NÜKLEER GÜÇ SANTRALLERİNİN ENERJİ NAKİL HATTI İLE ETKİLEŞİMİ Haluk UTKU Hacettepe Üniversitesi, Nükleer Bilimler Enstitüsü, Ankara ÖZET Nükleer Güç Santrallerinin (NGS) bağlı olduğu enerji nakil hattı (şebeke) ile etkileşimi, kömür, doğalgaz ve petrol yakıtlı güç santrallerine nazaran daha fazla sınırlamalar içerir. NGS'lerin güvenlik gereksinimleri ile bağlı olduğu şebekenin gereksinimleri arasındaki ortaya çıkabilecek çelişkilerden kaçınmak gerektiğinden, tüm sistem ortak çözüm çerçevesinde çalışmalıdır. Örneğin, NGS'nin bağlı olduğu şebekede bir dalgalanma söz konusu olduğunda işletici, santrali şebekeden ayırarak santrali sadece kendi sistemlerinin yükü için çalıştırmak isteyebilir. Ancak bu durum bile santraldeki sistemlerde voltaj ve frekans kararsızlıklarına neden olabilmektedir. Farklı türden güç santrallerinin bağlandıkları elektrik şebekesinin yönetimi başlı başına bir konu olmakla beraber, bu makalede sadece bir NGS ile elektrik şebekesi arasında güvenlik sorunu yaratabilecek yük talepleri ve şebeke voltajı ile freakans değişimlerinden kaynaklanan sorunları ele alacağız. Giriş Uluslararası Atom Enerjisi Ajansı'nın (UAEA) Güvenlik Klavuzu NS-G-1.8 [1] kurallarına uygun olarak, NGS'ler şebeke ile birbirinden bağımsız en az iki güç destek hattı ile bağlıdırlar. Bunlardan biri, ani durma halinde NGS'ye hızlı bir biçimde şebekeden gerekli yükü çekebilmesini sağlamak içindir. Normal çalışma şartlarında, jeneratör tarafından üretilen yükek voltajlı gücün küçük bir kısmı santral ünitelerinin yardımcı transformatörleri aracılığı ile pompaların ve kontrol sistemlerinin, kısacası santralin gerek duyduğu tüm sistemlerin çalışması için geri alınır. NGS lerin hızlı güç değişimlerine, diğer deyişle hızlı yük değişimi taleplerine yanıt verme kabiliyetindeki sınırlamaların nedenleri nükleer reaktör fiziği ve mühendisliği alanlarının kapsamına girer. Sınırlamaların seviye ve süreleri nükleer güç santralinin türüne, işletim sürecinde yakıt değişim çevrimi peryotlarının başlangıç veya sonlarına denk gelmesine, talep edilen yük değişiminin büyüklüğüne, talep edilen yük değişiminin ne kadar çabuk olması gerektiğine ve reaktörün yük talebi geldiğindeki güç seviyesine bağlıdır.
