praca dyplomowa inŻynierska · praca dyplomowa inŻynierska obiegi cieplne elektrowni jĄdrowych i...

POLITECHNIKA ŁÓDZKA WYDZIAŁ ELEKTROTECHNIKI, ELEKTRONIKI, INFORMATYKI I AUTOMATYKI

INSTYTUT ELEKTROENERGETYKI

PRACA DYPLOMOWA INŻYNIERSKA

OBIEGI CIEPLNE ELEKTROWNI JĄDROWYCH

I MOŻLIWOŚCI POPRAWY SPRAWNOŚCI

THERMAL CYCLES OF NUCLEAR POWER PLANTS

AND POSSIBILITIES OF IMPROVING THEIR EFFICIENCY

Michał Oziemski

Nr albumu: 202078

Opiekun pracy:

dr inż. Janusz Buchta

Łódź, luty 2019 r.

Obiegi cieplne elektrowni jądrowych i możliwości poprawy sprawności

Michał Oziemski – praca dyplomowa

2

Spis treści

1. Wprowadzenie ..................................................................................... 4

1.1. Cel i zakres pracy ............................................................................................. 4

2. Obiegi cieplne elektrowni jądrowych ................................................ 6

2.1. Podstawy termodynamiki w obiegach elektrowni ............................................ 6

2.2. Reaktory PWR .................................................................................................. 7

2.3. Reaktory BWR ............................................................................................... 10

2.4. Reaktory PHWR ............................................................................................. 13

2.5. Reaktory LWGR ............................................................................................. 15

2.6. Reaktory GCR ................................................................................................ 16

3. Reaktory generacji III+ .................................................................... 18

3.1. AP-1000 .......................................................................................................... 18

3.2. EPR-1600 ........................................................................................................ 22

3.3. WWER-1000 .................................................................................................. 24

4. Przyszłość energetyki jądrowej – reaktory IV generacji ............... 27

4.1. Międzynarodowe Forum Reaktorów IV Generacji ........................................ 27

4.2. Reaktor GFR ................................................................................................... 28

4.3. Reaktor LFR ................................................................................................... 30

4.4. Reaktor MSR .................................................................................................. 31

4.5. Reaktor SFR ................................................................................................... 33

4.6. Reaktor SCWR ............................................................................................... 34

4.7. Reaktory VHTR .............................................................................................. 36

5. Gospodarka paliwowa w energetyce atomowej .............................. 37

5.1. Krótka historia i właściwości uranu ............................................................... 37

5.2. Światowe zasoby uranu .................................................................................. 38

5.3. Produkcja elementów paliwowych ................................................................. 39



3

5.4. Gospodarka wypalonym paliwem .................................................................. 43

5.5. Paliwo typu MOX ........................................................................................... 46

6. Awarie elektrowni jądrowych .......................................................... 47

6.1. Three Mile Island ............................................................................................ 47

6.2. Czarnobyl ........................................................................................................ 50

6.3. Fukushima Dai-ichi ........................................................................................ 53

7. Obliczenia symulacyjne obiegów cieplnych w programie

Ebsilon Professional .......................................................................... 55

7.1. Wybór układów .............................................................................................. 55

7.2. Założenia przyjęte do analizy obiegów .......................................................... 56

7.3. Wyniki symulacji obiegu z reaktorem BWR .................................................. 57

7.4. Wyniki symulacji obiegu z reaktorem PWR .................................................. 59

7.5. Wyniki symulacji obiegu z reaktorem PWR nadbudowanego

turbiną gazową ................................................................................................ 61

7.6. Wyniki symulacji jednociśnieniowego obiegu z turbiną CCGT .................... 64

7.7. Analiza porównawcza otrzymanych wyników ............................................... 67

7.8. Wnioski ........................................................................................................... 72

8. Podsumowanie ................................................................................... 74

9. Literatura ........................................................................................... 76

Streszczenie ................................................................................................ 78

Summary .................................................................................................... 79



4

Wprowadzenie 1.

1.1. Cel i zakres pracy

Obecnie ponad 80% procent energii elektrycznej w krajowym systemie jest

wytwarzane z paliw kopalnych. Skutkuje to emisją do atmosfery ziemskiej ok. 308 mln

ton CO2. Jest to wynik niekorzystny z ekologicznego punktu widzenia. Dlatego też polski

system energetyczny wymaga zdecydowanych modyfikacji, które pozwolą na

ograniczenie emisji dwutlenku węgla i powolne odejście od paliw kopalnych.

Wychodząc naprzeciw tym wymaganiom Ministerstwo Energii opracowało

dokument PEP 2040 (Polityka Energetyczna Polski do 2040 Roku), w którym

przedstawiony jest plan zmniejszenia udziału paliw kopalnych w wytwarzaniu energii

elektrycznej. Dokument ten zakłada redukcję udziału węgla w wytwarzaniu energii do

60%, poprzez zwiększenie produkcji z OZE do 21% oraz rozpoczęcie polskiego programu

jądrowego. Zgodnie z założeniami zawartymi we wspomnianym dokumencie, powinno to

pozwolić na redukcję emisji CO2 o ok. 30% (w stosunku do roku 1990) [1].

Zakończenie budowy pierwszej w Polsce elektrowni jądrowej planowane jest

najpóźniej na rok 2033, a prace nad nią powinny rozpocząć się w roku 2024. Powyższe

plany wskazują na zasadność wyboru tematu niniejszej pracy jakim jest energetyka

jądrowa, gdyż w najbliższych latach będzie to jedno z głównych zagadnień w krajowej

energetyce. Perspektywa rozpoczęcia budowy elektrowni jądrowej w niedalekiej

przyszłości rodzi wiele wyzwań oraz dylematów dotyczących doboru odpowiedniej

technologii. W niniejszej pracy podjęto się dokonania analizy kwestii związanych ze

stosowanymi w energetyce jądrowej technologiami i ich bezpieczeństwem, a także

zaproponowano nowatorski projekt obiegu jądrowego, który mógłby być wdrożony

w polskim systemie.

Celem niniejszej pracy jest omówienie i dogłębna analiza obiegów cieplnych

elektrowni jądrowych oraz analiza najważniejszych zagadnień związanych

z bezpieczeństwem i eksploatacją elektrowni jądrowych.

W pierwszej części niniejszej pracy omówione zostały obecnie stosowane

rozwiązania technologiczne obiegów cieplnych elektrowni jądrowych. Dokładnie opisano



5

przemiany zachodzące w obiegach z reaktorami różnego typu – od powszechniej znanych

reaktorów PWR i BWR po rzadziej eksploatowane reaktory PHWR lub GFR.

Następnie dokonano przeglądu najnowocześniejszych zabezpieczeń stosowanych

w reaktorach produkowanych przez wiodące na rynku energetyki jądrowej firmy.

Omówione zostały układy bezpieczeństwa reaktorów AP-1000, EPR-1600 oraz

WWER-1000, które minimalizują ryzyko zajścia awarii prowadzącej do skażenia

radiologicznego praktycznie do zera.

Aby udowodnić, że energetyka jądrowa jest perspektywiczną gałęzią energetyki,

w kolejnym rozdziale dokonano przeglądu prototypów reaktorów tzw. IV generacji.

Przedstawione zostały stosowane w nich nowatorskie rozwiązania technologiczne

pozwalające na znaczne podniesienie sprawności obiegów elektrowni jądrowych, a także

dalszy plan prowadzenia badań nad tymi technologiami.

W następnym rozdziale omówiono poszczególne etapy cyklu paliwowego. Opisany

został sposób przerobu rudy uranu, tak aby możliwe było zastosowanie uranu jako paliwa

w reaktorach. Poruszony został także problem składowania odpadów promienio-

twórczych. Opisane zostały technologie pozwalające na redukcję produkcji odpadów

wysokoaktywnych oraz nowoczesne metody ich składowania.

W kolejnej części skupiono się na analizie trzech największych awarii, które

nastąpiły w elektrowniach atomowych, kolejno: we Three Mile Island, w Czarnobylu

i w Fukushimie. Dokładny opis i zrozumienie zdarzeń, które doprowadziły lub mogły

doprowadzić do katastrofy powinny pozwolić na uniknięcie podobnych błędów

w przyszłości.

W części badawczej pracy skupiono się na wykonaniu obliczeń symulacyjnych

w programie Ebsilon Professional. Zamodelowane zostały obiegi cieplne podstawowych

typów obecnie stosowanych reaktorów PWR i BWR. Najważniejszą częścią symulacji,

było przeprowadzenie wnikliwej analizy obiegu cieplnego nowatorskiego rozwiązania,

jakim jest nadbudowa turbiną gazową obiegu reaktora ciśnieniowego PWR. Otrzymane

wyniki zostały ostatecznie porównane z popularnym w obecnej energetyce rozwią-

zaniem – obiegiem gazowo-parowym CCGT. W rozdziale tym zawarta została również

analiza otrzymanych wyników, wraz z rekomendacjami dotyczącymi dalszego rozwoju

i poprawy parametrów obiegów jądrowych nadbudowanych turbiną gazową.



6

Obiegi cieplne elektrowni jądrowych 2.

2.1. Podstawy termodynamiki w obiegach elektrowni

Elektrownie jądrowe, podobnie do konwencjonalnych elektrowni węglowych,

realizują obieg cieplny Rankine’a, który został przedstawiony na rys. 2.1. W jego skład

wchodzą następujące przemiany: izobaryczne rozprężanie (1-2) realizowane w turbinie,

skraplanie czynnika (2-3) realizowane w kondensatorze, izobaryczne tłoczenie czynnika

(3-4) realizowane przez pompy wody zasilającej, podgrzewanie, odparowanie

i przegrzanie czynnika roboczego (odpowiednio 4-5, 5-6, 6-1) realizowane w reaktorze

lub wytwornicy pary w zależności od zastosowanej technologii. [2]

Rys. 2.1. Obieg Rankine’a przedstawiony na wykresach T-s (wykres a) oraz h-s (wykres b).

Punkty oznaczone indeksem a odwzorowują idealne przemiany, punkty bez

indeksów - przemiany rzeczywiste (zaczerpnięto z [2]).

Pomimo faktu, iż termodynamika obiegu termicznego nie różni się znacząco

pomiędzy poszczególnymi elektrowniami jądrowymi, to można wymienić wiele

różnorodnych rozwiązań technologicznych stosowanych do realizacji wspomnianych

przemian cieplnych. Najbardziej popularnymi z nich są reaktory lekko-wodne LWR

(ang. Light Water Reactor), w których moderatorem oraz chłodziwem jest woda.

Jednakże, można wyróżnić również inne technologie, jak reaktory ciężko-wodne PHWR

(ang. Pressurised Heavy Water Reactor) lub reaktory moderowane grafitem. Wymienione

technologie zostaną kolejno przedstawione w niniejszym rozdziale.



7

2.2. Reaktory PWR

Reaktory ciśnieniowe PWR (ang. Pressurized Water Reactors) są obecnie

najczęściej stosowanym typem reaktorów jądrowych i odpowiadają za produkcję ok. 67%

energii atomowej na świecie. Warto zwrócić uwagę na fakt, iż jest to jedna z najstarszych

technologii wytwarzania energii z paliw jądrowych, dlatego stosowane w niej rozwiązania

odznaczają się standaryzacją, a co za tym idzie obniżonymi kosztami inwestycyjnymi

i krótszym czasem budowy. Lata badań i doświadczenia pozwoliły na wprowadzenie

szeregu ulepszeń, które m.in. wydłużyły czas eksploatacji reaktora do 60 lat, pozwoliły na

efektywniejsze wykorzystanie paliwa, znacząco zmniejszyły ryzyko wystąpienia

poważnych awarii oraz poprawiły bezpieczeństwo personelu i otoczenia elektrowni

w razie ich wystąpienia. Obecnie najbardziej popularnymi produktami tego typu są

reaktory: AP-1000 produkowany przez Amerykańską firmę Westinghouse, EPR-1600

firmy AREVA oraz WWER-1000 wytwarzany przez Rosenergoatom.

Rys. 2.2. Uproszczony schemat obiegu reaktora typu PWR (zaczerpnięto z [3])

Prosty schemat obrazujący zasadę działania elektrowni pracującej według

obiegu PWR został przedstawiony na rys. 2.2. Jak można zaobserwować, charakteryzuje

się on rozdzieleniem obiegu chłodzącego reaktora (obiegu pierwotnego) od obiegu

parowego turbiny (obiegu wtórnego). Proces wytwarzania energii zaczyna się

w reaktorze, gdzie neutrony termiczne, będące wynikiem reakcji rozpadu U-235 oddają



8

ciepło omywającej pręty paliwowe wodzie, która jednocześnie pełni rolę moderatora

i chłodziwa. Aby utrzymać wymianę ciepła jak i reaktywność na efektywnym, stabilnym

i bezpiecznym poziomie, w obiegu pierwotnym nie może nastąpić odparowanie czynnika

chłodzącego. Z tego względu, do obiegu dołączony jest stabilizator ciśnienia, którego

zadaniem jest utrzymanie ciśnienia na poziomie 16-17 MPa. Pozwala to na osiągnięcie

przez chłodziwo temperatury w granicach 300-350°C. Gorąca woda z reaktora, trafia do

wymiennika ciepła, którym jest wytwornica pary, gdzie zostaje schłodzona, a następnie

przetłoczona przez pompę cyrkulacyjną z powrotem do zbiornika reaktora. W ten sposób

następuje zamknięcie obiegu pierwotnego reaktorów typu PWR.

Czynnikiem roboczym cyrkulującym w obiegu wtórnym jest również woda,

jednakże o zdecydowanie niższym ciśnieniu wynoszącym ok. 6-7 MPa, pozwalającym na

jej częściowe odparowanie przy temperaturze ok. 300°C. Przegrzana para dostarczana jest

rurociągiem do turbiny, gdzie zostaje rozprężona, a następnie skierowana do skraplacza.

Skropliny są tłoczone przez pompę wody zasilającej z powrotem do wymiennika ciepła

i tym sposobem zamyka się obieg wtórny. Rzeczywisty schemat obiegu eletrowni

jądrowej z reaktorem PWR został przedstawiony na rys. 2.3.

Ponieważ w zbiornikach reaktorów PWR nie występuje proces odparowania wody,

ich wymiary mogą być mniejsze niż reaktorów BWR (ang. Boiling Water Reactors), a co

za tym idzie koszt wytworzenia reaktora PWR jest odpowiednio niższy. Jednakże, lekko-

wodne obiegi ciśnieniowe wymagają wprowadzenia dodatkowych elementów

tj. stabilizatora ciśnienia oraz wytwornicy pary, a także stosowania bardziej wytrzymałych

materiałów ze względu na wysokie ciśnienie w obiegu pierwotnym, co w efekcie znacznie

zwiększa koszty wybudowania elektrowni. Ponadto, obiegi zbudowane na zasadzie

reaktorów typu PWR cechują się stosunkowo niską sprawnością na poziomie 34-36%.

Jest to spowodowane dwoma czynnikami jakimi są, niskie parametry pary wynikające

z ograniczeń temperatury i ciśnienia wody pierwotnej oraz dodatkowe straty powstające

w wytwornicy pary. Kolejną problematyczną cechą reaktorów PWR jest niska zdolność

do dynamicznych zmian mocy. Wysokie ciśnienie obiegu pierwotnego czyni reaktory

PWR bardziej podatnymi na rozerwanie koszulek paliwowych w skutek oddziaływania

między pastylką paliwową a koszulką (PCI - ang. Pellet Cladding Interaction) w trakcie

nagłych i szybkich zmian moc reaktora. Niemniej, dzięki rozdzieleniu obiegów reaktora

i turbiny, teoretycznie osiąga się większy stopień bezpieczeństwa, ponieważ w razie



9

nieszczelności w układzie turbiny, nie wystąpi skażenie radiologiczne otoczenia.

W praktyce, prawdopodobieństwo przerwania rurociągu w reaktorach BWR i wystąpienia

poważanej awarii typu LOCA (ang. Loss of Coolant Accident) jest mniejsze, niż dla

reaktorów PWR. Jednakże należy podkreślić, że nawet w przypadku tak ciężkiego

uszkodzenia stosowane systemy bezpieczeństwa pozwolą na zneutralizowanie zagrożenia

skażenia promieniotwórczego środowiska do minimum [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11].

Rys. 2.3. Rzeczywisty obieg wtórny amerykańskiej elektrowni jądrowej o mocy 1190 MWe.

Oprócz wcześniej wymienionych elementów tj. wytwornicy pary (na rysunku NSSS), jednego

stopnia turbiny wysokoprężnej (HP turbine), trzech stopni turbiny niskoprężnej (LP turbine),

kondensatora (condenser), pompy wody zasilającej (feed pump), na rysunku można wyróżnić

inne kluczowe elementy tj. separator wilgoci (moisture separator), którego zadaniem jest

oddzielanie wody zawartej w mieszance parowo-wodnej wychodzącej z wytwornicy pary (dzięki

temu na turbinę trafia tylko para wodna, a woda kierowana jest z powrotem do wytwornicy pary.

Gdyby na turbinę trafiła woda, mogłoby dojść do zniszczenia łopatek turbiny), podgrzewacze

nisko- i wysokoprężne, których zadaniem jest spożytkowanie jak największej ilości ciepła

zawartego w parze (część pary z upustów turbiny jest wykorzystywana do podgrzania wody

zasilającej). Schemat zaczerpnięto z [4].



10

2.3. Reaktory BWR

Reaktory na wodę wrzącą BWR są drugim co do popularności rozwiązaniem

technologicznym w energetyce jądrowej i odpowiadają za ok. 18% produkcji energii

elektrycznej z elektrowni atomowych. Ponadto, są one najprostszymi obiegami elektrowni

jądrowych, co czyni je niezwykle konkurencyjnymi z punktu widzenia łatwości obsługi,

jak i kosztów konstrukcyjnych.

Rys. 2.4. Schemat reaktora BWR obrazujący zasadę działania. Najważniejsze elementy to:

zbiornik reaktora (reactor vessel), rdzeń (reactor core), pompy cyrkulacyjna i strumieniowa

(odpowiednio: recirculation, jet pump), osuszacz pary (steam dryer), turbina (turbine),

generator, skraplacz (condenser), obudowa bezpieczeństwa (conteinment). Zaczerpnięto z [3].

Na rys. 2.4 przedstawiono schematyczny obieg reaktora BWR. Jak można zauważyć

główną różnicą w stosunku do reaktora PWR jest brak obiegu pierwotnego, zatem proces

odparowania czynnika roboczego występuje bezpośrednio w zbiorniku reaktora, skąd para

jest od razu dostarczana rurociągiem na turbinę. Ponieważ czynnik roboczy ma

bezpośrednią styczność z elementami paliwowymi, to powoduje pojawienie się

promieniowania jonizującego wokół turbiny. Dlatego też ze względu na bezpieczeństwo

personelu stosowane są specjalne osłony biologiczne. Jednakże w przypadku potrzeby

dokonania prac konserwacyjnych w maszynowni problem ten nie stwarza znaczących

niedogodności, gdyż aktywność izotopów promieniotwórczych, które dostają się do

obiegu zanika w przeciągu kilku do kilkunastu minut.



11

Ponieważ w przypadku reaktorów BWR występowanie mieszaniny parowo-wodnej

w rdzeniu reaktora jest pożądane, pozwala to na obniżenie ciśnienia czynnika chłodzącego

do 6,5–7 MPa. Ponadto umożliwia to wprowadzenie naturalnej cyrkulacji czynnika

chłodzącego w reaktorze, co zostało wykorzystane przy konstrukcji reaktora ESBWR

opracowanej przez firmy Hitachi i General Electrics. Niemniej, ze względów

bezpieczeństwa nieodzownym elementem reaktorów BWR pozostają pompy

recyrkulacyjna i strumieniowa, które muszą kontrolować udział pary w mieszaninie

parowo wodnej. Jest to bardzo ważna funkcja ze względu na stabilność pracy reaktora.

W momencie, w którym proces wrzenia jest zbyt intensywny, może dojść do

zredukowania reaktywności, a w efekcie do spadku mocy reaktora (para wodna ma

mniejszą zdolność od wody do spowalniania neutronów prędkich do termicznych).

Rezultatem zmniejszenia mocy reaktora, jest również zaprzestanie procesu wrzenia,

a zatem i ponowne zwiększenie udziału wody w mieszaninie. Prowadzi to do ponownego

wzrostu mocy reaktora, co skutkuje zwiększeniem intensywności wytwarzania pary.

W sytuacji, w której proces ten nie będzie regulowany dojdzie do poważnych,

niegasnących wahań mocy reaktora co ostatecznie może prowadzić do groźnej awarii

w systemie. Zadaniem pomp cyrkulacyjnej i strumieniowej jest utrzymanie przepływu

czynnika chłodzącego na odpowiednim poziomie, który pozwala utrzymać stałą moc

reaktora.

