Conceptual Design Technology Research of CFETR Fusion Power Plant

按规划，CFETR聚变发电厂（Fusion Power Plant - FPP）将成为世界上第一个演示核聚变能发电的装置，目标是实现1～2 GW的聚变输出功率，发电功率可达到350～800 MW。CFETR聚变发电厂的设计意义是为未来建设可稳定运行的GW级聚变示范堆奠定基础。

如图1所示，CFETR聚变发电原理，与裂变堆发电原理类似，CFETR是通过托卡马克聚变装置来产生热量。托卡马克装置冷却回路分为一回路和二回路。一回路冷却剂穿过托卡马克包层（及偏滤器），经管道进入热交换器(蒸汽发生器)，通过热换热器与二回路冷却剂在互不接触情况下完成热量交换。降温以后的一回路冷却剂经主泵又重新循环回到托卡马克内部。通过热交换器的换热，二回路产生高温高压的水蒸汽，推动汽轮发电机组发电。

Figure 1.  Schematic diagram of fusion power plant

根据CFETR聚变堆初步预期及规划，CFETR聚变发电边界条件假定如下：

CFETR聚变堆额定热功率输出暂按1.25 GW。

CFETR聚变堆运行典型规律：以额定功率维持稳定运行2 h，而后无功率输出，即聚变堆停止输出20 min，周而复始；稳定输出时，功率有小幅波动，暂忽略不计。

CFETR聚变堆的包层有两种选择方案：

方案一：采用水作为包层冷却介质。

方案二：采用氦气作为包层冷却介质。

两种包层方案下，CFETR聚变堆一回路参数如表1所示：

与传统的火电、裂变堆核电等发电形式相比，聚变堆发电具有一定独特性。与常规发电模式最大不同之处在于，现阶段的聚变反应是具有一定周期性的、脉冲式的输出特性，且周而复始，即在聚变反应长脉冲能量输出结束之后，需要较长的停机等待时间为下一次反应输出做准备，如此反复。

图2是一个典型周期的聚变等离子体电流驱动方案。通过该图可以看出，在一个典型反应周期内，受限于当前物理模型、等离子体运行机制等综合因素影响，聚变反应过程中的等离子体电流难以做到长期稳定运行，是不连续的。而维持“燃料”稳定的等离子体电流状态是聚变反应的重要前提，一旦无法维持，核聚变反应立即停止，能量输出也随之中断。简而言之，聚变堆能量输出具有周期性间断，热功率断崖式变化的特点。

Figure 2.  Typical fusion plasma current driving scheme

众所周知，汽轮发电机组是一套旋转机械设备与电气设备的组合装置，通过介质推动汽轮机旋转做功，带动发电机发电，将热能转换为电能。从汽轮发电机组运行安全、设备寿命、发电品质等角度而言,这个转换过程对能量输入的品质要求必须是稳定且持续的。这使得聚变堆能量输出特性难以与常规汽轮发电机组运行要求相匹配。若要使得汽轮发电机组安全、稳定、持续地运行，就必须要求核聚变输出稳定性进一步提升，这也将是核聚变研究在现阶段需要不断攻克与提升的方向。

短期内CFETR聚变堆输出稳定性条件有限的情况下，如何解决汽轮发电机组安全、稳定、持续运行与CFERTR聚变堆间断输出特性之间的矛盾，则是当前CFETR聚变发电厂概念设计亟需解决的技术问题，这也是当前CFETR在发电领域实现工程应用的主要“绊脚石”。

因而，CFETR聚变发电概念设计阶段，主要探讨聚变堆与常规岛（汽轮发电机组）功率匹配以及稳定运行等关键问题的解决方案。为解决这个问题，CFETR聚变发电厂需要配置对应的储能系统，以“削峰填谷”的方式将核岛能量间断、不稳定输出转变为连续、稳定输出，从而确保常规岛汽轮发电机组安全、持续、稳定运行。

根据CFETR核聚变假定边界条件，本项目按一套额定功率1.25 GW的核岛来规划相应常规岛，本期考虑设计一套（1×350 MWe级）常规岛主厂房（包括对应储能部分）。考虑后续核岛功率热功率存在提升空间，可预留一套同容量的常规岛主厂房扩建条件。

