Energia nucleară în Rusia

Centrale nucleare din Rusia ( editați )
Balakovo Beloyarsk Južno-Ural ' Kalinin Kaliningrad Kola 1 și 2 Kursk 1 și 2 Leningrad 1 și 2 Novovoronezh 1 și 2 Nizegorod Obninsk Rostov Smolensk 1 și 2 Tver ' Rusia europeană Beloyarsk A. Lomonosov Bilibino Seversk Južno-Ural ' Rusia asiatică Lucru În construcție Viitor În arest pe termen lung Închis Anulat

În 2011, energia nucleară din Rusia a generat 17,6% din totalul energiei electrice produse în țară ^[1] .

Începând cu luna mai 2013, există 10 centrale nucleare în funcțiune în această țară care au un total de 33 de reactoare operaționale, 10 în construcție și 4 scoase din funcțiune.

Se construiesc 3 noi centrale nucleare cu un total de 6 reactoare .

Există, de asemenea, o altă centrală nucleară închisă cu reactor , Aps-1 Obninsk în Kaluga , prima centrală nucleară care funcționează din lume, deși a fost inițial o instalație militară pentru producerea de plutoniu la care s-a adăugat o turbină abia mai târziu. pentru producerea energiei electrice. ^[2]

Istorie

Începuturile

Același subiect în detaliu: Energia nucleară în Uniunea Sovietică .

Vedere din față a centralei nucleare de la Obninsk , prima centrală nucleară din lume

Prima centrala nucleara din Rusia , iar primul din lume pentru a produce electricitate , a fost reactorul în Obninsk 5 MW în 1954. Primele două centrale nucleare din Rusia au fost lansate în 1963 64 ( Belojarsk 1 și Novovoronezh 1 ), datează în schimb din 1973 Novovoronež 3 , progenitorul modelelor aflate în funcțiune astăzi. La mijlocul anilor 1980, Rusia avea 25 de reactoare în funcțiune, dar industria nucleară era afectată de probleme de diferite feluri, soluționate doar după dezastrul de la Cernobîl . Rosenergoatom este singura companie rusă de energie care folosește centrale nucleare , în care cele zece centrale nucleare ale sale au statutul de filiale. A fost înființată în 1992 și a fost reconstituită ca o companie în 2001, ca o divizie a SC Rosatom . ^[2]

Dezastrul de la Cernobîl a dus la întreruperea, suspendarea sau anularea a zeci de reactoare din lume, majoritatea din țările fostului bloc sovietic .

Post Chernobyl '

Primele două reactoare ale centralei nucleare de la Rostov (2007)

Între dezastrul de la Cernobîl și mijlocul anilor 1990, doar centrala electrică din Balakovo a fost pusă în funcțiune și Smolensk 3 a fost finalizată. Reformele care au urmat prăbușirii Uniunii Sovietice au dus la o lipsă severă de fonduri pentru dezvoltarea nucleară, iar unele au fost blocate. În ciuda acestui fapt, exporturile către Iran , India și China au început la sfârșitul anilor 1990 (a se vedea mai jos ), în timp ce programul național a fost reactivat. În jurul anului 2000, construcția reactorului a reînviat, datorită lui Rostov 1 (numit anterior Volgodonsk 1 ), unul dintre reactoarele oprite anterior, care a fost conectat la rețea. Acest lucru a reînviat foarte mult industria nucleară rusă, care a procedat la reactivarea și completarea multor reactoare, atât ca o adăugare a capacității nucleare, cât și în așteptarea înlocuirii reactoarelor vechi. ^[2]

Anii 2010

Centrala electrică Kalinin

În 2006, planurile guvernamentale de dezvoltare a energiei nucleare erau solide și existau proiecții pentru a adăuga 2-3 GW pe an până în 2030, precum și reactoare de export pentru a satisface o cerere mondială de aproximativ 300 GW . La începutul anului 2016, Rosatom a susținut că PIB - ul Rusiei a câștigat câte 3 ruble pentru fiecare investit în construirea centralelor nucleare, precum și a adus o „dezvoltare socio-economică mai mare țării în ansamblu” , totuși, la începutul anului 2017 , CEO - ul Rosatom a declarat că guvernul va încheia sprijinul de stat pentru construirea de noi unități în 2020 și, prin urmare, compania va trebui să învețe cum să facă bani pe cont propriu, în principal prin proiecte comerciale internaționale . Propunerea inițială a lui Rosatom pentru o expansiune națională rapidă a capacității nucleare s-a bazat pe rentabilitatea finalizării a 9 GW parțial construite. Pentru a obține fondurile, Minatom a oferit Gazprom posibilitatea de a investi în unele dintre centralele nucleare parțial finalizate. Logica era că cei 7,3 miliarde de dolari necesari pentru 10 GW (inclusiv Rostov 1 tocmai finalizat) vor fi recuperate rapid din exporturile de gaz dacă noua centrală nucleară ar fi redus nevoia de a arde acel gaz la nivel național. În septembrie 2006, Rosatom a anunțat o țintă de alimentare cu energie nucleară de 23% până în 2020, punând astfel în funcțiune două centrale de 1200 MW pe an din 2011 până în 2014 și trei pe an până în 2020, adăugând aproximativ 31 GW . Ministrul finanțelor a susținut cu fermitate programul de creștere a ponderii energiei nucleare, îmbunătățind astfel securitatea energetică și promovând exporturile de tehnologie nucleară. După 2015, toate fondurile vor proveni din venituri Rosatom . În septembrie 2007, un program ambițios de destinație federală (FTP) a fost lansat până în 2020, cu peste 4 GW pe an de noi adăugiri începând din 2016, dar menționând că din 2012 până în 2020 doar două reactoare pe an se aflau în „situația financiară a program de lucru federal ". În februarie 2008, ca parte a Planului general mai larg pentru centralele electrice până în 2020, FTP-ul anterior până în 2020 a fost aprobat cu puține modificări, cu excepția faptului că cinci unități VVER-1200 suplimentare au fost clasificate ca „scenariu maxim” sau „extra” până în 2020. În plus față de capacitatea de 4800 MW în construcție, încă 12.000 MW ar fi finalizați în cea mai mare parte până în 2016 și mult mai mult până în 2020. Noile unități de 300 MW au fost, de asemenea, listate ca tipuri PWR . VBER-300 . MKER din Kursk 5 a fost FTP până în 2009, dar construcția a fost oprită în 2012, când s-au finalizat aproximativ 70%. Până în iulie 2012, 30,5 GW nucleare erau planificate pentru 2020. Acest lucru a fost confirmat într-o „foaie de parcurs” din ianuarie 2015, în medie un reactor pe an până în 2025, inclusiv primele trei unități VVER . fi 6 GW , aducând ținta la 31 GW atunci. ^[2]

În 2008, Ministerul Industriei și Energiei (MIE) și Rosatom au fost mandatate să dezvolte cu promptitudine un plan de acțiune pentru a atrage investiții în generarea de energie electrică. Până în 2020, se așteaptă ca multe centrale să fie privatizate și să devină competitive, în timp ce statul ar controla funcțiile naturale de monopol, cum ar fi rețeaua. În martie 2011, Comitetul pentru Energie Duma a recomandat construirea Kursk 2 cu reactoare VVER-TOI și modernizarea Programului Federal de Destinație (FTP) pentru ca Unitățile 1 și 2 să fie puse online în 2020 și 2023, pentru a permite dezinvestirea Kursk 1-1 și pentru a garanta Moscova alimentarea cu energie electrică. ^[2]

Centrală electrică Leningrad 1 în stânga și centrală electrică Leningrad 2 în construcție în dreapta (2010)

Aprovizionarea cu energie electrică a Rusiei , controlată anterior central de RAO Unified Energy System (UES), se confruntă cu o serie de provocări semnificative. În primul rând, cererea a crescut brusc în 2010, după mai mult de un deceniu de stagnare; în al doilea rând, aproximativ 50 GW de fabrică de producție (mai mult de un sfert din total) din Rusia europeană se apropie de sfârșitul vieții sale operaționale; în al treilea rând, Gazprom a redus nivelul foarte ridicat al aprovizionării cu gaze naturale pentru producerea de energie electrică, deoarece poate câștiga aproximativ cinci ori mai mulți bani exportând gaze spre vest (peste 30% din gazul UE provine din Rusia). În 2012, exporturile Gazprom ar fi ajuns la 84,5 miliarde de dolari , din care 61 în Europa. Exporturile de gaze ale Gazprom către Europa de Vest au crescut cu 20% între 2010 și 2016, iar în 2015 au fost de 158,6 miliarde de metri cubi . Rusia este una dintre puținele țări fără o politică energetică care să favorizeze producția de energie eoliană și solară , dar cu un sprijin nuclear puternic. Uzinele de gaz UES ard aproximativ 60% din gazul comercializat în Rusia de Gazprom , iar planurile aveau ca obiectiv reducerea la jumătate până în 2020. ^[2]

La mijlocul anului 2013, UES a prezis o scădere de la 17,2% la 15,9% pentru producția nucleară până în 2020, cu o creștere substanțială a energiei din combustibilii fosili. În iulie 2012, Ministerul Energiei ( Minenergo ) a publicat proiecte de planuri pentru construirea a 83 GW de capacitate nouă până în 2020, inclusiv 10 GW nucleare pentru un total de 30,5 GW, un an mai târziu Minenergo a redus proiecția la 28,26 GW în 2019 Investiția totală planificată a fost de 8230 miliarde ruble , inclusiv 4950 miliarde ruble pentru modernizarea centralelor electrice, 3280 miliarde ruble pentru noua capacitate a rețelei și 1320 miliarde ruble pentru energia nucleară. În mai 2015, Ministerul Dezvoltării Economice a anunțat o întârziere „foarte semnificativă” în punerea în funcțiune a noilor centrale nucleare din cauza „unui surplus energetic actual”. Punerea în funcțiune a două noi unități la Leningrad 2 și două noi unități la Novovoronezh 2 a fost amânată cu un an, în timp ce construcția Smolensk 2 a fost amânată cu șase ani. În paralel, Rusia își mărește semnificativ capacitatea hidroelectrică, cu scopul de a o crește cu 60% până în 2020 și de a o dubla până în 2030. ^[2]

Flota de reactoare rusești

Modele

Una dintre camerele de control ale centralei electrice din Leningrad 1

Flota de reactoare rusești se bazează în principal pe VVER-uri (în toate formele sale variate ) și pe RBMK-uri (cu derivarea lor slabită EGP-6 ).

Există, de asemenea, două modele de reactor BN lângă Beloyarsk , care ar trebui să devină baza viitorului program nuclear .

