陈 诚，张立波，张君南，王晓亮

(1.中国核工业集团有限公司，北京 100822； 2.中国核电工程有限公司，北京 100840)

国家能源发展“十三五”规划中明确指出：在沿海地区开工建设一批先进三代压水堆核电项目。积极开展内陆核电项目前期论证工作，加强厂址保护[1]。在今后我国核电发展中，新开工的机组将以华龙一号和AP1000等三代核电技术为主，随着沿海厂址资源的开发程度逐步加深，可用的沿海厂址数量逐步减少，加之内陆用电需求的增长，可以预见在不远的将来会有一批三代核电机组在内陆厂址开工建设。通过设计和运行的优化降低排放，对内陆核电的发展和增加公众可接受性具有重要意义。

流出物排放是指由实践或实践中的源(反应堆)的正常运行所产生的放射性核素，经过废物处理系统或控制设备(包括就地贮存和衰变)处理到足以满足国家相关标准之后，按照预定的途径以气载(气体、气溶胶)或液态流出物的形式向环境的排放[2]。流出物排放的计算需要考虑放射性物质在反应堆中的产生、输运、三废设施的作用、衰变等多个环节。流出物排放的计算是校核和反馈电厂设计的一种重要手段，也是评估核电厂正常运行工况下公众可能受到的辐射剂量的基础。气液态流出物通过大气弥散和在受纳水体中的扩散能够直接对环境产生影响并通过外照射和进入生物圈被人摄入而形成内照射最终对人体产生影响。

美国、法国等国的核电建设经验表明，内陆核电和滨海核电主要差异在于自然环境的不同，从而引起对冷却方式、厂址可行性及安全评价所关注的侧重点不同[3]。我国内陆幅员辽阔，内陆核电厂址的自然条件与沿海厂址相比有着较大的差异，且不同内陆厂址之间的环境条件差别也比较大。一方面我国内陆地区，尤其是北方，水资源通常紧缺，核电厂址面临受纳水体流量较小、季节性变化大的问题，另一方面内陆核电厂址有相当一部分的年均风速较低、静风频率较高，同时内陆地区还面临着受纳条件季节性变化大等问题。这给气态、液态流出物的受纳带来了新的挑战，为降低其对环境和人体的影响，需要我们通过计算方法正确评价影响，为工艺设备、排放策略等方面优化提出建议，从而实现在考虑了经济和社会因素之后，个人受照剂量的大小、受照射的人数以及受照射的可能性均保持在可合理达到的尽量低水平。

1 气、液态流出物排放源项的计算

排放源项的计算需要考虑核素在不同堆型的反应堆一回路和二回路工艺系统、厂房中的产生、输运、衰变、吸附、排放的全过程最终计算得到气、液态流出物排放源项。AP1000排放源项计算采用PWR-GALE程序，其计算依据是反应堆的运行数据、现场与实验室的测试数据以及特定电厂为降低正常运行中(包括预期运行事件)可能释入环境的放射性水平而在设计中所做的一些考虑[4]，其主干计算逻辑如图1所示。华龙一号排放源项的计算采用我国自主研发的CNRADREL程序，其计算逻辑建立在对目标电厂排放流程的模拟上。

图1 PWR-GALE程序的主干计算逻辑

1.1 气载流出物的计算

通常根据性质的不同将核电厂气载流出物中的放射性物质分为惰性气体、碘、长寿命粒子(半衰期≥8 d)、碳-14和氚这5类。按照来源分为汽轮机厂房排放、凝汽器抽气、辅助厂房通风排放、废气系统排放、燃料厂房通风系统排放、安全壳通风相关系统排放等。AP1000机型运行工况下(包括正常运行和预期运行事件)的气载放射性流出物来源主要有废气处理系统、蒸汽发生器排污系统、凝汽器抽气器排气装置、安全壳扫气排气、辅助厂房、汽轮机厂房、乏燃料水池的通风排气、二回路系统蒸汽泄漏等。表1给出了三代核电的气载流出物计算结果。

华龙一号在保守的设计工况下的气载流出计算结果远低于国家标准。AP1000在示范工程的参数下计算结果可以满足单台核电机组的排放标准，但是惰性气体、碘、氚已接近国标GB 6249—2011中规定的限值。国标中同时规定，对于同一堆型的多堆厂址，所有机组的年总排放量应控制在单台机组规定值的4倍以内，因此对于采用示范工程的AP1000机型如在同一厂址建设4台机组以上，则有气载流出物超标的风险。经工艺改进和优化后的AP1000机型气载流出物中惰性气体和碘显著降低，各项核素(除氚外)排放远低于国家标准，给单一厂址建设多台机组(4台以上)带来了可能。

