Из истории проблемы. Я не могу ручаться за достоверность истории, но излагаю так мне ее рассказывали.
В эпоху исторического материализма, часто, на демонстрациях трудящихся и прочего рабочего люда, включая различные типы интеллигенции, на трибуну, кроме партийных лидеров ставили всяческих передовиков производства. В Ленинграде-городе, на трибуне у Зимнего, вместе с партийными бонзами, обычно стояли 2 работяги. Первый, знаменитый фрезеровщик-зуборез с Кировского завода, второй, сварщик с Балтийского. Первый ударно резал зубья для шестерней ГТЗА АПЛ, второй ударно варил парогенераторы, для тех же АПЛ.
Про первого особо не упоминалось в кулуарах. Разве что в части перехода флота в последних поколениях АПЛ с железа Кировского Завода, на ГТЗА КТЗ, который прошел довольно плавно. А вот про второго и рассказывали эту занимательную историю.
Пришло время дедушке уходить на пенсию. И как раз в тот же самый момент, получил Балтийский Завод заказ на ПГ для Атомного ракетного крейсера “Киров”. Ну и в лучших традициях, дедушке и дали дембельский аккорд. Что из того аккорда вышло, известно. Просто-напросто дедушка допустил множество ошибок. Разумеется, это касается только собственно ПГ, и не относится к другим проблемам, скорее технологического свойства.
Правда, кроме собственно течей из-за дефектов трубной системы ПГ, были течи крышки/крышек, но это уже совсем другая история.
(в работе)
Посмотрим (концептуально) на схему правильной системы безопасности малого реактора. Система аварийного расхолаживания. Дадим пищу для ума “многоопытным дизайнерам” из NuScale. А то даже жалко их, из-за серьезной деятельности могут перетрудиться. У них спроектированы две системы DHRS и CHRS. Работу которых еще предстоит разобрать.
(в работе)
Придется вернуться к этому вопросу еще раз. В полемическом задоре, высказал я мнение, что системы безопасности конечно важны, но о чем мы говорим, если после сброса а/з или при штатном выводе, первый контур (1К) разомкнется? Как будет осуществляться циркуляция по контуру и отвод тепла от зоны в этом случае? Замечание об этом я делал выше, в других постах посвященных NuScale. Аргумент о том, что все правильно рассчитано, здесь не работает. Рассчитано то, что задали, а не то, что надо считать. Для пояснения проблемки, разберем разные случаи. При этом, этого недостатка лишен реактор КТМ, есть простое и вполне себе нормальное техническое решение. Но судя по имеющимся данным, такого решения для NuScale нет. Или оно старательно скрывается. По косвенным признакам: конструкции ПГ, размещению ПГ, конструкции тяговой шахты, подходу к компановке, вопросов возникает много. А значит и возникают вопросы к управлению установкой, к алгоритмам управления реактором.
Если у дизайнеров зоны, есть полная уверенность в топливе, в том, что оно успешно выдержит серьезные перегревы, то оболочка ТВЭЛов, все равно имеет конечный предел прочности. Да и “фишка” проекта в стандартности топливной композиции и дизайне кассет. Честно говоря, ничего смешнее не видел. Поэтому подход к проектированию назовем как “сомнительно верный”.
Вариант 1. Разогрев с разомкнутым контуром:
Корпус реактора заполнен примерно на 50%. Давление в контуре около 10 атм. Как происходит разогрев при таких н.у. в реакторе типа NuScale? Честно скажем, не знаем. Не знаем потому, что непонятна до конца конструкция таговой шахты. Если она такая же как у прототипа MASLWR, то скажем прямо, никак не происходит. В свое время, стоило серьезных усилий объяснить им, что разогревать так как они хотят невозможно. Поэтому отложим этот вариант “на потом”, на то время, когда предоставят больше детальной информации и прекратят надувать щеки.
Строго говоря, из такого состояния есть два способа разогрева. Первый, примерно со скоростью до 100 град/час. Второй ускоренный, со скоростью до 250 град/час и выше. В реальности максимум скорости более указанной обеспечить не удается не по причинам связанным с разогревом реактора, а по причинам больше связанным с разогревом ПТУ и вводом в работу оборудования установки.
Вариант 2. Разогрев с замкнутым контуром:
В этом варианте разогрева контур циркуляции замкнут и реактор заполнен на 100%. Давление в контуре на минимальном расчетном уровне. В корпусе реактора такого типа и размеров находится примерно 20 куб.м теплоносителя 1К. Подогрев такого количества воды, например от температуры 50 град. С. До 300 град С и при давлении указываемом в документах NuScale, вызовет изменение его объема.
Это абсолютно очевидный факт. Объем КОД в верхней части корпуса может занимать 2-3 куб.м. Но при соответствующем разогреве, объем теплоносителя вырастет примерно на 30%. А значит, излишний теплоноситель из корпуса, а это около 6 куб.м горячей воды, надо куда-то удалить. Разумеется, что удалять его надо постепенно, в процессе разогрева. И значит, надо иметь для этого специальную емкость. В принципе удаление можно производить в цистерну подпитки 1К, где находится вода соответствующего качества. Но надо помнить, что это вода, которая уже была в контуре. И в определенных условиях она может содержать р/а примеси. Например во второй половине кампании.