1）现阶段采用一堆一机配备方案，机组容量选择与CFETR聚变堆运行特性相匹配。

2）核岛与常规岛之间配置一套储能缓冲系统，以确保发电厂持续稳定运行。

3）常规岛系统配置应符合1×350 MWe级聚变堆汽轮发电机组并网发电要求。

4）考虑核岛侧的独立性，常规岛相关系统暂不考虑与核岛侧系统的深度耦合，减少对核岛侧的影响。

5）在常规岛故障情况下，考虑核岛物理实验需求，为了不影响核岛持续运行，需配置一套独立的辅助散热系统，导出核聚变热量。

6）常规岛机组尽量采用常规的、成熟的技术路线。

CFETR核聚变发电厂总体方案如图3所示，除核岛一回路以及常规岛二回路系统外，还包括储能缓冲系统、辅助散热系统等。

Figure 3.  Schematic diagram of overall scheme of nuclear fusion power plant

1）储能缓冲系统

无论是运行间隔还是等离子体破裂，都使得聚变堆一回路输出能量断崖式下跌，会进一步导致汽轮机的进汽参数急剧下降,无法满足机组持续稳定运转要求，最终会导致停机或者设备损坏。与此同时，这种模式下发电品质也无法保证，对电网冲击危害巨大。这种情况，无论是对机组寿命还是发电品质而言，均是十分不利的。因而，针对核岛功率输出的不稳定性，CFETR聚变发电厂需考虑设置中间储能缓冲系统。

在CFETR聚变稳定期时，通过储能缓冲系统，将CFETR聚变能中的一部分能量先预留起来，临时存储于储能缓冲系统中（简称“储能”过程），其余用于发电；而CFETR聚变间歇期时，CFETR无能量输出，此时将之前预先存储于储能缓冲系统中的能量释放出来（简称“释能”过程），以持续输出至汽轮发电机组用于稳定发电。在储能与释能环节，输出至汽轮发电机组的功率应是平衡稳定的。即无论CFETR是在稳定期还是在间歇期，储能缓冲系统以“削峰填谷”方式解决核岛与常规岛能量传递特性匹配问题，确保典型周期内汽轮发电机组的输入能量是稳定且持续的，进而实现聚变发电厂能够安全、平稳运行，并生产出高品质稳定电力。

2）辅助散热系统

现阶段CFETR在探索发电工程应用的过程中，还需肩负着科研试验任务。在CFETR 运行期间，核岛物理实验需求不得受到常规岛影响而停机，即要求考虑在常规岛机组无论是停机检修还是意外故障状态下，核岛仍能继续运转而不受影响。因此，为满足核岛不间断运行的要求，常规岛侧还需考虑额外设置一套辅助散热系统。

在汽轮发电机组停机时，启用辅助散热系统，旁路常规岛汽轮发电机组，即通过在一回路侧并联辅助散热系统，通过辅助散热系统的换热设备持续导出核聚变热量，确保核岛持续运行。

针对CFETR的输出特性以及不同包层设计方案，需对储能缓冲系统的储能介质选择、储能容量计算、储能运行模式等方面予以分析探讨。

对于储能系统而言，储能介质的选择至关重要。储能介质一方面要物性稳定安全、经济可靠，另外一方面储能介质特性与CFETR聚变堆一回路参数相匹配，即能适应一回路温度变化范围。按照储热方式的不同，储能介质可以分为导热油/熔盐/液态金属/混凝土等为代表的显热储热材料、潜热储热（相变储热）材料以及热化学储热材料三类。其中显热储热材料是利用材料自身在温度升高和降低过程中热能的变化进行热能的储存/释放，显热储热材料主要有水、导热油、熔融盐等。显然储热材料是目前应用最为广泛、安全性最高、成本最低的储热材料^[12]。

根据CFETR聚变堆在一回路冷却包层预想方案，分为水冷包层与氦冷包层。不同冷却包层对应一回路温度范围不同，对应储能介质选择也不同。对于CFETR水冷包层方案，一回路温度范围偏低（290～325 ℃），可考虑采用导热油作为中间储能介质，且常规岛侧汽轮机主蒸汽参数可参考采用压水堆电站典型蒸汽参数（主汽温度按～260 ℃）；对于CFETR氦冷包层方案，一回路温度范围较高（300～600 ℃），可考虑采用熔盐作为中间储能介质，且常规岛侧汽轮机主蒸汽参数可参考采用高温气冷堆核电站典型蒸汽参数（主汽温度按～525 ℃）^[13-15]。

参考光热发电等储能应用工程经验，本项目采用间接式双罐显热储热形式^[14,16]。

根据CFETR聚变堆典型运行模式，在核岛典型运行时间周期内，CFETR聚变堆额定热功率能够维持稳定运行时间为2 h，零功率输出时间则为20 min。

$ \mathrm{经}\mathrm{计}\mathrm{算} $，典型运行周期中，核岛侧、储能侧、常规岛侧状态及参数罗列如表2所示：

1）本表格计算中，为了核算理论储能容量，暂忽略储能系统的转换效率以及散热损失影响。故表中常规岛侧输入功率数据未扣除以上因素。在估算电厂发电量以及效率时，需考虑相关影响。

2）对于储能实际选型容量，鉴于Tokamak运行期功率输出波动以及系统本身损耗等影响，需额外考虑一定裕量。

核岛与常规岛之间设置有储能缓冲系统，而储能缓冲系统既可与常规岛并联运行，也可与常规岛串联运行，即存在两种储能运行模式。其中，储能缓冲系统与常规岛并联模式，即核岛与储能缓冲系统、常规岛之间可直接换热，简称为耦合运行模式；储能缓冲系统与常规岛串联模式，即核岛只能与储能缓冲系统换热，不能与常规岛直接换热，简称为解耦运行模式。

考虑核岛与常规岛是否可以解耦运行，储能缓冲系统储能运行模式有两种可选方案（以导热油为例）。

耦合运行模式如图4所示，具体运行方式如下：

Figure 4.  Coupling operation mode of nuclear island and conventional island

1）核岛一回路：Tokamak运行期，被Tokamak加热后的一回路高温水一部分直接 进入蒸汽发生器加热水产生蒸汽发电，另一部分进入换热器加热从冷油罐来的低温导热油，蒸汽发生器返回的低温水和换热器换热后的低温水汇合，再进入Tokamak进行下一次加热。Tokamak运行间歇期，从Tokamak出来的一回路水全部进入换热器被热油罐来的高温导热油加热，加热后的一回路高温水进入蒸汽发生器加热水产生蒸汽发电，然后返回Tokamak温度继续下一个循环。

2）储热工质回路：Tokamak运行期，低温导热油通过冷油泵输送至换热器，经一回路水加热变成高温导热油后进入热油罐蓄存起来。Tokamak运行间歇期，高温导热油通过热油泵输送至换热器，对一回路水加热后变成低温导热油后进入冷油罐蓄存起来。

解耦运行模式如图5所示，具体运行方式如下：

Figure 5.  Decoupled operation mode of nuclear island and conventional island

1）核岛一回路：Tokamak运行期，被Tokamak加热后的一回路高温水全部进入换热器加热从冷油罐来的低温导热油，换热器出口的低温水返回Tokamak进行下一次加热。Tokamak运行间歇期，仅一回路循环保持循环工作（核岛的要求），而换热器油侧被隔离。

2）储热工质回路：Tokamak运行期，低温导热油通过冷油泵输送至换热器，经一回路水加热变成高温导热油后进入热油罐蓄存起来。无论在Tokamak运行期还是Tokamak运行间歇期，只要油罐液位正常，高温导热油都通过热油泵输送至蒸汽发生器加热水产生蒸汽发电。

从对发电效率的影响来看：在Tokamak运行期，耦合运行模式的一回路高温水与蒸汽发生器直接换热，不存在其他损失；而解耦运行模式必须经过换热器的一次换热，存在㶲损失。在Tokamak运行间歇期则是耦合运行模式的一回路高温水必须经过换热器的两次换热，㶲损失较大；而解耦运行模式只经过了储热过程的一次换热，㶲损失较小。总体上，由于Tokamak运行期持续时间较长，故此耦合运行模式对应的整体发电效率会高于解耦运行模式。

从工质用量来看：耦合运行模式的储热温度上限受Tokamak出口温度（325 ℃）和换热器端差限制，下限受Tokamak入口温度（290 ℃）和换热器端差限制；在解耦运行模式中，冷油罐的温度不受Tokamak回水温度的限制，可以取得更低、接近蒸汽发生器的给水温度（～226 ℃），储热系统的储热温差更大。由于解耦运行模式中储热温差远大于耦合运行模式，因此该模式中储罐更小、储热工质用量更少，储热区的占地面积更小。

不同包层方案下，储能介质以及运行模式存在不同组合选择如表3所示。

对于导热油储能系统而言，由于耦合运行模式储能系统中储能与释能环节存在二次换热，换热端差损失相对较大。对于导热油储能而言，由于水冷包层温差限制（一回路参数温度低、温差小），储能系统本身可有效利用的储能温差范围本来就小，因而换热温差对导热油介质用量影响极为敏感。在同样的释能功率条件下，相对于解耦方案而言，耦合运行方案中导热油介质用量大大增加。储热方案中投资占比最大部分其中之一就是工质用量。初步估算，采用耦合运行方案相比解耦运行方案，按当前市场价计需多出6亿元的导热油购置初投资。

因而从工程初投资、占地面积等方面考虑，核聚变水冷包层方案对应优先推荐解耦运行的导热油储能方案。

对于氦冷包层而言，由于氦冷包层一回路工质、储热工质的运行温度区间以及物性有别于水冷包层，两种储热方案之间的配置差异和水冷包层的情况有所不同。相对于水冷包层，氦冷包层方案中一回路参数温度高、温差大，使得一回路以及储能的介质用量相对较少，对应设备配置以及介质投资成本，且在耦合与解耦两种运行模式下的差异影响敏感性相对较小。考虑系统的高效性，核聚变氦冷包层方案对应优先推荐耦合运行的熔盐储能方案。

根据CFETR聚变发电设计原则以及假定边界条件，结合推荐的储能系统配置，对CFETR聚变发电厂汽轮发电机组方案予以评估。其中，针对水冷包层方案与氦冷包层方案常规岛方案综合对比如表4所示。

从目前发电效率而言，水冷包层对应的发电效率较低，而氦冷包层对应的发电效率相对较高，具有一定竞争优势。另外，单纯从常规岛的角度来看，氦冷包层方案在常规岛侧（包括储能）的造价、占地等方面是优于水冷包层方案的。

若从整体CFETR聚变堆发电厂总体来看，因氦冷温度达到600 ℃以上，需注意核岛材料选择、设备设计等方面因素势必会影响整体经济性，相关结论尚需结合核岛侧情况予以综合评判。

本文基于中国聚变工程实验堆（CFETR）功率输出特性，在聚变堆额定功率1.25 GW条件下，提出一种实现1×350 MWe级聚变堆发电厂概念设计方案。该方案通过采用储能缓冲系统，即以“削峰填谷”的方式将CFETR聚变堆周期性长脉冲的不稳定输出转化为持续的稳定输出，以实现CFETR聚变发电安全稳定运行。

CFETR聚变堆存在两种冷却方案，即水冷包层与氦冷包层方案，由于两种不同包层方案下聚变堆一回路参数差异较大，对储能缓冲系统的选择也不同。水冷包层推荐采用导热油解耦储能方案，氦冷包层推荐采用熔盐耦合储能方案。

最后综合对比，其中氦冷发电技术方案在发电性能、占地、造价等方面，单从常规岛侧来说，均具有一定优势。

本文提出了CFETR聚变发电初步技术解决方案，属于前期概念设计工作，距离面向工程应用与方案落地尚存在一定差距。从聚变发电厂整体而言，常规岛与核岛之间的协同性、耦合性等系统性工程技术细节问题尚需探讨。例如，储能系统与聚变堆能量输出过程运行匹配问题、常规岛侧辅助系统与核岛辅助系统整合优化问题、核岛与常规岛之间控制协同问题等方面尚待进一步研究，以期为聚变发电厂技术方案工程实践提供依据。

CFETR核聚变发电厂概念设计，是现阶段CFETR在发电领域开展工程技术应用研究的一次具有前瞻性意义的初步探索，希望为后续聚变发电技术深入研究以及工程应用方案提供一点参考。