Reaktory wrzące w ofensywie

W ostatnich dniach miały miejsce dwa wydarzenia przybliżające zastosowanie reaktorów wodnych wrzacych w nowych blokach energetycznych. Technologia reaktorów wrzących, znanych też jako reaktory BWR (od ang. Boiling Water Reactor), jest drugą najpopularniejszą technologią reaktorową na świecie: obecnie wykorzystuje ją 58 z 390 eksploatowanych na świecie bloków (oraz 26 spośród 48 długoterminowo odstawionych - jak niedawno zaklasyfikowano niepracujące bloki japońskie). Zasadnicza różnica pomiędzy reaktorami wrzącymi a najpopularniejszymi na świecie reaktorami wodnymi ciśnieniowymi (PWR) polega na tym, że reaktory wrzące bezpośrednio wytwarzają parę kierowaną następnie do turbiny parowej bloku. Bardziej szczegółowy polskojęzyczny opis tej technologii można znaleźć tutaj.

 

Historycznie technologia BWR została opracowana w Stanach Zjednoczonych przez firmę General Electric – w bezpośredniej konkurencji do rozwijanej przez firmę Westinghouse technologii PWR. Konstrukcje tej klasy, w oparciu o technologię amerykańską, rozwijały później także firmy niemieckie, szwedzkie i japońskie. Obecnie oferowane są one głównie przez firmy powiązane z grupami GE, Hitachi i Toshiba. W ostatnich dekadach nowe reaktory wrzące powstawały głównie w Japonii i to tam skupiały się prace badawczo-rozwojowe nad urządzeniami tej klasy, teraz jednak planowana jest instalacja nowych jednostek w Wlk. Brytanii i USA.

W Wlk. Brytanii budowę nowych bloków spółka Horizon Nuclear Power, przejęta niedawno przez japoński koncern Hitachi (patrz wcześniejszy wpis). Nowe jednostki mają powstać przy istniejących elektrowniach jądrowych Wylfa oraz Oldbury i wykorzystywać reaktory typu ABWR (ang. Advanced Boiling Water Reactor) dostarczone przez Hitachi-GE Nuclear Energy Ltd. Konstrukcja ta została opracowana na przełomie lat 80. i 90. ubiegłego stulecia w wyniku współpracy firm GE, Hitachi, Toshiba oraz TEPCO. Do chwili obecnej powstały cztery bloki z tego typu reaktorami (wszystkie w Japonii). Rozpoczęto także budowę kolejnych czterech: dwóch w Japonii oraz dwóch na Tajwanie. Przyszłość tych inwestycji jest obecnie niepewna, choć nie ma to związku z wybraną dla nich technologią.

 

W Europie reaktory ABWR są obecnie oferowane przez Toshibę dla fińskich bloków Hanhikivi-1 oraz Olkiluoto-4 (choć w przypadku żadnej z tych inwestycji nie dokonano jeszcze ostatecznego wyboru dostawcy i technologii). Reaktor tego typu był także planowany dla litewskiej EJ Visaginas, jednak w wyniku przeprowadzonego w ubiegłym roku na Litwie referendum ten projekt zapewne nie doczeka się realizacji.

 

Choć w wypadku inwestycji realizowanej przez zależny od Hitachi Horizon kwestia wyboru technologii wydaje się oczywista, w celu zastosowania reaktora typu ABWR w Wlk. Brytanii jego projekt (w wariancie dostosowanym do warunków brytyjskich i nieco zmodernizowanym) musi zostać wcześniej zatwierdzony przez odpowiednie władze w procesie tzw. Oceny Projektu Standardowego (ang. Generic Design Assesment, GDA). Inwestor wystąpił o wszczęcie procedury administrcyjnej do brytyjskiego Ministerstwa Energii i Zmian Klimatu na początku tego roku, w wyniku czego 15 stycznia minister polecił rozpoczęcie odpowiednich prac brytyjskiemu dozorowi jądrowemu ONR oraz Agencji ds Środowiska. Proces akceptacji projektu jest szczegółowy i długotrwały, w przypadku francuskiego reaktora EPR (jedynej konstrukcji, która jak do tej pory przeszła GDA) postępowanie zakończone w grudniu 2012 r. trwało pięć lat. Pomyślne zakończenie GDA jest jednak niezbędne dla uzyskania licencji na budowę nowego reaktora danego typu w konkretnej lokalizacji.

