Kull, olje, gass, kjernekraft : en sammenligning 8252400221 [PDF]

Zitiervorschau

Jorgen Thunell

EN SAMMENUCNINC

Ingeniørforlaget A/s

© Ingeniørforlaget A/S

Sats: Ingeniørforlaget A/S Trykk: IFAS repro & trykkservice

Oslo 1976 Originalens tittel: Kol, olja, karnkraft — en jamforelse Oversatt og bearbeidet av Tor Føyn

biblioteket VEGDIREKTORATET

ISBN 82 524 0022 1

Forord

Forord til den svenske utgave. Boken ”Kol, olja, kårnkraft — en jamforelse” er skrevet av civilingenjor Jorgen Thunell ved Sydkraft efter oppdrag av CDL og inngår i en serie popu­ lært anlagte rapporter som CDL publiserer om de mest omstridte spørsmålene i den svenske energi- og kjernekraftdebatten. Rapportene utarbeides i alminne­ lighet av eksperter innen kraftindustrien, men CDL publiserer også arbeider av utenforstående fagfolk. Forfatterne er helt og holdent ansvarlige for opp­ gaver og vurderinger. Man har bestrebet seg på å skille mellom fremlegging av fakta og vurderinger. Rapportene utgis vanligvis i kompendieform, men i dette tilfelle har vi valgt bokformen for å gjøre den mer tilgjengelig for et større publikum. I ”Kol, olja, kårnkraft” sammenlignes de tre energislagenes fordeler og ulemper når det gjelder produksjon av elektrisk kraft Det foretas forsyningsmessige, miljømessige og økonomiske sammenligninger mellom kraftslagene, fra fremstilling av energiråvarene via transporter, produksjon av elektrisk kraft og frem til behandlingen og oppbevaringen av avfallet Materialet i boken er i størst mulig utstrekning basert på svenske erfaringer, men for kullkraften er en betydelig del av opplysningene hentet fra utenlandsk litteratur. De mere spesielle kjernekraftproblemene er inngående beskrevet i andre bøker og publikasjoner, f.eks. CDL’s skrifter om plutonium og reaktorens sikkerhet. De tre sammenlignede kraftslagene er ved siden av vannkraften de realis­ tiske alternativene for en utbygging av elektrisitetsproduksjonen i de nær­ meste årtiene. Andre energiformer, som f.eks. vindkraft og geotermisk energi, får ikke mere enn en marginal betydning i denne perioden. Vannkraftens gjen­ værende muligheter beskrives i et hefte fra Svenska Kraftverksfbreningen og Vattenfall. STU og Vattenfall har nylig publisert rapporter om vindkraft. Geotermisk energi er behandlet i en nylig utgitt CDL-rapport. Stockholm i april 1975

Centrala Driftledningen

Forord til den norske utgave. Boken ”Kol, olja, kårnkraft — en jamforelse” er oversatt til norsk av sivil­ ingeniør Tor Føyn. Sivilingeniør Føyn er tilknyttet Varmekraftavdelingen ved NVE Statskraftverkene. For å gjøre boken mere interessant for det norske publikum, er sammen­ ligningen utvidet til også å omfatte gasskraft, altså elektrisitet fremstilt fra

naturgass, som kan være en aktuell energiform i Norge. Bokens tittel er derfor forandret til: ”Kull, olje, gass og kjernekraft — en sammenligning”. Da kull­ kraft synes å være et mindre realistisk alternativ i Norge, er enkelte detaljer angående dette kraftslag tatt ut. En del av avsnittene i den svenske utgaven omhandler spesielt situasjonen i Sverige. Hvor den samme situasjon eksisterer i Norge, er teksten justert slik at dette fremgår. Hvis derimot den norske situasjon avviker fra den svenske, er det i teksten skutt inn en omtale av den norske situasjon. I mange avsnitt, spesielt når det gjelder kjernekraften, finnes det imidlertid ingen norsk paral­ lell til de omhandlede svenske forhold, og behandlingen må derfor fortsatt begrenses til å omfatte situasjonen som den er i Sverige.

Oslo, høsten 1975

Ingeniørforlage t

Innhold 1.

INNLEDNING............

1

4.4.

1.1. 1.2. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6.

Generelt............................ Oljefyrte verk .................. Gassfyrte verk.................. Kullfyrte verk.................. Kjernekraftverk............... Teknisk utvikling............

1 3 5 8 10 10

4.5.

2.

BRENSELSFORSYNING

2.1. 2.2. 2.3. 2.4. 2.5. 2.6.

............

17 17 17 18 19 20 24 24 26 26 27

2.8. 2.9.

Generelt............................. Kull..................................... Olje.................................... Naturgass.......................... Uran .................................. Prisdannelse........................ Olje.................................... Gass.................................... Kull.................................... Uran .................................. Brenselsforbruk og brenselsproduksjon............. 28 Brenselstransporter.......... 28 Leveringssikkerhet........... 30

3.

ØKONOMI

4.

MILJØSPØRSMÅL .. 37

2.7.

................. 33

Brenselsfremstilling, brensels­ transporter ............. 37 4.2. Arealbehov, lokaliseringsspørs­ mål, estetiske synspunkter 38 Arealbehov........................ 38 Lokaliseringssynspunkter . 40 Estetiske synspunkter ... 41 4.3. Kraftverksdriften - røkgassutslipp..................... 41 Faste partikler.................. 41 Tungmetaller..................... 42 Svovel ............................... 43 Nitrogenoksyder............... 45 Kulldioksyd........................ 45

4.6.

4.7.

4.8.

5.

Kraftverksdriften - aktivitetsutslipp..................... 47 Enheter for ioniserende stråling............................... 50 Kraftverksdriften — varmeutslipp..................... 53 Kraftverksdriften — kullstøv og støy................ 56 KuHstøv............................. 56 Støy..................................... 56 Avfallshåndteringen .... 56 Oljefyrte verk .................. 56 Gassfyrte verk.................. 57 Kullfyrte verk.................. 57 Kjernekraftverk................ 57 Sammenfattende tabeller............................... 60

SKADE-OG HELSEVIRKNINGER

63

Generelt............................ Oljekraftverk.................... Gasskraftverk.................... Kullkraftverk.................... Kjernekraftverk............... Sammenligning mellom de fire kraftslagene........... Helsevirkninger fra norma! drift..................................... Øvrige skade- og helse­ virkninger ..........................

63 64 65 65 67

6.

DIVERSE.....................

75

6.1.

Nedlegging av gamle kraftverk............................. Energibalanser..................

75 77

5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 5.6.

4.1.

6.2.

71 71 73

7.

AVSLUTNING OG KONKLUSJONER .. 79

8.

REFERANSER.... 83

1. Innledning

1.1. Generelt Elektrisk energi kan fremstilles i mange forskjellige typer kraftverk. Noen representerer kjent og etablert teknikk, andre befinner seg i en tidlig eller såvidt påbegynt utviklingsfase. Til den første kategorien kan bl.a. henregnes vannkraftverk, vanlige kull-, olje- og gassfyrte dampkraftverk samt kjerne­ kraftverk av den type som nå bygges i mange land, bl.a. i Sverige. Til den siste kategorien henregnes bl.a. sol kraftverk, vindkraftverk, geotermiske kraftverk samt kraftverk med formeringsreaktorer og fusjonsreaktorer. Dette skriftet behandler slike kraftslag som vil kunne komme som tillegg til vannkraften for å dekke den forventede økning i produksjonen av elektrisk energi 10—15 år fremover i tiden. Da det således er spørsmål om grunnlastproduksjon, kan vi her se bort fra toppkraft- eller tørrårsanlegg av typen gassturbinkraftverk og såkalte forenklede fossilfyrte dampkraftverk. Videre kan vi på grunn av det relativt begrensede tidsperspektiv utelukke de kraftverktyper som i henhold til det som er sagt ovenfor enda befinner seg i en tidlig utviklingsfase. Vannkraft som i mange år enda vil måtte stå for hovedparten av produksjonsøkningen i Norge, er heller ikke tatt med her. Tilbake står da olje-, gass-, kull- og kjernekraftverk som med en fellesbe­ tegnelse vanligvis kalles varmekraftverk. (Egentlig tilhører også gassturbin- og diesel kraftverk varmekraftfamilien, men for enkelhets skyld begrenses om­ talen til de fire førstnevnte).

En variant av varmekraftverkene er de såkalte kraftvarmeverk som, ved siden av elektrisk energi, også produserer varmeenergi for oppvarmingsformål. Utnyttelsen av brenslet blir derved adskillig bedre enn i de rene elektrisitetsproduserende verkene som også kalles kondenskraftverk. I Sverige produseres for tiden 6—7 % av den elektriske energien i kraftvarmeverk, et tall som i henhold til regjeringens energiproposisjon (mars 1975) kan ventes å stige til ca 10% i 1985. I Norge er bruken av kraftvarmeverk meget beskjeden, og i hvilken grad de vil bli tatt i bruk senere, er vanskelig å forutsi. Kraftvarmeverkene har med hensyn til de forhold som behandles i dette skriftet, omtrent samme egenskaper som tilsvarende kondensverk og blir der­ for her ikke behandlet separat. Prinsippene for såvel de fossilfyrte som kjernekraftverkene er at varmeut­ viklingen fra kjemiske eller nukleære prosesser får vann til å koke under trykk, hvorefter den produserte dampen driver en turbingenerator, figur 1.1. 1

munn

OLJEKRAFTVERK

1. Dampkjele 2. Oljetilførsel 3. Kjernekraftreaktor 4. Reaktorkjerne (nukleært brensel) 5. Dampledning 6. Dampturbin 7. Generator Kraftoverføringsledning Kondensator (avløpsdamp fra turbinen kondenseres til vann). Matevannsledning Kjølevannsledning

Fig. 1.1. Prinsippene for oljekraftverk og kjernekraftverk.

2

Felles for alle varmekraftverk er at de krever en eller annen form for brensel som skal gi den nødvendige varmeutviklingen. I kjernekraftverkene består brenslet av uran eller plutonium, i de fossilfyrte av kull, gass eller mineralolje. Andre tenkelige brensler er torv og oljeskifer. For å oppnå størst mulig fleksibilitet, er fossilfyrte verk iblant utført slik at de kan fyres med to forskjellige brensler, f.eks. kull og olje eller olje og gass. En annen felles egenskap for varmekraftverkene er at varme må føres bort ved kjøling for at de skal kunne opprettholde sin funksjon. Kjølingen bevirker at dampen, når den forlater turbinen, kondenseres, dvs. går tilbake i vannfase. Dette vannet pumpes så tilbake til reaktoren eller dampkjelen for der pånytt å overføres til damp osv. Kjølingen skjer vanligvis med sjøvann eller elvevann, men kan også foretas indirekte med luft i såkalte kjøletårn. I et kraftverk som bare produserer elektrisk energi (kondenskraftverk), utnyttes ikke den bort­ førte varme, men denne finnes igjen i form av en forhøyelse av kjølevannstemperaturen med ca 10°C. I et kraftvarmeverk derimot, lar man kjøle­ vannet, som da sirkuleres i et lukket system, varmes opp til størrelsesordenen 100 °C, hvorefter det kan utnyttes til oppvarmingsformål. All kraftproduksjon påvirker omgivelsene i en eller annen form. Kjølevannsutslipp er et eksempel på dette. Andre eksempler er røkgassutslipp og

utslipp av radioaktive stoffer til luft og vann. For tiden er det i Norge ingen fastsatte grenseverdier for utslipp av radio­ aktivitet fra kjernekraftverk og for utslipp av forurensninger i røkgassen fra fossilfyrte verk. Prosjektene vurderes enkeltvis, idet utenlandske normer brukes som retningslinjer. I Sverige finnes generelle normer eller retningsverdier for maksimalutslipp av radioaktivitet fra kjernekraftverk og for maksimalutslipp av sot og svovel fra oljefyrte kraftverk. Miljøvernmyndighetene arbeider imidlertid med utarbeidelse av utslippsregler også for andre miljø­ farlige stoffer i røkgassene fra fossilfyrte kraftverk. Foruten fra selve kraftverksdriften får man også påvirkning på omgivelsene fra brenselsfremstilling (oljeboring, kullbrytning, uranmalmbrytning), trans­ port av brensel og avfallsbehandlingen. Ved en samlet vurdering av miljø­ påvirkningene fra forskjellige kraftslag må det derfor tas hensyn til alle direk­ te og indirekte ledd i kraftproduksjonen.

1.2. Oljefyrte verk Eksempel på et oljefyrt kondenskraftverk med tre aggregater er vist på figur 1.2. En tenkt situasjonsplan for et kraftverk med fire aggregater med totalt ca 2000 MW er vist på figur 1.3. Oljen vil, iallfall for verk plasert ved kysten, bli transportert til kraftverket med båt. Lossing skjer ved en spesiell kai og lagring kan skje enten i bergrom eller i tanker over jorden. Ved forbrenning i kraftverket omdannes største­ delen av oljen til kulldioksyd og vanndamp. Disse stoffer utgjør sammen med nitrogen hovedbestanddelene i røkgassene. Hertil kommer forskjellige meng­ der sot, aske, svoveloksyder, nitrøse gasser og tungmetaller. Dessuten skjer et

3

ikke uvesentlig varmeutslipp med røkgassene. Utslippet av faste partikler, dvs. sot og aske, kan reduseres ved hjelp av røkgassrensning i filtre. Med avansert forbrenningsteknikk kan man dog redusere mengden slik at den blir lavere enn de svenske retningsverdier for maksimalt sotutslipp uten at røkgassrensing blir anvendt. ("Naturvårdsverket ” foreskriver dog at partikkelutskiller må in­ stalleres i enheter hvor sotning skjer under drift.) Utslippet av svovelforurensningene kan reduseres ved at enten oljen eller røkgassene avsvovles. Det dominerende prinsipp i Sverige er anvendelse av olje med lavt svovelinnhold, enten denne er svovelfattig eller avsvovlet ved raffi­ neriet. Utstyr for avsvovling av røkgasser finnes i drift forskjellige steder i verden, men kan enda ikke sies å ha nådd teknisk modenhet. Blant større oljefyrte kraftverk i Sverige kan nevnes Karlshamnsverket (vel 1000 MW) og Stenungsund (840 MW). I Norge fins det intet oljefyrt kraft­ verk av betydning. Efter ønske fra Stortinget har imidlertid Norges vassdragsog elektrisitetsvesen satt igang arbeidet med en utredning om de forskjellige sider ved et oljekraftverk, herunder dets virkninger på omgivelsene.

Fig. 1.2. Oljefyrt kondenskraftverk (Karlshamnverket).

4

Fig. 1.3. Situasjonsplan for et 2000 MW oljefyrt kraftverk med brennstofflager i dagen.

1.3. Gassfyrte verk Gassfyrte verk vil i sin oppbygging være meget lik oljefyrte verk. Gassen tilføres verket i en rørledning, passerer vanligvis en trykkreduserstasjon og går til dampkjelens brennere. Da gass vanskelig lar seg lagre i større mengder, er kraftverkets drift av­ hengig av kontinuerlig tilførsel. Rørledningen kan ofte være av betydelig lengde, og skader på ledningen og produksjonsutstyret kan ikke utelukkes. For å kunne holde kraftverket i drift også i perioder hvor gasstilførselen er brutt, blir det gjerne konstruert slik at det også kan fyres med olje. Foruten utstyr for gassfyring må kraftverket da ha praktisk talt samme utstyr som et oljefyrt verk: kai, oljelager etc. Naturgass kan ha et større eller mindre innhold av svovel. I de gassfore­ komster som hittil er funnet i den norske del av Nordsjøen, er gassen praktisk talt svovelfri. Heller ikke inneholder gassen aske eller tungmetaller, og sotdannelsen ved forbrenningen er uvesentlig. De eneste skadelige forurensninger av betydning i røkgassen er derfor nitrøse gasser. Røkgassrensning er derfor vanligvis ikke aktuell ved gassfyrte kraftverk.

5

1. Mateanlegg for kull 2. Kullsilo 3. Kullmølle 4. Brennere for kullstøv 5. Dampkjele 6. Luftinntak 7. Luftforvarmere 8. Oppvarmet forbrenningsluft 9. Elektrofilter 10. Skorsten 11. Turbin 12. Kondensatorer

mnnn

9___,___ .___ .___ .___ .___ .___

.

!Qo™

Fig. 1.4. Kullfyrt kondenskraftverk.

Noe gassfyrt kraftverk er ikke bygget hverken i Norge eller Sverige. Hvis det imidlertid blir besluttet å føre Nordsjø-gass iland i Norge, kan det bli aktuelt å anvende en del av gassen til kraftverksdrift. For tiden arbeides med planer om et gassfyrt kraftverk på ca 700 MW i Karmøydistriktet.

6

7

Fig. 1.5. Situasjonsplan

fo re t 2000

MW

k u llfy rt kraftverk

(plass

for lagring

av aske er

ikke inntegnet).

Sorterings- og knuseanlegg I

acco

Isrz» n

Fig. 1.6. Eksempel på kullhåndtering ved kullfyrt kraftverk.

1.4. Kullfyrte verk Et snitt gjennom et kullfyrt verk er vist i fig. 1.4. En generalisert situasjonsplan for en 2000 MW stasjon fremgår av figur 1.5. Som ved oljefyrte verk må brenselstransporten til eventuelle svenske eller norske kullkraftverk skje med båt. En vanlig transportmåte i utlandet er med jernbane (s.k. ”unit trains”). Kullene losses fra båtene med spesielle kraner og føres med transportbånd til sorteringsverk og knuseverk, se figur 1.6. Fra knuseverket føres kullene med andre transportbånd til kullageret på stedet. I moderne kraftverk pulveri­ seres kullene før forbrenningen, og dette skjer i spesielle kullmøller vanligvis plasert i kjelhuset. Ved bygging av kullkraftverk i Sverige eller Norge må forutsettes at kraft­ verkene forsynes med partikkelutskillere. Partikkelmengden i røkgassen er nemlig vesentlig større enn ved oljefyrte verk. Ved den fortsatte behandlingen 8

Innlagringsapparat

av kullfyrte verk er det antatt at de er utstyrt med elektrofilter med en virkningsgrad på 99 %. Svovelutslipp kan, som ved de oljefyrte verk, begrenses enten ved an­ vendelse åv svovelfattig brensel eller ved avsvovling av røkgassene. Forsøk pågår med avsvovling i forbindelse med selve forbrenningsprosessen, i såkalt flytseng (”fluid bed”. Denne metoden beskrives nærmere i avsnittet om tek­ nisk utvikling). I Sverige finnes et fåtall kraftverk som kan fyres med kull. Normalt fyres de med olje. I Norge er det ingen kullfyrte verk av betydning, og det er lite tenkelig at det vil bli bygget noen større kullfyrte verk i overskuelig fremtid. Man kan imidlertid ikke se helt bort fra muligheten av at det kan bli bygget enkelte mindre verk i Nord-Norge, fyrt med svalbardkull. For å gi et begrep om hvilke kullmengder det dreier seg om, kan imidlertid nevnes at hele den nåværende kullproduksjon på Svalbard vil rekke til en produksjon på ca 200 MW.

9

1.5. Kjernekraftverk For kjernekraftens prinsipp henvises til andre skrifter utgitt av CDL (Centrala Driftsledningen), f.eks. Kårnkraftens ABC (ref. 1), og til boken "Kjernekraft og annen energi" av Roar Rose og Jan M. Døderlein, Institutt for Atomenergi (ref. 52). I figur 1.7 vises eksempel på en situasjonsplan for et kjernekraftverk (Barsebåcksverket). Svenske kjernekraftverk har som regel sin egen havn. Hav­ nen brukes fortrinnsvis for tunge transporter (f.eks. reaktortank og generator) samt for utskipning av brukt brensel. I tilfelle et svensk opparbeidelsesanlegg skulle bli bygget, kan dog landeveistransport av det brukte brensel komme på tale. I Sverige er det kjernekraftverk i drift eller under bygging ved Ringhals (4 aggregater), Barsebåck (2 aggregater), Oskarshamn (2 aggregater) og Forsmark (2 aggregater). Ved Oskarshamnsverket planlegges oppførelse av et tredje aggregat, og konsesjon i henhold til atomenergiloven ble gitt i 1974 for dette aggregat. I henhold til riksdagsbeslutning 1973 må ingen nye kjernekraftaggregater utover de ovenfor nevnte oppføres uten riksdagens godkjennelse. Våren 1975 besluttet riksdagen at behovet for elektrisk energi frem til år 1985 skal dekkes bl.a. ved utbygging med ytterligere to kjernekraftaggregater i Forsmark. Regjeringen regner med at stillingstagen til kjernekraftreaktorer utover de 13 programmet således ialt skulle omfatte, kan utsettes til 1978-riksdagen. I Norge finnes ingen kjernereaktorer for produksjon av elektrisk kraft. Stortinget har våren 1975 anmodet om at det blir oppnevnt et utvalg for nærmere vurdering av sikkerhetsproblemene i forbindelse med drift av kjerne­ kraftverk, transport og lagring av de radioaktive avfallsstoffene, og vil vente med å ta stilling til en fremtidig innføring av denne energiformen inntil ut­ valgets vurderinger foreligger.

1.6. Teknisk utvikling For alle fire kraftslagene, kull-, olje-, gass- og kjernekraft, kan man forvente en fortsatt teknisk utvikling i retning av bl.a. bedre økonomi, mindre miljø­ påvirkning og høyere driftssikkerhet. For kullfyrte verk har tidligere vært nevnt prinsippet med forbrenning i "fluid bed" eller flytseng, se fig. 1.8. Karakteristisk for metoden er mulighe­ ten av å anvende vidt forskjellige brensler inklusive lavverdige brensler som f.eks. ved, oljeholdig skifer og vanlig avfall. Forbrenningstemperaturen holdes lav — 800 til 900 °C — hvorved utslipp av for eksempel nitrogenoksydet reduseres. Prosessen er videre den hittil eneste kjente hvor avsvovling kan skje direkte i forbrenningen ved tilsats av kalk eller dolomitt. Avsvovling opptil 90 % eller mer er mulig. En utviklingslinje på lengre sikt er fremstilling av svovelfattig gass eller syntetisk olje fra stenkull. Slik gass eller olje er betydelig lettere å ha med å 10

11

Fig. 1.7. Situasjonsplan fo r kjernekraftverk 2 x 600 MW (Barsebackverket.)

