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.

Koreański wykonawca dla polskiej EJ?

Wczoraj w godzinach popołudniowych serwis internetowy anglojęzycznego koreańskiego dziennika The Korea Times zamieścił informację dotyczącą polskiego programu jądrowego (i przy okazji gazu łupkowego). Dziennik cytuje przy tym wypowiedź Ambasadora RP w Republice Korei Krzysztofa Majki. Ambasador wyraził pogląd, że polski program jądrowy "powinien być obszarem żywotnego zainteresowania dla KEPCO, Doosanu i innych firm" i ocenił, że "Korea jest wiodącym dostawcą kompletnych instalacji jądrowych".

KEPCO, czyli Korean Electric Power Corporation jest największą grupą energetyczną w Korei Południowej. Kontrolowana przez skarb państwa firma jest zarówno wytwórcą energii (w szczególności, poprzez spółkę zależną Korea Hydro & Nuclear Power jest właścicielem wszystkich południowokoreańskich bloków jądrowych), jak i dostawcą technologii.

 

Obecnie KEPCO oferuje na rynek międzynarodowy bloki z własnej konstrukcji reaktorami wodnymi ciśnieniowymi typu APR-1400. Stanowią one ewolucyjne rozwinięcie poprzednich reaktorów OPR-1000, które z kolei opracowano na podstawie doświadczeń z wcześniejszym wykorzystaniem technologii amerykańskiej (Westinghouse) i francuskiej (Framatome). Budowę pierwszych bloków z reaktorami APR-1400 rozpoczęto w EJ Shin Kori w 2008 roku, przekazanie do eksploatacji oczekiwane jest w roku bieżącym. Obecnie w Korei Południowej budowane są trzy takie bloki, a planowana jest budowa pięciu kolejnych. Jeśli chodzi o eksport realizacja dwublokowej elektrowni z reaktorami APR-1400 trwa w Abu Zabi (patrz wcześniejszy post).

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.

 

 

Schemat turecki

Jak informuje serwis internetowy korporacji Rosatom, 29 grudnia ubiegłego roku w tureckim mieście Mersin na wybrzeżu Morza Śródziemnego (stolicy prowincji o tej samej nazwie) otwarto centrum informacyjne poświęcone energetyce jądrowej. Centrum ma za zadanie popularyzować energię jądrową wśród lokalnej ludności, a duża część jego działalności skierowana będzie do młodzieży szkolnej. Budowa centrum jest ściśle związana z przygotowaniami do budowy elektrowni jądrowej Akkuyu w pobliżu miasta Büyükeceli (również na wybrzeżu, ok. 140 km na południowy zachód od Mersin).

Tworzenie tego rodzaju ośrodków informacyjnych, zarówno na etapie przygotowania, jak i późniejszej eksploatacji elektrowni jądrowej, jest dziś zjawiskiem powszechnym. Zadaniem centrów, których działanie jest na ogół finansowane przez inwestora, jest zapewnianie rzetelnych informacji na temat prowadzonej przez elektrownię działalności na różnych poziomach wiedzy, dostosowanych do różnych grup odbiorców. Nowe centrum w Mersin jest – podobnie jak i inne obiekty tego typu na świecie – wyopsażone w liczne pomoce dydaktyczne oraz instalacje multimedialne wspomagające personel w objaśnianiu złożonych zagadnień związanych z energetyką jądrową.

Warto przyjrzeć się także samej inwestycji, gdyż jest ona realizowana w sposób nietypowy, przynajmniej dla energetyki jądrowej. Elektrownia Akkuyu budowana będzie na podstawie umowy zawartej pomiędzy władzami Republiki Turcji i Federacji Rosyjskiej z 2010 r. a jej operatorem i właścicielem (odpowiedzialnym także za wyłączenie i demontaż instalacji) będzie powołana w grudniu 2011 r. spółka celowa Akkuyu NGS Elektrik Üretim A.Ş. całkowicie zależna od rosyjskiego państwowego koncernu Rosatom. Głównym udziałowcem (92,85%) jest OAO "Koncern Rosenergoatom", pozostałe niewielkie pakiety należą do innych spółek rosyjskiego sektora jądrowego zajmujących się realizacją i eksploatacją instalacji jądrowych. W przyszłości przewiydwana jest możliwość sprzedaży do 49% udziałów inwestorom spoza Federacji Rosyjskiej, zainteresowanie nimi wyrażają tureckie spółki energetyczne.

Ze strony tureckiej spółka energetyczna Turkish Electricity Trade and Contract Corporation (TETAS) zagwarantowała zakup energii elektrycznej z nowowybudowanych bloków: 70% z pierwszych dwóch oraz 30% z kolejnych dwóch w okresie 15 lat ich pracy. Średnią ważoną cenę energii ustalono na 0,1235 USD/kWh, określone jest także maksimum na poziomie 0,1530 USD/kWh. Pozostałą energię elektryczną operator instalacji będzie sprzedawał samodzielnie na rynku. Ponadto po zakończeniu 15-letniego okresu operator elektrowni wypłaci 20% wypracowanych zysków tureckiemu budżetowi.

 

Zapisana w umowie cena energii jest zauważalnie wyższa od obecnej ceny energii na tureckim rynku hurtowym (rzędu 0,08 USD/kWh), jednak oczekuje się, że będzie odpowiadać cenom rynkowym w momencie wejścia instalacji do eksploatacji za 7 lat.

Elektrownia ma składać się z czterech bloków AES-2006 z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi typu WWER-1200 o mocy 1200 MW każdy, bardzo zbliżonych obecnie realizowanych w rosyjskiej Nowoworoneskiej EJ (i podobnych do budowanych w elektrowniach leningradzkiej oraz bałtyckiej). Wartość inwestycji na etapie porozumienia międzyrządowego w maju 2010 r. szacowano na 20 mld USD. W końcu 2012 r. spółka celowa określiła koszty budowy elektrowni na poziomie 18,7 mld USD, całkowita wartość inwestycji określana jest przez różne źródłą na poziomie 22-25 mld USD.



Budowa bloku nr 1 Nowoworoneskiej Elektrowni Jądrowej-2. Jest to instalacja wzorcowa dla planowanej EJ Akkuyu. Na pierwszym planie widoczna konstrukcja budynku reaktora, za nią stalowy szkielet powstającej maszynowni.
Fot. Hullernuc via Wikipedia.

Wedle informacji podanych przez prezesa spółki celowej Aleksandra Superfina inwestor oczekuje uzyskania pozwoleń na budowę do końca roku 2014, a uruchomienie pierwszego bloku planowane jest na rok 2020 (we wcześniejszej fazie projektu deklarowano odpowiednio lata 2013 i 2018). Projektowy czas eksploatacji każdego bloku to 60 lat, a oczekiwana roczna produkcja energii to 33 TWh.

 

Te i inne informacje o projekcie (w językach angielskim, tureckim i rosyjskim) można znaleźć na stronie spółki celowej tutaj. Niestety projekt strony nie umożliwia linkowania poszczególnych komunikatów prasowych, z których pochodzą cytowane wyżej dane.

 

Ogólny opis tureckich planów w obszarze energetyki jądrowej (również zawierający dane źródłowe) dostępny jest na stronach World Nuclear Association.

Wieści z Chin – uzupełnienie

Okazuje się, że próba zrobienia czegoś przed czasem nie musi prowadzić do sukcesu. Tak się stało z moimi ostatnimi podsumowaniami. W ostatnich dniach z Chin napłynęły bowiem nowe wieści dotyczące nowych bloków.

27 grudnia rozpoczęto prace przy wykonywaniu konstrukcji betonowych bloku nr 3 Elektrowni Jądrowej Tianwan w Lianyungang. Rozpoczęcie budowy bloków 3 i 4 w tej elektrowni zatwierdziła 19 grudnia Rada Państwa Chińskiej Republiki Ludowej co pozwoliło na niezwłoczne wydanie licencji na budowę przez Państwową Agencję Dozoru Jądrowego.

