設(shè)計(jì)值為60 m/s左右，按此標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算2個(gè)方案的抽汽管道口徑。

由表2可知，方案1抽汽壓力高、焓值低，導(dǎo)致抽汽比體積小，相同抽汽量下所需的抽汽口面積約為方案2的80.3%，抽汽管道內(nèi)徑約為方案2的89.6%。抽汽管道內(nèi)徑小更有利于管道布置，方案更容易實(shí)現(xiàn)，變工況運(yùn)行時(shí)對(duì)機(jī)組汽缸產(chǎn)生的推力也會(huì)更小，機(jī)組運(yùn)行相對(duì)更加安全。

3.4 綜合分析

由上所述，2個(gè)抽汽方案在抽汽參數(shù)、機(jī)組出力、效率以及抽汽管道口徑方面均有較大不同。綜合分析發(fā)現(xiàn)，方案1有以下優(yōu)勢(shì)：1）抽汽焓值低，提供相同抽汽量時(shí)機(jī)組出力減少量更小，在抽汽供熱量為600 MW時(shí)，方案1比方案2的機(jī)組出力高出約10.1 MW；2）抽汽壓力高，抽汽口管徑小，便于汽缸開(kāi)口，抽汽供熱量為600 MW時(shí)，方案1抽汽口內(nèi)徑比方案2偏小10.4%；3）抽汽壓力高，可以不設(shè)置抽汽蝶閥，不涉及蝶閥布置問(wèn)題；4）不需要調(diào)整抽汽壓力，對(duì)主流蒸汽沒(méi)有節(jié)流作用；5）高壓缸為雙分流結(jié)構(gòu)，抽汽不影響機(jī)組推力。

方案1也存在一定限制：1）最大采暖抽汽量受高排末級(jí)葉片強(qiáng)度限制，很難在不采取其他手段的前提下達(dá)到2 000 t/h的抽汽量；2）由于采用非調(diào)整抽汽，高排的抽汽壓力隨著抽汽量加大而不斷降低，導(dǎo)致除氧器抽汽口流速和MSR內(nèi)部蒸汽流速會(huì)略微增加，會(huì)影響除氧效果及再熱效果。當(dāng)然，這些限制可以通過(guò)采取特定的手段進(jìn)行緩解，比如對(duì)高壓末級(jí)葉片進(jìn)行加強(qiáng)處理，在抽汽量偏大時(shí)關(guān)小再熱調(diào)節(jié)閥開(kāi)度來(lái)維持高排壓力等。

綜合以上分析，在1 000 t/h抽汽量等級(jí)前提下，方案1的經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。

4 抽汽量對(duì)機(jī)組的影響

對(duì)于供熱機(jī)組來(lái)說(shuō)，隨著外界熱負(fù)荷的變化，供熱抽汽量也隨之變化。因此在運(yùn)行時(shí)，要根據(jù)熱負(fù)荷的變化情況，實(shí)時(shí)調(diào)整抽汽量。抽汽量變化時(shí)，機(jī)組的功率又會(huì)隨之變化。為避免功率的波動(dòng)，供熱機(jī)組一般都會(huì)通過(guò)調(diào)整進(jìn)汽量來(lái)調(diào)節(jié)功率。常規(guī)熱電機(jī)組在對(duì)外供熱時(shí)，為保證機(jī)組出力，可以增加機(jī)組主蒸汽流量，以盡量減少供熱抽汽對(duì)機(jī)組出力的影響。最大進(jìn)汽流量可以增加至額定工況的110%左右。

核電機(jī)組一般運(yùn)行在額定工況，基本上不參與調(diào)峰。且受核島安全因素限制，核島熱負(fù)荷不能超過(guò)額定值，即汽輪機(jī)的最大進(jìn)汽流量不能超過(guò)額定工況的主蒸汽流量，這就導(dǎo)致機(jī)組抽汽時(shí)出力必然降低。以額定工況機(jī)組出力為基準(zhǔn)，采用方案1時(shí)，不同抽汽量與機(jī)組功率關(guān)系曲線(xiàn)如圖3所示。

圖3 抽汽量與機(jī)組功率變化量關(guān)系曲線(xiàn)

由圖1可見(jiàn)，抽汽量與機(jī)組功率變化量成線(xiàn)性關(guān)系。抽汽量300 t/h時(shí)，降低機(jī)組出力43.8 MW，約占機(jī)組額定出力的3.5%；抽汽量500 t/h時(shí)，降低機(jī)組出力73.0 MW，約占機(jī)組額定出力的5.8%；抽汽量1 000 t/h時(shí)，降低機(jī)組出力143.0 MW，約占機(jī)組額定出力的11.4%。以此類(lèi)推，可以根據(jù)此線(xiàn)性關(guān)系推算出不同抽汽量對(duì)機(jī)組出力的影響。

