我国核能综合利用，有哪些方向？进度如何？
思瀚产业研究院    2024-05-24

我们将视角聚焦中国，我国核能综合利用已在供暖、工业供热以及同位素研发生产等领域陆续实现突破，我们将从各个领域进行梳理国内核能综合利用的进展。

1. 同位素：依托秦山核电，已具备钴-60、碳-14 批量化生产能力

秦山核电作为我国堆型最丰富的核电基地，拥有我国唯一的商用重水堆，并具备生产同位素的优势和条件。对比压水堆，重水堆更适合生产同位素。①生产同位素需要中子辐照，重水堆堆芯设计显著区别于压水堆，堆芯的热中子通量更高，大概是压水堆的五到六倍。②重水堆的慢化剂处于低温常压水平，采用在线换料方式，允许同位素生产时进行调试等工作，加之机组年稳定运行时间较长，使得重水堆具备生产种类多、长短半衰期同位素均能生产且产量大等特点。

秦山核电同位素生产技术开发进展迅速，已具备工业钴-60、医用钴-60、碳-14 同位素生产能力。根据中国核技术网，截至 2023 年 9 月秦山核电三厂两台重水堆产出的工业钴-60 同位可满足国内 70%左右的市场需求，医用钴-60 满足国内市场需求；尤其是在近年全球钴-60 供应紧张的情况下，中国已连续向国际市场出口钴-60 百万居里。此外，2024年 4 月伴随碳-14 靶件完成出堆，中国也从此彻底破解了国内碳-14 同位素依赖进口的难题，实现碳-14 供应全面国产化。

展望未来，面对我国自主生产的锶-89 仅能满足国内 20%的需求、镥-177 仅能满足国内 5%的需求的现状，秦山核电制定了“三步走”战略规划：到 2023 年，钇-90 满足小规模临床试验需求；到 2024 年，在已有工业钴-60、医用钴-60、碳-14 等核素生产之外，建成碘-131、锶-89、镥-177 等核素生产能力；到 2025 年，达成碘-131 满足部分国内市场需求、2026 年碳-14 满足国际市场大部分需求的目标。

2. 区域供暖：经济性较好，核能供暖在全国已实现 559 万平米覆盖

核能供暖，就是以核裂变产生的能量为城市集中供热。目前国内已投运的核能供热项目均采用抽汽供热技术，就是从核电厂汽轮机抽取部分发过电的蒸汽作为热源，将热量送给热力公司，再经市政供热网络传递给终端用户。核能供暖，用户与核电机组之间采取多重屏障隔离，换热过程中，只有热能的传递，没有介质的直接接触。

核能供暖最早是 20 世纪 60 年代开始，瑞典原型核动力反应堆 Agestas 是世界上第一个民用核能供暖的核电项目，目前国际上投运的 400 多台核电机组，有 40 多台核电机组进行了核能供暖，并且采用热电联产方式，成功验证核能供暖的安全性、有效性和可靠性。

我国已开展大型核电厂供暖、供汽示范，根据《中国能源报》披露的信息，截至 2023 年年中（“海阳一期”的三期工程暂未投产），山东海阳核电、浙江秦山核电、辽宁红沿河核电已实现 559 万平米核能供暖。根据当前核电布局，利用北方地区已投运核电项目进行供暖，具备实现 1.6 亿平方米核能供暖能力。随着在建核电机组陆续建成投产，预计2030 年将具备 3.2 亿平方米核能供暖能力。

从效益来看，以核能供暖的方式替代传统燃煤供暖，可大幅减少环境污染且经济性较好。以海阳核能供暖项目为例，据中国核能行业协会测算，每个供暖季海阳可节约原煤 10 万吨，减排二氧化碳 18 万吨、烟尘 691 吨、氮氧化物 1123 吨、二氧化硫 1188 吨，相当于种植阔叶林 1000 公顷，并减少环境排放热量 130 万吉焦，同时海阳居民住宅取暖费每建筑平方米下调一元钱，实现了“居民用暖价格不增加、政府财政负担不增长、热力公司利益不受损、核电企业经营做贡献、生态环保效益大提升”。

