核能综合利用：核能向石化园区供应水热电氢多元化产品的技术方案及未来展望汇报人：侯平利工学博士前沿技术专家理事-中国核学会核能综合利用分会中广核工程有限公司设计院2023年3月31日2CONTENTS目录1研究背景2核能综合利用总方案3核能综合利用子方案4未来工作计划5结论和建议头脑风暴3氢巴充电宝（核常兼备氢动巡回班车；工信部许可）备用电源-60kW仪控系统配套加氢站业务（核服下能源科技公司资质、环保）配套制氢站业务（环保公司、蓄冷电价、直供电）东部氢能走廊（陆丰、惠州、大亚湾、阳江、台山，核电+海风基地，大湾区）辐射东南沿海-粤、桂、闵当工程研发遇到产业发展4000辆燃油车（清洁能源集团最大的碳排放源）可再生能源及核能耦合氢能（谷电消纳、氢储能、氢能经济）大亚湾基地示范（业主兴趣、课题资助、南网变电站储能合作）头脑风暴当场景研发客串市场开发核能远距离课题（长输蒸汽管网技术成熟、）按图索骥（西中岛管委会、大连石化拜访电厂高层）跨海输汽（电厂拜访钦州石化局、自贸区管委会）跨省输汽（苍南-福鼎宁德时代基地）湾区输汽（大鹏-大亚湾石化）供热经济性（供汽替代供暖？）常年持续稳定需求研究背景第1部分5研究背景1中国将力争于2030年前达到碳达峰、2060年前实现碳中和。各行业亟需零碳能源替代原有高碳能源。金山银山不如绿水青山；多元产品供应，进一步拥抱民生，提高核能友好度降低温排水排放压力富余核能消纳，提高电站综合盈利；小堆供热供水国电投核能供热已投运；中核也在积极布局6为什么需要核能综合利用1.1核能面临的“危”与“机”•机：核能融入综合能源新系统7单一规划、设计、运行、利用综合规划、设计、运行、利用核能综合利用在两个维度展开：纵向看传统核能综合利用模式仍有潜力可挖应利用新兴技术深入精细化推进横向看核能应与其他新能源横向广泛联合，大力推动以核能为中心的多能互补综合能源利用系统的应用输出辅助服务产品，提升核能友好度，并进一步提升核能系统在整个能源系统中的价值。一能多用核能多能融合为什么需要核能综合利用研究背景11.1能源梯级利用是能源合理利用的一种方式，如图所示。不管是一次能源还是余能资源，均按其品位逐级加以利用。高、中温蒸汽先用来发电（或用于生产工艺），低温余热用来向住宅供热、海水淡化。所谓能量品位的高低，是用它可转换为机械功的大小来度量。核能综合利用的特点8核能综合利用发展趋势研究背景11.2综合能源时代下的核能综合利用并不排斥传统的核能综合利用方式，相反，它包容了纵向维度——深入推动核能梯级利用，横向维度——核能系统广泛联合多种能源子系统。两个维度互相促进，相互耦合。这样既能高效利用核能，又能使核能提高灵活性。综合能源时代的核能综合利用9核能综合利用发展趋势研究背景11.2核能综合利用三个发展阶段10核能综合利用发展趋势研究背景11.2研究背景1国家政策及集团要求1.3国家战略•国家《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》提出开展核能制氢等核能领域科技研发，使核能为建设“美丽中国”贡献更多力量。政策引导•2017年12月，发改委、能源局等十部委联合印发的《北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）》，要求“研究探索核能供热，推动现役核电机组向周边供热”。产业指导•2019年10月30日，国家发改委第29号令颁布的《产业结构调整指导目录》将核能综合利用（供暖、供汽、海水淡化等）列入鼓励类。蓝天保卫战•2018年7月，国务院印发《打赢蓝天保卫战三年行动计划》，要求“有效推进北方地区清洁取暖”，从实际出发采取燃煤采暖替代措施；“安全高效发展核电”。地方政策•《山东省核能中长期发展规划（2020～2035年）》《山东省氢能产业中长期发展规划（2020—2030年）》《山东省关于加快发展海水淡化与综合利用产业的意见》对核能综合利用做出了具体的规划安排。要求新建核电机组从设计阶段将热电联供纳入建设方案，并与主体工程同步建设。