General Layout Optimization for Fusion Power Plant

核聚变发电是一种利用原子核聚变反应产生热能，然后利用热能发电的技术。聚变发电厂（Fusion Power Plant - FPP）是CFETR的能量输出装置。CFETR运行时的能量流程主拓扑架构如图1所示，该图展示了从托卡马克主机热源到发电并网的能量流程，发电厂子系统包含蒸汽发生器、汽轮机、同步发电机和并网变压器等组件，实现聚变堆输出热能转换成机械能，最终转换成电能、并输送到电网的全过程。

Figure 1.  Energy flow chart of CRETR power plant

现阶段的聚变堆发电具有如下特性：（1）聚变反应以脉冲式进行。受限于当前的物理模型和材料特性，等离子体放电平顶段持续一段时间后，必须进行短时停机再重新开始放电过程；（2）等离子体存在破裂可能。受限于等离子体运行机制特性，等离子体放电存在着“破裂”的可能性，当“破裂”发生时即出现热淬灭，等离子体放电被迫中止。由于等离子体控制的复杂性，破裂或者其他不稳定因素均会导致能量输出不稳定。

因此，为应对聚变堆能量输出不稳定，现阶段CFETR的系统设计除参照传统发电厂的汽机发电机配置外，机组配置集中体现了如下两个方面特点：

1) 无论是运行间隔还是等离子体破裂，都将导致一回路输出能量断崖式下跌，使得汽轮机的进汽参数急剧下降，无法继续满足机组运转的最低需求，从而导致停机。按照机组寿命和运行要求，不允许存在该情况。而且，对电网冲击也较大。因核岛功率输出的不稳定性，工艺侧需考虑设置中间储能缓冲系统，以解决核岛能量输出波动问题，以确保汽轮机机组能够安全、平稳运行，并能稳定发电输出。

2) CFETR运行期间，核岛物理实验需求不得受到常规岛故障影响而停机，即要求考虑在常规岛机组故障时，核岛仍能正常工作。因此，为满足核岛不间断运行的要求，在核岛侧Tokamak主机和蒸汽发生器间设置并联的辅助散热系统，当汽轮发电机组发生停机的工况，启用辅助散热系统，旁路蒸汽发生器，通过在一回路侧并联辅助散热系统，持续导出核岛热量，确保核岛正常运行。

根据CFETR能量输出不稳定的特性以及Tokamak主机实验不得受到常规岛故障影响而停机的要求，CFETR聚变发电厂工艺系统增设了中间储能缓冲系统及辅助散热系统。

辅助散热系统是为满足实验需要而设置的系统，不是核聚变发电厂的必然配置。辅助散热系统拟通过常规岛旁路换热器及相关管道连接至常规岛的循环水供水系统，实现汽轮发电机组停机状态下的核岛堆芯热量排出。换热器的一次水为核岛一回路工质；二次水为循环冷却水，循环冷却水来自电站的循环水泵房。散热系统可根据CFETR所处厂址自然环境采用直流循环冷却或二次循环冷却，布置较为常规，本文不展开论述。

针对CFETR能量输出不稳定问题，在概念设计过程中提出的解决方案是配套建设中间储能缓冲系统。可再生能源发电项目同样具有明显的间歇性发电特征，而光热储发电一体化模式成为了有效的应对方案。光热发电最明显的优势是在储热的配合下连续稳定发电，成为既可以承担基本负荷，又可以承担调峰任务的电网友好发电类型^[3]。目前塔式太阳能光热发电项目通过配套建设储热系统已在国内外均拥有成功的运行经验，证明方案可行、可靠。为此，采用相对成熟、可靠的储热式中间储能缓冲系统同样成为现阶段聚变堆发电的应对方案。增加储能（热）区后的厂区总平面布置中面临着如下问题：（1）储热介质选择；（2）不同储热介质的储量不同从而导致储热区占地出现巨大差异；（3）储热区占地占厂区用地比重大；（4）核电厂储热布置缺乏规范依据。

近年随着储能产业的发展以及储能技术不断突破，诸如储热技术、氢储能技术、压缩空气储能等大量技术已经实现了较大规模的示范应用。储热技术不仅从技术上和经济上可以实现规模化，同时具有能量密度高、寿命长、利用方式多样、综合热利用效率高的优点^[4]，在储能工程中得以广泛应用。众多储热材料中，显热储热技术成熟、操作简单、是目前应用最广泛的储热方式之一，其中导热油、熔盐等物质常常应用于中高温领域（>120℃），是CFETR中间储能缓冲系统的现阶段较为理想的储热介质。

发电机组的热循环效率取决于驱动汽轮机的蒸汽温度，而CFETR中的蒸汽温度取决于隔离包层的冷却剂温度，汽轮机参数必须与包层的设计方案兼容。本工程在设计中核岛提供的主蒸汽按隔离包层的不同，分别按饱和蒸汽与过热蒸汽两种方式考虑，相对应储热工质、储热工质特性等主要参数如表1所示。

以方案一为例，增加储能系统后的核岛一回路及储热工质回路的运行原理如图2所示，实际上是在一回路到二回路之间，增加一个换热储能的过程，该系统起到了缓冲和蒸汽稳压的双重作用。

