Будучи многолетним апологетом легководников, никогда бы не подумал, что буду выступать адвокатом ЖМР. Но пришлось недавно порассуждать о перспективах развития “малышей” и получается, что в конкретно определенных рамках альтернативы сплаву Pb-Bi нет.
Не Na, не Hg, не пресловутой и распиаренной “соли”, я кстати считаю солевую тему конкретной “панамой”, а именно нелюбимому многими тяжелому сплаву. А теперь, по прозвучавшей за разговорами просьбе/рекомендации еще и пришлось письменно оформить мнение об этом предмете.

Но вот что интересно. После всех размышлений мне показалось, что зашоренность модным моноблочным дизайном сильно мешает таким проектам. Получив же отзыв, сильно захотелось ответить анонимному “ученому соседу”. Даже не знаю…

Фото: Кристаллы Висмута

Пока NuScale изобретает велосипед и продает свой, морально устаревший еще до рождения, реактор “всем лишь бы кто купил”, мимо автора этого поста в ЖЖ прошла сварка первого корпуса судового реактора РИТМ-200 (см. первое фото ниже).

reaktor

Изготовление первого корпуса реактора РИТМ-200 для нового линейного атомного ледокола (ЛА). 

Но, так как ППУ ледокола имеет два реактора в своем составе, так что второй автор уже не упустил. Ниже в основном фотографии.

Screen Shot 2016-07-12 at 4.48.18 PM

Изготовление второго корпуса реактора для ледокольной РУ РИТМ-200. Обратите внимание на отсутствие шпилек крепежа крышки, что интересно.  

Водо-водяной реактор проекта ОКБМ им. Африкантова (разработчиков всех реакторов атомного флота) должен стать основой ГЭУ нового атомного ледокола пр. 22220 (см. подробный ролик).

Строящийся ЛА “Арктика”, куда встанет “РИТМ-200”. В центре виден реакторный отсек.

Это реактор интегрального/модульного типа (кассетные ПГ расположены внутри корпуса реактора См. фото). На низкообагащенном урановом топливе с обогащением до 20% и кампанией до 7 лет. Тепловая мощность реактора – 175 МВт, в составе ППУ он работает на паровую турбину ТГ мощностью 36 МВэ. Корпус первого реактора уже проходит гидроиспытания в ЗИО, чтобы затем отправится в ОКБМ на сборку внутриреакторных конструкций.

Технические данные реакторной установки РИТМ-200.

Разрез РУ (стендовый/выставочный макет).

Чуть выше горизонтального патрубка подвода теплоносителя от насоса видны кассетные парогенераторы, располагающиеся возле обечайки корпуса реактора. Они же видны на правой “отрезанной” части макета. Это решение пришло из реакторов ВМФ и для гражданских морских реакторов является рывком в плане улучшения массо-габаритных показателей и надежности систем. ППУ РИТМ-200 в составе ГЭУ с вспомогательными системами показан в более ранних постах об этом реакторе у РУ, 25.1 и 25.2.

Два таких модуля размером 6х6 метров и весом 1100 тонн (биозащита не показана) и будут составлять ГЭУ ледокола “Арктика” (рис. 5).


Сравнение РИТМ-200 с предшественником КЛТ-40, проигрывающим по сложности системы компенсации объема и давления (СКОиД), массе и габаритам.

ОКБМ в свое время порадовал вот такой фоткой СУЗов реактора РИТМ-200.

Загадка, что же такое раскладывают там эти парни в белом.

 

Источник: http://tnenergy.livejournal.com/30625.html?view=675233#t675233

Телерадиокомпания Звезда сообщает, что атомная подлодка К-560 «Северодвинск» — головной корабль серии «Ясень» — включена в состав Северного флота и готовится к боевой службе…

Долгожданный долгострой

Многие называют ее дорогим долгостроем, мол заложена в 1993 году, планировали ввести в состав флота в 1998, 2000, 2005-м… А сдали 30 декабря 2013-го. Субмарина обошлась казне в 47 миллиардов рублей, в два раза дороже ракетоносного «Борея». Долго? Да. Дорого? Как сказать, ведь корабли океанского флота способны строить всего четыре-пять стран в мире… Попытаемся понять как создавался этот корабль.

0_c20f1_56e0c3ce_orig

На Фото, АПЛ “Северодвинск” в море, после испытаний всплывающей спасательной камеры. В рубке заметно место отделившейся при испытаниях камеры.

