搜狐体育直播

前言

能源是经济社会发展的重要物质基础，也是碳排放的最主要来源，在保障能源安全的前提下，加快构建清洁低碳安全高效的能源体系至关重要。核能生产过程中不排放温室气体，全寿期碳排放量小，同时具有能量密度高、无间歇性、占地面积小、能抵御极端恶劣自然条件等优点，可为构建以新能源为主体的新型电力系统提供有力支撑。“双碳”背景下，核能发展迈入了崭新的机遇期。作为清洁、高效、安全并且唯一可替代煤电的基荷能源，“双碳”目标的提出在加速能源体系清洁低碳化转型的同时必然会提升核电占比。为实现核能高质量发展，更好地助力实现“双碳”目标，核能将不仅只扮演提供电力的角色，在核能制氢、区域供热、海水淡化等多用途综合利用领域都将发挥功能，起到降碳减排、确保能源安全的重要作用。目前核能多样化应用技术研究的开展在行业内方兴未艾，但仍缺乏清晰明确的顶层技术规划。本文重点关注大型压水堆在综合应用领域的技术路径，分析核能综合应用须关注的重点问题，探索实现综合应用的思路，总结提出核能综合应用的发展方向，为制定核能高质量发展策略规划提供参考。

1 .核能综合利用发展现状

核能是确保能源供应、保证国家安全的重要支柱之一。人类对核能的和平利用始于发电，这也是现今最主要的核能利用形式。全球发电总量中，核能发电比例为 10.4%，根据国际原子能机构（IAEA）的数据显示，截至 2021 年 12 月，全球有 441 座商用核动力反应堆在 32 个国家运行，总装机容量达 394 吉瓦，在建核电机组 52 座，在建核电机组装机容量 54 吉瓦。此外，还有大约 240 座研究堆运行在56 个国家，超过 200 座动力堆为 160 艘以上舰船、潜艇提供着动力。

从能源效率的观点来看，发电只是核能利用的一种形式，能量梯级利用是更为高效的一种方式。2019 年，全球共有 79 座核反应堆（其中部分为多功能）用于海水淡化（10 台）、区域供热（56 台）和工艺供热（32 台），累计有 750 个反应堆年的安全运行经验。

世界第一座商用核电厂建于 20 世纪 50 年代。20 世纪 70 年代和 80 年代，核电建设在世界范围内掀起大浪潮，虽然三次重大核事故在不同程度上影响了核电的发展，但核电技术一直在进步。从第一代实验堆型到现在第三代大型压水堆技术，核电在不断提升安全性的同时也在追求经济性提升。60 余年的发展积累下， 核发电技术已十分成熟，但核能利用的方式绝不仅仅只是发电，对第四代核能系统技术的探索和应用即是核能行业的自我拓展，通过非电应用如核能制氢、高温工艺供热、核能供暖、海水淡化等多种综合利用形式，核能有望突破仅仅提供电力的角色。同时，由于核能行业科技含量高、涉及相关产业广，核能综合利用将推动整个产业链技术革新和改造，实现关联产品更新换代。

“双碳”目标的设立不仅仅要求能源市场进行低碳化转型，各行各业都必须在不断提升发展质量的同时解决碳排放的问题，这将引导化工、制造、食品加工等工业选择更加清洁并稳定的能源。这为核能综合利用提供了非电应用方面的广阔市场，在供热工艺方面，核能可以直接提供加工制造所需的优质低价高温蒸汽，可有效帮助制造工业实现减排目标；在民用供暖方面，核能供暖可有效优化我国北方城市集中供暖系统以燃煤为主的结构，改善冬季空气质量，解决空气污染问题；在制氢方面，因目前的制氢工艺耗能高，在减排目标下，氢能行业面临高质量发展的要求和供应不足的冲突风险，核能制氢高效、零碳，可成为我国氢能行业实现高质量发展的有效保障。

