WO2016064109A1 - 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전 - Google Patents

정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전 Download PDF

Info

Publication number
WO2016064109A1
WO2016064109A1 PCT/KR2015/010514 KR2015010514W WO2016064109A1 WO 2016064109 A1 WO2016064109 A1 WO 2016064109A1 KR 2015010514 W KR2015010514 W KR 2015010514W WO 2016064109 A1 WO2016064109 A1 WO 2016064109A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
cooling
steam generator
stationary
heat exchanger
steam
Prior art date
Application number
PCT/KR2015/010514
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
김영인
김긍구
하재주
김태완
한훈식
강경준
Original Assignee
한국원자력연구원
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 한국원자력연구원 filed Critical 한국원자력연구원
Priority to CN201580069451.3A priority Critical patent/CN107112059B/zh
Priority to US15/520,594 priority patent/US10762995B2/en
Publication of WO2016064109A1 publication Critical patent/WO2016064109A1/ko
Priority to SA517381367A priority patent/SA517381367B1/ar

Links

Images

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C15/00—Cooling arrangements within the pressure vessel containing the core; Selection of specific coolants
    • G21C15/18—Emergency cooling arrangements; Removing shut-down heat
    • G21C15/182—Emergency cooling arrangements; Removing shut-down heat comprising powered means, e.g. pumps
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C15/00—Cooling arrangements within the pressure vessel containing the core; Selection of specific coolants
    • G21C15/18—Emergency cooling arrangements; Removing shut-down heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D11/00—Feed-water supply not provided for in other main groups
    • F22D11/02—Arrangements of feed-water pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22D—PREHEATING, OR ACCUMULATING PREHEATED, FEED-WATER FOR STEAM GENERATION; FEED-WATER SUPPLY FOR STEAM GENERATION; CONTROLLING WATER LEVEL FOR STEAM GENERATION; AUXILIARY DEVICES FOR PROMOTING WATER CIRCULATION WITHIN STEAM BOILERS
    • F22D5/00—Controlling water feed or water level; Automatic water feeding or water-level regulators
    • F22D5/26—Automatic feed-control systems
    • F22D5/34—Applications of valves
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C1/00—Reactor types
    • G21C1/04—Thermal reactors ; Epithermal reactors
    • G21C1/06—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated
    • G21C1/08—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated moderator being highly pressurised, e.g. boiling water reactor, integral super-heat reactor, pressurised water reactor
    • G21C1/09—Pressure regulating arrangements, i.e. pressurisers
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C1/00—Reactor types
    • G21C1/04—Thermal reactors ; Epithermal reactors
    • G21C1/06—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated
    • G21C1/14—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated moderator being substantially not pressurised, e.g. swimming-pool reactor
    • G21C1/16—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated moderator being substantially not pressurised, e.g. swimming-pool reactor moderator and coolant being different or separated, e.g. sodium-graphite reactor, sodium-heavy water reactor or organic coolant-heavy water reactor
    • G21C1/18—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated moderator being substantially not pressurised, e.g. swimming-pool reactor moderator and coolant being different or separated, e.g. sodium-graphite reactor, sodium-heavy water reactor or organic coolant-heavy water reactor coolant being pressurised
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C1/00—Reactor types
    • G21C1/32—Integral reactors, i.e. reactors wherein parts functionally associated with the reactor but not essential to the reaction, e.g. heat exchangers, are disposed inside the enclosure with the core
    • G21C1/326—Integral reactors, i.e. reactors wherein parts functionally associated with the reactor but not essential to the reaction, e.g. heat exchangers, are disposed inside the enclosure with the core wherein the heat exchanger is disposed next to or beside the core
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C9/00—Emergency protection arrangements structurally associated with the reactor, e.g. safety valves provided with pressure equalisation devices
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant
    • G21D1/006—Details of nuclear power plant primary side of steam generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K13/00—General layout or general methods of operation of complete plants
    • F01K13/02—Controlling, e.g. stopping or starting
    • F01K13/025—Cooling the interior by injection during idling or stand-by
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/16—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being hot liquid or hot vapour, e.g. waste liquid, waste vapour
    • F22B1/162—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being hot liquid or hot vapour, e.g. waste liquid, waste vapour in combination with a nuclear installation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B1/00—Methods of steam generation characterised by form of heating method
    • F22B1/02—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers
    • F22B1/18—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines
    • F22B1/1823—Methods of steam generation characterised by form of heating method by exploitation of the heat content of hot heat carriers the heat carrier being a hot gas, e.g. waste gas such as exhaust gas of internal-combustion engines for gas-cooled nuclear reactors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F22—STEAM GENERATION
    • F22B—METHODS OF STEAM GENERATION; STEAM BOILERS
    • F22B35/00—Control systems for steam boilers
    • F22B35/06—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type
    • F22B35/10—Control systems for steam boilers for steam boilers of forced-flow type of once-through type
    • F22B35/108—Control systems for steam generators having multiple flow paths
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C13/00—Pressure vessels; Containment vessels; Containment in general
    • G21C13/02—Details
    • G21C13/024—Supporting constructions for pressure vessels or containment vessels
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D3/00—Control of nuclear power plant
    • G21D3/04—Safety arrangements
    • G21D3/06—Safety arrangements responsive to faults within the plant
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E30/00—Energy generation of nuclear origin
    • Y02E30/30—Nuclear fission reactors

