核能综合利用研究现状与展望
核能综合利用研究现状与展望
【作者/来自】网站管理员 【发表时间】2019-10-4 【点击次数】44

钍基熔盐堆核能系统

钍基熔盐堆核能系统(TMSR)是第四代****核能系统 6 个候选之一,包括钍基核燃料、熔盐堆、核能综合利用 3 个子系统。钍基核燃料储量丰富、防扩散性能好、产生核废料更少,是解决长期能源供应的一种技术方案。

熔盐堆分为液态燃料熔盐堆(MSR-LF)和固态燃料熔盐堆(MSR-SF),后者也被称为氟盐冷却高温堆(FHR)。熔盐堆使用高温熔盐作为冷却剂,具有高温、低压、高化学稳定性、高热容等热物特性,并且无须使用沉重而昂贵的压力容器,适合建成紧凑、轻量化和低成本的小型模块化反应堆;熔盐堆采用无水冷却技术,只需少量的水即可运行,可用于干旱地区实现高效发电。熔盐堆输出的 700℃ 以上高温核热可用于高效发电,同时由于其使用高化学稳定性和热稳定的无机熔盐作为传蓄热介质,非常适合长距离的热能传输,从而大幅度降低对于核能综合利用的安全性顾虑,可以实现大规模的核能制氢,同时为合成氨等重要化工领域提供高品质的工艺热,进而有效缓解碳排放和环境污染问题。

保证反应堆的安全可靠运行是核能发展中最重要的先行目标。作为第四代核能系统,熔盐堆具有很高的固有安全性,堆内工作环境为近常压,极大地降低了主容器、堆内构件及安全壳等的承压需求,一些在水堆内发生的事故将可以得到避免,如大破口及双端断裂事故、管道破口导致的冷却剂闪蒸喷发现象等。熔盐的沸点高至 1 400℃ 左右,而堆内运行温度在 700℃,安全阈值很高:当温度超过设定值时,反应堆底部的冷冻塞会因过高温自动熔化,掺混了核燃料的熔盐流入应急储存罐与中子反应区分离,核反应随即终止。熔盐可作为反应堆的一层安全屏障,溶解滞留大部分裂变产物,特别是气态裂变产物(如 Cs-137、I-131 等);熔盐化学稳定性高,不与其他物质作用,防止了新的衍生事故发生,可在很大程度上降低事故后的环境影响。熔盐堆可以在线后处理,是能够高效利用钍的****堆型。熔盐堆可灵活地进行多种燃料循环方式,如一次利用、废物处理、燃料生产等,不需要特别处理而直接利用铀、钍和钚等所有核燃料,也可利用其他反应堆的乏燃料。

核能利用研究现状

对于高运行温度的第四代****核能系统,现阶段较为成熟的热功转换系统主要包括蒸汽轮机系统(基于朗肯循环)以及闭式循环燃气轮机系统(基于闭式布雷顿循环)。相比较传统蒸汽循环,高温条件下的热循环发电系统,能够更充分地利用 700℃ 以上核能系统的高品质热量,实现高效发电。蒸汽轮机系统技术发展已有百年以上,成熟度最高,但其系统较为庞大和复杂,在运行维护过程中需要不断补充循环水,因此在水资源匮乏的地区不宜采用。

目前,火力发电常用的蒸汽轮机功率等级均在 300 MW 以上,多采用超临界及超超临界机组,温度范围 538℃—610℃,压力范围 24—32 Mpa,效率约41%—44%。700℃ 超临界是蒸汽轮机现阶段发展的瓶颈,因耐高温高压材料问题很难在短时间内突破且成本昂贵。

闭式循环燃气轮机系统特别适用于中高温热源,进而获得较高的热功转换效率,具有热源灵活、工质多样性的技术优势。相比蒸汽轮机,闭式循环燃气轮机功率密度大,因而尺寸小、投资少;并且由于可以少用水,在选址上具有很大灵活性。20 世纪中期,以空气为工质的闭式循环燃气轮机曾广泛应用于发电领域,技术成熟度较高。后随着高温核能概念的兴起,氦气轮机获得了极大的重视,并完成了非核领域的工业示范。

