Podstawy energetyki jądrowej. Materiały szkoleniowe dla

HYDROENERGO Władysław Kiełbasa
ul. Chełmońskiego 18
84-200 WEJHEROWO, POLAND
Tel./fax : +48 58 572 61 20, Fax : +48 58 742 11 18
Mobile phone: +48 602 704 318
E-mail : [email protected]
http://www.hydroenergo.com
Podstawy energetyki jądrowej
Materiały szkoleniowe dla nauczycieli przedmiotów
przyrodniczych szkół ponadpodstawowych
(aktualizacja 2012)
Praca zbiorowa pod red. mgr inż. Władysława Kiełbasa
Autorzy:
mgr inż. Władysław Kiełbasa
mgr inż. Roman Szyszka
mgr Waldemar Bonisławski
mgr Włodzimierz Kołodziej
Wejherowo, sierpień 2012 r.
Spis treści
1
JĄDROWE REAKTORY ENERGETYCZNE ....................................................... 6
1.1
Elementy fizyki reaktorów jądrowych ..................................................................................... 6
1.1.1 Budowa jądra atomowego, energia wiązania i defekt masy ................................................... 6
1.1.2 Reakcje jądrowe wywoływane przez neutrony, izotopy rozszczepialne i paliworodne ........... 9
1.1.3 Kontrolowana samopodtrzymująca się łańcuchowa reakcja rozszczepienia,
reaktor jądrowy ...................................................................................................................... 11
1.1.4 Bilans neutronów w reaktorze, zagadnienie krytyczności reaktora ....................................... 12
1.1.5 Sterowanie mocą reaktora jądrowego: rola neutronów opóźnionych, dlaczego reaktor nie
może wybuchnąć jak bomba atomowa? ............................................................................... 13
1.1.6 Reaktory termiczne i prędkie, ich charakterystyka fizyczna i zjawiska występujące podczas
pracy ...................................................................................................................................... 19
1.2
Klasyfikacja reaktorów jądrowych i materiały reaktorowe ................................................. 22
1.3
Jak działa elektrownia jądrowa? ............................................................................................ 24
1.4
Rozwój technologiczny reaktorów: od I. do IV. generacji ................................................... 27
1.5
Przegląd konstrukcji wybranych reaktorów generacji II, III i III+ ........................................ 29
1.5.1 Reaktor WWER-440/213 ....................................................................................................... 29
1.5.2 Reaktor RBMK 1000 .............................................................................................................. 30
1.5.3 Reaktor wrzący (BWR) II. generacji ...................................................................................... 31
1.5.4 Reaktor CANDU III. generacji................................................................................................ 36
1.5.5 Reaktor EPR .......................................................................................................................... 37
1.5.6 Reaktor AP 1000 ................................................................................................................... 38
1.5.7 Reaktor ESBWR .................................................................................................................... 39
1.5.8 Synergia jądrowo-węglowa .................................................................................................... 41
1.5.9 Bibliografia ............................................................................................................................. 41
2.
CYKL PALIWOWY ENERGETYKI JĄDROWEJ I GOSPODARKA
ODPADAMI PROMIENIOTWÓRCZYMI ......................................................... 42
2.1
Światowe zasoby materiałów jądrowych .............................................................................. 42
2.1.1 Uran i pluton .......................................................................................................................... 42
2.1.2 Tor ......................................................................................................................................... 47
2.2
Jądrowe cykle paliwowe: uranowo-plutonowy i torowo-uranowy ..................................... 49
2.3
Wydobycie i przetwarzanie rud uranu ................................................................................... 51
2.4
Wytwarzanie świeżego paliwa uranowego ........................................................................... 54
2.5
Cykle paliwowe reaktorów ...................................................................................................... 60
2.5.1 Kampanie i cykl paliwowy reaktora........................................................................................ 61
2.5.2 Postępowanie z wypalonym paliwem jądrowym ................................................................... 64
2.6
Przetwarzanie wypalonego paliwa jądrowego i recyklizacja materiałów jądrowych ....... 69
2.6.1 Obecnie dostępna komercyjna technologia przerobu wypalonego paliwa ........................... 69
2.6.2 Przyszłe zaawansowane zamknięte cykle paliwowe reaktorów IV. generacji....................... 71
2.7
Odpady promieniotwórcze energetyki jądrowej ................................................................... 75
2.7.1 Odpady wysokoaktywne ........................................................................................................ 77
2.7.2 Odpady średnio i niskoaktywne ............................................................................................. 79
2.7.3 Likwidacja elektrowni jądrowej .............................................................................................. 82
2
2.7.4
3
Transport odpadów promieniotwórczych ............................................................................... 83
ENERGETYKA JĄDROWA W SYSTEMIE ENERGETYCZNYM POLSKI........ 85
3.1
Dlaczego potrzebujemy w Polsce elektrowni jądrowych? .................................................. 85
3.2
Potrzebujemy więcej energii elektrycznej – aby gospodarka mogła się rozwijać ............ 87
3.3
Ekonomika energetyki jądrowej ............................................................................................. 95
3.4
Plany rozwoju energetyki jądrowej w Polsce do 2030 r. ................................................... 101
3.5
Stan obecny i „renesans” energetyki jądrowej na świecie ............................................... 105
3.5.1 Przegląd sytuacji energetyki jądrowej na świecie po Fukushimie ....................................... 107
3.5.1.1 Europa ......................................................................................................................... 108
3.5.1.2 Azja .............................................................................................................................. 109
3.5.1.3 Afryka ........................................................................................................................... 111
3.5.1.4 Ameryki ........................................................................................................................ 111
3.5.2 Dlaczego niektóre kraje rezygnują z energetyki jądrowej? ................................................. 112
3.5.2.1 Austria .......................................................................................................................... 112
3.5.2.1 Niemcy ......................................................................................................................... 113
3.5.2.2 Stanowisko Parlamentu Europejskiego ....................................................................... 115
3.5.3 Zmiana stosunku do energetyki jądrowej czołowych ekologów .......................................... 116
3.6
Uwarunkowania polskiej energetyki węglowej................................................................... 118
3.6.1 Kurcząca się baza paliwowa ............................................................................................... 118
3.6.1.1 Węgiel kamienny ......................................................................................................... 118
3.6.1.2 Węgiel brunatny ........................................................................................................... 119
3.6.2 Szkodliwość energetyki węglowej dla środowiska i jej skutki ekonomiczne ....................... 122
3.6.3 Alternatywne możliwości wykorzystania węgla ................................................................... 127
3.7
Rola gazu ziemnego .............................................................................................................. 128
3.8
Rola odnawialnych źródeł energii ........................................................................................ 129
3.9
Bezpieczeństwo zaopatrzenia w paliwo jądrowe ............................................................... 131
3.10
Potencjalne lokalizacje elektrowni jądrowych w Polsce ................................................... 134
4
BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYKI JĄDROWEJ .......................................... 139
4.1
Główne źródło potencjalnego zagrożenia – substancje promieniotwórcze w rdzeniu i
chłodziwie reaktora ........................................................................................................................... 139
4.2
Podstawowe zasady i środki zapewnienia bezpieczeństwa elektrowni jądrowych ....... 140
4.2.1 Strategia „obrony w głąb” .................................................................................................... 140
4.2.2 System barier ochronnych izolujących substancje promieniotwórcze od otoczenia ........... 142
4.2.3 Zjawiska zagrażające integralności i skuteczności barier ochronnych w warunkach awarii143
4.2.3.1 Ciepło powyłączeniowe ............................................................................................... 143
4.2.3.2 Utlenianie koszulek paliwowych i uwalnianie wodoru podczas awarii ........................ 144
4.2.3.3 Zagrożenie integralności obudowy bezpieczeństwa związane z wodorem ................ 145
4.3
Podstawowe wymagania dla rozwiązań projektowych elektrowni jądrowych ................ 147
4.3.1 Funkcje bezpieczeństwa, klasyfikacja i kategoryzacja bezpieczeństwa konstrukcji, układów i
urządzeń EJ ......................................................................................................................... 147
4.3.2 Stabilność i samoregulacja reaktora.................................................................................... 147
4.3.3 Zasady projektowania układów i urządzeń EJ ważnych dla bezpieczeństwa – dla
zapewnienia ich niezawodności .......................................................................................... 149
3
4.3.3.1
4.3.3.2
4.3.3.3
4.3.3.4
4.3.3.5
4.3.3.6
4.3.3.7
4.3.3.8
Kryterium pojedynczego uszkodzenia ......................................................................... 149
Zapobieganie uszkodzeniom ze wspólnej przyczyny .................................................. 150
Zwielokrotnienie (redundancja) ................................................................................... 150
Różnorodność (dywersyfikacja) ................................................................................... 151
Separacja przestrzenna i/lub fizyczna ......................................................................... 151
Niezależność funkcjonalna .......................................................................................... 151
Przejście w stan bezpieczny po uszkodzeniu ............................................................. 151
Stosowanie rozwiązań biernych .................................................................................. 152
4.4
Układy bezpieczeństwa ......................................................................................................... 154
4.4.1 Układy awaryjnego chłodzenia rdzenia (UACR) ................................................................. 154
4.4.2 Awaryjny układ wody zasilającej ......................................................................................... 156
4.4.3 Obudowa bezpieczeństwa reaktora .................................................................................... 158
4.4.4 Inne układy bezpieczeństwa ................................................................................................ 160
4.4.4.1 System zabezpieczeń reaktora ................................................................................... 160
4.4.4.2 Układy kontroli, mieszania i usuwania wodoru z obudowy bezpieczeństwa ............... 160
4.4.4.3 Układ wody ruchowej odpowiedzialnych odbiorów ..................................................... 160
4.4.4.4 Układy niezawodnego zasilania elektrycznego ........................................................... 160
Międzynarodowe wymagania i zalecenia dotyczące bezpieczeństwa energetyki
jądrowej .................................................................................................................................. 161
4.5.1 Normy bezpieczeństwa MAEA (IAEA Safety Standards) .................................................... 161
4.5.2 Wymagania europejskich przedsiębiorstw energetycznych („EUR”) .................................. 162
4.5
4.6
Bezpieczeństwo elektrowni jądrowych z reaktorami III. generacji ................................... 163
4.6.1 Podstawowe wymagania i kryteria bezpieczeństwa określone w dokumencie „EUR” ........ 163
4.6.1.1 Warunki projektowe ..................................................................................................... 163
4.6.1.2 Rozszerzone warunki projektowe ................................................................................ 164
4.6.1.3 Cele projektowe ........................................................................................................... 165
4.6.1.4 Wymóg stosowania podwójnej obudowy bezpieczeństwa .......................................... 166
4.6.1.5 Probabilistyczne cele bezpieczeństwa ........................................................................ 167
4.6.2 Główne cechy bezpieczeństwa reaktora EPR ..................................................................... 168
4.6.2.1 Układ awaryjnego chłodzenia rdzenia ......................................................................... 169
4.6.2.2 Awaryjny układ wody zasilającej wytwornice pary ...................................................... 170
4.6.2.3 Obudowa bezpieczeństwa reaktora ............................................................................ 171
4.6.2.4 Ochrona obiektów reaktora EPR przed zdarzeniami wewnętrznymi i zewnętrznymi 172
4.6.2.5 Ochrona integralności obudowy bezpieczeństwa reaktora EPR ................................. 173
4.6.3 Główne cechy bezpieczeństwa reaktora AP 1000 .............................................................. 177
4.6.3.1 Ogólne podejście do zapewnienia bezpieczeństwa reaktora AP 1000 ....................... 178
4.6.3.2 Pasywny układ chłodzenia rdzenia reaktora AP 1000 ................................................ 179
4.6.3.3 Utrzymanie stopionego rdzenia wewnątrz zbiornika reaktora AP 1000 ...................... 180
4.6.3.4 Obudowa bezpieczeństwa reaktora AP 1000 z pasywnym chłodzeniem ................... 181
4.7
Ryzyko społeczne związane z energetyką jądrową na tle innych zagrożeń ................... 183
4.8
Techniczne i fizyczne przyczyny awarii czarnobylskiej .................................................... 185
4.8.1 Budowa i zasada działania reaktora RBMK ........................................................................ 185
4.8.2 Samoczynny wzrost mocy reaktora RBMK w pewnych sytuacjach awaryjnych ................. 187
4.8.3 Błąd w konstrukcji prętów bezpieczeństwa ......................................................................... 188
4.8.4 Przebieg i skutki awarii reaktywnościowej ........................................................................... 190
4.9
Przyczyny, przebieg i skutki awarii EJ Fukushima Dai-ichi .............................................. 193
4.9.1 Cechy i układy bezpieczeństwa reaktorów BWR z obudową bezpieczeństwa typu Mark-I 193
4.9.1.1 Układ chłodzenia rdzenia reaktora w stanie odciętym ................................................ 193
4.9.1.2 Wysokociśnieniowy układ wtrysku chłodziwa .............................................................. 195
4.9.1.3 Niskociśnieniowy układ awaryjnego chłodzenia rdzenia i zraszania obudowy
bezpieczeństwa ........................................................................................................... 195
4.9.1.4 Obudowa bezpieczeństwa typu Mark-I........................................................................ 197
4.9.1.5 Układ kontrolowanego upuszczania gazów z obudowy bezpieczeństwa ................... 197
4.9.2 Przyczyny awarii EJ Fukushima Dai-ichi ............................................................................. 199
4
4.9.3 Przebieg i skutki awarii EJ Fukushima Dai-ichi ................................................................... 202
4.9.3.1 Przebieg awarii ............................................................................................................ 202
4.9.3.2 Skutki radiologiczne awarii .......................................................................................... 208
4.9.3.3 Podsumowanie ............................................................................................................ 212
4.10
Bibliografia ............................................................................................................................. 213
5 WPŁYW ENERGETYKI JĄDROWEJ NA ŚRODOWISKO I ZDROWIE
CZŁOWIEKA .......................................................................................................... 214
5.1
Wpływ działalności gospodarczej człowieka na środowisko ........................................... 214
5.2
Promieniowanie jonizujące ................................................................................................... 218
5.2.1 Co to jest promieniowanie? ................................................................................................. 218
5.2.2 Rodzaje i źródła promieniowania jonizującego ................................................................... 221
5.2.3 Osłony przed promieniowaniem .......................................................................................... 223
5.2.4 Jak mierzymy dawki promieniowania? ................................................................................ 226
5.3
Wpływ promieniowania jonizującego na organizmy żywe ................................................ 230
5.3.1.
Mechanizmy oddziaływania ............................................................................................. 230
5.3.2.
Biologiczne skutki napromieniowania .............................................................................. 232
5.3.3.
Efekt hormezy radiacyjnej ............................................................................................... 236
5.3.4.
Podstawowe zasady ochrony radiologicznej ................................................................... 238
5.4
Tło promieniowania jonizującego ........................................................................................ 242
5.4.1.
Promieniowanie jonizujące wokół nas ............................................................................. 242
5.4.2.
Tło promieniowania jonizującego .................................................................................... 244
5.4.3.
Promieniowanie kosmiczne ............................................................................................. 245
5.4.4.
Promieniotwórczy radon .................................................................................................. 246
5.4.5.
Dawki w diagnostyce medycznej ..................................................................................... 248
5.4.6.
Przemysłowe zastosowania promieniowania jonizującego ............................................. 249
5.4.7.
Dawki kolektywne od różnych źródeł promieniowania jonizującego ............................... 251
5.5
Oddziaływanie elektrowni jądrowych na środowisko........................................................ 252
5.5.1.
Uwolnienia substancji promieniotwórczych do środowiska ............................................. 252
5.5.2.
Dawki promieniowania w otoczeniu elektrowni jądrowych .............................................. 256
5.5.3.
Radiacyjne narażenie zawodowe pracowników elektrowni ............................................. 258
5.5.4.
Odpady promieniotwórcze ............................................................................................... 259
5.5.5.
Ciepło odpadowe ............................................................................................................. 261
5.6
Porównanie oddziaływania na środowisko różnych technologii produkcji energii ....... 263
5.6.1.
Emisje gazów cieplarnianych .......................................................................................... 264
5.6.2.
Wytwarzanie odpadów..................................................................................................... 265
5.6.3.
Porównanie energetyki jądrowej z OZE .......................................................................... 266
5.6.4.
Koszty zewnętrzne produkcji energii elektrycznej ........................................................... 268
5.6.5.
Edukacja i informacja społeczna ..................................................................................... 270
5
1 Jądrowe reaktory energetyczne
Autorzy: mgr inż. Roman Szyszka
mgr inż. Władysław Kiełbasa
1.1
Elementy fizyki reaktorów jądrowych
1.1.1 Budowa jądra atomowego, energia wiązania i defekt masy
Materia składa się z atomów. Za praojca atomistyki uważa się greckiego starożytnego
filozofa Demokryta z Abdery żyjącego około 2400 lat temu, który pierwszy wprowadził
pojęcie atomu. Słowo atom po grecku oznacza niepodzielny. Rozwój fizyki i chemii w XIX
wieku doprowadza do powstania teorii wyjaśniających różnorodność występujących w
przyrodzie substancji i zjawisk istnieniem atomów. Twórcą nowożytnej atomistycznej teorii
materii jest John Dalton, który w 1803 roku wprowadził pojęcie atomu jako najmniejszej
niepodzielnej cząstki zachowującej wszystkie właściwości pierwiastka chemicznego.
Podczas reakcji chemicznych różne atomy pierwiastków mogą się ze sobą łączyć tworząc
związki chemiczne, natomiast same się nie zmieniają. Atomy różnych pierwiastków
chemicznych mają różne masy, od najlżejszego wodoru - H, do najcięższego występującego
naturalnie w przyrodzie uranu - U.
Atomy nie są najmniejszymi cząstkami materii. W 1897 roku J. J. Thomson odkrył
elektron – elementarną cząstkę o ładunku elektrycznym ujemnym. W roku 1911 Ernest
Rutherford bombardując złotą folię cząstkami alfa i badając rozkład kątowy promieniowania
rozproszonego na folii doszedł do wniosku, że cały dodatni
ładunek i masa atomu skupione są w bardzo niewielkiej objętości
- jądrze atomowym. Na tej bazie powstał tzw. planetarny model
atomu, w którym prawie cała masa atomu skupiona jest w jądrze
a elektrony poruszają się na zewnątrz jak planety po orbitach
wokół Słońca.
Następnie w roku 1919 E. Rutherford odkrył proton – cząstkę o
ładunku elektrycznym dodatnim. Liczba protonów w jądrze atomu
jest równa liczbie elektronów krążących wokół niego i jest stała
dla każdego pierwiastka.
W 1932 roku J. Chadwick odkrył neutron – cząstkę nie
posiadającą
ładunku
Rys. 1.1. Model
elektrycznego.
Okazało
się, że
planetary atomu.
(E. Übelacker: Energia
oprócz protonów w jądrze
atomowa)
występują neutrony. Protony i neutrony określa się
wspólną nazwą nukleony.
Jądro danego pierwiastka ma tą samą liczbę protonów, ale
może mieć różną liczbę neutronów i w zależności od niej
mówimy o różnych izotopach tego pierwiastka.
neutro
proto
n
Jak wiadomo dwa jednoimienne ładunki elektryczne
n
odpychają się i nie istnieje w przyrodzie jądro atomu o
dwóch lub więcej protonach bez obecności w nim
neutronów. Cząstki te (neutrony i protony) mogą tworzyć
jądro dzięki istnieniu między nimi silnych oddziaływań tzw.
Rys. 1.2. Model atomu z
sił jądrowych. Są one znacznie silniejsze niż siły powłoką elektronową i jądrem.
wzajemnego elektrostatycznego odpychania, ale działają
(E. Übelacker: Energia atomowa)
tylko na bardzo małej odległości, rzędu wielkości jądra
atomowego.
6
Jakie są wielkości atomu i jego jądra? Otóż atomy mają rozmiary rzędu 10−10 m, a ich
jądra rzędu 10−15 m. Aby sobie łatwiej uzmysłowić tę „pustkę” wewnątrz atomu, wyobraźmy
sobie, że jądro ma rozmiary owocu wiśni leżącej na środku stadionu piłkarskiego – wówczas
zewnętrzne tory elektronów przebiegałyby po koronie stadionu. W jądrze atomu skupiona
jest prawie cała jego masa, tj. ponad 99,9%. Materia jądrowa jest przy tym niezwykle
zagęszczona – gdyby jądro miało wielkość wiśni to ważyłaby ona aż 30 milionów ton!
Badając cząstki materii określono ich masę. Za podstawową jednostkę masy w fizyce
jądrowej przyjęto 1/12 masy izotopu węgla C-12.
1u (jednostka masy atomowej) = 1/12 m(C-12) = 1.66·10-27 kg
Masy spoczynkowe poszczególnych cząstek wynoszą:
proton - 1.0072766 u ; neutron 1.0086654 u i elektron - 5.48597·10-4 u
W trakcie badań izotopów różnych pierwiastków zauważono, że nie wszystkie jądra atomów
są trwałe. Szczególnie duże ciężkie jądra rozpadają się samorzutnie emitując cząstki : α
(alfa) – zawierające 2 protony i 2 neutrony (cząstka α jest jądrem helu), lub β (beta) –
elektrony, albo przenikliwe promieniowanie elektromagnetyczne γ (gamma). W związku z
tym wyróżniono rozpad promieniotwórczy α, β i γ. Zjawisko promieniotwórczości odkrył w
1896 roku francuski fizyk Becquerel. Badaniami tych zjawisk zajmowali się Maria CurieSkłodowska (nasza podwójna laureatka nagrody Nobla) i Piotr Curie.
Neutron ze względu na brak ładunku
elektrycznego ma ułatwione zadanie we
wniknięciu do jądra atomu. Wykorzystali to
fizycy niemieccy Otto Hahn i Fritz
Straßmann. Prowadząc badania w 1938 roku
polegające na ostrzeliwaniu jąder uranu
neutronami
nieoczekiwanie
otrzymali
pierwiastki lżejsze bar i krypton. Była to
pierwsza sztucznie wywołana reakcja
rozszczepienia. W 1939 r. zjawisko to
wyjaśniła Leise Meitner.
Okazało się, że w wyniku tej reakcji
uwalniana jest znaczna energia jądrowa i 2
lub 3 neutrony, co do których istnieje
prawdopodobieństwo,
że
„mogą”
one
Rys. 1.03. Reakcja rozszczepienia uranu
spowodować
następne
rozszczepienia.
za pomocą neutronów.
Zapoczątkowało
to
prace
nad
wykorzystaniem energii jądrowej do „różnych celów”.
Skąd się bierze energia jądrowa? W wyniku reakcji rozszczepienia sumaryczna masa
produktów rozszczepienia i nowych neutronów jest mniejsza niż jądra, które uległo
rozszczepieniu i neutronu, który to spowodował. Zgodnie ze wzorem I. Einsteina E = mc2 ,
który mówi o równoważności masy i energii, ubytek masy występujący podczas tej reakcji
przekształcił się w energię. We wzorze tym E - oznacza energię, m – masę, c – prędkość
światła. Oznaczając ubytek masy przez Δm otrzymujemy energię jaka powstaje w wyniku
każdego aktu rozszczepienia E = Δmc2.
Przykładowo, rozpatrując bilans mas w reakcji rozszczepienia przez neutron U-235 na
produkty rozszczepienia Mo-98 molibden, Xe-136 ksenon oraz dwa neutrony otrzymamy:
Przed reakcją (u.)
U-235
Neutron
Po reakcji (u.)
235,124 Mo-98
1,009 Xe-136
97,936
135,951
2 neutrony
2,018
Razem
236,133 Razem
235,905
Defekt masy wynosi zatem Δm = 236,133 – 235,905 = 0,228 u;
a więc ilość powstałej energii wyniesie:
E = Δmc2 = 0,228x1,6605x10-27x2,9982x1016 = 3,403 10-11 J.
7
Ponieważ jednak bilanse energii w reakcjach jądrowych sporządza się w elektronowoltach
(eV) - 1 eV jest to ilość energii jaką nabywa elektron poruszający się w polu elektrycznym o
różnicy potencjałów 1 wolta [V], a 1 eV = 1,602x10-19 J to energia wydzielona w tej reakcji
jest równa 212 MeV.
Ze względu na to, że w trakcie rozszczepienia jąder uranu 235 powstają różne produkty
rozszczepienia to uśredniona energia przypadająca na jedno rozszczepienie wynosi
207 MeV. Jest to olbrzymia energia, chociaż odpowiada ona utracie tylko około 23% masy
pojedynczego nukleonu. Porównując ją do najbardziej wydajnych energetycznie
(egzotermicznych) reakcji chemicznych, w których wydziela się energia rzędu najwyżej
kilkunastu eV okazuje się, że jest ona kilka milionów razy większa. Na przykład: w reakcji
utleniania glinu (aluminium) na jedną cząsteczkę trójtlenku glinu (Al2O3) wydziela się
ok. 17,4 eV energii. Ponieważ mamy tu do czynienia z olbrzymią koncentracją energii w
paliwie jądrowym, to do pracy dużego energetycznego reaktora jądrowego o mocy
elektrycznej 1000 MW e wystarcza wymiana paliwa rzędu kilkunastu ton w ciągu roku.
Podział energii powstałej w wyniku rozszczepienia U-235
Energia kinetyczna fragmentów rozszczepienia
168 MeV
Energia kinetyczna neutronów (natychmiastowych)
5 MeV
Energia fotonów γ (natychmiastowych)
7 MeV
Energia kinetyczna cząstek β
8 MeV
Energia fotonów γ (opóźnionych)
7 MeV
Antyneutrina
12 MeV
Razem: 207 MeV
Badając jadra atomów fizycy stwierdzili, że masa ich jest mniejsza niż suma mas składników,
czyli wszystkich protonów i neutronów je tworzących. Ta brakująca masa jest tak zwaną
energią wiązania jądra. Można ją łatwo wyznaczyć ze wzoru:
Ew=(Z·mp+(A-Z)mn-Mj) c2
gdzie:
Ew – energia wiązania ; Z – liczba atomowa
(liczba wszystkich protonów w jądrze)
A – liczba masowa atomu (liczba wszystkich
nukleonów w jądrze); mp – masa protonu;
mn – masa neutronu; Mj – masa jądra;
c – prędkość światła
Na wykresie po prawej widać zależność energii
wiązania przypadającej na jeden nukleon od
masy atomowej. Maksymalną siłę wiązania
posiada jądro żelaza Fe-56, a tym samym jest
ono najtrwalsze. Energię zatem możemy
pozyskać rozszczepiając jądra pierwiastków
ciężkich (uran), lub też doprowadzając do
syntezy pierwiastków lekkich (wodór)
Rys. 1.4. Energia wiązania na nukleon w
zależności od liczby masowej A.
[źródło: www.atom.edu.pl].
8
1.1.2 Reakcje
jądrowe
wywoływane
rozszczepialne i paliworodne
przez
neutrony,
izotopy
Wszystkie procesy ważne dla pracy reaktora są spowodowane przez cztery różne
oddziaływania neutronów z materią.
Rozpraszanie sprężyste, w którym neutron zderzając się z jądrem atomowym przekazuje
mu część swojej energii kinetycznej. Energia wewnętrzna jądra nie ulega zmianie. Suma
energii kinetycznej obu uczestników zderzenia przed i po zderzeniu jest stała. Przypomina to
zjawisko mechaniczne sprężystego zderzania się kul. Średnia strata energii neutronu jest
tym większa, im mniejsza jest masa jądra z którym neutron się zderza. W reaktorach
jądrowych zjawisko to wykorzystywane jest do spowalniania neutronów, które powstają w
wyniku rozszczepienia a posiadają wielką energię ~2MeV do energii termicznych E<<0,4eV.
Materiały stosowane do spowalniania neutronów w reaktorze nazywa się moderatorami.
Rozpraszanie niesprężyste, w którym neutron o dużej energii kinetycznej wnika w jądro
atomowe powodując jego wzbudzenie. Po bardzo krótkim czasie jądro emituje neutron o
mniejszej energii, a pozostałą różnicę wypromieniowuje w postaci promieniowania γ.
Reakcję taką może wywołać tylko neutron posiadający energię większą niż energia
progowa. W reaktorach jądrowych rozpraszanie tego typu zachodzi w zderzeniach
neutronów z ciężkimi jądrami izotopów paliwa (U-235; U-238; Pu-239, itp. ) i dla reaktorów
termicznych ma ono niewielkie znaczenie.
Absorpcja polega na pochłonięciu neutronu przez jądro atomu, z którym on się zderzył.
Jądro to w ten sposób staje się jądrem złożonym. Następnie, w zależności od izotopu jądra,
może wystąpić reakcja (n, γ) zwana wychwytem radiacyjnym. Poniżej przedstawione są
przykłady reakcji absorpcji ważne z punku widzenia energetyki jądrowej, gdyż zachodzą one
w trakcie normalnej eksploatacji reaktora.
Reakcja typu (n, γ)
59
27
n , )
Co (
 60
27Co (promieniotwórczy)
Każda stal zawiera kobalt. Reakcja ta powoduje wzrost radioaktywności zbiornika reaktora.
Reakcja typu (n, p) z emisją protonu
16
8
n, p )
O (
16
7 N (promieniotwórczy)
Chłodziwem w reaktorach najczęściej jest woda. Powstający w wyniku tej reakcji azot jest
promieniotwórczy
o
okresie
półrozpadu
7,4 s
wysyła
promieniowanie
β
i wysokoenergetyczne γ. Powoduje to wysoką aktywność chłodziwa w obiegu pierwotnym w
trakcie pracy reaktora.
Reakcja typu (n, α) z emisją cząstki α
10
5
n , )
B (
 37 Li (trwały)
Reakcja typu (n, 2α) z emisją 2 cząstek α
10
5
n , 2 )
B (
13H (promieniotwórczy)
9
Bor w postaci kwasu borowego stosuje się do sterowania reaktorem. Istotna dla aktywności
obiegu pierwotnego jest reakcja, w której powstaje radioaktywny izotop wodoru - tryt o
okresie półrozpadu 12,32 roku.
Rozszczepienie polega na wchłonięciu neutronu praz jądro, utworzeniu jądra wzbudzonego,
a następnie jego rozpadzie na dwa najczęściej nierówne fragmenty. Reakcji tej dla izotopu
U-235 towarzyszy wydzielanie znacznej energii i emisja 2 lub 3 neutronów
natychmiastowych. Neutrony te mają bardzo dużą energię.
Widmo energetyczne neuronów natychmiastowych daje średnią energię neutronu
2 MeV, a najbardziej prawdopodobną 0,85 MeV.
Produkty rozszczepienia w krzywej
wydajności mają rozkład jak na
wykresie po lewej, Pełnią rolę
i pozytywną i negatywną, o czym
będzie
mowa
w
dalszych
rozdziałach
Rys. 1.5. Udział procentowy produktów rozszczepienia
w zależności od liczby masowej A
[źródło: www.atom.edu.pl].
Mikroskopowy przekrój czynny σ. Ważnym pojęciem dotyczącym prawdopodobieństwa
zajścia danej reakcji neutronu z jądrem jakiegoś izotopu jest mikroskopowy przekrój czynny.
Przekroje te często zależą od energii neutronu. Jednostką jest 1 barn równy 10-24 cm2 .
Na Rys 1.6 widoczny jest przebieg tego przekroju dla U-235 i Pu-239 w zależności od energii
neutronu, w skali logarytmicznej. Oczywistym wnioskiem jest, że prawdopodobieństwo
zajścia tej reakcji jest największe dla neutronów poniżej energii 0,4 eV tak zwanych
neutronów termicznych. W związku z tym neutrony natychmiastowe należy spowolnić do
tych energii. Do tego właśnie celu używa się moderatora.
przekrój czynny
[barny]
10000
239
Pu
1000
100
235
U
10
1
0.1
238
U
0.01
10n
100n
1µ
10µ
100µ
1m
10m 100m
1
10
energia [MeV]
Rys. 1.6. Mikroskopowy przekrój czynny na rozszczepienie
U-235, Pu-239 i U-238.
10
Izotopy rozszczepialne są to izotopy pierwiastków, które z punktu widzenia energetyki
jądrowej w łatwy sposób tj. z dużym prawdopodobieństwem dadzą się rozszczepić
i wytworzą średnio więcej niż dwa neutrony natychmiastowe. Należą do nich:
Izotop U-235 występujący w uranie naturalnym w ilości 0,714%. Uran naturalny jest
mieszaniną trzech izotopów U-238; U-235 i U-234.
Izotop Pu-239 wytwarzany w reaktorach jądrowych z U-238 w wyniku reakcji:
238
92
n , )


239
239
U (
 239


92 U 
93 Np 
94 Pu
23,5min
2,3d
Izotop Pu-241 wytwarzany w reaktorach jądrowych z Pu-239 w wyniku reakcji:
239
94
n , )
n , )
240
241
Pu (
 94
Pu (
 94
Pu
Izotop U-233 wytwarzany w reaktorach jądrowych z Th-232 występującego w przyrodzie w
wyniku reakcji:
232
90
n , )


233
233
Th (
 233


90 Th 
91 Pa 
92 U
23,6min
27,4d
Izotopy paliworodne są to izotopy pierwiastków, które w wyniku reakcji wychwytu
neutronów tworzą izotopy rozszczepialne. Należą do nich:
Izotop U-238 występujący w uranie naturalnym w ilości 99,27%.
Izotop Th-232 naturalnie występujący izotop pierwiastka toru. Zasoby rud toru są około trzy
razy większe niż uranu.
1.1.3 Kontrolowana samopodtrzymująca
rozszczepienia, reaktor jądrowy
się
łańcuchowa
reakcja
Reakcja łańcuchowa. W wyniku reakcji rozszczepienia izotopu uranu U-235 powstają 2 lub
3 neutrony, które mogą wywołać następne rozszczepienia. W ten sposób może powstać
samopodtrzymująca
się
reakcja
rozszczepienia.
Warunkiem koniecznym dla zaistnienia
samopodtrzymującej
się
reakcji
łańcuchowej
jest
to,
aby
ilość
powstających neutronów w wyniku
rozszczepienie była większa lub równa 1.
Nie jest to jedyny warunek dla uzyskania
tej reakcji, ponieważ w reaktorze oprócz
materiałów rozszczepialnych występują
materiały konstrukcyjne, moderator i
chłodziwo w których znaczna cześć
neutronów w wyniku absorpcji jest
bezpowrotnie tracona. Ponadto, pewna
część neutronów jest tracona na skutek
ucieczki. Zrealizowanie tej reakcji jest
Rys. 1.7. Łańcuchowa reakcja rozszczepienia
więc możliwe przy dostatecznie dużej
U-235 [źródło: www.atom.edu.pl].
ilości paliwa jądrowego zwanej masą
krytyczną, która zależy od koncentracji materiału rozszczepialnego i jego geometrii w
rdzeniu reaktora. Jako, że rdzeń reaktora, w którym znajduje się paliwo ma wymiary
ograniczone, cześć neutronów ucieka na zewnątrz i jest bezpowrotnie tracona. Aby
ograniczyć ucieczkę neutronów z rdzenia stosuje się element konstrukcyjny reaktora
odbijający neutrony z powrotem do rdzenia zwany reflektorem.
11
1.1.4 Bilans neutronów w reaktorze, zagadnienie krytyczności reaktora
Ze względu na to, że wszystkie ważne procesy fizyczne jakie zachodzą w reaktorze mają
bezpośredni związek z chwilowym bilansem i czasem życia neutronów opracowano modele
matematyczne opisujące zmiany przestrzenne i czasowe strumienia neutronów w rdzeniu
reaktora.
Aby zachodziła w reaktorze samopodtrzymująca się reakcja łańcuchowa rozszczepienia na
określonym poziomie mocy bilans neutronów w reaktorze musi być stały, tj.: liczba
neutronów powstających w wyniku rozszczepienia musi być równa sumie neutronów
traconych w wyniku absorpcji, ucieczki i wykorzystanych na wywołanie następnych
rozszczepień.
Przyjmując, że na 100 rozszczepień powstaje 256 nowych neutronów, w stanie stabilnym
mamy bilans strat neutronów jak w poniższej tabeli.
Absorpcja w U-238
Absorpcja w U-235
Absorpcja w moderatorze
Absorpcja w elementach konstrukcyjnych
reaktora i układzie chłodzenia
Absorpcja w prętach sterujących
Inne straty (zewnętrzne)
Łącznie
90
20
30
5
2
9
156
Z 256 neutronów powstałych w reakcji rozszczepienia pozostaje (256 – 156) 100, które
wywołają następne 100 rozszczepień produkując ponownie 256 neutronów.
Rozwój fizyki reaktorowej wprowadził wiele pojęć użytecznych w zrozumieniu procesów
fizycznych zachodzących trakcie pracy reaktora.
Wielkością opisującą rozwój reakcji łańcuchowej jest współczynnik mnożenia (powielania)
neutronów. Definiuje się go jako stosunek liczby neutronów następnego pokolenia ni+1 do
liczby neutronów poprzedniego pokolenia ni
k
ni1
ni
.
Jeśli reakcja zachodząca w rdzeniu reaktora jest stacjonarna, czyli gdy ilość neutronów
następnego pokolenia jest taka sama jak w poprzednim, to wówczas mówimy, ze reaktor
jest w stanie krytycznym (k=1).
Czas życia jednego pokolenia neutronów - Λ jest średnim czasem jaki upływa dla
statystycznego neutronu pomiędzy jego powstaniem, a chwilą jego absorpcji (w
szczególności, kiedy doprowadza on do kolejnego rozszczepienia). Czas ten zależy od
rodzaju reaktora (paliwa, moderatora) i wynosi około 10-3s dla reaktorów z moderatorem
wodnym PWR, a około 10-6s dla reaktorów prędkich FBR.
Reaktywność – pojęcie to wprowadzono jako wielkość determinującą odchylenia
zachowania reaktora od stanu stacjonarnego. Wyraża się ona wzorem zamieszczonym
poniżej, gdzie k jest współczynnikiem mnożenia zdefiniowanym wcześniej:

k 1
.
k
Reaktywność reaktora mierzy się w $. Jednostka ta oparta jest na ilości odpowiadającej
udziałowi neutronów opóźnionych w całkowitym strumieniu neutronów w reaktorze.
12
1$ to reaktywność odpowiadająca wartości 0,0067 dla reaktorów termicznych pracujących na
paliwie w oparciu o izotop rozszczepialny U-235.
Reaktywność mierzy się również w centach lub w procentach.
1$=100c=0,67%.
Wyróżniamy trzy charakterystyczne stany pracy reaktora:
Reaktor w stanie podkrytycznym dla k<1 ; ρ<0 reakcja zanika - moc reaktora maleje.
Reaktor w stanie krytycznym
dla k=1 ; ρ=0 stacjonarna praca reaktora na stałej mocy
Reaktor w stanie nadkrytycznym dla k>1 ; ρ>0 szybkość reakcji rośnie - moc reaktora
stale rośnie
Rys 1.8. Zależność liczby neutronów od czasu w
różnych stanach reaktora.
1.1.5 Sterowanie
mocą
reaktora
jądrowego:
rola
neutronów
opóźnionych, dlaczego reaktor nie może wybuchnąć jak bomba
atomowa?
Z zachowania reaktora pod wpływem zmian reaktywności (patrz: Rys.1.8) wynika, że aby
utrzymać reaktor na stałej mocy należy w przypadku wzrostu reaktywności usunąć z rdzenia
nadmiar neutronów. Oczywiście, aby to było w ogóle możliwe reaktor powinien mieć
początkowy zapas reaktywności czyli przekroczoną masę krytyczną.
Sterowanie realizuje się przy pomocy prętów sterujących/regulacyjnych. Pręty te są
położone w ten sposób, aby rozdzielać miejscowo dostęp neutronów do paliwa
umieszczonego w prętach paliwowych. Zbudowane są one z materiałów silnie
pochłaniających neutrony takich jak kadm, gadolin lub bor, których mikroskopowy przekrój
czynny na pochłanianie neutronów termicznych wynosi odpowiednio 2450 b, 46000 b
i 760 b.
13
Na rysunkach 1.9. i 1.10. pręty paliwowe są koloru białego, a pręty sterujące czarnego.
Rys 1.9. Reakcja łańcuchowa rozszczepienia w reaktorze wygasa
przy opuszczaniu prętów regulacyjnych.
Podczas uruchamiania reaktora pręty sterujące stopniowo unosi się w górę umożliwiając
rozwój reakcji łańcuchowej i osiągnięcie przez reaktor stanu krytycznego.
Rys 1.10. Reakcja łańcuchowa rozszczepienia w reaktorze
rozwija się przy podnoszeniu prętów regulacyjnych.
Sterowanie przy pomocy kwasu borowego przeprowadza się zmieniając stężenie kwasu
bobowego H3BO3 w wodzie (obiegu pierwotnego reaktora wodno-ciśnieniowego), będącej
jednocześnie moderatorem neutronów i chłodziwem. Ponieważ zmiany te wymagają
dłuższego czasu używa się go do kompensacji powolnych zmian reaktywności – w
szczególności na skutek wypalania paliwa. Do sterowania zmianami dynamicznymi używa
się prętów regulacyjnych, a w przypadku konieczności zatrzymania rozwijającej się sytuacji
awaryjnej wprowadza się do rdzenia automatycznie pręty awaryjne.
14
Okres reaktora – dlaczego możemy sterować przebiegiem reakcji łańcuchowej w
reaktorze?
Jeśli rozważymy wzrost mocy reaktora na neutronach natychmiastowych (tj. tych, które są
emitowane natychmiast w czasie reakcji rozszczepienia) to jego zależność od wzrostu
reaktywności i czasu życia jednego pokolenia neutronów ma postać:
  t 
P ( t )  P0 exp
;
  
gdzie : P – moc ; ρ – reaktywność ; Λ – średni czas życia pokolenia neutronów (wartość
praktycznie stała dla danego reaktora).
Wzór możemy przekształcić do postaci:
t
P ( t )  P0 exp  ;
T
gdzie: T = Λ /ρ jest okresem wzrostu mocy - jest to czas, w którym moc reaktora zmienia się
e razy (e - podstawa logarytmów naturalnych ~2,718).
Moc narasta więc wykładniczo w funkcji czasu i wzrasta lub maleje (w zależności od znaku)
2,718 razy po czasie równym T = Λ /ρ.
Czas ten nazywamy okresem reaktora.
W praktyce często używa się pojęcia czasu podwojenia mocy T2 - jest to okres czasu, w
którym moc wzrasta dwukrotnie.
Zależność między czasem podwojenia, a okresem reaktora ma postać: T2 = 0,693T.
Jeśli przyjmiemy czas Λ = 0,0001s, a zmianę reaktywności o ρ= 0,001, to okres reaktora
wyniesie 0,1 s co da nam wzrost mocy w ciągu 1 sekundy e10≈ 22 000 razy
Nie sposób zaprojektować układu sterowania reagującego na tak szybkie zmiany mocy.
Tak byłoby, gdyby nie było neutronów opóźnionych.
Na skutek zachodzących reakcji rozszczepienia powstają produkty rozszczepienia, z których
część w wyniku przemian jądrowych emituje dodatkowe neutrony, które należy uwzględnić w
bilansie oraz przy rozpatrywaniu kinetyki i dynamiki reaktora.
Ich udział (oznaczany literą β) w stosunku do wszystkich neutronów generowanych w trakcie
pracy reaktora dla reaktora pracującego na U-235 wynosi zaledwie 0,67%, tym niemniej
wystarcza do tego, aby można było reaktorem sterować.
Prekursorów neutronów opóźnionych można podzielić na 6 grup, o różnych czasach życia
Grupa
1
2
3
4
5
6
E [MeV]
0,25
0,56
0,43
0,62
0,42
-
ai - udział
0,038
0,213
0,188
0,407
0,128
0,026
T1/2 i, [s]
54,51
21,84
6,0
2,23
0,496
0,179
Uśredniając te dane do jednej grupy, ich ilość w stosunku do całkowitej ilości neutronów
natychmiastowych wynosi 0, 0067 ( 0,67%), a średni czas Λ jest około 12,2 sekundy.
Dzięki temu, że ta mała frakcja neutronów emitowana jest nie od razu podczas
rozszczepienia - jak neutrony natychmiastowe, lecz ze znacznym opóźnieniem pozwala to
na sterowanie reaktorem za pomocą prętów sterujących pochłaniających nadmiar
neutronów.
15
Uproszczony wzór na okres reaktora gdy uwzględnimy istnienie neutronów opóźnionych ma
postać:
   op (  )
T
;

gdzie: T – okres reaktora
Λ – czas życia jednego pokolenia neutronów natychmiastowych
Λop – czas życia jednego pokolenia neutronów opóźnionych
β - udział neutronów opóźnionych
ρ - reaktywność.
Na rysunku poniżej mamy wykres zmian okresu reaktora w zależności od zmian
reaktywności i czasu życia jednego pokolenia neutronów. Wynika z niego, że gdy zakres
zmian reaktywności jest w przedziale od 0 do 0,4 $, to okres reaktora jest powyżej 10
sekund, a więc sterowanie jest technicznie możliwe.
Z reguły układy zabezpieczeń wyłączają automatycznie reaktor gdy okres reaktora jest
poniżej 10 sekund.
O reaktorze, którego poziom reaktywności wynosi β (1$) mówimy, że jest natychmiastowo
krytyczny (tj. krytyczny na neutronach natychmiastowych).
Rys 1.11. Okres reaktora w zależności od reaktywności i czasu generacji
neutronów natychmiastowych, z uwzględnieniem neutronów opóźnionych.
Działanie zabezpieczeń. Sterowanie mocą odbywa się, jak już wspomniano, przy pomocy
prętów sterujących.
Dodatkowo występują w układach zabezpieczeń reaktora pręty awaryjne, które nie biorą
udziału w sterowaniu mocą, a stanowią rezerwę na wprowadzenie do rdzenia w sytuacji
awaryjnej (dużej ujemnej reaktywności) i szybkie wygaszenie reaktora.
Ze względu na brak produktów rozszczepienia i duży zapas reaktywności początkowej
proces pierwszego uruchomienia reaktora (podczas tzw. rozruchu fizycznego) jest jednym z
najbardziej niebezpiecznych momentów w jego eksploatacji, który należy przeprowadzić ze
szczególną ostrożnością.
16
Wpływ parametrów pracy na zmiany reaktywności. Reaktory – a szczególnie reaktory
wodne (gdzie woda jest moderatorem neutronów i chłodziwem) – posiadają zdolność do tak
zwanej samoregulacji. Związane to jest z występującym ujemnym sprzężeniem zwrotnym od
procesów fizycznych zachodzących w czasie pracy, które nie dopuszczają do dużego
samoczynnego wzrostu mocy.
Rozpatrując temperaturowy efekt reaktywnościowy dla paliwa można stwierdzić, że jest
on ujemny. Wraz ze wzrostem mocy reaktora wzrasta jego temperatura, która prowadzi w
wyniku tzw. efektu Dopplera do zwiększonej absorpcji rezonansowej neutronów przez U-238.
Ponadto, maleje gęstość paliwa a jednocześnie rośnie średnia energia neutronów, co w
efekcie prowadzi do osłabiania tempa wzrostu strumienia neutronów
Jeśli skupimy się na temperaturowym efekcie reaktywnościowym dla moderatora, to
ponieważ ze wzrostem temperatury maleje jego gęstość, w konsekwencji prowadzi to do
pogorszenia spowalniania neutronów. Wyjątkowo silnie proces moderacji jest hamowany w
reaktorach wodnych, gdy wystąpi wrzenie i moderator (woda) zacznie zamieniać się w parę.
Efekt ten jest więc również ujemny, gdyż przy niekontrolowanym wzroście mocy
i intensywnym odparowaniu moderatora – chłodziwa następuje samohamowanie reakcji
łańcuchowej.
Ujemne efekty reaktywnościowe spowodowane zatruciem reaktora Xe-135 i Sm-149 są
omówione w rozdziale 1.1.6. części poświęconej tym truciznom.
Ujemny efekt reaktywnościowy od wypalenia paliwa. Wraz z wypaleniem paliwa
powstają i gromadzą się produkty rozszczepienia. Ich ujemny wpływ polega na tym, że jest
ich coraz więcej i stopniowo wraz ze zwiększającym się wypaleniem mają coraz większy
udział w absorpcji neutronów, a jednocześnie oczywiście ubywa materiałów
rozszczepialnych. Nie jest to jednak oddziaływanie dynamiczne.
Dlaczego reaktor nie może wybuchnąć jak bomba jądrowa?
Najbanalniejsza odpowiedź jest taka, że nie do tego służy. Nie do tego celu został on
skonstruowany. W tym celu zbudowano bombę jądrową. Ale to na pewno nie jest odpowiedź
zadawalająca dociekliwych ludzi.
W bombie atomowej reakcja łańcuchowa przebiega lawinowo i jest niekontrolowana.
Dla potrzeb konstruowania bomb atomowych konieczne jest wzbogacenie uranu w izotop
U-235 powyżej 90% lub zastosowanie wysokowzbogaconych izotopów plutonu. Dla
metalicznego uranu, wzbogaconego w izotop U-235 do ok. 98%, masa krytyczna wynosi ok.
23 kg, co odpowiada kuli o średnicy 13 cm. Gdy ilość jego jest mniejsza od krytycznej, to
tracimy zbyt dużo neutronów, które będą opuszczać bryłę uranu zanim zdążą spowodować
ciągłą lawinową reakcję łańcuchową. Dlatego w fazie początkowej w bombie materiał
rozszczepialny jest podzielony przynajmniej na dwie części z których każda ma masę
mniejszą od krytycznej. Po zdetonowaniu ładunku konwencjonalnego łączą się one ze sobą
i zostaje wówczas przekroczona masa krytyczna, co zapoczątkowuje lawinową reakcję
łańcuchową – gdzie neutrony powstające przy rozszczepieniu mnożą się w zawrotnym
tempie,
w
kolejnych
pokoleniach
powodując
masowe
rozszczepienia
i gwałtowny
wzrost
ilości
wydzielanej energii.
W bombie atomowej czas
życia
jednego
pokolenia
neutronów wynosi ok. 10-8 s
(jedna stumilionowa część
sekundy),
zaś
reakcja
łańcuchowa trwa zaledwie ok.
Rys. 1.12. Schemat budowy uranowej bomby atomowej
1 μs tj. 10-6 s przebiega na
[atomarchive.com].
neutronach prędkich.
17
Zakładając, że liczba neutronów powodujących rozszczepienia podwaja się w kolejnych
pokoleniach, zaś liczba pokoleń osiągnie 80, otrzymamy łącznie 2 80 – 1 ≈ 1,21 x 1024
rozszczepień, co odpowiada ok. 40 TJ (tera dżuli, 1TJ = 1012 J) energii i stanowi ekwiwalent
energii wyzwalanej przy wybuchu prawie 10 tysięcy ton trotylu (10 kt TNT). Rozszczepieniu
uległoby wówczas niespełna pół kilograma U-235, a przy tym zniknęłoby niecałe pół grama
masy, która zamieniłoby się w energię!
Współczesny duży reaktor energetyczny o mocy cieplnej 3000 MW tyle energii wytwarza w
niespełna 4 godziny.
Destrukcyjne działanie bomby wiąże się więc przede wszystkim z gwałtownym uwolnieniem
tej energii, w bardzo krótkim czasie - rzędu mikrosekundy.
W reaktorach jądrowych reakcja łańcuchowa rozszczepienia przebiega w sposób
kontrolowany.
W przeciwieństwie do bomby jądrowej reaktor nie posiada paliwa o wysokim wzbogaceniu w
izotopy rozszczepialne. Średnie wzbogacenie wynosi 2-4%. Rozprzestrzenione jest ono w
dużej objętości i nie ma fizycznych możliwości na skupienie go w małą bryłę w krótkim czasie
(materiał rozszczepialny znajduje się w prętach paliwowych, które są od siebie oddalone).
Reakcja łańcuchowa przebiegająca w reaktorze wodno ciśnieniowym zachodzi głównie przy
pomocy neutronów termicznych. Woda w tym wypadku stanowi chłodziwo odbierające
ciepło i moderator spowalniający neutrony do energii korzystnej dla kontynuacji reakcji
łańcuchowej. Na skutek wzrostu mocy następuje zmniejszenie gęstości wody, a w tym
wypadku i moderatora co pogarsza spowalnianie neutronów i prowadzi do samorzutnego
zmniejszenia ilości rozszczepień. Dodatkowo zwiększa się przy tym pochłanianie neutronów
przez U-238, które są przez to tracone, nie mogąc wziąć udziału w reakcji rozszczepienia.
Daje to łączny efekt samoregulacji i osłabiania tempa rozwoju reakcji.
Średni czas życia jednego pokolenia neutronów w bombie atomowej wynosi ok. 10-8 s zaś
dla reaktora wodno ciśnieniowego pracującego na neutronach termicznych jest rzędu 10-3 s.
Świadczy to o tym, że reakcja łańcuchowa jaka przebiega w reaktorze odbywa się z
prędkością 100 000 razy wolniejszą niż w bombie jądrowej.
Jeśliby nawet reaktor wymknąłby się spod kontroli, to jedyne co może się stać to wzrost
temperatury w rdzeniu, i wydzielenie znacznych ilości ciepła. Spowoduje to zamianę wody w
parę wodną i wzrost ciśnienia, a to może w konsekwencji spowodować wybuch
i doprowadzić do zniszczenia reaktora. Jednak jest to zwykły wybuch „fizyczny lub
chemiczny”, a nie „jądrowy”. Awarię tego typu można co najwyżej porównać do
eksplodującego kotła parowego.
REAKTOR JĄDROWY NIGDY NIE MOŻE WYBUCHNĄĆ JAK BOMBA ATOMOWA!
Nawet awarie reaktorów TMI-2 ani Czarnobyl-4, w których doszło do stopienia rdzenia nie
spowodowały wybuchu jądrowego. Stopiony rdzeń jest mieszaniną paliwa, materiału
koszulek elementów paliwowych, materiałów konstrukcyjnych rdzenia, prętów sterujących
i awaryjnych zawierających izotopy silnie pochłaniające neutrony i różnych produktów
rozszczepienia powstałych w trakcie pracy reaktora. Ta stopiona masa ma bardzo wysoką
radioaktywność jednak nie ma cech bomby jądrowej i nie wybuchnie.
18
1.1.6 Reaktory termiczne i prędkie, ich
i zjawiska występujące podczas pracy
Reaktory termiczne są to reaktory, w których
reakcja łańcuchowa realizowana jest głównie przy
pomocy neutronów termicznych. Właśnie w tym
zakresie energii neutronów mikroskopowy przekrój
czynny U-235 na rozszczepienie (patrz Rys.1.6.) jest
największy.
Ponieważ
widmo
neutronów
natychmiastowych powstających w trakcie reakcji
rozszczepienia daje neutrony o średniej energii
2 MeV, należy je spowolnić do energii termicznych.
Do tego celu używa się moderatora. Moderatorami
mogą być: węgiel C, lekka woda H2O, ciężka woda
D2O lub beryl Be.
Spowalnianie następuje w wyniku kolejnych zderzeń
neutronu z jądrami moderatora - Rys.1.13,
a obrazowo reakcja łańcuchowa przebiegająca w
reaktorze termicznym przedstawiona jest na
Rys. 1.14.
charakterystyka
fizyczna
Rys. 1.13. Spowalnianie neutronów
natychmiastowych do termicznych
[E. Übelacker: Energia atomowa].
Rys 1.14. Reakcja łańcuchowa rozszczepienia w reaktorze
termicznym.
Reaktory prędkie to reaktory, w których reakcja łańcuchowa rozszczepień izotopów paliwa
realizowana jest głównie przez neutrony prędkie o energii E > 1 MeV .
Aby nie spowalniać neutronów natychmiastowych ciepło odbierane jest przy pomocy
ciekłego sodu (lub ołowiu albo helu – jak w projektach nowych reaktorów prędkich).
W centralnej części rdzenia są umieszczone zestawy paliwowe o wzbogaceniu 15-18% w
izotopy rozszczepialne plutonu. Otacza je płaszcz wykonany ze zubożonego dwutlenku
uranu, zawierający głównie izotop U-238. Podobnie w każdym pręcie paliwowym centralna
strefa jest wypełniona pastylkami (UO2 + PuO2), a strefy górna i dolna - pastylkami ze
zubożonego UO2. W ten sposób strefa materiału rozszczepialnego otoczona jest przez
materiał paliworodny. Współczynnik powielania paliwa we francuskim reaktorze prędkim
Super Phenix wynosił 1,181.
1
Reaktor Super Phenix w 1997 r. został wyłączony z eksploatacji i obecnie – koniec 2010 r. jedynym
na świecie pracującym energetycznym reaktorem prędkim jest rosyjski BN-600.
19
Wypalanie paliwa W trakcie pracy reaktora następuje wypalanie paliwa. Ponieważ paliwo
jądrowe jest mieszaniną izotopów U-235 i U-238, to z materiałów paliworodnych U-238
(Th-232), w wyniku reakcji opisanych wcześniej (pkt. 1.1.2) powstają izotopy rozszczepialne.
Stosunek liczby powstających nowych jąder izotopów rozszczepialnych do liczby jąder
zużytych, istniejących pierwotnie w paliwie, nazywa się współczynnikiem powielania lub
konwersji. Terminu współczynnik konwersji używa się wtedy gdy jest on mniejszy od 1, a
powielania gdy przekracza 1.
Konwersja odbywa się w reaktorach pracujących na neutronach termicznych. Współczynnik
ten dla reaktora wodno ciśnieniowego wynosi około 0,55. Pod koniec kampanii paliwowej
(przed przeładunkiem paliwa) około 1/3 energii wytworzonej podczas pracy takiego reaktora
powstaje z nowo wytworzonych izotopów rozszczepialnych (Rys. 1.15).
Rys. 1.15. Zmiana składu izotopowego paliwa w trakcie kampanii
paliwowej.
Powielanie występuje w reaktorach pracujących na neutronach prędkich. Wartość
współczynnika powielania dla reaktora Super Phenix wynosi 1,18. Reaktory pracujące w
cyklu uranowo-torowym produkują paliwo z izotopu paliworodnego toru Th-232
przemieniając go w izotop rozszczepialny uranu U-233.
Zatrucie reaktora – w trakcie pracy reaktora w wyniku reakcji rozszczepienia gromadzą się
różnego rodzaju produkty rozszczepienia. Niektóre z nich mają wyjątkowo duży przekrój
czynny na wychwyt neutronów. Produkty te zwane są truciznami. Do mających największy
wpływ należą ksenon Xe-135 i samar Sm-149.
Ksenon Xe-135, mający największy mikroskopowy przekrój czynny na wychwyt neutronów
termicznych równy 2,7 x 106 barn, powstaje bezpośrednio w wyniku rozszczepienia jąder
uranu z wydajnością 0,003 jednak w największym stopniu 0,061 w wyniku rozpadów β telluru
Te-135 i jodu I-135.
135
52




135
135
135
135
Te 



53 J 
54 Xe 
55 Cs 
56 Ba
0,5min
6,7h
9,2h
2,6 mln lat
Wpływa on w dużym stopniu na bilans neutronów termicznych w reaktorze, prowadząc do
redukcji zapasu reaktywności. Obrazowo wyjaśnia to zjawisko Rys. 1.16.
Od uruchomienia i osiągnięcia pracy na stałej mocy reaktora po czasie około 47 godzin2
wytwarza się stan równowagi dynamicznej. W związku z nagromadzeniem się Xe-135 –
trucizny następuje znaczna strata reaktywności – niebieska linia na wykresie.
2
Czas ten odpowiada 7 okresom półrozpadu I-135; 7 x 6,7 ≈ 47 (błąd mniejszy niż 1% od stanu
stacjonarnego ustalonego dla tej mocy).
20
Największe znaczenie dla pracy reaktora ma stan związany z gwałtowną redukcją
obciążenia lub wyłączeniem.
Z powodu tego, że w przeważającej mierze Xe-135 powstaje z rozpadu β jodu I-135, o
okresie połowicznego rozpadu 6,7 godziny, powoduje to nagromadzanie się go przy
gwałtownym obniżeniu mocy reaktora. W krótkim czasie po gwałtownym obniżeniu mocy
istnieje możliwość utrzymania reaktora w ruchu – linia różowa. Jednak w wyniku znacznego
obniżenia mocy lub wyłączenia reaktor może on nie mieć odpowiedniego zapasu
reaktywności. W związku z tym, pod koniec kampanii paliwowej – gdy dysponowany zapas
reaktywności jest już niewielki, będzie konieczne odczekanie odpowiedniego czasu – tak
zwanego czasu wymuszonego postoju – linia czerwona. Po tym czasie związanym z
zanikiem Xe-135 spowodowanym rozpadem β ponownie będzie możliwy rozruch reaktora.
Rys 1.16. Charakterystyka straty reaktywności wskutek zatrucia
Xe-135 podczas procesów rozruchu i redukcji mocy (wyłączenia)
reaktora. [Źródło: Nuclear Power Plant Control. Module 3D].
Jeśli wyobrazimy sobie ten wykres w zwierciadlanym odbiciu w stosunku do poziomej osi
czasu to w zakresie czasu wymuszonego postoju – krzywa narysowana linią czerwoną
utworzy wielką jamę. Czas wymuszonego postoju jest efektem tzw. „jamy jodowej” i używa
się określenia „wpadnięcia w jamę jodową”. „Jodowa”: z tego względu, że Xe-135 powstaje w
wyniku rozpadu β nagromadzonego wcześniej jodu J-135.
Samar Sm-149, o mikroskopowym przekroju czynnym na wychwyt neutronów termicznych
50 x 103 barn, jest drugą co do oddziaływania trucizną reaktorową. Powstaje pośrednio w
wyniku reakcji rozszczepienia z prometu Pm-149, w wyniku jego rozpadu β.
149
61

n ,
149
150
Pm 

62 Sm  62 Sm
53,1h
Ponieważ samar Sm-149 jest izotopem trwałym jego zmiana koncentracji następuje jedynie
wskutek wypalania, tj. wychwytu radiacyjnego neutronów.
Straty reaktywności wywołane samarem są około 5 krotnie mniejsze od spowodowanych
ksenonem i znacznie bardziej rozłożone w czasie. Koncentracja ustalona następuje po około
10 dobach. Ujemny efekt reaktywnościowy związany z zatruciem samarem jest szczególnie
istotny pod koniec kampanii paliwowej. Wówczas po wyłączeniu i kilkudniowym postoju
reaktora może nie być możliwe jego ponowne uruchomienie (bez przeładunku paliwa) – w
ten sposób kampania paliwowa może zostać przymusowo skrócona.
21
1.2
Klasyfikacja reaktorów jądrowych i materiały reaktorowe
Na świecie zbudowano setki reaktorów dla różnych celów i o różnych konstrukcjach.
Rozważając cechy szczególne można dokonać ich klasyfikacji i podzielić na grupy w
zależności od przyjętych kryteriów:
Ze względu na przeznaczenie (często spełniają więcej niż jedną rolę):
 Reaktory energetyczne - przeznaczone do produkcji energii elektrycznej w
komercyjnych elektrowniach jądrowych;
 Reaktory badawcze/szkoleniowe - przeznaczone do prowadzenia prac badawczych, a
w szczególności badań, podczas których wykorzystuje się wiązki neutronów do badań
struktury ciał stałych oraz badań materiałów i paliw jądrowych dla reaktorów
energetycznych;
 Reaktory do celów militarnych - przeznaczone do produkcji plutonu na potrzeby
przemysłu zbrojeniowego;
 Reaktory napędowe - przeznaczone do napędu statków: łodzi podwodnych,
lotniskowców, lodołamaczy, itp.
 Reaktory ciepłownicze - przeznaczone do produkcji ciepła do celów grzewczych w
ciepłowniach jądrowych.
 Reaktory wysokotemperaturowe - przeznaczone do produkcji energii elektrycznej
i ciepła do celów technologicznych;
 Reaktory do celów specjalnych - przeznaczone do produkcji np. radioizotopów do
celów medycznych i przemysłowych.
Ze względu na dominującą energię neutronów wykorzystywanych do reakcji
rozszczepienia:
 termiczne (E < 0,4 eV) – w reaktorach tej grupy około 3% rozszczepień wywoływanych
jest przez neutrony prędkie; w szczególności lekkowodne: PWR, BWR,
 epitermiczne (0,4 eV < E < 1 MeV ) – reaktory do produkcji plutonu dla celów militarnych.
 prędkie (E > 1 MeV); FBR.
Ze względna rodzaj paliwa:
 Uranowe ( U-235),
 Plutonowe (Pu-239, Pu241),
 Uranowo-plutonowe (MOX),
 Torowe (w których z Th-232 powstaje izotop rozszczepialny U-233).
Ze względu na stopień wzbogacenia, wyróżniamy reaktory pracujące na paliwie:
 Naturalnym (reaktory gazowe, ciężkowodne CANDU),
 Nisko wzbogaconym (zawartość U-235 wynosząca 2-5%; należą tu wszystkie
energetyczne reaktory lekkowodne oraz niektóre reaktory gazowe i grafitowo-wodne)
 Średnio wzbogaconym (większość reaktorów badawczych; FBR, reaktory napędowe),
 Wysoko wzbogaconym (zawartość U-235 wynosząca ponad 90%; należą tu reaktory
wysokotemperaturowe oraz niektóre reaktory badawcze).
Ze względu postać chemiczną paliwa :
 Dwutlenek uranu UO2
 Węglik uranu UC2
 Uran metaliczny.
Ze względu na rodzaj konstrukcji elementów paliwowych :
 Pręty
 Pastylki
 Rurki
 Cylindry
22
 Płytki
 Kule.
Ze względu na materiał koszulek w których zamknięte jest paliwo:
 Stopy stali (reaktory prędkie)
 Stopy cyrkonu (reaktory wodne, grafitowo-wodne)
 Stopy magnezu (niektóre reaktory gazowe)
 Stopy aluminium (niektóre reaktory badawcze)
 Powłoki pirowęglowe (niektóre reaktory wysokotemperaturowe).
Ze względu na rodzaj moderatora :
 Lekkowodne H2O
 Ciężkowodne D2O
 Grafitowe
 Berylowe.
Ze względu na rodzaj chłodziwa:
 Lekkowodne H2O
 Ciężkowodne D2O
 Gazowe (CO2, He, N2H4)
 Sodowe
 Ołowiowe.
Ze względu na konstrukcję:
 Zbiornikowe (reaktory typu PWR, BWR), których rdzeń zamknięty jest w grubościennym
zbiorniku stalowym (przystosowanym do wytrzymywania wysokich ciśnień (dla reaktora
PWR są to ciśnienia rzędu 17 MPa), wymiana paliwa okresowo po zatrzymaniu reaktora.
 Kanałowe (reaktory typu CANDU, RBMK), zawierające ciśnieniowe kanały paliwowe o
niewielkiej średnicy. Możliwa wymiana paliwa w trakcie pracy.
 Basenowe (reaktory badawcze).
Ze względu na system odprowadzania ciepła:
 Jednoobiegowy (np. BWR) - para wytworzona w zbiorniku reaktora doprowadzana jest
bezpośrednio do turbiny parowej, a po skropleniu za turbiną wraca do reaktora,
 Dwuobiegowy (np. PWR) - zamknięty obieg wody chłodzącej rdzeń reaktora, a ciepło z
niego jest przekazywane w wytwornicy pary do drugiego obiegu, w którym znajduje się
turbina parowa,
 Trzyobiegowy (np. reaktor prędki chłodzony sodem; FBR) - pierwszy sodowy obieg
chłodzący rdzeń reaktora, drugi pośredni obieg sodowy i trzeci wodno-parowy obieg
doprowadzający parę do turbiny.
23
1.3
Jak działa elektrownia jądrowa?
Technologia
wytwarzania
energii
elektrycznej
została
w
uproszczeniu
przedstawiona poniżej na przykładzie
elektrowni jądrowej wyposażonej w reaktor
wodno-ciśnieniowy, który jest najczęściej
spotykanym typem energetycznego reaktora
jądrowego. W reaktorze tym jako paliwa
używa się głównie nisko-wzbogaconego
uranu,
zaś
moderatorem
neutronów
i chłodziwem jest zwykła (lekka) woda
będąca pod ciśnieniem na tyle wysokim, że
nie wrze. W nomenklaturze angielskiej ten
typ reaktora znany jest pod skrótem PWR
(Pressurized Water Reactor), a w rosyjskiej
WWER (Wodo-Wodianoj Eniergieticzeskij
Reaktor).
Jako paliwa używa się niskowzbogaconego
(do około 5%) uranu U-235. Chemicznie jest
to dwutlenek uranu UO2. Oprócz uranu
może być też stosowany pluton w postaci
mieszaniny dwutlenków uranu i plutonu –
tzw. paliwo MOX (Mixed Oxides). Pastylki
paliwa umieszczone są w rurkach ze stopu
Rys.1.17. Reaktor wodno-ciśnieniowy.
cyrkonu zaślepionych z obu końców - tzw.
[Informationskreis Kernenergie: Strom aus
elementach paliwowych.
Kraftwerken].
200-300 elementów paliwowych składa się
w zestaw (kasetę) paliwową. Każda kaseta
paliwowa posiada dodatkowo pewną liczbę (zwykle ponad 20) pustych rurek prowadzących,
do których mogą być wprowadzane pręty pochłaniające neutrony (regulacyjne i
bezpieczeństwa). W koszu reaktora umieszcza się około 200 takich kaset, które tworzą
rdzeń reaktora. Rdzeń reaktora umieszczony jest w zbiorniku ciśnieniowym reaktora.
Zbiornik ten wypełniony jest wodą pod wysokim ciśnieniem (rzędu 15÷17 MPa), która jest
zarazem moderatorem i chłodziwem. Od góry zbiornik reaktora zamknięty jest pokrywą, na
której zamocowane są napędy prętów regulacyjnych i prętów bezpieczeństwa. Pręty te
wykonane są z materiału silnie pochłaniającego neutrony (stal z dodatkiem boru lub kadmu,
węglik boru, stop srebra z indem i kadmem). Manewrując prętami regulacyjnymi w górę i w
dół reguluje się, poprzez absorpcję neutronów termicznych, intensywność reakcji
rozszczepienia, a więc także i moc reaktora. Większość prętów pochłaniających neutrony
wyprowadzona jest z rdzenia – są to tzw. pręty bezpieczeństwa, które w razie potrzeby
mogą zostać wszystkie jednocześnie zrzucone do rdzenia, powodując natychmiastowe
przerwanie reakcji rozszczepienia i wyłączenie reaktora. Raz na rok lub półtora roku
dokonuje się przeładunku paliwa. Podczas przeładunku usuwa się ¼ lub ⅓ najbardziej
„wypalonych” zestawów paliwowych, doładowując tyle samo zestawów świeżych. Podczas
tej operacji zestawy paliwowe przetasowuje się w taki sposób, aby uzyskać możliwie jak
najbardziej równomierny rozkład mocy w rdzeniu, a przez to równomierne „wypalanie” paliwa
jądrowego.
24
Energia wydzielająca się w postaci ciepła w wyniku kontrolowanej reakcji łańcuchowej
rozszczepienia przebiegającej w rdzeniu reaktora, powoduje grzanie się elementów
paliwowych. Ciepło to odprowadza się poprzez cyrkulację wody w układzie chłodzenia
rdzenia, złożonym zwykle z 2 do
4 pętli. Ten zamknięty obieg
chłodzenia reaktora nosi nazwę
obiegu pierwotnego. Składa się
on z rurociągów, głównych pomp
cyrkulacyjnych,
wymienników
ciepła – zwanych wytwornicami
pary,
oraz
stabilizatora
ciśnienia. Woda pompowana
jest pompami cyrkulacyjnymi do
reaktora
pod
rdzeń
i przepływając ku górze omywa
elementy paliwowe, odbierając
od nich ciepło i podgrzewając się
przy tym o ponad 30°C. Na
wylocie
z
reaktora
jej
temperatura osiąga ok. 330°C.
Do obiegu pierwotnego od strony
reaktora,
przyłączone
jest
urządzenie
–
zwane
stabilizatorem ciśnienia, które
kompensuje zmiany objętości
wody przy zmianach temperatury
(powstające
na
skutek
Rys.1.18. Schemat obiegu pierwotnego reaktora /
rozszerzalności
cieplnej).
jądrowego układu wytwarzania pary.
Utrzymuje się ciśnienie w
[AREVA: U.S. EPR Nuclear Plant].
granicach dających zapas na
wystąpienie wrzenia. Podgrzana w reaktorze woda obiegu pierwotnego przepływa następnie
do wytwornic pary, gdzie oddaje ona swoje ciepło wodzie drugiego zamkniętego obiegu –
zwanego obiegiem wtórnym, po czym – schłodzona – powraca do reaktora. Ciśnienie w
obiegu wtórnym jest znacznie niższe niż w obiegu pierwotnym (rzędu 6÷7 MPa) dlatego
woda w wytwornicy wrze i odparowuje. Wytworzona para nasycona o temperaturze rzędu
275÷285°C osuszana jest w separatorach wilgoci, a następnie podawana do turbiny parowej.
Reaktor wraz obiegiem pierwotnym i wytwornicami pary określa się często jądrowym
układem wytwarzania pary. Jest on funkcjonalnie odpowiednikiem kotła parowego w
elektrowni konwencjonalnej. Jądrowy układ wytwarzania pary umieszczony jest wewnątrz
szczelnej obudowy bezpieczeństwa.
25
Proces technologiczny wytwarzania energii elektrycznej w jądrowym bloku energetycznym z
reaktorem wodno-ciśnieniowym został schematycznie przedstawiony na rysunku (Rys. 1.19).
Rys.1.19. Schemat działania jądrowego bloku energetycznego z reaktorem wodnociśnieniowym. [Wikimedia Commons: http://commons.wikimedia.org].
1. Jądrowy układ wytwarzania pary w obudowie bezpieczeństwa, 2. Chłodnia kominowa,
3. Reaktor, 4. Pręty regulacyjne, 5. Stabilizator ciśnienia, 6. Wytwornica pary, 7. Rdzeń reaktora,
8. Turbina parowa, 9. Generator, 10. Transformator blokowy, 11. Skraplacz, 12. Para świeża,
13. Skropliny, 14. Powietrze, 15. Wilgotne powietrze, 16. Rzeka lub jezioro, 17. Uzupełnianie strat
wody w zamkniętym układzie chłodzenia, 18. Obieg pierwotny, 19. Obieg wtórny, 20. Para wodna,
21. Pompa wody zasilającej.
Ciepło wytworzone w reaktorze „3”, przy pomocy pomp cyrkulacyjnych pracujących w obiegu
pierwotnym zamkniętym „18”, transportowane jest do wytwornicy pary „6”. W wytwornicy pary
po stronie obiegu wtórnego powstaje para wodna „12”, która przepływa najpierw do części
wysokoprężnej, a z niej do niskoprężnej turbiny parowej „8”. Rozprężając się na kolejnych
stopniach turbiny oddaje ona swoją energię łopatkom wirnika, wprawiając wirnik turbiny w
ruch obrotowy. Wirnik napędza generator synchroniczny „9”, w którym energia mechaniczna
przekształcana jest na energię elektryczną trójfazowego prądu przemiennego o napięciu
około 20 kV. Stąd prąd elektryczny w celu zmniejszenia strat przesyłowych do odbiorców
trafia na transformator „10” gdzie napięcie podnoszone jest do wartości rzędu 400 kV, a z
niego do krajowej sieci elektroenergetycznej. Po przejściu przez turbinę para wodna
rozpręża się do ciśnienia 0,0035 – 0,0055 MPa, ochładzając się równocześnie do
temperatury 27 – 34°C, po czym trafia do skraplacza „11”, w którym zostaje skroplona.
Skropliny „13” podawane są pompami „21” – jako woda zasilająca, z powrotem do wytwornic
pary. W ten sposób parowo-wodny obieg wtórny „19” zamyka się. Skraplacz chłodzony jest
często wodą chłodzącą krążącą w obiegu zamkniętym. Woda chłodząca odbiera ciepło
skraplania od pary opuszczającej turbinę w skraplaczu, podgrzewając się przy tym o około
10 stopni. Stąd pompowana jest na zraszalnik w chłodni kominowej. Rozpylona w postaci
mgły styka się z napływającym od dołu powietrzem atmosferycznym „14”. Powietrze odbiera
ciepło od wody ochładzając ją i unosi się do góry przy czym niewielka ilość mgły parowej
ulatnia się do atmosfery w postaci widocznych nad chłodnią obłoków oparów. Straty wody
chłodzącej uzupełniane są przy pomocy pomp „17” ze zbiornika zewnętrznego (jeziora lub
rzeki) „16”.
26
1.4
Rozwój technologiczny reaktorów: od I. do IV. generacji
Rys.1.20. Generacje reaktorów w rozwoju energetyki jądrowej.
I generacja jądrowych reaktorów energetycznych obejmuje pierwsze doświadczalne,
pilotujące i prototypowe elektrownie jądrowe. Zaczęto je budować już w pierwszej połowie lat
50-tych XX wieku: najpierw w Obnińsku – miasteczku naukowym (d. ZSRR) w 1954 r.
uruchomiono pierwszą elektrownię o mocy 5 MW, podłączoną do sieci publicznej. Drugą
chronologicznie w Calder Hall (Wielka Brytania) w 1956 r. z reaktorem gazowo-grafitowym
typu MAGNOX o mocy 50 MW, następnie Shippingport (USA) – 1957 r. i Marcoule (Francja)
– 1959 r. W okresie tym, trwającym do końca lat 60-tych XX wieku, wypróbowywano wiele
różnych typów i rozwiązań reaktorów energetycznych.
II generacja jądrowych reaktorów energetycznych obejmuje reaktory energetyczne
budowane w latach 70-90 ubiegłego wieku. Rozwijano w tym okresie te typy reaktorów I.
generacji, które najlepiej przeszły próby eksploatacyjne i dawały możliwości rozwojowe
uzyskania większych mocy. Do najbardziej udanych typów reaktorów energetycznych należą
reaktory lekkowodne (LWR – Light Water Reactor), w których zwykła woda jest zarazem
moderatorem neutronów i chłodziwem. Reaktory lekkowodne stanowią obecnie 83%
wszystkich eksploatowanych na świecie jądrowych reaktorów energetycznych. Można je
podzielić na 2 podtypy: reaktory wodno-ciśnieniowe (PWR – Pressurized Water Reactor,
WWER – Wodo-Wodjanoj Eniergieticzeskij Reaktor) - stanowią one obecnie 61% reaktorów
energetycznych eksploatowanych na świecie, w których woda w obiegu pierwotnym znajduje
się pod dużym ciśnieniem nie wrze; oraz reaktory wrzące (BWR – Boiling Water Reactor), w
których woda wrze i odparowuje. Wśród reaktorów lekkowodnych zdecydowanie dominującą
pozycję uzyskały reaktory wodno-ciśnieniowe (PWR, WWER). W tym okresie wybudowano
i rozwijano też elektrownie z reaktorami ciężkowodnymi typu CANDU, grafitowo-gazowymi
GCR, AGR i prędkie powielające FBR. Reaktory tej generacji pracują obecnie i często
przedłuża się im zezwolenie na dalszą dłuższą eksploatację.
III generacja jądrowych reaktorów energetycznych.
Zapowiedzią III generacji jądrowych reaktorów energetycznych były budowane w latach 90tych w Japonii i Korei Południowej ulepszone modele reaktorów lekkowodnych, znane jako:
APWR (Advanced Pressurized Water Reactor) i ABWR (Advanced Boiling Water Reactor).
Powodem zmian w projektach nowych elektrowni jądrowych stało się wydanie na przełomie
XX i XXI wieku nowych, znacznie surowszych przepisów, standardów i wymagań
bezpieczeństwa. Jądrowe bloki energetyczne z reaktorami III generacji charakteryzują
się lepszymi osiągami eksploatacyjnymi i charakterystykami ekonomicznymi, lepszym
27
wykorzystaniem paliwa i mniejszą ilością wytwarzanych odpadów promieniotwórczych, ale
przede wszystkim będą znacznie bezpieczniejsze od poprzedniej generacji. Do reaktorów
tej generacji można zaliczyć : ABWR, AP 600, BWR 90, System 80+, WWER 640 i 1000,
CANDU 6 i 9. Niektóre z obecnie budowanych reaktorów (AP 1000, ESBWR, EPR) ze
względu na zastosowanie w nich biernych systemów bezpieczeństwa i wyjątkowych
rozwiązań zwiększających bezpieczeństwo i poprawiających niezawodność zalicza się do
tzw. generacji III+.
IV generacja - w styczniu 2000 powołano Międzynarodowe Forum Reaktorów IV
Generacji – GIF. Celem jest dalszy rozwój technologii energetyki jądrowej. Przystąpiono do
opracowania projektów dających możliwości lepszego wykorzystania paliwa jądrowego w
zamkniętym cyklu paliwowym. Reaktory te mają być bardziej niezawodne, produkować mniej
odpadów radioaktywnych, być konkurencyjnymi ekonomicznie do innych źródeł energii,
umożliwiać wprowadzanie w życie nowych technologii w połączeniu z innymi gałęziami
przemysłu i mieć tzw. odporność na proliferację (bezużyteczne dla celów terrorystycznych
lub produkcji broni jądrowej). Z rozpatrzonych wielu propozycji wybrano 6 najbardziej
obiecujących rozwiązań nad którymi prowadzi się prace wg poniższego harmonogramu.
Rys.1.22. Harmonogram rozwoju prac nad reaktorami IV generacji.
Są to: GFR – reaktor prędki chłodzony gazem, LFR – reaktor prędki chłodzony ołowiem,
MSR – reaktor chłodzony stopionymi solami, SCWR – reaktor wodny o parametrach
nadkrytycznych, SFR – reaktor prędki chłodzony sodem, VHTR – reaktor
wysokotemperaturowy.
Powyższe typy reaktorów mogą być zastosowane w produkcji energii elektrycznej i wodoru w
zależności od temperatury wyjściowej z rdzenia, co przedstawia Rys 1.21.
Rys.1.21. Technologiczne zastosowania reaktorów IV generacji.
28
1.5
Przegląd konstrukcji wybranych reaktorów generacji II, III i III+
1.5.1 Reaktor WWER-440/213
Reaktor wodno-ciśnieniowy (Wodo-Wodjanoj Eniergieticzeskij Reaktor) konstrukcji
radzieckiej. Paliwem w reaktorze jest wzbogacony dwutlenek uranu UO2 (42 t). Rdzeń
reaktora składa się z 312 kaset paliwowych (w każdej kasecie o przekroju sześciokątnym
znajduje się 126 elementów paliwowych). Reaktor sterowany jest przy pomocy 37 grup kaset
regulacyjnych.
Ciśnienie w obiegu pierwotnym 12 MPa, temperatura na wlocie 267°C, a na wylocie 297°C.
Obieg pierwotny posiada 6 pętli. W wytwornicach pary wytwarzana jest para nasycona o
parametrach 4,6 MPa i temperaturze 260°C, która po osuszeniu w separatorach wilgoci
kierowana na jedną lub dwie turbiny.
Podstawowe dane bloku energetycznego z reaktorem WWER440: moc cieplna reaktora
1375 MWt ; moc elektryczna 440 MWe. Sprawność bloku energetycznego 32%.
Elektrownie jądrowe z reaktorami tego typu posiada wiele krajów (między innymi Czechy,
Finlandia, Słowacja, Węgry) i są one bezpiecznie i bardzo ekonomicznie eksploatowane do
dzisiaj.
Budowana w Polsce EJ „Żarnowiec” miała mieć taki reaktor, a nie jak rozgłaszają
przeciwnicy energetyki jądrowej reaktor typu czarnobylskiego RBMK 1000 opisany jako
następny. Przy czym EJ „Żarnowiec” miała mieć znacząco lepszą sprawność (33,8%) –
dzięki zastosowaniu nowoczesnych turbozespołów produkcji polskiej o mocy 465 MWe,
skonstruowanych w oparciu o licencję szwajcarsko-szwedzkiego koncernu ABB.
Rys.1.23. Przekrój przez budynki Elektrowni Jądrowej „Dukovany”
w Czechach z reaktorem WWER 440.
29
1.5.2 Reaktor RBMK 1000
Kanałowy Reaktor Wielkiej Mocy (Reaktor Bolszoj Moszcznosti Kanalnyj) – wodny reaktor
wrzący z moderatorem grafitowym. Reaktor ten skonstruowano w ZSRR i budowano jedynie
na obszarze byłego Związku Radzieckiego. Jest to reaktor energetyczny o wyjątkowych
zdolnościach produkcji izotopów rozszczepialnych plutonu (z możliwym wykorzystaniem dla
celów militarnych).
Rdzeń reaktora jest walcem o średnicy 12 m i wysokości 7 m. Znajduje się tam 1700 t
grafitu. W reaktorze jest 190 t paliwa o wzbogaceniu około 2% w izotop U-235. Wymiana
paliwa jest możliwa w trakcie jego pracy. Chłodziwem jest woda, która przepływając przez
rdzeń wrze i wytworzona mieszanina parowo wodna kierowana jest do separatorów, a
stamtąd na 2 turbiny o mocy 500 MW każda. Sprawność cieplna obiegu wynosi 31%.
Rys.1.24. Schemat technologiczny elektrowni jądrowej z reaktorem RBMK
[źródło: www.atom.edu.pl].
Główne zalety tej konstrukcji to:
a) Możliwość łatwej kontroli parametrów technologicznych w poszczególnych kanałach,
(budowa modułowa).
b) Mała gęstość mocy w rdzeniu - 5,8 MW/m3 (w reaktorach BWR wynosi ona około
50 MW/m3).
c) Niski stopień wzbogacenia paliwa (1,8%).
d) Możliwość przeładunku paliwa podczas pracy reaktora bez konieczności jego wyłączania
(dziennie można wykonywać 5 przeładunków kanałów).
e) Brak masywnego zbiornika ciśnieniowego znacznych rozmiarów. Wyprodukowanie
i transport elementów konstrukcyjnych
przedsięwzięciem logistycznym.
o
masie
300-500 t
jest
ogromnym
Główne wady konstrukcji RBMK:
a) Niekorzystne właściwości fizykochemiczne grafitu: materiał palny (grafit w reaktorze
pracuje w temperaturze ok. 750°C, która znacznie przekracza temperaturę zapłonu grafitu
w powietrzu); przewodność cieplna grafitu maleje ze wzrostem napromieniowania;
możliwość zajścia reakcji chemicznej w kontakcie z parą wodną prowadzącej do
30
powstania tzw. gazu wodnego H2O + C → CO + H2. Dla tej reakcji wymagana jest
temperatura rzędu 1000-1200°C, która może lokalnie wystąpić w sytuacjach awaryjnych.
b) Brak pełnej obudowy bezpieczeństwa zadaniem, której jest zapobieganie przedostania się
na zewnątrz substancji radioaktywnych podczas awarii. Reaktory te mają duże rozmiary
i obudowa bezpieczeństwa musiała by być bardzo duża, co wiązałoby się z ogromnymi
ilościami betonu i stali i byłoby niezwykle kosztowne.
c) Błąd konstrukcyjny prętów bezpieczeństwa – posiadały one grafitowe końcówki. Miało
to zapobiec napływowi wody do obszaru, z którego wyjęto pręt bezpieczeństwa. Skutkiem
tego rozwiązania było to, że w początkowej fazie nie pochłaniały one neutronów, a wręcz
zwiększały ich strumień tj. lokalnie moc reaktora. Dopiero kiedy do rdzenia dotarła ta
właściwa pochłaniająca część pręta przerywana była reakcja łańcuchowa. Duże wymiary
rdzenia powodowały, że czas opuszczania prętów wynosił około 18 sekund (w
dzisiejszych reaktorach trwa to około 1 sekundy). Ta wada konstrukcyjna w pełni ujawniła
się podczas awarii w Czarnobylu - zapoczątkowała lawinowy wzrost mocy reaktora, w
niestabilnym stanie do jakiego doprowadzili go operatorzy na skutek popełnionych
błędów.
d) Zjawisko Wignera – powstaje w wyniku napromieniowania grafitu przez neutrony. Polega
na gromadzeniu się utajonej energii w graficie (powstają przemieszczenia atomów w sieci
krystalicznej). Przy znacznym zagęszczeniu defektów międzywęzłowych może nastąpić
spontaniczne wydzielenie się utajonej energii w postaci ciepła. Wydzielenie się tej ilości
energii (rzędu 2000-3000 kJ/kg) może doprowadzić nawet do zniszczenia rdzenia
reaktora.
e) Dodatni współczynnik reaktywności (temperaturowe dodatnie sprzężenie zwrotne).
Woda o mniejszej gęstości (szczególnie para) słabiej absorbuje neutrony. Jeśli więc
nastąpi duży wzrost mocy (cieplnej) w wyniku tego nastąpi znaczne podgrzanie wody
chłodzącej, która będzie intensywniej wrzeć i wytworzy się więcej pary, co z kolei
spowoduje mniejszą absorpcję neutronów. W wyniku tego do paliwa będzie docierało
więcej spowolnionych w graficie neutronów niż podczas normalnej pracy reaktora.
Większy strumień neutronów spowoduje przyspieszenie łańcuchowej reakcji
rozszczepienia, co z kolei doprowadzi do zwiększenia mocy reaktora, a tym samym
zwiększenia temperatury w rdzeniu.
Jest to sytuacja odwrotna niż w reaktorach wodnych, gdzie utrata chłodziwa (które jest
jednocześnie moderatorem) prowadzi do obniżenia reaktywności, zmniejszenia mocy
reaktora i obniżenia temperatury. W reaktorze z moderatorem grafitowym i chłodziwem
wodnym po odparowaniu wody (utracie chłodziwa) neutrony są więc wciąż spowalniane
i łańcuchowa reakcja rozszczepienia jest dalej podtrzymywana. W elektrowni w
Czarnobylu reaktor, który uległ awarii był właśnie typu RBMK. Na Zachodzie także
początkowo (w latach 40-tych i wczesnych 50-tych ub. wieku) budowano reaktory z
moderatorem grafitowym – głównie do produkcji plutonu zbrojeniowego. Jednak
zrezygnowano z chłodzenia ich wodą. Jako chłodziwo w reaktorach z moderatorem
grafitowym zastosowano CO2.
1.5.3 Reaktor wrzący (BWR) II. generacji
Reaktory wrzące (Boiling Water Reactor - BWR) są to reaktory termiczne, moderowane
i chłodzone lekką wodą, w których woda wrze i para wodna wytwarzana jest bezpośrednio w
reaktorze. Zostały one opracowane i były rozwijane w kilku krajach świata:

USA i Japonia: konstrukcje BWR 1 ÷ 6 amerykańskiego koncernu General Electric (GE),
następnie rozwinięte przez japońskie koncerny Toshiba i Hitachi;

W Niemczech (RFN): konstrukcje koncernu Siemens (Kraftwerk Union - KWU);

We Szwecji: konstrukcje firmy ASEA Atom (później ABB Atom).
31
Poniżej omówiono reaktory BWR II. generacji (BWR – 3÷6) wywodzące się konstrukcji
amerykańskiego koncernu GE, rozwijane oraz budowane w USA i Japonii. W szczególności
reaktory te były zainstalowane także w japońskiej Elektrowni Jądrowej (EJ) Fukushima Daiichi, która uległa katastrofalnej awarii w wyniku niezwykle silnego trzęsienia ziemi (o
magnitudzie IX stopni w skali Richtera) i wywołanego tym trzęsieniem uderzenia potężnej fali
tsunami (o wysokości sięgającej 15 m).
W EJ Fukushima Dai-ichi zainstalowane były następujące reaktory BWR:

Blok 1 (uruchomiony w 1971 r.):
o moc: 460 MWe / 1380 MWt,
o typ: BWR-3,
o obudowa bezpieczeństwa: Mark-I,
o dostawca: GE,
o w czasie trzęsienia ziemi pracował na pełnej mocy, uległ awarii.

Bloki 2 i 3 (uruchomione w latach 1974 -1976):
o moc: 784 MWe / 2381 MWt,
o typ: BWR-4,
o obudowa bezpieczeństwa: Mark-I,
o dostawca: GE,
o w czasie trzęsienia ziemi pracował na pełnej mocy, uległ awarii.

Blok 4 (uruchomiony w 1978 r.):
o moc: 784 MWe/ 2381 MWt,
o typ: BWR-4,
o obudowa bezpieczeństwa: Mark-I,
o dostawca: Hitachi,
o w czasie trzęsienia ziemi był w remoncie (całość paliwa jądrowego wyładowano do
basenu wypalonego paliwa), uległ awarii – z powodu braku chłodzenia basenu
wypalonego paliwa.

Blok 5 (uruchomiony w 1978 r.):
o moc: 784 MWe / 2381 MWt,
o typ: BWR-4,
o obudowa bezpieczeństwa: Mark-I,
o dostawca: Toshiba,
o w czasie trzęsienia ziemi był w remoncie (wychłodzony), nie uległ awarii.