Zestawienie parametrów najnowocześniejszych reaktorów na wodę wrzącą

przedstawiono w tab. 2.1, natomiast na rys. 2.5 zaprezentowany jest rzeczywisty przekrój

reaktora typu BWR-6. Ze względu na bezpośrednie podłączenie turbiny do obiegu

reaktora, w reaktorach BWR niemożliwe jest regulowanie reaktywności poprzez wtrysk

wody borowej. Powodowałoby to osadzanie się boru na łopatkach turbiny, gdyż bor

doskonale rozpuszcza się w parze wodnej. Z tego względu między kasetami paliwowymi

umieszcza się specjalne absorbery w kształcie krzyża. Montowane są one w dolnej części

reaktora wraz z prętami regulacyjnymi. Z jednej strony prowadzi to do zwiększenia ich

efektywności, gdyż największa gęstość neutronów występuje właśnie w dolnych

częściach komory, z drugiej jednak strony awaryjne wprowadzenie prętów w sytuacji

kryzysowej wymaga zasilania energią elektryczną (jedynie w reaktorze ESBWR tak jak

i w reaktorach PWR wykorzystywana jest do tego siła grawitacji) [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10,

11, 12, 13, 14].



12

Tabela 2.1. Porównanie parametrów nowoczesnych reaktorów typu BWR (na podstawie [8, 12])

Parametr/Funkcja BWR-6 ABWR ESBWR

Moc (MWt/MWe) 3900/1360 3926/1350 4500/1550

Rozmiar zbiornika (wysokość/średnica)

[m] 21,8/6,4 21,1/7,1 27,7/7,1

Liczba kaset paliwowych 800 872 1132

Liczba pomp recyrkulacyjnych 3 3 naturalna

cyrkulacja

Rodzaj podstawowych systemów

odprowadzania ciepła i redukcji mocy aktywne aktywne pasywne

Rys. 2.5. Wnętrze zbiornika reaktora

BWR-6 z obudową typu Mark III. 1 - zawór

wentylacyjny i spryskiwacz ciśnieniowy,

2 - uchwyt do podnoszenia osuszacza,

3 - osuszacz pary, 4 - wylot pary, 5 - wlot

spryskiwaczy rdzenia, 6 - separator pary,

7 - wlot wody zasilającej, 8 – rozdzielacz

wody zasilającej, 9 – niskociśnieniowy

wtrysk chłodziwa, 10 – rurociąg

spryskiwaczy, 11 – rozdzielacz spryskiwaczy,

12 - prowadnica górna, 13 – układ pompy

strumieniowej, 14 – ściana zbiornika,

15 - kasety paliwowe, 16 – absorbery,

17 - płyta rdzenia, 18 – pompa

strumieniowa, 19 – woda recyrkulacyjna,

20 – obudowa wsporcza zbiornika,

21 - betonowa osłona, 22 – napęd prętów

regulacyjnych, 23 – rurociągi napędów

hydraulicznych, 24 – kontroler strumienia

neutronów w rdzeniu (zaczerpnięto z [14])



13

2.4. Reaktory PHWR

Reaktory PHWR różnią się znacznie od rozwiązań PWR i BWR,

a najpopularniejszym i głównie produkowanym modelem jest reaktor CANDU

wytwarzany w Kanadzie. Założeniem produkcyjnym tej technologii była możliwość

wykorzystywania do zasilania reaktora naturalnego uranu, a co za tym idzie zmniejszenia

kosztów związanych z procesem wzbogacania paliwa. Osiąga się to poprzez zastosowanie

wody ciężkiej (czyli posiadającej w swoim składzie chemicznym izotop wodoru – deuter)

jako moderatora i chłodziwa, gdyż absorbuje ona mniej neutronów niż woda lekka.

Pozwala to na podtrzymanie reakcji łańcuchowej przy znacznie mniejszym stężeniu

izotopu uranu U-235 w paliwie (dla paliwa wzbogaconego jest to ok. 3-4%, natomiast dla

naturalnego jedynie ok. 0,7%). Rozwiązanie to jest obecnie wdrażane w indyjskim

systemie elektroenergetycznym.

Na rys. 2.6 przedstawiono schematycznie zasadę działania elektrowni z reaktorem

typu PHWR. Można na nim dostrzec pewne podobieństwo do reaktorów ciśnieniowych,

jakim jest podział generacji na dwa obiegi: pierwotny i wtórny. Jednakże, rozwiązania

technologiczne zastosowane w obiegu pierwotnym są zgoła odmienne i wymagają

bardziej szczegółowego omówienia.

Reaktory PHWR mają znacznie większy rdzeń od reaktorów typu PWR lub BWR,

ponieważ woda ciężka ze względu na obecność deuteru jest słabszym moderatorem

od wody i musi być jej odpowiednio więcej. Zwiększone wymiary rdzenia wymusiły

zmianę sposobu systemu chłodzenia na kanałowy. W zbiorniku z ciężką wodą (zwanym

calandria) zanurzony jest system ułożonych poziomo kanałów, w środku których

załadowane jest paliwo. Przez wąskie kanały przepływa ciężka woda pod wysokim

ciśnieniem ok. 10 MPa i odbiera ciepło z paliwa. Następnie rozgrzana do ok. 290-300°C

trafia do wymiennika ciepła, gdzie zostaje schłodzona oddając energię do obiegu

wtórnego. Należy nadmienić, że para w obiegu wtórnym ma bardzo niskie parametry:

ciśnienie ok. 4,5-5 MPa i temperaturę: ok. 260°C. Skutkuje to odpowiednio niską

sprawnością na poziomie 28%, co jest jednym z najniższych wyników wśród elektrowni

stosowanych w światowej energetyce. Tak jak i w reaktorach typu BWR głównym

narzędziem do sterowania reaktywnością są pręty regulacyjne zamontowane pionowo

w górnej części rdzenia.



14

Rys. 2.6. Schemat ideowy reaktora typu PHWR. Najważniejsze elementy to: rdzeń (nazywany

calandria), pręty regulacyjne (control rods), kanałowy system chłodzenia (pressure tubes),

wytwornica pary (steam generator) (na podstawie [10])

Do zalet rektora typu PHWR można zaliczyć możliwość wymiany paliwa bez

przerywania pracy reaktora. Jest to możliwe dlatego, że każdy z kanałów paliwowych

może być odizolowany z pętli chłodzenia i usunięty z reaktora. Niestety, mylnym jest

jednak stwierdzenie, że reaktory PHWR wprowadzą znaczne oszczędności w kosztach

produkcji energii dzięki wykorzystaniu uranu naturalnego jako paliwa. Jak wcześniej

wspomniano, rozwiązanie to wymaga zastosowania wody ciężkiej, która nie występuje

w dużym stężeniu w przyrodzie. Dlatego też przy elektrowniach wykorzystujących

technologię PHWR należy umieszczać zakłady chemiczne produkujące ciężką wodę.

Czynnik ten jest znaczącą przeciwwagą dla oszczędności poczynionych na tańszym

paliwie. W celu rozwiązania tego problemu kanadyjscy producenci opracowują projekt

o nazwie Advanced CANDU Reactor, który bazuje na lekko wzbogaconym paliwie

i wodzie lekkiej jako moderatorze. W przyszłości to ulepszenie może uczynić reaktory

CANDU bardziej opłacalnymi na rynku energetycznym, ze względu na obniżenie kosztów

paliwa. Jednakże, przez niską sprawność elektrowni i potrzebę produkcji wody ciężkiej

nie mogą konkurować z reaktorami lekko-wodnymi [2, 8, 9, 10].



15

2.5. Reaktory LWGR

Lekko-wodne reaktory moderowane grafitem LWGR (ang. Light-Water Graphite-

Moderated Reactors) to reaktory, które używane były do produkcji plutonu w celach

militarnych. Najbardziej popularnym i jedynym stosowanym w energetyce

reprezentantem reaktorów tego typu jest reaktor kanałowy dużej mocy RBMK

(ros. Реактор Большой Мощности Канальный), który produkowano w ZSRR. Jako

moderator wykorzystywane są w nim bloki grafitowe, natomiast woda służy jedynie jako

chłodziwo. Rozwiązanie to ma swoje zalety ale także i ogromną wadę. Pozwala ono na

znaczne zmniejszenie ilości wody w obiegu reaktora, jednakże wprowadza również

poważne ryzyko w czasie awarii, czego dowiodła katastrofa w Czarnobylu. W momencie,

w którym dochodzi do awarii typu LOCA w reaktorze RBMK, w przeciwieństwie do

innych typów reaktorów następuje zwiększenie generowanej mocy. Gdy woda zaczyna

odparowywać, zmniejsza się jej współczynnik pochłaniania neutronów co prowadzi do

większej ilości neutronów termicznych powstających w graficie. Problem ten został

szerzej omówiony w rozdziale dotyczącym awarii w Czarnobylu.

Rys. 2.7. Schemat ideowy reaktora typu RBMK. Na rysunku zaznaczono następujące elementy:

osłona betonowa (concrete shield), kanały (pressure tubes), elementy paliwowe (fuel elements),

walczak (steam generator), bloki grafitowe (graphite moderator), pręty kontrolne (control rods)

(zaczerpnięto z [10])



16

Typowy obieg reaktora RBMK został przedstawiony na rys. 2.7. Podobnie jak

w przypadku reaktorów PHWR, w reaktorach LWGR paliwo znajduje się w kanałach,

które otoczone są blokami grafitowymi, mającymi za zadanie spowalniać neutrony

prędkie. Woda chłodząca płynie przez kanały, odbierając ciepło od paliwa, a następnie

trafia do separatora pary - walczaka. Ciśnienie i temperatura czynnika roboczego wynoszą

odpowiednio 6,4 MPa oraz 280°C, a całkowita sprawność elektrowni ok. 31%. Z powodu

wysokiego ryzyka dla otoczenia reaktory te nie są obecnie budowane, jednakże wciąż

w eksploatacji znajduje się ponad 10 jednostek typu RBMK [2, 8, 9, 10, 15].

2.6. Reaktory GCR

Reaktory chłodzone gazem są obecnie najsprawniejszymi, używanymi do produkcji

energii elektrycznej reaktorami. Jako chłodziwo używany jest w nich dwutlenek węgla

w postaci gazowej, jednakże w reaktorach IV generacji, które są obecnie w trakcie badań,

planowane jest wykorzystanie helu (gaz obojętny chemicznie, o dobrych własnościach

przejmowania ciepła). Moderatorem w reaktorach GCR (ang. Gas Cooled Reactor),

podobnie jak w reaktorach LWGR jest grafit, który jest odporny na wysokie temperatury.

Rys. 2.8. Schemat ideowy reaktora AGR. Zaznaczone elementy to moderator grafitowy (graphite

moderator), dwutlenek węgla (carbon dioxide), elementy paliwowe (fuel elements), pręty

regulacyjne (control rods), obudowa betonowa (concrete pressure vessel) (zaczerpnięto z [10])



17

Zasada działania reaktora AGR (ang. Advanced Gas Reactor), który jest drugą

generacją reaktorów gazowych, została przedstawiona na rys. 2.8. Jako paliwo stosowany

jest uran wzbogacony do ok. 2-3% zamknięty w koszulkach wykonanych z Zircaloyu,

dzięki czemu temperatura dwutlenku węgla po opuszczeniu rdzenia wynosi ok. 650°C.

Ciśnienie gazu w obiegu pierwotnym sięga 4,3 MPa. Po ogrzaniu, CO2 trafia do

wymiennika ciepła gdzie oddaje energię wodzie krążącej w obiegu wtórnym. Wysokie

parametry gazu pozwalają na osiągnięcie wartości temperatury i ciśnienia pary zbliżonych

do obiegów elektrowni węglowych tj. 560°C i 16 MPa. Pozwala to na stosowanie

w obiegu wtórnym urządzeń, które bazują na sprawdzonych technologiach i są

powszechnie używane w energetyce. Sprawność obiegu elektrowni atomowej pracującej

z reaktorem AGR sięga nawet 41%.

Ponieważ gaz ma dużo gorsze zdolności do odbioru ciepła niż woda, zbiorniki

reaktorów GCR muszą być odpowiednio większe. Do tego stosowane materiały muszą

odznaczać się zdecydowanie lepszą wytrzymałością termiczną, gdyż temperatury osiągane

przez chłodziwo są znacznie wyższe niż w reaktorach PWR czy BWR. Ponadto

wykorzystywane gazy charakteryzują się małym współczynnikiem pochłaniania

neutronów, co pozwala na lepsze wykorzystanie paliwa. Technologie reaktorów

gazowych są jedną z najprężniej rozwijających się gałęzi energetyki jądrowej. Wysoka

sprawność i możliwość wytwarzania ciepła wraz z energią elektryczną czynią je

technologią bardzo konkurencyjną.

Najnowszym osiągnięciem w tej dziedzinie są reaktory trzeciej generacji HTGR

(ang. High Temperature Gas Reactors). Wykorzystują one jako chłodziwo gazowy hel, co

pozwala na osiągnięcie temperatury nawet do 1100°C. Dzięki temu, realne staje się

wprowadzenie atomowych elektrociepłowni, co pozwoliłoby na znaczne podniesienie

sprawności. Ich wadą jest potrzeba zastosowanie wysoko wzbogaconego uranu jako

paliwa (nawet do 93%). Wzbogacenie to można osiągnąć poprzez przetworzenie go do

postaci węglika uranu UC2. Obecnie trwają prace nad możliwością stworzenia reaktora

HTR pracującego na zasadzie jednego obiegu. Gorący hel trafiałby na turbinę gazową,

a pozostałe ciepło oddawałby w wymienniku i ogrzewał wodę ciepłowniczą. Pozwoliłoby

to na tworzenie reaktorów mniejszych mocy, mogących pracować za zasadzie generacji

rozproszonej. Technologie bazujące na reaktorach chłodzonych gazem są jedną

z dominujących technologii wśród reaktorów IV generacji [2, 8, 9, 10].



18

Reaktory generacji III+ 3.

3.1. AP-1000

Reaktory typu AP-1000 oraz AP-600 są pierwszymi na świecie reaktorami III

generacji, które uzyskały pozwolenie na produkcję i budowę elektrowni atomowych

bazujących na tej technologii. Projekt amerykańskiej firmy Westinghouse został najpierw

zatwierdzony w Stanach Zjednoczonych przez tamtejszy dozór jądrowy NRC w 2005

roku, a już po 2 latach otrzymał certyfikat Unii Europejskiej potwierdzający, że reaktor

ten spełnia unijne wymagania i standardy bezpieczeństwa.

Założenia projektowe zbiornika reaktora przewidują możliwość jego nieprzerwanej

eksploatacji przez okres 60 lat. Maksymalne parametry wody w obiegu pierwotnym

wyznaczone przez konstruktora to 17,1 MPa i 343°C. Zgodnie z zasadą redundancji

kluczowych układów, system odbioru ciepła składa się z dwóch lub czterech pętli

chłodzenia, takiej samej ilości wytwornic pary i jednym stabilizatorem ciśnienia. Rdzeń

reaktora mieści w sobie 113 kaset paliwowych, w każdej po 17x17 elementów

paliwowych. Do utrzymania przepływu chłodziwa wykorzystane są pompy

bezdławnicowe, które charakteryzują się wysoką bezwładnością i szczelnością. Pozwala

to na spowolnienie procesu zaniku tłoczenia w przypadku awarii silników elektrycznych,

bądź utraty zasilania.

Reaktor zabudowany jest w szczelną, wykonaną ze stali cylindryczną obudowę

bezpieczeństwa, która pozostaje nienaruszona nawet przy wstrząsach sejsmicznych

1. kategorii. Stalowa powłoka bezpieczeństwa obudowana jest żelbetonową osłoną, tzw.

drugą powłoką bezpieczeństwa, która odporna jest nawet na uderzenia dużych samolotów

pasażerskich, czy też ładunków wybuchowych. W praktyce eliminuje to zagrożenie

skażenia promieniotwórczego związanego z atakami terrorystycznymi. Aby podnieść

bezpieczeństwo reaktora we wszystkich kanałach komunikacyjnych, transmisja danych

realizowana jest za pomocą technologii światłowodu, która jest odporna na zakłócenia

wytwarzane przez pole elektromagnetyczne. Ponadto wszystkie systemy bezpieczeństwa

powodujące wyłączenie reaktora oparte są na zasadzie dwa z czterech. Oznacza to, że

każdy z newralgicznych parametrów mierzony jest przez cztery niezależne kanały, a do

zadziałania zabezpieczenia potrzebne są co najmniej dwa. Niweluje to ryzyko odstawienia

bloku z powodu awarii jednego z mierników bądź przekaźników. W celach podniesienia



19

niezawodności systemu zasilania, we wszystkich układach w których jest to możliwe

zastosowano zasilanie ze źródeł stałoprądowych.

Największym osiągnięciem projektantów reaktora AP-1000 jest niewątpliwie

skonstruowanie systemu awaryjnego chłodzenia, który w pełni oparty jest na ochronie

biernej, tj. niewymagającej jakiegokolwiek źródła zasilania zewnętrznego, czy to

elektrycznego, czy mechanicznego. Pozwala to na zwiększenie niezawodności systemów

bezpieczeństwa, które oparte są głównie na podstawowych prawach i zależnościach

fizycznych jak konwekcja lub grawitacja. Ponadto zmniejsza to koszty konstrukcji bloku,

ponieważ nie ma potrzeba stosowania tak wielu skomplikowanych systemów sterujących,

w porównaniu do reaktorów poprzednich generacji. Z prowadzonych statystyk wynika, że

w reaktorze AP-1000 udało się dokonać redukcji stosowanych we wcześniejszych

reaktorach zaworów o 50%, rurociągów o 83% i pomp o 35%.

Reaktory AP-1000 odznaczają się niespotykanymi wcześniej możliwościami

w zakresie odporności na ciężkie awarie np. typu LOCA. Zastosowane bierne układy

bezpieczeństwa pozwalają na odprowadzanie ciepła z reaktora przez 3 doby bez

zapotrzebowania na zasilanie z zewnętrznych źródeł oraz bez jakiejkolwiek interwencji

obsługi sterowni lub maszynowni. Omawiany system awaryjnego chłodzenia rdzenia

(SACR) składa się z trzech podukładów, które zostaną po krótce opisane.

Pierwszym z nich jest układ awaryjnego odprowadzania ciepła powyłączeniowego

(UAOCP), którego głównym elementem jest wymiennik ciepła zanurzony w zbiorniku

z zapasową wodą chłodzącą lub w zbiorniku wymiany paliwa. Do pętli obiegu

chłodzącego dołączone są zawory bocznikujące, które w czasie normalnej pracy reaktora

są zamknięte. W momencie, w którym w obiegu chłodzącym następuje awaria

uniemożliwiająca przepływ czynnika, zawory bocznikujące otwierają się. Woda

kierowana w normalnych warunkach pracy do wytwornicy pary, jest przesyłana do

wymiennika ciepła znajdującego się w zapasowym zbiorniku wody chłodzącej, który

umiejscowiony jest powyżej reaktora. Gorący czynnik z reaktora oddaje ciepło wodzie

w zbiorniku prowadząc do jej odparowania bezpośrednio do środka obudowy

bezpieczeństwa, która zaopatrzona jest w swój własny system chłodzenia. Parametry

w obiegu chłodzenia, w szczególności temperatura wody przed i za wymiennikiem

wymusza naturalną cyrkulację wody. Dzięki temu rdzeń reaktora może być chłodzony

awaryjnie bez jakiegokolwiek zasilania z zewnątrz.



20

Kolejnym z układów bezpieczeństwa jest układ awaryjnego wtrysku wody borowej

(UAWB). Tworzą go dwa zbiorniki wykonane ze stali, które zawierają wodę z dodatkiem

boru. Umiejscowione są one powyżej obiegu chłodzącego reaktora, podobnie jak

zapasowy zbiornik wody, a każdy z nich ma pojemność ok. 71 m3. Zawory wlotowe

łączące zbiorniki z wodą borową z układem chłodzenia są otwarte w trakcie normalnej

pracy reaktora, aby ciśnienie w zbiornikach i w obiegu było takie samo. Jednakże, zawory

wylotowe są zamknięte, co nie pozwala na dostanie się boru do biegu w czasie nominalnej

eksploatacji. W sytuacji, gdy poziom wody w stabilizatorze ciśnienia zaczyna spadać, do

zaworów wylotowych wysyłany jest sygnał inicjujący ich otwarcie. Dzieje się to

równolegle z wyłączeniem reaktora i pomp cyrkulacyjnych. Układ jest skonstruowany

w taki sposób, aby zapewnić w układzie naturalną cyrkulację wody borowej, która

powoduje wyhamowanie reakcji łańcuchowej poprzez pochłanianie neutronów.