Definitions

  • the present invention relates to a stationary cooling system and a nuclear power plant having the same for stationary cooling of the reactor in case of normal shutdown or accident of the reactor.
  • the reactor is a separate type reactor (e.g., commercial reactor: domestic) where the main equipment (steam generator, pressurizer, pump, etc.) is installed outside the reactor vessel depending on the installation location of the main equipment, and the unitary reactor where the main equipment is installed inside the reactor vessel ( Yes, SMART reactor: domestic).
  • main equipment steam generator, pressurizer, pump, etc.
  • unitary reactor where the main equipment is installed inside the reactor vessel
  • nuclear power plants Unlike general industrial boilers, nuclear power plants generate residual heat in the core for a long time even after the reactor core is shut down by the control rod. Accordingly, nuclear power plants have concentrated various safety facilities to keep the reactor in a stable state by removing the residual heat of the reactor core in case of an accident.
  • the nuclear power plant is equipped with a variety of facilities, such as a secondary system, a stationary cooling system that operates during the normal reactor shutdown operation.
  • Integral reactor with passive residual heat removal system is to cool the reactor coolant system first by using water supply system and secondary system during normal reactor cooling operation, and then to cool by directly injecting cooling water into the primary system by using a stationary cooling system.
  • the water supply system and the secondary system are used for the cooling operation due to the accident, or the reactor coolant system is first cooled by using the passive residual heat removal system and the steam generator, and then the cooling water is directly injected into the primary system by using the stationary cooling system.
  • the conventional cooling system of the conventional configuration is provided with a pipe directly connected to the reactor vessel may cause loss of coolant when the pipe is damaged.
  • the stationary cooling pump is generally installed at the bottom of the nuclear power plant to secure the suction head of the stationary cooling pump. Tends to design large.
  • the diameter of the connection nozzle for connecting the pipes to the reactor vessel is related to the size of the pipe breaking accident. Therefore, when the nozzle diameter is increased, the effect of excluding the large coolant loss accident, which is inherent to the integral reactor, is weakened. Accordingly, integral reactors generally have a smaller nozzle diameter connected to the reactor vessel (reactor coolant system) and then a larger diameter of the connecting pipe to meet the suction head condition. In general, however, in an integrated reactor having such a structure, a flow path resistance occupied by the reactor vessel connection nozzle is very large, and thus there is a limit in reducing the flow path resistance.
  • the conventional static cooling system is directly connected to the reactor coolant system
  • the static cooling system is configured to be connected to the apparatus cooling system and the apparatus cooling system again to the seawater system.
  • the reason why the device cooling system is installed in the middle between the stationary cooling system and the seawater system is to prevent the coolant of the reactor coolant system in which the radioactive material is present from being directly connected to the reactor core so as not to directly exchange heat with the seawater.
  • an intermediate circulation flow path equipment cooling system
  • the conventional static cooling system requires many related systems and heat exchangers.
  • One object of the present invention is to provide a stationary cooling system and a nuclear power plant having the same configured to use the secondary passage of the steam generator to overcome the limitations of the conventional stationary cooling system.
  • Another object of the present invention is to propose a stationary cooling system and a nuclear power plant having the same configured to relieve suction head by employing a pressure control unit.
  • a still cooling system includes a steam pipe connection part connected to the steam pipe to receive cooling water through a steam pipe connected to an outlet of the steam generator;
  • a stationary cooling heat exchanger receiving cooling water introduced into the stationary cooling system through the steam pipe connection unit, and cooling the heated cooling water while circulating the secondary flow path of the steam generator and discharging it to a heat exchanger flow path;
  • a stationary cooling pump which is operated for the stationary cooling of the reactor after the primary cooling of the reactor coolant system or the accident and forms a circulating flow of cooling water circulating the steam generator and the stationary cooling heat exchanger;
  • a water supply pipe connection part connected to the heat exchanger flow path and the water supply pipe to supply the cooling water cooled in the stationary cooling heat exchanger to the steam generator through a water supply pipe connected to an inlet of the steam generator.
  • the steam pipe connection portion, the suction pipe is connected to the steam pipe and the stationary cooling pump; And a first valve installed in the suction pipe and closed during normal operation of the reactor, the first valve being opened after primary cooling of the reactor coolant system, wherein the water supply pipe connection part is connected to the heat exchanger flow path and the water supply pipe. pipe; And a second valve installed in the discharge pipe and closed during normal operation of the reactor, and then opened after primary cooling of the reactor coolant system.
  • the stationary cooling system may include: a connection channel forming a channel connecting the stationary cooling pump and the stationary cooling heat exchanger; And a check valve installed in the connection passage to prevent the reverse flow from the stationary cooling heat exchanger toward the stationary cooling pump.
  • the stationary cooling system may further include a bypass passage branched from the connection passage to be connected to the discharge pipe to adjust a flow rate of the cooling water supplied from the stationary cooling pump to the stationary cooling heat exchanger.
  • the stationary cooling system may further include a recycling passage branched from the heat exchanger passage so as to form a passage for resupplying the cooling water discharged from the stationary cooling heat exchanger to the stationary cooling pump.
  • the stop cooling system, the pressure control unit is connected to the flow path of the circulation flow to press the flow path of the circulation flow to maintain the operating pressure of the stop cooling system above a predetermined pressure; It may further include.
  • the pressure control unit may be configured to pressurize the flow passage of the circulating flow using gas.
  • the pressure control unit may be configured to pressurize the flow path of the circulation flow by heating the steam with a heater.
  • the steam generator includes a shell and tube type steam generator having a primary flow path made of any one of a shell and a tube, and a secondary flow path made of the other;
  • a plate type steam generator comprising at least one of a printed board type steam generator and a plate type steam generator; And a mixed steam generator of the shell and tube steam generator and the plate steam generator.
  • the stationary cooling heat exchanger includes: a shell and tube heat exchanger having a secondary flow passage formed of any one of a shell and a tube, and a third flow passage formed of the other; And a plate heat exchanger having at least one of a printed board type steam generator and a plate type steam generator.
  • At least one of the equipment cooling water supplied from the device cooling system, the seawater supplied from the sea, and the atmosphere supplied from the cooling tower may be supplied to the third flow path of the stationary cooling heat exchanger.
  • the stationary cooling pump may be a feed water pump or an auxiliary feed water pump.
  • the nuclear power plant may include a steam generator having an inlet connected to a water supply pipe for receiving a secondary fluid from a water supply system and an outlet connected to a steam pipe for supplying the secondary fluid to a turbine system; And a stop cooling system for stop cooling of the reactor in the event of a normal stop or accident of the reactor, wherein the stop cooling system is connected to the steam pipe to be supplied with the cooling water through a steam pipe connected to the outlet of the steam generator.
  • a stationary cooling heat exchanger receiving coolant through the steam pipe connection and configured to cool the heated coolant while circulating a secondary flow path of the steam generator;
  • a stationary cooling pump which is operated for the stationary cooling of the reactor after the primary cooling of the reactor coolant system or the accident and forms a circulating flow of cooling water circulating the steam generator and the stationary cooling heat exchanger;
  • a water supply pipe connection part connected to the water supply pipe to supply the cooling water cooled in the stationary cooling heat exchanger to the steam generator through a water supply pipe connected to an inlet of the steam generator.
  • the nuclear power plant further comprises (a) a passive residual heat removal system or (b) a water supply system and a secondary system for first cooling the reactor coolant system prior to operation of the stationary cooling system in case of an accident. It may include.
  • the present invention having the above configuration, it is proposed a stationary cooling system connected to the water supply pipe and the steam pipe of the steam generator and using a secondary system. Therefore, the present invention can eliminate the loss of coolant that may be caused by the pipe damage in the stationary cooling system having a low temperature cooling function for maintenance of the nuclear power plant.
  • the present invention through the pressure control unit can provide a fundamental solution to the problem of securing the suction head and the stop cooling flow rate of the stationary cooling pump.
  • the present invention to improve the economics of the nuclear power plant has been proposed to remove the intermediate circulation loop (equipment cooling system) by selectively using the boundary of the steam generator and to simplify the stop cooling system.
  • the present invention provides a method in which a steam generator boundary may be added between the reactor coolant and the environment (sea water or atmosphere) when the intermediate circulation loop (equipment cooling system) is selectively employed to improve the safety of nuclear power plants.
  • a steam generator boundary may be added between the reactor coolant and the environment (sea water or atmosphere) when the intermediate circulation loop (equipment cooling system) is selectively employed to improve the safety of nuclear power plants.
  • the present invention can provide a variety of configurations that can selectively increase the capacity of the steam generator in accordance with the required characteristics of the stationary cooling system according to the nuclear power plant.
  • FIG. 1 is a conceptual diagram of a stationary cooling system and a nuclear power plant having the same according to an embodiment of the present invention.
  • FIG. 2 is a conceptual diagram illustrating a stop cooling operation state of the stop cooling system shown in FIG.
  • FIG. 3 is a conceptual diagram of a stationary cooling system and a nuclear power plant having the same according to another embodiment of the present invention.
  • FIG. 4 is a conceptual diagram of a stationary cooling system and a nuclear power plant having the same according to another embodiment of the present invention.
  • FIG. 5 is a conceptual view of a still cooling system and a nuclear power plant having the same according to another embodiment of the present invention.
  • FIG. 6 is a conceptual diagram of a still cooling system and a nuclear power plant having the same according to another embodiment of the present invention.
  • FIG. 7 is a conceptual diagram of a still cooling system and a nuclear power plant having the same according to another embodiment of the present invention.
  • FIG. 8 is a conceptual diagram of a still cooling system and a nuclear power plant having the same according to another embodiment of the present invention.
  • FIG. 1 is a conceptual diagram of a stationary cooling system 100 and a nuclear power plant 10 having the same according to an embodiment of the present invention.
  • the nuclear power plant 10 includes a containment unit 12, a reactor coolant system 11, a core 11a, a steam generator 11b, a reactor coolant pump 11c and a pressurizer 11d.
  • the nuclear power plant 10 may include various systems for securing the safety of the nuclear power plant 10 and the systems for the normal operation of the nuclear power plant 10 in addition to the components shown in FIG.
  • the reactor coolant system 11 is installed inside the containment unit 12.
  • the reactor coolant system 11 is a coolant system that transfers and transports thermal energy generated by nuclear fission in the core 11a.
  • the primary fluid is filled in the reactor coolant system (11).
  • steam may be discharged from the reactor coolant system 11, and the containment part 12 blocks the radioactive material from leaking to the outside.
  • the steam generator 11b forms a boundary between the primary fluid (nuclear coolant) and the secondary fluid (water supply, steam) and generates steam using heat transferred from the core 11a.
  • the lower inlet of the steam generator 11b is connected to the water supply system 13 by the water supply pipe 13a, and the upper outlet of the steam generator 11b is connected to the turbine system 14 by the steam pipe 14a.
  • the water supplied to the steam generator 11b through the water supply pipe 13a evaporates from the steam generator 11b to become steam. Steam is supplied to the turbine system 14 through the steam pipe (14a).
  • a large capacity stop cooling pipe can be designed in the case of using the secondary flow path of the steam generator 11b rather than a stop cooling system using a connection nozzle connected to the reactor vessel.
  • sufficient pump suction head and sufficient stop cooling flow rate can be secured, thereby reducing the time required for stop cooling. Shortening the time required for stop cooling may result in shortening the operation stop period for reloading and maintenance, thereby increasing the economics of the nuclear power plant 10.
  • the stationary cooling system 100 is directly connected to the reactor coolant system 11, the stationary cooling system 100 is again a device cooling system (not shown) and the device cooling system is again a seawater system or cooling tower (not shown) and It is configured to be connected.
  • the reason why the device cooling system is installed in the middle is that when the heat exchanger of the stationary cooling system 100 is damaged, the device cooling system serves to prevent the cooling water of the reactor coolant system 11 from being directly discharged to seawater or the atmosphere. .
  • the reactor coolant pump 11c induces circulation of the primary fluid, and the pressurizer 11d maintains a pressurized state exceeding the saturation pressure in order to suppress boiling of the coolant in the core 11a of the pressurized hard water reactor.
  • the containment unit 12 surrounds the reactor coolant system 11 to prevent the radioactive material from leaking into the external environment.
  • radioactive material may leak from the reactor coolant system 11, so that the containment part 12 may be outside the reactor coolant system 11. It is formed to surround) to prevent the leakage of radioactive material.
  • the containment portion 12 serves as a final barrier to prevent the leakage of radioactive material from the nuclear power plant 10 to the external environment.
  • the containment unit 12 is divided into a containment building (or a reactor building) composed of reinforced concrete, a containment container composed of a steel container, and a safety protective container according to a material forming a pressure boundary.
  • the containment container is a large container designed at low pressure, such as a containment building, and the safety protective container is a small container designed to be small by increasing the design pressure.
  • the containment unit 12 is used as a term including both a containment building, a reactor building, a containment container, or a safety protective container.
  • Stationary cooling system 100 is a system for the stationary cooling of the reactor in the event of a normal shutdown or accident of the reactor.
  • the reactor In the event of a normal shutdown or accident of the reactor, the reactor is first cooled from the normal operating temperature to about 200 ° C by the feedwater system, the secondary system, or the passive residual heat removal system.
  • the stationary cooling system 100 is a subsequent cooling system that operates after the primary cooling is completed to cool the temperature of the reactor to the reload temperature of about 50 °C.
  • the stationary cooling system 100 includes a steam pipe connection unit 110, a stationary cooling heat exchanger 130, a stationary cooling pump 120, and a water supply pipe connection unit 140.
  • Steam pipe connection 110 and the water supply pipe connection 140 is a component required for the stop cooling system 100 to use the secondary flow path of the steam generator (11b).
  • the steam pipe 14a is connected to the outlet of the second flow path of the steam generator 11b, and the water supply pipe 13a is connected to the second flow path inlet of the steam generator 11b.
  • the steam pipe connection unit 110 is connected to the steam pipe 14a to receive cooling water through the steam pipe.
  • the water supply pipe connecting unit 140 is connected to the water supply pipe 13a to supply cooling water to the steam generator 11b.
  • the steam pipe connection unit 110 includes a suction pipe 111 and first valves 112a, 112b and 112c.
  • Suction pipe 111 is connected to the steam pipe and the stationary cooling pump (120).
  • the suction pipe 111 forms a flow path through which the coolant flows from the steam pipe 14a.
  • the suction pipe 111 generally has a large diameter to sufficiently secure the suction head of the stationary cooling system 100.
  • Intake pipes 111 are provided with first valves 112a, 112b, and 112c.
  • the first valves 112a, 112b and 112c include at least one of the isolation valves 112a, 112b and 112c and a check valve (not shown), and may be installed in plural.
  • a plurality of isolation valves (112a, 112b, 112c) is generally provided for safe isolation.
  • the first valves 112a, 112b and 112c are closed during normal operation of the reactor and then open after primary cooling of the reactor cooling system 11.
  • the water supply pipe connecting unit 140 includes a discharge pipe 141 and second valves 142a, 142b, and 142c.
  • the discharge pipe 141 is connected to the heat exchanger flow path 191 and the water supply pipe 13a.
  • the discharge pipe 141 is connected to the heat exchanger flow path 191 to form a flow path for cooling water cooled in the stationary cooling heat exchanger 130 to the steam generator 11b.
  • the second pipes 142a, 142b, and 142c are installed in the discharge pipe 141.
  • the second valves 142a, 142b, and 142c include at least one of the isolation valve 142c and the check valves 141a and 141b, and may be provided in plurality.
  • a plurality of isolation valves 141c are generally provided for safe isolation, but may be an exception when check valves 141a and 141b are installed in a direction opposite to the flow during normal operation of the nuclear power plant 10.
  • the second valves 142a, 142b, and 142c are closed during normal operation of the reactor and then open after primary cooling of the reactor cooling system 11.
  • the isolation valves 112a, 112b, 112c, and 142c may be opened at the discretion of the operator at the time when stop cooling operation is required.
  • the check valves 142a and 142b may be opened.
  • valves installed for work such as maintenance may be operated in an open state during normal operation of the nuclear power plant 10.
  • the isolation valve generally means a valve operated by various power driving methods such as a motor or air or a pilot, and is not necessarily limited to a valve that performs only an isolation function.
  • the stop cooling system 100 is connected to the steam generator 11b by the steam pipe connecting unit 110 and the water supply pipe connecting unit 140. Accordingly, the steam generator 11b, the steam pipe connecting portion 110 and the water supply pipe connecting portion 140 form a circulation passage of the cooling water.
  • the stationary cooling system 100 receives the cooling water heated while passing through the secondary passage of the steam generator 11b through the steam pipe connecting unit 110, and supplies the cooling water cooled by the stop cooling heat exchanger 130 to the water supply pipe connecting unit 140. It is supplied through the secondary passage of the steam generator (11b) through. Cooling water flows into the stationary cooling system 100 through the steam pipe connection unit 110 and is discharged from the stationary cooling system 100 through the water supply pipe connection unit 140.
  • the steam generator 11b installed in the nuclear power plant 10 of FIG. 1 is a shell and tube type steam generator 11b.
  • the shell and tube type steam generator 11b has a primary flow passage consisting of any one of a shell and a tube and a secondary flow passage composed of the other.