Blok 6 (uruchomiony w 1978 r.):
o moc: 1100 MWe / 3293 MWt,
o typ: BWR-5,
o obudowa bezpieczeństwa: Mark-II,
o dostawca: GE,
o w czasie trzęsienia ziemi był w remoncie (wychłodzony), nie uległ awarii.
Pierwszy duży jądrowy blok energetyczny z reaktorem BWR-2, który można uznać za
prototyp reaktora BWR II. generacji, uruchomiono w 1969 w USA (Oyster Creek, 636 MWe).
Natomiast pierwsze seryjne bloki z reaktorami BWR II. generacji kolejnych typów
uruchomiono:
 BWR-3: w USA (Dresden 2, 867 MWe, 1971 r.) i Japonii (Fukushima Dai-chi 1,
460 MWe, 1971 r.);
 BWR-4: w USA (Vermont Yankee, 620 MWe, 1972 r.);
 BWR-5: w Japonii (Tokai 2, 1100 MWe, 1978 r.);
 BWR-6: w Hiszpanii (Cofrentes, 992 MWe – obecnie 1092 MWe, 1978 r.).
Następnie w 1996 r. uruchomiono w Japonii 1-szy blok z reaktorem BWR III. generacji
(Advanced BWR – ABWR): Kashiwazaki-Kariwa 6, 1356 MWe.
32
Konstrukcja samego reaktora typów od BWR-3 do BWR-6 nie zmieniała się istotnie, poniżej
pokazano przekrój podłużny reaktora BWR-6. W odróżnieniu od reaktorów wodnociśnieniowych pręty regulacyjne i bezpieczeństwa wprowadzane są do rdzenia nie od góry
lecz od dołu – za pomocą napędów z siłownikami hydraulicznymi.
1 – odpowietrzacz i zraszacz pokrywy reaktora
2 – zaczep do podnoszenia osuszacza pary
3 – zespół osuszacza pary
4 – wylot pary
5 – króciec wlotowy zraszacza rdzenia
6 – zespół separatora wilgoci
7 – króciec wlotowy wody zasilającej
8 – dysze rozprowadzania wody zasilającej
9 – króciec wlotowy niskociśnieniowego wtrysku
chłodziwa
10 – rurociąg zraszania rdzenia
11 – dysze rozprowadzające zraszania rdzenia
12 – górna konstrukcja prowadząca
13 – zespół pompy strumieniowej
14 – konstrukcja osłaniająca rdzeń
15 – zestawy paliwowe
16 – pręt regulacyjny
17 – płyta oporowa rdzenia
18 – króciec wlotowy wody recyrkulacyjnej do
pompy strumieniowej
19 – króciec wylotowy wody recyrkulacyjnej
20 – konstrukcja wsporcza zbiornika reaktora
21 – ściana osłonowa
22 – napędy prętów regulacyjnych
23 – przewody hydrauliczne do napędów prętów
regulacyjnych
24 – wyprowadzenie kanału pomiaru rozkładu
strumienia neutronów w rdzeniu
Rys. 1.24. Przekrój reaktora BWR
[Boiling Water Reactor (BWR) Systems. USNRC Technical Training Center.]
33
Sucha cz. obudowy bezp.
Zbiornik
reaktora
Rurociąg
parowy
Generator
elektryczny
Zespół
osuszacza
pary
Rurociąg
obejściowy
turbiny
Rdzeń
reaktora
Pompa strumieniowa
Do/z rzeki
lub morza
Pompa
recyrkulacyjna
Pompa wody
zasilającej
Wymiennik ciepła chłodzenia
powyłączeniowego
Pompa chłodzenia
powyłączeniowego
Kondensator wodny obudowy bezp.
Woda ruchowa
Rys. 1.25. Schemat działania bloku energetycznego z reaktorem BWR
[Boiling Water Reactor (BWR) Systems. USNRC Technical Training Center.]
Zasada działania bloku energetycznego z reaktorem BWR przedstawiona jest na Rys. 1.25.
Woda przepływa przez rdzeń reaktora od dołu ku górze omywając elementy paliwowe
odbiera od nich ciepło i wrze, w efekcie wytwarzana jest nasycona para wodna, która
następnie osuszana jest na dwustopniowym separatorze wilgoci znajdującym się powyżej
rdzenia, gdzie usuwane są kropelki wody. Osuszona para podawana jest z reaktora do
turbiny, w której rozprężając się (na kolejnych stopniach) powoduje ruch obrotowy wirnika
napędzającego elektryczny generator synchroniczny. Po rozprężeniu w turbinie para
skraplana jest w skraplaczu chłodzonym wodą z chłodzącą pobieraną z rzeki lub z morza
albo cyrkulującą w układzie zamkniętym z chłodnią kominową. Kondensat podawany jest
reaktora jako woda zasilające. Cyrkulacja chłodziwa przez rdzeń reaktora jest wspomagana
i regulowana przez układ recyrkulacyjny z pompą strumieniową. Istotnym elementem jest też
układ chłodzenia powyłączeniowego, zapewniający odprowadzenie z rdzenia reaktora ciepła
powyłączeniowego do ostatecznego ujścia ciepła (do akwenu chłodzącego lub atmosfery),
poprzez układ tzw. wody ruchowej.
Najbardziej bodaj charakterystyczną cechą kolejnych typów reaktora BWR (BWR-1÷6) jest
konstrukcja ich obudowy bezpieczeństwa, która ewoluowała – od sferycznej suchej obudowy
(typowej dla reaktorów wodno-ciśnieniowych – PWR) stosowanej w prototypowych
konstrukcjach I. i II. generacji, poprzez kolejne typy mokrych obudów z kondensatorami
wodnymi, oznaczanych jako typy Mark I÷III (Rys. 1.26), zastosowanych w seryjnych blokach
BWR-3÷6. Także reaktory BWR generacji III (ABWR) i III+ (SBWR) wyposażone są w
obudowy bezpieczeństwa typu mokrego, z kondensatorami wodnymi – lecz o odmiennej
konstrukcji.
34
Rys. 1.26. Ewolucja konstrukcji obudów bezpieczeństwa reaktorów BWR
[The ABWR Plant General Description. GE Hitachi.]
Pierwszą z mokrych obudów bezpieczeństwa była obudowa oznaczona jako typ Mark-I,
stosowana w reaktorach BWR-3 i BWR-4 – wszystkie cztery bloki EJ Fukushima Dai-ichi,
które uległy awarii wyposażone były właśnie w taką obudowę. Wewnętrzną obudowę
bezpieczeństwa (zwaną obudową pierwotną) tego typu stanowi stalowy zbiornik o kształcie
gruszki (tzw. „sucha studnia” – dry-well), połączony rurociągami z toroidalnym zbiornikiem
kondensatora wodnego (tzw. „mokra studnia” – wet-well) umieszczonym poniżej górnej
„suchej” części obudowy. W razie awaryjnego rozszczelnienia obiegu chłodzenia reaktora
wewnątrz obudowy bezpieczeństwa, mieszanina parowo-gazowa przepływa z górnej części
obudowy do kondensatora wodnego, w który para ulega kondensacji – co powoduje
obniżenie ciśnienia, zaś radioaktywne aerozole są wypłukiwane i zatrzymane w wodzie.
Obudowę wewnętrzną (pierwotną) otacza obudowa zewnętrzna (wtórna), na którą składa się
konstrukcja żelbetowa budynku reaktora i hala przemysłowa wieńcząca ten budynek.
Obudowa bezpieczeństwa typu Mark-II, stosowana w reaktorach BWR-5 (m.in. na 6-tym
bloku EJ Fukushima Dai-ichi), ma mniej skomplikowany układ – obudowę pierwotną stanowi
stożkowa konstrukcja żelbetowa z wykładziną stalową i stalową pokrywą u góry. Część
sucha obudowy połączona jest systemem pionowych rur z kondensatorem wodnym
znajdującym się u dołu obudowy.
Z kolei obudowa bezpieczeństwa typu Mark-III, zastosowana w reaktorach BWR-6
i niektórych BWR-5, to cylindryczna dwu-powłokowa konstrukcja, przy czym powłoka
wewnętrzna (pierwotna) jest stalowa, zaś powłoka zewnętrzna (wtórna) jest żelbetowa. Na
dole obudowy pierwotnej znajduje się także kondensator wodny – w tym przypadku
kondensator ten połączony jest z „suchą” częścią obudowy bezpieczeństwa poziomymi
kanałami.
35
1.5.4 Reaktor CANDU III. generacji
Reaktor EC-6 (ENHANCED CANDU 6) jest udoskonalonym reaktorem CANDU-6
kanadyjskiej firmy AECL. Jest to reaktor ciężkowodny kanałowy, w którym moderatorem
i chłodziwem jest ciężka woda - D2O. Rdzeń reaktora CANDU jest zbudowany w postaci
cylindrycznego zbiornika stalowego o średnicy 7,6 m ustawionego w poziomie, tzw.
CALANDRII. Przez zbiornik ten, równolegle do jego osi, przechodzą kanały, w których
umieszczone są rury ciśnieniowe (380), wewnątrz których znajdują się elementy paliwowe.
W rurach ciśnieniowych przepływa chłodziwo, odbierając ciepło generujące się w
elementach paliwowych. Pomiędzy kanałami rurowymi Calandrii, a rurami ciśnieniowymi
przepływa gaz, który jest ciągle monitorowany na zawartość wilgoci – czy nie nastąpiły
przecieki.
Elementy paliwowe są zgrupowane w cylindryczne pęczki o długości ~50cm i średnicy
~10cm.
Rys.1.27. System paliwa w reaktorach CANDU.
CALANDRIA wypełniona jest ciężką wodą, znajdującą się pod ciśnieniem atmosferycznym
lub niewielkim nadciśnieniem. Zastosowanie ciężkiej wody jako moderatora daje możliwość
stosowania jako paliwa uranu naturalnego, lekko wzbogaconego uranu, jak również paliwa
MOX lub zawierającego tor. Kanałowa konstrukcja umożliwia wymianę paliwa w reaktorze
podczas jego pracy. Temperatura moderatora w CALANDRII utrzymywana jest na poziomie
80°C. Ciepło odbierane jest od paliwa przez ciężką wodę krążącą w obiegu pierwotnym
zamkniętym, a przekazywane w 4 wytwornicach pary wodzie obiegu wtórnego, która tam
zamienia się w parę i po osuszeniu kierowana jest na turbinę.
System sterowania i zabezpieczeń wykorzystuje pionowo wprowadzane w rdzeń reaktora
pręty regulacyjne i awaryjne.
Parametry pracy elektrowni z reaktorem EC-6:
Ciśnienie w obiegu pierwotnym:
9,9 MPa
Temperatura wyjściowa:
310°C
Temperatura wejściowa:
260°C
Ciśnienie w obiegu wtórnym:
4,7 MPa
Temperatura pary:
260°C
Sprawność obiegu:
35%
Moc wyjściowa:
750 MWe.
36
Elektrownia zaprojektowana jest na 50 lat eksploatacji, przy rocznym wskaźniku
wykorzystania mocy zainstalowanej powyżej 90%. Dobowa zmiana obciążenia możliwa jest
w zakresie 60-100% obciążenia znamionowego.
Następcą EC-6 jest reaktor ACR-1000 generacji III+.
Rys.1.28. Schemat technologiczny elektrowni jądrowej z reaktorem EC-6.
1.5.5 Reaktor EPR
Reaktor EPR (European Pressurized Reactor) to
projekt francuskiej firmy AREVA NP we współpracy z
niemieckim Siemensem KWU. Powstał na bazie 40letnich doświadczeń
konstrukcji oraz eksploatacji
francuskich
i
niemieckich
reaktorów
wodnociśnieniowych, a zwłaszcza ich najnowszych modeli:
francuskiego „N4” i niemieckiego „Konvoi” (Siemens).
Moc cieplna reaktora wynosi 4590 MWt, a moc
elektryczna bloku energetycznego 1630 MWe netto.
Rdzeń reaktora posiada 241 kaset paliwowych i jest
sterowany przy pomocy 89 wiązek prętów sterujących.
Układ chłodzenia reaktora składa się z 4-ch pętli
(Rys.1.29). Ciśnienie w obiegu pierwotnym wynosi
15,5MPa, a temperatura 295/330oC. Ciśnienie w
o
obiegu wtórnym 7,8 MPa, a temperatura 290 C.
Ogólna sprawność bloku brutto wynosi 36%.
Charakteryzuje się on dużą elastycznością ruchową:
może pracować w trybie nadążnym za dobowymi
zmianami odciążenia systemu elektroenergetycznego,
Rys. 1.29. Jądrowy układ
od 25% do 100% obciążenia znamionowego.
wytwarzania pary EPR [AREVA].
Maksymalne wypalenie paliwa może osiągać 65
GWd/tU, średnie do 60 GWd/tU. Dopuszcza się załadunek nawet całego rdzenia paliwem
MOX (Mixed Oxides: UO2 + PuO2). Stosowane są także zestawy paliwowe z wypalającymi
się truciznami – gadolinem (Gd2O3). Możliwe jest elastyczne planowanie kampanii
paliwowych o długości od 12 do 22 miesięcy. Czas przeładunku paliwa – 16 dni. Zakłada się
wskaźnik wykorzystania mocy zainstalowanej 92%, przez 60 lat eksploatacji bloku.
37
Przewiduje się, że blok energetyczny z reaktorem EPR wytwarzać będzie energię
elektryczną o 10% taniej niż najnowsze eksploatowane obecnie francuskie bloki „N4”,
będące jego bezpośrednimi poprzednikami.
Rys.1.30. Przekrój przez budynki elektrowni z reaktorem EPR [AREVA].
W reaktorze EPR zastosowano szereg rozwiązań zapewniających bezpieczeństwo przy
normalnej eksploatacji i podczas awarii projektowych. Zaprojektowano również rozwiązania
ograniczające skutki ciężkich awarii – włączając te związane z całkowitym stopieniem
rdzenia. Konstrukcja budynku bezpieczeństwa obliczona jest z uwzględnieniem wszelkich
zagrożeń zewnętrznych, czy to naturalnych czy powodowanych przez człowieka, w tym np.
uderzenie samolotu (włączając duże samoloty pasażerskie).
1.5.6 Reaktor AP 1000
Reaktor AP 1000 (Advanced Passive)
to
projekt
amerykańskiej
firmy
Westinghouse Electric LLC (obecnie
w składzie Toshiba Corporation).
AP 1000 to udoskonalony reaktor
generacji III+ z biernymi układami
bezpieczeństwa. Moc cieplna reaktora
wynosi 3415 MWt, moc elektryczna
bloku energetycznego 1117 MWe.
Ogólna sprawność bloku ok. 33%.
Rdzeń reaktora zawiera 157 kaset
paliwowych o długości 4,3 m i 69
wiązek prętów sterujących. Posiada
możliwość załadunku paliwa z lekko
wzbogaconego uranu do 5% lub
paliwa typu MOX do 50% wsadu. Cykl
wymiany paliwa przewidziany jest co
18 miesięcy.
Układ chłodzenia reaktora składa się z
2-ch pętli (Rys. 1.31), pracujących na
dwie wytwornice pary.
Rys. 1.31. Jądrowy układ wytwarzania pary AP 1000
[Westinghouse: The AP1000 Reactor Nuclear Renaissance
Option].
38
4 główne pompy cyrkulacyjne wraz z silnikami (po dwie na każdą pętlę) są zaprojektowane
jako hermetyczne. Ciśnienie w obiegu pierwotnym wynosi 15,5 MPa, a temperatury
281/321oC. Ciśnienie w obiegu wtórnym 5,5 MPa, a temperatura pary 271OC.
Ważną i korzystną cechą tego reaktora jest znaczne uproszczenie rozwiązań projektowych –
dzięki zastosowaniu dwóch pętli w układzie chłodzenia, oraz rozwiązań biernych w układach
bezpieczeństwa, przez co znacznie ograniczono ilość rurociągów, pomp i armatury.
Uproszczenia projektu oraz wprowadzenie pasywnych układów bezpieczeństwa przyczynia
się do zwiększenia niezawodności, a z drugiej strony do redukcji kosztów inwestycyjnych
i skrócenia czasu budowy.
Poniżej przekrój głównych obiektów, z wizualizacją urządzeń i ich rozmieszczeniem w
elektrowni jądrowej z reaktorem AP 1000.
Rys. 1.32. Przekrój bloku z reaktorem AP1000
[Oprac. wł. z wykorzystaniem rysunku ze strony www Westinghouse].
1 – rejon manipulacji z paliwem, 2 – betonowy budynek osłonowy, 3 – stalowa obudowa
bezpieczeństwa, 4 – zbiornik wody pasywnego chłodzenia obudowy bezpieczeństwa,
5 – wytwornica pary, 6 – pompy chłodziwa reaktora, 7 – reaktor, 8 – zintegrowany blok pokrywy
reaktora, 9 – stabilizator ciśnienia, 10 – główna nastawnia, 11 – pompy wody zasilającej,
12 – turbozespół, 13 – budynek pomocniczy, 14 – budynek gospodarki odpadami promieniotwórczymi,
15 – budynek dodatkowy (aneks), 16 – awaryjna siłownia dieslowska.
1.5.7 Reaktor ESBWR
ESBWR (Economic and Simplified Boiling Water Reactor) to innowacyjny, ekonomiczny
i uproszczony reaktor wrzący generacji III+ projektu GE Hitachi, z konwekcją naturalną w
rdzeniu i pasywnymi cechami bezpieczeństwa. Jest to reaktor typu wrzącego czyli posiada
jeden obieg. Moc cieplna reaktora wynosi 4500 MWt, a moc elektryczna bloku
energetycznego 1520 MWe. Sprawność bloku energetycznego wynosi 34%. Projektowany
okres eksploatacji wynosi 60 lat.
Rozwiązanie projektowe oparte jest na uproszczonym reaktorze wodnym wrzącym
(Simplified BWR - SBWR) oraz na pewnych rozwiązaniach z reaktora ABWR, który uzyskał
39
certyfikat amerykańskiego dozoru jądrowego (NRC) i pracuje w elektrowniach jądrowych w
Japonii. W porównaniu z wcześniejszymi modelami reaktor ESBWR jest bezpieczniejszy, a
przy tym liczbę pomp, armatury i silników zredukowano o ok. 25%.
Reaktor ESBWR ma bardziej rozwiniętą
konwekcję
naturalną
dzięki
zastosowaniu
wyższego
zbiornika
reaktora i krótszego rdzenia, oraz
usunięciu przeszkód, które powiększały
opory przepływu (Rys. 1.33). Zbiornik
ciśnieniowy reaktora ESBWR ma
średnicę
7,1 m, a jego wysokość
wynosi 27,6 m. Rdzeń tego reaktora ma
wysokość 3 m Znajduje się w nim 1132
kaset paliwowych i jest sterowany przy
pomocy 269 układów sterujących.
Ciśnienie pary 7,17MPa, a jej
temperatura 288°C. W środku nie ma
pomp
recyrkulacyjnych,
gdyż
wystarczającą cyrkulację zapewnia
konwekcja naturalna.
Osuszacze pary
Króciec wylotowy pary
Separatory wilgoci
Króciec wlotowy wody
zasilającej
Kominy konwekcyjne
Rdzeń: zestawy paliwowe
i pręty regulacyjne
Napędy prętów
regulacyjnych
Rys. 1.33. Przekrój reaktora ESBWR [GE Hitachi].
Rys.1.34. Przekrój bloku z reaktorem AP1000 [GE Hitachi].
40
1.5.8 Synergia jądrowo-węglowa
Synergia polega na współdziałaniu wielu czynników w wyniku czego końcowy efekt jest
większy niż suma poszczególnych oddzielnych oddziaływań.
Synergia jądrowo-węglowa to proces wykorzystania ciepła z wysokotemperaturowych
reaktorów jądrowych do przeprowadzania reakcji chemicznych prowadzących do
otrzymywania węglowodorów z wody i węgla (lub dwutlenku węgla).
Wysokotemperaturowy reaktor (900-1000°C) daje ciepło, które z powodzeniem można
zastosować do przeprowadzenia termolizy wody, czyli jej rozkładu na wodór i tlen. Składniki
te rozdziela się, przy czym tlen można wykorzystać do prowadzenia spalania węgla w
klasycznej elektrowni cieplnej zwiększając jej sprawność i eliminując emisję tlenków azotu, a
wodór do zgazowania węgla, produkcji benzyny syntetycznej lub też bezpośrednio jako
paliwo wodorowe.
Proces ten można prowadzić w gospodarce skojarzonej jak na schemacie poniżej –
Rys.1.33, gdzie ciepło powstające w reaktorze dostarcza energii na procesy termolizy
i produkcji energii elektrycznej.
Rys.1.37. Schemat wykorzystania reaktora wysokotemperaturowego do termolizy
(produkcji wodoru i wody) i produkcji energii elektrycznej [rysunek ze strony www Areva].
Ciepło z reaktora można wykorzystać w procesie zgazowania węgla, gdzie w pierwszym
etapie w wyniku reakcji węgla z wodą otrzymujemy tlenek węgla i wodór. W następnym
etapie z tlenku węgla i wodoru możemy otrzymywać metanol lub benzynę syntetyczną.
Można też redukować emisję CO2 przez wykorzystanie procesu reakcji dwutlenku węgla z
wodorem, w wyniku której otrzymujemy tlenek węgla. Tlenek węgla wykorzystujemy zaś do
produkcji CH2, który jest podstawowym produktem w wielu syntezach chemicznych
węglowodorów.
Obecnie realizowany jest program Raphael dotyczący zastosowania reaktorów
wysokotemperaturowych do produkcji paliw syntetycznych i energii elektrycznej.
W 2011 roku uruchomiony zostanie w Chinach pierwszy komercyjny reaktor tego typu.
1.5.9 Bibliografia
1. M. Kiełkiewicz: „Jądrowe reaktory energetyczne”. WNT Warszawa, 1978.
2. Z. Celiński, A. Strupczewski: „Podstawy energetyki jądrowej”. WNT Warszawa, 1984.
3. J. Kubowski: „Nowoczesne elektrownie jądrowe. WNT Warszawa, 2010.
41
2. Cykl paliwowy energetyki jądrowej
odpadami promieniotwórczymi
Autorzy:
2.1
i
gospodarka
mgr inż. Władysław Kiełbasa
mgr inż. Roman Szyszka
Światowe zasoby materiałów jądrowych
2.1.1 Uran i pluton
Uran (metal, o niskiej radioaktywności) jest pierwiastkiem stosunkowo rozpowszechnionym
na Ziemi, mniej więcej tak jak cyna lub cynk, a ok. 40-krotnie bardziej jak srebro, będąc
składnikiem większości skał, a nawet wody morskiej.
Naturalny pierwiastek jest mieszaniną 3 izotopów:
234
92 U
(0,0058%),
235
92 U
(0,714%)
i 238
92 U (99,28%). Rudy uranowe bogate (high-grade) zawierają ok. 2% uranu, zaś ubogie
(low-grade) ok. 0,1%.
Uran w przyrodzie występuje w ok. 150 minerałach, z których wartość przemysłową ma
zaledwie kilkanaście (zlepieńce, piaskowce, żyły i żyłopodobne – Rys. 2.4). Często są to
rudy polimetaliczne, w których uran jest produktem ubocznym.
Znane obecnie światowe geologiczne zasoby uranu, wg. wydanego w 2010 r. raportu NEA
OECD i MAEA (IAEA) o światowych zasobach, produkcji i zapotrzebowaniu uranu3 (raporty
te wydawane są periodycznie i znane są one pod nazwą „Red Book”), na dzień 01.01.2009 r.
oszacowano na łącznie ok. 16,7 mln t. Są to zasoby zarówno dobrze rozpoznane
i udokumentowane: w cenie pozyskania do 260 $/kgU - ponad 6,3 mln t (w tym ponad
5,4 mln t w cenie do 130 $/kgU), jak też rozpoznane wstępnie (ok. 10,4 mln t). Należy
oczekiwać, że zasoby te znacznie zwiększą się w miarę intensyfikacji prac poszukiwawczych
(np. w ciągu 2 lat od 01.01.2007 r. zwiększyły się o 15%).
Ponieważ uran jest pierwiastkiem dość rozpowszechnionym w przyrodzie (47 miejsce wśród
innych pierwiastków) – zatem znajduje się także w skupieniach o znacznie mniejszej jego
zawartości, nazywanych rudami ubogimi. Rozpowszechniony jest także jako pierwiastek
towarzyszący innym, pozyskiwanym drogą przemysłową metalom (np. miedzi). Ponadto,
źródłem uranu mogą być fosforyty kopalne, a nawet – woda morska.
Technologie pozyskiwania uranu z źródeł naturalnych oraz jego wzbogacania dla potrzeb
energetyki jądrowej będą ukierunkowane coraz bardziej na uboższe źródła tego surowca – w
miarę wyczerpywania się źródeł o łatwiejszym i tańszym procesie wydobywczym. Należy
nadmienić, że technologie pozyskiwania uranu np. z fosforytów podczas produkcji kwasu
fosforowego zostały już w latach 70-tych XX wieku przetestowane w skali przemysłowej.
3
OECD NEA & IAEA: Uranium 2009: Resources, Production and Demand ("Red Book").
42
Podział światowych zasobów uranu (2009)
Australia
Kazachstan
4%
3%
Kanada
Rosja
1,5% 1%
3%
2%
2% 2%
31%
RPA
Namibia
Brazylia
Niger
5%
USA
Chiny
5%
5%
5%
12%
9%
9%
Jordania
Uzbekistan
Ukraina
Indie
Mongolia
Inne
Rys. 2.1. Podział zasobów uranu na świecie
[Oprac. wł. na podst. NEA OECD & IAEA „Red Book” 2009].
Jak widać z Rys. 2.1 i 2.2, zasoby uranu są na świecie dość równomiernie rozłożone oraz
znajdują się w politycznie stabilnych regionach i krajach, w większości demokratycznych.
Pomimo tego, że 61% zasobów uranu skupionych jest w 4 krajach (Australia, Kazachstan,
Kanada i Rosja), to jednak jeszcze wiele innych krajów świata dysponuje bardzo
znaczącymi zasobami: 3-5% (RPA, Namibia, Brazylia, Niger, USA, Chiny). Nie ma tu
monopolistów w skali światowej ani też karteli (takich jako OPEC) dyktujących ceny.
Światowy rynek uranu jest wolny i konkurencyjny (podobnie jak rynek usług związanych z
jądrowym cyklem paliwowym). Natomiast większość światowych zasobów ropy naftowej
i gazu ziemny skupiona jest w bardzo niestabilnym politycznie regionie Bliskiego Wschodu,
lub jest w posiadaniu krajów stosujących szantaż energetyczny dla realizacji swoich celów
politycznych jak Rosja (posiadająca największe we świecie zasoby gazu ziemnego), Iran
(drugie największe zasoby gazu) czy Wenezuela.
Uran naturalny pozyskiwany z rud przetwarzany jest do postaci koncentratu uranowego
tzw. „żółtego ciasta” (yellow cake) o zwartości  75% ośmiotlenku trójuranu (U3O8),
będącego produktem handlowym.
Geografia rozmieszczenia rud uranu, których eksploatacja jest w obecnych warunkach
najbardziej ekonomiczna – nie do końca pokrywa się z geografią najważniejszych jego
producentów. Największymi producentami uranu z kopalń na świecie są: Kanada,
Australia, Kazachstan, Niger, Rosja, Namibia, Uzbekistan i USA. Przy czym, 85,5%
uranu naturalnego produkowanego na świecie pochodzi z kopalń eksploatowanych przez 8
najważniejszych producentów: Cameco – Kanada, Rio Tinto i BHP Billiton – Australia,
AREVA – Francja, KazAtomProm i Uranium One – Kazachstan, TVEL – Rosja i Navoi –
Uzbekistan. Duże inwestycje w przemysł uranowy planuje Australia, która w niedługim czasie
może stać się czołowym światowym producentem uranu, prześcigając Kanadę.
43
Rys. 2.2. Podział światowych zasobów uranu z uwzględnieniem kosztów ich pozyskania
[World Nuclear Association: Supply of Uranium (updated August 2010)].
Uran występuje również i w Polsce (podobnie jak w innych krajach Europy
Środkowowschodniej). Polskie zasoby rudy uranowej, zakwalifikowanej do kategorii rud
ubogich, mają zawartość uranu 250 ÷ 1100 ppm, przy czym szacuje się zasoby
zidentyfikowane na ponad 7 tys. ton, zaś zasoby prognozowane – na 100 tys. ton, co w
odniesieniu do zastosowania uranu, jako paliwa energetycznego oznacza odpowiednio
ponad 45 i ponad 625 lat pracy reaktorów lekkowodnych LWR o mocy 1000MW e (w cyklu
otwartym).
Zestawienie wielkości zasobów rudy uranowej już rozpoznanych w Polsce4 5 zawiera w
Tabela 2.1.
4
Piestrzyfiski, A., Uranium and thorium in the Kupferschiefer formation, Lower Zechstein, Poland. Mineralium
Deposita 25(1990)2, pp. 146-151.
5
Oszczepalski, S., Blundell, D., 2005, Kupferschiefer Copper Deposits of SW Poland. in: J. Ore Geology Reviews
(2005) p. 271.
44
Tab. 2.1. Zasoby rudy uranowej w Polsce (zasoby prognozowane są na głębokości większej niż
1000 m), wg OECD NEA „Red Book” 2008.
Region w Polsce
Zasoby
zidentyfikowane
[ton Unat.]
Zawartość
uranu w rudzie
[ppm]
Zasoby
prognozowane
[ton Unat.]
Rajsk (Podlasie)
5320
250
88 850
Synklina przybałtycka
10 000
Okrzeszyn (niecka Wałbrzyska Sudety)
940
500-1100
Grzmiąca w Głuszycy Dolnej (Sudety)
790
500
Wambierzyce (Sudety)
220
236
RAZEM
7 270 t
> 45 lat pracy
LWR 1000 MW e
2000
100 000 t
> 625 lat pracy
LWR 1000 MW e
Nasze złoża należą wprawdzie do ubogich, ale niektóre z nich (Wambierzyce, Grzmiąca,
Okrzeszyn) mają szczególną zaletę. Są to złoża pokładowe, o w miarę jednolitym charakterze,
co umożliwia ich w miarę regularną eksploatację przez dziesiątki lat.6
Opisane powyżej zasoby uranu są to tzw. „zasoby konwencjonalne” (geologiczne). Bilans ten
nie uwzględnia źródeł „niekonwencjonalnych” jak: fosforyty (22 mln t – jako produkt
uboczny), woda morska (4 mld t), czy popiół węglowy (pierwsze zachęcające wyniki
uzyskano w Chinach), których eksploatacja może okazać się ekonomiczna w przyszłości w
miarę wzrostu cen uranu. Prawdopodobnie może stać się też opłacalna eksploatacja ubogich
rud w Maroku.
Ponadto uran można uzyskiwać jako produkt uboczny przy wydobyciu innych minerałów.
Największa na świecie kopalnia uranu to Olympic Dam w Australii, gdzie uran jest domieszką
do złóż miedzi o zawartości 0,02% w rudzie, to jest 200 ppm7. W Polsce także możliwy jest
odzysk uranu występującego jako domieszka do pokładów miedzi w rejonie LubinSieroszowice. Zawartość uranu w rudzie wynosi tam ~ 60 ppm, przy zawartości miedzi 2%.
Całkowite zasoby rudy to 2400 mln ton, miedzi 48 mln ton, a uranu 144 000 ton. Stanowi to
ekwiwalent ~ 900 GWe-lat, które można uzyskać z tych zasobów w elektrowniach jądrowych,
przy wkładzie energii mniejszym niż 5% energii uzyskiwanej w tych elektrowniach.
Dodatkową zaletą byłaby redukcja radioaktywności w odpadach z oczyszczania miedzi.
Obecna roczna produkcja w zagłębiu Lubin Sieroszowice wynosi ~ 569 000 ton Cu, a ilość
uranu zrzucana na hałdy to ~ 1 700 t/a. Stanowi to rocznie ekwiwalent paliwa dla
10 elektrowni jądrowych, o łącznej mocy 10 000 MW e.8
Ponieważ obecnie koszty paliwa uranowego, opartego na źródłach australijskich,
kanadyjskich czy namibijskich są zdecydowanie niższe, niż gdyby próbować je oprzeć o
zasoby krajowe - energetyka jądrowa w Polsce przewiduje oparcie się na paliwie
importowanym. Przeważa rachunek ekonomiczny. Tym niemniej – rozważa się
przyszłościowe wykorzystanie istniejących w Polsce rud ubogich oraz odpadów
poprodukcyjnych z przemysłu miedziowego. Dodatkowym zaś aspektem jest politycznostrategiczny wydźwięk sytuacji, związany z niezależnością sektora energetycznego.
6
7
http://www.redbor.pl/artykuly/uran.htm.
BHP Billiton outlines Olympic Dam grand plans WNN, 06 November 2008.
8
Prasser H.M.:Are the sources of uranium big enough for the nuclear energy industry? In: NUCLEAR ENERGY
IN POLAND: Opportunity or necessity? Oct. 20 – 21, 2008, Warszawa, Poland
45
Łączne zasoby uranu na świecie są bardzo duże. Na Rys. 2.3 pokazano rozkład ilości uranu
zawartego w rudzie (i innych materiałach) dla różnych zawartości U3O8. Widać, że przy
przejściu do rudy o 10-krotnie niższej zawartości uranu, łączna ilość uranu w pokładach
takiej rudy rośnie około 50-100 razy. Np. łączna ilość uranu w rudzie ubogiej o zawartości od
0,01 do 0,02% U3O8 (czyli 100-200 ppm) jest 20 razy większa niż w rudzie o zawartości
uranu od 0,02% do 0,1% (200-1000 ppm) U3O8. Nie ma więc obawy, że uranu w ogóle nam
zabraknie, powstaje natomiast pytanie, przy jakiej zawartości jeszcze opłaci się go
pozyskiwać.9
Rys. 2.3. Zasoby uranu przy różnych zawartościach uranu w rudzie (na rysunku podano dolne
progi przedziałów, a więc dla przedziału 100-200 ppm podano liczbę 100 ppm).
10
[Andrzej Strupczewski ].
Bardzo istotne znaczenie w bilansie paliw dla energetyki jądrowej mają uran i pluton
zawarte w wypalonym paliwie pochodzącym z elektrowni jądrowych. Po ich wyodrębnieniu
w czasie przerobu paliwa wypalonego, materiały rozszczepialne są ponownie
wykorzystywane do sporządzenia świeżego paliwa jądrowego.
W szczególności pluton (zwierający rozszczepialne izotopy PU-239 i Pu-241) używany jest
do wyprodukowania mieszanego paliwa tlenkowego UO2 + PuO2 (mixed oxides – MOX),
które może być wykorzystane w obecnie eksploatowanych reaktorach termicznych,
zwłaszcza lekkowodnych. Obecnie uran i pluton z recyklizacji pozwala zaoszczędzić 15002000 t świeżego uranu rocznie (w skali światowej).
Ponadto, istotnym źródłem paliwa dla cywilnej energetyki jądrowej są światowe zasoby
wojskowe: wysoko wzbogaconego uranu (highly enriched uranium – HEU) oraz Pu-239, w
tym z demontowanych głowic bojowych.
9
Andrzej Strupczewski (Instytut Energii Atomowej POLATOM): Czy wystarczy uranu dla elektrowni jądrowych.
Energetyka Cieplna i Zawodowa” – nr 10/2009.
10
Strupczewski A.: Program rozwoju energetyki jądrowej w Polsce a zaopatrzenie w paliwa rozszczepialne z
zasobów krajowych. XXIII Konferencja Zagadnienia surowców energetycznych i energii w gospodarce krajowej –
Dylematy polskiej polityki energetycznej, Zakopane, 11-14. 10. 2009. (na podstawie: Deffeyes & MacGregor:
1980 „World Uranium resources” Scientific American, Vol 242, No. 1, January 1980, pp. 66-76).
46
Od 1987 r. USA i kraje b. ZSRR podpisały szereg układów rozbrojeniowych, zobowiązując
się do redukcji swoich arsenałów jądrowych o ok. 80%. Głowice jądrowe zawierają >90%
izotopów rozszczepialnych U-239 lub Pu-239 (weapons-grade), które mogą zostać
„rozcieńczone” aby uzyskać paliwo dla energetycznych reaktorów jądrowych. Od 2000 r.
wykorzystano 30 t HEU, zastępując tym samym 10 600 t U3O8 z kopalń, co stanowi ok. 13%
zapotrzebowania światowej energetyki jądrowej na uran. Zasoby plutonu z demontowanych
głowic bojowych szacuje się na 150-200 t – można z nich uzyskać np. ok. 4500 t paliwa
MOX, co odpowiada rocznemu zapotrzebowaniu ok. 150 reaktorów lekkowodnych LWR o
mocy 1000 MW e (tj. ponad 40% mocy wszystkich reaktorów energetycznych obecnie
pracujących na świecie).
Obecne roczne zapotrzebowanie światowej energetyki jądrowej na świeży uran (z kopalń
lub zapasów) wynosi ok. 68 000 ton. Szacuje się, że aktualnie znane zasoby
konwencjonalne uranu – przy zastosowaniu do reaktorów obecnej generacji (ze stosunkowo
niewielkim wykorzystaniem potencjału energetycznego paliwa) – wystarczą na ok. 300 lat11.
2.1.2 Tor
Dobry materiał rozszczepialny dla reaktorów energetycznych uran U-233 można sztucznie
wytworzyć – w reaktorze jądrowym – z toru. Tor jest metalem o niskiej aktywności, naturalny
pierwiastek zawiera tylko jeden izotop 232
90Th , który praktycznie jest stabilny. Tor jest
pierwiastkiem 3-4 razy pospolitszym w skorupie ziemskiej od uranu. W rudach tor występuje
na ogół łącznie z innymi cennymi surowcami mineralnymi, jak: tytan, cyna, cyrkon,
pierwiastki ziem rzadkich. Głównym przemysłowym źródłem toru jest monacyt, zawierający
zwykle 3-9% Th.
Podział światowych zasobów toru (2007)
Australia
USA
4%
3% 2% 2% 1%1%
Turcja
Indie
18%
5%
Wenezuela
Brazylia
12%
Norwegia
Egipt
15%
12%
12%
13%
Rosja
Dania (Grenlandia)
Kanada
RPA
Inne
Rys. 2.4. Podział zasobów toru na świecie
[Oprac. wł. na podst. NEA OECD & IAEA „Red Book” 2007].
W najnowszym raporcie „Red Book” 2009 wyspecyfikowano znane światowe zasoby toru w
ilości ok. 3,6 mln t – z zastrzeżeniem, że liczba ta nie obejmuje danych ze znacznej części
świata większości krajów świata, aktualnie znane zasoby oszacowano więc łącznie na
11
IAEA: Climate change and nuclear power 2008, Vienna, International Atomic Energy Agency, p.29.
47
ok. 6 mln t. Zasoby dotychczas rozpoznanych złóż toru są więc porównywalne z
rozpoznanymi zasobami uranu.
Na wykresie (Rys. 2.4) przedstawiono rozpoznane zasoby toru o koszcie pozyskania do
80 $/kg (wg. Red Book 2007 – ok. 2,6 mln t). Jak widać, także zasoby toru – podobnie jak
uranu, znajdują się w ogromniej większości w krajach stabilnych politycznie
i demokratycznych.
Badania nad wykorzystaniem toru jako paliwa jądrowego i cyklem torowo-uranowym
prowadzone były w kilku krajach świata (USA, Niemcy, Wielka Brytania, Rosja, Indie
i Japonia) od lat 60-tych ub. wieku.
Badania prowadzone w Indiach (posiadających duże zasoby toru) i Kanadzie przyniosły
szczególnie pomyślne wyniki ze stosowaniem toru w reaktorach ciężkowodnych (CANDU),
wytwarzanie 233
92 U w płaszczu torowym w reaktora prędkiego i wykorzystanie go jako
podstawowe paliwo w ulepszonym reaktorze ciężkowodnym (AHWR). Aktualnie w Indiach
trwają zaawansowane prace nad dużym reaktorem energetycznym takiego typu.
Cykl torowo-uranowy jest elementem opracowywanych obecnie technologii reaktorów IV
generacji, zarówno termicznych (wysokotemperaturowych, lekkowodnych, ciękowodnych)
jak i prędkich (w szczególności reaktor z homogenicznym rdzeniem w postaci stopionych
soli). Cykl torowo-uranowy może być zastosowany w szczególności także w opracowanym
ostatnio w RPA i Chinach modularnym reaktorze wysokotemperaturowym ze złożem
kulowym (PBMR – pebble-bed modular reactor).
48
2.2
Jądrowe cykle paliwowe: uranowo-plutonowy
uranowy
i
torowo-
Paliwo stosowane w energetyce jądrowej jest mieszaniną izotopów rozszczepialnych
i paliworodnych. Izotopami rozszczepialnymi są te izotopy, które mają znaczący udział w
procesie przebiegającej w reaktorze łańcuchowej reakcji rozszczepienia.
W reaktorze lekkowodnym (termicznym) paliwem jest najczęściej mieszanina izotopów uranu
rozszczepialnego U-235 (o wzbogaceniu do ~5%) i paliworodnego U-238 (pozostałość).
Mała część energii (~ 3%) generowana jest w wyniku rozszczepienia U-238 przez neutrony
prędkie. Ten izotop ma jednak znaczenie głównie jako materiał paliworodny, gdyż w wyniku
ciągu reakcji i przemian jądrowych tworzy nowe izotopy rozszczepialne plutonu Pu-239
i Pu-241, których udział w przebiegającej łańcuchowej reakcji rozszczepienia jest
znaczniejszy.
Główną ciągiem przemian obrazującym powstanie izotopu rozszczepialnego Pu-239 jest
wychwyt radiacyjny neutronu, a następnie kolejne rozpady β U-239 i Np-239:
238
92
n , )


239
239
U (
 239


92 U 
93 Np 
94 Pu
23,5min
2,3d
Zaś główną przemianą prowadząca do powstania Pu-241 są dwa kolejne wychwyty
radiacyjne neutronu:
239
94
n , )
n , )
240
241
Pu (
 94
Pu (
 94
Pu
Opisany powyżej cykl jest tak zwanym cyklem paliwowym uranowo-plutonowym
(Rys. 2.6). Nazwa ta związana jest z tym, że w wyniku szeregu przemian z izotopu uranu
U-238, który nie miał dużego znaczenia z punktu widzenia udziału w energii wytwarzanej w
reaktorze powstały izotopy rozszczepialne plutonu, których udział w tym procesie jest
znaczący.
Dla izotopów plutonu powstających w trakcie pracy reaktora, o współczynniku konwersji
0,55, udział energii powstającej z tych izotopów w trakcie całej kampanii paliwowej sięga
około 33%. Jeszcze większe znaczenie będzie to mieć w przypadku reaktorów prędkich
powielających, które mogą osiągnąć współczynnik powielania paliwa około 1,40 (obecnie jest
on na poziomie 1,18).
Cykl paliwowy torowo-uranowy (Rys. 2.7) opiera się głównie na przemianie jądrowej
izotopu paliworodnego toru Th-232 etapami – w rozszczepialny izotop uranu U-233.
232
90
n , )


233
233
Th (
 233


90 Th 
91 Pa 
92 U
23,6min
27,4d
Zaletami tego cyklu jest brak plutonu wśród produktów reakcji, a także – niemal całkowite
ilościowe wykorzystanie zawartego w paliwie toru do wytwarzania rozszczepialnego izotopu
U-233 (efekt „paliworodności” izotopu Th-232). Jednakże – pomimo szeregu zalet –
dotychczas cykl torowo-uranowy nie zyskał znaczenia porównywalnego z cyklem uranowoplutonowym.
Istnieją bowiem pewne trudności techniczne ze zrealizowaniem takiego cyklu na skalę
przemysłową. Do najważniejszych z tych trudności należy niemożność uzyskania
samopodtrzymującej się reakcji rozszczepienia w reaktorze pracującym na czystym torze,
jako materiale wyjściowym. Pomimo tego, że w reakcji rozszczepienia U-233 powstaje
średnio więcej neutronów niż przy rozszczepieniu U-235 lub Pu-239, to okazuje się, że ich
liczba jest jednak niewystarczająca, aby powstała reakcja samopodtrzymująca się (ze
49
względu na wyjątkowo duży wychwyt neutronów termicznych przez izotop Th-233;
mikroskopowy przekrój czynny na tą reakcję wynosi aż 1460 b). Można natomiast zbudować
reaktor wodno-ciśnieniowy, w którym rdzeń byłby otoczony podkrytycznym płaszczem
torowym otaczającym elementy paliwowe ze wzbogaconego uranu. Inną możliwość
zrealizowania cyklu torowo-uranowego oferuje reaktor ciężkowodny, kanałowy (AHWR –
Advanced Heavy Water Reactor) – prace nad takim reaktorem są aktualnie (2010 r.)
prowadzone w Indiach.
Na rysunku po lewej (Rys. 2.5)
pokazany jest schemat najważniejszych
przemian
w
cyklach
paliwowych
uranowo-plutonowym
i
torowouranowym dla reaktora lekkowodnego.
Oba powyżej opisane cykle dają
szerokie
możliwości
wykorzystania
paliw
jądrowych
zwłaszcza
przy
powszechnym zastosowaniu przeróbki
wypalonego paliwa – w tak zwanym
zamkniętym
cyklu
paliwowym
i wprowadzeniu
do
powszechnego
użytkowania
reaktorów
prędkich
powielających.
Z punktu widzenia wydajności procesu
rozszczepienia izotop U-233 powstający
z Th-232 jest bardzo obiecujący co
widać na schemacie przemian.
Rys. 2.5. Główne ciągi izotopowych łańcuchów
paliwowych Th-232 – U-235 i U-238 – Pu-241.
Ma on najwyższy ~90% procentowy
udział w wykorzystaniu neutronów w
reakcji rozszczepienia. Jednak ze
względu na wyjątkowo duży wychwyt
neutronów termicznych przez izotop
Th-233 powstają problemy techniczne z
konstrukcją reaktora pracującego w
czystym cyklu paliwowym torowouranowym.
Rys. 2.6. Główne przemiany cyklu uranowo – plutonowego.
50
Rys. 2.7. Główne przemiany cyklu torowo - uranowego.
2.3
Wydobycie i przetwarzanie rud uranu
Obecnie wykorzystywane świeże paliwo
jądrowe pochodzi głównie z wydobywanych
minerałów naturalnych będących rudami
uranu. Do najbardziej rozpowszechnionych
minerałów uranu należą:
 blenda uranowa UO2
 uraninit U3O8
 karnotyt K2(UO2)2(VO4)2 • 3H2O
 uranofan (H3O)Ca(UO2)(SiO4)2 • 3H2O.
Uran występuje w warunkach naturalnych w
bardzo różnych koncentracjach: najbogatsze
źródła zawierają ok. 20% uranu (np. kopalnie
kanadyjskie) i są stosowane do wyrobu
elementów paliwowych bez wzbogacania
(reaktory CANDU).
Rys. 2.8. Uranofan z nieczynnej kopalni
"Miedzianka" na Dolnym Śląsku.
Należy jeszcze wspomnieć o innym źródle
uranu, jakim są fosforyty (w różnych
postaciach i o zawartości uranu 10 ÷ 600 ppm). Globalne rezerwy uranu w fosforytach
szacuje się na ponad 9 mln ton U.
51
Zawartości uranu w różnych rudach i materiałach podano w Tabeli 2.2.
Tab. 2.2. Zawartość uranu w różnych rudach i surowcach.
Bogate rudy – 20% U
200 000 ppm
Rudy – 2% U
20 000 ppm
Ubogie rudy – 0,1% U
1 000 ppm
Bardzo ubogie rudy – 0,01% U
100 ppm
Granit
4-5 ppm
Skały osadowe
Skorupa ziemska (średnio)
Woda morska
2 ppm
2,8 ppm
0,003 ppm
Obecnie pozyskuje się uran ze źródeł o różnej jego zawartości: zarówno ze źródeł
stosunkowo bogatych (>0,1% U), jak 0,234% U w kopalni Ranger (Australia); ale także
i ubogich jak: 0,0276%U w Rossing (Namibia), 0126% U w Trekkopje (Namibia), czy
0,02% U w Olympic Dam (Australia) - przy czym, w ostatnim przypadku, uran jest produktem
ubocznym podczas wydobycia i produkcji miedzi.
Znane są trzy podstawowe metody pozyskiwania uranu pierwotnego: tradycyjne górnicze głębinowe (podziemne) i odkrywkowe, metody hydrauliczne (wysokociśnieniowe) oraz
metoda podziemnego „ługowania na miejscu” (in situ leaching) – jest to metoda otworowa
trawienia podziemnego i polega na ługowaniu, upłynnianiu skały i wypompowywaniu jej na
powierzchnię
Wydobyta ruda uranowa, zawierająca niewielkie ilości uranu (zwykle ok. 0,1% lub mniej),
przerabiana jest na koncentrat uranowy zawierający 70-90% ośmiotlenku trójuranu U3O8,
mającego postać tzw. „żółtego ciasta” (yellew cake), który jest produktem handlowym
(Rys. 2.11).
Ruda wydobyta metodami górniczymi lub metodą hydrauliczną jest mielona na miejscu, a
następnie przetwarzana. Ze względu na to, że uran występuje w postaci minerałów o różnym
składzie, istnieje też wiele technologii przerobu rud uranowych, przy czym większość
minerałów przerabia się za pomocą dwóch podstawowych metod: kwaśnej lub alkalicznej.
Po wstępnym rozdrobnieniu, rudę podaje się mieleniu. We wstępnej fazie przerobu rudy
często stosuje się jej wzbogacanie (np. metodą flotacji, lub inną). W celu otrzymania
roztworu uranowego stosuje się trawienie, najczęściej kwasem siarkowym (metoda kwaśna),
z dodatkiem utleniaczy. Jeśli zaś w rudzie występują składniki wiążące duże ilości kwasu
siarkowego, to stosuje się wówczas metodę alkaliczną, w której do trawienia rudy używa się
zwykle węglanów (sody kaustycznej Na2CO3). Roztwory przetrawione separuje się
mechanicznie od osadów (na sitach i filtrach), zatęża się, a następnie wytrąca z nich
chemicznie uran w postaci związków nierozpuszczalnych w wodzie, które zawierają zwykle
70-90% U3O8.12
12
Zdzisław Celiński, Andrzej Strupczewski: Podstawy energetyki jądrowej. WNT, Warszawa 1984.
52
Rys. 2.9. Kopalnia uranu Ranger (Australia).
Rys. 2.10. Kopalnia miedzi i uranu Olympic Dam (Australia).
Wystarczalność złóż bogatych w uran szacuje się na 300 lat - przy dzisiejszym tempie
rozwoju energetyki jądrowej i klasycznym (otwartym) cyklu paliwowym. Wprowadzenie
nowych technologii w sposobie eksploatacji reaktorów energetycznych oraz – modyfikacje
cykli paliwowych – otwierają perspektywy wystarczalności paliwa jądrowego w wymiarze
wielu tysięcy lat!
53
Źródła krajowe, o ile zajdzie potrzeba ekonomiczna bądź strategiczna ich wykorzystania –
wystarczyć powinny na dziesiątki lat.
Przypomnijmy, że preparaty, stosowane
do badań nad promieniotwórczością przez
Marię Skłodowską-Curie – pochodziły z
rud, wydobywanych na Dolnym Śląsku.
Nie uchodzą one za bogate – tym
niemniej są rozpoznane i mogłyby
zaspokoić potrzeby krajowej energetyki
jądrowej przez dziesiątki lat. Dodając uran
z odpadów górnictwa miedziowego oraz
ze złóż o rozpoznanej charakterystyce
geologicznej – można spokojnie mówić o
możliwości pełnego uniezależnienia się
polskiej
energetyki
jądrowej
od
dostawców zagranicznych na wiele lat
(czego nie można powiedzieć o
energetyce konwencjonalnej).
Rys. 2.11. Koncentrat uranowy (yellow cake).
2.4
Wytwarzanie świeżego paliwa uranowego
W procesie przygotowywania świeżego paliwa dla reaktorów lekkowodnych (PWR, WWER,
BWR, oraz ich nowszych generacji), wykorzystujących uran niskowzbogacony –
wyodrębniamy następne etapy produkcji:
1. Redukcja (konwersja): przekształcenie yellowcake (U3O8) do postaci UO2.
2. Konwersja UO2, w gazowy sześciofluorek uranu UF6.
3. Wzbogacanie izotopowe uranu.
4. Konwersja UF6 do postaci UO2 i wytwarzanie paliwa reaktorowego.
Pierwszy etap to przekształcenie yellowcake do postaci UO2.
Yellowcake w zależności od składu surowej rudy i stosowanej metody kwaśnej lub
alkalicznej zawiera 70-90% ośmiotlenku trójuranu (U3O8). Pozostałe składniki to: trójtlenek
uranu (UO3), dwutlenek uranu (UO2), wodorotlenek uranylu (UO2(OH)2), siarczan uranylu
(UO2SO4), uranian sodu (Na2O (UO3)2·6H2O), nadtlenek uranu (UO4·nH2O).
Na początku następuje proces oczyszczania koncentratu z wszelkich pochłaniających
neutrony domieszek. Następnie wykonuje się redukcję tlenków uranu (i pozostałych
związków) przy pomocy związków wodoru do otrzymania UO2.
Drugi etap to konwersja UO2 do otrzymania gazowego UF6.
Proces ten prowadzi się dla otrzymania gazowego sześciofluorku uranu, aby można było
przeprowadzić następy proces wzbogacania paliwa w lżejszy izotop rozszczepialny U-235.
Przeprowadzane fluorowodorowanie przekształca UO2 w stały UF4, który następnie stosując
fluorowanie przekształca się w gazowy UF6.
54
Etapy pierwszy i drugi schematycznie przedstawione są na poniższym rysunku (Rys 2.12).
Rys. 2.12. Schemat przebiegu procesu przemiany U3O8 w sześciofluorek uranu UF6.
Trzeci etap to wzbogacanie izotopowe uranu do wymaganej zawartości izotopu U-235
(do ~ 5% masy całkowitej uranu dla reaktorów lekko wodnych, a ~ 20% dla reaktorów
prędkich powielających).
Postać gazowa produktu umożliwia procesy wzbogacania izotopowego metodą dyfuzyjną
bądź wirówkową. Są to obecnie najczęściej stosowane metody przemysłowe.
Metoda dyfuzyjna polega na częściowej separacji izotopów (wzroście stężenia) przy
przejściu przez porowate ścianki (Rys. 2.13). Gaz po przejściu na stronę o niższym ciśnieniu
jest wzbogacony w izotop lżejszy. Współczynnik separacji (wzrostu ilości izotopu lżejszego
po przejściu bariery z porowatej ścianki do ilości tego izotopu na wejściu) dla UF6 do
rozdzielenia izotopów U-235 i U-238 wynosi 1,00429. Ponieważ wzrost stężenia na jednym
stopniu jest bardzo niewielki to aby przeprowadzić proces wzbogacenia uranu w izotop
U-235 do 90% potrzeba około 3000 takich stopni, zaś dla uzyskania uranu o wzbogaceniu
wystarczającym dla celów energetycznych około 1500.
Uzyskuje się to łącząc poszczególne stopnie w kaskadę (Rys. 2.14). Każdy stopień dyfuzyjny
ma jedno wejście i dwa wyjścia. Wzbogacony strumień w izotop U-235 jest kierowany na
następny stopień. Strumień zubożony jest zawracany na wejście do stopnia (n-2).
55
Rys. 2.13. Schemat ideowy działania stopnia dyfuzji gazowej.
Rys. 2.14. Przebieg przepływu w kaskadzie dyfuzyjnej wzbogacania uranu.
Ten sposób wzbogacania uranu był powszechnie stosowany w początkowym okresie,
głównie dla zastosowań militarnych, a następnie powszechnie rozpoczęto go stosować dla
potrzeb energetyki jądrowej. Wadą jego jest wielka energochłonność i potrzeba zbudowania
wielkich ciągów stopni dyfuzyjnych.
56
Rys. 2.15. Należące do koncernu EDF zakłady wzbogacania uranu metodą dyfuzji gazowej w
Tricastin we Francji [fot. AREVA].
Po osiągnięciu możliwości uzyskania wielkich prędkości obrotowych przez wirówki
i niezawodności ich działania obecnie najczęściej stosowaną metodą wzbogacania staje się
metoda wirówkowa. Wykorzystuje ona fakt różnicy siły odśrodkowej dla poruszających się
w bębnie wirówki różnych izotopów. Współczynnik separacji w tym wypadku jest wyższy
i zależy od różnicy mas izotopów. Jego wartość w zależności od prędkości obrotowej może
wynosić 1,2 do 1,5.
Obroty takiej wirówki (Rys 2.16)
wynoszą 50 000 do 70 000 obr./min jej
długość od 1 m do 2 m, a średnica - od
15 cm do 20 cm. Sześciofluorek uranu
doprowadza się w okolice środka
wirującego bębna, gdzie rozpoczyna on
proces wirowania. Pod wpływem siły
odśrodkowej cięższe cząsteczki izotopu
U-238 dążą w kierunku korpusu, a
lżejsze z izotopem U-235 gromadzą się
wokół osi. Ten efekt rozdzielenia zostaje
wzmocniony przez konwekcję wywołaną
różnicą temperatury wzdłuż osi wirnika.
Frakcja wzbogacona jest odprowadzana
z okolicy wirnika (mały promień), a
frakcja zubożona z okolicy bliskiej
zewnętrznej powierzchni bębna (duży
promień).
Uran zubożony
Sześciofluorek uranu
Uran
wzbogacony
Wirnik
Obudowa
Silnik
Proces
wzbogacania
dzięki
Rys. 2.16. Schemat budowy wirówki do
zastosowaniu tej metody stał się mniej
wzbogacania uranu.
energochłonny i wymaga zakładów o
znaczne mniejszej powierzchni (zapotrzebowanie na energię jest około 50 razy mniejsze niż
dla metody dyfuzyjnej).
Liczba stopni do uzyskania wzbogacenia użytecznego na potrzeby energetyki jądrowej
wynosi około 20.
57
Wirówki połączone są między sobą w układzie kaskadowym gdzie strumień wzbogaconego
uranu podawany jest na następny stopień, a zubożałego cofany na poprzedni. Poniższe
zdjęcie (Rys. 2.17) przedstawia kaskadę wirówek w zakładzie wzbogacania uranu.
Rys. 2.17. Kaskada wirówek w zakładzie wzbogacania uranu metodą wirówkową firmy Urenco
w Gronau w Niemczech [fot. Urenco].
Metoda laserowa wzbogacania paliwa – rokująca duże nadzieje (w trakcie powadzenia
prac badawczych). Wykorzystuje ona zjawisko selektywnej dysocjacji lub jonizacji gazu
poprzez zastosowanie światła laserowego. W celu separacji izotopów uranu UF6 poddawany
jest fotodysocjacji. Proces przebiega w dwóch etapach. W pierwszym etapie uzyskiwane jest
wzbudzenie cząstek poprzez naświetlanie pierwszym laserem. Cząsteczki zawierające w
swoim składzie tylko izotop U-235 ulegają wzbudzeniu natomiast posiadające izotop U-238
pozostają niewzbudzone. Następnie poprzez działanie drugiego lasera cząsteczki
zawierające izotop U-235 ulegają selektywnie dysocjacji na stały UF5 oraz fluor.
Czwarty etap to konwersja UF6 do postaci UO2 i wytwarzanie paliwa reaktorowego.
Konwersję 2 prowadzi się obecnie według trzech różnych technologii:
 Technologia ADU, polegająca na hydrolizie UF6, wytworzeniu poliuranianu amonu,
rozkładzie termicznym i redukcji do UO2.
 Technologia AUC, polegająca na reakcji z roztworem węglanu amonu, wytraceniu
węglanu uranylowo-amonowego, rozkładzie termicznym i redukcji do UO2.
 Technologia sucha, polegająca na reakcji w wysokich temperaturach: w reaktorze
fluidalnym lub płomieniowym UF6 z parą wodną, wodorem i azotem tworzy fluorek
uranylu, który następnie w wysokiej temperaturze przekształca się w UO2.
58
Uzyskany UO2 w postaci proszku
służy do wytwarzania pastylek
paliwowych.
Najczęściej
stosowana metoda polega na
prasowaniu
pod
ciśnieniem
i spiekaniu UO2 w temperaturze
około 2000 K w atmosferze gazów
obojętnych. Następnie szlifuje się
tak uzyskane ceramiczne pastylki
do odpowiedniej średnicy z
dokładnością do 0,002 mm aby
uzyskać dobre przyleganie do
koszulek bardzo ważne z punktu
wymiany ciepła. Wykonywane
pastylki paliwowe mają średnicę
Rys. 2.18. Pastylki paliwowe [fot. Foronuclear].
około 10 mm i długość około
1,5÷2
wielkości
średnicy.
(Rys. 2.18).
Pastylkami tymi wypełnia się rurki ze stopu cyrkonowego bądź stali nierdzewnej, które
tworzą elementy paliwowe. Na końcach jak widać na rysunku są sprężyny dla kompensacji
rozszerzalności cieplnej. Przestrzeń wewnętrzna jest szczelna i wypełniona zazwyczaj
helem. (Rys. 2.19).
Rys. 2.19. Element paliwowy reaktora wodnego [AREVA].
Następnie elementy paliwowe montuje się w
zestawy
paliwowe
zwane
też
kasetami
paliwowymi. Zwykle zestaw paliwowy zawiera 200
do 300 elementów paliwowych i około 20 pustych
rurek do wprowadzenia prętów regulacyjnych lub
awaryjnych bezpieczeństwa.
Kasety paliwowe umieszczone w koszu reaktora
tworzą jego rdzeń. (Rys. 2.20).
Rys. 2.20. Francuski zestaw paliwowy
[fot. French Nuclear Newsletter].
59
2.5
Cykle paliwowe reaktorów
Na Rys. 2.21 przedstawiono (w sposób uproszczony) cykl paliwowy jądrowego reaktora
energetycznego, który obejmuje trzy zasadnicze elementy:
1) „Przednią część” cyklu paliwowego („front-end”) – omówioną już w pkt powyżej: od
wydobycia uranu do wyprodukowania gotowych do załadunku do rdzenia reaktora
zestawów paliwowych.
13.
Rys. 2.21. Cykl paliwowy jądrowego reaktora energetycznego [EDF] .
2) Część środkową cyklu: wypalanie paliwa w reaktorze energetycznym, przy wytwarzaniu
energii elektrycznej, z którym wiążą się m.in. następujące zagadnienia:
a. wieloletnie optymalizacyjne planowanie zapotrzebowania na paliwo jądrowe – na
podstawie planów produkcji energii elektrycznej;
b. zamówienia, transport i składowanie świeżego paliwa na terenie elektrowni;
c. planowanie kampanii paliwowych, z optymalizacją załadunku rdzenia na
poszczególne kampanie – gospodarka paliwem w rdzeniu (in-core fuel management);
d. przeładunki paliwa, nadzór kampanii paliwowej, oraz czasowe składowanie
wypalonego paliwa jądrowego na terenie elektrowni.
3) „Tylną część” cyklu paliwowego („back-end”), na którą składa się:
a. transport wypalonego paliwa do zakładu przetwarzania lub głębokiego składowiska
geologicznego,
b. przetwarzanie wypalonego paliwa, z recyklingiem odzyskanego uranu (kierowanego
do konwersji chemicznej i wzbogacania) oraz plutonu (stosowanego do produkcji
paliwa uranowo-plutonowego MOX, po zmieszaniu ze zubożonym uranem –
będącym produktem odpadowym procesu wzbogacania);
13
Odpowiedzialna gospodarka odpadami z produkcji energii jądrowej w EDF. Materiał informacyjny. Luty 2009.
EDF.
60
c. unieszkodliwianie wysokoaktywnych odpadów promieniotwórczych
przetwarzania paliwa wypalonego i ich składowanie.
z
procesu
2.5.1 Kampanie i cykl paliwowy reaktora
Reaktor III generacji jądrowego bloku energetycznego o mocy elektrycznej ok. 1000 MW e
zużywa rocznie mniej niż 20 ton paliwa jądrowego – czyli jeden wagon na rok. Dla
porównania: w kotle bloku energetycznego elektrowni cieplnej, o tej samej mocy, opalanej
węglem kamiennym, trzeba rocznie spalić aż ok. 3 milionów ton węgla – ok. 160 wagonów
(50-tonowych) średnio dziennie.
W reaktorach jądrowych typu
zbiornikowego – a takimi są reaktory
lekkowodne,
które
najprawdopodobniej będą budowane w
Polsce
–
paliwo
jądrowe
przeładowuje się okresowo, przy
reaktorze wyłączonym z pracy (offline),
po
jego
wychłodzeniu,
zdemontowaniu pokrywy zbiornika
i konstrukcji wewnątrz-zbiornikowych
ponad
rdzeniem
reaktora,
a
następnie zalanie górnej części
szybu reaktora wodą. Przeładunek
paliwa prowadzi się za pomocą
Rys. 2.22. Przeładunek paliwa jądrowego [AREVA].
specjalnej maszyny przeładowczej,
pod kilkumetrową warstwą wody,
stanowiącą osłonę przed promieniowaniem. W czasie przeładunku paliwa, trwającego
typowo od kilkunastu dni do miesiąca, wykonuje się jednocześnie bieżący remont bloku
jądrowego. Okres wypalania paliwa w reaktorze podczas pracy pomiędzy przeładunkami
paliwa nosi nazwę kampanii paliwowej.
Reaktory generacji III i III+ zostały zaprojektowane tak, że możliwe jest elastyczne
planowanie kampanii paliwowych trwających od 12 do 24 miesięcy oraz osiągnięcie
średniego wypalenia wyładowywanego z reaktora paliwa jądrowego ok. 60 GW·d/t UO2.
W zależności od wzbogacenia, paliwo jądrowe przebywa w reaktorze od 3 do 5 lat. W tym
czasie większość rozszczepialnego U-235 ulega „wypaleniu” (pozostaje jednak ciągle
ok. 1%), zaś z przemian jądrowych U-238 i U-235 tworzą się izotopy transuranowców, z
których szczególne znaczenia ma pluton (rozszczepialne izotopy Pu-239 i Pu-241). Pod
koniec kampanii paliwowej ok. 35% energii powstaje z rozszczepień izotopów plutonu, a ich
zawartość w paliwie osiąga ok. 1%. Tworzą się także inne transuranowce, mające duże
znaczenie z punktu widzenia przetwarzania paliwa wypalonego i unieszkodliwiania odpadów
promieniotwórczych, tzw. rzadkie aktynowce (izotopy neptunu, ameryku i kiuru)14, gdyż są to
długożyciowe izotopy promieniotwórcze. Z rozszczepienia powstają izotopy, w ogromnej
większości promieniotwórcze, zwane „produktami rozszczepienia” (to swoisty „popiół” z
wypalenia paliwa), niektóre z tych izotopów mają długi okres rozpadu promieniotwórczego
(długożyciowe produkty rozszczepienia)15.
Podczas przeładunku wyładowuje się – zależności od strategii gospodarki paliwem jądrowym
– 1/3 lub 1/4 najbardziej wypalonych zestawów (kaset) paliwowych, które przebywały w
rdzeniu reaktora przez 3 lub kolejne kampanie. Pozostałe kasety odpowiednio przestawia
się, tak aby uzyskać układ rdzenia zapewniający spełnienie różnych ograniczeń fizycznych
(charakterystyk neutronowo-fizycznych) i cieplno-przepływowych – wynikających z wymagań
14
15
Np.-137; Am-241,242m,243; Cm-243,244,245.
I-129, Tc-99, Sn-126, Cs-135, Zr-93 i Se-79.
61
bezpieczeństwa, a jednocześnie wytworzenie zaplanowanej na okres danej kampanii
paliwowej ilości energii elektrycznej, przy jak najniższym koszcie paliwa. Najbardziej typowe
dla reaktorów generacji III i III+ są kampanie paliwowe 18-miesięczne, gdzie podczas
przeładunku 1/3 najbardziej wypalonych zestawów paliwowych (po 3-ch kampaniach, czyli
po ok. 4,5 roku przebywania w reaktorze) wymienia się na paliwo świeże, a pozostałe 2/3
zestawów odpowiednio przestawia się. Obecnie typowo projektuje się załadunki rdzenia z
małą ucieczką neutronów. Zaletą takich konfiguracji rdzenia jest możliwość uzyskania
wyższych wypaleń paliwa, a jednocześnie ograniczenie napromieniowania neutronami
elementów konstrukcyjnych reaktora (zbiornika ciśnieniowego i pewnych konstrukcji
wewnątrz-zbiornikowych). Jednakże istotnym ograniczeniem bezpieczeństwa jest
stosunkowo wysoka gęstość mocy w środkowych strefach rdzenia reaktora.
Optymalne pod względem ekonomicznym zaprojektowanie kolejnych kampanii paliwowych
(minimalizacja
kosztów
paliwa
dla
określonej ilości energii planowanej do
wytworzenia), przy spełnieniu wszystkich
wymagań i ograniczeń fizycznych,
cieplno-przepływowych
oraz
materiałowych
jest
bardzo
skomplikowanym i trudnym do rozwiązania
zagadnieniem matematycznym. W wyniku
obliczeń optymalizacyjnych określa się
liczbę potrzebnych świeżych zestawów
paliowych
poszczególnych
typów
(wzbogacenie, zawartość tzw. wypalalnych
trucizn, paliwo MOX) oraz konfigurację
rdzenia dla określonej kampanii paliwowej
(miejsca załadunku świeżych zestawów
paliwa i sposób przetasowania zestawów
częściowo wypalonych).
Rdzeń reaktora zawiera kilkaset zestawów
paliwowych
o
różnym
wzbogaceniu
i wypaleniu, rozmieszczonych w regularnej
siatce komórek – kwadratowych w
reaktorach zachodnich lub sześciokątnych –
w reaktorach rosyjskich (przy czym także
zestawy o tym samym wzbogaceniu mogą
mieć różne wypalenia, zależnie od ich
położeń w rdzeniu podczas kolejnych
kampanii).
Rys. 2.23. Typowa konfiguracja pierwszego
załadunku rdzenia reaktora EPR [AREVA].
Ze względu na symetrię rdzenia obliczenia wykonuje się jedynie dla odpowiedniego wycinka
kątowego – w reaktorach zachodnich: 90° (ćwiartka rdzenia), w reaktorach rosyjskich: 60°
(1/6 rdzenia). Tym niemniej liczba możliwych permutacji położeń zestawów paliwowych jest
ogromna. Jest to niezwykle trudne do rozwiązania dyskretne zagadnienie optymalizacyjne,
wymagające zastosowania specjalnych zaawansowanych algorytmów, opartych raczej na
stochastycznych metodach optymalizacyjnych (jak: metoda symulowanego wyżarzania,
algorytmy genetyczne, metody pseudo-heurystyczne), niż na metodach bardziej klasycznych
(jak: programowanie liniowe, kwadratowe lub dynamiczne). Istnieją komercyjne pakiety
oprogramowania do optymalizacji gospodarki paliwem jądrowym, w szczególności oparte na
metodach stochastycznych.
62
Planowanie kampanii paliwowych, z obliczeniami optymalizacyjnymi, musi być prowadzone
w sposób kroczący, z wyprzedzeniem czasowym co najmniej 5 lat – na podstawie
wieloletnich planów produkcji energii elektrycznej. Wyniki tego planowania dostarczają
niezbędnych danych do zamówień paliwa jądrowego.
W przypadku polskich elektrowni jądrowych nie planuje się wytwarzania paliwa jądrowego w
kraju, w dającej się przewidzieć perspektywie czasowej. Należy więc założyć, że kupowane
będą gotowe do załadunku do reaktorów zestawy paliwowe, od światowych producentów
paliwa jądrowego.
Najbardziej oczywistymi i prawdopodobnymi dostawcami paliwa jądrowego są oczywiście
dostawcy reaktorów danego typu (standardowo pierwszy załadunek rdzenia jest dostarczany
w ramach kontraktu „pod klucz” na budowę elektrowni jądrowe). Jednakże możliwe jest
zamówienie paliwa także u innego dostawcy (jakkolwiek niekiedy może to wiązać się z
pewnymi problemami technologicznymi). Dostawę gotowych do załadunku zestawów
paliwowych zapewniają wszyscy czołowi światowi dostawcy technologii jądrowych, w tym
francuski koncern AREVA oraz
amerykańskie
firmy:
Westinghouse (wchodzący w
skład Toshiba Corporation) i
General
Electric,
oraz
kanadyjska
AECL.
Paliwo
jądrowe produkuje też brytyjska
firma BNFL i rosyjska firma
TVEL.
W razie potrzeby możliwe jest
zgromadzenie zapasu świeżego
paliwa w elektrowni jądrowej na
wiele lat - ograniczeniem jest tu
tylko
aktualna
pojemność
magazynu świeżego paliwa,
który w razie potrzeby można
rozbudować (Rys. 2.24).
Paliwo świeże transportowane
jest
(transportem
wodnym,
kolejowym,
drogowym)
w
specjalnych
kontenerach,
z
których każdy zawierająca po 2
(Rys. 2.25) lub 4 zestawy
Rys. 2.24. Magazyn świeżego paliwa jądrowego w fińskiej EJ
paliwowe.
Konstrukcja
Loviisa. [Imatran Voima Oy: Loviisa Power Plant].
kontenerów
zapewnia
im
ochronę przed uszkodzeniami mechanicznymi a także podkrytyczność (czyli zabezpiecza
przed przypadkowym utworzeniem masy krytycznej) w razie gdyby – na skutek wypadku w
czasie transportu – wpadły one do wody. Również magazyn świeżego paliwa
zaprojektowany tak, aby wykluczone było utworzenie masy krytycznej w razie jego zalania
wodą.
63
Rys. 2.25. Kontener typu ANF-18 do transportu świeżego paliwa do reaktorów PWR załadowany
dwiema zestawami paliwowymi.
Promieniowanie jonizujące od świeżego paliwa uranowego jest znikomo małe, więc nie są
potrzebne osłony przed promieniowaniem. Natomiast paliwo uranowo-plutonowe typu MOX
jest o wiele bardziej promieniotwórcze i dlatego musi być ono transportowane
i przechowywane w kontenerach osłonowych. Transporty paliwa zarówno świeżego jak
i wypalonego podlegają ochronie fizycznej, co jest m.in. wymagane przez międzynarodową
Konwencję o Ochronie Fizycznej Materiałów Jądrowych.
2.5.2 Postępowanie z wypalonym paliwem jądrowym
Wyładowywane z reaktora wypalone paliwo umieszczane jest w basenie wypalonego
paliwa wypełnionym wodą, znajdującym się w budynku pomocniczym reaktora lub budynku
paliwa (przylegających do obudowy bezpieczeństwa reaktora), gdzie pozostaje ono przez co
najmniej 3 lata (zwykle do 7-10 lat). Jest ono w tym czasie schładzane, a jego w aktywność
kilkakrotnie spada.
Stąd paliwo wypalone – o ile nie jest poddane procesowi przetwarzania – może zostać
przeniesione do okresowego przechowalnika (zwykle zlokalizowanego na terenie
elektrowni jądrowej) – mokrego lub suchego16, w którym może być magazynowane przez
kolejne 40-50 lat.
Następnie wypalone paliwo może zostać przeniesione do składowiska w formacjach
geologicznych celem jego długookresowego lub ostatecznego składowania.
Wyładowane z reaktora wypalone paliwo jest silnie radioaktywne i wydziela ciepło, które
wytwarzane jest na skutek rozpadów promieniotwórczych - głównie produktów
rozszczepienia i rzadkich aktynowców (neptun, ameryk i kiur).
16
Np. w kontenerach stalowo-betonowych typu CASTOR (CAsk for Storage and Transport Of Radioactive
material).
64
Ogromna
większość
radioaktywności wypalonego
paliwa
związana
jest
z
rozpadami promieniotwórczymi
krótko- i średnio-życiowych
produktów
rozszczepienia,
których
większość
ulega
rozpadowi w ciągu kilku
pierwszych lat po wyładunku
paliwa z reaktora.
Jak
widać
z
wykresu
(Rys. 2.26) po ok. 4 latach
aktywność
produktów
rozszczepienia zawartych w
wypalonym paliwie zmniejsza
się 4-krotnie. Po mniej więcej
10 latach aktywność paliwa
związana jest głównie z
rozpadami promieniotwórczymi
2-ch izotopów: cezu Cs-137
i strontu Sr-90. Zaś po ok. 300
latach,
w
przypadku
przetworzenia
wypalonego
paliwa
połączonego
z
recyklingiem transuranowców,
aktywność
produktów
rozszczepienia zmniejsza się
1000-krotnie i odtąd stają się
one praktycznie nieszkodliwe
[Hannum et al.].17
Rys. 2.26. Spadek aktywności produktów rozszczepienia
zawartych w 1 t paliwa wypalonego PWR
(spent fuel transport – transport wypalonego paliwa, spent fuel
reprocessing – przetwarzanie wypalonego paliwa, vitrification –
zeszkliwienie odpadów).
Izotopy transuranowców (plutonu i rzadkich aktynowców – w tym zwłaszcza ameryku),
chociaż stanowią one tylko ok. 1% masy wypalonego paliwa, ze względu na swoją długożyciowość (półokresy rozpadu sięgające dziesiątków tysięcy lat) i dużą radiotoksyczność –
stanowią znaczny problem przy długookresowym składowaniu wypalonego paliwa.
Konieczne jest bowiem zapewnienie odbioru ciepła wytwarzanego w związku z rozpadami
promieniotwórczymi oraz ich izolacja od środowiska na czas rzędu 10 tys. lat. Z tego
względu pluton i inne aktynowce powinny zostać odseparowane od produktów
rozszczepienia przeznaczonych do ostatecznego składowania oraz „zutylizowane”.
Najprostszym i najbardziej skutecznym sposobem „utylizacji” jest ich użycie w reaktorach
jako paliwa jądrowego – wówczas w procesie rozszczepienia przekształcają się one w
produkty rozszczepienia lub w wyniku wychwytu radiacyjnego neutronów18 i dalszych
przemian promieniotwórczych przekształcają się w krótko-życiowe lub stabilne izotopy.
17
William H. Hannum, Gerald E. Marsch and George S. Stanford: Smarter Use of Nuclear Waste. Scientific
American. December 2005.
18
Pochłonięcie neutronu nie prowadzące do rozszczepienia jądra atomowego lecz do emisji kwantu
promieniowania γ.
65
Aktywność „lekkich” odpadów promieniotwórczych (tj. bez plutonu i innych aktynowców), po
ok. 100 latach spada znacznie szybciej niż aktywność wypalonego paliwa, i po ok. 300-400
latach osiąga wartość poniżej aktywności rudy uranowej (patrz: wykres poniżej). W tym
przypadku – przy eliminacji plutonu i rzadkich aktynowców - wymagany okres izolacji
odpadów promieniotwórczych od środowiska zostaje zmniejszony do ok. 500 lat (patrz:
Rys. 2.27).
Rys. 2.27. Wpływ procesu przerobu wypalonego paliwa na radiotoksyczność odpadów
19
powstających w cyklu paliwowym.
Wypalone paliwo może zostać poddane przerobowi już po upływie ok. 3 lat od wyładunku z
reaktora, jakkolwiek w praktyce obecnie przerób paliwa ma miejsce po upływie od 5 do 25 lat
od wyładunku20. Wczesny przerób paliwa wypalonego jest korzystny ekonomicznie, gdyż
skraca się czas trwania cyklu paliwowego (szybszy jest obieg paliwa) – jednak wiąże się z
dodatkowymi trudnościami powodowanymi przez dużą ilość wytwarzanego ciepła i dużą
aktywność paliwa. Z drugiej strony, po dłuższym okresie magazynowania wypalonego
paliwa, wytwarza się w nim więcej izotopu ameryku Am-241 (w wyniku rozpadu β izotopu
Pu-241, o półokresie 13 lat), który stwarza dodatkowy problem przy manipulacji z paliwem
MOX – gdyż zwiększa narażenie na promieniowanie gamma.
Poniższy schemat (Rys. 2.28) ilustruje przemiany izotopów paliwowych przy wypalaniu
standardowego paliwa uranowego w postaci dwutlenku uranu (UO2), o 4% wzbogaceniu w
izotop U235, w typowym reaktorze lekkowodnym (LWR).21
19
L. Dobrzyński. A. Strupczewski: Energia jądrowa i jej wykorzystanie, Rozdz. 9: Odpady promieniotwórcze
http://www.ipj.gov.pl/pl/szkolenia/ej/9.pdf.
20
Processing of Used Nuclear Fuel for Recycle. Australian Uranium Association – Uranium Information Centre.
December 2005.
21
Plutonium. Nuclear Issues Briefing Paper 18. Australian Uranium Association – Uranium Information Centre.
March 2007.
66
Rys. 2.28. Schemat przemian izotopów paliwowych przy wypalaniu paliwa uranowego w
reaktorze PWR.
Jak widać z tego schematu w wypalonym paliwie jądrowym pozostaje ok. 93% U-238,
1% U-235 (więcej niż w uranie naturalnym), 1% Pu (z tego ok. 65% stanowią izotopy
rozszczepialne: Pu-239 i Pu-241), zaś ok. 5% to produkty rozszczepienia (fission products).
W paliwie wypalonym powstaje ok. 200 różnych produktów rozszczepienia, w istocie tylko
one są „popiołem” powstałym w wyniku wypalania paliwa jądrowego. Wśród produktów
rozszczepienia ok. 2,9% stanowią izotopy stabilne; 0,3% cez i stront; 0,1% jod i technet; a
0,1% długo-życiowe produkty rozszczepienia. Natomiast zawartość rzadkich aktynowców
wynosi ok. 0,1%.
Wypalone paliwo corocznie wyładowywane z typowego dużego reaktora LWR, o mocy rzędu
1000 MW e (w ilości 20-30 t), zawiera więc po ok. 300 kg U-235 i plutonu. Izotopy
rozszczepialne, a także „paliworodny”22 U-238, mogą być odzyskane z procesie przerobu
i ponownie zastosowane w reaktorach energetycznych (recykling uranu i plutonu).
Potencjał energetyczny materiałów paliwowych przy jednokrotnym użyciu paliwa w reaktorze
termicznym – czyli w otwartym cyklu paliwowym (bez przerobu wypalonego paliwa
jądrowego) wykorzystywany jest w bardzo małym stopniu. Tak więc cykl paliwowy uranowoplutonowy typu otwartego charakteryzuje się stosunkowo niskim, szacowanym na 0,6%
wykorzystaniem wydobytego uranu, zaś potencjał energetyczny paliwa jądrowego
wykorzystywany jest w zaledwie ok. 5% [Hannum et al.].
„Zamknięcie” cyklu paliwowego - ogólnie rzecz biorąc - polega na „zawracaniu” części
produktów cyklu pierwotnego do ponownego zastosowania – poprzez ich wyizolowanie
drogą chemiczną z wypalonych kaset paliwowych, przerób do postaci mieszaniny tlenków
plutonu i uranu (paliwo MOX), a następnie – ponowne ich wykorzystanie do wytworzenia
świeżych zestawów paliwowych. Przetworzenie wypalonego paliwa, z recyklingiem uranu
i plutonu – w szczególności do wytworzenia paliwa MOX, pozwala zwiększyć wykorzystanie
potencjału energetycznego paliwa i zaoszczędzić ok. 30% świeżego uranu.
22
U238 jest tzw. materiałem „paliworodnym”, ponieważ można z niego wytworzyć rozszczepialne izotopy plutonu.
67
Zamknięcie cyklu paliwowego znacząco zwiększa efektywność wykorzystania uranu
pierwotnego, a co za tym idzie – wydłuża znacznie okres wystarczalności dostępnych
zasobów materiałów jądrowych (rozszczepialnych i paliworodnych).
Wypalone paliwo jądrowe nie powinno być więc traktowane jako jedynie uciążliwy
i niebezpieczny odpad, lecz jako potencjalne źródło materiałów rozszczepialnych dla
przyszłego pokolenia energetycznych reaktorów jądrowych. Dlatego sposób jego
przechowywania powinien być taki, aby możliwe było jego wydobycie ze składowiska
i przerób.
Przetwarzanie paliwa umożliwia także znaczne zredukowanie objętości odpadów
wysoko-aktywnych. Wg. danych francuskiego koncernu AREVA23 objętość odpadów
wysoko-aktywnych może być zmniejszona nawet 4-5 krotnie, a radiotoksyczność izotopów
długo-życiowych ok. 10-krotnie (co oznacza radykalne skrócenie wymaganego czasu
izolacji odpadów promieniotwórczych od biosfery).
Paliwo MOX jest niestety droższe od paliwa uranowego. Wg. informacji koncernu AREVA –
przy uwzględnieniu oszczędności „świeżego” uranu – koszty paliwa MOX (0,177 €c/kWh) są
jednak tylko o ok. 5% wyższe niż koszty standardowego paliwa uranowego (0,168 €c/kWh).
W miarę wzrostu cen koncentratu uranowego przetwarzanie paliwa wypalonego stanie się
bardziej opłacalne. Oczywiście należy mieć na uwadze, że tak niewysokie koszty paliwa
MOX wytwarzanego we Francji wynikają z faktu, że kraj ten posiada zakłady przetwarzania
materiałów jądrowych, konsekwentnie rozwijane od lat 50-tych XX wieku. Więcej o
zamkniętych cyklach paliwowych piszemy dalej – w pkt 2.6.
23
AREVA: Business & Strategy overview. December 2007.
68
2.6
Przetwarzanie wypalonego paliwa jądrowego i recyklizacja
materiałów jądrowych
2.6.1 Obecnie dostępna komercyjna technologia przerobu wypalonego
paliwa
Do odzysku uranu i plutonu z wypalonego paliwa dobrze nadaje się metoda
hydrometalurgiczna (mokra) – zwana w skrócie PUREX (Plutonium URanium EXtraction
process) - Rys.2.29. Technologia ta została opracowana w ramach Projektu Manhattan w
roku 1947. Jest to metoda dobrze sprawdzona i obecnie stosowana we wszystkich
komercyjnych zakładach przerobu wypalonego paliwa.
Paliwo w pierwszym etapie ulega rozdrobnieniu mechanicznemu. W trakcie tego procesu
następuje uwolnienie gazów znajdujących się w przestrzeni pod koszulką elementu
paliwowego.
Rys. 2.29. Metoda PUREX w schemacie blokowym.
W drugim etapie rozpuszcza się je w stężonym wrzącym kwasie azotowym uzyskując
roztwór azotanów: izotopów uranu i plutonu, aktynowców i produktów rozszczepienia.
W czasie tego etapu uwalniane są gazy uwięzione w pastylkach paliwowych.
69
W trzecim etapie do uzyskanego wcześniej roztworu dodaje się fosforan trój-butylowy (TBP)
i naftę oraz dokonuje ekstrakcji. W wyniku niej następuje przejście (związanie się) U i Pu z
fazą organiczną, a pozostałych produktów z fazą wodną. I-sza separacja - produktów
rozszczepienia (wraz z aktynowcami) od uranu i plutonu jest możliwa wskutek różnych
ciężarów właściwych. W procesie technologicznym PUREX pozostała po ekstrakcji plutonu
i uranu ciecz (boczna gałąź po I separacji), która zawiera ok. 3% materiału wypalonego
paliwa (produkty rozczepienia i rzadkie aktynowce), jest wysoce radioaktywna i podlega
procesowi przerobu jako odpad radioaktywny. W tym procesie odzyskuje się kwas azotowy.
Ewentualnie odseparowane rzadkie aktynowce mogą zostać unieszkodliwione w procesach
transmutacji jądrowej, w układach podkrytycznych.
Uran i pluton w postaci azotanów przechodzi natomiast do następnego etapu w głównym
ciągu technologicznym.
W czwartym etapie następuje II-ga separacja - uranu od plutonu. Aby oddzielić pluton od
uranu redukuje się Pu (IV) do Pu (III) wykorzystując związki żelaza (Fe2+). W wyniku tego
procesu Pu (III) przechodzi do roztworu wodnego, a U (VI) pozostaje w fazie organicznej.
Związki te (U i Pu) są następnie konwertowane do tlenków UO3 i PuO2.
Trójtlenek uranu zostaje przekształcony w gazowy sześciofluorek uranu (UF6), który trafia do
zakładów wzbogacania.
Natomiast pluton przekształcony w dwutlenek plutonu (PuO2), mający postać proszku służy
do sporządzenia mieszanego paliwa tlenkowego MOX (Mixed OXides, UO2+PuO2).
Paliwo MOX stanowi mieszaninę tlenków uranu i plutonu (UO2 i PuO2), przygotowaną do
eksploatacji w postaci standardowych kaset paliwowych. Do sporządzenia paliwa MOX
wykorzystuje się uran zubożony (będący produktem odpadowym procesu wzbogacania) –
daje to ten sam efekt energetyczny, przy zmniejszonych kosztach. Paliwo MOX zawierające
7-9% plutonu zmieszanego ze zubożonym uranem, odpowiada paliwu uranowemu o
wzbogaceniu 4,5% (przy założeniu, że 2/3 plutonu stanowią izotopy rozszczepialne).
Aktualnie w Europie Zachodniej około 20 bloków pracuje w systemie częściowego cyklu
zamkniętego przy załadunku paliwem MOX w jednej trzeciej całości paliwa (z możliwością
zwiększenia proporcji do 50%), zaś w Japonii zakłada się do końca 2010 roku wdrożyć
paliwo MOX w jednej trzeciej reaktorów (system mieszany) oraz zatwierdzono wdrożenie
bloku opartego na paliwie MOX w 100%. Zgodnie z wymaganiami dokumentu „EUR,”
reaktory lekkowodne III. generacji muszą być przystosowane do stosowania co najmniej 50%
załadunku rdzenia zestawami paliwowymi MOX. W szczególności, reaktor EPR jest
przystosowany do pracy ze 100% załadunkiem paliwa MOX.
W kontekście zamykania cyklu paliwowego poprzez odzysk plutonu i uranu z wypalonego
paliwa – należy uznać obecnie funkcjonujące baseny przechowywania wypalonego paliwa za
dodatkowe – ważne – źródło paliwa w przyszłości.
Do produkcji paliwa MOX może być również użyty pluton pozyskiwany z demilitaryzacji
światowych zapasów broni nuklearnej.
70
2.6.2 Przyszłe zaawansowane zamknięte cykle paliwowe reaktorów IV.
generacji
Przewiduje się, że najpóźniej około 2050 r. powinny zostać na dużą skalę wprowadzone
jądrowe bloki energetyczne z reaktorami IV generacji, o zaawansowanych zamkniętych
cyklach paliwowych, z wielokrotnym recyklingiem uranu i plutonu.
Wypalone paliwo z obecnie eksploatowanych reaktorów (głównie lekkowodnych LWR), może
być przetworzone co najmniej jednokrotnie, z wytworzeniem paliwa MOX. Następnie
wypalone paliwo MOX można magazynować w odwracalnych przechowalnikach (reversible
geological disposal), z których można będzie je odzyskać celem wyodrębnienia plutonu.
Pluton ten może zostać efektywnie wypalony w reaktorach prędkich, przy zastosowaniu
wielokrotnego recyklingu paliwa w cyklu uranowo-plutonowym. Ok. 50 lat eksploatacji
reaktora LWR pozwala zgromadzić zasób wypalonego paliwa wystarczający do
uruchomienia reaktora prędkiego, pracującego przy zamkniętym cyku paliwowym.
Uproszczony
zamknięty
„symbiotyczny”
cykl
paliwowy
(uranowo-plutonowy)
reaktorów
termicznych
i
prędkich
–
z
wykorzystaniem
materiałów
paliwowych odzyskanych z przerobu
paliwa wypalonego w reaktorach
termicznych, oraz wypalaniem uranu
i plutonu oraz powielaniem paliwa w
reaktorze prędkim – pokazano na
Rys. 2.30.
Cykl taki pozwala wykorzystać do 99%
potencjału energetycznego paliwa
wypalonego w reaktorach termicznych
oraz uranu naturalnego. Można przy
tym też ławo pozbyć się rzadkich
aktynowców, wypalając je w reaktorze
prędkim (uzyskując przy tym znaczne
ilości energii).
Rys. 2.30. „Symbiotyczny” cykl paliwowy uranowo-
Zaawansowane
zamknięte
cykle
plutonowy [Z. Celiński, A. Strupczewski: „Podstawy
paliwowe pozwolą też na separację
energetyki jądrowej”].
i wypalanie w reaktorach prędkich tzw.
rzadkich aktynowców, długo-życiowych izotopów neptunu (Np.), ameryku (Am) i kiuru (Cm),
które wytwarzane są w paliwie jądrowym podczas procesu jego wypalania w reaktorach
termicznych. Dzięki temu można będzie wykorzystać potencjał energetyczny rzadkich
aktynowców i wyeliminować je z wypalonego paliwa jądrowego. Aktynowce można także
przekształcić w rozszczepialne izotopy plutonu (Pu-239, Pu-241) – w procesach
transmutacji, które można zrealizować w tzw. zestawach podkrytycznych.
Oprócz wytwarzania energii elektrycznej, reaktory generacji III+ i IV, mogą być wykorzystane
jako źródło energii w przemysłowych procesach fizyko-chemicznych, takich jak:
 Wytwarzanie nośników energii alternatywnych do produktów naftowych: wodoru i paliw
węglowodorowych – także silnikowych (w tym z węgla i biomasy);
 Innych procesach wymagających dużej ilości ciepła i/lub energii elektrycznej, takich jak
odsalanie wody morskiej.
Potrzeba opracowania i wprowadzenia reaktorów IV generacji wynika nie tylko z dążenia do
uzyskania jeszcze lepszych charakterystyk techniczno-ekonomicznych, celem zapewnienia
ich ekonomicznej konkurencyjności z innymi źródłami wywarzania energii elektrycznej oraz
71
zastosowania w przemysłowych procesach fizyko-chemicznych, ale przede wszystkim z
konieczności zapewnienia trwałego rozwoju energetyki jądrowej opartej na reakcji
rozszczepienia, przez znacznie lepsze wykorzystanie potencjału energetycznego materiałów
paliwowych – wobec jednak ograniczonych zasobów uranu.
Wśród reaktorów IV generacji (Rys. 2.31) dominujące znaczenie będą miały reaktory
wykorzystujące pluton i powielające paliwo (w cyklach urano-plutonowym i torowouranowym), przede wszystkim reaktory prędkie. Duże znaczenie będą miały nadal także
reaktory termiczne, w tym wysokotemperaturowe (generacji III+) i bardzo
wysokotemperaturowe (IV generacji) – zwłaszcza, że powielanie paliwa w cyklu torowouranowym możliwe jest także w reaktorach termicznych moderowanych grafitem, a także
ciężkowodnych.
Kopalnia
uranu
Reaktory
termiczne
Reaktor
prędki
Nowe paliwo
Wzbogacanie
i wytwarzanie
Paliwo z recyklingu
Park elektrowni jądrowych
Nowe zestawy
paliwowe
Wypalone zestawy
paliwowe
Uran
Oczyszczanie
Uran
Pręt paliwowy
Cięcie
Rozpuszczalnik
organiczny
Separacja na
wirówkach
Rozpuszczalnik
Produkcja
paliwa
Pluton,
produkty
rozszczepienia
i aktynowce
Separacja
aktynowców
Materiał koszulek
Produkty
rozszczepienia
i śladowe
aktynowce
Pojemniki
odpadów
Osłonowy
obiekt centralny
Składowisko
Rys. 2.31. Schemat zamkniętego cyklu paliwowego dla układu reaktorów IV generacji
[GIF].
Reaktory IV generacji mają charakteryzować się bardzo wysokim bezpieczeństwem
i niezawodnością pracy.
72
Przyszły model energetyki jądrowej zakłada koegzystencję (z efektem synergii) reaktorów IV
generacji (prędkich i termicznych) z reaktorami generacji III i III+ (termicznymi: przeważnie
lekkowodnymi).
Na świecie prowadzi się obecnie prace badawczo-rozwojowe nad następującymi 6 typami
reaktorów IV. generacji i ich cyklami paliwowymi [GIF]24:
1. Reaktor prędki chłodzony gazem – helem (gas-cooled fast reactor – GFR).
2. Reaktor prędki chłodzony ołowiem (lead-cooled fast reactor – LFR).
3. Reaktor prędki chłodzony sodem (sodium-cooled fast reactor – SFR).
4. Reaktor homogeniczny ze stopionymi solami – spektrum energii neutronów od
epitermicznych do termicznych (molten salt reactor – MSR).
5. Reaktor lekkowodny na parametry nadkrytyczne – na neutrony termiczne lub prędkie
(super-critical-water-cooled reactor – SCWR).
6. Reaktor bardzo wysokotemperaturowy – termiczny, moderowany grafitem i chłodzony
helem (very-high-temperature reactor – VHTR).
W tym przypadku odpowiednią metodą przerobu wypalonego paliwa, a zwłaszcza głębokowypalonego i po niedługim okresie jego schładzania, jest metoda pirometalurgiczna
(PYRO) – piroprzetwarzanie (pyroprocessing)25.
Metoda ta pozwala wyodrębnić z wypalonego paliwa wszystkie transuranowce,
włącznie z plutonem. Jej nazwa wywodzi się od wysokich temperatur, jakim poddawane są
metale podczas tej procedury.
Jest to dość złożony proces technologiczny składający się z wielu faz. Zasadniczą fazą jest
elektroliza – przy użyciu prądu elektrycznego na przewodzącej metalowej elektrodzie, z
kąpieli chemicznej (sole rozpuszczonego paliwa), wyłapywane są jony metali.
Gdy na elektrodzie zostanie zgromadzona odpowiednia ilość transuranowców, jest ona
wymieniana. Następnie z wyjętej elektrody zbierane są zgromadzone na niej transuranowce,
topione i formowane. Zawartość formy (mieszanina transuranowców) przetwarza się na
paliwo do prędkiego reaktora powielającego. Gdy poddawane procesowi elektrolizy sole
rozpuszczonego paliwa zostają nasycone produktami rozszczepienia, roztwór jest
oczyszczany, a wyodrębnione produkty rozszczepienia przygotowywane są do ostatecznego
składowania.
W ten sposób, w odróżnieniu od obecnie powszechnie stosowanej metody PUREX, metodą
PYRO wyodrębnia się jednocześnie wszystkie transuranowce (z plutonem), wraz ze
znaczącą pozostałością uranu i produktów rozszczepienia. Tylko niewielka część
transuranowców pozostaje w odpadach pozostałych po całym opisanym wyżej procesie, co
radykalnie zmniejsza czas konieczny do ich izolacji. Metoda ta pozwala też wyodrębnić
długo-życiowe izotopy jodu i technetu, które mogą zostać następnie unieszkodliwione w
procesach transmutacji jądrowej.
Procesy przetwarzania PYRO na razie nie są jeszcze w pełni gotowe do komercyjnego
stosowania na skalę przemysłową. Są one dopracowywane w ramach prac badawczorozwojowych związanych z zaawansowanymi zamkniętymi cyklami paliwowymi reaktorów IV
generacji, prowadzonych w USA, krajach UE i Rosji.
24
A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems. GIF-002-00. Issued by the U.S. DOE
Nuclear Energy Research Advisory Committee and the Generation IV International Forum. December 2002.
25
William H. Hannum, Gerald E. Marsch and George S. Stanford: Smarter Use of Nuclear Waste. Scientific
American. December 2005.
73
Zastosowanie takich zawansowanych zamkniętych cykli paliwowych i reaktorów mnożących
IV generacji, tworzących synergię z reaktorami termicznymi, umożliwi uzyskanie
ok. 100-krotnie większej ilości energii z tej samej ilości użytego uranu26, w porównaniu z
energią uzyskiwaną z paliwa uranowego przy jego jednokrotnym użyciu („once-through”
cycle) w reaktorach lekkowodnych LWR27.
W efekcie uzyska się wystarczalność zasobów materiałów paliwowych (rozszczepialnych
i paliworodnych) na czas liczony w wielu tysiącach lat – patrz dane wg. raportu MAEA28
zamieszczone w Tabeli 2.3. zaczerpniętej ze strony www.atom.edu.pl.
Tab. 2.3. Okres w latach na jaki wystarczy uranu przy obecnej mocy elektrowni jądrowych z
uwzględnieniem różnych zasobów i technologii cyklu paliwowego.
Kategoria zasobów*
Zidentyfikowane
Wszystkie
konwencjonalne
Reaktory LWR/ Obecny
cykl otwarty
Prędkie reaktory
powielające, recykling
Pu
Prędkie reaktory
powielające recykling
uranu i aktynowców /
cykl zamknięty
100
300**
Konwencjonalne
i niekonwencjonalne, w tym
fosforany
1 690
3 070
8 990
56 680
24 000
71 000
472 000
* Źródła, które mają udokumentowaną historię wydobywania uranu jako produktu lub współ-produktu
lub zaliczane są do źródeł konwencjonalnych. Źródła o bardzo niskiej zawartości uranu w rudzie lub
te, w których uran jest tylko produktem ubocznym, klasyfikowane są jako źródła niekonwencjonalne.
Zidentyfikowane rezerwy oznaczają znane handlowe ilości uranu, które można zyskać przy obecnie
stosowanej technologii i po określonej cenie. Ponadto istnieją oceny dodatkowych lub
perspektywicznych rezerw stanowiących przedłużenie złóż udokumentowanych lub nowe złoża,
których oczekuje się w oparciu o dobrze określone dane geologiczne. Ocena ich ilości jest obarczona
większą niepewnością.
** Uwaga: okres 300 lat jest dłuższy od podanego w rezolucji Parlamentu Europejskiego, bo tabela
powyższa opiera się na danych z końca 2008 roku, a uchwała PE była podjęta o rok wcześniej. Jest to
dobra ilustracja tempa w jakim przybywa znanych złóż uranu dzięki wzmożonej eksploracji.
26
Teoretycznie możliwe jest uzyskanie ok. 150-krotnie większej ilości energii [Mixed Oxide Fuel (MOX). Nuclear
Issues Briefing Paper 42. Australian Uranium Association – Uranium Information Centre. November 2006].
27
The Sustainable Nuclear Energy Technology Platform. A vision report. EUR 22842. European Commission.
Directorate-General for Research. Euratom. 2007.
28
IAEA: Climate change and nuclear power 2008, Vienna, International Atomic Energy Agency, p.29.
74
2.7
Odpady promieniotwórcze energetyki jądrowej
Wysoko aktywne odpady promieniotwórcze z elektrowni jądrowej to głównie wypalone
paliwo jądrowe – w którym zawarte jest ok. 99% całkowitej aktywności odpadów, lub odpady
z przerobu paliwa.
Pozostałe ok. 1% aktywności zawarte jest w odpadach średnio i nisko aktywnych, należą
do nich np.: wkłady filtracyjne z układów oczyszczania skażonych mediów technologicznych
i powietrza, ścieki z dekontaminacji urządzeń i pomieszczeń oraz pryszniców i z pralni
odzieży ochronnej, zużyta odzież ochronna oraz niektóre wycofane z eksploatacji
urządzenia. Odpady średnio i nisko aktywne przechowywane są podobnie jak odpady z
medycyny i przemysłu, gdyż istotnie się od siebie nie różnią. Problemem technicznym
i ekonomicznym jest głównie wypalone paliwo, które zawiera w sobie wysoko aktywne
i długożyciowe izotopy promieniotwórcze. Ponadto, przy demontażu elektrowni jądrowej
konieczne jest zabezpieczenie części urządzeń i materiałów, które stanowią odpady
promieniotwórcze.
Czas potrzebny na obniżenie aktywności odpadów promieniotwórczych zawartych w
wypalonym paliwie zależy od tego, czy zastosujemy recykling, czyli separację materiałów
rozszczepialnych i powtórne ich użycie jako paliwa w reaktorze.
Rys. 2.32. Ilustracja klasyfikacji odpadów promieniotwórczych z określeniem sposobu ich
29
składowania wg. MAEA.
Odpady promieniotwórcze z elektrowni jądrowej zajmują mają stosunkowo niewielką
objętość, co bardzo ułatwia ich staranne zabezpieczenie. Jądrowy blok energetyczny o
mocy elektrycznej 1000 MW e zużywa rocznie ok. 20 t uranu (w postaci UO2) lub mniej,
wytwarzając odpady promieniotwórcze o łącznej objętości ok. 180 m3, w tym:
 ok. 3 m3 odpadów wysokoaktywnych - po przetworzeniu wypalonego paliwa (lub
wypalone paliwo bez przetworzenia - ok. 13 m3),
 ok. 10-22 m3 odpadów średnioaktywnych,
 reszta to odpady niskoaktywne: 155-160 m3.
29
Rysunek zaczerpnięty z wykładu Janusza Włodarskiego: „Unieszkodliwianie odpadów promieniotwórczych –
perspektywy dla EJ”. II Szkoła Energetyki Jądrowej. Warszawa, 3-5.11.2009.
75
Właściwe postępowanie z odpadami promieniotwórczymi może skutecznie zabezpieczyć
człowieka i środowisko przed szkodliwym wpływem emitowanego przez nie promieniowania
jonizującego. Dlatego też podczas unieszkodliwiania i składowania odpadów obowiązują
określone zasady:
– minimalizowanie ilości powstających odpadów;
– odpowiednie segregowanie (oddzielnie ciekłe, oddzielnie nadające się do rozdrobnienia,
prasowania, spalania itd.);
– zmniejszanie objętości (prasowanie, odparowanie, itp.);
– zestalanie i pakowanie w taki sposób, aby były chemicznie i fizycznie stabilne;
– składowanie odpadów w miejscach o właściwej strukturze geologicznej oraz stosowanie
wszystkich możliwych technologii i barier, które skutecznie izolują odpady od człowieka
i środowiska [Włodarski]30.
Odpady promieniotwórcze składuje w zależności od ich aktywności i okresu półrozpadu
promieniotwórczego w składowiskach powierzchniowych (niskoaktywne i krótkożyciowe),
oraz podziemnych (średnio i wysokoaktywne) – na różnych głębokościach (patrz: Rys. 2.33).
Rys. 2.33. Schemat podziemnego składowania odpadów promieniotwórczych
[Erich Übelacker: „Energia atomowa”].
30
Janusz Włodarski: „Unieszkodliwianie odpadów promieniotwórczych –perspektywy dla EJ”. II Szkoła
Energetyki Jądrowej. Warszawa, 3-5.11.2009.
76
Koszty unieszkodliwiania odpadów promieniotwórczych w niewielkim stopniu wpływają na
cenę energii elektrycznej z elektrowni jądrowych, gdyż stanowią one zaledwie ok. 1%
łącznych kosztów wytwarzania energii – wynika to w szczególności z analiz ekonomicznych
wykonanych przez amerykański Massachusetts Institute of Technology (MIT 200931).
2.7.1 Odpady wysokoaktywne
Jak już opisano powyżej w pkt 2.6, współczesne podejście do cyklu paliwowego sprawia, że
wypalone paliwo coraz częściej nie jest traktowane, jako kłopotliwy wysokoaktywny odpad,
lecz jako cenny surowiec do przerobu i recyklingu materiałów paliwowych. Zapewnia to
wielokrotnie większe wykorzystanie energii zawartej w materiałach rozszczepialnych, a
jednocześnie zdecydowanie zmniejsza problemy związane z unieszkodliwianiem odpadów
promieniotwórczych.
Zawarty w paliwie wypalonym pluton ma bardzo długi okres połowicznego rozpadu, co
oznacza, że odpady zawierające pluton i rzadkie aktynowce trzeba przechowywać przez
dziesiątki tysięcy lat. Dlatego kraje stosujące otwarty cykl paliwowy, w którym wypalone
paliwo usuwa się do podziemnego składowiska odpadów radioaktywnych – zmuszone były
do opracowania metod składowania odpadów zapewniających ich oddzielenie od środowiska
przez bardzo długi czas. Zadanie to zostało z powodzeniem rozwiązane w szeregu krajów.
Bezpośrednie promieniowanie z odpadów promieniotwórczych nie stwarza żadnego
zagrożenia, bo już kilkumetrowa warstwa ziemi wystarcza, by promieniowanie to nie
wydostało się na powierzchnię. A przecież odpady składuje nie kilka, ale kilkaset metrów pod
ziemią. Dlatego jedynym zagrożeniem jest możliwość, że odpady zostaną wymyte przez
wodę, rozpuszczone i wraz z wodą popłyną na powierzchnię, gdzie mogą zostać spożyte
przez ludzi i spowodować zagrożenie radiologiczne. Aby przed tym się uchronić, przy
składowaniu wypalonego paliwa stosuje się system wielu kolejnych barier fizycznych,
zapobiegających rozprzestrzenianiu się substancji promieniotwórczych oraz pochłaniających
promieniowanie. Na ten system barier składają się:

Tworzenie trudno rozpuszczalnych związków chemicznych (koncentratów) wiążących
izotopy promieniotwórcze.

Materiał wiążący (spoiwo), który służy do zestalania odpadów, co przeciwdziała
rozsypaniu, rozproszeniu, rozpyleniu i wymywaniu substancji promieniotwórczych.
Spoiwem może być beton (działa jednocześnie, jako osłona biologiczna), asfalt, polimery
organiczne i masy ceramiczne.

Opakowanie odpadów, zabezpieczające je przed uszkodzeniami mechanicznymi,
działaniem czynników atmosferycznych i kontaktem z wodą. Stałe lub zestalone odpady
zamykane są na ogół w pojemnikach metalowych lub betonowych i w tej postaci są
przewożone, magazynowane i składowane.

Betonowa konstrukcja składowiska, która stanowi dodatkowe zabezpieczenie odpadów
przed działaniem czynników atmosferycznych, zapobiega korozji opakowań oraz migracji
substancji promieniotwórczych z miejsca ich składowania.

Struktura geologiczna terenu. Ta bariera decyduje o wyborze miejsca na lokalizację
składowiska. Teren składowiska musi być m.in. asejsmiczny, niezatapialny (np. w czasie
powodzi) mało przydatny gospodarczo i oddalony od skupisk ludzkich. Odpowiednie
warunki geologiczne i hydrogeologiczne mają zapobiegać rozprzestrzenianiu się
radionuklidów w glebie i przenikaniu ich do wód gruntowych i powierzchniowych.
31
Yangbo Du and John E. Parsons: Update on the Cost of Nuclear Power. May 2009. MIT Center for Energy and
Environmental Policy Research (CEEPR).
77

Impregnująca warstwa bitumiczna pokrywająca wierzchnią warstwę betonu, która
ogranicza m.in. migrację wody, spowalnia korozję opakowań oraz wymywanie substancji
promieniotwórczych.
Skuteczność systemu barier związana jest z ich wielostopniowością, zabezpieczającą
odpady przed rozsypaniem, rozproszeniem, rozpyleniem i wymywaniem substancji
promieniotwórczych. Z tego też względu stopień narażenia środowiska na ujemne skutki
promieniowania jonizującego, pochodzącego od składowanych odpadów, jest bardzo
niewielki, nawet przy założeniu najbardziej pesymistycznych scenariuszy wydarzeń.
Systemy barier stosowane na świecie są różne w zależności od warunków geologicznych
lokalizacji składowiska, ale mają szereg wspólnych cech. Poniżej pokazano przykładowy
system kolejnych barier: zeszklony materiał wiążący materiał radioaktywny, miedziany
pojemnik na paliwo, elastyczna glina bentonitowa otaczająca pojemnik, oraz skała (stabilna
formacja geologiczna). Jeśli zawiedzie jedna bariera, inne przejmują jej rolę.
Rys. 2.34. Układ barier zabezpieczających wypalone paliwo przy składowaniu pod ziemią
32
[Andrzej Strupczewski] .
Przede wszystkim stopione paliwo jest zalewane szkłem o wysokiej odporności na
wymywanie. Odporność takiego zeszklonego materiału liczona jest na dziesiątki tysięcy lat.
Zeszklone paliwo otoczone jest pierwszą barierą, którą stanowi pojemnik miedziany. Jego
zadaniem jest odizolowanie paliwa od środowiska. Jak długo pojemnik pozostaje szczelny,
nie może wystąpić żadna ucieczka radioaktywności. Największe zagrożenie dla całości
pojemnika stanowi korozja (powodowana głównie przez tlen i związki siarki rozpuszczone w
wodzie podziemnej), a także ruchy skały, mogące spowodować przełamania pojemnika.
Miedź jest materiałem, który bardzo dobrze wytrzymuje działanie agresywnych substancji w
wodzie podziemnej. Wkładki żeliwne pozwalają pojemnikowi przetrzymać bardzo duże
obciążenia mechaniczne.
Pojemnik otoczony jest warstwą gliny bentonitowej zwanej buforem, ponieważ chroni ona
pojemnik przed małymi ruchami w warstwie skalnej i utrzymuje go na miejscu. Bufor ma dwie
dodatkowe funkcje. Bentonit pochłania wodę i powiększa przy tym swą objętość, co
praktycznie wyklucza przedostanie się wody gruntowej przez warstwę gliny i dotarcie do
32
Rysunek zaczerpnięty z opracowania Andrzeja Strupczewskiego: „Zapewnienie unieszkodliwiania odpadów
radioaktywnych”. III Szkoła Energetyki Jądrowej. Gdańsk, 20-22.10.2010. Instytut Energii Atomowej POLATOM.
Październik 2010.
78
pojemnika. Jednocześnie bentonit działa jako filtr. Radionuklidy przywierają do powierzchni
cząstek gliny. W bardzo małoprawdopodobnym przypadku uszkodzenia pojemnika, ogromna
większość radionuklidów pozostanie w pojemniku. Większość tych, które wyciekną, zostanie
wychwycona w bentonicie. W ten sposób znakomicie opóźniamy transport radionuklidów na
powierzchnię, co zapewnia dalszy naturalny rozpad radioaktywny i redukcję ich aktywności.
Skała, w której umieszczamy składowisko, gra istotną rolę w opóźnieniu transportu
radionuklidów. Głównym jej zadaniem jest ochrona pojemnika i bufora przed uszkodzeniem
mechanicznym i zapewnienie stabilnego środowiska chemicznego. Ważne jest by w wodzie
podziemnej nie było rozpuszczonego tlenu, który mógłby spowodować korozję pojemnika.
Ponadto, mała szybkość przepływu wody w skale stanowi zaletę dla utrzymania integralności
wszystkich
barier.
Opracowano
pojemniki do przechowywania paliwa
dla jak też projekty składowisk, w
krajach
takich
jak:
Szwajcaria,
Finlandia, Szwecja, USA i Francja.
Badania skał podziemnych w tych
krajach przeprowadzono pomyślnie.
Wszędzie
okazywało
się,
że
techniczne
problemy
są
już
rozwiązane i wybrane lokalizacje
oferują dobre warunki do zapewnienia
izolacji odpadów przez tysiące lat.
Według zgodnej opinii geologów,
procesy wymywania odpadów są
bardzo powolne, i nawet gdyby były
one
pozbawione
pojemników
i witryfikacji, to i tak nie wydostałyby
się z głębokości 500 m na
powierzchnię ziemi wcześniej niż za
20-100 tysięcy lat.
W Finlandii rozpoczęto budowę
głębokiego składowiska w Onkalo, ma Rys. 2.35. Schemat składowiska głębokiego w Onkalo
w Finlandii [NEA OECD].
ono zostać oddane do eksploatacji w
33
2020 r.
2.7.2 Odpady średnio i niskoaktywne
Przechowywanie odpadów o średniej i niskiej aktywności prowadzi się we wszystkich
krajach, w których radionuklidy wykorzystywane są do diagnozowania i leczenia ludzi w
medycynie, a także do zastosowań przemysłowych. Takie składowiska działają w całej Unii
Europejskiej, również i w Polsce (w Różanie n/Narwią). Wprowadzenie energetyki jądrowej
oznacza tylko powiększenie skali działań, a nie zasadnicze zmiany jakościowe w
stosowanych wszędzie i bardzo skutecznych metodach unieszkodliwianie odpadów.
33
OECD/Nuclear Energy Agency, Committee On Radioactive Waste Management (RWMC) Radioactive Waste
Management In Finland 2005.
79
Średnio
i
niskoaktywne
odpady
promieniotwórcze składuje się w składowiskach
powierzchniowych
(niskoaktywne
i krótkożyciowe) lub podziemnych średniogłębokich (średnioaktywne) – w stabilnych
formacjach geologicznych: wysadach solnych,
skałach iłowych lub skałach magmowych.
Szczególnie dobrze nadają się do budowy
składowisk pokłady solne, sól jest bowiem
absolutnie szczelna, więc żadne substancje
promieniotwórcze nie mogą przedostać się do
środowiska – w szczególności do wód
gruntowych.
Rys. 2.36. Odpady niskoaktywne
[Erich Übelacker: „Energia atomowa”].
Przed ekspedycją do składowiska odpady
muszą zostać odpowiednio przetworzone
i kondycjonowane aby spełniały określone warunki, gwarantujące bezpieczeństwo
radiologiczne przy ich transporcie i składowaniu. Warunki te – zgodne wymaganiami MAEA –
określone są w odpowiednich przepisach polskich34.
Metody przetwarzania odpadów promieniotwórczych zależą od ich postaci fizycznej i składu
chemicznego, w szczególności stosuje się następujące [Włodarski]:

Odpady ciekłe:
– oczyszczanie metodami z
zastosowaniem sorbentów
nieorganicznych,
– zatężenie na wyparce,
– membrany
– filtry jonitowe,
– zestalanie (cement, asfalt,
tworzywa sztuczne),
– zeszkliwianie

Odpady stałe:
– fragmentacja,
– prasowanie,
– utrwalanie (cement, tworzywa
sztuczne).

Odpady biologiczne:
– utrwalanie w żywicach
mocznikowo –
formaldehydowych.
Rys. 2.37. Bariery ochronne przy składowaniu
odpadów promieniotwórczych [ZUOP Świerk].
1. chemiczna, 2. fizyczna, 3. I inżynierska,
4. II inżynierska, 5. naturalna.
W Polsce problem unieszkodliwiania odpadów promieniotwórczych powstał w 1958 r., z
chwilą uruchomienia w Świerku pierwszego badawczego reaktora jądrowego EWA
i rozpoczęcia produkcji sztucznych izotopów promieniotwórczych dla nauki, medycyny
i przemysłu. Już w roku 1961 po odpowiednich przygotowaniach inżynieryjno-technicznych
oddano do eksploatacji w miejscowości Różan nad Narwią składowisko odpadów
promieniotwórczych, pracujące z powodzeniem do dzisiaj.
34
Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 3 grudnia 2002 r. w sprawie odpadów promieniotwórczych
i wypalonego paliwa jądrowego (Dz. U. z 2002 r. Nr 230, poz. 1925).
80
Na składowisko to przeznaczono dawny
fort
wojskowy
z
lat
1905-1908,
posiadający grube (1,2 - 1,5 m) ściany
i stropy betonowe, które zapewniają pełną
osłonność biologiczną ulokowanym w nich
odpadom.
Wody gruntowe znajdują się pod warstwą
gliny o bardzo małej przepuszczalności
i warstwą
gleby
o
właściwościach
sorpcyjnych na głębokości kilkunastu
metrów poniżej składowiska.
Skład podłoża przeciwdziała skutecznie
migracji odpadów, które mogłyby na
skutek
nieszczęśliwych
wydarzeń
przeniknąć do gleby.
Rys. 2.38. Krajowe składowisko odpadów
promieniotwórczych (KSOP) w Różanie.
Chociaż odpady promieniotwórcze składuje się w Różanie już przez pół wieku, nie
stwierdzono wśród społeczności lokalnych żadnych ujemnych skutków zdrowotnych,
przeciwnie, umieralność na choroby nowotworowe w gminie Różan należy do najniższych w
Polsce. Jest to najlepsze świadectwo braku ujemnego wpływu składowiska na środowisko
i okolicznych mieszkańców.
Rys. 2.39. Niskoaktywne odpady promieniotwórcze przygotowane do wywozu do składowiska
[ZUOP Świerk].
81
2.7.3 Likwidacja elektrowni jądrowej
Istnieje już zebrane obszerne doświadczenie z demontażu i likwidacji obiektów jądrowych, w
tym wielu elektrowni jądrowych, które zlikwidowano kompletnie, do stanu „zielonego pola”.
Do października 2010 r. wycofano z eksploatacji 100 kopalń uranu, 80 reaktorów
energetycznych, ponad 250 reaktorów badawczych i wiele instalacji cyklu paliwowego (WNA
Decommissioning35). Część z nich zlikwidowano całkowicie, do stanu „zielonego pola”, jak
np. EJ Maine Yankee (PWR, 900 MW e), której likwidację i teren po zlikwidowaniu pokazano
na Rys. 2.40 i 2.41.
Doświadczenie wskazuje, że większość elementów elektrowni jądrowej nie jest
radioaktywna, albo jest bardzo mało skażona. Większość metalu pozyskanego z rozbiórki
można recyklizować. Dysponujemy już wypróbowanymi metodami i urządzeniami do
bezpiecznego demontażu. Ich skuteczność sprawdzono w pracy w różnych częściach
świata. Prace przy likwidacji przebiegają sprawnie, zgodnie z planowanym budżetem
i harmonogramem.
Teren zajęty przez EJ jest znacznie mniejszy niż tereny potrzebne dla innych źródeł
wytwórczych energii elektrycznej, dlatego zwykle nie ma konieczności pospiesznego
przeprowadzania demontażu i likwidacji reaktora. Chociaż obecnie obserwuje się tendencję
do likwidacji obiektów jądrowych już po kilku latach od chwili ich ostatecznego wyłączenia,
odłożenie likwidacji na 20-50 lat nie powoduje żadnych ujemnych skutków, a zdecydowanie
zmniejsza narażenie radiacyjne personelu i koszty likwidacji.
Koszty likwidacji EJ, łącznie z unieszkodliwianiem powstających przy tym odpadów
radioaktywnych maleją i stanowią tylko małą część całkowitego kosztu wytwarzania energii
elektrycznej. Z analiz ekonomicznych dla reaktorów lekkowodnych III. generacji wykonanych
przez amerykański Massachusetts Institute of Technology, wynika że koszty likwidacji mają
niespełna 0,5% udział w całkowitych kosztach wytwarzania energii elektrycznej, zaś nakłady
na likwidację przyjęto na poziomie 17,5% nakładów inwestycyjnych na budowę (MIT 2009).
Rys. 2.40. EJ Maine Yankee w USA – stan przed likwidacją, w trakcie i po zakończeniu
36
likwidacji [NEA OECD] .
35
WNA: Decommissioning nuclear facilities (updated October 2010). http://www.world-nuclear.org/info/inf19.html.
36
Decommissioning of Nuclear Power Facilities. NEA OECD 2005.
82
Rys. 2.41. Lokalizacja Maine Yankee po zlikwidowaniu EJ, 10 stycznia 2005 r.
Dawki promieniowania przy demontażu EJ są małe. Dla przykładu, dawka kolektywna dla
pracowników przewidywana dla likwidacji EJ Maine Yankee wynosiła 5,7 osobo-Sv.
W praktyce całkowita dawka kolektywna przy likwidacji EJ Maine Yankee była mniejsza wyniosła tylko 2,7 osobo-Sv37.
Również i społeczeństwo niezwiązane zawodowo z elektrownią jądrową nie jest narażone na
znaczące dawki promieniowania. Dla EJ Maine Yankee przyjęto, że radioaktywność
pozostająca na terenie po likwidacji EJ nie może powodować mocy dawki wyższej niż
0,1 mSv/rok wszystkimi drogami zagrożenia, w tym 0,04 mSv/rok poprzez wody gruntowe38.
Natomiast różnica w wielkości tła promieniowania naturalnego w Finlandii (7 mSv/rok) i w
Polsce (2,5 mSv/rok) wynosi 4,5 mSv/rok. Oznacza to, że mieszkanie w ciągu roku na
terenie byłej EJ spowoduje taką dawkę dodatkową, jak wyjazd z Polski na 8 dni do Finlandii!
2.7.4 Transport odpadów promieniotwórczych
Materiały promieniotwórcze przewozi się w pojemnikach zaprojektowanych tak, by zapewnić
bezpieczeństwo nie tylko podczas normalnego transportu, ale i po awariach (wypadkach),
przy czym awarie projektowe dobrane są tak, by były cięższe od awarii, których można
oczekiwać na podstawie doświadczenia i pesymistycznych analiz. Pojemniki te muszą
spełnić rygorystyczne wymagania bezpieczeństwa określone w przepisach Międzynarodowej
Agencji Energii Atomowej39.
37
US NRC Inspection Reports for Maine Yankee from August 1998 through January 2003 (IR 98-04 – 03-03)
(www.nrc.gov).
38
Wald M. Dismantling Nuclear Reactors, Scientific American, March 2003, 33-41.
39
IAEA·Safety Standards. Publ. 1255 Safety Requirements TS-R-1, Regulations for the Safe Transport of
Radioactive Materials, 2005 Edition, IAEA, Vienna, 2005.
83
W szczególności, pojemniki typu B służące do przewozu paliwa wypalonego drogą lądową
lub wodną, muszą być odporne na wszelkie możliwe wypadki podczas transportu. Seria
testów pojemnika typu B i C obejmuje następujące próby:

Uderzenie pociągu jadącego z pełną prędkością w zaporę betonową (Rys. 2.42)

Uderzenie pociągu w bok pojemnika

Upadek pojemnika B z wysokości 9 m na twardą powierzchnię betonową

Odporność na przebicie prętem metalowym

Pożar

Zatopienie pojemnika.
Rys. 2.42. Wagon kolejowy z pojemnikiem typu B o wadze 74 ton uderza z prędkością 130 km/h
w blok betonowy o wadze 690 ton [Sandia National Laboratories, USA].
Wypalone paliwo jądrowe transportuje się w specjalnych kontenerach, zapewniających
osłonę przed promieniowaniem i odprowadzenie ciepła (Rys. 2.43).
Rys. 2.43. Konstrukcja typowego kontenera do transportu wypalonego paliwa: po lewej kolejowego, po prawej – drogowego.
84
3
Energetyka jądrowa w systemie energetycznym Polski
Autor: mgr inż. Władysław Kiełbasa
3.1
Dlaczego potrzebujemy w Polsce elektrowni jądrowych?
Elektrowni jądrowych w Polsce potrzebujemy dla pokrycia - przy racjonalnych kosztach rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną, ponieważ:
 Dalszy rozwój gospodarczy kraju wymaga zwiększenia podaży energii elektrycznej, której
zużycie w Polsce należy do najniższych w UE
 Wyczerpują się zasoby paliw kopalnych
– w szczególności w Polsce operatywne zasoby węgli: wystarczą na 30-40 lat
 Rosną koszty pozyskania i ceny paliw kopalnych:
– Wydobycie węgla kamiennego w Polsce z roku na rok spada przy rosnących
kosztach;
– Polski węgiel jest obecnie niekonkurencyjny: wysokie koszty wydobycia i transportu
(wyższe ze Śląska na Pomorze niż z Chin!);
– Rośnie import węgla kamiennego, głównie z Rosji (w 2009 r. ok. 10,5 mln t);
 Szczególnie szybko rosną koszty redukcji emisji zanieczyszczeń:
– Zaostrzane przez UE normy emisji: SO2, NOx i pyłów (wkrótce – wzorem USA: rtęci);
– Ograniczenia emisji CO2 (pakiet energetyczno-klimatyczny UE „3x20”);
– Konieczne wyłączenie z eksploatacji starych elektrowni węglowych, nie spełniających
norm emisji i nie nadających się do modernizacji (do 2030 r. łącznie aż 14 355 MW, a
4204 MW do głębokiej modernizacji);
 A przede wszystkim dlatego, że elektrownie jądrowe wytwarzają energię
elektryczną najtaniej!
Do wznowienia programu energetyki jądrowej skłaniają nas przede wszystkim względy
ekonomiczne. Ich znaczenie szczególnie wzrosło w ostatnich latach – wobec polityki Unii
Europejskiej związanej z ochroną klimatu, której skutkiem jest wprowadzenie wysokich
i zwiększających się z czasem opłat za emisję CO2 – przy sukcesywnym ograniczaniu
limitów emisji tego gazu.
W Polsce – gdzie ok. 92% energii elektrycznej wytwarza się z węgla kamiennego i
brunatnego – opłaty te spowodują duży wzrost cen energii elektrycznej. Dalsze
utrzymywanie tej „monokultury węglowej” byłoby bardzo kosztowne dla gospodarki i poziomu
życia ludności. Już obecnie energia elektryczna coraz bardziej staje się dobrem luksusowym.
Jej zużycie w Polsce należy do najniższych w Europie, zaś ceny – odniesione do siły
nabywczej – należą do najwyższych: w 2009 r. za energię elektryczną drożej płacili tylko
Węgrzy (patrz poniższy wykres: Rys. 3.1). Przy tym bardzo niepokojąca jest też dynamika
wzrostu tych cen – szczególnie silna w okresie ostatnich 3 lat.
Wysokie ceny energii elektrycznej, a już szczególnie jej ewentualne niedobory,
doprowadziłyby do spadku konkurencyjności polskiego przemysłu i odpływu z naszego kraju
inwestycji przemysłowych, ze wszelkimi negatywnymi konsekwencjami gospodarczymi.
Konieczna jest więc dywersyfikacja źródeł wytwórczych energii elektrycznej w Polsce – w
kierunku technologii nisko- i bezemisyjnych, a taką właśnie jest energetyka jądrowa.
Elektrownie jądrowe nie tylko, że nie emitują dwutlenku węgla i innych szkodliwych dla
środowiska zanieczyszczeń, ale wytwarzają energię elektryczną najtaniej – a przy tym koszty
wytwarzania są stabilne, gdyż są one mało wrażliwe na zmiany cen uranu.
85
Z drugiej wyczerpują się operatywne zasoby węgla kamiennego i brunatnego (przy
rosnących kosztach wydobycia), zaś zasoby odnawialnych źródeł energii (OZE) nie są
wystarczające dla pokrycia zapotrzebowania na energię elektrycznej, a poza tym energia
wytwarzana z OZE jest stosunkowo droga.
Rys. 3.1. Ceny energii elektrycznej dla gospodarstw domowych w krajach europejskich w
2009 r.: wyrażone w €/100kWh oraz w jednostkach standardowej siły nabywczej
40
(PPS – Purchasing Power Standard) PPS/100kWh .
Poszczególne uwarunkowania systemowe uzasadniające potrzebę wprowadzenia w Polsce
energetyki jądrowej omówione zostały w odpowiednich podrozdziałach poniżej.
40
Gazeta Prawna: Prąd jeszcze droższy. 26.10.2010 r.
http://biznes.gazetaprawna.pl/artykuly/461092,prad_jeszcze_drozszy.html.
86
3.2
Potrzebujemy więcej energii elektrycznej – aby gospodarka
mogła się rozwijać
Zużycie energii elektrycznej na mieszkańca w Polsce (w 2008 r.: brutto / netto = 4 065 /
3 082 kWh/os.):
–
należy do najniższych w UE (niższe jest tylko w Rumunii, na Litwie i w Łotwie);
–
jest znacznie niższe niż w krajach „starej piętnastki” UE (UE-15) – w przypadku energii
finalnej aż ok. 2,1-krotnie (patrz: Rys. 3.2).
Zużycie energii elektrycznej na mieszkańca w krajach UE (2008 r.)
18000
16000
14000
[kWh/os.]
12000
10000
8000
6000
4000
brutto
UE-27
UE-15
Rumunia
Węgry
Bułgaria
Słowenia
Słowacja
Czechy
Malta
Polska
Litwa
Łotwa
Cypr
Estonia
Włochy
Szwecja
W.Brytania
Niemcy
Portugalia
Holandia
Irlandia
Grecja
Hiszpania
Francja
Dania
Finlandia
Belgia
Austria
0
Luksemburg
2000
finalne
Rys. 3.2. Porównanie zużycia energii elektrycznej na mieszkańca w krajach UE.
41
42
[oprac. wł. na podst. danych Eurostat 2010 i GUS 2010 ].
„Ekolodzy” twierdzą jednak, że mamy rzekomo olbrzymie rezerwy efektywności
energetycznej, bo „jesteśmy 3-razy mniej efektywni” niż kraje „starej” UE (UE-15) – więc dla
pokrycia zapotrzebowania co najmniej do 2030 r. wystarczy tylko oszczędzać energię
i zwiększyć wykorzystanie odnawialnych źródeł energii (OZE). Czy to prawda?
Rzeczywiście energochłonność polskiej gospodarki w porównaniu z średnimi wskaźnikami
energochłonności dla UE-15 jest znacznie wyższa (choć nie 3-krotnie) - lecz jeśli w
porównaniach używa się wartości PKB liczonej wg. kursów wymiany walut (PKBER).
Natomiast elektrochłonność polskiego PKB liczonego wg. parytetu siły nabywczej (PKBPPP)
jest zbliżona do wskaźników dla krajów o podobnym poziomie rozwoju gospodarczego i do
średniej „unijnej”.
Kluczowe znaczenie dla prawidłowego określenia wskaźników energochłonności dochodu
narodowego dla celów porównań międzynarodowych ma zastosowanie odpowiedniej miary
produktu krajowego brutto (PKB). W oficjalnych publikacjach statystycznych można znaleźć
dane o PKB obliczonego zarówno wg. kursów wymiany walut (PKBER, Exchange Rate ER), jak też wg. parytetu siły nabywczej (PKBPPP, Purchasing Power Parity - PPP).
Szczególnie warte uwagi jest jednak to, że Światowa Rada Energetyczna używa w studiach
porównawczych energochłonności właśnie PKBPPP.43
41
Energy. Yearly statistics 2008. 2010 Edition. Eurostat. European Commission.
Główny Urząd Statystyczny: Mały rocznik statystyczny Polski 2010. Warszawa, rok LIII.
43
World Energy Council: Światowy i polski sektor energii, Historia, teraźniejszość, prognoza do 2030 roku.
Warszawa, maj 2010.
42
87
Parytety siły nabywczej są to współczynniki walutowe odzwierciedlające realną siłę
nabywczą waluty danego kraju w relacji do średniej umownej waluty porównywanych krajów,
tj. jednostki standardowej siły nabywczej (Purchasing Power Standard – PPS). Wyrażenie
PKB i jego głównych elementów we wspólnej umownej walucie, poprzez eliminację różnic
cen, umożliwia bezpośrednie porównanie wolumenów PKB wszystkich krajów
uczestniczących w badaniu.
PKB liczony wg. kursów wymiany walut (PKBER) nie odzwierciedla prawidłowo poziomu
zamożności społeczeństw i nie powinien być stosowany do porównań wskaźników
energochłonności dla różnych krajów – zwłaszcza znacznie różniących się poziomem
rozwoju gospodarczego oraz cenami towarów i usług na rynku wewnętrznym (w krajach
zamożniejszych są one wyższe niż krajach mniej zamożnych). Do porównań takich o wiele
lepiej nadaje się natomiast PKB liczony wg. parytetu siły nabywczej (PKBPPP).
Wartości PKBPPP różnią się bowiem – niekiedy bardzo znacznie – od PKBER na korzyść
krajów o niższym poziomie cen, zazwyczaj słabiej rozwiniętych, zaś na niekorzyść krajów
drogich. Zagadnienie to zostało szczegółowo przedstawione w artykule Lawrence’a J. Lau, z
Uniwersytetu Stanforda44. Na poniższym wykresie (Rys. 3.3) zaczerpniętym z tego artykułu
pokazano te relacje – widać, że: przy PKBER (GNP per capita) do ok. 17 000 $ zawsze
PKBPPP > PKBER, zaś powyżej 20 000 $ przeważnie PKBPPP < PKBER.
Rys. 3.3. Relacja PKBPPP [GNP(PPP) per Capita] do PKBER [GNP per Capita] dla gospodarek o
różnym poziomie rozwoju (linia niebieska: PKBPPP = PKBER) [L.J. Lau, Stanford University].
Jeśli porównywać Polskę z krajami UE-15: to dla Polski wartość PKB per capita obliczona
wg. parytetu siły nabywczej (PKBPPP) jest ok. 1,25-krotnie wyższa od wartości obliczonej wg.
kursu wymiany walut (PKBER), natomiast dla krajów UE-15 relacja jest odmienna – wartość
PKBPPP stanowi ok. 0,80 niższa wartości PKBER.
44
Lawrence J. Lau: The Use of Purchasing-Power-Parity Exchange Rates in Economic Modeling: An Expository
Note. Department of Economics. Stanford University. USA.
88
Gdy więc stosuje się do obliczenia wskaźników miarę PKBPPP, zamiast PKBER, to wnioski z
porównania energochłonności polskiego PKB z krajami „Starej Unii” (UE-15) są znacząco
odmienne (patrz wykres: Rys. 3.4).
Relacja PKBPPP do PKBER w krajach UE-27 (2008 r.)
140 000
PKBPPP [$/os.]
120 000
100 000
80 000
60 000
40 000
Polska
20 000
0
0
20 000
40 000
60 000
80 000
100 000
120 000
140 000
PKBER [$/os.]
Rys. 3.4. Relacja PKBPPP do PKBER w krajach UE-27 [GUS: Mały Rocznik Statystyczny 2010].
1. Wszystkie wskaźniki zużycia energii pierwotnej na jednostkę PKB są w Polsce wyższe
w porównaniu z UE-15, jednakże wartości liczbowe wskaźników odniesionych do PKBER
i PKBPPP różnią się zasadniczo.
Mianowicie: w odniesieniu do PKBER - zużycie energii pierwotnej brutto jest w Polsce ok.
2,1-krotnie wyższe niż w UE-1545, a energii pierwotnej finalnej ok. 2-krotnie; natomiast
w odniesieniu do PKBPPP - zużycie energii pierwotnej brutto jest w Polsce tylko o ok.
32% wyższe niż w UE-15, zaś energii pierwotnej finalnej o ok. 25%.
Wg. analiz przeprowadzonych przez Krajową Agencję Poszanowania Energii (KAPE) instytucję
wyspecjalizowaną
w
zagadnieniach
efektywności
energetycznej,
energochłonność polskiego przemysłu liczona wg. wartości PPP jest tylko o 8% wyższa
od średniej dla UE46.Główną przyczyną wyższego zużycia energii pierwotnej brutto w
Polsce jest dominacja paliw stałych, przy stosunkowo niskiej efektywności ich
wykorzystania.
2. Wskaźniki zużycia energii elektrycznej na jednostkę PKB w Polsce w porównaniu z
UE-15 przedstawiają się następująco (Rys. 3.5): w odniesieniu do PKBER – zużycie
krajowe ogółem (brutto) jest w Polsce ok. 1,7-krotnie wyższe niż w UE-15, a energii
finalnej ok. 1,5-krotnie; natomiast odniesieniu do PKBPPP – zużycie krajowe ogółem jest
w Polsce tylko o 8,3% wyższe niż w UE-15, zaś energii finalnej niższe o 5,6%!
45
Jak posługiwanie się wartościami PKBER może prowadzić do otrzymania niewiarygodnych wielkości
wskaźników pokazuje przykład Ukrainy, kraju jeszcze stosunkowo biednego, choć o rozwiniętym przemyśle, w
którym transformacja gospodarki jest mniej zaawansowana niż gospodarka Polski. Mianowicie, przy PKB
wyrażonym w dolarach wg. kursów wymiany [$ER], uzyskuje się aż ponad 15-krotnie wyższy wskaźnik
energochłonności dochodu narodowego Ukrainy niż w UE-15! Raczej mało kto byłby skłonny uwierzyć w tak
wielką energożerność gospodarki tego kraju.
46
Dariusz Ciepiela: Energochłonność polskiej gospodarki wyższa tylko o 8 proc. niż w UE. wnp.pl. 28-11-2008.
89
Zużycie energii elektrycznej na PKB(PPP) w krajach UE (2008 r.)
0,60
0,40
0,30
0,20
brutto
UE-27
UE-15
Bułgaria
Rumunia
Węgry
Słowenia
Słowacja
Polska
Czechy
Malta
Łotwa
Litwa
Estonia
Cypr
Włochy
Szwecja
W.Brytania
Niemcy
Portugalia
Holandia
Irlandia
Hiszpania
Grecja
Francja
Finlandia
Dania
Belgia
0,00
Luksemburg
0,10
Austria
[kWh/$PPP]
0,50
finalnej
Rys. 3.5. Elektrochłonność PKBPPP w krajach UE
[oprac. wł. na podst. danych Eurostat 2010 i GUS 2010].
Nieco wyższe zużycie brutto energii elektrycznej na jednostkę PKB w Polsce wynika
głównie z:
a. Wysokiego zużycia energii elektrycznej przez sektor energii = 15,6% (w Polsce
wskaźnik ten należy do najwyższych w UE-27, dla UE-15 wynosi on 8,0%) – co jest
spowodowane dominacją paliw stałych (Rys. 3.6).
b. Wysokich strat sieciowych (Polska – 8,2%, UE-15 – 5,7%) – przyczyną jest
niedoinwestowanie sieci przesyłowych i rozdzielczych.
Zestawiając zużycie energii elektrycznej z wielkościami PKBPPP na mieszkańca w
poszczególnych krajach UE otrzyma się wykres (Rys. 3.7), przedstawiający korelację
pomiędzy dochodem narodowym a zużyciem energii elektrycznej.
Z wykresu tego wyraźnie widać jak duży dystans ma do pokonania Polska aby osiągnąć
obecny poziom krajów rozwoju zamożnych krajów UE, takich jak: Niemcy, Francja czy
Wielka Brytania. Widać też, że osiągnięcie takiego poziomu rozwoju gospodarczego
wymagać będzie znacznego zwiększenia zużycia energii elektrycznej (przy aktualnym
poziomie elektrochłonności PKB – ok. 2-krotnego).
90
Udział sektora paliwowo-energetycznego w zużyciu energii elektrycznej brutto w krajach UE (2008 r.)
20%
18,1%
18,1%
18%
15,6%
15,7%
16%
14%
12,5%
12%
10%
11,9%
13,0%
12,3%
10,6%
9,8%
9,0%
8,9%
8,0%
7,8%
7,5%
8%
6,6% 6,8%
6,6%
5,6%
6%
5,5%
4,7%
5,6%
4,7%
5,6%
5,0%
4,3%
4,0%
4%
Rumunia
Bułgaria
Węgry
Słowenia
Słowacja
Czechy
Polska
Malta
Litwa
Łotwa
Estonia
Cypr
Włochy
W.Brytania
Szwecja
Niemcy
Portugalia
Holandia
Irlandia
Hiszpania
Grecja
Francja
Finlandia
Dania
Belgia
Austria
0%
Luksemburg
2%
Rys. 3.6. Konsekwencja monokultury węglowej w polskiej energetyce – wysokie zużycie energii
elektrycznej przez sektor energii [oprac. wł. na podst. danych Eurostat 2010].
Zużycie energii elektrycznej brutto
[kWh/os.]
Zużycie energii elektrycznej brutto na mieszkańca vs. PKB(PPP)
w krajach UE-27 (2008 r.)
20 000
18 000
Finlandia
16 000
14 000
Szwecja
Luksemburg
12 000
Francja
10 000
Niemcy
8 000
6 000
4 000
W.Brytania
2 000
Polska
0
5 000 15 000 25 000 35 000 45 000 55 000 65 000 75 000 85 000 95 000
PKB [$PPP/os.]
Rys. 3.7. Korelacja pomiędzy PKBPPP i zużyciem energii elektrycznej w krajach UE
[oprac. wł. na podst. danych Eurostat 2010 i GUS 2010].
W miarę rozwoju gospodarczego kraju energochłonność (także elektrochłoność) PKB będzie
się zmniejszać, tj. zużycie energii będzie nadal rosnąć, lecz przyrosty PKB będą coraz
większe. Stanie się to za sprawą stopniowej zmiany struktury gospodarki, jako że ze
wzrostem PKB zwykle rośnie udział sektora usług (zużywającego niewiele energii) w
tworzeniu dochodu narodowego, zaś maleje udział przemysłu i budownictwa (zużywającego
stosunkowo dużo energii). W efekcie ze wzrostem udziału sektora usług w strukturze PKB
maleje zużycie energii na jednostkę PKB(PPP). Prawidłowość taką obserwuje się w
większości krajów świata (Rys. 3.8).
91
Zużycie energii elektrycznej brutto na jednostkę PKB vs. udział sektora usług w PKB
Zużycie energii elektrycznej brutto
[kWh/$PPP]
0,350
0,330
Francja
0,310
Polska
0,290
Rumunia
0,270
0,250
W. Brytania
0,230
0,210
0,190
50,0
55,0
60,0
65,0
70,0
75,0
80,0
Udział sektora usług w PKB [%]
Rys. 3.8. Korelacja zużycia energii elektrycznej i udziału sektora usług w PKB
[oprac. wł. na podst. danych z „Świat w liczbach. 2007/2008” i Eurostat 2007].
3.
Emisje CO2: jedynie wskaźnik emisji ogółem na mieszkańca jest w Polsce jest nieco
niższy niż w UE-15, a wszystkie pozostałe wskaźniki emisji są dla Polski znacznie
wyższe. W szczególności: emisja na mieszkańca przez elektroenergetykę jest w Polsce
wyższa 1,52-krotnie niż w UE-15, na jednostkę PKBPPP 2,30-krotnie, zaś na jednostkę
energii elektrycznej (brutto) aż 2,74-krotnie (Rys. 3.9).
Emisje CO2 na jednostkę wytworzonej energii elektrycznej brutto w krajach UE (2008 r.)
1,400
1,200
[tCO2/MWh]
1,000
0,800
0,600
0,400
UE-27
UE-15
Rumunia
Węgry
Bułgaria
Słowenia
Słowacja
Polska
Czechy
Malta
Litwa
Łotwa
Cypr
Estonia
Włochy
Szwecja
W.Brytania
Niemcy
Portugalia
Holandia
Irlandia
Grecja
Hiszpania
Francja
Finlandia
Dania
Belgia
Austria
0,000
Luksemburg
0,200
Rys. 3.9. Konsekwencja monokultury węglowej w polskiej energetyce – bardzo wysokie emisje
CO2 [oprac. wł. na podst. danych Eurostat 2010].
Przyczyną wysokich wskaźników emisji CO2 jest oczywiście dominacja węgla w
strukturze zużycia energii pierwotnej i w wytwarzaniu energii elektrycznej – w skali
rzadko spotykanej w Europie i na świecie (patrz wykresy poniżej: Rys. 3.10 i 3.11).
92
Struktura produkcji energii elektrycznej w Polsce w 2008 r.
wg. nośników energii
2,8%
2,0%
1,5%
1,6%
1,8%
36,7%
w oda
w ęgiel kam ienny
53,8%
w ęgiel brunatny
produkty naftow e
gaz ziem ny
pozostałe OZE
inne
Rys. 3.10. Struktura wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, wg. zużywanych nośników
energii pierwotnej. [Oprac. wł. na podst. danych z Eurostat 2010].
Strukturę wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, wg. zużywanych nośników energii
pierwotnej, charakteryzuje unikalna w UE, a nawet w świecie, dominacja węgla (ok. 92%
udziału), przy całkowitym braku energii jądrowej i niewielkim udziale OZE.
Co gorsza w Polsce energia elektryczna z węgla wytwarzana jest w przeważnie
przestarzałych i wyeksploatowanych elektrowniach oraz elektrociepłowniach (stanowią
one prawie 62% mocy), o niskiej sprawności wytwarzania, przeważnie niespełniających
obecnych wymagań UE w zakresie ochrony środowiska.
Natomiast w krajach UE-27 struktura źródeł wytwórczych energii elektrycznej jest
zrównoważona: największy udział ma energia jądrowa – ok. 28%, następnie węgiel
ok. 27%, gaz ziemny ok. 23% i OZE ok. 18%.
Struktura produkcji energii elektrycznej w krajach UE-27 w 2008 r.
wg. nośników energii
6,9%
1,7%
10,7%
23,0%
27,8%
3,1%
10,6%
w oda
jądrow e
w ęgiel kam ienny
w ęgiel brunatny
16,1%
produkty naftow e
gaz ziem ny
pozostałe OZE inne
Rys. 3.11. Struktura wytwarzania energii elektrycznej w UE-27, wg. zużywanych nośników
energii pierwotnej. [Oprac. wł. na podst. danych Eurostat 2010].
93
4.
Podsumowując należy stwierdzić, że:
i. Kontynuacja rozwoju gospodarczego naszego kraju wymaga znacznego zwiększenia
podaży energii elektrycznej – aby Polska mogła osiągnąć obecny średni poziom
krajów „Starej Unii” (UE-15) krajowe zużycie energii elektrycznej będzie musiało
zwiększyć się ok. 2-krotnie.
ii. Istniejące rezerwy poprawy efektywności wykorzystania energii elektrycznej w Polsce
nie są bardzo duże w porównaniu z krajami UE-15, a tkwią one głównie w dużym jej
zużyciu przez sektor energii i wysokich stratach sieciowych, względnie mniejsze są
zaś rezerwy na poziomie odbiorców końcowych. Uwolnienie tych rezerw wymagać
będzie dużych nakładów i długiego czasu, konieczna jest przy tym istotna zmiana
struktury zużycia nośników energii (stopniowe odchodzenie od monokultury
węglowej, w kierunku bardziej zrównoważonej struktury – ze znaczącym udziałem
energii jądrowej i OZE). Nawet maksymalizacja wykorzystania rezerw
energoefektywności bynajmniej nie zahamuje wzrostu zapotrzebowania gospodarki
Polski na energię elektryczną, przeciwnie jej udział w zużyciu nośników energii
będzie zwiększał się w miarę rozwoju gospodarczego kraju.
iii. Zmiana struktury zużycia nośników energii w Polsce – w szczególności do
wytwarzania energii elektrycznej, nie tylko sprzyjać będzie zmniejszeniu
energochłonności dochodu narodowego, ale jest też konieczna, aby zmniejszyć
negatywne oddziaływanie elektroenergetyki na środowisko, w tym emisję CO2.
94
3.3
Ekonomika energetyki jądrowej
Najnowsze studium porównawcze kosztów wytwarzania energii elektrycznej w różnych
technologiach, dla warunków polskich, wykonała w grudniu 2009 r. Agencja Rynku
Energii S.A. [ARE 2009]47 - na zlecenie Ministerstwa Gospodarki (MG). Wyniki tego studium
zostały następnie przytoczone w projekcie Programu Polskiej Energetyki Jądrowej [PPEJ]48.
W studium [ARE 2009] dla elektrowni przewidzianych do uruchomienia ok. 2020 r.
rozpatrzono następujące źródła energii:
– elektrownie kondensacyjne spalające węgiel kamienny w kotłach pyłowych z instalacjami
odsiarczania i odazotowania spalin (PC – pulverized coal);
– elektrownie kondensacyjne spalające węgiel brunatny w kotłach pyłowych z instalacjami
odsiarczania i odazotowania spalin (PL – pulverized lignite);
– elektrownie kondensacyjne spalające węgiel kamienny w kotłach fluidalnych (FC –
fluidized coal);
– elektrownie kondensacyjne spalające węgiel brunatny w kotłach fluidalnych (FL –
fluidized lignite);
– elektrownie jądrowe z reaktorami lekko-wodnymi III generacji (LWRIII - light water
reactors III generation) reprezentowane przez elektrownie z reaktorami wodnymi
ciśnieniowymi typu PWR (EJ z reaktorem PWR);
– elektrownie spalające gaz ze zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania węgla
kamiennego (IGCC_C – coal integrated gasification combined cycle);
– elektrownie spalające gaz ze zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania węgla
brunatnego (IGCC_L – lignite integrated gasification combined cycle);
– elektrownie parowo-gazowe na gaz ziemny (GTCC – gas turbine combined cycle);
– elektrownie z turbinami gazowymi (GT - gas turbine);
– elektrownie z kotłami pyłowymi wykorzystującymi współspalanie węgla i biomasy (PMF –
pulverized multifuel);
– elektrownie spalające gaz ze zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania biomasy
(BM) - biomass integrated gasification combined cycle BIGCC);
– elektrownie wiatrowe na lądzie (wind on-shore);
– elektrownie wiatrowe na morzu (wind off-shore).
Do źródeł z kotłami spalającymi paliwa organiczne, przewidzianych do uruchomienia ok.
2030 r., dołączono jeszcze elektrownie z instalacjami uchwytu i składowania CO 2 (CCS –
carbon capture and storage), które w tym okresie powinny być one już dostępne
komercyjnie.
Założenia przyjęte do analiz
1. Przyjęto parametry techniczno-ekonomiczne rozpatrywanych źródeł w oparciu o szeroki
zakres danych przytaczanych w materiałach referencyjnych, w tym w prognozach
wykonanych przez czołowe światowe ośrodki analityczne. Uwzględniono nakłady
inwestycyjne obejmujące nakłady bieżące (OVN - overnight investment costs) oraz koszt
kapitału, ponoszony przez inwestora w trakcie budowy (IDC – interest during
construction) – patrz: Tab. 3.1.
47
Analiza porównawcza kosztów wytwarzania energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych, węglowych
i gazowych oraz odnawialnych źródłach energii. Agencja Rynku Energii S.A. Grudzień 2009.
48
Ministerstwo Gospodarki. Pełnomocnik Rządu ds. Polskiej Energetyki Jądrowej: Program Polskiej Energetyki
Jądrowej (projekt). Warszawa, 16 sierpnia 2010 r.
95
Tab. 3.1. Jednostkowe nakłady inwestycyjne (OVN) [€’2005/kW].
Rodzaj źródła
2010
2020
2030
PC
1500
1650
1600
PC+CCS
PL
PL+CCS
FC
FL
Nuclear LWR
GT
GTCC
GTCC+CCS
IGCC_C
IGCC_C+CCS
IGCC_L
IGCC_L+CCS
PMF
BM
Wind on-shore
Wind on-shore acc.
Wind off-shore
Wind off-shore acc.
1600
1750
1500
1500
3000
450
750
1650
1650
3000
500
800
2100
2000
2100
2000
1550
1450
2000
1900
1700
2400
1350
1850
1800
2400
1700
2500
1600
1600
2900
500
800
1200
1950
2500
1950
2500
1650
2300
1300
1800
1750
2450
2300
2250
2. Dla elektrowni jądrowych przyjęto konserwatywnie, że okres ekonomicznej eksploatacji
wynosi 40 lat, chociaż elektrownie z reaktorami III. generacji projektuje się na 60 lat pracy
(obecnie większość EJ z reaktorami II. generacji uzyskuje przedłużenie licencji
eksploatacyjnych na 60 lat) i taki okres zaczyna się przyjmować w analizach
korporacyjnych.
3. W kosztach zmiennych uwzględniono prognozowane koszty energii zawartej w paliwie,
łącznie z kosztami składowania i unieszkodliwiania odpadów, oraz koszty emisji
dwutlenku węgla dla źródeł spalających organiczne paliwa kopalne.
4. Przyjęto ceny uprawnień do emisji CO2 wzrastające z poziomu 30 €’05/tCO2 w 2020 r. do
60 €’05/tCO2 w 2050 r. Jest to założenie konserwatywne w odniesieniu do elektrowni
zeroemisyjnych, przede wszystkim elektrowni jądrowych, gdyż w literaturze przeważnie
przytaczane są wyższe ceny tych uprawnień.
5. W obliczeniach zastosowano realna stopę dyskonta, która określono jako średni koszt
kapitału (WACC – weighted average cost of capital) dla inwestycji infrastrukturalnych
przy typowej dla tego rodzaju inwestycji proporcji kapitału własnego i obcego. Dla
wariantu referencyjnego obliczeń wartość realna WAAC przyjęto na poziomie 7,5%.
Uwzględniono eskalację (ponadinflacyjny wzrost) poszczególnych składników kosztów
wytwarzania, w tym eskalację kosztów nośników energii pierwotnej, związaną z
warunkami globalnego lub lokalnego rynku tych nośników.
6. Dla elektrowni wiatrowych uwzględniono koszty rezerwowania od mocy, przez
elektrownie z turbinami gazowymi. Alternatywnie rozpatrzono elektrownie wiatrowe z
instalacjami akumulacji energii (acc.).
96
Wyniki analiz
Elektrownie jądrowe z reaktorami PWR (nuclear PWR), które reprezentują technologie
jądrowe, są konkurencyjne w stosunku do źródeł na paliwo organiczne juz przy koszcie
uprawnień do emisji CO2 powyżej 15 €’05/tCO2. (Rys. 3.12). Tymczasem szacuje się, że
koszty te po 2013 r. osiągną co najmniej 40 €/tCO2.
Rys. 3.12. Wpływ kosztów uprawnień do emisji CO2 na konkurencyjność różnych źródeł
wytwórczych energii elektrycznej [ARE 2009].
Wśród źródeł wytwórczych przewidzianych do uruchomienia ok. 2020 r. elektrownie
jądrowe mają dużą przewagę konkurencyjną nad wszystkimi źródłami - nawet
najtańszymi źródłami klasycznymi (Rys. 3.13).
140
Koszt rezerwy mocy
Koszt emisji CO2
120
Koszt paliwa
Koszt O&M
Koszt wytwarzania [€/MWh]
Koszt kapitałowy
100
80
60
40
20
0
PC
PL
FC
FL
Nuclear
PWR
GTCC
IGCC_C
IGCC_L
BM
BMF
Wind on- Wind off- Wind on- Wind offshore
shore
shore acc shore acc
Rys. 3.13. Porównanie prognozowanych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w różnych
źródłach w 2020 r. [ARE 2009].
Uśrednione koszty wytwarzania w EJ dla typowego, dla tych źródeł współczynnika
obciążenia 0,9, wynoszą ok. 57 €’05/MWh, natomiast następna w kolejności elektrownia na
węgiel brunatny z kotłem pyłowym będzie wytwarzać energię o kosztach ok. 80 €’05/MWh (tj.
o ok. 40% drożej niż EJ). Najdroższe są natomiast źródła wiatrowe (prawie 2-krotnie droższe
niż EJ).
97
Przewaga konkurencyjna elektrowni jądrowych nad alternatywnymi technologiami
wytwarzania energii elektrycznej zwiększy się jeszcze bardziej w dalszej przyszłości (co
widać na Rys. 3.14 – dla 2030r.), przy czym w przyszłości jeszcze ekonomicznie
korzystniejszą opcją technologii EJ niż reaktory wodno-ciśnieniowe (PWR) będą
prawdopodobnie reaktory gazowe wysokotemperaturowe (HTGR). Przewiduje się także
relatywne zmniejszenie kosztów wytwarzania w OZE oraz w elektrowniach węglowych
wyposażonych w instalacje usuwania CO2 (CCS).
140
Koszt rezerwy mocy
Koszt emisji CO2
Koszt paliwa
120
Koszt wytwarzania [€/MWh]
Koszt O&M
Koszt kapitałowy
100
80
60
40
20
on
-s
ho
re
o
W
ffin
sh
d
or
on
e
-s
ho
W
re
in
d
ac
of
c
f-s
ho
re
ac
c
in
d
W
B
M
F
in
d
W
B
M
C
S
C
_L
+C
IG
C
C
_L
IG
C
IG
C
C
IG
_C
C
C
_C
+C
C
S
C
+C
C
S
TC
C
G
TC
G
N
FL
uc
le
ar
P
W
R
FC
P
L
P
L+
C
C
S
+C
C
S
P
C
P
C
0
Rys. 3.14. Porównanie prognozowanych kosztów wytwarzania energii elektrycznej w różnych
źródłach w 2030 r. [ARE 2009].
Podsumowanie i dyskusja wyników analiz
1.
Analizy wykazują wyraźną i wzrastającą konkurencyjność energetyki jądrowej - głównie
ze względu na przewidywany wzrost cen paliw organicznych i opłat za uprawnienia do
emisji CO2.
2.
Dla źródeł przewidzianych do uruchomienia ok. 2020 r. występuje duża przewaga
konkurencyjna elektrowni jądrowych z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi (PWR) nad
nawet najtańszymi źródłami klasycznymi pracującymi w podstawie obciążenia systemu.
EJ z reaktorami PWR są już konkurencyjne w stosunku do źródeł na paliwo organiczne
przy koszcie CO2 powyżej 15 €’05/tCO2. Koszty wytwarzania w EJ dla typowego dla
tych źródeł współczynnika obciążenia 0,9 wynoszą 57 €’05/MWh, natomiast następna
w kolejności elektrownia na węgiel brunatny z kotłem pyłowym będzie wytwarzać
energię o kosztach 80 €’05/MWh (tj. o ok. 40% drożej). Najwyższe koszty wytwarzania
mają źródła wiatrowe (ok. 2-krotnie wyższe niż EJ).
3.
Około 2030 r. przewaga konkurencyjna EJ nad elektrowniami węglowymi będzie
jeszcze większa. Przy tym przewidziane do uruchamiania po 2030 r. elektrownie
jądrowe z reaktorami HTGR charakteryzują się niższymi kosztami energii niż w
przypadku EJ z reaktorami PWR. Jest to więc perspektywiczna technologia jądrowa,
zwłaszcza jeśli uwzględni się dodatkowe możliwości jej zastosowania do produkcji
ciepła wysokotemperaturowego na potrzeby chemii i przetwórstwa węgla. Przewiduje
się też relatywną poprawę się konkurencyjności OZE, oraz zmniejszenie kosztów
wytwarzania w elektrowniach węglowych wyposażonych w instalacje usuwania CO2
(CCS).
4.
Podobne wnioski wynikają z analiz przeprowadzonych w innych krajach, w
szczególności we Francji49, Wielkiej Brytanii50, Finlandii51 i USA (EPRI)52, przy czym w
49
C. Pierre Zaleski: The future of nuclear power in France, the EU and the world for the next quarter-century.
University of Paris – Dauphine. February 2005.
98
większości tych analiz uzyskano wyniki jeszcze korzystniejsze dla elektrowni
jądrowych.
5.
Właśnie konkurencyjność ekonomiczna jest głównym powodem renesansu energetyki
jądrowej w skali światowej. Opiera się ona na dwóch elementach:
 wysokie wskaźniki wykorzystania mocy zainstalowanej, przekraczające 90%; oraz
 bardzo niskie i stabilne koszty paliwa.
6. Największe znaczenie dla konkurencyjności elektrowni jądrowych w stosunku do
węglowych mają niskie ceny paliwa jądrowego. Dla elektrowni opalanej węglem
kamiennym o mocy 1000 MW produkującej rocznie 8 TWh energii elektrycznej koszt
paliwa (przy obecnych cenach światowych) wynosi ok. 156 mln €. Elektrownia jądrowa
zużywa do wytworzenia tej samej ilości energii elektrycznej paliwo jądrowe za
ok. 56 mln € (wliczając w to już koszty unieszkodliwiania odpadów promieniotwórczych).
Przy koszcie uprawnień do emisji CO2 na poziomie 40 €/tCO2, spalanie węgla będzie
oznaczało dodatkowy wydatek ok. 250 mln €, a więc łącznie koszty paliwa i uprawnień do
emisji CO2 wyniosą ok. 406 mln €. Korzyści, które daje tanie paliwo jądrowe, są więc dla
bloku o mocy 1000 MW na poziomie ok. 350 mln € rocznie. Dlatego pomimo znacząco
wyższych nakładów inwestycyjnych na EJ (3000 €/kW) w stosunku do węglowych (1500
– 2100 €/kW) różnicę kosztów kapitałowych szybko niwelują znacznie niższe koszty
paliwa.
7. Koszty wytwarzania energii
elektrycznej w EJ są przy tym
bardzo stabilne – gdyż są one
mało wrażliwe na wzrost cen
uranu, bo koszt paliwa ma
zaledwie ok. 10% udział w
kosztach wytwarzania, a przy
tym koszt uranu stanowi 3050% kosztu paliwa. Dlatego
podwojenie
kosztu
paliwa
skutkowałoby
wzrostem
kosztów wytwarzania w EJ
tylko o ok. 5%, podczas gdy Rys. 3.15. Wpływ podwojenia ceny gazu ziemnego i uranu
na koszt energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowni
np. w elektrowni gazowej
gazowej i jądrowej [AREVA].
(gdzie udział kosztu paliwa w
całkowitych
kosztach
wytwarzania wynosi ok. 80%) koszty wytwarzania wzrosłyby o ok. 75% (Rys. 3.15).
Koszty paliwa jądrowego w przeliczeniu na ilość wytwarzanego ciepła (€/GJ) są obecnie
ok. 4-krotnie niższe niż węgla kamiennego i ok. 10-krotnie niż gazu ziemnego, a
długoterminowa prognoza (Rys. 3.16) przewiduje, że ich wzrost będzie najmniejszy
spośród innych nośników energii.
50
Meeting the energy challenge: A White Paper on Nuclear Power. HM Government. Department for Business
Enterprise & Regulatory Reform. January 2008.
51
Tarjanne Risto, Kivistö Aija: Comparison of electricity generation costs. Lappeenranta University of
Technology. Lappeenranta 2008.
52
Generation Technology Options in a Carbon-Constrained World. Electric Power Research Institute (EPRI).
October 2008.
99
Rys. 3.16. Prognoza cen paliw do 2050 r. (na GJ wytwarzanego ciepła) [PPEJ].
8. Energetyka jądrowa jest też wyraźnie tańsza od źródeł wytwórczych wykorzystujących
odnawialne źródła energii (OZE). Przy tym, szczególnie wysokie są koszty wytwarzania
energii elektrycznej przez elektrownie wiatrowe - ze względu na wysokie nakłady
inwestycyjne i niskie wskaźniki wykorzystania mocy zainstalowanej, krótki resurs
eksploatacyjny turbin wiatrowych (20 lat – wobec 60 lat EJ) oraz koszty rezerw mocy –
niezbędnych do uruchomienia gdy wiatr nagle ucichnie. Ceny energii kupowanej z OZE
są jeszcze dodatkowo „windowane” przez system ich subsydiowania – w Polsce poprzez
system tzw. „zielonych certyfikatów”53.
53
Dokładnie są to tzw. “prawa majątkowe do świadectw pochodzenia” (energii z OZE) – tj. premia za „zieloność”,
które są przedmiotem obrotu.
100
3.4
Plany rozwoju energetyki jądrowej w Polsce do 2030 r.
Jak wykazano w podrozdziale 3.2, dalszy rozwój gospodarczy Polski będzie wymagał
znaczącego wzrostu zużycia energii elektrycznej.
Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 r. opracowana przez ARE S.A.
i przyjęta w „Polityce energetycznej Polski do 2030 roku” (Rys. 3.17), przewiduje wzrost
zapotrzebowania na energię elektryczną brutto o 54%: z 141,0 TWh (2010 r.) do 217,4 TWh
(2030 r.).
GWh
Zapewnienie takiej wielkości produkcji energii elektrycznej po racjonalnych kosztach i przy
zachowaniu wymagań ochrony środowiska będzie wymagało budowy nowych źródeł w
różnych technologiach o niskiej emisji CO2, w tym wysokosprawnych źródeł węglowych,
jądrowych, gazowych i odnawialnych.
Rys. 3.17. Prognoza zużycia energii elektrycznej brutto w Polsce do 2030 r.
54
[PPEJ].
Według cytowanej powyżej prognozy ARE zapotrzebowania na energię i paliwa do 2030 r.,
uwzględniającej przewidywane efekty wdrażania przedsięwzięć efektywnościowych w
gospodarce, wykorzystanie istniejących jeszcze rezerw transformacji rynkowej, wymogi Unii
Europejskiej w zakresie ograniczania emisji zanieczyszczeń do atmosfery oraz prognozę cen
paliw kopalnych do 2030 r. nastąpi umiarkowany wzrost finalnego zapotrzebowania na
energię elektryczną do ok. 172 TWh, tzn. o ok. 55% w odniesieniu do 2006 r. (rok ten
przyjęto w prognozie jako rok bazowy). Zapotrzebowanie na moc szczytową wzrośnie w tym
okresie z 23,5 MW do ok. 34,5 MW.
Moc zainstalowana w Krajowym Systemie Elektroenergetycznym ma wzrosnąć do 2030 r. o
42%: z 36,3 tys. MW (2010 r.) do 51,4 tys. MW (2030 r.).
Na wykresie Rys. 3.18 widać rozwierające się po 2022 r. „nożyce” wzrastającego
zapotrzebowania na energię elektryczną oraz mocy źródeł wytwórczych – bez energetyki
jądrowej. Zapełnienie tej luki - przy racjonalnych kosztach - bez energetyki jądrowej nie jest
możliwe. Zważywszy na uwarunkowania energetyki węglowej, jedyną realną alternatywą dla
energetyki jądrowej jest budowa na znaczną skalę elektrowni gazowych – co skutkowałoby
wysokimi kosztami wytwarzania i uzależnieniem od importu gaz ziemnego (głównie z Rosji).
54
Ministerstwo Gospodarki: Prognoza zapotrzebowania na paliwa i energię do 2030 roku. Załącznik 2. do
projektu „Polityki energetycznej Polski do 2030 roku”. 15-03-2009.
101
Zatem najpóźniej w 2022 r. w strukturze energii pierwotnej powinna pojawić się energia
jądrowa, co umożliwi zmniejszanie emisji CO2 w elektroenergetyce oraz złagodzenie wzrostu
cen energii elektrycznej, ze względu m.in. na koszty ograniczania emisji CO2.
50000
Moc osiągalna brutto [MW]
45000
40000
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
Istniejące po odstawieniach
Węgiel kamienny - zdet. + odtw. + nowe Ec
Wegiel brunatny - zdet.
Gaz ziemny - zdet. + nowe Ec
Gaz ziemny_ lokalne Ec
Ec przemysłowe - odtw.+ nowe
Nowe odnawialne (bez wiatrowych)
Zapotrzebowanie mocy
2029
Rys. 3.18. Istniejące i planowane moce wytwórcze (bez EJ) oraz zapotrzebowanie na moc w
55
Polsce do 2030 r. [ARE 2007] .
Rys. 3.19. Prognozowane zmiany struktury paliwowej wytwarzania energii elektrycznej do
2030 r. [ARE 2007].
55
Określenie optymalnego zakresu i tempa rozwoju energetyki atomowej w Polsce w perspektywie 2030r. –
aktualizacja według stanu wiedzy na 1 czerwca 2007r. Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa, październik 2007.
102
Konieczność spełnienia wymaganego przez Unię Europejską uzyskania 15% udziału energii
odnawialnej w strukturze energii finalnej brutto w 2020 r. spowoduje duży wzrost udziału
OZE w tym okresie, pomimo wysokich kosztów wytwarzania z ich wykorzystaniem energii
elektrycznej. Rys. 3.19 przedstawia prognozę zmian struktury zużycia nośników energii do
wytwarzania energii elektrycznej do roku 2030, zaś na Rys. 3.20 pokazano przewidywaną w
2030 r. strukturę paliwowa wytwarzania energii elektrycznej.
Rys. 3.20. Planowana struktura paliwowa wytwarzania energii elektrycznej w 2030 r. [PPEJ].
W optymalnej kosztowo strukturze nowych elektrowni systemowych po 2020 r. mają
dominować bloki jądrowe (Rys. 3.21). Zgodnie z założeniami projektu Programu Polskiej
Energetyki Jądrowej (PPEJ) pierwsze efekty z zainstalowanej mocy w blokach jądrowych
powinny pojawić się w 2022 r., zaś do 2030 r. powinny pracować bloki jądrowe o
sumarycznej mocy netto co najmniej 4.500 MW. Minimalna moc zainstalowana w
elektrowniach jądrowych ma wynieść w latach: 2020-2023: 1600 MW, 2024-2027: 3200 MW,
2028-2030: 4800 MW. Natomiast Polska Grupa Energetyczna S.A. planuje wybudowanie do
2030 r. dwóch 2-blokowych elektrowni jądrowych, o łącznej mocy 6000 MW (4x1500 MW).
Rys. 3.21. Planowana struktura nowych mocy źródeł wytwórczych energii elektrycznej w latach
2020-2030 [PPEJ].
103
Prognoza kształtowania się struktury mocy źródeł wytwórczych energii elektrycznej do roku
2030 została przedstawiona na Rys. 3.22.
Rys. 3.22. Planowana struktura mocy źródeł wytwórczych energii elektrycznej do 2030 r.
[PPEJ].
W elektroenergetyce nastąpi spadek zużycia węgla kamiennego o ok. 16,5 % i brunatnego o
ok. 23%, a zużycie gazu wzrośnie o ok. 40%. Będzie to głównie spowodowane
przewidywanym obowiązkiem kupowania na aukcjach uprawnień do emisji CO2 przez
przedsiębiorstwa energetyczne. Przewiduje się, że produkcja energii elektrycznej w
elektrowniach węglowych (łącznie: węgiel kamienny i brunatny) w ciągu następnych 20 lat
utrzymywać się będzie na poziomie ok. 110 TWh.
Wzrost zużycia gazu będzie spowodowany opłacalnością budowy gazowych źródeł
pracujących w kogeneracji (skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i ciepła) oraz
koniecznością budowy źródeł gazowych w celu zapewnienia rezerwowej mocy przy
przewidywanym bardzo dużym wzroście udziału elektrowni wiatrowych .
104
3.5
Stan obecny i „renesans” energetyki jądrowej na świecie
Obecnie na świecie pracuje 435 reaktorów energetycznych w 30 państwach i na Tajwanie
(stan na dzień 31.07.2012 r.). Udział elektrowni jądrowych w światowej produkcji energii
elektrycznej wynosi obecnie ok. 14%, a ich moc zainstalowana netto wynosi 370,003 GWe.
Natomiast 5 jądrowych bloków energetycznych jest w stanie długoterminowego wyłączenia
(Rys. 3.23).
Pracujące jądrowe reaktory energetyczne na świecie
wg. typów - razem 435 (stan na 31.07.2012)
PHWR
47
10,8%
GCR
15
3,4%
LWGR
15
3,4%
FBR
2
0,5%
PWR
BWR
PHWR
GCR
LWGR
FBR
BWR
84
19,3%
PWR
272
62,5%
Rys. 3.23. Liczba pracujących reaktorów energetycznych w poszczególnych państwach i ich
podział wg. typów [stan na dzień 31.07.2012, IAEA Power Reactor Information System].
81,8% pracujących reaktorów energetycznych są to reaktory lekkowodne (z czego: PWR –
62,5%, BWR – 19,3%), 10,8% ciężkowodne (PHWR, głównie kanadyjskie CANDU oraz ich
odpowiedniki w Indiach, Pakistanie i Korei Płd.), 3,4% reaktory chłodzone gazem (AGR, w
Wielkiej Brytanii), 3,4% reaktory chłodzone wodą i moderowane grafitem (LWGR, rosyjskie
RBMK). Pracują też dwa reaktory energetyczne na neutronach prędkich (FBR) – 0,5%.
Po awarii w elektrowni w Czarnobylu w 1986 r. w wielu państwach wstrzymano budowę
nowych bloków jądrowych, a w niektórych doszło nawet do ich wyłączenia ze względów
politycznych (np. we Włoszech) – głównie pod naciskiem partii ekologicznych. Mimo tego
lata 90-te nie są okresem straconym dla energetyki jądrowej – wręcz przeciwnie, dokonano
105
postępu w zakresie wydajności produkcji (średnia globalna dyspozycyjność zwiększyła się z
72,3% do 83,2%), podniesiono (i tak już wysoki) poziom bezpieczeństwa i obniżono koszty
eksploatacji.
Postęp technologiczny w tym okresie był znaczący. W roku 2004 roczna produkcja energii
elektrycznej w elektrowniach jądrowych była większa o ok. 40% (714 TWh) niż w roku 1990.
Od 2005 r. na świecie obserwuje się wzmożone zainteresowanie rozwojem energetyki
jądrowej - często nazywane „renesansem energetyki jądrowej”. Przyczyny tego
zainteresowania są następujące:
 wzrastający popyt na energię elektryczną;
 niska i stabilna cena energii elektrycznej wytwarzanej w EJ;
 troska o środowisko naturalne – zwłaszcza obawy o ocieplenie klimatu (brak emisji
zanieczyszczeń i CO2 przez elektrownie jądrowe) i wysokie koszty ograniczenia emisji ze
źródeł spalających paliwa kopalne;
 wyczerpywanie się zasobów i rosnące ceny paliw kopalnych;
 ograniczone zasoby i wysokie koszty wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych
źródeł energii (OZE), problemy techniczne planowania i prowadzenia ruchu systemu
elektroenergetycznego przy dużym udziale mocy źródeł wiatrowych;
 obawa przed uzależnieniem się od dostaw energii elektrycznej z zagranicy;
 brak monopolizacji rynku dostaw paliwa jądrowego, usług jądrowego cyklu paliwowego
oraz produkcji komponentów elektrowni jądrowych;
 opanowanie technologii jądrowej i zgromadzenie dużego doświadczenia w pracy bloków
jądrowych;
 stymulacja przez energetykę jądrową rozwoju wielu dziedzin nauki i gospodarki.
Awaria w Fukushimie przyhamowała w pewnym stopniu szybko rozwijający się „renesans”
energetyki jądrowej, kilka krajów zdecydowało o rezygnacji z energetyki jądrowej, a niektóre
odłożyły swoje decyzje na rok lub kilka lat. Tym niemniej ogólna tendencja dość szybkiego
rozwoju w skali ogólnoświatowej została utrzymana.
W budowie na świecie jest obecnie56 62 jądrowych bloków energetycznych w 13 państwach
(+ Tajwan), o łącznej mocy zainstalowanej: 59 245 MWe. Najwięcej w: Chinach (26), Rosji
(11) i Indiach (7).
Aktualnie57 na świecie planowanych jest 150 jądrowych bloków energetycznych o łącznej
mocy zainstalowanej netto ok. 177 GWe, oprócz tego rozpatrywanych jest ponad 330
dalszych bloków. 25 państw nie posiadających jeszcze energetyki jądrowej aktualnie planuje
lub rozważa budowę elektrowni jądrowych58.
Międzynarodowa Agencja Energii Atomowej (MAEA) przewiduje, że w roku 2020 moc
zainstalowana w elektrowniach jądrowych wyniesie od 437 GWe do 542 GWe. Szacunki do
roku 2030 wskazują na przedział 510-810 GWe, przy czym największy wzrost mocy
zainstalowanej będzie miał miejsce w państwach już eksploatujących elektrownie jądrowe.
Wg. danych francuskiej firmy elektroenergetycznej Électricité de France (EDF) do 2025 r.
planuje się uruchomienie jądrowych bloków energetycznych o łącznej mocy ok. 440 GWe
(Rys. 3.24) – to ok. 12-krotnie więcej niż moc zainstalowana w polskim systemie
elektroenergetycznym w 2010 r.
56
Stan na dzień 31.07.2012 r. wg. IAEA Power Reactor Information System.
Wg. stanu na luty 2012 r.: http://www.world-nuclear.org/info/inf17.html
58
Wg. stanu na sierpień 2011 r.: http://www.world-nuclear.org/info/inf104.html
57
106
Rys. 3.24. Prognozowa EDF budowy nowych EJ do 2025 r.
3.5.1 Przegląd sytuacji energetyki jądrowej na świecie po Fukushimie
Aktualny stan rozwoju energetyki jądrowej na świecie pokazano na poniższej mapce
(Rys. 3.25).
Realizowany program EJ
Zamrożony program EJ,
budowa EJ wstrzymana
Stopniowe wycofywanie się z EJ,
anulowane plany budowy nowych EJ
plany
Wycofywanie
się z EJ, wyłączanie EJ
Rys. 3.25. Aktualny stan rozwoju energetyki jądrowej na świecie
[AREVA. Post-Fukushima: Impact on Nuclear Power Sektor Worldwide. January 2012].
107
3.5.1.1
Europa
Belgia postanowiła zakończyć eksploatację obecnie pracujących reaktorów po upływie ich
40-letniego okresu pracy i nie budować nowych.
Białoruś rozpoczęła budowę pierwszej elektrowni jądrowej z dwoma reaktorami III. generacji
typu WWER–1200 (AES-2006) o mocy 1200 MWe każdy59. Pierwszy blok ma rozpocząć
pracę w 2017 a drugi w 2018 roku.
Bułgaria zadecydowała o przeniesieniu budowy
energetycznych z lokalizacji Belene do EJ Kozłoduj60.
2
nowych
jądrowych
bloków
Czechy eksploatują pomyślnie elektrownię jądrową w Dukowanach z 4 blokami WWER 440
i w Temelinie z dwoma blokami WWER-1000 i prowadzą przetarg na dwa nowe bloki w EJ
Temelin61 (3.07.2012 r. zostały otwarte oferty dostawców62).
Finlandia. Pomyślnie pracują elektrownie jądrowe w Loviisa z dwoma blokami WWER440/213 oraz w Olkiluoto z dwoma reaktorami BWR. Budowa bloku Olkiluoto 3 dobiega
końca. Poza OIkiluoto 3 podjęto już decyzje o budowie dalszych dwóch elektrowni jądrowych
dużej mocy63.
Francja. Prowadzi pomyślnie eksploatację wszystkich 56 bloków jądrowych z reaktorami
PWR o mocy 900, 1300 i 1400 MWe, produkując najtańszą energię elektryczną w Europie.
Budowany jest reaktor EPR w Flamanville 3 z terminem ukończenia w 2016 roku
i zaplanowana jest budowa reaktora EPR w Penly 3. Stare reaktory w Fessenheim zostaną
zatrzymane w połowie 2013 roku w celu wzmocnienia płyty fundamentowej pod zbiornikiem
reaktora. Wykonanie tego wzmocnienia pozwoli na dalszą pracę obu bloków przez 10 lat.
Jest to wymaganie dozoru jądrowego ASN64. Pozostałe reaktory francuskie będą nadal
pracowały.
Hiszpania. Wszystkie hiszpańskie elektrownie jądrowe pracują pomyślnie. Część ich mocy
zakupiły prywatne firmy włoskie, chcąc skorzystać z taniej produkcji energii elektrycznej.
Rząd hiszpański, który od wielu lat był nastawiony wrogo wobec energetyki jądrowej
przekonał się, że OZE są bardzo drogie i zdecydował się zmienić stosunek do elektrowni
jądrowych, pozwalając w szczególności na przedłużenie pracy EJ Garona65.
Holandia ma jeden reaktor energetyczny w Borssele, dostarczający około 4% jej energii
elektrycznej. Proponowane jest zbudowanie nowego reaktora. Podjęta po Czarnobylu
decyzja o wycofaniu się z energetyki jądrowej została odwołana. Rośnie poparcie społeczne
i polityczne dla rozbudowy energetyki jądrowej.66 Rząd podjął decyzję zezwalającą na
przedłużenie eksploatacji bloku Borssele do 2034 r.
Litwa zawarła z koncernem GE Hitachi umowę na budowę elektrowni z reaktorem ABWR o
mocy ok. 1300 MWe w Visaginas.
Niemcy wyłączyły 8 najstarszych jądrowych bloków energetycznych. Wszystkie pozostałe
pracują pomyślnie. Jednak do 2020 Niemcy planują zlikwidować energetykę jądrową.
Rosja eksploatuje 33 reaktory energetyczne o łącznej mocy 24 164 MWe. Aktualny program
federalny przewiduje wzrost udziału energetyki jądrowej do 25-30% w 2030 r. do 45-50% w
59
http://energetyka.wnp.pl/bialorus-podpisala-z-rosja-kontrakt-ws-budowy-elektrowniatomowej,152835_1_0_0.html
60
http://www.world-nuclear-news.org/NN-New_Kozloduy_unit_gets_government_nod-1204127.html
61
http://www.world-nuclear-news.org/NN-Bids_in_for_new_Temelin_units-0207124.html
62
http://energetyka.wnp.pl/trzy-oferty-na-rozbudowe-elektrowni-jadrowej-temelin-otwarte,173792_1_0_0.html
63
Bidding starts for Olkiluoto 4 26 March 2012
64
http://www.bloomberg.com/news/2012-06-28/edf-s-fessenheim-could-shut-mid-2013-nuclear-watchdog-warns1-.html
65
http://www.world-nuclear-news.org/RS-Spanish_government_starts_turnaround-1105128.html
66
http://www.world-nuclear.org/info/inf107.html
108
2050 i do 70-80% w końcu XXI wieku67. Rosatom zamierza zbudować 70 nowych jądrowych
bloków energetycznych do 2030 roku, z tego 56 w Rosji, pozostałe przeznaczone na
eksport.68
Słowacja prowadzi eksploatację EJ Bohunice z dwoma blokami WWER 440/213
i Mochovce z dwoma blokami WWER-440/213. Ponadto włoska firma ENEL kontynuuje
budowę dwóch nowych bloków w EJ Mochovce (tego samego typu) i planuje rozpoczęcie
budowy kolejnego bloku jądrowego w EJ Bohunice.
Słowenia prowadzi nadal eksploatację reaktora energetycznego w Krsko i rozważa
zbudowanie drugiej elektrowni jądrowej.
Szwajcaria prowadzi nadal eksploatację istniejących elektrowni jądrowych, ale zdecydowała
nie budować nowych EJ.
Szwecja. W 2009 roku rząd Szwecji zezwolił na odbudowę mocy EJ, a w czerwcu 2010 r.
parlament przyjął uchwałę zezwalającą na budowanie nowych elektrowni o większej mocy na
miejsce obecnie pracujących.
Ukraina ma 15 jądrowych bloków energetycznych, które wytwarzają połowę potrzebnej jej
energii elektrycznej. W 2004 roku rozpoczęły prace dwa nowe bloki. Rząd Ukrainy zamierza
budować dalsze bloki jądrowe, tak by do 2030 roku udział energii jądrowej pozostał na
poziomie 50%. Oznacza to doprowadzenie łącznej mocy elektrowni jądrowych z
13 500 MWe w chwili obecnej do 29 500 MWe69.
Węgry prowadzą eksploatację 4 bloków WWER-440/213 w EJ Paks i chcą budować
następne bloki, co zwiększy udział energii jądrowej w energetyce węgierskiej do 60%70.
Wielka Brytania. Mimo doskonałych warunków wiatrowych – silne i stałe wiatry znad
Atlantyku – eksperci brytyjscy doszli do wniosku, że farmy wiatrowe nie wystarczą.
Potrzebna jest energetyka jądrowa. Wielka Brytania stara się zapewnić inwestorom w
przemyśle jądrowym i w OZE gwarantowane ceny, które pozwolą na realizację ogromnych
potrzebnych inwestycji ocenianych na 175 mld euro71. Pierwsze kontrakty na budowę EJ
Hinkley Point C z dwoma reaktorami EPR o łącznej mocy 3 300 MWe zostały już
podpisane72. Dalsze dwa reaktory EPR powstaną w EJ Sizewell C.
Włochy zadecydowały nie wznawiać programu nuklearnego.
Unia Europejska będzie wspierać rozwój energetyki jądrowej73. Zgodnie z koncepcją
Komisji Europejskiej w państwach członkowskich do 2030 roku ma powstać 40 nowych
siłowni. Zdaniem unijnego Komisarza ds. Energii Günthera Oettingera Bruksela postrzega
elektrownie atomowe jako przyszłościowe, ze względu na produkcję czystej i taniej energii.
3.5.1.2
Azja
Arabia Saudyjska. Program rozwoju energetyki jądrowej jest kontynuowany. Do 2039 roku
przewidziano zbudowanie 16 bloków.
Bangladesz podpisał z Rosją umowę o budowie dwóch bloków z reaktorami WWER-1000.
Dla Chin i Indii energetyka jądrowa jest niezbędna – i rozwija się szybko.
67
http://www.world-nuclear.org/info/inf45.html#Extending_nuclear_capacity_
blogstroyka.rosatom.ru/2011/10/70-novyih-blokov-k-2030-godu/
69
http://www.world-nuclear.org/info/inf46.html
70
Węgry chcą więcej atomu w energetyce, wnp.pl (DM) - 16-12-2011 11:15
71
http://www.nytimes.com/2012/05/23/world/europe/britain-charts-way-to-wider-nuclear-investment.html
72
http://www.world-nuclear-news.org/NN-Preferred_bidder_for_Hinkley_Point_contract-1906124.html
73
http://www.media.egospodarka.pl/wiadomosci/Komisja-Europejska-planuje-ofensywe-jadrowa,1847388.html
68
109
W Chinach działa 15 jądrowych bloków energetycznych74, 25 jest w trakcie budowy, a
kolejnych 28 ujętych jest w planach rządowych. W 2011 roku po awarii w Fukushimie
wstrzymano wydawanie licencji na rozpoczęcie budowy nowych bloków, ale po
przeprowadzeniu akcji „stress-testów” dozór jądrowy Chin potwierdził, że chińskie reaktory
są bezpieczne i można je dalej budować. Korzystając z umowy zawartej z firmą
Westinghouse, która zapewniła Chinom dostęp do rozwiązań projektowych reaktora AP1000,
Chińczycy dokonują transferu technologii z AP1000 do chińskich bloków CAP 1400.
Indie. Rząd planuje uruchomić elektrownie jądrowe o mocy 14 600 MWe do 2020 r., a o
mocy 27 500 MWe do 202475. Dozór jądrowy w Indiach otrzymał większe uprawnienia, tak
że cieszy się on teraz niezależnością od organizacji produkujących energię elektryczną.
Budowa EJ Jaitpur jest kontynuowana. Zapotrzebowanie na energię elektryczną w Indiach
szybko rośnie. W 2011 roku elektrownie jądrowe w Indiach miały łączną moc 4 400 MWe
i dostarczyły 20 TWh. Łączne doświadczenie eksploatacyjne do końca 2011 roku wyniosło
350 reaktoro-lat. W dalszej perspektywie Komisja Energii Atomowej przewiduje, że moc
elektrowni jądrowych do roku 2060 dojdzie do 500 GWe76.
Indonezja prowadzi rozmowy z firmami koreańskimi i japońskimi w sprawie budowy
pierwszej elektrowni jądrowej.
Iran rozpoczął eksploatację elektrowni jądrowej w Bushehr.
Japonia. Wstrzymano eksploatację wszystkich jądrowych bloków energetycznych dla
sprawdzenia ich odporności na maksymalne katastrofy naturalne. Równolegle
przeprowadzono reorganizację dozoru jądrowego, zapewniając jego niezależność i nadając
mu znacznie większe uprawnienia niż poprzednio. Po pomyślnym przeprowadzeniu akcji
„stress-testów”, japońskie elektrownie jądrowe zaczęły wznawiać pracę. Pierwszymi blokami
na nowo uruchomionymi były dwa bloki EJ Ohi77. W EJ Hamaoka wprowadzane są
ulepszenia w celu podwyższenia bezpieczeństwa.
Korea Płd. ma obecnie 23 jądrowe bloki energetyczne o mocy 20,7 GWe, które dostarczają
jedną trzecią energii elektrycznej dla tego kraju. W połowie 2011 r. Korea potwierdziła zamiar
rozbudowy energetyki jądrowej tak, by dostarczała ona w 2030 roku 59% energii
elektrycznej. Moc elektrowni jądrowych ma wzrosnąć do 27 GWe w 2020 r. i do 43 GWe w
2030 roku78. Po awarii w Fukushimie zwiększono niezależność dozoru jądrowego.
Pakistan rozpoczął w maju 2011 budowę bloku Chasnupp-3, zaledwie w dwa miesiące po
podłączeniu do sieci bloku Chasnupp-2 .
Taiwan. Prowadzone obecnie budowy elektrowni jądrowych są kontynuowane i zostaną
zakończone, natomiast nie przewiduje się przedłużania dozwolonego okresu pracy starych
bloków.
Turcja kupiła od Rosji 4 bloki z reaktorami WWER (AES-2006) o mocy 1200 MWe każdy
i planuje następne.
Wietnam podpisał z Rosją umowę o budowie dwóch reaktorów WWER-1200. Budowa ma
rozpocząć się w 2014 r. na zasadzie realizacji pod klucz. Elektrownia ma rozpocząć pracę w
2020 roku. Wietnam podpisał także porozumienie międzyrządowe z Japonią, która ma
zbudować drugą elektrownię jądrową w prowincji Ninh Thuan, z dwoma reaktorami, które
zaczną pracę w latach 2024–25.
Zjednoczone Emiraty Arabskie kupiły od Korei Południowej 4 bloki typu APR-1400, o mocy
po 1400 MWe, a według ich ocen energia jądrowa będzie dwukrotnie tańsza of OZE79.
74
http://www.world-nuclear-news.org/RS_Nuclear_approvals_get_closer_in_China_0106121.html
http://www.world-nuclear.org/info/inf53.html
76
http://www.world-nuclear.org/info/inf53.html
77
http://www.world-nuclear-news.org/RS-Ohi_reactors_cleared_for_restart-1806124.html
78
http://www.world-nuclear.org/info/inf81.html
79
UAE: Nuclear will be the energy bridge for the region
75
110
3.5.1.3
Afryka
Egipt wybrał lokalizację dla elektrowni jądrowej ale odłożył rozpoczęcie programu jądrowego
ze względu na zamieszki wewnątrz kraju.
RPA. RPA jest jedynym krajem w Afryce mającym działającą elektrownię jądrową. Dwa
bloki w EJ Koeberg (typu PWR o mocy 900 MWe każdy, dostawy Framatome) dostarczają
około 5% energii elektrycznej. Plan rozwoju energetyki w RPA przewiduje zbudowanie
elektrowni jądrowych o łącznej mocy 9 600 MWe. Firma energetyczna ESKOM planuje
zbudowanie EJ o łącznej mocy 20 GWe do 2025 roku. Decyzji w sprawie tych planów
jeszcze nie podjęto.80
3.5.1.4
Ameryki
Argentyna ma 2 jądrowe bloki energetyczne w eksploatacji, trzeci w budowie i w przyszłym
roku zamierza podjąć decyzję co do wyboru technologii dla czwartego bloku81. Wstępnie
zakwalifikowano reaktor ATEMEA 1 (konsorcjum AREVA i MHI) o mocy 1100 MWe jako
najlepiej odpowiadający potrzebom Argentyny.
Brazylia. W Brazylii pracują 2 jądrowe bloki energetyczne Angra-1 i Angra-2, o mocy netto
odpowiednio 630 i 1 270 MWe. Trzeci blok Angra-3 ma być bliźniaczo podobny do bloku
Angra-2. Jest to blok z reaktorem PWR o mocy 1 224 MWe. Zakończenie jego budowy
zaplanowano na 2015 rok. Greenpeace na swej stronie internetowej wzywa banki by
odmówiły finansowania projektu Angra-3.82 Dalsze plany rządu Brazylii przewidują
zbudowanie po 2015 r. dalszych 4 reaktorów energetycznych o mocy 1000 MWe każdy. Do
2030 r. moc brazylijskich elektrowni jądrowych ma dojść do 8 GWe.
Kanada. Około 15% energii elektrycznej w Kanadzie produkują elektrownie jądrowe z 17
reaktorami o łącznej mocy ponad 12 GWe. Kanada planuje rozbudowę energetyki jądrowej
dodając w następnej dekadzie 2 dalsze reaktory energetyczne.83
Meksyk ogłosił plany rozbudowy czystej energetyki, opartej na wietrze i na energii
jądrowej84. Według scenariusza środkowego, moc energetyki jądrowej wzrośnie trzykrotnie
do 2026 roku i będzie oznaczać zbudowanie elektrowni jądrowych o mocy ponad 4 GWe.
USA. Urząd Dozoru Jądrowego (US NRC) wydał licencje dla projektu reaktora III generacji
AP1000 oraz rozpatruje projekty reaktorów EPR, ESBWR i ABWR, a także udzielił
pierwszych połączonych zezwoleń na budowę i eksploatację nowych elektrowni jądrowych,
po dwa bloki AP1000 w EJ Vogtle (luty 2012) i EJ Summer (marzec 2012)85. Są to pierwsze
licencje na budowę elektrowni jądrowych po przerwie trwającej od 1979 roku. Bloki te mają
rozpocząć pracę w latach 2017-2018. Wznowiono także budowę bloku Watts Bar 2, zaczętą
w 1972 roku i przerwaną wskutek protestów organizacji antynuklearnych. Poparcie dla
energetyki jądrowej w USA rośnie jednak z każdym rokiem. W rok po awarii w Fukushimie
zdecydowana większość obywateli USA – 81% uważa energię jądrową za ważne źródło
energii na przyszłość. Ogromna większość Amerykanów (71%) uważa amerykańskie
reaktory za pewne i bezpieczne86, a 80% uważa , że USA powinny wykorzystać lekcje
Fukushimy dla dalszego doskonalenia reaktorów.
80
http://www.world-nuclear.org/info/inf88.html
http://www.world-nuclear-news.org/NN-Argentina_considers_Atmea1-1207124.html
82
http://www.banktrack.org/manage/ajax/ems_dodgydeals/createPDF/angra_3_nuclear_power_plant
83
http://www.world-nuclear.org/info/inf49a_Nuclear_Power_in_Canada.html
84
http://www.world-nuclear-news.org/NP_Nuclear_and_wind_to_partner_for_Mexico_0203121.html
85
http://www.world-nuclear-news.org/NN-Regulator_OKs_the_start_of_Summer-0204127.html
86
http://www.nei.org/newsandevents/newsreleases/majority-us-public-support-for-nuclear-energy-has-stabilizednew-survey-shows/
81
111
3.5.2 Dlaczego niektóre kraje rezygnują z energetyki jądrowej?
W wielu krajach energetyka jądrowa bywa używana w agitacji wyborczej przez partie
polityczne – częściej centrolewicowe, zawiązujące koalicje z „zielonymi” – wg. schematu:
nastraszyć społeczeństwo rzekomo olbrzymimi zagrożeniami związanymi z energetyką
jądrową i obiecać, że po dojściu do władzy się je przed tymi zagrożeniami uchroni!
W Europie najbardziej antynuklearna jest Austria, a po awarii w Fukushimie także
Niemcy ponownie oficjalnie zdecydowały o wycofaniu się energetyki jądrowej.
W latach 2005-2010 (do czasu awarii w Fukushimie) obserwowano wzrost zainteresowania
energetyką jądrową w Europie – nawet w krajach takich jak Włochy, Szwecja, Szwajcaria
i Holandia, w których przez kilkanaście lub więcej lat obowiązywały zakazy budowy
elektrowni jądrowych lub zlikwidowano energetykę jądrową. Jednakże pod silnym wrażeniem
tego co się wydarzyło w Fukushimie Włochy87 i Szwajcaria88 ponownie zrezygnowały z
rozwoju energetyki jądrowej, natomiast Szwecja i Holandia podtrzymały swoje
zainteresowanie utrzymaniem i rozwojem energetyki jądrowej. Z dużych krajów europejskich
utrzymanie i rozwój energetyki jądrowej zadeklarowały i potwierdziły (także i po Fukushimie)
Wielka Brytania i Hiszpania.
W Wielkiej Brytanii w styczniu 2008 r. , po dwuletnich analizach ekonomicznych i obszernej
dyskusji społecznej, rząd wydał „Białą Księgę” uzasadniającą konieczność budowy nowych
elektrowni jądrowych. Mimo protestów Greenpeace decyzja ta spotka się z aprobatą
społeczną. Nawet minister gospodarki w opozycyjnym „gabinecie cieni” oświadczył, że
opozycja uważa za swój obywatelski obowiązek odłożyć na bok spory polityczne i walkę o
głosy wyborcze i współpracować z rządem dla dobra kraju na rzecz rozwoju energetyki
jądrowej.
Powrót do energetyki jądrowej ogłosiła w lutym 2009 r. również Szwecja – kraj, który przez
wiele lat (od referendum w 1980 r.) deklarował zamiar odejścia od energii jądrowej. W
czerwcu 2010 r. decyzję rządu w tej sprawie zatwierdził szwedzki parlament Riksdag.
Aktualny plan przewiduje budowę nowych jądrowych bloków energetycznych w lokalizacjach
istniejących EJ i sukcesywne zastępowanie nimi obecnie eksploatowanych bloków.
Poniżej zwięźle opisano sytuację w dwóch krajach europejskich, w których energetyka
jądrowa stała się zakładnikiem w grze politycznej: Austrii i Niemczech.
3.5.2.1
Austria
We wczesnych latach 70-tych główne austriackie partie polityczne – rządząca Partia
Socjalistyczna (SPÖ) i Partia Chrześcijańsko-Demokratyczna (ÖVP, najważniejsza partia
opozycyjna) popierały rozwój energetyki jądrowej. Krytyczne stanowisko zajmowała jedynie
mała opozycyjna Partia Liberalna. Budowę pierwszej elektrownię jądrowej (EJ) rozpoczęto w
1972 r. w Zwentendorf (1 blok o mocy 730 MW z reaktorem BWR), miała ona pokryć 10%
zapotrzebowania kraju na energię elektryczną. Do 1985 r. planowano wybudowanie
elektrowni jądrowych o łącznej mocy 3000 MW.
Jednakże od połowy lat 70-tych w Austrii zaczął rozwijać się ruch antynuklearny, który
ogarnął wówczas kilka krajów zachodnich – wyrósł on na fali protestów środowisk
studenckich, lewicowych i lewackich przeciwko „imperializmowi”, zwłaszcza wojnie
wietnamskiej. W kwietniu 1977 r. kilka organizacji pozarządowych z różnych krajów
organizowało w Salzburgu międzynarodową konferencję antynuklearną, a od jesieni tego
roku rozpoczęły się demonstracje przeciwników energetyki jądrowej w Zwentendorfie i kilku
dużych miastach Austrii.
87
W związku z negatywnym dla EJ wynikiem referendum w połowie czerwca 2011 r.
Decyzja rządu szwajcarskiego z 7.06.2011 r. o nie budowaniu nowych EJ, istniejące elektrownie będą jednak
eksploatowane do czasu zakończenia ich resursu (prawdopodobnie do 2034r.)
88
112
Kampania informacyjna o energii jądrowej podjęta przez rząd na jesieni 1976 r. nie
przyniosła pozytywnego skutku – w prasie zaczęło pojawiać się coraz więcej krytycznych
informacji o energii jądrowej (podnoszono m.in. kwestie zagrożenia uwolnieniem substancji
promieniotwórczych oraz „nierozwiązany” problem odpadów promieniotwórczych). Odtąd
energetyka jądrową, a w szczególności uruchomienie pierwszej EJ w Zwentendorfie, stała
się w Austrii palącym problemem politycznym – największa partia opozycyjna ÖVP zmieniła
swoje stanowisko (jej lider stwierdził, że jest wprawdzie za energetyką jądrową, lecz przeciw
EJ Zwentendorf – bo „jest ona niebezpieczna w wielu aspektach”), a także niektórzy
posłowie z rządzącej Partii Socjalistycznej przestali popierać energetykę jądrową.
W tej skomplikowanej sytuacji politycznej socjalistyczny kanclerz Bruno Kreisky ogłosił
referendum na 5 listopada 1978 r., twierdząc że jest pewien iż większość społeczeństwa
opowie się za energetyką jądrową. Kanclerz Kreisky zadeklarował jednocześnie, że ustąpi ze
stanowiska jeśli wynik referendum okaże się negatywny. Wówczas to opozycyjna ÖVP
dostrzegła szansę na pozbycie się Kreisky’ego i w efekcie wielu jej członków popierających
energetykę jądrową w referendum zagłosowało przeciw. Na kilka tygodni przed referendum
sondaże wykazywały, że znacząca większość respondentów popiera energetykę jądrową.
Jednakże wzmożona akcja przeciwników, którzy tuż przed referendum, rozpowszechnili
zarzuty o rzekomych problemach bezpieczeństwa EJ Zwentendorf, okazała się skuteczna.
Referendum, w którym wzięło udział niecałe 2/3 uprawnionych (ok. 5 mln osób) zostało
przegrane: 31,6% uprawnionych zagłosowało przeciw EJ, a 31,0% było za EJ – a więc
energetyka jądrowa w Austrii została odrzucona zaledwie 30 000 głosów na 5 mln!
W efekcie wyników tego referendum 1.12.1978 r. parlament Austrii uchwalił ustawę
zakazującą energetyki jądrowej w tym kraju, do zmiany tej ustawy potrzeba większości 2/3
głosów! Jednak oponenci polityczni kanclerza Kreisky’ego i tak nie osiągnęli swojego celu,
bo nie zrezygnował on ze stanowiska jak zapowiadał.
W następnych latach antynuklearne nastroje w Austrii zostały wzmocnione po awariach w EJ
Three Mile Island (1979 r. USA) i EJ Czarnobyl (1986 r., ZSRR). EJ Zwentendorf, której
budowa praktycznie była na ukończeniu, nie została uruchomiona (część jej wyposażenia
technologicznego odsprzedano, ale większość pozostała na miejscu jako rodzaj
„historycznego pomnika jądrowego” – sytuacja przypominająca nasz „Żarnowiec”).
Na początku lat 90-tych decyzją kanclerza Vranitzky’ego zlikwidowano austriacką Komisję
Bezpieczeństwa Reaktorów – RSK (utworzoną w 1978 r. celem zachowania kompetencji w
dziedzinie EJ), a w jej miejsce powołano zespół zwany „Forum für Atomfragen” (FAF)
złożony głównie z aktywistów antynuklearnych. FAF stanowi obecnie zaplecze eksperckie
wspomagające kolejne rządy austriackie w ich krucjacie przeciw energetyce jądrowej,
skierowanej przede wszystkim przeciw rozwojowi energetyki jądrowej w krajach
sąsiadujących z Austrią, zwłaszcza na Słowacji i w Czechach. Austria próbowała najpierw (w
latach 1990-1999) zablokować uruchomienie najpierw słowackiej EJ Mohovce, a następnie
(w latach 1994-2002) czeskiej EJ Temelin.
W Austrii ponad 60% energii elektrycznej wytwarzanej jest z odnawialnych źródeł energii
(lwia część w hydroelektrowniach – ponad 50%), ok. 20% w elektrowniach opalanych
paliwami kopalnymi, a pozostała część (do 20%) jest importowana – głównie z Francji. Jak
widać antynuklearna polityka nie przeszkadza importować energii wytwarzanej we
francuskich elektrowniach jądrowych – bo jest ona tania!
3.5.2.1
Niemcy
W Niemczech, do czasu awarii czarnobylskiej (26.04.1986 r.), rozwój energetyki jądrowej
wspierały kolejne rządy i wszystkie główne partie polityczne. Lecz, w związku ze społecznym
niepokojem wywołanym tą awarią, w sierpniu 1986 r. partia SPD - będąca wówczas w
opozycji - podjęła uchwałę wzywającą do rezygnacji z energii jądrowej w ciągu 10 lat. Od tej
pory energetyka jądrowa jest w Niemczech przedmiotem politycznych sporów.
113
Rządy koalicji centroprawicowej (CDU-CSU i FPD) wspierały utrzymanie energetyki jądrowej.
Jednakże w 1998 r. wybory do Bundestagu wygrała SPD, zawiązując koalicję rządową z
Partią Zielonych (mającą wówczas tylko 6,7% poparcia), bardzo aktywnie i programowo
zwalczającą energetykę jądrową.
Realizując swoje obietnice wyborcze nowa koalicja rządowa, podjęła działania zmierzające
do jak najszybszego wycofania się z energetyki jądrowej – przez odpowiednie zmiany prawa.
Po długich sporach z firmami energetycznymi, zawarto następujący kompromis:
 określono pułap ilości energii elektrycznej jaką mogą jeszcze wytworzyć wszystkie EJ
(wówczas 19 bloków) na 2 623 TWh – co odpowiada średnio 32 latom ich eksploatacji
oraz ustalono harmonogram wyłączania bloków jądrowych;
 Rząd zobowiązał się respektować prawo firm energetycznych do eksploatacji istniejących
elektrowni jądrowych, oraz zagwarantował, że tak eksploatacja elektrowni jak i związane
z nią usuwanie odpadów będą chronione przed jakąkolwiek „motywowaną politycznie
ingerencją”.
Umowa pomiędzy rządem federalnym i firmami energetycznymi ws. energetyki jądrowej
(podpisana w czerwcu 2001r.) zawierała także:
 zakaz budowy nowych elektrowni jądrowych, oraz
 nakaz składowania wypalonego paliwa na terenie elektrowni.
Spory o energetykę jądrową uniemożliwiły wypracowanie całościowego konsensusu ws.
polityki energetycznej, zaś liderzy opozycji zapowiedzieli odwrócenie tych decyzji, po
ponownym dojściu do władzy.
Równolegle z dążeniem do likwidacji energetyki jądrowej, rząd SPD-Zieloni wprowadził w
2000 r. szczególne preferencje dla OZE, co doprowadziło do ich dynamicznego rozwoju szczególnie energetyki wiatrowej, ale także innych źródeł – nawet fotowoltaicznych, w
ostatnich latach intensywnie rozwijają się też źródła biogazowe. Efektem tej polityki są
rosnące ceny energii elektrycznej (należące do najwyższych wśród krajów OECD), problemy
z planowaniem i prowadzeniem ruchu sieci, oraz zbilansowaniem mocy systemu z
zapotrzebowaniem.
Wybory do Bundestagu w 2006 r. nie przyniosły wyraźnego rozstrzygnięcia – partie
chadeckie (CDU-CSU) wygrały nieznacznie, co zmusiło je do zawarcia „wielkiej koalicji” z
SPD, która jako jeden z warunków zawarcia tej koalicji postawiła utrzymanie polityki
wycofywania się z energetyki jądrowej.
Obecnie w Niemczech eksploatowanych jest 17 jądrowych bloków energetycznych o mocy
zainstalowanej
29 339
MWe
(20,6%
mocy
zainstalowanej
w
systemie
elektroenergetycznym), wytwarzających ponad 26% energii elektrycznej. Dotychczas
wyłączono z eksploatacji 2 bloki jądrowe o łącznej mocy 1029 MWe (w 2003 r. i 2005 r.),
oraz (w 2003 r.) rozpoczęto demontaż jednego nieczynnego bloku o mocy 1219 MWe.
Deutsche Bank, niemieckie firmy energetyczne oraz MAEA ostrzegły, że kontynuacja polityki
likwidowania energetyki jądrowej spowoduje: nie osiągnięcie przez Niemcy planowanych
celów ograniczenia emisji CO2, dalszy wzrost cen energii elektrycznej, długotrwałe
wyłączenia zasilania, oraz dramatyczny wzrost uzależnienia kraju od importowanego z Rosji
gazu ziemnego.
Po wielu latach intensywnej antynuklearnej propagandy społeczeństwo niemieckie jest
obecnie bardzo podzielone w stosunku do energii jądrowej. Wprawdzie do niedawna
większość Niemców opowiadała się za kontynuowaniem eksploatacji istniejących elektrowni
jądrowych, np. na początku 2007r. 61% (34% było za skróceniem okresu eksploatacji EJ),
jednak sondaż przeprowadzony w 2008 r. wykazał, że tyle samo respondentów było za co
i przeciw (po 46%).
Przed wyborami do Bundestagu we wrześniu 2009 r. kanclerz Angela Merkel stwierdziła, że
polityka przedwczesnego wyłączania z eksploatacji EJ jest błędna i, że w razie wygrania
wyborów CDU będzie dążyć do wycofania się z tej polityki. Ostatecznie - po roku sporów
politycznych i negocjacji - 6.09.2010 r. rząd CDU-FDP zgodził się na przedłużenie
114
pozwolenia na eksploatację o 8 lat reaktorów uruchomionych przed 1980 r. oraz o 14 lat
reaktorów uruchomionych od 1980 r. w stosunku do dat przewidzianych w ustawie
likwidacyjnej z 2002 r., uchwalonej przez "czerwono-zieloną" koalicję SPD-Zieloni.
W zamian za wydłużenie okresu eksploatacji swoich elektrowni, ich eksploatatorzy zostali
obłożeni kolejnymi dotkliwymi podatkami. Pierwszy z nich dotyczy opłat od każdego grama
paliwa jądrowego - w wysokości 145 € od każdego grama UO2. Łącznie będzie to 2,3 mld €
rocznie od wszystkich operatorów. Podatek ma obowiązywać przez 6 lat. Drugi podatek to
stała opłata na rzecz wsparcia rozwoju Odnawialnych Źródeł Energii (OZE). W latach 20112012 wyniesie ona 300 mln € rocznie, w latach 2013-16 spadnie do 200 mln € rocznie, a
następnie zastąpi ją podatek od każdej wyprodukowanej MWh energii elektrycznej
(0,9 €¢/MWh). Nowa polityka energetyczna Niemiec określa energetykę jądrową i węglową
mianem technologii pomostowych, które mają umożliwić stopniowe przestawienie się
gospodarki niemieckiej na OZE. Zgodnie z planem w roku 2050 Niemcy mają wytwarzać
80% energii elektrycznej w OZE (zdaniem specjalistów w dziedzinie elektroenergetyki plany
te są całkowicie nierealne).
Niestety sytuacja zmieniła się radykalnie na niekorzyść niemieckiej energetyki jądrowej w
następstwie awarii w Fukushimie. Najpierw, już marciu 2011 r., rząd niemiecki nakazał
wyłączenie wszystkich elektrowni jądrowych na okres 3 miesięcy, podczas którego miały
zostać przeprowadzone oceny bezpieczeństwa i ponownie rozważona polityka energetyczna
kraju. A ponadto, Kanclerz Angela Merkel nakazała niezwłocznie wyłączyć z ruchu wszystkie
jądrowe bloki energetyczne uruchomione do 1980 r. Łącznie z jednym blokiem już wcześniej
wyłączonym, było to razem 8 bloków o łącznej mocy 8 336 MWe (co stanowiło ok. 6,4%
całkowitej mocy zainstalowanej w niemieckim systemie elektroenergetycznym). W maju
2011 r. niemiecka Komisja Bezpieczeństwa Reaktorów (Reaktorsicherheitkommission –
RSK) stwierdziła, że wszystkie 17 niemieckie reaktory są bezpieczne (co zresztą zostało
później potwierdzone także podczas tzw. „stress testów” zarządzanych przez Komisję
Europejską).
Jednakże pomimo tego, wobec narastającej presji antynuklearnych krajów związkowych, 30
maja 2011 r. rząd federalny zdecydował powrócić do poprzedniego (tj. narzuconego w 2001
r. przez rząd rząd SPD-Zieloni) planu skrócenia czasu eksploatacji elektrowni jądrowych,
jednocześnie utrzymując podatek od paliwa jądrowego. Decyzja ta została zatwierdzona
przez Bundestag (pod koniec czerwca 2011 r.), a następnie potwierdzona przez Bundesrat
(8.07.2011 r.). Obie izby niemieckiego parlamentu zatwierdziły też plan budowy nowych
elektrowni węglowych i gazowych – utrzymując przy tym cele redukcji emisji CO2, oraz
dalszego rozwoju energetyki wiatrowej.
4 przedsiębiorstwa energetyczne eksploatujące elektrownie jądrowe w Niemczech złożyły
pozwy do sądów w sprawie kontynuowania poboru podatku paliwowego, który został
narzucony w związku z przedłużeniem o 8 lub 14 lat okresu eksploatacji EJ – zgodnie z
umową zawartą z rządem federalnym w 2010 r. Ponadto, firmy te wystąpiły w stosunku do
rządu z roszczeniami o odszkodowania „za bezprawne wywłaszczenie” na kwotę ok. 10 mld
euro. We wrześniu 2011 r. Sąd Podatkowy w Hamburgu, uznał kontynuację poboru tego
podatku za bezprawną, jednocześnie wyrażając „poważne wątpliwości” czy podatek ten jest
w o ogóle zgodny z niemiecką konstytucją.
3.5.2.2
Stanowisko Parlamentu Europejskiego
Uchwała Parlamentu Europejskiego z 24.10.2007 r. w sprawie konwencjonalnych źródeł
energii i technologii energetycznych:
 Pkt 72: Energetyka jądrowa jest obecnie największym źródłem o niskiej emisji CO 2 w
Europie i odgrywa ważną rolę w zwalczaniu zmian klimatycznych.
 Pkt 76: Rezygnacja z energii jądrowej spowodowałaby niemożność osiągnięcia
ustalonych celów dotyczących redukcji emisji gazów cieplarnianych i zwalczania zmian
klimatycznych.
115