Ostatnim z układów jest układ automatycznej redukcji ciśnienia, którego zadaniem

jest chronić reaktor przed przetopieniem się rdzenia przez ściany zbiornika reaktora

w przypadku ciężkiej awarii z utratą czynnika chłodzącego. Oparty jest on na kooperacji

wielu zespołów zaworów podłączonych do stabilizatora ciśnienia, czy też gorącego

rurociągu. Pozwalają one na kierowanie strumienia pary powstałego w obiegu

pierwotnym bezpośrednio do zbiornika zapasowego lub też bezpośrednio do wnętrza

obudowy bezpieczeństwa. Tym samym redukują one ciśnienie obiegu pierwotnego do

ciśnienia panującego w obudowie. Umożliwia to grawitacyjny spływ wody ze zbiornika

wymiany paliwa do komory reaktora i jego bezpośrednie chłodzenie. Woda odparowuje

prosto do obudowy bezpieczeństwa, co może rodzić zagrożenie rozsadzeniem budynku.

Aby uniknąć katastrofy, w reaktorze AP-1000 zastosowano specjalną

dwupowłokową konstrukcję obudowy bezpieczeństwa. W momencie gdy woda

zalewająca zbiornik reaktora odparowuje znacznie zwiększając swoją objętość,

w obudowie następuje zdecydowany wzrost ciśnienia, który może prowadzić do jej

rozsadzenia. W tym celu para wodna musi być cały czas skraplana poprzez oddawanie

ciepła na zewnątrz obudowy. Chłodzenie powłoki osiągnięto dzięki wymuszeniu

naturalnej wentylacji w przestrzeni między jej stalową, a żelbetonową częścią. Powietrze

zasysane z otoczenia omywa zewnętrzną stronę stalowej powłoki odbierając ciepło od

pary znajdującej się wewnątrz, skraplając ją i redukując ciśnienie w środku obudowy.

Jednakże, w przypadku upalnego dnia, bądź bardzo szybkiego procesu odparowania wody



21

zalewającej reaktor, osiągnięty współczynnik wymiany ciepła może być niewystarczający.

Dlatego też, ponad obudową umieszcza się zbiorniki zawierające wodę wspomagającą

chłodzenie. W momencie zbyt dużego wzrostu ciśnienia wewnątrz obudowy

bezpieczeństwa, zawory zbiorników otwierają się i woda spływając grawitacyjnie zrasza

zewnętrzną część powłoki. Pozwala to na podniesienie skuteczności odbioru ciepła od

pary wewnątrz powłoki. Woda w zbiornikach wystarcza, aż na trzy doby nieprzerwanej

pracy bez zasilania zewnętrznego. Dopiero po tym czasie należy uruchomić pompy które

przetłoczą ją z powrotem do zbiorników. Czyni to ten model reaktorów odpornym nawet

na najcięższe awarie [2, 8, 15, 16]. Schemat systemów bezpieczeństwa i aparatury

reaktora AP-1000 został przedstawiony na rys. 3.1.

Rys. 3.1. Schemat reaktora AP-1000 z zaznaczonymi najważniejszymi urządzeniami i układami




22

3.2. EPR-1600

Reaktor EPR (ang. European Pressurised Water Reactor) jest owocem wieloletnich

badań firmy AREVA nad ulepszeniem stosowanych wcześniej reaktorów typu PWR.

Odznacza się on zredukowanymi kosztami wytwarzania energii elektrycznej nawet o 10%

w porównaniu do pozostałych reaktorów generacji III+. Jest jednym z najbez-

pieczniejszych reaktorów generacji III+, a ponadto wyróżnia się dobrymi wskaźnikami

ekonomicznymi. O jego walorach świadczyć może zainteresowanie nawet ze strony USA

na budowę elektrowni jądrowych bazujących na tej technologii.

Ponadto reaktor EPR odznacza się doskonałymi parametrami w swojej kategorii,

które pozwalają uzyskać sprawność elektrowni na poziomie 37%. Przyczyniają się do

tego bardzo wysokie parametry pary w obiegu wtórnym – ciśnienie na poziomie aż 7,8

MPa. Niskie nakłady inwestycyjne (jak na elektrownię atomową) zostały osiągnięte dzięki

wysokiej mocy pojedynczego bloku energetycznego sięgającej 1600 MWe. Co więcej,

zastosowane technologie pozwalają na znacznie efektywniejsze wykorzystanie paliwa,

ponieważ wypalanie paliwa jądrowego w blokach EPR przekracza 60 MW∙d/kg. Ponadto,

nowoczesna konstrukcja pozwala na skrócenie przerw potrzebnych na wymianę paliwa do

16 dni, a także na możliwość prowadzenia niektórych prac konserwacyjnych w trakcie

pracy reaktora.

Podobnie jak w przypadku reaktora AP-1000, konstrukcja bloku pozwala na

wydłużenie czasu eksploatacji do rekordowych 60 lat. Poprawie uległa również

elastyczność eksploatacji, pozwalająca na zmiany obciążenia reaktora w granicach od

20% do 100% mocy znamionowej. Pozwala to na efektywny udział elektrowni jądrowej

w regulacji systemu elektroenergetycznego, co przez długi czas było praktycznie

niemożliwe.

Również w przypadku bezpieczeństwa reaktory PWR wyróżniają się

ponadprzeciętnymi rozwiązaniami technologicznymi. Obudowa bezpieczeństwa składa się

z dwóch żelazobetonowych powłok o grubości 1,3 m. Są one w stanie wytrzymać

ciśnienie ok. 5,1 MPa, co znacznie przekracza nadciśnienia powstające w przypadku

ciężkich awarii. Jest ona również odporna na wycieki gazów niosących skażenie

radioaktywne, zatem nawet w najcięższych warunkach promieniowanie wokół elektrowni

nie przekroczy dawki szkodliwej dla zdrowia człowieka. Tak jak i w przypadku reaktora



23

AP-1000, obudowa bezpieczeństwa odporna jest na uderzenia samolotów wojskowych,

pocisków lub wybuchy bomb, co czyni reaktor EPR bezpiecznym w przypadku działań

militarnych lub ataków terrorystycznych. Większość systemów bezpieczeństwa reaktora

bazuje na rozwiązaniach aktywnych aniżeli pasywnych. Jednakże stopień wysokiego

bezpieczeństwa został osiągnięty przez redundancję i separację wszystkich urządzeń

odpowiedzialnych za bezpieczeństwo.

O ile projektanci reaktora AP-1000 założyli, że sytuacja w której rdzeń przetopi się

przez zbiornik reaktora jest nieprawdopodobna dzięki zastosowanym zabezpieczeniom, to

twórcy reaktora EPR przygotowali go nawet na najczarniejszy scenariusz. Na wypadek

awarii, w wyniku której stopiony rdzeń wydostaje się poza zbiornik reaktora,

zaprojektowano specjalną konstrukcję do gromadzenia stopionej radioaktywnej masy.

Zasadę działania tego systemu przedstawiono na rys. 3.2.

W reaktorach EPR stopiony rdzeń trafia najpierw do tygla znajdującego się w dolnej

części obudowy reaktora. Tam zostaje wstępnie schłodzony i powoli przetapia się przez

roztapialną przegrodę, skąd tunelem przelewowym trafia do zbiornika retencyjnego. Sam

zbiornik wykonany jest z betonu pokrytego materiałem żaroodpornym na bazie ZrO2,

którego temperatura topnienia sięga 2715°C. Na nim znajduje się warstwa materiału

ofiarnego na osnowie Fe2O3 i SiO2, która służy do dwóch celów. Po pierwsze pozwala ona

na utlenienie całego cyrkonu zawartego w stopie, co zapobiega powstawaniu wodoru

w kontakcie stopionego rdzenia z powłoką zbiornika. Po drugie pozwala na

endotermiczne rozpuszczenie paliwa jądrowego UO2 (co pozwala na szybką redukcję jego

temperatury), dzięki czemu zmniejsza gęstość i temperaturę krzepnięcia stopionej masy.

W celu osiągnięcia dużej powierzchni chłodzenia, rozmiar zbiornika retencyjnego wynosi

170 m2. Pod zbiornikiem ulokowany jest system kanałów, do których w sposób bierny

doprowadzana jest woda ze zbiorników zapasowych. Zapewnia to ciągłe chłodzenie

skumulowanej masy, ostatecznie prowadzące do jej zestalenia się. Czas, po jakim masa

radioaktywna zastyga może wynosić od kilku do kilkunastu dni. Obudowa

bezpieczeństwa oraz konstrukcja zbiornika zapewniają dostateczną ochronę przed

wydostaniem się substancji promieniotwórczych do środowiska. Powyższe rozwiązania

czynią reaktor EPR odpornym na wszystkie, nawet najcięższe awarie typu LOCA ze

stopieniem rdzenia. Prawdopodobieństwo wystąpienia sytuacji, w której dochodzi do

skażenia środowiska zostało zredukowane praktycznie do zera [2, 8, 15].



24

Rys. 3.2. Schemat technologii do wychwytywania stopionego rdzenia w reaktorach EPR. 1 –

rdzeń reaktora, 2 – zbiornik ciśnieniowy, 3 – roztapialna przegroda, 4 – dno tunelu przelewowy,

5 - betonowe fundamenty obudowy bezpieczeństwa, 6 – tunel przelewowy, 7 – ognioodporna

warstwa ochronna, 8 – chłodzenie wodne, 9 – materiał ofiarny, 10 – zbiornik retencyjny


3.3. WWER-1000

Reaktory typu WWER są rosyjskim odpowiednikiem reaktorów ciśnieniowych.

Reaktor WWER-1000 otrzymał certyfikat bezpieczeństwa od komisji europejskich już

w kwietniu 2007 roku, co pozwoliło na rozpoczęcie budów elektrowni bazujących na tej

technologii. Ponadto, odznacza się on wysoką konkurencyjnością cenową i ekonomiczną,

porównywalną z reaktorem EPR. Jego zdecydowaną zaletą jest fakt, że podobnie jak

w reaktorze AP-1000, projektanci oparli konstrukcję głównie na pasywnych systemach

bezpieczeństwa. Dodatkowo, konstruktorzy przygotowali reaktor na najcięższą awarię ze

stopieniem i wyciekiem rdzenia, projektując specjalny chwytacz rdzenia typu tyglowego.

Dzięki temu w reaktorze WWER-1000 wyeliminowano słabości jakie mają reaktory

AP-1000 (brak chwytacza) oraz EPR (aktywne systemy bezpieczeństwa), co czyni go

jednym z najbezpieczniejszych reaktorów.

Obudowa bezpieczeństwa reaktora WWER-1000 podobnie jak i innych reaktorów

generacji III+ składa się z dwóch warstw. Zewnętrzną obudowę wykonuje się z betonu

zbrojonego, a jej zadaniem jest wytrzymać takie zdarzenia lub katastrofy jak tornado,



25

uderzenie samolotu, tsunami lub trzęsienie ziemi. Powłoka wewnętrzna wykonana jest ze

sprężonego betonu i zaprojektowana w taki sposób, aby móc wytrzymać nadciśnienie

powstające przy najcięższej awarii reaktora, zachowując przy tym maksymalną

szczelność. Podobnie jak w reaktorze AP-1000, obieg chłodzenia wykonany jest w postaci

czterech pętli, każda z osobną wytwornicą pary. Jedyną różnicą jest sposób organizacji

wytwornic pary, w reaktorze WWER są one ułożone poziomo.

Podobnie do konstrukcji reaktora EPR, w reaktorze WWER znajduje się specjalny

zbiornik, do którego po ciężkiej awarii spływa stopiony rdzeń reaktora. Rosyjscy

projektanci zastosowali jednak rozwiązanie tyglowe, które przedstawiono na rys. 3.3.

Zbiornik zlokalizowany jest bezpośrednio w szybie reaktora i w tym przypadku wykonany

jest on ze stali, dlatego też wymaga nieustannego chłodzenia wodą. Stalowa konstrukcja

pozwala na odseparowanie stopionego rdzenia od elementów betonowych, co redukuje

ryzyko zajścia reakcji utleniania cyrkonu i powstania wybuchowego wodoru.

Również w inny sposób rozmieszczony został materiał ofiarny. W reaktorze EPR

była to powłoka oblekająca ścianki zbiornika retencyjnego. W tym wypadku wypełnia on

tygiel w całej objętości. Materiał ofiarny wykonany jest z lekkich tlenków zamkniętych

w stalowych kasetach, które ułożone są na wzór „plastra miodu”. Jego głównym zadaniem

jest schłodzenie rozgrzanego rdzenia oraz zwiększenie powierzchni transportu ciepła,

poprzez wzrost objętości stopionej masy, będący wynikiem zachodzących reakcji

termochemicznych.

Jako ciekawostkę warto przytoczyć problem konstrukcyjny z jakim musieli uporać

się projektanci reaktora WWER. Mianowicie w układzie chłodzenia prętów regulacyjnych

stosowano układ otworów wlotowych, który mógł spowodować wypychanie pręta

z komory reaktora przez silny prąd wodny. Sytuacja ta została zaobserwowana w jednej

z elektrowni jądrowych i rodziła ogromne niebezpieczeństwo poważnej awarii. Ponieważ

dochodziło do wypychania prętów regulacyjnych, w dolnych częściach reaktora

reaktywność nie była kontrolowana. Problem ten został rozwiązany i doprowadził do

określenia tzw. warunku niewypływania pręta. Mówi on o tym, że pole przekroju otworu

centralnego w kanale chłodzenia nie może być mniejsze niż pole przekroju szczeliny

pomiędzy ściankami kanału, a prętem regulacyjnym. Zostało to zilustrowane na rys. 3.4.

Rosyjskie reaktory WWER są jedną z najbezpieczniejszych technologii dostępnych

obecnie na rynku energetyki atomowej. Dzięki obecnie prowadzonym pracom nad



26

podwyższeniem mocy reaktora do 1500 MWe, możliwe jest podniesienie sprawności

elektrowni oraz lepsze wykorzystanie paliwa jądrowego. Uczyni to reaktor WWER

bardziej konkurencyjnym ekonomicznie, a zatem i pożądanym przez kraje, które chcą

inwestować w nowe elektrownie atomowe [2, 8, 15].

Rys. 3.3. Zbiornik typu tyglowego reaktora WWER. 1 – zbiornik reaktora, 2 – szyb rektora,

3 - dennica reaktora, 4 – dźwigar, 5 – tygiel, 6 – materiał ofiarny (zaczerpnięto z [8])

Rys. 3.4. System chłodzenia pręta paliwowego ilustrujący warunek niewypływania pręta




27

Przyszłość energetyki jądrowej – reaktory IV generacji 4.

4.1. Międzynarodowe Forum Reaktorów IV Generacji

Pomimo faktu, iż obecne metody wytwarzania energii z paliw jądrowych

odznaczają się wysoką niezawodnością, dopracowanymi rozwiązaniami technologicznymi

oraz dużym bezpieczeństwem, to wciąż możliwy jest znaczny rozwój tej gałęzi

energetyki. Obecne elektrownie bazujące na reaktorach generacji III+ niechlubnie

charakteryzują się jedną z najniższych możliwych sprawności wytwarzania energii

elektrycznej spośród innych elektrowni konwencjonalnych, a także inwestycje z nimi

związane są obarczone dużym ryzkiem finansowym.

Aby wyjść naprzeciw wymaganiom stawianym przez obecny system energetyczny

powołane do życia zostało Międzynarodowe Forum Reaktorów IV Generacji (z ang. GIF),

które zrzesza 14 krajów z całego świata. Jest to dobrowolna organizacja, którą założono

już w 2001 roku, a jej celem jest stworzenie technologii jądrowych, które będą pozwalały

pozyskiwać energię w sposób całkowicie bezpieczny, ekonomiczny i nieszkodliwy dla

środowiska naturalnego. Dlatego też założono, że wszystkie badane technologie muszą

spełniać cztery podstawowe warunki.

Pierwszym z nich jest poprawa gospodarki paliwowej. Zakłada się, że reaktory

IV generacji mają nie produkować wysokoaktywnych odpadów, które stwarzają ogromne

problemy przy procesie składowania. Ponadto powinny one być w stanie wykorzystywać

odpady radioaktywne do dalszego wytwarzania energii, co pozwoliłoby na obniżenie

presji związanej ze składowaniem odpadów. Dodatkowo redukcji ulegną koszty jakie

obecnie są związane z gospodarką paliwową, co uczyni elektrownie atomowe znacznie

bardziej konkurencyjnymi. Cele te można osiągnąć przez stosowanie obiegu zamkniętego

paliwa jądrowego.

Drugą cechą są niezawodne systemy bezpieczeństwa. Dąży się do jeszcze

większego obniżenia prawdopodobieństwa zajścia poważnej awarii, która mogłaby

wywołać skażenie środowiska substancjami radioaktywnymi. Dlatego też, reaktory IV

generacji powinny być w pełni oparte na pasywnych systemach bezpieczeństwa, które nie

będą wymagały interwencji obsługi. Dzięki temu, ryzyko awarii wywołanej błędem



28

ludzkim zostanie całkowicie wyeliminowane. Ponadto elektrownia nie będzie uzależniona

od dostaw energii ze źródeł zewnętrznych.

Trzecim założeniem jest redukcja możliwości proliferacji, a najlepiej całkowite jej

wykluczenie. Procesy jądrowe zachodzące w reaktorze powinny być tak dobrane, aby

możliwość wydobycia z nich materiałów umożliwiających konstrukcję broni jądrowej

była nieopłacalna i bardzo trudna. Ponadto elektrownia atomowa powinna być odporna na

możliwe ataki terrorystyczne, których celem byłoby wywołanie katastrofy nuklearnej.

Czwartym i ostatnim wymogiem jest wysoka konkurencyjność ekonomiczna.

Elektrownie atomowe bazujące na reaktorach IV generacji powinny zapewniać wysokiej

jakości energię elektryczną, zachowując przy tym jej możliwie najniższe ceny. Ponadto

należy zredukować ryzyko związane z kosztami inwestycyjnymi, które obecnie dla

elektrowni atomowych jest wysokie, do poziomu innych technologii wytwarzania energii.

Z przeanalizowanych przez GIF technologii wybrano sześć, które są w stanie

spełnić wymienione wyżej warunki. Obecnie prowadzone są badania nad prototypami

tychże reaktorów. Zakłada się, że reaktory IV generacji mogą zacząć brać udział

w wytwarzaniu energii elektrycznej już po 2030 roku. W niniejszym rozdziale

przedstawione zostaną wybrane przez GIF rozwiązania [17, 18].

4.2. Reaktor GFR

Pierwszą z omawianych technologii jest reaktor na neutrony prędkie chłodzony

gazem. Jako chłodziwo stosowany jest w nim hel, co pozwala osiągnąć bardzo wysokie

temperatury czynnika sięgające 850°C. Nie zakłada się wprowadzania obiegów

pośrednich, hel ma trafiać ze zbiornika reaktora bezpośrednio na turbinę gazową. Wysoka

temperatura czynnika pozwala na stosowalność tej technologii do termochemicznej

produkcji wodoru, co pozwoli na lepsze wykorzystanie ciepła niesionego z czynnikiem.

Ponieważ jest to reaktor pracujący na zasadzie neutronów prędkich to nie wymaga

stosowania moderatora. Ponadto umożliwia to znacznie lepsze (prawie 100 razy)

wykorzystanie paliwa, ponieważ neutrony prędkie są w stanie rozszczepić

wysokoaktywne odpady powstające w czasie eksploatacji paliwa.

Rozważa się budowę obiegu z reaktorem o mocy 600 MWth, którego sprawność

dzięki wysokim parametrom gazu sięgałaby nawet 48%. Jednakże, aby możliwa była



29

stosowalność tej technologii, projektanci muszą dopracować część rozwiązań

technologicznych i materiałowych. Schemat obiegu cieplnego reaktora GFR został

przedstawiony na rys. 4.1.

Należy pamiętać, że ze względu na dużo wyższe temperatury występujące w rdzeniu

trzeba poprawić możliwości odbioru ciepła od elementów paliwowych. Dokonuje się

tego, wykonując elementy w postaci bardzo cienkich szpilek, co znacznie zwiększa

powierzchnię wymiany ciepła. Paliwo w tego typu elektrowniach musi być wysoko

wzbogacone, dlatego też używa się węglików lub azotków uranu i plutonu. Ze względu na

znacznie wyższe temperatury, należy stosować też inny materiał na koszulki paliwowe –

w tym wypadku planowane jest użycie włókien węglowo-krzemowych. Ponadto, neutrony

prędkie przyspieszają proces starzenia się materiałów konstrukcyjnych, co znacznie

skróciłoby możliwy czas eksploatacji generatora. Dlatego należy prowadzić dalsze

badania nad materiałami, które są odporne na ten rodzaj neutronów, a także stosować

specjalne reflektory neutronowe. Dodatkowo wysokosprawne turbiny helowe są wciąż

dopracowywaną technologią, która wymaga dalszych badań przed zastosowaniem na tak

dużą skalę [17, 18].