Кроме всего прочего, надо помнить о поддержании определенного уровня давления в контуре, иначе контур либо слишком “мягкий”, либо слишком “жесткий/упругий” и поведение его при маневрах мощностью и в переходных периодах может быть неустойчиво. То есть, по окончанию разогрева по второму варианту, сдренировав из контура некоторый объем теплоносителя, мы имеем полностью разогретый реактор, с поддерживающимся уровнем, с стабилизированным давлением в контуре, с соответствующими нейтронно-физическими параметрами АЗ. Кстати, это очень важно, но здесь мы об этом не рассуждаем.
Вариант 3. Аварийная остановка реактора. Сброс а/з:
В этом случае, NuScale приводит в презентации график снижения уровня теплоносителя в корпусе, в соответствии с которым, уровень упадет ниже кромки перелива уже в первые 100 секунд. Для компенсации такого снижения уровня в корпус необходимо подавать ровно тот же объемы воды из системы подпитки, который был из контура удален при разогреве. При противодавлении в 100 атм, это довольно затруднительно. Хотя технически и возможно.
Например, при помощи насоса подпитки или гидроаккумулятора с ГВД под давлением скажем 200 атм. Но насос с подачей такого объема мгновенно справится вряд ли, а наличие гидроаккумулятора требует не только отдельной системы, но и целого комплекса инженерных решений. Да и проходное сечение соответствующего патрубка(ов) также имеет конечный размер. Об этом ни в одной презентации NuScale не упоминается. Более того, потеря уровня и размыкание контура преподносится едва ли не как достижение. Хотя, позволю себе усомниться в некоторых предсказаниях, но если в АЗ есть некоторое подкипание, то при прекращении тепловыделения, паровых пузырей в контуре не будет и уровень снизится не только из-за понижения температуры, которое кстати не такое быстрое (в конструкциях саккумулировано большое количество тепла, теплоноситель прогрет), а скорее именно из-за этого.
Если опустить детальный разбор переходного режима в системе ПГ, то предположив, что ПГ все это время продолжает активно отводить тепло от контура, то при расходе по контуру примерно 400 л/сек (?), весь ТН-1 остынет до температуры близкой к температуре ПВ примерно за 70-80 сек.
Параметры в контуре будут какие-то такие, как указано на картинке. См. схему ниже.
Вариант 4. Расхолаживание:
Соответственно при остывании ТН-1 уменьшится его объем в корпусе реактора, увеличится плотность. Снизится уровень, а значит, контур неминуемо разомкнется. правда, к этому моменту пик остаточных тепловыделений (ОТВ) уже будет снят и основная задача будет состоять в том, чтоб не допустить перегрева АЗ. Надежный канал теплоотвода предлагается специалистами NuScale через кипение ТН-1 в зоне? Не убежден.
Параметры можно и уточнить, кому будет интересно рассчитайте. А уж потом, подискутируем.
(анализ в работе)
В 10.1. представлен сводный перечень, среди которых имеем три проекта легководных реакторов со 100% ЕЦ и примерно одинаковой мощности и примерно одинакового конструктивного решения, в основу которого положена интегральная/моноблочная схема:
- SMR NuScale, мощностью 150…160 MWth/45 MWe. Активная часть АЗ = 1800 mm. Квадратная решетка из 32 ТВС, 17х17 (264) ТВЭЛов диаметром 9.5 mm, топливо 9.19 mm, зазор … Объем топливной композиции в ТВЭЛе = 11.94 см3.
- Типа КТМ, мощностью (?) 150 MWth/7(+30) MWe. Гексагональная = … ТВС, … ТВЭЛов, описанным диаметром 7 mm, топливо …, зазор …
- CAREM, мощностью 100 MWth/27 MWe. Гексагональная решетка 61 ТВС, 127 ТВЭЛов (?) диаметром 9 mm, топливо 7.6 mm, зазор 1.38 mm (?).
Альтернативная зона. Первое (предпроектное) приближение:
Если же попробовать построить и рассчитать “альтернативную” АЗ, состояшую из гексагональных ТВС, но при этом, из стандартных ТВЭЛов производства Westinghouse, и взять ТВС состоящую из 6 рядов +1 центральный ТВЭЛ, с профилем АЗ, представленным на рисунке, получается примерно следующее:
- В сборке 13 рядов по диаметру описанной окружности ТВС или шесть рядов и центральный ТВЭЛ.
- Диаметр ТВЭЛа стандартный = 9.5 mm (диаметр топливной композиции 9.19 mm) с зазором 2 mm. Размер сборки 13х(9.5+2)+2 = 151.5 mm + 1.5 (2х0.75) mm = 153 мм внешний описанный диаметр, где 0.75 mm толщина кожуха сборки ТВС.
- Размер ТВС по “короткой стороне шестигранника 133.1 mm. Количество ТВЭЛов в сборке 127 штук. Кроме того, в каждой ТВС предусматривается возможность замены “угловых” ТВЭЛ на стержни выгорающего поглотителя, вероятно меньшего диаметра, например 5 или 7 mm.
- Кожух ТВС, или части из них, можно выполнить из борированной стали.
- Если АЗ состоит из 11 рядов ТВС с зазором МКП = 4.9…5 мм, то по короткой стороне размер шестигранной АЗ составит примерно 1215 mm. Количество ТВС, в такой зоне составит 91 штуку.
- Если удалить угловые ТВС, то фактическое количество ТВС будет 85 штук. Соответственно, описаный диаметр по “длинной стороне, без крайних, угловых ТВС, будет примерно 1530 mm. Приведенный диаметр несколько меньше.
- Общее количество мест под размещение 127 ТВЭЛов в ТВС, соответственно 85 (91) х127=(11,557) 10,795 штук. В АЗ проекта NuScale 9,248 шт. соответственно.
