利用核電余熱的水熱聯產同輸系統應用研究

邰傳民田貫三

(山東建筑大學 熱能工程學院，山東 濟南 250101)

0 引言

北方城鎮采暖能耗隨城鎮化的快速發展而急劇增加，2018年城鎮供暖能耗為2.12億t標準煤[1]，我國北方很多城市出現了熱源不足的現象。與此同時，供熱系統還面臨著能源轉型的壓力，降低碳排放和污染物排放已經成為大趨勢。如何在供熱面積不斷增長的前提下，減煤去煤，實現清潔供熱，已經成為當下亟需解決的難題。

我國北方沿海城市屬嚴重缺水地區，城鎮化的快速發展加劇了淡水資源的匱乏。目前，海水淡化是解決沿海地區水資源短缺的有效途徑[2]。但是高能耗依舊是制約這一技術全面推廣應用的主要問題[3]，也不符合節能低碳的發展要求。因此，如何解決海水淡化的高能耗問題，對緩解沿海城市淡水短缺具有重要意義，值得探索和研究。

大力發展清潔能源產業是實現我國碳達峰的基礎，而核能在構建清潔能源體系中的作用不可或缺[4]，近年來我國北方沿海地區全面啟動百萬千瓦核電機組的建設。然而，核電機組由于蒸汽參數低，導致能源利用效率低，大量的乏汽余熱排入海水環境，造成了能量的嚴重浪費。若能夠回收核電余熱用于建筑采暖和海水淡化，將有助于降低供熱和供水成本，緩解水、熱供需矛盾。

目前，針對火電和工業余熱供熱技術的研究較多[5－8]。付林等[9]和LI等[10]提出了“基于吸收式換熱的熱電聯產集中供熱系統”(District Heating System with Co－generation based on Absorption Heat Exchange，Co－ah系統)，以一次網供水為驅動，顯著地降低了一次網回水溫度至25℃，為余熱回收創造了有利條件，大幅提高了供熱能力[11]。針對中小型濕冷機組，李巖等[12]提出一種新型凝汽余熱利用系統可有效降低機組背壓，解決吸收式熱泵投資高和占地大的問題。針對空冷機組在運行過程中出現的綜合能源利用效率降低和空冷凝汽器運行安全受影響等問題，LI等[13]提出了一種基于乏汽余熱利用的新型熱電聯產供熱系統，并進行了系統集成優化研究，系統經濟性得到進一步改善。上述研究對常規余熱的回收具有較高的應用價值。然而，核電機組冬季凝汽器循環水溫度通常<20℃，而且受小容積流量的安全限制，排汽壓力提高幅度十分有限，顯然單獨采用以上技術難以實現乏汽余熱的有效回收。

針對海水淡化制水能耗較高的問題，水電聯產、熱膜耦合是近年來大規模應用的集成工藝[14－15]，冬季回收乏汽余熱提升進料海水溫度[16]，可實現噸水能耗降低27%以上，系統回收率提高至58%。但是，核電機組乏汽余熱量巨大，海水淡化能夠利用的余熱量卻非常有限，而且核電站通常遠離建筑密集的城鎮，導致淡化水輸送成本居高不下，經濟性差，難以實施。

文章以威海市某核電為例，基于水熱同輸理論[17]，提出一種水熱聯產同輸系統，并分析了系統的節能性、環保性和經濟性，以期提高核電余熱回收能力，降低供熱、供水成本，緩解熱源不足和水資源緊缺的難題，有利于減少區域碳排放和污染物排放，為北方沿海地區大型核電機組余熱利用提供指導和參考。

1 核電余熱供熱性能分析

以中國第三代核電自主技術AP1000機組作為研究對象，基本型式為半速、單軸、四缸(1個高壓缸和3個低壓缸)六排汽，汽水分離兩級再熱，額定功率為1 253 MW，末級葉片長度、面積分別為1 375 mm和17.8 m2。額定工況主蒸汽流量為6 799 t/h、額定抽汽流量為1 370 t/h、額定排汽壓力為3.9 kPa、額定排汽流量為2 126 t/h。

(1)最小冷卻流量分析

大型供熱機組通常采用末級葉片馬赫數Mca≥0.23作為約束條件[18]，因此末級最小冷卻流量Q′Gc，min和機組最小冷卻流量QGc，min的計算由式(1)表示為