•辽宁省“十四五”规划：安全有序发展核电推广核能综合利用•浙江省能源“十四五”规划征求稿提出围绕核电基地探索建设零碳未来城（园），鼓励开展核能供热等综合利用。11各能源业务板块现状研究背景1集团发展现状1.412研究背景1发展前景1.5由单一供能走向综合供能具备天然优势发展以核能为中心的综合能源系统13研究背景1核能综合利用工作思路1.6兼顾多目标：低碳、蓝天保卫战、大规模消纳、温排水问题形成多元化产品组合考虑经济性推动由核电到核能的战略转变1核4轴多能互补1415核能综合利用概况1国内外进展1.7区域核能供热项目情况国外核能供暖：上世纪70年代起，瑞士7.5%、斯洛伐克5%的供暖来自核电站，匈牙利、保加利亚、罗马尼亚、俄罗斯、乌克兰和捷克也使用核能供暖。工业蒸汽：加拿大BruceA核电站,瑞士Gusgen、印度RAPS、德国Stade等也曾提供工业蒸汽。国内中核秦山核电厂：南方首个核能供暖项目田湾核电厂：对其3、4号机进行改造向外供汽，用户为30km外化工园区的3家企业，使用低压蒸汽，用汽参数压力最高1.0MPa.a，温度150～180℃，最大用汽量600t/h。2022年5月27日，第一罐混凝土在田湾核电蒸汽供能项目能源站正式浇筑。福清核电厂：供汽项目可研报告、初步设计已完成。供热管道总长60km，向石化产业园提供工业蒸汽。平均热负荷700t/h。国电投2019年11月15日，国家电投山东核电建成“国家能源核能供热商用示范工程”。2020年12月12日，国家电投山东核电建成世界首个水热同传实践工程。2021年5月，由国家电投山东核电与清华大学联合建设的“水热同产同送”科技示范工程在山东海阳投运，将海水直接变成95℃的高温高品质淡水；国家能源核能供热商用示范工程二期450万㎡供热项目正在建设，在2021年11月投入运行。序号项目进展1红沿河项目•近距离：东北地区首个核能供暖项目投运•远距离：通过科研方式支持了市场开发，西中岛石化园区表达了大规模工业供汽需求，管委会与中石油大连石化领导多次拜访电厂业主2防城港项目•市内：启动了核能供汽项目可行性研究及尖峰计划课题研究，对其在役机组进行改造向外供汽，用户为25km之外的中铝公司，使用低压蒸汽，最大用汽量400t/h。•跨市：设计院配合电厂调研了隔壁的钦州湾石化基地，钦州石化局及多家企业表达了核电直供电、核能供汽、海上风电需求。3招远项目•承接了集团核能综合利用设计论证DOAM任务，将核能综合利用纳入了十四五商业计划•项目附近的裕龙石化4000万吨炼化一体化项目是极好的用汽场景4陆丰项目•设计院配合业主对大南海、甲东石化基地开展了蒸汽、淡化市场调研•电厂及所在地对海水淡化需求较大•拟依托尖峰计划开展沿海氢能高速通道示范项目，为未来陆丰核电、海上风电制氢及消纳波动电力探索5惠州项目•惠州市政府关心生态核电发展，业主有兴趣开展核能蒸汽供冷；惠州石化园区用汽潜力较大6苍南项目•将核能综合利用纳入了十四五商业计划，委托设计院开展了核能+零碳未来岛核能综合利用专项可研•对宁德时代福鼎电池基地开展了蒸汽需求调研7其他项目•台山项目，储能、制氢；宁德核电，附近有工业蒸汽需求；玉屏，积极开展供汽技术研究研究背景1集团各基地核能综合利用工作状态及潜力1.716国内核电厂正在推进的核能供热项目研究背景1国内各基地核能综合利用工作状态1.8江苏核电负责厂区热源工程建设。徐圩新区江苏方洋集团负责外网输汽管线设计和建设。徐圩新区洋井石化集团负责热负荷用户落实和园区内管网建设。核电设计分界：核电站厂区围墙外一米处。核电售汽模式：与管网建设单位签订了供汽协议。国内核电厂正在推进的核能供热项目研究背景1国内各基地核能综合利用工作状态1.8p应用大型商用核能远距离区域热能供技术，实现分布式区域热电联产热能用户覆盖。利用热交换加热产生三回路热能远距离输送技术要求。p通过核能—热能大规模工业&民用应用创新，减少核电周边燃煤用量，实现工业园区核能清洁供能，利用核能应用高“能源倍增系数”优势促进企地共赢，为新型城镇化建设提供一体化能源解决示范方案。