AP1000核電機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.國家電力投資集團有限公司，北京 100033；2.國家電投集團中央研究院，北京 102209；3.國家電投集團河南電力有限公司，河南 鄭州 450016）

核電機組燃料成本低，無污染物和二氧化碳排放，因此核能機組供熱能更好滿足我國社會經濟發展的需要。本文以AP1000三代百萬核電機組為例，對高壓缸排汽抽汽、再熱熱段抽汽等2個供熱方案進行了對比分析，并介紹了各抽汽方案對機組經濟性、安全性等方面的影響。結果顯示：高壓缸排汽抽汽方案的經濟性最優，具有更好的綜合技術經濟性。

AP1000；核電汽輪機；核電機組；供熱；抽汽；經濟性

與常規熱電機組相比，核能供熱由于其低碳清潔、效果顯著、熱成本可控、價格具有競爭力等優勢，成為集中供熱的理想熱源。近年來，核能供熱逐漸成為行業內研究的熱點，各大電力公司聯合制造廠、設計院、科研院所等已經開始研究核能供熱的有效方案。目前，國外有58座核電機組采取熱電聯產方式為區域居民供熱，供應建筑面積達7 000多萬m2。自1964年瑞典阿杰斯塔反應堆開始民用供熱以來，全球共建設了200多座池式反應堆，積累了1萬多堆年的安全運行經驗。其中，通過常規島汽輪機抽汽實現供熱的熱電聯產方案是一個技術比較成熟、可行性比較高的技術方案。海陽核電一期工程已經確定為百萬m2核能供暖示范項目，同時已經開展為青島提供5 000萬m2核能供熱二期準備工作和為青島、煙臺、威海提供1億m2核能供熱三期論證工作。為了比選出經濟可靠的熱電聯產供熱方案，本文以AP1000核電機組為例，對可能實現的高壓缸排汽（高排）抽汽、再熱熱段（熱再）抽汽等[1-3]2個抽汽方案進行比較，分析各方案對機組經濟性、安全性的影響。

1 機組概況

AP1000是引進美國西屋公司的世界最先進的第三代壓水堆核電技術，浙江三門一期和山東海陽一期核電項目是該技術的2個自主化依托項目。2018年9月、10月，AP1000核電技術的首臺機組浙江三門1號機組和第二臺機組山東海陽1號機組分別通過168 h滿功率連續運行考驗，并成功投入商業運行。

AP1000核電機組常規島汽輪機是由哈爾濱汽輪機廠引進日本三菱公司技術制造的百萬kW等級核電汽輪機。該機組為單軸、四缸六排汽、一次中間再熱、反動、凝汽式汽輪機，由1個雙分流高壓缸和3個雙分流低壓缸組成，配置2級汽水分離再熱器（MSR）和7級回熱抽汽[4-6]。其中1—4號低壓加熱器（低加）抽汽來自低壓缸，5號除氧器抽汽來自高排，6、7號高壓加熱器（高加）抽汽來自高壓缸。AP1000核電機組原則性熱力系統如圖1所示。

圖1 AP1000核電機組原則性熱力系統

該機組額定工況下高壓缸進汽壓力為5.53 MPa，進汽溫度為270.3 ℃，高壓缸排汽壓力為1.0 MPa，凝汽器壓力為4.0 kPa，功率可達到125萬kW。高壓缸效率設計值為81%，低壓缸效率設計值為76%。機組的主要技術規范見表1。

表1 機組主要技術規范

Tab.1 Main specifications of the unit

與常規熱電機組相比，核電機組的熱力參數有2個特點：一是蒸汽品質低，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號低加）溫度僅161.6 ℃；二是主蒸汽流量大，達到約6 800 t/h，比1 000 MW等級超超臨界機組的主蒸汽流量還要高出約4 000 t/h。所以，核電機組不僅蒸汽參數更適合采暖供熱，而且單臺機組可以具有更大供熱能力。

2 供熱方案

2.1 供熱技術

常規熱電機組一般采用抽汽供熱技術實現供熱。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。除主蒸汽抽汽和乏汽回收供熱技術外，其余抽汽供熱技術均可稱為中間抽汽供熱技術[7-8]。可見，中間抽汽供熱技術是目前供熱尤其是采暖供熱最重要的一種供熱技術。

核電機組與常規熱電機組的熱力參數雖然有明顯不同，但是熱力循環的原理相同，因此核電機組的供熱技術可以參考常規熱電機組的供熱技術選取。如果直接用主蒸汽進行供熱，一定程度上會對蒸汽品質形成浪費，并不經濟；用乏汽回收供熱也可以排除，因為核電機組的排汽量很大，如果為了供熱而提高排汽壓力運行，會對機組的出力及效率產生很大的負面影響：所以，選擇中間抽汽供熱技術較好。

