Advanced Boiling Water Reactor (ABWR) är en generation III-kokvattenreaktor. ABWR erbjuds av GE Vernova Hitachi Nuclear Energy (GVH) och Toshiba. ABWR genererar elektrisk kraft genom att ånga driver en turbin kopplad till en generator; ångan bildas när vatten kokas med värme från klyvningsreaktioner i kärnbränslet. Kashiwazaki-Kariwa block 6 brukar anges som den första generation III-reaktorn i världen.
Kokvattenreaktorer (BWR) är den näst vanligaste typen av lättvattenreaktor och använder en direkt cykel (ånga bildas i reaktorn och går direkt till turbinen), vilket kräver färre stora komponenter i ångsystemet än en tryckvattenreaktor (PWR), som använder en indirekt cykel. ABWR beskrivs ofta som en modern slutpunkt i den klassiska kokvattenreaktorlinjen, och är en av de första generation III-designerna som byggts i full skala, med flera reaktorer färdigställda och i drift. De första ABWR-reaktorerna byggdes i Japan. Projekten i både Taiwan och USA har rapporterats bli dyrare än budgeterat.
Standarddesignen för en ABWR-anläggning har en elektrisk nettoeffekt på cirka 1 350MW, genererad från cirka 3926MW termisk effekt.
Översikt av designen
Genomskärning av en brittisk ABWR-design med armerad betonginneslutning (RCCV).Tryckkärl från ABWR. 1: Reaktorhärd 2: Styrstavar 3: Interna vattenpumpar 4: Ångledning till turbin/generator 5: Kylvattenflöde till härden.
ABWR representerar en evolutionär utvecklingsväg för kokvattenreaktorfamiljen, med många ändringar och förbättringar jämfört med tidigare BWR-designer.
Viktiga förbättringsområden omfattar:
Tillägget av reaktorinterna pumpar (RIP) monterade på botten av reaktortryckkärlet (RPV) – totalt 10 – vilka ger förbättrad prestanda och samtidigt eliminerar stora recirkulationspumpar i inneslutningen och tillhörande rör med stor diameter samt komplexa rörgränssnitt mot RPV (t.ex. recirkulationsslingan som finns i äldre BWR-modeller). Endast RIP-motorn är placerad utanför RPV i ABWR. Enligt Tier 1 Design Control Document (det officiellt certifierade dokumentet från Nuclear Regulatory Commission som i allmänhet beskriver anläggningsdesignen) har varje RIP en nominell kapacitet på 6912m³/h.
Möjligheterna att justera styrstavar har kompletterats med en elektrohydraulisk Fine Motion Control Rod Drive (FMCRD), som möjliggör fin positionsjustering med elektrisk motor utan att förlora tillförlitligheten eller redundansen hos traditionella hydrauliska system, vilka är konstruerade för att genomföra snabbavstängning på 2,80s från mottagen initieringssignal, eller ARI (alternativ styrstavsinsättning) på en längre men fortfarande obetydlig tidsskala. FMCRD förbättrar också försvar-i-djupet vid bortfall i primär hydraulik och ARI-beredskap.
Ett helt digitalt Reactor Protection System (RPS) (med redundanta digitala backups samt redundanta manuella backups) ger hög tillförlitlighet och förenkling för detektering och respons vid säkerhetstillstånd. Systemet initierar snabb hydraulisk insättning av styrstavar för avstängning (kallat SCRAM av kärningenjörer) vid behov. Två-av-fyra-logik per parameter gör att onödiga snabbstopp inte utlöses av enstaka instrumentfel. RPS kan också utlösa ARI och FMCRD ”rod run-in” för att stoppa kedjereaktionen. Aktivering av standby liquid control system (SLCS) ges som divers logik vid den osannolika händelsen av en anticipated transient without scram (ATWS).
Fullt digital reaktorkontroll (med redundanta digitala backups och redundanta manuella (analoga) backups) gör det möjligt för kontrollrummet att snabbt och enkelt styra drift och processer. Separata redundanta digitala multiplexbussar för säkerhetsklassade respektive icke-säkerhetsklassade funktioner ger tillförlitlighet och diversitet för instrumentering och kontroll.