针对出口温度为 700℃ 以上的第四代****核能系统,常用工质闭式布雷顿循环燃气轮机性能比较如下:气体工质(氦气、氮气、空气或混合工质)闭式循环燃气轮机热效率可接近 40%,超临界二氧化碳工质效率可接近 50%。但从技术成熟度来看,超临界二氧化碳轮机目前还处于中试阶段,缺乏工业示范验证,而且其高温材料问题也是技术难点。

核能制氢

第四代核能反应堆制氢方面的研究,其核心都是基于高温堆的工艺热。从核反应堆的角度来看,熔盐堆、超高温气冷堆等出口温度都超过 700℃,所提供的工艺热都可以满足高温制氢过程,其系统效率和反应堆能提供的热能温度有很大的相关性。目前核能制氢主要有两种途径:热化学循环制氢和高温电解制氢。

热化学循环制氢

热化学循环制氢是通过水蒸气热裂解的高温热化学循环过程来制备氢气。这一过程中主要利用反应堆提供的高温热,在上百条热化学循环路线中,主要有 I-S 循环、Cu-Cl 循环、Ca-Br 循环、U-C 循环等可以与四代堆相匹配的技术路线。 I-S 循环制氢效率受温度影响较大,在 900℃ 以上效率可超 50%,但随着温度降到 800℃ 以下,效率急剧下降。同时也需指出的是,热化学循环是一个典型的化工过程,其工艺的规模化放大还存在一定风险;同时,高温下的强腐蚀性对材料和设备也提出了较高的要求,生产厂房的占地面积也较大。因此,热化学循环制氢技术主要挑战在于优化技术路线、提高整个过程的效率、解决反应器腐蚀等问题。

目前日本原子能机构完成 I-S 循环制氢中试,制氢速率达到 150 L/h;清华大学建立了实验室规模 I-S 循环实验系统(60 L/h),并已实现系统的长期运行。

高温电解制氢

高温电解水蒸气制氢气(HTSE)以固体氧化物电解池(SOEC)为核心反应器,实现水蒸气高效分解制备氢气。由于高温电解制氢技术具有高效、清洁、过程简单等优点,近年来受到国内外研究者及企业的重视,已经成为与核能、风能、太阳能等清洁能源联用来制氢的重要技术。

因高温电解制氢技术可与核能或可再生能源结合,用于清洁燃料的制备和二氧化碳的转化,在新能源领域具有很好的应用前景。此外,由于可再生能源(如风能、太阳能、水能等)有很大的波动性,并且受地域的限制,在传输上遇到很大困扰,而利用高温电解制氢技术为可再生能源的能源转化和储存提供了重要途径,是未来新型能源网络中不可或缺的重要组成。

高温电解制氢技术主要包括电解质与电极材料、电解池、电解堆和系统 4 个层面。目前高温电解制氢技术面临的主要挑战包括电解池长期运行过程中的性能衰减问题、电解池的高温连接密封问题、辅助系统优化问题、大规模制氢系统集成问题。SOEC 是 HTSE 技术中的核心反应器。电解池(堆)中的电极/电解质材料在运行中存在着诸多分层、极化、中毒等问题,是导致系统衰减的重要原因。因此,需要针对 SOEC 工艺的特性,重点攻关电解池材料在高温和高湿环境下的长期稳定性问题;同时提升 SOEC 单电池生产装备的集成化和自动化水平,提高单电池良品率和一致性。大力发展千瓦级SOEC 制氢模块的低成本和轻量化设计,提高规模化集成技术水平,开发电解池堆的分级集成技术。解决了这些问题,就可以使其在经济上具备一定的竞争力,从而更快进入实际应用领域。

