Polski Atom

Materiał informacyjny
opracowany przez Departament Energii Jądrowej
Ministerstwa Klimatu i Środowiska

20 czerwca 2022 r.

I. Bieżące Wydarzenia w Energetyce Jądrowej na Świecie

1. Kolejny koreański reaktor rozpoczął produkcję energii elektrycznej

Blok nr 1 elektrowni jądrowej Shin Hanul w Korei Południowej został 9 czerwca po raz pierwszy podłączony do sieci elektrycznej, poinformował Korea Hydro & Nuclear Power (KHNP). Blok -wyposażony w jeden z dwóch reaktorów APR-1400 planowanych do budowy w tej lokalizacji - ma wejść do komercyjnej eksploatacji jeszcze w tym roku.

W maju 2012 r. odbyła się ceremonia wmurowania kamienia węgielnego pod pierwsze dwie jednostki w Shin Hanul (dawniej Shin Ulchin). Pierwszy beton pod reaktor w bloku nr 1 został wylany dwa miesiące później, a dla bloku nr 2 w czerwcu 2013 r.

Pierwotnie zakładano, że reaktory wodne ciśnieniowe o mocy 1350 MWe zostaną wprowadzone do eksploatacji odpowiednio w kwietniu 2017 r. i kwietniu 2018 r. W związku z opóźnieniami załadunek paliwa w bloku 1 zaplanowano na czerwiec 2019 r., ale został on przełożony do czasu dokonania pewnych modyfikacji i po przeprowadzeniu kontroli bezpieczeństwa przez Komitet ds. Bezpieczeństwa i Ochrony Jądrowej (NSSC). Komercyjną eksploatację bloku nr 1 planowano wówczas w lipcu 2021 r., a bloku nr 2 w maju 2022 r., ale nastąpiły dalsze opóźnienia.

9 lipca 2021 r. NSSC wydała warunkową zgodę na uruchomienie Shin Hanul 1. Pięć dni później KHNP rozpoczął załadunek pierwszego z zestawów paliwowych do rdzenia reaktora. KHNP poinformował 13 października, że po zakończeniu załadunku paliwa przeprowadzi testy reaktora oraz pozostałych systemów w normalnych warunkach temperaturowych i ciśnieniowych, które miały trwać około ośmiu miesięcy. Reaktor osiągnął pierwszą krytyczność – samopodtrzymującą się reakcję łańcuchową - w dniu 22 maja.

KHNP spodziewa się, że jądrowy blok energetyczny Shin Hanul 1 będzie generował „około 700 000 kWh energii elektrycznej na godzinę w okresie próbnym dochodzenia do pełnej mocy, co ma przyczynić się do wzrostu podaży i pokrycia rosnącego popytu na energię elektryczną w trakcie nadchodzącego lata”.

Prezes KHNP Jeong Jae-hoon powiedział: „Zrobimy co w naszej mocy, aby przeprowadzić kompleksową kontrolę końcową, jednocześnie zwiększając stopniowo moc elektrowni”.

Pierwsze dwie jednostki APR-1400 – Shin Kori 3 i 4 – weszły do komercyjnej eksploatacji odpowiednio w grudniu 2016 i wrześniu 2019 roku. Budowa dwóch kolejnych APR-1400 jako jednostek Shin Kori 5 i 6 rozpoczęła się w kwietniu 2017 i wrześniu 2018. Ich oddanie do użytku planowane jest na marzec 2023 i czerwiec 2024.

Cztery APR-1400 zostały również zbudowane w Barakah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, pierwsze zamówienie eksportowe na projekt tego reaktora. Dwie z tych jednostek zostały już podłączone do sieci odpowiednio w sierpniu 2020 r. i we wrześniu 2021 r.

2. Duński Seaborg zdobywa europejski grant na przyspieszenie rozwoju pływającej elektrowni jądrowej

Duńska firma zajmująca się technologią jądrową Seaborg Technologies zdobyła dotację Europejskiej Rady ds. Innowacji (EIC) na dalszy rozwój pływających elektrowni jądrowych opartych na kompaktowym reaktorze ze stopioną solą (CMSR).

Firma powiedziała, że jest jedną z zaledwie 74 europejskich firm wybranych z ponad 1000 propozycji, które do tej pory otrzymały grant Akcelerator EIC w 2022 roku.

EIC to flagowy europejski program innowacji, z budżetem 10,1 mld euro, mający na celu identyfikację, rozwój i zwiększanie skali przełomowych technologii i innowacji we wszystkich państwach członkowskich UE.

Akcelerator EIC zapewnia wsparcie finansowe i możliwość przyspieszania rozwoju biznesu dla firm, z których każda otrzyma dotacje i/lub inwestycje kapitałowe, w zależności od potrzeb, do wysokości 17,5 mln euro.