2.2 抽汽位置

核電機組采用中間抽汽供熱技術，與常規熱電機組主要區別在于抽汽位置。根據核電機組蒸汽流程，可供抽汽的位置有高壓缸、冷再、熱再以及低壓缸。由于在汽缸內抽汽時，需要布置很大的抽汽口，這將大大增加機組的結構尺寸。核電機組的尺寸本來就很大，如果再布置大的抽汽口，機組的設計難度將增大。可見，在冷再和熱再管道上抽汽相對比較可行。AP1000核電機組抽汽示意如圖2所示，2個抽汽位置分別對應高排抽汽和熱再抽汽2個抽汽方案。

圖2 AP1000核電機組抽汽示意

常規熱電機組高排蒸汽進入再熱器吸熱，再熱器熱量由鍋爐提供。由高排進入再熱器的蒸汽量越多，再熱蒸汽占主蒸汽的份額越高，機組的平均吸熱溫度就越高，對應的循環熱效率就越高。因此，常規熱電機組如果在冷再抽汽，將對機組的經濟性產生不利影響。核電機組的蒸汽發生器沒有再熱功能，高壓缸排汽進入MSR后，由主蒸汽供汽對其進行加熱并除濕。當核電機組在冷再進行抽汽供熱時，MSR供汽流量將減少，實際進入高壓缸的蒸汽流量增加，高壓缸實際做功增加，反而有利于機組經濟性的提高。

2.3 抽汽量

該機組低壓末級葉片長度為1 375 mm，排汽面積為17.8 m2，每個低壓缸需要的最小冷卻流量為350 t/h。低壓部分有3個低壓缸，總的最小冷卻流量為1 050 t/h。在額定工況下，該機組高壓排汽量為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。但是抽汽量過大時會對高壓部分產生很大的影響，比如高壓排汽壓力降低、高壓末級的焓降增加、排汽濕度增加等。考慮到抽汽對高壓末級葉片的影響，并結合目前核電市場對采暖抽汽量的要求，該機組高排處的最大抽汽量以1 000 t/h為宜，對應的供熱量約為600 MW。按50 W/m2熱指標考慮，可滿足約1 200萬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個方案的抽汽參數不同，因此供熱特性也必然不同。對上述2個方案在600 MW供熱量下的抽汽參數、機組出力、抽汽管道口徑等進行對比，結果見表2。

表2 抽汽方案對比

3.1 抽汽參數

一般來說，抽汽位置越靠近主蒸汽，抽汽的參數越高，反之則越低。抽汽參數是衡量蒸汽品質的一項重要指標，如果抽汽參數過高，則容易造成浪費；反之，則達不到要求。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，方 案1的抽汽參數明顯高于方案2。對于水蒸氣而言，較高的壓力和較低的溫度，對應著較小的比體積。因此，方案1的抽汽比體積小于方案2。根據水蒸氣熱力性質可以得到，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%。這就說明，在相同抽汽量下，方案1所需的抽汽口內徑和抽汽管道內徑都會小于方案2，這更有利于抽汽口開口及管道排布。

3.2 機組出

受核島堆功率限制，核電機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，留在汽輪機內部做功的熱量就越多，機組出力越大[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；機組出力為 1 141.4 MW，比方案2多10.1 MW；發電效率為33.35%，比方案2高0.22百分點；綜合效率為41.43%，比方案2高0.43百分點。可見，方案1機組剩余的用于做功的熱量多，機組出力高，發電效率和綜合效率高，經濟性更優。

3.3 抽汽管道口徑

對于抽汽方案來說，抽汽管道的口徑也是一個比較重要指標，涉及管道的布置、成本等多方面問題。一般抽汽管道的流速設計值為60 m/s左右，按此標準計算2個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%，抽汽管道內徑約為方案2的89.6%。抽汽管道內徑小更有利于管道布置，方案更容易實現，變工況運行時對機組汽缸產生的推力也會更小，機組運行相對更加安全。

3.4 綜合分析

由上所述，2個抽汽方案在抽汽參數、機組出力、效率以及抽汽管道口徑方面均有較大不同。綜合分析發現，方案1有以下優勢：1）抽汽焓值低，提供相同抽汽量時機組出力減少量更小，在抽汽供熱量為600 MW時，方案1比方案2的機組出力高出約10.1 MW；2）抽汽壓力高，抽汽口管徑小，便于汽缸開口，抽汽供熱量為600 MW時，方案1抽汽口內徑比方案2偏小10.4%；3）抽汽壓力高，可以不設置抽汽蝶閥，不涉及蝶閥布置問題；4）不需要調整抽汽壓力，對主流蒸汽沒有節流作用；5）高壓缸為雙分流結構，抽汽不影響機組推力。

