Polski Atom

Materiał informacyjny
opracowany przez Departament Energii Jądrowej
Ministerstwa Klimatu i Środowiska

30 czerwca 2022 r.

I. Bieżące Wydarzenia w Energetyce Jądrowej na Świecie

1. Rozpoczęto drugą fazę rozbudowy EJ Sanmen

Jak poinformowała China National Nuclear Corporation (CNNC), rozpoczęto wylewanie pierwszego betonu pod fundament wyspy jądrowej bloku nr 3 w elektrowni jądrowej Sanmen w chińskiej prowincji Zhejiang. Oznacza to oficjalne rozpoczęcie budowy pierwszego z dwóch ciśnieniowych reaktorów wodnych CAP1000 o mocy 1250 MWe, planowanych jako faza II rozbudowy tej elektrowni

W dniu 28 czerwca odbyła się uroczystość z okazji wylania pierwszego betonu w bloku nr 3 EJ Sanmen. Wzięli w niej udział lokalni urzędnicy oraz przedstawiciele CNNC, Ministerstwa Ekologii i Środowiska, Krajowej Administracji Energii oraz Krajowej Administracji Bezpieczeństwa Jądrowego.

20 kwietnia br. Rada Państwa zatwierdziła budowę dwóch nowych reaktorów w każdej z elektrowni jądrowych Sanmen, Haiyang i Lufeng w Chinach. Dotyczy to jednostek Sanmen 3 i 4, Haiyang 3 i 4 oraz Lufeng 5 i 6.

W elektrowniach Sanmen i Haiyang znajdują się już po dwie jednostki Westinghouse AP1000, a dwie jednostki CAP1000 – chińska wersja AP1000 – zostały zatwierdzone dla fazy II (bloki 3 i 4) rozbudowy każdego zakładu.

W maju CNNC podpisało kontrakty na budowę wysp jądrowych i instalacji dla planowanej rozbudowy elektrowni jądrowych Sanmen i Haiyang. China Nuclear Industry 22 Construction Company otrzymała zlecenie wykonania budowy wyspy jądrowej w EJ Sanmen Faza II, a China Nuclear Industry 24 Construction Company wykona wyspę jądrową Fazy II EJ Haiyang. W międzyczasie, China Nuclear Industry Fifth Construction Company (CNI5) otrzymała kontrakt na wykonanie prac instalacyjnych na wyspach jądrowych we wszystkich czterech blokach.

Faza I budowy EJ Sanmen rozpoczęła się w 2018 roku. Reaktor w bloku Sanmen 1 był pierwszym na świecie uruchomionym reaktorem typu AP1000, osiągając stan pierwszej krytyczności – ciągłą reakcję łańcuchową – 22 czerwca i podłączenie do sieci 2 lipca. Po raz pierwszy osiągnął pełną moc 14 sierpnia i wszedł do komercyjnej eksploatacji 21 września. Sanmen 2 osiągnął pierwszą krytyczność 17 sierpnia i został podłączony do sieci 24 sierpnia. Reaktor wszedł do komercyjnej eksploatacji 5 listopada.

Od tego czasu jednostki wygenerowały ponad 60 miliardów kilowatogodzin, zauważa CNNC. Oczekuje się, że po pełnym uruchomieniu dwóch bloków fazy II, elektrownia Sanmen ma mieć zainstalowaną moc 5 GWe (milionów kilowatów) i generować 40 miliardów kilowatogodzin rocznie, podała firma. Jest to równoznaczne z redukcją 30 milionów ton emisji dwutlenku węgla.

CNNC dodała, że dodatkowa moc jądrowa pomoże „zoptymalizować strukturę przemysłową i bilans energetyczny w prowincji Zhejiang i ma ogromne znaczenie dla jej przejścia na zieloną i niskoemisyjną energię, a także wysokiej jakości rozwoju gospodarczego i społecznego”.

2. Rozpoczęto załadunek paliwa do reaktora w Barakah-3

Emirates Nuclear Energy Corporation (ENEC) poinformowała, że w bloku nr 3 elektrowni jądrowej Barakah w regionie Al Dhafra w Abu Zabi w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, po otrzymaniu koncesji na eksploatację jednostki, rozpoczęła się operacja załadunku paliwa do reaktora APR-1400. Blok ma zacząć produkcję energii elektrycznej jeszcze w tym roku.