Røkgasser

Partikkelu tskiller

Rør inneholdende sirkulerende vann som tar opp en del av varmen

Kullene brenner i en seng av aske

Kull tilførsel

Aske

Lufttilførsel

Luftfordeler

Flytsengprinsippet kan i sin enkleste form beskrives som forbrenning i en "kasse” eller sylinder med perforert bunn. Sylinderen er delvis fylt med faste partikler av et passende materiale, f.eks. sand eller aske som kan fluidiseres {holdes i svevende form) med luftinnblåsing i huller i bunnen. Brenslet tilsettes gjennom dyser som munner ut nær bunnen. Tilføres luften under et passende trykk, løftes partiklene og hvirvler omkring slik at hele sengen får væskelignende egenskaper (fluidiseres). Fig. 1.8. Flytsengforbrenning.

gjøre og å anvende enn kullene. En vesentlig fordel fra kraftprodusentenes synspunkt er at eksisterende oljefyrte verk med få endringer vil kunne til­ passes fyring med gass eller syntetisk olje. Man kan fremstille såvel lavverdig som høyverdig gass. Den lavverdige gas­ sen har relativt lavt energiinnhold og egner seg derfor ikke til transport over lengre strekninger. Den høyverdige gassen er dyrere å fremstille enn den lavverdige og frem­ stillingen er dessuten mer energikrevende. Utviklingsarbeidet foregår særlig i USA, hvor man forsøker å finne en erstatning for naturgass som det stadig blir mindre av. Man regner med at et første pro to ty pan legg skal kunne stå klart i 12

1981. Om alt går som planlagt, skulle så kullgass kunne produseres i større målestokk f.o.m. midten av 1980-årene. Med hensyn til olje- og gassfyrte dampkraftverk kan man bare vente seg marginale forbedringer. En viss utvikling pågår av såkalte kombinasjonskraftverk hvor de varme avgassene fra et gassturbinaggregat anvendes til å produ­ sere damp til en dampturbin. Fordelen med et slikt anlegg skulle være bedre økonomi sammenlignet med rene gassturbiner eller dampkraftverk. Et spesielt utviklingsobjekt er apparatur for rensing av røkgass fra de fossil­ fyrte kraftverkene. Rensing av røkgass kan ha to formål: partikkelutskilning og avsvovling. Hva partikkelutskilning angår, foreligger mange års erfaring fra såvel parallellkoblede små syklonfiltre som elektrofiltre. Også røkgassavsvovling har vært prøvet i lengre tid, men med varierende resultat. Noen kommersielt brukbar apparatur med garantier for god funksjon finnes fremdeles ikke. Man kan derfor fortsatt regne med at det vil bli satset meget på utvikling innen dette området. I de senere år har man også begynt å interessere seg for begrensning av nitrogenoksydutslippene. Metoder for dette er under utvikling fremfor alt i USA. Kjernekraftteknikken i stor målestokk har forholdsvis få år bak seg og er derfor fremdeles på et markant utviklingsstadium. Spesielt sikkerhetssiden vies stor interesse, og en mangfoldighet av eksperimenter pågår eller plan­ legges med sikte på å få bekreftet visse sikkerhetsvurderinger som man hittil er kommet frem til ad teoretisk vei. De kjernekraftverk som nu bygges verden over, er for den alt overveiende del av den såkalte lettvannstype. Kjøling og moderering skjer, som navnet sier, med lett, dvs. vanlig vann. Denne reaktortype utnytter bare ca 1 % av uranet. En annen reaktortype er tungtvannsreaktoren. Sverige satset tidligere på tungtvannsreaktorer (Ågesta og Marviken), men er nå gått helt over til lettvannsreaktorer. Canada har allerede i lengre tid hatt et stort utbyggingspro­ gram for tungtvannsreaktorer, og England har nylig besluttet å gå over fra den gasskjølte typen (se nedenfor) til tungtvannstypen. I en gasskjølt reaktor består moderatoren av grafitt og kjølemediet av kulldioksyd eller helium. Det eksisterer tre varianter av den gasskjølte typen: Magnox, AG R og HTGR. Magnoxtypen, som har fått sitt navn fra materialet i brenselskapslingen (en magnesiumlegering), er den eldste, og den arbeider med naturlig uran som brensel. AGR (Advanced Gas Cooled Reactor) er en videreutvikling av Magnoxtypen; den har bedre dampdata og den drives med svakt anriket uran. Magnox- og AGR-typen finnes så godt som utelukkende i England: 26 reaktorer av den førstnevnte typen er i drift, og 10 av AGRtypen er under bygging. De engelske gasskjølte reaktorene er blitt meget dyrere enn man opprinnelig regnet med, og det er derfor besluttet å gå over til å bygge tungtvannsreaktorer i stedet. Den mest avanserte gasskjølte typen HTGR (High Temperature Gas Cooled Reactor) arbeider med gasstemperaturer på ca 800 °C og får dermed en ter­ misk virkningsgrad som nærmer seg den for de fossilfyrte verker. Et prototyp-

13

anlegg på 330 MW settes for tiden i drift i USA og et annet på 300 MW vil bli satt i drift i Vest-Tyskland i 1976. Et par amerikanske kraftverk har bestilt anlegg i full skala for idriftsettelse i 1980-årene. Utnyttelsen av brenslet i tungtvannsreaktoren og i den gasskjølte reaktor er noe bedre enn i lettvannsreaktoren, men ligger fremdeles ikke høyere enn noe over 1 %. En fordel med tungtvann eller grafitt som moderator er at reaktor­ ene, om man ønsker, kan konstrueres for drift med naturlig uran. Dette er ikke mulig med vanlig vann som moderator. De fleste tungtvanns- og grafittreaktorene er dog av økonomiske grunner optimalisert for svakt anriket uran. Bare de kanadiske tungtvannsreaktorene drives med naturlig uran. Med såkalte formeringsreaktorer, figur 1.9, som nå er under utvikling, blir en brenselsutnyttelse på henimot 80 % mulig. Mange land satser sterkt på formeringsreaktorer, og prototypanlegg er i drift i Sovjet-Unionen, Frankrike og England. En av vanskelighetene ved sammenligning mellom forskjellige kraftslag er å forutsi det sannsynlige tekniske utviklingsnivå på tidspunktet for en byggebeslutning. Det enkleste ville derfor være å foreta sammenligningen med ut­ gangspunkt i dagens teknikk. Et slikt prinsipp vil imidlertid definitivt slå ugunstig ut for det i Norden minst vanlige kraftslaget, dvs. kullkraften. Konse­ kvensene av kullfyring, slik de i det følgende redegjøres for, må derfor ikke oppfattes som gyldige i all fremtid. Fremfor alt må man vente seg vidtrekk­ ende miljøvernskrav hvis kullfyring skal kunne aksepteres i stor utstrekning. Slike krav påvirker imidlertid i høy grad økonomien, og det bør kanskje allerede her påpekes at kostnadsoppgavene lenger ut i boken forutsetter anlegg som er utført i overensstemmelse med gjeldende miljøvernskrav.

Primær natrium krets

Sekundær natriumkrets

Fig. 1.9. Natriumkjølt formeringsreaktor.

14

Dampkrets

Naturlig uran består for vel 99 % vedkommende av isotopen uran 238 og 0,7 % av iso­ topen uran 235. Uran 235 er spaltbart, dvs. ved innfanging av et nøytron spaltes kjernen i to deler under samtidig frigjørelse av energi og nye nøytroner. Uran 238 er begrenset spaltbart. Ved nøytroninnfanging danner denne isotop isteden et nytt slag atomer — plutonium. Visse plutoniumisotoper, f.eks. plutonium 239, er imidlertid spaltbare og har derfor i dette henseende samme egenskaper som uran 235.

Lettvanns-, tungtvanns- og gass-grafitt-reaktorer kalles med et felles navn termiske reaktorer. Vannet, respektive grafitten (moderatoren) bremser ned nøytronene til lav (termisk) hastighet, hvorved de har lettere for å treffe uran 235-kjernene. Man kan derved klare seg med naturlig uran (tungtvann, grafitt) eller lavanriket uran. På den annen side blir det ikke mange nøytroner tilovers til å forvandle uran 238 til plutonium. Mange forsvinner nemlig under nedbremsingen. Den hurtige formeringsreaktoren utnytter fortrinnsvis plutonium 239 som brensel. Den har ingen moderator, hvorfor størstedelen av de nøytroner som produseres og som ikke forbrukes i spalteprosessen, kan utnyttes til omvandling av uran 238 til spaltbart plu­ tonium. Fordi det ikke er noen moderator, må brenslet være høyanriket, dvs. ha et for­ holdsvis høyt innhold av plutonium 239.

Eftersom nøytronenes hastighet ikke bremses ned i en hurtig formeringsreaktor, kan man ikke bruke vann som kjølemedium. I stedet brukes gass eller flytende natrium. Da natrium har den egenskap at det reagerer voldsomt med vann, er det vanlig å koble inn en natrium-mellomkjølekrets (se figuren) slik at radioaktivt ”reaktornatrium” ikke direkte kan lekke over til turbinkretsen.

Forat en formeringsreaktor skal kunne rettferdiggjøre sitt navn, må den kunne produsere flere plutoniumatomer enn den konsumerer av uran 235 — eller plutonium 239-atomer, dvs. produsere mere spaltbart brensel enn den forbruker.

15

2. Brenselsforsyning

2.1. Generelt Verdens energiressurser i form av brenselsråvarer er gjenstand for kontinuerlig vurdering. Referansene 2—6 er eksempler på slike vurderinger. Rent generelt kan konstateres at jordskorpens innhold av kull, olje og uran er betydelig. Hvis man kunne utnytte alt eksisterende brensel, altså i ytterste konsekvens alle kull ned til brun kull kvalitet, olje i skifer og oljesand, samt uran i verdenshavene, ville man ganske fritt kunne velge hvilken som helst av de tre brenselsslagene i meget lang tid fremover. I virkeligheten har man imidlertid ikke dette frie valg. Ressursene bestemmes i praksis av økonomiske, miljømessige og politiske faktorer. Ressursene har sammenheng med økonomien bl.a. ved at det blir dyrere og dyrere å utvinne brenselsråvarene. Den tid er stort sett forbi da det var til­ strekkelig å lage et hull i marken for å utvinne olje eller gass. De siste oljefunn ligger i Nordsjøen og på Alaska og bare prospekteringen i disse områder har kostet milliardbeløp. Hensynet til miljøet kan medføre at mange forekomster av brenselsråvarer aldri blir utnyttet. Eller også kan kravene om miljøbeskyttende tiltak bli så omfattende at en utvinning ikke blir økonomisk lønnsom. I miljøbregrepet bør også medregnes arbeidsmiljøet. Vi vet at for eksempel kullbrytning er en direkte helsefarlig virksomhet som hvert år krever mange liv. Satsing på bedre arbeidsmiljø og høyere lønn for å få folk til kullgrubeindustrien i fremtiden virker naturligvis også direkte fordyrende på kullene. Til slutt har vi den politiske faktor. Den kan påvirke såvel forsyningssikker­ heten som prisbildet. De oljeproduserende araberlandenes opptreden høsten 1973 er et typisk eksempel på dette. Betrakter man den enkelte nasjons brenselsforsyning, kan man altså ikke bare gå ut fra de globale reserver av energiråvarer. Man må i tillegg vurdere forekomster og priser for innenlandsk brensel samt pris og leveringssikker­ heten for det brensel som må importeres.

2.2. Kull Stenkull stammer fra urtidens skoger og ble dannet for mellom 50 og 400 millioner år siden. Det er et komplekst materiale, og det er stor kvalitetsfor­ skjell mellom kull fra forskjellige gruber. 17

Forskjellige kullsorter har forskjellig bakgrunn. Brunkull f.eks. er ganske "ferske” og er bare delvis omvandlet, mens antrasitt er meget eldre og er nesten helt omvandlet til rent kull. Alle kullsorter kan anvendes i kraftverk. Men de må behandles forskjellig, og de har forskjellige egenskaper fra miljøsynspunkt Som et resultat av den måte de er dannet på, ligger kullene ofte lagret i horisontale skikt eller fløtser, skilt fra hverandre av bergarter. Fløtsenes tyk­ kelse kan variere mellom noen millimeter og et 30-talls meter. Kull kan finnes såvel meget nær overflaten (man snakker da om brytning i dagbrudd) som på stort dyp. Helt ned til 7000 m har man ved prøveboringer funnet stenkull. De dypeste kullgruber som idag er i drift, er ca 1000 m. Verdens kullreserver blir vanligvis inndelt i "påviste” og "sannsynlige". Med påviste menes de reserver som med sikkerhet kan sies å være brytbare med de hittil anvendte metoder. De sannsynlige er beregnet på grunnlag av generelle geologiske forhold. Ref. 53 angir følgende reserver: Milliarder tonn kull

Ekvivalent-milliarder tonn olje

Påviste Sannsynlige

600 10 200

400 6 900

I alt

10 800

7 300

Kull finnes i alle verdensdeler. Over 90% av de samlede reserver er dog begrenset til Nord-Amerika, Sovjet-Unionen og Asia. De viktigste europeiske forekomster befinner seg i Polen, Vest-Tyskland og Storbritannia. Polen er den neste av disse tre nasjoner som har økt sin produksjon og eksport av kull i de senere år. Norge har som bekjent kullforekomster på Svalbard. I verdensmålestokk er disse forekomster små. Sikre og sannsynlige forekomster utgjør ca 21 milli­ oner tonn. Tar man med også mulige forekomster, kommer man opp i en samlet reserve på ca 115 millioner tonn (Ref. 54).

2.3. Olje Også oljen stammer fra mange millioner år gamle organismer, men man vet mindre om detaljene ved dannelsen enn når det gjelder kull. Da oljen er et komplekst stoff, gir forskjellige oljekilder brensel med ulike egenskaper. Råoljen slik den kommer fra oljekilden, er hovedsakelig en blanding av et meget stort antall kullvannstoffer. I raffineriet deler man oljen opp i forskjel­ lige såkalte fraksjoner. En av de tyngste fraksjonene kalles fyringsolje 6, og det er vanligvis denne som brukes i oljefyrte kraftverk. Den er meget tungt-

18

flytende ved romtemperatur, derfor må lagertanker og rørledninger holdes varme. De kjente oljereserver, dvs. ikke utnyttede oljeforekomster av samme slag som de som nå er i bruk, er for tiden omtrent 100 milliarder tonn (ref. 5). Hittil har de kjente reservene øket, i de senere år dog ikke i samme takt som forbruket. Den tid reservene rekker, avtar altså for hvert år og anslås idag å være ca 20 år. Medtas sannsynlige utvinnbare oljereserver, dvs. slike forekomster som ik­ ke er kjent, men på samme måte som for kullene anslått på basis av geologiske forutsetninger, stiger jordens oljereserver til mellom 200 og 300 milliarder tonn. Sammenlignet med kjente og anslåtte kullreserver (tilsvarende 7300 milliarder tonn olje) er dog oljereservene små. Olje finnes også bundet i oljesand og oljeskifer. Jordens samlede reserver av slik olje er anslått til 100 000 milliarder tonn (ref. 27), dvs. overordentlig meget mer enn det som finnes i "normale” oljekilder. Omkostningene for fremstilling av olje fra sand og skifer antas imidlertid å bli meget høye, og man tar derfor vanligvis ikke med slik olje i oppgaver over kjente eller anslåtte oljereserver. En begrenset utvinning fra oljesand er dog nylig påbegynt i Cana­ da. Oljereservene er meget ujevnt fordelt over jordkloden, se figur 2.1. Over halvparten av de kjente reserver er i Midt-Østen. Nordsjøområdet er anslått å inneholde vel 2 % av jordens oljereserver. Selv om prosenttallet er lavt, ventes dog Nordsjøoljen å få stor betydning for spesielt Nord-Europas oljeforsyning. En fordel med Nordsjøoljen er at den er svovelfattig. Påviste oljereserver i den norske del av kontinentalsokkelen syd for 62. breddegrad utgjør ca 500 millioner tonn olje, mens de totale utnyttbare reser­ ver antas å være 1-2 milliarder tonn (ref. 55). Norges årlige forbruk av petroleumsprodukter er ca 9 millioner tonn, som hittil hovedsakelig stammer fra Midt-Østen.

2.4. Naturgass Naturgass består av metan med et visst innhold av tyngre kullvannstoffer og enkelte andre gasser som nitrogen og kulldioksyd. Gassen er blitt til ved de samme prosesser som har dannet kull og olje, og forekommer enten sammen med olje i oljefeltene eller i egne felt. Som regel vil man ved utvinning av olje få naturgass som biprodukt, og hvis det ikke er mulig å finne anvendelse for denne, blir den ofte brent fra en fakkel. Dette er en praksis man søker å komme vekk fra. Påviste reserver av naturgass i verden utgjør ca 53 000 milliarder m3 og sannsynlige utvinnbare reserver er anslått til 280 000 milliarder m3 (ref. 53). I den norske del av kontinentalsokkelen syd for 62. breddegrad utgjør de på­ viste gassreserver 500—600 milliarder m3, mens de sannsynlige utnyttbare er 1000—2000 milliarder m3 (ref. 55). 19

2.5. Uran Uran er et metallisk grunnstoff som er ganske vanlig i jordskorpen. Det skiller seg fra kull og olje ved at det ikke stammer fra urtidsvekster, men er like gammelt som jorden selv. Hvorfra uranet opprinnelig er kommet, vet man ikke bestemt — det kan være dannet inne i en stjerne eller det kan være dannet ved universets skapelse. Uran forekommer ikke slik som kull og olje i konsentrert form i naturen, men kan nærmest betraktes som en ”forurensning” i forskjellige mineraler. Malmer med høyt uraninnhold kan holde vel 2000 g uran pr tonn malm (dvs. 2 °/oo). De svenske skifrene i Billingen i Vastergotland inneholder ca 300 g uran pr tonn skifer. Til og med verdenshavene inneholder uran, men konsen­ trasjonen er meget lav, ca 0,003 g/tonn vann. Omkostningene ved utvinning av uran varierer sterkt med uraninnholdet i utgangsmaterialet. Ved vurdering av verdens uranreserver pleier man derfor å inndele uranet i forskjellige prisklasser. Videre deler man, på samme måte som for kull, olje og gass, reservene i kjente og sannsynlige. Til slutt må man, hvis reservene skal regnes om i energiekvivalenter, angi i hvilken reaktortype man regner med at uranet skal anvendes. Som vi har sett tidligere, kan man jo få ut 70 å 80 ganger mere energi av en gitt mengde uran, om den anvendes i en formeringsreaktor sammenlignet med en termisk reaktor. En vanlig prisgrense ved angivelse av uranreserver for lettvannsreaktorer og andre termiske reaktorer er 15$ per pund uranoksyd eller omregnet 235 kr./kg uran. Reservene under denne prisgrense er anslått til: Tonn uran

Ékvivalent-milliarder tonn olje

Kjente Sannsynlige

1 550 000 1 550 000

30 30

I alt i prisklassen

3 1 00 000

60

Energiinnholdet i kjente og sannsynlige forekomster av uran til under 235 kr./kg, når således ikke fullt opp til energien i de kjente oljereservene. Ved anvendelse av formeringsreaktorer og med samme prisgrense for uranet øker energiinnholdet svarende til energien i 4000—5000 milliarder tonn olje, altså flere ganger de kjente kullreservene. For en formeringsreaktor ventes kraftproduksjonsomkostningene å bli mindre avhengig av brenselsprisen enn for en termisk reaktor. Man vil derfor kunne anvende vesentlig dyrere uran enn det som kan aksepteres til bruk i f.eks. lettvannsreaktorene. Antas at den øvre prisgrensen ligger på 750 kr./kg uran, øker de tilgjengelige energimengdene ytterligere, og er anslått å ligge på ca 13 000 milliarder tonn oljeekvivalenter, dvs. noe mer enn de påviste og sannsynlige kullreservene (ref. 27). Skulle man gå til enda mere lavverdige uranmalmer, øker reservene ytterligere. Det må dog påpekes at det kan støte 20

21

Fig. 2.1. Fordeling av jordens kjente oljereserver.

Utarmet uran

Fig. 2.2. Kjernebrenslets kretsløp.

Konvertering:

Omvandling fra en kjemisk form til en annen.

Anrikning:

Økning av uran 235-innholdet utover det naturlige (0,7 %)

Brenselsfabrikasjon :

Fabrikasjon av brenselsstaver og brenselselementer som siden plas­ seres i reaktoren (KRAFTVERK på figuren).

Opparbeidelse:

Separasjon og utvinning av gjenværende uran, utviklet plutonium og utviklede spaltningsprodukter (avfallsprodukter).

Pu, U:

Tilbakeføring av utvunnet plutonium og uran til brenselsfabrikasjonen.

Avfallsoppbevaring:

Behandling og lagring av spaltningsprodukter.

Utarmet uran:

Uran med innhold av uran 235 lavere enn det naturlige. Kan om­ dannes til plutonium i en formeringsreaktor.

på praktiske vanskeligheter å utnytte lavverdige brenselsreserver. Fremstilling av uran i prisklassene over 750 kr./kg vil, på samme måte som fremstilling i stor skala av olje fra oljeskifer og oljesand, kreve så store inngrep i naturen at det er tvilsomt om det kan aksepteres ut fra miljøvernssynspunkt. Uran kan, i motsetning til kull, olje og naturgass, ikke anvendes direkte i kraftproduksjonsprosessen, figur 2.2. Uranet må bl.a. konverteres og for det meste også anrikes før det kan anvendes i kjernekraftverkets brenselselemen­ ter. Utbrent brensel er sterkt radioaktivt og krever derfor spesiell behandling som vanligvis innebærer opparbeidelse og lagring i forskjellige former, inklu­

22

sive den endelige langtidslagringen. For tiden er Sverige avhengig av utlandet på alle trinn i brenselskretsløpet med unntagelse av selve fabrikasjonen av brenselselementene. Uran brytes i store mengder i USA, Canada, Afrika, Australia og Sovjet­ unionen. Av de kjente uranreservene ligger knapt en tredjedel i USA og en femtedel i hver av landene Syd-Afrika, Australia og Canada. Det har lenge vært kjent at Sverige har meget store lavverdige uranreserver i de uranholdige skifre i Nårke (Kvarntorp) og Våstergotland (Billingen). Skiferen i Billingen er beregnet å inneholde ca en million tonn uran, hvorav 270 000 tonn kan karakteriseres som kjente reserver i prisklassen opptil 235 kr./kg uran. Dette tilsvarer ca 15 % av de kjente uranreservene i den vestlige verden. Det uran som hittil er kjøpt for svenske reaktorer, kommer hovedsakelig fra NordAmerika. Anrikningstjenester kan for tiden bare kjøpes fra USA og Sovjet-Unionen. For begge statene gjelder at man bruker anlegg som oprinnelig ble bygget for militære formål. I Europa er dannet to nye sivile selskaper, EURODIF og URENCO, som begge er iferd med å bygge anrikningsanlegg. Begge beregnes å starte produksjonen i begynnelsen av 1980-årene. EURODIF (European Diffusion Plant) er et internasjonalt foretagende un­ der fransk ledelse. Deleiere er Frankrike, Italia, Spania, Belgia og Iran. Anleg­ get er av såkalt diffusjonstype og bygges et sted i Rhone-dalen i Frankrike. URENCO er bygget opp av, interessenter fra Vest-Tyskland, Holland og Storbritannia. URENCO anvender den såkalte sentrifugeteknikken, og to an­ legg er under oppførelse, ett i Holland og ett i England. Det kan også nevnes at utviklingsarbeide pågår i Syd-Afrika med en ny anrikningsprosess, og at man i Australia planlegger oppførelse av et anlegg for anrikning av uran produsert innenlands. I Israel er tatt patent på en ny anrikningsmetode som utnytter laserteknikk, og denne metode er under utvikling foruten i Israel også i USA. Sammenfattende kan det slås fast at i begynnelsen av 1980-årene vil fire muligheter stå åpne for kjøp av anrikningstjenester USA, Sovjet-Unionen, EURODIF og URENCO. En fortsatt satsing på kjernekraft verden over vil trolig resultere i ytterligere anlegg. Det er ikke utelukket at slike anlegg i nær fremtid også vil bli bygget i Syd-Afrika og i Australia. Opparbeidelse av bestrålt brensel skjer på kommersiell basis i USA, Frank­ rike (La Hague) og England (Windscale). Et mindre anlegg av prototypkarakter i Mol i Belgia er under ombygging. Kapasiteten såvel i USA som ved de europeiske anleggene er dog utilstrekkelig, et forhold som er blitt forsterket i den senere tid. Man har dessuten hatt vanskeligheter med driften ved endel anlegg. En kraftig utbygging og teknisk opprusting er derfor nødvendig, men problemer med disponeringen av brukt brensel kan oppstå inntil adekvate tiltak er kommet istand. Hittil er det høyaktive avfallet fra bestrålt brensel blitt beholdt ved opparbeidelsesanleggene. Det er imidlertid ikke utelukket at avfallet på lengre sikt må føres tilbake til opprinnelseslandet. Den lagringsteknikk som isåfall kan bli aktuell for svenske forhold, blir det redegjort for i et senere avsnitt.

