核電站乏燃料水池小區供熱淺析

0 前言

三代核電站由于安全性的提升，在安全方面投入巨大。若要保證核電競爭力，三代核電站需持續提升經濟性，其中提高熱效率和反應堆利用率為提高經濟性的技術方法之一。

然而，核電站內的乏燃料水池的熱量并沒有得到利用，一直以來，利用設備冷卻水及重要廠用水將其熱量排入大海中，不僅浪費了大量的熱量，而且還消耗了大量的廠用電。本文從乏燃料水池熱量回收利用的角度，對核電站乏燃料水池供熱進行初步探討。

3)預制光纜兩端由密封帽或密封套管保護，敷設時不能打開，敷設到柜內，安裝時再打開密封帽或密封套管并找到對應的安裝位置固定。

1 乏燃料水池基本狀況

1.1 乏燃料水池基本參數及貯存情況

乏燃料水池用于貯存乏燃料組件，其內部設置有燃料貯存格架和相關設備，池底及四壁均設有不銹鋼覆面，池內充含硼水。乏燃料水池的剩余熱功率與貯存的乏燃料組件數量有關。某一核電項目的乏燃料格架貯存情況如下：采用分兩區貯存，共可貯存1 206 個組件，I 區378 個組件，間隔280 mm；II 區間隔250 mm，共828 個組件。正常貯存條件下，乏燃料水池中貯存13 次換料組件（884個組件）和換料停堆20天的1/3堆芯（68個組件）共952個組件所釋放的熱功率，最大剩余熱功率為3.50 MW。

通過對水源地六年的監測數據進行分析，考慮到水源地為河流，因此不對總氮進行評價。2016年水源地各月水質處于Ⅲ類～劣V類，水質波動明顯。如果采用湖庫標準對總氮進行評價，各月均為劣V類。水源地（不含總磷）各月水質仍然處于Ⅲ類～劣V類，水質波動明顯。分析多年數據可以看出，水源地每年的5～10月份（豐水期）水質較差。

高溫水采暖系統供回水溫度常取130/70 ℃、130/80 ℃、110/70 ℃等。低溫水采暖系統的設計取回水溫度常取95/70 ℃、85/60 ℃、80/60 ℃等。依據《城鎮供熱管網設計標準》第4.2節供熱介質參數：“熱力網供水溫度范圍為110~150 ℃”。城鎮采暖通常采用高溫水采暖系統，而低溫水采暖系統多用于建筑物內進行終采暖。按乏燃料水池當前貯存溫度，正常貯存溫度不滿足熱水采暖系統的供回水溫度的最低要求。乏燃料水池水溫遠低于城鎮熱力管網供水溫度要求，考慮到遠距離輸送和二次換熱導致的熱損，實際到達用戶處的溫度會更低，不適于需進行長距離傳輸的城鎮供熱。

1.2 乏燃料貯存時長

供熱量小是技術可行的主要限制條件，本部分熱量僅能滿足小用戶供熱的用量，不能滿足城鎮小區級別熱需求量。

時間來得及，我決定去看看一幅畫。畫中人是一個席地而坐的白發老農，背景是一排爬著常綠藤蔓的籬笆架，基于某一種天然的熟悉感，我總覺得自己是在走近一個等待的輪廓。他坐在連接左邊一條田埂盡頭的臺階上，而我走的是右邊，離那幅畫的距離是一個四邊形荷塘的三條邊的周長，我是故意的，畢竟大多時候，看似漫不經心的偶遇總要比別有用心的蓄謀更容易被接受。

采用乏燃料水池供熱回路參考華龍一號乏燃料水池冷卻系統三列冷卻列造價總計6 000 萬元，按一列冷卻列計取為2 000 萬元，運行成本主要為耗電量，供熱水泵的電機功率為90 kW，按24 h計，每天耗電量為2 160 kWh，按每度電1元計，一個供暖季160天，一個供暖季燃料成本為34.6萬元。

2 技術可行性論證

2.1 乏燃料水池供熱量

按供水溫度的高低，將熱水采暖系統分為高溫水采暖系統和低溫水采暖系統。各國高溫水與低溫水的界限不一樣。我國將設計供水溫度高于100 ℃的系統稱為高溫水采暖系統；設計供水溫度低于100 ℃的系統稱為低溫水采暖系統。高溫水采暖系統設計供回水溫差大，可減少管道系統管徑，降低輸送熱媒消耗的電能，節約運行費用；而低溫水采暖因供回水溫差小，與高溫水優點相反，經濟性上較差