- Если принять количество ТВЭЛов в одной ТВС 121 шт, с удаленными (замененными) “угловыми”, то количество ТВЭЛов в такой АЗ соответственно составит, для 85 (91) ТВС, 10,285 (11,557) шт.
- Оптимальная высота активной части такой АЗ может составлять от 1200, до 1500 mm. Для расчетов можно использовать оба крайних значения: 1200 и 1500 mm. У проекта NuScale соответственно 1800 mm.
- В подобной АЗ предполагается использовать сборки с двумя типа топливной композиции. Первый тип, однородная по всей высоте, по обогащению композиция. Второй тип, на 500…600 мм снизу, по высоте АЗ размещается композиция с обогащением в 2 раза выше. Эти, более “тяжелые” сборки размещаются в рядах 4, 5 и 6.
- центральный,
- средний и периферийный,
- радиальный.
Задавая разные по составу сборки, например варианты на представленных рисунках, можно создать библиотеку и набрать интересующую нас АЗ, которая и будет отвечать требованиям гражданского малого реактора. Хорошо бы не впахивать вручную, а выполнить такой проверочный расчет при помощи CASMO. Постепенно, число сборок можно оптимизировать/минимизировать.
Если уменьшить на 1 мм зазор между сборками, но добавить всего 2 ряда, увеличив немного диаметр АЗ, можно получить еще одну версию для проверки.
В принципе, это задача классического студенческого курсовика, студента 4 курса, из приличного ВУЗа прошлого века.
(в работе)
На мой взгляд, наиболее разумный проект. Вопрос, будут ли деньги у Аргентины, на его реализацию. Но исследования идут не менее споро, чем в США. Здесь представлена не только схема, но известно, что есть и тест модель, на которой проводились исследования, есть и конкретные разработки. Ситуация с созданием полномасштабной установки загадочная. Но это действительно реактор малой мощности, с возможностью ап-грейда, действительно новый, действительно интересный, не отягощенный монструазностью огромных корпораций, которые тянут за собой весь свой заплесневелый опыт, и не могут преодолеть заскорузлость мышления своих специалистов. во всяком случае, на первый взгляд, эта установка выглядит куда как более привлекательно, чем, к примеру, разработка NuScale.
Вот только вопрос, а зачем столько парогенераторов? 12 круглых кассет очень похожих на наши корабельные ПГ. При этом паровой коллектор находится вне корпуса реактора. Неплохое решение для стационарной системы. Не видно как менять ПГ, в случае проблем. И еще, системы безопасности в представленном варианте пока не впечатлили.
По некоторым данным, установка находится с стадии окончания строительства. А некоторые издания указывают на то, что установка введена в строй и эксплуатируется в тестовом режиме. Закрытость сведений, очевидно связана с Военно-морской составляющей проекта. С желанием Аргентины иметь собственную ПЛА. Более того, в 1984 году, Аргентина заказала проект ПЛА у Германии, но вроде бы Германия столкнулась с противодействием Великобритании в реализации этого проекта.
Вот так выглядит пресловутый IRIS, который начали проектировать лет 15 назад и успешно прикрыли. Техническое решение не впечатляет. Ходят слухи и появляется информация, что Westinghouse пытается продать разработки кому-нибудь. Но пока безуспешно.
Все водо-водяные реакторы малой и средней мощности подпадающие под программу развития SMR. Просмотрел прочие проекты легководных SMR. Всего 4 проекта развивается в США и один заморожен. Строго говоря, малым среди них является лишь один, первый. Видимо поэтому он и привлекателен для разбора. На нем проще применить некоторые знания и имеющийся опыт. Про другие надо поискать уточненную информацию.
- SMR, проект NuScale и Fluor, который активно препарируется в этом блоге, 150 MWth/45 MWe. Модульная (интегральная) схема со 100% ЕЦ.
- M-Power, проект B&W, 530 MWth/155 MMe. Схема с 8-ю (струйными ?) насосами в первом контуре.
- HI-SMUR, проект Holtec 446 MWth/145 MWe. Схема с горизонтальным ПГ МПЦ и пароперегревателем.
- SMR, проект Westinghouse, 800 MWth/225 MWe. Схема на основе корпуса АР-1000.
- IRIS, проект Westinghouse, 1000 MWth/335 MWe, временно заморожен. Международный проект с участием ОКБМ. Схема аналогичная NuScale и Российскому ТМ-4, но с 8-ю встроенными струйными насосами.
В другом мире. Россия, включая, для примера, ледокольные установки (Russian SMR projects):
- KLT-40 (гражданская модификация морской АЭУ ОК-650), проект ОКБМ, плавучая АЭС, 148 MWth/35 MWe. Надежная корабельная схема опробованная и рассмотренная многократно.
- Для примера, установка атомного лихтеровоза “Севморпуть” имеет 2 реактора по 171 MWth/2 главных турбо-генератора по 36.4 MWe и 5 ТГ по 2 WMe каждый.
- VK-300, проект “Атомэнергопроект”, 300 MWe, старый реактор Димитровград. В реальности бесперспективен как прототип.
- ВБЭР-300, проект “КБ им. Африкантова”, 300 WMe, совместный не реализованый проект Россия и Казахстан.
- ОК-650, проект ОКБМ, в составе стенда КВ-1, ~40 MWe, реализованый проект малой АЭС в НИТИ С-Бор. Более десяти тысяч реакторо-часов безаварийной наработки. Наиболее надежная, но уже не новая схема с ПЦ и ЕЦ.
