第四代核能：联动传统能源 布局绿色应用

2023年12月6日，全球首座第四代核电站——山东荣成石岛湾高温气冷堆核电站商业示范工程圆满完成168小时连续运行考验，正式投入商业运行。这标志着我国在第四代核电技术研发和应用领域达到世界领先水平。

国际原子能机构在《联合国气候变化框架公约》第二十八次缔约方大会上联合40余个成员国共同发表《净零需要核能》声明，我国已表示支持并加入。在应对气候变化大背景下，先进核能技术和未来应用有哪些新方向？

第四代核能系统是指目前正在设计和研究开发的、经济性和安全性更优越、废物量极少、无需厂外应急，并具有防核扩散的核能利用系统。钠冷快堆（SFR）、铅冷快堆（LFR）、气冷快堆（GFR）、超临界水冷堆（SCWR）、超高温气冷堆（VHTR）和熔盐堆（MSR）等6种堆型，是最有开发前景的第四代核能系统的候选堆型。第四代核能系统在电力、冶金、石化等领域具有较为广阔的应用前景，如热电联产、工业用热、氢气制备、海水淡化等。

随着核电设计、建造等技术进步，为适应能源市场多样化需求，世界各国正致力于开发功率较小、可灵活布置的小型模块式反应堆（SMR）。与传统大中型反应堆相比，小型反应堆具有以下优点：模块化设计和建造，工厂预制，可根据需要进行多模块集成，方便运输；功率较小（通常发电功率小于30万千瓦），一次性投资小，建造周期短，灵活布置，适用于能源或工业基础设施有限的偏远地区；拥有一系列非能动安全系统，具有增强的防核扩散能力，具有良好的厂址适应性。

核能热电联产：

中小火电机组的替代者

以高温气冷堆为代表的第四代核反应堆，凭借自身技术特性、成熟度，以及较好的环境相容性，对即将退役的中小火电机组具有替代性。从目前研究来看，高温气冷堆在替代火电方面具有众多优势：反应堆主蒸汽参数与常规火电超高压机组参数基本相当，可同时承接火电厂退役后电力用户、热力用户，直接和原有管网系统、原有出线走廊对接，无需新建电力和蒸汽输出设施。经评估和少量改造后，火电厂现有配套设施可直接用于高温气冷堆核电站，降低项目建造和运营成本。

国际上，美国能源部（DOE）核能办公室联合多个国家级实验室在2022年9月发布《调查燃煤电厂“变”核能项目之益处和挑战》。这份报告显示，美国大多数现有和新近退役的燃煤发电厂可以被重新利用，低成本容纳核能项目。这些火电厂址可容纳的潜在核电装机容量预计超过250吉瓦，所发电量相当于美国一年发电量的1/4。煤电项目转为核电项目后，可以帮助当地增加就业岗位、刺激经济，并改善周边环境。

近年来，我国大型电力集团在“双碳”目标下积极探索转型路径，但由于企业火电资产份额大，转型面临较大的碳排放考核压力。通过探索在原厂址替代建设核电，可以带来低碳转型良机，实现厂址资源重复利用。当前，中核集团正在与国家能源集团、华能集团等公司开展合作，研究即将退役的火电厂址转为核电厂址的可行性。

核能工艺热应用：

高耗能行业低碳转型的利器

将反应堆核裂变产生的能量转化为高温、高压蒸汽或其他热介质后供给用户端，可用于石化、煤气化、铝生产、石油开采等领域，以满足相关生产工艺的热负荷需求。相比于燃煤锅炉或天然气等热源，核能供汽规模效应强，在碳排放约束下，具有一定的经济可行性，有助于石化等高耗能企业新项目审批，帮助地方政府缓解降碳指标压力。

国际上，基于在役核电机组工艺热应用的研究和实践均已开始，在实践方面，捷克斯洛伐克、加拿大、德国、瑞士等国的部分核电站采取热电联产方式为厂区周边提供工业蒸汽。如加拿大布鲁斯核产业开发园，布鲁斯A核电站的二次热传输系统通过换热器将高压蒸汽转移至布鲁斯散装蒸汽系统（BBS），可为重水生产厂提供约750兆瓦中压蒸汽。另有72兆瓦蒸汽被输送至布鲁斯能源中心工业园，可满足塑料薄膜制造商、温室、乙醇工厂、苜蓿工厂、苹果汁浓缩工厂和农业研究设施的热需求。在研究方面，俄罗斯基于自身40多年高温气冷堆经验，正在开展MHR-100型谱化设计，其中MHR-100R计划为炼油厂提供高温热源。美国在“下一代核电站”计划中，以高温气冷堆为基础，研究原油开采和炼油的电力与工艺蒸汽的热电联产。

