随着沿海资源愈发紧缺，沿海核电厂选址和建设难度不断加大^[1]。海上浮动核电站将核反应堆部署在海上平台（如船舶），是小型核电站与船舶工程的有机结合^[2-3]，减少了对沿海陆地空间的需求，使选址更具灵活性，还能为海洋油气开采和偏远岛屿提供安全、有效的能源供给，并能用于大功率船舶和海水淡化领域，具有广阔的应用前景，是当今核能利用的热点方向之一^[4-5]。

目前国际上海上浮动核电站共有4种类型：圆柱式、重力坐底式、下沉式、船型式。其中前3种类型均为研究机构的概念设计，存在一定的技术风险，而现有实际应用的核动力商船与浮动核电站均为船型式^[6]。俄罗斯是最先实现工程应用的国家，其建造的“罗莫诺索夫院士号”浮动式核电站于2018年投入运行^[7]，其他国家目前均处于研究阶段^[8-10]。

中国的海上浮动核电站处于初始建设阶段，虽起步相对于其他国家较晚，但国内对海上浮动核电站的经济价值已形成共识^[11-12]。目前，中核集团、中广核集团都不同程度在研发和推广浮动式小型核反应堆。其中，中核集团推出的是ACP100S轻水堆，采用国际上小型堆主流设计，采用能动加非能动安全系统，半潜式深吃水设计，海水作为最终热阱，单堆热功率385 MW。中广核集团研发的ACPR50S轻水堆采用全非能动安全系统，半潜式深吃水设计，海水可作为最终热阱，单堆热功率200 MW^[11]。

海上浮动式核电站依然采用蒸汽动力循环发电，汽轮发电机组是常规岛最重要的设备。由于浮动平台具有空间狭小、倾斜、摇摆、振动等特点^[13-14]，汽轮发电机组的方案选择与陆上电站机组有较大区别，文章以ACP100S反应堆为基础，论述海上浮动核能平台汽轮发电机组方案选择要点，可为后续工程实践提供参考。

某项目采用ACP100S堆型，建造一艘海上浮动式核能供应平台，停靠指定海域，为目标市场提供稳定能源^[15]。

汽轮发电机组设计输入如下：

1）反应堆设计额定热功率为385 MW，额定电功率为125 MW，设计寿命40 a，换料周期24个月。

2）主蒸汽压力4.5 MPa(a)，主蒸汽温度294 ℃，主汽流量596.8 t/h。

3）主给水温度140 ℃，主给水压力6.2 MPa(a)；

4）凝汽器采用海水直流循环冷却，循环水年平均水温为16.05 ℃。

5）根据船体的总体布置方案，汽轮发电机组尺寸应在长×宽×高=18.28 m×10.97 m×15 m范围附近为宜。

海上浮动平台工作条件特殊，汽轮发电机组的结构不能照搬陆上固定电站的模式，必须因地制宜相应作特殊的设计或改进。海上平台汽轮发电机组外形尺寸受平台制约很大，通常是决定方案是否可行的主要因素之一。另外，海上平台汽轮机组还需适应倾斜、摇摆、振动、船体变形、等海洋条件。因此，海上平台汽轮发电机组的设计应优先满足装船适应性要求（尺寸、抗摇摆、抗倾斜等），同时兼顾发电效率。

汽轮机排汽方向应由船体整体布置方案决定。常见的排汽方向有轴排、侧排和下排3种：

轴排：凝汽器布置在低压缸尾部，发电机布置在机头。此方案能显著减小机组的高度尺寸，但机组长度至少增加9～10 m，高度方向空间没有充分利用，布置上难以实现。且由于发电机布置于机头，挤占MSR的空间，将会导致再热蒸汽管道延长，空间利用率低。因此，不推荐采用轴排。

侧排：侧排汽轮机能显著减小机组的高度尺寸，但机组宽度尺寸大大增加，而高度方向空间利用率低。国内汽轮机厂对侧排技术掌握的程度不同，某些汽机厂侧排机组没有或很少运行业绩，招标时可能存在排他性。因此，不推荐采用侧排。

下排：下排汽方案是经典的布置形式，其长宽尺寸适中，高度空间能充分利用，更容易满足本项目船体总体布置要求。

因此，推荐采用下排汽轮机。

对于125 MW等级的汽轮发电机组可采用单轴和双轴（高压缸和低压缸分别驱动1台发电机平行并排布置）两种布置方案，对比情况见表1。

由表1可以看出，双轴汽轮机虽然具有发电可靠性较高，可能实现更低背压的优点，但机组尺寸不满足船体布置要求，并且带来了系统复杂、设备数量多、投资大、控制复杂的缺点。对于船用发电系统应优先考虑平台对设备尺寸的限制条件并以系统简单、设备可靠、体积轻巧为优先。因此，推荐采用单轴方案。