推广远景，以一城一核电模式解决北方地区冬季供热雾霾问题。探索建设核能大数据中心建立核能供热规划促进产业集聚培育和延伸核电关联产业链ü探索规划建设秦山核电大数据关联产业集聚中心。ü使用核电蒸汽驱动溴化锂冷却的方案，数据中心PUE将实现1.3的优质指标。ü打造世界级核电数据中心谷，成为核电热能应用的突破口。ü依托示范项目，以浙江省新能源示范省建设为抓手，修编秦山核电核能供热产业规划。一期以输送最高效的20公里半径为试点，建立核能综合利用专项规划区。ü示范项目建成，逐步拓展供能范围。ü充分利用核能应用高“能源倍增系数”优势，促进大数据中心、高端造纸、化工、食品、现代农业等零碳用能等产业聚集。ü通过本项目的核能分布式应用技术开发，将在系统技术上，相关设备研究制造上，产生很多的新产品、新技术，为核电关联产业发展带来强劲动力。ü试点核电+开发收益激励等机制。ü促进新厂址开发。秦山核电核能综合利用发展思路6山东核电核能综合利用实施及规划研究背景1国内各基地核能综合利用工作状态1.8核能综合利用总方案第2部分20供热技术技术特征优势不足总体评价超远距离输送蒸汽采用特种保温、绝热管托等综合措施，实现了低能耗输送蒸汽技术大大突破常规蒸汽输送距离，可达35~60km。系统简单，敷设成本低核电蒸汽温度低，35公里以上距离存在到户温度不足问题本技术面向的工业蒸汽用户负荷可全年持续消纳核能。成本相对较低。长距离大温差供热采用大温差技术，增加供回水温差，同样供热量下，降低泵送流量，使远距离供热更经济可行技术上供热距离可达40~100km造价达1亿元/km,60km以上供热成本超过40元/GJ,按目前热价盈利难本技术用于民用取暖，存在负荷季节性变化，夏季无法消纳核能汽水接力供热先供汽，再供热，增加供热距离，同时兼顾多种用户需求利用低成本的长输蒸汽技术，可供应蒸汽同时利用热水管网供暖需考虑汽、热负荷的季节性不同步问题适宜供热距离20~80km的工业蒸汽、城市集中供热等多样化综合供能需求水热同送共享管道输送淡化水和热，在用户侧末端实现水热分离和消纳输水无需新建管道，且热网无回水管，节省投资技术较新，还有待发展。需建设大规模淡化厂适合有大规模供暖、淡水需求的区域集中供热技术对比核能综合利用总方案2非电产品技术经济性初步调研评价2.121长输技术是利用吸收式换热机组将供暖回水温度由常规的60-70℃降低到20-30℃，输送相同热量所需的循环水量下降45-50%，循环水量大幅度减少使得长距离输送具备了经济可行性。主要技术措施：设置中继泵站，为热网循环水提供压头，克服运输过程的管路压损；开展管网水力计算，避免局部超压和汽化；通过优化中继泵启停时间、设置防水锤旁通阀和水击泄放阀等手段可以有效降低管网水锤的风险；采用聚氨酯保温聚乙烯外护预制实现直埋管道的保温。长输热水供暖方案核能综合利用总方案2非电产品技术经济性初步调研评价2.122国内已有超远距离输送蒸汽、同时降低管网运行管损的超远距离输送蒸汽技术，并有实际运行业绩。该技术可将蒸汽管网输送距离提升至60公里，大大突破了设计规范限定的范围。其现行技术2015~2019年期间实际工程案例检测结果表明：p供热半径达到35~60kmp压降每公里约为0.01~0.025MPap温降每公里2~5℃以内右图为输送距离20公里蒸汽管道在雪中的场景，管道介质压力1.0Mpa，温度300度。该图表明，蒸汽管道保温隔热效果非常好，外表面积雪、积冰情况明显。超远距离输汽管道保温效果展示蒸汽输送技术核能综合利用总方案2非电产品技术经济性初步调研评价2.123蒸汽等级消耗热量kJ/tonkJ/kg锅炉效率标准煤耗kg/ton标煤价格元/kg蒸汽燃料成本低位元/ton蒸汽燃料成本高位元/ton4MPa460℃326138029307.60.9123.650.8~198.92123.651.6MPa201℃270874029307.60.9102.690.8~182.16102.69各种方式蒸汽生产成本比较，核能蒸汽优势显著，为核能供汽及开发纯供热大堆奠定基础：行业公开资料显示，核能蒸汽出厂成本约120元/吨；燃煤热电联产蒸汽成本100-124元/吨；天然气锅炉蒸汽成本262元/吨。