Pkt 81: Znane światowe rezerwy uranu ocenia się na wystarczające na ponad 200 lat
Pkt 82: Energia jądrowa ma długo-okresową przyszłość (…) w skali czasowej
rozciągającej się na tysiące lat, przy bardzo znacznym ograniczeniu objętości
i aktywności ostatecznie wytwarzanych odpadów.
Pkt 83: Energetyka jądrowa jest konkurencyjna (…) Wspólnota powinna wspierać
badania ukierunkowane na opracowanie technologii zrównoważonej energetyki jądrowej
nowej generacji.
Pkt 84: Na wytwarzanie energii w elektrowniach jądrowych nie będzie miało dużego
wpływu wszelkie fluktuacje cen uranu, gdyż koszt paliwa w niewielkim stopniu wpływa na
cenę energii elektrycznej.
Pkt 89: Energia jądrowa może stworzyć synergię ze źródłami odnawialnymi, np. przez
zapewnienie oryginalnych metod dla efektywnej i ekonomicznej produkcji wodoru lub
biopaliw.
3.5.3 Zmiana stosunku do energetyki jądrowej czołowych ekologów
Patrick Moore – był w latach 70-tych współzałożycielem i dyrektorem słynnej organizacji
ekologicznej Greenpeace. Odszedł z niej w 1986 r. Obecnie doradza organizacjom
pozarządowym i władzom lokalnym w sprawach ekologicznych.
Fragmenty wywiadu dla Gazety Wyborczej 28-07-2006:
W latach 70. i 80. twierdził Pan: „Energetyka nuklearna to nuklearny holokaust”. Skąd taka
zmiana poglądów?
- Na początku lat 70. byłem studentem ekologii, to był szczyt zimnej wojny, trwała wojna w
Wietnamie. Uważaliśmy wtedy, że energetyka nuklearna i zbrojenia nuklearne są częścią
jednej całości.
Zmienił Pan zdanie?
- Tak, kilka lat temu. Zapotrzebowanie świata na energię będzie rosło z roku na rok i nic tego
nie zmieni, niezależnie od idealistycznych wizji ekologicznych. Klimatowi Ziemi grozi
zagłada, jeśli będziemy dalej spalać tyle surowców energetycznych. Uznałem, że energetyka
jądrowa to rozwiązanie zdecydowanie najlepsze. Tak samo jak ja zadanie zmieniło wielu
działaczy ekologicznych.
Jakie są dziś główne argumenty przeciwników energetyki jądrowej?
- Najczęściej powtarzany jest argument strachu przed katastrofą, w której zginą tysiące ludzi.
Moim zdaniem jest on nierealny i nieuczciwy. Od Czarnobyla minęło 20 lat, świat ani
wcześniej ani później nie zanotował podobnego wypadku. W Ameryce Płn. działa 120
elektrowni jądrowych. I nigdy ani jedna osoba nie zginęła z powodu wycieku radioaktywnego.
W kopalniach węgla kamiennego na świecie giną rocznie tysiące ludzi. W wypadkach
samochodowych ginie rocznie kilkadziesiąt tysięcy Amerykanów. Mimo to nie zamykamy
kopalń i nie przestajemy używać samochodów.
James E. Lovelock – niezależny naukowiec i działacz na rzecz ochrony środowiska.
Najbardziej znany jest z zaproponowanej i propagowanej przez siebie hipotezy Gaja, w
której postuluje on przyjęcie założenia, że Ziemia funkcjonuje jako super-organizm.
Lovelock zaniepokojony zagrożeniami globalnego ocieplenia klimatu wskutek efektu
cieplarnianego zerwał z poglądami głoszonymi przez wielu jego kolegów, działaczy na rzecz
środowiska, oświadczając w 2004r., że „Jedynie energia jądrowa może obecnie zatrzymać
globalne ocieplenie”. W 2005r. w toku dyskusji ws. przeszłości energetyki jądrowej w Wielkiej
Brytanii oświadczył: „Jestem Zielonym, i usilnie zachęcam moich przyjaciół z ruchu do
porzucenia ich błędnego sprzeciwu wobec energii jądrowej”.
Fragmenty z artykułu „Our Nuclear Lifeline”:
116
Z kominów elektrowni i rur wydechowych samochodów pompowane są w niebo ogromne
ilości gazów takich jak dwutlenek węgla, które zanieczyszczają środowisko i działają jak
szklarnia, przegrzewając kulę ziemską.
Najwyższe w historii wzrosty temperatury zbliżają się do progu, po przekroczeniu którego
Ziemia znajdzie się w kryzysie. Zachodzące zmiany fizyczne będą nieodwracalne – np.
wzrastający poziom mórz zalewających nadbrzeżne miasta i tereny. (…) Lina ratunkowa
istnieje i kołysze się ona przed nami. Chwytając ją obecnie możemy uratować świat zarówno
przed skutkami globalnego ocieplenia jak też zagrożeniami braku energii. Jest ona
bezpieczna, sprawdzona, praktyczna i tania. Naszą liną ratunkową jest energia jądrowa. (…)
Korzyści z używania energii jądrowej zamiast paliw kopalnych są ogromne. Wiemy, że
energia jądrowa jest bezpieczna, czysta i efektywna, ponieważ już teraz 137 reaktorów
jądrowych wytwarza ponad 1/3 energii elektrycznej zużywanej przez Europę Zachodnią, 440
wszystkich reaktorów dostarcza 1/7 energii elektrycznej zużywanej na świecie. (…)
Rezygnacja z energii jądrowej właśnie teraz gdy jej najbardziej potrzebujemy do walki z
globalnym ocieleniem jest szaleństwem. (…)
Pomysł Zielonych, że energia odnawialna może zapełnić lukę jaka powstanie po wyłączeniu
wysłużonych elektrowni jądrowych, oraz pokryje stale rosnące zapotrzebowanie na energię,
jest romantycznym nonsensem. Farmy wiatrowe są monstrualnie nieefektywne i potrzebują
rezerwowego zasilania z elektrowni opalanych paliwami kopalnymi w czasie 3 na 4 dni, gdy
wiatr nie wieje. Energia słoneczna jest śmiesznym marzeniem w północnej Europie.
Także czołowi przedstawiciele ruchu ekologicznego w Wielkiej Brytanii oznajmili, że
radykalnie zmieniają swą politykę i wezwali do poparcia energetyki jądrowej.
W artykule stanowiącym punkt zwrotny w historii postaw ekologów wobec energetyki
jądrowej, zamieszczonym w lewicowym czasopiśmie Independent, dotychczasowy kierownik
Greenpeace UK, aktywista Partii Zielonych, Prezes Agencji Środowiska i czołowy
dziennikarz ruchu ekologicznego zamieścili swe wyznania „nawrócenia” i wezwali do
poparcia energetyki jądrowej.
„Stwierdziliśmy, że istnieje bardzo poważny problem zmiany klimatu i zasadniczym zadaniem
ludzkości jest powstrzymanie emisji dwutlenku węgla i dekarbonizacja energetyki w ciągu
następnych 20 do 30 lat” oświadczył lord Smith, prezes Agencji Środowiska.
Dziennikarz z czasopisma New Statesman, Mark Lynas, który jeszcze w ubiegłym roku
publikował artykuły pod hasłem „wyjść z energetyki jądrowej” oświadczył, że antynuklearne
kampanie z przeszłości „uważamy dzisiaj za straszny błąd, za który cenę musi zapłacić
klimat Ziemi”. Cytował on przykład Austrii, gdzie uruchomiono elektrownie węglowe i spala
się węgiel wskutek zatrzymania EJ Zwentendorf, która została w pełni zbudowana lecz
została unieruchomiona wskutek rozgrywek politycznych.
Elektrownia jądrowa Zwentendorf w Austrii miała dostarczyć 10% energii elektrycznej
potrzebnej dla tego kraju, ale kampania antynuklearna doprowadziła do tego, że zamiast
czystej energii jądrowej spala się węgiel.
W komentarzu redakcyjnym, Chris Goodal z partii Zielonych wezwał do realistycznej debaty
na temat polityki energetycznej, opisując nawet pewne niekorzystne cechy energii
odnawialnej i przytoczył jako „ostrzeżenie” przykład Niemiec, gdzie węgiel ma zastąpić
elektrownie jądrowe przedwcześnie wyłączone wskutek antynuklearnej polityki partii
Zielonych.
Stephen Tindale kierował brytyjską sekcją Greenpeace u od 2000 do 2005 roku. Oświadczył
on na piśmie: „To jest jak rodzaj nawrócenia religijnego. Przez długi czas postawa
antynuklearna była istotą naszej postawy ekologicznej.” Obecnie twierdzi on, że „obecnie
szeroko rozpowszechniony jest pogląd, że energetyka jądrowa nie jest idealna, ale jest
lepsza niż zmiana klimatu”.
117
3.6
Uwarunkowania polskiej energetyki węglowej
3.6.1 Kurcząca się baza paliwowa
3.6.1.1
Węgiel kamienny
Wg. danych Państwowego Instytutu Geologicznego (PIG) udokumentowane zasoby
bilansowe złóż węgla kamiennego wg. stanu na 31.12.2008r. wynosiły 43,201 mld t. Prawie
¾ tych zasobów to węgle energetyczne, a pozostałe ¼ to głównie węgle koksujące. Zasoby
złóż zagospodarowanych stanowią obecnie 37,2 % zasobów bilansowych (16,082 mld t).
Węgiel wydobywany jest metodą podziemną. Dominującym systemem eksploatacji jest
system ścianowy, z zawałem skał stropowych. Współczynnik wykorzystania zasobów
geologicznych dotychczas wynosił 17%, co (teoretycznie) oznacza, że w przyszłości jedynie
17% z ogólnej ilości zasobów geologicznych może zostać wyeksploatowane [Kicki89]. Przy
aktualnie szacowanej wielkości zasobów bilansowych daje to ok. 7,4 mld t – co przy obecnie
stosowanym systemie wydobycia, w ilości na poziomie ok. 80 mln t/a, mogłoby wystarczyć
na ok. 90 lat (wg. ARE S.A.90 do ok. 100 lat) – oczywiście w przypadku budowy nowych
kopalń.
Zasoby operatywne szacuje się na ok. 4,8 mld t, zasoby łatwodostępne ok. 2,6 mld t, zaś
wystarczalność zasobów operatywnych na 30-40 lat [Kicki, ARE 2007]. Przy czym, około
2030 r. wyczerpią się dotychczas eksploatowane pokłady węgla kamiennego.
Rys. 3.25. Zasoby i wydobycie węgla kamiennego w Polsce w latach 1989-2008
[Państwowy Instytut Geologiczny].
89
Jerzy Kicki: Baza surowcowa Polski – skrót (prezentacja). http://www.teberia.pl.
Określenie optymalnego zakresu i tempa rozwoju energetyki atomowej w Polsce w perspektywie 2030 r.
Agencja Rynku Energii S.A., Warszawa, kwiecień 2006.
90
118
Wydobycie węgla kamiennego w Polsce spada z roku na rok o kilka procent, przy
szybko rosnących kosztach i cenach oraz rosnącym imporcie. Wg. danych Ministerstwa
Gospodarki wydobycie węgla kamiennego w okresie dziesięciolecia 1997—2007 spadło o
36% (z 137,1 do 87,5 mln t). Zmiany zasobów i wydobycia węgla kamiennego w latach 19892008 ilustruje powyższy wykres opracowany przez PIG (Rys. 3.25).
Przyczyną wzrostu kosztów wydobycia i cen węgla są w dużej mierze coraz trudniejsze
warunki geologiczne i większe głębokości (nierzadko przekraczające 1100 m) poziomów
wydobywczych, lecz także presja na wzrost płac ze strony załóg kopalń, inspirowana przez
wyjątkowo silne i mnogie związki zawodowe, które - konkurując ze sobą - częstokroć
przelicytowują się w radykalizmie postulatów dotyczących płac i przywilejów górniczych,
grożąc strajkami. Dodatkowo, ceny węgla zwiększają wysokie koszty jego transportu –
okazuje się, że transport węgla na Pomorze tańszy jest z Chin niż koleją ze Śląska! Krajowy
węgiel kamienny jest obecnie niekonkurencyjny w stosunku do importowanego, stąd z roku
na rok zwiększa się import tego surowca – szczególnie dla zaopatrzenia odbiorców w
północnej części kraju (10,5 mln t w 2009 r. – głównie z Rosji, USA i Czech).
Wg. prof. J. Lewandowskiego (Politechnika Warszawska) nie będzie możliwe utrzymanie
dotychczasowej podaży węgla energetycznego i należy liczyć się ze spadkiem wydobycia
z poziomu 80 mln t do 65 mln t, a i to w przypadku otwarcia nowych poziomów wydobycia 91.
Informację tę potwierdza prof. J. Dubiński z GIG, wg. którego jeśli górnictwo nie będzie
inwestować w budowę nowych kopalń i pól wydobywczych, to w 2030r. będzie mogło
wydobywać najwyżej ok. 40 mln t węgla, a jeśli zainwestuje w nowe poziomy i przekopy to
możliwości wydobywcze będą na poziomie 63-64 mln t. Z danych zebranych przez
naukowców z GIG wynika, że łączne potrzeby inwestycyjne górnictwa węgla kamiennego do
2020r. wynoszą blisko 28 mld zł. Dalsze przedłużenie żywotności górnictwa węgla
kamiennego (o 40-50, może 60 lat) wymagałoby budowy nowych kopalń na obszarach nie
zagospodarowanych przez istniejące kopalnie92..
Jednakże węgiel z pozyskiwany nowych pokładów (nie mówiąc już o nowych kopalniach,
których budowy zresztą obecnie się nawet nie planuje) będzie na pewno znacznie droższy
od wydobywanego obecnie i może okazać się jeszcze bardziej niekonkurencyjny w stosunku
do węgla importowanego lub innych nośników energii.
Nawet po zrealizowaniu planowanych inwestycji należy liczyć się, w perspektywie lat 20202030, ze zmniejszeniem krajowego wydobycia węgla kamiennego o ok. ¼ w stosunku
do obecnego poziomu i znacznego wzrostu jego cen.
3.6.1.2
Węgiel brunatny
Wg. danych PIG geologiczne zasoby bilansowe węgli brunatnych w Polsce w 2008 r.
wynosiły 13,563 mld t. Wydobycie w 2008 r. wyniosło 59,5 mln t. Wydobycie ma tendencje
spadkową - od ok. 72 mln t w 1989r. do 59,5 mln t w 2008 r. Zmiany zasobów i wydobycia
węgla brunatnego w latach 1989-2008 ilustruje poniższy wykres opracowany przez PIG
(Rys. 3.26).
Największe i najważniejsze złoże węgla brunatnego występuje w Bełchatowie. Pochodzi z
niego około 55% krajowego wydobycia. Pozostałą część krajowego zapotrzebowania na
węgiel pokrywa wydobycie ze złoża Turów i złóż rejonu konińskiego: Pątnów i Adamów. Na
złożu Bełchatów - pole Szczerców trwają prace udostępniające. Przygotowywane lub
planowane są otwarcia nowych pól wydobywczych dla potrzeb zespołu elektrowni PAK: pole
Tomisławice (kopalnia Konin) – co wzbudziło już wiele protestów, oraz Koźmin, Grochowy
Siąszyce i Rogoźno (kopalnia Adamów)93.
91
Janusz Lewandowski: Możliwości rozwoju energetyki konwencjonalnej w Polsce. Materiały konferencji
„Przyszłość energetyki jądrowej w Polsce”. Warszawa, 6 grudnia 2007r.
92
GIG: kurczą się zasoby węgla, potrzebne są inwestycje. PAP. CIRE.pl. 02.10.2008.
93
Konieczne jest uruchomienie nowych złóż węgla brunatnego. Rzeczpospolita. CIRE.pl. 11.07.2008.
119
Wystarczalność obecnie eksploatowanych zasobów szacuje się na ok. 30 lat [Kicki,
ARE].
Ostatnie doniesienia94 mówią o udokumentowaniu wielkich zasobów węgla brunatnego w
rejonie Legnicy i Gubina:
 Złoża legnickie: ogółem 35-40 mld t, w tym 15 mld t zasobów udokumentowanych
i nadających się do eksploatacji;
 Złoża gubińskie: 4,5 mld t.
Rys. 3.26. Zasoby i wydobycie węgla brunatnego w Polsce w latach 1989-2008
[Państwowy Instytut Geologiczny].
ARE S.A. wystarczalność złóż legnickich, w przypadku ich całkowitego zagospodarowania,
szacuje na ok. 45 lat. Realność wykorzystania tych złóż wydaje się być jednak dyskusyjna a
nawet wątpliwa, ze względu na: koszty budowy kopalń odkrywkowych (nadkład o grubości
ok. 200 m) czego efektem byłaby wysoka cena energii elektrycznej (zwłaszcza, że
elektrownia musiałaby być już wyposażona w układ usuwania CO2 - CCS), problemy
społeczne i ochrony środowiska (m.in. obszary chronione objęte programem „Natura 2000”).
Budowa kopalni odkrywkowej wiąże się z dewastacją rozległego terenu oraz
koniecznością przesiedlenia tysięcy ludzi (na początek kopalnia na złożu Legnica-Zachód
ma zająć połowę gruntów gminy Miłkowice), a nawet przeniesienia koryt 2 rzek (Czarna
Woda, Kaczawa), linii kolejowej i dróg – zwłaszcza trasy projektowanej drogi szybkiego
ruchu S-3 Legnica-Lubin95. Podobnie trudne do realizacji wydają się też plany eksploatacji
złóż gubińskich, których eksploatacja wymagałaby wysiedlenia 11 wsi w gminach Brodów
i Gubin9697.
Jeśliby obecny poziom produkcji energii elektrycznej z węgla miał być utrzymany także po
2030r. (przy przewidywanym spadku o ok. ¼ wydobycia węgla kamiennego), to konieczne
byłoby zapewnienia dostaw węgla brunatnego na poziomie ok. 60 mln t/a, co nie będzie
możliwe bez otwarcia nowych odkrywek. Alternatywą jest znacznie większa skala
rozwoju energetyki jądrowej, która pokrywałaby wówczas nie tylko zasadniczą część
94
Zbigniew Kasztelewicz: Górnictwo i energetyka oparta na węglu brunatnym w I połowie XXI wieku w Polsce.
Konferencja PGE i SEP „Energetyka atomowa w Polsce”. Warszawa, 26.05.2008r.
95
J. Balcewicz – wywiad z prof. Z. Kasztelewiczem: Komu przeszkadza zagospodarowanie złoża legnickiego?
Sporo krzyku nie wiadomo o co… Energia Gigawat – kwiecień 2008.
96
Mieszkańcy gminy Brody boją się kopalni. Gazeta Wyborcza – Zielona Góra. CIRE.pl. 28.08.2008.
97
Węgiel brunatny w okolicach Gubina: za i przeciw. Gazeta Wyborcza – Zielona Góra. CIRE.pl. 14.09.2008.
120
przyrostu zapotrzebowania na energię, ale też sukcesywnie zastępowałaby elektrownie
węglowe (zwłaszcza na węglu brunatnym, w miarę jak wyczerpywać się będą złoża węgla).
121
3.6.2 Szkodliwość energetyki węglowej dla środowiska i jej skutki
ekonomiczne
Wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej ze spalania węgla kamiennego lub brunatnego
wiąże się z najbardziej szkodliwym, w porównaniu z innymi źródłami energii, wpływem na
zdrowie ludności i środowisko przyrodnicze. Przy czym, bardziej szkodliwy jest wpływ
energetyki opartej na węglu brunatnym (Rys. 3.27).
Rys. 3.27. Widok na kopalnię węgla brunatnego i elektrownię.
W procesie spalania węgla emitowane są do środowiska, w postaci gazów (CO 2 i CO, SO2,
NOx), pyłów i popiołów, liczne szkodliwe pierwiastki (znaczna cześć tablicy Mendelejewa)
i związki chemiczne, z których niektóre są truciznami (jak arsen, kadm, chrom, rtęć, ołów) lub
mają działanie rakotwórcze (jak zwłaszcza „cząstki respirabilne” PM2.5 zawarte w pyłach).
Polska elektroenergetyka emituje rocznie:
– ok. 720 tys. t SO2 i 250 tys. t NOx;
– ok. 150 mln t CO2 i 30 tys. t CO;
– ok. 10 t rtęci;
– Zanieczyszczenia w postaci żużla, popiołów i pyłów (ok. 40 tys. t).
Dwutlenek siarki i tlenki azotu powodują choroby dróg oddechowych, oraz kwaśne deszcze
przyczyniające się do degradacji gleby i zwiększenia korozji. Dwutlenek węgla jest
oczywiście gazem cieplarnianym, zaś tlenek węgla – trującym.
Oprócz tego elektrownie węglowe (i - choć w mniejszym stopniu - także kopalnie) emitują do
środowiska także znaczne ilości materiałów promieniotwórczych (różnych radionuklidów), o
wiele więcej i znacznie bardziej szkodliwych dla zdrowia (są to bowiem izotopy ciężkich
metali: uranu, toru, a zwłaszcza radu o dużej radiotoksyczności Ra 226 i Ra228) niż emitowane
przez elektrownie jądrowe (głównie radioaktywne gazy szlachetne).
122
Radionuklidy te – podobnie jak inne odpady emitowane przez energetykę węglową – są w
sposób zupełnie niekontrolowany rozpraszane w środowisku (w popiołach i pyłach, oraz w
wodach z odwodnień kopalń zrzucanych do rzek), powodując skażenia powietrza, gruntu
i wód. 98
Ok. 3 mln t węgla / rok
20 t uranu / rok
Ok. 7 mln t odpadów / rok, w
większości gazowych: ok. 6 mln t
CO2, 35 tys. t SO2, 15 tys. t NOx;
oraz co najmniej 450 t popiołu
Ok. 180 m3 odpadów / rok, w tym
ok. 3 m3 wysokoaktywnych,
10-20 m3 średnioaktywnych,
reszta to odpady niskoaktywne
Rys. 2.28. Porównanie ilości odpadów wytwarzanych rocznie przez elektrownię węglową
i jądrową.
Elektrownia węglowa o mocy 1000 MWe zużywa rocznie ok. 3 mln t węgla (kamiennego),
wytwarzając ok. 7 mln t odpadów różnego rodzaju, w większości gazowych
(w tym: ok. 6 mln t CO2, ok. 35 tys. t SO2, 15 tys. t NOx, ok. 2 tys. t CO), oraz co najmniej
ok. 450 tys. t odpadów stałych (popiół).
Dla porównania: elektrownia jądrowa o tej samej mocy zużywa rocznie ok. 20 t uranu (w
postaci UO2), wytwarzając odpady promieniotwórcze o łącznej objętości ok. 180 m3, w tym:
ok. 3 m3 odpadów wysokoaktywnych - po przetworzeniu wypalonego paliwa (lub wypalone
paliwo bez przetworzenia - ok. 13 m3), ok. 10-22 m3 odpadów średnioaktywnych, reszta to
odpady niskoaktywne: 155-160 m3 (Rys. 3.28).
Dewastujący wpływ na środowisko ma także wydobycie obu rodzajów węgla:
–
Kopalnie węgla brunatnego (odkrywkowe) dewastują środowisko na dużych obszarach,
powodując obniżenie poziomu wód gruntowych;
–
Kopalnie węgla kamiennego powodują „szkody górnicze” i zrzucają do rzek zasolone
wody z odwodnień, zawierające znaczne ilości promieniotwórczego radu;
–
Działalność górnicza powoduje lokalne zagrożenia sejsmiczne.
98
W raporcie UNSCEAR (Sources and Effects of Ionising Radiation. United Nations Scientific Committee on the
Effects of Atomic Radiation. 2000) energetyka konwencjonalna, której podstawę stanowi spalanie surowców
kopalnych, jest wymieniona jako jedno z najistotniejszych, a na pewno, najbardziej rozpowszechnionych źródeł
odpadów zawierających znacznie podwyższone zawartości naturalnych izotopów promieniotwórczych.
123
Świadomość szkód w zdrowiu ludzi i środowisku powodowanych przez energetykę węglową
jest coraz większa, szczególnie w UE. Szkody powodowane wytwarzaniem energii z różnych
źródeł można oszacować ilościowo (obliczając tzw. „koszty zewnętrzne” wytwarzania
energii), gdzie w szczególności przypisuje się wartości liczbowe także cenie życia i zdrowia
ludzkiego.
Przez ostatnich kilkanaście lat KE prowadziła intensywne prace nad oceną liczbową kosztów
zewnętrznych energii, w ramach interdyscyplinarnego programu badawczego ExternE99.
Koszty zewnętrzne obejmują: koszty zdrowotne, koszty szkód w środowisku, koszty efektu
cieplarnianego i koszty możliwych awarii (Rys. 3.29). Analizy wykazały, że zdecydowanie
dominują koszty zdrowotne i koszty efektu cieplarnianego, które łącznie stanowią ok. 98%
całości kosztów.
7
6,3
6
5
6,45
5,85
4,05
4
1,85
2,3
2,25
0,9
1
Gaz syntezowy z biomasy - agregat z
silnikiem
Biomasa - EC parowa
Gaz ziemny - GTCC
Węgiel brunatny - IGCC
Węgiel brunatny - AFBC
Węgiel kamienny - PFBC
Węgiel kamienny - IGCC
Węgiel kamienny - PF
Węgiel brunatny - obecnie Polska
Węgiel brunatny - obecnie Niemcy
Węgiel kamienny - obecnie Polska
0
0,65
0,55
0,09
0,12
0,05
0,19
Jądrowe
2,2
Woda
2
Wiatr - na morzu
2,6
Wiatr - na lądzie
3
Węgiel kamienny - obecnie Niemcy
Koszt zewnętrzny [€¢/kWh]
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej
Rys. 3.29. Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w różnych
technologiach [oprac. wł. na podst. ExternE-Pol].
Studium ExternE w latach 2002-4 zostało rozszerzone na 3 kraje kandydujące wówczas do
Unii Europejskiej: Polskę, Czechy i Węgry (ExternE-Pol)100 101.
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii w polskich elektrowniach węglowych
oszacowano na od 6,30 €¢/kWh (węgiel kamienny) do 6,45 €¢/kWh (węgiel brunatny). To
ok. 2-krotnie więcej niż „wewnętrzne” koszty wytwarzania energii elektrycznej w Polsce.
Koszty zewnętrzne energetyki węglowej są 20-100-krotnie (dane dla poszczególnych krajów
znacznie się różnią) wyższe od kosztów zewnętrznych dla energetyki jądrowej, włączając
cykl paliwowy (Rys. 3.30).
99
External Costs. Research results of socio-environmental damages due to electricity and transport. European
Commission. (EUR 20198) Brussels, 2003.
100
Externalities of Energy: Extension of accounting framework and Policy applications. Final Technical Report
ExternE-Pol, Version 2, August 2005. ExternE – Externalities of Energy. A Research Project of the European
Commission.
101
Andrzej Strupczewski i Uroš Radović: Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Biuletyn
Miesięczny PSE SA – 1/2 2006.
124
476
474
437
369
373
369
312
306
297
370
310
296
koszty zęwnętrzne
216
178
koszty węwnętrzne
EJ Flamanville 3 (12.2008)
Jądrowe - AP1000
Jądrowe - EPR
Woda - MEW
Wiatr na lądzie
Biogaz - agregat kogeneracyjny
Zrębki drewna - EC parowa
Słoma - EC parowa
Gaz ziemny - GTCC
Węgiel brunatny - AFBC
Węgiel brunatny - PF
Węgiel kamienny - IGCC
Węgiel kamienny - AFBC
156
Węgiel kamienny - PF
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Energetyka węglowa obecna
koszt [zł/MWh]
Łączne koszty wytwarzania energii elektrycznej w Polsce
Rys. 3.30. Koszty całkowite wytwarzania energii elektrycznej w Polsce w różnych
technologiach [oprac. wł. na podst. ExternE-Pol].
W UE, gdzie najwięcej do powiedzenia mają zamożne „stare kraje”, wartość i jakość życia
ludzkiego jest wysoko ceniona, stąd szczególne uwrażliwienie Unii na kwestie stanu
środowiska i jego ochrony. W ostatnim czasie dominującą kwestią stała się ochrona klimatu
i związane z tym dążenie do znacznego ograniczenia emisji gazów cieplarnianych,
zwłaszcza CO2. Zagadnienia te są i zapewne pozostaną jednym z priorytetów polityki
unijnej. Należy więc liczyć się z dalszymi zaostrzeniami norm emisji zanieczyszczeń – co
szczególnie uderzać będzie w energetykę węglową, skutkując ograniczeniem możliwości
jej rozwoju i zmniejszając konkurencyjność w stosunku do innych nisko- lub bez-emisyjnych
źródeł, zwłaszcza energetyki jądrowej. Tendencje te wyraźnie w kolejnych dyrektywach UE,
wprowadzających coraz surowsze normy emisji zanieczyszczeń.
W Akcie Przystąpienia do UE Polska uzyskała następujące okresy przejściowe na
stosowanie Dyrektywy z 23.10.2001r. w sprawie ograniczenia emisji niektórych
zanieczyszczeń do powietrza z dużych źródeł spalania paliw (tzw. nowa dyrektywa LCP) –
dla istniejących źródeł wytwórczych energii elektrycznej:
 8 letni (od 1.01.2008 r. do 31.12.2015 r.) na emisję SO2 z elektrowni zawodowych
i elektrociepłowni przemysłowych oraz elektrociepłowni i ciepłowni zawodowych;
 2 letni (od 1.01.2016 r. do 31.12.2017 r.) na emisję NOx z elektrowni i elektrociepłowni
zawodowych i przemysłowych.
Normy emisji zanieczyszczeń ustalone w Dyrektywie LCP, których znaczna część polskich
elektrowni węglowych nie była w stanie spełnić, zostały jeszcze znacznie zaostrzone w
uchwalonej przez Parlament Europejski 7.07.2010 r. nowej dyrektywie w sprawie emisji
przemysłowych, zastępującej kilkanaście dyrektyw, w tym:
– Dyrektywę „IPPC” - Integrated Pollution Prevention and Control (96/61/WE) w sprawie
zintegrowanego zapobiegania zanieczyszczeniom i ich kontroli
– Dyrektywę „LCP” - Large Combustion Plants (2001/80/WE) w sprawie emisji
zanieczyszczeń z dużych obiektów przemysłowych.
Nowe, surowsze normy emisji SO2, NOx i pyłów będą obowiązywać od 2016 r., jednakże
Polska wynegocjowała okresy przejściowe dla elektrowni węglowych do 30.06.2020 r.
125
Stare elektrownie zostaną zwolnione z przestrzegania zaostrzonych limitów - o ile zostaną
wyłączone do końca 2023 r. a po 2016 r. przepracują nie więcej jak 17 500 godz.
Elektrownie nie spełniające wymagań i nie nadające się do modernizacji muszą być
wyłączone z eksploatacji! Łącznie do 2030 r. ponad 14 000 MW (do 2020 r. - ok. 7000 MW
wycofanych z eksploatacji i ponad 4200 MW poddanych „głębokiej modernizacji”). Stare bloki
energetyczne muszą być zastąpione nowoczesnymi, o wysokiej sprawności, wyposażonymi
w instalacje oczyszczania spalin spełniające wymagania dyrektyw UE.
Jednak jeszcze większym wyzwaniem dla polskiej energetyki węglowej są ograniczenia
emisji dwutlenku węgla wprowadzone w ramach tzw. pakietu energetycznoklimatycznego UE „3x20”.
Pakiet energetyczno-klimatyczny (przyjęty przez Parlament Europejski oraz Radę
Europejską marcu 2007 r.) określa następujące cele europejskiej polityki energetycznej w
kontekście zmian klimatycznych:
 zobowiązanie UE osiągnięcia redukcji emisji gazów cieplarnianych o co najmniej 20 % do
2020 r. w porównaniu z poziomami emisji z 1990 r., oraz 30% redukcji do 2030 r. - pod
warunkiem zawarcia kompleksowego porozumienia międzynarodowego w sprawie zmian
klimatycznych;
 cel dla UE jako całości: osiągnięcia 20% udziału energii odnawialnej w całkowitym
zużyciu energii do 2020 r., w tym 10 % udziału biopaliw;
 cel zwiększenia o 20% efektywności energetycznej (tj. zmniejszenia o 20% łącznego
zużycia energii pierwotnej).
Wg. pierwotnej propozycji Komisji Europejskiej, poczynając od 2013 r. całość pozwoleń na
emisję CO2 – dotychczas darmowych w ramach przyznanych krajom limitów i rozdzielanych
przez nie pomiędzy poszczególnych emitentów (dla polskiej elektroenergetyki na lata 20082012 przydzielono 142 mln t/a) – miała być kupowana na aukcjach w ramach tzw. Emission
Trading Scheme (ETS). Celem jest wymuszenie redukcji emisji CO2 za pomocą
bodźców ekonomicznych – wysokich opłat za pozwolenia na emisje.
Takie rozwiązanie spowodowałoby jednak duży skokowy wzrost cen energii elektrycznej w
krajach – takich jak Polska i kilka innych krajów (głównie nowych członków UE), których
elektroenergetyka oparta jest w dużym stopniu na węglu. Kraje te – pod przewodnictwem
Polski – stworzyły wspólny front obrony interesów swojej energetyki i konsumentów. W
rezultacie długich negocjacji na spotkaniu Rady Europejskiej 11-12 grudnia 2008 r. zawarto
kompromis, łagodzący dla nich skutki ekonomiczne polityki „ochrony klimatu” prowadzonej
przez UE. Kompromis polega na stopniowym zwiększaniu obowiązku zakupu pozwoleń
na emisję CO2 na aukcjach - dla istniejących źródeł energii elektrycznej i tych, których
budowę rozpoczęto przed końcem 2008 r.: od poziomu 30% w 2013 r. do 100% w 2020 r.
Dla nowych źródeł 100 % pozwoleń na emisję CO2 miało być kupowane na aukcjach –
jednakże w lipcu 2010 r. Polsce udało się wynegocjować z Komisją Europejską przydział
bezpłatnych pozwoleń dla nowych elektrowni o mocy do 15 GW.
Zawarty kompromis polityczny w sprawie pozwoleń na emisje CO2 został uwzględniony w
treści nowej Dyrektywy 2009/29/WE z 23.04.2009 r. zmieniającej dyrektywę 2003/87/WE „w
celu usprawnienia i rozszerzenia wspólnotowego systemu handlu uprawnieniami do emisji
gazów cieplarnianych”.
Tym niemniej wielkość ograniczenia emisji CO2 do 2020 r. nie została zmniejszona, co
spowoduje duży wzrost kosztów wytwarzania w elektrowniach węglowych, które będą
musiały kupować coraz większą część pozwoleń na emisję lub stosować kosztowne
(inwestycyjnie i eksploatacyjnie) instalacje sekwestracji CO2 (CCS). Wolumen pozwoleń na
emisję CO2 dostępnych na aukcjach będzie stopniowo redukowany aby w 2020 r. wielkość
emisji była mniejsza o 21% w stosunku do poziomu z 2005 r., co skutkować będzie
wzrostem cen pozwoleń (ocenia się, że mogą one osiągnąć lub przekroczyć poziom
60 €/tCO2).
126
Co więcej, podejmowane są inicjatywy zmierzające do dalszych dużych ograniczeń emisji
CO2 przez kraje rozwinięte do 2050 r.:
– Przywódcy państw G-8 podczas szczytu w Japonii 8.07.2008 r. podjęli zobowiązanie o
redukcji emisji o 50%102.
– Liderzy reprezentujący producentów energii elektrycznej z dużych, uprzemysłowionych
krajów (z Europy, Kanady, USA, Australii i Japonii) uzgodnili plan redukcji emisji o 6080%103.
Oprócz tego można spodziewać się wprowadzenia nowych limitów emisji
zanieczyszczeń: rtęci oraz bardzo drobnych pyłów - tzw. cząstek respirabilnych PM2.5 (o
wymiarach < 2,5μm), które mogą być wchłaniane przez organizm człowieka w procesie
oddychania, zwiększając zachorowalność na raka płuc.
Limity emisji rtęci obowiązują już w USA (stosowny przepis wydano dnia 15.03.2005r.)104.
Prace zmierzające do ograniczenia emisji tego pierwiastka do środowiska prowadzone są
też w UE – opracowano projekt rezolucji PE wzywającej KE do jak najszybszego
wprowadzenia dopuszczalnych wartości emisji rtęci dla różnych rodzajów działalności, w
szczególności procesów spalania węgla o dużej skali.105
Wg. danych Komisji Europejskiej emisja rtęci z polskich elektrowni wyniosła w 2000 r.
10,2 ton. Wprowadzenie limitów emisji rtęci wymusiłoby stosowanie kosztownych instalacji
usuwania rtęci z gazów spalinowych (wg. danych amerykańskich możliwe jest usunięcie do
70% rtęci), co skutkowałoby dodatkowym istotnym wzrostem kosztów wytwarzania w
elektrowniach węglowych.
3.6.3 Alternatywne możliwości wykorzystania węgla
Węgiel należy postrzegać nie tylko jako surowiec energetyczny106 do bezpośredniego
spalania w elektroenergetyce i ciepłownictwie, lub wykorzystania w przemyśle (hutniczym,
cementowym, itd.), ale także jako cenny surowiec dla przemysłu chemicznego
i farmaceutycznego. XXI wiek powinien przynieść zasadniczą zmianę podglądów nt.
efektywnego wykorzystania tego surowca, w kierunku zero-emisyjnej produkcji energii
i paliw, a także różnych surowców i wyrobów chemicznych. Jest to tym bardziej istotne
wobec szybkiego wyczerpywania się – w skali światowej – zasobów dwóch innych
podstawowych kopalin, będących jednocześnie surowcami energetycznymi i dla przemysłu
chemicznego, tj.: ropy naftowej i gazu. Wystarczalność światowych zasobów ropy naftowej
szacuje się obecnie na 42 lat, gazu ziemnego na 60 lat, zaś węgla kamiennego na 122 lat107.
Węgiel można uwodornić, odgazować, zgazować albo też tylko zwyczajnie spalić. W
wyniku odgazowania otrzymuje się koks i półkoks, ciekłe produkty węglowodorowe, a także
gaz koksowy, a w wyniku zgazowania: gaz opałowy, gaz syntezowy i SNG - substytut gazu
ziemnego. W tej chwili na świecie spala się 86% węgla, odgazowuje 13%, a zgazowuje
zaledwie 1%. W skali globalnej obecnie tylko 14% wydobywanego węgla jest przetwarzane
na drodze jego energo-chemicznego przetwórstwa.
Z 1 mln ton węgla podanego do generatora (gazu) można alternatywnie otrzymać: 500 GWh
energii elektrycznej, 350 tys. t paliw płynnych, 400 tys. t metanolu, lub 370 mln m3
syntetycznego gazu ziemnego.
102
Globalna emisja CO2 zmaleje o połowę. 2008-07-08. Money.pl.
Historyczne porozumienie w sprawie obniżenia emisji CO2. 15.10.2008. Vattenfall, CIRE.pl.
104
Clean Air Mercury Rule. Environmental Protection Agency. http://www.epa.gov/camr/basic.htm.
105
Parlament Europejski, Komisja Ochrony Środowiska Naturalnego, Zdrowia Publicznego i Bezpieczeństwa
Żywności: Projekt sprawozdania w sprawie strategii Wspólnoty w zakresie rtęci. Wersja tymczasowa
2005/2050(INI). 21.10.2005.
106
W przeciwieństwie do uranu lub toru, które są praktycznie tylko surowcami energetycznymi.
107
Marek Bartosik: Czy energetyka jądrowa pomoże nam wyjść z pułapki energetycznej? III. Szkoła Energetyki
Jądrowej. Instytut Energii Atomowej POLATOM. Gdańsk, 20-22.10,2010 r.
103
127
Gaz syntezowy (otrzymany metodą Lurgi) zawiera: 39% wodoru, 23% CO, 27% CO2, 9,9%
metanu, oraz śladowe ilości azotu bardziej złożonych węglowodorów. Z gazu syntezowego
można otrzymać: energię elektryczną (IGCC), a także (metodą syntezy Fischera – Tropscha)
paliwa płynne i chemikalia, metanol, syntetyczny gaz ziemny i wodór. Przy czym, np.
syntetyczny olej napędowy otrzymany z węgla charakteryzuje się w porównaniu z paliwem
dieslowskim pochodzącym z destylacji ropy naftowej: niższą gęstością, wyższą wartością
opałową, znacznie wyższą liczbą cetanową oraz zupełną nieobecnością siarki i związków
aromatycznych. 108
Możliwa i bardzo interesująca jest także synergia energetyki węglowej i przemysłu
węglowego z energetyką jądrowa (tzw. „technologie węglowo-jądrowe”)109. Zastosowanie
wysokotemperaturowych reaktorów jądrowych (HTGR)110 w powiązaniu z energetyką
węglową: rozdzielenie tlenu i wodoru z wody (przy wykorzystaniu energii elektrycznej
i wysokotemperaturowego ciepła z reaktora HTGR → wykorzystanie tlenu przez elektrownie
węglowe (do spalania w czystym tlenie, wówczas nie wytwarza się NO x) → wykorzystanie
wodoru do produkcji paliw silnikowych z CO2 powstającego ze spalania węgla w elektrowni
węglowej. Możliwe jest także wytwarzanie bezpośrednio z węgla m.in. wodoru i metanu w
procesie reakcji z parą wodną (reforming parowy), o wysokich parametrach podawanej z
wytwornic pary reaktora HTGR111.
Tak więc, zamiast głównie masowo spalać węgiel w elektrowniach, co może doprowadzić do
zużycia jego zasobów w skali życia jednego pokolenia (zwłaszcza przy takiej technologii
jego wydobycia jak stosowana obecnie), należy dążyć do zachowania tych zasobów dla
przyszłych pokoleń Polaków jako cennego surowca dla przemysłu energetycznego
i chemicznego. Posiadane przez Polskę zasoby węgli dają szanse na rozwiniecie
zaawansowanych zero-emisyjnych technologii energetyczno-chemicznych, także w
synergii z energią jądrową.
3.7
Rola gazu ziemnego
Przy spalaniu gazu ziemnego wydziela się znacznie mniej CO 2 niż przy spalaniu węgla.
Jednostkowe emisje dwutlenku węgla z elektrowni gazowych są więc znacznie niższe od
emisji z najnowocześniejszych nawet elektrowni węglowych:


Elektrownie węglowe:
–
Obecnie w Polsce (średnio): 1020 kgCO2/MWh;
–
Nowoczesne technologie (PC, IGCC, CFBC): od 725 do 850 kgCO2/MWh;
Elektrownie gazowe:
–
Cykl otwarty – turbina gazowa (GT): 530 kgCO2/MWh;
–
Gazowo-parowe (CCGT): 350 kgCO2/MWh.
Dlatego też, przy wysokich cenach pozwoleń na emisję CO2, wykorzystanie gazu ziemnego
w elektroenergetyce może być bardziej opłacalne niż węgla.
Z analiz wykonanych przez ARE S.A. dla potrzeb Programu Polskiej Energetyki Jądrowej
(PPEJ) wynika, że przy cenach pozwoleń na emisję CO2 > 60 €/tCO2 konkurencyjne wobec
elektrowni węglowych są elektrownie gazowe o kombinowanym cyklu gazowo-parowym
(CCGT).
Zaletami elektrowni gazowych CCGT są:
108
Józef Dubiński: Popatrzmy na węgiel inaczej. Energia-Gigawat – lipiec 2008.
Polska może zostać liderem technologii węglowo-jądrowych. PAP. Gazeta.pl. 2008-01-17.
110
HTR – High Temperature Reactor / VHTR - Very High Temperature Reactor (temp. 950-1000ºC).
111
Fritz Gautschi: The hydrogen reaction. Power Engineering International. November 2005.
109
128
–
Wysoka sprawność wytwarzania (dochodząca do 60%);
–
Niskie nakłady inwestycyjne (750 €/MW) i krótki czas budowy (ok. 2 lat);
–
Niskie koszty eksploatacji (duży stopień automatyzacji, nieliczny personel eksploatacji)
i remontów.
Ich wady to:
–
Stosunkowo wysokie koszty wytwarzania energii (87 €/MWh w 2020 r. – tj. o ok. 53%
wyższe niż w EJ);
–
Duża wrażliwość na zmiany cen paliwa (koszt paliwa stanowi ok. 80% kosztów
wytwarzania), a ceny gazu ziemnego charakteryzuje długookresową tendencja silnie
wzrostowa (zgodnie ze zmianami cen ropy naftowej), przy dużych krótkookresowych
fluktuacjach;
–
Uzależnienie od importowanego gazu ziemnego (Polska importuje ok. 2/3 gazu
ziemnego – głównie z Rosji).
Zakłada się (PPEJ) ograniczony rozwój elektroenergetyki gazowej. Budowane będą przede
wszystkim źródła pracujące w kogeneracji (skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej
i ciepła) oraz rezerwowe elektrownie gazowe – w związku z koniecznością rezerwowania
elektrowni wiatrowych, wobec przewidywanego bardzo dużego wzrostu udziału ich mocy
zainstalowanej w systemie elektroenergetycznym.
3.8
Rola odnawialnych źródeł energii
W ramach pakietu energetyczno-klimatycznego UE Polska została zobowiązana do
osiągnięcia w 2020 r. 15% udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w łącznym zużyciu
energii (cieplnej i elektrycznej).
Osiągnięcie tego celu będzie bardzo trudne – ze względu na ograniczone zasoby OZE,
oraz kosztowne – z uwagi na wysokie koszty wytwarzania energii (zwłaszcza elektrycznej) z
OZE.
Wg. ekspertyzy opracowanej przez Krajową Agencję Poszanowania Energii [KAPE 2007]112:
„Całkowity szacowany potencjał OZE nie pozwoli osiągnąć 20% energii z OZE w bilansie
zużycia energii pierwotnej w Polsce”.
Brak jest też rzetelnego i wiarygodnego oszacowania potencjału energetycznego OZE:
–
[KAPE 2007]: „Dotychczasowe oceny potencjału OZE są rozbieżne. Mają one charakter
wycinkowych analiz, często nie popartych metodologią prac naukowych”
–
[ARE 2007]: „W dostępnych opracowaniach dotyczących potencjału odnawialnych źródeł
energii występują znaczne rozbieżności, spowodowane przede wszystkim różnicami w
przyjętych definicjach potencjału OZE. Żadna z istniejących analiz nie daje pełnej odpowiedzi
na pytanie, jaka część potencjału jest realnie możliwa do wykorzystania, i co ważniejsze,
przy jakim koszcie i w jakim tempie. Z tego względu do opracowania niniejszej prognozy
przyjęto potencjał zasobów OZE wg eksperckiej oceny realności danych publikowanych w
aktualnych opracowaniach.”
Pomimo tego, że ceny energii z OZE należą w Polsce do najwyższych w UE - dotychczas
nigdy nie udało się osiągnąć zaplanowanych poziomów udziału energii OZE.
112
Ocena prawna oraz analiza ekonomiczna możliwości realizacji celów wynikających ze Strategii rozwoju
energetyki odnawialnej oraz z dyrektywy 2001/77/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 27.09.2001 w
sprawie wspierania produkcji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł odnawialnych.
Krajowa Agencja Poszanowania Energii S.A. Warszawa, sierpień 2007.
129
Źródła OZE są niekonkurencyjne w stosunku do wszystkich innych źródeł wytwórczych
energii elektrycznej i dlatego mogą rozwijać się jedynie dzięki publicznym subsydiom. W
2010 r. energia z OZE kupowana jest po cenie ok. 460 zł/MWh, z tego aż ok. 260 zł/MWh
stanowią subsydia – w postaci opłat za tzw. prawa majątkowe do świadectwa pochodzenia
(zwane „zielonym certyfikatem”), pokrywanych przez wszystkich odbiorców energii.
Dzięki obfitym subsydiom i uprzywilejowanej pozycji na rynku (obowiązek przyłączenia
źródeł OZE do sieci i odbioru wytwarzanej przez nie energii w każdej ilości, dodatkowo
elektrownie wiatrowe nie są obciążone kosztami bilansowania zmienności produkcji)
inwestycje w OZE to dobry interes przede wszystkim dla developerów tych źródeł!
Wbrew twierdzeniom większości „ekologów” – należy podkreślić, że energetyka jądrowa
bynajmniej nie stanowi konkurencji dla OZE – a raczej sprzyjać będzie ich rozwojowi.
Wytwarzanie energii w elektrowniach jądrowych nie potrzebuje subsydiowania, więc
energetyka jądrowa nie konkuruje z OZE o subsydia. Energetyka jądrowa nie zabierze też
środków inwestycyjnych, których potrzebują OZE – bo źrodła te korzystają ze specjalnych
dotacji inwestycyjnych UE oraz preferencyjnych kredytów (na bardzo dogodnych warunkach
i częściowo umarzanych), zaś budowa elektrowni jądrowych finansowana będzie z kredytów
komercyjnych. Polska pod rygorem sankcji KE musi wypełnić cel 15% udziału OZE, a tańsza
energia z EJ ograniczy wzrost cen energii elektrycznej, więc społeczeństwo będzie bardziej
mogło sobie pozwolić na subsydiowanie OZE.
25000
Niedobór do wypełnienia celu
22500
Fotowoltaika
Biogaz
20000
Biomasa stała/wspolspalanie
17500
Male wodne
Wiatrowe
Duze wodne
GWh
15000
12500
10000
7500
5000
2500
0
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
2019
2021
2023
2025
2027
2029
Rys. 3.31. Prognoza wytwarzania energii elektrycznej z OZE do 2030 r. [ARE 2007].
Wg. zgodnych ocen różnych ekspertów, największy potencjał wzrostu mają w Polsce
energetyka biomasowa i wiatrowa. Natomiast potencjał wzrostu hydroenergetyki,
dotychczas dominującego źródła energii elektrycznej
wykorzystującego OZE
(ok. 2,3 TWh/a), ocenia się jako względnie mały.
W analizie wykonanej przez ARE S.A. [ARE 2007] (Rys. 3.31) podano następujące wielkości
potencjału produkcji energii elektrycznej z tych OZE możliwego do wykorzystania do 2030 r.:
–
biomasa stała (w tym współ-spalanie z węglem) i biogaz: łącznie 29 TWh;
–
wiatr: 13 TWh;
–
woda: 1.5 TWh.
130
3.9
Bezpieczeństwo zaopatrzenia w paliwo jądrowe
Energetyka jądrowa zapewnia także bezpieczeństwo energetyczne, ponieważ uran
wydobywany jest w wielu krajach i nie grozi nam uzależnienie od jednego producentamonopolisty (Rys. 3.32). Światowy rynek uranu jest konkurencyjny, podobnie jak rynek usług
cyklu paliwowego.
Obecnie znane światowe geologiczne zasoby uranu, (wg. stanu na 01.01.2009 r.)113
wynoszą łącznie ok. 17 mln t. Są to zasoby zarówno dobrze rozpoznane i udokumentowane:
w cenie pozyskania do 260 $/kgU - ponad 6,3 mln t (w tym ponad 5,4 mln t w cenie do
130 $/kgU), jak też rozpoznane wstępnie (ok. 10,4 mln t). Należy oczekiwać, że zasoby te
znacznie zwiększą się w miarę intensyfikacji prac poszukiwawczych (w ciągu 2 lat od
01.01.2007 r. zwiększyły się o 15%).
Oprócz zasobów uranu istotne znaczenie mają także zasoby toru (Th232), z którego (w
reaktorach powielających) można uzyskać rozszczepialny izotop uranu U233. Obecnie
rozpoznane światowe zasoby toru szacuje się na 4,5 mln t. Tor jest jednak pierwiastkiem 3-4
krotnie bardziej rozpowszechnionym w skorupie ziemskiej niż uran, więc jego zasoby są na
pewno wielokrotnie większe, wymagają tylko szczegółowego rozpoznania.
Kraje dysponujące największymi zasobami uranu
Ukraina
1,9%
Jordania
1,7%
Indie
1,4%
Chiny
1,3%
Pozostałe
6,1%
Australia
24,1%
Uzbekistan
2,4%
Rosja
3,6%
Kraje dysponujące największymi zasobami toru
Brazylia
1,4%
RPA
3,0%
Inne kraje
8,1%
Australia
25,7%
Kanada
8,6%
Niger
4,7%
Brazylia
5,9%
USA
13,7%
Namibia
5,9%
Kazachstan
17,2%
RPA
7,2%
USA
7,2%
Kanada
9,4%
Norwegia
14,6%
Indie
24,9%
Rys. 3.32. Rozkład zasobów geologicznych uranu i toru na świecie.
[oprac. wł. na podst. danych Uranium Information Centre].
Główne złoża uranu i toru występują w krajach stabilnych politycznie, w większości
demokratycznych – w odróżnieniu od złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, które
skoncentrowane są głównie w bardzo niestabilnym regionie Bliskiego Wschodu, lub są w
posiadaniu krajów stosujących szantaż energetyczny dla realizacji swoich celów politycznych
jak Rosja, Iran czy Wenezuela.
Największymi producentami uranu z kopalń na świecie są: Kanada, Australia, Kazachstan,
Niger, Rosja, Namibia, Uzbekistan i USA.
\
Co więcej złoża uranu występują także i w Polsce. Zasoby zidentyfikowane i prognozowane
wg. OECD114 ocenia się na ponad 105 tysięcy ton o zawartości uranu w rudzie od 230 do
1100 ppm. Doświadczenie światowe pokazuje, że można z zyskiem eksploatować rudę o
zawartości uranu od 130 ppm w górę. Ponadto znaczące ilości uranu wyrzucane są jako
odpad przy produkcji miedzi. Obecna roczna produkcja w zagłębiu Lubin Sieroszowice
wynosi ~ 569 000 ton Cu, a ilość uranu zrzucana na hałdy to ~ 1 700 t/a. Stanowi to rocznie
ekwiwalent paliwa dla 10 elektrowni jądrowych, o łącznej mocy 10 000 MWe.
113
OECD NEA & IAEA: Uranium 2009: Resources, Production and Demand ("Red Book").
Prasser H.M. 2008, Are the sources of uranium big enough for the nuclear energy industry, Nuclear Energy in
Poland - Opportunity or necessity? Oct. 20 – 21, 2008, Warszawa, Poland.
114
131
Znaczące rezerwy jądrowych materiałów paliwowych stanowią zasoby uranu i plutonu
możliwe do pozyskania z przerobu wypalonego paliwa z reaktorów energetycznych, a także
wojskowe zasoby wysoko-wzbogaconego uranu i plutonu.
Istnieje międzynarodowy rynek zarówno koncentratu uranowego jak i poszczególnych usług
związanych z cyklem paliwowym: konwersja, wzbogacanie, produkcja paliwa, przetwarzanie
paliwa wypalonego. Rynek ten jest konkurencyjny, nie ma tu karteli dyktujących ceny –
takich jak OPEC.
Wszyscy czołowi światowi dostawcy technologii jądrowych, jak: francuski koncern AREVA,
amerykańskie firmy Westinghouse i General Electric, kanadyjska AECL, oraz rosyjski
Atomprom (TVEL) zapewniają możliwość dostawy gotowych do załadunku do reaktora
zestawów paliwowych. Możliwe jest także: uruchomienie własnej produkcji paliwa (w oparciu
o komponenty i usługi dostępne na rynku światowym), zakontraktowanie paliwa w firmie
innej jak dostawca reaktora, jak również zgromadzenie zapasu świeżego paliwa w
elektrowni jądrowej na wiele lat.
Dostawcy technologii elektrowni jądrowych dysponują prawami do eksploatacji zasobów
uranu z kopalń położonych w różnych regionach świata, np.: AREVA - w Kanadzie, Nigrze
i Kazachstanie; Westighouse i GE – w Ameryce Płn, Kazachstanie i Uzbekistanie.
Wzrost zapotrzebowania na uran z kopalń jest obecnie w dużym stopniu hamowany przez
polepszenie efektywności wykorzystania paliwa (zwiększenie głębokości wypalenia
i sprawności wytwarzania), zwiększający się recykling uranu i plutonu (paliwo MOX), oraz
wykorzystanie istniejących zapasów i zasobów „wtórnych” (w tym ze źródeł militarnych).
Przy obecnym zapotrzebowaniu światowej energetyki jądrowej (opartej na reaktorach
termicznych – głównie lekkowodnych LWR), pomijając efekty polepszenia efektywności
wykorzystania oraz wykorzystanie zapasów i zasobów „wtórnych”, aktualnie znane zasoby
geologiczne uranu wystarczyłyby na ponad 200 lat115.
Aby zapewnić trwały i zrównoważony rozwój energetyki jądrowej na wiele tysięcy lat – ze
względu na efektywne wykorzystanie zasobów materiałów paliwowych – w latach 2040-2050
powinny zostać wprowadzone na szeroką skalę komercyjne jądrowe reaktory energetyczne
IV generacji, z zaawansowanymi zamkniętymi cyklami paliwowymi (uranowo-plutonowymi
i torowo-uranowymi), oraz wielokrotnym recyklingiem uranu, plutonu i toru. Pozwoli to na ok.
100-krotnie efektywniejsze wykorzystanie zasobów uranu. Wówczas jedynie dobrze
rozpoznane zasoby samego tylko uranu (ok. 4,7 mln t) powinny wystarczyć na ponad 3000
lat.
Bezpieczeństwo zaopatrzenia krajów członkowskich UE w paliwo jądrowe (zaopatrzenie w
uran i dostępność do usług cyklu paliwowego) dodatkowo zapewnione jest dzięki koordynacji
i wsparciu Agencji Dostaw Euratomu (EURATOM Supply Agency - ESA). ESA ma prawo
opcji w odniesieniu do rud, materiałów wyjściowych i specjalnych materiałów rozszczepialnych
wytwarzanych w ramach terytorium państw członkowskich oraz wyłączne prawo na zawieranie
kontraktów w kwestiach dostaw takich materiałów pochodzących zarówno z wewnątrz, jak i z
zewnątrz Wspólnoty.
Do zadań ESA należy w szczególności:
– monitorowanie rynku uranu i usług cyklu paliwowego
– opracowywanie odpowiednich zaleceń i wsparcie użytkowników w razie
problemów związanych z kontraktami
– zapewnienie niezbędnej ekspertyzy (informowanie Wspólnoty)
– w razie konieczności – tworzenie zapasów uranu.
115
Taką ocenę wystarczalności zasobów uranu przytoczono także w Uchwale Parlamentu Europejskiego z dnia
24.10.2007 r.
132
Kierunki geograficzne dostaw koncentratu uranowego do UE pokazano na Rys. 3.33
(obecnie ok. 90% dostaw pochodzi z Australii i Kanady), zaś na Rys. 3.34 pokazano
lokalizacje zakładów konwersji i wzbogacania uranu na świecie.
Rys. 3.33. Kierunki dostaw uranu do UE (ok. 90% z Australii i Kanady) [J. Kaniewski]
116
.
KONWERSJA
WBOGACANIE
Rys. 3.34. Rozkład geograficzny zakładów konwersji i wzbogacania uranu [J. Kaniewski].
116
Jacek Kaniewski: Bezpieczeństwo dostaw paliwa dla elektrowni jądrowych w Unii Europejskiej. Postępy
Techniki Jądrowej. PTJ Vol. 51 Z. 2, 2008.
133
Istnieje także światowa International Framework for Nuclear Energy Cooperation IFNEC (poprzednio Global Nuclear Energy Partnership - GNEP), zapewniająca forum
międzynarodowej współpracy w pokojowym wykorzystaniu energii jądrowej, w tym:
– Wymianę informacji nt. energetyki jądrowej, ze szczególnym uwzględnieniem cyklu
paliwowego;
– Ułatwienie dostępu do materiałów jądrowych i usług cyklu paliwowego, przy zachowaniu
reżimu nieproliferacji broni jądrowej.
3.10 Potencjalne lokalizacje elektrowni jądrowych w Polsce
Wybór odpowiednich i optymalnych lokalizacji dla elektrowni jądrowych jest procesem
złożonym oraz praco- i czasochłonnym. Konieczne jest bowiem jednoczesne uwzględnienie
wielu różnorodnych czynników i kryteriów.
Główne czynniki jakie należy uwzględnić przy wyborze lokalizacji i szczegółowo je przebadać
(w ramach badań lokalizacyjnych) to:
– Warunki sejsmo-tektoniczne;
– Warunki geologiczne i geotechniczne;
– Warunki hydrologiczne i dostępność wody chłodzącej;
– Warunki meteorologiczne;
– Zagrożenia zewnętrzne: naturalne i powodowane przez człowieka;
– Integracja z systemem elektroenergetycznym;
– Rozmieszczenie ludności i gospodarcze zagospodarowanie terenu;
– Infrastruktura komunikacyjna.
Należy też sprawdzić czy w rejonie lub na terenie rozpatrywanej lokalizacji nie występują
czynniki wykluczające zlokalizowanie elektrowni jądrowej, takie jak:
– Wysoka sejsmiczność rejonu lokalizacji (> VII stopni w skali EMS-98);
– Niestabilność geologiczna terenu;
– Zagrożenia powodziowe;
– Zagrożenia wybuchem, pożarowe i upadku samolotu;
– Duża gęstość zaludnienia bliskość dużych skupisk ludności.
Zalecenia dotyczące zakresu i metodologii badań oraz ocen lokalizacji elektrowni jądrowych
– lecz jedynie w aspektach bezpieczeństwa (potencjalnych zagrożeń) – podane są w zbiorze
standardów bezpieczeństwa Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA)
dotyczących tego obszaru tematycznego: IAEA Safety Standards - Site evaluation.
W szczególności: w dokumencie Site Evaluation for Nuclear Installations. Safety
Requirements. No. NS-R-3 zaleca się przeanalizowanie 3-ch następujących aspektów
lokalizacji EJ:
1. Wpływ na EJ zdarzeń zewnętrznych (naturalnych lub spowodowanych przez człowieka)
mogących wystąpić w regionie lokalizacji;
2. Charakterystyki lokalizacji i jej środowiska, które mogą wpływać na przenoszenie
materiałów radioaktywnych do osób i środowiska;
3. Gęstość i rozkład zaludnienia i inne charakterystyki strefy zewnętrznej, mogące mieć
wpływ na działania ochronne (w razie awarii) i ocenę ryzyka dla osób i populacji.
Ocena zdarzeń zewnętrznych, powinna obejmować następujące rodzaje potencjalnych
zagrożeń:
 Zagrożenia sejsmo-tektoniczne:
– Trzęsienia ziemi – analiza sejsmiczność regionu;
– Tektonika – uwzględnienie wpływu aktywnych uskoków tektonicznych w regionie
lokalizacji;
 Zjawiska meteorologiczne:
134
Ekstremalne wartości zjawisk meteorologicznych (temperatura, prędkość wiatru,
wielkości opadów atmosferycznych)
– Rzadkie zdarzenia meteorologiczne: wyładowania atmosferyczne, trąby powietrzne
Powodzie:
– Powodzie spowodowane opadami lub innymi przyczynami;
– Fale wodne wywołane trzęsieniami ziemi lub innymi zjawiskami geologicznymi;
– Fale wodne wywołane uszkodzeniami budowli hydrotechnicznych;
Zagrożenia geotechniczne:
– Niestabilność zbocza;
– Zapadanie, osiadanie lub wypiętrzanie się powierzchni terenu;
– Upłynnienie gruntu;
– Zachowanie się materiałów podłoża;
Zdarzenia wywołane przez człowieka:
– Uderzenie samolotu;
– Wybuchy chemiczne;
– Inne zdarzenia: uwolnienia substancji palnych, wybuchowych, trujących, itp.,
generacja odłamków, możliwość zapchania wlotów powietrza lub ujęć wody.
–