Opanowanie technologii stopionej soli jest kluczowym elementem reaktora jądrowego CMSR IV generacji firmy Seaborg, który firma zamierza rozmieszczać na „barkach energetycznych”, zapewniając czystą i przystępną cenowo energię elektryczną na całym świecie.

Na pierwszych takich barkach zainstalowane zostaną dwa reaktory o mocy 200 MWe. Modułowa konstrukcja pozwala na produkcję do 800 MWe energii elektrycznej przez 24 lata. Seaborg zamierza wyprodukować komercyjne prototypy swojego reaktora do 2024 roku z seryjną produkcją w 2026 roku.

W reaktorze CMSR paliwo jest mieszane ze stopioną solą fluorkową, która pełni również funkcję chłodziwa. Według Seaborga zapewnia to znaczne korzyści w zakresie bezpieczeństwa. Pod koniec 12-letniego cyklu paliwowego paliwo jest zwracane do dostawcy, gdzie krótkożyciowe produkty rozszczepienia są oddzielane i przekazywane do składowania.

Na początku tego miesiąca Seaborg poinformował, że podpisał umowę o współpracy z regulatorami i władzami Korei Południowej w celu określenia wymagań dotyczących eksportu pływających elektrowni jądrowych opartych na reaktorze CMSR do dowolnego kraju na świecie.

W kwietniu 2022 r. Seaborg i południowokoreański Samsung Heavy Industries podpisały umowę o partnerstwie na rzecz rozwoju pływających elektrowni jądrowych w oparciu o CMSR firmy Seaborg. Umowa obejmowała rozbudowę instalacji do produkcji wodoru oraz amoniaku. Seaborg stwierdza, że CMSR jest idealnym źródłem zasilania dla stabilnej, czystej i bezpiecznej energii elektrycznej.

W maju 2020 r. Rosja rozpoczęła komercyjną eksploatację jedynej jak dotąd na świecie pływającej elektrowni jądrowej, Akademik Łomonosow, zacumowanej w portowym mieście Pevek w autonomicznym okręgu Czukotki na dalekim wschodzie Rosji. Statek o wyporności 21 000 ton posiada dwa bloki reaktora KLT-40S, każdy o mocy elektrycznej 35 MWe, wystarczającej do zasilania miasta liczącego około 200 000 mieszkańców.

3. Kazachstan wybiera lokalizację pierwszej elektrowni jądrowej

Kazachskie i rosyjskie media donoszą, że Kazachstan planuje zbudować swoją pierwszą elektrownię jądrową na zachodnim brzegu jeziora Bałchasz w regionie Ałmaty na południowym wschodzie kraju – uruchomienie pierwszego bloku zaplanowano na 2035 r.

„Zorganizowaliśmy międzyresortową komisję nie dla konkretnej lokalizacji, ale dla regionu” – powiedział minister energetyki Bolat Akchulakov podczas spotkania inwestorów zagranicznych, cytowany przez ustanowioną przez rząd agencję informacyjną Kazinform.

„Jest to rejon jeziora Bałchasz na terytorium Ulken, w regionie Ałmaty”. Ulken to osada na zachodnim brzegu jeziora Bałchasz – jednego z największych jezior w Azji i 15. co do wielkości na świecie.

Minister Akchulakov powiedział, że rząd przeanalizuje teraz takie czynniki, jak geologia, dostęp do wody i ekologia. Wyniki tej analizy doprowadzą do określenia „dokładnych współrzędnych” planowanego obiektu.

Prezydent Kazachstanu Kassym-Jomart Tokayev wypowiedział się podczas tego samego spotkania, że rząd analizuje technologie reaktorów od potencjalnych dostawców. Powiedział, że Kazachstan ma „liczne przewagi konkurencyjne w rozwoju energetyki jądrowej”, przy czym kraj ten zajmuje pierwsze miejsce w wydobyciu naturalnego uranu i ma własne możliwości wzbogacania uranu oraz zdolności produkcyjne paliwa.

W grudniu 2021 r. ministerstwo energetyki Kazachstanu poinformowało, że rozważa dwie lokalizacje dla nowej elektrowni jądrowej: okolice Ulken oraz miasta Kurczatow we wschodnim Kazachstanie. Ostatnie komentarze zdają się potwierdzać, że Ulken zostało wybrane w charakterze głównego kandydata.

Badania związane z projektem budowy elektrowni jądrowej mogą potrwać do końca roku z technologią reaktora wybraną w 2023 r., czytamy w raportach. Rosyjska, francuska, japońska, południowokoreańska i chińska technologia prawdopodobnie też jest w toku. Budowa obiektu o mocy 2,4 GW, prawdopodobnie z dwoma blokami reaktorów, zajmie około 10 lat, a koszt jednej elektrowni szacowany jest na około 5 mld USD.