Формирование облика АПЛ четвертого поколения началось на рубеже 1980-х. Тогда решили создать единый тип многоцелевой лодки, способной решать максимально широкий круг задач: охранять свои и охотиться на чужие ракетоносцы и атакующие лодки, бороться с авианосными группировками и наносить удары по береговым целям. Одновременно хотели избавиться от множества состоящих на вооружении типов подлодок, чтобы сократить расходы на их содержание и ремонт. Задача была настолько сложна, что даже американцы приступили к ней десятью годами позднее. Да, их «Вирджиния» сошла со стапелей в 2004 году, но США не распадались на составные части, как Советский Союз. И на верфях Electric Boat в Гротоне не царило запустение, как в Северодвинске. Что же касается денег на вооружение, так всем известно — до начала двухтысячных наша оборонка жила по принципу, кто что нашел, то и съел. К тому же часть входивших в кооперацию по «Ясеням» предприятий приказала долго жить, а оставшаяся не горела желанием делать уникальные агрегаты и системы задаром. В этих условиях цена «Северодвинска» в $1,5 миллиарда за 13 лет против $3,1 миллиарда за пять лет за головную «Вирджинию» более чем приемлема. Второй, третий и четвертый “корпуса” уже заложены, получили имена «Казань», «Новосибирск», «Красноярск». Все они сойдут со стапелей не позднее 2017 года. Всего предполагается построить не менее восьми АПЛ проекта 855. При улучшенных характеристиках они обойдутся дешевле на треть, и, что важно, вся кооперация предприятий по их постройке будет исключительно российской.

Бесшумный рекордсмен

Основные характеристики «Северодвинска»: водоизмещение — 13,800 тонн. Наибольшая подводная скорость — 31 узел, глубина погружения — 600 метров. Экипаж — 90 человек. Есть всплывающая спасательная камера, способная вместить весь экипаж. Недавно впервые в истории российского ВМФ эта камера была испытана в реальных условиях. Реактор – моноблок (четвертого поколения, что уже упоминалось и ранее иными источниками), по некоторым данным, не имеет демаскирующих лодку насосов первого контура, и срок службы АЗ без перезагрузки — 30 лет (?). То есть, сопоставим со сроком жизни самой подводной лодки. Таким образом, реализована концепция, один корабль, одна зона. Все оборудование корабля установлено на демпферах, с несколькими каскадами амортизации, что снизило уровень шумности лодки до уровня океанского фона.

Основное оружие «Северодвинска» — крылатые ракеты в восьми (по 4 на борт) вертикальных пусковых установках. Это сверхзвуковые «Оникс» и «Калибр» класса «корабль -корабль» и «корабль — земля» с дальностью до 500 километров и в дальнейшем 24 дозвуковые стратегические Х-101 с дальностью до 5,500 километров и точностью менее 10 метров. Отметим, что «Ониксы» изначально планировались как универсальный комплекс для размещения на самолетах, надводных и подводных кораблях и береговых установках. Благодаря крылатым ракетам «Ясени» полезны и в большой войне, и в локальном конфликте. Еще «Северодвинск» имеет 10 торпедных аппаратов, расположенных не как обычно, в носу, а под углом по пять на каждом борту с боезапасом 30 торпед. Именно это позволило установить мощнейший гидроакустический комплекс.

Данные о состоянии корабля, его боевых систем и средств наблюдения и целеуказания контролируются боевой информационно-управляющей системой (БИУС), которая может передавать и получать информацию с других кораблей при помощи защищенной звукоподводной системы передачи данных.

По боевой эффективности АПЛ типа «Ясень», соответствуют новейшим американским АПЛ «Сивулф» и «Вирджиния», превосходя по скорости и подводным атакующим качествам перевооруженные на крылатые ракеты АПЛ «Огайо».

 

(По материалам сайта “Воентернет”. Фото получено от Олега Кулешова, автор неизвестен)  

… 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].

Жизневский Рис.1

 

 

 

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.

 

Жизневский Рис.2

 

 

 

 

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.

Жизневский Рис.3

 

 

 

 

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)

 

Изучая процесс и формальное описание описание того, что называется TAV (Technical Analysis) или формальную техническую экспертизу, вероятно это наиболее точный смысловой перевод этого термина, столкнулся с отсутствием единого подхода даже в пределах одной организации. Тем более, что процесс TAV различен для эксплуатации, научных исследований или, например, заявок на гранты. И поскольку, теперь придется еще и выполнять нечто аналогичное, пришлось разработать свою матрицу, ну и конечно, для пристрелки, оценить парочку проектов.

