Взрывы произведенные в СССР (по регионам).

Архангельская область:
«Глобус-2». 80 км северо-восточнее Котласа, 2,3 килотонны, 4 октября 1971 года.
«Рубин-1». В этом же месте. Последний промышленный ядерный взрыв в СССР. 8,5 килотонны, 6 сентября 1988 года.
«Агат». 150 км западнее города Мезень, 19 июля 1985 года, 8,5 килотонны. Сейсмозондирование.

Астраханская область:
15 взрывов по программе «Вега» — создание подземных ёмкостей для хранения газоконденсата. Мощность зарядов — от 3,2 до 13,5 килотонны. 40 км от Астрахани, 1980—1984 годы.

Башкортостан:
Серия «Кама». Два взрыва по 10 килотонн 26 октября 1973 года и 8 июля 1974 года в 100 км южнее города Уфа. Создание подземных ёмкостей для захоронения промышленных стоков Салаватского нефтехимического комбината и Стерлитамакского содово-цементного комбината.
В 1980 году — пять взрывов «Бутан» мощностью от 2,3 до 3,2 килотонны в 10 км к северо-западу от города Мелеуза на Грачёвском нефтяном месторождении. Интенсификация добычи нефти и газа.

Иркутская область:
«Метеорит-4». 120 км северо-восточнее города Усть-Кут, 10 сентября 1977 года, мощность — 7,6 килотонны. Сейсмозондирование.
«Рифт-3». 160 км севернее Иркутска, 31 июля 1982 года, мощность — 8,5 килотонны. Сейсмозондирование.

Кемеровская область:
«Кварц-4», 50 км юго-западнее Мариинска, 18 сентября 1984 года, мощность — 10 килотонн. Сейсмозондирование.

Мурманская область:
«Днепр-1». 20-21 км северо-восточнее Кировска, 4 сентября 1972 года, мощность — 2,1 килотонны. Дробление апатитовой руды.
«Днепр-2». В 1984 году, 27 августа, там же был произведён аналогичный взрыв.

Ивановская область:
«Глобус-1». 40 км северо-восточнее Кинешмы, 19 сентября 1971 года, мощность — 2,3 килотонны. Сейсмозондирование.

Калмыкия:
«Регион-4». 80 км северо-восточнее Элисты, 3 октября 1972 года, мощность — 6,6 килотонны. Сейсмозондирование.

Коми:
«Глобус-4». 25 км юго-западнее Воркуты, 2 июля 1971 года, мощность — 2,3 килотонны. Сейсмозондирование.
«Глобус-3». 130 км юго-западнее города Печоры, 20 км восточнее железнодорожной станции Лемью, 10 июля 1971 года, мощность — 2,3 килотонны. Сейсмозондирование.
«Кварц-2». 80 км юго-западнее Печоры, 11 августа 1984 года, мощность — 8,5 килотонны.

Красноярский край:
«Горизонт-3». Озеро Лама, мыс Тонкий, 29 сентября 1975 года, мощность — 7,6 килотонн. Сейсмозондирование.
«Метеорит-2». Озеро Лама, мыс Тонкий, 26 июля 1977 года, мощность — 13 килотонн. Сейсмозондирование.
«Кратон-2». 95 км юго-западнее города Игарки, 21 сентября 1978 года, мощность — 15 килотонн. Сейсмозондирование.
«Рифт-4». 25-30 км юго-восточнее посёлка Ногинска, мощность 8,5 килотонны. Сейсмозондирование.
«Батолит-1», 1 ноября 1980 года
«Рифт-1». Усть-Енисейский район, в 190 км западнее Дудинки, 4 октября 1982 года, мощность — 16 килотонн. Сейсмозондирование.

Ненецкий автономный округ:
«Пирит», Кумжинское месторождение В 1980 году в Ненецком автономном округе на скважине Кумжа-9 произошёл выброс газа во время бурения, после чего начался пожар. 25 мая 1981 года на месторождении на глубине порядка 1,5 тыс. м был взорван ядерный заряд, мощность которого составила 37,6 килотонны, целью взрыва был сдвиг геологических пластов. Полностью аварию ликвидировать не удалось, месторождение законсервировали, в настоящее время его территория относится к Ненецкому заповеднику

Оренбургская область:
«Магистраль» (другое название — «Совхозное»). 65 км северо-восточнее Оренбурга, 25 июня 1970 года, мощность — 2,3 килотонны. Создание полости в массиве каменной соли на Оренбургском газонефтяном конденсатном месторождении.
Два взрыва по 15 килотонн «Сапфир» (другое название — «Дедуровка»), произведённые в 1971 и 1973 годах. Создание ёмкости в массиве каменной соли.
«Регион-1» и «Регион-2»: в 70 км юго-западнее города Бузулук, мощность — 2,3 килотонны, 24 ноября 1972 года. Сейсмозондирование.