Reaktör fiziği açısından, yakıt sıcaklığı, dolayısıyla da yük değişimi süresindeki sıcaklık değişimleri yakıt atomlarının fisyon yapabilme, yani bölünme etkileşimini gerçekleştirebilmesini etkiler. Yakıt atomlarının bölünme gerçekleştirmeksizin nötronları yutma olasılığında, sıcaklıkla bir artış gözlenir. Nükleer reaktör kontrol mühendisliği açısından ise aslında sıcaklığın bu negatif etkisi, güç yükselmesini baskılayıcı etki yapar. Gücün yükselme hızını yavaşlattığından ve müdahele zamanı sağladığından olumlu bir durumdur. Ancak güç yükselmesi gene de yeterli soğutma, yani soğutucu akışının ayarlanması ile beraber senkronize edilemezse, yakıt sıcaklığı hızla artacağından istenmeyen sonuçlar doğurur. Burada konu ettiğimiz güç değişimi hızı henüz yakıt erimesine tırmandırmayan seviyelerde olsa da, belirli bir güvenlik aralığı ötesinde bir güç değişimi hızında ısrar, reaktörün farklı bölgelerindeki yerel güç değişiminde göreceli olarak arzu edilmeyen farklılıklar meydana getirir ki bu sonuçta gene kazaya neden olabilecek riskleri davet etmek anlamına gelir. Sıcaklık aynı zamanda reaktör yakıt çubuklarının performansını etkiler. Yakıt çubuğundan kastımız, içinde üst üste dizilmiş küçük silindirik yakıtlar bulunduran, yakıt zarfı diye adlandırdığımız, çoğunlukla zirkonyum alaşımlı malzeme içerisine hapsedilmiş, kullanıma hazır çubuktur. Güç değişimi söz konusu olduğunda, özellikle reaktördeki bir kısım yakıtların değiştirilmesi sonrası, reaktörün bazı bölgelerindeki yakıtların güç yoğunluğu çok hızlı yükselir. Eğer güç değişikliği talebi, santral işleticisince yeni yakıtlar henüz alıştırılmadan 1 karşılık bulursa, yakıt çubuklarının yakıt ve zarf malzemeleri arasındaki etkileşimlerden dolayı hasarlar meydana gelir ve soğutma suyuna fisyon ürünleri geçebilir. Reaktör fiziği, reaktör kalbindeki nötron nüfusunun değişimini yetkinlik veya diğer bir ifadeyle reaktivite ile belirler. Nükleer güç santralleri, uzun bir süre çalışabilmesi açısından kurulurken yetkin üstü değerde, yani fazladan reaktiviteye sahip olacak biçimde tasarlamak gerekir. Ancak bu fazladan reaktivite, santralin işletim esnekliğini azaltır. İşletim güvenliği açısından önemli sınırlamalar getirir. Nötron yutucu kontrol malzemeleri ile de yetkinlik dengelenir. Nükleer reaktörde kontrol çubukları ve soğutucu ile verilen çözünmüş borik asit, reaktör kontrolünü sağlayan başlıca kontrol mekanizmalarıdır. Nötron nüfüsu arttırılmak istendiğinde, kontrol çubuklarının reaktör kalbinden dışarıya hareket ettirilmesi reaktöre pozitif reaktivite vermeye karşı gelir. Kabaca ifade etmek gerekirse kontrol çubuklarının fazlalığı, reaktörü şebeke frekansındaki dalgalanmalara karşı daha esnek hale getirir. Daha kolay bir güç kontrolü sağlamak açısından, reaktörleri tamamen durdurmak amacıyla nötron yutma kabiliyeti yüksek "siyah" kontrol çubuklarından başka, kısmen yutucu özelliğe sahip "gri" kontrol çubukları da yerleştirilir. Günlük yük takibi manevraları açısından, gri kontrol çubukları ile borik asitin beraberce kullanıldığı optimal yöntemler de kullanılmaktadır. Ancak kontrol çubuklarının fazlaca kullanımı da sorunlar içerir. Örneğin şebeke frekansını kontrol etmek için bir gün içerisinde bir kaç yüz defa küçük genlikli kontrol çubuğu hareketi yaptırmak gerekir. Bunun kontrol çubuğu mekanizmalarında malzeme yorgunluğu, yıpranmanın yanı sıra yakıt yanmasının 2 ekonomik optimizasyonu ve daha da önemlisi reaktör kalbindeki nötron akısı, dolayısı ile güç, dağılımında dalgalanmalar, 1 conditioning 2 burn-up 2
bölgesel farklılıklar getirerek bir fisyon ürünü olan ve çok yüksek nötron yutma kabiliyetinden dolayı "nötron zehiri" tabiri de kullanılan Xenon 135 izotopunun kontrolsüz üretimine, kalp içerisideki dağılımında farklılıklara neden olarak reaktörün kararsızlığına etken olur. NGS lerin yapı ve makine sistemleri büyük ölçekli, et kalınlığı fazla, büyük çaplı malzemelerdir. Kaynak bağlantıları, yüksek sıcaklık değişimin olduğu noktalar, borular ısıl stresin hasara neden olduğu yerlerdir. Titreşimin söz konusu olduğu yerlerde (türbin, birinci ve ikinci devre soğutma sistemleri) mekanik stres kaynağıdır. Haftalık ve aylık güç değişimleri sayısı fazlaca ise, termal ve mekanik stresler malzeme yorgunluğunu hızlandırır, ömrünü azaltır. Bu nedenle de NGS tasarımında, haftalık ve aylık güç değişimleri adeti ile güç değişim hızı öngörüleri hesaba katılır. Yük takibi programları malzeme aşınması ve yorgunluğunu tetiklerinden, yakıt çubuklarındaki hasarları ve bakım-onarım masraflarını arttırdıklarından aslında tercih edilmezler. NGS lerin şebekede taban yük görevi üstlenmelerinin sebebi de budur. Şebeke Frekans ve Voltaj Değişimleri Bir elektrik şebekesi yeterli bağlantılar ve paralel hatlar içeriyorsa, karşılığında frekans ve voltaj dalgalanmalarını yeterince küçük bir aralığa hapsedebiliyor demektir. Şebekede, her an gelebilecek elektrik yükü taleplerine karşılayabilecek miktarda hatta bekleyen senkronize kapasite, yani devinim rezervi 3 mevcutsa, karşılığında nominal frekans ve voltajdan uzun süre sapmalar önlenmiş olur. Yeterince donanımlı bir yük dağıtım 4 (tevzi) merkezi mevcutsa ve güvenli, yeterince hızlı koruyucu sistemler devrede ise, bunun karşılığında şebekede oluşabilecek geçici dalgalanmalar kontrol altına alınabilir ve şebeke sisteminde yayılmasını önler. Bir şebekede %10 kadar güç kaybı frekansta yaklaşık bir dakika içerisinde 3-5 Hz lik düşüşe neden olur ki müsade edilen sapma 0.1-0.2 Hz kadardır[2]. Eğer bir şebeke yeterli performansa sahip değilse frekansın nominal değerinden %1'den fazla sapmalar daha sık yaşanır. Sadece düşük güçlerde %5'lik sapmalara belirli bir süre boyunca müsade edilebilir. Bu durumda frekans değerinin normale gelmesi için saniyeler mertebesinde (20-30 s) devreye girebilecek devinim rezervinden ve en fazla 10 dakikada devreye girmesi gereken hidrolik, kömür veya doğalgaz santrallerinden yararlanılır[3,4,5]. Örneğin %5'lik bantta sapmalar, yukarıda daha önce bahsedilen, santralin şebekeden kendisini ayırarak sadece kendisini beslediği veya sadece küçük bir bölgeyi beslediği durumlarda ortaya çıkar. Böyle durumlarda kontrol, ünitenin hız regülatörü 5 tarafından yapıldığından, regülatördeki bir arıza da frekansın aniden yükselmesine neden olur. Yükselme belirlenen güvenlik değerini bulduğunda aşırı hız koruma sistemi devreye girer. Şebekedeki voltaj değişimlerinin etkisi daha da barizdir. Örneğin şebekedeki gerilim olması gerekenden yüksekse, santral jeneratörü hattaki reaktif gücü karşılamak mecburiyetinde kalacaktır. Güç santrallerinin şebekedeki gerilim değişimlerine karşı 3 spinning reserve 4 load dispatch 5 speed governer 3