- ТМ-4 (конструктивный аналог NuScale) в составе экспериментального стенда, проект ОКБМ, 150 MWth/7(+25…30) MWe, реализованый проект прототипа в НИТИ С-Бор. 100% ЕЦ (?).
В другом мире. Прочие страны (Other countries):
- CAREM, CNEA & INVAP, 100 MWth/27 MWe, Аргентина.
- CAP-100/ACP-100, проект CNNC & Guodian, 100 MWe, Китай.
- SMART, проект KAERI, 100 WMe, Южная Корея.
Получается следующая штука. Чтобы проанализировать вывод, надо четко понимать, как производится ввод реактора. Это как минимум. Если даже, есть четкое представление об одной, даже однотипной установке, совсем не обязательно, что оно запросто трансформируется на подобную. Так как, как минимум состав оборудования может быть разным. Требуется анализ параметров и понимание процессов с поправкой на дизайн. Но все-таки, базовое понимание помогает сделать кое-какие выводы и активно подискутировать с оппонентами. Как учили.
Поэтому, вернемся на шаг назад. К вводу установки типа NuScale и к параметрам 1К. В свое время, некий персонаж из NuScale, с удивлением узнал о том, что вода при нагревании расширяется. Сюрприз, сюрприз…
Если, по грубым расчетам, в контуре должно находится около 40 м3 воды (запрос на предоставление данных я направил, но вот предоставят ли?), то при разогреве до максимальной температуры на выходе из АЗ ~ 300 град С, необходимо будет вытеснить около/более трети. Это обеспечит приемлемую упругость контура, паровую подушку в верхней части и необходимую компенсацию перепадов давления 1К при изменениях параметров установки. А это значит, что специально подготовленная вода с возможными осколками деления (при развившейся негерметичности ТВЭЛов), должна быть вытеснена в специальный объем под биологической защитой. Более того, эта вода должна быть готова в ситуации сброса АЗ, при аварии, снова быть закачана в корпус реактора. Ведь при остывании объем теплоносителя уменьшится, а значит уровень опустится ниже кромки перелива и циркуляция по контуру станет невозможной.
Это значит, что при охлаждении ПГ, вместо организованной циркуляции предполагается устроить в верхней части своеобразный конденсатор, на стенках которого будет конденсироваться пар из кипящей/греющейся АЗ и конденсат будет опускаться вниз. Непонятно, такова ли задумка проектировщиков?
Похоже, что тепловая схема 2К имеет теплообменник-рекуператор, поскольку задекларированная температура ПВ, поступающей в ПГ ок. 150 град С. Но как он встроен в схему, пока непонятно.
Наверное этот вопрос надо было осветить раньше. Так как в зависимости от логики и резонного выбора а/з (аварийной защиты) реактора выбираются алгоритмы вывода реактора и установки из аварийной ситуации. Любимый объект нашего препарирования, реактор NuScale, как характерный представитель “семейства” SMR LWR. Постараемся ограничить заумности в рассуждениях и проанализировать, как же принимается то или иное решение и как будет вести себя установка при возникновении той или иной аварийной ситуации.
Для начала выделим две группы нештатных ситуаций:
- аварийные сигналы при пуске реактора
- аварийные сигналы при работе реактора/установки.
Первые, как правило возникают при ошибках выхода на мощность и связаны с работой аппаратуры контроля мощности и/или объединены по одному принципу: критическому уровню периода удвоения мощности – τ и превышению уровня мощности над заданным. Оба сигнала могут возникнуть при глубоком и быстром маневре мощностью, но их возникновение довольно легко можно предотвратить аппаратно, задав специальную программу ограничивающую скорость увеличения нейтронной мощности. Сигналы и ситуации связанные с отказами электронного оборудования систем управления рассматривать отдельно смысла нет. Они также могут быть присоединены к этой группе. С точки зрения вывода установки, особых вопросов не возникает. Если это ввод, то по сути, разогрев еще не окончен, и вывод осуществляется штатно. Если же это ситуация связана с маневрами мощности, то я нахально обзову это сбоем в работе оборудования и систем контроля и управления, и вывод осуществляется без особых проблем.
Вторая группа сигналов, аварийные ситуации связанные с выходом параметров 1К за пределы допустимых значений, во время работы установки. В отличие от первой группы, установка прогрета, все оборудование работало штатно и продолжительное время. Здесь тоже могут быть варианты, поэтому прежде всего отделим сигналы связанные с аварией ПТУ. Их появление означает, что использовать ПТУ как канал расхолаживания нельзя. Именно в этом случае возникает режим вывода при помощи отдельных систем расхолаживания ППУ.
Если аварийная ситуация не связана с ПТУ, то вывод осуществляется с использованием оборудования ПТУ и, как правило, это намного проще. Так как все оборудование установки находится в работе и имеется мощный канал отвода тепла от АЗ. Основной вопрос здесь, обеспечение циркуляции по 1К. А с пониманием этого похоже у NuScale застарелая проблема. В остальном, подача ПВ в ПГ и отвод пара, паро-водяной смеси и воды через паропроводы, с последующим переключением на систему расхолаживания, не представляет сложности. К таким сигналам относятся: повышение давления в 1К, повышение температуры в 1К, упомянутое повышение мощности реактора, сброс а/з оператором.