Пермская область:
«Грифон» — в 1969 году два взрыва по 7,6 килотонны в 10 км южнее города Оса, на Осинском нефтяном месторождении. Интенсификация добычи нефти.
«Тайга». 23 марта 1971 года, три заряда по 5 килотонн в Чердынском районе Пермской области, в 100 км севернее города Красновишерск. Экскавационные, для строительства канала Печора — Кама.
Пять взрывов мощностью 3,2 килотонны из серии «Гелий» в 20 км юго-восточнее города Красновишерск, которые производились в 1981—1987 годах. Интенсификация добычи нефти и газа на Гежском нефтяном месторождении.
19 апреля 1987 года, на севере Пермской области по заказу ПО «Пермнефть» два подземных ядерных взрыва мощностью до 20 килотонн. Интенсификация добычи нефти.

Ставропольский край:
«Тахта-Кугульта». 90 км севернее Ставрополя, 25 августа 1969 года, мощность — 10 килотонн. Интенсификация добычи газа.

Ханты-Мансийский автономный округ – Югра:
«Кратон-1». окрестности п. Игрим, 17 октября 1978 года, 22 килотонны, глубина 593 м. Сейсмозондирование.
«Кимберлит-1». п. Лемпино, около 150 км юго-восточнее города Ханты-Мансийск, 4 октября 1979 года, 22 килотонны, глубина 837 м. Сейсмозондирование.
«Ангара». 12 км северо-восточнее посёлка Пальянова Октябрьского района, 10 декабря 1980 года, мощность — 15 килотонн, глубина 2485 м. Интенсификация добычи нефти.
«Кварц-3». окрестности города Лянтор, около 100 км северо-западнее города Сургут 25 августа 1984 года, мощность — 8,5 килотонн, глубина 730 м. Сейсмозондирование.
«Бензол». 10 км северо-восточнее посёлка КС-5, окрестности города Пыть-Ях, 18 июня 1985 года, мощность — 2,5 килотонн, глубина 2850 м. Интенсификация добычи нефти.

Якутия:
«Кристалл». 70 км северо-восточнее посёлка Айхал, в 2 км от посёлка Удачный-2, 2 октября 1974 года, мощность — 1,7 килотонны. Создание плотины для Удачнинского горно-обогатительного комбината.
«Горизонт-4». 120 км юго-западнее города Тикси, 12 августа 1975 года, 7,6 килотонны.
С 1976 по 1987 годы — пять взрывов мощностью 15 килотонн из серий взрывов «Ока», «Шексна», «Нева». 120 км юго-западнее города Мирный, на Среднеботуобинском нефтяном месторождении. Интенсификация добычи нефти.
«Кратон-4». 90 км северо-западнее посёлка Сангар, 9 августа 1978 года, 22 килотонны, сейсмозондирование.
«Кратон-3», 50 км восточнее посёлка Айхал, 24 августа 1978 года, мощность — 19 килотонн. Сейсмозондирование.
Сейсмозондирование. «Вятка». 120 км юго-западнее города Мирный, 8 октября 1978 года, 15 килотонн. Интенсификация добычи нефти и газа.
«Кимберлит-4». 130 км юго-западнее Верхневилюйска, 12 августа 1979 года, 8,5 килотонны, сейсмозондирование.