 

14 stycznia z kolei amerykański dozór jądrowy NRC poinformował o pomyślnym zakończeniu procesu Oceny Oddziaływania na Środowisko dla nowego bloku nr 3 w Elektrowni Jądrowej Enrico Fermi w stanie Michigan. Proces zmierzający do wydania licencji na budowę i eksploatację nowej instalacji został zapoczątkowany przez inwestora, Detroit Edison Company, we wrześniu 2008 r. Nowy blok ma zostać wyposażony w najnowszą konstrukcję reaktora wodnego wrzącego, ESBWR (ang. Economic Simplified Boling Water Reactor) opracowaną przez GE-Hitachi Nuclear Energy. W porównaniu ze wcześniejszym typem ABWR reaktor wyposażony ma być w więcej pasywnych (a więc niezależnych od zasilania i reakcji operatorów) systemów bezpieczeństwa. Ogólny projekt techniczny reaktora ESBWR został zaakceptowany przez NRC w marcu 2011 r., jednak do wydania ostatecznej licencji na budowę i eksploatację konieczne jest także ukończenie raportu bezpieczeństwa dla nowej jednostki, które oczekiwane jest w ciągu bieżącego roku. Dokumentacja dotycząca projektu dostępna jest tutaj.

 

Z polskiego punktu widzenia przygotowania do budowy nowych bloków z reaktorami wrzącymi sa o tyle warte uwagi, że można oczekiwać, iż jednostki takie zostaną zaoferowane także polskiemu inwestorowi (o czym świadczą choćby liczne działania promocyjne i wystąpienia przedstawicieli GE-Hitachi). Na dziś trudno jednak przewidywać która ze wspomnianych konstrukcji ma szansę pojawić się w polskim przetargu, zadecydują o tym zapewne jego warunki, na dziś jeszcze nieznane.

Kolejne wyłączenia na koniec roku

W ostatnich dniach zeszłego roku doszło do – najprawdopodobniej trwałego – wyłączenia kolejnych dwóch bloków jądrowych: po jednym w Hiszpanii i Kanadzie.

 

W Hiszpanii wyłączono jedyny blok elektrowni Santa María de Garoña. Kwestia dalszej pracy tej elektrowni była już od kilku lat przedmiotem sporów natury politycznej. Blok wyposażony w pojedynczy reaktor wodny wrzący typu General Electric BWR/3 uruchomiono w 1971 r. jako drugi w Hiszpanii. Po wyłączeniu w 2006 r. bloku Jose Cabrera-1 pozostawał on najstarszym jądrowym blokiem energetycznym w tym kraju. W momencie wyłączenia moc bloku wynosiła 466 MW brutto oraz 446 MW netto. Jego operatorem jest spółka celowa Nuclenor prowadząca eksploatację w imieniu właścicieli – firm Iberdrola i Endesa (i będąca ich własnością).

 

Operator elektrowni dysponował od 1999 roku licencją zezwalającą na eksploatację do końca lipca 2009 r., wystąpił jednak do hiszpańskich władz w roku 2006 o jej przedłużenie. Możliwość dalszej eksploatacji uzależniona była od decyzji Ministerstwa Przemysłu Turystyki i Handlu oraz opinii hiszpańskiej Rady Bezpieczeństwa Jądrowego (Consejo de Seguridad Nuclear, CSN). W czerwcu 2009 r. Rada wydała pozytywną opinię dla 10-letniego przedłużenia eksploatacji pod warunkiem wprowadzenia określonych modernizacji przed rokiem 2013. Mimo to na początku lipca 2009 r. Ministerstwo wydało pozwolenie na przedłużenie licencji na eksploatację bloku tylko o 4 lata. Operator elektrowni zakwestionował tę decyzję jako niemającą podstaw prawnych i zaskarżył ją do Sądu Najwyższego.Tymczasem w styczniu 2011 r. nowy hiszpański gabinet zapowiedział możliwość uchylenia decyzji i zalecił ponowną ocenę możliwości przedłużenia eksploatacji przez CSN. Opinia dozoru była pozytywna i w lipcu 2013 r. decyzja nakazująca odstawienie w 2013 r. została uchylona, co otwierało operatorowi elektrowni możliwość wystąpienia o przedłużenie licencji. Jednakże w tym samym czasie hiszpański rząd premiera Rajoya, zmagający się ze skutkami ostrego kryzysu gospodarczego, zapowiedział nałożenie na energetykę nowych rodzajów podatków, w związku z czym operator wstryzmał decyzję o złożeniu stosownych dokumentów oraz przeprowadzeniu wymaganych przez dozór modernizacji, których koszt oszacowano na 120 mln euro. Ostatecznie ze względu na niepewną sytuację Nuclenor o przedłużenie licencji nie wystąpił w wymaganym terminie, co skutkować miało wyłączeniem elektrowni w lipcu 2013 r. Na tym jednak sprawa nie zakończyła się. W połowie grudnia, po tym jak hiszpański senat zatwierdził projekt przepisów nakładających na energetykę nowe podatki od wytwarzania energii elektrycznej, a na energetykę jądrową także dodatkowe opłaty opłatami za długoterminowe składowanie odpadów radioaktywnych, jak równiez za krótkoterminowe składowanie wypalonego paliwa na terenie elektrowni, Nuclenor zdecydował o natychmiastowym zakończeniu eksploatacji. Utrzymanie elektrowni w ruchu po 1 stycznia wymagałoby zapłaty 153 mln euro z tytułu zakumulowanych odpadów promieniotwórczych, co według Nuclenoru dziesięciokrotnie przekracza zysk z rocznej pracy instalacji i skutkowałoby natychmiastowym bankructwem spółki. Ostatecznie blok odstawiono wieczorem 16 grudnia. 28 grudnia zarząd Nuclenoru potwierdził, że decyzja jest ostateczna (choć ustawy jeszcze formalnie nie przyjęto).

