核电站乏燃料水池小区供热浅析

2022-10-13霍焕广

上海节能 2022年6期

关键词：采暖系统供热水池

0 前言

三代核电站由于安全性的提升，在安全方面投入巨大。若要保证核电竞争力，三代核电站需持续提升经济性，其中提高热效率和反应堆利用率为提高经济性的技术方法之一。

然而，核电站内的乏燃料水池的热量并没有得到利用，一直以来，利用设备冷却水及重要厂用水将其热量排入大海中，不仅浪费了大量的热量，而且还消耗了大量的厂用电。本文从乏燃料水池热量回收利用的角度，对核电站乏燃料水池供热进行初步探讨。

3)预制光缆两端由密封帽或密封套管保护，敷设时不能打开，敷设到柜内，安装时再打开密封帽或密封套管并找到对应的安装位置固定。

1 乏燃料水池基本状况

1.1 乏燃料水池基本参数及贮存情况

乏燃料水池用于贮存乏燃料组件，其内部设置有燃料贮存格架和相关设备，池底及四壁均设有不锈钢覆面，池内充含硼水。乏燃料水池的剩余热功率与贮存的乏燃料组件数量有关。某一核电项目的乏燃料格架贮存情况如下：采用分两区贮存，共可贮存1 206 个组件，I 区378 个组件，间隔280 mm；II 区间隔250 mm，共828 个组件。正常贮存条件下，乏燃料水池中贮存13 次换料组件（884个组件）和换料停堆20天的1/3堆芯（68个组件）共952个组件所释放的热功率，最大剩余热功率为3.50 MW。

通过对水源地六年的监测数据进行分析，考虑到水源地为河流，因此不对总氮进行评价。2016年水源地各月水质处于Ⅲ类～劣V类，水质波动明显。如果采用湖库标准对总氮进行评价，各月均为劣V类。水源地（不含总磷）各月水质仍然处于Ⅲ类～劣V类，水质波动明显。分析多年数据可以看出，水源地每年的5～10月份（丰水期）水质较差。

高温水采暖系统供回水温度常取130/70 ℃、130/80 ℃、110/70 ℃等。低温水采暖系统的设计取回水温度常取95/70 ℃、85/60 ℃、80/60 ℃等。依据《城镇供热管网设计标准》第4.2节供热介质参数：“热力网供水温度范围为110~150 ℃”。城镇采暖通常采用高温水采暖系统，而低温水采暖系统多用于建筑物内进行终采暖。按乏燃料水池当前贮存温度，正常贮存温度不满足热水采暖系统的供回水温度的最低要求。乏燃料水池水温远低于城镇热力管网供水温度要求，考虑到远距离输送和二次换热导致的热损，实际到达用户处的温度会更低，不适于需进行长距离传输的城镇供热。

1.2 乏燃料贮存时长

供热量小是技术可行的主要限制条件，本部分热量仅能满足小用户供热的用量，不能满足城镇小区级别热需求量。

时间来得及，我决定去看看一幅画。画中人是一个席地而坐的白发老农，背景是一排爬着常绿藤蔓的篱笆架，基于某一种天然的熟悉感，我总觉得自己是在走近一个等待的轮廓。他坐在连接左边一条田埂尽头的台阶上，而我走的是右边，离那幅画的距离是一个四边形荷塘的三条边的周长，我是故意的，毕竟大多时候，看似漫不经心的偶遇总要比别有用心的蓄谋更容易被接受。

采用乏燃料水池供热回路参考华龙一号乏燃料水池冷却系统三列冷却列造价总计6 000 万元，按一列冷却列计取为2 000 万元，运行成本主要为耗电量，供热水泵的电机功率为90 kW，按24 h计，每天耗电量为2 160 kWh，按每度电1元计，一个供暖季160天，一个供暖季燃料成本为34.6万元。

2 技术可行性论证

2.1 乏燃料水池供热量

按供水温度的高低，将热水采暖系统分为高温水采暖系统和低温水采暖系统。各国高温水与低温水的界限不一样。我国将设计供水温度高于100 ℃的系统称为高温水采暖系统；设计供水温度低于100 ℃的系统称为低温水采暖系统。高温水采暖系统设计供回水温差大，可减少管道系统管径，降低输送热媒消耗的电能，节约运行费用；而低温水采暖因供回水温差小，与高温水优点相反，经济性上较差

。

2.2 热水采暖系统的供回水温度要求

乏燃料水池在正常贮存条件下最大剩余热功率为3.5 MW，此时按乏燃料水池中贮存13 次换料组件（884 个组件）和换料停堆20 天的1/3 堆芯（68个组件）共952 个组件所释放的热功率计。实际乏燃料池中贮存的乏燃料组件量随着换料次数的增加而增加，每次增加68 个组件。在换料少于13 次时，乏燃料水池在正常贮存条件下剩余热功率远小于3.5 MW。乏燃料水池中组件的平均剩余热功率估算约为1.75 MW，按贮存7次换料，共476个组件计，组件平均贮存年限按10 年计（1.5×6+1＝10年），热量回收利用系数取60%，则可利用热功率为1.05 MW，可供热面积10 500 m