23

Sammenstilling av jordens brenselsreserver Milliarder tonn oljeekvivalenter Kjente

Antatte

Kull

400

6 900

Olje

100

200-300

Olje i oljesand og oljeskifer

100 000

Naturgass

50

200

Uran, maks. 235 kr/kg anvendt i lettvannsreaktorer

30

30

Uran, maks. 235 kr/kg anvendt i formerings­ reaktorer Uran, maks. 750 kr/kg anvendt i lettvannsreaktorer Uran, maks. 750 kr/kg anvendt i formerings­ reaktorer

2 500

2 500

160

13 000

2.6. Prisdannelse Hver energiråvare har sin selvkostpris, sammensatt av de virkelige omkost­ ninger for utvinning, foredling, transport og håndtering. Ved siden av selvkostprisen finnes en markedspris som vanligvis er høyere enn selvkostprisen. Markedsprisens oppbygging er komplisert, med bl.a. politiske beslutninger (skatter, royalties etc.) og efterspørselspress som styrende faktorer. Også selv­ kostprisen kan naturligvis påvirke markedsprisen. Et eksempel på dette kan være uran, eftersom reservene i den laveste prisklassen (< 160 kr/kg uran eller 10 dollar pr pund uranoksyd) antas å være uttømt i midten av 1980-årene. Det er også konstatert at prisendringer for en brenselsråvare oftest medfører prisendringer for andre brenselsråvarer. Som et eksempel vises i figur 2.3 hvorledes kull- og oljeprisene i Sverige har fulgt hverandre i den siste 20-årsperioden. Det kan også konstateres at kraftige forhøyelser av uranprisen har funnet sted i den senere tid, dvs. omtrent samtidig med araberlandenes pris­ forhøyelser på oljen, se figur 2.4. Man kan da spørre seg hvorledes prisutvik­ lingen kommer til å se ut i fremtiden. Det som er av størst interesse, er det innbyrdes forhold mellom prisene på kull, olje, gass og uran.

Olje Funnene på den norske kontinentalsokkel gir i seg selv ikke grunnlag for lavere pris ved salg i Norge enn den som kan oppnås ved eksport. For olje til

24

Fig. 2.3. Prisutvikling fossile brensler.

Båndets nedre grense betegner priser for uranleveranser samme år som bestillingsåret. Båndets øvre grense betegner priser for uranleveranser 7 å 8 år efter bestillingsåret.

25

fyring av kraftverk må det derfor være riktig å anvende verdensmarkedets priser. Selv om den norske oljeproduksjon langt vil overstige det innenlandske forbruk, vil den bare utgjøre en meget liten del av verdensproduksjonen og vil neppe ha noen merkbar innflytelse på verdensmarkedets pris. Denne dikteres av araberlandene som idag svarer for godt og vel 60 % av verdens samlede oljeproduksjon. Eftersom det ikke eksisterer noen reell konkurransesituasjon, må det antas at prisutviklingen også i fremtiden blir sterkt avhengig av araber­ landenes prispolitikk. Så vidt man nå kan bedømme, inngår i denne politikk et ønske om å begrense oljeuttaket for derved å spare olje for fremtiden. Dette syn kom forøvrig til uttrykk i foredrag som OPEC’s generalsekretær holdt i Stockholm og Oslo i november 1974, da han lot skinne igjennom at man fra OPEC-landenes side bevisst driver en politikk som skal få den indu­ strialiserte vestlige verden til å redusere sitt oljeforbruk.

Gass Når det gjelder naturgass, er det vanskelig å snakke om en verdensmarkeds­ pris. Gassleveransene skjer vanligvis i henhold til langtidskontrakter hvor pris­ fastsettelsen har vært avhengig av omstendighetene omkring kontraktens inn­ gåelse. Selv om slike kontrakter vanligvis gir adgang til priseskalering avhengig av den generelle prisutvikling, gjenspeiler prisen som oftest ikke det eksiste­ rende generelle prisnivå for gass. Som eksempel kan nevnes den inngåtte opsjonskontrakt mellom den norske stat og rettighetshaverne til Friggfeltet. På grunn av spesielle omstendigheter omkring kontraktsinngåelsen, er den avtalte pris langt lavere enn den som er blitt oppnådd ved salg av gass til utlandet. Forskjellen mellom et oljefyrt og et gassfyrt kraftverk er liten, særlig hvis det gassfyrte verket skal ha oljefyring som reserve. Da gassfyring innebærer visse fordeler fremfor oljefyring, spesielt om gassen er svovelfri som ved fore­ komstene på den norske kontinentalsokkel, kan det til fyring av kraftverk betales noe mer for gass enn for olje. For en grov bedømmelse av brenselsomkostningene ved et gassfyrt kraftverk må det kunne regnes med at gass­ prisen pr varmeenhet stort sett vil følge prisen pr varmeenhet olje, men ligge noe høyere. Blir gassprisen vesentlig høyere, går man over til oljefyring. En annen situasjon oppstår hvis det, som i visse oljeproduserende land, er overskudd av gass fra oljeutvinningen. I slike tilfelle burde gass kunne leveres meget billig. Denne situasjon vil imidlertid neppe kunne oppstå her i Norden.

Kull Da kull produseres mange steder i verden og foreløbig ikke utgjør en begrenset naturressurs, kan man kanskje vente seg en friere prisdannelse i fremtiden. Uten tvil kommer dog den fremtidige oljepris til å påvirke verdens­ markedsprisen for kull. Diagrammet i figur 2.3 gir en antydning om dette. Diagrammet må dog ikke ekstrapoleres reservasjonsløst av følgende årsak: De kraftige prisøkninger som er notert for kull i den senere tid, har vært begrun­ net med (foruten generelle økte omkostninger) avvikling av tidligere statlige subsidier samt økt kapitalbehov for ekspansjon av virksomheten. 26

Man skulle derfor kanskje våge å påstå at dagens kullpris tilsvarer den virkelige selvkost med tillegg for en stor del selvfinansiering av fremtidige investeringer. På grunn av konkurransesituasjonen samt det forhold at kull­ produksjonen hovedsakelig skjer i politisk stabile land (som dessuten selv er eller kan bli store konsumenter av kull) skulle man derfor kunne regne med en noe roligere fremtidig utvikling av kullprisene enn oljeprisene. Ved en større satsing på kull kan dog en tilfeldig mangelsituasjon oppstå (f.eks. util­ strekkelig grube- og transportkapasitet) og dette kan gi store svingninger i kullprisen. Forsyningssikkerheten for importland må imidlertid anses relativt god, da kartelldannelser av typen OPEC med stor markedsdominans ikke forekommer. Uran

Uranmarkedet er, på samme måte som kullmarkedet, av variabel karakter med mange leverandører fordelt på flere land. For tiden råder et selgers marked betinget av akselererende utbyggingsplaner for kjernekraft i mange land. Dette er en av grunnene til den sterke økning av uranprisene, som vist i et tidligere diagram. Uranleverandørene er naturligvis også kjent med prisstig­ ningene på kull og olje og kan derfor øke uranprisen uten større risiko for innskrenkninger i kjernekraftutbyggingen. For en og samme økning i brenselskostnaden tåler forøvrig uranprisen, relativt sett, en sterkere økning enn prise­ ne for olje og kull. Råuranets andel av den totale kjernebrenselskostnaden er nemlig bare ca 25 %. Med stigende uranpriser vil det efterhvert bli lønnsomt med brytning av svensk uranmalm. Med innenlandsk uranproduksjon øker forutsetningene i Sverige for såvel en kontinuerlig brenselstilførsel til reaktorene som et stabilt prisnivå.

Selvkostprisen for utvinning av råolje på forskjellige steder i verden:

Utvinningsomkostningene for olje varierer sterkt, avhengig av hvor produksjonen

skjer. Våren 1975 ble følgende tall angitt: Sted

Saudi-Arabia Nord-Amerika Nordsjøen (referanse 3)

kr/m3

3 70 75-90

Men også med egen uranproduksjon blir man i Sverige pris- og leveringsmessig avhengig av utlandet når det gjelder anrikning og opparbeidelse. Det siste er ingen alvorlig ulempe, idet de utbrente brenselselementer vil kunne

27

oppbevares som de er innen landets grenser under fullt betryggende former i lang tid fremover. Ulempen er at resterende uran og under prosessen produ­ sert plutonium, som har en forholdsvis høy økonomisk verdi, blir bundet i brenselet og ikke kan anvendes om igjen. I Sverige gjenstår det da anrikningstjenestene som, iallfall inntil videre, må kjøpes utenfra. Her finnes naturligvis en risiko for avstengning eller leveringsvanskeligheter av politiske årsaker. Det er jo heller ikke utelukket at eierlandet eller deltagerlandene, som i EURODIF og URENCO, i en mangelsituasjon i første rekke vil tilgodese sine egne behov. Det finnes heller intet teknisk hinder for at svenskene en gang i fremtiden bygger sine egne såvel anriknings- som opparbeidelsesanlegg. Derved skulle de kunne gjøre seg helt uavhengig av utlandet når det gjelder produksjon av elektrisk energi samt varmeenergi såfremt varmen produseres med kjerne­ brensel.

2.7. Brenselsforbruk og brenselsproduksjon Et fossilfyrt større kraftverk forbruker anselige brenselsmengder regnet i vekt eller volum. For et 1000 MW kraftverk kan brenselsforbruket gå opp i: Oljefyrt Gassfyrt Kullfyrt

1 400 000 m3 (1 300 000 tonn) 1,5 milliarder m3 2 300 000 tonn

Til sammenligning kan nevnes at et kjernekraftverk av lettvannstypen for­ bruker ca 30 tonn lavanriket uran pr år. Da uran konsentrasjonen i uranmalmene er forholdsvis lav (størrelsesorden i middel 1000-2000 g uran pr tonn malm, svensk skifer 200-300 g uran pr tonn skifer), må dog store mengder materiale behandles for de 30 tonn som forbrukes i kraftverket. Tas hensyn til dette og også til at kull- og oljefremstillingen i seg selv har en virkningsgrad på mindre enn 100 %, kommer man frem til at følgende årlige brenselsmengder må produseres på opprinnelsesstedet for å forsyne 1000 MW kraftverket:

Råolje 1 600 000 m3 Stenkull 2 600 000 tonn Uranmalm (ved 1000 g uran/t malm) 90 000 tonn

2.8. Brenselstransporter Kull kan transporteres direkte fra gruben til forbruksstedet Råoljen må først behandles i et raffineri såfremt ikke kraftverket er utstyrt for fyring med 28

råolje. Uranet har en mere komplisert transportvei, som det fremgår av figur 2.2. Konverteringsanleggene for uran ligger i almindelighet i tilknytning til grubene, men de øvrige anlegg i brenselssyklusen kan ha vidt forskjellige plaseringer. Efter konverteringstrinnet er det dog begrensede mengder uran som skal transporteres. Det dreier seg om ca 90 tonn uran som skal transporteres til anrikningsanlegget. Derfra er det så ca 30 tonn som går videre til brenselsfabrikken og derfra til kraftverket (alt regnet pr 1000 MW og år). Olje, i form av råolje, kan transporteres i rørledninger eller i tankskip. Transport over lengre strekninger av fyringsolje til kraftverk som ligger ved kysten, foregår praktisk talt alltid med tankskip. Fartøystørrelser på 500 000 dwt (tonn dødvekt, dvs. lasteevne) er bygget for transport av råolje. Største tonnasje som kan tas inn til svensk havn, er for tiden 300 000 dwt. (Brofjorden). Havnen ved Sveriges største oljekraftverk (Karlshamnverket, ca 1000 MW) kan ta imot fullastede 70 000 tonnere, det betyr at hvis all oljetransport skjedde med slike fartøy, ville det bety 10-15 skipslaster pr år. Store-Belt setter visse begrensninger når det gjelder oljetransporter til Østersjøen. Største tillatte dyptgående i Store-Belt er knapt 13 m hvilket for en fullastet tanker betyr maks. 65 000 dwt Større tonnasje kan dog gå gjen­ nom hvis fartøyet ikke er fullastet Slik kan f.eks. en 120 000 tonner gå gjennom med en last på 100 000 tonn. I Norge er hittil all oljeimport foregått sjøveien, og raffineriene kan ta imot laster på opptil 300 000 tonn. Om oljetilførselen i fremtiden kommer til å skje hovedsakelig i rørledning fra oljekildene på kontinentalsokkelen, eller om den fortsatt kommer til å skje med skip, er fremdeles et åpent spørsmål. For eventuelle fremtidige oljefyrte kraftverk, som vil få fyringsoljen fra raffinerier i inn- eller utland, regnes med skipslaster opptil 100 000 tonn. Transport av gass for kraftverksdrift skjer utelukkende i rørledninger. Riktignok kan naturgass også transporteres sjøveien ved at den overføres til flytende form og transporteres i spesielle tankskip (såkalte LNG-tankere) ved en temperatur på ca -165°C. Dette krever imidlertid kostbare gasskondenseringsanlegg, lageranlegg og spesialskip som fordyrer gassen så meget at den neppe kan være aktuell som kraftverksbrensel. For eventuelle gassfyrte kraft­ verk i Norge vil det følgelig måtte regnes med gassledninger fra gassfeltene på kontinentalsokkelen. Kulltransporter til Skandinavia må skje sjøveien. Bulklasteskip på 70 000 dwt eller større, kan bli aktuelle for dette. I dagens situasjon er størrelsen på eksempelvis de polske bulklastefartøyene betydelig mindre: 15 000-30 000 dwt Antas transportene å skje med 70 000 tonns fartøy, blir det nødvendige antall skipslaster for 1000 MW kraftverket ca 40 pr år. Med brenselstransport følger risiko for at leveransene uteblir (svikt i trans­ portkapasitet, avstenging), samt risiko for miljøpåvirkning (f.eks. oljespill) og personskader (transportulykker). Risikoen øker naturligvis med økt trans­ portert mengde. Miljø- og skaderisiko vil bli behandlet i senere avsnitt, mens leveringssikkerheten diskuteres nedenfor.

29

2.9. Leveringssikkerhet Ved uroligheter ute i verden kan det oppstå vanskeligheter med transport av brensel fra utlandet (jfr. forholdene under den andre verdenskrigen). Selv om Sverige skulle kunne holde seg utenfor en eventuell storkonflikt, må man regne med betydelige forstyrrelser i det normale internasjonale trans­ portapparatet Norge vil som bekjent i fremtiden kunne dekke sitt behov for råolje fra egne oljekilder på kontinentalsokkelen. Med den beliggenhet disse oljekildene har, vil imidlertid både produksjonen og transporten være meget sårbare for fiendtlige angrep, og tilførsel fra disse kilder vil vel neppe kunne opprett­ holdes hvis Norge blir innblandet i en konflikt Selv i en eventuell storkonflikt hvor Norge ikke måtte være direkte innblandet, er det vel mere enn tvilsomt om regulær tilførsel fra oljekildene på kontinentalsokkelen kan opprett­ holdes. Det som er sagt ovenfor gjelder selvfølgelig også for gasstilførsel til even­ tuelle gassfyrte kraftverk. Man må vel derfor se i øynene at Norge, tross sin olje- og gassproduksjon, i en krigssituasjon neppe vil være bedre stilt med hensyn til sin brenselstilførsel enn land som er helt avhengige av import av brensel, som f.eks. Sverige. Hvis imidlertid de land som kontrollerer størstedelen av verdens oljeproduksjon, av politiske årsaker stenger eller begrenser sin eksport, vil Norge med egen produksjon av olje og gass stå forsyningsmessig sterkt. For oljekraftverk gjelder i Sverige allerede i lang tid at eieren har plikt til å holde et såkalt beredskapslager. Hertil kommer et driftslager av varierende størrelse. Volummessig betyr dette minst 500 000 m3 olje for et 1000 MW kraftverk. For kullfyrte kraftverk er det hittil ingen bestemmelser om beredskapslagring. Går man imidlertid ut fra samme regler som for de oljefyrte verk, så skulle kullageret ha en størrelse på ca 800 000 tonn. For eventuelle gasskraftverk i Norge vil beredskapen måtte holdes i form av oljelager. I samband med oljekrisen 73/74 har man i Sverige diskutert muligheten av en økt beredskapslagring. Man vil eventuelt kunne tenke seg et lager til­ svarende ett års brenselsforbruk. Går man ut fra en oljepris på 380 norske kr pr tonn og en kullpris på 190 kr/tonn, blir omkostningene for et slikt lageropplegg (1000 MW) 560 mill kr for oljealternativet og 440 mill kr for kullalternativet. Kjernekraften byr på visse fordeler fremfor de fossilfyrte i situasjoner av den art som er diskutert ovenfor. For det første medfører den lille brenselsmengden (30 tonn/år) et meget enklere transportproblem. Denne mengde vil til og med kunne transporteres luftveien med rimelige meromkostninger. For det andre har kjernekraftverkene en innebygget produksjonsreserve: efter et brenselsbytte kjøres verket normalt et år innen neste brenselsbytte skjer, og ved å flytte om brenselselementene i kjernen skulle man kunne opprettholde driften i ytterligere ett år uten å tilføre nytt brensel.

30

Skulle man allikevel ville legge opp et reservelager av uranbrensel, blir omkostningene for dette 63 mill kr for et 1-års lager i et 1000 MW kjerne­ kraftverk, eksklusive tilvirkning av brenselselementene.

31

3. Økonomi

Kostnaden for den kraft som produseres i et kraftverk, er sammensatt av to hovedkomponenter — fast kostnad og variabel kostnad. Den faste kostna­ den, som er uavhengig av hvordan verket kjøres, består vesentlig av renter og avskrivning av anlegget Den variable kostnaden er direkte proporsjonal med kraftverkets antall av fulleffekttimer. Den største andelen utgjøres her av brenselskostnaden. Fast kostnad angis vanligvis i kroner pr kilowatt og år (kr/kW, år) og den variable i øre pr kilowatt-time (øre/kWh). Innen CDL (Centrala Driftsledningen) regner man med følgende om­ trentlige anleggskostnader for de tre aktuelle kraftslagene (kondensverk, høsten 1974, norske kroner):

Oljefyrt verk 2150 kr/kW Kullfyrt verk 2700 kr/kW Kjernekraftverk 3000 kr/kW Kostnadene forutsetter for fossilkraften en ny lokalisering inklusive de anlegg som kreves for brenselshåndteringen (havn, oljelager, kullager m.m.) Derimot inngår ikke kostnader for røkgassavsvovling. Kostnader for kjerne­ kraften forutsetter fortsatt utbygging på allerede etablerte lokaliseringssteder. Den variable kostnaden er i første rekke avhengig av brenselsprisen. Høsten 1974 kunne man regne med følgende omtrentlige brenselspriser:

Olje Kull Uran

380 kr/tonn 190 kr/tonn 235 kr/kg

Man får da for de faste og variable kostnadene:

Oljekraft: Kullkraft: Kjernekraft:

270 kr/kWår + 8,2 øre/kWh 345 kr/kWår + 7,3 øre/kWh 390 kr/kWår 4-1,6 øre/kWh

Med en gjennomsnittlig utnyttelse på ca 6000 timer pr år blir den samlede kilowatt-timeprisen for

Oljekraft: Kullkraft: Kjernekraft:

4,5 + 8,2 = 12,7 øre/kWh 5,8 + 7,3 = 13,1 øre/kWh 6,6 -4-1,6= 8,2 øre/kWh

33

Med utgangspunkt i disse data kan man beregne hvilken kombinasjon av de forskjellige kraftslag som er den fordelaktigste fra en økonomisk synsvinkel. Slike beregninger utføres i praksis ved hjelp av datamaskiner. Det tas da dessuten hensyn til det eksisterende kraftsystemets sammensetning og egen­ skaper, de forskjellige kraftslagenes tilgjengelighet, behov for revisjoner osv. Spesielt må den eksisterende vannkraftens reguleringsegenskaper tas med i betraktningen. Resultatet av slike beregninger for det svenske kraftsystemet viser at av de tre kraftslagene kommer bare kjernekraft på tale for dekning av grunnlastbehovet i det tidsrom man nu har oversikt over. Økonomiske motiver for utbygging av oljekondenskraft utover den allerede eksisterende kapasitet fore­ ligger ikke. Kullkraftverk kan med de antatte brenselspriser overhodet ikke konkurrere. Differansen i forhold til oljekraften er dog marginal, og små forskyvninger i brenselsomkostningene kan snu forholdene, dvs. gjøre kull­ kraften fordelaktigere enn oljekraften ved lange utnyttelsestider. Vanskeligheten ved det økonomiske valg av utbyggingsalternativer ligger i vurderingen av fremtidige brenselspriser. Kjernekraften har her en fordel ved at kraftproduksjonskostnaden er relativt ufølsom for svingninger i brenselsprisene. Dette har to årsaker: Dels er den variable kostnadens andel av den samlede kraftproduksjonskostnaden forholdsvis liten (ved 6000 timers ut­ nyttelsestid utgjør den variable kostnaden 20 % av den samlede kraftpro­ duksjonskostnaden), dels er råuranprisens andel av brenselskostnaden relativt beskjeden, 25 til 30 %. Dette innebærer at råuranets andel av den samlede kraftproduksjonskostnaden blir av størrelse 5 til 6 %. En fordobling av uranprisen fra her antatte 235 kr/kg til 470 kr/kg, vil således øke kraftproduk­ sjonskostnaden med bare 6 %. For et fossilfyrt verk vil en tilsvarende økning ved fordobling av brenselsprisen bli ca 60 %. Noen ord skal også sies om tilgjengelighetens innflytelse på total­ økonomien. Har man først bygget et kjernekraftverk, bør det være i drift så mange timer i året som mulig. Grunnen er den forholdsvis lave driftskost­ naden som i henhold til ovenstående dreier seg om 1,6 øre/kWh. Så lenge det i Sverige er et begrenset antall kjernekraftverk, antas at denne driftsforutsetning gjelder for samtlige verk. Ved et produksjonsutfall i et kjernekraftverk må erstatningskraft produ­ seres i et oljefyrt verk i det svenske eller samkjørende nordiske kraftsystemet Den variable kostnaden for et slikt verk er som tidligere anført, beregnet til 8,2 øre/kWh. Differansen utgjør således 6,6 øre/kWh, som ved et 1000 MWanlegg betyr en merkostnad på vel 7,5 millioner kroner pr døgn. Mange kjernekraftverk verden over har, i likhet med mange nye fossilfyrte verk, i den senere tid hatt lavere tilgjengelighet enn det man opprinnelig regnet med. Årsaken er ofte å finne i den "konvensjonelle” del av anlegget: feil i turbin, generator etc. Videre ser det ut til at bruken av vanlige standardkomponenter i avanserte systemer er en medvirkende årsak. I Ågestareaktoren ble det anvendt nesten utelukkende spesial komponenter, og denne reaktoren funksjonerte meget bra de siste årene med bare noen få drifts­ stansen 34

Grunnen til den synkende tilgjengelighet for de fossilfyrte verkene er ikke helt klarlagt. Sannsynligvis er det den hurtige økningen av aggregatstørrelsen som har bidratt mest Med en langsommere utviklingstakt rekker teknikken å modnes mere mellom hvert utviklingstrinn, og det kan dras bedre nytte av tidligere erfaringer. I absolutte tall er dog for tiden tilgjengeligheten for fossilverkene noe høyere enn for kjernekraftverkene. AEC har for noen år siden begrenset størrelsen på amerikanske kjerne­ kraftverk til ca 1300 MW. Så vidt man vet, har man heller ikke utenfor USA gått over denne effektgrense. Det kan være rimelig å anta at denne effektbegrensning vil få en positiv innvirkning på kjernekraftverkenes tilgjengelighet i tiden fremover. Amerikanske kjernekraftverk hadde i 1973 en gjennomsnittlig utnyttelse på 56 %lk Europeiske kjernekraftverk hadde i det samme tidsrom en gjen­ nomsnittlig utnyttelse på 62 % tilsvarende 5400 timers fulleffektdrift, (ref. 7). Skulle 5400 timers produksjon i et kjernekraftverk erstattes med til­ svarende produksjon i et oljefyrt verk, blir forskjellen i variabel kostnad 5400 timer x 6,6 øre/kWh = 355 kr/kW eller 355 millioner kroner for et 1000 MW kraftverk. Dette er ca en fjerdedel av prisdifferansen mellom et kjernekraftverk og et oljefyrt verk; kjernekraftverket har følgelig "betalt seg” efter fire år ved så lav utnyttelse som 62 %. En annen faktor som har innvirkning på økonomien, er forsinkelser av idriftsettelsen. Ett års forsinkelse er det samme som en tilgjengelighet lik null i dette året. Enten det gjelder idriftsettelse av et oljefyrt, kullfyrt eller nukleært kraftverk, vil erstatningskraften bli produsert i oljefyrte verk; følge­ lig blir kostnaden for erstatningskraften den samme ved alle tre alternativer. Forskjellen ligger her i stedet i renteomkostningene. Disse kan for et anlegg av størrelsesorden 1000 MW, ved ett års forsinkelse beløpe seg til for

et oljefyrt verk et kullfyrt verk et kjernekraftverk

215 mill, kr 270 mill, kr 300 mill. kr.