5 需要注意的問(wèn)題

AP1000核電機(jī)組對(duì)外供熱時(shí)，除了要考慮機(jī)組功率降低、抽汽口布置等內(nèi)部問(wèn)題以外，還需考慮抽汽負(fù)荷范圍、功率控制方式、抽汽系統(tǒng)安全性等方面的問(wèn)題。

5.1 允許負(fù)荷范圍

由前所述，熱電機(jī)組熱負(fù)荷與電負(fù)荷存在耦合關(guān)系。在一定電負(fù)荷下，存在最大抽汽量；在一定抽汽量下，存在最小的電負(fù)荷。對(duì)于該機(jī)組，抽汽時(shí)主要考慮以下2個(gè)與負(fù)荷有關(guān)的問(wèn)題：1）要保證低壓缸末級(jí)葉片的最小冷卻蒸汽流量；2）要考慮非調(diào)整抽汽時(shí)抽汽口流速范圍。

為防止末級(jí)葉片因排汽容積流量太小而進(jìn)入鼓風(fēng)狀況，對(duì)應(yīng)額定背壓條件下，低壓缸最小冷卻流量約為額定排汽流量的30%。經(jīng)計(jì)算，高排抽汽1 000 t/h時(shí)保證低壓冷卻流量前提下的機(jī)組負(fù)荷約為42%。同時(shí)，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降低，抽汽口壓力降低，抽汽比體積增加，抽汽口流速會(huì)不斷加大，抽汽管道容易出現(xiàn)振動(dòng)、噪聲大等問(wèn)題。綜合以上考慮，該機(jī)組抽汽時(shí)推薦的負(fù)荷為50%~100%額定負(fù)荷。

5.2 功率控制

機(jī)組抽汽后，存在熱、電2種負(fù)荷，不再是單一的電負(fù)荷。此時(shí)，就不能簡(jiǎn)單地再以電負(fù)荷來(lái)評(píng)估機(jī)組或者核島是否超負(fù)荷運(yùn)行。根據(jù)汽輪機(jī)原理，汽輪機(jī)的出力與第一級(jí)的級(jí)前壓力存在對(duì)應(yīng)關(guān)系；而第一級(jí)的級(jí)前壓力只和流量有關(guān)，可以涵蓋發(fā)電與供熱2個(gè)方面的負(fù)荷。因此，此時(shí)要嚴(yán)格按照第一級(jí)級(jí)前壓力與負(fù)荷關(guān)系曲線(xiàn)來(lái)控制機(jī)組負(fù)荷；而且為防止核島超負(fù)荷運(yùn)行，第一級(jí)級(jí)前壓力不能超過(guò)額定工況設(shè)計(jì)值[11-13]。

在抽汽時(shí)，由于再熱需要的抽汽量發(fā)生變化，導(dǎo)致實(shí)際進(jìn)入高壓缸第一級(jí)級(jí)前的流量發(fā)生變化，同時(shí)機(jī)組負(fù)荷也與純凝工況不同，所以機(jī)組第一級(jí)級(jí)前壓力與負(fù)荷關(guān)系曲線(xiàn)會(huì)與純凝工況有所不同。如果仍采用純凝工況的關(guān)系曲線(xiàn)，會(huì)導(dǎo)致汽輪機(jī)多進(jìn)汽、核島超負(fù)荷運(yùn)行，為整個(gè)核電機(jī)組帶來(lái)安全隱患，所以核電機(jī)組對(duì)外供汽后一定要及時(shí)更換控制系統(tǒng)中的第一級(jí)級(jí)前壓力與負(fù)荷關(guān)系曲線(xiàn)。

高排抽汽1 000 t/h和純凝工況下的第一級(jí)級(jí)前壓力與負(fù)荷關(guān)系曲線(xiàn)如圖4所示。

由圖4可見(jiàn)：在額定進(jìn)汽量下，第一級(jí)級(jí)前壓力為5.16MPa；抽汽1 000 t/h時(shí)，汽輪機(jī)的功率最大值為1 141.4 MW，此時(shí)進(jìn)汽量已經(jīng)達(dá)到額定值，如果再增加負(fù)荷，則存在汽輪機(jī)核島超負(fù)荷問(wèn)題，因此必須要對(duì)出力進(jìn)行限制。

圖4 第一級(jí)級(jí)前壓力與負(fù)荷關(guān)系曲線(xiàn)