目前,美国、德国、丹麦、韩国、日本和中国等国家都在积极开展相关方面的研究工作。德国 Sunfire 公司和美国波音公司合作,建成了国际规模****的 150 kW 高温电解制氢示范装置,其制氢速率达到 40 Nm3/h。中国科学院上海应用物理研究所在 2015 年研制 5 kW 高温电解制氢系统基础上,以及中国科学院战略性先导科技专项的支持下,于 2018 年开展了 20 kW 高温电解制氢中试装置的研制,并计划于 2021 年建成国际****基于熔盐堆的核能制氢验证装置,设计制氢速率达到 50 Nm3/h。

海水淡化

淡水和能源资源对于人类社会生存和发展至关重要,是不可或缺的必须条件。海水淡化是获取淡水资源的一种重要途径,规模化的海水淡化需要大量的能量消耗。因此未来从环保和可持续发展等角度考虑,基于核能的海水淡化技术将占有越来越重要的位置。

海水淡化技术是利用蒸发、膜分离等手段,将海水中的盐分分离出来,获得含盐量低的淡水技术。其中反渗透法(RO)、多效蒸馏法(MED)、热压缩多效蒸馏法(MED—VC)和多级闪蒸法(MSF)是经过多年实践后认为适用于大规模海水淡化的成熟技术。上述几种海水淡化技术都是利用热能或者电能来驱动,因此在技术上都可以实现并适用于与核反应堆耦合。在核反应堆和海水淡化工厂的耦合过程中,需要重点考虑以下 3 个问题:

如何避免淡化后的水被放射性元素影响

如何避免海水淡化系统给核反应堆带来额外的影响

如何将两者的规模更合理的匹配起来

过去十几年来,许多国家对核能海水淡化的技术给予越来越多的关注,IAEA 也在推进核能海水淡化的过程中起到了重要的组织和协调作用。包括中国在内的许多成员国参加了由 IAEA 组织的国际合作研究计划,提出了各自不同的高安全性核反应堆方案以应用于海水淡化系统。

目前,我国已建和在建的海水淡化系统累计海水淡化能力约为 600 000 吨/天,成本大约为 4—5 元/吨。海水淡化技术正在逐渐走向成熟,随着成本的不断降低,其经济性也在不断提升。国内核电站大多建于沿海地区,为推动基于核能海水淡化建设提供了更多便利。其中,红沿河核电站、宁德核电站、三门核电站、海阳核电站、徐大堡核电站、田湾核电站,以及未来的山东荣成示范核电站均采用海水淡化技术为厂区提供可用淡水。在海水淡化的主流技术中,反渗透法具有显著的节能性,在我国被广泛推广和使用。

核能供热

我国 60% 以上的地区、50% 以上的人口需要冬季供热。目前的供热方式主要为集中供热和分布式供热;其中,集中供热主要来自于燃煤热电联产或者燃煤锅炉,每年需要消耗 5 亿吨煤炭。为了缓解用煤导致的严重环境污染和雾霾天气,我国部分地区率先开始“煤改气”“煤改电”的工程,但这也导致了天然气资源稀缺、电网负担加重等困难。

核能作为清洁能源,在未来会成为重要的供热资源。核能供热的一大优势就是低碳、清洁、规模化。以一座 400 MW 的供热堆为例,每年可替代 32 万吨燃煤或 1.6 亿立方米燃气,与燃煤供热相比,可减少排放二氧化碳 64 万吨、二氧化硫 5 000 吨、氮氧化物 1 600 吨、烟尘颗粒物 5 000 吨。

目前核能供热主要有两种方式:低温核供热和核热电联产。20 世纪 80 年代,瑞典的核动力反应堆 Agesta 已经实现了连续供热,是世界上****个民用核能供热核电站的示范。此后,俄罗斯、保加利亚、瑞士等国也开始研发、建造核能供热系统。我国于 20 世纪 80 年代也开始了核能供热反应堆的研发;1983 年,清华大学在池式研究堆上实现我国首次核能低温供热实验。