Dyrektor generalny ENEC, Mohamed Al Hammadi, stwierdził, że projekt zapewnia praktyczne rozwiązanie klimatyczne i umożliwia zakrojone na szeroką skalę działania na rzecz dekarbonizacji połączone ze wzrostem gospodarczym. „Sukces i korzyści płynące z uruchomienia każdej jednostki w Barakah w kolejnych latach od bloku 1 w 2020 r. pokazują znaczące korzyści przynoszone przez wieloblokową elektrownię jądrową dla zwiększania bezpieczeństwa energetycznego i zrównoważonego rozwoju narodów, które przystępują do długoterminowego rozwoju cywilnego programu jądrowego” – powiedział.

Federalny Urząd ds. Regulacji Jądrowych ZEA (FANR) w zeszłym tygodniu ogłosił zatwierdzenie licencji operacyjnej Barakah 3, potwierdzając, że elektrownia, jej personel, programy, zasady i procedury spełniają standardy regulacyjne. Ponadto jednostka przeszła dobrowolne przeglądy dokonane przez Międzynarodową Agencję Energii Atomowej i Światowe Stowarzyszenie Operatorów Jądrowych (WANO), w tym zakończenie WANO Pre Start-Up Review, potwierdzające jej gotowość do pracy.

ENEC poinformował, że wiedza zdobyta podczas załadunku paliwa do bloku Barakah 1 w lutym 2020 r. i bloku nr 2 w marcu 2021 r. zostanie wykorzystana w bloku nr 3. 241 zestawów paliwowych będzie ładowanych pojedynczo do reaktora, a proces ten ma zająć około 14 dni. Po zakończeniu załadunku paliwa zespół operacyjny rozpocznie przygotowania do uruchomienia bloku jeszcze w tym roku.

Ali Al Hammadi, dyrektor generalny operatora elektrowni Nawah Energy Company, powiedział, że „rygorystyczne przeglądy” FANR obejmują każdy aspekt elektrowni, aby zapewnić jej gotowość do działania zgodnie z krajowymi wymogami regulacyjnymi.

W Barakah 3 zainstalowano jedną z czterech koreańskich jednostek APR-1400. Bloki 1 i 2, które rozpoczęły komercyjną eksploatację odpowiednio w kwietniu 2021 r. i marcu tego roku, dostarczają obecnie 2800 MW do sieci ZEA, a blok 4 znajduje się w końcowej fazie budowy.

Elektrownia Barakah to pierwszy zagraniczny projekt elektrowni jądrowej dla Korea Electric Power Corporation (KEPCO), która wygrała zamówienie na elektrownię w grudniu 2009 roku. Nawah jest wspólną spółką zależną ENEC i KEPCO zajmującą się operacjami jądrowymi i ich obsługą techniczną.

Z dotychczasowych doświadczeń wynika, że załadowanie wszystkich 241 zestawów paliwowych do rdzenia reaktora może zająć około dwóch tygodni. Paliwo dla Barakah zostało wyprodukowane w ramach kontraktu z 2015 roku przez Korea Electric Power Corporation Nuclear Fuels (Kepco KNF), która otrzymuje wzbogacony uran od Urenco. W łańcuchu dostaw paliw dla Barakah znajduje się sześć firm, w tym także ConverDyn, UraniumOne, Orano i RioTinto. ENEC powiedział, że po pełnym uruchomieniu elektrownia jądrowa Barakah będzie wytwarzać bezemisyjną energię elektryczną przez ponad 60 lat, zaspokajając aż 25% zapotrzebowania na energię elektryczną ZEA.

3. CEZ przejmuje firmę Skoda Nuclear Services od rosyjskiego OMZ

Czeska grupa energetyczna CEZ ogłosiła, że przejmie czeską firmę Skoda JS zajmującą się usługami jądrowymi, która jest obecnie w 100% własnością rosyjskiej grupy inżynieryjnej OMZ.

CEZ poinformowała, że ma długą tradycję współpracy ze Skodą JS, głównie w zakresie paliwa jądrowego i konserwacji obiegów pierwotnych elektrowni jądrowych. Firma poinformowała, że w związku z obecną sytuacją geopolityczną w Europie oraz sankcjami UE wobec Rosji za inwazję na Ukrainę, Skoda JS jest narażona na ryzyko sankcji. Może to wpłynąć na jej usługi realizowane w elektrowniach jądrowych CEZ.

