«Росатом» поставит на поток строительство ПАЭС
Госкорпорация «Росатом» до конца года намерена произвести испытания приемопередающего оборудования плавучей атомной тепоэлектростанции (ПАТЭС «Академик Ломоносов», а в сентябре начать обучение первых членов экипажа. Полностью объект планируют сдать до 2019 года, после чего ПАТЭС отбуксируют в порт Певек на Чукотке для замены выработавшей свой ресурс Билибинской АЭС. Успешная реализация этого проекта позволит обкатать технологию создания компактных атомных энергоблоков «конвейерной сборки» для различных целей — от выработки электричества до опреснения воды — и вдвое снизить ее стоимость. На прошлой неделе журналисты впервые побывали на ПАТЭС, которая строится на мощностях Балтийского завода в Петербурге.
Роль экскурсовода по плавучей атомной электростанции взял на себя главный строитель ПАТЭС «Академик Ломоносов» Александр Ковалев. Со всех сторон нас окружают провода и оборудование непонятного назначения, а операторы с камерами толпятся в узком коридоре, гуськом пересекая переборки между отсеками.
«Здесь у нас будет спортзал, там бассейн, дальше каюты», — показывает Ковалев. Пока трудно представить все это великолепие, лавируя между свисающих кабелей по бесконечным узким лестницам и коридорам станции. Самое большое помещение на плавучей энергоустановке — отсек для перегрузки отработанного ядерного топлива. «Если вы посмотрите налево и направо — это как раз помещения свежего топлива», — объясняет Ковалев. В помещении под нами будут расположены два ядерных реактора, а по левому и правому бортам внизу — хранилища отработанного топлива. Экипаж первой плавучей АЭС будет состоять из 78 человек, для каждого из которых предусмотрены одноместные каюты. На нижних палубах есть и двухместные — для гостей.
Заложенная еще в 2006 году ПАТЭС «Академик Ломоносов» — головной проект «Росатома» по созданию серии мобильных транспортабельных энергоблоков малой мощности. С 2009 года плавучая станция строится по заказу госкорпорации на Балтийском заводе (входит в Объединенную судостроительную корпорацию) в Санкт-Петербурге, до этого проектом занимался «Севмаш». Активная фаза стройки, по словам представителей «Росатома», ведется около трех с половиной лет: сооружение ПАТЭС на несколько лет приостанавливалось по независящим от атомщиков причинам, на фоне банкротства Межпромбанка Сергея Пугачева (Балтзавод перешел под контроль ОСК в 2011 году).
«Академик Ломоносов» — это мобильная атомная теплоэлектростанция электрической мощностью более 70 мегаватт, включающая две реакторные установки КЛТ-40С. ПАТЭС сооружается на основе серийной энергоустановки атомных ледоколов, эксплуатирующихся в Арктике, но в отличие от них не является самоходной — ее нужно буксировать по воде к пункту назначения. Там ПАТЭС подключается к береговой инфраструктуре, чтобы обеспечивать населенные пункты электроэнергией и теплом. Плавучий энергоблок предназначен для энергообеспечения портовых городов, крупных промышленных предприятий и комплексов по добыче нефти и газа на морском шельфе.
В «Росатоме» считают, что в России использование атомной энергии наиболее актуально для обеспечения теплом и энергией отдаленных районов Севера (такие районы и приравненные к ним занимают около 50 процентов территории РФ с населением 20 миллионов человек). «Единая энергетическая система России охватывает лишь 15 процентов территории страны, поэтому северные регионы находятся в зоне децентрализованного энергоснабжения, где преобладают маломощные энергетические источники на привозном органическом топливе», — отмечают в «Росатоме». Первая российская ПАТЭС как раз и рассчитана на работу в условиях Крайнего Севера и Дальнего Востока. Аналогичные установки при соответствующей «доводке» могут использоваться и в других энергодефицитных регионах — хоть в Крыму, говорит Ковалев. В конструкцию «Академика Ломоносова» глобальные изменения вноситься не будут, но последующие плавучие АЭС смогут приспособить практически к любым климатическим условиям и запросам заказчика. На международном рынке, например, наверняка будет востребовано дополнительное опреснительное оборудование.
«Академик Ломоносов» должен пришвартоваться в порту Певек на Чукотке в 2019 году и к 2021-му выйти на полную мощность, заменив Билибинскую АЭС, которую к этому сроку выведут из эксплуатации. ПАЭС рассчитана на 40 лет эксплуатации, но каждые 10-12 лет ей необходим плановый ремонт длительностью около года. Это означает, что источник электричества и тепла в порту Певек до 2030-го придется заменять второй ПАТЭС со схожими характеристиками.
«Станция способна обеспечить функционирование энергоизолированных регионов и потребителей в этих районах и создать им качественно иные условия жизни. ПАТЭС представляет собой абсолютно независимый энергогенерирующий блок, который можно перемещать в любую точку планеты», — рассказывает руководитель филиала «Росэнергоатома» — дирекции по сооружению ПАТЭС Сергей Завьялов. По его словам, мощность ПАТЭС «Академик Ломоносов» позволит поддерживать жизнеобеспечение населенного пункта до 100 тысяч человек. Степень готовности энергоблока плавучей АЭС он оценивает «до 70 процентов», что соответствует плановым срокам строительства. Завьялов отмечает, что на достройку ПАТЭС нужно еще полтора-два года, у строителей есть время до планового 2019-го.