Reînnoirea licențelor de funcționare

Majoritatea reactoarelor au fost autorizate pentru prelungirea duratei de viață. Jumătate din producția nucleară a Rusiei din 2015 a provenit din unități care au fost recondiționate pentru funcționarea pe termen lung și care au funcționat dincolo de durata inițială de proiectare (aproximativ 30 de ani), în mare parte cu prelungiri de 15 ani; 24 din cele 34 de reactoare care au funcționat în 2015 au fost modernizate cu o prelungire a duratei de viață, adăugând o capacitate de generație de 3 GW . Dintre celelalte zece, cinci au fost actualizate și cinci au fost relativ noi. Mai exact, reactoarele rusești au fost inițial autorizate timp de 30 de ani de la prima aprindere. Spre sfârșitul anilor 2000 , au fost anunțate planuri pentru prelungirea duratei de viață a 12 reactoare de primă generație pentru un total de 5,7 GW, ceea ce a necesitat investiții majore pentru renovare. Cu toate acestea, costul acestor operațiuni este de obicei doar o cincime din costul înlocuirii unității. În 2014, a fost aprobat un nou program de extindere a licenței de stat, care aliniază standardele cu cele internaționale. La sfârșitul anului 2011, au fost finalizate prelungirile de 15 ani pentru 17 unități pentru un total de 9,8 GW, care au ajuns la 24 de unități la mijlocul anului 2016 pentru un total de 16.242 MW . ^[2]

Spre deosebire de celelalte unități majore, modelele VVER-440 au o durată de viață de 15 ani. Unitățile Kola 1 și 2 sunt modele V-230 pe care UE le- a plătit pentru dezafectare în țări din afara Rusiei , și anume uzina bulgară din Kozloduj . ^[2]

Majoritatea unităților VVER-1000 ar trebui să aibă extensii de licență de funcționare de peste 30 de ani. În 2006, Rosatom a declarat că are în vedere extinderea licențelor de funcționare pe 15 ani pentru toate cele 11 reactoare RBMK operaționale și zece au avut prelungiri de licență până la jumătatea anului 2016. Cernobîl, pe lângă renovări ample, inclusiv înlocuirea canalelor de combustibil, o durată de viață de 45 de ani este considerat realist pentru majoritatea unităților. De fapt, acestea furnizau 47,5% din energia electrică produsă de Rusia în 2011. Pentru unitățile RBMK mai vechi, operațiunile de recuperare a performanței serviciului (LPR) implică corectarea deformării blocurilor de grafit. După demontarea conductelor de presiune, tăierea longitudinală a unui număr limitat de coloane de grafit readuce geometria coloanei de grafit într-o condiție care îndeplinește cerințele inițiale de proiectare. Procedura va oferi fiecăruia dintre aceste reactoare vechi cel puțin trei ani de funcționare suplimentară și poate fi apoi repetată. Leningrad 1 a fost primul reactor să se supună de-a lungul anilor 2012- 13 , urmate de unitățile Kursk , iar cele de la Smolensk , în cursul 2017. ^[2]

Rosenergoatom în ianuarie 2015 a prevăzut dezafectarea a nouă unități până în 2023: patru VVER ( Kola 1 și 2 , Novovoronež 3 și 4 ), trei RBMK ( Leningrado 1 și 2 și Kursk 1 ) și patru mici EGP- 6 în Bilibino , pentru un total de 4573 MW . Încă trei unități RBMK ( Kursk 2 , Leningrad 3 și 4 ) și reactorul Belojarsk 4 se așteaptă să se retragă până în 2027. ^[2]

Îmbunătățiri

Diagrama circuitului primar al unui VVER-1000. Literele indică: generator de abur SG; Pompa de recirculare CP; P presurizator; Reactor NR

Multe reactoare au fost actualizate, dar capacitățile nete actuale sunt în mare parte necunoscute. Proiectul de plan al Ministerului Energiei din iulie 2012 prevedea creșterea puterii unităților VVER-440 la 107%, cea a RBMK - urilor la 105%, în timp ce unitățile VVER-1000 la 104-110% (revizuită la 107- 110% în 2013). În mai 2015, Rosenergoatom a spus că a finalizat creșterea tuturor reactoarelor VVER-1000 la o putere nominală de 104% și a început să le aducă la 107% folosind designul avansat de combustibil TVS-2M, începând cu Balakovo 4 . Anterior, s-a realizat o creștere de 5% pentru VVER-440 (dar la 7% pentru Kola 4 ), iar în 2015, Kola 3 a ajuns la 107%. Costul total a fost mai mic de 3 miliarde de ruble , potrivit Rosenergoatom . Costul acestui lucru a fost estimat anterior la 200 USD / kW , comparativ cu 2400 USD / kW pentru construcția Rostov 2 . Unitățile Kalinin 1-3 au fost mărite la 1075 MW brute după actualizare și Unitatea 4 a început să funcționeze la o putere nominală de 104% în februarie 2015, o creștere de 40 MW . Rosatom a declarat că la sfârșitul anului 2016 toate cele 11 unități VVER-1000 funcționau la 104% din capacitatea lor inițială cu aprobarea Rostechnadzor . Rosenergoatom a investigat ulterior creșteri suplimentare ale unităților VVER-1000 până la 107-110% din capacitatea inițială, folosind Balakovo 4 ca instalație pilot în 2014. Costul creșterilor ulterioare de peste 104% este de așteptat să fie de până la 570 dolari / kW , în funcție de ceea ce trebuie înlocuit ( turbinele sunt elementele principale). Pentru unitățile V-320, operația de actualizare de 104% se efectuează pe parcursul a 3 cicluri de combustibil, reactorul și alți parametri ai sistemului fiind monitorizați și colectate datele pertinente. După această perioadă, se produce un raport cumulativ al consumului de energie de 104% pentru fiecare instalație. Rostechnadzor va evalua apoi securitatea și va autoriza ulterior operațiunile comerciale la cel mai înalt nivel de putere. ^[2]

În același timp, Rosenergoatom are în vedere introducerea unui ciclu de combustibil de 24 de luni la noile centrale nucleare. Anterior, reactoarele VVER-1000 funcționau timp de 12 luni și, din 2008, toate au fost transformate într-un ciclu de combustibil de 18 luni. VVER-440 utilizează încă un ciclu de 12 luni. Pentru a obține 24 de luni în noile unități, designul VVER - urilor va trebui schimbat, iar îmbogățirea combustibilului ar trebui să crească de la 4-4,5% la 6-7% în designul VVER-TOI . În același timp, au fost cercetate îmbunătățirile în funcționarea reactoarelor actuale cu combustibili mai buni și o eficiență mai mare în utilizarea lor, ceea ce a acoperit o mare parte a decalajului dintre performanța occidentală și cea rusă. Dezvoltarea combustibilului include utilizarea otrăvurilor combustibile ( gadolinium și erbiu ), precum și modificări structurale ale grupurilor de elemente combustibile. Cu combustibilul cu uraniu Gadolinium și modificările structurale, combustibilul pentru un VVER-1000 a fost împins până la o durată de viață de patru ani și combustibilul pentru un VVER-440 chiar mai mult. Pentru VVER-1000 , au fost planificate cinci ani de schimbări ale ciclului de combustibil, începând cu 2010, nivelurile de îmbogățire crescând cu aproape o treime (de la 3,77% la 4,87%) pentru a atinge obiectivul. În această perioadă o creștere medie burnup a fost atins, în creștere cu 40% (până la 57,7 GWday / t) , cu costuri de exploatare în scădere cu 5%. Cu un ciclu de funcționare de 3 x 18 luni, arderea ar fi mai mică (51,3 GWday / t), dar factorul de încărcare ar putea crește până la 87%. Se așteaptă îmbunătățiri comparabile pentru unitățile VVER-440 . ^[2]

Institutul de Cercetare și Dezvoltare pentru Inginerie Energetică pregătea planuri pentru o creștere a puterii de 5% a unităților RBMK . Pentru Leningrad 2-4 , combustibilul , îmbogățit la o medie de 3% în loc de 2,4% ar permite o creștere de 5% a puterii, iar Rostechnadzor a aprobat testele pe unitatea 2. În urma acestuia, sa considerat că se autorizează o creștere de 5% pentru operațiuni pe termen lung. Cu toate acestea, în mai 2012, Rosenergoatom a raportat probleme legate de îmbătrânirea moderatorului de grafit , cel mai ascuțit din Leningrad 1 , și a întrebat dacă se va continua cu creșterea puterii unităților mai vechi și a spus că va lua în considerare capacitatea de a retrograda unitățile individuale, în cazul în care astfel de probleme deoarece distorsiunea tubului de presiune a fost evidentă datorită expansiunilor de grafit. Leningrad 1 a fost apoi retrogradat la 80% pentru a-și prelungi durata de viață operațională, iar lucrările de restaurare a blocurilor de grafit și de prelungire a duratei lor de viață au fost finalizate la sfârșitul anului 2013. Lucrări similare s-ar face apoi la toate RBMK-urile. Din prima generație, din moment ce acestea sunt foarte importante din punct de vedere economic pentru Rosenergoatom . Cu toate acestea, alte RBMK pot avea, de asemenea, o capacitate redusă cu 80%. În același timp, cea mai importantă evoluție pentru creșterea performanței a fost introducerea combustibilului uraniu - erbiu în toate unitățile, deși schimbările structurale au beneficiat de performanța generală. Deoarece conținutul de uraniu și erbiu îmbogățit este crescut (de exemplu de la 2,4 sau 2,6% la 2,8% din U 235 și 0,6% din erbiu), utilizarea sporită și combustibilul pot rămâne în reactor timp de șase ani. În paralel cu aceasta, din 2009 îmbogățirea nu mai era uniformă într-un singur element combustibil , ci era de 3,2% în secțiunea mijlocie și 2,5% în partea superioară și inferioară, ceea ce permite optimizarea resurselor de uraniu. combustibilul din miez. ^[2]

Pentru reactorul BN-600 , un combustibil nuclear mai bun înseamnă până la 560 de zile între realimentare. ^[2]

În plus față de aceste inițiative individuale de reactoare, cerințele de bază ale combustibilului au fost stabilite ca: durata de viață a combustibilului prelungită la 6 ani, arderea îmbunătățită de 70 GWday / t și fiabilitatea crescută a combustibilului. În plus, multe centrale nucleare vor trebui să funcționeze în modul următor de încărcare , iar combustibilul va trebui să funcționeze bine în condiții de încărcare variate. Toate reactoarele RBMK utilizează uraniu reciclat din reactoarele VVER-440 . Un proiect înrudit a implicat utilizarea excesului de plutoniu derivat din arme în combustibilul MOX pentru până la șapte reactoare VVER-1000 din 2008, pentru Beloyarsk 3 în 2007 și apoi Beloyarsk 4 de la înființare. În 2012, Rosenergoatom a declarat că intenționează să utilizeze MOX în următoarea generație de reactoare VVER-TOI , sub rezerva evaluării care urma să fie finalizată în 2016. ^[2]