。

2.2 熱水采暖系統的供回水溫度要求

乏燃料水池在正常貯存條件下最大剩余熱功率為3.5 MW，此時按乏燃料水池中貯存13 次換料組件（884 個組件）和換料停堆20 天的1/3 堆芯（68個組件）共952 個組件所釋放的熱功率計。實際乏燃料池中貯存的乏燃料組件量隨著換料次數的增加而增加，每次增加68 個組件。在換料少于13 次時，乏燃料水池在正常貯存條件下剩余熱功率遠小于3.5 MW。乏燃料水池中組件的平均剩余熱功率估算約為1.75 MW，按貯存7次換料，共476個組件計，組件平均貯存年限按10 年計（1.5×6+1＝10年），熱量回收利用系數取60%，則可利用熱功率為1.05 MW，可供熱面積10 500 m

（50 W/㎡），約105戶（每戶按100 m

計），僅能滿足一棟高30層，每層4 戶樓房供熱，達不到小區的規模化供熱要求。總之，供熱容量小，供熱規模小。

乏燃料水池溫度的限值：正常運行工況下，假定對應設備冷卻水35 ℃，正常一臺冷卻水泵和一臺熱交換器投運，乏燃料水池溫度可被限制于50 ℃。換熱大修工況，兩臺泵和兩臺熱交換器運行，可被限制于50 ℃以下。事故工況下，假定設備冷卻水為35 ℃，換料大修結束后出現事故需要全堆芯卸料的異常熱負荷工況下，兩臺泵和兩臺熱交換器投運，乏燃料水池溫度不超過60 ℃，一臺泵一臺熱交換器投運，乏燃料水池溫度不超過80 ℃。

2.3 技術可行性探討

根據前兩節分析，技術上主要限制條件為供熱量小和乏燃料水池溫度低。正常貯存下，乏燃料水池溫度限值為50 ℃，若要滿足低溫熱水系統設計溫度要求，乏燃料水池溫度需提升到80~95 ℃。若上升到80~95 ℃，按工況分析，此時的溫度為設計基準事故工況或者設計擴展工況，此處將挑戰核安全要求，在目前安全限值不放寬的前提下，提升乏燃料水池溫度不現實。

通過平臺化、共享化、集成化，實現了開發數據的自動實時采集，地質模型的自我更新，開發趨勢的自我判斷和預警，開發方案自動比選和智能決策，改變了1 個研究人員、1 臺工作站、1 套專業軟件“三合一”傳統研究模式；大幅減少了管網場站配套建設規模，創建了中小型場站無人值守，大型場站少人值守的“王徐莊”模式。三年來，共撤銷計量間、配水間598 座，累計減少各類設備設施586 臺，減少油田生產管道2566 千米，進一步優化了勞動用工模式，勞動效率提升32%。

貯存容量綜合考慮了核電廠安全運行燃料貯存需求和乏燃料外運條件，即乏燃料組件在電廠內貯存8~10年后，放射性物質已充分衰變，燃料組件已充分冷卻，可以裝運出廠，同時考慮了我國燃料后端實際情況采取的保守設計。華龍一號頂層技術要求乏燃料貯存在現場乏燃料池內，乏燃料水池至少能容納15 個換料周期累積的乏燃料組件加上一個完整堆芯的燃料組件。此處為便于估算乏燃料水池平均熱功率，采用乏燃料組件按貯存10 年（約7次換料貯存量，首次換料按12個月，以后換料周期為18個月計）后外運處理。

2.4 安全監管風險

乏燃料是安全重要物項，乏燃料水池是安全局監管的核設施，尤其福島事故后乏燃料安全國際上也更為關注。在HAF102《核動力廠設計安全規定》中要求在運行狀態和與乏燃料水池有關的事故工況下，必須具有監測和控制乏燃料水池水溫度和水位的手段。乏燃料水池的水位和溫度受到嚴格的監管