Screen Shot 2014-01-18 at 1.58.24 PM

 

На самом деле, ничего замысловатого. По вертикали, оценки по 5-ти бальной системе, от “отлично” до “крайне плохо”. По горизонтали, основные признаки проекта подлежащие оценке. Признаки могут быть скоординированы между всеми экспертами.

Может кто-то делал нечто подобное и раньше, но передо мной такая задача встала впервые. Как, по возможности объективно оценить чей-то проект?

А вот тут “наш ответ Чемберлену”. Попробовал на примере моего “любимого” проекта: DOE NuScale Letter Вряд ли я что-то смогу поменять в ситуации, деньги будут потрачены “на презентации”, на замыливание ситуации, но письмо такое я написал и отправил в администрацию. Посмотрим, какова будет реакция. В Штатах, обязаны огласить любое письмо пришедшее в адрес Конгресса, на заседании соответствующей комиссии. Получил звонок, от знакомого, что письмо прочел один конгрессмен и весьма заинтересовался ситуацией.

(под контролем)

 

Tagged with:  

Very interesting review from IAEA ARIS 2012_Status of SMR Design NENP-NPTDS being delivered to my e-mail today. But report has some uncertainties and errors. As You can see from report 32 projects has being analyzed, and 10 of presented projects from Russia. We are presenting here updated information about Russian SMR project in up-dated Table below.

 Reactor Model and Design:

 Reactors  type:

 Basic Configuration El(Th)-Power:

Safety and residual systems design. Seismic:

 Project   Status:

Notes, additional information:

KLT-40S, OKBM Afrikantov (Russia) Pressurized LWR, Blocking design, 2 1C pumps – 2 r/speed each. 20% NC possible FNPP (barge) mounted 2 units 35(150) each Passive, Naval type design. Strong seismic capability requirements over 5-6g (and above) Under construction Design based on G3 Naval Reactor. Landing prototype full scale test completed, and 3 NIB (numbers of actual reactors not included Naval)
ABV-6M, OKBM Afrikantov (Russia) Pressurized LWR, Modular, 100% NC FNPP (barge) or land based 8.6(38) x 1 or 2 modules Same Detailed design Scalable design based on G4 Naval Reactor. Landing prototype full scale test completed
RITM-200, OKBM Afrikantov (Russia) Pressurized LWR, Semi-Modular, 4 1C pumps, but 100% NC possible 50(175) for new generation of NIB Same Under manufacturing process Design based on G4 Naval Reactor. Landing prototype full scale test completed
VBER-300, OKBM Afrikantov (Russia) Pressurized LWR, Blocking design, 2 1C pumps – 2 r/speed each. 20% NC possible 325(917) Same Detailed design Scalable design based on G3 Naval Reactor. Landing prototype full scale test completed, and 3 NIB (numbers of actual reactors not included Naval)
WWER-300, SKB Gidropress (Russia) Pressurized LWR, Loop design 300(850) Passive, Naval type design. Strong seismic capability requirements over 5-6g (and above) Detailed design Design based on civilian NR WWER-440 transferred to modern materials and technology, many time in operating including few units exported
SVBR, AKME Engineering (Russia) LMCR fast reactor, Pb-Bi eutectic alloy. Modular design, 100% NC 100 Passive, Naval type design. Strong seismic capability requirements over 5-6 g (and above) Detailed design Design partially based on G2 Naval LMR. Landing prototype full scale test completed, and few NIB actual reactors was under operating in the Soviet Navy
VK-300, RDIPE (Russia) BWR 250(750) Passive Conceptual design
UNITHERM, RDIPE (Russia) PWR Modular design, 100 % NC 2.5(20) Passive, Naval type design Conceptual design  
BREST-OD-300, RDIPE (Russia) LMCR fast reactor Na 300 Passive Conceptual design
SHELF, NIKIET (Russia) PWR 6(28) Passive, Naval type design Conceptual design Partially based on VAU (Supporting Nuclear Unit) Naval design. Full scale landing prototype successfully tested

 

Чего ж еще ждать, сборище посредственностей и откровенных бездарностей. Море апломба и то, что в России называют едким словечком, “понты”. действительно рад, что несмотря на довольно жесткое личное противостояние (вплоть до интереса со стороны частных и не частных деятелей “шпионского сыска”) и идиосинкразию на Русских специалистов, набор клинических баранов и бездарностей неспособных думать (с зарплатами более 100 тысяч долларов в год), конфликты с расчетами за исследования, нечистоплотность в бизнесе и некоторым количеством плагиаторов, в составе сотрудников, все-таки можно констатировать, что NuScale изо всех сил пытается хоть как-то учить уроки.