Her viser således oljealternativet det gunstigste utfallet med en differanse i forhold til kjenekraftverket på 85 mill, kroner. Risikoen for forsinkelse antas å være større for et kjernekraftverk enn et fossilfyrt verk på grunn av kjenekraftverkets mer kompliserte oppbygging. Det kan derfor være mere korrekt å betrakte forsinkelseskostnaden for kjernekraften alene uten fradrag av tilsvarende forsinkelseskostnad for fossilkraften. Ett års forsinkelse skulle da bety 300 mill, kr for kjernekraftalternativet. Hvis det med normal utnyttelsestid (ca 6000 timer pr år) beregnede "overskuddet” for kjernekraft kontra oljekraft beløper seg til ca 250 mill, kr/år, betyr det allikevel at kjernekraftverket allerede efter godt og vel ett års drift igjen viser gevinst i forhold til fossilkraften.

1) For 1974 var den gjennomsnittlige utnyttelse = 68,5 % (ref. 46).

35

Som en sammenfatning kan konstateres at med de her angitte anleggs- og brenselskostnader er kjernekraften økonomisk fordelaktigere enn fossilfyrt kraft for grunnlastproduksjon. Dette gjelder til og med om kjernekraften belastes med forsinkelse ved idriftsettelsen eller om kjernekraften skulle vise seg å få lavere tilgjengelighet enn forutsatt. Følsomheten for endringer i brenselsprisen er vesensforskjellig for kjernekraft og fossil kraft. For eksempel medfører en fordobling av brenselsprisen en økning av de samlede kraftproduksjonskostnadene med 6 %, for et kjernekraftverk og med 60 % for et fossilfyrt verk. Diskusjonen nu gjelder verk som skal drives i perioden 1985-2020, og det er vurderingen av tilgjengelighet og pris i den tiden som må legges inn i de beslutninger som treffes idag. Ovennevnte betraktninger gjelder for situasjonen i Sverige, men i store trekk vil de være relevante også for anvendelse av varmekraft i Norge. Her kommer imidlertid også alternativet gassfyrt kraftverk inn i bildet Forutset­ tes at gasskraftverket utstyres med anlegg og apparatur for olje som reservebrensel, og regnes med en gasspris tilsvarende oljeprisen for samme varmeinnhold, blir økonomien omtrent som for oljefyrt kraftverk så lenge verket går med den forutsatte utnyttelse. Kostnadskarakteristikken for et gasskraft­ verk blir imidlertid vesentlig forskjellig fra olje- og kullfyrte verk, og vil ligge nærmere kjernekraftverk. Gasskraftverket vil være avhengig av tilførsel fra en gassledning, og leveran­ døren vil være interessert i en jevn leveranse for å få utnyttet produksjons­ utstyret og rørledningen. Sannsynligvis vil eieren av kraftverket måtte for­ plikte seg til et jevnt uttak og en viss årlig gassmengde. Det betyr at eieren av kraftverket vil være meget bundet i sine disposisjoner, og brenselskostnaden må nærmest betraktes som en fast kostnad. Den samlede kraftproduksjonskostnad vil følgelig bestå av vesentlig faste kostnader, mens de variable blir meget beskjedne. Dette har sin betydning ved beregningen av de økonomiske konsekvenser av redusert tilgjengelighet, forsinkelser etc. Et annet forhold ved de gassfyrte kraftverk er at siden de er avhengige av gasstilførsel via rørledning, er mulighetene for valg av byggested meget begrenset.

36

4. Miljøspørsmål

Som nevnt innledningsvis, påvirkes miljøet ikke bare av selve kraftverket og dets drift, men også av de øvrige trinn i brenselssyklusen. Behandlingen av miljøspørsmålene er derfor delt i følgende avsnitt:

Brenselsfremstilling, brenselstransporter.

Kraftverkets arealbehov og lokaliseringsspørsmål. Kraftverkets drift. Avfallsbehandlingen.

4.1. Brenselsfremstilling, brenselstransporter Den største miljøpåvirkningen i forbindelse med brenselsutvinningen forårsakes av kull- og uranbrytningen. Særlig ved dagbrudd kan store for­ andringer skje i landskapsbildet. Da energiinnholdet i uranmalm vanligvis er vesentlig høyere enn i samme kullmengde, blir kjernekraftens skadevirkning på miljøet mindre, regnet pr kilowatt-time produsert i kraftverket. Utvinningen av uran fra malm eller skifer foregår ved hjelp av kjemiske prosesser av forskjellig slag. Ved de prosesser som kan bli aktuelle for svensk uranfremstilling, kan det forekomme utslipp til vann av kalium-, natrium- og magnesiumforurensninger samt ubetydelige mengder uran og radium, (ref. 11). Videre vil det bli frigjort svoveldioksyd til atmosfæren, mengden dreier seg om maks 150 tonn/år regnet pr 1000 MW kjernekrafteffekt (ref. 49). Også oljeutvinningen beslaglegger naturressurser, først og fremst markareal. Videre består risiko for store oljespill, særlig ved oljeutvinning ute i havet. Gassutvinning krever betydelige arealer når utvinningen foregår på land. Foregår utvinningen til havs, blir det vesentlig sjøbunn som blir beslaglagt I følgende tabell er, efter oppgaver fra utenlandsk litteratur, (ref. 8.), sammenstilt de forskjellige kraftslagenes arealbehov for brenselsproduksjonen, regnet pr 1000 MW elektrisk effekt. Utvinning av Olje Gass Kull Kjernebrensel

hektar/1000 MW

640 130 3600 320

37

Tallet for kullkraftverk gjelder underjordisk kullbrytning. Kullutvinning i dagbrudd krever nærmere det dobbelte areal. Videre gjengir tallene for kull og uran "middelverdien” av arealbeslagleggelsen i en 30-års periode, dvs. det årlige arealforbruk multiplisert med 15. Efter 30 år, når kraftverket antas å være uttjent, har altså det totale arealforbruket for kullutvinningen vært 7200 ha og for uranutvinningen 640 ha. Det meget store transportvolumet av olje i verden har medført at betyde­ lige mengder spilles i vannet og på marken. Av den samlede produksjon spilles i havet ca 0,1 %, som i 1970 utgjorde 2 000 000 tonn utlekket olje. Av utslippet kommer 5 % fra tankbåthavarier og 5 % fra ulykker i forbindelse med oljeboring på havbunnen. De øvrige utslipp skjer under den normale håndteringen og er i stor utstrekning tilsiktet eller forårsaket av sviktende påpasselighet. Av de forskjellige typer skader som kan oppstå ved oljeutslipp, kan nevnes følgende: Tilsøling av strender med konsekvenser for fuglelivet

Skader på sjøfugl og strandvekster

Skader på dyr og planter på sjøbunnen

Forbruk av oksygen for nedbryting av oljen, dette kan i forurenset vann føre til oksygenmangel. Det har vært gjort forsøk på å beregne skader og saneringsomkostninger ved oljespill, (ref. 9). Erfaringsmessig utgjør utslippene, som ovenfor nevnt, 0,1 % av all transportert olje, og omkostningene for sanering kan ligge på i gjennom­ snitt 4000 kr/m3. De fordelte saneringsomkostningene blir da ca 4 kr/tonn transportert eller forbrukt olje. Dette tilsvarer ca 1 % av tungoljeprisen med dagens nivå (380 kr/tonn). Ulykker kan naturligvis inntreffe også ved sjøtransport av kull og uran. Miljøvirkningene blir dog ubetydelige sammenlignet med olje. Kull har høyere spesifikk vekt enn vann og synker følgelig til bunns. Ubrukt uran er ufarlig å håndtere og et forlis av en brenselslast vil neppe ha noen miljømessige konse­ kvenser. Gasstransport i rørledning kan neppe forårsake miljøskader av betydning. Riktignok inneholder gass fra oljekilder ute i havet en viss mengde flytende kullvannstoffer som først fjernes efter ilandføringen. Ved et eventuelt rørledningsbrudd vil disse havne i sjøen, men det vil aldri dreie seg om slike mengder at de kan forårsake vesentlige skader.

4.2. Arealbehov, lokaliseringsspørsmål, estetiske synspunkter Arealbehov

Tomt må disponeres ikke bare for selve kraftverket, med tilhørende hjelpeanlegg, men også for andre virksomheter direkte eller indirekte knyttet til

38

kraftproduksjonen. Her skal i korthet omtales plassbehov for kraftverk, brenselslagring og avfallslagring. "Arealforbruk ” for utvinning av forskjellige slag brensel (olje- og gassutvinning, kullbrytning og uranbrytning) er behand­ let i foregående avsnitt. Et relativt stort plassbehov foreligger også for kraftledninger, men da behovet er det samme for fossile som for nukleære kraft­ verk med samme avgitte elektriske effekt, er det ikke tatt med her. Eksempel på disposisjon av kraftverksområdene for forskjellige kraftverkstyper er vist tidligere (figur 1.3, 1.5 og 1.7). Som et gjennomsnitt av arealbehovet for selve kraftverket innbefattet koblingsanlegg, veier, havn, kjølevannsystem o.l., men uten brensels- og avfallslager, kan man regne med: hektar/1000 MW Oljekraft Gasskraft Kullkraft Kjernekraft

50 50 80 120

Brenselslageret i oljekraftalternativet antas dimensjonert for 800 000 tonn olje som tilsvarer godt og vel halve årsforbruket. Ved lagring i tanker i dagen kreves da et areal på 20 ha for et 1000 MW anlegg. Ved lagring i fjell blir arealbehovet vesentlig mindre og vil kunne gå ned til null som nederste grense. Et gasskraftverk vil, hvis det skal kunne bruke olje som reservebrensel, måtte ha et visst oljelager, men det vil neppe bli av samme størrelse som ved et rent oljekraftverk. For kullkraftalternativet er som ved oljekraftveket regnet med et lager tilsvarende noe mere enn halve årsforbruket. Plassbehovet blir da 40 ha. Kjernekraftverkets lagerbehov er ubetydelig og inngår i tallet for selve kraftverkets plassbehov. Det avfall som har betydning for plassbehovet, består ved fossilfyrte kraft­ verk av aske og, hvis røkgassavsvovling forekommer, av forskjellige svovelprodukter. Produksjonen av fast avfall (aske og flyveaske) i et 1000 MW kullfyrt verk kan ved høyt askeinnhold ligge på ca 300 000 m3 pr år. Ved en virkningsgrad på 99 % for partikkelutskilleren betyr det at praktisk talt hele denne askemengden må tas hånd om ved kraftverket Hvis det blir nødvendig å lagre hele den askemengden verket produserer i sin levetid på kraftområdet, kreves et areal på ca 100 ha eller 1 km . Anvendes utstyr for røkgassavsvovling som arbeider på kalkbasis, kan produksjonen av svovelavfall ligge på ca 45 m3 gipsslam pr time og 1000 MW elektrisk effekt. (Nøyaktig tall er avhengig av brenselets svovelinnhold). Års­ produksjonen beløper seg da til 300 000 m3, eller i verkets levetid 6 å 7 millioner m3. Overføres slammet til fast form og lagres med en gjennomsnittshøyde på 10 meter, vil dette, som ved askelagringen, kreve en lagerflate på ca 100 ha. 39

Fra gasskraftverk som bare fyres med svovelfri gass, blir avfallsmengdene ubetydelige. Avfallsmengdene fra kjernekraftverk er små, se nærmere redegjørelse i et senere avsnitt Det nødvendige plassbehovet for lagring kan anslås til 1 å 2 ha pr 1000 MW, hvilket bare utgjør et marginalt tillegg til det areal som kreves for selve kraftverket (120 ha). Inkluderes brenselsutvinningen kan det samlede arealbehovet for de respektive kraftslag sammenfattes i følgende tabell: hektar/1000 MW Brenselsutvinning

Brenselslager

Avfallslager

Kraft­ verk

Totalt (avrundet)

Oljekraftverk med røkgassavsvovling

640

0-20

100

50

800

Gasskraftverk

130

0-20

0

50

200

200

80

3 900

2

120

450

Kullkraftverk med partikkeiutskiller og røkgassavsvovling Kjernekraftverk

3 600

320

40

Lokaliseringssynspunkter

kv hensyn til vanskeligheter med kraftutmating, generelt plassbehov, miljø­ påvirkning osv. vil en ren tettstedsplassering av større fossilfyrte kondensverk trolig være utelukket. I den henseende er altså fossilkraften likestilt med kjernekraften hvor plassering på tettsted ikke tillates av sikkerhetshensyn. Lokaliseringsfaktorene forøvrig er omtrent de samme for de fire aktuelle kraftslagene og omfatter bl.a. grunnforhold, transportmuligheter og kjølevannstilgang. I noen henseende er imidlertid kravene forskjellige. Fossil­ kraften krever for eksempel bedre havneforhold da transportbehovet sjøveien er vesentlig større enn for kjernekraften. For gasskraftverk gjelder at det må kunne tilknyttes en gassrørledning. Ved lokalisering av kjernekraftverk må tas hensyn til befolkningsfordelingen i kraftverkets omgivelser. I Sverige sier nuværende regler at nybebyggelse bare unntagelsesvis kan finne sted innen 2 km fra kraftverket, og at planer om større nybebyggelse innen en avstand på noen mil må forelegges sikkerhetsmyndighetene (dvs. Statens Kårnkraftinspektion) til uttalelse. Ved sammenligninger mellom arealbehovet for respektive kraftslag bør derfor også disse restriksjoner tas med i bildet. Forslag til industrikombinat basert på kjernekraft og eventuell kjernevarme er i Sverige blitt fremlagt ved forskjellige anledninger, og med tanke på den 40

lave risiko som nærheten av et kjernekraftverk i praksis betyr, burde det ikke anses utelukket at industrilokalisering i fremtiden vil bli tillatt omkring kjernekraftverk.

Estetiske synspunkter Fra et estetisk synspunkt skulle kjernekraft og olje- eller gasskraft by på fordeler fremfor kullkraften. Årsaken er kullkraftverkenes større kull- og avfallslagre som, iallfall i kraftverkets levetid, kan utgjøre forstyrrende innslag i landskapsbildet. Ved svenske oljekraftverk lagrer man normalt brenselet i bergrom, en mulighet som heller ikke er helt utelukket for kullkraftverkene. Såvel fossilfyrte verk som kjernekraftverk kan skjules ved forlegning i fjell. Det som av praktiske grunner ikke kan skjules under jorden, er kraftutmatnin­ gen, skorstener samt eventuelt avfall fra de fossilfyrte verkene. Ved forlegning i fjell skulle således et kjernekraftverk og et oljefyrt eller gassfyrt verk uten røkgassrensing kunne betraktes som likeverdige. Ved en eller annen form for røkgassrensing får man et avfallslager, og i såfall blir kjernekraftverket det som forstyrrer minst, da det eneste som skulle behøve å være synlig, er kraftutmatningen og ventilasjonsskorstenen.

4.3. Kraftverksdriften - røkgassutslipp Driften av et varmekraftverk påvirker miljøet fremfor alt ved utslipp av foru­ rensninger til atmosfæren, men også ved varme- og forurensningsutslipp til

sjøen, støv fra kullager samt støy. I dette avsnitt behandles den miljøpåvirkning som røkgassutslippene fra de fossilfyrte kraftverkene kan forårsake. Helse- og skadeeffekter pa mennesker er dog samlet i et eget avsnitt sammen med tilsvarende effekter fra kjerne­ kraftverk. Røkgassene fra et fossilfyrt verk inneholder stoffer hvorav de fleste i og for seg ikke er fremmede for naturen, men som ved at de forekommer på andre steder og i andre konsentrasjoner enn normalt, kan forårsake forandringer i det naturlige miljø. Blant bestanddelene kan som de viktigste sett fra et miljøsynspunkt, nevnes: faste partikler (sot og aske), svovel, nitrogen- og

kulloksyder samt tungmetaller.

Faste partikler

Naturvernsmyndighetene i Sverige foreskriver for oljefyrte anlegg et maksi­ malt partikkelutslipp tilsvarende 1 g pr kg forbrent olje utenom sotningsperiodene. Omregnet til partikkelmengde pr normalkubikkmeter (Nm3) røkgass utgjør det ca 80 mg/Nm3. Som regel vil det være mulig å holde seg under denne grense, selv uten partikkelutskillere. Med god forbrenningsteknikk kan man komme ned til 30 mg/Nm3, dvs. ned i nærheten av det som tilsvarer 41

oljens askeinnhold. Et 1000 MW oljefyrt kraftverk vil da komme til å slippe ut ca 1000 tonn faste partikler pr år inklusive sot fra sotningen av kjelen. Med elektrofilter kan man komme ned til ca en tredjedel av dette utslipp. Fra et gassfyrt kraftverk, vil det ikke være askeutslipp, og sotutslippet vil være meget beskjedent. I et kullfyrt verk utgjør partiklene i røkgassen, sammen med den asken som samles i forbrenningskammeret, 5-20% av kullvekten, avhengig av kulltypen. Med et innhold på f.eks. 10% flyveaske i kullene skulle da et 1000 MW kullkraftverk slippe ut 200 000 tonn partikler pr år. Et slikt partikkel­ utslipp vil være helt uakseptabelt fra miljøsynspunkt Kullkraftverk ville måtte utstyres med partikkelutskillere. Med partikkelutskillere av elektrofiltertypen kan man i praksis komme ned i et partikkelinnhold i røkgassene på ca 100 mg/Nm3. Dette skulle ved et 1000 MW kullkraftverk resultere i et partikkelutslipp av størrelsesorden godt og vel 2000 tonn/år.

Tungmetaller

Flyveasken inneholder bl.a. tungmetaller, som altså vil bli spredt til omgivel­ sene via røkgassutslippet. Innholdet av tungmetaller avhenger sterkt av kul­ lenes opprinnelse. En analyse som ble foretatt av asken fra tre forskjellige kullsorter, indikerer at ved et partikkelutslipp på 2000 tonn pr år vil tungmetallinnholdet i utslippet ved anvendelse av de tre kullsorter kunne variere mellom 7000 og 147 000 kg pr år. Også fyringsolje inneholder en rekke forskjellige tungmetaller. De metaller som er sterkest representert, er vanadium og nikkel, som kan opptre i mengder av størrelsesorden 50, henholdsvis 10 g pr tonn olje, lalt kan man ifølge ref. 11 regne med at asken kan inneholde opptil 10% tungmetaller. Ved et partikkelutslipp på 1000 tonn/år, som anført foran, vil således utslippet av tungmetaller kunne bli 100 tonn/år, dvs. samme mengde som et kullfyrt verk kan komme opp i. Tilstedeværelsen av tungmetaller medfører risiko for langtids helseeffekter samt genetisk påvirkning. Betydelig usikkerhet rår med hensyn til disse fare­ momenter, ikke minst på grunn av det store antall forskjellige forurensnings­ komponenter (foruten tungmetaller også svovel, nitrogenoksyder etc.). Man er dog ganske sikker på at flere av tungmetallene, f.eks. nikkel, er cancerogene, dvs. kreftfremkallende, og det samme gjelder arsenikk, som riktig­ nok ikke er et tungmetall men som kan forekomme i relativt store mengder i aske efter kullforbrenning. Mens arsenikkinnholdet i asken gjerne blir angitt til 10 ppm i middel, gis eksempler på innhold henimot 1000 ppm, dvs. 0,1 % (ref. 12). (1 ppm er en milliontedel av vekten). Fra gassfyrte kraftverk er det intet utslipp av flyveaske og følgelig heller ikke noe tungmetallutslipp. 42

Svovel

Såvel olje som kull inneholder svovel i større eller mindre mengder. Oljens naturlige svovelinnhold varierer vanligvis fra 0,2 til 4 %. Svovelinnholdet i kull kan derimot gå helt opp i 10%. Svovelfattige kull (dvs. under 1 % svovel) finnes bl.a. i Sovjet, Polen, Syd-Afrika og Australia. Ved forbrenningen avgis størstedelen av svovelet i gassform (svoveloksyder), og bare en liten del blir tilbake i asken. Også mange naturgassforekomster inneholder betydelige mengder svovel, i form av hydrogensulfid (svovelvannstoff). De naturgassforekomster som hittil er konstatert på den norske kontinentalsokkelen, er imidlertid praktisk talt svovelfrie. I Sverige er det høyeste tillatte svovelinnhold i fyringsolje i henhold til en generell bestemmelse 2,5 %. I visse regioner samt for endel enkeltanlegg (herunder visse større oljefyrte kraftverk) er det høyeste tillatte svovelinnhold 1 %. Naturvårdsverkets målsetning er at samtlige regioner og samtlige anlegg i Sverige skal omfattes av regelen i begynnelsen av 80-årene. I Norge gjelder ingen generelle regler for tillatt svovelinnhold i olje. For visse områder, herunder Oslo, er det imidlertid fastsatt grenser for svovel­ innholdet i fyringsolje anvendt for forskjellige formål. Den absolutte grense her er 1,2 %. Et 1000 MW kraftverk som fyres med olje inneholdende 1 % svovel, slipper ut 2,2 tonn svovel i timen eller godt og vel 14 000 tonn svovel pr år. Hoved­ parten slippes ut i form av svoveldioksyd; vekten av dette er det dobbelte av svovelvekten eller godt og vel 28 000 tonn. For olje som inneholder mere svovel enn tillatt, må foretas avsvovling. Dette kan skje enten i forbindelse med raffineringsprosessen eller i kraft­ verket. I sistnevnte tilfelle kan avsvovlingen utføres såvel under selve for­ brenningen som i røkgassene. Avsvovling av olje foregår nu i stor målestokk ved en del raffinerier. Ut­ giftene er oppgitt til 1500 å 2000 kr pr tonn utskilt svovel. Noen svenske retningslinjer for maksimalt svovelinnhold i faste fossile brensler finnes for tiden ikke. På grunn av den lavere varmeverdi for kull sammenlignet med olje skulle en-prosentregelen for olje overført til kull bety maks 0,6 å 0,7 vektprosent svovel. Imidlertid bindes en del av svovelet til den asken som blir igjen i kraftverket, slik at utslippsmessig vil 1 vektprosent svovel i olje tilsvare 1 vektprosent svovel i kull. Avsvovling av kull er i almindelighet ikke praktisk mulig. Tilbake står da mulighetene for avsvovling i kraftverket, nemlig avsvovling i forbrenningskammeret og avsvovling av røkgassene. Avsvovling i forbrenningskammeret kan skje ved anvendelse av den tidligere beskrevne flytsengforbrenningen. Den lengst utviklede metoden for røkgassavsvovling går ut på tilsetning og vasking med kalk (CaO eller CaCO3). Sluttproduktet blir gips. Mengden av tilsatt kalk utgjør mellom 3 og 6 ganger utfelt svovelmengde. Hvis den utvaskede svovelmengde for et 1000 MW anlegg er av størrelsesorden 50 000 tonn/år, kan den produserte årlige gipsmengde altså dreie seg om ca 300 000 tonn.