4. Dwie trzecie Belgów popiera długoterminowe działanie elektrowni jądrowych

Belgia dokonała przeglądu swoich planów wycofania się z elektrowni jądrowych do 2025 r., przedłużając o 10 lat eksploatację dwóch najnowszych bloków reaktorów w swojej flocie.

Nowy sondaż wykazał, że około dwie trzecie Belgów popiera energetykę jądrową jako część krajowego miksu energetycznego nawet po 2025 r., terminie, który wyznaczono na generalne wycofanie się z energetyki jadowj, ale niedawno został on zniesiony przez rząd.

Sondaż, przeprowadzony wśród około 1000 uczestników Belgijskiego Forum Jądrowego, wykazał, że 66% respondentów chce, aby elektrownie jądrowe działały w dłuższej perspektywie, 16% chciałoby, aby elektrownie zostały zamknięte w 2025 r., a 9% chciałoby natychmiastowej likwidacji.

Ponadto 72% stwierdziło, że postrzega energię jądrową jako część rozwiązania problemu zmian klimatu, a 74% stwierdziło, że „przemysł jądrowy przyszłości” ma ogromny potencjał rozwojowy.

Zapytani o idealny miks energetyczny dla Belgii, 72% wybrało miks energii jądrowej i źródeł odnawialnych, w porównaniu z 60% w podobnym sondażu z 2020 roku.

Pięćdziesiąt siedem procent respondentów uważa, iż odpady jądrowe są obecnie „dobrze zarządzane” w Europie, podczas gdy 72% określiło bezpieczeństwo dostaw energii jako główną zaletę energii jądrowej, w porównaniu z 65% w 2020 r.

Belgia dysponuje flotą siedmiu reaktorów – czterech w Doel we Flandrii i trzech w Tihange w Walonii – które w 2021 r. zapewniały 40% produkcji energii elektrycznej w kraju, co stanowi szósty najwyższy procent na świecie.

Belgijska ustawa federalna z 2003 r. wymagała wycofania całej produkcji energii jądrowej w kraju. Została ona zmieniona w 2013 i 2015 r., aby zapewnić działanie reaktorów Tihange-1, Doel-1 i Doel-2 do 2025 r. Obecny rząd koalicyjny utworzony pod koniec 2021 r. potwierdził plany stopniowego wycofywania istniejących reaktorów do 2025 r., ale pozostawił otwartą opcję przedłużenia eksploatacji dwóch reaktorów w celu zapewnienia dostaw energii.

Na początku marca 2022 r., w związku z wojną na Ukrainie i koniecznością zmniejszenia zależności od paliw kopalnych, rząd zdecydował o podjęciu kroków w celu wydłużenia o 10 lat, do 2035 roku 2 GW mocy jądrowej zainstalowanej w blokach Tihange-3 i Doel-4.

5. Maryland i X-energy badają możliwość zamiany węgla na energię jądrową

Amerykańska Maryland Energy Administration (MEA) przyznała granty X-energy i Frostburg State University, aby ocenić korzyści płynące z przekształcenia elektrowni węglowej na mały reaktor modułowy Xe-100 zaprojektowany przez X-energy.

Oprócz potencjalnej produkcji bezemisyjnej energii, ocena będzie dotyczyć opłacalności ekonomicznej planu i szerszych korzyści, takich jak zmniejszenie kosztów aktywów osieroconych, umożliwienie pozostania w regionie dobrze płatnych miejsc pracy oraz zapewnienie możliwości biznesowych dla sektorów produkcji i budowlanego na etapie budowy i utrzymania. Wspólna analiza ustaleń ma zostać przedstawiona jeszcze w tym roku.

Badanie koncentruje się na konkretnej elektrowni węglowej i, jak twierdzi MEA, jest „jedynie pierwszym krokiem w solidnym procesie wykonalności dla rozważań dotyczących lokalizacji”, ale ma na celu pomóc nie tylko w stworzeniu wstępnej propozycji lokalizacji, ale także opcji dla podobnych projektów w Maryland i innych stanach.

„Przechodzimy transformację w naszych systemach energetycznych i musimy szukać nowych możliwości i skutecznych podejść, aby zapewnić niezawodne wytwarzanie energii 24/7 w naszym szybko zmieniającym się krajobrazie energetycznym” - powiedziała dyrektor MEA Mary Beth Tung.

„Jest to odpowiedni zestaw okoliczności, w którym Maryland może odkrywać nowe sposoby realizacji celów związanych z czystą energią, pozostając jednocześnie w czołówce postępu technologicznego. Cieszymy się, że możemy współpracować z lokalnymi firmami z Maryland, takimi jak X-energy, które są w awangardzie nowych, zaawansowanych technologii czystej energii, przygotowujących nas na nadchodzące czasy.”