Казахская ССР:
«Азгир». 17 взрывов (22 ядерных заряда). Площадка «Галит» 180 км севернее Астрахани, Гурьевская область, 1966—1979 гг. 0,01-150 кт.
«Батолит-2». 320 км юго-западнее г. Актюбинск, Актюбинская область, 3 октября 1987 года, 8,5 кт, глубина 1002 м. Сейсмозондирование.
«Лазурит». Урочище Муржик, Семипалатинский испытательный полигон, 7 декабря 1974 года, 4,7 кт, глубина 75 м. Перемещение части горного склона для строительства плотины.
«Лира». 6 взрывов для создания полостей под подземные газохранилища на Карачаганакском газоконденсатном месторождении в Западно-Казахстанской области.
«Сай-Утёс» (неофициальное название «Мангышлак»). 3 взрыва. 100—150 км юго-восточнее пос. Сай-Утёс, Мангышлакская область, 1969—1970 гг., 30-80 кт. Для создания провальной воронки.
«Меридиан-1». 110 км восточнее г. Аркалык, Целиноградская область, 28 августа 1973 г., 6,3 кт. Сейсмозондирование.
«Меридиан-2». 230 км юго-восточнее г. Джезказган, Чимкентская область, 19 сентября 1973 г., 6,3 кт. Сейсмозондирование.
«Меридиан-3». 90 км юго-западнее г. Туркестан, Чимкентская область, 19 августа 1973 г., 6,3 кт. Сейсмозондирование.
«Регион-3». 250 км юго-западнее г. Уральск, Уральская область, 20 августа 1972 г., 6,6 кт. Сейсмозондирование.
«Регион-5». 160 км юго-восточнее г. Кустанай, Кустанайская область, 24 ноября 1972 г., 6,6 кт. Сейсмозондирование.
«Сары-Узень» (он же «Скважина 1003»). Семипалатинский испытательный полигон, 14 октября 1965 г., 1,1 кт. Экскавационный, калибровочный для создания воронки для водоёма.
«Телькем-1». Семипалатинский испытательный полигон, 21 октября 1968 г., мощность 2 х 0,24 кт. Калибровочный выброс грунта для создания воронки для водоёма.
«Телькем-2». Семипалатинский испытательный полигон, 12 ноября 1968 г., мощность 3 х 0,24 кт. Экскавационный калибровочный для формирования траншеи.
«Чаган». Семипалатинский испытательный полигон, 15 января 1965 г., мощность 140 кт. При взрыве в скважине 1004 создан искусственный водоём, который был заполнен водой из специально созданного водохранилища на Чаган. Для создания водохранилища была построена каменно-земляная плотина с бетонным водосбросом. Первый (и самый мощный из всех проведённых) промышленный ядерный взрыв.
«Штольня». 36 взрывов на Семипалатинском испытательном полигоне, 1964—1984 гг., мощность 0,01-150 кт.

Узбекская ССР:
«Урта-Булак», газовое месторождение «Урта-Булак», Бухарская область, 80 км южнее г. Бухара, 30 сентября 1966 года, 30 кт, глубина 1532 м. Тушение горящей газовой скважины.
«Памук», Газовое месторождение «Памук» Кашкадарьинская область, 70 км западнее г. Карши, 21 мая 1968 г., 47 кт, глубина 2440 м. Тушение горящей газовой скважины.

Украинская ССР:
«Кливаж». Донецкая область, г. Юнокоммунаровск, Енакиевского горсовета. 16 сентября 1979 года. Мощность — 0,3 кт, глубина 903 м. Цель — предупреждение выбросов метана и угля.
«Факел». Харьковская область, Красноградский район, с. Крестище (20 км севернее г. Красноград). 9 июля 1972 года. Мощность — 3,8 кт, глубина 2483 м. Перекрытие аварийного газового фонтана. Цель не была достигнута.

Туркменская ССР:
«Кратер». Марыйская область, 30 км юго-восточнее г. Мары 11 апреля 1972 года. Мощность 15 кт, глубина 1720 м. Перекрытие скважины аварийного газового фонтана.

«Росатом» поставит на поток строительство ПАЭС

 

Фото: Александр Чиженок / «Коммерсантъ»

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).

Фото: Волобуев Александр / «Лента.ру»

 

«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].

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)

 

Пост для дальнейшей дискуссии в LinkedIN:

Довольно длительное время занимаясь малыми реакторными установками и будучи автором последнего и пожалуй наиболее современного учебника по SMR и соответствующего курса который предложено преподавать в Университете, нагло думаю, что что-то в них понимаю.