В части начатого в 6.5.1 и 6.5.2. рассуждения о системах безопасности NuScale и их работе, наиболее серьезные это аварии связанные с выводом установки, это аварии выходом из строя ПТУ:
- повреждение ГК,
- понижение давления охлаждающей воды в ГК,
- снижение давления ПВ,
- повышение давления ПЕ.
То есть, все аварии, которые ограничивают возможности использования оборудования ПТУ для вывода установки. В этом случае с первых секунд вывод осуществляется исключительно системами безопасности ППУ без какого либо использования оборудования ПТУ. А это значит, не задействованы в работу ПНы, ГК, конденсатно-питательная система (КПС), система пара. Отдельная и еще более опасная проблема, это аварии двух типов: со снижением уровня в 1К или течь 1К, и обесточивание. Вот эти аварийные ситуации мы и рассмотрим ниже. Здесь закончим выделение своеобразных “граничных условий” области рассмотрения. То есть, препарируем только ситуации перечисленные ниже:
- Выход из строя ПТУ. Эта ситуация отличается тем, что сохраняется контроль за ППУ, и при этом возможно производить некие манипуляции с оборудованием. В принципе, в отличие от корабельной схемы, на АЭС, при разрыве ГК, ничего не запрещает осуществлять сброс пара из ПГ в поврежденный конденсатор или даже в атмосферу. Важно понимать, насколько, при этом, серьезны будут потери ПВ для пополнения контура. Хотя, в отличие от корабельных установок или от установок плавучих АЭС, запас ПВ может быть во много больше и ее потери не так критичны.
- Особенности обесточивания в том, что все оборудование отрабатывает по своим/определенным индивидуальным алгоритмам, и переводится в безопасное состояние без какого либо контроля со стороны оператора(ов). Суть этого процесса в том, что подобрав алгоритмы работы отдельных элементов/агрегатов оборудования и использовав его поведение при возникновении аварийной ситуации, перевести установку в режим расхолаживания без привлечения какого либо стороннего источника энергии и сторонних действий.
- Течи 1К. Эта ситуация наиболее опасна, так как при течи контура необходимо обеспечить подачу воды высокой чистоты в реактор. В этом случае надо понимать, что при разном размере течи, необходимо выполнить разные действия. При малом, подпитывая контур вывести установку, при среднем, максимально подпитывая выводить установку экстренно/ускоренно, а при разрыве контура, выводить установку со сбросом давления в 1К и понимая, что происходит потеря воды, предпринять меры к ее пополнению из стороннего источника. Как и какие объемы ВВЧ могутбыть поданы в контур? Ну вероятнее всего оптимально говорить о 1-2 м3/час, при сохранении давления в контуре, и много больше при падении давления в контуре, например при разрыве.
- Пока непонятны выводы об отсутствии большой аварии LOCA. Что, корпус реактора безупречен? Нет сварных швов? Нет усталости? Нет дефектов, в конце-концов? Чем отличается допущение о возможности LOCA в большом реакторе, от возможности LOCA в малом? К реактору не подходит никаких труб? Анализировался скажем гильотинный отрыв патрубка подачи т/н 1К от насосов подпитки или патрубка от предохранительного клапана (диаметр 75 мм), да мало ли чего? Какая при этом будет течь? Если это мало, то какой объем подпиточной воды будет подаваться при выводе установки и как? Каким расходом? Похоже что дизайнеры рассматривают только малые отрывы. Насколько это справедливо?
- Дизайнеры NuScale декларируют, что при аварийном выводе установки им не понадобится никакое оборудование, никакие насосы. Они это серьезно полагают? Я все про то же размыкание контура при снижении температуры. Как воду то подать в корпус, если там давление есть?
Рассуждая выше, подумалось, что можно составить диаграмму алгоритмов по которым производится вывод установки в разных ситуациях. Возможно она будет полезна при представлении системы управления, формировании ТЗ и прочих всяких случаях. Кроме прочего, стало понятно, что анализ параметров установки неизбежен. Только так можно оценить возможности теплоотвода, поняв процессы теплосъема и отвода тепла в каждом конкретном случае. Иными словами, надо учитывать не только теплоемкости при разном давлении, но и теплоту парообразования. Это уже задача для термогидравликов и на более серьезном уровне.
В 6.5.1. упоминалось, что важно помнить про уровень теплоносителя в реакторе. Не устаю повторять, что это еще один вопрос, который ошибочно не принимается во внимание “специалистами” из NuScale. Во всяком случае, в представляемых документах показывается уверенный график по сбросу давления в контуре, подаче воды и прочим действиям. но умышленно не показывается эффективность теплообмена. И более того, не делается и не представляется никаких выводов об этом.
Элементарный анализ показывает, что как только уровень в реакторе будет потерян, разомкнется контур и теплоотвод от АЗ будет серьезно затруднен. Циркуляции по контуру не будет. Как тогда поведет себя зона? Все выполненные расчеты достоверны? Компутэр, это машина, считает то, что в нее запихаешь. Так что пока возникают серьезные сомнения в правильности принятых в NuScale конструкторских решений. Буду рад ошибаться, но…
Если нет циркуляции по контуру, а судя по графикам из доклада по системам безопасности, контур гарантированно размыкается через 150… 200 сек после сброса АЗ. А значит, без подачи воды в реактор, не обойтись. А это значит, надо сбросить давление в реакторе. А это повлечет за собой объемное вскипание нагретой воды. Но это пока предположения, ответы на которые можно получить только при детальном анализе.