式中Fb為末級葉片面積，m2；A為末級出口端音速，正常排汽壓力情況下介于391~412 m/s；υc為乏汽比容，m3/kg；m為低壓缸數量；n為單個低壓缸排汽口數量。

最小冷卻流量與排汽壓力之間的關系，如圖1所示。隨著排汽壓力升高，末級葉片和機組最小冷卻流量驟然增加，而對應的機組最大抽汽量則急劇減小。提高機組排汽壓力至7.5 kPa時，末級葉片和機組最小冷卻流量分別為336、2 016 t/h，計算機組最大抽汽流量為1 480 t/h，接近額定抽汽流量。繼續提高排汽壓力，將導致機組最小冷卻流量高于額定排汽流量，影響機組運行安全。

圖1 最小冷卻流量與排汽壓力之間的關系曲線圖

(2)最大抽凝比分析

機組最大抽凝流量比yecf，max和最大抽凝熱量比yech，max的計算由式(2)[19]表示為

式中QGe，max為最大抽汽流量，t/h；he、hc分別為抽汽和乏汽比焓，kJ/kg；hes、hcs分別為抽汽疏水和乏汽凝水比焓，kJ/kg。

機組最大抽凝流(熱)量比與排汽壓力之間關系曲線，如圖2所示。排汽壓力<7.5 kPa時，最大抽凝熱量比始終維持在約0.63；排汽壓力>7.5 kPa時，機組最大抽凝熱量比隨排汽壓力升高而驟減。排汽壓力提高到10 kPa時，最大抽凝比下降至約0.3。

圖2 最大抽凝流(熱)量比與排汽壓力之間關系曲線圖

(3)基于Co－ah技術構建的核電余熱供熱系統應用分析

北方沿海核電機組采用直流海水冷卻方式，冬季凝汽器出口循環水溫度約為12.5~20.5℃，對應的排汽壓力約為2.1~3.2 kPa，低于常規火電廠。核電乏汽余熱的主要特點是品位較低，無法直接加熱熱網水。

乏汽余熱回收率ξech的計算由式(3)表示為

式中QGc，R為回收的乏汽流量，t/h。

基于上述分析，利用Co－ah技術(排汽壓力為7 kPa、回水溫度為25℃)[18]構建核電機組乏汽余熱供熱系統，如圖3所示。由圖3可知，最大抽凝熱量比為0.63，即假如總乏汽熱量為1份，抽汽熱量則為0.63份。余熱回收機組綜合制熱系數COPh約為1.70，即利用0.62份抽汽熱量可提取0.33份乏汽余熱，剩余0.67份乏汽余熱需要通過冷卻裝置排放掉。盡管提高了核電機組的排汽壓力，但乏汽余熱回收率僅為33%，遠低于火電供熱機組，同時還影響了機組發電。

圖3 基于AP1000構建的Co－ah系統圖

2 水熱聯產同輸系統的構建

針對上述問題，文章提出一種利用核電乏汽余熱的水熱聯產同輸系統，如圖4所示。該系統具有較好的余熱回收效果和較高的能源利用效率，可以同時實現供熱和供水。

圖4 水熱聯產同輸系統流程圖

采暖季:開啟閥門V2、V3，關閉閥門V1；非采暖季:開啟閥門V1，關閉閥門V2、V3。

(1)在調峰站設置吸收式換熱機組和電動壓縮式熱泵，將熱網回水溫度降至th。th越低，供熱能力越大。

(2)在長輸網回水管道起始段設置淡化水管，將常溫淡化水(流量Gd、溫度th)輸送至自來水廠補充城市用水。在供水量(流量Gg、溫度tg)一定的情況下，城市淡化水需求量越大，返回至熱源站的淡化水量越小，需要補充的淡化水越多。

(3)返回熱源站的熱網回水(流量Gh、溫度th)與海水反滲透(Seawater Reverse Osmosis，SWRO)系統生產的淡化水(流量G51、溫度tw2)混合(流量Gg、溫度th1)，或淡化水(流量G51、溫度tw2)，進入NO.3凝汽器，加熱至th2，回收乏汽余熱。

(4)混合水或淡化水依次進入余熱回收機組(三級串聯吸收式熱泵，如圖5所示)，在抽汽(流量QGc，2)的驅動作用下，進一步提取乏汽余熱，并將熱網水逐級加熱至th3、th4、th5。