Termoficare

În plus față de Bilibino , care a fost conceput în primul rând pentru a produce căldură și nu electricitate , mai multe reactoare asigură și încălzire urbană. ^[2]

Începând cu anii 1970, au fost planificate centrale termice nucleare (AST). Fabrica PWR model AST-500 a fost proiectată de OKBM Afrikantov și construită de Atommash , cu prima fabrică instalată în Gorky și urma să fie gata de pornire în septembrie 1989. Cu toate acestea, opoziția locală a împiedicat funcționarea sa. (Gor'kij este acum Nijni Novgorod ). În anii 1990 , au fost planificate 5 GW de centrale termoelectrice (în principal AST-500 ) pentru căldura industrială și industrială care urma să fie construită în Arcangelo (patru unități VK-300 ); Voronezh , Saratov și Dimitrovgrad (două unități AST-500 în primul și fiecare pentru celelalte două orașe); și în Čukotka și în Severodvinsk (tip KLT-40 ). ^[2]

În 2016, potrivit NIKIET , patru orașe rusești și-au exprimat interesul de a utiliza reactoare mici pentru a furniza căldură și energie. Un studiu specific de fezabilitate a fost întreprins pentru o centrală nucleară de cogenerare din Arcangelo , iar ulterior unul mai mare din Rosatom a concluzionat că fiind poziționat în 14 situri în acest scop până la 38 de reactoare de cogenerare: Arcangelo (4, cu suport local ridicat), Izhevsk (2 ), Ivanovo (2), Kazan ' (3), Khabarovsk (4), Komsomol'sk-na-Amure (3), Kurgan (2), Murmansk (2), Perm' (2), Tver ' (2) , Ufa (2), Ulyanovsk (3), Kirov (2) și Jaroslavl ' (3). Instalația de cogenerare de bază propusă de NIKIET este formată din două unități VK-300 , fiecare cu o putere nominală de 250 MW sau 150 MW plus 1675 GJ / h, pentru a garanta o producție anuală comună de 3 TWh și 16 PJ foarte economic. Cu toate acestea, VK-300 nu mai face parte din planurile Rosatom , înlocuite de VBER , care urmează să fie construit la începutul anilor 2020. ^[2]

Rompighiaccio nucleari

Lo stesso argomento in dettaglio: Rompighiaccio a propulsione nucleare .

La Russia è l'unica nazione al mondo a possedere navi civili a propulsione nucleare, tutti rompighiaccio . L'esperienza russa con le navi artiche a propulsione nucleare ammonta a circa 300 anni-reattore nel 2009. Nel 2008 la flotta artica è stata trasferita dal Ministero dei Trasporti alla Atomflot , sotto Rosatom . ^[2]

La propulsione nucleare si è dimostrata tecnicamente ed economicamente essenziale nell' Artico russo , dove le condizioni operative sono al di là della capacità dei rompighiaccio convenzionali. I livelli di potenza richiesti per rompere il ghiaccio fino a 3 metri di spessore, insieme a difficoltà di rifornimento per altri tipi di navi, sono fattori significativi per il successo di questa tipologia di navi. La flotta nucleare ha aumentato la navigazione artica sulla rotta del Mare del Nord da due a dieci mesi all'anno, e nell' Artico occidentale , a tutto l'anno. Si prevede un maggiore utilizzo della flotta rompighiaccio con gli sviluppi sulla penisola Jamal e più a est. Ad esempio, il progetto di Yamal LNG avrà bisogno di 200 movimenti all'anno da Sabetta alla foce del fiume Ob . La flotta è gestita da Atomflot , una divisione di Rosatom , ed è vitale per lo sviluppo commerciale di esportazione di materie prime del nord. Il rompighiaccio Lenin è stata la prima nave di superficie a propulsione nucleare (20.000 tpl ) ed è rimasta in servizio per 30 anni (1959- 89 ), anche se nel 1970 sono stati installati nuovi reattori. È stato il capostipite di una serie di rompighiaccio più grandi, i sei della classe Arktika da 23.500 tpl , operativi a partire dal 1975. Queste potenti navi hanno due reattori OK-900 da 171 MWt che forniscono 54 MW alle eliche e sono utilizzati nelle acque profonde dell'Artico. L'Arktika fu la prima nave di superficie a raggiungere il Polo Nord , nel 1977. La settima e più grande rompighiaccio di classe Arktika , il 50 let Pobedy ( 50 anni di Vittoria ) è entrato in servizio nel 2007. È di 25.800 tpl , 160 m di lunghezza e 20 m di larghezza, ed è progettato per sfondare il ghiaccio fino a 2,8 m di spessore. ^[2]

Il rompighiaccio NS Yamal in navigazione

Per l'uso in acque poco profonde come estuari e fiumi, sono stati creati due rompighiaccio di classe Tajmyr a basso pescaggio da 18.260 tpl con un reattore che eroga 35 MW ; sono stati costruiti in Finlandia e poi equipaggiati con il loro sistema nucleare in Russia. Sono costruiti per conformarsi agli standard internazionali di sicurezza per le navi nucleari e sono entrati in servizio dal 1989. ^[2]

I Classe LK-60Ja "universali" di grandi dimensioni ( progetto 22220 ) sono in costruzione come navi a doppia trave (8,55 o 10,5 m ) a fascio largo (34 m ) di 25.450 tpl , o 33.540 tpl con zavorra , in grado di gestire 2,8 m di ghiaccio , per l'uso nell' Artico occidentale tutto l'anno e nell' Artico orientale in estate e in autunno. Nell'agosto 2012 la United Shipbuilding Corporation (USC) ha vinto il contratto per il primo rompighiaccio LK-60Ja di nuova generazione, Arktika . Questi sono alimentati da due reattori RITM-200 da 175 MWt ciascuno, che forniscono insieme 60 MW alle eliche tramite due generatori a turbina e tre motori elettrici. Sono stati costruiti dalla controllata USC Baltijsky Zavod Shipbuilding a San Pietroburgo. Nel gennaio 2013 Rosatom ha indetto offerte per la costruzione di altre due di queste navi rompighiaccio universali, per la consegna nel 2019 e 2020, e nel maggio 2014 è stato firmato un contratto per 84,4 miliardi di rubli (2,4 miliardi di dollari ) con la USC . Nell'agosto 2013 Rostechnadzor ha autorizzato il cantiere a installare le unità reattore reattori RITM-200 prodotte dall' OKBM Afrikantov per il modello pilota. La carena di Arktika è stata lanciata nel novembre 2013, quella del Sibir' a maggio 2015, e quella dell' Ural a luglio 2016. Rosatomflot si aspetta di avere Arktika commissionata nel 2019 a un costo di 37 miliardi di rubli . A causa delle sue grandi dimensioni, non può operare facilmente nelle vicinanze dei campi petroliferi , quindi è allo studio una versione ridotta, denominata LK-40 , destinato all'acqua bassa ed alla piattaforma artica: sarà una nave da 20.700 tpl , lunga 152 m , larga 31 m e con un pescaggio di 8,5 m , con una potenza di 40 MW . ^[2]

È stato poi progettato un Classe LK-120Ja più potente ( progetto 10510 ) che fornisce 120 MW a quattro eliche, in grado di attraversare ghiaccio di 4,5 m di spessore o ghiaccio di 2 m a 14 nodi . È per un uso in acque profonde soprattutto nell' Artico orientale e sarà lungo di 205 m , largo 50 m e con un pescaggio di 13 m da 55.600 tpl . Sarà alimentato da due reattori reattori RITM-400 da 315 MWt ciascuno. La prima nave sarà il Lider . ^[2]

Nel 1988 fu commissionata la Sevmorput , principalmente per servire i porti settentrionali della Siberia . Si tratta di una nave portacontainer e portachiatte con prua rompighiaccio da 260 m di lunghezza da 61.900 tpl . È alimentato dallo stesso reattore KLT-40 utilizzato nei rompighiaccio più grandi, offrendo 32,5 MW di potenza, ha avuto bisogno di rifornimento solo una volta, nel 2003. Nel 2014- 15 è stato aggiornato per dargli una durata di servizio fino ad almeno il 2030. ^[2]

Centrali nucleari marine

Centrali nucleari galleggianti

Modellino della Akademik Lomonosov

Rosatom aveva in programma di costruire sette o otto centrali nucleari galleggianti entro il 2015. La prima di esse doveva essere costruita ed installata a Severodvinsk , inizialmente prevista per essere completato nel 2010, successivamente i piani sono cambiati. L'impianto doveva avere due reattori nucleari KLT-40S da 35 MW , funzionante ad uranio a basso arricchimento (<20%) e quindi con un intervallo di rifornimento di 3-4,5 anni. Se il reattore fosse stato utilizzato principalmente per la desalinizzazione , sarebbe stato rinominato APVS-80 . La durata operativa della centrale è prevista in 38 anni: divisi in tre cicli di 12 anni con un'interruzione per la manutenzione maggiore di un anno e mezzo. La prima unità è stata creata come centrale elettrica nucleare galleggiante per assolvere alla cogenerazione con una capacità di dissalazione da 40.000 a 240.000 mc /giorno. La decisione di costruire una serie di centrali era ancora prevista per il 2014, quando ci si aspettava che il primo impianto fosse vicino alla messa in servizio. Il Rosenergoatom in precedenza aveva firmato un accordo con la JSC Kirov Factory per costruire ulteriori unità, e la Kirov Energomash , una sua sussidiaria, avrebbe dovuto essere la principale appaltatrice non nucleare di queste unità. ^[2]

La chiglia della prima centrale nucleare galleggiante (FNPP), denominata Akademik Lomonosov , fu impostata nell'aprile del 2007 dalla Sevmash presso Severodvinsk , ma nell'agosto 2008 Rosatom cancellò il contratto (apparentemente per il carico eccessivo di commesse militari di Sevmash ) e lo trasferì al Cantiere navale Baltiysky Zavoda a San Pietroburgo , che ha già esperienza nella costruzione di rompighiaccio nucleari . Dopo la firma di un nuovo contratto 9,98 miliardi di rubli nel febbraio successivo, la nuova posa della chiglia è avvenuta nel maggio 2009. Lo scafo da 21.500 tpl (lungo 144 m , largo 30 m) è stato lanciato alla fine di giugno 2010 ed i due reattori KLT-40S , prodotti dalla OKBM Afrikantov , sono stati installati nell'ottobre 2013. Il completamento e il rimorchio al sito era previsto per il 2012 con la connessione alla rete nel 2013, ma a causa dell'insolvenza del Cantiere navale Baltiysky Zavoda e dei processi legali che ne derivarono, è stato ritardato considerevolmente. Quasi nessun lavoro è stato svolto nel 2011- 12 dopo che 2 miliardi di rubli stanziati per finanziare la costruzione erano apparentemente sono scomparsi. La United Shipbuilding Corporation ha acquisito il cantiere navale nel 2012, e un nuovo contratto con la Baltijsky Zavod-Sudostroyeniye , il successore dell'omonimo in bancarotta, è stato firmato nel dicembre 2012. Il costo di completamento della centrale è stato quindi valutato in 7.631 miliardi di rubli . La centrale completata è stata rimorchiata attraverso il Mar Baltico fino a Murmansk per il caricamento del carburante e l'avvio del reattore presso la base Atomflot a maggio 2018. Dopo il caricamento del carburante, verrà trasportato a Pevek per la messa in servizio in loco nel 2019. ^[2]