regülatör sistemleri mevcut olmakla beraber çok hızlı müdahelelerde voltaj osilasyonuna da neden olabildiklerinden NGS leri için güvenlik sorunu da yaratabilirler. Örneğin düşük gerilimde çok hızlı müdahele, büyük pompa motorlarına ani tork kazandırarak çok yüksek akım çekmelerine neden olacaktır. Aynı zamanda soğutucu akış miktarı da değişeceğinden ortalama soğutucu suyu sıcaklığındaki değişimler reaktördeki güç üretimi kontrolüne yansıyacaktır. Voltaj ise nominal değerden %10'a kadar sapmalar gösterebilir ve en fazla 15 dakikalık sürede eski değerine getirilmesi gerekir[3]. Şebekede %20'lere varan voltaj düşüşüne neden olabilecek bir sorun durumunda jeneratör türbin tarafından sağlanan tam gücü dağıtamıyacağından ve voltaj düşüşü frekansta osilasyonlara neden olacağından NGS'lerin türbin-jeneratör sisteminin dinamik performansları önem kazanır. Genelde destek koruyucu sistemler soruna 250 ms'de müdahele ederek düzeltebilecek durumdadırlar[4]. Aksi halde türbin uzun süre durumu kaldıramaz. Türbin önderliğinde güç kontrolü söz konusu olduğunda, büyük ölçekli reaktör birinci devre sisteminin soruna yeterli sürede yanıtı önem kazanır. NGS'lerde türbin önderliği, iki güç kontrol yönteminden biridir. Diğeri ise reaktör önderliğindeki güç kontrolüdür. Türbin önderliğindeki kontrol, jeneratör gücü işletici tarafından ayarlanabildiği gibi esas olarak jeneratör frekansı ile şebeke frekansı arasındaki sapmadan belirlenen güç talebi ile gerçekleşir. Belirli bir değerden sapma miktarından yararlanılarak, örneğin BSR'lerde ortalama soğutucu sıcaklık kontrolü vasıtasıyla reaktör gücü ayarlanır. Ancak BSR'ler için belirtmemiz gereken, normal taban yükü talebini karşılamaya yönelik bu kontrol mekanizması süresince, buhar üreteci basıncının sabit tutulması gerekliliğidir. Güç talebi ile tedarik arsındaki dengesizlik şebeke sistemindeki aktif ve reaktif güçte dengesizliğe yol açar. Aktif güçteki dengesizlik frekansın nominal değerinden sapmalara neden olur. Eğer santral güvenli çalışmasını zora sokan sürelerde nominal frekans değerinden sapmış olarak çalışmaya devam ederse, türbin sürati olması gereken değerden sapar. NGS'lerde soğutma suyu debisi çok yüksek olduğundan türbine gelen buhar debisi de yüksektir ve bu nedenle de NGS lerde kullanılacaklar için özellikle düşük basınç türbin kepçeleri 6 daha uzun ve ince imal edilirler. Kanatlarda tam güç titreşim stres seviyeleri dayanabileceği limitlerin oldukça altındadır ancak şebeke nominal frekans değerlerinin dışına uzun süreler taştığında kanatlar rezonans süratlerine ulaşabilir ve yüksek titreşimin düşük basınç türbin kanatlarının hasarına neden olabilir. Yüksek performanslı şebekelerde türbin bu şartlarda ancak bir kaç dakika çalışabilir. Bu nedenle frekans değişimi yeterince uzun süre nominal değerden artı-eksi belirli bir miktar sapma gösterirse, NGS şebekeden kendini ayırmak zorundadır. Frekans sapmasında, yüksek kapasiteli birinci ve ikinci devre pompa motorları da etkileneceğinden, reaktördeki ısının çekilemeyeceği oldukça tehlikeli durumlara sebep olabilirler. Basınçlı Su Reaktörlerinde (BSR) reaktör kontrol mekanizması birincil devre soğutucu ortalama sıcaklığındaki değişimle devreye girer. Kaynar Sulu Reaktörlerde (KSR) soğutucu sudaki kabarcık (boşluk) dağılımı, Basınçlı Ağır Su Reaktörlerinde de (BASR) reaktör kalbi giriş-çıkış sıcaklıkları arasındaki fark, kontrol sistemlerini harekete geçirir. Şebeke frekansındaki düşüş soğtutucu pompalarının daha az su basmasına 6 buckets 4