 

Informacje hiszpańskiego dozoru jądrowego dotyczące licencji dla bloku dostępne są tutaj.

 

Niezależnie od tego, czy zaproponowane w Hiszpanii rozwiązania podatkowe można uznać za zasadne czy nie, zdarzenie to jest jaskrawym przykładem drastycznych skutków jakie dla inwestorów w długoterminowym biznesie jakim jest energetyka mogą nieść nagłe decyzje polityczne. Oczywiście ryzyko tego rodzaju nie ogranicza się do energetyki jądrowej, czego najlepszym dowodem są odczuwane przez Polskę (przy czym jeszcze nie w pełni) skutki wprowadzenia handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla.

 

W Kanadzie z kolei w dniu 28 grudnia odstawiono ostatecznie blok nr 2 elektrowni Gentilly, jedyny eksploatowany w prowijcji Quebec. Blok z reaktorem ciężkowodnym CANDU-6 o mocy 675 MW brutto i 635 MW netto został uruchomiony w grudniu 1982 r. Bloki tego typu (znacznie odbiegające konstrukcyjnie od typowych reaktorów lekkowodnych) generalnie projektowane są na około 25-30 lat eksploatacji, po których powinien nastąpić kapitalny remont połączony z wymianą wielu podstawowych urządzeń i elementów reaktora oraz modernizacją, pozwalający na kolejne ćwierć wieku pracy. Operator elektrowni, państwowa spółka Hydro-Québec, oryginalnie istotnie planował przeprowadzenie takiego remontu bloku Gentilly-2, który miał być prowadzony w latach 2013-2015, jednak we wrześniu nowe władze prowincji (a za nimi władze spółki) zdecydowały o porzuceniu tych planów i zakończeniu eksploatacji elektrowni do końca roku 2012 zgodnie z wymogami licencji (zapisano w niej konieczność permanentnego odstawienia lub odstawienia do kapitalnego remontu z końcem roku). Na podjętą decyzję wpływ miało znaczące przekroczenie budżetu podczas prowadzonego wcześniej podobnego remontu elektrowni Point Lepreau (ponownie uruchomionej w 2012 r.) oraz bloku nr 1 południowokoreańskiej EJ Wolsong. Z drugiej jednak strony operator poniósł już spore koszty na niedawną modernizację części urządzeń bloku Gentilly, które szacowane są na około 800 mln dolarów kanadyjskich – w obecnej sytuacji środki te można uznać za zmarnowane.

Elektrownia Jądrowa Gentilly. Blok nr 2 widoczny jest po lewej stronie zdjęcia, po prawej natomist znajduje się budynek bloku nr 1 z eksperymentalnym reaktorem moderowanym wodą ciężką i chłodzonym wrzącą wodą lekką. Konstrukcja okazała się jednak nieudana i blok odstawiono w 1977 r., zaledwie w 6 lat po uruchomieniu i jedynie 180 dniach rzeczywistej pracy (fot. Bouchecl via Wikipedia).