Rys. 4.1. Schemat obiegu cieplnego reaktora GFR (zaczerpnięto z [17])



30

4.3. Reaktor LFR

Reaktory prędkie chłodzone ołowiem wykorzystują ciekłą formę ołowiu lub

mieszaninę ołowiu i bizmutu jako chłodziwo. Rozważana jest produkcja reaktorów tego

typu w bardzo szerokim zakresie mocy. Jednostki o rozmiarze od 50 do 150 MWe

charakteryzują się niskimi kosztami inwestycyjnymi i możliwością użycia ich w generacji

rozproszonej. Ponadto odznaczają się bardzo długim czasem pracy bez wymiany paliwa,

aż do 20 lat. Innymi wersjami są moduły o mocy rzędu 500 MWe lub jeden duży blok

o mocy 1200 MWe.

Wartym uwagi jest fakt, że w reaktorze LFR udało się osiągnięć naturalną

cyrkulację chłodziwa w rdzeniu. Jako paliwo stosuje się azotki uranu, zapakowane

w koszulki ze stali ferrytycznej lub ceramiczne w zależności od temperatury chłodziwa.

Obecnie wynosi ona ok. 550°C, jednakże planowane jest podwyższenie jej nawet do

800°C. Dzięki temu reaktory LFR mogłyby być używane do produkcji wodoru. Reaktory

LFR pracują w zamkniętym cyklu paliwowym, co pozwala na znacznie lepsze

wykorzystanie paliwa. Ogromną zaletą tych reaktorów jest także bardzo niskie ciśnienie

w obiegu pierwotnym (dzięki wysokiej temperaturze parowania ołowiu), które jest na

poziomie ciśnienia atmosferycznego.

Reaktor LFR pracuje systemie dwuobiegowym, dla temperatur z zakresu 550°C

czynnikiem roboczym jest woda, a obiegiem referencyjnym obieg Rankine’a, natomiast

dla temperatur rzędu 800°C czynnikiem roboczym ma być gaz (np. hel), a obiegiem

referencyjnym obieg Brytona. Schemat obiegu cieplnego reaktora LFR jest przedstawiony

na rys. 4.2.

Jednym z największych problemów przy projektowaniu reaktora LFR jest

toksyczność ołowiu dla środowiska. Dlatego też projektanci muszą dołożyć wszelkich

starań aby pętla zawierająca ciekły ołów była odizolowana. Dodatkowych badań wymaga

także produkcja i recykling paliw bazujących na azotkach, gdyż jest to rzadko stosowana

technologia. W przypadku reaktorów LFR pracujących przy temperaturach na poziomie

800°C należy dokonać wymiany materiałów z jakich dokonane są newralgiczne elementy

reaktora, na odporniejsze termicznie. Zakłada się, że prace badawcze zostaną ukończone

do 2020 roku, kiedy to będzie mógł powstać prototyp takiego reaktora. Całkowite koszty

badań oszacowano na 990 mln USD [17, 18].



31

Rys. 4.2. Schemat obiegu cieplnego reaktora LFR (zaczerpnięto z [17])

4.4. Reaktor MSR

Reaktory MSR bazują na technologii reaktorów termicznych i odznaczają się

niespotykanym w innych reaktorach podejściem do gospodarki paliwowej. Otóż, paliwo

nie jest dostarczane do reaktora w formie prętów, a roztapiane w roztworze soli

fluorkowych tworząc tetrafluorek uranu. Rozwiązanie to gwarantuje równomierny rozkład

paliwa w całym reaktorze, co ma pozytywny wpływ na jego stabilność pracy. Ponadto

stopione sole mogą pracować przy niskim ciśnieniu, co pozwala na odciążenie rurociągów

i zaworów. Dodatkową zaletą jest możliwość wymiany paliwa, a także usuwania odpadów

w trakcie pracy reaktora, czego nie można dokonywać w większości obecnie pracujących

jednostek generacji III+. Jako moderatora w reaktorach MSR używa się grafitowego

rdzenia. Sam reaktor odznacza się wysokim stopniem bezpieczeństwa, które zapewniane

jest przez stosowane system pasywne.

Ze względów bezpieczeństwa, w reaktorach MSR stosuje się aż trzy pętle cieplne.

W obiegu wtórnym również wykorzystuje się roztopione sole, jednakże nie mają one tak

wysokiej temperatury oraz nie zawierają produktów rozszczepienia. Jako czynnik roboczy

wykorzystywana jest woda oraz para wodna, za pomocą której realizuje się obieg cieplny



32

Rankine’a. Rozważane jest także zastosowanie turbiny gazowej i przejście na obieg

Brytona realizowany za pomocą helu. Może to zapewnić niższe koszty produkcji energii,

wyższą sprawność elektrowni, a także uniknięcie niebezpiecznych reakcji jakie mogą

zachodzić pomiędzy solami w obiegu wtórnym a wodą.

Obecnie stosowane technologie pozwalają na uzyskanie temperatury soli w obiegu

pierwotnym nawet powyżej 1000°C. Pozwala to na produkcję energii elektrycznej jak i na

wykorzystanie ciepła do produkcji wodoru. Sprawność obiegów z reaktorami MSR mieści

się w zakresie 44-50%. Całkowita moc jednej elektrowni wynosiłaby ok. 1000 MWe.

Schemat obiegu cieplnego reaktora MSR został przedstawiony na rys. 4.3.

Reaktory MSR są jedną z najlepiej sprawdzonych technologii wśród reaktorów IV

generacji. Świadczy o tym fakt, że już istnieje kilka prototypów a kolejne projekty są

w trakcie realizacji. Co więcej, technologia ta jest opracowywana już od lat 50. XIX

wieku, kiedy to powstał demonstracyjny reaktor ARE pracujący na poziomie temperatur

ok. 815°C. Szacuje się, że faza badań pochłonęła ok. 1000 mln USD, a pierwsze reaktory

tego typu mogą pojawić się już w najbliższych latach [17, 18].

Rys. 4.3. Schemat obiegu cieplnego reaktora MSR (zaczerpnięto z [17])



33

4.5. Reaktor SFR

Reaktory prędkie chłodzone sodem są prekursorem technologii reaktorów prędkich.

Na świecie istnieje już 21 reaktorów bazujących na tej technologii, przy czym dwa z nich

są w eksploatacji (FBTR w Indiach i Biełorajsk 3 w Rosji). Jako reaktory prędkie

umożliwiają one znacznie lepsze wykorzystanie paliwa i pracę w zamkniętym obiegu

paliwowym, gdyż neutrony prędkie pozwalają na dalsze rozszczepianie produktów

poprzednich rozpadów. Reaktory te charakteryzują się dużą gęstością mocy w rdzeniu

reaktora, która sięga 350 MW/m3, co wymusza stworzenie dobrych warunków chłodzenia.

W reaktorach SFR jako chłodziwo wykorzystywany jest sód, który odznacza się

bardzo dobrym współczynnikiem przejmowania ciepła. Ponadto paliwo dostarczane jest

w formie szpilek paliwowych co zwiększa powierzchnię wymiany ciepła. W obiegu

pierwotnym udaje się uzyskać temperatury z zakresu 400-600°C, co pozwala na

osiągnięcie parametrów pary zbliżonych do elektrowni węglowych, tj. 16 MPa, 550°C.

Sód jako chłodziwo generuje jednak znaczące problemy. Jako że jest on substancją

wysoce aktywną, reaguje on bardzo agresywnie przy kontakcie z wodą. W tym wypadku

drobna nieszczelność w wymienniku sód-woda skutkowałaby silną reakcją, która mogłaby

doprowadzić do wybuchu radioaktywnego sodu. Dlatego też, stosuje się rozwiązanie

trójpętlowe. W obiegu wtórnym również używa się sodu, jednakże w tym wypadku, nawet

ewentualny wybuch nie spowodowałby skażenia otoczenia, gdyż sód w obiegu

pierwotnym nie jest napromieniowany. Kolejną wadą reaktorów SFR jest wysoka

temperatura krzepnięcia sodu, która wynosi 98°C, wymusza to ciągłe podgrzewanie sodu

nawet w przypadku wyłączenia reaktora, aby nie doprowadzić do zestalenia się sodu.

Obieg chłodzenia w reaktorach SFR może być realizowany na dwa sposoby:

basenowy i pętlowy. W pierwszym z nich reaktor wraz z wymiennikami ciepła i pompami

jest zanurzony w zbiorniku wypełnionym sodem. Pozwala to na stosowanie niskiego

ciśnienia w obiegu pierwotnym, jak i redukuje ilość rurociągów, w których może wystąpić

nieszczelność. Układ taki jest trudny w wykonaniu ze względu na duże gabaryty

zbiornika. Układ pętlowy zakłada połączenie poszczególnych elementów obiegu

pierwotnego za pomocą rurociągów. Jest on prostszy w wykonaniu oraz pozwala na

dostęp do wszystkich urządzeń w trakcie eksploatacji. Schemat reaktora SFR został

przedstawiony na rys. 4.4 [2, 10, 17, 18].



34

Rys. 4.4. Schemat obiegu cieplnego reaktora SFR (zaczerpnięto z [17])

4.6. Reaktor SCWR

Reaktory SCWR to reaktory lekko-wodne na parametry nadkrytyczne. Rozważana

jest możliwość wykorzystania tego reaktora w technologii bazującej na neutronach

termicznych lub prędkich. Osiągalne parametry pary to 25 MPa oraz 510°C, które

skutkują sprawnością elektrowni na poziomie 45%.

Wykorzystanie parametrów nadkrytycznych niesie ze sobą wiele korzyści.

Zmniejsza się ilość czynnika potrzebnego do osiągnięcia niezmienionej mocy reaktora

(porównując z typowym obiegiem PWR lub BWR), a co za tym idzie zmniejszają się

wymagane rozmiary pomp oraz rurociągów. Ponadto reaktor staje się odpowiednikiem

kotła przepływowego w elektrowniach jądrowych, zatem niepotrzebne jest już stosowanie

pomp cyrkulacyjnych. Niepotrzebne są także takie elementy jak separator wilgoci lub

wytwornica pary, co znacznie upraszcza konstrukcję elektrowni. Pozwala to na

zredukowanie kosztów inwestycyjnych do 900 $/kW. Zakłada się, że koszty

eksploatacyjne elektrowni zostaną zredukowane o ok. 35% w porównaniu z istniejącymi

reaktorami lekko-wodnymi.



35

W przypadku termicznych reaktorów SCWR, należy zapewnić obecność moderatora

w każdej części rdzenia. Ponieważ para wodna ma słabe własności jako moderator,

projektanci dokonali rozdzielenia strumienia wody zasilającej na dwie części. Część wody

zasila reaktor od góry, dzięki czemu moderacja zachowana jest na każdej wysokości

rdzenia. Schemat elektrowni bazującej na technologii SCWR przedstawiony został na

rys. 4.5.

Reaktory SCWR bazują na sprawdzonej technologii reaktorów lekko-wodnych oraz

węglowych kotłów przepływowych. Niestety, do tej pory nie powstał żaden prototyp

reaktorów na parametry nadkrytyczne, dlatego też nie można dokładnie zweryfikować

założeń projektowych w praktyce. Należy przeprowadzić jeszcze wiele analiz, zwłaszcza

symulacji związanych ze stabilnością chłodzenia oraz zachowaniem reaktora w trakcie

awarii typu LOCA. Głównym celem przyświecającym inwestycji w badania reaktorów

SCWR jest wytwarzanie taniej energii elektrycznej [17, 18].

Rys. 4.5. Schemat obiegu cieplnego reaktor SCWR (zaczerpnięto z [17])



36

4.7. Reaktory VHTR

Reaktory wysokotemperaturowe VHTR bazują na sprawdzonej technologii

reaktorów HTR, czyli reaktorów chłodzonych helem i moderowanych grafitem. Dzięki

bardzo wysokim temperaturom gazu sięgającym 1000°C otrzymywanym na wylocie

z reaktora, mogą być one stosowane do zasilania procesów termochemicznych mających

na celu produkcję wodoru. Moc obecnie projektowanych reaktorów VHTR sięga

600 MWth. Odznaczają się one wysoką sprawnością przekraczającą 50%. Schemat

realizacji obiegu cieplnego reaktora VHTR przedstawiono na rys. 4.6.

Możliwe jest również dołączenie do obiegu helowej turbiny gazowej, co umożliwi

równoległą produkcję energii elektrycznej. Reaktory VHTR pracują w otwartym cyklu

paliwowym, co jest ich znaczącą wadą. Dąży się do wprowadzenia pasywnych systemów

bezpieczeństwa w tego typu reaktorach, co wymaga dodatkowych analiz, zwłaszcza

w przypadku pracy reaktora w środowisku przemysłowym.

Reaktory VHTR są konkurencyjną technologią, ponieważ są reaktorami stosunkowo

małych mocy: 200-300 MWe, przez co mogą pracować w trybie generacji rozporoszonej,

dodatkowo wytwarzając ciepło procesowe do systemów ciepłowniczych. [17, 18]

Rys. 4.6. Schemat obiegu cieplnego reaktora VHTR (zaczerpnięto z [17])



37

Gospodarka paliwowa w energetyce atomowej 5.

5.1. Krótka historia i właściwości uranu

Historycznego odkrycia pierwiastka uranu w minerałach tzw. blendy smolistej

dokonał niemiecki chemik Martin Klaproth w 1789 roku. Ciekawostką jest fakt, iż

pierwiastek ten swoją nazwę zawdzięcza dokonanemu w 1781 roku odkrycia planety Uran

przez Fredericka Herschela. Na odseparowanie uranu do czystej metalicznej postaci trzeba

jednak było czekać jeszcze ponad 50 lat, tj. do roku 1841. Wtedy to francuski uczony

Eugen Peligot otrzymał czystą postać tego pierwiastka.

Podstawowymi cechami fizycznymi uranu jest wysoka twardość (jednakże niższa

od stali), duża masa właściwa wynosząca ok. 19 g/cm3 i przy tym stosunkowo dobra

plastyczność. Charakteryzuje się on też dobrą odpornością termiczną, jego temperatura

topnienia wynosi 1135°C, natomiast wrzenia 4131°C.

Z chemicznego punktu widzenia, uran jest jedną z najbardziej reaktywnych

substancji, a jedynymi cząsteczkami, z którymi nie wchodzi w reakcje są gazy szlachetne.

Dobrze rozdrobniony uran wyeksponowany na działanie powietrza może ulec

samozapłonowi.

Uran odegrał ważną rolę w badaniach nad promieniotwórczością naturalną. To

właśnie badając sole tego uranu Henri Becquerel odkrył nietrwałość tego pierwiastka. Był

to przełomowy krok w dziejach nauki, który pozwolił wybitnej polskiej uczonej

Marii Skłodowskiej-Curie na odkrycie pierwiastków polonu i radu. W roku 1938

niemiecki fizyk Otto Hahn dokonał natomiast pierwszego kontrolowanego rozszczepienia

jądra uranu przy pomocy neutronów, które skutkowało wydzieleniem się dużych ilości

energii oraz neutronów, które pozwalały na zapoczątkowanie samopodtrzymującej się

reakcji łańcuchowej. Niewątpliwie właśnie to odkrycie dało początek energetyce

jądrowej, niestety również przyczyniło się do konstrukcji jednej z najstraszliwszych broni

jakimi były i wciąż są bomby atomowe.

Co ciekawe i zaskakujące, uran jako materiał ma właściwości powstrzymujące

przechodzenie przez niego wiązek promieniowania. Zatem paradoksalnie, często używany

jest do budowy osłon przed promieniowaniem. Dodatkowo stop uranu z tytanem używany

jest do produkcji pocisków przeciwpancernych (nie wydzielających promieniowania) [9].



38

5.2. Światowe zasoby uranu

Uran jest pierwiastkiem powszechnie występującym w przyrodzie, jego zawartość

w skorupie ziemskiej jest rzędu 2,8 ppm. Świadczy to o tym, że uran jest bardziej

rozpowszechniony na naszej planecie niż złoto lub srebro. Niestety, pomimo częstego

występowania, bardzo ciężko jest znaleźć złoże, w którym koncentracja uranu

przekraczałaby 15%. Ciekawostką jest fakt, że rezerwy uranu zawarte w wodzie morskiej

są tysiąckrotnie większe od tych zawartych w rudach. Niestety, odizolowanie uranu

z wody morskiej jest znacznie bardziej kosztowne (ok. 15-krotnie), gdyż występuje on

w nich w stężeniu 0,003 ppm.

Najbardziej wydajną rudą uranu, jest już wcześniej wspomniana blenda smolista,

która zawiera dwutlenek uranu zmieszany m.in. z kobaltem, miedzią lub niklem. Aby

wydobycie uranu było opłacalne na skalę przemysłową, jego stężenie w złożu musi

przekraczać 0,01%, a zwykle wahać się w granicach 0,1-2%. Opłacalne w eksploatacji

złoża uranu można zakwalifikować do dwóch kategorii. Złoża kategorii pierwszej

pozwalają na wydobycie uranu, którego koszty nie przekraczają 80 $/kgU lub

66 $/kgU3O8. Natomiast złoża kategorii drugiej, pozwalają na wydobycie mieszczące się

w kosztach 80-130 $/kgU lub 66-110 $/kgU3O8. Dostępność dotychczas odkrytych złóż

I i II kategorii przedstawiono na rys. 5.1. Szacuje się, iż przy obecnym zużyciu złoża te

starczą na ok. 90 lat, jednakże istnieje duże prawdopodobieństwo, że istnieją nieodkryte

zasoby uranu, które są ok. 4 razy większe.

W ostatnich latach odnotowano tendencję spadkową w zapotrzebowaniu na uran, co

było oczywiście spowodowane obawami po awarii elektrowni w Fukushimie. Niemniej,

prognozy przewidują, że po upływie obecnej dekady trendy powinny zacząć się odwracać.

Uran może być wydobywany na trzy sposoby: głębinowo (podobnie do węgla

kamiennego), odkrywkowo (podobnie do węgla brunatnego) oraz otworowo.

Argumentem przemawiającym za dalszymi inwestycjami w nowe projekty

wydobywcze (planowane w Australii, Hiszpanii lub Turcji) jest tendencja spadkowa cen

uranu. Przy drożejących kosztach węgla kamiennego, uran staje się paliwem wysoce

konkurencyjnym. W latach 80. XX wieku ceny uranu z 55 $/kg spadły o połowę, aby

w roku 2000 osiągnąć cenę 15 $/kg. Ciekawostką jest fakt, że również na terenie Polski

istniały kopalnie uranu w Sudetach, które „eksportowały” uran do ówczesnego ZSRR [9].



39

Rys. 5.1. Światowe rozmieszczenie rozpoznanych złóż uranu I i II kategorii (zaczerpnięto z [19])

5.3. Produkcja elementów paliwowych

Ponieważ w wydobytej rudzie uranu znajduje się bardzo dużo materiałów, które nie

zawierają uranu, należy je odseparować przy użyciu specjalnych, mechanicznych oraz

chemicznych metod. Do ich zastosowania rudę trzeba należycie rozdrobnić i zmielić.

Produktem końcowym wspomnianych procesów jest tlenek uranu U3O8 zawierający

70-90% uranu. Dzięki swojemu charakterystycznemu wyglądowi otrzymał on nazwę

„żółtego ciasta” (ang. yellow cake). Jest to gotowy produkt handlowy, który można

transportować w specjalnych beczkach.

Do procesów związanych z energetyką jądrową potrzebny jest izotop uranu U-235,

którego zawartość w naturalny uranie wynosi ok. 0,7%. Jest to zdecydowanie za mało aby

zachodziła reakcja łańcuchowa w większości reaktorów termicznych. Z tego powodu

potrzebne jest zastosowanie procesów wzbogacających przyszłe paliwo w izotop U-235

do 3-5%. Najkorzystniejszym stanem skupienia uranu do ich przeprowadzenia jest forma

gazowa. Czysty uran wrze w temperaturach bliskich 4000°C, zatem konieczne jest

stosowanie innego nośnika, jakim jest sześciofluorek uranu UF6, który występuje

w formie gazowej już w temperaturze 56,5°C. Jego jedyną wadą jest wysoka reaktywność,

ma on niszczący wpływ na większość metali, szkieł, ceramiki i tworzyw sztucznych.



40

Ponadto, ulega on rozkładowi w powietrzu, jak również w wodzie. Wymusza to

zachowania, praktycznie sterylnej próżni we wszystkich miejscach procesu wzbogacania.

Początkowo, w czasie II wojny światowej uran wzbogacany był przy użyciu metody

elektromagnetycznej. Polegała ona na jonizacji atomów uranu, które następnie rozpędzano

do dużych prędkości przy użyciu pola elektrycznego. Następnie trafiały one w obszar

silnego oddziaływania pola magnetycznego, pod wpływem którego zakrzywiały swój tor

ruchu. Z powodu różnych mas izotopów U-235 i U-238, tory po jakich poruszały się

poszczególne cząsteczki były różne, co pozwalało na ich wychwyt w różnych miejscach.