燃煤热电联产蒸汽成本估算蒸汽成本调研核能综合利用总方案2非电产品技术经济性初步调研评价2.124蒸汽成本调研参考行业公开资料核能综合利用总方案2非电产品技术经济性初步调研评价2.1核能综合利用总方案2非电产品技术经济性初步调研评价2.1核能在供应工业蒸汽、蒸汽采暖、海水综合利用等方面技术可行性和经济性均较好26碳中和背景下与石化行业的对接行业需求调研核能综合利用总方案22.2石化行业作为工业部门中高能耗、重排放的行业之一，其生产过程涉及大量的化石燃料燃烧和非燃烧工艺反应，是温室气体排放的重要源头。在碳达峰、碳中和背景下，在各个生产过程中渗透以碳的零排放措施也成为石化企业的不二选择，积极拥抱可再生能源、核能，也是大势所趋。石化园区聚集化、一体化、协同化发展的趋势正在形成，也为大规模消纳核能提供了前提条件。核电厂向石化企业提供蒸汽、直供电，以减少燃煤锅炉的使用；核能-氯碱工业联合，以减少石化企业煤制氢过程排放（国内炼化企业需外购大量氢气），还可就近消纳氯气；石化园区解决发展氯碱工业用地难题；未来可考虑小型堆与石化园区就近建设。“目前多个石化基地存在碳排放配额不足、无法新上燃煤自备电厂的问题…”——中石化广州工程公司技术部总经理2021.3.27石化园名称距核电厂距离现状规划广西钦州石化产业园距防城港核电10km，需跨钦州湾目前产值500亿左右。中石油炼化一体化转型升级等项目正在公示，总投资500亿，有蒸汽需求。2020-2035总体发展和产业发展规划，计划通过近中远三期工程，力争到2035年炼油加工能力达到4000万吨/年，乙烯、芳烃各500万吨/年，产值规模超万亿的世界级高端石化产业航母。揭阳大南海国际石化综合工业园距陆丰核电54km目前已签约投资额近千亿战略目标：世界级炼油基地、国家级新型石化产业示范区汕尾东海岸石化基地距陆丰核电30km作为大南海石化的拓展区列入陆丰十四五发展规划裕龙石化距招远核电14km一期已启动建设，为4000万吨/年炼化一体化项目，总产值超万亿二期因碳配额不足及资金问题，无法立项西中岛石化工业园距红沿河核电58km已签约中石油大连石化，受碳配额影响，蒸汽供应未解决规划4000吨/小时以上蒸汽规模行业需求调研核能综合利用总方案22.2实施设想总体方案设想核能综合利用总方案22.329供热供热方案衍生海水化工类型子方案1：1000吨/h级工业蒸汽供应子方案2：3100吨/h级工业蒸汽供应子方案3：小堆子方案4：百吨级蒸汽供暖子方案5：水热同传子方案6：汽暖联合子方案7：海水淡化子方案8：水氢盐碱多联产子方案9：沿海氢能高速通道重点子方案研究规划核能综合利用总方案22.430核能综合利用子方案第3部分子方案1—1000吨/h级工业蒸汽供应目标：常年大规模消纳核能311000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.132总体方案：核能对外供汽采用转换蒸汽的方式，厂内部分需新增热力站、海水淡化设置、除盐水站，厂外部分设置长输蒸汽管网、再热站，由于距离远，不设回水管线，由用户自行回收凝水。供汽稳定性：为满足机组大修期间供汽连续问题，中压、低压供汽分别采取一用一备；在用户侧，电厂的蒸汽汇入园区蒸汽管网，利用园区现有的电厂作为备用。凝水回收热网补水（海淡+除盐）制备再热站厂内改造技术方案国方案、风险与收益21000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.1以低压供汽为例，采取如图所示的技术方案：二回路主蒸汽为热源通过蒸汽转换器生产三回路饱和蒸汽，再通过蒸汽再热器用主蒸汽将其加热到过热蒸汽外供，类似CPR机组成熟的STR系统。机组每吨主蒸汽抽汽影响发电出力约0.239MW，主蒸汽消耗量与外供汽量比值约为1.28。