Nowe bloki będą wyposażone w rosyjskiej konstrukcji reaktory wodne ciśnieniowe typu Gidropress WWER-1000 W-428 należące do generacji III i osiągać będą moc 1060 MW brutto. Generalnym wykonawcą wysp reaktorowych jest ZAO Atomstrojeksport. Za realizację części konwencjonalnej odpowiada strona chińska a systemy sterowania dostarczą natomiast Areva i Siemens. Umowę na realizację bloków z rosyjskim wykonawcą strona chińska podpisała jeszcze w końcu 2010 roku. W marcu 2011 podpisano zresztą także umowę na realizację dwóch kolejnych bloków (nr 5 i 6) – choć jej realizacja z uwagi na przegląd chińskiego programu jądrowego opóźniła się – a rozważana jest budowa dalszych dwóch z wykorzystaniem nowszych reaktorów WWER-1200.

Warto zwrócić uwagę, że nowe bloki oparte będą o starszy model reaktora rodziny WWER niż budowane obecnie jednostki w rosyjskich elektrowniach nowoworoneskiej i lenigradzkiej, za to analogiczny z dwoma już eksploatowanymi w EJ Tianwan. Dwa pierwsze bloki wybudowano tam w latach 1999-2007 w ramach realizacji porozumienia między rządami Federacji Rosyjskiej i Chińskiej Republiki Ludowej z 1992 r. Zastosowany w nich reaktor stanowi zmodernizowaną wersję konstrukcji stosowanej w radzieckich elektrowniach jądrowych u schyłku lat 80. oraz w czeskiej elektrowni w Temelínie, również w ich przypadku dostarczono zachodnie układy automatyki i sterowania. Bloki Tianwan-1 i 2 były też pierwszymi jednostkami na świecie, w których zastosowano tzw. chwytacz rdzenia, czyli konstrukcję umożliwiającą zatrzymanie stopionego materiału rdzenia w wypadku niepowstrzymanej awarii związanej z przerwaniem chłodzenia reaktora. Teoretycznie w takiej sytuacji niepowstrzymane wydzielanie ciepła powyłączeniowego mogłoby doprowadzić do stopienia materiałów rdzenia (w tym paliwa jądrowego zawierającego silnie radioaktywne produkty rozszczepienia), które następnie mogą przerwać zbiornik ciśnieniowy reaktora, choć warto podkreślić, że do tej pory takie zdarzenie nigdy nie miało miejsca. Mimo to w konstrukcjach nowych bloków energetycznych chwytacze stały się już standardem.

Komunikat prasowy korporacji Rosatom (której częścią jest Atomstrojeksport) dotyczący budowy nowych bloków dostępny jest w języku angielskim oraz rosyjskim (obie wersje nie są identyczne).

 

 

Kolejna wiadomość z Chin nadeszła dzień później: jak informuje portal World Nuclear News 28 grudnia po raz pierwszy zsynchronizowano z systemem elektroenergetycznym blok nr 1 Elektrowni Jądrowej Ningde. Blok wyposażony jest w chińskiej konstrukcji reaktor wodny ciśnieniowy CPR-1000 stanowiący ewolucyjne rozwinięcie francuskiego reaktora M310 i rozwija moc 1080 MW brutto i 1000 MW netto. W budowie pozostają kolejne trzy bloki (realizację bloków 1 i 2 rozpoczęto w 2008 roku, a 3 i 4 – w 2010). Blok nr 1 czeka teraz seria prób eksploatacyjnych, które w przypadku każdej elektrowni muszą poprzedzać jej przekazanie do normalnej eksploatacji. Próby takie typowo trwają kilka miesięcy.

Rok 2012 w energetyce jądrowej [aktualizacja]

Pod wpływem konstruktywnego komentarza (za który bardzo dziękuję! Zachęcam do dalszych!) zaktualizowałem wpis, aktualizacja wyróżniona kolorem. Kolejna aktualizacja pod wpływem chińskich postępów.

Koniec roku to zawsze okres podsumowań. Przyjrzyjmy się więc pokrótce co zdarzyło się w światowej energetyce jądrowej w kończącym się roku. Wedle statystyk Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej:

• Uruchomiono 2 nowe bloki w Republice Korei: Shin-Wolsong-1 oraz Shin-Kori-2, oba o mocy zainstalowanej 960 MW netto, wyposażone w koreańskiej konstrukcji reaktory wodne ciśnieniowe OPR-1000 oraz blok Ningde-1 w Chińskiej Republice Ludowej z chińskim reaktorem CPR-1000 o mocy 1000 MW netto (jeszcze nie wykazany w statystykach MAEA).
• 2 bloki Elektrowni Jądrowej Bruce w Kanadzie (nr 1 i nr 2) przywrócono do eksploatacji po długoterminowym odstawieniu połączonym z modernizacją. Oba bloki wyposażone są w kanadyjskie reaktory ciężkowodne AECL CANDU-791 i osiągają moc netto po 772 MW; do remontu zostały odstawione odpowiednio w 1997 i 1995 roku.
• Ostatecznie wyłączono dwa bloki w Wielkiej Brytanii: Oldbury-A1 (217 MW netto) oraz Wylfa-2 (490 MW netto). Oba wyposażone były w pierwszej generacji brytyjskie reaktory chłodzone dwutlenkiem węgla (GCR – Magnox).
• Rozpoczęto budowę trzech nowych bloków:
• Bałtijsk-1 z rosyjskiej konstrukcji reaktorem wodnym ciśnieniowym WWER-1200 W-491 w Obwodzie Kaliningradzkim Federacji Rosyjskiej, 1082 MW netto,
• Schin-Ulchin-1 z koreańskim reaktorem wodnym ciśnieniowym APR-1400 w Republice Korei, 1340 MW netto,
• Barakah-1 z koreańskim reaktorem wodnym ciśnieniowym APR-1400 w Abu Zabi, 1345 MW netto.
• Zdecydowano o przerwaniu budowy Elektrowni Jądrowej Belene w Bułgarii (2 x WWER-1000, 2 x 953 MW netto). Budowę tej elektrowni rozpoczęto jeszcze w latach 80., następnie zawieszono po transformacji ustrojowej w 1990 roku. Plac budowy został jednak zakonserwowany, co umożliwiło podjęcie decyzji o reaktywacji budowy w roku 2002. Niestety oferty na ukończenie bloków zostały uznane za niesatysfakcjonujące, nie udało się też pozyskać zagranicznego inwestora. Władze bułgarskie zdecydowały jednak o zainstalowaniu jednego z wykonanych już dla EJ Belene reaktorów w nowym, siódmym bloku pracującej EJ Kozłoduj.
• Zadecydowano także o nieprzywracaniu do eksploatacji dwóch bloków kanadyjskiej EJ Pickering (nr 2 i nr 3, 2 x 515 MW netto, reaktory ciężkowodne CANDU-500) odstawionych do potencjalnej modernizacji w roku 1997. Oficjalnie uznano je za permanentnie wyłączone od roku 2007 (blok 2) i 2008 (blok 3).

W chwili obecnej na świecie znajduje się 437 jądrowych bloków energetycznych zdolnych do pracy (choć niekoniecznie w tej chwili eksploatowanych, np. w Japonii) o łącznej mocy niemal 372 GW (czyli przeszło 10-krotnie wyższej niż cała moc zainstalowana w polskim systemie elektroenergetycznym).

 

Jeden reaktor pozostaje oficjalnie w stanie "wyłączenia długoterminowego" – jest to pilotażowy reaktor powielający Monju w Japonii, który jednak nigdy nie wszedł do normalnej eksploatacji. Blok ukończono już w 1995 r., jednak w czasie prób wybuchł na nim pożar. Uszkodzenia naprawiono, jednak do dziś władze japońskie nie zezwoliły na jego eksploatację.