43

Omtrent 10 anlegg for røkgassavsvovling er i drift i USA ved kraftstasjoner på 100—800 MW for kull med svovelinnhold 3—5 %. Videre er det et antall anlegg i drift i Japan. Erfaringene hittil er ikke særlig positive, og det vil være en overdrivelse å si at røkgassavsvovlingen er ferdig utviklet. Blant problemene kan nevnes komplisert drift med negativ innvirkning på tilgjengeligheten, av­ setninger og avleiringer i apparaturen, vanskeligheter med deponering av slutt­ produktene samt høye omkostninger. Ifølge den amerikanske miljøvernloven (Environmental Protection Act) skal utbyggingen av apparatur for røkgassrensing forseres i USA. Kraftforetagendene har imidlertid, bl.a. med støtte fra Det hvite hus, protestert kraftig mot dette under henvisning til den ufull­ komne teknikken. Naturvårdsverket og den svenske kraftindustrien lot i 1973 et amerikansk konsulentfirma utarbeide en utredning om røkgassavsvovling for svenske for­ hold (ref. 13). Resultatet indikerte en installasjonskostnad tilsvarende ca 250 kr/kW (oppdatert til dagens omkostningsnivå) og en samlet kostnad til­ svarende 60—120 kr/tonn forbrent olje, avhengig av kraftverkets utnyttelses­ tid. Utredningen viser at for svenske forhold vil avsvovling av oljen i et raf­ fineri nesten alltid være mere økonomisk fordelaktig enn avsvovling av røk­ gassene. Selv om et kraftverk er utstyrt med apparatur for røkgassavsvovling, vil en viss mengde svovel slippes ut fra skorstenen. Det er for eksempel vanlig at bare en så stor del av røkgasstrømmen renses, at når den behandlede røkgassen blandes med den ubehandlede, ligger det totale svovelinnhold på den av myndighetene tillatte verdi. En av grunnene til dette er at man vil ha utgående gass så varm som mulig (røkgassrensing kjøler i almindelighet sam­ tidig røkgassene) for å få en god spredning fra skorstenen. Utførte målinger omkring oljekraftverket i Karlshamn viser at noen lokale effekter fra svovelutslippet ikke forekommer. Årsaken til dette er den store utslippshøyden kombinert med den termiske oppdrift på grunn av røkgassenes varmeinnhold. De regionale effekter som diskuteres i tilknytning til svovelutslippet, henger hovedsakelig sammen med forsuringseffekter i jord og vann. Svovelholdig atmosfære kan dessuten bevirke korrosjonsskader, men kraftverkenes bidrag til dette vil man kunne se bort fra. I svenske sjøer og vassdrag er påvist en med årene avtagende pH-verdi, dvs. en fremskridende forsuring av vannet. En del forskere mener at årsaken er de økende svovelutslippene til atmosfæren. Andre forskere hevder at årsaken ligger i endrede bruksformer i jordbruket, større anvendelse av flatehugst, øket gjødsling med sure stoffer eller andre lignende foreteelser. Forskning omkring dette problem pågår, og i nær fremtid bør man kunne få svar på de fleste spørsmål. Et eksempel på forskningsinnsats er de deponerings- og utvaskingsmålinger som er foretatt i Uppsala-, Karlshamn- og Stenungsundsregionene. Andre forskningsinnsatser gjøres på internasjonal basis. Forsuring av sjøer og vassdrag er som bekjent konstatert også i Norge, med stor skade på fiskebestanden som resultat. Det antas at forsuringen i første rekke skyldes sur nedbør som igjen hovedsakelig er forårsaket av svovel-

44

oksyder transportert med vinden fra industriområdene i England og på kontinentet. Det norske bidraget til forsuringen antas foreløbig å være be­ skjedent. Studiet av disse forhold og mulighetene for å forbedre situasjonen er igang både på nasjonal og internasjonal basis. En rekke norske institusjoner, hvorav spesielt kan nevnes Norsk institutt for luftforskning (NILU) er en­ gasjert i dette arbeide.

Nitrogenoksyder Nitrogenoksyder dannes ved forbrenning av fossile brensler dels ved at forbrenningsluftens nitrogen og oksygen forbinder seg med hverandre og dels ved at nitrogen som inneholdes i brenslet oksyderes. Kull inneholder normalt 1—2 % nitrogen som for en stor del går over til nitrogenoksyder ved forbren­ ningen. Også olje og naturgass inneholder vanligvis en del nitrogen. Produksjonen av nitrogenoksyd kan begrenses ved konstruksjonsmessige tiltak i forbrenningskammeret. Disse kan f.eks. resultere i lavere forbrenningstemperatur og kortere oppholdstid for røkgassene i kjelens varme sone. Noen svenske retningsverdier for maksimalutslipp av nitrogenoksyder finnes enda ikke. Hvis man skulle tillempe eksisterende amerikanske normer (maks 600 ppm), vil et 1000 MW kraftverk kunne slippe ut maksimalt 3 tonn pr time eller omkring 20 000 tonn pr år. Under visse betingelser kan nitrogenoksydene bidra til de prosesser i at­ mosfæren som forårsaker såkalt fotokjemisk smog. Det bør bemerkes at det innhold av nitrogenoksyder i luften som måles i tettsteder, for den største del stammer fra bilgasser og knapt påvirkes av et eventuelt naboskap til et fossil­ fyrt kraftverk (ref. 18).

Kulldioksyd

En stor del av røkgassene består av forbrenningsproduktet kulldioksyd (CO2). Et 1000 MW kullfyrt kraftverk produserer ca 5 millioner tonn CO2 pr. år. Det produseres også kulloksyd (CO), mengden ligger på omkring 1000 tonn pr år for et kullfyrt verk og ca 10 tonn pr år for et oljefyrt verk (ref. 8). Kulldioksyd er, i likhet med kulloksyd, naturlig forekommende stoffer i atmosfæren. Det tilføres hovedsakelig fra biologiske prosesser, ved frigjørelse fra havet og fra forbrenning. Det bortføres fra atmosfærer, via den biologiske fotosyntesen samt ved absorpsjon i havet Atmosfærens innhold av kulldioksyd er for tiden ca 325 ppm og stiger med 1 ppm eller 1/3 % pr år på grunn av den økte forbrenning av olje og kull, se figur 4.1 (ref. 16 og 17). Økningen skulle teoretisk medføre en redusert varmeutstråling fra jorden og dermed en høyere middeltemperatur. Hittil ut­ førte beregninger antyder at en fordobling av lufthavets kulldioksydinnhold skulle medføre en økning av jordoverflatens middeltemperatur med 2,5 å 3 grader. Noen økning har dog enda ikke kunnet observeres. Tvertimot synes middeltemperaturen å synke noe, hvilket kan bero på at det økende støvinn45

hold i atmosfæren fra menneskets aktiviteter (hvorav kraftverksdrift bare er en mindre del) minsker innstrålingen fra solen og dermed kompenserer for økningen i kulldioksydinnholdet. Hvis jordens middeltemperatur skulle øke som følge av en fortsatt øket anvendelse av fossile brensler, vil dette på langsikt kunne medføre vesentlige forandringer i utbredelsen av isbreer og havis på jorden (ref. 18). Således kan for eksempel en øket avsmeltning fra Grønland og Antarktis føre til en sukses­ siv hevning av havflatens nivå. Det er imidlertid en langsom prosess og til sammenligning kan nevnes at det tok 5000 år for innlandsisen å smelte over Nordvest-Europa og Canada for ca 10 000 år siden. På tross av den langsomme prosessen, nærer man innen forskerhold be­ tenkeligheter ved en altfor sterk økning av atmosfærens kulldioksydinnhold. Ref. 18 anser ikke engang en økning til det dobbelte av dagens nivå å være tilrådelig. En fordobling av kulldioksydinnholdet vil, med en årlig 3-prosentlig økning av energiproduksjonen med fossilt brensel, være nådd efter 75 år, og med en 5 prosentlig økning allerede efter 50 år. De samlede kull-, olje- og gassreservene i verden er tilstrekkelig store til å kunne resultere i en fem- å tidobling av kulldioksydinnholdet. Det betyr at det av klimatologiske grunner bare vil være mulig å utnytte en relativt liten del av de tilgjengelige kull-, oljeog gassreserver.

CO2 -konsentrasjon

Fig. 4.1. Atmosfærens kulldioksydinnhold som funksjon av tiden.

46

4.4. Kraftverksdriften - aktivitetsutslipp Såvel kjernekraftverk som fossilfyrte verk slipper ut små mengder radio­ aktivitet under normal drift. Fra de fossilfyrte verk er det særlig radium og thorium som gir målbare bidrag. Disse elementer finnes bundet i de askepartikler som følger med røkgassene. Kullfyrte verk gir høyere utslipp enn olje­ fyrte verk, dels fordi stenkull inneholder mere radioaktivt materiale enn olje, og dels fordi røkgassene fra kullfyrte verk har høyere partikkelinnhold enn røkgassene fra oljefyrte verk. Kjernekraftverkenes utslipp til atmosfæren består hovedsakelig av edel­ gasser og jod. Til sjøen kan det i tillegg også slippes ut små mengder andre radioaktive elementer. I en kokvannsreaktor (BWR) må man ta seg av mere radioaktivitet fra systemet enn i en trykkvannsreaktor (PWR), se figurene 4.2 og 4.3. Hvis det ikke tas spesielle forholdsregler, skulle aktivitetsutslippet til omgivelsene fra en BWR være høyere enn for en PWR. Tidligere var dette også tilfellet. På grunn av den senere tids skjerpede krav om begrensning av stråledoser i kraft­ verkenes omgivelser (se mer om dette senere), forsynes imidlertid nu kokvannsreaktorene med spesielle anordninger for begrensning av aktivitetsutslippene. I prinsippet lar man de radioaktive avgassene forsinkes 20-30 timer før utslippet, hvorved hovedmengden av aktiviteten får tid til å dø hen (jfr. figur 4.2). Utslippet fra moderne kokvannsreaktorer er derfor nu av samme størrelsesorden som fra trykkvannsreaktorene.

47

5

6

Fig. 4.2. Behandling av gassformig radioaktivitet i en kokvannsreaktor.

Kraftverkets kondensator (1) må hele tiden holdes på undertrykk for at dampprosessen skal kunne virke. Det betyr at alle gasser (hvorav en del er radioaktive) som følger med dampen til kondensatoren, må suges av forat ikke trykket efterhvert skal stige. Gassene suges av med en såkalt ejektor (2) og går via en rekombinator (3) til en forsinkelsestank (4). I rekombinatoren reduseres gassvolumet ved at fritt hydrogen og oksygen forbindes til vann, hvorved transporttiden gjennom forsinkelsestanken blir lang, ca. 30 timer. Tilslutt passerer avgassene gjennom et filter (5) før de ved hjelp av en vifte (6) blåses ut gjennom kraftverkets skorsten (7).

48

Fig. 4.3. Behandling av gassformig radioaktivitet i en trykkvannsreaktor. I en trykkvannsreaktor er dampkretsen helt adskilt fra reaktorens hovedsirkulasjonskrets. Det følger derfor ingen radioaktivitet med til turbinenes kondensator. Primærsystemet renses for gasser ved at man avgasser en delstrøm som går til en volumreguleringstank i et hjelpesystem (1). Avgassene trykkes inn i forsinkelsestanker (3-6) ved hjelp av en kompressor (2). Forsinkelsestankene brukes vekselvis. I figuren pågår innpumping i tank nr. 3. Innholdet i tank nr. 4 har fatt sin radioaktivitet tilstrekke­ lig redusert og holder nu på å bli sluppet ut til ventilasjonsskorstenen (7). Tank nr. 5 er tom og rede til å ta imot avgasser når tank 3 er fylt. Tank nr. 6 er fylt og skal stå en tid for reduksjon av radioaktiviteten.

49

Enheter for ioniserende stråling Den mengde ioniserende stråling eller "stråledose” som et menneske eller et organ utsettes for, måles ofte i enheten rem. Undertiden anvendes enheten millirem, eller forkortet mrem, som er en tusendedels rem. Enheten er et mål for den mengde energi som strålingen avgir når den bremses opp i for eksempel kroppsvevet. Man ser også benevnelsen rad og røntgen og i praktiske sammenheng kan man sette 1 rem = 1 rad = 1 røntgen. I nyere forskrifter for stråledoser til større befolkningsgrupper (av hensyn til risikoen for genetiske skader) anvendes begrepet mannrem som er summen av alle individdoser i en befolkningsgruppe uttrykt i rem. Med dosehastighet menes stråledose pr tidsenhet, f.eks. millirem pr time, med forkortelsen mrem/h. Den stråledose som befolkningen i Sverige får fra naturlig forekommende strålingskilder (verdensrommet, fjellgrunnen m.m.) varierer fra 100 til 200 mrem/person og år. Den samlede naturlige stråledosen til Sveriges befolkning, dvs. mannremtallet, ligger på ca 1 million mannrem/år. På visse steder i utlandet får befolkningen naturlige stråledoser som er mange ganger høyere enn de svenske.

For kjernekraftverkene har stralevernsmyndighetene i Sverige (Statens Strålskyddsinstitut) satt opp immisjonsnormer i form av høyeste tillatte stråledoser i omgivelsene (ref. 20). Normene gjelder dels nærboende enkeltpersoner og dels større befolkningsgrupper. For kategorien nærboende gjelder at kjernekraftverket skal konstrueres slik at det gir en individuell stråledose på høyst 10 mrem/år. Dette tall gjelder uavhengig av antallet aggregater, slik at hvis planene går ut på fire aggregater på ett sted, skal i prinsippet hvert aggregat dimensjoneres for høyst 2,5 mrem omgivelsesdose pr år. Skulle omgivelsesdosen efter at kraftverket er satt i drift, vise seg å bli større enn 10 mrem/år, kan dette aksepteres så lenge tallet ligger betryggende langt under den grense som er anbefalt av den internasjonale strålevernskommisjonen - 500 mrem/år. Som et retningstall er angitt 50 mrem/år; ligger omgivelsesdosen under dette, skulle ingen umiddelbare driftsinnskrenkninger være nødvendige. Til befolkningen i sin helhet (også utenfor Sverige) må kjernekraftvirksomheten ikke gi større stråledosebidrag enn 1 mannrem pr MW og år1). Strålevernsmyndighetene har valgt å fordele dette dose bidraget slik at kraftverket kan legge beslag på 0,5 mannrem/MW og år, og *) Mannremstallet er utledet under forutsetning av en middeldose = 10 mrem/år og innbygger, og en "kjernetetthet” på 1000 MW/100 000 innbyggere.

50

opparbeidelsesanleggene de resterende 0,5 mannrem/MW og år. Disse mannremstall gjelder for omgivelsene og omfatter således ikke dosebidrag til fast eller tilfeldig personale ved kraftverket. Ifølge Strålskyddsinstitutet er det både mulig og rimelig å begrense den kollektive yrkesdosen til drifts-, vedlikeholds- og revisjonspersonalet til 0,2 mannrem/MW og år (ref. 28). Det skulle for et kjernekraftverk av størrelsesorden 1000 MW resultere i 200 mannrem/år. Det understrekes fra Strålskyddsinstitutets side at denne verdi ikke har karakteren tillatt kollektivdose, men er nærmest en anslått interpolasjon fra erfaringstall. I USA har man dog i de senere år konstatert en kraftig økning av den yrkesmessige eksponeringen. I følge ref. 29 har dosebelastningen øket fra 182 mannrem pr anlegg i 1969 til 555 mannrem i 1973. Økningen beror hovedsakelig på økt bestråling ved revisjons- og reparasjonsarbeider. Som eksempel kan nevnes et reparasjonsarbeide ved det amerikanske kjernekraftverket Indian Point hvor 2000 sveisere var beskjeftiget og den totale stråledosen kom opp i 3500 mannrem. For at ikke den kollektive stråledosen til ansatte skal utgjøre et vesentlig bidrag til befolkningsdosen i sin helhet, kreves derfor skjerpet oppmerksomhet på disse problemene i fremtiden. (For å unngå misforståelser må kanskje påpekes at selv om kollektivdosene, uttrykt i mannrem, i visse tilfeller kommer opp i store tall, har alltid de individuelle dosene ligget under de av myndighetene stipulerte verdier. Det er nettopp begrensningen av den individuelle dose som er grunnen til at antall beskjeftigede i et reparasjonsarbeide kan bli så stort.) I tabellen nedenfor vises teoretisk beregnede omgivelsesdoser fra et moder­ ne kjernekraftaggregat med kokvannsreaktor: Barsebåckverket 1 (580 MW). Aktivitetsutslippet fra en kokvannsreaktor er helt avhengig av hvor tette brenselselementene er. Jo flere lekke brenselselementer, desto større utslipp. Ko­ lonnen "normalt utslipp” i tabellen gjelder et år med forholdsvis godt brensel, kolonnen "maksimalt utslipp” gjelder et år med dårlig brensel. Maks. utslipp

Tillatt

0,2

1,0

ca. 12 pr. aggregat ved ialt 4 aggregater

7

35

Normalt utslipp Stråledose til nærboende personer mrem/år Befolkningsdose mannrem/år

290

Oskarshamnverkets to aggregater har avgassystem av eldre type (30 minut­ ters forsinkelse av avgassene mot 20—30 timer i nyere anlegg), men har tross dette i 1974 gitt en høyeste omgivelsesdose på noe under 1 mrem (ref. 30). Årsaken er (ved siden av den korte driftstiden dette året), at man har hatt meget få lekke brenselsstaver, dvs. brenslet har vært av god kvalitet. 51

I tillegg til stråledosene fra kjernekraftverkene kommer bidragene fra opparbeidelsesanleggene. Utslippet fra disse anlegg domineres av krypton-85 (edelgass) og vann eller vanndamp inneholdende tritium (H-3, med samme kjemiske egenskaper som hydrogen). Fordi begge disse isotopene er meget vanskelige å isolere og holde igjen i anleggene, slippes de for tiden ut med 100 %. Krypton går bare ut til atmosfæren, mens tritium fordeler seg med 1/4 til atmosfæren og 3/4 til det væskeformige avfallet. Stråledosen til individer i nærheten av et opparbeidelsesanlegg begrenses ved fortynning og utslipp i stor høyde. Det som skulle kunne sette grensen, vil derfor være befolkningsdosen. Det er beregnet at med en fortsatt utbygging av kjernekraften i samme takt som nå, vil i år 2000 det globale stråledosebidraget fra krypton-85 bli i gjennomsnitt 2 mrem/år og fra tritium 0,002 mrem/år (ref. 31). Eftersom Strålskyddsinstitutets mannremsbegrensning byg­ ger på en global gjennomsnittsdose på 10 mrem/år (se fotnote side 50), hvorav halvparten, dvs. 5 mrem/år stammer fra brenselsopparbeidelsen, skulle man altså i minst 25 år fremover kunne oppfylle mannremskriteriet med den nuværende utslippsfilosofi. Det anses dog sannsynlig at fremtidige opparbeidelsesanlegg vil bli utstyrt med anordninger for begrensning av fremfor alt kryptonutslippet. En metode for dette er å kjøle gassen ned til væskeform og siden lagre den noen tiår slik at hovedmengden av aktiviteten rekker å dø hen. Krypton-85’s halveringstid er ca 11 år. Aktivitetsutslippet fra fossilfyrte verk varierer sterkt med anvendt brensel. Flere undersøkelser angående strål ed oseb id raget fra fremfor alt kullfyrte verk er publisert (f.eks. ref. 21—26). De radioaktive stoffer som slippes ut fra fossilfyrte kraftverk, utsender hovedsakelig a- og ^-stråling, mens aktivitetsutslippet fra kjernekraftverk stort sett gir 0- og y-stråling. Disse forskjellige strålingsarter har forskjellig innvirk­ ning på menneskene, hvilket vanskeliggjør sammenligning av utslipp fra for­ skjellige typer kraftverk. Tabellen nedenfor er tatt fra ref. 25 og viser resultatet av en sammenlig­ nende undersøkelse av et kullfyrt kraftverk og et kjernekraftverk av trykkvannstypen, begge beliggende i USA. Man har her valgt å sammenligne målte stråledose med høyeste tillatte stråledose av de respektive strålingsarter efter korreksjon for de forskjellige kraftverksstørrelsene (ref. 25 inneholder også resultatet for et kjernekraftverk med kokvannsreaktor av den eldre typen med høyere aktivitetsutslipp. Da tallene ikke er representative for moderne kokvannstyper,.er de ikke tatt med her). Tabellen viser at i den aktuelle undersøkelsen var stråledosebidraget, sett i relasjon til de tillatte dosene, omtrent det samme for det kullfyrte kraftverket som for kjernekraftverket. I begge tilfeller ligger imidlertid verdiene langt un­ der de hygieniske grenseverdiene. Store variasjoner forekommer dog mellom forskjellige undersøkelser, fremfor alt fordi radium- og thoriuminnholdet vari­ erer sterkt mellom forskjellige kullsorter. I et tilfelle (ref. 24) er det således opp­ gitt at benmargdosen i nærheten av et polsk kullkraftverk er målt til 43 mrem/ år, dvs. mer enn hundre ganger høyere enn ved det amerikanske kullkraftverket. 52

Kullfyrt kraftverk

Kjernekraftverk med PWR

Størrelse MWe

1000

460

Effektiv skorsteinshøyde, m

460

0

0,048

—

—

3,7

benmarg

hele kroppen

3000

500

Målt stråledose til kritisk organ mrem/år

0,3

5 • i cr3

Målt stråledose, korrigert for forskjellig kraftverksstørrelse, mrem/år, MW

3 • 10'4

1 • 10’5

Korrigert målt/tillatt

10 • 10'8

2 • 10"8

Utslipp:

Radium, thorium Ci/år Edelgasser Ci/år

Kritisk organ

Tillatt stråledose til kritisk organ mrem/år

Oljefyrte kraftverk gir knapt målbare utslipp av radioaktivitet og er i denne henseende i klasse med de beste kjernekraftverkene eller bedre.