我国在核能发电领域起步较晚，在经过数十年的奋力直追，拥有了“华龙一号”等自主三代核电技术，达到了与世界先进技术并跑的水平。我国核电技术已成功跻身世界强国行列，且在部分领域处于领先水平，要抓住契机，积极探索核能综合利用的各项先进技术，充分掌握自主知识产权，增强国际市场竞争力。

因此，在“双碳”目标的推动下，以“华龙一号”为代表的自主三代大型压水堆作为未来一段时期内我国核电建设的主力堆型，要在除发电领域外，加大强综合利用的广度、深度，主动作为发挥作用。

2.大型压水堆核能综合利用趋势下的发展方向

2.1大型压水堆区域供暖

在供暖领域，热电联产抽汽供暖是最适合大型压水堆的利用方式。大型压水堆可抽取部分二回路蒸汽经场内换热站、电力公司换热站、用户换热站给用户提供稳定、清洁、优质的暖气。整个过程通过蒸汽加热水、水加热水的方式，只有热量的传递而没有任何介质直接接触，十分安全。抽汽供暖一般有主蒸汽抽汽、中间抽汽和乏汽回收供热技术。如果直接用主蒸汽进行换热，一定程度上会对蒸汽品质形成浪费，并不经济；用乏汽回收供热也可以排除，因为核电机组的排汽量很大，如果为了供热而提高排气压力运行，会对机组的出力及效率产生很大的负面影响。因此选择中间抽汽技术较好。考虑布置难度与可行性，核电机组采用中间抽汽技术的最佳位置为高压缸与汽水分离再热器（MSR）连接的排气管道。当进行抽汽供暖时，MSR 供气流量将减少，实际进入高压缸的蒸汽流量增加，高压缸实际做功增加，在最小化影响机组电功率的同时有利于机组经济性提高。

根据目前已成功投产的海阳核能供暖项目和秦山核能供暖项目来看，不同堆型的大型压水堆二回路参数的差异不影响核能供暖项目的实施，因此现有以及后续研发的大型压水堆在蒸汽参数上均满足供暖的要求。从效益来看，以核能供暖的方式替代传统燃煤供暖，可大幅减少环境污染且经济性较好。以海阳核能供暖项目为例，经测算，每个供暖季海阳可节约原煤 10 万吨，减排二氧化碳 18 万吨、烟尘 691 吨、氮氧化物 1 123 吨、二氧化硫 1 188 吨，相当于种植阔叶林 1 000 公顷，并减少环境排放热量 130 万吉焦，同时海阳居民住宅取暖费每建筑平方米下调一元钱，实现了“居民用暖价格不增加、政府财政负担不增长、热力公司利益不受损、核电企业经营做贡献、生态环保效益大提升”。

此外，在规模化推广大型压水堆核能供暖方面，大型压水堆核电站本身已经通过了一系列作为发电定位的标准审批，再开展供暖改造的流程就相对简单。国家每年核准一定规模的核电项目，也为大型压水堆核电站开展热电联产这种供暖模式提供了保障。2030—2040 年，连云港以北的北方沿海地区按照 1 亿千瓦核电装机测算，就可满足 50 亿平方米的供暖需求，可覆盖北方地区 1/4 的冬季取暖需求。如采用水热同产同送技术还可满足 40 亿吨淡水需求。

从技术来看，大型压水堆抽汽供暖不存在关键技术“卡脖子”的情况，但核能供暖项目受地域限制，在不需要集体供暖的地区，因供暖期短、热负荷小、负荷波动大高等缺点而难以实施。因此，大型压水堆要想实现核能供暖需要因地制宜，根据当地的用暖情况规划合理供暖方案。在地处北方集中供暖地区的机组可将管网直接连入集中供暖公司管网，建设成本相对较低，因此可以根据需求尽可能在具有成本优势的范围内扩大供暖面积；在地处非集中供暖地区但有一定供暖需求的机组， 建设成本相对较高，且热负荷小，经济效益相对欠佳，因此可以考虑就近地区供暖， 尽可能缩短管网距离。当前大型压水堆单台机组抽汽最大量约为 1 000 吨 / 小时，