厂内改造主要增加蒸汽转换器（2×50%）、蒸汽再热器（2×50%）、补水除氧器3种常规设备，以及海淡和除盐水设施。33方案、风险与收益2厂内改造技术方案国1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.134红沿河核电厂对西中岛石化园远距离供汽，经济因素非常重要，课题组认为项目的潜在效益也十分关键园区规划限制：西中岛石化园在现有的燃煤机组规划、碳排放总量限制下，后期很有可能被迫上马燃气机组，用汽价格更贵，本项目经济性优势凸显。碳减排收益：核电每外供一吨蒸汽，可减少0.26吨二氧化碳排放，近期碳交易价格约为60元/吨。随着双碳行动进展，未来石化企业有可能纳入碳交易市场，一期工程每小时减排二氧化碳260吨，有着不错的收益，而且会越来越大。水汽同卖：我们的除盐水随着蒸汽一起卖给了用户，可以考虑再收一笔水费。不考虑经济性，项目既是大型供汽项目，也是大型海淡项目，宣传亮点多。社会影响：国内最大的核电基地（之一）与国内最大的石化基地（之一）的合作，东北两个最大的能源工程之间的优势互补，国内最长的供汽距离（63公里），开行业先河。1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.1防城港项目调研35背景介绍1.钦州港石化基地是西南地区重点石化产业基地，与防城港市相邻，公路距离防城港核电厂20公里，处于供汽经济距离范围内。石化基地所需的中压和低压蒸汽参数在核电供汽的参数范围内，技术上没有障碍。2.钦州港石化基地目前吸引了中石油、华谊集团等特大型企业的入驻，上下游产业链条长、产品种类丰富，有大量的蒸汽需求。目前，基地蒸汽2024年的短期需求缺口为1485.5吨/小时（低压蒸汽），长期更大。然而，配套的火力发电厂受到“3060”政策的影响上马困难，天然气锅炉产汽成本过高。石化基地对低碳能源供应具有很强的需求，钦州市石化产业发展局党组书记、局长杨永冲非常希望中广核防城港核电厂能向石化基地供应蒸汽。3.连接防城港与钦州市的龙门港大桥正在基础施工，未来可作为蒸汽管道跨海的支撑。防城港核电厂与钦州港石化基地蒸汽管道路径距离短、征地方便。4.在“3060”双碳背景下，核电参与石化基地蒸汽供应对基地持续发展具有重要意义，将为钦州市碳配额配置打开新的空间。石化产业发展局冲表示将积极推动核能供汽纳入钦州市能源发展规划。1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.1项目优势1.钦州港石化基地是核能综合利用非常好的对象：距离防城港核电厂20公里，国内难得的离电厂近距离的大用户；参数合适，石化所需的中压和低压蒸汽正好在核电对外供汽的参数范围内；短期需求量1485.5吨/小时，远超过正在开展的红沿河供暖、防城港对中铝的供汽项目，相当于0.5台机组的全部热值；时间匹配，石化基地2024年需要蒸汽供应，现在启动，工程上赶得及；石化基地正在建设，已有多个大型企业进驻，可持续运营数十年，合作稳定且周期长。2.核电厂对外供汽，技术上不存在障碍，国内已有案例，设计院已开展过技术研究和可行性论证；经济效益好过发电，投资收益率在10%以上；社会效益明显，符合国家政策，满足地方需要；对业主、对集团是非常有利的。钦州湾西侧，尽量利用现有的核电周边乡村公路，敷设外供管网，钦州湾东侧，利用现有的园区道路。管网从核电厂出来后，沿着海岸及乡村公路向东北侧敷设大约3km，至盐田港附近，再转向海底隧道，沿着海底敷设大约4km，从龙门港南侧登陆，进入石化园区，沿南港大道，抵达滨海公路，总共大约10.4km跨海方案盾构机挖掘隧道段3.3km航道用汽密集区核电厂盾构机开隧方案，施工技术成熟，适合距离较远、起点终点有陆地的海底隧道。