核能综合利用研究现状与展望

钍基熔盐堆核能系统

钍基熔盐堆核能系统（TMSR）是第四代先进核能系统 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唯一堆型。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先进核能系统，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℃ 以上的第四代先进核能系统，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，建成了国际规模最大的 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 年建成国际首个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。