Fisicamente

di Roberto Renzetti

Riporto di seguito un’ampia rassegna, in massima parte in francese e da siti del governo e dell’Ente elettrico (EDF), relativa al Reattore EPR, definito di III generazione, reattore che si sta realizzando in Francia (Flamanville) ed in Finlandia . Si deve tener conto dell’enorme interesse francese a nuove filiere nucleari. Tra qualche anno (intorno al 2015/2020) dovrà tutto sostituire il suo estesissimo parco di reattori nucleari.

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Pur non escludendo la possibilità di sfruttare di energie alternative, il Paese con la maggiore percentuale di energia prodotta dall’atomo progetta i reattori del 2020

Nucleare sì, ma del terzo tipo: la Francia pensa al 2020, quando le sue centrali saranno troppo vecchie, e mette in cantiere un reattore di terza generazione, EPR, garanzia di modernità e sicurezza. Per non infuriare troppo gli ecologisti, promettere poi impegno nell’energia solare e non escludere scelte alternative.

Nicole Fontaine, ministro dell’Industria, ha sancito quanto già circolava da tempo nel mondo dell’energia, cioè il desiderio francese di costruire un reattore europeo ad acqua pressurizzata. Presentando il suo ‘libro bianco’, bozza di progetto di legge d’orientamento energetico, la Fontaine c’è andata con i piedi di piombo per non irritare le suscettibilità ambientaliste: ‘La decisione di rinnovare, o meno, tutto o parte del parco dovrà essere nucleare presa nel 2015’.

‘Sortir du nucleaire’, rete di associazioni ambientaliste, ha addirittura convocato una manifestazione nazionale di protesta a Parigi per il 17 gennaio, contro l’EPR, ma associazioni come Greenpeace sono state più tiepide all’annuncio, ravvisando nelle parole del ministro la gradita novità di un governo ‘che per la prima volta può immaginare un futuro senza energia nucleare’.

Le centrali nucleari classiche (dette di seconda generazione, in tutto 58 reattori sul territorio francese, che producono il termine 78,2% della sua elettricità), arriveranno al della loro esistenza verso il 2020. A quel punto, il governo vuole che la Francia sia ‘in grado di poter realmente scegliere se sostituirli completamente o in parte’. In pratica, i francesi vogliono ‘lasciare aperta l’opzione nucleare’ e per questo previsto la ‘prossima costruzione di un prototipo avanzato di reattore di nuova generazione’. Fonti vicine al ministero che rinuncia alla costruzione di questo prototipo basato sulla tecnologia EPR significherebbe uscire dal nucleare.

In termini tecnici, quello che i francesi vogliono costruire è un ‘dimostratore’, la fase intermedia fra un prototipo sviluppato in laboratorio e un reattore utilizzabile in serie. Il costo di costruzione di un EPR, stimato in 3 miliardi di euro, sarà finanziato attraverso una partnership europea.

Una trentina delle centrali francesi avranno oltre 40 anni nel2020, quindi la tecnologia EPR dovrà essere accessibile già nel 2012, che dovrebbe essere gli esperti di energia.

Nel Libro Bianco, che deve indicare la strada energetica della Francia per i prossimi 30 anni, la Fontaine ha seguito due direttrici: indipendenza energetica e rispetto dell’ambiente. I due criteri sono stati la preparazione pensando al ‘rilancio del controllo energetico, allo sviluppo di energia rinnovabile e alla del 2020’. Fra le coseddette rinnovabili, la Francia privilegia l’energia solare, e ciò dovrebbe in parte frenare il prevedibile malumore degli ambientalisti per il programma del reattore EPR.

Il reattore europeo ad acqua pressurizzata (EPR, European Pressurized Water Reactor) è un progetto franco-tedesco sviluppato dal 1992 da Siemens e Framatome-ANP (gruppo Areva). E’ inteso per una ‘vita minima di 60 anni ed è più potente dei suoi predecessori. Utilizza la già nota tecnica dei reattori ad acqua leggera, ma con un miglior sfruttamento del combustibile, una semplificazione dei sistemi di sicurezza e una minor produzione di scorie.
 

27 novembre 2003


Un nuovo reattore nucleare in Normandia


La Francia ha iniziato il rinnovo delle 19 centrali nucleari esistenti nel Paese, una operazione che sarà portata a termine nell’arco di una ventina d’anni

Un reattore nucleare di terza generazione (del tipo Epr – European Pressurized water reactor, ad acqua sotto pressione) impiantato in Normandia, a Flamanville (verrà nella foto il reattore oggi esistente). Con questa decisione, ufficializzata dal colosso Electricité de France (Edf), la Francia dà il via al progetto a rimpiazzare, entro una ventina d’anni, le sue diciannove volto centrali nucleari.

Nel momento in cui il prezzo del petrolio è alle stelle, il carbone è guardato con diffidenza per il suo devastante impatto ambientale e le forme di energia alternativa ancora non decollano, il lancio di Epr ‘contribuisce a garantire – sostiene Pierre Gadonneix, presidente di Edf – l’indipendenza energetica dell’Europa nei prossimi decenni’.

A detta del primo ministro Jean-Pierre Raffarin il progetto rappresenta una ‘prospettiva principale’ per la stessa Edf e una ‘scelta strategica’ per la Francia, che spera di utilizzare questo sito come vetrina principale per vendere la propria tecnologia all’estero.

La scelta di Flamanville – preferita alle altre città candidate, Penly, nel nord-ovest del Paese, e Tricastin, nel sud-ovest – è motivata stata dalla società con ragioni tecniche, quali la capacità di trasporto di elettricità per l’energia prodotta ei vincoli ambientali.

Soddisfatti gli amministratori del dipartimento della Manica, a cui appartiene Flamanville. ‘Il progetto – sottolinea Jean-Francois Le Grand, presidente del consiglio generale del dipartimento – si tradurrà in 3 miliardi di euro di investimento’.

Il cantiere di costruzione – che sarà aperto nel 2007 per una durata prevista di 5 anni creerà circa 1.500-2.000 posti di lavoro – saranno 350 gli impiegati, mentre stabili una volta in funzione il reattore, verso il 2020.

Delusi invece i rappresentanti delle città ‘sconfitte’: ‘Penly era meglio, costava meno, era pronta più rapidamente… c’è dietro probabilmente una decisione politica che non conosco’, afferma Edouard Lelevau, il sindaco di Dieppe, città a poca distanza da Penly. ‘Questa decisione è una vera disfatta per la nostra regione’, commenta Thierry Cornillet, presidente del consiglio regionale a cui appartiene la ‘candidata’ Tricastin.

Critici: l’associazione Greenpeace parla di ‘oggetto tecnologico vicino all’obsolescenza’, mentre la rete ‘Uscire dal nucleare’ che approva circa 700 associazioni che sostiene Epr ‘presenta le tare dei reattori attuali’.

Secondo Edf reattore – progetto franco-tedesco sviluppato dal 1992 da Siemens e Areva che, in prospettiva, dovrà sostituire i 58 reattori delle 19 centrali esistenti – che dovrebbero essere fatti il ​​nuovo anni per una migliore economia, una sicurezza migliore, e globalmente una migliore prestazione’. Tra le principali innovazioni, una doppia contenimento attorno al cuore del reattore che – come era stato richiesto dalle autorità di sicurezza tedesca prima ancora dell’11 settembre – sa resistere all’impatto di un aereo militare scagliato ad alta velocità e una sorta di ‘portacenere ‘ in cui raccogliere i resti del cuore radioattivo in caso di incidente.
 

02 novembre 2004


(ANSA) – PARIGI, 18 DIC 2003 – Areva e Siemens costruiranno un reattore nucleare EPR (European Pressurized Water reactor) per la compagnia di elettricità nucleare franceseO, ha annunciato oggi il gruppo nucleare francese Areva, leader mondiale dell’industria nucleare. Il progetto, secondo le valutazioni di TVO, e’ di 3 miliardi. L’EPR e’ il reattore della terza generazione al cui progetto potrebbe associarsi anche l’Enel. L’EPR è destinato a sostituire in Francia le vecchie centrali a partire dal 2020, (ANSA).


Les réacteurs de génération III et les réacteurs de génération IV

Direzione Generale dell’Energia e delle Première ( DGEMP), aprile 2004.

La preparazione del futuro conduit à s’interroger sur la nature et le type de réacteurs qui pourront remplacer ceux de la génération actuelle. Dans ce cadre, deux échéances peuvent être distinguées : le renouvellement des centrales les plus anciennes qui seraient atteintes par la limite d’âge sur la période 2015 – 2035, puis celui des centralis plus récentes, en signalant l’incertitude calendaire attachée à la durée de vie.
Si les modèles de génération IV, pour l’instant à l’état de concept et objets de recherche, sont prometteuses en matière de sûreté et de production, leur développement débute à peine et repose sur des ruptures technologiques majeures. Ils ne seront donc pas disponibles pour un emploi industriel avant 2040.

Le filiere tecnologiche previste per la sostituzione delle centrali nucleari in attività sono dans un premier temps les réacteurs de génération III può dans un second temps (2040 au plus tôt) des réacteurs de génération IV.

 I reattori di generazione III

Les réacteurs de génération III sont directement issus de l’évolution des réacteurs à eau légère qui forment aujourd’hui environ 80% du parc world. Ces systèmes, dont l’horizon temporel probable d’industrialisation est le plus proche, sont largement évoqués dans la fiche consacrée aux réacteurs de génération III.

Le déploiement de petits réacteurs (unités de 100 à 300 MWe à comparer avec une moyenne de 1 000 à 1 500 pour les réacteurs à eau légère actuelle) sur la période 2010 – 2020 est parfois également évoqué, en concurrent potentiel des réacteurs à eau légère . Toutefois il n’en esistere pas aujourd’hui en fonctionnement ou même au niveau de la conception détaillée. Ce sont des réacteurs à neutrons thermiques à caloporteur gaz, fonctionnant à haute température et refroidis à l’hélium (progetti GT-MHR (1) e PBMR). Leur conception repose sur des cœurs de petite taille, sur un combustible ayant une haute température de fusion (de l’ordre de 1 600 °C) et sur une évacuation passive de la chaleur en cas d’accident.

Présentant l’avantage de la modularité (la centrale peut être construite par “morceaux”, en suivant la demande), rappresenta un investimento più accessibile. Mais leur performance économique n’est pas démontrée sauf à considerer de forts effets de série o la construction de plusieurs réacteurs sur le même site, ce qui limite leur intérêt initial. Par ailleurs, leur déploiement étant envisagé dans la même période que les réacteurs à eau légère avancés (2010 – 2040), ils ne bénéficient pas des ruptures technologiques attendues des systèmes de génération IV (voir plus loin). Le développement de ces réacteurs intermédiaires paraît peu probable dans des pays dont la structure de production est centralsée comme la France.

Sur le plan de la sûreté, les concepteurs considerent que les situazioni de fusion du cœur peuvent être excludees. Un certo nome di domande ne sont cependant pas traitées à ce jour. Certi necessari per il lavoro approfondito della ricerca e dello sviluppo, notamment la simulazione du comportement du réacteur en situation accidentelle, la physique du cœur et la connaissance précise des matériaux utilisés, le comportement mécanique du réacteur à haute température et les risques d’incendie liés à l ‘utilizzo della grafite. La tecnica di conoscenza e la scienza non fanno il progresso del progresso per mettre de porter une appréciation sur les améliorations de sûreté annoncées par les concepteurs. À ce stade, aucune décision ferme d’engagement d’un réacteur de ce type n’a été enregistrée, bien que l’

 I reattori di generazione IV

Les réflexions actuellement menées dans le cadre du Forum international Génération IV sous l’impulsion du Département à l’énergie des États-Unis ont conduit à retenir six concept de filières nucléaires qui apparaissent prometteurs et sur lesquels il est proposé de concentrer l’effort international de recherche et développement. Cette sélection a été opérée sur la base de différents critères :

  • une compétitivité économique renforcée maintenant l’écart avec les filières gaz ou charbon ;
  • la sûreté et la fiabilité de l’installation, avec l’objectif d’une amélioration substantielle ;
  • il premio en compte de l’aval du cycle du combustible nucléaire usé, avec l’objectif de réduire le volume et la radiotoxicité des déchets produits ;
  • una valorizzazione ottimale del minerale d’uranio ;
  • una concezione résistante à la proliferation ;
  • une aptitude à la cogénération (production d’hydrogène, de chaleur, dessalement d’eau de mer ecc…).

I concetti immaginati sont à ce jour au stade de la réflexion préliminaire, et les approches de sûreté, qui pourraient être différentes selon les filières, sont encore en gestation. Des travaux de recherche et développement considérables sont encore nécessaires. A fortiori, l’état du développement de ces concetti ne permet pas, au stade actuel, de se prononcer sur le niveau de sûreté qu’ils pourraient apporter à terme par comparaison aux projets de réacteurs évolutionnaires come l’EPR.

La France, via le CEA s’interesse particulièrement aux concept de réacteurs à caloporteur gaz, qui peuvent se décliner en deux familles :

a) les réacteurs à haute température à neutrons thermiques directement issus des petits réacteurs réacteurs mennés plus haut. Sur la base des connaissances acquises dans les années 70, un pilote technologique (2) pourrait être mis en service, selon le CEA, au milieu de la prochaine décennie. Dans ces condition, la mise en service d’un démonstrateur industriel pourrait se concevoir vers 2025, l’émergence d’une série en 2035 – 2040 paraissant une hypothèse très optimiste. Un calendario più rapide n’apparaît pas credible eu égard aux hardés à résoudre sur les nouvelles technologies en rupture envisagées.

b) Les réacteurs à neutrons rapides : is permettraient d’incinérer des déchets radioactifs de haute activité et à vie longue dans des aspects plus importantis que les réacteurs à eau légère o les réacteurs précédents, les rendant véritablement intéressants per la trasmutazione in haut rendement. De plus ils presenteraient l’intérêt potentiel de mieux valoriser la matière première, option intéressante sur le long terme. C’est à l’aune de ces deux critères que le passage aux “neutrons rapides” ajoutant des ruptures technologiques supplémentaires se justifierait et pourrait se traduire par le lancement en série à l’horizon 2045 – 2050.

Conclusione :

Le déploiement industriel de réacteurs issus des concept du forum génération IV, économiquement compétitifs avec les réacteurs de génération III, ne semble pas réalisable avant 2040.

Les program de recherche sur la génération IV sont en effet prévus d’aboutir vers 2020 – 2025 à l’étape du pilote technologique, alors qu’il convient de prendre en compte la construction et l’exploitation d’un démonstrateur industriel avant le lancement d’une série, ce qui entraîne un décalage de 15 à 20 ans environ. L’esempio dello sviluppo dei sensori ad alta temperatura dans les années 60 a 70 a montré des hardés telles, que le processus s’est arrêté à la deuxième étape. Le processus du même type concernant le développement de la filière à neutrons rapides à caloporteur sodium (type superphénix) en France est également à garder à l’esprit pour mesurer le temps nécessaire de développement et le poids potentiel des aléas dès lors qu’

(1) Turbina a gas – Reattore modulare ad alta temperatura (projet du concepteur américain GENERAL DYNAMICS en coopération avec le MINATOM russe, FRAMATOME-ANP et le japonais FUJI) / Pebble Bed Modular Reactor (projet sud-africain auquel participe le britannique BNFL).

(2) Afin de valider ensemble les verrous technologiques présentés par l’usage de la haute température, de combustible réfractaire, l’entraînement d’une turbine par de l’hélium.

© Ministero dell’economia, delle finanze e dell’industria, 26/04/2004


I reattori di generazione III. DGEMP, aprile 2004.

Les réacteurs de génération III constituent une évolution des derniers réacteurs entrés en activité dans les années 90, renforcés sur le plan de la sûreté nucléaire (réduction des conséquences d’accident grave), de leur compétitivité économique et de leur impact environnemental (réduction substantielle de la produzione di déchets et des rejets radioactifs).
Il modello franco-allemand EPR risponde alle specifiche elettriche europee e americane e costituisce le compromissioni della scelta tra i reagenti di cui è dotato, qui ne répondraient pas aux exigences de l’Autorité de sûreté française et des réacteurs aux specifications plus innovantes, mais qui demand un investimento encore élevé en terme de démonstration technologique.

A l’horizon 2010-2020, les technologies industriellement déployables seront celles de génération III ( voir fiche sur les réacteurs de génération IV), c’est à dire issues par ” filiation ” des réacteurs actuellement en sfruttamento et bénéficiant du retour d’expérience obtenu ainsi que d’objectifs de sûreté réévalués (notamment concernant les accidents graves). L’offre disponibile à cette échéance peut être décrite au travers de quatre grandi categorie di reattori, la classificazione choisie reposant sur due critères : d’une part la technologie retenue (réacteurs à eau pressurisée ou à eau bouillante) et d’autre part les dispositifs de sûreté (les systèmes actifs ou les technologies passives, ces dernières misant sur des phénomènes physiques naturels et n’étant donc pas soumises en théorie à uneventuelle défaillance extérieure : humaine, perte d’alimentation énergétique ou panne d’un appareil électromécanique) .

Il tableau de comparaison disponibile consente un confronto tra diversi réacteurs au sein de ces quatre catégories. Les principali conclusioni sont les suivantes.

1) L’existence d’un nombre limité de constructeurs, l’essenziale l’américano-britannique Westinghouse (groupe BNFL), l’américain General Electric, l’industrie russe (MINATOM) et enfin le franco-allemand Framatome-ANP.

2) L’absence de réalisations concrètes pour ces différents réacteurs, à l’exception du modèle ABWR de General Electric (qui est toutefois plus ancien d’une dizaine d’années par rapport à ses concurrents).

3) L’existence de modèles dont une réalisation prochaine est prevue (l’APWR et le System 80+ de Westinghouse pour le Japon et la Corée) mais dont la conception résulte de travaux de recherche et développement menés dans les années 80, donc comparabile à celle des derniers réacteurs de la filière actuellement exploitée par EDF (réacteurs dits N4).

4) L’existence de modèles représentant une véritable optimization par rapport aux réacteurs construits dans les années 90, mais dont les caractéristiques innovantes, en particulier des dispositifs de sûreté passifs, rendent necessario un importante lavoro di esperienza per le autorità di sûreté nucléaires et un exploitant comme EDF, avant toute décision de construction (il s’agit en particulier des modèles AP1000 de Westinghouse, VVER AES92 du MINATOM, de l’ESBWR de General electric et du SWR 1000 de Framatome-ANP).

L’EPR se distingue de ses concurrents, d’une part vis-à-vis de modèles dont la conception est déjà ancienne (voire dépassée au riguardo des exigences de sûreté) et d’autre part vis-à-vis de technologies innovantes mais dont la démonstration de sûreté n’est pas établie et pour lesquelles “l’appropriation” par l’Autorité de sûreté nucléaire française et EDF nécessiterait un travail et un temps importanti. A questo proposito, la costruzione d’un premier exemplaire de l’EPR à l’export, si tant est qu’elle soit accettabile per il cliente, n’offre pas toutes les garanties de retour d’expérience pour l’exploitant et le contrôleur qu’une construction en France. En outre,EDF privilegia la tecnologia dei reattori in acqua pressurizzata sulla cella dei reattori in acqua bouillante per iniziare il rinnovamento del parco reale. Cette orientamento limite donc le champ de la concurrence.

À cet égard, il convient de souligner le travail très importante mené depuis le début des années 90 par Framatome-ANP, EDF, l’Autorité de sûreté nucléaire et son appui technique l’IRSN (de surcroît dans le cadre d’une coopération franco -allemande) pour définir et concevoir un réacteur répondant à la fois aux exigences en matère de compétitivité et de sûreté. Au total, le développement de l’EPR e d’ores et déjà nécessité plus deux Millions d’heures d’études à la communauté nucléaire européenne, ce qui en prenant en compte la sous-traitance induite, représente un montant de 300 milioni di euro. Il rapporto di lavoro tra i dipendenti Birraux et Bataille nei quadri dell’ufficio parlamentare di valutazione delle scelte scientifiche e tecnologiche conclue ainsi” qu’il s’agit non seulement d’un actif qui ne saurait être dilapidé sans d’excellentes raisons, mais aussi d’un atout par rapport à la concurrence mondiale, dans la mesure où les concepteurs de l’EPR ont une avance importante sur les autres compétiteurs”.

Sur le plan international, l’AP1000, même s’il n’est pas immédiatement déployable, et le modèle russe VVER AES92 se présentent comme des concurrents sérieux dans l’optique d’un électricien partant d’une base moins importante que celle d ‘EDF.

Consulter le tableau de comparaison sur le positionnement des différents réacteurs de génération III
 

© Ministero dell’economia, delle finanze e dell’industria, 26/04/2004


Il progetto EPR consente di ridurre dal 15 al 30% la produzione di déchets nucléaires. DGEMP, aprile 2004.

L’EPR est un réacteur dont la conception du cœur, de grande taille, lui octroie une grande souplesse d’utilisation en matière d’utilisation du combustible. Ainsi, il peut brûler de façon plus efficace du combustible à l’uranium standard o du combusible mixte à l’uranium et au plutonium (MOX) poursuive ou amplifier la strategia attuativa di tri -valorizzazione par retraitement -recyclage du combustible nucléaire usé.
Plus sobre (de 17 à 25% en matières nucléaires) en raison de l’augmentation des taux de combustione et du rendement général du réacteur, il est également moins producteur de déchets radioactifs à vie longue (de 15 à 30% selon la gestion retenue ), un prodotto energetico costante. Enfin, la sélection de matériaux moins activables et sa durée de vie technique più importante riduzione del ritmo della produzione di déchets de démantèlement.
Enfin, la construction d’un démonstrateur EPR laisse toutes les possibilités ouvertes pour une gestion globale des déchets de haute activité à vie longue et ne présume pas des choix en la matière, toute flexibilité de transition vers des réacteurs plus innovants étant permise à l’ avenir.

L’EPR apporte des avantages très sostantiels en matière de gestion du combustibile nucleare utilizzato, et de gestion des déchets radioactifs.

 En matière de gestion du combustibile nucleare utilizzato, la strategia di EDF consiste in maîtriser les quantités de combustibile déchargées des centralis, par retraitement – recyclage. Le retraitement sépare les produits de fission et les actinides mineurs (1), qui costituente des déchets de haute activité à vie longue. La tecnologia ne permetta il valore, le ritraitement permet leur conditionnement sous forme de déchets vitrifiés et apporte ainsi une garantie de confinament sûr à très long terme pour ces déchets. Le retraitement sépare ces déchets ultimes des matières valorisables que costituent l’uranium et le plutonium. Le plutonium est aujourd’hui recyclé dans vingt réacteurs du parc d’EDF. À cette fin, ces réacteurs utilisent pour 30% de leur cœur un combustable à base d’oxydes d’uranium et de plutonium : le MOX et, pour 70% du combustible “classique” à l’uranium. Cette stratégie permet de limiter les quantités de plutonium séparé “sur étagère”

La concezione dell’EPR consente l’utilizzo di un composto dal 15% al ​​50% di MOX combustibile. Alors qu’une version à 30% permet globalment de ne pas produire de plutonium, la version à 50% est consommatrice nette de plutonium (230 kg/an). L’introduzione delle versioni “moxables” dell’EPR dans un parco di produzione pourra donc, le cas échéant, suppléer l’arrêt progressif, à leur arrivée en fin de vie, des réacteurs du parc actuel autorisés à être moxés, poursuivre la strategia di retraitement – recyclage du combustible nucléaire. La possibilità di riciclare più il massiccio del plutonio dans l’EPR è in corso di approfondimento e costituisce l’unione delle opzioni di evoluzione possibile tra le dimostrazioni e una prima serie di reattori.voir fiche sur la gestion des déchets radioactifs ).

 En matière de déchets radioactifs, l’EPR apporte des avantages significatifs, grâce à des marges accrues (gros cœur), en termes de réduction de la quantité de déchets produite à même énergie fournie et d’optimisation possible de la gestion du plutonium.

  • L’augmentation des taux d’irradiation du combustible autorisée par l’EPR conduit pour une même quantité de combustible à en tirer plus d’energie et en font donc un réacteur “sobre” (économie d’uranium minier de 17% pour des gestions de fuel à l’uranium et de 25% par mono-recyclage du plutonium) (2) .
  • L’augmentation des taux d’irradiation réduit également les quantités de combustibles utilisées (de 1 150 t par an aujourd’hui pour le parc d’EDF à environ 750 t pour une même production d’électricité de 400 TWh) (2) Les déchets de structure (gainages des combustibles), qui costituente des déchets de moyenne activité à vie longue, seront réduits de 35% en masse. Cette réduction limitatora in conseguenza dei trasporti e delle manipolazioni.
  • L’augmentation du rendement énergétique supérieur de 2 points à celui des réacteurs N4 (la classe de réacteur la plus récente du parc d’EDF) réduit de 6% la quantité de produits de fission pour une même production d’électricité, les actinides de 15% in massa (Pu et actinides mineurs) pour du combusible classique à l’uranium et de 20 à 33 % si on passe à un mono-recyclage du plutonium.
  • L’augmentation de la durée de vie à la conception (60 ans au moins pour l’EPR contre 40 ans au moins envisagés pour les réacteurs du parc actuel) entraîne une moindre production de déchets de démantèlement à même énergie produite, dans le rapport des durees de vie.

L’EPR ne presenterà le prestazioni per l’incenerimento dei risultati di tecnologie futures de réacteurs plus en rupture (generazione IV). Per l’ autant, la costruzione di un démonstrateur EPR lascia tutte le possibilità per la gestione globale delle attività di alta attività nella vita e nel corso della scelta nella matematica.

Les études menées dans le cadre de l’axe 1 de la loi Bataille étudiant la separazione – transmutation des déchets radioactifs montrent d’ailleurs bien la diversité des possibilités. Les condition économiques, les choix environnementaux qui prévaudront au moment du renouvellement du parc de production et la disponibilité de systèmes révolutionnaires de production d’electricité et d’inceneration des déchets conduiront à un choix parmi le solutions suivantes :

  • pour des raisons de disponibilité, le prime temps du renouvellement d’un parc de production par du nucléaire reposera vraisemblablement sur des réacteurs de génération III à eau légère du type de l’EPR ; gli studi del CEA montrent un gain en matière d’inventaire radioactif pouvant aller jusqu’à un facteur 3 par multi-recyclage si su en reste à cette technologie de réacteur ; si le choix en est fait, ce gain peut théoriquement atteindre un facteur 100 par l’introduction de réacteurs à haut rendement de trasmutation ;
  • l’introduzione di réacteurs à neutrons rapides, pouvant presenter un haut rendement de trasmutation, pour lesquels deux classes de réacteur à finalité différente mais sans doute complémentaires sont étudiées ; parce qu’ils reposent sur des ruptures technologiques majeures, ces systèmes doivent encore faire la preuve de leur maturité industrielle ed économique, qui pourrait intervenir sur la période 2040 – 2050 ; il s’agit :
  • de réacteurs polyvalents , c’est-à-dire dont les performance sont bonnes à la fois sur le plan économique (production d’électricité) et de l’inceneration de déchets radioactifs (en en produisant moins à la source et en termes de recyclage a posteriori d’une production passée); c’est l’objectif de la plupart des concept étudiés au sein de l’initiative “génération IV” ;
  • de réacteurs dédiés à l’incenerimento di déchets ; du fait de leur spécialisation, leur performance économique est moindre pour la production d’electricité.

Plusieurs combinazioni esistenti donc et les choix restent ouverts pour les décideurs.

(1) Les actinides mineurs (qualifiés de “mineurs” pour les distinguer de l’uranium et du plutonium, “majeurs” car valorisables) sont des éléments radioactifs à vie longue, qu’il faut donc gérer dans la durée et pour lesquels il fait sens d’étudier les possibilités de réduction des inventaires à la production o a posteriori, notamment à l’aide de la trasmutation.

(2) Toutes Chooses égales par rapport aux gestions actuelles des combustibles, sachant que ces progrès associés à l’augmentation des taux d’irradiation concerneront aussi pour une large partie le parc actuel.

© Ministero dell’economia, delle finanze e dell’industria, 26/04/2004


Il progetto EPR apporta miglioramenti apprezzabili in materia di protezione dell’ambiente. DGEMP, aprile 2004.

L’applicazione delle più importanti tecnologie disponibili confère à l’EPR des avantages importants en matière de sûretés. Les risques d’accidents sont réduits très significantment, quelle que soit leur origine. La probabilité d’un accident grave est ainsi divisée par un facteur 10 et les conséquences radiologiques des accidents sont également abaissées au plus faible niveau.
Le réacteur intègre dès la conception le souci du meilleur niveau de protection contre les rayonnements pour les travailleurs (abaissement d’un facteur 2 de l’exposition globale à la radioactivité) et pour le public et l’environnement (réduction d’un facteur 10 dell’attività dei rifiuti).
La concezione robusta du génie civil de l’îlot nucléaire lui confère par ailleurs une protection accrue contre les agressions externes, dont les séismes, les esplosioni industriali et les chutes d’avions.

La concezione dell’EPR a fait l’objet depuis 1993 d’une revue en profondeur de ses options de sûreté, menée en étroite collaboration par EDF et les électriciens allemands avec les Autorités de sûreté des deux pays. Les meilleures technologies disponibles sont utilisées et permettent les améliorations sostantielles suivantes.

 Il premio di posizione del governo concernente le opzioni di protezione del progetto di reazione EPR

 Les risques d’accidents sont réduits très significantment, quelle que soit leur origine par une amélioration de la défense en profondeur

Pour améliorer la prévention des incidents et accidents, y compris la fusion du cœur du combustible, qui représente l’événement le plus redouté, la conception du projet de réacteur EPR prévoit une augmentation des délais disponibles avant qu’une intervento humaine ne soit nécessaire et la mise en place de redondances élevées et d’équipements diversifiés pour certees functions de sûreté. Les disposizioni suivantes sont en particulier retenues :

  • un renforcement du génie civil de l’îlot nucléaire pour une meilleure protection contre les agressions externes, dont les séismes, les esplosioni industrialilles et les chutes volontaires ou involontaires d’avions ;
  • une organization de la majorité des systèmes majors pour la sûreté et de leurs systèmes support selon quatre ” systèmes ” indépendants, dont deux suffisent pour assicurar la funzione corrispondente, répartis dans quatre zones géographiques séparées et à faible interconnexion, offrant un atout face aux agressions internes (incendies par exemple) et à l’apparition de défaillances cumulées ;
  • la copertura, par des signaux de protection automatique, non seulement des états du réacteur en puissance, mais aussi des états d’arrêt, qui contribuent significantment aux risques ;
  • la presenza, in più di quattro gruppi elettrogeni principali, di due generatori diesel d’ultime secours de technologie différente, afin de pallier la perte totale di alimentazioni elettriche.

Les caractéristiques du projet de réacteur EPR (enceinte de confinament, protection des bâtiments et structure du génie civil) lui confèrent globalement une bonne résistance aux agressions externes.

 Les conséquences radiologiques des accidents sont également abaissées au plus faible niveau

En matière de diminution des conséquences radiologiques des accidents, il progetto di reazione EPR prend en compte, des la conception, les rischios d’accident avec défaillances multiples d’equipements, e compris la fusion du cœur. Cette Prize en compte constitue une avancée majeure.

a) Pour les accidents avec fusion du cœur, les misure di protezione delle popolazioni sont très limitées dans l’espace et dans le temps ; gli incidenti suscettibili de conduire à des rejets radioactifs precoces importanti sont pratiquement éliminés.

Les disposizioni retenues pour le projet de réacteur EPR permettent :

  • d’une part, d’assurer un confinament satisfaisant de la radioactivité à l’intérieur du réacteur et d’éviter le recours à des rejets dans l’environnement, grâce notamment à un dimensionnement de l’enceinte du bâtiment du réacteur prenant en compte une déflagration d’hydrogène, la présence d’une air de recueil et de refroidissement du cœur fondu sans endmmagement de l’enceinte ou encore des dispositifs permettant d’extraire la puissance ;
  • d’autre part, de “pratiquement éliminer” des accidents suscettibiles de conduire à des rejets radioactifs importanti, comme les accidents de réactivité, les esplosioni de vapeur ou les esplosioni d’hydrogène pouvant menacer l’intégrité de l’enceinte de confinamento, les surpressions pouvant porter atteinte à l’intégrité de la cuve.

b) Pour les accidents sans fusion du cœur, des misure di protezione delle popolazioni vivant dans le voisinage de la centrale accidentée ne sont pas nécessaires (ni évacuation ni mise à l’abri).

Parmi les accidents sans fusion du cœur, la rottura di tubi di generazione di vapore è l’un de ceux qui peut conduire aux rejets radioactifs les plus importanti. La conception du réacteur EPR consente di evitare un rilascio di acqua contaminata, seuls des rejets en vapeur, dont la concentrazione en radioéléments est beaucoup plus faible, étant suscettibilis de survenir.

 Le réacteur intègre dès la conception le souci du meilleur niveau de protection contre les rayonnements pour les travailleurs, le public et l’environnement

L’ideazione del progetto di reazione EPR vede l’esposizione dei travailleurs aux rayonnements ionisants, riduce i rifiuti e lo sfruttamento e la produzione di déchets technologiques, migliora le possibilità di ispezione e il servizio e la sostituzione delle apparecchiature, migliora la prevenzione degli errori umani e antiticiper i problemi legati al problema.

L’EPR s’inscrit à cet égard dans une démarche de progrès continu en application des meilleures technologies disponibles à un coût économique raisonnable.
La concezione dell’EPR réduit l’activité des rejets liquides et gazeux (hors tritium (1) ) d’un facteur 10 par rapport aux réacteurs esistenti.

La radioprotection des travailleurs est renforcée par une miglioramento delle condizioni di entrata e di manutenzione (notamment lors des opérations de chargement et de déchargement du combustible). L’oggetto della dose collettiva è ainsi réduit de moitié (0,5 homme x Sievert par réacteur et par an) par rapport à celui du réacteur le plus moderne du parc actuel d’EDF, dont la valeur se situe déjà très en dessous des seuils réglementaires, eux-mêmes fixés très au-dessous des valeurs d’impacts sanitaires redoutés.

In conclusione,

Les objectifs de sûreté des futurs réacteurs à eau sous pression ont été fixés conjointement par les Autorités de sûreté nucléaire française et allemande, dans un travail d’harmonisation intelligente et non de sovrapposition d’exigences. Ce travail a permis de retenir les solutions techniquement ou économiquement ottimali. Ces objectifs visent d’une part à mettre à profit l’expérience acquise sur les réacteurs actuels en matière de conception et d’exploitation, dans le cadre d’une démarche “évolutionnaire”, et d’autre part à obtenir, pour la prochaine génération de réacteurs, des améliorations significants de la sûreté par rapport aux réacteurs esistenti.
Dans ce cadre, la démarche suivie pour l’EPR sul piano della sûreté è coerente con le démarches suivies par les autres grands concepteurs o autorités de sûreté. La situazione del progetto EPR sul piano internazionale e la posizione vis-à-vis d’une éventuelle procédure d’autorisation par une autorité de sûreté étrangère peut-être appréciée par comparaison avec les textes de l’Agence internationale de l’énergie atomique , i testi di apparecchiature elettriche americane o europee (EUR) ainsi que les esigenze connues pour il progetto di cinquième réacteur finlandese, qui sont extrêmement proches des exigences françaises en termes d’objectifs.

(1) Il fait plus sens en termes d’impact sanitaire de rejeter ce radioélément dans l’environnement sous forme liquide, où sa dilution isotopique est facilité, que de tener de le bloquer sous forme de déchets solides.


Il progetto EPR apporta maggiori vantaggi economici per rapporto su un modello di reazione N4 sfruttato da EDF.
DGEMP, aprile 2004.

Par rapport au dernier modèle entré en service au sein du parc nucléaire d’EDF, le N4 (4 réacteurs dans la décennie 90), l’EPR apporte des améliorations significants : diminution de la probabilité d’un accident grave (facteur 10) et riduzione degli impatti all’esterno della centrale in caso di occorrenza, miglioramento del 10 à 20% della concorrenza e ragion d’essere della disponibilità in casa dell’82 à 91%, d’un rendement plus élevé, d’ une durée de vie technique accrue (de 40 à 60 ans) et d’une conception du cœur autorisant une extracting d’energie plus importante (jusqu’à 25%) pour une même quantité de combustible.

Se l’EPR è stato rilasciato da réacteurs nucléaires français et allemand de type N4 et Konvoi, il presente di avancées significants sur les plans technique, de la sûreté et de la compétitivité économique. En raison de ces avancées et notamment de celles obtenues dans le domaine de la sûreté, l’EPR est donc la technologie européenne de référence envisagée pour le renouvellement du parc actuel, ce que les députés Birraux et Bataille expliquent de la façon suivante dans le cadre de leur rapport (maggio 2002) consacré à ” la durée de vie des centralis nucléaires et aux nouveaux types de réacteurs ” :” Selon la DGSNR, la solution N4 n’est pas accettabile parce que l’on peut faire mieux aujourd’hui. Cette situation est analog à ce qu’on rencontre dans de nombreux domaines, par exemple dans l’automobile où il est permis de rouler avec les modèles existants sans “airbag”, mais où il est interdit de commercialser de nouveaux modèles ” sans airbag ” “.

 Le avanzate tecniche dell’EPR sul piano

Elles sont résumées dans le tableau ci-dessous. Doivent être en particulier soulignées l’augmentation de la puissance unitaire ainsi qu’une meilleure usage du combustible avec l’augmentation des taux de combustione ammissibili, c’est à dire de la quantità di energia prodotta per tonnellata di combustibile irradié et par jour :

 EPRN4
Potenza termica (MWth)4 250 / 4 5004 250
Rendimento (%)36/3734
Potenza elettrica (MWe)1 550 / 1 6001 450
Taux de combustione (GWj/tonnellata)6045
Tecnica Durée de vie (anni)6040

 Le anticipazioni dell’EPR sul piano economico

Suite à d’importanti studi di razionalizzazione du cahier des charge, les avancées de l’EPR sul piano de la sûreté ne le pénalisent pas du point de vue de sa compétitivité économique. Au contraire, l’étape d’optimisation du concept, conduit à un coût de production du MWh produit en diminution de l’ordre de 10% par rapport au N4 . Ceci est notamment rendu possibile par :

1. Une baisse du coût d’investissement au MWe installé : augmentation de la puissance unitaire ; resa energetica accumulata; durée de vie tecnica allongée de 20 ans.

2. Un taux de disponibilité accumula : 91 à 92% a confronto con il taux de 82,5% constaté en 2002 pour le parc actuel.

3. Une meilleure usage du combustible combinée avec une conception différente du cœur : la quantità di energia prodotta per tonnellata di combustibile irradié est donc accrue, ce qui permet par rapport au N4 de réduire jusqu’à 17% la consommation d’uranium naturel pour une même quantité d’energie produite.


L’EPR

EDF e les opérateurs nucléaires internationaux travaillent sur des réacteurs «nouvelle génération» plus sûrs, plus compétitifs et plus rispetto per l’ambiente. Version évoluée de réacteurs actuels, l’EPR (European Pressurized Reactor) fait partie de ces nouvelles technologies nucléaires.

Le 4 maggio 2006, EDF a décidé, suite au débat public dont le contenu a fait l’objet d’un rapport publié le 11 avril 2006, d’engager la réalisation d’une troisième unité de production sur le site de Flamanville de type EPR (European Pressurized Reactor). Le “1er béton” du réacteur devrait débuter fin 2007 pour une mise en service en 2012.
Sviluppato per le équipes françaises et allemandes, notamment l’ingénierie d’EDF, l’EPR cumule tous les progrès récents en matière de sûreté, de sécurité, de l’environnement et de rentabilité économique. Il presente e la continua tecnica avec les centralis esistenti non il intègre le retour d’expérience. Sa réalisation maintenant donnera à EDF le temps d’éprouver ce nouveau modèle de réacteur avant de lancer – si la décision est premio le moment venu – una serie de réacteur en vue du remplacement des centralis actuelles qui pourraient être arrêtées.

En savoir plus sur l’EPR

www.uic.com.au/wns0625.htm 


ENJEUX ET OBJECTIFS POUR LE PROJET FLAMANVILLE 3



Sur son site de Flamanville (Manche), EDF e deciso di impegnare la realizzazione di una nuova unità nucleare di produzione di energia elettrica di una potenza di 1600 MW. Cette unité de production appelée ” Flamanville 3 ” sera construite avec la technologie des réacteurs nucléaires à eau sous pression européenne EPR (European Pressurized Reactor). Ce projet s’inscrit pleinement dans ses missions: produire, transporter et commercialiser l’electricité pour tous ses clients et garantir une électricité propre, sûre et compétitive.

Preparare la manutenzione del rinnovamento futuro delle centrali nucleari di produzione di elettricità

C’est aux alentours de 2020 que les prime centralis de la génération actuelle atteindront 40 ans (durée de vie minimale pour laquelle elles ont été conçues) et pourraient progressivement être mises à l’arrêt. Par des actions d’ingénierie et de Maintenance importantes, EDF cherche à en prolonger l’exploitation en toute sûreté, mais ne peut exclure l’arrêt de certees d’entre elles et doit s’y préparer.

EDF souhaite être en mesure de les remplacer par de la production nucléaire à partir de nouvelles centralis.

C’est en cohérence avec politique énergétique du pays telle qu’elle est actuellement définie, qu’EDF impegna la réalisation du réacteur EPR a Flamanville. L’Etat souhaite en effet, maintenir l’

Pourquoi aujourd’hui ?

Pour décider vers 2020 des modes de remplacement des centralis actuelles, EDF doit disposer d’un modèle de réacteur techniquement éprouvé, conforme aux exigences de la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection (DGSNR, Autorité de contrôle nationale sous l’égide des ministères de l’environnement, de l’industrie et de la santé), d’une organization industrielle opérationnelle, ainsi que d’une expérience d’exploitation suffisante sur ce modèle.

EDF prévoit la mise en service de Flamanville 3 en 2012.
Entre la décision d’engager le projet et le moment où débute la production d’une centrale, il faut prévoir environ 8 ans : 3 ans pour la préparation et les procédures réglementaires, et 5 ans pour la construction proprement dite.


Il progetto Flamanville 3 e il dibattito pubblico.

Le 4 novembre 2004, conformément à la loi, EDF a saisi la Commission Nationale du Débat Public (Autorité amministrativo indipendente) qui a décidé d’organiser un débat public sur le projet Flamanville 3, préalable à la décision d’EDF quant à la réalisation de figlio progetto.

Pendente 4 mesi, 21 riunioni pubbliche se sont déroulées sur l’ensemble du territoire national pour débattre du projet. Le riunioni pubbliche di Parigi e di Cherbourg les 17 et 18 février 2006 ont clôturé le débat public. C’est suite à ce débat, dont le contenu a fait l’objet d’un rapport publié par la Commission Nationale du Débat Public, qu’EDF e décidé d’engager la réalisation de Flamanville 3.


Plus d’informations
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 Téléchargez le dossier du maître d’ouvrage
 Téléchargez le dossier de presse Consultez le site de la CPDP (Commission Particulière du Débat Public)


POURQUOI UN REACTEUR DE TYPE EPR ?

L’EPR è un réacteur aux performance industrielles et environnementales accrues, avec une sûreté améliorée répondant globalment aux exigences de la Direction Générale de la Sûreté Nucléaire et de la Radioprotection (DGSNR). C’est un réacteur de conception « évolutionnaire ». Sviluppato da Framatome-ANP, l’intègre le retour d’expérience des réacteurs nucléaires français et allemands dans un souci constant de progrès. Portrait du réacteur Flamanville 3 :


Des objectifs de sûreté ambieux


Gli oggetti di concezione dell’EPR visent à améliorer le performance en tirant profit de l’expérience acquise sur les centralis actuelles.

Il dispositivo è composto da quattro sistemi di salvataggio paralleli e separati da luoghi distinti, afin de garantir en toute circonstance la sûreté de la conduite des installazioni. Une coque beton est construite sur les party les plus sensibles de l’installation pour les protéger des éventuelles agressions externes. Un récupérateur de combustible fondu permet de limiter les conséquences d’un eventuale incidente grave.

Le opzioni di risposta al nucleo EPR e le opzioni valide per la DGSNR.
Des progrès significatifs en matière d’environnement

La centrale nucleare di Flamanville 3, au même title que toutes les centralis nucléaires, produit de l’électricité sans rejet de CO2, ce qui est favorevole à la lutte contre l’effet de serre et le changement climatique. Dans sa démarche de progrès continu et sa volonté de l’environnement, EDF apporté à la conception du nouveau réacteur de nombreuses améliorations.

Elles permettront, pendant la phase d’exploitation, une réduction d’au moins 30% des rejets dans l’environnement par kWh produit, quelle que soit leur nature : rejets chimiques et radioactifs (hors tritium et carbone 14 qui sont équivalents aux centrales actuelles par kWh prodotto).

La produzione di déchets radioactifs sera elle aussi globalment en diminution (diminuzione del 30% per determinate categorie di déchets). La localizzazione del sito au pied de la falaise atténue fortement le niveau sonore. Pour limiter l’impact sur les prélèvements en eau douce, une usine de salement est prévue sur le site. L’impact sur le paysage est faible. Il progetto di costruzione della nuova centrale in prossimità di 2 centrali attuali ne modifica l’occupazione terrestre e marittima in un sito preparato per accumulare 4 unità di produzione.


Des coûts de production compétitifs et stalls , car très peu dépendants du coût des matières premières.

Une poissance de 1 600 MW , permanente d’alimenter 1,5 milioni di persone in elettricità.


Plus d’informations
  Venez découvrir Flamanville 3 (Les différents bâtiments de l’installation)

 


LE PROJET FLAMANVILLE 3



EDF a passé en revue ses 19 sites de production électronucléaire actuels, en recherchant ceux qui pourraient accueillir une nouvelle unité dans des délais compatibilis avec l’objectif de mise en service en 2012. Le site de Flamanville è apparu comme le plus pertinente pour la tête de série EPR.

La scelta del sito di Flamanville Il sito di produzione nucléaire de Flamanville in un’azienda terrestre nell’ambiente 60 ettari situato nel comune di Flamanville, nella Manica, nella regione della Bassa Normandia. Les deux unités du site de production produisent environ 3% de la consommation d’électricité française.

Il sito presenta i vantaggi per l’impianto di una nuova unità. EDF est propriétaire du terrain nécessaire à la nouvelle construction. La situazione en bord de mer offre les meilleures condition pour le refroidissement de l’installation.

Par ailleurs, cette région a une solide expérience des grands chantiers et de l’implantation d’installations nucléaires. Le projet Flamanville 3 a fatto l’oggetto d’un consenso forte e d’une grande mobilitazione des élus et des acteurs économiques locaux.


Gli aspetti socio-economici

Pendente il periodo di costruzione di 5 anni, le chantier pourra datore di lavoro jusqu’à 2000 personnes. EDF presuppone l’applicazione nella principale area locale e nel luogo della politica di formazione associata.

EDF s’investire nel piano di accompagnamento del chantier en veillant particulièrement à la qualità de vie des intervenants. Lorsque la centrale sera en sfruttamento, 300 personnes travailleront en permanenza sur le site.


La previsione del progetto e del finanziamento del progetto

In accordo con lo sviluppo dell’EPR, il progetto Flamanville 3 rappresenta un investimento dell’ordine di 3,3 miliardi di euro. La partie nucléaire de l’installation en mobilize 60%, la partie conventionnelle
(non nucleare) 40%.

EDF peut assicurar le financement du projet sur ses propres ressources. Tout en restant l’unico sfruttatore della centrale di Flamanville 3, EDF è studiato per la possibilità di nuovi partenariati avec d’autres producteurs d’électricité européens.


L’EPR: una realizzazione all’orizzonte 2012

Le consiglio di amministrazione dell’EDF e deciso il 4 maggio 2006, per il progetto di costruzione di un altro gruppo di produzione dell’elettricità EPR sul sito di Flamanville.

Au lendemain du Conseil d’administration, EDF a lancé la procedura de demande d’autorisation de création (DAC) de l’installation nucléaire « Flamanville 3 » auprès des ministères concernés et de l’Autorité de Sûreté Nucléaire, qui donnera lieu à un decreto di autorizzazione della creazione firmato dal Premier ministre. L’ASN procèdera à une analysis technique des dossiers, en particulier du rapport de sûreté.

Cette DAC se poursuit à une enquête publique menée sous l’égide du préfet de la Manche. D’autres procedure réglementaires suivront dans les mois qui viennent.

Après l’attribution des premiers appels d’offres – avec clausole sospensive – et l’obtention des autorisations nécessaires, les travaux de préparation du site (accès, terrassements) devraient beginr à l’été 2006.

La fase di costruzione della centrale elle-même débutera en dicembre 2007 et s’étendra sur 54 mois pour une mise en service prévue en 2012.


Plus d’informations
 Les grandes étapes prévisionnelles du projet
 


http://www.edf.fr/html/epr/pdf/dossier_mo_epr_full.pdf   (147 pagine che illustrano Flamanville)

http://www.edf.com/71307d/Accueilfr/Presse/Touslescommuniques/DOSSIERLenergienucleaireetleprojetEPRaFlamanville3 (Rassegna stampa su Flamanville e negli allegati vi sono le caratteristiche tecniche di Flamanville)


Flamanville: au coeur de la falaise

La centrale di Flamanville è installata su un sito unico della costa del Cotentin, in un giardino di pietra granitica, alta 70 metri.

Les pierres de cette ancienne carrière, exploitée jusqu’au milieu du XIXe siècle, pavent encore aujourd’hui la place de la Concorde a Paris.

La centrale est construite sur une plate-forme située à plus de 12 mètres au-dessus de la mer. Pour la réaliser, la falaise a été coupée sur 900 mètres de long.

Nel 2002, le due unità di 1300 MW hanno prodotto 16,6 miliardi di kWh (16,6 TWh). La produzione annuale della centrale rappresenta l’ambiente 3,3 % du chiffre national ce qui équivaut, à il titolo de comparaison, à la consommation d’électricité de la Basse-Normandie et de la Bretagne réunies.

 
Versare en savoir plus

Toute l’actualité de la centrale 24h/24 au 0 805 400 333 (numero verde gratuito)
Découvrez l’actualité 2004 de Flamanville.


Ils travaillent dans la centrale

682 persone sono impiegate per la centrale di Flamanville, non il 13,6% di donne. La moyenne d’âge est de 41 ans.


Le coordinate della centrale

Centrale nucleare di Flamanville
BP 4
50340 Les Pieux
Tél. : 02 33 78 77 77
Fax : 02 33 78 77 78
 


La generazione IV

Lo sviluppo energetico del pianeta è una minaccia per la rarità dei combustibili fossili. Il est pourtant capital de répondre aux besoins croissants avec une énergie sûre, économique et rispettoueuse de l’environnement.

Le nucléaire, satisfaisant ces critères, rassemble autour de lui les pays conscients de l’importance de disposer demain de nouvelles technologies nucléaires. D’où la création du « Forum international Génération IV ».

Il nucléaire de quatrième génération

Ils sont dix qui, à l’initiative du département américain de l’Energie, se sont regroupés en 2001 dans le Forum Génération IV : Afrique du Sud, Argentine, Brésil, Canada, Corée du Sud, Etats-Unis, France, Japon, Royaume Uni et Suisse.
L’oggetto? Definizione e sviluppo dei sistemi nucleari di quarta generazione. Cette génération de réacteurs, pensée pour une mise en service en 2035/2040, renforcera encore les critéres d’économie, de sûreté et de développement durevole.

Le tecnologie promette

En matière de nucléaire, la nozione di « système nucléaire » implica non seulement le réacteur mais aussi le cycle du combustible. Sei systèmes du futur ont été sélectionnés par une centaine d’experts des pays membres. Ces projets sontsensitive d’avancées en matière de compétitivité, de sûreté, d’économie des ressources en uranium et de limiting des déchets radioactifs à vie longue.

Ricerca e sviluppo

Il s’agit maintenant de conduire certis de ces concetti jusqu’à leur déploiement industriel. Pour cela, il faut lever les verrous technologiques et travailler sur des projets prometteurs. Aussi chacun des pays membres est-il sollicité en R&S.


Les 3 principes de sûreté

Sur un site nucléaire, la sécurité repose sur une organization sans failles. Per proteggere le popolazioni e l’ambiente, 3 principi di protezione dalla produzione di energia elettrica.

1. La maîtrise de la réaction neutronique en chaîne doit être contrôlée en permanence et l’opérateur à même de stopper le réacteur à tout instant et en toutes circonstances grâce aux barres de commande. Le barre di comando sono i tubi remplis de matériaux assorbenti i neutroni che consentono di regolare la potenza del réacteur.

2. Le refroidissement du combustible doit toujours être assuré ( par circolazione de l’eau dans le circuit primaire).
Ces deux premières opérations permette l’evacuazione dell’energia calorica quand le réacteur est en fonctionnement ou à l’arrêt.

3. Le confinament des matières radioactivesdoit être garanti pour éviter leur dispersion dans l’environnement en fonctionnement normal et même en cas d’incident o d’accident.
 


Nuovi modelli di reattori


Panoramica

Questo articolo riassume i progetti di reattori nucleari che sono disponibili o che dovrebbero diventare disponibili negli Stati Uniti entro il 2030. I criteri per includere i reattori sono: 1) partecipazione o probabile partecipazione ai programmi di certificazione o pre-certificazione della Commissione per la regolamentazione nucleare degli Stati Uniti; e 2) inclusione nel programma Generation IV International Forum (GIF) per lo sviluppo di reattori a lungo termine. Il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti è tra gli sponsor del programma GIF. Sebbene non sia inclusa una descrizione tecnica dettagliata di particolari progetti di reattori, tali descrizioni e schemi sono disponibili altrove e, quando possibile, alcuni di questi sono collegati ipertestuali nel testo. I fornitori di reattori che propongono nuovi progetti prevedono che i loro progetti soddisferanno le esigenze del mercato commerciale, inclusa la sicurezza del design e costi di costruzione convenienti e competitivi, pur mantenendo i costi operativi generalmente bassi degli odierni reattori nucleari commerciali. Questo documento non valuta tali opinioni, sebbene una sezione identifichi la discussione pubblica sugli sforzi compiuti dall’industria nucleare e dal governo degli Stati Uniti per migliorare la posizione competitiva dell’industria.1

Disegni di reattori e categorie di design esistenti

Ora ci sono 104 reattori nucleari con licenza completa negli Stati Uniti, anche se solo 103 sono ora operativi. 2 Poiché ciascuno di questi reattori è completamente autorizzato e soddisfa gli standard di sicurezza nazionali, un potenziale costruttore potrebbe scegliere di replicare uno qualsiasi di questi progetti per la costruzione futura. Ciò è meno probabile, tuttavia, perché i reattori funzionanti esistenti negli Stati Uniti sono stati avviati durante o prima degli anni ’70. La tecnologia è progredita ed è probabile che qualsiasi costruzione futura incorpori progetti più avanzati destinati a soddisfare meglio i criteri commerciali e di sicurezza odierni.

Sono possibili eccezioni all’affermazione precedente. Quattro reattori negli Stati Uniti sono stati parzialmente costruiti e possiedono ancora licenze di costruzione valide. Questi reattori sono WNP-1 nello Stato di Washington (Energy Northwest), Watt’s Bar 2 nel Tennessee (Tennessee Valley Authority) e Bellefonte 1 e 2 in Alabama (TVA). Inoltre, queste licenze di costruzione sono state estese all’incirca fino alla fine del decennio in corso. La costruzione di ciascuna unità è stata interrotta quasi due decenni fa. I costruttori di queste unità, fatte salve le regole delle loro licenze, hanno il diritto di riprendere la costruzione dei loro reattori progettati negli anni ’70 o prima. Resta da stabilire se la costruzione nell’ambito di questi progetti esistenti riprenderà e se i progetti precedenti continueranno, ma sembra improbabile.

Tutti i reattori nucleari commerciali esistenti che operano negli Stati Uniti rientrano in due grandi categorie, reattore ad acqua pressurizzata (PWR) e reattore ad acqua bollente (BWR). Poiché entrambi i tipi di reattori sono raffreddati e moderati 3 con normale acqua “leggera”, i due progetti sono spesso raggruppati collettivamente come reattori ad acqua leggera (LWR). Gli LWR generano energia attraverso turbine a vapore simili a quelle utilizzate per la maggior parte dell’energia generata dalla combustione di carbone o olio combustibile. Finora i reattori ad acqua leggera hanno dimostrato di essere il progetto di reattore più popolare in commercio in tutto il mondo, sebbene vi siano notevoli eccezioni. 4 Sono disponibili diversi siti Web che discutono dei reattori esistenti negli Stati Uniti. Questi includono http://www.eia.doe.gov/cneaf/nuclear/page/nuc_reactors/reactsum.html . Informazioni sui reattori operativi internazionali sono disponibili all’indirizzo http://www.iaea.org/programmes/a2 .

I PWR utilizzano la fissione nucleare per riscaldare l’acqua sotto pressione all’interno del reattore. Quest’acqua viene quindi fatta circolare attraverso uno scambiatore di calore (chiamato “generatore di vapore”) dove viene prodotto vapore per azionare un generatore elettrico. L’acqua utilizzata come refrigerante nel reattore e l’acqua utilizzata per fornire vapore alle turbine elettriche esistono in circuiti chiusi separati che non comportano scarichi sostanziali nell’ambiente. Dei 104 reattori con licenza completa negli Stati Uniti, 69 sono PWR. Westinghouse, Babcock e Wilcox e Combustion Engineering hanno progettato i sistemi di alimentazione del vapore nucleare (NSSS) progettati per questi reattori. Dopo la costruzione di questi reattori, le risorse nucleari di Westinghouse e Combustion Engineering sono state combinate con la British Nuclear Fuels Limited per formare la Westinghouse BNFL. L’azienda franco-tedesca Framatome ANP ha acquisito molti dei diritti sulla tecnologia nucleare di Babcock e Wilcox, sebbene parti dell’azienda originale Babcock e Wilcox esistano ancora e possiedano anche alcuni diritti sulla tecnologia nucleare. Altri importanti produttori di reattori PWR, tra cui Framatome ANP, Mitsubishi e la russa Atomstroyexport, non hanno ancora venduto i loro reattori negli Stati Uniti. Un diagramma schematico di un PWR può essere trovato all’indirizzo http://www.eia.doe.gov/cneaf/nuclear/page/nuc_reactors/pwr.html .

I restanti 35 reattori nucleari commerciali operabili negli Stati Uniti sono BWR. I BWR consentono al calore basato sulla fissione dal nucleo del reattore di far bollire l’acqua del refrigerante del reattore nel vapore che viene utilizzato per generare elettricità. La General Electric ha costruito tutti i reattori ad acqua bollente ora operativi negli Stati Uniti. Framatome ANP e Westinghouse BNFL hanno progettato BWR ciascuno. Questi non sono stati ancora venduti negli Stati Uniti. Un diagramma schematico di un BWR può essere trovato su http://www.eia.doe.gov/cneaf/nuclear/page/nuc_reactors/bwr.html .

Sebbene nessun progetto LWR sia stato avviato negli Stati Uniti dagli anni ’70, il record di prestazioni complessive della flotta esistente ha avuto un discreto successo. Circa 111 LWR sono entrati in servizio negli Stati Uniti dal 1969. 5 Solo sette di questi sono stati definitivamente chiusi. Il fattore di capacità media annuale per i reattori nucleari negli Stati Uniti è stato di circa il 90 percento durante gli anni 2000. I costi operativi medi, come riportato dalla Federal Energy Regulatory Commission, sono leggermente inferiori per gli LWR rispetto al funzionamento di impianti a carbone e notevolmente inferiori ai costi operativi per gli impianti a gas. I costi del carburante per gli LWR sono particolarmente bassi. 6

Ci sono stati tentativi di far funzionare classi aggiuntive di reattori negli Stati Uniti, sebbene la maggior parte degli esempi fossero prototipi e non fossero successi commerciali. Forse l’esempio più famoso è stato il reattore di Fort Saint Vrain che ha operato tra il 1974 e il 1989. Era un reattore raffreddato a gas ad alta temperatura o HTGR. Altri HTGR operavano altrove, in particolare in Germania. Gli HTGR, di cui esistono molte sottocategorie, continuano a stimolare l’interesse commerciale. I design HTGR sono promossi da aziende in Cina, Sud Africa, Stati Uniti, Paesi Bassi e Francia. C’è un certo interesse nella costruzione di HTGR commerciali in diverse nazioni tra cui Sud Africa e Cina. Esistono già piccoli prototipi di ricerca in Giappone e Cina. Gli HTGR utilizzano un gas – è stato preferito l’elio – per generare elettricità. In alcuni casi la turbina è azionata direttamente dal gas, in altri casi vapore o gas caldi alternativi come l’azoto vengono prodotti in uno scambiatore di calore per generare la potenza. Gli HTGR si distinguono dagli altri reattori raffreddati a gas per le temperature più elevate raggiunte all’interno del reattore. Tali temperature più elevate potrebbero consentire al reattore di essere utilizzato come fonte di calore industriale oltre a generare elettricità. Ciò migliora l’idoneità di HTGR per la produzione commerciale di idrogeno. I sostenitori dei progetti HTGR sostengono che gli HTGR hanno un’elevata sicurezza, bassi costi e un potenziale per fornire energia a mercati più piccoli rispetto agli LWR. Si ritiene inoltre che gli HTGR si adattino meglio ai mutevoli requisiti di carico dei mercati dell’elettricità rispetto agli LWR. in altri casi vapore o gas caldi alternativi come l’azoto vengono prodotti in uno scambiatore di calore per generare l’energia. Gli HTGR si distinguono dagli altri reattori raffreddati a gas per le temperature più elevate raggiunte all’interno del reattore. Tali temperature più elevate potrebbero consentire al reattore di essere utilizzato come fonte di calore industriale oltre a generare elettricità. Ciò migliora l’idoneità di HTGR per la produzione commerciale di idrogeno. I sostenitori dei progetti HTGR sostengono che gli HTGR hanno un’elevata sicurezza, bassi costi e un potenziale per fornire energia a mercati più piccoli rispetto agli LWR. Si ritiene inoltre che gli HTGR si adattino meglio ai mutevoli requisiti di carico dei mercati dell’elettricità rispetto agli LWR. in altri casi vapore o gas caldi alternativi come l’azoto vengono prodotti in uno scambiatore di calore per generare l’energia. Gli HTGR si distinguono dagli altri reattori raffreddati a gas per le temperature più elevate raggiunte all’interno del reattore. Tali temperature più elevate potrebbero consentire al reattore di essere utilizzato come fonte di calore industriale oltre a generare elettricità. Ciò migliora l’idoneità di HTGR per la produzione commerciale di idrogeno. I sostenitori dei progetti HTGR sostengono che gli HTGR hanno un’elevata sicurezza, bassi costi e un potenziale per fornire energia a mercati più piccoli rispetto agli LWR. Si ritiene inoltre che gli HTGR si adattino meglio ai mutevoli requisiti di carico dei mercati dell’elettricità rispetto agli LWR. Gli HTGR si distinguono dagli altri reattori raffreddati a gas per le temperature più elevate raggiunte all’interno del reattore. Tali temperature più elevate potrebbero consentire al reattore di essere utilizzato come fonte di calore industriale oltre a generare elettricità. Ciò migliora l’idoneità di HTGR per la produzione commerciale di idrogeno. I sostenitori dei progetti HTGR sostengono che gli HTGR hanno un’elevata sicurezza, bassi costi e un potenziale per fornire energia a mercati più piccoli rispetto agli LWR. Si ritiene inoltre che gli HTGR si adattino meglio ai mutevoli requisiti di carico dei mercati dell’elettricità rispetto agli LWR. Gli HTGR si distinguono dagli altri reattori raffreddati a gas per le temperature più elevate raggiunte all’interno del reattore. Tali temperature più elevate potrebbero consentire al reattore di essere utilizzato come fonte di calore industriale oltre a generare elettricità. Ciò migliora l’idoneità di HTGR per la produzione commerciale di idrogeno. I sostenitori dei progetti HTGR sostengono che gli HTGR hanno un’elevata sicurezza, bassi costi e un potenziale per fornire energia a mercati più piccoli rispetto agli LWR. Si ritiene inoltre che gli HTGR si adattino meglio ai mutevoli requisiti di carico dei mercati dell’elettricità rispetto agli LWR. e un potenziale per fornire energia a mercati più piccoli rispetto agli LWR. Si ritiene inoltre che gli HTGR si adattino meglio ai mutevoli requisiti di carico dei mercati dell’elettricità rispetto agli LWR. e un potenziale per fornire energia a mercati più piccoli rispetto agli LWR. Si ritiene inoltre che gli HTGR si adattino meglio ai mutevoli requisiti di carico dei mercati dell’elettricità rispetto agli LWR.

Ulteriori progetti di reattori commerciali che operano al di fuori degli Stati Uniti includono reattori autofertilizzanti veloci (FBR), reattori ad acqua pesante pressurizzata (PHWR) e reattori raffreddati a gas (GCR). Gli FBR hanno ricevuto molti finanziamenti per la ricerca ma solo un supporto di mercato limitato. Un’unità “commerciale” opera ancora in Russia e esistono prototipi altrove, in particolare Francia, Giappone e India. La Cina intende anche costruire un prototipo di FBR mentre India e Russia stanno costruendo FBR che potrebbero essere descritti come commerciali. I reattori “breeder” o “veloci” presentano vantaggi perché l’U-235 è l’unico isotopo di uranio presente in natura direttamente adatto per la produzione di energia commerciale. L’U-235 è solo lo 0,7% dell’uranio naturale. 7 La maggior parte dell’uranio naturale è l’isotopo U-238 che non è direttamente utilizzabile come combustibile per reattori. Durante il funzionamento di qualsiasi reattore, una parte dell’U-238 nel combustibile viene convertita in plutonio, principalmente l’utile isotopo Pu-239, che fornisce gran parte dell’energia utilizzata nella produzione di energia nucleare. La maggior parte del contenuto di U-238 in un reattore commerciale in genere non viene convertito in plutonio né contribuisce in modo significativo alla produzione di elettricità. Un reattore autofertilizzante converte più U-238 in combustibili utilizzabili di quanto consuma il reattore. Qualsiasi combustibile inutilizzato prodotto con questa procedura dovrebbe essere “ritrattato” prima che parte del plutonio e dei restanti U-235 e U-238 possano essere nuovamente utilizzati come combustibile per reattori. Finora gli FBR si sono dimostrati più costosi da costruire e gestire rispetto agli LWR. Non è chiaro se ciò sia dovuto al fatto che la maggior parte degli FBR sono stati prototipi o se ciò riflette i costi sottostanti. Il contenuto di plutonio del combustibile esaurito e ritrattato solleva anche preoccupazioni per la proliferazione delle armi. Molti dei primi progetti FBR hanno subito guasti di sistema, sebbene alcuni, in particolare il BN-600 in Russia, abbiano funzionato in modo affidabile per lunghi periodi. I fautori di progetti di reattori avanzati ritengono che alcuni progetti FBR commerciali potrebbero essere implementati prima di altri progetti di reattori altamente avanzati, sebbene non testati. hanno operato in modo affidabile per lunghi periodi. I fautori di progetti di reattori avanzati ritengono che alcuni progetti FBR commerciali potrebbero essere implementati prima di altri progetti di reattori altamente avanzati, sebbene non testati. hanno operato in modo affidabile per lunghi periodi. I fautori di progetti di reattori avanzati ritengono che alcuni progetti FBR commerciali potrebbero essere implementati prima di altri progetti di reattori altamente avanzati, sebbene non testati.8

I PHWR sono stati promossi principalmente in Canada e India, con ulteriori reattori commerciali operanti in Corea del Sud, Cina, Romania, Pakistan e Argentina. I PHWR progettati in Canada sono spesso chiamati reattori “CANDU”. 9 Anche Siemens, ABB (ora parte di Westinghouse) e aziende indiane hanno costruito reattori PHWR commerciali. I reattori commerciali ad acqua pesante ora in funzione utilizzano acqua pesante come moderatore e refrigerante. Nessuno sforzo di successo è stato compiuto per concedere in licenza i PHWR negli Stati Uniti. I PHWR hanno dimostrato di essere popolari in diversi paesi perché utilizzano combustibili di uranio naturale (non arricchito) meno costosi e possono essere costruiti e gestiti a costi competitivi. I PHWR sono stati spesso preferiti dalle nazioni che desiderano sviluppare un ciclo del carburante indigeno senza costose strutture di arricchimento. Il continuo processo di rifornimento di PHWR ha sollevato alcuni problemi di proliferazione, così come l’alto contenuto di Pu-239 nel combustibile esaurito. I PHWR, come la maggior parte dei reattori, possono utilizzare combustibili diversi dall’uranio.10

Il termine reattore raffreddato a gas (GCR) può essere usato in modo ambiguo. Gli HTGR, ad esempio, sono un sottoinsieme di GCR che operano a temperature più elevate. Come usati qui, i GCR includono i reattori “Magnox” progettati e costruiti nel Regno Unito dagli anni ’50 e il reattore avanzato raffreddato a gas (AGR) derivato, anch’esso operato nel Regno Unito. Reattori simili erano stati costruiti e operati in Francia, Svezia e Giappone, ma da allora sono stati chiusi. Nessun design GCR, come definito qui, ha operato commercialmente negli Stati Uniti. GCR commerciali 11 nel Regno Unito hanno operato più a lungo di qualsiasi categoria di reattori commerciali in qualsiasi altra parte del mondo. Come i PHWR, i modelli GCR originali utilizzano combustibili all’uranio naturale, sebbene i modelli più recenti (AGR) utilizzino combustibili leggermente arricchiti e non siano limitati ai combustibili all’uranio. 12

Abbondano altri potenziali progetti per reattori commerciali. Non sono stati ampiamente o recentemente presi in considerazione per applicazioni commerciali negli Stati Uniti. C’è una certa esperienza con concetti aggiuntivi altrove e presso strutture di ricerca.

Nuovi disegni

1. Disegni certificati

Negli ultimi anni, la Nuclear Regulatory Commission (NRC) ha istituito un processo mediante il quale i progetti di reattori potrebbero essere certificati prima di qualsiasi piano di costruzione effettivo. Il processo di certificazione mira a ridurre i tempi di sviluppo del sito risolvendo i problemi di progettazione prima della costruzione. La certificazione del progetto è un processo facoltativo e potrebbe verificarsi contemporaneamente alla licenza del sito o alla licenza di costruzione. Normalmente la certificazione del reattore è responsabilità del venditore del reattore piuttosto che di qualsiasi società di servizi che potrebbe scegliere di costruire un nuovo reattore.

Processo di certificazione per nuovi reattori negli Stati Uniti
Progettazione del reattoreFornitori principaliCategoria DesignStato presso NRC
Sistema 80+Westinghouse BNFLPWRCertificato
ABWRGE, Toshiba, HitachiBWRCertificato
AP600Westinghouse BNFLPWRCertificato
AP1000Westinghouse BNFLPWRCertificazione Finale
ESBWRGEBWRPre-certificazione
SWR-1000Framatomo ANPBWRPre-certificazione, differita
ACR700AECLIbrido PHWR/PWRPre-certificazione
PBMREscomHTGRPre-certificazione, differita
GT-MHRAtomico generaleHTGRPre-certificazione
IRISWestinghouse BNFLPWRPre-certificazione
EPRFramatomo ANPPWRPre-certificazione
ACR1000AECLIbrido PHWR/PWRNessuna decisione sull’applicazione
4SToshibaRaffreddato a sodioNessuna decisione sull’applicazione
Nota: i nomi dei progetti dei reattori sono definiti nel testo. I fornitori di ESBWR, ACR700, EPR e IRIS hanno indicato l’intenzione di iniziare la certificazione nel prossimo futuro.

Qualsiasi nuovo reattore costruito negli Stati Uniti nel prossimo decennio molto probabilmente utilizzerebbe progetti certificati di recente dall’NRC o che saranno certificati dall’NRC nel prossimo futuro. (L’approvazione del progetto può in alternativa coincidere con la licenza di costruzione e funzionamento, saltando il processo di certificazione.) La ricreazione di vecchi progetti è popolare all’estero e non può essere esclusa negli Stati Uniti. Attualmente ci sono tre nuovi progetti di reattori certificati negli Stati Uniti: il System 80+, gli Advanced Boiling Water Reactor (ABWR) e l’AP600. Questi progetti sono talvolta chiamati Advanced Light Water Reactor (ALWR) perché incorporano concetti di sicurezza più avanzati rispetto ai reattori precedentemente offerti dai fornitori. A volte sono anche chiamati reattori di terza generazione per distinguerli dai progetti precedenti ora operanti negli Stati Uniti e a livello globale e dai progetti successivi che ora cercano la certificazione che a volte sono chiamati Generazione III plus. Le certificazioni di progettazione possono scadere se non sono supportate da un fornitore.

System 80+ (Westinghouse BNFL): il reattore System 80+ è un PWR progettato da Combustion Engineering (CE) e dai proprietari successori di CE ABB e Westinghouse BNFL. L’NRC ha certificato il System 80+ per il mercato statunitense, ma Westinghouse BNFL non promuove più attivamente il design per la vendita sul mercato interno. Il System 80+ fornisce la base per il progetto APR1400 che è stato sviluppato in Corea per future implementazioni e possibili esportazioni. Le informazioni sul reattore System 80+ possono essere trovate su http://www.nei.org/index.asp?catnum=3&catid=703 e http://www.nuc.berkeley.edu/designs/sys80/sys80.html .

ABWR (General Electric, Toshiba, Hitachi): Tra i tre modelli ALWR certificati NRC è stato implementato solo l’ABWR. Tre ABWR operano in Giappone e tre sono in costruzione, due a Taiwan e uno in Giappone. Mentre il design ABWR è solitamente associato negli Stati Uniti a General Electric, le unità ora costruite in Giappone sono prodotti di Toshiba e Hitachi. Toshiba e Hitachi si associano spesso a General Electric in possibili progetti ABWR negli Stati Uniti. Ci sono molte variazioni nel design ABWR. Le capacità citate più frequentemente sono nella gamma 1250-1500 MWe sebbene siano stati proposti modelli sempre più piccoli a seconda del fornitore. I fornitori ora affermano che i costi per la costruzione dell’ABWR sono sufficientemente bassi da aver attirato l’interesse dei clienti. Informazioni sull’ABWR sono disponibili all’indirizzo http://www.nei.org/doc.asp?docid=110 e http://www.nuc.berkeley.edu/designs/abwr/abwr.html

AP600 (Westinghouse BNFL): L’AP600 è un PWR da 600 MW certificato dall’NRC. L’AP600, sebbene basato su precedenti progetti PWR, ha caratteristiche innovative di sicurezza passiva che consentono un design del reattore notevolmente semplificato. La semplificazione ha ridotto i componenti dell’impianto e dovrebbe ridurre i costi di costruzione. L’AP600 è stato offerto all’estero ma non è mai stato costruito. Westinghouse ha sminuito l’accento sull’AP600 a favore del design AP1000 più grande, sebbene potenzialmente meno costoso (su base kilowatt). Le informazioni sull’AP600 possono essere trovate su http://www.ap600.westinghousenuclear.com/ e su http://www.nei.org/index.asp?catnum=3&catid=704 .

I progetti iniziali di ALWR come gruppo sono stati elogiati per i loro miglioramenti nella sicurezza e semplicità del reattore, ma i costi di costruzione su base “per kilowatt di capacità” potrebbero rimanere un ostacolo al successo commerciale negli Stati Uniti Il progetto ABWR ha tuttavia molte variazioni e continua essere promosso selettivamente da diversi fornitori. È stato valutato, insieme ad altri progetti, per la costruzione a Bellefonte dalla Tennessee Valley Authority (TVA).

2. In fase di certificazione

Un solo progetto di reattore, l’AP1000, è attualmente in fase di certificazione con l’NRC. Questa situazione potrebbe cambiare a breve poiché i progetti aggiuntivi passano dalla “pre-certificazione” all’effettiva “certificazione”. Il processo di certificazione dovrebbe iniziare per diversi progetti aggiuntivi nel 2005 e nel 2006. I progetti che i fornitori prevedono di presentare per la certificazione nei prossimi due anni includono ESBWR, ACR700, EPR e IRIS. Il processo di certificazione richiede diversi anni e dipende fortemente dall’unicità del progetto proposto e dal fatto che il progetto sia supportato da potenziali fornitori e acquirenti. Le audizioni dell’NRC hanno sottolineato che i progetti nuovi e innovativi potrebbero richiedere più tempo per la certificazione a causa della limitata familiarità del personale dell’NRC con i progetti.

AP1000 13 (Westinghouse BNFL): Abbastanza spesso quando viene nominato un reattore, il suo nome include cifre come “1000” nell’AP1000. Questo di solito indica la capacità di generazione di elettricità iniziale del progetto, in questo caso 1000 MWe. Raramente le cifre indicano l’attuale capacità di progettazione man mano che il progetto si evolve. Il progetto AP1000 più recente è stato aggiudicato in Cina con una capacità di 1175 MW. L’AP1000 è un ampliamento dell’AP600, progettato per quasi raddoppiare la produzione target del reattore senza aumentare proporzionalmente il costo totale di costruzione del reattore. Westinghouse prevede che i costi operativi dovrebbero essere inferiori alla media dei reattori attualmente in funzione negli Stati Uniti. Sebbene la Westinghouse BNFL possieda i diritti su molti altri design, l’AP1000 è il prodotto principale che l’azienda ora promuove negli Stati Uniti per la costruzione a breve termine. L’AP1000 è un PWR con caratteristiche di sicurezza passiva innovative e un design molto semplificato inteso a ridurre il materiale del reattore e i costi di costruzione migliorando al contempo la sicurezza operativa. Un consorzio di nove utility chiamato NuStart Energy promuove l’AP1000 negli Stati Uniti e ha informato l’NRC che intende richiedere una licenza combinata di costruzione e esercizio (COL) per la progettazione. Questo non è un impegno per costruire il design. Westinghouse ha presentato un’offerta all’inizio del 2005 per costruire fino a quattro AP1000 in due siti in Cina. Le informazioni sull’AP1000 sono disponibili all’indirizzo caratteristiche di sicurezza passiva e un design molto semplificato inteso a ridurre il materiale del reattore e i costi di costruzione migliorando al contempo la sicurezza operativa. Un consorzio di nove utility chiamato NuStart Energy promuove l’AP1000 negli Stati Uniti e ha informato l’NRC che intende richiedere una licenza combinata di costruzione e esercizio (COL) per la progettazione. Questo non è un impegno per costruire il design. Westinghouse ha presentato un’offerta all’inizio del 2005 per costruire fino a quattro AP1000 in due siti in Cina. Le informazioni sull’AP1000 sono disponibili all’indirizzo caratteristiche di sicurezza passiva e un design molto semplificato inteso a ridurre il materiale del reattore e i costi di costruzione migliorando al contempo la sicurezza operativa. Un consorzio di nove utility chiamato NuStart Energy promuove l’AP1000 negli Stati Uniti e ha informato l’NRC che intende richiedere una licenza combinata di costruzione e esercizio (COL) per la progettazione. Questo non è un impegno per costruire il design. Westinghouse ha presentato un’offerta all’inizio del 2005 per costruire fino a quattro AP1000 in due siti in Cina. Le informazioni sull’AP1000 sono disponibili all’indirizzo Un consorzio di nove utility chiamato NuStart Energy promuove l’AP1000 negli Stati Uniti e ha informato l’NRC che intende richiedere una licenza combinata di costruzione e esercizio (COL) per la progettazione. Questo non è un impegno per costruire il design. Westinghouse ha presentato un’offerta all’inizio del 2005 per costruire fino a quattro AP1000 in due siti in Cina. Le informazioni sull’AP1000 sono disponibili all’indirizzo Un consorzio di nove utility chiamato NuStart Energy promuove l’AP1000 negli Stati Uniti e ha informato l’NRC che intende richiedere una licenza combinata di costruzione e esercizio (COL) per la progettazione. Questo non è un impegno per costruire il design. Westinghouse ha presentato un’offerta all’inizio del 2005 per costruire fino a quattro AP1000 in due siti in Cina. Le informazioni sull’AP1000 sono disponibili all’indirizzo http://www.nei.org/doc.asp?docid=770 . Le informazioni relative alla certificazione NRC per l’AP1000 sono disponibili all’indirizzo http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/ap1000.html .

3. In fase di pre-certificazione

Sebbene la pre-certificazione sia un concetto tecnico all’interno dell’ambiente normativo NRC, il processo può significare molte cose per i potenziali fornitori di reattori. Concetti come ESBWR e ACR700 sembrano essere molto più avanti verso la certificazione rispetto agli altri modelli. 14 L’EPR progettato in Francia è in costruzione in Finlandia ed è recentemente passato alla pre-certificazione. La pre-certificazione rappresenta l’intenzione di un fornitore di procedere verso la commercializzazione negli Stati Uniti e forse a livello globale. La pre-certificazione è una fase iniziale meno costosa del processo di certificazione. Le procedure di certificazione effettive sono molto più complesse. In una fase iniziale della pre-certificazione, la maggior parte dei costi normativi NRC sono a carico del richiedente.

ESBWR (Economic Semplified, Boiling Water Reactor) (General Electric): The ESBWR 15 è un nuovo design BWR semplificato promosso da General Electric e da alcune aziende alleate. L’ESBWR costituisce un’evoluzione e la fusione di diversi progetti precedenti, incluso l’ABWR, che ora sono perseguiti meno attivamente da GE e altri fornitori oltre al caso eccezionale di Bellefonte in Alabama. L’intento del nuovo progetto, che include nuove caratteristiche di sicurezza passiva, è quello di ridurre significativamente i costi di costruzione e di esercizio rispetto ai precedenti progetti ABWR. GE e altri stanno investendo molto nell’ESBWR anche se il progetto potrebbe non essere disponibile per l’implementazione per diversi anni. I costruttori dell’ESBWR, tuttavia, anticipano che il progetto sarà disponibile in tempo per raggiungere qualsiasi potenziale obiettivo di costruzione negli Stati Uniti. Il gruppo NuStart Energy, composto da nove utenze, promuove l’ESBWR e il progetto AP1000. NuStart ha informato l’NRC che intende richiedere un COL per ESBWR oltre a qualsiasi domanda AP1000. Dominion Resources sta anche valutando l’ESBWR per il suo stabilimento di North Anna in Virginia, ma non ha dichiarato le sue intenzioni COL per il progetto. Le informazioni relative alla certificazione dell’ESBWR sono disponibili all’indirizzo http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/esbwr.html .

Siedewasser Reaktor (SWR-1000) (Framatome ANP): L’SWR-1000 è un design Framatome ANP per un BWR avanzato. Framatome ANP è stata creata dalla fusione del fornitore nucleare francese Framatome e delle risorse nucleari dell’azienda tedesca Siemens. L’SWR-1000 è stato originariamente progettato da Siemens. Framatome ANP ha avviato la pre-certificazione SWR-1000 con l’NRC diversi anni fa. L’SWR-1000 attualmente non ha sponsor di servizi pubblici statunitensi e non è più attivamente promosso da Framatome, che ora enfatizza il suo design EPR. La letteratura sul progetto rileva le caratteristiche di sicurezza passiva del reattore. La sicurezza passiva significa anche potenzialmente minori costi di costruzione, sebbene ciò non sia stato fortemente promosso da Framatome. Informazioni sull’SWR1000 sono disponibili su http://www.de.framatome-anp.com/anp/e/foa/anp/products/s112.htm . Le informazioni relative alla certificazione dell’SWR-1000 sono disponibili all’indirizzo http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/swr-1000.html .

ACR700 (Atomic Energy of Canada Limited): “Advanced CANDU Reactor” di AECL ACR700 16 è stato sviluppato per un lungo periodo di tempo ed è considerato dal suo fornitore un’evoluzione della linea di PHWR CANDU di AECL di successo a livello internazionale. I reattori CANDU e i loro derivati ​​indiani hanno avuto più successo commerciale di qualsiasi altra linea di reattori di potenza ad eccezione degli LWR. Una delle innovazioni dell’ACR700, rispetto ai precedenti modelli CANDU, è che l’acqua pesante viene utilizzata solo come moderatore nel reattore. L’acqua leggera viene utilizzata come refrigerante. I precedenti modelli CANDU utilizzavano acqua pesante sia come moderatore che come refrigerante. Questa modifica rende discutibile se l’ACR700 sia un PHWR, un PWR o un ibrido tra i due modelli. AECL ha commercializzato in modo aggressivo l’ACR700 offrendo prezzi bassi, brevi periodi di costruzione e condizioni finanziarie favorevoli. Come nel caso della maggior parte dei reattori non LWR, la maggior parte delle società di servizi pubblici, ingegneri nucleari e autorità di regolamentazione statunitensi hanno solo una familiarità lavorativa limitata con il progetto. L’interesse è stato inizialmente mostrato da Dominion Resources per quanto riguarda la possibile costruzione a North Anna (Virginia), nonché da servizi pubblici in diverse località internazionali, in particolare in Canada e Regno Unito. Dominion è recentemente passato al design ESBWR per North Anna in previsione del lento processo di approvazione normativa per l’innovativo design canadese. L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su e le autorità di regolamentazione hanno solo una familiarità lavorativa limitata con il design. L’interesse è stato inizialmente mostrato da Dominion Resources per quanto riguarda la possibile costruzione a North Anna (Virginia), nonché da servizi pubblici in diverse località internazionali, in particolare in Canada e Regno Unito. Dominion è recentemente passato al design ESBWR per North Anna in previsione del lento processo di approvazione normativa per l’innovativo design canadese. L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su e le autorità di regolamentazione hanno solo una familiarità lavorativa limitata con il design. Inizialmente, Dominion Resources ha mostrato interesse per la possibile costruzione a North Anna (Virginia), nonché da servizi pubblici in diverse località internazionali, in particolare in Canada e Regno Unito. Dominion è recentemente passato al design ESBWR per North Anna in previsione del lento processo di approvazione normativa per l’innovativo design canadese. L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su Inizialmente, Dominion Resources ha mostrato interesse per la possibile costruzione a North Anna (Virginia), nonché da servizi pubblici in diverse località internazionali, in particolare in Canada e Regno Unito. Dominion è recentemente passato al design ESBWR per North Anna in previsione del lento processo di approvazione normativa per l’innovativo design canadese. L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su Inizialmente, Dominion Resources ha mostrato interesse per la possibile costruzione a North Anna (Virginia), nonché da servizi pubblici in diverse località internazionali, in particolare in Canada e Regno Unito. Dominion è recentemente passato al design ESBWR per North Anna in previsione del lento processo di approvazione normativa per l’innovativo design canadese. L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su in particolare in Canada e nel Regno Unito. Dominion è recentemente passato al design ESBWR per North Anna in previsione del lento processo di approvazione normativa per l’innovativo design canadese. L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su in particolare in Canada e nel Regno Unito. Dominion è recentemente passato al design ESBWR per North Anna in previsione del lento processo di approvazione normativa per l’innovativo design canadese. L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su L’AECL ha successivamente rallentato i suoi sforzi per certificare l’ACR700 negli Stati Uniti, sebbene l’azienda intenda ancora iniziare il processo di certificazione verso la fine del 2005. Gli annunci dell’AECL indicano un maggiore interesse per un progetto ACR1000 più grande. Le informazioni sull’ACR700 sono disponibili su http://www.aecltechnologies.com/Content/ACR/default.htm e http://www.aecl.ca/index.asp . Le informazioni relative alla certificazione dell’ACR-700 sono disponibili all’indirizzo http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/acr-700.html .

Reattore modulare a letto di ghiaia (PBMR) (Eskom): Il PBMR, che utilizza l’elio come refrigerante, fa parte della famiglia di reattori HTGR e quindi è il prodotto di una lunga storia di ricerca, in particolare in Germania e negli Stati Uniti. Più recentemente il design è stato promosso e rivisto dall’utilità sudafricana Eskom e dalle sue affiliate. Westinghouse BNFL è un investitore di minoranza. Le varianti prototipo del PBMR sono ora operative in Cina e Giappone. Eskom ha ricevuto l’approvazione amministrativa per costruire un prototipo di PBMR in Sud Africa, ma è stata anche ritardata nell’attuazione da sentenze giudiziarie relative al potenziale impatto ambientale del reattore. Le procedure di certificazione negli Stati Uniti sono rallentate, ma non sono mai state abbandonate. Con circa 165 MWe il PBMR è uno dei più piccoli reattori ora proposti per il mercato commerciale. Questo è considerato un vantaggio di marketing perché i nuovi piccoli reattori richiedono investimenti di capitale inferiori rispetto alle nuove unità più grandi. Diversi PBMR potrebbero essere costruiti in un unico sito in base alla richiesta di energia locale. Le piccole dimensioni sono state viste come uno svantaggio normativo perché la maggior parte delle normative sulle licenze (almeno in precedenza) richiedevano licenze separate per ciascuna unità in un sito. Inoltre, l’NRC non rivendica la stessa familiarità con il design che ha con gli LWR. I combustibili utilizzati nel PBMR includerebbero uranio più altamente arricchito di quello ora utilizzato nei progetti LWR. Il progetto PBMR è considerato un possibile contendente per il programma Next Generation Nuclear Plant (NGNP) del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti in Idaho. La Cina ha anche manifestato interesse a costruire una propria variazione del PBMR. Anche Cina e Sud Africa hanno discusso la cooperazione nei loro sforzi. I dettagli relativi al design PBMR possono essere trovati su https://www.pbmr.com/ . Le informazioni relative alla certificazione del PBMR sono disponibili all’indirizzo http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/pbmr.html .

Reattore modulare ad elio con turbina a gas (GT-MHR) (General Atomic): Il GT-MHR è un design HTGR sviluppato principalmente dall’azienda statunitense General Atomic. I piani più avanzati per lo sviluppo di GT-MHR riguardano la costruzione di reattori in Russia per favorire lo smaltimento delle forniture di plutonio in eccesso. Piani paralleli per reattori di potenza commerciali userebbero combustibili a base di uranio arricchiti fino al 19,9% di contenuto di U-235. Ciò manterrebbe il carburante appena al di sotto del 20 percento di arricchimento che definisce l’uranio altamente arricchito. Nei progetti iniziali di GT-MHR, la conversione dell’energia in elettricità comporterebbe l’invio dell’elio refrigerante riscaldato direttamente a una turbina a gas. C’è stata preoccupazione per gli aspetti non testati, sebbene non nucleari di questo processo di generazione. Ciò ha portato potenziali sponsor a sostenere idee simili che coinvolgono meccanismi di trasferimento del calore meno innovativi prima di generare elettricità o calore commerciale. L’utility statunitense Entergy ha partecipato allo sviluppo e alla promozione di GT-MHR e ha utilizzato il nome “Freedom Reactor” per il design. Poiché le temperature del liquido di raffreddamento derivanti dagli HTGR sono molto più elevate rispetto agli LWR, il design è visto come una migliore fonte di calore commerciale. È stata prestata particolare attenzione al potenziale del progetto nella produzione di idrogeno dall’acqua. Il GT-MHR è considerato un potenziale contendente per il programma Next Generation Nuclear Plant (NGNP) del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti. Le informazioni sulla GT-MHR sono disponibili su ha partecipato allo sviluppo e alla promozione di GT-MHR e ha utilizzato il nome “Freedom Reactor” per il design. Poiché le temperature del liquido di raffreddamento derivanti dagli HTGR sono molto più elevate rispetto agli LWR, il design è visto come una migliore fonte di calore commerciale. È stata prestata particolare attenzione al potenziale del progetto nella produzione di idrogeno dall’acqua. Il GT-MHR è considerato un potenziale contendente per il programma Next Generation Nuclear Plant (NGNP) del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti. Le informazioni sulla GT-MHR sono disponibili su ha partecipato allo sviluppo e alla promozione di GT-MHR e ha utilizzato il nome “Freedom Reactor” per il design. Poiché le temperature del liquido di raffreddamento derivanti dagli HTGR sono molto più elevate rispetto agli LWR, il design è visto come una migliore fonte di calore commerciale. È stata prestata particolare attenzione al potenziale del progetto nella produzione di idrogeno dall’acqua. Il GT-MHR è considerato un potenziale contendente per il programma Next Generation Nuclear Plant (NGNP) del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti. Le informazioni sulla GT-MHR sono disponibili su È stata prestata particolare attenzione al potenziale del progetto nella produzione di idrogeno dall’acqua. Il GT-MHR è considerato un potenziale contendente per il programma Next Generation Nuclear Plant (NGNP) del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti. Le informazioni sulla GT-MHR sono disponibili su È stata prestata particolare attenzione al potenziale del progetto nella produzione di idrogeno dall’acqua. Il GT-MHR è considerato un potenziale contendente per il programma Next Generation Nuclear Plant (NGNP) del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti. Le informazioni sulla GT-MHR sono disponibili su http://www.ga.com/gtmhr/ . Le informazioni relative alla certificazione del GT-MHR sono disponibili all’indirizzo http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/gt-mhr.html .

International Reactor Innovative and Secure (IRIS) (consorzio guidato da Westinghouse BNFL): Westinghouse BNFL ha promosso il design del reattore IRIS come una significativa semplificazione e innovazione nella tecnologia PWR. Il design del reattore è più piccolo della maggior parte dei PWR operativi e sarebbe molto semplificato. Il reattore IRIS include funzioni intese a evitare incidenti con perdita di liquido di raffreddamento. Procedono le pre-certificazioni. Il reattore IRIS potrebbe mostrare potenziale nel prossimo decennio. La certificazione potrebbe precedere la disponibilità commerciale. IRIS ha una data di completamento della certificazione prevista per il 2010. IRIS attualmente non ha sponsor di utilità negli Stati Uniti Le informazioni su IRIS possono essere trovate su http://www.nei.org/index.asp?catnum=3&catid=712. Le informazioni relative alla certificazione dell’IRIS sono disponibili all’indirizzo http://www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert/iris.html .

Reattore europeo ad acqua pressurizzata (EPR) (Framatome ANP): Framatome ANP ha annunciato all’inizio del 2005 che avrebbe commercializzato il suo design EPR negli Stati Uniti e ha recentemente avviato la pre-certificazione. L’EPR è un PWR convenzionale, sebbene avanzato, in cui i componenti sono stati semplificati e viene posta una notevole enfasi sulla sicurezza del reattore. Il progetto è ora in costruzione in Finlandia con un completamento previsto nel 2009. Il governo francese propone anche la costruzione di un ulteriore EPR a Flamanville 3 in Francia. L’attuale politica francese suggerisce che ulteriori EPR potrebbero sostituire ulteriori reattori commerciali ora operativi in ​​Francia a partire dalla fine degli anni 2010. L’EPR è stato offerto all’inizio del 2005 in concorrenza con l’AP1000 per quattro reattori in due siti in Cina. La dimensione proposta per l’EPR è variata considerevolmente nel tempo, ma potrebbe aggirarsi intorno a 1600 MWe. I progetti precedenti erano grandi quanto 1750 MWe. In entrambi i casi, l’EPR sarebbe il progetto più grande attualmente in esame negli Stati Uniti. Potrebbe verificarsi una riprogettazione per il mercato statunitense. Framatome aveva precedentemente indicato che la certificazione statunitense per l’EPR sarebbe avvenuta dopo il proseguimento dello sviluppo europeo. Da allora questa decisione è stata presa e l’utility statunitense Duke Power sta valutando l’EPR, insieme all’AP1000 e all’ESBWR, per un processo di richiesta COL iniziato nel 2005. Un’applicazione COL formale da parte di Duke si sarebbe verificata diversi anni dopo anche se potrebbe verificarsi la selezione del progetto prima. Framatome ha pubblicato materiale sull’EPR su Framatome aveva precedentemente indicato che la certificazione statunitense per l’EPR sarebbe avvenuta dopo il proseguimento dello sviluppo europeo. Da allora questa decisione è stata presa e l’utility statunitense Duke Power sta valutando l’EPR, insieme all’AP1000 e all’ESBWR, per un processo di richiesta COL iniziato nel 2005. Un’applicazione COL formale da parte di Duke si sarebbe verificata diversi anni dopo anche se potrebbe verificarsi la selezione del progetto prima. Framatome ha pubblicato materiale sull’EPR su Framatome aveva precedentemente indicato che la certificazione statunitense per l’EPR sarebbe avvenuta dopo il proseguimento dello sviluppo europeo. Da allora questa decisione è stata presa e l’utility statunitense Duke Power sta valutando l’EPR, insieme all’AP1000 e all’ESBWR, per un processo di richiesta COL iniziato nel 2005. Un’applicazione COL formale da parte di Duke si sarebbe verificata diversi anni dopo anche se potrebbe verificarsi la selezione del progetto prima. Framatome ha pubblicato materiale sull’EPR su Un’applicazione formale COL da parte di Duke si sarebbe verificata diversi anni dopo, sebbene la selezione del design potesse avvenire prima. Framatome ha pubblicato materiale sull’EPR su Un’applicazione formale COL da parte di Duke si sarebbe verificata diversi anni dopo, sebbene la selezione del design potesse avvenire prima. Framatome ha pubblicato materiale sull’EPR su http://www.framatome-anp.com/servlet/ContentServer?pagename=Framatome-ANP%2Fview&c=rubrique&cid=1049449651371&id=1049449651371 .L’NRC non ha ancora pubblicato una pagina di stato per l’EPR ma potrebbe essere anticipata su http: //www.nrc.gov/reactors/new-licensing/design-cert.html .

4. Anticipato per eventuale pre-certificazione

Due modelli, l’ACR1000 e il 4S non sono stati formalmente presentati per la pre-certificazione negli Stati Uniti. A causa dell’attenzione che stanno ricevendo i progetti e del loro potenziale invio per la certificazione, sono riepilogati di seguito.

ACR1000 (Atomic Energy of Canada Limited): mentre AECL ha promosso il suo design ACR700, è stato progettato anche un ACR1000. Se le economie di scala attribuite da Westinghouse BNFL alla sua serie AP e da GE alla sua serie ABWR/ESBWR sono valide, ci si potrebbe aspettare risultati paralleli di riduzione dei costi per la serie ACR. I costi pubblicizzati per l’ACR700 sono già bassi come qualsiasi altro progetto proposto negli Stati Uniti a breve termine. I tempi di costruzione promessi, di appena tre anni, avrebbero stabilito record moderni per il completamento di grandi reattori. Quando Dominion Resources ha indicato alla fine del 2004 che non stava più perseguendo la costruzione dell’ACR700 a North Anna, l’AECL ha dichiarato che mentre continuerà con la certificazione ACR700, forse alla fine del 2005, sarebbe stato compiuto uno sforzo maggiore sul progetto ACR1000 di oltre 1100 MWe. http://www.aecl.ca/index.asp?menuid=21&miid=519&layid=3&csid=294 .

4S (Toshiba): Il 4S è un piccolissimo reattore raffreddato a sodio fuso progettato da Toshiba. Il reattore attualmente considerato è di 10 MWe sebbene esistano versioni più grandi e più piccole. Il 4S è progettato per l’uso in località remote e per funzionare per decenni senza fare rifornimento. Ciò ha portato il reattore a essere paragonato a una “batteria” nucleare. L’uso del sodio fuso come refrigerante non è particolarmente nuovo, essendo stato utilizzato in molti modelli FBR. I refrigeranti a base di sodio consentono temperature del reattore più elevate. I potenziali combustibili sono uranio o leghe di uranio-plutonio. Quando l’uranio è il probabile combustibile negli Stati Uniti, i piani attuali richiedono un arricchimento del combustibile del 19,9%. Questo alto livello di arricchimento è uno dei motivi per cui il reattore potrebbe essere in grado di funzionare per lunghi periodi senza fare rifornimento. Verso la fine del 2004 la città di Galena, in Alaska, ha concesso l’approvazione iniziale a Toshiba per costruire un reattore 4S in quella località remota. I piani originali dovevano essere completati nel 2010 anche se è stato riconosciuto che questo era ambizioso. I funzionari di Galena e Toshiba hanno discusso i loro piani con l’NRC all’inizio di febbraio 2005. L’NRC ha indicato di non avere familiarità con il design 4S e che la certificazione del design (a spese del fornitore) potrebbe essere costosa e prolungata. La certificazione del design può essere incorporata nel processo COL, quindi non è chiaro se verrà perseguita una certificazione del design separata, se il progetto continua. Uno studio dell’Università dell’Alaska sul proposto reattore Galena è disponibile su I piani originali dovevano essere completati nel 2010 anche se è stato riconosciuto che questo era ambizioso. I funzionari di Galena e Toshiba hanno discusso i loro piani con l’NRC all’inizio di febbraio 2005. L’NRC ha indicato di non avere familiarità con il design 4S e che la certificazione del design (a spese del fornitore) potrebbe essere costosa e prolungata. La certificazione del design può essere incorporata nel processo COL, quindi non è chiaro se verrà perseguita una certificazione del design separata, se il progetto continua. Uno studio dell’Università dell’Alaska sul proposto reattore Galena è disponibile su I piani originali dovevano essere completati nel 2010 anche se è stato riconosciuto che questo era ambizioso. I funzionari di Galena e Toshiba hanno discusso i loro piani con l’NRC all’inizio di febbraio 2005. L’NRC ha indicato di non avere familiarità con il design 4S e che la certificazione del design (a spese del fornitore) potrebbe essere costosa e prolungata. La certificazione del design può essere incorporata nel processo COL, quindi non è chiaro se verrà perseguita una certificazione del design separata, se il progetto continua. Uno studio dell’Università dell’Alaska sul proposto reattore Galena è disponibile su L’NRC ha indicato di non avere familiarità con il design 4S e che la certificazione del design (a spese del fornitore) potrebbe essere costosa e prolungata. La certificazione del design può essere incorporata nel processo COL, quindi non è chiaro se verrà perseguita una certificazione del design separata, se il progetto continua. Uno studio dell’Università dell’Alaska sul proposto reattore Galena è disponibile su L’NRC ha indicato di non avere familiarità con il design 4S e che la certificazione del design (a spese del fornitore) potrebbe essere costosa e prolungata. La certificazione del design può essere incorporata nel processo COL, quindi non è chiaro se verrà perseguita una certificazione del design separata, se il progetto continua. Uno studio dell’Università dell’Alaska sul proposto reattore Galena è disponibile su http://www.iser.uaa.alaska.edu/Publications/Galena_power_draftfinal_15Dec2004.pdf#search=’Toshiba%204S’

5. Concetti di quarta generazione (Gen IV).

Il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti partecipa al Generation IV International Forum (GIF), un’associazione di tredici nazioni che cercano di sviluppare una nuova generazione di progetti di reattori nucleari commerciali prima del 2030. Stati Uniti, Canada, Francia, Giappone e Regno Unito hanno firmato un accordo del 28 febbraio 2005 per ulteriore ricerca collaborativa e sviluppo di sistemi Gen IV. I criteri per l’inclusione di un progetto di reattore da prendere in considerazione da parte del gruppo GIF iniziale includono:

       1. Energia sostenibile (disponibilità estesa di combustibili, impatto ambientale positivo);
       2. Energia competitiva (bassi costi, brevi tempi di realizzazione);
       3. Sistemi sicuri e affidabili (caratteristiche di sicurezza intrinseche, fiducia del pubblico nella sicurezza dell’energia nucleare); e
       4. Resistenza alla proliferazione (non si aggiunge indebitamente al materiale nucleare non protetto) e protezione fisica (protetta da attacchi terroristici).

I membri del GIF hanno concordato nel 2002 di concentrare i loro sforzi e fondi su sei concept design il cui obiettivo è diventare commercialmente fattibili tra il 2015 e il 2025. C’è quindi un certo margine di manovra tra l’obiettivo del 2030 per l’attuazione del programma GIF e gli obiettivi per i singoli concetti. Le singole nazioni partecipanti alla GIF sono libere di perseguire qualsiasi tecnologia individuale che scelgano. Gli Stati Uniti intendono perseguire ogni progetto.

Il gruppo GIF, insieme al Comitato consultivo per la ricerca sull’energia nucleare (NERAC) del Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti, ha pubblicato “A Technological Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems” (dicembre 2002) che riassume i piani e i progetti per i progetti di quarta generazione. Questo è accessibile tramite http://gif.inel.gov/roadmap/pdfs/gen_iv_roadmap.pdf e descrive ogni progetto in dettaglio, compresi gli schemi del reattore. Ogni design è evolutivo; pertanto, mentre le seguenti descrizioni implicano il confronto con i progetti attuali, queste analogie dovrebbero essere interpretate con cautela. Ci si aspetta che i design si evolvano. I programmi Gen IV sono riassunti su http://www.inel.gov/initiatives/generation.shtml .

Il Dipartimento dell’Energia degli Stati Uniti e l’Idaho National Laboratory stanno sviluppando un programma, la Next Generation Nuclear Plant (NGNP), per implementare i primi progetti di reattori di quarta generazione e hanno avviato discussioni con potenziali gestori privati ​​del progetto. Potenziali parti di questo programma sono incluse nella discussione precedente dei progetti GT-MHR e PBMR di cui sopra. Il programma NGNP prevede di completare il primo concept Gen IV entro il 2020 e forse anche prima. Gli sforzi del progetto includeranno la produzione di idrogeno nel prototipo del reattore. Sebbene i reattori raffreddati a gas a temperature molto elevate appaiano molto probabilmente da prendere in considerazione, ulteriori progetti di Gen IV con sede negli Stati Uniti potrebbero essere presentati ai gestori del programma.

I funzionari della Commissione di regolamentazione nucleare hanno indicato che il personale attuale dell’NRC non ha familiarità con i progetti di reattori innovativi, quindi qualsiasi domanda di certificazione del progetto consumerebbe più tempo rispetto a progetti LWR più evolutivi. Poiché i reattori GIF implicano piani a lungo termine, la familiarità dell’NRC con i progetti potrebbe evolversi prima che i reattori di quarta generazione siano pronti per la certificazione del progetto.

Fast Reactor (GFR) raffreddato a gas: il GFR utilizza refrigerante elio diretto a un generatore di turbina a gas per produrre elettricità. Questo è parallelo ai design PBMR e GT-MHR originali. La differenza principale da questi progetti è che il GFR sarebbe un reattore “veloce” o autofertilizzante. Un aspetto preferito del progetto è che ridurrebbe al minimo la produzione di molti flussi di rifiuti di combustibile esaurito indesiderati. La dimensione del progetto di riferimento doveva essere 288 MWe con una data obiettivo di implementazione del 2025. Oltre a produrre elettricità, il progetto potrebbe essere utilizzato come fonte di calore di processo nella produzione di idrogeno. Per ulteriori informazioni, vedere http://nuclear.inl.gov/gen4/gfr.shtml

Reattore veloce raffreddato al piombo (LFR): Finora, la maggior parte dei reattori autofertilizzanti ha utilizzato tecnologie di metallo fuso per i propri refrigeranti. Molti FBR hanno utilizzato sodio fuso, un metallo con cui esiste una notevole esperienza ma che a volte si è rivelato difficile da maneggiare. L’LFR utilizza piombo fuso o una lega di piombo-bismuto come refrigerante. Disegni simili sono allo studio in Russia, che non partecipa a GIF. Alcuni progetti preferiti nell’ambito del programma di quarta generazione si tradurrebbero in lunghi periodi tra i rifornimenti, fino a 20 anni o più. Gli intervalli target per questo reattore sarebbero 50-150 MWe. Sarebbe piuttosto piccolo per gli standard nucleari storici, ma potrebbe soddisfare le esigenze del mercato localizzato. Sono stati suggeriti progetti di dimensioni fino a 1200 MWe. Il dispiegamento mirato iniziale sarebbe nel 2025. I progetti proposti favorirebbero la produzione di elettricità sebbene i proponenti considerino possibile la produzione di calore di processo a LFR. Per ulteriori informazioni vedere http://nuclear.inl.gov/gen4/lfr.shtml . Un progetto in questa famiglia di reattori è descritto su http://www.coe.berkeley.edu/labnotes/1002/reactor.html .

Reattore a sale fuso (MSR): L’MSR prevede la circolazione di un liquido di fluoruri di sodio, zirconio e uranio come combustibile per reattori, sebbene il progetto possa utilizzare un’ampia varietà di cicli di combustibile. L’MSR è stato presentato per fornire una combustione del carburante relativamente completa, un funzionamento sicuro e una resistenza alla proliferazione. Il progetto di riferimento iniziale sarebbe di 1000 MWe con una data obiettivo di implementazione del 2025. Le temperature non sarebbero calde come per altri reattori avanzati, ma esiste un certo potenziale di calore di processo. Le versioni dell’MSR esistono da tempo ma non sono mai state implementate commercialmente. L’MSR è stato declassato all’interno del programma Gen IV nel 2003 perché era considerato troppo distante in futuro per essere incluso nel programma Gen IV. Allo stesso tempo, i sostenitori vedono un certo potenziale MSR per il programma NGNP. http://nuclear.inl.gov/gen4/msr.shtml .

Reattore veloce raffreddato a sodio(SFR): i reattori veloci raffreddati al sodio sono stati il ​​progetto più popolare per i reattori autofertilizzanti. I progetti sono stati proposti nell’ambito della “tabella di marcia” del Dipartimento dell’Energia per i reattori di quarta generazione che vanno da 150 a 1700 MWe. Gli elementi dell’SFR sono inclusi nel progetto 4S proposto da Toshiba per Galena, in Alaska. La tecnologia del metallo fuso non è più “nuova” ma molti dei primi prototipi SFR hanno avuto difficoltà a ottenere un funzionamento duraturo. Il BN-600 in Russia è stato considerato altamente affidabile. I sostenitori del design ritengono che l’SFR prometta caratteristiche di gestione del carburante superiori. La data di implementazione dell’obiettivo originale del 2015 rifletteva la notevole ricerca che il progetto ha già ricevuto anche se il design chiaramente non è pronto per gli Stati Uniti l’implementazione come progetti LWR in fase di valutazione per più o meno lo stesso periodo. La data target sembra essere in ritardo poiché i progetti VHTR guadagnano favore. I prototipi sono stati costruiti in Francia, Giappone, Germania, Regno Unito, Russia, India e Stati Uniti già nel 1951. La distribuzione iniziale si concentrerebbe probabilmente sull’elettricità a causa delle “temperature di uscita” relativamente basse per il progetto. I reattori raffreddati a sodio sono discussi in http://nuclear.inl.gov/gen4/sfr.shtml e http://www.nuc.berkeley.edu/~gav/almr/01.intro.html .

Reattore supercritico raffreddato ad acqua (SCWR): il progetto SCWR deve essere il passo successivo nello sviluppo di LWR ed è stato proposto con alternative che si evolvono sia dal BWR che dal PWR. Gli SCWR funzionerebbero a temperature ed efficienze termiche più elevate rispetto agli attuali LWR. L’impianto di riferimento potrebbe essere 1700 MWe, all’estremità superiore degli attuali progetti LWR. La data prevista per l’implementazione era il 2025. Alcuni partecipanti GIF preferiscono il design SCWR perché è più familiare ai mercati commerciali rispetto ai concetti più innovativi. Gran parte della ricerca sul design è stata in Giappone. I progettisti intendono che l’SCWR sia molto meno costoso da costruire rispetto agli odierni LWR, sebbene alcune di queste economie sembrino essere condivise da unità ora in fase di certificazione o pre-certificazione. Sono previsti anche risparmi sui costi operativi. Per ulteriori informazioni vedere http://nuclear.inl.gov/gen4/scwr.shtml .

Reattore ad altissima temperatura (VHTR): il VHTR è un’evoluzione della famiglia di reattori HTGR, ma funzionerebbe a temperature ancora più elevate rispetto ai progetti attualmente in fase di pre-certificazione. Alcuni degli standard di progettazione VHTR potrebbero essere soddisfatti da PBMR o GT-MHR modificati. In contrasto con il GFR, il VHTR non sarebbe un reattore autofertilizzante, quindi produrrebbe meno carburante potenzialmente utilizzabile di quello che consuma. Oltre a generare elettricità, il progetto può fornire calore di processo per attività industriali, inclusa la produzione di idrogeno e la desalinizzazione. La distribuzione è prevista per il 2020, prima della maggior parte dei progetti di quarta generazione. Il VHTR è ora un progetto preferito negli Stati Uniti, dove è la base per le richieste più attese per l’impianto nucleare di nuova generazione (NGNP) in continua evoluzione. La Francia predilige anche il design che è popolare anche in Asia e Sud Africa. Il VHTR è discusso a http://nuclear.inl.gov/gen4/vhtr.shtml e http://www.nuc.berkeley.edu/designs/mhtgr/mhtgr.html .

Ogni progetto GIF coinvolge concetti di progettazione di reattori nuovi o non testati. Sarebbe sorprendente se ogni concetto di design raggiungesse gli obiettivi iniziali del programma o se i prototipi corrispondessero agli standard originariamente previsti. La ricerca coinvolta nel programma ha il potenziale per contribuire alla comprensione di tipi alternativi di energia nucleare commerciale e produzione di calore di processo anche se i singoli progetti non soddisfano le aspettative iniziali.

6. Prospettive

Problemi di efficienza

Una delle principali fonti di dubbio sul potenziale dell’energia nucleare, almeno negli Stati Uniti, è stata se la recente tecnologia nucleare sia stata troppo costosa per competere sul mercato commerciale. Non ci sono stati ordini per nuove centrali nucleari negli ultimi tre decenni negli Stati Uniti e in Canada. L’ordine della Finlandia per un nuovo reattore nel 2003 ha interrotto una pausa prolungata simile nell’Europa occidentale, ad eccezione della Francia, dove gli ordini sono diminuiti in seguito. Ora sembra probabile che la Francia segua. I fornitori di reattori non hanno ignorato il messaggio che il loro prodotto ha recentemente comportato elevati costi di investimento e lunghi periodi di costruzione. I fornitori ora cercano di posizionare il loro prodotto con promesse di prezzi più bassi, tempi di costruzione più brevi e accordi finanziari specifici. La maggior parte dei concorrenti offre ora prezzi fissi e storicamente bassi almeno per i componenti nucleari dei loro progetti. Queste promesse variano con il prezzo dei materiali di base come l’acciaio e il calcestruzzo e, come prima cosa, i costi di ingegneria vengono allocati o eliminati. Anche la posizione, le specifiche dell’acquirente e i requisiti normativi possono alterare i costi previsti.

Le preoccupazioni relative ai costi di costruzione delle nuove centrali nucleari contrastano nettamente con il costo relativamente basso dell’esercizio di progetti di reattori commerciali. I costi operativi complessivi per le centrali nucleari, come riportato alla Federal Energy Regulatory Commission (FERC), sono stati più o meno gli stessi (più recentemente leggermente inferiori) ai costi operativi per le centrali a carbone per circa due decenni. Tali costi operativi sono notevolmente inferiori ai costi di gestione della maggior parte delle unità di generazione alimentate a gas naturale anche quando i prezzi del gas naturale sono relativamente bassi. Inoltre, la componente del costo del carburante per la gestione di una centrale nucleare è particolarmente bassa. Questo vantaggio in termini di costi operativi ha conferito alle centrali nucleari esistenti una posizione privilegiata nella fornitura di energia elettrica di carico di base. I progettisti di impianti nucleari sperano di trarre vantaggio da costi operativi così bassi per posizionare i loro nuovi progetti. Se avranno successo non è stato ancora dimostrato. Discussioni sulle stime del capitale e dei costi operativi delle nuove unità di generazione di energia possono essere trovate nella sezione “Problemi in primo piano” del  Prospettiva Energetica Annuale 2004 e nel Modulo Elettricità delle Assunzioni per i Presupposti per la Prospettiva Energetica Annuale 2005 .

Le seguenti pubblicazioni riassumono gli sforzi e le procedure per rendere commercialmente attraenti le nuove centrali nucleari.

  1. “Strategie per centrali nucleari competitive (TECDOC-1123)” Agenzia internazionale per l’energia atomica (novembre 1999).
  2. “Una tabella di marcia per implementare nuove centrali nucleari negli Stati Uniti entro il 2010”: http://www.nuclear.gov/NucPwr2010/NucPwr2010_PI.html .
  3.  Scully Capital, “Final Draft, Business Case for Nuclear Power Plants, Bringing Public and Private Resource Together for Nuclear Energy” (luglio 2002): http://www.nuclear.gov/home/bc/businesscase.html
  4. “Una tabella di marcia tecnologica per i sistemi di energia nucleare di quarta generazione (GIF-002-00)”: http://gif.inel.gov/roadmap/pdfs/gen_iv_roadmap.pdf

 1 Un gran numero di progetti di reattori sono esclusi dalla discussione. Questi includono reattori promossi all’estero da nazioni come Russia, India, Argentina, Corea, Canada e Cina, oltre a numerosi reattori più piccoli o addirittura portatili (diversi dai 4S) che vengono esaminati in tutto il mondo, compresi gli Stati Uniti. È inoltre escluso il progetto internazionale dell’Agenzia internazionale per l’energia atomica sui reattori nucleari innovativi e sui programmi di combustibile (INPRO) che copre un territorio simile al programma GIF oltre ad altri progetti promettenti. I design GIF sono stati promossi più pesantemente negli Stati Uniti.  2
Quello che non è operativo, Brown’s Ferry 1, è stato chiuso dal 1985, ma non ha rinunciato alla licenza di esercizio. Il proprietario-gestore dell’impianto, la Tennessee Valley Authority, intende riavviare il reattore a metà del 2007. 3
I termini “raffreddato” e “moderato” sono importanti perché definiscono le categorie di reattori. Il raffreddamento in un reattore si riferisce al processo e al mezzo mediante il quale il calore viene trasferito dal nocciolo del reattore al ciclo di alimentazione del vapore della centrale nucleare. “Moderare” è un concetto unico per l’energia nucleare. Un moderatore controlla la velocità della reazione nucleare e quindi la quantità di calore che viene generata. In un reattore ad acqua leggera l’acqua ordinaria svolge entrambe le funzioni. L’acqua leggera contiene gli stessi isotopi di idrogeno e ossigeno dell’acqua naturale. L’acqua pesante contiene un isotopo diverso e più pesante dell’idrogeno noto come deuterio. Al di là del punto in cui queste condizioni definiscono i tipi di reattore, questo non avrà importanza nella discussione sui reattori esistenti.
4 Le eccezioni includono Canada, Regno Unito, India e parte dell’industria russa. 5 Prima del 1969 furono messi in servizio alcuni reattori commerciali più piccoli. Tutti sono stati ritirati. 6 Questo si basa sulle compilazioni di Utility Data Institute/Resource Data International dei dati FERC Form 1. 7 La discussione qui non affronta direttamente l'”arricchimento” del processo mediante il quale viene aumentato il contenuto di U-235 del combustibile nucleare. 8 Quest’ultima affermazione si basa su “Una tabella di marcia tecnologica per i sistemi di energia nucleare di quarta generazione”. Questa pubblicazione è una delle principali fonti di discussione di Gen IV nel testo. 9




Candu è una contrazione del termine “Canadium deuterium”. Il Canada ha una storia dell’energia nucleare interessante e unica che è coperta dal libro Atomic Energy of Canada Limited, Canada Enters the Nuclear Age. 10 Gli ispettori delle centrali nucleari preferiscono impianti come gli LWR che vengono riforniti in lotti piuttosto che il rifornimento continuo di PHWR. Il rifornimento in batch consente di monitorare più facilmente il destino del combustibile esaurito e avviene a intervalli di uno o due anni. 11 Non le AGR. 12 La maggior parte dei progetti di PHWR utilizza anche combustibili a base di uranio naturale. Tuttavia, variazioni nel tipo di carburante sono possibili in qualsiasi PHWR con contenuto di plutonio e torio soggetto a particolare interesse e sperimentazione. 13



A volte “AP” significa “passivo avanzato”. 14 Questa frase è un buon esempio degli acronimi che travolgono l’industria del sistema di approvvigionamento di vapore nucleare (NSSS). Molti di questi acronimi non hanno più alcun significato nelle “parole”, mentre altri hanno solo un significato effettivo limitato. Sono definiti di seguito quando possibile. 15 Il termine ESBWR è ora chiamato “Economic Semplified Boiling Water Reactor”. Le definizioni delle iniziali sono cambiate nel tempo e occasionalmente sono state negate.

16 ACR viene solitamente letto per significare “Advanced CANDU Reactor”.


Contatto:
Ron Hagen: ronald.hagen@eia.doe.gov
(202) 287-1917


Cos’è la quarta generazione?

http://gen-iv.ne.doe.gov (Department Energy del governo USA dedicato al progetto Generation IV

Oggi ci sono 441 reattori nucleari in funzione in 31 paesi del mondo. Generando elettricità per quasi 1 miliardo di persone, rappresentano circa il 17% della produzione mondiale di elettricità e forniscono la metà o più dell’elettricità in un certo numero di paesi industrializzati. Altri 32 sono attualmente in costruzione all’estero. L’energia nucleare ha un eccellente record operativo e genera elettricità in modo affidabile, ecologico e conveniente senza emettere gas nocivi nell’atmosfera.


L’evoluzione del nucleare

Le preoccupazioni per la disponibilità delle risorse energetiche, i cambiamenti climatici, la qualità dell’aria e la sicurezza energetica suggeriscono un ruolo importante per l’energia nucleare nelle future forniture di energia. Mentre gli attuali progetti di centrali nucleari di seconda e terza generazione forniscono una fornitura di elettricità sicura ea basso costo in molti mercati, ulteriori progressi nella progettazione del sistema di energia nucleare possono ampliare le opportunità per l’uso dell’energia nucleare. Per esplorare queste opportunità, l’Ufficio per l’energia nucleare, la scienza e la tecnologia del Dipartimento dell’energia degli Stati Uniti ha coinvolto governi, industria e comunità di ricerca in tutto il mondo in un’ampia discussione sullo sviluppo dei sistemi di energia nucleare di prossima generazione noti come “Generazione IV” .


REATTORI DI QUARTA GENERAZIONE

“I reattori di quarta potrebbero rappresentare una soluzione. Le temperature del reattore sono così alte, da 900 a 1.000 gradi centigradi, da essere sufficienti per la “piroscissione” dell’acqua senza l’utilizzo del carbonio. Gli impianti di piroscissione verrebbero realizzati sul sito, ma di fuori della centrale nucleare. L’idrogeno potrebbe essere generato tramite elettrolisi ad alte temperature (HTE), una tecnologia pulita e più sicura della semplice piroscissione a calore”, spiega.

I reattori di quarta generazione hanno scatenato l’immaginazione di molte personalità di alto livello. “Il ministero statunitense dell’Energia ha un programma internazionale che comprende tra gli altri Regno Unito, Francia ed EURATOM, per collaborare in materia sperimentale di ricerca coordinata, in maniera analoga a ITER [progetto di reattore termonucleare internazionale]. Si tratta di un accordo ad altissimo livello intergotivo, il Forum Internazionale Generazione IV (GIF). Si prevede sei sistemi o progettazioni a fissione nucleare. Il primo prototipo, il reattore ad altissima temperatura nucleare pronto nel 2020, ma gli altri sistemi è verosimilmente attendere il 2040. I reattori di terza generazione sono ancora necessari per colmare tale divario”, spiega.

Le centrali di generazione, oltre a essere impiegate per la piroscissione dell’acqua al fine di ottenere l’idrogeno, prezioso, potrebbero essere utilizzate per la desalinizzazione, per le raffinerie di petrolio e anche per tecniche di trattamento del catrame di petrolio viscoso, estratto in Canada. Georges Van Goethem ritiene che prima del sopraggiungere dell’economia all’idrogeno, sarebbe opportuno privilegiare i combustibili sintetici quale fase intermedia. “La società del petrolio ha bisogno di altri carburanti. Per il momento, pensare a una fase intermedia, ad esempio ai carburanti sintetici. L’idrogeno non è scevro da pericoli, ma siamo disposti a confrontarci su questo con l’industria”, dichiara.

 


I delegati delle industrie nucleari di dieci paesi sono incontrati a Washington per parlare, sotto suggerimento del dipartimento per l’energia della Casa Bianca, del cosiddetto nucleare di IV generazione. I paesi coinvolti nel progetto sono Argentina, Brasile, Canada, Francia, Giappone, Corea del Sud, Africa del Sud, Svizzera, Regno Unito, oltre agli Stati Uniti. I dieci paesi sono associati per studiare insieme i progetti relativi allo sviluppo dell’energia nucleare che, secondo le dovrebbe iniziare ad entrare nel servizio entro il 2030. Sono sei i progetti selezionati. Il problema principale resta quello delle scorie nucleari, ma soprattutto del combustibile esaurito. I reattori di quarta generazione sanno rispondere in maniera più soddisfacente a questo problema di quanto non facciano impianti attualmente in servizio. Dei sei progetti nel corso del forum, selezionati due l’impiego di reattori ad alta temperatura a gas, uno invece prevede un sistema di raffreddamento a base di metalli liquidisodio o leghe a base di piombo), uno a base di acqua supercritica e un sesto impianto raffreddato a sale liquido. Quattro dei sei sistemi si basano su reattori a neutroni rapidi e cinque si basano sul cosiddetto “ciclo chiuso” che si basa su un sistema parallelo di ritrattamento delle scorie. In ogni caso bisognerà tuttavia occuparsi dello stoccaggio delle scorie anche se il loro livello sarà solo del 5 per cento della massa di combustibile inserito nei reattori.

Le generazioni dei reattori nucleari

Quanto siamo lontani dai reattori nucleari di quarta generazione? Che cosa avranno di nuovo e migliore questi reattori? Quali sono le tre generazioni precedenti? I reattori attuali non sono abbastanza efficienti e sicuri? Che problemi hanno?

Francesca Tatasciore

29 ottobre 2006

L’espressione “reattori di quarta generazione” è stata coniata negli USA, nell’ambito di un progetto noto come “Generation IV Initiative”, promosso dagli Stati Uniti coinvolgendo altre nove nazioni, cioè Argentina, Brasile, Canada, Francia, Giappone, Corea del sud, Sud Africa, Svizzera e Regno Unito.Il progetto mira a mettere in commercio nei prossimi decenni una “quarta generazione” di reattori a fissione con caratteristiche molto migliori di quelli delle tre generazioni precedenti.

Le tre generazioni precedenti sono rispettivamente:

Gen I: I primi impianti di bassa potenza ( qualche decina o centinaia di MW) costruiti negli ultimi anni 50 e primi anni 60;

Gen II: gli impianti di tipo LWR ( Light Water Reactor, cioè Reattore ad Acqua Leggera), di grande potenza ( dell’ordine di 1000 MW) realizzati nelle due filiere, rispettivamente ad acqua bollente (BWR: Boiling Water Reactor) e ad acqua pressurizzata ( PWR : Pressurized Water Reactor). Sono di questo tipo quasi tutti gli impianti in funzione negli USA, e per fare un esempio più vicino a noi era un BWR da 860 MW il reattore di Corso.

Gen III: impianti di tipo PWR, installati a partire dagli anni 90 soprattutto in Giappone e Corea, come evoluzioni più affidabili e meno costose degli impianti PWR Gen II.

Gen IV rappresenta invece un progetto non evolutivo ma rivoluzionario : per sapere in dettaglio di cosa si tratta si può digitare “Generation IV Initiative” su un buon motore di ricerca e viene fuori una valanga di informazioni.

In estrema sintesi, vengono individuati sei tipi di reattori a fissione, tre a neutroni lenti e tre a neutroni veloci, che nel giro di alcuni decenni dovrebbero venire studiati, collaudati e poi immessi nell’uso commerciale. Le più importanti caratteristiche migliorative rispetto a quelle dei reattori attuali dovrebbero essere:

  1. Migliore utilizzazione del combustibile nucleare. Contemporaneamente verrebbe sia reso più difficile il recupero di materiale fissile a scopo bellico dal combustibile esaurito, sia diminuita la quantità di isotopi radioattivi a vita media lunghissima presenti nel combustibile esaurito.
  2. Funzionamento a temperature molto più elevate: questo consentirebbe sia di migliorare l’efficienza termodinamica nella produzione di potenza elettrica sia di ottenere  con processi termochimici ed elettrochimici  ad alta efficienza idrogeno da usare come carburante per veicoli a bassissime emissioni.
  3. Smaltimento sicuro e passivo, cioè senza intervento massiccio di sistemi esterni di pompaggio, della potenza termica generata dal decadimento dei prodotti di fissione nel caso di arresto d’emergenza del reattore. Questo aspetto è particolarmente critico per la sicurezza di funzionamento, come si è visto nel 1979 nel caso della centrale di Three Miles Island negli USA: la perdita dell’acqua di refrigerazione provocò il surriscaldamento degli elementi di combustibile con la formazione di una bolla di idrogeno e ossigeno che avrebbe potuto provocare un’esplosione, e che per fortuna fu eliminata senza danni solo dopo molti sforzi e tantissima paura.

Ho usato il condizionale perché lo sforzo richiesto dal progetto è veramente enorme sotto tutti gli aspetti ( scientifico, tecnologico, organizzativo, finanziario,…), per cui non è detto che le cose vadano proprio così lisce come i promotori ipotizzano. Comunque la strada di grandi progetti transnazionali mi sembra la sola percorribile con prospettive ragionevoli di successo.

Concludo facendo notare che in ogni caso non bastano reattori più sicuri e più efficienti per rendere accettabile su vasta scala l’uso dell’energia nucleare da fissione: bisogna sempre tenere in mente il ciclo complessivo del combustibile, dal momento dell’estrazione del minerale a quello dello smaltimento definitivo dei rifiuti radioattivi. E questo mi porta immediatamente a dire che è assolutamente fondamentale coinvolgere, spiegando e convincendo, le popolazioni interessate a tutti gli stadi del processo.        

Francesco Giusiano Dipartimento di Fisica, Università di Parma




HTR
Reattori di IV generazione, raffreddati da elio a temperatura elevata, non hanno necessità di acqua per il sistema di raffreddamento e per questo sono anche detti “reattori asciutti”. La taglia è inferiore a quella dei reattori convenzionali (10-300 megawatt). Il prototipo MGHTR è allo studio della cooperazione fra la General Atomics (U.S.A.), Framatome (Francia e Germania), Fuji Electric (Giappone)e vari istituti russi. Un altro progetto è seguito in Sudafrica e da BNFL nel Regno Unito, anche la Cina ha costruito un prototipo sperimentale da 10 MW, il HTR-10

Il punto di forza di questa tecnologia è nella sua qualità di essere a sicurezza intrinseca, in pratica una legge fisica (dilatazione Doppler) impedisce la fusione del nocciolo: più gli atomi si surriscaldano, più si distanziano tra loro, diventa quindi più difficile per il neutrone colpirne il nucleo, nel nucleo ad alta densità di un reattore convenzionale (LWR) gli effetti del fenomeno sono assolutamente marginali, gli ingegneri del HTR-10 hanno già fatto qualcosa di inconcepibile per un reattore normale: hanno disattivato l’impianto di raffreddamento ad elio e aspettato che il reattore si stabilizzasse da solo.
Articolo sui reattori HTR www.movisol.org


Nucleare di quarta generazione

Il nucleare di quarta generazione è l’ultimo nato nella “famiglia” del nucleare. L’energia nucleare ha prodotto, fino ad oggi (ottobre 2010) quattro generazioni, di cui quest’ultima è ancora nella fase embrionale e, se vogliamo continuare la metafora del bambino, non è ancora nata del tutto. I reattori di quarta generazione infatti sono un insieme di disegni e modelli teorici dei reattori nucleari attualmente oggetto di ricerca.

La maggior parte di questi disegni si crede non diventeranno mai commerciabili, almeno non prima del 2030, con l’eccezione di una versione del reattore ad altissima temperatura (VHTR) chiamato Next Generation Nuclear Plant (NGNP). Il primo NGNP si calcola possa essere completato entro il 2021. I reattori nucleari con finalità energetiche al momento in funzione in tutto il mondo sono generalmente considerati sistemi di seconda o terza generazione, con la maggior parte dei sistemi di prima generazione che sono stati chiusi o sostituiti già diversi anni fa.

La ricerca di questi tipi di reattore è stata ufficialmente avviata dal Forum Internazionale della Generazione IV (GIF) basato su otto obiettivi tecnologici. Gli obiettivi primari erano quello di migliorare la sicurezza nucleare, migliorare la resistenza alla proliferazioneminimizzare gli sprechi e l’utilizzo delle risorse naturali, e diminuire il costo per costruire e gestire tali impianti. I reattori sono destinati ad essere utilizzati nelle centrali nucleari per produrre energia nucleare da combustibili nucleari.

Tre sistemi sono nominalmente reattori termici e tre reattori veloci. Il VHTR è anche oggetto di ricerca potenzialmente per fornire calore ad alta qualità di processo per la produzione di idrogeno. I reattori veloci offrono la possibilità agli attinidi di bruciare per ridurre ulteriormente i rifiuti e di essere in grado di riprodurre più carburante di quanto ne consumino. Questi sistemi offrono significativi progressi nel campo della sostenibilità, sicurezza e affidabilità.

Reattore ad altissima temperatura (VHTR): Il concetto base di questo reattore è l’utilizzo di un nocciolo moderato a grafite con un unico passaggio nel ciclo del combustibile ad uranio. Questo reattore prevede una temperatura di uscita di 1.000 ° C. Le alte temperature consentono applicazioni come produzione di calore o di idrogeno attraverso il processo termochimico zolfo-iodio. Il reattore avrebbe anche un sistema di sicurezza passiva. Il primo VHTR previsto doveva essere installato in Sudafrica nella versione PBMR (reattore modulare su letto di ciottoli), ma un improvviso incremento dei costi e le preoccupazioni su possibili problemi tecnici imprevisti hanno scoraggiato i potenziali investitori e clienti ed hanno fatto saltare le trattative.

Reattore ad acqua supercritica (SCWR): Questo reattore utilizza l’acqua supercritica come fluido di lavoro. Si tratta fondamentalmente di reattori ad acqua leggera (LWR) che operano alle più alte pressioni e temperature con un unico ciclo diretto che li rendono simili ad un reattore ad acqua bollente (BWR). Ma dal momento che utilizza acqua supercritica (da non confondere con la massa critica) come fluido di lavoro, consta solo di una fase, come il Pressurized Water Reactor (PWR). Ma comunque potrebbe funzionare a temperature molto superiori degli attuali PWR e BWR. Si tratta di reattori con un’elevata efficienza termica (cioè, circa il 45% contro circa il 33% di efficienza per i reattori ad acqua leggera attuali) e la semplificazione dell’impianto. L’obiettivo è la produzione di energia elettrica a basso costo ed attualmente sono 13 i Paesi che lo stanno studiando.

Reattore a sali fusi (MSR): Questo è un tipo di reattore nucleare in cui il liquido refrigerante è il sale fuso. Sono stati molti i disegni presentati per questo tipo di reattore ed alcuni prototipi sono anche stati costruiti. Qui il combustibile nucleare dissolto nel sale fuso come tetrafluoruro fluoruro di uranio (UF4), farebbe raggiungere al fluido la criticità di flusso in un nucleo di grafite che servirebbe anche come moderatore.

Reattore veloce raffreddato a gas (GFR): Il sistema è dotato di uno spettro a neutroni veloci e ciclo del combustibile chiuso efficiente per la conversione dell’uranio fertile e la gestione degli attinidi. Il reattore è raffreddato ad elio, con una temperatura di uscita di 850 ° C, e con una turbina diretta a gas a ciclo Brayton ad alta efficienza termica. Diverse forme di combustibile sono considerate per il loro potenziale di operare a temperature molto elevate e per garantire un ottimo mantenimento dei prodotti di fissione.

Reattore veloce raffreddato a sodio (SFR): E’ un modello che si basa su due progetti strettamente connessi già esistenti, il reattore nucleare autofertilizzante ed il reattore veloce integrale. Gli obiettivi sono di aumentare l’efficienza dell’utilizzo di uranio dal processamento del plutonio ed eliminare la necessità che gli isotopi transuranici lascino il sito. La progettazione del reattore utilizza un nocciolo non moderato in esecuzione su neutroni veloci, progettati per consentire ad un isotopo transuranico di essere consumato (e in alcuni casi utilizzato come combustibile).  La sicurezza è passiva e la quantità di rifiuti è all’incirca dimezzata. Un prototipo del reattore veloce integrale è stato costruito, ma il progetto venne cancellato prima che potesse entrare in funzione.

Reattore veloce raffreddato a piombo (LFR): Questo è provvisto di un reattore raffreddato a piombo a spettro neutronico veloce o lega a eutettica piombo/bismuto (LBE) con un ciclo del combustibile chiuso. Una batteria elettrica rifornisce la centrale quando non sono presenti reazioni elettrochimiche. Il carburante è di metallo o di nitruro a base di uranio fertile e contenente elementi transuranici. Il LFR è raffreddato per convezione naturale con una temperatura di uscita del liquido di raffreddamento del reattore di 550 ° C, che può arrivare fino ad 800 ° C con materiali avanzati. La temperatura più elevata consente la produzione di idrogeno da processi termochimici.

Vantaggi. Rispetto all’attuale tecnologia delle centrali nucleari, i benefici dichiarati per i reattori di quarta generazione sono:

  • Le scorie nucleari durano pochi decenni, anziché millenni;
  • Resa energetica di 100-300 volte superiore alle precedenti versioni con la stessa quantità di combustibile nucleare;
  • Possibilità di consumare scorie nucleari esistenti per la produzione di energia elettrica;
  • Migliorata sicurezza di funzionamento.

L’altro lato della medaglia, gli svantaggi, riguarda il fatto che, trattandosi di una tecnologia nuova, ancora i rischi sulla sicurezza ed i costi possono essere maggiori, mentre gli operatori hanno poca esperienza con il nuovo modello. L’ingegnere nucleare David Lochbaum ha spiegato che quasi tutti gli incidenti nucleari gravi si sono verificati con quella che era al tempo la tecnologia più recente. Egli sostiene che

il problema dei nuovi reattori e degli incidenti è duplice: gli scenari impossibili da pianificare nelle simulazioni e gli esseri umani che fanno errori. Fabbricazione, costruzione, funzionamento e la manutenzione dei nuovi reattori dovranno affrontare una ripida curva di apprendimento. Le tecnologie avanzate avranno un elevato rischio di incidenti ed errori. La tecnologia può essere provata, ma le persone no.

Le nazioni che attualmente stanno studiando questa nuova forma di reattori nucleari sono Stati Uniti, Regno Unito, Svizzera, Corea del Sud, Sudafrica, Giappone, Francia, Canada, Argentina, Unione Europea, Cina e Russia. Nonostante, come abbiamo visto, gli Stati Uniti stiano spendendo diversi milioni in ricerca su questa nuova tecnologia, non è molto convinto di questa scelta il Presidente Barack Obama, fermo sostenitore delle energie rinnovabili, il quale ha ammesso di puntare ancora sul nucleare solo per colmare momentaneamente il vuoto che un giorno verrà riempito dalle energie pulite.

La “Quarta generazione” dell’energia nucleare è un’altro slogan che ha poco successo alle spalle. L’idea è che questi nuovi reattori serviranno a chiudere il ciclo del combustibile e dei rifiuti, cioè rielaborare le barre di combustibile esaurite in nuove che possono essere riutilizzate. Tuttavia, come per la cattura ed il recupero del carbonio, tanto c’è ancora da fare, nonostante oltre 60 anni e miliardi di dollari nella ricerca. Nel frattempo alcuni Paesi, come Francia e Giappone, riproducono il carburante in modo limitato, producendo ancora centinaia di tonnellate di rifiuti tossici che potrebbero potenzialmente essere utilizzati nelle armi nucleari. Un impianto francese pompa 100 milioni di litri di rifiuti liquidi radioattivi nel canale della Manica ogni anno, e il governo francese ha calcolato che il ritrattamento dei rifiuti costerà 25 miliardi di dollari in più rispetto allo stoccaggio.

Rimangono dunque dubbi sulla possibilità di trattare i rifiuti radioattivi, e spendere altre decine di miliardi di dollari in ricerche che poi ripropongono lo stesso problema non sembra un affare economicamente vantaggioso.

La quarta generazione dell’energia nucleare non è più sicura delle centrali esistenti. In realtà, ha i suoi pericoli. Un tipo di questo reattore utilizza sodio altamente reattivo come refrigerante che, se prende fuoco quando esposto all’aria ed esplode, entra in contatto con l’acqua. E il carburante è ancora radioattivo. Dato che il ciclo del combustibile deve essere ancora chiuso, nonostante i tentativi in tutto il mondo, il popolo americano affronterà ancora la minaccia del combustibile esaurito.

Insomma i costi sembrano alti e, al momento, ancora incalcolabili, mentre i pericoli reali e i problemi, nonostante la tecnologia avanzata, restano sempre lì. Visto che non si prevedono tempi brevi per la realizzazione delle prime centrali nucleari di quarta generazione, c’è la possibilità che con il progredire delle tecnologie rinnovabili l’atomo venga sempre meno utilizzato, lasciando morire questo pargolo ancora in grembo.


Third Generation Nuclear Reactors Are Simpler and Even Safer

http://www.artdiamondblog.com/archives/2009/11/third_generatio.html

Source of graphic: online version of the WSJ article quoted and cited below.



 

(p. R1) Researchers are working on reactors that they claim are simpler, cheaper in certain respects, and more efficient than the last generation of plants.

 

Some designs try to reduce the chance of accidents by automating safety features and minimizing the amount of hardware needed to shut down the reactor in an emergency. Others cut costs by using standardized parts that can be built in big chunks and then shipped to the site. Some squeeze more power out of uranium, reducing the amount of waste produced, while others wring even more energy out of spent fuel.

“Times are exciting for nuclear,” says Ronaldo Szilard, director of nuclear science and engineering at the Idaho National Lab, a part of the U.S. Energy Department. “There are lots of options being explored.”


. . .


(p. R3) As a whole, . . . , the U.S. nuclear industry has a solid safety record, and the productivity of plants has grown dramatically in the past decade. The next generation of reactors so-called Generation III units is intended to take everything that’s been learned about safe operations and do it even better. Generation III units are the reactors of choice for most of the 34 nations that already have nuclear plants in operation. (China still is building a few Gen II units.)

“A common theme of future reactors is to make them simpler so there are fewer systems to monitor and fewer systems that could fail,” says Revis James, director of the Energy Technology Assessment Center at the Electric Power Research Institute, an independent power-industry research organization.

The current generation of nuclear plants requires a complex maze of redundant motors, pumps, valves and control systems to deal with emergency conditions. Generation III plants cut down on some of that infrastructure and rely more heavily on passive systems that don’t need human intervention to keep the reactor in a safe condition reducing the chance of an accident caused by operator error or equipment failure.

For example, the Westinghouse AP1000 boasts half as many safety-related valves, one-third fewer pumps and only one-fifth as much safety-related piping as earlier plants from Westinghouse, majority owned by Toshiba Corp. In an emergency, the reactor, which has been selected for use at Southern Co.’s Vogtle site in Georgia and at six other U.S. locations, is designed to shut down automatically and stay within a safe temperature range.


  • SEPTEMBER 8, 2009

The New Nukes

The next generation of nuclear reactors is on its way, and supporters say they will be safer, cheaper and more efficient than current plants. Here’s a look at what’s coming — and when.

http://online.wsj.com/article/SB10001424052970204409904574350342705855178.html?mod=relevancy

By REBECCA SMITH

If there ever were a time that seemed ripe for nuclear energy, it’s now.

For the first time in decades, popular opinion is on the industry’s side. A majority of Americans thinks nuclear power, which emits virtually no carbon dioxide, is a safe and effective way to battle climate change, according to recent polls. At the same time, legislators are showing renewed interest in nuclear as they hunt for ways to slash greenhouse-gas emissions.

The Journal Report

See the complete Energy report.

The industry is seizing this chance to move out of the shadow of Three Mile Island and Chernobyl and show that it has solved the three big problems that have long dogged it: cost, safety and waste. Researchers are working on reactors that they claim are simpler, cheaper in certain respects, and more efficient than the last generation of plants.

Some designs try to reduce the chance of accidents by automating safety features and minimizing the amount of hardware needed to shut down the reactor in an emergency. Others cut costs by using standardized parts that can be built in big chunks and then shipped to the site. Some squeeze more power out of uranium, reducing the amount of waste produced, while others wring even more energy out of spent fuel.

“Times are exciting for nuclear,” says Ronaldo Szilard, director of nuclear science and engineering at the Idaho National Lab, a part of the U.S. Energy Department. “There are lots of options being explored.”

But nuclear is far from a sure thing. Yes, the plants of tomorrow some of which could enter construction as soon as 2012 go at least part way toward solving some of the problems of yesterday. But they are still more expensive than fossil-fuel plants, and they still generate waste that must be stored safely somewhere.

And while the industry is winning converts, plenty of powerful enemies remain. Many scientists and environmentalists still distrust nuclear power in any form, arguing that it can never escape its cost, safety and waste problems. What’s more, critics say, trying to solve the problems in one area, such as safety, inevitably lead to more problems in another area, such as costs.

Here’s a closer look at how the industry says it’s addressing its longstanding problems and where skeptics say nuclear energy is still coming up short.

MAKING IT SAFER

For many people, talk of nuclear power conjures up memories of two accidents: the partial meltdown at the Three Mile Island plant in Pennsylvania in 1979 and the more extensive power surge that destroyed the reactor at Chernobyl, Ukraine, in 1986.

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Lloyd Miller

As a whole, though, the U.S. nuclear industry has a solid safety record, and the productivity of plants has grown dramatically in the past decade. The next generation of reactors so-called Generation III units is intended to take everything that’s been learned about safe operations and do it even better. Generation III units are the reactors of choice for most of the 34 nations that already have nuclear plants in operation. (China still is building a few Gen II units.)

“A common theme of future reactors is to make them simpler so there are fewer systems to monitor and fewer systems that could fail,” says Revis James, director of the Energy Technology Assessment Center at the Electric Power Research Institute, an independent power-industry research organization.

The current generation of nuclear plants requires a complex maze of redundant motors, pumps, valves and control systems to deal with emergency conditions. Generation III plants cut down on some of that infrastructure and rely more heavily on passive systems that don’t need human intervention to keep the reactor in a safe condition reducing the chance of an accident caused by operator error or equipment failure.

For example, the Westinghouse AP1000 boasts half as many safety-related valves, one-third fewer pumps and only one-fifth as much safety-related piping as earlier plants from Westinghouse, majority owned by Toshiba Corp. In an emergency, the reactor, which has been selected for use at Southern Co.’s Vogtle site in Georgia and at six other U.S. locations, is designed to shut down automatically and stay within a safe temperature range.

The reactor’s passive designs take advantage of laws of nature, such as the pull of gravity. So, for example, emergency coolant is kept at a higher elevation than the reactor pressure vessel. If sensors detect a dangerously low level of coolant in the reactor core, valves open and coolant floods the reactor core. In older reactors, emergency flooding comes from a network of pumps which require redundant systems and backup sources of power and may also require operator action.