Metoda ta charakteryzowała się wysoką sprawnością i opracowano ją w 1940 roku

w kalifornijskim uniwersytecie.

W obecnych czasach, stosowane są głównie trzy metody wzbogacania paliwa

uranowego. Pierwszą z nich i najczęściej stosowaną jest metoda wirówkowa. Zawierający

uran gaz wprowadza się do specjalnych wirujących bębnów, które obracają się

z prędkością 50-70 tys. obr./min. Średnica pojedynczego bębna wynosi od 15 do 20 cm,

a wysokość sięga do 2 m. Zasada działania, bazuje na różnicach mas pomiędzy

cząsteczkami zawierającymi U-235, a cząsteczkami zawierającymi U-238. Cięższe

cząsteczki zbierają się blisko zewnętrznej ścianki bębna, natomiast lżejsze bliżej osi

obrotu. Pozwala to na separację poszczególnych izotopów. Metoda wirówkowa jest jedną

z najbardziej wydajnych metod, a także cechuje się najniższym zużyciem energii.

Niemniej, do wzbogacenia paliwa w izotop U-235 do 3% potrzeba 1000 wirówek

w układzie kaskadowym. Schemat ideowy wirówki został przedstawiony na rys. 5.2.

Drugą ze stosowanych metod jest metoda dyfuzyjna. Bazuje ona na różnicy

szybkości i częstości z jakimi cząsteczki o różnych masach przechodzą przez porowatą

powłokę. Cząsteczki gazu sprężone do wysokiego ciśnienia posiadają równą energię

kinetyczną. Cząsteczki cięższe będą się wtedy poruszać wolniej, a więc i rzadziej

przechodzić przez porowatą powierzchnię. Składa się ona z otworów o średnicy 10-6

cm,

rozłożonych z gęstością kilkaset milionów na 1 cm2. Technika ta jest znacznie mniej

wydajna od metody wirówkowej. Kaskady składają się z kilku tysięcy przegród. Metoda

dyfuzyjna charakteryzuje się również wysokim zapotrzebowaniem na energię elektryczną,

co czyni ją mało opłacalną. Zasada działania metody dyfuzyjnej została przedstawiona na

rys. 5.2.



41

Rys. 5.2. Schemat metod wzbogacania uranu: dyfuzyjna (z lewej), wirówkowa (z prawej)


Trzecią z metod jest technika dyszowa, która podobnie jak wirówkowa bazuje na

różnicach mas izotopów uranu jak i na sile odśrodkowej. Wysoce sprężony gaz trafia do

zakrzywionego korytarza (dyszy), gdzie cząsteczki z U-238 poruszają się po szerszym

łuku, natomiast lżejsze cząsteczki z U-235 bliżej środka krzywizny. Znaczącą wadą tej

metody, podobnie jak dyfuzyjnej jest potrzeba sprężania gazu, które pochłania duże ilości

energii elektrycznej. Schemat metody dyszowej został przedstawiony na rys. 5.3.

Jedną z badanych obecnie metod wzbogacania uranu jest tzw. metoda laserowa.

Polega ona na naświetlaniu cząsteczek uranu, falą laserową o takiej długości, że

wzbudzeniu ulegają tylko izotopy U-235. Następnie są one jonizowane przez pole

elektromagnetyczne i przyciągane przez elektrodę, na której się osadzają. Metoda ta

charakteryzuje się wysoką wydajnością, lecz wciąż pochłania znaczne ilości energii

(ok. 10% mniej niż metoda dyfuzyjna). Wyróżnia się jej dwa rodzaje: AVLIS, w której

bezpośrednio wzbudza się atomu uranu oraz MLIS, w której wzbudza się cząsteczki UF6.

Metoda jest opracowywana głównie w Stanach Zjednoczonych.



42

Rys. 5.3. Schemat metody dyszowej do wzbogacania uranu, od lewej: gaz zasilający (feed gas),

frakcja wzbogacona (light fraction enriched in U-235), frakcja zubożona (heavy fraction

depleted in U-235) (zaczerpnięto z [20])

Po procesie wzbogacania uran wzbogacony w izotop U-235 stanowi ok. 1/6

początkowej masy uranu. Zostaje on poddany procesowi przekształcenia gazu UF6

z powrotem w dwutlenek uranu UO2. Występuje on początkowo w postaci proszku, który

zostaje sprasowany i uformowany w pastylki paliwowe o wymiarach: średnica 6-12 mm

oraz wysokość 10-25 mm. Cały proces musi być bardzo precyzyjny, dokładność

wytwarzania pastylek paliwowych sięga ±0,001 mm. UO2 charakteryzuje się wysoką

odpornością na temperaturę, jednakże niskim współczynnikiem przewodzenia ciepła.

Gradient temperatur pomiędzy środkiem pastylki a jej brzegiem może wynosić ponad

1000°C. Skutkuje to wysokimi naprężeniami, które mogą prowadzić do zniszczenia

pastylek.

Aby uniknąć, bezpośredniego kontaktu paliwa z czynnikiem chłodzącym, pastylki

pakowane są do koszulek paliwowych wykonywanych z Zircaloyu (stopy cyrkonu).

Charakteryzują się one małym współczynnikiem pochłaniania neutronów przez co nie

zaburzają procesów jądrowych zachodzących w reaktorze. Należy pamiętać, że w trakcie

pracy reaktora paliwo ulega efektowi „puchnięcia”, zatem przy projektowaniu koszulek

paliwowych należy zachować odpowiedni zapas przestrzeni między pastylką a koszulką,



43

a także wydrążyć niewielkie otwory w środku pastylek paliwowych. Pastylki paliwowe

umieszczone w koszulkach stanowią tzw. pręt paliwowy. Pręty paliwowe w celu ich

usztywnienia umieszcza się pakietami w kasetach paliwowych, które stanowią rdzeń

reaktora.

Wbrew niektórym opiniom, paliwo jądrowe przed włożenie do reaktora nie stanowi

najmniejszego zagrożenia promieniotwórczego dla środowiska. Pozwala to na jego

swobodny transport jak i montaż [2, 3, 8, 9].

5.4. Gospodarka wypalonym paliwem

W wyniku rozpadów jąder uranu U-235 zachodzących w reaktorze, dochodzi do

powstania nowych, również aktywnych jąder. Cześć z nich, charakteryzuje się wysokim

współczynnikiem pochłaniania neutronów, co prowadzi do wygaśnięcia reakcji

łańcuchowej. Uniemożliwia to też pełne wypalenie paliwa, dlatego w wypalonym paliwie

znajduje się nawet 0,8% uranu U-235. Wymiany ok. 1/3 paliwa na świeże dokonuje się

zazwyczaj raz w roku.

Występowanie wysokoaktywnych produktów reakcji rozszczepiania niesie za sobą

również inne niedogodności. Po pierwsze, wypalone paliwo emituje bardzo silne

promieniowanie beta oraz gamma – aktywność izotopów zaraz po wyłączeniu reaktora

wynosi 2∙1017

Bq na 1 MW mocy. Jednakże, w wyniku dalszych rozpadów aktywność

produktów znacznie spada w przeciągu pierwszej doby od odstawienia – ok. 15 razy.

Niestety powstałe w ten sposób izotopy odznaczają się znacznie dłuższym czasem

rozpadu. Dopiero po roku ich aktywność spada 25 krotnie.

Ponieważ w wypalonym paliwie zachodzą dalej reakcje rozpadu to również i dalej

produkowane są znaczne ilości ciepła. Aby nie dopuścić do stopienia się paliwa należy to

ciepło sukcesywnie odbierać również po wyłączeniu reaktora. Dla przykładu moc cieplna

generowana przez paliwo rok po odstawieniu reaktora wynosi 10 kW/t.

Z powodów wydzielania się dużych ilości ciepła, paliwo musi być schładzane przez

okres 3-5 lat od opuszczenia reaktora w specjalnych basenach znajdujących się na terenie

elektrowni. Z powodu wysokiej aktywności wypalonego paliwa, proces wymiany musi

przebiegać całkowicie pod wodą (ok. 10 m). Do przeładunku zużytych elementów

paliwowych służy specjalistyczny zespół wysięgników i prowadnic, które pozawalają na



44

przenoszenie paliwa z reaktora do basenów przyreaktorowych. Dzięki temu rozwiązaniu

obsługa nie ma bezpośredniego kontaktu z promieniotwórczymi elementami.

Po wspomnianym okresie chłodzenia istnieją dwie metody dalszego obchodzenia się

z odpadami promieniotwórczymi. Jeżeli stosowany jest zamknięty cykl paliwowy, to

wypalone elementy dalej przechowywane są w basenach lub przechowalnikach suchych

czekając na recykling. W przypadku, gdy cykl paliwowy jest otwarty - trafiają

bezpośrednio do składowisk podziemnych.

Gdy stosowany jest zamknięty cykl paliwowy, wypalone paliwo dalej

przechowywane jest w przeznaczonych do tego basenach. Jednakże, w Stanach

Zjednoczonych doszło do przepełnienia tychże zbiorników, co skutkowało nagłą potrzebą

znalezienia nowej metody składowania. Z tego powodu opracowana została technika

suchego składowania paliwa. Dopuszcza się, że po pięciu latach chłodzenia w basenie

paliwo może zostać załadowane do specjalnych betonowych kontenerów. Chłodzenie

zbiorników odbywa się na zasadzie naturalnej konwekcji, która wywołana jest różnicą

temperatur spowodowaną produkowanym przez paliwo ciepłem. Istnieją dwa możliwe

rozwiązania technologiczne. Pierwsze z nich zakłada budowanie kontenerów

o wystarczająco grubych ścianach, aby zapewniały ochronę przed promieniowaniem.

Drugim jest budowanie cieńszych zbiorników i umieszczanie ich w betonowych

bunkrach. Zazwyczaj składowiska suche znajdują się na placu koło elektrowni. Stamtąd

trafiają do zakładów recyklingowych, gdzie wydobywa się z nich elementy, które można

ponownie wykorzystać w reaktorze.

Jeżeli stosowany jest zamknięty cykl paliwowy, to wypalone elementy poddaje się

bezpośredniej utylizacji po kilku latach chłodzenia. Międzynarodowa współpraca

odpowiednich komisji do spraw związanych z ochroną radiologiczną doprowadziła do

standaryzacji procedur jakie należy podjąć w związku z utylizacją paliwa. Kolejne kroki

są zależne od rodzaju odpadów, które można podzielić na trzy grupy: nisko-, średnio- oraz

wysokoaktywne.

Odpady niskoaktywne stanowią masowo ok. 90% wszystkich odpadów, jednakże

ich aktywności to tylko 1% aktywności całej masy (4-12 kBq/g). Ich składowanie nie

przysparza znaczących trudności ze względu na niskie zagrożenie skażeniem

promieniotwórczym. Są one sprasowywane lub spalane, a następnie pakowane do

szczelnych pojemników. Transportuje się na składowiska o wyselekcjonowanej lokalizacji



45

geologicznej, które są monitorowane w celu wykrycia możliwych wycieków

promieniowania.

Odpady średnioaktywne to zazwyczaj elementy elektrowni, które miały kontakt

z wewnętrznymi strukturami reaktora. Mogą to być pręty regulacyjne, prowadnice służące

do wymiany paliwa lub też zużyte koszulki paliwowe. Promieniowanie tych elementów

jest rzędu tysięcy kBq/g, jednak produkowane przez nie ciepło nie wymaga stałego

odbioru. Zwyczajowa procedura postępowania z tymi odpadami zakłada wstępne

zasmołowanie, a następnie umieszczenie w kontenerach i mogilnikach, znajdujących się

płytko pod ziemią.

Ostatnią, najbardziej wymagającą co do składowania grupą są odpady

wysokoaktywne. Zalicza się do nich substancje, których aktywność przekracza miliony

kBq/g oraz produkujące znaczne ilości ciepła, które należy odprowadzić. Są to produkty

reakcji rozszczepienia oraz produkty wydzielane z rozpadów zachodzących w już

wypalonym paliwie. Rozpowszechnioną metodą postępowania z tego rodzaju odpadami

jest poddanie ich zeszkleniu z dodatkiem boru, a następnie zapakowanie do grubych,

stalowych pojemników. Transportowane są one do specjalnie przygotowanych do tego

miejsc, zazwyczaj znajdujących się głęboko w skalnych formacjach. Idealnym miejscem

służącym do przechowywania odpadów są opuszczone kopalnie soli. W Stanach

Zjednoczonych do 2009 roku trwały (przerwane) prace nad nowoczesnym składowiskiem

odpadów wysokoaktywnych położonym w górach Yucca w stanie Newada.

Ciekawym rozwiązaniem problemu odpadów wysokoaktywnych jest metoda Synroc

opracowana w 1978 roku przez australijskiego naukowca. Bazuje ona na minerałach TiO2,

które są zdolne uwięzić uran i tor na miliony lat w swojej strukturze krystalicznej. Metoda

ta jest możliwa do zastosowania do odpadów z reaktorów różnego typu np. PWR, PHWR,

co rodzi wobec niej wielkie nadzieje.

Wbrew powszechnej opinii, że energetyka jądrowa produkuje mnóstwo odpadów,

których składowanie jest niebezpieczne dla środowiska i bardzo kosztowne, łatwo

zauważyć, że wszystkie procesy poddane są wysokiej standaryzacji. W ostatnich latach

poczyniono ogromne postępy związane z technologią i bezpieczeństwem składowania

wypalonego paliwa. Wprowadzane technologie przerobu wypalonego paliwa pozwolą na

zmniejszenie produkowanych odpadów, a reaktory IV generacji, na zmniejszenie

wysokoaktywnych odpadów prawie do zera [2, 3, 8, 9].



46

5.5. Paliwo typu MOX

Przerób paliw jądrowych do ponownego użycia niesie za sobą szereg korzyści. Po

pierwsze pozwala na lepsze wykorzystanie paliwa. Ponadto zmniejsza aktywność

odpadów promieniotwórczych, gdyż najbardziej aktywne elementy zostają odseparowane.

Ostatecznie redukuje ryzyko proliferacji, gdyż obecny w wypalonym paliwie pluton

(który stosowany jest do produkcji broni atomowej) może trafić z powrotem do reaktora

w postaci paliwa typu MOX.

Paliwo MOX jest mieszanką dwutlenków uranu i plutonu, która może być

wykorzystywana w nowoczesnych reaktorach III generacji. Składa się ono w około 7-9%

z plutonu, a także z uranu zubożonego, co jest ekwiwalentem energetycznym paliwa

uranowego o wzbogaceniu 4-5%.

Aby uzyskać paliwo typu MOX, odpady z elektrowni należy poddać obróbce

chemicznej metodą PUREX (ang. Plutonium and Uranium Recovery by Extraction).

Najpierw paliwo zostaje rozdrobnione, a następnie rozpuszczone we wrzącym kwasie

azotowym. Elementy, które nie uległy rozpadowi (np. kawałki koszulek) zostają

odfiltrowane i usunięte jako odpady stałe. Z powstałego roztworu, w trakcie

skomplikowanych procesów chemicznych ekstrahowane są pluton i uran, które można

wykorzystać do produkcji paliwa. Jednakże, w wypalonym paliwie znajduje się również

wiele innych cennych pierwiastków o szerokim zastosowaniu. Dzięki temu tylko 3%

pierwotnej masy wypalonego paliwa trafia na składowiska.

Co ciekawe, technologia MOX ma wielu przeciwników, którzy twierdzą, że zawarty

w tym paliwie pluton może być użyty do konstrukcji broni jądrowej. Jednakże należy

zauważyć, że próba wydobycia plutonu z paliwa MOX byłaby procesem bardzo

skomplikowanym i ciężkim technologicznie. Do tej pory nie odnotowano udanej próby

takiego przedsięwzięcia.

Pomimo tych obaw technologia MOX jest warta rozważenia. Użycie czystego

plutonu w reaktorach termicznych jest niemożliwe ze względów technologicznych, które

nie występują w przypadku paliw MOX. Ponadto, stosowanie MOX zwiększa

efektywność wykorzystania paliwa, gdyż umożliwia użycie do produkcji energii izotopu

U-238, który normlanie nie ulega rozpadowi, jednak w reaktorze zamienia się w pluton

będący składnikiem MOX [2, 3, 8, 9].



47

Awarie elektrowni jądrowych 6.

6.1. Three Mile Island

Three Mile Island to wyspa położona w stanie Pensylwania, na której mieści się

elektrownia jądrowa o tej samej nazwie. Składają się na nią dwa bloki wyposażone

w reaktory typu PWR i wyprodukowane przez firmę Babcock&Wilcox: TMI-1 o mocy

286 MW oraz TMI-2 o mocy 900 MW.

28 marca 1979, czyli 3 miesiące po pierwszej synchronizacji bloku TMI-2, przed

godziną 4 rano elektrownia Three Mile Island pracowała z 97% obciążeniem. To właśnie

wtedy obsługa podjęła próbę odetkania rurociągów służących do demineralizacji wody

zasilającej wytwornicę pary. Niestety blokada spowodowała znaczny spadek strumienia

wody zasilającej. Zabezpieczenia pomp wody zasilającej widząc zanik przepływu

czynnika dokonały ich natychmiastowego wyłączenia.

Ponieważ zanikło tłoczenie wody zasilającej, w obiegu wtórnym odnotowano duży

spadek ciśnienia oraz przepływu czynnika roboczego. W efekcie doprowadziło to do

awaryjnego wybicia turbiny i wyłączenia bloku. Systemy bezpieczeństwa elektrowni

atomowych są pieczołowicie przygotowywane na podobne sytuacje, a załoga sterowni jest

zaznajamiana z niezbędnymi procedurami postępowania. Standardowa kolejność zdarzeń

w sytuacji utraty pomp wody zasilającej przewiduje załączenie pomp rezerwowych

obiegu wtórnego, które mają tłoczyć czynnik do wytwornicy pary. Jednakże 28 marca

1979 roku te systemy zawiodły.

Systemy bezpieczeństwa zgodnie z procedurą zapoczątkowały proces załączania

rezerwowych pomp wody zasilającej. Niestety, w skutek poważnego błędu obsługi woda

nie mogła dotrzeć do obiegu wtórnego, gdyż pozostawiono zamknięte zawory łączące

obieg pomocniczy z wytwornicą pary. Przepływ czynnika i odbiór ciepła z wytwornicy

pary zanikł.

Ponieważ utracono czynnik odbierający ciepło z wytwornicy pary, w obiegu

pierwotnym nastąpił szybki wzrost ciśnienia. Nastąpiło otwarcie zaworów systemu

redukcji ciśnienia, co doprowadziło do jego szybkiego spadku. Ponieważ wzrost ciśnienia

został opanowany, zaczęto automatycznie zamykać zawory. Niestety w skutek awarii

jeden z nich został otwarty, co doprowadziło do konsekwentnej utraty czynnika



48

chłodzącego. Sytuację pogorszył fakt, że z punktu widzenia obsługi sterowni wszystkie

układy pracowały prawidłowo. Problem z niedomkniętym zaworem pozostał

niezauważony z powodu błędnego projektu kontrolek sygnalizujących stan zaworu. Na

domiar złego, obsługa nie zdawała sobie również sprawy z zamkniętych zaworów

pomocniczych obiegu wtórnego, gdyż kontrolka zasłonięta była przez znacznik, który

umieszcza się w przypadku remontów.

Ponieważ z punktu widzenia operatorów wszystkie systemy działały prawidłowo,

początkowo nie podejmowanych żadnych kroków. Dlatego też, w momencie w którym

w obiegu pierwotnym zaczęło spadać ciśnienie, podejrzewali oni zupełnie inny problem,

przez co podjęli decyzje, które w efekcie pogorszyły sytuację. Taką decyzją było

chociażby wyłączenie pomp wysokociśnieniowego układu chłodzenia.

Dopiero po ośmiu minutach od wystąpienia awarii, jeden z operatorów zauważył

zamknięcie zaworów obiegu pomocniczego. Po jego interwencji zostały one

natychmiastowo otworzone i odbiór ciepła z wytwornicy pary powrócił. Niestety

w obiegu pierwotnym wciąż następowała powolna utrata czynnika chłodzącego rdzeń.

Dalsze następstwo zdarzeń to niewybaczalne przeoczenia lub ignorancja obsługi

sterowni. Niezauważonymi pozostały alarmy o nagłym wzroście strumienia neutronów

w reaktorze oraz sygnalizacja o wydostaniu się wody do środka obudowy bezpieczeństwa.

Indykowały one wprost jednoznaczną diagnozę awarii typu LOCA.

O godzinie piątej pompy wody chłodzącej reaktor zaczęły doznawać silnych

turbulencji, ponieważ na ich wlocie pojawiła się para zamiast wody. W około 30 minut

nastąpiło wyłączenie pomp, przez co cyrkulacja czynnika chłodzącego zupełnie ustała.