Долгое время я критиковал и разбирал проблемные места в их конструкции, и вот, они придумали, точнее зарегистрировали, “новый/очередной” т.н. патент US008437446 обеспечивающий циркуляцию через АЗ при размыкании контура. Значит, то, что я пишу, хоть как-то им помогает включать мозги. В смысле, они читают мою критику. Правда, решения подобные этому были придуманы еще 30-35 лет назад в ОКБМ (интересно, да… хоть и выдаются NuScale в печати и в сети за их собственные инновации). В приличном обществе это называется воровство плагиат.

Как уже говорилось, подобные решения давно имеются, и даже проще чем решения представленные в упомянутом выше патенте. Но хоть так. Но ведь это еще не все. Хотя появление такой разработки означает, что им придется перекраивать алгоритмирование, и перерабатывать все их “супер-системы” безопасности. Кроме того, это косвенно свидетельствует о том, что у них пока не все в порядке с пониманием процессов в контуре и даже с моделью в RELAP(е). Пускай пороются, пускай поищут идеи и даже на этом ресурсе. Долго им еще и … дорого, улучшать дизайн. И не вижу в этом никакого смысла. Создавать копию 30-летнего морского реактора с зоной 40-летней давности? И называть это инновациями и выпрашивать за это бюджетные деньги…

Правда, впрочем как всегда, они не указали причину этих своих разработок, как впрочем не указывали и раньше, например мое имя в отчетах по MASLWR. А снова лишь громогласно объявили и написали, что это решение найдено ими самостоятельно и уже даже запатентовано. Но у меня есть четкое свидетельство, что они лукавят и публикации об этом появились значительно раньше. Когда многие из них еще ходили в детский сад. Написать им, что ли? А интересно, какие это будут юридические последствия.

Предстоит очная встреча с персонажами на конференции, где мне делать доклад. Какую позицию занять? Поязвить или оставить их в покое?

 

Ну а сами картинки можно поглядеть ниже (без разбора конструкций):

 

Рисунки из официального патента США #US008437446.

Tagged with:  

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…

 

“Откуда дровишки? …”

… Характерной чертой российских АПЛ 4-го поколения должна была стать энергетическая установка (ЭУ) нового типа*. Специально для новых проектов в конце 80-х гг была разработана новая водо-водяная паропроизводящая установка (ППУ) КТП-6-85 с реактором КТП-6-185СП (иногда встречается ошибочное наименование КПМ) тепловой мощностью порядка 200 МВт с производством в ОКБ Машиностроения им. И.И.Африкантова. Отличительной особенностью нового типа реактора стало т.н. интегральное моноблочное исполнение при котором сам реактор и его первый контур охлаждения монтируются в едином корпусе. Такое решение позволяет исключить из конструкции ППУ крупные трубопроводы (их максимальный диаметр был сокращен с 675 у ОК-650, до 40 мм для присоединительных т/п у КТП-6) и, тем самым, облегчает естественную циркуляцию (ЕЦ) теплоносителя на всех режимах работы (?). Последнее является одним из ключевых критериев малошумности всей лодки исключая необходимость в постоянной работе циркуляционных насосов и сокращая на порядок энергопотребление реактора на собственные нужды (более высокий общий КПД). Подобная ППУ намного компактнее предыдущего поколения, более проста в обслуживании, более безопасна и надежна. В то же время, интеграция всех систем и узлов реактора в едином корпусе негативно сказывается на ремонтопригодности установки ввиду их низкой доступности. Потому перед разработчиками реакторов 4-го поколения была поставлена задача обеспечить их безремонтный срок службы в течение всего жизненного цикла лодки. Активная зона реактора построена так, что ее перезарядка необходима вдвое реже, чем на подобных установках лодок 3-го поколения.

 

Screen Shot 2013-02-27 at 10.11.49 PM

ПЛА пр. 885 (фото из ЖЖ Олега Кулешова, автор не установлен).