集团内案例：台山、陆丰均有海底隧道，招远核电拟建成本为每km6千万~1.4亿元，取决于地质、土方量等1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.11000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.1港区及航道规划设计图大隧道方案（容纳五根管道）长输蒸汽供应、淡化水供应、氢气供应处于长输蒸汽管网技术经济适用能力范围之内甲东石化园区陆丰项目1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.139招远项目1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.140蒸汽流量ton/hCton/aCO2ton/aSO2ton/aNOXton/a烟尘ton/a1500972615.8358794524127.722811.615597.7工业供汽-环保效益分析1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.1蒸汽等级消耗热量kJ/ton标准煤低位发热量kJ/kg锅炉效率标准煤耗kg/ton标准煤碳排放值tC/tce标准煤CO2排放值tCO2/tceSO2t/tceNOXt/tce烟尘t/tce4MPa460℃326138029307.60.9123.650.692.540.01650.01560.00961.6MPa201℃270874029307.60.9102.690.692.540.01650.01560.0096工业供汽年度环保效益计算过程供汽量1500t/h下的CO2减排量，占2017年辽宁省CO2排放总量7.289亿吨的0.49%。41受影响的主要功能系统包括：功能/系统原有设计主要影响反应堆功率控制G模式下，蒸汽发生器热负荷输出满足发电功率负荷要求。在旁路系统投入时，根据汽轮机功率和汽轮机冲动室压力整定功率作为最终功率整定值进行控制。在汽轮机投自动模式时采用电功率作为汽轮机负荷参考值进行控制。蒸汽发生器热负荷输出要满足发电负荷和供汽负荷的需求。在抽汽投入的工况下，电功率、汽轮机阀门开度还需考虑供汽负荷，程序定值和表征信号需要根据不同工况下的抽汽运行方式进行调整。平均温度控制堆芯平均温度与功率成线性稳态运行方案。采用二回路功率整定的平均温度给定值。由于增加抽汽，相应的程序定值需要适应性调整。控制系统联锁C3/C4/C21/C22堆降负荷启动汽轮机快速降负荷。适应性调整汽轮机和抽汽系统的快速降负荷方案。研究汽轮机和抽汽系统的快速降负荷方案，降负荷速度和方式不超出核岛控制要求。反应堆保护系统停堆停机信号。停堆时增加关闭抽汽系统，同时启动备用机组的抽汽。汽轮机旁路控制汽轮机负荷锐减时（甩负荷、脱扣）瞬时出现一二回路功率不一致时，投入旁路控制系统按程序排放。增加抽汽后，需要根据抽汽和汽轮机负荷锐减的多种情况，适应性研究和调整旁路控制系统的排放程序。需要考虑抽汽正常时，汽轮要甩负荷时程序不做修改可能造成二回路蒸汽流量过大，超过设计工况。蒸发器水位控制根据二回路负荷整定的水位整定值与实侧水位偏差，加上给水流量和蒸汽流量差值信号前馈调整给水阀开度进行水位控制。二回路负荷表征变化，需要适应性调整。汽轮机及常规岛辅助系统控制汽轮机调节、凝结器、疏水系统控制等。根据反应堆、抽汽系统和汽轮机系统匹配和经济性考虑根据变化进行适应性调整。对外供汽对核电厂影响分析1000吨/h级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.1增加抽汽，需对原有控制方式进行适应性调整。未发现颠覆性问题。核能综合利用子方案第3部分子方案2—3100t/h级工业蒸汽供应目标：温排水抑制43额定工况下，单台机组废热排放为1782MW根据计算机仿真模拟，供汽1500t/h时，可减少温排放840MW在总供汽3100t/h左右时，可减少一台机组的全部温排放根据初步计算，减少一台机组的温排放，即可解决部分核电厂的温排水问题3100吨级工业蒸汽供应核能综合利用子方案33.244核能综合利用子方案第3部分子方案3—小型堆45小型堆核能综合利用子方案33.3ACPR50S海上小型堆是中广核集团自主研发的模块化、多用途海上浮式核动力平台。