较低的汽轮机背压可以提高发电效率，但将使凝汽器换热面积增大，凝汽器总体积增大；另外，较低的排汽背压也导致排汽容积流量增加，需要采用更长的低压末级叶片或增加排汽缸个数。这二者都会导致低压缸和凝汽器总尺寸增大，增加布置难度。因此背压不是越低越好，需要综合考虑经济性和装船适应性。

某项目机组尺寸选择长×宽×高=18.28 m×10.97 m×15.00 m范围，如果采用双流低压缸方案，机组长度约为26～27 m，大大超过了尺寸限制，因此机组需采取紧凑化设计，选用长叶片+单流低压缸方案，以尽可能减小机组几何尺寸。

目前国内三大汽轮机厂全转速湿冷汽轮机叶片资料见表2。三大汽轮机厂1200 mm级叶片排汽面积分别为11.7 m²、11.57 m²、11.3 m²，计算取11.57 m²。

根据排汽量、排汽余速，利用下式计算排汽面积。

式中：

F ——总排汽面积（m³）；

G_V ——排汽容积流量（t/h），根据质量排汽量和排汽比容计算，质量排汽量约为430 t/h；

C ——排汽余速（m/s），一般可能的范围：180～300 m/s，常用的范围：210～260 m/s。

代入公式（1）算出1200 mm叶片单流低压缸排汽比容范围为20.342～25.185 m³/kg，按10%湿度反算背压范围为5.038～6.32 kPa，此时末级叶片的排汽余速才落在合理的范围内。

不同于陆上核电站，船用汽轮发电机组不仅要考虑经济性，更重要的是需满足装船要求。应优先考虑平台对设备尺寸的限制条件，在经济性和装船要求有冲突的情况下，适当牺牲经济性是必要的。

因此，汽轮机背压定为6 kPa，根据汽轮机厂提供的资料，机组总尺寸为长×宽×高=20.4 m×10.1 m×16.0 m，与尺寸很接近，可满足布置要求。

分缸压力将影响汽轮机效率，根据核电汽轮机经验数据，分缸压力与汽轮机初始主蒸汽压力的比值为0.05～0.2之间时，汽轮机效率相对较高。

分缸压力的选择也会影响MSR的总体尺寸，压力高低与MSR总体尺寸呈负相关关系。

此外，分缸压力的选择还显著影响高压缸及低压缸末几级的蒸汽湿度，分缸压力小，高压缸出口湿度增大，低压缸出口湿度减小；分缸压力大，其结果相反；通常情况下，高压缸排汽湿度控制在10%左右为宜，低压缸排汽湿度在12%左右为宜。

综合上述所有因素，本机组高压缸排汽压力取0.447 MPa。此时压比值约为0.1，汽轮机相对效率较高；此压力下MSR的总体尺寸适宜，可满足布置要求；高压缸排汽湿度约9%，低压缸排汽湿度约12%，都在理想值范围内，各项参数达到一个较为合理的平衡点。

如果工作蒸汽在汽轮机内从起始点直接膨胀到末级排汽压力，则末级湿度将达到20%以上，如此高的湿度会造成很大的能量损失，更重要的是会在蒸汽流道中形成剧烈侵蚀，危及机组安全。为了降低低压部分的湿度并防止上述影响出现，机组必须采取除湿措施。本项目在高压缸后设置汽水分离再热器（MSR），虽然消耗一定量的主蒸汽用于再热，但再热后低压缸的缸效将显著提高，其出力收益将大于再热消耗的未做功蒸汽。

常规陆上核电站为了获得更高效率，MSR通常采用2级再热，第1级加热蒸汽来自高压缸抽汽，第2级加热蒸汽来自阀前主蒸汽，再热蒸汽被加热至更高温度，相比1级再热，虽然出力有些许收益，但高温再热蒸汽容积流量显著增加，MSR总体尺寸及汽缸低压进汽口尺寸增加较多，增加机组总体布置和管道布置难度。而且1级再热，低压缸排汽湿度已经在合理范围内。因此，推荐设置1级再热MSR，加热汽源来自高压缸抽汽。

给水从凝汽器至核岛约104 ℃温升，高压回热+除氧+低压回热总级数3～4级较为适宜。减少级数则每级回热温升太高，经济性差；增加级数则每级温升过小，效率提高很有限，反而增加设备，投资增大布置困难。

