内陆核电站

关键词： 核电站

内陆核电站（精选五篇）

内陆核电站 篇1

潘自强指出,目前世界上很多核电站,有的靠近大江大河,有的靠近小江小河,甚至有的根本没有靠近河。有的核电站就建在沙漠旁边,周围的小城镇生活污水给核电站做冷却。所以内陆核电站的建设应该是没有问题的,是可行的。

潘自强说,到现在为止,核电站的反应堆对水体污染较大的有三次:一是美国早期的核电站反应堆,直接排到了哥伦比亚河,早期产生了一定的污染,但是停止排放后,哥伦比亚河环境也恢复了。二是原苏联有一些处理的不太好,排到了河里面,也引起了污染。第三,原苏联把一些核废物抛到了圣彼得堡附近,也引起一些问题。

中国内陆核电项目建设必须慎而又慎 篇2

中国内陆核电项目建设必须慎而又慎

福岛核电站事故之后，我国核电站建设一度停滞。近期，随着中央高层支持核电建设的态度日益明确，核电项目建设高潮即将到来。而争议更大的内陆核电项目似乎也将开始建设。据《上海证券报》报道，中广核集团已于10日与贵州省发改委、能源局签订投资意向协议，拟投资380亿元在贵州铜仁等地建两座核电站，建设时间为2014年至2020年。其中，铜仁核电站总投资350亿元，为两台125万千瓦核电站，将在德江、思南、沿河县等选址，目前厂址普选报告已通过专家审查。另一项目为两台10万千瓦小型堆核电站，总投资30亿元，将在兴义、镇宁、玉屏等地选址，据悉，目前《贵州核电小型堆核电项目方案》已经完成。不仅是贵州，其他内陆地区也提出要建设核电站。据报道，近两年的全国两会上，江西、湖南、湖北核电项目进展较快的中部省份，均提交了重启内陆核电项目的相关建议和提案。今年3月，江西省政府召开常务会议强调要“密切关注国家内陆核电政策，跟进、推动彭泽核电项目”；5月，江西省发改委举行《江西省电力中长期发展规划》新闻发布会，提出“力争2020年投产一台核电机组”的目标。中国的核电项目特别是内陆核电项目建设应当慎重、慎重、再慎重。核电项目的最大隐患是机会风险极大，美国三里岛以及日本福岛核电站事故便是例证。而对于内陆核电项目来说，其机会风险更大，容不得事故的发生。一旦发生事故，其灾难性影响将难以预计。铜仁境内水流属于长江流域的沅江水系和乌江水系，一旦在此建设的核电项目发生事故，将对长江水系产生致命性的破坏，从而对沿江居民生产、生活将产生无法估量的负面影响。由此来看，中国的核电项目建设应当慎重，内陆核电项目建设更应慎重，应该更多地考虑节能、太阳能、风电、页岩气以及其他的清洁能源来代替核电需求。

中国内陆核电发展必要性分析 篇3

但就目前而言, 我国能源形势极为严峻。在当前主要三大能源中, 石油、天然气相当匮乏, 需要大量进口, 尤其是石油, 对外依存度更是超过了54%, 而煤炭所能支撑人类发展的时间也逐渐变得有限, 能源在一步步枯竭, 所以我国的能源安全面临着巨大的威胁。

在化石能源日益枯竭的今天, 低碳不断成为生活与发展的旋律并得到人们的广泛共识, 而我国作为第一能源消费大国, 碳排量已居全球之首, 出口商品多为高碳产品, 在哥本哈根大会上, 欧美在向中国使用出了“反倾销”“反补贴”等贸易利器后, 又亮出了“碳关税”这一杀手锏, 随着时间的推移, 我们面临的挑战会不断增大。

中国能否在后石油时代进一步实现可持续的发展、崛起, 需要充足的能源保障, 关键在于未来几十年的能源建设。

在新能源当中, 风能存在着不稳定等关键性技术问题, 同时与水利、太阳能等受到地域的严重限制, 生物质存在着生态平衡、能量密度等问题的巨大争论, 而核能显现出高效、稳定等独特的优势。

目前中国的核电站主要分布在沿海地区, 中国内陆, 尤其是华中地区, 也就是湖北、湖南、江西地区, 一次能源匮乏, 市场需求旺盛, 能源结构不合理, 迫切需要发展核电来满足经济社会发展对电力的需求, 以及能源结构对电网安全运行的保障程度。

从经济层面看, 我国正处于“西部大开发”“中部崛起”“振兴东北老工业基地”等战略发展的潮流之下, 中国内陆地区的发展必将需要充足的能源保障, 而核电的建设恰恰为能源电力的缺口提供有力的弥补, 例如, 正在规划建设的吉林靖宇核电站将会满足吉林省四分之一的电力供应, 届时实现“电力无忧”的良好格局。因此, 内陆核电的发展, 也是内陆地区经济发展的强有力因素之一。