Таким образом, по предложению специалистов NuScale, в разбираемой ситуации (похоже, что это течь 1К) отвод остаточных тепловыделений осуществляется через гильзу и стенки корпуса реактора и за счет кипения теплоносителя в АЗ. Кипение весьма эффективный теплоотвод, бесспорно. Но если это течь, зачем открывать контур? Действительно, существует несколько мнений. Никакими расчетами на этой стадии тут не поможешь, только подумать головой.
Но все же, как в этом случае работает система отвода тепла из контеймента? Ах да, погрузить реактор в бассейн с 4-мя миллионами галлонов воды. Понятно, что в большей степени эта система предназначена для отвода тепла при серьезных течах, потерях ТН-1. А как при этом организуется циркуляция? Она действительно будет?
Посмотрим на основной канал отвода тепла из АЗ, за счет кипения теплоносителя и сброса пара в контеймент. Как раз он и показан на представленной схеме. Что декларируется в представленном документе:
- способы снижения давления в контейменте и теплоотвода за счет:
- конденсация пара в контейменте;
- сбор конденсата в нижней части контеймента;
- открытие арматуры для организации тракта рециркуляции.
(Продолжение в п. 12, см. отдельный пост)
(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations)
Продолжу критику проекта SMR NuScale. Посты под номером 6 начали рассмотрение вопросов связанных с программой SMR. Здесь использована копия листа из презентации об этом реакторе.
Иногда у меня создается впечатление, что оценка уровня компетенции в фирме сильно завышена. Вопросы компоновки АЗ реактора в установке рассматриваемого типа здесь и ранее уже освещались. Но отдельный разговор и анализ, это системы безопасности. Особенно системы пассивной безопасности и расхолаживания при авариях, отказах и соответственно при срабатывании аварийной защиты.
Попробуем на самом примитивном уровне разобрать ситуацию с работой системы расхолаживания со срабатыванием аварийной защиты реактора, по какому-либо неприятному сигналу. Например полное обесточивание. Потеря электропитания всеми потребителями. Последовательно происходит следующее:
- теряют питание ИМ СУЗ и поглотители под собственным весом опускаются/вводятся в АЗ, заглушают цепную реакцию;
- прекращается подача ПВ в ПГ;
- происходит соответствующая перекладка арматуры, отключение КПС и подключение систем безопасности.
В принципе этих вводных достаточно для первичного анализа представленной на схеме системы. В особенности/преимущества представленной системы включены:
- два независимых ветки подачи ПВ в 2 ПГ. Это значит, что схема, в принципе соответствует корабельной, с двумя бортами (четырьмя ПГ, по 2 на борт);
- подача ОВ в ПГ осуществляется из охлаждающего бассейна
- пар из ПГ выпаривается в разорваный контур. На мой взгляд это основная ошибка дизайна;
- аккумуляторы ПВ обеспечивают подачу ПВ в ПГ в первоначальный момент;
- емкость/бассейн обеспечивает 3 дня охлаждения/расхолаживания и отвода остаточных тепловыделений.
После отключения питания обоих ПН (по условию рассмотрения нами ситуации произошло обесточивание) пусковые ПН не запускаются. Какое-то короткое время питательные насосы работают на выбеге и по инерции продолжают подавать ПВ в ПГ. Обычно, паровая арматура закрывается быстрее, чем арматура на трубопроводах ПВ. Таким образом, при снижающемся в этот момент времени тепловыделении в АЗ, максимально заполняется водой ПГ. В это же самое время, должна осуществляться перекладка арматуры подключающая систему пассивной безопасности. Обычно арматура системы безопасности работает в противофазе с апаратурой на основных паро- и трубопроводах ПВ.
Выпаривание ПВ в ПГ отводит существенную часть тепла саккумулированного теплоносителем и выделяющегося в АЗ в первые секунды после сброса аварийной защтиты, и как показывает практика (не заню что показывают расчеты), ПГ может быть полностью осушен. Более того, пар вытеснится в паропроводы и обратным током вытолкнет воду в трубопроводы, на короткое время остановит поступление воды в ПГ. Гидро-аккумулятор будет проталкивать воду в ПГ. Но, длина трубок ПГ 22 метра. Продавить выпаривающуюся воду в трубопроводы такой протяженности? Разумеется надо разговаривать с расчетчиками.
Здесь и начинается самое интересное. В итоге, после определенных манипуляций система размыкается и по задумке проектанта должна брать воду из бассейна, поднимать ее на 12-13 метровую высоту, далее продавливать ПГ, где возможно запаривание, и выпариваться в тот же бассейн через специальные распылители.
Если система станет разомкнута, как это предлагают специалисты NuScale, то особого смысла в изображенном на схеме гидро-аккумуляторе нет. Газ под давлением быстро вытолкнет воду в ПГ и выпарившись ПГ опустеет. Особых условий для улучшения теплообмена это не создаст. А значит, система должна работать на проливку длительное время. Такое утверждение резонно, так как пик остаточных тепловыделений снимается довольно быстро, а далее предстоит довольно рутинный отвод остаточных тепловыделений, затяжной по времени. Система должна отработать 3 дня. В запасе, по задумке проектантов около 15,000 м3 воды. Огромный объем, в закрытом пространстве, с обеспечением качества воды, циркуляцией, сменяемостью и собственными системами очистки.
Эффективен ли теплообмен в этот период? Установится ли за это время естественная циркуляция? Это вопросы требующие ответа не только по результатам расчетов, но и по результатам размышлений и экспертной оценки. В любом случае, если осуществляется проливка ПГ, а пар, затем пароводяная смесь, а затем отепленная вода сбрасываются в контеймент/бассейн. Но что будет охлаждать ПГ, если контур циркуляции в реакторе разомкнут? Какой смысл в проливке ПГ? Как будет вести себя АЗ? Вспомним Японию.