Конструктивные решения для ППУ нового поколения были опробованы на наземном исследовательском стенде КВ-2 с реактором прототипом ТМ-4/КТМ-6 в Сосновом Бору (тема “Каньон-С.1” (?) “Север”), а в 1996 году реактор был официально допущен к серийному производству. Одной из важнейших особенностей этого реактора считается новый прямоточный “прямотрубный” ПГ с двусторонним обогревом ПВ со стороны 1К. Однако на головной АПЛ 885-го проекта этот реактор так и не появился. Сложности, связанные с производством блочной паротурбинной установки для него привели к тому, что в процессе перепроектирования лодки «Северодвинск» она получила блочную ППУ ОК-650В с реактором ВМ-11 предыдущего поколения с тепловой мощностью 190 МВт, что в значительной мере сократило боевой потенциал субмарины даже не смотря на весь ряд остальных принятых на ней решений по снижению шумности главной энергетической установки. При этом, вторая лодка серии, по всей видимости, получит изначально запланированный для 885-го проекта реактор КТП-6 с соответствующим энергооборудованием.

 

КВ-2

Реакторнй отсек станда КВ-2, АЭУ ПЛА четвертого поколения (автор фото не установлен).

Известно, что в настоящий момент в ОКБМ им. И.И.Африкантова ведется разработка нового типа реактора под обозначением КТП-7И (ОКР «Феникс»). Не исключено, что он предназначен для установки на более поздних серийных лодках проекта 885М, причем, существуют два возможных принципиальных варианта для этой установки. По одной версии, речь идет о дальнейшем эволюционном развитии моноблочных реакторов с доведением срока службы активной зоны до 30 лет и более, что позволит их использование без перезарядки в течение всего жизненного цикла АПЛ. По этому пути, например, идут все зарубежные разработчики подобной техники. По другой версии, новая установка может быть основана на принципе перегрева пара непосредственно в активной зоне (разновидность т.н. «кипящего» реактора) и призвана заменить сегодняшние водо-водяные реакторы. В этом случае, если удастся решить ряд конструктивных трудностей, связанных с разработкой подобной ППУ, в частности, с обеспечением радиационной безопасности, то заказчик получит одноконтурный реактор с еще большим КПД и еще большей компактностью, по сравнению с предыдущими разработками. Однако, как предполагается, эта технология перспективна уже для 5-го поколения АПЛ.

Особенностью паротурбинной установки «Мираж» разработки Калужского Турбинного завода, которая изначально предназначалась для «Ясеня», была ее блочная компоновка с высокой степенью интеграции всех элементов. Помимо этого, она должна была обеспечивать как скоростной ход под турбозубчатыми агрегатами с понижающим редуктором и приводом на главный вал, так и «режим подкрадывания» с приводом от гребного электродвигателя, питаемого, в свою очередь от автономных турбогенераторов. ГТЗА, являющиеся, одним из основных источников шума на АПЛ, при этом, остаются отключены. Подобная гибридизация энергетической установки позволила в полной мере использовать тот факт, что реактор нового типа работает в одном режиме тепловыделения на всех режимах хода (?). Также, в значительной мере упростилась конструкция редуктора. К сожалению, финансовые проблемы завода «КТЗ» практически остановили все работы на нем в течение 90-х гг. Но в 2006 году ПТУ «Мираж» с номинальной мощностью (на гребном валу) порядка 43.000 (50,000) л.с. уже проходила стендовые испытания и, судя по всему, именно начало ее серийного производства позволит начиная со второй лодки серии в полной мере использовать потенциал, заложенный в проект 885. В отсутствие новой ПТУ, на АПЛ «Северодвинск» была использована блочная ПТУ ОК-9ВМ «Сапфир-ВМ» мощностью 43.000 л.с., ранее примененная на лодках 945-го и 971-го проектов. Обе установки обеспечивают максимальную подводную скорость около 31 уз. (надводная скорость – 16 уз.) Изменения в конфигурации оборудования энергоотсека потребовали дополнительных корректур в конструкции АПЛ «Северодвинск», таких, как перепроектировка переборок и установка рецесса в районе линии гребного вала.

 

Screen Shot 2013-03-30 at 11.22.13 AM

ПЛА пр. 955 (фото с сайта deepstorm.ru, автор не установлен).

 

Огромное внимание при проектировании лодки было уделено сокращению уровня производимых ею подводных шумов. Для этого фундаменты всех критических узлов оснащены активной системой активного гашения (САГ) шумов на основе пьезокристаллических приводов. Дискретные низкочастотные составляющие шума удалось также снизить за счет разработки новых типов негорючих спиральнотроссовых амортизаторов на замену применяемым ранее резино-кордовым. В будущем на лодках серии ожидается массовое внедрение композитных элементов конструкции, обладающих высокой прочностью, малым весом и демпфирующими свойствами. К таковым относятся различные вибропоглощающие сотовые каркасы, слоистые балки, пиллерсы, элементы трубопроводов и воздуховодов, сокращающие вибрационные шумы на отдельных частотах на 10-30 дБ.

Многообещающим является новый принцип компоновки оборудования энергетических отсеков, разработанный в СПМБМ «Малахит» по теме научно-исследовательских работ «Старомодность». В данном случае уже известный принцип т.н. зональных блоков, раскрепленных с корпусом лодки посредством амортизаторов, дополнен рамой-массой – массивным конструкционным элементом с высокой степенью инертности и высокой резонансной частотой. Этот элемент за счет своей механической инерции в состоянии гасить вибрации установленного на него оборудования энергетической установки, вспомогательного оборудования систем охлаждения и электроснабжения (также амортизированы на собственных каркасах). Весь общий каркас зонального блока дополнительно облицован вибропоглощающими панелями. Предполагается, что данный принцип в будущем поможет сократить уровни шумов лодок серии на 10-15 дБ в определенных диапазонах. В обеспечение научно-исследовательских работ по снижению физических полей на АПЛ нового поколения в 1987-1993 гг на «Адмиралтейских верфях» была построена плавучая лаборатория «Кармон-1Э» по проекту ЦКБ «Лазурит». Ее использование предполагалось на полигоне 1 ЦНИИ МО в Приморске.

Вопреки распространенному предположению, ни «Северодвинск», ни «Казань» не обладают водометным главным движителем, а оснащены семилопастным гребным винтом составной конструкции с композитным демпфированием лопастей, что позволяет на 2-3 дБ снизить общий уровень шумов от него. В качестве резервного движительного комплекса для хода на скоростях до 4,5 уз. предусмотрены электродвигатели ГАП-300 мощностью по 300 кВт в откидных колонках в кормовой и носовой частях корпуса. Они же используются в качестве подруливающих устройств. Первоначально этот тип РДК использовался на АПЛ проекта 971. Для проекта 885М в настоящий момент по теме «Ломовик» ведется разработка нового малошумного РДК с кольцевым электродвигателем. В качестве резервных дизель-генераторов предусмотрен автоматизированный АДГ-1000Б мощностью 1000 кВт на базе дизеля 8ДМ-21С производства уральского дизель-моторного завода.

 

По материалам статьи: Проект 885 и 885М «Ясень». А.Коновалов. По материалам сайта http://cale.strana.de Гамбург, ФРГ. Сентябрь 2011, доклада “Ядерная энергетика и атомный подводный флот” В.Лебедева и сообщений на научных конференциях.

 

ПРИМЕЧАНИЕ: *Официальные упоминания об этих типах реакторов и энергетических установок, удалось найти еще в нескольких местах. Практически, это первые доступные упоминания о закрытых, реализуемых проектах в малых реакторов для ВМФ России. Персонаж выпустивший информацию известный, не официальный, но откуда у автора данные? Другие, появившиеся позже упоминания, куда более официальные, включая описание ПЛА последнего поколения отрывочны но имеются в сети. 

 

(комментарии будут появляться по ходу освещения темы)

 

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.

  1. 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.
  2. 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.
  3. 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.
  4. 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″.
  5. 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″.
Таковы стандартные подключения к “бочке”. Выше не упомянуты подключения уровнемеров, термопар, прочих датчиков. Давление в контуре обычно измеряется датчиками установленными на трубопроводах подключенных систем, до запорной (отсечной) арматуры. Остальные датчики обычно имеют собственные места подключений.
Теперь несколько слов об “экзотике”. Правда в США, эти подключения не считаются экзотическими. Это дополнительные 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. Диаметр таких патрубков достаточно велик и составляет 3…4″.
В принципе, это практически полный перечень и для расчетов вероятности появления течей можно его использовать. Если бы не одно но… Есть такая схема придуманная для отвода тепла от реактора, через стенку контейнмента. Называется CHRS.
Ну а дальше, самое интересное. Как и в России, отсечение первого контура осуществляется 2-мя клапанами.  По факту, похоже все-таки предполагается 2 рециркуляционных патрубка по 4…5″ каждый. То есть, 4 “дырки”, не считая 2-х аварийных линий с предохранительными клапанами.
Теперь найти бы программу и посчитать, вероятность течей и отказов этих клапанов, интенсивность течей, а также, возможность ЕЦ в разомкнутом контуре CHRS, ну и возможность циркуляции при отказе одной линии. Ну оч-чень интересно.