 

Warto przy tym zwrócić uwagę, że konieczność przeprowadzenia tak głębokiego i kosztownego remontu po relatywnie krótkim (jak na elektrownię jądrową) czasie eksploatacji jest cechą charakterystyczną technologii reaktorów CANDU i nie ma zastosowania do większości pracujących na świecie (oraz oferowanych na współczesnym rynku) reaktorów wodnych ciśnieniowych i wrzących.

 

W wydanym komunikacie Hydro-Québec szacuje koszty wyłączenia i rozbiórki elektrowni na 1,8 mld dolarów kanadyjskich, a czas wykonania wszystkich prac na 50 lat. Operator opublikował też przedstawione w przystępnej formie informacje na temat procesu wyłączenia i rozbiórki bloku (w języku angielskim i francuskim).

 

Mimo odstawienia tych dwóch bloków, globalny bilans energetyki jądrowej za rok 2012 pozostaje dodatni. Odstawione 4 bloki (poza powyższymi także brytyjskie Oldbury A-1 i Wylfa-2) dysonowały łączną mocą netto 1788 MW. Uruchomiono natomiast co prawda tylko 3 bloki, ale za to o łącznej mocy 2920 MW.

 

 

Czasowe wyłączenie bloku w EJ Oskarshamn

6 grudnia szwedzki nadzór jądrowy (Strålsäkerhetsmyndigheten) wydał firmie OKG, należącemu do grupy E.ON operatorowi Elektrowni Jądrowej Oskarshamn, polecenie niezwłocznego odstawienia bloku nr 2 tej elektrowni. Wedle oficjalnego komunikatu organu nadzoru "posiadacz licencji, OKG, nie był w stanie udowodnić, że część urządzeń kluczowych dla zapewnienia bezpiecznej eksploatacji spełnia wymogi Nadzoru pod kątem gotowości do pracy i niezawodności". Konkretnie chodzi o awaryjne agregaty prądotwórcze bloku, urządzenia niezwykle ważne w przypadku zaistnienia sytuacji awaryjnej.

 

Jak pisałem już wcześniej, sprawą kluczową dla zapewnienia bezpieczeństwa jest zapewnienie możliwości odprowadzania ciepła powyłączeniowego generowanego przez samorzutny rozpad krótkożyciowych produktów rozszczepienia już po wyłączeniu reaktora. W ogromnej większości eksploatowanych obecnie reaktorów odprowadzanie ciepła powyłączenoiwego wymaga zasilania bloku energią elektryczną (przede wszystkim do pracy pomp, a także dla zasilania układów automatyki). W normalnych sytuacjach zasilanie takie zapewnia krajowy system elektroenergetyczny, wiele elektrowni jądrowych posiada przy tym niezależną od układu wyprowadzenia mocy linię służącą tylko dostawom energii na teren obiektu. Oczywiście w przypadku elektrowni takiej jak Oskarshamn możliwe jest także zasilanie potrzeb własnych odstawionego bloku przez sąsiedni, pracujący.

 

Kwestia odprowadzania ciepła powyłączeniowego jest jednak zbyt ważna dla bezpieczeństwa radiologicznego, by można było tu polegać na zasilaniu systemowym. Dlatego każdy blok jądrowy wyposażony jest w specjalne awaryjne generatory prądotwórcze napędzane silnikami wysokoprężnymi. Generatory takie mają po kilka megawatów mocy, są utrzymywane w ciągłej gotowości do rozruchu, a pełną moc osiągają już w kilkanaście sekund od sygnału uruchomienia. Maszyny poddawane są także bardzo rygorystycznym próbom, zarówno na etapie odbioru technicznego, jak i podczas eksploatacji bloku. Całe instalacje realizowane są tak, by odporne były na skutki możliwych w danym regionie trzęsień ziemi, a liczba agregatów jest zawsze większa niż wynikałoby to z wymaganej mocy dla zapewnienia rezerwowania.

 

To właśnie zalanie takiego układu agregatów prądotwórczych stało się bezpośrednią przyczyną zdarzeń w japońskiej EJ Fukushima Dai-ichi. W tej elektrowni generatory przetrwały trzęsienie ziemi, ale zostały zalane przez falę tsunami, gdyż nie zainstalowano ich w pomieszczeniach zabezpieczonych przed wtargnięciem wody – znajdowały się one w maszynowni bloku. Dla porównania w sąsiedniej elektrowni Fukushima Dai-ni generatory zainstalowane były w sposób chroniący je przed zalaniem i pozostały w ruchu zgodnie z wymogami projektowymi, dzięki czemu w tej elektrowni nie doszło do żadnych poważnych wypadków.