Natomiast, charakterystyki lokalizacji i analizy potencjalnego wpływu EJ na region, powinny
obejmować:
 Rozprzestrzenianie się materiałów radioaktywnych w:
– atmosferze;
– wodach powierzchniowych i podziemnych;
 Rozkład zaludnienia;
 Wykorzystanie terenu i wód w regionie;
 Radioaktywność otoczenia.
Standardy bezpieczeństwa MAEA odnoszą się jednak tylko do aspektów bezpieczeństwa, a
więc nie obejmują one wszystkich aspektów optymalnego wyboru i oceny przydatności
lokalizacji, w szczególności takich jak:
 dostępność i wystarczalność zasobów wód dla potrzeb EJ (technologicznych, bytowych)
oraz wpływ na akweny:
– warunki hydrologiczne – zasoby wód powierzchniowych (dla potrzeb chłodzenia),
– warunki hydrogeologiczne – zasoby wód podziemnych;
 wystarczalność terenu;
 integracja z systemem elektroenergetycznym (warunki niezawodnego wyprowadzenia
mocy i rezerwowego zasilania potrzeb własnych);
 infrastruktura transportowa (w tym: możliwości transportu ładunków
ponadnormatywnych);
 wpływ na region (aspekty gospodarcze i społeczne);
 ograniczenia związane z ochroną przyrody, itp.
Spośród ww. aspektów szczególnie ważnymi i limitującymi możliwości lokalizacji EJ są:
dostępność wystarczających zasobów wód dla potrzeb chłodzenia, oraz warunki integracji
elektrowni z systemem elektroenergetycznym.
Do chłodzenia jądrowych bloków energetycznych, których moce elektryczne przekraczają
1000 MW, trzeba dysponować znacznymi zasobami wodnymi. Np. natężenie przepływu
wody w obiegach chłodzenia bloków z reaktorami EPR i AP1000 wynosi odpowiednio
ok. 70 m3/s i 55 m3/s, a straty bezzwrotne wody – z zamkniętego układu chłodzenia z mokrą
chłodnią kominową o ciągu naturalnym – są rzędu 1 m3/s (zmieniają się one zależnie od
mocy oraz warunków atmosferycznych – pory roku). Dlatego odpowiednie zasoby wodne
dostępne są jedynie w środkowym lub dolnym biegu największych polskich rzek, w
północnych i wschodnich regionach kraju: Wisły, Odry, Warty, Bugu, Narwi i Wieprza, oraz
dużych zbiorników wodnych (Morze Bałtyckie, duże jeziora lub sztuczne zbiorniki wodne –
istniejące lub planowane). Przy tym – mając na uwadze ograniczenia wynikające z
135
aktualnych przepisów117, a zwłaszcza restrykcyjne podejście organów odpowiedzialnych za
ochronę środowiska w urzędach marszałkowskich – w praktyce może okazać się niemożliwe
zastosowanie otwartych obiegów chłodzenia, nie tylko przy wykorzystaniu jezior, ale nawet w
dolnym biegu Wisły lub Odry.
Warunki chłodzenia skraplaczy turbin mają istotne znaczenie ekonomiczne – preferowane są
otwarte obiegi chłodzenia (tańsze inwestycyjnie – bez chłodni kominowych), przy możliwie
niskich temperaturach pobieranej wody chłodzącej i braku ograniczeń hydrotermicznych
(wyższa sprawność).
Bardzo ważne jest także wybranie optymalnego miejsca lokalizacji EJ w KSE oraz
zapewnienie niezawodnego wyprowadzania mocy i zasilania potrzeb własnych w stanach
normalnej eksploatacji, oraz przy zakłóceniach i awariach – nie tylko w EJ ale także w KSE.
Konieczne jest wykonanie odpowiednich symulacyjnych analiz współpracy EJ (przyłączonej
w konkretnym miejscu KSE) z systemem elektroenergetycznym.
Dnia 16.03.2010 r. Ministerstwo Gospodarki ogłosiło ranking 27 potencjalnych lokalizacji dla
elektrowni jądrowych w Polsce zgłoszonych przez samorządy lokalne i firmy energetyczne,
sporządzony przez Energoprojekt-Warszawa na podstawie wstępnej analizy kryteriów dla 17
czynników wyboru lokalizacji podanych w dokumencie informacyjnym MAEA TECDOC-1513
„Podstawowa Infrastruktura dla budowy Elektrowni Jądrowych”:
1) integracja z systemem elektroenergetycznym – możliwości przyłączeniowe i przesyłowe
według stanu Krajowego Systemu Elektroenergetycznego przewidywanego w 2020 r.;
2) geologia i tektonika – warunki hydrologiczne terenów, własności mechaniczne gruntów,
uwarunkowania geomorfologiczne i zagrożenie ruchami masowymi;
3) sejsmologia – warunki sejsmologiczne, geotektoniczne i antropogeniczne;
4) hydrologia – możliwości wystąpienia powodzi, wielkość średniorocznych opadów;
5) dostępność wody chłodzącej (ujęcie i zrzut);
6) demografia i użytkowanie ziemi – odległość od centrów miast;
7) meteorologia i warunki atmosferyczne - kierunki wiatru, możliwości wystąpienia tornad
i huraganów;
8) studia flory i fauny – występowanie chronionych gatunków roślin i zwierząt;
9) bezpieczeństwo jądrowe i aspekty ochrony radiologicznej;
10) ogólne skutki środowiskowe;
11) ryzyko zdarzeń wywołanych działaniem człowieka – np. upadek samolotu, wybuch
chemiczny, przerwanie zapory wodnej;
12) miejscowa infrastruktura – stan dróg, linii kolejowych, lotnisk;
13) miejsca kulturowe i historyczne – zasoby dziedzictwa kulturowego;
14) drogi ewakuacyjne – możliwe kierunki ewakuacji;
15) możliwość transportu powietrznego, lądowego i wodnego – odległość od stacji
kolejowych, lotnisk, portów;
16) aspekty prawne – plany zagospodarowania przestrzennego, warunki zabudowy,
własność gruntów;
17) konsultacje publiczne – wcześniejsze decyzje lokalizacyjne i stosunek miejscowych
władz.
Wśród tych 27 lokalizacji poddanych wstępnej ocenie znalazło się 8 lokalizacji dla elektrowni
jądrowych wytypowanych do 1990 r.: w tym:
 2 lokalizacje, dla których wykonano wówczas pełny zakres badań i zostały one
zatwierdzone: Żarnowiec118 i Warta-Klempicz; oraz
117
Ustawa Prawo wodne (art. 39, ust. 2, pkt 3) dopuszcza wprowadzanie do jezior oraz ich dopływów wód
chłodniczych o temperaturze ≤ 26°C. Natomiast Rozporządzenie Ministra Środowiska z dn. 24.07.2006r. ws.
warunków jakie należy spełnić przy wprowadzaniu ścieków do wód lub do ziemi… (§ 18, ust. 1) dopuszcza
wprowadzanie do wód lub do ziemi wód chłodniczych o temperaturze ≤ 35°C.
118
Lokalizacja Żarnowiec uzyskała też pozytywną opinię MAEA (IAEA: Final Report. Site Safety Review Mission.
Zarnowiec. Poland. 26-30 March 1990.)
136

6 lokalizacji, dla których wykonano wstępne badania: Kopań, Nowe Miasto, Wyszków,
Małkinia, Chotcza i Gościeradów.
Ogłoszone przez Ministerstwo Gospodarki potencjalne lokalizacje dla elektrowni jądrowych w
Polsce, wraz z ich rankingiem, pokazane są na poniższej mapce Rys. 3.35.
Trzy pierwsze miejsce w tym rankingu zajęły następujące lokalizacje: 1) Żarnowiec;
2) Warta-Klempicz, 3) Kopań.
Rys. 3.35. Ranking potencjalnych lokalizacji dla elektrowni jądrowych w Polsce ogłoszony
przez Ministerstwo Gospodarki dnia 16.03.2010 r.
Pierwsze elektrownie jądrowe w Polsce zlokalizowane będą na północy Polski, w
Województwach Pomorskim i Zachodnio-pomorskim (być może nawet blisko brzegu Bałtyku
– wykorzystanie do chłodzenia wody morskiej).
Korzystną lokalizacją jest też Warta-Klempicz, położona w północnej części Województwa
Wielkopolskiego (między Poznaniem i Piłą) – zamknięty obieg chłodzenia uzupełniany wodą
z Warty.
Spółka PGE S.A. (wskazana przez Rząd jako inwestor pierwszych dwóch elektrowni
jądrowych) przeprowadziła własne rozpoznanie potencjalnych lokalizacji dla pierwszej
elektrowni jądrowej. W wyniku tych prac 25.11.2011 r. PGE S.A. ogłosiła 3 potencjalne
lokalizacje pierwszej elektrowni jądrowej: „Choczewo”, „Gąski” i „Żarnowiec”. Lokalizacje
„Choczewo” i „Żarnowiec” były już oczywiście na liście potencjalnych lokalizacji ogłoszonej
przez Ministerstwo Gospodarki. Natomiast „Gąski” to lokalizacja zupełnie nowa: położona
nad morzem, w rejonie wsi Gąski, w Gminie Mielno, w odległości ok. 25 km od Koszalina –
rejon ten jest bardzo atrakcyjny i popularny turystycznie. Właśnie obawa utraty turystów
(wprawdzie nieuzasadniona) wywołała gwałtowne protesty miejscowej społeczności, a
12.02.2012 r. zostało w Gąskach przeprowadzone lokalne referendum, w którym ponad 94%
137
głosujących wypowiedziało się przeciwko budowie elektrowni jądrowej.
Ewentualne
wykorzystanie tej lokalizacji wydaje się więc mało realne, prawdopodobnie zostanie
wskazana jeszcze lokalizacja dodatkowa.
Przez dwa lata (2013-2014) we wstępnie wybranych lokalizacjach mają zostać
przeprowadzone szczegółowe badania oraz analizy lokalizacyjne i środowiskowe119. Wyniki
tych badań i analiz pozwolą wskazać ostateczną lokalizację dla pierwszej polskiej elektrowni
jądrowej. Potencjalne, w tym aktualnie preferowane, lokalizacje dla elektrowni jądrowej
pokazano na poniższej mapce (Rys. 3.36). Lokalizacje „zalecane” pokazane na tej mapce są
to lokalizacje rekomendowane w „Prognozie oddziaływania na środowisko Programu Polskiej
Energetyki Jądrowej” (Ministerstwo Gospodarki, grudzień 2010 r.).
Rys. 3.36. Potencjalne lokalizacje elektrowni jądrowych w Polsce [ekovert Łukasz Szkudlarek].
119
Przetarg na wykonawcę badań lokalizacyjnych zostanie prawdopodobnie rozstrzygnięty do końca 2012 r.
138
Bezpieczeństwo energetyki jądrowej
4
Autor: mgr inż. Władysław Kiełbasa
4.1
Główne źródło potencjalnego zagrożenia –
promieniotwórcze w rdzeniu i chłodziwie reaktora
substancje
Głównym źródłem potencjalnego zagrożenia radiologicznego w elektrowni jądrowej (EJ) są
substancje promieniotwórcze zgromadzone w rdzeniu i chłodziwie reaktora (Rys. 4.1):
1) W rdzeniu reaktora znajduje się częściowo wypalone paliwo jądrowe zawierające wielkie
ilości substancji promieniotwórczych: ponad 200 radionuklidów - produkty rozszczepienia
(głównie) + transuranowce, w reaktorze lekkowodnym o mocy 1000 MWe ich łączna
aktywność jest rzędu 1010 Ci = 3,7·1020 Bq; przy czym ok. 1% tej aktywności stanowią
lotne radionuklidy (izotopy Kr, Xe, J, Br, Cs, Rb, Sr, Ba, Te, Se) zgromadzone w
szczelinie pomiędzy koszulką elementu paliwowego a pastylkami paliwa.
2) W obiegu chłodzenia reaktora cyrkuluje lekko radioaktywne chłodziwo, zawierające
gazowe i lotne produkty rozszczepienia (Kr, Xe, J), oraz promieniotwórcze produkty
aktywacji (pod wpływem neutronów): wody, produktów korozji i chemikaliów dodawanych
do obiegu (w tym tryt, powstający z boru zawartego w kwasie borowym); łączną
aktywność zawartą w obiegu chłodzenia reaktora lekkowodnego mocy 1000 MWe
szacuje się na 1,1·1015 Bq (~ 3·104 Ci), stanowi to więc zaledwie 3·10-4% (trzy milionowe
części) całkowitej aktywności.
Rys. 4.1. Rdzeń, zestaw i element paliwowy oraz obieg chłodzenia reaktora EPR [AREVA].
Oprócz tego w elektrowni jądrowej znaczące ilości substancji promieniotwórczych znajdują
się w:
 Obiektach składowania wypalonego paliwa jądrowego;
 Układach pomocniczych reaktora i gospodarki odpadami promieniotwórczymi.
Uwolnienie do atmosfery już 3,7·1013 Bq (103 Ci) – przy niekorzystnych warunkach
atmosferycznych – może spowodować otrzymanie w odległości 1 km od EJ max dawek
dopuszczalnych.
139
Na szczęście, nawet podczas ciężkich awarii ze stopnieniem rdzenia reaktora, możliwe jest
uwolnienie do środowiska tylko niektórych radionuklidów, w ilościach zależnych od ich
lotności oraz przebiegu skomplikowanych procesów fizyko-chemicznych ich zatrzymywania
i usuwania zachodzących wewnątrz obiegu pierwotnego i obudowy bezpieczeństwa
reaktora. Z paliwa wydzielają się przede wszystkim izotopy najbardziej lotne – gazy
szlachetne (Xe, Kr) oraz jod (I) i brom (Br), a następnie cez (Cs) i rubid (Rb), zaś w znacznie
mniejszej ilości stront (Sr), bar (Ba), tellur (Te), selen (Se) i ruten (Ru).
Nawet podczas najbardziej katastrofalnej awarii czarnobylskiej do otoczenia zostało
uwolnionych łącznie ok. 1,9·1013 Bq (tj. ok. 2%) lotnych i stałych produktów rozszczepienia.
4.2
Podstawowe zasady i środki zapewnienia bezpieczeństwa
elektrowni jądrowych
1. Strategia „obrony w głąb”
Bezpieczeństwo elektrowni jądrowych (EJ) zapewnia się przede wszystkim przez
zastosowanie, w sposób systematyczny, całego kompleksu środków technicznych
i organizacyjnych, które składając się na tzw. strategię „obrony w głąb”. To kompleksowe,
systemowe podejście zakłada kilka kolejnych poziomów obrony (bezpieczeństwa) → nie
polegamy na żadnym pojedynczym elemencie, jeśli zawiedzie jeden z nich to mamy do
dyspozycji następny.
Szczególnym aspektem realizacji strategii „obrony w głąb” jest zastosowanie układu
kolejnych barier ochronnych, zapobiegających niekontrolowanemu przedostawaniu się
substancji promieniotwórczych z elektrowni jądrowej (EJ) do środowiska.
2. Rygorystyczne wymagania techniczne dla całościowego projektu EJ, oraz dla
konstrukcji, układów i urządzeń ważnych dla bezpieczeństwa – jako element strategii
„obrony w głąb”:
a. Wymaganie wykorzystania inherentnych (wbudowanych) cech bezpieczeństwa,
zwłaszcza – stabilności i samoregulacji reaktora;
b. Reguły projektowania EJ dla zapewnienia niezawodności elementów składowych
ważnych dla bezpieczeństwa.
3. Zapewnienie jakości na wszystkich etapach realizacji i istnienia EJ (projektowanie,
produkcja urządzeń, budowa, rozruch, eksploatacja i likwidacja) wymaga się
opracowania i wdrożenia systemu zapewnienia jakości, stanowiącego element
zintegrowanego systemu zarządzania EJ.
4. Rygorystyczny system nadzoru państwowego nad bezpieczeństwem, na który
składają się:
a. Kryteria i wymagania bezpieczeństwa określone w przepisach normatywnych obligatoryjnych (ustawy, rozporządzenia RM), wytycznych dozorowe, oraz normy
techniczne (w tym, specjalne dla EJ);
b. Nadzór dozorowy (sprawowany przez Dozór Jądrowy Państwowej Agencji
Atomistyki oraz Urząd Dozoru Technicznego): zezwolenia; certyfikacja
przedsiębiorstw, procesów i osób; odbiory (materiałów, urządzeń, robót)
i inspekcje.
4.2.1 Strategia „obrony w głąb”
Strategia „obrony w głąb” („defence in-depth”) jest fundamentem bezpieczeństwa elektrowni
jądrowych. Zasadą głębokiej obrony jest zapewnienie kompensacji możliwych awarii
urządzeń i błędów ludzkich.
140
Przy tworzeniu systemu głębokiej obrony uznaje się, że nie można w pełni ufać żadnemu
pojedynczemu elementowi wynikającemu z projektu, konserwacji lub eksploatacji elektrowni
jądrowej. W razie uszkodzenia jednego podukładu inne mogą wypełnić potrzebne funkcje
bezpieczeństwa. Zakłada się także możliwość popełnienia błędów przez personel elektrowni,
które są traktowane na równi z uszkodzeniami.
Głęboka obrona nie ogranicza się jednak tylko do stosowania dodatkowych układów
wzajemnie się rezerwujących. Obejmuje ona następujących pięć poziomów bezpieczeństwa
(„obrony”):
I.
Poziom pierwszy – polegający na zapobieganiu odchyleniom od normalnej
eksploatacji oraz uszkodzeniem układów EJ. Zapewnia się to poprzez jego solidne
i zachowawcze zaprojektowanie EJ (duże zapasy bezpieczeństwa, właściwy dobór
materiałów), z zastosowaniem zwielokrotnienia (redundancji), niezależności oraz
różnorodności układów i urządzeń ważnych dla bezpieczeństwa, oraz przez wysoką
jakość budowy, utrzymania i eksploatacji EJ, w szczególności: kulturę
bezpieczeństwa - tj. stosowanie zasady, że bezpieczeństwo jest zawsze nadrzędne
(w szczególności nad zadaniami produkcyjnymi).
II.
Poziom drugi: – polegający na wykrywaniu i opanowywaniu odchyleń od normalnej
eksploatacji celem zapobieżenia przekształcenia się zakłóceń (incydentów)
eksploatacyjnych w warunki awaryjne. Poziom ten wymaga zastosowania
odpowiednich układów określonych w analizach bezpieczeństwa (są normalne
systemy elektrowni, takie jak układ redukcji mocy i normalnego wyłączenia reaktora),
oraz odpowiednich procedur eksploatacyjnych dla zapobieżenia powstaniu lub
ograniczenia uszkodzeń na skutek wystąpienia zakłóceń (incydentów)
eksploatacyjnych.
III.
Poziom trzeci – polegający na opanowaniu awarii projektowych, w mało
prawdopodobnym przypadku, gdy pewne zakłócenia (incydenty) eksploatacyjne nie
zostaną opanowane na drugim poziomie bezpieczeństwa, rozwijając się w
poważniejsze zdarzenie. Realizuje się to poprzez wykorzystanie inherentnych cech
bezpieczeństwa EJ i przewidzianych w projekcie systemów bezpieczeństwa,
mających za zadanie doprowadzenie obiektu najpierw do stanu kontrolowanego, a
następnie do stanu bezpiecznego wyłączenia, oraz zapewnienie, że przynajmniej
jedna bariera izolująca promieniotwórcze produkty rozszczepienia pozostaje
nienaruszona.
Na tym poziomie obrony wykorzystuje się następujące środki:
 Systemy zabezpieczeń (np. układ awaryjnego wyłączenia reaktora)
 Układy bezpieczeństwa takie jak: układ awaryjnego chłodzenia rdzenia z
automatyką zapewniającą ich samoczynne zadziałanie w razie awarii, bez
potrzeby interwencji operatora.
 Obudowę bezpieczeństwa reaktora zapobiegającą uwolnieniem substancji
promieniotwórczych do otoczenia.
 Procedury postępowania operatora w razie awarii.
IV.
Poziom czwarty – polegający na ograniczaniu skutków ciężkich awarii pozaprojektowych, w celu utrzymania uwolnień substancji promieniotwórczych na jak
najniższym praktycznie możliwym poziomie. Najważniejszym celem tego poziomu
jest utrzymanie możliwie jak największej skuteczności obudowy bezpieczeństwa w
ograniczaniu uwolnień substancji promieniotwórczych do środowiska.
Na tym poziomie obrony przewidziane są odpowiednie układy i działania dla
opanowania ciężkich awarii i minimalizacji jej skutków, np. kontrolowane usuwanie
gazów z wnętrza obudowy bezpieczeństwa przez układy filtrów, aby uchronić
obudowę przed rozerwaniem wskutek nadmiernego ciśnienia gazów, oraz
zapobieganie niekontrolowanemu spalaniu lub wybuchowi wodoru w obudowie.
141
V.
Poziom piąty – polegający na łagodzeniu radiologicznych skutków uwolnień
substancji promieniotwórczych do środowiska, jakie mogą wystąpić na skutek awarii.
Wymaga to w szczególności zapewnienia odpowiednio wyposażonego awaryjnego
ośrodka zarządzania oraz zastosowania planów postępowania awaryjnego na terenie
i poza terenem EJ. Poziom ten przewiduje działania poza terenem elektrowni dla
zmniejszenia narażenia ludności, takie jak: podanie pastylek jodu obojętnego,
zalecenie pozostania w domach lub czasowe wstrzymanie wypasu bydła w razie
skażenia pastwisk, czasowa ewakuacja z najbliższego otoczenia EJ.
4.2.2 System
barier
ochronnych
promieniotwórcze od otoczenia
izolujących
substancje
Koncepcja „obrony w głąb” realizowana jest w szczególności przez zastosowanie układu
kolejnych barier fizycznych zapewniających utrzymanie substancji promieniotwórczych w
określonych miejscach obiektu oraz zapobiegających ich niekontrolowanemu
przedostawaniu się do środowiska. Barierami tymi są (Rys. 4.2): 1 - materiał paliwa
jądrowego, 2 - koszulka elementu paliwowego, 3 - granica ciśnieniowa układu chłodzenia
reaktora, oraz 4 - obudowa bezpieczeństwa.
Rys. 4.2. Schemat barier ochronnych:
1. Pastylki paliwowe
2. Koszulka elementu paliwowego
3. Granica ciśnieniowa obiegu
chłodzenia reaktora
4. Obudowa bezpieczeństwa reaktora.
Znakomita
większość
izotopów
promieniotwórczych
(~99%)
uwięziona jest w pastylkach paliwa
wewnątrz prętów paliwowych. Lotne
produkty
rozszczepienia
(radioaktywne
gazy
szlachetne
i aerozole) przedostają się do
szczeliny
gazowej
pomiędzy
pastylkami
a
koszulką
pręta
paliwowego i są zatrzymywane przez
tę koszulkę (znikoma ich ilość
przedostaje się do chłodziwa cyrkulującego w obiegu pierwotnym).
Aktywność wody obiegu pierwotnego spowodowana jest częściowo przedostawaniem się
lotnych produktów rozszczepienia z paliwa przez mikro-nieszczelności koszulek elementów
paliwowych, a częściowo jest skutkiem aktywacji chłodziwa i zawartych w nim
zanieczyszczeń lub dozowanych chemikaliów (napromieniowanie neutronami w reaktorze).
Chłodziwo reaktora jest ciągle oczyszczane, usuwane są z niego również substancje
promieniotwórcze.
Reaktor i cały jego obieg pierwotny znajduje się wewnątrz szczelnej obudowy
bezpieczeństwa, obliczonej na nadciśnienie jakie może powstać w wyniku awaryjnego
rozerwania obiegu pierwotnego – w wyniku czego wydostałaby się znaczna ilość substancji
radioaktywnych (głównie z paliwa na skutek uszkodzenia koszulek), ale także na obciążenia
powodowane zdarzeniami zewnętrznymi (zjawiska sejsmiczne, ekstremalne zjawiska
meteorologiczne – jak huragan, wybuch, a także uderzenie samolotu).
Substancje promieniotwórcze w znacznej ilości mogłyby wydostać się z paliwa. na skutek
jego uszkodzenia (mechanicznego – bezpośredniego działania sił mechanicznych, i/lub w
wyniku przegrzania – z powodu niewystarczającego chłodzenia – może wówczas dojść do
uszkodzenia wszystkich koszulek, defragmentacji, a nawet stopienia materiału paliwowego).
142
Dla zapobieżenia lub zminimalizowania uszkodzenia paliwa jądrowego w sytuacjach
zakłóceń eksploatacyjnych (incydentów) lub awarii konieczne jest zapewnienie:


Niezawodnego i szybkiego wyłączenia reaktora;
Niezawodnego i efektywnego odprowadzenia ciepła powyłączeniowego, wydzielającego
się w paliwie po wyłączeniu reaktora.
W stanach awaryjnych zasadnicze znaczenie dla zapewnienia bezpieczeństwa ludności
i środowiska – tj. ograniczenia niekontrolowanych uwolnień z EJ do środowiska substancji
promieniotwórczych – ma utrzymanie integralności i szczelności obudowy bezpieczeństwa,
oraz jej efektywności w usuwaniu radionuklidów wydzielonych z paliwa i obiegu chłodzenia
reaktora.
Koncepcja systemu barier ochronnych potwierdziła się w praktyce swoją skuteczność
podczas awarii ze stopieniem rdzenia w reaktorze wodno-ciśnieniowym (PWR) drugiego
bloku EJ Three Mile Island (1979 r., TMI-2, USA): wówczas utracono bariery 1 i 2, lecz
zbiornik reaktora (bariera 3) i obudowa bezpieczeństwa (bariera 4) pozostały szczelne. Była
to najcięższa w historii awaria wodnego reaktora energetycznego, ale pomimo zniszczenia
reaktora skutki radiologiczne tej awarii były bardzo małe – nikt nie stracił życia ani zdrowia na
skutek tej awarii. Uwolnienia substancji promieniotwórczych do otoczenia podczas tej awarii
były miliony razy mniejsze niż podczas awarii w Czarnobylu, natomiast dawki
promieniowania poza terenem elektrowni były średnio na poziomie 1% rocznych dawek od
tła naturalnego. A trzeba tu podkreślić, że był to przecież reaktor II. generacji, z obudową
bezpieczeństwa (pojedynczą) znacznie słabszą niż obudowy (podwójne) obecnie
oferowanych Polsce reaktorów generacji III+.
4.2.3 Zjawiska zagrażające integralności
ochronnych w warunkach awarii
i
skuteczności
barier
Integralności barier ochronnych w warunkach awarii zagrażają następujące zjawiska:
1. Generacja ciepła „powyłączeniowego” w paliwie jądrowym: także po wyłączeniu
reaktora musi być zapewnione niezawodne i dostatecznie efektywne chłodzenie rdzenia
reaktora, aby uniknąć przegrzania i uszkodzenia paliwa jądrowego (ze stopieniem
rdzenia włącznie), co prowadziłoby do uwolnienia z paliwa znacznych ilości produktów
rozszczepienia.
2. Reakcje chemiczne, związane z wydzielaniem palnych gazów (zwłaszcza wodoru):
a. Reakcja cyrkonu zawartego koszulach elementów paliwowych z wodą / parą
wodną, która stwarza zagrożenie dla integralności elementów paliwowych oraz
obudowy bezpieczeństwa (w razie niekontrolowanego spalania lub detonacji
wodoru);
b. Reakcja materiału stopionego rdzenia z wodą i betonem obudowy
bezpieczeństwa reaktora (przy ciężkich awariach), która stwarza zagrożenie dla
integralności obudowy bezpieczeństwa.
4.2.3.1
Ciepło powyłączeniowe
Ciepło powyłączeniowe powstaje w paliwie jądrowym na skutek:
 Rozszczepień wywołanych neutrony opóźnione;
 Rozpadów promieniotwórczych produktów rozszczepienia
zaktywowanych przez wychwyt neutronów.
oraz
jąder
izotopów
143
Ciepło powyłączeniowe musi być (w sposób niezawodny i dostatecznie efektywny)
odprowadzone z reaktora aby zapobiec przegrzaniu i uszkodzeniu paliwa, co
doprowadziłoby do znacznych uwolnień substancji promieniotwórczych zawartych w paliwie.
Zmiany w czasie mocy ciepła powyłączeniowego w reaktorze termicznym przedstawiono na
poniższym wykresie (Rys. 4.3). Jak widać, w początkowym okresie czasu ilość wydzielanego
ciepła bardzo szybko spada (mniej więcej o połowę w ciągu pierwszej minuty po wyłączeniu
reaktora), ale później tempo spadku maleje – po upływie 1 godziny moc ciepła
powyłączeniowego stanowi ok. 1% mocy cieplnej reaktora przed wyłączeniem, a po upływie
doby ok. 0,5%. Wydawać by się mogło, że nie jest to wiele, lecz przy mocy cieplnej reaktora
przekraczającej 3000 MW (największe osiągają moce rzędu 4500 MW), 1% to aż ok. 30 MW
(do nawet ok. 45 MW), zaś 0,5% to ciągle 15 MW (do 22,5 MW). Taka ilość ciepła, gdyby nie
została odprowadzona, na pewno spowodowałaby stopienie rdzenia reaktora.
Rys. 4.3. Przebieg zmian w czasie mocy grzania powyłączeniowego w reaktorze termicznym [1].
4.2.3.2
Utlenianie koszulek paliwowych i uwalnianie wodoru podczas awarii
Integralności elementów paliwowych (w pierwszym rzędzie), a w konsekwencji także
integralności obudowy bezpieczeństwa, zagraża reakcja cyrkonu zawartego w koszulkach
elementów paliwowych z wodą (parą wodną): Zr + 2H2O → ZrO2 + 2H2 + Q (6420 J/kgZr).
W wyniku tej reakcji materiał koszulek paliwowych ulega utlenianiu i dodatkowemu
rozgrzaniu – ponieważ reakcja ta jest egzotermiczna (podczas niej wydziela się znaczna
ilość ciepła) – co grozi ich dezintegracją, a ponadto wydziela się znaczna ilość wodoru, który
przedostaje się obiegu chłodzenia reaktora a stąd do obudowy bezpieczeństwa – stwarzając
zagrożenie niekontrolowanego spalania (spalenie tego wodoru daje dodatkowo 5200 J/kgZr
ciepła) i w efekcie uszkodzenia obudowy.
Przebieg intensywności reakcji przedstawia poniższy wykres (Rys. 4.4), jak widać wzrasta
ona z temperaturą: reakcja zaczyna się przy ok. 900°C, przy temperaturach >1300°C
intensywność reakcji szybko rośnie, a przy 1550÷1650°C reakcja może stać się
autokatalityczną (czyli samo-napędzającą się).
Dlatego wymaga się aby układy awaryjnego chłodzenia rdzenia miały wydajność taką, aby:
nie została przekroczona temperatura koszulek paliwowych 1204 C (2200°F), zaś głębokość
lokalnego utlenienia nie przekraczała 17%, a ponadto wymaga się zachowania geometrii
rdzenia umożliwiającej efektywne chłodzenie.
144
Rys. 4.4. Intensywność wydzielania wodoru z reakcji cyrkonu z parą wodną w zależności od
temperatury [2].
4.2.3.3
Zagrożenie integralności obudowy bezpieczeństwa związane z wodorem
Podczas awarii wodór, wydzielony z reakcji cyrkonu z parą wodną, przedostaje się do
atmosfery obudowy bezpieczeństwa reaktora mieszając się powietrzem, parą wodną oraz
innymi gazami i lotnymi substancjami znajdującymi się wewnątrz obudowy. W efekcie
powstaje mieszanina gazów i pary wodnej, która w określonych warunkach może ulec
zapłonowi. Poniższy wykres trójskładnikowy wodór – powietrze – para wodna (Rys. 4.5)
pokazuje obszar możliwego spalania wodoru – kolor żółty (w tym podobszar detonacji – kolor
czerwony) oraz obszar gdzie spalanie wodoru nie jest możliwe – kolor zielony.
55%
4,1%
14%
Rys. 4.5. Obszary możliwego spalania wodoru w mieszaninie parowo-powietrznej [2].
Z wykresu tego wynika, że:
 Granice obszaru palności mieszaniny zależą od temperatury i ciśnienia;
 Przy stężeniach wodoru <4,1% nie występuje propagacja płomienia (tzn. mieszanina jest
w praktyce niepalna);
 Spalanie wodoru nie zachodzi też przy:
145

– małej zawartości powietrza <22% (<5% O2),
– dużej zawartości pary wodnej >55%;
Detonacja wodoru możliwa jest przy stężeniach >14% (przy dużej zawartości powietrza
i małej zawartości pary wodnej) – jednakże w analizach bezpieczeństwa i wymaganiach
dla układów obudowy bezpieczeństwa przyjmuje się jako próg wybuchowości 10%
zawartości H2.
Układy obudowy bezpieczeństwa muszą zapewnić, że w czasie awarii nie wystąpią w niej
warunki, w których możliwa stałaby się detonacja wodoru. Osiąga się to przez: ciągle
mieszanie atmosfery obudowy – aby nie dopuścić do wytworzenia się lokalnie warunków dla
detonacji wodoru, usuwanie wodoru za pomocą pasywnych rekombinatorów oraz inicjowanie
miejscowego kontrolowanego spalania (za pomocą zapłonników).
Frakcja
(obj.)
Poniższy wykres (Rys. 4.6) przedstawia przebieg zmian frakcji wodoru, tlenu i pary wodnej w
atmosferze obudowy bezpieczeństwa podczas awarii dużej ucieczki chłodziwa reaktora
wodno-ciśnieniowego (PWR). Z wykresu tego widać, że – dzięki zastosowanym
rozwiązaniom technicznym (w tym układom bezpieczeństwa) – podczas tej awarii skład
mieszany gazowo-parowej w obudowie bezpieczeństwa zawsze znajduje się poza strefą
wybuchowości: najpierw jest za mało wodoru, a od 17 sekundy za mało tlenu, zaś od 19
sekundy frakcja pary osiąga i przekracza 55% - wprawdzie dalej jeszcze rośnie zawartość
wodoru, ale wówczas jest już mało tlenu a dużo pary wodnej.
Czas
]
Rys. 4.6. Zmiany frakcji wodoru, tlenu i pary[hwodnej
w atmosferze obudowy bezpieczeństwa
podczas awarii dużej ucieczki chłodziwa reaktora wodno-ciśnieniowego (PWR).
146
4.3
Podstawowe wymagania
elektrowni jądrowych
dla
rozwiązań
4.3.1 Funkcje
bezpieczeństwa,
klasyfikacja
i
bezpieczeństwa konstrukcji, układów i urządzeń EJ
projektowych
kategoryzacja
Zapewnienie bezpieczeństwa EJ wymaga wypełniania zawsze następujących
fundamentalnych funkcji bezpieczeństwa:
I. Sterowanie reaktywnością;
II. Odprowadzanie ciepła z rdzenia reaktora;
III. Zatrzymywanie substancji promieniotwórczych, ograniczanie i kontrolowanie ich uwolnień
do środowiska w stanach normalnej eksploatacji, oraz ograniczanie uwolnień podczas
awarii.
Dla zapewnienia wypełniania tych funkcji bezpieczeństwa w rozwiązaniach projektowych EJ
wykorzystuje się przede wszystkim (w stopniu praktycznie możliwym), inherentne
(wbudowane) cechy bezpieczeństwa. Tam, gdzie dla zapewnienia wypełniania funkcji
bezpieczeństwa nie jest możliwe wykorzystanie cech inherentnego bezpieczeństwa,
priorytetem jest stosowanie układów i urządzeń nie wymagających zasilania elektrycznego
ze źródeł zewnętrznych, albo takich które w razie utraty zasilania będą przyjmować stan
preferowany z punktu widzenia bezpieczeństwa („bezpieczny po uszkodzeniu”).
Konstrukcje, układy i urządzenia EJ dzieli się na klasy i kategorie bezpieczeństwa - w
zależności od ważności wypełnianych przez nie funkcji bezpieczeństwa, i odpowiednio
różnicuje się także stawiane im wymagania techniczne (zależnie od kategorii
bezpieczeństwa jądrowego).
Podstawowe problemy bezpieczeństwa reaktorów wodnych
1. Awarie związane z niekontrolowanym wzrostem mocy (tzw. awarie „reaktywnościowe”)
nie stwarzają istotnego zagrożenia – ze względu na inherentną cechę stabilności
i samoregulacji, którą charakteryzują się te reaktory (opisaną poniżej w podrozdziale
4.3.2).
2. Natomiast, kluczowe problemy bezpieczeństwa reaktorów wodnych wiążą się z:
a. Zapewnieniem niezawodnego odprowadzenie ciepła powyłączeniowego z rdzenia
– tym samym zapobiegając lub ograniczając uszkodzenie paliwa (chłodzenie w
stanach awaryjnych bez rozszczelnienia obiegu chłodzenia reaktora, oraz w razie
powstania rozszczelnienia – awaryjne chłodzenie rdzenia).
b. Ograniczeniem niekontrolowanych uwolnień do środowiska substancji
promieniotwórczych w stanach awaryjnych (utrzymanie funkcji obudowy
bezpieczeństwa: zachowanie jej integralności i szczelności, oraz efektywnego
usuwania radionuklidów).
4.3.2 Stabilność i samoregulacja reaktora
Reaktor i związane z nim układy nie mogą posiadać takich wbudowanych cech, które
mogłyby spowodować znaczny wzrost reaktywności120 podczas zakłóceń eksploatacyjnych
lub w stanach awaryjnych, prowadząc tym samym do pogorszenia skutków tych zdarzeń.
120
Reaktywność, ρ=(kef-1)/kef – parametr fizyczny określający chwilowy bilans neutronów w reaktorze.
147
Konieczne jest zapewnienie stabilności i samoregulacji reaktora, tak aby łączny efekt
fizycznych sprzężeń zwrotnych ograniczał wzrost mocy reaktora.
W szczególności, rdzeń reaktora i związane z nim układy chłodzenia oraz sterowania
i zabezpieczeń, muszą być zaprojektowane tak, aby:
1) Zapewniona była stabilność mocy reaktora podczas normalnej eksploatacji;
2) Wahania mocy reaktora mogące prowadzić do przekroczenia określonych granicznych
parametrów paliwa jądrowego były wykluczone, albo mogły być one niezawodnie
i szybko wykryte i stłumione.
Wymagania te są łatwe do spełnienia przez reaktory wodne, w których woda jest
moderatorem neutronów i chłodziwem, ze względu na inherentnie ujemne reaktownościowe
sprzężenie zwrotne od mocy reaktora, wynikające z:
a. Silnego ujemnego sprzężenia zwrotnego od temperatury moderatora;
b. Ujemnego sprzężenia zwrotnego od temperatury paliwa.
W reaktorach z moderatorem wodnym (lekko-wodnych – LWR, lub ciężko-wodnych –
PHWR) wzrost temperatury moderatora, a zwłaszcza jego wrzenie, powoduje zmniejszenie
gęstości moderatora – co z kolei skutkuje pogorszeniem spowalniania neutronów
i zwiększeniem ich ucieczki poza rdzeń reaktora (Rys. 4.7). W efekcie zmniejsza się liczba
rozszczepień i moc reaktora samorzutnie maleje – na skutek zbyt wysokiej energii neutronów
i zmniejszenia ich liczby w rdzeniu.
Zatem w reaktorach wodnych występuje zawsze ujemny121 tzw. „efekt reaktywnościowy
temperatury moderatora” (w reaktorach wodno-ciśnieniowych wielkość tego efektu zależy od
aktualnego stężenia kwasu borowego w chłodziwie reaktora).
Rys. 4.7. Ilustracja bilansu neutronów (wychwyt, spowalnianie, ucieczka) w reaktorze wodnym
przed i po odparowaniu wody.
Z kolei wzrost temperatury paliwa skutkuje zwiększeniem tzw. pochłaniania rezonansowego
neutronów (tzw. efekt Dopplera) i dodatkowo zmniejszeniem ilości rozszczepień na skutek
wzrostu średniej energii neutronów122 – co w efekcie daje ujemny tzw. „efekt
reaktywnościowy temperatury paliwa”, sprzyjający wyhamowaniu łańcuchowej reakcji
rozszczepienia.
121
W przeciwieństwie do reaktorów typu RBMK, z moderatorem grafitowym, chłodzonych wodą (takich jakie
zainstalowane były m.in. w Czarnobylu), które można było doprowadzić do stanu takiego, że wrzenie wody
powodowało duży i niekontrolowany wzrost reaktywności.
122
Ponieważ tzw. przekrój czynny na rozszczepienie, będący miarą prawdopodobieństwa rozszczepienia jądra
izotopu rozszczepialnego, jest odwrotnie proporcjonalny do prędkości neutronu (σf ~ 1/v).
148
Ponieważ wzrost mocy reaktora
wiąże się zawsze ze wzrostem
średnich temperatur zarówno
moderatora jak i paliwa więc,
przy pracy reaktora na mocy,
oba powyżej opisane efekty
reaktywnościowe
występują
jednocześnie dając (wypadkowy)
tzw. „efekt reaktywnościowy
mocy reaktora” – w reaktorach
wodnych jest on zawsze ujemny,
zapewniając tym samym ich
inherentną cechę stabilności
i samoregulacji.
Zjawisko
samoregulacji
Rys. 4.8. Zmiany mocy (P) i temperatury (T) reaktora
reaktorów
wodnych
zostało
SPERT-1 po skokowym wzroście reaktywności
potwierdzone, nie tylko przez
(wystrzelenie
pręta regulacyjnego) i przy wyłączonym
symulacje obliczeniowe, ale
układzie zabezpieczeń [2].
także
sprawdzone
doświadczalnie w USA – na reaktorze doświadczalnym SPERT-1, w którym przeprowadzono
eksperyment polegający na wystrzeleniu z rdzenia pręta regulacyjnego przy wyłączonym
układzie zabezpieczeń (Rys. 4.8). Moc reaktora a następnie temperatura początkowo
wzrosły, lecz po wystąpieniu wrzenia wody, moc zaczęła samorzutnie szybko spadać i w
efekcie reaktor samoczynnie wyłączył się.
4.3.3 Zasady projektowania układów i urządzeń EJ ważnych dla
bezpieczeństwa – dla zapewnienia ich niezawodności
Zasady projektowania układów i urządzeń EJ ważnych dla bezpieczeństwa zapewniają
wykonanie przez nie funkcji bezpieczeństwa, nawet w razie uszkodzenia lub
nieprawidłowego działania, uzyskuje się to stosując rozwiązania takie jak: zwielokrotnienie,
separacja fizyczna i niezależność funkcjonalna, oraz różnorodność rozwiązań.
Najważniejsze układy, konieczne do doprowadzenia obiektu do stanu bezpiecznego
wyłączenia i utrzymania go w tym stanie, muszą być zdolne do wypełnienia swoich funkcji
nawet w razie niesprawności jakiegokolwiek elementu danego układu i nawet wówczas gdy
jakikolwiek inny element tego samego układu lub układu wspomagającego, albo
pomocniczego koniecznego do jego pracy, jest wyłączony z eksploatacji celem
przeprowadzenia wymaganych zabiegów utrzymania lub do remontu.
4.3.3.1
Kryterium pojedynczego uszkodzenia
Kryterium pojedynczego uszkodzenia stanowi, że pojedyncze uszkodzenie jakiegokolwiek
czynnego lub biernego elementu nie może spowodować utraty możliwości
wypełnienia przez układ jego funkcji bezpieczeństwa. Przez pojedyncze uszkodzenie
rozumie się tu uszkodzenie, które powoduje utratę zdolności danego urządzenia do
wykonywania przewidzianej dla niego w projekcie funkcji bezpieczeństwa oraz wszelkie
uszkodzenia wtórne, będące jego skutkiem.
Jest to podstawowe kryterium stosowane przy projektowaniu układów EJ ważnych dla
bezpieczeństwa (a szczególnie układów bezpieczeństwa) i musi być ono zastosowane do
każdej grupy bezpieczeństwa występującej w projekcie elektrowni. Wykonuje się
systematyczne analizy deterministyczne, zakładając kolejno pojedyncze uszkodzenia (lub
149
błędy personelu o analogicznych skutkach), aby zaprojektować EJ tak, że nawet przy
najbardziej niekorzystnym wariancie żadne pojedyncze uszkodzenie w układzie nie
spowoduje niemożności wypełnienia przez dany układ jego funkcji bezpieczeństwa założonej
w projekcie.
4.3.3.2
Zapobieganie uszkodzeniom ze wspólnej przyczyny
Przez uszkodzenie ze wspólnej przyczyny rozumie się uszkodzenie dwu lub więcej
zwielokrotnionych konstrukcji, układów lub urządzeń spowodowane pojedynczym
określonym zdarzeniem lub przyczyną. Przykładami tego rodzaju uszkodzeń są:
zablokowanie studzienek w obudowie bezpieczeństwa – uniemożliwiające dopływ wody do
wszystkich grup układu awaryjnego chłodzenia rdzenia (przy pracy w trybie recyrkulacji),
awaria zasilania elektrycznego wielu układów ważnych dla bezpieczeństwa, mnogie
uszkodzenia spowodowane pożarem lub zalaniem.
Wymaga się aby uszkodzenia ze wspólnej przyczyny w układach bezpieczeństwa miały
jedynie bardzo niewielki wpływ na bezpieczeństwo EJ. Analizuje się przy tym możliwości
wystąpienia uszkodzeń ze wspólnej przyczyny elementów ważnych dla bezpieczeństwa, aby
określić gdzie należy zastosować zasady zwielokrotnienia, różnorodności i niezależności
dla uzyskania koniecznego poziomu ich niezawodności.
4.3.3.3
Zwielokrotnienie (redundancja)
Zwielokrotnienie (redundancja) to zastosowanie więcej niż minimalna liczba (identycznych
lub różnych) urządzeń lub układów, tak aby uszkodzenie jakiekolwiek z nich nie skutkowało
niewypełnieniem wymaganej funkcji bezpieczeństwa.
Poniższy przykład (Rys. 4.9) ilustruje zastosowanie zasady zwielokrotnienia w rozwiązaniach
projektowych czynnego układu awaryjnego chłodzenia rdzenia (CUACR) rosyjskich
reaktorów wodno-ciśnieniowych typu WWER-440/W-213 - z 6 pętlami chłodzenia.
Zastosowano 3 jednakowe grupy (pod-układy) CUACR, z których każda składa się ze
zbiorników („1” i „6”), pomp (wysokiego ciśnienia – „2” i niskiego ciśnienia – „7”), zaworów
„3”, oraz wymienników „5”. Do zapewnienia bezpieczeństwa (uzupełniania chłodziwa,
zalania i chłodzenia rdzenia) wystarczy poprawna praca jedynie jednego układu, zatem
CUACR reaktorów WWER-440/W-213 mają redundancję „x 3”123.
Rys. 4.9. Zwielokrotnienie: tu 3 równoległe pod-układy czynnego układu awaryjnego
chłodzenia rdzenia reaktora WWER [2].
123
W reaktorach wodno-ciśnieniowych konstrukcji zachodniej (PWR) – z 4 pętlami chłodzenia, stosuje się zwykle
układy poczwórne (redundancja „x4”).
150
4.3.3.4
Różnorodność (dywersyfikacja)
Różnorodność (dywersyfikacja) oznacza wypełnianie tej samej funkcji bezpieczeństwa
przez dwa lub więcej urządzeń lub układów wyraźnie różniących się między sobą
(np. technologicznie, sposobem uruchamiania lub zasilaniem w energię), tak by jedna
przyczyna nie mogła spowodować jednocześnie utraty funkcji wszystkich równoległych
i rezerwujących się wzajemnie podukładów.
Przykładowe zastosowanie zasady różnorodności ilustruje poniższy rysunek (Rys. 4.10), na
którym pokazano zróżnicowanie sposobu napędu pomp awaryjnego układu wody zasilającej
wytwornice pary: 2 pompy napędzane są silnikami elektrycznymi, a 2 inne turbinami
parowymi.
Elektr
Elektr
Turb
Turb
Rys. 4.10. Różnorodność: tu napędów pomp awaryjnego układu wody zasilającej wytwornice
pary (2 silniki elektryczne, 2 turbiny parowe).
4.3.3.5
Separacja przestrzenna i/lub fizyczna
Przez separację przestrzenną i/lub fizyczną rozumie się zastosowanie separacji
przestrzennej (przez odległość, położenie, itp.), lub za pomocą odpowiednich barier
fizycznych, albo przez połączenie obu tych metod.
Stosowanie separacji jest szczególnie ważne dla zabezpieczenia się przed uszkodzeniami
ze wspólnej przyczyny związanych z zagrożeniami takimi jak pożary i zalania, działaniem
odłamków powstałych w związku z uszkodzeniami urządzeń pod ciśnieniem lub zdarzeniami
zewnętrznymi takim jak: uderzenie samolotu lub eksplozja.
4.3.3.6
Niezależność funkcjonalna
Niezależność funkcjonalna – dwa urządzenia lub układy uważa się za niezależne w
odniesieniu do określonego zdarzenia gdy jakiekolwiek zdarzenie wewnętrzne nie może
spowodować jednoczesnego uszkodzenia obu tych urządzeń lub układów.
Wymóg zapewnienia niezależności funkcjonalna stosuje się zwłaszcza przy projektowaniu
systemów i układów bezpieczeństwa, w szczególności odnosi się on do funkcjonalnej
niezależności systemu zabezpieczeń reaktora i systemu sterowania EJ.
4.3.3.7
Przejście w stan bezpieczny po uszkodzeniu
„Stan bezpieczny po uszkodzeniu” to wymóg zaprojektowania EJ w taki sposób, aby
elementy istotne dla zapewnienia bezpieczeństwa jądrowego w razie uszkodzenia
przechodziły samoczynnie w stan bezpieczny.
Przykłady zastosowania tej zasady to: zrzut prętów bezpieczeństwa do rdzenia reaktora pod
działaniem grawitacji po zaniku zasilania elektrycznego napędów (Rys. 4.11), lub
samoczynne zamknięcie / otwarcie zaworu (w zależności od tego, który stan jest stan
preferowany z punktu widzenia bezpieczeństwa) pod działaniem sprężyn lub sprężonego
czynnika.
151
4.3.3.8
Stosowanie rozwiązań biernych
Niezawodność układów ważnych dla bezpieczeństwa EJ – w tym zwłaszcza układów
bezpieczeństwa – można znacznie poprawić przez stosowanie rozwiązań biernych, tzn.
urządzeń działających samoczynnie – bez dostarczania z energii i sterowania z
zewnątrz – wykorzystujących siły i zjawiska naturalne, takie jak: grawitacja, konwekcja
naturalna, parowanie / skraplanie, energia sprężyn lub sprężonych gazów.
Rozwiązania bierne są często stosowane w projektach nowoczesnych EJ z reaktorami
generacji III. i III+. Przykłady zastosowania rozwiązań biernych zostały przedstawione na
poniższych rysunkach, i tak:
 Na Rys. 4.11 pokazano samoczynny zrzut – pod działaniem siły grawitacji – do rdzenia
reaktora prętów bezpieczeństwa, po zaniku zasilania elektrycznego ich napędów (jest tu
jednocześnie zrealizowana zasada „stan bezpieczny po uszkodzeniu”);
 Na Rys. 4.12 przedstawiono zasadę działania podukładów biernego układu awaryjnego
chłodzenia rdzenia (BUACR): woda borowana w zbiornikach tego układu (hydroakumulatorach) znajduje się pod ciśnieniem poduszki sprężonego gazu (azotu). Kkażdy
ze zbiorników (razem jest ich 4) połączony jest z reaktorem rurociągiem za
pośrednictwem klapy zwrotnej, która normalnie jest w położeniu zamkniętym – gdyż
ciśnienie w reaktorze jest znacznie wyższe niż zbiorniku BUACR. W razie spadku
ciśnienia w reaktorze poniżej ciśnienia w zbiornikach BUACR (co miałoby miejsce przy
dużym rozszczelnieniu obiegu chłodzenia reaktora i ucieczce chłodziwa) klapa zwrotna
pod wpływem różnicy ciśnień samoczynnie otwiera się i woda ze zbiorników BUACR
dopływa do reaktora, uzupełniając zasób chłodziwa i zalewając rdzeń.
 Na Rys. 4.13 pokazano wykorzystanie konwekcji naturalnej do odprowadzania ciepła
powyłączeniowego z rdzenia reaktora (gdy nie występuje rozszczelnienie obiegu).
Wykorzystanie konwekcji naturalnej wymaga odpowiedniego zaprojektowania układu przede wszystkim właściwej jego geometrii (zapewnienie odpowiedniej różnicy poziomów
pomiędzy miejscem doprowadzania i odprowadzania ciepła, zminimalizowanie strat
hydraulicznych, unikanie powstawania w obiegu „korków” parowo-gazowych”).
Rys. 4.11. Zastosowanie zasady „stan
bezpieczny po uszkodzeniu”,
z wykorzystaniem grawitacji: samoczynny
zrzut prętów bezpieczeństwa do rdzenia po
zaniku zasilania elektrycznego.
Rys. 4.12. Wykorzystanie energii sprężonego
gazu i zastosowanie klap zwrotnych w
BUACR.
152
Rys. 4.13. Wykorzystanie konwekcji naturalnej Rys. 4.14. Wykorzystanie grawitacji, konwekcji
w układzie chłodzenia reaktora WWER – odbiór naturalnej i parowania / skraplania - pasywne
ciepła powyłączeniowego [2].
chłodzenie obudowy bezpieczeństwa
reaktora AP1000 [Westinghouse].

Rys. 4.14 ilustruje zasadę całkowicie pasywnego chłodzenia obudowy bezpieczeństwa
reaktora AP 1000, gdzie wykorzystano: grawitację, konwekcję naturalną oraz zjawiska
parowania wody i skraplania pary wodnej. Ciepło powyłączeniowe odbierane jest od
reaktora poprzez parowanie wody i transportowane do metalowej powierzchni
wewnętrznej obudowy bezpieczeństwa przez konwekcję naturalną mieszaniny parowogazowej jaka rozwija się wewnątrz tej obudowy. Para wodna skrapla się na ścianach
obudowy i kondensat spływa z powrotem do studni reaktora. Stalowa obudowa
bezpieczeństwa chłodzona jest natomiast w konwekcji naturalnej powietrzem
dopływającym z zewnątrz. Dodatkowo odbiór ciepła zwiększany jest przez odparowanie
warstewki wody doprowadzanej grawitacyjnie ze zbiornika umieszczonego w na szczycie
obudowy zewnętrznej (żelbetowej). Podgrzane powietrze z oparami wypływa kominem u
szczytu obudowy, transportując tym samym ciepło powyłączeniowe do atmosfery.
153
4.4
Układy bezpieczeństwa
Aby zapobiec awariom i/lub ograniczyć ich skutki, elektrownie jądrowe wyposaża się w
układy
bezpieczeństwa
zapewniające
wykonanie
fundamentalnych
funkcji
bezpieczeństwa, tj.: wyłączenie reaktora i utrzymanie go w stanie podkrytycznym,
odprowadzenie
ciepła
powyłączeniowego,
oraz
utrzymanie
substancji
promieniotwórczych w obrębie EJ.
4.4.1 Układy awaryjnego chłodzenia rdzenia (UACR)
Układ awaryjnego chłodzenia rdzenia (UACR) przeznaczony jest do uzupełniania chłodziwa
reaktora, na wypadek powstania rozszczelnienia obiegu chłodzenia reaktora skutkującego
ucieczką chłodziwa. UACR projektuje się na rozszczelnienia obiegu chłodzenia reaktora o
różnej wielkości: od rozerwania rurki impulsowej o średnicy kilkunastu mm, aż po nagłe
rozerwanie rurociągu o maksymalnej średnicy z obustronnym wypływem chłodziwa124
włącznie.
W razie rozerwania dużego rurociągu obiegu chłodzenia chłodziwo reaktora szybko
wypływa, ciśnienie w obiegu gwałtownie spada i rdzeń reaktora odkrywa się. Gdyby pręty
paliwowe pozostały bez chłodzenia, temperatura paliwa wzrosłaby i paliwo uległoby
stopieniu. Dlatego, po wyłączeniu reaktora, zadaniem UACR jest wtryśnięcie do reaktora
wody chłodzącej tak by rdzeń pozostał pod powierzchnią wody. Woda w zbiornikach UACR
zawiera kwas borowy (H3BO3)125, aby zapewnić utrzymanie podkrytyczności reaktora i
uniknąć ewentualnego samorzutnego zainicjowania reakcji rozszczepienia. Po zalaniu
rdzenia i ustabilizowania parametrów UACR musi następnie zapewnić długookresowe
odprowadzanie ciepła powyłączeniowego (pracując w trybie recyrkulacji – tj. podając, po
schłodzeniu w wymienniku ciepła, ponownie do obiegu chłodzenia reaktora wodę
gromadzącą się w studzienkach ściekowych obudowy bezpieczeństwa).
W obecnie pracujących reaktorach (oraz w tzw. „ewolucyjnych” rozwiązaniach reaktorów III.
generacji) typowo znajdują się czynne (CUACR) i bierne układy awaryjnego chłodzenia
rdzenia (BUACR). Układy czynne zawierają trzy lub cztery równoległe podukłady ze
zbiornikami chłodziwa, pompami, i zaworami, zaprojektowane tak by tylko jeden z kilku
równolegle pracujących podukładów wystarczał do zalania rdzenia wodą i skutecznego
chłodzenia. Obok nich są układy bierne, a więc takie, które mogą pracować bez
doprowadzenia energii z zewnątrz. W innowacyjnych rozwiązaniach reaktorów generacji III+
– jak np. reaktor wodno-ciśnieniowy AP 1000 (firmy Westinghouse) – stosuje się całkowicie
bierne UACR.
Na Rys. 4.15 pokazane są schematy układów awaryjnego chłodzenia rdzenia reaktora
wodno-ciśnieniowego (WWER): biernego - BUACR i czynnego - CUACR.
 Bierny UACR (Rys. 4.15.A.) składa się z 2 grup – przy czym do zalania rdzenia
wystarczające jest poprawne działania jednej grupy (redundancja: „x 2”); każda grupa
BUACR składa się z 2 hydro-akumulatorów („7”) z poduszką gazową (sprężony azot)
połączonych z reaktorem rurociągami z klapami zwrotnymi („8”), działają one w
początkowej fazie zalewania rdzenia (podając wodę pod i nad rdzeń reaktora).
124
125
W połączeniu z jednoczesną utratą zasilania elektrycznego prądem przemiennym z sieci zewnętrznej.
10
Bor, a konkretnie izotop B , silnie pochłania neutrony.
154

Czynny UACR (Rys. 4.15.B.) składa się z 3 lub 4 podukładów – przy czym do zalania
rdzenia i chłodzenia reaktora po awarii wystarczy poprawna praca tylko jednego
podukładu (redundancja: „x 3” lub „x 4”); każdy z podukładów CUACR zawiera:
– część wysokociśnieniową, która działa przy małych rozszczelnieniach obiegu
chłodzenia reaktora (zbiornik – „6”, pompa – „7”);
– cześć niskociśnieniową (zbiornik – „1”, pompa – „2”, zawór zwrotny – „3”, wymiennik
ciepła – „5”).
Przy tym każdy podukład CUACR zasilany jest z oddzielnego awaryjnego generatora
diesla.
: 1) odpowiedzialność za bezpieczeństwo, 2) rola rządu, 3) kierownictwo i zarządzanie dla
zapewnienia bezpieczeństwa, 4) uzasadnienie dla obiektów i działalności związanej z
narażeniem na promieniowanie, 5) optymalizacja ochrony, 6) ograniczenie narażenia osób,
7) ochrona obecnego i przyszłych pokoleń, 8) zapobieganie awariom, 9) przygotowanie i
działania przeciwawaryjne, 10) działania ochronne dla zmniejszenia zagrożeń
radiologicznych.
A.
B.
Rys. 4.15. Schematy układów awaryjnego chłodzenia rdzenia (WWER) [2].
155
Na Rys. 4.16 pokazano natomiast konfigurację UACR reaktora wodno-ciśnieniowego (PWR)
typu Konvoi (niemieckiej firmy Siemens). Obieg chłodzenia tego reaktora składa się z 4 pętli.
Podobnie jak w przypadku reaktora WWER, BUACR reaktora Konvoi składa się z dwóch
grup, z których każda zawiera 2 hydro-akumulatory („2”).
Natomiast CUACR tego reaktora składa się z 4-ch podukładów, podłączonych do
poszczególnych pętli, przy czym do zalania rdzenia i chłodzenia reaktora po awarii wystarczy
poprawna praca tylko jednego podukładu (redundancja: „x 4”). W skład każdego z
podukładów CUACR wchodzą: zbiornik – „1”, pompa wysokiego ciśnienia – „5”, pompa
niskiego ciśnienia – „3”, i wymiennik ciepła – „4”.
Na schemacie pokazano ponadto 4 różne tryby pracy UACR: wtrysk wysokociśnieniowy
(„High Pressure Injection”), wtrysk z hydro-akumulatorów („Accumulator Injection”), wtrysk
niskociśnieniowy („Low Pressure Injection”), oraz recyrkulacja („Recirculation Mode”).
Rys. 4.16. Schemat układu awaryjnego chłodzenia rdzenia (Konvoi, Siemens) [3].
4.4.2 Awaryjny układ wody zasilającej
Awaryjny układ wody zasilającej przeznaczony jest do zasilania w wodę wytwornic pary
(reaktorów wodno-ciśnieniowych) w razie awarii podstawowego układu wody zasilającej
lub utraty zasilania elektrycznego potrzeb własnych bloku ze źródeł zewnętrznych.
Układ ten umożliwia w szczególności:
– odprowadzanie ciepła (powyłączeniowego i zakumulowanego) z obiegu chłodzenia
reaktora (poprzez wytwornice pary) po wyłączeniu reaktora, przy wysokim ciśnieniu oraz
niedyspozycyjności normalnego układu wody zasilającej;
– schłodzenie reaktora do stanu umożliwiającego przełączenie na normalny układ
odprowadzania ciepła powyłączeniowego.
156
Awaryjne układy wody zasilającej składają się z takiej samej liczby podukładów jak CUACR,
tj. 3 (WWER) lub 4 (PWR). Dla zwiększenia niezawodności układu dywersyfikuje się napędy
pomp stosując oprócz silników elektrycznych turbiny parowe albo bezpośredni napęd
silnikiem diesla.
Silniki elektryczne napędzające awaryjne pompy wody zasilającej posiadają niezawodne
zasilanie elektryczne z awaryjnych generatorów dieslowskich.
Na Rys. 4.17 przedstawiony jest schemat awaryjnego układu wody zasilającej ulepszonego
reaktora wodno-ciśnieniowego (APWR) firmy Mitsubishi Heavy Industries.
Układ ten składa się z 4-ch podukładów, z których każdy zasila jedną wytwornicę pary – z
tym, że połączenia pomiędzy nimi umożliwiają zasilanie dowolnych wytwornic z dowolnych
pomp. Napędy pomp zostały zdywersyfikowane: dwie zasilane są silnikami elektrycznymi, a
dwie turbinami parowymi.
Rys. 4.17. Schemat awaryjnego układu wody zasilającej APWR [MHI] [4].
157
4.4.3 Obudowa bezpieczeństwa reaktora
Obudowa bezpieczeństwa stanowi czwartą – ostatnią – barierę ochronną
zapobiegającą dużym niekontrolowanym uwolnieniom substancji promieniotwórczych do
środowiska, w razie awarii. Utrzymanie jej funkcji ma więc kluczowe znaczenie dla
zapewnienia bezpieczeństwa.
Obudowa bezpieczeństwa mieści w swym wnętrzu reaktor wraz z obiegiem chłodzenia
(rurociągi, pompy cyrkulacyjne, wytwornice pary) oraz niektóre układy pomocnicze reaktora.
Układ obudowy bezpieczeństwa obejmuje konstrukcję obudowy, wraz z urządzeniami jak:
rurociągi, przepusty, szybkodziałająca armatura odcinająca, śluzy, drzwi i przejścia przez
ściany obudowy, oraz układy pomocnicze jak: układ zraszania i układy wentylacji.
Obudowa bezpieczeństwa, wraz z układami pomocniczymi, spełnia następujące funkcje:
 zatrzymywanie i izolacja od otoczenia substancji promieniotwórczych znajdujących się
wewnątrz obudowy;
 redukcja / usuwanie radionuklidów i gazów palnych z atmosfery obudowy oraz
długookresowe odprowadzanie ciepła;
 ochrona przed skutkami zdarzeń zewnętrznych jak: uderzenie samolotu, eksplozja
chemiczna, trzęsienie ziemi.
Konstrukcja obudowy:
 wytrzymuje parametry awaryjne (max ciśnienie awaryjne ~0,5 MPa), zapewniając
wymaganą szczelność (max przecieki: 0,25% objętości obudowy/dobę), oraz obciążenia
zewnętrzne;
 może być:
– jedno-powłokowa ze sprężonego żelbetu z wykładziną stalową, lub
– dwu-powłokowa: wewnętrzna (obudowa pierwotna) - stalowa lub ze sprężonego
żelbetu z wykładziną stalową, zewnętrzna (obudowa wtórna) - ze zbrojonego betonu.
Układ zraszania obudowy bezpieczeństwa:
 zmniejsza awaryjne ciśnienie wewnątrz obudowy i przyczynia się do odprowadzenia
ciepła;
 przyśpiesza wymywanie radioaktywnych aerozoli (głównie jodu) z atmosfery wewnątrz
obudowy (w tym celu do wody zraszającej obudowę dodaje się: hydrazynę - N2H4 lub
wodorotlenek sodu - NaOH);
 zasilany jest z awaryjnego generatora diesla.
Na Rys. 4.18 pokazano przykładowe rozwiązanie obudowy bezpieczeństwa zastosowane w
jednej z amerykańskich EJ z reaktorem wodno-ciśnieniowym.
Jest to obudowa cylindryczna z kopułą, o konstrukcji dwu-powłokowej, mieszcząca
wewnątrz: reaktor „2” wraz z obiegiem chłodzenia – rurociągi, pompy cyrkulacyjne „4”
i wytwornice pary „3”.
Powłoka wewnętrzna „11” jest stalowa (wytrzymuje ona nadciśnienie awaryjne i zapewnia
szczelność), zaś powłoka zewnętrzna „10” jest żelbetowa (stanowi ona osłonę biologiczną
i zapewnia ochronę przed zagrożeniami zewnętrznymi – jak uderzenie samolotu lub wybuch
chemiczny). W przestrzeni pomiędzy powłokami utrzymywane jest podciśnienie, a gazy z tej
przestrzeni są odprowadzane rurociągiem „12” do filtra „13”, skąd po oczyszczeniu
(zwłaszcza zatrzymaniu radioaktywnych aerozoli) kierowane są do komina wentylacyjnego
„14”.
158
Rys. 4.18. Schemat obudowy bezpieczeństwa z układami pomocniczymi [2].
Aby zapewnić szybki spadek ciśnienia po awarii związanej z ucieczką chłodziwa reaktora,
zastosowano układ zraszania ze zbiornikiem wody „6”, pompą „7”, wymiennikiem ciepła „8”
i dyszami zraszającymi „9” wewnątrz obudowy. Gdy po dłuższym okresie działania tego
układu wyczerpie się zapas wody w zbiorniku „6”, wówczas zacznie on pobierać wodę ze
studzienki ściekowej znajdującej się wewnątrz obudowy bezpieczeństwa. Do zbiornika wody
zraszającej obudowę dodaje się roztwór związków chemicznych przyśpieszających
wymywanie radioaktywnych izotopów jodu z atmosfery obudowy bezpieczeństwa.
Dodatkowo współczesne obudowy bezpieczeństwa wyposażane są układy zapobiegające
niekontrolowanemu spalaniu lub detonacji wodoru (mieszanie atmosfery obudowy, usuwanie
wodoru – pasywne rekombinatory katalityczne, lokalne zapłonniki), a także inne urządzenia
zapobiegające uszkodzeniu obudowy w razie zaistnienia ciężkiej awarii związanej ze
stopieniem rdzenia reaktora.
159
4.4.4 Inne układy bezpieczeństwa
4.4.4.1
System zabezpieczeń reaktora
System zabezpieczeń reaktora jest to system monitorujący pracę reaktora, który po
wykryciu stanu nienormalnego, automatycznie uruchamia działania celem zapobieżenia
powstaniu niebezpiecznej lub potencjalnie niebezpiecznej sytuacji.
Układ logiczny systemu generuje różne sygnały automatycznych zabezpieczeń inicjując
automatyczne zmniejszenie mocy lub awaryjne wyłączenie reaktora - przez wprowadzanie
lub zrzut do rdzenia prętów regulacyjnych i bezpieczeństwa.
4.4.4.2
Układy kontroli, mieszania i usuwania wodoru z obudowy bezpieczeństwa
Układy kontroli, mieszania i usuwania wodoru z obudowy bezpieczeństwa zapobiegają
niekontrolowanemu spalaniu lub detonacji wodoru w obudowie bezpieczeństwa. Osiąga się
to przez: ciągle mieszanie atmosfery obudowy – aby nie dopuścić do wytworzenia się
lokalnie warunków dla detonacji wodoru, usuwanie wodoru za pomocą pasywnych
rekombinatorów i/lub inicjowanie kontrolowanego spalania wodoru (za pomocą pasywnych
zapłonników) w pomieszczeniach i miejscach gdzie mogłyby wytworzyć się stężenia tego
gazu grożące detonacją.
4.4.4.3
Układ wody ruchowej odpowiedzialnych odbiorów
Układ wody ruchowej odpowiedzialnych odbiorów ma za zadanie odprowadzenie ciepła z
układów i urządzeń EJ ważnych dla bezpieczeństwa (w tym: UACR i obudowy
bezpieczeństwa) do tzw. do ostatecznego odbiornika ciepła (akwenu chłodzącego lub
atmosfery). Układ ten składa się z takiej samej liczby podukładów jak UACR i awaryjny układ
wody zasilającej, tj. 3 lub 4.
4.4.4.4
Układy niezawodnego zasilania elektrycznego
Układy niezawodnego zasilania elektrycznego urządzeń ważnych dla bezpieczeństwa
obejmują:
– Zasilanie rezerwowe z zewnętrznej sieci elektroenergetycznej dystrybucyjnej (z sieci
110 kV i ew. dodatkowo 15 kV);
– Wewnętrzne awaryjne źródła zasilania: awaryjne agregaty dieslowskie, oraz baterie
akumulatorów z falownikami (zasilanie układów sterowania i zabezpieczeń, oświetlenia
awaryjnego, sprzętu łączności i in.).
160
4.5
Międzynarodowe
wymagania
i
bezpieczeństwa energetyki jądrowej
zalecenia
dotyczące
4.5.1 Normy bezpieczeństwa MAEA (IAEA Safety Standards)
Normy bezpieczeństwa Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej (MAEA) zawierają
wymagania i zalecenia o charakterze zasadniczo jakościowym – opisują one co należy
uwzględnić oraz co i jak wykonać, lecz (poza nielicznymi wyjątkami) nie określają
ilościowych kryteriów bezpieczeństwa, gdyż należy to do kompetencji dozorów jądrowych
państw członkowskich Agencji.
Struktura normy bezpieczeństwa MAEA przedstawiona jest na Rys. 4.19. Na szczycie
hierarchii znajduję się dokument: „Podstawowe zasady bezpieczeństwa” (Fundamental
Safety Principles. No. SF-1), w którym określono 10 podstawowych zasad ochrony ludzi
i środowiska przed szkodliwym działaniem promieniowania jonizującego.
Obszary tematyczne
Obiekty i działalności
Podstawowe zasady
bezpieczeństwa
Projektowanie
elektrowni jądrowych
Eksploatacja
elektrowni jądrowych
Ocena lokalizacji
Bezpieczeństwo obiektów jądrowych
Rys. 4.19. Struktura norm bezpieczeństwa MAEA.
Normy bezpieczeństwa MAEA podzielone są na odpowiednie serie odnoszące się do
poszczególnych obszarów tematycznych, oraz rodzajów obiektów lub działalności.
Do bezpieczeństwa energetyki jądrowej odnoszą się następujące serie:
 Ocena lokalizacji (Site evaluation),
 Projektowanie elektrowni jądrowych (Nuclear Power Plants: design),
 Eksploatacja elektrowni jądrowych (Nuclear Power Plants: operation).
W każdej z tych serii występuje dokument główny „Wymagania” (Requirements) –
określający podstawowe wymagania bezpieczeństwa, oraz zbiór wielu tematycznych
„Wytycznych bezpieczeństwa” (Safety Guides) – podających szczegółowe zalecenia
dotyczące sposoby wypełnienia wymagań bezpieczeństwa.
161
Na przykład: seria „Projektowanie elektrowni jądrowych” (Nuclear Power Plants: design)
zawiera:
– Dokument:
„Bezpieczeństwo
elektrowni
jądrowych:
projekt.
Wymagania”.
(Safety of Nuclear Power Plants: Design. Requirements. No. NS-R-1)
– Oraz 14 tematycznych wytycznych bezpieczeństwa (Safety Guides), o numerach
od NS-G-1.1 do NS-D-1.14.
4.5.2 Wymagania europejskich przedsiębiorstw energetycznych („EUR”)
Dokument „Wymagania europejskich przedsiębiorstw energetycznych dla elektrowni
jądrowych z reaktorami lekkowodnymi” (European Utility Requirements for LWR
Nuclear Power Plants) został opracowany przez 12 firm stowarzyszonych w organizacji
„EUR”, reprezentujących duże europejskie przedsiębiorstwa zajmujące się wytwarzaniem
energii elektrycznej w elektrowniach jądrowych.
Głównym celem organizacji EUR jest stworzenie wspólnego zestawu wymagań europejskich
przedsiębiorstw energetycznych dla elektrowni jądrowych z reaktorami lekkowodnymi III.
generacji.
Dokument EUR jest bardzo obszerny i szczegółowy, o rozbudowanej strukturze. Składa się
on z 4-ch następujących woluminów (Rys. 4.20):
1. Główne założenia i cele (Volume 1. Main Policies and Objectives)
2. Uogólnione wymagania dla części jądrowej (Volume 2. Generic Nuclear Island
Requirements)
3. Zastosowanie EUR do konkretnych projektów (Volume 3. Application of EUR to Specific
Designs)
4. Wymagania dla części konwencjonalnej elektrowni (Volume 4. Power Generation Plant
Requirements).
Woluminy 1, 2 i 4 zawierają wymagania dla
standardowych projektów EJ z reaktorami
lekkowodnymi: ok. 4000 szczegółowych
wymagań – w tym ok. 900 dotyczących
bezpieczeństwa, o łącznej objętości ponad
1800 stron. Wolumin 3 zawiera opisy
techniczne standardowych projektów EJ
spełniających
wymagania
dokumentu
„EUR”:
Najważniejsze wymagania bezpieczeństwa
zawarte są w woluminie 2, w którym
określono szczegółowe wymagania dla
części jądrowej
elektrowni
(„Nuclear
Island”).
Rys. 4.20. Dokument EUR.
Wymagania i kryteria bezpieczeństwa
określone w dokumencie „EUR” są bardziej rygorystyczne (niekiedy nawet znacznie) od
ustalonych przez zachodnioeuropejskie dozory jądrowe. W szczególności, w dokumencie
„EUR” określono surowe tzw. „kryteria ograniczonego oddziaływania radiologicznego
EJ na środowisko”:
–
nie tylko dla „warunków projektowych” („design basis condions”): normalna
eksploatacja, incydenty i awarie projektowe;
–
ale też dla „rozszerzonych warunków projektowych” („design extension conditions”),
obejmujących ciężkie awarie związane ze stopieniem rdzenia!
162
4.6
Bezpieczeństwo
generacji
elektrowni
jądrowych
z
reaktorami
III.
Jądrowe bloki energetyczne z reaktorami III. generacji – oprócz tego, że charakteryzują się
one istotnie lepszymi osiągami eksploatacyjnymi i charakterystykami ekonomicznymi,
lepszym wykorzystaniem paliwa i mniejszą ilością wytwarzanych odpadów
promieniotwórczych – przede wszystkim będą znacznie bezpieczniejsze od poprzedniej
generacji. Wynika to z zasadniczej zmiany założeń do projektowania, oraz znacznego
zaostrzenia kryteriów bezpieczeństwa stawianych projektom elektrowni jądrowej III.
generacji.
Elektrownie jądrowe II. generacji projektowano na warunki tzw. maksymalnej awarii
projektowej (MAP), zakładając, że większa awaria (prowadząca do znacznego uszkodzenia
rdzenia reaktora – wskutek niesprawności wszystkich układów bezpieczeństwa) jest na tyle
mało prawdopodobna iż ryzyko z nią związane jest akceptowalne, więc układy
bezpieczeństwa – a zwłaszcza obudowę bezpieczeństwa reaktora – projektowano na
warunki MAP, nie zakładając znaczącej degradacji rdzenia.
Natomiast, przy projektowaniu elektrowni jądrowych III. generacji stosuje się tzw.
„rozszerzone warunki projektowe”, zgodnie z którymi wymaga się uwzględnienia –
i ograniczenia skutków radiologicznych – także ciężkich awarii, włączając te
prowadzące do całkowitego stopienia rdzenia reaktora!
Takie właśnie wymagania zostały określone w dokumencie „EUR” opracowanym przez
europejski przemysł energetyczny.
4.6.1 Podstawowe wymagania i kryteria bezpieczeństwa określone w
dokumencie „EUR”
Zgonie z wymaganiami dokumentu „EUR” zastosowane w elektrowni jądrowej środki
techniczne muszą, nawet w przypadku całkowitego stopienia reaktora, zapewnić
bezpieczeństwo ludności i środowiska wokół elektrowni, minimalizując wpływ
radiologiczny związany z awaryjnymi uwolnieniami substancji promieniotwórczych.
A co więcej – prawdopodobieństwo wystąpienia ciężkiej awarii związanej ze znaczną
degradacją rdzenia reaktora, dzięki zastosowanym rozwiązaniom projektowym i wysokiej
niezawodności urządzeń, jest 100-krotnie mniejsza niż w przypadku reaktorów II. generacji.
4.6.1.1
Warunki projektowe
W dokumencie „EUR” zdefiniowano warunki projektowe (Design Basis Conditions – DBC),
tj. warunki, na które projektuje się EJ, sklasyfikowane na następujące 4 kategorie, ze
względu na częstość ich występowania i skutki. Przy tym musi być spełniona reguła, że im
poważniejsze są skutki określonego zdarzenia tym mniejsze powinno być
prawdopodobieństwo (oczekiwana częstość) jego wystąpienia.
1. Warunki Normalnej Pracy (DBC1) – są to warunki często występujące w czasie pracy
EJ: na mocy, przeładunki paliwa, czynności utrzymania i remontów, oraz zmiany stanów
ruchowych.
2. Warunki Incydentu (DBC2) – są to zakłócenia, których wystąpienia czasie życia EJ
częstość oczekuje się raz lub więcej razy, definiuje się je jak niżej.
Incydent jest to proces eksploatacyjny odbiegający od normalnej eksploatacji, którego
wystąpienia przewiduje się co najmniej jeden raz podczas okresu użytkowania obiektu,
163
ale który – dzięki zastosowaniu odpowiednich rozwiązań projektowych – nie powoduje
żadnego znaczącego uszkodzenia konstrukcji, układów i urządzeń ważnych dla
bezpieczeństwa ani nie prowadzi do warunków awaryjnych.
Warunki incydentu:
 w najgorszym razie powodują automatyczne wyłączenie reaktora, blok energetyczny
można ponownie uruchomić (po szczegółowym przeanalizowaniu zdarzenia,
wyjaśnieniu przyczyn jego zaistnienia i zastosowaniu odpowiednich środków
zaradczych);
 nie rozwijają się w poważniejsze uszkodzenia prowadzące do awarii projektowych
(DB3 lub DB4).
3. Warunki Awaryjne (DBC3) – są to rzadkie awarie (projektowe), mogące wystąpić z
częstością mniejszą niż raz 100 lat pracy reaktora lecz większą niż raz na 10 000 lat
pracy reaktora, które:
 mogą skutkować uszkodzeniem jedynie małej frakcji elementów paliwowych,
jednakże przed ponownym uruchomieniem bloku konieczne jest przeprowadzenie
szczegółowej inspekcji jego stanu technicznego;
 samorzutnie nie rozwijają się do cięższej awarii (DBC4);
 nie skutkują utratą funkcji układu chłodzenia reaktora lub obudowy bezpieczeństwa.
4. Warunki Awaryjne (DBC4) – są to bardzo rzadkie awarie (projektowe), o częstości
wystąpienia szacowanej na rzadziej niż raz na 10 000 lat pracy reaktora a częściej niż
raz na 1 000 000 lat pracy reaktora, których wystąpienia podczas okresu eksploatacji
obiektu nie oczekuje się, lecz są one zakładane w projekcie gdyż mogłyby skutkować
uwolnieniem znaczących ilości substancji promieniotwórczych.
 Wymaga się zachowania geometrii rdzenia umożliwiającej jego efektywne
chłodzenie.
 Ponowne uruchomienie bloku po awarii DBC4 może nie być możliwe.
 Są to graniczne awarie, na skutki których musi zostać zaprojektowana EJ.
Graniczne awarie projektowe (DBC4) obejmują następujące zdarzenia:
i. Rozerwanie głównego rurociągu pary świeżej;
ii. Rozerwanie głównego rurociągu wody zasilającej;
iii. Zaklinowanie wirnika pompy chłodziwa reaktora;
iv. Wyrzucenie z rdzenia pojedynczego zestawu prętów regulacyjnych;
v. Utrata chłodziwa reaktora – włączając nagłe rozerwanie rurociągu układu
chłodzenia reaktora o największej średnicy z obustronnym wypływem chłodziwa,
w połączeniu z utratą zewnętrznego zasilania prądem przemiennym – jest to
maksymalna awaria projektowa (MAP);
vi. Awaria przy manipulacji z paliwem;
vii. Rozerwanie jednej rurki wytwornicy pary, po uprzednim wzroście koncentracji
jodu w chłodziwie reaktora.
4.6.1.2
Rozszerzone warunki projektowe
Rozszerzone warunki projektowe (Design Extension Conditions – DEC) zdefiniowano jako
określony zbiór sekwencji awarii poza-projektowych, wybranych na podstawie analiz
deterministycznych i probabilistycznych, obejmujący:
1) Sekwencje złożone,
2) Wybrane ciężkie awarie.
Sekwencje złożone są to pewne mało-prawdopodobne sekwencje (np. jednoczesne
uszkodzenie zwielokrotnionych układów lub urządzeń bezpieczeństwa) uszkodzeń urządzeń
lub błędów operatora, mogące potencjalnie prowadzić do znaczących uwolnień substancji
promieniotwórczych do środowiska, lecz nie do stopienia rdzenia. Do sekwencji złożonych
zalicza się w szczególności: przewidywane stany przejściowe bez awaryjnego wyłączenia
164
reaktora126, całkowity zanik zasilania elektrycznego prądem przemiennym, oraz stany
awaryjne związane z ominięciem obudowy bezpieczeństwa.
Ciężkie awarie są to pewne mało-prawdopodobne stany awaryjne poważniejsze niż awarie
projektowe (DBC3 lub DBC4), związane ze znaczącą degradacją rdzenia, mogące
potencjalnie prowadzić do znaczących uwolnień substancji promieniotwórczych.
Ciężka awaria prowadząca do stopienia rdzenia reaktora mogłaby wystąpić np. po
natychmiastowym rozerwaniu rurociągu obiegu chłodzenia o maksymalnej średnicy i przy
całkowitej
niesprawności
wszystkich
zwielokrotnionych
(poczwórnych)
układów
bezpieczeństwa, z których zaledwie jeden wystarczy do awaryjnego wychłodzenia reaktora
i doprowadzenia go do trwale bezpiecznego stanu. Zarówno takie rozerwanie rurociągu127
jak i jednoczesna niesprawność wszystkich układów bezpieczeństwa są bardzo mało
prawdopodobne, zaś kombinacja tych zdarzeń jest skrajnie mało-prawdopodobna (o
prawdopodobieństwie mniejszym niż raz na milion lat). Takie awarie często nazywa się więc
„hipotetycznymi”.
Jeśliby pomimo wszystko jednak doszło do ciężkiej awarii128, włączając stopienie rdzenia
reaktora, to substancje promieniotwórcze, uwolnione wówczas z (przegrzanego) paliwa
jądrowego i obiegu chłodzenia reaktora, muszą zostać wówczas zatrzymane wewnątrz
obudowy bezpieczeństwa.
Obudowa bezpieczeństwa reaktora musi więc być odpowiednio duża i mocna aby wytrzymać
warunki ciężkiej awarii i zapewnić wystarczającą szczelność, przy czym muszą być
zastosowane specjalne rozwiązania techniczne zapobiegające jej uszkodzeniu – w
szczególności także na skutek oddziaływania stopionego rdzenia.
4.6.1.3
Cele projektowe
Dla awarii projektowych oraz „rozszerzonych warunków
następujące tzw. Cele Projektowe (Design Targets):
I.
projektowych”
określono
W razie wystąpienia awarii projektowych (DBC3 i DBC4):
1) Brak konieczności działań interwencyjnych > 800 m od reaktora,
2) Ograniczone skutki ekonomiczne;
II. W razie wystąpienia „rozszerzonych warunków projektowych” (DEC):
1) Brak konieczności wczesnych działań interwencyjnych (ewakuacja w ciągu
pierwszych 7 dni) > 800 m od reaktora,
2) Brak konieczności średnioterminowych działań interwencyjnych (ewakuacja na okres
do 1 miesiąca) > 3 km od reaktora,
3) Brak konieczności długoterminowych działań interwencyjnych (przesiedlenie) >
800 m od reaktora,
4) Ograniczone skutki ekonomiczne.
Następnie, dla poszczególnych „Celów Projektowych”, określono ograniczenia awaryjnych
uwolnień radionuklidów do środowiska zwane „Kryteriami Ograniczenia Oddziaływania”
(Criteria for Limited Impact – CLI).
„Kryteria Ograniczenia Oddziaływania” (CLI) dla celów projektowych I.1) oraz II.1)÷3)
sformułowano w sposób opisany poniżej.
126
Przewidywane stany przejściowe bez awaryjnego wyłączenia reaktora to bardzo mało prawdopodobne
postulowane zdarzenia, gdy po wystąpieniu przewidywanego incydentu nie następuje automatyczne wyłączenie
reaktora oraz nie jest możliwe jego awaryjne ręczne wyłączenie przez wprowadzenie do rdzenia prętów
bezpieczeństwa.
127
Tego rodzaju awaria nigdy się jeszcze nie wydarzyła.
128
Z jakichś hipotetycznych przyczyn, które nie zostały przewidziane (gdybyśmy je wcześniej przewiedzieli to
byśmy się przed nimi zabezpieczyli).
165
1. Uwolnienia do atmosfery dzielono się na „n” referencyjnych izotopów (wielkości uwolnień
określa projektant):
– dla DEC: n = 9 (Xe133, I131, Cs137, Te131m, Sr90, Ru103, La140, Ce141,
Ba140),
– dla DBC3 i DBC4: n = 3 (Xe133, I131, Cs137).
2. Uwolnienia przeliczone wg. poniższej formuły porównuje się z kryterium CLI (konkretna
wartość liczbowa podana w „EUR”) dla określonego „Celu Projektowego”:
n

Rig  Cig 
i1
n
R
ie
 Cie  CLI
;
i1
gdzie:
Rig i Rie – uwolnienia z obudowy bezpieczeństwa (na poziomie terenu i wys. 100 m)
i-tego referencyjnego izotopu [TBq],
Cig i Cie – współczynniki (wartości podane w tabelach) określające wpływ
radiologiczny jednostkowych uwolnień na środowisko.
Zgodnie z wymaganiami dokumentu „EUR”, układy bezpieczeństwa reaktorów III. generacji
muszą być zaprojektowane tak, by nawet w razie wystąpienia ciężkich awarii – włączając
awarie związane z całkowitym stopieniem rdzenia reaktora, uwolnienia do środowiska
substancji promieniotwórczych było ograniczone na tyle, aby nie było konieczne
podejmowanie jakichkolwiek:
1) wczesnych ani długoterminowych działań interwencyjnych w odległości większej jak
800 m od reaktora, oraz
2) średnioterminowych działań interwencyjnych w odległości większej jak 3 km od reaktora.
Tak więc nawet w razie ciężkiej awarii związanej ze stopieniem rdzenia reaktora – której
wystąpienie jest skrajnie mało-prawdopodobne (rzędu raz na 10 milionów lat pracy reaktora)
– poważniejsze skutki radiologiczne powinny być ograniczone do strefy o promieniu
800 m od reaktora.
Powyższe kryteria można zastosować do określenia zasięgu tzw. „strefy ograniczonego
użytkowania terenu” – w tym przypadku wystarczy aby strefa ta była obszarem o promieniu
do 800 m od reaktora.
Dla porównania – dla elektrowni jądrowej budowanej nad Jeziorem Żarnowieckim w latach
80-tych XX wieku ustanowiono tzw. „strefę wyłączenia” o promieniu 1800 m, tj. o powierzchni
9-krotnie większej! Ponieważ w „strefie ograniczonego użytkowania terenu” nie mogą
znajdować się budynki mieszkalne, więc nawet w razie najcięższych awarii nie byłoby
konieczności wczesnej ewakuacji ani stałego przesiedlania ludności.
4.6.1.4
Wymóg stosowania podwójnej obudowy bezpieczeństwa
Wymaga się stosowania podwójnej obudowy bezpieczeństwa reaktora, składającej się z:
1) powłoki wewnętrznej (obudowa pierwotna) – obliczonej na parametry awaryjne i
chroniącej otoczenie EJ przed skutkami wszelkich awarii reaktora spowodowanych
czynnikami wewnętrznymi, oraz
2) powłoki zewnętrznej (obudowa wtórna) – chroniącej reaktor przed wszelkimi
zdarzeniami zewnętrznymi, uwzględniając zamachy terrorystyczne (w tym z użyciem
dużego samolotu pasażerskiego), stanowiącej także dodatkowe zabezpieczenie przed
niekontrolowanymi uwolnieniami do środowiska substancji promieniotwórczych.
166
Podwójne obudowy bezpieczeństwa nie były wymagane dla reaktorów II. generacji129,
przeważnie stosowano obudowy jedno-powłokowe ze sprężonego betonu z wewnętrzną
wykładziną stalową, zapewniającą szczelność.
4.6.1.5
Probabilistyczne cele bezpieczeństwa
Dla potrzeb projektowania EJ określono następujące probabilistyczne
bezpieczeństwa jądrowego:
1) Częstość uszkodzeń rdzenia: < 10-5 / Reaktor-Rok (R-R),
2) Częstość dużych uwolnień substancji promieniotwórczych do środowiska przekraczających „Kryterium Ograniczenia Oddziaływania (CLI)”: < 10-6 / R-R
3) Częstość sekwencji potencjalnie prowadzących do uszkodzenia obudowy
bezpieczeństwa lub bardzo dużych uwolnień substancji promieniotwórczych do
środowiska: << 10-6 / R-R.
cele
Reaktory generacji III spełniają te probabilistyczne kryteria bezpieczeństwa z dużym
zapasem. Jak widać z poniższego diagramu (Rys. 4.21), prawdopodobieństwo uszkodzenia
rdzenia reaktora wymagane w dokumentach „EUR” i w amerykańskim dokumencie „URD”130
jest 10-krotnie niższe od poziomu aktualnie wymaganego przez amerykański Dozór Jądrowy,
zaś projekty reaktorów III. generacji (tu przykładowo reaktory wodno-ciśnieniowe: EPR
i AP 1000) charakteryzują się prawdopodobieństwem ponad 100-krotnie niższym – jest ono
mniejsze niż raz na milion lat eksploatacji reaktora. Przy tym, prawdopodobieństwo
dużych uwolnień substancji promieniotwórczych do środowiska jest jeszcze ok. 10-krotnie
mniejsze niż to prawdopodobieństwo uszkodzenia rdzenia (tj. rzadziej niż raz na 10 milionów
lat pracy reaktora).
Rys. 4.21. Częstość uszkodzeń rdzenia na reaktor-rok [AREVA, Westinghouse].
129
Jakkolwiek stosowano je w niektórych nowszych rozwiązaniach – w szczególności we francuskich („N4”)
i niemieckich („Konvoi”) reaktorach wodno-ciśnieniowych.
130
Utility Requirements Dokument, opracowany przez amerykański Instytut EPRI.
167
4.6.2 Główne cechy bezpieczeństwa reaktora EPR
Reaktor EPR (European Pressurized Reactor) reprezentuje tzw. „linię ewolucyjną”
rozwoju reaktorów energetycznych, jako że jego rozwiązania projektowe wywodzą się z 40letnich doświadczeń z konstrukcji i eksploatacji francuskich i niemieckich reaktorów wodnociśnieniowych, a zwłaszcza ich najnowszych modeli: „N4” (firmy Framatome – obecnie
AREVA) i „Konvoi” (firmy Siemens). Moc elektryczna netto bloku energetycznego z
reaktorem EPR wynosi ok. 1600 MWe.
Zastosowano w nim szereg rozwiązań zapewniających bezpieczeństwo nie tylko przy
normalnej eksploatacji i podczas awarii projektowych, ale i w razie akcji terrorystycznych, a
także zabezpieczających przed uszkodzeniem obudowy bezpieczeństwa w przypadku
ciężkich awarii ze stopieniem rdzenia.
Główne cechy bezpieczeństwa reaktora EPR schematycznie przedstawiono na Rys. 4.22, są
to:
– 2-powłokowa obudowa bezpieczeństwa z układami wentylacji przestrzeni pomiędzy nimi,
– Strefa rozpływu stopionego rdzenia („łapacz rdzenia”), zabezpieczająca obudowę
bezpieczeństwa przed uszkodzeniem w razie przetopienia zbiornika reaktora przez
stopiony rdzeń;
– Układy bezpieczeństwa o poczwórnej redundancji;
– Układ chłodzenia (zraszania) obudowy bezpieczeństwa, o podwójnej redundancji;
– Duży zbiornik wodny w obudowie bezpieczeństwa (zapas wody do przeładunku paliwa i
dla układów bezpieczeństwa).
Dwu-powłokowa obudowa
bezpieczeństwa z układami
wentylacji i filtrami
Strefa rozpływu
stopionego rdzenia
Układ odprowadzenia
ciepła z obudowy
bezpieczeństwa
(zraszania) 2x
Basen wodny w
obudowie
bezpieczeństwa
Układy
bezpieczeństwa
o redundancji 4x
Rys. 4.22. Główne cechy bezpieczeństwa reaktora EPR [AREVA].
168
Rozwiązania projektowe zastosowane w EPR zapewniają:
1) Utrzymanie integralności obudowy bezpieczeństwa reaktora, nawet w razie stopienia
rdzenia i przetopienia zbiornika reaktora, przez:
– Utrzymanie i stabilizację stopionego rdzenia wewnątrz obudowy bezpieczeństwa,
– Zapewnienie chłodzenia stopionego rdzenia;
2) Praktyczne wykluczenie dużych uwolnień substancji promieniotwórczych.
4.6.2.1
Układ awaryjnego chłodzenia rdzenia
Układ awaryjnego chłodzenia rdzenia (UACR) reaktora EPR, zwany układem „wtrysku
bezpieczeństwa i odprowadzania ciepła powyłączeniowego” („Safety Injection System /
Residual Heat Removal System – SIS/RHRS”), przeznaczony jest zarówno do chłodzenia
reaktora w razie awarii (w szczególności związanej z ucieczką chłodziwa) jak również do
odprowadzania ciepła powyłączeniowego w stanach normalnego wyłączenia reaktora.