Another big concern is how well a plant can handle a terrorist attack, especially the nightmare scenario of someone flying a jetliner into the reactor area. The Evolutionary Power Reactor from France’s Areva SA, another Generation III design, guards against such an accident by putting the reactor inside a double containment building, which would shield the reactor vessel even if the outer shell were penetrated. The design also boasts four active and passive safety systems twice the number in many reactors today that could shut it down and keep the core cool in case of a mishap. Areva’s EPRs are being built in Finland, France and China and four are under consideration for construction in the U.S. The Union of Concerned Scientists, a group critical of nuclear expansion, considers this the only design that is less vulnerable to a serious accident than today’s operating reactors.

Further out, Gen IV reactors, which use different fuels and coolants than Generation II and Generation III reactors, are designed to absorb excess heat better through greater coolant volume, better circulation and bigger containment structures. Advanced research into metal alloys that are resistant to cracking and corrosion should result in more suitable materials being used in plants, too, and giving them longer useful lives.

Still, Generation III reactors are incredibly complex systems, requiring the highest-quality materials, monitoring and training of personnel. Critics say it’s unrealistic to think they can operate flawlessly. Corrosion of vital equipment remains a potential problem, especially if it goes undetected deep within parts of the reactor that are difficult or impossible to directly inspect.

What’s more, none of the Generation III designs have been cleared for construction by the Nuclear Regulatory Commission. Some Generation IV concepts haven’t even been presented to the NRC for review, and they still are years away from crossing that threshold.

“The designs are safer and the safety culture is better than 20 years ago,” says Tom Cochrane, senior scientist with the nuclear-analysis team of the Natural Resources Defense Council, an environmental-advocacy group. But he’s still not convinced reactors are safe enough to proceed. Critics remain concerned about possible physical breaches of security in the case of a terrorist attack.

Some researchers see the answer to the safety problem in revolutionary reactor designs that promise to be more “inherently safe” physically incapable of suffering a catastrophic meltdown. One such design, at least in theory, is the Pebble Bed Modular Reactor, being developed in China and South Africa. It’s powered with balls of uranium-filled graphite rather than the typical fuel rods. If the cooling system were to fail, the reactor temperature stays well below the balls’ melting point and then automatically cools down.

Westinghouse is working with the Department of Energy toward the possibility of getting a design certified by the NRC by 2017 or so. China currently has a small prototype pebble-bed reactor and plans to start construction this year on a 200-megawatt plant using the technology.

Most industry observers think the design is intriguing but faces big hurdles in this country because it uses a gas coolant, instead of water, and different fuel. The NRC would have to develop special processes for reviewing such a design because its expertise is in pressurized water or boiling water reactors.

Exelon Corp., which operates 17 commercial reactors in the U.S., was interested in the pebble-bed reactor in the late 1990s but is no longer involved. “There were technical problems such as fuel issues that made us decide we didn’t want to proceed,” says Amir Shahkarami, senior vice president of nuclear generation at Exelon.

CUTTING THE COST

While safety may be nuclear power’s biggest PR problem, cost is what killed development a generation ago, ultimately determining that only half the plants licensed by the NRC got built. And nuclear plants generally face an unfortunate trade-off: making them more safe can make them more expensive.

Makers of Generation III models are addressing the cost issue in a number of ways. For one, they claim the reactors will remain in service more years, so construction costs will be spread over a longer operating life. Today’s plants are being designed to last at least 60 years longer than any other plants except hydroelectric dams. Existing nuclear plants were expected to be retired after 40 years, though roughly half have gotten 20-year license extensions.

The new plants are also designed to be much simpler and quicker to build, reducing financing costs by potentially hundreds of millions of dollars. For instance, there’s the ABWR reactor, which has been built in Japan by GE-Hitachi and which NRG Energy Inc. hopes to build with Toshiba’s help in South Texas. The reactor is built in modules, vastly speeding construction time. GE-Hitachi, a joint venture of General Electric Co. and Hitachi Ltd., says it has built the plant in 42 months in Japan, which is more than twice as fast as the Generation II reactors it built in the 1980s. The company compares construction methods to putting up a modular home versus constructing a stick-built house.

NRG hopes to build two ABWR reactors in Texas, next to its existing South Texas Project nuclear plant. Each plant will employ 190 modules, which NRG believes will cut field labor costs by 30%. Faster construction also will reduce the length of time it will have to rent a heavy crane at $400,000 a month.

Still, nuclear plants will remain very expensive. Recent estimates put Generation III plant costs at $4,000 to $6,700 per kilowatt of capacity, or $4.4 billion to $11 billion, for plants ranging from 1,100 megawatts to 1,600 megawatts in size. In comparison, a recent Massachusetts Institute of Technology study estimated the price of a coal plant at about $2,300 a kilowatt of capacity and a gas-fired plant at about $850 a kilowatt of capacity.

In fact, only a handful of U.S. utilities are big enough to build Generation III reactors alone, without being part of a consortium. As a result, some see nuclear power’s future in small reactors that could be manufactured in factories instead of on site and cost only $3,500 to $5,000 per kilowatt of capacity, or millions of dollars instead of billions.

Babcock & Wilcox, a unit of McDermott International, has designed a small 125-megawatt reactor that would be built at its U.S. factories and then delivered to power-plant sites by rail or barge. This would eliminate a bottleneck and the associated higher costs for ultra-heavy forgings that are required for large reactors. Small reactors could be built at a number of domestic heavy-manufacturing sites. The Lynchburg, Va., company has been building small reactors and other key components for Navy ships for decades, at plants in Indiana and Ohio.

Another plus of small reactors: They’re designed to be refueled less frequently, reducing the number of refueling outages. Instead of every 18 months to two years, they could go four or five years, reaping a saving from having less down time. Another feature of some reactors is the ability to do more maintenance while plants are running, again reducing idle time.

Babcock & Wilcox hopes to apply for certification of a design for its mPower modular reactor in 2011. It’s too early to seek orders, but it’s working with Exelon and the Tennessee Valley Authority on a preliminary design, to make sure it would meet the needs of utilities. It’s unlikely any could be built in the U.S. before the middle of the next decade.

Critics say there’s not enough practical experience to know if any of the U.S. designs, big or small, will function as proponents say. Only one, the ABWR, has completed the review process at the NRC and completed the detailed design that would be used as the basis of actual construction.

What’s more, critics say that the economics of small plants simply don’t work: The licensing costs are so great for nuclear plants, somewhere between $50 million and $100 million per site, and security and construction costs are so high that the economics work only for big plants, with lots of output, so costs can be spread over many kilowatt-hours of electricity. Proponents hope factory-like construction techniques and a wider availability of suitable sites will help them overcome that drawback.

PRODUCING LESS WASTE

It’s one of the most contentious issues surrounding nuclear power: Where do you put the spent fuel?

Tens of thousands of metric tons of nuclear waste mainly spent fuel rods are sitting at power-plant sites while the federal government struggles to come up with a site to store it all. No nation has yet built a permanent waste site, although the current situation can continue for some time: Even critics say storage methods in place now should allow fuel to be stored safety for 50 to 100 years, while permanent plans are worked out.

The big problem with controlling waste: Today’s reactors capture only about 5% of the useful energy contained in uranium which means lots of radioactive leftovers once the fuel is used. Some Generation III reactors promise to address this problem by squeezing more electricity out of their fuel, reducing the total amount of waste produced, but it’s only by a relatively small amount. In short, it does nothing to solve the looming waste issue, though it does produce more megawatts of electricity in the short run.

Some Generation IV reactors, known as fast reactors, may offer a breakthrough in the future because they’re designed to burn previously used fuel.

GE-Hitachi, for example, is developing a fast reactor called Prism that would take spent fuel or weapons waste, sitting in storage today, and use nearly all of it as fuel, leaving little waste. What’s left would also be less radioactive than current waste, and would need to be stored for hundreds of years instead of thousands of years, scientists say. Fast reactors are able to unlock energy in waste because they can burn plutonium, neptunium and other materials that Generation II and Generation III reactors leave behind.

GE-Hitachi estimates there’s enough energy sitting in nuclear storage sites in the U.S. to completely meet the nation’s energy needs for 70 years, if fast reactors were used to convert waste into electricity.

The company hopes to apply for NRC certification of its Prism design in 2011 and build a prototype reactor at an estimated cost of $3.2 billion within the next decade. The cost is enormous for a reactor that would be only 311 megawatts in size, amounting to $10,000 per kilowatt of capacity, but the company says costs for subsequent units should drop.

Critics point out that the U.S. tried to develop fast reactors in the past, but dropped its efforts because the technical hurdles and cost appeared too great. The NRDC, in a recent report, said that fast reactors would be “expensive to build, complex to operate, susceptible to prolonged shutdowns…and difficult and time-consuming to repair.”

–Ms. Smith is Wall Street Journal staff reporter in San Francisco. She can be reached at rebecca.smith@wsj.com.

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Advanced Generation three and Generation four fission nuclear power – a major provision of hydrogen for transport and electrical power in the future.

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High Temperature Reactors (HTR – HTGR). Hydrogen production for future transport, electricity generation and burning weapons fuel. Graphite moderated helium cooled. (See generation four designs below.)

Fuel is in the form of particles under 1 mm dia. Each has a kernel of oxycarbide with Uranium enriched to 17% U235 surrounded by layers of carbon and silicon carbide to contain the fission products. These are arranged in blocks, or hexagonal prisms of graphite, or in pebbles of graphite encased in silicon carbide each with 15000 fuel particles and 9g uranium.

This is stable to 1600 C and the coolant, helium, will be heated to 950 C and used to produce hydrogen for transport etc and to drive gas turbines for electricity generation. The thermal efficiency will be up to 48% and there is a strong negative temperature coefficient. (See also CCGT on electrical page)

HTR developments (ref 6)

Eskom and Westinghouse are developing a 285 MWe Pebble bed Modular Reactor (PBMR) for South Africa with fuel in the form of billiard ball size pebbles of graphite encased in silicon carbide, 42% thermal efficiency, to drive direct cycle gas turbines.

A 285 MWe Modular Helium Reactor (GT-MHR) is being developed by General Atomics (USA) Minatom (Russia) – Franatom ANP – Fuji (Japan), initially to burn ex -weapons plutonium at Tomsk.

China is developing a 200 MWe HTR-PM l pebble bed reactor at Weihei in Shandong. 60 year life & 85% load factor expected. One objective is thermo chemical hydrogen production (with a helium output temperature of 850 to 1000 C.)

Japan plans a 600MW GTHTR300C unit for electricity and hydrogen production by the IS process (see transport page on hydrogen) (p96 ref 6).

General atomics forecast that the cost of producing hydrogen thermo chemically from a 2400MW HTR operating at 850 C would be $1.53/kg or at 950 C $1.42/kg (2003) which is competitive with steam reforming.

Advanced reactors or new ‘Generation Three’ designs; safety improvements, simpler to build, operate, inspect and maintain.

Advanced reactors will supersede the generation one and two designs that have been built and operated over the last 60 years and discussed on the Nuclear page and the advanced types are developments of them. Features are:-

  • Standardized design to help licensing, reduce construction time and cost
  • Have inherent safety features, reducing in some cases by a very substantial margin risk of core melt down and operational mistakes.
  • Simplicity and strength.
  • High availability
  • Higher burn up to reduce fuel use and amount of waste
  • More economic due to standardization, better use of fuel and less waste.

An Advanced Boiling water reactor (ABWR 1300) has been in operation since 1996 in Japan, more are under construction, with a life expectancy of 60 years.

Advanced PWR’s in design and construction

Advanced pressurized water reactors: APWR1500 for Tsuruga Japan and APR1450 South Korea). the Westinghouse standardized AP 600 and AP1000 designs (projected core damage frequency is 1000 times less than NRC requirements), the French standard EPR 1600, also in Germany, Gidropress 1000 Novovoronezh Russia and India, in Canada the advanced CANDU Reactor ACR 1000.

Westinghouse AP600 and AP1000 passive safety cooling arrangements.

Westinghouse say that “The features of the passive safety systems include passive safety injection, passive residual heat removal, passive containment cooling, and passive main control room habitability maintenance. All of these passive systems have been designed to meet the NRC single failure criteria, and probabilistic risk analyses have also been used to verify their reliability. These passive systems employ natural forces and stored energy to operate; gravity, natural circulation and compressed gasses. They are highly reliable because in the unlikely event of an accident, with an assumed unavailability of non-safety systems, they do not require the starting of auxiliary motors, pumps, or diesel generators.”

Generation four plans. year 2020 to 2030 (Ref 165)

The Generation four International Forum (GIF), including USA, EU, Russia, China and other major countries, is committed to joint development of six new reactor designs and applications for deployment between 2020 and 2030, calling on relevant experience in the past over many years:-

1) High Temperature thermal reactors (HTR HGTR etc) graphite moderated and Helium cooled. Fuel UO2 pebbles or prisms. up to 1000 C output for hydrogen production and electrical power. (See description at top of this page.)

2) Sodium cooled fast reactors. Fuel U238 & MOX. 550 C. Based on experience in US, UK & 6 other countries (see description of fast neutron reactor on nuclear page with diagram.)

3) Lead (Pb or Pb-Bi) cooled fast reactors. Fuel depleted uranium or nitride. 550 – 800 C. Natural convection cooling. Based on experience of the Russian BREST fast reactor over 40 years in submarines. Modular 300-400 MW Units; OR 1400 MW units for hydrogen production and electrical power.

4)Gas (Helium) cooled fast reactors. Fuel U238 plus other materials, fissile or fertile. 850 C. Hydrogen production and electrical power.

5) Supercritical water cooled (thermal or fast) reactors. Fuel UO2. 510 to 550 C. Operates above the thermodynamic critical point of water to directly drive a turbine. Based on research in Japan.

6) Molten fluoride salts reactor. Epithermal. Fuel UF in salt circulating through graphite channels. 700 to 800 C for hydrogen and electrical production via a secondary coolant circuit. Based on the US experience with their alternative (to sodium cooled) breeder fast reactor.

Near Breeder Reactor India.

India is developing the Advanced Heavy Water (thermal) Reactor (AHWR) to use its large amounts of Thorium 232 which are placed around the core to breed U233 as in a fast reactor. This will require some U235 and Pu239 in the fuel as there is not quite enough U233 to sustain the reaction.

Mini underground nuclear reactor power stations.

Mini unattended- for- life nuclear power stations are planned for underground use for local power distribution schemes. In the Toshiba design steel reflectors bounce neutrons back to maintain fission.

Another design is the Nuscale 45 MW mini PWR with height sufficient for natural cooling. The whole pressure vessel is immersed in water in an external container for extra protection to contain meltdown.

It is suggested that 100 mini 10 Mw reactors could be cheaper than one 1000 MW reactor.


Nucleare Italia: centrali, scorie e lobby, la “guerra” Francia-Usa, secondo Wikileaks

di Emiliano Condò

La ex centrale nucleare di Borgo Sabotino (Lt)

ROMA – Una piccola guerra, combattuta a colpi di ambasciatori, inviati e visite ufficiali: è una guerra combattuta sul territorio nazionale italiano senza che nessuno, governo in testa, se ne sia reso conto. E’ stata la “piccola guerra del nucleare”, quella che ha visto fronteggiarsi francesi da una parte e statunitensi dall’altra, con l’obiettivo di fare affari sulle nuove centrali nucleari italiane, quelle che il governo Berlusconi voleva costruire (anche se non si è mai saputo bene dove e quando), prima che il disastro giapponese obbligasse tutti ad una frettolosa retromarcia poi divenuta “sospensione”.

Il nucleare italiano era, insomma, un affare che faceva gola. Affare vinto e virtualmente chiuso dai francesi, pronti, dietro adeguato compenso, a fornire la tecnologia per fare le centrali. Non solo: la Francia era interessata (come Usa e Russia) anche al trattamento delle scorie. Come sia andata davvero la partita, combattuta un paio di anni fa, oggi lo scopriamo grazie a Wikileaks e ai documenti riservati (proibita la visione agli stranieri) diffusi dal sito di Julian Assange.

Tutto inizia nella calda estate del 2009. Dall’ambasciata Usa a Roma partono una serie di cablogrammi firmati da Elizabeth Dibble, di fatto la numero due dell’ambasciata. Si tratta della stessa persona che il nostro presidente del Consiglio Silvio Berlusconi, punto nel vivo per certi commenti sul suo stile di vita, bollò come “funzionaria di quart’ordine”. Le carte di Wikilieaks, provano che non lo è affatto.

In Italia, in quel luglio, si accelera sul nucleare: il 23 luglio arriva in Senato il via libera al rilancio e la nascita dell’Agenzia per la sicurezza nucleare. La Dibble fiuta l’affare e sente “puzza” di francesi che vogliono banchettare da soli sul pasto delle nuove centrali  italiane. Così scrive direttamente a una certa Sarah Lopp, responsabile proprio dell’energia nucleare per il dipartimento Usa che cura gli affari internazionali.

Dopo aver informato sul “semaforo verde” del nucleare in Italia, la Dibble spiega i dettagli relativi alla tempistica: il governo punta a formulare in appena sei mesi il piano che risolva tutti gli aspetti controversi, dalla sede delle centrali fino allo smaltimento dei rifiuti fino alla questione (centrale per gli interessi Usa) della tecnologia da scegliere per costruire.

I dubbi non mancano: alla Dibble sei mesi sembrano pochi per un progetto così ambizioso. Ha ragione. Con scrupolo, invita i suoi a non mollare l’osso: “Un impegno continuativo del governo statunitense è cruciale per sostenere gli interessi delle compagnie Usa che si occupano di nucleare interessate ad entrare nel mercato italiano”. La Dibble, quindi, individua uomo e data per gettare un ponte che aiuti la conclusione dell’affare.

L’uomo giusto, secondo la diplomatica, è Claudio Scajola, allora ancora ministro dello Sviluppo Economico e in procinto di partire per gli Usa ad ottobre 2009. “Questa – scrive la Dibble concludendo il suo primo cablo – è un’ottima occasione per coinvolgere l’Italia e gettare le basi per una solida cooperazione sul fronte dell’energia nucleare”.

Il cablogramma successivo  è invece un riassunto sintetico ed efficace del rapporto tra Italia e nucleare: si parta dal pre-Chernobyl, quando l’Italia, scrive la Dibble “era un Paese all’avanguardia” nella tecnologia nucleare. Poi vennero il disastro in Urss, il panico, le verdure non commestibili e un referendum che decise per lo spegnimento degli impianti. Fino al luglio 2009

Nucleare Italia: centrali, scorie e lobby, la “guerra” Francia-Usa, secondo Wikileaks

di Emiliano Condò

Nel cablo successivo la Dibble torna precipitosamente al presente citando il presidente dell’Ansaldo Nucleare Francesco Mazzucca secondo cui, scrive la funzionaria, “il Ministero dello Sviluppo Economico ha già lavorato per diversi mesi sul progetto del regolamento per il disegno di legge approvato”. La questione cruciale, però, resta il dove ovvero la scelta dei siti dove costruire le centrali nucleari. Mazzuca, spiega la Dibble, è per “l’approccio pratico. Il governo, come primo lotto, potrebbe partire dai quattro siti degli impianti nucleari dismessi”. Siti che, ovviamente, potrebbero essere pronti in tempi più brevi. Quanto agli altri impianti, nel cablogramma si legge: “Mazzuca ha aggiunto che altri siti incontaminati potrebbero essere identificati in seguito”.

Uno dei problemi centrali e quindi uno degli affari centrali è quello delle scorie. Cosa farne? La soluzione di Mazzucca ingolosisce la Dibble: l’italiano spiega che l’unica strada percorribile è quella di inviare il materiale all’estero (Francia, Usa e Russia i Paesi indicati) per lo stoccaggio e il trattamento. Con la Francia c’è già un accordo, che risale al 2006, per il trattamento delle scorie dei vecchi impianti. Anche le aziende Usa, però, sono interessate alla torta.

Non a caso il cablogramma prosegue parlando delle nomine al vertice dell’Agenzia per la Sicurezza nucleare, quella che poi verrà affidata alla presidenza dell’oncologo Umberto Veronesi. I posti da assegnare sono cinque e la Dibble sponsorizza e caldeggia un nome, quello di Maurizio Cumo, docente di “impianti nucleari” alla Sapienza di Roma e, secondo la diplomatica, ”dotato di una grande esperienza in materia”.

Il motivo per cui Cumo piace tanto alla Dibble, però, è un altro: “Cumo è a favore della tecnologia nucleare Usa e ha detto al (Washington) Post che il  [modello di centrale] Westinghouse AP-1000
è la tecnologia nucleare più adatta per l’Italia”. Insomma il docente è l’uomo adatto per fare uno sgambetto ai francesi che vogliono chiudere la partita nucleare da soli. Quindi ben venga il professore che, a giochi fatti, è tra i cinque che compongono la squadra di Veronesi.

La diplomatica è convinta che la partita con la Francia per ottenere i contratti  non sia  ancora perduta. Il gioco, però, deve farsi duro. Scrive la Dibble nell’ennesimo cablogramma: ”E’ fondamentale  il coinvolgimento del Governo Usa ai massimi livelli con Governo italiano per controbilanciare l’attività lobbystica del governo francese per favorire le proprie compagnie nucleari”. Anche perché i francesi non stanno certo a guardare e non hanno nessuna intenzione di lasciarsi sfuggire l’affare. Così, oltre all’accordo già in essere con l’Enel per la realizzazione di quattro centrali modello Areva da oltralpe, appunta la Dibble, arriva nell’ambasciata francese un secondo funzionario con lo scopo di stringere l’affare.

Gli Usa sembrano avere dalla loro parte anche Mazzucca secondo il quale la soluzione ottimale sarebbe quella di adottare due diverse tecnologie nucleari, quella francese per cui c’è già l’impegno e quella statunitense. In un ultimo cablogramma la diplomatica ricorda l’imminente visita di Scajola negli Usa. Suggerisce di organizzare per l’ignaro ministro un tour in alcune strutture nucleari. Il tutto per favorire, in primo luogo, la firma di un accordo energetico proprio sulla cooperazione nucleare. Una strategia pianificata nei dettagli, non c’è che dire. Poi però, è arrivato lo tsunami e gli italiani si sono ricordati che il nucleare fa paura.

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24 marzo 2011 | 14:46

http://www.blitzquotidiano.it/politica-mondiale/nucleare-italia-guerra-francia-usa-wikileak-796182/2/


UPDATE 2-Westinghouse AP1000 design could see delay

http://www.reuters.com/article/2011/05/20/nuclear-westinghouse-idUSN2026921820110520

Fri May 20, 2011 7:50pm EDT

 * Issues previously raised about shield building, pressure

 * AP1000 certification schedule could be delayed

 (Adds company, regulator comment, byline)

 By Eileen O’Grady)

 HOUSTON, May 20 (Reuters) – The U.S. Nuclear Regulatory

Commission said on Friday that its ongoing review of

Westinghouse’s amended AP1000 nuclear reactor design has

uncovered additional technical issues that Westinghouse must

address before the design is certified.

 Resolution of the issues may lead to a delay in the

fledgling nuclear revival in the United States.

 Two U.S. utilities, Southern Co (SO.N) and SCANA Corp

(SCG.N), are awaiting NRC approval of the Westinghouse design

before the end of the year. Southern and SCANA, along four

other U.S. nuclear operators, have chosen the AP1000 design to

build the first advanced nuclear plants in the United States in

three decades.

 When the NRC approved a proposed rule related to the design

earlier this year, it asked for additional calculations to

confirm its analysis related to the design’s shield building

and containment building pressure during an accident, the NRC

said in a statement.

 That work led to more questions, the statement said.

 “Westinghouse must resolve the issues before we can

consider finalizing NRC certification of the design,” NRC

Chairman Gregory Jaczko said.

 Concern about nuclear safety was heightened by the March 11

earthquake and tsunami in Japan where nuclear operators

continue to struggle to stabilize the damaged Fukushima nuclear

units.

 Pittsburg-based Westinghouse Electric, which is majority

owned by Toshiba Corp (6502.T) and Shaw Group (SHAW.N), said

Friday it remains “confident” in its design and will work with

the NRC “to address the few remaining confirmatory items, none

of which are safety significant and several of which are

self-identified by Westinghouse.”

 Edward Markey, a vocal Democratic critic of nuclear power,

commended the NRC’s move to review the AP1000 reactor.

 Markey has the urged the NRC to suspend decisions on new

designs until safety issues raised by an NRC staff member, John

Ma, were addressed. Ma warned in NRC documents of problems with

the AP1000 shield building.

 NRC spokesman Scott Burnell, however, said issues cited by

Jaczko “are in no way related to the ongoing review of the

events at Fukushima nor are they related to the nonconcurrence

 that Dr. Ma submitted related to a different aspect of the

shield building.”

 Jaczko said previously the NRC might act on the AP1000

certification as early as the summer, a timeline that seems

less likely with Friday’s announcement.

 Southern and SCANA are already spending money on limited

construction work to add new reactors in Georgia and South

Carolina, respectively.