  • the tube may be formed as a straight tube or a spiral tube.
  • the primary flow passage consists of a shell
  • the secondary flow passage consists of a tube.
  • the stationary cooling heat exchanger 130 is supplied with the cooling water introduced through the steam pipe connection 110.
  • the stationary cooling heat exchanger 130 is configured to cool the heated cooling water by the sensible heat of the reactor coolant system 11 and the residual heat of the core 11a while circulating the secondary flow path of the steam generator 11b.
  • an arrow marked on the stationary cooling heat exchanger 130 indicates access of seawater, external atmosphere, or equipment cooling water.
  • the device cooling system may be used as it is for a special purpose such as improving safety.
  • the final heat sink of the stationary cooling system 100 may be seawater when the nuclear power plant 10 is installed close to the shore, and may be an external atmosphere using a cooling tower when installed at a distance from the shore.
  • the cooling water circulating in the steam generator 11b and the stationary cooling system 100 is cooled. Cooling water receives the sensible heat of the reactor coolant system 11 and the residual heat of the core 11a while continuously circulating the circulation passage leading to the steam generator 11b, and is cooled in the stationary cooling heat exchanger 130. By repeating this process, the reactor can be cooled down to a reload temperature of around 50 ° C.
  • the stationary cooling pump 120 is operated for the stationary cooling of the reactor after the primary cooling of the reactor coolant system 11 by the passive residual heat removal system or the water supply system and the secondary system at the time of normal stop or accident of the reactor.
  • the stationary cooling pump 120 forms a circulation flow of cooling water circulating through the steam generator 11b and the stationary cooling heat exchanger 130.
  • the stationary cooling pump 120 is not necessarily to be installed independently, in order to improve the economics of the nuclear power plant 10, other pumps, such as feed water pump or auxiliary water feed pump may be substituted for its function.
  • the stationary cooling system 100 further includes a connection passage 150, a bypass passage 161, and a recycle passage 171.
  • the stationary cooling pump 120 is connected to the stationary cooling heat exchanger 130 by a connection passage 150.
  • the connection flow path 150 forms a flow path connecting the stationary cooling pump 120 and the stationary cooling heat exchanger 130.
  • the cooling water is supplied to the stationary cooling heat exchanger 130 by the stationary cooling pump 120, and the cooling water flows from the stationary cooling pump 120 to the stationary cooling heat exchanger 130 through the connection flow path 150.
  • the check valve 151 may be installed in the connection passage 150.
  • the flow of the cooling water formed from the stationary cooling pump 120 to the stationary cooling heat exchanger 130 corresponds to the forward flow, and the flow of the cooling water formed from the stationary cooling heat exchanger 130 toward the stationary cooling pump 120 is the reverse flow.
  • the check valve 151 prevents the formation of reverse flow.
  • the heat exchanger flow path 191 is connected to the stationary cooling heat exchanger 130 and the discharge pipe 141.
  • the heat exchanger flow path 191 corresponds to a main flow path for circulating the coolant normally during the operation of the stationary cooling system 100. Cooling water cooled in the stationary cooling heat exchanger (130) flows to the discharge pipe (141) through the heat exchanger flow path.
  • the heat exchanger passage 191 may be provided with an isolation valve 192 and a flow rate control unit 193.
  • Flow control unit 193 may include an orifice or venturi, it is made to limit the flow rate to the design flow rate required in the stationary cooling system (100).
  • the bypass passage 161 is for controlling the cooling rate by the stationary cooling system 100.
  • the bypass passage 161 is branched from the connection passage 150 to be connected to the discharge pipe 141 to adjust the flow rate of the cooling water supplied to the stationary cooling heat exchanger 130 in the stationary cooling pump 120.
  • the bypass passage 161 is configured such that a part of the flow rate of the cooling water discharged from the stationary cooling pump 120 may bypass the stationary cooling heat exchanger 130.
  • the recirculation flow path 171 is for protecting the stationary cooling pump 120.
  • the recirculation flow path 171 is branched from the heat exchanger flow path 191 to be connected to the suction pipe 111 to form a flow path for resupplying the cooling water discharged from the stop cooling heat exchanger 130 to the stop cooling pump 120. Even when the stationary cooling pump 120 is operated and the second valves 142a, 142b, and 142c installed in the discharge pipe 141 are not opened, the suction flow rate to the stationary cooling pump 120 is caused by the recirculation passage 171. Can be supplied.
  • the recirculation passage 171 may be used for inspection of the stationary cooling pump 120 during operation.
  • the pressure controller 180 is for controlling the operating pressure of the stationary cooling system 100.
  • the pressure control unit 180 is connected to the flow path of the circulating flow to press the flow path of the circulating flow so as to maintain the operating pressure of the stop cooling system 100 above a predetermined pressure.
  • the evaporation temperature (or saturation temperature) of the cooling water is increased by the pressure control unit 180. As the pressure rises, the evaporation temperature rises and consequently makes the conditions of the suction head good. Even if the pressure is reduced in the pump impeller, since the background pressure is formed by the pressure controller 180, the pressure may be maintained above the saturation pressure.
  • the pressure control unit 180 may apply a method of pressurizing the flow path of the circulating flow using a gas or a method of heating steam by a heater.
  • the gas may be pressurized by nitrogen gas applied to the safety injection tank.
  • the method of heating the steam with the heater may be configured by a heater-spray method applied to the pressurizer 11d of the commercial reactor.
  • the pressure control unit 180 shown in FIG. 1 illustrates a method using gas.
  • the pressure control tank 181 is connected to the discharge pipe 141 by the pipe 182, the isolation valve 183 is installed in the discharge pipe 141. Nitrogen gas stored in the pressure control tank 181 is made to pressurize the flow path of the circulating flow.
  • the stop cooling system 100 is described as being separately configured, but the cooling water is directly supplied to the steam generator (11b) from the conventional device cooling system and the temperature of the cooling water heated in the steam generator (11b)
  • the stationary cooling system 100 may be configured in a form in which the device cooling system is combined with the device cooling system.
  • FIG. 1 illustrates a normal operation state of the nuclear power plant 10 in which the stop cooling system 100 does not operate.
  • valves 13b and 14b provided in the water supply pipe 13a and the steam pipe 14a are open. Therefore, the water supply is supplied from the water supply system 13 to the steam generator 11b through the water supply pipe 13a, and is heated in the steam generator 11b to become steam. Steam is supplied to the turbine system 14 through the steam pipe (13a), the turbine system 14 generates electricity using the steam.
  • valves 112a, 112b, 112c, 142a, 142b, and 142c provided at the steam pipe connection 110 and the water supply pipe connection 140 are closed. Therefore, during normal operation of the nuclear power plant 10, no flow of cooling water is formed in the circulation flow passage, and cooling water flow is also formed in the connection flow passage 150, the heat exchanger flow passage 191, the bypass flow passage 161, and the recirculation flow passage 171. It doesn't work. In addition, the stationary cooling pump 120 and the stationary cooling heat exchanger 130 does not operate.
  • FIG. 2 is a conceptual diagram illustrating a stop cooling operation state of the stop cooling system 100 shown in FIG.
  • the reactor When the normal reactor is stopped, the reactor is first cooled by using the water supply system 13 and the steam generator 11b. Although there is a difference in temperature depending on the characteristics of the nuclear power plant 10, when the reactor coolant system 11 reaches about 200 ° C, primary cooling using the water supply system 13 and the steam generator 11b is stopped. Then, the stop cooling system 100 is operated to secondarily cool the reactor cooling system 11 from about 200 ° C to a reload temperature of about 50 ° C.
  • the reactor coolant system 11 is primarily cooled by using a water supply system 13, a main water supply or a secondary water supply system, a steam generator 11b, or a passive residual heat removal system (not shown). Although there is a difference in temperature depending on the characteristics of the nuclear power plant 10, when the reactor coolant system 11 reaches about 200 ° C., the stop cooling system 100 operates to reload temperature around 50 ° C. at about 200 ° C. The reactor coolant system 11 is secondarily cooled to.
  • the circulation passage of the stationary cooling system 100 is filled by using an auxiliary system (not shown).
  • a water supply system may be used.
  • the stationary cooling pump 120 is operated, and seawater, external air, or device cooling water is supplied to the stationary cooling heat exchanger 130 by a seawater system, a cooling tower, or an equipment cooling system (not shown).
  • the stationary cooling pump 120 is operated, but the coolant circulates in the recirculation flow path 171 when the second valves 142a, 142b, and 142c installed in the discharge pipe 141 are not opened. Accordingly, the present invention can supply a sufficient suction flow rate to the stationary cooling pump 120, it is possible to protect the stationary cooling pump 120.
  • the first valves 112a, 112b and 112c and the second valves 142a, 142b and 142c provided in the suction pipe 111 and the discharge pipe 141 are opened, and the cooling water is circulated in the circulation passage of the stop cooling system 100. Circulating flow is formed. Cooling water discharged from the steam generator (11b) to the steam pipe (13a) is introduced into the stop cooling system (100) through the steam pipe connection unit 110 is supplied to the stop cooling heat exchanger (130).
  • the isolation valve 162 provided in the bypass passage 161 is opened. Accordingly, some of the cooling water passes through the bypass passage 161 and the flow rate of the cooling water supplied to the stationary cooling heat exchanger 130 is reduced, so that the cooling rate may be adjusted.
  • the isolation valve 182 is opened so that the pressure in the stationary cooling system 100 is greater than or equal to the saturation pressure. Keep it.
  • Cooling water of the stationary cooling system 100 supplied to the steam generator 11b during the stationary cooling operation is heated by heat exchange with the reactor coolant system 11 while rising along the secondary flow path of the steam generator 11b. Cooling water of the reactor coolant system 11 is cooled.
  • the cooling water of the stationary cooling system 100 whose temperature rises is supplied to the stationary cooling heat exchanger 130 by the power of the stationary cooling pump 120, cooled, and circulated to the steam generator 11b.
  • the reactor is secondarily cooled at a low temperature by the operation of the stationary cooling system 100 in which the coolant is continuously circulated.
  • the present invention constitutes a stationary cooling system 100 connected to the steam generator 11b.
  • Such a configuration can eliminate the reactor vessel connection nozzles associated with the stationary cooling system 100 compared to the conventional technology, thereby simplifying the piping configuration of the reactor coolant system 11 and fundamentally lowering the probability of a loss of coolant accident. Can be.
  • the flow conditions of the stationary cooling system 100 can be kept relatively constant, so that the operation of the stationary cooling system 100 can be simplified.
  • the steam generator 11b is installed inside the reactor vessel, it is very advantageous for cooling the reactor coolant system 11 using the steam generator 11b. Therefore, the present invention can maximize the advantages when applied to the integral reactor.
  • the integral reactor is limited in size due to its inherent characteristics, but has a much larger water supply pipe 13a and steam pipe 14a than the reactor vessel connection nozzle. Therefore, when the stationary cooling system 100 is connected to the water supply pipe 13a and the steam pipe 14a, it is advantageous to secure the circulation flow rate and the suction head of the stationary cooling pump 120.
  • FIG 3 is a conceptual diagram of a stationary cooling system 200 and a nuclear power plant 20 having the same according to another embodiment of the present invention.
  • the flow path of the shell and tube type steam generator 21b may be selectively changed.
  • the shell-and-tube steam generator 21b employed in the nuclear power plant 20 of FIG. 3 includes a secondary flow channel made of a shell and a primary flow path made of a tube.
  • the shell and tube steam generators 11b and 21b according to the present invention may be constructed using the shell as the primary flow path and the tube as the secondary flow path.
  • the secondary flow path can be selectively applied to one of the configuration method using the tube as the primary flow path.
  • FIG. 4 is a conceptual diagram of a stationary cooling system 300 and a nuclear power plant 30 having the same according to another embodiment of the present invention.
  • the plate type steam generator 31b is formed of at least one of a printed board type steam generator and a plate type steam generator.
  • the printed board type steam generator is a heat exchanger structure that eliminates the welding between the plates of the steam generator by using a dense flow path arrangement and diffusion bonding technique by a photo-chemical etching technique. Accordingly, the printed board type steam generator is applicable to an environment of high temperature and high pressure, and has high integration and excellent heat exchange performance.
  • the printed board type steam generator is an evaporator and condenser for air-conditioning system, fuel cell, automobile, chemical process, medical equipment, nuclear power, information and communication equipment, cryogenic environment, etc. The scope of application is expanding to a wide variety of fields such as coolers, radiators, heat exchangers and reactors.
  • Plate steam generators generally extrude plates to form flow channels, and join them between the plates using gaskets or using ordinary welding or brazing welding. Accordingly, printed board type steam generators have similar applications, but are used more in low pressure environments. Heat exchange performance is smaller than printed board type steam generators and is superior to shell and tube type steam generators. In addition, there is a characteristic that is easy to manufacture compared to the printed board type steam generator (11b).
  • the plate-type steam generator 31b is generally used in all cases where there is a difference between the general plate type steam generator and the printed plate type steam generator as well as the processing method or the joining method of the plate (plate).
  • the primary flow path and the secondary flow path of the plate type steam generator 31b may be designed in various forms.
  • the plate-type steam generator 31b can easily reduce the size of the steam generator 31b because the plate-type steam generator 31b exhibits a high density of heat transfer performance of several orders of magnitude or more than the shell-and-tube steam generator 31b in the same volume. As the size of the steam generator 31b is reduced, the layout space of the steam generator 31b can be saved, and when applied to an integrated reactor, the size of the reactor vessel can be reduced together.
  • FIG. 5 is a conceptual diagram of a stationary cooling system 400 and a nuclear power plant 40 having the same according to another embodiment of the present invention.
  • the steam generator 41b includes a mixed steam generator 41b formed by the combination of the shell-and-tube steam generator 41b1 and the plate-type steam generator 41b2.
  • the shell and tube type steam generator 41b1 shown in FIG. 5 is disposed below the plate type steam generator 41b2.
  • the primary flow path of the shell and tube type steam generator 41b1 is formed by the shell, and the secondary flow path is formed by the tube.
  • the water supply pipe 43a is connected to the inlet of the tube, and the steam pipe 44a is connected to the outlet of the plate type steam generator 41b2.
  • the shell and tube type steam generator 41b1 and the plate type steam generator 41b2 may be connected to each other by a connecting nozzle or a connecting pipe (not shown).
  • the positions of the shell-and-tube steam generator 41b1 and the plate-type steam generator 41b2 may be interchanged with each other, and a configuration diagram in which the plurality of shell-and-tube steam generators 41b1 and the plurality of plate-type steam generators 41b2 are combined with each other. It is possible.
  • FIG. 6 is a conceptual diagram of a stationary cooling system 500 and a nuclear power plant 50 having the same according to another embodiment of the present invention.
  • the steam generator 51b corresponds to the mixed steam generator 51b shown in FIG. However, unlike FIG. 5, the primary flow path of the shell and tube type steam generator 51b1 is formed by the tube, and the secondary flow path is formed by the shell.
  • the water supply pipe is connected to the inlet of the shell, the steam pipe is connected to the outlet of the plate-type steam generator 51b2.
  • FIG. 7 is a conceptual diagram of a stationary cooling system 600 and a nuclear power plant 60 having the same according to another embodiment of the present invention.
  • Pressure control unit in the stationary cooling system 600 of the present invention is an optional configuration. Therefore, the pressure control unit may not be included in the condition that the sufficient operating pressure is formed in the stationary cooling system 600 or the condition in which the equipment that functions similar to the pressure control unit is included.
  • the stationary cooling system 600 illustrated in FIG. 7 does not include a pressure control unit unlike the other stationary cooling systems 600 described above.
  • FIG. 8 is a conceptual diagram of a stationary cooling system 700 and a nuclear power plant 70 having the same according to another embodiment of the present invention.
  • the nuclear power plant 70 includes a passive residual heat removal system 75 together with the stationary cooling system 700.
  • the passive residual heat removal system 75 primarily cools the reactor coolant system 71 prior to the operation of the stationary cooling system 700 in case of an accident. Similar to the stationary cooling system 700, the passive residual heat removal system 75 may circulate the cooling water to the secondary flow path of the steam generator 71b to remove the sensible heat of the reactor coolant system 71 and the residual heat of the core 71a. .
  • the valves 75b installed in the pipe 75a connected to the driven residual heat removal system 75 are opened.
  • the reactor is cooled to about 200 ° C from the normal operating temperature.
  • the stop cooling system 700 is operated to cool the reactor to the reload temperature of about 50 °C.
  • the stationary cooling system pipe to the water supply pipe and the steam pipe of the steam generator, and to configure the stationary cooling system using the secondary system.
  • a pressure control unit in the stationary cooling system it is configured to relieve the suction head.
  • the present invention can eliminate the loss of coolant which may be caused by the pipe damage of the stationary cooling system used for low temperature cooling for maintenance of the nuclear power plant.
  • the present invention proposes a fundamental solution to the problem of simplifying the stop cooling operation and securing the suction head and the stop cooling flow rate of the stop cooling pump.
  • the stationary cooling system of the present invention when the stationary cooling system of the present invention is applied, the probability of occurrence of coolant loss is greatly reduced by eliminating the stationary cooling system connection nozzle of the reactor vessel, thereby improving safety and greatly improving the suction head condition of the stationary cooling system.
  • the design and operating conditions can be greatly alleviated, and the stop cooling flow rate can be increased to shorten the stop cooling time, thereby improving economic efficiency.
  • the present invention when the present invention is applied to an integrated reactor, the operation conditions are simplified because the flow conditions of the stationary cooling system do not change significantly depending on the state of the reactor coolant system such as the opening of the reactor vessel for maintenance.
  • the stationary cooling system and the nuclear power plant having the same described above are not limited to the configuration and method of the above-described embodiments, but the embodiments may be selectively combined with all or some of the embodiments so that various modifications can be made. It may be configured.
  • the present invention can be used in nuclear power-related industrial fields, including the stationary cooling system.