4 podukłady CUACR („wtrysku
bezpieczeństwa” – SIS)
 Średnio-ciśnieniowy
wtrysku bezpieczeństwa
(MHSI)
 Kombinowany układ:
nisko-ciśnieniowy
wtrysku bezpieczeństwa /
chłodzenia
powyłączeniowego
(LHSI/RHR)
4 podukłady BUACR (ACCU)
Układ zraszania obudowy
bezpieczeństwa - w razie ciężkiej
awarii – 2 podukłady (SAHRS →
CHRS)
Zbiornik zapasu wody do
przeładunku umieszczony
wewnątrz obudowy
bezpieczeństwa (IRWST)
Dodatkowy układ wtrysku boru
(2x)
ACCU
Podukład 1
Podukład 2
Podukład 3
Podukład 4
Rys. 4.23. Schemat układów awaryjnego chłodzenia rdzenia i obudowy bezpieczeństwa EPR
[AREVA].
Uproszczony schemat tego układu (SIS/RHRS) pokazany jest na Rys. 4.23, składa się on z
następujących głównych elementów:
– Średnio-ciśnieniowy układ „wtrysku bezpieczeństwa” (MHSI) – jest to odpowiednik
czynnego wysokociśnieniowego układu awaryjnego chłodzenia rdzenia (CWUACR);
– Hydro-akumulatory – tj. bierny układ awaryjnego chłodzenia rdzenia (BUACR), znajduje
się on w całości wewnątrz obudowy bezpieczeństwa;
– Nisko-ciśnieniowy układ „wtrysku bezpieczeństwa” i chłodzenia powyłączeniowego
(LHSI/RHR) – jest to odpowiednik czynnego niskociśnieniowego układu awaryjnego
chłodzenia rdzenia (CNUACR);
– Zbiornik zapasu wody do przeładunku umieszczony wewnątrz obudowy bezpieczeństwa
(IRWST) – jest to zapas wody służący zarówno do zalania studni reaktora podczas
przeładunku paliwa jak i dla UACR.
169
UACR składa się z 4-ch oddzielnych i niezależnych podukładów (redundancja 4x), a przy
tym:
– Wydajność pojedynczego układu jest wystarczająca do zalania rdzenia i wychłodzenia
reaktora po awarii LOCA;
– Każdy z nich podłączony do jednej dedykowanej pętli obiegu chłodzenia reaktora;
– Są one rozmieszczone w 4 oddzielnych przedziałach budynków bezpieczeństwa;
– Możliwe wyłączenie jednego podukładu do przeprowadzenia profilaktyki remontowej lub
remontów.
4.6.2.2
Awaryjny układ wody zasilającej wytwornice pary
Awaryjny układ wody zasilającej (Rys. 4.24) przeznaczony jest do doprowadzenia wody do
wytwornic pary w razie awarii podstawowego układ wody zasilającej lub utraty zewnętrznego
zasilania elektrycznego bloku energetycznego prądem przemiennym. Spełnia on ważną rolę
w zapewnieniu niezawodnego odprowadzania ciepła powyłączeniowego z reaktora poprzez
wytwornice pary.
Układ ten składa się z 4-ch podukładów (przy czym możliwe jest ich przełączanie tak, że
woda może być pobierana z dowolnych zbiorników, zaś poszczególne pompy mogą ją
podawać do dowolnych wytwornic pary).
Dla zwiększenia niezawodności układu dodatkowo zdywersyfikowano zasilanie elektryczne
awaryjnych pomp wody zasilającej (EFWP) w ten sposób, że 2 z 4 pomp zasilane są
bezpośrednio z 2-ch dedykowanych małych generatorów dieslowskich.
Rys. 4.24. Schemat awaryjnego układu wody zasilającej EPR [AREVA].
170
4.6.2.3
Obudowa bezpieczeństwa reaktora
Reaktor EPR posiada potężną, podwójną obudowę bezpieczeństwa, złożoną z
następujących powłok (Rys. 4.25):

powłoka wewnętrzna (obudowa pierwotna) ze sprężonego betonu, o grubości 1,6 m
i wewnętrznych wymiarach: średnica x wysokość = 46,8 x 65 m, wyłożona od wewnątrz
wykładziną stalową o gr. 6 mm zapewniającą szczelność (przecieki ≤ 0,25% obj./dobę)
i ochronę przed odłamkami, kubatura powietrzna wewnątrz obudowy wynosi
ok. 80 000 m3; powłoka wewnętrzna została obliczona na parametry awaryjne
(pa = 0,53 MPa, t = 170ºC) – włączając ciężkie awarie;

powłoka zewnętrzna (obudowa wtórna) ze zbrojonego betonu, o grubości 1,8 m / 1,3 m
(powyżej / poniżej stropu budynków bezpieczeństwa) i średnicy wewnętrznej 53 m,
odporna na różne obciążenia i oddziaływania zewnętrzne, w tym: wybuchy i uderzenia
samolotów – włączając duże samoloty pasażerskie.
„Chwytacz
rdzenia”
Rys. 4.25. Obudowa bezpieczeństwa reaktora EPR [AREVA].
Pomiędzy obiema powłokami obudowy bezpieczeństwa jest odstęp 1,8 m. W przestrzeni tej
podczas pracy reaktora utrzymywane jest - za pomocą układów wentylacji wyposażonych w
filtry - podciśnienie (≥620 Pa) tak, że jakiekolwiek przecieki substancji promieniotwórczych z
obudowy wewnętrznej nie mogą bezpośrednio przedostać się do środowiska. Przed
usunięciem powietrza przez komin wentylacyjny wszelkie zawarte w nim radioaktywne
aerozole i cząsteczki są zatrzymywane na filtrach.
Obudowa bezpieczeństwa wyposażona jest w szczelne przepusty, przejścia i śluzy, zaś
wszystkie rurociągi przechodzące przez obudowę posiadają podwójne, szybkodziałające
i niezależne zawory odcinające, które zapewniają jej automatyczną izolację od otoczenia w
razie awarii.
171
Na dole obudowy znajduje się duży zbiornik zapasu wody – IRWST (~1 900 m3) oraz tzw.
„chwytacz rdzenia” – służący do ochrony obudowy przed uszkodzeniem w razie ciężkiej
awarii (przez materiał stopionego rdzenia, po przetopieniu dna zbiornika reaktora). Działanie
tego „chwytacza rdzenia” omówiono poniżej w podrozdziale 4.6.2.5.
4.6.2.4
Ochrona obiektów
i zewnętrznymi
reaktora
EPR
przed
zdarzeniami
wewnętrznymi
Układy ważne dla bezpieczeństwa reaktora rozmieszczone w czterech osobnych budynkach
(Rys. 4.26), przy czym tylko jeden z tych zwielokrotnionych podukładów jest wystarczający
do zapewnienia bezpieczeństwa, a pozostałe służą jako rezerwowe. Taka zasada
projektowania (separacja przestrzenna i przez bariery fizyczne) pozwala nie tylko na
przeprowadzanie kontroli i wykonywanie napraw jednego z podukładów w czasie pracy
reaktora, ale zabezpiecza także przed różnymi zagrożeniami wewnętrznymi lub
zewnętrznymi. W tym np. atakiem terrorystycznym – gdyż w razie uderzenia samolotu w
jeden z czterech budynków pozostałe trzy nie ulegną zniszczeniu i znajdujące się w nich
układy bezpieczeństwa z dużym zapasem wystarczą do bezpiecznego wyłączenia
i wychłodzenia reaktora.
Rys. 4.26. Separacja przestrzenna i fizyczna układów bezpieczeństwa EPR [AREVA].
Obudowa bezpieczeństwa reaktora oraz najważniejsze dla bezpieczeństwa obiekty
chronione są przed zagrożeniami zewnętrznymi przez wzmocnienie konstrukcji i/lub przez
separację przestrzenną – dzięki czemu nie jest możliwe jednoczesne uszkodzenie ich
wszystkich – np. przez uderzenie samolotu (Rys. 4.27).
Obiekty wzmocnione, odporne są na uderzenie samolotu i wybuch zewnętrzny (co zapewnia
mocna powłoka żelbetowa o grubości 1,8 m), to:
1. Obudowa bezpieczeństwa reaktora
2. Dwa budynki układów bezpieczeństwa (2 z 4-ch) – zlokalizowane od strony
budynku maszynowni
172
3. Budynek paliwowy (mieszczący magazyny świeżego i wypalonego paliwa
jądrowego).
Z kolei obiekty chronione przez separację przestrzenną to:
4. Budynki układów bezpieczeństwa (pozostałe 2 z 4-ch)
5. Awaryjne siłownie dieslowskie.
2
2
5
1
4
3
5
Rys. 4.27. Obiekty reaktora EPR chronione przed zdarzeniami zewnętrznymi [AREVA].
4.6.2.5
Ochrona integralności obudowy bezpieczeństwa reaktora EPR
Rozwiązania projektowe reaktora EPR zapewniają zatrzymanie produktów rozszczepienia
wewnątrz obudowy nawet przy hipotetycznej ciężkiej awarii ze stopieniem rdzenia, w
szczególności przez zastosowanie środków ochrony integralności konstrukcyjnej
i skuteczności działania obudowy bezpieczeństwa takich jak:
–
Ochrona płyty fundamentowej przed uszkodzeniem przez stopiony rdzeń, który mógłby
wydostać się ze zbiornika reaktora po jego przetopieniu;
–
Eliminacja ryzyka związanego z potencjalnym niekontrolowanym spalaniem lub
detonacją wodoru w obudowie bezpieczeństwa;
–
Zapewnienie niezawodnego długookresowego chłodzenia obudowy bezpieczeństwa po
awarii.
Ochrona płyty fundamentowej przed uszkodzeniem przez stopiony rdzeń
Płyta fundamentowa, na której posadowiona jest obudowa bezpieczeństwa reaktora ma
grubość prawie 4 m. Aby zabezpieczyć ją przed uszkodzeniem przez stopiony rdzeń
reaktora – skutkiem czego byłaby oczywiście utrata integralności konstrukcyjnej obudowy –
zaprojektowano układ tzw. „chwytacza rdzenia” (jest to specyficzne rozwiązaniem
wprowadzone tylko w reaktorze EPR). Założono, że stopiony rdzeń, który zbierze się na dnie
zbiornika ciśnieniowego reaktora, po pewnym czasie go przetopi i spłynie w dół do dolnej
części studni reaktora. Wówczas mógłby on bezpośrednio „atakować” beton dna studni
reaktora i następnie płyty fundamentowej, mogąc w efekcie doprowadzić do jej uszkodzenia.
173
Zabiegnie temu specjalnie zaprojektowana konstrukcja rozległego zbiornika zwanego
„chwytaczem rdzenia” (Rys. 4.28 i 4.29) dokąd stopiony rdzeń spłynie specjalnym tunelem
przelewowym i w którym zostanie on następnie wychłodzony i zestalony.
Rys. 4.28. „Chwytacz rdzenia” z pasywnym układem chłodzenia [AREVA].
Powierzchnie dolnej części studni reaktora, tunelu przelewowego i zbiornika „chwytacza”
wyłożone są odpowiednimi materiałami ochronnymi i ogniotrwałymi. „Chwytacz rdzenia”
posiada układ chłodzenia pozwalający na długotrwałe odprowadzanie ciepła
powyłączeniowego generującego się w stopionym rdzeniu.
Zbiornik
reaktora
Rys. 4.29. Schemat konstrukcji i działania „chwytacza rdzenia” [AREVA].
174
Utrzymanie i stabilizacja stopionego rdzenia w „chwytaczu” przebiega w następujący sposób:
1) Stopiony rdzeń – po przetopieniu dna zbiornika – zbiera się na dnie studni reaktora
(powierzchnia dolnej części studni reaktora zabezpieczona jest warstwą betonu
protektorowego i podkładowej wykładziny ogniotrwałej).
2) Po przetopieniu stalowej przepony w dnie studni reaktora, stopiony rdzeń przepływa
kanałem (z materiału ogniotrwałego) do przestrzeni „chwytacza”:
– rozprzestrzenia się na powierzchni 170 m2, tworząc stosunkowo cienką warstwę - co
ułatwia jego chłodzenie,
– dno „chwytacza” wyłożone grubymi płytami stalowymi, pokrytymi betonem
protektorowym – zabezpiecza to płytę fundamentową obudowy bezpieczeństwa
przed uszkodzeniem,
– pod płytami znajdują się kanały, przez które przepływa woda chłodząca,
– stopiony materiał rdzenia ulega wstępnemu wychłodzeniu i zestaleniu.
Przepływ stopionego rdzenia ze studni reaktora do chwytacza inicjuje urządzenie bierne
– stalowa przepona przetopiona pod działaniem ciepła rdzenia.
3) Następnie wstępnie schłodzony i zestalony materiał rdzenia zalewany jest wodą (co jest
również inicjowane przez urządzenie bierne z łatwo-topliwą przeponą).
4) Dalej następuje pasywne chłodzenie materiału rdzenia wodą dopływającą pod działaniem
grawitacji ze zbiornika IRWST wewnątrz obudowy bezpieczeństwa i jej odparowanie. To
wydajne chłodzenie zapewnia ustabilizowanie stopionego materiał rdzenia w ciągu kilku
godzin oraz jego całkowicie zestalenie w ciągu kilku dób.
5) Długotrwałe chłodzenie zestalonego rdzenia przez czynny układ chłodzenia (zraszania)
obudowy bezpieczeństwa, uruchamiany przez operatora.
Dzięki tym rozwiązaniom, nawet awaria ze stopieniem rdzenia nie spowoduje wypływu
stopionego materiału poza obudowę bezpieczeństwa.
Eliminacja ryzyka związanego z wodorem
Wodór może wydzielić się na skutek reakcji:
– cyrkonu koszulek paliwowych z wodą;
– stopionego rdzenia z betonem w strefie „chwytacza rdzenia” - w razie ciężkiej awarii ze
stopieniem rdzenia i przetopieniem zbiornika reaktora.
Wewnętrzna powłoka obudowy bezpieczeństwa (ze
sprężonego betonu) obliczona jest na wytrzymanie ciśnienia
i temperatury jakie mogłyby wytworzyć się przy spalaniu
wodoru. Konieczne jest jednak zapobieżenie jego detonacji
– czyli utrzymanie składu mieszaniny parowo-gazowej w
obudowie bezpieczeństwa poza granicami strefy możliwej
detonacji wodoru. Tym niemniej w projekcie reaktora EPR
zastosowano rozwiązania zapobiegające nie tylko detonacji
ale też zapłonowi (niekontrolowanemu spalaniu) wodoru w
obudowie bezpieczeństwa. Uzyskuje się to przez:
– Efektywne mieszanie w konwekcji naturalnej atmosfery
obudowy
zapobiegające
powstaniu
lokalnych
niebezpiecznych stężeń wodoru;
– Usuwanie wodoru z atmosfery obudowy za pomocą 47
pasywnych
autokatalitycznych
rekombinatorów
(Rys. 4.30) rozmieszczonych w różnych jej miejscach.
Globalne stężenia wodoru musi być utrzymane <10%, a po
upływie ok. 12 godzin od zapoczątkowania ciężkiej awarii
zostałoby one obniżone poniżej 4%.
Rys. 4.30. Pasywny
autokatalityczny rekombinator
wodoru [AREVA].
175
Chłodzenie obudowy bezpieczeństwa EPR i długotrwałe odprowadzanie ciepła
powyłączeniowego
W razie ciężkiej awarii ciepło z obudowy bezpieczeństwa w długim okresie czasu
odprowadzane jest do ostatecznego odbiornika ciepła za pomocą układu chłodzenia
obudowy z wymiennikami ciepła – poprzez jej zraszanie – co zabezpiecza przed wzrostem
ciśnienia wewnątrz obudowy (Rys. 4.31). Jednocześnie z atmosfery obudowy wymywane są
radioaktywne izotopy jodu (dla zwiększenia efektywności tego procesu do wody zraszającej
obudowę dodaje się wodorotlenek sodu).
Układ chłodzenia obudowy umożliwia też skierowanie przepływu wody do „chwytacza
rdzenia” (zamiast do dysz zraszających obudowę) i bezpośrednie chłodzenie materiału
stopionego rdzenia (jest to drugi tryb pracy tego układu).
Układ ten uruchamiany jest przez operatora w czasie do 12 godzin od początku awarii, w
razie braku zewnętrznego zasilania elektrycznego jest on zasilany awaryjnego generatora
dieslowskiego.
Rys. 4.31. Układ chłodzenia obudowy bezpieczeństwa (CHRS) – 2 podukłady [AREVA].
Dzięki rozwiązaniom technicznym opisanych w podrozdziale 4.6.2.5, nawet w razie
wystąpienia ciężkiej awarii z całkowitym stopieniem rdzenia reaktora EPR, jego obudowa
bezpieczeństwa pozostałaby nienaruszona – zapewniając utrzymanie substancji
promieniotwórczych wewnątrz, a tym samym także bezpieczeństwo ludności i środowiska w
otoczeniu elektrowni jądrowej.
176
4.6.3 Główne cechy bezpieczeństwa reaktora AP 1000
Odmienna koncepcja zapewnienia bezpieczeństwa, w tym w razie zaistnienia awarii ze
stopieniem rdzenia, została zastosowana w reaktorze AP 1000 (Advanced Passive),
projektu amerykańskiej firmy Westinghouse, który reprezentuje tzw. „linię innowacyjną”
rozwoju reaktorów energetycznych.
Reaktor AP 1000 (moc elektryczna netto bloku energetycznego ok. 1100 MWe) to
udoskonalony reaktor z wbudowanymi cechami bezpieczeństwa, niewymagającymi działania
operatora ani doprowadzania energii z zewnątrz w przypadku awarii (Rys. 4.32).
Charakteryzuje się on szerokim zastosowaniem w układach bezpieczeństwa rozwiązań
biernych, wykorzystujących zjawiska i siły naturalne (konwekcja naturalna, siła ciężkości, siła
sprężyn, ciśnienie sprężonych gazów).
Jego układy bezpieczeństwa
działają
na
zasadzie
pasywnej, zapewniając odbiór
ciepła od rdzenia i chłodzenie
obudowy
bezpieczeństwa
przez długi czas, bez zasilania
prądem przemiennym i nie
wymagają
działania
operatora przez 3 doby.
Nie ma w nich elementów
czynnych
(jak
pompy,
wentylatory
lub
awaryjne
generatory dieslowskie), a
działanie tych układów nie
wymaga
pracy
wspomagających
układów
pomocniczych
(takich
jak
zasilanie
prądem
przemiennym,
chłodzenie
elementów
układów
bezpieczeństwa,
odpowiedzialna
woda
techniczna,
wentylacja
i klimatyzacja).
Rys. 4.32. Jądrowy układ wytwarzania pary AP 1000
[Westinghouse].
Dzięki temu nie jest potrzebne stosowanie zwielokrotnionych układów bezpieczeństwa, z
niezawodnym zasilaniem elektrycznym (tym samym wyeliminowano zaliczone do układów
bezpieczeństwa awaryjne generatory dieslowskie, wraz z ich układami pomocniczymi)
i systemami sterowania. Przy znacząco mniejszej liczbie urządzeń, w porównaniu z
typowymi rozwiązaniami „ewolucyjnych” bloków, łatwiej jest też uzyskać większa
niezawodność całości.
177
4.6.3.1
Ogólne podejście do zapewnienia bezpieczeństwa reaktora AP 1000
1) Układy bezpieczeństwa są całkowicie bierne:
– Wykorzystują jedynie „bierne” procesy, bez żadnych pomp, diesli, itp.;
– Są to układy dedykowane dla zapewnienia bezpieczeństwa, nie są one
wykorzystywane dla prowadzenia normalnego ruchu;
– Dzięki samoczynnie przebiegającym procesom znacznie zmniejszona jest zależność
ich działania od czynności operatorów;
– Ograniczają skutki awarii projektowych;
– Spełniają dozorowe cele bezpieczeństwa.
2) Czynne są układy nie mające wpływu na bezpieczeństwo:
– Niezawodne wypełniają swoje funkcje przy normalnym ruchu
– Minimalizują uruchomienia układów bezpieczeństwa
– Nie są wymagane dla ograniczenia skutków awarii projektowych lub spełnienia celów
bezpieczeństwa.
Zalety układów biernych z punktu widzenia bezpieczeństwa są następujące:
– Brak zależności od zasilania elektrycznego prądem przemiennym;
– Automatyczna reakcja na warunki awaryjne - zapewnia bezpieczeństwo;
– Długookresowe bezpieczeństwo EJ zapewnione bez urządzeń czynnych (wykorzystanie
wyłącznie sił naturalnych);
– Znaczne zwiększenie niezawodności obudowy bezpieczeństwa - dzięki pasywnemu
chłodzeniu;
– W razie ciężkich awarii – utrzymanie stopionego rdzenia wewnątrz zbiornika reaktora;
– Duże zapasy bezpieczeństwa.
Pasywne układy bezpieczeństwa obejmują: układ pasywnego wtrysku chłodziwa do reaktora,
pasywny układ odbioru ciepła powyłączeniowego i pasywny układ chłodzenia obudowy
bezpieczeństwa.
Liczba i złożoność działań operatora potrzebnych do kontroli systemów bezpieczeństwa są
zredukowane do minimum. Ogólna strategia polega raczej na eliminowaniu akcji operatora, a
nie na ich automatyzacji.
178
4.6.3.2
Pasywny układ chłodzenia rdzenia reaktora AP 1000
Schemat pasywnego układ chłodzenia rdzenia reaktora AP 1000 pokazano na Rys. 4.33.
Działanie tego układu oparte jest na wykorzystaniu grawitacji, energii sprężonych gazów
i konwekcji naturalnej.
Nie jest tu potrzebne zasilanie elektryczne prądem przemiennym, a procesy przebiegają
samoczynnie.
(2 070 m3)
(15,5 MPa)
(4,9 MPa N2)
Rys. 4.33. Schemat pasywnego układu chłodzenia rdzenia reaktora AP1000 [Westinghouse].
W razie spadku ciśnienia w obiegu pierwotnym reaktora samoczynnie następuje „pasywny
wtrysk bezpieczeństwa” wody:
– Najpierw - wysokociśnieniowy ze zbiorników wody uzupełniającej (Core Make-up Tank –
CMT), pod wpływem różnicy ciśnień;
– Następnie - średniociśnieniowy z hydroakumulatorów (ACC), pod wpływem ciśnienia
poduszki gazowej (azotu)
– Na koniec – niskociśnieniowy: grawitacyjne zasilanie obiegu pierwotnego z bardzo
dużego zbiornika zapasu wody do przeładunku - IRWST (mieszczącego do 2 070 m3
wody).
Pasywne odprowadzanie ciepła powyłączeniowego – w razie niesprawności normalnego
układu chłodzenia powyłączeniowego – odbywa się natomiast przez konwekcję naturalną
poprzez pasywny wymiennik ciepła PRHR HX zanurzony w zbiorniku zapasu wody do
przeładunku (IRWST).
179
Odprowadzanie do otoczenia ciepła wydzielanego z obiegu pierwotnego następuje przez
pasywne chłodzenie obudowy bezpieczeństwa reaktora.
Układ pasywnego układ chłodzenia rdzenia reaktora, wraz z układem pasywnego chłodzenia
obudowy bezpieczeństwa, zapewnia bezpieczeństwo reaktora przez okres ok. 72 godz. bez
jakiegokolwiek udziału operatora i przy braku zasilania elektrycznego prądem przemiennym.
4.6.3.3
Utrzymanie stopionego rdzenia wewnątrz zbiornika reaktora AP 1000
Po obniżeniu ciśnienia, możliwe jest zalanie rdzenia wodą nawet w razie utraty zasilania
pomp, bo wystarczające zapasy wody są do dyspozycji wewnątrz obudowy bezpieczeństwa.
Co więcej, również i zbiornik reaktora zostaje od zewnątrz zalany wodą, tak że ciepło
wydzielane w paliwie odbierane jest przez wodę z całej zewnętrznej powierzchni zbiornika
reaktora. Aby mieć pewność, że niezależnie od typu awarii będzie dość wody, by zalać rdzeń
i zbiornik reaktora, zbiornik z wodą umieszczony jest bezpośrednio wewnątrz obudowy,
powyżej rdzenia, i w razie awarii woda wycieka zeń pod działaniem siły ciężkości. Jest jej
dostatecznie dużo, by wypełniła dolną część obudowy, gdzie znajduje się zbiornik.
Inaczej niż w przypadku reaktora EPR, gdzie zakłada się schładzanie stopionego rdzenia
poza zbiornikiem reaktora w tzw. „chwytaczu rdzenia”, projektowa koncepcja
bezpieczeństwa reaktora AP 1000 przewiduje utrzymanie stopionego rdzenia wewnątrz
zbiornika reaktora (Rys. 4.34). Zbiornik reaktora chłodzony byłby wówczas z zewnątrz wodą,
którą w razie takiej awarii zostałaby zalana studnia reaktora. Woda ta odbierać będzie „ciepło
powyłączeniowe” generujące się w materiale stopionego rdzenia, podgrzewając się
i częściowo odparowując. Powstająca para trafia do wewnętrznej obudowy bezpieczeństwa,
gdzie cyrkuluje ona wraz z podgrzanym powietrzem w konwekcji naturalnej.
Tak więc bezpieczeństwo
reaktora AP 1000, także
podczas ciężkich awarii,
konsekwentnie opiera się
na
wykorzystaniu
naturalnych sił i zjawisk,
takich jak siła ciężkości,
parowanie
i konwekcja
naturalna. Zabezpiecza
to przed przegrzaniem
zbiornika i paliwa. Ciepło
wydzielane w rdzeniu nie
powoduje już przegrzania
paliwa, a tylko wrzenie i
odparowanie wody. Ale
para wodna wypełnia
obudowę bezpieczeństwa
i ciepło z obudowy
bezpieczeństwa
musi
zostać odprowadzone do
otoczenia.
Rys. 4.34. Chłodzenie stopionego rdzenia w zbiorniku reaktora
AP 1000 [Westinghouse].
180
4.6.3.4
Obudowa bezpieczeństwa reaktora AP 1000 z pasywnym chłodzeniem
Obudowa bezpieczeństwa reaktora AP 1000 (Rys. 4.35) jest podwójna, z tym że powłoka
wewnętrzna (obudowa pierwotna) jest stalowa, zaś powłoka zewnętrzna (obudowa wtórna
- budynek osłonowy) jest konstrukcją ze zbrojonego betonu.
Wewnętrzna, stalowa powłoka ma grubość 4,44 cm, wymiary: średnica x wysokość = 39,624
x 65,634 m), zaś jej kubatura „powietrzna” wynosi 58 300 m3; obliczona jest ona na
parametry awarii (pa = 0,507 MPa, t =148,89ºC) i zapewnia szczelność – zapobiegając
dużym niekontrolowanym uwolnieniom substancji promieniotwórczych do środowiska.
Żelbetonowy zewnętrzny budynek osłonowy ma grubość 0,9 m, wymiary: średnica x
wysokość = 43 x 83,3 m. Zwieńczony jest on rodzajem komina, wokół którego zabudowany
jest duży zbiornik mieszczący do 2 864 m3 wody. Zapewnia on ochronę urządzeń i układów
ważnych dla bezpieczeństwa przed zagrożeniami zewnętrznymi, a także dodatkową osłonę
biologiczną układów i urządzeń zawierających media promieniotwórcze, oraz osłonę przed
promieniowaniem w stanach awaryjnych.
Obudowa
bezpieczeństwa
reaktora AP 1000 ma całkowicie
pasywne chłodzenie.
Para powstająca przy chłodzeniu
rdzenia reaktora, poprzez ściankę
zbiornika, trafia do wewnętrznej
obudowy bezpieczeństwa, gdzie
cyrkuluje ona wraz z podgrzanym
powietrzem
w
konwekcji
naturalnej, oddając ciepło poprzez
stalową powłokę tej obudowy,
chłodzonej z zewnątrz powietrzem
i wodą dopływającą grawitacyjnie
ze zbiornika umieszczonego na
szczycie obudowy zewnętrznej.
Podgrzane powietrze zawierające
parę wodną unosi się ku górze
oddając ciepło stalowej powłoce
obudowy, w efekcie powietrze
schładza się i opada w dół,
natomiast para wodna skrapla się
a skropliny spływają do miski
ściekowej, skąd zawracane są do
studni
reaktora.
Wewnętrzna
Rys. 4.35. Obudowa bezpieczeństwa AP 1000 z pasywnym
obudowa
bezpieczeństwa
chłodzeniem [Westinghouse].
chłodzona
jest
powietrzem
dopływającym z zewnątrz przez otwory u góry w zewnętrznym budynku osłonowym.
Powietrze to kierowane jest najpierw ku dołowi obudowy wewnętrznej, następnie opływa ono
tę obudowę ku górze odbierając od niej ciepło, po czym wypływa przez komin.
Odbiór ciepła od stalowej powłoki wewnętrznej obudowy bezpieczeństwa jest
intensyfikowany przez wodę wypływającą – jedynie pod wpływem siły ciężkości – ze
zbiornika umieszczonego na szczycie zewnętrznej, żelbetowej obudowy. Po sygnale o
wystąpieniu wysokiego ciśnienia wewnątrz obudowy, zawory pod tym zbiornikiem otwierają
się i woda chłodząca zaczyna spływać po zewnętrznej powierzchni stalowej powłoki
obudowy bezpieczeństwa. Woda ta omywa powłokę stalową obudowy wewnętrznej tworząc
na jej powierzchni cienką błonkę, odbiera ciepło przewodzone przez powłokę stalową,
podgrzewa się przy tym i częściowo odparowuje. Odbiór ciepła przez powietrze i przez
181
odparowanie wody spływającej po zewnętrznej powierzchni powłoki zapewnia utrzymanie
ciśnienia wewnątrz obudowy w przedziale ciśnień projektowych.
Obudowa bezpieczeństwa wyposażona jest w układ zapobiegający detonacji wodoru, który
zapewnia:
– Monitorowanie stężenia wodoru,
– Mieszanie atmosfery obudowy w konwekcji naturalnej – celem zapobieżenia powstania
lokalnie niebezpiecznych stężeń wodoru,
– Usuwanie wodoru za pomocą 2 pasywnych autokatalitycznych rekombinatorów,
– Kontrolowane spalanie wodoru (zapłon inicjowany jest 64 zapłonników rozmieszczonych
w różnych miejscach obudowy).
W razie ciężkiej awarii stężenie wodoru w obudowie bezpieczeństwa utrzymywane jest,
dzięki kontrolowanemu spalaniu, na poziomie pomiędzy granicą palności a 10% - przez co
zapobiega się detonacji wodoru. Dalszą redukcję stężenia wodoru zapewniają pasywne
rekombinatory.
Dzięki wykorzystaniu w układach bezpieczeństwa sił i zjawisk naturalnych, przez 3 doby od
zaistnienia awarii nie wymagają one zasilania elektrycznego prądem przemiennym ani
nawet interwencji operatora – gdyż procesy opanowania awarii i chłodzenia reaktora
przebiegają samoczynnie. Zastosowane rozwiązania projektowe zapewniają, że rdzeń
reaktora pozostaje zawsze pod wodą, zbiornik reaktora zalany wodą od zewnątrz jest
chroniony przed przegrzaniem, a ciepło usuwane jest do otoczenia samoczynnie prze
pasywne chłodzenie obudowy bezpieczeństwa.
Dzięki temu nawet ciężka awaria reaktora AP 1000 z długotrwałą utratą zasilania w energię
elektryczną ze wszystkich źródeł nie spowoduje uwolnień znaczących ilości produktów
rozszczepienia i zagrożenia okolicy.
182
4.7
Ryzyko społeczne związane z energetyką jądrową na tle
innych zagrożeń
Poziom bezpieczeństwa osiągnięty przez energetykę jądrową – głównie z reaktorami II.
generacji – ilustruje Rys. 4.36, oparty na danych historycznych pokazujących liczbę zgonów
spowodowanych przez poważne awarie przy wytwarzaniu energii elektrycznej z różnych
źródeł. Jak widać, dla reaktorów wodnych podobnych do tych, jakie są oferowane dla Polski,
bilans strat zdrowia i życia jest zerowy.
Jedyne śmiertelne ofiary
w całej ponad 50-letniej
historii
energetyki
jądrowej pociągnęła za
sobą awaria reaktora
(typu RBMK) IV bloku EJ
Czarnobyl. Lecz awaria ta
nie jest w żaden sposób
reprezentatywna
dla
reaktorów energetycznych
budowanych i eksploatowanych
gdziekolwiek
indziej na świecie poza
terytorium
b.
ZSRR
(reaktory
typu
RBMK
budowano wyłącznie w
ZSRR). Reaktory RBMK,
o konstrukcji wzorowanej
Rys. 4.36. Zgony wskutek ciężkich awarii w energetyce.
na reaktorach do celów
produkcji plutonu dla potrzeb zbrojeniowych, są zasadniczo odmienne od reaktorów
budowanych w krajach OECD i są one stopniowo wycofywane z eksploatacji (obecnie
eksploatowane są już jedynie w Federacji Rosyjskiej). W przeciwieństwie do reaktorów
wodnych, reaktory RBMK (z moderatorem grafitowym, chłodzone wodą) nie mają cech
stabilności i samoregulacji – ujemnych sprzężeń zwrotnych od temperatury i mocy. Właśnie
to stało się główną przyczyną katastrofalnej awarii czarnobylskiej, podczas której moc
reaktora samoczynnie wzrosła do poziomu 1000-krotnie większego od mocy nominalnej.
Poza tym, nie było tam też obudowy bezpieczeństwa, a ani skutecznego działania dozoru
jądrowego, a poziom świadomości pracowników elektrowni nie odpowiadały wymaganiom
współczesnej filozofii bezpieczeństwa jądrowego.
Na Rys. 4.37 i 4.38 przedstawiono ryzyko śmierci w związku z różnymi rodzajami
działalności ludzkiej i zagrożeniami naturalnymi, przy czym podane tu oceny ryzyka
związane z awariami w EJ opierają się na bardzo konserwatywnych oszacowaniach dla
reaktorów II. generacji (dokonanych w latach 70-tych lub 80-tych ub. wieku). Na Rys. 4.37
porównano ryzyka śmierci na skutek: wypadku komunikacyjnego, pożaru, zatrucia grzybami,
uderzenia piorunu i awarii w EJ – to ostatnie oszacowano na 1 na 10 milionów osób.
Natomiast na Rys. 4.38 przedstawiono wyniki oszacowań ryzyka związanego z energetyką
jądrową dokonanego w USA, opublikowane w tzw. Raporcie Rassmussen’a [5]. Z raportu
tego wynika, że ryzyko śmierci związane z eksploatacją 100 jądrowych bloków
energetycznych jest na poziomie ryzyka od uderzenia meteorytu (Rys. 4.38).
W przypadku reaktorów III. generacji ryzyko jest o wiele mniejsze – gdyż
prawdopodobieństwo uszkodzenia rdzenia jest przypadku tych reaktorów ok. 100-krotnie
mniejsze (częstość uszkodzeń mniejsza niż raz na milion reaktoro-lat eksploatacji).
183
Rys. 4.37. Porównanie ryzyka śmierci
związanego z różnymi rodzajami
działalności lub zagrożeniami.
Rys. 4.38. Częstość wypadków (na rok)
powodujących zgony ludzi [1].
184
4.8
Techniczne i fizyczne przyczyny awarii czarnobylskiej
Dla zrozumienia fizycznych przyczyn katastrofy w Czarnobylu konieczne jest poznanie
zasady budowy i działania reaktora RBMK, który tam pracował. RBMK jest skrótem nazwy
Реактор Большой Мощчности Канальный - kanałowy reaktor dużej mocy. Reaktory tego
typu budowano wyłącznie na terenie byłego ZSRR. Wybudowano ich łącznie 17 – w tym 4 w
Czarnobylu, miejscu najcięższej awarii w energetyce jądrowej. Jedenaście reaktorów tego
typu działa do dziś - wszystkie w Rosji.
Konstrukcja reaktora RBMK wzorowana jest na wcześniej budowanych w ZSRR uranowografitowych reaktorach przeznaczonych do produkcji plutonu do celów wojskowych,
uruchamianych od 1948 roku. Pierwszą pilotującą elektrownię jądrową o mocy 5 MWe z
reaktorem tego typu uruchomiono w ZSRR w Obnińsku w roku 1954 – była to pierwsza
elektrownia jądrowa na świecie.
4.8.1 Budowa i zasada działania reaktora RBMK
Główną cechą reaktora RBMK jest jego modułowość. Rdzeń nie jest zamknięty we
wspólnym dla wszystkich jednostek paliwowych zbiorniku wysokociśnieniowym (jak w
reaktorach lekkowodnych), lecz składa się z ustawionych obok siebie bloków grafitowych z
kanałami ciśnieniowymi, do których wprowadza się zestawy paliwowe (Rys. 4.39).
W kanałach tych cyrkuluje woda omywająca pręty paliwowe i częściowo odparowująca
podczas przepływu przez rdzeń reaktora. W reaktorze RBMK woda pełni więc tylko rolę
chłodziwa – zaś jako moderator neutronów służy grafit. Ma to ujemne skutki dla stabilności
reaktora, co doprowadziło do fatalnych następstw w czasie awarii czarnobylskiej.
Rys. 4.39. Schemat budowy i zasada działania reaktora RBMK.
Reaktor typu RBMK-1000 jaki zainstalowano w EJ Czarnobyl, o mocy cieplnej 3000 MWt
i elektrycznej (bloku energetycznego) 1000 MWe, posiada wielki cylindryczny rdzeń o
średnicy 12 m i wysokości 7 m, w którym znajduje się 1661 ciśnieniowych kanałów
paliwowych, mieszczących 1659 zestawów paliwowych z uranu nisko-wzbogaconego,
zawierających łącznie 190 ton uranu.
185
Kanały paliwowe przeprowadzone są przez bloczki grafitu o wymiarach 25 cm x 25 cm,
stanowiącego moderator, łącznie w rdzeniu jest 2488 takich bloczków. Ponadto rdzeń
otoczony jest warstwą grafitu o grubości 0,5-0,8 m, spełniającą funkcję reflektora neutronów
i pierwszej warstwy osłony biologicznej. Łączna masa grafitu wynosi ok. 1700 t.
Reaktor otoczony jest osłoną biologiczną w postaci współosiowego zbiornika wodnego o
średnicy 16,6 m, od góry i od dołu zamkniętego szczelnie cylindrycznymi pokrywami, przez
które przechodziły liczne rurociągi.
System regulacji i zabezpieczeń reaktora obejmował 211 prętów pochłaniających neutrony,
przesuwających się w specjalnych kanałach i mających za zadanie automatyczne
utrzymywanie zadanej mocy reaktora, szybkie obniżanie mocy w razie sygnału o
uszkodzeniu urządzeń reaktora i awaryjne wyłączenie reaktora. Pręty regulacji
i zabezpieczeń wprowadzane były od góry rdzenia, zaś dodatkowo od dołu wprowadzane
były krótsze pręty – celem korygowania rozkładu mocy po wysokości rdzenia. Przy tak
dużym rdzeniu występowały lokalne procesy przejściowe – w tym tzw. oscylacje ksenonowe
– tak więc sterowanie tym reaktorem było stosunkowo trudne i skomplikowane.
Konstrukcja reaktora pozwalała na miejscową wymianę paliwa w czasie pracy reaktora, tak
że wypalenie paliwa usuwanego z reaktora mogło być bardzo małe. Rozwiązanie to
stosowano uprzednio w reaktorach wojskowych, przystosowanych do produkcji plutonu
nadającego się do wykorzystania w bombie atomowej. Spośród wielu izotopów plutonu
wytwarzanych w reaktorze jądrowym do broni jądrowej nadaje się Pu239, wytwarzany na
początku wypalania paliwa z U238. W miarę wzrostu wypalenia powstają też inne izotopy
plutonu (zwłaszcza Pu240), które praktycznie uniemożliwiają wykorzystanie plutonu
wyodrębnionego z wypalonego paliwa do budowy bomb atomowych131.
Ciepło odebrane od elementów paliwowych powoduje częściowe odparowanie wody
chłodzącej, która przez rdzeń przepływa w kanałach ciśnieniowych, a po wyjściu z rdzenia
odprowadzana jest kolektorami do walczaka, w którym następuje oddzielenie wody od pary.
Para kierowana jest do turbiny, po rozprężeniu w turbinie jest ona skraplana i następnie jako
woda zasilająca pompowana jest powrotem do rdzenia reaktora, za pomocą głównych pomp
cyrkulacyjnych.
Reaktor RBMK praktycznie pozbawiony jest obudowy bezpieczeństwa – w znaczeniu
powszechnie przyjętym w światowej energetyce jądrowej. Posiada on jedynie tzw. „układ
lokalizacji awarii”, z kondensatorem wodnym, pozwalający opanować jedynie nieduże awarie
związane z rozszczelnieniem pojedynczych kanałów i mniejszych rurociągów, a nie
rozerwaniem głównego rurociągu cyrkulacyjnego.
Jak wynika z powyższego opisu, konstrukcja reaktora RBMK jest bardzo szczególna
i całkowicie odmienna od reaktorów wodnych – w szczególności lekkowodnych (wodno–
ciśnieniowych – PWR i wrzących – BWR) najbardziej rozpowszechnionych w światowej
energetyce jądrowej (stanowią one łącznie 82% wszystkich reaktorów energetycznych).
Warto w tym miejscu dodać, że elektrownia jądrowa jaka budowana była w Żarnowcu w
latach 80-tych ub. wieku, miała być wyposażona w reaktory wodno-ciśnieniowe, typu
WWER-440/W-213 – konstrukcji rosyjskiej lecz produkcji czeskiej (Škoda Pilzno), z
pełnowartościową obudową bezpieczeństwa i układami bezpieczeństwa, zaprojektowanymi
na opanowanie skutków rozerwania rurociągu obiegu chłodzenia reaktora o maksymalnej
średnicy (zgodnie z wymaganiami powszechnie przyjętymi na świecie).
131
Do kontrowania bomb jądrowych nadaje się pluton, w którym zawartość Pu239 > 93%.
186
4.8.2 Samoczynny wzrost mocy reaktora RBMK w pewnych sytuacjach
awaryjnych
Najważniejszą różnicą między reaktorem RBMK a reaktorami z moderatorem wodnym jest
zachowanie się reaktora w przypadku zaburzeń przepływu chłodziwa, prowadzących do
wzrostu temperatury wody i – w konsekwencji – do jej gwałtownego wrzenia.
W reaktorze z moderatorem wodnym (np. wodno-ciśnieniowym: PWR lub WWER)
podgrzanie lub odparowanie wody powoduje zmniejszenie stopnia spowalniania neutronów,
ich zwiększoną ucieczkę poza rdzeń i w konsekwencji obniżenie intensywności łańcuchowej
reakcji rozszczepienia. Efekt ten omówiono bardziej szczegółowo w podrozdziale 4.3.2.
Natomiast w reaktorze RBMK rolę spowalniacza (moderatora) neutronów pełni grafit, a woda
między prętami paliwowymi służy głównie do przenoszenia ciepła, do spowalniania nie jest
potrzebna. Co więcej, wobec tego że pewna część neutronów ulega pochłanianiu w wodzie,
zmniejszenie gęstości wody wskutek podgrzania, a tym bardziej jej częściowego
odparowania, powoduje zmniejszenie liczby tych pochłonięć, a co za tym idzie - wzrost liczby
neutronów które wracają jako spowolnione do paliwa i powodują nowe rozszczepienia
(Rys. 4.40).
A
A
Uran
Uran
woda
woda
grafit
B
B
Uran
para wodna
Reaktory PWR i WWER
Uran
para
grafit
Reaktor RBMK (Czernobyl)
Rys. 4.40. Zmiany gęstości rozszczepień po odparowaniu części wody.
A - normalna praca, B - spadek przepływu wody, część wody odparowuje.
W reaktorze PWR lub WWER moc maleje, w reaktorze RBMK moc rośnie.
Dlatego w reaktorze RBMK spadek przepływu chłodziwa prowadzi do podgrzania wody,
wzrostu gęstości rozszczepień, wzrostu mocy reaktora, dalszego podgrzewu wody
i dalszego wzrostu mocy. To dodatnie sprzężenie zwrotne powoduje gwałtowny wzrost
mocy reaktora, o ile nie zatrzyma go wprowadzenie do rdzenia prętów bezpieczeństwa.
187
Czynnikiem, który dodatkowo wzmacnia to dodatnie sprzężenie zwrotne jest duża zawartość
plutonu w paliwie – a to właśnie miało miejsce w Czarnobylu: awaria wystąpiła w reaktorze
IV bloku, przy dużym wypaleniu paliwa. Przed odstawieniem tego bloku na przeładunek
paliwa i rutynowy remont postanowiono przeprowadzić ów nieszczęsny, źle przygotowany
i skandalicznie prowadzony eksperyment, w trakcie którego doszło katastrofalnej awarii ze
zniszczeniem reaktora.
Wpływ plutonu jest znaczący – pod koniec kampanii paliwowej, przed przeładunkiem paliwa,
ok. 35% energii powstaje z rozszczepień jąder izotopów plutonu, głownie Pu239. Izotop ten
ma charakterystyczny rezonans („pik”) przekroju czynnego na rozszczepienie przy energii
neutronów 0,3 keV – tj. w strefie tzw. „epitermicznej” (neutronów niecałkowicie
spowolnionych). Wzrost temperatury w rdzeniu reaktora skutkuje przesunięciem energii
neutronów w kierunku wyższych energii (czerwona strzałka na Rys. 4.41), czego efektem
jest zwiększenie ilości rozszczepień jąder Pu239. Na dodatek: przy rozszczepieniu jąder
Pu239 powstaje istotnie więcej nowych neutronów (średnio 2,9 na jedno rozszczepienie) niż
przy rozszczepieniu jąder U235 (średnio 2,5), zaś mniej neutronów opóźnionych, które
odgrywają zasadniczą rolę w sterowaniu reaktorem.
Rys. 4.41. Wpływ nagromadzonego plutonu – zmniejszenie ujemnego efektu temp. paliwa [6].
W efekcie przy dużym wypaleniu paliwa i nagromadzeniu się plutonu zmniejsza się
ujemny efekt reaktywnościowy paliwa (związany z tzw. efektem Dopplera – zwiększenie
pochłaniania rezonansowego w U238), który ma duże znaczenie dla stabilizacji mocy
reaktora.
4.8.3 Błąd w konstrukcji prętów bezpieczeństwa
Niestety, w Czarnobylu występowało jeszcze dodatkowe niebezpieczeństwo, z którego nie
zdawano sobie sprawy aż do czasu awarii, mianowicie wprowadzenie prętów
bezpieczeństwa nie zawsze powodowało od razu wyłączenie reaktora.
Powodem tego była specyficzna konstrukcja prętów bezpieczeństwa w reaktorze RBMK,
które u dołu - poniżej pochłaniacza neutronów - mają zamocowany tzw. przedłużacz z
188
wkładką grafitową. Rozwiązanie takie zastosowano aby zabezpieczyć się przed napływem
wody do obszaru rdzenia, z którego wyciągnięto pręt bezpieczeństwa – zwiększało to tzw.
„wagę reaktywnościową” pręta, gdyż woda pochłania pewną ilość neutronów. Dzięki temu
wysuwanie pręta z rdzenia reaktora skutkowało wprowadzeniem większej dodatniej
reaktywności i silniejszym wzrostem mocy.
Jednakże w momencie zrzutu pręta z górnego położenia ponad rdzeniem do rdzenia wsuwał
się najpierw przedłużacz z wkładką grafitową, która wypychała wodę z kanału, a nie
pochłaniała neutronów. Ponieważ woda ta pochłaniała wcześniej pewną ilość neutronów,
powodowało to przejściowy wzrost mocy reaktora, jak pokazano na Rys. 4.42 (znak „+” w
kolumnie „c"). Powyżej wkładki, wokół pręta łączącego ją z pochłaniaczem ilość wody w
kanale była większa, tak że dalsze wprowadzanie pręta bezpieczeństwa do rdzenia
skutkowało już zmniejszaniem mocy, a ostatecznie do rdzenia wpadała część pochłaniająca
neutrony i wygaszająca reakcję łańcuchową (znak „–" w kolumnie „c"). Tak więc, w chwili
wrzucania do rdzenia pręta wiszącego nad rdzeniem, gdy do rdzenia był już wprowadzony
przedłużacz, a jeszcze nie pochłaniacz, wyparcie wody z kanału pręta bezpieczeństwa
powodowało przejściowy wzrost mocy reaktora. Wobec wielkich rozmiarów rdzenia
RBMK sytuacja taka trwała kilka sekund.
Pochłaniacz
Rdzeń
Grafit
+
Woda
(a)
(b)
(c)
Rys. 4.42. Skutki wprowadzania pręta bezpieczeństwa do rdzenia reaktora RBMK.
Wprowadzanie przedłużacza grafitowego powoduje wzrost mocy; dopiero zalanie wodą przestrzeni
nad grafitem a potem spadek pochłaniacza dają spadek mocy (patrz: znaki: „+” i „–„ w kolumnie „c").
W analizach bezpieczeństwa zakładano, że duża część prętów bezpieczeństwa (co najmniej
30) powinna być częściowo zanurzona w rdzeniu, aby efekt związany z wypieraniem wody
przy ich spadku do rdzenia nie był niebezpieczny. Jednak w chwili tuż przed awarią niemal
wszystkie pręty bezpieczeństwa były całkowicie wyciągnięte ponad rdzeń (pozostało tylko 8),
spowodowało to tragiczne skutki.
Wprowadzanie przedłużacza grafitowego powoduje wzrost mocy w dolnej części rdzenia, a
spadek mocy w części górnej (znaki „+ i „–” w kolumnie „c”). Sumaryczny efekt
reaktywnościowy (przedłużacz + woda nad przedłużaczem + pręt) zależy od poosiowego
rozkładu strumienia neutronów.
189
W chwili awarii rozkład mocy w rdzeniu był nadmiernie przekoszony – moc generowała się
głównie w dolnej części. Wprowadzanie kilkudziesięciu prętów na raz wywołało dodatkowy
dodatni impuls reaktywnościowy (także w dolnej części rdzenia), który nałożył się na efekt
przestrzeni parowych (powodowany wrzeniem wody) i wzrost mocy reaktora.
4.8.4 Przebieg i skutki awarii reaktywnościowej
Celem eksperymentu, w czasie którego doszło do awarii, było wykazanie możliwości
czasowego (do momentu dostarczenia mocy z awaryjnych generatorów dieslowskich)
zasilania potrzeb własnych bloku z wykorzystaniem energii kinetycznej wirnika turbozespołu
w czasie jego wybiegu, po wyłączeniu turbiny i odłączeniu generatora od sieci – a konkretnie
chodziło o przetestowanie działania regulatora napięcia generatora w takim trybie pracy.
W trakcie tego eksperymentu m.in. 4 z 8 głównych pomp cyrkulacyjnych reaktora miało być
zasilanych z generatora wyłączonego turbozespołu.
Przygotowując blok energetyczny do tego eksperymentu operatorzy obniżyli moc reaktora
najpierw do 1600 MWt i wyłączyli jeden z turbozespołów, przełączając 4 główne pompy
cyrkulacyjne zasilane z wyłączonego generatora na zasilanie rezerwowe, pozostałe 4
zasilane były z generatora drugiego turbozespołu. Następnie operatorom udało się z trudem
ustabilizować moc cieplną reaktora na poziomie ok. 200 MWt (co było znacznie poniżej
dopuszczalnego minimum 700 MWt132). Aby skompensować ujemne efekty reaktywnościowe
(zwłaszcza zatrucia ksenonem) i utrzymać reaktor na mocy operatorzy sukcesywnie
wyprowadzali z rdzenia pręty bezpieczeństwa schodząc poniżej wymaganego minimum (30)
- do 8 tuż przed awarią. Popełniając jeszcze szereg innych, kardynalnych błędów (m.in.
wyłączając kolejne zabezpieczenia), doprowadzili oni reaktor do niestabilnego stanu, przy
którym niewielki impuls reaktywnościowy mógł spowodować gwałtowne wrzenie nasycone
wody i lawinowy wzrost jego mocy.
Przebieg zmian parametrów reaktora w czasie ostatnich 18 sekund awarii przedstawiono na
wykresie – Rys. 4.43. Realizując cel eksperymentu operator odciął dopływ pary do
pracującej turbiny, co spowodowało automatyczne odłączenie generatora od sieci i wybieg
turbozespołu. Przepływ wody przez rdzeń zaczął maleć, ponieważ 4 z 8 pomp napędzane
były silnikami zasilanymi z wyłączonego generatora, którego obroty spadały. Doprowadziło to
do coraz silniejszego wrzenia wody w rdzeniu reaktora i stopniowego wzrostu mocy reaktora.
Operator – zaniepokojony tym wzrostem mocy – wciska przycisk awaryjnego wyłączenia
reaktora (AZ-5) powodujący zrzut prętów bezpieczeństwa do rdzenia. Ale wskutek
poprzednich błędów układ wyłączania awaryjnego jest nieskuteczny. Co więcej, w czasie
pierwszych sekund przedłużacze prętów wypychają wodę z kanałów rdzenia co powoduje
dodatni impuls reaktywnościowy. W połączeniu z dużym dodatnim i rosnącym efektem
reaktywności przestrzeni parowych, skutkuje to dalszym wzrostem mocy i coraz silniejszym
wrzeniem wody. Nadmiar reaktywności rośnie i po 3 sekundach moc reaktora osiąga
530 MWt. Operator widząc, że pręty bezpieczeństwa nie osiągnęły dolnego położenia w
rdzeniu i odcina zasilanie elektryczne elektromagnesów, by spadek pod wpływem siły
ciężkości.
Jest już jednak za późno. Przepływ chłodziwa maleje, frakcja pary rośnie, następuje kryzys
wymiany ciepła przy wrzeniu, temperatura paliwa rośnie. Gdy ciepło zakumulowane w
paliwie przekroczyło 1300 kJ/kg koszulki pękają, a ciekłe paliwo wytryskuje do chłodziwa.
Następuje gwałtowne odparowanie wody, skok ciśnienia jest tak silny, że zawory zwrotne na
liniach tłocznych za pompami zamykają się. Kanały paliwowe pękają, para i woda napływa
do grafitu, wówczas zawory zwrotne za pompami otwierają się i woda znów płynie do
reaktora – reagując ze stopionym paliwem i rozgrzanymi grafitem.
132
Ponieważ w reaktorze RBMK przy mocy <20% wypadkowy efekt mocowy reaktywności staje się dodatni.
190
1:23:40
AZ-5
Rys. 4.43. Przebieg zmian parametrów reaktora podczas awarii w EJ Czarnobyl.
Zmiany zawartości pary, reaktywności i mocy reaktora RBMK w ostatniej fazie awarii:
1 – wzg. moc neutronowa P/P0: 0÷120%, następnie 0÷48 000%;
2 – reaktywność Δk/k = -1% ÷ +5%; 3 – zawartość obj. pary α = 0÷1,2
Połączenie dodatniego sprzężenia mocy z rosnącą
temperaturą chłodziwa i przejściowym wzrostem
mocy wskutek błędu konstrukcyjnego w układzie
prętów bezpieczeństwa doprowadziło do nagłego i
gwałtownego wzrostu mocy, która spowodowała
stopienie paliwa, wyrzucenie go do wody, gwałtowną
eksplozję parową i niemal całkowite zniszczenie
reaktora. Skutki tej awarii były tym gorsze, że
moderator grafitowy i inne materiały w budynku
reaktora zapaliły się, co przyczyniło się do
długotrwałych i dużych uwolnień substancji
promieniotwórczych do otoczenia.
W wysokich temperaturach występuje gwałtowna
reakcja Zr-para wodna:
Zr + 2 H2O = ZrO2 + 2H2 + ciepło.
To wydzielanie ciepła podczas reakcji egzotermicznej
cyrkonu z parą wodną przyczynia się do
samoczynnego grzania koszulki i wzrostu tempa
reakcji. Procesy decydujące o przebiegu awarii
przebiegają w reaktorze samorzutnie, z dodatnim
sprzężeniem zwrotnym. Temperatura gwałtownie
rośnie. Uwolniony wodór wydziela się z rdzenia.
O 1.23.48 usłyszano dwa wybuchy. To wodór
wydzielony w reakcji Zr-H2O przepłynął do reflektora
grafitowego i tam połączył się z powietrzem, które
napłynęło po rozerwaniu zbiornika zawierającego
grafit.
Rys. 4.44. Zniszczony reaktor IV
bloku EJ Czarnobyl.
191
Wybuchy niszczą reaktor i część budynku (Rys. 4.44). Zaczyna się pożar. Eksplozje
wyrzuciły paliwo, elementy rdzenia i elementy konstrukcyjne wraz z silnie radioaktywnymi
produktami rozszczepienia wysoko w powietrze i odsłoniły rdzeń. Obłok dymu, produktów
radioaktywnych i pyłu z rdzenia i z budynku uniósł się na wysokość kilometra nad EJ.
Cięższe odłamki opadły w pobliżu EJ, ale lżejsze, łącznie z produktami rozszczepienia
i wszystkimi gazami szlachetnymi zostały uniesione przez wiatry na północny-zachód.
W zniszczonym bloku nr 4 trwa pożar, powodujący unoszenie obłoków dymu, pary i kurzu, a
mniejsze ogniska pożaru występują także w sąsiedniej hali turbin i w różnych składach
paliwa. Z pożarem walczy ponad 100 strażaków z elektrowni i wezwanych z sąsiedniej
Prypeci i ci ludzie otrzymali największe dawki promieniowania. Pierwsi strażacy byli na
miejscu pożaru o 1.28, do 2.20 ugaszono największe ogniska pożaru w hali turbin, a do 2.30
na dachu budynku reaktora. Pożar na zewnątrz ugaszono ostatecznie o 5.00, ale grafit palił
się nadal. Intensywne spalanie grafitu powodowało wyrzucanie produktów rozszczepienia
wysoko do atmosfery. Wobec braku obudowy zakrycie reaktora i przerwanie emisji było
bardzo trudne. Dokonano tego zrzucając materiały osłonowe na płonący blok reaktora z
helikopterów, z czym wiązało się znaczne narażenie radiacyjne lotników.
192
4.9
Przyczyny, przebieg i skutki awarii EJ Fukushima Dai-ichi
4.9.1 Cechy i układy bezpieczeństwa reaktorów BWR z obudową
bezpieczeństwa typu Mark-I
Wszystkie 4 reaktory w EJ Fukushima Dai-ichi, które uległy awarii (bloki 1-4) posiadały
obudowy bezpieczeństwa typu Mark-I. Jednakże układy bezpieczeństwa reaktora 1-go bloku
(BWR-3) w pewnym stopniu różniły się od układów bezpieczeństwa bloków 2-4 (BWR-4).
Bloki 5. (BWR-4)133 i 6. (BWR-5)134, które nie uległy awarii, zlokalizowane są obok siebie
i położone są opodal bloków 1-4 (patrz: widok z góry przed awarią – Rys. 4.45).
Rys. 4.45. Rozmieszczenie bloków EJ Fukushima Dai-ichi – stan przed awarią [MAEA2011
4.9.1.1
135
].
Układ chłodzenia rdzenia reaktora w stanie odciętym
Układ chłodzenia rdzenia reaktora w stanie odciętym (Reactor Core Isolation Cooling –
RCIC) uzupełnia wodę w reaktorze w celu zapewnienia chłodzenia rdzenia wówczas, gdy
rurociąg parowy zostaje odcięty i zostaje utracone normalna droga dostarczania wody do
reaktora. W przypadku reaktorów typów BWR-4÷6 układ RCIC (Rys. 4.46) składa się z turbopompy (RCIC Turbine/Pump), rurociągów i armatury. Turbina pompy napędzana jest parą
wytwarzaną w reaktorze, pobieraną z głównego rurociągu parowego, zaś wylot pary z turbiny
kierowany jest do kondensatora wodnego znajdującego się na dole obudowy
bezpieczeństwa. Turbopompa pobiera wodę ze zbiornika kondensatu, a po jego wyczerpaniu
zapasu kondensatu – z kondensatora wodnego, i podaje ją do rurociągu wody zasilającej
reaktor.
133
Także z obudową bezpieczeństwa Mark-I.
Z obudową bezpieczeństwa Mark-II.
135
IAEA International Fact Finding Expert Mission of the Fukushima Dai-ichi NPP Accident Following the Great
East Japan Earthquake and Tsunami. Report to the IAEA Member States. Tokyo, Fukushima Dai-ichi NPP,
Fukushima Dai-ni NPP and Tokai Dai-ni NPP, Japan, 24 May – 2 June 2011.
134
193
Sucha cz. obudowy bezp.
Zawór bezpieczeństwa / odciążający
Gł. rurociąg parowy
Do gł. turbiny
Zespół
osuszacza
pary
Gł. rurociąg wody zasilającej
Zespół
separatora
wilgoci
Rdzeń
reaktora
Zbiornik
kondensatu
Pętla
recyrkulacyjna
Pompa
recyrkulacyjna
Pompa
RCIC
Turbina
RCIC
Kondensator wodny obudowy bezp.
Rys. 4.46. Schemat układu chłodzenia rdzenia reaktora w stanie odciętym (RCIC).
[Boiling Water Reactor (BWR) Systems. USNRC Technical Training Center.]
Układ ten może działać autonomicznie odprowadzając
ciepło z rdzenia reaktora do kondensatora wodnego do
czasu gdy temperatura wody w kondensatorze wodnym
nie wrośnie do poziomu, przy którym wystąpi kawitacja w
układzie przepływowym turbopompy – co prowadzi do
wyłączenia się turbopompy lub jej uszkodzenia.
Jednakże reaktor 1-go bloku EJ Fukushima (typu BWR3) miał układ chłodzenia rdzenia reaktora w stanie
odciętym działający na odmiennej zasadzie – zamiast
turbopompy zastosowano tu pasywny układ chłodzenia z
kondensatorem „izolacyjnym” (Isolation Condenser – IC),
schematycznie przedstawiony na Rys. 4.47 (po prawej
stronie). W tym przypadku odbiór ciepła z rdzenia
reaktora zachodzi przy cyrkulacji naturalnej w pętli:
rurociąg parowy – kondensator IC – rurociąg wody
zasilającej. Para wodna wytwarzana w reaktorze ulega
skropleniu w kondensatorze IC oddając ciepło wodzie
kondensatora, zaś kondensat spływa grawitacyjnie do
reaktora jako woda zasilająca. Natomiast ciepło z
kondensatora IC odprowadzane jest do atmosfery przez
parowanie wody, której zasób jest uzupełniany.
Rys. 4.47. Porównanie układów
RCIC na blokach 1. oraz 2 i 3
EJ Fukushima Dai-ichi.
[AREVA: Facts about Fukushima
Accident. March 2012.]
194
4.9.1.2
Wysokociśnieniowy układ wtrysku chłodziwa
Wysokociśnieniowy układ wtrysku chłodziwa (High Pressure Coolant Injection – HPCI), jest
układem przeznaczonym do awaryjnego chłodzenia rdzenia przy małych i średnich
rozszczelnieniach obiegu chłodzenia reaktora. Jego zasada działania (Rys. 4.48) jest
analogiczna jak opisanego powyżej układu chłodzenia reaktora w stanie odciętym (RCIC).
Również i w tym przypadku wodę do reaktora pompuje turbopompa (HPCI Turbine/Pump),
której turbina zasilana jest parą wytwarzaną w reaktorze. Układy HPCI o analogicznej
koncepcji projektowej zostały zastosowane na wszystkich blokach EJ Fukushima Dai-ichi.
W razie wzrostu ciśnienia w reaktorze powyżej nastawy otwarcia zaworu odciążającego lub
bezpieczeństwa, zawór ten otwiera się i para wodna zrzucana jest pod wodę do
kondensatora wodnego na dole obudowy bezpieczeństwa.
Sucha cz. obudowy bezp.
Zawór bezpieczeństwa / odciążający
Gł. rurociąg parowy
Zespół
osuszacza
pary
Do gł. turbiny
Gł. rurociąg wody zasilającej
Zespół
separatora
wilgoci
Rdzeń
reaktora
Zbiornik
kondensatu
Pętla
recyrkulacyjna
Pompa
recyrkulacyjna
Pompa
HPCI
Turbina
HPCI
Kondensator wodny obudowy bezp.
Rys. 4.48. Schemat wysokociśnieniowego układu wtrysku chłodziwa (HPCI).
[Boiling Water Reactor (BWR) Systems. USNRC Technical Training Center.]
4.9.1.3
Niskociśnieniowy układ awaryjnego chłodzenia rdzenia i zraszania obudowy
bezpieczeństwa
Niskociśnieniowy układ awaryjnego chłodzenia rdzenia (Rys. 4.49) przeznaczony jest do
uzupełniania wody w reaktorze i odprowadzania ciepła powyłączeniowego w razie awarii
związanych z dużymi rozszczelnieniami obiegu chłodzenia reaktora.
Składa się on z dwóch oddzielnych i niezależnych układów: 1) układu zraszania rdzenia
(Core Spray), oraz 2) niskociśnieniowego układu wtrysku chłodziwa (Low Pressure Coolant
Injection – LPCI) – jest to w istocie awaryjny tryb pracy (LCPI) układu odprowadzania ciepła
195
powyłączeniowego (Residual Heat Removal - RHR), służącego przy normalnych
wyłączeniach bloku (np. na przeładunek paliwa) do odprowadzania ciepła powyłączeniowego
z reaktora.
Układ zraszania rdzenia (Core Spray) składa się z dwóch pętli, pompy tego układu pobierają
wodę z kondensatora wodnego na dole obudowy bezpieczeństwa i tłoczą ją do dysz
zraszaczy znajdujących się ponad rdzeniem reaktora. Pompy układu RHR/LPCI także
pobierają wodę z kondensatora wodnego i tłoczą ją poprzez wymiennik ciepła RHR (stąd
ciepło odbierane jest przez układ „odpowiedzialnej” wody ruchowej i odprowadzane do
ostatecznego ujścia) do pętli recyrkulacyjnych reaktora, skąd trafia ona do dolnej komory
mieszania pod rdzeniem reaktora.
Niskociśnieniowy układ awaryjnego chłodzenia rdzenia zapewnia odtworzenie zasobu
chłodziwa w reaktorze i chłodzenie elementów paliwowych tak, aby nie została przekroczona
temperatura ich koszulek 2200 °F (ok. 1204 °C) – co gwarantuje ograniczenie i opanowanie
reakcji cyrkonu z wodą, a zatem też i wydzielanie wodoru.
Sucha cz. obudowy bezp.
Zraszacze obudowy
bezpieczeństwa
Zespół
osuszacza
pary
Gł. rurociąg parowy
Gł. rurociąg wody
zasilającej
Pętla recyrkulacyjna
Rdzeń
reaktora
Wymiennik
ciepła układu
RHR
Pompa strumieniowa
Woda ruchowa
odpowiedzialna
Pompa
recyrkulacyjna
Zraszacze obudowy
bezpieczeństwa
Pompy RHR
(tryb LPCI)
Kondensator wodny obudowy bezp.
Zespół
osuszacza
pary
Pompa zraszania
rdzenia
Rys. 4.49. Schemat niskociśnieniowego układu awaryjnego chłodzenia rdzenia i zraszania
obudowy bezpieczeństwa.
[Boiling Water Reactor (BWR) Systems. USNRC Technical Training Center.]
Niskociśnieniowy układ wtrysku chłodziwa (LPCI) umożliwia także zraszanie obudowy
bezpieczeństwa (Containment Spray), tłocząc wodę do dysz zraszaczy rozmieszczonych w
górnej części (pierwotnej) obudowy bezpieczeństwa oraz w przestrzeni powietrznej
kondensatora wodnego na dole obudowy.
196
Zraszanie atmosfery (pierwotnej) obudowy bezpieczeństwa powoduje zmniejszenie ciśnienia
awaryjnego wewnątrz obudowy (na skutek kondensacji pary) oraz wymywanie zeń
radioaktywnych aerozoli, zmniejszając tym samym zagrożenie radiologiczne.
4.9.1.4
Obudowa bezpieczeństwa typu Mark-I
Obudowa bezpieczeństwa typu Mark-I (Rys. 4.50) obejmuję obudowę pierwotną i wtórną.
Pierwotną obudową bezpieczeństwa stanowi stalowy zbiornik o kształcie gruszki (tzw.
„sucha studnia” – dry-well), połączony rurociągami z toroidalnym zbiornikiem kondensatora
wodnego (tzw. „mokra studnia” – wet-well) umieszczonym poniżej górnej „suchej” części
obudowy. W razie awaryjnego rozszczelnienia obiegu chłodzenia reaktora wewnątrz
obudowy bezpieczeństwa, mieszanina parowo-gazowa przepływa z górnej części obudowy
do kondensatora wodnego, w który para ulega kondensacji – co powoduje obniżenie
ciśnienia, zaś radioaktywne aerozole są wypłukiwane i zatrzymane w wodzie.
Pierwotna obudowa bezpieczeństwa otoczona jest obudową wtórną, na którą składają się
konstrukcje żelbetowe budynku reaktora oraz lekka konstrukcja stalowa hali przemysłowej
(konstrukcja stalowa obudowana panelami) znajdująca się powyżej konstrukcji żelbetowej. W
hali tej zainstalowana jest suwnica oraz maszyna przeładowcza paliwa jądrowego, w hali tej
znajduje się także basen wypalonego paliwa jądrowego.
Rys. 4.50. Konstrukcja obudowy bezpieczeństwa typu Mark-I
[Boiling Water Reactor (BWR) Systems. USNRC Technical Training Center.]
4.9.1.5
Układ kontrolowanego upuszczania gazów z obudowy bezpieczeństwa
Układ kontrolowanego upuszczania gazów z pierwotnej obudowy bezpieczeństwa
(Containment Venting) przeznaczony jest do zmniejszania ciśnienia w obudowie
bezpieczeństwa – celem zachowania jej integralności konstrukcyjnej, w razie awarii podczas
których następuje nadmierny wzrost ciśnienia w obudowie (znacznie powyżej ciśnienia
projektowego) – np. na skutek niesprawności lub niedyspozycyjności układów
bezpieczeństwa grożący jej rozerwaniem, co skutkowałoby dużą i niekontrolowaną emisją
substancji promieniotwórczych do otoczenia.
197
Schemat tego układu pokazano na Rys. 4.51. Zaprojektowano go tak aby umożliwić
odprowadzenie mieszaniny parowo-gazowej z górnej części pierwotnej obudowy
bezpieczeństwa i z przestrzeni powietrznej kondensatora wodnego (torusa) do komina
wentylacyjnego (Exhaust stack). Składa się on rurociągów i zaworów (z napędem
elektrycznym – MO, oraz z napędem pneumatycznym – AO, oraz jednego zaworu
elektromagnetycznego – Solenoid valve).
Rys. 4.51. Schemat układu kontrolowanego upuszczania gazów z obudowy bezpieczeństwa
136
[TEPCO ].
W przypadku EJ Fukushima Dai-ichi maksymalne „robocze” ciśnienie w obudowie
bezpieczeństwa określono na poziomie 0,528 MPa(abs), zaś progowe ciśnienie zadziałania
układu kontrolowanego upuszczania gazów 0,549 MPa(abs) – przy takim ciśnieniu następuje
rozerwanie krążka (Ruptured disc) zamykającego wylot do komina wentylacyjnego. W
rzeczywistości podczas awarii na blokach 1-3 EJ Fukushima Dai-ichi układ ten otwarto przy
znacznie wyższych ciśnieniach, powyżej 0,9 MPa(abs). Wobec braku zasilania
elektrycznego i zbyt niskim ciśnieniu sprężonego powietrza, konieczne było otwieranie
zaworów ręcznie albo przy wykorzystaniu przenośnych agregatów prądotwórczych lub
kompresorów, a przy tym bardzo utrudniony był też dostęp do napędów (wobec silnego
promieniowania). Ostatecznie więc możliwe okazało się jedynie otwarcie jedynie rurociągu
odprowadzającego z torusa kondensatora wodnego (jak na rysunku oznaczono czerwoną
linią).
136
Facts and Lessons of the Fukushima Nuclear Accident and Safety Improvement. The Operator Viewpoints.
March, 2012. Naoki Anahara, Tokyo Electric Power Company.
198
4.9.2 Przyczyny awarii EJ Fukushima Dai-ichi
Awaria EJ Fukushima Dai-ichi miała kilka przyczyn, tak bezpośrednich jak też pośrednich.
Bezpośrednią przyczyną było oczywiście katastrofalne trzęsienie ziemi o magnitudzie IX
stopni w skali Richtera (jedno z najsilniejszych w historii Japonii), jakie wystąpiło 11 marca
2011 roku, o godzinie 14:46 czasu lokalnego, pod dnem Oceanu Spokojnego, w odległości
ok. 130 km na wschód od wyspy Honsiu, a przede wszystkim olbrzymia fala tsunami
wywołana przez to trzęsienie. Energia wyzwolona podczas tego wstrząsu sejsmicznego
odpowiada w przybliżeniu enerdze eksplozji 32 mld ton TNT (trotylu) – jest to ok. 600 więcej
niż energia eksplozji najpotężniejszej bomby termojądrowej (50-58 Mt TNT, na poligonie
Nowa Ziemia w ZSRR, 1961 r.).
W prefekturach Miyagi i Fukushima intensywność trzęsienia osiągnęła najwyższy 7 stopień w
japońskiej skali Shindo - niszczący, co oznacza prawie całkowite zniszczenie budynków
i infrastruktury murowanej, znaczące zniszczenia konstrukcji żelbetonowych, naruszenie
konstrukcji stalowych, nieprzejezdne drogi oraz widoczne zmiany topografii (pofalowanie
gruntu, uskoki)137. Granica tzw. wstrząsów uszkadzających (5 w skali Shindo) obejmowała
strefę ok. 120-150 km w głąb wyspy Honsiu. Około godziny 15:30 czasu lokalnego w
nabrzeża rejonu Thoku i Kanto uderzyło tsunami, zalewając obszar około 500 km 2, w tym
327 km2 prefektury Miyagi, 112 km2 prefektury Fukushima oraz 58 km2 prefektury Iwate. Jak
podały źródła japońskie138, maksymalna wysokość fali w pobliżu epicentrum przewyższała
35 m, dochodząc przy nadbrzeżach do wysokości ponad 10 m139. Bilans tego kataklizmu
przedstawiał się następująco140:

Zabitych lub zaginionych 19 000 osób141,

Rannych lub okaleczonych 27 000 osób,

Pozbawionych własnego dachu nad głową w dniu 12 marca około 700 000 osób,

1,2 miliona budynków mieszkalnych zniszczonych lub uszkodzonych,

18 000 zniszczonych budynków użyteczności publicznej,

4 000 zniszczonych fragmentów dróg,

280 zniszczonych odcinków trakcji kolejowej (1 680 zniszczonych przez tsunami),

460 000 gospodarstw odciętych od dopływu gazu,

4 000 000 gospodarstw odciętych od prądu oraz 800 000 przerwanych linii
telefonicznych.
O godz. 15:41 czasu lokalnego fala tsuami, o wysokości szacowanej na 14-15 m (Rys. 4.51),
uderzyła w EJ Fukushima Dai-ichi, przelała się przez o wiele za niski falochron (obliczony na
falę o max wysokości 5,7 m) zalewając teren elektrowni na głębokość 4-5 m, jednocześnie
niszcząc szereg układów i urządzeń istotnych dla bezpieczeństwa, w tym systemów
bezpieczeństwa.
137
Zembaty, Z.; Chmielewski, T.: Opisowe intensywności trzęsień ziemi i możliwości ich stosowania do oceny
wstrząsów górniczych, Inżynieria i Budownictwo, 2002, R. 58, nr 9, s. 513—521.
138
Geospatial Information Authority of Japan, No.5 Report on approximate inundated area, May 2011
139
Z tym, że w rejonie Elektrowni Jądrowej Fukushima Dai-ichi wysokość fail tsumami oszacowano na aż ok.
15 m.
140
Report of Japanese Gov. Report of the Japanese Government to the IAEA Ministerial Conference on Nuclear
Safety „The Accident at TEPCO’s Fukushima Nuclear Power Stations”, June 2011, Nuclear Emergency
Response Headquarters Government of Japan
141
http://earthquake-report.com/2012/03/10/japan-366-days-after-the-quake-19000-lives-lost-1-2-millionbuildings-damaged-574-billion/
199
Rys. 4. 51. Uderzenie fali tsunami w EJ Fukushima Dai-chi. [VGB Power Tech
142
].
Rys. 4.52. Stan japońskich elektrowni jądrowych po trzęsieniu ziemi 11.03.2011 r.
[Japan Atomic Industry Forum].
Z pięciu elektrowni jądrowych znajdujących się w rejonie trzęsienia ziemi (Rys. 4.52) w
czterech udało się reaktory wychłodzić i opanować sytuację bez szkód.
142
Earthquake and Tsunami in Japan on March 11, 2011 and Consequences for Fukushima and other Nuclear
Power Plants. Status: April 15, 2011. VGB Power Tech: Dr.-Ing. Ludger Mohrach, Thomas Linnemann, Georg
Schäfer, Guido Allana.
200
Natomiast elektrowni Fukushima Dai-ichi z trzema pracującymi pełną mocą blokami 1, 2 i 3
oraz blokiem 4, w którym przeprowadzano prace konserwacyjne nie udało się uratować. W
trakcie remontu były także bloki 5 i 6 tej elektrowni – położone opodal, na których sytuację
udało się jednak opanować.
Jednak równie ważne jak przyczyny bezpośrednie – a być może nawet ważniejsze – były
przyczyny pośrednie tej awarii, którymi są błędy i zaniechania ludzi i instytucji
odpowiedzialnych za zapewnienie bezpieczeństwa elektrowni jądrowych.

Źle wybrano lokalizację tej elektrowni – nie tylko w rejonie dużych zagrożeń sejsmicznych
ale przede wszystkim zagrożeń tsunami, a co gorsza – błędnie oszacowano maksymalną
projektową wysokość fali tsunami: na 5,7 m143, podczas gdy w rzeczywistości po
trzęsieniu ziemi 11.03.2011 r. fala tsunami w rejonie osiągnęła 14-15 m.

Nie wprowadzono niezbędnych ulepszeń i środków bezpieczeństwa, a w szczególności:

-
zabezpieczeń przeciwpowodziowych chroniących przed zalaniem – w tym w
szczególności przez falę tsunami – teren elektrowni, jak również (dodatkowo)
określone obiekty mające żywotne znaczenie dla zapewnienia bezpieczeństwa;
-
dodatkowych (wtórnych) systemów bezpieczeństwa umieszczonych w budynkach
(typu bunkrowego) zabezpieczonych przed zalaniem (szczelnych lub umieszczonych
wystarczająco wysoko)144, które zapewniałyby bezpieczeństwo elektrowni nawet w
razie wystąpienia skrajnych zagrożeń naturalnych;
-
pasywnych systemów i urządzeń – zwłaszcza mieszania atmosfery obudowy
bezpieczeństwa i rekombinacji wodoru;
-
nie zmodernizowano odpowiednio układów upuszczania gazów z obudowy
bezpieczeństwa tak, by możliwe było ich bezproblemowe użycie w warunkach
ciężkiej awarii, przy braku zasilania w energię elektryczną i sprężone powietrze.
Za powyższe zaniedbania winę ponosi nie tylko właściciel i eksploatator EJ Fukushima
(Tokyo Electric Power Corporation – TEPCO), ale także i japoński Dozór Jądrowy.
Funkcje dozorowe w Japonii były sprawowany przez aż 3 jednostki organizacyjne:
- Nuclear Safety Commission (NSC) – podległa Biuru Rady Ministrów (CAO);
- Nuclear & Industrial Safety Agency (NISA) – to główna instytucja dozoru jądrowego,
podległa Ministerstwu Gospodarki, Handlu i Przemysłu (METI);
- Nuclear Safety Division – komórka organizacyjna Ministerstwa Szkolnictwa, Kultury,
Sportu, Nauki i Techniki (MEXT).
A więc nie dość, że funkcje dozoru jądrowego były rozczłonkowane, to jeszcze jednostki
organizacyjne dozoru były niewłaściwie podporządkowane organizacyjnie, zwłaszcza
główna agencja dozoru (NISA) – Ministerstwu Gospodarki, Handlu i Przemysłu, które
przecież odpowiada za promocję i rozwój energetyki jądrowej. W takiej formule
organizacyjnej japoński dozór okazał się nieskuteczny w egzekwowaniu wymagań
bezpieczeństwa jądrowego.
W 2012 r. dozór jądrowy został w Japonii radykalnie przeorganizowany i obecnie składa
się on z dwóch nowych jednostek podporządkowanych Ministrowi Środowiska: Nuclear
Safety Advisory Commitee oraz Nuclear Safety Agency.
143
Projektową wysokość fali tsunami 5,7 m określono po ponownej ocenie w 2002 r., natomiast pierwotna
projektowa wysokość została określona na poziomie zaledwie 3,1 m!
144
Takie właśnie ulepszenia bezpieczeństwa zastosowano w szeregu europejskich EJ zlokalizowanych w
rejonach zagrożeń powodziowych.
201
4.9.3 Przebieg i skutki awarii EJ Fukushima Dai-ichi
4.9.3.1
Przebieg awarii
W wyniku niezwykle silnego wstrząsu sejsmicznego, w dniu 11.03.2011 r. o godz. 14:46
czasu lokalnego, reaktory bloków 1-3 EJ Fukushima Dai-ichi pracujących wówczas na pełnej
mocy zostały automatycznie wyłączone (przez systemy zabezpieczeń).
Jednocześnie zostały uszkodzone wszystkie 4 linie elektroenergetyczne łączące tę
elektrownię z zewnętrzną siecią elektroenergetyczną, co oznaczało utratę zasilania
elektrycznego prądem przemiennym ze źródeł zewnętrznych. Na wszystkich blokach
automatycznie uruchomiły się jednak awaryjne agregaty prądotwórcze zasilane silnikami
diesla, zapewniając zasilanie systemów bezpieczeństwa i odprowadzanie ciepła
powyłączeniowego ze wszystkich reaktorów oraz chłodzenie basenów wypalonego paliwa.
Pomimo ekstremalnie wysokiej amplitudy i przyśpieszeń wstrząsów sejsmicznych, nie
wykryto poważniejszych uszkodzeń spowodowanych przez trzęsienie ziemi i sytuacja była
wówczas jeszcze pod pełną kontrolą.
Jednakże o godz. 15:41 czasu lokalnego w EJ Fukushima Dai-ichi uderzyła fala tsuami o
wysokości szacowanej na 14-15 m, przelała się przez o wiele za niski falochron, zalewając
teren elektrowni na głębokość 4-5 m (Rys. 4.53 i 4.54).
Rys. 4.53. Zalanie terenu w rejonie 1-go bloku EJ Fukushima Dai-ichi. [VGB Power Tech].
Tsunami zniszczyło ujęcie i pompownię wody chłodzącej (położone za falochronem) i zmyło
zbiornik magazynowy oleju napędowego, zanieczyszczona woda morska wdarła się poprzez
otwarte kanały rurociągów i kabli do budynku maszynowni zalewając awaryjne agregaty
dieslowskie (położone poniżej terenu elektrowni!), rozdzielnie elektryczne systemów
bezpieczeństwa, akumulatornie oraz inne urządzenia ważne dla bezpieczeństwa (Rys. 4.54
i 4.55).
202
Rys. 4. 53. Zalanie terenu i obiektów EJ Fukushima Dai-ichi przez falę tsunami.
[AREVA: Facts About the Fukushima Accident (from Public Sources). March, 2012].
Rys. 4.54. Zniszczenia na terenie EJ Fukushima Dai-ichi. [VGB Power Tech].
Ocalały tylko dwa agregaty dieslowskie, z których jeden był jednak niezdatny do użytku z
uwagi na zalaną rozdzielnię, a drugi zasilał reaktory w blokach 5 i 6 (wyłączone ze względu
na konserwację) i nie udało się go przełączyć na zasilanie układów chłodzenia
reaktorów 1-3. W efekcie na blokach 1-2 nastąpił całkowity black-out (baterie akumulatorów
były dyspozycyjne na blokach 3-6), oraz całkowicie utracono możliwość odprowadzania
ciepła powyłączeniowego do ostatecznego ujścia (tj. Oceanu Spokojnego).
203
Rys. 4.55. Uszkodzenia układów i urządzeń EJ Fukushima w wyniku trzęsienia ziemi i tsunami
[AREVA: Facts About the Fukushima Accident (from Public sources as of May 21, 2011).
June, 2011].
W tej sytuacji odbiór ciepła z rdzeni reaktorów
możliwy był – lecz tylko przez ograniczony czas
– jedynie145 z wykorzystaniem układów
chłodzenia rdzenia w stanie odciętym (RCIC,
patrz pkt 4.9.1.1) lub wysokociśnieniowych
układów wtrysku chłodziwa (HPCI, patrz pkt
4.9.1.2). Układy te as4nie zapewniały jednak
odprowadzenia
ciepła
z
obudowy
bezpieczeństwa
do
ostatecznego
ujścia
(Oceanu Spokojnego lub atmosfery), lecz
jedynie przenoszenie ciepła z rdzenia reaktora
do kondensatorów wodnych w obudowach
bezpieczeństwa, co skutkowało wzrostem
temperatury wody w tych kondensatorach.
Najgorsza sytuacja powstała od razu na bloku
1-szym, na którym nie udało się uruchomić
turbopompy układu HPCI, zaś pasywny układ
RCIC
(z
kondensatorem)
okazał
się
nieefektywny i po ok.
50 minutach od
uderzenia tsunami odprowadzanie ciepła z
reaktora ustało.
Rys. 4.55. Chłodzenie reaktorów 2. i 3.
z wykorzystaniem turbopomp. [AREVA:
Matthias Braun, The Fukushima Daiichi
Incident.]
145
Nie było możliwe wykorzystanie niskociśnieniowego układu awaryjnego chłodzenia rdzenia ze względu na
utratę zewnętrznego układu chłodzenia (wody ruchowej odpowiedzialnej) – chłodzącego wymiennik ciepła RHR.
204
Natomiast na blokach 2 i 3 (Rys. 4.55) udało
się uruchomić turbopompy bądź to układu
RCIC (blok 2 i 3) bądź układu HPCI (blok 3).
Układy pomiarów i sterowania turbopomp
wymagały jednak zasilania elektrycznego (z
baterii akumulatorów), a ponadto temperatura
zasysanej wody musiała być niższa od 100°C.
W efekcie turbopompy przestały działać
i zostało przerwane odprowadzanie ciepła z
reaktorów: najpierw bloku 3 - 13.03. o godz.
2:44 (z powodu wyczerpania się baterii
akumulatorów), a następnie bloku 2 – 14.03. o
godz. 13:25 (z powodu uszkodzenia pompy).
W tej sytuacji rdzenie reaktorów 1-3 zaczęły
się przegrzewać, w zbiornikach reaktorów
wzrosła temperatura i ciśnienie – co
spowodowało
otwarcie
się
zaworów
bezpieczeństwa na rurociągach parowych
i zrzut pary do kondensatorów wodnych w
torusie na dole obudowy bezpieczeństwa
(Rys. 4.56). Wskutek tego poziom wody w
Rys. 4.56. Zrzut pary z reaktora do
zbiornikach reaktorów wciąż się obniżał i w
kondensatora wodnego w torusie obudowy
końcu doszło do odsłonięcia rdzeni reaktorów
bezpieczeństwa. [AREVA: Matthias Braun,
1-3. Próby zalania rdzeni reaktorów wodą
The Fukushima Daiichi Incident.]
(najpierw morską później słodką) skończyły się
niepowodzeniem. Znajdujące się w nich pręty paliwowe zaczęły się topić. Gorące paliwo
spłynęło na dno zbiorników reaktorów. W reaktorach 2 i 3 zbiorniki nie przetopiły się, ale
przez otwory technologicznie w dnie prawdopodobnie doszło do wycieków do wnętrza
pierwotnej obudowy bezpieczeństwa. W reaktorze 1 stopione paliwo przepaliło zbiornik i
trafiło do chłodzonego wodą basenu wewnątrz pierwotnej obudowy bezpieczeństwa.
Obudowy bezpieczeństwa 1. i 3. reaktora pozostały jednak nieuszkodzone.
W temperaturze powyżej 900°C cyrkon, z
którego wykonane są koszulki paliwowe,
zaczyna reagować z wodą, a w wyniku tej
reakcji wydzielane są duże ilości wodoru, co
skutkowało wzrostem ciśnienia w obudowie
bezpieczeństwa. Wodór powinien być
spalany w rekombinatorach wodoru, ale w
tej elektrowni wymagały one dopływu
energii
elektrycznej
(w
nowych
elektrowniach działają one pasywnie, bez
dopływu energii z zewnętrz). Zawartość
wodoru i ciśnienie pary wewnątrz budynków
reaktorów rosły. Przy ciśnieniach w
obudowach powyżej 0,9 MPa(abs) personel
elektrowni zdołał otworzyć zawory układu
kontrolowanego upuszczania gazów (przez
komin wentylacyjny). Jednakże znaczące
ilości wodoru przedostały się przez różne
nieszczelności w konstrukcji obudowy
bezpieczeństwa i układu kontrolowanego
upuszczania gazów do zamkniętych hali
budynków reaktorów 1. i 3.
Rys. 4.57. Detonacja wodoru w budynku
reaktora 1. i 3.
[AREVA: Matthias Braun, The Fukushima
Daiichi Incident.]
205
Na bloku 4., który był w trakcie remontu – z
całym paliwem jądrowym wyładowanym z
rdzenia do basenu wypalonego paliwa,
znajdującego się ponad pierwotną obudową
bezpieczeństwa – na skutek braku
chłodzenia temperatura wody w basenie
wypalonego
paliwa
zaczęła
rosnąć,
następnie doszło do jej wrzenia i
wyparowywania. W konsekwencji poziom
wody w basenie obniżał się aż doszło do
odsłonięcia elementów paliwowych, ich
silnego przegrzania i reakcji cyrkonu z wodą
z wydzielaniem się wodoru do hali budynku
reaktora (Rys. 4.59). Wodę w basenie
wypalonego paliwa 4. bloku próbowano
najpierw
uzupełniać
zrzutami
ze
śmigłowców i za pomocą działek wodnych
(co okazało się nieskutecznie), a następnie
za pomocą wysokociśnieniowych pomp do
betonu.
Rys. 4.58. Detonacja wodoru w torusie
obudowy bezpieczeństwa 2. reaktora
[AREVA: Matthias Braun, The Fukushima
Daiichi Incident.]
W wyniku reakcji wodoru z tlenem zawartym
w powietrzu, doszło w końcu do serii
konwencjonalnych detonacji w budynkach
reaktorów:
 1. bloku: 12.03. o godz. 15:36 (Rys. 4.57);
 3. bloku: 14.03. o godz. 11:01 – tj. 43 godz. później (Rys. 4.57);
 2. bloku: 15.03. o godz. 6:00 – tj. 19 godz. później – tu wybuch nastąpił w toroidalnym
zbiorniku kondensatora wodnego u dołu pierwotnej budowy bezpieczeństwa,
najprawdopodobniej powodując rozszelnienie tej obudowy (Rys. 4.58);
 4. bloku: w tym samym czasie co 2. bloku.
Zwłaszcza uszkodzenie torusa obudowy
bezpieczeństwa reaktora 2. bloku w
wyniku
detonacji
wodoru,
oraz
przegrzanie i częściowe stopienie się
paliwa jądrowego w basenie wypalonego
paliwa 4. bloku (na wolnym powietrzu –
praktycznie
bez
zatrzymywania
substancji
promieniotwórczych,
zwłaszcza po zniszczeniu hali wskutek
detonacji wodoru), skutkowały bardzo
dużymi
emisjami
substancji
promieniotwórczych do otoczenia i
rozległymi
skażeniami
terenów
–
szczególnie położonych w kierunku
północno-zachodnim od elektrowni.
Rys. 4.59. Topienie się paliwa jądrowego w
basenie wypalonego paliwa 4. bloku
[AREVA: Matthias Braun, The Fukushima
Daiichi Incident.]
206
Stan budynków reaktorów 1-4 po wybuchach wodoru pokazano na Rys. 4.60. Patrząc od
prawej widzimy: uszkodzony budynek reaktora 1. bloku, dalej budynek reaktora 2. bloku (ten
z uszkodzonym torusem), oraz dwa najbardziej zniszczone budynki reaktorów – 3. i 4. bloku.
Rys. 4.60. Widok na uszkodzone budynki reaktorów 1-4 EJ Fukushima Dai-ichi.
[MAEA2011].
Na Rys. 4.61 pokazano stan reaktorów i obudów bezpieczeństwa bloków 1. oraz 2 i 3 – wg.
ocen wykonanych w marcu 2012 r.
Rys. 4.61. Stan reaktorów i obudów bezpieczeństwa bloków 1. oraz 2 i 3 EJ Fukushima Dai-ichi.
[TEPCO].
Rdzeń 1. reaktora uległ całkowitemu stopieniu, a stopiony materiał rdzenia przepalił dennicę
zbiornika reaktora i spłynął na beton na dnie pierwotnej obudowy bezpieczeństwa (Primary
Contaiment Vessel - PCV) wtapiając się weń na głębokość ok. 65 cm, obudowa pozostała
jednak nienaruszona. Z kolei w reaktorach 2. i 3. paliwo zostało mocno uszkodzone lecz
207
tylko niewielka jego część została stopiona i wypłynęła przez uszkodzenia w zbiorniku na
beton w pierwotnej obudowie bezpieczeństwa – oceniono, że penetracja betonu nie
przekracza: 12 cm – w przypadku reaktora 2, a 20 cm – w przypadku reaktora 3. Reakcje
stopionego rdzenia z betonem ustały, zaś paliwo i obudowa bezpieczeństwa są
wystarczająco chłodzone.
Sytuację w elektrowni ustabilizowano na początku kwietnia 2012 r., kiedy to udało się
odremontować linie zasilające wysokiego napięcia. Do końca maja przeprowadzono szereg
akcji prewencyjnych (np. wypełnianie azotem obudów bezpieczeństwa w celu wyparcia ew.
powstającego wodoru), zalanie reaktorów 1-3 wodą, konstrukcja dodatkowych osłon, itd.).
4.9.3.2
Skutki radiologiczne awarii
Chociaż w żadnym reaktorze bloków 1-3 stopione paliwo nie wydostało się poza obudowę
bezpieczeństwa, to awaryjne upusty gazów i pary, eksplozje wodoru146, oraz przegrzanie
i znaczne uszkodzenie paliwa znajdującego się w basenie wypalonego paliwa 4-go bloku,
spowodowały uwolnienie do atmosfery znacznych ilości substancji promieniotwórczych. W
tym czasie z powodu braku zasilania nie działały żadne urządzenia monitorujące otoczenie
elektrowni, dlatego aktywność uwolnioną do atmosfery oszacowały dwie niezależne grupy
ekspertów NISA (Nuclear Industrial Safety Agency) i NSC (Nuclear Safety Commission) na
podstawie dostępnych zapisów zmian ciśnienia i temperatury i poziomu radiacji w
zbiornikach reaktorów bloków 1-3 oraz obliczeń modelowych stopnia stopienia i zniszczenia
rdzeni, a także uszkodzenia paliwa składowanego w basenie wypalonego paliwa 4-go bloku.
Wyniki tych ocen zestawiono w Tabeli 4.1, w której – dla porównania – podano również
aktywność uwolnioną do powietrza 26 kwietnia 1986 r w Czarnobylu. Z przedstawionego
porównania wynika, że aktywność uwolniona do atmosfery reaktorów 1-3 EJ EJ Fukushima
Dai-ichi stanowiła około 10% aktywności uwolnionej z 4-tego bloku EJ w Czarnobylu 26
kwietnia 1986 r. niemniej jednak awarię w EJ Fukushima Dai-ichi ostatecznie
zakwalifikowano jako awarię stopnia 7 w skali INES147, biorąc pod uwagę uwolnienia powyżej
5 x 1016 148.
149
Tabela 1.1. Wstępnie oszacowana sumaryczna aktywność uwolniona do powietrza z
elektrowni Fukushima Dai-ichi i z Czarnobyla [Bq]
Izotop
promieniotwórczy
(1) I-131
Cs-137
151
(2) Cs-137
(ekwiwalent I-131)
Razem (1+2)
EJ Fukushima Dai-ichi
bloki energetyczne nr 1,2,3
150
NISA
NSC
Nuclear Industrial Safety
Nuclear Safety
Agency
Commission
17
1,5 x 10
16
1,2 x 10
2,4 x 10
17
2,8 x 10
17
3,7 x 10
17
6,3 x 10
17
1,3 x 10
15
6,1 x 10
17
EJ Czarnobyl
blok energetyczny nr 4
IAEA
18
1,8 x 10
16
8,5 x 10
5,2 x 10
18
146
Detonacja wodoru w torusie najprawdopobniej spowodowała uszkodzenie pierwotnej obudowy
bezpieczeństwa reaktora 2-go bloku.
147
Międzynarodowa skala zdarzeń jądrowych i radiologicznych (ang. International Nuclear Event Scale, INES),
nazywana także skalą INES – stworzona przez Międzynarodową Agencję Energii Atomowej skala do oceniania
skutków awarii jądrowych oraz sprawnego i jednoznacznego informowania opinii publicznej o zdarzeniach w
obiektach jądrowych. Skala obejmuje 7 punktów (0: odstępstwo, 1–3: incydenty, 4–7: awarie).
148
Report of Japanese Gov. Report of the Japanese Government to the IAEA Ministerial Conference on Nuclear
Safety „The Accident at TEPCO’s Fukushima Nuclear Power Stations”, June 2011, Nuclear Emergency
Response Headquarters Government of Japan.
149
Z reaktorów bloków 1,2,3.
150
Oszacowanie z dn. 12 kwietnia 2011 r w celu określenia skali INES.
151
Ekwiwalent I-131 – dla Cs-137 mnożnik = 40.
208
Ogółem, na 2367 osób biorących udział w akcjach ratowniczych podczas awarii EJ
Fukushima Dai-ichi, 67% nie przekroczyło limitu rocznego 20 mSv, a tylko 4,3% przekroczyło
limit 5-letni 100 mSv, przy czym 6 osób otrzymało dawki powyżej 250 mSv (Rys. 4.62).
Rys. 4.62. Rozkład dawek otrzymanych przez pracowników w EJ Fukushima Dai-chi.
[AREVA: Facts About the Fukushima Accident (from Public Sources). March, 2012].
Stężenie aktywności w powietrzu szybko maleje w miarę jak chmura oddala się od punktu
uwolnienia. W odległości 100 km stężenie będzie już mniejsze około 100 000 razy, natomiast
wzdłuż trajektorii chmury radioaktywnej pozostaje „ślad” na ziemi w postaci opadu
promieniotwórczego. Promieniowanie zdeponowanych na powierzchni ziemi izotopów może
znacząco zwiększyć moc dawki stając się źródłem narażenia dla osób przebywających na
tym obszarze, w dłuższej skali czasowej dotyczy to przede wszystkim długożyciowych
izotopów cezu Cs-137 i Cs-134 .
Obszar podwyższonych skażeń promieniotwórczych (Rys. 4.63) o powierzchni około
1500 km2 i obwodzie 200 km rozciągał się w promieniu 60 km na północny zachód od EJ
Fukushima Dai-ichi, obejmując osiem prefektur. Stężenia Cs-137 były zróżnicowane
i zmieniały się od 15 MBq/m2 do 0,3 MBq/m2 (w Polsce najwyższe stężenia Cs-137 po awarii
w Czarnobylu wyniosły ok. 50 kBq/m2 i nie stanowiły żadnego zagrożenia). Stężenia Cs-134
są na podobnym poziomie. Z rozkładem przestrzennym stężeń w/w izotopów korelował
rozkład mocy dawek zmieniający się w zakresie od 90 Sv/h do 1 Sv/h.
Warto nadmienić, że moc dawki równa 1 Sv/h jest bliska wartościom promieniowaniu tła
ziemskiego w niektórych krajach np. Norwegii czy Finlandii 152.
Człowiek przebywający w ciągu przemieszczania się chmury, to jest przez trzy dni, na
obszarze, gdzie 29 marca 2011 r. zmierzono największe skażenia, czyli 15 MBq/m 2
promieniotwórczego cezu Cs-137 i moc dawki 91 Sv/h, otrzymałby największe dawki od
wchłonięć radioizotopów wskutek wdychania skażonego powietrza.
152
W Polsce promieniowanie tła wynosi około 0,1 Sv/h
209
Rys. 4.63. Mapy rozkładu mocy dawki (z lewej) oraz skażeń Cs-134 i Cs-137 w otoczeniu EJ
153
Fukushima Dai-ichi .
Wg oceny dr Krajewskiego, dyrektora CLOR154, średnie (w okresie trzydniowych uwolnień)
stężenie promieniotwórczych izotopów w powietrzu wynosiły: 19 kBq/m3 dla Cs-137,
23 kBq/m3 dla Cs-134, 200 kBq/m3 dla I-131 oraz 4 kBq/m3 Te-129m, a odpowiadająca tym
wartościom dawka efektywna od wchłonięć drogą oddechową wynosiła 244 mSv. Ponadto,
otrzymano by dawkę zewnętrzną od chmury równą 1,5 mSv oraz dawkę zewnętrzną od
napromienienia radioizotopami zdeponowanymi na powierzchni ziemi równą 40 mSv.
Całkowita dawka wyniosłaby zatem około 285 mSv, co prawie trzykrotnie przekracza limit
narażenia wymagający ewakuacji. Podobne obliczenia pokazują, że na obszarach
największego skażenia, 30 dniowa dawka zewnętrzna od promieniowania radioizotopów
zdeponowanych na powierzchni ziemi wynosiła by 150 mSv, natomiast na obszarach o 5
krotnie niższym poziomie skażeń, dawki nie przekroczyły by progu 30 mSv. Osoba
powracająca na obszar największego skażenia po 30 marca 2011 r., czyli po zniknięciu
skażeń powietrza, otrzymałaby w ciągu roku dawkę 1000 mSv, na pozostałych obszarach
dawki były by mniejsze niż 200 mSv.
Aby uchronić ludność przed otrzymaniem tak wysokich dawek, rząd japoński słusznie podjął
decyzje o ewakuacji, znacznie utrudnionej wskutek zniszczenia infrastruktury kraju przez
trzęsienie ziemi i tsunami.
Kataklizm, który wtedy nawiedził Japonię, unieruchomił prawie całą infrastrukturę
monitoringu środowiska zarówno wewnątrz jak i na zewnątrz elektrowni Fukushima Dai-ichi.
Dowodzący akcją interwencyjną, opierali się na informacjach o stanie reaktorów, które
otrzymywali od operatorów elektrowni i na intuicji.
153
Results of Airborne Monitoring by the Ministry of Education, Culture, Sports, Science and Technology and the
U.S. Department of Energy. May 6, 2011.
154
P. Krajewski: Skutki radiologiczne Fukushimy, V Szkoła Energetyki Jądrowej, NCBJ, maj 2012.
210
Scenariusz akcji interwencyjnej, obejmującej okoliczną ludność, rozwijał się następująco
(Rys. 4.64):
1. 11
marca
20:15
zarządzono
ewakuację w promieniu 2 km od
Fukushima Dai-ichi ze względu na
niestabilny stan reaktorów.
2. 11 marca 21:23 Premier Rządu
Japońskiego wydaje decyzję o
zwiększeniu promienia ewakuacji do
3 km od Fukushima Dai-ichi oraz
pozostanie w domach w promieniu
10 km od Fukushima Dai-ichi.
3. 12
marca
5:44
z
powodu
pogarszającej
się
sytuacji
w
elektrowni
i
meldunków
o
wzrastającej temperaturze i ciśnieniu
w
reaktorach
oraz
ryzyku
przegrzania rdzeni,
szef NERH
(Nuclear
Emergency Response
Headquarters) powiększa promień
ewakuacji do 10 km od Fukushima
Dai-ichi.
4. 12 marca 18:25 następuje wybuch
wodoru w budynku 1. reaktora155,
Rys. 4.64. Strefy ewakuacji wokół EJ Fukshima
szef NERH zarządza ewakuację w
Dai-ichi – stan na 30.09.2011 r.
promieniu 20 km od Fukushima Dai[AREVA: Facts About the Fukushima Accident (from
ichi.
Public Sources). March, 2012].
(W promieniu 20 km przebywa około
78 000 mieszkańców, a ludność obszaru pomiędzy 20 i 30 km liczy 62 400 mieszkańców
oraz dodatkowo 700 osób ewakuowanych ze szpitali ze strefy 20 km.)
5. 15 marca 11:00 po serii eksplozji wodoru w budynkach reaktorów 3, 2 i 4, szef NERH w
obawie przed dyspersją skażeń promieniotwórczych i potencjalnym ryzykiem dawek
wewnętrznych od I-131 nakazuje pozostanie w domach w strefie 20-30 km.
6. 21 kwietnia znane są już wyniki pomiarów mocy dawki i skażeń powierzchniowych, Szef
NERH ustanawia zakaz wstępu do 20 km od Fukushima Dai-ichi, tworząc tzw.
„Restricted Area”, za samowolne wejście do strefy grożą wysokie grzywny.
7. 23 kwietnia – 27 maja 2011 r., szef NERH ustanawia warunki czasowego wstępu do
poszczególnych rejonów w obrębie 20 km, a w promieniu 60 km w rejonach o
podwyższonym skażeniu powierzchniowym wprowadza strefy planowanej ewakuacji.
W rok po katastrofie, sytuacja na obszarach wokół elektrowni Fukushima Dai-ichi jest
ustabilizowana, a trzy miejscowości w 20-kilometrowej strefie wokół elektrowni zostały
zakwalifikowane do kategorii156, zezwalającej na powrót mieszkańców. Są to Kawauchi
i Tamura, a od połowy kwietnia Minamisoma. Obszary o największym poziomie
promieniowania w tych miejscowościach pozostaną jednak nadal zamknięte.
155
156
W górnej części budynku reaktora ponad pierwotną obudową bezpieczeństwa.
Roczna dawka nie powinna przekroczyć 20 mSv.
211
Mówiąc o ewakuacji ludności wokoło EJ Fukushima trzeba jednak pamiętać, że wskutek
trzęsienia ziemi i tsunami około 700 000 mieszkańców zostało pozbawionych własnego
dachu nad głową i musiało przebywać w tymczasowych schronieniach157.
4.9.3.3
Podsumowanie
Awaria w EJ Fukushima Dai-ichi nastąpiła wskutek największego w historii Japonii trzęsienia
ziemi i spowodowanego przez nie tsunami, którego wysokość przekroczyła dwukrotnie
przewidywania ekspertów japońskich. Reaktory 1-4, które uległy zniszczeniu w EJ
Fukushima Dai-ichi, były stare, projektowane przed pół wiekiem. Nie były one
modernizowane tak jak reaktory europejskie, między innymi nie miały układów pasywnej
autokatalitycznej rekombinacji wodoru, w jakie zgodnie z zaleceniami dozorów jądrowych
niemieckiego i francuskiego158 wyposażone zostały wszystkie reaktory w Europie i w krajach
dawnego ZSRR. Ten brak doprowadził do przekroczenia dopuszczalnych koncentracji
wodoru i do wybuchów, które zniszczyły konstrukcje wtórnych obudów bezpieczeństwa
i spowodowały niekontrolowane wydzielenia produktów rozszczepienia. Przede wszystkim
zaś, zbudowane dla nich wały ochronne były za niskie i brak było „zabunkrowanych” (tj. w
umieszczonych szczelnym budynku odpornym na różne zagrożenia zewnętrzne)
rezerwowych systemów bezpieczeństwa 2-go poziomu159, wskutek czego fala tsunami zalała
– poprzez niezabezpieczone kanały rurociągowe i kablowe – pomieszczenia generatorów
awaryjnych i baterii akumulatorowych pozbawiając elektrownię zasilania elektrycznego z
wszelkich źródeł. Mimo to, promieniowanie ze zniszczonych bloków nie spowodowało
niczyjego zgonu ani zachorowania, a dawki otrzymane przez załogę pozostały zasadniczo w
dopuszczalnych granicach – za wyjątkiem 6 osób, które otrzymały dawki powyżej 250 mSv
(309-678 mSv), jednakże nie zagrażające ich życiu.
Awaria taka jak w EJ Dai-chi nie będzie mogła zdarzyć się w Polsce – ze względu na
niewystępowawanie zagrożeń sejsmicznych o skali porównywalnej z Japonią (w tym
zwłaszcza tsunami), oraz odporność rozwiązań projektowych nowoczesnych elektrowni
jądrowych z reaktorami generacji III i III+ (a tylko takie mogą być budowane w Polsce –
zważywszy na najwyższe standardy bezpieczeństwa jądrowego wymagane w polskich
przepisach) na wszelkie zagrożenia zewnętrzne.
157
http://earthquake-report.com/2012/03/10/japan-366-days-after-the-quake-19000-lives-lost-1-2-millionbuildings-damaged-574-billion
158
F. Arnould: State Of The Art Of Passive Autocatalytic Recombiner (Parsoar) ftp://ftp.cordis.europa.eu/pub/fp5euratom/docs/fisa2003_3-3_parsoar_en.pdf
159
Takie systemy zostały zastosowane w niektórych europejskich elektrowniach jądrowych, tam gdzie występuje
podwyższone zagrożenie powodziowe.
212
4.10 Bibliografia
1. Zdzisław Celiński, Andrzej Strupczewski: Podstawy energetyki jądrowej. WNT
Warszawa, 1984.
2. Andrzej Strupczewski: Awarie reaktorowe a bezpieczeństwo energetyki jądrowej. WNT
Warszawa, 1990.
3. 1300 MW PWR KONVOI PLANT ISAR 2. Comprehensive Power Description.
Siemens AG. Power Generation (KWU).
4. Mitsubishi US-APWR System Design & Safety Features. Mitsubishi Heavy Industries Ltd.
DOE Technical Session. June 29, 2007.
5. Reactor Safety Study: An Assessment of Accident Risks in U.S. Commercial Nuclear
Power Plants. Report WASH-1400 (NUREG-75/014). U.S. Nuclear Regulatory
Commission, 1975.
6. Praca zbiorowa pod red. G. Ackermana (tłum: W. Hellmann, C. Dąbrowski): Eksploatacja
elektrowni jądrowych. WNT, Warszawa 1987.
213
5 Wpływ energetyki jądrowej na środowisko i zdrowie
człowieka
Autorzy: mgr Włodzimierz Kołodziej
mgr Waldemar Bonisławski
5.1
Wpływ działalności gospodarczej człowieka na środowisko
Każdy z nas intuicyjnie czuje, że w wyniku prowadzenia działalności gospodarczej od tysięcy
lat wpływamy na nasze środowisko naturalne, naruszając – często w sposób zasadniczy –
warunki, do których w toku trwającej ewolucji przystosowały się poszczególny grupy
organizmów żywych, wśród nich sam człowiek. Już nie tak powszechnie jednak przyjmujemy
do wiadomości fakt, że zmiany w środowisku przynosi każda działalność człowieka,
zarówno produkcja energii, jak i uprawa ziemi, hodowla zwierząt, czy wytwarzanie
podstawowych produktów spożywczych.
Ciągły
rozwój
cywilizacji,
przynosząc wymierne korzyści w
postaci
przedłużania
długości
i komfortu naszego życia, wywołuje
również narastającą presję na
otoczenie.
Przykładem
jest
schemat
przedstawiający
dynamikę
wzrostu
zużycia
energii
przez
człowieka
na
przestrzeni
dziejów,
czynnika
cywilizacyjnego
związanego
niezmiennie
z
istotnym
oddziaływaniem na środowisko
naturalne.
Chociaż nasza wiedza na temat
wzajemnych
oddziaływań
cywilizacja – człowiek – środowisko
nie jest pełna, to jednak z dużym
prawdopodobieństwem
założyć
można, że w co najmniej podobny
sposób kształtował się stopień
obciążenia środowiska w wyniku
produkcji energii niezbędnej do
życia człowieka na poszczególnych
etapach
jego
rozwoju
cywilizacyjnego.
Rys. 5.1. Wielkość rocznego zużycia energii na jednego
osobnika w różnych okresach rozwoju człowieka i
cywilizacji.
Część
aktywnie
walczących
obrońców środowiska ulega iluzji,
że istnieją technologie obojętne dla naszego naturalnego otoczenia. Tak jak nie istnieje
piekarnia nie korzystająca z energii cieplnej, tak nie ma też instalacji do produkcji energii nie
obciążającej środowiska na którymś z etapów jej budowy lub eksploatacji. Nie znamy
również obecnie technik, które zapewniłyby zupełną eliminację odpadów, ścieków i emisji
zanieczyszczeń do środowiska. Za nierealną mrzonkę uznać należy również stwierdzenie, że
świadomie zrezygnujemy z obecnego poziomu życia i ciągłej poprawy jego warunków
214
poprzez ograniczanie konsumpcji energii i dóbr materialnych, których wytwarzanie
nieodmiennie związane jest z większym lub mniejszym oddziaływaniem na środowisko.
Przemysł paliwowo-energetyczny był od zawsze i jest obecnie jednym z najsilniej
oddziaływujących na środowisko sektorów gospodarki. Jego negatywne oddziaływanie na
warunki naturalne i ekosystemy sprowadzić można do trzech rodzajów przekształceń:
 geomechanicznych,
 hydrologicznych,
 oraz chemicznych i radiologicznych.
Przekształcenia geomechaniczne odnoszą się głównie do wierzchnich warstw skorupy
ziemskiej (eksploatacja kopalin), a najsilniej zaznaczają się w środowisku glebowym –
prowadzą do całkowitego zniszczenia gleb, albo mechanicznego ich uszkadzania.
Szczególnie widoczne jest to np. w stratach użytków rolnych na skutek odkrywkowego
wydobycia węgla brunatnego. Sama energetyka prowadzi do zajmowania dużych przestrzeni
terenu pod budynki siłowni i związaną z nimi infrastrukturę, szczególnie w przypadku dużych
hydroelektrowni. Do przekształceń geomechanicznych zaliczyć należy również zajmowanie
dużych obszarów pod hałdy odpadów wydobywczych i paleniskowych, prowadzące do zmian
krajobrazowych
Przekształcenia hydrologiczne to przesuszenia i zawodnienia terenu. Sektor paliwowoenergetyczny z jednej strony ma najwyższy udział w przemysłowym zużyciu wody, a z
drugiej strony drenujące działanie wyrobisk górniczych i systemów odwadniających kopalń
doprowadza do znacznych zmian stosunków wodnych i przesuszeń ogromnych terenów
lasów i użytków rolnych. Eksploatacja elektrowni cieplnych: konwencjonalnych i jądrowych,
prowadzi także do emisji ciepła do otoczenia, którego odbiornikiem w większości
przypadków są wody powierzchniowe.
Oddziaływania chemiczne i radiologiczne dotyczą głównie emisji zanieczyszczeń do
powietrza, wód i gruntów. Przemysł energetyczny jest źródłem zanieczyszczenia powietrza
atmosferycznego:
 gazami ze spalania paliw kopalnych: dwutlenkiem siarki, tlenkami azotu, tlenkami
węgla, węglowodorami i ich pochodnymi,
 pyłem z wydobycia i spalania paliw,
 metalami ciężkimi i radionuklidami pochodzenia naturalnego,
 a w przypadku elektrowni jądrowych: radionuklidami w postaci ciekłej i gazowej
(głównie radioaktywnymi gazami szlachetnymi).
Eksploatacja obiektów energetycznych i urządzeń oczyszczających spaliny prowadzi również
do wytwarzania ścieków i dużych ilości odpadów zawierających m.in. toksyczne metale,
naturalne
i sztuczne
pierwiastki
promieniotwórcze,
substancje
ropopochodne.
Zanieczyszczenia te migrują do gruntów i wód, a w konsekwencji wpływają na jakość
spożywanej przez nas żywności i stan zdrowia ludzi.
Wykorzystanie paliw kopalnych w procesach spalania związane jest nie tylko ze zużyciem
cennych, nieodnawialnych surowców naturalnych, ale również towarzyszy mu ogromne
zużycie tlenu. Problem ten w mniejszym stopniu dotyczy odnawialnych źródeł energii (OZE).
Pamiętać należy jednak, że także te źródła wymagają zużycia dużych ilości surowców
naturalnych i energii, niezbędnych do produkcji i transportu materiałów budowlanych
i instalacyjnych – betonu, stali, szkła, tworzyw sztucznych itp. W rachunku ciągnionym
kosztów środowiskowych produkcji „czystej energii” z OZE uwzględnić należy więc również
obciążenie środowiska spowodowane produkcją tych materiałów i budową elektrowni, a
wtedy produkowana w odnawialnych źródłach energia staje się „mniej czysta”, szczególnie
po przeliczeniu ilości emitowanych zanieczyszczeń na jednostkę wyprodukowanej energii (ze
względu na stosunkowo niską gęstość energii wytwarzanej w OZE).
215
Jak z tego widać każdy sposób pozyskiwania energii ma swoje wady i zalety. Skrótowo
przedstawiono je w tabeli 5.2.
Tabela 5.2. Wady i zalety różnych źródeł produkcji energii
Źródło energii
Wady
Zalety
PALIWA NIEODNAWIALNE
Ropa naftowa
Węgiel
kamienny
i brunatny
Gaz ziemny
Energia
jądrowa
 Możliwe poważne awarie podczas
wydobycia paliwa
 Możliwe awarie i wycieki podczas
transportu
 Zagrożenie pożarem i wybuchem
 Emisje tlenków siarki, azotu i węgla
podczas spalania
 Zużycie tlenu i emisja CO2
 Wysokie koszty wytwarzania energii
(drogie paliwo)
 Uzależnienie od importu paliwa
 Zajęcie dużych terenów i ich dewastacja
przy wydobyciu paliwa
 Duże zagrożenie życia i zdrowia ludzi w
wyniku awarii przy wydobyciu paliwa
 Energochłonny transport paliwa
 Emisje tlenków siarki, azotu i węgla,
oraz pyłów podczas spalania
 Zużycie tlenu i emisja CO2
 Bardzo duże ilości stałych odpadów
paleniskowych (popiół i żużel)
 Możliwe poważne awarie podczas
wydobycia i transportu paliwa
gazociągami
 Skomplikowany sposób i możliwe
awarie podczas transportu gazu
skroplonego
 Zagrożenie pożarem i wybuchem
 Emisje tlenków azotu i węgla podczas
spalania
 Zużycie tlenu i emisja CO2
 Wysokie koszty wytwarzania energii –
wrażliwe na zmiany cen paliwa (szybko
rosnące i trudne do prognozowania)
 Uzależnienie od importu paliwa (rynek
zmonopolizowany, implikacje
polityczne)
 Zagrożenie skażeniem promieniotwórczym na poszczególnych etapach
produkcji i transportu paliwa
 Uwolnienia substancji promieniotwórczych podczas eksploatacji
elektrowni
 Konieczność stosowania kosztownych
środków zapewnienia bezpieczeństwa
jądrowego i ochrony radiologicznej
 Skomplikowane technicznie i dość
kosztowne sposoby magazynowania
odpadów promieniotwórczych
 Łatwa dystrybucja rurociągami
i magazynowanie
 Możliwość bezpośredniego
wykorzystania
 Brak dużych ilości odpadów stałych
 Znaczna wielkość potencjalnych
zasobów paliwa
 Łatwość magazynowania
 Możliwość bezpośredniego
wykorzystania
 Łatwość wykorzystania, niskie
koszty instalacji
 Możliwość bezpośredniego
wykorzystania
 Brak odpadów stałych
 Podczas eksploatacji bardzo małe
emisje zanieczyszczeń
 Brak zużycia tlenu i emisji gazów
cieplarnianych
 Bardzo mała awaryjność
 Bardzo małe zużycie paliwa i ilości
odpadów
 Brak konieczności masowego
transportu paliwa i odpadów
 Wysoka koncentracja energii
 Niskie koszty wytwarzania energii
elektrycznej
216
ODNAWIALNE FORMY ENERGII
Energia wodna  Zajmowanie dużych powierzchni terenu
 Brak zużycia paliw
 Zużycie bardzo dużych ilości materiałów  Brak procesów spalania, zużycia
budowlanych i energii na ich wytworzenie tlenu i emisji zanieczyszczeń do
i transport
powietrza
 Zakłócenia stosunków wodnych
i ekosystemów wodnych
 Brak odpadów poprodukcyjnych
 Poważne skutki potencjalnych awarii
dużych zapór wodnych
Energia
wiatrowa
 Zajmowanie dużych powierzchni terenu
 Brak zużycia paliwa
 Zużycie bardzo dużych ilości materiałów  Brak procesów spalania, zużycia
budowlanych i energii na ich wytworzenie tlenu i emisji zanieczyszczeń do
i transport
powietrza
 Mała koncentracja wytwarzanej energii
 Duża zmienność i nieprzewidywalność
produkcji: konieczność rezerwowania
mocy, oraz magazynowania energii
 Brak odpadów poprodukcyjnych z
eksploatacji instalacji
 Negatywny wpływ na krajobraz oraz ptaki
 Emisje drgań i hałasu
 Krótki resurs eksploatacji (do 20 lat)
Energia
słoneczna
 Zajmowanie dużych powierzchni terenu
 Brak zużycia paliwa
 Zużycie bardzo dużych ilości
 Brak procesów spalania, zużycia
specyficznych materiałów budowlanych i
tlenu i emisji zanieczyszczeń do
energii na ich wytworzenie i transport
powietrza
 Mała koncentracja wytwarzanej energii
niskotemperaturowej i konieczność jej
magazynowania
 Brak odpadów poprodukcyjnych z
eksploatacji instalacji
 Bardzo wysokie koszty wytwarzania
energii
Energia
biomasy
 Zajmowanie dużych powierzchni terenu
na uprawy roślin stanowiących paliwo,
wyłączenie ich z produkcji rolnej
 Emisja gazów spalinowych z procesów
spalania
 Wytwarzanie sporych ilości odpadów
 Mała koncentracja wytwarzanej energii
 Wysokie koszty wytwarzania energii
(zwłaszcza elektrycznej)
Energia
geotermalna
 Ograniczona terytorialnie możliwość
zastosowania
 Brak zużycia surowców kopalnych
 Równoważenie ilości powstającego
przy spalaniu CO2 pochłanianiem go
w procesie „produkcji” paliwa –
roślinności
 Ograniczanie ilości składowanych
odpadów komunalnych i rolnych przy
ich wykorzystaniu jako paliwa
 Brak zużycia paliwa
 Konieczność wykonywania bardzo
głębokich odwiertów w dużej skali
 Brak procesów spalania, zużycia
tlenu i emisji zanieczyszczeń do
powietrza
 Mała koncentracja wytwarzanej energii
niskotemperaturowej
 Brak odpadów poprodukcyjnych z
eksploatacji instalacji
 Praktyczna nieprzydatność do
wytwarzania energii elektrycznej (niskie
temperatury geopłynu)
217
Jak na tym tle wygląda oddziaływanie energetyki jądrowej na środowisko?
Tak jak każda działalność człowieka zaburza ona środowisko naturalne. W fazie budowy
obiekty jądrowe wymagają stosowania dużych ilości materiałów budowlanych (beton, stal).
W fazie eksploatacji wprowadzają do środowiska gazowe i ciekłe izotopy promieniotwórcze
oraz ciepło odpadowe z procesów termodynamicznych. Produkcja energii w elektrowniach
jądrowych powoduje także wytwarzanie odpadów radioaktywnych w postaci wypalonego
paliwa oraz innych materiałów o mniejszym stopniu radioaktywności.
W odróżnieniu jednak od elektrowni konwencjonalnych eksploatacja reaktorów jądrowych nie
powoduje zużycia tlenu i co jeszcze istotniejsze nie prowadzi do emisji gazów spalinowych w szczególności dwutlenku węgla i innych gazów odpowiedzialnych za efekt cieplarniany.
Ilości zanieczyszczeń wprowadzanych do powietrza i odpadów są również nieporównywalnie
mniejsze od obiektów konwencjonalnych.
Za najpoważniejsze zagrożenie, jakie niesie za sobą stosowanie technologii jądrowych do
produkcji energii, powszechnie uznawane jest narażenie pracowników elektrowni i populacji
zamieszkujących okolice obiektów jądrowych na promieniowanie jonizujące. Jest to czynnik,
o którym wiedza społeczeństwa jest stosunkowo niewielka, a zagrożenia z nim związane
obrosły wieloma mitami. W dalszym ciągu tego opracowania postaramy się przedstawić fakty
dotyczące istoty promieniowania jonizującego, obecności naturalnych i sztucznych źródeł
promieniowania w naszym życiu, metod jego pomiarów i oceny ryzyka narażenia, a także
skutków oddziaływania promieniowania jonizującego na organizmy żywe, w szczególności
jego wpływu na zdrowie i życie człowieka.
Wiedza ta może okazać się i powinna być przydatna przy świadomym wyborze rodzaju
technologii produkcji energii. Pozwolić powinna na dokonanie tego wyboru z zachowaniem
obowiązującej obecnie w ochronie środowiska zasady zrównoważonego rozwoju, przez co
rozumie się:
„taki rozwój społeczno-gospodarczy, w którym następuje proces integrowania działań
politycznych, gospodarczych i społecznych, z zachowaniem równowagi przyrodniczej oraz
trwałości podstawowych procesów przyrodniczych, w celu zagwarantowania możliwości
zaspokajania podstawowych potrzeb poszczególnych społeczności lub obywateli zarówno
współczesnego pokolenia, jak i przyszłych pokoleń” 160.
5.2
Promieniowanie jonizujące
5.2.1 Co to jest promieniowanie?
Ze zjawiskiem promieniowania mamy do czynienia na co dzień. Promieniowaniem jest
docierające do nas ciepło, światło, fale radiowe. Ogólnie nazwą tą określa się proces
wysyłania i przenoszenia energii na pewną odległość ze źródła promieniowania do
odbiornika. Zjawisko to istniało od zawsze, od początków Kosmosu, a naturę jego poznajemy
stopniowo wraz z rozwojem nauki i techniki.
Najbardziej znanym rodzajem promieniowania jest promieniowanie elektromagnetyczne.
Ma ono charakter fal elektromagnetycznych, chociaż w zakresie wysokich częstotliwości
operuje się już często pojęciem kwantów o energii odpowiadającej określonej częstotliwości
fali.
Naszymi zmysłami jesteśmy w stanie postrzegać bezpośrednio jedynie dość wąski fragment
widma promieniowania elektromagnetycznego, jednakże za pomocą odpowiednich urządzeń
potrafimy rejestrować, i co najważniejsze wykorzystywać do celów naukowych, medycznych
i gospodarczych, praktycznie całe, bardzo szerokie spektrum tego promieniowania. Jest to
160
Ustawa z dnia 27 kwietnia 2001 r. Prawo ochrony środowiska (tekst jedn. Dz. U. 2008 r. Nr 25, poz. 150 z
późn. zm.).
218
widmo ciągłe, ale dla naszej wygody i ze względu na tradycję techniczną podzielono je
umownie na kilkanaście zakresów. Prezentowany rysunek przedstawia ten podział całego
spektrum promieniowania elektromagnetycznego na poszczególne fragmenty, przykłady
zjawisk z jakimi mamy do czynienia przy działaniu promieniowania o określonej
częstotliwości, przykłady urządzeń wytwarzających lub wykorzystujących poszczególne
zakresy długości fal elektromagnetycznych.
Promieniowanie elektromagnetyczne o najkrótszych długościach fali jest pochodzenia
jądrowego, powstaje podczas reakcji jądrowych zachodzących np. na naszym Słońcu
i innych gwiazdach, i dociera do nas jako promieniowanie kosmiczne. Takie samo
wysokoenergetyczne promieniowanie gamma, bo tak je nazywamy, powstaje też w czasie
reakcji jądrowych przeprowadzanych na Ziemi, np. w reaktorach jądrowych, jego źródłem są
jądra izotopów promieniotwórczych. Podobną naturę i długości fal elektromagnetycznych ma
promieniowanie X wytwarzane przez lampy rentgenowskie, szeroko wykorzystywane w
medycynie i przemyśle.
Zakres promieniowania elektromagnetycznego o większych długościach fal nazywamy
promieniowaniem nadfioletowym. Nazwa ta wzięła się stąd, że zakres ten sąsiaduje ze
światłem o barwie fioletowej, posiada tylko wyższe częstotliwości fal, leży więc "ponad
fioletem". Jest to już promieniowanie, którego działanie i skutki możemy bezpośrednio
zauważyć. Jego potężnym źródłem jest Słońce, a najczęściej obserwowanym przejawem
działania opalenizna na naszych ciałach. Umiemy budować urządzenia i lampy emitujące
promieniowanie nadfioletowe i stosujemy je często w naszym życiu codziennym. Przykładem
są lampy używane do dezynfekcji pomieszczeń i sprzętu medycznego w szpitalach, gdzie
wykorzystuje się bakteriobójcze własności nadfioletu, łóżka do opalania oraz urządzenia do
ujawniania znaków malowanych specjalnymi farbami fluoryzującymi w świetle
nadfioletowym, np. w testerach banknotów.
Zakres widma obejmujący promieniowanie kosmiczne, promieniowanie gamma,
promieniowanie X oraz część nadfioletu o wyższych częstotliwościach określa się wspólną
nazwą promieniowania jonizującego. Wiąże się to ze zjawiskiem jakie powoduje ten typ
promieniowania podczas przechodzenia przez materię, zjawiskiem jonizacji. Zagadnieniu
temu oraz towarzyszącym mu procesom poświęcona będzie dalsza część materiału.
Na razie jednak powróćmy do omawiania widma promieniowania elektromagnetycznego.
Poniżej nadfioletu, mierząc w jednostkach częstotliwości fal, leży zakres światła
widzialnego. Możemy go podzielić na podzakresy odpowiadające poszczególnym barwom
tęczy: fiolet, niebieski, zielony, żółty, pomarańczowy i czerwony. Jest to najważniejsza dla
człowieka część widma, którą rejestrujemy naszym zmysłem wzroku, dzięki której możemy
widzieć. Znaczenia światła widzialnego nie trzeba chyba omawiać, każdy doskonale zdaje
sobie z tego sprawę.
Jeżeli jeszcze bardziej zmniejszymy częstotliwość fal elektromagnetycznych, czyli
zwiększymy ich długość, wchodzimy w zakres promieniowania podczerwonego. Nazwa ta
utworzona została na podobnej zasadzie jak nadfiolet. Podczerwony zakres widma jest
również rejestrowany przez nasze zmysły, jednak już nie wzrok, lecz dotyk. Odbieramy to
promieniowanie jako docierające do nas ciepło. Tak więc źródłami promieniowania
podczerwonego są wszystkie źródła ciepła, palący się ogień, żarówka, grzejnik, spirala w
żelazku, także nasze Słońce. Istnieją również urządzenia wykorzystujące fale
promieniowania podczerwonego. Najpopularniejszymi są wszelkiego rodzaju piloty zdalnego
sterowania stosowane w odbiornikach telewizyjnych i radiowych, video lub zdalnie
sterowanych zabawkach.
Poniżej podczerwieni, mierząc ciągle w skali częstotliwości, leży zakres promieniowania
mikrofalowego. Podzielony on został na trzy umowne podzakresy, których nazwy pochodzą
od skrótów nazw w języku angielskim: EHF - Extra High Frequency, SHF - Super High
Frequency, UHF - Ultra High Frequency. Promieniowanie w tej części widma
wykorzystywane jest w łączności satelitarnej, stacjach i urządzeniach radarowych oraz
219
telekomunikacji mikrofalowej. Z mikrofalami mamy do czynienia również w sprzęcie
gospodarstwa domowego - kuchenkach mikrofalowych. Na tym zakresie częstotliwości, w
jego dolnej części działają także nadajniki telewizyjne.
Część spektrum promieniowania elektromagnetycznego o jeszcze niższej częstotliwości
nazywamy falami radiowymi. Tu również istnieje umowny podział na pięć podzakresów o
nazwach pochodzących z języka angielskiego: VHF - Very High Frequency, HF - High
Frequency, MF - Medium Frequency, LF - Low Frequency, VLF - Very Low Frequency. Jak
sama nazwa wskazuje jest to zakres na jakim transmitowane są programy radiowe, ale
oprócz tego promieniowanie o tych długościach fal wykorzystywane jest w przenośnych
telefonach, zgrzewarkach tworzyw sztucznych, różnego rodzaju piecach indukcyjnych oraz w
monitorach komputerowych jako częstotliwość odchylania pionowego.
Poniżej częstotliwości radiowych mamy do czynienia z trzema umownymi zakresami
promieniowania elektromagnetycznego, mniej znanymi i rzadziej wykorzystywanymi w
technice. Są to: zakres częstotliwości akustycznych (VF - Voice Frequency), zakres
ekstremalnie niskich częstotliwości (ELF - Extremely Low Frequency), oraz zakres Sub-ELF.
Z promieniowaniem o tak niskich częstotliwościach spotykamy się w niektórych typach
pieców indukcyjnych, domowych elektrycznych kuchenkach indukcyjnych oraz przy
przekazywaniu energii elektrycznej liniami wysokiego napięcia. Fale o częstotliwościach
Sub-ELF wykorzystywane są w medycznych urządzeniach diagnostycznych działających na
zasadzie rezonansu magnetycznego.
Na
rysunku
5.3.
przy
poszczególnych
częściach
widma
promieniowania
elektromagnetycznego przedstawione są symbole źródeł lub urządzeń wykorzystujących
poszczególne zakresy widma. W górnej części rysunku przytoczono orientacyjną skalę
długości fali w nanometrach, w dolnej części skala opisana jest w jednostkach częstotliwości.
Obie skale są czysto umowne, poszczególne odcinki przypisane zakresom widma nie są w
żaden sposób proporcjonalne do rzeczywistych wielkości tych zakresów.
Rys. 5.3. Rodzaje promieniowania elektromagnetycznego. [źródło: „Ochrona radiologiczna
i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
220
5.2.2 Rodzaje i źródła promieniowania jonizującego
Promieniowanie jonizujące to taki rodzaj promieniowania, który przy oddziaływaniu z materią
prowadzi, bezpośrednio lub pośrednio, w procesach pierwotnych lub wtórnych, do jonizacji
atomów ośrodka, z którym oddziałuje. Istotą oddziaływania promieniowania jonizującego z
materią jest przekazywanie do ośrodka części energii, którą niesie promieniowanie. Innymi
słowy w procesach oddziaływania tego typu ośrodek absorbuje część lub całość energii
strumienia promieni jonizujących.
Istnieje kilka rodzajów promieniowania jonizującego. Do głównych rodzajów promieniowania
o takich własnościach zaliczyć należy: promieniowanie X i , promieniowanie  i  oraz
promieniowanie neutronowe. Wymienione rodzaje promieniowania różnią się między sobą
tak własnościami, jak i sposobem oddziaływania z materią.
Promienie X i  to strumienie kwantów promieniowania elektromagnetycznego. Różne jest
jednak pochodzenie obu rodzajów promieniowania. Promieniowanie X powstaje w wyniku
oddziaływania cząstek naładowanych z elektronami powłok atomowych, na skutek
hamowania cząstek w polu elektrycznym tych elektronów oraz w wyniku zmian stanu
energetycznego powłok atomowych. Promieniowanie  powstaje natomiast w wyniku
przemian zachodzących w jądrach atomowych. Różnica pochodzenia obu rodzajów
promieniowania prowadzi do istotnych różnic ich własności. Jedną z tych różnic stanowią
odmienne widma energetyczne. Promieniowanie X charakteryzuje się widmem ciągłym,
natomiast promieniowanie  widmem dyskretnym.
Odmienne
w
charakterze
od
promieniowania
X
i

jest
promieniowanie ,  i neutronowe.
Są to przykłady promieniowa-nia o
charakterze korpuskularnym. Źródłem
ich pochodzenia są przemiany jądrowe
związane ze zmianami struktury i
konfiguracji jąder atomowych. Cząstka
 zbudowana jest z dwóch protonów i
dwóch neutronów i może być
emitowana przez jądra ciężkich
pierwiastków o liczbie masowej
większej od 120. Widmo energetyczne
jest podobnie jak dla promieniowania ,
dyskretne.
Rys. 5.4. Jonizacja. Rodzaje promieniowania
jonizującego. [źródło: „Ochrona radiologiczna
i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe
SPECTRA].
Promieniowanie  również stanowi
strumień cząstek. Cząstki  to
elektrony (lub pozytony) emitowane z
jądra atomowego podczas jego
przemiany. Ze względu na znikomą
masę elektronu (pozytonu) w stosunku
do masy jądra, źródłem cząstek 
mogą być jądra zarówno lekkie, jak i
ciężkie. Ponieważ wraz z cząstką 
emitowane jest z jądra także
antyneutrino
(lub
neutrino)
elektronowe, to widmo energetyczne
promieniowania  jest ciągłe (energia
przemiany dzieli się statystycznie na
obie emitowane z jądra cząstki).
221
Zupełnie odmienne od cząstek  i  są w swoim charakterze neutrony, są one bowiem
elektrycznie obojętne. Promieniowanie neutronowe może powstawać w wyniku emisji
pojedynczych neutronów z jąder atomowych, ale także może być wynikiem rozszczepienia
jąder atomowych lub syntezy termojądrowej. Widmo energetyczne promieniowania
neutronowego jest zwykle widmem ciągłym o bardzo szerokim spektrum energii, od ułamków
do kilkuset MeV.
Promieniowanie jonizujące przenikając przez materię powoduje jonizację atomów ośrodka.
Wiąże się to ze stopniową utratą początkowej energii fali elektromagnetycznej lub strumienia
cząstek tworzących promieniowanie. Wielkość tej straty energii i jej mechanizm zależy w
istotny sposób od charakteru danego rodzaju promieniowania oraz od własności fizycznych
ośrodka, przez który przechodzi. W przypadku promieniowania rentgenowskiego i
promieniowania gamma następuje stopniowy ubytek fotonów w wiązce promieniowania na
skutek ich oddziaływania z powłokami elektronowymi atomów. Zjawisko to ma charakter
statystyczny, a miarą prawdopodobieństwa wystąpienia oddziaływania kwantu
promieniowania z atomem ośrodka jest współczynnik nazwany przekrojem czynnym na dany
rodzaj oddziaływania, oznaczany najczęściej symbolem . Ilość kwantów wyeliminowanych z
wiązki (-dN) jest również proporcjonalna do ich liczby (N), liczby atomów ośrodka w
jednostce objętości (n), czyli jego gęstości, oraz grubości warstwy ośrodka (dx):
-dN = Nndx.
Przekrój czynny , będący w tym równaniu współczynnikiem proporcjonalności, ma wymiar
powierzchni, a jego sens fizyczny sprowadza się do zastąpienia każdego z centrów
oddziaływania tarczą o powierzchni , prostopadłą do wiązki promieniowania. Rozwiązując
to równanie uzyskujemy prawo opisujące absorpcję promieniowania w ośrodku
materialnym:
N = N0 · e-·n·x
gdzie:
N0 - liczba kwantów promieniowania padających na warstwę absorbenta,
N - liczba kwantów przechodzących przez warstwę o grubości x.
Najlepszymi absorberami promieniowania X i gamma są materiały o dużej gęstości, zaś
krzywa opisująca osłabienie promieniowania wraz z grubością osłony ma charakter
wykładniczy.
Promieniowanie neutronowe złożone z cząstek obojętnych elektrycznie oddziaływać może
podczas przechodzenia przez materię jedynie z jądrami ośrodka, doznając procesów
rozpraszania lub pochłaniania. Oba te zjawiska mają charakter statystyczny, tak więc prawo
opisujące absorpcję promieniowania neutronowego jest takie samo, jak dla promieniowania
X lub gamma. Efektywność procesu pochłaniania neutronów, decydującego o ich eliminacji z
wiązki promieniowania, jest bardzo różna dla różnych materiałów, ale jedynie w kilku
przypadkach jest ona dostatecznie wysoka, aby daną substancję używać jako dobrą osłonę
przed promieniowaniem neutronowym. Takimi pierwiastkami są np. bor lub kadm.
Bardzo podobnie sytuacja wygląda dla promieniowania , będącego strumieniem lekkich
cząstek, elektronów lub pozytonów. Posiadając ładunek elektryczny oddziałują one
wprawdzie z powłoką elektronową atomów ośrodka, ale ich niewielka masa sprawia, że
dominującym procesem jest ich rozpraszanie na elektronach i jądrach atomów absorbenta. I
tu również ze względu na statystyczny charakter procesów rozpraszania prawo absorpcji
promieniowania beta w materii wyraża się takim samym wzorem jak dla promieniowania
elektromagnetycznego. Różnicę stanowi fakt, że rozpraszanie cząstek beta jest tym bardziej
efektywne, im masy centrów oddziaływania są bardziej zbliżone do masy elektronu. Tak więc
najlepszymi absorberami tego promieniowania są materiały o lekkich jądrach.
Zupełnie inaczej zachowują się cząstki alfa, posiadające stosunkowo dużą masę i ładunek
elektryczny. Dominującym procesem oddziaływania promieniowania alfa z materią jest
222
jonizacja atomów ośrodka wzdłuż drogi cząstki . W każdym akcie jonizacji cząstka traci
część swojej energii, aż wreszcie zostaje usunięta ze strumienia. Promieniowanie to ma więc
charakter zasięgowy, a istotna zmiana ilości cząstek w wiązce następuje dopiero pod koniec
zasięgu. Ponieważ prędkości cząstek  nie są zbyt duże, a ilość powodowanych jonizacji na
jednostkę drogi (czyli gęstość jonizacji) bardzo duża, zasięg promieniowania  jest niewielki,
do kilkunastu centymetrów w powietrzu. Promieniowanie to jest zatrzymywane przez cienką
warstwę praktycznie każdego materiału.
5.2.3 Osłony przed promieniowaniem
Fakt osłabiania promieniowania jonizującego przy przechodzeniu przez różnego rodzaju
ośrodki pozwala na tworzenie osłon przed promieniowaniem. Na rysunku 5.5. przedstawiono
symbolicznie osłony stosowane w stosunku do czerech rodzajów promieniowania: alfa, beta,
neutronowego i gamma.
Cząstki alfa zatrzymywane są zupełnie przez zwykłą kartkę papieru. Osłoną przed
promieniowaniem beta są materiały lekkie, o dużej zawartości wodoru i innych pierwiastków
lekkich, np. szkło lub tworzywa sztuczne. Aby zaabsorbować neutrony zastosować należy
substancje z zawartością pierwiastków posiadających wysoki przekrój czynny na ich
pochłanianie, czyli np. blachy stalowe z domieszką wspomnianego wyżej boru lub kadmu.
Rys. 5.5. Osłony przed promieniowaniem jonizującym. [źródło: „Ochrona radiologiczna
i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
Najtrudniejszym zadaniem jest ochrona przed promieniowaniem gamma, która wymaga
stosowania jak najcięższych materiałów osłonnych, grubych warstw stali, specjalnego
ciężkiego betonu lub ołowiu161. Im stosowany materiał posiada większą gęstość, tym jego
właściwości osłonne są lepsze i tym cieńszą warstwę można użyć. Najbardziej skuteczne
osłony przez silnym promieniowaniem gamma konstruuje się ze zubożonego uranu. Na
rysunku nie zaznaczono tego faktu, lecz nawet bardzo grube osłony nie zapewniają
zupełnego zatrzymania promieniowania gamma. W rzeczywistości zawsze rejestruje się
161
Ablewicz Z., Dubrowski W. B.: Osłony przed promieniowaniem jonizującym. Materiały, konstrukcja,
wykonywanie. Arkady Warszawa, 1986.
223
minimalne poziomy tego promieniowania poza osłoną. Wykonanie osłon zupełnych jest
bardzo kosztowne i trudne technicznie, robi się to jedynie w specyficznych przypadkach, np.
w specjalnych wysokoczułych domkach pomiarowych.
Istnieje wiele źródeł promieniowania jonizującego. Należą do nich substancje emitujące
takie promieniowanie, zwane substancjami promieniotwórczymi, oraz urządzenia emitujące
takie promieniowanie podczas pracy. Substancje promieniotwórcze podzielić można na:
naturalne i sztuczne. Do naturalnych zaliczają się m.in. izotopy należące do szeregów
rozpadów promieniotwórczych uranu i toru (U-235, U-238 i Th-232), kilkanaście izotopów
długożyciowych występujących w skorupie ziemskiej (potas K-40, rubid Rb-87 i in.), a także
izotopy kosmogenne, powstające w atmosferze ziemskiej wskutek oddziaływania
promieniowania kosmicznego z atomami atmosfery (tryt H-3, węgiel C-14, beryl Be-7, azot
N-22 i inne). Dla celów medycznych i gospodarczych człowiek produkuje sztuczne izotopy
promieniotwórcze. Do najważniejszych i jednocześnie najbardziej znanych należą: cez Cs137, jod J-131, kobalt Co-60, iryd Ir-192.
Substancję promieniotwórczą, będącą źródłem promieniowania alfa, beta lub gamma,
charakteryzuje wielkość fizyczna nazywana aktywnością. Określa ona liczbę rozpadów
promieniotwórczych lub innych przemian jądrowych, zachodzących w jednostce czasu w
danej porcji materiału radioaktywnego. Aktywność oznaczana jest zwykle literą A, jej
jednostką w układzie SI jest bekerel (Bq).
Aktywność 1 Bq ma substancja, w której następuje jeden rozpad promieniotwórczy na
sekundę. Bekerel jest jednostką bardzo małą, bardziej poręczną i do dzisiaj tradycyjnie
stosowaną jednostką aktywności jest kiur (Ci). Definicja 1 Ci oparta jest na aktywności 1
grama radu, zaś związek między obu jednostkami wyraża się następującą zależnością:
1 Ci = 37.000.000.000 Bq.
Cechą charakterystyczną każdego izotopu radioaktywnego jest czas, w którym rozpada się
połowa atomów z danej ich porcji. Czas ten nazywany jest okresem półrozpadu, lub
okresem połowicznego zaniku, i oznaczany symbolem T1/2. W czasie jednego okresu
półrozpadu ze 100 istniejących pierwotnie jąder promieniotwórczych rozpada się 50, a w
czasie drugiego 25 i tak dalej. Z pojęciem okresu półrozpadu ściśle wiąże się inna wielkość
charakterystyczna dla danego radionuklidu. Jest to tzw. stała rozpadu  Stała rozpadu jest
współczynnikiem proporcjonalności pomiędzy ilością atomów promieniotwórczych w danej
substancji, a jej aktywnością:

Oznacza to, że jeżeli mamy dwie porcje materiału radioaktywnego o takich samych
aktywnościach i różnych okresach półrozpadu, to w porcji o dłuższym okresie półrozpadu
(mniejszej stałej ) atomów promieniotwórczych będzie proporcjonalnie mniej.
Podstawowe prawo rozpadu promieniotwórczego opiera się na stwierdzeniu, że
prawdopodobieństwo rozpadu każdego jądra promieniotwórczego jest wielkością stałą,
niezależną od warunków fizycznych i chemicznych powiązań danego pierwiastka. Miarą tego
prawdopodobieństwa jest właśnie stała rozpadu promieniotwórczego.
Ubytek jąder radioaktywnych w czasie jest więc proporcjonalny do ich liczby początkowej, a
współczynnikiem proporcjonalności jest stała :
N = - ·N
Rozwiązaniem tej zależności jest całkowa postać prawa rozpadu promieniotwórczego:
N = N 0 · e -  ·t
gdzie:
N0 - początkowa liczba jąder promieniotwórczych,
N - liczba jąder, które pozostały po czasie t.
224
Korzystając z powyższego wzoru obliczyć możemy zależność pomiędzy stałą rozpadu a
okresem połowicznego zaniku:
 =
ln2
.
T1/2
Zmianę aktywności substancji promieniotwórczej w czasie określić można korzystając z
prawa rozpadu promieniotwórczego oraz wyżej przytoczonej zależności pomiędzy liczbą
jąder radioaktywnych a aktywnością. Uzyskamy wówczas następujący wzór:
A = A0 · e-· t
gdzie:
A0 - początkowa aktywność substancji promieniotwórczej,
A - aktywność po czasie t.
Wykresem tej zależności jest krzywa eksponencjalna zaznaczona na rysunku 5.6. kolorem
niebieskim.
Rys. 5.6. Prawo rozpadu promieniotwórczego. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria”
Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
225
5.2.4 Jak mierzymy dawki promieniowania?
Dla oceny skutków oddziaływania promieniowania jonizującego szczególnie na materię
ożywioną, w tym organizm człowieka, niezbędnym było stworzenie metod umożliwiających
ilościową analizę tego zjawiska. Powstało więc szereg wielkości fizycznych opisujących to
oddziaływanie, z których tylko kilka znalazło powszechne zastosowanie w praktyce. Są to
różnego rodzaju dawki promieniowania. Od angielskiego słowa „dose” - dawka, dział nauki
i techniki pomiarowej zajmujący się zagadnieniem pomiaru promieniowania nazwany został
dozymetrią.
Historycznie pierwszą wielkością pozwalającą mierzyć i opisać oddziaływanie
promieniowania na materię była dawka ekspozycyjna. Obrazuje ona oddziaływanie
promieniowania X lub gamma z powietrzem, a jej miarą jest stopień zjonizowania powietrza
przez to promieniowanie, wyrażony wielkością ładunku elektrycznego jednego znaku
wyzwolonego przy jonizacji jednostkowej masy powietrza. W układzie SI jednostką dawki
ekspozycyjnej jest kulomb na kilogram (C/kg), co bezpośrednio wynika z definicji tej dawki:
X=
gdzie:
X
q
-
m
-
q
m
dawka ekspozycyjna,
ładunek jednego znaku wyzwolony przy jonizacji powietrza przez
promieniowanie w objętości zawierającej masę m powietrza,
masa powietrza.
Jednostką praktycznie do dziś stosowaną jest rentgen (R):
1 R = 2,58 · 10-4 C/kg.
Rys. 5.7. Dawka ekspozycyjna. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” – Laboratorium
Środowiskowe SPECTRA].
226
Na rysunku 5.7. przedstawiono symbolicznie objętość powietrza ograniczoną dwoma
elektrodami, która poddana jest oddziaływaniu promieniowania X lub gamma. W objętości tej
powstają jony dodatnie i ujemne zaznaczone na rysunku, które następnie podążają ku
odpowiednim elektrodom. Podłączony do elektrody ujemnej galwanoskop symbolizuje
pomiar ładunku jednego znaku wytworzonych w powietrzu w polu promieniowania
jonizującego. Rysunek uzupełniony jest definicją dawki ekspozycyjnej, definicją 1 rentgena,
oraz zależnością pomiędzy rentgenem, a jednostką w układzie SI.
Ograniczony zakres stosowania dawki ekspozycyjnej do obrazowania jedynie oddziaływania
promieniowania X i gamma z powietrzem wymusił potrzebę zdefiniowania nowej wielkości,
która opisywałaby ilościowo oddziaływanie każdego rodzaju promieniowania z każdego
rodzaju materią. Taką wielkością jest dawka pochłonięta. Miarą dawki pochłoniętej jest
energia przekazywana dowolnej materii przez dowolnego rodzaju promieniowanie,
przypadająca na jednostkę masy tej materii:
D=
gdzie:
D
E
m
-
E
m
dawka pochłonięta,
energia przekazana materii o masie m,
masa elementu ośrodka oddziałującego z promieniowaniem.
Rys. 5.8. Dawka pochłonięta. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” – Laboratorium
Środowiskowe SPECTRA].
Jednostką tej wielkości fizycznej w układzie SI jest grej (Gy):
1 Gy =
1J
1 kg
Inną, bardziej znaną i stosowaną wcześniej jednostką dawki pochłoniętej jest rad:
1 rad =
100 ergów
1g
Z prostych przeliczeń wynika, że:
1 Gy = 100 radów.
227
Dawka pochłonięta jest wielkością bardzo uniwersalną, opisuje jednakże tylko fizyczny
aspekt oddziaływania promieniowania z materią. Na rysunku 5.8. przedstawiono
symbolicznie źródło promieniowania jonizującego oddziałujące z materią o jednostkowej
masie 1 kg i przekazujące tej masie energię o wartości 1 J.
Specyfiką promieniowania jonizującego jest fakt, że różne rodzaje tego promieniowania
wywołują różny efekt biologiczny w organizmie żywym, przy jego napromieniowaniu taką
samą dawką pochłoniętą. Związane jest to ogólnie rzecz biorąc ze sposobem przekazywania
energii napromienionej tkance przez kwanty lub cząstki tworzące dany rodzaj
promieniowania. Najistotniejszym czynnikiem jest tu zdolność jonizacyjna poszczególnych
rodzajów radiacji, czyli gęstość zachodzących aktów jonizacji na drodze kwantu lub cząstki,
a co za tym idzie ilość i rozkład przestrzenny produktów jonizacji w tkance.
W związku z powyższym poszczególnym rodzajom promieniowania przypisano czynniki
wagowe oznaczane symbolem wR, charakteryzujące ich szkodliwość biologiczną. Przy
wykorzystaniu tych czynników wprowadzono wielkość opisującą ilościowo biologiczne skutki
promieniowania zwaną dawką równoważną - H. Zdefiniowano ją jako iloczyn dawki
pochłoniętej i odpowiedniego dla danego rodzaju promieniowania czynnika wagowego:
H = D · wR
Rys. 5.9. Dawka równoważna. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” – Laboratorium
Środowiskowe SPECTRA].
Jednostką dawki równoważnej w układzie SI jest siwert (Sv):
1Sv=
1J
1 kg
Stosowaną niekiedy jednostką pozaukładową jest rem:
1 Sv = 100 remów
Na rysunku 5.9. przedstawiono symbolicznie cztery osoby napromieniowane tą samą dawką
pochłoniętą o wartości 1 Gy, pochodzącą od czterech różnych rodzajów promieniowania. Ze
względu na różne czynniki wagowe dawki równoważne otrzymane przez te osoby są także
różne, co wyrażone jest różną intensywnością koloru postaci. Uzupełnienie rysunku stanowi
228
definicja dawki równoważnej oraz tabela obowiązujących obecnie czynników wagowych
poszczególnych rodzajów promieniowania jonizującego.
Bardzo często mamy do czynienia z nierównomiernym napromieniowaniem organizmu
ludzkiego. W takich przypadkach powstaje potrzeba umiejętności oceny skutków
promieniowania dla całego organizmu. Nie jest to zagadnienie proste, ponieważ okazało się,
że różne organy ciała człowieka w różny sposób reagują na napromieniowanie tą samą
dawką danego rodzaju radiacji, czyli mają różną promienioczułość. Aby ocenić narażenie
całego ciała w takim przypadku wprowadzono pojęcie dawki skutecznej (efektywnej). Dla
jego zdefiniowania niezbędne było określenie współczynników promienioczułości
poszczególnych organów, zwanych również czynnikami wagowymi dla danego narządu, a
oznaczanymi symbolem wT.
Dawkę skuteczną (efektywną) (E) można wówczas wyrazić jako sumę iloczynów dawek
równoważnych w poszczególnych organach (HT) i odpowiednich czynników wagowych (wT):
HE =  wT ·HT
T
Jednostką dawki skutecznej jest również siwert lub rem, ponieważ czynniki wagowe są
bezwymiarowe.
Rys. 5.10. Dawka skuteczna (efektywna). [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” –
Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
W celu oceny narażenia na promieniowanie jonizujące całej populacji zamieszkującej na
określonym obszarze, w danym państwie, bądź na całej kuli ziemskiej (a także personelu
obiektu jądrowego) wprowadzono pojęcie dawki kolektywnej. Opisuje ona sumę dawek, a
właściwie dawek skutecznych, otrzymanych w pewnym okresie przez poszczególnych
osobników populacji na tyle licznej, aby można było zastosować w stosunku do nich prawa
statystyki. Dawka kolektywna (Dk) wyraża się następującym wzorem:
Dk =  Di · n i
i
gdzie:
Di
ni
- średnia dawka na osobę w i-tej grupie populacji,
- ilość osób w i-tej grupie populacji.
229
Jednostką dawki kolektywnej jest osobo-siwert (os·Sv), lub osobo-rem (os·rem).
Oczywiście, jak wynika to z definicji, wśród populacji której dawkę kolektywną oceniamy
mogą znaleźć się ludzie napromieniowani różnymi indywidualnymi dawkami. Wielkość ta nie
obrazuje indywidualnego zagrożenia promieniowaniem, a jedynie średnie narażenie całej
populacji. Dawkę kolektywną stosuje się do oceny tego rodzaju biologicznych skutków
wywołanych promieniowaniem, które mają charakter statystyczny.
Rysunek 5.11. ilustruje sposób obliczania dawki kolektywnej. Intensywności barw
poszczególnych postaci odpowiadają symbolicznie otrzymanej przez nie dawce
indywidualnej. Intensywność koloru dużej postaci symbolizuje średnią wartość uzyskanej
dawki kolektywnej. Rysunek uzupełniony jest definicją dawki kolektywnej.
Rys. 5.11. Dawka kolektywna. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” – Laboratorium
Środowiskowe SPECTRA].
5.3
Wpływ promieniowania jonizującego na organizmy żywe
5.3.1. Mechanizmy oddziaływania
Oddziaływanie promieniowania jonizującego z materią żywą, w tym również z organizmem
człowieka, zachodzi na poziomie komórkowym. Oddziaływanie to prowadzi do pozostawienia
i rozpraszania w materii komórki energii niesionej przez promieniowanie. Efektem
dostarczenia tej nadmiarowej porcji energii jest zjonizowanie lub wzbudzenie jąder
atomowych, samych atomów, bądź całych cząsteczek chemicznych. Prowadzi to do szeregu
zjawisk fizyko-chemicznych w napromieniowanym ośrodku. Jeśli jest to tkanka żywa, to owe
zmiany struktur molekularno-atomowych wywoływać będą pewne określone zmiany
biologiczne w komórkach, w poszczególnych narządach, wreszcie w całym organizmie.
Z punktu widzenia komórek najistotniejsze znaczenia dla skutku biologicznego mają trzy
rodzaje „produktów” oddziaływania promieniowania jonizującego z komórką: jony, atomy
i cząstki wzbudzone oraz rodniki.
230
Rozpatrując sekwencję zjawisk zachodzących w materii żywej po napromienieniu wyróżnić
można cztery stadia:
 stadium fizyczne, w którym absorbowana jest energia przez atomy (elektrony lub jądra)
i zachodzi jonizacja lub wzbudzenie atomu lub jądra,
 stadium fizyko-chemiczne, w którym powstałe produkty (jony, cząsteczki wzbudzone)
ulegają reakcjom wtórnym, tworząc niekiedy rodniki,
 stadium chemiczne, w którym jony i rodniki reagują ze sobą i innymi elementami
ośrodka,
 stadium biologiczne, w którym następuje odpowiedź organizmu, na różnych
szczeblach, na fakt napromieniowania.
Skutki popromienne w ciele człowieka zależą od tego jakie cząsteczki wchodzące w jej
skład zostały uszkodzone. Najważniejszą strukturą komórkową jest DNA, czyli kwas
dezoksyrybonukleinowy zawarty w jądrze komórkowym, odpowiedzialny za informację
genetyczną komórki, wypełnianie przez nią określonych funkcji w tkance oraz podział
komórki i tworzenie nowych struktur komórkowych. Każda komórka zawiera jedną
cząsteczkę DNA. Prawdopodobieństwo trafienia kwantu promieniowania w DNA jest
niewielkie, ale może być bardzo poważne w skutkach.
Na drugim biegunie znaczenia znajdują się cząsteczki wody, których w komórce jest
najwięcej. Na jedną cząsteczkę DNA przypada 12 milionów drobin wody. Ta ogromna ilość
sprawia, że promieniowanie najczęściej oddziałuje przy przechodzeniu przez komórkę z
cząsteczkami wody. Okazało się, że fakt ten ma niebagatelne znaczenie dla końcowego
efektu biologicznego, porównywalne z oddziaływaniem promieniowania z kwasem DNA.
Produktami reakcji radiolizy wody, czyli jej rozkładu pod wpływem promieniowania, są
bowiem rodniki wodorowe i hydroksylowe, które intensywnie reagują z innymi cząsteczkami
komórki, zaburzając w istotny sposób jej życiowe funkcje.
Procesy zachodzące w komórkach żywych organizmów pod wpływem promieniowania
jonizującego wywołują określone zmiany biologiczne w tych komórkach. Jednym z
przejawów tych zmian jest zaburzenie cyklu komórkowego, który składa się z kilku faz. W
czasie swojego życia komórka wielokrotnie dzieli się, zatem podział komórki jest jedną z faz
cyklu komórkowego. Po podziale następuje faza zwana okresem przedsyntetycznym,
następnie zaś faza, w czasie której następuje synteza DNA. Po niej, a przed kolejnym
podziałem komórka przechodzi fazę zwaną okresem posyntetycznym. Taki cykl powtarza się
w życiu komórki wielokrotnie. Okazuje się, że reakcja na promieniowanie jest różna w
zależności od fazy cyklu, w której komórka została napromieniona. Komórka jest najmniej
wrażliwa na promieniowanie w fazie podziału. Napromienienie komórki w innych fazach
objawia się często zaburzeniami cyklu komórkowego w formie opóźnienia przejścia komórki
do kolejnej fazy.
Innymi skutkami popromiennymi na poziomie komórki są uszkodzenia związane z
materiałem genetycznym komórki, zwane mutacjami. Mutacje popromienne należą do
mutacji indukowanych, w przeciwieństwie do spontanicznych, które wywoływane są
czynnikami naturalnymi (m.in. również promieniowaniem jonizującym). Mutacje indukowane
promieniowaniem dzielimy na mutacje punktowe i chromosomowe. Mutacje punktowe są
zaburzeniami na poziomie molekularnym, spowodowanymi zmianami chemicznymi w
obrębie łańcucha DNA. Mutacje chromosomowe, zwane inaczej aberracjami
chromosomowymi, polegają na pęknięciach lub złamaniach chromosomów, których
późniejsze łączenie może doprowadzić do nieprawidłowych struktur odtwarzanych
chromosomów.
Popromienne uszkodzenia DNA komórki podlegają licznym procesom naprawczym, takim
jak fotoreaktywacja, naprawa przez wycięcie i naprawa poreplikacyjna. Dzięki tym
mechanizmom przy małych „porcjach” promieniowania organizmy tolerują to zjawisko.
Ostatnie badania dowodzą nawet, że w obszarze małych dawek występuje zjawisko
polegające na wzmocnieniu opisanych mechanizmów naprawczych, zwane zjawiskiem
231
hormezy. Bardziej szczegółowe informacje na temat hormezy przedstawiono w następnym
rozdziale.
Opisane procesy prowadzić mogą w konsekwencji do zaburzeń funkcjonowania komórki,
zachwiania procesów cyklu komórkowego i podziałów komórki, a nawet w skrajnych
przypadkach do całkowitego zniszczenia komórki. Na poziomie organizmu jako całości
prowadzi to do określonych skutków popromiennych, opisanych poniżej.
5.3.2. Biologiczne skutki napromieniowania
Oczywiście cały organizm, jako zespół wielu komórek, również reaguje na promieniowanie,
co objawia się skutkami makroskopowymi. Podzielić je można na wczesne i późne. O
skutkach wczesnych promieniowania mówimy wtedy, gdy występują one w okresie kilku
godzin, dni lub tygodni od napromieniowania (przyjmuje się, że okres ten nie jest dłuższy niż
90 dni). Skutki późne pojawiać się mogą nawet po kilkudziesięciu latach od napromienienia.
Wczesne skutki popromienne zawsze bezpośrednio dotyczą zmian chorobowych
narażonego organizmu, można je zatem zaliczyć do skutków somatycznych. Istotną sprawą
jest fakt, że w przypadku tych objawów istnieje ścisła zależność: im większa dawka, tym
groźniejszy skutek oraz, że do pewnej granicy otrzymanej jednorazowo dawki brak jest
bezspornych danych o efektach zdrowotnych napromieniowania. Nie musi to oznaczać, że
żadne skutki przy małych dawkach się nie pojawiają, ale że są one nierozpoznawalne
klinicznie lub w zakresach tych skutecznie działają mechanizmy naprawcze i obronne
organizmu ludzkiego.
Pierwsze wczesne skutki pojawiają się przy dawkach ok. 250 mSv. Są to zmiany
morfologiczne w obrazie krwi, szybko jednak przemijające dzięki procesom naprawczym
funkcjonującym w organizmie. Przy większych otrzymanych jednorazowo dawkach
obserwuje się poważniejsze zmiany w morfologii krwi, a przy ekspozycji skóry na dawki
rzędu 2 - 3 Sv pojawia się zaczerwienienie skóry (rumień popromienny), które leczy się
podobnie jak oparzenia.
Przy napromienieniu całego organizmu wyższymi dawkami mamy do czynienia z zespołem
zmian chorobowych określanych mianem choroby popromiennej. Po ekspozycji dawką
powyżej 4 Sv choroba ta ma ostry przebieg zakończony mniejszą ilością powrotów do
zdrowia, niż przypadków śmiertelnych. Ta charakterystyczna dla człowieka dawka - 4 Sv nosi nazwę dawki letalnej (LD50/30), tzn. takiej, która powoduje śmierć 50% osobników
napromieniowanej populacji w ciągu 30 dni, bez stosowania leczenia. Dawka letalna jest
specyficzną miarą wrażliwości ustroju na promieniowanie i określa się ją nie tylko dla
człowieka, lecz także dla różnych gatunków zwierząt.
Przy dawkach do 4 Sv objawy choroby popromiennej związane są z uszkodzeniami układu
krwiotwórczego, przejawiającymi się brakiem łaknienia, nudnościami, wymiotami, uczuciem
zmęczenia, biegunką i gorączką. Jest to m.in. wynikiem zachwiania równowagi
elektrolitycznej organizmu i procesów produkcji komórek krwi. Leczenie polega na
podawaniu płynów zawierających niezbędne jony oraz w razie potrzeby antybiotyków, a w
poważniejszych przypadkach na zastosowaniu przeszczepu szpiku kostnego. Po otrzymaniu
wyższych dawek, rzędu 6 Sv, dominować zaczynają objawy ze strony układu pokarmowego.
Dochodzi do odwodnienia organizmu i poważnych zaburzeń równowagi elektrolitycznej, w
większości przypadków nieodwracalnych i będących przyczyną śmierci.
Dawka promieniowania rzędu 10 Sv i więcej powoduje uszkodzenie centralnego układu
nerwowego, szybką utratę przytomności, drgawki i szybką śmierć napromieniowanych nią
ludzi.
232
Na rysunku 5.12. przedstawiono poziomy dawek, które wywołują wczesne skutki biologiczne
dla organizmu człowieka. Zastosowana skala pionowa jest skalą logarytmiczną, co
symbolicznie zostało podkreślone za pomocą charakterystycznej figury o kształcie dzwonu
i wzrastającej intensywności barwy. Dodatkowo na takiej skali przytoczone zostały poziomy
dawek granicznych, czyli dopuszczalnych polskimi przepisami państwowymi dawek dla
ludności oraz osób narażonych zawodowo na promieniowanie. Zaznaczony został dla
porównania również poziom rocznej dawki otrzymywanej przez każdego z nas z tytułu
występującego w Polsce tła promieniowania jonizującego. Wszystkie wartości dawek podane
są na tym rysunku w milisiwertach.
Rys. 5.12. Wczesne biologiczne skutki promieniowania jonizującego. [źródło: „Ochrona
radiologiczna i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
Biologiczna reakcja organizmu żywego na promieniowanie jonizujące objawić się też może
dopiero po pewnym czasie od samego faktu napromieniowania. Ten okres utajenia objawów
wynosić może kilka, kilkanaście lub nawet kilkadziesiąt lat. Mówimy wówczas o późnych
skutkach biologicznych promieniowania jonizującego. Drugą, nie mniej ważną, cechą
tych skutków jest brak zależności pomiędzy wielkością otrzymanej dawki promieniowania, a
jakością pojawiających się zmian chorobowych. Oznacza to, że w tym przypadku skutek,
jeśli wystąpi, będzie taki sam u osobnika napromieniowanego dawką np. 0,005 Sv, jak i u
człowieka napromieniowanego dawką 0,5 Sv. Wielkość otrzymanej dawki wpływa jedynie na
prawdopodobieństwo pojawienia się efektów biologicznych. Dlatego też te skutki zdrowotne
określane są mianem skutków stochastycznych.
Do późnych efektów biologicznych promieniowania zaliczamy przede wszystkim choroby
nowotworowe określonych narządów ciała ludzkiego, charakteryzujących się dużą
promienioczułością, mutacje materiału genetycznego oraz również ogólne przyspieszenie
procesów starzenia się organizmu i skutki specyficzne dla poszczególnych organów, np.
zaćmę oka.
233
Zarówno choroby nowotworowe, jak i mutacje genetyczne, najpoważniejsze z wymienionych
efektów napromieniowania organizmu żywego, wywoływane są uszkodzeniami DNA lub
RNA zawartych w jądrze komórkowym. Każdy organizm żywy posiada dość sprawne
mechanizmy kontroli sekwencji materiału DNA i RNA oraz naprawy lub wymiany
uszkodzonych elementów, lecz im większa jest dawka promieniowania, tym zwiększa się
prawdopodobieństwo „przepuszczenia” do dalszej reprodukcji zmienionych fragmentów
materiału genetycznego. Może to mieć konsekwencje bezpośrednio dla napromieniowanego
organizmu w postaci produkcji odmiennych komórek i tkanek, nazywanych właśnie
nowotworowymi lub, jeśli uszkodzeń doznały komórki rozrodcze, zmiany genetyczne
przekazywane są następnym pokoleniom.
Miarą wielkości spodziewanych późnych skutków kancerogennych i genetycznych
wywołanych w określonej populacji promieniowaniem jonizującym jest otrzymana przez tę
populację dawka kolektywna. Liczba przypadków (N) jest proporcjonalna do tej dawki (Dk), a
współczynniki proporcjonalności (k) określone zostały doświadczalnie na podstawie badań
zebranych głównie przy medycznych zastosowania promieniowania i noszą nazwę
współczynników indukcji:
N = k · Dk
Rys. 5.13. Późne skutki promieniowania jonizującego. [źródło: „Ochrona radiologiczna
i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
234
Obecnie przyjmuje się, zakładając słuszność tzw. liniowego modelu bezprogowego LNT, że
wartości tych współczynników wynoszą dla przeciętnej populacji ludzkiej:
4
 dla indukcji nowotworów – k = 125/rok ·10 os·Sv,
4
 dla indukcji skutków genetycznych w dwóch kolejnych pokoleniach – k = 40/rok ·10
os·Sv.
Oznacza to, że w populacji 10.000 osób, w której średnia dawka indywidualna wynosi 1 Sv
można spodziewać się wystąpienia po okresie utajenia 100 przypadków raka w ciągu roku.
Oczywiście są to bardzo uogólnione liczby, które nie mówią nic o terminie, jakości zmian lub
miejscu wystąpienia nowotworu, zależnym od charakteru narażenia poszczególnych
narządów. Okresy utajenia są również różne dla określonych typów nowotworów. I tak
pierwszych przypadków białaczek można spodziewać się po ok. 3 latach od
napromieniowania, pierwszych guzów litych po ok. 10 latach od napromieniowania. Ten czas
zależy dodatkowo od sposobów frakcjonowania otrzymanych dawek w czasie.
Ogromne trudności w konkretnej ilościowej ocenie późnych skutków promieniowania
jonizującego wynikają w dużej mierze z faktu, iż ewentualne zmiany chorobowe wywołane
napromieniowaniem są identyczne, jak choroby o tym samym charakterze powodowane
innymi czynnikami, np. paleniem tytoniu, czy chemicznym zanieczyszczeniem środowiska
(tzn. nie są specyficzne dla promieniowania). Ponieważ ilości zachorowań wywołanych
innymi czynnikami środowiskowymi są nieporównywalnie większe, to potencjalne skutki
późne promieniowania nikną w tle kilkaset razy liczniejszych skutków o innym
pochodzeniu.
Wobec braku wykrywalnych efektów małych dawek promieniowania, a dążąc jednocześnie
do maksymalnie ostrożnego postępowania z substancjami radioaktywnymi i starając się
doprowadzić do przerwania prób broni jądrowej, Międzynarodowa Komisja Ochrony
Radiologicznej (ICRP) wprowadziła w 1959 r. hipotezę, zwaną modelem liniowym
bezprogowym LNT (Linear No Threshold). Według LNT jeśli od pewnej dawki
promieniowania umiera 100 % napromieniowanych osób, od 2 razy mniejszej 50 % osób, to
od 10 razy mniejszej umrze 10 % osób, a dla milion razy mniejszej powinno umrzeć 0,0001
%.
Jednakże przy bardzo małych indywidualnych dawkach promieniowania obejmujących nawet
duże populacje ludzi, nie jesteśmy w stanie zmierzyć, czy tak jest faktycznie. Model ten
zakłada, że zarówno zachorowania na nowotwory, jak i skutki genetyczne małych dawek
promieniowania są wynikiem mutacji powodowanych bezpośrednio przez promieniowanie
jonizujące. Przy niskich dawkach brak jest bezpośrednich danych o skutkach zagrożenia.
Arbitralnie postanowiono więc stosować dla małych dawek i małych mocy dawki (czyli dawki
na jednostkę czasu) ekstrapolację skutków dużych dawek promieniowania na dawki małe.
Hipotezę LNT przyjęto jako oficjalną podstawę ochrony radiologicznej. W oparciu o nią
sformułowano zasadę ograniczania dawek tak bardzo, jak tylko jest to rozsądnie możliwe
(ALARA) i wprowadzono bardzo kosztowny system barier chroniących przed
rozprzestrzenianiem promieniowania z elektrowni jądrowych.
Wśród naukowców trwa obecnie dyskusja, w której wymienia się zarówno obserwacje
potwierdzające hipotezę LNT jak i ogromną liczbę nowszych badań, które wskazują, że
model liniowy bezprogowy LNT jest przesadnie pesymistyczny, a małe dawki
promieniowania są wręcz korzystne dla organizmów żywych i zmniejszają zachorowalność
m.in. na choroby nowotworowe.
235
5.3.3. Efekt hormezy radiacyjnej
Wiele substancji i zjawisk jest korzystnych dla życia przy małych porcjach (dawkach), a
jednocześnie są one bardzo szkodliwe przy dużych. Najnowsze badania stwierdzają, że
również promieniowanie jonizujące jest niezbędne do życia w małych ilościach, takich
jakie otrzymujemy codziennie od otoczenia. Przeprowadzono eksperymenty, w których żywe
organizmy otaczano osłonami nieprzepuszczającymi promieniowania. Doświadczenia te
wykazały, że takie organizmy chorowały i umierały, podczas gdy niewielki wzrost
promieniowania wspomagał ich rozwój. 162
Najnowsze dane biologiczne wskazują na złożoność i różnorodność procesów
molekularnych i komórkowych decydujących o przeżyciu lub mutagenezie komórki w
zależności od wielkości i mocy dawki. Wielu uczonych (np. w Polsce prof. Z. Jaworowski,
wieloletni przewodniczący Rady Naukowej Centralnego Laboratorium Ochrony
Radiologicznej i były przewodniczący UNSCEAR) uważają, że do opisu procesów
zachodzących po napromieniowaniu ludzi małymi dawkami należy stosować model
uwzględniający efekt dormezy radiacyjnej.
Mianem hormezy określa się zjawisko polegające na tym, że czynnik występujący w
przyrodzie i szkodliwy dla organizmu w większych dawkach, w małych dawkach działa nań
korzystnie. Już w XVI wieku szwajcarski lekarz Paracelsus stwierdził, że to dawka (a nie
substancja) czyni truciznę (łac. Dosis facit venenum). Niepotwierdzonym oficjalnie, ale
bardzo obszernie udokumentowanym przykładem hormezy jest właśnie hormeza radiacyjna.
Hormeza radiacyjna to bardzo prawdopodobny korzystny wpływ małych dawek
promieniowania jonizującego na żywe organizmy, polegający m.in. na zmniejszeniu
prawdopodobieństwa zachorowania na nowotwory złośliwe i inne choroby o podłożu
genetycznym. Poprawność modelu hormezy radiacyjnej została wykazana w wielu
doświadczeniach (także na badaniach populacji ludzkiej zamieszkałej w rejonach o
podwyższonym tle naturalnym), jednak oficjalnie przyjmuje się, iż dowody te nie są
wystarczające do uznania tej hipotezy za poprawną.
Mechanizm hormezy radiacyjnej polega na stymulowaniu komórkowych mechanizmów
naprawczych w obszarze małych dawek, co powoduje spadek liczby uszkodzeń DNA
prowadzących do powstawania nowotworów ze wzrostem dawki promieniowania. W ciągu
ubiegłych kilkudziesięciu lat opublikowano około 6000 prac potwierdzających istnienie
zjawiska hormezy zarówno w przypadku promieniowania jonizującego, jak i wielu innych
czynników fizycznych i chemicznych, które w dużych dawkach są szkodliwe, a w małych
dobroczynne. Jest to zjawisko występujące powszechnie w świecie biologicznym i badane
intensywnie w wielu dziedzinach nauki.
Badania korelacji między tłem promieniowania, a umieralnością na nowotwory prowadzono
wielokrotnie w Stanach Zjednoczonych.163 Okazało się, że we wszystkich stanach o
podwyższonym tle promieniowania umieralność na nowotwory jest mniejsza od przeciętnej.
Przed przeprowadzeniem badań oczekiwano, że umieralność na nowotwory będzie rosła o
około 350 zgonów na 100 000 mieszkańców na każdy 1 mSv/rok. Wyniki nie wykazały takich
tendencji, a wręcz przeciwne. Jak widać na rys. 5.14., spośród 14 stanów o tle
promieniowania powyżej 1,4 mSv/rok, w 12 stanach umieralność na nowotwory była bardzo
wyraźnie poniżej średniej dla USA, w jednym tylko nieco niższa, i tylko w jednym nieco
wyższa.
162
Duport Ph.: Low-Dose Radiation and Risk: A Perspective, Centre for Low-Dose Radiation Research, Institute
of the Environment, University of Ottawa, January 2002)
163
Frigerio, N.A., Stowe, R.S., “Carcinogenic and genetic hazards from background radiation”, in: Proc. of a
Symp. on Biological Effects of Low-Level Radiation Pertinent to Protection of Man and His Environment,
(Chicago 3-7 Nov. 1975), IAEA, Vienna (1976)
236
Rys. 5.14. Umieralność na nowotwory w funkcji tła naturalnego w różnych stanach USA
mierzona na 100 000 mieszkańców. Linia pozioma i żółte kółko oznaczają średnią
umieralność i tło promieniowania w USA. [źródło: A. Strupczewski: „Nie bójmy się
energetyki jądrowej”, WNT Warszawa 2010].
Dane te potwierdzają także ilustracje 5.15. i 5.16., przedstawiające moc dawki ekspozycyjnej
na wysokości 1 m nad ziemią w USA oraz umieralność na nowotwory w poszczególnych
stanach. Widoczna jest wyraźna korelacja pomiędzy wyższą mocą dawki a niższym
wskaźnikiem umieralności na nowotwory. 164
Rys. 5.15. Narażenie na ziemskie promieniowanie gamma na wysokości 1 m nad ziemią w USA.
[źródło: A. Strupczewski: „Nie bójmy się energetyki jądrowej”, WNT Warszawa 2010].
164
P. Duport: “Low Dose Radiation and Risk, Ottawa University, Institute of Environment, Intern. Centre for Low
Dose Radiation Research, January 2002”.
237
.
Rys. 5.16. Umieralność na nowotwory w USA [źródło: A. Strupczewski: „Nie bójmy się energetyki
jądrowej”, WNT Warszawa 2010].
Przedstawione wyniki szerokich badań nad wpływem małych dawek promieniowania na
indukcję nowotworów mogą potwierdzać teorię hormezy radiacyjnej. Jednakże eksperci
zajmujący się ochroną przed promieniowaniem przyjęli hipotezę liniową bezprogową LNT
jako narzędzie mające zapewnić, że promieniowanie powodowane przez działalność
człowieka będzie minimalne. Zasada redukcji dawek promieniowania jest obowiązująca w
całej energetyce jądrowej. Jest to tzw. zasada ALARA - As Low As Reasonably Achievable –
„tak mało jak to rozsądnie możliwe”. Zasada ta, jak i sama hipoteza LNT, zostały przyjęte dla
uproszczenia ochrony radiologicznej i ułatwienia jej administracji. Zasada ta uzasadniana
jest twierdzeniem, że dopóki nie wiemy, czy małe dawki nie powodują pewnych ujemnych
skutków, przezorność wymaga by unikać napromieniowania ludzi, o ile nie jest to
równoważone odnoszonymi korzyściami.
5.3.4. Podstawowe zasady ochrony radiologicznej
Mianem ochrony radiologicznej określa się zespół środków technicznych i organizacyjnych
mających na celu ochronę ludzi przed promieniowaniem jonizującym i jego skutkami.
Jednym z podstawowych zadań ochrony radiologicznej jest wcześniejsza ocena dawek, na
jakie mogą być narażeni ludzie, czy to pracujący ze źródłami promieniowania, czy też ludzie
z promieniowaniem nie związani profesjonalnie. Do tego celu służy właśnie cały szereg
dawek i innych wielkości fizycznych opisujących poziomy promieniowania i jego działanie na
materię nieożywioną oraz organizmy żywe.
Jeżeli znana jest aktywność i rodzaj źródła promieniowania wyznaczenie dawki, jaką może
otrzymać człowiek na nie narażony nie stanowi zwykle problemu. W najprostszym
przypadku, dla punktowego źródła promieniowania gamma lub X (tzn. takiego, którego
rozmiary są bardzo małe w porównaniu do odległości, w której obliczamy dawkę) wzór
określający wartość dawki pochłoniętej ma postać:
D=
gdzie:
r · A · t
k·l 2
D - dawka pochłonięta,
r - równoważna wartość stałej ekspozycyjnej (parametr charakterystyczny dla
danego izotopu promieniotwórczego),
238
A
l
k
t
-
aktywność źródła,
odległość od źródła,
krotność osłabienia promieniowania przez zastosowaną osłonę,
czas narażenia na działanie promieniowanie.
W przypadku źródeł liniowych lub powierzchniowych oraz innych rodzajów promieniowania
równanie to przyjmuje bardziej skomplikowaną postać, jednak jego podstawowy charakter
nie zmienia się. Oznacza to, że otrzymana dawka promieniowania od źródła o określonej
aktywności i rodzaju zależy od odległości w jakiej się znajdujemy, zastosowanych osłon
przed promieniowaniem oraz czasu narażenia na jego działanie.
Zależność ta wyraża właśnie trzy podstawowe zasady ochrony radiologicznej:
I.
Im dalej jesteśmy od źródła, tym bezpieczniej.
II.
Im krócej przebywamy w polu promieniowania, tym bezpieczniej.
III. Im lepsze zastosujemy osłony, tym bezpieczniej.
Zasady te zostały zilustrowane na rysunku 5.17. przy pomocy postaci o różnych
intensywnościach barw, symbolizujących otrzymaną dawkę w zależności od odległości,
czasu i użytej osłony. Oczywiście w praktyce stosuje się zwykle kombinacje wszystkich
trzech zasad ochrony radiologicznej w celu zminimalizowania narażenia na promieniowanie.
Problem minimalizacji dawek związany jest zwykle z pewnymi nakładami finansowymi
ponoszonymi na działania ochronne.
Rys. 5.17. Zasady ochrony radiologicznej. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” –
Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
Oczywiście w praktyce stosuje się zwykle kombinacje wszystkich trzech zasad ochrony
radiologicznej w celu zminimalizowania narażenia na promieniowanie. Problem minimalizacji
dawek związany jest zwykle z pewnymi nakładami finansowymi ponoszonymi na działania
ochronne. Na świecie obowiązuje obecnie ogólna zasada, w myśl której narażenie powinno
być tak małe, jak to jest tylko ekonomicznie uzasadnione. Zasada ta oznacza, że należy
ponosić dodatkowe nakłady na ochronę radiologiczną, aż do poziomu, przy którym dalsze
zwiększanie kosztów daje bardzo małe dodatkowe efekty ochronne.
239
Uzupełnieniem tych teoretycznych rozważań są w rzeczywistości pomiary dawek
wykonywane przez specjalne służby dozymetryczne za pomocą całego szeregu urządzeń,
zwanych dawkomierzami (dozymetrami), odpowiednich dla danego rodzaju
promieniowania i źródła.
Wszystkie obiekty jądrowe oraz te, w których stosuje się substancje promieniotwórcze lub
promieniowanie jonizujące, posiadają zorganizowane służby dozymetryczne i procedury
organizacyjne umożliwiające prognozowanie stanu radiacyjnego obiektu, ocenę
otrzymywanych przez pracowników dawek oraz szybką reakcję na sytuacje wypadków czy
też zdarzeń radiacyjnych. W myśl polskich przepisów regulujących zasady pracy obiektów
jądrowych wyznacza się na obszarze takiego obiektu tzw. teren kontrolowany i teren
nadzorowany.
Teren kontrolowany to obszar o kontrolowanym dostępie, objęty specjalnymi przepisami
mającymi na celu ochronę przed promieniowaniem jonizującym lub rozprzestrzenianiem się
skażeń promieniotwórczych.
Teren nadzorowany natomiast to obszar objęty specjalnym nadzorem, w celu ochrony
przed promieniowaniem jonizującym. Rozporządzenie Rady Ministrów z dn. 20.02.2007 roku
w sprawie podstawowych wymagań dotyczących terenów kontrolowanych i nadzorowanych
określa m.in. sposób oznakowania tych terenów, warunki dostępu i opuszczania tych
terenów dla pracowników i innych osób oraz warunki, jakie muszą być spełnione dla
wykonywania pomiarów dozymetrycznych w środowisku pracy na tych terenach. Pomiary
dozymetryczne umożliwiają każdorazowo ciągłą ocenę warunków pracy, w tym ocenę
narażenia pracowników i innych osób znajdujących się na terenach kontrolowanych albo
nadzorowanych, kontrolę przestrzegania limitów użytkowych dawek określonych w
zezwoleniu na prowadzenie działalności na tych terenach, weryfikację granic terenu
kontrolowanego i nadzorowanego, a także ocenę narażenia osób znajdujących się poza tymi
terenami, spowodowanego prowadzoną działalnością, w tym w wyniku usuwania substancji
promieniotwórczych z tych terenów.
Rys. 5.18. Manualny pomiar promieniowania przy obiekcie jądrowym.
Kontrola radiologiczna terenów obiektów jądrowych prowadzona jest za pomocą
dozymetrycznych systemów automatycznych monitorujących ogólną sytuację radiacyjną, za
pomocą indywidualnych dawkomierzy osobistych oraz z wykorzystaniem ręcznych pomiarów
uzupełniających. Tak zorganizowana kontrola dozymetryczna umożliwia prognozowanie
dawek oraz wczesną reakcję na otrzymanie przez danego pracownika podwyższonej dawki
promieniowania. Ilustracja 5.18. przedstawia sposób przeprowadzania pomiarów
240
dodatkowych na terenach poza obiektami jądrowymi przy pomocy przenośnego miernika
promieniowania.
Dawki maksymalne, jakie mogą otrzymać ludzie z tytułu pracy w warunkach narażenia na
promieniowanie jonizujące oraz ludzie z ogółu ludności, tzw. dawki graniczne, określone są
w Rozporządzeniu Rady Ministrów z dn. 18.01.2005 roku w sprawie dawek granicznych
promieniowania jonizującego (Dz. U. nr 20, poz. 168).
Na rys. 5.19. przedstawiono wartości dawek granicznych obowiązujące obecnie w Polsce.
Należy podkreślić, że dawki graniczne określone w polskich przepisach są zgodnie z
międzynarodowymi wytycznymi w tym zakresie.
Rys. 5.19. Dawki graniczne promieniowania jonizującego. [źródło: „Ochrona radiologiczna
i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
241
5.4
Tło promieniowania jonizującego
5.4.1. Promieniowanie jonizujące wokół nas
Promieniowanie jonizujące nie pojawiło się na Ziemi wraz ze skonstruowaniem pierwszego
aparatu rentgenowskiego, pierwszego reaktora jądrowego, czy też wraz z wybuchem
pierwszej bomby jądrowej. Istniało ono na Ziemi od zawsze, od początku swego istnienia
człowiek rozwijał się w "morzu" promieniowania jonizującego. Natura przystosowawszy
nasze organizmy do poziomów intensywności promieniowania istniejącego na Ziemi nie
wyposażyła nas jednak w żadne zmysły pozwalające na jego postrzeganie. Dopiero odkrycia
wielkich naukowców - Wilhelma Roentgena, Henri Becquerela, czy Marii CurieSkłodowskiej - pozwoliły nam poznać jego naturę oraz wykorzystać je w nauce, technice
i medycynie.
Rysunek 5.20. przedstawia symbolicznie główne źródła promieniowania jonizującego
istniejące obecnie w otaczającym nas świecie. Najpoważniejszym z nich jest Kosmos.
Wszystkie gwiazdy, w tym nasze Słońce, emitują promieniowanie jonizujące powstające
podczas zachodzących w nich reakcji jądrowych. Atmosfera Ziemi chroni nas skutecznie
przed szkodliwym nadmiarem tego promieniowania tak, że promieniowanie kosmiczne
zaczyna być istotne dla człowieka jedynie podczas lotów kosmicznych lub lotów samolotami
na dużych wysokościach.
Rys. 5.20. Promieniowanie jonizujące wokół nas. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” –
Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
Dla przeciętnego człowieka największym źródłem promieniowania jest powietrze, w którym
znajdują się naturalne izotopy promieniotwórcze w postaci pyłów lub gazów. Najważniejszym
z nich jest promieniotwórcze izotopy radonu oraz produkty ich rozpadu. Źródłem radonu
są naturalne izotopy szeregu uranowego i torowego zawarte w skorupie ziemskiej, skąd
radon, jako gaz migruje do atmosfery. Zagadnienia związane z oddziaływaniem radonu
omówione zostaną w dalszej części materiału.
242
Inne izotopy naturalne znajdujące się w skorupie ziemskiej są odpowiedzialne za
promieniowanie jonizujące docierające do nas z gruntu oraz ścian budynków, w których
przebywamy. Intensywność tego promieniowania zależy istotnie od rodzaju podłoża
skalnego i zmienia się o kilkaset razy w różnych miejscach na Ziemi. Najwyższe poziomy
promieniowania ziemskiego obserwowane są na terenach o podłożu pochodzenia
wulkanicznego, np. na wschodnich wybrzeżach Brazylii, w środkowym Iranie (Ramsar) oraz
w Indiach na półwyspie Dekan.
Istotną rolę w napromieniowaniu naszego organizmu odgrywa również żywność jaką
spożywamy. Wraz z nią wprowadzamy do wnętrza organizmu substancje promieniotwórcze
pochodzenia naturalnego, głównie promieniotwórczy izotop potasu K-40, oraz izotopy
pochodzenia sztucznego, które kumulowane są w roślinach i organizmach zwierzęcych z
otoczenia. Na skutek tego każdy człowiek posiada własne, wewnętrzne źródło
promieniowania.
Sztuczne izotopy promieniotwórcze znajdujące się obecnie w naszym środowisku
naturalnym pochodzą z bardzo różnych dziedzin działalności człowieka. Jednym z
ważniejszych ich źródeł są reaktory jądrowe wykorzystywane w energetyce, badaniach
naukowych, produkcji izotopów i technice militarnej. Urządzenia te powodują zarówno
nieznaczne podniesienie poziomu promieniowania jonizującego w najbliższym otoczeniu, jak
również są miejscem powstawania odpadów promieniotwórczych. Ich normalne działanie
stanowi niewielkie zagrożenie, poważne w skutkach mogą być jedynie awarie tych obiektów
związane z uwolnieniem do środowiska znacznych ilości substancji radioaktywnych.
Największym sztucznym źródłem promieniowania jonizującego jest jednak medycyna, gdzie
na bardzo szeroką skalę wykorzystuje się materiały promieniotwórcze i urządzenia emitujące
promieniowanie w diagnostyce i terapii rentgenowskiej i izotopowej. Powszechne stosowanie
technik radiologicznych w badaniu i leczeniu ludzi przynosi ogromne korzyści, chociaż
związane jest z napromieniowaniem organizmu człowieka oraz produkcją dużych ilości
odpadów radioaktywnych.
Kolejnym źródłem promieniowania jonizującego są przedmioty powszechnego użytku
takie, jak telewizory, ekrany monitorów komputerowych, przeciwpożarowe czujki dymu,
zegarki i inne przedmioty malowane farbami luminescencyjnymi. Poziomy promieniowanie
emitowanego przez te urządzenia są bardzo niewielkie, mamy jednak z nimi do czynienia na
co dzień. Jeszcze szerzej stosuje się techniki radiacyjne w przemyśle. Skala zastosowań
jest tu bardzo szeroka, począwszy od defektoskopów, poprzez mierniki grubości i wagi
izotopowe, aż do radiacyjnego konserwowania żywności. Należy również pamiętać, że spore
ilości substancji promieniotwórczych dostają się do naszego środowiska podczas procesów
spalania paliw kopalnych i przerobu różnego rodzaju minerałów. Są to naturalne izotopy
zawarte w kopalinach, których stężenie po przeróbce lub spaleniu znacznie wzrasta w
uzyskiwanych produktach lub odpadach.
Ostatnim źródłem promieniowania, z którym ludzkość ciągle jeszcze ma do czynienia są
sztuczne materiały radioaktywne wprowadzone do atmosfery podczas próbnych wybuchów
bomb jądrowych prowadzonych głównie w latach 50-tych i 60-tych. Substancje te,
praktycznie równomiernie rozproszone w wysokich warstwach stratosfery, tworzą opad
promieniotwórczy stanowiący ciągle istotny składnik globalnego narażenia na
promieniowanie jonizujące. Poziomy promieniowania od tego opadu złożonego z
długożyciowych izotopów radioaktywnych są obecnie kilkadziesiąt razy niższe, niż w okresie
maksymalnego natężenia prób z bronią jądrową, na przełomie lat 50-tych i 60-tych.
243
5.4.2. Tło promieniowania jonizującego
Mianem tła promieniowania jonizującego określany jest poziom promieniowania
istniejącego na danym terenie, a pochodzącego zarówno od naturalnych, jak i stale już
obecnych w naszym otoczeniu sztucznych źródeł promieniowania.
Wielkość dawki otrzymywanej rocznie od tła promieniowania jonizującego różni się istotnie w
zależności od miejsca zamieszkania. Spowodowane jest to różnicami w budowie
geologicznej podłoża, w wysokościach terenu nad poziomem morza, w rodzajach zabudowy
mieszkalnej, wreszcie w diecie oraz poziomie rozwoju cywilizacyjnego i przemysłowego.
Warty zauważenia jest fakt, że mieszkańcy krajów wysokorozwiniętych otrzymują sporo
większe dawki ze względu na istotny udział powszechnego stosowania źródeł
promieniowania w medycynie i przemyśle.
Na rysunku 5.21. przedstawiono procentowy udział poszczególnych źródeł promieniowania
jonizującego w narażeniu przeciętnego człowieka w Polsce. Średnia dawka roczna jaką
otrzymujemy jest od kilku lat stała i wynosi ok. 3,2 mSv. Nieco wyższą dawkę dostają
mieszkańcy terenów górskich, szczególnie w Sudetach i na Dolnym Śląsku, oraz mieszkańcy
obszarów o dużym zanieczyszczeniu powietrza gazami i pyłami pochodzącymi ze spalania
węgla i z obecności hałd odpadowych żużli i popiołów. Bardziej narażeni są również ludzie
często diagnozowani i leczeni metodami radiologicznymi i nuklearnymi.
Rys. 5.21. Tło promieniowania jonizującego w Polsce – 2009 rok. [źródło: „Ochrona radiologiczna
i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
72,9 % tej dawki, to znaczy ok. 2,33 mSv, pochodzi ze źródeł czysto naturalnych.
Najpoważniejsze z nich to gazy i pyły promieniotwórcze obecne w powietrzu, którym
oddychamy, głównie radon oraz produkty jego rozpadu - promieniotwórcze izotopy polonu,
ołowiu, bizmutu i talu. Tworzą one łącznie roczną dawkę rzędu 1,3 mSv, czyli ok. 40,8 %
całej dawki od tła. Pozostałe naturalne izotopy promieniotwórcze zawarte w ziemi oraz
materiałach budowlanych, z których wykonane są nasze domy, dodają nam średnio po ok.
0,46 mSv rocznie (14,5 % całej dawki), przy czym tutaj rozrzut jest już dużo większy.
244
Ok. 0,28 mSv (8,9 % całej dawki) otrzymujemy rocznie od promieniowania kosmicznego,
oczywiście mieszkańcy Wybrzeża dostają mniej, a mieszkańcy Zakopanego i okolic
najwięcej. Wraz z pożywieniem wchłaniamy rocznie izotopy promieniotwórcze będące
źródłem dawki równej ok. 0,28 mSv (8,7 % całego tła) i jest to wskaźnik dość równomierny
na terenie całego kraju. 165
Pozostałą część całkowitej rocznej dawki od tła promieniowania (27,1 %) otrzymujemy ze
źródeł sztucznych. Wynosi ona ok. 0,87 mSv. Dominujący składnik (26,6 % całej dawki od
tła) stanowi tu dawka pochodząca z medycznych, ale tylko diagnostycznych, zastosowań
promieniowania jonizującego. Nie oznacza to, że każdy z nas dostaje przy okazji badań
rentgenowskich po ok. 0,85 mSv rocznie, lecz jest to średnia dawka na jednego mieszkańca
Polski wynikająca ze stosowania wyższych dawek w bardziej skomplikowanych badaniach
diagnostycznych powodującej bardzo wysokie narażenie nielicznej grupy ludzi.
Ok. 0,01 mSv (0,30% całej dawki) pochodzi od przemysłowych oraz różnych innych
zastosowań źródeł promieniowania. Można tu wymienić energetykę jądrową, defektoskopy,
różnego rodzaju przemysłowe mierniki izotopowe, "świecące" zegarki, glazury i materiały do
wyrobu sztucznych zębów uszlachetniane uranem, czujki dymu, ekrany telewizorów
kolorowych i monitory komputerowe, rozruszniki serca z bateriami jądrowymi, urządzenia
kontrolujące bagaże w portach lotniczych i wiele innych. Opad promieniotwórczy, którego
źródłem są sztuczne izotopy wyniesione do wysokich warstw atmosfery przy próbnych
wybuchach bomb jądrowych, tworzy nam obecnie dawkę rzędu 0,006 mSv rocznie (0,20 %
całej dawki od tła).
5.4.3. Promieniowanie kosmiczne
Pierwotne promieniowanie kosmiczne dochodzi do Ziemi w 80% z dalekich obszarów
przestrzeni kosmicznej oraz w 20% ze Słońca. Stanowią je różne, wysokoenergetyczne
cząstki, głównie protony oraz lekkie jądra. Podczas zderzeń z atomami pierwiastków
znajdujących się w atmosferze wywołują one reakcje jądrowe, będące źródłem tzw.
wtórnego promieniowania kosmicznego. Powstają wówczas różne radionuklidy, m.in. tryt,
czyli ciężki promieniotwórczy izotop wodoru H-3, oraz izotop węgla C-14. Natężenie tego
promieniowania, wahające się nieco w rytmie występowania plam słonecznych, rozłożone
jest na Ziemi bardzo nierównomiernie. Większe jest na obu biegunach, a mniejsze w
okolicach równikowych, co związane jest z charakterem ziemskiego pola magnetycznego.
Tarczę ochronną przed promieniowaniem kosmicznym dla organizmów żyjących na
powierzchni Ziemi stanowi atmosfera. Stąd biorą się znaczne różnice jego intensywności
wraz z wysokością terenu nad poziomem morza. Roczna dawka od tego promieniowania
otrzymywana przez mieszkańców Zakopanego jest prawie 2-krotnie wyższa (ok. 0,38 mSv)
od dawki otrzymanej przez ludzi żyjących nad morzem. Na szczytach Tatr, Giewoncie,
Kasprowym Wierchu, czy Rysach, jest to już ponad 3 razy więcej niż nad morzem, na
szczytach Alp ponad 10 razy więcej, zaś na Mount Everest w Himalajach dawka od
promieniowania kosmicznego jest ponad 100 razy wyższa niż na poziomie morza.
Ponieważ większość ludzi na naszej planecie zamieszkuje tereny położone na niewielkich
wysokościach średnia dawka od promieniowania kosmicznego wynosi na Ziemi ok. 0,3 mSv
na rok. W Polsce dawka ta jest bardzo podobna i sięga wartości ok. 0,28 mSv.
Promieniowanie to stanowi istotny składnik rocznej dawki od tła naturalnego jedynie dla
niewielkiej części populacji żyjącej w wysokich terenach gór (Tybet, Andy).
165
„PAA - Działalność Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki oraz ocena stanu bezpieczeństwa jądrowego
i ochrony radiologicznej w Polsce w 2009 roku”, Warszawa, czerwiec 2010 roku.
245
Rys. 5.22. Promieniowanie kosmiczne. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” –
Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
Narażenie na promieniowanie wzrasta gwałtownie podczas wszelkiego rodzaju lotów
samolotami, szczególnie odrzutowymi na wysokości ok. 10.000 m n.p.m. Na tej wysokości
dawka roczna od promieniowania kosmicznego wynosi ok. 45 mSv, co oznacza, że podczas
godziny lotu otrzymujemy dawkę ok. 0,005 mSv. Na szczęście loty samolotami trwają krótko,
toteż w czasie przelotu Warszawa - Nowy Jork pasażer musi pogodzić się jedynie z dawką
ok. 0,04 - 0,05 mSv, równą mniej więcej dwumiesięcznej dawce na poziomie morza. Ocenia
się obecnie, że podróże lotnicze wnoszą do globalnej dawki kolektywnej ludności ok. 200
osobosiwertów rocznie. Oczywiście daleko poważniejszy problem stanowią loty kosmiczne,
lecz na razie dotyczy to tylko pojedynczych ludzi na Ziemi.
5.4.4. Promieniotwórczy radon
Dopiero niedawno stwierdzono, że najpoważniejszym naturalnym źródłem narażenia na
promieniowanie jonizujące jest promieniotwórczy gaz - radon, a właściwie jego dwa izotopy
Rn-220 i Rn-222. Oba te izotopy powstają w ramach naturalnych szeregów
promieniotwórczych, których źródłami są U-238 (dla izotopu Rn-222) i Th-232 (dla izotopu
Rn-220). Uran i tor ze względu na okres półrozpadu rzędu miliardów lat, są stale obecne w
skorupie ziemskiej i podlegają przemianom jądrowym. Radon powstający w obu szeregach
migruje do atmosfery, skąd możemy go wdychać, a następnie rozpada się tworząc alfa i beta
promieniotwórcze izotopy polonu, bizmutu, ołowiu i talu.
Sam radon nie jest szczególnie groźny, gdyż jako gaz szlachetny jest szybko wydalany z
organizmu. Większe znaczenie mają właśnie produkty jego rozpadu, a szczególnie te
krótkożyciowe (o łącznym okresie półrozpadu ok. 50 minut), które są alfa promieniotwórcze.
One ze względu na wysoki czynnik wagowy promieniowania alfa decydują o narażeniu
tkanek układu oddechowego i całego organizmu.
Dawkę od radonu, stanowiącą 54,2 % dawki od wszystkich źródeł naturalnych
promieniowania, otrzymujemy w przeważającej mierze wewnątrz budynków.
246
Przedostaje się on tam z podłoża (szczególnie do piwnic) migrując poprzez konstrukcje
budowlane i szczeliny oraz bezpośrednio ze ścian budynków, gdzie powstaje na skutek
rozpadu zawartych w materiałach budowlanych izotopów promieniotwórczych. Dlatego też
zwraca się ostatnio szczególną uwagę na rodzaj stosowanych materiałów budowlanych.
Najbezpieczniejsze jest pod tym względem drewno, a najgroźniejsze materiały wykonane z
domieszką surowców pochodzących ze spalania węgla, tj. żużla i popiołów lotnych
zawierających skoncentrowane w procesie spalania ilości substancji promieniotwórczych,
głównie radu. Źródłem radonu w budynkach są też woda pochodząca z lokalnych ujęć
głębinowych oraz gaz ziemny. Dlatego też często obserwuje się najwyższe stężenia radonu
w łazienkach.
Rys. 5.23. Radon w budynkach mieszkalnych. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” –
Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
Najskuteczniejszą metodą pozbywania się radonu z pomieszczeń mieszkalnych jest ich
wietrzenie. Potwierdzają to obserwacje zmian koncentracji radonu w zależności od pory
roku, co jest związane z oszczędzaniem energii cieplnej i rzadszym wietrzeniu mieszkań w
okresie zimowym, jak również w zależności od pory dnia. Najwyższe stężenia występują w
czasie nocy i podczas nieobecności w domu, gdy nasze mieszkania są słabo przewietrzane.
Dotychczas przeprowadzone badania wykazały, że stężenie radonu w polskich
mieszkaniach waha się od 4 do 600 Bq/m3.
Bardzo poważnym problemem jest narażenie górników kopalni węgla kamiennego w Polsce
na promieniowanie radonu. Ocenia się, że średnie roczne dawki promieniowania z tego
tytułu sięgają u tej grupy zawodowej dodatkowo 1,9 mSv, a maksymalne 13 mSv.
247
5.4.5. Dawki w diagnostyce medycznej
Medycyna, a dokładnie mówiąc diagnostyka medyczna, była pierwszą dziedziną życia
i gospodarki człowieka, w której zastosowano praktycznie promieniowanie jonizujące.
Pierwszymi urządzeniami wykorzystującymi promieniowanie dla dobra ludzkości były aparaty
rentgenowskie. I chociaż dzisiaj nie ma praktycznie gałęzi gospodarki, w której nie
posługiwano by się źródłami promieniowania, to w dalszym ciągu właśnie w medycynie
stosuje się je na najszerszą skalę. Ciekawym efektem socjologicznym jest fakt, że pomimo
poznania szkodliwych skutków promieniowania dla organizmu człowieka, zasadność
stosowania technik radiologicznych w diagnozowaniu i leczeniu ludzi nigdy i nigdzie nie
budziła zastrzeżeń i sprzeciwów. Korzyści zdrowotne osiągane dzięki tym technikom są
bezsporne, a jednocześnie jak się okazało proporcjonalne do kolektywnej dawki
promieniowania otrzymywanej przez daną populację z tytułu medycznych zastosowań źródeł
radiacji.
Tym niemniej również w przypadku diagnostycznego i terapeutycznego wykorzystania
promieniowania jonizującego obowiązuje naczelna zasada ochrony radiologicznej obligująca
do ograniczania dawki otrzymanej przez pacjenta do poziomów minimalnych, racjonalnych z
punktu widzenia niezbędnych do osiągnięcia efektów medycznych. Dlatego niezmiernie
ważnym zagadnieniem jest dokładna znajomość dawek otrzymywanych przez badane
i leczone osoby podczas zabiegów z wykorzystaniem promieniowania jonizującego.
Problemem tym, oraz nie mniej ważnym problemem narażenia personelu medycznego
pracującego na co dzień ze źródłami promieniowania, zajmują się liczne grupy specjalistów
na całym świecie. Z tego względu właśnie medycyna dostarcza obecnie najwięcej danych na
temat skutków oddziaływania promieniowania na organizm ludzki.
Oczywiście dawki otrzymywane przy poszczególnych rodzajach zabiegów zależą od
stosowanych urządzeń i celów do jakich są wykorzystywane. Z największymi dawkami mamy
do czynienia przy wykorzystaniu promieniowania w terapii medycznej, głównie dla leczenia
chorób nowotworowych. Stosowanie silnego zewnętrznego napromieniowania, bądź
wprowadzanie do wnętrza organizmu silnie promieniujących radionuklidów, powoduje
zniszczenie komórek rakowych, bardziej promienioczułych niż inne komórki ciała, okupione
jest jednak zwykle dawkami rzędu kilkudziesięciu, a nawet kilku tysięcy mSv.
Daleko mniejsze dawki otrzymują pacjenci podczas diagnostyki rentgenowskiej i izotopowej,
polegającej na wprowadzeniu do wnętrza organizmu, bądź tylko do jednego wybranego
organu, np. tarczycy, określonych izotopów promieniotwórczych. Przeciętne poziomy tych
dawek przedstawiono w postaci grafów na rysunku 5.24., oddzielnie dla diagnostyki
rentgenowskiej oraz radioizotopowej. Jak widać im poważniejsze są badania, tym większe
dawki promieniowania otrzymuje pacjent.
Zaprezentowane dane dotyczą najnowszych technik diagnostycznych oraz nowoczesnych
urządzeń stosowanych w wysokorozwiniętych i bogatych krajach, do których należy także
Polska. Dawki otrzymywane w polskich placówkach medycznych nie odbiegają od średnich
europejskich.
248
Rys. 5.24. Dawki w diagnostyce medycznej. [źródło: „Ochrona radiologiczna i dozymetria” –
166 167
Laboratorium Środowiskowe SPECTRA]
.
5.4.6. Przemysłowe zastosowania promieniowania jonizującego
Trudno wyobrazić sobie funkcjonowanie gospodarki rozwiniętego, nowoczesnego kraju bez
stosowania w praktycznie wszystkich gałęziach przemysłu urządzeń wykorzystujących
promieniowanie jonizujące. W wielu dziedzinach życia i działalności człowieka jest to już tak
powszechne, że nie zauważamy tych urządzeń i nie zwracamy na nie uwagi, dopóki nie
dostrzeżemy charakterystycznego znaku czerwonej koniczynki na żółtym tle.
Na rysunku 5.25. przedstawiono w sposób symboliczny jedynie kilka podstawowych
i najważniejszych zastosowań technik radiacyjnych w przemyśle. Większość z nich opiera
się na własnościach promieniowania jonizującego polegających na zdolności
promieniowania do przenikania przez materię, na zdolności materii do osłabiania
promieniowania oraz na możliwości bardzo precyzyjnego pomiaru intensywności
promieniowania. W oparciu o te zasady działają wszelkiego rodzaju mierniki i wskaźniki
poziomu skroplonych gazów i innych cieczy lub materiałów sypkich, mierniki grubości, np.
blach walcowanych na gorąco, czy powłok lakierniczych, oraz wagi izotopowe stosowane w
górnictwie oraz energetyce do ciągłego pomiaru przesyłanych taśmociągami mas węgla
i innych materiałów. Wykorzystuje się tam zmianę intensywności promieniowania
przechodzącego przez daną warstwę materiału pochłaniającego wraz ze zmianą grubości tej
warstwy.
166
Dane wg informacji na stronie Zakładu Medycyny Nuklearnej Regionalnego Szpitala Specjalistycznego im. dr
Wł. Biegańskiego w Grudziądzu, www.scyntygrafia.bieganski.org.
167
„PAA - Działalność Prezesa Państwowej Agencji Atomistyki oraz ocena stanu bezpieczeństwa jądrowego
i ochrony radiologicznej w Polsce w 2009 roku”, Warszawa, czerwiec 2010 roku.
249
Rys. 5.25. Przemysłowe zastosowania promieniowania jonizującego. [źródło: „Ochrona
radiologiczna i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA].
Szczególnym przypadkiem tej cechy promieniowania jest szeroko stosowana w przemyśle
defektoskopia rentgenowska i radioizotopowa, gdzie dodatkowo wykorzystuje się klisze
fotograficzne zaczerniane przez promieniowanie w stopniu proporcjonalnym do jego
intensywności, dla uzyskania obrazów struktury wewnętrznej konstrukcji stalowych,
rurociągów, łopatek turbin i innych elementów. Powszechnie stosowane są też działające na
podobnej zasadzie przeciwpożarowe czujki dymu, w których źródłem alarmu jest pojawienie
się pomiędzy źródłem promieniowania a detektorem drobin dymu osłabiających
promieniowanie. W tym przypadku, podobnie jak w przypadku stosowania farb
luminescencyjnych do oznaczania np. dróg ewakuacji z pomieszczeń, promieniowanie
wkracza do naszego życia codziennego, do kin, teatrów, szpitali i innych gmachów
użyteczności publicznej.
Coraz częściej wykorzystywane są izotopy promieniotwórcze do śledzenia procesów
dynamicznych w przemyśle oraz nauce. Mówimy o tzw. znacznikach izotopowych
pozwalających np. na śledzenie rozprzestrzeniania się zanieczyszczeń w środowisku,
procesów chemicznych zachodzących w zakładach produkcji tworzyw sztucznych lub
wykrywanie nieszczelności przewodów i rurociągów. Odmianą tej metody jest analiza
aktywacyjna pozwalająca na ocenę zanieczyszczeń danych wyrobów, np. wysokozintegrowanych elementów elektronicznych, na poziomie atomowym.
Biologiczne, w tym bakteriobójcze, działanie promieniowania jonizującego wykorzystywane
jest do radiacyjnego konserwowania żywności oraz dezynfekcji sal szpitalnych
i narzędzi chirurgicznych. W procesie modyfikacji własności fizycznych materiałów za
pomocą promieniowania korzysta się z jego zdolności do zmian struktury wewnętrznej
substancji pod wpływem dostarczanej energii i oddziaływań na poziomie molekularnym. Tymi
metodami podnoszona jest wytrzymałość stali, zmienia się barwę szkła i tworzyw sztucznych
oraz produkuje tworzywa termokurczliwe.
250
Oczywiście najbardziej spektakularnym wykorzystaniem zjawisk jądrowych jest energetyka
jądrowa oraz małe jądrowe źródła energii stosowane w statkach kosmicznych oraz np. w
trudnodostępnych automatycznych stacjach meteorologicznych. Obecnie działa na świecie
ponad 440 energetycznych reaktorów jądrowych, nie licząc badawczych i militarnych,
wytwarzających w skali globalnej ok. 15 % energii elektrycznej.
5.4.7. Dawki kolektywne od różnych źródeł promieniowania jonizującego
Odkrycie zjawisk promieniotwórczości materii i szerokie zastosowanie źródeł promieniowania
w medycynie, nauce, przemyśle i życiu codziennym człowieka spowodowało niewątpliwie
wzrost narażenia radiacyjnego całej populacji ludzkiej na kuli ziemskiej. Bardzo istotnym
wydaje się ocena tego dodatkowego narażenia w stosunku do istniejącego na Ziemi
naturalnego tła promieniowania jonizującego, do którego nasze organizmy zostały
ewolucyjnie przystosowane. Porównanie takie pozwoliłoby stwierdzić, czy działania
człowieka w tej dziedzinie istotnie wpłynąć mogą na kondycję zdrowotną ludzkości, czy nasz
gatunek może być zagrożony z tytułu nadmiernego wzrostu dawki promieniowania.
Przybliżoną miarą średniego narażenia radiacyjnego dużych populacji ludzkich jest dawka
kolektywna. Niewiele mówi ona o indywidualnym zagrożeniu poszczególnych osobników lub
nawet ich sporych grup, daje natomiast pewien obraz narażenia ludzkości jako całości.
Na rysunku 5.26. przedstawiono takie właśnie porównanie rocznych kolektywnych dawek
promieniowania obliczonych dla całej populacji Ziemi, a pochodzących od różnych źródeł
promieniowania, wnoszących największy wkład w całkowitą dawkę kolektywną. Wartości
poszczególnych dawek proporcjonalne są do objętości symbolizujących je kul.
Rys. 5.26. Dawki kolektywne od różnych źródeł promieniowania jonizującego. [źródło: „Ochrona
168
radiologiczna i dozymetria” – Laboratorium Środowiskowe SPECTRA]
168
Sources and Effects of Ionizing Radiation. UNSCEAR 2008 Report to the General Assembly with Scientific
Annexes, UN, New York 2010.
251
Jako wartość wyjściową przyjęto dawkę kolektywną od naturalnych źródeł promieniowania,
wynoszącą w 2008 roku 15.600.000 osobo-siwertów. Z tą wartością zestawione zostały
wielkości dawek kolektywnych od innych źródeł promieniowania, które w powszechnym
odczuciu społecznym stanowić mogą poważne zagrożenie dla istnienia i stanu zdrowotnego
ludzkości.
W tak skonstruowanej skali najpoważniejsze zagrożenie związane jest z dużymi awariami
obiektów jądrowych, porównywalnymi swoimi rozmiarami do awarii elektrowni jądrowej w
Czarnobylu. Jednakże dodatkowa dawka otrzymana przez całą populację ludzką w 2008
roku po tej awarii stanowi zaledwie 0,08 % dawki od źródeł naturalnych.
Następne pod względem rozmiarów awarie jądrowych reaktorów energetycznych, w
Windscale oraz Three Mile Island, wniosły dawki rzędu już tylko ułamków procenta w
stosunku do dawki od naturalnego tła promieniowania.
Cały przemysł jądrowy wnosi obecnie rocznie jedynie 1.300 osobo-siwertów (łącznie z
dawkami personelu elektrowni jądrowych), co stanowi ok. 0,008% dawki od tła.
Dużo większe dawki otrzymuje ludzkość od opadu promieniotwórczego, będącego
pozostałością po próbnych wybuchach bomb jądrowych dokonywanych głównie w latach
50-tych i 60-tych w atmosferze. Należy przy tym pamiętać, że dawka obecna jest
kilkadziesiąt razy mniejsza od dawki od opadu obserwowanej na początku lat 60-tych. Na
rysunku uwzględniono także dawkę kolektywną od medycznych zastosowań
promieniowania, wynoszącej w 2008 roku ok. 4.000.000 osobo-siwertów.
5.5
Oddziaływanie elektrowni jądrowych na środowisko
5.5.1. Uwolnienia substancji promieniotwórczych do środowiska
Jak wspomniano na wstępie tego opracowania nie ma działalności gospodarczej człowieka,
która nie powodowałaby wytwarzania odpadów, bądź emisji zanieczyszczeń do środowiska.
Dotyczy to również elektrowni jądrowych, z których uwalniane są do środowiska specyficzne
dla tych obiektów zanieczyszczenia – gazy promieniotwórcze oraz ciekłe i stałe odpady
zawierające substancje promieniotwórcze.
Ich pierwotnym źródłem są zachodzące w reaktorach przemiany jądrowe – rozszczepienia
jąder izotopów uranu i plutonu, w wyniku których podczas pracy reaktora w paliwie jądrowym
powstają wysoko promieniotwórcze produkty rozszczepienia o ogromnych aktywnościach. O
ile świeże uranowe paliwo jądrowe jest zupełnie bezpieczne i można bez obaw brać do ręki
(aktywność właściwa naturalnego uranu wynosi 2,5·104 Bq/g), to aktywność właściwa
produktów rozszczepienia uranu wzrasta ponad 10 miliardów razy – aż do 3,7·1014 Bq/g. Po
rocznej pracy typowego reaktora wodnego powstaje w tzw. wypalonym paliwie około 3,2%
różnych produktów rozszczepienia oraz około 0,9% plutonu i 0,1% innych aktynowców (z
aktynem włącznie) 169.
Oddziaływania neutronów z wodą chłodzącą reaktor, materiałem koszulek prętów
paliwowych, materiałami konstrukcyjnymi rdzenia i zbiornika reaktora, a także
zanieczyszczeniami gazowymi i ciekłymi rozpuszczonymi w wodzie chłodzącej, powodują
reakcje jądrowe w atomach pierwiastków zawartych w tych materiałach, prowadzące do
powstawania tzw. produktów aktywacji – przemiany stabilnych izotopów w izotopy
promieniotwórcze.
169
Wpływ elektrowni jądrowej na otoczenie – autor dr inż. Grzegorz Jezierski - Politechnika Opolska („Energetyka
Cieplna i Zawodowa” – nr 1/2010).
252
Zdecydowana większość tych substancji promieniotwórczych, podobnie jak produktów
rozszczepienia uranu, nie ma szans wydostania się na zewnątrz obiektu jądrowego. Są one
zatrzymywane przez system kolejnych barier, które stanowią:
 materiał paliwowy w postaci stałych elementów ceramicznych,
 koszulki elementów paliwowych wykonane ze specjalnych stopów metali,
 stalowe ściany ciśnieniowego układu chłodzenia reaktora (reaktory PWR) lub obiegu
wytwarzania pary (reaktory BWR),
 układy kondensacji pary umożliwiające redukcję ciśnienia,
 obudowa bezpieczeństwa reaktora - mocna i szczelna, często dwu-powłokowa (dla
reaktorów III. generacji dwu-powłokowa obudowa jest obligatoryjna).
W czasie normalnej eksploatacji elektrowni poprzez kolejne bariery (głównie poprzez ich
mikronieszczelności) są w stanie przeniknąć jedynie gazowe i niektóre ciekłe produkty
rozszczepienia i aktywacji. Pomimo iż są one wychwytywane w rozbudowanych systemach
filtracji powietrza i oczyszczania ścieków, to jednak część z nich wydostaje się w sposób
kontrolowany do otoczenia elektrowni. Uwolnienia te dotyczą głównie substancji lotnych,
które trudno wychwycić i związać chemicznie, np. promieniotwórczych gazów
szlachetnych – izotopów ksenonu i kryptonu, a także promieniotwórczego izotopu
wodoru – trytu, związanego w cząsteczkach wody (w reaktorach wodnych). W niewielkich
ilościach uwalniany jest także promieniotwórczy jod.
Uwolnienia gazowe odbywają się w sposób kontrolowany poprzez wysoki komin
wentylacyjny elektrowni, zapewniający odpowiednie wyniesienie promieniotwórczych gazów
i szybkie ich rozproszenie w atmosferze. Według pesymizowanych szacunków normalnie
pracująca elektrownia jądrowa o mocy 1000 MWe wprowadza rocznie do atmosfery nie
więcej niż:
 5,9·105 GBq gazów szlachetnych (Kr-85 i Xe-133)
 5,6 GBq jodu I-131.
Aby ułatwić zinterpretowanie jak małe są to wielkości warto przeprowadzić następujący
eksperyment myślowy:
1. Otóż w przepisach ochrony środowiska w każdym kraju określone są wartości
dopuszczalne stężeń poszczególnych zanieczyszczeń w powietrzu. Dotyczy to
zarówno zawartości substancji promieniotwórczych (poszczególnych izotopów lotnych),
jak i zanieczyszczeń chemicznych. Aby rozcieńczyć gazy emitowane z elektrowni
różnych typów do wartości dopuszczalnych należy dodać do nich pewną objętość
powietrza.
2. Do rozcieńczenia wyżej wymienionych ilości emitowanych rocznie z elektrowni jądrowej
gazów promieniotwórczych do wartości dopuszczalnych potrzeba ok. 5,5·1010 m3
czystego powietrza.
3. Objętość czystego powietrza, niezbędna do rozcieńczenia do stężeń dopuszczalnych
dwutlenku siarki emitowanego rocznie z elektrowni węglowej (bez instalacji odsiarczania)
o mocy 1000 MWe, wynosi ok. 4,3·1015 m3, a więc jest prawie 100 000 razy większa.
4. Dodatkowo zaznaczyć należy, że ponieważ promieniowanie jonizujące stanowi
zagrożenie wywołujące duże obawy społeczne, to poziomy dopuszczalne stężeń
substancji promieniotwórczych w powietrzu są dużo bardziej restrykcyjne, niż stężenia
dopuszczalne „konwencjonalnego” dwutlenku siarki, z którym mamy do czynienia już od
setek lat, i do którego niejako „przyzwyczailiśmy się”.
Dane rzeczywiste dotyczące wielkości uwolnień substancji promieniotwórczych z elektrowni
jądrowych do środowiska są dużo bardziej optymistyczne i szacunki i założenia poczynione
na etapie projektowania. Szczególnie w ostatnich dekadach uczyniono bardzo wiele, aby
zdecydowanie ograniczyć wielkości uwolnień gazowych do powietrza. Od dawna w
253
energetyce jądrowej obowiązuje tzw. zasada ALARA (z angielskiego: as low as reasonably
achievable)170, zgodnie z którą dążyć należy do utrzymania narażenia na promieniowanie
pracowników obiektów jądrowych i okolicznej ludności na poziomie tak niskim, jak to możliwe
w rozsądnych granicach. Konsekwentne stosowanie jej zasady doprowadziło do
imponujących sukcesów. Szczegółowo są one prezentowane co kilka lat w Raportach
Komitetu Naukowego ONZ ds. Skutków Promieniowania Atomowego (UNSCEAR).
Na rys. 5.27. pokazano spadek uwolnień jodu, gazów szlachetnych i pyłów radioaktywnych do
atmosfery z elektrowni jądrowych z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi (PWR) według danych z
Raportu UNSCEAR z roku 2000.
W ślad za postępującą redukcją rzeczywistych uwolnień substancji promieniotwórczych
obniżane są również dopuszczalne normy uwolnień, które zawsze uwzględniają aktualny stan
wiedzy na temat oddziaływania promieniowania jonizującego i techniki w zakresie ograniczania
uwolnień substancji promieniotwórczych do środowiska. Fakt ten zapewnia, że nowe obiekty
jądrowe zawsze będą projektowane i budowane z wykorzystaniem najnowszych osiągnięć
wiedzy i techniki.
Na rysunku 5.27. przedstawiono także w postaci linii przerywanych dopuszczalne limity
uwolnień rocznych określone dla gazów szlachetnych oraz jodu i aerozoli (pyłów) w
europejskich przepisach bezpieczeństwa dla nowych reaktorów wodnych
ciśnieniowych budowanych w Unii Europejskiej - European Utility Requirements (EUR)
for LWR Nuclear Power Plants, Volume 1&2, Rev. C April 2001. Jak widać linie te znajdują
powyżej wielkości uwolnień z reaktorów PWR notowanych w latach 1995 – 1997.
600
20
Redukcj a emisj i z reaktorów PWR
w g [UNSCEAR 2000]
18
500
430
TBq/GWe.a
400
16
< Gazy szlachetne TBq/GWe.a
> Jod 131 GBq/GWe.a
14
> Pyły radioaktyw ne GBq/GWe.a
12
300
10
220
8
200
Limity wg. „EUR”
6
------ Gazy szlachetne
------ Jod i aerozole
4
81
100
27
2
13
0
0
1970-1974
1975-1979
1980-1984
1985-1989
1990-1994
1995-1997
Rys. 5.27. Redukcja emisji z reaktorów PWR, dane liczbowe wg Raportu UNSCEAR
171
emisje określone w TBq (dla gazów szlachetnych) oraz GBq (dla jodu i pyłów) na jednostkę energii
elektrycznej wyprodukowanej w ciągu roku przy ciągłej mocy 1000 MWe.
Najbardziej reprezentatywne dla rozwoju energetyki jądrowej w Europie są elektrownie
francuskie, których łączna moc jest około dwukrotnie większa od mocy wszystkich elektrowni
w Polsce. Średnie uwolnienia jodu i aerozoli z elektrowni francuskich wynosiły w 2000 r.
170
Zasada wprowadzona w okresie prób z bronią jądrową, stanowiąca logiczne uzupełnienie hipotezy LNT
twierdzącej, że nie ma progu, poniżej którego promieniowanie przestaje być zagrożeniem.
171
UNSCEAR Report 2000: Sources and Effects of Ionizing Radiation.
254
GBq/GWe.a
530
około 0,4% uwolnień dopuszczalnych w skali rocznej. Uwolnienia ciekłych odpadów
radioaktywnych wynosiły około 0,5% wielkości dopuszczalnych 172.
Im nowsze reaktory, tym emisje są mniejsze. I tak np. elektrownie w Chooz i Civaux
wyposażone w reaktory najnowszej generacji o łącznej mocy 4x1450 MWe emitują w sumie
poniżej 4 TBq gazów szlachetnych i trytu, a poniżej 0,4 GBq jodów i pyłów radioaktywnych
razem. Z Rys. 5.27. widać, że na przełomie stulecia średnie na świecie uwolnienia gazów
szlachetnych wynosiły rocznie ok. 13 TBq/GWe. Wymienione powyżej elektrownie francuskie
osiągnęły wskaźnik niższy od 1 TBq/GWe·rok dla gazów szlachetnych i trytu razem, a
poniżej 0,1 GBq/GWE·rok dla jodu i pyłów radioaktywnych razem 173 . Wielkości tych nie
można pokazać na Rys. 5.27., bo pokrywają się z osią poziomą.
Biorąc pod uwagę ulepszone możliwości techniczne elektrowni jądrowych i fakt, że EJ
emitowały tylko ułamki procenta wielkości granicznych, Francja podjęła akcję ogólnej
redukcji dozwolonych limitów emisji. Bloki uzyskujące przedłużenie licencji po 1995 roku
mają narzucone limity niższe niż obowiązujące poprzednio.
Rys. 5.28. Rzeczywiste uwolnienia substancji promieniotwórczych do powietrza i morza z
EJ Loviisa (Finlandia) w stosunku do wartości dopuszczalnych.
W innych krajach emisje są również systematycznie redukowane. I nie dotyczy to tylko
najnowocześniejszych reaktorów i elektrowni. Podobnie niskie poziomy uwolnień substancji
promieniotwórczych do środowiska rejestruje się także w przypadku obiektów wyposażonych
np. w reaktory WWER (konstrukcji radzieckiej). Przykładem niech będzie elektrownia
jądrowa Loviisa w Finlandii, wyposażona w reaktory WWER 440, takie same, jakie miały być
w pierwszej polskiej elektrowni jądrowej „Żarnowiec”. Uwolnienia do powietrza gazów i pyłów
172
A. Strupczewski: Dawki promieniowania przy normalnej pracy elektrowni jądrowych, Biuletyn Miesięczny PSE,
nr 8 (170), sierpień 2005.
173
A. Strupczewski: Dawki promieniowania przy normalnej pracy elektrowni jądrowych, Biuletyn Miesięczny PSE,
nr 8 (170), sierpień 2005.
255
promieniotwórczych z elektrowni wynoszą tam poniżej 0,1 % wartości dopuszczalnych, a
uwolnienia ciekłych substancji promieniotwórczych do wód morskich nie przekraczają 10%
wartości dopuszczalnych.
Według danych najnowszego Raportu UNSCEAR 2008174 w roku 2002 funkcjonowało na
świecie 265 lekkowodnych reaktorów ciśnieniowych PWR (łącznie z reaktorami konstrukcji
radzieckiej typu WWER), o łącznej mocy zainstalowanej wynoszącej 236 302 MWe. Łączna
produkcja energii elektrycznej w tych reaktorach wyniosła w roku 2002:
196,522 GWa (gigawatolat) = 1 721 534,6 GWh.
W tym samym roku sumaryczne wielkości uwolnień lotnych substancji promieniotwórczych
do powietrza ze wszystkich działających elektrowni jądrowych wyposażonych w reaktory
wodne ciśnieniowe (PWR i WWER) wyniosły:

gazy szlachetne – ok. 1,14 ·106 GBq,

jod promieniotwórczy – ok. 15,49 GBq,

aerozole promieniotwórcze – ok. 7,06 GBq,

tryt w formie gazowej – ok. 2,89 ·105 GBq,

tryt w uwolnieniach ciekłych – ok. 3,42 GBq.
Korzystając z powyższych danych obliczyć można, że rzeczywiste uwolnienia substancji
promieniotwórczych do środowiska z teoretycznej, „idealnej” elektrowni o mocy 1000 MWe,
tzn. takiej, która pracowała przez cały rok na pełnej mocy nominalnej i wyprodukowała 1
GWrok (8760 GWh) energii elektrycznej, wyniosły w roku 2002:
3
 ok. 5,78 ·10 GBq/GWe gazów szlachetnych,
 ok. 0,08 GBq/GWe promieniotwórczego jodu I-131,
 ok. 0,036 GBq/GWe promieniotwórczych aerozoli,
3
 ok. 1,47 ·10 GBq/GWe promieniotwórczego trytu w formie gazowej,
4
 ok. 1,74 ·10 GBq/GWe promieniotwórczego trytu w uwolnieniach ciekłych.
5.5.2. Dawki promieniowania w otoczeniu elektrowni jądrowych
Skutkiem uwolnień (emisji) substancji promieniotwórczych z obiektów jądrowych są
oczywiście dawki promieniowania, na jakie narażeni są pracownicy elektrowni jądrowych
oraz populacja mieszkańców otoczenia elektrowni.
Wielkość rekomendowanej dawki dopuszczalnej dla ludności powodowanej przez instalacje
jądrowe określiła Międzynarodowa Komisja Ochrony Przed Promieniowaniem (ICRP) jako
1 mSv/rok.
174
Sources and Effects of Ionizing Radiation. UNSCEAR 2008 Report to the General Assembly with Scientific
Annexes, UN, New York 2010.
256
Jak widać z Rys. 5.29. jest ona znacznie mniejsza od różnic dawek promieniowania
naturalnego między różnymi krajami w Europie, np. między Finlandią a Polską.
Rys. 5.29. Porównanie dawek promieniowania od EJ z tłem naturalnym i dawkami
dozwolonymi.
Jest to również mniej, niż wynosi różnica w dawkach rocznych promieniowania naturalnego
otrzymywanych przez mieszkańców Wrocławia i Krakowa. Gdyby mieszkaniec Wrocławia
przeprowadził się do Krakowa, to jego dawka roczna od naturalnego promieniowania gamma
wzrosłaby o 0,36 mSv. Gdyby zaś koło jego mieszkania we Wrocławiu wybudowano
nowoczesną elektrownię jądrową z typowym francuskim reaktorem PWR, to dodatkowa
dawka promieniowania wyniosłaby (na płocie tej elektrowni) tylko 0,01 mSv/rok, a więc
ponad 30 razy MNIEJ! 175
Wielkość 1 mSv/rok przyjęto jako obowiązującą w krajach Unii Europejskiej, także w Polsce.
Dodatkowo w niektórych krajach urzędy dozoru jądrowego wprowadzają ograniczenia
mające zapewnić, że w stosunku do zaleceń ICRP będzie zachowany margines
bezpieczeństwa w przypadku jednoczesnej pracy kilku elektrowni jądrowych lub innych
dużych źródeł promieniowania (poza napromieniowaniem związanym z medycyną). W
Niemczech dla promieniowania z EJ ustalono limit równy 0,3 mSv/rok. W Finlandii urząd
dozoru jądrowego określił emisje dopuszczalne z elektrowni tak, by dodatkowa dawka
roczna powodowana przez EJ nie przekraczała 0,1 mSv. We Francji natomiast obowiązuje
dawka 1 mSv/rok, chociaż limity uwolnień odpowiadają dawkom o wiele mniejszym.
Rzeczywiste dawki wokoło EJ są znacznie mniejsze od dozwolonych.
Średnio na świecie elektrownie jądrowe wytwarzają obecnie około 15% energii elektrycznej,
a liczba bloków z reaktorami energetycznymi przekroczyła 440 w 32 krajach świata. Mimo to
wkład elektrowni jądrowych w ogólny poziom promieniowania jest pomijalnie mały – średnio
ok. 0,001 mSv/rok, wobec średnio 2,4 mSv/rok jakie otrzymuje człowiek wskutek
promieniowania tła naturalnego i dodatkowo 0,86 mSv/rok z zabiegów medycznych.
FRANCJA
We Francji dawki dla krytycznej grupy ludności mieszkającej w bezpośrednim sąsiedztwie
elektrowni jądrowych wynoszą około 0,01 mSv/rok, a więc 30 razy mniej niż dawki
graniczne, a 200 razy mniej niż tło promieniowania naturalnego. Średnia moc dawki dla całej
ludności Francji, gdzie przecież energia jądrowa dostarcza 80% energii elektrycznej, wynosi
175
A. Strupczewski: Nie bójmy się energetyki jądrowej, WNT Warszawa 2010.
257
0,001 mSv/rok, a więc jest pomijalnie mała w stosunku do wszelkich zaleceń formułowanych
przez Francuską Akademię Medyczną, ICRP lub UNSCEAR. W okolicy elektrowni jądrowej
Flamanville, wyposażonej w dwa reaktory typu PWR każdy o mocy 1300 MWe, roczna
dawka promieniowania powodowana wszystkimi emisjami z EJ wynosi typowo ok. 0,0003
mSv/rok.
SZWAJCARIA
W Szwajcarii dawki wokół elektrowni jądrowych wahają się od 0,01 do 0,001 mSv rocznie.
Elektrownia jądrowa w Gösgen przez 14 lat powodowała dawki dla najbardziej narażonej
grupy ludności wynoszące poniżej 0,001 mSv/rok. Dla pokazania pełnego obrazu warto
dodać, że w jednej z elektrowni szwajcarskich – EJ Muehleberg doszło w roku 1987 do
awarii w systemie przerobu suchych żywic zatrzymujących materiały radioaktywne i do
znaczącego uwolnienia substancji promieniotwórczych poza elektrownię. W czasie awarii w
sąsiedztwie elektrowni uwolnienia spowodowały wzrost dawki do 0,1 mSv/rok, a więc 10
razy mniej niż poziom rekomendowany przez ICRP jako dopuszczalny i ponad 40 razy mniej
od średniego poziomu tła w Szwajcarii (wynoszącego ok. 4,3 mSv/rok).
FINLANDIA
W Finlandii dawki dopuszczalne dla ludności powodowane pracą elektrowni jądrowej
ustalono na 0,1mSv/rok. Przy przyjęciu najbardziej niekorzystnych założeń, dawka
efektywna, którą mogła spowodować praca elektrowni jądrowej Olkiluoto szacowana była na
0,044 mSv/rok. W ciągu ostatnich kilku lat dawka obliczona na podstawie rzeczywistych
danych dla najbardziej narażonej osoby w okolicy EJ Olkiluoto była dużo niższa, wyniosła
poniżej 0,0002 mSv/rok. 176
SŁOWACJA, WĘGRY
Tak wysokie osiągnięcia w redukcji emisji z EJ i powodowanych nimi dawek promieniowania
w otoczeniu elektrowni nie są jedynie domeną Niemców, Francuzów, czy Szwajcarów. W
sąsiadującej z nami Słowacji w końcu lat 80-tych rozpoczęto budowano EJ z dwoma
reaktorami typu WWER-440 (podobnie jak w Polsce, w EJ „Żarnowiec”). Budowę ukończono
już po zmianie ustroju na Słowacji i wprowadzeniu szeregu ulepszeń (obecnie trwa budowa
kolejnych dwóch, takich samych reaktorów). Pomiary radiologiczne wykazały, że moce
dawek w otoczeniu EJ Mochowce są tak małe, że nie daje się ich mierzyć. Gdy dokonano
obliczeń, okazało się, że w ciągu 6 lat od chwili uruchomienia roczne dawki dodatkowe
powodowane przez tę elektrownię nigdy nie przekroczyły 0,0001 mSv (wahały się od 0,1 do
0,7 mikroSv/rok). Podobnie na Węgrzech roczne dawki efektywne w odległości 3 km od
EJ Paks z 4 reaktorami WWER-440 wynoszą od 0,1 do 0,5 mikrosiwerta 177.
Przewrotnie podsumowując wyżej przedstawione fakty stwierdzić można, że jeśli zgodnie z
najnowszymi badaniami małe dawki promieniowania są dobroczynne dla naszego zdrowia
(efekt hormezy), to mieszkańcy okolic elektrowni jądrowej wybudowanej np. na Pomorzu nie
mogą liczyć na istotne zmniejszenie zachorowalności na nowotwory. Skuteczniejsze pod tym
względem będzie przeprowadzenie się do Krakowa, Zakopanego lub Finlandii.
5.5.3. Radiacyjne narażenie zawodowe pracowników elektrowni
Ludźmi najbardziej narażonymi na promieniowanie jest personel elektrowni jądrowej. Dlatego
przykłada się dużą wagę do redukcji dawek, jakie pracownicy otrzymują w czasie normalnej
pracy i remontów urządzeń. Nie wystarcza przy tym chronić najbardziej narażonych
pracowników kosztem dawek otrzymywanych przez innych pracowników. Celem jest
zmniejszenie dawki kolektywnej, czyli sumy wszystkich dawek otrzymywanych przez wszystkich
pracowników elektrowni i personel czasowo zatrudniony przy pracach naprawczych.
176
Jolanta Naniewicz: wpływ elektrowni jądrowych w czasie normalnej pracy na zdrowie ludzi i środowisko,
Centrum Onkologii, Warszawa.
177
A. Strupczewski: Nie bójmy się energetyki jądrowej, WNT Warszawa 2010.
258
1
2
0.9
1.8
0.8
1.6
0.7
1.4
0.6
1.2
0.5
1
0.4
0.8
0.3
0.6
0.2
Wsp. wykorzystania mocy zainst.
0.4
0.1
Dawka kol. w EJ z PWR
0.2
0
Dawka kolektywna osobo-Sv
Współczynnik wykorzystania mocy
Dane zbierane przez urzędy dozoru jądrowego w różnych krajach i przez Światowe
Stowarzyszenie Operatorów EJ – WANO (World Association of Nuclear Operators) wykazują,
że
najniższe kolektywne dawki promieniowania rejestrowane są w elektrowniach o
najwyższych współczynnikach wykorzystania mocy zainstalowanej.
0
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Rys. 5.30. Korelacja współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej w EJ na świecie
i średniej rocznej dawki kolektywnej w EJ z reaktorami PWR.
[Źródło: A. Strupczewski: „Nie bójmy się energetyki jądrowej”].
Na rys. 5.30. przedstawiono wykresy oparte na danych WANO178 przedstawiające wzrost
średniego współczynnika wykorzystania mocy zainstalowanej we wszystkich EJ na świecie,
oraz dawki kolektywne w EJ z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi (PWR). Dawki te,
otrzymywane łącznie przez wszystkich pracowników elektrowni jądrowych, włączając w to
zespoły remontowe spoza elektrowni, systematycznie maleją.
Z przedstawionego wykresu wynika, że dbałość o zmniejszanie narażenia radiacyjnego
pracowników nie powoduje bynajmniej obniżenia efektywności pracy elektrowni. Wręcz
przeciwnie, chociaż dawki otrzymywane przez personel maleją, to współczynniki wykorzystania
mocy zainstalowanej rosną. Współczynniki te charakteryzują czas bezawaryjnej pracy obiektu –
im wyższy współczynnik, tym dłuższy czas pracy elektrowni na tzw. mocy nominalnej. Świadczy
to, że nie ogranicza się dawek kosztem zaniechania napraw i konserwacji urządzeń elektrowni.
5.5.4. Odpady promieniotwórcze
Każda elektrownia jądrowa oddziałuje również na środowisko poprzez wytwarzanie
odpadów, w szczególności odpadów promieniotwórczych. Odpady stałe to przede wszystkim
wypalone paliwo jądrowe, ale także zużyte jonity (wkłady filtrów jonitowych) o znacznej
aktywności, skażone substancjami promieniotwórczymi elementy wyposażenia elektrowni
np. zużyte kanały i pręty sterujące, narzędzia, szmaty, papier i inne.
Odpady promieniotwórcze, z wyjątkiem wypalonego paliwa, zaliczamy do grupy niskoi średnioaktywnych. Stanowią one objętościowo ok. 95% wszystkich odpadów z elektrowni
jądrowej, ale ich aktywność całkowita jest równa zaledwie 1% całkowitej aktywności
wypalonego paliwa powstającego w reaktorze. Są one gromadzone w szczelnych
pojemnikach i przechowywane w magazynach zlokalizowanych na terenie każdej elektrowni
lub w wspólnych magazynach dla wielu elektrowni. Składowanie odpadów nisko178
WANO 2008 plant indicators, http://www.wano.info/PerformanceIndicators/PI_Trifold/PI_2008_TriFold.pdf .
259
i średnioaktywnych odbywa się w niektórych krajach (Stany Zjednoczone, Francja, Wielka
Brytania) w płytkich składowiskach ziemnych.
Odpady wysokoaktywne to przede wszystkim wypalone paliwo jądrowe, które zawiera 99%
aktywności powstałej w reaktorze oraz odpady powstające przy przerobie wypalonego
paliwa. Odpady o najwyższej aktywności powstają właśnie przy przerobie wypalonego
paliwa. Odpady wysokoaktywne zestala się przed ich końcowym składowaniem, przy czym
uważa się, że najkorzystniejsze jest wtopienie ich w osnowę szklaną. Jako wariant
końcowego składowania, któremu przyznaje się pierwszeństwo, należy uznać wprowadzenie
zestalonych odpadów na dużą głębokość w formacje stabilne pod względem geologicznym
i hydrologicznym. Należy podkreślić, że ilości odpadów wysokoaktywnych są znikomo małe.
Ilość odpadów wysokoaktywnych, jaka powstaje na skutek wytworzenia energii elektrycznej
wykorzystywanej dla potrzeb całego życia jednego człowieka, stanowi pojemność jednej
filiżanki. 179
W tabeli 5.31. przedstawiono średnie objętości odpadów promieniotwórczych wytwarzanych
w elektrowni jądrowej w rektorem PWR w przeliczeniu na jednostkę wytworzonej energii.
Tabela 5.31. Ilości odpadów z elektrowni jądrowej z reaktorem PWR 180
Aktywność odpadów
Objętość odpadów
[m3/GWe·rok]
Wysoka
3
Średnia
22
Niska
155
Energetyka jądrowa jest źródłem nie tylko odpadów związanych z eksploatacją elektrowni
(odpady eksploatacyjne i wypalone paliwo), ale również odpadów pochodzących z produkcji
świeżego paliwa oraz likwidacją obiektów jądrowych. Dla zobrazowania ilości powstałych
odpadów promieniotwórczych na tle pozostałych odpadów, jakie wytwarza człowiek
i przemysł na Rys. 5.32. przedstawiono roczną objętość odpadów wytwarzanych w Wielkiej
Brytanii, kraju dysponującym nie tylko elektrowniami jądrowymi, ale także zakładami
przerobu paliwa jądrowego.
Z ogólnej ilości odpadów ok. 116 mln m3, odpady promieniotwórcze stanowią jedynie
20 000 m3 (poniżej 0,02%), z czego bardzo niebezpieczne odpady wysokoaktywne jedynie
40 m3. Dzięki temu, że odpadów promieniotwórczych jest tak mało, można je gromadzić,
zamykać w szczelne pojemniki i utrzymywać z dala od biosfery dopóki ich aktywność nie
zmniejszy się tak bardzo, że przestaną one stanowić zagrożenie.
179
G. Jezierski: Wpływ elektrowni jądrowej na otoczenie („Energetyka Cieplna i Zawodowa” – nr 1/2010).
EXTERNE 1995: Externalities of Energy, Vol. 1-7, published by European Commission, Directorate General
XII, Science Research and Development, EUR 16522, Luxembourg, 1995.
180
260
Rys. 5.32. Roczne ilości odpadów różnego rodzaju wytwarzanych w Wielkiej Brytanii [źródło: G.
Jezierski: Wpływ elektrowni jądrowej na otoczenie („Energetyka Cieplna i Zawodowa” – nr 1/2010].
Gospodarce odpadami promieniotwórczymi poświęcony jest oddzielny rozdział skryptu.
W tym miejscu wypada wspomnieć, że przy obecnych technikach przerobu wypalonego
paliwa zagrożenie radiacyjne powodowane deponowaniem nawet wysokoaktywnych
odpadów promieniotwórczych jest pomijalnie małe.
Zeszklone odpady są zamykane w systemie wielu barier i umieszczane głęboko pod ziemią – w
składowiskach głębinowych o wyjątkowo trwałej strukturze geologicznej, dodatkowo
zabezpieczającej pojemniki z odpadami przed szkodliwym dostępem wody. Aktywność
odpadów maleje i z czasem potencjalne zagrożenie od nich jest mniejsze niż zagrożenie od
pierwotnie wydobytej rudy uranowej. W zależności od efektywności procesu przerobu paliwa
aktywność pozostałych odpadów spada poniżej aktywności rudy uranowej w czasie od 279 do
1500 lat po wypaleniu paliwa.
Analiza możliwych dróg uwalniania się produktów radioaktywnych z głębinowych składowisk
odpadów wykazała, że maksymalne moce dawki promieniowania z tego tytułu wynosić mogą
ok. 0,012 mikroSv/rok, co jest równoważne np. przebywaniu przez rok o ok. 12 cm wyżej
niż zwykle (przyrost dawki od promieniowania kosmicznego wynosi średnio 0,1
mikroSv/m/rok).
5.5.5. Ciepło odpadowe
Elektrownia jądrowa, stanowiąca z punktu widzenia fizyki silnik cieplny, musi zgodnie z prawami
termodynamiki wydzielać do otoczenia ciepło odpadowe. Jest ono usuwane z elektrowni bądź
w postaci podgrzanego powietrza z dużą zawartością pary wodnej ulatniającej się do atmosfery
z chłodni kominowych (elektrownia pracująca w zamkniętym obiegu chłodzenia), bądź poprzez
zrzut podgrzanej wody do zbiorników wodnych np. mórz, rzek czy jezior (elektrownia pracująca
w otwartym obiegu chłodzenia).
Dostępność wystarczająco dużych zasobów wody chłodzącej o niskiej temperaturze stanowi
ważne kryterium lokalizacji EJ. Z tego powodu wielkie znaczenie przywiązuje się do wyboru
systemu chłodzenia: pierwszeństwo daje się zwykle otwartemu systemowi chłodzenia.
261
Wielka Brytania np. stosuje w swoich obiektach wyłącznie system otwarty z wykorzystaniem
wody morskiej. W USA, na 104 pracujące EJ, taki system zastosowano w 60 siłowniach, w
35 – chłodnie ociekowe, a w 9 – system hybrydowy: naturalna konwekcja i wentylatory
pracujące w zależności od zewnętrznych warunków atmosferycznych. Podobnie jest w
Kanadzie, gdzie m.in. wykorzystuje się wodę chłodzącą z Wielkich Jezior. 181
Sprawność EJ trzeciej generacji – w zależności od temperatury wody chłodzącej - waha się
w granicach 34-37%, a w budowanych obecnie nowoczesnych elektrowniach węglowych o
nadkrytycznych parametrach czynnika roboczego dochodzi nawet do 46%. Stąd nieco
większe zużycie wody do chłodzenia skraplaczy w EJ niż w elektrowniach konwencjonalnych
opalanych węglem.
W obu systemach występują straty bezzwrotne wody:
 w układzie otwartym – ok. 0,13 dm3/kWh na skutek zwiększonego parowania z
powierzchni zbiornika,
 a w układzie zamkniętym – ok. 0,22 dm3/kWh wskutek parowania i unoszenia pary
przez strumień powietrza z chłodni kominowych.
W układzie zamkniętym straty bezzwrotne wody są większe niż w otwartym, zmniejsza się
też sprawność elektrowni o ok. 3 – 5%, lecz unika się negatywnego wpływu wprowadzania
podgrzanej wody na stan ekosystemów zbiornika wodnego. Nie występuje tu też problem
konieczności czasowego ograniczania temperatury odprowadzanej wody chłodzącej,
szczególnie istotny w przypadku otwartych zbiorników wodnych w okresach letnich.
Otwarty obieg chłodzenia jest tańszy ze względu na brak chłodni kominowych i na ogół
pozwala uzyskać korzystniejsze warunki chłodzenia niż w obiegu zamkniętym (co zwiększa
sprawność). Wydajność chłodzenia wodą z rzeki lub jeziora jest ograniczona różnicą
temperatur na wlocie i wylocie układu chłodzenia. W okresie wysokich letnich ta różnica
maleje, co zmusza nieraz do zmniejszenia generowanej mocy. Badania francuskie z 2008 r.
pokazały, że chłodzenie skraplaczy turbin EJ z reaktorem typu EPR (European Pressurized
Reactor - reaktor typu PWR trzeciej generacji o mocy cieplnej 4500 MW) w obiegu otwartym,
wodą pobieraną z rzeki (zamiast z morza) prowadzi, na skutek gorszych warunków
chłodzenia, do obniżenia produkcji o 0,9% i wzrostu kosztu 1 kWh produkowanej energii o
3%. 22
W praktyce rzadko kiedy można zastosować otwarte układy chłodzenia, głównie ze względu
na ograniczenia ekologiczne. Bywają one również kłopotliwe w eksploatacji z powodu
stopniowego zarastania kanałów, krat i rurek przez organizmy żywe (małże, roślinność
wodną). Wzrost temperatury wody w jeziorze może zakłócać równowagę biologiczną,
sprzyjając m.in. nadmiernemu rozwojowi roślinności wodnej - aby utrzymać równowagę
biologiczną konieczne jest prowadzenie kontrolowanej gospodarki rybnej z wykorzystaniem
gatunków ryb ciepłolubnych i roślinożernych.
Należy podkreślić, że powyższe problemy muszą być rozwiązywane przez wszystkie
elektrownie z turbinami parowymi kondensacyjnymi, niezależnie od rodzaju
wykorzystywanego paliwa (węgiel, ropa naftowa, gaz, EJ).
181
J. Kubowski: Uwarunkowania lokalizacji elektrowni jądrowych – „Energetyka” luty 2010.
262
5.6
Porównanie oddziaływania na środowisko różnych technologii
produkcji energii
Energetyka jądrowa była w końcowych latach XX wieku (a gdzie niegdzie jest jeszcze
i obecnie) źle odbierana przez społeczeństwo. Powodem tego były i są głównie negatywne
skojarzenia z bronią jądrową, bardzo silny psychologiczny efekt awarii czarnobylskiej –
przedstawianej przez media jako największa katastrofa XX wieku o niewyobrażalnych wręcz
konsekwencjach, a także brak wiarygodnych informacji na temat stosowanej w elektrowniach
jądrowych technologii i skutków jej wykorzystania. W pierwszych okresach rozwoju tej gałęzi
energetyki, ze względu na jej ścisłe powiązania z techniką wojskową, wszystko co dotyczyło
obiektów energetycznych było często ściśle utajnione i odbywało się poza wiedzą
i akceptacją społeczną.
Niemałe znaczenie dla społecznej percepcji technologii nuklearnej miały również organizacje
ekologiczne. Dla wielu z nich walka z energetyką jądrową była sztandarowym hasłem
i głównym motywem działania, a także pozwoliła na osiągnięcie sporych wpływów
politycznych. W ostatnich latach nastąpiły jednak zmiany stanowisk wielu czołowych
działaczy ekologicznych w kwestii energetyki jądrowej. W dobie coraz bardziej widocznych
zmian klimatycznych, które jednoznacznie kojarzone są z ogromnymi emisjami dwutlenku
węgla z energetycznego spalania paliw kopalnych, coraz większej wagi nabierają
technologie alternatywne, oferujące możliwość wydajnego produkowania energii bez
ubocznego wytwarzania gazów cieplarnianych. Technologią taką jest bezsprzecznie
energetyka jądrowa.
Racjonalne podejście do rzetelnego rachunku zagrożeń i korzyści spowodowało uznanie
energetyki jądrowej za skuteczną drogę ograniczania zmian klimatycznych m.in. przez
czołowych ekologów końca ubiegłego wieku: Jamesa Lovelocka, twórcę teorii Ziemia-Gaia,
Patricka Moore’a, jednego z założycieli Greenpeace i prezesa tej organizacji w latach
70-tych, a także Stephena Tindale’a kierownika brytyjskiej sekcji Greenpeace w latach od
2000 do 2005 oraz niedawno zmarłego biskupa anglikańskiego Hugh Montefiore’a,
długoletniego członka kierownictwa organizacji Friends of the Earth.
Stwierdzenie Particka Moore’a:
“Tak, byłem przeciwnikiem energetyki jądrowej przez wszystkie lata, gdy kierowałem
Greenpeace’m”. Ale gdy zaczynam liczyć, jasne się staje, że OZE (odnawialne źródła
energii) nie wystarczą i energia jądrowa musi być częścią naszego systemu energetycznego.
Jako ekolog, wybieram energię jądrową jako rozwiązanie” 182
Energetykę jądrową popierają także inni wybitni ekolodzy z różnych krajów, jak Valli Moosa,
kierujący w RPA grupą ekologów zwaną World Conservation Union (IUCN), paleoantropolog
Richard Leakey z Kenii czy ekolog morski David Schindler z Kanady.
W 1996 roku powstało Stowarzyszenie Ekologów na Rzecz Energii Nuklearnej,
(Environmentalists for Nuclear Energy, – EFN) które ma dziś 9000 członków w 57 krajach.
EFN skupia tych ekologów, którzy wierzą, że warto dać człowiekowi energię, a najlepszym
stabilnym źródłem energii jest energia jądrowa. EFN proponuje wizję świata ekologicznego,
w którym czysta i przyjazna dla środowiska energia jądrowa nie powoduje spalania węgla
i emisji zanieczyszczeń, pozwala zachować surowce dla przyszłych pokoleń i służy
zrównoważonemu rozwojowi. EFN bierze aktywny udział w konsultacjach na rzecz
energetyki jądrowej.
182
Dr. Patrick Moore: Scare tactics, disinformation go too far www.greenspiritstrategies.com, Jan. 30, 2005.
263
5.6.1. Emisje gazów cieplarnianych
Radykalna zmiana stanowiska wielu ekologów w sprawie energetyki jądrowej, a także wielu
rządów państw europejskich (Szwecja, Niemcy, Włochy), wynika głównie z porównania
skutków środowiskowych, jakie niosą za sobą różne technologie wytwarzania energii.
Środowiskowe korzyści z stosowaniu energetyki jądrowej nad innymi znaczącymi źródłami
energii są szczególnie widoczne w zakresie emisji dwutlenku węgla i wytwarzaniu odpadów
poprodukcyjnych.
Elektrownie jądrowe w czasie eksploatacji w ogóle nie emitują dwutlenku węgla, ani innych
gazów cieplarnianych, podobnie jak hydroelektrownie, wiatraki czy ogniwa słoneczne.
Niewielkie emisje CO2 wiążą się z wytwarzaniem paliwa jądrowego (wydobyciem uranu
i różnymi procesami produkcji paliwa), unieszkodliwianiem odpadów promieniotwórczych
i likwidacją elektrowni jądrowej po zakończeniu eksploatacji. Po uwzględnieniu tych
wszystkich procesów – np. spalania oleju napędowego w silnikach ciężarówek wiozących
rudę uranową – otrzymujemy porównanie emisji CO2 opracowane przez Światową Radę
Energetyczną 183, przedstawione w formie graficznej na Rys. 5.33.
1600
1400
Emisja gazów cieplarnianych
1372
wg. Comparison of energy systems using life-cycle assessment,
Special Report,
ton CO2/GWh
1200
World Energy Council, London, 2004
1062
1026
1000
834
Emisja min
774
800
Emisja max
657
600
469
398
400
245
187
200
104
13
90
5
15
49
7
22
0
W.B.
W.K.
W.K.
Sek
Ropa
Gaz
Gaz
Sek
Foto
w olt
Hydro
Bio
masa
Wiatr
3
40
EJ
Rys. 5.33. Porównanie emisji gazów cieplarnianych w cyklu całego życia elektrowni różnych
typów. [źródło: „Materiały informacyjne do dyskusji w zakresie obaw społecznych
odnośnie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce” – W. Kiełbasa, A. Strupczewski,
H. Torbicki].
Energetyka jądrowa w znacznym stopniu przyczynia się do zmniejszenia emisji dwutlenku
węgla. W Unii Europejskiej ok. 1/3 energii elektrycznej wytwarza się w elektrowniach
jądrowych. Gdybyśmy hipotetycznie zamknęli wszystkie EJ w Unii Europejskiej i zastąpili je
elektrowniami o istniejącej strukturze wytwarzania energii elektrycznej, to roczna emisja CO2
wzrosłaby z 1,3 do 2 miliardów ton, a więc o 704 miliony ton CO2. Oznaczałoby to wzrost
emisji o 53,4% rocznie. W skali światowej obecnie energetyka jądrowa pozwala uniknąć
emisji ponad 2 miliardów ton CO2 rocznie.
183
World Energy Council Comparison of energy systems using lifecycle assessment, Special report, London
2004.
264
5.6.2. Wytwarzanie odpadów
Dla nas najbardziej interesujące powinno być porównanie energetyki jądrowej z węglową,
dominującą w Polsce. Wytwarzanie energii w procesach spalania węgla kamiennego, a
szczególnie brunatnego, jest niestety najbardziej szkodliwym dla środowiska i naszego
zdrowia sposobem produkcji. Już pozyskanie paliwa prowadzi do znacznych szkód
środowiskowych, a czasami do poważnej i nieodwracalnej degradacji środowiska
przyrodniczego w postaci wylesień ogromnych obszarów, zmian krajobrazowych, zapadania
się gruntu, deformacji powierzchni ziemi, powstawania lejów depresyjnych, odwodnień
i pustynnienia terenu, a także zanieczyszczenia rzek (zasolenia) w wyniku zrzutów wód
kopalnianych. Wydobycie węgla w kopalniach i jego masowy transport wiąże się nie tylko z
zagrożeniami dla zdrowia ludzi mieszkających w okolicy, ale często pociąga za sobą także
bezpośrednie ofiary życia górników.
Spalanie węgla w elektrowniach skutkuje emisją do powietrza zanieczyszczeń gazowych
(CO2 i CO, SO2, NOx) i pyłów, a także wytwarzaniem olbrzymich ilości odpadów – żużli
i popiołów, składowanych następnie na otwartych hałdach i wtórnie oddziaływujących
negatywnie na środowisko. Ilości odpadów powstających w elektrowni węglowej mają
objętość do 10 000 razy większą od odpadów wytwarzanych w elektrowni jądrowej o
porównywalnej mocy. I nie są bynajmniej substancje obojętne dla środowiska. Żużle i popioły
zawierają skoncentrowane po procesie spalania węgla związki chemiczne m.in. arsenu,
kadmu, chromu, rtęci, czy ołowiu, będące często silnymi truciznami i posiadające działanie
rakotwórcze.
W zamieszczonej poniżej tabeli 5.34. przedstawiono porównanie w zakresie
zapotrzebowania na paliwo i wytwarzania odpadów dwóch bloków energetycznych o
porównywalnych mocach zainstalowanych: bloku o mocy 360 MW węglowej elektrowni
Opole i bloku o mocy 350 MW Elektrowni Jądrowej Bezanu (Szwajcaria) 184.
Tabela 5.34. Porównanie elektrowni węglowej Opole z elektrownią jądrową Bezanu.
Parametry
moc elektryczna
moc termiczna
Roczna ilość surowców
Roczna ilość odpadów
Opole
Beznau
360 MW (brutto)
350 MW (netto)
925 MW
1130 MW
1 000 000 Mg (węgiel)
39,5 Mg (wsad)
32 500 Mg (mączka wapienna)
13,0 (zużycie)
190 000 Mg (popiół i żużel)
odpady promieniotwórcze:
45 500 Mg (gips)
0,8 m3 (wysokoaktywne)
ok. 2 000 000 Mg CO2
10 m3 (średnioaktywne)
ok. 200 Mg CO
20 m3 (niskoaktywne)
ok. 3 600 Mg NOx
ok. 3 000 Mg SO2 i SO
Nie należy przy tym zapominać, że odpady z konwencjonalnych elektrowni węglowych
zawierają również substancje promieniotwórcze. Są to głównie izotopy ciężkich metali:
uranu, toru oraz izotopy radu Ra226 i Ra228, o radiotoksyczności dużo wyższej niż emitowane
przez elektrownie jądrowe radioaktywne gazy szlachetne. Radionuklidy te wraz z popiołami
lotnymi oraz wodami z kopalń rozpraszane są w sposób niekontrolowany w środowisku,
184
G. Jezierski: Wpływ elektrowni jądrowej na otoczenie („Energetyka Cieplna i Zawodowa” – nr 1/2010).
265
powodując skażenia powietrza, gruntu i wód. W raportach Komitetu Naukowego Narodów
Zjednoczonych d/s Skutków Promieniowania Jonizującego UNSCEAR energetyka
konwencjonalna, której podstawę stanowi spalanie surowców kopalnych, jest wymieniona
jako jedno z najistotniejszych (a na pewno najbardziej rozpowszechnionych) źródeł odpadów
zawierających znacznie podwyższone zawartości naturalnych izotopów promieniotwórczych.
Paradoksem jest, że mieszkańcy okolic elektrowni węglowych i hałd odpadów paleniskowych
mogą otrzymywać dużo większe dawki promieniowania niż mieszkańcy okolic obiektów
jądrowych.
5.6.3. Porównanie energetyki jądrowej z OZE
Przewaga energetyki jądrowej nad odnawialnymi źródłami energii (OZE) opiera się głównie
na gęstości generowanej mocy. Wpływa to znacząco wielkości terenów zajętych przez
obiekty energetyczne zdolne do wyprodukowania takiej samej ilości energii, a także na ilości
materiałów budowlanych niezbędne do wybudowania obiektów o podobnych zdolnościach
produkcyjnych. Dzięki wysokiej gęstości mocy generowanej w rdzeniu reaktora jądrowego,
rozmiary EJ są małe w stosunku do jej mocy. Źródłem energii jest niewielkich rozmiarów
reaktor umieszczony w obudowie bezpieczeństwa, a więc w budynku bardzo zwartym
i niewielkim w stosunku do mocy EJ. Porównanie wielkości terenu potrzebnego dla
elektrowni różnych typów pokazano na Rys. 5.35.
5000
5000
Teren potrzebny dla różnych cyklów paliwowych,
wg. World Energy Council :
4000
Energy for tomorrow's world - acting now,
Atalink Propels Ltd, London 2000
3500
Potrzebny teren, km2
4500
3000
2500
2000
1500
1000
100
30
2
500
0
EJ
słoneczna
wiatrowa
biomasa
Rys. 5.35. Teren potrzebny dla elektrowni różnych typów. [źródło: „Materiały informacyjne do
dyskusji w zakresie obaw społecznych odnośnie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce” –
W. Kiełbasa, A. Strupczewski, H. Torbicki].
Na zamieszczonym poniżej Rys. 5.36 przedstawiono porównanie ilości podstawowych
materiałów potrzebnych na budowę EJ oraz elektrowni wiatrowych i słonecznych, w
przeliczeniu na jednostkę wytwarzanej energii. Wykres sporządzono w oparciu o obliczenia
uwzględniające właśnie gęstość produkowanej energii, tzn. wahania nasłonecznienia oraz
okresowość występowania i siłę wiatru.185 Ilości wapienia (a więc i betonu) oraz żelaza
potrzebnego na budowę EJ są znacznie mniejsze niż ilości potrzebne na elektrownię
wiatrową lub słoneczną.
185
S. Hirschberg, A. Voss: Nachhaltigkeit und Energie: Anforderungen der Umwelt, 1998.
266
Budowa elektrowni jądrowej w ogóle nie wymaga stosowania miedzi i aluminium w istotnych
ilościach. Trzeba też dodać, że autor wykresu uwzględnił minimalne ilości materiałów
potrzebnych na budowę elektrowni wiatrowych i słonecznych, z zakresu podawanego w
opracowaniu źródłowym.
9000
7956
8000
Ilości m ateriałów dla EJ i energii odnaw ialnych
[Voss Hirschberg 1998]
kg/GWh(e)
7000
6000
PV
Wiatr
5000
EJ
4000
3355
3000
2500
2502
2000
1000
1022
396
0
żelazo
267
159
7
miedź
160
464
7
boksyt
wapień
Rys. 5.36. Ilości materiałów na EJ i elektrownie OZE. [źródło: „Materiały informacyjne do dyskusji w
zakresie obaw społecznych odnośnie rozwoju energetyki jądrowej w Polsce”
– W. Kiełbasa, A. Strupczewski, H. Torbicki].
W analizie wykonanej przez Politechnikę Szczecińską, gdzie jako wielkość odniesienia
przyjęto całkowitą ilość energii wytworzonej w ciągu życia elektrowni, ocenianego na
40 lat dla elektrowni jądrowej i 20 lat dla elektrowni wiatrowej (założenia na niekorzyść EJ),
okazało się, że charakterystyczne wskaźniki dla obu typów elektrowni przedstawiają się
następująco186.

Zapotrzebowanie na powierzchnię jest ponad 28 razy większe dla elektrowni
wiatrowej.

Emisja CO2, przy uwzględnieniu całego cyklu budowy i likwidacji elektrowni, jest
dwukrotnie większa dla energii wiatrowej.

Zapotrzebowanie materiałowe odniesione do całkowitej ilości energii wytworzonej w
trakcie cyklu życia w elektrowni jest ponad dwukrotnie większe dla elektrowni
wiatrowej.

Stosunek energii potrzebnej do produkcji elementów i budowy do całkowitej ilości
energii wytworzonej w ciągu całego cyklu życia elektrowni jest 4,5 razy większy dla
elektrowni wiatrowej niż dla jądrowej.
186
A. Strupczewski: Nie bójmy się energetyki jądrowej, WNT Warszawa 2010.
267
5.6.4. Koszty zewnętrzne produkcji energii elektrycznej
W dzisiejszym świecie prawie wszystko da się przeliczyć na pieniądze, także szkody
zdrowotne i środowiskowe powodowane przez działalność przemysłową. W energetyce
funkcjonuje pojęcie kosztów zewnętrznych, które w odróżnieniu od kosztów budowy,
eksploatacji elektrowni i pozyskania paliwa (zwanych kosztami wewnętrznymi) obejmują
m.in.:
 koszty leczenia i profilaktyki zdrowotnej osób z populacji (nie narażonych zawodowo
na oddziaływanie energetyki),
 koszty naprawy szkód w środowisku naturalnym,
 koszty efektu cieplarnianego,
 a także koszty usuwania skutków potencjalnych awarii.
O ile koszty własne (wewnętrzne) produkcji energii elektrycznej są uwzględnione w jej
cenach, to koszty zewnętrzne nie są rekompensowane przez producentów energii
elektrycznej i powinny być uwzględniane przez decydentów ustalających zasady polityki
energetycznej, tak aby osiągnąć optymalne wykorzystanie zasobów naturalnych oraz
zapewnić największe korzyści dla społeczeństwa. Przez ostatnich kilkanaście lat trwały w
Komisji Europejskie intensywne prace nad liczbową oceną kosztów zewnętrznych
wytwarzania energii w ramach programu znanego jako ExternE – (External costs of
Energy) 187. Studium ExternE w latach 2002-2004 zostało rozszerzone na 3 kraje
kandydujące wówczas do Unii Europejskiej: Polskę, Czechy i Węgry (ExternE-Pol)188
Prace prowadzone były w wielu krajach przez interdyscyplinarne zespoły specjalistów z
różnych dziedzin – inżynierów, ekonomistów, lekarzy (także z Polski). Pozwoliło to na
uzgodnienie w skali europejskiej monetarnej wyceny skutków produkcji energii,
obejmujących takie elementy, jak wartość statystycznego skrócenia trwania życia, awarii
przemysłowych w całym cyklu wytwarzania energii, efektu cieplarnianego, degradacji gleb i
wód, itd. Należy wyraźnie zaznaczyć, że eksperci pracujący w programie ExternE nie byli w
żaden sposób związani z przemysłem nuklearnym, a do analiz przyjmowane były z reguły
założenia i warianty najbardziej niekorzystne dla EJ.
Mechanizm szacowania kosztów zewnętrznych różnych technologii produkcji energii polegał
na określeniu skali skutków stosowania poszczególnych źródeł energii i ich wyceny w
oparciu o uzgodnione wielkości. Przykładem niech będzie szacowanie skutków działania
energetyki bazującej na spalaniu paliw kopalnych w Europie. Otóż ustalono, że wskutek
wzrostu stężenia ozonu w powietrzu, w krajach UE umiera co roku przedwcześnie 21 000
osób, a dziesiątki milionów cierpią na zaburzenia oddechowe powodujące konieczność
przyjmowania lekarstw i ograniczania aktywności. Wskutek wzrostu stężeń pyłów
respirabilnych w roku 2000 mieszkańcy krajów UE utracili około 3 milionów osobolat
oczekiwanego trwania życia. Jest to równoważne liczbie około 288 000 przedwczesnych
zgonów osób dorosłych, z dodatkowymi 560 przedwczesnymi zgonami noworodków.
Ponadto pyły respirabilne spowodowały w 2000 roku około 83 000 poważnych przypadków
wymagających leczenia szpitalnego, około 25 milionów dni wymagających użycia leków
wspomagających układ oddechowy i kilkuset milionów dni o ograniczonej aktywności. 189
W kosztach zewnętrznych wytwarzania energii elektrycznej wyraźnie dominują koszty
zdrowotne i efektu cieplarnianego, które dają wkład około 98%.
187
External Costs. Research results of socio-environmental damages due to electricity and transport. European
Commission. (EUR 20198) Brussels, 2003.
188
Externalities of Energy: Extension of accounting framework and Policy applications. Final Technical Report
ExternE-Pol, Version 2, August 2005. ExternE – Externalities of Energy. A Research Project of the European
Commission.
189
A. Strupczewski: Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w Unii Europejskiej. Biuletyn Miesięczny
PSE SA – 12 2005
268
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii w polskich elektrowniach węglowych
oszacowano na od 6,30 eurocenta/kWh (węgiel kamienny) do 6,45 eurocenta/kWh (węgiel
brunatny). Jest to prawie dwukrotnie więcej niż „wewnętrzne” koszty wytwarzania energii
elektrycznej w Polsce. Koszty zewnętrzne energetyki węglowej są od 20 do 100 razy
wyższe od kosztów zewnętrznych dla energetyki jądrowej (dane dla poszczególnych
krajów znacznie się różnią), włączając w to cały cykl paliwowy.
Wyniki analiz kosztów wewnętrznych wytwarzania energii elektrycznej z zastosowaniem
różnych technologii, paliw i źródeł energii pierwotnej przedstawiono graficznie na Rys. 5.37.
Wykres ten opracowany został na podstawie danych z programu ExternE-Pol. 190
7
6,3
6
5
6,45
5,85
4,05
4
1,85
2,3
2,25
0,9
1
Gaz syntezowy z biomasy - agregat z
silnikiem
Biomasa - EC parowa
Gaz ziemny - GTCC
Węgiel brunatny - IGCC
Węgiel brunatny - AFBC
Węgiel kamienny - PFBC
Węgiel kamienny - IGCC
Węgiel kamienny - PF
Węgiel brunatny - obecnie Polska
Węgiel brunatny - obecnie Niemcy
Węgiel kamienny - obecnie Polska
0
0,65
0,55
0,09
0,12
0,05
0,19
Jądrowe
2,2
Woda
2
Wiatr - na morzu
2,6
Wiatr - na lądzie
3
Węgiel kamienny - obecnie Niemcy
Koszt zewnętrzny [€¢/kWh]
Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej
Rys. 5.37. Koszty zewnętrzne wytwarzania energii elektrycznej w różnych technologiach [źródło:
„Bezpieczeństwo, ekonomika i potrzeba Energetyki Jądrowej w Polsce” – W. Kiełbasa,
A. Strupczewski, Wejherowo 2008].
Legenda – technologie przyszłościowe:
PF – kocioł pyłowy o zmniejszonej emisji NOx i z odsiarczaniem spalin,
IGCC – blok gazowo-parowy ze zgazowaniem węgla,
PFBC – blok gazowo-parowy z ciśnieniowym kotłem fluidalnym,
AFBC – kocioł z atmosferycznym złożem fluidalnym,
Widać, że największe koszty zewnętrzne w warunkach Polski i Niemiec występują w
przypadku obecnie stosowanych technologii opartych o spalanie węgla brunatnego
i kamiennego. Nawet wdrożenie nowych technologii w energetyce węglowej nie spowoduje
zdecydowanej poprawy tej sytuacji. Gaz ziemny i biomasa stanowią grupę o średnich
kosztach zewnętrznych i pozostaną pod tym względem bardziej konkurencyjne niż węgiel.
Elektrownie jądrowe, wodne i wiatrowe tworzą grupę źródeł energii najbardziej przyjaznych
dla człowieka i środowiska. Koszty zewnętrzne dla energetyki jądrowej są ponad 20-30krotnie niższe w porównaniu z obecną energetyką węglową, oraz ponad 10-krotnie niższe
w porównaniu z nowoczesnymi rozwiązaniami bloków węglowych.
190
W. Kiełbasa, A. Strupczewski: „Bezpieczeństwo, ekonomika i potrzeba Energetyki Jądrowej w Polsce” oprac.
na zlecenie Departamentu Dywersyfikacji Dostaw Nośników Energii Ministerstwa Gospodarki,
Wejherowo 2008.
269
5.6.5. Edukacja i informacja społeczna
Oprócz wszystkich działań technicznych dla poprawy bezpieczeństwa i skuteczności
działania energetyki jądrowej dla jej rozwoju równie ważne, jeśli nie najważniejsze, jest
przekazywanie społeczeństwu rzetelnych i wiarygodnych informacji na temat korzyści
i zagrożeń związanych ze stosowaniem jądrowych źródeł energii.
Czy kiedykolwiek zastanawialiśmy się dlaczego budowa elektrowni węglowych lub farm
wiatrowych nie budziła nigdy tak wielu obaw i tak żywego zainteresowania społecznego?
Czy na pewno nasza wiedza na temat oddziaływania na środowisko i zdrowie ludzi innych,
poza jądrowymi, obiektów energetycznych jest pełna, czy tylko jesteśmy już do nich
przyzwyczajeni?
Dlaczego z największą akceptacją społeczną dla energetyki jądrowej mamy do czynienia w
krajach, w których już funkcjonuje wiele takich elektrowni?
Rys. 5.38. Plaża przy EJ Vandellos (Hiszpania).
Dlaczego nie boimy się jeździć na wycieczki do Francji, Anglii, Niemiec czy Hiszpanii – choć
w krajach tych działa tak wiele elektrowni jądrowych?
Czy tak długi okres działania reaktorów w tych krajach nie powinien już spowodować
katastrofalnych konsekwencji zdrowotnych?
I w końcu dlaczego z dużo gorszym stanem zdrowia ludzi mamy do czynienia w Polsce,
gdzie 95% energii produkujemy z energetyki węglowej, a energia elektryczna (z
uwzględnieniem parytetu siły nabywczej dochodu) jest u nas prawie najdroższa w Europie?
270
Pytania te pokazują, jak ważna jest informacja społeczna i że warto szukać rzetelnych
odpowiedzi na nasze wątpliwości. Ludzie związani z energetyką jądrową nie boją się
prowadzić trudnych rozmów i merytorycznych dyskusji, nawet na tematy bardzo
skomplikowane. Już dawno i bezpowrotnie minął czas, w którym uważano społeczeństwo za
zbyt słabo wykształcone i poinformowane, aby mogło stanowić partnera w dyskusji.
Coraz częściej również ludzie sami są w stanie zweryfikować nieprawdziwe stwierdzenia
przeciwników energii atomowej.
Informacje dotyczące zagadnień technicznych energetyki jądrowej, jej przewidywanego
i rzeczywistego oddziaływania na środowisko i nasze zdrowie są obecnie powszechnie
dostępne dla wszystkich. Regularnie opracowywane są raporty dotyczące rzeczywistych
uwolnień substancji radioaktywnych z działających elektrowni jądrowych i powodowanych
nimi dawek. Zestawienia zbiorcze publikowane są przez krajowe i międzynarodowe organy
nadzoru jądrowego i ochrony radiologicznej.
271