对应热功率约为 600 兆瓦，可满足约 1 200 万平方米的供暖需求。要提高机组核能供暖的效益，在技术层面一方面可以运用新技术减少输暖管道的热量损失，另一方面可以利用机组废热进行再加热提高热利用效率，提升核能供暖项目的经济性。

2.2大型压水堆工业供热

在供热领域，大型压水堆受主蒸汽参数限制应用范围有限，适用于对热源品质要求较低的工业。以“华龙一号”为例，“华龙一号”利用二回路蒸汽经蒸汽转换生产工业蒸汽，实现双重隔离，确保安全供气。单台“华龙一号”纯供热，最大供气约 4 000 吨 / 小时；如进行热电联产，考虑汽轮机最低连续稳定运行要求，最大供气能力约 2 900 吨 / 小时，参数为最高约 5.0 兆帕，260 ℃。在不与额外热源耦合的情况下，适用于“华龙一号”的供热行业主要是造纸及纸浆生产和原油蒸馏。其中因温度参数限制，运用“华龙一号”蒸汽供热进行原油蒸馏得到的产品主要是汽油、石油气、轻石油以及部分煤油。

从效益来看，运用大型压水堆进行供热可以在一定程度上替代行业对燃煤、燃气锅炉的需求，对于相应企业实现减碳排放有积极作用，同时可以提高核电厂的能源综合利用效率。但由于蒸汽参数限制，大型压水堆在工业供热的应用范围比较局限，要想进行大规模推广应用，需要配备中间再加热器或者与其他堆型比如高温气冷堆互相搭配以提高蒸汽参数。此外，国内以核能作为工业热源的研究刚刚起步，项目的经济性有待验证。我国首个工业用途核能供热项目——田湾核电厂蒸汽供能项目建设今年正式拉开序幕。该项目是利用田湾核电 3、4 号机组蒸汽作为热源，将安全、零碳、经济的蒸汽输送至连云港石化产业基地进行工业生产利用， 预计 2023 年底投产供气。据测算，该项目全部建成投运后，每年供气量达 480 万吨，相当于燃煤供气方式等效每年减少燃烧标准煤 40 万吨、二氧化碳 107 万吨、二氧化硫 184 万吨、氮氧化物 263 万吨，环保效益显著。从当前分析判断，如果在核电厂址约 20 千米半径范围内规划相关产业，亦或是在大型工业园区附近建设核能供热项目，一方面可以满足工业领域的供热需求，另一方面也可以降低二氧化碳等温室气体的排放，则该区域经济发展的综合竞争优势将加强，产业发展前景较乐观。

2.3大型压水堆海水淡化

将淡化水厂作为配套设施与核电厂耦合是实现大型压水堆海水淡化的最佳途径。我国已有多个沿海核电厂采用海水淡化技术来解决厂址淡水水源问题，并取得了良好效果。当前主流海水淡化技术均采用热能或电能驱动，大型压水堆完全满足用能需求。因产水能力显著，反渗透法被普遍应用于现有大型压水堆配套的核能海水淡化装置。装置一般分为取水系统、预处理系统、反渗透系统和废液排出系统四个系统。以三门核电厂为例，共有正常 2 用 1 备三列海水淡化装置，产水量为 2×177 立方米/ 小时，运用自清洗过滤器和超滤装置作为预处理系统的一部分， 降低了产水浊度，胶体硅去除率＞ 99%，采用低能耗高脱盐率的反渗透膜组件，能量回收装置回收率可达 45%。从以往运行经验以及海水淡化技术的发展来看，未来海水淡化技术的更新换代不会影响用能需求，配套海水淡化设施依旧是大型压水堆实现核能海水淡化的主要方式。利用核能进行海水淡化可解决规模化应用需要大量清洁动力源的需求，但目前核能海水淡化成本较普通淡水处理设施高出很多，加上核电厂本身的高耗水性，我国现有的核能海水淡化装置基本以供应厂址用水为主，推广进入一般市场具有较高难度。一方面，需要进一步从安全性、环境友好性的角度加大工作，提升公众对于核能海水淡化产出水的可接受度。另一方面当前海水淡化作为大型压水堆的辅助装置，规模较小，要想将核能海水淡化装置进行规模化推广，需要将两者的规模合理匹配，提高经济效益。