 

(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations) 

 

Tagged with:  

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.
Тем страннее технические решение о сбросе давления первого контура при аварии. А если произошло разрушение АЗ? Недавние события ничему не научили?
Далее, предложено считать дополнительными барьерами:
  • 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) 

 

If we consider the reasons/causes for which the reactor must be urgently taken out of operating (by scram cause), most of all, they should be divided into several different groups:

  1. Accidents and failures associated with the reactor’s core work/operating (rho, tau, neutronics power)
  2. Accidents and failures associated with the primary circuit operating (coolant outcoming high temperature and/or increasing primary pressure in the reactor)
  3. Accidents and failures associated with the reactor (coolant) leaks of different intensity (coolant level and internal reactor pressure decreasing)
  4. Accidents related to the turbine part (plant) faults (different reasons, technical or operatings), steam and feed-water (FW) (FW pressure and secondary steam pressure and temperature)
  5. Accidents related to equipment operating (electric power supply loss and/or failures of important machines, agregates, etc)
  6. Accidents related to crew operating errors and mistakes.

In amount, all we can consider about 12-15 signals, some of which somehow overlap. For each signal (or group), during scram and cooling process variously operated equipment, which can be used to transient mode power plant unit it to the emergency cooling regime. So, different ways and cooling, emergencies and long-term heat removal process. Let’s do some simple and pretty understandable overview:

  • The first two groups have in common is that the power plant (reactor) has no the failure of major equipment and systems, and hence shutdown and heat dissipation can be made rapidly, but in a regular (standard systems and heat removing channels).
  • The third group, which includes leaks reasons (small, medium, large, pipes break and/or LOCA), by a strange coincidence, and estimated the designers and inventors are partially not considered (?) for LW-SMR. Specially LOCA.
  • The fourth group of the accidents related to faults pumps (FW or Condensate pumps), main condenser (MC), main turbine, pipes breaking off, valves, problems with feed water supply and steam distribution.
  • The fifth group related to the blackout not only failure of major equipment (see fourth group), but also to the complete loss of control over the power plant operating and is more worst fourth variant.
  • And the sixth group, which we are not discussing here.

So, before we found out that for the safe shutdown procedures (algorithms) of the power plant (reactor) need several heat removal ways (channels). While we do not consider the circulation of primary coolant yet, which is a separate and very interesting point of discussion.

The first channel (normal heat removal process) is the way to drop the steam, steam-water mixture or water (in various regimes) from the steam-generator (SG) through the steam pipes, to the MC. In this case, starting-up feed-water pumps and condensate pumps are working normally, also. And, feed-water going through SG, after going into the MC with pre-wet steam with cold water. Then transient to steam-water mixture regime, and in the end only heating water regime. Electric power connected normally and available, all the power plant supporting systems working normally, also. Residual heat peak removal process is not difficult after this types of scrams. The reactor will be transferred to the normal cooling mode without any problem.

The second channel, if steam lines/pipes has being damaged, SG or condensate – feed-water system, and the MC and/or main cooling system. In this case we need a special backup heat removal channel. In the design variant types like NuScale DHRS (or CAREM (?) for example, etc) it is dropping steam and/or steam-water mixture from the SG to the separate and special heat exchanger (HE) submerged in the huge pool behind the containment and in the organize of a natural circulation (NC) pattern SG-HE. Except for the calculations, in theory there is probably no problem. But once there is a number of questions: What about the level of the primary circuit (again?). And containment when working constantly immersed in the pool? The second question is not so important, probably safety automatically increase if we will put reactor in the pool (sarcastic). But the first question still to be really important. Without a detailed explanation, this is still to be design problem. And US Patient 80,170,173 not actually exist in project any more? O-ops…

 

Surprise, surprise… we will talk about third way below. Lot of interesting stuff we can find about design’s conception here. The third channel of heat removal be connected up during the most heavy accidents. Organization of cooling water from the water-filled reactor’s containment, to the reactor lower plenum. Is this possible in/with open circulation loop, when the coolant evaporating through pipes with valves on top of the reactor vessel? Evaporated coolant is condensing on the cooled containment walls (which submerged into the pool), the water pour down to the containment bottom. Where, through the open “circulation” pipes with valves (same like on top) falls into dropping the reactor again to the core from bottom, going through the core, heating, partially vaporized and then through the top part of the reactor going out into containment again. Looks good. In theory yet.

 

Quite a strange scheme CHRS and in terms of engineering reliability and in terms of the heat sink from the core. In terms of equipment fault (turns out) that in addition to the pressure relief/vent steam valve (or two), there are several individually controlled valves (probably, at least 8) on large enough diameters pipes, connecting the internal volume of the reactor with containment cavity (O-ops!!!). Probably 4 on top and 4 below in lower plenum area, just right after the SG (see p. 40 also ).