Il sito originariamente progettato per il dispiegamento del primo impianto era Viljučinsk , nella penisola di Kamčatka , per garantire elettricità e forniture di calore alla base navale. Nel settembre 2015 Rosatom ha firmato un accordo di cooperazione con il governo delcircondario autonomo della Čukotka per lo sviluppo del settore energetico attorno all' Hub energetico Chaun-Bilibino , compresa l'installazione della prima centrale galleggiante a Pevek . La costruzione di impianti a terra per l'impianto è iniziata a settembre 2016 ed il tutto dovrebbe essere messo in servizio nel 2019. Pevek sulla Penisola dei Ciukci nell' estremo nord-est vicino a Bilibino , era originariamente progettato come il sito per il secondo impianto, in sostituzione della centrale nucleare di Bilibino . Tuttavia, alla fine del 2012 i Ministeri della Difesa, Energia e Industria hanno concordato di rendere Pevek il sito per la prima unità. Roesenergoatom ha dichiarato che il gettito tariffario dellaČukotka lo ha reso più attraente rispetto alla base navale di Viljučinsk , a causa del suo collegamento a forniture di gas naturale dal 2014. I costi totali stimati per Pevek sono aumentati a 37 miliardi di rubli a maggio 2015, a causa delle opere infrastrutturali necessarie. Il governo sta contribuendo a questa infrastruttura costiera, con 5 miliardi di rubli nel 2016- 20 , portando ad un costo totale dell'impianto di 21,5 miliardi di rubli , Rosenergoatom e prevede che il successivo costi 18 miliardi di rubli . Il terzo sito è previsto essere a Čerskij nella Jacuzia . All'inizio del 2009, quattro impianti galleggianti sono stati designati per la Jacuzia settentrionale , mentre cinque erano previsti per essere usati da parte di Gazprom per lo sviluppo di giacimenti di petrolio e gas offshore e per operazioni nella penisola di Kola vicino alla Finlandia e nella Penisola Jamal nella Siberia centrale . ^[2]

A luglio 2017 Rosatom ha annunciato che le successive centrali galleggianti, ora denominati Optimized Floating Power Unit (OFPU), utilizzerebbero due reattori RITM-200M sviluppati per gli ultimi rompighiaccio. Questi sono più potenti dei reattori KLT , avendo circa 50-55 MW ciascuno, hanno il 20% uranio arricchito , necessitano di rifornimento di carburante solo ogni dieci anni in una base di servizio apposita, quindi non è necessario alcuno stoccaggio del combustibile usato a bordo. I reattori sarebbero 1500 tonnellate più leggeri, quindi la chiatta sarebbe più piccola, e il dislocamento ridotto da circa 21.000 a 12.000 tpl . La durata operativa a 40 anni, con possibile estensione a 60 anni. ^[2]

Le unità più grandi della gamma di centrali galleggianti russa previste, utilizzerebbe una coppia di reattori VBER-300 da 325 MW su una chiatta da 49.000 tpl . ATETs-80 e ATETs-200 sono unità di cogenerazione a doppio reattore che utilizzano i reattori KLT-40 e possono essere galleggianti oa terra, il primo di questi reattori produce 85 MW e 120.000 mc /giorno di acqua potabile, mentre invece il piccolo ABV-6M ha una capacità di 16-45 MW . Un progetto noto come Volnolom FNPP è costituito da una coppia di reattori (12 MW in totale) montati su una chiatta da 97 metri, 8700 tpl , più una seconda chiatta per la dissalazione ad osmosi inversa (oltre 40.000 mc /giorno di acqua potabile). ^[2]

Centrali nucleari sottomarine

Oltre alle centrali galleggianti, il NIKIET sta sviluppando una centrale elettrica sottomarina che siederà sul fondo del mare, fornendo elettricità per l'estrazione del petrolio e del gas artico. Questo progetto userebbe lo SHELF , un PWR da 6 MW . NIKIET ha anche proposto il suo utilizzo per il progetto della miniera di piombo-zinco di Pavlovskij da 100 miliardi di rubli nel nord di Novaja Zemlja . ^[2]

Esportazioni

Presidente iraniano Hassan Rouhani ed il capo dell' AEOI Ali Akbar Salehi presso Bushehr

Il Ministero degli affari esteri è responsabile della promozione delle tecnologie nucleari russe all'estero, compresa la creazione di un sistema di rappresentanti stranieri di Rosatom nelle ambasciate russe. Ciò è supportato dalla fornitura di sostanziali finanziamenti competitivi per l'edilizia nucleare nei paesi clienti, nonché dalla prontezza a prendere capitale azionario o addirittura a costruire propri affari come in Turchia . All' Atomexpo 2015 è stato annunciato che il portafoglio di ordini estero di Rosatom ammontava a 101,4 miliardi di dollari , di cui 66 miliardi di dollari erano reattori e il rimanente erano servizi e combustibile nucleare , saliti fino a 133 miliardi di dollari a fine 2016. ^[2]

Dal 2020, Rosatom prevede una costruzione globale di circa 16 unità all'anno, con l'intenzione di accaparrarsene 4-5. La società vede la sua forza come capacità di offrire un'offerta integrata per le sue centrali nucleari, offrendo non solo la costruzione chiavi in mano e il combustibile nucleare , ma anche formazione, servizi, sviluppo delle infrastrutture, strutture legali e normative, etc in un unico pacchetto. Grazie a questo sviluppo integrato, Rosatom ha dichiarato a novembre 2015 che il costo (LCOE, costo di energia livellato ) dei nuovi reattori VVER non è superiore a 50-60 $ / MWh nella maggior parte dei paesi. Nel 2016 Rosatom e la Banca per lo sviluppo e gli affari economici esteri ( Vnesheconombank ) hanno deciso di sviluppare la loro cooperazione per sostenere gli investimenti di Rosatom in progetti all'estero, l'accordo riflette le "nuove priorità strategiche" della banca. ^[2]

Centrali nucleari terrestri

L'impianto indiano di Kudankulam

A fine anni '90 re-iniziarono le esportazioni di reattori verso altre nazioni, partendo da Iran , India e Cina . ^[2]

Atomstroyexport (ASE) ha sviluppato le sue abilità di costruzione e completamento di reattori all'estero con il progetto iraniano di Bushehr , quello cinese di Tianwan e quello indiano di Kudankulam . Successivamente sono stati firmati accordi per altre unità negli stessi impianti, con solo quello iraniano che è (al 2018) in attesa di partire. Nel 2007 è stato firmato un memorandum d'intesa per la costruzione di altre quattro unità VVER a Kudankulam , e sono poi diventate 12 unità tra funzionanti, in costruzione e proposte. Vi sono poi anche differenti metodi di finanziamento, Cina ed Iran pagano direttamente gli impianti, mentre l' India beneficia di finanziamenti russi; Bielorussia , Bangladesh e Ungheria si affideranno a prestiti, mentre la Turchia ha un prezzo garantito dell'elettricità nel lungo periodo, infine la Finlandia coinvolgerà la Russia con una quota del 34% nella proprietà dell'impianto. ^[2]

Nell'aprile 2015 Rosatom ha dichiarato di avere contratti per 19 impianti nucleari in nove paesi, compresi quelli in costruzione. Nel dicembre 2015 gli ordini erano saliti a 34 reattori nucleari in 13 paesi, ad un prezzo unitario di circa 5 miliardi di dollari ciascuno, e ne stava negoziando altri. A settembre 2017 il valore totale di tutti gli ordini d'esportazione era di 300 miliardi di dollari , escluso l'Egitto. ^[2]

La politica della Russia per la costruzione di centrali nucleari in stati firmatari del Trattato di non proliferazione nucleare è quella di fornire una centrale chiavi in mano, compresa la fornitura di tutto il combustibile , e il rimpatrio del combustibile usato nella vita dell'impianto. Il combustibile deve essere riprocessato in Russia ed i rifiuti separati restituiti al paese cliente. Caso particolare è l'India, che riprocesserà il combustibile per Kudankulam mantenendo il plutonio per la sua seconda fase di sviluppo dell'energia nucleare . ^[2]

Dal 2006 Rosatom ha attivamente perseguito accordi di cooperazione in Sudafrica , Namibia , Cile e Marocco , nonché con Egitto , Algeria e Kuwait . ^[2]

L'impianto cinese di Tianwan , le unità 1 e 2 sulla Sx, le unità 3 e 4 a Dx (2010)

Esportazioni di reattori russi (post-sovietici) a luglio 2018 ^[2]

Nazione	Centrale	Modello	Costo (stimato)	Situazione, finanziamento
Ucraina	Chmel'nyc'kyj 2 e Rovno 4	VVER-1000 / V-320		Operativo
Iran	Bushehr 1	VVER-1000 / V-446		Operativo
Cina	Tianwan 1 e 2	AES-91		Operativo
Cina	Tianwan 3	AES-91		Operativo
India	Kudankulam 1 e 2	AES-92	3 miliardi $	Operativo
TOTALE: 8
Cina	Tianwan 4	AES-91	4 miliardi $ [5]	In costruzione (dicembre 2012)
Bielorussia	Bielorussia 1 e 2	AES-2006 (V-491)	10 miliardi $	Prestito per il 90%, inizio della costruzione 2013
India	Kudankulam 3 e 4	AES-92	5,8 miliardi $	Inizio della costruzione 2017
Bangladesh	Rooppur 1 e 2	AES-2006 (V-392M)	6,5 miliardi $	Inizio della costruzione 2017
Turchia	Akkuyu 1	VVER-1200 (V-509)	25 miliardi $ [6]	Inizio della costruzione 2018
In costruzione: 8
Cina	Tianwan 7 e 8	AES-2006		contratto
Cina	Xudabao 3 e 4	AES-2006		contratto
Turchia	Akkuyu 2-4	VVER-1200 (V-509)	25 miliardi $ [6]	Inizio della costruzione 2019
Finlandia	Hanhikivi	AES-2006 (V-491)	6 miliardi $	Contratto, il 34% del capitale a Rosatom , prestito per il 75% del capitale, la costruzione nel 2018?
Armenia	Metsamor 3	AES-92	5 miliardi $	Contratto, prestito per il 50%
Contratti: 11
Egitto	El Dabaa 1-4	AES-2006	30 miliardi $ [6]	Prestito pianificato, organizzato per l'85%, rimborsato in 35 anni. Contratto 2018
India	Kudankulam 5 e 6	AES-92		Accordo quadro pianificato giugno 2017, contratto componentistica luglio 2017
Ungheria	Paks 5 e 6	AES-2006	12,5 miliardi $	Previsto, prestito organizzato per l'80%
Slovacchia	Bohunice V3	AES-2006		Prevista, possibile partecipazione Rosatom del 51%
Ordinati: 9
India	Kudankulam 7 e 8	AES-2006
India	Andra Pradesh 1-6	AES-2006		Negoziato nel 2015
Bulgaria	Belene 1 e 2 / Kozloduj 7	AES-92		Annullato, ma potrebbe essere riavviato
Ucraina	Chmel'nyc'kyj 3 e 4	VVER-1000 / V-392	4,9 miliardi $	Doveva iniziare nel 2015, l'85% finanziato con un prestito, contratto rescisso dall'Ucraina nel 2015
Sudafrica	Thyspunt 1-8	AES-2006		Firmato un ampio accordo, senza specifiche, la Russia offre finanziamenti
Nigeria		AES-2006?		Firmato un ampio accordo, senza specifiche, la Russia offre finanziamenti
Argentina	Atucha 5 ?	AES-2006?		Firmato un ampio accordo, senza specifiche, la Russia offre finanziamenti, previsto per il 2016
Indonesia	Serpong	10 MWe HTR		Proposta dell'OKBM Afrikantov
Algeria				Accordo firmato, senza specifiche
Giordania	Al Amra 1 e 2	AES-92	10 miliardi $	Annullato nel 2018
Vietnam	Ninh Thuan 3 e 4	AES-2006		Sospeso indefinitamente
Proposti: fino a 28