O godzinie szóstej odparowała tak znaczna ilość wody, że czubki prętów

paliwowych zostały odkryte. Brak chłodzenia doprowadził do ich szybkiego nagrzania się

i w efekcie stopienia. To doprowadziło do ogromnego wzrostu reaktywności w komorze

reaktora, gdyż stopione paliwo zwiększa swoje promieniowanie. Z powodu otwartych

zaworów redukcji ciśnienia silnie radioaktywna para wydostała się do wnętrza obudowy

bezpieczeństwa.

Dopiero o godzinie 6:22 czyli ponad dwie godziny od początku awarii jeden

z pracowników sterowni zauważył, że jeden z zaworów redukcji ciśnienia pozostaje



49

otwarty. Został on ostatecznie zamknięty, co pozwoliło na powstrzymanie utraty czynnika

chłodzącego.

Gdy sytuacja zaczęła być powoli opanowywana i o godzinie 7:20 załączono

z powrotem wysokociśnieniowe pompy chłodzące nastąpiła kolejna kuriozalna sytuacja.

Otóż 18 minut później, z niewyjaśnionych przyczyn pompy zostały z powrotem

wyłączone. Chłodzenie stopionego rdzenia ponownie ustało.

Około godziny 14 w elektrowni nastąpił wybuch wodoru, na całe szczęście był on

na tyle mały, że nie naruszył szczelności obudowy bezpieczeństwa. Ostatecznie

w elektrowni udało się przywrócić systemy chłodzenia oraz przepływ wody

w wytwornicy pary. Jednak wciąż pozostało wiele obaw związanych z uwolnionym

promieniowaniem oraz wodorem zgromadzonym pod kopułą obudowy.

Jak później ustalono wodór pod kopułą miał stężenie zbyt niskie aby spowodować

wybuch natomiast dawki promieniowania otrzymane przez mieszkańca okolic elektrowni

były znikome, czego nie można powiedzieć o skutkach ekonomicznych tej awarii. Akcja

zabezpieczania terenu trwała około 10 lat i pochłonęła ponad miliard dolarów.

Awaria w elektrowni Three Mile Island pomimo kosztownych skutków była

doskonałą lekcją dla przyszłości energetyki jądrowej. Obnażyła słabości dotychczas

stosowanych systemów, co pozwoliło na uniknięcie podobnych błędów w przyszłości.

Dowiodła, że należy dążyć do jak największej automatyzacji systemów w elektrowniach,

gdyż człowiek działający pod presją może podejmować fatalne w skutkach decyzje

i błędnie oceniać sytuację.

Pomimo ewidentnych błędów operatorów nie można obarczać ich pełną

odpowiedzialnością. Nie ulega wątpliwości fakt, że sterownia była nieprzystosowana do

operacji na taką skalę. Kontrolki rozmieszczone były chaotycznie, a część ważnych

sygnałów nie była pokazywana (jak otwarcie zaworów do redukcji ciśnienia).

W momencie, w którym operatorzy otrzymywali sprzeczne informacje, a dodatkowo

zasypywani byli setkami nieczytelnych alarmów ich decyzje musiały w większym stopniu

bazować na intuicji niż na realnej sytuacji.

Awaria pokazała, że należy dążyć do uproszczenia i jednoznaczności sygnałów

odbieranych przez obsługę oraz do jeszcze lepszego przeszkolenia personelu, zwłaszcza

z zakresu sytuacji awaryjnych [21, 22, 23].



50

6.2. Czarnobyl

Noc z 25 na 26 kwietnia 1986 roku wstrząsnęła nie tylko kręgami związanymi

z energetyką atomową lecz zapadła w pamięć całej Europy. O godzinie 1:23 doszło do

wybuchu bloku nr 4 w czarnobylskiej elektrowni jądrowej, który spowodował wysokie

skażenie promieniotwórcze całej okolicy. Zajście katastrofy spowodowane było dwiema

przyczynami: wadliwą konstrukcją reaktorów RBMK oraz nieodpowiedzialnymi

decyzjami podjętymi przez władze.

W tę feralną noc reaktor nr 4 miał zostać planowo odstawiony w celu

przeprowadzenia prac remontowych. Korzystając z nadarzającej się okazji, załoga

sterowni dostała odgórny przykaz przeprowadzenia eksperymentu, który miał sprawdzić

możliwość krótkotrwałego zasilania potrzeb własnych bloku tylko przy pomocy siły

bezwładności odłączonego turbozespołu. Zakładano, że po obniżeniu mocy reaktora

z 3200 MWth do 700 MWth nastąpi wybicie turbiny, a zasilanie układów własnych

elektrowni będzie realizowane przy pomocy inercji turbozespołu do momentu załączenia

silników Diesla.

Eksperyment przewidziany był wstępnie na godzinę 14, jednak dyspozytor sieci

zakazał obniżenia mocy reaktora. Niemniej, do tego czasu moc reaktora obniżono o 50%

i musiała ona zostać ponownie podniesiona do nominalnej. Doświadczenie przełożono na

godziny późniejsze, o godzinie 23 zakaz został odwołany i zaczęto obniżanie mocy.

Ważnym odnotowania jest fakt, że o północy nastąpiła zmiana personelu sterowni, nowi

operatorzy nie byli szczegółowo zaznajomieni z panującą sytuacją.

Moc reaktora spadała, a wskutek wcześniejszych manipulacji mocą nastąpiło

zatrucie reaktora ksenonem i wejście w niestabilny tryb pracy. Ponieważ nowa zmiana nie

była zaznajomiona z sytuacją, moc reaktora spadła do 30 MWth, mimo to nie odwołano

doświadczenia. Operator chcąc przeprowadzić eksperyment zarządził maksymalne

podniesienie prętów sterowniczych i w efekcie podniesienie mocy do 200 MWth. Przy tej

mocy rozpoczęto planowane doświadczenia.

O godzinie 1:23 odcięto zawory dostarczające parę na turbinę, rozpoczął się wybieg

generatora. Pompy wody zasilającej zostały przełączone na zasilania z rozpędzonego

turbozespołu. Zwalniający generator, powodował spadek częstotliwości napięcia, co

w efekcie zmniejszało tłoczenie pomp zasilających. W ciągu 40 s nastąpiło zmniejszenie



51

przepływu czynnika chłodzącego o ok. 15%. To poskutkowało zwiększeniem się udziału

pary w zbiorniku reaktora, a w efekcie doprowadziło do wzrostu reaktywności. Moc

reaktora zaczęła zwyżkować, zatem dyrektor zmiany podjął decyzję o awaryjnym

opuszczeniu prętów bezpieczeństwa oraz regulacyjnych. Gdy pręty opadły do połowy

wysokości zbiornika, nastąpiły dwa wybuchy, które wprawiły w zdumienie załogę

sterowni (zgodnie z wszelką logiką taka sytuacja nie powinna mieć miejsca).

Zaskakujące eksplozja miała dwa źródła, które były błędami konstrukcyjnymi

reaktora RBMK. Pierwszą z nich był bardzo szybki, niekontrolowany i samoczynny

wzrost mocy reaktora w sytuacji kryzysowej. W przypadku reaktorów PWR lub BWR,

w momencie utraty bądź odparowania chłodziwa, następuje spadek mocy reaktora. Dzieje

się tak ponieważ czynniki moderujący zanika, zatem powstaje coraz mniej neutronów

termicznych i reakcja łańcuchowa zanika. W przypadku reaktora RBMK rzecz ma się

zgoła inaczej. Jako moderator używany jest grafit, woda jest tylko czynnikiem

chłodzącym. W momencie jej nagłego odparowania, reakcje łańcuchowa nie zostaje

zatrzymana lecz wzrasta. Woda w stanie ciekłym pochłania część neutronów, natomiast

para ma do tego znacznie mniejsze zdolności. W momencie zaniku chłodziwa jeszcze

więcej neutronów trafia do grafitu i zostaje spowolniona do prędkości termicznych.

W reaktorach RBMK nie zastosowano ograniczenia możliwego zwielokrotnienia mocy,

co miało tragiczne skutki.

Drugi z błędów projektowych był jeszcze bardziej tragiczny w skutkach i to on

doprowadził do wybuchu reaktora. W przypadku reaktora RBMK wprowadzenie

wszystkich prętów regulacyjnych powodowało wzrost mocy reaktora, zamiast jego

wyłączenia. Spowodowane to było fatalną konstrukcją pręta regulacyjnego. Otóż jego

początkowa część wykonana była z grafitu, aby w trakcie pracy reaktora wyciągnięte

pręty nie pochłaniały neutronów. W momencie wprowadzenia wszystkich prętów naraz

grafit wypierał wodę z kanałów, prowadząc tym samym do intensyfikacji reakcji

łańcuchowej. W Czarnobylu, opadające pręty doprowadziły do nagłego

i nierównomiernego wzrostu mocy w dolnej części reaktora. W ciągu 1 s moc reaktora

wzrosła 20-krotnie, natomiast po 40 s przekroczyła moc nominalną 40 razy.

W reaktorze czarnobylskim zaczęły zachodzić reakcje rozszczepienia podobne do

zachodzących w bombie atomowej. Spowodowało to pierwszy z wybuchów

odnotowanych przez załogę sterowni. Spowodował on całkowite zniszczenie prętów



52

sterowniczych oraz kaset paliwowych a także zapłon grafitu. Z powodu wydzielenia

ogromnych ilości ciepła odparowała jeszcze większa ilość wody, co spowodowało dalszy

wzrost mocy reaktora.

Wysoka temperatura sprzyjała procesom powstawania wodoru z reakcji chemicznej

między cyrkonem a wodą. Spowodowało to kolejny wybuch o jeszcze większej sile.

Obudowa bezpieczeństwa została rozerwana, a fragmenty grafitu i prętów paliwowych

wyniesione na dach sąsiadujących bloków. Wraz z dymem do atmosfery wydostały się

ogromne ilości skażonych substancji.

Pożar reaktora gaszony był aż przez 15 dni od wybuchu. Na reaktor zrzucano

z helikopterów piasek, dolomit i węglik boru aby zmniejszyć jego reaktywność (szacuje

się ich całkowitą masę na 5000 t). Aby zapobiec przetopieniu się rdzenia do wód

gruntowych przeprowadzono zorganizowaną akcję, w której rozpoczęto umieszczanie pod

reaktorem betonowej platformy, prace te okazały się jednak zbędne. Cały blok nr 4 został

zamknięty w betonowym sarkofagu, aby dogasające reakcje rozpadu nie miały wpływu na

środowisko.

Po katastrofie doszło w 1987 roku do procesu, w którym cała wina została

przypisana personelowi elektrowni, który w zasadzie był niewinny. Nie można

zaprzeczać, że awaria ta była spowodowana głównie dopuszczeniem do pracy reaktora,

który nie spełniał jakichkolwiek wymogów bezpieczeństwa. Niezależnie od decyzji

podjętych w sytuacji kryzysowej przez personel, wybuch i tak by nastąpił.

Z katastrofy na Ukrainie wyciągnięto jednak ważne wnioski. Wszystkie pracujące

reaktory RBMK przeszły stosowną modernizację eliminującą ryzyko podobnej awarii.

Ponadto zaczęto udostępniać plany elektrowni jądrowych dla opinii publicznej. Być może

gdyby technologia reaktorów RBMK nie była trzymana w ścisłej tajemnicy, ktoś

zauważyłby występujące błędy.

Niestety, katastrofa elektrowni w Czarnobylu została wykorzystana przez lobby

antyatomowe do propagandy. Wiele danych, zwłaszcza o wysokiej śmiertelności, zostało

zafałszowanych bądź zmyślonych. Stało się tak ponieważ skutki awarii nie zostały

ogłoszone dla opinii publicznej i żadne konkretne dane nie były powszechnie znane.

Dopiero po kilku latach wyszły na jaw prawdziwe skutki awarii, które wskazują, że trwałe

przesiedlenie ludności z okolic elektrowni było zupełnie nieuzasadnione [15, 21, 24, 25].



53

6.3. Fukushima Dai-ichi

W dniu 11 marca 2011 roku wschodnie wybrzeże japońskiej wyspy Honsiu

doświadczyło największego w historii Japonii trzęsienia ziemi. Jego siła odpowiadała

wybuchowi bomby o mocy 32 miliardów ton TNT, powodując śmierć 19 tysięcy ludzi.

Ten kataklizm dotknął również systemy elektrowni Fukushima.

W wyniku trzęsienia ziemi zostały zerwane wszystkie linie energetyczne, z których

zasilano układy bezpieczeństwa EJ Fukushima. Nie spowodowało to jednak zagrożenia

katastrofą nuklearną. Systemy bezpieczeństwa zadziałały bez zarzutu, zasilanie zostało

przejęte przez wewnętrzne silnika Diesla i rozpoczął się proces wyłączania reaktora.

Obudowy bezpieczeństwa pozostały nienaruszone i nie istniało ryzyko wydostania się

substancji radioaktywnych na zewnątrz.

Niestety, trzęsienie ziemi wywołało również ogromną falę tsunami, która uderzyła

z ogromną siłą w wybrzeże Japonii. Warto zwrócić uwagę, że była to największa fala jaka

wystąpiła w tym regionie, jej wysokość osiągnęła 14 m a prędkość prawie 900 km/h. Tak

rozpędzona fala morska uderzyła w elektrownię Fukushima. Ponieważ wszelkie osłony

elektrowni przed tsunami projektowane były na maksymalną wysokości fali wynoszącą

5,7 m, cały teren elektrowni został zalany.

Woda dostała się do pomieszczeń, w których umieszczono aparaturę

odpowiedzialną za zasilanie bloków 1-4, przez co nastąpił całkowity zanik zasilania

systemów bezpieczeństwa. Na blokach 1-2 utracono też zasilanie prądem stałym, przez co

operatorzy pracowali w kompletnych ciemnościach. W bloku nr 3 akumulatory były

w stanie dostarczać prąd potrzebny do oświetlenia przez 30 godzin. Warunki pracy załogi

elektrowni były bardzo ciężkie, brak oświetlenia, sygnalizacji oraz uszkodzenia

budynków nie pozwalały im na podjęcie odpowiednich działań.

Z powodu utraty zasilania układy chłodzenia przestały działać. Spowodowało to

szybki wzrost ciśnienia wewnątrz obudowy reaktora, co groziło rozsadzeniem bloku.

Operatorzy podjęli decyzję o otwarciu zaworów bezpieczeństwa i kontrolowanym

upuszczeniu części gazów na zewnątrz obudowy. Niestety, wskutek wzrostu temperatury

w rdzeniu reaktora zdążyło już dojść do reakcji cyrkonu z parą wodną i wydzielenia się

wodoru. W wyniku otwarcia zaworów nastąpiła silna reakcja wodoru z tlenem, co

doprowadziło do eksplozji i zniszczenia obudowy bezpieczeństwa.



54

Chmura radioaktywnych gazów rozprzestrzeniła się błyskawiczne nad japońskim

wybrzeżem. Rząd postanowił działać i zarządził błyskawiczną ewakuację ludności. Jak się

później okazało w wielu miejscach decyzja ta była pochopna, gdyż promieniowanie nie

przekroczyło tam dawek dopuszczanych przez międzynarodowe przepisy.

Ciężko jest ocenić ilość ofiar spowodowanych awarią EJ Fukushima, ze względu na

dokonane przez trzęsienie ziemi zniszczenia. Większość ofiar pochłonęło tsunami

i powodujący je kataklizm, część - stres związany z niepotrzebnym przesiedleniem.

Zgodnie z doniesieniami Światowej Organizacji Zdrowia można stwierdzić, że skutki

radiacyjne awarii elektrowni były stosunkowo małe i nie wpłynęły na jakość życia

okolicznej ludności.

Nie można zaprzeczyć, że awaria EJ Fukushima spowodowana była przez

nadspodziewanie duże trzęsienie ziemi i następujące po nim tsunami. Jednakże prawdziwe

jest też stwierdzenie, że możliwe było znaczne ograniczenie skutków tej katastrofy.

Zabezpieczenia przed falą tsunami powinny być wyższe, co wskazuje, że eksperci

popełnili błędy w trakcie oszacowywania maksymalnych wysokości fali. Urządzenia

newralgiczne, takie jak agregaty Diesla i źródła prądu stałego powinny być umieszczone

w szczelnych, niezatapialnych bunkrach lub też na większej wysokości. Pozwoliłoby to na

zasilanie systemów chłodzenia w trakcie awarii.

Ponadto, w elektrowni brakowało pasywnych systemów bezpieczeństwa, które

chroniłyby reaktor nawet przy utracie zasilania. Powszechne już od pewnego czasu są

systemy służące do rekombinacji wodoru w obudowie bezpieczeństwa, które nie

wymagają zasilania. Elektrownia w Fukushimie z niewiadomych przyczyn nie była w nie

wyposażona mimo, że powinna. Uchroniłoby to obudowę bezpieczeństwa przed

rozsadzeniem i wydostaniem się dużej ilości substancji radioaktywnych do środowiska.

Za katastrofę EJ w Fukushimie odpowiedzialny jest naturalny kataklizm, jednakże

pośrednio winę ponoszą też projektanci i japoński dozór jądrowy, którzy dopuścili się

rażących zaniedbań. Od czasu awarii EJ Fukushima w nowych blokach atomowych stawia

się na systemy pasywne, które stały się nieodzownym elementem układów chłodzenia

reaktora. Elektrownie położone na obszarach narażonych na działanie kataklizmów

zostały lepiej przystosowane do stawienia im czoła. Budynki są uszczelniane, buduje się

wyższe bariery, a przepisy dotyczące pozwolenia na budowę w miejscach eksponowanych

na trzęsienie ziemi zmieniono na bardziej restrykcyjne [15, 21, 26].



55

Obliczenia symulacyjne obiegów cieplnych w programie 7.

Ebsilon Professional

7.1. Wybór układów

W świetle wyzwań jakie stawiane są przez najnowsze dyrektywy unijne oraz

założeń przedstawionych przez polski rząd w dokumencie PEP 2040, zasadnym jest

prowadzenie badań mających na celu wnikliwą analizę działania elektrowni jądrowych.

Z tego powodu, w niniejszej części pracy dokonano rzetelnej analizy obiegów cieplnych

elektrowni atomowych, a także zaproponowano nowatorskie rozwiązanie mogące

znacznie poprawić konkurencyjność energetyki atomowej. Łącznie dokonano symulacji

czterech różnych obiegów cieplnych przy użyciu profesjonalnego inżynierskiego

narzędzia, jakim jest program Ebsilon Professional.

W celu określenia parametrów i możliwości technicznych obecnych elektrowni

atomowych przeprowadzono analizę komputerową dwóch typowych dla energetyki

jądrowej obiegów: z reaktorem ciśnieniowym PWR oraz z reaktorem wrzącym BWR.

Modelowane obiegi bazują na schematach istniejących elektrowni atomowych, dlatego też

w wysokim stopniu odzwierciedlają one przemiany zachodzące w rzeczywistości.

Celem pracy było również zaproponowanie rozwiązań mogących podnieść

sprawność wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach atomowych. Wychodząc

naprzeciw temu wyzwaniu, w programie Ebsilon Professional zamodelowano dotychczas

rzadko omawiany w literaturze nowatorski obieg reaktora PWR nadbudowanego turbiną

gazową.

W celach porównawczych zamodelowany został także typowy obieg gazowo-

parowy o strukturze jednociśnieniowej. Pozwoliło to na dokonanie analizy i porównania

parametrów obiegu CCGT (ang. Combined Cycle Gas Turbine) z nadbudowanym

obiegiem atomowym.

Wszystkie obiegi zostały poddane procesowi optymalizacji, który stanowi

wbudowany moduł programu Ebsilon Professional. Pozwoliło to w efekcie na znalezienie

optymalnych parametrów rozpatrywanych obiegów, przy których ich sprawność osiąga

największą wartość, a emisja dwutlenku węgla (w obiegach z turbinami gazowymi) jest

najmniejsza.



56

7.2. Założenia przyjęte do analizy obiegów

Z powodu ograniczeń wymuszonych przez możliwości programu Ebsilon

Professional oraz w celu uproszczenia i zwiększenia przejrzystości układów

w przeprowadzanych obliczeniach przyjęto następujące założenia i uproszczenia:

Ponieważ w programie Ebsilon Professional nie występuje element, który

w bezpośredni sposób odzwierciedla reaktor jądrowy, w symulacjach zastąpiono go

obiektem Steam_generator, który jest odpowiednikiem kotła parowego. Z tego

powodu należało dodać szereg ograniczeń parametrów czynnika w obiegu

z „reaktorem”, np. wymuszenie stopnia suchości pary 0 w obiegu pierwotnym

reaktora PWR.