方案1也存在一定限制：1）最大采暖抽汽量受高排末級葉片強度限制，很難在不采取其他手段的前提下達到2 000 t/h的抽汽量；2）由于采用非調整抽汽，高排的抽汽壓力隨著抽汽量加大而不斷降低，導致除氧器抽汽口流速和MSR內部蒸汽流速會略微增加，會影響除氧效果及再熱效果。當然，這些限制可以通過采取特定的手段進行緩解，比如對高壓末級葉片進行加強處理，在抽汽量偏大時關小再熱調節閥開度來維持高排壓力等。

綜合以上分析，在1 000 t/h抽汽量等級前提下，方案1的經濟性最優。

4 抽汽量對機組的影響

對于供熱機組來說，隨著外界熱負荷的變化，供熱抽汽量也隨之變化。因此在運行時，要根據熱負荷的變化情況，實時調整抽汽量。抽汽量變化時，機組的功率又會隨之變化。為避免功率的波動，供熱機組一般都會通過調整進汽量來調節功率。常規熱電機組在對外供熱時，為保證機組出力，可以增加機組主蒸汽流量，以盡量減少供熱抽汽對機組出力的影響。最大進汽流量可以增加至額定工況的110%左右。

核電機組一般運行在額定工況，基本上不參與調峰。且受核島安全因素限制，核島熱負荷不能超過額定值，即汽輪機的最大進汽流量不能超過額定工況的主蒸汽流量，這就導致機組抽汽時出力必然降低。以額定工況機組出力為基準，采用方案1時，不同抽汽量與機組功率關系曲線如圖3所示。

圖3 抽汽量與機組功率變化量關系曲線

由圖1可見，抽汽量與機組功率變化量成線性關系。抽汽量300 t/h時，降低機組出力43.8 MW，約占機組額定出力的3.5%；抽汽量500 t/h時，降低機組出力73.0 MW，約占機組額定出力的5.8%；抽汽量1 000 t/h時，降低機組出力143.0 MW，約占機組額定出力的11.4%。以此類推，可以根據此線性關系推算出不同抽汽量對機組出力的影響。

5 需要注意的問題

AP1000核電機組對外供熱時，除了要考慮機組功率降低、抽汽口布置等內部問題以外，還需考慮抽汽負荷范圍、功率控制方式、抽汽系統安全性等方面的問題。

5.1 允許負荷范圍

由前所述，熱電機組熱負荷與電負荷存在耦合關系。在一定電負荷下，存在最大抽汽量；在一定抽汽量下，存在最小的電負荷。對于該機組，抽汽時主要考慮以下2個與負荷有關的問題：1）要保證低壓缸末級葉片的最小冷卻蒸汽流量；2）要考慮非調整抽汽時抽汽口流速范圍。

為防止末級葉片因排汽容積流量太小而進入鼓風狀況，對應額定背壓條件下，低壓缸最小冷卻流量約為額定排汽流量的30%。經計算，高排抽汽1 000 t/h時保證低壓冷卻流量前提下的機組負荷約為42%。同時，當機組負荷降低，抽汽口壓力降低，抽汽比體積增加，抽汽口流速會不斷加大，抽汽管道容易出現振動、噪聲大等問題。綜合以上考慮，該機組抽汽時推薦的負荷為50%~100%額定負荷。

5.2 功率控制

機組抽汽后，存在熱、電2種負荷，不再是單一的電負荷。此時，就不能簡單地再以電負荷來評估機組或者核島是否超負荷運行。根據汽輪機原理，汽輪機的出力與第一級的級前壓力存在對應關系；而第一級的級前壓力只和流量有關，可以涵蓋發電與供熱2個方面的負荷。因此，此時要嚴格按照第一級級前壓力與負荷關系曲線來控制機組負荷；而且為防止核島超負荷運行，第一級級前壓力不能超過額定工況設計值[11-13]。

在抽汽時，由于再熱需要的抽汽量發生變化，導致實際進入高壓缸第一級級前的流量發生變化，同時機組負荷也與純凝工況不同，所以機組第一級級前壓力與負荷關系曲線會與純凝工況有所不同。如果仍采用純凝工況的關系曲線，會導致汽輪機多進汽、核島超負荷運行，為整個核電機組帶來安全隱患，所以核電機組對外供汽后一定要及時更換控制系統中的第一級級前壓力與負荷關系曲線。