Według CEZ, kilka lat temu Skoda JS weszła w skład rosyjskiej grupy inżynieryjnej OMZ, kontrolowanej przez Gazprombank. CEZ wraz ze Skodą JS przejmie także udziały w centrum badawczo-rozwojowym UJV Rez. Zwiększy to udział CEZ w UJV Rez z obecnych 52,46% do 69,85%.

CEZ poinformował, że realizuje transakcję we współpracy z bankiem inwestycyjnym WOOD & Company działającym w Europie Środkowo-Wschodniej. Bank będzie posiadał pakiet do czasu zatwierdzenia transakcji przez czeskie organy antymonopolowe. Dzięki temu rozwiązaniu Skoda JS nie będzie zagrożona sankcjami.

Skoda JS dostarczała główne zespoły, wyposażenie i usługi dla elektrowni jądrowych, reaktorów badawczych i magazynów wypalonego paliwa w Europie i na świecie. Firma wyprodukowała i dostarczyła 21 kompletnych reaktorów jądrowych WWER-440 i trzy reaktory WWER-1000.

CEZ jest właścicielem i operatorem dwóch elektrowni jądrowych w Republice Czeskiej: Dukovany i Temelin. Ta flota sześciu reaktorów dostarcza około 30 TWh energii elektrycznej rocznie, co stanowi około jednej trzeciej całkowitej produkcji energii elektrycznej w Czechach.

4. Szósty blok w EJ Hongyanhe rozpoczyna działalność komercyjną

Koncern China General Nuclear (CGN) ogłosił, że blok nr 6 elektrowni jądrowej Hongyanhe w chińskiej prowincji Liaoning rozpoczął eksploatację komercyjną. Blok jest drugim z dwóch obiektów wyposażonych w reaktory ACPR-1000, które wybudowano jako II Faza rozbudowy elektrowni.

CGN podał, że 23 czerwca o godzinie 21.35 zaprojektowany w kraju reaktor ciśnieniowy o mocy 1061 MWe zakończył serię testów rozruchowych, w tym test ciągłej pracy trwający 168 godzin. Mimo, że firma musi jeszcze uzyskać niezbędne pozwolenia i dokumenty, jednostka może być obecnie uznana za działająca komercyjnie.

Budowa Fazy I (bloki 1-4) elektrowni, wyposażone w cztery reaktory wodne ciśnieniowe CPR-1000, rozpoczęła się w sierpniu 2009 roku. Bloki 1 i 2 działają komercyjnie odpowiednio od czerwca 2013 i maja 2014 roku, natomiast blok 3 rozpoczął operację komercyjną w sierpniu 2015, a blok 4 we wrześniu 2016 r.

Faza II rozbudowy elektrowni Hongyanhe – bloki 5 i 6 – obejmuje konstrukcję dwóch reaktorów ACPR-1000. Budowa bloku nr 5 rozpoczęła się w marcu 2015 roku, a bloku nr 6 w lipcu tego samego roku. Blok nr 5 osiągnął pierwszą krytyczność w czerwcu ubiegłego roku i wszedł do komercyjnej eksploatacji 31 lipca. Załadunek paliwa do bloku nr 6 rozpoczął się 25 marca br. i zakończył 28 marca. Reaktor osiągnął pierwszą krytyczność 21 kwietnia i został podłączony do sieci 2 maja.

CGN zauważył, że przy wszystkich sześciu jednostkach w pełni działających, elektrownia Hongyanhe stała się największą elektrownią jądrową w Chinach i trzecią co do wielkości na świecie, o łącznej mocy zainstalowanej ponad 6,71 miliona kilowatów.

Według CGN roczna produkcja energii sześciu bloków w Hongyanhe może osiągnąć 48 miliardów kWh, co stanowi około 20% całkowitego zużycia energii elektrycznej w prowincji Liaoning. W porównaniu z elektrowniami opalanymi węglem o tej samej skali jest to równoznaczne z ograniczeniem zużycia standardowego węgla o ponad 142 mln ton, a tym samym zmniejszeniem emisji dwutlenku węgla o około 40 mln ton.

Elektrownia Hongyanhe jest własnością i jest zarządzana przez Liaoning Hongyanhe Nuclear Power Company, spółkę joint venture CGN i State Power Investment Corporation, z których każda posiada 45% udziałów, a Dalian Municipal Construction Investment Co posiada pozostałe 10%.