圖5 余熱回收機組連接形式圖

(5)余熱回收機組出水(溫度th5)進入抽汽－水換熱器被加熱至tg。然后，高溫淡水(流量Gg、溫度tg)通過長輸網供水管輸送至調峰站為一次網循環水提供熱量。

(6)直流海水(流量Gw、溫度tw)進入NO.1和NO.2凝汽器吸收乏汽余熱升溫至tw2。將凝汽器循環水出水(流量Gw、溫度tw2)作為SWRO系統的進料海水，生產的淡化水(G51、G52)補充進入熱網回水管。

文章提出的水熱聯產同輸系統具有如下特點:

(1)調整了凝汽器的背壓運行方式

將凝汽器由單背壓改為雙背壓，并聯運行的循環水改為部分串聯運行，如圖6所示，使其能夠適應不同的水溫要求。冬季海水溫度低，NO.1、NO.2凝汽器采用直流海水冷卻方式，便于保持較低背壓，對機組發電有利，同時凝汽器內釋放的乏汽冷凝熱可提高循環水溫度至少>10℃。SWRO系統充分利用這一溫升，實現單位制水能耗大幅降低。NO.3凝汽器進水溫度稍高，導致運行背壓高，不利用機組發電，但利用機組的全部抽汽基本可實現NO.3凝汽器內全部乏汽余熱的提取，具有較高的能源利用效率。

圖6 凝汽器循環冷卻水的連接形式圖

(2)構建了能量的梯級回收流程

水熱聯產同輸系統由NO.1和NO.2凝汽器、NO.3凝汽器、余熱回收機組和抽汽－水換熱器4個加熱環節構成，實現了能量的梯級回收。

(3)采用了供熱系統的雙管輸送方式

雙管輸送方式同時滿足淡化水用水負荷變化和分質供水要求。①用水量小于循環水量時，部分常溫淡化水返回熱源站；②用水量等于循環水量時，無常溫淡化水返回；③用水量大于循環水量時，長輸網供、回水管同時輸送淡化水。采用長輸網供水管輸送二級SWRO系統淡化水作為優質工業用水，能夠有效降低工業企業的生產成本；利用長輸網回水管輸送一級SWRO系統淡化水，與自來水摻混用作居民生活用水，可有效改善供水水質，提升居民生活品質。

3 供熱系統和SWRO系統計算模型

3.1 供熱系統計算模型

水熱聯產同輸系統中，SWRO系統包括NO.1和NO.2凝汽器1個加熱環節，熱網水梯級加熱過程由NO.3凝汽器、余熱回收機組、抽汽－水換熱器3個加熱環節構成，各環節供熱量計算模型如下:

(1)NO.1和NO.2凝汽器加熱:直流海水從凝汽器帶走的余熱量Qc1，由式(4)表示為

式中Gs為直流循環冷卻海水流量，t/h；cp為水的定壓比熱容，kJ/(kg·℃)；tw1、tw2分別為凝汽器進、出水溫度，℃。

SWRO系統吸收的余熱量Qc2由式(5)表示為

式中G1為進入反滲透海水淡化系統的進水流量，t/h。

淡化水與回水的混合水或淡化水從NO.3凝汽器提取的余熱量Qc3，由式(6)表示為

式中Gg為長輸網供水總量，t/h；th1、th2分別為凝汽器進、出水溫度，℃。

(2)余熱回收機組加熱:總供熱量QAPH，包括乏汽供熱量Qc4和抽汽供熱量Qe1，由式(7)表示為

式中th5為余熱回收機組出水溫度，℃；Ge1為進入余熱回收機組抽汽流量，t/h；COPh為余熱回收機組的制熱性能系數。

(3)抽汽－水換熱器加熱:抽汽供熱量Qe2，由式(8)表示為

式中Ge2為進入抽汽－水換熱器的抽汽流量，t/h；th5為長輸網供水溫度，℃。

3.2 SWRO系統計算模型

一級反滲透系統(如圖7所示)滿足以下質量守恒方程，由式(9)表示為

圖7 一級反滲透海水淡化工藝流程圖

回收率Rec和脫鹽率Ry作為表征反滲透系統性能的重要參數[20]，其計算由式(10)表示為

對于能量回收裝置(Energy Recovery Device，ERD)，滿足如下能量守恒方程，由式(11)表示為

P6、P10相對較小，可忽略不計。進入能量回收裝置的原海水流量Q6與排放濃鹽水流量Q10相等。因此，上述公式可簡化，由式(12)表示為

在SWRO系統的運行成本中電能消耗所占的比例最大，是影響膜法制水成本的關鍵因素。SWRO系統中水泵的電耗(WHP、WBP)和系統制水比能耗wRO可由式(13)和(14)表示為