Särskilt är reaktorn automatiserad för uppstart (d.v.s. initiera kedjereaktionen och effektuppgång) och för standardavställning med enbart automatiksystem. Mänskliga operatörer är fortsatt centrala för kontroll och övervakning, men en betydande del av arbetet med effektupp- och nedgång kan automatiseras på operatörens initiativ.
Emergency core cooling system (ECCS) har förbättrats på flera områden och ger en hög nivå av försvar-i-djupet mot olyckor och händelser.
Systemet har delats upp i tre divisioner; varje division kan – för sig – hantera den maximalt dimensionerande begränsande felhändelsen/konstruerade haveriet (DBA) och stoppa händelsen innan härden friläggs, även vid bortfall av yttre kraft och bortfall av korrekt matarvatten. Tidigare BWR hade två divisioner, och friläggning (men ingen härdskada) förutsågs kunna inträffa kortvarigt vid en svår olycka innan ECCS-respons.
Arton SORV (safety overpressure relief valves), varav åtta ingår i ADS (automatic depressurization system), säkerställer att övertryckshändelser i RPV snabbt dämpas och att reaktorn vid behov kan tryckavlastas snabbt till en nivå där lågtrycks-core flooder (LPCF, högkapacitetsläge i residual heat removal system, som ersätter LPCI och LPCS i tidigare BWR-modeller) kan användas.
LPCF kan dessutom injicera mot högre RPV-tryck, vilket ger ökad säkerhetsmarginal vid mellanstora brott, som kan vara tillräckligt små för långsam tryckavlastning men tillräckligt stora för att överbelasta kapaciteten hos högtryckssystem för härdspray/kylmedelsinjektion.
Även om den säkerhetsklassade (Class 1E) kraftbussen fortfarande matas av tre mycket tillförlitliga säkerhetsklassade dieslar, finns en ytterligare Plant Investment Protection-kraftbuss med en förbränningsgasturbin på plats. Den är avsedd som försvar-i-djupet mot station blackout och för att mata viktiga men icke-säkerhetskritiska system vid bortfall av yttre kraft.
Även om en division av ECCS saknar högtrycksflödningskapacitet (HPCF), finns en ångdriven, säkerhetsklassad turbopump för reactor core isolation cooling (RCIC) som är högtrycksklassad och har omfattande batteribackup för instrumentering och kontroll, vilket säkrar kylning även vid fullständig station blackout med fel på alla tre dieslar, gasturbinen, primär batteribackup samt dieseldrivna brandvattenpumpar.
Under RPV finns en mycket tjock armerad betongplatta (i källtexten beskriven som basaltisk armerad betong) som kan fånga och hålla smält härdmaterial i extremt osannolika situationer. Därutöver finns flera smältbara länkar i väggen som separerar wetwell från nedre drywell som kan översvämma plattan med wetwell-vatten, vilket säkerställer kylning även vid fel i standardiserade mitigationssystem.
Inneslutningen har förbättrats avsevärt jämfört med den konventionella Mark I-typen. Liksom Mark I är den av tryckundertryckstyp och konstruerad för att hantera ånga vid transienter och olyckor genom att leda ånga via rör in i en vattenbassäng i wetwell (”torus” i Mark I), där den låga temperaturen kondenserar ångan tillbaka till vätska och håller inneslutningstrycket nere. Den typiska ABWR-inneslutningen har flera härdade lager mellan primärinneslutningens insida och den yttre skärmväggen och är kubformad. En större förbättring är att reaktorn har standardiserad säker avställningsjordbävningsacceleration på 0,3g; dessutom är den konstruerad för att tåla tornado med vindhastighet över 320mph (cirka 515km/h). Seismisk förstärkning är möjlig i jordbävningsutsatta områden och har genomförts vid anläggningen Lungmen i Taiwan, som förstärkts till 0,4g i alla riktningar. Inneslutningen inertiseras med kväve före drift för att förhindra bränder och kan deinertiseras efter avställning för underhåll.