高排抽汽1 000 t/h和純凝工況下的第一級級前壓力與負荷關系曲線如圖4所示。

由圖4可見：在額定進汽量下，第一級級前壓力為5.16MPa；抽汽1 000 t/h時，汽輪機的功率最大值為1 141.4 MW，此時進汽量已經達到額定值，如果再增加負荷，則存在汽輪機核島超負荷問題，因此必須要對出力進行限制。

圖4 第一級級前壓力與負荷關系曲線

5.3 抽汽系統安全

1）供熱抽汽的投入、退出應盡量緩慢進行，供熱抽汽投入、退出前后汽輪機的主蒸汽調節閥、抽汽蝶閥應盡量不參與動作。

2）需要注意供熱抽汽調節閥意外全開時，供熱抽汽量會額外增加，會引起高排末幾級葉片運行環境惡化，負荷越高時惡化程度越嚴重，長時間在此情況下運行可能引起高排末幾級葉片損壞[14-15]。

3）如果不設置抽汽蝶閥，為保證額定工況及部分負荷工況都能抽出最大抽汽量，需要抽汽管道及抽汽調節閥保留足夠的余量。在不同負荷下，通過調整抽汽調節閥的開度來保證汽輪機抽出相同的供熱抽汽量。如果設置抽汽蝶閥，則抽汽蝶閥盡 量不參與抽汽量調節[16-18]。抽汽管道上的閥門布置盡量靠近汽輪機側，以減少抽汽管道長度對汽輪機的影響。

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

6 結 語

1）對AP1000核電機組的供熱抽汽方案進行了研究分析，對比了不同抽汽方案對機組的功率影響及對抽汽系統的要求，并分析了核電機組抽汽時需要注意的問題。分析結果顯示，高排抽汽對機組功率影響最小，機組經濟性最優，熱再抽汽對機組功率影響最大。

2）需要注意的是，本文僅對核電機組的常規島部分的抽汽方案選型及安全性進行了簡要分析，而對蒸汽核輻射問題及常規島與核島之間控制配合的問題還需要進一步的研究論證。

［1］ 崔玉嶺. 1 030 MW機組供熱改造項目抽汽汽源選擇[J]. 中國設備工程, 2017(8): 157-158.

CUI Yuling. Selection of extraction steam source for 1 030 MW unit heating reform project[J]. China Plant Engineering, 2017(8): 157-158.

［2］ 于俊紅. 熱電聯產機組對外供熱系統抽汽方式優化[J]. 中國高新技術企業, 2016(11): 37-38.

YU Junhong. Optimization of the pumping mode of external heating system of cogeneration units[J]. China High-Tech Enterprises, 2016(11): 37-38.

［3］ 孫軼卿. 不同抽汽參數下的供熱機組節能分析[J]. 中國新技術新產品, 2015(23): 73.

SUN Yiqing. Analysis of energy saving of heating units under different pumping parameters[J]. China New Technologies and New Products, 2015(23): 73.

［4］ 李智旺, 余海鵬, 包偉偉. 某引進型百萬核電汽輪 機熱力系統優化[J]. 內蒙古科技與經濟, 2017(10): 102-103.

LI Zhiwang, YU Haipeng, BAO Weiwei. Optimization of thermal system of an introduction of millions of nuclear power turbines[J]. Inner Mongolia Science Technology and Economy, 2017(10): 102-103.

［5］ 核電廠常規島(壓水堆)汽輪機規范: GB/T 35683—2017[S]. 北京: 中國標準出版社, 2017: 17-18.

Specifications for steam turbines in conventional island of nuclear power plant (PWR): GB/T 35683—2017[S]. Beijing: China Standards Press, 2017: 17-18.

［6］ 王成, 閻昌琪, 王建軍. 核電汽輪機抽汽系統參數優化[J]. 哈爾濱工程大學學報, 2017, 38(4): 588-594.

WANG Cheng, YAN Changqi, WANG Jianjun. Parameter optimization of a turbine extraction system in a nuclear power plant[J]. Journal of Harbin Engineering University, 2017, 38(4): 588-594.

［7］ 包偉偉, 孫桂軍, 李賀萊, 等. 600 MW超臨界空冷 機組雙背壓低真空供熱改造[J]. 熱力透平, 2017(4): 252-257.

BAO Weiwei, SUN Guijun, LI Helai, et al. Retrofitting for low-vacuum heat supply with dual back-pressure in a 600 MW supercritical air-cooling unit[J]. Thermal Turbine, 2017(4): 252-257.