 

W budowie z kolei znajdują się 64 nowe bloki. Warto zauważyć, że statystyki Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej, z których pochodzą wszystkie cytowane liczby, uznają blok za znajdujący się "w budowie" dopiero po rozpoczęciu prac nad konstrukcjami związanymi z bezpieczeństwem eksploatacji reaktora, co może nastąpić nawet w dwa lata po rzeczywistym rozpoczęciu prac na placu budowy. Stąd też statystyki te nie uwzględniają np. dwóch bloków budowanych już w amerykańskiej EJ Vogtle, drugiego bloku w EJ Barakah w ZEA ani trzech nowych instalacji, których budowa rozpoczęła się w Chinach.

 

Ogólnie widać, że pod względem mocy bloków jądrowych globalna energetyka jądrowa cały czas się rozwija, choć niespiesznie. Warto jednak zwrócić uwagę także na kluczowe wydarzenia, które nie odbiły się jeszcze na tegorocznej statystyce. Takie wydarzenia miały miejsce w kilku krajach:

• W Chińskiej Republice Ludowej władze podjęły decyzję o powrocie do szeroko zakrojonego programu rozbudowy energetyki jądrowej. Od czasu katastrofy w Fukushimie w kraju tym, który wyrósł w ostatnich latach na głównego gracza jeśli chodzi o nowe inwestycje, nie rozpoczynano budowy nowych jednostek. Od przyszłego roku ma się to jednak zmienić, co powinno zaowocować ponownym wzrostem liczby nowych inwestycji.
• W Wlk. Brytanii wydano pierwsze decyzje formalne prowadzące do budowy nowych bloków, w tym pierwszą licencję zezwalającą na lokalizację nowej instalacji. W kraju tym planowana jest obecnie budowa czterech nowych instalacji wyposażonych w dwa różne typy reaktorów.
• W Czechach zrewidowano politykę energetyczną uwzględniając dużo wyższy planowany udział energetyki jądrowej w kolejnych dekadach. Zaplanowana jest budowa nowych bloków oraz przedłużenie eksploatacji istniejących.
• We Francji nowowybrany prezydent François Hollande zapowiedział zmniejszenie udziału energetyki jądrowej w krajowym bilansie energetycznym do poziomu ok. 50% w roku 2025 (obecnie pomiędzy 75 i 80%). Nie podjęto jeszcze konkretnych decyzji, wydaje się także, że drogą do osiągnięcia tego celu będzie raczej niezastępowanie istniejących bloków nowymi, a nie przedwczesne wyłączanie instalacji pracujących. Zapowiedziano co prawda wycofanie z eksploatacji dwóch bloków EJ Fessenheim do 2017 r., niemniej są to najstarsze obecnie eksploatowane jednostki we Francji i w tym terminie osiągną projektowy czas eksploatacji na poziomie 40 lat. Jest to zatem raczej decyzja o nieprzedłużaniu eksploatacji niż jej skróceniu. Szczegółowe plany transformacji francuskiej energetyki mają zostać opracowane dopiero w najbliższym czasie, choć zapewne można spodziewać się zaniechania budowy wstępnie planowanego nowego bloku z reaktorem EPR w EJ Penly (stnaowisko prezydenta w tej sprawie nie jest całkowicie jasne, jednak z pewnością nie rozpoczęto jego budowy w roku 2012 tak jak to oryginalnie planowano).
• Na Litwie obywatele w referendum wypowiedzieli się znaczną większością głosów przeciwko budowie elektrowni jądrowej w tym kraju, co najprawdopodobniej spowoduje rezygnację z budowy dwublokowej EJ Visaginas.

Rok wydaje się zatem umiarkowanie optymistyczny dla przemysłu jądrowego. Wydaje się, że – szczególnie w świetle decyzji chińskich władz – można już z całą pewnością powiedzieć, iż katastrofa w Fukushimie nie spowoduje globalnego krachu energetyki jądrowej. Wbrew pozorom decyzje podejmowane przez rządy Niemiec, Szwecji czy Szwajcarii a nawet  nie mają tu wielkiego znaczenia, gdyż kraje te i tak nie planowały budowy nowych instalacji. Także zmiana francuskiej polityki nie oznacza krachu dla branży, gdyż w kraju tym nie planowano także wielkiej rozbudowy energetyki jądrowej – natomiast jest to dla branży bez wątpienia spory cios wizerunkowy. Bardziej poważną sprawą może być przestawienie energetyki amerykańskiej z atomu na gaz łupkowy, które w horyzoncie kilkunastu lat. Warto jednak pamiętać, że Europa Zachodnia i Ameryka Północna od dawna nie są już głównymi placami budowy instalacji jądrowych – podobnie jak w obszarze innych inwestycji środek ciężkości przesuwa się dziś ku Azji. Jednak także w Unii Europejskiej nie zabraknie nowych projektów, w najbliższej przyszłości przede wszystkim w Wlk. Brytanii, Czechach i Finlandii.

Chińska polityka nie tylko na papierze

W ciągu zaledwie dwóch miesięcy, jakie upłynęły od ogłoszenia wznowienia programu jądrowego przez władze Chińskiej Republiki Ludowej, w kraju tym rozpoczęto budowę trzech nowych jądrowych bloków energetycznych. Są to oczywiście projekty, które przygotowane były już wcześniej, a których realizację wstrzymało tymczasowe zawieszenie wydawania pozwoleń na budowę nowych instalacji. Niemniej ich realizacja wskazuje, że Chińczycy traktują swoje zapowiedzi zupełnie serio.

 

Dwa spośród nowych projektów to kolejne bloki w ramach większych inwestycji. Bloki Fuqing-4 (w prowincji Fujian) oraz Yangjiang-4 (w prowincji Guangdong, dawniej znanej jako Kanton) wyposażone będą w chińskie reaktory wodne ciśnieniowe CPR-1000. Konstrukcja ta stanowi wersję rozwojową francuskiego reaktora M310 zastosowanego w pierwszych chińskich elektrowniach jądrowych w latach 90. W obu elektrowniach obecnie znajdują się w budowie po cztery takie bloki o planowanej mocy po 1080 MW brutto i 1000 MW netto. W obu elektrowniach planuje się także budowę kolejnych dwóch bloków wykorzystujących bardziej zaawansowaną wersję reaktora CPR-1000, wolną przy tym od elementów, do których prawa posiadają firmy francuskie. Docelowo zatem każda elektrownia ma dostarczać chińskiemu systemowi po 6 GW.

 

Znacznie ciekawszy jednak jest trzeci projekt – budowa bloku Shidaowan z reaktorami wysokotemperaturowymi HTR-PM w prowincji Szantung. Reaktory w tej instalacji będą chłodzone helem pod ciśnieniem 7 MPa i będą wykorzystywały paliwo w postaci kul (tzw. złoże usypane). Opuszczający reaktor gorący hel (o temperaturze na poziomie 750 °C) posłuży do wytwarzania przegrzanej pary wodnej w wytwornicach pary (parametry pary 13.2 MPa, 566 °C, a więc porównywalne z np. polskimi blokami konwencjonalnymi). Rozwiązanie takie pozwalać będzie na osiągnięcie nietypowo wysokiej (dla bloków jądrowych) sprawności na poziomie 40%. W tradycyjnych reaktorach wodnych jest to niemożliwe ze względu na zbyt niską temperaturę pracy reaktora nieprzekraczającą 320 °C.

 

Model elementu paliwowego reaktora wysokotemperaturowego ze złożem usypanym na ekspozycji Edelstein-Museum w Idar-Oberstein w Niemczech. Tego rodzaju paliwo wykorzystywać będzie instalacja HTR-PM.
Fot. Stefan Kühn via Wikipedia.

 

 

Koncepcja nowego bloku jest w zasadzie powtórzeniem zachodnioniemieckiego eksperymentalnego bloku THTR-300 zbudowanego w latach 80. W Niemczech badania jednak przerwano po niespełna trzech latach od ukończenia budowy bloku ze względu na rosnące koszty związane z nową technologią. Szczegółowych informacji technicznych o THTR-300 można zasięgnąć tutaj (materiał w języku niemieckim).