Сегодня, когда многие пробуют посмотреть на существующее положение дел, я, как бы не пытался, никак не могу взять в толк, почему многие специалисты не рассматривают очевидные проблемы в их развитии. Или же, почему дискуссия строится исключительно на сравнении красивых картинок и, якобы, преимуществ того или иного проекта. Хотя по сути, никаких преимуществ и разницы между проектами собственно и нет. Не надо скатываться на сравнение технических особенностей, что бессмысленно. Попробуйте подумать концептуально и беспристрастно.
  1. Легко-водные реакторы: Ни один из существующих Американских проектов не является техническим прорывом и даже близко не приближается к действительно современным конструкциям. А проект NuScale частично повторяет проекты Военно-Морских реакторов 30 летней давности. что же в них нового? Более того, совершенно понятно, что некоторые из этих проектов не могут быть реализованы и никогда не будут реализованы. Самое большее, в варианте одного или двух блоков с последующей смертью проекта. Оправдает ли это затраты? Вряд ли. Даст ли возможность сохранить и/или развить технологии? Скорее да, чем нет.
  2. Жидко-металлические реакторы: направление использования Натрия, в свете даже оценки гипотетически возможной аварии, делает проблему крайне опасной. Свинец-Висмут имеет больше преимуществ и свои проблемные стороны, которые впрочем, вполне решаемы для стационарных объектов. Вполне готовы к развитию и реализации. Но основной опыт сосредоточен за океаном, в России.
  3. Газоохлаждаемые реакторы: Требуют длительных исследований и действительного прорыва в материаловедении. Работы ведутся, активно и настойчиво. Но прорыва пока не видно.
  4. Реакторы со сверхкритическими параметрами пара (LW но скорее уже G-V): Перспективны и наиболее близки к развитию в обозримый отрезок времени. Имеют серьезные заделы переходящие от легководных установок, как в части системных решений, так и в части материалов. Наиболее перспективны в обозримом будущем и способны заменить легководные установки.
Возвращаясь к легководным установкам, надо заметить следующее. Совершенно очевидно, что наивысшего развития, и практически возможного на сегодняшним уровне совершенства, установки такого типа уже достигли в составе корабельных пропульсивных комплексов. Однако, как и говорилось выше, мало какая преемственность видна в любом из представленных на рынке Американских проектов. Разве что очень и очень отдаленные признаки. Создается впечатление, что проектанты абсолютно игнорируют позитивный опыт и пытаются проломить стену лбом, переделывая большие реакторы в маленькие и применяя не работающие схемы и принципы проектирования.

Огромное сомнение вызывает анализ эксплуатационных параметров и самой концепции эксплуатации и управления объектами. Нет никакой возможности увидеть в этом аспекте проектов что-то новое и прогрессивное. Все решения довольно старые и не могут претендовать на инновации. А некоторые идеи явно неприемлемы для подобных объектов и систем. Затраты на создание и сроки проектирования установок перевели часть из них в утопию и создали негативный фон в части экономики проектов. Оптимизация параметров слабая, под параметры больших установок, экономика не подтверждена достоверными расчетами и исполнялась без объективных данных, “на глазок”…

Намедни (01 Nov 2013) Предложили написать статью на эту тему…

 

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…

 

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. 

 

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) 

 

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).
Условно и не точно, но как-то так… во всяком случае, мне так более понятно.

 

(в работе)

1.  Разработка новой реакторной установки для атомного ледокола.

 

Новые требования к энергетической установке ледокола послужили хорошим поводом для разработки новой реакторной установки. Прежняя ледокольная установка разрабатывалась в 60-е годы прошлого века и уже не может считаться вполне современной.

Благодаря настойчивости энтузиастов, в ОКБМ сегодня завершен технический проект совершенно новой реакторной установки, получившей название РИТМ-200. Сотрудники «Курчатовского института» принимали непосредственное участие в проектировании этой установки. Они исследовали на математических моделях ее динамические характеристики, обосновывали водно-химический режим, выполняли нейтронно-физические расчеты. Были выполнены работы по обоснованию возможности контролируемого пуска реактора после длительной остановки.

Несомненно, что создание установки РИТМ-200 является значительным шагом в развитии судовой ядерной техники. Интегрированная компоновка реактора, сниженная энергонапряженность активной зоны, а также другие конструктивные решения значительно повышают ее безопасность, надежность и экономичность. Обладая кроме указанных преимуществ большим модернизационным потенциалом, эта установка определяет перспективы судовой ядерной энергетики на следующие десятилетия.

Из статьи Академика Хлопкина в Независимой газете.

 

 

2.  Реакторная установка РИТМ-200.

 

В рамках выставки, проходившей одновременно с форумом, в разделе “Новые технологии и иновационные проекты отечественного судостроения” был представлен стенд предприятия. ОАО “ОКБМ Африкантов” совместно с ОАО “ЦКБ “Айсберг” и ФГУП “ЦНИИ им. академика Крылова” (Санкт-Петербург) представили на выставке проект универсального атомного ледокола нового поколения с инновационной реакторной установкой РИТМ-200.