На следующем этапе, рассказывает Завьялов, пройдут испытания всех приемопередающих устройств станции: «Нам необходимо обеспечить не только жесткую швартовку [судна], но и динамические перемещения, связанные с изменениями уровня моря, ледовыми и ветровыми нагрузками». Топ-менеджер «Росэнергоатома» подчеркнул, что 2015-2016 годы являются ключевыми с точки зрения сроков ввода ПАТЭС в эксплуатацию: до конца декабря планируют отработать технологии передачи электричества на берег и провести подготовку к швартовым испытаниям. Точные сроки швартовных испытаний он назвать затруднился.
Разработчики рассчитывают, что помимо российского Крайнего Севера ПАТЭС будут востребованы и за рубежом: прежде всего в островных государствах и в развивающихся странах, испытывающих нехватку энергоресурсов.
Новым мобильным источником электроэнергии интересуются китайцы. Летом 2014 года китайская CNNC New Energy и «Русатом оверсиз» (дочерняя структура «Росатома») создали рабочую группу по организации совместного предприятия для создания плавучих АЭС. Завьялов подтвердил, что переговоры о сотрудничестве России и КНР в области сооружения плавучих атомных станций идут успешно и «скорее рано, чем поздно» перейдут в практическую плоскость. По его словам, речь идет прежде всего о кооперации в судостроении, поскольку китайцы «весьма преуспели» в создании крупнотоннажных судов. «Верфи в Китае мощные, высокотехнологичные, а руководство страны поддерживает судостроителей серьезнейшим образом», — пояснил он. При этом российская сторона намерена сохранить ведущую роль в производстве атомной энергоустановки, располагая в этой области исключительными знаниями и уникальными технологиями.
Но чтобы ПАТЭС/ПАЭС захотели покупать третьи страны, нужно довести ПАЭС “до ума”, запустить ее, протестировать и значительно снизить стоимость, сделав ее серийной. Завьялов обращает внимание на то, что использовать новую модель ПАЭС можно не только для выработки тепла и электричества, но и для опреснения воды (по прогнозам ЮНЕСКО к 2050 году с проблемой нехватки пресной воды могут столкнуться от 2 до 7 миллиардов человек). Это может еще больше расширить рынок потенциальных заказчиков.
В дальнейшем создатели планируют оптимизировать размеры и функциональность станций: например, ограничиться только выработкой электроэнергии (это может быть сделано уже при строительстве второй ПАТЭС для чукотского порта Певек). Такой подход, считает Завьялов, позволит снизить стоимость плавучих АЭС вдвое (стоимость первой ПАТЭС составляет около 20 миллиардов рублей), а также на 40 процентов сократить сроки строительства. Плавучая станция «Академик Ломоносов» станет своеобразным полигоном для отработки технологий и взаимодействия с энергосетевыми компаниями, что позволит поставить производство ПАТЭС на поток. «В дальнейшем мы можем оптимизировать технические решения: создавать объекты в разы меньшие по водоизмещению, отказываться от ряда функций, таких как хранилище отработанного топлива, перегрузочного оборудования, жилой модуль для экипажа», — поясняет Завьялов. Это, по замыслу разработчиков, позволит создавать компактные максимально автоматизированные плавучие АЭС «конвейерной сборки» с более мощными и современными реакторными установками (РИТМ-200 и ВБР), способными выдавать от 200 до 500 мегаватт. Эскизные разработки таких плавучих станций уже есть, добавил Завьялов. Снизить стоимость можно и за счет отказа от выработки тепла — новые ПАТЭС могут вырабатывать только электричество.
Тренировки первых 17 человек, которые составят команду специалистов для «Академика Ломоносова», начнутся уже в сентябре и займут около двух лет. Для этого в Центральном институте повышения квалификации «Росатома» создана точная копия центрального пункта управления ПАТЭС, где моделируются и отрабатываются различные нештатные ситуации. Команда управления пунктом состоит из пяти человек во главе с главным инженером. У ПАТЭС будет также свой директор. Капитан же будет отвечать лишь за вопросы судовой безопасности.
Источник: http://lenta.ru/articles/2015/08/25/rosatom_pates/
… 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)
ОБЗОР И АНАЛИЗ НЕКОТОРЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИМЕНЕННЫХ ПРИ РАЗРАБОТКЕ АМЕРИКАНСКИХ LW SMR
Часть 1. О конструкции и системах безопасности малых реакторов
ВВЕДЕНИЕ:
Начнем с того, что основными декларируемыми преимуществами Американских малых и средних реакторов рассматриваемого типа LW SMR (разговор ниже пойдет исключительно об этом типе реакторных установок (РУ)) являются предположения разработчиков, о том, что удешевление проектов и их экономическая конкурентоспособность с прочими источниками электроэнергии будет достигнута за счет:
- возможности использовать стандартные компоненты для активной зоны (АЗ) (кассеты стандартного типоразмера для серийного BWR (решетка из 17 x 17 стандартных ТВЭЛов, в зоне из 32 ТВС, при Hcore около 1.8 m). Надо ли обсуждать, что такой вариант компоновки не подходит для малых установок?
- сравнительно небольших массо-габаритных показателей корпуса (прежде всего диаметр), позволяющих полностью изготовить его в заводских условиях, с соответствующим контролем качества и без затруднений транспортировать корпус РУ до места его монтажа, что вполне успешно делается и сейчас, в том числе и для «больших» реакторов
- высокого уровня пассивной безопасности при использовании 100% ЕЦ, при нормальной эксплуатации и/или в переходных режимах, при плановом вводе/выводе, длительном расхолаживании, и особенно в аварийных ситуациях, при экстренном выводе РУ. Прогрессивные и надежные системы обеспечения безопасности
- отсутствия или резкого снижения возможностей для возникновения LOCA, это не касается одного из проектов (HolTec) имеющего ПГ вынесенные из корпуса, где минимизация возникновения LOCA не может быть строго аргументирована
- высокого уровня внешней безопасности и сейсмо-устойчивости. Этот постулат не совсем понятен в применении исключительно лишь к SMR. Разве подобный вариант не рассматривается и для «больших» установок? Да и преимущество это скорее относится к дизайну здания и помещений для размещения РУ и оборудования, а не к дизайну собственно реактора. Компонент «сейсмо-устойчивость», подлежит техническому анализу при рассмотрении всей конструкции и для любой АЭС.
Прочие, незначительные преимущества или недостатки вариантов дизайна здесь и сейчас не обсуждаются, так как не критичны для представленного уровня рассмотрения и не оказывают существенного влияния на концепцию создания SMR.
Конечно, кроме доступных для анализа презентаций разработчиков интересно было бы сделать аудит реальных инженерных и экономических расчетов и сравнений и обсудить данные с разработчиками. Увы, такой контакт не представляется возможным. Однако, имеющихся в доступных источниках данных вполне достаточно, чтоб проанализировать декларируемые преимущества проектов детально. То есть, можно говорить о серьезных аргументах за и против в концептуальных проектных решениях, а можно найти множество мелких недочетов, сводящих на нет любую, самую хорошую идею. Как говорится: «Дьявол кроется в мелочах».
Просмотрев на все 4 основных типа дизайна LW SMR развиваемые разными Американскими фирмами (NuScale, Westinghouse, B&W ALWR и HolTec HI-SMUR), напрашивается предварительный вывод о примерной равенстве цены постройки одного такого реакторного блока с SMR. На это наталкивают следующие данные:
- похожие массо-габаритные размеры блока и корпусных конструкций реакторной установки (с кое-какими исключениями)
- похожие/соизмеримые размеры АЗ и конструктивный состав, число ТВС, ТВЭЛов, тип топлива и обогащение
- практически идентичные теплотехнические параметры контуров (I и II), а значит соизмеримые размеры турбин и соответственно размеры и дизайн турбинной части установок.
Из линейки предлагаемых несколько выпадает проект NuScale, но исключительно по генерируемой мощности. Все остальные его параметры и преимущества оцениваются и обосновываются проектантом по аргументации представленной выше.
Сегодня невозможно корректно оценить затраты на эксплуатацию малых и средних реакторов, какие бы аргументы «за» и данные расчетов не приводились. Более того, зачастую, первичный анализ некоторых технических решений явно указывают на то, что их кажущаяся, на первый взгляд их выйгрышность и целесообразность, повлечет за собой существенные расходы на обслуживание и эксплуатацию установки в дальнейшем.
1. ЗАМЕЧАНИЯ О КОНСТРУКЦИИ АКТИВНЫХ ЗОН LW SMR
Собственно, по размерам АЗ реакторов типа LW SMR совсем уж малой не является и похожие по размерам АЗ, примерно 1.4…1.50 м в диаметре и при соответствующей высоте (в упомянутых проектах до 1.8 м) могут быть довольно энергонапряженными. Современные корабельные АЗ для ВВР нового поколения, к примеру имеют размеры: Dcore ~ 1.4 m и Нcore ~ 1.0 m. То есть, за исключением того, что высота рассматриваемых в проектах АЗ для SMR превышает указанную выше практически в 2 раза. По прочтении части презентаций всех разработчиков сразу возникает ряд вопросов. Поэтому, несколько замечаний относительно АЗ, следует сделать дополнительно и с самого начала:
- проблемы неравномерностей нейтронного поля в АЗ такого размера и состава, на практике могут решаться несколькими основными способами:
a) постоянным регулированием нейтронного поля за счет применения СУЗ (активной работы), но тогда их будет довольно много, а размещение приводов на крышке реактора, при сравнительно небольшом диаметре корпуса, очень затруднено конструктивно. Это решаемая задача и оптимизировать количество ИМ СУЗ хоть и затруднительно, но возможно и затратно, поэтому, сразу снижаются продекларированные экономические преимущества
b) «глубоким физическим профилированием» АЗ. Экзотика с использованием редких материалов типа Эрбия (Er) или Гадолиния (Gd) может быть весьма дорогой, тогда как борированная (изотопом B10) сталь дешева и может быть вполне приемлемым и не дорогим решением, но даже на первый взгляд, явно недостаточным для АЗ таких размеров. Это значит, что все-таки, потребуется профилирование более экзотическими и дорогими материалами. Но на этот вопрос можно ответить точно только после ознакомления с детальными расчетами и выполнении сравнительного анализа всех вариантов составов АЗ для SMR. Некоторые вопросы вызывают сложности, в основном из-за незнания Американских регулирующих документов. На такие вопросы можно будет ответить в перспективе, например:
- Могут ли перемещаемые поглотители СУЗ выполнять совмещенные функции системы а/з и регулирования? Возможно ли это по требованиям NRC USA? Это требует дополнительного уточнения по документам NRC и возможность снижения количества ИМ СУЗ по этому показателю, в настоящем анализе не рассматривается
Другая группа вопросов относится к дизайну АЗ и РУ:
- Можно ли задачу физического профилирования АЗ решить конструктивным возвращением к конструкции т.н. «компенсирующей решетки»? Сделать ее не просто перемещаемой по высоте, а действительно компенсирующей выгорание в разных зонах, в разные моменты кампании? Вероятно, что да, но тогда возникает проблема обеспечения достаточного уровня ЕЦ, так как проходное сечение АЗ изменится существенно
- Как обеспечить кампанию (по загрузке) для АЗ, при условии строгих ограничений на обогащение для гражданских объектов? Если для реактора типа NuScale это меньшая проблема из-за пониженной мощности, то для реакторов превышающих мощность реактора типа NuScale в 3…5 раз, при равных размерах АЗ, это уже куда как более серьезная задача. Частые же остановки для перегрузок серьезно снижают экономические показатели эксплуатации
- Можно улучшить габариты и конструкцию АЗ, но в рассматриваемом случае, этот фактор критичен и жестко поддерживается проектантом, так как определенные/заданные размеры АЗ, которых требуется жестко придерживаться и их уменьшение потребует серьезной работы по созданию новой конструкции АЗ, что с т.з. ссылки на экономический параметр дешевой АЗ для проекта сразу теряет смысл
- Кроме того, сомнительно решение, использовать традиционную для больших реакторов компоновку ТВЭЛ и ТВС еще и с точки зрения обеспечения теплотехнической надежности, поскольку таблеточное топливо в ТВЭЛах не имеет гарантированного контакта с оболочкой и возникает серьезная проблема с теплообменом, особенно в режимах ЕЦ на частичных уровнях мощности
- Компоновка АЗ в разряженной квадратной решетке серьезно мешает обеспечению критичности в любой момент компании, а применение топлива и ТВЭЛов (конструкции которых более 35-40 лет) обычных для гражданских реакторов ставит под серьезное сомнение возможность упрощения алгоритмирования и опять же увеличивает проблемы при эксплуатации необходимостью усложнения систем управления.
Данных о расчетах экономических показателей, на этой фазе развития проектов мы практически не имеем, а слова и красивые презентации, некоторых разработчиков, предлагающие принять на веру их выводы, без предоставления серьезных доводов и аргументов подкрепленных расчетами выглядят более чем сомнительно[i].
Исходя из первых, изложенных выше критических предположений, несмотря на имеющиеся ограничения изначально заложенные в конструкции АЗ, кажется, что разработчикам необходимо продолжить исследования в области оптимизации параметров реактора и АЗ и принять радикальное решение об изменении конструкции. Рассматриваются ли реализаторами проекта пути такого «отступления»? К примеру, хотя бы на один шаг, перейти на использование стандартных типоразмеров ТВЭЛов, но с изменением дизайна ТВС? Это также неизвестно. Подобные предложения появлялись еще 10 лет назад, но реализаторы некоторых проектов, по необъясняемым ими причинам, упорно стоят на своем, хотя уже понятно, что ранее декларируемые “преимущества” стандартной компоновки “испарились” и совсем не так привлекательны как пояснялось в начале разработок. Скорее наоборот.
Таким образом, уже на первом этапе анализа, вместо вполне обоснованного использования АЗ – «таблетки», для проектируемых в США SMR, предлагается дизайн АЗ в виде вытянутого в высоту цилиндра. Далее понадобится рассмотреть расчеты искажения нейтронного потока, еще и по высоте. Их тоже придется компенсировать и серьезно. Иначе, верх АЗ практически не будет работать и выгорание в верхней части АЗ будет незначительным. Причин этому несколько:
- Первая, нахождение в верхней части АЗ кластеров (подвесок стержней) СУЗ заглушающих реакцию «локально».
- Вторая, низ зоны, при выгорании будет существенно раньше накапливать продукты деления и надо помнить, что при таких размерах (малых) АЗ и гражданском назначении реактора, процент негерметичных ТВЭЛ(ов) должен быть снижен радикально.
Снова появляются дополнительные вопросы к разработчикам такой конструкции АЗ и этих вопросов достаточно много, например:
- Учитывались ли приведенные выше соображения при экономических расчетах и обоснованиях использования стандартных ТВС?
- Предлагалось ли иное инженерное решение для профилирования «физического веса» поглощающих стержней и изменения их геометрии?
- Учитывалось ли, что в АЗ к концу компании будет оставаться довольно много не использованного топлива, поскольку выгорание будет очень неравномерным и при этом, нижняя часть АЗ будет работать на пределе по накоплению продуктов распада?
- Предлагались ли иные технические решения удешевляющие использование топлива, включая повторную загрузку и частоту перезагрузки? Например «составная АЗ», из сборок разделение которых по высоте возможно и позволило бы тусовать и использовать уже отработавшие часть времени ТВС в последующих загрузках
- Как было учтено влияние термо-гидравлики и расчета ЕЦ на нейтронно-физические характеристики АЗ проектантами? Создавались ли и использовались ли особые модели для расчетов?
На все эти вопросы ответ можно получить либо в открытой очной беседе/дискуссии, либо через специальные запросы, и то, если разработчики согласятся ответить, а не будут ссылаться на неубедительную «коммерческую тайну».
Почти все указанные выше Американские проекты, это проекты с ЕЦ. при этом, АЗ современных реакторов с ЕЦ, как правило с подкипанием (малокипящие), до 8…10% от объемного расхода для обеспечения лучшей ЕЦ, и следовательно, в АЗ и выше нее допускается некоторое наличие пара. Понятно, и очевидно, что пар этот локализован вверху АЗ. А если мы предполагаем наличие пара в АЗ и в корпусе ЯР, то сразу встает вопрос об алгоритме управления и регулировании параметров первого контура (температура на выходе из АЗ на линии насыщения при давлении в корпусе). Требуется внимательно рассмотреть и проанализировать PLT диаграмму такой установки и обоснованность применения конкретного закона регулирования:
- При постоянной средней температуре в АЗ
- При поддержании постоянной температуры на выходе?
- По температуре на выходе изменяющейся по определенному закону?
На первый взгляд, конструкция АЗ и PLT, это не связанные между собой аспекты дизайна, но только на первый взгляд. На самом деле связь между конструкцией, составом АЗ, алгоритмированием и эксплуатацией самая прямая. К примеру, Твых существенно влияет на параметры пара и работу турбины, и косвенно на стоимость эксплуатации, через поддержание влажности пара и соответственно через эрозию лопаток последней ступени турбины и соответственно ремонты и обслуживание. На первый взгляд, это несущественный на этой стадии вопрос, очень серьезен, так как от его формализации зависит создание алгоритмов управления установкой и в том числе стоимость эксплуатации, ремонтов, обслуживания.
Вполне вероятно, что в этой части рассуждений основной вопрос даже не параметры первого или второго контуров, а скорее конструкция и оптимизация количества агрегатов и узлов систем установки и последующий переход к анализу и оптимизации параметров, а также, вопрос алгоритмирования и организации эксплуатации. Тем не менее, вопросы к представляемым конструкциям LW SMR существуют и судя по представленным разработчиками данным, вряд ли они решены полностью. А значит, вряд ли они были учтены и в предлагаемых экономических обоснованиях цены одного kWe получаемого от подобной установки. На это указывает очень приближенное значение продекларированной стоимости.
2. ПЕРВЫЙ КОНТУР И КОРПУС РЕАКТОРА
Поскольку, в настоящий момент, наибольшее количество данных (презентаций) доступно именно по реактору NuScale, то с него целесообразно и начать рассмотрение этого дизайна. Дело в том, что на примере NuScale очень хорошо видны все недостатки конструкции и просчеты проектантов, частично характерные и для других проектов. Начнем с конструктивных элементов первого и второго контуров установки.
Вполне понятно, что температура перегретого пара и его параметры (давление, влажность) перед турбиной, жестко определены параметрами теплоносителя на выходе из АЗ (температура на выходе и как следствие, давление 1К). Эти параметры, как правило довольно стандартны, определяются исключительно потребностями паровой турбины и обычно жестко задаются при проектировании. Здесь появляется некоторое количество дополнительных вопросов и комментариев именно к дизайну этого, конкретного проекта:
- Трубная система ПГ, навитая, вокруг подъемной (тяговой) шахты вполне технологична, экономична, но тогда, конструкционный вопрос, как через навивку проходят тяги периферийных ИМ СУЗ? Или же периферийные сборки АЗ все-таки не регулируются и все СУЗ локализованы лишь в центральной части АЗ? Тогда как быть с количеством ИМ СУЗ их размещением на крышке (см. выше в тексте)?
- Еще один конструкционный вопрос, который тянет за собой целую цепочку проблем. Для перегрузки АЗ исполнен разъем поперек корпуса реактора чуть выше верхнего уровня АЗ. Как осуществляется уплотнение? Точнее, как осуществляется разъем и обратная сборка под уровнем воды в большом бассейне, по сути напротив АЗ и под биозащитой? Какими-то особыми устройствами? При том, что все эти конструкции будут иметь существенную наведенную активность (и загрязнение), то хранить их придется в отдельном бассейне и потребуется специальное условие/процедура для переноса этих конструкций в такой бассейн, или особые условия для дезактивации. А если предположить, что часть ТВЭЛов может быть повреждена при эксплуатации и эта часть может серьезно загрязнить общий бассейн? Понятно, что такое решение не удешевит операционные расходы и не улучшит экономические показатели установки/станции
- А как удалить из АЗ поглотители при перегрузке блоком, если нижняя часть реактора не сдренирована, удалена целиком, а стержни ИМ СУЗ должны вернуться на место, в новую АЗ? Понято, что это будет отдельная операция, но как такие манипуляции отразятся на экономических показателях? Потребуется второй комплект поглотителей?
- Каково обоснование надежности ПГ при заявленной длине трубок? Какое количество сварных швов и соединений ПГ при заявленной длине единичной трубки в десятки метров? Как рассчитывается его/их надежность всей конструкции ПГ? Предусмотрена ли полная замена ПГ или лишь глушение части трубок? Каким образом осуществляется такая замена? Кто это будет делать и какой уровень радиации в этом месте (в общем бассейне)?
- На первый взгляд, даже если у NuScale если выходит из строя один ПГ (половина), должна меняется вся система. Как и в каком конкретном месте могут быть исполнены такие операции по замене ПГ? Ведь корпус полностью в контейнменте и условия выполнения и трудозатраты такой работы непонятны. А специфика разборки корпуса существенно затруднит такую операцию. По представленным данным получается, что в блоке всего 2 секции ПГ и в случае течи отсекается половина? То есть, на каждое действие с ПГ или на любую операцию обслуживания потребуется разборка контейнмента и выполнение работ в большим количеством демонтажа.