ABWR är konstruerad för en livslängd på minst 60 år. Den relativt enkla designen innebär också att inga kostsamma ånggeneratorer behöver bytas, vilket minskar total driftkostnad.
Enligt GVH:s probabilistiska riskanalys (PRA) skulle en härdskadehändelse inträffa högst ungefär en gång på sex miljoner år eftersom härdskadefrekvensen (CDF) för ABWR anges som 1,6×10−7, näst lägst efter ESBWR.
Reaktortryckkärlet och Nuclear Steam Supply System (NSSS) har betydande förbättringar, såsom införandet av RIP, vilket eliminerar konventionella externa recirkulationsslingor och pumpar i inneslutningen som i sin tur driver jetpumpar som ger tvångsflöde i RPV. RIP innebär förbättringar av tillförlitlighet, prestanda och underhåll, inklusive minskad yrkesexponering för strålning kopplad till arbete i inneslutningen vid underhållsstopp. Pumparna drivs av våtrotormotorer med pumphus kopplade till botten av RPV och eliminerar stora externa rör för recirkulation som kan utgöra läckvägar. De 10 interna recirkulationspumparna är placerade i botten av ringformiga downcomer-området (d.v.s. mellan härdshrouden och RPV:s insida). Därmed eliminerar interna recirkulationspumpar alla jetpumpar i RPV, alla stora externa recirkulationspumpar och rör, isoleringsventilerna samt stora munstycken som penetrerade RPV och behövde suga vatten från och returnera det till RPV. Denna design minskar därför det värsta läckfallet under härdregionen till i praktiken motsvarande ett läckage med diameter 2-tomme-diameter (51mm). Den konventionella BWR3–BWR6-produktlinjen har en analog potentiell läcka med diameter 24 tum eller mer. En stor fördel med denna design är att den kraftigt minskar den flödeskapacitet som krävs av ECCS.
De första reaktorerna som använde interna recirkulationspumpar designades av ASEA-Atom (numera en del av Westinghouse Electric Company via fusioner och uppköp; Westinghouse har också varit ägt av Toshiba) och byggdes i Sverige. Dessa anläggningar har fungerat mycket framgångsrikt under många år.
De interna pumparna minskar den erforderliga pumpeffekten för samma flöde till omkring hälften jämfört med jetpumpsystemet med externa recirkulationsslingor. Utöver säkerhets- och kostnadsförbättringar genom eliminering av rör, ökar även den totala termiska verkningsgraden. Eliminering av extern recirkulationsrörledning minskar också personalens strålningsexponering vid underhåll.
En driftsfunktion i ABWR-designen är elektriska finrörelsedon för styrstavar, först använda i BWR från AEG (senare Kraftwerk Union AG, numera AREVA). Äldre BWR använder ett hydrauliskt låskolvsystem för att flytta styrstavar i steg om sex tum. Den elektriska finrörelsedesignen förbättrar i hög grad faktisk styrstavspositionskontroll och minskar risken för styrstavsdrivolycka så mycket att ingen hastighetsbegränsare behövs vid basen av de korsformade styrstavsbladen.
Certifieringar och godkännanden
Något olika versioner av ABWR erbjuds av GE Vernova Hitachi, Hitachi-GE (den del av GVH som verkar i Japan) samt Toshiba.
År 1997 certifierades GE-Hitachis ABWR-design för USA som en slutlig design i slutlig form av U.S. Nuclear Regulatory Commission, vilket innebär att dess prestanda, verkningsgrad, effekt och säkerhet redan har verifierats och att det därmed blir administrativt enklare att bygga den än en icke-certifierad design.
I juli 2016 drog Toshiba tillbaka ansökan om förnyelse av den amerikanska designcertifieringen för ABWR eftersom ”det blivit allt tydligare att sjunkande energipriser i USA hindrar Toshiba från att förvänta sig ytterligare möjligheter för ABWR-byggprojekt”.
Platser
ABWR är licensierad för drift i Japan, USA och Taiwan, även om många byggprojekt har stoppats eller lagts på is.