从技术角度来看, 首先, 核电站的建造开始于厂址普选, 厂址普选中最先的考虑地震、气候、水源、人口分布等环境因素, 从合适的厂址中选择最优的厂址开始前期准备。在开工建设前, 首先的取得国家相关部门的评审和验证, 后报国务院审批, 从前期的准备来看国家对核电的发展有着严格的要求和谨慎的态度。与此同时, 在福岛3.11事故后, 国家对核电的发展采取更为谨慎的态度, 对核电的审批将会有更为严格的要求, 在这种背景情况下, 沿海核电的发展受到了越来越严格的限制。从防止台风海啸角度、预防地震、保证取水、社会因素等条件考虑, 中国东南沿海适合核电发展的厂址极为有限, 对中国现行能源多元化的发展战略作用甚微。在世界核电发展的大格局下, 和中国能源发展的大战略下, 发展内陆核电将成为一种必须。

其次, 我国现在核电目前走以引进为主, 自我研发为辅的核电技术路线, 其中具有自主知识产权的秦山一期压水堆, 引进的堆芯则相对比较复杂, 有从法国引进的M310堆芯的大亚湾核电站, 中核集团田湾核电站的俄罗斯的VVER, 秦山三期引进的加拿大重水堆CANDU堆, 还有台湾地区的沸水堆。以国核技、中核、中电投为主的引进西屋公司的第三代非能动核电技术AP1000, 目前在浙江三门以及山东海阳各有2台机组, 以及引进的欧洲三代堆核电技术EPR1000目前在广东台山正在建设的2台机组。最后, 以广核为主运行的二代技术, 已经拥有了成熟的技术和长时间的运行经验, 经历近20多年的运行, 已经掌握了二代堆型的建设, 调试, 运行维护以及退役技术, 并在原有的基础上进行了改进, 增加了二代堆型的安全性, 现在在国内占有较大的市场份额。以AP1000为代表的三代核电技术, 从技术和理论层次拥有更高的安全系数, 极大的降低了发生核电事故的概率和因为人因产生的事故, 同时三代堆采用以自然力为主的非能动动力, 对缓解事故能力方面具有大的提升。三代技术安全壳采用了更高的规格和要求, 能应对波音737的撞击以及9级大地震的冲击, 从整体而言提升了自身固有的安全性, 减少人为因素, 减小了发生重大灾害的可能性。

中国内陆核电发展计划酝酿已久, 早在上世纪八十年代就已经开始了前期工作。2008年南方冰冻灾害过后, 国家大力加快了内陆核电发展步伐, 积极推进内陆核电建设脚步, 并在江西彭泽, 湖南桃花江以及湖北咸宁选出条件优越的三个厂址并开展了大量的前期工作, 稳步推进内陆核电。在福岛事故后, 核电的安全性在一次展现在公众的眼前, 国家对核电的发展采取更为谨慎稳健的态度, 对于内陆核电的发展也愈加的严谨。国家相关部门提出了一些更高的要求, 要求内陆核电达到零排放。现在国际上的内陆核电所占比重较滨海核电更大, 均采取了双循环的闭式循环模式, 采用冷却塔冷却给水, 大大降低了对河流和湖泊用水量的需求, 同时也大大降低了辐射的释放剂量。从法国和美国核电的发展看中国的内陆核电发展, 我们有理由相信内陆核电的安全性。从核电发展的历史来看, 世界核电的发展多采用二代以上的机组, 在压水堆机组中, 即使是在事故情况最为严重的三哩岛核电站事故中, 堆芯融化之后的放射性物质被包容在安全壳内, 向环境释放的放射性物质很低, 实际所造成的后果并不如传言中的严重, 而相同的厂址的三哩岛一号机组一直保持良好健康的运行。我国内陆核电现在采取的是三代核电技术, 拥有更高的设备安全性以及更优良的管理系统, 理论上不会发生类似三哩岛和福岛类似的重大事故。

从安全性角度看, 我国长江流域、松花江流域具有充足的水资源, 在规划的内陆核电站中, 人口密度、分布特征满足核电站正常的放射性释放及交通运输问题满足要求, 对于先天的地域性优势应当利用与发展, 以适应当地的经济发展以及能源需求。

基于上述观点, 中国内陆核电的发展是必要的, 也是必须的, 为我国今后的能源保障、经济发展、社会进步起到不可替代的作用。因此, 在黄金发展机遇期之下, 牢牢把握核电发展的良好机遇, 将核电由沿海向内陆扩展, 逐步成为电力能源领域结构上不可替代的重要组成成分, 为我国实现全面、协调、可持续的科学发展做出重要贡献。

摘要：在福岛核事故之后, 世界核电发展进入了低谷, 尤其对核电安全性展开激烈的讨论。中国核电布局基本上处于沿海, 而福岛事故触发我们对内陆核电发展的必要性、安全性引发思考。本文通过从中国能源布局、经济结构、内陆核电建设的可行性展开讨论, 认为内陆核电的建设是能源结构布局的要求, 也是经济发展的关键, 同时内陆核电建设安全可靠, 中国发展内陆核电是必要与紧迫的。

关键词：内陆,核电,必要性

参考文献

[1]朱继洲.核反应堆安全分析[M].西安交通大学出版社.原子能出版社, 2010.8.[1]朱继洲.核反应堆安全分析[M].西安交通大学出版社.原子能出版社, 2010.8.