式中Qi為系統中對應點的流量，m3/h；Ci為對應點的質量濃度，kg/m3；Pi為對應點的壓力，MPa；ηERD、ηHP、ηBP分別為能量回收裝置效率、高壓泵效率、增壓泵效率。

4 水熱聯產同輸系統應用案例分析

文章以AP1000核電汽輪機組為原型，構建基于核電余熱利用的水熱聯產同輸系統。項目位于中國北方沿海地區威海市，城市采暖總負荷為5 299 MW，水熱聯產同輸系統承擔采暖負荷為1 328.40 MW，供水規模為42×104m3/d；采暖時間為136 d，核電上網電價為0.389元/(kW·h)，城市用電價格為0.655 9元/(kW·h)；外調長江水、黃河水計費價格分別為4.25、2.965元/m3。以石島灣近岸表層海水的水質情況作為SWRO系統的進水水質參數，海水含鹽量(Total Dissolved Solids，TDS)為29 500~34 200 mg/L、總硬度(碳酸鈣CaCO3)為7 407.85 mg/L、pH值為8.05。SWRO系統采用TM820M－400卷式膜元件，膜元件直徑為20.32 cm、膜面積為37.3 m2、脫鹽率為99.8%、隔網厚度為8.636×10－3m、最大壓力為8.3 MPa，每個壓力容器由8個膜元件串聯而成，高壓泵、增壓泵、ERD能力回收裝置效率分別為0.80、0.77、0.98，SWRO系統總體回收率為40%。

在分析水熱聯產同輸系統的節能性時作了如下假設:

(1)忽略換熱設備的熱損失；

(2)SWRO系統進、出水溫度變化忽略不計；

(3)NO.3凝汽器進水和調峰站出水溫度按20℃考慮；

(4)海水溫度<5℃時，采取循環水回流措施將水溫提高5℃。

4.1 水熱聯產同輸系統設計參數

長輸網供水溫度tg為120℃，一次網供、回水溫度(τg、τh)分別為30、70℃，核電站承擔部分采暖基礎負荷。長輸網(2×DN1400)輸送距離如無特殊情況說明均按50 km。水熱聯產同輸系統主要設計參數見表1。

表1 系統主要設計參數表

4.2 節能效益分析

水熱聯產同輸系統的節能效果體現在以下3個方面:

(1)SWRO系統利用NO.1和NO.2凝汽器內乏汽余熱提高進料海水溫度，從而降低系統單位制水能耗，如圖8所示。采暖季供應淡化水5 712×104m3，滿足城市25%的用水量；利用凝汽余熱生產淡化水，共節省電量2 559.87×104kW·h，具體見表2。供電煤耗率按350 g/(kW·h)計算，相當于采暖季節省8 960 t標準煤。

表2 SWRO系統節省電量表

圖8 給水溫度與單位制水能耗的關系圖

(2)利用NO.3凝汽器內的乏汽余熱對SWRO系統生產的淡化水進行梯級加熱，實現供熱。系統供熱量構成見表3，系統回收乏汽余熱量高達451.01 MW，其中132.84 MW熱量由NO.3凝汽器直接提取，318.17 MW乏汽余熱由余熱回收機組回收。水熱聯產同輸系統每采暖季可利用乏汽余熱量529.95×104GJ，與常規燃煤鍋爐相比(熱效率按80%計算)，扣除供熱對發電的影響，相當于采暖季可節省22.02×104t標準煤。

表3 系統供熱量構成表

(3)利用長輸網供回水管同時實現高溫淡化水和常溫淡化水的輸送，其功能相當于兩根熱水管和一根供水管。三管變兩管，耗電功率由23.80 MW降為8.42 MW，降低了64.6%，采暖季輸送能耗節省耗電量高達5 020.03×104kW·h，相當于節省標準煤1.76×104t。