Figure 2.  Schematic diagram of energy storage system operation

针对储能系统储热工质参数，根据我国现行《建筑设计防火规范》关于生产火灾危险性的分类^[5]及《塔式太阳能光热发电站设计标准》关于储热区域布置的要求^[6]，两个方案的储热工质布置要求确定如表2所示：

通过排列组合方式，分析储热区与核岛、常规岛的布置关系，初步筛选出3种方案作为总平面布置的研究方向，如图3所示。

Figure 3.  Layout diagram of NI, CI& heat storage area

根据核电厂原则性热力系统，核岛的蒸汽发生器把二回路的给水加热成蒸汽，蒸汽通过汽轮机把热能转换成机械能，再推动发电机发电转换成电能。为减少热能在传递过程中的损失，常规岛与核岛紧邻布置的方式最为合理，在现有各种技术路线的核电总平面布置来看，两者均是如此布置。因此，图3核岛、常规岛及储热区布置关系图中的方案(c)将核岛与常规岛隔离，增加了二回路管道的长度，降低了热能传递效率，布置格局不合理，不再考虑该方案的格局。

根据假定的建厂条件，本概念设计按沿海厂址考虑。本工程建设1台350 MWe级（暂定）核聚变堆核电机组（预留1台汽机扩建），并设置中间储能缓冲系统、常规岛及其BOP工艺系统，常规岛采用海水直流冷却方式。

根据功能要求，核电站厂区分为四个区域：主厂房区、辅助生产区、开关站区及厂前建筑区。其中辅助生产区、开关站区及厂前建筑区与现有的核电厂布置无原则区别，厂区总平面将对主厂房区的不同布置方案进行重点研究。

根据储热工质的不同，以及储热区与核岛、常规岛的布置关系不同，通过配对组合方法，主厂房区的布置关系共设计出如表3所列的4个方案。

1) 方案一

本方案主厂房区的核岛、常规岛及储热区呈三角形布置，如图4所示。两组导热油储热区独立布置在核岛及常规岛的东侧。主厂房区总占地约21.35 hm²。

Figure 4.  Scheme 1

2) 方案二

本方案主厂房区的核岛、常规岛及储热区呈三角形布置，如图5所示。由于Solar salt熔融盐储热区占地较小，可就近布置在核岛辅助厂房的南侧。主厂房区总占地约14.97 hm²。

Figure 5.  Scheme 2

3) 方案三

本方案主厂房区的储热区、核岛及常规岛采用顺列串联方式布置，如图6所示。导热油储热区布置在核岛的北侧。主厂房区总占地约21.64 hm²。

Figure 6.  Scheme 3

4) 方案四

本方案主厂房区的储热区、核岛及常规岛采用顺列串联方式布置，如图7所示。导热油储热区布置在核岛的北侧。主厂房区总占地约16.10 hm²。

Figure 7.  Scheme 4

决定总平面布置方案优劣因素很多，本次概念设计的总平面从布置格局、占地、工艺流程、分期建设、运行检修、辐射防护等方面进行了技术比较，比较结果如表4所示。

基于设计深度以及上述4个布置方案占地对本项目建设投资影响有限，本次经济比较仅对导热油储能及熔融盐储能两种储热方式下的项目投资进行比较，比较结果如表5所示。

一方面，采用熔融盐储能的方案可以为汽机提供参数更高的过热蒸汽，机组的发电功率及效率更高；熔融盐储能区的占地同比减少约3/4，核电厂的总平面布置紧凑、灵活；在工程初投资方面，熔融盐储方案占有绝对的优势。

另一方面，高温熔融盐先天具有的腐蚀问题，在运行的生命周期内必然面临着比导热油方案更为突出的管道、设备更换问题。从辐射防护及实体保卫等角度考虑，可能出现的储能系统设备及管道的更换工作在核电站实施变得异常复杂，导热油方案又显得优势明显。

储热区与核岛、常规岛可采用三角形布置及串联布置，两种方案都能很好地满足全厂热力系统及储能系统热力运行流向。在工程应用中，应根据核电厂的建设规模、用地条件、取排水条件等综合比较后确定。

储能技术路线及储能区的布置是聚变发电厂区^[7-8]别于现有核电厂总平面布置关键因素，对聚变发电厂工艺流程、分期建设、运行检修、辐射防护等的合理规划及实施起着重要的作用。本次概念设计提出的三角形布置及串联式布置均能很好地适应新增加的储能系统热力运行，但具体方案的选择仍要根据项目的具体情况比较后确定。

聚变发电刚刚步入工程概念试探的起点，随着研究及实践的不断深入，能量输出不稳定的解决思路必然会越加清晰。随着近年各类储能技术的探索与工程上的应用以及新型储热材料的研发，能量密度高，腐蚀性低、性能稳定、成本低的储热材料也会不断面世，能更好地与核电厂“安全第一”^[9]、经济可靠建设方针相适应。先进、经济、可靠的储能方案也会为聚变发电厂商运营提供优质的配套，实现核聚变发电的安全、平稳输出，为全人类提供用之不断的终极能源解决方案。