。

從安全的角度上，URD、EUR 中均要求正常貯存條件下，乏燃料水池水溫度不超過50 ℃；換料期間，不超過60 ℃。若乏燃料水池水溫超過60 ℃將大大減少安全裕量，并且會引發運行事件或事故，需向核安全監管機構通報，因此，不推薦為供熱而提高乏燃料水池溫度去引發核安全事件或事故。同時，乏燃料水池需要配設施進行冷卻，這些設施中很多設施是安全級的，在小區里實現有困難。另外，因乏燃料水池水存在一定的放射性，存在潛在放射性向小區擴散的安全風險。

3 經濟性論證

正常貯存條件下，乏燃料水池水溫不滿足城鎮水采暖系統的設計取回水溫度。在事故工況溫度限值下，乏燃料水池水溫也僅能滿足低溫水采暖系統的設計取回水溫度，但考慮到遠距離輸送和二次換熱導致的熱損（核電廠與電廠外的熱負荷中心距離普遍較遠），實際到達用戶處的溫度會更低。考慮到供熱量不滿足小區需求，還需要增加其他補充熱源，經濟性進一步降低。從經濟上定性分析，將遠低于普通的民用低溫水采暖系統的經濟性。

采用乏燃料水池供熱需設置必要的供熱回路、換熱站、供熱管網。與燃煤/燃氣區域鍋爐房供熱相比，主要差異點為熱源和換熱站前供熱回路不同。經濟性論證主要對比分析供熱回路造價及消耗熱源情況。

供熱能力為1.2 MW區域鍋爐房供暖系統的燃煤/燃氣鍋爐及其附屬配件系統價格約60 萬元，消耗燃煤/燃氣的成本價根據經驗約一個供暖季（計算按160 天計）為80 元/㎡。按供熱面積10 500 m

計，一個供暖季燃料成本為84萬元。

另外，乏燃料水池池水具備一定放射性，在正常運行時需不定期或長期投運凈化裝置，以去除放射性。若提升乏燃料水池溫度，可能會導致凈化裝置（要求60 ℃以下）無法投運，放射性擴散的風險。

天津大學和道達公司聯合開發的新型一體化海上風電測風塔也利用吸力式基礎進行輔助下沉和調平施工，如圖5所示。測風塔架-浮體結構-吸力式裙板基礎結構為一體的海上測風塔組合結構體系已應用于江蘇和海南等8個海上風電場的測風工程，資源節約、環境友好，經濟社會效益顯著，最遠拖航距離為350 n mile(啟東—連云港)。

按使用年限為20年計，乏燃料水池供熱系統一回路估算成本為2 692萬元。區域鍋爐房供暖系統估算成本為1 740萬元。乏燃料水池供熱成本遠遠高于區域鍋爐房供暖，并且此處并沒考慮安全級供熱站、可能較遠的輸運成本。

4 結論及建議

乏燃料水池的剩余熱功率小，供熱規模小。初步估算可利用熱功率為1.05 MW，可供熱面積10 500㎡（50 W/㎡），約105 戶（每戶按100㎡計），僅能滿足一棟高30 層，每層4 戶樓房供熱，達不到小區的規模化供熱要求。

乏燃料水池溫度低，能源品級低，正常貯存下，乏燃料水池溫度限值為50 ℃,無法滿足城鎮采暖取回水的溫度要求。在不突破乏燃料水池溫度安全限值的前提下，從技術上不可行。為供熱而提升乏燃料水池溫度，會帶來安全監管問題，帶來的風險遠大于所帶來的收益。

經初步經濟性分析，當使用年限為20年乏燃料水池供熱系統一回路估算費用為2 692萬元。區域鍋爐房供暖系統估算費用為1 740萬元。乏燃料水池供熱成本遠遠高于區域鍋爐房供暖，并且此時沒考慮安全級供熱站、可能較遠的輸運成本，乏燃料水池供熱系統因為高的安全要求帶來成本大幅度上升，經濟性差。

此外，自媒體還盛行各種博眼球的“標題黨”、販賣焦慮的流量王，唱衰中國、危言聳聽者，充當商業打手者等劣跡更是不一而足。

總之，單獨的乏燃料水池剩余熱功率小，供熱規模小，溫度低并且安全溫度限制嚴格，屬于核安全風險大、可利用能源品級低的能源產品，并不適于距離較遠的小區供熱。

［1］陸亞俊，馬最良，鄒平華編.暖通空調［M］.北京：中國建筑工業出版社，2010.

［2］HAF102-2016，核動力廠設計安全規定［S］.北京:核安全局，2016.