内陆核电站 篇4

关键词：核电,空间布局,内陆化

1 引言

核电作为世界电力能源的三大支柱之一, 在世界能源结构中有着重要的地位, 国际原子能机构发表的数据显示,截止到2008年底,全球共有438台现役核电机组,核电发电量占世界发电总量的17%,法国(78%)、立陶宛(72%)、斯洛伐克(65%)、比利时(55%)、乌克兰(51%)、保加利亚(42%)和瑞士(40%)等16个国家的核电在国家电力生产中的比例超过25%,而2008年我国核电发电量仅占全国发电量的1.99%,远低于上述国家水平。

与国外核电“内陆式”布局形成鲜明的对照,目前我国的核电布局全部集中在沿海[1,2]、电力需求[3,4,5]、能源短缺和结构调整[6,7]、紧急情况下能源供给[8]等方面做了一些定性的或描述性的分析,但由于缺乏定量研究,而难以达到通则式的解释[9]。本文在分析中国核电布局的影响因素及变动趋势的基础上,借鉴柯布-道格拉斯生产函数,构建中国核电布局省份需求模型,通过对全国30个省、自治区、直辖市核电需求量的比较,揭示了我国核电布局内陆化规律,并为中国未来核电从滨海到内陆的布局提供理论根据。

2 影响核电布局的关键因素识别

影响核电布局的因素主要有技术、安全、环境、经济和社会生活等方面的内容。然而,国外的经验表明,核电站选址首先考虑电力市场需求和电源布局,滨海并非优先考虑的条件。滨海建核电站与内陆滨河、 滨湖建站相比,在法律法规的要求上基本一致;安全性在符合法律法规规定的情况下也都可以保证。国际原子能机构以及美国、法国、俄罗斯等国家对核电厂址评价的法规要求,在核电厂安全目标、选址准则、剂量约束值和放射性流出物排放量控制值等方面,并没有对沿海核电厂址和内陆核电厂址进行区分。因此,美国、法国、俄罗斯等国家在20世纪70~80年代发展核电时,既建造沿海核电厂,也建造内陆核电厂[10]。20世纪80年代,优先发展沿海核电是历史的选择。一方面,改革开放初期,缺电问题尚不突出;另一方面,沿海地区一次能源缺乏和经济比较发达。这两方面的因素归根结底,是体现了当时中国电力供求与环境保护状况,遵循了“电力市场需求决定核电站选址”的原则。改革开放30年来,客观形势已经发生了较大的变化,要求我国的核电布局作出新的选择。借鉴国外核电布局经验,立足中国沿海核电建设运行的成功实践,遵循核电站选址的一般准则,本文认为,影响中国核电布局的因素主要有如下三个方面。

(1)电力需求。

国外的经验表明,电量需求决定核电站分布。法国滨海地区与内陆地区经济发展速度和发达水平并无明显差异,所以其核电站分布比较均匀。美国西部发展落后于东部,东部地区工业密集,生产和生活用电均多于西部,所以在核电站数量上东部远远多于西部。我国20世纪80年代确定沿海地区优先发展核电的主要理由,是沿海地区经济发展速度较快,从而对能源的需求增长也较快;沿海地区经济发达程度较高,有能力购买当时单价较高的核电力, 有条件满足电价 “高来高去”的政策。确定这样一个战略,是当时电力需求、客观形势和条件限制下做出的正确抉择。改革开放30年来的发展,中部尤其是长江中游地区,其经济发展水平已经达到或超过了核电发展初期的广东及江浙地区客观形势的变化。与秦山和大亚湾核电站正式投入商业运行当年(1994年)的浙江省和广东省人均GDP 相比,湖北从1999年、 湖南和重庆从2002年开始超过了这一水平。内陆经济实力增强,明显提升了其电价承受能力。总之,面对以两位数增长的能源需求,能源消费对发展核电的需求弹性日益变小,发展核电成为缓解一次能源和电力紧张,优化电源结构的较佳方案,要求作出核电布局新的选择。

(2)环境保护。

随着国民经济的持续快速增长和居民消费结构的变动,资源相对短缺与消耗过多的矛盾逐渐显现,环境污染问题日益突出,迫使我国加快实施可持续发展战略的步伐。我国电力装机中燃煤机组高达八成,燃煤发电厂作为大气污染的主要来源之一,加剧了环境恶化的局面,这种二氧化碳的排放将导致增倍的损失。而《京都议定书》又使我国中长期内在有害气体排放问题上面临着较大的外部压力。这就意味着,内陆地区乃至全国继续大量建设火电的空间已经大为缩小[10]。环境问题的制约使经济增长对清洁能源的需求更加迫切,传统煤电与核电相比劣势明显。核电生产无二氧化碳、二氧化硫、氮氧化合物及烟尘等污染物排放。以4台百万级核电机组与相同容量燃煤火电机组比,每年以50吨核燃料代替同等规模火电厂600万吨煤炭,可以分别减排二氧化硫7600吨/年和烟尘3146吨/年。据统计,1996年共发电143×108kWh的秦山、大亚湾核电站,减少排放10Mt CO2. 同时,对秦山和大亚湾核电站进行的监测表明,核电站运行前后,周围环境的放射性水平没有变化。与相同装机容量的核电和煤电对环境产生的影响比较,充分说明了核电是唯一可以大规模取代化石燃料的安全成熟的洁净能源 ,是未来可开发和利用能源的主要方向[11]。保护环境(减少二氧化碳、二氧化硫等的排放)成为发展核电的主要推动力之一[12]。因此,发展核电是转变内陆经济增长方式,实现经济社会环境和谐发展的战略举措。