特点1）多用途：ACPR50S海上小型堆具有供电、工业供汽、海水淡化、热电联产等多种用途；2）绿色低碳：ACPR50S海上小型堆发电过程温室气体近零排放，与标煤相比，每年可减排45.34万吨CO2，产生的环保效应相当于种植了0.12万公顷森林；3）应用范围：以ACPR50S靠岸应用（停靠在海边，为近岸用户服务）为主，陆上条件允许时，还可考虑上岸应用。4）目标客户：主要包括滨海工业园区、近岸岛礁等领域的综合能源供给。46反应堆主回路压力：8.0MPa出口水温：278ºC流量：3195t/h。中间回路压力：8.8MPa出口水温：243ºC流量：3120t/h。用户管网回路压力：1.6MPa蒸汽温度：230ºC流量：260t/h。低压蒸汽0.6MPa中压蒸汽1.0~1.6MPa电力供应50MW发电装置匹配性：需考虑二次加热加压以满足高热参数工业用户需求NHR200-Ⅱ型小堆蒸汽发生器出口蒸汽为1.6MPa、230℃的过热蒸汽，仅能够满足工业区内热参数较低的工业用户，需考虑采用二次加热加压以满足园区内高热参数工业用户需求或考虑引入匹配性更高的高温气冷堆。小型堆核能综合利用子方案33.3核能综合利用子方案第3部分子方案4—百吨级蒸汽供暖目标：清洁供暖、季节性消纳核能48核能综合利用子方案3百吨级供暖方案3.4技术概述技术要点：首站隔离，远距离输汽，汽水接力49核能综合利用子方案第3部分子方案5—水热同传50水热同传技术概念：在电厂内将生产的海水淡化水作为热网水送入热网，在用户端淡水放热后，经水处理向周边供应淡水。可节省一根回水管线。应用分析：1.火电领域并无实际应用，海阳核能供热二期拟采用该技术；2.可以与核能蒸汽供暖技术结合使用；3.水热同产技术对于沿海缺水地区小堆选址极有帮助，解决小堆供暖供汽没有淡水水源的问题。水热协同生产核能综合利用子方案33.551核能综合利用子方案第3部分子方案6—汽暖联供52供汽子方案衍生：汽热同送汽热联供核能综合利用子方案33.6总体来说，就是先供汽，再供热，通过供汽+供热的方式增加供热距离，同时兼顾多种用户需求。其主要优势体现在以下几个方面:（1）输送靠自身压力，不用循环泵，无运行成本;（2）由于蒸汽密度只有水密度的1/300，回水管相对较小，也可不设回水管，将凝结水转为就近供水;（3）使用和输送过程中不用考虑静压，不用考虑地势高差和距离长短，管道可输送到40km以上也不会有什么问题;（4）蒸汽热网可以采用架空敷设，节约投资;（5）可以满足多种热用户的需要，实现工业用户与城市居民用户双受益。53将工业供汽与民用供暖结合，可节省单独建设蒸汽供暖管线造价。核能综合利用子方案第3部分子方案7—海水淡化54海水淡化核能综合利用子方案33.7l红沿河海水温度在-1.0~24.5℃，冬季海水温度比较低，不满足膜法海水淡化进水要求l循环水温排水温升在8-10℃，利用循环水温排水进行膜法海水淡化可行，红沿河海水淡化项目实际已应用l若对外供汽3100t/h，则需要配套的淡化水规模在9.3万吨/天，按10万吨设计，需要的温排水量约30万吨/天l占地：海淡占地约400mx150m，海淡+除盐总占地约400mx200ml利用核电厂的低压蒸汽进行热法海水淡化，为了提升制水比，热法海水淡化的进水也利用循环水温排水，可以消耗一部分温排水和蒸汽，但同时也会排放一部分温排水l若按10万吨海淡计，需要压力约0.035MPa、温度约75℃的蒸汽420t/hl配置：4套2.5万吨/天的MED，后续仍需除盐处理l占地：海淡占地约350mx150m，海淡+除盐总占地约350mx200m55红沿河配套方案主要技术参数低温多效热法反渗透膜法操作温度℃~70常温(10~45)主要能源蒸汽、机械能（热能、电能）机械能（电能）蒸汽消耗t/m30.1-0.150电能消耗kWh/m31.2~2.03~5产品水质（ppmTDS）<10<500对海水水温敏感度不敏感敏感优点-对海水预处理要求低-出水品质好-投资低-能耗低具体采用哪种海水淡化技术，需要结合具体项目的地理位置、规模大小、海水水质、气候条件以及技术与安全性等实际条件而定。