… не определен. В файле автор обозначен фамилией и инициалами Жизневский С.Д., но с уверенностью говорить об авторстве и месте первой публикации сложно. Но по времени написания, это 2008 год. Однако, статья заслуживает внимания. Рисунки и схемы будут размещены дополнительно. Кое-какие редакторские правки по тексту были выполнены для придания статье “читабельности”.
Введение:
Как показывают события в мировой экономике в 2008 году, ориентация на масштабное развитие ядерной энергетики (ЯЭ) в России оказывается точным и вполне своевременным выбором. Последние события показывают правильность этого решения в долгосрочном, стратегическом контексте. Ситуация в развитии мировой экономики во второй половине 2008 года наглядно продемонстрировала, что оно может быть устойчивым только при надежном и относительно дешевом обеспечении энергией. В таком контексте масштабное развитие ЯЭ с учетом условий, сформировавшихся на энергетическом рынке к настоящему времени, оказывается практически безальтернативным вариантом.
На первый взгляд финансовый кризис, поразивший экономику планеты в 2008 году, является исключительно порождением несовершенства современной финансовой системы и не имеет причин в сфере материальной деятельности людей. Несомненно, глобальный финансовый сбой породил массу проблем, перекинулся на реальную экономику, и без устранения причин сбоя трудно рассчитывать на восстановление нормальной жизни.
При изучении перспектив развития энергетики, ее взаимосвязь с экономикой важна наряду с множеством параметров, отражающих разные стороны процесса оценки доли затрат на энергообеспечение экономической деятельности. Добывая и потребляя энергию, прилагая усилия и привлекая таланты, люди производят продукты конечного потребления и услуги, совокупная стоимость которых и составляет глобальный ВВП. Параметр, на который важно обратить внимание, – относительные затраты на обеспечение экономики энергией. Если доля затрат на энергию увеличивается, в перспективе это может привести к тому, что затраты на обеспечение энергией могут оказаться непомерными, а поведение экономической системы станет неустойчивым.
Анализ показывает, что если бы гипотетически вся современная энергетика базировалась на атомной энергии, даже с учетом большой ее инвестиционной составляющей, доля затрат на обеспечение экономики энергией не превышала бы 6% [1] глобального ВВП. Атомная энергетика – это восприимчивый к высоким технологиям, экологичный способ энергопроизводства с большой долей интеллектуальных вложений.
В условиях обостряющегося энергодефицита и роста стоимости традиционных энергоресурсов возрастает экономическая привлекательность использования в отдельных районах атомных станций малой мощности (АСММ). Во многих регионах России и мира проявляется необходимость в малых самозащищенных энергоисточниках, устойчивых к внешним воздействиям, с длительной автономностью (это понятие, в первую очередь, включает надежную и долговременную топливообеспеченность – длительную независимость от поставок топлива) для решения многих социальных и экономических проблем.
Согласно классификации МАГАТЭ [2]:
- атомные реакторы малой мощности – реакторы, не превышающие 300 МВт (э),
- средней – от 300 до 700 МВт (э)
- большой – более 700 МВт (э).
Изначально, реакторы малой мощности, в основном использовались в качестве источника энергии для подводных лодок. Гражданская атомная энергетика строилась на опыте военной, и АЭС построенные в 1960-70 гг. были, как раз, средней мощности. Однако, начиная с 70-х гг., индустриально развитые страны сделали упор на строительство АЭС с мощностями от 600 – 1000 МВт. Такой путь возможен именно в индустриально и научно успешных странах, так как они имеют развитые электрические сети, квалифицированный персонал, технологии, растущий потенциал потребления энергии и средства на реализацию дорогостоящих проектов. Однако, большинство развивающихся стран не имеют достаточно развитой инфраструктуры, сети электропередач, достаточной плотности населения и средств на большие амбициозные проекты. В их случае, строить крупную электростанцию в одном месте – не лучший вариант развития энергетики на данном этапе. Это будет еще менее эффективно, если атомная энергия используется не только для получения электричества, а, к примеру, для центрального отопления.
Необходимость внедрения АСММ понятна многим экспертам и даже политикам. Но внедрение это должно быть сделано разумно, на основе системного подхода. Только рациональное использование наличных ресурсов приведет к успешной интеграции АСММ в систему национальной энергетической безопасности. ЯЭ как качественно новая энерготехнология, основанная на использовании топлива с принципиально более высокой энергоотдачей, чем все известные органические виды топлива, должна развиваться далее по новым принципам и законам. ЯЭ должна быть организована в строгой иерархической системе с тщательной увязкой и с учетом материальных потоков в ней.
1. Историческая справка:
Во всех развитых странах направление малой ЯЭ начало развиваться с начала 50-х годов прошлого века (в каких-то странах чуть позже) и, в основном было подчинено решению задач министерств обороны. В США, для решения этих задач в 1952 г. была разработана специальная армейская программа по ЯЭ. Эта программа предусматривала разработку и строительство стационарных, блочно-транспортабельных, передвижных наземных и плавучих АСММ с корпусными реакторами водо-водяного и кипящего типа, а также с реакторами, теплоносителями которых являлись газ и жидкий металл, для обеспечения электрической и тепловой энергией гарнизонов, размещенных на удаленных военных базах. В соответствии с этой программой было построено 8 экспериментальных АСММ электрической мощностью от 0,3 до 3 МВт, в том числе:
- на Аляске (SM1A)
- в Гренландии (PM2A)
- в Антарктиде (PM3A).
Все указанные станции были выведены из эксплуатации в 60-е годы прошлого века. Плавучая АСММ Sturgis (MH1A), эксплуатировавшаяся в зоне Панамского канала на озере Гатун проработала с августа 1968 по июль 1976 года.
В СССР поисковые расчетно-конструкторские исследования АСММ также производились в то же самое время. Целью этих исследований являлось выявление наиболее перспективных проектов АСММ для практической реализации в виде опытных, демонстрационных и промышленных образцов. Всего было проработано около 20 вариантов АСММ электрической мощностью 1–1,5 МВт с различными реакторами (на тепловых, промежуточных и быстрых нейтронах) и разными видами исполнения (стационарные, блочно-транспортируемые, передвижные и плавучие АСММ).
В октябре 1956 г было принято правительственное решение о создании АСММ. После этого были сделаны несколько технических проектов, часть из которых была реализована:
- В 1961 г. была введена в эксплуатацию передвижная атомная станция ТЭС3, которая проработала до 18 июля 1966 г. Эта станция электрической мощностью 1,5 МВт с ВВРом спроектирована и изготовлена в период 1957–1960 гг.
- Затем в период 1961–1963 гг. была спроектирована и изготовлена блочно-транспортабельная станция «АРБУС». Эта станция электрической мощностью 0,75 МВт с органическим теплоносителем была выведена на проектные параметры в г.Димитровграде.
- С 1981 г. и по настоящее время в РНЦ «Курчатовский институт» (КИ) работает опытная ядерно-энергетическая установка «Гамма» с ВВР тепловой мощностью 220 кВт и термоэлектрическими генераторами суммарной мощностью 6,6 кВт. На основе опыта эксплуатации этой установки разработан технический проект АСММ «Елена».
- В период 1976–1985 гг. в Белоруссии были созданы две опытных мобильных установки «Памир-630Д». Особенностью этих одноконтурных установок электрической мощностью 300–600 кВт является использование в качестве теплоносителя диссоциирующего вещества «нитрин», полученного на основе четырехокиси азота (N2O4).
- В 1974–1976 гг. были введены в эксплуатацию 4 энергоблока с канальными водографитовыми реакторами ЭГП-6 на Билибинской АЭС. При общей установленной электрической мощности энергоблоков 48 МВт отпуск тепла составляет 78 МВт и может быть максимально увеличен до 116 МВт при снижении электрической мощности до 40 МВт.
К прототипам будущих АСММ смело можно отнести и АЭУ четырех поколений, используемые на ледокольном и подводном флоте. Эти установки накопили огромный опыт эксплуатации (более 6,000 реакторо-лет) и на их основе, в России создано большинство проектов современных АСММ, предлагаемых к реализации в ближайшее время.
2. Потенциальные сферы использования АСММ:
2.1 Небольшие населенные пункты, без централизованного электроснабжения
Естественно, что и сегодня есть обширные территории Земного шара, с малой плотностью заселения. Сотни населенных пунктов не подключены к централизованной электросети из-за удаленного расположения. Однако, население маленьких поселков, также нуждается в электрической и тепловой энергии. С похожей ситуацией сталкиваются жители небольших островных государств. Мощность большинства электростанций на Гавайях не превышает 20 МВт. Одним из наиболее ярких примеров может служить Индонезия – 13,300 островов. Потенциальный рынок не подключенных к общей электросети населенных пунктов очень обширен. В одной только Индии их насчитывается около 80,000. Подсчитано, что в среднем для населенного пункта в 1,000 человек требуется станция от 2 до 5 МВт, для 50,000-ого города соответственно 35-40 МВт мощности [3].
Рисунок 1: График зависимости мощности станции от численности населения [3]:
Районы Русского Крайнего Севера и приравненных к ним удаленных территорий, а также места проживания малочисленных народов Севера расположены на территории 31 субъекта Российской Федерации, в том числе:
- 15 краев и областей
- 6 республик
- 10 автономных округов.
На этих территориях проживает свыше 10 млн. человек, в т.ч. более 2,5 млн.человек составляют сельские жители. В этой зоне расположено 535 города и поселка городского типа, из которых:
- 353 – численностью до 10 тыс.чел.
- 91 – от 10 до 20 тыс.чел.
- 55 – от 20 до 50 тыс.чел.
- 17 – от 50 до 100 тыс.чел.
- 8 – от 100 до 200 тыс.чел.
- 11 – более 200 тыс.чел.
6,493 сельских н/пункта, в том числе:
- с числом жителей до 10 чел. – 1606 н/пунктов,
- от 11 до 50 чел. – 1669
- от 52 до 100 чел. – 617
- от 101 до 500 чел. – 1476
- от 501 до 1000 чел. – 657
- от 1001 до 3000 чел. – 405
- от 3001 до 5000 чел. – 30
- более 5000 чел. – 27 пунктов [4].
На рисунке 2, кроме России показаны регионы остальной части Земли, в которых невозможно устойчивое развитие без атомных энергоисточников малой и средней мощности.
Рисунок 2: Регионы, нуждающиеся в энергетике малой и средней мощности [4]:
Понятно, что региональный аспект развития АСММ в смысле их энергетической ниши охватывает огромные территории Российского Ближнего и Крайнего Севера. Это районы, которые не могут быть охвачены объединенными или узловыми энергосистемами, в которых действует большое число мелких изолированных потребителей с нагрузками до 3-5 МВт (более 6,000 ДЭС общей установленной мощностью свыше 3 ГВт, вырабатывающих около 6 млрд. кВт.ч электроэнергии при удельных расходах топлива 500-600 г у.т./кВт.ч). (суммарный завоз топлива 3-3.5 млн. т у.т. в год) [7].
В этих регионах, для целей теплоснабжения здесь эксплуатируется более 5 тыс. котельных мощностью менее 10 Гкал/ч (в среднем около 1,5 Гкал/ч), не удовлетворяющих требованиям надежности и качества. И несмотря на высокие тарифы на электроэнергию в этих регионах зачастую нет альтернативы электроотоплению. Для целей теплоснабжения эксплуатируется более 5 тыс. котельных мощностью менее 10 Гкал/ч (в среднем около 1,5 Гкал/ч), не удовлетворяющих требованиям надежности и качества. И несмотря на высокие тарифы на электроэнергию в этих регионах зачастую нет альтернативы электроотоплению [7].
2.2 Энергоснабжение промышленности
Добыча полезных ископаемых – одна из наиболее важных отраслей, а в большинстве развивающихся стран пожалуй самая важная. Для добычи, последующей переработки и транспортировки полезных ископаемых требуется электроэнергия. Например, для передачи газа по газопроводу при невысоких давлениях требуется затратить 20% этого газа. Специалисты Газпрома уже обдумывали варианты использования АСММ. Во многих случаях разработка месторождения занимает в среднем 15 лет. Все это время, если предприятие находится вдали от развитой электросети, на получение энергии приходится тратить углеводородные ресурсы. В случае с транспортабельной АСММ, можно этого избежать, ведь она может работать на одной загрузке до 20 лет.
2.3 Опреснение морской воды
Согласно данным ЮНЕСКО к 2050 году 7 миллиардов человек в 60 странах (по пессимистическим прогнозам) или 2 миллиарда человек в 48 странах (по оптимистическим прогнозам) [5] столкнутся с проблемой нехватки воды. Пресная вода стремительно превращается в дефицитный природный ресурс. За XX столетие ее потребление увеличилось в 7 раз, тогда как население планеты выросло всего втрое. Не случайно ООН объявила 2003 год Международным годом пресной воды. По данным ООН дефицит пресной воды в мире (включая сельскохозяйственные и промышленные нужды) оценивается в 230 млрд. мЗ в год. К 2025 году дефицит пресной воды увеличится до 1,3-2,0 трлн. мЗ в год. В настоящее время основные потребители опресненной воды сконцентрированы на Ближнем востоке (70% от общего объема), в Европе – 9,9%. США – 7,4% (в основном Калифорния и Флорида), в Африке – 6,3% и остальные 5,8% – страны Азии [5].
Хотя Россия обладает громадными запасами пресной воды и их распределение по территории является достаточно равномерным, тем не менее ситуация с водоснабжением, в некоторых регионах России, не является исключением из общей тенденции. Опреснение морской воды является одним из основных вариантов решения проблемы дефицита пресной воды.
В связи с этим, к настоящему времени в мире получили широкое распространение опреснительные установки различных типов, и практически все они (за исключением систем работающих на принципе обратного осмоса, например в Израиле) для своей работы требуют тепловую, механическую или электрическую энергию. Все эти виды энергии сегодня получают сжиганием органического топлива.
Рисунок 3: Перспективные рынки опресненной морской воды [5]:
Исключением является лишь ядерно-опреснительный комплекс в г. Актау (бывш. г. Шевченко), Казахстан, где с 1973 года эксплуатировался ядерный реактор на быстрых нейтронах БН-350 и дистилляционный опреснительный комплекс мощностью 120,000 м3/сутки. РУ БН-350 выведена из эксплуатации в 1998 г и будет утилизирована, а опреснительный комплекс работает и в настоящее время, используя тепло ТЭЦ на органическом топливе.
Более чем 20-летняя эксплуатация атомного энергоопреснительного комплекса в г. Актау наглядно подтверждает надежность, безопасность и экологическую чистоту таких комплексов, отсутствие сколько-нибудь значительного отрицательного воздействия на окружающую среду.
Использование ЯЭ для опреснительных установок наиболее перспективно и имеет ряд экологических и экономических преимуществ, а идея поставки на место размещения испытанного и сданного “под ключ” в промышленно развитой зоне источника опресненной воды и электроэнергии – плавучего атомного энергоопреснительного комплекса, при минимальном объеме строительно-монтажных работ на площадке, – весьма привлекательна.
Сегодня рынок опреснения морской воды развивается стремительно. В 1995 году его объем составлял ~ 3 млрд. долларов США в год, а к 2015 году, по прогнозам МАГАТЭ достигнет 12 млрд. долларов США в год. Приблизительно 23 миллиона м3/сутки опресненной воды в настоящее время производятся 12500 станциями, сооруженными в различных частях мира [6]. Для энергоснабжения этих станций в значительной степени используют источники энергии на органическом топливе. Физически понятно, что опреснение воды является энергоемким процессом, поэтому выбор эффективного энергоисточника является одним из наиболее принципиальных вопросов экономики опреснения. В этом контексте, использование ядерных РУ в качестве энергоисточников в составе опреснительных систем может оказаться весьма перспективным.
Детальное изучение возможности и первые практические шаги в использовании ЯЭ для опреснения морской воды (ядерное опреснение) началось сравнительно недавно. Это было мотивировано рядом причин: экономической конкурентоспособностью ЯЭ в сфере производства электроэнергии, стремлением развивать в новой области энергопотребления борьбу за сохранение ограниченных ресурсов органического топлива, общемировой задачей защиты окружающей среды от выбросов парниковых газов и другими причинами. К настоящему времени, на международном уровне интерес к ядерным источникам энергии в сфере опреснения еще более возрос, и начинают намечаться перспективы перехода проблемы в практическую и коммерческую плоскость.
В связи с этим возникла необходимость изучения технической возможности и экономической целесообразности продвижения российских реакторных технологий на формирующийся международный рынок ядерного опреснения. Использование комбинированного цикла производства пресной воды и электроэнергии обеспечивает повышение капиталоотдачи и уменьшение себестоимости выработки единицы продукции. Коэффициент полезного использования ядерного топлива может достигать (55-60)% по сравнению с (30-32)%, получаемых на АЭС, вырабатывающих только электроэнергию.
Наиболее востребованный диапазон производительностей опреснительных установок – от 50,000 до 200,000 м3/сутки, приемлемая цена опресненной воды, вырабатываемой ЯЭОК – от 0,45 до 0,8 $/м3 [6]. Производительность ЯЭОК по опресненной воде более 200,000 м3/сутки вызывает проблемы распределения ее по потребителям [16].
Для энергообеспечения ЯЭОК могут применяться различные типы РУ: на тепловых или быстрых нейтронах; с различным теплоносителем/замедлителем: водо-водяные, жидкометаллические, графитовые и др. По варианту базирования установки могут быть наземными или плавучими, стационарными или передвижными. Предпочтительный вариант должен выбираться, исходя из конкретных условий расположения площадки. Однако при прочих равных условиях ЯЭОК на базе плавучих энергетических блоков (ПЭБ) по сравнению с наземным вариантом строительства комплексов такой же мощности имеют следующие основные достоинства:
- сокращение сроков строительства и снижение капитальных затрат за счет минимальных объемов строительно-монтажных работ
- высокое качество изготовления плавучего энергоблока в условиях судостроительного завода и сдача его под “ключ”
- возможность размещения комплекса в любой прибрежной точке в непосредственной близости от потребителя пресной воды и электроэнергии
- простота снятия с эксплуатации – после списания плавучий энергоблок буксируется на специализированное предприятие для утилизации
- сокращение срока окупаемости капиталовложений.
Таблица 1: Перспективы мирового рынка по обессоливанию воды [6]:
|
Производительность в 1995 году (м3/сутки): |
Прирост установленной производительности по годам (м3/сутки): |
Ожидаемая производи-тельность к 2015 г (м3/сутки): |
||||
|
1996- 2000 |
2001- 2005 |
2006- 2010 |
2011- 2015 |
|||
| США |
183,400 |
322,971 |
302,783 |
483,931 |
773,135 |
2,066,220 |
| Мексика |
32,864 |
135,506 |
104,568 |
169,510 |
274,786 |
717,234 |
| Антильские острова |
73,481 |
28,198 |
27,991 |
35,696 |
45,523 |
210,889 |
| Кипр |
8,681 |
44,850 |
32,531 |
52,301 |
84,085 |
222,448 |
| Италия |
126,370 |
84,073 |
149,919 |
256,721 |
439,609 |
1,056,692 |
| Мальта |
122,117 |
66,716 |
102,265 |
157,648 |
243,025 |
691,771 |
| Испания |
249,315 |
306,769 |
197,321 |
267,338 |
362,201 |
1,382,944 |
| Бывший СССР |
136,942 |
64,356 |
60,416 |
78,551 |
102,128 |
442,393 |
| Египет |
30,069 |
27,263 |
40,041 |
68,005 |
115,500 |
280,878 |
| Ливия |
393,842 |
195,511 |
152,999 |
192,718 |
242,748 |
1,177,818 |
| Бахрейн |
92,717 |
131,556 |
71,017 |
93,505 |
123,114 |
511,909 |
| Индия |
13,415 |
69,817 |
34,803 |
49,355 |
69,992 |
237,382 |
| Иран |
319,397 |
268,716 |
424,297 |
730,408 |
1,257,365 |
3,000,183 |
| Израиль |
45,468 |
145,124 |
37,432 |
44,784 |
53,579 |
326,387 |
| Кувейт |
1,195,895 |
245,999 |
214,820 |
246,825 |
283,598 |
2,187,137 |
| Оман |
145,343 |
141,757 |
96,577 |
129,065 |
172,481 |
685,223 |
| Катар |
513,214 |
133,818 |
172,607 |
218,652 |
276,982 |
1,315,273 |
| Саудовская Аравия |
3,733,747 |
1,069,526 |
1,680,028 |
2,270,110 |
3,065,990 |
11,819,401 |
| ОАЭ |
1,851,166 |
572,314 |
724,402 |
940,932 |
1,222,186 |
5,311,000 |
| Япония |
17,898 |
49,489 |
35,671 |
54,553 |
83,430 |
241,041 |
| ВСЕГО: |
9,285,341 |
4,104,329 |
4,662,488 |
6,540,608 |
9,291,457 |
33,884,223 |
Выше было показано, что рынок опреснения воды экономически привлекателен и неуклонно растет. Как говорилось выше, 70% от всей обессоленной воды приходится на страны Ближнего Востока. На этом фоне нужно отметить, что, в декабре 2006 года шесть стран-членов Совета Стран Персидского залива – Кувейт, Саудовская Аравия, Оман, Бахрейн, Объединенные Арабские Эмираты и Катар – объявили о том, что Совет начинает изучение вопроса использования ядерной энергии в мирных целях. В свою очередь, Франция заявила о своих намерениях сотрудничать с этими государствами в сфере ядерных технологий.
В феврале 2007 года шесть государств согласились сотрудничать с МАГАТЭ для анализа технического осуществления проекта по использованию ЯЭ, а также программы по опреснению воды. Саудовская Аравия возглавляет это исследование и ее власти полагают, что программа может появиться в ближайшем будущем.
Наиболее характерные требования к энергоисточнику для ЯЭОК следующие:
- мощность реактора от 40 до 200 МВт (э)
- стоимость АЭС от 1000 до 1700 $/кВт (э) установленной мощности
- время создания реакторной установки от 40 до 60 месяцев
- срок службы реакторной установки от 40 до 60 лет [16].
При одноцелевом использовании ЯЭОК для производства 200,000 м3/сутки пресной воды достаточно мощности РУ около 40 МВт.
Исходя из того, что дефицит пресной воды в настоящее время – 230 млрд. мЗ в год [5], т.е., приблизительно, 630 млн. мЗ вдень, то можно посчитать, что для устранения нехватки пресной воды путем опреснения нужно еще примерно 126 ГВт мощностей. Безусловно, этой цифры достичь почти невозможно. Если считать, что планируемый прирост производства пресной воды к 2015 году будет равен примерно 10 млн. мЗ в сутки, то для его покрытия требуется 2 ГВт новых мощностей, а это примерно 50 новых АСММ. Это вполне осуществимая задача.
(Продолжение следует)
Несмотря ни на что. Пока только вот эти фоточки. Два реакторных блока КЛТ-40 погрузили в корпус строящейся плавучки.
Фотки взяты с сайта “РосАтома”.
ОБЗОР И АНАЛИЗ НЕКОТОРЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИМЕНЕННЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ АМЕРИКАНСКИХ LW SMR
Часть 2. О системах безопасности малых реакторов
3. О РАБОТЕ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ УСТАНОВОК LW SMR
Отдельный и очень детальный разговор требуется для анализа работы систем безопасности и вывода любой установки малой мощности. Абсолютно очевидно, что системы безопасности проектируемые в разных странах отличаются радикально. Это также касается и работы систем при нормальном, и при аварийном выводе. К примеру, предложенные NuScale схемные решения, на мой взгляд, абсолютно не удовлетворяют необходимым и достаточным требованиям безопасности требуемой именно для малых установок. А в США, такая концепция популярна, но для больших реакторов. Что было с этой концепцией в Фукушиме, весьма наглядно.
Во всех презентациях NuScale, да и других проектантов, указывается (декларируется) наличие надежных пассивных систем расхолаживания в конструкции установки. Но детально не рассматривается их использование, последовательность срабатывания оборудования, подключение этих систем в работу. Поэтому, в отсутствие информации приходится руководствоваться лишь относительно здравым смыслом и строить рассуждения на допущениях, догадках и понимании того, как эти системы работают. Планируется, что рассмотрение проектов прочих разработчиков будет выполнено в продолжениях анализа и других установок.
3.1. КАНАЛЫ ОТВОДА ТЕПЛА ПРИ АВАРИЙНОМ РАСХОЛАЖИВАНИИ
Не требует специального обоснования постулат о том, что для безопасного вывода установки/реактора любого типа, необходимо несколько путей/каналов отвода аккумулированного в контуре тепла и остаточных тепловыделений из/от АЗ. Пока нами не рассматривается циркуляция теплоносителя первого контура, в этом процессе, а это отдельный и весьма интересный разговор. Для начала, идентифицируем каналы отвода тепла в установке и рассмотрим требования к таким каналам:
- Первый канал (основная система отвода тепла), это сброс пара, пароводяной смеси или воды (в разных режимах) из парогенератора через паропроводы, на главный конденсатор (ГК). При выводе установки с использованием этого канала, обычно включаются в работу пусковые питательные насосы (ППН) и работают конденсатные насосы (КН), а сброс отепленной среды осуществляется на ГК с предварительным увлажнением пара холодной водой. Затем переходит в режим сброса паро-водяной смеси и в окончании, отепленной воды. На каком-то этапе, теплоотвод переводится/переключается на системы длительного расхолаживания.
Электро-питание при таком выводе присутствует, все задействованные системы установки работают штатно. Отвод пика остаточных тепловыделений (ОТВ) не затруднен. Реактор переводится в режим обычного (длительного) расхолаживания или в краткосрочный режим нерасхолаживания. Это зависит от характера аварии и сигнала по которому сработала а/з.
- Второй канал расхолаживания, имеет как правило 2 независимых ветви (работает при аварии основной системы отвода тепла), включается в работу, если повреждена паровая или конденсатно-питательная система (КПС), а также ГК и/или его система охлаждения, иными словами, повреждена основная система отвода тепла. В этом случае необходим резервный канал теплоотвода. Обычно это сброс пара и/или паро-водяной смеси из парогенератора на специальные теплообменники погруженные в охлаждаемый бассейн и организация ЕЦ в схеме ПГ-ТО. За исключением правильной конструкции и расчетов, теоретически тут проблем нет. Но сразу возникает несколько вопросов, из которых главные уже были озвучены выше: «А как же быть с уровнем первого контура? Как обеспечить циркуляцию по первому контуру?» Вопросы эти, очень важны. Без детального объяснения, это остается серьезной проблемой дизайна и серьезным сомнением в правильности принятых технических решений.
- Третий канал (резервный, работает при аварии основной системы отвода тепла и/или как дополнение ко второму каналу). Организация циркуляции из заполненного водой контейнмента, в который погружен реактор, в опускную часть реактора через специальные патрубки на его корпусе.
Возможно ли это при разомкнутом контуре, когда ТН-1 выпаривается в контейнмент, и конденсируясь на охлаждаемых стенках контейнмента, попадает его нижнюю часть и оттуда, через патрубки попадает в опуск реактора и затем снова в АЗ. Довольно странная схема и с точки зрения надежности (а ну как откажет один из клапанов, или того хуже сработет на мощности), и с точки зрения обеспечения теплоотвода. Но этот вариант интересен, а обсуждать его “в воздух”, без оппонентов, бессмысленно. И снова, здесь же, появляется интересный вопрос неоднократно звучавший выше, по отводу тепла от АЗ и наличии циркуляции по 1К. Правда в этом случае, уровень явно будет “потерян”.
3.2. СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ LW SMR НА ПРИМЕРЕ ПРОЕКТА NuScale
Рассмотрим работу систем безопасности представленных в названном проекте. Особенно интересна работа, систем пассивной безопасности и расхолаживания при авариях, отказах и соответственно при срабатывании а/з реактора. Проект NuScale оговаривает две системы: уже упоминавшуюся выше CHRS (отвод тепла через контейнмент) и DHRS (отвод тепла через ПГ и второй контур).
3.2.1. Работа DHRS
Попробуем разобрать ситуацию с работой системы расхолаживания со срабатыванием а/з реактора, по какому-либо неприятному сигналу. Например полное обесточивание установки или авария турбинной части установки, при которой невозможен сброс пара в ГК, т.е. авария основной системы отвода тепла.
Начнем с первого из двух сигналов а/з упомянутых выше: потеря электропитания всеми потребителями установки. В такой ситуации последовательно происходит следующее:
- Теряют питание ИМ СУЗ и поглотители под собственным весом опускаются/вводятся в АЗ, заглушают цепную реакцию
- Прекращается подача ПВ в ПГ (на выбеге насосы подачи АВ продолжают частично заполнять ПГ водой). Временные задержки срабатывания паровой и водяной арматуры должны соответствовать задаче процесса
- Происходит соответствующая перекладка арматуры, отключение КПС и подключение систем безопасности, в данном случае DHRS
- Следует помнить, что ни одна из систем управления не работает и контроля за параметрами тоже нет, это в самом худшем варианте.
В принципе, этих вводных достаточно для первичного анализа представленной на схеме системы DHRS NuScale. 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 секциями ПГ, по 2 на борт). Каждая такая ветвь должна обеспечить снятие пика тепловыделений после сброса а/з и продолжить отвод тепла от АЗ остановленного реактора достаточно длительное время, до организации работ по ликвидации аварии и подключении в работу насосного оборудования установки
- После отключения питания обоих ПН (по условию рассмотрения нами ситуации произошло обесточивание, в ином случае смысла в этом нет) пусковые ПН не запускаются. Мы уже отмечали, что какое-то, довольно короткое время основные ПН 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 аппаратурой на основных паро- и трубопроводах ПВ
- Выпаривание ПВ в ПГ отводит существенную часть тепла аккумулированного теплоносителем и выделяющегося в АЗ в первые секунды после сброса а/з, и как показывает практика (не могу знать, что в реальности показывают расчеты NuScale), ПГ может быть полностью осушен (см. выше). Пар частично вытесняется в паропроводы и обратным током вытолкнет воду в трубопроводы ПВ, на короткое время остановит поступление воды в ПГ. Вода под давлением, из аккумуляторов запаса воды будет проталкиваться в ПГ. Но, указанная в данных проекта длина трубок ПГ очень велика, по данным NuScale до 22 метров и продавить выпаривающуюся воду в трубопроводы такой протяженности очень затруднительно. Кроме того, в первые моменты времени в ПГ будет образовываться много пара и он практически остановит поступление ПВ в ПГ. Разумеется, для детального анализа надо иметь на руках данные и разговаривать с расчетчиками более конкретно
- В первые моменты после закрытия паровой арматуры, резко увеличивается объем пара в контуре системы DHRS и пар выдавливает ПВ из ПГ встречным движением. В этот момент, пар может попасть даже в компенсационные баки и там происходит его конденсация. Этот момент может быть определен как паровой режим работы DHRS
- В этот же момент необходимо следить за параметрами первого контура. При минимальном перепаде на участке АЗ-ПГ циркуляция может быть затруднена. При этом, важно следить за уровнем теплоносителя в первом контуре. Если он будет разомкнут, то возникает вопрос отвода тепла и вероятно проблема охлаждения АЗ и далее по цепочке все отрицательные последствия с перегревом
- Постепенно пар конденсируется (смесительная конденсация в баках DHRS), и циркуляция переходит в паро-водяной режим. ПГ заполняется водой из системы и циркуляция по контуру надежно устанавливается. Но самыми важными для АЗ будут именно первые несколько минут
- Далее, система переходит в водяной режим циркуляции при ЕЦ и теплоотвода. В это время подразумевается подключение систем установки, но это не значит, что возможностей системы не достаточно для теплоотвода и без помощи прочих систем установки. Вся подача ОВ в ПГ осуществляется из системы DHRS, в емкостях (аккумуляторах запаса воды) которой содержится некоторый резерв очищенной воды системы, резерв этот должен быть достаточен, для организации работы системы во всех режимах. Но на схеме нет очень важных частей системы, которые заканчивают процесс расхолаживания
- Теплоотвод осуществляется в довольно большой бассейн, как это показано на презентациях проекта NuScale. Но может осуществляться также и в специальные цистерны, или же иную, резервную систему охлаждения, например через градирню или даже воздушный теплообменник.
Вторая группа сигналов, по которым должна включаться в работу DHRS возможна по нескольким причинам. Но при этом, есть существенное отличие от разобранного нами режима “обесточивание”. Если системы установки имеют электроснабжение и находятся в работе, это означает, что после сброса а/з развитие сценария возможно по двум направлениям:
- ПВ продолжает поступать в ПГ, так как главный конденсатор в порядке и задействован, загрязнения конденсата нет, подача охлаждающей воды происходит по обычной схеме, а сигнал а/з связан с отказом работы турбины или иного оборудования ПТУ
- ПВ в ПГ поступает только от ЦЗПВ (ограниченный объем) и ГК выведен из работы, например, по причине отсутствия охлаждающей воды или по причине неплотности трубной системы.
В принципе, эти режимы менее напряженные, чем первый и их детальный анализ возможен при наличии более точного списка оборудования и схем систем установки. Но в обоих случаях, эти режимы практически не отличаются от режимов штатного вывода установки. И могут быть резервированы работой DHRS.
ПРИМЕЧАНИЕ: Еще раз необходимо напомнить о детальном разборе работы системы первого контура в аварийных режимах. Это отдельная и серьезная дискуссия, которая рано или поздно потребуется разработчикам. Элементарный анализ показывает, что как только уровень в реакторе будет потерян, разомкнется контур циркуляции и теплоотвод от АЗ будет серьезно затруднен. Если циркуляции по контуру не будет, как поведет себя АЗ? Как будет вести себя топливо и оболочка ТВЭЛов при выпаривании и неочевидно достаточной конденсации в верхней части корпуса? Насколько верно была поставлена задача для расчета такой аварийной ситуации? Все ли выполненные расчеты достоверны и верифицированны?
По моему мнению, для продолжения охлаждения АЗ и отвода остаточных тепловыделений системой DHRS, необходима организация циркуляции ТН по первому контуру, в режиме ЕЦ. Источник тепла, в виде остаточных тепловыделений, в АЗ присутствует, а это значит, что для организации циркуляции, ПГ в верхней части реактора должен охлаждаться. Иначе движения теплоносителя по контуру не добиться. На первый взгляд это аксиома, но некоторые специалисты так не считают. Конечно, можно постараться отводить избыточное тепло через стенку корпуса реактора, для этого в NuScale придумали дополнительную систему CHRS. Но этот способ имеет свои недостатки и скорее должен быть дополнительным, а не основным. Эта система эффективна для отвода очень незначительных тепловыделений, и никак не предназначена для отвода пиковых тепловыделений сразу после сброса а/з. И вероятно, должна включаться в работу в какой-то момент, лишь поддерживая работу DHRS. Ниже поговорим об этой схеме.
3.2.2. Работа CHRS
Работает ли CHRS при полном обесточивании? И в какие режимы предполагается ее использование? В какой момент она подключается к работе? Оставим, на время, эти вопросы в стороне. Рассмотрим то, как работает система CHRS абстрактно, в отрыве от обоснования аварийного режима. В начале заметим, что NuScale уже изменило первоначальный дизайн этой системы, и подключения выполнены не к парогенератору, как это указано в патенте #8,170,173, а непосредственно к корпусу реактора. Это косвенно указывает на то, что расчеты не дали желаемого результата, а первично предложенная система не подтвердила свою эффективность уже на начальном этапе проектирования.
С этого места начинается самое интересное, что требует расчетов и широких дискуссий научно-технической общественности. В итоге, после определенных манипуляций контур циркуляции CHRS размыкается и по задумке проектанта должна брать воду из зазора, между контейнментом и корпусом реактора, через 2 патрубка с двумя клапанами на каждом, обеспечивать подачу ее в опускной участок реактора, далее, происходит подогрев и кипение ТН в АЗ, пар поднимается вверх, выдавливается в контейнмент через вентиляционные клапана (2 независимые линии), создает избыточное давление в верхней части контейнмента, конденсируется на его стенках. Как мы помним, контейнмент помещен в бассейн и охлаждается через стенки. Конденсат, стекает вниз по внутренним стенкам и попадает снова в объем из которого через патрубки подается в корпус реактора. Вполне возможно, что система будет обеспечивать надежную работу, особенно в режимах отвода тепловыделений после снятия пиковых тепловыделений в первые моменты после срабатывания а/з. То есть, и судя по всему, CHRS выполняет вторичные функции и не рассматривается, в качестве приоритетного канала отвода тепла от АЗ в аварийных режимах.
3.2.3. Работа первого контура
Приступим к самому важному. К рассмотрению работы 1К в различных, уже упомянутых выше режимах. Если при аварийной ситуации 1К окажется разомкнут, как это предполагают специалисты NuScale, уже к 150… 200-й секунде после сброса а/з (см. графики отчетов), то ни о какой надежной циркуляции по контуру внутри реактора речи не идет. Несмотря на то, что пик остаточных тепловыделений снимается довольно быстро, что необходимо подтвердить расчетами, далее предстоит довольно рутинный, затяжной по времени, отвод остаточных тепловыделений. Система, или комбинация нескольких систем, по требованиям безопасности должны отработать минимум 3 суток (72 часа – время разотравления, критичная величина влияющая на запас реактивности к моменту пуска, в конце кампании). В запасе DHRS, по задумке проектантов, имеется около 15,000 м3 воды. Огромный объем, в закрытом пространстве, с обеспечением качества воды, циркуляцией, сменяемостью и вероятно с собственной системой очистки. Ведь это единственный источник запаса воды высокой чистоты на установке. Для примера, на корабельных установках такой запас составляет примерно в 1,000 раз меньше, а на наземных установках малой мощности примерно в 100.
Насколько эффективен теплообмен в АЗ в этот период? Установится ли за это время ЕЦ по контуру DHRS если нет циркуляции по первому контуру? Это вопросы требующие ответа не только по результатам расчетов, но и по результатам размышлений и первичной экспертной оценки. В любом случае, если осуществляется проливка ПГ, а пар, затем пароводяная смесь, а затем и отепленная вода циркулируют по контуру, как минимум требуется не только канал теплоотвода, но и источник тепла, коим в данном случае является пар из АЗ. И как интенсивно будет передаваться тепло от образующегося пара в ПГ, если контур циркуляции в реакторе разомкнут?
Для резонного и надежного управления процессом расхолаживания планируется, что системы будут задействованы до тех пор, пока не установится режим стабильного теплоотвода/теплообмена. Пока ответить на все поставленные вопросы трудно, достаточно ли этого. Некоторые выводы указывают, что не достаточно. Нет более детального описания схем, нет расчетов, а представленные презентационные материалы годятся скорее для показа широкой общественности, нежели для технических дискуссий.
Если же нет циркуляции по контуру, а судя по графикам из доклада NuScale по системам безопасности, контур гарантированно размыкается через 150… 200 сек после сброса АЗ. А значит:
- Вариант первый, без подачи воды в реактор, не обойтись. Для этого, надо сбросить давление в реакторе, открыть клапана вентиляции в верхней части корпуса. Что мгновенно повлечет за собой объемное вскипание нагретой воды. Есть риск полностью потерять контроль над теплообменом в АЗ
- Вариант второй, предусмотреть циркуляцию на пониженном уровне ТН-1 в корпусе, что не реализовано в конструкции, а при реализации потребует серьезных доработок. И вряд-ли возможно с представленной конструкцией ПГ
- Вариант третий, … (не представлен)
Но это пока предположения. 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, в основном, за счет кипения теплоносителя в АЗ. Кипение весьма эффективный теплоотвод, бесспорно. Но если это течь, зачем открывать контур? Действительно, существует несколько мнений по процедуре локализации такой аварии. Никакими расчетами на этой стадии тут пока не поможешь.
Но все же, как в этом случае работает система отвода тепла из контейнмента? Совсем не лучший выход, это 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 и прочих авариях, как система “последнего шанса”. А что делать со всеми остальными реакторами в составе АЭС? А как отводить тепло от самого бассейна в такой ситуации? В любом случае, это более чем сомнительное техническое решение, подверженное серьезной критике как со стороны конструктивной, так со стороны эксплуатационной.
Выводы:
А теперь надо вернуться к началу обзора и посмотреть на декларируемые (например на сайте NuScale) преимущества подобного проекта. Действительно ли они существуют эти преимущества? Удастся ли их добиться в существующих условиях?
- Повышенная безопасность
- Простота конструкции
- Малые габариты
- Экономичность.
Это вряд-ли…
Появление Атомных пропульсивных комплексов на борту кораблей, рывок сравнимый для человечества по значимости с появлением реактивной авиации или полетами человека в космос. Малые атомные реакторы успешно эксплуатируются в Военно-Морских Флотах (ВМФ) различных стран более 60 лет и показали себя надежным и технологичным оборудованием. В силу разных причин, именно сегодня наступает момент, когда огромный опыт использования атомных реакторов в военной области может принести пользу и в области гражданской. Здесь приведен “пирог” с примерными (+10) данными по общему числу реакторов. Очень интересно:
Последние 10…12 лет, в разных странах, различными группами проектантов проводится работа по развитию нескольких десятков проектов малых реакторов. Но бесспорно, что наибольшего успеха в этом добились США и Россия. Но разработчики этих стран идут различными путями. В США создают новые проекты используют исключительно разработки базирующиеся на гражданских конструкциях, Российские же проектанты, наоборот, активно используют опыт разработок для ВМФ прошлых лет. В силу множества объективных причин, предложения Российских разработчиков являются более адаптированными к технологиям сегодняшнего дня и подтвержденными тестами, проверками и эксплуатацией реакторов прототипов, атомных подводных лодок (ПЛА) и атомных ледоколов (ЛА). Основная причина такого прогресса, частичное рассекречивание реакторов для гражданских судов и доступ к информации об эксплуатации военных объектов и разработка гражданских реакторов проектантами военной техники.
Сегодня, на рынке SMR сложилась уникальная ситуация, когда гражданские Российские разработки, в этой области, опережают разработки Американские примерно на 15-20 лет (смотри пост 47 ниже). При этом, рынок малых реакторов хотя и активен, но еще не сформировался и перспектива борьбы за место на нем вполне реальна. Пока, на рынке не присутствуют игроки имеющие сколько-нибудь реально сильные позиции, в основном, это прошлые “заслуги и достижения” и лишь формируются правила игры, но ситуация может поменяться очень быстро. В этот момент, используя возможности крупных Американских компаний (Westinghouse, B&W, Holtec, NuScale и др.), которые лоббируют и формируют политическую ситуацию под свои проекты, на рынке США может появиться радикально новый и перспективный проект ориентированный на использование локальных промышленных ресурсов и международные знания и опыт имеющиеся в инженерной и научной среде.
Россия борьбу за коммерческий рынок (если таким его можно назвать) уже проигрывает, несмотря на то, что является лидером в подобной технике (ОКБМ признается Американскими специалистами уникальным КБ и бесспорным авторитетом в проектировании малых ЯР и систем судовых установок) и несмотря на “умелое руководство” РосАтома все-таки строит первую ПАЭС. Через пень-колоду и при очень “эффективном менеджменте”…
|
Марка стали: |
Состав (формула): |
Характеристики и применение: |
| Сталь ЭИ914 | 08Х18Н10Т | Аустенитная. Основная конструкционная сталь элементов внутреннего наполнения реактора |
| Сталь ЭИ847 | 08Х16Н15М3Б или Х16Н15М3Б | Аустенитная. Оболочечная |
| Сталь ЭИ844 | 08Х16Н15МЗТ | Аустенитная. Оболочечная (широко применяемая сегодня для корабельных АЗ и быстрых ЯР) |
| Сталь ЭИ645 | 08Х17Т | Аустенитная. Оболочечная (применяемая сегодня для АЗ установок ЛА) |
| Сталь ЭП172 | Х14Н15М2Г2* |
Аустенитная. Оболочечная |
| Сталь ЧС68 | 06Х16Н15М2Г2ТФР | Аустенитная. Оболочечная |
| Сталь ЭП450 | 12Х12М1БРФ | Ферритно-мартенситная. Перспективная. Малораспухающая оболочечная |
| Сталь ЧС139 | 20Х12НМВБФАР | Ферритно-мартенситная. Хромистая. Перспективная. Малораспухающая оболоченная |
| Сталь ЭК181 | 16Х12В2ФТаР | Ферритно-мартенситная. Хромистая. Перспективная. Малораспухающая оболочечная, с быстрым спадом наведенной активности |
* Состав приблизительный, но достаточный для изучения свойств и проведения первичных расчетов в CASMO или в иной расчетной программе.
В России, на основе ранее выполненных проектно-конструкторских работ подготовлен дизайн практически всего необходимого для экспорта спектра (по энергетике) плавучих АЭС и АТЭС. Уровень проработки проектов не уступает конкурентам, а по эксплуатационным качествам и новизне явно их превосходит. Основное преимущество, то, что все разработки базируются на ранее испытанных реакторах и полномасштабных наземных прототипах. Степень проектной готовности всех этих установок много выше любого из подобных проектов в США. И уж точно выше качество идей.
|
Основые характеристики: |
Плавучие атомные электро- и тепловые станции малой мощности (с установками)*: |
||||
|
АБВ-6М |
СВБР-10 (ЖМТ) |
КЛТ-40С[i] |
РИТМ-200 |
ВБЭР-300 |
|
|
Данные плавучих энергоблоков: |
|||||
| Мощность электрическая (MWe): |
2 по 6 |
2 по 12 (?) |
2 по 35 |
2 по 40 |
2 по 325 |
| Водоизмещение (т): |
8,700 |
8,000 |
21,500 (?) |
17,500 |
49,000 |
| Размерения (м): |
97.3х21.6х5 |
93.3×21.6×4.2 |
144.2x30x5.6 |
135x30x5 |
170x62x5.5 |
| Персонал (чел): |
53 |
51 |
84 |
80 |
150 |
| Межремонтный период (лет): |
10 |
17 |
10…12 |
10…12 |
20 |
|
Данные реакторных установок: |
|||||
| Мощность тепловая (MWt): |
2 по 38 |
2 по 43.3 |
2 по 148 |
2 по 175 |
2 по 900 |
| Паропроизводи-тельность (т/час): |
2 по 55 |
2 по 56 |
2 по 240 |
2 по 250 |
2 по 1,728 |
| Интервал между перегрузками (лет): |
2-3 |
7 |
1-2 |
4.5-10 |
10 |
| Масса реакторного блока (т): |
2 по 200 |
– |
3,740 |
2,200 |
2 по 1,330 |
| Размеры блока ДхВхШ (м): |
12×17.2×12 |
6х13.2х15.5 |
12×17.2×12 |
6×13.2×15.5 |
2 блока по 11.3×11.3×14.5 |
[i] Реализуемый проект. В стадии постройки
А были ли предыдущие? В железе их не было. Но вот в чертежах, похоже, что да. Во всяком случае прорадитель у них один, ОКБМ. Да и новая корабельная установка, тоже подойдет в эту линейку сравнений.
В открытых источниках есть лишь незначительные упоминания об установках ТМ-4 или КТМ-6. Однако кое-что можно резюмировать и по этим данным. Собственно, отличия между этими двумя установками совершенно незначительны. Конструкция крышки, размещение ИМ СУЗ или незначительные изменения внутреннего дизайна. О третьей установке сведений нет совсем, за исключением упоминаний о ней, как о перспективной установке для ПЛА последнего поколения, и о том, что до постройки первого корабля с установкой 4 поколения, на эти ПЛА будут ставиться модернизированные ППУ подобные установкам типа OK-650.
С конструкцией АБВ-6М (атомная блочная водяная ???) все просто и все сложно одновременно. Отсутствие данных позволяет сделать только несколько простых выводов:
- в отличие от предыдущих вариантов конструкции, КОД вынесен из корпуса и размещен под биозащитой, в баке МВЗ. Это техническое решение оправдано, приходило в голову и раньше, поскольку используются незаполненные объемы бака МВЗ. Снижается ли при этом возможность интенсивной ЕЦ, требует анализа. Как и “упругость контура”. Но при прочих особенностях “Русского подхода” к конструированию, можно предположить, что незначительно
- габариты блока ППУ ограничены в представленных размерах 5 х 3.6 х 4.5 (м), при массе 200 тонн. В отличие от предыдущих конструкций значительно большей мощности, это довольно компактный блок. В сравнении с установкой РИТМ-200, это пятикратное уменьшение по объему и массе.
У меня только крепнет мысль о том, что Россия обогнала мир в конструкторских решениях касающихся реакторного “железа” и систем малых установок, лет на 15-20.
По материалам рекламных буклетов ОКБМ Африкантова и публикациям на сайте.
Здесь представлено продолжение поста 25.1, про первые “появления на широкой публике” ППУ РИТМ-200. Скудность информации не позволяет сделать полностью достоверные выводы, но кое-что, сказать можно:
- Активная зона: Малокипящая, или с подкипанием, подразумевающая работу в режиме ЕЦ, до определенного уровня мощности. Вероятнее всего не менее 20%, как это было и ранее. Но скорее всего больше. Предполагаю, что до 40%. Соотношение высота/диаметр около 0.7 – 0.8, “таблетка”. В отличие от зон Американских вариантов SMR, где это соотношение составляет более > 1.2…1,4. Думаю, что придумывать ничего исключительного не стали. “Глубокое физическое профилирование”, довольно большое число каналов (примерно 400) размещенных по гексогональной решетке, ТВЭЛы с описанным диаметром около 7 мм. Интересен вопрос по обогащению и выгорающему поглотителю (ВП). Скорее всего 4 – 6 суб-зон/массивов в разных комбинациях обогащения и размещенного ВП, что дает в совокупности около 10 суб-зон.
- Принудительная циркуляция: 4 насоса, вероятнее всего все “односкоростные” (для упрощения и надежности), диагональные, одноступенчатые (разумеется). Скорее всего, принято кардинальное решение о переходе на однообмоточные погружные электродвигатели, поскольку частотное регулирование скорости уже перестало быть экзотикой. 4 насоса позволяют ступенчато регулировать расход в АЗ, примерно через 25%. Скорее всего, регулирование позволяет осуществлять довольно плавные переходы с мощности на мощность, при включении или выключении насосов.
- Парогенератор: Тут практически нет сомнений, что это отличный парогенератор, шедевр еще Советской науки и производства Балтийского завода. Прямоточный, кассетный, примененный ранее на подобных морских ППУ (последних ОК-650 или КТМ). Наблюдаем на корпусе непонятное (?) количество патрубков подачи ПВ, отвода пара – 12. Скорее всего, просто не получается верно их подсчитать. Их должно быть либо 8, либо 16. Причем второе число так же понятно как и первое. Если первое связано с количеством секций ПГ-4 шт, то второе хоть и связано с количеством секций ПГ-8 шт, но судя по всему имеет еще и теплофизический смысл.
- Корпус реактора, внутреннее наполнение корпуса реактора: Заметны некоторые отличия и похожести на предыдущие конструкции. Сверху вниз: традиционная крышка на шпильках, надежно, понятно, технологично. Далее, судя по свободному пространству под крышкой, СКОиД внутри реактора. А значит нет баллонов, нет множества лишних трубопроводов, нет большой группы оборудования СКОиД. Понятно утверждение и существенном улучшении массо-габаритных показателей. Но наличие “встроенного” в корпус компенсатора, подразумевает определенные алгоритмы управления. Размеры корпуса около 9 м, в сравнении с габаритами реактора NuScale меньше примерно на 3 метра.
- Тракт циркуляции теплоносителя 1К: примечательно, что на макете корзина АЗ немного отдалена от сборок. Для уточнения, хорошо бы подсчитать “физику” АЗ с разными отражателями. Не заметно “большое количество” тепловых экранов, это нормально для современных аппаратов. Щелевой фильтр и экран “ловушка” на днище. При принудительной циркуляции, охлажденный т/н 1К к и от ЦНПК движется по патрубкам “труба в трубе”, вероятнее всего, общая гидрокамера и заслонки при остановленных насосах, для обеспечения ЕЦ. Подъемный участок, это то, что представляет отдельный интерес. Тяговые трубы похоже отсутствуют, либо немного укорочены или скрыты сознательно? Основная подъемная труба/шахта заужена меньше, чем ранее. В середине шахты расположена промежуточная плита (?), скорее всего предназначенная для обеспечения устойчивости тяг компенсирующих групп СУЗ в потоке ТН-1К.
- Исполнительные механизмы: 9 (?) приводов. Пока не могу сказать, отказались ли от комбинации функций управления и защиты, но вполне вероятно, что да. Либо это 6+3 или 7+2 компенсирующие группы и стержни защиты, соответственно. Но вероятно, что все 9 выполняют совместные функции, с частичным погружением в АЗ при поступлении сигнала а/з. На обнаруженных в сети более ранних картинках, ИМ СУЗ показаны в количестве 6-7. В любом случае, это 2 центральные и некоторое количество периферийных.
- МВЗ, ГВД и БОиР(ы): Судя по баку и схеме на заднем плане, 2 БОиРа и 2 ФИО (?) с т/о рекуператороами. Число баллонов газа высокого давления минимизировано до 1-2 и они также размещены под БЗ.
- Указано, что снижен тепловой поток и чуть более меньшая мощность, 170 MWt, а это явный признак более низкого обогащения. Кампания скорее всего довольно длинная. 3-4 перезагрузки (?) на40 лет службы реактора.
- Определенная конструкция компенсации давления, скорее всего означает, что PLT или “усы” со снижающейся средней температурой в АЗ, а закон управления, по температуре на выходе, в функции от мощности.
- Температура на выходе и входе, довольно стандартны, перепад на АЗ не около 100 градусов. Номинальное давление около 160 кг/см2. Это означает и определенные параметры турбины, вполне себе изученные и отработанные при многолетней эксплуатации.
What input would you like to give the DOE’s SEAB SMR subcommittee for their report to establish a fleet of SMRs in the U.S. large enough to contribute to the nation’s clean energy goals?
The Secretary of Energy Advisory Board (SEAB), Small Modular Reactor Subcommittee (SMR) apparently began its work in March 2012 and is to report back to the parent SEAB by this coming October.
The subcommittee is tasked with identifying areas in which standards for safety, security, and nonproliferation should be developed for SMRs to enhance U.S. leadership in civil nuclear energy, as well as identify challenges, uncertainties and risks to commercialization and policies that may be appropriate to accelerate deployment in support of national goals. These considerations include economics, waste management and policy uncertainties.
This does not include input on the current FOA for SMRs. The subcommittee is looking for new input beyond the current FOA (that horse has already left the barn – move on).
The subcommittee had a public meeting at the Forrestal Bldg in D.C. on May 30, but not many people were there. What would you like the subcommittee to know, consider, put in its report back to the main SEAB for the future establishment of SMRs in the U.S.? I’m happy to copy and send in to the committee all the Linked-In comments that are posted. Please identify yourself and your experience, past or qualifications. Thanks, Deborah Deal-Blackwell, APR.
Here’s the link for more information about the subcommittee’s marching orders:
http://www.nuclear.gov/smrsubcommittee/documents/Charge%20memo%20to%20the%20SMR%20Subcommittee.pdf
Мне кажется, что пафос и высокопарность, это отличительная черта современного околонаучного бизнеса. Безотносительно к национальной принадлежности. Если же без пафоса, то зачем народу малые реакторы?
- чистая энергия
- безопасность (техническая)
- безопасность (энергетическая)
- нераспространение (сомнительно)
Что там еще?
Волею обстоятельств, я практически прекратил самообразование в профессиональной области с 2004 года. Ну так уж вышло. В 2004 году началась война в Ираке и все перспектива получить хорошую работу пошли прахом. Да и профессор, который меня курировал, свалил в МАГАТЭ экспертом. А обычные атОмные е-лектростанции это тоска и полная жопа. Никакого творчества, которое там серьезно противопоказано. Это движение со скоростью черепахи, после того, как ты научился носиться со скоростью болида F1. *ля, но я не перевариваю гонки F1…
Нет, не то, чтобы я совсем “ушел в сторону”, я постоянно что-то почитывал, общался со специалистами, но внутри проблем я не был. Но вот этой весной случилась Япония. И какие выводы сделал мир? Про выводы мира я не знаю, но я понял одну весьма важную вещь. НИ ФИГА НЕ МЕНЯЕТСЯ! НИ ФИГА НЕ ИЗМЕНИЛОСЬ! Индустрия практически не поменялась, развитие было направлено лишь в программную и симуляционную сторону. И еще, я злорадно и ехидно, именно так, злорадно и ехидно, хи-хи-каю в сторонке, самодовольно поглядывая на записных экспертов пропагандировавших и пропагандирующих “голые” методы PRA, без экспертных оценок…
Я несколько месяцев как снова почитываю разные профессиональные сообщества и не вижу новых позиций. Все точки зрения прежние и не имеют развития. Обсасывание старого. Позиции аналогичны позициям 10-ти летней давности без поправок. Странная штука, дело даже не в том, что позиции не обновлялись, странно, что они мало корректировались, даже косметически не улучшались. Прорыва быть на могло, отрасль консервативна, но радикальных мнений нет, нет никакого прогресса. Может они (изменения) и не нужны, но мне кажется, что они задавлены. Хотя чешет мозг и мысля про “нет прогресса, поскольку все достигнуто”…
А вот сегодня я прочел странную информацию, что только 13% выпускников ВУЗов в мире (не только в России) получают образование как-то относящееся к инженерным наукам. 13% – *БАНУТЬСЯ! Но вот количество экспертов растет. Откуда? Пэнсионэры?