(3)电力供给。

能源是经济增长的基础结构。国民经济的持续增长受制于能源供给和消费。随着我国进入产业结构呈现“重化工业化”的工业化加速发展期,能源强度将步入“高峰”阶段。缺电已经成为全国性问题,一次能源缺乏,也成为制约内陆发达省份经济发展的瓶颈。主要表现在:一是缺电范围扩大; 二是电力缺口增大, 缺电程度加深; 三是缺电持续时间增加。在这样的大背景下, 许多内陆省份的一次能源已经完全不能支撑电力需求。湖北的情况最严重,丰富的水电资源将基本开发完毕,一次能源自给率只有10.8%,远低于广东(21.8%)、江苏(21.8%)和福建(21.1%)。而山西、河南、内蒙古、 陕西和河北等产煤大省也在奋力自保,要求产煤优先满足本省需求。河南甚至预计,到2010年和2020年,该省煤炭缺口将达到2000万至4000万吨。在近一轮的全国电力紧张中,沿海地区尚可进口一次能源, 而许多内陆地区只能依赖国内,内陆地区的电力短缺严重程度并不亚于沿海发达地区。特别是2008年年初,南方各省发生的大面积、长时间雪灾所造成的广大地区长时间断电,带来了严重后果。这也说明,为了防止这种情况的再次发生。除了提高电网的抗灾害能力,还必须发展核电,以确保各个地区在紧急情况下不依赖与燃料运输支撑电站。因此,核电厂要向电力需求增加的内陆地区拓展。

3 研究设计

3.1 模型建构

在著名的柯布-道格拉斯生产函数(C-D生产函数)中,定义了一种用来预测国家和地区工业系统或大企业的生产或分析发展生产途径的经济数学模型:

$Y=A(t)L{}^{\alpha }{\rm K}{}^{\beta }\mu (1)$

式中, Y是工业总产值, A(t)是综合技术水平, L是投入的劳动力数, K是投入的资本, α是劳动力产出的弹性系数, β是资本产出的弹性系数, μ表示随机干挠的影响, Rasche和Tatom(1981)运用传统的C-D生产函数对美、英、法、加、日、德6个OECD国家GNP的石油价格弹性进行了研究,其后其他的经济学家也运用C-D生产函数模型框架对石油价格的影响进行了研究。

本文拟借助该函数对核电需求进行一些探讨。考虑核电作为一种产出,并假设在厂址条件、技术水平等因素既定前提下,核电布局主要是电力需求、环境保护、电力生产的影响,设

$F({\rm N})=f({\rm P}D,E,{\rm P}S,\mu )(2)$

其中, N表示核电发电量, PD表示用电量, E表示废气排放量(在本文中用统计年鉴中各地区燃料燃烧排放的废气量表示), PS为电力供给量, μ为随机扰动项,表示经济发展、人们收入水平的提高等方面的影响。借助柯布-道格拉斯生产函数,基础计量模型的对数形式如下:

$\ln {\rm N}=\beta {}_1\ln {\rm P}D+\beta {}_2\text{l}\text{n}E+\beta {}_3\ln {\rm P}S+\mu (3)$

其中, β1,β2,β3为待定系数,即为电力需求、废气排放和电力生产的产出弹性。

在本文中,对五个影响核电布局的因素进行了假定,即期望进行核电建设的各省在现有的技术水平上可以找到符合地质条件的厂址,诸如地质、水文、气象、地震等方面都可以满足基本要求;各省不存在购买核电设备政策上的障碍,同时具备核电设备运输的条件;能招聘或经过培训后能获得所需的人才;核电厂建设能获得公众的认可,不存在建厂的社会障碍;核电建设所需的资金能从资本市场中获得,或政府有能力筹集核电建设的资金。之所以文中不考虑经济发展状况对核电建设的影响,是由于一方面核电经过几十年的发展期电价已基本与火电持平,各地都有能力消费核电;另一方面是由于我国核电的投资主体多为大型国有电力企业,且较发达的资本市场可以为核电的建设提供足够的资金。

3.2 研究样本及数据处理

由于目前我国仅有浙江、广东、江苏三省有核电投入商业运行,因此本文以这三个省份作为基本的分析对象。根据我国核电发电的特点,本文将浙江1994~2008年的数据分为1994~2001、2002、2003、2004~2008四个段,所用的数据为这四个段内相应年份的平均数,即

$\begin{array}{l}{\rm P}D=\frac{{\displaystyle \sum _{j=1}^n{\rm P}}D{}_j}{n}(4)\\ E=\frac{{\displaystyle \sum _{j=1}^{n}E}{}_j}{n}(5)\\ {\rm P}S=\frac{{\displaystyle \sum _{j=1}^n{\rm P}}S{}_j}{n}(6)\end{array}$