Maryland dąży do zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych, aby do 2045 r. osiągnąć zerową emisję netto.

Xe-100 to wysokotemperaturowy reaktor chłodzony gazem, wdrażany przez X-energy w ramach Programu Demonstracji Zaawansowanych Reaktorów (Advanced Reactor Demonstration Program, ARDP) Departamentu Energii Stanów Zjednoczonych. Jest on przeznaczony do wytwarzania bezemisyjnego przemysłowego ciepła procesowego i energii elektrycznej w wielu sektorach gospodarki, przy czym każda jednostka wytwarza 80 MWe. W jednym miejscu może znajdować się do 12 bloków reaktorów, generujących prawie 1 GWe mocy.

„Jako firma założona i rozwijająca się w Maryland, od 2019 roku stworzyliśmy już ponad 300 miejsc pracy i cieszymy się, że możemy pomóc naszemu stanowi w zbadaniu rozszerzonych możliwości energii jądrowej w kierunku czystszych, zeroemisyjnych źródeł energii”. powiedział dyrektor generalny X-energy Clay Sell.

„Energia jądrowa nowej generacji oferuje mieszkańcom Maryland możliwość stworzenia na przyszłość bardziej odpornej sieci energetycznej, przy jednoczesnym drastycznym obniżeniu kosztów i emisji gazów cieplarnianych. Transformacja energetyczna może i powinna opierać się na doświadczeniu i wiedzy mężczyzn i kobiet, którzy obecnie zasilają społeczności w stanie Maryland i regionie Mid-Atlantic. Partnerstwo to oceni, w jaki sposób energia jądrowa może umożliwić osiągnięcie celów czystej energii oraz utrzymać miejsca pracy i bezpieczeństwo ekonomiczne w społecznościach skupionych wokół produkcji energii w całym stanie” – dodał Sell.

Inne wiadomości

Szwedzkie przedsiębiorstwo Vattenfall poinformowało, że przygotowało zwiększenie mocy bloku nr 1 w elektrowni jądrowej Forsmark o nieco ponad 100 MWe, z czego połowę można zrealizować w związku z nadchodzącym okresem remontowym jeszcze w tym roku. „Przesłaliśmy wnioski do odpowiedzialnych władz i mamy nadzieję, że wkrótce otrzymamy pozytywną wiadomość, aby zapewnić jeszcze więcej energii elektrycznej wolnej od paliw kopalnych”, mówi Torbjörn Wahlborg, Nordic Production Manager w Vattenfall. Reaktor wrzący Forsmark 1 o mocy 990 MWe został już dotychczas zmodernizowany w celu zapewnienia długotrwałej pracy, a także została zmodernizowana infrastruktura towarzysząca.

Poważne prace modernizacyjne przeprowadzone podczas wiosennych przerw w elektrowniach jądrowych należących do Constellation zapewnią latem wolną od emisji energię elektryczną dla 15 milionów ludzi, podała firma. Prace obejmowały remont i inspekcję turbiny na jednym z nadmiarowych systemów chłodzenia rdzenia w bloku jądrowym Quad Cities 2; pełny przegląd techniczny głównego generatora w Byron 2; kompleksową kontrolę dwóch zaworów sterujących przepływem recyrkulacji reaktora w elektrowni LaSalle; wymianę głównych przyłączy generatora w Calvert Cliffs 1; pełny przegląd głównej turbiny w elektrowni Limerick; oraz wymianę wszystkich czterech głównych transformatorów mocy w bloku nr 2 EJ Nine Mile Point.

II. Opinie, komentarze

Kalifornijskie cele klimatyczne można łatwiej osiągnąć dzięki Diablo Canyon

14.06.2022 r. ANS

Nowe badanie wykazało, że wydłużenie okresu eksploatacji kalifornijskiej elektrowni jądrowej Diablo Canyon poza rok 2025 - planowany rok jej wyłączenia - pomogłoby stanowi szybciej, niezawodniej i taniej osiągnąć cele klimatyczne niż w przypadku jej zamknięcia.

Według raportu zatytułowanego Retaining Diablo Canyon: Economic, Carbon and Reliability Implications, kontynuowanie pracy elektrowni może nie tylko znacznie zmniejszyć emisje, zużycie gazu ziemnego i koszty energii elektrycznej w Kalifornii, ale także pomóc uniknąć przerw w dostawie prądu.

32-stronicowa analiza została opublikowana ostatnio przez Carbon Free California, organizację, która zgodnie z jej stroną internetową wspiera „wszystkie formy bezemisyjnej energii w celu rozwiązania kryzysu klimatycznego”. Raport został przygotowany przez Brattle Group, firmę konsultingową z Bostonu, której raport z 2019 r. na temat wpływu elektrowni jądrowych w Illinois na gospodarkę i środowisko okazał się przydatnym narzędziem w ostatecznie udanej próbie uratowania elektrowni Byron i Dresden w tym stanie.