Po rozpoczęciu komercyjnej eksploatacji Hongyanhe 6, liczba pracujących reaktorów energetycznych zarządzanych przez CGN wzrosła do 26 jednostek, a zainstalowana moc jądrowa wzrosła z 28 261 MWe do 29 380 MWe.

5. Grupa G7 wzywa do rozwijania energetyki jądrowej

W celu rozwiązania problemów związanych z klimatem i aby pomóc osiągnąć cel, jakim jest osiągnięcie niskoemisyjnych i bezpiecznych dostaw energii liderzy Grupy Siedmiu (G7) dużych krajów uprzemysłowionych powinni zachęcać do wydłużania okresu eksploatacji istniejących i wspierać ponowne uruchamianie sprawnych reaktorów jądrowych.

We wspólnym przesłaniu przed szczytem przywódców w Niemczech 26 czerwca, Canadian Nuclear Association, Japan Atomic Industries Forum, Nucleareurope, Nuclear Energy Institute, Nuclear Industry Association i World Nuclear Association wezwały przywódców G7 do:

• Zachęcania do wydłużania okresu eksploatacji reaktorów jądrowych na tyle, na ile to możliwe i wspierania ponownego uruchamiania innych sprawnych reaktorów. Organizacje twierdzą, że według Międzynarodowej Agencji Energii wydłużenie okresu eksploatacji istniejących reaktorów jest najtańszą metodą zabezpieczenia dodatkowego niskoemisyjnego wytwarzania energii elektrycznej.

• Włączenia energii jądrowej do krajowych i międzynarodowych ram polityki ekologicznego finansowania, sygnalizując, że przemysł jądrowy ma odegrać kluczową rolę w globalnej walce ze zmianami klimatu nie tylko w krajach G7, ale także w gospodarkach rozwijających się.

• Ustalenia ambitnych nowych krajowych celów w zakresie mocy jądrowych, wsparte pragmatycznymi instrumentami polityki i skutecznymi ramami regulacyjnymi.

• Wspierania rozwoju małych i zaawansowanych technologii jądrowych, które rozszerzą zakres zastosowań energii jądrowej, aby zapewnić głębszą i szerszą dekarbonizację wykraczającą poza sektory wytwarzania energii elektrycznej.

We wspólnym oświadczeniu stwierdzono: „Zobowiązanie G7 do odejścia od paliw kopalnych będzie wymagało inwestycji w technologie niskoemisyjne w połączeniu z silną polityką, która jeszcze bardziej przyspieszy przejście na czysty i bezpieczny system energetyczny. Udowodniono, że połączenie energii jądrowej z odnawialnymi źródłami energii pozwoli na szybkie osiągnięcie celu długotrwałej dekarbonizacji wytwarzania energii elektrycznej”.

„Energia jądrowa jest dostępnym, przystępnym cenowo, czystym i niezawodnym rozwiązaniem dla krajów, które chcą zrezygnować z paliw kopalnych i osiągnąć sprawiedliwą transformację energetyczną. Budowa i eksploatacja każdej elektrowni jądrowej generuje tysiące wysoko wykwalifikowanych miejsc pracy, wspiera łańcuch dostaw i stymuluje lokalne gospodarki.

Poza energetyką technologie jądrowe mają ogromny potencjał w zakresie dekarbonizacji innych sektorów gospodarki – m.in. transportu, chemii, produkcji stali – poprzez dostawy ciepła i produkcję wodoru”.

Wezwanie do rozważenia przedłużenia eksploatacji istniejących reaktorów jądrowych i ponownego uruchamiania reaktorów, które niedawno zostały zamknięte, pojawia się pośród gwałtownie rosnących cen energii i pytań o bezpieczeństwo energetyczne i dostawy w wyniku wojny Rosji z Ukrainą.

Financial Times poinformował, że wysoki rangą urzędnik w administracji prezydenta USA Joe Bidena powiedział dziennikarzom, że przywódcy G7 będą debatować nad podjęciem kroków w celu „stabilizacji światowych rynków energii”, ponieważ Waszyngton dąży do zacieśnienia współpracy na rzecz powstrzymania wysokich cen towarów obciążających światową gospodarkę.