其中, n表示该段内年份数量,同样,广东的数据分为1994~2001、2002、2003~2008三个段,江苏的数据分为2007、2008二个段,其中江苏省2008年电力消耗量、废气排放量为估计数,电力供应量由于技术原因无法准确估计。之所以这样划分是考虑到核电发电的稳定性,在没有新的核电机组加入发电的时间段内,核电发电量基本稳定在某一水平,这样划分以后使得数据动态化(表1)。

数据来源: 根据1994年以来能源公报和统计年鉴、公报整理而成。

3.3 检验数据的处理

为了进一步分析本文研究结果的合理性,本文选取全国30个省、自治区、直辖市的数据(表2),将其代入模型检测其核电需求是否与国家核电建设的整体进程基本符合,以此来说明本文假设的正确性。

数据来源: 2008年国家统计年鉴。

4 研究结果与布局预测

将表1利用EViews 5.1进行回归,结果如下:

$\begin{array}{l}\log {\rm N}=8.241199647+6.668369838\log {\rm P}D\\ -2.700913764\text{m}\text{o}\text{g}E-3.907139157\log {\rm P}S(6)\end{array}$

从回归结果来看, R=0.93, AdjR=0.88, DW=2.98, F=18.44, P=0.008, 各项指标都符合统计学的要求。为了进一步检验本文的研究结果, 利用式(6)和表2的数据,计算我国30个省、自治区、直辖市的核电需求量(表3)。

由表3可知,本文的研究结果与我国核电建设的推进基本相符,目前广东(需求全国第3位)、浙江(需求全国第5位)、江苏(需求全国第8位)三省已有核电投入商业运行;广东、浙江、辽宁(需求全国第12位)、福建(需求全国第13位)、山东(需求全国第16位)5省有在建核电项目;广东、浙江、湖南、江西、辽宁、福建、山东、海南、湖北、广西有拟建核电项目。这些省份的核电需求的量都相对较大,并排名靠前。

基于以上各省、自治区、直辖市核电需求模型的结果,对未来(2009~2020年)的核电布局趋势进行如下展望:

(1)沿海地区核电规模将进一步扩大:沪、津等省核电需求较大,粤、浙、苏、辽、鲁、闽、桂核电规模将进一步扩大

扩张冲动不仅是企业家最重要的内生性行为特征之一,同样也是行业发展的内生性行为之一,虽然目前我国核电厂全部部署在沿海地区,但如果考虑到沿海地区的核电需求等因素,核电产业在沿海地区继续扩张依然是基本趋势。从本文的实证结果来看,上海的核电需求全国第2,大于已有核电和在建核电项目的浙江、广东、江苏等省;天津的核电需求全国排名第10,大于有在建项目的辽宁、福建、山东3省,充分说明沿海地区核电还有较大发展空间。

(2)内陆地区核电建设有望取得突破式进展:湘、赣、鄂三省核电建设积极推进,青、甘、宁、陕等省是核电拓展的可能区域

一般而言,能源强度要在收入水平达到某一临界值(平均为3945美元)后才开始下降,而人均收入在达到一定水平后,人均能源消费增长速度才会随人均收入的提高而逐渐放缓。目前,我国内陆地区的收入水平离这一数值还有较大的差距,如湖南省2007年城镇居民人均消费支出8990.72元,而其它省份的数据与3945美元也都有不小的差距,这说明未来一段时间内陆地区的能源强度将继续增大。与此相应的是,内陆地区的能源缺口日益扩大,造成了经济发展的能源瓶颈。虽然目前内陆地区核电厂还没有开始建设,但湖北(需求全国第21位)、湖南(需求全国第7位)、江西(需求全国第11位)三省都已经开始了核电建设的前期工作,而从实证结果来看内陆地区核电需求北京排名第1,青海第4、甘肃第6、湖南第7,核电需求量均大于已有核电商业运行的省份;宁夏、江西、河南、陕西等省份的核电需求,也大于有在建核电项目的山东省。因此,内陆省份也应该作为我国当前核电建设的拓展区域。

5 结论与政策含义

本文在分析中国核电布局的影响因素及变动趋势的基础上,借鉴柯布-道格拉斯生产函数,在假定技术、地址、安全等因素均满足核电建设基本要求的前提下,构建了中国30个省份核电需求模型。从理论和实证两个维度验证了电力需求、环境保护与电力供给是影响我国核电布局内陆化的关键性因素。同时,通过对全国30个省份核电需求量的比较,对我国未来内陆省份核电建设的时序进行了界定。这一结论,具有以下政策含义:

(1)内陆核电建设应加快推进。我国核电发展是从沿海起步的,目前国内对“内陆是否有必要发展核电”或存争议。但从本文的实证结果来看,比沿海省份山东(有在建核电项目)核电需求量大的的内陆省份有9个,比沿海省份广西(有拟建项目)核电需求量大的的内陆省份有15个,这说明发展内陆核电有必要。同时,我国内陆省份目前还没有一个核电项目获批正式动工,这说明内陆核电建设比沿海相对滞后。在能源境界决定国家发展高度的大背景下,在内陆省份缺电范围日益扩大,电力缺口日益增大,缺电时间持续增加、环保要求越来越严的新形势下,我们应乘势而上,加快推进我国核电内陆布局,培育更加强大的能源产业。