1.2 液态流出物的计算

华龙一号在正常运行工况下，硼回收系统将主冷却剂经除盐、硼水分离蒸发后，蒸馏液进入硼水补给系统(RBM)中等待复用。当电站需要主动排氚时，将蒸馏液排入废液排放系统中等待排往环境。废液处理系统(ZLT)主要处理来自核岛疏水排气系统(RVD)收集的、可能含有放射性的废液。按废液是否具备主冷却剂特性、化学物质的多少、被污染程度等分为工艺疏水、化学疏水和地面疏水。AP1000运行状态下(包括正常运行和预期运行事件)液态流出物源项的主要来源有：从硼回收系统流出而产生的水，脏废物或混合废物系统排放而产生的废液，蒸汽发生器排污处理系统排放而产生的废液，化学废物与冷凝水除盐器再生系统排放而产生的废液，汽轮机厂房疏水坑排放而产生的废液，洗衣房废水[5]。

华龙一号和AP1000的液态流出物计算结果(见表1)均符合国家标准的要求。华龙一号废液处理系统增加了絮凝注入及活性炭吸附工艺，使液态流出物的排放与二代加核电相比有了显著降低。在国内新AP1000项目的设计中增设了絮凝处理装置和两台离子交换床，结合ANSI/ANS 18.1对于主冷却剂源项和参考电厂调整因子的变化，形成了优化后的AP1000液态流出计算结果。我国在AP1000的工程实践中针对AP1000三废处理系统的工艺改进以及近些年来电厂运行数据积累所带来的参考电厂的主要核素活度浓度和调整因子的变化[6-7]，对AP1000的排放源项的计算进行了优化研究。最新的计算结果解决了多堆厂址排放超标的问题。

表1 三代核电流出物排放计算结果(Bq/a)

2 内陆核电厂址特点及流出物监管要求

气载流出物随风输送，使污染物的散布范围不仅仅局限于排放源附近，大气边界层中的湍流运动，使污染物在随风输送的同时进行扩散。我国内陆拟选厂址中，有相当一部分的年均风速较低、静风频率较高，且一般处于丘陵河谷复杂地形和复杂气象条件下(如桃花江、咸宁)。内陆核电厂址，特别是北方内陆核电厂址的大气扩散条件常显示出明显的季节性。中国核电工程有限公司对河北北部某厂址进行了气象调查分析，从统计数据来看，厂址的风速和主导风向也存在随季节的显著变化，各月平均风速如图2所示。

图2 河北北部某厂址累年各月平均风速

液态流出通常排放进入受纳水体，通过蒸发、引用、灌溉、洗浴等对生物圈产生影响。我国内陆核电(或其他核设施)厂址中北方厂址通常受纳水体条件不是很理想，国外个别内陆核电厂址甚至完全没有受纳水体。南方核电厂址主要集中在长江流域沿岸内陆省份，随着环境保护力度的加强，向受纳水体排放液态流出物可能面临更加严格的技术要求和政策规定。内陆受纳水体河流径流量随季节变化明显。马利军等[8]研究了桃花江核电厂受纳水体资水的月度变化规律，结果如图3所示。由图3可见，资水径流量随着月份的变化显著，5—7月净流量最大，平均值约为径流量最小的10—1月份的3～4倍。

图3 资水桃江站径流量年内分配特征

内陆厂址和滨海厂址排放要求的区别主要集中在液态流出物的排放浓度，国家标准规定：对于滨海厂址，槽式排放出口处的放射性流出物中除氚和碳-14外其他放射性核素(其他核素)浓度不应超过1 000 Bq/L；对于内陆厂址，槽式排放出口处的放射性流出物中其核素浓度不应超过100 Bq/L[9]。无论内陆或是滨海厂址液态流出物年排放体积是大致相当的，因此内陆核电的液态流出物排放浓度限值仅约为滨海厂址的1/10，这就对内陆厂址的液态流出物中除氚和碳-14外其他放射性核素的吸附和净化提出了更高的要求。国家标准对于核动力厂的季度和月度排放控制也提出了要求，规定每个季度的排放总量不应超过所批准的年排放总量的1/2，每个月的排放总量不应超过所批准的年排放总量的1/5。

3 内陆核电厂流出物排放和环境影响优化

对于气载和液态流出物，内陆核电厂址有着其特殊的环境条件和受纳限制条件，需要对其气、液态流出物的环境排放进行专门考虑。另一方面随着技术的进步，先进的净化设备的净化效率不断提高，为了实现“合理可行尽可能低”(As Low As Reasonably Achievable (ALARA)原则，在将来可能的内陆核电建设中也需要采用新的技术降低气、液态流出物的排放。