经过多年的研究和发展,在低温核供热技术层面已经逐渐形成了池式供热堆和壳式供热堆两种主流类型。池式供热堆以游泳池实验堆为原型,壳式供热堆由目前主流压水堆核电站技术演进而来。核热电联产的****优势是节能,实现了能源资源的优化配置,热电联产的综合能源利用率可以达到 80%,具有较高的综合能源利用率;其缺点是热电不能同时兼顾,因此需要同核供热协同形成优势互补。

近年,核能供热产业在国内获得极大的关注。2017 年,由国家发改委、国家能源局、环保部等十部门共同制定的《北方地区冬季清洁取暖规划(2017—2021 年)》就明确提出,研究探索核能供热,推动现役核电机组向周边供热,安全发展供暖示范。中核集团推出了“燕龙”泳池式低温供热堆,中广核集团和清华大学推出了壳式低温供热堆,国家电投提出了微压供热堆,上述核能供热试点目前已经在黑龙江、吉林、辽宁、河北、山东、宁夏、青海等多个省区开展了相关厂址普选和产业推广工作。

核能供热战略布局可以有效解决我国北方多地的缺热情况。另外,引入大温差长途输热技术后,我国核能供热将不再受困于远距离输热的限制,核反应堆因此可以安置在核安全距离以外,并为城市提供安全、稳定的热能。

核能高温工艺热利用

合成氨、煤气化和甲烷蒸气重整等化工过程都需要 700℃ 以上的高温热,这些传统化工行业的能耗巨大,而对于合成氨、煤液化以及石油裂解产物(如乙烯)的需求正在逐渐增长。面对越来越严苛的碳排放要求以及传统能源资源的日益匮乏,探索新的工业能源供给和耦合十分重要。如果能够直接利用反应堆产生的高温热,可以实现节能 30% 左右,在降低能源消耗总量的同时,提高了核能的经济性。

以熔盐堆为代表的第四代核反应堆,其出口温度可以达到 700℃ 以上。未来可使用反应堆产生的热可直接作为工业生产过程的热源,用于天然气的蒸汽重整、煤的气化和液化、合成氨、乙烯生产等高耗能领域,而节约下来的化石燃料可以用作化工原料。

高温工艺热利用面临的一个重要挑战是安全防护及管理和许可问题,需要消除管理者和公众对于核能和化工耦合利用的担忧;同时,对于不同类型的工艺热利用,需要执行新的管理规定,申请新的许可。

展望

2019年5月在日本召开的第27届国际核工程大会(ICONE27)核能-可再生能源复合能源系统分会上,与会科学家提出基于****核能系统,结合核能综合利用技术,打通核能和可再生能源的壁垒,构建面向未来的多能融合新能源体系。

面对未来的能源低碳化需求,核能和可再生能源是实现零碳排放的重要途径。可再生能源具有资源丰富、清洁、可再生等优点,但是可再生能源的波动性或间歇性导致其与目前的电网基础设施缺乏良好的兼容性,大规模使用时,需要提供稳定的基荷能源调控电力输出。核能由于其可持续、高效、可靠,是****能够提供可调度基荷电力的清洁能源。因而构建核能-可再生能源融合的复合能源系统(HES)是实现能源低碳清洁高效利用的重要解决方案。

对于第四代核能系统,可以通过熔盐传蓄热和高温制氢技术,将核能和可再生能源的优势充分发挥,协同利用。因此,需要从经济和能源安全的角度来评估各种清洁能源在全国乃至全球能源体系中的份额,制定合理的技术路线,开展多能融合的核能-可再生能源复合能源系统示范,并实现稳定运行。解决并克服这两种技术耦合使用时的问题,对于经济和社会的发展进步具有重要意义,也是目前核能综合利用发展的重要趋势。

当前,以华龙一号、AP1000、EPR 等为代表的第三代核能系统已经开始大规模商业应用,可满足当前和今后一段时期核电发展的基本需要。建议加快以熔盐堆为代表的第四代核能系统及相关的核能制氢、高温热利用等综合利用技术研发,充分调动国内相关研究机构和企业的优势力量,加大政策支持和投入保障力度,将相关任务列入国家科技重大专项,落实并建设核能制氢、核能供热等综合利用示范项目的建设。



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