 

Podobny projekt realizowali wcześniej także Amerykanie, choć również w tym przypadku nie zakończył się on powodzeniem. Pilotażowy blok Fort St. Vrain pozostawał w eksploatacji przez 10 lat, jednak trapiony był przez liczne problemy eksploatacyjne związane z zastosowaną technologią (choć bardziej dotyczyły one urządzeń pomocniczych niż samego reaktora – przede wszystkim dmuchaw podających hel o niesprawdzonej wcześniej konstrukcji). Ze względu na koszty i ogólne załamanie programu jądrowego w USA po awarii Three Miles Island rozwoju tej technologii nie kontynuowano.

 

Na przełomie stuleci rozwój technologii wysokotemperaturowej podjęto w RPA (na podstawie odkupionej technologii niemieckiej), w USA oraz w Chinach (również wg wzorców niemieckich). Projekt południowoafrykański (PBMR) zakładał modyfikację technologii i wykorzystanie gorącego helu bezpośrednio w turbinie gazowej (co pozwalać miało na osiągnięcie sprawności powyżej 45%), jednak został zawieszony w końcu ubiegłej dekady ze względu na kryzys finansowy oraz społeczne protesty przeciwko rozwojowi energetyki jądrowej. Projekt amerykański (GT-MHR) pozostaje głównie na papierze i nie należy spodziewać się rychłej realizacji. 

 

Tymczasem w Chinach od roku 2003 pracuje (zbudowany na wzór wcześniejszch instalacji niemieckich) wysokotemperaturowy reaktor badawczy tego typu, HTR-10, opracowany przez pekiński Uniwersytet Tsinghua. Obecnie, mimo swojego statusu (reaktor badawczy), napędza on turbogenerator o mocy 20 MW zsynchronizowany z krajowym systemem energetycznym. Nowa instalacja będzie już prototypem rozwiązania o skali przemysłowej. Blok Shidaowan ma składać się z dwóch reaktorów i pojedynczej turbiny. Jego moc zainstalowana ma wynieść 210 MW.

 

Szczegółówe informacje o instalacji HTR-PM można znaleźć w prezentacji tutaj.

Ogólną analizę chińskiej energetyki jądrowej wykonaną przez stowarzyszenie World Nuclear Association tutaj.

Informacja prasowa (China Daily) dotycząca budowy instalacji HTR-PM tutaj.

Wszystkie materiały w języku angielskim.

 

Warto zauważyć, że żaden z trzech opisanych bloków nie jest jeszcze uwzględniony w statystykach Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (system PRIS), ponieważ nie rozpoczęto jeszcze prac nad konstrukcjami bezpośrednio związanymi z bezpieczeństwem reaktora.

Brytyjskiego atomu ciąg dalszy

Z Wielkiej Brytanii nadchodzą kolejne informacje dotyczące postępów w planowaniu budowy nowych jądrowych bloków energetycznych. W zeszłym miesiącu pisałem już o wydaniu pierwszej od lat licencji lokalizacyjnej dla nowej instalacji realizowanej przez spółkę NBB GenCo z Grupy EDF. Kolejną ważną datą dla obu planowanych przez NBB GenCo inwestycji stał się 13 grudnia, kiedy to brytyjski organ dozoru jądrowego ONR wydał decyzję zatwierdzającą ogólny projekt opracowanego przez firmy AREVA oraz EDF reaktora UK EPR do zastosowania na terenie Zjednoczonego Królestwa, tzw. General Design Acceptance (GDA). Decyzja taka otwiera drogę do zastosowania tej konstrukcji w konkretnych instalacjach, choć samo rozpoczęcie budowy wymaga osobnych pozwoleń opartych o dokumentację konkretnego obiektu.

 

NBB GenCo nie jest jednak jedynym podmiotem, który planuje budowę nowych bloków jądrowych w Wlk. Brytanii. Drugim inwestorem jest spółka Horizon Nuclear Power. Została ona powołana w styczniu 2009 r. jako wspólne przedsięwzięcie niemieckich koncernów energetycznych E.ON oraz RWE specjalnie dla przygotowania i realizacji projektu nowych bloków jądrowych przy istniejących elektrowniach Oldbury i Wylfa. Prawo do budowy nowych instalacji w tych lokalizacjach spółka otrzymała w wyniku wygrania aukcji zorganizowanej w kwietniu 2009 r. (podobnie jak grupa EDF w przypadku swoich projektów). W początkowej fazie oceniano możliwośc zastosowania reaktora EPR konstrukcji francuskiego koncernu AREVA lub reaktora AP1000 oferowanego przez Toshibę i Westinghouse; nowe bloki miały być budowane na początku drugiej dekady XXI w.

 

W marcu 2012 r. niemieccy właściciele ogłosili chęć wycofania się z projektu i wystawili Horizon Nuclear Power na sprzedaż, co zapowiadało problemy z realizacją nowych bloków. 30 listopada opublikowano jednak informację o przejęciu spółki przez japoński koncern Hitachi, który zamierza kontynuować oba projekty, choć w oparciu o technologię reaktorów wodnych wrzących GE Hitachi – konkretnie odpowiednio zaadaptowaną konstrukcję reaktora ABWR. Planuje się budowę dwóch lub trzech bloków w każdej z dwóch wybranych lokalizacji; pierwsze z nich przekazane mają być do eksploatacji w pierwszej połowie lat 20. Oczywiście konstrukcja ABWR będzie musiała także zostać zatwierdzona przez dozór jądrowy przed rzeczywistym zastosowaniem; zgodnie z oświadczeniem inwestora stosowne działania zostaną podjęte "niezwłocznie", choć oczywiście uzyskanie GDA zajmie sporo czasu. Z drugiej jednak strony ABWR to jedyny z rozważanych dla nowych brytyjskich elektrowni typ reaktora, który jest już eksploatowany – cztery takie urządzenia zainstalowane są w japońskich elektrowniach jądrowych w blokach Kashiwazaki-Kariwa 6 i 7, Hamaoka-5 oraz Shika-2.

 

Istniejące elektrownie Oldbury oraz Wylfa posiadają po dwa bloki energetyczne z brytyjskiej konstrukcji reaktorami I generacji chłodzonymi dwutlenkiem węgla (GCR, znane także jako Magnox) uruchomione na przełomie lat 60. i 70. XX w. Trzy z nich (Oldbury-A1, Oldbury-A2 oraz Wylfa-2) zostały niedawno wyłączone, blok Wylfa-1 pozostaje jeszcze w eksploatacji, a jego wyłączenie planowane jest na rok 2014.

 

Poza planami budowy nowych bloków spółka EDF Energy – operator 15 spośród 16 pracujących w Wlk. Brytanii bloków jądrowych (wszystkich poza Wylfa-1) – ogłosiła chęć przedłużenia eksploatacji dwóch bloków w elektrowni Hinkley Point B oraz dwóch w Hunterston B do roku 2023. Dotychczasowe plany mówiły o wyłączeniu tych jednostek w roku 2016 – miały być to pierwsze 4 z 15 bloków jądrowych tego operatora przeznaczone do trwałego odstawienia. Wszystko wskazuje zatem na utrzymanie znacznej roli energetyki jądrowej w brytyjskim bilansie energetycznym. Obecnie bloki jądrowe wytwarzają ok. 18 procent zużywanej w tym kraju energii elektrycznej.

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.

 

70 lat z energią jądrową

Dokładnie 70 lat temu, 2 grudnia 1942 r. zespół naukowców pod kierownictwem Enrico Fermiego po raz pierwszy przeprowadził kontrolowaną samopodtrzymującą się łańcuchową reakcję rozszczepienia. Przez 28 minut reakcja zachodziła w reaktorze nazywanym CP-1 (Chicago Pile 1 - Stos Chicagowski nr 1) zbudowanym w przebudowanym korcie do squasha pod trybunami stadionu Stagg Field na terenie University of Chicago. Stos zbudowany był z bloków grafitowych o łącznej masie 380 ton wspartych na drewnianej konstrukcji nośnej. Materiałem rozszczepialnym było 6 ton uranu metalicznego oraz 40 ton tlenku uranu. Ciekawostką jest fakt, że Enrico Fermi, który szlifował swoją znajomość języka angielskiego czytając "Kubusia Puchatka", nazwał niektóre przyrządy pomiarowe imionami bohaterów powieści: Tygryska, Prosiaczka, Mamy Kangurzycy i Maleństwa.