This design solution is so uncertain and does not hold water, in terms of reliability, and that discussing it “into the air” with no opponents responds not possible. There’s even no LOCA not talk about the absence of which so confidently say the designers of the reactor and this kind of system (sorry, but NuScale again). Interesting to see calculations algorithm. But with opponents, it would be fun to argue. Indeed, there is no connections and target definitions, and several pipes is out, valves faults, well, come off … It happens to everyone.

Again, there is an interesting question for our heat removal from the core and the organization of the primary circulation loop. The truth, in this case, the primary coolant level in the reactor “lost”, and we can not to say exactly, what is going on with the reactor core. What are the risks, designers must also consider.

And, for this kind of design and this kind of technical solutions people can get Government grants? But we are still talk about economy of the SMR here…

 

(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations) 

Итак, ранее мы выяснили (см. 39.1.), что для безопасного вывода установки/реактора определенного типа, необходимо несколько путей/каналов отвода тепла. Пока нами не рассматривается циркуляция теплоносителя первого контура, а это отдельный и интересный разговор.

Первый канал, это сброс пара, пароводяной смеси или воды (в разных режимах) из парогенератора через паропроводы, на главный конденсатор. В этом случае, обычно включаются в работу пусковые питательные насосы и работают конденсатные насосы, а сброс отепленной среды осуществляется на главный конденсатор с предварительным увлажнением пара холодной водой. Затем переходит в режим сброса паро-водяной смеси и в окончании, отепленной воды. Элетропитание присутствует, остальные системы работают штатно. Отвод пика остаточных тепловыделений не затруднен. Реактор переводится в режим обычного расхолаживания.

Второй канал, включается если повреждена паровая или конденсатно-питательная система, а также главный конденсатор и/или его охлаждение. В этом случае уже необходим резервный канал теплоотвода. В варианте типа NuScale (CAREM – ?) это сброс пара и/или паро-водяной смеси из парогенератора на специальные теплообменники погруженные в бассейн и организация естественной циркуляции в схеме ПГ-ТО. За исключением расчетов, теоретически тут проблем нет. Но сразу возникает несколько вопросов: А как же быть с уровнем первого контура? И контейнмент при работе постоянно погружен в бассейн? Второй вопрос не так важен. А вот первый важен. Без детального объяснения, это пока проблемка.

Третий канал. Организация циркуляции из заполненного водой контейнмента, в который погружен реактор, в опускную часть реактора. Возможно это при разомкнутом контуре, когда выпаривается теплоноситель первого контура и конденсируясь на охлаждаемых стенках контейнмента, он попадает его нижнюю часть. Откуда попадает в опуск реактора и снова в АЗ. Довольно странная схема и с точки зрения надежности и с точки зрения теплоотвода. Получается, что кроме предохранительного клапана (двух), есть еще несколько индивидуально управляемых клапанов (минимум 4…8, скорее  всего 8), достаточно большого Ду, соединяющих внутренний объем реактора с полостью контейнмента. Похоже, что 4 вверху реактора и 4 в средней части опускного участка, чуть ниже ПГ. Тут никакого LOCA не надо при отказах и несанкционированном открытии любого из этих клапанов, или же при несрабатывании в аварийной ситуации. Этот вариант настолько не выдерживает критики, с точки зрения инженерной или теплотехнический надежности, и что обсуждать его “в воздух”, без оппонентов, бессмысленно. А вот с оппонентами, было бы занятно подискутировать. И снова здесь же появляется интересный вопрос по отводу тепла от АЗ и циркуляции по первому контуру. Правда в этом случае, уровень явно будет “потерян”. Чем это чревато, конструкторам надо еще подумать.

 

(For additional information: www.NuScalePower.com and presentations) 

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.

 

Вот какая занятная штука. Практически все гражданские малые и средние реакторы разрабатываемые и презентуемые сегодня в США имеют поперечный разъем на высоте чуть выше верхней кромки АЗ. Видимо это теперешняя мода. С точки зрения “теоретического” процесса перегрузки, показываемого в презентациях, это технологично, но технологично ровно с того момента, как вы “раскрутите гайки”, на минуточку, находящиеся глубоко под биозащитой. Сразу возникает несколько вопросов:

  • кто или что будет это делать?
  • каким образом осуществляется уплотнение?
  • как туда попасть, в маленький контеймент и под биозащиту?

Ну чо, они “молодцы”.

(продолжение следует)