Abstract

본 발명은, 증기발생기의 출구와 연결되는 증기관을 통해 냉각수를 공급받도록 상기 증기관에 연결되는 증기관 연결부; 상기 증기관 연결부를 통해 정지냉각계통으로 유입된 냉각수를 공급받으며, 상기 증기발생기의 2차유로를 순환하면서 가열된 냉각수를 냉각하여 열교환기 유로로 배출하는 정지냉각 열교환기; 원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위해 가동되어 상기 증기발생기와 상기 정지냉각 열교환기를 순환하는 냉각수의 순환유동을 형성하는 정지냉각펌프; 및 상기 증기발생기의 입구와 연결되는 급수관을 통해 상기 정지냉각 열교환기에서 냉각된 냉각수를 상기 증기발생기로 공급하도록 상기 열교환기 유로와 상기 급수관에 연결되는 급수관 연결부를 포함하는 정지냉각계통을 제공한다.

Description

정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전
본 발명은 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위한 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전에 관한 것이다.
원자로는 주요기기의 설치위치에 따라 주요기기(증기발생기, 가압기, 펌프 등)가 원자로용기 외부에 설치되는 분리형원자로(예, 상용 원자로: 국내)와 주요기기가 원자로용기 내부에 설치되는 일체형원자로(예, SMART 원자로: 국내)로 나뉜다.
일반 산업용 보일러와는 다르게 원전은 제어봉에 의해 원자로 노심의 가동이 중지된 후에도 상당기간 노심에서 잔열이 발생한다. 이에 따라 원전에는 사고 시 원자로 노심의 잔열을 제거하여 안정된 상태로 원자로를 유지하기 위한 다양한 안전설비가 집중되어 있다. 또한 원전에는 정상적인 원자로 정지 운전 중 작동하는 이차계통, 정지냉각계통 등의 다양한 설비가 구비되어 있다.
상용 분리형 원자로의 증기발생기는 원자로와 분리되어 원자로 보다 높은 위치에 설치된다. 상용 분리형 원전에서는, 정상적인 원자로 냉각운전 시 이차계통을 이용하여 일차적으로 원자로냉각재계통을 냉각하고 이후 정지냉각계통을 이용하여 일차계통에 직접 냉각수를 주입하여 냉각하는 방식을 이용한다. 그리고 상용 분리형 원전은 정상 또는 사고로 인한 냉각운전 시 주급수 또는 보조급수계통과 이차계통을 이용하여 일차적으로 원자로냉각재계통을 냉각하고 이후 안전계통의 일부로 구성되는 정지냉각계통을 이용하여 일차계통에 직접 냉각수를 주입하여 냉각하는 방식을 이용한다.
SMART와 같은 일체형원자로의 증기발생기는 원자로용기 내부에 설치되며 원자로 노심 보다는 높으나 상용 분리형원전의 증기발생기 보다는 낮은 위치에 설치된다. 피동잔열제거계통을 구비하는 일체형원자로는, 정상적인 원자로 냉각운전 시 급수계통과 이차계통을 이용하여 일차적으로 원자로냉각재계통을 냉각하고 이후 정지냉각계통을 이용하여 일차계통에 직접 냉각수를 주입하여 냉각하는 방식을 이용한다. 그리고 일체형원자로는 사고로 인한 냉각운전 시 급수계통과 이차계통을 이용하거나 피동잔열제거계통과 증기발생기를 이용하여 일차적으로 원자로냉각재계통을 냉각하고 이후 정지냉각계통을 이용하여 일차계통에 직접 냉각수를 주입하여 냉각하는 방식을 이용한다.
그러나 종래의 이러한 구성의 정지냉각계통은 원자로용기와 직접 연결되는 배관을 구비하고 있어 배관이 손상되는 경우 냉각재상실사고가 발생할 수 있다. 또한, 종래의 정지냉각계통은 정지냉각운전 중에 원자로용기가 개방되므로 정지냉각펌프의 흡입수두를 확보하기 위해 일반적으로 정지냉각펌프는 원전건물의 최하부에 설치되며, 흡입수두를 확보하기 위해 흡입부의 배관을 크게 설계하는 경향이 있다.
일체형원자로의 경우 원자로용기에 배관을 연결하기 위한 연결 노즐의 직경이 배관파단사고의 크기에 연관되어 있어 노즐 직경을 증가시키는 경우 일체형원자로의 고유특성인 대형냉각재상실사고 배제의 효과가 약화된다. 이에 따라 일반적으로 일체형원자로는 원자로용기(원자로냉각재계통)에 연결되는 노즐 직경을 작게 하고 이후 연결배관 직경을 크게 하여 흡입수두 조건을 맞추고 있다. 그러나 일반적으로 이러한 구조의 일체형원자로에서는 원자로용기 연결 노즐이 차지하는 유로저항이 매우 크기 때문에 유로저항을 감소시키는데 한계가 나타난다. 이에 따라 정지냉각계통의 유량을 감소시키는 방법을 함께 채용하여 원자로냉각재계통을 서서히 냉각하는 설계를 적용한다. 이러한 설계 특성으로 인해 일반적으로 일체형원자로는 상용원자로에 비해 정지냉각운전(재장전 온도 도달)에 더 많은 시간이 소요된다.
또한 일반적으로 종래의 정지냉각계통은 원자로냉각재계통에 직접 연결되고, 정지냉각계통은 다시 기기냉각계통 그리고 기기냉각계통은 다시 해수계통과 연결되도록 구성된다. 이렇게 기기냉각계통이 정지냉각계통과 해수계통의 중간에 설치되는 이유는 원자로 노심과 직접 연결되어 방사성 물질이 존재하는 원자로냉각재계통의 냉각수가 해수와 직접 열교환하지 않도록 하기 위한 것이다. 즉, 열교환기 손상시 원자로냉각재계통의 냉각수가 해수로 바로 빠져나가지 못하게 하기 위해 중간순환유로(기기냉각계통)을 두는 것이다. 이러한 구성에 의해 종래의 정지냉각계통은 많은 관련 계통 및 열교환기가 소요되게 된다.
본 발명의 일 목적은 종래의 정지냉각계통이 갖는 한계를 극복하고자 증기발생기의 2차유로를 이용하여 구성된 정지냉각계통과 이를 구비하는 원전을 제공하기 위한 것이다.
본 발명의 다른 일 목적은 압력제어부를 채용하여 흡입수두를 완화할 수 있도록 구성된 정지냉각계통과 이를 구비하는 원전을 제안하기 위한 것이다.
본 발명의 또 다른 일 목적은 종래의 정지냉각계통이 갖는 한계를 극복하고자 증기발생기의 2차유로를 이용하여 구성된 기기냉각계통이 배제되어 단순화된 정지냉각계통과 이를 구비하는 원전을 제공하기 위한 것이다.
이와 같은 본 발명의 일 목적을 달성하기 위하여 본 발명의 일 실시예에 따르는 정지냉각계통은, 증기발생기의 출구와 연결되는 증기관을 통해 냉각수를 공급받도록 상기 증기관에 연결되는 증기관 연결부; 상기 증기관 연결부를 통해 정지냉각계통으로 유입된 냉각수를 공급받으며, 상기 증기발생기의 2차유로를 순환하면서 가열된 냉각수를 냉각하여 열교환기 유로로 배출하는 정지냉각 열교환기; 원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위해 가동되어 상기 증기발생기와 상기 정지냉각 열교환기를 순환하는 냉각수의 순환유동을 형성하는 정지냉각펌프; 및 상기 증기발생기의 입구와 연결되는 급수관을 통해 상기 정지냉각 열교환기에서 냉각된 냉각수를 상기 증기발생기로 공급하도록 상기 열교환기 유로와 상기 급수관에 연결되는 급수관 연결부를 포함한다.
본 발명과 관련한 일 예에 따르면, 상기 증기관 연결부는, 상기 증기관과 상기 정지냉각펌프에 연결되는 흡입배관; 및 상기 흡입배관에 설치되며 상기 원자로의 정상 운전 중에 닫혀 있다가 상기 원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 개방되는 제1밸브를 포함하고, 상기 급수관 연결부는, 상기 열교환기 유로와 상기 급수관에 연결되는 토출배관; 및 상기 토출배관에 설치되고 상기 원자로의 정상 운전 중에 닫혀 있다가 상기 원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 개방되는 제2밸브를 포함할 수 있다.
상기 정지냉각계통은, 상기 정지냉각펌프와 상기 정지냉각 열교환기를 연결하는 유로를 형성하는 연결유로; 및 상기 연결유로에 설치되어 상기 정지냉각 열교환기에서 상기 정지냉각펌프 쪽으로 역방향 유동의 형성을 방지하는 체크밸브를 더 포함할 수 있다.
상기 정지냉각계통은, 상기 정지냉각펌프에서 상기 정지냉각 열교환기로 공급되는 냉각수의 유량을 조절하도록 상기 연결유로로부터 분기되어 상기 토출배관에 연결되는 우회유로를 더 포함할 수 있다.
상기 정지냉각계통은, 상기 정지냉각 열교환기에서 배출된 냉각수를 상기 정지냉각펌프로 재공급하는 유로를 형성하도록 상기 열교환기 유로로부터 분기되어 상기 흡입배관에 연결되는 재순환유로를 더 포함할 수 있다.
본 발명과 관련한 다른 일 예에 따르면, 상기 정지냉각계통은, 상기 정지냉각계통의 운전압력을 기설정된 압력 이상으로 유지하도록 상기 순환유동의 유로에 연결되어 상기 순환유동의 유로를 가압하는 압력제어부를 더 포함할 수 있다.
상기 압력제어부는 가스를 이용하여 상기 순환유동의 유로를 가압하도록 이루어질 수 있다.
상기 압력제어부는 히터로 증기를 가열하여 상기 순환유동의 유로를 가압하도록 이루어질 수 있다.
본 발명과 관련한 다른 일 예에 따르면, 상기 증기발생기는, 셸 및 튜브 중 어느 하나로 이루어진 1차유로와, 다른 하나로 이루어진 2차유로를 구비하는 셸 앤드 튜브형 증기발생기; 인쇄기판형 증기발생기와 판형 증기발생기 중 적어도 하나의 형태로 이루어지는 플레이트형 증기발생기; 및 상기 셸 앤드 튜브형 증기발생기와 상기 플레이트형 증기발생기의 혼합형 증기발생기 중 적어도 하나를 포함할 수 있다.
본 발명과 관련한 다른 일 예에 따르면, 상기 정지냉각 열교환기는, 셸 및 튜브 중 어느 하나로 이루어진 2차유로와, 다른 하나로 이루어진 3차유로를 구비하는 셸 앤드 튜브형 열교환기; 및 인쇄기판형 증기발생기와 판형 증기발생기 중 적어도 하나의 형태로 이루어지는 플레이트형 열교환기 중 적어도 하나를 포함할 수 있다.
상기 정지냉각 열교환기의 3차유로에는, 기기냉각계통으로부터 공급되는 기기냉각수, 바다로부터 공급되는 해수, 냉각탑으로부터 공급되는 대기 중 적어도 하나가 공급될 수 있다.
본 발명과 관련한 다른 일 예에 따르면, 상기 정지냉각펌프는, 급수펌프 또는 보조급수펌프일 수 있다.
또한 상기한 과제를 실현하기 위하여 본 발명은 정지냉각계통을 구비하는 원전을 개시한다. 원전은, 입구가 급수계통으로부터 2차유체를 공급받기 위한 급수관과 연결되고, 출구가 상기 2차유체를 터빈계통으로 공급하기 위한 증기관과 연결되는 증기발생기; 및 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위한 정지냉각계통을 포함하고, 상기 정지냉각계통은, 상기 증기발생기의 출구와 연결되는 증기관을 통해 냉각수를 공급받도록 상기 증기관에 연결되는 증기관 연결부; 상기 증기관 연결부를 통해 냉각수를 공급받으며, 상기 증기발생기의 2차유로를 순환하면서 가열된 냉각수를 냉각하도록 이루어지는 정지냉각 열교환기; 원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위해 가동되어 상기 증기발생기와 상기 정지냉각 열교환기를 순환하는 냉각수의 순환유동을 형성하는 정지냉각펌프; 및 상기 증기발생기의 입구와 연결되는 급수관을 통해 상기 정지냉각 열교환기에서 냉각된 냉각수를 상기 증기발생기로 공급하도록 상기 급수관에 연결되는 급수관 연결부를 포함한다.
본 발명과 관련한 일 예에 따르면, 상기 원전은 사고 시 상기 정지냉각계통의 작동에 선행하여 상기 원자로냉각재계통을 1차 냉각하는 (a) 피동잔열제거계통 또는 (b) 급수계통과 이차계통을 더 포함할 수 있다.