 A spokeswoman for Southern Co’s nuclear development arm

said Friday the company still expects to obtain its

construction and operating license (COL) by the end of the

year.

 The NRC must approve the reactor design before it can issue

the construction license utilities need.

 Other companies that want to build Westinghouse AP1000

reactors are Duke Energy Corp (DUK.N), NextEra Energy Inc

(NEE.N), Progress Energy Inc (PGN.N) and the Tennessee Valley

Authority.

 While the nuclear accident in Japan is expected to raise

regulatory and operating cost for existing and new U.S.

reactors, the biggest obstacle for the nuclear revival is the

continuing low cost of natural gas and the high cost of

building new reactors, analysts at Standard & Poor’s said in a

report earlier this month. [ID:nN04239617]

 Nuclear opponents jumped on Friday’s NRC statement, calling

it a serious setback for new nuclear construction.

 However, the NRC spokesman said the message to Westinghouse

was to pay attention to the details.

 “We are talking about a matter of attention to detail as

opposed to gaping holes,” said Burnell. “The chairman came to

the conclusion that he needed to make a statement given the

accumulation of these small details.”

 The NRC staff will hold a vendor inspection at Westinghouse

next week and expects the company to submit additional

information early in June. Once it examines the company’s

response, the NRC will determine if the timeline for final

design approval will be delayed, the agency said.

 For a FACTBOX on U.S. proposed nuclear reactors, see

[ID:nN20286865]

   (Editing by Sofina Mirza-Reid)


Siglato accordo tra Westinghouse e Endesa su tecnologia AP1000

Inserito il marzo 11, 2011 da energierinnovate

http://energierinnovate.wordpress.com/2011/03/11/siglato-accordo-tra-westinghouse-e-endesa-su-tecnologia-ap1000/

Importanti novità legati ai reattori nucleari di terza generazione avanzata., migliori rispetto ai precedenti per sicurezza e convenienza economica. Le Westinghouse Electric Company, che dispone della più grande base installata di reattori nucleari del mondo, ha fatto sapere con un comunicato dell’accordo stipulato con Endesa, per la condivisione di informazioni sul modello AP1000 di reattore III Generazione +. In base all’accordo, Endesa riceverà informazioni private sulla progettazione degli impianti e sulla fabbricazione dei componenti. Ci sarà anche “uno scambio” di personale tra le due aziende soprattutto nel settore ingegneristico ed è previsto anche un “training formativo”. L’azienda americana ha inserito l’iniziativa in un piano strategico che punta all’estensione sul mercato del modello AP1000 in Europa e nei paesi in via di sviluppo. Endesa, infatti, controllata da Enel, opera soprattutto nei paesi dell’America Latina, dove è la prima società elettrica privata. Il presidente operativo della Westinghouse, Ric Perez, si è dichiarato “entusiasta di firmare questo accordo, che testimonia l’interesse crescente nella nostra tecnologia a tutti i nostri potenziali clienti in Europa”. Perez ha, inoltre, fatto capire che Endesa potrebbe diventare “un cliente a lungo termine” nonché principale partner dello sviluppo dell’energia nucleare in Spagna ma soprattutto in Sudamerica.

Endesa, in Spagna detiene completamente le azioni di Ascó 1, l’85% di Ascó 2 e il 78% di Vandellos 2, impianto con due reattori nucleari. E’ detenuta per il 92% da Enel, ed è l’azienda leader in Cile, Argentina, Colombia e Perù con una presenza in Brasile. I reattori ad acqua pressurizzata AP100 sono invece al momento i modelli concorrenti da quelli scelti per il ritorno al nucleare in Italia, gli Epr, prodotti dalla francese Areva.


Westinghouse Sold AP1000 Technology Developed With American Taxpayer Assistance to China More than Three Years Ago

Tags: chinaEnergy and EconomyEnergy InvestingNuclear Powerunited stateswestinghouse

comments     Posted November 26, 2010 by Rod Adams with 2599 reads

8

http://theenergycollective.com/rodadams/47694/westinghouse-sold-ap1000-technology-developed-american-taxpayer-assistance-china-more

It sometimes surprises me just how long it takes the advertiser supported media to recognize an important story. This morning, my Google News Alert indicated that MSNBC and Bloomberg had both noticed that Westinghouse had transferred 75,000 documents relating to the design and construction of AP1000 nuclear reactor plants to China. One of those sources linked to a November 23, 2010 Financial Times report titled US group gives China details of nuclear technology.

Neither one of them linked to a June 2007 article titled China may export technology learned by building modern reactors that warned about the implications of a signed technology transfer agreement that was an integral part of Westinghouse’s sale of four AP1000s in March of 2007.

I guess it is not too surprising that this week’s reports are being portrayed as news since that early warning appeared on an obscure blog run by a guy who is not part of the mainstream media or a recognized contributor to the business press. There is also the distinct possibility that vain Western business leaders are finally waking up to the fact that it is a bad idea to sell the end results of decades worth of creative thinking to a group of expert copiers who have access to a vast number of extremely poor people willing to work hard for wages that would lead to starvation in most developed countries.

My use of the word “vain” in the above is justified by quotes like this one from an analyst that seems to believe that Westinghouse was perfectly correct to sell the technology that they developed with considerable assistance from American taxpayers.

“About half of the reactors planned in China are based on the AP1000 and this is very complex technology to master,” according to Panjwani. “This is a case of Westinghouse deciding to get involved in the biggest nuclear power market in the world and also assuming that it will take China some considerable time to fully master this technology.”

The funny thing is that nuclear reactor engineering is not really all that different from many other types of large process plant engineering. It is mostly a matter of pumps, valves, pressure vessels, control systems and proper material selection. Picking the right ingredients for long term reliability requires decades worth of expensive research, development and operational experience, but not if someone hands you the answers in a well-organized and searchable digital library after holding your hand for the first few projects.

Perhaps the most complex skill to master in building new nuclear power plants is following the labyrinth of rules and regulations that have been developed in the US under the influence of companies that profit by raising barriers to entry for new competitors and by people who are nervous about allowing nuclear energy to expand at all. The Chinese have little motivation to master that particular skill. I do not expect to see Chinese made reactors competing for shares of the US market. There are much more lucrative opportunities around the world right now.

There are a few little tricks of the trade that are quite difficult to master – like producing reactor coolant pumps that do not leak and do not need to be replaced very often – but those are actually quite minor components in the big scheme of multi-billion dollar manufacturing and construction projects. Once representatives of a country that has no tradition of protecting intellectual property have the majority of the technology on their computer hard drives and have practiced the necessary steps involved, there is really nothing to stop them from taking over the market. They will perform the tasks that could have involved tens of thousands of American workers at higher than average wages. Business leaders may benefit by some concentrated rewards, but the overall effect is a reduction in American prosperity.

This quote from the Financial Times story provides a little flavor of the kind of naive attitude that has allowed American business leaders to sell off useful and expensive to develop technology for what are really quite small amounts of money.

Westinghouse has shared technology with customers before. “I’ve been with Westinghouse over 40 years and in my early days we were exchanging technology with the French,” Mr Allen said when asked about the possibility of Chinese copying of Westinghouse technology.

The difference there was that the French had a long tradition of respecting intellectual property rights and they paid their license fees. That Westinghouse sale of Generation II reactor technology to Framatome (an Areva predecessor company) assisted in the development of a formidable competitor, but at least that competitor has determined that becoming a major US employer and building a physical presence in the world’s most lucrative energy market is a smart move. I fear that the CAP1000 manufacturers will not make the same kind of investments here or employ anywhere near as many US citizens.

I guess I am being a bit naive myself. After all, Westinghouse is not even an American company and has not been one for many years. The powerful industrial company that built railroads, electrical switchgear, power plants, and defense equipment morphed into a media company (CBS) during the Clinton Administration. It sold off the nuclear equipment manufacturing business and the Westinghouse brand name to foreign investors in 1998. Why should they care about maximizing returns on investment for the American taxpayers who helped them work out the kinks in Generation III+ light water reactor technology?

Update: (November 26, 2010 0405) There is a story published by the Mail & Guardian Online out of South Africa titled Nukes to the rescue? that supports my contention that Westinghouse and other Western reactor manufacturers are going to loose sales to their Chinese customers, just like they have already lost sales to their South Korean customers.

Eskom has considered increasing nuclear energy output before and was on the brink of signing a deal with either French manufacturer Areva or a US consortium led by Westinghouse in 2008, but pulled back, citing a lack of funding.

But, Adam said, the emergence of South Korea and China as nuclear technology suppliers since then had led to a possible halving of nuclear costs. Whereas Western-manufactured reactors cost between $5,000 and $6,000 per kilowatt capacity installed, a Far East-manufactured reactor would cost between $3,500 and $4,000.

By comparison, the proposed 4,800MW Kusile coal-fired power station to be built in Mpumalanga would cost an estimated $21-billion , which came to $4,375 per kilowatt capacity installed. As such, a Korean reactor cost less per kW of installed capacity than Kusile, Adam said. Although it might still be an expensive technology to set up, the running costs of nuclear were lower than other baseload technologies because of the low volumes of nuclear fuel required.

Adam cited the example of the 1 800MW Koeberg unit , which was the “most profi table in Eskom’s stable”. And South Africa could well look east for its nuclear technology, if recent diplomatic activity is anything to go by.

Agence France Presse reported in October that Deputy President Kgalema Motlanthe was in Korea to sign a nuclear deal, and the Mail & Guardian reported last week that China had offered South Africa nuclear reactors in exchange for its support of China’s position on climate change.


http://www.nrc.gov/reactors/new-reactors/design-cert/amended-ap1000.html


AP1000, l’NRC rinvia la concessione delle licenze

La Nuclear Regulatory Commission (NRC) statunitense ha rilevato una serie di issue tecnici che l’hanno convinta a rimandare la certificazione del Westinghouse Ap1000.
L’annuncio è contenuto in una nota stampa rilasciata dalla NRC lo scoso 20 maggio.
L’azienda dovrà risolvere questi problemi tecnici prima di poter ottenre il via libera definitivo da parte dell’agenzia governativa e l’emissione delle licenze per la produzione e la distribuzione di questo nuovo modello di reattore nucleare.


NRC wavering on AP1000 decision under pressure by FOE

by Rod Adams on June 5, 2011 in Politics of Nuclear Energy

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On May 10, 2011, the Friends of the Earth, a group that has professionally opposed nuclear energy since the late 1960s, issued a press release that challenged the US Nuclear Regulatory Commission’s refusal to extend the public comment period for the AP1000. Here is a quote from the press release describing how the group organized its membership to apply focused pressure to interfere with the legal responsibility of the NRC to perform an adequate technical review and follow that review by granting design certification for nuclear electricity production plants that meet stringent safety requirements.

The 75-day formal comment period on the AP1000 “rulemaking,” which began with the publication of an announcement in the Federal Register on February 24, closes today. Included in the record are more than 14,000 comments submitted throughout the public comment period by Friends of the Earth activists, asking that the comment period be extended. This number of comments appears to be a record number submitted in an NRC rulemaking procedure. Yet, today the NRC rejected the call to extend the comment period, despite the thousands of public requests.

In my view, the FOE made a key tactical mistake by bragging about its successful effort to orchestrate an email campaign. Any email that comes from members of a dedicated pressure group should not be viewed as “public” comments indicating a broad based concern. In the US system, groups have a right to organize to express their opinions, but they do not have a right to impose their view on the majority.

If 14,000 individual members of the public who had already invested the time to become conversant with the technical issues associated with designing and licensing a nuclear power plant had determined that they had strong enough concerns about the specifics of a design to submit a critical comment, that might be a situation worth a serious review. However, if 14,000 form letter emails are generated by a group of people who have been dedicated to fighting nuclear energy for more than 40 years that means something entirely different.

The technical criticisms of the design from the FOE rests on shaky ground. They come from mainly from two former nuclear engineers, one of whom made a mid-life career change to become professionally engaged in opposing nuclear energy development. Arnie Gundersen, who runs a consultancy called Fairewinds Associates along with his wife, a trained paralegal, has produced some statements that describe a 1.75 inch thick steel structure as inadequate and a large, sub-divided tank that meets American Society of Mechanical Engineers (ASME) code for seismic strength as a single point of failure in the case of a station blackout event.

That is the personal opinion of a single man who has not been engaged in making calculations that are verified by peers and reviewed by regulators since at least 1990, when he left a nuclear services company under a cloud that resulted in him being sued for defamation. Perhaps FOE recognized that an unverified calculation does not carry much weight in a regulatory proceeding; according to their press release, Gundersen did not perform his calculation by himself.

Nuclear engineer Arnie Gundersen and the staff of Fairewinds Associates analyzed the design of the AP1000 reactor and found many aspects lacking, as cataloged in the comments formally submitted to the NRC by Friends of the Earth. The comments state that claims made about the safety of the reactor’s containment structure “are not based upon sound scientific analysis and engineering review, but appear instead to be based upon the mythical dreaming of an aggressive industry and its captive regulator.”

FOE’s press release authors and approvers also decided that Arnie’s opinion might carry more weight if it was backed up by someone other than the staff at Fairewinds (perhaps Maggie, Arnie’s wife, has obtained engineering training along with her paralegal training). They found another person with an impressive sounding title and resume who has some criticisms of her own.

The submission goes on to highlight earlier comments by a former Westinghouse reactor design employee, Dr. Susan Sterrett, who raised numerous, as of yet unanswered, questions about the methodology employed by both Westinghouse and the NRC in relation to the AP1000 design. Dr. Sterrett alleges that Westinghouse improperly based the AP1000 design on aspects of the AP600 design and that the NRC and the Advisory Committee on Reactors Safeguards (ACRS) did not thoroughly review this choice by Westinghouse.

The problems with Dr. Sterrett’s qualifications to technically challenge Westinghouse’s design analysis, however, are that her PhD is in philosophy, her publications discuss the philosophy of science, and she has not been involved in any design work at Westinghouse for at least a dozen years. She has no basis for her claim that Westinghouse is merely repurposing old calculations from a different licensed design. Her challenges are also not “unanswered.” She received a politely worded response to her 2005 challenge of the certification of an earlier iteration of the AP1000 design on those very same grounds. (You can find the document at the NRC’s web site using a web based ADAMS search for document number ML051880279.)

When I first read the FOE press release, I did not think too much about it since the public comment period for the AP1000 had ended, and the process for awarding the revised design certification rule was scheduled to be completed by sometime in the late summer or early fall. Then Chairman Jaczko decided to exercise his prerogative as the NRC’s primary spokesman to issue a press release indicating that unresolved technical issues remained in the design certification document. That action worried me.

On Thursday, June 2, 2011, CNBC published a report that caused me even greater concern. According to that report, the NRC is seriously considering reopening the public comment period for the AP1000. Also according to that report, the previous public comment period resulted in “more than 13,000″ comments. That statement that indicates to me that nearly all of the comments received were the ones orchestrated by the FOE.

An NRC decision to reopen the public comment period would have a chilling effect on nuclear development work in the United States because it would add even more uncertainty to an already lengthy and unpredictable process. It could result in massive layoffs at the plant Vogtle site in eastern Georgia, where there are already several thousand people preparing for actual plant construction. Their work is progressing on schedule now, but if the design certification is delayed by several months, they will reach a stage where there is nothing left to do. The project is not allowed to move beyond a certain point without a construction and operating license.

Georgia residents began paying for the costs of the Vogtle units in their electric bills several years ago because the Georgia public utility commission agreed that it was the best alternative to meet a growing need for electrical power. Their investment is being put at risk. The AP1000 design has successfully completed many years of detailed engineering and review. It would be a tragedy for my country and my grandchildren’s future if the focused actions of a few professional activists resulted in derailing the construction of a safe, emission free and reliable electric power resource that is not dependent on rapidly depleting and polluting resources like natural gas or coal.

Public engagement is a necessary part of a democratic process, but if the FOE can add significant delay and cost to a nuclear project, what is to stop competitors from using that same technique to prevent nuclear energy from successfully capturing market share? Determining how our energy needs will be met is not just an academic exercise where all opinions have equal weight; it is a highly technical process involving the expenditure of many billions of dollars. It is also a competitive business where established suppliers are motivated by understandable business objectives to hamper the development of effective energy sources that could push them out of portions of “their” market and slow their revenues.


December 1, 2009 NRC Concerns About AP1000 Structural Strength Could Delay Projects Sonal Patel Concerns raised by the U.S. Nuclear Regulatory Commission (NRC) about the structural strength of Westinghouse Electric Co.’s AP1000 reactor could cause delays for several nuclear plants that planned to use the design in the U.S. — and it raises questions for new builds started or proposed in China and the UK. The federal agency on Oct. 16 told the Toshiba Corp. that it had not “demonstrated… certain structural components of the revised AP1000 shield building [could] withstand design basis loads.” The shield building protects the reactor’s primary containment from severe weather and other events, but it also provides a radiation barrier during normal operation and supports an emergency cooling water tank. Though the NRC would continue reviewing the remainder of the next-generation reactor’s design certification amendment application, it told Westinghouse in a letter that it expected the company to make design modifications and conduct testing to ensure the shield building design could sustain its safety functions. Notably, the agency told Westinghouse that the impact on the overall AP1000 certification review — whose completion was expected by December 2010 — would be established after agency staff and the company had discussed the NRC’s concerns. The AP1000 (see schematic, p. 95 in our Nov. 2009 issue) has already received design certification, but Westinghouse in May 2007 formally submitted an application to revise the design to “aid in reducing the cost, schedule, and risk” for U.S utilities that plan to submit combined construction and operating license (COL) applications. Additionally, the company had anticipated that the decision would contribute to increased standardization of the reactor design, making the NRC’s review of AP1000 COL applications more efficient. But the NRC’s decision could have adverse implications for seven U.S. utilities that are seeking to build 14 new AP1000 units and that chose the reactor design over several others under review or that have garnered NRC approval. Among the more prominent projects are two thought to be contenders for $18.5 billion in loan guarantees from the Department of Energy: Southern Co.’s Plant Vogtle in Georgia (see the story on Plant Vogtle in our Nov. 2009 issue) and SCANA Corp.’s V.C. Summer plant in South Carolina. Just this August, the NRC issued its fourth early site permit for Plant Vogtle’s two planned units — and its first for the Westinghouse AP1000 reactor design. Before full construction and operation of the two planned AP1000 units can begin, as was anticipated in 2011, the NRC must approve Southern Co.’s March 2008 application for a COL, however. Delays in the reactor design’s review put timelines for the $14.4 billion project in limbo. The NRC’s decision could also throw a shadow over modular construction techniques, which reactor vendors had said would control costs and timelines. Utilities like Georgia Power, Southern Co.’s parent company, had used this justification at state legislatures to collect in advance some of the cost to expand the nuclear facility at Plant Vogtle. Following the NRC’s conclusions about the AP1000 reactor design, environmental groups sought to block construction of the two units, asking a federal judge to review the NRC’s early site permit. The groups argued that as delays occur, costs — which ratepayers will be forced to pick up — are likely to rise. Westinghouse and Southern Nuclear officials issued statements following the NRC’s public letter saying that they were confident that the issue would be resolved satisfactorily in time to avoid costly delays. Meanwhile, the NRC’s finding seems to have no bearing on construction plans in China. Westinghouse and consortium partner Shaw Group are under contract to provide China’s State Nuclear Power Technology Corp. (SNPTC) with four AP1000 reactors. Construction of the world’s first nuclear power plant to use the reactor design began this April at Sanmen in Zhejiang province. At the end of September, crews began pouring basemat structural concrete for the two-unit nuclear island in Haiyang, Shandong province (Figure 1).




1.     In on the ground floor. 
Nuclear Regulatory Commission concerns about the AP1000 may have no bearing in China, where Westinghouse and consortium partner Shaw Group have signed a contract for four AP1000s. Two units at Sanmen, in Zhejiang province, are already under construction. In September, crews laid concrete for the second two-unit nuclear island in Haiyang, Shandong province. Courtesy: Westinghouse Electric It is too early to tell if or how the NRC’s decision will make waves across the pond, in the UK, where the AP1000 and AREVA’s EPR are undergoing a generic design assessment process. An Oct. 26 report from the UK Health and Safety Executive concluded that the approval process is on schedule for completion in June 2011, though neither of the designs is truly complete. Regarding technical problems, the EPR has an issue concerning instrumentation and control, which will require design changes. For the AP1000, the government body said it would need more information to show that non-nuclear structures will be built to high-enough standards. New-Generation Gas Turbines Steam Ahead This September, as Siemens Energy wrapped up testing of its H-class SGT5-8000H gas turbine at E.ON’s Irsching 4 gas power plant in Bavaria, Germany, the company raved about what it is calling “the world’s most powerful gas turbine.” After firing the prototype megaturbine for 1,500 hours — 1,200 hours of which had been full-load testing — the company said that the 50-hertz machine exceeded the original rated output of 340 MW. Analysis of measurement data now shows that rated output could be increased to 375 MW in simple-cycle duty, it said. The validation program, which began in April 2008, will now extend the simple-cycle test plant to a high-efficiency combined-cycle plant, beginning phase two of the program. Transfer to the plant operator, E.ON, is expected in 2011. The company suggests that the turbine, based on a combined Siemens and Westinghouse design, will outperform initial projections for output in its combined-cycle mode by 40 MW — bringing it to 570 MW. Expectations regarding the turbine’s efficiency remain at 60%, though this still beats another Siemens design by two percentage points and makes it the “world’s most efficient combined-cycle plant,” according to the company. The 440 – metric ton turbine features roughly 1,000 turbine blades (each generates 10 times as much power as a Porsche 911, Siemens boasts). A ceramic coating as insulation and other adhesive coatings make the blades on the front rings impervious to combustion temperatures of up to 1,500C. These special coatings give the turbine a total service life of 25,000 hours — six times longer than pure metal would survive if exposed to the flow of the hot combustion gases. Steel makes up 95% of the gas turbine. In all, it comprises 7,000 components (Figure 2). The turbine features “numerous innovations, including a fully redesigned housing for the combustion chamber.” The SGT5-8000H is the latest in a new generation of gas turbines — but it isn’t the only one that will be contending for global sales come 2011. Japan’s Mitsubishi Heavy Industries earlier this year completed development of its “J”-series gas turbine, planning to take it to market by 2011. Designed to operate at blistering temperatures of up to 1,600C at the turbine inlet, the 60-hertz machine is expected to achieve a rated power output of about 320 MW (ISO basis) and 460 MW combined-cycle power generation. In October, meanwhile, GE Energy said it is looking to wheel out an upgraded version of its Frame 7FA gas turbine (Figure 3) by 2012 to help power plant operators use less fuel to generate power. The newly announced version is the turbine’s sixth upgrade. Compared to the original 7FA, which went into service in 1990, this version features an improvement of more than 60 MW. GE told POWER that the new model also has a 35.8-MW and 1.4 percentage points improvement in efficiency over its most widely used 7FA model. The turbine is reportedly being evaluated by several companies. Some of the first new 7FA turbines are planned to be used at the proposed 586-MW Oakley Generating Station in Oakley, Calif. The plant, developed by Radback Energy, is expected to be transferred to Pacific Gas and Electric Co. after it enters operation.
 

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NRC Head Says Certification Rules for AP1000, ABWR, ESBWR May Come This Summer, With First SMR Application as Early as Next Year

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 Nuclear Street News Team

Wed, Mar 9 2011 6:00 AM

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In a speech at the Nuclear Regulatory Commission’s Regulatory Information Conference Tuesday, NRC chairman Gregory Jaczko laid out his agency’s response to renewed interest in nuclear plant construction, as well as regulatory issues concerning the existing reactor fleet.

Final action on certification rules for the Westinghouse AP1000 and GE-Hitachi’s ABWR and ESBWR designs may come as early as this summer, Jaczko indicated in the text of the speech issued to the news media. This year also might see the first mandatory hearing on a new reactor since the 1970s.

The agency also is readying itself for license applications for small modular reactors, and Jaczko said he expects the first SMR design certification application to materialize as early as next year.

“Work is already underway to resolve important technical, licensing and policy issues related to SMRs. The agency already has plans to publish a future proposed rulemaking establishing a variable annual fee structure for small and medium-sized reactors. Additionally, the Commission will be exploring policy options over the coming year for issues such as offsite emergency preparedness, decommissioning funding, control room staffing, and the license structure for multi-module facilities,” he said.

Jaczko also took the opportunity to point out NRC’s ongoing efforts to improve safety at existing reactors, including the implementation of Generic Safety Issue 191, the NFPA 805 enhanced fire safety measures and level 3 probabilistic risk assessments. Other safety issues mentioned in the speech include submerged cables, updated seismic hazards, spent fuel pool criticality, human performance and materials degradation.

– Download the full text of Jaczko’s speech

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