Универсальный атомный ледокол нового поколения, по сравнению с предыдущими поколениями атомных ледоколов, обладает способностью работать как в открытом океане, так и в устьях сибирских рек, благодаря двухосадочной конструкции судна.

Проект усовершенствованной реакторной установки РИТМ-200 для универсального ледокола разработан ОАО “ОКБМ Африкантов” на основе опыта создания и эксплуатации реакторных установок действующих и эксплуатирующихся в России атомных ледоколов и с учетом современных тенденций развития мировой атомной энергетики. В состав реакторной установки РИТМ-200 входят два реактора, имеющие тепловую мощность 170 МВт каждый – это больше, чем мощность установки КЛТ, используемой в современных атомных ледоколах (140-150 МВт).

В рамках форума был организован Всероссийский профессиональный конкурс “Элита судостроительной промышленности России”, на котором проект реакторной установки РИТМ-200 для универсального атомного ледокола получил диплом “За лучший инновационный проект в судостроительной отрасли”.

Из сообщения на сайте АтомИнфо.Ру 

 

3. Атомная силовая установка универсального ледокола.

 

На основе опыта создания и эксплуатации реакторных установок атомных ледоколов и с учетом современных тенденций развития мировой атомной энергетики ОАО «ОКБМ Африкантов» разработан проект усоврершенствованной интегральной реакторной установки (РУ) «РИТМ 200». Это двухреакторная РУ с реакторами тепловой мощностью 170 мегаватт каждый – больше, чем мощность установки КЛТ, используемой в современных атомных ледоколах – 140-150 мегаватт). В то же время «РИТМ 200» почти в два раза легче и компактнее, соответственно дешевле по материалоемкости и занимает меньше места на судне, а следовательно – экономически эффективнее. Конструктивно такое решение достигается благодаря тому, что парогенераторы, которые раньше находились вне реактора, теперь располагаются непосредственно в нем (интегральная компоновка).

С сайта ОКБМ Африкантов

 

На столе лежать брошюрки. Получить бы одну.

 

(Продолжение с попыткой анализа, последует)

What input would you like to give the DOE’s SEAB SMR subcommittee for their report to establish a fleet of SMRs in the U.S. large enough to contribute to the nation’s clean energy goals?

 

The Secretary of Energy Advisory Board (SEAB), Small Modular Reactor Subcommittee (SMR) apparently began its work in March 2012 and is to report back to the parent SEAB by this coming October.
The subcommittee is tasked with identifying areas in which standards for safety, security, and nonproliferation should be developed for SMRs to enhance U.S. leadership in civil nuclear energy, as well as identify challenges, uncertainties and risks to commercialization and policies that may be appropriate to accelerate deployment in support of national goals. These considerations include economics, waste management and policy uncertainties.
This does not include input on the current FOA for SMRs. The subcommittee is looking for new input beyond the current FOA (that horse has already left the barn – move on).
The subcommittee had a public meeting at the Forrestal Bldg in D.C. on May 30, but not many people were there. What would you like the subcommittee to know, consider, put in its report back to the main SEAB for the future establishment of SMRs in the U.S.? I’m happy to copy and send in to the committee all the Linked-In comments that are posted. Please identify yourself and your experience, past or qualifications. Thanks, Deborah Deal-Blackwell, APR.

Here’s the link for more information about the subcommittee’s marching orders:
http://www.nuclear.gov/smrsubcommittee/documents/Charge%20memo%20to%20the%20SMR%20Subcommittee.pdf

 

Мне кажется, что пафос и высокопарность, это отличительная черта современного околонаучного бизнеса. Безотносительно к национальной принадлежности. Если же без пафоса, то зачем народу малые реакторы?

  • чистая энергия
  • безопасность (техническая)
  • безопасность (энергетическая)
  • нераспространение (сомнительно)

Что там еще?

SMR are less vulnerable to some types of accidents, including those like the accident at Japan’s Fukushima 1 nuclear power plant that were caused by the complete loss of power.

  • Looks to me, we are compare here 40 years old reactor and some modern reactor which do not exist yet? Of cause, interesting to compare jet and car, but what for?