Niemcy dążą do zapewnienia stabilnych dostaw energii i zmniejszenia zależności od rosyjskiego gazu, ale nie zmieniły jeszcze planu wycofania z eksploatacji swoich ostatnich trzech sprawnych reaktorów pod koniec 2022 roku. Wielka Brytania ma sześć elektrowni jądrowych, które dostarczają około 16% energii elektrycznej w kraju, ale większość z nich ma zostać wyłączona do końca dekady.

6. NASA wybiera trzy koncepcje energetyki jądrowej do rozmieszczenia na Księżycu

Trzy zespoły, w skład których wchodzą jedne z najbardziej znanych firm inżynieryjnych i technologicznych w USA, opracują wstępne projekty rozszczepieniowego systemu zasilania powierzchniowego (fission surface power, FSP) w ramach federalnego projektu demonstracyjnego reaktora jądrowego o mocy 40 kWe przeznaczonego do zastosowań energetycznych na powierzchni Księżyca.

Według NASA systemy zasilania powierzchniowego oparte na jądrowej reakcji rozszczepienia mogą zapewnić niezawodną dostawę energii dla eksploracji Księżyca przez człowieka.

NASA i Battelle Energy Alliance - podmiot, który zarządza i obsługuje Laboratorium Narodowe Idaho (INL) Departamentu Energii (DOE) - przyznały kontrakty trzem zespołom w ramach prac projektowych fazy 1 programu FSP. Wstępne projekty wynikające z tych wyborów przejdą do fazy 2, co wiązałoby się z poproszeniem przemysłu o przedstawienie ostatecznego projektu FSP „zdolnego do lotu”. Faza 2 obejmuje również budowę, testowanie i dostarczenie FSP na Księżyc w ramach misji demonstracyjnej.

Jeden zespół będzie kierowany przez Lockheed Martin, ale obejmuje on również komponenty jądrowe i dostawcę paliwa BWXT Technologies oraz firmę badawczo-inżynieryjną Creare. Inny zespół składa się z giganta technologii jądrowej Westinghouse i Aerojet Rocketdyne, producenta rakietowych, naddźwiękowych i elektrycznych systemów napędowych. Trzeci zespół będzie kierowany przez IX, spółkę joint venture Intuitive Machines - firmy z siedzibą w Houston, która kończy swój program księżycowy mający zapewnić dostęp do powierzchni Księżyca, osiąganie orbity księżycowej i komunikację na odległość księżycową - oraz firmę X-Energy zajmującą się technologią jądrową. Do trzeciego zespołu należą również firma Maxar zajmująca się technologią kosmiczną oraz firma lotnicza Boeing.

Szczegóły dotyczące trzech wybranych koncepcji projektowych nie zostały jeszcze ujawnione, chociaż INL, który kierował oceną propozycji, zauważył, że każdy z trzech 12-miesięcznych kontraktów jest wyceniany na około 5 milionów dolarów. Rozwój jądrowego systemu zasilania na powierzchni Księżyca jest finansowany w ramach programu Technology Demonstration Missions uruchomionego przez Space Technology Mission Directorate (STMD) NASA, który znajduje się w Marshall Space Flight Center w Huntsville w stanie Alabama. Glenn Research Center NASA w Cleveland zarządza projektem rozszczepieniowego zasilania powierzchniowego.

Firmy będą „koncentrować się na opracowaniu wstępnych projektów”, stwierdza INL. „Te wczesne prace dostarczą kluczowych informacji do dalszych działań projektowych”. Tymczasem NASA w oświadczeniu stwierdziła, że krytyczne informacje, które otrzymuje od przemysłu w ramach fazy 1, mogą prowadzić do wspólnego opracowania systemu zasilania rozszczepieniowego z pełnym certyfikatem lotu. „Technologie jądrowego zasilania powierzchniowego pomogą również NASA w doskonaleniu jądrowych systemów napędowych, które także wykorzystują reaktory do generowania energii. Systemy te mogą być zastosowane do misji eksploracji kosmosu” – stwierdza INL.

Przyznane kontrakty są odpowiedzią na zapytanie ofertowe (RFP) wydane przez Battelle i NASA w listopadzie 2021 r. do amerykańskich firm, z prośbą o przedstawienie koncepcji projektowych systemów FSP „które mogą być gotowe do uruchomienia w ciągu dekady do zademonstrowania na Księżycu”. Jednak NASA i Battelle po raz pierwszy ujawniły swoje zainteresowanie projektami FSP sektora prywatnego już w lipcu 2020 r., częściowo na skutek inicjatyw z czasów administracji prezydenta Trumpa.