 

Reaktor osiągnął moc zaledwie rzędu 0,5 W (podczas dalszych prób osiągnięto jednak chwilowe maksimum na poziomie 200 W). Nie posiadał on przy tym żadnych osłon zatrzymujących promieniowanie ani systemów chłodzenia – przy tak małej mocy nie były one jednak potrzebne. Pręty regulacyjne i bezpieczeństwa, które służyły do włączania i wyłączania reaktora, obsługiwane były ręcznie; potencjalne awaryjne wyłączenie miało polegać na wprowadzeniu do reaktora pręta zawieszonego na linie zamocowanej do balustrady galerii, na której znajdowali się naukowcy. W razie potrzeby lina miała być przecięta toporkiem przez wyznaczonego członka zespołu.

 

Budowa historycznego reaktora rozpoczęła się 16 listopada 1942 r. Po pierwszym uruchomieniu nie pozostał on na miejscu długo, jako że jego głównym celem była weryfikacja założeń teoretycznych (głównie możliwości zaistnienia samopodtrzymującej się reakcji łańcuchowej). Już na początku roku 1943 został on rozebrany. Elementy reaktora przewieziono do Palos Park w stanie Illinois, gdzie wykorzystano je do budowy kolejnego – CP-2.

 

Opis reaktora CP-1 wraz z ilustracjami można znaleźć tutaj, a historię całego eksperymentu tutaj.

Z okazji rocznicy amerykańskie Argonne National Laboratory przygotowało krótki film, w którym dwóch żyjących jeszcze uczestników eksperymentu wspomina historyczny dzień. Można go obejrzeć w serwisie YouTube (uwaga: dość specjalistyczny język!).

 

Zdjęcia z budowy ukazujące warstwy grafitu obejrzeć można tutaj. Tu natomiast znajduje się skan zapisu przyrządów pomiarowych dokumentujący zmiany strumienia neutronów w reaktorze. Dokument ten określany jest dziś mianem "świadectwa urodzenia" reaktora CP-1.

 

Wszystkie materiały dostępne pod powyższymi linkami są anglojęzyczne.

 

Rozbudowa Temelína

W dniu wczorajszym do czeskiego organu nadzoru jądrowego SUJB (Státní úřad pro jadernou bezpečnost) wpłynął złożony przez koncern energetyczny ČEZ wniosek o wydanie licencji zezwalającej na budowę dwóch nowych bloków w Elektrowni Jądrowej Temelín. Zgodnie z podanymi przez SUJB informacjami proces wydawania licencji potrwać może około roku.

 

Elektrownia Temelín obecnie posiada dwa bloki energetyczne z radzieckiej konstrukcji reaktorami WWER-1000. W latach 80. ubiegłego wieku zaplanowano budowę łącznie czterech takich bloków, budowa rozpoczęła się w 1987 r. Po aksamitnej rewolucji rząd czechosłowacki podjął decyzję o zaniechaniu budowy dwóch z nich i dokończeniu dwóch pierwszych. W latach 90. zmodyfikowano jednak znacznie projekt  z wykorzystaniem zachodnich technologii. Warto podkreślić, że wiele podstawowych urządzeń technologicznych (w tym szczególnie zbiornik ciśnieniowy reaktora i turbozespół) wykonały firmy czeskie. Ostatecznie dwa bloki przekazano do eksploatacji odpowiednio w 2003 i 2004 roku.

 

Wkrótce potem powrócono do tematu budowy kolejnych dwóch bloków, którą zawarto już w polityce energetycznej z 2004 roku. W 2008 r. ČEZ  wystąpił do Ministerstwa Środowiska Republiki Czeskiej o ocenę oddziaływania nowej inwestycji na środowisko. W sierpniu 2009 r. rozpisano przetarg na wykonawcę dwóch nowych bloków energetycznych z opcją wykonania trzech kolejnych w innych lokalizacjach w Europie. 31 października 2010 r. wykonawcy, którzy przeszli postępowanie kwalifikacyjne zostali zaproszeni do złożenia kompletnych ofert. Zakwalifikowanym wykonawcami byli:

• konsorcjum Westinghouse Electric Company LLC oraz Westinghouse Electric Company Czech Republic,
• konsorcjum SKODA JS a.s. ZAO Atomstrojeksport oraz OAO OKB Gidropress,
• Areva NP S.A.S.

 Termin złożenia ofert upłynął 2 lipca 2012 r. i w dniu kolejnym dokonano ich otwarcia (oferty złożyli wszyscy trzej zaproszeni wykonawcy). W październiku inwestor poinformował o odrzuceniu oferty firmy Areva na podstawie czeskiego prawa zamówień publicznych ze względu na jej niezgodność z ogłoszoną specyfikacją. W przewidzianym prawem terminie Areva złożyła odwołanie od tej decyzji, jednak zostało ono odruzcone przez inwestora. Francuska firma zapowiedziała podjęcie kroków prawnych przeciwko tej decyzji. Tymczasem inwestora poparł premier Republiki Czeskiej Petr Nečas, który stwierdził, że w świetle obowiązującego prawa dyskwalifikacja była nieunikniona, wyrażając jednocześnie żal z powodu zmniejszonej konkurencji.

 

Wedle informacji inwestora wybór wykonawcy planowany jest na koniec roku 2013. Budowa nowych bloków wpisywać się będzie w ogłoszoną na początku listopada b.r. przez premiera Nečasa politykę energetyczną kraju, która zakłada zmniejszenie udziału źródeł węglowych i wzrost udziału elektrowni jądrowych w krajowym bilansie z obecnego poziomu ok. 30% do co najmniej 50% w roku 2040 (co stanowi wzrost w stosunku do deklarowanej wcześniej przez Ministerstwo Przemysłu i Handlu wartości 35%). Poza budową nowych bloków w Temelínie zaplanowano wydłużenie czasu eksploatacji czterech bloków w EJ Dukovany oraz budowę kolejnego bloku w tej lokalizacji.

 

--------

 

Informacje o wniosku złożonym przez ČEZ  dostępne są na stronie koncernu oraz organu dozoru jądrowego. Inwestor udostępnił także wstępny raport bezpieczeństwa. Wszystkie te materiały są obecnie dostępne tylko w języku czeskim.

 

Anglojęzyczna informacja o nowej inwestycji dostępna jest tutaj.

Tymczasem w Sosnowym Borze...

Jak informuje korporacja Rosatom, dziś na budowę Leningradzkiej Elektrowni Jądrowej 2 w Sosnowym Borze dostarczono pierwszy ciśnieniowy zbiornik reaktora WWER-1200. Zbiornik o masie przekraczającej 330 ton został dostarczony z petersburskich Zakładów Iżorskich kombinowanym transportem lądowo wodnym: najpierw z zakładu na nabrzeże Newy na platformie drogowej, a następnie barką po wodach Newy i Zatoki Fińskiej. W czasie transportu drogowego konieczne było czasowe zawieszenie ruchu kolejowego na kilku magistralach federalnych, które przecinała wybrana do transportu droga.

Warto zwrócić uwagę na to jak dużym wyzwaniem logistycznym jest transport najcięższych elementów energetycznych bloków jądrowych. W przypadku największych konstrukcji (takich jak bloki z reaktorami EPR budowane we Flamanville oraz Olkiluoto) masa pojedynczych urządzeń dostarczanych w całości może przekroczyć nawet 500 ton. Podstawowym środkiem transportu są tu jednostki pływające, jednak w przypadku elektrowni, która nie powstaje bezpośrednio na brzegu żeglownej drogi wodnej, nawet krótki odcinek transportu lądowego może okazać się poważnym wyzwaniem. W przypadku elektrowni w Sosnowym Borze dystans do pokonania nie był wielki - z zakładu do elektrowni jest tylko około 100 km, a do Newy raptem kilka kilometrów. W innych przypadkach zagadnienie może okazać się jednak bardziej złożone. Na budowę nowego bloku Flamanville ciężkie elementy (np. wytwornice pary) transportowane były z Chalon-sur-Saône (na południe od Dijon) w kilu etapach: najpierw barkami  w dół Saony i Loary do Marsylii, następnie statkiem przez Morze Śródziemne, Cieśninę Gibraltarską i wokół Półwyspu Iberyjskiego docierały z powrotem do Francji, tym razem od północy, wreszcie w Cherbourgu były przeładowywane ponownie na barki płynące bezpośrednio do nabrzeża na placu budowy. Podobną trasę pokonywały elementy transportowane do fińskiej elektrowni Olkiluoto. 