4.5. Kraftverksdriften - varmeutslipp Ved produksjon av elektrisk kraft i et varmekraftverk kan bare en dej av den forbrukte primærenergien omvandles til elektrisk energi. Resten må kjøles bort, eller som i kraftvarmeverkene, anvendes til oppvarmingsformål. Ser vi på Sverige i sin helhet, er imidlertid varmebehovet (i slike tettsteder som egner seg for fjernvarme), adskillig mindre enn den totalt produserte ”restvarmen”, følgelig må, selv ved en omfattende utbygging av kraftvarmeverk, størstedelen av varmen kjøles bort i kondensverk. Kjøling kan skje med elvevann eller sjøvann eller, som det er vanlig i land med begrenset vanntilgang, med kjøletårn. Sverige har rikelig tilgang på sjø­ vann, hvorfor hittil alle varmekraftverk er lokalisert ved kysten. Det samme antas å bli tilfellet ved eventuelle varmekraftverk i Norge. Kjølevannets temperatur øker med ca 10 °C når det passerer gjennom kjølerne (turbinkondensatorene) i kraftverket (jfr. fig. 1.1). Efter utslippet i sjøen skjer dels en innblanding i det kaldere sjøvannet, dels en avkjøling til atmosfæren. I almindelighet er innblandingen den prosess som bidrar hurtigst til temperatursenkningen i kjølevannet 53

Det har vært spekulert meget på hvilke hydrologiske og marinbiologiske følger kjølevannsutslipp fra store varmekraftverk kan få. Erfaringene fra olje­ fyrte verk i Sverige, som har vært i drift i lengre tid (f.eks. kraftverkene i Stenungsund og Karlshamn), samt fra verk i andre land med lignende kjølebetingelser, tyder på at miljøpåvirkningene er ubetydelige eller slett ingen. For å kunne bedømme påvirkningene fra de større varmekraftverkene, fore­ skrives nu alltid i utslippsbetingelsene noen års meget omfattende hydrolo­ giske og marinbiologiske målinger, såvel før (såkalte grunnlagsundersøkelser) som efter idriftsettelse (såkalte kontrollundersøkelser). Derved får man et vitenskapelig underlag for sine bedømmelser. I slutten av 70-årene når et antall av de store svenske kjernekraftverk har vært i drift noen år, bør man ha klarlagt kjølevannseffektene ganske inngående. Fossilfyrte kraftverk og kjernekraftverk av den typen som bygges i Sverige (lettvannsreaktorer), har forskjellig virkningsgrad. I praksis betyr dette at man kjøler bort mere varme i et kjernekraftverk enn i et fossilfyrt kraftverk med samme effekt. En annen forskjell er at i et fossilfyrt verk går en relativt stor varmemengde ut til atmosfæren, mens ingen varmeavgivelse direkte til atmo­ sfæren forekommer i et kjernekraftverk. For et anlegg som produserer 1000 MW elektrisk effekt betyr disse for­ skjeller i tall:

Termisk virknings­ grad %

Kjølevannsmengde i m3/sek. △T =10 ° C

Olje, gass, kull

42

33

1200

200

Kjerne

33

45

2000

—-

Bortkjølt

varme­ mengde MW

Varmeutslipp gjennom skorsten

△T = kjølevannsoppvarmingen

Miljøeffektene fra skorstensutslippet vil man fra et varmesynspunkt kunne se bort fra. Fra et spredningssynspunkt har derimot varmen stor betydning, idet de varme røkgassene stiger tilværs og spres ved større høyde enn om de hadde vært kalde. Figur 4.4 viser den beregnede kjølevannsutbredelsen fra Barsebåckverket ved utbygging med 3000 MWe kjernekraft. Som det fremgår, påvirker det oppvarmede kjølevannet et ganske begrenset område. Hadde Barsebåckverket bestått av kull-, olje- eller gassfyrte enheter, med samme totale effekt som kjernekraftverket, ville det av kjølevannet påvirkede område være blitt noe mindre; alternativt ville man ha kunnet installere ytterligere vel 1000 MWe for ett og samme kjølevannsutslipp.

54

55

Fig. 4.4. Beregnet kjølevannsspredning ved Barseback-verket (3000 MW).

4.6. Kraftverksdriften - kullstøv og støy Ku IIstøv Ved åpen lossing av kull fra fartøy, ved åpen transport innen stasjonsområdet, samt ved håndtering av kull i kullager, kan små kullpartikler spres av vinden (såkalt diffus støving). Ved i størst mulig utstrekning å bygge inn transportutstyret, kan støvingen reduseres betydelig. Erfaringene fra åpne kullagre viser entydig at det er umulig helt å unngå støyproblemet fra selve kullageret ved høyere vindstyrker. Man må da regne med visse støvproblemer for de nærmeste omgivelsene, og det kan derfor være hensiktsmessig å omgi kullkraftverkene med en frisone på noen kilo­ meter uten boligbebyggelse. Frisonen blir gjerne dekket med vegetasjon (gress, busker), som kan bidra til å binde støvet.

Støy

Støy oppstår dels i selve kraftverket (turbin, røkgassvifter etc.), dels under kullhåndteringen når det gjelder kullfyrte kraftverk. Selve kraftaggregatet kan, uavhengig av type, ved passende innbygning og lyddempning, utføres slik at det oppfyller endog strenge støykrav. For kullhåndteringsutstyret som jo i stor utstrekning arbeider i friluft, er lyddempning vanskeligere. Man kan her tenke seg å holde tilstrekkelig stor avstand til boligområder (noen km, dvs. samme avstand som kan anses pas­ sende sett fra støvsynspunkt), samt å unngå støyende håndtering om natten.

4.7. Avfallshåndteringen I avsnittet om arealbehov ble gitt tall for avfallsmengden fra de fossilfyrte kraftverkene. Her skal gjøres nærmere rede for disponeringen av dette avfall og dessuten gis en kort redegjørelse for avfallshåndteringen ved kjernekraft­ verk.

Oljefyrte verk Hvis røkgassrensing ikke blir foretatt, blir avfallsmengdene fra et oljefyrt verk forholdsvis små. I Karlshamnverket (3 x 340 MW) får man ved rengjøring av kjelene noen få kubikkmeter avfall i form av sot som tas vare på og destru­ eres. Ved partikkelutskilling kan man få avfallsmengder varierende mellom noen titalls og ca 600 m3/år, avhengig av partikkelutskillerens effektivitet. Ved røkgassavsvovling blir situasjonen en annen. Tidligere er konstatert at den metoden som er best utviklet, er tilsetning og utvasking med kalk. Slutt­ produktet blir da et gipsslam. Vekten av gipsslammet blir 3—6 ganger vekten av det utskilte svovelet. For et 1000 MW anlegg kan den produserte gipsmengden utgjøre 300 000 m3/år, eller totalt i løpet av verkets levetid 6 å 7 millioner m3. Hvis ingen avsetningsmuligheter er tilstede, må gipsen lagres på kraftverksområdet eller 56

på et annet område avsatt til dette formål. En forutsetning for lagring på plassen er at gipsslammet avvannes og gis en slik konsistens at lagring i høyden er mulig. I USA har det statlige organet Bureau of Mines ("Grubekontoret”) i en rapport som nylig er utgitt, advart mot de veldige mengder fast avfall som vil bli resultatet hvis kalk- og kalkstensmetodene blir almindelig brukt i USA (ref. 32). Hvis kalk- og kalkstensmetodene blir de fremherskende i fremtiden, vil kraftforetagendene i USA i 1980 produsere 70 millioner tonn gipsavfall; dette er tilstrekkelig til å dekke en flate på 15 km2 med 6 meters dyp.

Gassfyrte verk Såfremt det til fyringen anvendes svovelfri gass, blir avfallet fra gassfyrte kraftverk praktisk talt lik null. Kullfyrte verk

Store mengder faste partikler (aske) utskilles i kraftverkets røkgassfilter. Som tidligere nevnt, kan askemengden utgjøre opptil 300 000 m3/år, dvs. samme størrelsesorden som avfallsproduktene fra røkgassavsvovling. Den utskilte as­ ken, sammen med den asken som tas ut fra brennkammeret, tilsvarer 5-20 % av vekten av den forbrente kullmengden. Den virkelige mengden er fremfor alt avhengig av den anvendte kullsort. Hittil er det i Sverige bare forholdsvis små mengder aske fra kull som har måttet disponeres, og dette har ikke voldt noe større problem. Ved håndte­ ring og disponering av de askemengder som produseres i et kullkraftverk i 1000 MW-klassen, kan dog vanskeligheter av forskjellig slag dukke opp. Et spørsmål som sannsynligvis må vies oppmerksomhet, er risikoen for utvasking av tungmetaller fra et større askelager. Eventuelt må derfor askedeponeringen utformes slik at avløpsvann behand­ les i et renseanlegg før det ledes ut i sjøen eller til avløpssystemet. I land som satser sterkt på kullkraft, gjøres store anstrengelser for å finne anvendelsesområder for asken. Som eksempel kan nevnes at mere enn halv­ parten av den askemengden som produseres innen det engelske CEGB (Cen­ tral Electricity Generating Board), for tiden selges som fyllmateriale (f.eks. til veibygging) eller som råvare for betongfremstilling. Denne utvikling kan ten­ kes å være mulig også i Sverige i tilfelle av et større utbyggingsprogram for kullfyrte verk. Under alle omstendigheter må det dog reserveres arealer for deponering av hele den produserte askemengden i tilfelle av avsetningsvanskeligheter for asken.

Kjernekraftverk Behandlingen av høyaktivt avfall fra kjernekraftverkene finnes ganske utførlig beskrevet i såvel AKA-utredningens statusrapport (ref. 33), som f.eks. ASEA—ATOM’s skrift "Kårnkraftens radioaktiva avfall” (ref. 34). Her skal derfor bare foretas en kort summering av mer fremtredende problemstillinger. Utbrente brenselselementer tas hånd om i såkalte opparbeidelsesanlegg. Ved opparbeidelsen skilles først brenselsmaterialet fra kapslingsrørene. Selve bren57

selet med sitt innhold av spaltningsprodukter og transuraner (= elementer tyngre enn uran, f.eks. plutonium) oppløses derefter i salpetersyre. Behandlin­ gen skjer derefter i flere trinn hvor uranet og plutoniet suksessivt skilles fra spaltningsproduktene. De fraskilte spaltningsproduktene, sammen med transuranene, utgjør således hovedbestanddelene i det høyaktive avfallet. Små res­ ter av uran og plutonium følger imidlertid også med avfallet. Efter opparbeidelsen befinner det høyaktive avfallet seg i flytende form. Dette oppbevares en begrenset tid i tanker av rustfritt stål. Ifølge amerikanske normer tillates avfallet oppbevart i flytende form i høyst 5 år. Det er sannsyn­ lig at andre nasjoner vil komme til å innføre lignende bestemmelser. Overføring til fast form er allerede prøvet i lengre tid i halvindustrielI skala. Den mest lovende metoden synes å være homogen innstøpning i borsilikatglass med etterfølgende innkapsling i stålbeholdere. Da det radioaktive avfallet produserer varme, må det kjøles. Kontrollert kjøling kreves så lenge avfallet er i flytende form. Efter overføringen til fast form kan kontrollert kjøling (luft eller vann) kreves i ytterligere noen år. Avfallet oppbevares i denne tid under tilsyn i spesielle lagringsanlegg over jorden. Når varmeutviklingen har avtatt tilstrekkelig, kan beholderne depone­ res i rom uten spesielle kjøleanordninger. For svenske forhold har oppbeva­ ring i bergrom vært diskutert. Store deler av den svenske fjellgrunnen er ugjennomtrengelig for grunnvann eller har grunnvann som er praktisk talt stillestående. Videre er bergformasjonene stabile og kan ventes å forbli slik i millioner av år fremover i tiden. Et 1000 MW kraftverk produserer ca 20 m3 høyaktivt avfall i løsning pr år. Efter overføring til fast form reduseres volumet til knapt 3 m3. Hertil kom­ mer kapslingsavfall med ca 1,5 m3/år. I kjernekraftverkets levetid kan man derfor regne med ialt 120 m3 høyaktivt avfall. Efter ca 10 års reduksjon domineres aktiviteten i brenselsavfallet av stron­ tium -90 og cesium -137. Efter rundt regnet 1000 år er disse isotoper omvand­ let til stabile elementer. Avfallets radioaktivitet efter denne tid avhenger av innholdet av transuraner, idet mange av disse har meget lange halveringstider (titusener av år), se fig. 4.5. For tiden utskiller man bare plutonium fra avfallet (opptil 99 å 99,5 %), men det er utviklet metoder for utskillelse også av andre transuraner. Man kan således tilpasse teknikken til de krav som kan komme til å bli stillet i tiden fremover. Med meget omfattende bearbeidelse av avfallet skulle derfor den tiden da brenselsavfallet tillates å være ”farlig”, kunne begrenses til høyst 1000 år. Det svenske grunnfjellet har som ovenfor nevnt, gode forutsetninger for at avfallet skal kunne forbli intakt i de tidsrom som kan komme på tale. Lagring i fjell bør også kunne medføre at tilsynsbehovet blir minimalt. Når avfallet har nådd en alder på noen ti-år, kan en lagringsseksjon støpes igjen og behøver følgelig ikke overvåkes lenger, et slikt lagringssted vil rimeligvis heller ikke kunne utsettes for sabotasje (ref. 47). I et kjernekraftverk dannes også annet avfall enn det som stammer fra brenselet. Man pleier å inndele slikt avfall i middels aktivt og lavaktivt. Eksempler på det førstnevnte er ionebyttermasse og inndampet materiale fra

58

Curie/tonn opparbeidet uran

det væskeformige avfallet. Eksempel på det sistnevnte er kontaminerte forbruksmaterialer (filler, overtrekksklær o.l.) I et 1000 MW kjernekraftverk kan man regne med mellom 100 og 200 m3 middels aktivt avfall pr år, inklusive emballasje. De radioaktive stoffene i avfallet har halveringstider mellom 5 og 30 år. Hvis brenselet i driftssesongen har vært av god kvalitet, domineres aktiviteten av stoffer med forholdsvis korte halveringstider, mens brenselsskader ofte gir overvekt av radioaktive stoffer med lengre halveringstider. I første tilfelle kan aktiviteten efter 100 år være forsvinnende, mens det i siste tilfelle kan kreves noen hundre års reduk­ sjon av aktiviteten før den er kommet ned på et ufarlig nivå. Lagring av middels aktivt avfall kan skje enten i spesielle rom ved kraft­ verket eller eventuelt i et fremtidig fellesanlegg som tar avfall fra hele landet. Det lavaktive avfallet har som oftest så lav aktivitet at det kan håndteres 59

uten spesielle beskyttelsestiltak. Nuværende bestemmelser i Sverige går imid­ lertid ut på at avfallet, selv om det skulle være helt ufarlig, ikke uten videre kan deponeres på for eksempel en kommunal søppeltipp. Regler for depone­ ring av det lavaktive avfallet er dog under utarbeidelse, og inntil videre skjer oppbevaringen for det meste ved kraftverket. Mengdene dreier seg erfarings­ messig om noen hundre m3 pr år.

4.8. Sammenfattende tabeller En sammenfatning av typiske utslippstall til luft og vann for et 1000 MW kraftverk gis i nedenstående tabell:

Oljekraft­ verk

Gasskraft­ verk

Kullkraft­ verk

Kjerne­ kraftverk

MW

1 200

1 200

1 200

2 000

MW

200

200

200

—

Ubetydelig

0

Ubetydelig

Ubetydelig

Utslipp

Ti! sjøen

Varme

Til luften

Varme Radioaktivitet

Kulloksyd

tonn/år

10

10

1 000

—

Kulldioksyd

tonn/år

5 000 000

5 000 000

5 000 000

—

Svoveloksyder ved 1 % svovel i olje og kull tonn/år

28 000

Ubetydelig

28 000

—

Nitrogenoksyder

16 000

12 000

20 0001)

—

Sot og aske (med utskillere) tonn/år

350

100

2 000

—

Tungmetaller i asken tonn/år

< 35

0

7-150 2)

—

tonn/år

< betyr "mindre enn eller lik”.

1) Maks. verdi ifølge amerikansk luftvernnorm. 2) Virkelig verdi avhenger av anvendt kullsort.

60

Eksempel på de mengder avfall det kan bli aktuelt å ta hånd om ved kraftverket, gis i nedenstående tabell: Kjernekraft­ Avfalls­ mengder pr. 1000 MWe

verk

Oljekraftverk

Gasskraft­ verk

Kullkraft­ verk

Uten partikkelutskillere eller røkgassavsvovling m3/år m3 /30 år

1 25

1 25

30 000 700 000

4,5 120

200 5 000

Med bare partikkel­ utskillere m3/år m3/30 år

600 15 000

—

300 000 7 000 000

—

—

Med såvel partikkel­ utskillere som røkgass­ avsvovling m3/år m3/30 år

300 000 7 000 000

—

600 000 14 000 000

—

Høy­ Middels aktivt aktivt

Lavaktivt

400 10 000

—

— —

(I tabellen forutsettes en av driftsøkonomiske årsaker avtagende utnyttingstid mot slutten av kraftverkets levetid. Mengdene for 30-års perioden er derfor noe mindre enn 30 ganger årsmengden.)

61

5. Skade- og helsevirkninger

5.1. Generelt Kraftproduksjon i varmekraftverk medfører som vi har sett, en mer eller mindre påtagelig miljøpåvirkning. Som miljøpåvirkning kan også regnes skader og helsevirkninger på mennesker. Personskader og helsevirkninger er imidler­ tid intet særegent for kraftproduksjon, men er forhold som henger sammen med nær sagt enhver menneskelig virksomhet. Vi behøver bare å tenke på bil­ kjøring eller også på plastfabrikasjonen som nå vies så stor helsemessig opp­ merksomhet. Skader og helsevirkninger kan være en følge av dels den normale kraftproduksjonsvirksomheten og dels forskjellige ulykker og havarier. Eksempel på det førstnevnte er yrkessykdommer innen grubeindustrien (kullbrytning, uranbrytning) og eksempel på det sistnevnte er gruberas og reaktorulykker. Man kan også dele inn skade- og helsevirkninger efter hvor nøye de kan bestemmes. En grov inndeling efter denne metoden vil kunne omfatte to kategorier.

1. Skade- og helsevirkninger som det foreligger et statistisk erfaringsmateriale for (f.eks. ovenfor nevnte yrkessykdommer innen grubeindustrien samt ulykker ved gruberas). 2. Skade- og helsevirkninger fra a) ulykker av en slik art som enda ikke har inntruffet (f.eks. reaktorulyk­ ker) b) miljøforurensninger med så lav konsentrasjon at sammenhengen skade — dose ikke kan bestemmes statistisk.

I det følgende gjøres rede for skade- og helsevirkninger for hvert kraftslag for seg. Innen de respektive kraftslag følger behandlingen det naturlige brenselskretsløp, dvs. fra grubedriften via transporter, lagring og kraftverksdrift til deponeringen av avfallet produsert i kraftverket. Allerede her skal påpekes at beregningene av helsevirkninger er beheftet med meget stor usikkerhet. Spesielt gjelder dette i spørsmålet om luftfor­ urensninger. Selv om man har konstatert biologiske virkninger, inklusive døds­ fall, ved ekstremt høye luftforurensningsnivåer, vet man ikke med sikkerhet hva som vil inntreffe ved lavere nivåer. Ved lave nivåer skjules luftforurensningenes andel av bidrag fra annet hold, f.eks. fra røkning, stress, "naturlige” 63

sykdommer osv. Problemet er det samme ved påvisning av biologiske virkninger fra små radioaktivitetsutslipp. Her går man ut fra kjente virkninger ved høye eksponeringstall (røntgenskader, atombombingene i Japan under den annen verdenskrig etc.) og antar at virkningene er direkte proporsjonale med stråledosen helt ned til stråledosen null. Denne synsmåte er en formalisme som innebærer en overdreven sikkerhet, som påpekt av biologer ved mange anledninger. Med stor sannsynlighet gir meget små doser overhodet ingen helserisiko. Ved beregning av helsevirkninger fra ioniserende stråling forutsetter man således ingen terskelverdi for skadevirkninger. Når sammenligning foretas mel­ lom de forskjellige kraftslagene, bør vurderingen av virkningen fra alle de forskjellige forurensninger skje på samme måte, noe som hittil ikke har vært vanlig. Selv om helsevirkningene absolutt sett ved den lineære metoden uten terskelverdi sannsynligvis blir sterkt overvurdert, så bør de likevel kunne være forholdsvis brukbare som sammenligningstall kraftslagene imellom.

5.2. Oljekraftverk Oljeutvinning, raffineridrift og oljetransporter krever ifølge ulykkesstatistikken mellom 0,2 og 0,4 akutte dødsfall pr 1000 MW og år (ref. 8). Antallet akutte skader uten dødelig utgang ligger på mellom 15 og 30 pr 1000 MW og år. Antallet tapte arbeidsdager som følge av disse dødsfall og skader viser seg å ligge på 2000—4000 dager pr 1000 MW og år. Ulykkesfrekvensen for kraftverkets driftspersonale er lav sammenlignet med den ovennevnte virksomhet. Videre er den av samme størrelsesorden for alle fire her behandlede kraftslag, hvorfor vi kan se bort fra den ved sammen­ ligninger. Normalt regner man ikke med at skade- og helsevirkninger skal kunne opptre i omgivelsene til et fossilfyrt kraftverk hvis immisjonsverdien (= inn­ holdet av luftforurensninger) ligger på eller under de av myndighetene fast­ satte grenseverdier. Som påpekt i innledningen til dette avsnitt, har man imidlertid ingen mulighet til statistisk å bekrefte denne synsmåte. For at sammenligninger med normaldriften for kjernekraftverk skal ha noen mening, må man derfor gå ut fra en lineær sammenheng mellom luftforurensningsnivå og helsevirkninger helt ned til forurensningsnivå null. Resultatet av en analyse basert på disse forutsetninger gjøres det rede for i avsnitt 5.6: Sammenlignin­ ger mellom de fire kraftslagene. Foruten akutte helsevirkninger fra røkgassutslipp kan det forekomme sen­ virkninger f.eks. i form av kreft. Visse tungmetaller og arsenikk, som finnes i røkgasspartiklene, har således vist seg å være kreftfremkallende. Mulighetene for genetiske skader kan heller ikke utelukkes. Her er dog kunnskapene enda mere ufullstendige enn de tilsvarende kunnskaper om senvirkninger fra den ioniserende strålingen ved lave strålingsnivåer. For å unngå misforståelser skal påpekes at helsevirkningene fra såvel den radioaktive strålingen som røkgassutslippene fra kraftverk er meget små

64

sammenlignet med det som skyldes annen virksomhet i det moderne samfunn, f.eks. tettstedsmiljøer, trafikk og tobakksrøkning. En skaderisiko som hittil bare i liten grad har vært påaktet, hører sammen med storbranner i oljelager. Ref. 35 behandler dette problem ganske inngå­ ende og viser at dødsfallsrisikoen i et område som strekker seg noen kilometer fra et større oljelager, kan ligge på omkring 2 • 10 5 dødsfall/år og million innbyggere. Dødsårsaken forutsettes å være overeksponering fra SO2 i kombi­ nasjon med sot. Som sammenfatning kan altså konstateres at oljekraftverkenes skadevirk­ ninger hovedsakelig har sammenheng med: 1. Oljeutvinning, drift av raffinerier og transporter (skader og dødsfall blant ansatte).

2. Utslipp av luftforurensninger ved normaldrift (helsevirkninger hos almenheten). 3. Utslipp av luftforurensninger ved storbranner i oljelagre (dødsfall og helse­ virkninger hos almenheten).

5.3. Gasskraftverk Skade- og helsevirkningene fra kraftproduksjon i gassfyrte kraftverk er vesent­ lig lavere enn oljefyrte. Gassutvinning, prosessering og transport krever ifølge statistikken ca 0,2 akutte dødsfall pr 1000 MW og år (ref. 8). Antallet akutte skader uten dødelig utgang er ca 18 pr 1000 MW og år. Tapte arbeidsdager som følge av dødsfall og skader ligger på ca 2000 pr 1000 MW og år. Hvis gassen som tilfellet er med de hittil påviste gassforekomstene på den norske kontinentalsokkelen, er svovelfri, vil muligheten for skade- og helse­ virkninger i omgivelsene være forsvinnende. De utslipp fra fossilfyrte kraft­ verk som regnes å kunne ha helsevirkninger, er svoveloksyder og tungmetaller. Ingen av disse stoffer er tilstede i røkgassen fra gasskraftverk. Nitrogenoksyder vil nok være tilstede, men vanligvis i mindre mengder enn ved olje- og kullfyrte verk. Hittil har nitrogenoksydutslippene fra fossilfyrte kraftverk ik­ ke vært ansett som noen alvorlig helserisiko for omgivelsene. Eksplosjon og brann som følge av brudd på en gassledning kan inntreffe, men vil bare kunne påvirke de nærmeste omgivelser. Skadelige gasser som følge av branner vil ikke oppstå, bortsett fra visse mengder nitrogenoksyder.