Для резонного и надежного управления планируется, что это будет продолжатся до тех пор, пока не установится режим стабильного теплоотвода/теплообмена. Пока ответить на все вопросы трудно. Нет более детального описания схемы.
(Продолжение рассмотрения следует)
(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations)
Итак, про ПАЭС-600. Собственно ПАЭС предназначена для выработки и передачи на берег электрической энергии и состоит из:
- плавучего энергоблока (ПЭБ) с двумя реакторными установками типа ВБЭР-300 (видимо, решили использовать наработки для Казахстанской АЭС (см. предыдущий пост) и отказались от КЛТ-40 в чистом виде (?)) и двумя турбогенераторными установками
- гидротехнических сооружений, защищающих ПЭБ от природных, техногенных и физических воздействий
- береговых сооружений и специальных устройств, обеспечивающих передачу и распределение электрической энергии потребителям.
Преимущества ПАЭС по сравнению с наземной АЭС:
- строительство ПАЭС в условиях судостроительного завода, в отличие от экспедиционного метода постройки наземных АЭС, способствует более высокому качеству исполнения и обеспечивает конкурентоспособность по объему начальных капитальных затрат
- выбор места установки ПАЭС не зависит от наличия у потребителя электроэнергии транспортной инфраструктуры и подъездных путей, необходимых для обеспечения строительства и эксплуатации станции
- не отчуждаются и безвозвратно не теряются территории для строительства сооружений АЭС, прокладки технологических коммуникаций, подъездных транспортных путей и строительства водоканалов
- ремонт, сервисное обслуживание и вся инфраструктура обращения с ядерным топливом обеспечивается Российской стороной
- после окончания эксплуатации ПАЭС возвращается в Россию, а на месте ее базирования не остается следов экологического воздействия, т.е. реализуется идея “зеленой лужайки”.
(Подлежит уточнению)
Фото взято из Викепедии.
Казахстан был готов и построить, и эксплуатировать атомную станцию. На словах…
Не обсуждая политику, говорим о технических аспектах проекта. Исходя из технических требований энергосистемы страны, строительство АЭС большой мощности в 1000 мегаватт невозможно. Так как при перезагрузке топлива в атомный реактор пришлось бы резервировать мощность данной станции в 1000 мегаватт из источника, который расположен на удаленном расстоянии. А при протяженных энергосетях это экономически нецелесообразно – велики потери. Также стабильность энергосистемы требует, чтобы источники энергии были более-менее равномерно распределены по территории страны.
То есть, для Казахстана экономически выгоднее не один источник в 1000 мегаватт, а три – по 300 мегаватт. При остановке одного для перезагрузки, работают два остальных. Так обеспечивается бесперебойное энергоснабжение.
При анализе мирового рынка реакторов выяснилось, что промышленного варианта станций на 300 мегаватт еще нет. Такие реакторы относятся к классу реакторов малой и средней мощности. Зарубежные компании, такие, как «Westinghouse», «Areva», «General Eleсtric» производят реакторы мощностью от 1000 МВт(Э). На сегодняшний день ниша реакторов малой и средней мощности пустует.
Поэтому, было принято решение разработать совместно с Россией реактор средней мощности, на базе отработанной корабельной паропроизводящей установки блочного типа. С этой целью в рамках «Комплексной программы Российско-Казахстанского сотрудничества в области использования атомной энергии в мирных целях» 30 октября 2006 года создано акционерное общество «Казахстанско-Российская компания «Атомные станции» для разработки, строительства и продвижения на мировые рынки атомного реактора с энергоблоками нового типа. АО создано на паритетной основе при участии Казатомпрома и Атомстройэкспорта.
Атомная станция нового поколения 3+ на базе реакторной установки средней мощности Водяного блочного энергетического реактора электрической мощностью 300 МВТ (ВБЭР-300). АЭС – сложный комплекс технических сооружений, предназначенных для выработки электрической энергии путем использования энергии, выделяемой при контролируемой ядерной реакции.
Проект реактора ВБЭР-300 разработан российским конструкторским бюро имени Африкантова на основе апробированных и зарекомендовавших себя реакторах, успешно эксплуатирующихся в России на атомных подводных лодках и ледоколах. Конструкция данного реактора имеет более 6000 реакторо-лет безаварийной работы. Данный реактор имеет международный класс безопасности «3+», самый высокий в мире.
Достижение высокого уровня безопасности данного реактора обеспечивается за счет:
- использования сбалансированных активных и пассивных систем;
- наличия свойств внутренней самозащищенности;
- использования принципа многоуровневой защиты;
- устойчивости к экстремальным внешним и внутренним воздействиям.
Использование реактора ВБЭР-300 делает работу АЭС экономичной и безопасной. Бомбовый удар, падение самолета, захват станции террористами и любая другая причина, угрожающая нормальной работе АЭС, мгновенно приводит в действие пассивные системы безопасности станции. Реактор моментально самозаглушается и прекращает свою работу переходя в режим длительного расхолаживания.
(По материалам сайта КазАтомПром)
Замечания:
- На рисунках в презентации, показан блок похожий на реактор типа ВМ-5, но с некоторыми отличиями. Похоже, что реакторный блок имеет 4 насоса работающих каждый на свой ПГ, а не на общую гидрокамеру (что требует уточнения). Эта схема применялась на корабельных установках второго поколения, а не третьего. Однако, это не делает систему менее надежной, а лишь ограничивает в части возможностей эксплуатации. Вывод этот не окончательный, так как надо бы познакомиться с системой поближе.