Lokalizacje wybrane dla polskich elektrowni jądrowych nie znajdują się jednak bezpośrednio na brzegu morza. Z całą pewnością transport ciężkich elementów takich jak zbiornik reaktora oraz (w przypadku wybrania technologii PWR) wytwornic pary i stabilizatora ciśnienia będzie zatem poważnym wyzwaniem logistycznym, wymagającym przygotowania odpowiedniej infrastruktury. Jednym z wielu, jakie stoją przed wykonawcami tak złożonego przedsięwzięcia, jakim jest budowa elektrowni jądrowej.

(Nuclear) Power is Back!

W dniu dzisiejszym brytyjski organ nadzoru jądrowego – Office for Nuclear Regulation (ONR) – wydał po raz pierwszy od 25 lat nową licencję zezwalającą na lokalizację nowego jądrowego bloku energetycznego na terenie Zjednoczonego Królestwa.

 

Licencja dotyczy nowej inwestycji określanej jako Hinkley Point C zlokalizowanej w hrabstwie Somerset w południowo-wschodniej Anglii. Inwestor, którym jest zależna od francuskiego koncernu EDF spółka NNB Generation Company (NNB GenCo), planuje zbudować tam dwa jądrowe bloki energetyczne z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi typu EPR konstrukcji francuskiej firmy AREVA. Będzie to już trzecia generacja instalacji jądrowych w tej lokalizacji. Najwcześniej powstała elektrownia Hinkley Point A z dwoma reaktorami gazowymi konstrukcji brytyjskiej (tzw. Magnox). Instalacja ta pracowała w latach 1965-2000. Później w pobliżu wzniesiono elektrownię Hinkley Point B, w której zainstalowano dwa nowocześniejsze reaktory AGR, również brytyjskiej konstrukcji. Oba bloki tej elektrowni ukończono w roku 1976; pozostają one w eksploatacji do dziś, a ich właścicielem jest spółka British Energy, dziś równiez zależna od EDF.

 

Decyzja wydana dziś przez ONR jest bardzo ważnym (i chyba najtrudniejszym formalnie) etapem na drodze do rozpoczęcia budowy nowej instalacji, jednak nie jest ona jeszcze jednoznaczna z pozwoleniem na rozpoczęcie prac. Zgodnie z informacjami podanymi przez organ dozoru inwestor musi najpierw spełnić szczególne warunki określone w wydanej licencji. Ponadto jak informuje serwis BBC News inwestor oczekuje jeszcze na ostateczną decyzję środowiskową, którą wydać ma brytyjska Environment Agency. Według serwisu informacyjnego obie zgody są jednak oczekiwane jeszcze w tym roku.

 

Wydana dziś licencja jest pierwszą tego rodzaju od 1987 roku. Co ciekawe nie jest to pierwsze podejście do budowy instalacji Hinkley Point C. Poprzedni projekt, po otrzymaniu wstępnej pozytywnej decyzji o warunkach zabudowy, został zarzucony w I połowie lat 90. z uwagi na przewidywaną niską opłacalność. Z kolei współczesny inwestor NNB GenCo planuje również budowę drugiej podobnej instalacji w Wlk. Brytanii – elektrowni Sizewell C.

 

Komunikat ONR dostępny jest tutaj.

Informacja o licencji dla Hinkley Point C wraz ze szczegółową oceną projektu – tutaj.

Szczegółowe informacje na temat procesu zatwierdzania budowy instalacji jądrowej w Wlk. Brytanii dostępne są w tym dokumencie.

Informacje BBC News na temat inwestycji można przeczytać pod tym linkiem, natomiast strona internetowa projektu prowadzona przez inwestora znajduje się tutaj.

ZEA – projekt atomowy szybszy od planów

W kończącym się tygodniu podano do wiadomości publicznej pozytywną informację na temat postępów programu jądrowego w Abu Zabi. Wedle podanego przez agencję prasową tego kraju WH informacji, realizacja budowy pierwszej w regionie Elektrowni Jądrowej Barakah postępuje szbyciej, niż przewiduje to harmonogram.

 

W chwili obecnej trwa realizacja pierwszych dwóch bloków elektrowni (docelowo planowane są cztery). Generalnym wykonawcą nowej elektrowni jest konsorcjum z udziałem koreańskiej firmy Korea Electric Power Corporation (KEPCO), które zwyciężyła w postępowaniu przetargowym i w 2009 r. podpisało umowę wartą 20 mld dolarów. Nowe bloki będą miały moc elektryczną brutto po 1400 MW i oparte będą o własną koreańską konstrukcję reaktora wodnego ciśnieniowego (PWR) APR-1400. Inwestorem i przyszłym operatorem bloku jest powołana specjalnie dla jego budowy firma ENEC – Emirates Nuclear Energy Corporation.

 

Wznoszenie konstrukcji bloku nr 1 oficjalnie rozpoczęto 18 lipca b.r. i ta data jest przyjmowana za oficjalne rozpoczęcie budowy bloku (np. w dokumentacji Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej), choć prace przygotowawcze na placu budowy rozpoczęły się już w marcu 2011 r. Obecny stan zaawansowania wszystkich prac związanych z budową dwóch pierwszych bloków wynosi 22,75%, co oznacza, że faktyczna realizacja projektu wyprzedza założony harmonogram o 8 tygodni. Informację tę podano w ubiegłą środę przy okazji wizyty prezydenta Republiki Korei Lee Myung-baka oraz następcy tronu i jednocześnie szefa rządu emiratu księcia Muhammada ibn Zaid an-Nahajana na placu budowy.

 

Przekazanie pierwszego bloku do eksploatacji planowane jest na rok 2017. Do końca bieżącego roku inwestor planuje z kolei złożenie do organów nadzoru jądrowego ZEA wniosku o wydanie licencji na budowę pozostałych dwóch bloków elektrowni, które mają być ukończone w roku 2020. ZEA podpisały już także umowy na dostawy paliwa uranowego z Francją i Wielką Brytanią.

 

Oczywiście na tak wczesnym etapie budowy trudno przesądzać o ostatecznym jej sukcesie, niemniej nawet informacje dostępne już dziś wydają się bardzo optymistyczne, szczególnie na tle kolejnych doniesień o opóźnieniach bloków realizowanych w Europie. Warte odnotowania jest przy tym, że ZEA to kraj, który dopiero uczy się energetyki jądrowej, a mimo to konsekwentnie realizuje swój program zgodnie z założeniami.

Informacje na temat postępów programu można znaleźć w komunikatach prasowych agencji WH:
1. http://www.wam.ae/servlet/Satellite?c=WamLocEnews&cid=1290001880215&pagename=WAM%2FWAM_E_Layout&parent=Collection&parentid=1135099399973

2. http://www.wam.ae/servlet/Satellite?c=WamLocEnews&cid=1290001922295&pagename=WAM%2FWAM_E_Layout&parent=Collection&parentid=1135099399973


Informacje na temat bloku Barakah-1 na stronie Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej tu:
http://www.iaea.org/PRIS/CountryStatistics/ReactorDetails.aspx?current=1050

Więcej informacji na temat projektu znaleźć można także na stronie internetowej inwestora:
http://www.enec.gov.ae/

Atomowy lodołamacz na Bałtyku

Kapitan portu handlowego w Petersburgu Piotr Parinow zapowiedział dziś, że w nadchodzącym sezonie zimowym na wodach Zatoki Fińskiej wykorzystywany będzie lodołamacz o napędzie jądrowym "Rossija". Lodołamacz ten ma wspomóc pracę podobnych jednostek o napędzie klasycznym, jego przybycie planowane jest na 20-22 stycznia 2013 r. Jednostka będzie mogła korzystać z trzech portów bałtyckich: Petersburga, Ust-Ługi w Obwodzie Leningradzkim oraz Primorska w Obwodzie Kaliningradzkim.