在国内，目前在运的大型压水堆核电机组二回路蒸汽温度一般为200～300摄氏度，可以在发电同时满足部分中低温热负荷需求。正在建设的田湾核电蒸汽供能项目以3、4号核电机组蒸汽作为热源，通过多级换热，将工业蒸汽通过热网输送至连云港石化产业基地。最近新投运的石岛湾高温气冷堆示范工程二回路蒸汽温度在571摄氏度左右，可以满足工业用户的高温热负荷需求；将来开发出超高温气冷堆后，将进一步拓展其工艺热应用领域。铅冷快堆、熔盐堆等其他尚处于研究开发中的核能系统同样具有温度参数高、固有安全性等特点，虽短期内不具备商业化条件，但从长期来看，其核能工艺热应用场景也较为丰富。

核能制氢：

规模化供氢的低碳方案

将先进核能系统与先进的制氢工艺耦合，可以实现氢的大规模生产。核能制氢具有不产生温室气体、稳定高效、可规模化生产等优点，是满足大规模低碳氢需求的解决方案。目前，核能制氢主要有电解水制氢和热化学制氢两种方式。

国际上，美国、日本等国家都在谋划核能制氢发展路线图，支持核能制氢相关技术开发、示范验证与推广。2020年，美国能源部（DOE）发布的氢项目计划提出，开发在超高温度下运行的先进反应堆，以匹配先进的热化学循环制氢工艺。2021年，DOE核能办公室发布战略愿景，将核能制氢作为“确保美国现有核反应堆持续运行”战略目标实现的支撑举措之一。日本自20世纪80年代起一直推进高温气冷堆和制氢工艺研究，按照政府公布的绿色增长战略，该国将采取“三步走”的战略，最终目标是到2050年将利用高温气冷堆工艺热制氢的成本降至12日元/立方米（约合7.3元人民币/千克）。

在国内，中核集团与清华大学等单位合作开展核能制氢研究与工程试验，利用高温气冷堆蒸汽品质好、固有安全性高的特点将高温气冷堆与热化学循环制氢技术耦合，实现规模化生产氢气，目标是建成600兆瓦超高温气冷堆，与热化学制氢工厂匹配生产。2021年，由清华大学、中核集团、华能集团、中国宝钢、中信集团五方联合发起成立高温气冷堆碳中和制氢产业技术联盟，以我国先进的高温气冷堆技术为基础，将高温气冷堆技术与钢铁冶炼、化工等具体应用场景相结合，开发氢冶炼、氢化工等应用技术。2022年9月，中核集团与茂名市政府、东华能源三方签署战略合作协议，以高温气冷堆为动力源，构建零碳产业园。

核能海水淡化：

开发国际市场的生力军

在沿海淡水资源缺乏的地区，可以将核能系统发电与海水淡化装置耦合，采取反渗透法、低温多效蒸馏法或多级闪蒸法等工艺，实现海水脱盐。由于海水淡化工艺所需要的热源温度不高，依托在役核电厂就可以快速部署工程化项目，实现核能海水淡化应用。

自20世纪60年代起，日本、印度、哈萨克斯坦、俄罗斯、韩国、巴基斯坦等十几个国家均开展了海水淡化的相关研究，推进工程应用。日本在本国建设了10个核能海水淡化装置，将多种海水淡化工艺与反应堆相耦合，积累的运行经验超过150堆年。

我国的海水淡化技术近年也日趋成熟。得益于滨海核电厂得天独厚的水资源条件，辽宁红沿河核电站、福建宁德核电站、浙江三门核电站、山东海阳核电站等相继采用海水淡化技术来解决自身淡水使用问题，其他核电厂也在考虑建设海水淡化设施。2021年5月，国家电投集团与清华大学联合在海阳建设的“水热同产同送”科技示范工程投运。该技术利用海阳核电机组的抽汽和余热驱动水热同产设备，通过多级闪蒸和多效蒸馏工艺，将海水直接变成满足饮用水标准的95摄氏度淡水。

海水淡化国际市场需求巨大，特别是中东和北非部分国家淡水极度缺乏，阿曼、沙特、巴林、科威特、阿联酋等国都在全球十大缺水国家之列，相关地区的多个国家对于利用核能开展海水淡化表示了很大兴趣。目前，国内水处理企业正在开拓国际海水资源利用市场，自主海水淡化技术与装备已经出口印尼、巴基斯坦等国。未来，国内核能企业可以联合水处理企业，加强与相关国家合作，将高温气冷堆、小型压水堆等核电产品与海水淡化工程出口绑定，联合开发国际市场。

（张萌、田铮供职于中核工程咨询有限公司，许月阳供职于国家能源集团科学技术研究院有限公司。编辑：王伟）