상기와 같은 구성의 본 발명에 의하면, 증기발생기의 급수관과 증기관에 연결되고 2차계통을 이용하는 정지냉각계통을 제안하였다. 따라서 본 발명은 원전의 유지보수 등을 위해 저온 냉각 기능을 갖는 정지냉각계통에서 배관 손상에 의해 유발될 수 있는 냉각재상실사고를 제거할 수 있다.
또한 본 발명은, 압력제어부를 통해 정지냉각펌프의 흡입 수두 및 정지냉각 유량 확보 문제에 대한 근원적인 해결방안을 제공할 수 있다.
또한 본 발명은, 원전의 경제성을 향상시키기 위해 선택적으로 증기발생기의 경계를 이용하여 중간순환루프(기기냉각계통)을 제거하고 정지냉각계통을 단순화하여 구성할 수 있는 방안을 제시하였다.
또한 본 발명은, 원전의 안전성을 향상시키기 위해 선택적으로 중간순환루프(기기냉각계통)를 종래의 방식대로 채용하는 경우 원자로냉각재와 환경(해수 또는 대기) 사이에 증기발생기 경계가 추가될 수 있는 방안을 제시하였다.
또한 본 발명은, 원전에 따른 정지냉각계통의 요구 특성에 맞추어 선택적으로 증기발생기의 용량을 증대시킬 수 있는 다양한 구성방안을 제공할 수 있다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전의 개념도.
도 2는 도 1에 도시된 정지냉각계통의 정지냉각운전 상태를 도시한 개념도.
도 3은 본 발명의 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전의 개념도.
도 4는 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전의 개념도.
도 5는 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전의 개념도.
도 6은 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전의 개념도.
도 7은 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전의 개념도.
도 8은 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전의 개념도.
이하, 본 발명에 관련된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전에 대하여 도면을 참조하여 보다 상세하게 설명한다. 본 명세서에서는 서로 다른 실시예라도 동일·유사한 구성에 대해서는 동일·유사한 참조번호를 부여하고, 그 설명은 처음 설명으로 갈음한다. 본 명세서에서 사용되는 단수의 표현은 문맥상 명백하게 다르게 뜻하지 않는 한, 복수의 표현을 포함한다.
도 1은 본 발명의 일 실시예에 관련된 정지냉각계통(100) 및 이를 구비하는 원전(10)의 개념도다.
원전(10)은 격납부(12), 원자로냉각재계통(11), 노심(11a), 증기발생기(11b), 원자로냉각재펌프(11c) 및 가압기(11d)를 포함한다. 원전(10)은 도 1에 도시된 구성요소 외에도 원전(10)의 정상 운전을 위한 계통들과 원전(10)의 안전성을 확보하기 위한 다양한 계통들을 포함할 수 있다.
원자로냉각재계통(11)은 격납부(12)의 내부에 설치된다. 원자로냉각재계통(11)은 노심(11a)에서 핵분열에 의해 발생하는 열에너지를 전달하고 수송하는 냉각재계통이다. 원자로냉각재계통(11)의 내부에는 1차유체가 채워진다. 냉각재상실사고 등의 사고 발생 시 원자로냉각재계통(11)으로부터 증기가 방출될 수 있으며, 격납부(12)는 방사성 물질이 외부로 누출되는 것을 차단한다.
증기발생기(11b)는 1차유체(원자로냉각재)와 2차유체(급수, 증기)의 경계를 형성하며 노심(11a)에서 전달되는 열을 이용해 증기를 발생시킨다. 증기발생기(11b)의 하부 입구는 급수관(13a)에 의해 급수계통(13)과 연결되고, 증기발생기(11b)의 상부 출구는 증기관(14a)에 의해 터빈계통(14)과 연결된다. 급수관(13a)을 통해 증기발생기(11b)로 공급된 급수는 증기발생기(11b)에서 증발하여 증기가 된다. 증기는 증기관(14a)을 통해 터빈계통(14)으로 공급된다.
증기발생기(11b)의 2차유로와 연결되는 급수관(13a)과 증기관(14a)은 일반적으로 비교적 큰 직경의 배관이 적용된다. 또한 일체형원자로의 경우 원자로용기에 연결되는 연결노즐을 이용하여 정지냉각계통을 구성하는 경우보다 증기발생기(11b)의 2차유로를 이용하는 경우에 대용량의 정지냉각배관을 설계할 수 있다. 그리고 증기발생기(11b)의 2차유로를 이용하는 경우 충분한 펌프 흡입수두 확보와 충분한 정지냉각 유량 확보가 가능해져, 정지냉각에 소요되는 시간을 단축할 수 있다. 정지냉각에 소요되는 시간을 단축하는 것은 결과적으로 재장전 및 유지보수를 위한 운전정지 기간을 단축시켜 원전(10)의 경제성을 증대시키는 효과를 얻을 수 있다.
또한 일반적으로 정지냉각계통(100)은 원자로냉각재계통(11)에 직접 연결되고 정지냉각계통(100)은 다시 기기냉각계통(미도시) 그리고 기기냉각계통은 다시 해수계통 또는 냉각탑(미도시)과 연결되도록 구성된다. 이렇게 기기냉각계통이 중간에 설치되는 이유는 정지냉각계통(100)의 열교환기가 손상되는 경우 기기냉각계통이 원자로냉각재계통(11)의 냉각수가 해수나 대기로 직접 방출되지 않도록 하는 역할을 하기 때문이다.
원자로냉각재펌프(11c)는 1차유체의 순환을 유도하며, 가압기(11d)는 가압 경수형 원자로의 노심(11a)에서 냉각재의 비등을 억제하기 위해서 포화압력을 넘는 가압상태를 유지한다.
격납부(12)는 방사성 물질이 외부 환경으로 누출되는 것을 방지하도록 원자로냉각재계통(11)을 감싼다. 냉각재상실사고 또는 비냉각재상실사고 등의 사고 발생 시 원자로냉각재계통(11)으로부터 방사성 물질이 누출될 우려가 있으므로, 격납부(12)는 원자로냉각재계통(11)의 외부에서 상기 원자로냉각재계통(11)을 감싸도록 형성되어 방사성 물질의 누출을 방지한다.
격납부(12)는 원전(10)으로부터 외부 환경으로 방사성 물질의 누출을 방지하는 최종 방벽 역할을 한다. 격납부(12)는 압력경계를 구성하는 재료에 따라 강화콘크리트로 구성하는 격납건물(또는 원자로건물이라 함)과 철재용기로 구성하는 격납용기, 안전보호용기로 나뉜다. 격납용기는 격납건물과 같이 저압으로 설계되는 대형용기이며, 안전보호용기는 설계압력을 증가시켜 소형으로 설계되는 소형용기이다. 특별한 언급이 없는 경우 본 발명에서 격납부(12)는 격납건물, 원자로건물, 격납용기 또는 안전보호용기 등을 모두 포함하는 용어로 사용한다.
정지냉각계통(100)은 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위한 계통이다. 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 원자로는 급수계통과 이차계통, 또는 피동잔열제거계통 등에 의해 1차적으로 정상 작동 온도로부터 약 200℃ 내외의 온도까지 냉각된다. 정지냉각계통(100)은 1차 냉각이 완료된 후 작동하여 원자로의 온도를 약 50℃ 내외의 재장전 온도까지 냉각하는 후속 냉각 계통이다.
정지냉각계통(100)은 증기관 연결부(110), 정지냉각 열교환기(130), 정지냉각펌프(120) 및 급수관 연결부(140)를 포함한다.
증기관 연결부(110)와 급수관 연결부(140)는 정지냉각계통(100)이 증기발생기(11b)의 2차유로를 이용하기 위해 필요한 구성요소다. 증기관(14a)은 증기발생기(11b)의 2차유로 출구와 연결되고, 급수관(13a)은 증기발생기(11b)의 2차유로 입구에 연결된다. 증기관 연결부(110)는 증기관을 통해 냉각수를 공급받도록 증기관(14a)에 연결된다. 급수관 연결부(140)는 냉각수를 증기발생기(11b)로 공급하도록 급수관(13a)에 연결된다.
증기관 연결부(110)는 흡입배관(111)과 제1밸브(112a, 112b, 112c)를 포함한다.
흡입배관(111)은 증기관과 정지냉각펌프(120)에 연결된다. 흡입배관(111)은 증기관(14a)으로부터 냉각수가 유입되는 유로를 형성한다. 흡입배관(111)은 일반적으로 정지냉각계통(100)의 흡입수두를 충분히 확보하기 위해 큰 직경을 갖는다. 흡입배관(111)에는 제1밸브(112a, 112b, 112c)가 설치된다. 제1밸브(112a, 112b, 112c)는 격리밸브(112a, 112b, 112c)와 체크밸브(미도시) 중 적어도 하나를 포함하며, 복수로 설치될 수 있다. 특히 안전한 격리를 위해 격리밸브(112a, 112b, 112c)는 복수로 설치되는 것이 일반적이다. 제1밸브(112a, 112b, 112c)는 원자로의 정상 운전 중에 닫혀 있다가 원자로냉각계통(11)의 1차 냉각 후 개방된다.
급수관 연결부(140)는 토출배관(141)과 제2밸브(142a, 142b, 142c)를 포함한다.
토출배관(141)은 열교환기 유로(191)와 급수관(13a)에 연결된다. 토출배관(141)은 열교환기 유로(191)와 연결되어 정지냉각 열교환기(130)에서 냉각된 냉각수가 증기발생기(11b)로 공급되는 유로를 형성한다. 토출배관(141)에는 제2밸브(142a, 142b, 142c)가 설치된다. 제2밸브(142a, 142b, 142c)도 제1밸브(112a, 112b, 112c)와 마찬가지로 격리밸브(142c)와 체크밸브(141a, 141b) 중 적어도 하나를 포함하며, 복수로 설치될 수 있다. 특히 안전한 격리를 위해 격리밸브(141c)는 복수로 설치되는 것이 일반적이나 원전(10)의 정상 운전 중의 유동과 반대방향으로 체크밸브(141a, 141b)가 설치되는 경우에는 예외일 수 있다. 제2밸브(142a, 142b, 142c)는 원자로의 정상 운전 중에 닫혀 있다가 원자로냉각계통(11)의 1차 냉각 후 개방된다.
격리밸브(112a, 112b, 112c, 142c)는 정지냉각 운전이 요구되는 시점에서 운전원의 판단에 의해 개방될 수 있다. 또한 정지냉각 운전이 요구되는 시점에서 격리밸브(112a, 112b, 112c, 142c)가 개방되고 정지냉각펌프(120)가 작동되면, 체크밸브(142a, 142b)가 개방될 수 있다. 도 1에 도시된 다른 격리밸브(162, 172, 173, 183)와 체크밸브도 마찬가지다. 단, 유지보수 등의 작업을 위해 설치된 밸브들은 원전(10)의 정상운전 시 개방된 상태로 운전될 수도 있다. 또한 본 발명에서 격리밸브는 일반적으로 모터 또는 공기 또는 파이롯 등 다양한 동력 구동 방식에 의해 작동되는 밸브를 의미하며, 반드시 격리기능만을 수행하는 밸브로 그 의미를 한정하는 것은 아니다.
증기관 연결부(110)와 급수관 연결부(140)에 의해 정지냉각계통(100)은 증기발생기(11b)와 연결된다. 이에 따라 증기발생기(11b), 증기관 연결부(110) 및 급수관 연결부(140)는 냉각수의 순환유로를 형성한다. 정지냉각계통(100)은 증기관 연결부(110)를 통해 증기발생기(11b)의 2차유로를 통과하면서 가열된 냉각수를 공급받고, 정지냉각 열교환기(130)에서 냉각된 냉각수를 급수관 연결부(140)를 통해 증기발생기(11b)의 2차유로로 공급한다. 냉각수는 증기관 연결부(110)를 통해 정지냉각계통(100)으로 유입되고, 급수관 연결부(140)를 통해 정지냉각계통(100)에서 배출된다.