(2)内陆核电建设要科学规划。核电布局是涉及我国核能发展战略的重要内容。从本文的实证结果来看,核电需求量的大小既决定了核电站的选址,又决定了核电站建设的时序。这一结论,对于当前多达20个省份纷要求建核电站的现实而言,政策含义十分明显。即内陆核电建设的时序,应根据核电需求的大小来推进。依据本文对30个省份核电需求量的比较,应按照北京、青海、甘肃、湖南、宁夏、江西、河南、陕西、四川、云南、重庆、湖北、新疆、吉林、安徽、黑龙江、贵州、山西、内蒙古的顺序来推进。

参考文献

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[11]金杰坤.核电发展与环境保护[J].湘潭师范学院学报(自然科学版),2008,(3).

内陆核电站 篇5

关键词：内陆核电,水资源安全,控制措施

核电是安全、清洁、高效的能源,但其潜在的放射性泄漏问题和放射性废物的排放会影响到生态环境和民众健康。我国制定了“加快沿海核电发展,积极推进内陆核电项目”的核电发展战略[1]。在内容、原则、标准等方面,内陆核电站厂址的选择与沿海核电基本相同,但具体侧重点不同。除了人口、大件运输等方面外,内陆核电厂址在水资源和环保方面,比沿海厂址的选择也要复杂和敏感得多[2]。流域内地表水的温排水承载能力、废液稀释能力成为内陆核电站选址布局所必须考虑的重要问题之一。内陆地区大规模核电在运行期间温排水和液态流出物排放将对水环境带来怎样的影响,成为各级水行政主管部门极为关心的问题。

1 核电站运行原理及安全设计

1.1 核电站运行基本原理

众所周知,核电站是利用核裂变反应产生的能量来发电。在核电站的众多设备中,既有与常规火电厂类似的汽轮发电机组,又有其特有的核反应堆。图1为我国压水堆核电站的发电原理流程。

在核电站中,反应堆的作用是进行核裂变,将核能转换为热能。水作为冷却剂在反应堆中吸收核裂变产生的热能,成为高温高压的水,然后沿管道进入蒸汽发生器的U形管内,将热量传给U形管外侧的汽轮机工质(水),使其为饱和蒸汽;被冷却后的冷却剂再由主泵打回到反应堆内重新加热,如此循环往复,形成一个封闭的吸热-放热循环过程,这个循环回路称为一回路。

汽轮机工质在蒸汽发生器中被加热成蒸汽后进入汽轮机膨胀做功,将蒸汽焓降放出的热能转变为汽轮机转子旋转的机械能。汽轮机转子与发电机转子两轴刚性相连,汽轮机直接带动发电机发电,把机械能转换为电能。做完功后的蒸汽被排入凝汽器,由循环冷却水(如海水)进行冷却,凝结成水,然后由凝结水泵送入加热器预加热,再由给水泵将其输入蒸汽发生器,从而完成了汽轮机工质的封闭循环,此回路为二回路[3]。

由此可见,核能发电过程是一个“核能→热能→机械能→电能”的能量转换全过程。在这一过程中水作为冷却剂和汽轮机工质扮演了及其重要的角色。

1.2 核电站的安全设计

美国的三哩岛和前苏联的切尔诺贝利两次核事故曾对世界核电事业产生巨大负面影响,2011年3月日本福岛核电站因海啸引发的核事故,再一次引发了公众对核电安全性的担忧。公众对核电安全性的担忧主要有2方面:首要是对于突发的核泄漏事件存在恐惧;其次是担心核电站日常运行产生的液态放射性排放物是否会对自身的健康造成损害或潜在损害[4]。

正是由于突然核事件(事故)有可能对人造成伤害和对环境造成不利影响,在核电发展初期就确定了重视安全的许多基本原则,特别强调从设计上和设备可靠性上降低核事故发生的可能性。如设计上对放射性物质泄漏的纵深防御原则,固有安全性和单一故障准则,安全系统多重性和多样性原则等。同时,对核电厂选址、设计、建造、运行和退役的各个过程都提出了严格的要求,如保守的设计、严格的质量保证等。随着核电运行经验的不断积累,核安全的概念也在不断的深化和改进。根据美国的数据统计结果,美国车祸平均死亡率是万分之一,而核电站泄漏事故发生的概率是兆分之一到亿分之一。因此,对于发生突发核泄漏事件是完全没有必要担心的。

2 核电站运行与水相关的工艺

核电站运行与水相关的工艺主要有冷却水工艺和废液处理工艺。核电站的冷却水工艺主要涉及蒸汽循环热转换、冷凝蒸汽和预热排除等方面。废液处理工艺主要用于处理正常运行和维修过程中产生的放射性废液,以及回收可复用排水中的硼。