Wyniki badania zostały opublikowane zaledwie kilka dni po tym, jak pojawiły się wiadomości, że sekretarz gabinetu gubernatora Kalifornii Gavina Newsoma napisał list do sekretarz ds. energii Jennifer Granholm, prosząc o wprowadzenie pewnych zmian w rządowym Programie Kredytu Nuklearnego o wartości 6 miliardów dolarów w celu zapewnienia, że EJ Diablo Canyon kwalifikuje się do tego programu.

Raport pojawia się w czasie, gdy kalifornijska administracja gubernatora Gavina Newsoma wyraziła zainteresowanie zbadaniem opcji zachowania Diablo Canyon, a stan stoi przed poważnymi wyzwaniami związanymi z niezawodnością energii elektrycznej. Ostatnie badania wykazały, że 58% mieszkańców stanu uważa, że EJ Diablo Canyon powinna nadal działać, przy jeszcze większym wsparciu społeczności lokalnej otaczającej fabrykę.

Wykorzystuje najnowocześniejszy model gridSIM firmy Brattle do analizy przypadku bazowego, który zakłada, że Diablo Canyon zostanie wyłączona przed 2025 r., a następnie porównuje się z przypadkiem zmiany, z przedłużeniem działalności zakładu do 2045 r.

Analiza wskazuje, że „wyjątkowa charakterystyka czystej energii 24x365” Diablo Canyon pomogłaby Kalifornii w szybszej dekarbonizacji (przy niższych skumulowanych emisjach), bardziej niezawodnie i przy niższych kosztach całkowitych. W szczególności raport mówi, że nawet zakładając wysokie wskaźniki wykorzystania energii słonecznej i powszechną dostępność wytwarzania energii z elektrowni gazowych w cyklu łączonym z wychwytywaniem i sekwestracją dwutlenku węgla (CCS) po 2035 r., Kalifornia będzie nadal polegać na znacznej, niesłabnącej produkcji i imporcie energii opalanym gazem.

Co mówią: „Aby Kalifornia mogła podążać za swoimi celami głębokiej dekarbonizacji, wszystko musi być zgodne, szczególnie w sektorze energii elektrycznej” – powiedział David Victor z Uniwersytetu Kalifornijskiego w San Diego i dyrektor Inicjatywy Głębokiej Dekarbonizacji, w komunikacie prasowym Carbon Free California. „Oznacza to masową ekspansję dostaw i przesyłu energii odnawialnej z bezprecedensowymi szybkościami. Ta nowa analiza pokazuje, że przedłużenie pracy EJ Diablo Canyon w efekcie dałoby Kalifornii więcej opcji, ponieważ umożliwi dodanie wszystkich odnawialnych źródeł energii. Kalifornijski plan dekarbonizacji ma znaczenie głównie dlatego, że jest wzorem dla reszty świata. Jeśli Kalifornia zawiedzie – ponieważ głęboka dekarbonizacja okaże się niewykonalna lub sieć stanie się wyraźnie zawodna – wyśle to sygnał, który może opóźnić wysiłki planetarne na rzecz ograniczenia emisji i spowolnienia globalnego ocieplenia. Musimy wykonać to prawidłowo, co oznacza położenie wszystkich opcji na stole, aby pomóc stanowi w dekarbonizacji”.

Cele Złotego Stanu: W 2018 roku ówczesny gubernator Jerry Brown podpisał ustawę 100 Percent Clean Energy Act, zobowiązującą Kalifornię do dekarbonizacji swojej sieci energetycznej. Cele obejmują 60 proc. energii odnawialnej do końca 2030 r. i 100 proc. sprzedaży detalicznej czystej energii elektrycznej do końca 2045 r.

Kluczowe wnioski: Według badania Brattle przedłużenie pracy EJ Diablo Canyon pozwoli:

• Masowo zredukować skumulowane emisje o około 40 milionów ton metrycznych CO2, więcej niż roczna wartość emisji z produkcji energii elektrycznej w stanie, jednocześnie zmniejszając inne lokalne zanieczyszczenie powietrza z elektrowni gazowych.

• Zastąpić import energii elektrycznej z elektrowni gazowych i emitujących dwutlenek węgla, nawet jeśli Kalifornia podwoi tempo wytwarzania energii słonecznej i wdroży szeroko rozpowszechnione technologie wychwytywania dwutlenku węgla po 2035 roku.

• Obniżyć koszty systemowe o ponad 4 miliardy USD poprzez zastąpienie droższego importu energii elektrycznej z gazu i paliw kopalnych oraz zmniejszyć koszty miksu innych zasobów aby osiągnąć cele w zakresie czystej energii i niezawodności.

• Zmniejszyć ryzyko przerw w dostawach prądu w bliskiej i dłuższej perspektywie w przypadku, gdy wskaźniki wdrażania czystej energii nie podwoją się, a przyszłe czyste technologie nie pojawią się na dużą skalę.

• Pomóc Kalifornii osiągnąć bezemisyjną sieć energetyczną o dekadę wcześniej niż nakazuje to obowiązujące prawo - do 2035 r. - przyspieszając dekarbonizację w całej gospodarce i zapewniając stanowi więcej czasu na przyspieszenie zwiększenia skali wytwarzania energii słonecznej i wiatrowej.

Położona w pobliżu Avila Beach w Kalifornii, EJ Diablo Canyon mieści dwa czteropętlowe ciśnieniowe reaktory wodne Westinghouse. Blok 1, PWR o mocy 1138 MWe, rozpoczął komercyjną eksploatację w maju 1985 r., natomiast blok nr 2 o mocy 1151 MWe zaczął dostarczać energię w marcu następnego roku.

W czerwcu 2016 r. właściciel/operator zakładu Pacific Gas and Electric ogłosił, że osiągnął porozumienie z organizacjami pracowniczymi i środowiskowymi w celu zwiększenia inwestycji w efektywność energetyczną i magazynowanie energii, odnawialne źródła energii, a także odnośnie zamknięcia Diablo Canyon po wygaśnięciu koncesji na eksploatację reaktorów – w listopadzie 2024 dla bloku 1 i sierpniu 2025 dla bloku 2. Wniosek PG&E o zamknięcie elektrowni został zatwierdzony przez Kalifornijską Komisję Użyteczności Publicznej w styczniu 2018 r., a w marcu tamtego roku przedsiębiorstwo powiadomiło Komisję Regulacji Jądrowych, że wycofuje swój wniosek z 2009 r. o przedłużenie licencji.

III. Czy wiesz, że …

Technologia paliwa odpornego na awarie ma na celu zapewnienie dodatkowego bezpieczeństwa i czasu reakcji w przypadku awarii w elektrowni jądrowej.

Dekada postępu

9.06.2022 r. NEInt

W odpowiedzi na wydarzenie w Fukushimie w 2011 roku światowy przemysł jądrowy zainicjował i przyspieszył programy badawcze mające na celu opracowanie nowej generacji systemów paliwowych o ulepszonych właściwościach bezpieczeństwa. Technologie te są zintegrowane z tradycyjnymi pastylkami i koszulkami w projektach paliwowych reaktorów lekkowodnych, aby zapewnić dodatkową warstwę ochrony.

W 2012 roku Kongres USA zalecił Departamentowi Energii (DOE) priorytetowe potraktowanie rozwoju ulepszonych paliw odpornych na awarie w ramach tak zwanego programu Accident Tolerant Fuels (ATF).

Od ponad dekady nastąpił znaczny postęp, zwłaszcza w zakresie rozwiązań krótkoterminowych. Dostawcy paliw jądrowych Framatome, Global Nuclear Fuels i Westinghouse współpracują z Departamentem Energii nad opracowaniem nowych projektów paliw, które zwiększają wydajność i poprawiają bezpieczeństwo w przypadku poważnych wypadków.

Firma Framatome, która dziesięć lat temu uruchomiła program PROtect Enhanced Accident Tolerant Fuel (EATF), informuje NEI, że rozwiązania krótkoterminowe są obecnie stosowane w pięciu komercyjnych reaktorach. Te pilotażowe zestawy testowe zawierają pastylki paliwowe wzbogacone dwutlenkiem uranu lub chromem. Koszulka paliwowa reaktorów wodnych ciśnieniowych (PWR) ma powłokę ze stopu cyrkonu pokrytą chromem, a reaktory z wodą wrzącą wykorzystują inny rodzaj innowacyjnej powłoki dostosowanej do specyficznych warunków BWR.

Pierwsze wdrożenie technologii ATF firmy Framatome miało miejsce w Goesgen (1010 MWe PWR) w Szwajcarii w 2016 r., wraz z wprowadzeniem powlekanych koszulek i próbek testowych z węglika krzemu. Później, w 2019 roku, w Goesgen wprowadzono 20 powlekanych prętów o pełnej długości, które przeszły teraz dwa pełne cykle napromieniania. Również w 2019 roku firma Framatome wprowadziła cztery pilotażowe zespoły testowe w USA w Vogtle 2 (1229 MW PWR), Southern Nuclear które składały się z czterech pełnowymiarowych prętów pokrytych chromem wypełnionych pastylkami wzbogaconymi w chrom. Były to pierwsze na całym świecie kompletne pręty ATF. W 2020 roku Vogtle 2 zakończyło pierwszy cykl eksploatacji tego projektu. Wyniki były zgodne z oczekiwaniami, mówi Framatome, zauważając, że okładzina działała dobrze. Niedawno zakończył się drugi cykl działania, a obecnie trwa gromadzenie i analiza danych.