3. 工业供汽：商业化逐步推进，国内首个项目预计 24M6 投产供汽

核能供汽是从核岛二回路的主蒸汽联箱抽取适量蒸汽作为加热汽源，通过蒸汽转换器生产三回路饱和蒸汽，再通过蒸汽再热用主蒸汽将其加热到过热蒸汽外供，加热蒸汽的疏水排入相应给水加热器或除氧器。二回路抽取的蒸汽经过多级换热，通过工业用汽管线将热量传递至石油化工或工业园区用户端。在供热领域，大型压水堆受主蒸汽参数限制应用范围有限，适用于对热源品质要求较低的工业。

以“华龙一号”为例，“华龙一号”利用二回路蒸汽经蒸汽转换生产工业蒸汽，实现双重隔离，确保安全供气。单台“华龙一号”纯供热，最大供气约 4000 吨/小时；如进行热电联产，考虑汽轮机最低连续稳定运行要求，最大供气能力约 2900 吨/小时，

参数为最高约 5.0 兆帕，260℃。在不与额外热源耦合的情况下，适用于“华龙一号”的供热行业主要是造纸及纸浆生产和原油蒸馏。其中因温度参数限制，运用“华龙一号”蒸汽供热进行原油蒸馏得到的产品主要是汽油、石油气、轻石油以及部分煤油。

我国首个工业用途核能供热项目即将投产供汽。田湾核电厂蒸汽供能项目，利用田湾核电 3、4 号机组蒸汽作为热源，将安全、零碳、经济的蒸汽输送至连云港石化产业基地进行工业生产利用。该项目为我国首个工业用途核能供热项目，预计将于 2024 年 6 月正式投产供汽。根据连云港发改披露的信息，该项目全部建成投运后，每年供气量达 480 万吨，相当于燃煤供气方式等效每年减少燃烧标准煤 40 万吨、二氧化碳 107 万吨、二氧化硫 184 吨、氮氧化物 263 吨，环保效益显著。

根据中国核能行业协会等开展的联合调研，从经济性来看，核能供热（包括供暖、供汽）成本与燃煤供热相当，较燃气供热具有优势。根据当前已投运的海阳核电、秦山核电供热项目，并结合新建核电项目同步考虑核能供热进行成本测算，核电机组热电联产出厂热价约为 30-40 元/GJ（不含厂外投资），在动力煤价格 1000 元/吨以上的情况下，核能供热具有成本优势。

4. 海水淡化：已建+在建产能 60 万吨/天，主要用于提供厂区可用淡水

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。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。

我国已建和在建的海水淡化系统累计海水淡化能力约为 60 万吨/天，主要用提供厂区淡水。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。

核能海水淡化效果佳、经济性优。反渗透法装置一般分为取水系统、预处理系统、反渗透系统和废液排出系统四个系统。

✓ 淡化效果佳：以三门核电厂为例，共有正常 2 用 1 备三列海水淡化装置，产水量为2×177 立方米/小时，运用自清洗过滤器和超滤装置作为预处理系统的一部分，降低了产水浊度，胶体硅去除率＞99%，采用低能耗高脱盐率的反渗透膜组件，能量回收装置回收率可达 45%。

✓ 经济性优：大型核电厂反渗透海水淡化成本约 5-6 元/吨，与商用海水淡化项目成本相当。

5. 核能制氢：技术研发储备，看好四代核电高温气冷堆制氢

核能制氢的研究，主要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。

我国核能制氢研发不断推进，持续看好高温气冷堆制氢。

✓ 2018 年，中核集团联合清华大学和中国宝武建成了产氢能力 100NL/h 规模的台架并实现 86 小时连续运行。

✓ 2021 年 9 月，清华大学组织华能和中核集团成立了“高温气冷堆碳中和制氢产业技术联盟”计划 2022-2023 年形成高温堆制氢的示范工程。

✓ 2022 年 11 月，东华能源与中国核电共同出资设立茂名绿能，推进高温气冷堆项目，进行丙烷脱氢工艺和匹配 SOEC 或碘硫循环制氢路线，实现大规模工业制粉氢。

来源：天风证券 思瀚