- В реакторе же ВМ-5 один насос работает на 2 ПГ и оба насоса работают на общую гидрокамеру, то есть при выходе из строя одного насоса, второй обеспечивает циркуляцию теплоносителя по контуру. Кроме того, в презентации есть немного некорректный, но в целом вполне резонный отсыл к реакторам ПЛА “Курск”.
- Прямоточные ПГ существенно повышают эффективность и упрощают управление ППУ. Отработанные схемы и алгоритмы надежны и резонны для применения на стационарных объектах. Кроме того, работа на режимах постоянной мощности только продлит срок службы АЗ и увеличит выгорание.
- Применение для систем безопасности отработанных и хорошо зарекомендовавших себя корабельных систем аварийной безопасности, также серьезно повышает надежность вывода ППУ в аварийных режимах.
- Самым “узким”, с точки зрения экономики, по видимому является конструкция АЗ. Однако точно сказать нельзя, применены ли ТВЭЛы в конфигурации для зон ВМФ, даже при низком обогащении, или же применены сборки из стандартных ТВЭЛов, используемых в гражданской Атомной энергетике.
- АЭС не подземного размещения, что странно. На мой взгляд, как раз подземное размещение небольших реакторов делает АЭС существенно безопаснее.
ЧАСТЬ 3: СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ
Отдельный разговор требуется про системы безопасности и вывод установки. Это касается работы систем при нормальном и при аварийном выводе. Предложенные схемные решения, на мой взгляд, совершенно не удовлетворяют необходимым и достаточным требованиям. Это пока в работе.
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ЗАМЕЧАНИЯ К ОБЗОРУ И РАЗРАБОТКЕ:
Поскольку я не знаком со многими ограничениями накладываемыми стандартами NRC, если проблема с тем исчерпана, то, чтобы “напихать” в такую зону максимальное количество топлива в определенном количестве сборок вроде бы уже решена (по крайней мере так говорят расчетчики) при обогащении около 8% по U5, то далее возникают следующие вопросы:
- как конструктивно исполнить профилирование в 32 каналах? Это как раз технически не проблема. Вопрос в том, надо ли и сколько стоят материалы для этого. Размещение вполне возможно… но?
- как обеспечить максимальное выгорание до того, как нижняя часть АЗ начнет “газить”? Ну как раз комбинацией, поглотителей и регулированием. 6-7 приводов вполне достаточно, при условии наличия выгорающих поглотителей и “глубоком профилировании”… но?
ДОПОЛНИТЕЛЬНО ПОТРЕБУЮТ ОСВЕЩЕНИЯ ВОПРОСЫ:
- Алгоритмирования
- Оптимизации параметров.
Фото из частного архива автора.
(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations)
ЧАСТЬ 2. КОНТУР И КОРПУС
Перейдем ко конструктивным элементам первого и второго контуров реактора NuScale. Температура перегретого пара и его параметры определены параметрами теплоносителя на выходе из АЗ. Они стандартны и определяются исключительно потребностями турбины? Обычно это так. Так я научил их и 10 лет назад. Но есть серия вопросов к конкретному проекту:
1. Витой, вокруг подъемной (тяговой) трубы ПГ вполне технологичная система, но тогда, конструкционный вопрос, как через навивку проходят тяги периферийных ИМ СУЗ? Или же периферийные сборки АЗ все-таки не регулируются?
2. Если нет, то тогда еще один конструкционный вопрос, как перегружается АЗ, если диаметр подъемной трубы существенно меньше полного диаметра АЗ? Потребуется удаление всего ПГ и всей внутренней начинки? Или же разъем по всему корпусу, поперек и выше верхнего уровня АЗ? Тогда как работает уплотнение? Как исполняются все работы в этой зоне?
При том, что все эти конструкции будут иметь существенную наведенную активность (и загрязнение), то хранить их придется в специальном бассейне, потребуется и специальное условие для переноса этих конструкций в бассейн. Не нашел в презентациях этого пространства/помещения в плане зданий АЭС. Оно предусмотрено? Думаю, что да, но хочется увидеть. Рассматривался ли вопрос применения т.н. «поворотной» зоны? Это может быть выходом для такой конструкции.
3. Каково обоснование надежности ПГ? Какое количество сварных швов и соединений ПГ и как расчитывается его/их надежность? Предусмотрена ли замена ПГ или глушение части трубок? Где? В каком месте могут быть исполнены такие операции? Какой уровень радиации в этом месте? По рассмотренным данным получается 2 секции ПГ?
4. Есть ли тяговые трубы у топливных сборок АЗ? Или же, расчитанного движущего напора достаточно и без них (см. выше часть 1 вопрос про нейтронно-физические процессы)?
5. Каков будет закон регулирования (LPT)? При постоянной средней температуре или при поддержании постоянной температуры на выходе? Ведь как раз второе существенно влияет на работу турбины, через повышение влажности пара и соответственно через эррозию лопаток последней ступени турбины.
Но, вполне вероятно, что в этой части основной вопрос даже не параметры, а скорее оптимизация количества агрегатов и узлов 2К с последующим переходом к анализу параметров установки. Тем не менее, вопросы существуют и вряд ли они решены полностью. А значит, вряд ли они учтены в экономическом обосновании цены одного kWt(а).
(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations)