도 1의 원전(10)에 설치된 증기발생기(11b)는 셸 앤드 튜브 형 증기발생기(11b)다. 셸 앤드 튜브형 증기발생기(11b)는 셸 및 튜브 중 어느 하나로 이루어진 1차유로와 다른 하나로 이루어진 2차유로를 구비한다. 튜브는 직관이나 나선관으로 형성될 수 있다. 도 1의 원전(10)에서 1차유로는 셸로 이루어지고, 2차유로는 튜브로 이루어진다.
정지냉각 열교환기(130)는 증기관 연결부(110)를 통해 유입된 냉각수를 공급받는다. 정지냉각 열교환기(130)는 증기발생기(11b)의 2차유로를 순환하면서 원자로냉각재계통(11)의 현열 및 노심(11a)의 잔열에 의해 가열된 냉각수를 냉각하도록 이루어진다. 도 1에서 정지냉각 열교환기(130)에 표시된 화살표는 해수, 외부 대기 또는 기기냉각수의 출입을 의미한다.
증기발생기(11b)를 이용하는 경우 기기냉각계통을 제거할 수 있다. 다만 원전(10)에 따라 안전성 향상 등의 특수한 목적으로 기기냉각계통을 그대로 이용할 수도 있다. 또한 정지냉각계통(100)의 최종 열침원은 원전(10)이 해안에 근접하게 설치되는 경우에 해수가 될 수 있으며, 해안에서 먼 곳에 설치되는 경우에는 냉각탑을 이용하는 외부 대기가 될 수 있다.
정지냉각 열교환기(130)의 작동에 의해 증기발생기(11b)와 정지냉각계통(100)을 순환하는 냉각수는 냉각된다. 냉각수는 증기발생기(11b)로 이어지는 순환유로를 지속적으로 순환하면서 원자로냉각재계통(11)의 현열 및 노심(11a)의 잔열을 전달받고, 정지냉각 열교환기(130)에서 냉각된다. 이러한 과정의 반복에 의해 원자로는 50℃ 내외의 재장전 온도까지 냉각될 수 있다.
정지냉각펌프(120)는 원자로의 정상 정지 또는 사고시 피동잔열제거계통 또는 급수계통과 이차계통 등에 의한 원자로냉각재계통(11)의 1차 냉각 후 원자로의 정지 냉각을 위해 가동된다. 정지냉각펌프(120)는 증기발생기(11b)와 정지냉각 열교환기(130)를 순환하는 냉각수의 순환유동을 형성한다. 또한 정지냉각펌프(120)는 반드시 독립적으로 설치되어야 하는 것은 아니며, 원전(10)의 경제성을 증진시키기 위해 급수펌프나 보조급수펌프 등의 다른 펌프들을 사용하여 그 기능을 대신할 수도 있다.
정지냉각계통(100)은 연결유로(150), 우회유로(161) 및 재순환유로(171)를 더 포함한다.
정지냉각펌프(120)는 연결유로(150)에 의해 정지냉각 열교환기(130)와 연결된다. 연결유로(150)는 정지냉각펌프(120)와 정지냉각 열교환기(130)를 연결하는 유로를 형성한다. 정지냉각펌프(120)에 의해 냉각수는 정지냉각 열교환기(130)로 공급되며, 냉각수는 연결유로(150)를 통해 정지냉각펌프(120)에서 정지냉각 열교환기(130)로 유동한다.
연결유로(150)에는 체크밸브(151)가 설치될 수 있다. 정지냉각펌프(120)에서 정지냉각 열교환기(130)로 형성되는 냉각수의 유동은 순방향 유동에 해당하며, 정지냉각 열교환기(130)에서 정지냉각펌프(120) 쪽으로 형성되는 냉각수의 유동은 역방향 유동에 해당한다. 체크밸브(151)는 역방향 유동의 형성을 방지한다.
열교환기 유로(191)는 정지냉각 열교환기(130)와 토출배관(141)에 연결된다. 열교환기 유로(191)는 정지냉각계통(100)의 운전 중에 정상적으로 냉각수를 순환시키기 위한 주요 유로에 해당한다. 정지냉각 열교환기(130)에서 냉각된 냉각수는 열교환기 유로를 통해 토출배관(141)으로 흐르게 된다. 열교환기 유로(191)에는 격리밸브(192)와 유량조절부(193)가 설치될 수 있다. 유량조절부(193)는 오리피스 또는 벤추리를 포함할 수 있으며, 정지냉각계통(100)에서 요구되는 설계 유량으로 유량을 제한할 수 있도록 이루어진다.
우회유로(161)는 정지냉각계통(100)에 의한 냉각률을 제어하기 위한 것이다. 우회유로(161)는 정지냉각펌프(120)에서 정지냉각 열교환기(130)로 공급되는 냉각수의 유량을 조절하도록 연결유로(150)로부터 분기되어 토출배관(141)에 연결된다.
정지냉각계통(100)의 작동에 의해 원자로냉각재계통(11)이 지나치게 빠르게 냉각되는 경우에는 냉각률을 제어할 필요가 있다. 우회유로(161)는 정지냉각펌프(120)에서 배출되는 냉각수의 일부 유량이 정지냉각 열교환기(130)를 우회할 수 있도록 이루어진다.
재순환유로(171)는 정지냉각펌프(120)를 보호하기 위한 것이다. 재순환유로(171)는 정지냉각 열교환기(130)에서 배출된 냉각수를 정지냉각펌프(120)로 재공급하는 유로를 형성하도록 열교환기 유로(191)로부터 분기되어 흡입배관(111)에 연결된다. 정지냉각펌프(120)가 작동되고 토출배관(141)에 설치된 제2밸브(142a, 142b, 142c)가 개방되지 않은 상태에서도, 재순환유로(171)에 의해 정지냉각펌프(120)로 흡입유량이 공급될 수 있다. 재순환유로(171)는 정지냉각펌프(120)의 가동 중 검사 등을 위해 사용될 수도 있다.
압력제어부(180)는 정지냉각계통(100)의 운전압력을 제어하기 위한 것이다. 압력제어부(180)는 정지냉각계통(100)의 운전압력을 기설정된 압력 이상으로 유지하도록 순환유동의 유로에 연결되어 순환유동의 유로를 가압한다. 압력제어부(180)에 의해 냉각수의 증발온도(또는 포화온도)는 상승한다. 압력이 상승하면 증발온도가 상승하고 결과적으로 흡입수두의 조건을 양호하게 만들 수 있다. 펌프 임펠러에서 압력이 감소해도 압력제어부(180)에 의해 배경압력(background pressure)이 높게 형성되어 있으므로, 압력이 포화 압력 이상으로 유지될 수 있다.
압력제어부(180)가 순환유동의 유로를 가압하는 방식은 가스를 이용하거나 히터로 증기를 가열하는 방식을 적용할 수 있다. 가스를 이용하는 방식은 안전주입탱크에 적용되는 질소 가스에 의한 가압식을 이용할 수 있다. 히터로 증기를 가열하는 방식은 상용 원자로의 가압기(11d)에 적용되는 히터-스프레이 방식으로 구성될 수 있다.
도 1에 도시된 압력제어부(180)는 가스를 이용하는 방식을 도시한 것이다. 압력제어탱크(181)는 배관(182)에 의해 토출배관(141)과 연결되며, 토출배관(141)에는 격리밸브(183)가 설치된다. 압력제어탱크(181)에 저장된 질소 가스가 순환유동의 유로를 가압하도록 이루어진다.
단, 본 발명에서 설명의 편의상 정지냉각계통(100)이 별도로 구성되는 것으로 기술하고 있으나, 종래의 기기냉각계통으로부터 증기발생기(11b)로 직접 냉각수를 공급받고 증기발생기(11b)에서 승온된 냉각수를 기기냉각계통으로 다시 회수하는 형태와 같이 정지냉각계통(100)이 기기냉각계통과 복합된 형태로 구성될 수도 있다.
도 1은 정지냉각계통(100)이 작동하지 않는 원전(10)의 정상운전 상태를 도시하였다.
원전(10)의 정상운전 상태에서 급수관(13a)과 증기관(14a)에 설치된 밸브(13b, 14b)들은 개방되어 있다. 따라서 급수는 급수계통(13)으로부터 급수관(13a)을 통해 증기발생기(11b)로 공급되며, 증기발생기(11b)에서 가열되어 증기가 된다. 증기는 증기관(13a)을 통해 터빈계통(14)으로 공급되며, 터빈계통(14)에서는 증기를 이용하여 전기를 생산한다.
원전(10)의 정상운전 시 증기관 연결부(110)와 급수관 연결부(140)에 설치된 밸브(112a, 112b, 112c, 142a, 142b, 142c)들은 닫혀 있다. 따라서 원전(10)의 정상 운전 중에는 순환유로에는 냉각수의 유동이 형성되지 않으며, 연결유로(150), 열교환기 유로(191), 우회유로(161), 재순환유로(171)에도 냉각수의 유동이 형성되지 않는다. 또한 정지냉각펌프(120)와 정지냉각 열교환기(130)는 작동하지 않는다.
도 2는 도 1에 도시된 정지냉각계통(100)의 정지냉각운전 상태를 도시한 개념도다.
정상적인 원자로의 정지 시에는 급수계통(13)과 증기발생기(11b)를 이용하여 1차적으로 원자로를 냉각한다. 원전(10)의 특성에 따라 온도의 차이는 있으나 원자로냉각재계통(11)이 약 200℃ 전후에 도달하면 급수계통(13)과 증기발생기(11b)를 이용한 1차 냉각은 중지된다. 그리고, 정지냉각계통(100)이 작동하여 약 200℃ 전후에서 약 50℃ 전후의 재장전 온도까지 원자로냉각계통(11)을 2차 냉각한다.
사고 시에도 급수계통(13, 주급수 또는 보조급수계통)과 증기발생기(11b) 또는 피동잔열제거계통(미도시)을 이용하여 1차적으로 원자로냉각재계통(11)을 냉각한다. 원전(10)의 특성에 따라 온도의 차이는 있으나 원자로냉각재계통(11)이 약 200℃ 전후에 도달하면, 정지냉각계통(100)이 작동하여 약 200℃ 전후에서 약 50℃ 전후의 재장전 온도까지 원자로냉각재계통(11)을 2차 냉각한다.
1차 냉각에 의해 원자로냉각재계통(11)의 온도가 기설정된 온도에 도달하면 보조하는 계통(미도시)을 이용하여 정지냉각계통(100)의 순환유로를 채운다. 보조하는 계통으로는 급수계통이 이용될 수도 있다. 이어서 정지냉각펌프(120)가 작동하며, 해수계통, 냉각탑 또는 기기냉각계통(미도시)에 의해 정지냉각 열교환기(130)로 해수, 외부 대기 또는 기기냉각수가 공급된다.
정지냉각펌프(120)가 작동되었으나, 토출배관(141)에 설치된 제2밸브(142a, 142b, 142c)가 개방되지 않은 상태에서는 재순환유로(171)로 냉각수가 순환한다. 이에 따라 본 발명은 정지냉각펌프(120)에 충분한 흡입유량을 공급할 수 있으며, 정지냉각펌프(120)를 보호할 수 있다.
흡입배관(111)과 토출배관(141)에 설치된 제1밸브(112a, 112b, 112c)와 제2밸브(142a, 142b, 142c)는 개방되며, 정지냉각계통(100)의 순환유로에 냉각수의 순환유동이 형성된다. 증기발생기(11b)에서 증기관(13a)으로 배출된 냉각수는 증기관 연결부(110)를 통해 정지냉각계통(100)으로 유입되어 정지냉각 열교환기(130)로 공급된다.
원자로냉각재계통(11)의 냉각률을 조절할 필요가 있는 경우에는 우회유로(161)에 설치된 격리밸브(162)가 개방된다. 이에 따라 냉각수 중 일부는 우회유로(161)를 통과하게 되고 정지냉각 열교환기(130)로 공급되는 냉각수의 유량은 감소되어 냉각률은 조절될 수 있다.
도 2에 도시한 바와 같이 격리밸브(182)로 닫혀 있는 압력제어부(180)를 채용한 정지냉각계통(100)에서는 격리밸브(182)를 개방하여 정지냉각계통(100)의 압력을 포화 압력 이상으로 유지한다.
정지냉각 운전 중에 증기발생기(11b)로 공급된 정지냉각계통(100)의 냉각수는 증기발생기(11b)의 2차유로를 따라 상승하면서 원자로냉각재계통(11)과의 열교환을 통해 가열된다. 원자로냉각재계통(11)의 냉각수는 냉각된다. 온도가 상승한 정지냉각계통(100)의 냉각수는 정지냉각펌프(120)의 동력에 의해 정지냉각 열교환기(130)로 공급되고 냉각되어 다시 증기발생기(11b)로 순환한다. 냉각수가 지속적으로 순환하는 정지냉각계통(100)의 작동에 의해 원자로는 2차적으로 저온 냉각된다.