除氧器除氧效果和除氧压力成正相关性，大气式除氧器含氧量通常为7 ug/L～15 ug/L,而高压除氧器含氧量可达<5 ug/L。因此，应尽量选高压力除氧。

除氧器压力不宜低于0.2 MPa(a)（对应饱和温度120 ℃），给水温度为140 ℃，预留的温升太小，因此，高压缸只能设置1级抽汽，要么高压回热抽汽，要么除氧器抽汽。

本机组高压缸排汽压力为0.447 MPa(a)，对应饱和温度147 ℃，如果要设置高压回热，则要求除氧器工作温度降至140 ℃以下并留出足够的温升空间，此时除氧器抽汽只能从低压缸取汽。适宜的回热方案有3个：

方案1：高压缸1级除氧抽汽，低压缸2级回热。除氧效果最好。混合式加热器效率高于表面式加热器，对高品位蒸汽利用效果强于方案2，在其他条件相同前提下机组循环效率可略高于方案2。

方案2：高压缸1级回热，低压缸1级除氧抽汽和1级低压回热。设置高压加热器，相比方案1，高压加热器成本高、故障率高。

方案3：高压缸1级回热，低压缸1级除氧抽汽和2级低压回热。效率最高，由于汽轮机除主汽进汽外其他抽送汽管道都在下半缸，目前单排汽方案下低压排汽缸轴向尺寸比较短，开3个抽汽孔同时布置3级抽汽管道很困难。

因此，推荐方案1的回热设置——高压缸1级除氧+低压缸2级低压回热，不设高压回热。

轮机配汽方式应根据机组的设计要求、经济性要求、调节特性、运行方式等综合因素考虑。

反应堆为Mode-A运行模式，具有负荷跟踪能力。机组基本以额定负荷运行，对该工况经济性要求高，根据此特点，选择节流配汽的方式。节流配汽通常用于带基本负荷的机组，节流配汽的主要优点是不设调节级，全周进汽，级效率高，在额定负荷时阀门全开，压损小，机组经济性好。

为了方便循环水系统管道布置和循环水取排水口尽量远离^[16-17]，推荐凝汽器循环水进出水口位于船体两侧，凝汽器采用单流程设计^[18]。

通常，汽轮发电机采用的冷却介质有空气、氢气和水。按照机内冷却介质的不同可以分为全空气冷却、全氢气冷却、双水内冷、水与其它冷却介质的混合冷却，通常在大型汽轮发电机中使用的水氢氢冷却就是两种冷却介质的使用。

氢冷或水氢冷发电机的优点是冷却效果好，冷却能力强。据此设计出的发电机比相同容量的空冷发电机体积小，重量轻。但是采用氢冷或水氢冷的冷却方式，需要增加氢气控制系统、密封油控制系统和定子冷却水系统。辅助设备多，系统复杂，占空间大。而且氢气的泄漏在船上封闭环境下有氢爆风险。因此本机组不推荐氢冷或水氢冷发电机。

而对双水内冷发电机，由于业界对用水冷却发电机转子的安全性问题仍存在争议，且双水内冷发电机只有上海电气生产，因此本机组不考虑双水内冷发电机。

全空冷发电机相比氢冷和水冷虽然尺寸稍大，但结构简单，无需附加冷却介质，无需辅助系统，占空间小，没有泄露、氢爆问题，特别适合在海上浮动平台上使用。目前全空冷发电机最大可做到350 MW，容量可满足本机组要求。推荐采用全空冷发电机。

海上浮动核电站工作条件特殊，汽轮发电机组的结构不能照搬陆上固定电站的模式，必须根据实际情况相应作出特殊的设计或改进^[19]。

通常，海上平台汽轮发电机组的设计应优先满足装船适应性要求（尺寸、抗摇摆、抗倾斜等）^[20]，兼顾发电效率。文章基于ACP100S堆型，从尺寸、布置、热力方案、发电机冷却方式等方面对海上浮动式核电站汽轮发电机组的设计要点进行分析，推荐汽轮发电机组方案为：

1）单轴、下排汽，由1个单流高压缸模块和1个单流低压缸模块组成，采用1200 mm末级叶片，排汽背压6 kPa。

2）高压缸排汽压力取0.447 MPa(a)，机组采用1级再热+2级低压回热+1级除氧的热力方案，不设高压回热。

3）凝汽器采用单流程设计，发电机选用全空气冷却。

汽轮发电机组主要技术参数见附录表S1～表S3。（详见文末OSID二维码）

浮动式核电站汽轮发电机组的选型和设计期待可以在未来继续深化和提升，一方面是热力系统继续优化，同时研究混合式给水加热器的可行性；另一方面深化汽轮机和仪表取样设备的结构设计，减少浮动平台上环境对设备的不利影响，提高设备对预定恶劣环境的抵抗能力。