Centrali nucleari galleggianti

Nel maggio 2014 la China Atomic Energy Authority (CAEA) ha firmato un accordo con Rosatom per cooperare alla costruzione di impianti di cogenerazione nucleare galleggiante per le isole offshore cinesi. Questi sarebbero costruiti in Cina, ma si baseranno sulla tecnologia russa e possibilmente utilizzando reattori russi KLT-40S , ma in seguito si è optato per reattori indigeni. ^[2]

Nell'agosto 2015 Rosatom e Indonesiana BATAN hanno firmato un accordo di cooperazione per la costruzione di centrali nucleari galleggianti. ^[2]

Programma nucleare militare

Lo stesso argomento in dettaglio: Programma nucleare militare sovietico .

Il programma atomico sovietico fu l'insieme dell'attività di ricerca, produzione e verifica sperimentale svolto dall' Unione Sovietica per costruire la bomba atomica . Il programma, iniziato a livello teorico negli anni 30 e proseguito con notevoli difficoltà durante la seconda guerra mondiale , si sviluppò con grande rapidità e sorprendente successo a partire dalla fine del conflitto a seguito soprattutto delle esplosioni atomiche americane di Hiroshima e Nagasaki e delle decisione di Stalin di affrettare al massimo la ricerca per controbattere e neutralizzare la supremazia strategica dell'avversario della guerra fredda .

Il programma intensivo per la produzione della bomba atomica, guidato da Lavrentij Berija e denominato in codice operazione Borodino si avvalse di tutte le risorse disponibili messe a disposizione da Stalin, dei migliori ricercatori sovietici sotto la direzione di Igor' Vasil'evič Kurčatov , ed anche dell'apporto della scienza tedesca e dell'informazioni fornite da spie occidentali favorevoli per motivi ideali all'Unione Sovietica. La prima bomba atomica sovietica, RDS-1 , nota anche come Pervaja molnija ("primo raggio"), venne fatta esplodere con successo il 29 agosto 1949 a quattro anni dalla bomba americana .

Megatons to Megawatts Program

Lo stesso argomento in dettaglio: Megatons to Megawatts Program .

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Reattori nucleari navali

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Programma nucleare futuro

Nel febbraio 2010 il governo ha approvato il programma federale ideato per creare una nuova piattaforma tecnologica per l'industria nucleare basata su reattori veloci , e nel successivo giugno il governo aveva approvato piani per 173 GW totali di nuova capacità di generazione entro il 2030, di cui 43,4 GW nucleari. Tuttavia, entro gennaio 2015 questo obiettivo nazionale al 2030 per l'energia nucleare si era dimezzato. Nonostante questo, Rosatom ha affermato di aver ridotto il costo della produzione di elettricità nelle centrali nucleari del 36% tra il 2011 e il 2017. L'attuale strategia a lungo termine di Rosatom fino al 2050 prevede il passaggio a centrali nucleari intrinsecamente sicure mediante reattori veloci con ciclo del combustibile chiuso , in particolare nell'ambito del progetto Proryv (Sfondamento), si prevede che il nucleare fornisca il 45-50% dell'elettricità in quel momento, con una quota che salirebbe al 70-80% entro la fine del secolo. Lo scopo ultimo del ciclo chiuso del combustibile è di eliminare la produzione di scorie radioattive dalla produzione di energia. All'inizio del 2017, il CEO di Rosatom ha dichiarato: «Abbiamo puntato sul progetto progetto Proryv , sulle tecnologie dei reattori veloci e oggi siamo leader in questo campo. È necessario rendere questa leadership assoluta e privare i nostri concorrenti delle loro speranze di superare il divario nella gara tecnologica. Oltre all'aggiunta di capacità, l'utilizzo degli impianti esistenti è notevolmente migliorato dal 2000. Negli anni '90 i fattori di capacità si aggiravano intorno al 60%, ma sono costantemente migliorati da quando nel 2010, 2011 e 2014 erano superiori all'81%. Balakovo è stato il miglior impianto nel 2011 con il 92,5%, e di nuovo nel 2014 con l'85,1%.» ^[2]

Nella fase 1 di studio della transizione ai reattori veloci era proposto un reattore da 100 MW raffreddato con piombo - bismuto , mentre nella fase 2 del 2015- 20 doveva essere costruito un reattore BREST raffreddato a piombo da 300 MW . ^[2]

Transizione ai reattori veloci

Vista del BN-600 di Belojarsk

A partire dal 2020- 25 , si prevede che i reattori veloci svolgeranno un ruolo sempre più importante in Russia, che creeranno un ciclo del combustibile chiuso . Sono previsti essere installati circa 14 GW entro il 2030 e 34 GW entro il 2050. Questo schema per l'energia nucleare basato su una nuova piattaforma tecnologica, prevede il riciclaggio completo del combustibile ed il bilanciamento di reattori termici e veloci, in modo che 100 GW di capacità totale richiedano solo circa 100 t /anno di uranio (contro le 19.000 t richieste dagli USA per una potenza omologa), provenienti dagli scarti dell' arricchimento dell' uranio e dal torio . Sarebbero quindi prodotti 100 t /anno di rifiuti nucleari da sistemare in un deposito geologico . ^[2]

I piani del reattore veloce BN fanno parte del progetto Proryv (sfondamento), per sviluppare reattori veloci con un ciclo di combustibile chiuso il cui MOX verrà rielaborato e riciclato negli altri reattori . Il reattore BN-600 di Belojarsk funziona dal 1980 ed è previsto rimanere in funzione fino al 2025, mentre il BN-800 nello stesso impianto funziona dal 2014, essenzialmente come unità dimostrativa per le caratteristiche del carburante e di design per il BN-1200 . Dalla metà del 2020, i nuovi reattori veloci saranno probabilmente i nuovi modelli BREST e SVBR , cioè un singolo reattore senza nessuna incamiciatura per la produzione di plutonio. Alla fine del 2012, Rosatom ha annunciato che intende mettere a disposizione le sue strutture sperimentali per l'uso nell'ambito del reattore nucleare di IV generazione , comprese le strutture presso l' Istituto di Fisica e Ingegneria energetica di Obninsk , con il reattore di ricerca BOR-60 ed il futuro reattore di ricerca multifunzione MBIR . ^[2]

Tecnologie nucleari avanzate 2010-2020

Rosatom ha presentato due opzioni di implementazione dei reattori veloci inerenti il programma federale di destinazione (FTP) 2010-2020. Il primo si è concentrato su un reattore nucleare a neutroni veloci refrigerato a piombo BREST con il suo ciclo del combustibile, che ha mobilitato tutte le risorse disponibili su questo progetto con un finanziamento totale di circa 140 miliardi di rubli . La seconda opzione è stata però favorita, in quanto ha comportato rischi minori rispetto alla prima. Ciò comporterebbe la progettazione tecnica del reattore nucleare di IV generazione e le relative tecnologie a ciclo del combustibile chiuso entro il 2014, da proseguire fino al 2020. Si svilupperà un progetto dettagliato per un reattore di ricerca a neutroni veloci multiuso ( MBIR ) entro il 2014. Questa seconda opzione è stata progettata per attrarre più fondi oltre alla dotazione del bilancio federale che è stata favorita dal Rosatom e in seguito accettata. Nel gennaio 2010 il governo ha approvato il programma federale di destinazione (FTP) con un iniziale finanziamento di 110 miliardi di rubli dal bilancio federale, tra cui 60 miliardi di rubli per i reattori veloci , e annunci successivi hanno iniziato a destinare fondi a tre tipi di reattori: BREST , SVBR , e su vari tipi con raffreddamento di sodio . L'FTP coinvolgeva piani per costruire e commissionare un complesso commerciale per fabbricare combustibile denso, per completare la costruzione di un complesso pirochimico dimostrativo pilota per fabbricare il combustibile per i reattori BN , e per testare le tecnologie del ciclo del combustibile chiuso . Sono inclusi studi sulla fusione e il budget totale per la ricerca e lo sviluppo è stato di 55,7 miliardi di rubli , in gran parte provenienti dal bilancio federale. L'implementazione dell'FTP ha come obiettivo una crescita del 70% delle esportazioni di attrezzature, lavori e servizi ad alta tecnologia resi dall'industria nucleare russa entro il 2020. ^[2]

Progetto Proryv

, Il progetto Proryv è realizzato nell'ambito del programma federale di destinazione al 2020, per creare una nuova generazione di tecnologie per l'energia nucleare sulla base di un ciclo del combustibile chiuso utilizzando reattori veloci . Questo sta procedendo come una priorità elevata in nove centri coordinati. I concetti di base comprendono l'eliminazione degli incidenti gravi dei reattori, la chiusura del ciclo del combustibile, i rifiuti radioattivi a bassa attività, la non proliferazione , il costo del capitale ridotto dei reattori veloci e la costruzione di 350 GW entro la fine del secolo.I nove centri di responsabilità includono:

• Tecnologia di ritrattamento e gestione dei rifiuti radioattivi
• Linee pilota di produzione per il ciclo del combustibile nucleare in loco, tra cui il modulo di fabbricazione / rifabbricazione (FRM) e il reattore veloce utilizzato per il modulo di rigenerazione del combustibile (RM).
• Sviluppo di elementi di combustibile con combustibile misto al nitruro di uranio plutonio (MNUP), presso il Bochvar National Research Institute (VNIINM).
• Costruzione e gestione del BREST -OD-300, presso JSC NIKIET .
• Sviluppo di materiali per il reattore BN-1200 , presso JSC Afrikantov OKBM .
• Progettazione ingegneristica del complesso energetico dimostrativo pilota, compresa la fabbricazione e il riciclaggio del combustibile in nitruro, e lo sviluppo di un complesso energetico industriale. ^[2]

Ciclo del combustibile

Elemento di combustibile di un RBMK

Molte delle strutture del ciclo del combustibile in Russia sono state originariamente sviluppate per uso militare e quindi si trovano in ex città chiuse nel paese. Nell'ottobre 2015 il ministero dello sviluppo economico ha deciso di aprire quattro di queste città, ospitanti strutture gestite da Rosatom : Novoural'sk , Zelenogorsk , Seversk e Zarečnyj . Nel 2009 gli impianti di conversione e di arricchimento sono stati rilevati dalla società di nuova costituzione JSC Enrichment & Conversion , che nel 2010 è entrata a far parte di TVEL , una sussidiaria di Atomenergoprom . La Russia punta a massimizzare il riciclaggio di materiali fissili dal combustibile usato , da ciò riprocessamento è usato fin dalle origini, con l' uranio da riprocessamento (RepU) riciclato e il plutonio utilizzato nel MOX , attualmente solo per i reattori BN , con lo studio di processi innovativi nell'uso del MOX aprono possibilità più ampie per l'uso efficiente del'uranio. ^[7]

Seversk nella Siberia occidentale è di particolare interesse per i nuovi investimenti, con Rosatom che pianifica di spendere un totale di 100 miliardi di rubli nella JSC Siberian Chemical Combine nel periodo 2012- 20 per sviluppare il suo "potenziale scientifico, tecnico e produttivo in termini di nucleare tecnologia". Il sito comprende diversi reattori nucleari e impianti per la conversione, l'arricchimento, la separazione e il ritrattamento dell'uranio e la separazione del plutonio. Nel 2012 Rosatom ha annunciato che stava investendo 45,5 miliardi di rubli nell'impianto fino al 2017 per modernizzare la capacità di arricchimento e creare un nuovo impianto di conversione. ^[7]

La Russia richiedeva nel 2004 circa 3800 t di uranio all'anno. Dopo l'arricchimento, questo veniva trasformato in 190 t EU al 4,3% per 9 reattori VVER-1000 , 60 t EU al 3,6% per 6 VVER-440 , 350 t EU al 2,0% per 11 unità RBMK e 6 t EU arricchito al 20% (con 9 t DU ) per il BN-600 . Circa 90 t EU al 2% dal riciclo di altri reattori, che vengono usati dagli RBMK ; questo RepU deriva dal riprocessamento del combustibile usato dagli altri reattori commerciali, di ricerca e navali. ^[7]

VI è una forte preoccupazione circa lo sviluppo di nuovi giacimenti di uranio , e il Consiglio federale ha deciso, nell'aprile 2015, di continuare a finanziare i lavori di esplorazione e valutazione, nella regione mineraria di Buriazia e di ampliamento di altre miniere; oltre a questo, ha stabilito un' aliquota allo 0% inerente tasse minerarie e tasse di proprietà. Nel giugno 2015 Rosgeologia ha firmato una serie di accordi per accelerare l'esplorazione mineraria in Russia, incluso uno con Rosatom . Nel luglio 2011 è stato firmato un decreto presidenziale per l'aiuto a 38 imprese dislocate in 30 regioni della Russia, ma l'uranio è una parte minoritaria di questo accordo. ^[7]

Conversione

Esafluoruro di uranio

La capacità totale di conversione dell'uranio in UF ₆ della Russia è di circa 25.000 t U /anno, ma solo la metà di questo è utilizzata a partire dal 2013. TVEL prevede di consolidare la sua capacità di conversione presso la JSC Siberian Chemical Combine a Seversk vicino a Tomsk , dove alcune unità produttive sono già operative. Nel 2012 Rosatom ha dichiarato che spenderebbe 7,5 miliardi di rubli per creare un nuovo impianto di conversione presso la SCC Seversk , che dovrebbe per iniziare a funzionare nel 2016. Il nuovo impianto è progettato per avere una capacità di 20.000 t U /anno dal 2020, di cui 2000 t RepU . ^[7]

Il principale impianto di conversione in epoca sovietica era quello di Angarsk , con una capacità di 18.700 t U /anno. In previsione del nuovo impianto previsto SCC Seversk , tuttavia, questo impianto è stato chiuso ad aprile 2014. TVEL ha anche avuto degli impianti di conversione a Kirovo-Chepetsky Chemical Combine a Glazov , che è stato chiuso negli anni '90 . ^[7]

L' impianto di conversione Elektrostal , 50 km a est di Mosca , ha una capacità di 700 t RepU , inizialmente quello del carburante dei VVER-440 , che è di proprietà della Maschinostroitelny Zavod , e nello stesso sito è presente la fabbrica di produzione del combustibile di Elemash . Qui sono anche state convertite 960 t RepU da Sellafield , proveniente da società elettriche tedesche ed olandesi, per la società Nukem è riconvertito qui anche tutto l'uranio proveniente dal riprocessamento dei reattori inglesi . ^[7]

Arricchimento

La Russia possiede 4 impianti di arricchimento per un totale di 24 milioni M SWU /anno di capacità, eccetto l' Novoural'sk , tutti gli altri sono situati in Siberia . I primi due impianti forniscono il combustibile per i reattori esteri, compreso Seversk che è specializzato nel RepU (compreso quello dei reattori europei). A partire dal 2011 sono tutti sono gestiti da TVEL . ^[7]

La Diffusione gassosa nel 1992, e tutti gli stabilimenti ora gestiscono moderne centrifughe a gas , con l'installazione di apparecchiature di 8ª generazione ora complete. Le nuove unità hanno una durata di servizio fino a 30 anni, rispetto alla metà di quella precedente. Le ultime centrifughe di 6ª e 7ª generazione sono state installate nel 2005, le apparecchiature di 8ª generazione sono state fornite tra il 2004 e il 2012, che hanno sostituito ad un ritmo di 240.000 unità all'anno le precedenti unità di 5ª generazione (Unità di 6ª generazione sono ancora prodotti per l' esportazione verso la Cina . Due nuovi cicli di 9ª generazione sono stati commissionati nel 2015 ed alcune unità di 10ª generazione sono stati in fase di sperimentazione nel 2016. Mentre TVEL aveva assunto la responsabilità sulla produzione, nel 2016 Rosatom ha deciso di unire la progettazione e la produzione di centrifughe presso l' impianto di arricchimento di Novouralsk , con le prime centrifughe fornite dal 2013. ^[7]

Una parte significativa della capacità di Novoural'sk e Zelenogorsk (circa 7 milioni SWU /anno) è stata in passato usata per il riarricchimento dell' uranio impoverito , anche per Areva ed Urenco . Secondo fonti WNA , circa 10.000 a 15.000 t DU (tra 0,25% e 0,40%), sono stati spediti in Russia per il ri-arricchimento a circa lo 0,7% dal 1997. Le code sono state portate fino a circa lo 0,10%, e rimangono in Russia, essendo considerata una risorsa per futuri reattori veloci. I contratti per questo lavoro per Urenco ed Areva si sono conclusi nel 2010. Una parte della capacità di Zelenogorsk , circa SWU /anno, è stata assorbita con il ri-arricchimento all'1,5% il downblending di gran parte dell' HEU russo destinata agli Stati Uniti . La capacità di Seversk è di circa 3 milioni SWU /anno, ed è usato anche per il RepU per l' Areva , con un contratto decennale del 1991 per circa 500 tonnellate UF ₆ . ^[7]

Nel 2012 Rosatom ha annunciato che stava investendo 45,5 miliardi di rubli a Seversk fino al 2017 per modernizzare la capacità di arricchimento e creare un nuovo impianto di conversione. Angarsk è il più piccolo fra i vari impianti siberiani, con una capacità di circa 2,6 milioni SWU /anno, con la decisione a luglio 2011 di TVEL che ha confermato la mancanza di piani d'espansione. Infatti, nel contesto di un accordo del dicembre 2006 con il Kazakistan, nel 2008 Kazatomprom che aveva costituito una joint venture 50:50 con Tenex , si era deciso per finanziare l'incremento a 5 milioni SWU /anno dell'impianto, con ciascuna delle parti che finanzierebbe con circa 1,6 dollari di dollari l'espansione. Tuttavia, nel 2010 Rosatom ha annunciato che il progetto non sarebbe andato avanti, a causa della capacità mondiale in eccesso, ma sono stati offerti altri accordi per la joint venture con Kazatomprom , in particolare fino a una quota del 49% in Novoural'sk o Zelenogorsk . Dopo aver deciso che sarebbe stato antieconomico espandere la capacità ad Angarsk , nel marzo 2011 è stato annunciato che Kazatomprom avrebbe comprato una quota di Novoural'sk , con una finalizzazione dell'accordo fra il 2012 ed il 2013, che l'ha portato ad avere accesso a una capacità di arricchimento di 5 milioni SWU /anno ^[7]

Cascata di centrifughe in un complesso di arricchimento statunitense

Novouralsk

L' impianto di arricchimento di Novoural'sk , nell' Oblast' di Sverdlovsk , fa parte della JSC Urals Electrochemical Combine . Ha operato con centrifughe di 8ª generazione dal 2003, e di 9ª generazione a partire dal 2013. La TVEL sta spendendo 42 miliardi di rubli per completare la dotazione di centrifughe di 9ª generazione entro il 2019. L'impianto può produrre Uranio arricchito fino al 30% U-235 (per reattori di ricerca e BN ), mentre gli altri impianti sono fino al 5%. ^[7]

Zelenogorsk

L' impianto di arricchimento di Zelenogorsk è situato nel territorio di Krasnojarsk , ha ottenuto l'accreditamento ambientale ISO 14001 e la certificazione di qualità ISO 9001 . Sta iniziando a far funzionare centrifughe di 9ª generazione. Nel 2011 Rosatom ha dichiarato che la capacità dell'impianto era di 8,7 milioni SWU /anno e che prevedeva di aumentarla a 12 milioni SWU /anno entro il 2020, per aumentare la sua capacità di esportazione. Rosatom prevede di investire 70 miliardi di rubli entro il 2020 nello sviluppo dell'impianto, con fino al 90% delle nuove centrifughe installate lì per renderlo il principale impianto di arricchimento del paese. Il sito è sede anche di un nuovo impianto di deconversione . ^[7]