Ponieważ obecnie nie opracowano turbin gazowych, których moc sięga 1000 MW

(największą obecnie turbiną gazową jest turbina 9HA firmy General Electric, której

moc wynosi 571 MW) w obydwu zamodelowanych układach z nadbudową przyjęto

założenie, że do nadbudowy użyto dwóch nowoczesnych turbin gazowych o mocy

500 MW.

Bazując na modelach najnowszych turbin gazowych (głównie wspomnianej

wcześniej turbiny 9HA) przyjęto najwyższe możliwe obecnie parametry

tj. spręż - 30:1 oraz temperatura gazu 1600°C.

Sprawność obiegów jądrowych została obliczona przy użyciu wiersza poleceń

w programie Ebsilon Porfessional, odwołując się do poszczególnych wartości przez

wpisywanie odpowiednich komend. Sprawność obiegu jądrowego obliczono stosując

następującą zależność:

𝜂 =𝑃𝐺

𝑄�̇�+𝑄�̇� (7.1)

gdzie, PG – moc generatora części parowej, Q̇R – strumień ciepła transferowany

z reaktora, Q̇W – strumień ciepła transferowany z kotła odzyskowego (dla obiegów

nadbudowanych). W wierszu poleceń programu Ebsilon Porfessional podana

zależność może wyglądać następująco (przykład dla obiegu z reaktorem PWR):

{Generator.QREAL/Logic.Q*100;%.2f}%



57

7.3. Wyniki symulacji obiegu z reaktorem BWR

Schemat zamodelowanego obiegu reaktora BWR wraz z kluczowymi parametrami

przedstawiono na rys. 7.1. Natomiast charakterystyczne wartości, kluczowe z punktu

widzenia dalszej analizy zestawiono w tab. 7.1. Zbudowany obieg jest wiernym

odzwierciedleniem układów stosowanych w obiegach z reaktorami na wodę wrzącą. Na

schemacie można wyróżnić charakterystyczne elementy jakimi są przegrzewacze

międzystopniowe oraz separator wilgoci.

W badanym obiegu turbina składa się z trzech części wysokoprężnych oraz z pięciu

niskoprężnych. Zaimplementowano także podgrzewacze regeneracyjne: cztery

niskoprężne oraz trzy wysokoprężne. Obieg powstał na podstawie elektrowni jądrowej

bazującej na reaktorze BWR-6, ze zoptymalizowanymi parametrami.

Niskie parametry pary świeżej (tj. 286°C/7 MPa) są wymuszone wcześniej już

omawianą specyfiką elektrowni z reaktorami BWR. Skutkują one niską sprawnością

całego obiegu, która osiąga wartość nieco powyżej 37,5%. Symulacje wykazały również,

że obieg odznacza się wysokim zapotrzebowanie na wodę chłodzącą, co jest

charakterystyczną cechą elektrowni jądrowych.

Obieg został zoptymalizowany pod kątem uzyskania najwyższej możliwej

sprawności przy zadanych parametrach pary świeżej. Optymalizacji poddano ciśnienia

poszczególnych upustów turbiny, co pozwoliło na zwiększenie sprawności o ok. 0,5 p.p.

Tabela 7.1. Zestawienie charakterystycznych parametrów obiegu z reaktorem BWR

Parametr Wartość Jednostka

Sprawność obiegu 37,61 %

Ciśnienie pary świeżej 7 MPa

Temperatura pary świeżej 286 °C

Zapotrzebowanie na wodę

chłodzącą 157 kg/kWh

Moc cieplna reaktora 3017 MWth

Moc generatora 1200 MWe



58

Rys

. 7.1

. M

odel

obie

gu

rea

kto

ra B

WR

w p

rogra

mie

Ebsi

lon

Pro

fess

ion

al.

Ozn

acz

enia

na o

bra

zku

: T

WP

– c

zęść

wys

ok

oprę

żna

tu

rbin

y,

TN

SP

– c

zęść

nis

ko

prę

żna

tu

rbin

y, P

MS

T –

prz

egrz

ewacze

mię

dzy

stop

nio

we,

PO

WP

– p

odgrz

ewa

cze

regen

era

cyj

ne

częśc

i w

yso

ko

prę

żnej

turb

iny,

PO

NP

– p

odg

rzew

acz

e re

gen

eracy

jne

częś

ci n

iskoprę

żnej

tu

rbin

y. O

pra

cow

an

o n

a p

od

sta

wie

[4

].



59

7.4. Wyniki symulacji obiegu z reaktorem PWR

Kolejnym zamodelowanym obiegiem, jest układ elektrowni z reaktorem

ciśnieniowym PWR. Badany schemat przedstawiono na rys. 7.2. Charakterystyczne

parametry obiegu zestawiono w tab. 7.2. Zbudowany obieg bazuje na parametrach

rzeczywistej elektrowni Wolf Creek, znajdującej się w Stanach Zjednoczonych.

Rozwiązania techniczne zastosowane w części parowej (czyli podział turbiny na

części WP i NP oraz zastosowanie elementów takich jak separator wilgoci

i przegrzewacze międzystopniowe) nie różnią się w znaczący sposób od rozwiązań

obiegów z reaktorem BWR.

Cechą charakterystyczną reaktorów ciśnieniowych PWR jest osobna pętla pierwotna

chłodząca reaktor, która jest odseparowana od obiegu roboczego przez wytwornicę parę.

Wcześniej wspomniane ograniczenia reaktora PWR wymagają utrzymywania w obiegu

pierwotnym wody o stopniu suchości zero, dlatego też ograniczenie to zaimplementowano

w symulowanym obiegu. Zaimplementowano także wytwornicę pary, która widoczna jest

na schemacie.

Tabela 7.2. Zestawienie charakterystycznych parametrów obiegu z reaktorem PWR


Sprawność obiegu 37,32 %


Temperatura pary świeżej 285,8 °C

Ciśnienie wody w obiegu

pierwotnym 17 MPa

Temperatura wody w obiegu

pierwotnym 352,3 °C



Moc cieplna reaktora 3215 MW

Moc generatora 1200 MW



60

Rys

. 7.2

. M

od

el o

bie

gu

rea

kto

ra P

WR

w p

rogra

mie

Ebsi

lon

Pro

fess

ion

al.

Ozn

acz

enia

na o

bra

zku

: T

WP

– c

zęść

wys

ok

op

rężn

a t

urb

iny,

TN

SP

–

częś

ć n

isk

oprę

żna t

urb

iny,

PM

ST

– p

rzegrz

ew

acz

e m

iędzy

stopn

iow

e, P

OW

P –

podgrz

ewacz

e re

gen

era

cyj

ne

częś

ci w

yso

ko

prę

żnej

tu

rbin

y, P

ON

P –

podgrz

ewa

cze

regen

era

cyjn

e cz

ęści

nis

koprę

żnej

tu

rbin

y, O

P –

obie

g p

ierw

otn

y re

akto

ra.

Opra

co

wa

no n

a p

od

sta

wie

[4

].



61

7.5. Wyniki symulacji obiegu z reaktorem PWR nadbudowanego

turbiną gazową

W kolejnej części prac badawczych dokonano symulacji nowatorskiego

rozwiązania, jakim jest nadbudowa turbiną gazową obiegu z reaktorem ciśnieniowym

PWR. Schemat tego rozwiązania przedstawiono na rys. 7.3. Charakterystyczne parametry

obiegu zostały zestawione w tab. 7.3. Obieg ten jest w dużym stopniu wynikiem własnych

przemyśleń i koncepcji zainspirowanych podobnymi rozwiązaniami dostępnymi

w literaturze światowej [27]. Autorzy tychże rozwiązań proponują nadbudowę reaktora

AP-600, przy użyciu 4 turbin o mocy 285 MW. Pozwala to na podniesienie temperatury

pary do 530°C i sprawności całej elektrowni do 49,4%. Trzeba jednak zaznaczyć, że

dotychczas w tych rozwiązaniach nie uwzględniano wszystkich zaproponowanych przez

autora modyfikacji obiegu, mających na celu osiągnięcie jak najwyższej sprawności

procesu. Są nimi m.in.: inny układ podgrzewaczy regeneracyjnych wody oraz

zastosowanie dwóch nowoczesnych turbin o mocy 500 MW, które charakteryzują się

wyższą maksymalną temperaturą gazu oraz lepszym współczynnikiem sprężania (30:1).

W tym rozwiązaniu wysoka temperatura wylotowa spalin z turbiny gazowej

używana jest do efektywniejszego przegrzania pary za wytwornicą pary. Przy dobrze

dobranych parametrach obiegu, pozostała część ciepła spalin może być wykorzystana do

podgrzania kondensatu. Rozwiązanie to umożliwia podniesienie temperatury pary świeżej

prawie do 600°C, co w stosowanych obecnie elektrowniach jądrowych jest wartością

nieosiągalną.

Sama konstrukcja obiegu wtórnego różni się znacznie od tej stosowanej w zwykłym

obiegu PWR. Zauważalny jest brak przegrzewacza międzystopniowego oraz separatora

pary. Redukcji uległa także ilość stopni turbiny oraz podgrzewaczy regeneracyjnych.

Ciśnienie i temperatura w obiegu pierwotnym pozostały niezmienione, gdyż wciąż

niedozwolone jest powstanie pary w obiegu pierwotnym.

Wartym uwagi jest fakt, że elektrownie jądrowe są ze swojej natury źródłem

bezemisyjnym. W zaproponowanym rozwiązaniu, do obiegu dołączona jest turbina

gazowa, które wprowadza do układu produkcję dwutlenku węgla, co w pewnym stopniu

jest zjawiskiem niekorzystnym.



62

Trzeba także zauważyć, że rozwiązanie to charakteryzuje się bardzo wysokim

zapotrzebowaniem na wodę chłodzącą, co jest spowodowane mniejszą ilością upustów na

turbinie. Niemniej jednak, rozwiązanie to pozwala osiągnąć całkowitą sprawność obiegu

przekraczającą 50%, co jest rezultatem niespotykanym w obecnej energetyce jądrowej.

Tabela 7.3. Zestawienie charakterystycznych parametrów obiegu PWR nadbudowanego turbiną

gazową


Sprawność brutto 50,62 %

Sprawność obiegu części parowej 38,42 %

Ciśnienie pary świeżej 6,5 MPa


Ciśnienie wody w obiegu

pierwotnym 17 MPa

Temperatura wody w obiegu

pierwotnym 352,3 °C

Zapotrzebowanie na wodę chłodzącą 273 kg/kWh

Moc cieplna reaktora 1991 MW

Moc generatora części parowej 1200 MW

Temperatura spalin na wylocie z

turbiny 694 °C

Strumień spalin na wylocie z turbiny 1670 kg/s

Moc generatora części gazowej 1000 (2 TG) MW

Sumaryczna moc zespołu 2200 MW

Emisja CO2 0,2127 t/MWh

Ilość ciepła wymieniana w kotle

odzyskowym 1133 MW

Współczynnik nadmiaru powietrza 2,0 -



63

Rys

. 7

.3.

Mo

del

obie

gu

rea

kto

ra P

WR

nadbu

dow

an

ego t

urb

iną g

azo

wą

w p

rogra

mie

Eb

silo

n P

rofe

ssio

na

l. O

zna

czen

ia n

a o

bra

zku

:

TP

– t

urb

ina

paro

wa

, O

P –

obie

g p

ierw

otn

y re

akto

ra,

OD

G –

oodgazo

wyw

acz

, K

O –

ko

cioł

odzy

sko

wy.



64

7.6. Wyniki symulacji jednociśnieniowego obiegu z turbiną CCGT

Ostatnim z badanych układów jest obieg gazowo-parowy w układzie

jednociśnieniowym. Skonstruowano go w celach porównawczych dla obiegów jądrowych,

gdyż jest to jedna z technologii wytwórczych dużej mocy, która jest głównym

konkurentem energetyki atomowej. Schemat układu CCGT (Combined Cycle Gas

Turbine) został przedstawiony na rys. 7.4. Jak wcześniej wspomniano w rzeczywistości

w obiegu zastosowane są dwie turbiny gazowe o mocy 500 MW, na schemacie

zastosowano uproszczenie w postaci jednej turbiny o mocy 1000 MW (obecnie nie

produkuje się turbin gazowych o tak dużych mocach). W tab. 7.4. zestawiono

podstawowe parametry badanego obiegu.

Ponieważ praca ta nie skupiała się na technologii obiegów gazowo-parowych,

zasadnym jest krótkie omówienie zachodzących w nich przemian. Jedynym źródłem

zasilania obiegów kombinowanych jest komora spalania. Spaliny o wysokiej temperaturze

ok. 1600°C trafiają z niej bezpośrednio na turbinę gazową. Turbina gazowa napędza wał

generatora obiegu gazowego oraz sprężarkę potrzebną do podnoszenia ciśnienia powietrza

trafiającego do komory spalania.

Ponieważ spaliny wylotowe z turbiny mają wciąż wysoką temperaturę

ok. 600-700°C, mogą być one użyte do zasilania obiegu Rankine’a. W kotle odzyskowym

następuje odbiór ciepła spalin przez wodę obiegu parowego, wskutek czego ulega ona

podgrzaniu, odparowaniu i przegrzaniu. Odzyskane ciepło pozwala na osiągnięcie

wysokich parametrów pary, co pozwala na zasilanie nią turbiny parowej. Przemiany

w obiegu parowym nie różnią się poza tym znacznie od tych zachodzących w typowej

elektrowni konwencjonalnej.

Układy kombinowane pozwalają na osiągnięcie bardzo wysokiej sprawności

wytwarzania energii elektrycznej na poziomie 57-60%. Charakteryzują się również niskim

zapotrzebowaniem na wodę chłodzącą, które w powyższym układzie wyniosło ok. 15 t/s.

W badanym układzie, odzyskane ciepło spalin pozwoliło na wytworzenie dodatkowych

500 MWe.

Ponieważ obiegi gazowo-parowe bazują na gazie naturalnym jako paliwie, to

jednym z produktów procesów zachodzących w elektrowni jest dwutlenek węgla będący

gazem cieplarnianym – w badanym układzie jego emisja wynosi ok. 0,35 t/MWh.



65

Tabela 7.4. Zestawienie charakterystycznych parametrów obiegu gazowo-parowego w układzie

jednociśnieniowym


Sprawność brutto 57,17 %

Sprawność obiegu części parowej 40,01 %





Moc generatora części parowej 505 MW

Temperatura spalin na wylocie z

turbiny 743 °C

Strumień spalin na wylocie

z turbiny 1883 kg/s

Moc generatora części gazowej 1000 (2 TG) MW

Sumaryczna moc zespołu 1505 MW

Emisja CO2 0,3476 t/MWh

Ilość ciepła wymieniana w kotle

odzyskowym 1261 MW

Współczynnik nadmiaru powietrza 2,0 -



66

Rys

. 7

.4.

Mod

el o

bie

gu

ga

zow

o-p

aro

weg

o C

CG

T w

pro

gra

mie

Eb

silo

n P

rofe

ssio

nal.

Ozn

acz

enia

na

ob

razk

u:

TP

– t

urb

ina p

aro

wa

,

OP

-

ob

ieg

pie

rwotn

y re

ak

tora

, O

DG

– o

odgazo

wyw

acz

, K

O –

koci

oł

odzy

skow

y, K

ON

– k

on

den

sato

r, W

- w

alc

zak.

Op

raco

wa

no

na

podst

aw

ie [

7].



67

7.7. Analiza porównawcza otrzymanych wyników

Po przeprowadzeniu symulacji dokonano analizy porównawczej otrzymanych

wyników. W niniejszym rozdziale krok po kroku omówione zostaną najważniejsze

różnice między poszczególnymi obiegami.

W pierwszej kolejności należy zwrócić uwagę na rezultaty symulacji obiegów

cieplnych elektrowni jądrowych z reaktorem PWR lub BWR. Otrzymane wyniki nie są

zaskakujące i odzwierciedlają realne parametry w obecnie eksploatowanych

elektrowniach jądrowych. Słaba jakoś pary świeżej, czyli temperatura ok. 285°C

i maksymalne ciśnienie 7 MPa powodują w efekcie bardzo niską sprawność obiegu, na

poziomie 37-37,5%. Charakterystycznym wynikiem jest także bardzo duże zapotrze-

bowanie na wodę chłodzącą, które wynosi ok. 160 kg/kWh. Może rodzić to problemy

w momencie dokonywania wyboru lokalizacji elektrowni jądrowej.

Warto zauważyć, że obiegi PWR i BWR oprócz rozwiązań konstrukcyjnych nie

różnią się znacznie otrzymanymi wynikami. Obydwa charakteryzują wady jakimi jest

niska sprawność, duże zapotrzebowanie na wodę chłodzącą oraz słaba jakość pary

świeżej. Niemniej, obydwa te źródła są bezemisyjne, co w porównaniu z obiegami CCGT

i jądrowym nadbudowanym (PWR + TG) niezaprzeczalnie jest ich ogromną zaletą.

Sprawność obiegu BWR jest wyższa niż obiegu ciśnieniowego o ok. 0,4 p.p.

Różnica ta jest spowodowana obecnością dodatkowego wymiennika ciepła w obiegu

PWR, jakim jest wytwornica pary. Wszystkie wyniki otrzymane podczas symulacji

typowych obiegów elektrownie jądrowych są zgodne z rzeczywistymi wartościami

otrzymywanymi w pracujących elektrowniach.

Rozważając obieg jądrowy nadbudowany turbiną gazową, należy zwrócić uwagę na

jego bardzo wysoką sprawność, która przekracza 38,5%. Jest to wynik korzystny, jeżeli

chodzi o kategorię elektrowni jądrowych. Niemniej, ponieważ jest to dopiero jeden

z pierwszych projektów tego rozwiązania, dalsze prace nad konstrukcją układu powinny

pozwolić na jeszcze wyższe podniesienie parametrów.

Należy także zauważyć, że w porównaniu z obiegiem PWR potrzebna jest

zdecydowanie mniejsza moc cieplna reaktora aby na zaciskach generatora odebrać



68

niezmienioną moc 1200 MW. Dzieje się tak, ponieważ część ciepła, dostarczanego

wcześniej w reaktorze, została dostarczona przez gorące spaliny.

Zaskakującym może być jednak fakt, że obieg jądrowy nadbudowany turbiną

gazową potrzebuje ogromnych ilości wody chłodzącej, tj. ok. 273 kg/kWh. Jest to prawie

dwukrotnie więcej niż w przypadku typowych elektrowni jądrowych. Zgodnie z intuicją,

poprawiona jakość pary powinna zmniejszyć ilość czynnika roboczego potrzebnego do

zasilenia turbiny i w rzeczywistości tak się dzieje. Rodzi się więc pytanie: dlaczego

zapotrzebowanie na wodę chłodzącą tak drastycznie wzrosło? Otóż, należy zauważyć, że

w przypadku obiegu nadbudowanego praktycznie cały czynnik roboczy trafia do

skraplacza. Ponieważ nie ma potrzeby montowania dużej liczby podgrzewaczy

regeneracyjnych (podgrzew wody odbywa się poprzez odzyskiwanie ciepła spalin), to

w turbinie występuje ograniczona liczba upustów. Zatem, pomimo faktu, że w obiegu

nadbudowanym sumarycznie krąży mniej czynnika roboczego, to paradoksalnie jego

większa ilość trafia do skraplacza, co powoduje wzrost zapotrzebowania na wodę

chłodzącą.

Porównując wyniki należy także pamiętać, że wprowadzenie do układu turbiny

gazowej powoduje pojawienie się emisji dwutlenku węgla. Jest to oczywiście zjawisko

niepożądane, z punktu widzenia dekarbonizacji energetyki. Niemniej, jego emisja jest

bardzo ograniczona i w porównaniu z uzyskaną sprawnością obiegu, nie odgrywa aż tak

znaczącej roli.

Ponieważ obiegi CCGT oraz jądrowy nadbudowany turbiną gazową pracują na

podobnej zasadzie, nie można pominąć zestawienia wyników otrzymanych w trakcie ich

symulacji. Obieg CCGT, ze względu, że pozwala na lepsze wykorzystanie ciepła spalin

charakteryzuje się sprawnością wyższą o ok. 7 p.p. Ponadto, w obiegu CCGT ciśnienie

pary świeżej jest zdecydowanie wyższe (o ponad 10 MPa), co jest drugą przyczyną tak

dużej różnicy między otrzymanymi sprawnościami.

Należy także zauważyć, że przy niezmienionej sumarycznej mocy turbin gazowych,

tj. 1000 MW, w obiegu CCGT moc generatora w części parowej jest zdecydowanie niższa

niż w elektrowni jądrowej nadbudowanej turbiną gazową. Zatem pomimo niższej

sprawności, z nadbudowanego bloku atomowego można otrzymać większą moc, dla

niezmienionej turbiny gazowej.



69

Zaletą obiegów nadbudowanych jest zdecydowanie mniejsza emisja CO2 na

jednostkę mocy niż w elektrowniach z turbinami CCGT. Nadbudowa pozwala na

ograniczenie emisji prawie o 1,5 raza. W tym przypadku pojawia się dylemat, czy warto

ponieść starty na niższej sprawności obiegu, zyskując zdecydowaną redukcję emisji

dwutlenku węgla.