由此可見，與傳統供熱、供水系統相比，水熱聯產同輸系統采暖季可實現節省標準煤24.68×104t，具有顯著的節能效果。

4.3 環保效益分析

目前，我國供熱能源結構仍以煤為主，近80%存在較高碳排放和污染排放[21]。核電供熱和供水具有清潔低碳等優點，采暖季核電制水消耗電量為13 851×104kW·h，核電供熱量為1 560.92×104GJ，可替代燃煤發電制水和燃煤采暖合計69.71×104t，減少煙氣排放量約為68.85×108m3，減少煙塵、二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫、灰渣排放量分別約為11 014.53、175.42×104、3 223.03、2 834.84、18.00×104t。由此可見，核電乏汽余熱利用的水熱聯產同輸系統具有顯著的減排效果和“零碳”排放的優勢，改善環境作用明顯。

威海市人均水資源占有量為434 m3，屬嚴重缺水地區。地下水的過度開采造成部分地區水位持續下降，水質惡化，生態環境遭受不同程度的破壞。雖然外調水使得地下水超采現象有所緩解，但若外調客水水源發生污染、嚴重干旱，可能導致客水無法引入，影響供水安全。采暖季水熱聯產同輸系統供應淡化水5 712×104m3，有效地緩解供需矛盾，改善生態環境，實現水資源的可持續發展。

4.4 經濟效益分析

水熱聯產同輸系統利用乏汽余熱進行海水淡化和供熱，能夠有效降低海水淡化成本和供熱成本。而且，海水反滲透淡化系統可以與核電站共用一套海水取水、鹽水排放設施，初投資低于傳統的淡化水廠，加之電能在核電廠內供應，電價較低，海水淡化成本得到進一步降低。水熱同輸可同時節省管線投資和輸送電耗，將輸水成本全部折算到供熱成本中，輸水相當于“零成本”。在考慮固定資產折舊及運行成本的前提下，以余熱回收和水熱同輸為主要特征的水熱聯產同輸系統的供熱、供水成本還有進一步降低的空間。

固定資產折舊費作為供熱、供水成本的主要組成部分[22]，其計算公式由式(15)表示為

式中Dc為固定資產折舊費，萬元；Tc為固定資產總投資，萬元；i為年利率，取5%；N為折舊年限，a。余熱回收機組、乏汽－水換熱器、抽汽－水換熱器折舊年限為20 a，淡化裝置的折舊年限為25 a，長輸網的折舊年限為30 a。

供熱能源成本為6.63元/GJ，固定資產折舊費為12.87元/GJ，折算供熱成本為19.50元/GJ，如圖9所示。折算調峰站供熱成本為34.50元/GJ，綜合供熱成本(小區換熱站)為37.30元/GJ，低于常規燃煤熱電聯產供熱成本[23](47.00元/GJ)。

圖9 供熱成本和供水成本圖

SWRO系統淡化水制水成本合計4.38元/m3，其中電力成本為0.95元/m3，如圖10所示。采暖季，將淡化水的長距離輸送成本全部攤入輸熱成本，折算自來水廠處供水成本仍為4.38元/m3，加上城市輸配系統成本0.75元/m3，綜合供水成本約為5.03元/m3，如圖9所示。目前，威海市地表水已經不能滿足城市用水需求。為保障供水安全，威海市自2015年12月份以來已累計使用客水2.5億m3。水利部門統計資料顯示，長江水和黃河水的計量水費分別為4.25、2.97元/m3，但此費用并不包含水處理費、輸配費用等。若考慮上述費用，遠調水供水成本高達7.00~8.00元/m3[24]，遠高于水熱聯產同輸系統的淡化水供水成本。而且，遠調水的水質、水量無法得到保障。

圖10 供水成本構成圖

綜上所述，水熱聯產同輸系統具有非常好的經濟性。

5 結論

文章分析了核電余熱供熱性能，發現利用核電余熱供熱存在余熱回收率低、輸送距離遠等問題。為了增加余熱回收率和降低供熱輸送成本，提出一種水熱聯產同輸系統。結合工程案例分析了系統的節能性、環保性和經濟性，得到如下結論:

(1)采暖季可節省標準煤24.68×104t，具有顯著的節能效果。

(2)采暖季替代燃煤69.71×104t，減少煙氣排放量約為68.85×108m3，煙塵、二氧化碳、氮氧化物、二氧化硫、灰渣排放量分別約為11 014.53、175.42×104、3 223.03、2 834.84、18.00×104t，供應淡化水5 712×104m3，具有極高的環保效益和“零碳”排放的優勢，有效地改善了生態環境，實現水資源的可持續發展。

(3)綜合供熱成本約為37.30元/GJ，低于常規燃煤熱電聯產供熱成本，綜合供水成本約為5.03元/m3，低于外調水供水成本，具有較好的經濟性。