Seversk

L' impianto di arricchimento di Seversk fa parte della JSC Siberian Chemical Combine , nell' Oblast' di Tomsk , e fu inaugurato nel 1953. Dista circa 15 km da Tomsk . Oltre all'impianto di arricchimento che ha una notevole capacità di riarricchire RepU , il sito ha altre strutture e diversi reattori per la produzione di plutonio militare . Sta iniziando a far funzionare centrifughe di 9ª generazione. ^[7]

Angasrk

L' impianto di arricchimento di Angarsk , vicino a Irkutsk nell' omonimo oblast , fa parte della JSC Angarsk Electrolysis & Chemical Combine , è l'unico impianto di arricchimento situato fuori da una città chiusa , benché non abbia avuto alcun ruolo nel programma militare , è diventato il sito del nuovo International Uranium Enrichment Center e della banca del carburante. Nel dicembre 2014 ha iniziato a intraprendere l'arricchimento di scarti di altri processi di arricchimento, e si prevede che tale attività continui fino al 2030 come principale attività del sito. ^[7]

Produzione del combustibile

La fabbricazione del combustibile è intrapresa dalla TVEL , che fornisce 76 reattori nucleari in Russia e 13 in altri paesi, oltre a 30 reattori di ricerca e combustibile per reattori navali e rompighiaccio nucleari . Le sue operazioni sono certificate ISO 9001 , e la società detiene circa il 17% del mercato mondiale del carburante. La tecnologia del carburante russo è sviluppata dall' AA Bochvar High Technology Research Institute of Inorganic Materials (VNIINM). ^[7]

La TVEL possiede due impianti di fabbricazione del carburante con una capacità combinata di 2800 t /anno di carburante:

• Il Maschinostroitelny Zavod ad Ėlektrostal' , noto come Elemash
• Novosibirsk Chemical Concentrates Plant in Siberia

L' impianto meccanico Chepetsk (sempre di proprietà della TVEL vicino a Glazov in Udmurtia produce i rivestimenti in zirconio ed anche alcuni prodotti in uranio. ^[7]

La maggior parte dei pellet di combustibile nucleare per i reattori RBMK e VVER-1000 sono state prodotte nello stabilimento di Ulba a Öskemen in Kazakistan , ma gli impianti di Elemash e Novosibirsk hanno aumentato la produzione negli ultimi anni. Elemash produce gli elementi di combustibile per i reattori russi e quelli europei, utilizzando uranio fresco e da riprocessamento . Oltre a questo, produce anche il combustibile per i reattori di ricerca e per i rompighiaccio nucleari . ^[7]

Novosibirsk produce principalmente carburanti VVER-440 e VVER-1000 , incluso quello per la carica iniziale dei reattori cinesi. Oltre a questo produce anche litio-7 puro, e rappresenta oltre il 70% della fornitura mondiale di questo isotopo; questo è usato con grado di purezza al 99,95% nei sistemi di raffreddamento reattori PWR , ultimamente è stato portato al 99,99% di purezza. Un aggiornamento dell'impianto nel 2013 consente di raddoppiare il volume di uscita Li-7. ^[7]

TVEL ha svolto un ampio lavoro sull'utilizzo del RepU nei reattori VVER , e ci sono piani per portare tutte le unità della centrale di Kola per passare a questo carburante, mentre alcuni altri reattori, ad esempio Kalinin 2 e Balakovo 3 , utilizzano già questo combustibile. ^[7]

Combustibile per i BN

Alla fine del 2007 è stato deciso che la produzione di combustibile MOX utilizzando materiali riciclati, dovrebbe essere basata su processi di riprocessamento elettrometallurgico (pirochimico) e riprocessamento a secco a vibrazione , come sviluppato da RIAR . Gli obiettivi per la chiusura del ciclo del combustibile includevano la minimizzazione dei costi, il riciclo degli attinidi minori , escluso il plutonio . Tuttavia, i piani per il vibropack non vengono perseguiti con alcun vigore. ^[7]

Zheleznogorsk

L' impianto MOX di Železnogorsk ha una capacità di 60 t MOX /anno ed è entrato in funzione nel 2015, gestito dalla Mining & Chemical Combine . Questo impianto è costato circa 9,6 miliardi di rubli come parte del progetto Proryv , per sviluppare reattori veloci con un ciclo di combustibile chiuso il cui combustibile MOX verrà rielaborato e riciclato. Rappresenta il primo utilizzo su scala industriale del plutonio nel ciclo del combustibile civile russo, ed è anche la controparte russa del MFFF statunitense per l'utilizzo di 34 t di plutonio militare . Questo impianto ha una capacità di 400 elemento di combustibile MOX all'anno per 5 BN800 o un equivalente numero di futuri BN1200 , questo MOX può contenere fino al 30% di plutonio . La prima produzione di 20 elemento di combustibile MOX per Belojarsk 4 è avvenuta nel 2015 e la piena capacità è prevista per il 2017. Il BN800 ogni anno richiede 1,84 t di plutonio per reattori recuperati da 190 t di carburante utilizzato dai VVER , che poi utilizzeranno il plutonio derivante dal suo combustibile. L'impianto è costruito in gallerie rocciose a una profondità di circa 200 metri. ^[7]

Alla cerimonia di apertura dell'impianto nel settembre 2015, Rosatom ha confrontato il successo nella costruzione del suo impianto, costruito in quattro anni con un costo di 9,3 miliardi di rubli , con il MFFF statunitense che è costato 7,7 miliardi di dollari in otto anni di lavoro, ed è stato poi abbandonato nel maggio 2018. ^[8] Nel giugno 2011 Rosatom ha annunciato che stava investendo 35 miliardi di rubli nel suo impianto fino al 2030, compresa la produzione del combustibile MOX , aumentati poi nel febbraio 2012 ad almeno 80 miliardi di rubli . ^[7]

Mayak

Dal 1993 ha funzionato anche un piccolo impianto MOX di Mayak , per il carburante BN350 e BN600 , con una capacità di 40 elementi di combustibile . ^[7]

Seversk

È in programma l'apertura di un impianto MOX di Seversk per lo smaltimento del plutonio militare , con lo stesso design del suo equivalente statunitense. Questo impianto era designato per produrre il combustibile MOX per reattori veloci, ed era previsto per il completamento entro la fine del 2017, con 5,8 miliardi di rubli assegnati da TVEL per l'attrezzatura. Seversk aveva gli altri due reattori di produzione di plutonio a doppio scopo, ma fondamentalmente militari, oggi chiusi entrambi. ^[7]

Dimitrovgrad

L' impianto MOX del RIAR di Dimitrovgrad ha un piccolo impianto di fabbricazione di combustibile MOX . Questo produceva il VMOX , un combustibile che si proponeva essere fosse più facilmente riciclato. Nell'ambito del programma federale obiettivo, era stato stanziato 2,95 miliardi di rubli per l'espansione a partire dal 2012. La sua ricerca principale è stata sull'uso del plutonio militare nella fabbricazione di MOX , in collaborazione con Francia, Stati Uniti e Giappone. Nel 2016 l'impianto ha prodotto 38 elementi di combustibile per Belojarsk 4 . ^[7]

Combustibile MOX Vibropacked

Il combustibile nucleare MOX Vibropacked (VMOX) è stato visto come la via da seguire per un miglior utilizzo delle risorse uranifere. Questo è creato agitando meccanicamente una miscela di ( U , Pu ) O ₂ granulato e polvere di uranio, che si lega in eccesso di ossigeno e altri gas (cioè, funziona come getter ) e si aggiunge alla mistura di combustibile in proporzione durante l'agitazione. Il getter risolve i problemi derivanti dalle interazioni chimiche del rivestimento del combustibile. Questo combustibile è stato utilizzato nel BOR-60 dal 1981 (con il 20-28% Pu ) e testato nei BN350 e BN600 come parte di un nucleo ibrido. Questi risultati sono stati valutati dall' OKBM Afrikantov e dal Japan Nuclear Cycle Development Institute . Tuttavia il suo futuro è incerto, ed il combustibile MOX potrebbe tornare ad essere solamente un normale pellet sinterizzato . ^[7]

Riprocessamento

Parte della produzione nazionale di uranio proviene anche dal riprocessamento del combustibile usato da VVER-440 , dai Reattore a neutroni veloci e sottomarini : circa 2500 t U sono state finora riciclate nei reattori RBMK . Anche in seguito al ritrattamento di combustibili usati, sono state accumulate circa 32 tonnellate di plutonio per reattori per l'uso in MOX . A questo si aggiungono 34 tonnellate di plutonio militare provenienti da scorte militari da utilizzare nel combustibile MOX per reattori a neutroni veloci BN-600 e BN-800 a Belojarsk , supportati da un pagamento di 400 milioni di dollari dagli Stati Uniti . ^[7]

Ciclo REMIX

Il carburante REMIX ( miscela rigenerata dall' inglese Regenerated Mixture ) è stato sviluppato dal VG Khlopin Radium Institute per la Tenex come sviluppo di MOX per la fornitura di reattori ad acqua leggera . Il carburante REMIX è prodotto direttamente da una miscela non separata di RepU e plutonio per reattori derivante dal riprocessamento , con un uranio arricchito (fino al 17% di ²³⁵ U ) che compone circa il 20% della miscela. Ciò fornisce carburante con circa l'1% di ²³⁹ Pu e il 4% ²³⁵ U , questo può quindi generare 50 GWgiorno /t nell'arco di quattro anni. Il combustibile esaurito REMIX dopo questo ciclo è composto da circa il 2% ²³⁹ Pu ^[9] ed 1% ²³⁵ U , dopo circa cinque anni di raffreddamento e quindi un secondo ciclo di riprocessamento vengono nuovamente usati tramite l'aggiunta di altro LEU . I rifiuti ( prodotti di fissione e attinidi minori ) sono vetrificati , come già fatto per il ciclo normale, e immagazzinati per lo smaltimento geologico . Prima della vetrificazione, il tutto può essere processato per recuperare preziosi prodotti di fissione per usi medici o industriali come gli isotopi di cesio , stronzio e tecnezio . ^[7]

Il REMIX può essere riciclato ripetutamente con il 100% del combustibile nel reattori VVER-1000 e quindi rielaborato più volte (fino a 5), in modo che con meno di tre carichi di carburante totali un reattore possa funzionare per 60 anni utilizzando lo stesso combustibile , grazie alla sola addizione di LEU . Come nel normale MOX , l'uso del REMIX riduce il consumo di uranio naturale di circa il 20% a ciascuna fase del ciclo chiuso rispetto al ciclo del combustibile aperto . Il REMIX può servire come sostituto del combustibile dei reattori esistenti, ma a differenza del MOX c'è un costo maggiore per la fabbricazione del carburante a causa dell'alta attività dell' ²³² U , e rispetto al combustibile normale l'incremento di costo è del 25-30%. ^[7]