본 발명은 증기발생기(11b)와 연결되는 정지냉각계통(100)을 구성하였다. 이러한 구성은 종래의 기술과 비교하여 정지냉각계통(100) 관련 원자로용기 연결노즐을 제거할 수 있으므로 원자로냉각재계통(11)의 배관 구성을 단순화할 수 있으며, 냉각재상실사고의 발생 확률을 근원적으로 낮출 수 있다. 또한 원자로냉각재계통(11)의 상태와 관계없이 정지냉각계통(100)의 유동 조건을 비교적 일정하게 유지할 수 있으므로 정지냉각계통(100)의 운전을 단순화할 수 있다.
상용 분리형원자로는 원자로냉각재계통(11)의 온도가 약 50℃ 내외에 도달하면, 원자로의 상부 덮개를 개방하는데, 상부 덮개가 개방되면 증기발생기(11b)는 하단까지 수위에 대부분 노출되므로 증기발생기(11b) 이용해 정지냉각계통(100)을 구성하는데 난점이 있다. 반면 일체형원자로의 경우에는 원자로용기 상부덮개를 개방하는 경우에도 증기발생기(11b)는 수위를 유지할 수 있으므로, 증기발생기(11b)를 이용해 정지냉각계통(100)을 구성하기가 용이하다. 또한 증기발생기(11b)가 다수 설치되므로 부분적으로 일부 증기발생기(11b)를 유지보수하는 경우에도 순환식으로 정지냉각계통(100)을 운전할 수 있는 장점이 있다.
특히 상용 분리형원자로와 다르게 일체형원자로는 증기발생기(11b)가 원자로용기의 내부에 설치되므로 증기발생기(11b)를 이용한 원자로냉각재계통(11)의 냉각에 매우 유리하다. 따라서 본 발명은 일체형원자로에 적용될 때 그 장점을 극대화 활 수 있다.
또한 일체형원자로는 고유의 특성으로 인하여 배관의 크기에 제한을 받으나, 원자로용기 연결노즐에 비해 매우 큰 급수관(13a)과 증기관(14a)을 구비하고 있다. 따라서, 급수관(13a)과 증기관(14a)에 정지냉각계통(100)을 연결할 경우 정지냉각펌프(120)의 순환유량과 흡입수두 확보에 유리하다.
또한 증기발생기(11b)는 또 하나의 경계를 형성할 수 있으므로 동일한 목적으로 설치되는 기기냉각계통을 제거할 수 있어 경제성 측면에서 매우 유리하다.
이하에서는 본 발명의 다른 실시예들에 대하여 설명한다.
도 3은 본 발명의 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통(200) 및 이를 구비하는 원전(20)의 개념도다.
셸 앤드 튜브형 증기발생기(21b)의 유로는 선택적으로 변경될 수 있다. 도 1의 원전(10)과 달리 도 3의 원전(20)에 채용된 셸 앤드 튜브형 증기발생기(21b)는 셸로 이루어진 2차유로와 튜브로 이루어진 1차유로를 구비한다.
도 1과 도 3에서 비교할 수 있는 바와 같이 본 발명에서 셸 앤드 튜브형 증기발생기(11b, 21b)에서 셸과 튜브의 구성 방식은 셸을 1차유로로 이용하고 튜브를 2차유로로 이용하는 방식과 셸을 2차유로로 이용하여 튜브를 1차유로로 이용하는 구성 방식 중 하나를 선택적으로 적용할 수 있다.
도 4는 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통(300) 및 이를 구비하는 원전(30)의 개념도다.
플레이트형 증기발생기(31b)는 인쇄기판형 증기발생기와 판형 증기발생기 중 적어도 하나의 형태로 이루어진다.
인쇄기판형 증기발생기는 광화학적 식각 기술(Photo-chemical etching technique)에 의한 조밀한 유로배치 및 확산접합 기술을 이용하여 증기발생기의 판 사이의 용접을 없앤 구조의 열교환기이다. 이에 따라 인쇄기판형 증기발생기는 고온 고압의 환경에 적용 가능하고, 고집적도와 우수한 열교환 성능을 갖추고 있다. 인쇄기판형 증기발생기는 고온 고압의 환경에 대한 내구성과 우수한 고집적도 열교환 성능 등의 장점으로 인하여 냉난방시스템, 연료전지, 자동차, 화학 공정, 의료기기, 원자력, 정보 통신 장비, 극저온 환경 등의 증발기, 응축기, 냉각기, 라디에이터, 열교환기, 반응기 등 매우 다양한 분야로 적용범위가 확대되고 있다.
판형 증기발생기는 일반적으로 판을 압출하여 유로 채널을 형성하고, 판 사이를 개스킷을 사용하거나 일반 용접 또는 브레이징 용접을 사용하여 결합시킨다. 이에 따라 인쇄기판형 증기발생기와 적용분야는 유사하나 압력이 낮은 저압 환경에서 더 많이 이용되고 있다. 열교환 성능은 인쇄기판형 증기발생기 보다는 작고 셸 앤드 튜브(shell and tube)형 증기발생기보다는 우수한 특성이 있다. 또한 인쇄기판형 증기발생기(11b)에 비해서는 제작이 간편한 특성이 있다.
본 발명에서 플레이트형 증기발생기(31b)라 함은, 특별한 언급이 없는 한, 일반적인 판형 증기발생기와 인쇄기판형 증기발생기뿐만 아니라 플레이트(판)의 가공 방법이나 접합 방법에 차이가 있는 경우도 모두 포괄적으로 지칭한다.
플레이트형 증기발생기(31b)의 1차유로와 2차유로는 다양한 형태로 설계될 수 있다. 플레이트형 증기발생기(31b)는 동일한 체적에서 셸 앤드 튜브형 증기발생기(31b)에 비해 수십배 이상의 고집적도의 열전달 성능을 나타내므로 용이하게 증기발생기(31b)의 크기를 감소시킬 수 있다. 증기발생기(31b)의 크기 감소에 따라 증기발생기(31b)의 배치 공간을 절약할 수 있으며, 일체형 원자로에 적용할 경우 원자로용기의 크기를 함께 축소시킬 수 있는 장점도 있다.
도 5는 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통(400) 및 이를 구비하는 원전(40)의 개념도다.
증기발생기(41b)는 셸 앤드 튜브형 증기발생기(41b1)와 플레이트형 증기발생기(41b2)의 결합에 의해 형성되는 혼합형 증기발생기(41b)를 포함한다. 도 5에 도시된 셸 앤드 튜브형 증기발생기(41b1)가 플레이트형 증기발생기(41b2)의 하부에 배치된다. 셸 앤드 튜브형 증기발생기(41b1)의 1차유로는 셸에 의해 형성되고, 2차유로는 튜브에 의해 형성된다. 급수관(43a)은 튜브의 입구와 연결되고, 증기관(44a)은 플레이트형 증기발생기(41b2)의 출구와 연결된다.
셸 앤드 튜브형 증기발생기(41b1)와 플레이트형 증기발생기(41b2)는 연결노즐 또는 연결배관(미도시)에 의해 서로 연결될 수 있다. 셸 앤드 튜브형 증기발생기(41b1)와 플레이트형 증기발생기(41b2)의 위치는 서로 바뀔 수 있으며, 복수의 셸 앤드 튜브형 증기발생기(41b1)와 복수의 플레이트형 증기발생기(41b2)가 서로 조합되는 구성도 가능하다.
도 6은 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통(500) 및 이를 구비하는 원전(50)의 개념도다.
증기발생기(51b)는 도 5에 도시한 혼합형 증기발생기(51b)에 해당한다. 다만, 도 5와 달리 셸 앤드 튜브형 증기발생기(51b1)의 1차유로는 튜브에 의해 형성되고, 2차유로는 셸에 의해 형성된다. 급수관은 셸의 입구와 연결되고, 증기관은 플레이트형 증기발생기(51b2)의 출구와 연결된다.
도 7은 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통(600) 및 이를 구비하는 원전(60)의 개념도다.
본 발명의 정지냉각계통(600)에서 압력제어부는 선택적인 구성이다. 따라서, 정지냉각계통(600)에 충분한 작동 압력이 형성되는 조건 또는 압력제어부와 유사한 기능을 하는 설비가 포함된 조건에서는 압력제어부를 포함하지 않을 수 있다. 도 7에 도시된 정지냉각계통(600)은 앞서 설명한 다른 정지냉각계통(600)들과 달리 압력제어부를 포함하지 않는다.
도 8은 본 발명의 또 다른 실시예에 관련된 정지냉각계통(700) 및 이를 구비하는 원전(70)의 개념도다.
원전(70)은 정지냉각계통(700)과 함께 피동잔열제거계통(75)을 포함한다.
피동잔열제거계통(75)은 사고 시 정지냉각계통(700)의 작동에 선행하여 원자로냉각재계통(71)을 1차적으로 냉각한다. 피동잔열제거계통(75)도 정지냉각계통(700)과 마찬가지로 증기발생기(71b)의 2차유로로 냉각수를 순환시켜 원자로냉각재계통(71)의 현열 및 노심(71a)의 잔열을 제거할 수 있다.
원전(70)에서 사고가 발생하면 피동잔열제거계통(75)으로 연결된 배관(75a)에 설치된 밸브(75b)들이 개방된다. 피동잔열제거계통(75)에 의해 원자로는 정상 작동 온도로부터 200℃정도까지 냉각된다. 피동잔열제거계통(75)의 작동 후 정지냉각계통(700)이 작동하여 원자로를 50℃ 내외의 재장전 온도까지 냉각한다.
본 발명에서는 증기발생기의 급수관과 증기관에 정지냉각계통 배관을 연결하고, 이차계통을 이용하여 정지냉각계통을 구성하도록 제안하였다. 한편 정지냉각계통에 압력제어부를 선택적으로 채용하여 흡입수두를 완화할 수 있도록 구성하였으며, 또한 원전에 따른 정지냉각계통의 요구특성에 맞추어 선택적으로 기기냉각계통을 제거하고 경제성을 향상시키거나 또는 기기냉각계통을 유지하고 안전성을 향상시키는 구성방안을 제시하였다.
본 발명은 원전의 유지보수 등을 위한 저온 냉각을 위해 사용되는 정지냉각계통의 배관 손상에 의해 유발될 수 있는 냉각재상실사고를 제거할 수 있다. 본 발명은 정지냉각운전의 단순화와 정지냉각펌프의 흡입 수두 및 정지냉각 유량 확보 문제에 대한 근원적인 해결방안을 제시하였다.
따라서 본 발명의 정지냉각계통을 적용하면, 원자로용기의 정지냉각계통 연결노즐이 제거되어 냉각재상실사고의 발생확률이 크게 감소하여 안전성이 향상되고, 정지냉각계통의 흡입수두 조건을 크게 향상시켜 펌프의 설계 및 운전 조건을 크게 완화시킬 수 있고, 정지냉각 유량을 증가시킬 수 있어 정지냉각 소요시간을 단축시킬 수 있어 경제성이 향상된다. 한편 본 발명을 일체형원자로에 적용하는 경우 유지보수를 위한 원자로용기의 개방 등의 원자로냉각재계통의 상태에 따라서도 정지냉각계통의 유동조건이 크게 변하지 않으므로 운전이 단순해진다.
이상에서 설명된 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전은 상기 설명된 실시예들의 구성과 방법에 한정되는 것이 아니라, 상기 실시예들은 다양한 변형이 이루어질 수 있도록 각 실시예들의 전부 또는 일부가 선택적으로 조합되어 구성될 수도 있다.
부호의 설명
10, 20, 30, 40, 50, 60 ,70 : 원전
11b, 21b, 31b, 41b, 51b, 61b, 71b : 증기발생기
100, 200, 300, 400, 500, 600, 700 : 정지냉각계통
110, 210, 310, 410, 510, 610, 710 : 증기관 연결부
120, 220, 320, 420, 520, 620, 720 : 정지냉각펌프
130, 230, 330, 430, 530, 630, 730 : 정지냉각 열교환기
140, 240, 340, 440, 540, 640, 740 : 급수관 연결부
160, 260, 360, 460, 560, 660, 760 : 우회유로
170, 270, 370, 470, 570, 670, 770 : 재순환유로
180, 280, 380, 480, 580, 780 : 압력제어부
본 발명은 정지냉각계통을 포함하는 원전 관련 산업 분야에 이용될 수 있다.