（50 W/㎡），约105户（每户按100 m

计），仅能满足一栋高30层，每层4 户楼房供热，达不到小区的规模化供热要求。总之，供热容量小，供热规模小。

乏燃料水池温度的限值：正常运行工况下，假定对应设备冷却水35 ℃，正常一台冷却水泵和一台热交换器投运，乏燃料水池温度可被限制于50 ℃。换热大修工况，两台泵和两台热交换器运行，可被限制于50 ℃以下。事故工况下，假定设备冷却水为35 ℃，换料大修结束后出现事故需要全堆芯卸料的异常热负荷工况下，两台泵和两台热交换器投运，乏燃料水池温度不超过60 ℃，一台泵一台热交换器投运，乏燃料水池温度不超过80 ℃。

2.3 技术可行性探讨

根据前两节分析，技术上主要限制条件为供热量小和乏燃料水池温度低。正常贮存下，乏燃料水池温度限值为50 ℃，若要满足低温热水系统设计温度要求，乏燃料水池温度需提升到80~95 ℃。若上升到80~95 ℃，按工况分析，此时的温度为设计基准事故工况或者设计扩展工况，此处将挑战核安全要求，在目前安全限值不放宽的前提下，提升乏燃料水池温度不现实。

通过平台化、共享化、集成化，实现了开发数据的自动实时采集，地质模型的自我更新，开发趋势的自我判断和预警，开发方案自动比选和智能决策，改变了1 个研究人员、1 台工作站、1 套专业软件“三合一”传统研究模式；大幅减少了管网场站配套建设规模，创建了中小型场站无人值守，大型场站少人值守的“王徐庄”模式。三年来，共撤销计量间、配水间598 座，累计减少各类设备设施586 台，减少油田生产管道2566 千米，进一步优化了劳动用工模式，劳动效率提升32%。

贮存容量综合考虑了核电厂安全运行燃料贮存需求和乏燃料外运条件，即乏燃料组件在电厂内贮存8~10年后，放射性物质已充分衰变，燃料组件已充分冷却，可以装运出厂，同时考虑了我国燃料后端实际情况采取的保守设计。华龙一号顶层技术要求乏燃料贮存在现场乏燃料池内，乏燃料水池至少能容纳15 个换料周期累积的乏燃料组件加上一个完整堆芯的燃料组件。此处为便于估算乏燃料水池平均热功率，采用乏燃料组件按贮存10 年（约7次换料贮存量，首次换料按12个月，以后换料周期为18个月计）后外运处理。

2.4 安全监管风险

乏燃料是安全重要物项，乏燃料水池是安全局监管的核设施，尤其福岛事故后乏燃料安全国际上也更为关注。在HAF102《核动力厂设计安全规定》中要求在运行状态和与乏燃料水池有关的事故工况下，必须具有监测和控制乏燃料水池水温度和水位的手段。乏燃料水池的水位和温度受到严格的监管

。

从安全的角度上，URD、EUR 中均要求正常贮存条件下，乏燃料水池水温度不超过50 ℃；换料期间，不超过60 ℃。若乏燃料水池水温超过60 ℃将大大减少安全裕量，并且会引发运行事件或事故，需向核安全监管机构通报，因此，不推荐为供热而提高乏燃料水池温度去引发核安全事件或事故。同时，乏燃料水池需要配设施进行冷却，这些设施中很多设施是安全级的，在小区里实现有困难。另外，因乏燃料水池水存在一定的放射性，存在潜在放射性向小区扩散的安全风险。

3 经济性论证

正常贮存条件下，乏燃料水池水温不满足城镇水采暖系统的设计取回水温度。在事故工况温度限值下，乏燃料水池水温也仅能满足低温水采暖系统的设计取回水温度，但考虑到远距离输送和二次换热导致的热损（核电厂与电厂外的热负荷中心距离普遍较远），实际到达用户处的温度会更低。考虑到供热量不满足小区需求，还需要增加其他补充热源，经济性进一步降低。从经济上定性分析，将远低于普通的民用低温水采暖系统的经济性。

采用乏燃料水池供热需设置必要的供热回路、换热站、供热管网。与燃煤/燃气区域锅炉房供热相比，主要差异点为热源和换热站前供热回路不同。经济性论证主要对比分析供热回路造价及消耗热源情况。

供热能力为1.2 MW区域锅炉房供暖系统的燃煤/燃气锅炉及其附属配件系统价格约60 万元，消耗燃煤/燃气的成本价根据经验约一个供暖季（计算按160 天计）为80 元/㎡。按供热面积10 500 m

计，一个供暖季燃料成本为84万元。

另外，乏燃料水池池水具备一定放射性，在正常运行时需不定期或长期投运净化装置，以去除放射性。若提升乏燃料水池温度，可能会导致净化装置（要求60 ℃以下）无法投运，放射性扩散的风险。

天津大学和道达公司联合开发的新型一体化海上风电测风塔也利用吸力式基础进行辅助下沉和调平施工，如图5所示。测风塔架-浮体结构-吸力式裙板基础结构为一体的海上测风塔组合结构体系已应用于江苏和海南等8个海上风电场的测风工程，资源节约、环境友好，经济社会效益显著，最远拖航距离为350 n mile(启东—连云港)。

按使用年限为20年计，乏燃料水池供热系统一回路估算成本为2 692万元。区域锅炉房供暖系统估算成本为1 740万元。乏燃料水池供热成本远远高于区域锅炉房供暖，并且此处并没考虑安全级供热站、可能较远的输运成本。