 

Nie jest to pierwszy przypadek wykorzystania atomowych lodołamaczy na wodach bałtyckich. Na początku tego roku wykorzystywano tu "Rossiję" oraz nowszą jednostkę "50 Liet Pobiedy". Wśród ich zadań znalazło się torowanie drogi dla tankowców płynących do Primorska. Z kolei rok wcześniej w Petersburgu gościł lodołamacz rzeczny Wajgacz.

 

"Rossija" jest jednym z sześciu zbudowanych lodołamaczy typu Arktika. Jednostka mierzy 148 m długości i ma wyporność 23 000 ton. "Rossija" wyposażona jest w siłownię turboelektryczną - bezpośredni napęd zapewniają silniki elektryczne zasilane energią wytworzoną w instalacji jądrowej bardzo podobnej do lądowych elektrowni jądrowych. Lodołamacz posiada dwa reaktory wodne ciśnieniowe typu OK-900A o mocy cieplnej 171 MW każdy. Łączna moc układu napędowego to 54 MW. Jednostka może skruszyć lód o grubości do 2 m. "Rossija" weszła do eksploatacji w 1985 r.

 

Rosyjskie lodołamacze o napędzie jądrowym eksploatowane są przez Atomfłot będący częścią państwowej korporacji Rosatom skupiającej rosyjskie przedsiębiorstwa przemysłu jądrowego. Główną bazą Atomfłotu jest Murmańsk. Obecnie w eksploatacji znajdują się cztery lodołamacze pełnomorskie typu "Arktika", dwa rzeczne typu "Tajmyr" oraz "Siewmorput" - kontenerowiec o konstrukcji przystosowanej do samodzielnego kruszenia lodu.

Elektrownie jądrowe a huragan Sandy [aktualizacja 31.10. 16:10]

[Aktualizacja - 31.10, 16:10]

• Dziś o godz. 3:57 czasu wschodnioamerykańskiego (12:57 czasu polskiego) poinformowano o odwołaniu stanu awaryjnego w elektrowni Oyster Creek. Poziom wody w rejonie ujęcia wody chłodzącej spadł poniżej poziomu dla obu najniższych stanów awaryjnych i nadal opada.

[Aktualizacja - 21:31]

Wg aktualnych informacji NRC w ciągu ostatniej doby wystąpiły zakłócenia eksploatacji następujących bloków:

• Oyster Creek, BWR/2, 652 MWe - w dn. 29.10.2012. o godz. 20:44 czasu wschodnioamerykańskiego* (EDT) ogłoszono alarm z uwagi na przekroczenie przepisowego poziomu wody. Reaktor był odstawiony do przeładunku paliwa. Ponadto z uwagi na złe warunki atmosferyczne awarii uległo 36 z 43 syren alarmowych zawiadamiających ludność o możliwych zagrożeniach.
  Jeszcze o godzinie 20:18 EDT dn. 29.10.2012. zerwane zostało zewnętrzne zasilanie energią elektryczną, układy bezpieczeństwa reaktora zasilane są z pracujących generatorów awaryjnych.
• Nine Mile Point, blok 1, BWR/2, 642 MWe - automatyczne wyłączenie 29.10.2012 o godz. 21:00 EDT z uwagi na zakłócenie wyprowadzenia mocy (najprawdopodobniej zakłócenie pracy sieci elektroenergetycznej w wyniku burzy). Reaktor wyłączył się automatycznie. Blok pozostaje w gotowości do gorącego rozruchu. Ciepło powyłączeniowe odprowadzane jest z użyciem głównego skraplacza bloku. Blok zasilany jest z sieci. Generatory awaryjne pozostają w gotowości, ale nie pracują.
• Nine Mile Point, blok 2, BWR/5, 1205 MWe - utrata zasilania zewnętrznego potrzeb własnych bloku linią napowietrzną 115 kV w wyniku silnego wiatru 29.10.2012. o godz. 21:00 EDT. Uruchomiono awaryjny agregat prądotwórczy. Blok pozostaje w normalnej pracy z pełnym obciążeniem. O godz. 03:26 przywrócono normalne zasilanie.
• Indian Point, blok 3, PWR, 1065 MWe - automatyczne wyłączenie 29.10.2012. o godz. 22:41 EDT z uwagi na wybicie generatora spowodowane zakłóceniami w pracy sieci elektroenergetycznej. Reaktor wyłączył się automatycznie. Blok pozostaje w gotowości do gorącego rozruchu. Odprowadzanie ciepła powyłączeniowego odbywa się normalnie bez wykorzystania układów bezpieczeństwa. Blok zasilany jest z sieci.
• Peach Bottom, bloki nr 2 i 3, PWR (2 x 1171 MWe) - awaria części (ponad 25%) syren ostrzegawczych wywołana silnym wiatrem 30.10.2012. o godz. 00:30 EDT. Oba bloki pracują normalnie.
• Salem, blok 1, PWR, 1228 MWe - ręczne odstawienie bloku 30.10.2012. o godz. 01:09 EDT w wyniku wyłączenia 4 z 6 pomp wody chłodzącej skraplacz. Wyjście z pracy pomp spowodowana jest wysokim stanem rzeki oraz zanieczyszczeniami niesionymi z wodą w wyniku złej pogody związanej z huraganem. Ciepło powyłączeniowe z reaktora odprowadzane było normalnie za pośrednictwem wytwornic pary, obiegu wtórnego i skraplacza turbozespołu. Po odstawieniu bloku zatrzymaniu uległy także dwie pozostałe pompy wody chłodzącej skraplacz, skutkiem czego konieczne było przełączenie obiegu wtórnego na zrzut pary do atmosfery. Jest to para wytwarzana w obiegu wtórnym, a więc nie jest ona skażona. Ubytek czynnika w obiegu wtórnym uzupełniany jest na bieżąco pompami wody uzupełniającej.

Drugi blok elektrowni Salem jest obecnie odstawiony do przeładunku paliwa.

---

Jak wynika z powyższego jak do tej pory huragan wpłynął jedynie na konwencjonalne części elektrowni jądrowych. Wszystkie opisane zdarzenia mogłyby mieć miejsce także w elektrowniach konwencjonalnych pracujących przy użyciu obiegu parowego (np. węglowych). Nie wystąpiło żadne zagrożenie radiacyjne, a reaktory wszystkich odstawionych bloków zostały wyłączone zgodnie z procedurami eksploatacyjnymi. Nigdzie też nie wystąpiły trudności z odprowadzaniem ciepła powyłączeniowego.

Informację o aktualnych zgłoszeniach zdarzeń nadzwyczajnych można znaleźć tu: http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/event-status/event/en.html

Informacja o bieżącej pracy bloków jądrowych znajduje się tu:

 http://www.nrc.gov/reading-rm/doc-collections/event-status/reactor-status/ps.html

Region dotknięty huraganem to Region 1.

*W chwili obecnej różnica pomiędzy czasem polskim a wschodnioamerykańskim wynosi 5 godzin (w strefie wschodnioamerykańskiej obowiązuje jeszcze czas letni).

-----------------------

[Aktualizacja - 11:00]

Informacje wg komunikatu agencji Reuters.