Claims (14)

  1. 증기발생기의 출구와 연결되는 증기관을 통해 냉각수를 공급받도록 상기 증기관에 연결되는 증기관 연결부;
    상기 증기관 연결부를 통해 정지냉각계통으로 유입된 냉각수를 공급받으며, 상기 증기발생기의 2차유로를 순환하면서 가열된 냉각수를 냉각하여 열교환기 유로로 배출하는 정지냉각 열교환기;
    원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위해 가동되어 상기 증기발생기와 상기 정지냉각 열교환기를 순환하는 냉각수의 순환유동을 형성하는 정지냉각펌프; 및
    상기 증기발생기의 입구와 연결되는 급수관을 통해 상기 정지냉각 열교환기에서 냉각된 냉각수를 상기 증기발생기로 공급하도록 상기 열교환기 유로와 상기 급수관에 연결되는 급수관 연결부를 포함하는 정지냉각계통.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 증기관 연결부는,
    상기 증기관과 상기 정지냉각펌프에 연결되는 흡입배관; 및
    상기 흡입배관에 설치되며, 상기 원자로의 정상 운전 중에 닫혀 있다가 상기 원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 개방되는 제1밸브를 포함하고,
    상기 급수관 연결부는,
    상기 열교환기 유로와 상기 급수관에 연결되는 토출배관; 및
    상기 토출배관에 설치되고, 상기 원자로의 정상 운전 중에 닫혀 있다가 상기 원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 개방되는 제2밸브를 포함하는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 정지냉각펌프와 상기 정지냉각 열교환기를 연결하는 유로를 형성하는 연결유로; 및
    상기 연결유로에 설치되어 상기 정지냉각 열교환기에서 상기 정지냉각펌프 쪽으로 역방향 유동의 형성을 방지하는 체크밸브를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 정지냉각펌프에서 상기 정지냉각 열교환기로 공급되는 냉각수의 유량을 조절하도록 상기 연결유로로부터 분기되어 상기 토출배관에 연결되는 우회유로를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  5. 제3항에 있어서,
    상기 정지냉각 열교환기에서 배출된 냉각수를 상기 정지냉각펌프로 재공급하는 유로를 형성하도록 상기 열교환기 유로로부터 분기되어 상기 흡입배관에 연결되는 재순환유로를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  6. 제1항에 있어서,
    상기 정지냉각계통의 운전압력을 기설정된 압력 이상으로 유지하도록 상기 순환유동의 유로에 연결되어 상기 순환유동의 유로를 가압하는 압력제어부를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  7. 제6항에 있어서,
    상기 압력제어부는 가스를 이용하여 상기 순환유동의 유로를 가압하도록 이루어지는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  8. 제6항에 있어서,
    상기 압력제어부는 히터로 증기를 가열하여 상기 순환유동의 유로를 가압하도록 이루어지는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  9. 제1항에 있어서,
    상기 증기발생기는,
    셸 및 튜브 중 어느 하나로 이루어진 1차유로와, 다른 하나로 이루어진 2차유로를 구비하는 셸 앤드 튜브형 증기발생기;
    인쇄기판형 증기발생기와 판형 증기발생기 중 적어도 하나의 형태로 이루어지는 플레이트형 증기발생기; 및
    상기 셸 앤드 튜브형 증기발생기와 상기 플레이트형 증기발생기의 혼합형 증기발생기 중 적어도 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  10. 제1항에 있어서,
    상기 정지냉각 열교환기는,
    셸 및 튜브 중 어느 하나로 이루어진 2차유로와, 다른 하나로 이루어진 3차유로를 구비하는 셸 앤드 튜브형 열교환기; 및
    인쇄기판형 증기발생기와 판형 증기발생기 중 적어도 하나의 형태로 이루어지는 플레이트형 열교환기 중 적어도 하나를 포함하는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  11. 제10항에 있어서,
    상기 정지냉각 열교환기의 3차유로에는, 기기냉각계통으로부터 공급되는 기기냉각수, 바다로부터 공급되는 해수, 냉각탑으로부터 공급되는 대기 중 적어도 하나가 공급되는 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  12. 제1항에 있어서,
    상기 정지냉각펌프는, 급수펌프 또는 보조급수펌프인 것을 특징으로 하는 정지냉각계통.
  13. 입구가 급수계통으로부터 2차유체를 공급받기 위한 급수관과 연결되고, 출구가 상기 2차유체를 터빈계통으로 공급하기 위한 증기관과 연결되는 증기발생기; 및
    원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위한 정지냉각계통을 포함하고,
    상기 정지냉각계통은,
    상기 증기발생기의 출구와 연결되는 증기관을 통해 냉각수를 공급받도록 상기 증기관에 연결되는 증기관 연결부;
    상기 증기관 연결부를 통해 냉각수를 공급받으며, 상기 증기발생기의 2차유로를 순환하면서 가열된 냉각수를 냉각하도록 이루어지는 정지냉각 열교환기;
    원자로냉각재계통의 1차 냉각 후 원자로의 정상 정지 또는 사고 시 상기 원자로의 정지 냉각을 위해 가동되어 상기 증기발생기와 상기 정지냉각 열교환기를 순환하는 냉각수의 순환유동을 형성하는 정지냉각펌프; 및
    상기 증기발생기의 입구와 연결되는 급수관을 통해 상기 정지냉각 열교환기에서 냉각된 냉각수를 상기 증기발생기로 공급하도록 상기 급수관에 연결되는 급수관 연결부를 포함하는 원전.
  14. 제13항에 있어서,
    사고 시 상기 정지냉각계통의 작동에 선행하여 상기 원자로냉각재계통을 1차 냉각하는 (a) 피동잔열제거계통 또는 (b) 급수계통과 이차계통을 더 포함하는 것을 특징으로 하는 원전.
PCT/KR2015/010514 2014-10-22 2015-10-05 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전 WO2016064109A1 (ko)

Priority Applications (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201580069451.3A CN107112059B (zh) 2014-10-22 2015-10-05 停止冷却系统及具有该停止冷却系统的核设施
US15/520,594 US10762995B2 (en) 2014-10-22 2015-10-05 Shutdown cooling system and nuclear facility having same
SA517381367A SA517381367B1 (ar) 2014-10-22 2017-04-20 نظام إيقاف تشغيل للتبريد ومرفق طاقة نووية به نفس النظام

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
KR10-2014-0143512 2014-10-22
KR1020140143512A KR101594440B1 (ko) 2014-10-22 2014-10-22 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2016064109A1 true WO2016064109A1 (ko) 2016-04-28

Family

ID=55457711

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/KR2015/010514 WO2016064109A1 (ko) 2014-10-22 2015-10-05 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전

Country Status (5)

Country Link
US (1) US10762995B2 (ko)
KR (1) KR101594440B1 (ko)
CN (1) CN107112059B (ko)
SA (1) SA517381367B1 (ko)
WO (1) WO2016064109A1 (ko)

Families Citing this family (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP6858156B2 (ja) * 2018-03-30 2021-04-14 日立Ｇｅニュークリア・エナジー株式会社 海水冷却システム
KR102216695B1 (ko) * 2018-09-03 2021-02-18 한국원자력연구원 노심 용융물 냉각 장치
CN109686462A (zh) * 2018-12-04 2019-04-26 中广核研究院有限公司 基于直流蒸汽发生器的反应堆余热排出系统及方法
CN109859866B (zh) * 2019-03-06 2022-02-22 中国核动力研究设计院 一种缓解主蒸汽管道破裂事故后果的方法
CN111256095B (zh) * 2020-01-14 2021-03-30 西安交通大学 一种印刷电路板式蒸汽发生器的制造方法及该种方法制造的蒸汽发生器
KR102348091B1 (ko) 2020-04-01 2022-01-10 한국원자력연구원 증기 발생기 사고 대처 시스템
CN115346703B (zh) * 2022-08-25 2024-05-07 西安热工研究院有限公司 一种高温气冷堆包容体负压排风系统的测试装置及方法

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH08171000A (ja) * 1994-12-19 1996-07-02 Toshiba Corp 沸騰水型原子力発電プラント
KR20010076566A (ko) * 2000-01-26 2001-08-16 이종훈 원자로의 정지냉각 시스템
KR100837688B1 (ko) * 2007-02-27 2008-06-13 한국원자력연구원 일체형원자로의 기동 냉각 시스템 및 이를 이용한 이차측가열 운전 방법
US20140016734A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-16 Korea Atomic Energy Research Institute Passive safety system of integral reactor
JP2014504714A (ja) * 2010-12-28 2014-02-24 ジュヒョク イム 蒸気圧を利用した発電所用給水ポンピング装置

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE3266769D1 (en) * 1981-06-09 1985-11-14 Ivor Taylor Rowlands Nuclear power plant
US4588548A (en) * 1984-06-19 1986-05-13 Westinghouse Electric Corp. Pressurizer passive steam relief and quench spray system
US4666662A (en) 1984-07-10 1987-05-19 Westinghouse Electric Corp. Steam generator recirculating system for a pressurized water nuclear reactor
US5217682A (en) 1991-05-17 1993-06-08 Atomic Energy Of Canada Limited Passive indirect shutdown cooling system for nuclear reactors
US5343507A (en) 1993-09-30 1994-08-30 Westinghouse Electric Corporation Shutdown cooling system for operation during lapse of power
JP5235614B2 (ja) * 2008-11-05 2013-07-10 日立Ｇｅニュークリア・エナジー株式会社 原子力プラント及び制御方法
KR101278906B1 (ko) 2011-08-30 2013-06-26 한국수력원자력 주식회사 응축수 혼합 저장탱크를 갖는 열충격 방지장치
KR101255588B1 (ko) * 2011-10-14 2013-04-16 한국원자력연구원 원자로의 잔열 제거 장치 및 그 방법
KR101297101B1 (ko) * 2011-11-01 2013-08-19 한국원자력연구원 원자로의 잔열 제거 장치
CN202855318U (zh) 2012-09-04 2013-04-03 中科华核电技术研究院有限公司 一种用于核电站的非能动启动冷却系统及核电站系统
CN102903402A (zh) * 2012-09-27 2013-01-30 中国核电工程有限公司 一种先进的二次侧堆芯热量导出装置
CN204229849U (zh) 2014-11-18 2015-03-25 上海核工程研究设计院 一种核电站非能动应急给水系统

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH08171000A (ja) * 1994-12-19 1996-07-02 Toshiba Corp 沸騰水型原子力発電プラント
KR20010076566A (ko) * 2000-01-26 2001-08-16 이종훈 원자로의 정지냉각 시스템
KR100837688B1 (ko) * 2007-02-27 2008-06-13 한국원자력연구원 일체형원자로의 기동 냉각 시스템 및 이를 이용한 이차측가열 운전 방법
JP2014504714A (ja) * 2010-12-28 2014-02-24 ジュヒョク イム 蒸気圧を利用した発電所用給水ポンピング装置
US20140016734A1 (en) * 2012-07-13 2014-01-16 Korea Atomic Energy Research Institute Passive safety system of integral reactor

Also Published As

Publication number Publication date
CN107112059B (zh) 2020-06-30
KR101594440B1 (ko) 2016-02-17
US10762995B2 (en) 2020-09-01
SA517381367B1 (ar) 2020-08-24
US20180308592A1 (en) 2018-10-25
CN107112059A (zh) 2017-08-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
WO2016064109A1 (ko) 정지냉각계통 및 이를 구비하는 원전
US10134493B2 (en) Reactor and operating method for the reactor
KR101200216B1 (ko) 원자력 발전소의 물분사 잔열제거 시스템
WO2016028073A1 (ko) 피동안전계통, 및 이를 구비하는 원전
US3968653A (en) Apparatus for the removal of after heat in a sodium-cooled fast reactor
WO2016078285A1 (zh) 二次侧非能动佘热导出系统
WO2015102348A1 (ko) 피동잔열제거계통 및 이를 구비하는 원전
KR101490177B1 (ko) 피동잔열제거계통 및 이를 구비하는 원전
WO2018217001A1 (en) Cooling facility in a reactor vessel and electric power generation system
CN104380389A (zh) 在核电站断电期间的非能动发电
CN109643588A (zh) 核反应堆上充-下泄系统流的三通混合组件
WO2015084027A1 (ko) 피동격납건물냉각계통 및 이를 구비하는 원전
CN113808764A (zh) 安全壳内堆芯余热导出方法和系统
JP2017067725A (ja) 非常用炉心冷却系の代替循環冷却方法および原子力発電所
JP2012207917A (ja) 冷却装置
JP5315167B2 (ja) 沸騰水型原子力プラント及び原子炉圧力容器の耐圧漏洩試験方法
US5061435A (en) High-temperature reactor
US4360496A (en) Cooling system for auxiliary systems of a nuclear installation
JP2002257972A (ja) 原子炉補機冷却系統の運転方法およびシステム
US4486383A (en) Method and apparatus for cooling the primary circuit of a pressurized water nuclear reactor
KR20220011364A (ko) 재해사고 원자로 냉각 시스템 및 이를 이용한 원자로 냉각 방법
WO2017018643A1 (ko) 원자력 발전소의 증기를 이용한 냉각매체 생성장치 및 그 냉각방법
JP5425002B2 (ja) 原子力発電所の隔離時冷却設備
JP6479406B2 (ja) 冷却装置および原子力設備
CN105070327A (zh) 一种核电站二次侧的长期余热排出系统

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 15852658

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 15520594

Country of ref document: US

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 15852658

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1