- Есть ли тяговые трубы у топливных сборок АЗ? Или же, рассчитанного движущего напора и гидравлическое профилирование достаточно и без них (см. выше вопрос про нейтронно-физические процессы в АЗ и наличие паровой составляющей)?
- Даже на первый взгляд, основная (главная) тяговая шахта не имеет каких-либо особенностей по конструкции, позволяющих обеспечивать циркуляцию через АЗ в аварийных режимах. Понятно желание проектантов снизить толщину корпуса, чтобы обеспечить надежный теплоотвод через стенку, но сразу снижаются параметры 1К и общий КПД установки не соответствует заявленному. Это легко проверяется расчетами.
Кроме того, если просмотреть презентации прочих перспективных Американских проектов LW SMR, понятно, что обязательно и отдельно надо поговорить и о “присоединениях” к корпусу реактора. Так всегда, разбираясь с одним вопросом, цепляешь какую-то мелочь и сразу вытаскиваешь наружу целый ком несоответствий. Например: почему, интегральный (моноблочный) дизайн в предложенной NuScale конструкции существенно снижает и даже исключает возможность образования течи? Кто это сказал и как он это рассчитал? Где подтверждения расчетов? Можно ли говорить о том, что в реакторе такого типа полностью исключены подключения к системам? Разве на корпусе реактора нет ни одного патрубка? Есть, и довольно много. При этом, в сравнении, количество подключений трубопроводов реактора NuScale на порядок превышает количество подключений к корабельным реакторам и примерно на 2 порядка превышает их по суммарной площади сечений подключаемых трубопроводов.
Посмотрим, какие присоединения должны быть у реально существующего или же у перспективного реактора LW SMR, и какие должны быть диаметры трубопроводов подключений (по данным разработчиков):
- Реактор необходимо заполнять и пополнять теплоносителем. А значит, надо подать в корпус воду, и по возможности в достаточном объеме и быстро. Быстро, потому, что этот же патрубок используется для подпитки и аварийной подачи воды при образовании течи (снова вопрос к эксплуатации реактора в аварийных режимах). Такие трубопроводы, как правило подают воду в пространство над АЗ. Поскольку подача холодной воды под АЗ, может существенно поменять реактивность. Часто это патрубок «труба в трубе» системе очистки, размер Ду = 3… 4”.
- Реактор необходимо периодически дренировать. Дренирование обычно осуществляется с дна, из нижней точки. Диаметр такой дренажной трубы, как правило, не очень большой, Ду = 1″. Но, тем не менее, такое подключение на корпусе всегда имеется.
- Система очистки и (иногда) система длительного расхолаживания. Вода из реактора охлаждается на теплообменнике-рекуператоре и пройдя ФИО возвращается в контур. Иногда это эпизодическая операция и зависит она от состояния АЗ. Но всегда имеет место при эксплуатации. Без использования теплообменника-рекуператора, эта система может исполнять функцию системы длительного расхолаживания. Как правило, система подключена к тому же патрубку, что и система подпитки (см. выше)
- Система подачи газа высокого или среднего давления. Аналогичный трубопровод используется для воздухоудаления, при первичном заполнении и расположен в максимально возможной верхней точке крышки/корпуса. Диаметр подключения этого трубопровода не очень большой, с Ду = примерно 1″
- Обычно 2, как в проекте NuScale, или 4 на корабельных установках, трубопровода подачи питательной воды в ПГ. Количество зависит от количества секций парогенератора. Диаметры этих трубопроводов примерно Ду = 6…8″. И соответственно 2 (или 4) паропровода отвода перегретого пара. Эти диаметры довольно значительны и составляют примерно Ду = 10″. При том, что надежность ПГ не высока, фактор допускающий такую течь весьма важен.
Примерно таковы и стандартные подключения к корпусу любого корабельного реактора. Выше не упомянуты подключения уровнемеров, термопар, прочих датчиков, расположение их на крышке реактора. Давление в контуре обычно измеряется датчиками установленными на трубопроводах подключенных систем, до запорной (отсечной) арматуры. Остальные датчики обычно имеют собственные места подключений на специальных патрубках, в верхней части корпуса и проходят сквозь конструкйии ЯР до места выполнения замеров. Эти принципы вполне понятны и применимы для малых установок гражданского назначения.
- Теперь несколько дополнительных слов о чисто Американской «экзотике». Правда в США, эти подключения не считаются экзотическими в силу иного подхода к аварийному расхолаживанию. Это т.н. “вентиляционные/предохранительные клапана”. Их как минимум 2, независимых, и включаются они в работу, если происходит несанкционированное повышение давления в контуре. В основном, после сброса АЗ и при активном кипении ТН-1 в отсутствие отвода тепла от АЗ реактора, или же при нарушениях работы систем управления и контроля. Диаметр таких патрубков на NuScale достаточно велик и составляет Ду = 3″.
В принципе, выше представлен практически полный перечень и для расчетов вероятности появления течей его можно использовать. Если бы не одно дополнительное но о котором поговорим ниже…
Есть особая система, для отвода тепла от реактора, через стенку контейнмента. Подобная система часто применяется на гражданских больших ЯР. Называется эта система, Containment Heat Removal System (CHRS) и ее работа будет рассмотрена ниже, во второй части анализа.
Отсечение CHRS от внутренней полости первого контура осуществляется 2-мя клапанами по каждой линии, которых также 2. Предполагается по 2 рециркуляционных патрубка на сторону, с Ду = 4″ каждый, по воде и пару. То есть, еще 4 патрубка, не считая 2-х аварийных линий с предохранительными клапанами, указанных выше.
Не правда ли достаточно большой список подключений? Можно ли, посмотрев на него полностью исключать возможность течи? Можно ли исключить вероятность образования гильотинного разрыва трубопровода довольно большого диаметра? Не уверен. Но желательно посчитать еще и вероятность течей и отказов срабатывания клапанов CHRS, интенсивность возможных течей, а также, возможность организации циркуляции в разомкнутом контуре CHRS, ну и возможность циркуляции и надежного охлаждения при отказе одной ветви системы. Это отдельная и длительная дискуссия, часть которой мы продолжим позже.
[i] Вступить в открытую дискуссию с разработчиками не представляется возможным по независящим от нас причинам.
Просмотрев практически все презентации перспективных проектов реакторов SMR, понял, что надо поговорить еще и о “присоединениях”. Разбираясь с одним вопросом, цепляешь какую-то мелочь и сразу вытаскиваешь наружу целый ком несоответствий. Ну вот например. Почему, интегральный (моноблочный) дизайн существенно снижает возможность образования течи? Кто это сказал и как он это подсчитал? Да и можно ли говорить о том, что в реакторе такого типа полностью исключены подключения к системам? Что, нет ни одного патрубка? Есть, и довольно много.
Посмотрим, что должно быть у реально существующего или перспективного реактора и какие должны быть диаметры трубопроводов подключений.
- Реактор необходимо заполнять. А значит, надо подать в корпус воду, и по возможности в достаточном объеме и быстро. Быстро, потому, что этот же патрубок используется для подпитки и аварийной подачи воды при образовании течи. Такие трубопроводы, как правило подают воду в пространство над АЗ. Поскольку подача холодной воды под АЗ может поменять реактивность.
- Реактор необходимо периодически дренировать. Как минимум при перегрузках. И дренирование обычно осуществляется с дна. Диаметр этой трубы, как правило, не очень большой, около 1″. Но, тем не менее, подключение имеется.
- Система очистки и (иногда) система длительного расхолаживания. Вода из реактора охлаждается на теплообменнике-рекуператоре и пройдя ионо-обменный фильтр 1К (ИОФ-1) возвращается в контур. Операция эпизодическая и зависит от состояния АЗ. Но имеет место. Без использования теплообменника-рекуператора, эта система может исполнять функцию системы длительного расхолаживания. Как правило, система подключена к тому же патрубку, что и система подпитки.
- Система подачи газа высокого или среднего давления. Этот же трубопровод используется при воздухоудалениях, при первичном заполнении и расположен в максимально возможной верхней точке крышки/корпуса. Диаметр не очень большой примерно 1″.
- 4 (или 2) трубопровода подачи питательной воды. Количество зависит от количества секций парогенератора. Диаметры примерно 4…5″. И соответственно 4 (или 2) паропровода отвода перегретого пара. Эти диаметры довольно значительны и составляют примерно 8…10″.
(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations)
В работе разбор вот этого стейтмента (картинка временно отсутствует) о барьерах безопасности. Хотя, честно говоря, особо разбирать его особого смысла нет. Кто же спорит, что выкопать яму, упрочнить ее стены железобетоном, заполнить водой (15 млн. литров, на минуточку 15,000 м.куб), серьезное и уж очень иновационное изобретение. Похоже и здесь, главное, сколько за него заплатили, а не что нового изобрели.
Традиционно, три барьера безопасности представляются как:
- топливная композиция и оболочка ТВЭЛа
- корпус реактора
- контейнмент.
- уже упомянутую и усиленную ж/б “яму”, наполненную водой
- крышку над ямой
- здание “реакторного цеха”.
Персонажи из NuScale возмутились использованными материалами и временно, по их просьбе были удалены все картинки. Придется постепенно поставить обновленные, уже собственного производства…
(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations)
Я и раньше, да и сейчас не сильно понимаю важность и суперважность красивых презентаций. По моему убеждению, хороший лектор в состоянии “держать” аудиторию и без картинок. Презентации же способны впечатлись аудиторию некомпетентную и новую, да и то только один раз. Попался на глаза некий документ под названием: “ПЛАВУЧИЕ АТОМНЫЕ ТЕПЛОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ. Состояние проекта и перспективы”. С задекларированным в файле авторством аж Заместителя Директора РЭА по строящимся ПАЭС, некоего Михаила Шурочкова (к сожалению, биографию его обнаружить не удалось). Отличный пример того, что не надо делать. Все исполнено по классическим законам социалистических времен и очковтирательства. Правда, фотографии в докладе хорошие, но это точно, не заслуга автора.
Вполне допускаю, что это не сам он сваял, и примерно понимаю для какой аудитории потребовалось. Но профессионал никогда не позволит себе такой халтуры и примитивизма.
Достроят ПАЭС готовую уже на 40%? Или это очередное мертворожденное дитя при такой степени готовности?
Получил подборку статей любезно присланных мне одним из авторов. Оказывается, Итальянцы несколько лет занимаются экономикой малой атомной энергетики. Строят модели, делают расчеты, определяют инвестиционную привлекательность проектов. Начал читать и не могу отделаться от мысли, что применение любых моделей оценки экономической эффективности строится из посыла, что малый реактор, это просто-напросто уменьшенный большой. Вероятно, это можно принять за позицию, если бы не довольно серьезные различия. Прежде всего, на мой взгляд за рубежом не существует концепции применения малых реакторов. По заданию Департамента Энергетики США в “Бехтеле” только-только начаты работы в этом направлении. Создается так называемая концепция использования и управления. Но что дальше-то? Есть какие концептуальные идеи?
- Заменить ими реакторы большие? Это довольно сомнительное предложение, если не сказать глупое…
- Размещать малые АЭС в изолированных районах, там, где нужны источники электроэнергии и тепла? Это уже “теплее”. Но надо пересматривать концепцию безопасной эксплуатации
- Где же все-таки декларируемые и “продаваемые” преимущества малых, которые резко делают их такими нужными в гражданской энергетике?
- Преимущества в безопасности? А что, получается большие реакторы уже не безопасны? или они были не безопасны? Хотя тут есть тема для разговора о…
- В модульности? Но зачем модульность для АЭС, строительство которой подразумевает большое потребление? Зачем делать ее из маленьких блоков?
- В том, что можно разместить малый реактор под землей? Ну так и большой можно закопать под землю, яма будет побольше, делов-то.
- Стоимость утилизации малого, приведенного к МВт(у) производимого электричества, выше чем большого? Весьма сомнительно. Можно поспорить.
- Аргументы против сравнения процесса утилизации АПЛ и пока не имеющего серьезных аналогов процесса утилизации малой АЭС неубедительны.
Очевидно также, назрел пересмотр классификации реакторов по размеру. Желательно ввести еще один класс “совсем малые” или предложить уточнение по мощности. Хотя это лишь частное мнение. Надо делить реакторы на малые, средние и большие (по мощности), но не до 300, или 700 МВэ, а скажем 100 и 500. Разница между реактором в 50 МВт электрических и 300 очень велика. Кроме прочего, не понятно пока, учитываются ли при расчетах и сравнениях АЭС всех размеров и, к примеру, ЭС на природном/сланцевом газе, платы за выбросы СО2? Надо спросить.
Никогда не интересовался экономикой Атомной промышленности. Но, на сегодня, похоже существует как минимум три подхода к развития малой атомной энергетики:
- инвестиционный, в пользу инвесторов и на деньги инвесторов. Понятно, что инвесторы хотят получить прибыль и все анализы поставлены в зависимость от сравнения цены АЭС и ТЭЦ работающих на природном и сланцевом газе. Такой подход проводится некоторыми Американскими и Европейскими специалистами. Я бы назвал его Европейским;
- для обеспечения национальной энергетической безопасности. Подразумевает создание разных, дополняющих друг друга источников электроэнергии. От самых больших до малых атомных установок, включая дополнение иными источниками. Создание универсальной электрогенерирующей сети. Я называю этот подход Американским;
- по необходимости. Строительство разноплановых электростанций, по мере развития территорий и освоения новых районов. Я называю этот подход Русским (скорее, Советским, так как техническая идеология берет свои основы оттуда, из исторического материализма).
(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)
Разбираясь с дизайном, отыскал обновленную схему. Похоже решение о теплообменниках по контуру отвода тепла все-таки принято. Представленная NuScale новая схема, уже несколько иная. Нет смысла править предыдущие сообщения, так как эволюция мнений куда интереснее.
Будет очень интересно поглядеть, что же поменялось в действительности. Но пока на презентации в МАГАТэ профессором Хосе Раезом была показана новая схема. Можно только поприветствовать, что здравый смысл возобладал. Кроме того, внесены изменения в схему присоединения трубопроводов подачи ПВ и охлаждающей воды.
Теперь видно, что 2 независимых ПГ замыкаются на 2 петли системы аварийного расхолаживания. правда, непонятно по какой причине убраны гидро-аккумуляторы, которые в этой схеме как раз необходимы по нескольким причинам:
- Для компенсации температурных изменений объема теплоносителя
- Для поддержания уровня давления в контуре при нахождении в режиме ожидания/резерва и при работе
- Для хранения объема воды/теплоносителя, при нахождении системы в режиме ожидания/резерва.
Сделан верный вывод о том, что 2-х фазный режим будет в первоначальные моменты времени. Обычно таких режимов 3:
- Паровой
- Паро-водяной
- Водяной.
Теплообменники заполнены водой, интересно, по обоим контурам? Но это уже детали.
Не понятно, как будет поддерживаться циркуляция по 1К, если т/н будет охлаждаться а подпитка не упоминается.
Оговаривается, как минимум, 3 дневное охлаждение через бассейн.
Поскольку NuScale (по мнению их специалистов) практически приблизилось к идеальному инженерному решению, по дизайну системы аварийного расхолаживания, то можно было бы привести для примера подобную систему в несколько ином исполнении. При работе такой системы были учтены все вопросы связанные с выводом установки, в том числе, без какого либо участия оперативного персонала. Более того, такие системы многократно испытаны на натурных прототипах и в реальных установках. Не могу утверждать точно, но по всем данным, подобная система была на АЭУ ПЛА Курск и именно эта система не позволила активным зонам реакторов разрушиться после аварии. Схема такой системы понятна, но нет желания этим “специалистам” помогать. Поэтому предоставим NuScale возможность потрудится и потратить деньги инвесторов и Американских налогоплательщиков.
(Basic informations taken from NuScale web and presentations)
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)
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.