［8］ 付懷仁, 包偉偉, 張敏, 等. 當前主流供熱改造技術的靈活性及經濟性分析[J]. 熱力透平, 2019, 48(2): 99-104.

FU Huairen, BAO Weiwei, ZHANG Min, et al. Flexibility and economy analysis of mainstream current heating transformation technology[J]. Thermal Turbine, 2019, 48(2): 99-104.

［9］ 王建國, 邵會福. 核電汽輪機組出力特性淺析[J]. 內蒙古科技與經濟, 2017(12): 78-79.

WANG Jianguo, SHAO Huifu. Analysis of the output characteristics of nuclear power turbine units[J]. Inner Mongolia Science Technology and Economy, 2017(12): 78-79.

［10］ 黃國棟, 許丹, 丁強, 等. 考慮熱電和大規模風電的電網調度研究綜述[J]. 電力系統保護與控制, 2018, 46(15): 162-170.

HUANG Guodong, XU Dan, DING Qiang, et al. Review of grid dispatching considering thermal power and large-scale wind power integration[J]. Power System Protection and Control, 2018, 46(15): 162-170.

［11］ 劉波. 核電站汽輪機組一次調頻邏輯優化方案[J]. 產業與科技論壇, 2018, 17(12): 51-52.

LIU Bo. Primary frequency control logic optimization scheme for steam turbine units in nuclear power plants[J]. Industrial & Science Tribune, 2018, 17(12): 51-52.

［12］ 中廣核工程有限公司, 中國廣核集團有限公司. 核電系統、汽輪機及其堆機協調控制方法與裝置: 201711127812.2[P]. 2018-04-13[2019-04-30].

Zhongguang Nuclear Engineering Co., Ltd., China Guanghe Group Co., Ltd. Nuclear power systems, turbines and their reactor coordinated control methods and devices: 201711127812.2[P]. 2018-04-13.

［13］ 田青旺. 海陽核電1號機組汽輪機控制和保護系統儀控調試[J]. 中國核電, 2017, 10(3): 320-325.

TIAN Qingwang. I &C commissioning for the turbine control and protection system of Haiyang unit 1[J]. China Nuclear Power, 2017, 10(3): 320-325.

［14］ 趙坤, 王永軍. 熱電聯產機組對外供熱系統抽汽方式優化[J]. 建筑工程技術與設計, 2018(24): 4365.

ZHAO Kun, WANG Yongjun. Optimization of the pumping mode of external heating system of cogeneration units[J]. Architectural Engineering Technology and Design, 2018(24): 4365.

［15］ 中國神華能源股份有限公司, 北京國華電力有限責任公司, 河北國華滄東發電有限責任公司. 汽輪機 抽汽供熱系統: 201721696783.7[P]. 2018-06-15[2019-04-30].

China Shenhua Energy Co., Beijing Guohua Electric Power Co., Ltd., Hebei Guohua Cangdong Power Generation Co., Ltd. Steam turbine extraction heating system: 201721696783.7[P]. 2018-06-15[2019-04-30].

［16］ 陳海鑫. 純凝機組高排抽汽供熱安全性分析及對策[J]. 浙江電力, 2017, 36(1): 35-38.

CHEN Haixin. Analysis and countermeasure for safety of extraction heating from HP cylinder exhaust of condensing[J]. Zhejiang Electric Power, 2017, 36(1): 35-38.

［17］ 林玥廷, 張維奇, 林英明, 等. 考慮燃煤機組健康度與負荷轉移的連鎖故障供防控策略[J]. 電力系統保護與控制, 2019, 47(17): 101-108.

LIN Yueting, ZHANG Weiqi, LIN Yingming, et al. Control strategy of cascading failures considering the health degree of coal-fired units and load transfer[J]. Power System Protection and Control, 2019, 47(17): 101-108.

［18］ 中國神華能源股份有限公司, 北京國華電力有限責任公司, 三河發電有限責任公司. 抽汽供熱結構和電廠蒸汽機組供熱系統: 201610236158.8[P]. 2016-08-31[2019-04-30].

China Shenhua Energy Co., Ltd., Beijing Guohua Electric Power Co., Ltd., Sanhe Power Generation Co., Ltd. Exhaust heating structure and steam unit heating system of power plant: 201610236158.8[P]. 2016-08-31[2019-04-30].

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核電機組供熱方案研究及分析[J]. 熱力發電, 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，高級工程師，主要從事發電生產管理，zhouzhegndao@spic.com.cn。

（責任編輯 劉永強）