2.1 冷却水工艺

核电站的冷却水工艺由辅助冷却水系统和常规岛冷却水系统组成。辅助冷却水系统主要用于冷却乏燃料水池中的乏燃料,导出乏燃料的剩余释热。常规岛冷却水系统的功能是向每台机组的冷凝器和辅助冷却水系统提供冷却水,以保证设备的安全运行。

核电厂所需的冷却水量除了与冷取水工艺的冷却效率有关外,很大程度上取决于核电厂蒸汽转化的热效率。目前,运行的核电厂热效率比火电厂略低,火电厂可以通过废气释放部分余热,而核电厂的冷却完全依赖于水。冷却通过以下两个过程[5]:①蒸汽循环热转换。这一过程是将热源的热量传给汽轮机。水在封闭的蒸汽循环中连续流通,通过系统的主要热源时水被加热转化为蒸汽,用于驱动涡轮机做功来发电。然后,蒸汽被压缩冷凝,并在压力下通过闭合系统返回热源。②冷凝蒸汽和排出余热。当蒸汽在管道内冷凝成水后,其中的余热通过传递到空气或水体中而被排出。如果电厂靠近海洋、大河或内陆的大面积水体,则可以通过大量水在冷凝器中单程传热,然后排回水体的简单方式来实现冷却。冷却过程中水温会上升几度,但回流量几乎无损失。

2.2 废液处理工艺

目前我国国产化水平较高的CPR1000核电机型的废液分为可复用排水和不可复用排水,其中包括了硼回收系统[6,7]。可复用排水是指主冷却剂系统排出的未被空气污染的含硼、氢和裂变产物的反应堆冷却剂,这部分液体通过硼回收系统蒸发处理后,最终返回主冷却剂系统复用。不可复用排水是指主冷却剂系统排出的已暴露在空气中、低化学含量的放射性废液,这部分液体送往废液处理系统的工艺废液收集槽,经过滤和离子交换处理后排放。总的来说,CPR1000机型按来源、放射性浓度、化学物质含量等将放射性废水分类收集、分别处理[8]:

①“高放、低盐”的工艺排水用离子交换法处理。简要流程如下:工艺疏水接收槽→前置过滤器→阳离子交换床→混合型离子交换床→树脂滞留过滤器→废液监测槽→废液排放系统。②“高放、高盐”的化学排水用蒸发方法处理。简要流程如下:化学排水接收槽→中和→过滤→强制循环型蒸发装置→监测槽→废液排放系统。③“低放、低盐”地面排水及热洗衣淋浴水等排水,悬浮固体含量高,用过滤方法处理。

在以上3条处理工艺路线中,蒸发处理的效率最高,当其他两类废水经过滤或离子交换仍不能满足要求时,处理后的废水可以送到蒸发处理装置进行处理。蒸发处理装置的效率为整个废水处理系统处理效果的关键,设计中考虑的蒸发过程的去污系数为103,除盐器的去污系数为102。

3 内陆核电站运行对水资源安全的影响及控制措施

内陆核电站运行对水资源安全的影响主要有冷却水的热污染、放射性液态流出物的污染以及硼污染。

3.1 冷却水

冷却水的热污染问题是我国核电建设过程中面临的主要环境问题之一。与常规火电厂相比,核电站热效率偏低,仅为30%～35%,大部分热量被冷却水带走,加之核电机组功率往往高于火电机组,弃热量更大。一台1000 MWe的核电机组(轻水堆)约有2 000 MW的热量要经过凝汽器排出[9]。如果采用直流冷却方式,每秒将产生高于环境受纳水体6～11 ℃的废热水50 m3左右[10]。核电站大量的冷却水不断地排入受纳水体,造成局部水域温度升高,影响水体水质,危害水生生物,对周围水域造成热污染。

任何从河流或湖泊取水进行冷却的内陆核电厂,在回水温度和取排水温差方面,都受到一定的限制。在炎热的夏天,河水的取水温度可能达到排水温度设定的限值,这种情况下电厂将不能满功率运行。2010年,美国田纳西流域管理局不得不对阿拉巴马Browns Ferry核电厂3台机组降低功率50%,以保持河水温度低于23 ℃。同年,位于德国巴登-符腾堡州莱茵河和内卡河的核电厂因水温达到上限值28 ℃而濒临关闭。针对这一问题,有的核电厂建立辅助的冷却塔,采用双重冷却水系统,例如美国的Browns Ferry和Sequoyah电厂,法国和德国的很多内陆电厂,以及新西兰的Huntly电厂[5]。

尽管我国目前还没有专门的冷却水排放标准,但在一些水环境质量标准中对水体的温升提出了明确的规定。如在《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)中,对水温项有明文规定“人为造成的环境水温变化应限制在:夏季周平均最大温升≤1 ℃、冬季周平均最大温升≤2 ℃”。 又如《海水水质标准》(GB3097-1997)中规定水温为“人为造成的海水温升不超过当时当地4 ℃”。《农田灌溉水质标准》(GB5084-1992)中规定“水温必须小于(等于)35 ℃”。