Dokonane analizy wyników pokazują, że nadbudowa obiegów PWR turbinami

gazowymi może nieść ze sobą wiele korzyści. Niewątpliwie ogromną zaletą tej

technologii jest możliwość uzyskania parametrów obiegu, które są nieosiągalne dla

obecnych elektrowni atomowych, a nawet większości elektrowni węglowych.

Niemniej jednak, przeprowadzona analiza pokazała, że technologia ta niesie ze sobą

problematyczną kwestię, jaką jest wysokie zapotrzebowanie na wodę chłodzącą oraz

ogromna moc takiego bloku, która przekracza 2 GW. Obydwa wspomniane czynniki będą

ograniczały możliwość wyboru odpowiedniej lokalizacji takiej elektrowni oraz

redukowały bezpieczeństwo energetyczne systemu elektroenergetycznego (pojedynczy

blok o bardzo wysokiej mocy spowoduje ogromny ubytek w systemie np. w przypadku

nagłej awarii, co może w konsekwencji prowadzić do blackoutu). Wykresy przedstawione

na rys. 7.5-7.9 zestawiają badane obiegi pod kątem sprawności, parametrów pary świeżej,

zapotrzebowania na wodę chłodzącą oraz emisji CO2.

Rys. 7.5. Porównanie sprawności wyliczonych dla badanych obiegów

35,5

36

36,5

37

37,5

38

38,5

39

39,5

40

40,5

BWR PWR PWR + TG CCGT

Spra

wn

ość

[%

]



70

Rys. 7.6. Porównanie zapotrzebowania na wodę chłodzącą badanych obiegów

Rys. 7.7. Porównanie temperatury pary świeżej w badanych obiegach

0

50

100

150

200

250

300


Zap

otr

zeb

ow

anie

na

wo

dę

ch

łod

zącą

[kg

/kW

h]

0

100

200

300

400

500

600

700


Tem

pe

ratu

ra p

ary

świe

żej [

°C]



71

Rys. 7.8. Porównanie ciśnienia pary świeżej w badanych obiegach

Rys. 7.9. Porównanie emisji CO2 badanych obiegów

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18


Ciś

nie

nie

par

y św

ieże

j [M

Pa]

0

0,05

0,1

0,15

0,2

0,25

0,3

0,35

0,4


Emis

ja C

O2

[t/

MW

h]



72

7.8. Wnioski

Przeprowadzona analiza wyników potwierdza słabości tradycyjnych elektrowni

jądrowych, jakimi są słaba jakość parametrów obiegu oraz niska sprawność.

Zaskakującymi nie są również rezultaty otrzymane w wyniku obliczeń obiegu

gazowo-parowego. Stosunkowo niska emisja dwutlenku węgla, w porównaniu do innych

elektrowni konwencjonalnych oraz najwyższa sprawność wśród znanych obiegów

wytwarzających tylko energię elektryczną są ogromnymi zaletami tego systemu.

Zaskakujące okazują się wyniki obliczeń przeprowadzonych dla obiegu jądrowego

nadbudowanego turbiną gazową. Pomimo świetnych, jak na elektrownię jądrową

parametrów pary oraz bardzo wysokiej sprawności, analiza wykazuje dwie

problematyczne kwestie. Są to wysokie zapotrzebowanie na wodę chłodzącą oraz bardzo

duża moc całego zespołu.

Jak już wcześniej wspomniano, powyższe parametry mogą rodzić duże problemy

w chwili wyboru lokalizacji pod budowę elektrowni. Po pierwsze, ogromne ilości wody

chłodzącej wymagają zlokalizowania takiej elektrowni w okolicach dużych rzek lub

wybrzeży morskich. Wartym rozważenia może być też połączenie otwartego oraz

zamkniętego cyklu chłodzenia. To hybrydowe rozwiązanie powinno zmniejszyć wymogi,

co do wielkości wybranego akwenu wodnego.

Problematyczna jest też potrzeba zasilania bloku jądrowego przy pomocy kilku

turbin gazowych. Wymusza to zwiększenie powierzchni maszynowni oraz co najmniej

zdublowania niektórych układów, co skutkować będzie zwiększonymi kosztami

inwestycyjnymi.

Bardzo duża moc całej elektrowni również jest cechą niekorzystną z punktu

widzenia systemu elektroenergetycznego. Tak duże skupienie punktowe wytwarzanej

mocy wymaga gęstej oraz stabilnej sieci w okolicy przyłączenia elektrowni. W przypadku

słabej sieci może zrodzić się wysokie ryzyko poważnego blackoutu.

Jednakże, elektrownie jądrowe nadbudowywane turbinami gazowymi mogą

przezwyciężyć wspomniane ograniczenia np. po zastosowaniu następujących modyfikacji.

Obecnie eksploatowane są tylko elektrownie jądrowe dużych mocy. Pozwala to na

ograniczenie jednostkowych kosztów inwestycyjnych, a także na niewielką poprawę



73

niskiej sprawności obiegu. W przypadku nadbudowania obiegu jądrowego osiągalne są

zdecydowanie lepsze parametry pary, co prowadzi do znacznego wzrostu sprawności.

Rozwiązanie to może okazać się na tyle opłacalne, że pozwoli na odejście od reaktorów o

tak dużej mocy i pozwoli na zastąpienie ich mniejszymi, tj. 200-300 MW. Takie

rozwiązanie zredukuje problem dużego zapotrzebowania na wodę chłodzącą i pozwoli na

redukcję sumarycznej mocy bloku do wartości poniżej 1 GW.

Zmniejszenie mocy części jądrowej ma także kolejną zaletę. Obecnie aby osiągnąć

w obiegu nadbudowanym parametry nadkrytyczne, wymagane są ogromne ilości

gorących spalin. Nadbudowa musiałby składać się z turbin gazowych o łącznej mocy

ok. 2-3 GW, co powodowałoby jeszcze większe zagrożenie blackoutem. Jeżeli nastąpi

wspomniane wcześniej odejście od reaktorów wysokich mocy, to zapotrzebowanie na

spaliny używane do przegrzania nadkrytycznego czynnika ulegnie znacznemu

zmniejszeniu. W efekcie pozwoli to na jeszcze większe podniesienie sprawności obiegu

wskutek uzyskania znacznie wyższych parametrów pary. Zatem w przypadku obiegów

kombinowanych inwestycje w reaktory niskich mocy (100-300 MW) mogą być wysoce

opłacalne.

Warto zwrócić uwagę na jeszcze jeden fakt, który nie wynika bezpośrednio

z przeprowadzonych symulacji, jednakże jest kwestią dosyć problematyczną. Otóż

nierozwiązanym pozostaje zagadnienie sposobu rozwiązania kotła odzyskowego.

Doprowadzenie dużej ilości spalin do maszynowni elektrowni jądrowej, wymagałoby

znacznego zwiększenia jej rozmiarów i zastosowania rozbudowanego systemu

rurociągów. W tej sytuacji wartym rozważenia wydaje się rozwiązanie w postaci obiegu

z czynnikiem pośredniczącym, który transferowałby ciepło ze spalin do pary wodnej.

Oczywiście nie może być nim woda, gdyż przy tak wysokich temperaturach całkowicie by

odparowała. Wartymi rozważenia mogą być technologie proponowane do użycia

w reaktorach IV generacji, gdzie czynnikiem pośredniczącym jest ciekły sód lub ołów.

Przeprowadzone analizy udowadniają, że w przyszłości elektrownie bazujące na

nadbudowanych obiegach jądrowych mogą stać się jedną z pożądanych form wytwarzania

energii. Wysokie parametry czynią je konkurencyjnymi w stosunku do reaktorów

IV generacji, gdyż obiegi jądrowe nadbudowane turbiną gazową, opierają się na dwóch

dobrze znanych rozwiązaniach, którymi są reaktory ciśnieniowe PWR i obiegi

gazowo-parowe CCGT.



74

Podsumowanie 8.

Zgodnie z dokumentem PEP2040 do 2030 roku w Polsce powinna rozpocząć się

budowa elektrowni jądrowej, co rodzić będzie wiele dylematów związanych z doborem

technologii reaktora, czy też bezpieczeństwem elektrowni jądrowych. Dlatego też

w niniejszej pracy dokonano przeglądu obecnie stosowanych reaktorów, omówiono

aspekty bezpieczeństwa elektrowni jądrowej oraz opisano problemy jakie mogą rodzić

odpady radioaktywne produkowane przez elektrownie jądrowe.

Ponadto, w części badawczej pracy dokonano analizy obiegów cieplnych elektrowni

jądrowych z reaktorami typu PWR i BWR, aby dokładnie odwzorować zachodzące w nich

przemiany. Dodatkowo, omówiony został nowatorski obieg, jakim jest nadbudowa turbiną

gazową obiegu PWR oraz zwykły obieg gazowo-parowy CCGT.

Przeprowadzone analizy wykazały, że nadbudowa obiegu PWR jest rozwiązaniem

wartym dogłębnej analizy. Zamodelowany obieg odznacza się sprawnością o 1,2 p.p.

wyższą niż dotychczasowo eksploatowane reaktory PWR. Pozwala na to znacznie wyższa

temperatura pary świeżej, która jest osiągalna dzięki przegrzaniu pary przy użyciu

gorących spalin z turbiny gazowej.

Jednakże, dokonane symulacje wykazały również znaczące wady tego rozwiązania,

jakimi są bardzo duże zapotrzebowanie na wodę chłodzącą, potrzeba użycia zespołu

turbin gazowych do nadbudowy jednego reaktora oraz ogromna moc sumaryczna całej

elektrowni.

Zdając sobie sprawę z tych utrudnień, w niniejszej pracy zaproponowano możliwe

rozwiązania tych problemów. Zdaniem autora najlepszym z nich jest zmniejszenie mocy

znamionowych produkowanych obecnie reaktorów do 200-300 MW, co powinno

pozwolić na redukcję strumienia spalin potrzebnego do zasilania elektrowni oraz

obniżenie zapotrzebowania na wodę chłodzącą. Ponadto przy powyższym rozwiązaniu

zmniejszeniu ulega również sumaryczna moc całego zespołu.

Autor dostrzega także dodatkowe zalety zaproponowanego rozwiązania. Obniżenie

mocy reaktora, powinno również umożliwić osiągnięcie parametrów nadkrytycznych

w obiegu parowym, co znacznie poprawiłoby sprawność części parowej. Obecnie



75

osiągnięcie tak wysokich współczynników jest niemożliwe, gdyż wymagałoby zbyt

dużego strumienia spalin.

Należy podkreślić, że przedstawiony w pracy układ jest dopiero wstępnym

projektem obiegu elektrowni jądrowej nadbudowanej turbiną gazową, stąd nie wszystkie

osiągnięte rezultaty są wynikami optymalnymi. Z pewnością przedstawiony układ

wymaga dalszych badań, które pozwolą na jego optymalizację, czy to pod względem

osiąganych parametrów pary, czy to pod względem konfiguracji układu.

Dzięki dalszym analizom możliwym jest znalezienie innych, niż zaproponowane

w niniejszej pracy, rozwiązań, które pozwoliłyby na ograniczenie zapotrzebowanie na

wodę chłodzącą i pozwoliły na osiągnięcie parametrów nadkrytycznych w obiegu

parowym.

Przeprowadzona analiza wykazała ponadto konkurencyjność obiegów jądrowych

nadbudowanych turbiną gazową w stosunku do obiegów z turbiną CCGT. Pomimo faktu,

że sprawność elektrowni jądrowej jest niższa o ok. 7 p.p., to obiegi nadbudowane

charakteryzują się zdecydowanie niższą emisją CO2. Biorąc pod uwagę wysokie opłaty za

emisję dwutlenku węgla oraz możliwość dalszej poprawy sprawności obiegów

nadbudowanych, technologia obiegów nadbudowanych z reaktorem PWR może stanowić

konkurencję dla obiegów gazowo-parowych CCGT.

Podsumowując, w świetle restrykcyjnych ograniczeń emisyjnych stawianych przez

unijne dyrektywy obiegi jądrowe nadbudowane turbinami gazowymi jawią się jako jedno

z korzystnych rozwiązań pozwalających na obniżenie emisji CO2. Technologia ta pozwala

ograniczyć emisję jednostkową bardziej niż w zwykłych obiegach gazowo-parowych.

Jako jedyna niskoemisyjna technologia obok CCGT i technologii jądrowych zapewnia

stabilne i niezawodne dostawy energii, której źródła będą wymagane w systemie

z wysokim udziałem OZE. Ponadto zastosowanie obiegu gazowego do nadbudowy,

pozwala na wykorzystanie jego możliwości do szybkiej zmiany mocy, co umożliwi lepsze

możliwości regulacyjne oraz poprawi zdolność do nadążania za dobowymi zmianami

mocy. Powyższe rozwiązanie jest z pewnością interesującą alternatywą wśród obecnych

na rynku energetycznym technologii.



76

Literatura 9.

[1] Ministerstwo Energii, „Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku”, Ministerstwo

Energii, Warszawa, 2019

[2] M. Pawlik, F. Strzelczyk, Elektrownie, Warszawa: WNT, 2012

[3] Opracowanie zbiorowe firmy AREVA, Wszystko o energetyce jądrowej, AREVA,

2008

[4] L. F. Drbal, “Nuclear power”, Power Planr Engineering, s, 733-780, Springer,

1996

[5] T. Chmielniak, Technologie energetyczne, Warszawa: WNT, 2018

[6] M. Lech, Kierunki rozwoju elektrowni jądrowych, Wrocław: Oficyna

Wydawnicza Politechniki Wrocławskiej, 1997

[7] J. Portacha, Układy cieplne elektrowni i elektrociepłowni, Warszawa: Oficyna

Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, 2016

[8] J. Kubowski, Elektrownie jądrowe, Warszawa: WNT, 2017

[9] G. Jezierski, Energia jądrowa wczoraj i dziś, Warszawa: WNT, 2005

[10] E. De Sanctis, S. Monti, M. Ripani, Energy from nuclear fission, Szwajcaria:

Spirnger, 2016

[11] D. K. Vogt, „Nuclear fission reactors: boiling water and pressurizes water

reactors”, Encyclopedia of Energy, tom 4, s. 333-340, Elsevier, 2004

[12] Hitachi, The ESBWR general plant description, Hitachi, 2007

[13] Hitachi, The ABWR general plant description, Hitachi, 2007

[14] USNRC Technical Training Center, Boiling water reactors systems, USNRC

Technical Training Center

[15] A. Strupczewski, Zaufajmy energetyce jądrowej, Warszawa: NCBJ, 2016

[16] J. Sierchuła, „Systemy bezpieczeństwa w elektrowni z reaktorem AP1000”,

Energetyka jądrowa i węglowa: wybrane aspekty s. 283-298, Poznań: FNCE, 2017



77

[17] Materiał informacyjny opracowany przez Departament Energii Jądrowej

Ministerstwa Energii, Reaktory jądrowe IV generacji, 2016

[18] GIF, A technology roadmap for generation IV nuclear energy systems, GIF, 2002

[19] Materiał informacyjny opracowany przez Departament Energii Jądrowej

Ministerstwa Energii, Wydobycie i produkcja uranu, 2016

[20] E.W. Becker, W. Bier, W. Ehrfeld, K. Schubert, R. Schutte, D. Seidel, “Uranium

enrichment by separation-nozzle process”, The science of nature, tom 63, s.

407-411, Springer, 1976

[21] T. Filburn, S. Bullard, Three Island, Chernobyl and Fukushima, Szwajcaria:

Springer, 2016

[22] E. Marshall, “A preliminary report on Three Mile Island”, Science, tom 204,

nr 4390, s. 280-281, AAAS, 1979

[23] E. L. Zebroski, “Implementing the five main lessons of Three Mile Island”, IEEE

Transaction on Nuclear Science, s. 27-34, 1982

[24] J. Kubowski, Katastrofa w Czarnobylu, Poligraf, 2016

[25] E. E. Purvis, „Chernobyl analysis”, Science, tom. 273, nr 5280, s. 1323-1324,

AAAS, 1996

[26] P. P. Povinec, K. Hirose, M. Aoyama, Fukushima accident, Elsevier, 2013

[27] M.A. Darwish, Fatimah M. Al Awadhi, Anwar O. Bin Amer, “Combining the

nuclear power plant steam cycle with gas turbines”, Energy, tom 35, s. 4562-4571,

Elsevier, 2010



78

OBIEGI CIEPLNE ELEKTROWNI JĄDROWYCH

I MOŻLIWOŚCI POPRAWY SPRAWNOŚCI

Streszczenie

Obecnie energia elektryczna w krajowym systemie wytwarzana jest w 80% z paliw

kopalnych, co skutkuje emisją ok. 308 mln ton CO2 rocznie do atmosfery. Wynik ten

przysparza Polsce niekorzystnej opinii jednego z największych emiterów CO2 w Europie,

dlatego należy podjąć odpowiednie kroki w celu zredukowania emisji.

W niniejszej pracy skupiono się na bezemisyjnej technologii, jaką jest energetyka

jądrowa. Omówione zostały w niej obiegi cieplne obecnie stosowanych reaktorów

(np. PWR, BWR, PHWR), a także przyszłych rozwiązań jakimi są reaktory IV generacji.

Zwrócono również uwagę na obecnie stosowane systemy bezpieczeństwa, które

pozwalają zredukować prawdopodobieństwo zaistnienia ciężkiej awarii powodującej

skażenie środowiska do 10-7

.

Poruszony został także temat składowania odpadów wysokoaktywnych oraz

omówione zostały technologie (paliwa MOX) pozwalające na redukcję tychże odpadów.

Przeanalizowane zostały również trzy awarie jakie miały miejsce w elektrowniach

jądrowych: Three Mile Island, Czarnobyl i Fukushima.

W części badawczej dokonano symulacji obliczeniowych w programie Ebsilon

Professional. Zamodelowane zostały obiegi elektrowni jądrowych z reaktorem PWR

i BWR, a także nowatorski obieg jądrowy nadbudowany turbiną gazową. W celach

porównawczych wykonano również model obiegu gazowo-parowego.

Wyniki przeprowadzonych analiz dowiodły, że nadbudowa obiegów jądrowych

turbiną gazową może przynieść korzystne rezultaty, m.in. pozwala na osiągnięcie

sprawności obiegu jądrowego na poziomie 38,4%. Niemniej badania dowiodły, że

technologia ta ma też pewne wady, jak np. duże zapotrzebowanie na wodę chłodzącą.

W niniejszej pracy zaproponowano rozwiązania, które mogą polepszyć parametry

nadbudowanych obiegów. Najlepszym z nich wydaje się stosowanie reaktorów

o mniejszych mocach 200-300 MW. Ponadto należy wspomnieć, że zaproponowany

sposób nadbudowy jest jednym z pierwszych projektów i wymaga on dalszych prac

w celu optymalizacji układu.



79

THERMAL CYCLES OF NUCLEAR POWER PLANTS

AND POSSIBILITIES OF IMPROVING THEIR EFFICIENCY

Summary

In nowadays Polish power system more than 80% of electrical energy is produced

from fossil fuels and carbon dioxide emissions reach about 308 million tons per year. This

result is far beyond the limits set by the EU requirements, so the appropriate measures

have to be implemented.

The aim of the following thesis was to present the non-emission form of electrical

energy production which is nuclear power. Firstly, the most common technologies used in

nowadays power plants were analysed (e.g. PWR, BWR, PHWR). Moreover, technologies

used in generation IV of nuclear reactors were investigated. Additionally, the safety

systems of nuclear reactors (like AP-1000, EPR-1600) were examined. The conclusions

were made that probability of severe accident in nuclear power plants is about 10-7

.

What is more, the issues of radioactive wastes storage were analysed and ways of

reducing their production (like MOX fuels) were introduced. Further, the detailed analysis

of famous nuclear accidents (Three Mile Island, Chernobyl, Fukushima) was conducted.

Eventually, the simulations of nuclear power plants thermal cycles were conducted.

The models of PWR and BWR reactors were implemented in Ebsilon Professional

program. Moreover, the analysis of new cutting-edge technology, which combines the

nuclear power plant steam cycle with gas turbine (NPPGT), was carried out. Also the

simulation od typical CCGT power plant was conducted.

Results of conducted calculations showed that NPPGT cycles may raise the nuclear

cycle efficiency to 38,4%. However, also some disadvantages of this technology were

discovered – simulated NPPGT cycle cooling water demand was very high (273 kg/kWh).

However, in the following thesis solutions for this problems were suggested. One of

them is reduction of nuclear reactors nominal power to 200-300 MW, which should allow

to decrease the cooling water demand.

To sum up, it is worth mentioning that proposed NPPGT cycle is the very first

project of that technology, so the further research is needed to obtain optimal parameters

and system structure.

praca dyplomowa inŻynierska · praca dyplomowa inŻynierska obiegi cieplne elektrowni jĄdrowych i...

Documents