5.4. Kullkraftverk Kullgrubeindustrien tilhører internasjonalt sett en av de farligste industri­ grenene. Hvert år omkommer ca 1500 grubearbeidere i direkte ulykkestilfel­ ler. Den høye risikoen gjenspeiler seg i lønnsnivået, i flere land har kullgrubearbeideren 20-60 % høyere lønn enn industrigjennomsnittet. 65

Antallet dødsfall pr tonn utvunnet kull er dog på vei nedover. For eksem­ pel var tallet på dødsfall i USA ca 0,45 pr million tonn og år i perioden 1964—1970. For året 1972 angis tallet 0,2, som et resultat av nyere lovgiv­ ning. En overgang til automatisert kullbrytning burde kunne senke tallet yt­ terligere. Foruten dødsfall forekommer ved kullbrytning skader med ikke dødelig utgang samt helsevirkninger. Ref. 8 og 38 angir følgende skadebilde for kullbrytningen, gjeldende pr 1000 MW og år: Dødsfall som følge av ulykker: Skader som følge av ulykker: Omregnet til antall tapte arbeidsdager: Helsevirkninger (hovedsakelig alvorlige lunge­ sykdommer, såkalt ”black lungs”), antall tapte arbeidsdager:

1,1-4 tilfeller 47-112 tilfeller 9 250—15 000 dager

600 dager

Tilgjengelig statistikk over transportulykker gjelder amerikanske forhold, hvor størsteparten av kullene transporteres med jernbane. Antall tapte dags­ verk oppgis der til ca 2000 pr 1000 MW og år. Ved skipstransport vil tallene antagelig være lavere. Under visse forhold kan en blanding av kullstøv og luft i et kullager bli eksplosiv, og virkningene av en kullstøveksplosjon kan være katastrofale. Antennelsestilbøyeligheten for kullstøv er høy, og en eksplosjon kan initieres av en brennende sigarett eller en gnist i en arbeidsmaskin. Også gnistutladning fra statisk elektrisitet kan forårsake antennelse. Inntrufne eksplosjoner henger ofte sammen med at man har hatt utilfredsstillende jording eller svikt i anord­ ningene for begrensning av støvdannelse. Brann i kullagre kan oppstå ved at varmeutviklingen fra oksydasjon av kull i luften forårsaker en temperaturstigning opp til kullenes antennelsestemperatur. Jo større lagringshøyde på et kullager, desto større er selvantennelsesrisikoen. Den teknikk som anvendes for begrensning av brannrisikoen er lagring i vann, komprimering (pakning) og ventilering. Lagring i vann forekommer ved f.eks. Håsselby kraftvarmeverk. Komprimeringsteknikken brukes ved de fleste kullagre; kullene legges ut og komprimeres i skikt. Kullenes oksydasjon be­ grenses dermed vesentlig. Ventilasjonsmetoden brukes bare i liten utstrekning, idet den derved økte oksydasjon reduserer kullenes energiinnhold. Som vi tidligere har sett, slipper kullfyrte verk ut større mengder faste partikler enn de oljefyrte, selv om partikkelfilter er installert. Derimot kan svovelutslippene antas å være omtrent like. Mengden av tungmetaller som kommer ut til omgivelsene, kan være både lavere og høyere, sammenlignet med oljekraften. Resultatet i det enkelte tilfelle avhenger først og fremst av den anvendte kullsort. Normalt anslås helsevirkningene bare på basis av inn­ holdet av SO2 og askestøv i atmosfæren, noe som resulterer i at en sammen­ ligning av påvirkningene på omgivelsene fra et kullfyrt henholdsvis oljefyrt 66

verk i almindelighet faller ugunstig ut for det kullfyrte verket. Det er også tilfellet i den sammenlignende analyse hvis resultat det gjøres rede for i avsnitt 5.6. Kullkraftverkenes skade- og helsevirkninger kommer således hovedsakelig fra:

1. Kullbrytning og transporter (dødsfall og skader samt helsevirkninger blant ansatte). 2. Utslipp av luftforurensninger ved normaldrift (helsevirkninger hos almenheten).

3. Brann og eksplosjoner i kullager (skader blant ansatte og hos almenheten).

5.5. Kjernekraftverk Også uranbrytning medfører risiko. Foruten skaderisiko eksisterer risiko for lungekreft på grunn av uranmalmens forholdsvis høye innhold av den radio­ aktive edelgassen radon. Ved brytning av den mengde uranmalm som kreves for driften av et 1000 MW kjernekraftverk i ett år, viser statistikken følgende skadeomfang, (ref. 8 og 37): Dødsfall som følge av ulykker: Skader som følge av ulykker: Omregnet til antall tapte arbeidsdager: Helsevirkninger (vesentlig lungekreft), antall tapte arbeidsdager:

0,1 tilfeller 3,5—6,5 tilfeller 208—950 dager 480 dager

På grunn av det høye energiinnholdet i uran blir transportulykkenes bidrag til skadestatistikken ubetydelig regnet pr effektenhet. Ref. 8 angir 2,7 tapte arbeidsdager pr 1000 MW og år, sammenlignet med 700 å 1400 tapte arbeids­ dager fra grubevirksomheten. I det tidligere avsnittet om miljøpåvirkning er omtalt Strålskyddsinstitutets forslag om å begrense den globale gjennomsnittlige strålingsdose til almen­ heten fra kjernekraftvirksomheten (inkl, opparbeidelsen) til 100 mrem/år og person. Det er anslått at denne dosebelastning, under den teoretiske antagelse at det hersker en lineær sammenheng mellom skade og dose, skulle kunne føre til høyst 10—20 krefttilfeller pr år og 10 millioner innbyggere (ref. 19). De genetiske virkninger skulle bli av enda mindre omfang. Den gjennomsnittlige årsdose på 10 mrem forutsettes å være den øvre grense selv om den globale kjernekraftutbyggingen skulle komme opp i 10 000 MW pr 1 million innbyggere. Omregnet til det enkelte kraftverk på 1000 MW skulle således skadevirkningene høyst kunne bli 0,1 å 0,2 krefttilfel­ ler pr 1000 MW og år.

67

Det skal atter påpekes at dette er en teoretisk antagelse og at det i praksis sannsynligvis ikke vil forekomme noen virkninger overhodet. Med de små aktivitetsutslipp som i henhold til et tidligere avsnitt karakteri­ serer de moderne kraftverkene, vil den virkelige dosebelastningen for befolk­ ningen ligge vesentlig under den tillatte. I en tidligere tabell er vist at befolkningsdosen fra Barsebåck-verket kan komme til å variere mellom 3 og 12 % av den tillatte, avhengig av det anvendte brenselets kvalitet. Antas tallet å være 10%, blir følgelig de teoretiske skadevirkningene fra selve kraftverksdriften omregnet til 1000 MW og år, 0,01 å 0,02 krefttilfeller pr år. Om ikke risikoen for store ulykker i sammenheng med oljehåndtering og kullagring har vært påaktet i debatten, så har spekulasjoner omkring ulykker i kjernekraftverk fått desto større oppmerksomhet. To nylig utkomne utred­ ninger, Nårforlåggningsutredningen i Sverige (ref. 14) og Rasmussenrapporten i USA (ref. 38) behandler disse spørsmål inngående. De to utredningene har arbeidet ut fra noe ulike forutsetninger, hvilket gjenspeiler seg i avvikende resultater. Innen AB Atomenergi pågår for tiden en sammenlignende analyse av de to rapportene. I CDL’s regi er også utgitt skrifter som behandler reaktorsikkerheten (ref. 39 og 40). Da Rasmussenrapporten har konsentrert seg om virkelige kjernekraftanlegg, mens Nårforlåggningsutredningen har studert hypotetisk lokalisering i eller i nærheten av storbyer, kan det være rimelig her å gå ut fra resultatene i den førstnevnte studien. Rasmussenstudien har beregnet sannsynligheten for en alvorlig ulykke (kjernesmeltning) i en stor reaktor til en gang pr 17 000 år. Imidlertid ventes bare hver tiende ulykke å gi målbare helsevirkninger i omgivelsene hvilket vil si at sannsynligheten for en reaktorulykke med påviselige helsevirkninger skul­ le bli av størrelsesorden en gang pr 170 000 år. En ulykke med omgivelsesskader av direkte dødelig karakter anses enda sjeldnere, og sannsynligheten for at en gitt person i nærheten av et kjernekraftverk skulle dø av akutte skader (dvs. den individuelle risiko) angis til en gang pr 300 millioner år. Sammenhengen mellom en reaktorulykkes omfang (dvs. antall akutte dødsfall totalt) og sannsynligheten for omfanget fremgår av figur 5.1 som er tatt fra Rasmussenrapporten. Diagrammet gjelder for amerikanske forhold og forutsetter en situasjon i begynnelsen av 1980-tallet da 100 kjernekraftreaktorer ventes å være i drift i USA. Som det fremgår av figuren, kan man i USA hvert 2000 år vente en ulykke som resulterer i 10 akutte skader med dødelig utgang. På samme måte kan man av diagrammet lese at sannsynligheten for en reaktorulykke med 100 døde ligger på en gang hvert 10 000 år. I Rasmussenrapporten vises også at antallet krefttilfeller og genetiske ska­ der efter en stor ulykke bare skulle bli en brøkdel av det normale antall slike tilfeller i befolkningen. I Sverige er i drift eller under oppførelse 11 kjernekraftaggregater, dvs. en tiendedel av det Rasmussen regnet med. For svenske forhold skulle man derfor grovt kunne redusere verdiene i diagrammet til en tiendedel og da få:

68

Sannsynlighet for en reaktorulykke i Sverige

med 10 akutte dødsfal I med 100 akutte dødsfall med 1000 akutte dødsfall

1 gang pr 20 000 år 1 gang pr 100 000 år 1 gang pr 10 millioner år

Ved sikkerhetsanalyser av det ovenfor refererte slag blir i almindelighet sann­ synligheten for ulykker som følge av sabotasje og krigshandlinger ikke tatt med i beregningen. Dette har ofte møtt sterk kritikk.

10

100

1000

10 000

100 000

1 000 000

Antall dødsfall pr ulykke Fig. 5.1. Sannsynlighets-konsekvensdiagram for noen forskjellige ulykkestyper (Gjelder USA ref. 38).

69

Foranstaltninger for å redusere risikoen for sabotasje og lignende aktivite­ ter gjennomføres nu på alle kjernekraftverk. Herunder anses sannsynligheten for en sabotasje med konsekvenser for omgivelsene ikke å være høyere enn sannsynligheten for en "teknisk” feil med samme virkning på omgivelsene.

Ovenfor er vist at den individuelle dødsrisikoen ved kjernekraftulykker er av størrelsesorden en gang pr 300 millioner år. Til sammenligning kan nevnes at den individuelle risikoen som følge av naturulykker (lynnedslag o.l.) ligger på omkring en gang pr en million år, og en risiko av en så lav størrelsesorden engasjerer vanligvis hverken samfunn eller enkeltpersoner. Den beregnede risi­ ko fra kjernekraftverk må derfor anses å være ekstremt liten, og selv om sannsynligheten for en sabotasje i praksis skulle være en faktor 10 å 100 ganger høyere enn det man regner med idag, blir risikoen for dødsfall fra et kjernekraftverk fremdeles ikke større enn risikoen for å dø som følge av en ytterst sjelden naturulykke. Hva krigshandlinger angår, synes man på ansvarlig hold å ha den innstilling at de kjernekraftverk som nå er i drift eller er planlagt i Sverige, bør settes ut av drift ved krigsfare. Eftersom kraftforbruket automatisk synker under krig, skulle man ifølge utførte beregninger, kunne klare seg uten kjernekraft så lenge dens andel i systemet er beskjeden. I den siste del av 1980-tallet er det imidlertid tvilsomt om alle kjernekraftverk kan stanses ved krigsfare. Det har derfor vært diskutert efterhvert å bygge noen kjernekraftverk bombesikre, f.eks. ved lokalisering i fjell, slik at disse kan holdes i drift også i krigssitua­ sjoner. Andre risikoer som diskuteres og som er spesielle for kjernekraften, har sammenheng med plutoniumproduksjonen i reaktorene. Disse spørsmål be­ handles bl.a. i referansene 41, 42 og 43.

Plutonium er en ytterst farlig gift som, hvis den kommer inn i menneske­ kroppen via åndedrettsorganene, kan forårsake alvorlige skader. Risikoen for å få plutonium i seg på denne måten og i slike mengder at helsevirkninger kan oppstå, er imidlertid meget liten. Ikke engang ved de anlegg hvor man siden 1940-tallet har arbeidet med store mengder plutonium i forskjellige kjemiske former, har man kunnet påvise noen dødsfall som følge av plutoniumforgiftning. Det kan også nevnes at ca 5 tonn plutonium er spredt til atmosfæren fra prøvning av kjernefysiske våpen uten at noen skader på jordens befolkning har kunnet påvises. Plutonium kan også brukes til våpenfremstilling. Det plutonium som bru­ kes til militær våpenfremstilling, må ha høyt innhold av isotopen plutonium-239 for at våpnet skal få den tilsiktede effektivitet. Slikt plutonium fremstilles i spesielle reaktorer. Plutonium produsert i kraftreaktorer har lavere innhold av plutonium-239 og vil derfor gi våpen med usikker funksjon og lavere effektivitet. Et slikt våpen skulle dog være tilstrekkelig for terrorformål. Det har vært spekulert meget over mulighetene for illegale organisa­ sjoner eller terrorister til å fremstille kjernevåpen. I ref. 43, som er en rapport utarbeidet innen FOA, (Forsvarets Forskningsanstalt), påvises de vanskelig­ heter som måtte overvinnes hvis en atombombe skulle kunne fremstilles uten 70

tilgang på teknisk ekspertise. Basert på materialet i FOA-rapporten har man derfor trukket følgende slutninger (ref. 41):

”En illegal organisasjon av hvilken som helst art har meget små muligheter til å kunne bygge en atombombe. Hindringene er dels tid og personale, dels vanskeligheter med å få tak i plutonium. Formodentlig vil det være lettere å stjele en ferdig bombe eller drive terrorvirksomheten på annen måte.”

5.6. Sammenligning mellom de fire kraftslagene I dette avsnitt foretas en mere direkte sammenligning mellom de fire kraft­ slagene med hensyn til skade- og helsevirkninger.

Helsevirkninger fra normai drift La oss begynne med helsevirkningene hos almenheten som følge av luftforurensende og radioaktive utslipp fra kraftverkene. Det kan der være interes­ sant å studere hvor luftkvalitetsnormene ligger i forhold til for det første den dosen som med stor sannsynlighet fører til døden (letaldosen) og dernest det naturlige bakgrunnsnivået, figur 5.2. Som vi kan se, vil strålevernsmyndighetenes (SSI) konstruksjonsgrunnlag med hensyn til radioaktive utslipp gi en strålingsdose tilsvarende knapt 10% av den naturlige bakgrunnsstrålingen. På svoveldioksydsiden er normen for det gjennomsnittlige langtidsnivå fastlagt slik at den tilsvarer 10 000% av den naturlige bakgrunnen. Videre kan vi notere at den tillatte individuelle årsdosen fra et kjernekraftverk (50 mrem) tilsvarer 0,02 % av letaldosen (hvis den gis som engangsdose) mens tillatte konsentrasjon av SO2 i kombinasjon med sot og aske tilsvarer noen prosent av letaldosen. Antar vi at et kjernekraftverk og et fossilfyrt kraftverk begge forårsaker en dose henholdsvis en konsentrasjon i omgivelsene lik den tillatte, og antar vi videre, som tidligere diskutert, en lineær sammenheng mellom dose henholdsvis luftforurensningskonsentrasjon og skade, skulle altså teoretisk skade- eller helsevirkningene blant almenheten bli noen hundre ganger verre for det fossilfyrte verket. Nu kan man imidlertid gå ut fra at hverken kjernekraftverkene eller de fossilfyrte verkene i Sverige vil komme til å ligge nøyaktig på de tillatte doseverdiene henholdsvis luftforurensningskonsentrasjonene. Tidligere er for eksempel påvist at bidraget fra Karlshamnverket knapt er målbart på marknivå, og det er også vist at utslippene fra kjernekraftverkene vil komme til å ligge et godt stykke under de tillatte, med den type rense­ utstyr som nu installeres. I absolutte tall blir derfor helsevirkningene små om det i det hele tatt blir noen, og så avgjort forsvinnende sammenlignet med skade- og helsevirkninger fra andre deler av brenselssyklusen, fremfor alt fra brenselsutvinningen og brenselstransportene. I en amerikansk studie (ref. 21) er det gjort forsøk på å beregne virkelige tall for helsevirkningene. Man har da gått ut fra en så sterk fortynning av røkgassene fra et kraftverk fyrt med kull med 3,5 % svovel og 15 % aske, at de 71

Svoveldioksyd (i nærvær av aske-

Ioniserende stråling Helkroppsdose (REM)

og sotpartikler) PPHM

300

Prosent av dødelig nivå

100T

100

10-_ 10— Naturvårdsverkets foreslåtte retnings- -| tall for maks. SO2innhold i nærvær av aske- og sot­ partikler.

Medisinsk merkbare virkninger

0,1 _ Naturlig bakgrunn

0,1__

0,01

0,01 __

0,01 Konstruksjonsnivå for svenske kjernekraftstasjoner

Tillatt nivå uten driftsinnskren k n i nger

0,001 J_

0,001 Fig. 5.2. Luftkvalitetsnormer sammenlignet med bakgrunnsnivåer og dødelige doser (figuren fra ref. 35 med svenske normer innlagt).

72

amerikanske luftkvalitetsnormene akkurat holdes. Derefter har man bibeholdt samme fortynn.ingsgrad, og studert hvordan helsevirkningene varierer med svovelinnhold og askeinnhold. På kjernekraftsiden har man gått ut fra er­ faringstall fra dels kokvannsreaktorer (BWR) med 30 minutters forsinkelse på avgassene (en vanlig forsinkelsestid i eldre BWR-anlegg) og dels trykkvannsreaktorer (PWR). Da et moderne BWR-anlegg har utslippstall av samme stør­ relse som et PWR-anlegg, er BWR-verdiene ikke tatt med her. For en person som befinner seg på et sted der dosen henholdsvis luftforurensningskonsentrasjonen fra kraftverket er størst, gjelder da følgende:

Individuell dødsrisiko pr. millioner år

Ganger høyere risiko enn for en lett­ vannsreaktor

0,003

—

2. Kullfyrt verk, 3,5 % S, 1 5 % aske

334

110 000

3. Kullfyrt verk, 1,5 % S, 1 5 % aske

150

50 000

4. Kullfyrt verk, 1,5 % S + røkgassavsvovling med 75 %

54

18 000

5. Oljefyrt verk, 1,6 % S, 0,05 % aske

119

39 000

Kraftverk (S = svovelinnhold)

1. Lettvannsreaktor

6. Oljefyrt verk, 0,2 % S

17

5 800

7. Oljefyrt verk, 0,2 % S + røkgassavsvovling til 75 %

7

2 300

Med de forutsetninger som gjaldt for denne studien, skulle altså et kjerne­ kraftverk av moderne type gi en luftkvalitet som er minst et par tusen ganger bedre enn for et oljefyrt verk. Da er enda ikke senskader og genetiske skader fra for eksempel tungmetaller i røkgassutslippet tatt i betraktning. En annen amerikansk studie (ref. 51) er kommet til et lignende resultat.

73

Øvrige skade- og helsevirkninger

Sammenfatter vi øvrige skade- og helsevirkninger, dvs. de som ikke stammer fra selve kraftverkets normale drift, slik som det er gjort rede for i tidligere avsnitt, får vi følgende tabell gjeldende pr 1000 MWe og år:

Olje­

kraftverk

Gass­ kraftverk

Kull­ kraftverk

Kjerne­ kraftverk

0,2-0,4

ca. 0,2

1,1-4

0,1

2. Antall skader uten dødelig utgang

15-30

ca. 18

47-117

3,5-6,5

3. Tapte arbeidsdager fra 1 og 2

2000 -4000

ca. 2000

9250 -15 000

208 -950

4. Helsevirkninger fra grubedriften, tapte arbeids­ dager

—

—

600

480

5. Individuell dødsrisiko fra branner i oljelager

2 • 10'5

—

—

—

6. Individuell dødsrisiko fra brann og eksplosjon i kullager

—

—

7

—

7. Individuell dødsrisiko fra kjernekraftulykke

—

—

—

3 • 10'9

1. Antall dødsfall ved brenselsutvinning og transporter

74

6. Diverse

6.1. Nedlegging av gamle kraftverk Termiske kraftverk dimensjoneres i almindelighet foren teknisk levetid på ca 40 år. Den virkelige levetiden blir imidlertid ofte lengre. De eldste eksiste­ rende aggregater i Nyhamnsverket i Malmo er bygget i 1935, men kommer til å gjøre tjeneste som reservekraftverk i minst 10 år til. Tidspunktet når man definitivt setter stopp for driften i et kraftverk, henger sammen med mange faktorer. Ofte er det en lav virkningsgrad i kombi­ nasjon med et forholdsvis stort personalbehov (regnet i mann pr MW) som gjør at driften ikke lenger er lønnsom. Det kan også bero på at materiellet er nedslitt i et slikt omfang at en totaloverhaling vil bli altfor kostbar. For et kjernekraftverk kan også hensynet til sikkerheten bli bestemmende for fort­ satt drift efter de 40 år som kjernekraftverket er dimensjonert for. Hva gjør man så med gamle uttjente varmekraftverk, og hvilke spesielle problemer må man regne med for kjernekraftverkene? Eldre konvensjonelle kraftverk som det kan bli aktuelt å nedlegge i løpet av de nærmeste år, er forholdsvis små og har som regel attraktiv beliggenhet i sentrale bydeler. Det nevnte Nyhamnsverket er et eksempel på dette. En eventuell rivning forventes ikke å bli altfor komplisert, og inntektene fra salget av skrap og tomt kan meget vel tenkes å dekke omkostningene for selve rivningen og ryddingen av tomten. Går vi til de moderne større varmekraftverkene (kjernekraftverkene, Karlshamnsverket m.fl.), blir problemene ved nedlegging av en annen størrelses­ orden. Det er i det minste vår oppfatning idag. Muligens blir situasjonen bedømt anderledes om 50 til 60 år. Den teknikk som da er tilgjengelig, gjør kanskje rivningen til et forholdsvis enkelt problem. Nedlegging av reaktoranlegg er intet nytt. En lang rekke forsøksreaktorer, prototyper og demonstrasjonsreaktorer, fremfor alt i USA, har stanset drif­ ten. I Sverige er to reaktorer definitivt avstengt, den ene er forskningsreaktoren R 1 i Stockholm og den andre reaktoren i Ågesta kjernekraftvarmeverk like utenfor Stockholm. I Norge er forskningsreaktoren Jeep I på Kjeller satt ut av drift for flere år siden. Det kan skjelnes mellom tre alternative fremgangsmåter efter nedlegging av et kjernekraftverk: Forsegling, innstøpning eller demontering. Kombinasjoner av disse kan også være aktuelle. Forsegling går ut på at brensel og aktivt avfall tas bort fra stasjonen, hvorefter den stenges igjen. En viss kontroll og overvåkning kreves i endel år fremover.