Per december 2006 var fyra ABWR i drift i Japan: Kashiwazaki-Kariwa block 6 och 7, som togs i drift 1996 respektive 1997, Hamaoka block 5, som togs i drift 2004 efter byggstart 2000, samt Shika 2 som påbörjade kommersiell drift den 15 mars 2006. Ytterligare två delvis byggda reaktorer finns i Lungmen i Taiwan, och en till (Shimane 3) i Japan. Arbetet på Lungmen stoppades 2014. Arbetet på Shimane stoppades efter jordbävningen 2011.
USA
Den 19 juni 2006 lämnade NRG Energy in en avsiktsförklaring (Letter of Intent) till Nuclear Regulatory Commission om att bygga två ABWR på 1358MWe vid South Texas Project. Den 25 september 2007 lämnade NRG Energy och CPS Energy in en ansökan om kombinerat bygg- och drifttillstånd (COL) för dessa anläggningar. NRG Energy är en kommersiell elproducent och CPS Energy är USA:s största kommunalt ägda energibolag. COL godkändes av NRC den 9 februari 2016. På grund av marknadsförhållanden kan dessa två planerade enheter aldrig komma att byggas och har inget planerat byggstartdatum.
Storbritannien
Horizon Nuclear Power hade planer på att bygga Hitachi-GE ABWR vid Wylfa i Wales och Oldbury i England. Båda projekten pausades i mars 2012 av dåvarande ägare (RWE och E-ON) för att sälja Horizon, varpå Hitachi blev ny ägare. Development Consent Order för Wylfa accepterades i juni 2018 och i augusti utsågs Bechtel till projektledare. Den första reaktorn förväntades tas i drift i mitten av 2020-talet, och byggstart vid Oldbury förväntades några år senare. Den 17 januari 2019 meddelade Horizon att båda projekten avbröts av finansiella skäl.
Tillförlitlighet
Jämfört med jämförbara designer stängs de ABWR-reaktorer som varit i drift ofta ner på grund av tekniska problem. IAEA redovisar detta med ”driftfaktor” (operating factor), det vill säga tid med elproduktion i relation till total tid sedan kommersiell driftstart. De två första anläggningarna vid Kashiwazaki-Kariwa (block 6 och 7) uppges ha livstids driftfaktorer runt 70%, vilket innebär att de ungefär 30% av tiden sedan idrifttagning inte producerat el. Exempelvis hade Kashiwazaki-Kariwa 6 år 2010 en kapacitetsfaktor på 80,9% och 93% år 2011. År 2008 producerade den däremot ingen el eftersom anläggningen var avställd för underhåll och hade därför 0% kapacitetsfaktor det året. Som jämförelse uppges andra moderna anläggningar, såsom koreanska OPR-1000 eller tyska Konvoi, visa driftfaktorer runt 90%.
Effekten i de två nyare ABWR vid Hamaoka och Shika behövde sänkas på grund av tekniska problem i anläggningarnas ångturbindel. Efter att båda anläggningarna strypts ned har de fortsatt förhöjd stilleståndstid och visar livstids driftfaktorer under 50%.
Reaktorblock
Nettoeffekt (planerad nettoeffekt)
Kommersiell drift start
Driftfaktor sedan kommersiell driftstart till och med 2011
Första installation. Efter jordbävningen och tsunamin den 11 mars 2011 stängdes återstartade enheter och säkerhetsförbättringar genomfördes. Per oktober 2017 hade inga enheter återstartats, och tidigast föreslaget återstartdatum var april 2019 (för block 6 och 7 som använder ABWR).
Tillstånd beviljat 2016, byggnation är för närvarande inte schemalagd.
ABWR-II
Ett antal designvarianter har övervägts, med effekter som varierar från 600 till 1800MWe. Den mest utvecklade varianten är ABWR-II, som startade 1991, en förstorad ABWR på 1718MWe, avsedd att göra kärnkraft mer konkurrenskraftig i slutet av 2010-talet. Ingen av dessa designer har implementerats.
De nya designerna avsåg att uppnå 20% minskning av driftkostnader, 30% minskning av kapitalkostnader samt en stram planerad byggtid på 30 månader. Designen skulle möjliggöra större flexibilitet i val av kärnbränslen.