5.3 抽汽系統(tǒng)安全

1）供熱抽汽的投入、退出應(yīng)盡量緩慢進(jìn)行，供熱抽汽投入、退出前后汽輪機(jī)的主蒸汽調(diào)節(jié)閥、抽汽蝶閥應(yīng)盡量不參與動(dòng)作。

2）需要注意供熱抽汽調(diào)節(jié)閥意外全開(kāi)時(shí)，供熱抽汽量會(huì)額外增加，會(huì)引起高排末幾級(jí)葉片運(yùn)行環(huán)境惡化，負(fù)荷越高時(shí)惡化程度越嚴(yán)重，長(zhǎng)時(shí)間在此情況下運(yùn)行可能引起高排末幾級(jí)葉片損壞[14-15]。

3）如果不設(shè)置抽汽蝶閥，為保證額定工況及部分負(fù)荷工況都能抽出最大抽汽量，需要抽汽管道及抽汽調(diào)節(jié)閥保留足夠的余量。在不同負(fù)荷下，通過(guò)調(diào)整抽汽調(diào)節(jié)閥的開(kāi)度來(lái)保證汽輪機(jī)抽出相同的供熱抽汽量。如果設(shè)置抽汽蝶閥，則抽汽蝶閥盡 量不參與抽汽量調(diào)節(jié)[16-18]。抽汽管道上的閥門(mén)布置盡量靠近汽輪機(jī)側(cè)，以減少抽汽管道長(zhǎng)度對(duì)汽輪機(jī)的影響。

4）高排供熱時(shí)抽汽往往帶有10%~14%的濕度，這就導(dǎo)致抽汽管道中有可能出現(xiàn)積水。為避免供熱抽汽管道中積水疏水不暢，可以將一級(jí)換熱站水平高度設(shè)計(jì)為略低于抽汽口水平高度，利用重力收集積水并進(jìn)行集中疏水，或者在抽汽口設(shè)置波紋板分離器，抽汽除濕后再進(jìn)入一級(jí)換熱站進(jìn)行換熱。

6 結(jié) 語(yǔ)

1）對(duì)AP1000核電機(jī)組的供熱抽汽方案進(jìn)行了研究分析，對(duì)比了不同抽汽方案對(duì)機(jī)組的功率影響及對(duì)抽汽系統(tǒng)的要求，并分析了核電機(jī)組抽汽時(shí)需要注意的問(wèn)題。分析結(jié)果顯示，高排抽汽對(duì)機(jī)組功率影響最小，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)，熱再抽汽對(duì)機(jī)組功率影響最大。

2）需要注意的是，本文僅對(duì)核電機(jī)組的常規(guī)島部分的抽汽方案選型及安全性進(jìn)行了簡(jiǎn)要分析，而對(duì)蒸汽核輻射問(wèn)題及常規(guī)島與核島之間控制配合的問(wèn)題還需要進(jìn)一步的研究論證。

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Study on heat supply scheme for AP1000 nuclear steam turbine

ZHOU Zhengdao1, HUA Zhigang1, BAO Weiwei2, ZHANG Xiaohui2, LI Jihong2, ZHAO Jintao3

(1. State Power Investment Corporation, Beijing 100033, China; 2. SPIC Central Research Institute, Beijing 102209, China;3. SPIC Henan Electric Power Co., Ltd., Zhengzhou 450016, China)

Nuclear power units has low fuel cost, zero pollutant and carbon dioxide discharge, using nuclear power unit to supply heat can better meet the needs of social and economic development in China. By taking an AP1000 third generation million-kilo watt level nuclear power unit as an example, this paper compares and analyzes two heat supply schemes including high-level extraction and hot re-extraction extraction, and introduces the influence of each extraction scheme on economy and safety of the unit. The results show that, the high-discharge extraction scheme is the most economical scheme and has a better comprehensive technical economy.

AP1000, nuclear steam turbine, nuclear power unit, heat supply, steam extraction, economy

TM623.7

A

10.19666/j.rlfd.201905153

周正道, 華志剛, 包偉偉, 等. AP1000核電機(jī)組供熱方案研究及分析[J]. 熱力發(fā)電, 2019, 48(12): 92-97. ZHOU Zhengdao, HUA Zhigang, BAO Weiwei, et al. Study on heat supply scheme for AP1000 nuclear steam turbine[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(12): 92-97.

2019-05-14

周正道(1970)，男，高級(jí)工程師，主要從事發(fā)電生產(chǎn)管理，zhouzhegndao@spic.com.cn。

（責(zé)任編輯 劉永強(qiáng)）