75

Ved innstøpning samles alle radioaktive og kontaminerte komponenter (utenom brensel og flytende avfall) i sikkerhetsbeholderen (BWR) eller innen­ for reaktorens strålingskjerm. Alle åpninger armeres og gjenstøpes, hvorefter lagringsrommet fylles med betong. Alt utstyr som befinner seg utenfor "bun­ keren”, skal være så fritt for radioaktivitet at man har fri adgang til anlegget. Denne metode har vært brukt ved nedleggingen av tre mindre demonstrasjonsreaktorer i USA. Ved såvel forsegling som innstøpning blir reaktorbygningen stående på plassen. Hvis av en eller annen grunn kraftverksområdet må frigjøres helt, må reaktoranlegget demonteres og reaktorbygningen rives. Jo snarere efter ned­ leggingen dette planlegges å skulle skje, desto vanskeligere blir det på grunn av strålingen fra aktiverte komponenter. Den helt dominerende strålingen kom­ mer fra reaktortanken og reaktorens innvendige deler. Det er fremfor alt stålets koboltinnhold som bestemmer aktivitetsnivået og reduksjonen av akti­ viteten med tiden. Det er teknisk og strålevernsmessig fullt mulig å påbegynne rivingen nesten umiddelbart efterat reaktoren er stanset og brenselet transportert vekk fra stedet. Fordi ekstraordinære strålevernstiltak må tas i bruk, vil dog omkost­ ningene bli høye, ref. 48 oppgir 100 mill, kroner, men dette anslag kan nok ligge i underkant.. Man kan også vente med rivingen og la anlegget være forseglet i mellom­ tiden. 10 til 20 år efterat verket er stanset, er radioaktiviteten i de fleste komponenter utenfor reaktortanken kommet ned på et ufarlig nivå. Materi­ alet kan da selges som skrap og dermed betale en del av demonteringsomkostningene. Reaktortanken og reaktorens innvendige deler er dog efter 10—20 år fremdeles så aktive at det ved demontering av disse må tas hensyn til strålingsrisikoen. Tabellen nedenfor viser et eksempel på hvorledes dosehastigheten midt inne i en reaktortank (BWR) kan avta med tiden efterat reaktoren er

Antall år etter avstenging

1 5 10 20 30 40 50 60 80 100 150

Dosehastighet i midten av reaktortanken rem/h m rem/h

98 58 29 8 2 0,5 0,14 0,04

(Angående dosehastighet, se forklaring i ruten på side 50.)

76

500 140 40 3 0,2 0,0002

avstengt. Tankmaterialets koboltinnhold er forutsatt å være 0,05 °/o, og dosehastigheten gjelder for en tom tank, dvs. uten brensel og innvendige deler. Tillatt kvartalsdose for yrkesmessig eksponering er 3 rem, følgelig vil demon­ tering av tanken kunne skje efter ca 50 år uten spesielle strålevernstiltak og med et rimelig antall engasjerte personer. Bygningene, med unntagelse av sikkerhetsbeholderen, kan rives med kon­ vensjonelle metoder. Sikkerhetsbeholderen er bygget opp av tykke betong­ konstruksjoner og krever derfor ekstraordinære tiltak ved rivningen. For en BWR, hvor sikkerhetsbeholderen har mindre dimensjoner enn ved PWR, kan man tenke seg at man senker sikkerhetsbeholderen ned i en i forveien utsprengt eller utgravd sjakt, som siden dekkes med jord. Man kan ved denne metode meget vel tenke seg at reaktoren med sine innvendige deler, men uten brensel, blir værende i sikkerhetsbeholderen. Tas hensyn til inntektene fra salg av skrap og tomt, er nettoomkostningene for rivning av et verk som har stått forseglet i ca 30 år, anslått til ca 50 millioner kroner med dagens pengeverdi. Da er ikke medregnet utgiftene til tilsyn og kontroll i forseglingstiden, disse kan anslås til 750 000 kr/år (ref. 48). Er andre aggregater i drift på stedet, blir utgiftene mindre, da tilstede­ værende personale kan utnyttes for tilsyn av det forseglede verket. Man kan, om man ønsker det, allerede ved oppførelsen av kraftverket avsette midler i et fond for bruk ved rivningen. Hvis rivningsomkostningen antas å ligge på ca 130 millioner kroner, betyr dette at bare noen millioner må avsettes til fondet. Dette er en liten sum sammenlignet med kraftverkets anleggsomkostninger og utgjør derfor ingen større belastning fra et økono­ misk synspunkt.

6.2. Energibalanser Et kraftverk kan ikke bygges uten forbruk av energi. Energi går med til produksjon av sement og betong, tilvirkning og bearbeidelse av stål, transport av materialer osv. For kjernekraftverkenes vedkommende går det også med energi til fremstilling av det anrikede uranet. Det er i den senere tid påstått at kjernekraftverkene har meget lav energivirkningsgrad, dvs. at levert energi ikke står i et rimelig forhold til den energi som medgår til å bygge kraftverket og til å anrike uranet. Det har vært sagt at i et system med en utbyggingstakt på et kjernekraftaggregat pr år, vil systemet ikke produsere noen nettoenergi før efter 1 3 år. I USA er det nylig publisert en energianalyse utført av Bechtel Corp (ref. 50). Uttrykt i enheten TWh (terawatt-timer eller million megawatt-timer) vil følgende energimengder gå med til å bygge et 1100 MW kjernekraftverk, samt til fremstilling av brenselet: 0,74 TWh for kraftverket 1,00 TWh for første kjerne 0,50 TWh/år for erstatningsbrensel. 77

Med 6500 timers driftstid pr år vil kraftverket levere 7,15 TWh elektrisk energi pr år til kraftnettet. Det skulle bety at produksjonen de første 3 månedene av kraftverkets levetid går med til å betale energiregningen for oppførelsen og for første brenselsladning. Hvert år senere må kraftverket gå vel 3 uker for å kompensere energiforbruket til erstatningsbrensel. La oss derfor se på energibalansen i et kjernekraftsystem under oppbyg­ ging. Vi vil for enkelhets skyld anta at energiforbruket til kraftverksbyggingen og brenselsfremstillingen fordeler seg jevnt over en seks års byggetid. Vi antar også at utbyggingstakten er et 1100 MW kraftverk pr år. Først efter seks år begynner systemet å levere energi til nettet, idet det først påbegynte aggre­ gatet blir ferdig da. Energiforbruk og energiproduksjon fremgår av figur 6.1. Når de skraverte feltene er like store, er akkumulert forbruk og akkumulert produksjon like. Som det fremgår, oppnås likevekt noe senere enn ett år efter idriftsettelsen av første aggregat eller godt og vel syv år efter byggestart. Et kull-, olje- eller gassfyrt større kraftverk har en byggetid på noe over fem år. Energiforbruket for byggingen og brenselsfremstillingen er lavere enn for kjernekraftverket, spesielt bortfaller jo den energikrevende anrikningsprosessen. Anslagsvis bør man kunne regne med noen måneders drift av det første aggregatet i et utbyggingssystem med ett aggregat pr år for at energiregningen skal være betalt. Sammenlignet med kjernekraftutbyggingen skulle altså det tidspunkt da det er likevekt mellom forbrukt og produsert energi, ligge et sted mellom 1 og 2 år tidligere. Sett i et lengre tidsperspektiv er imidlertid denne forskjell helt uten betydning. TWh/år

Fig. 6.1. Energiforbruk (—) og energiproduksjon (+) ved utbygging med et 1100 MWaggregat pr. år.

78

7. Avslutning og konklusjoner

Innholdet i dette skrift har som formål å klarlegge de viktigste forskjeller mellom kraftproduksjonssystemer basert på brenslene olje, gass, kull og uran. Fremstillingen er langt fra fullstendig, men skulle allikevel kunne belyse frem­ for alt de økonomiske, forsyningsmessige og miljømessige virkninger som kan bli resultatet av utbygging av de forskjellige kraftslagene. Derimot har det ikke vært hensikten å belyse de fire kraftslagenes betydning som samfunns­ faktorer. Mot bakgrunnen av det opplysningsmateriale som det her er gjort rede for, og når hensyn tas til dagens erfaringer, må man konstatere at kjernekraften fremviser markerte fordeler fremfor fossil kraften, når det gjelder økonomi og miljøpåvirkning. Skadebildene fra det samlede brenselskretsløp, dvs. brenselsutvinning, brenselstransporter, kraftverksdrift og avfallsbehandling er også av­ gjort bedre for kjernekraften, selv om vi ikke med sikkerhet kan kvantifisere visse helsevirkninger, f.eks. de som stammer fra de forskjellige kraftverkenes normaldrift. Slik det ser ut idag, skulle kjernekraftens overlegenhet innen de nevnte områder kunne bestå i relativt lang tid fremover. Det er dog ikke utelukket at visse forskjeller overfor fossilkraften vil bli redusert. Man kom­ mer f.eks. ikke i fremtiden til å akseptere en dødsulykkesfrekvens på drøyt ett tilfelle pr år og 1000 MW for kullbrytingen, og allerede nå merker man en synkende tendens på grunn av skjerpet lovgivning. En forskjell i miljømessig henseende mellom kjernekraften og fossilkraften, som det er verd å notere, er at kjernekraften i prinsippet ikke slipper ut noe avfall ukontrollert til omgivelsene. Selv efter omhyggelig rensning av røkgassen i et kull- eller oljefyrt verk slippes ut ganske store mengder svovel, tung­ metaller, nitrøse gasser osv. Videre sendes ut kullsyre i et slikt omfang at jordens klima på lang sikt vil kunne forandres hvis det satses på fossilkraft i stor målestokk. Gasskraft basert på svovelfri naturgass, unngår riktignok ut­ slippet av svovel og tungmetaller, men utslipp av nitrøse gasser og kulldioksyd er omtrent som ved de andre fossilfyrte kraftslagene. Når det gjelder kjerne­ kraften derimot, kan man, takket være at avfallsmengdene volummessig sett er små, koste på seg en kvalifisert og for omgivelsene sikker behandlingsmåte. Ved å plasere det radioaktive avfallet i fjell på stort dyp er det mulig å garantere en risikofri sluttdeponering. Erfaringer med hensyn til brenselsforsyning viser at oljen er det minst pålitelige brenselsalternativet. Selv om salgsmarkedet efterhvert blir bedre, f.eks. ved at nordsjøolje kommer til, må man også i fremtiden i Sverige regne 79

med en labil situasjon hvor politiske beslutninger i Midt-Østen kan få vidtrek­ kende konsekvenser for hele oljemarkedet. For Norge, som i fremtiden vil kunne få dekket hele sitt oljebehov fra oljekildene i Nordsjøen, skulle for­ syningssituasjonen fortone seg mer stabil og mindre påvirket av politikken til de store produsentlandene. I krigstilfelle, spesielt under en eventuell stor­ konflikt, må vel tilførselen også av nordsjøolje anses å være meget usikker, sett på bakgrunn av den utsatte beliggenhet av produksjons- og transportan­ leggene. Det samme må også gjelde gasstilførsel. Kull og uran skulle fra svensk synspunkt være likeverdige. Ved en utbyg­ ging av Ranstadverket kan dog forsyningssikkerheten for uran økes i forhold til kull. Helt uavhengig av utlandet blir Sverige dog ikke før landet får sine egne anrikningsmuligheter. I ett forsyningsmessig henseende er imidlertid uran allerede nu overlegent sammenlignet med kull og olje, og det gjelder den tid man kan kjøre kraft­ verket uten å fylle på brenselslageret. (Gass kan her sidestilles med olje, da et reserve-brenselslager for et gasskraftverk må bestå av olje). I et kjernekraft­ verk skifter man normalt ut en del av kjernen hvert år, men ved omflytting av brenselselementene vil man kunne kjøre to år, dvs. adskillig lenger enn fossilverkene, uten tilførsel av nytt brensel. Videre er utsiktene for innførsel av kjernebrensel i en avstengningssituasjon meget lysere enn for olje og kull. Årsbehovet for uran for et 1000 MW kjernekraftverk dreier seg om 30 tonn, sammenlignet med 1,3 henholdsvis 2,3 millioner tonn fossilt brensel for et 1000 MW olje-, henholdsvis kullkraftverk. Til kjernekraftens minussider må regnes risikoen for ulykker samt mulig­ heten for å bruke produsert plutonium til f.eks. terrorformål; til minussidene må man kanskje også regne den negative betydning som begrepet kjernekraft i seg selv har fått for mange mennesker. Mulighetene for store ulykker kan altså ikke helt utelukkes. Vanskelig­ heten ligger i å vurdere ulykkesrisikoen som sådan og ta den med i avveinin­ gen ved en samlet vurdering av forskjellige kraftslag. Det viser seg at risiko­ vurderingen gjøres forskjellig av forskjellige mennesker. Teknikere og kraftverksfolk (som forfatteren av dette skrift hører til) vil gjerne legge et rent statistisk syn på risikobegrepet. Vi sammenligner med risikodiagrammmer for fly, bilulykker,jordskjelv, dambrudd etc. (se fig. 5.1) og hevder at med en slik betraktningsmåte er kjernekraften på det nærmeste helt ufarlig. For andre mennesker er det ikke nok at det påvises at sannsynligheten for en stor ulykke er enormt liten - bare ulykkens mer eller mindre teoretiske eksistens kombinert med kjernekraftbegrepet gjør at kjernekraften anses som en uak­ septabel energiform. Resultatet beror således helt på hvilket vurderingsgrunn­ lag man går ut fra. Videre er det, i det minste teoretisk, mulig å fremstille kjernevåpen av plutonium fra kraftreaktorer, selv om slike våpen blir både dårlige og usikre. Man kan derfor ikke komme bort fra at plutoniumproduksjonen i kjernekraft­ verk kan utgjøre et risikomoment Plutoniumspørsmålet er bare berørt perifert i dette skriftet. Det er igjen et spørsmål der vurderingsgrunnlaget er avgjørende for svaret. Innen kraftindu-

80

strien tror vi at plutoniumproblemet overdimensjoneres. På grunn av at pluto­ nium er et spaltbart stoff, har det høy verdi som reaktorbrensel, og alene dette motiverer en behandling under høyt kvalifiserte former. Gift- og våpenaspektene gjør dessuten at nasjonale myndigheter og internasjonale organisa­ sjoner (f.eks. IAEA) utøver en ekstremt nøye kontroll med behandling og transport av plutonium og annet spaltbart materiale. Den mulighet som allike­ vel er tilstede for at for eksempel terrororganisasjoner skal kunne skaffe seg og bruke spaltbart materiale, må sammenlignes med andre muligheter slike organisasjoner har til å øve terror. Å stjele ferdige kjernevåpen fra militære lagre, skulle således være en meget enklere metode enn å begi seg inn på en komplisert og risikabel egen fremstilling av kjernevåpen. Et flertall av fossil kraftens, henholdsvis kjernekraftens egenskaper og ka­ rakteristika er, som det fremgår av fremstillingen i dette skrift, direkte sam­ menlignbare. Kraftproduksjonskostnader, utslippstall, skadevirkninger fra de forskjellige trinn i brenselssyklusen, samt ulykkesrisiko er eksempler på dette. Hovedparten av slike sammenligninger faller ut til kjernekraftens fordel. Ut­ over dette har kjernekraften visse spesielle egenskaper som det ikke finnes noe tilsvarende til hos fossilkraften. Det gjelder først og fremst:

a) produksjonen av stoffer som vil kunne utnyttes til terrorformål og b) produksjonen av avfall som på grunn av sin radioaktivitet skaper spesielle behandlings- og lagringsproblemer.

I en samlet vurdering av de her behandlede kraftslag må man således veie visse entydige og kvantifiserbare fordeler hos kjernekraften mot visse ulemper hvis størrelse eller betydning ikke kan uttrykkes i enheter som er sammenlign­ bare med fordelene. Det må således bli et valg - basert på en kombinasjon av bl.a. tekniske, politiske og etiske vurderinger. Innen den svenske kraftindustri er man kommet til den konklusjon at kjernekraftens overlegenhet hva angår økonomi, miljøpåvirkning og for­ syningssikkerhet, veier så tungt at det ville være et, for det svenske samfunn, feilaktig valg om man avsto fra kjernekraften til fordel for fossilkraften når det gjelder elektrisitetsproduksjon i større målestokk.

81

8. Referanser 1

Kårnkraftens ABC Utgitt av CDL-fbretagens samarbetsorgan, 1974

2

Ulf Norhammar Nu ar stenkol attraktivt igen Teknisk Tidskrift, nr. 18, 1974

3

SOU 1974:64 Energi 1985—2000 Betankande av Energiprognosutredningen, 1974

4

Resources and man National Academy of Sciences, 1969

5

Har år vårldens energi resurser Teknisk Tidskrift, nr. 17, 1974

6

Uranium-Resources, Production and Demand OECD rapport, August 1973

7

Power Engineering, October 1974, p. 19

8

Energy and the Environment Electric Power Prepared by the Council on Environmental Quality, August 1973

9

Nårforlåggningsutredningen (ref. 14) Expertrapport NÅR-221:1 Miljovårkningar av oljekraftverk vid haverier

10

M. Fischer, W. Schikarski Emissioner från koleldade kraftverk, en studie for Rydberg & Streifert AB, Goteborg Karlsruhe, september 1974

11

Statens Naturvårdverks yttrande over energiprognosutredningen (ref. 3) 5. desember 1974

12

Professor T. Westermarks yttrande over "Nårfdrlåggning av kårnkraftverk” (ref. 14) 13. november 1974

13

Flue Gas Desulfurization National Swedish Environment Protection Board Publication 1974:9E

14 SOU 1974:56 Nårfbrlåggning av kårnkraftverk Betånkande av nårforlåggningsutredningen, 1974 83

15

B. Westergård Kvåveoxider Varme- och kraftproduktion: små bidrag lokalt Teknisk Tidskrift, nr. 11, 1971, p. 32—39

16

Bockris The Corning Energy Crisis and Solar Sources Environmental Pollution, Vol 1, No 4, Winter 1974

17

E. Almquist An Analysis of Global Air Pollution og B. Bolin Modelling the Climate and its Variations AMBIO, Vol 3, No 5, 1974

18

B . Bolin Energi och klimat Foredrag vid energirådets sammantråde 9 januari 1975

19

B. Lindell, S. Lbfveberg Kårnkraften, månniskan och såkerheten Allmanna Forlaget, Stockholm, 1972

20 Statens Strålskyddsinstitut Forslag till bestammelser for begrånsning av utslåpp av radioaktiva åmnen från kårnkraftstationer Stockholm, januar 1975 (stensil) 21

L. B. Lave, L. C. Freeburg Health Effects of Electricity Generation from Coal, Oil and Nuclear Fuel Nuclear Safety, Vol 14, No 5, Sept-Oct 1973

22

BNL 18823 Andrew P. Hull Average effluent releases from US nuclear power reactors, compared with those from fossil-fuelled plants, in terms of currently applicable environ­ mental standards BNL. Uptown, New York, Sept. 19., 1973

23

AAEC/TM 627 G. M. Watson Environmental Hazards of Fossil and Nuclear Power Production Australian Atomic Energy Commission, June 1972

24

IAEA-SM-180/20 Z. Jaworowski et al Radiation Hazards to Population from Conventional and Nuclear Power Production Rapport presentert ved Symposium on environmental surveillance around nuclear installations 5.-9. November 1973

84

25

IAEA-SM-146/19 J. E. Martin et al Radioactivity from fossil-fuel and nuclear power plants Rapport presentert ved Symposium on Environmental Aspects of Nuclear Power Stations New York, 10.—14. August 1970

26

IAEA-SM-172/20 S. Jordan, W. Schikarski Evaluation of radioactive and non-radioactive constituents emitted from fossil-fuel and nuclear power plants

27

S. Eklund, IAEA Kårnkraft, sakerhet, miljb — ett internationellt problem Foredrag vid CDL:s Karnkraftdag den 8. november 1973

28

J. O. Snihs Allmanna riktlinjer betr tillåtliga stråldoser for revisionspersonal o dyl vid karnkraftverk Statens Strålskyddsinstitut, SSI :1975-009 Stockholm, februar 1975

29

Compilation and Analysis of Data on Occupational Radiation Exposure Experienced at Operating Nuclear Power Plants Al F National Environmental Studies Project Report, USA, 1974 (Kortfattet referat finnes i Nucleonics Week, Nov. 21, 1974)

30

Personlig kommunikasjon

31

H. Holtzem, J. Schwibach Kbnnen die radioaktiven Abfalle vieler Kernkraftwerke noch bewaltigt werden? Atomwirtschaft, Dezember 1968

32

R. J. Evans Potential Solid Waste Generation and Disposal from Lime and Limestone Desulfurization Processes Bureau of Mines Information Circular 1974, IC 8633 US Department of Interior (GPO) 22 p

33

Karnkraftens hogaktiva avfall Lagesrapport från AKA-utredningen Industridepartementet DSI 1974:6

34

K. Hannerz Karnkraftens radioaktiva avfall ASEA-Atom, september 1974

35

UCLA-ENG-7242 Public Health Risks of Thermal Power Plants University of California, Los Angeles, USA, 1972 85

36

WASH-1250 The Safety of Nuclear Power Reactors and Related Facilities US Atomic Energy Commission, July 1973

37

AIF Background INFO Public Affairs and Information Program Comparison of Fuels Used in Power Plants Atomic Industrial Forum, 1974, 3 p

38

WASH-1400 An Assessment of Accident Risks in US Commercial Power Plants (Draft) US Atomic Energy Commission, August 1974

39

Aktuelltom kårnkraft — Reaktorsåkerhet CDL:s skriftserie om energi nr. 2, 1974

40

J. Thunell Reaktorsåkerhet och olyckskonsekvenser CDL publikation TR nr. 2/1974

41

Aktuellt om kårnkraft — Plutonium CDL:s skriftserie om energi, nr. 1/1974

42

D. Jungnell Såkerhetsproblem i samband med plutonium CDL publikation TR nr. 1/1974

43

N. Gyldén, L. W. Holm Risker for kårnladdningsframstållning i det fbrdolda FOA 4 rapport C 4567-T3, mars 1974

44 Waste from Coal Burning Power Stations Resources Policy, Vol 1, No 1, Sept. 1974, p 37—39 45

B. Gustafsson Alternativa brånslen till brånnolja i vårme- och vårmekraftanlåggningar Stiftelsen for Vårmeteknisk Forskning, rapport SVF-13 Juni 1974

46

Nucleonics Week Vol 16, No 7, Febr. 13, 1975, p 2

47

T. Westermark, S. Forberg Hbgaktivt radioaktivt avfall Kemisk Tidskrift 1975, Nr. 1-2 p. 58-66

48

Norges Vassdrags- og Elektrisitetsvesen Endelig avstengning av kjernekraftverk Intern arbeidsrapport, nov. 1973

49

Owe Carlsson Projektledare for Ranstad 75 Personlig kommunikasjon

86

50

Referat i Nucleonics Week, March 6., 1975 p 7 (A nuclear plant pays back its energy investment in 2,3 months)

51

BNL-19265 L. D. Hamilton, S. C. Morris Health Effects of Fossil Fuel Power Plants Brookhaven National Laboratory, New York 1973

52

Roar Rose og Jan M. Døderlein Kjernekraft og annen energi, 1974

53

World Energy Conference Survey of Energy Resources, 1974

54

Norges offentlige utredninger Norges ressurssituasjon i global sammenheng, 1974

55

Stortingsmelding nr. 25 (1973—74) Petroleumsvirksomhetens plass i det norske samfunn

87

ET UTVALG AV SKRIFTER FRA CDL

■ Populære skrifter Disse skrifter kan publikum rekvirere fra CDL uten omkostninger. Karnkraftens ABC:

Gir en første innføring i kjernekraft

Energi, elkraft, kårnkraft i Sverige:

En miniatyrutstilling i 11 bilder

Aktuellt om kårnkraft: Plutonium Reaktorsåkerhet Hogaktivt avfall Aktuellt om elkraft: Kol, olja, uran samt Alternativa energislag

Under utgivelse

■ Rapporter Betegnelsen rapport innebærer at en viss teknisk kunnskap er en forutsetning for full forståelse av teksten. Rapportene er i første rekke beregnet på dem som vil gå i dybden innen de forskjellige emneområdene. Rapportene kan bestilles fra CDL til en pris av sv.kr. 10,— inkl. moms. Dag Jungnell

Såkerhetsproblem i samband med plutonium CDL publikation TR nr. 1/1974

Jbrgen Thunell

Reaktorsåkerhet och olyckskonsekvenser CDL publikation TR nr. 2/1974

Gunnar Walinder

Kårnkraften och de biologiska konsekvenserna CDL publikation TR nr. 3/1974

Ulf Lindblom

Geotermisk energi CDL publikation TR nr. 5/1975

Bjorn Kjellstrom

Reaktornbdkylning CDL publikation TR nr. 6/1975

CDL Fack 102 40 Stockholm 5

88