我国核电敏捷业务与制氢业务展望

2023-04-01 13:17  来源:嘿嘿能源heypower    核能供热  核能供热  核能制氢

实现技术上看,核能供汽主要是从核电机组的二回路抽取蒸汽作为热源,经过多级换热,最后经工业用汽管网将蒸汽传递至工业用户。


一、敏捷端业务,指供汽、供热等供电以外的新场景,先确定项目开发方向,再逐步实现产业化。

实现技术上看,核能供汽主要是从核电机组的二回路抽取蒸汽作为热源,经过多级换热,最后经工业用汽管网将蒸汽传递至工业用户。以中核田湾电站供汽改造后的工作流程为例:

(1)一回路是在核岛内进行的核反应。一回路吸收核反应产生的热量后,将二回路内的水变成蒸汽;(2)二回路即常规岛。在核能发电时,二回路的蒸汽在汽轮机膨胀做功,透平发电;通过管道改造,部分蒸汽前往三回路;(3)三回路即工业蒸汽回路。来自二回路的蒸汽会将三回路中的已淡化海水加热,形成满足石化产业园参数要求的工业蒸汽,最终经三回路管网传送到用汽端。

三代机改造供汽和新建小堆工作已同步开展,核能供汽可提升核电效率、汽源清洁性;小堆技术可提升覆盖面。

中核田湾&福清改造供汽项目稳步推进。

由中核集团推动,田湾核电蒸汽供能项目有望于 2023 年底投产供汽;福清核电一期“清洁供汽”工程有望于 2024 年具备供汽能力。改造供汽提升核电效率、提高园区用能清洁性。核电转化成电能效率只有 30%,而直接供汽的效率能达到 90%;核能清洁蒸汽综合碳排显著更优。中核昌江小堆项目已开建,减少地理限制有望扩大核能供汽覆盖面。国际原子能机构(IAEA)将电功率在 300MW 以下的核电机组定义为小型堆(SMR)。中核集团已经开始建设海南昌江核电小堆示范项目,预计 2027 年投运。未来小堆或将以供汽作为单一目标,覆盖内陆供汽需求。

 小堆对冷却水要求更低。

由于堆芯较小,小堆可以采用一体化设计,压力容器内部一回路冷却剂总量超过采用外部冷却回路的传统设计,大幅提升了系统的热容量和热惯性。截止 2022 年 12 月份,我国内地在役运行的 53 及在建 20 个核反应堆,均滨海而建。核电站与用汽园区的地理阻隔是限制现有机组供汽改造的最大困扰,可依园区建设才能真正打开需求空间。

小堆仅供汽不供电,效率进一步提升。目前,由中核集团开发的 ACP100 示范小堆已在海南开始建设,技术较为成熟。水冷堆供电的能量转换效率普遍在 30-35%之间,而供汽的能量转换效率可达到 95%。

工业蒸汽需求稳增。

2021年国内工业蒸汽消费量大约为47769万吉焦,同比增长6.01%。受煤炭价格大幅上涨影响,工业蒸汽价格随之提高,2021 年工业蒸汽市场规模达到225.95 亿元,同比增长 45.3%。随着国内工业的发展和相关企业热电需求的增加,工业蒸汽需求有望继续提升。

工业余热供热目前占比仅 10%,提升空间较大。热力公司负责城市供热管网的铺设与维修,自上游热电联产厂购买高压蒸汽,通过热力站或其他设备将其转换为中、低压蒸汽,为工业用户供汽,该类型供热企业市场规模约占行业的 54%;而工业余热供热仅占比 10%,其中就包括核能工业供汽供热。

工业蒸汽定价机制与煤价联动,近年上浮。近年来,我国工业蒸汽平均价格不断走高,主因气源结构上燃煤电厂热电联产的形式仍是主流,动力煤价格上涨导致供汽成本水涨船高。工业蒸汽价格大部分受到政府部门调控,通常政府会给出每一季度基准价格并允许部分供汽企业在价格上上浮 10%-40%,同时根据下游企业实际用汽量进行相应补贴,保证重点工业企业生产生活的正常运行。我们预计“十四五”煤炭供需总体仍是紧平衡,与涨电价逻辑类似,公司有望充分受益于工业蒸汽的高价红利。

二、核能制氢“0”到“1”,充分发挥高温优势

ESG+化石能源成本因素将驱动制氢结构优化。

根据中国氢能源及燃料电池产业创新战略联盟预测,到 2050 年之后,70%氢气将来源于可再生能源,这其中既会有 ESG 目标的驱动,长期看也会受成本经济性的影响——化石能源在开采投资缩减后成本整体呈上行趋势,而可再生电源特性决定了边际成本显著更低、电力设备端技术降本仍可期。可再生能源发电、电解产绿氢路线未来确定性高。

 低能耗优势。

制氢过程的能耗中心在氢生产环节,不同于化石能源制氢路线,光伏电解制氢在该环节仅消耗太阳能,因此能源消耗为 0MJ。低成本优势。从目前已商业运行的 AWE 和 PEM 电解槽路线看,电耗成本占比电解制氢成本构成中占比均超过 50%(这一结论基于工业电价 0.4 元/KWh)。风、光、水可再生能源由于无需额外的燃料成本,在全生命周期内利用小时数充足的条件下,度电成本低于 0.25 元/KWh,风、光发电边际成本更是低至 0.1 元/KWh 以下,是理想的电解制氢电源类型。

促消纳优势。

(1)风、光电源发展受消纳因素制约,消纳问题短期看与灵活性调节资源、特高压送出线路有关,长期看仍取决于用电需求。电解制氢路线用电需求庞大,作为风光大基地配套,就地解决风、光出力较多时段消纳问题适配度高。(2)从消纳顺位角度来看,低边际成本电源如风、光、水都会具有更高的消纳优先级,因此随着核电并网规模的扩大、未来同样不排除弃核出现的可能性,核能发电制氢也将帮助解决弃核问题

核能制氢有多条路径,高温是其最大优势。

核能制绿氢可通过透平发电,走电解水常规路线(CE);也可充分利用其发电同时产生的高温,走高温蒸汽电解路线(HTSE)和高温热化学循环分解路线(也称碘-硫热化学循环 SI)。

HTSE 路线转换效率指标优异。SOEC 技术采用固体氧化物作为电解质材料,具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂等优点,理论效率可达 100%。此外还可以直接通过蒸汽和 CO2 生成合成气,以用于各种应用,例如液体燃料的合成。

免责声明:本网转载自合作媒体、机构或其他网站的信息,登载此文出于传递更多信息之目的,并不意味着赞同其观点或证实其内容的真实性。本网所有信息仅供参考,不做交易和服务的根据。本网内容如有侵权或其它问题请及时告之,本网将及时修改或删除。凡以任何方式登录本网站或直接、间接使用本网站资料者,视为自愿接受本网站声明的约束。

维度网

深圳核博会

中国核电网


推荐阅读