neden olacağından, birinci devre pompaların hızı nominal değerinden %6-7 kadar düştüğünde reaktör durdurulmak zorundadır[2,7]. Şebekeden İhtiyaç Duyulan Gücün Kaybı Bir bölgeye güç dağıtımında yetersiz üretim kapasitesi, söz konusu bölgeye elektrik gücü aktarımının tamamen kesilmesine, yani yük atımına 7 yol açabilir. Mart 2011'de Japonya'da yaşanan deprem ve sonrasında depremin yarattığı deniz dalgalarının sahile vurması, Daichi ve Daini NGS'lerin durmasına yol açmış, normalde bölgeye sağlanan elektrik gücündeki %25'lik düşüşle başlayan yetersiz güç üretimi, daha geniş bir bölgede elektrik kesintisi başlatarak bu iki santralin şebekeden ihtiyaç duyduğu elektriği alamamasına, tsunami nedeniyle yedek dizel jeneratörlerinin de devreye girememesi ile kazanın başlamasına neden olmuştur. Şebekeye ve şebekeden sağlanacak güce bu derece ihtiyaç duyulmasına neden olan güvenlik sorunu, NGS'lerin özellikle ani durdurulması sonucu bir süre üretilmeye devam edecek olan artık gücün nükleer reaktör kalbinden çekilmesi, yani soğutulmaya devam edilmesi gerekliliğidir. Atom çekirdeğinin bölünmesi sonucu açığa çıkan enerjinin %80 kadarı, ortaya çıkan iki veya daha fazla, bölünme ürünleri dediğimiz radyoaktif izotoplara aktarılır. Bu ürünler kendilerine aktarılan enerjiyi yakıt içerisinde bırakırlar. Geri kalan enerji, açığa çıkan nötronlar ve diğer radyasyon biçimlerinin kinetik enerjisi olarak serbet kalır. Güç üretimi aniden durduğunda, bölünme reaksiyonu esasen sona erer ve güç bir saniye içerisinde durma öncesi üretim gücünün %7'lerine düşer. Bölünme sonucu ürünler radyoaktif olduklarından, bozunuma uğramaya devam ederler ve üretilen enerjinin önemli bir kısmı yakıtta depolanır. Bozunmadan kaynaklı güç üretimi reaktör durduktan bir gün sonra üretim gücünün %2 seviyelerine gerilemekle beraber sonrasında güç düşüşü oldukça yavaş olur ve bir yıl sonunda %0,2 seviyelerine gelir. Şekil 1, bize depremin hemen sonrasından bir yıl geçene kadar Fukushima'daki iki güç santralindeki artık gücü yaklaşık olarak gösterir. Reaktör yakıtlarındaki bozunum ısısının çekilişi, BSR'lerde buhar üreteçlerine su tedariki sağlayan, acil durumlarda da kullanılan yardımcı besleme suyu sistemi veya diğer adıyla acil durum besleme suyu sistemi ile olur. Yardımcı besleme suyu sisteminin buhar üretecine aktardığı suyun buharlaşmasına izin verilerek, buhar türbin baypas vanalarından türbin sonrası ana yoğunlaştırıcıya aktarılır. Kaynar Sulu Reaktörlerde de (KSR) buhar kurutucusundan çıkan hat Şekil 2'de gösterildiği gibi türbin baypas hattı ile türbinin çıkışında gene yoğunlaştırcıya aktarılır. Ana yoğunlaştırıcıda çoğunlukla denizden çekilen sirkülasyon suyu, ısı değiştirici vasıtasıyla buharı yoğunlaştırarak çektiği ısıyı denize aktarır. Belli bir noktadan sonra, üretilen bozunum ısısı soğutmaya devam amacıyla buhar üretecinde yeterli buharın üretilmesine yetmez. Reaktörün soğutma sistemi basıncı ve sıcaklığı önceden belirli değerlere gerilediğinde, artık ısı çekiş sistemi soğutmayı sürdürmek üzere devreye girererk ısıyı çevreye aktarır. Şekil 2'deki yeşil ve mavi hat KSR'lerde artık ısı çekiş sistemini göstermektedir. 7 load shedding, rolling blackout 5
Sonuç NGS'ler içerisinde en yaygın tip %60'lık oranla BSR'lerdir. Mersin, Akkuyu'da kurulacak olan nükleer santralde BSR tipidir. Günlük yük takibi programları her ne kadar yakıt ekonomisi ve yakıt çubuğunda hasar olasılığı gibi mühendislik açısından tercih edilmese de reaktör fiziği açısından BSR'ler bu programlara katılabilecek esnekliktedirler. Yük takibi bakımından, akı dağılımdaki düzensizliklerle baş edebilmek için özellikle yüksek zenginlikte yakıt kullanan ve yüksek güç yoğunluklu modern güç santrallerinde kontrol açısından geçici dalgalanmaları önleyebilecek kontrol cihazları ile de donatılmışlardır. Reaktivite kontrolü ortalama soğutucu suyu sıcaklığı, kontrol çubukları ve boron konstantrasyonu ile sağlanır. Soğutucuda çözünen borik asit ilavesi, xenon salınımlarını önlemek, yakıt yanmasını optimize etmek ve yavaş güç değişimlerinde yararlıdır. Soğutucunun reaktör kalbine giriş-çıkış sıcaklık aralığı nispeten düşük tutulduğundan ısıl gerilimleri minimize etmekle beraber, termodinamik verimi sınırlar. Çoğu BSR'ler %30 ila %100 güç aralığında dakikada %1-3 arasında yük değişim hızına müsaittirler. AP 1000 tipi BSR'lerde yük takibi esas olarak kontrol çubukları ile sağlanır. Ender durumlarda ve sadece sınırlı bir aralıkta %5/dakika'lık değişim hızı söz konusu olabilir[6]. Elektriğin önemli bir bölümünü nükleer santrallerden sağlayan Fransa'da yük takibi bir zorunluluk olduğundan kontrol çubukları sayısına ilave yapılmıştır. EPR'lerde %60-100 arasındaki güç seviyeleri için sabit bir ortalama sıcaklık ile gri kontrol çubuklarının hareketi yük takibinde manevra kabiliyetini arttırma amaçlı kullanılır. Rus tipi (VVER) BSR'lerde de, özel olarak VVER-1000 tipinde, reaktör gücünde nominal gücün ±%10 kadarı anlık güç değişim büyüklüğü (anlık devinim rezervi) ve nominal gücün %1-5'i kadar aralıktaki dakikadaki güç değişim hızı (gecikmeli devinim rezervi) güvenlik sınırlarındadır[6,8]. Klasik Kaynar Sulu Reaktörlerde iki ana kontrol mekanizması kalp soğutucu suyu akışının devri daim pompaları 8 ile değiştirilmesi ve kontrol çubuklarının harketedir. KSR'lerin kontrolünde soğutucu akışkana borik asit karıştırılmaz. Soğtucu akış hızının değiştirilmesinde soğutucunun negatif reaktivite sıcaklık katsayısından faydalanılır. Akışkan hızı arttığında sıcaklık azalarak daha yoğun bir soğutucu ortamı yaratıldığından nötronlarla çarpışmalar sıklaştığından reaktivite artar. General Electric firmasının yeni ESBWR tipi kaynar sulu reaktörlerinde devri daim pompası kaldırılmış ve kontrol tüm güç aralığında pompasız doğal sirkülasyon ve kontrol çubukları ile sağlanmaktadır. Bu tip reaktörler ince ayar kontrol çubuk sürücüleri kullanırlar. Nükleer güç santrallerinin güç manevraları ve iletim hatlarındaki voltaj ve frekans dalgalanmaları ile ani yük kaybı, yüksek standartlar takip edilse de fiyat kontrolüne tabi olmayan, serbest rekabete dayalı elektrik piyasalarında ilginç bir durum yaratmıştır: şebekedeki rahatsızlıklar azalmakta ama buna karşın oluştuğunda, daha uzun süre ler almaktadır. Serbest rekabete dayalı elektrik piyasalarında büyük çöküşlerin yaşanabileceği uyarıları 1998 yılında başlamış, bazı küçük ölçekli çöküşlerin yanısıra esas iki büyük hadise, 2003 yılında meydana gelmiştir[9]. İlki, 2003 yılının Ağustos ayında şebekedeki dalgalanmaların tetiklemesi ile Kanada daki onbir nükleer güç santralinin ve ABD de dokuz nükleer güç santralinin şebeke bağlantısı kesilmek zorunda kalmasıdır. Son dokuz santral sadece iki dakika içerisinde şebeke ile bağlantısını 8 recirculation pumps 6
kesmiştir. Diğer olay ise aynı yılın Eylül ayında İsveç te 1200 MWe gücündeki nükleer santralin aniden durması ile başlamış, şebekenin toparlanamaması sonucu beş dakika sonra diğer bir nükleer güç santralindeki iki ünitede durdurulmak zorunda kalınmış, şebekede 1800 MWe lik ilave bir güç kaybı söz konusu olmuştur. Sonuç olarak İsveç, Danimarka ve Finlandiya da elektrik kesintisi yaşanmış, maliyeti gene yüksek olmuştur. Her ne kadar Türkiye, güç iletim hatlarının iyileştirilmesi yönünde mesafe almış ve Avrupa Birliği şebekesine bağlanabilir hale gelmiş ise de, dağıtım hatlarında sorunlar devam etmektedir. İlave olarak yenilenebilir enerji kaynaklarının, özellikle rüzgar santrallerinin de sisteme dahil olmaya başlaması, frekans sapmalarını belli bir aralıkta tutabilmek açısından akıllı şebeke uygulamalarını da gündeme taşımıştır. Ancak akıllı şebekelerin maliyetleri yakın gelecekte gerçekleşmeyecek kadar yüksek olduğundan, artan rüzgar santrallerinin sisteme taşıyabileceği freakans kararsızlıları, nükleer santrallerin güvenli çalışmasına bir tehdit oluşturabilecektir. KAYNAKÇA [1] IAEA, Design of Emergency Power Systems for Nuclear Power Plants, Safety Standart Series No:NS-G-1.8, 2004. [2] John Bickel, Grid Stability and Safety Issues Associated with Nuclear Power Plants, Workshop on Grid Interconnections in Northeast Asia, 14 Mayıs, 2001. [3] IAEA, Interaction of Grid Characteristics with Design and Performance of Nuclear Power Plants, 1983. [4] DIDELSYS Task Group, Defence in Depth of Electrical Systems and Grid Interaction. CSNI Draft Report, 2007. [5] Ralph Pfeiffer, Grid Connection Requirements for Generation Facilities, ENTSO-E Workshop on Connection Requirements for Generators, Brüksel, 16 Nisan 2010. [6] Laurent Pouret, William J. Nuttall, Can Nuclear Power Be Flexible?, Electricity Policy Research Group Working Papers, No:07/10. University of Cambridge, 2007. [7] Jeffrey S. Merrifield, The NRC and Grid Stability, ANS İdarecileri Toplantısı, Denver, Colorado, 24 Temmuz 2006. [8] OECD, Nuclear Energy Agency, Technical and Economic Aspects of Load Following with Nuclear Power Plants, Haziran 2011. [9] Eric J. Lerner, What s wrong with the Electric Grid?, Industrial Physicist (TIP), 9 (5), 2003. 7
Şekil 1. Durma Anı ve Sonrası Reaktörde Bozunum Gücü 8
Reaktör Basınç Kabı Buhar hattı Reaktör Basınç Kabı Buhar kurutuc Reaktör kalbi Jet pompası Türbin baypas hattı Deniz, Göl, ırmak Resirkülasyon pompası Artık ısı pompası Artık ısı çekiş eşanjörü Servis Suyu Şekil 2. Kaynar Sulu Reaktörlerinde artık ısı çekiş sistemi (yeşil ve mavi hat) (Kaynak: http://nuclearstreet.com/nuclear-power-plants/w/nuclear_power_plants/decay-heatremoval.aspx) 9