Framatome umieścił również pręty powlekane chromem w Entergy Arkansas Nuclear One PWR, a ostatnio wprowadził pręty ATF do BWR, elektrowni Xcel w Monicello w Minnesocie. Firma Framatome dostarczyła również pierwszy kompletny zestaw ATF do Calvert Cliffs PWR w stanie Maryland. Zestaw zawiera 176 prętów pokrytych chromem i pastylki wzbogacone chromem.

Firma Framatome twierdzi, że do tej pory uruchomiła ponad 50 milionów pastylek wzbogaconych w chrom i 200 pełnowymiarowych prętów powlekanych chromem. Zauważa, że pastylki wzbogacone chromem działają w pięciu różnych reaktorach w USA i są obecnie standardową cechą konstrukcji paliwa BWR ATRIUM 11.

Global Nuclear Fuels (GNF), kierowane przez GE joint venture z Hitachi, rozwija ARMOR i IronClad jako nowe technologie. ARMOR to prawnie zastrzeżona powłoka nakładana na istniejącą koszulkę paliwową z cyrkonu, zapewniająca według GE odporność na utlenianie w wysokich temperaturach, łagodząca fretting zanieczyszczeń, chroniąca przed korozją i poprawiająca marginesy termiczne. IronClad to nowa koszulka z żelaza, chromu i aluminium, alternatywa dla stopów na bazie cyrkonu.

W 2020 r. pilotażowe zestawy testowe ATF wykorzystujące rozwiązania GNF ARMOR i IronClad zostały zainstalowane w elektrowni jądrowej Exelon w Clinton (1098 MW BWR) w Illinois. Wcześniej takie paliwo załadowano do bloku Hatch 1 w Georgii, zarządzanego przez Southern Nuclear. W Hatch 1 zainstalowano dwa warianty materiału IronClad – jeden w postaci pręta paliwowego, ale bez paliwa, a drugi w postaci segmentu pełnego pręta. W Hatch 1 zainstalowano również pręty testowe ARMOR zawierające paliwo.

Paliwo ATF EnCore Fuel firmy Westinghouse ma powłokę cyrkonową pokrytą chromem i astylki paliwowe ADOPTTM, zapewniające umiarkowane korzyści w zakresie bezpieczeństwa i ekonomii. Pastylki ADOPT to dojrzały projekt, który jest używany w europejskich reaktorach z wrzącą wodą od ponad dekady.

Poprawia paliwo z dwutlenku uranu poprzez dodanie niewielkich ilości tlenku glinu i chromu. Westinghouse twierdzi, że te dodatki wspomagają wzrost ziarna i spiekalność dwutlenku uranu, trzykrotnie zwiększając wielkość ziarna i zwiększając gęstość nawet o 2%. Większy rozmiar ziarna opóźnia transport produktu rozszczepienia i zapewnia lepszą retencję gazów rozszczepieniowych. Większa gęstość pozwala na umieszczenie większej ilości uranu w zestawach paliwowych w celu uzyskania większej mocy liniowej (większe wypalenie), co poprawia ekonomikę zużycia paliwa. Oczekuje się również, że pastylki zapewnią dodatkowe korzyści w zakresie bezpieczeństwa w przypadku takiego zdarzenia, jak wypadek z utratą chłodziwa (LOCA). W 2019 i 2020 roku zestawy testowe EnCore zostały załadowane w Byron 2 w Illinois i Doel 4 w Belgii.

W ubiegłym roku kilka prętów testowych zawierających technologię paliwową EnCore przybyło do Oak Ridge National Laboratory (ORNL) w celu przeprowadzenia eksperymentów napromieniowania paliwa, aby wesprzeć wysiłki licencyjne w NRC. W ramach procesu przeglądu licencji regulator analizuje również raport Westinghouse na temat pastylek paliwowych ADOPT, który został zaakceptowany w 2021 roku.

We wrześniu 2021 r. Rosatom ogłosił, że rozpoczął operację pilotażową w bloku Rostów 2 przy użyciu nowej generacji rosyjskiego paliwa ATF. Do rdzenia reaktora WWER-1000 załadowano trzy zestawy paliwowe TVS-2M. Każdy zestaw z 312 prętami paliwowymi zawierał sześć prętów paliwowych wykonanych przy użyciu chromu jako materiału konstrukcyjnego ze stopu 42 (stop żelaza zawierający 42% niklu) oraz sześć prętów paliwowych z okładziną ze stopu cyrkonu z powłoką chromową.