NASA w swoim RFI stwierdziła, że ponieważ eksploracja kosmosu postępuje dalej i obejmuje dłuższe okresy czasu, USA będą potrzebować księżycowego systemu FSP, aby zapewnić niezawodną, trwałą i odporną energię dla instalacji na Księżycu, przewidując datę gotowości do startu „nie później niż” 31 grudnia 2026 r.

Ale NASA niedawno przyznała, że projekt FSP wspiera szersze plany „solidnej obecności na Księżycu”. Najnowsza inicjatywa NASA wywodzi się z planu Artemis, który ma na celu „współpracę z partnerami handlowymi oraz międzynarodowymi i ustanowienie pierwszej długoterminowej obecności na Księżycu”. Następnie „wykorzystamy to, czego uczymy się na Księżycu i wokół niego, aby wykonać kolejny wielki skok: wysłanie pierwszych astronautów na Marsa”.

NASA twierdzi, że opracowanie FSP można połączyć z ogniwami słonecznymi, bateriami i ogniwami paliwowymi, „aby zapewnić energię do obsługi łazików, prowadzenia eksperymentów i wykorzystania zasobów księżyca do produkcji wody, paliwa i innych materiałów do podtrzymywania życia”. Dlatego FSP musi być w stanie wytrzymać długotrwałe operacje i ustanowić system zdolny do zmian ewolucyjnych.

Battelle określił, że projekty FSP muszą mieć moc co najmniej 40 kWe, z technologią, którą można rozszerzyć na wyższe moce, i muszą działać nieprzerwanie przez co najmniej 10 lat. System musi być również przystosowany do transportu łazikiem oraz mieć rozmiar i masę, które zmieściłyby się na dużym lądowniku.

Wstępna mapa drogowa kosmicznych systemów rozszczepienia jądrowego NASA przewiduje kilka kamieni milowych na drodze do demonstracji FSP na Księżycu. Jednak uchwalenie planu będzie wymagało „trwałego zaangażowania i znacznych inwestycji w ciągu najbliższych 10 do 20 lat”, stwierdza NASA.

Tymczasem ta mapa drogowa uwzględnia również inne federalne wysiłki rozwojowe, w tym projekt Pele Departamentu Obrony (DOD), obserwowany z zainteresowaniem prototyp mobilnego mikroreaktora.

Biuro ds. Zdolności Strategicznych DOD (SCO) niedawno wydało decyzję o wykazaniu pełnego działania projektu Pele przez co najmniej trzy lata w lokalizacji INL w Idaho Falls. 9 czerwca DOD wybrał firmę BWXT Technologies z Lynchburg w stanie Wirginia do produkcji i dostarczenia prototypu mobilnego mikroreaktora chłodzonego gazem w wysokich temperaturach (HTGR) do INL w celu przetestowania do 2024 r. w ramach kontraktu o wartości 300 milionów dolarów.

Działania FSP mogą również skorzystać z innych federalnych „ziemskich” prac rozwojowych, w tym kilku mikroreaktorów na skalę megawatową do wytwarzania energii poza siecią, opracowania paliwa z nisko wzbogaconego uranu o zwiększonej zawartości U-235 (HALEU) oraz nadkrytycznych systemów z dwutlenkiem węgla pracujących w cyklu Braytona do wysokowydajnych zastosowań energetycznych energii słonecznej, mówi NASA.

„Projekt Fission Surface Power jest pierwszym krokiem w kierunku wdrożenia przez USA energetyki jądrowej na Księżycu i nie mogę się doczekać, aby zobaczyć, co każdy z tych zespołów osiągnie” – powiedział dyrektor INL John Wagner. „Ten projekt przyczyni się również do rozwoju technologii, które są bezpośrednio związane z jądrowymi elektrycznymi systemami napędowymi (NEP) do zastosowań kosmicznych”.

W szczególności mapa drogowa NASA przewiduje większe korzyści z rozwoju FSP dla misji załogowej z elektrycznym napędem jądrowym na Marsa. NASA i DOE obecnie przeprowadzają analizy i generują koncepcje misji NEP w ramach Mars Transportation Assessment Study (MTAS) NASA. „FSP zapewnia pierwszy krok dla reaktorów kosmicznych przed wdrożeniem systemu NEP o dużej mocy”, stwierdza NASA.