3.1 增加先进净化工艺

核电厂废液处理系统中用于降低氚和碳-14以外核素的工艺手段主要为离子交换、蒸发技术、膜处理和化学絮凝注入等4种，后者的净化效果最好。以AP1000为例，厂房的设计可以容纳5级阳床/废液离子交换树脂床，工艺改进后WLS对碘、铯/铷、其他核素的去污因子分别达到了2 200、125 000、250 000[10]，而工艺改进之前对这3种核素的去污因子均为1 000，可见去污能力显著提升(见表2)。

表2 增加工艺设备后AP1000的去污因子

1)括号内为发生设计基准源项的预期运行事件时的设备去污因子。

随着对关键厂房处理设备的投入，这些原认为在气载流出物排放中次要的厂房已经在气载流出物中占据重要份额。以AP1000为例，辅助厂房(包含燃料操作区域，燃料操作区域位于辅助厂房内，在计算程序中单独考虑)占到了非常大的比例，如图4所示。

图4 AP1000各厂房气载流出物比例

内陆核电与滨海核电厂址相比，气象扩散条件通常较为不利，可以考虑在新建内陆核电中针对各辅助厂房设置活性炭吸附(效率90%)和HEPA过滤(效率99%)等设备，使气载流出物实现经吸附过滤后的受控排放，这将显著降低氚和碳-14以外气载流出物的排放总量。

3.2 适当增加排放罐槽的贮存能力

华龙一号排放前设置了3×500 m3暂存槽。AP1000未在排放前设置暂存槽。华龙一号的暂存贮槽相对较大，按设计工况，现有设施能贮存半年左右的排放量，AP1000的暂存能力则稍弱。华龙一号废气处理系统中专门设置了衰变罐，考虑其充满时间为30 d，衰变时间为60 d，AP1000则无相应设置。对于气载流出物中半衰期为8.3 d的I-131(在铀裂变产物份额中占0.82%)和半衰期为5.2 d的Xe-133，华龙一号的设置衰变罐所增加的系统衰变时间(约90天)已经相当可观。

新建内陆核电中可以考虑在废液排放系统中增加衰变槽数量或体积，AP1000机型可以参考华龙一号的有关设计新增气载流出物衰变罐。这不仅有利于降低短寿命核素的排放量，也有利于内陆核电机组排放形成季节间的调整能力，达到降低环境影响的目的。

3.3 根据环境情况适时排放

同一厂址在相同的流出物排放总量的条件下，在大气扩散条件、受纳水体稀释条件不同时，其对环境和公众造成的辐射剂量会有所不同。

对于气载流出物的排放应考虑在核电厂址周边设置若干气象观测装置，监测气象条件的变化，计算出实时的大气扩散因子数据，结合人口分布、农作物生长、养殖等数据，优化计算出合理的排放方案，在大气扩散条件好时适当多排，大气扩散条件差时适当少排，降低气载流出物对环境和居民的影响。

对于液态流出物的排放，内陆核电厂址应根据受纳水体径流量逐月的变化趋势，结合下游取水、灌溉、养殖等数据优化计算，在满足国标关于季度、月度排放量限值的条件下，得到环境影响最小的排放方案。

需要指出的是气液态流出物根据环境情况的适时排放必须在对核设施运行或活动的开展不存在可能引起辐射危险的情况下进行。如核电厂已具备足够的流出物贮存能力且贮存后适时排放不影响核电厂的安全和正常运行，才可以考虑本措施。

4 结论

以AP1000和华龙一号为代表的三代核电技术单台机组的气载和液态流出物排放总量能够满足我国现行标准和法规的要求。经优化后的AP1000机组排放量显著降低，为单个厂址4台以上机组的建设带来了可能。华龙一号和AP1000在气、液态流出物的处理工艺和设备上有所不同，华龙一号的去污能力和系统容量更大，对于AP1000在内陆厂址条件下，降低排放总量有很重要的参考意义。

内陆厂址在气载和液态流出物受纳环境方面与滨海厂址相比较为不利，气体方面体现在年均风速较低、静风频率较高，液态方面体现在水体受纳能力小于海洋，且北方内陆厂址通常缺乏受纳水体。法规和国家标准中对于内陆厂址液态排放提出了更高的要求，且规定了在受纳水体下游的放射性浓度。

通过分析三代核电气、液态流出物的工艺特点和内陆厂址的特殊环境条件，本文提出了增加气体和液体流出物净化的工艺设备降低流出物排放总量；增加气、液态流出物暂存能力，增加衰变时间，降低短寿命核素的排放量，同时使核电机组具备排放的季节调整能力；根据厂址季节大气扩散条件和受纳水体径流量制定优化排放方案；将液态流出物转为气态排放三方面的技术优化建议和策略方案，为进一步减少内陆核电的气、液态流出物排放总量和降低环境影响提供了支撑。