Potencjalne zagrożenie związane jest z możliwością zalania silników napędzających pompy wody chłodzącej. Najbardziej zagrożone są pompy wody układu chłodzenia skraplacza, jednak te pompy nie są istotne z punktu widzenia bezpieczeństwa odstawionego bloku. Potencjalny dalszy wzrost poziomu wody mógłby jednak zakłócić pracę pomp pobierających wodę dla układu chłodzenia basenu wypalonego paliwa jądrowego. W razie całkowitego przerwania chłodzenia woda w basenie byłaby ciągle podgrzewana przez wypalone elementy paliwowe wskutek samorzutnych rozpadów krótkożyciowych produktów rozszczepienia. Jeśli chłodzenie nie zostanie przywrócone a chłodziwo uzupełnione, woda w basenie osiągnąć może temperaturę wrzenia po około 25 godzinach, jednak ewentualne uszkodzenie elementów paliwowych mogłoby nastąpić dopiero po odparowaniu wody w basenie. Operator elektrowni podał jednak informację, że w razie potrzeby do chłodzenia basenu wykorzystana zostanie woda z układu przeciwpożarowego elektrowni.

Poza elektrownią Oyster Creek doszło także do zakłóceń w dwóch innych instalacjach:

• Blok nr 1 w elektrowni Nine Mile Point w stanie Nowy Jork (BWR, 642 MWe) wyłączył się automatycznie wskutek problemów w układzie wyprowadzenia mocy do sieci elektroenergetycznej. Nie jest jasne, czy zdarzenie ma związek z huraganem, natomiast nie spowodowało ono żadnego zagrożenia.
• Moc bloku elektrowni Limerick w Pensylwanii (BWR, 1194 MWe) została ograniczona do 91% wartości znamionowej wskutek zakłócenia pracy skraplacza przez trudne warunki pogodowe.

Do chwili obecnej nie ma informacji o jakichkolwiek zdarzeniach powodujących bezpośrednie zagrożenie dla pracowników elektrowni lub okolicznej ludności.

-------

[Post oryginalny]

Mając w pamięci katastrofę w elektrowni Fukushima Dai-ichi wiele osób z niepokojem obserwuje rozwój sytuacji na amerykańskim wschodnim wybrzeżu, które dotykają skutki huraganu Sandy. W mediach, także polskich, pojawiły się już mniej lub bardziej alarmujące doniesienia o "alarmie" w jednej z elektrowni jądrowych.

Ostatni oficjalny komunikat amerykański nadzór jądrowy - Nuclear Regulatory Commission (NRC) - opublikował 29 października 2012 r. o godzinie 21 czasu wschodnioamerykańskiego (czyli o 1 w nocy czasu polskiego - różnica wynosi 5 godzin, gdyż na amerykańskim wschodnim wybrzeżu obowiązuje jeszcze czas letni). Według niego żaden blok jądrowy nie został wyłączony z powodu huraganu.

Dla jednej z instalacji - Elektrowni Oyster Creek - ogłoszono stan podwyższonego zagrożenia określany jako "Alert". Jest to drugi od dołu stan alarmowy w czterostopniowej skali:

1. Notification of Unusual Event - stopień najniższy wskazujący na możliwość potencjalnego nieznacznego pogorszenia bezpieczeństwa pracy bloku.

2. Alert - rzeczywiste lub potencjalne znaczące obniżenie poziomu bezpieczeństwa, mogące prowadzić jedynie do bardzo nieznacznych uwolnień substancji promieniotwórczych.

3. Site Area Emergency - rzeczywiste lub prawdopodobne zagrożenie bezpieczeństwa publicznego, możliwe uwolnienia substancji radioaktywnych nieprzekraczające wytycznych Agencji Ochrony Środowiska (EPA) z wyjątkiem terenu bezpośrednio sąsiadującego z instalacją.

4. General Emergency - zaistniałe lub nieuniknione uszkodzenie lub stopienie paliwa jądrowego w rdzeniu reaktora połączone z potencjalną utratą szczelności jego obudowy bezpieczeństwa, możliwe uwolnienia substancji radioaktywnych przekraczające wytyczne EPA poza terenem bezpośrednio sąsiadującym z instalacją.

Szczegółowe informacje na stronie NRC: http://www.nrc.gov/about-nrc/emerg-preparedness/about-emerg-preparedness/emerg-classification.html

Elektrownia Oyster Creek w momencie ogłoszenia stanu alarmowego nie pracowała, aktualnie blok jest odstawiony dla przeładunku paliwa. Elektrownia ta posiada jeden blok z reaktorem wodnym wrzącym o mocy 652 MW. Jest to najstarszy pozostający w eksploatacji jądrowy blok energetyczny w Stanach Zjednoczonych. Wprowadzenie stanu alarmowego podyktowane jest przekroczeniem określonego poziomu wody w punkcie poboru wody chłodzącej bloku.

Atomowe plany

Po wczorajszej wypowiedzi prezesa Polskiej Grupy Energetycznej sugerującej, iż polski program jądrowy nie będzie traktowany priorytetowo, dziś głos w tej sprawie zabrał Prezes Rady Ministrów Donald Tusk. Cytowany przez Polską Agencję Prasową premier zapowiedział, że "dla polskiego rządu energetyka jądrowa i oczywiście inwestycje w gaz łupkowy to są priorytety. Tutaj nic się nie zmieniło. Będziemy rozmawiali z polskimi firmami, co do których mamy przekonanie, że powinny i w jednym i w drugim przedsięwzięciu uczestniczyć".

Warto przy tym przypomnieć, że wprowadzenie energetyki jądrowej do bilansu energetycznego jest jednym z głównych celów obowiązującej w Polsce polityki energetycznej.

Tymczasem swoje plany atomowe precyzuje także kraj prowadzący obecnie najszybszy rozwój energetyki jądrowej - Chińska Republika Ludowa. Jak informuje portal World Nuclear News rząd chiński przyjął nowe plany rozwoju energetyki jądrowej oraz zapewnienia bezpieczeństwa jądrowego opracowane z uwzględnieniem wniosków z katastrofy w Fukushimie. Bezpośrednio po wydarzeniach w Japonii władze ChRL zawiesiły wydawanie licencji na nowe instalacje do czasu wypracowania odpowiednich zaleceń. Obecnie, zgodnie z oświadczeniem szefa rządu, proces zostanie wznowiony i kraj stopniowo powróci do pełnoskalowego rozwoju energetyki jądrowej w ramach kolejnych planów pięcioletnich. Jeszcze ramach aktualnego 12. Planu Pięcioletniego (2011-2015) każdego roku ma być zatwierdzana budowa "niewielkiej liczby" nowych bloków. Choć nie podano dokładnych liczb, zapowiedź tę odczytywać należy w kontekście wcześniejszego tempa rozbudowy chińskiej energetyki jądrowej - w roku 2009 rozpoczęto budowę dziewięciu nowych bloków, a w 2010 - dziesięciu. Ważną decyzją podjętą w ramach zweryfikowanej polityki jest też stosowanie w nowych blokach jedynie reaktorów co najmniej III generacji.

Obecnie w Chinach pracuje 16 jądrowych bloków energetycznych, a kolejnych 26 jest w różnych stadiach budowy. W zeszłym roku chińska energetyka jądrowa wytworzyła 87,4 TWh energii elektrycznej (dla porównania cała polska energetyka wyprodukowała nieco ponad 163 TWh), co jednak stanowiło zaledwie 1,85% całkowitej produkcji energii elektrycznej w ChRL (wg danych Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej - http://www.iaea.org/pris/CountryStatistics/CountryDetails.aspx?current=CN).

Artykuł WNN zilustrowano ciekawym zdjęciem przedstawiającym montaż górnej części stalowej obudowy bezpieczeństwa reaktora bloku Changjiang-1. Stalowa obudowa stanowi jedną z barier bezpieczeństwa zapobiegających wydostaniu się materiałów radioaktywnych poza obiekt w wypadku ciężkich awarii. Na zdjęciu widoczne są też zewnętrzne ściany budynku reaktora wykonane ze zbrojonego betonu - jedną z ich funkcji jest ochrona reaktora przed działaniem czynników zewnętrznych. Przedstawiony na fotografii blok wyposażony jest w chińskiej konstrukcji reaktor wodny ciśnieniowy (PWR) typu CNP-600 reprezentujący II generację i będzie osiągał moc elektryczną brutto 650 MW.

Artykuł (w języku angielskim) dostępny jest tutaj: http://www.world-nuclear-news.org/NP_Chinas_emerging_nuclear_power_policy_2410121.html