W grudniu sześć zestawów paliwowych z prętami paliwowymi REMIX uranowo-plutonowymi zostało załadowanych do rdzenia WWER-1000 podczas zaplanowanej przerwy w pracy w bloku Bałakowo 1. Każdy zestaw paliwowy REMIX standardowego modelu TVS-2M zawiera wyłącznie pręty paliwowe z mieszaniną uranu i plutonu odzyskanych z wypalonego paliwa jądrowego (312 prętów paliwowych w każdej wiązce). REMIX jest wykonany z mieszaniny przetworzonego uranu i plutonu wyekstrahowanych ze zużytego paliwa jądrowego. Ma niską zawartość plutonu, a jego widmo neutronowe nie odbiega od zwykłego paliwa LEU, co oznacza, że według Rosatomu można je wprowadzić bez żadnych zmian w konstrukcji reaktora ani dodatkowych środków bezpieczeństwa.

Przejście na wyższe wzbogacenie

Amerykańskie przedsiębiorstwo Southern Nuclear zgodziło się zainstalować w Vogtle 2 cztery zestawy wysokowzbogaconego paliwa testowego firmy Westinghouse do 2023 roku. Będą one obejmować pastylki Westinghouse ADOPT i zaawansowaną powłokę ze stopu cyrkonu pokrytego chromem oraz wykorzystujące paliwo wzbogacone do 6% w izotop uran-235 – o 1% wyższym niż paliwo obecnie licencjonowane. Wyższe wzbogacenie pozwoli na wyższy stopień wypalenia paliwa i dłuższe cykle pracy pomiędzy jego przeładunkiem.

„Southern Nuclear i Westinghouse są wspaniałymi partnerami naszego programu Accident Tolerant Fuel Program”, mówi Frank Goldner, inżynier jądrowy w Biurze Energii Jądrowej DOE. „Testowanie tego bardziej wzbogaconego paliwa jest ważnym krokiem we wdrażaniu nowych technologii paliwowych, które mogą pomóc poprawić ekonomikę naszej istniejącej floty reaktorów”.

GNF twierdzi, że pracuje nad rozszerzeniem licencji na produkcję paliwa w Wilmington w Karolinie Północnej, aby produkować bardziej wzbogacone paliwo. „Wraz z naszymi partnerami w sektorze energetycznym pracujemy nad ładowaniem w przyszłości zestawów paliwowych o wyższym wzbogaceniu do 8% U-235”.

Firma Framatome, która posiada zakład produkcji paliwa w Richland w stanie Waszyngton, również ogłosiła swój plan dostarczania przemysłowi do 2026 r. bardziej wzbogaconego paliwa o wyższym stopniu wypalenia w ramach programu Advanced Fuel Management. Framatome współpracuje obecnie z zakładami wzbogacania uranu, operatorami elektrowni i NRC w celu wprowadzenia tych technologii na rynek i twierdzi, że jest blisko dostarczenia paliwa wzbogaconego powyżej 6%.

Firma Framatome niedawno otrzymała zgodę od NRC na transport zestawów paliwowych o wzbogaceniu U-235 do 8%, a w ubiegłym roku NRC zaakceptowała przegląd raportu do pracy powyżej 5%.

Przemawiając na konferencji informacji regulacyjnych NRC w marcu, Scot Greenlee, starszy wiceprezes ds. usług inżynieryjnych i technicznych w Constellation Energy, największym amerykańskim operatorze jądrowym, powiedział, że planuje wdrożyć ATF od 2024 roku.

Koncepcje długoterminowe

Równolegle z tymi krótkoterminowymi wysiłkami dostawcy nadal opracowują i testują długoterminowe rozwiązania, takie jak kanały paliwowe i koszulki z węglika krzemu, pastylki z azotku uranu i paliwo metaliczne. Według NRC kilka materiałów kompozytowych SiC na koszulki jest opracowywanych przez Framatome i Westinghouse. Rosja także opracowuje bardziej długoterminowe rozwiązania. Instytut Badawczy Materiałów Nieorganicznych AA Bochvar (VNIINM), filia rosyjskiego producenta paliwa jądrowego TVEL, ogłosił w tym roku, że opracował technologię i wyprodukował eksperymentalne pastylki paliwowe z dwukrzemku uranu do reaktorów lekkowodnych.

Dążenie do opracowania paliw odpornych na wypadki - zarówno w perspektywie długoterminowej, jak i krótkoterminowej - prawdopodobnie będzie nadal zyskiwało na znaczeniu zarówno z powodów politycznych, jak i ekonomicznych. Na przykład poza Stanami Zjednoczonymi proponowany akt delegowany UE dotycząca klimatu, który ma obowiązywać od 2023 r. stwierdza, że od 2025 r. istniejące i nowe projekty jądrowe muszą korzystać z paliwa ATF. Przemysł musi monitorować takie zmiany, inwestować i wprowadzać innowacje, aby osiągnąć te cele.

 

Opracowano w DEJ na podstawie: WNA, NucNet, NEInt.