„Bardziej złożony reaktor NEP o dużej mocy skorzystałby z infrastruktury testowej i społeczności praktyków, która zostałaby ustanowiona dla FSP, zapewniając możliwość zdobycia zaufania do stosunkowo prostego pierwszego systemu. Konkretne korzyści obejmowałyby obiekty do testów naziemnych, techniki modelowania, doświadczenie w zakresie procedur startowych, a co najważniejsze, środki do przeprowadzenia nowego procesu zatwierdzania bezpieczeństwa startu za pomocą znacznie prostszego pierwszego systemu”.

„Nowa technologia napędza naszą eksplorację Księżyca, Marsa i nie tylko” – powiedział Jim Reuter, zastępca administratora STMD NASA. „Opracowanie tych wczesnych projektów pomoże nam położyć podwaliny pod zasilanie w energię długoterminowej obecności ludzi w innych światach”.

Inne wiadomości

Dwustutysięczna wiązka prętów paliwowych reaktora ciężkowodnego została wyprodukowana w fabryce paliw China Nuclear Fuel North w Baotou w Mongolii Wewnętrznej, ogłosiła China National Nuclear Corporation. Zakład – jedyny w Chinach produkujący paliwo PHWR – rozpoczął działalność w 2001 roku. CNNC poinformowało, że „nieustannie zwiększa się udział krajowych producentów wyposażenia linii produkcyjnej i części zamiennych, co przyczynia się do modernizacji i wdrażania nowoczesnych projektów automatyzacji produkcji”.

Egipski Urząd ds. Elektrowni Jądrowych (NPPA) przygląda się technologii małych reaktorów modułowych o mocy od 10 MW do 300 MW równolegle do wielkoskalowej elektrowni El Dabaa, podały lokalne media. Daily News Egypt cytuje urzędnika z NPPA, który powiedział, że władze rozważają „inne elektrownie jądrowe” w zachodniej części Nujaila, ale badania prowadzone równolegle „zabierają dużo czasu”. El Daaba, która będzie miała cztery reaktory generacji III+ WWER-1200 dostarczone przez Rosję, będzie pierwszą komercyjną elektrownią jądrową w Egipcie. Pierwsza jednostka ma rozpocząć eksploatację w 2026 roku.

Pierwszy z trzech poziomów wewnętrznej obudowy bezpieczeństwa został ukończony w bloku nr 2 elektrowni jądrowej Rooppur w Bangladeszu. Waży 195 ton przy średnicy 42,8 metra i został zainstalowany na wysokości 44,1 metra. Montażem i instalacją wewnętrznej obudowy zajmują się specjaliści z działu inżynieryjnego Rosatomu. Wstępny montaż wszystkich trzech poziomów wewnętrznej obudowy trwał 151 dni. Ten sam proces dla bloku 1 trwał 207 dni, a zdobyte doświadczenie pozwoliło skrócić czas o dwa miesiące, powiedział Rosatom.

Rolls-Royce SMR ogłosił, że w ramach dalszej ekspansji otworzy nową siedzibę w centrum Manchesteru w Anglii. „Rolls-Royce SMR wraca do Manchesteru, gdzie Charles Rolls i Henry Royce po raz pierwszy spotkali się w 1904 roku”, powiedział dyrektor generalny Tom Samson. „Rozwijamy się jako firma, a ponieważ rozwijamy nasze małe elektrownie z reaktorami modułowymi w Wielkiej Brytanii, nadszedł właściwy czas, aby założyć naszą siedzibę główną w tym fantastycznym mieście”. Nowa siedziba będzie działać obok istniejących lokalizacji Rolls-Royce SMR w Warrington i Derby.

Czeski ČEZ twierdzi, że modernizacja i optymalizacja chłodni w elektrowni jądrowej Dukovany pozwala zwiększyć produkcję o 15500 MWh, czyli mniej więcej o roczne zużycie 5000 gospodarstw domowych. Jest to wynik obniżenia średniej temperatury krążącej wody chłodzącej o 0,35°C i jest częścią nieustannych wysiłków na rzecz zwiększenia wydajności, a także dalszego zwiększenia bezpieczeństwa pracy obiektu.

 

Opracowano w DEJ na podstawie: WNA, NucNet, DOE, MAEA