3.总结与建议

3.1总结

以“华龙一号”为代表的自主三代大型压水堆技术将是未来相当一段时期内我国核电建设的主力堆型。在“双碳”目标的推动下，除发电领域外，应积极探索加深综合利用的深度，拓宽综合利用的维度，主动作为发挥作用。

根据大型压水堆的蒸汽参数以及已有项目的运行经验，大型压水堆热源稳定、蒸汽量大，非常适合用于区域供暖，其技术可行，改造实现难度较低，经济、环境效益好；在工业供热方面，大型压水堆可独立满足造纸等对热源品质要求较低的工业用热需求，同时，如与其他热源如高温气冷堆进行耦合，则可充分实现堆型优势互补，拓宽应用范围；在海水淡化领域，大型压水堆已积累数十堆年的运行经验，技术可行且十分安全，但目前核能海水淡化规模较小，匹配度不足。因此，建议在大型压水堆综合利用领域，重点关注区域供暖、工业供热、海水淡化领域的开发。

3.2建议

3.2.1技术路线发展建议根据调研和分析结果，对大型压水堆核能综合利用领域的技术发展建议如下：

1.当前压水堆通过发电后用核能电解水制氢成本缺乏市场竞争力，因此不建议在压水堆核能制氢领域开展过多工作。

2.宜充分发挥大型压水堆汽量大、热源稳定的特点，以直接利用核热为目标， 将区域供暖和工业供热作为大型压水堆综合利用的重要手段。区域供暖领域：优 选抽汽供暖技术路线，积极推进地处集中供暖区的机组优先进行供暖改造，做到“能供则供”“应供尽供”，达到快速产业化、规模化的目的，同时，对于地处非集中供暖区但市场需求强烈的机组进行适当改造；工业供热领域：重点关注大型压水 堆 + 高温堆耦合供热的技术路线，合作积累经验，同时，探索大型压水堆与其他形式能源耦合技术的开发，如热泵技术、垃圾焚烧等。

3.结合海水淡化开发利用的巨大潜力和日益增长的淡水需求，利用当前成熟的反渗透核能海水淡化装置运行经验，开展超大型膜法、热膜法海水淡化技术研究，力争突破反渗透膜组件、高压泵、能量回收装置等关键“卡脖子”设备设计技术，降低海水淡化成本，助推核能海水淡化商业化推广。

3.2.2后续工作计划建议

1.优化抽汽供暖系统设计，重点关注机组功率影响，抽汽口布置、抽汽负荷范围、功率控制方式、抽汽系统运行稳定性等问题；优化供暖改造模块化技术，最小化减少改造工期；开展长距离大温差供热技术、冷端余热回收再利用技术研究。

2.依托田湾蒸汽供能等核能供热项目，深入评估供热方案在负荷波动瞬态影响、换热设备故障、机组停堆影响下的运行稳定性和电厂可用性等问题。开展高效蒸汽转换技术研究，进一步提升优化系统热效率。

3.近期以规模化为目标，评估在现有厂址新建海水淡化厂或扩容旧装置的可行性与经济性，研究与核电厂耦合性最佳、经济效益最好的海水淡化装置规模；加大核能海水淡化的宣传力度，提升公众可接受度，为淡化水进入市场做铺垫；开展水热同产技术的研究与试点应用；远期研究热膜法海水淡化、反渗透膜组件、能量回收装置等关键设备与技术，提升海水淡化经济性。

4.鼓励相关企业积极组织开展交流合作，进一步优化核能供暖的可靠性与经济性，积累技术储备，培养一批经验丰富的专业人才。