3.2 放射性液态流出物

内陆核电厂放射性液态流出物的最终受纳水体是河流或者湖库。相对于滨海厂址的受纳水体广阔、扩散条件优良、水体扩散对周围居民以及土地和水体利用影响较小等特点,内陆厂址地表水和地下水的扩散条件和影响因素均较复杂。我国目前预选的内陆地区滨河厂址,一般河流流量较大,扩散条件相对较好,但这些河流流域多属于经济相对发达地区,人口密度也相对较大,一些河流还属于下游城镇居民的饮用水源,在水功能与环境功能区划中受到保护。而内陆地区库区水体相对封闭,循环扩散率较低。在地下水方面,内陆地区的厂址不再独立,而是随水文地质条件直接或间接与厂址周围区域地下水产生水力联系[2]。

内陆地区和滨海地区水体扩散条件存在显著差异,特别是我国淡水资源紧缺,内陆水体多与居民的生活生产密切相关,放射性液态流出物的排放控制与评价是最需要关注的内容之一[11]。为保护公众免受核电厂运行液态放射性流出物排放照射的健康危险,我国持续地评价来自国际和国内科学组织最新的辐射防护建议,以保证采用适当的环境辐射防护标准。

目前针对核电厂放射性流出物向环境排放,已经形成了环境辐射防护审管控制的4个保护层次[12]。①环境浓度控制:刚刚发布的《核动力厂环境辐射防护规定》(GB6249-2011)明确规定,核电厂液态放射性流出物必须采用槽式排放方式,液态放射性流出物排放应实施放射性浓度控制。对于内陆厂址,槽式排放出口处的放射性流出物中除 3H和 14C外其他放射性核素浓度不应超过100 Bq/L,并保证排放口下游1 km处受纳水体中总β放射性不超过1 Bq/L, 3H浓度不超过100 Bq/L[13]。②流出物排放总量控制:在《核燃料循环放射性流出物归一化排放量管理限值》(GB13695-1992)中规定了按照电功率归一化的排放量管理限值,即 3H为3.5×1013Bq/GW(e)a,除 3H外其他核素为4.5×1011Bq/GW(e)a[14];在《核动力厂环境辐射防护规定》(GB6249-2011)中规定了核电厂必须按每个反应堆实施放射性流出物年排放总量控制(见表1)。③0.25 mSv/a的公众个人剂量约束值[13]:每座核电厂向环境释放的放射性物质对公众中任何个人(成人)造成的个人有效剂量,每年应小于0.25 mSv。④1 mSv/a的公众个人剂量限值:我国对公众健康和安全的最后一个防护的层次是来自ICRP1990年建议书的1mSv/a公众成员个人剂量限值[15]。

3.3 硼污染

硼是高等动植物正常生命活动所必需的微量元素,但硼过量就会产生负面影响,甚至中毒,硼在农业环境中允许浓度的变幅非常狭窄[16]。在压水堆核电厂中,硼用于反应性的化学补偿控制。通过废液处理系统处理后,硼最终随含放射性核素的废液一起排入环境。

内陆核电厂硼的排放控制工作主要包括两方面:一是保证电厂总排口硼浓度满足污水硼排放限值的要求;二是保证电厂受纳水体硼浓度满足环境质量标准的要求。前者主要取决于冷却塔排污流量和放射性废液处理系统的设计;后者则取决于排水中硼浓度、受纳水体稀释能力和硼的背景浓度等。

根据三门核电站1、2号机组初步安全分析报告,当放射性废液排放量为3 000 t左右时,CPR1000每台机组每年向环境排放的硼酸量约为2.4 t(硼0.42 t),按每台机组冷却塔排污流量6 000 gpm(0.38 m3/s)、每年运行7 000 h,按连续排放完全稀释进行计算,电厂总排口中硼的年均浓度为0.04 mg/kg[17]。低于《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)“集中式生活饮用水地表水源地特定项目标准限值”中硼的标准值0.5 mg/kg。根据国内CPR1000电厂的运行经验,硼的排放量还受废液排放量以及机组运行工况等因素的影响。考虑到核电厂硼排放总量较大,受纳水体可能同时兼有农业灌溉和人畜饮用等多种功能,应根据内陆厂址特点制定更严格的水环境质量控制值。

4 结论及建议

内陆厂址液态流出物受纳水体的稀释扩散能力普遍不及滨海厂址,加上其作为宝贵的淡水资源,可能同时兼有多种使用功能为了保证公众的用水安全,内陆核电项目的所有液态流出物排放必须严格执行《地表水环境质量标准》、《污水综合排放标准》、《核动力厂环境辐射防护规定》等法规。

此外,针对我国内陆地区“水少、人多”淡水资源稀缺的环境特点,在改进液态流出物的处理工艺、减少排放量的同时,可结合厂址特征采取综合有效的冷却方式和扩散方式,从而降低内陆核电站运行对水资源安全的影响。根据各内陆核电厂址特征,可考虑从以下方面采取措施:①离岸排放,排水口距岸边一定距离,水流作用强,利于扩散;②在水体底部排放,利用排水浮力与周围水体实现搅混,利于扩散;③采用扩散器,排水头部向各个方向分散出水,利于搅混扩散;④设置大型蓄水池,使短寿命核素进一步衰变,控制排放时机,控制和降低环境水体中放射性核素活度浓度;⑤多堆厂址分散设置排放口。