 

Widać zatem, że sprawność agregatów, choć w codziennej eksploatacji nie odgrywa istotnej roli, jest sprawą kluczową z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa radiologicznego. Dlatego proces projektowania, wytwarzania, montażu i eksploatacji tych agregatów podlega niezwykle restrykcyjnym normom i bardzo ścisłej kontroli. Co natomiast stało się w Szwecji?

 

Szwedzki nadzór wykrył, że na jednym z agregatów bloku nie przeprowadzono części zaplanowanych na rok 2011 przeglądów, a na drugim konieczne jest przeprowadzenie próby 48-godzinnej ciągłej pracy. Zalecono także przeprowadzenie szerzej zakrojonych przeglądów osprzętu magistrali zasilania układów bezpieczeństwa.

 

Remont maszyny energetycznej opóźniony o ponad rok wygląda z pozoru groźnie, jednak warto zdać sobie sprawę w jaki sposób eksploatowane są te konkretnie agregaty. Otóż mimo regularnie prowadzonych prób, pracują one przez maksymalnie kilkadziesiąt godzin w roku, podczas gdy tego typu silniki wykorzystywane w zwyczajnych instalacjach energetycznych (lub na statkach) pracują po kilka tysięcy godzin rocznie. W przypadku normalnej elektrowni dieslowskiej, silniki takich samych typów przechodzą przeglądy co 8 tysięcy godzin pracy, a remonty średnie np. co 32 tysiące. Silnik zainstalowany w elektrowni jądrowej oczywiście nigdy w ogóle nie osiągnie 32 tysięcy godzin pracy, dlatego jego remonty czy przeglądy prowadzone są wedle innego grafiku i mają charakter prewencyjny, gdyż trudno tu mówić o zużyciu części.

 

Oczywiście nie zmienia to faktu, że operator nie dopełnił ciążących na nim obowiązków formalnych. A w kwestii jakichkolwiek niejasności związanych z układami bezpieczeństwa organy dozoru jądrowego zobowiązane są do podejmowania szybkich i zdecydowanych działań – i tak właśnie zachował się Strålsäkerhetsmyndigheten. Nie są to przy tym jedyne kłopoty elektrowni z układem awaryjnego zasilania bloku w tym roku. 20 lipca w wyniku nieudanej próby rozruchu jednego z silników podjęto decyzję o odstawieniu bloku do czasu naprawienia awarii. Blok przywrócono do pracy po wymianie generatora agregatu 2 sierpnia. Wtedy jednak obyło się bez interwencji dozoru jądrowego. Obecnie z kolei nieudana próba rozruchu jednego z czterech diesli w zadanym czasie opóźnia przywrócenie do normalnej eksploatacji bloku nr 1 tej samej elektrowni po długotrwałym remoncie. Wydawać się może, że to prawdziwa plaga w systemach bezpieczeństwa elektrowni Oskarshamn, choć jednocześnie podkreślić należy, że w żadnym momencie nie powstało bezpośrednie zagrożenie bezpieczeństwa radiologicznego – na każdym z dotkniętych problemami bloków przynajmniej część silników (absolutnie wystarczająca do zapewnienia bezpiecznego zasilania) pozostawała w pełnej gotowości do pracy. Jendak stopień wzajemnego rezerwowania uznawany był za niewystarczający, stąd decyzje o wyłączeniach jednostek mające charakter całkowicie prewencyjny.

 

Przewiduje się, że wykonanie prac zaleconych przez dozór zajmie około miesiąca; na razie operator elektrowni powiadomił nordycką giełdę energii Nordpool, że blok nie będzie pracował do 15 stycznia 2013 r.

 

Elektrownia Jądrowa Oskarshamn. Fot. Daniel Kihlgren via Wikipedia.

 



Elektrownia Jądrowa Oskarshamn jest jedną z trzech obecnie pracujących elektrowni jądrowych w Szwecji. Wyposażona jest w trzy bloki energetyczne z reaktorami wodnymi wrzącymi dostarczonymi przez firmę ABB:

• O1 o mocy 492 MW uruchomiony w 1971 r.,
• O2 o mocy 661 MW uruchomiony w 1974 r.,
• O3 o mocy 1450 MW uruchomiony w 1985 r.