Il REMIX consente di riciclare tutto l'uranio e il plutonio recuperati e consente di risparmiare sui costi di stoccaggio e smaltimento del combustibile usato rispetto alle altre opzioni, abbinato al costo di riprocessamento, anche se se ne prevede una riduzione. Rispetto al REMIX c'è il pregio di non dare origine ad alcun accumulo di RepU o di consentire l'eventuale separazione del plutonio. Il REMIX viene anche testato nel reattore di ricerca MIR al RIAR di Dimitrovgrad . Tenex suggerisce poi che il REMIX venga utilizzato con una forma di leasing di carburante da un fornitore ad un'utenza, con riciclo ripetuto tra di loro. L'applicazione commerciale di questa soluzione è prevista per la metà del 2020. ^[7]

Alimentazione a doppia componente MOX

Rosatom ha proposto un ciclo di combustibile che coinvolge sia reattori termici che veloci , utilizzando due tipi di combustibile MOX , e prevede di implementare questo sistema quando i primi BN-1200 saranno in funzione. In questo sistema, i normali reattori sono la fonte primaria di plutonio per reattori , trasformato quindi in MOX per i BN (che devono avere un rapporto di conversione non inferiore ad 1,2) ed il plutonio da esso derivante deve avere una componente di non fissili almeno pari al plutonio di partenza. Questo sistema permette di usare fino al 100% dell'uranio (contro lo 0,7% attuale) grazie a molteplici cicli fra reattori veloci e termici. Gli attinidi minori vengono bruciati nei reattori veloci . ^[7]

Deconversione

L'impianto di deconversione è presso lo stabilimento elettrochimico di Zelenogorsk. L'impianto di deconversione (defluoramento) da 10.000 t /anno fu costruito da Tenex nell'ambito di un accordo di trasferimento tecnologico con Areva NC , in questo modo l' uranio impoverito può essere immagazzinato a lungo termine come ossido di uranio e l' HF è prodotto come sottoprodotto. L' impianto W-ECP è simile all' impianto W2 dell' Areva ed ha principalmente attrezzature dell'Europa occidentale. È stato commissionato nel dicembre 2009 e ad ottobre 2015 ha trattato 50.000 t di fluoruro di DU . ^[7]

International Uranium Enrichment Center

La proposta iniziale dell' International Uranium Enrichment Center (IUEC) stata creata a fine 2006 in collaborazione con il Kazakistan , e nel marzo 2007 l' AIEA ha accettato di istituire un gruppo di lavoro e continuare a sviluppare la proposta. Nel settembre 2007 è stata registrata la società per azioni Angarsk International Uranium Enrichment Center (JSC Angarsk IUEC), ed un anno dopo Rostechnadzor ha concesso in licenza il centro. Verso la fine del 2008 la Holding ucraina SC Nuclear Fuel , ha deciso di aggiudicarsi una quota del 10%, pari al 10% di Kazatomprom , nell'ottobre 2010. L' Armenia ha finalizzato la sua quota del 10% maggio 2012 (2600 azioni per 2,6 milioni di rubli , ciascuna delle 26.000 azioni ha un prezzo di 1000 rubli . Da allora i negoziati sono proseguiti con Sudafrica , Vietnam , Bulgaria , Emirati Arabi Uniti , Giordania , Corea del Sud e Mongolia . La Russia ha anche invitato l' India a partecipare al fine di garantire carburante per il suo impianto di Kudankulam . L'obiettivo finale è che Techsnabexport / TVEL detengano solo il 51%. ^[7]

Il fine centro è quello di fornire forniture sicure di uranio a basso arricchimento per reattori di potenza a nuovi stati che intraprendano propri programmi nucleari civili, e quelli con piccoli programmi nucleari, dando loro equità nel progetto, ma senza consentire loro l'accesso alla tecnologia di arricchimento , con la Russia che manterrà la proprietà di maggioranza. L' IUEC venderà sia servizi di arricchimento che prodotti finiti. Le disposizioni per il coinvolgimento dell' AIEA sono state risolte nel 2009 e nel 2010 è stato avviato uno studio di fattibilità sull'investimento. L' Angarsk era destinato a sfamare l' IUEC , e di conseguenza era stato rimosso dalla categoria di "installazioni strategica nazionali" , sebbene non fosse mai stato parte del programma militare . Nel febbraio 2007 l' IUEC è stato inserito nell'elenco degli impianti nucleari russi ammissibili per l'attuazione delle misure di sicurezza dell' AIEA , che sono iniziati nel 2010. ^[7]

Lo sviluppo dell'IUEC è stato previsto in tre fasi:

• Utilizzare parte della capacità esistente di Angarsk in collaborazione con Kazatomprom e sotto la supervisione della IAEA .
• Espandi la capacità di Angarsk (forse il doppio) con i finanziamenti dei nuovi partner entro il 2017.
• Completa internazionalizzazione con il coinvolgimento di molte nazioni clienti sotto gli auspici dell' AIEA . ^[7]

Nel 2012-13 il sito IUEC ha dichiarato: "La JSC IUEC è stata fondata all'interno del Complesso Chimico di Angarsk Electrolysis, ma può utilizzare le capacità di altre tre mietitrebbiatrici russe per diversificare la produzione e ottimizzare la logistica. Nel 2016 un cliente importante era il combustibile nucleare per la preoccupazione statale dell'Ucraina, che dal 2012 ha acquistato 60.000 unità annue, in proporzione alla sua partecipazione. ^[7]

Banca del carburante

Nel novembre 2009 il consiglio dell' AIEA ha approvato una proposta russa di creare una riserva internazionale LEU o "banca del combustibile nucleare" di uranio a basso arricchimento sotto controllo IAEA presso la IUEC . Questa è stata istituita un anno dopo e comprende 123 t LEU come UF ₆ , arricchito al 2,0-4,95%, disponibile per qualsiasi stato membro IAEA in regola che non sia in grado di procurarsi carburante per motivi politici. È interamente finanziato dalla Russia, tenuto sotto tutela, ed il carburante sarà messo a disposizione dell' AIEA a prezzi di mercato, utilizzando una formula basata sui prezzi spot. ^[7]

A seguito di una decisione dell'AIEA di destinarne una parte, Rosatom trasporterà il materiale a San Pietroburgo e trasferirà il titolo all' AIEA , che trasferirà la proprietà al destinatario. Le 120 t LEU come UF ₆ equivalgono a due carichi di carburante per un tipico reattore da 1000 MW e nel 2010 valevano circa 250 milioni di dollari . Questa iniziativa integra la Banca del carburante della IAEA in Kazakistan . ^[7]

Reattori di ricerca

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Gestione dei rifiuti e depositi geologici

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Incidenti, scandali e responsabilità civile

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Produzione di uranio

Lo stesso argomento in dettaglio: Estrazione mineraria dell'uranio in Russia .

La Russia è un produttore di uranio con circa 3000 t prodotte ogni anno; la sua produzione storica dalla dissoluzione dell'Unione Sovietica al 2006 è di 129.611 t. Secondo il " Red Book " del 2007 il paese ha riserve note di uranio per 650.300 t <130 dollari / kg ^[11]

La produzione attuale di ARMZ proviene principalmente dal distretto di Strel'covskij, dove sono stati scoperti importanti giacimenti di uranio nel 1967, che hanno portato alla produzione su larga scala, in origine con pochi controlli ambientali. Nel 2008 ARMZ aveva l'intenzione di triplicare la produzione a 10.300 t U all'anno entro il 2015, con l'aiuto di Cameco , Mitsui ed investitori locali, con la previsione a 20.000 tU all'anno entro il 2024. Il costo totale è stato valutato a 67 miliardi di rubli (2 miliardi di dollari), principalmente nella miniera di Priargunskij , con 4,8 miliardi di rubli (144 milioni di dollari) entro la fine del 2009, compresi 30 milioni di dollari per un impianto per la produzione di 500 t/giorno di acido solforico , in sostituzione di un precedente impianto creato nel 1976. Nel novembre 2013 tutti gli investimenti nell'espansione mineraria sono stati sospesi a causa dei bassi prezzi dell'uranio. ^[7]

I principali giacimenti di uranio della Federazione Russa si trovano in quattro distretti minerari: distretto dei Trans-Urali, distretto di Strel'covskij, distretto di Vitimskij ed il distretto di Ėl'kon. ^[7]

Accordi internazionali di estrazione

Nell'ottobre 2006 la giapponese Mitsui & Co con la Tenex ha accettato di intraprendere uno studio di fattibilità per una miniera di uranio nella Russia orientale per rifornire il Giappone. La prima produzione dalla miniera di Južnaja in Sacha era prevista per il 2009. La Mitsui ha avuto un'opzione per prendere il 25% del progetto, e stava finanziando con 6 milioni di dollari uno studio di fattibilità. Si stima che la costruzione della miniera di Južnaja costerebbe 245 milioni di dollari, con una produzione che potrebbe raggiungere le 1000 t U /anno entro il 2015. Ciò rappresenterebbe la prima proprietà straniera di una miniera di uranio russa. Tuttavia, secondo il Red Book 2016 , Južnaja sembra essere parte del progetto Ėl'kon. ^[7]

In seguito a precedenti accordi con Tenex, nel novembre 2007 Cameco ha firmato un accordo con ARMZ , le due società devono creare joint venture per esplorare e estrarre l'uranio sia in Russia che in Canada, a partire da depositi identificati nella Russia nordoccidentale e nelle province canadesi di Saskatchewan e Nunavut . ^[7]

Centrali elettronucleari

Lo stesso argomento in dettaglio: Centrali elettronucleari in Russia .

Tutti i dati della tabella sono aggiornati a aprile 2019

Note

Altri progetti

• Wikimedia Commons contiene immagini o altri file su energia nucleare in Russia

Collegamenti esterni

• ( EN ) IAEA - Nuclear Power Reactors in the World, 2018 ( PDF ), su www-pub.iaea.org .
• ( EN ) http://www.world-nuclear.org/info/inf45.html

V · D · M Energia nucleare in Russia
T Solo teleriscaldamento · G Galleggiante
Centrali operative	Akademik Lomonosov G · Balakovo · Belojarsk · Bilibino · Kalinin · Kola · Kursk · Leningrado 1 e 2 · Novovoronež 1 e2 · Rostov · Smolensk
Centrali in costruzione	Kaliningrad · Kursk 2 · Seversk
Centrali in progettazione	Seversk (PWR) · Obninsk · Nižegorod · Tver' · Železnogorsk MCC · Central · South Ural · Primorsk · Pevek · Smolensk 2 · Kola 2 · Tatar · Sacha
Centrali chiuse	Obninsk
Centrali annullate	South Ural · Gorky T · Voronež T
Reattori di ricerca	1125
Centri di ricerca	Majak
Ciclo del combustibile	Front end: Estrazione dell'uranio · Arricchimento ( Novoural'sk , Zelenogorsk , Seversk , Angarsk ) Back end: Majak
Principali operatori	Rosatom · Rostekhnadzor · OKBM Afrikantov · Atomstroyexport
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