張臣剛

【摘 要】本文以相同的熱網(wǎng)和熱源條件，對比了在兩例不同的尖峰負荷加熱器配置方案下，某核反應堆的聯(lián)供產(chǎn)能。

【關(guān)鍵詞】小型堆；熱電聯(lián)產(chǎn)；尖峰加熱器；配置方案

0 引言

在我國北方地區(qū)大力推廣采用熱電聯(lián)產(chǎn)供熱機組， 是國家倡導的節(jié)能降耗， 降低排放的電力和熱力生產(chǎn)方式[1]。進入21世紀以來，小型核反應堆以其安全性高、經(jīng)濟性好和應用靈活的優(yōu)點[2]，得到了全世界范圍內(nèi)的高度關(guān)注，研究和開發(fā)小型堆已經(jīng)成為國內(nèi)外研究熱點，并不斷取得階段性成果，小型堆應用于熱電聯(lián)產(chǎn)將是其重要的應用方向之一，小型堆連接到熱網(wǎng)的方式、連接參數(shù)以及與尖峰負荷加熱器的配置方式等等都對其熱電產(chǎn)能有著很大的影響。本文以兩例技術(shù)方案的產(chǎn)能分析和計算，探討了不同尖峰鍋爐連接方式對小型堆聯(lián)供的影響。

1 基本條件

兩臺熱電聯(lián)產(chǎn)核反應堆機組，單堆熱功率為200MWt，通過汽輪機抽汽供熱，每臺機組熱功率輸出為107MWt， 兩臺尖峰加熱器PH，每臺PH容量為29MWt，在極寒尖峰負荷時候，熱網(wǎng)熱水/回水溫度分別為130/70℃。抽汽輸送管道壓力損失按照8%考慮，加熱器熱端差按照5度考慮。在部分熱負荷供熱的情況下，發(fā)電能力比滿熱負荷時候的高，提高的發(fā)電能力按照熱負荷率線性變化計算。

計算采用的熱負荷曲線如下：

2 方案介紹

2.1 方案一

該方案見圖2，采用PH獨立連接到熱網(wǎng)的方式，采用這種方式在尖峰負荷的時候，PH鍋爐需要分流少部分回水，在由基本負荷向尖峰負荷過渡的時候流經(jīng)BH的回水會有所降低。

根據(jù)基本條件，熱水最高溫度130℃，回水最高溫度70℃，那BH出口溫度也必須要能夠達到130℃才能輸送到熱網(wǎng)中，考慮熱端差的情況下加熱蒸汽的飽和溫度就應該為135℃，對應的飽和壓力為3.13bar，考慮輸汽壓損后最高抽汽壓力需要達到3.38bar，在極寒尖峰負荷的時候，經(jīng)過PH的焓升為253.12kJ/kg，兩臺PH總?cè)萘繛?8MWt，這樣PH的流量為825t/h，經(jīng)過單臺BH的焓升同樣為253.12kJ/kg，根據(jù)每臺機組輸入熱功率107MWt我們可以計算出單臺BH的流量為1521.8t/h，兩臺為3043.6t/h，熱網(wǎng)回水總流量為3868.6t/h。汽輪機在通過抽汽輸出熱功率為107MWt時，其發(fā)電功率為26.6MWe，夏季最高發(fā)電功率為48.7MWe。

2.2 方案二

見圖3，該方案采用PH與BH串聯(lián)后再接入到熱網(wǎng)的連接方式。采用這種方式在基本負荷向尖峰負荷切換的時候，PH鍋爐直接對BH的輸出熱水進行加熱。

在同樣的熱網(wǎng)容量下，極寒尖峰期的回水流量是相同的，根據(jù)2.1節(jié)的計算結(jié)果可見回水總流量為3868.6t/h，每臺機組的流量為1934.3t/h，PH1容量為29MW，這樣我們可以計算出PH1/PH2的焓升為54kJ/kg，PH入口焓為492.4kJ/kg，對應的溫度為117.3度，BH熱端飽和溫度為122.3度，對應的飽和壓力為2.13bar，考慮輸汽壓損后抽汽壓力為2.3bar。

根據(jù)計算，在抽汽輸出熱功率為107MWt時候的抽汽量為164.7t/h，這時候?qū)碾姽β蕿?3.1MWe，夏季發(fā)電功率與方案1相比沒有變化。

3 聯(lián)供能力比較

3.1 方案一

根據(jù)圖1的熱負荷曲線，整個供暖季滿負荷運行時長：1號機為3480小時，2號機為811小時。

1號機整個供暖季都是滿熱負荷，2號機部分熱負荷轉(zhuǎn)化成單機滿負荷運行時長：

●拐點以下區(qū)域平均負荷率0.388，則等效時長為3341.7h；

●拐點以上區(qū)域平均負荷率為0.888，則等效時長為495.1h。

整個供暖季單機滿負荷總時長為8127.8h，總發(fā)電量為2.16億度；非供暖季的發(fā)電量如果按照滿負荷率和100%可用率計算，總發(fā)電量為5.14億度；全年總發(fā)電量為7.3億度，電價按照0.4元/度計，全年發(fā)電收入為2.92億元。按照熱負荷曲線計算出年供暖量為2.14×106GJ，熱價按照28元/GJ計，全年供熱收入0.60億元。這樣，全年熱電收入為3.52億元。

3.2 方案二

同樣，根據(jù)圖1的熱負荷曲線，整個供暖季單機滿負荷運行時長：1號機為3480小時，2號機為811小時。

部分負荷轉(zhuǎn)化為單機滿負荷運行時長：

●拐點以下區(qū)域平均負荷率0.388，則等效時長為2854.2h；

●拐點以上區(qū)域平均負荷率為0.888，則等效時長為477h。

整個供暖季單機滿負荷總時長為7622.2小時，供暖季總發(fā)電量2.52億度；非供暖季兩臺機組的發(fā)電功率與方案一相比沒有變化，總發(fā)電量為5.14億度；全年總發(fā)電量為7.66億度，電價按照0.4元/度計，全年發(fā)電收入為3.06億元；方案二和方案一采用的是同一熱負荷曲線，全年供熱量相同，供熱收入為0.6億元，方案二全年熱電收入3.66億元。

4 結(jié)語

從上述計算可見，在完全相同的熱網(wǎng)和熱源條件下，方案二僅僅通過改變尖峰加熱器的連接方式，就可以增加年收入1400萬元。這主要是因為方案二通過合理地配置PH，使BH的熱水出口參數(shù)大幅度降低，從而使BH的抽汽壓力得以較大幅度降低，抽出的蒸汽在被抽取之前可以更多地做功。因此，在配置尖峰負荷加熱器的時候，建議優(yōu)先選用PH和BH串聯(lián)后直接連接到熱網(wǎng)的連接方式。

【參考文獻】

[1]初立森，李敏，李海峰.供熱機組的熱力與運行特性探討[J].吉林電力，2009.06，37（3）（總第202期）.

[2]楊玨，孫吉良，楊偉國，等.多用途小型堆ACPR100概念設(shè)計[J].原子能科學技術(shù)，2014.10，48（10）.endprint