根据红沿河项目厂址条件分析，红沿河采用膜法、热法从技术角度分析均可行p海淡部分技术对比：海水淡化核能综合利用子方案33.756红沿河配套方案序号项目低温多效热法膜法海淡电价(0.385)电价（0.25）电价(0.385)电价（0.25）一建设投资（万元）1100001100007500075000二运维成本（每年，万元）3447523562809068681蒸汽费315982135000以抽汽导致的核电厂发电量下降来计2电费20501385377725553药剂费327327131313134膜或滤芯更换费用00250025005职工工资及福利费500500500500三单位制水成本（元/吨水）~13.1~9.354.33.88折旧费未考虑贷款利息等序号项目低温多效+除盐膜法海淡+除盐电价(0.385)电价（0.25）电价(0.385)电价（0.25）一建设投资（万元）135000135000110000110000二运维成本（每年，万元）366642512793737818考虑蒸汽价格三单位制水成本（元/吨水）~17.6~12.76.45.7折旧费未考虑贷款利息等p海淡部分经济分析：p除盐水制水成本：海水淡化核能综合利用子方案33.757红沿河配套方案核能综合利用子方案第3部分子方案8—水氢盐碱多联产58水氢盐碱多联产核能综合利用子方案33.859大连石化、上海卓然（拟投资钦州湾石化）对该技术表示出浓厚的兴趣核能综合利用子方案第3部分子方案9—沿海氢能高速通道60沿海氢能高速通道核能综合利用子方案33.961氢能走廊沿海氢能高速通道核能综合利用子方案33.962核电制氢制氢储氢输氢用氢海上风电、核电制氢集团内潜在承担单位：新能源控股、环保公司氢能筹高压储氢有机储氢长管拖车甲苯氢输运天然气管道掺氢-管网分离氢燃料电池电动车-基地公交、通勤车-社会车辆-核电厂用氢-风电调峰调频氢电集团内意向承担单位：设计院申报的尖峰计划；环通公司，正在筹备氢能巴士指标申请沿海氢能高速通道核能综合利用子方案33.963未来工作计划第4部分64未来工作计划465结论和建议第5部分66•核能综合利用符合国家政策方向和核能发展趋势，具有广阔的应用前景；•核能综合利用可以以清洁低价电力减轻地方政府能耗指标压力、推动优质项目落地、改善民生，提升核电形象，解决核电发展中遇到的诸多问题，可有效扩展核能的生存空间；•做好核能综合利用规划有助于核电项目规划与审批、降低竞价上网压力及频繁降功率压力，可促进核电的可持续发展。•核能综合利用是高度交叉的学科，在工程应用的同时，仍需要持续开展成套技术研究、优化研究，进一步提升技术成熟度和经济性。也需要持续跟踪相关前沿技术，进一步做好技术储备，拓展核能综合利用空间。结论67•本报告涉及的核能综合利用领域的供暖、供汽、海淡、制氢、储能等核心技术均较为成熟，工业供汽与石化行业结合有较好的经济性，海水淡化、水热同传、汽暖联供也可配套实施，核能综合利用具备大规模工程化的条件。•共同探索智能与自主控制、创新商业模式等，引领技术进步和长远发展。建议•核能综合利用需要强化组织领导，例如设立核能综合利用专项决策小组、专家咨询团队、专人专岗，统筹协调核能综合利用交叉学科基础研究、方案研发、技术设计、项目决策、产业研究、商业模式、与地方政府及石化等工业领域的合作等，推动核能综合利用业务发展。•提出更具体的水、热、电、氢等需求，与中广核在内的核能企业沟通合作，开展堆型研发或完善堆型设计、运行方式，特别是周边已有核电厂或适宜建设小堆的石化园区。•呼吁国家顶层设计出台措施，建立跨行业沟通机制，引导石化园区关注核能（特别是小堆）和寻找核能企业进行合作：实现双碳目标，减少碳排放，协同发展。谢谢