NuScale Power’s 45-MWe modular unit/reactor have no reactor coolant pumps because they rely on natural circulation for emergency cooling… Analysis by NuScale shows it does not need an external supply of water or any power to maintain cooling. The NuScale units sit inside an area flooded with 4 million gallons of water that can be used for cooling…

  • Interesting point. I was sure, NC for core cooling in all power diapason, not only in emergency cooling. Looks to me, something wrong here with technical level of presentation.
  •  And if Fukishima’s reactors will put in huge-huge pool, it will be more safe reactor? Not true.

The NuScale accident analysis showed that if offsite power were lost for 30 days, the cooling water supply onsite would boil off, but by that time the temperature of the reactor core would be low enough to be cooled by air, he said. The system relies on automatic valves to operate.

  • How about this: NO WATER on site? Like Fukushima… Just same condition?
  • NuScale analysis related some calculations, which depend from (I am pretty sure) not exact initial conditions.

Once shut down, air cooling would work indefinitely, according to a slide in Landrey’s presentation.

  • Not exactly. According presentations NuScale has a lot of problems in safety systems design and conceptual philosophy.

The NuScale reactor does not require backup power because of its passive cooling design.

  • Oh, really? How about operating and control? Data aquisitions? Valves operating?

The NuScale containment vessel, which encloses the reactor, is made of stainless steel 10 times stronger than that of a large pressurized water reactor, NuScale said in a presentation on safety on its website.

  • 10 times, is really funny number. Why not in 1,000 or not in 10,000? Interesting “engineering” calculations.

Even without power, SMRs, like the NuScale design, are also more resistant to earthquakes because the reactor and containment vessels are located below ground. The NuScale design can resist earthquakes that result in ground motion equal to 0.5 times the acceleration of gravity, whereas many larger reactors are proven to safely resist only an earthquake with half that ground motion…

  • Looks like extremely “simple” solution. And different planet for NuScale. Actually if all future NPP will put under ground, no problems in future?

Howver, that “may prove to be a challenge” because of a slowdown related to financing problems encountered recently by the company.

  • Of cause, 350,000,000 USD per NPP not a lot. Interesting, how much price in Westinghouse. I see here, this guy (Landrey) just asking more money?

 

From: http://www.platts.com/RSSFeedDetailedNews/RSSFeed/ElectricPower/6126955

William Freebairn (william_freebairn@platts.com)

Yanmei Xie (yanmei_xie@platts.com)

Tagged with:  

Thermal Efficiency Heating Rates:
    Project:            MWth/MWe = Efficiency:      Net Heating Rate:       Overnight Costs: 
– B&W mPower        580/180 = 31.00%              10,994 Btu/MW-hr      $7,500-11,500/kW
– Holtec HiSMR        446/145 = 32.51%              10,494 Btu/MW-hr      $7,500-11,500/kW
– NuScale Power      160/45 = 28.13%                12,131 Btu/MW-hr      $7,500-11,500/kW
– WestingHouse       800/>225 > 28.13%           12,131 Btu/MW-hr      $7,500-11,500/kW

Вроде бы для сравнения, Natural Gas Combustion:  7,000-8,000 Btu/MW-hr and $1,300/kW.

А вас разбросец в расчетах цены за КилоВатт не удивляет? И эффективность при утилизация тепла. Точный расчет… ну уж очень “точный”. Не привычно обсуждать цыфирь с погрешностью больше “инженерной”. Смешно даже как-то. И как-то странно, но по-моему цифирь цены для газа очень сильно занижена. А что, действительно эффективность сгорания газа выше? Серьезно выше? Или эффективность утилизации тепла выше?

Немножко примитивных расчетов о стоимости проектирования: На примере бизнеса NuScale. Численность примерно 100 человек, при средней зарплате в 100,000 USD в год, с примерными налогами и накладными расходами это очень грубо 17,500,000 USD  в год. Если процесс дизайна и согласований займет 20 лет (на что очень похоже), получается 350,000,000 USD за все время. При мощности реактора в 50 MWe получится 7,000 USD/kWe. Ну при проектировании станции это делится еще на количество реакторов. Смотрим на цыфирь выше и удивляемся…

Рассматривая этот вопрос, еще раз понял, что Американцы и Русские системы рассматривают проблемы по разному. Глупо говорить, что 2х2=4 везде. Не о том дискуссия. Вот к примеру, в США практически нет центрального отопления. При чем тут это казалось бы? А при том, что системы ТЭЦ и утилизация тепла в России, для больших городов повышают эффективность систем теплоснабжения.

Или же еще один аспект. Вопросы о размещении плавучих атомных станций. К чему волноваться о цунами, если станция будет стоять в Певеке?

Tagged with: