CN107844135A - 一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于辐射防护技术领域，涉及一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法。所述的排放控制方法依次包括如下步骤：(1)模拟计算稀释倍数；(2)构建基础数据库；(3)实时测量；(4)实时测量数据匹配基础数据库确定稀释倍数；(5)确定稀释流中允许放射性活度浓度最大值；(6)确定液态流出物允许排放流量；(7)确定排放总时间；(8)液态流出物排放流量精确控制。利用本发明的排放控制方法，能够根据受纳水体的水位所对应的流量等水文条件、排放监测槽内液态流出物的放射性活度浓度、液态流出物排放后进入受纳水体前稀释流的流量，对液态流出物排放泵进行动态控制，进而满足排放口下游1km处受纳水体中放射性核素活度浓度控制的要求。

Description

一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法
技术领域
本发明属于辐射防护技术领域，涉及一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法。
背景技术
核动力厂在发电、供热、供气等过程中需要不断进行核燃料的裂变反应，在此过程中会产生放射性物质，经处理达标后方可向环境，尤其是受纳水体排放。而作为内陆核动力厂，向环境排放的放射性物质的受纳水体一般为河流或湖泊水库。
我国属于水资源人均占有量相对较少国家，社会公众和审管部门对于内陆地区核动力厂运行后液态流出物的排放问题十分关注，环保部通过国家标准《核动力厂环境辐射防护规定》(GB6249-2011)规定“对于内陆厂址，槽式排放出口处的放射性流出物中除氚、碳14外其他放射性核素活度浓度不应超过100Bq/L，并保证排放口下游1km处受纳水体中总β放射性不超过1Bq/L，氚活度浓度不超过100Bq/L。如果活度浓度超过上述规定，营运单位在排放前必须得到审管部门的批准”。在此背景下，内陆核动力厂排放口下游1km处受纳水体中的放射性核素活度浓度的控制成为内陆核动力厂选址和运行的一项重要的制约性因素。
一方面核动力厂的液态流出物一般是在排放监测槽取样监测合格后通过一台可变流量的排放泵来排放的，但是在每次排放过程中，其排放的活度浓度都有所不同；另一方面作为放射性物质受纳水体的河流或湖泊水库的流量或水位等水文条件在一年中不同季节以及年际间均会有所不同。因此，如何实现精确控制排放监测槽排放泵的液态流出物的排放流量以匹配不同的受纳水体流量或水位等水文条件，进而满足排放口下游1km处的放射性核素活度浓度要求就很难做到，影响因素主要包括：受纳水体的流量和水位等水文条件、排放监测槽内液态流出物的放射性活度浓度、液态流出物排放后进入受纳水体前稀释流(如冷却塔排污水等)的流量等。由于涉及的影响因素众多，因此需要设计一套综合的方法来实现对液态流出物排放泵的流量控制，以满足排放口下游放射性核素活度浓度控制的要求。
发明内容
本发明的目的是提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，以能够根据受纳水体的水位所对应的流量等水文条件、排放监测槽内液态流出物的放射性活度浓度、液态流出物排放后进入受纳水体前稀释流(如冷却塔排污水等)的流量，对液态流出物排放泵进行动态控制，进而满足排放口下游1km处受纳水体中放射性核素活度浓度控制的要求。
为实现此目的，在基础的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，所述的排放控制方法依次包括如下步骤，
(1)模拟计算稀释倍数：根据核动力厂设计的不同工况下的液态流出物与稀释流混合后的流量，计算出受纳水体不同水文条件下模拟排放口下游1km处受纳水体中的稀释倍数(即核动力厂排放的液态流出物与稀释流混合后的排放流在排放口下游1km处稀释的倍数)；
(2)构建基础数据库：根据不同的稀释流的流量与受纳水体不同水文条件的组合方案，模拟计算(可采用成熟通用的模拟软件计算，例如MIKE 21软件等)得到每一组合方案下排放口下游1km处稀释的倍数，从而形成一套受纳水体水文条件-稀释流流量-稀释倍数对应的数据库，作为基础数据库；
(3)实时测量：利用核动力厂的排放控制测量系统实时测量受纳水体的水文条件，稀释流流量Q，液态流出物中氚活度浓度CH-3和除氚、碳14外总β活度浓度Cβ，液态流出物储罐内废液体积V；
(4)实时测量数据匹配基础数据库确定稀释倍数：根据实时测量的受纳水体水文条件和稀释流流量Q，在所述的基础数据库中寻找到对应的稀释倍数K；
(5)确定稀释流中允许放射性活度浓度最大值：分别根据对排放口下游氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度的控制值要求CH-3L、CβL，分别确定稀释流中允许的氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度最大值CH-3m＝CH-3L×K、Cβm＝CβL×K；
(6)确定液态流出物允许排放流量：分别根据液态流出物中氚活度浓度CH-3和除氚、碳14外总β活度浓度Cβ，以及稀释流中分别允许的最大活度浓度，确定液态流出物对于氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度的允许排放流量qH-3＝CH-3m×Q/CH-3和qβ＝Cβm×Q/Cβ，比较qH-3和qβ，取其较小者作为最终确定的液态流出物允许排放流量q；
(7)确定排放总时间：根据液态流出物储罐内废液体积V确定排放总时间T＝V/q；
(8)液态流出物排放流量精确控制：将计算得到的液态流出物排放流量q和排放总时间T发送到液态流出物储罐的排放泵控制系统中，以实现对液态流出物排放流量的精确控制。
在一种优选的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其中步骤(1)中所述的混合后的流量选取为稀释流流量Q。
在一种优选的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其中步骤(5)中所述的控制值要求为根据GB6249-2011的要求。
在一种优选的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其中所述的水文条件为水位或流量。
在一种更加优选的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其中所述的水位或流量的范围为受纳水体历史最低水位或流量至历史最高水位或流量。
在一种优选的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其中所述的稀释流流量Q的范围为核动力厂设计条件下向受纳水体中排放流量的最小值至最大值。
在一种优选的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其中所述的CH-3的范围为大于0Bq/L，小于核动力厂国家标准或核动力厂运行相关规定规定的最大值。
在一种优选的实施方案中，本发明提供一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其中所述的Cβ的范围为大于0Bq/L，小于100Bq/L；或小于核动力厂国家标准或核动力厂运行相关规定规定的最大值。
本发明的有益效果在于，利用本发明的内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，能够根据受纳水体的水位所对应的流量等水文条件、排放监测槽内液态流出物的放射性活度浓度、液态流出物排放后进入受纳水体前稀释流(如冷却塔排污水等)的流量，对液态流出物排放泵进行动态控制，进而满足排放口下游1km处受纳水体中放射性核素活度浓度控制的要求。
本发明通过利用内陆核动力厂的排放情况和受纳水体水文条件的稀释扩散模拟，结合在核动力厂内设置的受纳水体水位、排放系统各项指标的监测的判断和计算，可以用于对内陆核动力厂液态流出物的排放动态实时控制。本发明对于我国未来内陆核动力厂的稳定运行和控制、保障核动力厂运行状态下下游公众的用水安全有着十分积极的作用。
附图说明
图1为示例性的本发明的内陆核动力厂液态流出物排放控制方法的流程图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的具体实施方式作出进一步的说明。
示例性的本发明的内陆核动力厂液态流出物排放控制方法的流程如图1所示，依次包括如下步骤。
(1)根据动力厂设计的不同工况下的液态流出物与稀释流混合后的流量(可保守选取为稀释流的流量，以下统称为稀释流)，在受纳水体不同水文条件下模拟排放口下游1km处受纳水体中的稀释倍数(即核动力厂排放的液态流出物与稀释流混合后的排放流在排放口下游1km处稀释的倍数)，由于受纳水体水文参数众多，选取水位作为受纳水体的水文条件表征量。
根据设计经验，一般而言核动力厂液态流出物排放的稀释流量都要远大于液态流出物的排放流量，此处假设内陆核动力厂的稀释流(包括冷却塔排污水等)为1m3/s(1000L/s)，液态流出物的排放流量为100m3/h(28L/s)，可见液态流出物的排放流量要远低于稀释流的流量。在此排放情况下，假定此时受纳水体(河流)的流量为100m3/s，所对应水位为3m(一般而言，如河道或湖泊的水下地形等条件不发生改变，水位和受纳水体的水文条件的相关性很好，当然如果测量手段允许的话也可以采用受纳水体流量测量等方式，但并不影响本发明的有效性，只是更换了一个受纳水体水文条件的表征量)。此时利用通用成熟的稀释扩散模拟软件MIKE 21便可以模拟出排放口下游1km处受纳水体中的稀释倍数，假设为80倍(即液态流出物与稀释流混合后到此处在受纳水体中的放射性活度浓度为稀释流中活度浓度的1/80)。由此便得到了一组稀释流流量(1000L/s)对应受纳水体水位为3m时的排放口下游1km处的稀释倍数(80倍)。
按照本步骤所述方法，根据水文观测和核动力厂的设计情况，选取若干组典型的受纳水体水文条件，若干组核动力厂稀释流的流量，便可以模拟出对应情况下的排放口下游1km处受纳水体中的稀释倍数，进而形成一套受纳水体水位(或其它水文条件表征量)-稀释流流量-稀释倍数对应的数据库。
(2)设计一套核动力厂的排放控制测量系统作为本发明所述排放控制系统的子系统，实时测量受纳水体的水位，稀释流流量Q，液态流出物中氚活度浓度CH-3和除氚、碳14外总β活度浓度Cβ，液态流出物储罐内废液体积V。
本发明所需的各系统在目前的核动力厂中基本均有设置，但其并不强调实时性和集成性，本发明需要在现有核动力厂设置的基础上，对上述各系统的测量方式修改为在线实时监测，并将数据通过通讯的形式实时发送到本发明的排放和控制系统中。为便于阐述本发明的实施方式，此处假定实时的受纳水体的水位为3m，稀释流流量Q＝1000L/s，液态流出物中氚活度浓度CH-3＝1E+05Bq/L，除氚、碳14外总β活度浓度Cβ＝100Bq/L，液态流出物储罐内废液体积V＝5E+05L。
(3)根据实时监测的受纳水体水位(3m)和稀释流流量Q＝1000L/s，在数据库中寻找到对应的稀释倍数K＝80。
(4)根据国标GB6249-2011对排放口下游氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度的控制值要求(CH-3L＝100Bq/L、CβL＝1Bq/L)，确定稀释流中允许的氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度最大值CH-3m＝CH-3L×K＝100×80＝8000Bq/L和Cβm＝CβL×K＝1×80＝80Bq/L。
(5)根据液态流出物中放射性的活度浓度与稀释流中允许的最大活度浓度，保守的确定液态流出物对于氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度的允许排放流量qH-3＝CH-3m×Q/CH-3＝8000×1000/1E+05＝80L/s和qβ＝Cβm×Q/Cβ＝80×1000/100＝800L/s。比较qH-3和qβ，取其较小者qH-3＝80L/s作为最终的液态流出物排放流量q＝80L/s；根据液态流出物储罐内废液体积V＝5E+05L确定排放总时间T＝5E+05/80＝6250s。
(6)将系统计算出的液态流出物排放流量q＝80L/s和排放总时间T＝6250s发送到液态流出物储罐的排放泵控制系统中，便可以实现对液态流出物排放流量的精确控制。
显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若对本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其同等技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。上述实施方式只是对本发明的举例说明，本发明也可以以其它的特定方式或其它的特定形式实施，而不偏离本发明的要旨或本质特征。因此，描述的实施方式从任何方面来看均应视为说明性而非限定性的。本发明的范围应由附加的权利要求说明，任何与权利要求的意图和范围等效的变化也应包含在本发明的范围内。

Claims (8)

1.一种内陆核动力厂液态流出物排放控制方法，其特征在于，所述的排放控制方法依次包括如下步骤，
(1)模拟计算稀释倍数：根据核动力厂设计的不同工况下的液态流出物与稀释流混合后的流量，计算出受纳水体不同水文条件下模拟排放口下游1km处受纳水体中的稀释倍数；
(2)构建基础数据库：根据不同的稀释流的流量与受纳水体不同水文条件的组合方案，模拟计算得到每一组合方案下排放口下游1km处稀释的倍数，从而形成一套受纳水体水文条件-稀释流流量-稀释倍数对应的数据库，作为基础数据库；
(3)实时测量：利用核动力厂的排放控制测量系统实时测量受纳水体的水文条件，稀释流流量Q，液态流出物中氚活度浓度CH-3和除氚、碳14外总β活度浓度Cβ，液态流出物储罐内废液体积V；
(4)实时测量数据匹配基础数据库确定稀释倍数：根据实时测量的受纳水体水文条件和稀释流流量Q，在所述的基础数据库中寻找到对应的稀释倍数K；
(5)确定稀释流中允许放射性活度浓度最大值：分别根据对排放口下游氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度的控制值要求CH-3L、CβL，分别确定稀释流中允许的氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度最大值CH-3m＝CH-3L×K、Cβm＝CβL×K；
(6)确定液态流出物允许排放流量：分别根据液态流出物中氚活度浓度CH-3和除氚、碳14外总β活度浓度Cβ，以及稀释流中分别允许的最大活度浓度，确定液态流出物对于氚和除氚、碳14外总β放射性活度浓度的允许排放流量qH-3＝CH-3m×Q/CH-3和qβ＝Cβm×Q/Cβ，比较qH-3和qβ，取其较小者作为最终确定的液态流出物允许排放流量q；
(7)确定排放总时间：根据液态流出物储罐内废液体积V确定排放总时间T＝V/q；
(8)液态流出物排放流量精确控制：将计算得到的液态流出物排放流量q和排放总时间T发送到液态流出物储罐的排放泵控制系统中，以实现对液态流出物排放流量的精确控制。
2.根据权利要求1所述的排放控制方法，其特征在于：步骤(1)中所述的混合后的流量选取为稀释流流量Q。
3.根据权利要求1所述的排放控制方法，其特征在于：步骤(5)中所述的控制值要求为根据GB6249-2011的要求。
4.根据权利要求1所述的排放控制方法，其特征在于：所述的水文条件为水位或流量。
5.根据权利要求4所述的排放控制方法，其特征在于：所述的水位或流量的范围为受纳水体历史最低水位或流量至历史最高水位或流量。
6.根据权利要求1所述的排放控制方法，其特征在于：所述的稀释流流量Q的范围为核动力厂设计条件下向受纳水体中排放流量的最小值至最大值。
7.根据权利要求1所述的排放控制方法，其特征在于：所述的CH-3的范围为大于0Bq/L，小于核动力厂国家标准或核动力厂运行相关规定规定的最大值。
8.根据权利要求1所述的排放控制方法，其特征在于：所述的Cβ的范围为大于0Bq/L，小于100Bq/L；或小于核动力厂国家标准或核动力厂运行相关规定规定的最大值。
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